《智能变电站运行管理规范》最新版.docx

1、智能变电站运行管理规范最新版智能变电站运行管理规范(最新版)智能变电站运行管理规范（最新版）为进一步规范电网智能化变电站运行管理工作，保证智能设备安全可靠运行，本规范结合国家电网公司及相关网、省电力公司相关管理标准及现场运行实际，参考各省的智能变电站运行管理规范，完成现智能变电站运行管理规范（最新版），供各单位参考和借鉴。目录1 总则2 引用标准3 术语4 管理职责4.1 管理部门职责4.2 运检单位职责5 运行管理5.1 巡视管理5.2 定期切换、 试验制度5.3 倒闸操作管理5.4 防误管理5.5 异常及事故处理Q/GDW 426-2010智能变电站合并单元技术规范 及编制说明Q/GDW

2、427-2010智能变电站测控单元技术规范 及编制说明Q/GDW 428-2010智能变电站智能终端技术规范 及编制说明Q/GDW 429-2010智能变电站网络交换机技术规范 及编制说明Q/GDW 430-2010智能变电站智能控制柜技术规范 及编制说明Q/GDW 431-2010智能变电站自动化系统现场调试导则 及编制说明Q/GDW 441-2010智能变电站继电保护技术规范Q/GDW580 智能变电站改造工程验收规范（试行）Q/GDWZ414 变电站智能化改造技术规范Q/GDW640 110（66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范Q/GDW6411 220kV 千伏变电站智能化改造

3、工程标准化设计规范Q/GDW642 330kV 及以上 330750 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范Q/GDW750-2012 智能变电站运行管理规范国家电网安监2006904 号 国家电网公司防止电气误操作安全管理规定国家电网生20081261 号 无人值守变电站管理规范（试行）国家电网科2009574 无人值守变电站及监控中心技术导则国家电网安监2009664 号 国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）国家电网生2006512 号变电站运行管理规范国家电网生20081256 号输变电设备在线监测系统管理规范（试行）3 术语 3.1 智能变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能

4、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 智能电子设备包含一个或多个处理器，可以接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等，为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。3.3 智能组件由若干智能电子装置集合组成，承担主设备的测量、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、

5、保护等全部或部分装置。3.4 智能终端一种智能组件，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。3.5 电子式互感器一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.6 合并单元用以对来自互感器二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可以是互感器的一个组成部分，也可以是一个分立单元。3.7 设备在线监测通过传感器、计算机、通信网络等技术，及时获取设备的各种特征参量并结合一定算法的专家系统软件进行

6、分析处理， 可对设备的可靠性作出判断，对设备的剩余寿命作出预测，从而及早发现潜在的故障，提高供电可靠性。3.8 交换机一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。3.9 IED 能力描述文件（ICD 文件）由装置厂商提供给系统集成厂商。 该文件描述 IED 提供的基本数据模型及服务，但不包含 IED 实例名称和通信参数。3.10 系统规格文件（SSD 文件）应全站唯一。该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在 SCD 文件中。3.11 全站系统配置文件（SCD 文件）应全站唯一。 该文件描述所有 IED 的实例配置和通信参数、IED

7、 之间的通信配置以及变电站一次系统结构， 由系统集成厂商完成。 SCD 文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、 修改版本号等内容。3.12 IED 实例配置文件（CID 文件）每个装置有一个， 由装置厂商根据 SCD 文件中本 IED 相关配置生成。4 管理职责 4.1 管理部门职责生产技术部（运维检修部）负责组织制定和执行智能一次设备及在线监测设备的技术规范，负责智能变电站运行维护管理，组织开展智能一次设备运行分析并提出技术防范措施。电力调度控制中心负责制定和执行智能二次设备的技术规范，负责所辖受控智能站运行信息的日常监视及遥控、遥调工作，组织开展智能二次设备的运行分析并提出技术防范措施

8、。安全监察部负责智能变电站安防管理，负责智能设备的安全监督管理。4.2 运检单位职责运维单位负责贯彻执行上级单位颁发的智能设备运行标准和规范，负责编制智能变电站现场运行规程，负责智能变电站的日常操作、巡视和缺陷管理，定期开展智能化设备运行分析。检修单位负责贯彻执行上级有关单位、部门颁发的智能设备检修标准和规范，负责编制智能化设备检修策略，负责智能化变电站设备的检修、维护和缺陷处理。5 运行管理5.1 巡视管理5.1.1 巡视管理基本要求5.1.1.1 智能变电站巡视管理按照相关巡视检查制度执行，巡视周期按照变电运行管理规范 有关要求执行。5.1.1.2 智能变电站设备巡视分为正常巡视、全面巡视

9、、熄灯（夜间）巡视、特殊巡视和远程巡视。5.1.1.3 智能变电站的正常巡视每周应不少于 1 次。5.1.1.4 智能变电站根据设备智能化程度、设备状态远方可视化程度，可采用远程巡视。 远程巡视可代替正常巡视，但不允许代替熄灯巡视、全面巡视和特殊巡视。5.1.1.5 智能化变电站一次设备、二次系统设备、通信设备、计量设备、站用电源系统及辅助系统设备的日常巡视工作由运行单位负责， 设备的专业巡检由检修单位负责。5.1.2 电子式互感器的巡视项目5.1.2.1 设备标识齐全、明确、正确；5.1.2.2 设备基础牢固完整，无倾斜、裂纹、变形；5.1.2.3 设备无锈蚀，内部无异声、无异味；5.1.2

10、.4 套管、伞裙无裂纹、放电闪络现象；5.1.2.5 均压环固定良好，无倾斜；5.1.2.6 各引线导线松紧程度适中，无松脱、断股或变形；5.1.2.7 前端装置外观正常，指示灯状态正常。5.1.3 智能在线监测设备的巡视项目5.1.3.1 检查监测单元的外观应无锈蚀、密封良好、连接紧固；5.1.3.2 检查电（光）缆的连接无松动和断裂，检查油气管路接口应无渗漏；5.1.3.3 检查电源指示正常，各类信号显示正常；5.1.3.4 监控后台、在线监测系统主机监测数据正常，数据通讯情况应正常；5.1.3.5 定期检查在线监测设备运行数据， 与历史数据比较，确认设备运行状态正常。5.1.4 保护设备

11、（保护测控一体化设备）的巡视项目5.1.4.1 检查设备外观正常，各交直流空气开关正确， 电源指示正常，各类信号指示正常，无告警信息。5.1.4.2 检查保护定值区正确，设备软、 硬压板投退正确。5.1.4.3 检查装置无其他异常声响及异常气味。5.1.4.4 远程巡视时利用远方监控后台定期查看保护设备告警信息，检查保护通信正常，保护定值区正确，各软压板控制模式和投退状态正确。5.1.4.5 远程巡视重点检查测控装置“SV 通道” 和“GOOSE 通道” 信号正常。5.1.5 交换机的巡视项目5.1.5.1 检查设备外观正常，电源指示正常， 各类信号指示正常，风扇运转正常，设备运行环境温度正常

12、，无告警。 5.1.5.2 远程巡视时利用远方监控后台检查计算机系统网络运行正常，网络记录仪无告警。5.1.6 对时系统的巡视项目5.1.6.1 检查设备外观正常，电源指示正常， 各类信号指示正常，风扇运转正常，无告警。5.1.6.2 检查对时系统主、 备机运行状态符合运行方式要求；5.1.6.3 检查保护装置时钟与对时系统同步正常。5.1.7 监控系统、 智能终端、 合并单元和智能控制柜的巡视项目5.1.7.1 检查监控系统运行正常，各连接设备通信正常，设备信息正确，保护软压板投退状态正确，电流、有功、无功显示值正常， 监控后台无异常报文；5.1.7.2 检查智能终端、合并单元设备外观正常，

13、电源指示正常，各类指示灯、通讯状态正常；5.1.7.3 检查室外智能终端箱、 智能控制柜密封良好， 无进水受潮， 箱内温湿度控制器工作正常， 设备运行环境温度正常， 无异常发热， 柜内温度应保持在 5-50之间、 湿度应小于 75%；5.1.7.4 检查光纤应有明确、 唯一的标牌， 需注明传输信息种类、 两端设备、端口名称等。5.1.7.5 检查光纤接头可靠连接，光纤无打折、 破损现象。 备用芯防尘帽无破裂、 脱落，密封良好；5.1.7.6 检查光纤熔接盒稳固，光纤引出、 引入口应可靠连接， 尾纤在屏内的弯曲内径大于 10cm（光缆的弯曲内径大于 70cm），光纤应无打折、 破损现象； 5.1

14、.7.7 检查各交直流空气开关位置正确， 压板投退状态与运行状态和调度要求相一致；5.1.7.8 检查装置无其他异常声响及异常气味。5.1.8 站用电源系统（一体化电源） 的巡视项目5.1.8.1 检查站用电源系统外观正常， 监测单元数据显示正确，无告警信息，交直流系统各表计、 指示灯指示正常；5.1.8.2 检查站用电系统交直流系统运行方式正确，各出线开关分合位置正确；5.1.8.3 检查蓄电池组外观正常，蓄电池电压正常，无漏液；5.1.8.4 远程巡视时利用远方监控后台定期检查站用电系统通信状态、告警信息， 检查交直流系统运行方式和蓄电池电压正常， 重点检查直流系统充电模块、 直流接地告警

15、和绝缘监察装置信息。5.1.9 辅助系统的巡视项目5.1.9.1 检查辅助系统外观正常，电源指示正常，各类指示灯、通讯状态正常；5.1.9.2 远程巡视时利用辅助系统监控后台检查各辅助设备通信正常，运行数据正常，无异常告警，检查历史数据，确认设备运行状态正常。5.2 定期切换、 试验制度5.2.1 智能变电站常规定期切换、 试验工作应按照公司变电运行管理规范有关要求执行。5.2.2 智能变电站定期切换、 试验工作可通过远方控制方式进行。5.2.3 装设避雷器在线监测系统的变电站， 可不再抄录避雷器动作次数及泄漏电流， 应每月进行历史数据比较和现场实际数值核对。5.2.4 蓄电池具有自动采集装置

16、， 可不再测量蓄电池电压， 应每季进行历史数据比较和现场实际数值核对。 5.3 倒闸操作管理5.3.1 变电站倒闸操作应按照江苏省电力公司变电站倒闸操作规范的相关管理制度执行。5.3.2 智能变电站应具备适应不同主接线、 不同运行方式下顺控操作功能。一般情况下倒闸操作应采用顺控操作方式。5.3.3 顺控操作5.3.3.1 顺控操作的基本要求a）实行顺序控制时，顺序控制设备应具备电动操作功能。 条件具备时，宜和图像监控系统实现联动。b）顺序控制操作票应严格按照安规有关要求，根据智能变电站设备现状、接线方式和技术条件进行编制，符合五防逻辑要求。顺序控制操作票的编制要严格例行审批手续， 不能随意修改

17、。 当变电站设备及接线方式变化时应及时修改。c）顺序控制操作前应核对设备状态并确认当前运行方式，符合顺序控制操作条件。d）在远方或变电站监控后台调用顺序控制操作票时， 应严格核对操作指令与设备编号，顺序控制操作应采用“一人操作一人监护”的模式。e）进行顺序控制的操作时，继电保护装置应采用软压板控制模式。f）顺序控制操作完成后，现场运维人员应核对设备最终状态并检查有无异常信息后完成此次操作。5.3.3.2 顺控票管理a）顺序控制典型操作任务和操作票需要经过各运维管理单位生产分管领导审批。b）顺序控制典型操作任务和操作票应备份， 由专人保存。c）顺序控制典型操作票必须经过现场试验， 验证正确后方可

18、使用。d） 变电站改（扩） 建、 设备变更、 设备名称改变时， 应同时修改顺序控制典型操作票， 并重新履行审批手续， 同时完成顺序控制典型操作票的变更、固化。f）固化于系统内的顺控操作票应两年审核一次，由二次专业人员导出，运维人员审核确认。5.3.3.3 顺控操作中断处理原则a）顺序控制操作中断时， 应做好操作记录并注明中断原因。待处理正常后方能继续进行。b）若设备状态未发生改变，应查明原因并排除故障后继续顺控操作；若无法排除故障，可根据情况改为常规操作。c）若设备状态已发生改变， 应在已操作完的步骤下边一行顶格加盖“已执行”章，并在备注栏内写明顺控操作中断时的设备状态和中断原因，同时应根据调

19、度命令按常规操作要求重新填写操作票， 操作票中须填写对已经变位的设备状态的检查。5.3.4 压板操作5.3.4.1 运维人员的软压板操作应在监控后台实现，操作前应在监控画面上核对软压板实际状态， 操作后应在监控画面及保护装置上核对软压板实际状态；5.3.4.2 正常运行的保护装置远方修改定值压板应在退出状态，远方控制压板应在投入状态， 远方切换定值区压板应在投入状态。 运维人员不得改变压板状态；5.3.4.3 正常运行的智能组件严禁投入“置检修” 压板， 运维人员不得操作该压板；5.3.4.4 设备开关检修时，应退出本间隔保护失灵启动压板，退出母差装置本间隔投入压板；5.3.4.5 设备从开关

20、检修改冷备用或保护启用前，应检查确认间隔中各智能组件的“置检修” 压板已取下。5.3.4.6 禁止通过投退智能终端的断路器跳合闸压板的方式投退保护。5.3.5 定值操作5.3.5.1 运维人员定值区切换操作在监控后台进行。 操作前应在监控画面上核对定值实际区号， 操作后应在监控画面及保护装置上核对定值实际区号，切换后打印核对正确；5.3.5.2 检修人员的修改定值只允许在装置上进行，禁止在监控后台更改。5.4 防误管理5.4.1 各单位要严格执行公司的相关规定， 并制定有关智能变电站的防误闭锁装置管理制度。5.4.2 安装独立微机防误闭锁系统的智能变电站， 防误闭锁系统管理同常规站。5.4.3

21、 采用监控防误功能的变电站， 应按照公司变电站防误操作技术规定的相关技术规范要求， 采用“计算机监控系统的逻辑闭锁本设备间隔电气闭锁” 来实现防误操作闭锁功能。5.4.4 采用监控防误功能的防误闭锁逻辑应经过运维管理单位审核批准后方能维护进相应自动化设备及后台监控系统，并做好相应备份处理。5.4.5 监控系统的防误闭锁逻辑应定期进行复核，防误闭锁逻辑软件升级、修改，应严格履行审批手续。5.4.6 智能化变电站的解锁操作应严格按照安规的相关管理规定执行，各类解锁钥匙及工具应进行统一封存管理。5.5 异常及事故处理5.5.1 变电站异常及事故处理应按照相关异常及事故处理原则执行。5.5.2 对于单

22、套配置的智能设备故障， 影响保护正确动作时， 应申请退出其对应的运行开关。5.5.3 对于双套配置的保护装置单套停运操作无法进行时， 应申请停用对应的母差装置失灵保护，及与该保护装置对应的智能终端。5.5.4 对于双套配置的合并单元单套故障时， 应申请停用对应的线路（主变）保护、 母线保护装置。5.5.5 对于双套配置智能终端单套故障可能影响跳合闸回路时， 应退出该智能终端出口压板。5.5.6 交换机故障5.5.6.1 间隔交换机故障，影响本间隔 GOOSE 链路， 应视为失去本间隔保护，应申请停用相应保护装置， 及时处理；(按间隔配置的交换机故障， 当不影响保护正常运行时（如保护采用直采直跳

23、方式）可不停用相应保护装置；当影响保护装置正常运行时（如保护采用网络跳闸方式），应视为失去对应间隔保护，应停用相应保护装置， 必要时停运对应的一次设备。)5.5.6.2 公用交换机故障，根据交换机所处网络位置以及网络结构确定其影响范围， 可能影响母线保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备，应申请停用相应设备。6 设备管理 6.1 设备分界6.1.1 主变压器、断路器、隔离开关、互感器（含电子式互感器）、电抗器、电容器、 避雷器等属一次设备。电子式互感器以采集单元为维护分界点。采集单元随电子互感器归属一次专业维护，合并单元归属二次专业维护。6.1.2 成套的智能设备以智能终端的外侧端子排为界，智

24、能终端（含智能终端）至设备本体属一次设备，外侧引线属二次设备；由外配智能终端组成的智能设备，以设备本体（控制端子箱、操作机构箱、汇控柜）二次接线端子排为界， 内侧引线（含端子排）属一次设备，外侧引线（含智能终端）属二次设备。6.1.3 变电站站端设备状态监测系统作为主设备的辅助设备， 属于一次设备。6.2 验收管理 6.2.1 工程启动及竣工验收应满足技术协议标准，工程启动调试部门应事先编制调试方案，完成竣工报告。 6.2.2 工厂验收时， 对不能具备实际设备拍摄图像的情况， 应提供模拟方案，验收合格后应完成出厂验收报告。 6.2.3 变电站严格按照智能变电站验收细则 和智能变电站改造工程验收

25、规范 验收，并参照相关设备验收管理制度。 6.2.4 运维人员宜提前介入工程安装调试工作，结合现场安装调试，组织运维人员技术培训， 做好各项投运前生产准备工作。 6.2.5 验收除常规的移交技术资料外，还应包含全站智能装置的配置文件、软件工具及各类电子文档等资料。 6.2.6 新建、修试后的智能设备， 应在设备投运前组织资料验收、 外观验收、功能验收， 验收中发现问题应及时处理。 对于暂时无法处理的一般缺陷， 急需投运时，必须经设备主管部门批准后方能投运，要求限期整改。 6.2.7 新建、 修试后的在线监测设备，应在设备投运前组织资料验收和外观验收。 对于不能在主设备停电时完成的功能验收， 在

26、主设备运行、 验收条件满足后， 立即完成。 6.2.8 工程验收时除移交常规的技术资料外还应包括：6.2.8.1 系统配置文件、 GOOSE 配置图、 全站设备网络逻辑结构图、 信号流向、 智能化设备技术说明等技术资料；各智能电子设备的 CID 文件、 ICD 文件，记录所有设备版本号和 CRC 码等；以光盘介质（一式两份） 进行备份； 6.2.8.2 系统集成调试及测试报告； 6.2.8.3 设备现场安装调试报告（在线监测、 智能组件、 电气主设备、 二次设备、 监控系统、 辅助系统等）； 6.2.8.4 在线监测系统报警值清单及说明。6.3 缺陷管理6.3.1 按照智能变电站智能设备的功能

27、及技术特点， 应制订和完善智能设备缺陷定性和分级， 使运维人员及专业维护人员了解设备缺陷的危急程度，及时处理， 保障设备安全运行。6.3.2 智能设备缺陷分为危急、 严重、 一般缺陷。6.3.3 智能设备的危急缺陷主要包括下列情况：a）电子互感器故障（含采集模块及其电源）；b）合并单元故障；c）智能终端故障；d）保护装置、 保护测控一体化装置故障或异常；e）纵联保护装置通道故障或异常；f）GOOSE 断链或异常，SV 断链或异常，可能造成保护不正确动作；g）过程层交换机故障；h）光功率发生变化导致装置闭锁；i）其它直接威胁安全运行的情况。6.3.4 智能设备的严重缺陷主要包括下列情况：a）GO

28、OSE 断链或异常，SV 断链或异常，不会造成保护不正确动作；b）对时系统异常；c）智能控制柜内温控装置故障，影响保护装置正常运行的；d）监控系统主机（工作站）、 远动设备、 站控层交换机故障或异常；e）装置液晶显示屏异常；f）接线端子锈蚀严重；g）测控装置接收合并单元数据异常；h）其它不直接威胁安全运行的情况。6.3.5 智能设备的一般缺陷主要包括下列情况：a）智能控制柜内温控装置故障， 不影响保护装置正常运行；b）在线监测系统故障；c）网络记录仪故障；d）辅助系统故障或通讯中断；e）其他不危及安全运行的缺陷。6.4 台账管理6.4.1 电子式电流互感器6.4.1.1 电子式电流互感器按对应

29、的间隔（断路器、 主变） 分相建立设备台帐。6.4.1.2 电子式电流互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电流互感器+相别” 。 例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电流互感器A 相” 。6.4.2 电子式电压互感器6.4.2.1 电子式电压互感器按对应的母线或间隔（断路器、 主变） 分相建立设备台帐。6.4.2.2 电子式电压互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电压互感器+相别” 。 例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电压互感器A 相”。6.4.3 电子式电流电压互感器6.4.3.1 互感器按对应的间隔（断路器、 主变）分

30、相建立设备台帐。6.4.3.2 互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电流电压互感器+相别” 。 例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电流电压互感器 A相”。6.4.4 合并单元6.4.4.1 设备类型：继电保护-合并单元；6.4.4.2 合并单元按对应的断路器、 主变、 母线间隔按台建立台帐6.4.4.3 合并单元的命名按照“电压等级+设备间隔名称编号+合并单元类型+合并单元+组别号。 例：“220kV XXX 断路器电流合并单元 A 组”。6.4.5 智能终端6.4.5.1 设备类型：继电保护-智能终端；6.4.5.2 智能终端按对应的断路器、 主变间隔按台

31、建立台帐。6.4.5.3 智能终端的命名按照“电压等级+设备间隔名称编号+智能终端+组别号” 。 例：“220kVXXX 断路器智能终端 A 组”。6.4.6 保护测控一体化装置6.4.6.1 设备类型：继电保护-测控保护装置；6.4.6.2 保护测控一体化装置按对应的母线、 断路器、 主变单元中按台建立台帐。6.4.6.3 保护测控一体化装置的命名按照“设备间隔名称编号+保护测控装置+组别号” 。 例： “1 号主变保护测控装置 A 组” 。6.4.7 交换机6.4.7.1 单独建立交换机间隔单元， 单元中各交换机设备按台建立台帐；6.4.7.2 属于单个间隔的交换机命名按照“交换机接入的设备间隔名称+网络分层（过程层、 间隔层） +交换机+网络组别号（A 或 B 组）。 例：“220kV 石利2535 线路过程层交换机 A 组”，“1 号主变间隔层交换机 B 组”。 跨间隔的交换机命名按照接入设备的电压等级+网络分层（过程层、 间隔层）