标准规范下载简介
Q／GDW 10393-2016 110(66)kV～220kV智能变电站设计规范.pdf5.2.1.1互感器配置原则如下：
220kV变电站互感器配置原则如下： 1）110(66)～220kV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 35kV及以下电压等级宜采用常规互感器： 3 当采用电子互感器时，线路、主变间隔若设置三相电压互感器，可采用电流电压组合型 感器； 4 电子式互感器可与隔离开关、断路器组合。 110kV及以下变电站互感器配置原则如下： 1）110(66)kV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）35kV及以下电压等级宜采用常规互感器：
a）220kV变电站互感器配置原则如下： 1）110(66)～220kV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 35kV及以下电压等级宜采用常规互感器： 3 当采用电子互感器时DB32／ 3709-2019标准下载，线路、主变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。 110kV及以下变电站互感器配置原则如下： 1）110(66)kV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）35kV及以下电压等级宜采用常规互感器：
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3）线路、主变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。 5.2.1.2合并单元原则如下： a）220kV变电站合并单元原则如下： 1）220kV合并单元宜穴余配置； 2）110kV及以下各间隔合并单元宜单套配置； 3） 主变各侧、中性点（或公共绕组）合并单元宜穴余配置；各电压等级母线电压互感器合并 单元宜元余配置； 110(66)kV电压等级及主变低压侧宜采用合并单元智能终端集成装置； 5） 对于涉及系统稳定问题的220kV变电站，当采用常规互感器时，站内220kV及以下电 等级保护、测控等二次设备可采用模拟量采样。 b 110kV及以下变电站合并单元原则如下： 1）主变各侧合并单元宜穴余配置； 2）其余各间隔合并单元宜单套配置
a）互感器技术要求如下： 常规互感器应符合GB20840.3、GB20840.2的有关规定； 电子式互感器应符合GB/T20840.7、GB/T20840.8的有关规定； 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5P或5TPE； 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； 电子式互感器工作电源宜采用直流： 7 220kV变电站主变各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感器宜带两路独立输出： 110kV及以下变电站主变各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感器宣带一路独立辅 出； 8 对于220kV变电站，220kV出线、主变进线电子式电压互感器，全站母线电子式电压互感 器宜带两路独立输出，110kV及以下出线电子式电压互感器宜带一路独立输出； 9 对于110kV及以下变电站，电子式电压互感器宜带一路独立采样系统。 10）互感器二次绕组数量、准确等级应满足电能计量、测量、保护和安全自动装置的要求，并 应符合GB/T14285和DL/T866的相关规定。 合并单元技术要求如下： 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推存标准： 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和采样时延补偿机制，确保在各类电子互感器信号或常规互感 器信号在经合开单元输出后的相差保持一致： 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： 5 宣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； 5 合并单元应设置检修压板。
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； 电子式互感器应符合GB/T20840.7、GB/T20840.8的有关规定； 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5P或5TPE； 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； 电子式互感器工作电源宜采用直流： 7 220kV变电站主变各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感器宜带两路独立输出： 110kV及以下变电站主变各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感器宣带一路独立辅 出； 8 对于220kV变电站，220kV出线、主变进线电子式电压互感器，全站母线电子式电压互感 器宜带两路独立输出，110kV及以下出线电子式电压互感器宜带一路独立输出； 9 对于110kV及以下变电站，电子式电压互感器宜带一路独立采样系统。 10）互感器二次绕组数量、准确等级应满足电能计量、测量、保护和安全自动装置的要求，并 应符合GB/T14285和DL/T866的相关规定。 b 合并单元技术要求如下： 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推存标准： 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和采样时延补偿机制，确保在各类电子互感器信号或常规互感 器信号在经合开单元输出后的相差保持一致： 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： 5 宣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： 合并单元应设置检修压板。
5. 3. 1 监测范围与参量
设备状态监测范围与参量选择应遵循以下要求： a）监测范围：220kV主变、220kV避雷器； b）监测参量：220kV主变——油中溶解气体：220kV避雷器——泄漏电流、动作次数。
主变压器可配置局部放电传感器及测试接口。
设备状态监测应遵循Q/GDW534，开满足以下技术要求： a）各类设备状态监测宜统一后台机、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； b）设备本体宜集成状态监测功能，宜采用一体化设计。
6.1.1变电站自动化系统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，信息共享，采用DL/T860通信标准。变电站内信息宜具有共享性 和唯一性，保护故障信息、远动信息不重复采集。 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功能由变电站自动化系统实现。 6.1.5故障录波应支持DL/T860标准。 6.1.6非贸易结算的电能表宜采用支持DL/T860标准的数字式电能表。 6.1.7变电站宜配置全站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应按照变电站无人值守相关要求进行设计。 6.1.10与保护装置相关采样值传输，应满足Q/GDW441对保护装置采样的要求。 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
变电站自动化系统构成如下： a 变电站自动化系统构成在逻辑功能上宜由站控层、间隔层和过程层三层设备组成，并用分层、 分布、开放式网络系统实现连接。 D 站控层设备包括主机兼操作员站、数据通信网关机、综合应用服务器等。。 C) 间隔层设备包括测控、保护、录波、电能计量等装置，在站控层及站控层网络失效的情况下， 仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。 d) 过程层设备包括合并单元、智能终端等，完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的 采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。
6.2.2.1全站网络宜采用高速以太网组成，通信规约宜采用DL/T860，传输速率不低于100MbpS； 6.2.2.2全站网络在逻辑功能上可由站控层网络和过程层网络组成； 6.2.2.3变电站站控层网络和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 及逻辑接口与物理接口映射模型； 6.2.2.4站控层网络和过程层网络应相对独立，减少相互影响； 6.2.2.5220kV变电站网络设计原则如下： a）站控层网络设计原则如下： 1）站控层设备通过网络与站控层其他设备通信，与间隔层设备通信。间隔层设备通过网络与 本间隔其他设备通信、与其他间隔层设备通信、与站控层设备通信。逻辑功能上，覆盖站 控层内数据交换、间隔层内数据交换、站控层与间隔层之间数据交换； 2 可传输MMS报文和GOOSE报文； 3）宜采用穴余网络，网络结构拓扑宜采用双星型或单环形。
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1）通过相关网络设备完成过程层与间隔层设备、间隔层设备之间以及过程层设备之间的通信。 逻辑功能上，覆盖间隔层与过程层数据交换接口； 2）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 可隔的保护（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）向保护装置传输的采样值信号应直接采样；其余采样值报文采用网络方式传输时，通信协 议宜采用DL/T860： 4）当采用网络方式传输时，采样值和G00SE宜共网传输：220kV宜配置双套物理独立的单网， 110（66)kV除主变间隔外宜配置单网：主变220kV侧宜配置双套物理独立的单网，主变 110（66）kV和35kV侧宜共配置双网： 5）35kV及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜不设置独立的过程层网络，G00SE 报文可通过站控层网络传输；若采用户外敬开式配电装置保护测控集中布置时，可设置独 立的过程层网络。 2.6110kV及以下变电站网络设计原则如下： a）站控层网络设计原则如下： 1）站控层设备通过相关网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层设备通信。间隔层设备通 过网络与本间隔其他设备通信、与其他间隔层设备通信、与站控层设备通信。逻辑功能上， 覆盖站控层内数据交换、间隔层内数据交换、站控层与间隔层之间数据交换； 2）网络结构拓扑宜采用单星型； 3）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）通过相关网络设备完成过程层与间隔层设备、间隔层设备之间以及过程层设备之间的通 信。逻辑功能上，覆盖间隔层与过程层数据交换接口； 2）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时，网络结构拓扑宜采用星型； 3）向保护装置传输的采样值信号应直接采样：其余采样值报文采用网络方式传输时，通信协 议宜采用DL/T860； 4）当采用网络方式传输时，采样值和GO0SE宜共网传输，110(66)kV、主变各侧宜配置单网： 5）35kV及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜不设置独立的GO0SE网络，GOOSE 报文可通过站控层网络传输；若采用户外开式配电装置保护测控集中布置时，可设置 独立的GOOSE网络。
2.6110kV及以下变电站网
6.2.3220kV变电站设备配置
6.2.3220kV变电站设备配置
6.2.3.1站控层设备
站控层设备一股包括监控主机兼操作员及工程师工作站、数据通信网关机、综合应用服务器等以下 设备以及其它智能接口设备： a）监控主机兼操作员及工程师工作站功能及配置要求如下： 1 监控主机兼操作员及工程师工作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。主机兼操作员工作站配置应能满足整个系统的功 能要求及性能指标要求，容量应与变电站的规划容量相适应； 2 监控主机兼操作员及工程师工作站宜双套配置。 b 数据通信网关机功能及配置要求如下： 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所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。 图形网关机功能及配置要求如下（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 综合应用服务器功能及配置要求如下： 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） 综合应用服务器还应能实现保护及故障信息管理功能，应能在电网正常和故障时，采集、 处理各种所需信息，能够与调度中心进行通信； 3 综合应用服务器宜单套配置。 变电站可配置一套网络通信记录分析系统。系统应能实时监视、记录网络通信报文，周期性保 存为文件，并进行各种分析。信息记录保存不少于6个月。
6.2.3.2间隔层设备
间隔层设备包括测控装置、保护装置、电能计量装置等以下设备以及其它智能接口设备： a）测控装置功能及配置要求如下： 1）测控装置应按照DL/T860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报文实现间隔层防误联闭锁和下发控制命令功能； 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 保护装置功能及配置要求如下： 1）1 保护装置采样和跳闸满足Q/GDW383相关要求； 2 保护装置应按照DL/T860建模，具备完善的自描述功能，与变电站层设备直接通信 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命令信息传递； 4 保护装置设置远方操作、保护检修状态硬压板，其余功能投退和出口压板宜采用软压板 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过程层网络； 6 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相关标准。 C 故障录波功能及配置要求如下： 1）站内220kV、110kV及主变压器宜配置故障录波装置 2） 故障录波装置应按照DL/T860建模，具备完善的自描述功能，与变电站层设备直接通信； 3 装置应支持通过GOOSE网络接收GOOSE报文录波，以网络方式或点对点方式接收采样值数 据录波。 d 以下220kV变电站宜配置同步相量测量装置：有分布式能源集中上网的220kV变电站、在重要 电力外送通道上的220kV变电站或配置解列装置的220kV地区联络变电站。同步相量测量装置 应符合Q/GDW1131有关规定。 e 电能计量装置功能及配置要求如下： 1）电能计量装置配置应符合DL/T5202的相关要求。 2）电能计量装置宜支持DL/T860，以网络方式或点对点方式采集电流电压信息； 备自投装置、安全稳定控制装置、低周减载装置等应按照DL/T860建模。 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）宜取消装置柜内的打印机，设置网络打印机。
6.2.3.3过程层设备
过程层设备配置应满足以下要求：
过程层设备配置应满足以下要求： a）电子式互感器和合并单元配置应满足5.2条要求； b）智能终端配置应满足5.1条要求。
6.2.4110kV及以下变电站设备
6.2.4110kV及以下变电站设备配置
6.2.4.1站控层设备
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a）监控主机兼操作员及工程帅工作站功能及配置要求如下： 1 监控主机兼操作员、工程师工作站及数据服务器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。主机兼操作员工作站配置应能满足 整个系统的功能要求及性能指标要求，容量应与变电站的规划容量相适应； 2 监控主机兼操作员、工程帅工作站及数据服务器宜双套配置。 b） 数据通信网关机功能及配置要求如下： 1）数据通信网关机要求直接采集来自间隔层或过程层的实时数据，远动通信装置应满足 DL5002、DL5003的要求，其容量及性能指标应能满足变电所远动功能及规范转换要求； 2 I区数据通信网关机应双套配置，II区数据通信网关机应单套配置，III/IV区数据通信 网关机（可选）单套配置。 图形网关机功能及配置要求如下（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 综合应用服务器功能及配置要求如下： 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 综合应用服务器应能实现保护及故障信息管理功能，应能在电网正常和故障时，采集、处 理各种所需信息，能够与调度中心进行通信； 3 综合应用服务器宜单套配置。 变电站可配置一套网络通信记录分析系统。系统应能实时监视、记录网络通信报文，周期性保 存为文件，并进行各种分析。信息记录保存不少于6个月。
6.2.4.2间隔层设备
间隔层设备包括测控装置、保护装置、电能计量装置等以下设备以及其它智能接口设备： a）测控装置功能及配置要求如下： 测控装置应按照DL/T860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报文实现间隔层防误联闭锁功能； 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 保护装置功能及配置要求如下： 1 保护装置应按照DL/T860建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信； 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； 3 保护装置设置远方操作、保护检修状态硬压板，其余功能投退和出口压板宜采用软压板； 4 保护装置采样和跳闸满足Q/GDW441相关要求； 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； 6 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。 C 故障录波功能及配置要求如下： 1 站内110（66）kV、主变压器宜配置故障录波装置： 2 故障录波装置应支持通过GOOSE网络接收GOOSE报文录波，以网络方式或点对点方式接收 采样值数据录波。 电能计量装置功能及配置要求如下： 1）电能计量装置配置应符合DL/T5202的相关要求： 2）电能计量装置宜支持DL/T860，以网络方式或点对点方式采集电流电压信息。 e 备自投装置、低周低压减载装置等应按照DL/T860建模。 站域控制保护（可选）应通过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、低周低压减载等）的协调工作，适应系统运行方式的要求。 g 变电站有载调压和无功投切不宣设置独立的控制装置，宣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）宜取消装置柜内上的打印机，设置网络打印机
6.2.4.3过程层设备
过程层设备配置应满足以下要求 a）电子式互感器和合并单元配置应满足5.2条要求； b）智能终端配置应满足5.1条要求
6.2.5网络通信设备
6.2.5.1交换机应选用满足现场运行环境要求的工业交换机，并通过电力工业自动化检测机构的测试， 两足DL/T860。 6.2.5.2220kV变电站交换机配置原则如下： a）站控层网络（含MMS、GOOSE）交换机配置原则如下： 1）站控层宜余配置中心交换机，交换机端口数量应满足站控层设备接入要求，端口数量宜 满足应用需求： 2 二次设备室站控层网络交换机宜按照设备室或按电压等级配置，交换机端口数量宜满足应 用需求。 b）过程层网络（含采样值、GOOSE）交换机配置原则如下： 1 当保护、测控装置集中布置时，220kV宜按间隔余配置过程层交换机，110（66）kV宜 每两个间隔配置过程层交换机； 2） 当间隔层保护、测控装置下放布置时，220kV及主变110（66）kV侧宜按间隔穴余配置过 程层交换机，110（66）kV线路、母联间隔宜按间隔单套配置过程层交换机 3 当间隔层保护、测控装置下放布置，110（66）kV间隔数量较多时，经技术经济比较后 110（66）kV可不设置间隔内过程层交换机，间隔内同一智能控制柜中的过程层、间隔层 设备间SV、GOOSE报文采用点对点方式连接，跨间隔间GOOSE通信通过过程层中心交换 机完成。 4）220、110（66）kV电压等级应根据规模配置过程层中心交换机。 6.2.5.3110kV及以下变电站交换机配置原则如下： a）站控层网络（含MMS、GOOSE）交换机配置原则如下： 站控层宜按网络配置中心交换机，交换机端口数量应满足站控层设备接入要求。 b） 过程层网络（含采样值、GOOSE）交换机配置原则如下： 110kV宜设置中心交换机，交换机端口数量应满足间隔层、过程层设备接入要求。 6.2.5.4网络通信介质配置原则如下： a 二次设备室内网络通信介质宜采用屏蔽双绞线，通向户外的通信介质应采用光缆； b）采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输宜采用光纤。
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m）具备系统自诊断和自恢复功能； n）具备与其他智能设备的接口功能； o)： 具备保护及故障信息管理功能； P 具备网络报文记录分析功能； r）具备对基本数据信息模型进行配置管理，并自动生成数据记录功能； s）根据运行要求，实现其它需要的高级应用功能。
6.2.7高级功能要求
6. 2. 7 高级功能要求
6.2.7.1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，进行可视化展示开发送到上级系统，为电网 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。
6.2.7.2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。
6.2.7.3故障信息综合分析决策
6.2.7.4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调 度技术支持系统安全经济运行及优化控制。
6.2.8与其他智能设备的接口
变电站一体化电源系统和智能辅助控制系统等宜采用DL/T860与变电站自动化系统通信。 6.3其他二次系统 6.3.1全站时间同步系统
变电站一体化电源系统和智能辅助控制系统等宜采用DL/T860与变电站自动化系统通信。
6.3.1全站时间同步系统
时间同步系统的设计应符合DL/T5149的有关规定，并满足以下要求： a）变电站应配置1套全站公用的时间同步系统，主时钟应双重化配置，支持北斗系统和GPS系 统单向标准授时信号，优先采用北斗系统，时钟同步精度和守时精度满足站内所有设备的对时 精度要求； b）站控层设备宜采用SNTP网络对时方式； c）间隔层和过程层设备宜采用IRIG一B（DC)、1pps对时方式，条件具备时也可采用IEC61588对 时方式。
6.3.2调度数据网接入设备
6.3.3二次系统安全防护
6.3.4直流系统及不间断电源
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 b)直流系统设计应符合DL/T5044的有关规定； c）通信电源宜与站内直流电源整合，也可独立配置： d)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，双重化配置的装置应采用不同段直流电源， 且各智能装置应采用独立直流空开单独引接： e）不间断电源设计应符合DL/T5491的有关规定
6.3.5智能辅助控制系统
智能辅助控制系统设计要求如下： a）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、采暖通 风、环境监测等系统的智能联动控制： b）辅助控制系统宜采用符合DL/T860规定的通信标准。 6.4二次设备组柜 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。
智能辅助控制系统设计要求如下： a 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、采暖通 风、环境监测等系统的智能联动控制； b）辅助控制系统宜采用符合DL/T860规定的通信标准。
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 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 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智能变电站宜集中设置公用二次设备室，不分散设置继电器小室。 6.5.2站控层设备宜集中布置于公用二次设备室。 6.5.3对于户外配电装置，间隔层设备宜集中布置于二次设备室或预制舱内，合并单元、智能终端宜分 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。 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，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、接地和抗于扰应符合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站内可采用预制光缆、电缆实现设备之间的标准化连接。 6.6.3双重化保护的电流、电压，以及GOOSE跳闸控制回路应采用相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电缆选择应遵循以下原则： 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 光缆选择应遵循以下原则： a) 光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定； 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： 室外光缆宜采用铠装非金属加强芯阻燃光缆，当采用槽盒或穿管敷设时，宜采用非金属加强芯
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阻燃光缆； 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)二次设备预制舱对外预制光缆宜采用双端预制方式。
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/T505 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 7.6变电站建筑屋面防水应遵循GB50345的相关要求，屋面防水等级应为I级。 7.7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。 7.8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。 7.9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。 7.10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。
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 7.6变电站建筑屋面防水应遵循GB50345的相关要求，屋面防水等级应为I级。 .7装配式建筑物结构体系须安全可靠、经济合理。样距、跨度、层高宜采用标准尺寸。 7.8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。 7.9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。 7.10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，
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；SFc气体绝缘电气设备房间应设置SFs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。 3.3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 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。
本标准依据《关于下达2015年度国家电网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。 《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》（Q/GDW393一2009)已成功应用于国家电网公司 智能变电站建设中，规范了智能变电站关键技术、设计和工程应用，推动和指导了新建工程设计和 建设工作。经过智能电网试点阶段、提升阶段智能变电站建设、研发、运维等方面取得的经验，以 及吸取国内外智能变电站相关技术取得成果，对智能变电站的设计技术要求有了相对成熟的了解和 认识，有必要对《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》第一版进行修订。 为了提高智能变电站建设效率和效益，按照“统一规划、统一标准、统一建设”的原则，特制 定本标准，以规范智能变电站关键技术、设计和工程应用，推动和指导新建工程设计和建设工作。
本标准根据以下原则编制： a）本标准属于智能变电站设计领域标准，定位为导向性、前瞻性与可操作性。 b）采用技术先进性与系统可靠性相结合的原则，以标准服务智能变电站的建设 c）在参照GB/T30155、GB/T51072的基础上，着重体现国家电网公司智能变电站建设中的新 技术。 d）根据Q/GDW11152，体现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《110（66） kV～220kV智能变电站设计规范》（GB/T51072）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DB37 T1809.3-2011 资源综合利用火力发电厂安全生产规范 第3部分：锅炉.pdf，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。 本标准主要参考文献： GB5005935kV~110kV变电站设计规范 DL/T478继电保护及安全自动装置通用技术条件 DL/T620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 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/T5056变电站总布置设计技术规程 DL/T5143变电所给水排水设计规程 DL/T5155 220kV500kV变电所所用电设计技术规程 DL/T5222 导体和电器选择设计技术规定 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～7月，按照编制人纲和工作计划，编制标准初稿，并经编写组内部讨论后形成初 稿修改稿：
2015年8月，编写组在北京对初稿修改稿内容进行了详细讨论，并提出修改意见； 2015年9月，编写组按照修改意见，修改完善形成征求意见稿；采用发函方式广泛、多次向各 网省公司和顾问集团征求意见 2015年11月，编写组汇总梳理征求意见稿反馈意见，认真讨论，修改完善后形成标准送审稿。 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 没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 2015年11月，编写组根据评审意见修改完善形成报批稿
引用标准增加了《智能变电站技术导则》GB/T30155、《110（66）kV～220kV智能变电站 设计规范》GB/T51072、《智能变电站模块化建设技术导则》Q/GDW11152等； 取消了间隔层网络，原间隔层网络相关规定统一纳入站控层网络： 过程层网络设备配置原则根据《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》GB/T51072调 整细化： 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。 二次设备组柜简化为原则性要求。 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、土建部分、辅助设施功能要求组成。 本标准结合智能变电站建设现状DB43／T 801-2013标准下载，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、主建与建筑特、辅助设施功能等技术要求。 原标准起草单位包括江苏省电力设计院、浙江省电力设计院、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资任公司、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褚 衣、孙纯军、陈志蓉、苏麟、曾健、朱东升、娄悦、杨卫星、吴志力、刘宇、郭建成、李震宇、耿 建风、郑旭、张玉军、雷宏、孙志云、葛成。
本标准第4.4条b)中“先进性”是指在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器。 本标准第5.1.2条a)中的1)中，各电压等级智能终端的配置数量主要与断路器的分闸线圈数量 有关，220kV电压等级断路器的分闸线圈通常为2个，对于母线间隔，智能终端负责该段母线上所 有刀闸信息采集和智能控制。 本标准第5.1.2条a)中的2)中，各电压等级智能终端的配置数量主要与断路器的分闸线圈数量 有关，110(66)kV电压等级断路器的分闸线圈通常为1个，对于母线间隔，智能终端负责该段母线 上所有刀闸信息采集和智能控制。 本标准第5.1.2条a)中3)中，35kV及以下户内开关柜实现了保护测控装置下放布置，一二次 设备距离较近，可不配置智能终端，信息采集和分合闸控制可采用常规控制电缆直联实现；35kl 及以下户外散开式布置，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，提高信号传输的抗干扰性和可靠性。对于母线间隔，智能终端负责该段母线上所有 刀闸、手车信息采集和智能控制。 本标准第5.1.2条a)中4)中，主变各侧智能终端的配置数量主要与断路器的分闸线圈数量有关 220kV变电站主变高、中压侧断路器的分闸线圈通常为2个，低压侧断路器的分闸线圈通常为1个。 本标准第5.1.2条a)中5)中，全站智能终端的布置宜实现就地化，以保证一次设备属性的就地
数字化。 本标准第5.1.3条a)中11)中，一次设备采用组合型设备可节省占地面积、节省设备投资，常 见的组合型设备除GIS、PASS、HGIS外，还可采用组合型断路器等新型设备。 本标准第5.2.1.2条中，合并单元的配置数量主要与继电保护的配置方案有关，在220kV变电 钻中，对于继电保护有双重化配置要求的间隔，合开单元也应几余配置，对应于互感器几余的独立 输出回路；对于110(66)kV变电站，全站继电保护除主变保护外均采用单套配置，合并单元也应相 应单套配置，主变各侧合并单元宜元余配置。 本标准第5.2.2条中，结合常规互感器、电子式互感器目前国内已有的标准以及数字化变电站 的工程实践经验对互感器的相关技术要求所作的规定。 本标准第5.3.1条中，设备状态监测范围及参量的选择应结合相应技术的成熟度与经济性、不 司电压等级变电站的重要性、以及运行的实际需求。此处所列设备及参量为应进行状态监测的基本 量，工程具体实施时，应根据实际情况进行监测范围与参量的选择。 本标准第6.1.1条中，分层式强调较上级的元素对较下级的元素具有控制关系。分布式指变电 站自动化系统的构成在资源逻辑或拓扑结构上的分布，主要强调从系统结构的角度来研究处理上的 分布问题和功能上的分布问题。 本标准第6.1.2条中，强调采用DL/T860或IEC61850通信标准统一建模，统一组网，有利于 实现站内信息，减少设备的重复配置，减少规约转换设备和人力投资； 本标准第6.1.3条中，保护及故障信息管理功能集成于变电站自动化系统，可实现硬件装置的 整合与信息的共享； 本标准第6.1.4条中，故障录波能通过GO0SE网络和采样值网络实现录波。 本标准第6.1.5条中，电子式互感器的采用使得电能计费采集方式发生了变化，从常规模拟量 采集到网络通信的数字量采集是技术发展的趋势，目前缺乏对数字式电能表的认证和认可，但支持 OL/T860标准的数字式电能表是米米智能变电站技术的发展趋势。 本标准第6.1.7条中，变电站的防误操作闭锁常用的有以下三种方案：方案1：通过监控系统 的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能。方案2：监控系统设置“五防”工作站。方案3：配 置独立于监控系统的的专用微机“五防”系统。从专业以及技术发展趋势，结合减少设备重复配置， 宜通过变电站自动化系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能。 本标准第6.2.1条a）中，本标准采用DL/T860中定义的三层体系结构。 本标准第6.2.2.1条中，变电站的重要性决定了变电站自动化系统的网络可靠性要求较高，百 兆以太网技术在变电站中应用已经比较成熟，千兆网乃至更高容量的网络是未米发展趋势。 本标准第6.2.3.1条中，站控层设备除了DL/T5149所涉及的站控层后台系统外，还增加了图形 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。 本标准第6.2.3.2条中，间隔层设备由各个间隔控制、保护和监视单元构成，间隔层的范围比 OL/T5149所定义的间隔层设备内容要宽泛，所有与过程层接口相联系同时与站控层进行数据传输的 没备都可以归口于间隔层设备。 本标准第6.2.5.4条中，户内采用屏蔽双绞线在满足通信要求的情况时减少了光缆敷设熔接所 存在的敷设熔接的复杂性，而保护GOOSE报文的传输可靠性要求较高，采用光缆传输期抗扰能力 可得到保证。 本标准第6.2.6条中，除了常规监控系统需要完成的功能外，增加了保护故障信息管理功能、 网络报文记录分析功能。 本标准第6.2.7条中，高级功能要求应随看智能变电站的发展逐步推进。