南方电网数字化变电站技术规范颁布稿.docx

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南方电网数字化变电站技术规范颁布稿

Q/CSG

Q/CSG11006－2009

中国南方电网有限责任公司企业标准

数字化变电站技术规范

2009-11-26发布2009-11-26实施

中国南方电网有限责任公司发布

目次

前言1

1范围2

2引用标准2

3术语与定义2

4系统构成2

5系统配置2

6设备技术要求2

7软件技术要求2

8应用功能2

9总体性能指标2

10设计要求2

11产品验证技术要求2

附录A典型应用方案（资料性附录）2

附录B建模原则（资料性附录）2

附录C服务（资料性附录）2

前言

随着工业级网络通信技术、集成应用技术、电子及光电采集技术、信息技术，特别是DL/T860标准的颁布，数字化变电站技术具备了基本应用基础。

数字化变电站是以变电站一、二次系统为数字化对象，对数字化信息进行统一建模，将物理设备虚拟化，采用标准化的网络通信平台，从而以信息共享、硬件平台综合集成应用、软件功能插接复用、逻辑功能智能化策略的全新模式，实现变电站运行监视、快速保护、智能分析、标准化操作、设备状态监测等基本功能。

为统一设备配置和技术标准，指导和规范数字化变电站建设，特制定本技术规范。

本规范由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出、归口并解释。

本规范由广东电网公司电力科学研究院负责起草。

本规范主要起草人：

陈炯聪、陈建福、段新辉、高新华、杨奕、赵永发、刘玮、梁晓兵、游复生、代仕勇、吴国沛、张喜平、潘璠

本规范由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。

本规范自颁布之日起实施。

执行中的问题和意见，请及时反馈给南方电网公司生产技术部。

数字化变电站技术规范

1范围

1.1本规范提出了数字化变电站的技术要求，适用于中国南方电网有限责任公司管理的110kV～500kV交流数字化变电站建设和改造工程。

1.2中国南方电网有限责任公司系统内直流换流站的交流部分，以及与中国南方电网有限责任公司电网有关的110kV～500kV用户变电站的相关技术要求可参照本规范执行。

2引用标准

下列文件中的条款通过本规范的引用而构成为本规范的条款。

凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，但鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。

GB/T20840.7-2007电子式电流互感器

GB/T20840.8-2007电子式电压互感器

GB/T17626电磁兼容试验和测量技术

DL/T860变电站内通信网络和系统

DL/T5149-2001220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规定

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/T634.5101-2002远动设备及系统第5-101部分：

传输规约基本远动任务配套标准

DL/T634.5104-2002远动设备及系统第5-104部分：

传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问

DL/T5218-2005220kV～500kV变电所设计技术规程

DL/T614-2007多功能电能表

DL/T448电能计量装置技术管理规程

Q/CSG10011-2005南方电网220kV～500kV变电站电气技术导则

《电力二次系统安全防护规定》，国家电力监管委员会[2005]第5号文件

《变电站二次系统安全防护方案》，国家电力监管委员会电监安全[2006]年第34号文件

《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》，中国南方电网公司，2008

《中国南方电网500kV保护装置配置及选型技术原则》，中国南方电网公司，2004

《南方电网微机继电保护装置软件版本管理规定》，中国南方电网公司，2006

《中国南方电网继电保护故障信息系统通信与接口规范》，中国南方电网公司，2005年3月

IEC60654-4：

1987Operatingconditionsforindustrial-processmeasurementandcontrolequipment–Part4:

Corrosiveanderosiveinfluences

IEC60694：

1996Commonspecificationsforhigh-voltageswitchgearandcontrolgearStandards

IEEE802IEEE802局域网系列标准

IEEE1588网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准

3术语与定义

3.1数字化变电站（digitalsubstation）

数字化变电站是指按照DL/T860、间隔层、过程层构建，过程层采用电子式互感器、智能终端等具有数字化接口的智能一次设备，以网络通信平台为基础，采用DL/T860数据建模和通信服务协议，实现了变电站监测信号、控制命令、保护跳闸命令的数字化采集、传输、处理和数据共享，可实现网络化二次功能、程序化操作、智能化功能等的变电站。

3.2程序化操作（顺控）（sequencecontrol）

由计算机、智能电子装置等按照严格的操作条件、规范的操作顺序，代替人工自动完成一系列的设备倒闸操作任务。

3.3智能终端（intelligentterminal）

指与传统一次设备就近安装，实现信息采集、传输、处理、控制的智能化电子装置。

4系统构成

4.1分层结构

4.1.1物理结构上，完整的数字化变电站由三个层次构成，分别为过程层、间隔层、站控层。

4.1.2过程层主要设备包括智能一次设备（含电子式互感器）、智能终端等，其主要功能是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。

4.1.3间隔层主要设备包括各种保护装置、自动化装置、安全自动装置、计量装置等，其主要功能是各个间隔过程层实时数据信息的汇总；完成各种保护、自动控制、逻辑控制功能的运算、判别、发令；完成各个间隔及全站操作联闭锁以及同期功能的判别；执行数据的承上启下通信传输功能，同时完成与过程层及站控层的网络通信功能。

4.1.4站控层主要设备包括主机、操作员站、五防主机、远动装置、保信子站等设备，其主要功能是通过网络汇集全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，并定时将数据转入历史数据记录库；按需要将有关实时数据信息送往调度端；接受电网调度或控制中心的控制调节命令下发到间隔层、过程层执行；全站操作闭锁控制功能；具有站内当地监控、人机联系功能；具有对间隔层、过程层二次设备的在线维护、参数修改等功能。

4.2组网方式

4.2.1整个系统的组网方式应采用冗余以太网架构，传输速率不低于100Mbps。

4.2.2网络宜采用双星型结构，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。

4.2.3站控层与间隔层网络主要传输MMS和GOOSE两类信号。

4.2.4过程层与间隔层网络主要传输GOOSE和SMV两类信号，GOOSE信号和SMV信号可分别组网，也可合并组网，但应根据流量和传输路径分为若干个逻辑子网，保证网络的实时性和可靠性。

4.2.5系统应满足《变电站二次系统安全防护方案》的要求，实现二次系统的安全分区。

4.3典型应用方案

本规范中给出现阶段完整数字化变电站的技术要求，但考虑到建站规模、变电站的主接线、变电站在电网中的重要性、相关设备的成熟度等因素，各单位可选择采用不同方案，附录A（资料性附录）中给出了三种典型的应用方案供参考。

5系统配置

5.1系统应具备灵活的DL/T860配置工具，配置工具应包括系统配置工具和装置配置工具，应能自动正确识别和导入不同制造商的模型文件，具备良好的兼容性。

5.2装置配置工具应能生成和维护装置ICD文件，并支持导入SCD文件以提取需要的装置实例配置信息，完成装置配置并下装配置数据到装置，同一厂商的各类型装置ICD文件的数据模板应具备一致性。

5.3系统配置工具应能生成和维护SCD文件，支持生成或导入SSD和ICD文件，且应保留ICD文件的私有项；应能对一、二次系统的关联关系、全站的IED实例以及IED间的交换信息进行配置，完成系统实例化配置，并导出全站SCD配置文件。

5.4装置能力描述文件（ICD）的建模及扩展须符合DL/T860和《DL/T860系列标准工程实施技术规范》；ICD文件应由装置厂商提供；此外装置厂商还需提供完整的装置说明文档，包括模型一致性说明文档、协议一致性说明文档、协议补充信息说明文档。

5.5系统规范文件（SSD）应能完整描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，并能配置到在全站系统配置文件中；SSD宜由设计单位或系统集成商完成。

5.6全站系统配置文件（SCD）应能描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，且具备唯一性，SCD应由系统集成厂商完成。

5.7IED实例配置文件（CID），每个装置应只有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。

5.8ICD、SSD、SCD、CID文件均应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容，不得随意变更。

5.9工程实施过程中，系统集成商提供系统配置工具，并根据用户的需求负责整个系统的配置及联调，装置厂商提供装置配置工具，并负责装置的配置及配合系统集成商进行联调，具体流程参照图1。

图1工程配置流程

6设备技术要求

6.1站控层设备技术要求

站控层设备包括主机、操作员工作站、远动通信装置、保信子站、五防子系统、网络通信记录分析系统、卫星对时系统以及其它智能接口设备等。

6.1.1主机

具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、存储及发送的中心，管理和显示有关的运行信息，供运行人员对变电站的运行情况进行监视和控制，间隔层设备工作方式的选择，实现各种工况下的操作闭锁逻辑等。

500kV变电站应采用两台主机互为热备用工作方式。

6.1.2操作员站

是站内自动化系统的主要人机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。

通过操作员站，运行值班人员能够实现全站设备的运行监视和操作控制。

应配置两台操作员站，操作员站间应能实现相互监视操作的功能。

110～220kV变电站的操作员站宜与主机在计算机硬件上合并设置。

6.1.3保信子站

应能在正常和电网故障时，采集、处理各种所需信息，并充分利用这些信息，为继电保护运行、管理服务，为分析、处理电网故障提供支持。

保信子站具备多路数据转发的能力，能够通过网络通道向多个调度中心进行数据转发，通信规约应符合《中国南方电网继电保护故障信息系统通信与接口规范》。

支持根据调度中心命令对相应装置进行查询和远程维护，包括远程配置、可视化数据库维护、参数的上传下载、设备运行状态监视等。

220kV-500kV变电站的保信子站应双机配置，采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能。

当一台保信子站故障时，系统实现双机无缝自动切换，由另一台保信子站执行全部功能，并保证切换时数据不丢失，同时向各级调度和操作员站发送切换报警信息。

6.1.4远动装置

满足直采直送要求，收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，将信息通过双通道（专线或网络通道）上传至各级调度中心/集控（监控）中心，并将调度中心/集控（监控）中心下发的遥控命令向变电站间隔层设备转发。

远动工作站应双机配置，与间隔层以及调度中心的通信模式均应能根据运行需求设置为双主机或热备用工作方式。

双配置的调制解调器的工作电源应取自不同的直流母线段，调制解调器传送各级调度的通讯模块应独立配置，且宜支持热插拔。

远动子系统不应该存在单点故障导致系统失效的隐患。

当远动装置采集不正常时，传送调度端的信息必须保留原数据并在品质标志位打上品质标志。

技术要求如下：

（1）远动装置在故障、重启及切换的过程中不应引起误操作及数据重发、误发、漏发，并不能出现抢主机的现象；

（2）缓冲区的容量满足变电站事故时的处理要求，不发生数据溢出的现象；

（3）远动装置应具备与调度中心和站内GPS系统对时的功能；

（4）采用模块化结构，便于维护和扩展；

（5）采用基于工业控制的32位及以上多处理器通信装置，嵌入式操作系统，无风扇、硬盘等转动部件。

6.1.5五防子系统

五防子系统主要包含五防工作站、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，实现面向全站设备的综合操作闭锁功能。

五防子系统应与后台软件一体化配置，五防工作站与其中一台操作员站应能实现互为备用的功能。

6.1.6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、记录数字化变电站网络通信报文（MMS、GOOSE、SV等），周期性保存为文件，并进行各种归类分析，包括通信过程解析、报文重组、异常分析等。

网络通信记录分析系统可根据实际网络流量及应用需求由若干台设备组合构成。

6.2间隔层设备技术要求

6.2.1间隔层设备应采用模块化、标准化的结构，易维护和更换方便。

6.2.2所有间隔层设备应能按照DL/T860建模，并与站控层设备通信，并具有完善的自我描述功能；设备的最大客户端连接能力应满足系统内所有客户端通过各个网络同时连接的需求。

6.2.3所有间隔层设备与过程层设备之间的通信应满足DL/T860中规定的数据格式，具有识别协议中的数据有效性判断，实时闭锁保护，并能将告警事件上送。

6.2.4在任何网络运行工况流量冲击下，间隔层装置均不应死机或重启。

6.2.5宜采用冗余的110V或220V直流供电方式；当电压波动范围在20％内时，间隔层设备应能正常工作。

6.2.6测控装置应支持通过GOOSE协议实现间隔层五防功能。

6.2.7保护装置应支持GOOSE协议，实现装置之间状态、命令传递及GOOSE跳闸功能。

6.2.8保护装置的出口压板宜采用软压板方式，并具备功能投退压板。

6.2.9保护装置在接收到异常的合并单元采样信号时，应能立刻闭锁保护出口，确保不误动。

6.2.10测控装置应能实时反映本间隔一次设备的分、合状态，应有该电气单元的实时模拟接线状态图。

6.2.11测控装置应能设置所测量间隔的检修状态，相关的GOOSE信号应置“TEST”位的值为“TRUE”，订阅方需做相应处理确保不误动作，检修状态下应具备设置所有自动化信息不上送各级调度主站的功能；保护装置也应当设置检修态，保证测试GOOSE通信正确，但是不会实际跳闸。

6.2.12故障录波器应具有采样数据接口，从合并单元或交换机上接收采样信号，进行采样量的录波，同时应可记录重要的GOOSE开入开出量。

6.2.13计量装置与站控层通信应支持MMS协议，与合并单元通信应支持支持DL/T860-9-1或DL/T860-9-2标准。

6.2.14各类安全稳定装置应遵循DL/T860标准建模和通信，包括备自投装置、低周减载装置、PMU装置等，其他功能要求等同于常规变电站的要求，在本规范中不作具体细节要求。

6.3过程层设备技术要求

6.3.1电子式互感器和合并单元

6.3.1.1电子式互感器可以采用电流、电压混合式互感器，也可单独配置，现场安装宜按间隔布置。

6.3.1.2对110kV及以上电压等级的互感器应使用数字信号输出的电子式互感器；10/35kV的互感器宜采用低功耗的一体化互感器。

6.3.1.3双重化保护装置使用电子式互感器的传感模块和合并单元应冗余配置，并使用不同回路的电源供电。

6.3.1.4合并单元的输出协议应优先采用DL/T860-9-2，也可采用DL/T860-9-1或IEC60044。

6.3.1.5合并单元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推荐标准；合并单元宜具备供现场校验电能表用的光纤以太网口，如果合并单元与电能表不在同一个柜子时，从合并单元至电能表预留一组供校验用的光纤。

6.3.1.6合并单元应有完善的闭锁告警功能，应能保证在电源中断、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。

6.3.1.7合并单元应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以及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须能满足现场使用要求。

6.3.1.8户内布置的合并单元应能在显示屏上及时、正确显示各类信息，包括但不仅限于光路中断、同步消失、光强异常、数据无效等。

6.3.1.9合并单元光输出最低功率为-20dbm，接收侧接收功率裕度应在10dbm以上。

6.3.1.10有多路供电的采集模块在电源切换时，采集数据的精度、实时性应不受任何影响。

6.3.1.11户外布置的合并单元屏体的防护等级应为IP54以上；合并单元电磁干扰抗扰性指标必须满足DL/T860.3的要求，并能在温度介于－40℃～＋70℃之间、湿度介于10%～95%之间的工作环境长期稳定运行。

6.3.1.12在数字化变电站的电能计量装置中，合并单元的设置决定了互感器的运行误差，如误差校正系数、互感器变比等敏感参数均是设置在合并单元中，故合并单元应具备相应的安全防护功能，应满足以下要求：

（1）对于影响电能计量的所有参数设置均应具备硬件防护功能，具体可参照多功能电子式电能表的方式；

（2）合并单元应具备事件记录功能，即将对合并单元的所有操作事件进行记录，如用户登录、参数修改、元器件更换、故障报警等；记录的格式应包含：

发生日期、发生时间、事件代码、登录人员代码等；该事件记录应采用先入先出设计，且不可以人工清除；

（3）合并单元应具备内部时钟，用于事件记录。

6.3.2智能终端

6.3.2.1智能终端应采用光纤通信，与间隔层设备间主要用GOOSE协议传递上下行信息。

6.3.2.2智能终端采用二次电缆与断路器、刀闸、变压器连接，采集和控制各种所需的信号。

6.3.2.3对双重化保护配置的间隔，智能终端也应双重化配置，并应置于同一控制柜内，并且分别使用不同回路的电源供电。

6.3.2.4智能终端的GOOSE信息处理时延应较小，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。

6.3.2.5智能终端输出最低功率为-20dbm，输入最低功率为-30dbm，相应接收侧的接收功率裕度为10dbm以上。

6.3.2.6智能终端应具备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，记录条数不应少于100条，并能提供便捷的查看方法。

6.3.2.7智能终端应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。

6.3.2.8户外布置的智能终端屏体的防护等级应为IP54以上；智能终端的电磁干扰抗扰性指标必须满足DL/T860.3的要求，并能在温度介于－40℃～＋70℃之间、湿度介于10%～95%之间的工作环境长期稳定运行。

6.4通信设备技术要求

6.4.1交换机

以太网交换机应能满足如下技术要求：

（1）支持基于VLAN（802.1q）的网络隔离和安全

（2）支持IEEE802.1p优先级协议

（3）支持QualityofService（802.1p），支持实时数据流

（4）支持组播过滤

（5）支持端口速率限制和广播风暴限制

（6）支持端口配置、状态、统计、镜像、安全管理、SNMP

（7）支持光纤口链路故障管理

（8）支持基于端口的网络访问控制（802.1x）

（9）支持RSTP（注：

采用环形网络结构时要求具备此项功能）

（10）直流供电（注：

双重化网络配置的交换机应分别使用不同回路的电源供电）

（11）无风扇设计

（12）提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等

（13）符合IEEE1613Class2标准（电力）

（14）符合IEC61850-3（电力）

（15）交换机能在温度介于－40℃～＋70℃之间、湿度介于10%～95%之间的工作环境长期稳定运行。

6.4.2通信介质

户内网络介质可采用超五类以上屏蔽双绞线、光纤，通往户外的通信介质应采用光纤。

7软件技术要求

7.1软件结构

7.1.1变电站自动化系统的软件由系统软件和应用软件组成。

7.1.2变电站自动化系统的软件应具有可靠性、开放性、可维护性和可扩展性。

7.1.3变电站自动化系统的软件应采用模块式结构，以便于修改和维护。

7.2系统软件

7.2.1操作系统软件

7.2.1.1操作系统是负责对计算机硬件直接控制及管理的系统软件。

操作系统软件应包括系统生成包、诊断系统和各种软件维护工具。

7.2.1.2操作系统能有效的管理各种外部设备，外部设备的故障都不应导致系统的崩溃。

7.2.1.3500kV变电站的主机、操作员站、五防工作站应采用UNIX操作系统；220kV及以下电压等级的变电站的主机、操作员站、五防工作站宜采用UNIX或LINUX操作系统；其他计算机可以采用WINDOWS系列操作系统。

7.2.1.4远动工作站应采用嵌入式实时多任务操作系统。

7.2.2数据库及数据库管理系统

7.2.2.1数据库一般分实时数据库和历史数据库，其内容包括系统所采集的实时数据、变电站主要电气设备的参数、作为历史资料长期保存的数据、经程序处理和修改的数据。

7.2.2.2数据库管理系统必须满足以下要求：

（1）实时性:

能对数据库快速访问，在多个用户同时访问数据库时也能满足实时功能要求；

（2）灵活性：

可提供多种访问数据库的方式；

（3）可维护性：

应提供数据库维护工具，以便监视和修改数据库内的各种数据；

（4）一致性：

在任一工作站上对数据库中数据的修改，系统可自动修改所有工作站中的相关数据，保证数据的一致性；

（5）并发操作：

历史数据库中的数据应可共享，当多个应用程序同时访问数据库时，不应影响数据库中数据的完整性和正确性；

（6）历史数据库应采用商用数据库；

（7）历史数据库的数据应能根据需要，转存到光盘等介质保存。

7.2.3应用软件

应用软件主要用于完成变电站的各种监控应用，主要包括实时监视、异常报警、控制操作、统计计算、报表打印、网络拓扑着色、VQC等，其应满足以下要求：

（1）应用软件应采用模块化设计，当某一软件模块工作不正常或退出运行，应能予以告警；

（2）应用软件必须满足系统功能和性能要求；

（3）应用软件应具有良好的实时响应性、可扩充性和灵活性；

（4）应用软件应面向用户设计，便于操作使用；

（5）所有应用软件应架构在统一的软件开发平台上，具有统一风格的人机界面和统一的数据库，并能实现图模库一体化。

8应用功能

8.1数据库的建立和维护

8.1.1系统应能方便地根据SCD文档进行数据库生成和维护。

所有参数应只需输入一次，这些参数可在多个应用中被使用，或在多个数据库中被拷贝。

对其它数据生成的数据不必再重新输入。

8.1.2数据库维护应包括增加、删除或修改数据库参数。

所有输入条目在被写入数据库前都应通过有效性检查。

当在任意一台工作站上进行修改和更新的条目通过有效性检查并被写入数据库后，系统应把该变化条目自动广播到所有其它工作站上。

8.1.3系统应提供工具和图形界面以灵活、方便地定义新对象，包括其属性、属性显示、告警和用户对话框。

8.2监视和报警

8.2.1监视

8.2.1.1系统通过显示器对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视