《变电站智能化改造技术规范》
急件国家电网公司文件
国家电网科〔２０１０〕１１２号
关于印发《变电站智能化
改造技术规范》的通知
公司各单位、总部各部门：
根据《国家电网公司技术标准管理办法》规定，《变电站智能化改造技术规范》已经通过审查，现批准为国家电网公司指导性技术文件并予以印发，自印发之日起实施。
附件：Ｑ／ＧＤＷＺ４１４－２０１０《变电站智能化改造技术规范》及编制说明
二○一○年一月二十六日
—1—
主题词：科技变电站智能改造通知
国家电网公司办公厅２０１０年１月２７日印发—2—
Q/GDW Z414—2010 ICS29.240
Ｑ／ＧＤＷ国家电网公司指导性技术文件
Q/GDW Z414—2010
变电站智能化改造技术规范
Technical specifications for smartness upgrade of substation
2010-01-26发布2010-01-26实施
国家电网公司发布
Q/GDW Z414—2010
目次
前言...................................................................................................................................................................II 1范围. (1)
2规范性引用文件 (1)
3术语和定义 (1)
4基本原则 (1)
5技术指导方案 (2)
6技术要求 (2)
附录A（资料性附录）变电站智能化改造典型结构 (6)
附录B（规范性附录）功能单元及系统改造技术要求 (10)
编制说明 (16)
I
Q/GDW Z414—2010
II
前言
智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑。通过变电站智能化升级改造，实现降低变电站运维
成本、优化资源配置、提升运行指标之目的。为了更好地完成变电站智能化改造工作，按照“统一规划、统一标准、统一建设”的工作方针，国家电网公司组织编写了《变电站智能化改造技术规范》。
本规范以《智能变电站技术导则》为技术指导，结合变电站升级改造的特点，综合安全运行的实际需求而制定。
变电站智能化改造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程；本规范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，应尽可能考虑采用本规范的可能性。
本规范的附录A为资料性附录，附录B为规范性附录。
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
本规范主要参加单位：山东电力集团公司、河南省电力公司、江苏省电力公司、湖南省电力公司、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、刘有为、徐石明、刘明、吕军、郭建勇、张爱军、李震宇、程逍、刘宇、王永福、逯怀东、王锐、高山
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变电站智能化改造技术规范
1范围
本规范作为在运变电站智能化改造的技术规范，规定了变电站智能化改造的原则、要求和技术指导方案。
本规范适用于110（66）kV及以上电压等级变电站阶段性智能化改造，对于老旧变电站，所有设备全部更换的整体性智能化改造按相关智能变电站设计规范执行。
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/T13729远动终端设备
GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程
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电工术语发电、输电和配电运行
DL755电力系统安全稳定导则
DL/T478静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
DL/T769电力系统微机继电保护技术导则
DL/T860变电站通信网络和系统
DL/T1092电力系统安全稳定控制系统通用技术条件
DL/T5149220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程
Q/GDW383智能变电站技术导则
IEC61588用于网络化测量和控制系统的精确时钟同步协议（Precision clock synchronization protocol for networked measurement and control systems）
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/T2900.15、GB/T2900.50、GB/T2900.57、DL/T860、和Q/GDW383中确立的以及下列术语和定义适用于本导则。
3.1
智能单元smart unit
智能组件的一个功能单元。传统一次设备的智能化接口，通过电缆或光缆与一次设备直连，具备网络接口与变电站网络连接，实现对开关设备、变压器等一次设备的信号采集、控制等功能。
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要求，不得因智能化改造使变电站
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的安全可靠水平下降。
4.2经济实用原则
变电站智能化改造应结合变电站重要程度、设备型式、运行环境、场地布置等实际情况，从充分发挥资产使用效率和效益角度出发，以提高生产管理效率和电网运营效益为目标，务求经济、实用。4.3标准先行原则
变电站智能化改造应按照公司智能电网建设的统一部署和智能变电站技术功能要求，在统一标准后推进，并在试点工作中及时对相关标准进行更新和完善。
4.4因地制宜原则
变电站智能化改造应在总体技术框架下，因网因地制宜，制定有针对性、切实可行的的实施方案。5技术指导方案
5.1常规变电站智能化改造
通过改造，实现一次主设备状态监测，信息建模标准化，信息传输网络化，高级功能和辅助系统智能化。其典型结构参考附录A.1。
5.1.1一次设备智能化改造
对变电站关键一次设备（断路器、变压器）增设相应状态监测功能单元，完成一次设备状态的综合分析评价，状态监测综合分析结果宜通过基于DL/T860服务上传，与相关系统实现信息互动。
5.1.2二次系统智能化改造
现阶段保护应采用直采直跳方式。
全站实现通信协议标准化（遵循DL/T860标准），取消协议转换设备。站内直流、所用电等辅助系统可在DL/T860标准完善相应数据模型后，实现直流等辅助系统建模标准化，并取消协议转换。
站控层功能应进一步完善，根据需求增加智能高级应用，可对外提供统一的网络服务接口，支持信息一体化平台应用要求，系统满足《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》要求。
智能高级应用和辅助设备智能化改造的技术要求和应用策略详见附录B.1、B.2。
5.2数字化变电站智能化改造
通过改造，实现一次主设备状态监测，高级功能和辅助系统智能化。其典型结构参考附录A.2。5.2.1数字化变电站智能化改造典型结构
数字化变电站智能化改造宜保持现有过程层数字化应用水平，对于改造试点工程，保护已实现网络跳合闸的可暂不进行改造。改造的重点是智能高级应用、一次设备和辅助设备的智能化改造。
5.2.2一次设备智能化改造
在智能单元增加关键一次设备状态监测功能，完成一次设备状态的综合分析评价，状态监测综合分析结果宜通过基于MMS的DL/T860服务上传，与相关系统实现信息互动。
5.2.3二次系统智能化改造
间隔层优化整合设备功能，简化二次接线及网络。
站控层功能、智能高级应用和辅助设备智能化改造同5.1.2。
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，满足集中监控技术要求，提高变电站智能化水平。
6.1.1测量、控制、保护单元要求
符合DL/T1092三道防线要求和DL755三级安全稳定标准；满足GB/T14285、DL/T769、DL/T478、2
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GB/T13729的相关要求，遵循《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》要求。
监控系统参考DL/T5149的相关要求。
6.1.2智能组件要求
智能组件的功能模块应满足Q/GDW383总体要求。至少在一个线路间隔或变压器及其相关的开关间隔应用智能组件。
6.1.3状态监测要求
一次设备的状态监测传感器宜采用外置式，不宜对现有一次设备解体、钻孔或拆装。
6.1.4站控层要求
通信协议和信息交互应遵循DL/T860标准，实现站内数据信息集中共享；满足集中监控、顺序控制、状态检修等要求；满足图模库一体化源端维护要求。
6.2一次设备
6.2.1变压器
变压器改造后应具备冷却器智能化控制、有载分接开关（OLTC）数字化测控、顶层油温数字化测量及本体非电量保护功能。330kV及以上变压器还应具备油中溶解气体分析（DGA）监测、铁心电流监测、本体油中含水量监测和气体继电器压力测量等在线监测功能。
智能组件通信采用光纤以太网接口，非电量保护宜通过直跳方式跳闸，宜采用基于MMS的DL/T860服务实现在线监测信号传输及设置和OLTC远方控制。
变压器智能组件宜就地安装。
6.2.2开关设备
开关设备改造后可具备间隔内信号数字化测量和网络化控制功能，可具备SF6气体压力等状态在线监测功能。
智能组件通信采用光纤以太网接口，应用基于MMS的DL/T860服务实现在线监测信号传输及设置。开关设备改造为网络化控制和数字化测量时，应用DL/T860面向通用对象的变电站事件（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闭锁重合闸等信号。
开关设备智能组件宜就地安装。断路器改造可结合设备正常更新改造直接更换为智能设备。
6.2.3互感器
采用电子式互感器时，宜按间隔配置电压互感器。合并单元宜采用光纤秒脉冲或IRIG-B码全站统一对时，技术成熟时可采用IEC61588协议实现全站网络统一对时。
SF6互感器可具备SF6气体压力、SF6气体水分在线监测功能，可集成到本间隔开关设备智能组件中。
在运的常规互感器不宜进行数字化采样改造。
6.3智能组件
智能组件应在保证安全性与可靠性的前提下，实现网络互联、信息共享。
220kV及以上电压等级的保护单元、关口计量单元、合并单元等关键设备应冗余配置；应满足电磁环境、温度、湿度、灰尘、振动等现场运行环境要求。
智能组件应支持DL/T860标准服务，输出基于DL/T860标准模型的数据信息，并支持模型自描述；可支持组播注册协议（GMRP），实现GOOSE和采样值（SV）传输组播报文的网络自动分配；应具备GOOSE和SV传输通信中断告警功能。
6.3.1测量功能
应按DL/T860标准测量模型（MMXU、MMXN等）建模，支持DL/T860标准取代服务。可具备动态、稳态数据综合采集，及电能质量数据测量功能。
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6.3.2控制功能
应按DL/T860标准控制模型（CSWI、CILO等）建模，支持标准增强安全型控制模型，具备紧急操作模式（不检同期及联闭锁），支持DL/T860标准取代服务。应用DL/T860GOOSE服务实现全站间隔层防误联闭锁。应具备断路器同期和无压合闸功能，并支持双母线同期电压自动选择。开关设备进行网络化控制和数字化测量改造时，控制单元应用DL/T860GOOSE服务控制智能化开关设备。
6.3.3保护功能
应按DL/T860标准保护模型（PDIF、PTRC等）及相关功能模型（RREC、RBRF等）建模，支持DL/T860标准取代服务。
保护应直接采样。对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸。对于涉及多间隔的保护（母线保护），如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。双重化配置的两套保护，应分别配置两套独立的互感器线圈或传感器、合并单元、断路器跳闸线圈等。
6.3.4状态监测功能
应增设以变压器、断路器等为重点监测对象的在线状态监测单元，通过电学、光学、化学等技术手段对一次设备状态量进行在线监测，实现设备状态信息数字化采集、网络化传输、状态综合分析及可视化展示。状态监测量应按DL/T860标准监测模型（SIMG、SIML等）建模，如标准模型不满足实际需求，可采用通用模型（GGIO、GAPC）。
6.3.5计量功能
应按DL/T860标准计量模型（MMTR等）建模。非贸易结算电能表可支持电子式互感器输出的采样值。
6.3.6通信功能
应支持VLAN、优先级传输，可支持GMRP组播注册协议和IEC61588高精度网络对时协议。6.4站控层主要功能
站控层基本功能同常规变电站或数字化变电站。站控层主要功能是指系统的智能化高级应用。
站控层功能改造应满足无人值班及区域监控中心管理模式的要求。
6.4.1顺序控制
断路器、隔离开关等在顺序控制时应有可靠的位置判断措施，并应具备急停功能。
顺序控制宜在站控层实现。500(330)kV及以上变电站宜设置专用的顺控操作服务器。
6.4.2站内状态估计
可实现数据辨识与处理，保证基础数据的正确性，支持智能电网调度技术支持系统对电网状态估计的应用需求。
6.4.3与主站通信
可实现基于模型的通信协议与主站进行通信。
6.4.4对时系统
应具备全站统一的同步对时系统，支持卫星时钟与地面时钟互为备用方式。对时系统宜支持SNTP 协议，IRIG-B码、秒脉冲输出，支持具体工程需要的各种接口。可支持IEC61588精确网络对时协议。
6.4.5电能质量评估
可建立电压幅值、谐波等电能质量监测与评估系统。
6.4.6防误操作
应建立站控层防误操作系统，具备带电、停电、接地三种状态的逻辑识别功能，自动实现防止电气误操作闭锁。
6.4.7系统配置工具
系统配置工具应独立于智能电子装置（IED），支持导入系统规范描述文件（SSD）和智能电子设备4
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能力描述文件（ICD），对一次系统和IED关联关系、全站IED实例、以及IED之间的交换信息进行配置，完成系统实例化配置，导出全站变电站配置描述文件（SCD）。
6.4.8源端维护
应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，包括变电站网络拓扑等参数、IED 数据模型及两者之间的联系。变电站主接线和分画面图形，图元与模型关联，应以可升级矢量图形（SVG）格式提供给调度/集控系统。
6.4.9网络记录分析
可配置独立的网络报文记录分析系统，具备对全站各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。网络报文记录分析系统宜具备变电站网络通信状态的在线监视和状态评估功能。
6.4.10设备状态可视化
应采集变电站主要一次设备（变压器、断路器等）状态信息，经综合分析后，在站控层实现可视化展示，并可发送到上级系统。
6.4.11智能告警及分析决策
监控系统改造应实现对告警信息进行分类分层与筛选，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告设备异常并提出故障处理建议。
6.4.12故障信息综合分析决策
在故障情况下可对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据挖掘、多专业综合分析，将变电站事故分析结果可视化展示。
6.4.13站域控制
可利用对站内信息的集中处理、判断，实现站内安全自动控制装置（如备自投、母线分合运行）的协调工作。
6.4.14与外部系统交互
可与相邻的变电站、发电厂、用户建立信息交互，为将来变电站接入绿色能源发电和可控用户提供技术基础。
6.5辅助系统智能化
6.5.1视频监控系统
应满足远传功能，可实现与站内监控系统在设备操控、事故处理时协同联动。
6.5.2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。
6.5.3照明系统
应采用高效光源和高效率节能灯具。
6.5.4辅助电源
宜采用太阳能、地热、风能等绿色能源供电，在安全可靠的前提下，可与站内所用电系统并列运行，清洁能源的接入应便捷可靠。
6.5.5环境监测
应综合考虑变电站环境监测，包括：保护室、控制室、智能组件等设备设施温度、湿度监测、告警及空调自动控制；变电站站内降雨、积水自动监测、告警与自动排水控制；变电站安防、重要部位入侵监测、门禁管理、现场视频监控等；全站火警监测与自动告警等。
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附录A （资料性附录）
变电站智能化改造典型结构
A .1常规变电站智能化改造典型结构
常规变电站典型结构见图A.1。通常采用二次电缆连接一次设备与保护、录波、测控、计量等二次设备。保护动作信号通过电缆传输到测控、录波装置。测控装置直接连接站内局域网，保护、计量等装置一般通过协议转换装置集中联网，保护、录波器连接到故障信息子站。远动、子站、电量采集分别通
过专用通道与各自管理部门直连。
图A .1常规变电站典型结构
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常规变电站改造后典型结构见图A.2。现有过程层与间隔层之间通过回路电缆或直连光缆直接采样、直接跳闸、直接测量、直接控制等方式不予改造；间隔层设备采用DL/T 860标准直接联网与站控层通
信；站控层采用一体化平台与电力数据网相连。
图A .2常规变电站智能化改造后典型结构
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A .2数字化变电站智能改造典型结构
数字化变电站典型结构见图A.3。通常采用“三层两网”结构，两层网络分别连接一次设备（或智能单元、合并单元）与间隔层设备（保护、录波、测控、计量），间隔层设备与站控层设备。间隔层设
备采用DL/T 860标准直接上网（不经协议转换）
。远动、子站、电量采集分别通过专用通道与各自管理
部门相连。
图A .3数字化变电站典型结构
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数字化变电站改造后典型结构见图A.4。智能单元增加一次设备状态监测功能。站控层采用统一服
务接口与电力数据网相连。
图A .4数字化变电站智能化改造后典型结构
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附录B （规范性附录）
功能单元及系统改造技术要求
B .1站控层智能化改造技术要求
站控层智能化改造技术要求项目参见表B.1。
表B .1
站控层主要功能智能化改造技术要求
功能
技
术
要求
应用策略备
注
自动生成不同主接线和不同运行方式下典型操作流程
应用满足无人值班及区域中心站管理模式
开关设备位置识别技术可用顺序控制
自动安全校核技术
可用站内状态估计数据辨识、处理，支持智能调度技术可用与主站通信
基于模型的通信协议可用统一同步对时应用卫星与地面时钟互备用
应用支持SNTP 、IRIG-B 、秒脉冲等多种方式应用对时系统
支持IEC61588精确网络对时可用电能质量评估电压、谐波监测、分析可用防误操作自动防止电气误操作逻辑判断应用系统配置工具全站系统统一配置
应用源端维护主接线图、网络拓扑和数据模型变电站端配置
应用监视、捕捉、存储、分析、统计网络报文
可用基本功能
网络记录分析
通信状态在线监视评估
可用设备状态可视化
主要一次设备状态信息可视化应用建立故障信息逻辑和推理模型
应用在线实时分析推理
应用自动报告异常提出故障处理建议应用智能告警及分析决策
分层分类故障告警
应用故障信息综合分析决策综合分析SOE 、保护信号、相量测量、故障录波数据分析故障结果可用站域控制安全自动装置协调工作可用与生产管理系统进行信息交互可用高级功能
与外部系统交互
与大用户、各类电源进行信息交互可用
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B .2辅助设施能化改造技术要求
辅助设施智能化改造技术要求项目参见表B.2。
表B.2
主要辅助设施智能化改造基本技术要求
功
能
技
术
要
求
应用策略备
注
配置视频监控系统
应用视频监视
与站内监控系统在设备操作时协同联动
可用配置灾害防范、安全防范子系统应用安防系统
配置语音广播系统
可用采用高效光源和节能灯具应用照明系统
采用太阳能、风能供电
可用站用电源系统
全站站用电源一体化设计、配置、监控，监控信息无缝接入当地自动化系统应用定时监测设备运行温湿度可用辅助系统优化控制
远程控制空调、风机、加热器
可用保护室、控制室、智能组件等设备设施温度、湿度监测、告警及空调自动控制
应用变电站站内降雨、积水自动监测、告警与自动排水控制
可用变电站安防、重要部位入侵监测、门禁管理、现场视频监控等
应用环境智能化监测
全站火警监测与自动告警等
应用
B .3高压设备智能化改造技术要求
高压设备智能化改造技术要求项目参见表B.3。
表B .3
主要高压设备智能化改造技术要求
应
用
策略
高压设备
技
术
要
求
330kV 及以上
220kV 110kV 冷却器智能化控制应用应用应用OLTC 数字化测控应用应用应用DGA 监测应用可用可用顶层油温监测
应用应用应用铁心电流监测应用可用可用本体局部放电监测可用可用可用本体油中含水量监测应用可用可用气体继电器压力测量应用应用可用变压器
进出线电流测量
可用
可用
可用
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12表B.3（续）
应用策略
高压设备技术要求
330kV及以上220kV110kV 侵入波测量可用可用可用
电容器式套管电容量可用可用可用
套管介质损耗因素可用可用可用
变压器振动波谱可用可用可用变压器
变压器噪声可用可用可用
数字化测量可用可用可用
网络化控制可用可用可用
GMRP协议动态组播分配可用可用可用
SF6气体压力监测可用可用可用
局部放电监测可用可用可用
SF6气体水监测可用可用可用
分合闸线圈电流波形测量可用可用可用
分合闸时间测量可用可用可用
分合闸速度测量可用可用可用
储能电机电流监测可用可用可用开关设备
气室温度测量可用可用可用
数字化采样可用可用可用
电子式互感器可用可用可用
合并单元支持IEC61588网络对时可用可用可用
SF6气体压力（SF6绝缘型）可用可用可用互感器
SF6气体水分（SF6绝缘型）可用可用可用B.4智能组件智能化改造技术要求
智能组件智能化改造技术要求项目参见表B.4。
表B.4智能组件主要功能智能化改造技术要求
功能技术要求应用策略备注MMXU、MMXN标准模型应用
数字化采样可用
GMRP协议动态组播分配可用
动态、稳态数据综合采集可用
测量
电能质量监测可用
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表B .4（续）
功能
技
术
要
求
应用策略备
注
CSWI 、CILO 标准模型应用网络化控制
可用GMRP 协议动态组播分配可用全站防误联闭锁应用紧急操作
应用控制
具备同期电压选择的同期功能可用PDIF 、PTRC 等标准模型应用网络化控制
可用数字化采样可用就地安装
可用保护
GMRP 协议动态组播分配
可用监测数据数字化应用状态监测
评价结果标准化应用MMTR 标准模型
应用数字化采样
可用计量
GMRP 协议动态组播分配可用虚拟局域网VLAN
应用优先级传输
应用GMRP 协议动态组播分配可用通信
IEC61588高精度网络对时
可用
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本规范用词说明
1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1）表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不
得”。
2）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
3）表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可”。
2本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应符合……的规定”或“应按……执行”。
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