110(66)kV～220kV智能变电站设计规范PPT资料.ppt
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2.2009年8月9月，编制初稿，并讨论形成初稿修改稿；
3.2009年9月18日，讨论初稿修改稿并提出修改意见；
4.2009年9月25日，修改完善形成征求意见稿；
5.2009年9月28日，征求意见稿广泛征求意见；
62009年10月17日28日，汇总梳理反馈意见，经讨论和修改完善形成送审稿；
72009年10月30日，召开设计规范送审稿评审会议；
82009年11月18日，根据送审稿评审意见修改完善形成报批稿。
四、主要工作过程四、主要工作过程五、规范的结构和内容五、规范的结构和内容针对智能变电站的特点，重点规范了智能设备、电子互感器、设备状态监测、变电站自动化系统、二次设备组柜、二次设备布置、光/电缆选择、防雷接地和抗干扰、变电站总布置、土建与建筑物、辅助设施功能、高级功能等技术要求。
本规范对的主要结构及内容如下：
1前言2目次3正文，共设十章：
范围、引用标准、术语和定义、总则、电气一次部分、二次部分、变电站布置、土建、辅助设施功能要求、高级功能要求。
4附录A、B五、规范的结构和内容五、规范的结构和内容六、规范主要内容介绍六、规范主要内容介绍1范围本标准适用于交流110（66）kV220kV智能变电站新建工程。
相同电压等级扩建、改建工程可参照执行。
六、规范主要内容介绍六、规范主要内容介绍2引用标准引用原则：
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。
由于IEC61850正在重新修订中，因此本规范将IEC61850也列入本规范中。
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。
六、规范主要内容介绍六、规范主要内容介绍3术语和定义列出了智能变电站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；
对于新的术语，尽量以简洁易懂的语言方式定义。
六、规范主要内容介绍六、规范主要内容介绍4总则1、本规范主要内容是智能变电站中智能设备的配置原则和二次系统的设计原则。
是在原有变电站设计规程规范的基础上针对智能变电站的建设进行的补充，与现行标准、规范不一致之处以本规范为准。
2、智能变电站的设计应满足智能电网安全可靠、技术先进、经济合理的要求，应贯彻智能电网建设的战略目标，体现智能变电站的特征和相对于常规变电站的优越性。
六、规范主要内容介绍六、规范主要内容介绍5电气一次部分5.1智能设备1）根据Q/GDW383-2009编制说明，“智能设备由一次设备和智能组件组成，现阶段从物理形态和逻辑功能上都可理解为“一次+二次”；
未来应该会逐步走向功能集成化和结构一体化。
”2）智能单元配置原则：
各电压等级智能单元的配置数量主要与断路器的分闸线圈数量有关。
对于母线间隔，智能单元负责该段母线上所有刀闸信息采集和智能控制，对于主变本体，智能单元主要实现非电量保护、上传非电量信号等功能。
35kV及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可不配置智能单元；
若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜配置单套智能单元。
六、规范主要内容介绍六、规范主要内容介绍5电气一次部分5.1智能设备3）工程实施中应关注的重点方面：
具体工程应根据智能组件与一次设备的集成化程度和设备安装的具体环境条件来考虑智能设备需达到的技术条件。
智能设备的实现需联合一次、二次厂家向前推进。
六、规范主要内容介绍六、规范主要内容介绍5电气一次部分5.2互感器1）互感器配置原则：
主要兼顾技术先进性与经济性。
110（66）220kV电压等级宜采用电子式互感器；
35kV及以下（主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜采用常规互感器或模拟小信号输出互感器，可采用带模拟量插件的合并单元进行数字转换；
若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜采用电子式互感器。
2）合并单元配置原则：
配置数量主要与继电保护的配置方案有关。
对于继电保护有双重化配置要求的间隔，合并单元也应冗余配置，对应于互感器冗余的独立输出回路；
其余间隔合并单元宜单套配置。
六、规范主要内容介绍六、规范主要内容介绍5电气一次部分5.2互感器3）工程实施中应关注的重点方面：
对于罗氏线圈、低功率线圈、磁光玻璃型、全光纤型电流互感器的选择应充分结合站点的电压等级、设备安装的具体条件、不同类型互感器的性能特点进行具体选择与配置。
合并单元输出采样率的设置（尤其是对采样率数值要求较高电能质量、PMU等场合）。
方案一：
对采样率要求较低的装置，采用合并单元输出的采样值数据，全站合并单元统一输出采样率（48点/周波）；
对采样率要求较高的装置，配置独立的电子式互感器，电子式互感器输出信号不经过合并单元直接到装置处，经过数-模转换后生成模拟小信号供装置使用。
方案二：
所有装置均采用合并单元输出的采样值数据，全站合并单元统一输出采样率，按站内装置的最高需求192点/周波配置。
方案三：
所有装置均采用合并单元输出的采样值数据，合并单元输出采样率按实际需求进行设定，对采样率要求较低场合采用48点/周波输出，对采样率要求较高场合采用192点/周波输出。
不同采样率数据从不同端口分别输出。
方案四：
电子式互感器采用高采样率（10K）输出，所有装置均采用合并单元输出的采样值数据，合并单元输出采样率按实际需求进行设定，对采样率要求较低场合采用48点/周波输出，对采样率要求较高场合采用192点/周波输出。
不同采样率数据从同一端口输出，利用GMRP（组播注册协议）技术实现不同采样率数据的自动寻址，供不同需求的装置使用。
差动保护中采样值的同步、电子式互感器与常规互感器的配合方案。
a）主变差动、母线差动保护采样值数据同步方法：
通过合并单元接收光纤秒脉冲信号实现同步；
通过软件插值法实现同步；
通过IEEE1588实现同步；
b）线路差动保护采样值数据同步方法：
采样数据修正法；
采样时刻调整法；
时钟校正法；
采样数据调整法；
基于参考矢量的同步法；
基于GPS的同步法。
其中方法
（1）（4）都是基于假设传输通道两端数据收发传输延时相等的“乒乓法”的同步方法。
方法（5）、（6）不需借助于通道。
关口计量点互感器的配置方案。
用于电量平衡的关口计量点可配置“电子式互感器+数字式电能表”，满足0.2S精度要求，电能表按双表配置；
用于计费结算的关口计量点（计费依据或电量校核），在取得供电公司营销部门或用户认可的情况下可考虑采用“电子式互感器+数字式电能表”方式，否则，涉及到计费关口处需另增常规互感器，并采用常规电能表进行计量，计量精度应满足0.2S要求，电能表按双表配置。
六、规范主要内容介绍六、规范主要内容介绍5电气一次部分5.3设备状态监测1）监测范围与参量：
对监测范围及参量的选择应结合技术的成熟度与经济性、不同电压等级变电站的重要性、以及运行的实际需求。
规范所列设备及参量为基本量，工程具体实施时，应根据实际情况进行选择。
2）技术要求：
a）各类设备状态监测宜统一后台机、后台分析软件、接口类型和传输规约，宜预留数据远传通信接口；
b）设备本体宜集成状态监测功能，宜采用一体化设计。
c）设备状态监测不应影响主设备的运行可靠性和寿命。
六、规范主要内容介绍六、规范主要内容介绍5电气一次部分5.3设备状态监测3）工程实施中应关注的重点方面：
应以运行的实际需求和不影响主设备可靠性为前提，应充分考虑设备的造价及性价比，稳步推进实现主要设备的状态检修。
工作重点在于统一后台机、分析软件、接口类型和传输规约，应对设备的供货现状、现有实现方案开展充分的调研，并联合一次设备、状态监测厂家、运行部门采取合理的方案解决设备间安装配合、状态监测的统一以及状态监测主站的建设工作。
六、规范主要内容介绍六、规范主要内容介绍6二次部分6.1变电站自动化系统1）系统构成：
在逻辑功能上宜由站控层、间隔层和过程层三层设备组成，并用分层、分布、开放式网络系统实现连接。
2）网络结构：
站控层网络：
220kV变电站宜采用双星型或单环形，110kV变电站宜采用单星型，MMS报文和GOOSE报文。
过程层GOOSE网络：
可采用点对点方式或网络方式，应满足Q/GDW-2009对保护装置跳闸要求。
过程层采样值网络：
可采用点对点方式或网络方式，应满足Q/GDW-2009对保护装置采样要求。
六、规范主要内容介绍六、规范主要内容介绍6二次部分6.1变电站自动化系统3）设备配置a）站控层设备：
主机兼操作员工作站应能实现保护及故障信息管理功能。
b）间隔层设备：
测控装置：
110kV及以下宜采用保护测控合一装置，220kV保护测控合一装置的使用可根据具体情况选择。
保护装置：
应满足Q/GDW383-2009和继电保护规程规范相关要求。
c）过程层设备：
应满足电气一次部分中对电子式互感器、合并单元、智能设备的相关要求。
六、规范主要内容介绍六、规范主要内容介绍6二次部分6.1变电站自动化系统4）网络通信设备a）交换机应满足DL/T860或IEC61850标准。
在保证传输可靠性的前提下
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