智能变电站技术规范
智能变电站一次设备技术性能及试验要求
智能变电站一次设备技术性能及试验要求1 目的为提高智能变电站一次设备质量、工程调试效率，保证变电站安全可靠性，特制定本规定。
本规定明确了智能变电站一次设备（以下简称一次设备）的技术性能及试验要求（包括型式试验、出厂试验、现场交接试验等），用以规范工程设计、招标采购、设备制造、设备验收、安装调试。
2 适用范围本规定适用于交流110(66)kV～750kV智能变电站，重点规范了电力变压器、高压开关设备、避雷器、互感器等一次设备智能化相关技术性能和试验要求。
3 总体要求a)现阶段智能变电站一次设备由“常规一次设备本体+传感器+智能组件”组成，包括彼此间的连接电（光）缆。
b)传感器、互感器应与一次设备本体采用一体化设计、制造。
c)一次设备应作为一个整体进行招标、采购，一次设备供方应对一次设备本体、传感器、智能组件的制造及集成质量负责。
d)本体加装传感器的机械和电气接口应考虑通用互换性，逐渐实现标准化。
e)必要时，一次设备智能化设计方案、关键部件及集成工艺需由需方确认。
f)一次设备供方应按国家电网公司相关技术标准要求提交型式试验、出厂试验报告。
g)一次设备本体寿命不低于40年，传感器、智能组件等应与本体寿命匹配。
4 技术性能要求4.1 变压器4.1.1 变压器本体变压器本体除应符合常规变压器的技术要求外，还应满足以下要求：a)如配置油中溶解气体监测IED，宜设置专门的油样取样管路。
b)如配置绕组温度监测IED，集成于变压器绕组的光纤传感器、绝缘介质中光缆及引出法兰应满足变压器绝缘、密封及介质相容性要求。
c)如配置UHF局部放电传感器，宜在变压器油箱设置专门的安装法兰，并满足变压器的密封及电场屏蔽要求。
4.1.2 传感器a)采集油面温度，应选用标准的Pt100传感器；采集油位、油压等，宜选用具有14mA~20mA标准输出接口或RS232/CAN等标准通信接口的传感器；采集铁心接地电流、有载分接开关驱动电机电流、冷却装置风扇和油泵电流，宜采用穿芯式电流传感器，推荐采用4mA~20mA标准输出接口；监测绕组温度须采用已有运行经验的光纤传感器。
变电站智能终端技术规范
变电站智能终端技术规范1 总则1.1 引言提供设备的厂家、投标企业应具有GB/T19001质量保证体系认证证书，宜具有GB/T24001环境管理体系认证证书和GB/T28001职业健康安全管理体系认证证书及年检记录，宜具有AAA级资信等级证书、重合同守信用企业证书并具备良好的财务状况和商业信誉。
提供的保护装置应在国家或电力行业检验检测机构通过型式试验、和IEC61850的一致性测试。
投标厂商应满足2.4.1中的规定、规范和标准的要求。
招标方在专用技术规范提出的要求投标方也应满足。
中标单位应按买方要求开展相关检验测试。
（注：本批投标设备型式试验和IEC61850的一致性测试报告可在中标后供货前提供。
）1.1.1本技术规范提出了智能终端的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
供方提供的设备应符合《Q/GDW 441-2010智能变电站继电保护技术规范》相关部分的要求。
1.1.2 本技术规范提出的是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方应提供符合本技术规范和工业标准的优质产品。
1.1.3 如果投标方没有以书面形式对本技术规范的条文提出异议，则表示投标方提供的设备完全符合本技术规范的要求；如有异议，应在报价书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。
1.1.4 本技术规范所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致按较高的标准执行。
1.1.5本技术规范经招、投标双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等效力。
1.2 供方职责- 1 -供方的工作范围将包括下列内容，但不仅仅限于此内容。
1.2.1 提供标书内所有设备及设计说明书及制造方面的说明。
1.2.2 提供国家或电力行业级检验检测机构出具的型式试验报告和IEC61850的一致性测试报告，以便确认供货设备能否满足所有的性能要求。
1.2.3 提供与投标设备版本相符的安装及使用说明书。
智能变电站继电保护技术规范
智能变电站继电保护技术规范
四、总则 -----关键点
4.6 保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。
4.7 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。
线路保护
合
智
并
能
单
终
元
端
线路
ECVT
GOOSE网 SV网
母
线
EVT1
电
压
合
并
单
EVT2
元
I母 II母
220kV线路及以上变电站线路66kV、35kV及 以下间隔保护实施方案
1. 采用保护测控一体化设 备，按间隔单套配置。
2. 当一次设备采用开关柜 时，保护测控一体化设 备安装于开关柜内。宜 使用常规互感器，电缆 直接跳闸。
2. 保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、 相互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络 传输，双重化配置的保护之间不直接交换信息；
3. 3/2接线型式，两个断路器的电流MU分别接入保护装 置，电压MU单独接入保护装置；
智能变电站继电保护技术规范
五、继电保护及相关设备配置原则 ➢ 线路保护
4. 变压器保护可采用分布式保护。分布式保护由主单元和若干个子单 元组成，子单元不应跨电压等级;
Ⅰ母
高压侧边断路 器智能终端
3/2接线变压器保护配置方案
高压侧边断路 高压侧中断路 器合并单元 器合并单元
ECT1
ECT2
EVT1
高压侧中断路器 智能终端
南方电网110kV智能站变电站自动化系统(包括五防系统)技术规范书(专用部分)
2023年°4月CH1NA标;隹技术规氾书（专用部分）标书编号:一、工程概述 (1)1.1工程概况 (I)1.2使用条件 (1)二、设备详细技术要求 (1)1.3供货需求及供货范围 (1)1.4标准技术特性参数表 (2)1.5投标人资料提交时间及培训要求 (5)1.6主要元器件来源 (5)2.5备品备件、专用工具和仪器仪表供货表 (27)三、投标方技术偏差 (27)3.1投标方技术偏差 (27)4.2投标方需说明的其他问题 (28)四、设计图纸提交要求 (28)4.1图纸资料提交单位 (28)4.2一次、二次及土建接口要求（适用于扩建工程） (29)4.3设备图纸及资料 (29)五、其他 (29)5.11CC数据文件 (29)一、工程概述1.1工程概况本技术规范书采购的设备适用的工程概况如下：表1I工程概况一览表（项目单位填写）1.2使用条件本技术规范书采购的设备适用的外部条件如下：表1.2设备外部条件一览表（项目单位填写）二、设备详细技术要求2.1供货需求及供货范围投标方提供的设备具体规格、数量见表2.1:供货范围及设备技术规格一览表。
投标方应如实填写“投标方保证”栏。
2.2标准技术特性参数表投标人应认真逐项填写技术参数表中投标人保证值，不能空格，也不能以“响应”两字代替，不允许改动招标人要求值。
如有差异，请填写投标方技术偏差表。
注：需按照以下类型参数填写方式准确填写：1、针对标准值特性“单一”，项目单位无需填写，投标人必须完全响应，如有偏差逐项填写在“3.1投标方技术偏差”部分；2、针对标准值特性“可选”，项目单位可选定参数，投标人必须完全响应，如有偏差逐项填写在“3.1投标方技术偏差”部分；3、针对标准值特性“投标人响应”，有标准参数值要求，投标方需根据自身实际情况，提供限制要求范围内的响应值，同时需将此部分逐项填写在“3.1投标方技术偏差”部分；4、针对标准值特性“投标人提供"，无标准参数值要求，投标方根据实际情况填写投标响应值；5、针对标准值特性“扩建”，项目单位根据原项目情况填写，投标方根据实际情况填写投标响应值；6、针对标准值特性“特殊”，项目单位提出的所有特殊要求，需附对应审批流程，投标方根据实际情况填写投标响应值。
智能变电站智能终端技术规范
恢复正常后，装置应自动恢复正常运行。 f） 当正常工作时，装置功率消耗不大于 30W；当装置动作时，功率消耗不大于 60W。 3.2.2 绝缘性能 a） 绝缘电阻
3） 试验过程中，任一被试回路施加电压时其余回路等电位互联接地。 c） 冲击电压 在试验的标准大气条件下，装置的直流输入回路、交流输入回路、信号输出触点等诸回路对地，以 及回路之间，应能承受 1.2/50μs 的标准雷电波的短时冲击电压试验。当额定绝缘电压大于 60V 时，开 路试验电压为 5kV；当额定绝缘电压不大于 60V 时，开路试验电压为 1kV。试验后，装置的性能应符合 4.1、4.2 的规定。 3.2.3 耐湿热性能 装置应能承受 GB/T2423.9 规定的恒定湿热试验。试验温度为+40℃±2℃，相对湿度为（93±3）％， 试验持续时间 48h。在试验结束前 2h 内，用 500V 直流兆欧表，测量各外引带电回路部分对外露非带电 金属部分及外壳之间、以及电气上无联系的各回路之间的绝缘电阻值应不小于 1.5MΩ；介质强度不低 于规定值的 75％。
试验电压值的 1.4 倍；
表 3.2-1 工 频 试 验 电 压 值
被试回路 整机引出端子和背板线——地
直流输入回路——地 信号输出触点——地
额定绝缘电压（V） ＞60～250 ＞60～250 ＞60～250
无电气联系的各回路之间 整机带电部分——地
＞60～250 ≤60
试验电压 AC（V） 2000 2000 2000 2000 500
智能变电站辅助控制系统涉及技术规范
智能变电站辅助控制系统涉及技术规范智能变电站辅助控制系统涉及技术规范的目的是为了确保智能变电站的安全、可靠和高效运行。
该系统是智能变电站的核心组成部分，负责采集、处理和控制各种电力设备的数据和操作。
因此，制定规范和标准来指导该系统的设计、建设和运行，具有重要的意义。
智能变电站辅助控制系统涉及技术规范旨在提供以下方面的指导和规范：设计要求：规范智能变电站辅助控制系统的整体设计，包括硬件设备、软件程序、网络架构等方面的要求。
通过规范系统的设计，可以确保系统的稳定性和可靠性，提高系统的容错能力和安全性。
功能需求：明确智能变电站辅助控制系统的功能要求，包括数据采集、数据处理、设备控制等功能的实现。
通过规范系统的功能需求，可以确保系统能够满足变电站运行的各种需求，提高变电站的运行效率和可控性。
数据通信要求：规范智能变电站辅助控制系统与其他系统或设备之间的数据通信要求，包括数据格式、通信协议、通信速率等方面的规范。
通过规范数据通信要求，可以确保系统与其他系统或设备之间的数据交换能够顺利进行，减少通信故障和数据误差。
安全性要求：规范智能变电站辅助控制系统的安全性要求，包括数据安全、系统防护、权限管理等方面的规定。
通过规范安全性要求，可以保护系统的机密性、完整性和可用性，防止未授权的访问和恶意攻击。
运维管理要求：规范智能变电站辅助控制系统的运维管理要求，包括设备维护、系统监控、故障诊断等方面的规定。
通过规范运维管理要求，可以提高系统的可管理性和可维护性，确保系统的正常运行和及时修复故障。
智能变电站辅助控制系统涉及技术规范的制定将为智能变电站的建设和运营提供指导和保障，促进智能电网的发展和应用。
技术规范范围智能变电站辅助控制系统涉及技术规范的制定将为智能变电站的建设和运营提供指导和保障，促进智能电网的发展和应用。
技术规范范围本文档详述智能变电站辅助控制系统技术规范所包含的内容和适用范围。
本文档详述智能变电站辅助控制系统技术规范所包含的内容和适用范围。
智能变电站自动化系统网络设计技术规范
序号
条款号
条款原文
修改后条款正文
理由
1
9.1.1.2
在全部本体试验合格后进行，将互感器本体和合并单元连接并按SCD文件相关IED配置合并单元， 检验合并单元输出SV数据通道正确性， 检查相关通信参数符合SCD文件配置。如用直采方式，SV数据输出还应检验是否满足Q/GDW 441等间隔输出及带延时参数的要求。
a) 750kV、330（220）kV电压等级应配置GOOSE网络，网络应采用星形双网结构。
根据本规范7.2.4以及其他相关规范中关于750kV变电站中设备应双重化配置的原则。
5
8.2.4
a) 500kV、220kV电压等级应配置GOOSE网络，网络宜采用星形双网结构。
a) 500kV、220kV电压等级应配置GOOSE网络，网络应采用星形双网结构。
增加测试项目：二次安全防护
对二次安全防护体系进行全面测试，包括防火墙、智能安全防护系统等。
智能辅助系统
1
3
8.2.2
双重化配置的保护装置应分别接入各自GOOSE和SV网络，单套配置的测控装置等宜通过独立的数据接口控制器接入双重化网络，对于相量测量装置、电度表等仅需接入SV采样值单网。
双重化配置的保护装置应分别接入各自GOOSE和SV网络，单套配置的测控装置等可通过独立的数据接口控制器接入双重化网络，对于相量测量装置、电度表等仅需接入SV采样值单网。
在220kV及以上的变电站的110kV侧电压等级网络规定GOOSE网络宜采用双重化，SV网络根据实际联网装置数量确实是否组双网，若联网装置小于3台建议SV网络组单网。因为在220kV及以上网络主变保护是双重化配置的，若110kV网络采用单重化配置，当主变保护启动失灵跳110kV侧母差时，主变保护必然只有一套保护可以启动110kV母差，双套配置的保护不能完全发挥功能，并且不能保证可靠性的要求。
智能变电站技术标准规范介绍
智能变电站目前制定的标准规范：智能变电站目前制定的标准规范：智能变电站技术导则的地位：性技术指导文件，是总的指导性原则。
是其它智能智能变电站技术导则的主要内容：术语和定义，明确了智能变电站的技术原则和体系智能变电站技术导则定义的核心术语：什么是智能变电站？低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、传统变电站与数字化传统变电站数字化（智能）变电站智能变电站：智能变电站技术导则定义的核心术语：什么是智能设备？有测量数字化、控制网络化、状态可视化、智能变电站技术导则定义的核心术语：什么是智能设备？智能变电站技术导则定义的核心术语：什么是智能组件？设备的测量、控制和监测等基本功能；在满智能变电站的基本技术原则：（化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化。
智能变电站的基本技术原则：（GB/T14285相关要求；后台监控功能参考智能变电站的基本技术原则：（子系统使用统一标准化、规范化的数据访问以及和调度等其它系统进行标准化交互。
智能变电站的基本技术原则：（和《变电站二次系统安全防护方案》的要求，进行安全分区、通信边界安全防护，确保控制功能安全。
传统变电站与智能（数字化）变电站对比：传统变电站智能变电站智能变电站的体系结构：（组件以及独立的智能电子装置。
智能变电站的体系结构的相关要求：（智能变电站的设备功能的新增要求：（控制网络化、状态可视化为基本功能，根据需要可集成计量、保护等。
宜就地安装。
支持顺控和在线智能变电站的设备功能的新增要求：（网络化控制等。
智能变电站的系统功能的新增要求：（作流程切换主接线，投退保护软压板，急停，图形界面可视化操作。
智能变电站的系统功能的新增要求：（障不造成系统问题，方便配置，工况检测报警，记录分析系统实时记录、分析。
智能变电站的系统功能的新增要求：（号保护、相量测量、故障录波等进行数据挖掘、多专业综合分析，将结果以简洁明了的可视化综合展智能变电站的系统功能的新增要求：（判断，实现站内自动控制装置（如备自投、母线分合运行）的协调工作，适应系统运行方式的要求。
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智能变电站继电保护技术规范的相关要求
录波及网络报文分析装置： • 对于220kV及以上变电站，宜按电压等级
和网络配置故障录波装置和网络报文分析 装置，每台故障录波装置或网络报文分析 装置不应跨接双重化的两个网络； • 主变宜单独配置主变故障录波装置； • 采样值传输可采用网络方式或点对点方式。
智能变电站继电保护技术规范的相关要求
•
每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类
型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套
保护异常或退出时不应影响另一套保护的运行；
•
两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的
MU；
•
双重化配置的MU应与电子式互感器两套独立的二次采样
系统ห้องสมุดไป่ตู้一对应；
智能变电站继电保护技术规范的相关要求
过程层网络配置原则： • 过程层SV网络、过程层GOOSE网络宜按电压等级
分别组网。变压器保护接入不同电压等级的过 程层GOOSE网时，应采用相互独立的数据接口控 制器。 • 继电保护装置采用双重化配置时，对应的过程 层网络亦应双重化配置，第一套保护接入A网， 第二套保护接入B网。 • 任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应 超过4个交换机。
常规互感器和电子式互感器混合使用的情况。
•
保护装置采样值采用点对点接入方式，采样同步应由保
护装置实现，支持IEC60044-8或IEC61850-9-2协议，在
工程应用时应能灵活配置。
•
保护装置应自动补偿电子式互感器的采样响应延迟，当
响应延时发生变化时应闭锁采自不同MU且有采样同步要
求的保护。保护装置的采样输入接口数据的采样频率宜
智能变电站继电保护技术规范的相关要求
智能终端配置原则： • 220kV及以上电压等级智能终端按断路器
双重化配置，每套智能终端包含完整的断 路器信息交互功能； • 智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断 路器本体实现； • 220kV及以上变压器各侧的智能终端均按 双重化配置；110kV变压器各侧智能终端 宜按双套配置；
为4000Hz。
智能变电站继电保护技术规范的相关要求
•
保护装置应处理MU上送的数据品质位（无效、检修等），
及时准确提供告警信息。在异常状态下，利用MU的信息
合理地进行保护功能的退出和保留，瞬时闭锁可能误动
智能变电站继电保护技术规范的相关要求
• 双母线、单母线分段等接线型式（单断路 器）的线路、变压器间隔采用电子式互感 器时宜单独配置三相ECVT。
• 110kV及以下电压等级宜采用保护测控一 体化设备。
智能变电站继电保护技术规范的相关要求
220kV及以上电压等级的继电保护及与之相关的设备、网络等应 按照双重化原则进行配置，双重化配置的继电保护应遵 循以下要求：
备等），两套通信设备应分别使用独立的电源；
智能变电站继电保护技术规范的相关要求
•
双重化的两套保护及其相关设备（电子式互感器、MU、
智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一
对应；
•
双重化配置的保护应使用主、后一体化的保护装置。
•
保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相
互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络传输， 双重化配置的保护之间不直接交换信息。
•
双重化配置保护使用的GOOSE（SV）网络应遵循相互独
立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网
络的运行；
•
两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应；
两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应；
•
双重化的线路纵联保护应配置两套独立的通信设备（含
复用光纤通道、独立纤芯、微波、载波等通道及加工设
所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。
•
如双母线接线，两段母线按双重化配置两台合并单元。
每台合并单元应具备GOOSE接口，接收智能终端传递的
母线PT刀闸位置、母联刀闸位置和断路器位置，用于电
压并列。
智能变电站继电保护技术规范的相关要求
继电保护装置技术要求：
•
线路纵联保护、母线差动保护、变压器差动保护应适应
智能变电站继电保护技术规范的相关要求
66kV、35kV及以下间隔保护：
•
采用保护测控一体化设备，按间隔单套配置；
•
当采用开关柜方式时，保护装置安装于开关柜内，不宜
使用电子式互感器；
•
当使用电子式互感器时，每个间隔的保护、测控、智能
终端、合并单元功能宜按间隔合并实现；
•
跨间隔开关量信息交换采用过程层GOOSE网络传输。
智能变电站继电保护技术规范的相关要求
保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能 。
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。
过程层SV 网络、过程层GOOSE 网络、站控层MMS 网络应完 全独立，继电保护装置接入不同网络时，应采用相互独 立的数据接口控制器。
•
110kV及以下保护就地安装时，保护装置宜集成智能终
端等功能。
智能变电站继电保护技术规范的相关要求
保护配置原则：
• 母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元 件数较多时，可采用分布式母线保护。
• 变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸， 信息通过本体智能终端上送过程层 GOOSE网。
• 高压并联电抗器非电量保护采用就地直接 电缆跳闸，并通过相应断路器的两套智能 终端发送GOOSE报文，实现远跳。
• 智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜 中；
• 智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。
智能变电站继电保护技术规范的相关要求
电子式互感器（含合并单元）配置要求：
•
配置母线电压合并单元。母线电压合并单元可接收至少
2组电压互感器数据，并支持向其它合并单元提供母线
电压数据，根据需要提供PT并列功能。各间隔合并单元
总则要求：
继电保护新技术应满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性” 的要求，并提高保护的性能和智能化水平。继电保护在功能实 现上是统一的整体，需要一次设备、二次回路、通道、保护装 置之间的配合协调，发挥其整体性能。
智能变电站中的电子式互感器的二次转换器（A/D采样路 合并单元（MU）、光纤连接、智能终端、过程层网络交换机等 设备内任一个元件损坏，除出口继电器外，不应引起保护误动 作跳闸。