ICS 29.240
Q/GDW410—2011
智能高压设备技术导则
Technical Guide for Smart Electric Equipment
2011-××-××发布2011-××-××实施
国家电网公司发布
目 次
前言 ................................................................................................................................................................... I I 1范围 . (1)
2规范性引用文件 (1)
3术语和定义 (1)
4总则 (4)
4.1智能高压设备的基本结构 (4)
4.2智能高压设备的基本功能 (4)
4.3智能高压设备的基本技术特征 (4)
5智能高压设备基本技术要求 (5)
5.1高压设备本体 (5)
5.2传感器 (5)
5.3智能组件 (6)
6智能高压设备实施方案及要求 (7)
6.1智能电力变压器实施方案及要求 (7)
6.2智能高压开关设备实施方案及要求 (15)
6.3其它高压设备的智能化原则和要求 (20)
7 智能高压设备的试验、调试和验收 (20)
7.1智能高压设备的试验 (20)
7.2智能化高压设备的调试 (21)
7.3智能化高压设备的验收 (21)
附录A（资料性附录）智能高压设备示意图 (22)
附录B（资料性附录）部分词语说明 (23)
编制说明 (24)
I
前 言
本导则是在《高压设备智能化技术导则》指导性技术文件（Q/GDW Z 410—2010）的基础上编制的。本导则给出了智能高压设备的技术特征、传感器的集成原则和基于智能组件的智能高压设备物理架构，重点对智能电力变压器和智能高压开关设备的智能组件及IED的配置、功能、信息流等进行了规范，提出了基本技术要求。本导则适用于110（66）kV及以上智能高压设备的设计、生产、调试、应用及运行。
本导则附录A、B为资料性附录。
本导则由国家电网公司智能电网部提出并负责解释。
本导则由国家电网公司科技部归口。
本导则主要起草单位：中国电力科学研究院、北京四方继保自动化股份有限公司、西安开关电气股份公司等
本导则主要起草人：刘有为、李刚、任雁铭、邓彦国、苏瑞、万博、王冬青、周华、鞠登峰。
II
智能高压设备技术导则
1范围
本导则规定了智能高压设备相关术语和定义，明确了各IED的功能、要求，规范了智能组件的信息流，适用于110（66）kV及以上电压等级智能高压设备的设计、生产、试验、调试和运行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本导则的引用而成为本导则的条款，其最新版本适用于本导则。
GB 2423.1电工电子产品基本环境试验规程，试验A：低温试验方法
GB 2423.2电工电子产品基本环境试验规程，试验B：高温试验方法
GB 2423.4电工电子产品基本环境试验规程，试验Db：交变湿热试验方法
GB 14285继电保护和安全自动装置技术规程
GB/T 17626.2静电放电抗扰度试验
GB/T 17626.3辐射（射频）电磁场辐射抗扰度试验
GB/T 17626.4电快速瞬变脉冲群抗扰度试验
GB/T 17626.5浪涌（冲击）抗扰度试验
GB/T 17626.6射频场感应的传导骚扰抗扰度试验
GB/T 17626.8工频磁场抗扰度试验
GB/T 17626.9脉冲磁场抗扰度试验
GB/T 17626.10阻尼振荡磁场抗扰度试验
GB/T 17626.11电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验
GB/T 17626.12振荡波抗扰度试验
DL 663 220kV～500kV电力系统故障动态记录装置监测要求
DL/T 478静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
DL/T 769电力系统微机继电保护技术导则
DL/T 860变电站通信网络和系统
DL/T 1075数字式保护测控装置通用技术条件
3术语和定义
下列定义和术语适用于本导则。
3.1
智能高压设备smart equipment
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等技术特征的高压设备，由高压设备本体、传感器和智能组件组成。
1
智能高压设备可实现本体组（部件）智能控制、本体运行状态与控制状态智能评估和支持电网优化运行等智能化功能。
3.2
智能电子装置intelligent electronic device（IED）
一种带有处理器、具有以下全部或部分功能的装置：（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。如具有智能控制功能的变压器“有载分接开关控制器”、具有自诊断功能的“局部放电监测装置”等。
3.3
宿主设备host equipment
指传感器、控制器、IED及智能组件所从属的高压设备。例如，传感器B安装在变压器A上，则B的宿主设备是A，或A是B的宿主设备。
3.4
运行状态operation condition
宿主设备履行其功能时的工作态势，通常由一组参量集合来表征，如变压器进、出线电压、电流、油面温度等。
3.5
运行可靠性operation reliability
高压设备本体在无控制操作情况下持续保持运行状态的可靠性，如断路器在合位置上持续运行的可靠性等。
3.6
控制可靠性control reliability
高压设备本体在响应并完成控制操作时的可靠性，如开关设备完成分操作、合操作的可靠性等。
3.7
智能组件intelligent component
由测量、控制、监测等IED集合而成的一种设备组件，承担高压设备智能化的核心功能，通过电缆或光纤与宿主设备连接成一个有机整体，通常运行于宿主设备近旁。
3.8
测量IED measuring IED
一种用于采集宿主设备基本状态信息的IED，如变压器的测量IED主要采集油温、油位、油压等，组合电器的测量IED主要采集气室的气压、气温、水分等。
3.9
控制IED controlling IED
一类用于宿主设备或其组（部）件控制的IED，部分同时具有监测控制对象的功能，如变压器冷却装置控制器、开关设备控制器等。通常一个控制IED控制一类组（部）件。
3.10
监测IED monitoring IED
一类用于监测宿主设备运行状态、并评估其运行可靠性的IED。一个监测IED通常监测宿主设备的一类状态信息，如局部放电监测IED用于监测宿主设备的局部放电信息。
2
聚合信息 polymerization information
智能组件内测量、控制、监测各IED有关设备状态信息聚合后形成的、综合反映宿主设备运行和控制可靠性的信息。
3.12
监测主IED main monitoring IED
监测主IED是用来聚合智能组件内各IED信息、对宿主设备运行和控制可靠性进行综合评估的IED。一个智能组件设一个监测主IED。
3.13
非电量保护IED non electric protection IED
用于电力变压器非电量保护的IED。通常每台变压器设置一个。
3.14
传感器sensor
状态感知元件，用于将宿主设备的某一状态信息转变为可采集的信号。如SF6压力传感器、变压器油中溶解气体传感器等。
3.15
内置传感器inside sensor
置于宿主设备或其组（部）件内部、需要对宿主设备或其组（部）件解体才能进行维修或更换的传感器。如用于变压器绕组温度监测的光纤测温传感器等。
3.16
外置传感器outside sensor
置于宿主设备或其组（部）件外部，或无需对宿主设备解体即可进行维修或更换的传感器。如变压器铁心接地电流传感器、油中溶解气体传感器等。
3.17
监测数据文件monitoring data file
各IED采集并处理后生成的、反映宿主设备运行和控制可靠性的原始数据文件。
3.18
格式化信息formatted data
监测IED及承担监测功能的控制IED将监测数据文件按生产管理信息系统的数据完整性要求生成的监测数据集。
3.19
结果信息concluded information
基于设备状态信息，对宿主设备或其组（部）件的运行可靠性和控制可靠性进行评估后形成的结论性信息。各监测IED、承担监测功能的控制IED和监测主IED等都会产生结果信息。
3.20
热点温度hotspot temperature
对高压设备负载能力起控制作用的局部最高温度，如变压器绕组最热点温度、高压开关设备触头温度等。
3
监测信息子站Monitoring data sub-center
承担收集全站智能高压设备格式化信息、并向生产管理信息系统自动复制这些信息的
计算机系统。
4总则
4.1 智能高压设备的基本结构
智能高压设备是由高压设备本体、传感器及智能组件组成的一种高压设备，其中传感器与高压设备为一体化设计。智能组件集合了测量、监测、控制等IED，安装在宿主设备近旁。智能组件通过电缆或光纤与宿主设备中的传感器和执行器相连接，连接可以是模拟信号，也可以是数字信号。附录A中图A1、A2为智能高压设备的基本结构示意图。
智能高压设备宜由高压设备制造商整体供货。
4.2 智能化的基本功能
参见附录A图A3，智能化的基本功能如下：
a）向站控层网络（监控主机）自主报告高压设备运行状态信息、运行和控制可靠性
的结果信息，服务于变电站设备的运行监控。
b）向站控层网络（远动装置）自主报告高压设备运行状态信息、运行和控制可靠性
的结果信息，服务于电网优化运行，如负荷控制、退/运决策、故障预案等。
c）向站控层网络（监测信息子站）自主报告反映高压设备运行和控制可靠性的格式
化信息，服务于设备运行管理，如状态检修、寿命周期成本管理等。
d）优化自身组（部）件的运行或控制。
4.3 智能化的基本技术特征
4.3.1测量数字化
所有常规变电站中的模拟测量参量，如变压器油温等，采用就地数字化测量，并对部
分开关信息增加连续测量。通常由测量IED完成，是智能组件功能的一部分。
4.3.2控制网络化
对有控制需求的组（部）件实现基于智能变电站通信网络的控制，控制指令和控制反
馈等信息，均通过网络传输。控制对象包括变压器的冷却装置、有载分接开关、开关设备
操动机构等，控制方式包括：
a）开关设备控制器接受继电保护装置的直接控制。
b）站控层设备通过智能组件进行控制，如对有载分接开关的控制。
c）智能组件就地自主控制，如对变压器冷却装置的控制。
正常运行情况下，网络控制的优先顺序是：直接控制、站控层设备控制和自主控制。4.3.3状态可视化
指智能高压设备的运行状态、运行可靠性和控制可靠性对电网是可获取、可辨识的。
状态可视化由智能组件基于聚合信息、经综合分析并通过信息互动实现。
4.3.4功能一体化
包括以下三个方面：
a）传感器与高压设备或其组（部）件的一体化设计，设计应满足传感器感知性能的
4
要求，同时满足传感器和宿主设备安全运行的要求。
b）电子式互感器与变压器、GIS、罐式断路器等高压设备的一体化设计，设计应同时满足电子互感器传感单元及宿主设备的安全运行要求。
c）与高压设备相关的测量、控制、监测、计量、保护等IED的一体化设计，形成智能组件，实现智能高压设备的功能。
4.3.5信息互动化
信息互动化包括智能组件内IED之间、智能组件与站控层设备之间以及智能组件之间的信息交互，以实现第4.2节所述智能化之功能。
5智能高压设备基本技术要求
5.1 高压设备本体
a）满足常规技术规范，且宜满足第4.3.4条有关功能一体化的设计要求。
b）一体化设计不应降低高压设备本体绝缘水平、密封性能和机械强度；不应降低高压设备的运行可靠性和寿命。
5.2传感器
5.2.1 内置传感器
a）宜采用无源型，或仅内置无源部分。
b）宜由高压设备制造企业进行一体化设计和制造。
c）应有良好的电磁屏蔽措施和环境适应性，以保证传感数据的品质符合要求。
d）应不引起局部电场集中、不影响高压设备的绝缘性能。
e）应不引起可导致局部过热的涡流损耗。
f）与外部的联络通道（接口）应符合高压设备的密封及机械强度要求。
g）所用材质应与所接触的绝缘介质（如绝缘油、SF6气体等）相容。
h）内置传感器的使用寿命应不小于15年。
5.2.2 外置传感器
a）应不影响高压设备外绝缘。
b）必须安装在地电位部位。
c）与高压设备内部气体或液体绝缘介质相通的外置传感器，其密封性能、杂质含量（气体、液体、固体）控制等应符合或高于宿主设备的相应要求。
d）外置传感器应外观整洁、牢固、易于维护。
5.2.3其他要求
a）从高压设备接地引线不宜串接传感器，有取样需求时，宜采用单匝穿心式电流传感器，同时应确保接地引线具有连续、一致的通流能力。
b）避雷器的接地引线不宜因接入传感器而明显延长。
c）从控制回路、驱动电源回路取样时，应采用单匝穿心式电流传感器；若传感器为有源型，不宜共享驱动回路电源；传感器电源引线与控制、驱动回路之间应有良
好绝缘，且彼此无交叉、缠绕；控制、驱动回路不应起机械支撑传感器的作用。
5
5.3智能组件
5.3.1 智能组件的集成方案
a）智能组件可集成宿主设备的测量、控制、监测、保护、计量（或仅合并单元）等全部或部分功能，由若干IED集合实现。
b） 智能组件内各IED应该功能清晰，对于本导则已进行了功能规范的IED，应按本导则要求执行，以保证互换性和互操作性的要求。
c） 若有一个以上监测IED时，宜设独立的监测主IED。
d） 因故障失去与其他IED信息交互功能时也可独立工作的IED，应具备此种故障下的独立工作能力。
e） 所有IED宜集中安装在智能组件柜内。
5.3.2智能组件内部（过程层）通信要求
a） 通信遵循DL/T860标准。
b） 根据工程实际可设专用的过程层网络交换机。
c） 智能组件内各IED均接入过程层网络，除相关IED技术标准另有规定外，各IED 与监测主IED之间的通信采用MMS服务，其他IED之间的通信采用GOOSE服务，
在变电站内各种可能的正常工况下，GOOSE信息处理时延最大不超过1ms。
d） 各IED应采用光纤通信端口，支持100Mbit/s或1000Mbit/s；可选择（SC/ST/LC）类型端口模块，输出最低功率应为-22.5dBm，裕度应在10dBm以上；输入最低功
率应为-30dBm，裕度应为10dBm。
e） 根据实际情况，应采用优先级设置、流量控制、VLAN划分等技术优化过程层网络通信，可靠、经济地满足智能组件各IED的通信要求。
5.3.3 智能组件对外（站控层）通信要求
a）通信遵循DL/T860标准。
b）根据工程实际可设专用的站控层网络交换机，或与其他设备共享。
c）监测主IED及测控装置（如集成）应接入站控层网络。
d）对外采用光纤通信端口，支持100Mbit/s或1000Mbit/s；可选择（SC/ST/LC）类型端口模块，输出最低功率应为-22.5dBm，裕度应在10dBm以上；输入最低功
率应为-30dBm，裕度应为10dBm。
e）通过站控层网络，监测主IED自主向远动装置、站监控主机及监测信息子站报送宿主设备运行状态信息、结果信息和格式化信息（参加附录A图A3）。
f）在符合变电站信息安全要求的情况下，宜支持从生产管理系统下载设备状态指纹信息、读取和设置定值、上传监测数据文件等信息交互功能。
5.3.4 智能组件柜
5.3.4.1 材质和结构
a）材质强度应满足运输、运行和维修的需要。
b） 内部符合IED标准机箱的安装要求。
c） 预留充裕的扩展空间和维修空间。
d） 柜内需配备照明装置。
e） 智能组件柜体应良好接地（变电站接地网）。
6
f） 户外用智能组件柜应采取有效的防腐、防锈措施，确保在使用寿命内不出现涂层剥落、表面锈蚀等现象；各IED的支架和箱体等全部紧固件均采用镀锌件或不锈钢件。
5.3.4.2 工作电源
采用DC 220V/110V±10%电源供电，电源容量按1.2倍智能组件最大功率考虑。柜内设置220V直流母线排，并预留必要的备用接线端子，方便日后扩展使用。
智能组件柜内的总电源及每台IED的电源都需单独配置微型断路器，其脱扣电流应与直流电源屏的上级断路器有可靠的级差配合。
柜内应配置AC 220V交流插座，便于调试使用。如有加热、除湿或空调装置等，应配备相应的AC 380V或AC 220V电源，容量满足柜内的工作电源需要。
如集成保护装置且采用双重配置，第二套保护装置由第二套独立电源供电。
5.3.4.3 适用环境
智能组件柜应达到户外IP54、户内IP40防护等级的要求。智能组件柜运行环境应与宿主设备一致，其内部环境应能满足各IED对运行环境的要求，必要时采用温控、湿控、防凝露及电磁屏蔽等技术措施。
6智能高压设备实施方案及要求
6.1智能电力变压器实施方案及要求
6.1.1智能组件的设置原则
一台变压器宜设置一个智能组件。对于三相独立的变压器，可根据工程实际设置一个或三个智能组件。如设置三个，合并单元等三相共用的IED，可集成于某一相（如B相）的智能组件。智能组件应符合第5.3节要求。
已投运变压器的智能化改造应参考上述原则进行。根据实际情况，可由一个以上物理设备组合的方式实现智能组件之功能。
6.1.2智能组件内IED的配置
智能电力变压器用智能组件的IED配置参见表1。
表1油浸式电力变压器智能化项目及要求
功能 IED名称 应用建议 技术要求
测量 测控装置 可集成 参见相关标准 测量IED 应采用 第6.1.3条
控制 冷却装置控制IED 宜采用（新造）/可采用（改造）第6.1.4.1条 有载分接开关控制IED 宜采用（新造）/可采用（改造）第6.1.4.2条
计量 合并单元（MU） 宜集成 参见相关标准
监测 监测主IED 应采用 第6.1.5.1条 绕组温度监测IED
根据工程需要选择采用，但至
少选择1项，其中绕组光纤测
温IED仅适合新制造的变压器
第6.1.5.4条局部放电监测IED 第6.1.5.2条油中溶解气体监测IED 第6.1.5.3条侵入波监测IED 第6.1.5.5条高压套管监测IED 第6.1.5.6条
保护非电量保护IED 宜采用（新造）/可采用（改造）第6.1.7条
7
6.1.3 测量IED的基本技术要求
测量IED采集表2所列全部或部分信息，同时基于SV服务采集合并单元的采样值信息，计算系统电压和电流，其中电流包括有效值（正常时）和峰值（故障时）。
测量IED基于GOOSE服务通过过程层网络向监测主IED之外的其他IED（含测控装置）报送测量值信息。通常每2h报送1次，温度变化量超过2℃、或其他模拟量变化超过5%时立即主动报送。
测量IED将测量值基于MMS服务通过过程层网络报送至监测主IED，通常每2h报送1次，温度量变化超过2℃、其他模拟量变化超过5%时立即主动报送。
表2变压器常规测量项目及要求
被测参量 选用原则测量范围/单位 测量不确定度 主油箱油面油温应选（0~200）℃1℃
主油箱油位[1]可选 cm 1cm
有载分接开关油箱油位[1]可选 cm 1cm
主油箱底层油温可选（0~200）℃1℃
铁心接地电流可选 10mA~10A 2.5mA（＜100mA）2.5%（≥100mA）
系统电压、电流条件[2]kV、A[3] 正常时：1%；故障时：互感器测量不确定度+1%
变压器周围环境温度应选（-40~100）℃1℃
主油箱油压可选 MPa[3] 2.5%
气体聚集量可选 mL[3] 15%
[1]油位下限为0，测量范围至少涵盖油位上限和下限
[2]配置有冷却装置控制IED、有载分接开关控制IED时，应选用
[3]测量范围由制造企业确定
6.1.4 控制IED的基本技术要求
6.1.4.1 冷却装置控制IED
冷却装置控制IED的主要功能是聚合与冷却装置运行控制有关的信息，在满足变压器主绝缘及铁心温度控制要求的前提下，实现冷却装置的节能运行，并据此形成控制策略，控制各组冷却装置的运行，同时采集和反馈各组冷却装置的运行与控制状态，参见表3和表4。
冷却装置控制IED可同时采集反映冷却装置运行和控制可靠性信息（包括故障、冷却效率等），并进行评估，评估形成的结果信息通过过程层网络以MMS服务报送至监测主IED。
表3 冷却装置控制IED控制依据及选用原则
控制依据 来源 选用原则
主油箱顶层油温测量IED 应
系统电流[1]测量IED 应
主油箱底层油温测量IED 如有
铁心接地电流测量IED 如有
环境温度测量IED 如有
绕组热点计算温度 测量IED 如有
绕组热点温度绕组温度测量IED 如有
过热性缺陷[2]油中溶解气体IED 如有
8
断路器分、合闸位置 开关设备控制器条件[3]
[1]测量IED采集MU采样值并计算获取
[2]油中溶解气体IED的评估结果
[3] 适用于强迫油循环风冷却装置
表4冷却装置控制IED控制及反馈信息
信号类型 描述 选用原则类型
控制指令整组控制（泵及风机） 应选 开关量，1为整组控制
控制所有泵 应选
枚举型，1为停止；
2、3、4等为运行分级 控制单个泵 应选
控制所有风机 应选
控制单个风机 应选
反馈及 监测信息 控制状态（自动、手动）应选 开关量，0自动 进冷却装置油温 可选 模拟量，℃
出冷却装置油温 可选 模拟量，℃
风机过流跳闸 应选 开关量，1跳闸 泵过流跳闸 应选 开关量，1 跳闸 油流继电器报警 应选 开关量，1 报警 油泵运行电流[1]可选 模拟量，A
风机运行电流[1]可选 模拟量，A
风机风量 可选 模拟量，m3/h
电源（正常、故障）[2]宜选 开关量，1故障
[1]指稳定运行时的电流
[2]监测控制电源电压
6.1.4.2 有载分接开关控制IED
有载分接开关控制IED（简称OLTC IED）承担控制有载分接开关档位、监测有载分接开关运行可靠性和控制可靠性的功能。就控制功能而言，OLTC IED通过测控装置接收站控层设备的控制指令，实现对分接位置的控制。
可作为控制决策的主要信息包括：有载分接开关所在绕组的电压和电流，由测量IED提供；有载分接开关档位变更过程是否存在卡滞、驱动电机是否过流等，由OLTC IED自身采集判断。
表5有载分接开关控制IED控制指令和反馈信息
信号类型 描述 选用原则类型
控制指令 调到指定档位 应选 整形
调档（升、降、停）应选 枚举（1升、2降、3停）[1]恒定在指定电压 应选 模拟量
反馈及监测信息 就地/远方操作 应选 开关量，1就地
当前分接位置 应选 整型
已至最高档位 应选 开关量，1已最高
已至最低档位 应选 开关量，1已最低
开关周期不完整 应选 开关量，1周期不完整
紧急停止 应选 开关量，1成功
操动机构拒动 可选 开关量，1拒动
滤油机运行状态 宜选 开关量，1运行
滤油机跳闸 宜选 开关量，1跳闸
总操作次数 宜选 整型
操动机构电源故障应选 开关量，1故障
9
驱动电机过流闭锁应选 开关量，1闭锁
分接开关闭锁 应选 枚举，1正常，2过流闭锁，3过压/欠压闭锁
低油粘稠度闭锁[2]条件[2]开关量，1闭锁
驱动电机电流值 可选 模拟量，单位A
驱动电机功耗值 可选 模拟量，单位W
声学指纹[3]可选 枚举，1正常，2预警，3报警
触头磨损[4]可选 整型，0全新，100需要立即检修
[1]“停”为优先级最高指令
[2]通常指由于温度低而导致油粘稠度增加的情形，在寒冷地区应用时应选
[3]由声学传感器采集有载分接开关切换过程的声学信息，并与原始声学指纹比较
[4]根据切换次数、切换电流等信息计算触头的磨损
在实施控制前，OLTC IED要判断是否过压或过流，过压或过流时应闭锁，要检测油温，油温过低时油的粘稠度增加，应闭锁。OLTC IED存储有过流、过压及油温过低闭锁设定值，基于GOOSE服务通过过程层网络从测量IED获取调压绕组的电压和电流信息，通过比较确认OLTC的控制可靠性。
OLTC IED基于GOOSE服务通过过程层网络，将控制反馈信息（档位等）报送至测控装置。OLTC IED通过监测驱动电机电压、电流及变更档位时有载分接开关本体的声学指纹等信息，分析评估有载分接开关的运行和控制可靠性，如是否存在卡涩、固件松动、档位变更不到位等缺陷，将反映有载分接开关运行和控制可靠性的格式化信息和结果信息，基于MMS服务，通过过程层网络报送至监测主IED。
6.1.5 监测IED的基本技术要求
6.1.5.1监测主IED
监测主IED通过过程层网络，基于MMS服务，聚合来自测量IED、承担监测功能的
控制IED和各监测IED的信息（参见表6），并进行就地综合分析，获取变压器的运行状态、运行可靠性和控制可靠性信息（参见表7），通过站控层网络与站控层设备（如站监控
主机、远动装置和站信息监测子站等）进行信息交互，支持电网优化运行。
表6 监测主IED的聚合信息及来源[1]
信息来源 聚合信息内容
测量IED （1） 顶层油温、底层油温
（2） 主油箱油位、有载分接开关油箱油位 （3） 绕组模拟温度
（4） 主油箱油压
（5） 周围环境温度
（6） 系统电压和电流等[2]
（7） 铁心接地电流
（8） 气体聚集量 [3]
有载分接开关控制IED （1） 操动机构拒动
（2） 滤油机运行状态
（3） 驱动电机过流闭锁
（4） 驱动电机电压、电流、功耗
（5） 持续未检修时间
（6） 触头磨损 [4]
（7） 声学指纹 [5]
10
（8） 有载分接开关运行可靠性和控制可靠性信息
冷却装置控制IED （1） 进冷却装置油温、出冷却装置油温 （2） 风机运行电流
（3） 风机过流跳闸
（4） 油泵运行电流
（5） 油泵过流跳闸
（6） 油流继电器信号
（7） 冷却装置运行可靠性和控制可靠性信息
油中溶解气体监测IED （1） H2、CH4、C2H4、C2H2、C2H6、CO，可选CO2（气相色谱法等）或H2、C2H2（电化学法）
（2） 油中相对含水量、绝缘纸的相对含水量、膨胀器/隔膜空气相对湿度、油温（测量水分时的）
（3） 基于油中溶解气体分析的本体运行可靠性信息
绕组温度监测IED （1） 测点1温度、测点2温度，…测点N温度 （2） 热点温度、热极限率[6]、可持续时间[7]
局部放电监测IED （1） 放电强度(dBm,pC)、超注意值放电频次（次/s） （2） 基于局部放电监测的本体运行可靠性信息
套管监测IED （1） 电容量(pC)、介质损耗因数(%) （2） 套管运行可靠性信息
侵入波监测IED 波头时间(μs)、峰值(p.u.)
[1]实际可聚合信息决定于测量或监测的项目，可少于表中所列信息
[2]可采集MU值计算获取
[3]气体继电器聚集气体模拟量输出
[4]触头磨损由切换次数（机械寿命）、切换电流（电寿命）确定
[5]指采集的指纹特征信息
[6]指当前（测量热点温度+测量不确定度）与允许热点温度限值之比值
[7]指保持当前运行工况，达到100%热极限率所剩余的时间
表7 电力变压器状态信息[1]状态属性 状态信息
运行状态 （1） 各侧电压和电流
（2） 顶层油温、底层油温、绕组热点计算温度、绕组热点测量温度 （3） 油位、油压
（4） 分接开关当前分接位置
（5） 冷却装置当前开启组数或运行分级（变频方式）
（6） 环境温度
控制可靠性 （1） 冷却装置控制可靠性信息，基于以下信息判断：
电源电压是否正常？风机、油泵电流是否正常？
当前可控组数及可控率（可控组数/总组数）
冷却效率（基于进口油温、出口油温等计算）
（2） 有载分接开关控制可靠性信息，基于以下信息判断：
有无闭锁或卡涩？
驱动电机有无闭锁？
驱动电机电流是否正常？（大小/功耗）
声学指纹有无异常？
（3） 负载能力
热点温度及达到100%热极限率所剩余的时间？
有无过热性缺陷？
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铁心接地电流是否正常？
运行可靠性 （1） 本体：故障模式（过热、放电、受潮/老化、铁心/夹件多点接地），故障几率
（2） 有载分接开关：故障模式（驱动电机电源异常、卡涩、声学指纹异常、有载分接开关闭锁、达到磨损限值）、故障几率 （3） 冷却装置：故障模式（油泵故障、风机故障、电源故障）、故障率（故障组数/总组数）
（4） 套管：故障模式（屏击穿、受潮/老化）、故障几率
[1]实际可聚合信息决定于测量或监测的项目，可少于表中所列信息
表8 监测主IED与站控层设备的信息互动站控层设备 信息内容 信息交互频率
站监控主机 运行状态、运行可靠
性、控制可靠性
每2h，或有控制操作，或热点温度每变化
2℃、或可靠性每变化5%时
远动装置 运行状态、运行可靠
性、控制可靠性
每2h，或有控制操作，或热点温度每变化
2℃、或可靠性每变化5%时
监测信息子站 格式化信息 每8h，或可靠性每变化5%时
表8中，可靠性状态的数据模型包括“故障部件（铁心、本体、有载分接开关、冷却装置、套管）、故障模式和故障几率”。其中，故障几率超过90%时，表示有立即事故风险；有预警信息但状态稳定时，故障几率可定为10%。
控制状态中热点状态包括“热点温度极限率、可持续时间”。
监测主IED中应能保存一年以上的格式化信息，以满足趋势分析之需要，并为深度分析提供信息支撑。
6.1.5.2 局部放电监测IED
局部放电监测IED主要用以监测电力变压器放电性缺陷。在标准干扰源下应能够检测视在放电量为300pC~10000pC的局部放电信号，测量值应与放电强度的实际变化相一致，偏差不应超过15%。测量值可以用pC或dBm表示。
局部放电监测IED以连续50个工频周期的测量数据为依据，按“放电强度、放电频率（每工频周期超过注意值强度的次数）”形成格式化信息，每2h以MMS服务通过过程层网络向监测主IED报送一次，测量值每变化超过5%，立即主动向上报文一次。
局部放电监测IED应具有分析功能，求根据放电信号强度、放电频率、发展趋势等信息，对放电性缺陷是否存在以及严重程度做出定量评估，将“故障部件为本体、故障模式为放电和故障几率为定量评估结果”的结果信息通过过程层网络基于MMS服务报送至监测主IED。每2小时报送一次，故障几率每变化5%立即主动上送报文一次。
局部放电监测IED应有足够的数据存储空间，合适的存储策略，以满足趋势分析和深度分析的要求。
6.1.5.3 油中溶解气体监测IED
油中溶解气体监测IED主要用以监测电力变压器本体的可靠性状态，也可用于辅助分析变压器的负载能力。应能够监测H2、C2H2等关键气体含量及其增长趋势。
根据工程需要，可选择监测全部关注气体，包括H2、CH4、C2H4、C2H2、C2H6、CO，扩展监测CO2、H2O（气相色谱法等）；也可只监测H2、C2H2等关键气体，扩展监测H2O
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（电化学法）。油中溶解气体监测IED的技术指标参见表9和表10。
油中溶解气体监测IED应具有分析功能，分析依据为监测气体组分浓度、趋势及比值关系。当所测气体组分浓度或组分浓度增长率异常时，根据GB/T 7252及制造企业积累的经验给出“故障部件（本体）、故障模式（放电、过热、受潮）、故障几率”的结果信息，同时提供“H2、CH4、C2H4、C2H2、C2H6、CO、CO2（μl/l）、H2O（%）”的格式化信息，通过过程层网络以MMS服务向监测主IED报送。故障几率每增大5%立即主动上送报文一次。
表9 油中溶解气体监测IED技术指标（色谱法）单位：μl/l
特征气体 最小可检量 测量范围 测量不确定度
H210 0～2000 10 (≤50)或30%（>50）
C2H20.5 0～100 1 (≤5)或30%（>5）
CH4 2 0～1000 5 (≤25)或30%（>25）
C2H4 2 0～1000 5 (≤25)或30%（>25）
C2H6 2 0～1000 5 (≤25)或30%（>25）
CO（可选）50 0～2000 50 (≤250)或30%（>250）
CO2（可选）50 0～10000 50 (≤250)或30%（>250）
H2O（可选）2% RH 0%～100%RH 5%（绝对值）
表10 油中溶解气体监测IED技术指标（电化学法）单位：μl/l
特征气体最小可检量 测量范围 测量不确定度
H210 0～2000 10 (≤50)或30%（>50）
C2H2 3 0～100 2 (≤10)或30%（>20）
H2O（可选）2% RH 0%～100%RH 5%（绝对值）
油中溶解气体监测IED应有足够的数据存储空间，合适的存储策略，以满足趋势分析和深度分析的要求。
6.1.5.4 绕组温度监测IED
绕组温度测量IED主要用以监测电力变压器绕组、铁心及金属结构件的热状态，用于负载控制和绝缘寿命评估等。绕组温度测量IED通常采用光纤测温传感器直接测量主绝缘及铁心的温度。
测温点数由用户指定，或制造企业根据用户要求确定。通常测温点数不少于4个，也不多于20个。测点位置由制造企业根据内部温度场计算或专门的实验测量结果决定，原则上，安装在理论计算或实测的最热点处。传感器的温度测量范围应能覆盖0℃~200℃，测量不确定度应不大于2℃。
绕组温度测量IED应具有电力变压器热状态分析功能。根据监测数据，同时参考顶层油温、底层油温、负载水平、铁心接地电流、油中溶解气体、环境温度等数据，计算热极限率和可持续时间。结果信息“热点温度、热极限率、可持续时间”以MMS服务通过站控层网络报送至远动装置及站监控主机，同时将格式化信息“测点1温度、测点2温度、…测点n温度、环境温度、负载率”通过站控层网络基于MMS服务报送至监测主IED。报送周期参照表8执行。
此外，绕组温度测量IED应有足够的数据存储空间，合适的存储策略，以满足趋势分
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析和深度分析的要求。
6.1.5.5侵入波监测IED
侵入波监测IED主要用以监测电力变压器侵入波的幅值和陡度，以作为评估主绝缘状
态或绝缘设计的依据之一。侵入波监测IED主要适用于500kV及以上的重要电力变压器。
侵入波测量宜依托电容型套管经专门设计构成电容分压测量系统，可记录波头时间（μs）和峰值（p.u.），其中波头时间的测量不确定度不大于15%，峰值测量误差不大于10%。侵入波监测IED由侵入波事件驱动测量，测量结果（波头时间和峰值）以MMS服务通过过
程层网络报送至监测主IED，每有新的侵入波记录，自动报送1次。
侵入波监测IED应有足够的数据存储空间，至少能够存储一年的侵入波数据，以满足
统计分析的要求。
6.1.5.6 高压套管监测IED
高压套管监测IED主要用以监测高压套管的电容量和介质损耗因数，用以评估高压套
管的可靠性状态，其中介质损耗因数可采用相对测量法（如A→B→C→A）。一般仅监测220kV
及以上的油纸绝缘套管。
高压套管监测IED电容量的测量不确定度应不大于1%，介质损耗因数的测量不确定度
应不大于0.002（相对于参考设备）。不宜仅为监测高压套管介质损耗因数而对电压互感器
提出额外要求。
高压套管监测IED的结果信息为故障模式（屏击穿、受潮/老化）、故障几率；格式化
信息包括电容量变化率%、介质损耗因数、周围环境温度和测量时间，以MMS服务通过过程
层网络报送至监测主IED，报送周期参照表8执行。
高压套管监测IED应有足够的数据存储空间，合适的存储策略，以满足趋势分析和深
度分析的要求。
6.1.6 合并单元及计量装置
电力变压器智能组件可集成进出线电压和电流互感器的合并单元、同时也支持集成测控装置及计量装置。如集成，智能组件柜的屏蔽、环境控制及电源应满足相关装置的运行要求。有关测控装置及计量装置的具体技术要求请参考相关技术标准。
6.1.7 非电量保护IED
a）非电量保护监测状态量，输入信息通过接点方式获得。
b）气体继电器保护跳闸接点信息用于跳闸，其余非电量保护接点信息用于预警。
d c）单相变压器A、B、C相非电量保护信号分相输入，用于跳闸的非电量保护三相共
用一个功能压板。
d）接收测量IED报送的连续测量信息，以便对预警或报警的接点信息进行校核。
表11 非电量保护IED输入及输出信号
信息类别反馈信息 备注
采集信息本体气体继电器保护跳闸接点信号
本体压力释放阀接点信号
冷却装置全停 由冷却装置控制IED提供
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本体气体聚集量报警接点信号
本体油位异常接点信号
本体顶层油温异常接点信号
绕组温度预警及报警信号
有载分接开关油位异常接点信号 有载分接开关油流速保护接点信号 速动压力继电器报警信号
信号复归
保护跳闸开断高压侧断路器 开断中压侧断路器 开断低压侧断路器
反馈信息各类预警及报警信息 报送测控装置 开断高压侧断路器信号发出
开断中压侧断路器信号发出
开断低压侧断路器信号发出
6.2智能高压开关设备实施方案及要求
6.2.1智能组件的设置原则
对于敞开式断路器，一个断路器间隔，包括断路器及与其相关的隔离开关、接地开关、快速接地开关等，配置一个智能组件。对于高压组合电器设备，还可包括相关的电流和电压互感器。智能高压开关设备用智能组件应符合第5.3节要求。隔离开关、接地开关、快速接地开关的控制可有以下两种形式：
a）有就地控制器，通过网络连接至智能组件的开关设备控制器，接收开关设备控制器的分、合指令并向开关设备控制器发送相关测量和监测信息（如有）。
b）仅有执行器，由智能组件中的开关设备控制器直接控制分、合操作，相关测量、监测以模拟信号方式传送至开关设备控制器。
对于三相机构独立或物理距离较远的情形，可设三个智能组件，合并单元等三相共用的IED，可集成于某一相（如B相）的智能组件。
已投运高压开关设备的智能化改造应参考上述原则进行。根据实际情况，允许以1个以上物理设备组合的方式实现智能组件之功能。
6.2.2智能组件内IED的配置
智能高压开关设备用智能组件的IED配置参见表12。
表12高压开关设备智能化项目及要求
功能 IED名称 应用建议 技术要求
测量 测控装置 可集成 参见相关标准 测量IED 应采用 第6.2.3条
控制 开关设备控制器 应采用 第6.2.4条 计量 合并单元（MU） 宜集成（如有） 参见相关标准
监测 监测主IED 应采用 第6.2.5.1条 局部放电监测IED
根据工程需要选择采用
第6.2.5.2条 机械状态监测IED 第6.2.5.3条
保护 - 可集成
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6.2.3 测量IED的基本技术要求
测量IED采集表13所列全部或部分参量，其中至CB低气压告警的时间、至气室低气压告警的时间和至CB低气压闭锁的时间是根据当前气室气体密度和泄漏速率的估算值。
测量IED基于GOOSE服务将测量值信息报送至过程层网络，通常每2h报送1次，所测模拟量变化超过5%时立即主动报送。
测量IED基于MMS服务通过过程层网络将测量值信息报送至监测主IED，通常每2h 报送1次，所测模拟量变化超过5%时立即主动报送。
表13高压开关设备测量项目及要求
被测参量 选用原则 单位 技术要求
气室气体压力 应选 MPa 2.5%（测量不确定度）
气室气体温度 应选 ℃ 2℃（测量不确定度）
气室气体水分 可选 μl/l 50μl/l（测量不确定度）
至CB低气压告警的时间 可选h 根据当前泄漏率推算
至气室低气压告警的时间 可选h 根据当前泄漏率推算
至CB低气压闭锁的时间 可选h 根据当前泄漏率推算
6.2.4 开关设备控制器的基本技术要求
开关设备控制器（习惯称智能终端）控制开关设备（包括断路器、隔离开关、接地开关和快速接地开关）的分、合操作，支持顺序控制，反馈开关设备分、合位置及连锁/闭锁状态等基本功能。根据工程需要，开关设备控制器还可增加选相合闸控制、选相分闸控制等功能。为实现选相操作功能，开关设备控制器需采集MU的采样值、环境温度及分、合闸线圈电压，记录持续无操作时间，以支持生成选相操作指令。如有选相操作功能，实际分、合闸相位与预期相位之间的系统偏差应不大于1ms，时间的分散性（σ）应不大于1ms。
开关设备控制器通过过程层网络接收并响应测控装置的分、合控制指令，直接或通过过程层网络接收并响应继电保护装置的跳闸指令。其中选相操作仅适用于正常分、合操作，不适用于保护跳闸。
表14 控制指令和返回状态量
可响应控制指令 控制反馈与报警信号 备注
CB就地/远方操作指示信号
DS、ES、FES就地/远方指示信号
联锁/解锁位置信号
ES分操作 ES分位置信号
DS合操作 DS合位置信号
FES合、分操作 FES合、分位置信号
CB合操作 CB合位置信号
CB分操作 CB分位置信号
CB选相合操作 CB合位置信号 需要采集MU的值，不适
用于保护跳闸
CB选相分操作 CB分位置信号
DS分操作 DS分位置信号
ES合操作 ES合位置信号
顺序合操作 ES分→DS合→CB合位置信息 符合闭锁和时序要求
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17 顺序分操作
CB 分→DS 分→ES 开位置信息 符合闭锁和时序要求
CB 气室低气压闭锁双重化报警信号1 可接收测量IED 连续监测信息，支持综合分析，并预告可能发生闭锁
CB 气室低气压闭锁双重化报警信号2
CB 气室低气压报警信号
CB 合、分控制回路断线告警信号
CB 低储能分闸闭锁报警信号
CB 低储能合-分闭锁报警信号
CB 低储能分-合-分闭锁报警信号
CB 未储能报警信号
CB 三相不同期分闸双重化报警信号1
CB 三相不同期分闸双重化报警信号2
操作次数超出预警/报警值
直流电源失电报警信号
交流电源失电报警信号 持续无操作时间（h）
作为高压开关设备状态信息的一部分，所有控制反馈与报警信号都要求通过过程层网络
基于GOOSE 服务报送至测控装置，其中的报警信号要同时报送至监测主IED。
6.2.5监测IED 的基本技术要求
6.2.5.1监测主IED
监测主IED 通过过程层网络，基于MMS 服务，聚合来自测量IED 、开关设备控制器
和其他监测IED 的信息（参见表15）并进行就地综合分析，获取高压开关设备的运行状态、
控制状态和可靠性状态（参见表16），通过站控层网络分别向站监控主机、远动装置和信
息监测子站报送进行信息交互，支持电网优化运行。
表15 监测主IED 可聚合信息及来源[1]
信息来源 聚合信息内容
测量IED （1） 气室压力
（2） 气室温度
（3） 气室湿度
（4） 至CB 低气压告警的时间
（5） 至气室低气压告警的时间
（6） 至CB 低气压闭锁的时间
（7） 环境温度
开关设备控制器 （1） 全部报警信号（参见表14）
（2） 操作次数
（3） 持续无操作时间
（4） 累积磨损度
（5） 基于各类报警及记录的控制可靠性信息
局部放电监测IED （1） 放电强度(dBm,pC)、超注意值放电频次（次/s）
（2） 基于局部放电监测的运行可靠性信息
机械状态监测IED
（1） CB 操作时分、合闸线圈电流峰值及功耗
（2） CB 分闸时间、速度，合闸时间、速度
（3） 储能电机的电压、日累积工作时间、日启动次数、工
作电流及做功