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1、2011年新建变电站设计补充规定及智能变电站优化集成设计建设指导意见国家电网公司二零一一年四月,目 录,一、编制背景二、主要原则和思路三、与其他标准的关系四、主要工作过程五、规定的结构六、主要内容介绍七、智能变电站优化集成设计建设指导意见,一、编制背景,智能电网需求,2010试点站总结,2011年新建变电站设计补充规定,数字化和无人值班技术,十二五全面建设,第二批试点站,智能变电站设计规范,国网基建371号文(关于关于印发国家电网公司2010年新建变电站设计补充要求的通知,智能化深化指导意见,1,（一）“十一五”期间，我国推进电网发展方式转变，电网发展实现重大突破，在特高 压电网建设和科技创新
2、，坚强智能电网建设及电动汽车发展等方面取得了举世瞩目的成就，走在世界前列。公司对智能电网、智能变电站建设设计提出的要求；（二）2010年，国家电网公司智能变电站试点站的投产为“十一五”完美收官。220kV西泾变、110kV黄屯、北川、金南等投产。（三）数字化变电站和无人值班变电站技术；IEC61850标准的制定与完善；作为对现行变电站设计规范和智能变电站技术导则（QGDW 383-2009）内容的细化、补充和完善。（四）“十二五”期间是坚强智能电网的全面建设阶段，2011年，要高质量完成第一、二批智能电网试点工程，并总结形成整套技术标准和工作规范；建设一批技术先进、示范性强的智能电网工程,（五
3、）110（66）kV220kV智能变电站设计规范（Q/GDW 3932009）和330kV750kV智能变电站设计规范（Q/GDW 3942009）主要适用于智能变电站试点工程。（六）2010年新建变电站设计补充要求（国家电网基建2010371号）适用于2010年试点智能变电站以外的工程。（七）对设计补充规定进行了滚动完善，组织编制完成2011年新建变电站设计补充规定，形成对通用设计、通用设备等标准化成果的有效补充。,三 经济评价总结,智能变电站技术导则,371号文,导则,设计规范,2011补充规定,二、主要原则和思路,（一）总结提炼智能变电站试点建设成果。（二）吸收最新科研成果，梳理、细化1
4、10（66）kV220kV智能变电站设计规范（Q/GDW 3932009）和330kV750kV 智能变电站设计规范（Q/GDW 3942009）相关技术要求。（三）形成“安全可靠、成熟适用、经济合理”的变电站智能化技术和配置要求。,三、与其他标准的关系,（一）本规定引用了变电站通信网络和系统（DL/T 860）的有关规定。（二）本规定综合引用了公司已颁布的智能变电站的相关标准。（三）变电站设计除应执行本规定外，尚应严格执行强制性国家标准和行业标准，应符合现行的国家标准、行业和企业有关标准的规定。,四、主要工作过程,2010年9月9日，由基建部牵头成立编写工作组，拟定编制大纲、工作计划；201
5、0年9月11月，编制初稿，并讨论形成初稿修改稿；2010年11月25日，集中设计，讨论并提出修改意见；2010年12月7日，专家论证，修改完善形成征求意见稿；2010年12月底，汇总梳理反馈意见，讨论和修改完善形成补充规定；,五、规定的结构,1前言2目次3正文，共设十章：范围、规范性引用文件、术语和定义、总则、电气一次部分、二次部分、变电站布置、土建、照明、一体化信息平台和高级功能。4附录A 重点规范了一次设备智能化、互感器应用、一次设备状态监测、变电站自动化系统、二次设备配置原则、二次设备组屏与布置、辅助系统智能化、一体化信息平台和高级功能，变电站布置、土建、照明等配置原则。,六、主要内容介
6、绍,1 范 围 本规定适用于交流110（66）kV750kV变电站新建工程。相同电压等级的改扩建工程、35kV及以下变电站新建工程，可参照执行。,2 规范性引用文件 引用原则：对与本规程内容有关的主要GB、DL、YD、Q/GDW标准，均逐条列出；当没有对应的GB、DL、YD、Q/GDW标准时，则引用相应的IEC、IEEE标准。在使用本规程引用标准时，一般按GB、DL、YD中的较高标准执行，当无相关的GB、DL、YD标准时，则参照对应的IEC、IEEE标准。增加引用智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 4412010）、高压设备智能化技术导则（Q/GDW Z 410-2010）、变电设备在线监
7、测系统技术导则（Q/GDW 534-2010）,3 术语和定义 列出了本规定所涉及的主要专业术语及其解释。为了使术语的解释尽量标准化、规范化，所列术语的解释尽量引自已有标准、规程或词典。删除部分文中不再适用的术语；增加文中需要的新术语定义，如内置传感器、外置传感器、SV等。,4 总 则本标准内容是在现行标准、规范基础上对智能变电站设计所作的补充规定，与现行标准、规范不一致之处以本标准为准。,在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器,修改,选用电子式互感器时，需进行充分技术经济论证,5.1.1 总体原则考虑目前技术条件，一次设备宜采用“一次设备本体+传感器+智能组件”形式引导智能设备发展
8、，与一次设备本体有安装配合的传感器、互感器、智能组件，宜与一次设备本体采用一体化设计,5.1 一次设备,5 电气一次部分,5.1.2 一次设备控制回路一体化设计原则在确保安全可靠的原则上，主变冷却器、有载分接开关宜利用智能组件实现控制和调节功能宜取消高压组合电器就地跨间隔横向电气联闭锁接线宜减少开关设备辅助接点、辅助继电器。具备条件时，断路器操作箱控制回路可与本体分合闸控制回路一体化融合设计，取消冗余二次回路。,5.1 一次设备,5 电气一次部分,5.1.3 智能终端配置原则考虑智能变电站继电保护技术规范相关规定，110（66）kV变电站主变保护若采用主、后备保护一体化装置时主变压器各侧智能终
9、端宜冗余配置，主变保护若采用主、后备保护分开配置时主变压器各侧智能终端宜单套配置；考虑实用性，采用户内开关柜布置时母线宜不配置智能终端避免专设小室，智能终端宜分散布置于配电装置场地智能组件柜内,5.1 一次设备,5 电气一次部分,5.2.1 互感器配置原则110kV及以上电压等级可采用电子式互感器，也可采用常规互感器；66kV及以下电压等级若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜采用常规互感器(取消模拟小信号)；若采用户外敞开配电装置保护测控集中布置时，可采用常规互感器，也可采用电子式互感器；选用电子式互感器，需进行充分技术经济论证；采用常规互感器时，宜配置合并单元，合并单元宜下放布置在智能控制
10、柜内；,5.2 互感器,5 电气一次部分,5.2.1 互感器配置原则主变压器各侧互感器类型及相关特性宜一致；主变压器各侧采用电子式电流互感器时，宜取消主变压器本体高、中压侧套管电流互感器；当采用GIS、HGIS配电装置型式时，电子式互感器宜与一次设备一体化设计；在具备条件时，电子式互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装；对于有关口计量点、有故障测距要求的间隔，应配置满足其特性要求的互感器；,5.2 互感器,5 电气一次部分,5.2.1 合并单元配置原则高压并联电抗器首末端电流合并单元、中性点电流合并单元宜冗余配置；220kV及以上电压等级双母线接线，两段母线按双重化配置两台合并单元；同一间隔内
11、的电流互感器和电压互感器宜合用一个合并单元；结合工程实际情况，合并单元应具备接入常规互感器或模拟小信号互感器输出的模拟信号的功能；合并单元宜具备合理的时间同步机制以及前端采样和采样传输时延补偿机制，各类电子互感器信号或常规互感器信号在经合并单元输出后的相差应保持一致；合并单元之间的同步性能应满足保护要求；,5.2 合并单元,5 电气一次部分,5.3.1 总体原则状态监测可分为在线监测和离线监测，在线监测方式和离线监测方式的选择应满足必要性、合理性和经济性要求；一次设备的状态监测范围及参量的选择应按运行需求和应用功能、考虑设备重要性及性价比等因素；全站应建立统一的状态监测后台系统220kV及以上
12、主变压器、高压组合电器（GIS/HGIS）应预置局放传感器及测试接口供状态监测使用。,5.3 一次设备状态检测,5 电气一次部分,5.3.2 监测范围及参量监测范围：主变、高抗、220kV 及以上GIS/HGIS、避雷器监测参量：主变压器及高抗：油中溶解气体分析(500kV及以上用“多组分”，500kV及以上用“少组分”，)；GISSF6气体密度避雷器泄漏电流、动作次数。500kV及以上主变压器、GIS/HGIS局部放电，应通过技术经济比较后确定。,5.3 一次设备状态检测,5 电气一次部分,5.3.3 系统构成,5.3 一次设备状态检测,5 电气一次部分,5.3.4 传感器配置原则预埋在设备
13、内部的传感器，其设计寿命应不少于被监测设备的使用寿命；传感器宜按照设备参量对象进行配置。SF6气体密度宜以气室为单位进行配置；GIS/HGIS局部放电宜以断路器为单位进行配置，在保证传感器监测灵敏度与覆盖面前提下，应减少传感器配置数量；局部放电传感器宜采用内置方式安装，其余参量传感器宜采用外置方式安装。油中溶解气体导油管宜利用主变原有放油口进行安装，宜采用油泵强制循环；SF6气体密度传感器宜利用原有自封阀进行安装；,5.3 一次设备状态检测,5 电气一次部分,5.3.5 状态监测IED配置原则宜按照电压等级和设备种类进行配置。在装置硬件处理能力允许情况下，同一电压等级的同一类设备宜多间隔、多参
14、量共用状态监测IED，以减少装置硬件数量。5.3.6 后台系统配置原则应按变电站对象配置，全站应共用统一的后台系统，各类设备状态监测宜统一后台分析软件、接口类型和传输规约，实现全站设备状态监测数据的传输、汇总、和诊断分析。当局部放电采用离线监测方式时，可配置1套离线式局部放电检测仪。,5.3 一次设备状态检测,5 电气一次部分,6.1一般规定应按照无人值班变电站要求设计。自动化系统宜采用开放式分层分布式系统，由站控层、间隔层和过程层设备构成。系统宜统一组网，采用DL/T 860通信标准；站内信息宜共享，保护故障信息、远动信息、微机防误系统不重复采集。故障录波记录系统及电能表宜支持DL/T 86
15、0标准。自动化系统应实现全站的防误操作闭锁功能。,6 二次部分,6.1一般规定变电站宜配置公用的时间同步系统，宜采用北斗系统和GPS单向标准授时信号进行时钟校正，优先采用北斗系统。同时应具备通过远动通信设备接收调度时钟同步的能力。保护及安全自动装置采样值传输，应满足Q/GDW441-2010规范的要求；测控、故障录波、相量测量、电能表等装置采样值报文可采用网络方式或点对点方式传输；每个间隔除应直采的保护及安全自动装置外有3个及以上装置需接收采样值报文时，宜设置采样值网络。,6 二次部分,6 二次部分,6.2 变电站自动化系统系统构成遵循DL/T860.5标准（变电站通信网络和系统）自动化系统在
16、功能逻辑上宜由站控层、间隔层、过程层组成。间隔层由若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。过程层由合并单元、智能终端等构成。,6 二次部分,网络结构站控层网络：可传输MMS报文和GOOSE报文。宜冗余网络，网络结构拓扑宜采用双星型或单环形（220kV 及以下）。逻辑功能上覆盖站控层之间数据交换接口、站控层与间隔层之间数据交换接口。间隔层网络：可传输MMS报文和GOOSE报文。逻辑功能上覆盖间隔层内数据交换、间隔层与站控层数据交换、间隔层之间（根据需要）数据交换接口。过层网络（含采样值和GOOSE）：逻辑功能上，覆盖间隔层与过程层数据交换接口。,站
17、控层及间隔层网络配置示意图,6 二次部分,网络结构220kV及以上电压等级宜按电压等级配置GOOSE和SV网络，网络宜采用星形双网结构；220kV变电站及110kV(66kV)电压等级采用单母线、双母线接线的110kV(66kV)变电站，110kV过程层GOOSE报文宜采用网络方式传输，GOOSE网络宜采用星形双网结构；110kV每个间隔除应直采的保护及安全自动装置外有3个及以上装置需接收SV报文时，宜配置SV网络，SV网络宜采用星形单网结构；采用桥式接线、线变组接线的110kV(66kV)变电站，GOOSE报文及SV报文可采用点对点方式传输；35kV（10kV）电压等级不宜配置独立的过程层网
18、络，GOOSE报文通过站控层网络传输。,6 二次部分,过程层网络配置示意图,6 二次部分,二次设备配置原则站控层设备站控层设备包括主机、操作员工作站、工程师站、远动通信装置、保护及故障信息子站等。220kV及以上电压等级变电站主机宜双套配置，110kV（66kV）变电站宜单套配置，无人值班变电站主机可兼操作员工作站和工程师站。对于有人值班的330kV750kV变电站可按双重化配置2台操作员站。330kV750kV变电站可配置1套工程师站。保护及故障信息子站应与变电站自动化系统共享信息采集，330kV750kV变电站保护及故障信息子站可独立配置。220kV及以上电压等级变电站远动通信装置应双套配
19、置，110kV（66kV）变电站远动通信装置宜单套配置。,6 二次部分,二次设备配置原则间隔层设备间隔层包括继电保护、安全自动装置、测控装置、故障录波及网络分析记录装置、相量测量装置、行波测距装置、电能计量装置等设备。继电保护及安全自动装置具体配置原则按照GB/T14285-2006及Q/GDW441-2010相关要求执行。独立配置时，测控装置应单套配置；330kV及以上电压等级测控装置宜独立配置；220kV电压等级当继电保护装置就地安装时，宜采用保护测控一体化装置；110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化装置；220kV及以上电压等级主变测控装置宜按开关独立配置，本体测控宜独立配置；11
20、0kV及以下电压等级主变测控（含主变本体测控）可集成在主变保护中；当网络双重化配置时，测控装置应配置独立的数据接口控制器，分别接入双重化的两个网络。,6 二次部分,二次设备配置原则间隔层设备220kV及以上电压等级变电站宜按电压等级配置故障录波装置，主变压器故障录波宜独立配置；110kV(66kV)变电站全站宜统一配置故障录波装置；故障录波装置应记录所有过程层SV、GOOSE网络报文；网络报文记录分析装置宜记录过程层GOOSE、站控层MMS网络的信息。当采样值报文采用网络方式传输时，网络报文记录分析装置宜记录采样值报文；故障录波装置应至少记录双A/D数字采样信号中用于保护判据的一组数据。,6
21、二次部分,二次设备配置原则间隔层设备相量测量装置应单套配置，当采样值采用网络方式传输时，相量测量装置宜接入过程层单网。行波测距装置采样值应采用点对点方式传输，行波测距装置数据采样频率应大于500kHz。66kV以上电压等级电能表宜独立配置，35kV（10kV）电压等级可采用保护、测控、计量、录波四合一装置，计费关口应满足电能计量规程规范要求。有载调压和无功投切宜由变电站自动化系统和调度/集控主站系统共同实现集成应用，不宜设置独立的控制装置。宜设置网络打印机，通过变电站自动化系统的工程师站或保护及故障信息子站打印全站各装置的保护告警、事件、波形等，取消装置屏上的打印机。,6 二次部分,二次设备配
22、置原则站控层交换机220kV及以上电压等级变电站站控层宜冗余配置2台中心交换机，每台交换机端口数量应满足应用需求；110kV及以下电压等级变电站站控层宜配置1台中心交换机，交换机端口数量应满足应用需求；站控层交换机宜采用100M电口，220kV及以上电压等级变电站站控层交换机之间的级联端口宜采用1000M端口，110kV(66kV)变电站站控层交换机级联端口可采用1000M端口；当交换机处于同一建筑物内且距离较短（100m）时宜采用电口联接，其余应采用光口互联。二次设备配置原则间隔层交换机间隔层侧二次设备室网络交换机宜按照设备室或按电压等级配置，交换机端口数量宜满足应用需求；当交换机处于同一建
23、筑物内且距离较短（100m）时宜采用电口联接，其余应采用光口互联。,6 二次部分,二次设备配置原则过程层交换机宜按间隔对象配置过程层交换机；3/2接线，过程层交换机应按串配置；每台交换机的光纤接入数量不宜超过16对，并配备适量的备用端口，备用端口的预留应考虑虚拟网的划分；任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机；任两台主变智能电子设备不宜接入同一台交换机；过程层交换机与智能设备之间的连接及交换机级联端口均宜采用100M光口。二次设备配置原则网络通信介质主控制室和继电器室内网络通信介质宜采用超五类屏蔽双绞线；通向户外的通信介质应采用光缆；采样值和保护GOOSE报文的传输介质宜采用光
24、缆，光纤连接宜采用1310nm多模ST光纤接口。,6.3其他二次系统全站时间同步系统：全站时间同步系统宜采用GPS和北斗系统标准授时信号，站控层宜采用SNTP对时，间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B、1pps对时方式，条件具备时也可采用IEC 61588对时方式（对交换机、装置的处理能力要求较高）。调度数据网接入设备：应配置2套调度数据网络接入设备，两层平面要求。变电站交直流一体化电源系统由站用交流电源、直流电源、交流不间断电源(UPS)、逆变电源(INV)、直流变换电源(DC/DC)等装置组成，并统一监视控制，共享直流电源的蓄电池组。,6 二次部分,6 二次部分,6.3.5 智能辅助控制系
25、统功能要求宜配置1套智能辅助控制系统，实现图像监控、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动控制，简化系统配置。智能辅助控制系统包括智能辅助系统平台、图像监视及安全警卫设备、火灾自动报警设备、环境监控设备等；对传统的图像监控、红外测温、安全预警、火灾报警、消防、照明、给排水和采暖通风系统进行整合，全站采用统一“智能辅助控制系统”实现变电站智能运行管理功能。如图像监视及安全警卫系统宜实现与变电站设备操作、报警等各类事件的联动、实现采暖设备按设定温度自动或远方控制等。,6.4 二次设备组屏间隔层设备集中布置时，可按设备类型组柜（屏），也可按串或间隔组柜(屏)；双重化配置的保护当组在
26、一面柜内时，宜有明显的分隔标记；当采用常规互感器时，合并单元应下放至就地智能控制柜内；智能终端应安装在所在间隔就地智能控制柜内；对于GIS、HGIS设备，汇控柜与智能控制柜宜一体化设计。,6 二次部分,6.5信息传输和通道远动信息传输应满足DL/T 5003-2005、DL/T 5002-2005规范要求，远动通道宜优先采用调度数据网络通道；电能量采集装置可通过电力调度数据网、电话拨号方式或利用专线通道将电能量数据传送至各级电量计量系统主站；相量测量装置、继电保护故障信息系统、行波测距装置宜采用调度数据网络将信息上传至调度中心主站；智能辅助控制系统、一次设备状态监测系统宜通过综合数据网络将信息
27、上传至主站。,6 二次部分,6.7 光/电缆选择继电器室内通信联系宜采用超五类屏蔽双绞线，采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输宜采用光纤。双重化保护的电流、电压，以及GOOSE跳闸控制回路等需要增强可靠性的两套系统，应采用各自独立的光缆。电缆选择及敷设的设计应符合GB 50217的规定。,6 二次部分,宜结合设备整合，优化设备布置和建筑结构，减少占地面积和建筑面积。光缆敷设可采取电缆沟敷设、穿管敷设、槽盒敷设等方式。结合新设备、新技术的使用，优化电缆沟设计，不宜设置电缆支沟。采暖、通风、给排水等宜具备自动控制制功能或与智能辅助控制系统实现协同联动。,8 土建,10.1一体化信息平台
28、一体化信息平台宜从站控层网络直接采集SCADA数据、保护信息等数据，宜直接采集电能量、故障录波、设备状态监测等各类数据，作为变电站的统一数据基础平台。66kV220kV变电站，一体化信息平台主机宜与站控层主机统一配置，不宜独立配置；330kV750kV变电站一体化信息平台主机宜与站控层主机统一配置，对有人值班变电站，可独立配置一体化信息平台主机。,10 一体化信息平台和高级功能,二 关键技术总结,10 一体化信息平台和高级功能,七、智能变电站优化集成设计建设指导意见,严格执行通用设计原则，突出工业设施的功能定位，坚持在安全可靠、技术先进、经济适用的前提下，贯彻“两型一化”原则，优化集成设计方案
29、，节材、节地、节能，减少运行维护工作量。a.遵守通用设计技术导则，控制尺寸 b.控制建筑面积及层高c.GIS设备应优先采用户外布置 d.除检修压板外，其余压板均应采用软压板 e.告警信号可通过网络报文方式上送,1 功能定位，优化集成,整合系统功能、剥离多余功能，加强专业间融合，利用数据采集数字化和信息共享化，提高装置集成度。随着调控一体化管理模式试点的深入及二次安全防护措施的完善，一体化信息平台应为变电站内统一的、唯一的信息平台。逐步整合变电站自动化系统、一次设备状态监测系统及智能辅助系统的独立后台主机，将其功能融入一体化信息平台，实现全景数据监测与高级应用功能。,2 优化资源配置，实现信息共
30、享,严格执行通用设计原则，突出工业设施的功能定位，坚持在安全可靠、技术先进、经济适用的前提下，贯彻“两型一化”原则，优化集成设计方案，节材、节地、节能，减少运行维护工作量。a.电流、电压宜采用组合型合并单元装置进行采样b.智能终端、合并单元可采用一体化装置c.间隔层保护、测控装置下放，消汇控柜模拟控制面板d.站控层主机集成操作员站、工程师站、保护及故障信息子站功能e.利用装置自带的液晶操作面板实现功能f.断路器保护、220kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化装置，35（10）kV宜采用保护、测控、计量多合一装置，故障录波及网络记录分析仪宜采用一体化装置,3功能整合，提高设备集成度,加强关键技术研究，逐步提高设备可靠性、经济性，实现设备制造标准化。a.罗氏线圈应关注其电磁兼容性和可靠性b.全光纤电子式互感器时，应重点关注采样电子部件的工作可靠性c.AIS变电站电子式互感器宜采用互感器与AIS设备组合安装方式d.间隔层设备宜按串或间隔组柜e.加强状态监测IED装置的集成整合度f.用统一标准的航空插头，实现二次接线标准化,4技术研究，引导设备创新,
