T∕CEPPEA 5003-2020 35 kV～110 kV变电站监控系统设计规范

1、ICS 29.240P 62T/CEPPEA中国电力规划设计协会团体标准T/CEPPEA 5003202035 kV110 kV变电站监控系统设计规范Design specification for35 kV110 kV substation monitoring and control system2020-02-19 发布2020-05-01 实施中国电力规划设计协会 发布T/CEPPEA 50032020目 次tuW ni翻i2规范性引用文件13 术语和定义、缩略语24 系统构成24.1 系统结构24.2 硬件设备34.3 软件系统35 系统功能45.1 数据采集45.2 运行监视45.

2、3 操作与控制45.4 远动功能55.5信息综合分析与智能告警55.6 运行管理55.7 信息传输55.8 对时65.9 高级应用66 性能指标67 信号输人/输出77.1 模拟量输人信号 77.2 开关量输人信号 77.3 开关量输出信号 88 设备布置和组柜 88.1 设备布置88.2 组柜原则88.3 布置环境要求89 幅810 防雷与接地911光缆、电缆选择及敷设要求 911.1光缆选择及敷设要求911.2电缆选择及敷设要求9附录A （资料性附录）不同电压等级变电站监控系统结构10IT/CEPPEA 50032020附录B （资料性附录）主要模拟量信号 12附录C （资料性附录）主要开

3、关量输人信号 13附录D （资料性附录）主要开关量输出信号15本标准按照GB/T 1.12009给出的规则起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。 本标准由中国电力规划设计协会提出并归口。本标准起草单位：北京电力经济技术研究院有限公司、重庆电力设计院有限责任公司、大连电力勘 察设计院有限公司、武汉供电设计院有限公司。本标准主要起草人：杨然静、刘满圆、金文博、周永忠、于梦琪、王坚、张利、左向红、白小会、田甜、 陈曦、王君、郭治锋、翟晴。T/CEPPEA 50032020935 kV110 kV变电站监控系统设计规范i范围本标准规定了 35 kV110

4、kV变电站监控系统的系统构成、系统功能、性能指标、信号输人/输出、 信息安全防护、设备布置和组柜、电源、防雷与接地、光缆、电缆选择及敷设要求。本标准适用于35 kV110 kV新建、扩建或改建变电站的监控系统设计，也适用于智能变电站的 监控系统设计。2规范性引用文件试验和测量技术 试验和测量技术 试验和测量技术 试验和测量技术 试验和测量技术 试验和测量技术 试验和测量技术 试验和测量技术 试验和测量技术 试验和测量技术 试验和测量技术抗扰度试验总论静电放电抗扰度试验射频电磁场辐射抗扰度试验电快速瞬变脉冲群抗扰度试验浪涌（冲击）抗扰度试验射频场感应的传导骚扰抗扰度 工频磁场抗扰度试验脉冲磁场抗

5、扰度试验阻尼振荡磁场抗扰度试验电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度试验 阻尼振荡波抗扰度试验下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 17626.1GB/T 17626.2GB/T 17626.3GB/T 17626.4GB/T 17626.5GB/T 17626.6GB/T 17626.8GB/T 17626.9GB/T 17626.10GB/T 17626.11GB/T 17626.18电磁兼容电磁兼容电磁兼容电磁兼容电磁兼容电磁兼容电磁兼容电磁兼容电磁兼容电磁兼容

6、电磁兼容GB 23864 防火封堵材料GB/T 25931网络测量和控制系统的精确时钟同步协议GB/T 33602电力系统通用服务协议GB 50217电力工程电缆设计标准GB 50229火力发电厂与变电站防火标准基本远动任务配套标准采用标准传输协议集的IEC 60870-DL/T 634.5101远动设备及系统 第5-101部分：传输规约DL/T 634.5104远动设备及系统 第5-104部分:传输规约5-101网络访问DL/T 860（所有部分）变电站通信网络和系统DL/T 1403DL/T 1404DL/T 1512DL/T 1623DL/T 1708DL/T 5002DL/T 5044

7、智能变电站监控系统技术规范变电站监控系统防止电气误操作技术规范 变电站测控装置技术规范智能变电站预制光缆技术规范 电力系统顺序控制技术规范地区电网调度自动化设计技术规程电力工程直流电源系统设计技术规程DL/T 5136火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程DL/T 5491电力工程交流不间断电源系统设计技术规程DL/T 5518电力工程厂站内通信光缆设计规程电力监控系统安全防护规定(国家发展和改革委员会改委第14号令)3术语和定义、缩略语3.1术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1.1数据通信网关机 communication gateway实现变电站与调度、生产等主站系统之间的通信，为

8、主站系统实现变电站监视控制、信息查询和远 程浏览等功能提供数据、模型、图形和文件之间的传输服务的一种通信装置。3.2缩略语下列缩略语适用于本文件。GOOSE :面向通用对象的变电站事件(Generic Object Oriented Substation Event)MMS：制造报文规范(Manufacturing Message Specification)SCD：全站系统配置文件(Substation Configuration Description)SV :采样值(Sampled Value)4系统构成4.1系统结构4.1.1变电站监控系统宜由站控层、间隔层两部分组成，智能变电站监控系

9、统宜由站控层、间隔层和过 程层组成。各层之间宜统一采用以太网方式组网，采用DL/T 860或GB/T 33602标准通信协议，传输 速率不低于100Mbit/s。4.1.2监控系统用分层、分布、开放式网络系统实现连接，各逻辑功能由相关物理设备实现，单一物理 设备可以实现多个逻辑功能。4.1.3站控层应提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层设备等功能，形成全站监控、管理 中心，并应与调度、生产等主站系统通信。4.1.4间隔层应完成面向单元设备的监测控制等功能。在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成 间隔设备的就地监控功能。4.1.5过程层应完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的

10、采集、设备运行状态的监测、控制 命令的执行等。4.1.6站控层和间隔层宜采用网络直接连接、直接通信的方式。4.1.7站控层网络负责实现站控层设备之间、站控层设备与间隔层设备之间，以及间隔层设备之间的 通信，可传输MMS报文与GOOSE报文。过程层网络负责实现间隔层和过程层设备之间的通信，可传 输GOOSE和SV报文。4.1.8监控系统应具备合理的网络架构和信息处理机制，在正常及事故状态下不能因为网络负荷过重 而影响系统正常运行。4.1.9监控系统站控层网络、过程层网络应相对独立，网络拓扑结构宜采用星型结构。110(66)kV变电站站控层网络宜采用单网，智能变电站站控层网络宜采用双网，智能变电站

11、过程层SV和GOOSE网 络宜采用单网共网配置。35 kV变电站站控层网络应采用单网，不宜设置过程层网络。 4.1.10变电站监控系统结构示意图参见附录A。4.2硬件设备4.2.1设备配置应符合优化集成原则，进行功能整合。4.2.2监控系统站控层应按变电站远景规模配置，宜包括监控主机、操作员站、五防工作站、数据通信 网关机、综合应用服务器、智能接口设备等。站控层设备应满足下列要求：a) 110(66)kV变电站监控主机宜双套配置.35 kV变电站宜单套配置。监控主机应具有系统主 处理器及服务器的功能，用作站控层数据的收集、处理、存储及应用。b) 操作员站宜与监控主机集成。操作员站应提供站内运行

12、监控的主要人机界面，实现对全站 一、二次设备的实时监视和操作控制。c) 五防工作站宜与监控主机集成，应具备全站设备操作的防误闭锁逻辑，可进行操作预演、检验、 打印和传输操作票，实现对一次设备的防误闭锁功能。d) 110(66)kV变电站I区数据通信网关机宜双套配置，35 kV变电站宜单套配置，D区数据通信 网关机宜单套配置，IH/汉区通信网关机根据调度需求可单套配置。数据通信网关机应实现 变电站与调度、运维主站系统之间的通信，为主站系统实现变电站监视控制、信息查询等功能 提供数据、模型和文件的传输服务。e) 综合应用服务器宜单套配置，应能接收站内一次设备状态监测数据、辅助设备数据、设备基础 信

13、息、故障录波数据、继电保护管理信息等，进行集中处理、分析和展示。f) 智能接口设备根据设备需求配置，具有规约转换功能，用于接人不具备DL/T 860或 GB/T 33602标准通信协议的站内智能设备。4.2.3监控系统测控装置宜按本期工程实际建设规模单套配置，实现各间隔就地监控，具有数据采集、 控制操作、防误闭锁、同期检测等功能。110(66)kV主变各侧及本体测控装置宜独立配置,35kV主变 测控宜集成后备保护功能。线路、母联、分段间隔宜采用保护测控集成装置，母线设备测控装置宜独立 配置。测控装置应符合DL/T 1512的要求。4.2.4智能变电站监控系统过程层智能终端、合并单元宜采用集成装

14、置，按本期工程实际建设规模配 置，应能正确反映一次设备的运行状态并完成信息传递。110(66)kV主变各侧间隔双套配置，主变本 体智能终端单套配置。110(66) kV线路、母联、分段间隔单套配置。110 kV母线宜按站配置双套合并 单元，按母线配置单套智能终端。10(35)kV除主变间隔外不设置过程层设备。4.2.5智能变电站宜配置网络记录分析仪，对站内网络通信报文进行监视、记录，并应能对出现的异常 进行告警。4.2.6监控系统网络设备应满足下列要求：a) 接人站控层设备的网络交换机宜按变电站远景规模配置，接人间隔层设备的网络交换机宜按 电压等级配置。b) 网络交换机应采用工业级设备，传输速

15、率应不低于100 Mbit/s.站控层交换机可采用光/电两 种接口型式，过程层网络交换机应采用光接口型式。c) 110(66)kV智能变电站过程层网络交换机配置应满足传输实时性、可靠性的要求，宜设置过程 层中心交换机。4.2.7监控系统宜根据信息安全防护要求配置网络安全设备，包括防火墙、正向、反向物理隔离装置、 网络安全监测装置等。变电站监控系统的安全防护应符合电力监控系统安全防护规定的规定。4.3软件系统4.3.1变电站监控系统的软件包括操作系统、数据库、应用软件及网络通信软件、工具软件等。4.3.2软件系统应满足变电站本期及远景规划要求，具有可靠性、兼容性、可移植性、可扩充性及界面 友好性

16、。4.3.3变电站监控系统应采用成熟、安全的操作系统。4.3.4数据库规模应能满足监控系统基本功能所需的全部数据的需求，并适合所需的各种数据类型。 数据库的各种性能指标应能满足系统功能和性能指标的要求。4.3.5应用软件具有实时监视、异常报警、控制操作、统计计算、报表打印、网络拓扑着色、电压无功控 制等功能，采用模块化结构，具有良好的实时响应速度和稳定性。4.3.6网络通信软件应满足计算机网络各节点之间信息的传输、数据共享和分布式处理等要求。 4.3.7智能变电站应配置工具软件，包括配置工具、模型校核工具、图形管理工具等。工具软件应符合 DL/T 1403的规定。5系统功能5.1数据采集 5.

17、1.1数据采集应实现变电站站内电网运行实时数据的采集，实现一次设备、二次设备和辅助设备运 行状态数据的采集。5.1.2变电站监控系统应通过测控装置I/O单元实时采集模拟量、开关量信息，智能变电站监控系统 宜通过合并单元、智能终端实时采集模拟量、开关量信息，并通过网络方式上传测控装置。通过网络方 式接收其他设备的数据。5.1.3模拟量的采集包括电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数、频率以及温度等信号。5.1.4开关量的采集包括断路器、隔离开关和接地开关的位置信号，变压器分接头位置信号，继电保护 和安全自动装置动作及报警信号，一次设备、二次设备和辅助设备运行状态及报警信号等。5.1.5通过网络

18、接收的其他设备数据包括保护管理信息、故障录波信息、网络记录分析仪、输变电设备 状态监测数据及辅助设备信息1：等。5.1.6监控系统应对采集的实时信息进行数字滤波、有效性检查、工程值转换、信号接点抖动消除、刻 度计算等处理。5.2运行监视5.2.1变电站运行监视应实现电网运行监视和设备状态监视。电网运行监视包括对电网实时状态、测 量量和电网实时运行告警信息的监视，设备状态监视包括对站内一次设备、二次设备状态信息和告警信 息、辅助应用信息的监视。5.2.2监控系统应提供满足运行需要的监视画面，包括电气主接线图、设备配置图、运行工况图，各种 信息报告、操作票及各种运行报表等。5.2.3智能变电站监控

19、系统应具备可视化展示功能，包括电网运行可视化、设备状态可视化，实现通信 链路的运行状态可视化，包括网络状态、虚端子连接等。5.2.4监控系统应为调度（调控）中心等主站系统提供远程浏览和调阅服务。5.3操作与控制5.3.1变电站操作与控制对象宜包括各电压等级的断路器、电动操作隔离开关及接地开关，开关柜电 动手车，变压器有载调压开关，站内其他重要设备的启动/停止，可包括继电保护和自动装置的远方复归 及远方投退压板等。1）辅助设备信息主要包括安防与消防、环境监测、交直流电源等设备信息。5.3.2变电站操作与控制可分为四级：设备就地控制、间隔层控制、站控层控制、调控中心控制。监 控系统应能实现间隔层、

20、站控层、调度（调控）中心三级控制功能。设备的操作与控制应优先采用遥 控方式，间隔层控制和设备就地控制作为后备操作或检修操作手段。全站同一时间只执行一个控制 命令。5.3.3监控系统应能实现断路器的同期检测及操作，具备检无压、检同期方式。5.3.4监控系统防误闭锁应符合DL/T 1404的规定。5.3.5监控系统应支持顺序控制操作，并应符合DL/T 1708的规定。5.3.6监控系统应具有电压无功自动调节功能，能根据调度下达的电压曲线或预订的控制策略自动投 切无功补偿设备或调节主变分接头，实现对控制目标值电网电压和无功的自动调节控制。5.3.7智能变电站宜通过监控系统或调度（调控）中心修改定值，

21、装置同一时间仅接受一种修改方式。 5.3.8智能变电站宜具备操作可视化功能，为操作人员提供形象、直观的操作界面，支持视频监控联动 功能。5.4 远动功能5.4.1变电站监控系统应能实现DL/T 5002中与变电站有关的全部功能，满足电网调度实时性、安全 性和可靠性要求。5.4.2 I区数据通信网关机应能同时与多个调度控制中心进行数据通信，并监视通道状态。5.4.3 I区数据通信网关机能同时支持调度数据网通道和专线通道与各级调度端主站系统通信，网络 接口应能满足电力调度数据网双平面的接人要求。5.4.4监控系统与调度端网络通信应采用DL/T 634.5104规约，与调度端专线通信宜采用DL/T

22、634.5101 规约。5.4.5 I区数据通信网关机应直接从间隔层设备获取调度所需的数据，实现远动信息的直采直送。5.5信息综合分析与智能告警5.5.1变电站监控系统应实现对各项运行数据的综合分析、处理和智能告警。5.5.2对站内采集的实时量测值和状态量应进行数据合理性检测和不良数据检测，校核数据的准 确性。5.5.3根据对电网的影响程度提供分级、分类的告警信息。告警信息分为事故信息、异常信息、变位信 息、越限信息和告知信息五类。5.5.4结合遥测越限、数据异常、通信故障等信息，对电网实时运行信息、一次设备信息、二次设备信 息、辅助设备信息进行综合分析，生成告警简报，提醒值班人员及时处理，并

23、上送调控中心和运检 中心。5.5.5具备条件时，可根据预先设定的逻辑和推理模型，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推 理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。5.6 运行管理5.6.1监控系统应能根据运行要求，实现各种管理功能，包括权限管理、设备管理和源端维护功能。 5.6.2监控系统应具有权限管理功能，建立设备使用权限和操作权限。5.6.3监控系统应具有设备管理功能，建立设备台账信息、设备缺陷信息、保护定值管理、检修管理等。 5.6.4智能变电站监控系统应支持源端维护和模型校核功能，实现全站模型统一，支持全站SCD模型 的完整性校验。5.7信息传输5.7.1监控系统宜通过网络接口实现

24、与站内测控装置、保护装置、故障录波装置、输变电设备状态监测装置、辅助设备等的信息传输。5.7.2变电站监控系统宜通过分区的数据通信网关机实现与站外调度（控制）中心、运维主站系统的信 息传输。5.7.3信息传输的内容及格式应标准化、规范化，应符合DL/T 634.5104,DL/T 860或GB/T 33602的 要求。5.7.4信息传输应满足电网运行控制的实时性、可靠性和安全性要求。5.8 对时5.8.1监控系统设备应从站内时间同步系统获得对时信号。5.8.2站控层设备宜采用SNTP网络对时方式，间隔层设备宜优先选用IRIG-B（DC）对时方式，条件具 备时也可采用GB/T 25931的网络对

25、时方式。过程层设备宜选用IRIG-BC光）对时方式。 5.8.3监控系统宜具备时间同步监测管理功能，监测管理站内主要二次设备的时间同步状况。5.9高级应用5.9.1智能变电站监控系统宜实现数据辨识、智能告警、故障分析的功能。实现站内数据校核，保证基 础数据的可靠性和正确性；实现对采集的站内信息综合分析、处理和智能告警；告警信息根据重要程度 分级、分类，并按照故障类型提供故障诊断及故障分析报告。5.9.2智能变电站监控系统可实现站域保护功能，包括备自投及站内元件的冗余保护，不经就地级保 护直接下达控制指令。5.9.3智能变电站监控系统可实现二次设备在线监测功能，包括二次设备资源监视、二次设备状态

26、告 警、报文记录、远程维护等。6性能指标6.1变电站监控系统主要性能指标应满足以下要求：a）测量精度：电流量、电压量测量误差 ±0.2%，有功功率、无功功率测量误差±0.5%，电网 频率计算误差0.005 Hz。b）事件顺序记录分辨率（SOE）：站控层2 ms，间隔层测控装置1 ms，智能终端GOOSE时间 时标分辨率ms。c）模拟量越死区传送整定最小值0.1%（额定值），并逐点可调。d）状态量变位传送时间（至站控层）1 s。e）常规变电站模拟量信息响应时间（从VO输人端至远动通信设备出口）3 s，智能变电站模拟 量信息响应时间（从VO输人端至数据通信网关机出口）2 s。f

27、）常规状态量变化响应时间（从I/O输人端至远动通信设备出口）2 s，智能变电站模拟量信息 响应时间（从VO输人端至数据通信网关机出口）1 s。g）控制执行命令从生成到输出的时间1 s。h）控制输出接点容量不低于220 V AC/DC.5 A。i）控制操作正确率100%。j）系统可用率99.9%。k）平均故障间隔时间（MTBF）：站控层30 000 h，间隔层测控装置30 000 h，过程层 50 000 h。D 站控层各工作站的CPU平均负荷率:正常时（任意30 min内）30%，电力系统故障（10 s内）50%。 m）网络平均负荷率：正常时（任意30 min内）20%，电力系统故障（10 s

28、内）40%。n）A/D转换器精度0.2%，模数转换分辨率14位。o）画面整幅调用响应时间：实时画面2 s，其他画面3 s。P）整个系统对时精度ms。6.2在一次回路操作、开关场故障、二次回路操作干扰及其他强电磁干扰作用下，监控系统应能保证正 常工作及动作正确性，不应要求其交直流输人回路外接抗干扰元件来满足有关电磁兼容标准的要求。 间隔层设备及网络设备的电磁兼容性能宜符合表1的要求，实验结果满足GB/T 17626.1规定的a类 要求。表1电磁兼容性能指标序号试验项目标准编号试验等级1静电放电抗扰度试验GB/T 17626.2W级2射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626.3m级3电快速瞬变

29、脉冲群抗扰度试验GB/T 17626.4IV级4浪涌（冲击）抗扰度试验GB/T 17626.5IV级5射频场感应的传导骚扰抗扰度试验GB/T 17626.6皿级6工频磁场抗扰度试验GB/T 17626.8V级7脉冲磁场抗扰度试验GB/T 17626.9V级8阻尼振荡磁场抗扰度试验GB/T 17626.10V级9电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度试验GB/T 17626.11100%UT,直流供电100 ms;交流 500 ms10阻尼振荡波抗扰度试验GB/T 17626.18W级7信号输入/输出7.1模拟量输入信号7.1.1模拟量应采用交流采样，应采集被控各安装单位电流互感器的电流、电压互感

30、器的电压。电流输人 额定值:1 A/5 A;电压输人额定值:1OO V（线电压）、V（相电压）,100 V或100/3 V（开口角电压）。 737.1.2直流电压、温度及其他非电量信号可采用直流采样，经变送器输人，采样输人值宜为4 mA 20 mA。7.1.3智能变电站模拟量接人合并单元，通过SV接口传输至测控装置；温度、湿度等非电量信息通过 变送器输出的4 mA20 mA的直流采样值接至智能终端，通过GOOSE接口传输至测控装置。7.1.4被采样参数参见附录B所述测量参数的要求。7.2开关量输入信号7.2.1开关量信号应采用无源接点输人方式，输人回路应采用光电隔离，强电输人。各安装单位的开

31、关量输人信号参见附录C。7.2.2断路器、隔离开关和接地开关的位置信号宜采用双位置输人方式。 7.2.3保护动作、装置故障、失电告警等重要信号宜通过硬接点方式输人，其余保护信息可通过网络通 信方式输人。智能变电站保护动作信号通过网络通信方式输人。7.2.4变压器分接头位置信号可采用硬接线点对点或BCD码的方式输人。7.2.5智能变电站各类位置、本体开关量通过智能终端以GOOSE报文方式采集，测控装置接收智能 终端、合并单元的GOOSE接口传输的信息。7.3开关量输出信号7.3.1开关量输出信号应为无源接点，并配置遥控出口硬压板2)。其输出触点容量应满足受控回路电流和容 量的要求，输出触点数量应

32、满足受控回路数量要求。变电站监控系统开关量输出信号参见附录D。7.3.2测控装置宜提供用于串接在电气设备操作回路中实现防误闭锁的输出接点，智能变电站测控装 置通过GOOSE信息实现防误闭锁。测控装置应按电气单元设置“远方/就地”切换开关。8设备布置和组柜8.1设备布置8.1.1站控层设备应集中布置于二次设备室或预制舱内。当布置于二次设备室时，站控层设备宜采用 后接线前显示柜体集中组柜安装；当布置于预制舱时，宜采用前接线前显示的柜体安装。二次设备室的 布置应符合DL/T 5136的有关规定。8.1.2间隔层设备的布置应满足下列要求：a) 监控系统间隔层设备宜布置于二次设备室或预制舱内,10(35

33、)kV间隔层设备当采用户内开 关柜布置时，宜下放布置于相应间隔的开关柜内。b) 智能变电站的110(66)kV配电装置为户内布置时，间隔层设备宜下放布置于智能控制柜，户 外布置时间隔层设备宜布置于预制舱内或二次设备室。8.1.3智能变电站过程层设备宜布置于智能控制柜内。8.2 组柜原则8.2.1变电站监控系统的屏柜宜采用标准规格，屏柜布置应符合DL/T 5136的有关规定。站控层设备 宜按功能划分合理组柜。8.2.2间隔层110(66)kV保护测控集成装置宜按2个间隔组1面柜，35 kV保护测控集成装置宜按4 个间隔组1面柜。8.2.3主变压器各侧测控装置宜按变压器组柜。8.2.4网络交换机宜

34、独立组柜，每面柜不宜超过8台交换机。8.3布置环境要求8.3.1二次设备室应符合DL/T 5136的有关规定。8.3.2预制舱应位于运行管理方便、光/电缆总长度较短、电磁干扰和静电干扰较弱的位置。8.3.3智能控制柜的布置应考虑防尘、防潮、防噪声、防强电磁干扰和静电干扰的措施，并满足防火标 准要求。外壳防护等级户内不低于IP40,户外不低于IP55。9 电源9.1变电站监控系统的工作电源应安全可靠。站控层计算机设备宜采用交流不间断电源(UPS)供电， 其余站控层设备、间隔层设备、过程层设备和网络设备宜由站用直流系统供电。2)智能变电站开关量输出信号通过测控装置以GOOSE报文方式经智能终端输出

35、，智能终端宜配置遥控出口硬压板。9.2 UPS电源的设置和供电应符合DL/T 5491的规定。直流电源的设置和供电应符合DL/T 5044 的规定。9.3监控系统双套配置的设备宜采用双路电源供电。集中组柜的测控装置应各自配置独立的直流空 开，与装置安装在同一面柜上。测控装置的装置电源和遥信电源应通过设置独立的空开进行区分。10防雷与接地10.1变电站监控系统应设有防雷和防止过电压的保护措施。10.2变电站监控系统的接地应符合DL/T 5136的有关规定。11光缆、电缆选择及敷设要求11.1光缆选择及敷设要求11.1.1光缆的选择及敷设应符合DL/T 5518的有关规定。11.1.2监控系统户内

36、通信介质宜选用五类及以上屏蔽双绞线，接口统一选用RJ45接口。同一室（舱） 内网络通信介质应采用屏蔽双绞线；跨室（舱）的通信介质宜采用光缆。11.1.3智能变电站过程层设备的不同屏柜间二次装置连接宜采用尾缆或软装光缆。柜内二次装置间 连接宜采用单芯或多芯跳纤。11.1.4监控系统光缆宜选用G.6511类，Alb（62.5/125 Mm）渐变型多模光纤。11.1.5室外光缆宜选用非金属加强构件、层绞填充式阻燃室外光缆。当光缆直接敷设在电缆沟内支 架上时，可采用金属铠装光缆或加防护措施的非金属光缆。室内光缆宜采用非金属加强构件、室内多芯 分支光缆。11.1.6光缆芯数应满足终期要求，宜采用4芯、8

37、芯、12芯、24芯，备用芯不宜少于光缆芯数的20%，且 不应少于2芯。光纤活动连接器宜采用LC型或ST型。11.1.7光缆起点、终点为同一对象的多个相关装置时，宜合用一根光缆进行连接。11.1.8跨室（舱）的二次装置连接宜采用双端预制光缆，预制光缆的选择应符合DL/T 1623的规定。11.1.9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，可采用专用的槽盒或聚氯乙烯塑料管保护。当光缆沿槽盒敷设时，光缆可多层叠置。当光缆 穿聚氯乙烯管敷设时，每根光缆宜单独穿管，同一层支架上的聚氯乙烯管可紧靠布置。11.2电缆选择及敷设要求11.2.1电缆选择和敷

38、设应符合GB 50217,DL/T 5136的有关规定。11.2.2电缆防火封堵的设计应符合GB 50229的有关规定。防火封堵材料应符合GB 23864的有关 规定。T/CEPPEA 50032020io附录 A(资料性附录)不同电压等级变电站监控系统结构110(66)kV智能变电站监控系统结构示意图如图A.1所示，110(66)kV常规变电站监控系统结构示意图如图A.2所示，35 kV变电站监控系统结构示意图如图A.3所示。厂站端路由器纵向加密认证装置北斗GPSI I5 'ril时间同步装置监控主机1监控主机2打印机| ! | 1区数、>"通信网通信网芦关机1站控层

39、网络_关机2测控装置保护装置过程层网络：SV+GOOSE 网络110(66)kV 保测装置网络记录分析仪直跳Si直采|合并单為|智能终端|单元智能终端集成Mil调度(调控)中心I区交换机n区交换机I区数据>区数据"通信网j关机10(35)kV保测装置一体化| 电源故障录波I常规互感器I综合应用服务器国I网络安全醐装IIy十量电能量 采集 终端主变各侧电能表I 110(66)kV线路电能_;|10 (35) kV 电能表安全隔离装置在线监测其他主站系统消防/安防照明解视频翻等m/iv区数据通信网 关机互感器开关设备互感器设备设备图A.1110(66)kV智能变电站监控系统结构示意

40、图厂站端路由器纵向加密认证装置北斗GPS调度(调控)中心I区交换机区交换p时间同步装置监控主机1监控主机2打印机 Q 0 1区数据-厂 aa a B区数据'通信网A :n d通信网A 口 di L关机1关机2站控层.网络3ffl is1觀交直流电源故障录波综合应用服务器国其他主站系统I赚全醐装置I安全隔离装置至计量史站I电能量采集终端主变各侧电能表110(66)kV 线路电 1在线监测雛/安防照明/环境翻等m区通关视频10(35)kV电能表图A.2110(66)kV常规变电站监控系统结构示意图T/CEPPEA 50032020厂站端路由器纵向加密认证装置北斗GPS调度（调控）中心I区交

41、换机n区交换机I区数据关机2I赚全监测装！安全隔离装置至计量主站站控层网络时间同步装置区数据-通信网j关机综合应用服务器监控主机1监控主机2打印机I区数据， -通信网通信网.关机1in/iv区数据 通信网 关机电能量采集终端故障录波交直流电源在线监测鋤/安防 照明/环境 翻等视频is11 sb 3.护置 :保装主变各侧电能表110(66)kV 线路电 110(35)kV电能表图A.3 35kV变电站监控系统结构示意图附录B(资料性附录)主要模拟量信号主要模拟量信号见表B.l。表B.1主要模拟信号序号设备名称采集量模拟量信号备注1110(66)kV 线路三相电流、三相电压三相电流、线路电压、三相

42、有 功功率、三相无功功率210(35)kV 线路S相电流、三相电压三相电流、三相有功功率、三 相无功功率3母线二相电压二相电压、线电压、零序电压4110(66)kV母联/分段/桥 断路器E相电流、三相电压三相电流、三相有功功率、三 相无功功率510(35)kV母联/分段三相电流、三相电压E相电流、三相有功功率、三 相无功功率6主变压器各侧三相电流、三相电压、绕组温度、油温各侧三相电流、各侧三相有功 功率、各侧三相无功功率、绕 组温度、油温710 kV电容器三相电流、三相电压三相电流、三相无功功率8站用变压器三相电流、三相电压、油温:三相电流、三相有功功率、三 相无功功率、油温9380 V进线三

43、相电流三相电流交流采样或网络输人10380 V分段H相电流:三相电流交流采样或网络输人11380 V母线三相电压三相电压、线电压交流采样或网络输人12直流系统直流母线电压、蓄电池回路电 流电压、充电回路电流电压、 通信电源电压直流母线电压、蓄电池回路电 流电压、充电回路电流电压、 通信电源电压直流采样或网络输人通信电源独立设置时通 信电源电压单独采集13不间断电源系统输出电压、输出频率、输出 电流输出电压、输出频率、输出 电流网络输人14智能控制柜温度、湿度温度、湿度适用于智能变电站，就地布置时采集注：本表所列信号可根据工程具体情况进行增减。附录C（资料性附录）主要开关量输入信号主要开关量输人

44、信号见表c.i o表C.1主要开关量输入信号序号设备名称开关量输人信号备注1全站断路器分/合闸位置、远方/就地切换开关位置、操作机构告 警信号一2电动隔离开关、接地开关分/合闸位置、远方/就地切换开关位置、操作机构告 警信号3手动隔离开关、接地开关分/合闸位置4主变压器分接头位置、冷却器告警信号、本体告警信号、调压开 关本体信号、灭火装置告警信号5线路保护保护动作、重合闸动作、通道告警、运行异常、装置故障告 警;控制回路断线、电源消失、保护跳闸、事故音响、保护 SV总告警、SV采样数据异常、SV链路中断、GOOSE总 告警、GOOSE数据异常、GOOSE链路中断信号SV、GOOSE告警适用于智

45、能变电站6母联/分段保护保护动作、运行异常、装置故障告警；控制回路断线、 电源消失、保护跳闸、事故音响、保护SV总告警、SV 采样数据异常、SV链路中断、GOOSE总告警、 GOOSE数据异常.GOOSE链路中断信号SV、GOOSE告警适用于智能变电站7PT并列装置PT并列、失电告警、母线电压消失8母线保护差动动作、失灵动作、跳母联（分段）、运行异常、装置 故障告警、事故音响、保护SV总告警、SV采样数据异 常、SV链路中断、GOOSE总告警、GOOSE数据异 常.GOOSE链路中断信号SV、GOOSE告警适用于智能变电站9主变压器保护保护动作、非电量保护动作、过负荷、运行异常、装置 故障告警；高压侧控制回路断线、电源消失、保护跳 闸、事故音响；中压侧控制回路断线、电源消失、保护 跳闸、事故音响；低压侧控制回路断线