国网公司变电站设计补充规定宣贯及智能站经验交流推广会学习总结报告

国网公司变电站设计补充规定宣贯及智能站经验交流推广会学习总结报告

国网公司变电站设计补充规定宣贯及智能站经验交流推广会

学习总结报告

2月23-25日，我和设计院三位同事一起参加了省公司基建部在济宁举办的国网公司变电站设计补充规定宣贯及智能站经验交流推广会，会议的主要内容是①参观110kV黄屯智能变电站②宣贯《国家电网公司201*年新建变电站设计补充规定》（即国家电网基建[201*]58号文）③以110kV黄屯变、220kV怡明站为样板讲解智能变电站初设及施工图深度设计方案④智能变电站调试经验介绍⑤各设计单位交流智能站设计经验和建议，下面就本次学习的内容及自身的思考和建议向领导汇报。

一．会议首先安排参观了110kV黄屯智能变电站，黄屯变电站规划规模3*50MVA,本期2*50MVA；110kV规划出线2回，本期2回，扩大桥接线；10kV规划出线36回，本期24回，单母线分段接线；设备全户内布置。结合现场照片对个人认为的黄屯变亮点作介绍：

1.建筑外观设计：黄屯变建筑外观作了专门设计以同济宁东开发区规划建筑风格保持一致。

2．照明采用节能灯具：户外路灯采用太阳能路灯（见上图），户内大量采用LED节能灯具。

3.智能站方案：110kV电流互感器采用纯光纤型电子式互感器，110kV保护测控下放到110kVGIS室就地布置；10kV电流互感器采用低功率型电子式互感器，10kV采用保护测控一体化智能装置就地安装在10kV开关柜上；主变保护采用主后一体式保护装置，双重化配置，主变本体非电量保护下放到主变室就地布置。

双重化配置的主变主后一体式保护测控装置10kV馈线保护测控装置

10kV电容器保护测控装置10kV网络屏独立，布置在10kV高压室内

主变本体非电量保护就地布置在主变压器室内

4.智能辅助控制系统智能辅助控制系统实现图像监控、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统智能联动控制。

二．省公司基建部范士锋处长讲话，主要包括三个内容，一是告知国网公司成立设计处，二是强调在设计中要无条件的执行三通（通用设计，通用造价，通用设备），三是要求切实提高设计质量，并提出了具体措施：应用下发的初设模板、加强施工图设计深度、建议成立专门的智能站设计小组由咨询院提供咨询和帮助、严格执行设计评审计划并对计划执行不力的单位进行考核、提高技术能力并推荐应用国网推广的新技术。

三．浙江省电力设计院陈建华博士宣讲《国家电网公司201*年新建变电站设计补充规定》，电力工程咨询院有关设计专家以110kV黄屯变、220kV怡明站为样板，讲解智能变电站设计方案、初设及施工图设计深度、设计依据的相关规范、介绍设计经验和有关注意事项，电力研究院有关专家介绍了110kV黄屯变调试过程中的经验教训。

四．学习结束后各参会单位集体交流，由专家答疑并针对智能站建设提出建议，我代表菏泽院提出了两点建议：1、从原来数字化变电站设计施工的实践看，由于一二次设备结合更加紧密，而一二次设备厂家本身却是互相独立各自为政，建议从集团公司层面加强对一二次设备厂家的指导、协调，明确工程中各类厂家的职责分工，督促其加强互相合作，减少在智能变电站实施过程中互相推诿扯皮的情况。2、建议加强对智能变电站系统网络结构的研究，对通用设计和标准配送式变电站各个方案提出推荐的智能变电站系统网络结构，以规范各二次设备厂家系统网络结构混乱的情况，提高设计效率和工程整体质量。这些建议得到了省公司基建部胡俊鹏专工的肯定和咨询院专家的认可。

五．会议最后由胡工总结，强调各设计单位要熟练掌握智能站有关规程规定、智能站实施过程中要建立起协同配合的管理团队、加强施工和调试过程中的设计联络，对今年可研已按常规站审核还未审初设的工程项目，省公司基建部的想法是全部按照智能站设计但还需要和国网公司沟通，大概到3月份上旬可以明确。

以上是这次会议的大概情况，最后根据在这次会议上的所看所学结合个人的思考，提出一些的想法和建议供领导参考：

1.关于电子式互感器，电子式互感器现在主要类型包括采用罗氏线圈的有源式电子式互感器、采用磁光玻璃和纯光纤的无源式电子式互感器以及主要用于开关柜的低功率型电子式互感器。

采用罗氏线圈的有源式电子式互感器的优点是重量轻、在GIS上应用可以将PT和CT做成一体式的ECVT且不受温度影响，缺点是抗电磁干扰能力较差而且如果用于敞开式设备需要采用激光供电，供电模块寿命短可靠性差。采用磁光玻璃和纯光纤的无源式电子式互感器优点是光学性能好、不受电磁干扰的影响，缺点是磁光玻璃抗震性能差、光纤和玻璃的连接点强度弱，两者共同的缺点是受温度影响大。低功率电子式互感器的缺点是抗干扰问题难以解决，所以在这次补充规定中明确要求“采用户内开关柜保护下放布置时，宜采用常规互感器”，已经基本上把低功率电子式互感器排除在选择之外。

根据智能变电站的定义和智能化要求，是否采用电子式互感器并不影响智能化的实现，常规互感器结合合并单元同样可以满足智能化的要求，在现阶段电子式互感器还不成熟，缺少长期运行经验、价格较高并且电子式互感器的寿命要小于常规互感器，现在还无法做到与其它设备同寿命周期。所以个人建议智能变电站选择互感器时可以在敞开式设备（现在主要是主变中性点电流互感器）和开关柜中优先选择常规互感器配合合并单元的方式，在GIS设备中可选择罗氏线圈型的电子式互感器，因为其可以做成电流电压一体式的ECVT使用方便，而且在GIS上使用可以把电源模块置于地电位端不需激光供电，避免了激光供电带来的低可靠性，也可以选择常规互感器加合并单元的方式。至于磁光玻璃和纯光纤的电子式互感器，现在这两种产品的运行经验太少且价格太高，建议暂不考虑使用，等待其发展成熟且获得足够的运行经验，黄屯变之所以采用纯光纤型电子式互感器主要原因是黄屯变是试点站，咨询院设计思路在于要做出亮点，跟现在要大规模推广智能变电站的思路不同。

2.建议在实施智能变电站的过程中，在设备厂家确定后，借鉴都司数字化站当时的经验，由主管部室牵头，召集相关设备厂家开协调会议，明确职责分工和责任分界点，尽可能的减少厂家之间互相推诿扯皮的现象。

3.针对设计院二次设计力量薄弱的现状，建议在智能变电站设计初期，集中公司变电二次技术力量会同智能变电站系统提供厂家召开设计联络会议，确定保护实现方案，因为智能变电站二次回路只体现在配置文件中，以连接装置虚端子的方式实现，所以要在一开始就将整个保护实现方案确定下来，减少后期由于跟设备厂家各自理解不同造成的配置文件来回修改的问题。

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重庆智能变电站二次设计规范总结V1.00版

重庆智能变电站二次设计规范总结

“注”中的内容主要是对标题正文的讨论内容的进一步解释，注”中红色字体部分是援引国网58、441号文件，通常都是会议上讨论的依据。注”中后面的内容是对国网公司标准化原文的解释。--------冯亮

为加快推进坚强智能电网建设，国网公司在结合智能变电站技术研究和建设试点成果，总结分析智能变电站关键技术、设计、设备应用情况，形成“安全可靠、成熟适用、经济合理”的技术规范和配置要求，制定《国家电网公司201*年新建变电站设计补充规定》，国网重庆公司在上述补充规定基础上，结合重庆地区实际运行经验，总结出重庆版本智能站建设补充规定。

1、

保护信息子站设置及分区问题

220kV及以上电压等级保护信息子站独立设置，目前作为安全区II设备，经过调度数据网----非实时网传调度端主站；当保护信息子站需要远方修改定值功能、切换定值区和投退压板时其升级为安全区I设备，应经过调度数据网----实时网传调度端主站。保护信息子站站端支持双调度数据网接入。保护信息子站不独立设数据采集网。保护信息子站经过防火墙接至站控层网络。

注：

《国家电网基建〔201*〕58号_关于印发《国家电网公司201*年新建变电站设计补充规定》的通知_》中“6.2.34）中提及保护及故障信息子站应与变电站自动化系统共享信息采集，330～750Kv变电站保护及故障信息子站可独立配置。

非实时网络为不控制网络，电网安全分区中划为安全区II，如传统信息子站、故障录波数据及计量数据等；实时网络为控制网络，电网安全分区中划为安全区I，如保护信息、测控信息及后台监控等。传统保护信息子站单独组网，智能变电站中保护信息子站信息可依靠监控网络获取，避免信息重复采集。保护信息子站现已具备远方修改定值等功能，但运行中并未大面积推广，还是依赖于实时网络实行远方控制。重庆地区由于运行习惯及调度中设有独立的保护信息主站系统，所以220kV及以上电压等级仍独立设置保信子站。保护信息子站与监控后台分属不同系统，因此需增加防火墙进行横向隔离进入站控层网络。

2、

注：

智能组件（智能终端及合并单元）布置原则

合并单元和智能终端应下放至就地布置。

1）220kV变电站的220kV部分及主变110kV侧，合并单元和智能终端合组一面柜，双重化配置的合并单元和智能终端合组一面柜，此柜由二次设备厂家提供。

2）220kV变电站110kV线路、PT、及母联间隔，合并单元和智能终端安装于GIS汇控柜内。

3）10kV及35kV开关柜布置时采用就地布置。主变10kV合并单元和智能终端可采用合一装置（SV口和GOOSE口分开配置），安装于10kV开关柜低压室内

《国家电网基建〔201*〕58号_关于印发《国家电网公司201*年新建变电站设计补充规定》的通知_》中“5.1.1总体原则d）中指出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以节省硬件装置数量；

1）110kV及以上电压等级非开关柜设备（如GIS、AIS）采用智能终端与合并单元独立配置，低压开关柜设备（如10kV主变低压侧）智能终端与合并单元合一配置，是考虑主变低压侧过程层设备采用双套配置，开关柜内空间有限。10kV其他保护设备采用保护测控一体化装置含（操作及交流采集）就地安装于开关柜内。

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2）由于220kV电压等级及主变110kV侧过程层设备双重化配置，并且汇控柜内还有在线监测等智能组件，空间有限，因此过程层设备单独组一面屏。110kV线路、母联间隔过程层设备由于是单套配置，本着节约屏柜，布局简洁的原则，过程层设备组于汇控柜内。

3）在最近的国网第三批及贵州第二批智能站招标中可发现，合并单元与智能终端硬件上的合并有推广的趋势，不过大部分还是出现在110kV（66kV）低电压等级变电站，重庆及贵州地区已明确220kV、110kV变电站中主变低压侧双重化智能终端与合并单元合一配置。而山西与吉林地区则将合一配置扩大到110kV（66kV）等级间隔设备。

3、

注：

主变保护及各侧过程层设备配置原则

1）220kV变电站的主变保护采用主后保护合一的双套配置，各侧合并单元和智能终端双套配置。2）110kV变电站的主变保护采用主、后保护分开配置，各侧合并单元和智能终端单套配置。后备保护宜与测控装置一体化。

3）110kV变压器常规CT配置一个保护绕组一个测量（计量）绕组。500kV变电站的变压器可保留低压侧套管CT。

《国家电网公司201*年新建变电站设计补充规定》电气一次部分5.1.3智能终端配置原则中指出220kV～750kV主变保护装置均采用双重化配置，相应智能终端也采用冗余配置。110（66）kV变电站主变保护若采用主、后备保护一体化装置时采用双重化配置，相应智能终端也采用冗余配置。主变保护若采用主、后备保护分开配置时采用单套配置，相应智能终端也采用单套配置。5.2.2合并单元配置原则a)~e)合并单元的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。

1）220kV及以上变电站的主变保护采用主后保护合一的双套配置，为满足2套保护独立运行，任一智能终端或合并单元检修，系统仍可正常运行。各侧合并单元和智能终端双套配置。

2）重庆地区原110kV变电站中主变保护采用主后分离模式，采用我公司ISA-387G、ISA-388G实现，现110kV智能变电站中主变保护采用2台PRS-7378，其中一台只投主保护，另外一台只投后备保护（含测控功能），这也符合国网对于110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备设备总体要求。各侧合并单元与智能终端单套配置通过点对点方式接入主保护与后备保护；

3）常规站关于主变高中侧一般各有7个CT绕组：保护2个、母差2个、测量1个、计量1个、故障录波1个，采用常规互感器+合并单元方式后，由主变压器高中侧合并单元输出的数据可以满足主变压器高、中压侧保护、测量、计量、故障录波等需要，可取消主变压器本体高、中压侧套管电流互感器等设备。对于110kV变压器本体高侧，由于保护及合并单元单套配置，常规CT可配置一个保护绕组。500kV变电站的变压器保留低压侧套管CT，主要是满足分相差动保护功能的需要。

4、

注：

间隔层设备中保护及测控装置配置原则

1）220kV及以上电压等级的继电保护按照双重化原则进行配置，间隔层设备采用保护测控功能分开配置，测控单套配置。

2）220kV及以上电压等级主变测控装置宜按开关独立配置，本体测控宜独立配置。当网络双重化配置时，测控装置应配置独立的数据接口控制器，分别接入双重化的两个网络。3）110kV及以下电压等级采用保护测控合一装置。

《Q／GDW441-201*《智能变电站继电保护技术规范》》中第5条：继电保护及相关设备配置原则中指出220kV及以上电压等级的继电保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置。在《国家电网公司201*年新建变电站设计补充规定》测控配置指导原则中提到i)独立配置时，测控装置应单套配置；ii)330kV及以上电压等级测控装置宜独立配置；iii)220kV电压等级当继电保护装置就地安装时，

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宜采用保护测控一体化装置；iv)110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化装置；双重化配置的继电保护应遵循以下要求：

1）每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护异常或退出时不应影响另一套保护的运行；

2）两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的MU；双重化配置的MU应与电子式互感器两套独立的二次采样系统一一对应；这样保护采样的来源才能独立。两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应；两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应；这样才能保证2套保护出口的独立.

3）双重化配置保护使用的GOOSE（SV）网络应遵循相互独立的原则，这样当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行。而对于测控装置而言，在精简二次设备大原则的前提下，测控提倡与保护装置合一配置，由于重庆地区运行习惯，220kV及以上电压等级保护测控分开配置，测控单独配置，同时接入过程层A、B网。110kV及以下电压等级采用保护测控合一装置。

5、

合并单元与互感器配置原则：

重庆地区新建智能变电站不采用电子式互感器，全部采用常规互感器。

220kV及以上电压等级各间隔合并单元宜冗余配置；110kV及以下电压等级各间隔（除主变间隔）合并单元宜单套配置

1）双重化配置的保护的回路CT绕组配置2个5TPE保护级和2个0.2S测量（计量）级，布置于断路器和线路侧刀闸之间。母联回路CT布置于一侧。当配置行波测距装置需另配置独立的二次绕组，并经过控制电缆接至行波测距装置（合并单元的采样频率不能满足500kHz的要求）。

2）电压互感器配置合并单元时，配置2个保护线圈（3P级）和2个测量（计量0.2级）线圈，取消开口三角线圈。10kV采用开关柜时，10kV母线PT不再配置合并单元3）电压切换或电压并列功能由合并单元来实现。

4）间隔电流合并单元输出采用DL/T860-9-2标准输入至间隔层设备；母线PT合并单元输出采用FT3标准格式给间隔合并单元，采用DL/T860-9-2标准格式给保护装置；每个间隔合并单元的双A/D输出22采样值通道至保护装置。合并单元采用DL/T860-9-2格式输出时采用4kHZ，FT3输出格式时采样频率采用4kHZ。

注：

《国家电网基建〔201*〕58号_关于印发《国家电网公司201*年新建变电站设计补充规定》的通知_》中“5.2.1互感器配置原则c）中提及选用电子式互感器，需进行充分技术经济论证d)采用常规互感器时，宜配置合并单元，合并单元宜下放布置在智能控制柜内合并单元配置原则1）220kV及以上电压等级各间隔合并单元宜冗余配置；2）110kV及以下电压等级各间隔合并单元宜单套配置；3)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；8)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；9)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。

1）在最近的国网第三批及贵州第二批智能站招标中可发现，电子式互感器并未大面积推广，而采用常规互感器+合并单元的模式完成智能组件的就地化。经过国网几个试点站反应，电子式互感器在实际运行中并不是特别稳定，电子式互感器在高电压等级变电站运行经验尚需积累。而常规互感器在各电压等级变电站已具有成熟的运行经验，采用常规互感器，配以合并单元实现模拟量就地数字化转换，利用光纤上传，既提高了信号传输的抗干扰性和可靠性，又可减少互感器二次绕组配置数量，从而减小互感器体积，提高其可靠性。据于此，重庆地区已明确，目前新建智能变电站，不采用电子式互感器，全部采用常规互感器。

2）双重化配置，两个P级CT（PT）分别接入两套合并单元，满足两套保护装置采样的独立性；两个0.2S级CT分别接入两套合并单元，用于测量与计量装置。CT布置于断路器和线路侧刀闸之间是考虑到倘若

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CT布置于母线侧和断路器之间是存在弊端的：倘若CT与断路器之间发生接地故障时，对于母差保护而言，为区外故障，母差保护不会动作，属于线路保护动作区域，但是线路保护动作切掉断路器后，并未能切除故障。取消电压互感器三角电压，使用保护自产的零序电压，因零序电压很小，考虑经济性，智能站中一次设备未单独配置零序电压互感器。规避了传输及采集上造成的误差

3）电压切换或电压并列功能由合并单元来实现。这样保护只完成保护逻辑判断功能，合并单元可通过GOOSE网络获取刀闸和断路器位置状态，完成上述功能，这也与传统站中独立于保护装置配置电压切换装置或电压并列装置保持了一致性。

4）间隔电流合并单元输出采用DL/T860-9-2标准输入至间隔层设备，以达到整站间隔层设备输入接口的标准化。合并单元之间级联采用FT3格式，采用IEC60044-8协议，主要是因为传输数据延时小于IEC61850-9-2光网口接口。所以母线PT合并单元输出采用FT3标准格式给间隔合并单元，传输母线电压数据，以实现线路同期功能。35/10kV采用开关柜时，35/10kV母线PT不再配置合并单元,主要是因为开关柜内二次设备采样及操作回路还是传统回路，配置35/10kV母线PT合并单元意义不大，母线电压可通过传统电压转接并列装置传递。

6、

智能终端与保护配置原则

220kV～750kV除母线外，智能终端宜冗余配置；110kV除主变外，智能终端宜单套配置；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；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。

本间隔的保护测控跳闸命令、合闸命令及保护所需开关量信号有直接光纤路径传输时，优先选择直接光纤路径。智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能。当智能终端接收到跳闸命令后，应通过GOOSE网发出收到跳令的报文。

注：

《国家电网基建〔201*〕58号_关于印发《国家电网公司201*年新建变电站设计补充规定》的通知_》中有关智能终端配置原则中指出各电压等级智能终端的配置数量主要与继电保护装置配置原则有关，220kV～750kV继电保护装置均采用双重化配置，相应智能终端也采用冗余配置。对于母线间隔，智能终端负责该段母线上的母线地刀、母线设备刀闸信息的采集和智能控制；110kV继电保护装置（主变保护除外）均采用单套配置，相应智能终端也采用单套配置。

1）根据国网要求，全站智能终端的布置宜实现就地化，以保证一次设备属性的就地数字化66kV（35kV）及以下户内开关柜实现了保护测控装置下放布置，一二次设备距离较近，可不配置智能终端，信息采集和分合闸控制可采用常规控制电缆直联实现；66kV（35kV）及以下户外敞开式布置，一二次设备距离较远，需就地配置智能终端，实现相关量就地数字化转换，利用光纤上传，提高信号传输的抗干扰性和可靠性。

2）有关直采、直跳、网络跳闸、网络采集信息来源的明确，跨间隔信息及命令由GOOSE网络传递。当GOOSE网交换机发生故障，直采直跳仍可完成本间隔保护测控功能，不受其影响。但为保证保护直跳时网络监视仪器能够监视跳闸信息来源问题，要求智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能，通过GOOSE网发出收到跳令的报文

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