国网智能站通用设计主要技术原则介绍

国网公司智能变电站通用设计主要技术原则介绍北京2012.11目录1、前言2、通用设计智能化部分总论3、通用设计技术原则1前言

2009年8月以来，先后进行２批试点项目、21类、228个项目涵盖26个网省公司的智能电网实践活动。第一批智能变电站试点工程（新建站）陕西延安750kV、东北长春南500kV、江苏西泾220kV、湖南金南110kV智能变电站第二批智能变电站试点工程

25家电力公司，共42项新建工程

目前，陕西延安750kV、江苏常熟南500kV、江苏苏州东500kV、江苏西泾220kV、河南鄢陵220kV、四川永昌110kV、山东黄屯110kV、湖南金南110kV、安徽桓谭110kV、宁夏开元110kV变电站等新建变电站试点工程相继竣工投运。

试点工程情况智能电网设计相关标准设计原则类标准：1、《智能变电站技术导则》Q/GDW383-20092、《110(66)kV-220kV智能变电站设计规范》Q/GDW393-20093、《330-750kV智能变电站设计规范》

Q/GDW394-20094、《高压设备智能化技术导则》Q/GDWZ410-20105、《变电站智能化改造技术规范》Q/GDWZ414-20106、《智能变电站继电保护技术规范》Q/GDW441-20107、《变电设备在线监测系统技术导则》Q/GDW534-20108、《国家电网公司输变电工程通用设计110（66）~750kV智能变电站部分》（2011年版）智能电网设计相关标准设备类标准：1、《智能变电站一体化监控系统功能规范》Q/GDW678-20112、《智能变电站一体化监控系统建设技术规范Q/GDW679-20113、《电子式电流互感器技术规范》Q/GDW424-20104、《电子式电压互感器技术规范》Q/GDW425-20105、《智能变电站合并单元技术规范》Q/GDW426-20106、《智能变电站测控单元技术规范》Q/GDW427-20107、《智能变电站智能终端技术规范》Q/GDW428-20108、《智能变电站网络交换机技术规范》Q/GDW429-20109、《智能变电站智能控制柜技术规范》Q/GDW430-201010、《国家电网公司输变电工程通用设备》（2012年版）

58号设计规范导则750变电站通用设计（2009年版）110（66）-750智能变电站部分（2011年版）539号371号110（66）-500变电站通用设计（2011年版）110（66）-750智能变电站通用设计（2011年版）变电站设计标准关系2总论

2011年3月～6月，通用设计智能化补充模块工作由国家电网公司基建部统一组织，国网北京经济技术研究院为技术牵头单位，浙江、江苏、陕西、河南、福建、上海电力设计院共同参加。统一开展变电站通用设计智能化补充模块工作。各编制设计单位内部成立工作小组，按照统一进度安排开展工作。陕西院：750kV、330kV；浙江院：500kV；江苏、河南院：220kV；福建、上海院：110kV、66kV；山东院：补充了220kV

A2-6方案。工作过程《国家电网公司输变电工程通用设计110（66）-750kV智能变电站部分（2011版）》主要包括两部分：第一部分（纸质）：总论、对应110（66）-750kV6个不同电压等级变电站设计技术导则。主要说明典设的使用方法和各电压等级变电站的智能化方案设计原则。第二部分（光盘）：对应110（66）-750kV6个电压等级84个方案的技术方案部分。内容包括方案说明（本方案二次系统配置情况及技术经济指标）及与智能化相关的各专业增补/修改图纸。成果形式成果形式（1）基本情况国网公司通用设计智能化模块是在现有2011版变电站通用设计的基础上，总结国网公司第一、二批试点智能变电站经验；按照“节约环保、功能集成、配置优化、工艺一流”的总体思路，突出“两型一化”理念;优化集成，形成智能变电站通用设计。概述（1）基本情况国网公司通用设计智能化模块与2011版通用设计是一一对应的，二次部分差别较大，一次部分主要调整互感器方案、增加状态监测系统配置等；突出工业化，优化功能房间及建筑面积；加强功能整合，提高设备集成度；通用设计智能化技术导则与方案的关系。概述主要设计原则（2）

调整内容电气一次部分，采用“电子式互感器+合并单元”或“常规互感器+合并单元”方案，规范在线监测装置配置；结合智能一次设备应用，压缩间隔纵向尺寸，节约占地。二次部分，大范围调整；整合功能房间，优化建筑面积及电缆沟截面等。概述（1）一次设备智能化采用“一次设备本体+传感器+智能组件”方案；互感器可采用电子式互感器、也可采用常规互感器；推荐常规互感器。主要设计原则（2）

保护跳闸方案采用直采直跳；（3）

保护、测控方案500kV断路器宜采用保护测控一体化装置，可采用保护、测控独立配置方案；（目前设计方案一般采用独立保护装置）220kV宜采用保护测控一体化装置；（目前设计方案一般采用独立保护装置）110kV及以下采用保护测控一体化装置；（无双测控问题，但需考虑合理的硬件构架减少相互功能影响）主要设计原则（4）

站控层设备配置方案除常规配置的主机及远动工作站外，配置1套状态监测及智能辅助控制系统后台主机；保护子站整合于主机工作站中。（目前站控层设计方案按照一体化监控系统方案配置）（5）过程层组网（星型网，单网，双网）（6）组柜方案间隔层设备按串或按间隔统筹组柜。（部分方案存在双套保护共组一面柜情况。如何取得空间与运行安全之间的最佳平衡？）主要设计原则（7）

一次设备状态检测方案一次设备状态检测内容及参量按Q/GDW534-2010进行配置，后台功能进行整合。（油色谱、离线局放、避雷器）（8）

交直流一体化电源

220kV及以下变电站，通信电源与站内直流电源整合；

330kV通信电源可整合于站内直流电源，也可单独配置；（管理界面的区分）具有中继功能的变电站，通信电源独立配置。主要设计原则（9）

二次设备布置方案330kV及以上变电站，按相对集中、就地分散布置原则设置就地继电器小室；

220kV及以下变电站，采用户外配电装置时，集中设置二次设备室，间隔层及站控层设备集中布置；对户内配电装置，间隔层设备均分散布置于配电装置场地。过程层设备就地布置。（需考虑装置对环境的适应性、户外柜运行环境的改善）（10）

光缆敷设方案保护双重化敷设两根多芯光缆。主要设计原则3

通用设计技术原则（1）智能一次设备智能一次设备为“一次设备+智能组件+传感器”3.1电气部分（1）智能一次设备Tips:1）传感器的安装方式需要与厂家沟通，保证不影响一次设备可靠运行，具体安装方式可参考601号文。2）设备开列、物资上报的专业分工。3）GIS设备开列及平面布置时考虑智能控制柜位置、尺寸。3.1电气部分专业配合试点站GIS智能汇控柜实拍图（1）智能一次设备3.1电气部分户外柜外形实拍图3.1电气部分（1）智能一次设备（2）一次设备状态监测1）传感器配置原则：a)500kV变电站；b)220kV变电站2）状态监测IED配置原则：采用多间隔、多参量共用状态监测IED，状态监测IED就地布置于各间隔智能控制柜；3.1电气部分专业配合（3）互感器选型及配置互感器选型及配置方案一110kV及以上电压等级、主变低压侧采用电子式互感器，35kV、10kV采用常规互感器。对于GIS、HGIS设备，电子式互感器与一次设备一体化设计，一体化安装。对于AIS设备，电子式互感器可与隔离开关组合，也可与断路器组合。选型要作技术经济比较。对户外AIS要考虑组合安装，减少纵向尺寸。互感器选型及配置方案二常规互感器+合并单元。电厂线存在关口计费时，目前独立配置计量次级。通用设计推荐采用常规互感器。需考虑合并单元长期运行的可靠性。3.1电气部分专业配合（3）互感器选型及配置3.1电气部分220kV全光纤CT110kV全光纤CT10kV全光纤CT220kV电子式PT全光纤电子式电流互感器工作原理图电容分压型电子式电压互感器工作原理图3.1电气部分（3）互感器选型及配置（4）电缆设施优化电缆敷设路径，有条件时可两个间隔共用一条电缆通道；根据光电缆数量，尽可能减少电缆通道截面积，以减少工程量；Tips:1、动力电缆/控制电缆/光缆分层或分区；2、电缆沟尺寸根据工程实际情况选择。3.1电气部分（1）主要设计原则继电保护装置除检修压板外其余均采用软压板。保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络传输。一个半断路器接线型式，两个断路器的电流合并单元分别接入保护装置，电压合并单元单独接入保护装置。TV并列、双母线电压切换功能由合并单元实现。采用纵联保护原理的保护装置的硬件配置及软件算法应支持一端为数字采样、另一端为模拟采样或两端均为数字采样的配置形式。取消母线保护柜上模拟面板，通过装置液晶面板进行查看与操作。3.2系统继电保护（2）线路、母联、断路器保护、母线保护线路、母联保护直采直跳。跨间隔信息（启动母线失灵功能和母差保护动作远跳功能）采用GOOSE网络传输。500kV线路主保护与后备保护、过电压保护及就地判别采用一体化保护装置实现。一个半断路器接线的断路器保护按断路器双重化配置，每套保护包含灵保护及重合闸等功能。母线保护宜直接采样、直接跳闸。3.2系统继电保护继电保护实现方式：“直采”与“直跳”端口整合3.2系统继电保护（3）故障录波、网络记录分析装置网络记录单元宜记录原始报文数据，故障录波一般记录双A/D中用于保护判据的一组数据。故障录波、网络记录分析装置通过网络方式接收SV报文和GOOSE报文。装置配置3.2系统继电保护（4）故障测距行波测距装置采样值采有点对点方式传输方式，数据采样频率应大于500kHz。采样方案（5）保护及故障信息管理子站系统保护及故障信息管理子站系统不配置独立装置，其功能宜由站控层后台实现。3.2系统继电保护（1）电能计量系统

非关口计量点宜选用支持DL/T860接口的数字式电能表，电能表SV通过点对点或网络方式采样，如通过网络方式采样，则过程层交换机应留有测试接口。关口计量点电能表选择及互感器的配置应满足电能计量规程规范要求。对于双母线接线，电能表电压切换功能由合并单元实现。（2）相量测量装置相量测量装置单套配置，采用点对点或网络方式采集过程层SV数据。（3）通信通信电源宜由站内一体电源系统实现，通过配置2套独立的DC/DC转换装置，实现对通信设备直流电源供电。3.3

系统调度自动化及通信（1）系统构成变电站自动化系统应符合DL/T860标准，在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成。控层由主机兼操作员站、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器、网络打印机等设备构成。间隔层由保护、测控、计量、录波、网络记录分析等若干个二次子系统组成。过程层由合并单元、智能终端等构成。过程层网络与站控层、间隔层网络完全独立。3.4

变电站自动化系统3.4

变电站自动化系统（2）站控层网络站控层网络宜采用双重化星形以太网络。站控层交换机采用100M电（光）口，站控层交换机与间隔层交换机之间的级联端口宜采用光口（站控层交换机与间隔层交换机同一室内布置时，可采用电口）。站控层交换机宜采用24口交换机。站控层设备通过两个独立的以太网控制器接入双重化站控层网络。（3）间隔层网络间隔层网络通过相关网络与本间隔其他设备通信、与其他间隔层设备通信。间隔层交换机宜采用100M电（光）口，间隔层交换机之间的级联端口采用100M电口。

间隔层交换机应按设备室或按电压等级配置，选用24口交换机。3.4

变电站自动化系统（3）间隔层网络3.4

变电站自动化系统（4）过程层网络当保护、测控装置下放布置时，SV报文宜统一采用点对点方式，除保护跳闸外GOOSE报文宜采用网络方式，220、110（66）kV应按电压等级配置过程层网络。220kV过程层网络宜采用星形双网结构；110（66）kV过程层网络宜采用星形双网结构，也可采用星型单网结构。220、110（66）kV宜按单间隔配置过程层交换机。当间隔数量较多时，经技术经济比较后，110（66）kV可不设置间隔内过程层交换机，间隔内同一智能控制柜中的过程层、间隔层设备间SV、GOOSE报文采用点对点方式连接，跨间隔间GOOSE通信通过过程层中心交换机完成。3.4

变电站自动化系统示意图（4）过程层网络b)当间隔层保护、测控装置集中布置时，除保护装置外SV

报文、除保护跳闸外GOOSE报文宜统一采用网络方式、共网传输（SV报文也可统一采用点对点方式，220、110（66）kV应按电压等级配置过程层网络。220kV过程层网络宜采用星形双网结构。110（66）kV过程层网络宜采用星形双网结构，也可采用星型单网结构。220kV宜按单间隔配置过程层交换机，110（66）kV宜每两个间隔共用过程层交换机。3.4

变电站自动化系统（4）过程层网络c)35kV及以下电压等级不配置独立过程层网络，SV报文可采用点对点方式传输，GOOSE报文可利用站控层网络传输。d)主变压器高、中压侧宜按照电压等级分别配置过程层网络，主变压器保护、测控等装置宜采用不同数据接口接入高、中压侧网络。主变低压侧不配置独立过程层网络，相关信息可接入主变中压侧过程层网络或采用点对点方式连接。e)双重化配置的保护装置应分别接入各自过程层网络，单套配置的测控装置等宜通过独立的数据接口控制器接入双重化网络，对于电度表等仅需接入SV采样值单网。f）500kV一个半断路器接线时，宜设置独立SV采样值网络，网络宜采用星形双网结构。按串组网。g)对于相量测量装置、电能表等仅需接入SV采样值单套网络3.4

变电站自动化系统示意图（4）过程层网络f)过程层交换机与智能设备之间的连接及交换机的级联端口均宜采用100Mbps光口，级联端口可根据情况采用1000Mbps光