Q GDW 751-2012 变电站智能设备运行维护导则及编制说明.pdf

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1、Q/GDW212 2008ICS 29.240国家电网公司企业标准Q/GDW 751 2012变电站智能设备运行维护导则Guide for Operation and Maintenance of Substation Intelligent Equipment2012-06-11 发布 2012-06-11 实施国家电网公司 发布Q/GDWIIQ/GDW 751 2012I目次前言 II1 范围 12 规范性引用文件 13 术语和定义 14 设备巡视 25 设备操作 46 设备维护 57 设备验收 78 台帐管理 89 缺陷管理 9编制说明 11Q/GDW 751 2012II前言为规范变电

2、站智能设备的运行维护工作，提高设备运行维护水平，保证设备的安全运行，国家电网公司组织编写了变电站智能设备运行维护导则。本标准重点对变电站智能设备的运行维护进行了全面的规范，是变电站智能设备运行维护的指导性技术标准。智能变电站的常规设备按变电站管理规范、无人值守变电站管理规范（试行）等相关规定执行。本标准描述的内容如与已颁发的变电站相关技术标准和规程相抵触，应以本标准为准。本标准由国家电网公司生产技术部提出并解释；本标准由国家电网公司科技部归口；本标准主要起草单位：河南省电力公司；本标准主要起草人：王锐、姜国庆、陆志浩、黄俊峰、李新、宋庭会、申唤玲、黄国方、刘明、李震宇、柳力、邵斌、韩丽明、陈延

3、昌、熊浩清；本标准首次发布。Q/GDW 751 20121变电站智能设备运行维护导则1 范围本标准重点对变电站智能设备巡视、操作、维护、验收、台帐及缺陷管理等方面的工作进行了全面规范。本标准适用于 110（ 66） kV 及以上电压等级变电站的智能设备。变电站的常规设备按变电站管理规范 、 无人值守变电站管理规范 （试行）规定执行。 35kV 变电站智能设备参照本标准执行。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适应本标准，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T 14285 继电保护和安全自动

4、装置技术规程DL/T 5149 220kV 500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程Q/GDW 168 输变电设备状态检修试验规程Q/GDW 214 变电站计算机监控系统现场验收管理规程Q/GDW 430-2010 智能变电站智能控制柜技术规范Q/GDW 431 智能变电站自动化系统现场调试导则Q/GDW534-2010 变电设备在线监测系统技术导则Q/GDW580-2010 智能化变电站改造工程验收规范国家电力监管委员会第 5 号令电力二次系统安全防护规定国家电力监管委员会第 34 号文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3 术语和定义Q/GDW 383 2009、

5、Q/GDW 393 2009、 Q/GDW 394 2009、 Q/GDWZ 410、 Q/GDW 430、 Q/GDW441 2010 中确定的以及下列术语和定义适用于本标准。远程巡视 remote inspection运行人员在远方利用计算机监控系统、在线监测系统、图像监控系统等系统对变电站设备运行状态及运行环境等进行的巡视。4 设备巡视4.1 原则要求4.1.1 变电站一次、二次、通信、计量、站用电源及辅助系统等智能设备的日常巡视工作由运行专业负责，专业巡视由相关设备检修维护部门的相关专业负责。4.1.2 根据设备智能化技术水平、设备状态可视化程度，可进行远程巡视并适当延长现场巡视周期。

6、状态可视化完善的智能设备，宜采用以远程巡视为主，以现场巡视为辅的巡视方式，设备运行维护部门应结合变电站智能设备智能化水平制定智能设备的远程巡视和现场巡视周期，并严格执行。4.1.3 对暂不满足远程巡视条件的变电站智能设备应参照常规变电站、无人值守变电站原管理规范等相关规定进行现场巡视。4.1.4 自检及告警信息远传功能完善的二次设备宜以远程巡视为主，兼顾现场巡视。Q/GDW 751 201224.1.5 利用主站监控后台、设备可视化平台对远端变电站智能设备适时进行远程巡视，电网或设备异常等特殊情况下，应加强设备远程巡视。4.2 运行巡视4.2.1 电子式互感器4.2.1.1 现场巡视主要内容：

7、a） 检查设备外观无损伤、无闪络、本体及附件无异常发热、无锈蚀、无异响、无异味。各引线无脱落、接地良好。b） 采集器无告警、无积尘，光缆无脱落，箱内无进水、无潮湿、无过热等现象。c） 有源式电子互感器应重点检查供电电源工作无明显异常。4.2.2 在线监测系统4.2.2.1 远程巡视主要内容：a） 后台远程查看在线监测状态数据显示正常、无告警信息。b） 定期检查一次设备在线测温装置测温数据正常，无告警。c） 查看与站端设备通信正常。4.2.2.2 现场巡视主要内容：a） 检查设备外观正常、电源指示正常，各种信号、表计显示无异常。b） 油气管路接口无渗漏，光缆的连接无脱落。c） 在线监测系统主机后

8、台、变电站监控系统主机监测数据正常。d） 与上级系统的通信功能正常。4.2.3 保护设备4.2.3.1 远程巡视主要内容：a） 后台远程查看保护设备告警信息、通信状态无异常。b） 后台远程定期核对软压板控制模式、压板投退状态、定值区位置。c） 重点查看装置“ SV 通道” 、 “ GOOSE 通道”正常。4.2.3.2 现场巡视主要内容：a） 检查外观正常、各指示灯指示正常，液晶屏幕显示正常无告警。b） 定期核对硬压板、控制把手位置。c） 检查保护测控装置的五防联锁把手（钥匙、压板）在正确位置。4.2.4 交换机4.2.4.1 远程巡视主要内容：远程查看站端自动化系统网络通信正常，网络记录仪无

9、告警。4.2.4.2 现场巡视主要内容：检查设备外观正常，温度正常，电源及运行指示灯指示正常，无告警。4.2.5 时间同步系统4.2.5.1 远程巡视主要内容：远程查看时钟同步装置无异常告警信号。4.2.5.2 现场巡视主要内容：检查主、从时钟运行正常，电源及各种指示灯正常，无告警。4.2.6 监控系统（一体化监控系统）4.2.6.1 远程巡视主要内容：后台远程检查信息刷新正常，无异常报警信息，与站端设备通信正常。4.2.6.2 现场巡视主要内容：a） 查看监控系统运行正常，后台信息刷新正常。b） 检查数据服务器、远动装置等站控层设备运行正常，各连接设备（系统）通信正常，无异响。4.2.7 合

10、并单元4.2.7.1 远程巡视主要内容：后台远程查看无相关告警信息。4.2.7.2 现场巡视主要内容：a） 检查外观正常、无异常发热、电源及各种指示灯正常，无告警。Q/GDW 751 20123b） 检查各间隔电压切换运行方式指示与实际一致。4.2.8 智能终端4.2.8.1 远程巡视主要内容：后台远程查看无相关告警信息。4.2.8.2 现场巡视主要内容：检查外观正常、无异常发热、电源指示正常，压板位置正确、无告警。4.2.9 智能控制柜4.2.9.1 远程巡视主要内容：后台远程查看智能控制柜内温湿度正常，无告警。4.2.9.2 现场巡视主要内容：a） 检查智能控制柜密封良好，锁具及防雨设施良

11、好，无进水受潮，通风顺畅。b） 柜内各设备运行正常无告警，柜内连接线无异常。c） 检查柜内加热器、工业空调、风扇等温湿度调控装置工作正常，柜内温（湿）度满足设备现场运行要求。4.2.10 站用电源系统 （ 一体化电源系统 ）4.2.10.1 远程巡视主要内容：a） 后台远程查看站用电源系统工作状态及运行方式、告警信息、通信状态无异常。b） 条件具备时，定期查看蓄电池电压正常，充电模块、逆变电源工作正常。c） 重点查看绝缘监察装置信息及直流接地告警信息。4.2.10.2 现场巡视主要内容：a） 检查设备运行正常、各指示灯及液晶屏显示正常，无告警。b） 检查空气断路器、控制把手位置正确。c） 站用

12、电源系统监测单元数据显示正确，无告警，交直流系统各表计指示正常，各出线开关位置正确。d） 检查蓄电池组外观无异常、无漏液，蓄电池室环境温、湿度正常。电源切换正常。逆变电源切换正常。4.2.11 辅助系统4.2.11.1 远程巡视主要内容：a） 后台远程查看辅助系统中各系统运行状态数据显示正常，无告警。b） 查看图像监控系统视频图像显示正常，与子站设备通信正常。c） 检查火灾报警运行正常，无告警。d） 检查设备红外测温系统在线测温数据正常，无告警。e） 检查环境监测系统数据正常，无告警。4.2.11.2 现场巡视主要内容：a） 检查图像监控系统视频探头、红外对射、火灾报警系统烟感探头等现场设备运

13、行正常，无损伤。b） 检查环境监控系统空调风机、各类传感器等辅助系统中的现场设备运行正常，无损伤。c） 定期检查火灾报警装置运行正常，无告警。d） 检查红外测温系统中的现场设备运行正常。4.3 专业巡视4.3.1 一次设备a） 定期采集在线监测系统数据信息，并与历史数据进行比较，条件具备时应采用远程采集。b） 定期检查设备在线监测系统传感器接线可靠。c） 定期检查电子互感器运行正常。d） 定期检查防误闭锁系统功能正确、运行正常。4.3.2 二次设备a） 自动化专业定期进行交换机、网络等冗余设备的运行 /备用方式切换检查。Q/GDW 751 20124b） 自动化专业定期检查变电站监控系统 CP

14、U 负载、磁盘空间、网卡、系统运行日志，条件具备时可采用远方巡检。c） 保护（或自动化专业）定期检查智能控制柜温、湿度调控装置运行及上传数据正确性。d） 自动化专业（或运行专业）定期检查试验视频监控系统、空调风机等环境监测系统的联动功能正常，定期检查设备环境监测等系统中各传感器接线可靠。e） 保护（或自动化专业）可结合其他设备专业巡视定期对具有光功率的自动装置进行巡视。f） 运行专业（或自动化专业）定期检查试验火灾报警装置的完好性，发现故障及时处理。5 设备操作5.1 顺序控制5.1.1 根据变电站接线方式、智能设备现状和技术条件编制顺序控制操作票。顺序控制操作票的编制应符合国家电网公司电力安

15、全工作规程（变电部分）相关要求，并符合电气误操作安全管理规定的相关要求。变电站设备及接线方式变化时应及时修改顺序控制操作票。5.1.2 实行顺序控制的设备应具备电动操作功能。条件具备时，顺序控制宜和图像监控系统实现联动。5.1.3 顺序控制操作前应核对设备状态并确认当前运行方式，符合顺序控制操作条件。5.1.4 在监控后台调用顺序控制操作票时，应严格执行操作监护制度。5.1.5 顺序控制操作时，继电保护装置须采用软压板控制模式。5.1.6 顺序控制操作完成后，可通过后台监控及设备在线监测可视化界面对一、二次设备操作结果正确性进行核对。5.1.7 顺序控制操作中断时，应做好操作记录并注明中断原因

16、。待处理正常后方能继续进行。5.1.8 顺序控制操作中若设备状态未发生改变，应查明原因并排除故障后继续顺控操作；若无法排除故障，可根据情况改为常规操作。由于通信原因设备状态未发生改变，履行手续后可转交现场监控后台继续顺控操作。5.2 保护定值修改及压板投退5.2.1 保护设备采用软压板控制模式时，运行人员应采用远方 /后台操作，操作前、后均应在监控画面上核对软压板实际状态。5.2.2 远程操作软压板模式下，禁止运行人员在保护装置上进入定值修改菜单。5.2.3 因通信中断无法远程投退软压板时，应履行手续转为就地操作。5.2.4 在监控后台上远程切换保护定值区，操作前应检查待切换定值区定值正确，操

17、作后应后台打印定值清单并进行核对。5.2.5 检修人员在保护装置上修改 /切换定值区后应与运行人员共同核对，应保证远方核对的正确性。5.2.6 间隔设备检修时，应退出本间隔所有与运行设备二次回路联络的压板（保护失灵启动软压板，母线保护、主变保护本间隔采样通道软压板等） ，检修工作完成后应及时恢复并核对。5.2.7 保护设备投运前应检查对应的智能终端、保护测控等装置的检修压板投退状态。正常运行时严禁投入智能终端、保护测控等装置的检修压板。5.2.8 除装置异常处理、事故检查等特殊情况外，禁止通过投退智能终端的跳、合闸压板投退保护。6 设备维护6.1 维护原则6.1.1 变电站智能设备的运行维护应

18、遵循输变电设备状态检修试验规程 、 智能变电站自动化系统现场调试导则等相关规程。6.1.2 智能设备维护应综合考虑一、二次设备，加强专业协同配合，统筹安排，开展综合检修。6.1.3 智能设备的维护应充分发挥智能设备的技术优势，利用一次设备的智能在线监测功能及二次设Q/GDW 751 20125备完善的自检功能，结合设备状态评估开展状态检修。6.1.4 智能设备的维护应体现集约化管理、专业化检修等先进理念，适时开展专业化检修。6.2 维护要求6.2.1 智能电子设备a） 保护装置、合并单元、智能终端等智能电子设备检修维护时，应做好与其相关联的保护测控设备的安全措施。b） 保护装置、合并单元、智能

19、终端等智能电子设备检修维护时，应做好光口及尾纤的安全防护，防止损伤。c） 保护装置检修维护应兼顾合并单元、智能终端、测控装置、后台监控、系统通信等相关二次系统设备的校验。d） 具备完善保护自检功能及智能监测功能的保护设备宜开展状态检修。e） 智能在线监测设备、交换机、站控层设备、智能巡检设备宜开展状态检修。f） 智能在线监测设备、交换机、站控层设备、智能巡检设备升级改造时应由厂家进行专业化检修。g） 应做好保护装置、合并单元、智能终端等智能电子设备备品备件管理工作，确保专业化检修顺利开展。6.2.2 智能控制柜a） 智能控制柜内单一设备检修维护时，应做好柜内其他运行设备的安全防护措施，防止误碰

20、。b） 应遵循智能变电站智能控制柜技术规范要求进行维护，应定期检测智能控制柜内保护装置、合并单元、智能终端等智能电子设备的接地电阻。c） 应定期检测智能控制柜温、湿度调控装置运行及上传数据正确性。d） 应定期对智能柜通风系统进行检查和清扫，确保通风顺畅。6.2.3 电子式互感器a） 电子互感器投运一年后应进行停电试验。停电试验项目及标准应符合制造厂有关规定和要求。b） 电子互感器检修维护应同时兼顾合并单元、交换机、测控装置、系统通信等相关二次系统设备的校验。c） 电子互感器检修维护时，应做好与其相关联保护测控设备的安全措施。d） 电子式电压互感器在进行工频耐压试验时，应防止内部电子元器件损坏。

21、e） 纯光学电流互感器根据其设备特点不进行绕组的绝缘电阻测试。6.2.4 在线监测设备a） 在线监测设备检修时，应做好安全措施。且不影响主设备正常运行。b） 在线监测设备报警值由监测设备对象的维护单位负责管理，报警值一经设定不应随意修改。6.2.5 监控系统a） 监控系统检修维护时，非因检修需要，运行及维护人员不应随意退出或者停运监控软件，不得在监控后台从事与运行维护或操作无关的工作。b） 监控系统检修维护时，运行维护人员不得随意修改和删除自动化系统中的实时告警事件、历史事件、报表等设备运行的重要信息记录。c） 监控系统检修维护时应遵照智能变电站自动化系统现场调试导则 、 电力二次系统安全防护

22、规定要求，监控系统维护应采用专用设备。d） 监控系统检修维护时，除系统管理员外禁止启用已停用的自动化系统所有服务器、工作站的软驱、光驱及所有未使用的 USB 接口。e） 智能变电站一体化监控系统功能、自动化系统软件需修改或升级时，应由厂家进行专业化检修，相应程序修改或升级后应提供相应测试报告，并做好程序变更记录及备份。Q/GDW 751 20126f） 智能告警、顺序控制等高级应用功能不能满足现场运行时，应由原厂家进行专业化检修，高级应用功能修改、升级、扩容后应在现场进行调试验证。6.2.6 光缆设备a） 光缆设备安装维护时，其弯曲半径应符合相关规程要求。防止光缆损伤。b） 应做好光缆备用芯的

23、检验维护。6.3 维护界面6.3.1 根据智能设备特点属性，结合变电站智能设备维护现状，确定变电站智能设备的专业检修维护界面。6.3.2 电子式互感器：以采集单元为维护分界点。采集单元随电子互感器归属一次专业维护，合并单元归属二次专业维护。6.3.3 在线监测设备：以监控主机 /主 IED 为维护分界点。在线监测设备的传感器、监测单元 /分 IED、监控主机 /主 IED、热交换器等随在线监测设备归属一次专业维护。监控主机 /主 IED 接口（不包括接口）以外归属二次专业维护。6.3.4 变电站监控系统，包括监控后台、远动设备、工作站、前置机、时钟系统、保护测控装置、合并单元、智能终端、安全自

24、动装置等归属二次专业维护。6.3.5 智能控制柜与变电站监控系统之间以及与其他间隔层设备之间的通信介质及连接件归属二次专业维护。6.3.6 继电保护和变电站监控系统之间的网络设备、连接件、通信介质，公用部分等归属保护 /自动化专业维护。6.3.7 通信通道采用专用光纤的差动保护，以保护光配线架为维护分界点，分界点至站内保护设备归属保护专业维护，分界点（包括配线架）以外归属通信专业维护。通信通道采用复用光纤的纵联保护，以保护设备的数字接口装置为分界点，分界点（包括数字接口）至站内保护设备归属保护专业维护，分界点以外归属通信专业维护。6.3.8 远动设备连接站外通信设备，以通信柜端子排或通信接口为

25、界，端子排至远动设备部分由自动化专业维护，端子排（包括端子排）至站外通信部分归通信专业维护。6.3.9 与站外连接的站内光端机、 PCM、通信接口柜、配线架归属通信专业维护；专用通信电源、调度交换机、行政电话等归属通信专业维护。6.3.10 一体化电源系统以监测单元的输出数字接口为维护分界点。分界点至站控层之间的通信介质归属二次专业维护，数字接口（含数字接口）至一体化电源系统归属直流电源专业维护。一体化电源的交直流分电屏以端子排为维护分界点，分界点（含端子排）归属直流电源专业维护，端子排以外归属二次专业维护。一体化电源内通信电源模块归属直流电源专业维护。6.3.11 电度表、关口表、集抄设备等

26、归属计量专业维护。计量屏内通过光缆终端盒连接的，以光缆终端盒作为维护分界点，分界点至表计归属计量专业维护，光缆终端盒及以外归属保护 /自动化专业维护；计量屏内通过光缆直连的，以光缆接口处为维护分界点，分界点至表计归属计量专业维护，光缆接口及以外归属保护 /自动化专业维护；电度表电源部分以空气断路器为维护分界点，分界点至表计部分归属计量专业维护，空气断路器及以外归属保护 /自动化专业维护。6.3.12 光伏发电系统归属直流电源专业维护。6.3.13 辅助系统中图像监控系统、火灾报警系统、门禁系统、环境监测设备可根据各单位实际情况归属自动化或运行专业维护。空调、照明等变电站辅助设备归属运行专业维护

27、。6.4 试验仪器6.4.1 运行维护单位应根据智能化变电站智能设备特点和实际需求选择配置数字化继电保护测试仪、电子互感器校验仪、光纤测试仪、数字化相位仪、数字化万用表、光纤熔接机、网络分析测试仪等专用试验仪器仪表设备。Q/GDW 751 201277 设备验收7.1 验收管理7.1.1 生产运行管理单位应结合现场安装调试及早组织人员技术培训，保证验收顺利进行和设备安全运行。7.1.2 验收前验收部门应根据相关规程、规范编制详细的验收细则，并根据需要向厂家征求需补充的验收内容。7.1.3 建设单位在变电站投运前应向生产运行单位提交相关智能设备的功能规范、简明操作手册及运行说明书。7.1.4 对

28、专业融合性较强智能设备的验收，应加强各专业协同配合。7.2 验收要求7.2.1 新建及改造变电站智能设备的验收，按照变电站计算机监控系统现场验收管理规程 、 智能化变电站改造工程验收规范等相关文件进行。7.2.2 智能设备验收重点要求：7.2.2.1 开关设备本体加装的传感器（含变送器）安装牢固可靠，气室开孔处密封良好。各类监测传感器防护措施良好，不影响主设备的电气性能和接地。7.2.2.2 交换机、合并单元等智能电子设备应可靠接地。7.2.2.3 电子式互感器工作电源在加电或掉电瞬间以及工作电源在非正常电压范围内波动时，不应输出错误数据导致保护系统的误判和误动。有源电子式互感器工作电源切换时

29、应不输出错误数据。7.2.2.4 电子式互感器与合并单元通信应无丢帧，同步对时和采样精度满足要求。7.2.2.5 智能在线监测各 IED 功能正常，各监测量在监控后台的可视化显示数据、波形、告警正确，误差满足要求，并具备上传功能。7.2.2.6 顺序控制软压板投退、急停等功能正常。顺控操作与视频系统的联动功能正常。7.2.2.7 高级应用中智能告警信息分层分类处理与过滤功能正常，辅助决策功能正常。7.2.2.8 智能控制柜中环境温湿度数据上传正确。7.2.2.9 辅助系统中各系统与监控系统、其他系统联动功能正常。7.3 移交资料7.3.1 工程验收时除移交常规的技术资料外主要应包括：a） 系统

30、配置文件、交换机配置、 GOOSE 配置图、全站设备网络逻辑结构图、信号流向、智能设备技术说明等技术资料。b） 系统集成调试及测试报告。c） 设备现场安装调试报告（在线监测、智能组件、电气主设备、二次设备、监控系统、辅助系统等） 。d） 在线监测系统报警值清单及说明。8 台帐管理8.1 智能设备台帐管理8.1.1 根据变电站智能设备的功能及技术特点，制定智能设备台帐，使运行、检修等人员准确掌握设备信息，便于设备管理。8.1.2 智能设备的台帐管理应纳入变电站设备台帐统一管理，并按照变电站常规设备台帐管理相关规定执行。8.2 电子式电流互感器8.2.1 设备类型按一次设备类。Q/GDW 751

31、201288.2.2 按对应间隔（断路器）分相建立设备台帐。8.2.3 命名按照 “设备电压等级 +设备间隔名称编号 （ +组别号） +电子式电流互感器 +相别” 。 例： “ 220kV断路器（ A 组 1 号）电子式电流互感器 A 相” 。8.2.4 采集单元为电子式电流互感器附件，随电子式电流互感器台帐填写。8.3 电子式电压互感器8.3.1 设备类型按一次设备类。8.3.2 按对应母线或间隔分相建立设备台帐。8.3.3 命名按照“设备电压等级 +设备间隔名称编号（ +组别号） +电压互感器 +相别” 。例： “ 220kV断路器（ A 组 1 号）电子式电压互感器 A 相” 。8.3.

32、4 采集单元为电子式电压互感器附件，随电子式电压互感器台帐填写。8.4 电子式电流电压互感器8.4.1 设备类型按一次设备类。8.4.2 按对应间隔（断路器）分相建立设备台帐。8.4.3 命名按照“设备电压等级 +设备间隔名称编号（ +组别号） +电子式电流电压互感器 +相别” 。例：“ 220kV断路器（ A 组 1 号）电子式电流电压互感器 A 相” 。8.4.4 采集单元为电子式电流电压互感器附件，随电子式电流电压互感器台帐填写。8.5 合并单元8.5.1 设备类型按继电保护类。8.5.2 合并单元按对应断路器、主变、母线间隔按台建立台帐。8.5.3 命名按照“电压等级 +设备间隔名称编

33、号 +合并单元 +组别号（ A 或 B 组） 。例： “ 220kV断路器合并单元 A 组” 。8.6 智能终端8.6.1 设备类型按继电保护类。8.6.2 智能终端按对应的断路器、主变间隔按台建立台帐。8.6.3 命名按照“电压等级 +设备间隔名称编号 +智能终端 +组别号（ A 或 B 组） ” ，例： “ 220kV断路器智能终端 A 组” 。8.7 保护测控装置8.7.1 设备类型按继电保护类。8.7.2 220kV 及以下保护测控装置按对应的断路器、主变单元中按台建立台帐。8.7.3 命名按照“设备间隔名称编号 +保护测控装置 +组别号（ A 或 B 组） ” ，例： “ 1 号主变

34、保护测控装置 A 组” 。8.8 在线监测装置8.8.1 设备类型按一次设备类。8.8.2 按间隔配置的在线监测设备按间隔建立台帐，跨间隔配置的在线监测系统单独建立台帐。8.8.3 单间隔在线监测设备命名按照“电压等级 +设备间隔名称编号 +在线监测装置类型 +装置” ，例：“ 220kV 1 号主变压器油色谱在线监测装置” 。跨间隔在线监测系统命名按照“电压等级 +设备名称 +在线监测类型 +装置，例： “ 220kV 断路器在线监测装置” 。8.9 光伏发电系统8.9.1 设备类型按一次设备类。8.9.2 按系统建立台帐。8.9.3 命名按变电站光伏发电系统，单位为套。8.10 屏柜8.1

35、0.1 设备类型按屏柜类。Q/GDW 751 201298.10.2 交换机屏柜、公共屏等按屏柜建立台帐。8.10.3 命名按照“屏柜类别（ +组别号） ” 。例：交换机屏柜 1 号屏柜。8.11 智能控制柜8.11.1 设备类型按屏柜类。8.11.2 智能控制柜按对应间隔建立台帐。8.11.3 命名按照“电压等级 +间隔名称编号 +智能控制柜（ +组别号） ” 。例： 110kV断路器智能控制柜 1 号柜。9 缺陷管理9.1 智能设备缺陷管理9.1.1 根据变电站智能设备的功能及技术特点，制定智能设备缺陷定性和分级，使运行人员及专业维护人员了解设备缺陷危急程度，便于缺陷管理。9.1.2 智能

36、设备的缺陷管理应纳入变电站设备缺陷统一管理，按照变电站常规设备缺陷管理相关规定执行。9.2 智能设备缺陷分级9.2.1 智能设备的缺陷分级参照变电站常规设备，缺陷分为危急、严重和一般缺陷。9.2.2 智能设备危急缺陷主要包括：a） 电子互感器故障（含采集器及其电源） ；b） 保护装置、保护测控装置故障或异常，影响设备安全运行的；c） 纵联保护装置通道故障或异常；d） 合并单元故障；e） 智能终端故障；f） GOOSE 断链、 SV 通道异常报警，可能造成保护不正确动作的；g） 过程层交换机故障；h） 其他直接威胁安全运行的缺陷。9.2.3 智能设备严重缺陷主要包括：a） GOOSE 断链、 S

37、V 通道异常报警，不会造成保护不正确动作的；b） 对时系统异常；c） 智能控制柜内温控装置故障，影响保护装置正常运行的；d） 监控系统主机（工作站） 、站控层交换机故障或异常；e） 一体化电源系统监控模块故障或通信故障；f） 远动设备与上级通信中断；g） 装置液晶显示屏异常；h） 其他不直接威胁安全运行的缺陷。9.2.4 智能设备一般缺陷主要包括：a） 智能控制柜内温控装置故障，不影响保护装置正常运行的；b） 在线监测系统异常、故障或通信异常；c） 网络记录仪故障；d） 辅助系统故障或通讯中断；e） 一体化电源系统冗余配置的单块充电模块故障；f） 其他不危及安全运行的缺陷。9.3 异常及事故处

38、理原则9.3.1 变电站智能设备异常及事故处理应按照变电站设备异常及事故处理相关规定执行。Q/GDW 751 2012109.3.2 根据变电站智能设备的功能特点，智能设备异常及事故处理遵循以下主要原则：9.3.2.1 电子互感器（采集单元） 、合并单元异常或故障时，应退出对应的保护装置的出口软压板。单套配置的合并单元、采集器、智能终端故障时，应退出对应的保护装置，同时应退出母线保护等其他接入故障设备信息的保护装置（母线保护相应间隔软压板等） ，母联断路器和分段断路器根据具体情况进行处理。a） 双套配置的合并单元、采集器、智能终端单台故障时，应退出对应的保护装置，并应退出对应的母线保护的该间隔

39、软压板。b） 智能终端异常或故障时应退出相应的智能终端出口压板，同时退出受智能终端影响的相关保护设备。9.3.2.2 保护装置异常或故障时应退出相应的保护装置的出口软压板。9.3.2.3 当无法通过退软压板停用保护时，应采用其他措施，但不得影响其他保护设备的正常运行。9.3.2.4 母线电压互感器合并单元异常或故障时，按母线电压互感器异常或故障处理。9.3.2.5 按间隔配置的交换机故障，当不影响保护正常运行时（如保护采用直采直跳方式）可不停用相应保护装置；当影响保护装置正常运行时（如保护采用网络跳闸方式） ，应视为失去对应间隔保护，应停用相应保护装置，必要时停运对应的一次设备。9.3.2.6

40、 公用交换机异常和故障若影响保护正确动作，应申请停用相关保护设备，当不影响保护正确动作时，可不停用保护装置。9.3.2.7 在线监测系统告警后，运行人员应通知检修人员进行现场检查。确定在线监测系统误告警的，应根据情况退出相应告警功能或退出在线监测系统，并通知维护人员处理。9.3.2.8 运行人员及专业维护人员应掌握智能告警和辅助决策的高级应用功能，正确判断处理故障及异常。9.3.2.9 一体化电源系统异常及故障时参照变电站站用电源系统异常及故障处理。Q/GDW 751 201211变电站智能设备运行维护导则编制说明Q/GDW 751 201212目次一 编制背景 13二 编制原则 13三 与其

41、它标准文件的关系 13四 主要工作过程 13五 标准结构和内容 14六 条文说明 14Q/GDW 751 201213一、编制背景2011 年初，国家电网公司组织对 2010 年已建成投运的改造和新建的智能变电站进行了充分的技术经济评价工作，取得了很好的经验。 2012 年起国网公司大力推进智能变电站建设，新投运的智能变电站及智能设备日益增多，因此，对变电站智能设备如何运行维护的问题也迫切地提到日程。为提高智能变电站运行维护水平，规范变电站智能设备的运行维护工作，发挥智能设备的良好效益，保证变电站智能设备的安全运行，国家电网公司生技部组织河南省电力公司编写了变电站智能设备运行维护导则 （以下简称导则 ） ，本标