南方电网3C绿色电网输变电示范工程
建设指导意见
（试行版）
中国南方电网有限责任公司基建部
2011年6月
目次
前言 .......................................................................................................................................................................II 1范围 (1)
2规范性引用文件 (1)
3总则 (2)
4变电站设计 (3)
4.1站址选择 (3)
4.2电气一次部分 (4)
4.3电气二次部分 (9)
4.4土建部分 (14)
5输电线路设计 (18)
5.1电气部分 (18)
5.2结构部分 (26)
6施工要求 (28)
6.1一般要求 (28)
6.2场地环境保护 (28)
6.3大气环境保护 (29)
6.4噪声影响控制 (29)
6.5水污染控制 (30)
6.6节地、节能、节水、节材措施 (30)
附录本指导意见用词说明 (31)
前言
南方电网公司建设智能、绿色电网的任务是：运用先进的计算机技术、通信技术、控制技术，建设一个覆盖城乡的智能、高效、可靠的绿色电网（简称cccgp，即3C绿色电网，下同）。根据《南方电网公司基建一体化管理推进工作方案》的相关要求，南方电网公司基建部制定了《南方电网公司“3C绿色电网”示范工程建设工作方案》，要求通过技术标准的建立和示范工程的建设，将智能、绿色、节能等理念逐步融入到电网工程建设中，不断提高公司基建工程的建设管理水平，实现电网建设向“3C绿色电网”建设的逐步转变。
为规范开展3C绿色电网输变电示范工程的建设，统一建设原则，特制定本指导意见。
本指导意见由中国南方电网有限责任公司基建部提出、归口、组织编写并解释。
本指导意见起草单位：中国南方电网有限责任公司基建部、广东省电力设计研究院。
本指导意见主要起草人：徐达明、李品清、邓恩宏、陈兵、周健、黄志秋、廖毅、游复生、简翔浩、侯婷、刘宝英、蔡田田、施世鸿、李涛、谭可立、吴琛、徐中亚、王咏莉、池代波、汪晶毅、龚有军、林方新、刘万群、张帆、赵雪竹。
1 范围
本指导意见作为3C绿色电网输变电示范工程建设的技术指导性文件，明确了示范工程建设的技术原则。
本指导意见适用于交流110kV～500kV电压等级的变电站及输电线路示范工程，其它类型的输变电工程可参照执行。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本指导意见的引用而成为本指导意见的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修订单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本指导意见，然而，鼓励根据本指导意见达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本指导意见。
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GB 8702-88 《电磁辐射防护规定》
GB8978-2002 《污水综合排放标准》
GB 12348-2008 《工业企业厂界环境噪声排放标准》
GB12523-90 《建筑施工场界噪声限值》
GB 16203-1996 《作业场所工频电场卫生标准》
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GB 50189-2005 《公共建筑节能设计标准》
GB 50217-2007 《电力工程电缆设计规范》
GB 50227-2008 《并联电容器装置设计规范》
GB 50545-2010 《110kV～750kV架空输电线路设计规范》
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国家环保总局令第十八号《电磁辐射环境保护管理办法》
南方电网基建部《南方电网110kV～500kV变电站标准设计（2011版）》南方电网电力调度通信中心《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》
南方电网电力调度通信中心《南方电网220kV～500kV变电站计算机监控系统技术规
范（2010年版）》
南方电网电力调度通信中心《南方电网110kV及以下变电站计算机监控系统技术规
范（2010年版）》
南方电网电力调度通信中心《中国南方电网500kV线路保护及辅助保护技术规范（试
行）》
3 总则
3.1紧密结合南方电网公司实际情况和技术发展现状，结合建设和运行需求，积极应用新技术、新设备、新材料和新工艺，将智能、高效、可靠、绿色等理念融入到电网工程建设中，促进3C绿色电网的建设和发展。
3.2在智能化技术应用方面，遵循智能、高效、可靠的原则，根据输变电技术领域的新技术、新设备发展情况，采用成熟先进的计算机技术、通信技术、控制技术和智能化的一、二
次设备，实现南方电网一体化电网运行智能系统对功能整合、资源和信息共享的要求，支持电网完成实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能。
3.3在绿色环保技术应用方面，统筹考虑节地、节能、节水、节材及保护环境、减少污染等方面因素，通过优化设计方案及设备材料选型、积极应用节能降耗新技术等措施，实现资源节约和环境友好。
3.4坚持经济适用原则和全生命周期效益最优原则，合理控制费用，力求资源利用的最大化。
3.5选择“3C绿色电网”输变电示范工程具体项目时，应明确示范工程在新技术、新设备、新材料、新工艺等方面的应用需求，可根据所在地区的实际情况，选取本指导意见的全部或部分内容有针对性地开展示范工程建设。
4 变电站设计
4.1 站址选择
4.1.1变电站站址选择应符合《变电站总布置设计技术规程》，并应避让以下区域：
1）国家及地区的重要历史文物古迹保护区；
2）国家和地区规定的风景区和重要的供水水源卫生保护区；
3）具有开采价值的矿产资源地、湿地、森林、自然生态保护区。
4.1.2站址选择时，应充分考虑合理使用土地，可合理选用废弃场地作为变电站站址，并对已被污染的废弃地进行处理并达到国家标准。
4.1.3站址及进站道路新建段不应占用基本农田，宜少占用或不占用耕地和经济效益高的土地。
4.1.4变电站总体规划应结合工程条件按最终规模统筹规划，分期建设。
4.1.5变电站的总体规划应满足当地城镇规划、工业区规划、自然保护区规划或旅游规划区规划等，避免与相邻民居、企业及设施的相互干扰。
4.1.6进站道路路径设计须结合地形综合考虑，宜利用已有的道路或路基，尽量减少桥、涵及人工构筑物工程量；宜利用当地的社会交通运输资源，做到沿线厂矿企业共同应用，并兼顾地方交通运输的要求。
4.2 电气一次部分
4.2.1电气主接线
变电站电气主接线应根据电力系统发展规划进行设计，在具备可靠性、灵活性、前瞻性的前提下，适当简化，以减少元件数量，力求做到经济合理，简单可靠。
4.2.2电气设备和导体选择
4.2.2.1变电站应选用全生命周期内性价比高、维护量小、占地少、环境友好的电气设备。
4.2.2.2主变压器应选用低损耗节能型产品，应根据现有规程规范确定所应满足的最低损耗限值，并结合目前国内外制造商的制造水平合理制定不同水平的损耗目标值。220kV及以下变压器若不受运输条件的限制，应选用三相变压器。在制造、运输等条件受到限制时，可选用单相变压器、现场组装三相变压器或三相组合电力变压器。冷却方式宜采用自然油循环风冷或自冷。
4.2.2.3站用变压器应选用11型及以上低损耗、节能型产品。户内布置的站用变压器应采用带金属箱体的干式变压器，以节省占地面积。
4.2.2.4并联电抗器应选用低损耗节能型产品，应根据现有规程规范确定所应满足的最低损耗限值，并结合目前国内外制造商的制造水平合理制定不同水平的损耗目标值。
4.2.2.5端子箱、控制箱等采用驱潮自动控制装置，设定自动启停湿度，以利于节能。4.2.2.6主变压器应选用低噪声环保型产品，结合目前国内外制造商的制造水平合理制定不同水平的噪声目标值。宜在变压器安装地点采取有效的减振、隔声、吸声措施。
4.2.2.7并联电抗器应选用低噪声环保型产品，结合目前国内外制造商的制造水平合理制定不同水平的噪声目标值。
4.2.2.8110kV及以上变压器户内布置时，宜采用散热器和本体分离布置，将变压器本体
布置在屋内，墙壁用吸音材质，将散热器布置在屋外。
4.2.2.910kV并联电抗器户内布置时，应采取有效的减震和隔震措施。
4.2.2.10500kV开关站宜选用带抽能线圈的并联铁芯电抗器，除补偿线路的容性无功外，还可作为开关站的站用电源。
4.2.2.11并联电容器装置的串联电抗器电抗率选择宜根据电网条件与电容器参数经相关
计算分析确定。仅用于限制涌流时，电抗率取0.1%～1%；用于抑制谐波，当并联电容器
装置接入电网处的背景谐波为5次及以上时，宜取4.5%～5%，当背景谐波为3次及以上时，宜采用4.5%～5%与12%两种电抗率混装。
4.2.2. 12 一次设备选型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，智能一次设备宜采用“一次设备本体+传感器+智能组件”形式。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。条件具备时，智能终端、合并单元宜与一次设备的机构箱/控制柜一体化设计、生产。
4.2.2.13110kV及以上电压等级可采用电子式互感器，也可采用常规互感器。选用电子式互感器，需进行充分技术经济论证；选用常规互感器时，宜配置合并单元，合并单元宜下放布置在就地控制柜内。66kV及以下电压等级若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜采用常规互感器，若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用常规互感器，也可采用电子式互感器。主变中性点或公共绕组可采用常规电流互感器，双重化配置，其余套管电流互感器可根据实际需求取消。
4.2.2.14电力变压器、500kV并联电抗器的冷却器宜采用“可编程控制器”智能控制方式，根据负荷大小、油温高低进行最优化判断，自动投入或退出冷却器运行，节能降耗，提高寿命。
4.2.2.15除配电装置的汇流母线外，较长导体的截面宜按经济电流密度选择。
4.2.2.16对SF6的采购、使用、回收宜全过程监控，提高SF6的回收处理和再利用水平。4.2.3电气设备状态监测配置原则
4.2.3.1一次设备的状态监测按实时性和连续性可分为在线监测和离线监测，在线监测方式和离线监测方式的选择应满足必要性、合理性和经济性。状态监测装置的配置应满足安全性、有效性、可靠性、必要性、经济性的原则。
4.2.3.2一次设备的状态监测范围及参量的选择应按运行需求和应用功能，考虑设备重要性及性价比等因素，按照不同电压等级，通过技术经济论证，选用成熟可靠、具有良好运行业绩的产品。
4.2.3.3 状态监测设备的使用应不影响一次设备的安全性与可靠性，整套装置的使用寿命应不小于8年，安装在设备内部的传感器使用寿命应与安装设备的寿命一致。
4.2.3.4全站应建立统一的状态监测后台系统，实现各类设备状态监测数据汇总与分析。
4.2.3.5220kV及以上主变压器、高压组合电器（GIS/HGIS）应预置传感器及测试装置接口。设备状态检测IED在装置硬件处理能力允许情况下，同一电压等级和同一种类设备宜多间隔、多参量共用状态检测IED。
4.2.3.6主变压器、高压并联电抗器、高压组合电器（GIS/HGIS）、高压断路器、氧化锌
避雷器的状态监测配置原则如表4.2.3-1～4所示。
4.2.3-1 主变压器在线监测项目配置表
4.2.3-2 高压并联电抗器在线监测项目配置表
表4.2.3-3 高压组合电器（GIS/HGIS）、高压断路器在线监测项目配置表
4.2.3-4 避雷器在线监测项目配置表
4.2.4配电装置布置型式
4.2.4.1在满足安全可靠、技术先进、经济合理、运行维护方便的前提下，配电装置的设计应坚持节约用地的原则，布置应紧凑、合理。同等规模下各电压等级区域的占地面积不应超过《南方电网110kV～500kV变电站标准设计（2011版）》的占地面积。
4.2.4.2配电装置的布置宜控制静电感应对人体的影响，避免或减少同相布置，尽量减少同相母线交叉与同相转角布置，控制箱等操作设备应尽量布置在较低场强区，必要时宜适当增加屏蔽线或设备屏蔽环。
4.2.4.3配电装置的布置方位应根据出线走廊规划的要求，综合考虑进出线间隔的排列、进出线方向和主变压器各侧的引线，应避免或减少各级电压架空出线和引线的交叉，并应便于扩建。
4.2.4.4110kV～500kV配电装置采用户外常规设备敞开式布置时，优先选用母线隔离开关布置在母线下方的分相中型布置，其母线型式应选用支持（或悬吊）式管形母线，以减小变电站的占地面积。
4.2.4.5用地受限制地区，110kV～500kV配电装置应采用GIS或HGIS，以减小占地面积。
深入城市中心的110kV、220kV变电站应采用小型化全户内或半户内变电站布置型式。
4.2.4.6变电站站界（非架空出线侧）的工频电场强度和工频磁感应强度应符合一定的限值要求，应根据现有规程规范确定所应满足的最低限值，并结合目前现有变电站电磁环境监测现状合理制定不同水平的目标值。
4.2.5电缆敷设与防火封堵
4.2.
5.1电缆敷设的路径应合理安排，在满足安全及使用要求的前提下，力求路径短、转弯少、交叉少、便于扩建。
4.2.
5.2地下变电站的电力电缆应采用无卤低烟阻燃型。
4.2.
5.3变电站应采用无毒、且不对电缆产生腐蚀和损害的防火封堵材料。
4.2.6防雷接地
4.2.6.1为防止环境污染，变电站接地网中应少用或不用降阻剂，不应使用含有重金属或其他有毒成分的化学降阻剂。
4.2.6.2根据站址土壤腐蚀情况，对于规模较小的敞开式变电站接地材料可选用铜镀钢或铜材料。
4.2.6.3在土壤电阻率不大于1000Ω?m的地区，110kV及以上配电装置的避雷针应装设于配电装置构架上。
4.2.7照明
4.2.7.1变电站内照明功率密度值应不高于规范DL/T 5390《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》中的现行值。宜选用高效节能灯具，以达到节能降耗的目的，如T5型荧光灯、太阳能灯、LED灯等光效比高的灯具，照明功率密度值不宜高于规范DL/T 5390《火力发
电厂和变电站照明设计技术规定》中的目标值。
4.2.7.2户外照明宜采用自动节能控制，道路照明宜分组布置。对经常无人使用的场所、通道、出入口处的照明，宜设单独开关分散控制。户内建筑的通道照明宜设感应控制。4.2.7.3照明方式宜采用直接照明方式，不宜采用间接照明方式。在满足灯具最低允许安装高度及美观要求的前提下，宜尽可能降低安装高度，以节约电能。
4.2.7.4气体放电灯宜附加与光源相匹配的高效节能电器附件，包括无功补偿器、镇流器等。
4.2.7.5自然条件允许时，宜局部采用太阳能灯；经技术经济比较，可开展光伏发电、风能接入站用电系统的试点应用，为照明等生产辅助性负荷提供电能。
4.3 电气二次部分
4.3.1系统构成
4.3.1.1变电站自动化系统按逻辑功能分为站控层、间隔层和过程层。
4.3.1.2站控层主要包括主机、操作员站、五防主机、远动装置、保信子站以及其它智能接口设备等。站控层主要汇集、记录和分析全站实时信息，提供全站运行的人机界面，管理和控制间隔层设备，与远方监控/调度中心通信等。
4.3.1.3间隔层主要包括各种保护装置、测控装置、故障录波装置、安全自动装置、电能计量装置等设备。间隔层主要汇总各间隔过程层实时数据信息；完成各间隔的保护和监控功能；执行信息的承上启下通信传输功能；在站控层及站控层网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。
4.3.1.4过程层主要包括互感器、合并单元、智能终端、一次设备状态监测模块等设备。过程层主要采集实时运行电气量、监测设备运行状态、执行控制命令等。
4.3.2网络结构
4.3.2.1网络配置
变电站自动化系统的网络结构应符合DL/T 860标准，网络分为站控层网络和过程层网络，两层网络物理上相互独立。
4.3.2.2组网原则
站控层网络采用双星形网络结构，双网双工方式运行。
过程层网络可传输SV（采样数据值）报文和GOOSE（面向通用对象的变电站事件）报文。SV可采用点对点、独立组网或与GOOSE共同组网的方式实现报文传输；GOOSE可采用点对点、独立组网或与SV共同组网的方式实现报文传输。
过程层网络组网形式可以采用共享双网（如图4.3.2-1所示）、双套独立双网（如图4.3.2-2所示）或双单网（如图4.3.2-3所示）。
图4.3.2-1 共享双网示意图图4.3.2-2 双套独立双网示意图
图4.3.2-3 双单网示意图
4.3.3站控层
4.3.3.1主机/操作员站
110kV～220kV变电站应采用主机兼操作员站方式，双机冗余配置；500kV变电站主机和操作员站应分别采用双机冗余配置。
4.3.3.2五防主机
110kV～220kV变电站五防主机应双机冗余配置，其中一台独立配置，另一台与操作员站共用；500kV变电站五防主机应双机冗余配置，其中一台独立配置，另一台可与操作员站共用。
可采用在线式五防，实现全站全程实时在线操作闭锁。
4.3.3.3保信子站
110kV～500kV变电站保信子站应双机冗余配置，互为热备用，能实现双机无缝自动切换。
4.3.3.4远动装置
110kV～500kV变电站远动装置应双机冗余配置，并能根据运行要求设置为双主机或热备用工作方式。
4.3.4间隔层
4.3.4.1保护测控一体化装置
110kV及以下电压等级应选用保护测控一体化装置；220kV及以上电压等级可选用保护测控一体化装置。
4.3.4.2一体化运行记录分析装置
110kV及以下电压等级变电站的故障录波装置和网络记录分析仪可整合为一体化运行记录分析装置；220kV及以上电压等级变电站宜独立配置故障录波装置和网络记录分析仪。
4.3.4.3保护装置整合
过电压及远方跳闸就地判别装置宜集成在一套装置中，也可集成在线路保护中。使用光纤通道的线路保护和过电压及远跳保护宜采用内置光纤接口，尽量减少保护通道的中间环节。
4.3.5 过程层
4.3.
5.1合并单元
合并单元与继电保护的冗余配置原则一致。继电保护双重化配置的间隔，合并单元应双重化配置，且对应互感器冗余的独立输出回路。
4.3.
5.2智能终端
智能终端与继电保护的冗余配置原则一致。继电保护双重化配置，则智能终端应双重化配置。母线间隔的智能终端负责该段母线PT与接地刀闸的信息采集和智能控制，宜单套配置。
4.3.
5.3过程层交换机
宜按间隔对象配置过程层交换机；500kV电压等级3/2接线，过程层交换机应按串配置。
每台交换机的光纤接入数量不宜超过16对，并配备适量的备用端口。
4.3.6其他二次系统
4.3.6.1时间同步系统
1）变电站应配置一套全站公用的时间同步系统，主时钟双重化配置，支持北斗系统和GPS系统标准授时信号。
2）站控层设备宜采用SNTP（简单网络时钟同步协议）对时方式，间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B对时方式，也可采用IEC 61588网络对时。
4.3.6.2视频及环境监测系统
变电站内的视频、环境监测、安全保卫等辅助系统宜统一后台主机、接口类型和传输规约，并实现与站内照明、消防及火灾自动报警系统、采暖通风与空气调节系统、变电站自动化系统、地区调度自动化系统的联动，实现可视化操作。
4.3.6.3一体化电源系统
1）变电站站用交流、站用直流和UPS等电源宜整合成一体化电源系统，进行统一监测和控制，并能将其信息远传至相应主站系统。
2）110kV及以下电压等级变电站，通信直流电源宜与站用交流、站用直流和UPS等电源整合成一体化电源系统，进行统一监测和控制，并能将其信息远传至相应主站系统。
3）220kV及以上电压等级变电站，通信直流电源可与站用交流、站用直流和UPS等电源整合成一体化电源系统，进行统一监测和控制，并能将其信息远传至相应主站系统。
4）条件具备时，可配置蓄电池内阻在线监测设备，并纳入一体化电源系统进行统一管理。
4.3.6.4电能质量监测
与换流站、可再生能源、非线性负荷连接的变电站，宜设置电能质量监测装置。
4.3.6.5 辅助系统统一后台
变电站宜配置辅助系统统一后台，对站内视频及环境监测、火灾报警、照明动力等进行统一管理。统一后台可采用标准的信息模型、通信规约、接口规范，具备接入远方主站的功能。
4.3.7高级应用功能
4.3.7.1一体化电网运行智能系统
根据南方电网二次一体化工作的推进及试点建设情况，变电站可建立一套站内的一体化电网运行智能系统，集成监控系统和其他二次系统的全部信息，建立站内统一的“数据中心、监视中心、控制中心以及管理中心”，实现全站信息的集中分析和处理，实现实时监测、故障报警、远程控制、任务管理、辅助决策等功能，并通过智能远动机实现站内所有运行信息与相关业务主站之间的统一传输。
4.3.7.2一次设备状态监测及评估系统
对重要的电气一次设备例如变压器、高压断路器等实施了状态监测的变电站，应配置一套设备状态监测及评估系统，实现设备多状态量的综合在线监测、诊断、分析和评估，并可将信息上送当地主站。条件具备时，设备状态监测及评估系统后台可与变电站监控系
统融合。
4.3.7.3程序化操作
变电站自动化系统宜具备程序化操作功能，并能支持站控层和远方调度端进行程序化操作的方式。程序化操作的断路器与刀闸操作结果校核，可依靠断路器与刀闸双位置接点进行远方判别。
4.3.7.4智能告警与故障分析决策
变电站可配置智能告警与故障信息综合分析决策专家子系统，实现全站运行的告警信息分级，自动报告变电站异常信息并提出故障处理指导意见；应用故障分析和推理功能，自动生成变电站故障分析简报。
4.3.7.5站域控制
站域控制功能实现对站内信息的集中处理、判断，根据系统运行方式要求实现站内自动控制，包括备自投、低频低压减负荷等功能。
4.3.7.6广域保护
变电站可通过与相连站点的通信获取厂站间继电保护信息及运行状态，对其进行综合比较和分析，实现广域保护的功能。
4.3.7.7低电压等级的广域备自投
变电站可通过与相连站点的通信获取继电保护动作信息，并利用调度自动化系统采集的广域负荷信息，进行综合分析和决策，实现一定区域电网内具有备自投条件的母线负荷的备自投功能。
4.3.7.8源端维护
在保证安全前提下，能在变电站利用统一系统配置工具进行配置，生成标准配置文件。变电站主接线和分画面图形能以标准图形格式提供给调度/集控系统。
具备基于IEC 61850标准的配置文件自动生成图模库的功能，可自动导出符合IEC 61970标准的CIM模型文件功能，实现与远端主站的无缝通信，实现主站端本站配置文件的自动更新。
4.3.7.9智能巡检
条件允许时，变电站可配置智能巡检系统。智能巡检机器装配高清摄像头及红外测温摄像头，利用先进的图像处理和模式识别技术，识别站内所有隔离刀闸、接地刀闸的分合位置和主变油位等，实现变电站内的智能巡检。
4.3.8二次设备组屏和布置
4.3.8.1整体布置原则
变电站宜整体考虑控制、保护、远动和通信等二次设备的布置，减少二次设备间面积。
4.3.8.2站控层设备
站控层设备宜组屏安装，集中布置在主控制室或计算机室。
4.3.8.3间隔层设备
间隔层设备可按设备类型组屏，也可按串或间隔组屏，布置在就地继电器小室或者集中布置在继电器室。
当一次设备采用户内配电装置时，间隔层设备可分散布置于配电装置场地。
4.3.8.4过程层设备
采用电子式互感器时，合并单元宜下放至就地智能终端柜内，或与保护装置共组屏；采用常规互感器时，合并单元应下放至就地智能终端柜内。
过程层交换机可按串或间隔集中组屏，每面柜布置4～6台交换机；也可采用分散式安装，按照光缆和电缆连接数量最少原则安装在保护、测控屏上。
智能终端应安装在所在间隔的就地智能终端柜内。
4.4 土建部分
4.4.1站区总体布置
4.4.1.1在满足防洪、防涝标准前提下，变电站宜采用站区内土（石）方自平衡方式，尽量减少外购土方或弃土工程量。站外挖、填方边坡应根据周围环境及边坡土质状况采取植草、浆砌片石等方式护面，防止水土流失，在条件允许时优先采用植草护面。
4.4.1.2站区总平面设计应将近期建设的建（构）筑物集中布置，以利分期建设和节约用地；城市户内变电站土建工程可按最终规模一次建成。
4.4.1.3山区、丘陵地区变电站的竖向布置，在满足工艺要求的前提下根据自然条件可采用阶梯式布置，以减小土（石）方工程量及边坡、挡墙工程量。
4.4.1.4根据工程条件，可合理采用加筋土挡墙等措施节省边坡占地面积。
4.4.1.5110kV变电站进站道路宽度不应超过4.0m，220kV变电站进站道路宽度不应超过4.5m，500kV变电站进站道路宽度不应超过6.0m。当路基宽度小于
5.5m且道路两端不能通视时，还应按相关规范要求设置错车道。
4.4.1.6当500kV变电站新建进站道路超过1.0km时，进站道路宽度宜采用4.5m。
4.4.1.7城市户内变电站宜利用市政道路作为消防通道。
4.4.2建筑
4.4.2.1建筑外观应简洁大方，体型规整，体现工业化特征，减少装饰性构件，与周围环境相协调，并符合当地城市规划的要求。
4.4.2.2主控通信楼、继电器小室、警传室等有节能要求的建筑物，其围护结构热工性能指标应符合GB 50189《公共建筑节能设计标准》的规定。外墙的热工设计应充分考虑各地区墙体传热的双向性，适当控制墙体传热系数，在满足外墙隔热要求的前提下，不必过分降低传热系数。
4.4.2.3主控通信楼等运行人员集中的建筑物主要朝向迎向当地夏季主导风向，偏转角度应为45°～135°。
4.4.2.4制冷负荷大的房间（如主控制室、计算机室、通信机房等），外窗宜设置外遮阳，外遮阳系数的计算方法按GB 50189《公共建筑节能设计标准》附录A确定。遮阳形式综合考虑采光、通风和节能后，应优先采用垂直遮阳、带偏角的垂直遮阳和综合遮阳，其次是水平遮阳，再次是垂直百叶。
4.4.2.5建筑物内宜通过大门、内廊窗、门厅窗、楼梯间窗、卫生间窗等形成穿堂风，以充分利用自然通风，减少使用空调；内走廊布局时应尽量缩短走廊长度，宜在走廊端头设置可开启外窗以强化走廊通风效果。
4.4.2.6办公休息房间应采用天然采光，减少人工照明，宜南向布置。
4.4.2.7在建筑平面布局和空间功能处理时，对设备房间和办公休息房间宜分开布置，使动静功能分区明确，减少相邻空间的噪声干扰以及外界噪声对室内的影响；应合理选用建筑围护结构构件，采取有效的隔声、减噪措施，保证室内噪声级和隔声性能符合相关规范要求。
4.4.2.8使用空调的房间，在满足采光通风的条件下，建筑物外窗面积应尽量减小；不应采用大面积的落地玻璃窗和玻璃幕墙；对环境温度要求较高且无人工作、休息的房间，宜取消窗户。
4.4.2.9建筑外门窗的气密性不宜低于GB/T 7106《建筑外门窗气密、水密、抗风压性能分级及检测方法》规定的6级标准。
4.4.2.10建筑物内使用空调的房间门可设闭门器，使用空调时保证门扇处于常闭状态，减
少室内外的热交换。
4.4.2.11在冬季，夏热冬冷地区的外墙与屋面冷/热桥部位的内表面温度不宜低于室内空气的露点温度。低于露点温度时，在冷/热桥部位宜有相应的保温措施。
4.4.2.12墙体材料应结合当地实际情况，在节能、环保基础上选用经济合理的材料，禁止选用粘土砖作为墙体材料。
4.4.2.13建筑材料中有害物质含量应符合GB 18580～GB 18588以及GB 6566《建筑材料放射性核素限量》的要求。
4.4.2.14土建与装修工程宜一体化设计施工，不宜破坏和拆除已有的建筑构件及设施，避免重复施工。
4.4.2.15在保证性能的前提下，宜使用以废弃物为原料生产的建筑材料。
4.4.2.16 变电站不应对周边建筑物带来光污染，不应影响周围居住建筑的日照要求；不应影响周边建筑物的通风效果。
4.4.2.17变电站站界的环境噪声排放应符合GB 12348《工业企业厂界环境噪声排放标准》和GB 3096《声环境质量标准》的要求。宜采取有效措施，使变电站环境噪声排放值低于上述国家标准值。
4.4.3结构
4.4.3.1施工现场500km以内生产的建筑材料重量宜占建筑材料总重量的80%以上，以减
少材料运输。
4.4.3.2变电站建（构）筑物可采用工厂加工、现场组装的装配式结构，以减少现场施工作业工作量。
4.4.3.3结合使用条件及经济特性，结构材料可采用高性能混凝土、高强度钢，并采取提高耐久性的措施。
4.4.3.4钢管柱构（支）架、房屋钢结构可采用冷喷锌防腐，减少对环境的污染。
4.4.3.5户外变电站可再循环材料使用重量宜占所用建筑材料总重量的3%以上。
4.3.3.6在保证性能的前提下，使用以废弃物为原料生产的建筑材料，其用量宜占同类建筑材料的比例不宜低于30%。
4.3.3.7建筑物的可再利用建筑材料的使用率可大于5%。
4.4.4给排水及灭火设施
4.4.4.1合理选用用水定额, 应按GB 50015《建筑给水排水设计规范》及DL/T 5143《变电
所给水排水设计规程》选用给水用水定额，不超过最高值，缺水地区采用低值。
4.4.4.2生活给水系统设置合理，通过市政管网供水时，应充分利用市政供水压力，加压供水压力不应大于0.35MPa。
4.4.4.3生活给水设备采用变频、叠压等节能型给水设备。
4.4.4.4给水管道应采取以下措施，避免管网漏损：
1）给水系统中使用的管材、管件，必须符合现行产品行业标准的要求。对新型管材和管件应符合企业标准的要求，并必须符合有关行政和政府主管部门的文件规定组织专家评估或鉴定通过的企业标准的要求；
2）选用性能高的阀门、零泄漏阀门等，如在冲洗排水阀、消火栓、通气阀阀前增设软密封闭阀或蝶阀；
3）合理设计供水压力，避免供水压力持续高压或压力骤变；
4）做好管道基础处理和覆土，控制管道埋深，加强管道工程施工监督，把好施工质量关。
4.4.4.5卫生器具应选用《当前国家鼓励发展的节水设备》（产品）目录中公布的设备、器材和器具，合理选用节水水龙头、节水便器、节水淋浴装置等，所有器具应满足CJ 164《节水型生活用水器具》及GB／T 18870《节水型产品技术条件与管理通则》的要求。
4.4.4.6变电站生活污水应根据环评报告的要求处理达标后排放或回收用于站内绿化灌溉，当条件允许时宜回收利用。
4.4.4.7应制定并实施事故油池内的变压器事故油处理制度，由专用车辆运出站外交有资质的单位处理。
4.4.4.8绿化灌溉宜采用喷灌、微灌等高效节水灌溉方式。
4.4.4.9当变电站绿地表面距地下水位大于1.0m时，宜考虑设置雨水绿地入渗系统，以利于雨水入渗，减小雨水的外排量。
4.4.4.10年均降雨量大于400mm地区可设置雨水收集回用系统，雨水收集处理后用于站内绿化用水，处理出水水质应符合绿化用水水质标准。
4.4.4.11主变压器可采用合成泡沫喷雾等节水型灭火系统，减少消防水的用量。
4.4.4.12生活给水及低压消防给水管道，雨水及生活污水排水管道应采用塑料类环保型管材。
4.4.4.13在自然条件允许时，生活热水宜采用太阳能热水器供应。
智能变电站状态图元的规范与设计 发表时间：2016-07-19T15:46:42.537Z 来源：《电力设备》2016年第8期作者：杜鹏侯丹贺思亮张亮 [导读] 智能电网建设是全国电网建设的大趋势，最终要实现电网的无人化、智能化是电网建设的最终目的。 杜鹏侯丹贺思亮张亮 （国网冀北电力有限公司唐山供电公司河北唐山 063000） 摘要：按照“调控一体化”建设模式，梳理调控业务需求、更新信号类型、建立新型图元、制定专属监控信号，已经成为当务之急。遵照“异常上光字、变位不告警”技术原则，提出新增空挂断路器、保护图元、状态图元等新概念并根据智能站新需求与主站监控界面新增重合闸状态监视界面，避免因信号告警方式错误，图元制作不规范等原因影响运行及监控人员对故障的准确判断，提高调度、运行人员的日常操作和事故应急处理效率，确保调控一体化系统高效稳定运行。 关键字：智能变电站信息图元分类规范 一、研究背景 智能电网建设是全国电网建设的大趋势，最终要实现电网的无人化、智能化是电网建设的最终目的。智能电网调度技术支持系统建设是智能电网建设的重要组成部分，为保障电网安全、稳定、经济、优质运行和 “大运行”体系改革、电网智能化建设奠定了坚实基础。为了实现电网的智能化建设唐山电网对于新投的110kV以上变电站要求全部按照智能变电站标准建设。新的智能变电站建成投运后，在信号及监控界面方面发现了若干问题，影响了调度、运行人员的日常操作和事故应急处理效率，影响了自动化维护人员对故障的及时排查。对智能站特有的信息及监控界面的优化规范与梳理已成为必要之举。 二、现状调查 随着智能变电站建设步伐的加快，智能变电站与常规站信号的差异日渐突显，由于智能变电站的设备与传统变电站由较大区别，导致主站调控一体化监视系统新增了许多以前没有的信号，例如：重合闸充电指示、重合闸投入软压板、智能终端就地操作、开关机构就地操作等等，而且智能变电站很多信号长期处于触发状态，老的图形绘制原则将导致监控人员监控复杂、操作不变，给调度与监控工作带来的极大不便，从而致使电网事故判断与处理效率下降。 三、存在的问题 1．新信号的图形制作问题 新投智能站把开关取消并加入智能终端，因此需要对相应的远方就地进行划分，同时对于属于保护信号并同时为变位信息的信号图元重新制作。对于新增信号图形制作问题，首先听取监控员意见，由于有些信号长时间为触发状态，小组人员讨论决定变位信息不上光字牌，这样不会触发间隔的光字牌，从而降低了对监控员的干扰。 2．保护信号的遥控问题 智能站中新增重合闸软压板、备自投软压板等压板类保护信号且这些信号需要主站监控员进行遥控，对于着这种情况需要在图形上进行重新制作。 3．重合闸信号是否异常问题 智能站中新增的重合闸充电指示、重合闸压板投入信号，这就为监控员根据充电指示、压板投入情况和开关位置判断信号是否异常增加了难度和工作量，导致监控员需要检查多幅间隔图中信号，并根据计算才能判断信号情况，根据这种情况需要增加新的监控信号并根据三种信号的情况制作公式判定。 四、状态图元的规范与设计 4.1对于智能站新增和改进信号进行系统分类 为便于调度监控人员更简便、准确的掌握信息，将保护信号中的变位信息分为以下几类。 1）仅状态变化的变位信息：主要反映相关设备“二次把手‘远方/就地’”的相关变位信息，仅用于监控员观察其状态以判断其是否属于异常，信号主要包括智能终端就地操作、刀闸及接地刀闸就地操作、开关就地操作、开关机构就地操作、主变有载调压机构就地操作。 2）不可遥控的变位信息：主要反映重合闸设备是否充电开关是否具备重合闸功能的变位信号。信号主要包括重合闸充电指示、备自投充电指示、备自投方式XX充电指示。 3）可遥控的变位信息：主要是智能站独有的相关软压板投入退出的变位信号，该信号可有主站监控员进行远程遥控操作。信号主要包括智能终端置远方压板投入、备自投软压板投入、自投闭锁压板投入、重合闸软压板投入。 4.2规范图元模型对应信息制作不同图元 根据上面对智能站变位信息的分类对每类信息制作专门类型的图元，同时我们为了使图形更整齐划一，我们对所有图元的绘制采用相同的参数。 1)对于“远方/就地”仅状态变化这类信息制作成状态图元。 2）对于充电指示这种不需遥控的变位信息制作成保护图元。 3）对于软压板投入这种需要遥控的变位信息必须使用设备图元代替最终使用空挂断路器来实现。 五、实时效果 通过对上述信息的详细分类，并根据分类采用标准化参数制作对应图元，极大地规范了间隔图内容，防止信息出现混乱从而产生光字时常动作的情况发生，减少了监控员的工作量提高了工作效率。 在今后所有新投变电站的信息分类、图形绘制过程中，均需严格按照对应原则对信息进行分类并使用标准图元模板进行一次图和间隔图的绘制，并在今后的工作中，认真总结工作经验，勇于创新，持续改进不足，保障调控一体化系统高效稳定运行。 参考文献： [1]《调控一体化系统信号与监控界面优化分析》，《电工技术》，2013（1）：28-30 作者简介： 杜鹏，男，高级技师，从事调控一体化运维工作,侯丹，女，高级工，从事电力系统营销工作,贺思亮，女，工程师，从事调控一体化运
智能变电站功率振荡解列装置通用技术规范（范本）
本规范对应的专用技术规范目录 智能变电站功率振荡解列装置采购标准 技术规范（范本）使用说明 1、本标准技术规范（范本）分为通用部分、专用部分。 2、项目单位根据需求选择所需设备的技术规范（范本），通用技术规范（范本）部分条款及专用技术规范（范本）部分固化的参数原则上不能更改。 3、项目单位应按实际要求填写“项目需求部分” 。如确实需要改动以下部分，项目单位应填写专用部分“项目单位技术差异表”并加盖该网、省公司物资部（招投标管理中心）公章，与
辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会： ①改动通用部分条款及专用部分固化的参数； ②项目单位要求值超出标准技术参数值； ③需要修正污秽、温度、海拔等条件。 经标书审查会同意后，对专用部分的修改形成“项目单位技术差异表” ，放入专用部分中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。 4、对扩建工程，项目单位应在专用部分提出与原工程相适应的一次、二次及土建的接口要求。 5、技术规范（范本）的页面、标题、标准参数值等均为统一格式，不得随意更改。 6、投标人逐项响应专用技术规范（范本）部分中“ 1 标准技术参数表”、“ 2 项目需求部分”和“ 3 投标人响应部分”三部分相应内容。填写投标人响应部分，应严格按招标文件专用技术规范（范本）部分的“招标人要求值”一栏填写相应的招标文件投标人响应部分的表格。投标人填写技术参数和性能要求响应表时，如有偏差除填写“技术偏差表”外，必要时应提供相应试验报告。 7、一次设备的型式、电气主接线和一次系统情况对二次设备的配置和功能要求影 响较大，应在专用部分中详细说明
基于智能变电站的调试流程及方法探讨 发表时间：2017-07-17T15:36:08.923Z 来源：《电力设备》2017年第8期作者：温治超 [导读] 摘要：随智能电网是电力工业将来的发展方向，在智能电网规划的推动下，智能变电站建设已逐渐成为新建变电站的主流。 （国网辽宁省电力有限公司盘锦供电公司辽宁盘锦 124010） 摘要：随智能电网是电力工业将来的发展方向，在智能电网规划的推动下，智能变电站建设已逐渐成为新建变电站的主流。因此，本文对智能变电站的调试流程以及相关调试方法进行了探讨，并指出其中的难点。 关键词：智能变电站；调试流程；方法 一、智能变电站 智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制；过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。 这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。 二、智能变电站调试流程 2.1变电站调试流程简述 变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。出厂验收是对即将出售的设备进行质量检查；调试工作是对现场安装的设备进行现场调试，现场调试按照流程可分为单体调试、分系统调试、系统调试。 2.2智能变电站调试流程 按照《智能变电站调试规范》执行，职能变电站的调试可按照一下流程：组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现场调试→投产试验。 2.2.1组态配置。组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。 2.2.2系统测试。系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。 2.2.3系统动模。系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。 2.2.4现场调试。现场调试是为了确保系统和设备现场安装连接和功能的正确性而进行的实验。现场调试实验包括回路、通信链路检验及传动试验。同时，设备辅助系统的调试也在现场调试阶段进行。 2.2.5投产试验。投产实验是设备在安装投入使用中用一次电流及工作电压进行检验和判定的试验。投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷检查。 2.3现阶段智能变电站调试流程 2.3.1出厂调试。出厂调试阶段是相对应于标准调试工作流程中的系统测试、组态配置、动模试验阶段，主要在设备即将出厂强在厂区或者设备使用商制定的地点进行。在这个阶段，调试的主要内容包括验证和完善SCD文件，确保二次系统构造正确，以及完成构建全站网络配置工作。这些工作由设计单位、调试单位和系统集成商共同完成。出厂调试时应该建设与现场安装调试相一致的二次系统网络，所有设备的调试流程与现场安装调试相一致。 2.3.2现场调试。现场调试阶段是标准调试流程中的调试与投产实验阶段，一般在变电站安装现场进行。调试工作在现场进行，主要是与设备安装相结合，这样可以检查设备是否完整的到达安装现场，完成出出厂阶段遗留的内容，另一方面可以对设备安装的二次光纤、电气回路进行检查，并进行传动试验、网络性能测试等难以在出厂调试阶段进行的项目。这个阶段需要进行全站网络配置和检查、单间隔和跨间隔传动试验、现场SCD文件配置和下装、站域控制保护功能检查、网络记录和故障录波系统检查、一次通流通压检查直至带负荷检查。因此现场调试是调试工作最密集的阶段。 三、智能变电站调试方法及工具 3.1智能变电站调试方法 在智能变电站中，一个间隔只有在保控装置、智能终端和合并单元同时接入的时候才能实现其完整的保护控制功能，因此调试应当把组成“间隔”的二次设备当做一个整体进行，可以灵活采用以下方式进行智能变电站继电保护试验：（1）采用数字继电保护测试仪进行继电保护装置的检验，保护设备和数字继电保护测试仪之间采用光纤点对点连接，通过光纤传送采样值和跳合闸信号；（2）针对采用常规互感器的整间隔调试，采用传统继电保护测试仪进行继电保护设备的检验。保护设备通过点对点光纤连接合并单元和智能终端，合并单元和智能终端通过电缆连接传统继电保护测试仪。 3.2智能变电站调试工具 根据具体的测试内容，按照在智能变电站调试中的重要性，建议配置以下仪器仪表：①基本配置：常规继保测试仪、光数字式继电保护测试仪、光电转换器。②调试合并单元应配置：电子式互感器综合校验仪。③建议配置：便携式录波及网络记录分析仪、模拟断路器、光源和光功率计。 四、智能变电站调试的技术难点 4.1虚端子联接检查 设计院根据各智能设备的ICD文件编制了虚端子表，规定了虚端子的联接，系统集成商根据虚端子表的描述来编译SCD文件。虚端子联接表相当于常规站的二次回路图纸，尤其是保护IED之间的虚端子联接十分重要，如果连错，正常的保护配合关系有可能不能实现，或者
《智能变电站运行管理规范》（最新版） 为进一步规范电网智能化变电站运行管理工作，保证智能设备安全可靠运行，本规范结合国家电网公司及相关网、省电力公司相关管理标准及现场运行实际，参考各省的《智能变电站运行管理规范》，完成现《智能变电站运行管理规范（最新版）》，供各单位参考和借鉴。 目录 1 总则 2 引用标准 3 术语 4 管理职责 4.1 管理部门职责 4.2 运检单位职责 5运行管理 5.1 巡视管理 5.2 定期切换、试验制度 5.3 倒闸操作管理 5.4 防误管理 5.5 异常及事故处理 6设备管理 6.1 设备分界 6.2 验收管理 6.3 缺陷管理 6.4 台账管理 7智能系统管理 7.1 站端自动化系统 7.2 设备状态监测系统 7.3 智能辅助系统 8资料管理 8.1 管理要求 8.2 应具备的规程 8.3 应具备的图纸资料 9培训管理 9.1 管理要求 9.2 培训内容及要求 1总则 1.1 为规范智能变电站设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能变电 站设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。 1.2 本规范依据国家和电力行业的有关法规、规程、制度，智能变电站技术标准、规范等， 并结合智能变电站变电运行管理的实际而制定。 1.3 本规范对智能变电站设备的管理职责、运行管理、设备管理、智能系统管理、资料管理 和培训管理等六个方面的工作内容提出了规范化要求。 1.4 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。常规变电站中的智能设
备的运行管理参照执行。 1.5 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。 2引用标准 Q/GDW 383-2010 《智能变电站技术导则》 Q/GDW 393-2010 《 110（ 66） kV ～ 220kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW394 《 330kV ～ 750kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW 410-2010 《高压设备智能化技术导则》及编制说明 Q/GDW 424-2010 《电子式电流互感器技术规范》及编制说明 Q/GDW 425-2010 《电子式电压互感器技术规范》及编制说明 Q/GDW 426-2010 《智能变电站合并单元技术规范》及编制说明 Q/GDW 427-2010 《智能变电站测控单元技术规范》及编制说明 Q/GDW 428-2010 《智能变电站智能终端技术规范》及编制说明 Q/GDW 429-2010 《智能变电站网络交换机技术规范》及编制说明 Q/GDW 430-2010 《智能变电站智能控制柜技术规范》及编制说明 Q/GDW 431-2010 《智能变电站自动化系统现场调试导则》及编制说明 Q/GDW 441-2010 《智能变电站继电保护技术规范》 Q/GDW580 《智能变电站改造工程验收规范（试行）》 Q/GDWZ414 《变电站智能化改造技术规范》 Q/GDW640 《 110（ 66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW6411 《 220kV 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW642 《 330kV 及以上 330～ 750 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW750-2012 《智能变电站运行管理规范》 国家电网安监 [2006]904 号《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》 国家电网生 [2008]1261 号《无人值守变电站管理规范（试行）》 国家电网科 [2009]574 《无人值守变电站及监控中心技术导则》 国家电网安监 [2009]664 号国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》 国家电网生 [2006]512 号《变电站运行管理规范》 国家电网生 [2008]1256 号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》 3 术语 3.1 智能变电站 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。 3.2 智能电子设备 包含一个或多个处理器，可以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。 3.3 智能组件 由若干智能电子装置集合组成，承担主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。 可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。 3.4 智能终端 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
智能化变电站技术
内容提要
? 智能化变电站概述 ? 如何实现智能化变电站 ? 关键问题分析 ? 智能化变电站技术规范 ? 国内典型工程案例分析
智能化变电站概述-定义
? 《智能变电站技术导则》给出的定义 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化控制、智能调节、在线分析 决策、协同互动等高级功能的变电站。
? 智能变电站派生于智能电网
智能化变电站概述-变电站 内部分层
IEC61850将变电站分为三层
远方控制中心 技术服务
7
变电站层
功能A
16
功能B
9 16
8
3
继电保护
控制
间隔层
控制
3
继电保护
45
45
过程层接口
过程层
传感器
操作机构
高压设备
智能化变电站概述-需要区分的概念
? 变电站层 监控系统、远动、故障信息子站等
? 间隔层 保护、测控等
? 过程层 智能操作箱子（或称智能单元） 合并单元 一次设备智能组件等。
智能化变电站概述-需要区分的概念
? IEC61850变电站
特征： 1）两层结构（变电站层、间隔层，没有过程层）； 2）一次设备非智能化，间隔层通过电缆与传统互感器和开关连
接； 3）不同厂家的装置都遵循IEC61850标准，通信上实现了互连
互通，取消了保护管理机； 4）间隔层保护、测控等装置支持IEC61850，直接通过网络与
变电站层监控等相连。
市场特征： 该模式在国网和南网都处于大批量推广阶段，所占比例会越来 越大，以后会成为变电站标配。 例如：华东500kV海宁变、湖北500kV武东变等。
关于智能变电站的二次设备调试与检修牛振华 发表时间：2019-10-16T14:52:44.590Z 来源：《电力设备》2019年第11期作者：牛振华姚俊[导读] 摘要：现阶段，随着我国城市化建设步伐的加快，传统变电站已经不能满足当今社会的发展。（国网朔州供电公司山西省朔州市 036002）摘要：现阶段，随着我国城市化建设步伐的加快，传统变电站已经不能满足当今社会的发展。因此，电气设备进入了不断更新的重要阶段，逐渐向智能化、网络化、科技化方向发展。智能变电站具有自我监控、信息共享、传感监测的功能，可以使各种基础设施形成一个庞大的电网系统，时刻监测这些电气设备的运行情况，降低成本投入，减少检修养护工作，提高电气设备的运行效率。另外，智能变电站 具有继电保护作用，确保电气设备使用的安全性和可靠性，已经在我国大部分地区广泛应用，而且取得了良好的使用效益。关键词：智能变电站；二次设备；调试；检修引言电已经成为人们衣食住行的一部分，也是国民经济发展的基础产业。智能化变电站在硬件方面具有设备功能集成化、扩展方便、接口规范和安装模块化的特点，软件方面具有通信可靠、信息共享、控制灵活和网络一体化等特点。在智能化变电站电气设备安装中，要加强对主变压器、断路器、室外高压隔离开关以及无功补偿装置的安装。在电气设备调试环节中，要重视对保护装置、启动调试、断路器的调试。 1研究智能变电站二次设备调试与检修的现实意义智能变电站就就是通过继承、环保、稳定、可靠的各项智能设备的应用，她难过一次设备掺量数字化、规范化、标准化等各项信息平台，自主的完成对各项信息内容的筹集、测量、计算、调控等各项工作。从我国电力行业的整体发展情况来看，智能变电站近几年的应用越来越广泛，在该背景下，为了使智能变电站的作用能够得到合理发挥，应当做好二次设备的调试与检修作业。做好对二次设备的调试与检修，可以确保智能变电站中应用的各项二次设备的性能都可以满足应用标准，进而实现对一次设备的合理检查，测量，控制，保护，调节，从而保证智能变电站运行的稳定性，从而为人们提供稳定的电能，满足人们的生活和生产需求。 2智能变电站二次设备的调试对于智能变电站二次系统，其主要具有很强的系统集成化、信息交换标准化特色，智能变电站二次系统的结构十分紧凑，站内与控制中心可以进行无缝通信，在采集设备状态特征时，没有盲区，能保证系统维护、配置的简单。同时智能变电站二次系统还具有控制自动化与保护控制协同化的特点，其电流、电压的采集可以通过数字化完成，能对各种数据信息进行高度集成，整合优化了以往的分散二次系统，实现了通信、数据共享。在实际中，开展智能变电站二次设备调试时，应该重点从以下几个方面进行：（1）智能二次设备测试仪，在智能变电站二次设备中，保护测控装置的输入数据接口转变成新的数据化接口，所以，在进行调试时，要利用数字化光电测试仪进行。就目前而言，常用的数字式光电测试仪有omicron公司提供的数字信号新型测试设备、模拟信号测试设备、模拟信号联合数字信号转换的设备检测方式。（2）继电保护装置功能测试，其测试内容主要有采样功能、精度、各种保护逻辑、动作时间、定值、动作报告标准化、软硬压板、对时功能等。（3）测控装置功能测试，其测试的主要内容有收发GOOSE报文、采样功能及精度、同期合闸功能、间隔五防闭锁逻辑功能、记录程序版本等。（4）合并单元功能测试，其测试内容主要有采样精度、合并单元输出幅值及角度误差、同步精度、守时精度、采样值输出、报文实时、电压切换功能、电压并列功能、检修试验、合并单元自诊断功能等。（5）智能终端功能测试，其主要测试内容有动作时间、智能终端执行控制、智能终端发送开关量、智能终端上送遥测量测试、功率消耗、验证报警、GOOSE开关量延时等。 3智能化变电站电气设备的安装问题 3.1人为因素智能变电站电气设备的安装直接影响电力系统的使用寿命，所以相关工作人员安装前需要经过专业培训，提高专业知识和技能、丰富工作经验、提升综合素质，全面了解电气设备的安装事项，做好安全指导工作，保证智能化变电站电气设备安装的可靠性和稳定性。 3.2其他因素一是施工材料问题。材料在购买和入库时没有经过严格的监测和审核，导致一些使用性能不合格的材料运用到智能化变电站系统中。二是设计图纸和安装程序问些问题都会导致智能化变电站出现运行故障。 4智能变电站二次设备的检修在实际中，开展智能变电站二次设备检修活动时，应该严格的按照相关运行程序进行，避免因为程序出现漏洞从而造成了检测结果不准确，影响到检修工作质量的情况。一般情况下，进行智能变电站二次设备检修工作时，要结合设备的当前状态，实施故障分类，要针对存在故障、潜存故障、正常运行设备采用不同的检修方式，从而保证检修活动的顺利进行。此外，在进行智能变电站二次设备检修工作时，还需要结合设备的工作性质，分类进行设备故障修理工作，如将需要停电修理的故障划分成一类，将需要更换零件的设备划分成一类，实现高效率维修活动。在进行智能变电站二次设备故障处理时，对于保护装置故障，需要及时找出故障原因，并退出保护出口软压板，将检修压板装入装置中，重新启动，如果保护装置恢复正常，则保护装置是跳至跳闸状态，如果重新启动后，装置没有恢复，需要结合检修单位的指令进行保护装置运行方式调整、维护。在具体工作中，可以从以下两个角度分析智能变电站二次设备检修工作：（1）从有关MU合并器装置的检修角度看，变电站交流信号源输出的模拟电流、电压信号指标会表现出一致性相位状态，在此条件下，MU合并器可以接受电子互感器装置正常运行下的电流、电压信号，同时这些电流、电压信号会通过汇通GPS信号方式，进行信号同步传递。在实际中，可以立足于信号同步的角度，比较信号相位，从而判断出信号同步执行情况的可靠性。（2）从有关电子互感器采集器装置检修角度看，智能变电站在正常运行下，采样器获取的采样值数据很容易受到电子互感器装置差动保护性能的影响，由于一般情况下的电流互感器装置对应的变比指标、极性指标处于既定状态，对于其互感器装置的检修，可以利用专门的仪器进行测试。在智能变电站中，电子互感器装置的电力极性指标十分灵活，可以在MU合并器装置中进行灵活调整，需要注意的是，MU合并器装置对互感器电流极性调整必然会对后期的二次设备检修作业带来极大的影响，所以在事前必须事先制定相应的调整规范。同时在二次设备停电检修工作中，还可以利用一次加流的方法，对电子式互感器装置变比指标进行有效检查，当二次电流的方向和潮流方向表现出相互一致，那么就代表了极性端为线路侧位置。 结语
智能变电站与常规变电站的区别 一、了解智能变电站 1、背景 伴随着工业控制信息交换标准化需求和技术的发展，国外提出了以“一个世界，一种技术，一种标准”为理念的新的信息交换标准:IEC61850标准。在国内，现有信息交换技术在变电站自动化领域体现出来的种种弊端严重制约了生产管理新技术的提高，因此，采用IEC61850实现信息交换标准化已经成为国内电力自动化业界的一致共识，同时，国家电网公司又提出了“建设数字化电网，打造信息化企业”的战略方针，如何提高变电站及其他电网节点的数字化程度成为打造信息化企业的重要工作之一。数字化变电站就是在这样的背景下提出来的。因此，数字化变电站是变电站自动化发展及电网发展的结果。 如今，我国微机保护在原理和技术上已相当成熟，常规变电站发
生事故的主要原因在于电缆老化接地造成误动、CT特性恶化和特性不一致引起故障、季节性切换压板易出错等。这些问题在智能（数字）化变电站中都能得到根本性的解决。另外，微机技术和信息、通讯技术、网络技术的迅速发展和现有的成熟技术也促成了数字化技术在电力行业内的应用进程。这几年国内智能化一次设备产品质量提升非常快，从一些试运行站的近期反馈情况可以看出，智能化一次设备已经从初期的不稳定达到了基本满足现场应用的水平。工业以太网是随着微机保护开始应用于电力系统的，更是成为近几年的变电站自动化系统的主流通信方式。在大量的工程实践证明站控层与间隔层之间的以太网通信的可靠性不存在任何问题。而间隔层与过程层的通信对实时性、可靠性提出了更高的要求，但通过近两年的研究与实践，这一难点问题也已经解决。可以说原来制约数字化变电站发展的因素目前已经得到逐一排除。 智能（数字）化变电站按照变电站自动化系统所要完成的控制、监视和保护三大功能提出了变电站内功能分层的概念:无论从逻辑概念上还是从物理概念上都可将变电站的功能分为三层，即站级层、间隔层和过程层。智能（数字）化变电站作为变电站的发展方向，主要解决现有变电站可能存在的以下问题：传统互感器的绝缘、饱和、谐振等；长距离电缆、屏间电缆；通信标准等。 智能（数字）化变电站与传统变电站相比，主要需对过程层和间隔层设备进行升级，将一次系统的模拟量和开关量就地数字化，用光纤代替现有的电缆连接，实现过程层设备与间隔层设备之间的通
Q / GDW 212 — 2008 ICS 29.240 国家电网公司企业标准 Q / GDW 426 — 2010 智能变电站合并单元技术规范 The technical specification for merging unit in Smart Substation 2010-××-××发布 2010-××-××实施 国家电网公司发布 Q/GDW Q / GDW 426 — 2010 I 目次 前言···································································································································································II 1 范围·····························································································································································1 2 引用标准······················································································································································1 3 基本技术条件··············································································································································1 4 主要性能要求·········································································································
智能变电站二次系统试验方法综述 发表时间：2016-10-14T14:59:40.457Z 来源：《电力设备》2016年第14期作者：夏磊 [导读] 近年来，智能变电站二次系统试验方法得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。 （泰州供电公司） 摘要：近年来，智能变电站二次系统试验方法得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。本文首先对相关内容做了概述，分析了传统变电站二次系统中的缺陷及不足，并结合相关实践经验，分别从智能变电站二次系统试验流程、试验重点及难点等多个角度与环节，就智能变电站二次系统试验方法展开了研究，阐述了个人对此的几点看法与认识。 关键词：智能变电站；二次系统；试验方法； 1前言 二次系统作为智能变电站应用中的重要方面，二次系统试验方法的关键地位不言而喻。该项课题的研究，将会更好地提升对智能变电站二次系统试验方法的分析与掌控力度，从而通过合理化的措施与途径，进一步优化该项工作的最终整体效果。 2智能变电站概述 智能电网运行的合理性离不开智能变电站的支持，在研究智能变电站过程中需要注重对二次系统的分析，加强对二次系统运行过程中存在的问题进行深入研究，从而确保二次系统运行的可靠性。 在网络通信平台的支持下，智能变电站通过先进的智能设备对一次设备进信息采集、保护、监测、控制。同时，依据智能变电站运行的具体情况，丰富智能变电站的应用功能。例如，自动控制、智能调节、动态决策等 [1]。 智能变电站与常规变电站相比，其中二次系统在对数据的采集、传输、集成等多个方面在本质上都发生了较大变化，不仅增加了检修难度，而且在对系统进行扩建过程中也增加了安全风险。智能变电站的二次回路不再全部通过二次电缆进行功能控制，而是运用光纤通讯手段来实现相应功能，其信息化强，数字化明显，拥有传统变电站所不具备的优势，但是新技术的产生，致使传统的试验方法已经远远不能满足需求，研制新的试验设备、开辟新的试验方法是我们解决问题的方向。本文以智能变电站二次系统作为研究对象，分析讨论了智能变电站二次系统的试验流程、试验重点和难点，为科学学者进一步进行试验工作提供了借鉴经验，并希望智能变电站二次系统试验技术早日完善。 3智能变电站二次系统试验流程 智能变电站二次系统的试验流程主要包括以下几个步骤：第一步是出厂验收，主要针对设备的硬件、功能、可靠性和性能进行检查试验，验收的过程通常在集成商处进行，验收之前设备要符合相应的验收标准：设备的系统集成和软件开发都是在工厂环境下完成的，符合配置要求；集成商提供被测试的设备并模拟出测试环境，其中相关资料的编写工作也有集成商完成。如果是二次设备供应商，其技术规范要达到对应标准。第二步是现场对所有二次设备进行性能和功能测试，其中包括交换机收发功率测试、测控装置的同期功能测试以及保护装置的定值校验等。值得注意的是，调试过程需在所有二次电缆完成接线及光缆熔接后进行。第三步是全站二次系统功能调试，通过系统联调实现数据的共享，在调试过程中还需进行远动通信系统调试和站级监控系统调试。最后一步是启动调试，经过上述功能调试后，整组传动正确，开始进行实际工作的检验，主要测试带电工作情况，但是，碍于条件限制，一般对保护装置在二次侧进行加量试验，以确认相量的准确性[2]。 4试验重点 智能变电站二次系统的试验范畴很广，所以本文主要涉及一些重点试验来介绍，其中包括出场验收、二次设备功能调试、全站二次系统功能调试以及启动调试的试验手段和相关内容，重点分析一些与常规变电站不同的试验内容。 4.1出厂验收 集成后的智能变电站二次系统作为二次系统出厂验收试验的对象，其重要组成部分有测控装置、保护装置、监测一体化装置、网络设备、远动通信单元以及智能终端等，出场验收包括设备系统的安全可靠性、稳定性、硬件质量、功能测试和性能指标等一系列标准。 4.2二次设备功能调试 二次设备功能调试之前，要对二次电缆的连接以及通信网络情况进行检测，以确保其正确性。然后进行整组传动、通流及升压，以确保二次系统的正常运作。进行保护装置的动作模拟，对设备的智能终端和保护出口进行检验；二次设备功能调试还包括远动通信单元相关功能测试以及站级监控系统相关功能，并与调度主站进行联调。 4.3全站二次系统功能调试 全站二次系统功能调试对于智能变电站二次系统意义重大，所以对其性能的要求更加严格。全站二次系统功能调试能够最大程度的模拟实际的工作环境，所以其检验结果具有重要参考价值，检测的内容有：遥信变位传送时间、遥控命令传输执行时间、遥测超越定值传输时间、保护整组动作时间、采样延时及同步性和主备机切换时间等。 4.4启动调试 智能变电站的二次系统的启动调试进行的是相量检测，一般通过保护装置本身的测量模块，以确认相量的准确性。 5试验的难点 5.1采样同步性测试 由于智能变电站对数据源同步精度很高，所以对于一些变电站内的方向距离保护、变压器保护、母线保护以及测控装置来说，需要采用一些特殊的方式进行试验。为保证数据精度，智能变电站对于不同装置采用区域采样点插值同步法和全站时钟源同步法。所以，进行采样同步性测试就显得格外重要，而现场同步性测试得主要目的就是确保二次设备数据采集的同步性[3]。 5.2网络性能测试 网络性能测试是智能变电站最重要的测试内容之一，其检验标标准有丢包率、时延、以及吞吐量。吞吐量反映了交换设备的数据包转
浙电调字…2011?180号 关于加强智能变电站继电保护管理的通知 各市电力（业）局,浙江省火电建设公司,浙江省送变电工程公司,浙江省电力公司超高压建设分公司,浙江省电力试验研究院,浙江省电力设计院： 随着智能电网建设的推进，一大批智能变电站即将于近期在我省陆续投运。为保证这些工程的顺利投运，确保智能变电站继电保护设备的安全可靠运行，现根据国网公司智能变电站相关技术标准和管理规定，结合新技术和新设备特点，对智能变电站继电保护工程管理和运行管理规范如下： 一、工程管理 （一）继电保护工程设计应遵循标准化、通用化设计原 —1—
则；保护配置、设备规范应符合继电保护技术规程、反事故措施和工程要求。 （二）智能变电站以系统配置文件（SCD文件）描述二次回路的联接和功能配合，成为变电站二次系统设计的核心。按照工作职责分工，设计单位负责SCD文件的设计和最终确认，工程调试单位负责SCD文件的验证，运行维护单位负责验收和归口管理，并报送相关调度部门备案。 （三）继电保护设计联络会、装置出厂验收工作应有调度、运行、设计、调试试验单位参加，有关各方共同确定保护设计方案，审核设备出厂试验报告，并进行必要的试验验证。 （四）工程管理部门组织协调继电保护的工程设计和安 装调试、工程验收及设备投运工作。设备安装施工图纸应预先审查，必要时进行现场技术交底。工程设计单位、安装调试单位应密切配合，及时跟踪工程进展情况，解决工程建设、安装调试过程中出现的问题，消除工程隐患。 （五）工程调试应做到项目齐全、试验完整，全面验证保护定值、逻辑功能和动作特性的正确性，调试结果满足设计要求；严格核对微机保护软件版本，并报送相关调度部门确认。运行维护单位应充分考虑工程调试与维护检验的衔接，提前准备，及早介入相关工作。 （六）全面执行工程的三级验收把关制度，工程管理部门组织工程设计、安装调试、运行维护、生产管理单位进行工程验 —2—
浙江电网220千伏智能变电站继电保护首检式验收技术要求 （试行） 1基本要求 1.1本规范根据《浙江电网继电保护验收规范》、《浙江电网220kV变电站继电保护验收规范》的要求，结合目前新建、扩建、技改工程验收工作的实际情况，规范统一全省智能变电站继电保护首检式验收项目和要求。 1.2首检式验收包含原验收规范要求的全部项目，并增加首次检验必需的重要项目，重点验收继电保护系统的隐蔽工程及在运行过程中不能通过装置自检所反映的问题，含资料检查、公用部分检查、直流电源检查、过程层设备检查、间隔层设备检查、站控层设备检查、网络设备及辅助设备七部分内容及《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护专业重点实施要求等项目。 1.3验收前，验收人员应根据变电站设备实际情况，对本规范规定的验收报告内容进行必要的补充和调整。 1.4验收时，验收人员应根据验收报告认真验收、记录，并与施工单位试验报告数据进行核对，发现问题及时记录。 1.5验收结束，各验收小组应将首检式验收报告整理装订，做好移交准备工作。验收组应汇总填写变电站验收报告（格式见附录M），在验收报告中应明确存在的问题、整改要求、验收结论等。验收报告应在工程投产前上报投产启动委员会。 1.6被验收工程如存在不满足本验收规范及反措要求、影响到保护安全运行的项目，在整改完成前不允许投入运行。 2首检式验收应具备的基本条件 2.1所有二次接线安装结束，二次回路检查调试工作完成。 2.2保护装置的调试工作已结束，调试整定单已经执行并完成校验。 2.3合并单元、智能终端、网络分析仪的调试工作已结束。 2.4保护整组传动试验已结束，相应的现场一次设备具备联动试验条件。继电保护故障及录波信息子站调试完成，与各级调度主站调试完成。 2.5施工单位自验收、整改工作已完成。 2.6备品备件、专用工器具移交完成。 2.7设备命名牌和熔丝、空开、压板等正式标签挂设完成。 2.8典型操作票及运行规程编写完成，并经主管部门审批。 3资料验收 3.1验收时建设单位应提供的资料 3.1.1完工报告。 3.1.2监理报告。 3.1.3齐全的继电保护试验报告。 3.1.4断路器、电流互感器、电压互感器的试验报告。 3.1.5保护整定单（正式或调试整定单）。 3.1.6全所电流互感器二次绕组极性、变比的实际接线示意图。 3.1.7设计变更通知单。 3.1.8符合实际的继电保护技术资料，包括出厂检验报告、合格证、设备屏图，集中集成测试报告、说明书。 3.1.9型式试验和出厂验收试验报告（含在集成商厂家所进行的互操作性试验报告）齐全，相关试验数据和功能验收结果满足相关标准和技术协议要求。 3.1.10符合实际的继电保护竣工图纸。 3.1.11最终版本的各种配置文件及注明修改日期的清单，包括全站SCD文件、各装置CID文件；MMS网、GOOSE网、SV网交换机端口分配表；全站设备MAC地址表、IP地址分配表。 3.2配置文件检查 3.2.1SCD文件应视同常规变电站竣工图纸,统一由现场调试单位提供，SCD文件以图纸质料要求管理。
智能变电站的调试流程及方法 一、智能变电站 智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制；过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。 这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。 二、智能变电站调试流程 2.1变电站调试流程简述 变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。出厂验收是对即将出售的设备进行质量检查；调试工作是对现场安装的设备进行现场调试，现场调试按照流程可分为单体调试、分系统调试、系统调试。 2.2智能变电站调试流程 按照《智能变电站调试规范》执行，职能变电站的调试可按照一下流程：组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现
场调试→投产试验。 2.2.1组态配置。组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。 2.2.2系统测试。系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。 2.2.3系统动模。系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。 2.2.4现场调试。现场调试是为了确保系统和设备现场安装连接和功能的正确性而进行的实验。现场调试实验包括回路、通信链路检验及传动试验。同时，设备辅助系统的调试也在现场调试阶段进行。 2.2.5投产试验。投产实验是设备在安装投入使用中用一次电流及工作电压进行检验和判定的试验。投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷检查。