330～750千伏智能变电站设计规范正文部分20091108

'Q/GDWXXX-2009ICSQ/GDW国家电网公司企业标准Q/GDWXXX-2009330kV～750kV智能变电站设计规范Specificationsofdesignof330kV～750kVSmartSubstation报批稿20XX－XX－XX发布20XX－XX－XX实施国家电网公司发布2 Q/GDWXXX-2009目录前言11范围122引用标准123术语和定义134总则165电气一次部分165.1智能设备165.2互感器195.3设备状态监测1116二次部分1126.1一般规定1126.2变电站自动化系统1136.3其他二次系统1206.4二次设备组屏1216.5二次设备布置1226.6光/电缆选择1226.7防雷、接地和抗干扰1237变电站布置1238土建1239辅助设施功能要求12310高级功能要求12310.1设备状态可视化12310.2智能告警及分析决策12410.3故障信息综合分析决策12410.4支撑经济运行与优化控制12410.5站域控制12410.6站域保护12410.7与外部系统交互信息124附录A本规定用词说明125附录B资料性附录126附录C资料性附录127附录D资料性附录128 Q/GDWXXX-2009前言为加快建设统一坚强智能电网，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，深化标准化建设，按照“统一规划、统一标准、统一建设”的原则，国家电网公司组织编写了《330kV~750kV智能变电站设计规范》。本标准在《智能变电站技术导则》基础上，积极优化和创新，积极应用新技术、新设备、新材料，吸收了数字化变电站和无人值班变电站设计成果、通用设计和“两型一化”等标准化建设成果，强化全寿命周期设计理念和方法应用，充分体现智能变电站技术先进、安全可靠、创新优化、成果自主、经济适用、节约环保等先进性，引领智能变电站设计技术进步方向。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、行业有关标准的规定。按照有利于公司技术进步，有利于电网安全、优质、经济运行和提高整体经济效益开展设计。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。1 Q/GDWXXX-2009330kV～750kV智能变电站设计规范1范围本标准适用于交流330kV~750kV智能变电站新建工程。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。GB1207-2006电磁式电压互感器GB1208-2006电流互感器GB/T20840.7-2007互感器第7部分：电子式电压互感器GB/T20840.8-2007互感器第8部分：电子式电流互感器GB/T14285-2006继电保护和自动装置技术规程GB50217-2007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/T621-1997交流电气装置的接地DL/T860变电站通信网络和系统DL/Z886750kV电力系统继电保护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变电站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Q/GDW101-2003750KV变电所设计暂行技术规定（电气部分）Q/GDW***-2009智能变电站技术导则26 Q/GDWXXX-2009Q/GDW***-2009IEC61850标准工程继电保护应用模型IEC61588Precisionclocksynchronizationprotocolfornetworkedmeasurementandcontrolsystems网络测量和控制系统的精密时钟同步协议IEC61850Communicationnetworksandsystemsinsubstation变电站通信网络和系统IEC61970Energymanagementsystemapplicationprograminterface(EMS-API)能量管理系统应用程序接口(EMS-API)3术语和定义GB/T2900.1确立的术语和定义适用于本标准。3.1智能变电站smartsubstation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、协同互动等高级功能，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。3.2智能设备intelligentequipment一次设备与其智能组件的有机结合体，两者共同组成一台（套）完整的智能设备。3.3智能组件intelligentcombination对一次设备进行测量、控制、保护、计量、检测等一个或多个二次设备的集合。3.4智能单元smartunit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。26 Q/GDWXXX-20093.6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。3.7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。3.8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。3.9设备状态监测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。3.10状态检修condition-basedmaintenance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。3.11MMSmanufacturingmessagespecificationMMS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）。3.12GOOSEGenericObjectOrientedSubstationEventGOOSE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，包括调整跳合闸信号，具有高传输成功概率。26 Q/GDWXXX-20093.13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。3.14一致性测试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。3.15顺序控制sequencecontrol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。3.16变电站自动化系统substationautomationsystem(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。3.17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。3.18全景数据panoramicdata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。3.19站域控制substationareacontrol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。26 Q/GDWXXX-20093.20站域保护substationareaprotection一种基于变电站统一采集的实时信息，以集中分析或分布协同方式判定故障，自动调整动作决策的继电保护。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《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)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电气一次部分5.1智能设备5.1.1智能变电站宜采用智能设备。智能组件是灵活配置的物理设备，可包含测量单元、控制单元、保护单元、计量单元、检测单元中的一个或几个。测控装置、保护装置、状态检测组件等均可作为独立的智能组件。26 Q/GDWXXX-2009智能组件安装方式外置或者内嵌，也可以两种形式并存。智能设备可采用如下模式：a)独立运行的一次设备加上外置的智能组件。b)一次设备加上内嵌的包含状态检测单元的智能组件，再加上外置的一个或多个智能组件。c)一次设备加上内嵌的智能组件。智能设备操作宜支持顺序控制。5.1.2智能单元配置原则a)750kV变电站1)330kV(220kV)~750kV除母线外智能单元宜冗余配置；2)66kV及以下配电装置采用户内开关柜布置时宜不配置智能单元；采用户外敞开式布置时宜配置单套智能单元；3)主变压器高中压侧智能单元宜冗余配置，低压侧智能单元宜单套配置，主变压器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，66kV及以下配电装置采用户内开关柜布置时母线宜不配置智能单元；5)智能单元宜分散布置于配电装置场地。b)500kV变电站1)220kV~500kV除母线外智能单元宜冗余配置；2)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单元；采用户外敞开式布置时宜配置单套智能单元；3)主变压器高中压侧智能单元宜冗余配置，低压侧智能单元宜单套配置，主变压器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，66kV(35kV)及以下配电装置采用户内开关柜布置时母线宜不配置智能单元；5)智能单元宜分散布置于配电装置场地。c)330kV变电站1)330kV除母线外智能单元宜冗余配置；2)110kV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，宜26 Q/GDWXXX-2009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；4)主变压器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，主变压器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，35kV及以下配电装置采用户内开关柜布置时母线宜不配置智能单元；6)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)信号传变、数据采集时，宜将压力、油位等直接反映设备运行状况的模拟量数字化，满足各种应用对数据采集精度、频率的要求，并以网络方式送出；3)采集与控制系统宜就地设置，与一次设备一体化设计安装时应适应现场电磁、温度、湿度、沙尘、振动等恶劣运行环境；4)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；5)应具备参量自检测、就地综合评估、实时状态预报、自诊断、自恢复功能，设备故障自动定位，相关信息能以网络方式输出；6)宜有标准化的物理接口及结构，具备即插即用功能；7)宜将测量、控制、计量、保护和检测等功能进行一体化设计，集成到统一的硬件平台上，但不同功能区应有足够绝缘强度的电气隔离功能；8)宜采用测控、保护一体化设备，装置可分散就地安装；9)应考虑通信网络的延时情况并采取措施，不能影响相关智能组件（特别是保护）的功能及性能要求；10)应支持在线调试功能；11)通过智能组件能对站内主要设备的健康状况和变化趋势作出综合评估；12)一次设备可采用组合型设备。b)智能单元1)应支持以GOOSE方式上传信息量，同时接收GOOSE下行控制量，实现对一次设备的控制功能；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；26 Q/GDWXXX-20094)应具备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，并能提供查看方法；5)宜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检修压板、断路器操作回路出口压板；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号，并上传自动化系统；8)主变压器本体智能单元宜具有主变本体非电量保护、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应兼顾技术先进性与经济性。1)750kV变电站——220kV(330kV)～750kV电压等级宜采用电子式互感器；——66kV电压等级可采用电子式互感器；——主变压器中性点（或公共绕组）可采用电子式电流互感器；——线路、主变压器间隔设置三相电压互感器时，可采用电流电压组合型互感器；——电子式互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。2)500kV变电站——220kV～500kV电压等级宜采用电子式互感器；——66kV(35kV)及以下配电装置若采用户内开关柜布置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；若采用户外敞开式布置，宜采用电子式互感器；——主变压器中性点（或公共绕组）可设置电子式电流互感器；——线路、主变压器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；——电子式互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。26 Q/GDWXXX-20093)330kV变电站——110kV～330kV电压等级宜采用电子式互感器；——35kV及以下配电装置采用户内开关柜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；采用户外敞开式布置时宜采用电子式互感器；——主变压器中性点（或公共绕组）可设置电子式电流互感器；——线路、主变压器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；——电子式互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。b)合并单元1)750kV变电站——330kV(220kV)~750kV各间隔合并单元宜冗余配置；——66kV各间隔合并单元宜单套配置；——主变压器各侧、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)500kV变电站——220kV~500kV各间隔合并单元宜冗余配置；——66kV(35kV)各间隔合并单元宜单套配置；——主变压器各侧、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。3)330kV变电站——330kV各间隔合并单元宜冗余配置；——35kV~110kV各间隔合并单元宜单套配置；——主变压器各侧、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。5.2.2技术要求a)互感器1)常规互感器应符合GB1207-2006、GB1208-2006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；26 Q/GDWXXX-20094)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)电子式互感器及合并单元工作电源宜采用直流；7)用于双重化保护用的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及以上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)变电站主变压器各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感器宜带两路独立输出；10)220kV~750kV出线、主变压器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；b)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；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。8)　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26 Q/GDWXXX-2009状态监测设备的范围主要包括变压器、高压并联电抗器、GIS、断路器、避雷器；可根据实际工程需要经过技术经济比较后增加状态监测设备的范围与监测的参量。a)750kV变电站1)监测范围：主变压器、高压并联电抗器、断路器、GIS、避雷器；2)监测参量：主变压器——油中溶解气体分析；高压并联电抗器——油中溶解气体分析；断路器——局部放电；GIS——SF6气体密度、微水、局部放电；避雷器——泄漏电流、动作次数。b)500kV变电站1)监测范围：主变压器、高压并联电抗器、GIS、避雷器；2)监测参量：主变压器——油中溶解气体分析；高压并联电抗器——油中溶解气体分析；GIS——SF6气体密度、微水、局部放电；避雷器——泄漏电流、动作次数。c)330kV变电站1)监测范围：主变压器、高压并联电抗器、GIS、避雷器；2)监测参量：主变压器——油中溶解气体分析；高压并联电抗器——油中溶解气体分析；GIS——SF6气体密度、微水、局部放电；避雷器——泄漏电流、动作次数。5.3.2技术要求a)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)设备本体宜集成在线监测功能，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变电站自动化系统宜采用开放式分层分布式系统，由系统层和设备层构成，系统层包含站控层，设备层包含间隔层和过程层。26 Q/GDWXXX-20096.1.2变电站自动化系统宜统一组网，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、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/T860或IEC61850标准，通过站控层网络收集各保护装置的信息，并通过数据网上传调度端。6.1.4故障录波记录系统宜支持DL/T860或IEC61850标准。6.1.5电能表宜采用支持DL/T860或IEC61850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GPS和北斗系统标准授时信号进行时钟校正。同时应具备通过远动通信设备接收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应按照无人值班变电站要求设计。6.1.9自动化系统应为IEC61970的建模及数据通信预留相关接口。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、间隔层、过程层组成。三层之间用分层、分布、开放式网络系统实现连接。b)站控层由主机、操作员站、远动通信装置、保护故障信息系统和其他各种功能站构成，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，形成全站监控、管理中心，并远方监控/调度中心通信。c)间隔层由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)过程层是由电子式互感器、合并单元、智能单元等构成，完成与一次设备相关的功能，完成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，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)750kV变电站网络结构1)自动化系统宜采用三层结构两层网络。2)站控层网络26 Q/GDWXXX-2009——站控层宜采用双重化以太网络。宜采用双星型结构网络。——站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。3)过程层GOOSE网络——GOOSE报文宜采用网络方式传输。网络结构宜采用星形结构。——750kV电压等级GOOSE网络宜配置双套物理独立的单网；——330kV(220kV)电压等级GOOSE网络宜配置双套物理独立的单网；——66kV电压等级采用户外敞开式布置时GOOSE网络可按照双网配置；——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；——可采用点对点方式传输，通信协议宜采用DL/T860.92或IEC61850-9-2标准——网络方式传输时，750kV电压等级采样值网络宜配置双套物理独立的单网，330kV(220kV)电压等级采样值网络宜配置双套物理独立的单网，66kV电压等级采样值网络宜配置双网。——采样值网络宜多间隔共用交换机。d)500kV变电站网络结构1)自动化系统宜采用三层结构两层网络。2)站控层网络——站控层宜采用双重化以太网络。宜采用双星型结构网络。可采用环形结构网络。——站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。3)过程层GOOSE网络——GOOSE报文宜采用网络方式传输。网络结构宜采用星形结构。——500kV电压等级GOOSE网络宜配置双套物理独立的单网；——220kV电压等级GOOSE网络宜配置双套物理独立的单网；——66kV(35kV)电压等级采用户外敞开式布置时GOOSE网络可按照双网配置，采用户内开关柜布置宜不设置独立的GOOSE网络，GOOSE报文可通过站控层网络传输；——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；——可采用点对点方式传输，通信协议宜采用DL/T860.92或IEC61850-9-2标准；26 Q/GDWXXX-2009——网络方式传输时，500kV电压等级采样值网络宜配置双套物理独立的单网，220kV电压等级采样值网络宜配置双套物理独立的单网，66kV(35kV)电压等级采样值网络宜配置双网；——采样值网络宜多间隔共用交换机。e)330kV变电站1)站控层、间隔层、过程层宜采用三层结构两层网络。2)站控层网络——站控层宜采用双重化以太网络。宜采用双星型结构网络。可采用环形结构网络。——站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。3)过程层GOOSE网络——GOOSE报文宜采用网络方式传输。网络结构宜采用星形结构。——330kV电压等级GOOSE网络宜配置双套物理独立的单网；——110kV电压等级GOOSE网络宜配置双套物理独立的单网；——35kV电压等级采用户外敞开式布置时GOOSE网络可按照双网配置，采用户内开关柜布置宜不设置独立的GOOSE网络，GOOSE报文可通过站控层网络传输；——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；——可采用点对点方式传输，通信协议宜采用DL/T860.92或IEC61850-9-2标准；——网络方式传输时，330kV电压等级采样值网络宜配置双套物理独立的单网，110kV电压等级采样值网络宜配置双网，35kV电压等级采样值网络宜配置双网；——采样值网络宜多间隔共用交换机。6.2.3设备配置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、网络通信记录分析系统以及其它智能接口设备等。无人值班变电站中主机可兼操作员工作站和工程师站。1)主机站控层主机配置应能满足整个系统的功能要求及性能指标要求，主机应与变电站的规划容量相适应。330kV~750kV变电站主机宜双套配置。2)操作员站（选配）26 Q/GDWXXX-2009操作员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。330kV～750kV变电站的操作员站宜双套配置。3)工程师站（选配）工程师站是变电站自动化系统与专职维护人员联系的主要界面，包括操作员站的所有功能和维护、开发功能。330kV～750kV变电站的工程师站宜单套配置。4)保护及故障信息子站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，能在正常和电网故障时，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。330kV~750kV变电站保护及故障信息子站宜单套配置。5)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，远动通信设备应满足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。6)网络通信记录分析系统网络通信记录分析系统应实时监视、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。330kV~750kV变电站网络通信记录分析系统应单套配置。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报文实现间隔层五防联闭锁功能，支持通过GOOSE报文下行实现设备操作。——110kV及以下电压等级应采用保护测控合一装置。——220kV电压等级宜采用保护测控合一装置。——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。2)保护装置——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。——保护配置应满足继电保护规程规范要求。3)故障录波装置26 Q/GDWXXX-2009——故障录波装置应按照DL/T860或IEC61850标准建模，故障录波装置应能通过GOOSE网络接收GOOSE报文录波，应具有采样数据接口，支持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。——宜按电压等级配置故障录波装置。4)电能计量装置——电能计量装置宜支持DL/T8609.2或IEC61850标准，通过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电能计量规程规范要求。5)其他装置——备自投装置、区域稳定控制装置、失步解列装置、低周减载装置、同步向量测量装置等应按照DL/T860或IEC61850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——宜取消装置屏上的打印机，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。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。6.2.4网络通信设备a)交换机应满足DL/T860或IEC6185标准。b)750kV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；——根据继电器室所包含一次设备规模配置继电器室内交换机和端口数量，每台交换机端口数量宜≥24口。2)过程层GOOSE网络交换机——750kV电压等级GOOSE网络交换机宜按串配置2台冗余交换机。——330kV(220kV)电压等级GOOSE网络交换机采用3/2接线时宜按串配置2台冗余交换机，采用双母线接线时按4个断路器单元配置2台冗余交换机。26 Q/GDWXXX-2009——66kV电压等级GOOSE网络交换机宜按照母线段配置；——330kV(220kV)~750kV母线差动保护宜按远景规模配置2台冗余交换机。3)过程层采样值网络交换机——750kV电压等级采样值网络交换机宜按串配置2台冗余交换机；——330kV(220kV)电压等级采样值网络交换机采用3/2接线时宜按串配置2台冗余交换机，采用双母线接线时按4个断路器单元配置2台冗余交换机；——66kV电压等级采样值网络交换机宜按照母线段配置；——330kV(220kV)~750kV母线差动保护宜按远景规模配置2台冗余交换机。4)GOOSE采样值网络交换机GOOSE和采样值网络统一组网时：——750kV电压等级GOOSE采样值网络交换机宜按串配置2台冗余交换机；——330kV(220kV)电压等级GOOSE采样值网络交换机采用3/2接线时宜按串配置2台冗余交换机，采用双母线接线时按2个断路器单元配置2台冗余交换机；——66kV电压等级GOOSE采样值网络交换机宜按照母线段配置；——330kV(220kV)~750kV母线差动保护宜按远景规模配置2台冗余交换机。c)500kV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；——根据继电器室所包含一次设备规模配置继电器室内交换机和端口数量，每台交换机端口数量宜≥24口。2)过程层GOOSE网络交换机——500kV电压等级GOOSE网络交换机采用3/2接线时宜按串配置2台冗余交换机；——220kV电压等级GOOSE网络交换机采用双母线接线时宜按4个断路器单元配置2台冗余交换机；——66kV(35kV)电压等级GOOSE网络交换机宜按照母线段配置；——220kV~500kV母线差动保护宜按远景规模配置2台冗余交换机。3)过程层采样值网络交换机——500kV电压等级采样值网络交换机采用3/2接线时宜按串配置2台冗余交换机。——220kV电压等级采样值网络交换机采用双母线接线时宜按4个断路器单元配置2台冗余交换机。——66kV(35kV)电压等级采样值网络交换机宜按照母线段配置；——220kV~500kV母线差动保护宜按远景规模配置2台冗余交换机。4)GOOSE采样值网络交换机GOOSE和采样值网络统一组网时：26 Q/GDWXXX-2009——500kV电压等级GOOSE采样值网络交换机宜按串配置2台冗余交换机。——220kV电压等级GOOSE采样值网络交换机采用双母线接线时按2个断路器单元配置2台冗余交换机。——66kV(35kV)电压等级GOOSE采样值网络交换机宜按照母线段配置；——220kV~500kV母线差动保护宜按远景规模配置2台冗余交换机。d)330kV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；——根据继电器室所包含一次设备规模配置继电器室内交换机和端口数量，每台交换机端口数量宜≥24口。2)过程层GOOSE网络交换机——330kV电压等级采样值网络交换机采用3/2接线时宜按串配置2台冗余交换机，采用双母线接线时按4个断路器单元配置2台冗余交换机。——110kV电压等级GOOSE网络交换机宜按4~6个断路器单元配置2台冗余交换机。——35kV电压等级采用户内开关柜布置GOOSE报文和MMS报文宜采用同一通信口，接入站控层网络；——110kV~330kV母线差动保护宜按远景规模配置2台冗余交换机。3)过程层采样值网络交换机——330kV电压等级采样值网络交换机采用3/2接线时宜按串配置2台冗余交换机，采用双母线接线时按4个断路器单元配置2台冗余交换机。——110kV电压等级采样值网络交换机宜按6个断路器单元配置2台冗余交换机。——110kV~330kV母线差动保护宜按远景规模配置2台冗余交换机；4)GOOSE采样值网络交换机GOOSE和采样值网络统一组网时：——330kV电压等级GOOSE采样值网络交换机采用3/2接线时宜按串配置2台冗余交换机，采用双母线接线时宜按2个断路器单元配置2台冗余交换机。——110kV电压等级GOOSE采样值网络交换机采用双母线接线时按2个断路器单元配置2台冗余交换机。——110kV~330kV母线差动保护宜按远景规模配置2台冗余交换机；e)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光缆。2)采样值和保护GOOSE报文的传输介质宜采用光缆。6.2.5系统功能26 Q/GDWXXX-20091)应能实现数据采集和处理功能。2)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。3)应具有顺序控制功能。满足无人值班功能要求。4)应具有防误闭锁功能。5)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。6)应具有事件顺序记录及事故追忆功能。7)应具有画面生成及显示功能。8)应具有在线计算及制表功能。9)应对变电站用各种方式采集到的电能量进行处理。10)应具备远动功能。11)应具备人－机联系功能。12)应具备系统自诊断和自恢复功能。13)应具备与其他智能设备的接口。14)应能根据运行要求，实现各种管理功能。15)应具备保护及故障信息管理功能。16)应具备网络报文记录分析功能。6.2.6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)变电站应配置1套全站公用的时间同步系统，高精度时钟源应双重化配置；宜采用GPS和北斗系统标准授时信号进行时钟校正。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(DC)对时方式，可采用IEC61588网络对时。d)过程层交换机宜支持IEC61588网络对时。e)主时钟源宜提供DL/T860或IEC61850通信标准的通信接口，直接与自动化系统通信。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》及电监安全[2006]34号《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》的有关要求。6.3.3直流及UPS电源系统26 Q/GDWXXX-2009a)宜采用交直流、UPS一体化电源系统；b)直流系统、UPS系统设智能型监测装置，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。监测装置要求通过IEC61850通信标准直接与站控层通信。6.3.4图像监视及安全警卫系统a)变电站内应设置一套图像安全监视系统；b)视频服务器宜采用IEC61850通信标准与站控层通信。6.4二次设备组屏6.4.1站控层设备a)主机、操作员站和工程师站：宜组2面屏，显示器可不组屏布置在控制台上；b)远动通信装置：2套远动通信装置宜组1面屏；c)保护及故障信息子站：主机宜组1面保护故障信息子站屏，显示器可组屏布置；d)网络通信记录分析系统：分析仪和记录仪宜组1面屏；e)调度数据网接入设备：调度数据网接入设备组1面屏。6.4.2间隔层设备间隔层设备采用集中布置时，保护、测控、计量等宜按照电气单元间隔组屏；也可按下列原则组屏：a)750kV电压等级：测控装置每串可组1~2面测控屏，每面屏上宜布置3~4个测控装置；750kV每回线路保护宜配置2面保护屏；每台断路器保护、合并单元组1面断路器保护屏；750kV每组母线保护宜配置1面保护屏。b)500kV电压等级：测控装置每串可组1~2面测控屏，每面屏上宜布置3~4个测控装置；500kV每回线路保护宜配置2面保护屏；每台断路器保护、合并单元组1面断路器保护屏；500kV每组母线保护宜配置1面保护屏。c)330kV电压等级：测控装置每串可组1~2面测控屏，每面屏上宜布置3~4个测控装置；330kV每回线路保护宜配置2面保护屏；每台断路器保护、合并单元组1面断路器保护屏；可按1个间隔内的保护、测控、合并单元组2面屏；330kV每组母线保护宜配置1面保护屏。26 Q/GDWXXX-2009d)220kV电压等级：采用保护测控合一装置时，1个间隔内的保护测控、合并单元可组1面屏；采用保护、测控独立装置时，1个间隔内的保护、测控、合并单元可组2面屏，双重化配置的保护分开组屏。e)110kV电压等级：采用保护测控合一装置，2个间隔内的保护测控、合并单元可组1面屏；f)66kV电压等级：采用保护测控合一装置，2个间隔内的保护测控、合并单元可组1面屏；g)35kV电压等级：采用保护测控合一装置，2个间隔内的保护测控、合并单元可组1面屏；户内开关柜布置时，保护测控合一装置宜就地布置于开关柜内。h)330kV~750kV变电站主变压器：保护、测控、合并单元可组2面屏；e)全站配置1面公用测控屏，屏上布置2个测控装置，用于站内其他公用设备接入；f)6.4.3过程层设备a)合并单元宜与保护装置合并组屏；b)智能单元宜安装在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：——宜与远动通信装置共组1面屏，可单独组1面屏，；——间隔层网络通信设备可采用分散式安装，按照光缆和电缆连接数量最少原则安装在保护、测控屏上。组屏安装时，每面屏可组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）。b)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站控层设备宜集中布置于主控制室或计算机室。6.5.2间隔层设备宜布置在就地继电器室，就地继电器室宜按电压等级相对集中设置。6.5.3对于户外配电装置，间隔层设备宜集中布置于就地继电器室，智能单元宜分散布置于配电装置场地。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。26 Q/GDWXXX-20096.6光/电缆选择6.6.1继电器室内通信联系宜采用屏蔽双绞线，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。6.6.2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。6.6.3电缆选择及敷设的设计应符合GB50217的规定。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)每根光缆宜备用2～4芯，光缆芯数宜选取4芯、8芯或12芯。6.7防雷、接地和抗干扰防雷、接地和抗干扰宜满足DL/T620、DL/T621、DL/T5136、DL/T5149的要求。7变电站布置智能变电站设计应安全可靠、技术先进、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8.1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光缆敷设可采取电缆沟敷设、穿管敷设、槽盒敷设等方式。8.3应优化电缆沟设计。9辅助设施功能要求9.1应选用配光合理、效率高的节能环保灯具，以降低能耗。9.2采暖、通风等应实现采暖设备按设定温度自动或远方控制；可实现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；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。9.4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。26 Q/GDWXXX-200910高级功能要求10.1设备状态可视化应采集主要一次设备（变压器、断路器等）状态信息，进行可视化展示并发送到上级系统，为电网实现基于状态检测的设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据支撑。10.2智能告警及分析决策应建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和信号过滤，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。告警信息宜主要在厂站端处理，以减少主站端信息流量，厂站可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。10.3故障信息综合分析决策宜在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示。10.4支撑经济运行与优化控制应综合利用FACTS、变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，支持变电站系统层及智能调度技术支持系统安全经济运行及优化控制。10.5站域控制利用对站内信息的集中处理、判断，实现站内安全自动控制装置（如备自投、母线分合运行）的协调工作，适应系统运行方式的要求。10.6站域保护适应智能变电站多种运行方式，运用集中或分布协调的方式采集全站运行数据进行分析计算，优化后备保护功能，提高保护自适应能力。汇总全站信息，侧重于系统稳定控制功能。10.7与外部系统交互信息26 Q/GDWXXX-2009宜具备与大用户、各类电源等外部系统进行信息交换的功能，能转发相关设备运行状况等信息。26 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”。26 Q/GDWXXX-2009附录B资料性附录智能二次装置GOOSE虚端子配置智能装置GOOSE虚端子配置方法可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电气主接线形式，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。29 Q/GDWXXX-2009附录C资料性附录3/2接线典型间隔交换机配置3/2接线典型间隔GOOSE和采样值组网方案如图C.1和C.2所示。图C.13/2接线GOOSE网络交换机配置示意图图C.13/2接线采样值网络交换机配置示意图29 Q/GDWXXX-2009附录D资料性附录双母线接线典型间隔交换机配置220kV线路间隔组网方案一为：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，如附图D.1所示。220kV线路间隔组网方案二为：采样值报文、GOOSE报文均采用网络方式传输，两类信息共交换机传输，如附图D.2所示。附图D.1220kV线路间隔组网方案一示意图附图D.2220kV线路间隔组网方案二示意图29'