智能变电站技术导则讲解

1、ICSQ/GDW国家电网公司企业标准Q/GDW XXX-2009智能变电站技术导则Tech ni cal guide for Smart Substati on（征求意见稿20XX-XX-XX 发布 20XX-XX-XX 实施国家电网公司发布Q/GDW XXX-2009目次前言（11范围（22规范性引用文件（23术语和定义（34总体要求（45体系结构（46设备层功能要求（57系统层功能要求（68辅助设施（89变电站设计（810调试验收（811运行维护（912检测评估（9附录A （规范性附录 智能变电站体系结构（10附录B （规范性附录设备功能及配置要求（121Q/GDW XXX-2009刖言智

2、能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑。按照统一规划、统一标准、统一建设”的原则，为指导智能变电站建设，国家电网公司组织编写了智能变电站技 术导则。在本导则的编写过程中，积极创新变电站建设理念，着力推广新技术，探索 新型运维管理模式，并广泛征求了调度、生产、基建、科研等多方意见，力求充分展现智能变电站技术前瞻、经济合理、环境友好、资源节约等先进性，引领智能变电站技术发展方向。本导则是智能变电站建设的技术指导性文件，对于实际工程实施，应在参考本导 则的基础上，另行制定新建智能变电站相关设计规范和在运变电站的智能化改造指 导原则。智能变电站技术条件及功能要求应参照已颁发的与变电站相关的技术标准和规

3、 程;本导则描述的内容如与已颁发的变电站相关技术标准和规程相抵触时，应尽可能考虑采用本导则的可能性。本导则的附录A、B为规范性附录。本导则由国家电网公司智能电网部提出并解释。本导则由国家电网公司科技部归口。本导则主要起草单位：本导则主要参加单位：本部分主要起草人：1智能变电站技术导则1范围本导则作为智能变电站建设与在运变电站智能化改造的指导性规范，规定了智 能变电站的相关术语和定义，明确了智能变电站的技术原则和体系架构，提出了设备 层、系统层及辅助设施的技术要求，并对智能变电站的设计、调试验收、运行维 护、检测评估等环节作出了规定。本导则适用于110 kV（包括66 kV及以上电压等级智能变电

4、站。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用 文件,其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协 议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T 2900.15电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器GB/T 2900.50电工术语发电、输电及配电通用术语GB/T 2900.57电工术语发电、输电和配电运行GB 14285继电保护和安全自动装置技术规程GB 50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T 448电能计量装置技术管理规程DL/T 596电力设备预防性试验

5、规程DL 663 220 kV500 kV电力系系统故障动态记录装置检测要求DL/T 723电力系统安全稳定控制技术导则DL 755电力系统安全稳定导则DL/T 769电力系统微机继电保护技术导则DL/T 782 110 kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程DL/T 860变电站内的通信网络与系统DL/T 1075数字式保护测控装置通用技术条件DL/T 1092电力系统安全稳定控制系统通用技术条件DL/T 5149 220 kV500 kV变电所计算机监控系统设计技术规程JJG 313测量用电流互感器检定规程JJG 314测量用电压互感器检定规程JJG 1021电力互感器检定规程Q/GDW

6、157 750 kV电力设备交接试验标准Q/GDW 168输变电设备状态检修试验规程Q/GDW 213变电站计算机监控系统工厂验收管理规程Q/GDW 214变电站计算机监控系统现场验收管理规程IEC 61499 Function blocks for embedded and distributed con trol systems desig nIEC 61588 Precisio n clock synchroni zati on protocol for n etworked measureme ntand con trol systems IEC 62271-3 High-vohage

7、 switchgear and con trolgear-part3: Digital in terfaces based on IEC 61850IEC 62351 Power systems man ageme nt and associated in formatio n excha nge - Data and com muni cati ons securityIEC 62439 Editio n 1.0 High availability automation networks电力二次系统安全防护总体方案（国家电力监管委员会第34号文,2006年2月3术语和定义GB/T 2900.

8、15、GB/T 2900.50、GB/T 2900.57、DL/T 860.1 和 DL/T 860.2 中确立的以及下列术语和定义适用于本导则。3.1电力功能元件 electric function unit变压器、断路器、互感器等完成输送和分配电能功能的实体部分。3.2测量单元 measureme nt un it实现电力功能元件电力参量数据（如:电压、电流、频率、谐波等采集功能的逻辑元件。3.3控制单元control unit实现电力功能元件控制功能的逻辑元件。3.4保护单元protect unit实现电力功能元件保护功能的逻辑元件。3.5计量单元 metrology unit实现电力功

9、能元件电量计算功能的逻辑元件。3.6状态监测单元state detecting unit实现电力功能元件状态参量数据（如:油中气体成分及含量、变压器绕组温度、 局部放电量、压力、密度、水分含量等采集功能的逻辑元件。3.7通信单元 com muni cati on unit实现变电站各类信息传递功能的逻辑元件。3.8智能综合组件 smart comprehensive component对电力功能元件相关信息、信号进行采集、计算和数字化、标准化传输，实现对电力功能元件进行测量、控制、保护、计量和状态监测等功能的物理装置；是由通信、测量、控制、保护、计量和监测等多个单元组成的综合组件，与电力功能元

10、件共同构成一台（套完整的设备。3.9设备device由电力功能元件与智能综合组件构成，具备测量、控制、保护、计量和监测等 功能的实体。3.10设备层 device level变压器、断路器、隔离开关、互感器、避雷器等变电站中各类电气设备的集合 也包括组合电器设备（如:GIS、PASS等。3.11系统层 system level面向变电站整体或一个以上间隔对象，获取并综合处理变电站中各类设备关联 或公共信息，协调、指挥设备层按照变电站和电网安全稳定运行要求协同完成多个 应用功能的集合。3.12智能变电站smart substation由先进、可靠、节能、环保、集成的设备组合而成，以高速网络通信平

11、台为信息传输基础，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、协同互动等高级应用 功能。3.13全景数据 pano ramie data通过各种传感器采集到的变电站稳态、暂态、动态数据以及设备状态、图像等 全面反映变电站设备状态与运行工况的数据。3.14程序化操作 sequenee operation通过预先设定的序列，对变电站设备进行系列化控制，在发出整批控制指令后由 系统根据设备的状态信息变化情况判断每步控制命令是否到位，在确认到位的情况 下自动进入下一步控制命令，直至执行完所有的预设步骤。4技术原则4.1技术方向智能

12、变电站是智能电网的重要组成部分。高可靠性的设备是变电站坚强的基础 综合分析、自动协同控制是变电站智能的关键，设备信息数字化、功能集成化、结 构紧凑化是发展方向。4.2基本原则a智能变电站的设计及建设应按照 DL/T 1092三道防线要求，满足DL/T 755三 级安全稳定标准；满足GB 14285继电保护灵敏性、选择性、速动性、可靠性的要求 ；遵守电力 二次系统安全防护总体方案。b智能变电站的测量、控制、保护等单元应满足DL/T 1075的相关要求，后台监控功能应参考DL/T 5149的相关要求。c智能变电站的通信网络与系统应符合 DL/T 860标准。应建立包含电网实时 同步运行信息、保护信

13、息、设备状态、电能质量等各类数据的标准化信息模型，保证基础数据 的完整性及一致性。d智能变电站设备应符合易集成、易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化 应用要求。e主要设备（变压器、断路器等状态信息应进行采集并可视化展示，为电网设备管理提供基础数据的支撑。f应实现变电站与调度、相邻变电站、电源、用户之间的协同互动，支撑各级电网的安全稳定经济运行。g各项功能应面向变电站集中控制、无人值班的要求。5体系结构5.1体系分层智能变电站体系分为设备层、系统层。设备层由变压器、断路器、互感器等多个设备对象组成，完成能量传输功能及测量、控制、保护、计量等功能系统层包含网络通信系统、对时系统、后台监控系统、站

14、域保护、对外通信系 统等子系统。体系分层结构图及说明见附录A。5.2设备层智能综合组件是灵活配置的物理设备，包含如下逻辑单元：a通信单元b测量单元、控制单元、保护单元、计量单元、状态监测单元中的一个或几个 单元夕卜置的智能综合组件的形态可以是状态监测的智能附件、测控装置、保护装置 等装置。每个设备可以是如下形式之一：a独立运行的电力功能元件加上外置的一个或多个智能综合组件。b电力功能元件加上内嵌的包含状态监测单元的智能综合组件加上外置的一个 或多个智能综合组件。c电力功能元件加上内嵌的智能综合组件。5.3系统层SCADA、操作闭锁、同步相量采集、电能量采集、备自投、低压/低频解列、故障录波、保

15、护信息管理等各项功能应高度集成一体化。根据变电站的电压等级和 复杂程度，可以集成在一台计算机或嵌入式装置，也可以分布在多台计算机或嵌入式 装置。站内应具备合理的网络架构，配置可以采用点对点、环形、星型或混合等方 式;220 kV及以上变电站网络应考虑冗余方案，冗余方式宜符合IEC 61499及IEC 62439的要求。应统一和简化变电站的数据源，并提供基于网络的数据共享。设备之间应实现 进一步的互联互通，促进采用系统级的运行控制策略。设备操作宜采用程序化操作。6设备层功能要求6.1电力功能元件电力功能元件应具有高可靠性，尽可能免维护。应留有与智能综合组件的接 口。宜留有安装智能综合组件的空间。

16、高压设备外绝缘应选择采用复合化材料。6.2智能综合组件6.2.1基本功能要求a数据采集数字化。b采集与控制系统应就地设置，就地安装时应适应现场恶劣电磁、温度、湿度、 沙尘、振动等运行环境要求。c应具备异常时钟信息的识别防误功能。d宜具有完备的自诊断、自恢复功能，相关信息能以网络方式输出。e宜具备即插即用功能。f宜有标准化的物理结构及接口g一台设备只对应一个状态监测单元智能组件，不同检测功能模块宜集成到一个 统一的硬件平台上。硬件集成方案宜尽量统一设计。h对于故障模式、影响分析、风险预报等功能可分期实现。illOkV及以下电压等级宜配置测控保护一体化设备。622测量单元a宜采用高精度数据采集技术

17、，用全数据或不小于16位的数据长度表示。b应实现统一断面实时数据的同步采集，提供带绝对精确时标的电网数据，供站 内外各种应用软件使用。c宜采用基于三态数据（稳态数据、暂态数据、动态数据综合测控技术，进行统 一米集及标准化。6.2.3控制单元a应具有全站逻辑闭锁功能。b应具有选择-返校-执行功能。c宜具有同期电压选择功能。d应具有本间隔程序化操作功能。e遥控回路宜采用两级开放方式抗干扰。6.2.4保护单元a应遵守继电保护的基本原则，满足DL/T 769等相关保护的标准要求。b可基于网络通信方式接入电流电压等数值和输出控制信号，信号的输入及输出环节的故障不应影响保护的动作行为c保护应不依赖于外部对

18、时系统实现其保护功能。d双重化配置的保护系统，应分别独立接入双重化输入信息和反馈双重化输出信 息。e当采用电子互感器时，应针对电子互感器特点优化相关保护算法、提高保护动 作性能。f线路保护宜支持一端为电子式互感器另一端为常规互感器的配置形式。g应具备对保护系统各环节进行状态在线监测、报警的手段。h应充分考虑网络延时，确保保护功能及性能要求。i应具备调试试验的装置和工具，具备较完整模拟电力系统动态过程下信息流仿 真输出的功能。625状态监测单元a应逐步扩展设备的自诊断范围，提高自诊断的准确性和时效性。b应具有通过传感器自动采集设备状态信息（可采集部分的能力，同时应具有从 生产管理系统（PMS自动

19、复制宿主设备其它状态信息的能力，包括指纹信息、家族缺陷信 息、现场试验信息等。c在不影响测量和可靠性的前提下，宜采用外置型传感器，确需内置的，仅内置最 必要部分。不论内置或外置，传感器的接入应不影响宿主一次设备的安全运行。6.2.6计量单元a应能准确的计量电能量，数据完整、可靠、及时、保密，满足电能量信息的唯 一性和可信度的要求。b应具有分时段电能量自动采集、处理、传输、存储等功能，并能可靠的接入网络。c应根据重要性对某些部件采用双设备以提高冗余度。d计量用互感器的选择配置及精度要求应符合 DL/T 448的规定。e电能表应具有可靠的数字量输入接口或模拟量输入接口，用于接收合并单元输出的信号。

20、合并单元应具有参数设置的硬件防护功能，其精度要求应能满足计量的需要。f宜针对不同计量单元特点制定各方认可的检定规程。627通信单元a宜采用完全自描述的方法实现站内信息与模型的便捷交换。b应具备对报文丢包及数据完整性甄别功能。c网络上的数据应分级，有优先传送功能，并计算和控制流量，满足在全站电力系 统故障时保护与控制设备正常运行的需求。d宜按照IEC 62351要求,采用信息加密、数字签名、身份认证等安全技术 ，保 证信息通信安全e宜采用非MMS映射进行通信。7系统层功能要求7.1基本功能要求7.1.1统一信息平台宜建立站内全景数据的统一信息平台，供系统层各子系统统一数据标准化规范 化存取访问及

21、向调度系统上送。7.1.2程序化操作满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求。可接收执行监控中心、调度中心和当地后台系统发出的控制指令，经安全校核正确后自动完成相关运行方式变化要求的设备控制。应具备自动生成不同的主接线和不同的运行方式下的典型操作流程的功能。应具备急停功能。可配备直观图形图像界面，在站内和远端实现可视化操作。7.1.3站内状态估计应具有站内状态估计及数据辨识与处理功能，保证基础数据的正确性，并支持智 能调度技术支持系统实现电网状态估计。7.1.4与主站系统通信宜采用基于模型的通信协议与主站进行通信。7.1.5对时系统，可支持IEC宜采用网络对时方式，对时精度满足分布式应用功能

22、的需要61588。7.1.6通信系统应充分考虑经济性，网络设备应支持灵活配置，优化交换机数量，降低网络总成 本。应充分考虑可靠性，应具有网络风暴抑制功能，网络设备局部故障不应导致系统 性问题。应充分考虑简便性，应有方便的配置向导进行网络配置、监视、维护。应充分考虑扩展性，网络系统应易扩展、易配置；变电站扩建时任何新设备接入 引起的网络性能下降但仍应保证满足自动化的功能及性能指标。应确保在运行维护时试验部分的网络不影响运行的系统。7.1.7电能质量评估与决策系统应实现电能质量监测、分析与决策的功能，为电能质量的评估和治理提供依据 与决策。7.1.8变电站培训仿真系统750 kV及以上变电站宜配置

23、变电站培训仿真系统，提供智能变电站虚拟现实功 能,实现设备巡检、故障分析、运行操作等培训功能。7.1.9区域集控功能当变电站在系统中承担集中控制功能，即在满足本变电站监控的基础上，实现对 周边多个变电站的集中监控时，则变电站应满足集控站的相关技术标准及规范。7.1.10配置工具应可通过配置工具对基本数据信息模型进行组织管理，包括变电站、电压等 级、间隔、设备等多个层次。应从全站的DL/T 860配置文档的系统配置文件（SCD自动生成后台数据库的映 射和数据库记录。7.1.11源端维护在变电站侧配置的参量，调度系统可自动获得，不需在两端都配置，实现变电站主 接线图、网络拓扑等参数及模型的唯一性及

24、维护的方便性。7.1.12网络记录分析系统220 kV及以上智能变电站宜配置网络报文记录分析系统，实现对全站网络报文 的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。7.2高级功能要求7.2.1设备状态可视化应采集主要设备（变压器、断路器等状态信息，进行可视化展示，发送到上级系统 为电网实现基于状态监测的设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据的支撑。7.2.2智能告警及分析决策应根据变电站逻辑和推理模型，实现对告警信息进行分类告警、信号过滤、对 变电站的运行状态进行在线实时分析和推理、自动报告变电站异常并提出故障处理 指导。7.2.3事故信息综合分析决策宜在事故情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、

25、相量测量、故障录波等 数据进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站事故分析的结果以简洁明了的可 视化界面综合展示。724支撑经济运行与优化控制综合利用FACTS、变压器自动调压、无功补偿设备自动投切等手段 ，支撑调度 系统安全经济运行和优化控制的目的。725集中式处理功能按站配置集中式装置完成变电站备自投、低频低压切负荷、无功补偿设备投 切、故障测距等。726站域保护适应智能变电站多种运行方式，运用集中或分布协调的方式采集全站运行数据 进行分析计算，优化后备保护功能，提高保护自适应能力。汇总全站信息，侧重于系统稳定控制功能。7可根据当前本站运行信息和站外系统信息，自动调整控制策略和动作定值，保

26、证 太阳能、风能等新能源的灵活接入，并为接入后的电网稳定运行提供相应的运行建 议和预警等。可在电网遭受大扰动时，特别是连锁故障后，能为智能变电站的实时准确控制提 供措施，并为系统严重异常状态下变电站的运行提供辅助决策 ，以适应电网紧急情况 下的运行状态。7.2.7系统协同能根据当前本站运行信息和站外系统信息，自动调整控制策略和动作定值，保证 太阳能、风能等新能源的灵活接入，并为接入后的电网稳定运行提供相应的运行建 议和预警等。在电网遭受大扰动时，特别是连锁故障后，能为智能变电站的实时准确控制提供 措施，并为系统严重异常状态下变电站的运行提供辅助决策 ，以适应电网紧急情况下 的运行状态。728与

27、外部系统信息交互具有与大用户、电源等外部系统进行信息交换的功能，能转发线路运行状况等 相关信息。8辅助设施功能要求8.1视频监控站内宜配置视频监控系统并可远传，与站内监控系统在设备操控、事故处理时 协同联动。8.2安防系统应配置灾害防范、安全防范子系统，告警信号、量测数据宜通过站内监控设备 转换为标准模型数据后，接入当地后台和控制中心，留有与应急指挥信息系统的通信 接口。8.3照明系统应采用高光效光源和高效率节能灯具以降低能耗，事故应有应急照明。当采用 太阳能、地热、风能等清洁能源供电时，应优先采用清洁能源，如容量不够时，再利用 其它供电实时匹配需要的容量。8.4辅助系统优化控制对站内风机空调

28、等设备进行实时监控、数据收集整合、分析，实现变电站优化管理。9变电站设计9.1变电站布置在安全可靠、技术先进、经济合理的前提下，智能变电站设计应符合资源节 约、环境友好的技术原则和设计要求，优化智能变电站总平面布置（包括电气主接线 布置、配电装置布置、构支架布置等，节约占地，节能环保。9.2 土建与建筑物优化建筑结构设计，合并相同功能房间；放置系统层设备的机房、主控楼等建筑 应尽可能小型化，合理减少建筑面积，减少变电站占地面积，节约投资。应尽可能使用光纤替代电缆，优化电缆沟布置。9.3设备与系统设备选型应满足安全可靠的原则，优化整合，减少装置功能的重复配置，优化设备 布置和组屏方案。系统设计所

29、涉及的内容包括（但不限于：全站的网络图、VLAN划分、IP配置、 虚端子设计、虚端子的二次接线图、同步系统图等。10调试验收10.1调试a应提供面向各项功能要求的方便、可靠的调试工具与手段，满足调试简便、分析明确、结果输出清晰的要求。b调试工具通过对智能综合组件模型配置文件的导入 ，自动产生智能综合组件所需的输入信息流或自动检测智能综合组件的输出信息流，实现对智能综合组件的自动化调 试。c电子式互感器调试专用工具，应可在电子式互感器输入源端和信号输出端进行 同步监测，检测电子式互感器的测量误差等性能指标。d智能电表调试专用工具，应可模拟电子式互感器的信号输出，检测智能电表的 计量误差。10.2

30、验收a工程启动及竣工验收应参照 DL/T 782及相关调试验收规范。工程启动调试 组织应在实施启动前编制启动调试方案和调度方案。8b电力设备的现场交接试验和预防性试验应满足GB 50150、DL/T 596以及Q/GDW 157等标准规范的要求。c工厂验收流程应按 Q/GDW 213开展;现场验收流程应按Q/GDW 214开展。d工厂验收时对于不易搬动的设备，应具备设备模拟功能，以便完成完整功能验 收。e具有状态监测单元的的设备验收应包括：对自检测功能逐一进行检验，要求测 量值正确、单一测量评价结论合理；故障模式及几率预报功能正常，预报结果合理。11运行维护a应配套成熟方便的一体化检验装置或系

31、统，满足整间隔检修及移动检修的要 求。b智能变电站设备检修，应能依托程序化操作及工作票自动管理系统，自动生成 设备和网络的安全措施卡，对正常运行设备进行简单、有效和可靠的安全隔离。c工作票自动管理系统应能根据系统方式的安排和调度员的指令，自动生成相关内容和步骤，并能与程序化操作步骤进行自校核和自监控。d通过在线监测和实时分析诊断等技术，能对智能变电站主要设备目前健康状况 和未来健康趋势作出综合评估。12检测评估12.1基本要求a设备和系统应进行智能化能力的测试与智能化程度的评估。b智能电子设备（装置、表、交换机及子站等设备，变电站自动化系统及子系统, 应满足对应的标准要求及工程应用需求，并通过

32、国家电网公司认可的检验机构检验。c工程选择应用的可批量生产的设备，应由国家电网公司认可的检验机构做定期抽样检验d通信规约应通过国家电网公司认可的检验机构的一致性测试，再进行工程应 用。e智能设备与系统应进行仿真运行环境的测试与评估，在变电站典型故障的仿真环境下进行设备、网络、系统的测试与评估，验证智能综合组件、变电站自动化系统等功 能与性能的具有能力和可行性评估。f应用创新技术的设备，相关应用单位应组织制定试验方法，评价工具及可靠性 指标，进行综合评估，保证应用的质量和水平。12.2电能计量装置的检验12.2.1实验室检验电能计量器应用前具应先在实验室进行全面检测。量值应溯源到上一级的电能 计

33、量基准；电子式互感器量值应能溯源到电压和电流比例基准。其有关功能和技术指标的检定宜由当地供电企业的电能计量技术机构进行，也可委托上级电力部门的电能计量技术机构进行。12.2.2现场检验新投运的电能计量装置，应在一个月内进行首次检验，随后的检验周期应参照 DL/T 448的相关规定执行。12.2.3远程检验智能变电站宜适时实现电能表远程校验功能附录A（规范性附录智能变电站体系结构设备智能化和高级智能应用是智能变电站的重要特征。基于此，本导则将智能变电站分为设备层和系统层（见附图A.1。IEC 61850将变电站描述为过程层、间隔 层和站控层。本导则中，设备层相当于过程层和间隔层的集合，系统层相当

34、于站控 层。设备层将传统一次、二次系统进行融合，体现了未来变电站设备智能化的发展 方向,并且目前已出现了这种趋势，如，组合电器的PASS设备已包含了一次和二次部 分。相对于站控层，系统层更注重对信息共享、设备状态可视化、智能告警、分析 决策等高级智能应用的描述，强调智能变电站系统级的先进功能。相邻变电站电力功能讪附图A.1智能变电站体系结构示意图附图A.2显示了设备智能化演变趋势。设备层的智能综合组件是一个包含各种 装置的统一名称，即过程层设备和间隔层设备即可以组合、融合在一起的，也可以是外置安装。就是说，考虑到现有的一次设备状况，设备层设备采用传统一次设备本身 +智能综合组件”的模式，智能综

35、合附件可以集成，可以分散，可以内嵌,可以外挂等任 意组合灵活架构。智能综合组件构成，包含了传统间隔层的设备，符合现状与未来的 发展。设备层的概念并没有排斥间隔的概念，也没有取消测控装置、保护装置。对于保护、测控、通信、状态监测等功能与一次设备集成，需要充分考虑传统二次设备与一次设备融合的技术难度与复杂性，在技术尚未成熟的阶段，在变电站应 仍然是测控装置与保护装置独立，状态监测组件外挂在一次设备附近。试点工程（新 建或改造的设备智能化宜尽量采用集成方案提出的设计思路和技术规范，但可以有差异,而对将来智能变电站的推广则应当根据实际情况，可不采用集成方案。1011电力功能元件控制箱测量装置保护装置状

36、态监测附件电力功能元件智能综合组件控制单元测量单元通信单元保护单元状态监测单元目前设备组成未来智能设备附图A.2设备智能化演变系统层构成，其划分原则是其功能和应用是面向整个变电站，不是面向单个个体 间隔。强调原来变电站站内多套系统应该集成，系统功能实现的计算机根据变电站 的实际规模灵活配置。站内网络结构需要考虑网络拓扑、冗余、分级和流量等问 题。对于中低压侧的设计思路也是集成一体化。实现程序化控制是为提高工作效 率。Q/GDW XXX-2009附录B （规范性附录设备功能及配置要求B.1变压器应具备将各种状态信息进行采集与上传的功能应对变压器冷控系统采用自动优化控制，以达到节能降耗。B.2敞开

37、式断路器 应实现包括温升、SF6压力和机械特性 等主要运行参量的检测和记录等功能。应实现操作电压、电流、次数、熄弧时间等运行记录功能。应进行局部放电、过热、机械缺陷等自身监测功能。应进行自身状态分析及故障诊断等功能。应实现自身操作联锁。 应在以下方面优化执行和调节功能：位置信号数字化、网络化，减少辅助结点数目、容量及连线等；采用电子控制装置，简化控制回路结构，减少连线和体积，提高可靠性等；电子操作， 有可能根据控制和保护对象及任务的不同执行不同的操作，包括同步操作、变速 操作等。对外通信应满足IEC 62271-3要求。B.3组合电器（含 GIS、PASS）对 外通信接口应符合DL/T 860

38、标准，控制应采用程序化操作。B.4电子式互感器B.4.1配置原则a）220 kV及以上电压等级电流互感器可采用双重化配置；b） 110kV及66 kV电压等级电流互感器如采用有源电子式互感器，则无准确计量要求的 可与保护用互感器复用，而有准确计量要求的则需用配置满足条件的互感器；一 般采用单套配置。c） 66 kV及以上电压互感器宜采用电容分压、阻容分压、电感 分压原理的电子式电压互感器。d） 35 kV及以下互感器宜采用低功率电流互感器（LPCT）、罗氏线圈电流互感器（RCT）和低低功率电压互感器（LPVT）等， 亦可为电压电流的组合，输出信号通常为模拟小电压信号，一般不需要数字化。e） 2

39、20 kV及以上电压等级电压互感器，保护、计量应采用双路信号输出，接入两 套前端处理 模块，通过光纤分别接入独立的间隔合并单元。f）双母线接线形式线路、变压器间隔宜装设三相 VT，间隔合并单元可直接接入本间隔的三相电压，同时间隔合并单元应接入母线电压并列单元传送的电压，经间隔合并单元切换后，供 检同期功能使用。B.4.2符合计量标准电子式互感器的准确度要求应符合 DL/T 448的要求。B.4.3接口标准 对于模拟量输出电子式互感器，应标明互感器的额定 二次容量，应具备专用测量输出接口和现 场校验用输出接口，宜采用航空插头。 电子式互感器应能准确测量非周期分量和高频分量，满足电能计量，电能质量

40、监 测，保护控制，故障录波以及电网动态观测等，66 kV以上电压等级数据传输数字 化、光纤化。110 kV及66 kV电流、电压互感器，保护、计量可采用单路信号输 出，接入单套前端处理模块，通过光纤接入相应的间隔合并单元。电子式互感器的传感器配置应满足双重化独立配置的要求，互感器的前端采集模块应采用双ADB.4.4自校验。并应考虑一定的传感器冗余和通讯光纤冗余，至少应做到一备一 供电可靠性要求 电子式互感器应充分考虑激光供电和线路取电的可靠性。B.4.5安装方式电子式互感器应能满足各种类型的安装方式，适应各种环境条件。B.5灵活交流输电（FACTS）装置12Q/GDW XXX-2009为提高智

41、能电网的系统稳定性、提供动态电压支撑、接纳 可再生能源、改善电能质量，满足灵 活潮流控制的需求，实现电网潮流优化控 制，应考虑装设FACTS装置。装设于智能变电站的FACTS装置应当具有自适应 控制和协调控制功能，以灵活调节系统的运行 状态，提高智能电网的安全稳定性 水平，优化运行效益。为提高运行可靠性，FACTS装置应具备关键部件的在线状 态检测，运行异常和故障录波、上报 顺序事件（SOE）等功能，FACTS装置的站 控设备应具备运行和故障数据的接收、存储、处理与分析功能。B.6合并单元B.6.1输入功能应能接收电子式互感器的信息、电磁式互感器的模拟量、低功率互 感器的模拟量，应能接收非 电

42、量信息、状态量信息、时间同步信息、定义可组 态。B.6.2输出功能 应通过与标准时钟同步，标定采样值，并通过DL/T 860 9-1/9-2标准接口输出。合并单元应能 输出供校验用的时钟同步信号，并具有运行状态报 告功能。合并单元应具有专用测量输出接口和现场校验用输出接口。数字量输出应采用符合IEEE 802.3u标准中100Base-FX性能要求的接口。 注：IEC61850-9-1 已经由IEC正式撤消，IEC60044-7/8的FT3的帧格式取消，也将被IEC61869所取 代。在我们国 内IEC61850-9-1，IEC60044-8只适宜近期可暂时采用，推荐使用 IEC61850-9-2。B.6.3特殊配置处理功能 在一次侧配置三个电子式电压互感器，三 个电子式电流互感器的情况下，合并单元应把互感器输出的三相电压的相电压采样数据转换成