Day2B-4-2-Q ／GDW 394《110(66)kV～220kV智能变电站设计规范》及编

1、ICS 29.240 29.240备案号：CEC ××200Q/GDW9Q/GDW国家电网公司企业标准Q / GDW393 2009110（66）kV220kV智能变电站设 计 规 范Specifications of design for 110（66）kV220kV Smart Substation2009-××-××发布2009-××-××实施国家电网公司发布目次前言II1范围12引用标准13术语和定义24总则45电气一次部分45.1智能设备45.2互感器55.3设备状态监测76二次部分7

2、6.1一般规定76.2变电站自动化系统76.3其他二次系统136.4二次设备组柜136.5二次设备布置146.6光/电缆选择146.7防雷、接地和抗干扰157变电站总布置158土建与建筑物159辅助设施功能要求1510高级功能要求1510.1设备状态可视化1510.2智能告警及分析决策1510.3故障信息综合分析决策1510.4支撑经济运行与优化控制1510.5站域控制1510.6与外部系统交互信息16附录A（规范性附录） 本规定用词说明17附录B（资料性附录） 智能变电站智能装置GOOSE虚端子配置18编制说明21 前言110（66）kV220kV智能变电站设计规范（以下简称本规范）用于规范

3、110（66）kV220kV智能变电站主要设计技术原则。现行变电站设计规范一般未涉及智能变电站内容，为加快建设统一坚强智能电网，提高智能变电站建设效率和效益，按照“统一规划、统一标准、统一建设”的原则，特制定110（66）kV220kV智能变电站设计规范，以规范智能变电站关键技术、设计和工程应用，推动和指导新建工程设计和建设工作。本规范基于智能变电站技术导则、国内外数字化变电站和无人值班变电站现有设计运行经验，以及通用设计、“两型一化”和全寿命周期设计等标准化建设成果。本规范编写格式和规则遵照GB/T 1.1-2000标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写规则的要求。本规范针对智能变电站的

4、特点，重点规范了智能设备、电子互感器、设备状态监测、变电站自动化系统、二次设备组柜、二次设备布置、光/电缆选择、防雷接地和抗干扰、变电站总布置、土建与建筑物、辅助设施功能、高级功能等技术要求。智能变电站设计除应执行本标准外，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。本规范附录A为规范性附录，附录B为资料性附录。本标准由国家电网公司基建部提出并负责解释。本标准由国家电网公司科技部归口管理。本标准主要起草单位：江苏省电力设计院、浙江省电力设计院、中国电力工程顾问集团公司本标准参加起草单位：河南省电力勘测设计院、四川电力设计咨询有限责任公司、山东电力工程咨

5、询院有限公司、陕西省电力设计院、湖南省电力勘测设计院、安徽省电力设计院本标准主要起草人：褚农、孙纯军、陈志蓉、苏麟、曾健、朱东升、娄悦、杨卫星、吴志力、李震宇、耿建风、郑旭、张玉军、雷宏、孙志云、葛成110（66）kV220kV智能变电站设计规范1范围本标准适用于交流110（66）kV220kV智能变电站新建工程。相同电压等级扩建、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应用文件，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

6、用文件，其最新版本适用于本规定。GB 1207-2006 电压互感器GB 1208-2006 电流互感器GB/T20840.7-2007(IEC60044-7(1999) 互感器 第7部分：电子式电压互感器GB/T20840.8-2007(IEC60044-8(2001) 互感器 第8部分：电子式电流互感器GB 14285 继电保护和自动装置技术规程GB 50217 电力工程电缆设计规范DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 621-1997 交流电气装置的接地DL/T 860 变电站通信网络和系统DL/T 5002-2005 地区电网调度自动化设计技术规程

7、DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 5056-2007 变电所总布置设计技术规程DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5149-2001 220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术术规程DL/T 5202-2004 电能量计量系统设计技术规程DL/T 5218-2005 220kV500kV变电所设计技术规程DL/T 5222-2005 导体和电器选择设计技术规定NDGJ 96-1992 变电所建筑结构设计技术规定YD 981.2-1998 接入网用光纤带光缆第二部分：中心管式YD 981.2-1998 接入网用光

8、纤带光缆第三部分：松套层绞式Q/GDW 383-2009 智能变电站技术导则IEC 61588 Precision clock synchronization protocol for networked measurement and control systems网络测量和控制系统的精密时钟同步协议IEC 61850 Communication Networks and Systems in Substations变电站通信网络和系统IEC 61970 Energy management system application program interface (EMS-API) 能量管理

9、系统应用程序接口(EMS-API)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）电力二次系统安全防护规定（国家电力监管委员会5号令）电力二次系统安全防护总体方案（国家电力监管委员会安全200634号）3术语和定义GB/T 2900.1确立的术语和定义适用于本标准。3.1 智能变电站smart substation采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，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

10、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、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。3.4 智能单元smart unit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、

11、主变等）的测量、控制等功能。3.5 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一种电子装置：（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。如具有智能特征的变压器有载分接开关的控制器、具有自诊断功能的现场局部放电监测仪等。3.6 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。3.7 电子式电流互感器elect

12、ronic current transformer；ECT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次转换器的输出实质上正比于一次电流，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。3.8 电子式电压互感器electronic voltage transformer；EVT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次电压实质上正比于一次电压，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。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

13、 of equipment通过传感器、计算机、通信网络等技术，获取设备的各种特征参量并结合专家系统分析，及早发现设备潜在故障。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 制造报文规范MMS manufacturing message specification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

14、同制造商的设备之间具有互操作性（Interoperation）。3.13 面向变电站事件通用对象服务GOOSE generic object oriented substation event它支持由数据集组织的公共数据的交换。主要用于实现在多个具有保护功能的IED之间实现保护功能的闭锁和跳闸。3.14 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。3.15 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

15、。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。3.16 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，直至执行完所有指令。3.17 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。3.18 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。

16、3.19全景数据panoramic data反映变电站电力系统运行的稳态、暂态、动态数据以及变电站设备运行状态、图像等的数据的集合。3.1920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本标准内容是在现行标准、规范基础上对智能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标准为准。4.2智能变电站应体现设备智能化、连接网络化、信息共享化等特征，并实现高级功能应用。4.3智能变电站的设计应遵循如下原则:a) 智能变电站的设计应遵循Q/GDW 383-2009的有关技术原则；b) 在

17、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。gf) 优化设备配置，实现功能的集成整合；hg) 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；ih) 技术

18、适度超前、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智能设备5.1.1智能变电站宜采用智能设备。5.1.2智能单元配置原则a）220kV变电站 1）220kV（除母线外）智能单元宜冗余配置，220kV母线智能单元宜单套配置；2）110（66）kV智能单元宜单套配置；3）35kV及以下（主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可不配置智能单元；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜配置单套智能单元；4）主变高压侧智能单元宜冗余配置，中低压侧智能单元宜单套配置，主变本体智能单元宜单套配置；5）智能单元宜分散布置于配电装置场

19、地。b）110kV及以下变电站 1）110（66）kV智能单元宜单套配置；2）35kV及以下（主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可不配置智能单元；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜配置单套智能单元；3）主变各侧、主变本体智能单元宜单套配置； 4）智能单元宜分散布置于配电装置场地。5.1.3技术要求a）智能设备1）一次设备应具备高可靠性，与当地环境相适应；2）智能化所需各型传感器或/和执行器与一次设备本体可采用集成化设计；3）智能组件是可灵活配置的智能电子装置，测量数字化、控制网络化和状态可视化为其基本功能；4）根据实际需要，在满足相关标准要求的前提下，智能组件可集成

20、计量、保护等功能；5）智能组件宜就地安置在宿主设备旁；6）智能组件内各IED凡需要与站控层设备交互的，接入站控层网络；7）根据实际情况，可以由一个以上智能电子装置实现智能组件的功能；8）应适应现场电磁、温度、湿度、沙尘、降雨（雪）、振动等恶劣运行环境；9）相关IED应具备异常时钟信息的识别防误功能，同时具备一定的守时功能；10） 应具备就地综合评估、实时状态预报的功能，满足设备状态可视化要求；11） 宜有标准化的物理接口及结构，具备即插即用功能；12） 应优化网络配置方案，确保实时性、可靠性要求高的IED的功能及性能要求；13） 应支持顺序控制；14） 应支持在线调试功能；15） 一次设备可采

21、用组合型设备。b）智能单元1）应宜支持以GOOSE方式上传的信息量，同时接收GOOSE下行控制量，实现对一次设备的控制功能支持以GOOSE方式进行信息传输；2）GOOSE信息处理时延应小于1ms；3）宜能接入站内时间同步网络，通过光纤接收站内时间同步信号；4）宜具备GOOSE命令记录功能，记录收到GOOSE命令时刻、GOOSE命令来源及出口动作时刻等内容，并能提供便捷的查看方法；5）宜具有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、装置内部异常等；6）智能单元安装处宜保留检修压板、断路器操作回路出口压板和操作把手/按钮；7）宜能接收传感器的输出信号，宜具备接入温度、湿度等模拟量输入信

22、号，并上传自动化系统； 8）主变本体智能单元宜具有主变本体/有载开关非电量保护、上传本体各种非电量信号等功能；重瓦斯保护跳闸宜通过控制电缆直跳方式实现，其余非电量保护跳闸可通过GOOSE方式实现。5.2互感器5.2.1配置原则a）互感器互感器的配置原则主要兼顾技术先进性与经济性。1）220kV变电站110(66)220kV电压等级宜采用电子式互感器；35kV及以下（主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜采用常规互感器或模拟小信号输出互感器，可采用带模拟量插件的合并单元进行数字转换；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜采用电子式互感器；主变中性点（或公共绕组）可采用电子式

23、电流互感器，其余套管电流互感器根据实际需求可取消；线路、主变间隔若设置三相电压互感器，可采用电流电压组合型互感器；在具备条件时，互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。2）110kV及以下变电站110(66)kV电压等级宜采用电子式互感器； 35kV及以下（主变间隔除外）若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜采用常规互感器或模拟小信号输出互感器，可采用带模拟量插件的合并单元进行数字转换；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜采用电子式互感器主变中性点（或公共绕组）可采用电子式电流互感器，其余套管电流互感器根据实际需求可取消； 线路、主变间隔若设置三相电压互感器，可采用电流电压组合型互感

24、器；在具备条件时，互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。b）合并单元1）220kV变电站220kV各间隔合并单元宜冗余配置；110kV及以下各间隔合并单元宜单套配置；主变各侧、中性点（或公共绕组）合并单元宜冗余配置；各电压等级母线电压互感器合并单元宜冗余配置。2）110kV及以下变电站全站各间隔合并单元宜单套配置。5.2.2技术要求a）互感器1）常规互感器应符合GB 1207-2006、GB 1208-2006的有关规定；2）电子式互感器应符合GB/T 20840.7 2007、GB/T 20840.8 2007的有关规定；3）电子式互感器与合并单元间的接口、传输协议宜统一；4）测量用电流准

25、确度应不低于0.2S，保护用电流准确度应不低于5TPE；5）测量用电压准确级应不低于0.2，保护用电压准确级应不低于3P；6）电子式互感器工作电源宜采用直流； 7）对于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；8）220kV电子式电流互感器宜带两路独立采样系统，110kV及以下电子式电流互感器宜带一路独立采样系统；9）220kV变电站主变各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感

26、器宜带两路独立采样系统；110kV及以下变电站主变各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感器宜带一路独立采样系统；10） 对于220kV变电站，220kV出线、主变进线电子式电压互感器，全站母线电子式电压互感器宜带两路独立采样系统，110kV及以下出线电子式电压互感器宜带一路独立采样系统；11） 对于110kV及以下变电站，电子式电压互感器宜带一路独立采样系统。a）互感器1）常规互感器应符合GB 1207-2006、GB 1208-2006的有关规定；2）电子式互感器应符合GB/T 20840.7 2007、GB/T 20840.8 2007的有关规定；3）电子式互感器与合并单元间的接口、传输

27、协议宜统一；4）测量用电流准确度应不低于0.2S，保护用电流准确度应不低于5TPE；5）测量用电压准确级应不低于0.2，保护用电压准确级应不低于3P；6）电子式互感器工作电源宜采用直流； 7）对于带两路独立输出的电子式互感器，其传感部分、采集单元、合并单元宜冗余配置；对于带一路独立输出的电子式互感器，其传感部分、采集单元、合并单元宜单套配置；8）220kV电子式电流互感器宜带两路独立输出，110kV及以下电子式电流互感器宜带一路独立输出；9）220kV变电站主变各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感器宜带两路独立输出；110kV及以下变电站主变各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感器宜带一

28、路独立输出；10） 对于220kV变电站，220kV出线、主变进线电子式电压互感器，全站母线电子式电压互感器宜带两路独立输出，110kV及以下出线电子式电压互感器宜带一路独立输出；11） 对于110kV及以下变电站，电子式电压互感器宜带一路独立输出。b）合并单元1）宜具备多个光纤网口，整站输出采样速率宜统一，额定数据速率宜采用DL/T860或IEC 61850推荐标准；2）宜具有完善的闭锁告警功能，能保证在电源中断、电压异常、采集单元异常、通信中断、通信异常、装置内部异常等情况下不误输出；3）宜具备合理的时间同步机制和采样时延补偿机制，确保在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

29、的相差保持一致；多个合并单元之间的同步性能也须能满足现场使用要求；4）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；5）宜具备光纤通道光强监视功能，实时监视光纤通道接收到的光信号的强度，并根据检测到的光强度信息，提前预警；6）需要时可接入常规互感器或模拟小信号互感器输出的模拟信号；7）合并单元宜设置检修压板。5.3设备状态监测5.3.1监测范围与参量a）220kV变电站1）监测范围：主变、GIS、避雷器；2）监测参量：主变油中溶解气体；220kV GISSF6气体密度、微水；110kV GISSF6气体密度、微水；避雷器泄漏电流、动作次数。220kV GIS 局

30、放应综合考虑安全可靠、经济合理、运行维护方便等要求，通过技术经济比较后确定。b）110kV及以下变电站1）监测范围：主变、避雷器；2）监测参量：主变油中溶解气体；避雷器泄漏电流、动作次数。5.3.2技术要求a）各类设备状态监测宜统一后台机、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、和诊断分析。设备状态监测后台机宜预留数据远传通信接口；b）设备本体宜集成状态监测功能，宜采用一体化设计。c）设备状态监测的参量应根据运行部门的实际需求设置，不应影响主设备的运行可靠性和寿命。6二次部分6.1一般规定6.1.1变电站自动化系统采用开放式分层分布式系统，由站控层、间隔层和过程

31、层构成。6.1.2变电站自动化系统宜统一组网，信息共享，采用DL/T860或IEC 61850通信标准。变电站内信息宜具有共享性和唯一性，保护故障信息、远动信息不重复采集。6.1.3保护及故障信息管理功能由变电站自动化系统实现。6.1.4故障录波可采用集中式，也可采用分布式，故障录波支持DL/T860或IEC 61850标准。6.1.5电能表宜采用支持DL/T860或IEC 61850标准的数字式电能表。6.1.6变电站宜配置公用的时间同步系统；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应按照变电站无人值班相关要求进行设计；6.1.9变电站自动化系统远动部分应为IEC

32、61970的建模及数据通信预留相关接口。6.1.10与保护装置相关采样值传输，应满足Q/GDW383-2009对保护装置采样要求。6.1.11与保护装置相关过程层GOOSE传输报文，应满足Q/GDW383-2009对保护装置跳闸要求。6.2变电站自动化系统6.2.1 系统构成a）变电站自动化系统构成在逻辑功能上宜由站控层、间隔层和过程层三层设备组成，并用分层、分布、开放式网络系统实现连接。b）站控层由主机兼操作员站、远动通信装置和其它各种二次功能站构成，提供所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，形成全所监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。c）间隔层由若干个二次子

33、系统组成，在站控层及站控层网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。d）过程层由电子式互感器、合并单元、智能单元等构成，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）全站网络宜采用高速以太网组成，通信规约宜采用DL/T860或IEC 61850标准，传输速率不低于100Mbps。b）全站网络在逻辑功能上可由站控层网络和过程层网络组成，过程层网络包括GOOSE网络和采样值网络，GOOSE网络和采样值网络可统一组网。全站两层网络物理上可相互独立，也可合并为一层网络。c）220kV变电站网络结构1）变电站自动化系统宜采用

34、三层设备两层网络结构，宜采用冗余通信网络结构。12）站控层网络站控层宜采用冗余网络，网络结构拓扑宜采用双星型或单环形，对于双星型网络宜采用双网双工方式运行，能实现网络无缝切换；站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。23）过程层GOOSE网络按照Q/GDW383-2009对保护装置跳闸要求，对于单间隔的保护应采用点对点方式直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸。对于涉及多间隔的保护（母线保护），如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求；其余过程层GOOSE报文采用网络方式传输时，网络结构拓扑宜采用星型；过程层GOOSE报文可采用点对点方式传输；过程层G

35、OOSE报文也可采用网络方式传输，网络结构拓扑宜采用星型；当采用网络方式传输时，220kV宜配置双套物理独立的单网，110(66)kV宜配置双网；主变220kV侧宜配置双套物理独立的单网，主变110(66)kV、35kV侧宜配置双网；35kV及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜不设置独立的GOOSE网络，GOOSE报文可通过站控层网络传输；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可设置独立的GOOSE网络。34）过程层采样值网络按照Q/GDW383-2009对保护装置采样要求，向保护装置传输的采样值信号应采用点对点方式直接采样；其余过程层采样值报文采用网络方式传输时，通信协议宜采用

36、DL/T860.92或IEC 61850-9-2标准；可采用点对点方式传输；也可采用网络方式传输，通信协议宜采用DL/T860.92或IEC 61850-9-2标准；对于网络方式，网络结构拓扑宜采用星型。220kV宜配置双套物理独立的单网；110(66)kV及以下宜配置双网；主变各侧宜配置双套物理独立的单网；35kV及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可采用点对点连接方式；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用点对点或网络连接方式。d）110kV及以下变电站网络结构1）变电站自动化系统可采用三层设备两层网络结构，也可采用三层设备一层网络结构。12）站控层网络网络结构拓扑宜采用

37、单星型；站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。23）过程层GOOSE网络按照Q/GDW383-2009对保护装置跳闸要求，对于单间隔的保护应采用点对点方式直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸。对于涉及多间隔的保护（母线保护），如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求；过程层GOOSE报文可采用点对点方式传输；其余过程层GOOSE报文采用网络方式传输时，网络结构拓扑宜采用星型；过程层GOOSE报文也可采用网络方式传输，网络结构拓扑宜采用星型；当采用网络方式传输时，110(66)kV、主变各侧宜配置双网；主变各侧宜配置双网；35kV及以下若采用户内开关

38、柜保护测控下放布置时，宜不设置独立的GOOSE网络，GOOSE报文可通过站控层网络传输；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可设置独立的GOOSE网络。34）过程层采样值网络按照Q/GDW383-2009对保护装置采样要求，向保护装置传输的采样值信号应采用点对点方式直接采样；可采用点对点方式传输；其余过程层采样值报文采用网络方式传输时，也可采用网络方式传输，通信协议宜采用DL/T860.92或IEC 61850-9-2标准；对于网络方式，网络结构拓扑宜采用星型，宜按照双网配置；35kV及以下若采用户内开关柜保护测控下放布置时，可采用点对点连接方式；若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布

39、置时，可采用点对点或网络连接方式。6.2.3220kV变电站设备配置a）站控层设备站控层设备一般包括主机兼操作员工作站、远动通信装置、网络通信记录分析系统、以及其它智能接口设备等。1）主机兼操作员工作站主机兼操作员工作站是变电站自动化系统的主要人机界面，应满足运行人员操作时直观、便捷、安全、可靠的要求。主机兼操作员工作站配置应能满足整个系统的功能要求及性能指标要求，容量应与变电站的规划容量相适应。主机兼操作员工作站还应能实现保护及故障信息管理功能，应能在电网正常和故障时，采集、处理各种所需信息，能够与调度中心进行通信。主机兼操作员工作站宜双套配置。2）远动通信装置远动通信装置要求直接采集来自间

40、隔层或过程层的实时数据，远动通信装置应满足DL5002、DL 5003的要求，其容量及性能指标应能满足变电所远动功能及规范转换要求。远动通信装置应双套配置。3）网络通信记录分析系统变电站可宜配置一套网络通信记录分析系统。系统应能实时监视、记录网络通信报文，周期性保存为文件，并进行各种分析。信息记录保存不少于6个月。4）调度数据网接入设备 站内应配置二套调度数据网接入设备。b）间隔层设备间隔层设备包括测控装置、保护装置、电能计量装置、集中式处理装置以及其它智能接口设备等。1）测控装置 测控装置应按照DL/T860或IEC 61850标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信。测控装置应

41、支持通过GOOSE报文实现间隔层防误联闭锁和下发控制命令功能；测控装置宜设置检修压板，其余功能投退和出口压板宜采用软压板；宜采用保护测控合一装置，也可采用保护、测控独立装置，并按电气单元进行配置。2）继电保护装置 保护装置应按照DL/T860 或IEC 61850标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信；保护装置应支持通过GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传递；保护装置宜设置检修压板，其余功能投退和出口压板宜采用软压板；保护装置宜独立分散、就地安装；保护装置采样和跳闸满足Q/GDW383-2009相关要求，保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母

42、线保护）宜直接跳闸。对于涉及多间隔的保护（母线保护），如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求；保护双重化配置时，任一套保护装置不应跨接双重化配置的两个网络；保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能；保护配置应满足继电保护规程规范要求。3）故障录波故障录波装置应按照DL/T860或IEC 61850标准建模，具备完善的自描述功能，与变电站层设备直接通信；可采用集中式故障录波，也可采用分布式录波方式。集中式录波时，装置应支持通过GOOSE网络接收GOOSE报文录波，以网络方式或点对点方式接收采样值数据录波；当采用集中式故障录波时，220kV、110（66）kV、主

43、变可分别配置1台故障录波装置，故障录波装置应能满足变电站远景接入容量要求宜按照电压等级配置；故障录波应满足故障录波相关标准。4）电能计量装置 电能计量装置宜支持DL/T860或IEC 61850标准，以网络方式或点对点方式采集电流电压信息；电能计量配置应满足现行相关标准。5）其他装置 备自投装置、区域稳定控制装置、低周减载装置等应按照DL/T 860标准建模，配置应满足现行相关标准。6）有载调压（AVC）和无功投切（VQC）变电站有载调压和无功投切不宜设置独立的控制装置，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。7）打印机 宜取消装置柜内的打印机，设置网络打印机，通过站控层网络

44、通信打印全站各装置的保护告警、事件等。c）过程层设备1）电子式互感器和合并单元满足本规定5.2节要求；2）智能单元满足本规定5.1节要求；6.2.4110kV及以下变电站设备配置a）站控层设备站控层设备一般包括主机兼操作员工作站、远动通信装置、网络通信记录分析系统、以及其它智能接口设备等。1）主机兼操作员工作站主机兼操作员工作站是变电站自动化系统的主要人机界面，应满足运行人员操作时直观、便捷、安全、可靠的要求。主机兼操作员工作站配置应能满足整个系统的功能要求及性能指标要求，容量应与变电站的规划容量相适应。主机兼操作员工作站还应能实现保护及故障信息管理功能，应能在电网正常和故障时，采集、处理各种

45、所需信息，能够与调度中心进行通信。 主机兼操作员工作站宜单套配置。2）远动通信装置远动通信装置要求直接采集来自间隔层或过程层的实时数据，远动通信装置应满足DL5002、DL 5003的要求，其容量及性能指标应能满足变电所远动功能及规范转换要求。远动通信装置应单套配置。3）网络通信记录分析系统变电站宜配置一套网络通信记录分析系统。系统应能实时监视、记录网络通信报文，周期性保存为文件，并进行各种分析。信息记录保存不少于6个月。4）调度数据网接入设备 站内应配置二套调度数据网接入设备。b）间隔层设备间隔层设备包括测控装置、保护装置、电能计量装置、集中式处理装置以及其它智能接口设备等。1）测控装置 测

46、控装置应按照DL/T860或IEC 61850标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信。测控装置应支持通过GOOSE报文实现间隔层防误联闭锁功能。宜采用保护测控合一装置，并按电气单元进行配置。2）保护继电保护装置装置 保护装置应按照DL/T860 或IEC 61850标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信；保护装置应支持通过GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传递；保护装置宜设置检修压板，其余功能投退和出口压板宜采用软压板；保护装置采样和跳闸满足Q/GDW383-2009相关要求；保护双重化配置时，任一套保护装置不应跨接双重化配置的两个网络；保护装置应不依赖

47、于外部对时系统实现其保护功能；保护配置应满足继电保护规程规范要求。保护装置应按照DL/T860或IEC 61850标准建模，具备完善的自描述功能，与变电站层设备直接通信；保护装置应支持通过GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传递；保护装置的功能投退和出口压板宜采用软压板；保护配置应满足继电保护相关标准。3）故障录波宜采用分布式故障录波，也可采用集中式故障录波。故障录波装置应支持通过GOOSE网络接收GOOSE报文录波，以网络方式或点对点方式接收采样值数据录波；当采用集中式故障录波时，故障录波装置宜按照电压等级配置；当采用集中式故障录波时，全站可配置1台故障录波装置，故障录波装置应能满

48、足变电站远景接入容量要求；故障录波装置应满足故障录波相关标准。4）电能计量装置 电能计量装置宜支持DL/T860或IEC 61850标准，以网络方式或点对点方式采集电流电压信息；电能计量配置应满足现行相关标准。5）其他装置 备自投装置、区域稳定控制装置、低周减载装置等应按照DL/T 860标准建模，配置应满足现行相关标准。6）有载调压和无功投切变电站有载调压和无功投切不宜设置独立的控制装置，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。7）打印机 宜取消装置柜内上的打印机，设置网络打印机，通过站控层网络通信打印全站各装置的保护告警、事件等。c）过程层设备1）电子式互感器和合并单元满

49、足本规定5.2节要求；2）智能单元满足本规定5.1节要求；6.2.5网络通信设备a）交换机应选用满足现场运行环境要求的工业交换机，并通过电力工业自动化检测机构的测试，满足DL/T860或IEC61850标准。b）220kV变电站交换机配置原则1）站控层网络交换机 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站控层设备接入要求，端口数量宜24口；二次设备室站控层网络交换机宜按照设备室或按电压等级配置，每台交换机端口数量宜24口。2）过程层网络交换机 当过程层GOOSE和采样值报文均采用网络方式传输时，GOOSE和采样值报文宜采用共交换机传输，220kV电压等级宜每2个间隔配置2台交换

50、机，110（66）kV电压等级宜每4个间隔配置2台交换机，主变各侧可独立配置2台交换机，35kV及以下交换机宜按照母线段配置；当过程层采样值报文采用点对点方式传输，GOOSE报文采用网络方式传输时，220kV电压等级GOOSE网络宜每4个间隔配置2台交换机，110（66）kV电压等级宜每4个间隔配置2台交换机，主变各侧可独立配置2台交换机，35kV及以下交换机宜按照母线段配置；220kV母线差动保护宜按远景规模配置2台交换机；110（66）kV母线差动保护宜按远景规模配置2台交换机。c）110kV及以下变电站交换机配置原则1）站控层网络交换机 站控层宜配置1台中心交换机，每台交换机端口数量应满

51、足站控层设备接入要求，端口数量宜24口；二次设备室站控层网络交换机宜按照设备室或按电压等级配置，每台交换机端口数量宜24口。2）过程层网络交换机 当过程层GOOSE和采样值报文均采用网络方式传输时，GOOSE和采样值报文宜采用共交换机传输，110（66）kV电压等级宜每4个间隔配置2台交换机，主变各侧可独立配置2台交换机，35kV及以下交换机宜按照母线段配置；当过程层采样值报文采用点对点方式传输，GOOSE报文采用网络方式传输时，110（66）kV电压等级宜每4个间隔配置2台交换机，主变各侧可独立配置2台交换机，35kV及以下交换机宜按照母线段配置；110（66）kV母线差动保护宜按远景规模配

52、置2台交换机。d）网络通信介质1）二次设备室内网络通信介质宜采用屏蔽双绞线；通向户外的通信介质应采用光缆；2）采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输宜采用光纤。6.2.6系统功能a）应能实现数据采集和处理功能；b）应建立实时数据库，存储并不断更新来自间隔层或过程层设备的全部实时数据；c）应具有顺序控制功能；d）应满足无人值班相关功能要求；e）应具有防误闭锁功能；f）应具有报警处理功能，报警信息来源应包括自动化系统自身采集和通过数据通信接口获取的各种数据；g）应具有事件顺序记录及事故追忆功能；h）应具有画面生成及显示功能；i）应具有在线计算及制表功能；j）应具备对数字或模拟电能量的处理

53、功能；k）应具备远动通信功能；l）应具备人机联系功能；m）应具备系统自诊断和自恢复功能；n）应具备与其他智能设备的接口功能；o）应具备保护及故障信息管理功能；p）宜具备设备状态可视化功能；q）宜具备智能告警及事故信息综合分析决策功能；r）应具备网络报文记录分析功能；s）应具备对基本数据信息模型进行配置管理，并自动生成数据记录功能；t）根据运行要求，实现其它需要的高级应用功能。6.2.7与其他智能设备的接口变电站直流系统、站用电系统、UPS系统、图像监视和安全警卫系统以火灾自动报警系统等宜采用DL/T860或IEC 61850标准与变电站自动化系统通信。6.3其他二次系统6.3.1全站时间同步系

54、统a）变电站应配置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和北斗系统标准授时信号，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网络对时方式；220kV变电站间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B(DC)、1pps点对点对时方式，条件具备时也可采用IEC 61588网络对时方式。；110（66）kV变电站间隔层和过程层设备宜采用IEC 61588网络对时方式，也可采用IRIG-B(DC)点对点对时方式；c）过程层交换机宜支持IEC 61588同步对时功能。6.3.2二次系统安全防护二次系统的安全防护应遵循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）电监会5号令电力二次系统安全防护规定、电监安全200634号电力二次系统安全防护总体方案及变电站二次系统安全防护方案的有关要求，配置相关二次安全防护设备。6.3.3站用直流及UPS电源系统a）站用交流系统、站用直流系统、通信直流系统、UPS系统宜统一设置；b）宜设智能型监测装置，具有完善的保护、在线自诊断、绝缘