2013智能变电站技术导则.docx

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1、智能变电站技术导则目录前言III引言IV1. 范围12. 规范性引用文件13. 术语和定义24. 总则25. 体系架构36. 主要设备功能要求36.1 智能高压设备36.1.1 基本要求36.1.2 智能电力变压器36.1.3 智能高压开关设备46.2 互感器46.2.1 基本原则46.2.2 常规互感器46.2.3 电子式互感器46.2.4 合并单元46.3 继电保护及安全自动装置46.4 智能远动设备56.5 监控系统56.5.1 基本要求56.5.2 监测56.5.3 控制56.5.4 智能告警56.5.5 故障分析56.5.6 源端维护56.5.7 广域态势感知66.6 网络通信系统6

2、6.6.1 通信网络66.6.2 接入网络的设备66.6.3 其他要求66.7 站用时间同步系统66.8 故障录波装置66.9 网络报文记录仪66.10 计量系统66.11 站用电源系统76.12 电能质量监测系统76.13 辅助设施系统76.13节能环保设施7I7. 设计78. 检测88.1 设备检测88.2 系统检测89. 调试89.1 工厂调试89.2 现场调试89.3 调试工具810. 运行维护810.1 运行管理810.2 例行巡检910.3 定期维修910.4 状态检修9II智能变电站技术导则1. 范围本导则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、体系架构和功

3、能要求， 对智能变电站的设计、调试、运行维护、检测等环节作出了规定。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通过本导则的引用成为本导则的一部分。GB 1094（所有部分）电力变压器GB 1984高压交流断路器GB 1985高压交流隔离开关和接地开关GB 7674额定电压 72.5kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备GB 20840（所有部分）互感器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/T 13729 远

4、动终端设备GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 19862 电能质量监测设备通用要求GB/Z 25320.1 电力系统管理及其信息交换数据和通信安全 第 1 部分：通信网络和系统安全DL/T 448电能计量装置技术管理规程DL/T 478继电保护和安全自动装置通用技术条件DL/T 663220 kV500kV 电力系统故障动态记录装置检测要求DL/T 860（所有部分）变电站通信网络和系统DL/T 1092电力系统安全稳定控制系统通用技术条件DL/T 5149220kV500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T 1100（所有部分）电力系统的时间同步系统IEC

5、 61588网络测量和控制系统的精密时钟同步协议（Precision clock synchronization protocol for networked measurement and control systems）IEC 62439高可用性自动化网络（High availability automation networks）13. 术语和定义GB/T 2900.15、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文件。3.1智能变电站smart substation采用先进、可靠、集成、绿色环保的

6、设计与设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、系统功能集成化、结构设计紧凑化、高压设备智能化和运行状态可视化等技术特征为基本要求， 能够支持电网实时在线分析和控制决策，进而提高整个电网运行可靠性及经济性的新一代变电站。3.2智能高压设备smart high voltage equipment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等技术特征的高压设备，由高压设备本体、集成于高压设备本体的传感器和智能组件组成，是高压设备智能化的简称。3.3智能组件intelligent component智能高压设备的一个组件，由测量、控制、监测、保护、计量等若干智能电子装

7、置集合而成，通过电缆或光纤与高压设备本体连接成一个有机整体。通常运行于高压设备本体近旁。3.4电网信息grid information带有时标的电网各测点的电压、电流、频率的测量或/和评估信息，以及反映设备运行状态、控制状态和负载能力状态的监测或/和评估信息。3.5广域态势感知wide area situation awareness基于广域范围的电网信息，评估电网的实时状态，并对变化趋势作出预计，以支撑对电网全局的实时控制决策。3.6顺序控制sequence control一种控制指令的批处理方式，即按照一定时序，逐条发出指令、逐条确认指令被正确执行，直至完成全部指令的执行。3.7站域控制与

8、保护substation area control and protection基于站域电网信息的综合分析和协同利用，实现站域自动控制和站域保护功能的装置或系统。3.8智能远动设备 Intelligent telecontrol equipment一种用于智能变电站与调度、生产等主站系统之间的通信设备，应用直采直送方式，支持主站系统对智能变电站的监控。4. 总则智能变电站是电网智能化信息的枢纽，是电网广域态势感知的重要组成部分。除符合常规变电站的技术要求外，还应满足智能电网环境下调度、生产、运行对变电站的要求，并优先遵循下列原则：4.1 具有高的运行可靠性和长期运行的经济性。4.2 优先采用绿

9、色环保、高效节能、结构紧凑的设备和设计。4.3 符合易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。4.4 具有全站信息数字化、信息共享标准化、通信平台网络化、设备功能集成化、结构设计紧凑化、2高压设备智能化和运行状态可视化等技术特征。4.5 遵循DL/T 860 标准建立全站统一的通信网络；全站数据源应统一、标准，满足基础数据的完整性、一致性和共享的要求；应对不同类型系统的信息进行安全分区，遵循网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，以保障信息安全。4.6 支持与相邻变电站、输电线路、发电厂、大用户（含大型充电站）之间的信息互动，支持风电、太阳能等可再生能源接入。4.7 对站域电网信息进行统一规

10、划、管理和展示，实现运行监视、操作与控制等功能；通过对站域电网信息的综合分析，提升基础数据品质及辅助决策能力。4.8 继电保护及安全自动装置应满足选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求，适应智能电网技术及设备的发展要求。4.9 本导则未述及的部分，执行常规变电站的相关技术标准，如有与本导则要求不一致的部分，应优先采用本导则。5. 体系架构5.1 智能变电站由智能高压设备、继电保护与安全自动装置、监控系统、通信系统、站用时间同步系统、计量系统、站用电源系统、电能质量监测系统、辅助设施及通信网络等设备或系统组成。5.2 电气二次系统按逻辑功能划分为三层：过程层、间隔层和站控层，各逻辑层功能由相关物理

11、设备实现，单一物理设备可实现一个或多个逻辑层功能。5.3 站内通信网络可采用星形或环形网络结构。5.4 其他未述及的部分，应遵循 4.1 条4.7 条及 4.9 条的原则。智能变电站的基本体系架构参见附录 A。6. 主要设备功能要求6.1 智能高压设备6.1.1 基本要求应符合常规高压设备的技术标准要求，同时按照 4.1 条4.5 条、4.9 条的原则，根据工程实际需求， 实现下列全部或部分功能：a) 数字化测量：需要采集的全部参量应实现数字化测量；b) 网络化控制：受控部件实现基于站内通信网络的控制，包括远方控制、多台智能高压设备受控部件之间的主从或协调控制等；c) 状态评估：聚合集成于高压

12、设备本体的传感器信息，相关智能电子装置就地进行高压设备本体运行状态、控制状态及负载能力状态的评估，并形成能够支持电网运行的实时评估结果；d) 信息互动：智能组件内各智能电子装置之间通过通信网络实现信息共享；智能组件通过通信网络上报评估结果及格式化的监测数据、接收控制指令、反馈控制状态等。6.1.2 智能电力变压器a) 应符合 GB1094 等常规电力变压器的技术标准要求及 6.1.1 条的各项要求。b) 智能组件应遵循以下原则：应实现冷却装置的网络化控制和自主控制；应实现有载分接开关的网络化控制，支持自主恒压控制和智能主从控制等，同时实现过压闭锁、欠压闭锁、过流闭锁、高油粘稠度闭锁等智能化功能

13、；应实现油面温度、底层油温、油位、油压等全部或部分参量的连续测量；宜集成非电量保护；宜集成互感器的合并单元；可对局部放电、油中溶解气体、绕组温度等部分或全部参量进行实时监测，结合测量、控3制响应等信息，实现 6.1.1 条 c) 所述功能。c) 电力变压器本体应与用于电力变压器本体参量测量和/或监测的传感器进行一体化设计；宜集成电子互感器的传感器，参见 6.2.3 条 c)。6.1.3 智能高压开关设备a) 符合GB 1984、GB1985、GB 7674 等常规高压开关设备（含气体绝缘金属封闭开关设备）的相关技术标准要求及 6.1.1 条的各项要求；b) 智能组件应遵循以下原则：应实现分、合

14、闸操作的网络化控制及状态反馈，同时支持继电保护装置的直接跳闸；应支持本间隔的顺序控制、智能联锁和智能闭锁等功能；可配置选相操作功能，如有配置，保护跳闸时应能自动屏蔽此功能；宜实现各气室压力、温度等气体状态参量的连续测量；可选择对局部放电、机械状态（根据工程要求确定监测参量）进行实时监测，结合测量、控制响应等信息，实现 6.1.1 条 c) 所述功能；宜集成互感器的合并单元。c) 高压开关设备本体与用于高压开关设备本体参量测量和/或监测的传感器进行一体化设计；宜集成电子互感器的传感器，参见 6.2.3 条 c)。6.2 互感器6.2.1 基本原则a) 可采用常规互感器或电子式互感器；b) 遵循第

15、 4.1 条4.4 条、4.9 条的原则。6.2.2 常规互感器c) 应针对智能变电站数字化测量的特点（低功率和少的二次绕组数等）进行优化设计；d) 二次绕组的输出特性应符合与之配套的合并单元的输入要求，或通过转换器对二次绕组的输出进行就地数字化处理，转换器的输出应符合与之配套的合并单元的输入要求；e) 其他要求参见 GB 20840 的第 1 部分第 6 部分。6.2.3 电子式互感器a) 由与电气一次直接耦合的传感器和与传感器配套的转换器组成，应有独立的技术条件；b) 转换器的输出特性应满足与之配套的合并单元的输入要求；c) 可以是独立设备，也可以集成于其他高压设备；d) 其他要求参见GB

16、 20840 的第 1 部分、第 7 部分第 9 部分。6.2.4 合并单元a) 可以输入模拟量或/和数字量，应有独立技术条件；b) 输出特性应满足保护、监控、电能计量、电能质量监测、故障录波等应用要求；宜满足相量测量要求；c) 应符合 6.6 条有关时间同步的要求。6.3 继电保护及安全自动装置应遵循 GB/T 14285、DL/T 478、DL/T 1092 等相关技术标准及 4.1 条4.5 条、4.8 条、4.9 条的原则，并优先满足以下要求：a） 应针对互感器的输出特性优化相关继电保护和稳定控制的算法，提高继电保护装置及安全自动装置的性能；b） 差动保护应考虑两侧互感器在动态范围、频

17、响特性和数据同步方面的差异，支持不同类型互感器的配置方式；c） 应适应风电、太阳能等可再生能源接入后可能出现的特殊工况；4d） 应具备自检及自诊断功能；e） 应符合 6.6 条有关时间同步的要求；f） 继电保护装置双重化配置时，输入、输出和供电电源各环节应完全独立；g） 宜将采集信息、控制对象相同的不同保护功能进行集成。6.4 智能远动设备a） 遵循4.1 条、4.4 条及4.5 条的原则，满足调度和/或集控系统与智能变电站进行信息交互的要求；b） 支持调度和/或集控系统对智能变电站进行实时监控等功能；c） 支持调度和/或集控系统采集站域电网信息。6.5 监控系统6.5.1 基本要求统功能，由

18、站监控主机、保护管理机等组成，在测控装置、继电保护及安全自动装置等支持下实现站监控系监控系统应符合 Dl/T 5149 等技术标准要求，并遵循 4.1 条4.7 条、4.9 条的原则。6.5.2 监测a） 应实现对全站电网信息、继电保护及安全自动装置信息、站用电源系统信息及辅助设施信息等的采集；b） 对有精确时标和同步要求的电网信息，应实现统一断面的实时同步采集；c） 宜满足暂态、动态情况下电网信息的采集要求。6.5.3 控制a） 应实现自动防止电气误操作的功能；b） 可接收、执行远方和本地的控制指令，经安全校核正确后，完成对设备的控制；c） 应支持同间隔的顺序控制与站域顺序控制功能：顺序控制

19、应满足无人值班的要求；应具备自动生成不同主接线和不同运行方式下典型顺序控制流程的功能；站域顺序控制由站监控系统执行；同间隔的顺序控制可由站监控系统或本间隔的开关设备控制器执行；应具备投、退保护软压板的功能；应具有对有载分接开关进行智能控制的功能（参见 6.1.2 条 b）；可配备直观图形图像界面，在站内和远方实现可视化操作。d） 应支持紧急操作模式，如有载分接开关的急停控制等；e） 宜实现站域安全自动控制和/或站域保护等功能。6.5.4 智能告警a) 应对全站预警(warning)与告警(alarm)信息进行实时在线甄别和推理，建立统一的预警与告警逻辑，可根据需求，上报分层、分类的预警与告警信

20、息；b) 宜对预警与告警给出处理指导意见。6.5.5 故障分析宜具有基于采集的电网信息对故障进行分析和反演的功能，并以可视化界面予以展示。6.5.6 源端维护a） 利用配置工具，对站内各设备的配置文件进行统一管理，生成标准的全站配置文件，包括变电站主接线图、网络拓扑等参数及数据模型；b） 调度或/和集控系统可获得变电站的标准配置文件，并支持自动导入； c） 主接线图和分画面图形文件应以标准图形格式上报调度或/和集控系统； d） 具备数据模型合法性校验功能，支持离线和在线校验方式。56.5.7 广域态势感知a) 应基于站内电网信息的冗余及关联性，对不良数据进行辨识与处理，保证基础数据的正确性；b

21、) 宜具有支持电网实现广域态势感知的功能；c) 可在站内或/和远方对电网信息进行可视化展示。6.6 网络通信系统6.6.1 通信网络应遵循 4.1 条4.6 条、4.9 条及 IEC62351 的要求，并优先满足以下要求：a) 网络架构的设计应考虑在线维护和在线扩展的需求；b) 应具备网络风暴抑制功能；c) 宜具备 DoS 防御能力和防止病毒传播的能力；d) 可采用以太网星形或环形网络，网络冗余方式宜符合 IEC 62439 的要求；e) 应具有网络数据分级、流量控制及优先传送功能，满足全站设备正常运行的需求；f) 站内网络应控制最大接入节点数和最大信息流量，以满足通信质量要求。6.6.2 接

22、入网络的设备应遵循 4.1 条4.6 条、4.9 条的原则，并优先满足以下要求：a) 应基于自描述技术实现站内信息与模型的在线交换；b) 具备对报文丢包及数据完整性甄别功能。6.6.3 其他要求a) 本站与远程通信宜采用数据通信网关，支持远程安全浏览、远程查看站控层数据等功能；b) 应具备方便的配置向导进行网络配置、监视、维护；c) 站内网络通信、变电站与远方网络通信应满足信息安全要求。6.7 站用时间同步系统应遵循 DL/T 1100 标准及 4.1 条4.5 条、4.9 条的原则，并满足下列要求：a) 站用时间同步系统应能接收卫星时钟（优先采用北斗）和/或地面授时时钟的授时信号，实现时间同

23、步，两种授时互为备用，同时具有足够准确的守时功能；b) 站用时间同步系统为全站智能电子装置和系统进行授时，实现全站时间同步；各智能电子装置和系统应具有足够准确的守时功能，并有一定的干扰抑制能力；c) 站用时间同步系统应支持 IRIG-B、PPS、NTP、IEC61588 等多种授时方式，智能电子装置和系统至少支持其中一种。6.8 故障录波装置应遵循 DL/T 663 标准及 4.1 条4.6 条、4.9 条的原则，并满足以下要求：a) 应记录系统电压、电流及开关设备状态信息；记录继电保护装置、安全自动装置的动作信息等；b) 应支持基于站内通信网络的采样方式；c) 应符合 6.6 条有关时间同步

24、的要求；d) 应具有录波数据在线转存及离线状态下故障反演及分析的功能。6.9 网络报文记录仪应遵循 4.1 条4.6 条、4.9 条的原则，并满足以下要求：a) 应对站内网络通信中的报文进行监视、记录，并对出现的异常进行告警；b) 应具有对记录的网络报文进行在线转存及离线状态下对网络报文过程进行反演及分析的功能；c) 应符合 6.6 条有关时间同步的要求。6.10 计量系统通常由电能量采集终端和若干计量表计组成，计量表计应遵循 DL/T 448 标准，并满足以下要求：a) 计量表计应具备数字量输入接口和/或模拟量输入接口；若为数字量输入接口，应支持基于网6络通信的采样方式；b) 计量表计应按

25、4.5 条要求向电能量采集终端报送计量数据；c) 对于重要的计量，宜用双重化配置；若计量表计采用数字量输入接口，应从双重化配置的合并单元分别接收采样值；d) 计量表计宜具有谐波功率的计量功能；e) 计量表计宜支持分时区、时段的计量功能，支持本地及远方对时区、时段设定；f) 应符合 6.6 条有关时间同步的要求；g) 应符合保密性和安全性要求。6.11 站用电源系统应遵循 4.1 条4.5 条及 4.9 条的原则，并满足以下要求：a） 全站直流、交流、逆变、UPS、通信等电源应进行统一设计，统一配置；b） 应对站用电源系统进行统一监视，监视信息按 4.5 条要求上传至监控系统。6.12 电能质量

26、监测系统根据需要，可配置电能质量监测系统。电能质量监测系统通常由电能质量采集终端和若干监测单元组成，监测单元应遵循 GB/T 19862 标准，并满足以下要求：a) 监测单元应按 4.5 条要求向电能质量采集终端报送电能质量监测数据；b) 监测单元应符合 6.6 条有关时间同步的要求；c) 应有定时段统计电能质量指标的功能；d) 应具有电能质量事件告警的功能；e) 宜具有在线进行干扰源辨识的功能；f) 宜具有对电能质量事件进行诊断并给出治理建议的功能。6.13 辅助设施系统6.13.1 图像监视子系统a) 站内宜配置图像监视子系统，并可上传图像或/和视频信息；b) 在设备操控、事故处理时能与监

27、控系统、安全警卫子系统协同联动；c) 对重要枢纽变电站，可具备视频巡视功能；d) 可支持远程视频工作指导。6.13.2 安全警卫子系统a) 应配置红外对射、电子围栏、门禁等安全警卫设施，安全警卫信息宜按标准数据模型报送至当地后台和控制中心，宜有与应急指挥信息系统进行通信的接口。b) 宜配备语音广播设施，实现设备区域人员与控制中心的语音交流，非法入侵时能广播告警。6.13.3 火灾报警及消防子系统应配置火灾报警及消防子系统，告警信号、监测数据宜按标准数据模型接入当地后台和控制中心。6.13.4 环境监测子系统敞开式变电站应监测环境温度和湿度等；有充 SF6 气体设备的室内变电站还应监测 SF6

28、气体含量。6.13 节能环保设施遵循 4.2 条要求，站用电源可采用或部分采用太阳能、风能等清洁能源，站内照明宜采用高效节能光源。站内建筑宜按绿色建筑标准设计，空调、风机、加热器应实现节能运行。7. 设计7.1 设计应遵循以下原则：a) 总体应按第 4 章、第 5 章要求进行设计；b) 宜结合设备选型，整合功能，优化配电装置布置，减少变电站的占地面积和建筑面积；7c) 采用新型节能环保材料和高能效技术，实现资源节约、环境友好；d) 利用信息共享标准化技术，优化设备配置，提高设备集成度；e) 宜进行电气设备和土建接口的标准化设计，实现变电站的装配式施工，以缩短建设工期；f) 应考虑运行、检修的便

29、利性和安全性需要；g) 应考虑改建、扩建的技术实施方式和安全管理要求；h) 对于现阶段不具备条件实现的功能应用，应预留扩展或升级的接口；i) 设计应优先采用经过实际工程验证的典型设计方案。7.2 设备及系统的配置应符合第6章要求。7.3 设计工具应支持基于模型文件的设计，满足可视化要求，图纸和模型可在后续生产、调试、运行各环节中直接使用。8. 检测8.1 设备检测a) 用于变电站的所有设备或可独立检测的设备部件均应进行检测，工程应用前应出具检测报告；b) 所有检测均应依据标准或供、需双方合同约定进行，由具有检测资质的机构执行；c) 220kV 及以上电压等级继电保护装置应通过动态模拟试验。8.

30、2 系统检测a) 在完成设备检测的基础上应进行系统级检测，包括智能高压设备、时间同步系统、监控系统、计量系统、电能质量监测系统等，并出具系统检测报告；b) 系统检测应依据标准或供、需双方合同约定进行，检测项目应穷尽各种工况，并均符合相关标准要求或合同约定；c) 原则上，系统检测可在供方进行，需方或需方委托的第三方可到现场见证；d) 在变电站统一推广方案前，应进行站级现场检测。9. 调试9.1 工厂调试在具备条件时，应尽可能在工厂完成站域联合调试。9.2 现场调试a) 调试前，应按相关标准及本导则第 6 章的要求编制调试大纲；b) 应优化调试流程，按设备、全站、站与站外系统的顺序进行调试；c)

31、调试内容应包括通信一致性调试、功能测试和性能测试；d) 调试应包括正常工况和异常工况，对于改、扩建工程，调试前需要做好安全防护措施。9.3 调试工具a) 应具有面向功能的调试工具，满足便捷高效、结果清晰的要求；b) 调试工具应具有电力系统建模和动态仿真过程层数据流的功能，为间隔层和站控层设备、智能高压设备及系统（局部或全站）建立调试环境，以检验其行为的正确性；c) 调试工具应能模拟站内通信网络故障，以检测通信网络的可靠性。10. 运行维护10.1 运行管理a)应支持保护定值管理，包括接收定值整定单，对保护定值进行校核等；a) 应支持源端维护和模型校核功能，并建立站内设备基础信息，为站内其它应用

32、提供基础数据；b) 运行维护权限管理应区分设备的使用权限和操作权限。810.2 例行巡检可充分利用图像监控系统、安防系统及其他智能巡检装置等对变电站进行例行巡检。10.3 定期维修根据设备技术文件的要求，定期进行保养性维修，定期进行准确度等级校验。10.4 状态检修a) 根据智能告警，及时排查告警原因，必要时进行带电检测，对告警原因不明且不能在线确认状态的设备，可提出停电检修建议；b) 根据智能高压设备报送的预警或告警信息，以及格式化监测数据，结合带电检测、不良工况记录等，提出检修安排建议，统筹安排停电检修。9附录A 智能变电站结构示意图电源端大用户相邻变电站多级调度技术支持系统生产管理系统生

33、产管理系统防火墙站控层时间同步装置监控主机I区数据通信网关机数据服务器综合应用服务器II区数据通信网关机电能量采集终端生产管理系统子站电能质量采集终端安全I区站控层网络安全II区安全III区测控装置监测主IED计量表计测控/PMU 保护设备稳定控制设备测控装置监测主IED计量表计综合电能质量监测单元监测单元故障录波设备计量表计间隔层电力变压器智能组件高压开关设备智能组件冷却装置控制 保护过程层网络开关设备控制器合并单元OLTC控制 合并单元过程层测量状态监测其它高压设备测量状态监测站用电源接口消防/安防系统接口图 A1智能变电站架构示意图10智能变电站技术导则编制说明11、 编制说明我国电网依

34、然处于快速发展期，未来 510 年，电网的规模将再翻一番，将兴建万座变电站，这为我国智能电网建设提供了广阔的舞台。2009 年开始建设智能电网以来，我国就十分重视变电站智能化技术，提出了智能变电站的概念。经过两年的研究和试点工程的经验积累，对智能变电站应具有的技术特征和发展方向已初步形成了共识，为了促进智能变电站技术的发展、推动智能变电站设备的研制、规范我国智能变电站的建设，迫切需要制订一部智能变电站的国家标准。2、 编制主要原则本导则由中国电力企业联合会提出，国家电网公司负责起草。在本导则的起草过程中，积极吸收国家电网公司、南方电网公司以及高等院校、设备制造企业、电力设计院等已取得的研究成果

35、，总结已建成智能变电站的经验，学习借鉴国外相关技术，从宏观上描绘了智能变电站的蓝图，没有大量赘述常规变电站的标准，重点放在了智能化的部分。智能变电站技术是发展中的技术，本导则力求在务实性与技术引导性之间的平衡，既要考虑当前智能变电站建设的现实要求，又要引导智能变电站技术的发展，抓住我国电网大规模建设的契机，以智能变电站为突破口，建设好具有中国特色的智能电网，更好地支持我国绿色能源的发展，为我国电力用户提供更加优质的电力。3、 与其它标准文件的关系大家知道，以往并没有变电站技术导则这样一份标准，常规变电站的设计与建设基于一系列标准， 不同的专业引用不同的标准。在智能变电站中，专业的界限不再清晰了

36、，智能化功能都是基于一个整体实现的，因此，本导则是建立在现行技术标准之上的、以智能化技术为总线的宏观性标准，常规变电站的技术标准同样适用于智能变电站，是智能变电站技术标准体系的重要组成部分。同时必须指出，智能变电站从设计理念到技术方案都有别于常规变电站，常规变电站的技术标准必然有不适用于智能变电站的部分，凡此情形，优先采用本导则。在本导则的总则部分，专门论述了本导则与已有技术标准的关系。4、 主要工作过程2012 年初，受中国电力企业联合会的委托，国家电网公司科技部牵头开始起草本导则，参加本导则起草的单位有南方电网公司、中国电力顾问工程公司、清华大学、江苏电力设计院及四方继保、许继电气等。从

37、2012 年 3 月5 月，编写组先后召开了数次会议，对本导则的体系架构、内容进行了深入讨论。2012 年 5 月初，基本确定了本导则的大纲，以此为基础，应国家电网公司科技部的要求，中国电力科学研究院组织编写了本导则初稿，初稿已经过各相关专业研究所的反复讨论。5 月底初稿经起草小组讨论通过，由中国电力科学研究院再次修订后形成本征求意见稿。2011 年 12 月 8 日，在河北保定，由国家电网公司智能电网部组织召开了本标准的评审会，参加会议的单位包括国家电网公司生产技术部、国调中心、基建部、物资部、中国电科院、清华大学、西安交大、平高电气、西电电气、特变电工、四方继保、许继、宁波理工及 ABB

38、中国、MR 中国、华明电力设备等产学研各方面的专家。在按照专家审核意见的基础上形成本次修编的报批稿。5、 标准结构和内容本标准的主要结构及内容如下： 1 目次；2 前言；3 标准正文共设 10 章：范围、规范性引用文件、术语和定义、总则、体系架构、设备功能要求、1设计、检测、调试、运行维护。6、 条文说明1 范围本章规定了本导则的适用范围。确定本导则的适用范围为 110kV（包括 66kV）及以上电压等级智能变电站。2 规范性引用文件本章列出了与本导则相关的技术标准。引用的原则为：在导则中有引用的 GB、DL 标准均逐一列出。3 术语和定义本导则尽量采用已有标准的术语，已有标准未定义的，本导则

39、给出了定义，其中包括智能变电站、智能高压设备、智能组件等。4 总则这部分内容主要是从技术理念上描述了智能变电站应该遵循的基本原则。其中 4.1 条中所述“长期运行的经济性”主要是想表述这样的思想：智能变电站不能片面追求智能，每一项智能化技术的应用， 在寿命周期内必须是有效益的。4.3 条所述“符合易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求” 旨在要求智能变电站各设备及系统都应符合可维修性标准，特别是智能化部分。总则 4.9 条是贯穿本导则的要求，因为本导则不可能穷尽所有要求，常规变电站的标准依然是智能变电站技术标注的主要内容，这里特别强调了本导则与已有标准不一致时的本导则优先原则。5 体系

40、架构智能变电站有许多系统组成，每个系统都有体系架构。本章所述体系架构主要描述变电站的核心部分，包括主要设备和系统、支撑智能化信息流的通信网络架构等。6 主要设备功能要求这部分内容是本导则的主要部分，主要从变电站智能化的方面对组成变电站的各主要设备及系统提出要求，这些要求在常规变电站中是没有的。智能高压设备是我国提出的一个新概念，虽然之前也有把实现数字化控制的开关设备称为智能开关设备，但在技术理念上与本规程有较大差异。本规程主要把围绕高压设备的测量、控制、监测、保护、计量等集成于智能组件，实现支持电网运行的目的。鉴于电子式互感器尚不宜立即推广应用，因此，在互感器一节包括了常规互感器和电子式互感器

41、两种。特别需要指出的是，在智能变电站，电子式互感器更倾向于传感器化，也就是集成于其他高压设备， 如变压器套管、罐式断路器套管、隔离开关等，此时，电子式互感器不再是一个独立的设备。另一个倾向是电子互感器与合并单元应独立成为产品的趋势，故此，本导则提出电子式互感器（与一次耦合的传感器及转换器）和合并单元应有独立技术条件的要求。对于继电保护及安全自动装置而言，原则上没有太大的不同，本导则提出要求要适应间歇性能源接入、不同互感器特性差异可能产生的影响。在方面，无论是保护设备制造企业或是检测机构，都应引起重视。监控系统一节内容较多，也是智能化的核心，增加了部分高级功能，包括智能告警、广域态势感知、源端维护、故障分析等。这部分功能要求尚属于原则性的，需要不断积累经验。7 设计主要是对智能变电站的设计原则提出了要求。其中核心是遵循第 4 章、第 5 章、第 6 章的要求。8 检测对于智能变电站而言，检测工作变得更为复杂，本导则将检测分为设备级检测和系统级检测两大类。9 调试调试主要分为工厂调试和现场调试。根据经验，应尽量扩大和加强工厂调试，也减轻现场调试的压力，提高现场调试的效率。10 运行维护2本章主要对智能变电站建成投运后的运行维护策略做了规定。3