330750kV智能变电站通用设计方案修订原则及编制要求.docx
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330750kV智能变电站通用设计方案修订原则及编制要求
330kV~750kV智能变电站通用设计方案
修订原则及编制要求
一、总体说明
1.本次通用设计修编按照“国网基建部关于委托开展
330kV〜750kV智能变电站通用设计二次系统设计修订的通知”开展工作。
2.根据智能变电站相关技术问题研讨会会议纪要要求，
st330kV〜750kV智能变电站采用常规互感器时，站内
330kV及以上电压等级保护、测控等各功能二次设各由数
字量采用调整为模拟量电缆采样”。
分别制定了330kV、500kV及750kV智能变电站通用设计方案的修订原则。
3.本修订原则仅列出与本次采样调整相关的主要变化内容,
其他未涉及的部分，如站控层、过程层设备配置，间隔层
装置集成、组柜及布置优化等，设计应结合现行的标准、规范及文件要求，认真核实并修改。
应重点核实但不限于如下文件:
有关调自，2013?
185号《国调中心关于印发变电站
二次系统和设备有关技术研讨会纪要的通知》办基建,
2013?
3号《国家电网公司办公厅关于印发智能变电
站110kV保护测控装置集成和110kV合并单元智能终端装置集成技术要求的通知》国家电网科，2014?
108号《国家电网公司关于发布电网运行有关技术标准差异协调统一条款的通知》
国家电网基建，2014?
1131号《国家电网公司关于明确输变电工程“两型三新一化”建设技术要求的通知》
QGDW1161-2014线路保护及辅助装置标准化设计规范
QGDW1175-2013变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范
4.本次330kV、500kV及750kV智能变电站通用设计方案的修编将完全替代国家电网公司输变电通用设计110（66）〜750kV变电站智能变电站部分（2011年版）中的相应电压等级内容。
5.本次编制内容包括总论中各电压等级部分（技术方案组合表及技术导则）及方案部分，其中总论中各电压等级部分由相应电压等级牵头设计院负责，其他设计院配合，方案部分由各方案承担设计院完成。
各部分分工及要求详见附件。
二、750kV智能变电站修订原则
（-）采样跳闸方式
1■750kV、330kV电压等级及主变压器各侧，保护、故障录波、测控、PMU、测距（如有）、电能计量等各功能二次设备统一采用模拟量采样。
2.220kV及以下电压等级，保护、故障录波、测控、
PMU（如有）、测距（如有）、电能计量等各功能二次设备统一仍经合并单元采样，同智能变电站现行技术模式。
3.各功能二次设备开关量输入、输出均采用GOOSE方式，仍采用智能变电站现行技术模式。
（二）CT二次参数
1.3/2接线的750kV、330kV电压等级
（1）瓷柱式电流互感器
边CT：
TPY/TPY/TPY/TPY/5P/5P/0.2/0.2S；
中CT：
TPY/TPY/TPY/TPY/5P/0.2/0.2/0.2S/0.2S,串内中间断路器2套断路器保护共用一组电流互感器5P级二次绕组；
（2）GIS、HGIS和罐式断路器
边CT：
TPY/TPY/5P/0.2-断口-0.2S/5P/TPY/TPY；
中CT:
TPY/TPY/5P/0.2/0.2S-断口-
0.2S/0.2/5P/TPY/TPY,串内中间断路器2套断路器保护分别使用电流互感器不同的5P
级二次绕组。
2.双母线双分段接线的330kV（GIS）
出线及主进CT：
TPY/TPY/O.2-断口-0.2S/5P/5P
母联CT：
5P/5P/5P/0.2-断口-/5P/5P/5P
分段CT：
5P/5P/5P/0.2-断口-/5P/5P/5P
3.双母线双分段接线的220kV（瓷柱式）
主进CT：
TPY/TPY/5P/5P/0.2S/0.2S
出线/母联/分段CT：
5P/5P/0.2S/0.2S,同智能变电站现行技术模式。
4.主变套管
高压侧CT：
5P/5P
中压侧CT：
5P/5P
低压侧CT：
TPY/TPY/5P/0.2公共绕组CT:
TPY/TPY/5P/0.2
5.根据实际需求选择电流互感器、电压互感器二次额定容量。
（三）二次设备配置
1.3/2接线的750kV、330kV电压等级断路器保护双套配置；双母线双分段接线的330kV母联、分段保护双重
化配置。
在保护后面；主变故障录波单套配置，不宜与主变差动保护共用次级，接入套管电流互感器；220kV及以下电压等级故障录波配置仍采用智能变电站现行技术模式。
3.对于330kV双母线双分段接线，母线增加PT并列装置及电压转接柜，每个进出线间隔增加2套电压切换装置。
4.750kV、330kV电压等级取消合并单元。
（四）组柜与布置
1.3/2接线的750kV及330kV每回线路2套保护、1
套测控（若配置）组1面柜；每台断路器2套保护、测控组1面柜。
电度表宜按电压等级集中组柜，也可分散布置于间隔设备柜。
2.双母线双分段接线的330kV每回线路组2面柜，其中：
线路保护1、线路测控、电压切换装置1、过程层交换机1组1面柜；线路保护2、电压切换装置2、电度表、过程层交换机2组1面柜；双母线双分段接线的330kV母联/分段的保护1、保护2、测控、2台过程层交换机组1面柜。
3.双母线双分段接线的220kV每回线路/母联/分段的保护1、保护2、测控、2台过程层交换机组1面柜。
线路电度表宜分散布置于间隔设备柜，也可按电压等级集中组柜。
4.其余设备组柜及屏柜布置原则仍采用智能变电站现行技术模式。
（五）组网方式
1.站控层和间隔层组网方式仍采用智能变电站现行技术
模式。
2.750kV及330kV电压等级过程层取消独立组建的SV
网络，其余组网方案采用智能变电站现行技术模式。
（六）其它
双重化保护的SV、GOOSE、对时回路应采用相互独立
的光缆。
起点、终点为同一对象的多根光缆宜整合。
三、500kV智能变电站修订原则
（一）采样跳闸方式
1.500kV电压等级及主变压器各侧，保护、故障录波、
测控、PMU、测距（如有）、电能计量等各功能二次设备统一采用模拟量采样。
2.220kV及以下电压等级，保护、故障录波、测控、
PMU（如有）、测距（如有）、电能计量等各功能二次设备
统一仍经合并单元采样，同智能变电站现行技术模式。
3.各功能二次设备开关量输入、输出均采用GOOSE方式，仍采用智能变电站现行技术模式。
（二）CT二次参数
1.3/2接线的500kV电压等级
（D瓷柱式电流互感器
边CT：
TPY/TPY/TPY/TPY/5P/5P/0.2/0.2S；
中CT：
TPY/TPY/TPY/TPY/5P/0.2/0.2/0.2S/0.2S,串内
中间断路器2套断路器保护共用一组电流互感器5P级二次绕组;
（2）GIS、HGIS和罐式断路器
边CT：
TPY/TPY/5P/0.2-断口-0.2S/5P/TPY/TPY；
中CT:
TPY/TPY/5P/0.2/0.2S-断口-
0.2S/0.2/5P/TPY/TPY,串内中间断路器2套断路器保护分别使用电流互感器不同的5P
级二次绕组。
2.双母线（双/单分段）接线的220kV电压等级
（D瓷柱式电流互感器
主进CT：
TPY/TPY/5P/5P/0.2S/0.2S
出线/母联/分段CT：
5P/5P/0.2S/0.2S,同智能变电站现行技术模式。
（2）GIS、HGIS和罐式断路器
主进CT：
TPY/TPY/0.2S-断口-0.2S/5P/5P
出线/母联/分段CT：
5P/5P/0.2S/0.2S,同智能变电站现行技术模式。
3.主变套管
高压侧CT：
5P/5P
中压侧CT：
5P/5P
低压侧CT：
TPY/TPY/5P/0.2
公共绕组CT：
TPY/TPY/5P/0.2
4.根据实际需求选择电流互感器、电压互感器二次额定
模式。
2.500kV电压等级过程层取消独立组建的SV网络，其
余组网方案采用智能变电站现行技术模式。
（六）其它
双重化保护的SV以及GOOSE、对时回路应采用相互独立的光缆。
起点、终点为同一对象的多根光缆宜整合。
四、330kV智能变电站修订原则
（一）采样跳闸方式
1.330kV电压等级及主变压器各侧，保护、故障录波、测控、PMU、测距（如有）、电能计量等各功能二次设备统一采用模拟量采样。
2.11OkV及以下电压等级，保护、故障录波、测控、电能计量等各功能二次设备仍经合并单元采样，同智能变电站现行技术模式。
3.各功能二次设备开关量输入、输出均采用GOOSE方式，仍采用智能变电站现行技术模式。
（二）CT二次参数
1.3/2接线的330kV电压等级
（D瓷柱式电流互感器
边CT：
TPY/TPY/TPY/TPY/5P/5P/0.2/0.2S；
中CT：
TPY/TPY/TPY/TPY/5P/0.2/0.2/0.2S/0.2S,串内中间断路器2套断路器保护共用一组电流互感器5P级二次
绕组。
（2）GIS、HGIS和罐式断路器
边CT：
TPY/TPY/5P/0.2-断口-0.2S/5P/TPY/TPY；
中CT:
TPY/TPY/5P/0.2/0.2S-断口-0.2S/0.2/5P/TPY/TPY,串内中间断路器2套断路器保护分别使用电流互感器不同的5P
级二次绕组。
2•双母线双分段接线的330kV（GIS）
出线及主进CT：
TPY/TPY/0.2-断口-0.2S/5P/5P
母联CT：
5P/5P/5P/0.2-断口-/5P/5P/5P
分段CT：
5P/5P/5P/0.2-断口-/5P/5P/5P
3.对于双母线双分段接线的110kV
主进CT：
TPY/TPY/5P/5P/0.2S/0.2S
出线/母联/分段CT：
5P/0.2S,同智能变电站现行技术模式。
4.主变35kV进线
主进CT：
TPY/TPY/5P/0.2S/0.2S
5.主变套管
高压侧CT：
5P/5P
中压侧CT：
5P/5P
公共绕组CT:
TPY/TPY/5P/0.2
6.根据实际需求选择电流互感器、电压互感器二次额定
容量。
（三）二次设备配置
1.3/2接线的330kV电压等级断路器保护双套配置。
双母线双分段接线的330kV母联、分段保护双重化配置。
2.330kV电压等级故障录波单套配置，可串接在保护后
级，接入套管电流互感器；110kV及以下电压等级故障录波配置仍采用智能变电站现行技术模式。
4.对于330kV双母线接线，母线增加PT并列装置及电压转接柜，每个进出线间隔增加2套电压切换装置。
5.330kV电压等级取消合并单元。
（四）组柜与布置
1.3/2接线的330kV每回线路2套保护、1套测控
1面柜。
电度表宜按电压等级集中组柜，也可分散布置于间隔设备柜。
2.双母线双分段接线的330kV每回线路组2面柜，其中：
线路保护1、线路测控、电压切换装置仁过程层交换机1组1面柜；线路保护2、电压切换装置2、电度表、过程层交换机2组1面柜；双母线双分段接线的330kV母联/分段的保护1、保护2、测控、2台过程层交换机组
1面柜。
3.其余设备组柜及屏柜布置原则仍采用智能变电站现行技术模式。
（五）组网方式
1.站控层和间隔层组网方式仍采用智能变电站现行技术模式。
2.330kV电压等级过程层取消独立组建的SV网络，其
余组网方案同智能站通用设计。
（六）需要解决的问题
1.由于110kV母差保护双重化，需要考虑双套母差保
护与1套过程层设备（1套合并单元智能终端集成装置）的方案实施难题。
2.由于330kV主变保护要求各侧CT均采用TPY二次绕组，因此需要考虑110kVGIS及35kV开关柜中CT采用TPY二次绕组后的设备制造难题，调研后，提供支撑方案的相关材料。
（七）其它
双重化保护的SV、GOOSE、对时回路应采用相互独立的光缆。
起点、终点为同一对象的多根光缆宜整合。
五、修订工作分工及文件编制要求
（-）技术导则部分修订工作
序号
电压等
级
执笔单位
配合单位
工作
内容
1
750kV
西北电力设计院
附件1
2
500kV
浙江省电力设计院
东北电力设计院安徽
省电力设计院河南省
电力勘测设计院
附件2
3
330kV
陕西省电力设计院
甘肃省电力设计院
附件3
二）技术方案组合表修订工作
序号
电压等级
执笔单位
配合单位
工作内容
1
750kV
西北电力设计院
附件4
2
500kV
浙江省电力设计院
东北电力设计院
安徽省电力设计
院
河南省电力勘测设计院
附件5
3
330kV
陕西省电力设计院
甘肃省电力设计
院
附件6
请各单位修编附件中标黄部分
（三）技术方案部分修订工作
序号
执笔单位
方案编号
1
西北电力设计院
750-A-1v750-C-1X750-C-
2、
2
浙江省电力设计院
500-A-1x500—A—2、500-A-
3、
3
安徽省电力设计院
500-B-1x500-B-2、500-B-
3、
CAHDACHAD匚
4
河南省电力勘测设计院
500-C-1x500-C-2、500-C-
3、
cnnca
5
东北电力设计院
500-D-1v500-D-2、500-D-3
6
陕西省电力设计院
330-AT、330-A-2、330-C-
K
7
甘肃省电力设计院
330-B-1x330-DT、330-D-2
本部分编制内容包含配置方案说明、图纸及主要设备材
料清册3部分，请各单位参照附件7-9进行编制。
（四）、附件
序号
名称
1
750kV变电站通用设计技术导则
2
500kV变电站通用设计技术导则
3
330kV变电站通用设计技术导则
4
750kV技术方案组合表
5
500kV技术方案组合表
6
330kV技术方案组合表
7
图纸目录（不限于此，根据方案修改可增减）
8
方案配置说明模板
9
主要设备材料清册（二次系统部分）模板
六、修订工作进度要求
2015年7月1日日，设计单位完成通用设计修订初稿;
2015年7月16日~25日，评审、修订完善；
2015年7月31日前，完成修订工作。
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