智能变电站技术导则

'ICS29.24029.020备案号：CEC204-2009国家电网公司企业标准Q/GDW383—2009智能变电站技术导则Technicalguideforsmartsubstation2009-12-25发布2009-12-25实施国家电网公司发布 前言智能变电站是统一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”的工作方针，规范开展智能变电站建设，国家电网公司组织编写了《智能变电站技术导则》。本导则编写过程中，广泛征求了调度、生产、基建、设计、科研等多方意见，着力吸收国内外智能电网相关研究成果，积极创新技术、管理理念，力求充分展现设备智能化，引领变电站技术的发展方向。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，及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，应尽可能考虑采用本导则的可能性。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：国网电力科学研究院、中国电力科学研究院本导则主要参加单位：江苏省电力公司、浙江省电力公司本导则主要起草人：徐石明、刘有为、丁杰、冯庆东、刘明、舒治淮、王永福、曾健、修建、倪益民、周泽昕、陆天健、丁网林、伍雪峰、许庆强、宋锦海、赵翔、李刚、杨卫星、吴军民、冯宇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结构，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110kV（包括66kV）及以上电压等级智能变电站。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/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GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T448电能计量装置技术管理规程DL/T478静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T663220kV～500kV电力系统故障动态记录装置检测要求DL/T723电力系统安全稳定控制技术导则DL755电力系统安全稳定导则DL/T769电力系统微机继电保护技术导则DL/T782110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程DL/T860变电站通信网络和系统DL/T995继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T1075数字式保护测控装置通用技术条件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JJG313测量用电流互感器检定规程JJG314测量用电压互感器检定规程JJG1021电力互感器检定规程Q/GDW157750kV电力设备交接试验标准Q/GDW168输变电设备状态检修试验规程Q/GDW213变电站计算机监控系统工厂验收管理规程Q/GDW214变电站计算机监控系统现场验收管理规程IEC61499FunctionblocksforembeddedanddistributedcontrolsystemsdesignIEC61588recisionclocksynchronizationprotocolfornetworkedmeasurementandcontrolsystems IEC62351Powersystemsmanagementandassociatedinformationexchange-dataandcommunicationssecurity.IEC62439Highavailabilityautomationnetworks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/T860.1和DL/T860.2中确立的以及下列术语和定义适用于本导则。3.1智能变电站smartsubstation采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，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、协同互动等高级功能的变电站。3.2智能组件intelligentcomponent由若干智能电子装置集合组成，承担宿主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。3.3智能电子装置IntelligentElectronicDevice(IED)一种带有处理器、具有以下全部或部分功能的一种电子装置：（1）采集或处理数据；（2）接收或发送数据；（3）接收或发送控制指令；（4）执行控制指令。如具有智能特征的变压器有载分接开关的控制器、具有自诊断功能的现场局部放电监测仪等。3.4监测功能组MonitoringGroup实现对一次设备的状态监测，是智能组件的组成部分。监测功能组设一个主IED，承担全部监测结果的综合分析，并与相关系统进行信息互动。3.5智能设备intelligentequipment一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智能化的简称。3.6全景数据panoramicdata反映变电站电力系统运行的稳态、暂态、动态数据以及变电站设备运行状态、图像等的数据的集合。3.7 顺序控制sequencecontrol发出整批指令，由系统根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位后自动执行下一指令，直至执行完所有指令。3.8站域控制substationareacontrol通过对变电站内信息的分布协同利用或集中处理判断，实现站内自动控制功能的装置或系统。4技术原则智能变电站应以高度可靠的智能设备为基础，其基本技术原则如下：a）智能变电站设备具有信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化等主要技术特征，符合易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。b）智能变电站的设计及建设应按照DL/T1092三道防线要求，满足DL755三级安全稳定标准；满足GB/T14285继电保护选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求。c）智能变电站的测量、控制、保护等装置应满足GB/T14285、DL/T769、DL/T478、GB/T13729的相关要求，后台监控功能应参考DL/T5149的相关要求。d）智能变电站的通信网络与系统应符合DL/T860标准。应建立包含电网实时同步信息、保护信息、设备状态、电能质量等各类数据的标准化信息模型，满足基础数据的完整性及一致性的要求。e）宜建立站内全景数据的统一信息平台，供各子系统统一数据标准化规范化存取访问以及和调度等其它系统进行标准化交互。f）应满足变电站集约化管理、顺序控制等要求，并可与相邻变电站、电源（包括可再生能源）、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)应满足无人值班的要求。h)严格遵照《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》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。5体系结构5.1体系分层智能变电站分为过程层、间隔层和站控层。5.2过程层过程层包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。5.3间隔层间隔层设备一般指继电保护装置、系统测控装置、监测功能组主IED等二次设备，实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信。5.4站控层站控层包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA ）、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。站控层功能宜高度集成，可在一台计算机或嵌入式装置实现，也可分布在多台计算机或嵌入式装置中。智能变电站数据源应统一、标准化，实现网络共享。智能设备之间应实现进一步的互联互通，支持采用系统级的运行控制策略。智能变电站自动化系统采用的网络架构应合理，可采用以太网、环形网络，网络冗余方式宜符合IEC61499及IEC62439的要求。6设备功能要求6.1一次设备a)一次设备应具备高可靠性，外绝缘宜采用复合材料，并与运行环境相适应。b)智能化所需各型传感器或/和执行器与一次设备本体可采用集成化设计。c)根据需要，电子式互感器可集成到其他一次设备中。6.2智能组件6.2.1结构要求a）智能组件是可灵活配置的智能电子装置，测量数字化、控制网络化和状态可视化为其基本功能；b）根据实际需要，在满足相关标准要求的前提下，智能组件可集成计量、保护等功能；c）智能组件宜就地安置在宿主设备旁；d）智能组件采用双电源供电；e）智能组件内各IED凡需要与站控层设备交互的，接入站控层网络；f）根据实际情况，可以由一个以上智能电子装置实现智能组件的功能。6.2.2通用技术要求a）应适应现场电磁、温度、湿度、沙尘、降雨（雪）、振动等恶劣运行环境；b）相关IED应具备异常时钟信息的识别防误功能，同时具备一定的守时功能；c）应具备就地综合评估、实时状态预报的功能，满足设备状态可视化要求；d）宜有标准化的物理接口及结构，具备即插即用功能；e）应优化网络配置方案，确保实时性、可靠性要求高的IED的功能及性能要求；f）应支持顺序控制；g）应支持在线调试功能。6.3信息采集和测量功能要求a)应实现对全站遥测信息和遥信信息（包括刀闸、变压器分接头等信息）的采集；b)对测量精度要求高的模拟量，宜采用高精度数据采集技术；c)对有精确绝对时标和同步要求的电网数据，应实现统一断面实时数据的同步采集；d）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，进行全站数据的统一采集及标准方式输出；e）测量系统应具有良好频谱响应特性；f）宜具备电能质量的数据测量功能。6.4控制功能要求 a）应支持全站防止电气误操作闭锁功能；b）应支持本间隔顺序控制功能；c）遥控回路宜采用两级开放方式抗干扰措施；d）应支持紧急操作模式功能；e）应支持网络化控制功能。6.5状态监测功能要求a)宜具备通过传感器自动采集设备状态信息（可采集部分）的能力；b)宜具备从相关系统自动复制宿主设备其它状态信息的能力；c)宜将传感器外置，在不影响测量和可靠性的前提下，确需内置的传感器，可将最必要部分内置；d)应具备综合分析设备状态的功能，具备将分析结果与他相关系统进行信息交互的功能；e)应逐步扩展设备的自诊断范围，提高自诊断的准确性和快速性；f)应具备远方调阅原始数据的能力。6.6保护功能要求a）应遵循继电保护基本原则，满足GB/T14285、DL/T769等相关继电保护的标准要求；b）保护装置宜独立分散、就地安装；c）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。d）保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能；e）双重化配置的两套保护，其信息输入、输出环节应完全独立；f）当采用电子式互感器时，应针对电子式互感器特点优化相关保护算法、提高保护性能；g）纵联保护应支持一端为电子式互感器、另一端为常规互感器或两端均为电子式互感器的配置形式。6.7计量功能要求a）应能准确的计算电能量，计算数据完整、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）应具备分时段、需量电能量自动采集、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冗余配置；d）计量用互感器的选择配置及准确度要求应符合DL/T448的规定；e）计量IED应具备可靠的数字量或模拟量输入接口，用于接收合并单元输出的信号。合并单元应具备参数设置的硬件防护功能，其准确度要求应能满足计量要求；f）宜针对不同计量IED特点制定各方认可的检定和溯源规程。6.8通信功能要求 a)宜采用完全自描述的方法实现站内信息与模型的交换。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，具备优先传送功能，并计算和控制流量，满足全站设备正常运行的需求。d)宜按照IEC62351要求，采用信息加密、数字签名、身份认证等安全技术，满足信息通信安全的要求。7系统功能要求7.1基本功能要求7.1.1顺序控制a)满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求；b)可接收和执行监控中心、调度中心和本地自动化系统发出的控制指令，经安全校核正确后，自动完成符合相关运行方式变化要求的设备控制；c)应具备自动生成不同主接线和不同运行方式下典型操作流程的功能；d)应具备投、退保护软压板功能；e)应具备急停功能；f)可配备直观图形图像界面，在站内和远端实现可视化操作。7.1.2站内状态估计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。7.1.3与主站系统通信宜采用基于统一模型的通信协议与主站进行通信。7.1.4同步对时a)应建立统一的同步对时系统。全站应采用基于卫星时钟（优先采用北斗）与地面时钟互备方式获取精确时间；b)地面时钟系统应支持通信光传输设备提供的时钟信号；c)用于数据采样的同步脉冲源应全站唯一，可采用不同接口方式将同步脉冲传递到相应装置；d)同步脉冲源应同步于正确的精确时间秒脉冲，应不受错误的秒脉冲的影响；e)支持网络、IRIG-B等同步对时方式；7.1.5通信系统a)应具备网络风暴抑制功能，网络设备局部故障不应导致系统性问题；b)应具备方便的配置向导进行网络配置、监视、维护；c)应具备对网络所有节点的工况监视与报警功能；d)宜具备DoS防御能力和防止病毒传播的能力；7.1.6电能质量评估与决策宜实现包含谐波、电压闪变、三相不平衡等监测在内的电能质量监测、分析与决策的功能，为电能质量的评估和治理提供依据。7.1.7区域集控功能 当智能变电站在系统中承担区域集中控制功能时，除本站功能外，应支持区域智能控制防误闭锁，同时应满足集控站相关技术标准及规范的要求。7.1.8防误操作具备全站防止电气误操作闭锁功能。根据变电站高压设备的网络拓扑结构，对开关、刀闸操作前后不同的分合状态，进行高压设备的有电、停电、接地三种状态的拓扑变化计算，自动实现防止电气误操作逻辑判断。7.1.9配置工具应采用标准化的配置工具实现对全站设备和数据建模，及进行通信配置。7.1.10源端维护变电站作为调度/集控系统数据采集的源端，应提供各种可自描述的配置参量，维护时仅需在变电站利用统一配置工具进行配置，生成标准配置文件，包括变电站主接线图、网络拓扑等参数及数据模型。变电站自动化系统与调度/集控系统可自动获得变电站的标准配置文件，并自动导入到自身系统数据库中。同时，变电站自动化系统的主接线图和分画面图形文件，应以标准图形格式提供给调度/集控系统。7.1.11网络记录分析可配置独立的网络报文记录分析系统，实现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。7.2高级功能要求7.2.1设备状态可视化应采集主要一次设备（变压器、断路器等）状态信息，进行状态可视化展示并发送到上级系统，为实现优化电网运行和设备运行管理提供基础数据支撑。7.2.2智能告警及分析决策应建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和过滤，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意见。可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。7.2.3故障信息综合分析决策宜在故障情况下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，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示。7.2.4支撑经济运行与优化控制应综合利用变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，支持变电站及智能电网调度技术支持系统安全经济运行及优化控制。7.2.5站域控制利用对站内信息的集中处理、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。7.2.6与外部系统交互信息宜具备与大用户及各类电源等外部系统进行信息交换的功能。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视频信息，在设备操控、事故处理时与站内监控系统协同联动，并具备设备就地和远程视频巡检及远程视频工作指导的功能。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。宜配备语音广播系统，实现设备区内流动人员与集控中心语音交流，非法入侵时能广播告警。8.3照明系统应采用高效节能光源以降低能耗，应有应急照明设施。有条件时，可采用太阳能、地热、风能等清洁能源供电。8.4站用电源系统全站直流、交流、逆变、UPS、通信等电源一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和信息数据能通过一体化监控单元展示并转换为标准模型数据，以标准格式接入当地自动化系统，并上传至远方控制中心。8.5辅助系统优化控制宜具备变电站设备运行温度、湿度等环境定时检测功能，实现空调、风机、加热器的远程控制或与温湿度控制器的智能联动。9变电站设计9.1设计原则变电站设计选型应遵循安全可靠的原则，采用符合智能变电站高效运行维护要求的结构紧凑型设备，减少设备重复配置，实现功能整合、资源和信息共享。设备宜采用新材料。系统设计内容包括但不限于如下方面：全站的网络图、VLAN划分、IP配置、虚端子设计接线图、同步系统图等。9.2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。宜结合智能设备的集成，简化智能变电站总平面布置（包括电气主接线、配电装置、构支架等），节约占地，节能环保。9.3土建与建筑物a)结合智能变电站设备的融合，宜减少占地和建筑面积，合并相同功能的房间；合理减少机房、主控楼等建筑的面积，节约投资。b)结合智能变电站电缆减少，光缆增加的情况，采用合理的电缆沟截面。9.4网络架构c)局域网络设备可灵活配置，合理配置交换机数量，降低设备投资。d)网络系统应易扩展、易配置。e)应计算和控制信息流量，设立最大接入节点数和最大信息流量，在变电站新设备接入引起网络性能下降时，也应满足自动化功能及性能指标的要求。f)网络通信架构设计应确保在运行维护时试验部分的网络不影响运行系统。10调试与验收 10.1调试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、分析准确、结果清晰的要求。调试工具通过连接智能组件导入智能组件模型配置文件，自动产生智能组件所需的信息文件，自动检测智能组件的输出信息流。调试工具具备电力系统动态过程的仿真功能，可输出信息流，实现对智能组件的自动化调试。合并单元调试专用工具，可向电子互感器提供输入信号，监测合并单元的输出，测试合并单元的同步、测量误差等性能指标。智能组件或各功能的调试工具，可向合并单元提供输入信号，监测智能组件或各功能的输出，测试智能组件或各功能的数字采样的正确性、同步、测量误差等性能指标。10.2验收工程启动及竣工验收应参照DL/T782、DL/T995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，相关调度部门负责编写调度方案。电力设备的现场交接试验和预防性试验应满足GB50150以及Q/GDW157、Q/GDW168等标准的要求。智能设备的特殊验收办法应由相关部门共同制定。工厂验收流程应按Q/GDW213开展；现场验收流程应按Q/GDW214开展。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。具备状态监测功能组的设备验收应包括：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运行维护应配套一体化检验装置或系统，满足整间隔检修及移动检修的要求。智能变电站设备检修，应能依托顺序控制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，指导对检修设备进行可靠、有效的安全隔离。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，并能与顺序控制步骤进行校核和监控。12检测评估12.1基本要求智能变电站的设备和系统应进行统一标准的应用功能测试与整体性能评估。智能电子设备和交换机等设备，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，并通过国家电网公司认可的检验机构检验。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。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。智能电子设备与系统应在仿真运行环境中进行测试与评估，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，验证功能与性能。应用创新技术的设备，相关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 电能计量器使用前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和现场检验，宜由当地供电企业在具备资质的电能计量技术机构进行，也可委托上级电力部门具备资质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，其后的检验周期应参照DL/T448的相关规定执行。12.2.3远程检验宜适时实现电能表站内集中选择校验功能。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）凡出现“应”的条款，属要求型条款，表示声明符合标准需要满足的要求，并且不准许存在偏差；2）凡出现“宜”的条款，属推荐型条款，表示在几种可能性中推荐特别适合的一种，不提及也不排除其他可能性；3）凡出现“可”的条款，属陈述型条款，表示在标准的界限内所允许的行动步骤。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”。'