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时间:2018-07-13
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1、智能组件在智能变电站二次设计中的规范总结V1.00版智能组件在智能变电站二次设计中的规范总结“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2011年新建变电站设计
2、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Ø220kV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:Ø《国家电网基建〔20
3、11〕58号_关于印发《国家电网公司2011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。u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
4、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、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。Ø1)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。Ø2)220kV变电站11
5、0kV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。Ø3)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开关柜低压室内注:Ø《国家电网基建〔2011〕58号_关于印发《国家电网公司2011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
6、,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;u1)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。深圳南瑞科技有限公司第4页智能组件在智能变电站二次设计中的规范总结V1.00版u2)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
7、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。u3)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。1、主变保护及各
8、侧过程层设备配置原则Ø1)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。Ø2)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。Ø3)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。注:Ø《国家电网公司2011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
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