变电事业部智能变电站继电保护技术规范培训研讨.ppt

目 录 一、智能变电站技术规程体系 二、智能变电站继电保护技术规范 三、国家电网公司输变电工程通用设计110（66）- 750kV智能变电站部分（2011版） 四、智能变电站二次系统检验规范 五、经验及建议 征求意见稿 基于DL/T860标准的继电保护和安全自动装置系统检验规范 智能变电站自动化系统网络设计技术规范 变电站智能辅助控制系统设计技术规范 智能变电站调试规范 智能变电站继电保护检验测试规范 智能变电站继电保护运行管理导则 智能变电站评价规程、通用条件（不准确） 二、智能变电站继电保护技术规范 1、SCL配置文件 IEC 61850标准 2、基本技术原则 3、设备配置原则 2011年58号文要求 5.1.3智能终端配置原则 a) 220kV～750kV除母线外，智能终端宜冗余配置； 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。 2011年58号文 5.2.2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 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 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 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 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IEC 60044-8的FT3协议的 口，能同时满足保护、测控、录波、计量设备使用。 四、设备技术要求 1）基本情况 国网公司通用设计智能化模块是在现有2011版变电站通用设计的基础上，总结国网公司第一、二批试点智能变电站经验； 按照“节约环保、功能集成、配置优化、工艺一流”的总体思路，突出“两型一化”理念; 优化集成，形成智能变电站通用设计； 突出工业化，优化功能房间及建筑面积； 加强功能整合，提高设备集成度，如采用保护测控一体化装置等； 2) 调整内容 电气一次部分，采用“电子式互感器+合并单元”或“常规互感器+合并单元”方案，规范在线监测装置配置； 结合智能一次设备应用，压缩间隔纵向尺寸，节约占地。 二次部分，大范围调整； 整合功能房间，优化建筑面积及电缆沟截面等。 2、主要设计原则 1) 一次设备智能化 采用“一次设备本体+传感器+智能组件”方案； 电子式互感器可采用电子式互感器、也可采用常规互感器； 2) 保护跳闸方案 单间隔保护采用直采直跳； 母线保护宜采用直采直跳； 3) 保护测控一体化方案 500kV断路器宜采用保护测控一体化装置，可采用保护、测控独立配置方案； 220kV线路宜采用保护测控一体化装置； 110kV应采用保护测控一体化装置； 35（10）kV宜采用保护、测控、计量等多合一装置。 4) 站控层设备配置方案 除常规配置的主机及远动工作站外，配置1 套状态监测及智能辅助控制系统后台主机； 330kV及以上变电站故障录波及网络记录分析仪宜整合，220kV及以下变电站应整合。 保护子站整合于主机工作站中。 5）过程层组网 6）组柜方案 间隔层设备按串或按间隔统筹组柜。 7) 一次设备状态检测方案 一次设备状态检测内容及参量按Q/GDW534-2010 进行配置，后台功能进行整合。 8) 交直流一体化电源 220kV及以下变电站，通信电源与站内直流电源整合； 330kV及以上变电站通信电源可整合于站内直流电源，也可单独配置； 具有中继功能的变电站，通信电源独立配置。 8) 二次设备布置方案 330kV及以上变电站，按相对集