Appearance
智能变电站设计技术规定 DL/T 5510-2016
中华人民共和国电力行业标准
智能变电站设计技术规定
Technical code for design of smart substation
DL/T5510-2016
主编部门：电力规划设计总院
批准部门：国家能源局
施行日期：2016年6月1日
国家能源局公告
2016年第1号
依据《国家能源局关于印发<能源领域行业标准化管理办法(试行)>及实施细则的通知》(国能局科技[2009]52号)有关规定，经审查，国家能源局批准《核电厂常规岛及辅助配套设施建设施工技术规定 第5部分：水处理及制氢系统》等345项行业标准，其中能源标准(NB)54项、电力标准(DL)125项和石油天然气标准(SY)166项，现予以发布。
附件：行业标准目录
国家能源局
2016年1月7日
前言
根据《国家能源局关于下达2010年第一批能源领域行业标准制(修)订计划的通知》(国能科技[2010]320号)的要求，编制组经广泛调查研究，认真总结我国智能变电站设计工作经验，吸收最新科研成果，梳理、细化智能变电站设计相关技术要求，并在广泛征求意见的基础上，制定本标准。
本标准共分为10章和1个附录，主要内容有：总则、术语、站址选择、站区规划与总布置、电气一次、二次系统、土建、消防、节能和环保、劳动安全和职业卫生等。
本标准由国家能源局负责管理，由电力规划设计总院提出，由能源行业电网设计标准化技术委员会负责日常管理，由国家电网公司负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见或建议，请寄送电力规划设计总院(地址：北京市西城区安德路65号，邮政编码：100120)。
本标准主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人：
主编单位：国家电网公司
参编单位：中国电力工程顾问集团公司
电力规划设计总院
国网江苏省电力公司
国网浙江省电力公司
国网陕西省电力公司
国网福建省电力公司
国网河南省电力公司
国网山东省电力公司
中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司
中国能源建设集团浙江省电力设计院有限公司
中国能源建设集团陕西省电力设计院有限公司
福建省电力勘测设计院
河南省电力勘测设计院
山东电力工程咨询院有限公司
主要起草人：丁广鑫 蔡敬东 娄悦 杨卫星 张强 郭艳霞 运志涛 张光弢 林传伟 黄晓博 孙中尉 王展 王志勇 杨大渭 尹元 程宏伟 胡俊鹏 苏麟 王磊 孙纯军 张扬 冯仁祥 钱锋 吴建华 汤惠芳 杨珂 王海洋
主要审查人：褚农 陈志蓉 王静 闫培丽 胡君慧 袁敬中 陈浩敏 杨国富 陈跃 李苇 马侠宁 蒲皓 刘振 鲁丽娟 姚秦生 冯舜凯 魏奕
1 总 则
1 总 则
1．0．1 为规范智能变电站设计技术原则，使变电站的设计符合国家的有关政策、法规，做到安全可靠、先进适用、经济合理、节能环保，制定本标准。
1．0．2 本标准适用于交流电压为110(66)kV～750kV智能变电站(开关站)新建、改建和扩建工程的设计。
1．0．3 智能变电站应具有信息采集数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、系统功能集成化、结构设计紧凑化、高压设备智能化和运行状态可视化等技术特征。
1．0．4 智能变电站设计应采用可靠、经济、节能、环保的技术与设备，符合易扩建、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。
1．0．5 智能变电站设计除应执行本标准外，还应符合国家现行有关标准的规定。
2 术 语
2 术 语
2．0．1 智能变电站 smart substation
采用可靠、经济、集成、节能、环保的设备与设计，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、系统功能集成化、结构设计紧凑化、高压设备智能化和运行状态可视化等为基本要求，能够支持电网实时在线分析和控制决策，进而提高整个电网运行可靠性及经济性的变电站。
2．0．2 变电站自动化系统 substation automation system(SAS)
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。
2．0．3 变电站监控系统 supervision and control system of substation
对变电站内系统或设备进行连续或定期监测及控制的系统，通过监测来核实功能是否被正确执行，并使它们的工作状况适应于变化的运行要求。
2．0．4 通用面向变电站事件对象 generic object oriented substation event(GOOSE)
一种满足变电站自动化系统快速报文需求的机制。主要用于实现在多IED之间的信息传递，包括调整跳合闸信号，具有高传输成功概率。简写为“GOOSE”。
2．0．5 采样值 sampled value(SV)
基于发布/订阅机制，交换采样数据集中的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到ISO/IEC8802-3帧之间的映射。
2．0．6 虚端子 virtual terminal
一种逻辑连接点。基于现行行业标准《变电站通信网络和系统》DL/T 860的变电站使用GOOSE、SV等输入输出信号，这些网络上传递的变量与传统屏柜的端子存在着对应关系，为了便于形象地理解和应用GOOSE、SV信号，将这些信号的逻辑连接点称为虚端子。
3 站址选择
3 站址选择
3．0．1 站址选择应符合国家现行标准《35kV～110kV变电站设计规范》GB 50059和《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218的规定。
4 站区规划与总布置
4 站区规划与总布置
4．0．1 站区规划和总布置应符合国家现行标准《35kV～110kV变电站设计规范》GB 50059、《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218和《变电站总布置设计技术规程》DL/T 5056的规定。
4．0．2 变电站总平面的进站道路、排水路径、线路进出方向及形式应结合站址环境条件和规划要求确定。
4．0．3 变电站总布置应根据工艺要求，充分利用自然地形，布置紧凑合理，扩建方便。
4．0．4 变电站建筑布置应根据工艺要求和使用功能统一规划，宜结合工程条件采用联合建筑形式，提高场地的利用率，节约用地。
4．0．5 配电装置选型应因地制宜，技术经济指标合理时，宜采用占地少的配电装置形式。
4．0．6 竖向设计应与站址周边现有或规划道路、排水系统、场地标高等相协调，采用平坡式或阶梯式布置，站区排水宜采用自流式排水。
4．0．7 变电站光缆、电缆通道宜根据工艺和场地情况选用沟道、槽盒、隧道和电缆埋管等方式。
4．0．8 变电站围墙宜采用高度不低于2．3m的实体墙，围墙顶部应设置电子围栏。
4．0．9 变电站大门宜采用轻型实体大门。
5 电气一次
5．1 电气主接线
5 电气一次
5．1 电气主接线
5．1．1 220kV～750kV变电站电气主接线设计应符合现行行业标准《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218的规定；110(66)kV变电站电气主接线设计应符合现行国家标准《35kV～110kV变电站设计规范》GB 50059的规定。
5．1．2 在满足供电安全可靠的前提下，宜结合设备的可靠性和系统条件简化主接线。
5．2 高压设备选择
5．2 高压设备选择
5．2．1 高压设备选择应符合现行行业标准《导体和电器选择设计技术规定》DL/T 5222的规定。
5．2．2 变电站宜选用可靠性高、维护量小、环保、经济的高压设备。
5．2．3 高压设备选型宜综合考虑测量数字化、状态可视化、功能一体化和信息互动化要求。
5．2．4 高压设备智能化配置应满足安全性、可靠性、必要性、有效性、经济性的原则，应综合考虑运行需求、设备重要性，进行技术经济比较，确定合理的智能化配置方案。
5．2．5 当采用集成式高压设备时，宜采用一体化设计，优化安装结构，保证一次设备运行的可靠性及安全性。
5．2．6 组合电器(GIS和HGIS)汇控柜宜与智能控制柜一体化设计，汇控柜与本体之间的连接可采用预制电缆连接。
5．2．7 主变压器、高压电抗器可根据工程实际需求，通过集成于设备本体的传感器，配置相关的智能组件实现冷却装置、有载分接开关智能控制，可配置状态监测IED实现相应状态监测。
5．2．8 组合电器(GIS、HGIS)可根据工程实际需求，通过集成于组合电器的传感器，配置相关的智能组件实现智能控制，可配置状态监测IED实现相应状态监测。
5．2．9 柱式断路器和罐式断路器可根据工程实际需求，通过集成于高压断路器的传感器，配置相关的智能组件实现智能控制，可配置状态监测IED实现相应状态监测。
5．2．10 220kV～750kV电压等级避雷器宜配置动作次数、泄漏电流、阻性电流等参量的监测功能。
5．2．11 互感器的选择应符合下列规定：
1 110kV～750kV电压等级可采用电子式互感器，也可采用常规互感器；
2 66kV及以下电压等级可采用常规电磁式互感器，也可采用电子式互感器；
3 电子式互感器应符合现行国家标准《互感器 第7部分：电子式电压互感器》GB/T 20840．7和《互感器 第8部分：电子式电流互感器》GB/T 20840．8的规定；
4 当条件具备时，电子式互感器宜集成于其他高压设备。
5．3 配电装置
5．3 配电装置
5．3．1 高压配电装置设计应符合国家现行标准《3～110kV高压配电装置设计规范》GB 50060和《高压配电装置设计技术规程》DL/T 5352的有关规定。
5．4 无功补偿
5．4 无功补偿
5．4．1 高、低压并联电抗器和并联电容器及其他无功补偿装置的设计应符合国家现行标准《并联电容器装置设计规范》GB 50227、《330kV～750kV变电站无功补偿装置设计技术规定》DL/T 5014和《35kV～220kV变电站无功补偿装置设计技术规定》DL/T 5242的规定。
5．4．2 当变电站有太阳能、风能等可再生能源接入时，无功补偿装置的配置应满足其接入的要求。
5．5 过电压保护及绝缘配合、接地
5．5 过电压保护及绝缘配合、接地
5．5．1 过电压保护和绝缘配合设计应符合国家现行标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T 50064和《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T 620的规定。
5．5．2 接地设计应符合现行国家标准《交流电气装置的接地设计规范》GB 50065的规定。
5．6 站用电
5．6 站用电
5．6．1 站用电设计应符合国家现行标准《35kV～110kV变电站设计规范》GB 50059、《低压配电设计规范》GB 50054和《220kV～500kV变电所所用电设计技术规程》DL/T 5155的规定。
5．6．2 根据变电站地理条件，可利用太阳能等可再生能源作为站用电源的补充。
5．7 照 明
5．7 照 明
5．7．1 照明设计应符合国家现行标准《建筑照明设计标准》GB 50034和《发电厂和变电站照明设计技术规定》DL/T 5390的规定。
5．7．2 户内建筑的通道照明可设感应控制。
5．7．3 站内照明宜与图像监视、火灾报警、电子围栏等实现联动控制。
5．8 光、电缆选择及敷设
5．8 光、电缆选择及敷设
5．8．1 电缆选择与敷设设计应符合现行国家标准《电力工程电缆设计规范》GB 50217的规定。电缆防火封堵设计应符合现行国家标准《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB 50229的规定。防火封堵材料应符合现行国家标准《防火封堵材料》GB 23864的规定。
5．8．2 二次设备室内网络通信连接宜采用超五类屏蔽双绞线，不同房间之间的网络连接宜采用光缆，采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输宜采用光缆。
5．8．3 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回路接线，应采用相互独立的电缆或光缆。起点、终点为同一对象的多根光缆宜整合。
5．8．4 光缆的选用应根据其传输性能、使用的环境条件决定。除线路保护通道专用光纤外，宜采用缓变型多模光纤。室外光缆宜采用铠装非金属加强芯阻燃光缆，也可采用非金属加强芯阻燃光缆，室内光缆可采用尾缆。
5．8．5 尾缆及非金属加强芯阻燃光缆宜采用槽盒保护。
5．8．6 光缆芯数宜选取4芯、8芯、12芯或24芯，室外光缆备用芯数不宜少于2芯。
5．8．7 当光缆与站内电力电缆、控制电缆在同一通道内同一侧的多层支架上敷设时，光缆宜布置在支架的底层。
6 二次系统
6．1 继电保护及安全自动装置
6 二次系统
6．1 继电保护及安全自动装置
6．1．1 继电保护和安全自动装置的设计应符合国家现行标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285和《电力系统安全稳定导则》DL 755的规定。
6．1．2 继电保护和安全自动装置设备配置及功能应符合现行国家标准《330kV～750kV智能变电站设计规范》GB/T 51071和《110(66)kV～220kV智能变电站设计规范》GB/T 51072的规定。
6．1．3 220kV及以上电压等级继电保护设备应双重化配置，宜采用主、后一体化的独立保护装置；110kV及以下电压等级继电保护设备按单套配置，宜采用集成装置，其集成方式应遵循本标准第6．4．10条的规定。
6．1．4 双重化配置的两套继电保护设备之间不宜有联系，当一套保护出现异常或退出时不应影响另一套保护的运行，并应符合下列规定：
1 两套保护的电压、电流采样值应分别取自相互独立的合并单元；
2 两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应，两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应；
3 双重化配置保护使用的过程层网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行；
4 双重化的线路纵联保护应配置两套独立的通信设备(含复用光纤通道、独立纤芯、微波、载波等通道及加工设备等)；
5 双重化的两套保护及其相关设备(电子式互感器、合并单元、智能终端、网络设备、跳闸线圈)的直流电源应一一对应。
6．1．5 单间隔配置的保护设备宜采用数字接口直接采样、直接跳闸方式，跨间隔配置的保护设备(如母线保护)宜采用数字接口直接采样、网络跳闸方式。35(10)kV开关柜内布置的保护装置宜采用模拟量电缆采样、电缆直接跳闸方式。主变压器、高压并联电抗器非电量保护装置应采用电缆直接跳闸方式。
6．1．6 备自投、过载联切、低频和低压自动减载等功能可由站域保护控制装置实现，站域保护控制装置宜采用网络采样、网络跳闸。
6．1．7 220kV及以上电压等级变电站宜按电压等级和对象配置故障录波装置，主变压器宜单独配置故障录波装置。110(66)kV变电站可根据需要全站统一配置故障录波装置。故障录波装置宜采用网络方式采集报文，当过程层网络为双网时，故障录波装置应能准确记录双网的保护数据。
6．1．8 对于大于80km的330kV及以上电压等级长线路或路径地形复杂、巡检不便的线路，应配置专用故障测距装置。故障测距可采用数字量采样或模拟量采样，采样率应满足故障测距精度要求。
6．1．9 继电保护及故障信息管理功能宜由变电站自动化系统实现。
6．2 调度自动化
6．2 调度自动化
6．2．1 调度自动化设计应符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T 5003和《地区电网调度自动化设计技术规程》DL/T 5002的规定。
6．2．2 数据通信网关机配置及功能应符合现行国家标准《330kV～750kV智能变电站设计规范》GB/T 51071和《110(66)kV～220kV智能变电站设计规范》GB/T 51072的规定。
6．2．3 电能量计量系统设计应符合现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202的规定。
6．2．4 220kV及以上电压等级线路及主变压器三侧电能表计宜独立配置，110kV及以下电压等级线路及主变压器电能表计功能可由集成装置实现。电能表计宜采用数字量接口，采用网络或点对点采样。贸易结算用关口计量点宜独立配置表计，可采用模拟量接口。
6．2．5 相量测量装置应单套配置，宜采用网络采样，可采用集成装置，其集成方式应遵循本标准第6．4．10条的规定。
6．2．6 与可再生能源、非线性负荷等连接的变电站，宜装设电能质量监测装置。电能质量监测装置宜采用数字量采样，采样率应满足电能质量监测精度要求。
6．2．7 调度数据网接入设备设计应符合现行行业标准《电力调度数据网络工程初步设计内容深度规定》DL/T 5364的规定，220kV及以上电压等级变电站调度数据网络接入设备宜双套配置；110kV及以下电压等级变电站调度数据网络接入设备宜单套配置。
6．3 通 信
6．3 通 信
6．3．1 系统通信及站内通信设计应符合现行行业标准《220kV～500kV变电所通信设计技术规定》DL/T 5225的有关规定。
6．3．2 光纤通信设计除应符合现行行业标准《电力系统同步数字系列(SDH)光缆通信工程设计技术规定》DL/T 5404的有关规定外，还应符合地域通信网现状、工程实际业务需求以及各网省公司通信规划。
6．3．3 载波通信设计应符合现行行业标准《电力线载波通信设计技术规程》DL/T 5189的有关规定。
6．3．4 调度交换机设计应符合现行行业标准《电力系统调度通信交换网设计技术规程》DL/T 5157的有关规定。
6．3．5 通信电源的配置应符合本标准第6．5．2条的规定。
6．3．6 通信设备的布置应符合本标准第6．8．3条的规定。
6．4 变电站自动化系统
6．4 变电站自动化系统
6．4．1 变电站自动化系统设计应符合国家现行标准《智能变电站技术导则》GB/T 30155、《110(66)kV～220kV智能变电站设计规范》GB/T 51072、《330kV～750kV智能变电站设计规范》GB/T 51071及《220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》DL/T 5149的规定。
6．4．2 变电站自动化系统应采用现行行业标准《变电站通信网络和系统》DL/T 860规定的通信标准。
6．4．3 变电站自动化系统应具备信息采集和处理、运行监视、控制操作、防误闭锁、远动、人机联系、系统自诊断与自恢复、顺序控制、智能告警、故障分析、无功电压优化控制等功能。
6．4．4 变电站自动化系统宜按逻辑功能划分为站控层、间隔层和过程层，各逻辑功能由以下物理设备实现：
1 站控层由监控主机、操作员站、工程师工作站、数据通信网关机、综合应用服务器等各种功能数据服务器等组成，提供站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，形成全站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信；
2 间隔层由保护、测控、计量、录波、网络记录分析、相量测量等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能；
3 过程层由合并单元、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。
6．4．5 变电站自动化系统站控层网络、过程层网络宜相对独立，网络拓扑宜采用星形网络。220kV及以上电压等级变电站站控层网络应采用双重化以太网络，110(66)kV变电站站控层网络宜采用单网。220kV及以上电压等级可设置双星形过程层以太网网络，110(66)kV可设置单星形过程层以太网络，35kV及以下电压等级不宜设置过程层网络。
6．4．6 变电站自动化系统站控层的各种功能服务器可根据应用的需要进行功能整合。
6．4．7 220kV及以上变电站Ⅰ区数据通信网关机应双套配置，Ⅱ区数据通信网关机可双套配置。110kV及以下变电站Ⅰ区数据通信网关机宜单套配置，也可双套配置；Ⅱ区数据通信网关机可单套配置。变电站Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机可单套配置。
6．4．8 220kV及以上变电站监控主机宜双套配置，110kV及以下变电站监控主机宜单套配置；监控主机宜集成操作员站、工程师工作站等功能。
6．4．9 变电站可配置网络记录分析仪，对站内网络通信报文进行监视、记录，并对出现的异常进行告警。
6．4．10 变电站220kV及以上电压等级测控装置宜独立配置，可集成计量、相量测量等功能。110(66)kV宜采用保护测控集成装置，装置也可集成计量等功能；35(10)kV宜采用集成保护、测控、计量等功能的装置。
6．4．11 变电站220kV及以上电压等级智能终端宜双套配置，110kV及以下电压等级智能终端宜单套配置，主变压器各侧智能终端宜双套配置，主变压器本体智能终端宜单套配置，每段母线智能终端宜单套配置。
6．4．12 变电站220kV及以上电压等级合并单元应双套配置，110kV及以下电压等级合并单元宜单套配置，主变压器各侧合并单元宜双套配置。
6．4．13 变电站自动化系统的安全防护设计应满足“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则，应设置相应的隔离和认证措施。
6．5 直流系统及不间断电源
6．5 直流系统及不间断电源
6．5．1 直流系统设计应符合现行行业标准《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T 5044的规定。不间断电源设计应符合现行行业标准《电力工程交流不间断电源系统设计技术规程》DL/T 5491的相关规定。
6．5．2 220kV及以下电压等级变电站通信电源宜与变电站电源系统一体化设计；330kV及以上电压等级变电站通信电源宜独立配置，也可与变电站电源系统一体化设计。对于具有中继功能的 重要变电站，通信电源应独立配置。电源系统宜配置独立的DC/DC转换装置实现对通信设备的-48V直流电源供电。
6．5．3 蓄电池容量宜按2h事故放电时间计算。对地理位置偏远的变电站，电气负荷宜按2h事故放电时间计算，通信负荷宜按4h事故放电时间计算。
6．5．4 智能变电站直流电源、不间断电源(UPS)、直流变换电源(DC/DC)等装置宜统一监控。其运行信息应能以标准格式接入自动化系统，并上传至远方控制中心。
6．6 时间同步系统
6．6 时间同步系统
6．6．1 变电站应配置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标准授时信号，时间同步精度和守时精度应满足站内所有设备的对时精度要求。
6．6．2 时间同步系统对时或同步范围包括监控系统站控层设备、保护及故障信息管理子站、保护装置、测控装置、故障录波装置、故障测距、相量测量装置、智能终端、合并单元及站内其他智能设备等。
6．6．3 站控层设备宜采用SNTP网络对时方式，间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B对时方式。
6．6．4 采样值同步应不依赖于外部时钟。
6．7 辅助控制系统
6．7 辅助控制系统
6．7．1 辅助控制系统宜采用现行行业标准《变电站通信网络和系统》DL/T 860规定的通信标准。
6．7．2 变电站应设置辅助控制系统，实现全站图像监视及安全警卫、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测、给排水等系统的智能联动控制。
6．7．3 辅助控制系统后台宜与变电站自动化系统站控层服务器集成。
6．7．4 图像监视及安全警卫系统的设计应符合现行行业标准《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218的规定。监视范围包括主变区域、10kV及以上配电装置区域、二次设备室、主控楼、站区大门等。
6．8 二次设备布置及组柜
6．8 二次设备布置及组柜
6．8．1 变电站二次设备布置及组柜应符合现行国家标准《智能变电站技术导则》GB/T 30155、《110(66)kV～220kV智能变电站设计规范》GB/T 51072和《330kV～750kV智能变电站设计规范》GB/T 51071的规定。
6．8．2 二次设备室宜按规划建设规模一次建成，在满足定期巡视和检修的条件下，二次设备室设施应简化，布置应紧凑，合理预留屏位。
6．8．3 不宜设独立的通信机房，当变电站按无人值班运行管理模式建设时，不宜设独立的主控制室。
6．8．4 直流电源宜靠近负荷中心布置，蓄电池室应毗邻直流电源室布置。
6．8．5 二次设备屏柜采用集中布置时，备用屏数量宜按屏总数的10％设计，采用下放布置时，备用屏数宜按屏总数的15％设计。
6．8．6 站控层设备宜组柜安装，间隔层设备宜按串或按间隔统筹组柜，过程层设备宜安装布置于所在间隔的智能控制柜。
6．8．7 站控层交换机宜集中组柜或与其他站控层设备共同组柜。过程层交换机宜分散安装于所在间隔或对象的保护、测控柜内。集中组柜时，每面屏柜宜布置4台～6台交换机。
6．8．8 二次屏柜内经常操作的设备宜布置在离地面800mm～1500mm的位置。
6．8．9 屏间距离和通道宽度应考虑运行维护及控制保护装置调试的方便。屏间距离和通道宽度应符合本标准附录A的规定。
6．9 互感器二次参数选择
6．9 互感器二次参数选择
6．9．1 电流互感器和电压互感器的二次绕组数量、准确等级应满足电能计量、测量、保护和安全自动装置的要求，并应符合现行行业标准《电流互感器和电压互感器选择及计算规程》DL/T 866的有关规定。
6．9．2 电子式互感器准确等级等二次参数应符合现行国家标准《互感器 第7部分：电子式电压互感器》GB 20840．7和《互感器 第8部分：电子式电流互感器》GB 20840．8的有关规定。
6．9．3 当用于双重化保护时，电子式互感器应具备两路独立的采样系统。
6．9．4 电子式电流互感器保护、测量、计量宜共用绕组，准确级宜采用0．2S(5TPE)级。
6．9．5 电子式电压互感器保护、测量、计量宜共用绕组，准确级宜采用0．2(3P)级。
7 土 建
7．1 建、构筑物
7 土 建
7．1 建、构筑物
7．1．1 建、构筑物设计应符合现行行业标准《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218和《变电站建筑结构设计技术规程》DL/T 5457的规定。
7．1．2 站区建筑物应进行合理规划，整合建筑物功能，减少辅助生产及附属生活用房，控制建筑面积，一般包括主控通信楼(室)、继电器小室、配电装置楼(室)、其他辅助生产及附属生活用房。
7．1．3 无人值班变电站辅助生产及附属生活用房宜设置资料室、安全工具间、卫生间等。
7．1．4 偏远地区无人值班变电站应根据环境需要设置警传室。
7．1．5 无人值班变电站在满足功能要求的前提下，应减少窗的设置数量。建筑物底层外门窗应采取防盗措施。
7．1．6 建筑装修应简洁实用，体现工业建筑特色，装修材料应选用节能环保型材料。
7．1．7 建、构筑物的结构设计应满足强度、稳定、变形、抗裂、抗震、耐久性等要求。
7．2 采暖、通风和空气调节
7．2 采暖、通风和空气调节
7．2．1 采暖、通风和空气调节设计应符合国家现行标准《采暖通风与空气调节设计规范》GB 50019和《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218的规定。
7．2．2 采暖、通风和空气调节系统应具备自动控制功能，其运行信号宜实现远传。
7．2．3 电气设备房间降温通风系统应根据需要设置温度控制装置，根据设定的上下限温度自动控制风机启停。
7．2．4 SF6气体绝缘电气设备房间应设置SF6气体超限报警系统，并应与正常运行时使用的下部排风机联锁。蓄电池室应设置自动排风装置。
7．2．5 采暖、通风和空气调节系统应与火灾探测系统联锁，并配合消防系统设置防火隔断和排烟。
7．3 给水和排水
7．3 给水和排水
7．3．1 给水和排水系统设计应符合现行行业标准《变电所给水排水设计规程》DL/T 5143的规定。
7．3．2 生活给水设备应具备自动控制和运行信号远传功能。
7．3．3 消防给水设备应具备自动控制、就地控制及远程监控功能。
7．3．4 消防蓄水池应设置水位监测和传感控制，根据水位变化自动补水，并设定报警水位。
7．3．5 排水泵站、集水池应设置水位监测，排水泵的运行应根据水位变化自动控制，其水位和排水泵运行状态信号宜具备远传功能。
8 消 防
8 消 防
8．0．1 消防设计应符合现行国家标准《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB 50229和《建筑设计防火规范》GB 50016的规定。火灾探测及报警设计应符合现行国家标准《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116的规定。建(构)筑物灭火器配置应符合现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140的规定。
8．0．2 无人值班变电站主变压器固定式灭火系统的火灾探测及报警信号应实现远传。
9 节能和环保
9 节能和环保
9．0．1 变电站节能和环保设计应符合国家现行标准《110(66)kV～220kV智能变电站设计规范》GB/T 51072、《330kV～750kV智能变电站设计规范》GB/T 51071和《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218的规定。
10 劳动安全和职业卫生
10 劳动安全和职业卫生
10．0．1 变电站的劳动安全和职业卫生应符合现行行业标准《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218的规定。
附录A 户内屏间距离和通道宽度
附录A 户内屏间距离和通道宽度
注：1 电源屏柜的背面间距不得小于1000mm；
2 屏后开门时，屏背面至屏背面的通道尺寸不宜小于1000mm；
3 当屏间设有电缆沟盖板时，屏间距离可依电缆沟宽度适当放大。
本标准用词说明
本标准用词说明
1 为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1)表示很严格，非这样做不可的：
正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；
2)表示严格，在正常情况下均应这样做的：
正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；
3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：
正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。
2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。
引用标准名录
引用标准名录
《建筑设计防火规范》GB 50016
《采暖通风与空气调节设汁规范》GB 50019
《建筑照明设计标准》GB 50034
《低压配电设计规范》GB 50054
《35kV～110kV变电站设计规范》GB 50059
《3～110kV高压配电装置设计规范》GB 50060
《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T 50064
《交流电气装置的接地设计规范》GB 50065
《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116
《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140
《电力工程电缆设计规范》GB 50217
《并联电容器装置设计规范》GB 50227
《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB 50229
《330kV～750kV智能变电站设计规范》GB/T 51071
《110(66)kV～220kV智能变电站设计规范》GB/T 51072
《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285
《互感器 第7部分：电子式电压互感器》GB 20840．7
《互感器 第8部分：电子式电流互感器》GB 20840．8
《防火封堵材料》GB 23864
《智能变电站技术导则》GB/T 30155
《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T 620
《电力系统安全稳定导则》DL 755
《变电站通信网络和系统》DL/T 860
《电流互感器和电压互感器选择及计算规程》DL/T 866
《地区电网调度自动化设计技术规程》DL/T 5002
《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T 5003
《330kV～750kV变电站无功补偿装置设计技术规定》DL/T 5014
《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T 5044
《变电站总布置设计技术规程》DL/T 5056
《变电所给水排水设计规程》DL/T 5143
《220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》DL/T 5149
《220kV～500kV变电所所用电设计技术规程》DL/T 5155
《电力系统调度通信交换网设计技术规程》DL/T 5157
《电力线载波通信设计技术规程》DL/T 5189
《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202
《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218
《导体和电器选择设计技术规定》DL/T 5222
《220kV～500kV变电所通信设计技术规定》DL/T 5225
《35kV～220kV变电站无功补偿装置设计技术规定》DL/T 5242
《高压配电装置设计技术规程》DL/T 5352
《电力调度数据网络工程初步设计内容深度规定》DL/T 5364
《发电厂和变电站照明设计技术规定》DL/T 5390
《电力系统同步数字系列(SDH)光缆通信工程设计技术规定》DL/T 5404
《变电站建筑结构设计技术规程》DL/T 5457
《电力工程交流不间断电源系统设计技术规程》DL/T 5491
条文说明
中华人民共和国电力行业标准
智能变电站设计技术规定
DL/T5510-2016
条文说明
制定说明
《智能变电站设计技术规定》DL/T 5510-2016，经国家能源局2016年1月7日以第1号公告批准发布。
本标准制订过程中，编制组在调研、总结国内110(66)kV～750kV智能变电站的设计、施工和运行经验的基础上，总结提炼智能变电站试点建设成果，吸收最新科研成果，梳理、细化智能变电站设计相关技术要求，形成“安全可靠、先进适用、经济合理、节能环保”的智能变电站设计技术原则和要求，同时参考了国外先进技术标准。
为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本标准时能正确理解和执行条文规定，《智能变电站设计技术规定》编制组按章、节、条顺序编制了本标准的条文说明，对条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明。但是，本条文说明不具备与标准正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握标准规定的参考。
5 电气一次
5．1 电气主接线
5 电气一次
5．1 电气主接线
5．1．2 随着GIS/HGIS组合电器设备的推广应用，在满足安全可靠运行的前提下，可采用断路器较少的接线形式，以降低工程造价。在选用高可靠性的集成设备时，宜简化电气主接线，如重庆DS变采用隔离式断路器时，110kV接线由双母线接线简化为单母线分段接线；在GIS设备的可靠性足够高且调度运行能够接受的情况下，也可以采用简化GIS元件的模式，如取消出线隔离开关等，甚至已经有部分AIS变电站的工程在试点采用取消出线隔离开关的接线形式。
5．2 高压设备选择
5．2 高压设备选择
5．2．2 随着电网规模不断的增长，高压设备的选择，首先是要保证可靠性，减少运行维护的工作量；而随着环境问题日益突出，对变电站内设备选型也越来越注重节能环保的要求。
5．2．5 集成式高压设备一般是指一次设备之间的集成，如电子式互感器与GIS和HGIS集成时要统一考虑，既不能影响电子式互感器的安全性、精度，同时也不能影响GIS等设备的安全性，同时集成时还应考虑优化GIS和HGIS的结构；而电子式互感器与AIS如敞开式隔离开关等集成时，更加需要考虑稳定性、可靠性等因素。
5．2．6 智能控制柜中的智能终端和合并单元等二次设备是一次设备智能化的重要组成部分，因此考虑智能控制柜与汇控柜一体化设计，可以简化GIS和HGIS二次回路，既节省元件，也可提高二次回路的可靠性，减少寄生二次回路的可能性。
5．2．7 主变压器、高压电抗器可根据工程实际需求，通过集成于设备本体的传感器，配置相关的智能组件实现冷却装置、有载分接开关的智能控制，可配置状态监测IED实现相应状态监测。主变压器、高压电抗器状态监测参量应经过充分的技术经济认证后从表1中选择确定。
5．2．8 组合电器(GIS和HGIS)可根据工程实际需求，通过集成于组合电器的传感器，配置相关的智能组件实现智能控制，可配置状态监测IED实现相应状态监测。组合电器(GIS和HGIS)状态监测参量应经过充分的技术经济认证后确定。
组合电器状态监测参量应经过充分的技术经济论证后从表2中选择确定。
5．2．9 柱式断路器和罐式断路器可根据工程实际需求，通过集成于高压断路器的传感器，配置相关的智能组件实现智能控制，可配置状态监测IED实现相应状态监测。柱式断路器状态监测参量应经过充分的技术经济认证后确定。
断路器状态监测参量应经过充分的技术经济论证后从表3中选择确定。
5．8 光、电缆选择及敷设
5．8 光、电缆选择及敷设
5．8．4 当室外光缆采用铠装非金属加强芯阻燃光缆时，应注意光缆的可靠接地；当室外光缆采用非金属加强芯阻燃光缆时，宜采用槽盒保护。
5．8．5 尾缆及非金属加强芯阻燃光缆也可采用PVC管保护。
5．8．6 室外光缆芯数宜选取4芯、8芯、12芯或24芯，室内尾缆芯数宜选取4芯、8芯或12芯。12芯或24芯的室外光缆应根据实际需要，适当增加备用芯数，最少不少于2芯。
6 二次系统
6．1 继电保护及安全自动装置
6 二次系统
6．1 继电保护及安全自动装置
6．1．1、6．1．2 现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285、《330kV～750kV智能变电站设计规范》GB/T 51071、《110(66)kV～220kV智能变电站设计规范》GB/T 51072和现行行业标准《电力系统安全稳定导则》DL/T 755对110(66)kV～750kV智能变电站的继电保护及安全自动装置设计仍适用。
6．1．3 变电站二次设备实现信息采集传输数字化，为二次设备集成创造了条件，成为技术发展的方向，在满足相关技术要求下，110kV及以下电压等级宜采用集成装置，可逐步集成测控、计量、录波等功能。
6．1．4 双重化配置的两套保护装置及其相关设备(互感器绕组、跳闸线圈、合并单元、智能终端、过程层网络设备、保护通道、直流电源等)均应遵循相互独立的原则，当一套保护设备出现异常或退出时不应影响另一套保护设备的运行。
6．1．5 按间隔配置的线路保护、断路器(母联、分段)保护、主变压器保护装置宜采用数字接口直接采样、直接跳闸方式，对于跨间隔的母线保护设备，相关设备满足保护对可靠性和快速性的要求时，宜采用直接采样、网络跳闸方式，也可采用网络采样、网络跳闸方式。
6．1．6 随着变电站高级应用功能的完善，基于站域信息的站域保护与控制系统将自主实现面向区域电网安全与稳定的控制与保护功能，可实现并取代部分安全自动装置的功能。
6．1．7 220kV以上电压等级变电站宜按电压等级、主变等对象配置故障录波装置；110(66)kV变电站采集的故障录波量较少，可根据需要全站统一配置故障录波装置。
6．1．8 对于故障测距装置，为保证测距精度，需考虑故障测距装置的采样频率。
6．2 调度自动化
6．2 调度自动化
6．2．1、6．2．2 变电站调度自动化系统设备配置应满足与调度(调控)中心及其他主站系统进行信息交互的要求，并可根据安全防护方案灵活配置于不同的安全分区。
6．2．6 对于电气化铁路、交流电弧炉等易在电网中产生谐波分量的线路接入电网时，根据需要装设电能质量谐波监测装置。
6．2．7 调度数据网接入设备配置应满足路由及分区要求，220kV及以上电压等级变电站一般接入骨干网，调度数据网设备宜双套配置；110kV及以下电压等级变电站接入骨干网情况较少，调度数据网设备宜单套配置。
6．3 通 信
6．3 通 信
6．3．5 变电站通信电源可纳入站用交直流电源系统统一实现，通信设备通过直流变换电源(DC/DC)装置与站内直流电源共享蓄电池组；也可独立配置通信电源系统，包括两组蓄电池、两套高频开关电源及两套直流分配屏等，容量根据具体工程计算配置。
6．4 变电站自动化系统
6．4 变电站自动化系统
6．4．3 与常规的变电站相比，智能变电站自动化系统增加了智能告警、故障分析等功能，在操作与控制功能中强调了对顺序控制的要求。
6．4．5 从可靠性角度考虑，要求站控层网络、过程层网络应相对独止。从扩展性方面考虑，要求网络应方便扩展，宜采用星形网络。要求变电站过程层网络宜按电压等级设置；对于330kV变电站110kV过程层网络，考虑主变保护为双套配置，因此要求110kV过程层网络按照双套设置，由于330kV变电站中110kV线路保护均为单套配置，因此仅要求接入其中一套网络。
6．4．10 220kV及以上电压等级由于保护均为双重化配置，测控单套配置，因此建议220kV及以上电压等级保护装置、测控装置均独立配置。在满足相关技术要求下，测控装置可逐步集成计量、相量测量等功能。
6．5 直流系统及不间断电源
6．5 直流系统及不间断电源
6．5．1 现行行业标准《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T 5044对直流系统的接线形式、负荷统计、蓄电池容量和组数的选择计算以及充电设备的选择等要求对智能变电站设计仍是适用。现行行业标准《电力工程交流不间断电源系统设计技术规程》DL/T 5491对与直流系统一体化设计的UPS电源系统的参数选择等要求对智能变电站设计仍是适用。
6．5．2 220kV及以下电压等级变电站通信电源容量较小，且通过DC/DC装置转换得到-48V通信直流电源运行经验已较为丰富。330kV及以上变电站通信电源独立配置主要考虑其重要性。
6．5．3 参考现有行业规范，变电站的直流负荷事故放电时间为1h～2h；结合通信专业特点和实际变电站布点情况，通信负荷事故放电时间可适当延长，综合考虑蓄电池容量等因素，以4h为宜。
6．5．4 一体化电源系统宜设置完善的监控网络，对各子电源模块实现监视控制；宜具备集中监控装置作为一体化电源系统的人机接口设备，并能以IEC61850规约和变电站监控系统通信，重要告警信息上传远方控制中心。
6．6 时间同步系统
6．6 时间同步系统
6．6．1 智能变电站时钟同步系统主时钟应双重化配置。电力安全关系国民经济命脉，应优先采用我国北斗系统。新建变电站的时钟同步系统宜根据网省公司地基时钟系统的建设情况合理预留接口。
6．6．3 站控层设备时钟同步精度要求低(ms级)，可采用SNTP网络对时，节省投资。间隔层和过程层设备时钟同步精度要求高(μs级)，采用IRIG-B对时方式才能满足要求。
6．6．4 无论采样值传输采用点对点方式还是组网方式，合并单元采样值同步均应不依赖于外部时钟。
6．7 辅助控制系统
6．7 辅助控制系统
6．7．1 辅助控制系统与监控系统之间的通信应采用现行行业标准《变电站通信网络和系统》DL/T 860规定的通信标准，内部各子系统间的通信也可采用RS485等方式。
6．7．2 辅助控制系统的范围包括图像监视及安全警卫、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统，通过信息的统一采集处理，可实现各系统间的联动。
6．7．4 图像监视及安全警卫系统是辅助控制系统的重要子系统之一，现行行业标准《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218对图像监视及安全警卫系统的监控范围、设备配置等基本要求对智能变电站设计仍适用。
6．8 二次设备布置及组柜
6．8 二次设备布置及组柜
6．8．2 集中布置的二次设备室在空间和设施配置上应满足巡视和检修的条件，在此前提下，布置应尽量紧凑，节省占地面积。
6．8．3 通信设备与其他二次保护、监控设备组柜形式、运行条件并无本质区别，可与其他二次设备一并布置在二次设备间，从而取消通信机房，减少建筑面积。变电站按有人值班模式设计时，可设置主控制室以布置操作台和操作员站等设备，供运行值班人员使用；变电站按无人值班模式设计时，无须设置主控制室，操作员站可采用机架式设备在二次设备室组屏布置。
6．8．4 蓄电池与直流电源设备之间的联系电缆截面较大，宜靠近布置。直流电源靠近负荷中心(一般为保护、监控设备集中处)布置，可减少供电电缆长度。
6．8．5 集中布置时，二次屏柜总数较多，备用屏比例可稍低；下放布置时，屏柜总数少，备用屏比例可调高以保证绝对数量满足需求。
6．8．6 无人值班变电站可取消操作台，将站控层主机类设备组屏布置，有利于运行安全。智能变电站电缆接线减少，柜内空间富裕，间隔层设备宜按串或按间隔多装置统筹组柜，以减少屏柜数量和用房面积。过程层设备作为一次设备的接口装置，宜布置在就地智能控制柜内，节省控制电缆。智能控制柜应满足二次元件的工作环境要求。
6．8．7 站控层中心交换机数量较少，可与联系紧密的站控层设备合并组柜。站控层分支交换机一般按照电压等级或房间配置，需连接所属电压等级或房间的各间隔层设备，数量较多，宜集中组柜。过程层交换机按串或间隔配置，宜随串或间隔设备组柜，连接介质最少。
6．8．8 智能变电站二次屏柜布置紧凑，屏柜空间利用率有所提高，但应注意将经常操作的设备(如测控装置、操作把手)布置于便于人员操作的高度。
6．8．9 本条规定参考了相关行业规范和设计手册，综合考虑了人员安装、检修、巡检的要求，实践表明是较为合适的。
6．9 互感器二次参数选择
6．9 互感器二次参数选择
6．9．3 本条系保护双重化的要求，电子式互感器两路独立的采样系统对应两组各自独立的传感器。
6．9．4 0．2S(5TPE)为电子式电流互感器的准确级，其1组传感器可同时满足保护、测量和计量的精度要求。其1组传感器(可能含多个传感元件)对应1路采样系统。
6．9．5 0．2(3P)为电子式电压互感器的准确级，其1组传感器可同时满足保护、测量和计量的精度要求。其1组传感器对应1路采样系统。
7 土 建
7 土 建
7．1 建、构筑物
7．1．4 警传室与生产建筑联合布置时，警传室与生产区之间应有安全隔离。
7．2 采暖、通风和空气调节
7．2．2 当电气设备房间采用空调机调温控制时，宜设置远程集中控制，根据需要调整室内设定温度，以减少运行能耗。
7．3 给水和排水
7．3．2 生活给水设备应纳入智能变电站辅助控制系统，以实现运行信号上传及远程控制。
7．3．4 消防蓄水池应根据水位变化自动补水，并且应设定报警水位。报警水位的高度应设定在停止补水水位和溢流水位之间，并设置适当的梯度。
8 消 防
8 消 防
8．0．2 针对智能变电站无人值班的特点，主变压器的火灾探测及报警信号应实现远传。