110220千伏智能变电站结构设计.docx
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110220千伏智能变电站结构设计
110（66）～220千伏智能变电站结构设计
1范围
本标准适用于国家电网公司系统内试点建设的交流110（66）～220kV智能变电站的设计，其它相同电压等级的新建、扩建、改建工程可参照执行。
2引用标准
下列文件中的条款通过本规定的引用而成为本规定的条款。
凡是注明日期的应用文件，其随后所有的修订单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规定，然而，鼓励根据本规定达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规定。
GB1207-1997电压互感器
GB1208-1997电流互感器
GB/T20840.7-2007（IEC60044-7（1999））互感器第7部分：
电子式电压互感器
GB/T20840.8-2007（IEC60044-8（2001））互感器第8部分：
电子式电流互感器
GB14285继电保护和自动装置技术规程
GB50217电力工程电缆设计规范
DL/T478-2001静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
DL/T860变电站通信网络和系统
DL/T5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程
DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程
DL/T5056-2007变电所总布置设计技术规程
DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程
DL/T5149-2001220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术术规程
DL/T5202-2004电能量计量系统设计技术规程
DL/T5218-2005220kV～500kV变电所设计技术规程
DL/T5222-2005导体和电器选择设计技术规定
NDGJ96-1992变电所建筑结构设计技术规定
YD981.2-1998接入网用光纤带光缆第二部分：
中心管式
YD981.2-1998接入网用光纤带光缆第三部分：
松套层绞式
Q/GDW***-2009智能变电站技术导则
Q/GDW***-2009IEC61850工程应用模型
IEEE1613StandardEnvironmentalandTestingRequirementsforCommunicationsNetworkingDevicesinElectricPowerSubstations
IEC61588Precisionclocksynchronizationprotocolfornetworkedmeasurementandcontrolsystems
IEC61850变电站通信网络和系统
IEC62271-3High-VohageSwitchgearandControlgear-Part3:
DigitalInterfacesBasedonIEC61850
3术语和定义
GB/T2900.1确立的术语和定义适用于本标准。
3.0.1
智能变电站smartsubstation
由先进、可靠、节能、环保、集成的设备组合而成，以高速网络通信平台为信息传输基础，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级应用功能。
3.0.2
智能开关设备primarysmartdevice
由电力功能元件与智能综合组件构成，具备测量、控制、保护、计量和监测等功能的实体。
3.0.3
电力功能元件electricfunctionunit
变压器、断路器、互感器等完成输送和分配电能功能的实体部分。
3.0.4
智能综合组件smartcomprehensivecomponent
对电力功能元件相关信息、信号进行采集、计算和数字化、标准化传输，实现对电力功能元件进行测量、控制、保护、计量和状态监测等功能的物理装置；是由通信、测量、控制、保护、计量和监测等多个单元组成的综合组件，与电力功能元件共同构成一台（套）完整的设备。
3.0.5
智能单元smartunit
一种智能综合组件。
与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对电力功能元件（如：
断路器、刀闸、主变等）的测量、控制、状态监测等功能。
3.0.6
电子式互感器electronicinstrumenttransformer
一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，供测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。
3.0.7
电子式电流互感器electroniccurrenttransformer；ECT
一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次转换器的输出实质上正比于一次电流，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。
3.0.8
电子式电压互感器electronicvoltagetransformer；EVT
一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次电压实质上正比于一次电压，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。
3.0.9
合并单元mergingunit
用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。
合并单元可以是互感器的一个组成件，也可以是一个分立单元。
3.0.10
设备在线监测on-Linemonitoringofequipment
通过传感器、计算机、通信网络等技术，及时获取设备的各种特征参量并结合一定算法的专家系统软件进行分析处理，可对设备的可靠性作出判断，对设备的剩余寿命作出预测，从而及早发现潜在的故障，提高供电可靠性。
3.0.11
状态检修statemaintenance
状态检修又称预测性检修或主动检修，是指根据状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，判断设备的异常，预测设备的故障，在故障发生前进行检修。
3.0.12
MMSmanufacturingmessagespecification
制造报文规范，是ISO/IEC9506标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。
MMS规范了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性（Interoperation）。
3.0.13
GOOSEgenericobjectorientedsubstationevent
GOOSE是一种面向变电站事件通用对象服务，它支持由数据集组织的公共数据的交换。
主要用于实现在多个具有保护功能的IED之间实现保护功能的闭锁和跳闸。
3.0.14
互操作性interoperability
来自同一或不同制造商的两个以上智能电子设备交换信息、使用信息以正确执行规定功能的能力。
3.0.15
一致性测试conformancetest
检验通信信道上数据流与标准条件的一致性，涉及到访问组织、格式、位序列、时间同步、定时、信号格式和电平、对错误的反应等。
执行一致性测试，证明与标准或标准特定描述部分相一致。
一致性测试应由通过ISO9001验证的组织或系统集成者进行。
3.0.16
顺序控制sequencecontrol
通过预先设定的序列，对变电站设备进行系列化操作，在发出整批操作指令后由系统根据设备的状态信息变化情况判断每步操作是否到位，在确认操作到位的情况下自动进行下一步操作，直至执行完所有的预设步骤。
3.0.17
变电站自动化系统substationautomationsystem
变电站自动化系统是指运行、保护和监视控制变电站一次系统的系统，实现变电站内自动化，包括智能电子设备和通信网络设施。
3.0.18
交换机switch
一种有源的网络元件。
交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。
3.0.19
全景数据panoramicdata
通过各种传感器采集到的变电站稳态、暂态、动态数据以及设备状态、图像等全面反映变电站设备状态与运行工况的数据。
4总则
4.0.1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。
4.0.2智能变电站应体现设备智能化、连接网络化、信息共享化等特征，并实现高级功能应用。
4.0.3智能变电站的设计应遵循如下原则:
a）智能变电站的设计应遵循《智能变电站技术导则》（以下简称《导则》）的有关技术原则；
b）在安全可靠的基础上，采用智能开关设备，提高变电站智能化水平；
c）在技术先进、运行可靠的前提下，逐步推广电子式互感器的应用；
d）全站数据的采集、传输、处理应数字化、共享化，利用通信网络和光缆实现数据传输的数字化；
e）在现有技术条件下，全站设备的在线监测功能宜利用统一的信息平台，应综合在线监测技术的成熟度和经济性，对关键设备实现状态检修，减少停电次数、提高检修效率；
f）优化设备配置，实现功能的集成整合；
g）提高变电站运行的自动化水平和管理效率，优化变电站设备的全寿命周期成本；
h）技术适度超前、符合未来发展趋势，对于现阶段不具备条件实现的高级功能应用，应预留其远景功能接口。
5电气一次部分
5.1智能开关设备
5.1.1智能变电站宜采用智能开关设备，智能开关设备宜由以下三种方式实现。
a）方式一：
独立运行的电力功能元件加上外置的一个或多个智能综合组件；
b）方式二：
电力功能元件加上内嵌的包含状态监测单元的智能综合组件加上外置的一个或多个智能综合组件；
c）方式三：
电力功能元件加上内嵌的智能综合组件。
5.1.2现阶段可采用“电力功能元件+智能单元”方式实现（即方式一或方式二），并可试点应用研究方式三。
5.1.3智能单元配置原则
a）220kV变电站
1）220kV智能单元宜冗余配置；
2）110（66）kV智能单元宜单套配置；
3）35kV及以下配电装置若采用户内开关柜布置，宜不配置智能单元；若采用户外敞开式布置，宜配置单套智能单元；
4）主变高压侧智能单元宜冗余配置，中低压侧智能单元宜单套配置，主变本体智能单元宜单套配置；
5）每段母线智能单元宜单套配置；
6）智能单元宜分散布置于配电装置场地。
b）110kV及以下变电站
1）110（66）kV智能单元宜单套配置；
2）35kV及以下配电装置若采用户内开关柜布置，不宜配置智能单元；若采用户外敞开式布置，智能单元宜单套配置；
3）主变各侧、主变本体智能单元宜单套配置；
4）每段母线智能单元宜单套配置；
5）智能单元宜分散布置于配电装置场地。
5.1.4技术要求
a）智能开关设备
1）电力功能元件应具有高可靠性，尽可能免维护。
应留有与智能综合组件的接口。
宜留有安装智能综合组件的空间；
2）数据采集宜数字化；
3）采集与控制系统宜就地设置，就地安装时应适应现场恶劣电磁、温度、湿度、沙尘、振动等运行环境要求；
4）宜具有完备的自诊断、自恢复功能，相关信息能以网络方式输出；
5）宜有标准化的物理结构及接口；
6）一台设备可对应一个状态监测单元智能组件，不同检测功能模块宜集成到一个统一的硬件平台上。
硬件集成方案宜尽量统一设计；
7）对于故障模式、影响分析、风险预报等功能可分期实现；
8）电力功能元件可采用组合型设备。
b）智能单元
1）宜支持以GOOSE方式上传一次设备的信息量，同时接收来自二次设备的GOOSE下行控制量，实现对一次设备的控制功能；
2）GOOSE信息处理时延应满足站内各种网络情况下GOOSE最大传输处理时延为4ms的要求；
3）宜能接入站内同步对时网络，通过光纤接收站内同步对时信号；
4）宜具备GOOSE命令记录功能，记录收到GOOSE命令时刻、GOOSE命令来源及出口动作时刻等内容，并能提供便捷的查看方法；
5）宜具有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、GOOSE断链、
装置内部异常等；
6）智能单元安装处宜保留断路器操作回路出口压板和操作把手/按钮；
7）宜具备在线监测功能，应能接收传感器的输出信号，并转换成GOOSE报文上传自动化系统；
8）主变本体智能单元宜具有主变本体非电量保护、启动充氮灭火、遥控/闭锁有载调压、起动风冷控制、上传本体各种非电量信号等功能；重瓦斯保护跳闸宜通过控制电缆直跳方式实现，其余非电量保护跳闸可通过GOOSE方式实现。
5.2互感器
5.2.1配置原则
a）互感器
互感器的配置原则主要兼顾技术先进性与经济性。
1）220kV变电站
——110（66）～220kV电压等级宜采用电子式互感器；
——35kV及以下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；
——主变差动保护各侧宜采用特性相同的电子式互感器；主变中性点（或公共绕组）宜设置电子式电流互感器，其余套管电流互感器根据实际需求可设置或取消；
——线路、主变间隔若设置三相电压互感器，可采用电流电压组合型互感器；——在具备条件时，互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。
2）110kV及以下变电站
——110（66）kV电压等级宜采用电子式互感器；
——35kV及以下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；
——主变差动保护各侧宜采用特性相同的电子式互感器；主变中性点（或公共绕组）宜设置电子式电流互感器，其余套管电流互感器根据实际需求可设置或取消；
——线路、主变间隔若设置三相电压互感器，可采用电流电压组合型互感器；——在具备条件时，互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。
b）合并单元
1）220kV变电站
——220kV各间隔合并单元宜冗余配置；
——110kV及以下各间隔合并单元宜单套配置；
——主变各侧、中性点（或公共绕组）合并单元宜冗余配置；各电压等级母线电压互感器合并单元宜冗余配置。
2）110kV及以下变电站
全站各间隔合并单元宜单套配置。
5.2.2技术要求
a）互感器
1）常规互感器应符合GB1207-1997、GB1208-1997的有关规定；
2）电子式互感器应符合GB/T20840.72007、GB/T20840.82007的有关规定；
3）电子式互感器与合并单元间的接口、传输协议宜统一；
4）测量用电流准确度应不低于0.2S，保护用电流准确度应不低于5TPE；
5）测量用电压准确级应不低于0.2，保护用电压准确级应不低于3P；
________________________________________________________________________________________________________________________________；流用元应互感器；布置，智能单元应二次设备采用光纤连接，实现对一________________________________________________________________________________________________6）电子式互感器工作电源宜采用直流；
7）对于带两路独立输出的电子式互感器，其传感部分、采集单元、合并单元宜冗
余配置；对于带一路独立输出的电子式互感器，其传感部分、采集单元、合并单元宜单套配置；
8）220kV电子式电流互感器宜带两路独立输出，110kV及以下电子式电流互感器宜带一路独立输出；
9）220kV变电站主变各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感器宜带两路独立输出；110kV及以下变电站主变各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感器宜带一路独立输出；
10）对于220kV变电站，220kV出线、主变进线电子式电压互感器，全站母线电子式电压互感器宜带两路独立输出，110kV及以下出线电子式电压互感器宜带一路独立输出；
11）对于110kV及以下变电站，电子式电压互感器宜带一路独立输出。
b）合并单元
1）输出协议宜支持DL/T860.92或IEC61850-9-2标准；
2）宜具备多个光纤以太网口，整站采样速率宜统一，额定数据速率宜采用DL/T860
或IEC61850推荐标准；
3）宜具有完善的闭锁告警功能，能保证在电源中断、电压异常、采集单元异常、
通信中断、通信异常、装置内部异常等情况下不误输出；
4）宜具备合理的时间同步机制和传输时延补偿机制，确保在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保持一致；多个合并单元之间的同步性能也须能满足现场使用要求；
5）宜具备电压切换或电压并列功能，宜支持以GOOSE方式开入断路器或刀闸位置状态；
6）宜具备光纤通道光强监视功能，实时监视光纤通道接收到的光信号的强度，并
根据检测到的光强度信息，提前预警；
7）需要时可接入常规互感器或模拟小信号互感器输出的模拟信号。
5.3设备在线监测
5.3.1监测范围与参量
a）220kV变电站
1）监测范围：
主变、GIS、避雷器；
2）监测参量：
主变——油色谱；220kVGIS——SF6气体密度、微水、局部放电；110kVGIS——SF6气体密度、微水；避雷器——泄漏电流、动作次数。
b）110kV及以下变电站
1）监测范围：
主变、避雷器；
2）监测参量：
主变——油色谱；避雷器——泄漏电流、动作次数。
5.3.2技术要求
a）各类设备在线监测宜统一后台分析软件、接口类型和传输规约，实现全站设备在线监测数据的传输、汇总、和诊断分析。
设备在线监测可与变电站自动化系统的后台实现整合；
b）设备本体宜集成在线监测功能，宜采用一体化设计。
6二次部分
6.1一般规定
6.1.1变电站自动化系统采用开放式分层分布式系统，由站控层、间隔层和过程层组成，其中过程层和间隔层的集合相当于《导则》中的设备层，站控层相当于《智能变电站技术导则》中的系统层。
6.1.2变电站自动化系统宜统一组网，信息共享，通信规约采用DL/T860或IEC61850标准。
变电站内信息宜具有共享性和唯一性，保护故障信息、远动信息不重复采集。
6.1.3保护及故障信息管理功能由变电站自动化系统实现。
6.1.4故障录波可采用集中式，也可采用分布式，故障录波支持DL/T860或IEC61850标准。
6.1.5电能表宜采用支持DL/T860或IEC61850标准的数字式电能表。
6.1.6变电站宜配置公用的时间同步系统，220kV变电站宜采用GPS和北斗系统标准授时信号进行时钟校正，110kV及以下变电站可根据具体情况决定是否采用卫星标准授时信号进行时钟校正。
可采用IEEE61588网络对时；
6.1.7变电站自动化系统应实现全站的防误操作闭锁功能。
6.2变电站自动化系统
6.2.1系统构成
a）变电站自动化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。
b）站控层由主机兼操作员站、远动通信装置其它二次各种功能站构成，提供所内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全所监控、管理中心，并与调度通信中心通信。
c）间隔层由若干个二次子系统组成，在站控层及站控层网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。
d）过程层由电子式互感器、合并单元、智能单元等构成，完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。
6.2.2网络结构
a）全站网络宜采用高速以太网组成，通信规约宜采用DL/T860或IEC61850标准，传输速率不低于100Mbps；
b）全站网络在逻辑功能上可由站控层网络和过程层网络组成，过程层网络包括GOOSE网络和采样值网络。
全站两层网络物理上可相互独立，也可合并为一层网络。
c）220kV变电站网络结构
1）变电站自动化系统宜采用三层设备两层网络结构，宜采用冗余通信网络结构。
2）站控层网络
——网络结构拓扑宜采用双星型或单环形，对于双星型网络宜采用双网双工方
式运行，能实现网络无缝切换；
——站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。
3）过程层GOOSE网络
——过程层GOOSE报文宜采用网络方式传输，网络结构拓扑宜采用星型；
——220kV宜配置双套物理独立的单网；
——110（66）kV宜配置双网；
——35kV及以下宜不设置独立的GOOSE网络，GOOSE报文可通过站控层网络传输；
——主变220kV侧宜配置双套物理独立的单网，主变110（66）kV、35kV侧宜配置双网；
——GOOSE网络宜多间隔共用交换机。
4）过程层采样值网络
——宜采用网络方式传输，也可采用点对点方式传输；
——通信协议宜采用DL/T860.92或IEC61850-9-2标准；
——对于网络方式，网络结构拓扑宜采用星型。
220kV宜配置双套物理独立的单网；110（66）kV宜配置单网；主变各侧宜配置双套物理独立的单网；
——35kV及以下宜采用点对点方式传输；
——采样值网络宜多间隔共用交换机。
d）110kV及以下变电站网络结构
1）变电站自动化系统可
采用三层设备两层网络结构，也可采用三层设备一层网络
结构。
2）站控层网络
——网络结构拓扑宜采用单星型；
——站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。
3）过程层GOOSE网络
——过程层GOOSE报文宜采用网络方式传输，网络结构拓扑宜采用星型；
——110（66）kV宜配置双网；
——35kV及以下宜不设置独立的GOOSE网络，GOOSE报文可通过站控层网络传输；
——主变各侧宜配置双网；
——GOOSE网络宜多间隔共用交换机。
4）过程层采样值网络
——宜采用网络方式传输；
——通信协议宜采用DL/T860.92或IEC61850-9-2标准；
——对于网络方式，网络结构拓扑宜采用星型。
全站采样值网络宜按照单网配置；
——35kV及以下宜采用点对点方式传输；
——采样值网络宜多间隔共用交换机。
6.2.3220kV变电站设备配置
a）站控层设备
站控层设备一般包括主机兼操作员工作站、远动通信装置、网络通信记录分析系统、以及其它智能接口设备等。
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