2021年版110(66)kV～220Kv智能变电站设计标准规范(报批 稿)正文部分

ICSQ/GDW国家电网公司企业标准Q/GDWXXX-110（66）kV～220kV智能变电站 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 规范Specificationsofdesignfor110（66）kV～220kVSmartSubstation（报批稿）20XX－XX－XX公布20XX－XX－XX实施国家电网企业公布目次TOC\o"1-2"\h\z\u前言111范围222引用标准223术语和定义334总则555电气一次部分555.1智能设备665.2互感器775.3设备状态监测996二次部分10106.1通常要求10106.2变电站自动化系统10106.3其它二次系统17176.4二次设备组柜18186.5二次设备部署19196.6光/电缆选择19196.7防雷、接地和抗干扰19197变电站总部署19198土建和建筑物1919HYPERLINK\l"_Toc"9辅助设施功效要求HYPERLINK\l"_Toc"10高级功效要求HYPERLINK\l"_Toc"10.1设备状态可视化HYPERLINK\l"_Toc"10.2智能告警及 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 决议HYPERLINK\l"_Toc"10.3故障信息综合分析决议HYPERLINK\l"_Toc"10.4支撑经济运行和优化控制HYPERLINK\l"_Toc"10.5站域控制10.6站域保护212110.7和外部系统交互信息2121附录A本要求用词说明2222附录B资料性附录2323附录C资料性附录2424前言为加紧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，推进和指导新建工程设计和建设工作，深化标准化建设，根据“统一计划、统一标准、统一建设”标准，国家电网企业组织编写了《110（66）kV~220kV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，主动优化和创新，主动应用新技术、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结果、通用设计和“两型一化”等标准化建设结果，强化全寿命周期设计理念和方法应用，充足 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 现智能变电站技术优异、安全可靠、创新优化、结果自主、经济适用、节省环境保护等优异性，引领智能变电站设计技术进步方向。智能变电站设计除应实施本标准外，尚应严格实施强制性国家标准和行业标准，应符合现行国家、行业相关标准要求。根据有利于企业技术进步，有利于电网安全、优质、经济运行和提升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-《标准化工作导则第1部分：标准结构和编写规则》要求。本标准由国家电网企业基建部提出。本标准由国家电网企业基建部归口并解释。本标准关键起草单位：本标准关键起草人：本标准于首次公布。110（66）kV～220kV智能变电站设计规范1范围本标准适适用于交流110（66）kV～220kV智能变电站新建工程。相同电压等级扩建、改建工程可参考实施。2引用标准下列文件中条款经过本要求引用而成为本要求条款。通常注明日期应用文件，其随即全部修订单（不包含勘误内容）或修订版均不适适用于本要求，然而，激励依据本要求达成 协议 离婚协议模板下载合伙人协议 下载渠道分销协议免费下载敬业协议下载授课协议下载 各方研究是否可使用这些文件最新版本。通常不注明日期引用文件，其最新版本适适用于本要求。GB1207-电压互感器GB1208-电流互感器GB/T20840.7-(IEC60044-7(1999))互感器第7部分：电子式电压互感器GB/T20840.8-(IEC60044-8())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-静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T621-1997交流电气装置接地DL/T860变电站通信网络和系统DL/T5002-地域电网调度自动化设计技术规程DL/T5003-电力系统调度自动化设计技术规程DL/T5056-变电所总部署设计技术规程DL/T5136-火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5149-220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术术规程DL/T5202-电能量计量系统设计技术规程DL/T5218-220kV～500kV变电所设计技术规程DL/T5222-导体和电器选择设计技术要求NDGJ96-1992变电所建筑结构设计技术要求YD981.2-1998(​:809​/​page​/​tbsbrowser.cbs?urlname=tbss%3A%2F%2F2Ui9i38FjdSuiJVeUXaU%2FHzW%2FN%2DWo7PK2bk%2DPPFtT4HgSjHpDU0E0rQmCkLiPwADl03nNnSMstUDzrgk1GG6%2FfliLQ3tJjiNgd3cgh82qj%2F2AFD6hzWp8MwLgdzYHtdT2a2D9iuAs9mw9fapdKlz3bJuEQvkho9WL5dX3wJUvAtuRt0mw0yeM4S35eT4pTJ5CDFvIk1qftsxT2M2nW%2D5p8Hkxit7Lg5oOkwL6S9P%2FXXkEGnHf4rzRQM5KcwsmBIQ6aYKY5wDKa%2DOONnJsR0eyA"\t"_blank​)接入网用光纤带光缆第二部分：中心管式(​:809​/​page​/​tbsbrowser.cbs?urlname=tbss%3A%2F%2F2Ui9i38FjdSuiJVeUXaU%2FHzW%2FN%2DWo7PK2bk%2DPPFtT4HgSjHpDU0E0rQmCkLiPwADl03nNnSMstUDzrgk1GG6%2FfliLQ3tJjiNgd3cgh82qj%2F2AFD6hzWp8MwLgdzYHtdT2a2D9iuAs9mw9fapdKlz3bJuEQvkho9WL5dX3wJUvAvZxtzCJp9axBxMHRX4YTsBa7GRNvpCufwKeKI64ynf4IzbTa87vqlCOkwL6S9P%2FXXkEGnHf4rzRQM5KcwsmBIQ6aYKY5wDKa%2DOONnJsR0eyA"\t"_blank​)YD981.2-1998(​:809​/​page​/​tbsbrowser.cbs?urlname=tbss%3A%2F%2F2Ui9i38FjdSuiJVeUXaU%2FHzW%2FN%2DWo7PK2bk%2DPPFtT4HgSjHpDU0E0rQmCkLiPwADl03nNnSMstUDzrgk1GG6%2FfliLQ3tJjiNgd3cgh82qj%2F2AFD6hzWp8MwLgdzYHtdT2a2D9iuAs9mw9fapdKlz3bJuEQvkho9WL5dX3wJUvAtuRt0mw0yeM4S35eT4pTJ5CDFvIk1qftsxT2M2nW%2D5p8Hkxit7Lg5oOkwL6S9P%2FXXkEGnHf4rzRQM5KcwsmBIQ6aYKY5wDKa%2DOONnJsR0eyA"\t"_blank​)接入网用光纤带光缆第三部分：松套层绞式(​:809​/​page​/​tbsbrowser.cbs?urlname=tbss%3A%2F%2F2Ui9i38FjdSuiJVeUXaU%2FHzW%2FN%2DWo7PK2bk%2DPPFtT4HgSjHpDU0E0rQmCkLiPwADl03nNnSMstUDzrgk1GG6%2FfliLQ3tJjiNgd3cgh82qj%2F2AFD6hzWp8MwLgdzYHtdT2a2D9iuAs9mw9fapdKlz3bJuEQvkho9WBwe2Uo%2DK%2FvDZxtzCJp9axBxMHRX4YTsBa7GRNvpCufwKeKI64ynf4IzbTa87vqlCOkwL6S9P%2FXXkEGnHf4rzRQM5KcwsmBIQ6aYKY5wDKa%2DOONnJsR0eyA"\t"_blank​)Q/GDW***-智能变电站技术导则Q/GDW***-IEC61850继电保护工程应用模型IEC61588Precisionclocksynchronizationprotocolfornetworkedmeasurementandcontrolsystems网络测量和控制系统精密时钟同时协议(​:809​/​page​/​tbsbrowser.cbs?urlname=tbss%3A%2F%2F2Ui9i38FjdSuiJVeUXaU%2FHzW%2FN%2DWo7PK2bk%2DPPFtT4HgSjHpDU0E0rQmCkLiPwADyIERakTUvoP2q4wD2CZPIsIOLPdf9xKjWWl02Fxl1eNlmdx7u%2FAogAU5mtun2CkhWHNtYUBZquW0R8NAjBWwmGFW8CUH2Yrq3UTHUoatqBZo44mTXc6UBaZ2Q6j%2FMcCnyea7b7XKRc5hzMM1lu8xTM2jRVB6mMn7jjjZybEdHsg"\t"_blank​)IEC61850CommunicationNetworksandSystemsinSubstations变电站通信网络和系统IEC61970Energymanagementsystemapplicationprograminterface(EMS-API)(​:809​/​page​/​tbsbrowser.cbs?urlname=tbss%3A%2F%2F2Ui9i38FjdSuiJVeUXaU%2FHzW%2FN%2DWo7PK2bk%2DPPFtT4HgSjHpDU0E0rQmCkLiPwADyIERakTUvoP2q4wD2CZPIsIOLPdf9xKjxtat5VKSadbmOrqc8UDOnUOKlcCiw8Tw5S0rddc272DnivfiuIWQyw4WWEfRO9cIo7Fn9QqaHFsWn3UrgboZFbxj85G78Sd%2FjfqgFLNDHNj6SBAlPqsOa4442cmxHR7I"\t"_blank​)能量管理系统应用程序接口(EMS-API)3术语和定义GB/T2900.1确立术语和定义适适用于本标准。3.1智能变电站smartsubstation采取优异、可靠、集成、低碳、环境保护智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基础要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基础功效，并可依据需要支持电网实时自动控制、智能调整、在线分析决议、协同互动等高级功效，实现和相邻变电站、电网调度等互动变电站。3.2智能设备intelligentequipment一次设备和其智能组件有机结合体，二者共同组成一台（套）完整智能设备。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集合。3.4智能单元smartunit一个智能组件。和一次设备采取电缆连接，和保护、测控等二次设备采取光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变等）测量、控制等功效。3.5电子式互感器electronicinstrumenttransformer一个装置，由连接到传输系统和二次转换器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量，供测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.6电子式电流互感器electroniccurrenttransformer；ECT一个电子式互感器，在正常适用条件下，其二次转换器输出实质上正比于一次电流，且相位差在联结方向正确时靠近于已知相位角。3.7电子式电压互感器electronicvoltagetransformer；EVT一个电子式互感器，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靠近于已知相位角。3.8合并单元mergingunit用以对来自二次转换器电流和/或电压数据进行时间相关组合物理单元。合并单元能够是互感器一个组成件，也能够是一个分立单元。3.9设备状态监测on-Linemonitoringofequipment经过传感器、计算机、通信网络等技术，获取设备多种特征参量并结合教授系统分析，及早发觉设备潜在故障。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，经过设备状态评价、风险评定，检修决议，达成运行安全可靠，检修成本合理一个检修策略。3.11MMSmanufacturingmessagespecification制造报文规范是ISO/IEC9506标准所定义一套用于工业控制系统通信协议。MMS规范了工业领域含有通信能力智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备通信行为，使出自不一样制造商设备之间含有互操作性（Interoperation）。3.12GOOSEgenericobjectorientedsubstationevent面向变电站事件通用对象服务它支持由数据集组织公共数据交换。关键用于实现在多个含有保护功效IED之间实现保护功效闭锁和跳闸。3.13互操作性interoperability来自同一或不一样制造商两个以上智能电子设备交换信息、使用信息以正确实施要求功效能力。3.14一致性测试conformancetest检验通信信道上数据流和标准条件一致性，包含到访问组织、格式、位序列、时间同时、定时、信号格式和电平、对错误反应等。实施一致性测试，证实和标准或标准特定描述部分相一致。一致性测试应由经过ISO9001验证组织或系统集成者进行。3.15次序控制sequencecontrol发出整批指令，由系统依据设备状态信息改变情况判定每步操作是否到位，确定到位后自动实施下一指令，直至实施完全部指令。3.16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系统，实现变电站内自动化，包含智能电子设备和通信网络设施。3.17交换机switch一个有源网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段经过转发器连接而成。3.18全景数据panoramicdata反应变电站电力系统运行稳态、暂态、动态数据和变电站设备运行状态、图像等数据集合。3.19站域控制substationareacontrol经过对变电站内信息分布协同利用或集中处理判定，实现站内自动控制功效装置或系统。3.20站域保护substationareaprotection一个基于变电站统一采集实时信息，以集中分析或分布协同方法判定故障，自动调整动作决议继电保护。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补充要求，和现行标准、规范不一致之处以本标准为准。4.2智能变电站应表现设备智能化、连接网络化、信息共享化等特征，并实现高级功效应用。4.3智能变电站设计应遵照以下标准:a)智能变电站设计应遵照《智能变电站技术导则》（以下简称《导则》）相关技术标准；b)在安全可靠基础上，采取智能设备，提升变电站智能化水平；c)在技术优异、运行可靠前提下，逐步推广电子式互感器应用；d)应建立全站数据通信网络，数据采集、传输、处理应数字化、共享化；e)在现有技术条件下，全站设备在线监测功效宜利用统一信息平台，应综合在线监测技术成熟度和经济性，对关键设备实现实状况态检修，降低停电次数、提升检修效率；f)优化设备配置，实现功效集成整合；g)提升变电站运行自动化水平和管理效率，优化变电站设备全寿命周期成本；h)技术适度超前、符合未来发展趋势，对于现阶段不含有条件实现高级功效应用，应预留其远景功效接口；5电气一次部分5.1智能设备5.1.1智能变电站宜采取智能设备。智能组件是灵活配置物理设备，可包含测量单元、控制单元、保护单元、计量单元、检测单元中一个或多个。测控装置、保护装置、状态检测组件等均可作为独立智能组件。智能组件安装方法是外置或内嵌，也能够两种形式共存。智能设备可采取以下模式：a)独立运行一次设备加上外置智能组件。b)一次设备加上内嵌包含状态检测单元智能组件，再加上外置一个或多个智能组件。c)一次设备加上内嵌智能组件。智能设备操作宜支持次序控制。5.1.2智能单元配置标准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）若采取户内开关柜保护测控下放部署时，可不配置智能单元；若采取户外敞开式配电装置保护测控集中部署时，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)智能单元宜分散部署于配电装置场地。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（主变间隔除外）若采取户内开关柜保护测控下放部署时，可不配置智能单元；若采取户外敞开式配电装置保护测控集中部署时，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)智能单元宜分散部署于配电装置场地。5.1.3技术要求a)智能设备1)一次设备应含有高可靠性，和当地环境相适应；2)信号传变、数据采集时，宜将压力、油位等直接反应设备运行情况模拟量数字化，满足多种应用对数据采集精度、频率要求，并以网络方法送出；3)采集和控制系统宜就地设置，和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)应含有异常时钟信息识别防误功效，同时含有一定守时功效；5)应含有参量自检测、就地综合评定、实时状态预报、自诊疗、自恢复功效，设备故障自动定位，相关信息能以网络方法输出；6)宜有标准化物理接口及结构，含有即插即用功效；7)宜将测量、控制、计量、保护和检测等功效进行一体化设计，集成到统一硬件平台上，但不一样功效区应有足够绝缘强度电气隔离功效；8)宜采取测控、保护一体化设备，装置可分散就地安装；9)应考虑通信网络延时情况并采取方法，不能影响相关智能组件（尤其是保护）功效及性能要求；10)应支持在线调试功效；11)经过智能组件能对站内关键设备健康情况和改变趋势作出综合评定；12)一次设备可采取组合型设备。b)智能单元1)宜支持以GOOSE方法上传信息量，同时接收来GOOSE下行控制量，实现对一次设备控制功效；2)GOOSE信息处理时延应小于1ms；3)宜能接入站内时间同时网络，经过光纤接收站内时间同时信号；4)宜含有GOOSE命令统计功效，统计收到GOOSE命令时刻、GOOSE命令起源及出口动作时刻等内容，并能提供便捷查看方法；5)宜含有完善闭锁告警功效，包含电源中止、通信中止、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)宜能接收传感器输出信号，宜含有接入温度、湿度等模拟量输入信号，并上传自动化系统；8）主变本体智能单元宜含有主变本体/有载开关非电量保护、上传本体多种非电量信号等功效；重瓦斯保护跳闸宜经过控制电缆直跳方法实现，其它非电量保护跳闸可经过GOOSE方法实现。5.2互感器5.2.1配置标准a)互感器互感器配置标准关键兼顾技术优异性和经济性。1)220kV变电站——110(66)～220kV电压等级宜采取电子式互感器；——35kV及以下（主变间隔除外）若采取户内开关柜保护测控下放部署时，宜采取常规互感器或模拟小信号输出互感器，可采取带模拟量插件合并单元进行数字转换；若采取户外敞开式配电装置保护测控集中部署时，宜采取电子式互感器；——主变中性点（或公共绕组）可采取电子式电流互感器，其它套管电流互感器依据实际需求可取消；——线路、主变间隔若设置三相电压互感器，可采取电流电压组合型互感器；——在含有条件时，互感器可和隔离开关、断路器进行组合安装。2)110kV及以下变电站——110(66)kV电压等级宜采取电子式互感器；——35kV及以下（主变间隔除外）若采取户内开关柜保护测控下放部署时，宜采取常规互感器或模拟小信号输出互感器，可采取带模拟量插件合并单元进行数字转换；若采取户外敞开式配电装置保护测控集中部署时，宜采取电子式互感器；——主变中性点（或公共绕组）可采取电子式电流互感器，其它套管电流互感器依据实际需求可取消；——线路、主变间隔若设置三相电压互感器，可采取电流电压组合型互感器；——在含有条件时，互感器可和隔离开关、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-、GB1208-相关要求；2)电子式互感器应符合GB/T20840.7、GB/T20840.8相关要求；3)电子式互感器和合并单元间接口、传输协议宜统一；4)测量用电流正确度应不低于0.2S，保护用电流正确度应不低于5TPE；5)测量用电压正确级应不低于0.2，保护用电压正确级应不低于3P；；流用元应互感器；部署，智能单元应二次设备采取光纤连接，实现对一6)电子式互感器工作电源宜采取直流；7)对于带两路独立输出电子式互感器，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。b)合并单元1)输出协议宜支持DL/T860.92或IEC61850-9-2标准；2)宜含有多个光纤以太网口，整站输出采样速率宜统一，额定数据速率宜采取DL/T860或IEC61850推荐标准；3)宜含有完善闭锁告警功效，能确保在电源中止、电压异常、采集单元异常、通信中止、通信异常、装置内部异常等情况下不误输出；4)宜含有合理时间同时机制和采样时延赔偿机制，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相差保持一致；多个合并单元之间同时性能也须能满足现场使用要求；5)宜含有电压切换或电压并列功效，宜支持以GOOSE方法开入断路器或刀闸位置状态；6)宜含有光纤通道光强监视功效，实时监视光纤通道接收到光信号强度，并依据检测到光强度信息，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监测范围和参量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；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传输、汇总、和诊疗分析。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效，宜采取一体化设计。6二次部分6.1通常要求6.1.1变电站自动化系统采取开放式分层分布式系统，由系统层和设备层组成，其中系统层包含站控层，设备层包含间隔层和过程层组。6.1.2变电站自动化系统宜统一组网，信息共享，通信规约采取DL/T860或IEC61850标准。变电站内信息宜含有共享性和唯一性，保护故障信息、远动信息不反复采集。6.1.3保护及故障信息管理功效由变电站自动化系统实现。6.1.4故障录波可采取集中式，也可采取分布式，故障录波支持DL/T860或IEC61850标准。6.1.5电能表宜采取支持DL/T860或IEC61850标准数字式电能表。6.1.6变电站宜配置公用时间同时系统；6.1.7变电站自动化系统应实现全站防误操作闭锁功效。6.1.8应根据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IEC61970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系统组成a)变电站自动化系统组成在逻辑功效上宜由站控层、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多种二次功效站组成，提供所内运行人机联络界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功效，形成全所监控、管理中心，并和远方监控/调度中心通信。c)间隔层由若干个二次子系统组成，在站控层及站控层网络失效情况下，仍能独立完成间隔层设备就地监控功效。d)过程层由电子式互感器、合并单元、智能单元等组成，完成和一次设备相关功效，包含实时运行电气量采集、设备运行状态监测、控制命令实施等。6.2.2网络结构a)全站网络宜采取高速以太网组成，通信规约宜采取DL/T860或IEC61850标准，传输速率不低于100Mbps；b)全站网络在逻辑功效上可由站控层网络和过程层网络组成，过程层网络包含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取三层设备两层网络结构，宜采取冗余通信网络结构。2)站控层网络——网络结构拓扑宜采取双星型或单环形，对于双星型网络宜采取双网双工方法运行，能实现网络无缝切换；——站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。3)过程层GOOSE网络——过程层GOOSE报文应采取网络方法传输，网络结构拓扑宜采取星型；——220kV宜配置双套物理独立单网；——110(66)kV宜配置双网；——35kV及以下若采取户内开关柜保护测控下放部署时，宜不设置独立GOOSE网络，GOOSE报文可经过站控层网络传输；若采取户外敞开式配电装置保护测控集中部署时，可设置独立GOOSE网络；——主变220kV侧宜配置双套物理独立单网，主变110(66)kV、35kV侧宜配置双网；——GOOSE网络宜多间隔共用交换机。4)过程层采样值网络——宜采取网络方法传输，通信协议宜采取DL/T860.92或IEC61850-9-2标准；——可采取点对点方法传输，通信协议宜采取DL/T860.92或IEC61850-9-2标准；——对于网络方法，网络结构拓扑宜采取星型。220kV宜配置双套物理独立单网；110(66)kV及以下宜配置双网；主变各侧宜配置双套物理独立单网；——35kV及以下若采取户内开关柜保护测控下放部署时，可采取点对点连接方法；若采取户外敞开式配电装置保护测控集中部署时，可采取点对点或网络连接方法；——采样值网络宜多间隔共用交换机。d)110kV及以下变电站网络结构1）变电站自动化系统可采取三层设备两层网络结构，也可采取三层设备一层网络结构。2）站控层网络——网络结构拓扑宜采取单星型；——站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。3)过程层GOOSE网络——过程层GOOSE报文应采取网络方法传输，网络结构拓扑宜采取星型；——110(66)kV宜配置双网；——35kV及以下若采取户内开关柜保护测控下放部署时，宜不设置独立GOOSE网络，GOOSE报文可经过站控层网络传输；若采取户外敞开式配电装置保护测控集中部署时，可设置独立GOOSE网络；——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——宜采取网络方法传输，通信协议宜采取DL/T860.92或IEC61850-9-2标准；——对于网络方法，网络结构拓扑宜采取星型，宜根据双网配置；——35kV及以下若采取户内开关柜保护测控下放部署时，可采取点对点连接方法；若采取户外敞开式配电装置保护测控集中部署时，可采取点对点或网络连接方法；——采样值网络宜多间隔共用交换机。6.2.3220kV变电站设备配置a)站控层设备站控层设备通常包含主机兼操作职员作站、远动通信装置、网络通信统计分析系统、和其它智能接口设备等。1)主机兼操作职员作站——主机兼操作职员作站是变电站自动化系统关键人机界面，应满足运行人员操作时直观、便捷、安全、可靠要求。主机兼操作职员作站配置应能满足整个系统功效要求及性能指标要求，容量应和变电站计划容量相适应。——主机兼操作职员作站还应能实现保护及故障信息管理功效，应能在电网正常和故障时，采集、处理多种所需信息，能够和调度中心进行通信。——主机兼操作职员作站宜双套配置。2)远动通信装置——远动通信装置要求直接采集来自间隔层或过程层实时数据，远动通信装置应满足DL5002、DL5003要求，其容量及性能指标应能满足变电所远动功效及规范转换要求。——远动通信装置应双套配置。3)网络通信统计分析系统——变电站宜配置一套网络通信统计分析系统。系统应能实时监视、统计网络通信报文，周期性保留为文件，并进行多种分析。信息统计保留不少于6个月。b)间隔层设备间隔层设备包含测控装置、保护装置、电能计量装置、集中式处理装置和其它智能接口设备等。1)测控装置——测控装置应根据DL/T860或IEC61850标准建模，含有完善自描述功效，和站控层设备直接通信。测控装置应支持经过GOOSE报文实现间隔层防误联闭锁和下发控制命令功效；——测控装置宜设置检修压板，其它功效投退和出口压板宜采取软压板；——宜采取保护测控合一装置，也可采取保护、测控独立装置，并按电气单元进行配置。2)保护装置——保护装置应根据DL/T860(IEC61850)标准建模，含有完善自描述功效，和变电站层设备直接通信；——保护装置应支持经过GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传输；——保护装置宜设置检修压板，其它功效投退和出口压板宜采取软压板；——保护配置应满足继电保护相关标准。3)故障录波——故障录波装置应根据DL/T860(IEC61850)标准建模，含有完善自描述功效，和变电站层设备直接通信；——可采取集中式故障录波，也可采取分布式录波方法。集中式录波时，装置应支持经过GOOSE网络接收GOOSE报文录波，以网络方法或点对点方法接收DL/T860.92或IEC61850-9-2采样值数据录波；——当采取集中式故障录波时，220kV、110（66）kV、主变可分别配置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；——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，以网络方法或点对点方法采集电流电压信息；——电能计量配置应满足现行相关标准。5)其它装置——备自投装置、区域稳定控制装置、低周减载装置等应根据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——宜取消装置柜内打印机，设置网络打印机，经过站控层网络通信打印全站各装置保护告警、事件等。c)过程层设备1)电子式互感器和合并单元满足本要求5.2节要求；2)智能单元满足本要求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通常包含主机兼操作职员作站、远动通信装置、网络通信统计分析系统、和其它智能接口设备等。1)主机兼操作职员作站——主机兼操作职员作站是变电站自动化系统关键人机界面，应满足运行人员操作时直观、便捷、安全、可靠要求。主机兼操作职员作站配置应能满足整个系统功效要求及性能指标要求，容量应和变电站计划容量相适应。——主机兼操作职员作站还应能实现保护及故障信息管理功效，应能在电网正常和故障时，采集、处理多种所需信息，能够和调度中心进行通信。——主机兼操作职员作站宜单套配置。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实时数据，远动通信装置应满足DL5002、DL5003要求，其容量及性能指标应能满足变电所远动功效及规范转换要求。——远动通信装置应单套配置。3)网络通信统计分析系统——变电站宜配置一套网络通信统计分析系统。系统应能实时监视、统计网络通信报文，周期性保留为文件，并进行多种分析。信息统计保留不少于6个月。b)间隔层设备间隔层设备包含测控装置、保护装置、电能计量装置、集中式处理装置和其它智能接口设备等。1)测控装置——测控装置应根据DL/T860或IEC61850标准建模，含有完善自描述功效，和站控层设备直接通信。测控装置应支持经过GOOSE报文实现间隔层防误联闭锁功效。——宜采取保护测控合一装置，并按电气单元进行配置。2)保护装置——保护装置应根据DL/T860(IEC61850)标准建模，含有完善自描述功效，和变电站层设备直接通信；——保护装置应支持经过GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传输；——保护装置功效投退和出口压板宜采取软压板；——保护配置应满足继电保护相关标准。3)故障录波——宜采取分布式故障录波，也可采取集中式故障录波。故障录波装置应支持经过GOOSE网络接收GOOSE报文录波，以网络方法或点对点方法接收DL/T860.92或IEC61850-9-2采样值数据录波；——当采取集中式故障录波时，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/T860.92或IEC61850-9-2标准，以网络方法或点对点方法采集电流电压信息；——电能计量配置应满足现行相关标准。5)其它装置——备自投装置、区域稳定控制装置、低周减载装置等应根据DL/T860或IEC61850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——宜取消装置柜内上打印机，设置网络打印机，经过站控层网络通信打印全站各装置保护告警、事件等。c)过程层设备1)电子式互感器和合并单元满足本要求5.2节要求；2)智能单元满足本要求5.1节要求；6.2.5网络通信设备a)交换机应满足DL/T860或IEC61850标准。b)220kV变电站交换机配置标准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根据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和采样值报文均采取网络方法传输时，GOOSE和采样值报文宜采取共交换机传输，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，35kV及以下交换机宜根据母线段配置；——当过程层采样值报文采取点对点方法传输时，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及以下交换机宜根据母线段配置；——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标准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根据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和采样值报文均采取网络方法传输时，GOOSE和采样值报文宜采取共交换机传输，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及以下交换机宜根据母线段配置；——当过程层采样值报文采取点对点方法传输时，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及以下交换机宜根据母线段配置；——110（66）kV母线差动保护宜按远景规模配置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取屏蔽双绞线；通向户外通信介质应采取光缆；2)采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高信息传输宜采取光纤。6.2.6系统功效a)应能实现数据采集和处理功效；b)应建立实时数据库，存放并不停更新来自间隔层或过程层设备全部实时数据；c)应含有次序控制功效；d)应满足无人值班相关功效要求；e)应含有防误闭锁功效；f)应含有报警处理功效，报警信息起源应包含自动化系统本身采集和经过数据通信接口获取多种数据；g)应含有事件次序统计及事故追忆功效；h)应含有画面生成及显示功效；i)应含有在线计算及制表功效；j)应含有对数字或模拟电能量处理功效；k)应含有远动通信功效；l)应含有人－机联络功效；m)应含有系统自诊疗和自恢复功效；n)应含有和其它智能设备接口功效；o)应含有保护及故障信息管理功效；p)宜含有设备状态可视化功效；q)宜含有智能告警及事故信息综合分析决议功效；r)应含有网络报文统计分析功效；s）应含有对基础数据信息模型进行配置管理，并自动生成数据统计功效；t）依据运行要求，实现其它需要高级应用功效。6.2.7和其它智能设备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取DL/T860或IEC61850标准和变电站自动化系统通信。6.3其它二次系统6.3.1全站时间同时系统a)全站宜配置一套公用时间同时系统，220kV变电站宜采取GPS和北斗系统标准授时信号进行时钟校正，110kV及以下变电站可依据具体情况决定是否采取卫星标准授时信号进行时钟校正；b)站控层设备宜采取SNTP网络对时方法；220kV变电站间隔层和过程层设备宜采取IRIG-B(DC)点对点对时方法，也可采取IEC61588网络对时方法；110（66）kV变电站间隔层和过程层设备宜采取IEC61588网络对时方法，也可采取IRIG-B(DC)点对点对时方法；c)过程层交换机宜支持IEC61588同时对时功效。6.3.2二次系统安全防护二次系统安全防护应遵照电监会5号令《电力二次系统安全防护要求》、电监安全[]34号《电力二次系统安全防护总体 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 》及《变电站二次系统安全防护方案》相关要求。6.3.3直流及UPS电源系统a)宜采取交直流、UPS一体化电源系统；b)宜设智能型监测装置，含有完善保护、在线自诊疗、绝缘检测、直流接地巡检及微机蓄电池自动巡检等功效。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；b)图像监视及安全警卫系统宜实现和变电站设备操作、报警等各类事件联动；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辅助控制。6.4二次设备组柜6.4.1站控层设备a)220kV变电站1）主机兼操作员站：可不组柜，部署在控制台上；2）远动通信装置：2套远动通信装置宜组1面柜；3）网络统计分析仪：分析仪和统计仪宜组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。b)110kV变电站1）主机兼操作员站：可不组柜，部署在控制台上；2）远动通信装置：1套远动通信装置宜组1面柜；3）网络统计分析仪：分析仪和统计仪宜组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。6.4.2间隔层设备当采取集中部署方法时，宜根据以下标准进行组柜：a)220kV间隔：若采取保护测控合一装置，1个间隔内保护测控、合并单元可组1面柜；若采取保护、测控独立装置，1个间隔内保护、测控、合并单元可组2面柜；220kV母线保护可组1~2面柜；b)110（66）kV间隔：2个间隔内保护测控、合并单元可组1面柜；110（66）kV母线保护宜组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)110kV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部署于开关柜；f)全站配置1面公用测控柜，柜上部署2个测控装置，用于站内其它公用设备接入；当采取分散部署方法时，设备组柜方法可依据配电装置场地具体安装条件，参考集中部署方法标正确定。6.4.3过程层设备a)合并单元宜和保护装置合并组柜，也可单独组柜；b)智能单元宜安装部署于所在间隔户外柜或汇控柜内。6.4.4网络通信设备a)站控层交换机：——站控层中心交换机宜和远动通信装置合组1面柜；——二次设备室站控层交换机宜依据设备室条件，根据光缆和电缆连接数量最少标准和其她设备共同组柜安装；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，并配置对应ODU（光纤分配单元）和PDU（电源分配单元）。6.5二次设备部署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站控层设备宜集中部署于二次设备室。6.5.3对于户外配电装置，间隔层设备宜集中部署于二次设备室，智能单元宜分散部署于配电装置场地，合并单元宜集中部署于二次设备室。6.5.4对于户内配电装置，间隔层设备可分散部署于配电装置场地，智能单元和合并单元宜分散部署于配电装置场地。6.6光/电缆选择6.6.1二次设备室内通信联络宜采取屏蔽双绞线，但采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高信息传输宜采取光纤。6.6.2智能变电站电缆选择及敷设设计应符合GB50217要求。6.6.3双重化保护电流、电压，和GOOSE跳闸控制回路等需要增强可靠性两套系统，应采取各自独立光缆。6.6.4光缆选择a)光缆选择依据其传输性能、使用环境条件决定；b)除线路保护专用光纤外，宜采取缓变型多模光纤；c)室内光缆通常采取非金属阻燃增强型光缆，缆芯通常采取紧套光纤；d)室外光缆宜采取中心束管式或层绞式光缆；e)每根光缆宜备用2～4芯，光缆芯数宜选择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/T621、DL/T5136、DL/T5149要求。7变电站总部署在安全可靠、技术优异、经济合理前提下，智能变电站设计应符合资源节省、环境友好技术标准，结合新设备、新技术使用条件，优化配电装置场地和建筑物部署。8土建和建筑物8.1宜结合设备整合，优化设备部署和建筑结构，降低占地面积和建筑面积。8.2光缆可采取电缆沟敷设，也可采取穿管、槽盒等方法敷设。严寒地域宜采取防冻方法，预防光缆损伤。8.3电缆沟设计：智能变电站内连接介质降低，宜缩小电缆沟截面，降低敷设材料，实现电缆沟优化设计。9辅助设施功效要求9.1电气照明：应选择配合光合理、效率高节能绿色照明灯具，以降低能耗，宜实现灯光自动开启和关闭功效；当采取太阳能、地热、风能等清洁能源供电时，宜优先采取清洁能源，如容量不够时，再利用其它供电实时匹配需要容量，清洁能源和其它供电方法宜能自动切换。9.2采暖、通风：可实现采暖设备按设定温度自动或远方控制；可实现SF6电气设备室内自动检测报警，超限自动开启机械通风系统；可实现散热设备室运行温度检测，超温自动开启散热排风系统，并设烟感闭锁，火灾报警自动切断电源。9.3火灾自动报警：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适当地消防部门认证，宜采取DL/T860或IEC61850通信标准和站控层通信，实现对采暖、通风系统闭锁，和图像监视及安全警卫系统联动。9.4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高级功效要求10.1设备状态可视化应采集关键一次设备（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智能告警及分析决议应建立变电站故障信息逻辑和推理模型，实现对故障告警信息分类和信号过滤，对变电站运行状态进行在线实时分析和推理，自动汇报变电站异常并提出故障处理指导意见。告警信息宜关键在厂站端处理，以降低主站端信息流量，厂站可依据主站需求，为主站提供分层分类故障告警信息。10.3故障信息综合分析决议宜在故障情况下对包含事件次序统计信号及保护装置、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练明了可视化界面综合展示。10.4支撑经济运行和优化控制应综合利用FACTS、变压器自动调压、无功赔偿设备自动调整等手段，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集中处理、判定，实现站内安全自动控制装置（如备自投、母线分合运行）协调工作，适应系统运行方法要求。10.6站域保护适应智能变电站多个运行方法，利用集中或分布协调方法采集全站运行数据进行分析计算，优化后备保护功效，提升保护自适应能力。汇总全站信息，侧重于系统稳定控制功效。10.7和外部系统交互信息宜含有和大用户、各类电源等外部系统进行信息交换功效，能转发相关设备运行情况等信息。附录A本要求用词说明A.1.1为便于在实施本规程条文时区分对待，对要求严格程度不一样用词说明以下：1)　表示很严格，非这么做不可用词：正面词采取“必需”，反面词采取“严禁”。2)表示严格，在正常情况下均应这么做用户：正面词采取“应”，反面词采取“不应”或“不得”。3)表示许可稍有选择，在条件许可时首先应这么做用词：正面词采取“宜”，反面词采取“不宜”。4)表示有选择，在一定条件下能够这么做用词：采取“可”。A.1.2条文中指明应按其它相关标准、规范实施时，写法为“应按××实施”或“应符合××要求或要求”，非必需按所指定标准规范要求实施时，写法为“可参考××”。A.1.3条文中条款之间承上启下连接用语，通常采取“符合以下要求或要求”、“满足以下××”或“符合以下条件”。附录B资料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虚端子配置方法经过以下技术方案实现：提出智能装置虚端子、虚端子逻辑连线和GOOSE配置表等概念，具体包含有：1、虚端子：智能装置GOOSE“虚端子”概念，将智能装置开入逻辑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汉字名称外，还需标注信号在智能装置中内部数据属性，智能装置虚端子设计需要结合变电站主接线形式，应能完整表现和其它装置联络全部信息，并留适量备用虚端子。2、逻辑连线：虚端子逻辑连线以智能装置虚端子为基础，依据继电保护原理，将各智能装置GOOSE配置以连线方法加以表示，虚端子逻辑连线1～k分别定义为LL1～LLk。虚端子逻辑连线能够直观地反应不一样智能装置之间GOOSE联络全貌，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，依据逻辑连线，将智能装置间GOOSE配置以列表方法加以整理再现。GOOSE配置表由虚端子逻辑连线及其对应起点、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，逻辑连线起点包含起点智能装置名称、虚端子OUTj和虚端子内部数据属性3列项，逻辑连线终点包含终点智能装置名称、虚端子INi和虚端子内部属性3列项。GOOSE配置表对全部虚端子逻辑连线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，首先依据智能装置开发原理，设计智能装置虚端子，其次，结合继电保护原理，在虚端子基础上设计完成虚端子逻辑连线，最终，根据逻辑连线，设计完成GOOSE配置表。逻辑连线和GOOSE配置表共同组成了数字化变电站GOOSE配置虚端子设计图。附录C资料性附录220kV线路间隔组网方案一为：采样值报文采取点对点方法传输，GOOSE报文采取网络方法传输，如附图C.1所表示。220kV线路间隔组网方案二为：采样值报文、GOOSE报文均采取网络方法传输，两类信