110(66)～220千伏智能变电站设计技术规定0928

'Q/GDWXXX-2009ICSQ/GDW国家电网公司企业标准Q/GDWXXX-2009110（66）～220千伏智能变电站设计技术规定DesignRulefor110kV(66kV)～220kVSmartSubstation（征求意见稿初稿）(2009-9-28Ver4.0)20XX－XX－XX发布20XX－XX－XX实施国家电网公司发布 Q/GDWXXX-2009目次前言11范围22引用标准23术语和定义34总则65电气一次部分65.1智能开关设备65.2互感器85.3设备在线监测116二次部分116.1一般规定116.2变电站自动化系统126.3其他二次系统196.4二次设备组柜196.5二次设备布置206.6光/电缆选择和敷设216.7防雷、接地和抗干扰217变电站总布置218土建与建筑物218.1建筑物218.2电缆及光缆敷设219辅助设施功能要求219.1电气照明219.2采暖、通风229.3火灾自动报警系统229.4变压器冷却系统229.5排水2210高级应用2210.1状态检修2210.2顺序控制2210.3无功电压自动调节2310.4智能告警及事故信息综合分析决策23附录A本规定用词说明24附录B规范性附录25条文说明26前言11范围22引用标准23术语和定义34总则131 Q/GDWXXX-20095电气一次部分15.1智能一次设备15.2互感器35.3设备在线监测55.4照明系统66二次部分66.2变电站自动化系统66.3其他二次系统126.4二次设备组柜136.5二次设备布置136.6光/电缆选择和敷设146.7防雷、接地和抗干扰157.1建筑结构157.2电缆敷设设施157.3设备支架157.4采暖通风158高级应用158.1状态检修158.2顺序控制168.3无功自动调节168.4事故异常专家分析系统168.5集中式处理装置168.6顺序控制168.7协同互动应用17附录A本规定用词说明1附录B规范性附录1附录C资料性附录11范围12引用标准13术语和定义14总则35电气一次部分45.1智能一次设备45.2互感器55.3设备在线监测66二次部分66.1一般规定66.2变电站自动化系统731 Q/GDWXXX-2009前言国家电网公司提出建设具有“信息化、自动化、互动化”特征的坚强智能电网。作为智能电网的重要组成部分，智能变电站的设计和建设应充分体现智能电网的的特征，执行“统一规划、统一标准、统一建设”的原则，按照“试点先行、总结完善、稳步推进”的工作步骤，避免技术导向多样化，防止无序建设、重复研究和资源投入浪费。在国网公司基建部组织下，在中国电力工程顾问集团公司的密切配合下，自2009年7月以来，组织各地网省公司和设计院的专家及设计人员，通过广泛调研和深入讨论，编制完成了110（66）~220千伏智能变电站设计技术规定（以下简称“设计技术规定”）。设计技术规定充分吸收了前期数字化变电站试点建设的先进经验，通过反复总结和提炼，择优传承了部分通过实践验证、相对完善的技术方案，并紧密围绕“信息化、自动化、互动化”的要求，发展智能高级应用，以实现提高变电站自动化水平与自诊断能力、优化资源配置与设备利用率、改善供电质量与可靠性。鉴于目前智能变电站仍处于发展阶段，许多技术和方案尚待实践的检验，故技术规定应以指导为目的，并随着智能变电站的发展与成熟，逐步修订和完善。本标准编写格式和规则遵照GB/T1.1-2000《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则》的要求。本标准由国家电网公司基建部提出。本标准由国家电网公司基建部归口并解释。本标准主要起草单位：本标准主要起草人：本标准于2009年首次发布。31 Q/GDWXXX-2009110(66)～220千伏智能变电站设计技术规定1范围本标准适用于国家电网公司系统内试点建设的交流110（66）～220kV智能变电站的设计，其它相同电压等级的新建、扩建、改建工程可参照执行。2引用标准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用文件，其最新版本适用于本规定。GB1207-1997电压互感器GB1208-1997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GB14285继电保护和自动装置技术规程GB50217电力工程电缆设计规范DL/T478-2001静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T860变电站通信网络和系统DL/T5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T5056-2007变电所总布置设计技术规程DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5149-2001220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术术规程DL/T5202-2004电能量计量系统设计技术规程DL/T5218-2005220kV～500kV变电所设计技术规程DL/T5222-2005导体和电器选择设计技术规定NDGJ96-1992变电所建筑结构设计技术规定YD981.2-1998接入网用光纤带光缆第二部分：中心管式31 Q/GDWXXX-2009YD981.2-1998接入网用光纤带光缆第三部分：松套层绞式Q/GDW***-2009智能变电站技术导则Q/GDW***-2009IEC61850工程应用模型IEEE1613StandardEnvironmentalandTestingRequirementsforCommunicationsNetworkingDevicesinElectricPowerSubstationsIEC61588PrecisionclocksynchronizationprotocolfornetworkedmeasurementandcontrolsystemsIEC61850变电站通信网络和系统IEC62271-3High-VohageSwitchgearandControlgear-Part3:DigitalInterfacesBasedonIEC618503术语和定义GB/T2900.1确立的术语和定义适用于本标准。3.0.1智能变电站smartsubstation由先进、可靠、节能、环保、集成的设备组合而成，以高速网络通信平台为信息传输基础，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、协同互动等高级应用功能。3.0.2智能一次设备智能开关设备primarysmartdevice由电力功能元件与智能综合组件构成，具备测量、控制、保护、计量和监测等功能的实体。3.0.3电力功能元件electricfunctionunit变压器、断路器、互感器等完成输送和分配电能功能的实体部分。3.0.4智能综合组件smartcomprehensivecomponent31 Q/GDWXXX-2009对电力功能元件相关信息、信号进行采集、计算和数字化、标准化传输，实现对电力功能元件进行测量、控制、保护、计量和状态监测等功能的物理装置；是由通信、测量、控制、保护、计量和监测等多个单元组成的综合组件，与电力功能元件共同构成一台（套）完整的设备。3.0.5智能单元smartunit一种智能综合组件。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，实现对电力功能元件（如：断路器、刀闸、主变等）的测量、控制、状态监测等功能。3.0.6电子式互感器electronicinstrumenttransformer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。3.0.7电子式电流互感器electroniccurrenttransformer；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。3.0.8电子式电压互感器electronicvoltagetransformer；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。3.0.9合并单元mergingunit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。3.0.10设备在线监测on-Linemonitoringofequipment通过传感器、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。3.0.11状态检修statemaintenance31 Q/GDWXXX-2009状态检修又称预测性检修或主动检修，是指根据状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，判断设备的异常，预测设备的故障，在故障发生前进行检修。3.0.12MMSmanufacturingmessagespecification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）。3.0.13GOOSEgenericobjectorientedsubstationeventGOOSE是一种面向变电站事件通用对象服务，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。3.0.14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。3.0.15一致性测试conformancetest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。3.0.16顺序控制sequencecontrol通过预先设定的序列，对变电站设备进行系列化操作，在发出整批操作指令后由系统根据设备的状态信息变化情况判断每步操作是否到位，在确认操作到位的情况下自动进行下一步操作，直至执行完所有的预设步骤。3.0.17变电站自动化系统substationautomationsystem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。3.0.1831 Q/GDWXXX-2009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。3.0.19全景数据panoramicdata通过各种传感器采集到的变电站稳态、暂态、动态数据以及设备状态、图像等全面反映变电站设备状态与运行工况的数据。4总则4.0.1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。4.0.2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。4.0.3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《智能变电站技术导则》（以下简称《导则》）的有关技术原则；b)在安全可靠的基础上，采用智能一次设备智能开关设备，提高变电站智能化水平；c)在技术先进、运行可靠的前提下，逐步推广电子式互感器的应用；d)全站数据的采集、传输、处理应数字化、共享化，利用通信网络和光缆实现数据传输的数字化；e)在现有技术条件下，全站设备的在线监测功能宜利用统一的信息平台，应综合在线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)优化设备配置，实现功能的集成整合；g)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；h)技术适度超前、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电气一次一次开关部分31 Q/GDWXXX-20095.1智能一次开关设备5.1.1智能变电站宜采用智能开关一次设备，智能开关一次设备宜由以下三种方式实现。a)方式一：独立运行的电力功能元件加上外置的一个或多个智能综合组件；b)方式二：电力功能元件加上内嵌的包含状态监测单元的智能综合组件加上外置的一个或多个智能综合组件；c)方式三：电力功能元件加上内嵌的智能综合组件。5.1.2现阶段可宜采用“电力功能元件+智能单元”方式实现（即方式一或方式二），并可试点应用研究方式三。5.1.3智能单元配置原则a)220kV变电站1)220kV智能单元宜冗余配置；2)110(66)kV智能单元宜单套配置；3)35kV及以下配电装置若采用户内开关柜布置，不宜不配置智能单元；若采用户外敞开式布置，宜配置单套智能单元宜单套配置；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)每段母线智能单元宜单套配置；6)智能单元宜分散布置于配电装置场地。b)110kV及以下变电站1)110(66)kV智能单元宜单套配置；2)35kV及以下配电装置若采用户内开关柜布置，不宜配置智能单元；若采用户外敞开式布置，智能单元宜单套配置；3)主变各侧、主变本体智能单元宜单套配置；4)每段母线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地。5.1.4技术要求a)智能一次开关设备1)电力功能元件应具有高可靠性，尽可能免维护。应留有与智能综合组件的接口。宜留有安装智能综合组件的空间；2)数据采集宜数字化；31 Q/GDWXXX-20093)采集与控制系统宜就地设置，就地安装时应适应现场恶劣电磁、温度、湿度、沙尘、振动等运行环境要求；4)宜具有完备的自诊断、自恢复功能，相关信息能以网络方式输出；5)宜有标准化的物理结构及接口；6)一台设备可对应一个状态监测单元智能组件，不同检测功能模块宜集成到一个统一的硬件平台上。硬件集成方案宜尽量统一设计；7)对于故障模式、影响分析、风险预报等功能可分期实现；8)电力功能元件可采用组合型设备。1)电力功能元件应具有高可靠性，尽可能免维护。应留有与智能综合组件的接口。宜留有安装智能综合组件的空间；2)高压设备外绝缘应选择采用复合化材料；3)数据采集应数字化；4)采集与控制系统应就地设置，就地安装时应适应现场恶劣电磁、温度、湿度、沙尘、振动等运行环境要求；5)应具备异常时钟信息的识别防误功能；6)宜具有完备的自诊断、自恢复功能，相关信息能以网络方式输出；7)宜具备即插即用功能；8)宜有标准化的物理结构及接口；9)一台设备只对应一个状态监测单元智能组件，不同检测功能模块宜集成到一个统一的硬件平台上。硬件集成方案宜尽量统一设计；10)对于故障模式、影响分析、风险预报等功能可分期实现；11)电力功能元件可采用组合型设备。b)智能单元1)宜支持以GOOSE方式上传一次设备的信息量，同时接收来自二次设备的GOOSE下行控制量，实现对一次设备的控制功能；2)GOOSE信息处理时延应满足站内各种网络情况下GOOSE最大传输处理时延为4ms的要求；3)宜能接入站内同步对时网络，通过光纤接收站内同步对时信号；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；31 Q/GDWXXX-20095)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、GOOSE断链、装置内部异常等；6)智能单元安装处宜保留断路器操作回路出口压板和操作把手/按钮；7)宜具备在线监测功能，应能接收传感器的输出信号，并转换成GOOSE报文上传自动化监控系统；8)主变本体智能单元宜具有主变本体非电量保护、启动充氮灭火、遥控/闭锁有载调压、起动风冷控制、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；——主变差动保护各侧宜采用特性相同的电子式互感器；主变中性点（或公共绕组）宜设置电子式电流互感器，其余套管电流互感器根据实际需求可设置或取消；——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；——主变差动保护各侧宜采用特性相同的电子式互感器；主变中性点（或公共绕组）宜设置电子式电流互感器，其余套管电流互感器根据实际需求可设置或取消；31 Q/GDWXXX-2009——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。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GB1207-1997、GB1208-1997的有关规定；2)电子式互感器应符合GB/T20840.72007、GB/T20840.82007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；；流用元应互感器；布置，智能单元应二次设备采用光纤连接，实现对一6)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。31 Q/GDWXXX-2009b)合并单元1)输出协议宜支持DL/T860.92或IEC61850-9-2标准；2)宜具备多个光纤以太网口，整站采样速率宜统一，额定数据速率宜采用DL/T860或IEC61850推荐标准；3)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；4)宜具备合理的时间同步机制和传输时延补偿机制，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；5)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；6)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；7)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。5.3设备在线监测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——油色谱；220kVGIS——SF6气体密度、微水、局部放电；110kVGIS——SF6气体密度、微水；避雷器——泄漏电流、动作次数。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——油色谱；避雷器——泄漏电流、动作次数。b)在线监测设备的种类主要包括：主变压器、GIS、高压电抗器、避雷器；c)设备在线监测的参量应根据运行部门的实际需求设置，且不应影响主设备的运行可靠性和寿命。5.3.2技术要求31 Q/GDWXXX-2009a)各类设备在线监测宜统一后台分析软件、接口类型和传输规约，实现全站设备在线监测数据的传输、汇总、和诊断分析。设备在线监测也可与变电站自动化系统的后台实现整合；b)设备本体宜集成在线监测功能，宜采用一体化设计。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开放式分层分布式系统，由站控层、间隔层和过程层组成。，其中过程层和间隔层的集合相当于《智能变电站技术导则》中的设备层，站控层相当于《智能变电站技术导则》中的系统层。6.1.2变电站自动化系统宜统一组网，信息共享，通信规约宜采用DL/T860或IEC61850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。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保护及故障信息管理子站宜支持DL/T860或IEC61850标准，接入站控层网络收集全站保护装置信息，并通过数据网上传调度端。6.1.4故障录波可采用集中式，也可采用分布分散式，故障录波器宜支持DL/T860或IEC61850标准，可单独组网接入保护及故障信息管理子站。6.1.5电能表宜采用支持DL/T860或IEC61850标准的数字式电能表。6.1.6220kV变电站宜配置1套公用的时间同步系统，220kV变电站宜采用GPS和北斗系统标准授时信号进行时钟校正，110kV及以下变电站可根据具体情况决定是否采用卫星标准授时信号进行时钟校正。宜采用GPS或北斗系统标准授时信号进行时钟校正，应具备通过远动通信装置接收调度时钟同步的能力，采样值的同步精度应满足差动保护的实时性要求。110kV及以下变电站宜不配置独立的时间同步系统。可采用IEEE61588网络对时；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，宜通过变电站自动化系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能。31 Q/GDWXXX-20096.2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)站控层由计算机网络连接的变电站主机兼操作员站、保护故障信息子站、远动通信装置、和其它二次各种功能站构成，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，并可与调度通信中心通信。c)间隔层由计算机网络连接的若干个二次子系统组成，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、智能单元等设备构成，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IEC61850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。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三层设备两层网络结构，宜采用冗余通信网络结构。2)站控层网络——网络结构拓扑宜采用双星型或单环形冗余通信网络结构，。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；——3)站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。；34)过程层GOOSE网络——过程层GOOSE报文宜采用网络方式传输，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宜配置双网；——35kV及以下宜不设置独立的GOOSE网络，GOOSE报文可通过站控层网络传输；——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；——GOOSE网络宜多间隔共用交换机。双星型网络方式传输；35kV及以下宜不设置独立的GOOSE网，GOOSE信息可通过站控层网络传输。31 Q/GDWXXX-200945)过程层采样值网络——报文宜采用网络方式传输，也可采用点对点方式传输；：——点对点方式：通信协议宜采用DL/T860.92或IEC61850-9-2标准；——对于网络方式，：网络结构拓扑结构宜采用双星型网络方式，通信协议采用DL/T860.92或IEC61850-9-2标准。220kV宜配置双套物理独立的单网；110(66)kV宜配置单网；主变各侧宜配置双套物理独立的单网；——35kV及以下宜采用点对点方式传输；——采样值网络宜多间隔共用交换机。6)过程层GOOSE网络和采样值网络宜共用交换机；d)110（66）kV及以下变电站网络结构1）110kV及以下变电站自动化系统网络宜采用单网结构，可220kV宜采用冗余通信网络结构。冗余通信网络结构拓扑可采用双星型或环形，对于双星型网络宜采用双网双工方式运行，提高网络冗余度，能实现网络无缝切换；c)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，过程层网络根据用途可分为GOOSE网络和采样值网络。站控层网络主要实现站控层设备、间隔层设备间的连接，过程层网络主要实现过程层设备、间隔层设备间的连接。两层网络物理上可相互独立，也可相互合并为一层网络。变电站自动化系统宜采用三层设备两层网络结构，对于110kV及以下变电站，也可采用三层设备一层网络结构。d)220kV变电站站控层网络1)网络拓扑宜采用双星型或环形，双重化的网络宜采用热备用方式运行；2)站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。e)2）110kV及以下变电站站控层网络——网络结构拓扑宜采用单星型；——站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。网络采用采用单星型通信网络结构。3）站控层网络传输MMS报文和GOOSE报文。1)网络拓扑宜采用单星型；2)站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。f)220kV变电站过程层GOOSE网络1)GOOSE报文宜采用网络方式传输，也可采用点对点方式传输；31 Q/GDWXXX-20092)点对点方式：间隔内GOOSE报文采用点对点直联传输，跨间隔GOOSE报文（如：主变、母差、录波等）采用网络方式传输。对保护有双重化要求的间隔，GOOSE网络宜配置双套物理独立的单网；对保护无双重化要求的间隔，GOOSE网络宜按照单网配置；35kV及以下可不设置独立的GOOSE网，GOOSE信号可通过站控层网络传输；3)网络方式：全站GOOSE均采用以太网组网方式。对保护有双重化要求的间隔，GOOSE网络宜配置双套物理独立的单网；对保护无双重化要求的间隔，GOOSE网络宜按照单网配置；35kV及以下可不设置独立的GOOSE网，GOOSE信号可通过站控层网络传输。g)110kV及以下变电站34)过程层GOOSE网络——过程层GOOSE报文宜采用网络方式传输，网络结构拓扑宜采用星型；——110(66)kV宜配置双网；——35kV及以下宜不设置独立的GOOSE网络，GOOSE报文可通过站控层网络传输；——主变各侧宜配置双网；——GOOSE网络宜多间隔共用交换机。4)过程层采样值网络——宜采用网络方式传输；——通信协议宜采用DL/T860.92或IEC61850-9-2标准；——对于网络方式，网络结构拓扑宜采用星型。全站采样值网络宜按照单网配置；——35kV及以下宜采用点对点方式传输；——采样值网络宜多间隔共用交换机。报文宜采用单星型网络方式传输，重要变电站110（66）kV电压等级和主变也可采用双星型。；35kV及以下宜不设置独立的GOOSE网，GOOSE信息可通过站控层网络传输。5)过程层采样值报文宜采用网络方式传输：——网络方式：网络拓扑结构宜采用单星型网络方式，通信协议采用DL/T860.92或IEC61850-9-2标准。6)过程层GOOSE网络和采样值网络应共用交换机；过程层GOOSE网络1)GOOSE报文宜采用网络方式传输，也可采用点对点方式传输。2)31 Q/GDWXXX-2009点对点方式：间隔内GOOSE报文采用点对点直联传输，跨间隔GOOSE报文（如：主变、母差、录波等）采用网络方式传输。全站GOOSE网络均宜按照单网配置；35kV及以下可不设置独立的GOOSE网，GOOSE信号可通过站控层网络传输；3)网络方式：全站GOOSE均采用以太网组网方式，GOOSE网络均宜按照单网配置；35kV及以下可不设置独立的GOOSE网，GOOSE信号可通过站控层网络传输。h)220kV变电站过程层采样值网络1)采样值报文宜采用网络方式传输，也可采用点对点方式传输；2)点对点方式：通信协议宜采用DL/T860.92或IEC61850-9-2标准。对保护有双重化要求的间隔，采样值网络宜配置双套物理独立的单网；对保护无双重化要求的间隔，采样值网络宜按照单网配置；3)网络方式：通信协议宜采用DL/T860.92或IEC61850-9-2标准。对保护有双重化要求的间隔，采样值网络宜配置双套物理独立的单网；对保护无双重化要求的间隔，采样值网络宜按照单网配置。i)110kV及以下变电站过程层采样值网络1)采样值报文宜采用网络方式传输，也可采用点对点方式传输；2)点对点方式：通信协议宜采用DL/T860.92或IEC61850-9-2标准。全站采样值网络均宜按照单网配置；3)网络方式：通信协议宜采用DL/T860.92或IEC61850-9-2标准。全站采样值网络均宜按照单网配置。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、保护及故障信息子站、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。站控层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。110(66)~220kV变电站主机兼操作员工作站宜单机配置。——主机兼操作员工作站还应能实现2)保护及故障信息子站管理功能保护及故障信息子站要求直接采集来自间隔层或过程层的实时数据，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，支持远程查询和维护。31 Q/GDWXXX-2009——主机兼操作员工作站宜单套配置。110(66)~220kV变电站保护及故障信息子站宜单套配置。32)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、DL5003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。43)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。网络通信记录分析系统应能实时监视、记录网络通信报文（MMS、GOOSE、采样值报文等），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。110(66)~220kV变电站的网络通信记录分析系统宜单套配置。b)间隔层设备间隔层设备包括测控装置、保护装置、故障录波装置、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IEC61850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。——110kV及以下应采用保护测控合一装置。220kV宜采用保护测控合一装置。测控装置宜，也可采用保护、测控独立装置，并按电气单元进行配置。2)保护装置——保护装置应按照DL/T860(IEC61850)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。——保护配置应满足现行继电保护相关标准。——保护装置应按照DL/T860或IEC61850标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层和过程层设备直接通信。31 Q/GDWXXX-2009——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。线路保护应能适应线路一侧为传统互感器、另一侧为电子式互感器或两侧均为电子式互感器的模式。——双重化配置的保护系统，应分别独立接入双重化输入信息和智能终端。3)故障录波装置——可配置独立的故障录波装置集中录波采用集中式故障录波，也可采用分散分布式录波方式。集中式集中录波时，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DL/T860.92或IEC61850-9-2采样值数据录波；。故障录波装置配置应满足故障录波相关标准。——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/T860.92或IEC61850-9-2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。电能计量配置应满足现行相关标准。5)集中式处理装置——集中式处理装置应根据调度、运行的实际需求配置，按照DL/T860或IEC61850标准建模，包括备自投、低频低压切减负荷、PMU同步相量监测、小电流接地选线等；。，——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集中式控制装置，宜而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——宜取消装置屏柜上的打印机，设置打印服务器，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有关规定参见满足本文本规定5.2节要求；2)智能单元满足本规定5.1节要求；6.2.4110（66）kV及以下变电站设备配置31 Q/GDWXXX-2009a)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、DL5003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。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IEC61850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，也可采用保护、测控独立装置，并按电气单元进行配置。2)保护装置——保护装置应按照DL/T860(IEC61850)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。31 Q/GDWXXX-20093)故障录波——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DL/T860.92或IEC61850-9-2采样值数据录波；——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/T860.92或IEC61850-9-2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)集中式处理装置——集中式处理装置应根据调度、运行的实际需求配置，按照DL/T860或IEC61850标准建模，包括备自投、低频低压减负荷、小电流接地选线等；——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集中式控制装置，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——宜取消装置屏柜上的打印机，设置打印服务器，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足本规定5.2节要求；2)智能单元满足本规定5.1节要求；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功能同6.2.3节要求。——主机兼操作员工作站宜单套配置。2)远动通信装置——远动通信装置功能同6.2.3节要求。——远动通信装置宜单套配置。b)间隔层设备31 Q/GDWXXX-2009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——测控装置功能同6.2.3节要求。——110kV及以下电压等级应采用保护测控合一装置，并按电气单元进行配置。2)保护装置——保护配置同6.2.3节要求。3)故障录波——重要110kV变电站采用分散录波方式。——故障录波应满足故障录波相关标准。4)电能计量装置——电能计量装置配置同6.2.3节要求。5)集中式处理装置——集中式处理装置应根据调度、运行的实际需求配置，按照DL/T860或IEC61850标准建模，包括备自投、低频低压减负荷、小电流接地选线等。——配置应满足现行相关标准。6)有载调压（AVC）和无功投切（VQC）、——同6.2.3节要求。7)打印机——配置同6.2.3节要求。c)过程层设备配置同6.2.3节要求。有关规定参见本文5.1。6.2.45网络通信设备a)交换机应满足DL/T860或IEC61850标准和IEEE1613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；——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网传输，220kV电压等级宜每2个间隔配置2台交换机，11031 Q/GDWXXX-2009（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；——当过程层采样值报文采用点对点方式传输时，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6～8个间隔配置2台交换机，主变各侧可独立配置2台交换机；——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；——35kV及以下GOOSE报文和MMS报文宜采用同一通信口，可通过站控层网络通信。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；——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网传输，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；——当过程层采样值报文采用点对点方式传输时，110（66）kV电压等级宜每6～8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GOOSE报文和MMS报文宜采用同一通信口，可通过站控层网络通信。b)交换机配置原则1)站控层网络交换机220kV变电站站控层宜冗余配置2台交换机，每台交换机端口数量宜≥24口；110kV及以下变电站站控层宜配置1台交换机，每台交换机端口数量宜≥24口。2)站控层和间隔层网络交换机站控层和间隔层网络交换机宜按设备室或按电压等级配置，每台交换机端口数量宜为16口或24口。3)220kV变电站过程层网络交换机——当过程层GOOSE和采样值报文均采用网络方式传输时，GOOSE和采样值报文宜共用交换机传输，220kV电压等级宜每2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；31 Q/GDWXXX-2009——当过程层采样值报文采用点对点方式传输时，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6～8个间隔配置2台交换机，主变各侧可独立配置2台交换机；——220kV电压等级母线差动保护宜按远景规模配置2台交换机；——110（66）kV电压等级母线差动保护宜按远景规模配置2台交换机；——35kV及以下电压等级GOOSE报文和MMS报文宜采用同一通信口，可通过站控层网络通信。4)110(66)kV变电站过程层网络交换机——对于110(66)kV重要变电站，110（66）kV电压等级和主变的过程层网络交换机可参照220kV变电站的110（66）kV电压等级和主变的原则配置；——对于110(66)kV一般变电站，110（66）kV电压等级的过程层GOOSE和采样值报文宜共用交换机传输，110（66）kV电压等级宜配置1台交换机，主变各侧可独立配置1台交换机；——35kV及以下电压等级GOOSE报文和MMS报文宜采用同一通信口，可通过站控层网络通信。cd)网络通信介质1)主控制室和继电器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铠装光缆；2)传采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输宜采用光纤。输保护GOOSE报文的通信介质可采用光缆。6.2.56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)应具有防误闭锁功能；e)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；f)应具有事件顺序记录及事故追忆功能；g)应具有画面生成及显示功能；h)应具有在线计算及制表功能；i)应具备对数字或模拟电能量的处理功能；j)应具备远动通信功能；k)应具备人－机联系功能；l)应具备系统自诊断和自恢复功能；31 Q/GDWXXX-2009m)应具备与其他智能设备的接口功能；n)应具备保护及故障信息管理功能；o)宜具备设备状态可视化功能；p)宜具备智能告警及事故信息综合分析决策功能；q)220kV智能变电站应具备网络报文记录分析功能；r）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；s）根据运行要求，实现其它需要的高级应用功能。6.2.67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IEC61850标准与变电站自动化系统通信。6.3其他二次系统6.3.1全站时间同步系统a)全站宜配置一套公用的时间同步系统，220kV变电站宜采用GPS和北斗系统标准授时信号进行时钟校正，110kV及以下变电站可根据具体情况决定是否采用卫星标准授时信号进行时钟校正；a)220kV变电站宜配置1套北斗//GPS互为备用的高精度双授时时间同步系统；110（66）kV变电站宜不配置独立的时间同步系统；b)站控层设备宜应采用SNTP网络对时方式；220kV变电站的间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B(DC)点对点连接对时方式，也可采用IEC61588网络对时方式；110（66）kV变电站的间隔层和过程层设备宜采用IEC61588网络对时方式，也可采用IRIG-B(DC)点对点连接对时方式。6.3.2二次系统安全防护二次系统的安全防护应遵循电监会5号令《电力二次系统安全防护规定》、电监安全[2006]34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。6.3.3直流及UPS电源系统a)宜采用交直流、UPS一体化电源系统；b)宜设智能型监测装置，具有完善的保护、在线自诊断、绝缘检测、直流接地巡检及微机蓄电池自动巡检等功能。6.3.4图像监视及安全警卫系统a)全站应设置一套图像监视及安全警卫系统；31 Q/GDWXXX-2009b)图像监视及安全警卫系统宜实现与变电站设备操作、报警等各类事件的联动；c）图像监视及安全警卫系统宜实现对变电站相关照明灯具的辅助控制。6.4二次设备组柜6.4.1站控层设备（110kV变电站怎么办?220和110（66）kV变电站分开单独写）a)220kV变电站1）主机兼操作员站：可不组柜，布置在控制台上；b)2）远动通信装置：2套远动通信装置宜组1面柜；c)保护信息管理子站柜：主机宜组1面保护故障信息管理柜，显示器可组柜布置；d)3）网络记录分析仪：分析仪和记录仪宜组1面柜；e)4）调度数据网接入设备：调度数据网接入设备组1面柜。b)110（66）kV变电站1）主机兼操作员站：可不组柜，布置在控制台上；2）远动通信装置：1套远动通信装置宜组1面柜；3）网络记录分析仪：分析仪和记录仪宜组1面柜；4）调度数据网接入设备：调度数据网接入设备组1面柜。1）主机兼操作员站：可不组柜，布置在控制台上；2）远动通信装置：1套远动通信装置宜与站控层交换机合组1面柜；3）调度数据网接入设备：调度数据网接入设备组1面柜。6.4.2间隔层设备当采用集中布置方式时，宜按照以下原则进行组柜：a)220kV间隔：若采用保护测控合一装置，1个间隔内的保护测控、合并单元可组1面柜；若采用保护、测控独立装置，1个间隔内的保护、测控、合并单元可组2面柜；b)110（66）kV间隔：2个间隔内的保护、测控、合并单元可组1面柜；c)220kV变电站主变压器：保护、测控、合并单元可组2面柜；d)220kV110kV以下电压等级变电站主变压器：保护、测控、合并单元可组1面柜；e)35kV及以下电压等级保护测控合一装置宜就地布置于开关柜；f)全站配置1面公用测控柜，柜上布置2个测控装置，用于站内其它公用设备接入；当采用分散布置方式时，设备组柜方式可根据配电装置场地的具体安装条件，参照集中布置方式的原则确定。6.4.3过程层设备a)合并单元宜与保护装置合并组柜，也可单独组柜；31 Q/GDWXXX-2009b)智能单元宜安装布置于所在间隔的户外柜或汇控柜内。6.4.4网络通信设备a)站控层交换机：宜单独组1面柜或与远动通信装置共组1面柜；a)站控层交换机：——220kV变电站站控层交换机宜单独组1面柜——110（66）kV变电站站控层交换机宜与远动通信装置合组1面柜；b)站控层和间隔层交换机：宜根据设备室条件，按照光缆和电缆连接数量最少的原则与其他设备共同组柜安装；e)过程层交换机：宜按电压等级分别组柜，每面柜组4～6台交换机，并配置相应的ODU（光纤分配单元）和PDU（电源分配单元）。6.5二次设备布置6.5.1智能变电站宜集中设置二次设备室，不分散设置继电器小室。6.5.2站控层设备宜集中布置于二次设备室。6.5.3对于户外配电装置，间隔层设备宜集中布置于二次设备室，智能单元宜分散布置于配电装置场地，合并单元宜集中布置于二次设备室。6.5.4对于户内配电装置，间隔层设备可分散布置于配电装置场地，智能单元和合并单元宜分散布置于配电装置场地。6.6光/电缆选择和敷设6.6.1继电器室内通信联系宜采用屏蔽双绞线，但采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输可宜采用光纤。6.6.2智能变电站电缆选择及敷设的设计应符合GB50217的规定。6.6.3双重化保护的电流、电压，以及GOOSE跳闸控制回路等需要增强可靠性的两套系统，应采用各自独立的光缆。6.6.4光缆选择a)光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定；b)除线路保护专用光纤外，宜采用缓变型多模光纤；c)室内光缆一般采用非金属阻燃增强型光缆，缆芯一般采用紧套光纤；d)室外光缆宜采用中心束管式或层绞式光缆；e)光缆的结构（拉伸、压扁、弯曲）应符合国内的标准YD981.2-1998和YD981.3-1998；f)每根光缆宜备用2～4芯，光缆芯数宜选取4芯、8芯或12芯。6.6.5敷设方式可采取穿管敷设、电缆沟敷设、槽盒敷设等方式。31 Q/GDWXXX-20096.6.6屏柜内光纤宜固定于光纤终端盒或光纤配线架ODU中。6.6.7严寒地区要求采取防冻措施，防止光缆损伤。6.7防雷、接地和抗干扰防雷、接地和抗干扰应满足DL/T5136、DL/T5149的要求。7变电站总布置在安全可靠、技术先进、经济合理的前提下，智能变电站设计应符合资源节约、环境友好的技术原则，结合新设备、新技术的使用条件，优化配电装置场地和建筑物布置。8土建与建筑物8.1建筑物宜结合设备整合，优化设备布置和建筑结构，减少占地面积和建筑面积。8.2电缆及光缆敷设智能变电站内电缆减少，光缆增加，应优化电缆及光缆敷设方式。9辅助设施功能要求9.1电气照明应选用配光合理、效率高的节能灯具，以降低能耗。当采用太阳能、地热、风能等清洁能源供电时，应优先采用清洁能源，如容量不够时，再利用其它供电实时匹配需要的容量，清洁能源与其它供电方式应能自动切换。9.2采暖、通风采暖、通风等应按照智能化要求设计：a)实现采暖设备按设定温度自动或远方控制；b)实现SF6电气设备室内的自动检测报警，超限自动启动机械通风系统；c)实现散热设备室运行温度检测，超温自动启动散热排风系统，并设烟感闭锁，火灾报警自动切断电源。9.3火灾自动报警系统变电站应设置一套火灾自动报警系统；火灾自动报警系统应取得当地消防部门认证，宜采用DL/T860或IEC61850通信标准与站控层通信，实现对采暖、通风系统的闭锁，以及图像监视及安全警卫系统的联动。31 Q/GDWXXX-20099.4变压器冷却系统应根据变压器特性和运行环境优化冷却系统控制设计，实现对变压器冷却系统的自动或远方控制。9.5排水宜设置关键水位监测和传感控制，实现排水系统自动或远方控制。10高级应用智能变电站按照集中控制、无人值班的设计要求，采集变电站全景数据，以实现调度、运行需要的各类高级应用功能。10.1状态检修10.1.1宜利用主变压器、组合电器、避雷器等设备的在线监测数据，通过专家分析系统实现一次设备的状态检修及可视化显示；10.1.2宜利用二次设备的自诊断与网络监视等手段，实现二次设备的状态检修及可视化显示。10.2顺序控制10.2.1变电站各电压等级宜实现远方监控中心及就地顺序控制功能，适应不同主接线形式、不同运行方式下的典型和组合顺序控制操作；10.2.2宜加强对顺序控制操作关键设备的图像监视，实现图像监视系统与变电站操作事件的联动。10.3无功电压自动调节10.3.1变电站宜综合利用FACTS、变压器自动调压、无功补偿设备自动投切等手段，支撑调度系统安全经济运行和优化控制。10.3.2变电站是否装设灵活交流输电装置（FACTS）应根据系统条件，综合技术经济比较确定。需要装设FACTS时，应具有自适应控制和协调控制功能，以灵活调节系统的运行状态，提高智能电网的安全稳定性水平，优化运行效益。10.3.3变电站主变有载调压和无功自动投切不宜设置集中式控制装置，而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。10.4智能告警及事故信息综合分析决策31 Q/GDWXXX-200910.4.1宜根据变电站逻辑和推理模型，实现对告警信息进行分类告警、信号过滤、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。10.4.2宜建立各类设备状态和功能应用模型，在电网事故、保护动作、装置故障、异常报警等情况下，对事件顺序记录及保护装置、相量测量、故障录波等数据综合分析，形成对下一步操作处理步骤的建议，并以简洁明了的可视化显示。10.5智能监测与辅助控制宜在图像监视及安全警卫系统的基础上，进一步采用物联网（传感）技术，通过智能监测与控制手段，实现远方操作的自动配合，检修、维护的许可认证，以及辅助系统的智能控制等功能，进一步减少巡视频率。10.6站域保护智能变电站远景应具备站域保护功能。站域保护应适应多种运行方式，可根据当前本站运行信息和站外系统信息，自动调整控制策略和动作定值，保证新能源的灵活接入，在电网故障或异常时提供实时准确控制措施和运行辅助决策。现阶段站域保护技术无法实现时，宜预留远景应用接口。10.7系统协同智能变电站远景应具备系统协同功能。现阶段系统协同功能应按照集中控制、无人值班原则设计，实现数据信息的采集，以及单一控制和组合控制功能，宜预留远景其它系统协同应用接口。10.8与外部系统信息交互对有大用户、电源接入的智能变电站，宜具有电能质量监测和信息交互的功能，能转发线路运行状况等信息，并在参数异常时提供实时处理决策，分级执行相应的报警提示或超限切除措施。31 Q/GDWXXX-2009附录A本规定用词说明A.1.1为便于在执行本规程条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：1)　表示很严格，非这样做不可的用词：正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”。2)表示严格，在正常情况下均应这样做的用户：正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”。4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词：采用“可”。A.1.2条文中指明应按其他有关标准、规范执行时，写法为“应按××执行”或“应符合××要求或规定”，非必须按所指定的标准规范的要求执行时，写法为“可参照××”。A.1.3条文中条款之间承上启下的连接用语，一般采用“符合以下要求或规定”、“满足以下××”或“符合如下条件”。31 Q/GDWXXX-2009附录B规范性附录智能变电站智能装置GOOSE虚端子配置数字化变电站智能装置GOOSE虚端子配置方法通过如下技术方案实现：提出智能装置虚端子、虚端子逻辑连线以及GOOSE配置表等概念，具体包括有：1、虚端子：智能装置GOOSE“虚端子”的概念，将智能装置的开入逻辑1～i分别定义为虚端子IN1～INi，开出逻辑1～j分别定义为虚端子OUT1～OUTj。虚端子除了标注该虚端子信号的中文名称外，还需标注信号在智能装置中的内部数据属性，智能装置的虚端子设计需要结合变电站的主接线形式，应能完整体现与其他装置联系的全部信息，并留适量的备用虚端子。2、逻辑连线：虚端子逻辑连线以智能装置的虚端子为基础，根据继电保护原理，将各智能装置GOOSE配置以连线的方式加以表示，虚端子逻辑连线1～k分别定义为LL1～LLk。虚端子逻辑连线可以直观地反映不同智能装置之间GOOSE联系的全貌，供保护专业人员参阅。3、配置表：GOOSE配置表以虚端子逻辑连线为基础，根据逻辑连线，将智能装置间GOOSE配置以列表的方式加以整理再现。GOOSE配置表由虚端子逻辑连线及其对应的起点、终点组成，其中逻辑连线由逻辑连线编号LLk和逻辑连线名称2列项组成，逻辑连线起点包括起点的智能装置名称、虚端子OUTj以及虚端子的内部数据属性3列项，逻辑连线终点包括终点的智能装置名称、虚端子INi以及虚端子的内部属性3列项。GOOSE配置表对所有虚端子逻辑连线的相关信息系统化地加以整理，作为图纸依据。在具体工程设计中，首先根据智能装置的开发原理，设计智能装置的虚端子，其次，结合继电保护原理，在虚端子的基础上设计完成虚端子逻辑连线，最后，按照逻辑连线，设计完成GOOSE配置表。逻辑连线与GOOSE配置表共同组成了数字化变电站GOOSE配置虚端子设计图。31 Q/GDWXXX-2009附录C资料性附录31 Q/GDWXXX-2009ICSQ/GDW国家电网公司企业标准Q/GDWXXX-2009110（66）～220千伏智能变电站设计技术规定DesignRulefor110kV(66kV)～220kVSmartSubstation条文说明（征求意见稿初稿）(2009-9-28Ver2.14.0)20XX－XX－XX发布20XX－XX－XX实施国家电网公司发布49 Q/GDWXXX-2009前言智能变电站是智能电网的关键节点，随着DL/T860（IEC61850）标准广泛应用，以及智能一次设备智能开关设备如智能单元和电子式互感器开始在变电站中应用，通过广泛的深入调查研究，编制完成《110(66)～220kV智能变电站设计技术规定》。智能变电站的设计应结合现阶段的技术水平，在设计中要积极慎重地采用通过试验并经过工业试运行考验的新技术、新设备，积极慎重地推广采用成熟的新设备、新材料、新布置、新结构。鉴于本标准中许多内容为初次涉及，特别智能一次设备智能开关设备、网络通信等。在本标准的执行过程中，希望各单位结合工程实践和科学研究，认真总结经验，注意积累资料，如发现需要修改和补充之处，请将意见及时反馈给国家电网公司基建部。49 Q/GDWXXX-20091范围本章规定了本规程的适用范围，智能变电站的建设正处于试点阶段，本标准适用于国家电网公司系统内试点建设的交流110（66）～220kV智能变电站的设计，其它相同电压等级的新建、扩建、改建工程可参照执行。2引用标准本章列出了与本规程内容相关的标准。引用的原则为：对与本规程内容有关的主要GB、DL、YD标准，均逐条列出；当没有对应的GB、DL、YD标准时，则引用相应的IEC、IEEE标准。DL/T860标准主要是翻译自IEC61850标准，由于IEC61850正在重新修订中，因此本标准将IEC61850也列入本规范中。在使用本规程引用标准时，一般按GB、DL、YD中的较高标准执行，当无相关的GB、DL、YD标准时，则参照对应的IEC、IEEE标准。3术语和定义为工程设计查阅方便和执行本规程条文时能正确理解相关的专业名称术语，此章列出了智能变电站所涉及的主要专业术语及其解释。为了使术语的解释尽量标准化、规范化，本章所列术语的解释尽量引自已有标准、规程或词典；对于新的术语，尽量以简洁易懂的语言方式定义。下面列出各术语解释的出处及参考资料。3.0.1智能变电站smartsubstation参见Q/GDW×××-2009《智能变电站技术导则》3.0.2智能一次设备智能开关设备primarysmartdevice智能一次设备智能开关设备是智能变电站未来一次设备发展的理想模式，根据《智能变电站技术导则》有关定义，智能一次设备智能开关设备可以看成电力功能元件与智能综合组件的集合体，其形式可以是独立运行的电力功能元件加上外置的一个或多个智能综合组件，也可以是电力功能元件加上内嵌的智能综合组件或是同时具有外置和内嵌的智能综合组件。3.0.3电力功能元件electricfunctionunit参见Q/GDW×××-2009《智能变电站技术导则》49 Q/GDWXXX-20093.0.4智能综合组件smartcomprehensivecomponent参见Q/GDW×××-2009《智能变电站技术导则》3.0.35智能单元smartunit智能单元作为常规一次设备的智能化接口，通常是以GOOSE方式上传一次设备的状态信息，同时接收来自二次设备的GOOSE下行控制命令，根据《智能变电站技术导则》有关定义，智能单元可看作一种智能综合组件。3.0.46电子式互感器electronicinstrumenttransformer参见GB/T20840.8-2007《互感器第8部分：电子式电流互感器》3.0.57电子式电流互感器electroniccurrenttransformer；ECT参见GB/T20840.8-2007《互感器第8部分：电子式电流互感器》3.0.68电子式电压互感器electronicvoltagetransformer；EVT参见GB/T20840.7-2007《互感器第7部分：电子式电压互感器》3.0.79合并单元mergingunit参见DL/T860《变电站通信网络和系统》3.0.810设备在线监测on-Linemonitoringofequipment电力设备的劣化、缺陷的发展具有统计性和前期征兆，表现为电气、物理、化学等特性参量的渐进变化，在线监测的特点是可对处于运行状态的电力设备进行连续和随时的监测和判断，为电力设备的状态检修提供必要的判断依据。3.0.911状态检修statemaintenance状态检修是根据设备状态安排检修计划，实施设备检修，从而克服计划检修缺乏针对性的缺点，防止设备过、欠检修，既可以节省大量的人力、物力，又有效避免事后检修造成设备的重大破坏。49 Q/GDWXXX-20093.0.1012MMSmanufacturingmessagespecificationMMS即是ISO/IEC9506标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。国际标准化组织出台MMS（制造报文规范）的目的是为了规范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），使系统集成变得简单、方便。MMS技术广泛用于工业过程控制、工业机器人等领域。IEC61850-8-1定义了站控层和间隔层之间通信的ACSI到ISO/IEC9506即MMS之间的映射。这种映射关系定义了ACSI中的概念、对象和服务如何与MMS中的概念、对象和服务进行对应。3.0.1113GOOSEgenericobjectorientedsubstationevent当发生任何状态变化时，智能电子设备将借助变化报告，高速多播一个二进制对象通用面向变电站事件对象（GOOSE）报告，该报告一般包含有：状态输入、起动和输出元件、继电器等实际和虚拟的每一个双点命令状态。在第一次报告后，该报告一般以间隔2，4，8……60,000ms顺序重发。（第一重发延时不固定，可长可短）。面向变电站通用事件对象报告允许高速传输跳闸信号，具有高传输成功概率。3.0.1214互操作性interoperability参见DL/T860《变电站通信网络和系统》3.0.1315conformancetest一致性测试conformancetest参见DL/T860《变电站通信网络和系统》3.0.1416顺序控制sequencecontrol参见Q/GDW×××-2009《智能变电站技术导则》3.0.15软交换设备参见YDC003-2001《软交换设备总体技术要求》3.0.161749 Q/GDWXXX-2009变电站自动化系统substationautomationsystem参见DL/T860.5-2006第3.3.3条，在该定义基础上增列了控制系统。随着技术的发展，监控保护以及其他二次系统逐渐融合，大二次的概念开始在技术层面和管理层面得到认同，提出变电站自动化系统包含监控保护等二次系统符合变电站发展的趋势。3.0.18交换机switch参见DL/Z860.2-2006第2.136条。3.0.19全景数据panoramicdata参见Q/GDW×××-2009《智能变电站技术导则》4总则4.0.1本标准主要内容是智能变电站中智能一次设备智能开关设备的配置原则和二次系统的设计原则。是在原有变电站设计规程规范的基础上针对智能变电站的建设设计规范进行的补充。，与现行标准、规范不一致之处以本标准为准。4.0.23智能变电站的设计应满足智能电网安全可靠、技术先进、经济合理的要求，应贯彻智能电网建设的战略目标不，体现智能变电站的特征和相对于常规变电站的优越性。5电气一次一次开关部分5.1智能一次开关设备5.1.1实现方式a)根据《智能变电站技术导则》相关定义，智能一次设备可以看成电力功能元件与智能综合组件的集合体，其中电力功能元件为变压器、断路器、互感器等完成输送和分配电能功能的实体部分，智能综合组件为对电力功能元件相关信息、信号进行采集、计算和数字化、标准化传输，实现对电力功能元件进行测量、控制、保护、计量和状态监测等功能的物理装置。方式一：目前数字化变电站的主要实现方式，其优点是：可以在不改变电气一次设备本体结构的前提下，实现一次设备的智能控制，可实时性强且可靠性较高；b)方式二：在方式一的基础上将在线监测功能集成于一次设备本体；bc)方式三：是智能开关设备的理想模式。一体化智能一次设备可看作“电力功能元c件+内嵌智能综合组件”形式，是智能一次设备的理想模式，现正处于发展阶段。49 Q/GDWXXX-2009c)5.1.2方式一、方式二在现阶段的可实时性较强，根据《导则》附录A说明，“对于保护、测控、通信、状态监测等功能与一次设备集成，需要充分考虑传统二次设备与一次设备融合的技术难度与复杂性，在技术尚未成熟的阶段，在变电站应仍然是测控装置与保护装置独立，状态监测组件外挂在一次设备附近。试点工程（新建或改造）的设备智能化宜尽量采用集成方案提出的设计思路和技术规范，但可以有差异，而对将来智能变电站的推广则应当根据实际情况，可不采用集成方案。”“电力功能元件+外置智能综合组件”即为“常规一次设备+智能单元”可看作“电力功能元件+外置智能综合组件”形式。目前，国内所有数字化试点站均采用此方式来实现一次设备的智能化，其优点是：可以在不改变电气一次设备本体结构或是改动较小（加装传感器）的前提下，实现一次设备的智能控制，可实时性强且可靠性较高。5.1.223智能单元配置原则a)220kV变电站a)一体化智能一次设备智能综合组件内嵌于一次设备本体，配置情况与变电站具体主接线形式有关。b)智能单元1)各电压等级智能单元的配置数量主要与断路器的分闸线圈数量有关，220kV电压等级断路器的分闸线圈通常为2个；2)各电压等级智能单元的配置数量主要与断路器的分闸线圈数量有关，110(66)kV电压等级断路器的分闸线圈通常为1个；3)35kV及以下户内开关柜实现了保护测控装置下放布置，一二次设备距离较近，可不配置智能单元，信息采集和分合闸控制可采用常规控制电缆直联实现；35kV及以下户外敞开式布置，一二次设备距离较远，需就地配置智能单元，实现相关量就地数字化转换，利用光纤上传，提高信号传输的抗干扰性和可靠性。2)智能单元负责间隔内断路器、刀闸的信息采集和智能控制；3)对于母线间隔，智能单元负责该段母线上所有刀闸、手车的信息采集和智能控制；44)主变各侧智能单元的配置数量主要与断路器的分闸线圈数量有关，220kV变电站主变高压侧断路器的分闸线圈通常为2个，49 Q/GDWXXX-2009中、低压侧断路器的分闸线圈通常为1个对于主变本体，智能单元除以继电器重动、电缆直跳方式执行本体非电量保护功能外，还应执行与主变本体有关的诸如：启动充氮灭火、遥控/闭锁有载调压、起动风冷控制、上传本体各种非电量信号等功能；5)对于母线间隔，智能单元负责该段母线上所有刀闸、手车的信息采集和智能控制；6）全站智能单元的布置宜实现就地化，以保证一次设备属性的就地数字化。b)110kV变电站1)各电压等级智能单元的配置数量主要与断路器的分闸线圈数量有关，110(66)kV电压等级断路器的分闸线圈通常为1个；1)各电压等级智能单元的配置数量主要与断路器的分闸线圈数量有关；2)35kV及以下户内开关柜实现了保护测控装置下放布置，一二次设备距离较近，可不配置智能单元，信息采集和分合闸控制可采用常规控制电缆直联实现；35kV及以下户外敞开式布置，一二次设备距离较远，需就地配置智能单元，实现相关量就地数字化转换，利用光纤上传，提高信号传输的抗干扰性和可靠性。3)主变各侧智能单元的配置数量主要与断路器的分闸线圈数量有关，110kV变电站主变各侧断路器的分闸线圈通常为1个；对于主变本体，智能单元除以继电器重动、电缆直跳方式执行本体非电量保护功能外，还应执行与主变本体有关的诸如：启动充氮灭火、遥控/闭锁有载调压、起动风冷控制、上传本体各种非电量信号等功能；4)对于母线间隔，智能单元负责该段母线上所有刀闸、手车的信息采集和智能控制；5）全站智能单元的布置宜实现就地化，以保证一次设备属性的就地数字化。5)35kV及以下户内开关柜实现了保护测控装置下放布置，一二次设备距离较近，可不配置智能单元，信息采集和分合闸控制可采用常规控制电缆直联实现；6)35kV及以下户外敞开式布置，一二次设备距离较远，需就地配置智能单元，实现相关量就地数字化转换，利用光纤上传，提高信号传输的抗干扰性和可靠性。5.1.43技术要求a)智能开关设备一体化智能一次设备1)～10)对应于《导则》上电力功能元件和智能综合组件的相关要求；49 Q/GDWXXX-200911)电力功能元件采用组合型设备可节省占地面积、节省设备投资，常见的组合型设备除GIS、PASS、HGIS外，还可采用组合型断路器等新型设备。1)一体化智能一次设备应完成能量传输功能及测量、控制、保护、计量等功能。电力功能元件应具有高可靠性，尽可能免维护。应留有与智能综合组件的接口。宜留有安装智能综合组件的空间。高压设备外绝缘应选择采用复合化材料。智能综合组件应实现数据采集数字化，采集和控制系统应就地设置，宜具有完备的自诊断、自恢复功能，相关信息能以网络方式输出；2)智能开关设备一体化智能一次设备的功能全面，要求较高，实施时可根据实际情况选择部分功能进行先期试点，成熟应用后向全面功能方向跟进，应做到循序渐进，在确保一次设备可靠性基础上进行。b)智能单元智能单元大部分功能目前已实现，现阶段应重点拓展其在线监测功能，应具有与传感器的相应接口。5.2互感器5.2.1配置原则a)互感器——式 。求呢bi方式一次设备的智能控制，可实时性强且可靠性较高。1)互感器的配置原则主要兼顾技术先进性与经济性；2)————电子式互感器相比传统互感器具有体积小、抗饱和能力强、线性度好等优势，可避免传统互感器铁磁谐振、绝缘油爆炸、六氟化硫泄漏、CT断线导致高压危险等固有问题，同时能够节约大量铁芯、铜线等金属材料，在高电压等级和传统互感器相比具有明显的经济性；——3)对于低电压等级，电子式互感器应用的经济性较差，可采用常规互感器或模拟小信号输出互感器，配以合并单元的数字转换，实现输出信号的数字化；49 Q/GDWXXX-2009——4)主变各侧电子式互感器的特性一致有利于主变差动保护的正确动作，主变高、中、低压侧套管CT的取消可简化主接线和节省设备造价，低压侧配置电子式互感器在抗饱和能力方面较常规互感器有明显改善；——5)贸易结算关口计费点由于涉及到费用结算，在目前国家计量部门未出台电子式互感器有关规定的情况下配置常规互感器可避免争议采用电流电压组合型互感器可节省占地面积和设备造价；——采用6)互感器可与隔离开关、断路器组合安装可节省占地面积和设备造价对于继电保护有双重化配置要求的间隔，互感器的独立输出回路也应冗余配置。b)合并单元1)220kV变电站合并单元的配置数量主要与继电保护的配置方案有关，在220kV变电站中，对于继电保护有双重化配置要求的间隔，合并单元也应冗余配置，对应于互感器冗余的独立输出回路；2)110kV变电站对于110(66)kV变电站，全站继电保护均采用单套配置，合并单元也应相应单套配置。。5.2.2技术要求a)互感器结合1)常规互感器、和电子式互感器目前国内已有的均有相应标准以及数字化变电站的工程实践经验对互感器的进行相关技术要求所作的规定参数约定；2)电子式电流互感器可采用罗氏线圈、低功率线圈或光学原理电流互感器。对于罗氏线圈、低功率线圈电流互感器，应重点关注其采集单元的供电可靠性、电磁兼容性、使用寿命及积分环节对输出波形线性度的影响等问题；对于光学原理电流互感器，应重点关注其测量精度的温漂、震动及应力带来的线性双折射、经济性等问题；b)合并单元49 Q/GDWXXX-2009结合数字化变电站的工程实践经验对互感器的相关技术要求所作的规定。合并单元的主要功能目前均已实现，现阶段应重点提高其在DL/T860.92或IEC61850-9-2标准下多间隔采样值同步的可靠性与稳定性。5.3设备在线监测5.3.1监测范围与参量对设备在线监测范围及参量的选择应结合相应技术的成熟度与经济性、不同电压等级变电站的重要性、以及运行的实际需求。5.3.1配置原则a)目前，各类设备的在线监测系统一般为相互独立，自成体系，各厂家的传输规约、设备接口均不相同，数据无法实现共享，硬件装置重复，成本较高。现阶段智能变电站设备在线监测系统应首先统一平台，实现站内在线监测的统一后台、设备接口和传输规约；在此基础上逐步实现在线监测后台与自动化系统后台的硬件整合；b)在线监测的设备种类选取应综合考虑实用性与经济性；c)在线监测的安装（例如采集单元）应以不影响主系统可靠性为前提。5.3.2技术要求a)统一在线监测系统的后台分析软件、接口类型和传输规约，是实现全站设备在线 测全站设备在线监监测统一平台的必要手段，在具备条件时，应实现在线监测后台与自动化系统后台的硬件整合，有利于减少重复的硬件装置，更好的实现站内数据共享；a)——重点在于就地采集单元与后台主机间传输规约、设备接口的统一工作；b)——b)专家系统软件应具备合理算法确保决策结果的正确性，并应提供友好的人机界面方便人机交互要求将设备状态监测单元内嵌于设备本体，在线监测信息作为设备的基本状态信息输出。6二次部分6.1一般规定49 Q/GDWXXX-20096.1.1分层式强调较上级的元素对较下级的元素具有控制关系。分布式指变电站自动化系统的构成在资源逻辑或拓扑结构上的分布，主要强调从系统结构的角度来研究处理上的分布问题和功能上的分布问题；6.1.2强调采用DL/T860或IEC61850通信标准统一建模，统一组网，有利于实现站内信息，减少设备的重复配置，减少规约转换设备和人力投资；6.1.3保护及故障信息管理功能集成于主机兼操作员站，可实现硬件装置的整合与信息的共享；6.1.4故障录波能通过GOOSE网络和采样值网络实现录波，可采用集中式，也可采用分布式；故障录波宜与监控、保护系统统一组网，由于故障录波报文一般采用COMTRADE格式，容量较大，为保证站控层和间隔层网络传输的可靠性和安全，故障录波系统可以单独组网接入保护及故障信息管理子站。6.1.5电子式互感器的采用使得电能计费采集方式发生了变化，从常规模拟量采集到网络通信的数字量采集是技术发展的趋势，目前缺乏对数字式电能表的认证和认可，但支持DL/T860标准的数字式电能表是未来智能变电站技术的发展趋势。6.1.6从国家电网的安全战略上考虑，增加对北斗对时系统的支持，同时IEEE1588网络对时是智能变电站间隔层和过程层设备实现对时的有效方案。6.1.7变电站的防误操作闭锁常用的有以下三种方案：方案1：通过监控系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能。方案2：监控系统设置“五防”工作站。方案3：配置独立于监控系统的的专用微机“五防”系统。从专业以及技术发展趋势，结合减少设备重复配置，宜通过变电站自动化系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能。6.2变电站自动化系统6.2.1系统构成6.1.1a)《导则》将智能变电站体系结构分为系统层和设备层，是智能变电站未来的发展方向，IEC61850将变电站描述为过程层、间隔层和站控层；《智能变电站技术导则》将变电站分为设备层和系统层。设备层相当于过程层和间隔层的集合，系统层相当于站控层。设备层将传统一次、二次系统进行融合，体现了未来变电站设备智能化的发展方向。系统层注重对信息共享、设备状态可视化、智能告警、分析决策等高级智能应用的描述，强调智能变电站系统级的先进功能。49 Q/GDWXXX-2009分层式强调较上级的元素对较下级的元素具有控制关系。分布式指变电站自动化系统的构成在资源逻辑或拓扑结构上的分布，主要强调从系统结构的角度来研究处理上的分布问题和功能上的分布问题。《导则》与本标准中规定的体系结构在本质上是一致的：《导则》中的设备层相当于本标准中过程层、间隔层的集合，《导则》中系统层相当于本标准中的站控层；《导则》中设备层与系统层间的网络相当于本标准中的站控层网络；《导则》中智能综合组件中的通信组件应实现本标准中过程层网络的功能。考虑到《规定》中的体系结构与DL/T860或IEC61850中定义的体系结构更为接近，现阶段可实施性较强，因此，本标准采用DL/T860或IEC61850中定义的体系结构。b)站控层的组成和功能参考DL/T5149的站控层定义和描述。c)间隔层的组成和功能参考DL/T5149的间隔层定义和描述，把保护也列入间隔层，符合DL/T860.5关于间隔层的功能定义。d)过程层主要包含完成一次设备与间隔层的功能接口，但是一次设备是否列入过程层还没有明确的说法，随着一次设备智能化的提高，智能一次设备部分列入过程层更加容易理解变电站三层之间的功能分布。建议将一次设备列入过程层，也符合《智能变电站技术导则》中设备层是过程层和间隔层合集的定义。6.1.2强调采用DL/T860（IEC61850）通信标准统一建模，统一组网，有利于实现站内信息，减少设备的重复配置，减少规约转换设备和人力投资。6.1.3保护及故障信息管理子站功能宜由自动化系统实现通过，通过统一的网络采用采集保护信息，不设置单独的保护及故障信息网络，避免设备重复和，同时实现信息共享困难。6.1.4故障录波器能通过GOOSE和采样值网络录波，由于故障录波报文格式较大，为保证站控层和间隔网络传输的可靠性和安全，建议优先采用集中式故考虑故障录波系统可单独接入保护及故障信息管理子站。6.1.5电子式互感器的采用使得电能计费采集方式发生了变化，从常规模拟量采集到网络通信的数字量采集是技术发展的趋势，目前缺乏对数字式电能表的认证和认可，但支持DL/T860标准的数字式电能表是未来智能变电站技术的发展趋势。6.1.6从国家电网的安全战略上考虑，增加对北斗对时系统的支持，同时IEEE1588网络对时是智能变电站设备实现网络对时精度的一个110kV及以下变电可只采用站内守时。6.1.7变电站的防误操作闭锁常用的有以下三种方案：方案1：通过监控系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能。方案2：监控系统设置“五防”工作站。方案3：配置独立于监控系统的的专用微机“五防”系统。从专业以及技术发展趋势，结合减少设备重复配置，宜通过变电站自动化系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能。49 Q/GDWXXX-20096.2变电站自动化系统6.2.1系统构成变电站自动化系统三个层次及功能的划分参见DL/T860.5。ab)站控层的组成和功能参考DL/T5149的站控层定义和描述，增加了保护及故障信息管理子站等设备，符合DL/T860.5关于站站控层的定义。c)间隔层的组成和功能参考DL/T5149的间隔层定义和描述，把保护设备也列入间隔层，符合DL/T860.5关于间隔层的功能定义。d)过程层应主要包含完成一次设备与间隔层的功能接口，。为便于理解变电站三层之间的功能分布但是一次设备是否列入过程层还是存在不同的看法，本规定暂将电子式互感器也列入过程层。随着一次设备智能化的提高，智能一次设备部分宜列入过程层更加容易理解变电站三层之间的功能分布。6.2.2网络结构a)110(66)kV~220kV变电站的重要性决定了变电站自动化系统的网络可靠性要求较高，百兆以太网技术在变电站中应用已经比较成熟，千兆网乃至更高容量的网络是未来发展趋势；b)三层结构两层网络是现阶段普遍采用的模式，随着网络通信技术和设备水平的提升，三层结构一层网络也是实现信息完全共享的趋势；bc)220kV变电站网络结构2)站控层网络——为保证传输的可靠性，站控层宜采用冗余通信网络结构。站控层网络实际上可以理解为覆盖站控层和间隔层之间的网络，不局限于站控层设备之间的网络，还包括间隔层到站控层的网络。双星型结构在国内有丰富的使用经验，单环型结构在国外有丰富的使用经验，这两种网络拓扑均能实现站控层网络的冗余，单环型结构在交换机的投资方面更具优势；——站控层与间隔层之间网络简单的叫做MMS网络是不准确的；除了传输MMS报文外，GOOSE报文也可以传输，如间隔层联闭锁报文。星型、环型结构各有优缺点，在投资和可靠性方面互有优缺点，对于网络和交换机的配置下面有推荐的模式，建议各不同电压等级不同重要程度的变电站根据需要选择不同的网络结构方案；c)三层结构两层网络是现阶段普遍采用的模式，随着网络通信技术和设备水平的提升，三层结构一层网络也是实现信息完全共享的趋势；d)站控层网络站控层与间隔层之间网络现在普遍叫MMS网络是不准确的，除了传输MMS报文外，GOOSE报文传输也并不禁止，如间隔层联闭锁报文；49 Q/GDWXXX-2009e)过程层网络34)过程层GOOSE网络GOOSE网络采用点对点的方式并不符合信息共享的本质，从保护专业的角度上看，点对点传输故障影响范围小，网络传输GOOSE报文与传统多了网络这个中间环节，在可靠性方面与传统有区别，但只要组网方式适当，其可靠性、安全性、可维护性、可扩展性能够较好的满足要求；45)过程层采样值网络采样值网络采用点对点的方式并不符合信息共享的本质，是在目前技术尚未完全成熟条件下采用的过度性方案。6）为实现信息共享，减少设备配置，过程层网络GOOSE报文和采样值报文宜统一组网，但是鉴于采样值报文的流量较大，统一组网即使采用VLAN对交换机的要求也较高，初期采样值和GOOSE报文可分开组网，技术和设备水平提高后宜统一组网。全站设置统一的GOOSE网络主要是针对各个不同电压等级如果单独组网，各个GOOSE子网络之间宜连通以实现信息共享。；d)110kV及以下变电站网络结构2)站控层网络——为保证传输的可靠性，站控层宜单星型网络结构。站控层网络实际上可以理解为覆盖站控层和间隔层之间的网络，不局限于站控层设备之间的网络，还包括间隔层到站控层的网络；f)过程层GOOSE网络GOOSE网络采用点对点的方式并不符合信息共享的本质，从保护专业的角度上看，点对点传输故障影响范围小，网络传输GOOSE报文与传统多了网络这个中间环节，在可靠性方面与传统有区别，但只要组网方式适当，其可靠性、安全性、可维护性、可扩展性能够较好的满足要求；g)过程层采样值网络采样值网络采用点对点的方式并不符合信息共享的本质，而且IEC61850第二版中更加倾向于网络传输方式。6.2.3220kV变电站设备配置设备配置a)站控层设备站控层设备包括主机兼操作员工作站、远动通信装置、保护及故障信息子站、网络通信记录分析系统、以及其它智能接口设备等。站控层设备除了DL/T5149所涉及的站控层后台系统外增加了网络通信记录分析系统，包括其它一些站控层需要完成的功能。49 Q/GDWXXX-2009 层子系统可以理解为覆盖站控层和间隔层之间的网络，不仅限1)主机兼操作员工作站站控层设备除了DL/T5149所涉及的站控层后台系统外增加了保护及故障信息子站和网络通信记录分析系统，包括其它一些站控层需要完成的功能。b)间隔层设备间隔层设备由各个间隔控制、保护和监视单元构成，间隔层的范围比DL/T5149所定义的间隔层设备内容要宽泛，所有与过程层接口相联系同时与站控层进行数据传输的设备都可以归口于间隔层设备。1)测控装置IEC61850标准中强调功能可以自由分配的思想，智能开关设备（智能单元）的应用使测控装置本身的功能弱化，110kV测控保护四合一装置已经开始应用，为减少装置数量，要求110kV及以下采用保护测控合一装置，220kV推荐采用保护测控合一装置。2)保护装置保护装置应能支持通过网络实现跳合闸等保护信息的传递。3)故障录波装置故障录波装置具备网络录波功能。常规故障录波器受到模拟量和开关量的采集、端子排等限制需要配置母线录波器、主变录波器、线路录波器等多台装置，通过网络录波后将受限于装置本身的录波处理能力，规范推荐提高装置的处理能力以能够采集更多的GOOSE和采样值报文，减少故障录波装置。5)电能计量装置电子式电能表目前在贸易结算点还存在着认证、检测等法规上的认可问题，但电子式电能计量是技术发展的趋势，也是智能变电站的要求。c)过程层设备详见电气一次部分。6.2.45网络通信设备a)交换机的可靠性、环境适应性要求较高，要求满足IEC61850-3和IEEE1613相关性能要求；b)220kV变电站交换机配置原则12）站控层和间隔层网络交换机站控层网络交换机宜冗余配置，每台交换机端口数量除满足站控层设备接入要求，还应满足与继电器室内交换机级联连接的要求，端口数量根据实际工程情况可配置大于或小于24口的交换机，但宜尽量减少交换机数量。49 Q/GDWXXX-2009由于交换机端口和可靠性要求所限，站控层和间隔层网络一般不配置2台端口数量很多的交换机，因此考虑在站控层设置2台网络交换机，在间隔层侧另配置交换机，和站控层交换机通过级联通信。23）过程层GOOSE网络和采样值交换机本规范从GOOSE网和采样值网络分开以保证输入输出系统的独立性，考虑到在多间隔共用交换机的情况，在交换机故障时将影响多个间隔保护。工程实施过程中也可考虑将GOOSE网和采样值网络合并组网，在GOOSE网口和采样值网口不合并的情况下仅合并两个网络，在交换机的数量上并没有减少，但在交换机的配置模式上可以和本规范不同。的配置应综合考虑运行要求和经济性，既要保证继电保护的可靠性以及对维护、检修、扩建的影响，又不致交换机配置过多；c)网络通信介质户内采用屏蔽双绞线在满足通信要求的情况时减少了光缆敷设熔接所存在的敷设熔接的复杂性，而保护GOOSE报文的传输可靠性要求较高，采用光缆传输期抗干扰能力可得到保证。6.2.65系统功能除了常规监控系统需要完成的功能外，增加了保护故障信息管理功能、网络报文记录分析功能6.3其他二次系统6.3.1全站时间同步系统b)站控层设备计算机类设备宜采用SNTP对时，装置类设备宜采用IRIG-B(DC)对时。间隔层和过程层设备采用IRIG-B(DC)对时是较可靠的方式，但布置复杂，采用IEEE61588网络对时可简化对时系统。6.3.3直流及UPS电源系统6.3.3a)）一体化电源系统包括直流电源（含通信-48V电源）、UPS及站用交流配电屏集成为一个系统，补一体化电源系统定义的条文解释统一设计、监控、生产、调试、服务，通过网络通信、设计优化、系统联动方法，实现站用电源安全化、网络智能化设计，实现效益最大化目标。10高级应用10.2顺序控制10.2.149 Q/GDWXXX-200910.2.1不同主接线形式、不同运行方式下，顺序控制的操作范围有所不同，例如双母线接线形式，倒闸操作对象除一次设备外，还包括继电保护功能投退和二次回路控制。10.2.210.2.2组合电器设备顺序控制已有成熟运行经验。敞开式配电装置需要实现顺序控制时，宜加强对顺序控制操作关键设备的图像监视，实现联动。10.3无功电压自动调节10.3.3变电站主变有载调压和无功补偿自动投切的实现方式主要有3种。方式1：由调度/集控主站系统与变电站自动化系统共同实现集成应用，主站系统根据地区/城区各类站点的节点参数计算出最优VQC和AVC方案，并下发至变电站自动化系统，执行无功补偿自动投切和主变有载自动调压命令；方式2：变电站自动化系统就地应用VQC和AVC功能，实现无功补偿自动投切和主变有载自动调压；方式3：配置独立的装置，实现无功补偿自动投切，主变有载调压通过变电站自动化系统远方或就地控制。其中方式1对电网运行最为经济，且设备动作次数最少。10.5智能监测与辅助控制通过物联网技术和图像监视安全警卫系统的综合应用，在变电站有关间隔、设备、辅助系统或关键部位设置传感节点、监测节点、控制节点，建立传感监测控制网络，实现运行所需的高级应用功能。49'