第一篇：江苏省电力公司智能变电站运行管理规范(试行)

江苏省电力公司智能变电站运行管理规范（试行）总则.1 2 引用标准.1 3 术语.2 4 管理职责.3 4.1 省电力公司职责.4 4.2 供电公司职责.4 5 运行管理.4 5.1 巡视管理.4 5.2 定期切换、试验制度.6 5.3 红外测温制度.6 5.4 缺陷管理制度.6 5.5 倒闸操作管理.7 5.6 异常及事故处理.10 5.7 验收管理.11 6 设备管理.11 6.1 智能组件.11 6.2 站端自动化系统.12 6.3 在线监测设备管理.13 6.4 辅助设备.14 7 技术管理.15 7.1 文件资料管理.15 7.2 设备命名及台帐建立规范.16

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（试 行）江苏省电力公司 2010年12月

目 录 总则

1.1 为规范智能电网设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。

1.2 本规范规定了智能变电站设备的管理职责、运行维护、倒闸操作、缺陷及异常、资料管理和相关技术文件管理，智能变电站常规设备的管理仍按照江苏省电力公司《变电运行管理规范》执行。

1.3 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。常规变电站中的智能设备的运行管理参照执行。2 引用标准

2.1 Q/GDW 383-2010《智能变电站技术导则》

2.2 Q/GDW 393-2010《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》 2.3 Q/GDW 410-2010《高压设备智能化技术导则》及编制说明 2.4 Q/GDW 424-2010《电子式电流互感器技术规范》及编制说明 2.5 Q/GDW 425-2010《电子式电压互感器技术规范》及编制说明 2.6 Q/GDW 426-2010《智能变电站合并单元技术规范》及编制说明 2.7 Q/GDW 427-2010《智能变电站测控单元技术规范》及编制说明 2.8 Q/GDW 428-2010《智能变电站智能终端技术规范》及编制说明 2.9 Q/GDW 429-2010《智能变电站网络交换机技术规范》及编制说明 2.10 Q/GDW 430-2010《智能变电站智能控制柜技术规范》及编制说明 2.11 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 2.12 Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》 2.13 国家电网生[2006]512号《变电站运行管理规范》

2.14 国家电网生[2008]1256号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》 2.15 苏电生〔2010〕962号《变电运行管理规范》

2.16 苏电生〔2010〕2097号《变电站电气设备倒闸操作规范》 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。3.3 智能组件

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。3.4 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。3.5 合并单元

用以对来自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件，也可以是一个分立单元。3.6 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。3.7 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。3.8 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。

3.9 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。3.10 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 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。3.11 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。4 管理职责

4.1 省电力公司职责

4.1.1 生产技术部负责组织制定智能设备及在线监测系统的技术标准和管理标准，负责智能变电站运行维护管理，组织开展智能设备运行分析并提出技术防范措施。

4.1.2 电力调度通信中心负责制定智能二次设备的技术标准和管理标准，组织开展智能二次设备的运行分析并提出技术防范措施。

4.1.3 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 供电公司职责

4.2.1 生产技术部负责细化落实上级单位关于智能设备及在线监测系统的技术标准和管理标准，负责管辖范围内的智能变电站运行维护管理，组织编制智能变电站现场运行规程，组织开展智能设备运行分析并提出技术防范措施。4.2.2 电力调度中心负责细化落实上级单位智能二次设备的技术标准和管理标准，负责监视智能设备的运行工况，组织开展智能二次设备运行分析并提出技术防范措施。

4.2.3 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。

4.2.4 变电运行中心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。

4.2.5 变电检修中心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 变电站巡视管理应按照相关巡视检查制度执行。

5.1.2 智能设备的正常巡视由运行单位负责，按照一般设备巡视周期开展相应巡视工作。5.1.3 智能设备的专业巡检由检修维护单位负责，巡检内容按智能变电站检修管理规范要求执行。5.1.4 电子互感器的巡视项目

5.1.4.1 设备标识齐全、明确、正确；

5.1.4.2 基础牢固完整，无倾斜、裂纹、变形； 5.1.4.3 内部无异声、无异味；

5.1.4.4 套管、伞裙无裂纹、放电闪络现象； 5.1.4.5 均压环固定良好，无倾斜；

5.1.4.6 各引线导线松紧程度适中，无松脱、断股或变形； 5.1.4.7 前端装置外观正常，指示灯状态正常。5.1.5 智能组件的巡视项目

5.1.5.1 检查后台机保护功能压板、出口压板、装置压板投退状态正确，电流、有功、无功显示值正常，与保护装置显示相符，无异常报文；

5.1.5.2 检查智能终端、合并单元、保护装置、网络交换机、自动装置等各种指示灯、通讯状态正常； 5.1.5.3 检查室外智能终端箱密封良好，无进水受潮，箱内温湿度控制器工作正常；

5.1.5.4 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； 5.1.5.5 检查光纤熔接盒稳固，光纤引出、引入口未使光纤外皮受损；

5.1.5.6 检查各交直流空气开关位置正确，装置的回路压板投退状态与运行状态和调度要求相一致； 5.1.5.7 检查装置无其他异常声响及异常气味。5.1.6 在线监测设备的巡视项目

5.1.6.1 检查监测单元的外观应无锈蚀、密封良好、连接紧固； 5.1.6.2 检查电（光）缆的连接无松动和断裂； 5.1.6.3 检查油气管路接口应无渗漏； 5.1.6.4 检查就地显示面板应显示正常； 5.1.6.5 检查数据通讯情况应正常； 5.1.6.6 检查主站计算机运行应正常。

5.2 定期切换、试验制度

5.2.1 变电站常规定期切换、试验工作应按照相关制度执行。

5.2.2 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。

5.2.3 蓄电池具有自动采集装置，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 红外测温制度

5.3.1 变电站红外测温工作应按照相关红外测温制度执行。5.3.2 智能组件及现场端子箱应纳入红外普测范围。

5.4 缺陷管理制度

5.4.1 变电站缺陷管理应按照相关缺陷管理制度执行。5.4.2 智能设备缺陷分为危急、严重、一般缺陷。5.4.3 智能设备的危急缺陷 5.4.3.1 电子互感器故障； 5.4.3.2 合并单元故障；

5.4.3.3 GOOSE断链，可能造成保护不正确动作的； 5.4.3.4 保护开入异常变位，可能造成保护不正确动作的； 5.4.3.5 保护装置故障或异常退出； 5.4.3.6 GOOSE交换机故障；

5.4.3.7 光功率发生变化导致装置闭锁； 5.4.3.8 保护装置接收合并单元数据异常； 5.4.3.9 智能终端故障；

5.4.3.10 其它直接威胁安全运行的情况。5.4.4 智能设备的严重缺陷

5.4.4.1 GOOSE断链，对保护功能没有影响的； 5.4.4.2 接线端子锈蚀严重；

5.4.4.3 装设智能组件的户外端子箱温控装置故障； 5.4.4.4 测控装置接收合并单元数据异常； 5.4.4.5 装置液晶显示屏异常；

5.4.4.6 其它有可能威胁安全运行的情况。5.5 倒闸操作管理

5.5.1 变电站倒闸操作应按照相关倒闸操作管理制度执行。

5.5.2 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。5.5.3 顺控操作

5.5.3.1 顺控操作的基本条件

1、符合倒闸操作的基本要求。

2、监控系统中有合格的顺控票。

3、现场规程、典型操作票有专门的顺控操作要求和内容。

4、监控系统设有设备顺控操作监控分图，顺控监控分图中有设备状态切换关系图、汇控柜、测控装置的远近控方式，联闭锁方式，保护软硬压板对应方式等信息。5.5.3.2 顺控操作的基本要求

1、顺控操作的基本步骤 ① 进入待操作设备的顺控操作界面； ② 检查待操作设备确在初始状态；

③ 将待操作设备从初始状态改为目标状态； ④ 检查待操作设备确在目标状态。

2、顺控操作执行时，监控后台应以规范的操作票模式显示顺控票，逐步显示每一步操作进程，并与站端方式保持一致。

3、顺控操作结束后，现场运行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。5.5.3.3 顺控票管理

1、系统顺控操作票应根据设备的接线情况，按照典型操作任务的操作步骤，形成固化的操作票存储在系统中，采用两层显示模式：

① 第一层（底层）：操作票与相应间隔设备绑定，票内编号名称均为绑定无法修改。

② 第二层（显示层）：显示层操作票与底层操作票为可以修改（需密码）对应关系，票内编号名称可以修改（需密码）。

2、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，运行人员审核。5.5.3.4 顺控操作中断处理原则

1、若设备状态未发生改变，须在排除中断顺控操作的原因后继续顺控操作；

2、若设备状态未发生改变，由于监控中心与站端通信故障引起操作中断，无法立即排除时，调控班须转交运行操作班现场继续顺控操作；若系其他原因中断顺控操作，在短期内无法排除的，须改为常规操作；

3、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。5.5.4 智能装置操作 5.5.4.1 压板操作

1、运行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；

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。运行人员不得改变压板状态；

3、正常运行的智能组件严禁投入“置检修”压板，运行人员不得操作该压板；

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、设备从开关检修改冷备用或保护启用前，应检查间隔中各智能组件的“置检修”压板已取下。5.5.4.2 定值操作

1、运行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；

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。

5.6 异常及事故处理

5.6.1 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。

5.6.2 对于单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。

5.6.3 对于双套配置的保护及智能终端装置，在一套装置故障影响保护正确动作时，应退出故障设备。5.6.4 对于双套配置的保护装置单套停运操作无法进行时，现场运行人员应按设备所属调度关系上报值班调度员，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。

5.6.5 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。5.6.6 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。5.6.7 交换机故障

5.6.7.1 应根据GOOSE网络图、MMS网络图等分析故障交换机可能造成的网络影响；

5.6.7.2 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，等同于智能终端故障处理； 5.6.7.3 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。

5.7 验收管理

5.7.1 变电站验收管理应按照相关设备验收管理制度执行。

5.7.2 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。

5.7.3 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，在主设备运行、验收条件满足后，立即完成。

5.7.4 新建及改扩建工程施工完成后，工程施工人员应按文件管理的要求备份全站配置SCD文件，各智能电子设备的CID文件、ICD文件，GOOSE联系表，网络参数表等，记录所有设备版本号和CRC码等，并以光盘介质（一式两份）进行备份，在验收时提交运行和维护等专业人员做备份管理。6 设备管理

6.1 智能组件

6.1.1 智能组件适应现场电磁、温度、湿度、沙尘、降雨（雪）、振动等恶劣运行环境。

6.1.2 智能终端、合并单元、保护装置、测控装置、网络交换机、自动装置等智能组件应备份各种参数设置，防止由于设置信息丢失而造成的设备异常。

6.1.3 光纤应有明确、唯一的名称，需注明两端设备、端口名称，光纤敷设时预留的备用光纤芯和备用法兰头应加装保护套。

6.1.4 室外智能终端箱应具备温度控制装置，箱内温度应保持在5-50℃之间、湿度应小于75%。

6.1.5 光纤接头应可靠连接，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。6.1.6 压板管理

6.1.6.1 所有保护装置、测控装置、合并单元、智能终端上的“置检修”硬压板应根据现场工作需要进行投退，监控后台应具备监视该压板状态的功能；

6.1.6.2 监控后台应具备监视保护装置软压板状态的功能（远方控制、远方修改定值区、远方修改定值）； 6.1.6.3 监控后台应具备监视和操作保护装置保护软压板状态的功能，保护软压板分为保护功能投入压板（如差动保护软压板、距离保护、零序保护、投互联、投分列等）和保护出口压板（如跳闸出口、失灵启动、重合闸出口）；

6.1.6.4 监控界面上的保护软压板应有明确且本间隔唯一的编号，在后台机操作前，需输入间隔编号及压板编号确认操作无误。

6.2 站端自动化系统

6.2.1 站端自动化系统运行的操作系统、数据库、应用软件等属于变电站内运行设备的一部分，所有人员不得随意进入、退出或者停运监控软件，不得随意拷贝、删除文件，不得在站控层软件系统上从事与后台维护或操作无关的工作。

6.2.2 用户只能在自己的使用权限范围内进行工作，不得越权操作。6.2.3 用户对密码必须严格保密，防止泄露。

6.2.4 运行中站端自动化系统的实时告警事件、历史事件、报表为设备运行的重要信息记录，所有人员不得随意修改和删除。

6.2.5 停用的站端自动化系统所有服务器、工作站的软驱、光驱及所有未使用的USB接口，除系统管理员外，其他用户禁止启用上述设备或接口。

6.2.6 禁止使用非专用计算机对站端自动化系统进行维护。

6.2.7 站端自动化系统软件需修改或升级时，必须经过技术论证，制定实施方案，并经过相关部门确认后方可实施。

6.2.8 智能装置异常信号设置原则

6.2.8.1 智能装置的所有异常报文应归并为装置闭锁、装置告警、通信异常三种报警信号发至监控系统； 6.2.8.2 装置闭锁是指装置发生严重故障，装置已闭锁，应立即汇报调度将装置停用；

6.2.8.3 装置告警是指装置发生异常现象，未闭锁装置，可以继续运行。运行人员需立即查明原因，并汇报相关调度；

6.2.8.4 通信异常是指装置与相关设备联系中断，应立即查明原因，并汇报相关调度申请停用装置。

6.3 在线监测设备管理

6.3.1 在线监测设备等同于高压主设备进行监视、巡查、维护。

6.3.2 在线监测报警值由生产技术部根据相关标准规范或运行经验制定，检修单位实施报警值的整定和修改，报警值不应随意修改。

6.3.3 在线监测数据异常信号告警后，运行人员应进行现场检查： 6.3.3.1 核对报警值的设置是否变化；

6.3.3.2 检查外部接线、网络通讯是否出现异常或中断； 6.3.3.3 查看是否有异常天气影响；

6.3.3.4 核查是否有强烈的电磁干扰源发生，如开关操作，外部短路故障等； 6.3.3.5 检查监测装置及系统是否异常； 6.3.3.6 比较分析在线监测数据变化的趋势。

6.3.4 在线监测系统报警后，监视人员应通知运行及检修人员对主设备进行检查、诊断和处理，若经检查是由于系统误报警的，经公司生产技术部门同意后可退出相应报警功能，缺陷处理后再投入运行。在线监测系统未经生产技术部门同意不得随意退出运行。

6.4 辅助设备

6.4.1 按照变电运行管理规范要求开展常规辅助设备管理。6.4.2 安保设备管理

6.4.2.1 变电站应设置全站智能安保系统，安保系统应由视频探头、电子围网等组成，系统具备设备运行状况、视频信息、入侵警报等信息的数字传输功能；

6.4.2.2 应定期检查智能安保系统和附属视频探头等智能感应设备的运行状况和数据传输情况。6.4.3 消防设备管理

6.4.3.1 变电站应设置全站消防报警系统，系统应具备设备运行状况、火灾警报等信息的数字传输功能，并与烟感、红外感应等智能感应设备构成智能消防系统；

6.4.3.2 应定期检查智能消防系统和附属智能消防感应设备的运行状况和数据传输情况。6.4.4 防汛设施管理

6.4.4.1 变电站应根据周边地势和排水情况专设防汛设施，防汛设施应具备设备工况、水位异常警报等信息的远方监测及控制功能；

6.4.4.2 应定期检查防汛设备的运行状况和数据传输情况。6.4.5 空调设备管理

6.4.5.1 变电站内空调应具备环境温度、设定温度、运行状况等信息的远方监测及控制功能； 6.4.5.2 应定期检查空调设备的运行状况和数据传输情况。6.4.6 其他设备管理

6.4.6.1 GIS室或SF6充气柜室装设SF6泄漏报警装置，装置应具备泄漏报警、设备运行状况等信息的数字传输功能；

6.4.6.2 对于装设有红外测温在线监测及大电流桩头温度检测系统的红外测温辅助系统，应定期检查系统运行状况和数据传输情况。7 技术管理

7.1 文件资料管理

7.1.1 智能变电站文件资料管理应包括如下文件：

7.1.1.1 各装置技术使用说明书、调试大纲、实验报告、图纸资料等； 7.1.1.2 全站SCD配置文件；

7.1.1.3 各智能电子设备的CID、ICD文件；

7.1.1.4 全站的GOOSE网络图、网络参数表，包括交换机配置文件、VLAN设置情况等； 7.1.1.5 智能电子设备的配置文件和配置软件。

7.1.2 设备维护部门应按专业技术管理范围，对上述文件存档备案管理。

7.1.3 全站SCD配置文件必须通过专用工具修改。全站SCD配置文件有变更时，必须事先告知各相关专业部门，各专业部门许可后方可更改。维护单位应在维护管理制度和维护手册中明确变更审批流程。

7.2 设备命名及台帐建立规范

7.2.1 一次设备

7.2.1.1 电流互感器（OCT）

1、台帐建立原则：电流互感器在其所对应的断路器、主变单元中按组建立组设备台帐，分相设备按台建立从设备台帐；

2、命名规范：设备单元名称编号（写明电压等级）+组别号（A或B组+1或2号）+流变+（从设备相别：A、B、C相），举例：“220kV石利2535断路器A组1号流变”，“220kV石利2535断路器B组2号流变C相”。

7.2.1.2 电压互感器（EVT）

1、台帐建立原则：电压互感器在其所对应的断路器、主变或母线单元中按组建立组设备台帐，分相设备按台建立从设备台帐；

2、命名规范：设备单元线路名称编号（写明电压等级）+组别号（A或B组）+压变+（从设备相别：A、B、C相），举例：“220kV石利2535线路A组压变”，“220kV正母线B组压变C相”，“2号主变220kV侧A组压变”。7.2.2 二次设备

7.2.2.1 合并单元（MU）

1、设备类型：继电保护-合并单元；

2、台帐建立原则：电流、电压光信号合并单元在其所对应的断路器、主变、母线单元中按台建立台帐；

3、命名规范：设备单元名称编号（写明电压等级）+合并单元类型（OCT、EVT）+合并单元+组别号（A或B组），举例：“220kV石利2535断路器OCT合并单元A组”，“1号主变220kV侧EVT合并单元A组”，“220kV母线EVT合并单元B组”。7.2.2.2 智能终端

1、设备类型：继电保护-智能终端；

2、台帐建立原则：断路器智能终端在其所对应的断路器、主变单元中按台建立台帐；

3、命名规范：设备单元名称编号（写明电压等级）+智能终端+组别号（A或B组），举例：“220kV石利2535断路器智能终端A组”，“1号主变本体智能终端B组”。7.2.2.3 保护测控装置

1、设备类型：自动化设备-测控保护装置；

2、台帐建立原则：保护测控一体化装置在其所对应的断路器、主变单元中按台建立台帐。

3、命名规范：设备单元名称编号+保护测控装置+组别号（A或B组），举例：“1号主变保护测控装置A组”，“220kV石利2535线路保护测控装置B组”，“220kV母联2510断路器保护测控装置A组”。7.2.2.4 交换机

1、台帐建立原则：单独建立交换机间隔单元，单元中各回路交换机设备按台建立台帐；

2、命名规范：交换机对应回路设备+交换机+网络组别号（A或B组），举例：“220kV石利2535线路过程层交换机A组”，“1号主变过程层交换机B组”，“220kV过程层中心交换机B组”。7.2.2.5 屏柜

1、台帐建立原则：线路保护测控二次屏柜、交换机屏柜按柜面建立台帐，纳入屏柜单元；

2、命名规范：线路、断路器或主变名称编号+保护测控屏+（组别号），举例：“1号主变保护测控屏A”，“1号主变本体智能终端柜”，“石利2535线路保护测控屏B”。7.2.3 在线监测设备

7.2.3.1 智能电子设备（IED）

1、台帐建立原则：在线监测智能电子设备（IED）根据其监视的一次设备分类按套建立台帐，纳入在线监测单元；

2、命名规范：监测的一次设备类型+在线监测对象（如断路器状态、SF6状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测+编号（第几套，唯一套则省略）+IED，举例：“220kV断路器状态在线监测第1套IED”，“1号主变油色谱在线监测IED”，“220kV组合电器SF6状态在线监测第5套IED”，“110kV出线避雷器状态在线监测第10套IED”。7.2.3.2 在线监测监控后台主机

1、台帐建立原则：在线监测监控后台主机按套建立台帐，纳入在线监测单元；

2、命名规范：编号（第几套，唯一套则省略）+在线监测监控后台主机，举例：“在线监测监控后台主机”，“第一套在线监测监控后台主机”。

第二篇：《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 6 设备管理 6.1 设备分界 6.2 验收管理 6.3 缺陷管理 6.4 台账管理 7 智能系统管理 7.1 站端自动化系统 7.2 设备状态监测系统 7.3 智能辅助系统 8 资料管理 8.1 管理要求 8.2 应具备的规程 8.3 应具备的图纸资料 9 培训管理 9.1 管理要求

9.2 培训内容及要求 1 总则

1.1 为规范智能变电站设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能变电站设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。

1.2 本规范依据国家和电力行业的有关法规、规程、制度，智能变电站技术标准、规范等，并结合智能变电站变电运行管理的实际而制定。

1.3 本规范对智能变电站设备的管理职责、运行管理、设备管理、智能系统管理、资料管理和培训管理等六个方面的工作内容提出了规范化要求。

1.4 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。常规变电站中的智能设备的运行管理参照执行。

1.5 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。引用标准

Q/GDW 383-2010《智能变电站技术导则》

Q/GDW 393-2010《110（66）kV～220kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW394 《330kV～750kV 智能变电站设计规范》

Q/GDW 410-2010《高压设备智能化技术导则》 及编制说明 Q/GDW 424-2010《电子式电流互感器技术规范》 及编制说明 Q/GDW 425-2010《电子式电压互感器技术规范》 及编制说明 Q/GDW 426-2010《智能变电站合并单元技术规范》 及编制说明 Q/GDW 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工程标准化设计规范》

Q/GDW642 《330kV 及以上 330～750 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[2006]904 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[2008]1261 号 《无人值守变电站管理规范（试行）》 国家电网科[2009]574 《无人值守变电站及监控中心技术导则》

国家电网安监[2009]664 号 国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》 国家电网生[2006]512 号《变电站运行管理规范》

国家电网生[2008]1256 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、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 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。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、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； 5.1.2.4 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（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，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，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；

5.1.7.7 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，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。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 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）GOOSE 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）+交换机+网络组别号（A 或 B 组）。例： “220kV 设备过程层交换机 B 组”。6.4.8 在线监测设备

6.4.8.1 设备类型：一次设备-在线监测设备。

6.4.8.2 按间隔配置的在线监测设备按间隔建立台账，跨间隔配置的在线监测系统单独建立台账。

6.4.8.3 单间隔在线监测设备命名按照“设备间隔名称编号+在线监测对象（如断路器状态、SF6 状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测设备+编号，例： “1 号主变油色谱在线监测设备第一套”。跨间隔在线监测系统命名按照“电压等级+在线监测对象（如断路器状态、SF6 状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测系统+编号，例： “220kV 断路器状态在线监测系统第一套”。6.4.9 智能辅助系统

6.4.9.1 智能辅助系统按套建立台帐，纳入智能辅助系统单元；

6.4.9.2 智能辅助系统命名按照“编号（第几套）+智能辅助系统。例： “第一套智能辅助系统”。6.4.10 屏柜

6.4.10.1 线路保护测控二次屏柜、交换机屏柜纳入屏柜单元，按屏柜建立台帐。

6.4.10.2 屏柜命名按照“线路、断路器或主变名称编号+保护测控屏+（组别号）”，智能控制柜命名应含盖对应所有设备名称编号。例： “1 号主变保护测控屏 A”，“1 号主变本体智能终端柜”，“石利 2535 线路保护测控屏 B”。7 智能系统管理

7.1 站端自动化系统 7.1.1 站端自动化系统一般管理要求

7.1.1.1 站端网络设备服务器、交换机、合并单元、智能终端、GOOSE 网络、通讯光纤等设备均属运行设备，任何人员不得随意停用或拔插设备。确需停用时，必须办理相关手续方可停用。

7.1.1.2 站端自动化系统的操作系统、数据库、应用软件等属于变电站内运行设备的一部分，所有人员不得随意进入、退出或者停运监控软件，不得随意拷贝、删除、添加文件，不得在站控层软件系统上从事与后台维护或操作无关的工作。

7.1.1.3 工程师站、运行操作站等人机接口系统应分级授权使用，用户只能在自己的使用权限范围内进行工作，不得越权操作。工程师站、运行操作站微机的光驱、UBS 接口硬密封，严禁非系统管理员使用。

7.1.1.4 用户对密码必须严格保密，防止泄露，必要时定期进行更新。

7.1.1.5 后台机使用必须办理相关手续，并经变电运维人员许可后方可使用，严禁将后台机移作他用。

7.1.1.6 后台机调试、升级或故障处理时，应在做好防止误控运行设备的措施。同时做好系统硬件、软件故障的记录台账，软件修改记录台账，详细记录系统发生的所有问题处理情况。7.1.1.7 运行中站端自动化系统的实时告警事件、历史事件、报表为设备运行的重要信息记录，所有人员不得随意修改和删除。7.1.1.8 停用的站端自动化系统所有服务器、工作站的软驱、光驱及所有未使用的 USB 接口，除系统管理员外，其他用户禁止启用上述设备或接口。7.1.1.9 禁止使用非专用计算机对站端自动化系统进行维护。

7.1.1.10 站端自动化系统软件需修改或升级时，必须经过技术论证，制定实施方案，并经过相关部门确认后方可实施。每次修改或升级后，均应进行一次数据备份，并妥善保存。7.1.2 站端自动化系统监控画面设置原则

7.1.2.1 监控主界面目录索引应包含与实际设备运行状态相对应的一次系统图、站用电系统图、直流系统图、全站 GOOSE 网络图、UPS 系统图；分间隔告警总、运行报表（报表应具备导出功能）； 电流、电压、电能平衡曲线； 故障录波； 无功电压优化控制等。7.1.2.2 一次系统监控画面设置设备的电流、有功、无功、功率因数、母线电压、主变档位、主变温度、开关远方/就地位置、线路有压指示灯、事故总、间隔事故总等基本信息。当任一间隔出现告警、异常、通讯中断时，该间隔开关图形应闪烁提醒，或设置告警总提醒。主变、母线、线路、开关间隔等按电压等级以不同颜色区分，并在有压与无压时自动变色。

7.1.2.3 点击监控主界面任一间隔单元应能进入间隔分画面，分画面应包含该间隔一次接线图，测控、保护、合并单元、智能终端、交换机、远方/就地开关等位置状态提示； 间隔逻辑闭锁功能提示； 负荷电流、电压、有功、无功、功率因数等数据； 光字信号、线路有压指示； 保护定值区切换、保护定值修改、压板投退索引； 顺控操作索引； 智能告警、事故分析索引； 在线监测索引等。间隔分画面内应具备设置屏蔽某一具体信号功能。

7.1.2.4 监控画面应具备监视各间隔保护装置、测控装置、合并单元、智能终端上的“置检修” 硬压板状态的功能。

7.1.2.5 监控画面应具备监视和操作保护装置保护软压板状态的功能，保护软压板分为保护功能投入压板（如差动保护软压板、距离保护、零序保护、投互联、投分列等）、保护出口压板（如跳闸出口、失灵启动、重合闸出口）和接收软压板（MU 投入、GOOSE 接收等）。

7.1.2.6 监控画面应具备监视保护装置软压板状态的功能（远方控制、远方修改定值区、远方修改定值）。

7.1.2.7 监控画面上的保护软压板应有明确且本间隔唯一的编号，在监控后台操作前，需输入间隔编号及压板编号确认操作无误。7.1.3 站端自动化系统异常处理原则

7.1.3.1 监控系统服务器、交换机、网络等设备出现异常，应立即查明原因并切换至备用设备，对不能及时恢复的异常及时通知检修人员进行处理。

7.1.3.2 监控系统双服务器、GOOSE 交换机故障、与该交换机连接的间隔层和过程层设备相应的 GOOSE 断链故障，监控系统发 GOOSE 断链故障，应立即检查相关 GOOSE 交换机、合并单元、智能终端、继电保护及自动装置有无异常信号。

7.1.3.3 终端系统或信号传输通道异常，造成上述信号无法实时监控，由监控值班员通知运维操作班加强相关变电站的巡视，运维操作人员发现异常应及时向监控值班员汇报。7.2 设备状态监测系统

7.2.1 设备状态监测设备的日常管理及维护应按照公司《输变电设备状态监测系统运行管理规定》 相关要求执行。

7.2.2 设备状态监测设备等同于高压主设备进行监视、巡查、维护。

7.2.3 设备状态监测报警值应由生产技术部根据相关标准规范或运行经验制定，检修单位实施报警值的整定和修改，报警值不应随意修改。7.2.4 设备状态监测数据异常信号告警后，运维人员应进行现场检查，主要检查内容如下： a）核对报警值的设置是否变化；

b）检查外部接线、网络通讯是否出现异常或中断； c）查看是否有异常天气影响；

d）核查是否有强烈的电磁干扰源发生，如开关操作，外部短路故障等； e）检查监测装置及系统是否异常； f）比较分析在线监测数据变化的趋势。7.2.5 设备状态监测系统报警后，运维人员应通知检修人员进行现场检查，若经检查是由于系统误报警的，经生产技术部门同意后可退出相应报警功能，缺陷处理后再投入运行。在线监测系统未经运维检修部门同意不得随意退出运行。7.3 智能辅助系统

7.3.1 应按照公司《变电运行管理规范》 有关要求开展常规辅助设备管理。7.3.2 视频监控管理

a）定期巡视视频监控系统，发现问题，及时上报处理。

b）定期检查站内摄像机等图像监控系统设备，定期测试视频联动及智能分析等功能的运行情况发现故障及时处理，确保其运行完好。

7.3.3 安保设备管理

a）变电站应设置全站智能安保系统，安保系统应由视频探头、电子