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1、110千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范,继电保护所 阮德俊 2011年12月,1 范围,本规程规定了110千伏电压等级在运变电站智能化改造工程的标准化设计原则、技术要求和指导方案。 本规范适用于110千伏电压等级在运变电站智能化改造工程的标准化设计，本规范也适用于具有智能化改造内容的改扩建工程。,4 总则,4.1 变电站智能化改造应遵循Q/GDW414，在安全可靠、经济实用、统一标准、因地制宜四项原则的基础上；以自动化系统智能化改造为前提，实施变电站智能化改造。 4.3 变电站改造不同于新建，必须保证改造期间在运设备的安全运行，减少施工停电，同时兼顾经济实用，综合考虑技术先进性、成熟性以
2、及设备全寿命成本等。在改造过程中要强调标准先行原则，按统一部署的要求实施，还要因地制宜，结合各地具体情况、不同改造内容和不同改造阶段，制定相应的工程设计方案。 4.4 对分阶段进行的变电站智能化改造，可按变电站后期改造需求预留相关接口和位置。对后期需扩建的，应对以后的改造留有余地。,5.1 设计原则 5.1.1 变电站自动化系统实施智能化改造，其设备配置和功能满足无人值班技术要求。实现对全站设备的监控。防误操作闭锁和顺序控制等高级应用功能。 5.1.2 建立变电站一体化监控系统，通信规约及信息模型应符合DL/T 860标准，信息采集完整且不重复采集。 5.1.3 变电站自动化系统应满足未进行智
3、能化改造的设备以其它规约形式接入的要求。 5.1.4 站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层和过程层设备按工程实际规模配置。交换机数量按本期设置并根据情况适当考虑满足以后的扩建；网络VLAN划分应考虑变电站最终规模，为变电站扩建留有余地。 5.1.5 测控装置改造应随变电站自动化系统改造同步进行，110千伏及以下电压等级宜采用保护测控一体化装置。,5 自动化系统改造,5 自动化系统改造,5.1.6 变电站应按照电力二次系统安全防护总体方案的有关要求配置相关二次安全防护设备。状态监测接入自动化系统需加装安全隔离装置。状态检测信息接入区，结果信息可根据需要接入区。 5.2 对保护装置的要求 5.2
4、.1 当仅对变电站自动化系统实施智能化改造时，应对在运的保护装置进行通信接口升级改造，使其具备DL/T 860 标准通信输出，保护采样和跳闸接线可不改变。 5.2.2 当在运保护装置无法通过升级改造实现具备DL/T 860 标准通信输出时，或保护装置接近退役年限时，应更换保护装置。,5 自动化系统改造,5.3 网络结构 5.3.1 110千伏变电站自动化系统由站控层、间隔层、过程层设备组成。网络结构应符合DL/T860 标准。各层设备应按工程实际配置符合网络要求的接口。 5.3.2 站控层宜采用单星形以太网传输MMS报文和GOOSE报文。站控层网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据采集和
5、控制功能。 5.3.3 过程层可采用组网或不组网两种方式。 a)当110千伏采用双母线、单母线（分段）接线或间隔层设备室能内组屏时，宜采用过程层组网方式，过程层网络交换机按星形单网配置。GOOSE报文采用网络传输，SV报文可采用网络方式传输或采用点对点传输。当GOOSE报文和SV均采用网络方式传输时，为节约交换机数，GOOSE和SV也可共网传输。,5 自动化系统改造,b)当110千伏采用桥接线或间隔层设备采用就地分散布置时，可不配置过程层网络。此时，间隔层、过程层设备宜集成于就地的一体化智能控制柜中，GOOSE报文通过站控层网络传输，继电保护设备采用直采直跳。 5.3.4 35(10)千伏电压
6、等级不宜配置独立的过程层网络，GOOSE报文可通过站控层网络传输，间隔层、过程层设备宜采用保护、测控、计量、合并器、智能终端多功能一体化装置。 5.3.5 各层设备应按工程实际需求配置符合网络结构要求的数据接口。,5 自动化系统改造,5.7 对时系统 5.7.1 应具备全智能统一的同步对时系统，可采用北斗系统或GPS单向标准授时信号进行时钟校准，支持卫星时钟与地面时钟互为备用方式。 5.7.2 站控层设备宜采用SNTP对时方式。 5.7.3 间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B、1pps对时方式。,6 继电保护改造,6.1 设计原则 6.1.1 保护装置采样和跳闸应满足Q/GDW 441规范的
7、要求，保护测控一体化装置还应满足Q/GDW 427要求； 6.1.2 保护装置应按照DL/T 860标准建模，具备完善的自描述功能；与自动化系统站控层设备直接通信。 6.1.3 保护装置不更换时，根据情况应对装置进行升级改造，使其满足以DL/T 860标准通信接入自动化系统的要求，否则应更换保护装置。 6.1.4 110千伏线路、母联（分段）间隔宜配置单套保护测控一体化装置；110千伏母线根据需要可配置单套母线保护装置。 6.1.5 主变压器可配置单套主后分开的保护装置，后备保护集成测控功能；也可配置双套冗余的主后一体化保护测控装置。当采用双套冗余的主后一体化保护测控装置时，过程层网络、合并器
8、、智能终端可不采用双套配置。,6 继电保护改造,6.1.6 110千伏及以下保护装置更换时，除检修压板外宜采用软压板，并实现远方投退、定值切换等功能； 6.1.7 采用纵联保护原理的保护装置的硬件配置及软件算法应支持一端为电子式互感器、另一端为常规互感器或两端均为电子式互感器的配置形式。 6.2.3 数字采样，光纤跳闸模式 a)本模式采用常规互感器或电子式互感器，增加合并单元，实现就地数字化。一次设备通过增加智能终端或更换为智能一次设备具备接受GOOSE报文实现跳闸功能。相关电流电压信号采用光纤以SV报文方式接入继电保护装置，继电保护装置采用GOOSE报文通过光纤出口跳闸。,6 继电保护改造,
9、b)保护采样、跳闸等模拟量和开关量信号改造为光缆接线，宜更换继电保护装置，使其按照DL/T 860标准建模、具备完善的自描述功能，与站控层、过程层设备通信。 c)保护装置应支持通过GOOSE 报文实现装置之间状态和跳合闸信息传递，通过SV报文实现电流电压采样。 d)保护装置、智能终端等IED间的交互信息可通过GOOSE网络传输，跳闸报文宜通过光纤直接传输，也可通过网络传输。 e)采样报文通过光纤直接传输。 f）经合并单元采样的保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。,6 继电保护改造,g)双母线电压切换功能可由保护装置分别实现，也可由合并单元实现。 h)保护装置的光口规格、数量应满足过程
10、层合并单元、智能终端的接入要求。,7 一次设备改造,7.1 设计原则 7.1.1一次设备智能化改造宜采用“一次设备本体+传感器+智能组件”方式。 7.1.2 一次设备更换时应采用智能设备，具有标准的数据接口与变电站自动化系统通信，实现设备状态可视化，支持智能化控制要求。传感器、互感器和智能组件宜与设备本体采用一体化设计，优化安装节后。 7.1.3 一次设备不更换时，不应对在运的一次设备本体进行解体、开孔。 7.1.4 智能组件包括智能终端、合并单元、状态监测IED等，其具体配置应通过工程方案技术经济比较后确定。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、智能终端硬件进行一体化整合。
11、 7.2.1 变压器不更换改造方案 a)变压器智能化改造内容包括冷却器、有载调压智能化控制、主变本体/有载开关非电量保护、顶层油温和油中溶解气体状态监测等功能。 b)变压器智能化改造通过设置外置式传感器和智能组件实现智能组件主要包括智能终端、状态监测IED、通信接口。,7 一次设备改造,c)主变压器本体智能终端应单套配置；智能终端宜分散布置于就地智能组件柜内。主变压器本体智能终端宜具有主变本体非电量保护、对有载开关智能调控功能、并可上传本体各种非电量信号灯。主变本体智能终端含非电量保护且采用直跳方式时，应独立配置。 d)变压器状态监测应满足Q/GDW 534变电设备在线监测系统技术导则要求。
12、e)传感器宜按照设备参量对象进行配置，变压器各状态参量共用状态监测IED 。状态监测IED满足全部监测结果的数据采集和综合分析功能，并可与上级相关系统进行互动。 f)通信接口应基于MMS的DL/T 860 服务，采用光纤以太网接口，实现信息传输及设置。,7 一次设备改造,g)油中溶解气体倒油管宜利用主变原有放油口进行安装，保证油样无死区。 h)传感器安装不应拆卸本体结构，不应影响变压器安全可靠运行。外置式传感器应安装于地电位处，若需安装于高压部位，其绝缘水平应符合或高于高压设备的相应要求。 i)与高压设备内部绝缘介质相通的外部传感器，其密封性、杂质含量控制等应符合或高于高压设备的相应要求。 7
13、.3.2 断路器不更换改造方案 a)断路器不更换时，可增设智能终端，实现智能化改造。 b)智能终端的通信接口应基于MMS的DL/T 860服务，采用光纤以太网接口，实现信息的传输。,7 一次设备改造,c)智能终端配置原则 1）110千伏线路、母联（分段）间隔，每段母线智能终端宜单套配置，且宜采用合并器、智能终端一体化装置。 2）当采用单套主后分开的主变保护，主变各侧智能终端宜单套配置；当采用冗余配置主后一体的主变保护时，主变各侧智能终端可单套配置。 3）35（10）千伏及以下配电装置宜采用保护、测控、计量、合并器、智能终端多功能一体化装置。 d) 智能终端技术要求 1）智能终端应符合Q/GDW
14、 428智能变电站智能终端技术规范。 2） 应具备断路器操作箱功能，包含分合闸回路、合后监视、重合闸、操作电源监视和控制回路断线监视等功能。,7 一次设备改造,3） 应支持以GOOSE方式上传一次设备的状态信息，同时接收来自站控层、间隔层GOOSE下行控制命令，实现对一次设备的实时控制功能。 4）宜能介入站内时间同步网络，通过光纤接收站内时间同步信号。 5）应具备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，并能提供查看方法。 6）宜具备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。 7）智能终端安装处宜保留
15、检修压板、断路器操作回路出口压板。,7 一次设备改造,8）宜能接收传感器的输出信号，宜具备接入温度、湿度等模拟量输入功能，并上传自动化系统 9）防跳和压力闭锁功能宜由断路器本体实现。 7.4.1 采用常规互感器，进行数字化采样改造 a)可通过增加合并单元就地进行数字化采样改造，合并单元下放布置在智能控制柜内。 b)合并单元配置原则 1)110千伏线路、母联（分段）、母线合并单元宜单套配置。 2)110千伏变电站主变各侧、中性点合并单元按主变保护要求配置。当采用单套主后分开的保护，合并单元宜单套配置。当采用双套主后一体的保护，合并单元宜双套配置。,7 一次设备改造,3）同一间隔内的电流互感器和电
16、压互感器宜合用一台合并单元 。 4）两个母线PT宜接入同一个合并单元。 5) 计量采用数字化表计，接收合并单元数字采样信号。对于关口计量点，计量仍采用模拟采样，不经合并单元转换。 c)合并单元技术要求 1）合并单元应符合Q/GDW 426智能变电站合并单元技术规范。 2）110千伏及以下电压等级宜采用合并单元与智能终端一体化装置。 3）结合工程需要，合并单元应具备接入常规互感器的模拟信号的功能。 4）具有完善的自检告警功能，能保证在电源中断、电压异常、采集单元异常、通信异常、装置内部异常等情况下正确报警。 5）宜具备合理的时间同步机制以及前段采样和采样传输时延补偿机制，使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。 6）合并单元宜设置检修压板。,8 二次设备组屏,8.1 设计原则 8.1.2 110千伏二次设备组屏应优化配置，力求精简，节约电缆和减少屏位。 8.1.3 智能控制柜户外就地安装时，柜内应配置温度、湿度等环境监控装置，具备自动调控和远方监测功能，并满足柜内IED的防护等级及运行环境要求。 8.
