Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 06515.2—2016
炼油化工工程电气技术规范第2部分：变电站微机自动化系统
Electric specification for oil refining and petrochemical engineering-
Part 2 : Substation power management and automation
201601一27发布
2016一04一01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY 06515.2—2016
目 次
前言范围
II
1
规范性引用文件 3使用条件
2
电气监视和控制系统的构成 5微机保护系统技术要求
4
变电站微机监控和防误系统的构成和功能监视和控制设备文件交付调试和验收
5
10
11 12
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前言
Q/SY 06515《炼油化工工程电气技术规范》是炼油化工工程设计系列标准之一。该标准分为以下 14个部分：
第1部分：通则;
一
-第2部分：变电站微机自动化系统；一第3部分：110kV气体绝缘开关设备（GIS);
第4部分：6（10）kV开关柜; 第5部分：低压开关柜；第6部分：消弧线圈装置; 第7部分：电力变压器；第8部分：电力电缆; 第9部分：交流不间断电源；第10部分：直流电源；第11部分：并联电容器装置；第12部分：低压变频器；
一
-第13部分：干式配电变压器；
一
一第14部分：油浸式配电变压器。 本部分为Q/SY 06515的第2部分。 本部分按照GB/T 1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则
起草。
本部分由中国石油天然气集团公司工程建设分公司提出。 本部分由中国石油天然气集团公司标准化委员会石油石化工程建设专业标准化技术委员会归口。 本部分起草单位：中国寰球工程公司。 本部分主要起草人：张文成、张可、弓普站、王勤东、刘雯、周小棣、刘琨、陈锋。
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炼油化工工程电气技术规范第2部分：变电站微机自动化系统
1范围
Q/SY06515的本部分规定了变电站的监视和控制系统、微机保护系统、微机监控和防误系统的设计要求。
本部分适用于中国石油天然气集团公司石油炼制、石油化工工程及其他相关工程的新建、扩建或改建工程建设中的变电站微机自动化系统设计。 2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T50062电力装置的继电保护和自动装置设计规范 GB/T50063电力装置的电测量仪表装置设计规范 DL/T 630 交流采样远动终端技术条件 DL/T 5137 电测量及电能计量装置设计技术规程
，使用条件
C
3.1 地区环境条件
为使本系统满足当地环境条件要求，应给出表1中所列环境条件参数。
表1环境条件参数
数值
环境参数
一年中连续三次最热日昼夜平均温度，℃
（按当地环境条件填人） (按当地环境条件填人）（按当地环境条件填人） (按当地环境条件填人）（按当地环境条件填人）（按当地环境条件填入） (按当地环境条件填人) （按当地环境条件填人）
最热月平均温度，℃ 月平均最高相对湿度（25℃），% 日平均最高相对湿度（25℃），%
地震裂度，度海拔高度，m 污秽等级，级爬电比距，mm/kV
3.2安装场所
本技术规格书范围内的变电站微机自动化系统安装在正常环境的工厂变电站（所）或电气控制
1 Q/SY 06515.2—2016
室内。 3.3电网构成主要参数
系统额定电压：110（66）kV，35kV，10（6）kV，380V。 系统额定频率：50Hz 各电压等级中性点接地方式：（按系统情况填人）。
4电气监视和控制系统的构成
4.1概述
变电站微机自动化系统设计原则在满足安全的条件下，通过有效和经济的方式来监控电气网络及其所含设备。全厂变电站自动化系统由以下保护、监控、计量和防误等子系统构成，其中防误系统可根据项目规模及要求选择设置，通常可设于35kV及以上变电站需远程操作的重要部位
4.2微机保护系统
微机保护系统由各个保护单元联网构成，可将各种保护功能信息及保护功能状态上传至后台系统。 4.3变电站微机监控系统
变电站微机监控系统由变电站内各个监控单元联网构成，可将各个变电站微机自动化监控系统的遥测量（电流、电压、功率、频率、电度等）、遥信量（断路器、手车、接地刀开关及其他需要的各种状态量）上传至后台系统，同时接受后台系统发出的各种指令（遥控分闸、遥控合闸、定值遥调等)。 4.4计量系统
计量系统由变电站内各个多功能表单元联网构成，可将电量上传至后台系统。 4.5变电站防误系统
变电站防误系统由位于变电站监控系统总站的智能显示屏和操作票管理系统，以及各变电站监控系统子站的五防系统遥控闭锁装置构成。主要功能包括：强制性五防闭锁、设备对位、操作票管理、 五防模拟操作、站间闭锁、遥控闭锁。
5微机保护系统技术要求
5.1概述
微机保护系统主要依据GB/T50062，GB/T 50063，GB/T 14285，DL/T 5137进行设置。 电力网中的电力设备和线路，应装设反应短路故障和异常运行的继电保护和自动装置。继电保护
和自动装置应能尽快地切除短路故障和恢复供电。电力设备和线路应有主保护、后备保护和异常运行保护，必要时可增设辅助保护。继电保护和自动装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。 5.2电力变压器的保护
对电力变压器的下列故障及异常运行方式，应装设相应的保护装置：
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绕组及其引出线的相间短路和在中性点直接接地侧的单相接地短路。 绕组的匝间短路。 外部相间短路引起的过电流。 -中性点直接接地电力网中外部接地短路引起的过电流及中性点过电压。 一过负荷。 油面降低。 变压器温度升高或油箱压力升高或冷却系统故障。 容量为0.4MV·A及以上的车间内油浸式变压器、0.8MV·A 及以上的油浸式变压器和带有载
调压的变压器均应装设瓦斯保护。
对变压器引出线、套管及内部的短路故障，应装设相应的保护装置。10MV·A及以上的单独运
行变压器和6.3MV·A及以上的并列运行变压器，应装设纵联差动保护。10MV·A 以下的变压器可装设电流速断保护和过电流保护。2MV·A及以上的变压器，当电流速断灵敏系度不符合要求时，宜装设纵联差动保护。
0.4MV·A及以上，一次电压为10kV及以下，线圈为三角一星形连接的变压器，可采用两相三继电器式的过流保护。 5.3电力线路的保护
110kV线路应装设单相接地短路、相间短路、过负荷等保护。110kV线路后备保护配置宜采用远后备方式，
对3kV～66kV线路应装设相应的保护装置：相间短路、单相接地、过负荷。 35kV～110kV电压的母线应装设专用的母线保护。
5.4电力电容器的保护
中压并联补偿电容器组应装设下列保护装置：
电容器内部故障及其引出线短路。 一电容器组和断路器之间连接线短路。 电容器组中某一故障电容器切除后所引起的过电压。 一电容器组的单相接地。
电容器组过电压。 所连接的母线失压。
一
一
5.5电动机的保护
中压异步电动机和同步电动机应装设下列保护装置：
定子绕组相间短路。 定子绕组单相接地。
一定子绕组过负荷。
定子绕组低电压。 一同步电动机失步。 同步电动机失磁。 同步电动机出现非同步冲击电流。 相电流不平衡及断相。
一
5.6　其他
2MW及以上的电动机，或电流速断保护灵敏系数不符合要求的2MW以下电动机，应装设差动
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保护。
全厂各电压等级双电源供电的配电系统，均应设置备用电源自动切换装置。 为保证全厂电网在部分电源故障等特殊工况下的稳定运行，可在总变的主要配电母线上设置自动
低频低压减载装置。当因事故发生功率缺额时，由自动低频减载装置断开一部分次要负荷
对有可能发生非同步合闸的断路器，应加同步装置，使其能进行同步并列。 对于存在自备电站的工厂供配电系统，应在适当地点设置解列点，以保证在外电源中断或发生故
障时，厂内供配电系统与外电源解裂。
6变电站微机监控和防误系统的构成和功能
6.1 系统概述
全厂供电系统中，应设有完整的变电站微机监控系统，并根据需要选择设置防误系统变电站微机监控、计量和防误系统用于电气设备的状态监视和自动控制，采用分层分布式的结
构，上层由安装于总变电站的后台服务器及相关设备（网络交换机、工程师和操作员工作站、各种服务通信服务器、调度和远动控制单元、GPS时钟及服务器、故障诊断及录波系统、智能显示屏及防误操作系统、操作票系统、UPS等）构成集控层，下层由安装于各装置配变电站的前置机（通信管理机、网络交换机）或人机操作接口以及各个独立单元（保护装置、多功能表等）联网构成间隔层。
其终端综合保护装置应为数字式模块化结构。对66kV及以上GIS，其保护装置应单独组屏安装；对35kV及以下的开关柜的保护装置，宜直接安装在开关柜门上。各综合保护装置和主机之间采用开放的国际常用的通信协议，易于信息交换和各种指令传递。微机综合自动化系统除在各开关装置控制单元保留紧急手动操作跳闸、合闸的手段外，其余全部保护、控制、监视、测量和报警功能均通过综合自动化系统完成。
变电站微机自动化系统分为三层通信结构。 第一层为间隔层，直接与开关柜相连接。间隔层设备综合了自动保护功能、数据采集功能和控制
功能。
第二层为站控层，由变电站网关单元（通常为余配置）组成。变电站网关单元可以实现间隔层通信协议与变电站微机自动化系统光纤网络传输协议的转换。该光纤网络用于连接全厂电气中控室（通常位于总变）与间隔层间的信号传输。
第三层为工厂层，由全厂电气中控室的变电站微机自动化系统操作员站、工程师站和系统局域网组成。变电站微机自动化系统通过系统局域网将不同的工作站和服务器相互连接起来，工厂层必须采用专用的数据服务器和历史服务器。
全厂电气中控室为有人值守，设有电气工程师站，集中监视各个分变电站的微机自动化系统的运行情况。各分变电站按无人值守设计，提供网络通信接口及人机界面。各分变电站的所有信号和电气参数通过光纤送至全厂电气中控室。
全厂电气中控室与各分变电站的微机自动化系统间通常采用双星型网或双环网系统结构全厂电气中控室与各分变电站分别设置防误系统主站和子站。主站和各子站的遥控闭锁控制器采
用独立光纤通道，可和监控共用1根光缆和不同芯。网络结构通常采用自愈双环网或双星网结构。主站和各子站均配置独立的防误系统环网或星网光交换机。
如需要，全厂电气中控室可设置智能显示屏。智能显示屏可与全厂电气中控室的监控系统采用双以太网通信，实现接收遥信、遥测、遥控功能
智能显示屏与操作票专家系统采用以太网通信，实现智能显示屏与专家系统的设备对位及操作票
跟踪功能；防误系统子站遥控闭锁控制器与全厂电气中控室智能显示屏通过光交换机采用以太网通信。 4 Q/SY 06515. 2—2016
6.2变电站微机自动化系统的监控和数据采集
6.2.1概述
变电站微机自动化系统对全厂电气系统进行监控和数据采集，包括对各变电站的远程故障诊断与维护、远程测量、远程计量与电量分析、远程信号、远程控制、远程调节和远程监视。各分变电站的微机自动化系统通过智能电气装置（IED）进行数据采集和设备控制，并通过双亢余的光纤通信网络将数据传送至全厂电气中控室不同的服务器。服务器包括操作员站、工程师站、历史记录和报告生成服务器。
变电站微机自动化系统在全厂电气中控室的操作站上通常只允许进行远方监视、数据存储打印。 如需要，可在全厂电气中控室操作站上监视和控制全厂总变电站的开关设备和断路器，允许远方控制各分变电站的进线、母联、电容器馈线柜的电动操作开关设备和断路器，系统的操作权限通过设置不同级别的安全密码来实现。
在所有的变电站微机自动化系统终端和工作站均应能显示电气系统单线图。在每个变电站的局域
网络上应能够连接便携式笔记本，显示电气系统单线图，可以就地修改安装在该变电站的IED定值。 6.2.2系统基本功能
系统基本功能包括: a）数据采集和处理：具有在线检测、监视功能；数据采集采用交流采样，对变电站被控设备的
运行信息定时或随时进行采集，经处理后及时更新实时数据库。 b） 数据库的建立与维护。 c） 报警处理：事件顺序记录及事故追忆具有事件顺序记录功能，即数据巡检和越限报警功能；
具有事件追忆功能；电动机运行时间显示可记录短路电流、电压值。 d)i 画面生成及显示。 e) 在线计算及列表。 f) 电能量处理。 g) 远动功能：控制操作装置能够独立进行开关操作。 h) 时钟同步。 i） 人机联系。 j） 系统自诊断与自恢复：系统应具备抗干扰、自适应、自恢复功能；系统谐波不会引起装置误
动、拒动和损坏。 k）与其他设备接口。 1） 运行管理：具备人机联系、维护功能。通过GPS时钟生成系统时钟，并保证全厂同步。帮
助功能应能帮助用户了解系统的组成及操作方法。
6.2.3报警
变电站微机自动化系统具有屏幕报警功能，对电气系统发生的非正常情况进行报警。主要的报警
信号应在操作台屏幕上显示，并发出音响报警，对应不同类别的报警信号，应采用不同的音响信号以示区别。
报警信号应在变电站微机自动化系统工厂层、站控层均有显示，报警记录应带有时标并存储便于以后读取和生成报告。
建立实时数据库和历史数据库。
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