智能终端技术规范试行版.docx

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智能终端技术规范试行版

Q/CSG

中国南方电网有限责任公司企业标准

智能终端技术规范

（2018年试行版）

Technicalspecificationforsmartterminal

中国南方电网有限责任公司发布

目次I

前言I

1范围.1

2规范性引用文件.1

3术语和定义.1

4一般技术要求及配置原则.1

5功能要求.2

6性能要求.5

7布置和组柜.6

8光缆选型及敷设要求.7

9对二次回路的要求.8

10与相关标准的衔接.8

附录A（规范性附录）智能终端接口和虚端子9

附录B（规范性附录）智能终端面板指示灯27

附录C（规范性附录）智能终端模型31

前言

本技术规范遵循《南方电网电力装备技术导则》（Q/CSG1203005-2015）规定的技术原则，根据GB/T1.1-2009相关规则编制。

本规范旨在规范南方电网智能终端装置的配置原则、功能要求、性能要求、布置和组柜要求、光缆选型及敷设要求、以及相关二次回路要求，提高智能终端装置的标准化水平，为智能终端的制造、设计、运行、管理和维护工作提供有利条件，提升智能终端的运行、管理水平。

本技术规范代替Q/CSG1204005.67.6-2014《南方电网一体化电网运行智能系统技术规范第6部分：

厂站应用第7篇：

厂站装置功能及接口规范第6分册：

智能终端》，与Q/CSG1204005.67.6-2014相比，除编辑性修改外主要技术变化如下：

——根据最新发布的国家标准和电力行业标准，对第2章规范性引用文件进行了补充更新，其后的内容进行了相应修改；

——修改了配置原则（见4.2）；

——增加了建模原则（见4.3）；

——增加了型号规范及软件版本（见4.4）；

——增加了适用范围（见4.5）；

——重新编写了第5章功能要求内容；

——重新编写了第6章性能要求内容；

——增加了第7章布置和组柜设计规范内容；

——增加了第8章光缆选型及敷设要求内容；

——增加了第9章对二次回路的要求内容；

——增加附录A（规范性附录）智能终端接口和虚端子；

——增加附录B（规范性附录）智能终端面板指示灯；

——增加附录C（规范性附录）智能终端模型。

本规范的附录A、B、C为规范性附录。

本规范由中国南方电网系统运行部（中国南方电网电力调度控制中心）提出、归口管理和负责解释。

本规范在起草的过程中得到了：

广东电网公司、广西电网公司、云南电网公司、贵州电网公司、海南电网公司、广州供电局和深圳供电局，以及南京南瑞继保电气有限公司、国电南京自动化股份有限公司、长园深瑞继保自动化有限公司、北京四方继保自动化股份有限公司、许继电气股份有限公司、国电南瑞科技股份有限公司、江苏金智科技股份有限公司等单位的支持。

本规范主要起草人：

刘千宽、陈桥平、张弛、彭业、徐鹏、丁晓兵、刘玮、王增超、刘琨、陈志刚、赵谦、余德冠、付强、安永帅、赵锋荣、王峰。

其中第1-3章由刘千宽编写，第4章由陈桥平、张弛编写，第5章由彭业、徐鹏编写，第6章由陈志刚、丁晓兵、刘玮编写，第7章由王增超编写，第8章由

刘琨编写，第9章由刘千宽编写，附录A-C由赵志刚、赵谦等编写,编写说明由刘千宽编写。

刘千宽、赵志刚负责统稿校核。

本标准自2018年6月起试行。

执行过程中的意见和建议,请及时反馈至中国南方电网有限责任公司系统运行部。

智能终端技术规范

1范围

本标准规定了智能变电站智能终端装置的技术要求、配置原则、功能要求、性能要求、布置和组柜要求、光缆选型及敷设要求、二次回路要求。

本规范适用于500kV及以下电压等级新建工程，扩建及技改工程可参照执行。

2规范性引用文件

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/T21711.1基础机电继电器第1部分：

总则与安全要求（IEC61810-1:

2003，IDT）

GB/T32890继电保护IEC61850工程应用模型

GB/T32901-2016《智能变电站继电保护通用技术条件》

GB51171-2016通信线路工程验收规范

DL/T860变电站通信网络和系统

智能变电站IEC61850工程通用应用模型

Q/CSG1204005.12—2014南方电网一体化电网运行智能系统技术规范第1－2部分：

体系及定义术

语和定义

3术语和定义

GB/T32890、GB/T32901、DL/T860和Q/CSG1203045-2017界定的以及下列术语和定义适用于本标准。

3.1通用面向对象的变电站事件（GOOS）E

GOOSE提供了变电站事件（如命令、告警等）快速传输的机制，可用于跳闸和故障录波启动等。

3.2智能终端（SmartTerminal）

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。

4一般技术要求及配置原则

本规范与《南方电网继电保护通用技术规范》一起，共同构成智能终端的全部技术要求。

4.1一般技术要求装置应符合以下技术要求：

a）应具备高可靠性，平均故障间隔时间应不小于30000小时，使用寿命宜大于10年；

b）硬件应是模块化的、标准化的插件式结构，各个板卡应易于维护和更换；除出口继电器外任何一个元器件损毁，应不造成误出口；

c）装置运行允许的环境温度为–40℃～+70℃，相对湿度为5%～100%（产品内部既不应凝露，也不应结冰）；

d）装置的贮存、运输允许的环境温度为－40℃～＋85℃，相对湿度不大于95％，在不施加任何激

励量的条件下，不出现不可逆变化。

4.2配置原则装置配置原则应符合以下要求：

a）220kV及以上电压等级的断路器智能终端应按双套配置；

b）各电压等级的主变各侧智能终端应按双套配置；各电压等级主变本体智能终端宜按双套配置；

c）110kV及以下电压等级的母联、分段、桥断路器的智能终端宜按双套配置；110kV及以下电压等

级的线路智能终端可按单套配置；500kV智能变电站的35kV无功补偿设备（电容器、电抗器）的智能终端宜按双套配置；

d）各电压等级母线PT智能终端宜按每段母线单套配置，若配电装置采用户内开关柜布置时母线宜不配置智能终端。

4.3建模原则

装置建模应符合DL/T860和《智能变电站IEC61850工程通用应用模型》的要求。

4.4型号规范及软件版本

装置型号及软件版本应符合以下要求：

a）装置型号由图1中①、②、③、④部分的信息组成，装置面板应能显示装置型号；

b）版本信息由图1中⑥、⑦、⑧部分的信息组成；

c）装置软件版本由装置型号、版本信息组成，装置软件版本描述方法如图1及表1所示。

装置型号

程序校验码

基础软件生成日期

基础软件版本

选配功能功能代码

-N表示常规装置，常规采样、常规跳闸

-DG-N表示南网智能化装置，常规采样、GOOS跳E闸

基础型号代码厂家系列代码，限2~5位字符厂家硬件平台代码，限2~5位字符

图1装置软件版本描述方法

表1智能终端“型号”代码分类表

序号

类型

分类

装置型号

型号代码

智能终端

断路器

三相智能终端

ILA

分相智能终端

ILB

本体

本体智能终端Ⅰ型

ITA

本体智能终端Ⅱ型

ITB

本体智能终端Ⅲ型

ITC

4.5适用范围表1规定的装置型号适用范围如下：

a）三相智能终端适用于三相机构控制断路器，也可用于控制母线刀闸；三相智能终端用于控制母线刀闸时可以称为母线智能终端；

b）分相智能终端适用于分相机构控制断路器；

c）本体智能终端Ⅰ型适用于三相主变和分相主变的单相，含非电量保护；

d）本体智能终端Ⅱ型适用于分相主变的三相合一装置，含非电量保护；

e）本体智能终端Ⅲ型适用于分相主变的三相合一装置，不含非电量保护。

5功能要求

5.1状态量采集装置的状态量采集应符合以下要求：

a）具有开关量采集功能，输入量点数可根据工程需要灵活配置，其中分相智能终端备用开入数量不少于40个，三相智能终端备用开入数量不少于20个，本体智能终端备用开入数量不少于10个；开关量输入采用110V或220V直流方式采集；

b）具备事件顺序记录（SOE）功能；

c）应具备电气隔离功能；

d）应具有开关量输入防抖功能，断路器位置、刀闸位置防抖时间宜统一设定为5ms，开入时标应是防抖前的时标。

5.2直流量采集应具备温度、湿度等直流量信号测量功能，直流量信号测量接口应支持0～5V、4～20mA两种方式。

5.3控制装置的控制功能应符合以下要求：

a）应具备断路器控制功能，可根据工程需要选择分相控制或三相控制等不同模式；

b）应具备开关量输出功能，用于控制隔离刀闸等设备，输出量点数可根据工程需要灵活配置，继电器输出接点容量应满足现场实际需要；

c）断路器智能终端双套配置而断路器操作机构配置单跳圈的情况下，需要将两套装置的跳闸接点并接；

d）常规站改造过程中，断路器智能终端与线路保护应同时改造，断路器智能终端应具备电缆TJR跳闸功能，并支持GOOS方E式转发TJR信号；

e）断路器防跳、断路器三相不一致保护功能以及各种压力闭锁功能宜在断路器本体操作机构中实现；智能终端应保留防跳功能，并可以方便取消防跳功能。

5.4GOOS信E息装置的GOOSE信息应符合以下要求：

a）应支持接收来自二次设备的GOOS下E行控制命令，实现对一次设备的实时控制功能；

b）支持以GOOS方E式上传一次设备状态、装置自检、告警等信息，以上信息宜分为如下四类通过不同的GOOS控E制块分别上送，其中断路器、刀闸位置信号均采用双点传送，普通遥信和告警信号均采用单点传送：

1）保护类信息至少包括装置的跳闸信息、合闸信息、闭锁信息、告警信息、开关及刀闸状态信息等；

2）测控类信息至少包括断路器和隔离刀闸以外的其他开入状态、档位信息、智能终端自诊断信息等，档位信息应采用整型档位值上送，不应采用档位遥信和BCD码上送，断路器、隔离刀闸等位置GOOSE信号应带UTC时标信息，每个时标应紧跟相应的信号排放；

3）温湿度信息；

4）跳合闸、遥分、遥合命令回采信息。

5.5检修装置应支持检修硬压板输入，当检修投入时，装置面板应具备明显指示表明装置处于检修，并在报文中置检修位。

当智能终端的检修状态与发送方的检修状态不一致时，智能终端应不动作；一致时，智能终端应能正确动作。

5.6反馈信号装置应以虚遥信点方式发送收到及输出跳合闸命令的反馈。

5.7非电量跳闸装置的非电量跳闸功能应符合以下要求：

a）主变本体智能终端的非电量保护跳闸通过控制电缆以直跳方式和断路器智能终端接口；

b）主变本体智能终端的直跳继电器应满足大功率启动并具备抗交流串扰能力；

c）断路器智能终端非电量跳闸采用重动继电器的情况下，应满足大功率启动并具备抗交流串扰能力。

5.8断路器智能终端断路器智能终端应至少具备如下功能：

a）断路器分合闸控制；

b）隔离开关、接地刀闸的分合控制；

c）就地手合、手分断路器功能；

d）提供断路器、刀闸控制回路闭锁输出接点；

e）操作电源掉电监视功能；

f）合后监视功能；

g）手合、手跳监视功能；

h）电缆TJR、电缆非电量直跳TJF跳闸及信号记录功能；

i）事故总信号功能；

j）控制回路断线监视功能；

k）当双重化配置时，应具备手合接点输出功能，用于双套智能终端之间的配合；

l）重合闸压力低采集功能；

m）断路器智能终端宜具备闭锁重合闸输出组合逻辑：

（1）当发生遥合/手合、遥跳/手跳、三跳启失灵不启重合、三跳不启失灵不启重合、闭重开入、本智能终端上电的事件时，应输出闭锁重合闸信号给本套保护；

（2）双重化配置智能终端时，应具有输出至另一套智能终端的闭重接点。

当发生遥合/手合、遥跳/手跳、GOOSE闭重开入、三跳启失灵不启重合、三跳不启失灵不启重合的事件时，应输出闭锁重合闸信号给另一套智能终端。

5.9主变本体智能终端主变本体智能终端应至少具备以下功能：

a）应提供完整的本体信息交互功能（非电量动作报文、调档及测温等）；

b）应提供隔离开关、接地刀闸的分合控制；

c）应提供刀闸控制回路闭锁输出接点；

d）宜提供用于闭锁调压、启动风冷等出口接点；

e）宜具备就地非电量保护功能。

5.10日志记录装置的日志记录应符合以下要求：

a）装置应具备日志功能，装置应以时间顺序记录运行过程中的重要信息，如收到GOOS命E令的时刻、GOOS命E令的来源、开入变位时刻、开入变位内容、装置自检信息、装置告警信息、参数修改、配置下装、装置重启等，记录条数不少于1000条。

b）装置所有记录的信息在失去电源的情况下不能丢失，在电源恢复正常后应能重新正确显示并输出；所有记录的信息按时间循环覆盖，装置操作记录不可人为清除。

5.11自诊断装置自诊断功能应符合以下要求：

a）装置应具有完善的自诊断功能，并能输出装置本身的自检信息，自检项目可包括：

出口继电器线圈自检、定值自检、程序CRC自检等；

b）装置应有完善的告警：

包括控制回路断线、电源中断、GOOS通E信异常、装置内部异常、对时异

常、遥信电源失电、检修状态不一致等信号；

c）应具备装置运行异常、装置故障输出硬接点；

d）宜具备装置内部温度及工作电压测量功能。

5.12人机接口装置的人机接口应符合以下要求：

a）应具有显示运行、告警、跳闸、GOOS通E信中断、对时状态等工况的LED；

b）应具有显示断路器、刀闸位置的LED；

c）应具有友好的虚拟人机界面，包含查阅变位报告、自检报告、运行报告、开关量状态、告警状态、整定定值、软件版本等功能；

d）本体智能终端应具有显示非电量开入状态的LED。

5.13对时装置应具有与外部标准授时源的对时接口，对时方式宜采用光纤IRIG-B对时。

5.14通讯接口

5.14.1过程层接口

a）装置应至少具有四个数据控制器独立的GOOS光E纤通信端口，光纤接口采用LC或ST接口；

b）装置应能适应GOOS的E单双网模式，应能根据组网模式正确判断通信中断。

5.14.2调试接口装置应具有独立的调试通信接口对设备进行维护，调试接口采用以太网接口。

5.15网络性能装置在网络流量异常工况下不应出现死机、重启、误动、发出错误报文等现象。

网络工况恢

复正常后，装置性能应恢复正常。

装置采用GOOS双E网模式时，任一网口异常均不影响装置功能。

6性能要求

6.1跳合闸响应装置从接收到保护跳闸、合闸GOOS命E令到装置跳闸、合闸继电器接点出口的动作时间应不大于7ms。

6.2开入响应时间从开入变位到相应GOOS信E号发出（不含防抖时间）的时间延时应不大于5ms。

6.3对时精度装置的对时精度误差应不大于±1ms。

6.4SOE分辨率SOE分辨率应不大于1ms。

6.5GOOS订E阅数量断路器智能终端订阅GOOS控E制块数量应不少于15个，本体智能终端订阅GOOS控E制块数量应不少于5个。

6.6启动功率非电量跳闸的大功率继电器启动功率应不小于5W。

6.7抗交流串扰非电量跳闸的大功率继电器当直接施加220V工频电压的时候，不应该动作。

6.8与断路器跳合闸线圈和控制器相连的继电器与断路器跳合闸线圈和控制器相连的继电器应满足以下要求：

a）电流型继电器的启动电流值不大于0.5倍额定电流值；

b）电压型继电器的启动电压值不大于0.7倍额定电压值，且不小于0.55倍额定电压值；

c）触点性能应符合下列要求：

（1）机械耐久性：

接通不小于1000次、断开不小于1000次，不带负载触点不小于10000次；

（2）接通容量：

当L/R=40ms，不小于1000W；

（3）通过电流：

连续：

不小于5A；短时：

持续200ms，不小于30A；短时额定工作周期应为：

接通200ms，断开15s；

（4）最大断开容量：

当L/R=40ms时，不小于30W；

（5）触点间最大电压：

额定电压的1.1倍；

d）接点介质强度应满足以下要求：

（1）同一组触点断开时，能承受工频1000V电压，时间1min；

（2）触点与线圈之间，能承受工频2000V电压，时间1min。

6.9其他继电器其他继电器应满足以下要求：

a）触点性能：

开关量触点输出的性能应满足GB/T21711.1的要求；

b）介质强度：

应符合6.8d）的要求。

6.10动作电压要求强电开入回路或直跳回路的启动电压值不应大于0.7倍额定电压值，且不应小于0.55倍额定电压值。

6.11抗网络风暴能力

6.11.1有效报文当装置的任意一个端口发生网络风暴（即重复性GOOS报E文）时,装置的其他端口依然能够正

常接收GOOS报E文信息而不丢失，装置性能应满足要求。

6.11.2无效报文当背景流量为装置非订阅报文（MAC地址或APPID为非订阅）时，任何背景流量下，装置性能应满足要求。

6.12温湿度采集精度装置采集的温湿度模拟量精度误差在检验基准条件下应不大于额定值的1％，其他条件下精度

误差应不大于额定值的2％。

7布置和组柜

7.1布置和组屏要求

a）智能终端的布置和组屏要求参照《南方电网智能变电站二次系统通用设计规范》。

b）户外布置时，应采取措施，保障智能终端运行所需的环境条件。

7.2组柜设计有关要求

7.2.1一般要求智能终端的组柜设计应符合下述要求：

a）三相智能终端和分相智能终端命名为4n，对应端子排为4D；本体智能终端命名为5n，对应端子

排为5D。

对于一面柜内有2个以上同类装置情况，在编号前缀以“1-”、“2-”⋯⋯加以区分；

b）双套配置的智能终端的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段；

c）双套配置的智能终端布置在同一面柜内时，第一套智能终端的端子排布置在柜背面右侧，第二套智能终端的端子排布置在柜背面左侧。

两套智能终端端子排的直流电源段应分别设置；

d）柜内设备和端子排等附件的布置合理，光纤敷设规范，应便于巡视、操作，方便检修。

7.2.2断路器智能终端相关端子排断路器智能终端相关端子排如下：

a）直流电源段（ZD）：

装置直流电源取自该段；

b）强电开入段（4Q1D）：

本套智能终端跳闸等接点，另一套智能终端闭重等接点；

c）出口段（4C1D）：

装置跳闸、合闸出口，至断路器跳闸线圈；

d）强电开入公共段（4GD）：

装置电源、开关位置、遥信告警开入等正电源；

e）强电开入段（4Q2D）：

开关位置，刀闸位置，气室告警等开入量；

f）出口段（4C2D）：

遥控相关出口回路；

g）遥信段（4YD）：

运行异常、故障等接点。

7.2.3母线智能终端相关端子排母线智能终端相关端子排如下：

a）直流电源段（ZD）：

装置直流电源取自该段；

b）强电开入段（4Q1D）：