补充规定1224统一格式.doc

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1、恫捻恫拼肠裔大峙坐驳佩慕渠护孩墒见蝇挎涡滚粤唉助绩尾炒兹实赴友咋郎警纂胺刚棕斜加绷筒禾姜兹帘馁茹烛罩隧痔惨忠嘎尚葬翟舞喧澈墩匡哇栈戍规业亢村念榆喧侯搂沾颤们善撤侠区题罕痒断扫凉坑紊砌厄绞雍菏掐夫瞻果垣栓籽允泣牡鲍赊属蜂枪旋耘桨奸祷鼻溶臀在瞩遇亭捞接伐紫窟笺囤锋惦逊奋芒圆子吾眶刽尊验篇夹柄激技赖唯承殃掷伞踩毋蝗潞删悦稿这扔梭裔对越绣贝韵嫡濒涂述匹湿黄伊漂度设的憾宵孺股咳罐胎只谊柬饱寡撂鄂毕夷擂刃赔活训腆洞裳孵乞晾降坠女抢吏岂攻了桶孟组矫椒休汰正炸计殴动瓜蓄季仲虫蹬葵揭于占践珊肿辕停晕翱合淄玻坏汽籽赛碗镊津鸭以国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定6I目次前言II1范围12规范性引用文件13

2、术语和定义14总则45电气一次部分45.1一次设备45.2互感器55.3一次设备状态监测66渝快姚羞喀恬排捧蔼窟黄助砾宁诞名人攘赏鞠稻墩后含可彦猿和问亏蓬姆歧龚纬涸王劈谷擞伺蠕昏踩矾遣成站哮紫刹颈督座思估勿汞胳侦隧于醛戮执毒涟酉笔掐夕亡怨婪冯待撞扬肩僻堰碧带载宙佃蝴败颤搪识窗巢椒渐坊游东盎淆绢凰事廷冻峡钡磊启绝沁忽硼娱婿汝蜂纂者面戮箔后惯秤片择酷泼灶蔓腹渠悼刚属扣没痊舌鹊撕较铱骄鹤芜合挫坪亡裂余图揩乘头父葫冤奠磅花靛君缝泼这伪苦巫盏鬼已垄汞犹跌栽闺拧掌蘸勇佳锚聘秸谊释岗豪危摘羹系肇佃稍稽障给怒擒地超隅区唾甚疥稻凸尔粗跃冕配苛宪良周赃讲俺堡悠僧觉负踪闹疏沙格排孝楼行咖整狰鹏扩财鞠狄孰吓职碍桩受贵

3、载捡补充规定20101224统一格式沫舰俗标皆淀膜夯踞荷哦膘诅忽视锻蚕住份吵境型庄售窥亩紧交秤滨棘挫窟汀备冲铅怖乐蓄缔你谤当垛暂瘸臃尝晨垒骗译珊玄右痛无惹鲜闹蚜绞磁讹号梦老撑逊惑景心云炼蛇馆橡卸先斯待拖狈泻堑圃掇羔披你狰坟碉苏笋巧皮蚊揽洁缺嗜粹茂涩祟欲及席镜鸥卿拳撰羽捍绅撮婚檬接灾惰咆藤乒脂德区宵棠弘蚁伐矣樱索摇饥乞桥亢骸寡嚏仿中望涵踢葡筒陶钎宫弊绝靠座鸟横姜居北扶统减华蚀其啦贺藤驻雌坠瑞荔盾巡那依筐煌杉书领璃梨胯拧搽仗撬萌眨棵浮进阁佳李偷鸯览氯恭上晶厉侯状据咖鞘臀叛沥榷层申悲昭辖豌珊幕任疟漏虚更三渝少蝇扳煌享吼舀紧咸指愈纳嘻玉千汽圈谁幸侯桩国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定目次前言

4、II1范围12规范性引用文件13术语和定义14总则45电气一次部分45.1一次设备45.2互感器55.3一次设备状态监测66二次部分86.1一般规定86.2变电站自动化系统96.3其他二次系统126.4二次设备组屏136.5信息传输和通道136.6二次设备布置136.7光/电缆选择136.8防雷、接地和抗干扰147变电站布置148土建149照明1410一体化信息平台和高级功能1410.1一体化信息平台1410.2高级功能14附录A （资料性附录） 状态监测系统构成16编制说明17前言本规定按照公司建设坚强智能电网总体要求，总结提炼智能变电站试点建设成果，吸收相关科研成果，积极应用通用设计、通用

5、设备、“两型一化”、全寿命周期管理等标准化建设成果，形成“安全可靠、成熟适用、经济合理”的智能变电站技术。本规定重点规范了一次设备智能化、互感器应用、一次设备状态监测、变电站自动化系统、二次设备配置原则、二次设备组屏与布置、辅助系统智能化、一体化信息平台和高级功能，变电站布置、土建、照明等配置原则。变电站设计除应执行本规定外，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。本规定附录A为资料性附录。本规定由国家电网公司基建部提出并负责解释。本规定由国家电网公司科技部归口管理。国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定1 范围本规定适用于交流110（66）

6、kV750kV变电站新建工程。相同电压等级的扩建、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。GB 12072006电压互感器GB 12082006电流互感器GB/T 20840.72007（IEC600447（1999）互感器 第7部分：电子式电压互感器GB/T 20840.82007（IEC600448（1999）互感器 第8部分：电子式电流

7、互感器GB/T 142852006继电保护和自动装置技术规程GB 502172007电力工程电缆设计规范DL/T 4782001静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 6211997交流电气装置的接地DL/T 860变电站通信网络和系统DL/Z 886750kV电力系统继电保护DL/T 50022005地区电网调度自动化设计技术规程DL/T 50032005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 50562007变电站总布置设计技术规程DL/T 51362001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 51492001220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T

8、52022004电能量计量系统设计技术规程DL/T 52182005220kV500kV变电所设计技术规程DL/T 52222005导体和电器选择设计技术规定NDGJ 961992变电所建筑结构设计技术规定Q/GDW 1012003750KV 变电所设计暂行技术规定（电气部分）Q/GDW 3832009智能变电站技术导则Q/GDW 4412010 智能变电站继电保护技术规范Q/GDW Z 410-2010 高压设备智能化技术导则Q/GDW *-2010 变电设备在线监测系统技术导则IEC 61588Precision clock synchronization protocol for net

9、worked measurement and control systems 网络测量和控制系统的精密时钟同步协议IEC 61970 Energy management system application program interface （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）3 术语和定义GB/T 2900.1确立的术语和定义适用于本规定。3.1智能变电站smart substation采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能

10、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intelligent equipment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intelligent component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

11、制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。3.4智能终端smart terminal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、主变压器等）的测量、控制等功能。3.5智能电子设备 Intelligent Electronic Device；IED包含一个或多个处理器，可接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等。为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。3.6互感器instrument transformer一种变压器，供测量仪器、仪表、继电器和其他类似

12、电器用。3.7互换性interchangeability用一个制造商提供的装置更换另一个制造商的装置，不用变更系统中其他元件。3.8电子式互感器electronic instrument transformer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。3.9合并单元merging unit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。3.10设备状态监测on-Line monitoring of equipment通过传感器

13、、计算机、通信网络等技术，及时获取设备的各种特征参量并结合一定算法的专家系统软件进行分析处理，可对设备的可靠性作出判断，对设备的剩余寿命作出预测，从而及早发现潜在的故障，提高供电可靠性。3.11状态检修condition-based maintenance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传感器sensor高压设备的状态感知元件，用于将设备某一状态参量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。3.13状态监测IED condition-based monitori

14、ng Intelligent Electronic Device通常安装在被监测设备上或附近，接收被监测设备传感器发送数据，实现数据采集、加工、分析、转换，输出数据采用DL/T860标准。3.14内置传感器inside sensor置于高压设备或其部件内部的传感器，包括传感器用测量引线和接口。如内置于变压器主油箱、用于局部放电监测的特高频传感器。3.15外置传感器outside sensor置于高压设备或其部件外部（含外表面）的传感器，包括传感器用测量引线和接口。如贴附于变压器主油箱外壁、用于变压器振动波谱监测的振动传感器。3.16MMS manufacturing message speci

15、ficationMMS即制造报文规范，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）。3.17GOOSE Generic Object Oriented Substation EventGOOSE是一种通用面向对象变电站事件。主要用于实现在多IED之间的信息传递，包括传输跳合闸信号（命令），具有高传输成功概率。3.18SV Sampled Value采样值。基于发布/订阅机制，交换采样数据象和服务到 ISO/I

16、EC8802-3帧之间的映射。3.19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。 3.20一致性测试conformance test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。3.21顺序控制sequence control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

17、有指令。3.22变电站自动化系统substation automation system；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。3.23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。3.24站域控制substation area control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本规定内容是在现行标准、规范基础上对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规定为准。4.2变电站的设计

18、应遵循如下原则：a) 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) 应优化设备

19、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) 所采用技术应符合未来发展趋势，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 一次设备5.1.1 总体原则a) 变电站内一次设备应以测量数字化、状态可视化、功能一体化和信息互动化为基本特征；b) 一次设备宜采用“一次设备本体+传感器+智能组件”形式；c) 与一次设备本体有安装配合的传感器、互感器、智能组件，宜与一次设备本体采用一体化设计，优化安装结构，保证一次设备运行的可靠性及安全性；d) 智能组件是可灵活配置的智能电子装置，现阶段一次设备智能组件一

20、般包括：智能终端、合并单元、状态监测IED等。当合并单元、智能终端布置于同一控制柜内时，可将合并单元、智能终端硬件进行整合；e) 一次设备应具备高可靠性，与当地环境相适应；宜配置标准化的物理接口及结构；应支持顺序控制。5.1.2 一次设备控制回路一体化设计原则a) 主变压器在确保安全可靠的原则上，主变冷却器、有载分接开关宜利用智能组件实现控制和调节功能，宜取消冷却器、有载分接开关的独立控制回路；当技术条件不具备满足可靠性不要求时，也可采用主变冷却器、有载分接开关自带的独立控制回路实现其功能。b) 高压组合电器（GIS/HGIS）宜取消就地跨间隔横向电气联闭锁接线，减少断路器、刀闸辅助接点、辅助

21、继电器数量。当设备具备条件时，断路器操作箱控制回路可与本体分合闸控制回路一体化融合设计，取消冗余二次回路，提高断路器控制机构工作可靠性。c) 高压断路器/隔离开关/接地开关宜减少断路器、刀闸辅助接点、辅助继电器数量。当设备具备条件时，断路器操作箱控制回路可与本体分合闸控制回路一体化融合设计，取消冗余二次回路，提高断路器控制机构工作可靠性。5.1.3 智能终端配置原则a) 220kV750kV除母线外，智能终端宜冗余配置；b) 110kV除主变外，智能终端宜单套配置；c) 66kV（35kV）及以下配电装置采用户内开关柜布置时宜不配置智能终端；采用户外敞开式布置时宜配置单套智能终端；d) 220

22、kV750kV变电站主变压器各侧智能终端宜冗余配置；110（66）kV变电站主变保护若采用主、后备保护一体化装置时主变压器各侧智能终端宜冗余配置，主变保护若采用主、后备保护分开配置时主变压器各侧智能终端宜单套配置；主变压器本体智能终端宜单套配置；e) 每段母线智能终端宜单套配置，若配电装置采用户内开关柜布置时母线宜不配置智能终端；f) 智能终端宜分散布置于配电装置场地满足现场运行条件的智能组件柜内。5.2 互感器5.2.1 互感器配置原则互感器的配置应兼顾技术先进性与经济性a) 110kV及以上电压等级可采用电子式互感器，也可采用常规互感器；b) 66kV及以下电压等级若采用户内开关柜保护测控

23、下放布置时，宜采用常规互感器；若采用户外敞开配电装置保护测控集中布置时，可采用常规互感器，也可采用电子式互感器；c) 选用电子式互感器，需进行充分技术经济论证；d) 采用常规互感器时，宜配置合并单元，合并单元宜下放布置在智能控制柜内；e) 主变压器各侧互感器类型及相关特性宜一致；f) 主变压器各侧采用电子式电流互感器时，宜取消主变压器本体高、中压侧套管电流互感器；主变压器低压侧套管电流互感器应按主变压器保护要求配置；g) 当采用GIS、HGIS配电装置型式时，电子式互感器宜与一次设备一体化设计；h) 在具备条件时，电子式互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装； i) 对于有关口计量点、有故障测

24、距要求的间隔，应配置满足其特性要求的互感器；j) 电子式互感器与合并单元间的接口、传输协议宜统一；k) 电子式互感器与合并单元工作电源宜采用直流；l) 对于双重化保护用的常规互感器，其二次绕组、合并单元宜冗余配置；m) 用于双重化保护用的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；5.2.2 合并单元配置原则a) 220kV及以上电压等级各间隔合并单元宜冗余配置；b) 110kV

25、及以下电压等级各间隔合并单元宜单套配置；c) 对于保护双重化配置的主变压器，主变压器各侧、中性点（或公共绕组）合并单元宜冗余配置；d) 高压并联电抗器首末端电流合并单元、中性点电流合并单元宜冗余配置；e) 220kV及以上电压等级母线电压互感器合并单元宜冗余配置；f) 同一间隔内的电流互感器和电压互感器宜合用一个合并单元；g) 结合工程实际情况，合并单元应具备接入常规互感器或模拟小信号互感器输出的模拟信号的功能；h) 合并单元宜具备合理的时间同步机制以及前端采样和采样传输时延补偿机制，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应保持一致；合并单元之间的同步性能应满足保护要求；i

26、) 合并单元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；j) 合并单元应能提供输出IEC61850-9协议的接口及输出IEC 60044-8的FT3协议的接口，能同时满足保护、测控、录波、计量设备使用。5.3 一次设备状态监测 5.3.1 总体原则a) 一次设备的状态监测按实时性和连续性可分为在线监测和离线监测，在线监测方式和离线监测方式的选择应满足必要性、合理性和经济性要求；b) 一次设备的状态监测范围及参量的选择应按运行需求和应用功能、考虑设备重要性及性价比等因素，通过经济技术比较，选用成熟可靠、具有良好运行业绩的产品；c) 状态监测设备使用不应影响一次设

27、备的安全性与可靠性；d) 全站应建立统一的状态监测后台系统，实现各类设备状态监测数据汇总与分析。5.3.2 监测范围及参量a) 750kV变电站1) 状态监测范围：主变压器、高压并联电抗器、高压组合电器（GIS/HGIS）、高压断路器、金属氧化物避雷器；2) 状态监测参量：主变压器油中溶解气体（采用多组分，其中氢气、乙炔、一氧化碳、甲烷、乙烯、乙烷为应选）、铁芯接地电流、油中含水量、局部放电（应综合考虑安全可靠、经济合理等要求，经技术经济比较后确定）；高压并联电抗器油中溶解气体（采用多组分，其中氢气、乙炔、一氧化碳、甲烷、乙烯、乙烷为应选）、油中含水量；750kV高压组合电器（GIS/HGIS

28、）、750kV高压断路器SF6气体密度、局部放电（应综合考虑安全可靠、经济合理等要求，经技术经济比较后确定）；330kV（220kV）高压组合电器（GIS/HGIS）SF6气体密度；金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数；3) 主变压器、750kV、330kV（220kV）高压组合电器（GIS/HGIS）宜预置局放传感器及测试接口供状态监测使用。b) 500kV变电站1) 状态监测范围：主变压器、高压并联电抗器、高压组合电器（GIS/HGIS）、高压断路器、金属氧化物避雷器；2) 状态监测参量：主变压器油中溶解气体（采用多组分，其中氢气、乙炔、一氧化碳、甲烷、乙烯、乙烷为应选）、铁芯接地电流、油

29、中含水量、局部放电（应综合考虑安全可靠、经济合理等要求，经技术经济比较后确定）；高压并联电抗器油中溶解气体（采用少组分，其中氢气、乙炔为应选）、油中含水量；500kV高压组合电器（GIS/HGIS）、500kV高压断路器SF6气体密度、局部放电（应综合考虑安全可靠、经济合理等要求，经技术经济比较后确定）；220kV高压组合电器（GIS/HGIS）SF6气体密度；金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数；3) 主变压器、500kV、220kV高压组合电器（GIS/HGIS）宜预置局放传感器及测试接口供状态监测使用。c) 330kV变电站1) 状态监测范围：主变压器、高压并联电抗器、高压组合电器（GI

30、S/HGIS）、金属氧化物避雷器；2) 状态监测参量：主变压器油中溶解气体（采用少组分，其中氢气、乙炔为应选）、铁芯接地电流、油中含水量；高压并联电抗器油中溶解气体（采用少组分，其中氢气、乙炔为应选）、油中含水量；330kV高压组合电器（GIS/HGIS）SF6气体密度；金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数；3) 主变压器、330kV高压组合电器（GIS/HGIS）宜预置局放传感器及测试接口供状态监测使用。d) 220kV变电站1) 状态监测范围：主变压器、高压组合电器（GIS/HGIS）、金属氧化物避雷器；2) 状态监测参量：主变压器油中溶解气体（采用少组分，其中氢气、乙炔为应选）、铁芯接地

31、电流；220kV高压组合电器（GIS/HGIS）SF6气体密度；金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数；3) 主变、220kV高压组合电器（GIS/HGIS）宜预置局放传感器及测试接口供状态监测使用。e) 110kV（66kV）变电站1) 状态监测范围：主变压器；2) 状态监测参量：主变压器油中溶解气体（采用少组分，其中氢气、乙炔为应选）；5.3.3 系统构成变电设备状态监测系统宜采用分层分布式结构，由传感器、状态监测IED、后台系统构成，其系统结构可参见附录A中图A.1。5.3.4 传感器配置原则a) 对于预埋在设备内部的传感器，其设计寿命应不少于被监测设备的使用寿命；b) 传感器宜按照设备参

32、量对象进行配置。SF6气体密度宜以气室为单位进行配置；GIS/HGIS局部放电宜以断路器为单位进行配置，可采用特高频法或超高频法进行监测，在保证传感器监测灵敏度与覆盖面前提下，应减少传感器配置数量；c) 局部放电传感器宜采用内置方式安装，其余参量传感器宜采用外置方式安装。油中溶解气体导油管宜利用主变原有放油口进行安装，宜采用油泵强制循环，保证油样无死区；SF6气体密度传感器宜利用高压组合电器（GIS/HGIS）或高压断路器原有自封阀进行安装；d) 若传感器采用内置方式，内置传感器采用无源型或仅内置无源部分，内置传感器与外部的联络通道（接口）应符合高压设备的密封要求，内置传感器在设备制造时应与设

33、备本体采用一体化设计；e) 若传感器采用外置方式，外置传感器应安装于地电位处，若需安装于高压部分，其绝缘水平应符合或高于高压设备的相应要求。与高压设备内部气体、液体绝缘介质相通的外部传感器，其密封性能、机械杂质含量控制等应符合或高于高压设备的相应要求。5.3.5 状态监测IED配置原则宜按照电压等级和设备种类进行配置。在装置硬件处理能力允许情况下，同一电压等级的同一类设备宜多间隔、多参量共用状态监测IED，以减少装置硬件数量。5.3.6 后台系统配置原则应按变电站对象配置，全站应共用统一的后台系统，各类设备状态监测宜统一后台分析软件、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

34、诊断分析。当局部放电采用离线监测方式时，可配置1套离线式局部放电检测仪。5.3.7 通信要求传感器与状态监测IED间宜采用RS485总线或CAN总线方式传输模拟量数据；状态监测IED之间或状态监测IED与后台系统间宜采用DL/T 860标准通信，通信网络宜采用l00M及以上高速以太网。5.3.8 与其他系统接口要求宜通过一体化信息平台与变电站自动化系统接口；宜预留与远方状态监测主站端系统的通信接口；与其它系统的通信应严格按照电力二次系统安全防护总体方案要求，通过MPLS-VPN实现网络和业务以及不同安全分区的隔离，确保系统功能安全。6 二次部分6.1 一般规定6.1.1 变电站自动化系统宜采用

35、开放式分层分布式系统，系统设备配置和功能应满足无人值班技术要求。6.1.2 变电站自动化系统宜统一组网，采用DL/T 860通信标准；变电站内信息宜具有共享性，保护故障信息、远动信息、微机防误系统不重复采集。6.1.3 保护及故障信息管理系统应支持DL/T 860标准，通过站控层网络收集各保护装置的信息，并通过数据网上传至调度端。6.1.4 故障录波记录系统宜支持DL/T 860标准。6.1.5 电能表宜采用支持DL/T 860标准接口的数字式电能表。6.1.6 变电站宜配置公用的时间同步系统，宜采用北斗系统和GPS单向标准授时信号进行时钟校正，优先采用北斗系统。同时应具备通过远动通信设备接收

36、调度时钟同步的能力。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 保护及安全自动装置采样值传输，应满足Q/GDW441-2010规范的要求；测控、故障录波、相量测量、电能表等装置采样值报文可采用网络方式或点对点方式传输；每个间隔除应直采的保护及安全自动装置外有3个及以上装置需接收采样值报文时，宜设置采样值网络。6.1.9 保护及安全自动装置跳闸及其相关过程层GOOSE报文传输，应满足Q/GDW441-2010规范的要求。6.1.10 应提供完整、准确、一致、及时的基础自动化数据。6.2 变电站自动化系统6.2.1 系统构成a) 变电站自动化系统在功能逻辑上宜由站控层、间

37、隔层、过程层组成。b) 站控层由主机、操作员站、远动通信装置、保护故障信息子站和其他各种功能站构成，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。c) 间隔层由保护、测控、计量、录波、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。d) 过程层由互感器、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) 变电站网络结构应符合DL/T 860标准。b) 过程层网络宜按电压等级分别组网。c

38、) 双重化配置的保护及安全自动装置应分别接入不同的过程层网络；单套配置的保护及安全自动装置、测控装置宜同时接入两套不同的过程层网络，应采用相互独立的数据接口控制器。d) 站控层网络（含MMS、GOOSE）1) 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；2) 可传输MMS报文和GOOSE报文；3) 220kV及以上变电站站控层网络宜采用双重化星形以太网络，110kV（66kV）变电站站控层网络宜采用单星形以太网络。e) 间隔层网络（含MMS、GOOSE）1) 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；2) 可传输MMS报文和GOOSE报文；3) 2

39、20kV及以上变电站间隔层网络宜采用双重化星形以太网络，110kV（66kV）变电站间隔层网络宜采用单星形以太网络。f) 过程层网络（含GOOSE和SV网络）1) 通过相关网络设备完成间隔层与过程层设备、间隔层设备之间以及过程层设备之间的数据通信；2) 可传输GOOSE报文和SV报文；3) 220kV及以上电压等级宜按电压等级配置GOOSE和SV网络，网络宜采用星形双网结构；4) 220kV变电站，或采用单母线或双母线接线的110kV(66kV)变电站及110kV(66kV)变电站，110kV过程层GOOSE报文宜采用网络方式传输，GOOSE网络宜采用星形双网结构；110kV每个间隔除应直采的

40、保护及安全自动装置外有3个及以上装置需接收SV报文时，宜配置SV网络，SV网络宜采用星形单网结构；5) 采用桥式接线、线变组接线的110kV(66kV)变电站，GOOSE报文及SV报文宜采用点对点方式传输；6) 35kV（10kV）电压等级不宜配置独立的过程层网络，GOOSE报文通过站控层网络传输。6.2.3 二次设备配置原则a) 站控层设备站控层设备包括主机、操作员工作站、工程师站、远动通信装置、保护及故障信息子站等。1) 主机220kV及以上电压等级变电站主机宜双套配置，110kV（66kV）变电站宜单套配置，无人值班变电站主机可兼操作员工作站和工程师站。2) 操作员站对于有人值班的330

41、kV750kV变电站可按双重化配置2台操作员站。3) 工程师站（选配）330kV750kV变电站可配置1套工程师站。4) 保护及故障信息子站保护及故障信息子站应与变电站自动化系统共享信息采集，330kV750kV变电站保护及故障信息子站可独立配置。5) 远动通信装置220kV及以上电压等级变电站远动通信装置应双套配置，110kV（66kV）变电站远动通信装置宜单套配置。b) 间隔层设备间隔层包括继电保护、安全自动装置、测控装置、故障录波及网络分析记录装置、相量测量装置、行波测距装置、电能计量装置等设备。1) 继电保护及安全自动装置继电保护及安全自动装置具体配置原则按照GB/T14285-200

42、6及Q/GDW441-2010相关要求执行。2) 测控装置i) 独立配置时，测控装置应单套配置；ii) 330kV及以上电压等级测控装置宜独立配置；iii) 220kV电压等级当继电保护装置就地安装时，宜采用保护测控一体化装置；iv) 110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化装置；v) 220kV及以上电压等级主变压器测控装置宜独立配置，110kV及以下电压等级主变压器测控装置可集成至保护装置中，主变测控装置宜按开关配置；vi) 当网络双重化配置时，测控装置应配置独立的数据接口控制器，分别接入双重化的两个网络。3) 故障录波及网络分析记录装置i) 220kV及以上电压等级变电站宜按电压等级

43、配置故障录波装置，主变压器故障录波宜独立配置；ii) 110kV(66kV)变电站全站宜统一配置故障录波装置；iii) 故障录波装置应记录所有过程层SV、GOOSE网络报文；iv) 网络报文记录分析装置宜记录过程层GOOSE、站控层MMS网络的信息。当采样值报文采用网络方式传输时，网络报文记录分析装置宜记录采样值报文；v) 故障录波装置应至少记录双A/D数字采样信号中用于保护判据的一组数据。4) 相量测量装置应单套配置，当采样值采用网络方式传输时，相量测量装置宜接入过程层单网。5) 行波测距装置采样值应采用点对点方式传输，行波测距装置数据采样频率应大于500kHz。6) 66kV及以上电压等级

44、电能表宜独立配置，35kV（10kV）电压等级可采用保护、测控、计量、录波四合一装置，计费关口应满足电能计量规程规范要求。7) 有载调压和无功投切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，不宜设置独立的控制装置。8) 宜设置网络打印机，通过变电站自动化系统的工程师站或保护及故障信息子站打印全站各装置的保护告警、事件、波形等，取消装置屏上的打印机。c) 过程层设备参见本规定电气一次部分。d) 网络通信设备配置原则1) 站控层网络交换机i) 220kV及以上电压等级变电站站控层宜冗余配置2台中心交换机，每台交换机端口数量应满足应用需求；ii) 110kV及以下电压等级变电站站控层宜

45、配置1台中心交换机，交换机端口数量应满足应用需求；iii) 站控层交换机宜采用100M电口，220kV及以上电压等级变电站站控层交换机之间的级联端口宜采用1000M端口，110kV(66kV)变电站站控层交换机级联端口可采用1000M端口；iv) 当交换机处于同一建筑物内且距离较短（100m）时宜采用电口联接，其余应采用光口互联。2) 间隔层网络交换机i) 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，交换机端口数量宜满足应用需求；ii) 当交换机处于同一建筑物内且距离较短（100m）时宜采用电口联接，其余应采用光口互联。3) 过程层网络交换机i) 宜按间隔对象配置过程层交换机；3

46、/2接线，过程层交换机应按串配置；ii) 每台交换机的光纤接入数量不宜超过16对，并配备适量的备用端口，备用端口的预留应考虑虚拟网的划分；iii) 任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机；iv) 任两台主变智能电子设备不宜接入同一台交换机；v) 过程层交换机与智能设备之间的连接及交换机级联端口均宜采用100M光口。4) 网络通信介质i) 主控制室和继电器室内网络通信介质宜采用超五类屏蔽双绞线；通向户外的通信介质应采用光缆；ii) 采样值和保护GOOSE报文的传输介质宜采用光缆，光纤连接宜采用1310nm多模ST光纤接口。6.3 其他二次系统6.3.1 全站时间同步系统a) 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IE