变电站智能化改造技术规范样本.docx

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1、ICS29.240Q/GDW国家电网公司企业标准Q/GDW414变电站智能化改造技术规范Technicalspecificationsfdrsmartnessupgradeofsubstation-08-04发布-08-04实施国家电网公司发布4变电站智能化改造技术规S(51 范1.la*2 规范性引用文53 术语和定义54 基本原贝U54.1 安全可靠原贝U54.2 经济实用原贝64.3 统一标准原贝U64.4 因地制宜原贝U65 改造变电站的选择.65.1 110(66)kV变电U占65.2 220kV变电U占.65.3 330kV及以上变电U占66 技术要76.176.1 一次设备智能化

2、改6.3智11能组6.4 监控一体化系统功目匕16.5 辅助系统智能12录化附A13A.1本体不更换的高压设备智能化改造技术要13A.2智能组件技术要A.3站控层智能化改造技术要14A.4辅助设施能化改造技术要求15本规范用词说明16刖三本规范以智能变电站技术导则为技术指导，充分吸收了公司智能变电站试点工程设计、建设及运行经验，结合变电站改造特点、安全运行实际需求和最新研究成果而制定。本规范由国家电网公司生产技术部提出并解释。本规范由国家电网公司科技部归口。本规范主要起草单位：浙江省电力公司、山东电力集团公司、河南省电力公司、中国电力科学研究院、国网电力科学研究院。本规范主要起草人：乐全明、刘

3、有为、黄国方、刘明、逮怀东、王松、王锐、舒治淮、李震宇、王永福、付艳华、张旭、高旭、柳力、刘宇。本规范1月首次发布，5月第一次修订。变电站智能化改造技术规范1范围本规范规定了变电站智能化改造的基本原则、选择依据和技术要求，适用于110(66)kV及以上电压等级在运变电站智能化改造。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB/T2900.15电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器GB/T2900.50电工术语发电、输电及配电通用术语GB/T2900.57电工术语发

4、电、输电和配电运行D1./T860变电站通信网络和系统Q/GDW383智能变电站技术导则Q/GDW441智能变电站继电保护技术规范电监会5号令电力系统二次系统安全防护规定3术语和定义GBT2900.15.GB/T2900.50、GBT2900.57.D1.860和Q/GDW383中确立的术语和定义适用于本规范。4基本原则4.1 安全可靠原则变电站智能化改造应严格遵循公司安全生产运行相关规程规定的基本原则，有助于提高变电站安全可靠水平。满足变电站二次系统安全防护规定要求。4.2 经济实用原则变电站智能化改造应以提高生产管理效率和电网运营效益为目标，充分发挥资产使用效率和效益,务求经济、实用。4.

5、3 统一标准原则变电站智能化改造应依据本规范，根据不同电压等级变电站智能化改造工程标准化设计规定，统一标准实施。4.4 因地制宜原则变电站智能化改造应综合考虑变电站重要程度、设备寿命、运行环境等实际情况，因地制宜，制定切实可行的实施方案。5改造变电站的选择综合自动化系统或远方终端单元（RTU）经评估需要进行改造的，方可实施变电站智能化改造。在确立综合自动化系统实施智能化改造的前提下，针对各电压等级，按下列条件先后顺序优先选择实施智能化改造。5.1 110（66）kV变电站a）继电保护整体更换；b）110（66）千伏配电装置整体更换；c）主变更换。5.2 220kV变电站a）继电保护整体或大部分

6、更换；b）高压侧（三）GlS整体更换；c）高压侧AIS断路器整体更换；d）主变更换。5.3 330kV及以上变电站a）继电保护整体或大部分更换；b）全部或局部（三）GIS整体更换；c）高压侧或中压侧AIS断路器整体更换；d）主变更换。6技术要求6.1 总体要求变电站智能化改造应遵循Q/GDW383,实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化，满足无人值班和集中监控技术要求。改造后的智能化变电站应具备以下基本特征：a）通信规约及信息模型符合D1./T860标准；b）信息一体化平台；c）支持顺序控制；d）智能组件；e）状态监测；f）智能告警及故障综合分析；g）图模一体化源端维护；h）支持电

7、网经济运行与优化控制。6.1.1 一次设备要求a）一次设备本体更换时，宜采用智能设备。220千伏及以上主变压器、（三）GIS等一次设备应随设备更换预置传感器及标准测试接口。b）一次设备本体不更换时，不同电压等级变电站的智能化改造技术要求见表A.1。安装状态监测传感器不宜拆卸本体结构，传感器应用不应影响一次设备安全可靠运行。c）状态监测功能应在智能组件中实现设备状态信息数据的存储和预诊断，诊断结果按D1.860标准上传信息一体化平台，存储数据支持远方调取。6.1.2 智能组件要求a）智能组件应结构紧凑、功能集成，宜就地布置。现场就地安装时应满足电磁环境、温度、湿度、灰尘、振动等现场运行环境要求。

8、b）室内主设备和室外110千伏及以下电压等级主设备就地智能组件宜包含保护、测控、计量、智能终端和状态监测等功能。室外220千伏及以上电压等级主设备就地智能组件宜包含本间隔内的测控、智能终端、非电量保护和状态监测等功能。不同电压等级变电站智能组件技术要求见表A.2oc）智能组件应支持基于D1./T860标准服务，输出基于D1./T860标）隹模型的数据信息，并支持模型自描述；可支持组播注册协议（GMRP）,实现Goe）SE和采样值（SV）传输组播报文的网络自动分配；应具备Goe）SE和SV传输通信中断告警功能。d）110（66）千伏电压等级宜采用保护测控一体化装置。当变电站过程层实施数字化改造时

9、，故障录波、网络记录分析仪宜采用一体化设计。6.1.3 网络结构要求a）过程层网络应按电压等级分别组网。双重化配置的保护及安全自动装置应分别接入不同的过程层网络。b）过程层网络（含GOOSE网络）传输GOOSE报文：220千伏及以上变电站宜按电压等级配置GOOSE网络，双重化网络宜采用单星形网络;110（66）千伏变电站过程层GOOSE报文采用网络方式传输时，Ge）C）SE网络宜采用单星形网结构。c）站控层网络（含MMS、GOOSE）传输MMS报文和GC）OSE报文:220千伏及以上变电站宜采用双以太网，110（66）千伏变电站宜采用单星形或单环形网络。6.1.4 站控层设备要求a）站控层信息

10、一体化平台应为变电站内统一的信息平台，应采用开放分层分布式结构，集成操作员站、工程师站、保护及故障信息子站等功能，实现信息共享与功能整合，满足无人值班、调控一体化技术等要求。b）站控层应实现全站的防误操作闭锁功能。c）支持顺序控制、设备状态可视化、智能告警、故障综合分析、图模一体化源端维护、电网经济运行与优化控制等高级功能。6.1.5 间隔层设备要求a）间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量等功能组成，在站控层及其网络失效的情况下，间隔层设备仍能独立工作。b）保护装置应遵循Q/GDW441相关要求，就地安装，直采直跳。c）除检修压板外，间隔层装置应采用软压板，并实现远方遥控。d）当保护、测控

11、装置下放布置于户内组合电器汇控柜时，宜取消汇控柜模拟控制面板，利用测控装置液晶面板实现其功能。6.1.6 过程层设备要求a）基于智能化需求应用的各型传感器不应影响主设备的安全运行。b）智能组件柜宜与同一主设备的汇控柜合并，与主设备相关的测量、控制、监测经过网络实现信息共享。6.2 一次设备智能化改造6.2.1 油浸式变压器（含并联电抗器）a）油浸式变压器本体不更换的智能化改造后，应具备冷却器智能化控制和顶层油温监测等基本功能。330千伏及以上变压器还应具备油中溶解气体、铁芯电流和本体油中含水量等在线监测功能;220千伏变压器还应具备油中溶解气体、铁芯接地电流等在线监测功能。b）变压器智能组件通

12、信应采用光纤以太网接口,宜采用基于D1.860服务实现在线监测信息传输及设置。6.2.2 AIS开关设备、（三）GISa）AIS开关设备、（三）GIS应按间隔实施改造，本体不更换的改造可根据实际情况加装在线监测功能。b）开关设备智能组件通信应采用光纤以太网接口,采用基于D1.86（）服务实现在线监测信息传输及设置，可应用GoOSE服务接收保护和控制单元的分合闸信号，传输断路器、隔离开关位置及压力低压闭锁重合闸等信号。6.2.3 互感器a）当继电保护整体或大部分更换时，互感器可进行数字化采样改造。b）当采用电子式互感器进行数字化采样时，其性能和可靠性应满足相关技术要求，宜按间隔配置电压互感器。c

13、）当一个间隔同时配置电流互感器和电压互感器时，电流、电压宜采用组合型合并单元装置进行采样值合并。6.3 智能组件6.3.1 测量功能a）测量结果应按D1./T860标准建模，应支持D1./T860标准取代服务。b）如互感器进行了数字化采样改造，测量功能应支持采样值传输标准;合并单元应支持稳态、动态、暂态数据的分别输出。6.3.2 控制功能a）应按D1./T860标准控制模型（控制对象与位置信息组合）建模，具备紧急操作、全站间隔层防误闭锁功能。可具备断路器同期和无压合闸功能，支持双母线同期电压自动选择。b）如开关设备进行了网络化控制和数字化测量改造，控制单元应支持D1./T860GOOSE服务网络开关控制。6.3.3 保护功能a）应按D1./T860标准保护模型及相关功能模型建模，支持D1./T860标准取代服务