新建变电站设计补充规定要点

'十二、国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定一）名词解释1、智能变电站smartsubstation采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，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、协同互动等高级功能的变电站。2、智能设备intelligentequipment一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智能化的简称3、智能终端smartterminal一种智能组件。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，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。4、智能电子设备IntelligentElectronicDevice；IED包含一个或多个处理器，可接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等。为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。5、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。6、MMSmanufacturingmessagespecificationMMS即制造报文规范，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）。7、GOOSEGenericObjectOrientedSubstationEventGOOSE是一种通用面向对象变电站事件。主要用于实现在多IED之间的信息传递，包括调整跳合闸信号，具有高传输成功概率。8、SVSampledValue采样值。基于发布/订阅机制，交换采样数据象和服务到ISO/IEC8802-3帧之间的映射。二）、一次设备1.总体原则a)变电站内一次设备应综合考虑测量数字化、状态可视化、功能一体化和信息互动化；b)一次设备宜采用“一次设备本体+传感器+智能组件”形式； c)与一次设备本体有安装配合的传感器、互感器、智能组件，与一次设备本体采用一体化设计，优化安装结构，保证一次设备运行的可靠性及安全性；d)智能组件是可灵活配置的智能电子装置，现阶段一次设备智能组件一般包括：智能终端、合并单元、状态监测IED等。当合并单元、智能终端布置于同一控制柜内时，可将合并单元、智能终端硬件进行整合；e)一次设备应具备高可靠性，与当地环境相适应；宜配置标准化的物理接口及结构；应支持顺序控制2.智能终端配置原则a)220kV～750kV除母线外，智能终端宜冗余配置；（区分母线合并单元）b)110kV除主变外，智能终端宜单套配置；c)66kV（35kV）及以下配电装置采用户内开关柜布置时宜不配置智能终端；采用户外敞开式布置时宜配置单套智能终端；d)220kV～750kV变电站主变压器各侧智能终端宜冗余配置；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；主变压器本体智能终端宜单套配置；e)每段母线智能终端宜单套配置，若配电装置采用户内开关柜布置时母线宜不配置智能终端；f)智能终端宜分散布置于配电装置场地智能组件柜内。3.合并单元配置原则a)220kV及以上电压等级各间隔合并单元宜冗余配置；b)110kV及以下电压等级各间隔合并单元宜单套配置；c)对于保护双重化配置的主变压器，主变压器各侧、中性点（或公共绕组）合并单元宜冗余配置；d)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；e)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；f)同一间隔内的电流互感器和电压互感器宜合用一个合并单元；g)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；h)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；i)合并单元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；j)合并单元应能提供输出IEC61850-9协议的接口及输出IEC60044-8的FT3协议的接口，能同时满足保护、测控、录波、计量设备使用。4.监测范围及参量a)750kV变电站 1)状态监测范围：主变压器、高压并联电抗器、高压组合电器（GIS/HGIS）、高压断路器、金属氧化物避雷器；2)状态监测参量：主变压器——油中溶解气体（采用多组分，其中氢气、乙炔、一氧化碳、甲烷、乙烯、乙烷为应选）、铁芯接地电流、油中含水量、局部放电（应综合考虑安全可靠、经济合理等要求，经技术经济比较后确定）；高压并联电抗器——油中溶解气体（采用多组分，其中氢气、乙炔、一氧化碳、甲烷、乙烯、乙烷为应选）、油中含水量；750kV高压组合电器（GIS/HGIS）、750kV高压断路器——SF6气体密度、局部放电（应综合考虑安全可靠、经济合理等要求，经技术经济比较后确定）；330kV（220kV）高压组合电器（GIS/HGIS）——SF6气体密度；金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数；b)500kV变电站1)状态监测范围：主变压器、高压并联电抗器、高压组合电器（GIS/HGIS）、高压断路器、金属氧化物避雷器；2)状态监测参量：主变压器——油中溶解气体（采用多组分，其中氢气、乙炔、一氧化碳、甲烷、乙烯、乙烷为应选）、铁芯接地电流、油中含水量、局部放电（应综合考虑安全可靠、经济合理等要求，经技术经济比较后确定）；高压并联电抗器——油中溶解气体、油中含水量；500kV高压组合电器（GIS/HGIS）、500kV高压断路器——SF6气体密度、局部放电（应综合考虑安全可靠、经济合理等要求，经技术经济比较后确定）；220kV高压组合电器（GIS/HGIS）——SF6气体密度；金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数；c)330kV变电站1)状态监测范围：主变压器、高压并联电抗器、高压组合电器（GIS/HGIS）、金属氧化物避雷器；2)状态监测参量：主变压器——油中溶解气体、铁芯接地电流、油中含水量；高压并联电抗器——油中溶解气体、油中含水量；330kV高压组合电器（GIS/HGIS）——SF6气体密度； 金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数；d)220kV变电站1)状态监测范围：主变压器、高压组合电器（GIS/HGIS）、金属氧化物避雷器；2)状态监测参量：主变压器——油中溶解气体、铁芯接地电流；220kV高压组合电器（GIS/HGIS）——SF6气体密度；金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数；e)110kV（66kV）变电站1)状态监测范围：主变压器；2)状态监测参量：主变压器——油中溶解气体（应综合考虑变电站运行的安全可靠性、重要性，经过技术经济比较后确定）。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、多参量共用状态监测IED，以减少装置硬件数量。传感器与状态监测IED间宜采用RS485总线或CAN总线方式传输模拟量数据；状态监测IED之间或状态监测IED与后台系统间宜采用DL/T860标准通信，通信网络宜采用l00M及以上高速以太网。6.光/电缆选择a)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。b)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。c)电缆选择及敷设的设计应符合GB50217的规定。d)光缆选择1)光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定；2)除线路纵联保护专用光纤外，其余宜采用缓变型多模光纤；3)室内光缆可采用尾缆或软装光缆联接；4)室内光缆宜采用非金属阻燃增强型光缆，缆芯一般采用紧套光纤；5)室外光缆可根据敷设方式采用无金属、阻燃、加强芯光缆或铠装光缆；6)光缆芯数宜选取4芯、8芯、12芯、24芯；7)每根光缆或尾缆应留有足够的备用芯。多模光缆的传输距离一般为3km左右，多模光缆造价比单模光缆低，因此除保护专用光纤外，其余宜采用多模光缆；室内光缆为减少现场熔接工作量及中间环节，同时为方便运行维护，室内可采用尾缆或软装光缆联接；室外若采用无铠装光缆机械强度较差，容易断芯，需采用光缆槽盒或外套PVC管进行保护；因此对敷设条件不满足无铠装 光缆敷设要求时，宜采用铠装光缆。光缆敷设可采取电缆沟敷设、穿管敷设、槽盒敷设等方式。7.高级功能a顺序控制顺序控制功能应具有防误闭锁、事件记录等功能，应采用可靠的网络通信技术。b智能告警及故障信息综合分析决策c设备状态可视化d支撑经济运行与优化控制应综合利用FACTS、变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段e站域控制a)110kV变电站宜采用变电站监控系统实现站用电源备自投和低频低压减载功能，宜取消独立装置。b)220kV及以下变电站宜采用变电站监控系统实现小电流接地选线功能，宜取消独立装置。f源端维护8.一体化信息平台a)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。b)66kV~220kV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；c)330kV~750kV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。3、间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量等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。过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，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。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。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IEC61588网络对时。站控层设备宜采用SNTP对时方式状态监测IED通常安装在被监测设备上或附近，接收被监测设备传感器发送数据，实现数据采集、加工、分析、转换，输出数据采用DL/T860标准。同一电压等级的同一类设备宜多间隔、多参量共用状态监测IED，以减少装置硬件数量。状态监测IED之间或状态监测IED与后台系统间宜采用DL/T860标准通信，通信网络宜采用l00M及以上高速以太网。 4、变电站接地装置的全寿命周期按60年考虑。一般碱性地区，使用铜覆钢全寿命周期的材料费，与镀锌钢相比可节省47%以上，相同的设计寿命下与铜相比可节省20%左右。与热镀锌比，使用铜覆钢接地网，不仅设计寿命提高、全寿命周期材料费降低，而且大幅减少了接地网开挖维修的次数和维修费用，隐形的全寿命周期经济性更大；与铜相比，使用铜覆钢不仅全寿命周期经济性好，而且节约了战略性铜材。铜覆钢是变电站接地网理想的资源节约型材料。土壤属酸性的地区，不宜使用铜覆钢作为接地材料。(1)导电性能好(2)抗腐蚀性强(3)机械强度高(4)电阻率小5、通过接收、过滤GOOSE网络和SV采样值网络的报文，故障录波装置完成异常或故障情况下的站内电流、电压等信号的记录和储存。网络报文记录分析仪接收、记录、储存、分析MMS网络、GOOSE网络和SV采样值网络的报文记录，帮助查找故障和对网络进行评估，以提高智能化变电站通信网络的运行安全。故障录波装置与网络报文记录分析仪的功能单元基本一致，可对两种装置进行优化整合。故障录波装置和网络报文记录分析仪优化整合成了一体化装置。该装置共享电源模块、数据采集模块、时间基准模块、人机接口模块和数据远传模块，而数据处理和存储功能模块按故障录波、网络报文分析分别单独配置。硬件结构主要由过程层报文记录子系统、暂态故障录波子系统、站控层报文记录子系统、后台管理子系统组成。6、避雷器在线监测系统由两个部分组成：泄露电流信号采集部分、数字信号远传后台分析处理部分。1、泄露电流信号采集部分；2、雷击次数的统计；7、明确传感器、智能组件与设备本体实施一体化设计、一体化采购、一体化制造、一体化试验等要求。一次设备本体寿命不低于40年，传感器、智能组件等应与本体寿命匹配，同时应便于维护。智能控制柜宜采用双层隔热和通风设计，柜内温度应控制在-25℃～+55℃，并有防凝露措施。安装于室内或遮蔽场所的变压器智能控制柜或独立安装的IED机箱，防护等级应不低于IP20；安装于室外的变压器智能控制柜或独立安装的IED机箱，防护等级不低于IP55。220kV及以上电压等级避雷器宜配置泄漏电流和动作次数监测，传感器应采用穿芯式，且其安装应不延长避雷器的接地线长度、不降低避雷器接地线的通流能力，设置独立IED。'