330~750kV智能变电站通用设计方案修订原则及编制要求.docx

330kV~750kV智能变电站通用设计方案
修订原则及编制要求
-、总体说明
本次通用设计修编按照“国网基建部尖于委托开展
330KV〜750kV智能变电站通用设计二次系统设计修订的通知”开 展工作。
2 •根据智能变电站相矢技保护共用次
级，接入套管电流互感器；220kV及以下电压等级故障录波配置仍采 用智能变电站现行技术模式。
3•对于330KV双母线双分段接线，母线增加PT并列 装置及电压 转接柜，每个进出线间隔增加
2套电压切换装置。
（四） 组柜与布置
1・3/2接线的750kV及330kV每回线路2套保护、1
套测控（若配置）组1面柜；每台断路器2套保护、测控组1面柜。 电度表宜按电压等级集中组柜，也可分散布 置于间隔设备柜。
双母线双分段接线的330kV每回线路组2面柜，其中：线路 保护1、线路测控、电压切换装置1、过程层交换机1组1面柜；线 路保护2、电压切换装置2、电度表、过程层交换机2组1面柜；双 母线双分段接线的330kV母联/分段的保护1、保护2、测控、2台过 程层交换机组1面柜。
双母线双分段接线的220kV每回线路/母联/分段的 保护1、 保护2、测控、2台过程层交换机组1面柜。线路电度表宜分散布置于 间隔设备柜，也可按电压等级集中组 柜。
其余设备组柜及屏柜布置原则仍采用智能变电站现行技术模 式。
（五） 组网方式
1 •站控层和间隔层组网方式仍采用智能变电站现行技术 模式。
750kV及330KV电压等级过程层取消独立组建的SV
网络，其余组网方案采用智能变电站现行技术模式。
（六） 其它
双重化保护的SV、GOOSE、对时回路应采用相互独立
三、500KV智能变电站修订原则
（-）采样跳闸方式
，保护、故障录波、
测控、PMU、测距（如有）、电能计量等各功能二次设备统一采用模 拟量采样。
220kV及以下电压等级，保护、故障录波、测控、
PMU （如有）、测距（如有）、电能计量等各功能二次设备
统一仍经合并单元采样，同智能变电站现行技术模式。
各功能二次设备开矢量输入、输出均采用GOOSE方式，仍
采用智能变电站现行技术模式。
（二）CT二次参数

（D瓷柱式电流互感器
边 CT : TPY/TPY/TPY/TPY/5P/5P/0. 2/0. 2S ；
中 CT : TPY/TPY/TPY/TPY/5P/0. 2/0. 2/0. 2S/0. 2S，串内
中间断路器2套断路器保护共用一组电流互感器5P级二次 绕组；
（2） GIS、HGIS和罐式断路器
边 CT : TPY/TPY/5P/0. 2-断口 一0・ 2S/5P/TPY/TPY ；
中 CT : TPY/TPY/5P/0. 2/0. 2S ■断口 ・
0. 2S/0. 2/5P/TPY/TPY岸内中间断路器2套断路器保护 分别使用电
5P
流互感器不同的 级二次绕组。
双母线(双/单分段)接线的220kV电压等级
(D瓷柱式电流互感器
主进 CT : TPY/TPY/5P/5P/0. 2S/0. 2S
出线/母联/分段CT : 5P/5P/0. 2S/0. 2S,同智能变电站现 行技术模 式。
(2) GIS、HGIS和罐式断路器
主进 CT : TPY/TPY/0. 2S—断口 —0. 2S/ 5P/5P
出线/母联/分段CT : 5P/5P/0. 2S/0. 2S,同智能变电站现 行技术模 式。
主变套管
高压侧CT : 5P/5P
中压侧CT : 5P/5P
低压侧 CT : TPY/TPY/5P/0. 2
公共绕组 CT : TPY/TPY/5P/0. 2
根据实际需求选择电流互感器、电压互感器二次额定
2. 500kV电压等级过程层取消独立组建的SV网络，其 余组网方案采用智能变电站现行技术模式。
（六）其它
双重化保护的SV以及GOOSE、对时回路应采用相互独立的光 缆。起点、终点为同一对象的多根光缆宜整合。
四、330kV智能变电站修订原则
（-）采样跳闸方式
1・330KV电压等级及主变压器各侧，保护、故障录波、测控、 PMU、测距（如有）、电能计量等各功能二次设备统一采用模拟量采 样。
110kV及以下电压等级，保护、故障录波、测控、电能计量 等各功能二次设备仍经合并单元采样，同智能变电站现行技术模式。
各功能二次设备开尖量输入、输出均采用GOOSE方式，仍 采用智能变电站现行技术模式。
（二）CT二次参数

（D瓷柱式电流互感器
边 CT : TPY/TPY/TPY/TPY/5