标准规范下载简介
Q／GDW 10394-2016 330kV～750kV智能变电站设计规范.pdf5.1.2智能终端配置原则如下：
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a）750kV变电站智能终端配置原则如下： 1）330kV（220kV）～750kV除母线、主变本体、高抗本体外智能终端宜元余配置； 2）66kV宜配置单套智能终端； 3 主变压器高中低压侧智能终端宜几余配置，主变压器本体、高抗本体智能终端宜单套配置； 4 每段母线智能终端宜单套配置： 智能终端宜分散布置于配电装置场地， 66kV电压等级宜采用合并单元智能终端集成装置。 500kV变电站智能终端配置原则如下： 220kV～500kV除母线、主变本体、高抗本体外智能终端宜穴余配置； 2） 66kV宜配置单套智能终端；35kV及以下配电装置采用户内开关柜布置时不宜配置智能终 端；采用户外散开式布置时宜配置单套智能终端； 3） 主变压器高中低压侧智能终端宜元余配置GB／T 26216.2-2019 高压直流输电系统直流电流测量装置 第2部分：电磁式直流电流测量装置，主变压器本体、高抗本体智能终端宜单套配置； 4） 每段母线智能终端宜单套配置，35kV及以下配电装置采用户内开关柜布置时母线不宜配 置智能终端； 5 智能终端宜分散布置于配电装置场地。 6） 35kV～66kV电压等级宜采用合并单元智能终端集成装置。 330kV变电站智能终端配置原则如下： 1）330kV除母线、主变本体、高抗本体外智能终端宜穴余配置； 110kV智能终端宜单套配置； 3 35kV及以下配电装置若采用户内开关柜布置，不宜配置智能终端；若采用户外散开式布 置，宜配置单套智能终端： 4） 主变压器高中低压侧智能终端宜余配置，主变压器本体、高抗本体智能终端宜单套配置： 5） 每段母线智能终端宜单套配置，35kV及以下配电装置采用户内开关柜布置时母线不宜配 置智能终端； 6） 智能终端宜分散布置于配电装置场地。 7）35kV110kV电压等级宜采用合并单元智能终端集成装置。
5.1.3技术要求如下：
a）智能设备技术要求如下： 1 一次设备应具备高可靠性，与当地环境相适应； 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； 3） 智能组件应满足测量数字化、控制网络化和状态可视化的基本功能； 4） 智能组件宜就地安置在宿主设备旁； 5） 凡需要与站控层设备交互的智能组件内各智能电子装置，应接入站控层网络； 6） 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； 7 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； 宜具备实时状态监测功能，满足设备状态可视化要求； 9 宜有标准化的物理接口及结构，具备即插即用功能； 10）应支持顺序控制功能； 11）电子式互感器、断路器和隔离开关可采用组合型设备。 智能终端技术要求如下： 1）应支持以GOOSE方式进行信息传输：
2）宜能接入站内时间同步网络，通过光纤接收站内时间同步信号； 3 应具备GOOSE命令记录功能，记录收到GOOSE命令时刻、GOOSE命令米源及出口动作时刻 等内容，并能提供查看方法： 宜有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、GOOSE断链、装置内部 异常等，满足Q/GDW11398标准要求； 5） 智能终端安装处应保留检修压板、断路器操作回路出口压板； 6） 应能接收传感器的输出信号，应具备接入温度、湿度等模拟量输入信号，并上传自动化系 统； 7 双重化配置的智能终端，第一套智能终端应采集关联一次设备所有位置信息、告警信息， 相应过程层设备告警信息，第二套智能终端应采集关联一次设备所有位置信息（或者仅采 集断路器及保护需要的母线侧力闻位置信息）、相应过程层设备告警信息以及与控制回露 相关的告警信息，可不采集一次设备其他告警信息，
5.2.1.1互感器配置原则如下：
a）750kV变电站互感器配置原则如下： 66kV～750kV电压等级宜采用常规互感器：技术经济比较后可采用电子式互感器： 2 当采用电子式互感器时，线路、主变压器间隔设置三相电压互感器时，可采用电流电压组 合型互感器； 3 电子式互感器可与隔离开关、断路器组合。 500kV变电站互感器配置原则如下： 1）220kV～500kV电压等级宜采用常规互感器；技术经济比较后可采用电子式互感器； 2 66kV（35kV）及以下配电装置若采用户内开关柜布置宜采用常规互感器；若采用户外散开 式布置，可采用电子式互感器： 3） 当采用电子式互感器时，线路、主变压器间隔若设置三相电压互感器，可采用电流电压组 合型互感器； 4）电子式互感器可与隔离开关、断路器组合。 330kV变电站互感器配置原则如下： 1）110kV330kV电压等级宜采用常规互感器：经济技术比较后可采用电子式互感器； 2） 35kV及以下配电装置采用户内开关柜布置时宜采用常规互感器；采用户外散开式布置时 可采用电子式互感器： 3） 当采用电子式互感器时，线路、主变压器间隔若设置三相电压互感器，可采用电流电压组 合型互感器： A成的上恒T 人
5.2.1.2合并单元配置原则如下：
a）750kV变电站合并单元配置原则如下： 1）330kV～750kV各间隔可配置合并单元，宜元余配置； 2） 220kV各间隔合并单元宜穴余配置； 3） 66kV各间隔合并单元宜单套配置； 4） 主变压器各侧、中性点（或公共绕组）合并单元宜元余配置； 5） 各电压等级母线电压互感器合并单元宜余配置。
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b）500kV变电站合并单元配置原则如下： 1）500kV各间隔可配置合并单元，宜余配置； 2 220kV各间隔合开单元宜元余配置； 3 66kV（35kV）各间隔合并单元宜单套配置； 4 主变压器中低压侧合并单元宜穴余配置； 5） 各电压等级母线电压互感器合并单元宜穴余配置。 c） 330kV变电站合并单元配置原则如下： 1）330kV各间隔可配置合并单元，宜元余配置； 2） 35kV~110kV各间隔合并单元宜单套配置； 3） 主变压器中低压侧合并单元宜穴余配置； 4 各电压等级母线电压互感器合并单元宜余配置。 d）对于站内220kV及以下电压等级涉及系统稳定问题的，保护、测控等二次设备可采用模拟量 采样。
a）互感器技术要求如下： 1）常规互感器应符合GB20840.3、GB20840.2的有关规定； 2） 电子式互感器应符合GB/T20840.7、GB/T20840.8的有关规定； 3） 电子式互感器与合并单元间的接口、传输协议宜统一； 4） 测量用电流准确度应不低于0.2S，保护用电流准确度应不低于5TPE或者5P； 5） 测量用电压准确级应不低于0.2，保护用电压准确级应不低于3P； 6 电子式互感器及合并单元工作电源宜采用直流。 ) 合并单元技术要求如下： 1） 宜具备多个光纤接口，满足保护直接采样要求。整站输出采样速率宜统一，额定数据速率 宜采用DL/T860推荐标准： 2) 宜具有完善的告警功能，能保证在电源中断、电压异常、采集单元异常、通信中断、通信 异常、装置内部异常等情况下不误输出； 3) 宜具备合理的时间同步机制以及前端采样和采样传输时延补偿机制，各类电子式互感器信 号或常规互感器信号在经合并单元输出后的相差应保持一致； 4 宜具备电压切换或电压并列功能，宜支持以GOOSE方式开入断路器或刀闸位置状态； 宜具备光纤通道光强监视功能，实时监视光纤通道接收到的光信号的强度，并根据检测到 的光强度信息，提前预警； 6）合并单元应设置检修压板。
5.3.1监测范围与参量如下：
750kV变电站监测范围和参量如下： 1）监测范围：主变压器、高压并联电抗器、避雷器； 2 监测参量：主变压器 油中溶解气体分析：高压并联电抗器一一油中溶解气体分析： 220kV~750kV避雷器 泄漏电流、动作次数。 500kV变电站监测范围和参量如下： 1）监测范围：主变压器、高压并联电抗器、避雷器：
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2）监测参量：主变压器—油中溶解气体分析；高压并联电抗器—油中溶解气体分析； 220kV~500kV避雷器一泄漏电流、动作次数。 330kV变电站监测范围和参量如下： 监测范围：主变压器、高压并联电抗器、避雷器； 2 监测参量：主变压器一一油中溶解气体分析；高压并联电抗器 油中溶解气体分析： 330kV避雷器泄漏电流、动作次数。
5. 3. 2 技术要求如下
a）设备状态监测应遵循Q/GDW534的相关技术要求。 b）各类设备状态监测宜统一后台分析软件、接口类型和传输规约，实现全站设备状态监测数据的 传输、汇总、和诊断分析。设备状态监测后台机宜预留数据远传通信接口； C）设备本体宜集成状态监洲功能，宜采用一体化设计
6.1.1变电站自动化系统宜采用开放式分层分布式系统，由站控层、间隔层和过程层构成。 6.1.2变电站自动化系统宜统一组网，采用DL/T860通信标准；变电站内信息宜具有共享性，保护故 障信息、远动信息、微机防误系统不重复采集。 6.1.3变电站监控系统应符合Q/GDW678、Q/GDW679的有关规定。 6.1.4保护及故障信息管理系统应由监控系统实现，通过站控层网络收集各保护装置的信息，并通过 数据网上传调度端。 6.1.5故障录波记录系统宜支持DL/T860标准。 6.1.6非贸易结算的电能表宜采用支持DL/T860标准接口的数字式电能表。 6.1.7 变电站宜配置统一的时间同步系统。 6.1.8 变电站自动化系统应实现全站的防误操作闭锁功能。 6.1.9 应按照无人值守变电站要求设计。 6.1.10 与保护装置相关采样值传输，应满足Q/GDW441对保护装置采样要求。 6.1.11 与保护装置相关过程层GOOSE传输报文，应满足Q/GDW441对保护装置跳闸要求 6.1.12 二次设备宜提供完整、准确、一致、及时的基础数据，实现在线监测功能。 6.1.13 变电站二次设备宜采用模块化设计。
6.2变电站自动化系统
6. 2. 1 系统构成
系统构成如下： a）变电站自动化系统在功能逻辑上宜由站控层、间隔层、过程层组成。 b）站控层包含主机兼操作员站、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器和其他各种功能 站构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站 监控、管理中心，并远方监控/调度中心通信。 C 间隔层包括测控、保护、录波、电量等装置。在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间 隔层设备的就地监控功能。 d 过程层包含电子式互感器、合并单元、智能终端，完成与一次设备相关的功能，完成实时运行
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量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行
.2.2.1全站网络宜采用高速以太网组成，通信规约宜采用DL/T860标准，传输速率不低于100MbpS。 2.2.2全站网络在逻辑功能上可由站控层网络、过程层网络组成。 2.2.3变电站站控层网络、过程层网络结构应符合DL/T860定义的变电站自动化系统接口模型，以 支逻辑接口与物理接口映射模型。 2.2.4站控层网络、过程层网络应相对独立，减少相互影响。 2.2.5应采用双重化以太网络。 2.2.6750kV变电站网络结构设计应遵循以下设计原则： a）站控层网络设计原则如下： 1）通过相关网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层网络通信。逻辑功能上，覆盖站控层 的数据交换接口、站控层与间隔层之间数据交换接口。 2）可传输MMS报文和GOOSE报文。 b）过程层网络（含采样值和GOOSE）设计原则如下： 1）通过相关网络设备与间隔层设备通信；逻辑功能上，覆盖间隔层与过程层数据交换接口 可传输采样值和GOOSE报文。 2）按照Q/GDW383对保护装置跳闸要求，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；其余GOOSE报文采用网络方式传 输。 3） 网络方式传输时，330、750kV电压等级G00SE网络宜配置双套物理独立的单网，也可配 置采样值网，GOOSE和采样值网宜独立配置；220OkV电压等级GOOSE和采样值网络宜共配 置双套物理独立的单网；66kV电压等级采用户外散开式布置时宜采用点对点传输，也可 配置独立的过程层网络。 4 按照Q/GDW383对保护装置采样要求，向保护装置传输的采样值信号应直接采样；其余 过程层采样值报文采用网络方式传输时，通信协议宜采用DL/T860标准。 .2.2.7 500kV变电站网络结构设计应遵循以下设计原则： a）站控层网络设计原则如下： 1）通过相关网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层网络通信。逻辑功能上，覆盖站控层 之间数据交换接口、站控层与间隔层之间数据交换接口。 2）可传输MMS报文和GOOSE报文。 b）过程层网络（含采样值和GOOSE）设计原则如下： 1）通过相关网络设备与间隔层设备通信：逻辑功能上，覆盖间隔层与过程层数据交换接口 可传输采样值和GOOSE报文。 2）按照Q/GDW383对保护装置跳闸要求，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；其余GOOSE报文采用网络方式传 输。 3 网络方式传输时，50OkV电压等级GO0OSE网络宜配置双套物理独立的单网，也可配置采样 值网，GOOSE和采样值网宜独立配置；22OkV电压等级GOOSE和采样值网络宜共配置双套 物理独立的单网；66kV（35kV）电压等级采用户外散开式布置时宜采用点对点传输，也可 配置独立的过程层网络。
6.2.2.7500kV变电站网络结构设讠
a）站控层网络设计原则如下： 1）通过相关网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层网络通信。逻辑功能上，覆盖站控层 之间数据交换接口、站控层与间隔层之间数据交换接口。 2）可传输MMS报文和GOOSE报文。 b）过程层网络（含采样值和GOOSE）设计原则如下： 1）通过相关网络设备与间隔层设备通信；逻辑功能上，覆盖间隔层与过程层数据交换接口 可传输采样值和GOOSE报文。 2） 按照Q/GDW383对保护装置跳闸要求，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；其余GOOSE报文采用网络方式传 输。 3 网络方式传输时，500kV电压等级GO0SE网络宜配置双套物理独立的单网，也可配置采样 直网，GO0SE和采样值网宜独立配置；22OkV电压等级GOOSE和采样值网络宜其配置双套 物理独立的单网；66kV（35kV）电压等级采用户外散开式布置时宜采用点对点传输，也可 配置独立的过程层网络。
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过程层采样值报文采用网络方式传输时，通信协议宜采用DL/T860。 2.2.8330kV变电站设计应遵循以下设计原则： a）站控层网络设计原则如下： 1）通过相关网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层网络通信。逻辑功能上，覆盖站控层 之间数据交换接口、站控层与间隔层之间数据交换接口。 2）可传输MMS报文和GOOSE报文。 D 过程层网络（含采样值和GOOSE）设计原则如下： 1）通过相关网络设备与间隔层设备通信。逻辑功能上，覆盖间隔层与过程层数据交换接口。 可传输采样值和GOOSE报文。 2 按照Q/GDW383对保护装置跳闸要求，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 制方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求：其余GOOSE报文采用网络方式传 输。 3） 网络方式传输时，330kV电压等级GOOSE网络宜配置双套物理独立的单网，也可配置采样 值网，GOOSE和采样值网宜独立配置；110kV电压等级GOOSE和采样值网络宜共配置单网； 35kV电压等级采用户外散开式布置时GO0SE和采样值网络宜采用点对点传输，也可配置 独立的过程层网络。 4） 按照Q/GDW383对保护装置采样要求，向保护装置传输的采样值信号应直接采样；其余 过程层采样值报文采用网络方式传输时，通信协议宜采用DL/T860。
2.8330kV变电站设计应
2.3.1站控层设备包括主机兼操作员工作站及工程师站、数据通信网关机、综合应用服务器以及其 智能接口设备等，主要配置如下： a）主机兼操作员工作站及工程师工作站配置原则如下： 1）操作员站是变电站自动化系统的主要人机界面，应满足运行人员操作时直观、便捷、安全、 可靠的要求，站控层主机配置应能满足整个系统的功能要求及性能指标要求，主机应与变 电站的规划容量相适应； 2）330kV~750kV变电站主机宜双套配置。 b）数据通信网关机配置原则如下： 1）数据通信网关机要求直接采集米自间隔层或过程层的实时数据，数据通信网关机应满足 DL5002、DL5003的要求，其容量及性能指标应能满足变电站远动功能及规范转换要求： 2）I、II区数据通信网关机应双套配置，III/IV区数据通信网关机应单套配置。 c）图形网关机配置原则如下（可选）： 1）图形网关机应满足实时数据上传、远程浏览、告警直传等多种功能要求； 2）图形网关机可单套配置。 d 综合应用服务器配置原则如下： 1）综合应用服务器配置应能实现与状态监测、计量、电源、消防安防和环境监测（子系统 的信息通信，通过综合分析和统一展示，实现一次设备在线监测和辅助设备的运行监视 控制与管理； 2）综合应用服务器宜单套配置。 e）网络通信记录分析系统（选配）配置原则如下：
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1）网络通信记录分析系统应实时监视、记录网络通信报文（MMS、GOOSE、采样值报文等）， 周期性保存为文件，并进行各种分析； 2）330kV～750kV变电站网络通信记录分析系统可单套配置。 3.2间隔层设备包括测控装置、保护装置、故障录波装置、电能计量装置及其它智能接口设备等， 配置如下： a）测控装置： 1）测控装置应按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信。 测控装置应支持通过GOOSE报文实现间隔层五防联闭锁功能，支持通过GOOSE报文下行实 现设备操作： 2）测控装置宜设置检修压板，其余功能投退和出口压板宜采用软压板； b） 继电保护装置： 1）保护装置采样和跳闸满足Q/GDW383相关要求； 保护装置应按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信； 3 保护装置应支持通过GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸信息传递； 保护装置宜设置远方就地硬压板，应设置检修硬压板，其余功能投退和出口压板宜采用软 压板；继电保护装置应支持远程召唤软、硬压板状态，开入开出状态以及保护版本信息： 5） 保护双重化配置时，任一套保护装置不应跨接双重化配置的两个网络。 保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能； 7 保护配置应满足继电保护规程规范要求。 故障录波装置： 1） 故障录波装置应按照DL/T860标准建模，故障录波装置应能通过GOOSE网络接收GOOSE 报文录波，应具有采样数据接口，支持网络方式或点对点方式接收采样值，使用网络方式 时，规约采用DL/T860； 2）站内110kV及以上电压等级、主变压器宜配置故障录波装置。 d 同步相量测量装置： 1）330kV~750kV变电站应配置同步相量测量装置； 2）同步相量测量装置应符合Q/GDW1131有关规定。 e）电能计量装置： 1）电能计量装置宜支持DL/T860标准；可通过点对点或网络方式采集电流电压信息； 2）电能计量配置应满足电能计量规程规范要求。 f）备自投装置、安全稳定控制装置、失步解列装置、低周减载装置、同步相量测量装置等应按照 DL/T860标准建模。 g 变电站有载调压和无功投切不宜设置独立的控制装置，宜由变电站自动化系统和调度/集控主 站系统共同实现集成应用。 h）宜取消装置屏上的打印机，设置网络打印机。 3.3过程层设备如下： a）电子式互感器和合并单元应满足5.2条要求。 b）智能终端应满足5.1条要求。
6.2.4网络通信设备
6.2.4.1交换机应选用满足现场运行环境 ，并通过电力工业自动化检测机构的测试 满足DL/T860 6.2.4.2~750kV变电站交换机配置原则:
1交换机应选用满足现场运行环境 ，并通过电力工业自动化检测机构的测试， L/T860。 .2750kV变电站交换机配置原则：
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6.2.6高级功能要求
6.2.6.1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，进行可视化展示并发送到上级系统，为电网 实现基于状态检测的设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据支撑。
6.2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意见。 告警信息宜主要在厂站端处理，以减少主站端信息流量，厂站可根据主站需求，为主站提供分层分 类的故障告警信息
6.2.6.3故障信息综合分析决策
6.2.6.4支撑经济运行与优化控制
应综合利用FACTS、变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，支持变电站系统层及智能 度技术支持系统安全经济运行及优化控制
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6.3.2调度数据网接入i
配置2套调度数据网接入设备，实现双平面接入
6. 3. 3 二次系统安全防护
6.3.4直流及UPS电源系统
直流系统及不间断电源设计要求如下： a）宜采用由直流电源、不间断电源（UPS）、直流变换电源（DC/DC）等装置组成的一体化电源系 统，其运行工况和信息数据应能统一监视控制。 D 通信电源宜与站内直流电源整合，也可独立配置。 C 智能控制柜宜以柜为单位配置直流供电回路。当智能控制柜内同时布置有双重化配置的保护测 控、合并单元、智能终端、过程层交换机等装置时，宜配置双路不同段直流电源。智能控制柜 内各装置共用直流电源时，宜采用独立空气开关分别引接
6.3.5智能辅助控制系统
6.3.5.1变电站应设置辅助控制系统，实现全站图像监视及安全警卫、火灾报警、消防、照明、采 通风、环境监测等系统的智能联动控制。 6.3.5.2辅助控制系统宜采用符合DL/T860的通信标准
6.4.1站控层设备宜组柜安装，间隔层设备宜按串或按间隔统筹组柜，过程层设备宜安装布置于所在 间隔的智能控制柜。 6.4.2站控层交换机宜集中组柜或与其他站控层设备共同组柜。过程层交换机宜分散安装于所在间隔 或对象的保护、测控柜内。集中组柜时，每面屏柜宜布置4～6台交换机。 6.4.3当采用预制舱式二次组合设备时，也可按串或多间隔组屏。
6.5.1站控层设备宜集中布置于公用的二次设备室。 6.5.2间隔层设备宜布置在就地继电器室，就地继电器室宜按电压等级相对集中设置。 6.5.3对于户外配电装置，间隔层设备宜集中布置于就地继电器室或预制舱内，智能终端和合并单元 宜分散布置于配电装置场地。 6.5.4对于户内配电装置，间隔层设备可分散布置于配电装置场地，智能终端和合并单元宜分散布置 于配电装置场地。
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6.5.5间隔层二次设备宜结合建设规模、总平面及配电装置布置等模块化设置。户外站宜按电压等级 设置预制舱式二次组合设备，布置于配电装置场地；户内站宜按间隔配置预制式智能控制柜，布置于配 电装置室。 6.5.6预制舱内二次设备宜采用“前接线、前显示”装置，采用双列靠墙布置，宜设置集中的光纤配 线架。舱体宜采用单舱结构，避免现场拼接。 6.5.7二次设备防雷、接地和抗干扰应符合GB/T50065、DL/T5136和DL/T5149的相关规定。
6.6.1二次设备室内网络通信连接宜采用超五类屏蔽双绞线，不同房间之间的网络连接宜采用光缆， 采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输宜采用光缆。 6.6.2站内宜采用预制光缆、电缆实现设备之间的标准化连接，通过配电装置区的不同应用功能的十 光缆应按间隔、按保护双重化原则整合。 6.6.3双重化保护的电流、电压，以及GOOSE跳闸控制回路等需要增强可靠性的两套系统，应采用术 互独立的电缆或光缆。起点、终点为同一对象的多根光缆宜整合。 6.6.4电缆的设计及选择要求满足以下要求： a）电缆选择及敷设的设计应符合GB50217的规定。 b） ）主变压器、GIS/HGIS本体与智能控制柜之间二次控制电缆宜采用预制电缆连接 C） 对于AIS变电站，断路器、隔离开关与智能控制柜之间二次控制电缆可采用预制电缆。 6.6.5 光缆的设计及选择要求满足以下要求： a） 光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定； 6） 除线路保护专用光纤外，宜采用缓变型多模光纤： C) 室内不同屏柜间二次装置连接宜采用尾缆或软装光缆： d) 室外光缆宜采用铠装非金属加强芯阻燃光缆，当采用槽盒敷设时，宜采用非金属加强芯阻燃 缆； e） 每根光缆宜备用2～4芯，光缆芯数宜选取4芯、8芯、12芯或24芯。 f）跨房间、跨场地二次装置连接宜采用预制光缆。
5.6.4申缆的设计及选择要求满足以下要求：
7.1智能变电站总布置应根据工艺要求，充分利用自然地型紧凑布置，应遵循DL/T5218和DL/T5056 的相关要求。 7.2变电站大门及道路的设置应满足主变压器、大型装配式预制件、预制舱式二次组合设备等的整 体运输，同时还应满足消防要求； 7.3户外变电站宜利用配电装置空余场地，就近布置预制舱式二次组合设备。 7.4宜结合设备整合，优化建筑设计方案，减少占地面积和建筑面积。 7.5变电站建筑应按工业建筑标准建设，宜统一标准、统一模数，具备条件时，宜优先采用装配式建 筑物。 7.6装配式建筑物结构体系须安全可靠、经济合理。柱距、跨度、层高宜采用标准尺寸。 7.7装配式建筑物围护结构应就地取材，经济适用。尺寸应采用标准模数。 7.8设备基础及构支架基础宜采用通用设备基础尺寸，标准化设计，采用标准钢模浇制混凝土基础。 7.9电缆沟盖板宜采用经久耐用、经济合理的预制盖板或成品盖板。
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8.1积极采用效率高的绿色节能照明灯具，宜实现灯光自动控制功能；根据站址条件，优先采用绿色 清洁能源，再利用其它供电实时匹配需要的容量，清洁能源与其它供电方式宜能自动切换。 8.2采暖、通风和空气调节系统应具备自动控制功能；SF。气体绝缘电气设备房间应设置SF气体超限 报警系统，并应与正常运行时使用的下部排风机连锁；可实现散热设备室运行温度检测，超温自动启动 散热排风系统，并设烟感闭锁，火灾报警自动切断电源。 8.3宜采用DL/T860与站控层通信，实现对采暖、通风系统的闭锁，以及图像监视及安全警卫系统的 联动。 8.4排水系统应设置水位监测和传感控制，实现排水系统自动或远方控制。
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330kV～750kV智能变电站设计规范
编制主要原则 17 与其它标准文件的关系.. 主要工作过程 标准结构和内容， 条文说明
编制主要原则 与其它标准文件的关系.. 主要工作过程... 标准结构和内容. 6条文说明
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本标准依据《国网电网公司关于下达2015年度公司技术标准制修订计划的通知》（国家电网科 （2015）4号文）的要求编写。 本标准的编写背景是在智能变电站全面建设开展多年后的基础上对原标准进行的修编，针对智能变 电站的特点，重点规范了智能设备、电子互感器、设备状态监测、变电站自动化系统、二次设备组柜、 二次设备布置、光/电缆选择、防雷接地和抗干扰、变电站总布置、土建与建筑物、辅助设施功能、高 吸功能等技术要求。随看《智能变电站技术导则》（GB/T30155）、《330kV～750kV智能变电站设计规范》 （GB/T51071）等规范的发布，原标准中部分原则需作相应修改。 本标准的编写目的主要是根据技术发展的需要及总结智能变电站建设经验的要求，更好的为后续智 能变电站的设计建设提供规范。
本标准根据以下原则编制： a）本标准依据《智能变电站技术导则》（GB/T30155）、《330kV～750kV智能变电站设计规范》（GB/T 51071）有关要求，进一步细化、补充和完善相关内容，并充分总结吸收国内外数字化变电站 和无人值班变电站设计、运行成果和经验、以及通用设计等公司标准化成果。 D 根据《智能变电站模块化建设技术导则》Q/GDW11152，增加了模块化建设的相关技术要求。
3与其他标准文件的关系
本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致。 本标准在其他二次系统、二次设备组柜、二次设备布置、光电缆选择方面与国家标准GB/T51071 《330kV～750kV智能变电站设计规范》一致。在总则、变电站自动化系统、土建部分及辅助设施功能 要求方面严于国标，并在智能设备、互感器、状态监测、变电站自动化系统方面进行了细化。 本标准不涉及专利、软件著作权等使用问题。 本标准主要参考文献： DL/T1092电力系统安全稳定控制系统通用技术条件 DL/T1100 （所有部分）电力系统的时间同步系统 DL/T5143 变电所给水排水设计规程 DL/T5155 220kV~500kV变电所所用电设计技术规程 Q/GDW1354 智能电能表功能规范 Q/GDW1396 IEC61850工程继电保护应用模型 Q/GDW1429 智能变电站网络交换机技术规范 Q/GDW1827 三相智能电表技术规范 Q/GDW11157 预制舱式二次组合设备技术规范 Q/GDW11207 电力系统告警直传技术规范
2015年6月至7月，按照编制人纲和工作计划DB63／T 1933-2021标准下载，编制标准初稿，并经编写组内部讨论后形成初 修改；
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2015年8月，基建部组织编写组对标准修编稿初稿进行了中间评审和详细讨论，并集中对标准初 稿进行修改、完善。 2015年9月，在北京召开330kV～750kV智能变电站设计规范评审会，并完成修改形成标准征求意 见稿。 2015年11月，挂网征求意见，并对意见进行梳理，在征求意见稿的基础上进行修改完善，形成送 审稿； 2015年11月，公司工程建设技术标准专业工作组组织在北京召开了330kV～750kV智能变电站设 计规范评审会议，对送审稿进行了评审，提出了专家评审意见，审查结论为：该标准框架明晰，技术前 瞻，充分总结吸收智能变电站工程设计、运行成果和经验及通用设计等公司标准化成果，对智能变电站 的设计和配置等进行了规范，可作为智能变电站设计建设的规范性文件，经协商一致，同意修改后报批。 2015年11月编写组按审查专家意见对330kV～750kV智能变电站设计规范送审稿进行修改，形成 标准报批稿。
本标准代替Q/GDW394一2009，与Q/GDW394一2009相比，本次修订做了如下重大调整和修订： 引用标准增加了《智能变电站技术导则》（GB/T30155）、《330kV～750kV智能变电站设计规 范》（GB/T51071），《智能变电站模块化建设技术导则》（Q/GDW11152）等； 根据《变电站通信网络和系统》（DL/T860），取消间隔层网络，原间隔层网络相关规定统 纳入站控层网络； 过程层网络设备配置原则根据《330kV750kV智能变电站设计规范》（GB/T51071）调整并细 化。 根据《智能变电站模块化建设技术导则》（Q/GDW11152），增加了模块化建设等新要求。 本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2014）455号文）的要求编写。 本标准的主要结构及内容如下： 本标准主题章分5章，由总则、电气一次部分、二次部分、土建、辅助设施功能要求组成。本标准 结合智能变电站建设现状，本着先进性和实用性、操作性和可扩展性等原则，重点规范了智能一次设备、 互感器、设备状态监测、变电站自动化系统、二次设备组柜、二次设备布置、光/电缆选择、防雷接地 和抗干扰、变电站总布置、土建、辅助设施功能要求等技术要求。 原标准起草单位包括浙江省电力设计院、江苏省电力设计院、中国电力工程顾问集团公司；参加起 草单位：河南省电力勘测设计院、四川电力设计咨询有限责任公司、山东电力工程咨询院有限公司、陕 西省电力设计院、湖南省电力勘测设计院、安徽省电力设计院；原标准主要起草人包括杨卫星、吴志力、 东志蓉、钱锋、曾健、赵荫、陈建华、孙纯军、苏麟、程道、王永福、李震宇、戴敏、吴家林、信珂、 吴琼、孙志云、李涛。
本标准第5.1.2条a)中的1) 数里有大 220kV电压等级及以上断路器的分闸线圈通常为2个，对于母线间隔，智能终端负资该段母线上所有力 闸信息采集和智能控制： 本标准第5.1.2条a)中的3)中66kV户外散开式布置，一 一二次设备距离较远，需就地配置智能终端， 实现相关量就地数字化转换，利用光纤上传，提高信号传输的抗于扰性和可靠性。对于母线间隔，智能
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JC／T 2459-2018标准下载Q/GDW 103942016
终端负资该段母线上所有力闸、手车信息采集和智能控制。 本标准第6.2.3.1条中c)中的2)中站控层设备除了DL/T5149所涉及的站控层后台系统外增加了 形网关机，要求满足实时数据上传、远程浏览、告警直传等多种功能要求。