智能變電站技術導則

1、智能變電站技術導則（報批稿）1 范圍本導則作為智能變電站建設與在運變電站智能化改造的指導性規(guī)范，規(guī)定了智能變電站的相關術語和定義，明確了智能變電站的技術原則和體系結構，提出了設備層、系統(tǒng)層及輔助設施的技術要求，并對智能變電站的設計、調試驗收、運行維護、檢測評估等環(huán)節(jié)作出了規(guī)定。 本導則適用于110 kV（包括66 kV）及以上電壓等級智能變電站。2 規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過本標準的引用而成為本標準的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵根據(jù)本標準達成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準。

2、GB/T 2900.15 電工術語 變壓器、互感器、調壓器和電抗器GB/T 2900.50 電工術語 發(fā)電、輸電及配電 通用術語GB/T 2900.57 電工術語 發(fā)電、輸電和配電 運行GB/T 13729 遠動終端設備GB 14285 繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程GB 50150 電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準DL/T 448 電能計量裝置技術管理規(guī)程DL/T 478 靜態(tài)繼電保護及安全自動裝置通用技術條件DL/T 596 電力設備預防性試驗規(guī)程DL 663 220 kV500 kV電力系統(tǒng)故障動態(tài)記錄裝置檢測要求DL/T 723 電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定控制技術導則DL 755 電力系統(tǒng)安

3、全穩(wěn)定導則DL/T 769 電力系統(tǒng)微機繼電保護技術導則DL/T 782 110 kV及以上送變電工程啟動及竣工驗收規(guī)程DL/T 860 變電站通信網(wǎng)絡和系統(tǒng)DL/T 1075 數(shù)字式保護測控裝置通用技術條件DL/T 1092 電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)通用技術條件DL/T 5149 220 kV500 kV變電所計算機監(jiān)控系統(tǒng)設計技術規(guī)程JJG 313 測量用電流互感器檢定規(guī)程JJG 314 測量用電壓互感器檢定規(guī)程JJG 1021 電力互感器檢定規(guī)程 Q/GDW 157 750 kV電力設備交接試驗標準Q/GDW 168 輸變電設備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程Q/GDW 213 變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)工廠

4、驗收管理規(guī)程Q/GDW 214 變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)現(xiàn)場驗收管理規(guī)程IEC 61499 Function blocks for embedded and distributed control systems designIEC 61588 Precision clock synchronization protocol for networked measurement and control systemsIEC 62439 High availability automation networks電力二次系統(tǒng)安全防護總體方案（國家電力監(jiān)管委員會第34號文，2006年2月）3 術語和定義G

5、B/T 2900.15、GB/T 2900.50、GB/T 2900.57、DL/T 860.1和DL/T 860.2中確立的以及下列術語和定義適用于本導則。3.1智能變電站 smart substation采用先進、可靠、集成、低碳、環(huán)保的智能設備，以全站信息數(shù)字化、通信平臺網(wǎng)絡化、信息共享標準化為基本要求，自動完成信息采集、測量、控制、保護、計量和監(jiān)測等基本功能，并可根據(jù)需要支持電網(wǎng)實時自動控制、智能調節(jié)、在線分析決策、協(xié)同互動等高級功能，實現(xiàn)與相鄰變電站、電網(wǎng)調度等互動的變電站。3.2 智能組件 intelligent combination對一次設備進行測量、控制、保護、計量、檢測等一

6、個或多個二次設備的集合。3.3 測量單元 measurement unit實現(xiàn)對一次設備各類信息采集功能的元件，是智能組件的組成部分。3.4 控制單元 control unit接收、執(zhí)行指令，反饋執(zhí)行信息，實現(xiàn)對一次設備控制功能的元件，是智能組件的組成部分。3.5保護單元 protection unit實現(xiàn)對一次設備保護功能的元件，是智能組件的組成部分。3.6 計量單元 metering unit實現(xiàn)電能量計量功能的元件，是智能組件的組成部分。3.7狀態(tài)監(jiān)測單元 detecting unit實現(xiàn)對一次設備狀態(tài)監(jiān)測功能的元件，是智能組件的組成部分。3.7智能設備 intelligent equi

7、pment一次設備與其智能組件的有機結合體，兩者共同組成一臺（套）完整的智能設備。3.9全景數(shù)據(jù) panoramic data反映變電站電力系統(tǒng)運行的穩(wěn)態(tài)、暫態(tài)、動態(tài)數(shù)據(jù)以及變電站設備運行狀態(tài)、圖像等的數(shù)據(jù)的集合。3.10順序控制 sequence control發(fā)出整批指令，由系統(tǒng)根據(jù)設備狀態(tài)信息變化情況判斷每步操作是否到位，確認到位后自動執(zhí)行下一指令，直至執(zhí)行完所有指令。3.11站域控制 substation area control通過對變電站內信息的分布協(xié)同利用或集中處理判斷，實現(xiàn)站內自動控制功能的裝置或系統(tǒng)。3.12站域保護 substation area protection一種基

8、于變電站統(tǒng)一采集的實時信息，以集中分析或分布協(xié)同方式判定故障，自動調整動作決策的繼電保護。4 技術原則智能變電站應以高度可靠的智能設備為基礎，實現(xiàn)全站信息數(shù)字化、通信平臺網(wǎng)絡化、信息共享標準化、應用功能互動化。其基本技術原則如下：a) 智能變電站設備具有信息數(shù)字化、功能集成化、結構緊湊化、狀態(tài)可視化等主要技術特征，符合易擴展、易升級、易改造、易維護的工業(yè)化應用要求。b) 智能變電站的設計及建設應按照DL/T 1092三道防線要求，滿足DL/T 755三級安全穩(wěn)定標準；滿足GB/T 14285繼電保護選擇性、速動性、靈敏性、可靠性的要求；遵守電力二次系統(tǒng)安全防護總體方案。c) 智能變電站的測量、

9、控制、保護等單元應滿足GB/T 14285、DL/T 769、DL/T 478、GB/T 13729的相關要求，后臺監(jiān)控功能應參考DL/T 5149的相關要求。d) 智能變電站的通信網(wǎng)絡與系統(tǒng)應符合DL/T 860標準。應建立包含電網(wǎng)實時同步實時信息、保護信息、設備狀態(tài)、電能質量等各類數(shù)據(jù)的標準化信息模型，滿足基礎數(shù)據(jù)的完整性及一致性的要求。e) 宜建立站內全景數(shù)據(jù)的統(tǒng)一信息平臺，供系統(tǒng)層各子系統(tǒng)統(tǒng)一數(shù)據(jù)標準化規(guī)范化存取訪問以及和調度等其它系統(tǒng)進行標準化交互。f) 應滿足變電站集約化管理、順序控制、狀態(tài)檢修等要求，并可與調度、相鄰變電站、電源（包括可再生能源）、用戶之間的協(xié)同互動，支撐各級電網(wǎng)

10、的安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行。5 體系結構5.1 體系分層智能變電站分為設備層、系統(tǒng)層。設備層包含由一次設備和智能組件構成的智能設備，實現(xiàn)DL/T860中所提及的過程層、間隔層功能。系統(tǒng)層包含自動化系統(tǒng)、站域控制、通信系統(tǒng)、對時系統(tǒng)等子系統(tǒng)，實現(xiàn)DL/T860中所提及的站控層功能。體系分層要求及說明詳細見附錄A。5.2 設備層設備層完成變電站電能分配、變換、傳輸及其測量、控制、保護、計量、檢測等相關功能。智能組件是靈活配置的物理設備，可包含測量單元、控制單元、保護單元、計量單元、檢測單元中的一個或幾個。測控裝置、保護裝置、狀態(tài)檢測組件等均可作為獨立的智能組件。智能組件安裝方式是外置或者內嵌，也可以兩種形

11、式共存。智能設備可采用如下模式：a） 獨立運行的一次設備加上外置的智能組件。b） 一次設備加上內嵌的包含狀態(tài)檢測單元的智能組件，再加上外置的一個或多個智能組件。c） 一次設備加上內嵌的智能組件。智能設備操作宜支持順序控制。5.3 系統(tǒng)層系統(tǒng)層面向全站或一個以上一次設備，通過智能組件獲取并綜合處理變電站中關聯(lián)智能設備的相關信息，按照變電站和電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行要求，控制設備層協(xié)同完成多個應用功能。系統(tǒng)層完成數(shù)據(jù)采集和監(jiān)視控制（SCADA）、操作閉鎖、同步相量采集與集中、電能量采集、備自投、低壓/低頻解列、故障錄波、保護信息管理等相關功能。系統(tǒng)層功能應高度集成一體化，并根據(jù)變電站電壓等級和復雜程度，可

12、集成在一臺計算機或嵌入式裝置運行，也可分布在多臺計算機或嵌入式裝置運行。智能變電站數(shù)據(jù)源應統(tǒng)一、標準化，實現(xiàn)網(wǎng)絡共享。智能設備之間應實現(xiàn)進一步的互聯(lián)互通，支持采用系統(tǒng)級的運行控制策略。智能變電站自動化系統(tǒng)采用的網(wǎng)絡架構應合理，可采用環(huán)形、星型或混合型網(wǎng)絡，網(wǎng)絡冗余方式宜符合IEC 61499及 IEC 62439的要求。6 設備層功能要求6.1 一次設備一次設備應具備高可靠性，其外絕緣宜采用復合材料，與當?shù)丨h(huán)境相適應。信號傳變、數(shù)據(jù)采集時，宜將壓力、油位等直接反映設備運行狀況的模擬量數(shù)字化，滿足各種應用對數(shù)據(jù)采集精度、頻率的要求，并以網(wǎng)絡方式送出。宜采用電子式互感器，并應盡可能考慮互感器與一次

13、設備集成。6.2 智能組件6.2.1 基本功能要求智能組件的基本功能要求包括：a）采集與控制系統(tǒng)宜就地設置，與一次設備一體化設計安裝時應適應現(xiàn)場電磁、溫度、濕度、沙塵、振動等惡劣運行環(huán)境。b）應具備異常時鐘信息的識別防誤功能，同時具備一定的守時功能。c）應具備參量自檢測、就地綜合評估、實時狀態(tài)預報、自診斷、自恢復功能，設備故障自動定位，相關信息能以網(wǎng)絡方式輸出。d）宜有標準化的物理接口及結構，具備即插即用功能。e）宜將測量、控制、計量、保護和檢測等功能進行一體化設計，集成到統(tǒng)一的硬件平臺上，但不同功能區(qū)應有足夠絕緣強度的電氣隔離功能。f）宜采用測控、保護一體化設備，裝置可分散就地安裝。g）應考

14、慮通信網(wǎng)絡的延時情況并采取措施，不能影響相關智能組件（特別是保護）的功能及性能要求。h）應支持在線調試功能。i）通過智能組件能對站內主要設備的健康狀況和變化趨勢作出綜合評估。6.2.2 測量單元宜采用高精度數(shù)據(jù)采集技術，用不小于16位的數(shù)據(jù)長度表示。應實現(xiàn)統(tǒng)一斷面實時數(shù)據(jù)的同步采集，提供帶精確的絕對時標的電網(wǎng)數(shù)據(jù)。宜采用基于三態(tài)數(shù)據(jù)（穩(wěn)態(tài)數(shù)據(jù)、暫態(tài)數(shù)據(jù)、動態(tài)數(shù)據(jù)）綜合測控技術，進行全站數(shù)據(jù)的統(tǒng)一采集及標準方式輸出。應滿足測量輸出數(shù)據(jù)與被測電力參量在較大頻譜范圍內的響應一致性要求。宜具備電能質量的數(shù)據(jù)測量功能。6.2.3 控制單元應具備全站防止電氣誤操作閉鎖功能。宜具備同期電壓選擇功能。應具備本

15、間隔順序控制功能。遙控回路宜采用兩級開放方式抗干擾。應支持緊急操作模式的功能。6.2.4 保護單元應遵守繼電保護基本原則，滿足DL/T 769等相關保護的標準要求。宜通過網(wǎng)絡通信方式接入電流、電壓等數(shù)值和輸出控制信號，信號的輸入及輸出環(huán)節(jié)的故障不應導致保護誤動作，并應發(fā)出告警信號。保護單元應不依賴于外部對時系統(tǒng)實現(xiàn)其保護功能。雙重化配置的兩套保護，其信息輸入輸出環(huán)節(jié)應完全獨立。當采用電子式互感器時，應針對電子式互感器特點優(yōu)化相關保護算法、提高保護動作性能?？v聯(lián)保護宜支持一端為電子式互感器另一端為常規(guī)互感器或兩端均為電子式互感器的配置形式。6.2.5 狀態(tài)監(jiān)測單元應逐步擴展設備的自診斷范圍，提高

16、自診斷的準確性和快速性。宜具備通過傳感器自動采集設備狀態(tài)信息（可采集部分）的能力，同時宜具備從生產(chǎn)管理系統(tǒng)（PMS）自動復制宿主設備其它狀態(tài)信息的能力，包括指紋信息、家族缺陷信息、現(xiàn)場試驗信息等。在不影響測量和可靠性的前提下，宜將傳感器外置，確需內置的，僅內置最必要部分。不論內置或外置，傳感器的接入應不影響宿主一次設備的安全運行。應具備遠方設定采集信息周期、報警閾值功能。6.2.6 計量單元應能準確的計算電能量，計算數(shù)據(jù)完整、可靠、及時、保密，滿足電能量信息的唯一性和可信度的要求。應具備分時段、需量電能量自動采集、處理、傳輸、存儲等功能，并能可靠的接入網(wǎng)絡。應根據(jù)重要性對某些部件采用雙重設備以

17、提高冗余度。計量用互感器的選擇配置及準確度要求應符合DL/T 448的規(guī)定。電能表應具備可靠的數(shù)字量或模擬量輸入接口，用于接收合并單元輸出的信號。合并單元應具備參數(shù)設置的硬件防護功能，其準確度要求應能滿足計量的需要。宜針對不同計量單元特點制定各方認可的檢定和溯源規(guī)程。6.2.7 通信單元宜采用完全自描述的方法實現(xiàn)站內信息與模型的交換。應具備對報文丟包及數(shù)據(jù)完整性甄別功能。網(wǎng)絡上的數(shù)據(jù)應分級，具備優(yōu)先傳送功能，并計算和控制流量，滿足在全站電力系統(tǒng)故障時保護與控制設備正常運行的需求。宜按照IEC 62351要求，采用信息加密、數(shù)字簽名、身份認證等安全技術，滿足信息通信安全的要求。7 系統(tǒng)層功能要求

18、7.1 基本功能要求7.1.1 順序控制滿足無人值班及區(qū)域監(jiān)控中心站管理模式的要求。可接收和執(zhí)行監(jiān)控中心、調度中心和當?shù)睾笈_系統(tǒng)發(fā)出的控制指令，經(jīng)安全校核正確后，自動完成符合相關運行方式變化要求的設備控制。應具備自動生成不同主接線和不同運行方式下典型操作流程的功能。應具備投退保護軟壓板功能。應具備急停功能?？膳鋫渲庇^圖形圖像界面，在站內和遠端實現(xiàn)可視化操作。7.1.2 站內狀態(tài)估計應具備站內狀態(tài)估計功能，實現(xiàn)數(shù)據(jù)辨識與處理，保證基礎數(shù)據(jù)的正確性，并支持智能調度技術支持系統(tǒng)實現(xiàn)電網(wǎng)狀態(tài)估計。7.1.3 與主站系統(tǒng)通信宜采用基于模型的通信協(xié)議與主站進行通信。7.1.4 同步對時系統(tǒng)應建立統(tǒng)一的同步

19、對時系統(tǒng)。全站應采用基于衛(wèi)星時鐘與地面時鐘互備方式獲取精確時間。用于數(shù)據(jù)采樣的同步脈沖源應全站唯一，可采用不同接口方式將同步脈沖傳遞到相應裝置。同步脈沖源應同步于正確的精確時間秒脈沖，應不受錯誤的秒脈沖的影響。同步對時可采用IEC61588、SNTP、IRIG-B等方式。7.1.5 通信系統(tǒng)應具備網(wǎng)絡風暴抑制功能，網(wǎng)絡設備局部故障不應導致系統(tǒng)性問題。應具備方便的配置向導進行網(wǎng)絡配置、監(jiān)視、維護。應具備對網(wǎng)絡所有節(jié)點的工況監(jiān)視與報警功能。宜具備DoS防御能力和防止病毒傳播的能力。7.1.6 電能質量評估與決策系統(tǒng)宜實現(xiàn)包含電壓、諧波監(jiān)測在內的電能質量監(jiān)測、分析與決策的功能，為電能質量的評估和治理

20、提供依據(jù)。7.1.7 區(qū)域集控功能當智能變電站在系統(tǒng)中承擔區(qū)域集中控制功能時，除本站功能外，應支持區(qū)域智能控制防誤閉鎖，同時應滿足集控站相關技術標準及規(guī)范的要求。7.1.8 防誤操作根據(jù)變電站高壓設備的網(wǎng)絡拓撲結構，對開關、刀閘操作前后不同的分合狀態(tài)，進行高壓設備的有電、停電、接地三種狀態(tài)的拓撲變化計算，自動實現(xiàn)防止電氣誤操作邏輯判斷。7.1.9 配置工具應通過統(tǒng)一的配置工具對全站設備進行全站數(shù)據(jù)模型及通信配置。7.1.10 源端維護變電站作為調度/集控系統(tǒng)數(shù)據(jù)采集的源端，應提供各種可自描述的配置參量，維護時僅需在變電站利用統(tǒng)一配置工具進行配置，生成標準配置文件，包括變電站主接線圖、網(wǎng)絡拓撲等

21、參數(shù)及數(shù)據(jù)模型。變電站自動化系統(tǒng)與調度/集控系統(tǒng)可自動獲得變電站的標準配置文件，并自動導入到自身系統(tǒng)數(shù)據(jù)庫中。同時，變電站自動化系統(tǒng)的主接線圖和分畫面圖形文件，應以網(wǎng)絡圖形標準SVG格式提供給調度/集控系統(tǒng)。7.1.11 網(wǎng)絡記錄分析系統(tǒng)宜配置獨立的網(wǎng)絡報文記錄分析系統(tǒng)，實現(xiàn)對全站各種網(wǎng)絡報文的實時監(jiān)視、捕捉、存儲、分析和統(tǒng)計功能。網(wǎng)絡報文記錄分析系統(tǒng)宜具備變電站網(wǎng)絡通信狀態(tài)的在線監(jiān)視和狀態(tài)評估功能。7.2 高級功能要求7.2.1 設備狀態(tài)可視化應采集主要一次設備（變壓器、斷路器等）狀態(tài)信息，進行可視化展示并發(fā)送到上級系統(tǒng)，為電網(wǎng)實現(xiàn)基于狀態(tài)檢測的設備全壽命周期綜合優(yōu)化管理提供基礎數(shù)據(jù)支撐。7

22、.2.2 智能告警及分析決策應建立變電站故障信息的邏輯和推理模型，實現(xiàn)對故障告警信息的分類和信號過濾，對變電站的運行狀態(tài)進行在線實時分析和推理，自動報告變電站異常并提出故障處理指導意見。可根據(jù)主站需求，為主站提供分層分類的故障告警信息。7.2.3 故障信息綜合分析決策宜在故障情況下對包括事件順序記錄信號及保護裝置、相量測量、故障錄波等數(shù)據(jù)進行數(shù)據(jù)挖掘、多專業(yè)綜合分析，并將變電站故障分析結果以簡潔明了的可視化界面綜合展示。7.2.4 支撐經(jīng)濟運行與優(yōu)化控制應綜合利用FACTS、變壓器自動調壓、無功補償設備自動調節(jié)等手段，支持變電站系統(tǒng)層及智能調度技術支持系統(tǒng)安全經(jīng)濟運行及優(yōu)化控制。7.2.5 站

23、域控制利用對站內信息的集中處理、判斷，實現(xiàn)站內安全自動控制裝置（如備自投、母線分合運行）的協(xié)調工作，適應系統(tǒng)運行方式的要求。7.2.6 站域保護適應智能變電站多種運行方式，運用集中或分布協(xié)調的方式采集全站運行數(shù)據(jù)進行分析計算，優(yōu)化后備保護功能，提高保護自適應能力。匯總全站信息，側重于系統(tǒng)穩(wěn)定控制功能。7.2.7 與外部系統(tǒng)交互信息宜具備與大用戶、各類電源等外部系統(tǒng)進行信息交換的功能，能轉發(fā)相關設備運行狀況等信息。8 輔助設施功能要求8.1 視頻監(jiān)控站內宜配置視頻監(jiān)控系統(tǒng)并可遠傳，與站內監(jiān)控系統(tǒng)在設備操控、事故處理時協(xié)同聯(lián)動，并具備設備就地、遠程視頻巡檢及遠程視頻工作指導的功能。8.2 安防系統(tǒng)

24、應配置災害防范、安全防范子系統(tǒng)，告警信號、量測數(shù)據(jù)宜通過站內監(jiān)控設備轉換為標準模型數(shù)據(jù)后，接入當?shù)睾笈_和控制中心，留有與應急指揮信息系統(tǒng)的通信接口。宜配備語音廣播系統(tǒng)，實現(xiàn)設備區(qū)內流動人員與集控中心語音交流，非法入侵時能廣播告警。8.3 照明系統(tǒng)應采用高效光源和高效節(jié)能燈具以降低能耗，事故應有應急照明。有條件時，可采用太陽能、地熱、風能等清潔能源供電。8.4 站用電源系統(tǒng)全站直流、交流、逆變、UPS、通信等電源一體化設計、一體化配置、一體化監(jiān)控，其運行工況和信息數(shù)據(jù)能通過一體化監(jiān)控單元展示并轉換為標準模型數(shù)據(jù)，以標準格式接入當?shù)刈詣踊到y(tǒng)，并上傳至遠方控制中心。8.5 輔助系統(tǒng)優(yōu)化控制宜具備變

25、電站設備運行溫度、濕度等環(huán)境定時檢測功能，實現(xiàn)空調、風機、加熱器的遠程控制或與溫濕度控制器的智能聯(lián)動，優(yōu)化變電站管理。9 變電站設計9.1 設計原則設備層與系統(tǒng)層的設計選型應滿足安全可靠的原則，采用符合智能變電站高效運行維護要求的結構緊湊型設備，減少設備重復配置，實現(xiàn)功能整合、資源和信息共享。設備宜采用新材料。系統(tǒng)設計內容包括但不限于如下方面：全站的網(wǎng)絡圖、VLAN劃分、IP配置、虛端子設計接線圖、同步系統(tǒng)圖等。9.2 變電站布置在安全可靠、技術先進、經(jīng)濟合理的前提下，智能變電站設計應符合資源節(jié)約、環(huán)境友好的技術原則和設計要求，結合智能設備的集成，宜簡化智能變電站總平面布置（包括電氣主接線、配

26、電裝置、構支架等），節(jié)約占地，節(jié)能環(huán)保。9.3 土建與建筑物結合智能變電站設備的融合，宜減少占地和建筑面積，合并相同功能的房間；合理減少機房、主控樓等建筑的面積，節(jié)約投資。結合智能變電站電纜減少，光纜增加的情況，采用合理的電纜溝截面。9.4 網(wǎng)絡架構網(wǎng)絡設備可靈活配置，合理配置交換機數(shù)量，降低網(wǎng)絡總成本。網(wǎng)絡系統(tǒng)應易擴展、易配置。應計算和控制信息流量，設立最大接入節(jié)點數(shù)和最大信息流量，在變電站新設備接入引起網(wǎng)絡性能下降時，也應滿足自動化功能及性能指標的要求。網(wǎng)絡通信架構設計應確保在運行維護時試驗部分的網(wǎng)絡不影響運行系統(tǒng)。10 調試與驗收10.1 調試應提供面向各項功能要求的方便、可靠的調試工具

27、與手段，滿足調試簡便、分析準確、結果清晰的要求。調試工具通過連接智能組件導入智能組件模型配置文件，自動產(chǎn)生智能組件所需的信息文件，自動檢測智能組件的輸出信息流。調試工具具備電力系統(tǒng)動態(tài)過程的仿真功能，可輸出信息流，實現(xiàn)對智能組件的自動化調試。合并單元調試專用工具，可向電子互感器提供輸入信號，監(jiān)測合并單元的輸出，測試合并單元的同步、測量誤差等性能指標。智能組件或單元調試工具，可向合并單元提供輸入信號，監(jiān)測智能組件或單元的輸出，測試智能組件或單元的數(shù)字采樣的正確性、同步、測量誤差等性能指標。10.2 驗收工程啟動及竣工驗收應參照DL/T 782及相關調試驗收規(guī)范。工程啟動調試組織應在實施啟動前編制

28、啟動調試方案，相關調度部門負責編寫調度方案。電力設備的現(xiàn)場交接試驗和預防性試驗應滿足GB 50150、DL/T 596以及Q/GDW 157、Q/GDW168等標準的要求。智能設備的特殊驗收辦法應由相關部門共同制定。工廠驗收流程應按Q/GDW 213開展；現(xiàn)場驗收流程應按Q/GDW 214開展。工廠驗收時對于不易搬動的設備，應具備設備模擬功能，以便完成完整功能驗收。具備狀態(tài)監(jiān)測單元的設備驗收應包括：對自檢測功能逐一進行檢驗，要求測量值正確、單一測量評價結論合理；故障模式及幾率預報功能正常，預報結果合理。11 運行維護應配套一體化檢驗裝置或系統(tǒng)，滿足整間隔檢修及移動檢修的要求。智能變電站設備檢修

29、，應能依托順序控制及工作票自動管理系統(tǒng)，自動生成設備和網(wǎng)絡的安全措施卡，指導對檢修設備進行可靠、有效的安全隔離。工作票自動管理系統(tǒng)應能根據(jù)系統(tǒng)方式的安排和調度員的指令，自動生成相關內容和步驟，并能與順序控制步驟進行校核和監(jiān)控。12 檢測評估12.1 基本要求智能變電站的設備和系統(tǒng)應進行統(tǒng)一標準的應用功能測試與整體性能評估。智能電子設備和交換機等設備，變電站自動化系統(tǒng)及子系統(tǒng)，應滿足對應的標準要求及工程應用需求，并通過國家電網(wǎng)公司認可的檢驗機構檢驗。批量生產(chǎn)的設備應由國家電網(wǎng)公司認可的檢驗機構做定期抽樣檢驗。通信規(guī)約應通過國家電網(wǎng)公司認可的檢驗機構的一致性測試，再進行工程應用。智能電子設備與系統(tǒng)

30、應在仿真運行環(huán)境中進行測試與評估，在變電站典型故障的仿真環(huán)境下進行設備、網(wǎng)絡、系統(tǒng)的測試與評估，驗證功能與性能。應用創(chuàng)新技術的設備，相關單位應組織制定試驗方法、評價工具及可靠性指標，進行綜合評估，保證應用的質量和水平。12.2 電能計量裝置的檢驗12.2.1 實驗室檢驗電能計量器使用前應先在實驗室進行全面檢測，量值應溯源到上一級的電能計量基準；電子式互感器量值應能溯源到電壓和電流比例基準，其有關功能和技術指標的檢定和現(xiàn)場檢驗，宜由當?shù)毓╇娖髽I(yè)在具備資質的電能計量技術機構進行，也可委托上級電力部門具備資質的電能計量技術機構進行。12.2.2 現(xiàn)場檢驗新投運的電能計量裝置，應在一個月內進行首次檢驗，其后的檢驗周期應參照DL/T 448的相關規(guī)定執(zhí)行。12.2.3 遠程檢驗宜適時實現(xiàn)電能表站內集中選擇校驗功能。11附 錄 A (規(guī)范性附錄) 智能變電站體系結構設備智能化和高級功能是智能變電站的兩個重要特征。與基于DL/T860的數(shù)字化變電站的三層結構劃分（過程層、間隔層、站控層）不同，智能變電站基于設備智能化的發(fā)展和高級功能的實現(xiàn)，可分為設備層和系統(tǒng)層（見附圖A.1），其劃分依據(jù)是智能變電站的功能特征。未來，智能化的設備可能將過程層、間隔層、一次設備本體有機融合為一體，因此，在智能變電站中引入設備層的概念，更能體現(xiàn)變電站智能化技