2024年3月20日发(作者：冒刚豪)
Q/GDW×××—2009
ICS29.240
国家电网公司企业标准
Q/GDW393—2009
110（66）kV～220kV智能变电站
设计规范
Specificationsofdesignfor110（66）kV～220kVSmartSubstation
2010-02-22发布2010-02-22实施
国家电网公司
发布
Q/GDW393—2009
目次
前言
··········································································································································································II
1范围
····································································································································································
1
2引用标准
····························································································································································
1
3术语和定义
························································································································································
2
4总则
····································································································································································
4
5电气一次部分
····················································································································································
4
5.1智能设备
·················································································································································································4
5.2互感器
·····················································································································································································5
5.3设备状态监测
·········································································································································································6
6二次部分
····························································································································································
7
6.1一般规定
·················································································································································································7
6.2变电站自动化系统
·································································································································································7
6.3其他二次系统
·······································································································································································13
6.4二次设备组柜
·······································································································································································13
6.5二次设备布置
·······································································································································································14
6.6光/电缆选择
··········································································································································································14
6.7防雷、接地和抗干扰
···························································································································································15
7
8
9
10
变电站总布置
··················································································································································
15
土建与建筑物
··················································································································································
15
辅助设施功能要求
··········································································································································
15
高级功能要求
················································································································································
15
10.1设备状态可视化
·································································································································································15
10.2智能告警及分析决策
·························································································································································15
10.3故障信息综合分析决策
·····················································································································································16
10.4支撑经济运行与优化控制
·················································································································································16
10.5站域控制
·············································································································································································16
10.6与外部系统交互信息
·························································································································································16
附录A（规范性附录）本规定用词说明
··········································································································17
附录B（资料性附录）智能变电站智能装置GOOSE虚端子配置
······························································
18
编制说明
································································································································································
19
I
Q/GDW393—2009
前言
《110（66）kV~220kV智能变电站设计规范》（以下简称本规范）用于规范110（66）kV~220kV智
能变电站主要设计技术原则。
现行变电站设计规范一般未涉及智能变电站内容，为加快建设统一坚强智能电网，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《110（66）kV~220kV智能
变电站设计规范》，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。本规范基于《智能变电站技术导则》、国内外数字化变电站和无人值班变电站现有设计运行经验，
以及通用设计、“两型一化”和全寿命周期设计等标准化建设成果。
本规范编写格式和规则遵照GB/T1.1-2000《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则》
的要求。
本规范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、高级功能等技术要求。智能变电站设计除应执行本标准外，尚应严格执行强制性国家标
准和行业标准，应符合现行的国家标准、行业和企业有关标准的规定。
本规范附录A为规范性附录，附录B为资料性附录。
本标准由国家电网公司基建部提出并负责解释。
本标准由国家电网公司科技部归口管理。
本标准主要起草单位：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
本标准参加起草单位：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
本标准主要起草人：褚农、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
II
Q/GDW393—2009
110（66）kV～220kV智能变电站设计规范
1范围
本标准适用于交流110（66）kV～220kV智能变电站新建工程。相同电压等级扩建、改建工程可参
照执行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规定的引用而成为本规定的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后
所有的修订单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规定，然而，鼓励根据本规定达成协议
的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规
定。
GB1207-2006电压互感器
GB1208-2006电流互感器
GB/T20840.7-2007(IEC60044-7(1999))互感器第7部分：电子式电压互感器
GB/T20840.8-2007(IEC60044-8(2001))互感器第8部分：电子式电流互感器
GB14285继电保护和自动装置技术规程
GB50217电力工程电缆设计规范
DL/T478静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
DL/T621交流电气装置的接地
DL/T860变电站通信网络和系统
DL/T5002地区电网调度自动化设计技术规程
DL/T5003电力系统调度自动化设计技术规程
DL/T5056变电站总布置设计技术规程
DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程
DL/T5149-2001220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术术规程
DL/T5202-2004电能量计量系统设计技术规程
DL/T5218-2005220kV～500kV变电所设计技术规程
DL/T5222-2005导体和电器选择设计技术规定
NDGJ96-1992变电所建筑结构设计技术规定
YD981.2-1998接入网用光纤带光缆第二部分：中心管式
YD981.2-1998接入网用光纤带光缆第三部分：松套层绞式
Q/GDW383-2009智能变电站技术导则
IEC61588Precisionclocksynchronizationprotocolfornetworkedmeasurementandcontrol
systems网络测量和控制系统的精密时钟同步协议
IEC61970Energymanagementsystemapplicationprograminterface(EMS-API)能量管理系统应用
程序接口(EMS-API)
《电力二次系统安全防护规定》(电监会5号令)
《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》（国家电力监管委员会第34
号文，2006年2月）
1
Q/GDW393—2009
3术语和定义
GB/T2900.1确立的术语和定义适用于本标准。
3.1
智能变电站smartsubstation
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
智能设备intelligentequipment
一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信
息互动化特征的高压设备，是高压设备智能化的简称。
3.3
智能组件intelligentcomponent
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
智能终端smartterminal
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、主变等）的测量、控制等功能。
3.5
智能电子装置IntelligentElectronicDevice(IED)
一种带有处理器、具有以下全部或部分功能的一种电子装置：（1）采集或处理数据；（2）接收或发
送数据；（3）接收或发送控制指令；（4）执行控制指令。如具有智能特征的变压器有载分接开关的控制
器、具有自诊断功能的现场局部放电监测仪等。
3.6
电子式互感器electronicinstrumenttransformer
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，供测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。
3.7
电子式电流互感器electroniccurrenttransformer；ECT
一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次转换器的输出实质上正比于一次电流，且相位差在
联结方向正确时接近于已知相位角。
3.8
电子式电压互感器electronicvoltagetransformer；EVT
一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次电压实质上正比于一次电压，且相位差在联结方向
正确时接近于已知相位角。
3.9
合并单元mergingunit
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。
2
Q/GDW393—2009
3.10
设备状态监测on-Linemonitoringofequipment
通过传感器、计算机、通信网络等技术，获取设备的各种特征参量并结合专家系统分析，及早发现
设备潜在故障。
3.11
状态检修condition-basedmaintenance
状态检修是企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过设备状态评价、风险评估，检修决策，
达到运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。
3.12
制造报文规范MMSmanufacturingmessagespecification
是ISO/IEC9506标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。MMS规范了工业领域具有通信
能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具
有互操作性（Interoperation）。
3.13
面向变电站事件通用对象服务GOOSEgenericobjectorientedsubstationevent
它支持由数据集组织的公共数据的交换。主要用于实现在多个具有保护功能的IED之间实现保护功
能的闭锁和跳闸。
3.14
互操作性interoperability
来自同一或不同制造商的两个以上智能电子设备交换信息、使用信息以正确执行规定功能的能力。
3.15
一致性测试conformancetest
检验通信信道上数据流与标准条件的一致性，涉及到访问组织、格式、位序列、时间同步、定时、
信号格式和电平、对错误的反应等。执行一致性测试，证明与标准或标准特定描述部分相一致。一致性
测试应由通过ISO9001验证的组织或系统集成者进行。
3.16
顺序控制sequencecontrol
发出整批指令，由系统根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位后自动执行下
一指令，直至执行完所有指令。
3.17
变电站自动化系统substationautomationsystem；SAS
变电站自动化系统是指运行、保护和监视控制变电站一次系统的系统，实现变电站内自动化，包括
智能电子设备和通信网络设施。
3.18
交换机switch
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。
3.19
站域控制substationareacontrol
通过对变电站内信息的分布协同利用或集中处理判断，实现站内自动控制功能的装置或系统。
4总则
4.1本标准内容是在现行标准、规范基础上对智能变电站设计所作的补充规定，与现行标准、规范不
一致之处以本标准为准。
3
Q/GDW393—2009
4.2智能变电站应体现设备智能化、连接网络化、信息共享化等特征，并实现高级功能应用。
4.3智能变电站的设计应遵循如下原则:
a)智能变电站的设计应遵循Q/GDW383-2009的有关技术原则；
b)在安全可靠的基础上，采用智能设备，提高变电站智能化水平；
c)在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器；
d)应建立全站的数据通信网络，数据的采集、传输、处理应数字化、共享化；
e)在现有技术条件下，全站设备的状态监测功能宜利用统一的信息平台，应综合状态监测技术的
成熟度和经济性，对关键设备实现状态检修，减少停电次数、提高检修效率；
f）应严格遵照《电力二次系统安全防护规定》、《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二
次系统安全防护方案》的要求，进行安全分区，通信边界安全防护，确保控制功能安全。
g)优化设备配置，实现功能的集成整合；
h)提高变电站运行的自动化水平和管理效率，优化变电站设备的全寿命周期成本；
i)技术符合未来发展趋势，对于现阶段不具备条件实现的高级功能应用，应预留其远景功能接口。
5电气一次部分
5.1智能设备
5.1.1智能变电站宜采用智能设备。
5.1.2智能终端配置原则
a）220kV变电站
1）220kV（除母线外）智能终端宜冗余配置，220kV母线智能终端宜单套配置；
2）110（66）kV智能终端宜单套配置；
3）35kV及以下（主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可不配置智能终
端；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜配置单套智能终端；
4）主变高中低压侧智能终端宜冗余配置，主变本体智能终端宜单套配置；
5）智能终端宜分散布置于配电装置场地。
b）110kV及以下变电站
1）110（66）kV智能终端宜单套配置；
2）35kV及以下（主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可不配置智能终
端；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜配置单套智能终端；
3）主变高中低压侧智能终端宜冗余配置、主变本体智能终端宜单套配置；
4）智能终端宜分散布置于配电装置场地。
5.1.3技术要求
a）智能设备
1）一次设备应具备高可靠性，与当地环境相适应；
2）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）智能组件是可灵活配置的智能电子装置，测量数字化、控制网络化和状态可视化为其基本
功能；
4）智能组件宜就地安置在宿主设备旁；
5）智能组件内各IED凡需要与站控层设备交互的，接入站控层网络；
6）根据实际情况，可以由一个以上智能电子装置实现智能组件的功能；
7
）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；
8）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；
9）应具备就地综合评估、实时状态预报的功能，满足设备状态可视化要求；
4
Q/GDW393—2009
10）宜有标准化的物理接口及结构，具备即插即用功能；
11）应优化网络配置方案，确保实时性、可靠性要求高的IED的功能及性能要求；
12）应支持顺序控制；
13）应支持在线调试功能；
14）一次设备可采用组合型设备。
b）智能终端
1）应支持以GOOSE方式进行信息传输；
2）GOOSE信息处理时延应小于1ms；
3）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；
4）宜具备GOOSE命令记录功能，记录收到GOOSE命令时刻、GOOSE命令来源及出口动
作时刻等内容，并能提供便捷的查看方法；
5）宜具有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、装置内部异常等；
6）智能终端安装处宜保留检修压板、断路器操作回路出口压板和操作把手/按钮；
7）宜能接收传感器的输出信号，宜具备接入温度、湿度等模拟量输入信号，并上传自动化系
统；
8）主变本体智能终端宜具有主变本体/有载开关非电量保护、上传本体各种非电量信号等功
能；非电量保护跳闸通过控制电缆直跳方式实现。
5.2互感器
5.2.1配置原则
a）互感器
互感器的配置原则主要兼顾技术先进性与经济性。
1）220kV变电站
——110(66)～220kV电压等级宜采用电子式互感器；
——35kV及以下（主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜采用常规互
感器或模拟小信号输出互感器，可采用带模拟量插件的合并单元进行数字转换；若采
用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用电子式互感器；
——主变中性点（或公共绕组）可采用电子式电流互感器，其余套管电流互感器根据实际
需求可取消；
——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；
——在具备条件时，互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。
2）110kV及以下变电站
——110(66)kV电压等级宜采用电子式互感器；
——35kV及以下（主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜采用常规
互感器或模拟小信号输出互感器，可采用带模拟量插件的合并单元进行数字转换；若
采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用电子式互感器
——主变中性点（或公共绕组）可采用电子式电流互感器，其余套管电流互感器根据实际
需求可取消；
——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；
——在具备条件时，互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。
b）合并单元
1）220kV变电站
——220kV各间隔合并单元宜冗余配置；
——110kV及以下各间隔合并单元宜单套配置；
5
Q/GDW393—2009
——主变各侧、中性点（或公共绕组）合并单元宜冗余配置；各电压等级母线电压互感器
合并单元宜冗余配置。
2）110kV及以下变电站
——主变各侧合并单元宜冗余配置；
——其余各间隔合并单元宜单套配置。
5.2.2技术要求
a）互感器
1）常规互感器应符合GB1207-2006、GB1208-2006的有关规定；
2）电子式互感器应符合GB/T20840.72007、GB/T20840.82007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；
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）电子式互感器工作电源宜采用直流；
7）对于带两路独立采样系统的电子式互感器，其传感部分、采集单元、合并单元宜冗余配置；
对于带一路独立采样系统的电子式互感器，其传感部分、采集单元、合并单元宜单套配置；
每路采样系统应采用双A/D系统，接入合并单元，每个合并单元输出两路数字采样值由同
一路通道进入一套保护装置；
8）双重化（或双套）配置保护所采用的电子式电流互感器应带两路独立采样系统，单套配置
保护所采用的电子式电流互感器带一路独立采样系统。
9）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采样系统；
110kV及以下变电站主变各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感器宜带一路独立采
样系统；
10）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
感器宜带两路独立采样系统，110kV及以下出线电子式电压互感器宜带一路独立采样系
统；
11）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。
b）合并单元
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）宜具有完善的闭锁告警功能，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
器信号在经合并单元输出后的相差保持一致；多个合并单元之间的同步性能也须能满足现
场使用要求；
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）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）需要时可接入常规互感器或模拟小信号互感器输出的模拟信号；
7）合并单元宜设置检修压板。
5.3设备状态监测
5.3.1监测范围与参量
a）220kV变电站
1）监测范围：主变、GIS、避雷器；
6
Q/GDW393—2009
2）监测参量：主变——油中溶解气体；220kVGIS——SF6气体密度、微水；110kVGIS——SF6
气体密度、微水；避雷器——泄漏电流、动作次数。
220kVGIS局放应综合考虑安全可靠、经济合理、运行维护方便等要求，通过技术经济比
较后确定。
b）110kV及以下变电站
1）监测范围：主变、避雷器；
2）监测参量：主变——油中溶解气体；避雷器——泄漏电流、动作次数。
5.3.2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。
c）设备状态监测的参量应根据运行部门的实际需求设置，不应影响主设备的运行可靠性和寿命。
6二次部分
6.1一般规定
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保护及故障信息管理功能由变电站自动化系统实现。
6.1.4故障录波可采用集中式，也可采用分布式，故障录波支持DL/T860标准。
6.1.5电能表宜采用支持DL/T860标准的数字式电能表。
6.1.6变电站宜配置公用的时间同步系统；
6.1.7变电站自动化系统应实现全站的防误操作闭锁功能。
6.1.8应按照变电站无人值班相关要求进行设计；
6.1.9变电站自动化系统远动部分应为IEC61970的建模及数据通信预留相关接口。
6.1.10与保护装置相关采样值传输，应满足Q/GDW383-2009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/GDW383-2009对保护装置跳闸要求。
6.1.12应提供完整、准确、一致、及时的基础自动化数据。逐步实现对自动化设备的在线监测功能。
6.2变电站自动化系统
6.2.1系统构成
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。
b）站控层由主机兼操作员站、远动通信装置和其它各种二次功能站构成，提供所内运行的人机联
系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全所监控、管理中心，并与远方监控
/调度中心通信。
c）间隔层由若干个二次子系统组成，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）过程层由电子式互感器、合并单元、智能终端等构成，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网络结构
a）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。
b）全站网络在逻辑功能上可由站控层网络、间隔层、过程层网络组成。
c)变电站站控层网络、间隔层网络、过程网络结构应符合DL860.1定义的变电站自动化系统接口
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Q/GDW393—2009
模型，以及逻辑接口与物理接口映射模型。
d)站控层网络、间隔层网络、过程层网络应相对独立，减少相互影响。
e）220kV变电站网络结构
1）站控层网络
——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。
——可传输MMS报文和GOOSE报文。
——宜采用冗余网络，网络结构拓扑宜采用双星型或单环形；
2）间隔层网络（含MMS、GOOSE）
——通过相关网络设备与本间隔其他设备通信、与其他间隔设备通信、与站控层设备通信。
——间隔层网络（含MMS、GOOSE）部分，逻辑功能上，覆盖间隔层内数据交换、间隔
层与站控层数据交换、间隔层之间（根据需要）数据交换接口，可传输MMS报文和
GOOSE报文。
——间隔层网络支持与过程层数据交换接口，可传输采样值和GOOSE报文。
3）过层网络（含采样值和GOOSE）
——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。
——按照Q/GDW383-2009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。
——当采用网络方式传输时，220kV宜配置双套物理独立的单网，110(66)kV宜配置双网；
主变220kV侧宜配置双套物理独立的单网，主变110(66)kV、35kV侧宜配置双网；
——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GOOSE网络，
GOOSE报文可通过站控层网络传输；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置
时，可设置独立的GOOSE网络。
——按照Q/GDW383-2009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；其余采样值报文采用网络方式传输时，通信协议宜采用DL/T860.92；
——对于网络方式，网络结构拓扑宜采用星型。220kV宜配置双套物理独立的单网；
110(66)kV及以下宜配置双网；主变各侧宜配置双套物理独立的单网；
——35kV及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可采用点对点连接方式；若采
用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用点对点或网络连接方式。
f）110kV及以下变电站网络结构
1）站控层网络
——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。
——网络结构拓扑宜采用单星型；
——可传输MMS报文和GOOSE报文。
2）间隔层网络（含MMS、GOOSE）
——通过相关网络设备与本间隔其他设备通信、与其他间隔设备通信、与站控层设备通信。
——间隔层网络（含MMS、GOOSE）部分，逻辑功能上，覆盖间隔层内数据交换、间隔
层与站控层数据交换、间隔层之间（根据需要）数据交换接口，可传输MMS报文和
GOOSE报文。
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Q/GDW393—2009
——间隔层网络支持与过程层数据交换接口，可传输采样值和GOOSE报文。
3）过层网络（含采样值和GOOSE）
——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。
——按照Q/GDW383-2009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时，网络结构拓扑宜采用星型；
——当采用网络方式传输时，110(66)kV、主变各侧宜配置双网；
——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GOOSE网络，
GOOSE报文可通过站控层网络传输；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，
可设置独立的GOOSE网络。
——按照Q/GDW383-2009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；其余采样值报文采用网络方式传输时，通信协议宜采用DL/T860.92标准；
——对于网络方式，网络结构拓扑宜采用星型，宜按照双网配置；
——35kV及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可采用点对点连接方式；若采
用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用点对点或网络连接方式。
6.2.3220kV变电站设备配置
a）站控层设备
站控层设备一般包括主机兼操作员工作站、远动通信装置、网络通信记录分析系统、以及其它
智能接口设备等。
1）主机兼操作员工作站
——主机兼操作员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。
——主机兼操作员工作站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。
——主机兼操作员工作站宜双套配置。
2）远动通信装置
——远动通信装置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。
——远动通信装置应双套配置。
3）网络通信记录分析系统（选配）
——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。
b）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、集中式处理装置以及其它智能接口设备
等。
1）测控装置
——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报文实现间隔层防误联闭锁和下发控制命令功能；
——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；
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Q/GDW393—2009
2）继电保护装置
——保护装置采样和跳闸满足Q/GDW383-2009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；
——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；
——保护装置宜设置检修压板，其余功能投退和出口压板宜采用软压板；
——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；
——保护配置应满足继电保护规程规范要求。
3）故障录波
——故障录波装置应按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，与变电站层设备直
接通信；
——可采用集中式故障录波，也可采用分布式录波方式。集中式录波时，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；
——当采用集中式故障录波时，故障录波装置宜按照电压等级配置；
——故障录波应满足故障录波相关标准。
4）电能计量装置
——电能计量装置宜支持DL/T860标准，以网络方式或点对点方式采集电流电压信息；
——电能计量配置应满足现行相关标准。
5）其他装置
——备自投装置、区域稳定控制装置、低周减载装置等应按照DL/T860标准建模，配置
应满足现行相关标准。
6）有载调压（AVC）和无功投切（VQC）
——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。
7）打印机
——宜取消装置柜内的打印机，设置网络打印机，通过站控层网络通信打印全站各装置的
保护告警、事件等。
c）过程层设备
1）电子式互感器和合并单元
满足本规定5.2节要求；
2）智能终端
满足本规定5.1节要求；
6.2.4110kV及以下变电站设备配置
a）站控层设备
站控层设备一般包括主机兼操作员工作站、远动通信装置、网络通信记录分析系统、以及其它
智能接口设备等。
1）主机兼操作员工作站
——主机兼操作员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。
——主机兼操作员工作站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。
——主机兼操作员工作站宜单套配置。
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2）远动通信装置
——远动通信装置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。
——远动通信装置应单套配置。
3）网络通信记录分析系统（选配）
——变电站宜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。
b）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、集中式处理装置以及其它智能接口设备
等。
1）测控装置
——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报文实现间隔层防误联闭锁和下发控制命令功能；
——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；
2）继电保护装置
——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；
——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；
——保护装置宜设置检修压板，其余功能投退和出口压板宜采用软压板；
——保护装置采样和跳闸满足Q/GDW383-2009相关要求；
——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；
——保护配置应满足继电保护规程规范要求。
3）故障录波
——宜采用分布式故障录波，也可采用集中式故障录波。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；
——当采用集中式故障录波时，故障录波装置宜按照电压等级配置；
——故障录波装置应满足故障录波相关标准。
4）电能计量装置
——电能计量装置宜支持DL/T860标准，以网络方式或点对点方式采集电流电压信息；
——电能计量配置应满足现行相关标准。
5）其他装置
——备自投装置、区域稳定控制装置、低周减载装置等应按照DL/T860标准建模，配置
应满足现行相关标准。
6）有载调压和无功投切
——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。
7）打印机
——宜取消装置柜内上的打印机，设置网络打印机，通过站控层网络通信打印全站各装置
的保护告警、事件等。
c）过程层设备
1）电子式互感器和合并单元
满足本规定5.2节要求；
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2）智能终端
满足本规定5.1节要求；
6.2.5网络通信设备
a）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，
满足DL/T860标准。
b）220kV变电站交换机配置原则
1）站控层网络（含MMS、GOOSE）交换机
——站控层宜冗余配置2台中心交换机，每台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）间隔层网络（含MMS、GOOSE）交换机
——间隔层侧二次设备室网络交换机宜按照设备室或按电压等级配置，每台交换机端口数
量宜满足应用需求。
3）过程层网络（含采样值、GOOSE）交换机
——当GOOSE和采样值报文均采用网络方式传输时，220kV电压等级宜每2个间隔配置
2台交换机，110（66）kV电压等级宜每2个间隔配置2台交换机，主变各侧可独立
配置2台交换机，35kV及以下交换机宜按照母线段配置；
——当采样值报文采用点对点方式传输，GOOSE报文采用网络方式传输时，220kV电压
等级GOOSE网络宜每4个间隔配置2台交换机，110（66）kV电压等级宜每4个间
隔配置2台交换机，主变各侧可独立配置2台交换机，35kV及以下交换机宜按照母
线段配置；
——220kV母线差动保护宜按远景规模配置2台交换机；
——110（66）
kV母线差动保护宜按远景规模配置2台交换机。
c）110kV及以下变电站交换机配置原则
1）站控层网络（含MMS、GOOSE）交换机
——站控层宜配置1台中心交换机，每台交换机端口数量应满足站控层设备接入要求，端
口数量满足应用需求；
2）间隔层网络（含MMS、GOOSE）交换机
——间隔层侧二次设备室网络交换机宜按照设备室或按电压等级配置，每台交换机端口数
量满足应用需求。
3）过程层网络（含采样值、GOOSE）交换机
——当GOOSE和采样值报文均采用网络方式传输时，110（66）kV电压等级宜每2个间
隔配置2台交换机，主变各侧可独立配置2台交换机，35kV及以下交换机宜按照母
线段配置；
——当采样值报文采用点对点方式传输，GOOSE报文采用网络方式传输时，110（66）kV
电压等级宜每4个间隔配置2台交换机，主变各侧可独立配置2台交换机，35kV及
以下交换机宜按照母线段配置；
d）网络通信介质
1）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；
2）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。
6.2.6系统功能
a）应能实现数据采集和处理功能；
b）应建立实时数据库，存储并不断更新来自间隔层或过程层设备的全部实时数据；
c）应具有顺序控制功能；
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Q/GDW393—2009
d）应满足无人值班相关功能要求；
e）应具有防误闭锁功能；
f）应具有报警处理功能，报警信息来源应包括自动化系统自身采集和通过数据通信接口获取的各
种数据；
g）应具有事件顺序记录及事故追忆功能；
h）应具有画面生成及显示功能；
i）应具有在线计算及制表功能；
j）应具备对数字或模拟电能量的处理功能；
k）应具备远动通信功能；
l）应具备人－机联系功能；
m）应具备系统自诊断和自恢复功能；
n）应具备与其他智能设备的接口功能；
o）应具备保护及故障信息管理功能；
p）宜具备设备状态可视化功能；
q）宜具备智能告警及事故信息综合分析决策功能；
r）应具备网络报文记录分析功能；
s）应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；
t）根据运行要求，实现其它需要的高级应用功能。
6.2.7与其他智能设备的接口
变电站直流系统、站用电系统、UPS系统、图像监视和安全警卫系统以火灾自动报警系统等宜采用
DL/T860标准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
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-B、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
具备网络信息传输通道条件时，智能变电站应配置两套调度数据网络接入设备，实现双网接入。
6.3.3二次系统安全防护
应按照电力二次系统安全防护的有关要求，配置相关二次安全防护设备。
6.3.4站用电源系统
全站直流、交流、逆变、UPS、通信等电源一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和
信息数据能通过一体化监控单元展示并转换为DL/T860标准模型数据接入自动化系统。
6.3.5图像监视及安全警卫系统
a）全站应设置一套图像监视及安全警卫系统；
b）图像监视及安全警卫系统宜实现与变电站设备操作、报警等各类事件的联动；
c）图像监视及安全警卫系统宜实现对变电站相关照明灯具的辅助控制。
6.4二次设备组柜
6.4.1站控层设备
a）220kV变电站
1）主机兼操作员站：可不组柜，布置在控制台上；
2）远动通信装置：2套远动通信装置宜组1面柜；
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Q/GDW393—2009
3）网络记录分析仪：分析仪和记录仪宜组1面柜；
4）调度数据网接入设备和二次安全防护设备：调度数据网接入设备和二次安全防护设备宜组
2面柜。
b）110kV变电站
1）主机兼操作员站：可不组柜，布置在控制台上；
2）远动通信装置：1套远动通信装置宜组1面柜；
3）网络记录分析仪：分析仪和记录仪宜组1面柜；
4）调度数据网接入设备和二次安全防护设备：调度数据网接入设备和二次安全防护设备宜组
1面柜。
6.4.2间隔层设备
当采用集中布置方式时，宜按照以下原则进行组柜：
a）220kV间隔：
——若采用保护测控合一装置，1个间隔内的保护测控、合并单元可组1面柜；
——若采用保护、测控独立装置，1个间隔内的保护、测控、合并单元可组2面柜；
——220kV母线保护可组1~2面柜；
b）110（66）kV间隔：2个间隔内的保护测控、合并单元可组1面柜；110（66）kV母线保护宜
组1面柜；
c）220kV变电站主变压器：保护、测控、合并单元可组2面柜；
d）110kV以下电压等级变电站主变压器：保护、测控、合并单元可组1面柜；
e）35kV及以下电压等级保护测控合一装置宜就地布置于开关柜；
f）全站配置1面公用测控柜，柜上布置2个测控装置，用于站内其它公用设备接入；
当采用分散布置方式时，设备组柜方式可根据配电装置场地的具体安装条件，参照集中布置方式的
原则确定。
6.4.3过程层设备
a）合并单元宜与保护装置合并组柜，也可单独组柜；
b）智能终端宜安装布置于所在间隔的户外柜或汇控柜内。
6.4.4
网络通信设备
a）站控层交换机：
——站控层中心交换机宜与远动通信装置合组1面柜；
——二次设备室站控层交换机宜根据设备室条件，按照光缆和电缆连接数量最少的原则与其他
设备共同组柜安装；
b）过程层交换机：宜按电压等级分别组柜，每面柜组4～6台交换机，并配置相应的ODU（光纤
分配单元）和PDU（电源分配单元）。
6.5二次设备布置
6.5.1智能变电站宜集中设置二次设备室，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，智能终端宜分散布置于配电装置场
地，合并单元宜集中布置于二次设备室。
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。
6.6光/电缆选择
6.6.1二次设备室内通信联系宜采用屏蔽双绞线，但采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息
传输宜采用光纤。
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Q/GDW393—2009
6.6.2智能变电站电缆选择及敷设的设计应符合GB50217的规定。
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
各自独立的光缆。
6.6.4光缆选择
a）光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定；
b）除线路保护专用光纤外，宜采用缓变型多模光纤；
c）室内光缆一般采用非金属阻燃增强型光缆，缆芯一般采用紧套光纤；
d）室外光缆宜采用中心束管式或层绞式光缆；
e）每根光缆宜备用2～4芯，光缆芯数宜选取4芯、8芯或12芯。
6.7防雷、接地和抗干扰
防雷、接地和抗干扰满足DL/T621、DL/T5136、DL/T5149的要求。
7变电站总布置
在安全可靠、技术先进、经济合理的前提下，智能变电站设计应符合资源节约、环境友好的技术原
则，结合新设备、新技术的使用条件，优化配电装置场地和建筑物布置。
8土建与建筑物
8.1宜结合设备整合，优化设备布置和建筑结构，减少占地面积和建筑面积。
8.2光缆可采用电缆沟敷设，也可采用穿管、槽盒等方式敷设。严寒地区宜采取防冻措施，防止光缆
损伤。
8.3电缆沟设计：智能变电站内连接介质减少，宜缩小电缆沟截面，减少敷设材料，实现电缆沟的优
化设计。
9辅助设施功能要求
9.1电气照明：应选用配合光合理、效率高的节能绿色照明灯具，以降低能耗，宜实现灯光的自动开
启和关闭功能；当采用太阳能、地热、风能等清洁能源供电时，宜优先采用清洁能源，如容量不够时，
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。
9.2采暖、通风：可实现采暖设备按设定温度自动或远方控制；可实现SF6电气设备室内的自动检测
报警，超限自动启动机械通风系统；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。
9.3宜采用DL/T860标准与站控层通信，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。
9.4排水：宜设置关键水位监测和传感控制，实现排水系统自动或远方控制。
10高级功能要求
10.1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，进行状态可视化展示并发送到上级系统，为
实现优化电网运行和设备运行管理提供基础数据支撑。
10.2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。
可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。
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Q/GDW393—2009
10.3故障信息综合分析决策
宜在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据挖掘、
多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示。
10.4支撑经济运行与优化控制
应综合利用变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，支持变电站及智能电网调度技术支持
系统安全经济运行及优化控制。
10.5站域控制
利用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、母线分合运行）的协调工
作，适应系统运行方式的要求。
10.6与外部系统交互信息
宜具备与大用户及各类电源等外部系统进行信息交换的功能。
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Q/GDW393—2009
附录A
（规范性附录）
本规定用词说明
A.1.1为便于在执行本规程条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1）凡出现“应”的条款，则该条款属必须满足的要求性条款；
2）凡出现“宜”的条款，则该条款属推荐性条款，但执行者可根据实际情况可执行，也可不执行；
3）凡出现“可”的条款，则该条款属选择性条款，本规范无任何推荐倾向，执行者可根据实际情
况自行决定执行或者不执行。
A.1.2条文中指明应按其他有关标准、规范执行时，写法为“应按××执行”或“应符合××要求或规
定”，非必须按所指定的标准规范的要求执行时，写法为“可参照××”。
A.1.3条文中条款之间承上启下的连接用语，一般采用“符合以下要求或规定”、“满足以下××”或
“符合如下条件”。
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Q/GDW393—2009
附录B
（资料性附录）
智能变电站智能装置GOOSE虚端子配置
数字化变电站智能装置GOOSE虚端子配置方法通过如下技术方案实现：提出智能装置虚端子、虚
端子逻辑连线以及GOOSE配置表等概念，具体包括有：
1.虚端子：智能装置GOOSE“虚端子”的概念，将智能装置的开入逻辑1～i分别定义为虚端子IN1～
INi，开出逻辑1～j分别定义为虚端子OUT1～OUTj。
虚端子除了标注该虚端子信号的中文名称外，还需标注信号在智能装置中的内部数据属性，
智能装置的虚端子设计需要结合变电站的主接线形式，应能完整体现与其他装置联系的全部信息，
并留适量的备用虚端子。
2.逻辑连线：虚端子逻辑连线以智能装置的虚端子为基础，根据继电保护原理，将各智能装置
GOOSE配置以连线的方式加以表示，虚端子逻辑连线1～k分别定义为LL1～LLk。
虚端子逻辑连线可以直观地反映不同智能装置之间GOOSE联系的全貌，供保护专业人员参阅。
3.配置表：GOOSE配置表以虚端子逻辑连线为基础，根据逻辑连线，将智能装置间GOOSE配置
以列表的方式加以整理再现。
GOOSE配置表由虚端子逻辑连线及其对应的起点、终点组成，其中逻辑连线由逻辑连线编号LLk
和逻辑连线名称2列项组成，逻辑连线起点包括起点的智能装置名称、虚端子OUTj以及虚端子的内部
数据属性3列项，逻辑连线终点包括终点的智能装置名称、虚端子INi以及虚端子的内部属性3列项。
GOOSE配置表对所有虚端子逻辑连线的相关信息系统化地加以整理，作为图纸依据。
在具体工程设计中，首先根据智能装置的开发原理，设计智能装置的虚端子，其次，结合继电保护
原理，在虚端子的基础上设计完成虚端子逻辑连线，最后，按照逻辑连线，设计完成GOOSE配置表。
逻辑连线与GOOSE配置表共同组成了数字化变电站GOOSE配置虚端子设计图。
18
Q/GDW393—2009
《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》
编制说明
19
Q/GDW393—2009
目
一
二
三
四
五
六
次
编制背景
··························································································································································
21
编制主要原则及思路
······································································································································
21
与其他标准的关系
··········································································································································
21
主要工作过程
··················································································································································
21
规范的结构和内容
··········································································································································
22
条文说明
··························································································································································
22
20
Q/GDW393—2009
为加快建设统一坚强智能电网，提高智能变电站建设效率和效益，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，根据公司《智能电网第一阶段重点项目实施方案》、
《关于下达智能电网试点工程项目计划的通知》（国家电网智能［2009］909号文）的安排，由公司基
建部牵头，组织江苏省电力设计院、浙江省电力设计院、中国电力工程顾问集团公司、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、安徽省电力设计院等单位，开展了《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》制
定工作。
一、编制背景
1．公司对智能电网、智能变电站建设设计提出的要求。
2．变电站自动化领域中自动化、计算机信息与通信技术快速发展，国内外数字化变电站和无人值
班变电站积累一定的设计、运行成果和经验，国际上即将颁布IEC61850第二版，为智能变电站建设设
计提供了有力技术支撑。
3．现行变电站设计规范一般未涉及智能变电站内容，不能适应智能变电站建设要求，新编制的《智
能变电站技术导则》（Q／GDW383-2009）中有关设计部分内容需要进一步细化、补充和完善。
二、编制主要原则及思路
1．按照《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则》（GB/T1.1-2000）、《关于印发<
国家电网公司技术标准管理办法>的通知》（国家电网科（2007〕211号）和《电力企业标准编制规则》
（DL/T800—2001）的有关要求，开展本规范制定工作。
2．本规范依据《智能变电站技术导则》（Q/GDW383—2009）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。
3．作为公司企业标准，使公司系统智能变电站设计工作有章可循。
三、与其他标准的关系
1．本规范引用了《智能变电站技术导则》（Q/GDW383—2009）的有关规定。
2．本规范引用了《变电站通信网络和系统》（DL/T860）的有关规定。
3．智能变电站设计除应执行本标准外，尚应严格执行强制性国家标准和行业标准，应符合现行的
国家标准、行业和企业有关标准的规定。
四、主要工作过程
21
Q/GDW393—2009
1．2009年8月14日，在西安组织召开《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》研究编制工
作启动会，成立了国家电网公司基建部牵头，以江苏省电力设计院、浙江省电力设计院、中国电力工程
顾问集团公司为主要起草单位，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、安徽省电力设计院为参加起草单位的
编写工作组。会议拟出编制大纲、工作计划，并讨论通过；
2．2009年8月～9月，按照编制大纲和工作计划，编制标准初稿，并经编写组内部讨论后形成初
稿修改稿；
3.2009年9月18日，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；
4.2009年9月25日，编写组按照修改意见，修改完善形成征求意见稿；
5.2009年9月28日，印发了基建技术函（2009）43号，将征求意见稿发给各网省公司和顾问集团
广泛征求意见。
6．2009年10月17日～10月28日，编写组汇总梳理征求意见稿反馈意见，认真讨论，修改完善
后形成送审稿。
7．2009年，在北京召开国家电网公司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。
8．2009年11月18日，编写组根据评审意见修改完善形成报批稿。
五、规范的结构和内容
本规范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、高级功能等技术要求。
本规范对的主要结构及内容如下：
1．前言
2．目次
3．正文，共设十章：范围、引用标准、术语和定义、总则、电气一次部分、二次部分、变电站布
置、土建、辅助设施功能要求、高级功能要求。
4．附录A、B
六、条文说明
1范围
本章规定了本规程的适用范围。
22
Q/GDW393—2009
本规范适用于交流110（66）kV~220kV智能变电站新建工程。相同电压等级扩建、改建工程可参照执
行。
2引用标准
本章列出了与本规程内容相关的标准。引用的原则为：对与本规程内容有关的主要GB、DL、YD、Q/
GDW标准，均逐条列出；当没有对应的GB、DL、YD、Q/GDW标准时，则引用相应的IEC、IEEE标准。
在使用本规程引用标准时，一般按GB、DL、YD中的较高标准执行，当无相关的GB、DL、YD标准
时，则参照对应的IEC、IEEE标准。
3术语和定义
为工程设计查阅方便和执行本规程条文时能正确理解相关的专业名称术语，此章列出了智能变电站所涉
及的主要专业术语及其解释。为了使术语的解释尽量标准化、规范化，本章所列术语的解释尽量引自已有标
准、规程或词典；对于新的术语，尽量以简洁易懂的语言方式定义。下面列出各术语解释的出处及参考资料。
3.1
智能变电站smartsubstation
参见Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》。
3.2
智能设备intelligentequipment
参见Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》。
3.3
智能组件intelligentcomponent
参见Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》。
3.4
智能终端smartterminal
智能终端作为一次设备的过程层接口，通常是以GOOSE方式上传信息量，同时接收GOOSE下行控制
命令。
3.5
智能电子装置IntelligentElectronicDevice(IED)
参见Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》。
3.6
电子式互感器electronicinstrumenttransformer
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Q/GDW393—2009
参见GB/T20840.8-2007《互感器第8部分：电子式电流互感器》。
3.7
电子式电流互感器electroniccurrenttransformer；ECT
参见GB/T20840.8-2007《互感器第8部分：电子式电流互感器》。
3.8
电子式电压互感器electronicvoltagetransformer；EVT
参见GB/T20840.7-2007《互感器第7部分：电子式电压互感器》。
3.9
合并单元mergingunit
参见DL/T860《变电站通信网络和系统》。
3.10
设备状态监测on-Linemonitoringofequipment
电力设备的劣化、缺陷的发展具有统计性和前期征兆，表现为电气、物理、化学等特性参量的渐进
变化，在线监测的特点是可对处于运行状态的电力设备进行连续和随时的监测和判断，为电力设备的状
态检修提供必要的判断依据。
3.11
状态检修condition-basedmaintenance
状态检修是根据设备状态安排检修计划，实施设备检修，从而克服计划检修缺乏针对性的缺点，防
止设备过、欠检修，既可以节省大量的人力、物力，又有效避免事后检修造成设备的重大破坏。
3.12
MMSmanufacturingmessagespecification
MMS即是ISO/IEC9506标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。国际标准化组织出台
MMS（制造报文规范）的目的是为了规范工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、
智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性（Interoperation），使系统集成变
得简单、方便。MMS技术广泛用于工业过程控制、工业机器人等领域。DL/T860.81定义了站控层和间
隔层之间通信的ACSI到ISO/IEC9506即MMS之间的映射。这种映射关系定义了ACSI中的概念、对
象和服务如何与MMS中的概念、对象和服务进行对应。
3.13
GOOSEgenericobjectorientedsubstationevent
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Q/GDW393—2009
当发生任何状态变化时，智能电子设备将借助变化报告，高速多播一个二进制对象通用面向变电站
事件对象（GOOSE）报告，该报告一般包含有：状态输入、起动和输出元件、继电器等实际和虚拟的
每一个双点命令状态。
在第一次报告后，该报告一般以间隔2，4，8……60,000ms顺序重发。（第一重发延时不固定，可
长可短）。
面向变电站通用事件对象报告允许高速传输跳闸信号，具有高传输成功概率。
3.14
互操作性interoperability
参见DL/T860《变电站通信网络和系统》。
3.15
一致性测试conformancetest
参见DL/T860《变电站通信网络和系统》。
3.16
顺序控制sequencecontrol
参见Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》。
3.17
变电站自动化系统substationautomationsystem
参见DL/T860.5-2006第3.3.3条，在该定义基础上增列了控制系统。随着技术的发展，监控保护以
及其他二次系统逐渐融合，大二次的概念开始在技术层面和管理层面得到认同，提出变电站自动化系统
包含监控保护等二次系统符合变电站发展的趋势。
3.18
交换机switch
参见DL/Z860.2-2006第2.136条。
3.19
站域控制substationareacontrol
参见Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》。
4总则
4.1本规范主要内容是智能变电站中智能设备的配置原则和二次系统的设计原则。是在原有变电站设
计规程规范的基础上针对智能变电站的建设进行的补充，与现行标准、规范不一致之处以本规范为准。
25
Q/GDW393—2009
4.2智能变电站的设计应满足智能电网安全可靠、技术先进、经济合理的要求，应贯彻智能电网建设
的战略目标，体现智能变电站的特征和相对于常规变电站的优越性。
5
5.1
5.1.1
根据Q/GDW383-2009编制说明，“智能设备由一次设备和智能组件组成，现阶段从物理形态和逻辑功
能上都可理解为“一次+二次”；未来应该会逐步走向功能集成化和结构一体化。”
5.1.2智能终端配置原则
电气一次部分
智能设备
a)220kV变电站
1)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；
2)各电压等级智能终端的配置数量与继电保护配置有关，双重化的保护要求智能终端也双重
化配置，不跨接两个网络，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；
3)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；35kV及以下户外敞开式
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；
4)主变各侧智能终端的配置数量与继电保护配置有关，双重化的保护要求智能终端也双重化
配置，不跨接两个网络；
5）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。
b)110kV变电站
1)各电压等级智能终端的配置数量与继电保护配置有关，双重化的保护要求智能终端也双重
化配置，不跨接两个网络，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；
2)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；35kV及以下户外敞开式
26
Q/GDW393—2009
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；
3)主变各侧智能终端的配置数量与继电保护配置有关，双重化的保护要求智能终端也双重化
配置，不跨接两个网络；
4）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。
5.1.3技术要求
a)智能设备
1)～2)对应于Q/GDW383-2009对一次设备的相关要求；
3)～14)对应于Q/GDW383-2009对智能组件的相关要求；
15)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。
b)智能终端
智能终端在数字化变电站中得到广泛应用，技术相对成熟。
5.2
5.2.1
互感器
配置原则
a)互感器
——电子互感器相比传统互感器具有体积小、抗饱和能力强、线性度好等优势，可避免传统互
感器铁磁谐振、绝缘油爆炸、六氟化硫泄漏、CT断线导致高压危险等固有问题，同时能够
节约大量铁芯、铜线等金属材料，在高电压等级，与传统互感器相比具有明显的经济性；
——对于低电压等级，若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可采用常规互感器或模拟小信
号输出互感器，配以合并单元的数字转换，实现输出信号的数字化，具有较好的经济性；
若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，传输距离较远，可采用电子式互感器实
现电流电压信号就地数字化；
——主变高、中、低压侧套管CT的取消可简化主接线和节省设备造价，低压侧配置电子式互
感器在抗饱和能力方面较常规互感器有明显改善；
——采用电流电压组合型互感器可节省占地面积和设备造价；
——采用互感器可与隔离开关、断路器组合安装可节省占地面积和设备造价。
b)合并单元
27
Q/GDW393—2009
1)220kV变电站
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变电站中，对于继电保护
有双重化配置要求的间隔，合并单元也应冗余配置，对应于互感器冗余的独立输出回路；
2)110kV变电站
对于110(66)kV变电站，全站继电保护除变压器外均采用单套配置，合并单元也应相应单
套配置。
5.2.2技术要求
a)互感器
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；
b)合并单元
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；
5.3
5.3.1
设备状态监测
监测范围与参量
对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、不同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。
5.3.2
a)
技术要求
统一状态监测系统的后台机、后台分析软件、接口类型和传输规约，是实现全站设备状态监测
统一平台的必要手段；
b)要求将设备状态监测单元集成于设备本体，在线监测信息作为设备的基本状态信息输出。
6二次部分
6.1
6.1.1
一般规定
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；
6.1.2强调采用DL/T860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；
28
Q/GDW393—2009
6.1.3
6.1.4
保护及故障信息管理功能集成于主机兼操作员站，可实现硬件装置的整合与信息的共享；
故障录波能通过GOOSE网络和采样值网络实现录波，可采用集中式，也可采用分布式；故障录
波宜与监控、保护系统统一组网，由于故障录波报文一般采用COMTRADE格式，容量较大，为保证站
控层和间隔层网络传输的可靠性和安全，故障录波系统可以单独组网接入保护及故障信息管理子站。
6.1.5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DL/T860标准的数字式电能表
是未来智能变电站技术的发展趋势。
6.1.6从国家电网的安全战略上考虑，增加对北斗对时系统的支持，并优先采用，同时IEC61588网络
对时是智能变电站间隔层和过程层设备实现对时的有效方案。
6.1.7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。
6.1.8110（66）kV~220kV变电站的无人值班模式在国网范围内现已大量应用，智能变电站的设计应遵
循无人值班的相应技术要求；
6.1.9目前，远方监控/调度中心基于IEC61970的升级换代工作正在开展，变电站自动化系统远动部分
应该适应新技术的发展，为将来IEC61970的应用预留接口；
6.2变电站自动化系统
6.2.1系统构成
a)本标准采用DL/T860中定义的三层体系结构。
b)站控层的组成和功能参考DL/T5149的站控层定义和描述。
c)间隔层的组成和功能参考DL/T5149的间隔层定义和描述，把保护也列入间隔层，符合DL/T860.5
关于间隔层的功能定义。
d)过程层主要包含完成一次设备与间隔层的功能接口，一次设备部分列入过程层更加容易理解变
电站三层之间的功能分布。
6.2.2网络结构
a)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来发展趋势；
b)三层结构是现阶段普遍采用的模式；
29
Q/GDW393—2009
6.2.3220kV变电站设备配置
a)站控层设备
站控层设备除了DL/T5149所涉及的站控层后台系统外增加了网络通信记录分析系统，包括其它
一些站控层需要完成的功能。
b)间隔层设备
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DL/T5149所定义的间隔层
设备内容要广，所有与过程层接口相联系同时与站控层进行数据传输的设备都可以归口于间隔层
设备。
1)测控装置
DL860标准中强调功能可以自由分配的思想，智能设备（智能终端）的应用使测控装置本
身的功能弱化，110kV测控保护四合一装置已经开始应用，为减少装置数量，要求110kV
及以下采用保护测控合一装置。
2)保护装置
重点强调保护装置应满足Q/GDW383-2009直接采样、直接跳闸的要求。
3)故障录波装置
故障录波装置具备网络录波功能。常规故障录波器受到模拟量和开关量的采集、端子排等
限制需要配置母线录波器、主变录波器、线路录波器等多台装置，通过网络录波后将受限
于装置本身的录波处理能力，规范推荐提高装置的处理能力以能够采集更多的GOOSE和
采样值报文，减少故障录波装置。
4)电能计量装置
电子式电能表目前在贸易结算点还存在着认证、检测等法规上的认可问题，但电子式电能
计量是技术发展的趋势，也是智能变电站的要求。
c)过程层设备
详见电气一次部分。
6.2.5网络通信设备
a)交换机的可靠性、环境适应性要求较高，要求国内权威检测机构认证，满足DL/T860标准相关
要求；
b)220kV变电站交换机配置原则
1）站控层、间隔层网络交换机
宜冗余配置，每台交换机端口数量除满足站控层设备接入要求，还应满足与二次设备室内
交换机级联连接的要求，端口数量根据实际工程情况可配置大于或小于24口的交换机，但
宜尽量减少交换机数量。
c)网络通信介质
30
Q/GDW393—2009
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，采用光缆传输期抗干扰能力可得到保证。
6.2.6系统功能
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。
6.3
6.3.1
其他二次系统
全站时间同步系统
b)站控层设备计算机类设备宜采用SNTP对时，装置类设备宜采用IRIG-B、1pps对时。
c)间隔层和过程层设备采用IRIG-B、1pps对时现阶段可靠性较高，但接线较复杂，如具备条件，
可采用IEC61588网络对时可简化对时系统。
6.3.3直流及UPS电源系统
a)一体化电源系统包括直流电源（含通信-48V电源）、UPS及站用交流配电屏集成为一个系统，统
一设计、监控、生产、调试、服务，通过网络通信、设计优化、系统联动方法，实现站用电源
安全化、网络智能化设计，实现效益最大化目标。
10高级功能要求
高级功能要求应随着智能变电站技术发展和智能电网建设要求逐步推进。
31
2024年3月20日发(作者：冒刚豪)
Q/GDW×××—2009
ICS29.240
国家电网公司企业标准
Q/GDW393—2009
110（66）kV～220kV智能变电站
设计规范
Specificationsofdesignfor110（66）kV～220kVSmartSubstation
2010-02-22发布2010-02-22实施
国家电网公司
发布
Q/GDW393—2009
目次
前言
··········································································································································································II
1范围
····································································································································································
1
2引用标准
····························································································································································
1
3术语和定义
························································································································································
2
4总则
····································································································································································
4
5电气一次部分
····················································································································································
4
5.1智能设备
·················································································································································································4
5.2互感器
·····················································································································································································5
5.3设备状态监测
·········································································································································································6
6二次部分
····························································································································································
7
6.1一般规定
·················································································································································································7
6.2变电站自动化系统
·································································································································································7
6.3其他二次系统
·······································································································································································13
6.4二次设备组柜
·······································································································································································13
6.5二次设备布置
·······································································································································································14
6.6光/电缆选择
··········································································································································································14
6.7防雷、接地和抗干扰
···························································································································································15
7
8
9
10
变电站总布置
··················································································································································
15
土建与建筑物
··················································································································································
15
辅助设施功能要求
··········································································································································
15
高级功能要求
················································································································································
15
10.1设备状态可视化
·································································································································································15
10.2智能告警及分析决策
·························································································································································15
10.3故障信息综合分析决策
·····················································································································································16
10.4支撑经济运行与优化控制
·················································································································································16
10.5站域控制
·············································································································································································16
10.6与外部系统交互信息
·························································································································································16
附录A（规范性附录）本规定用词说明
··········································································································17
附录B（资料性附录）智能变电站智能装置GOOSE虚端子配置
······························································
18
编制说明
································································································································································
19
I
Q/GDW393—2009
前言
《110（66）kV~220kV智能变电站设计规范》（以下简称本规范）用于规范110（66）kV~220kV智
能变电站主要设计技术原则。
现行变电站设计规范一般未涉及智能变电站内容，为加快建设统一坚强智能电网，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《110（66）kV~220kV智能
变电站设计规范》，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。本规范基于《智能变电站技术导则》、国内外数字化变电站和无人值班变电站现有设计运行经验，
以及通用设计、“两型一化”和全寿命周期设计等标准化建设成果。
本规范编写格式和规则遵照GB/T1.1-2000《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则》
的要求。
本规范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、高级功能等技术要求。智能变电站设计除应执行本标准外，尚应严格执行强制性国家标
准和行业标准，应符合现行的国家标准、行业和企业有关标准的规定。
本规范附录A为规范性附录，附录B为资料性附录。
本标准由国家电网公司基建部提出并负责解释。
本标准由国家电网公司科技部归口管理。
本标准主要起草单位：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
本标准参加起草单位：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
本标准主要起草人：褚农、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
II
Q/GDW393—2009
110（66）kV～220kV智能变电站设计规范
1范围
本标准适用于交流110（66）kV～220kV智能变电站新建工程。相同电压等级扩建、改建工程可参
照执行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规定的引用而成为本规定的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后
所有的修订单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规定，然而，鼓励根据本规定达成协议
的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规
定。
GB1207-2006电压互感器
GB1208-2006电流互感器
GB/T20840.7-2007(IEC60044-7(1999))互感器第7部分：电子式电压互感器
GB/T20840.8-2007(IEC60044-8(2001))互感器第8部分：电子式电流互感器
GB14285继电保护和自动装置技术规程
GB50217电力工程电缆设计规范
DL/T478静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
DL/T621交流电气装置的接地
DL/T860变电站通信网络和系统
DL/T5002地区电网调度自动化设计技术规程
DL/T5003电力系统调度自动化设计技术规程
DL/T5056变电站总布置设计技术规程
DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程
DL/T5149-2001220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术术规程
DL/T5202-2004电能量计量系统设计技术规程
DL/T5218-2005220kV～500kV变电所设计技术规程
DL/T5222-2005导体和电器选择设计技术规定
NDGJ96-1992变电所建筑结构设计技术规定
YD981.2-1998接入网用光纤带光缆第二部分：中心管式
YD981.2-1998接入网用光纤带光缆第三部分：松套层绞式
Q/GDW383-2009智能变电站技术导则
IEC61588Precisionclocksynchronizationprotocolfornetworkedmeasurementandcontrol
systems网络测量和控制系统的精密时钟同步协议
IEC61970Energymanagementsystemapplicationprograminterface(EMS-API)能量管理系统应用
程序接口(EMS-API)
《电力二次系统安全防护规定》(电监会5号令)
《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》（国家电力监管委员会第34
号文，2006年2月）
1
Q/GDW393—2009
3术语和定义
GB/T2900.1确立的术语和定义适用于本标准。
3.1
智能变电站smartsubstation
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
智能设备intelligentequipment
一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信
息互动化特征的高压设备，是高压设备智能化的简称。
3.3
智能组件intelligentcomponent
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
智能终端smartterminal
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、主变等）的测量、控制等功能。
3.5
智能电子装置IntelligentElectronicDevice(IED)
一种带有处理器、具有以下全部或部分功能的一种电子装置：（1）采集或处理数据；（2）接收或发
送数据；（3）接收或发送控制指令；（4）执行控制指令。如具有智能特征的变压器有载分接开关的控制
器、具有自诊断功能的现场局部放电监测仪等。
3.6
电子式互感器electronicinstrumenttransformer
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，供测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。
3.7
电子式电流互感器electroniccurrenttransformer；ECT
一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次转换器的输出实质上正比于一次电流，且相位差在
联结方向正确时接近于已知相位角。
3.8
电子式电压互感器electronicvoltagetransformer；EVT
一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次电压实质上正比于一次电压，且相位差在联结方向
正确时接近于已知相位角。
3.9
合并单元mergingunit
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。
2
Q/GDW393—2009
3.10
设备状态监测on-Linemonitoringofequipment
通过传感器、计算机、通信网络等技术，获取设备的各种特征参量并结合专家系统分析，及早发现
设备潜在故障。
3.11
状态检修condition-basedmaintenance
状态检修是企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过设备状态评价、风险评估，检修决策，
达到运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。
3.12
制造报文规范MMSmanufacturingmessagespecification
是ISO/IEC9506标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。MMS规范了工业领域具有通信
能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具
有互操作性（Interoperation）。
3.13
面向变电站事件通用对象服务GOOSEgenericobjectorientedsubstationevent
它支持由数据集组织的公共数据的交换。主要用于实现在多个具有保护功能的IED之间实现保护功
能的闭锁和跳闸。
3.14
互操作性interoperability
来自同一或不同制造商的两个以上智能电子设备交换信息、使用信息以正确执行规定功能的能力。
3.15
一致性测试conformancetest
检验通信信道上数据流与标准条件的一致性，涉及到访问组织、格式、位序列、时间同步、定时、
信号格式和电平、对错误的反应等。执行一致性测试，证明与标准或标准特定描述部分相一致。一致性
测试应由通过ISO9001验证的组织或系统集成者进行。
3.16
顺序控制sequencecontrol
发出整批指令，由系统根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位后自动执行下
一指令，直至执行完所有指令。
3.17
变电站自动化系统substationautomationsystem；SAS
变电站自动化系统是指运行、保护和监视控制变电站一次系统的系统，实现变电站内自动化，包括
智能电子设备和通信网络设施。
3.18
交换机switch
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。
3.19
站域控制substationareacontrol
通过对变电站内信息的分布协同利用或集中处理判断，实现站内自动控制功能的装置或系统。
4总则
4.1本标准内容是在现行标准、规范基础上对智能变电站设计所作的补充规定，与现行标准、规范不
一致之处以本标准为准。
3
Q/GDW393—2009
4.2智能变电站应体现设备智能化、连接网络化、信息共享化等特征，并实现高级功能应用。
4.3智能变电站的设计应遵循如下原则:
a)智能变电站的设计应遵循Q/GDW383-2009的有关技术原则；
b)在安全可靠的基础上，采用智能设备，提高变电站智能化水平；
c)在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器；
d)应建立全站的数据通信网络，数据的采集、传输、处理应数字化、共享化；
e)在现有技术条件下，全站设备的状态监测功能宜利用统一的信息平台，应综合状态监测技术的
成熟度和经济性，对关键设备实现状态检修，减少停电次数、提高检修效率；
f）应严格遵照《电力二次系统安全防护规定》、《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二
次系统安全防护方案》的要求，进行安全分区，通信边界安全防护，确保控制功能安全。
g)优化设备配置，实现功能的集成整合；
h)提高变电站运行的自动化水平和管理效率，优化变电站设备的全寿命周期成本；
i)技术符合未来发展趋势，对于现阶段不具备条件实现的高级功能应用，应预留其远景功能接口。
5电气一次部分
5.1智能设备
5.1.1智能变电站宜采用智能设备。
5.1.2智能终端配置原则
a）220kV变电站
1）220kV（除母线外）智能终端宜冗余配置，220kV母线智能终端宜单套配置；
2）110（66）kV智能终端宜单套配置；
3）35kV及以下（主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可不配置智能终
端；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜配置单套智能终端；
4）主变高中低压侧智能终端宜冗余配置，主变本体智能终端宜单套配置；
5）智能终端宜分散布置于配电装置场地。
b）110kV及以下变电站
1）110（66）kV智能终端宜单套配置；
2）35kV及以下（主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可不配置智能终
端；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜配置单套智能终端；
3）主变高中低压侧智能终端宜冗余配置、主变本体智能终端宜单套配置；
4）智能终端宜分散布置于配电装置场地。
5.1.3技术要求
a）智能设备
1）一次设备应具备高可靠性，与当地环境相适应；
2）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）智能组件是可灵活配置的智能电子装置，测量数字化、控制网络化和状态可视化为其基本
功能；
4）智能组件宜就地安置在宿主设备旁；
5）智能组件内各IED凡需要与站控层设备交互的，接入站控层网络；
6）根据实际情况，可以由一个以上智能电子装置实现智能组件的功能；
7
）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；
8）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；
9）应具备就地综合评估、实时状态预报的功能，满足设备状态可视化要求；
4
Q/GDW393—2009
10）宜有标准化的物理接口及结构，具备即插即用功能；
11）应优化网络配置方案，确保实时性、可靠性要求高的IED的功能及性能要求；
12）应支持顺序控制；
13）应支持在线调试功能；
14）一次设备可采用组合型设备。
b）智能终端
1）应支持以GOOSE方式进行信息传输；
2）GOOSE信息处理时延应小于1ms；
3）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；
4）宜具备GOOSE命令记录功能，记录收到GOOSE命令时刻、GOOSE命令来源及出口动
作时刻等内容，并能提供便捷的查看方法；
5）宜具有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、装置内部异常等；
6）智能终端安装处宜保留检修压板、断路器操作回路出口压板和操作把手/按钮；
7）宜能接收传感器的输出信号，宜具备接入温度、湿度等模拟量输入信号，并上传自动化系
统；
8）主变本体智能终端宜具有主变本体/有载开关非电量保护、上传本体各种非电量信号等功
能；非电量保护跳闸通过控制电缆直跳方式实现。
5.2互感器
5.2.1配置原则
a）互感器
互感器的配置原则主要兼顾技术先进性与经济性。
1）220kV变电站
——110(66)～220kV电压等级宜采用电子式互感器；
——35kV及以下（主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜采用常规互
感器或模拟小信号输出互感器，可采用带模拟量插件的合并单元进行数字转换；若采
用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用电子式互感器；
——主变中性点（或公共绕组）可采用电子式电流互感器，其余套管电流互感器根据实际
需求可取消；
——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；
——在具备条件时，互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。
2）110kV及以下变电站
——110(66)kV电压等级宜采用电子式互感器；
——35kV及以下（主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜采用常规
互感器或模拟小信号输出互感器，可采用带模拟量插件的合并单元进行数字转换；若
采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用电子式互感器
——主变中性点（或公共绕组）可采用电子式电流互感器，其余套管电流互感器根据实际
需求可取消；
——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；
——在具备条件时，互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。
b）合并单元
1）220kV变电站
——220kV各间隔合并单元宜冗余配置；
——110kV及以下各间隔合并单元宜单套配置；
5
Q/GDW393—2009
——主变各侧、中性点（或公共绕组）合并单元宜冗余配置；各电压等级母线电压互感器
合并单元宜冗余配置。
2）110kV及以下变电站
——主变各侧合并单元宜冗余配置；
——其余各间隔合并单元宜单套配置。
5.2.2技术要求
a）互感器
1）常规互感器应符合GB1207-2006、GB1208-2006的有关规定；
2）电子式互感器应符合GB/T20840.72007、GB/T20840.82007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；
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）电子式互感器工作电源宜采用直流；
7）对于带两路独立采样系统的电子式互感器，其传感部分、采集单元、合并单元宜冗余配置；
对于带一路独立采样系统的电子式互感器，其传感部分、采集单元、合并单元宜单套配置；
每路采样系统应采用双A/D系统，接入合并单元，每个合并单元输出两路数字采样值由同
一路通道进入一套保护装置；
8）双重化（或双套）配置保护所采用的电子式电流互感器应带两路独立采样系统，单套配置
保护所采用的电子式电流互感器带一路独立采样系统。
9）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采样系统；
110kV及以下变电站主变各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感器宜带一路独立采
样系统；
10）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
感器宜带两路独立采样系统，110kV及以下出线电子式电压互感器宜带一路独立采样系
统；
11）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。
b）合并单元
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）宜具有完善的闭锁告警功能，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
器信号在经合并单元输出后的相差保持一致；多个合并单元之间的同步性能也须能满足现
场使用要求；
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）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）需要时可接入常规互感器或模拟小信号互感器输出的模拟信号；
7）合并单元宜设置检修压板。
5.3设备状态监测
5.3.1监测范围与参量
a）220kV变电站
1）监测范围：主变、GIS、避雷器；
6
Q/GDW393—2009
2）监测参量：主变——油中溶解气体；220kVGIS——SF6气体密度、微水；110kVGIS——SF6
气体密度、微水；避雷器——泄漏电流、动作次数。
220kVGIS局放应综合考虑安全可靠、经济合理、运行维护方便等要求，通过技术经济比
较后确定。
b）110kV及以下变电站
1）监测范围：主变、避雷器；
2）监测参量：主变——油中溶解气体；避雷器——泄漏电流、动作次数。
5.3.2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。
c）设备状态监测的参量应根据运行部门的实际需求设置，不应影响主设备的运行可靠性和寿命。
6二次部分
6.1一般规定
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保护及故障信息管理功能由变电站自动化系统实现。
6.1.4故障录波可采用集中式，也可采用分布式，故障录波支持DL/T860标准。
6.1.5电能表宜采用支持DL/T860标准的数字式电能表。
6.1.6变电站宜配置公用的时间同步系统；
6.1.7变电站自动化系统应实现全站的防误操作闭锁功能。
6.1.8应按照变电站无人值班相关要求进行设计；
6.1.9变电站自动化系统远动部分应为IEC61970的建模及数据通信预留相关接口。
6.1.10与保护装置相关采样值传输，应满足Q/GDW383-2009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/GDW383-2009对保护装置跳闸要求。
6.1.12应提供完整、准确、一致、及时的基础自动化数据。逐步实现对自动化设备的在线监测功能。
6.2变电站自动化系统
6.2.1系统构成
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。
b）站控层由主机兼操作员站、远动通信装置和其它各种二次功能站构成，提供所内运行的人机联
系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全所监控、管理中心，并与远方监控
/调度中心通信。
c）间隔层由若干个二次子系统组成，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）过程层由电子式互感器、合并单元、智能终端等构成，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网络结构
a）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。
b）全站网络在逻辑功能上可由站控层网络、间隔层、过程层网络组成。
c)变电站站控层网络、间隔层网络、过程网络结构应符合DL860.1定义的变电站自动化系统接口
7
Q/GDW393—2009
模型，以及逻辑接口与物理接口映射模型。
d)站控层网络、间隔层网络、过程层网络应相对独立，减少相互影响。
e）220kV变电站网络结构
1）站控层网络
——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。
——可传输MMS报文和GOOSE报文。
——宜采用冗余网络，网络结构拓扑宜采用双星型或单环形；
2）间隔层网络（含MMS、GOOSE）
——通过相关网络设备与本间隔其他设备通信、与其他间隔设备通信、与站控层设备通信。
——间隔层网络（含MMS、GOOSE）部分，逻辑功能上，覆盖间隔层内数据交换、间隔
层与站控层数据交换、间隔层之间（根据需要）数据交换接口，可传输MMS报文和
GOOSE报文。
——间隔层网络支持与过程层数据交换接口，可传输采样值和GOOSE报文。
3）过层网络（含采样值和GOOSE）
——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。
——按照Q/GDW383-2009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。
——当采用网络方式传输时，220kV宜配置双套物理独立的单网，110(66)kV宜配置双网；
主变220kV侧宜配置双套物理独立的单网，主变110(66)kV、35kV侧宜配置双网；
——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GOOSE网络，
GOOSE报文可通过站控层网络传输；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置
时，可设置独立的GOOSE网络。
——按照Q/GDW383-2009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；其余采样值报文采用网络方式传输时，通信协议宜采用DL/T860.92；
——对于网络方式，网络结构拓扑宜采用星型。220kV宜配置双套物理独立的单网；
110(66)kV及以下宜配置双网；主变各侧宜配置双套物理独立的单网；
——35kV及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可采用点对点连接方式；若采
用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用点对点或网络连接方式。
f）110kV及以下变电站网络结构
1）站控层网络
——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。
——网络结构拓扑宜采用单星型；
——可传输MMS报文和GOOSE报文。
2）间隔层网络（含MMS、GOOSE）
——通过相关网络设备与本间隔其他设备通信、与其他间隔设备通信、与站控层设备通信。
——间隔层网络（含MMS、GOOSE）部分，逻辑功能上，覆盖间隔层内数据交换、间隔
层与站控层数据交换、间隔层之间（根据需要）数据交换接口，可传输MMS报文和
GOOSE报文。
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Q/GDW393—2009
——间隔层网络支持与过程层数据交换接口，可传输采样值和GOOSE报文。
3）过层网络（含采样值和GOOSE）
——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。
——按照Q/GDW383-2009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时，网络结构拓扑宜采用星型；
——当采用网络方式传输时，110(66)kV、主变各侧宜配置双网；
——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GOOSE网络，
GOOSE报文可通过站控层网络传输；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，
可设置独立的GOOSE网络。
——按照Q/GDW383-2009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；其余采样值报文采用网络方式传输时，通信协议宜采用DL/T860.92标准；
——对于网络方式，网络结构拓扑宜采用星型，宜按照双网配置；
——35kV及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可采用点对点连接方式；若采
用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用点对点或网络连接方式。
6.2.3220kV变电站设备配置
a）站控层设备
站控层设备一般包括主机兼操作员工作站、远动通信装置、网络通信记录分析系统、以及其它
智能接口设备等。
1）主机兼操作员工作站
——主机兼操作员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。
——主机兼操作员工作站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。
——主机兼操作员工作站宜双套配置。
2）远动通信装置
——远动通信装置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。
——远动通信装置应双套配置。
3）网络通信记录分析系统（选配）
——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。
b）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、集中式处理装置以及其它智能接口设备
等。
1）测控装置
——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报文实现间隔层防误联闭锁和下发控制命令功能；
——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；
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Q/GDW393—2009
2）继电保护装置
——保护装置采样和跳闸满足Q/GDW383-2009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；
——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；
——保护装置宜设置检修压板，其余功能投退和出口压板宜采用软压板；
——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；
——保护配置应满足继电保护规程规范要求。
3）故障录波
——故障录波装置应按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，与变电站层设备直
接通信；
——可采用集中式故障录波，也可采用分布式录波方式。集中式录波时，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；
——当采用集中式故障录波时，故障录波装置宜按照电压等级配置；
——故障录波应满足故障录波相关标准。
4）电能计量装置
——电能计量装置宜支持DL/T860标准，以网络方式或点对点方式采集电流电压信息；
——电能计量配置应满足现行相关标准。
5）其他装置
——备自投装置、区域稳定控制装置、低周减载装置等应按照DL/T860标准建模，配置
应满足现行相关标准。
6）有载调压（AVC）和无功投切（VQC）
——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。
7）打印机
——宜取消装置柜内的打印机，设置网络打印机，通过站控层网络通信打印全站各装置的
保护告警、事件等。
c）过程层设备
1）电子式互感器和合并单元
满足本规定5.2节要求；
2）智能终端
满足本规定5.1节要求；
6.2.4110kV及以下变电站设备配置
a）站控层设备
站控层设备一般包括主机兼操作员工作站、远动通信装置、网络通信记录分析系统、以及其它
智能接口设备等。
1）主机兼操作员工作站
——主机兼操作员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。
——主机兼操作员工作站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。
——主机兼操作员工作站宜单套配置。
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Q/GDW393—2009
2）远动通信装置
——远动通信装置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。
——远动通信装置应单套配置。
3）网络通信记录分析系统（选配）
——变电站宜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。
b）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、集中式处理装置以及其它智能接口设备
等。
1）测控装置
——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报文实现间隔层防误联闭锁和下发控制命令功能；
——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；
2）继电保护装置
——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；
——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；
——保护装置宜设置检修压板，其余功能投退和出口压板宜采用软压板；
——保护装置采样和跳闸满足Q/GDW383-2009相关要求；
——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；
——保护配置应满足继电保护规程规范要求。
3）故障录波
——宜采用分布式故障录波，也可采用集中式故障录波。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；
——当采用集中式故障录波时，故障录波装置宜按照电压等级配置；
——故障录波装置应满足故障录波相关标准。
4）电能计量装置
——电能计量装置宜支持DL/T860标准，以网络方式或点对点方式采集电流电压信息；
——电能计量配置应满足现行相关标准。
5）其他装置
——备自投装置、区域稳定控制装置、低周减载装置等应按照DL/T860标准建模，配置
应满足现行相关标准。
6）有载调压和无功投切
——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。
7）打印机
——宜取消装置柜内上的打印机，设置网络打印机，通过站控层网络通信打印全站各装置
的保护告警、事件等。
c）过程层设备
1）电子式互感器和合并单元
满足本规定5.2节要求；
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Q/GDW393—2009
2）智能终端
满足本规定5.1节要求；
6.2.5网络通信设备
a）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，
满足DL/T860标准。
b）220kV变电站交换机配置原则
1）站控层网络（含MMS、GOOSE）交换机
——站控层宜冗余配置2台中心交换机，每台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）间隔层网络（含MMS、GOOSE）交换机
——间隔层侧二次设备室网络交换机宜按照设备室或按电压等级配置，每台交换机端口数
量宜满足应用需求。
3）过程层网络（含采样值、GOOSE）交换机
——当GOOSE和采样值报文均采用网络方式传输时，220kV电压等级宜每2个间隔配置
2台交换机，110（66）kV电压等级宜每2个间隔配置2台交换机，主变各侧可独立
配置2台交换机，35kV及以下交换机宜按照母线段配置；
——当采样值报文采用点对点方式传输，GOOSE报文采用网络方式传输时，220kV电压
等级GOOSE网络宜每4个间隔配置2台交换机，110（66）kV电压等级宜每4个间
隔配置2台交换机，主变各侧可独立配置2台交换机，35kV及以下交换机宜按照母
线段配置；
——220kV母线差动保护宜按远景规模配置2台交换机；
——110（66）
kV母线差动保护宜按远景规模配置2台交换机。
c）110kV及以下变电站交换机配置原则
1）站控层网络（含MMS、GOOSE）交换机
——站控层宜配置1台中心交换机，每台交换机端口数量应满足站控层设备接入要求，端
口数量满足应用需求；
2）间隔层网络（含MMS、GOOSE）交换机
——间隔层侧二次设备室网络交换机宜按照设备室或按电压等级配置，每台交换机端口数
量满足应用需求。
3）过程层网络（含采样值、GOOSE）交换机
——当GOOSE和采样值报文均采用网络方式传输时，110（66）kV电压等级宜每2个间
隔配置2台交换机，主变各侧可独立配置2台交换机，35kV及以下交换机宜按照母
线段配置；
——当采样值报文采用点对点方式传输，GOOSE报文采用网络方式传输时，110（66）kV
电压等级宜每4个间隔配置2台交换机，主变各侧可独立配置2台交换机，35kV及
以下交换机宜按照母线段配置；
d）网络通信介质
1）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；
2）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。
6.2.6系统功能
a）应能实现数据采集和处理功能；
b）应建立实时数据库，存储并不断更新来自间隔层或过程层设备的全部实时数据；
c）应具有顺序控制功能；
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Q/GDW393—2009
d）应满足无人值班相关功能要求；
e）应具有防误闭锁功能；
f）应具有报警处理功能，报警信息来源应包括自动化系统自身采集和通过数据通信接口获取的各
种数据；
g）应具有事件顺序记录及事故追忆功能；
h）应具有画面生成及显示功能；
i）应具有在线计算及制表功能；
j）应具备对数字或模拟电能量的处理功能；
k）应具备远动通信功能；
l）应具备人－机联系功能；
m）应具备系统自诊断和自恢复功能；
n）应具备与其他智能设备的接口功能；
o）应具备保护及故障信息管理功能；
p）宜具备设备状态可视化功能；
q）宜具备智能告警及事故信息综合分析决策功能；
r）应具备网络报文记录分析功能；
s）应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；
t）根据运行要求，实现其它需要的高级应用功能。
6.2.7与其他智能设备的接口
变电站直流系统、站用电系统、UPS系统、图像监视和安全警卫系统以火灾自动报警系统等宜采用
DL/T860标准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
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-B、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
具备网络信息传输通道条件时，智能变电站应配置两套调度数据网络接入设备，实现双网接入。
6.3.3二次系统安全防护
应按照电力二次系统安全防护的有关要求，配置相关二次安全防护设备。
6.3.4站用电源系统
全站直流、交流、逆变、UPS、通信等电源一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和
信息数据能通过一体化监控单元展示并转换为DL/T860标准模型数据接入自动化系统。
6.3.5图像监视及安全警卫系统
a）全站应设置一套图像监视及安全警卫系统；
b）图像监视及安全警卫系统宜实现与变电站设备操作、报警等各类事件的联动；
c）图像监视及安全警卫系统宜实现对变电站相关照明灯具的辅助控制。
6.4二次设备组柜
6.4.1站控层设备
a）220kV变电站
1）主机兼操作员站：可不组柜，布置在控制台上；
2）远动通信装置：2套远动通信装置宜组1面柜；
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Q/GDW393—2009
3）网络记录分析仪：分析仪和记录仪宜组1面柜；
4）调度数据网接入设备和二次安全防护设备：调度数据网接入设备和二次安全防护设备宜组
2面柜。
b）110kV变电站
1）主机兼操作员站：可不组柜，布置在控制台上；
2）远动通信装置：1套远动通信装置宜组1面柜；
3）网络记录分析仪：分析仪和记录仪宜组1面柜；
4）调度数据网接入设备和二次安全防护设备：调度数据网接入设备和二次安全防护设备宜组
1面柜。
6.4.2间隔层设备
当采用集中布置方式时，宜按照以下原则进行组柜：
a）220kV间隔：
——若采用保护测控合一装置，1个间隔内的保护测控、合并单元可组1面柜；
——若采用保护、测控独立装置，1个间隔内的保护、测控、合并单元可组2面柜；
——220kV母线保护可组1~2面柜；
b）110（66）kV间隔：2个间隔内的保护测控、合并单元可组1面柜；110（66）kV母线保护宜
组1面柜；
c）220kV变电站主变压器：保护、测控、合并单元可组2面柜；
d）110kV以下电压等级变电站主变压器：保护、测控、合并单元可组1面柜；
e）35kV及以下电压等级保护测控合一装置宜就地布置于开关柜；
f）全站配置1面公用测控柜，柜上布置2个测控装置，用于站内其它公用设备接入；
当采用分散布置方式时，设备组柜方式可根据配电装置场地的具体安装条件，参照集中布置方式的
原则确定。
6.4.3过程层设备
a）合并单元宜与保护装置合并组柜，也可单独组柜；
b）智能终端宜安装布置于所在间隔的户外柜或汇控柜内。
6.4.4
网络通信设备
a）站控层交换机：
——站控层中心交换机宜与远动通信装置合组1面柜；
——二次设备室站控层交换机宜根据设备室条件，按照光缆和电缆连接数量最少的原则与其他
设备共同组柜安装；
b）过程层交换机：宜按电压等级分别组柜，每面柜组4～6台交换机，并配置相应的ODU（光纤
分配单元）和PDU（电源分配单元）。
6.5二次设备布置
6.5.1智能变电站宜集中设置二次设备室，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，智能终端宜分散布置于配电装置场
地，合并单元宜集中布置于二次设备室。
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。
6.6光/电缆选择
6.6.1二次设备室内通信联系宜采用屏蔽双绞线，但采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息
传输宜采用光纤。
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Q/GDW393—2009
6.6.2智能变电站电缆选择及敷设的设计应符合GB50217的规定。
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
各自独立的光缆。
6.6.4光缆选择
a）光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定；
b）除线路保护专用光纤外，宜采用缓变型多模光纤；
c）室内光缆一般采用非金属阻燃增强型光缆，缆芯一般采用紧套光纤；
d）室外光缆宜采用中心束管式或层绞式光缆；
e）每根光缆宜备用2～4芯，光缆芯数宜选取4芯、8芯或12芯。
6.7防雷、接地和抗干扰
防雷、接地和抗干扰满足DL/T621、DL/T5136、DL/T5149的要求。
7变电站总布置
在安全可靠、技术先进、经济合理的前提下，智能变电站设计应符合资源节约、环境友好的技术原
则，结合新设备、新技术的使用条件，优化配电装置场地和建筑物布置。
8土建与建筑物
8.1宜结合设备整合，优化设备布置和建筑结构，减少占地面积和建筑面积。
8.2光缆可采用电缆沟敷设，也可采用穿管、槽盒等方式敷设。严寒地区宜采取防冻措施，防止光缆
损伤。
8.3电缆沟设计：智能变电站内连接介质减少，宜缩小电缆沟截面，减少敷设材料，实现电缆沟的优
化设计。
9辅助设施功能要求
9.1电气照明：应选用配合光合理、效率高的节能绿色照明灯具，以降低能耗，宜实现灯光的自动开
启和关闭功能；当采用太阳能、地热、风能等清洁能源供电时，宜优先采用清洁能源，如容量不够时，
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。
9.2采暖、通风：可实现采暖设备按设定温度自动或远方控制；可实现SF6电气设备室内的自动检测
报警，超限自动启动机械通风系统；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。
9.3宜采用DL/T860标准与站控层通信，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。
9.4排水：宜设置关键水位监测和传感控制，实现排水系统自动或远方控制。
10高级功能要求
10.1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，进行状态可视化展示并发送到上级系统，为
实现优化电网运行和设备运行管理提供基础数据支撑。
10.2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。
可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。
15
Q/GDW393—2009
10.3故障信息综合分析决策
宜在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据挖掘、
多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示。
10.4支撑经济运行与优化控制
应综合利用变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，支持变电站及智能电网调度技术支持
系统安全经济运行及优化控制。
10.5站域控制
利用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、母线分合运行）的协调工
作，适应系统运行方式的要求。
10.6与外部系统交互信息
宜具备与大用户及各类电源等外部系统进行信息交换的功能。
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Q/GDW393—2009
附录A
（规范性附录）
本规定用词说明
A.1.1为便于在执行本规程条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1）凡出现“应”的条款，则该条款属必须满足的要求性条款；
2）凡出现“宜”的条款，则该条款属推荐性条款，但执行者可根据实际情况可执行，也可不执行；
3）凡出现“可”的条款，则该条款属选择性条款，本规范无任何推荐倾向，执行者可根据实际情
况自行决定执行或者不执行。
A.1.2条文中指明应按其他有关标准、规范执行时，写法为“应按××执行”或“应符合××要求或规
定”，非必须按所指定的标准规范的要求执行时，写法为“可参照××”。
A.1.3条文中条款之间承上启下的连接用语，一般采用“符合以下要求或规定”、“满足以下××”或
“符合如下条件”。
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Q/GDW393—2009
附录B
（资料性附录）
智能变电站智能装置GOOSE虚端子配置
数字化变电站智能装置GOOSE虚端子配置方法通过如下技术方案实现：提出智能装置虚端子、虚
端子逻辑连线以及GOOSE配置表等概念，具体包括有：
1.虚端子：智能装置GOOSE“虚端子”的概念，将智能装置的开入逻辑1～i分别定义为虚端子IN1～
INi，开出逻辑1～j分别定义为虚端子OUT1～OUTj。
虚端子除了标注该虚端子信号的中文名称外，还需标注信号在智能装置中的内部数据属性，
智能装置的虚端子设计需要结合变电站的主接线形式，应能完整体现与其他装置联系的全部信息，
并留适量的备用虚端子。
2.逻辑连线：虚端子逻辑连线以智能装置的虚端子为基础，根据继电保护原理，将各智能装置
GOOSE配置以连线的方式加以表示，虚端子逻辑连线1～k分别定义为LL1～LLk。
虚端子逻辑连线可以直观地反映不同智能装置之间GOOSE联系的全貌，供保护专业人员参阅。
3.配置表：GOOSE配置表以虚端子逻辑连线为基础，根据逻辑连线，将智能装置间GOOSE配置
以列表的方式加以整理再现。
GOOSE配置表由虚端子逻辑连线及其对应的起点、终点组成，其中逻辑连线由逻辑连线编号LLk
和逻辑连线名称2列项组成，逻辑连线起点包括起点的智能装置名称、虚端子OUTj以及虚端子的内部
数据属性3列项，逻辑连线终点包括终点的智能装置名称、虚端子INi以及虚端子的内部属性3列项。
GOOSE配置表对所有虚端子逻辑连线的相关信息系统化地加以整理，作为图纸依据。
在具体工程设计中，首先根据智能装置的开发原理，设计智能装置的虚端子，其次，结合继电保护
原理，在虚端子的基础上设计完成虚端子逻辑连线，最后，按照逻辑连线，设计完成GOOSE配置表。
逻辑连线与GOOSE配置表共同组成了数字化变电站GOOSE配置虚端子设计图。
18
Q/GDW393—2009
《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》
编制说明
19
Q/GDW393—2009
目
一
二
三
四
五
六
次
编制背景
··························································································································································
21
编制主要原则及思路
······································································································································
21
与其他标准的关系
··········································································································································
21
主要工作过程
··················································································································································
21
规范的结构和内容
··········································································································································
22
条文说明
··························································································································································
22
20
Q/GDW393—2009
为加快建设统一坚强智能电网，提高智能变电站建设效率和效益，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，根据公司《智能电网第一阶段重点项目实施方案》、
《关于下达智能电网试点工程项目计划的通知》（国家电网智能［2009］909号文）的安排，由公司基
建部牵头，组织江苏省电力设计院、浙江省电力设计院、中国电力工程顾问集团公司、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、安徽省电力设计院等单位，开展了《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》制
定工作。
一、编制背景
1．公司对智能电网、智能变电站建设设计提出的要求。
2．变电站自动化领域中自动化、计算机信息与通信技术快速发展，国内外数字化变电站和无人值
班变电站积累一定的设计、运行成果和经验，国际上即将颁布IEC61850第二版，为智能变电站建设设
计提供了有力技术支撑。
3．现行变电站设计规范一般未涉及智能变电站内容，不能适应智能变电站建设要求，新编制的《智
能变电站技术导则》（Q／GDW383-2009）中有关设计部分内容需要进一步细化、补充和完善。
二、编制主要原则及思路
1．按照《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则》（GB/T1.1-2000）、《关于印发<
国家电网公司技术标准管理办法>的通知》（国家电网科（2007〕211号）和《电力企业标准编制规则》
（DL/T800—2001）的有关要求，开展本规范制定工作。
2．本规范依据《智能变电站技术导则》（Q/GDW383—2009）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。
3．作为公司企业标准，使公司系统智能变电站设计工作有章可循。
三、与其他标准的关系
1．本规范引用了《智能变电站技术导则》（Q/GDW383—2009）的有关规定。
2．本规范引用了《变电站通信网络和系统》（DL/T860）的有关规定。
3．智能变电站设计除应执行本标准外，尚应严格执行强制性国家标准和行业标准，应符合现行的
国家标准、行业和企业有关标准的规定。
四、主要工作过程
21
Q/GDW393—2009
1．2009年8月14日，在西安组织召开《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》研究编制工
作启动会，成立了国家电网公司基建部牵头，以江苏省电力设计院、浙江省电力设计院、中国电力工程
顾问集团公司为主要起草单位，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、安徽省电力设计院为参加起草单位的
编写工作组。会议拟出编制大纲、工作计划，并讨论通过；
2．2009年8月～9月，按照编制大纲和工作计划，编制标准初稿，并经编写组内部讨论后形成初
稿修改稿；
3.2009年9月18日，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；
4.2009年9月25日，编写组按照修改意见，修改完善形成征求意见稿；
5.2009年9月28日，印发了基建技术函（2009）43号，将征求意见稿发给各网省公司和顾问集团
广泛征求意见。
6．2009年10月17日～10月28日，编写组汇总梳理征求意见稿反馈意见，认真讨论，修改完善
后形成送审稿。
7．2009年，在北京召开国家电网公司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。
8．2009年11月18日，编写组根据评审意见修改完善形成报批稿。
五、规范的结构和内容
本规范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、高级功能等技术要求。
本规范对的主要结构及内容如下：
1．前言
2．目次
3．正文，共设十章：范围、引用标准、术语和定义、总则、电气一次部分、二次部分、变电站布
置、土建、辅助设施功能要求、高级功能要求。
4．附录A、B
六、条文说明
1范围
本章规定了本规程的适用范围。
22
Q/GDW393—2009
本规范适用于交流110（66）kV~220kV智能变电站新建工程。相同电压等级扩建、改建工程可参照执
行。
2引用标准
本章列出了与本规程内容相关的标准。引用的原则为：对与本规程内容有关的主要GB、DL、YD、Q/
GDW标准，均逐条列出；当没有对应的GB、DL、YD、Q/GDW标准时，则引用相应的IEC、IEEE标准。
在使用本规程引用标准时，一般按GB、DL、YD中的较高标准执行，当无相关的GB、DL、YD标准
时，则参照对应的IEC、IEEE标准。
3术语和定义
为工程设计查阅方便和执行本规程条文时能正确理解相关的专业名称术语，此章列出了智能变电站所涉
及的主要专业术语及其解释。为了使术语的解释尽量标准化、规范化，本章所列术语的解释尽量引自已有标
准、规程或词典；对于新的术语，尽量以简洁易懂的语言方式定义。下面列出各术语解释的出处及参考资料。
3.1
智能变电站smartsubstation
参见Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》。
3.2
智能设备intelligentequipment
参见Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》。
3.3
智能组件intelligentcomponent
参见Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》。
3.4
智能终端smartterminal
智能终端作为一次设备的过程层接口，通常是以GOOSE方式上传信息量，同时接收GOOSE下行控制
命令。
3.5
智能电子装置IntelligentElectronicDevice(IED)
参见Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》。
3.6
电子式互感器electronicinstrumenttransformer
23
Q/GDW393—2009
参见GB/T20840.8-2007《互感器第8部分：电子式电流互感器》。
3.7
电子式电流互感器electroniccurrenttransformer；ECT
参见GB/T20840.8-2007《互感器第8部分：电子式电流互感器》。
3.8
电子式电压互感器electronicvoltagetransformer；EVT
参见GB/T20840.7-2007《互感器第7部分：电子式电压互感器》。
3.9
合并单元mergingunit
参见DL/T860《变电站通信网络和系统》。
3.10
设备状态监测on-Linemonitoringofequipment
电力设备的劣化、缺陷的发展具有统计性和前期征兆，表现为电气、物理、化学等特性参量的渐进
变化，在线监测的特点是可对处于运行状态的电力设备进行连续和随时的监测和判断，为电力设备的状
态检修提供必要的判断依据。
3.11
状态检修condition-basedmaintenance
状态检修是根据设备状态安排检修计划，实施设备检修，从而克服计划检修缺乏针对性的缺点，防
止设备过、欠检修，既可以节省大量的人力、物力，又有效避免事后检修造成设备的重大破坏。
3.12
MMSmanufacturingmessagespecification
MMS即是ISO/IEC9506标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。国际标准化组织出台
MMS（制造报文规范）的目的是为了规范工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、
智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性（Interoperation），使系统集成变
得简单、方便。MMS技术广泛用于工业过程控制、工业机器人等领域。DL/T860.81定义了站控层和间
隔层之间通信的ACSI到ISO/IEC9506即MMS之间的映射。这种映射关系定义了ACSI中的概念、对
象和服务如何与MMS中的概念、对象和服务进行对应。
3.13
GOOSEgenericobjectorientedsubstationevent
24
Q/GDW393—2009
当发生任何状态变化时，智能电子设备将借助变化报告，高速多播一个二进制对象通用面向变电站
事件对象（GOOSE）报告，该报告一般包含有：状态输入、起动和输出元件、继电器等实际和虚拟的
每一个双点命令状态。
在第一次报告后，该报告一般以间隔2，4，8……60,000ms顺序重发。（第一重发延时不固定，可
长可短）。
面向变电站通用事件对象报告允许高速传输跳闸信号，具有高传输成功概率。
3.14
互操作性interoperability
参见DL/T860《变电站通信网络和系统》。
3.15
一致性测试conformancetest
参见DL/T860《变电站通信网络和系统》。
3.16
顺序控制sequencecontrol
参见Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》。
3.17
变电站自动化系统substationautomationsystem
参见DL/T860.5-2006第3.3.3条，在该定义基础上增列了控制系统。随着技术的发展，监控保护以
及其他二次系统逐渐融合，大二次的概念开始在技术层面和管理层面得到认同，提出变电站自动化系统
包含监控保护等二次系统符合变电站发展的趋势。
3.18
交换机switch
参见DL/Z860.2-2006第2.136条。
3.19
站域控制substationareacontrol
参见Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》。
4总则
4.1本规范主要内容是智能变电站中智能设备的配置原则和二次系统的设计原则。是在原有变电站设
计规程规范的基础上针对智能变电站的建设进行的补充，与现行标准、规范不一致之处以本规范为准。
25
Q/GDW393—2009
4.2智能变电站的设计应满足智能电网安全可靠、技术先进、经济合理的要求，应贯彻智能电网建设
的战略目标，体现智能变电站的特征和相对于常规变电站的优越性。
5
5.1
5.1.1
根据Q/GDW383-2009编制说明，“智能设备由一次设备和智能组件组成，现阶段从物理形态和逻辑功
能上都可理解为“一次+二次”；未来应该会逐步走向功能集成化和结构一体化。”
5.1.2智能终端配置原则
电气一次部分
智能设备
a)220kV变电站
1)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；
2)各电压等级智能终端的配置数量与继电保护配置有关，双重化的保护要求智能终端也双重
化配置，不跨接两个网络，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；
3)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；35kV及以下户外敞开式
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；
4)主变各侧智能终端的配置数量与继电保护配置有关，双重化的保护要求智能终端也双重化
配置，不跨接两个网络；
5）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。
b)110kV变电站
1)各电压等级智能终端的配置数量与继电保护配置有关，双重化的保护要求智能终端也双重
化配置，不跨接两个网络，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；
2)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；35kV及以下户外敞开式
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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；
3)主变各侧智能终端的配置数量与继电保护配置有关，双重化的保护要求智能终端也双重化
配置，不跨接两个网络；
4）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。
5.1.3技术要求
a)智能设备
1)～2)对应于Q/GDW383-2009对一次设备的相关要求；
3)～14)对应于Q/GDW383-2009对智能组件的相关要求；
15)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。
b)智能终端
智能终端在数字化变电站中得到广泛应用，技术相对成熟。
5.2
5.2.1
互感器
配置原则
a)互感器
——电子互感器相比传统互感器具有体积小、抗饱和能力强、线性度好等优势，可避免传统互
感器铁磁谐振、绝缘油爆炸、六氟化硫泄漏、CT断线导致高压危险等固有问题，同时能够
节约大量铁芯、铜线等金属材料，在高电压等级，与传统互感器相比具有明显的经济性；
——对于低电压等级，若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可采用常规互感器或模拟小信
号输出互感器，配以合并单元的数字转换，实现输出信号的数字化，具有较好的经济性；
若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，传输距离较远，可采用电子式互感器实
现电流电压信号就地数字化；
——主变高、中、低压侧套管CT的取消可简化主接线和节省设备造价，低压侧配置电子式互
感器在抗饱和能力方面较常规互感器有明显改善；
——采用电流电压组合型互感器可节省占地面积和设备造价；
——采用互感器可与隔离开关、断路器组合安装可节省占地面积和设备造价。
b)合并单元
27
Q/GDW393—2009
1)220kV变电站
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变电站中，对于继电保护
有双重化配置要求的间隔，合并单元也应冗余配置，对应于互感器冗余的独立输出回路；
2)110kV变电站
对于110(66)kV变电站，全站继电保护除变压器外均采用单套配置，合并单元也应相应单
套配置。
5.2.2技术要求
a)互感器
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；
b)合并单元
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；
5.3
5.3.1
设备状态监测
监测范围与参量
对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、不同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。
5.3.2
a)
技术要求
统一状态监测系统的后台机、后台分析软件、接口类型和传输规约，是实现全站设备状态监测
统一平台的必要手段；
b)要求将设备状态监测单元集成于设备本体，在线监测信息作为设备的基本状态信息输出。
6二次部分
6.1
6.1.1
一般规定
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；
6.1.2强调采用DL/T860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；
28
Q/GDW393—2009
6.1.3
6.1.4
保护及故障信息管理功能集成于主机兼操作员站，可实现硬件装置的整合与信息的共享；
故障录波能通过GOOSE网络和采样值网络实现录波，可采用集中式，也可采用分布式；故障录
波宜与监控、保护系统统一组网，由于故障录波报文一般采用COMTRADE格式，容量较大，为保证站
控层和间隔层网络传输的可靠性和安全，故障录波系统可以单独组网接入保护及故障信息管理子站。
6.1.5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DL/T860标准的数字式电能表
是未来智能变电站技术的发展趋势。
6.1.6从国家电网的安全战略上考虑，增加对北斗对时系统的支持，并优先采用，同时IEC61588网络
对时是智能变电站间隔层和过程层设备实现对时的有效方案。
6.1.7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。
6.1.8110（66）kV~220kV变电站的无人值班模式在国网范围内现已大量应用，智能变电站的设计应遵
循无人值班的相应技术要求；
6.1.9目前，远方监控/调度中心基于IEC61970的升级换代工作正在开展，变电站自动化系统远动部分
应该适应新技术的发展，为将来IEC61970的应用预留接口；
6.2变电站自动化系统
6.2.1系统构成
a)本标准采用DL/T860中定义的三层体系结构。
b)站控层的组成和功能参考DL/T5149的站控层定义和描述。
c)间隔层的组成和功能参考DL/T5149的间隔层定义和描述，把保护也列入间隔层，符合DL/T860.5
关于间隔层的功能定义。
d)过程层主要包含完成一次设备与间隔层的功能接口，一次设备部分列入过程层更加容易理解变
电站三层之间的功能分布。
6.2.2网络结构
a)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来发展趋势；
b)三层结构是现阶段普遍采用的模式；
29
Q/GDW393—2009
6.2.3220kV变电站设备配置
a)站控层设备
站控层设备除了DL/T5149所涉及的站控层后台系统外增加了网络通信记录分析系统，包括其它
一些站控层需要完成的功能。
b)间隔层设备
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DL/T5149所定义的间隔层
设备内容要广，所有与过程层接口相联系同时与站控层进行数据传输的设备都可以归口于间隔层
设备。
1)测控装置
DL860标准中强调功能可以自由分配的思想，智能设备（智能终端）的应用使测控装置本
身的功能弱化，110kV测控保护四合一装置已经开始应用，为减少装置数量，要求110kV
及以下采用保护测控合一装置。
2)保护装置
重点强调保护装置应满足Q/GDW383-2009直接采样、直接跳闸的要求。
3)故障录波装置
故障录波装置具备网络录波功能。常规故障录波器受到模拟量和开关量的采集、端子排等
限制需要配置母线录波器、主变录波器、线路录波器等多台装置，通过网络录波后将受限
于装置本身的录波处理能力，规范推荐提高装置的处理能力以能够采集更多的GOOSE和
采样值报文，减少故障录波装置。
4)电能计量装置
电子式电能表目前在贸易结算点还存在着认证、检测等法规上的认可问题，但电子式电能
计量是技术发展的趋势，也是智能变电站的要求。
c)过程层设备
详见电气一次部分。
6.2.5网络通信设备
a)交换机的可靠性、环境适应性要求较高，要求国内权威检测机构认证，满足DL/T860标准相关
要求；
b)220kV变电站交换机配置原则
1）站控层、间隔层网络交换机
宜冗余配置，每台交换机端口数量除满足站控层设备接入要求，还应满足与二次设备室内
交换机级联连接的要求，端口数量根据实际工程情况可配置大于或小于24口的交换机，但
宜尽量减少交换机数量。
c)网络通信介质
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Q/GDW393—2009
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，采用光缆传输期抗干扰能力可得到保证。
6.2.6系统功能
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。
6.3
6.3.1
其他二次系统
全站时间同步系统
b)站控层设备计算机类设备宜采用SNTP对时，装置类设备宜采用IRIG-B、1pps对时。
c)间隔层和过程层设备采用IRIG-B、1pps对时现阶段可靠性较高，但接线较复杂，如具备条件，
可采用IEC61588网络对时可简化对时系统。
6.3.3直流及UPS电源系统
a)一体化电源系统包括直流电源（含通信-48V电源）、UPS及站用交流配电屏集成为一个系统，统
一设计、监控、生产、调试、服务，通过网络通信、设计优化、系统联动方法，实现站用电源
安全化、网络智能化设计，实现效益最大化目标。
10高级功能要求
高级功能要求应随着智能变电站技术发展和智能电网建设要求逐步推进。
31