江苏电网35kV220kV变电站.docx

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江苏电网35kV220kV变电站

江苏电网35kV～220kV变电站自动化系统

技术规范

TechnicalSpecificationfor35kV~220kVSubstationautomationSystemofJiangsuGrid

江苏省电力公司

2007年1月

目次

前言1

1适用范围1

2引用标准2

3主要术语4

4总则7

5系统构成8

6系统功能18

7系统通信32

8信号输入/输出33

9设备布置34

10场地与环境35

11电源35

12防雷、接地、抗干扰36

13电缆选择和敷设37

14验收试验要求38

附录：

变电站自动化系统测试大纲49

前言

为适应电网快速发展和科技创新的需要，规范江苏电网变电站自动化系统的建设，推动220kV变电站无人值班的实施和变电站自动化技术进步。

江苏省电力公司按照“大二次”系统融合的管理思路，坚持“资源整合，信息共享”的原则，对厂站自动化系统技术进行规范化、标准化、典型化管理，特制订《江苏电网35kV～220kV变电站自动化系统技术规范》（以下简称《规范》），用于指导江苏电网变电站自动化系统的设计、建设和生产运行。

本《规范》要点如下：

1）将变电站计算机监控系统和继电保护、智能设备等统一组网，建成变电站自动化系统，实现专业融合和信息共享；

2）规范站内网络结构、设备配置、系统功能、性能指标等；

3）规范通信规约，包括接口、协议等，统一标准、统一规划、统一实施；

4）强化对自动化系统的入网测试和现场检验，严格监控产品质量，确保变电站自动化系统稳定运行。

本《规范》由江苏电力调度通信中心负责编制并解释。

本《规范》参与编制单位：

江苏省电力设计院、江苏省电力公司生产技术部、江苏省电力试验研究院。

1适用范围

1.1本技术规范适用于新建35kV～220kV无人值班变电站，其它电压等级的新建变电站可参照执行。

1.2对已投运的35kV～220kV变电站进行无人值班改造时，参照本技术规范执行。

2引用标准

下列标准所包括的条文，通过在本规定中引用而构成本规定的条文。

本标准出版时，所示版本均为有效。

所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

IEC60870-5-101《基本远动任务配套标准》

IEC60870-5-102《电力系统中传输电能脉冲数量配套标准》

IEC60870-5-103《继电保护设备信息接口配套标准》

IEC60870-5-104《远动网络传输规约》

GB/T17626-1998《电磁兼容试验和测量技术》

GB2887-89《计算机场地技术条件》

GB/T13702-92《计算机软件分类与代码》

GB/T15532-1995《计算机软件单元测试》

GB4943-90《信息技术设备（包括电气事务设备）的安全》

GB2887-89《计算站场地技术条件》

GB14285-93《继电保护和安全自动装置技术规程》

GB/T15145-94《微机线路保护装置通用技术条件》

GB50171-92《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》

GB/T13729-92《远动终端通用技术条件》

GB/T6595-1996《电子测量仪器质量检测规则》

GB50217-1994《电力工程电缆设计规范》

GB50229-96《火力发电厂与变电站设计防火规范》

DL/T559-94《220kV～500kV电网继电保护装置运行整定规程》

DL/T587-1996《微机继电保护装置运行管理规程》

DL/T621-1997《交流电气装置的接地》

DL/T630-1997《交流采样远动终端技术条件》

DL/T634.5101-2002《远动设备及系统第5部分传输规约第101篇基本远动任务配套标准》

DL/T667-1999《远动设备及系统第5部分传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准》

DL/T719-2000《远动设备及系统第5部分传输规约第102篇电力系统电能累计量传输配套标准》

DL5002-2005《地区电网调度自动化设计技术规程》

DL5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》

DL/T5137-2001《电测量及电能计量装置设计技术规定》

DL/T5136-2001《火力发电厂、变电所二次线设计技术规定》

DL/T5218-2005《220kV～500kV变电所设计技术规程》

DL/T5149-2001《220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》

3主要术语

3.1变电站自动化系统

指将变电站内实现控制、保护、信号、测量等功能的电气二次设备，应用自动控制技术、计算机及网络通信技术，对变电站进行运行操作、信息远传和综合协调的自动化系统。

3.2分层式

一种将元素按不同级别组织起来的方式。

其中，较上级的元素对较下级的元素具有控制关系。

3.3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。

3.4分散式

指变电站自动化系统的构成在物理意义上相对于集中而言，强调了要面向对象和地理位置上的分散。

3.5数据采集

将现场的各种信号转换成计算机能识别的数字信号，并存入计算机系统。

3.6数据处理

对相关设备和各种数据所进行的系统化操作，用于支持系统完成监测、保护、控制和记录等功能。

3.7监控

通过对系统或设备进行连续或定期的监测来核实功能是否被正确执行，并使它们的工作状况适应于变化的运行要求。

3.8接口

两个不同系统或实体的界面和连接设备。

3.9通信规约

启动和维持通信所必需的严格步骤，即必须有一套关于信息传输顺序、信息格式和信息内容等规约。

3.10串行通信

两台设备之间（或称点对点之间）的所有通信通过单一通信通道串行传输的一种方法。

3.11间隔层

由（智能）I/O单元、控制单元、控制网络和保护接口机等构成，面向单元设备的就地控制层。

3.12站控层

由操作员站、通信处理机、网络接口设备、电源、GPS等构成，面向全变电站进行运行管理的中心控制层。

3.13继电小室

位于配电装置内或附近，安装继电保护、自动装置、变送器、电能表及记录仪表、辅助继电器屏、接地控制层设备的独立房间。

3.14电磁干扰

由电磁骚扰所引起的设备、传输通道或系统性能的降低。

3.15电磁骚扰

使器件、设备或系统性能降低的任何电磁现象。

3.16抗扰性

器件、设备或系统在电磁骚扰存在时，不降低性能运行的能力。

3.17电磁兼容性

设备或系统在其所处的电磁环境中正常工作且不对该环境中其它设备造成不可承受的电磁骚扰的能力。

3.18数据处理及通信装置

具有数据处理及通信功能，其功能分两部分，第一部分与间隔层测控单元和智能接口单元通信，进行处理后，按照远动通信协议，完成与远方控制中心的数据交换。

第二部分与各保护及自动装置通信，进行处理后，按照保护传输通信协议，完成与远方控制中心的数据交换。

3.19智能接口单元

连接变电站内不能直接接入站控层网络的智能设备，提供标准的网络接口和网络协议，接入自动化系统。

4总则

4.1总要求

变电站自动化系统应安全可靠、经济适用、技术先进、符合国情，应采用具有开放性和可扩充性、抗干扰性强的产品。

变电站自动化系统应满足江苏电网二次系统规划的要求。

4.2变电站自动化系统设计应遵循的原则

4.2.1提高变电站安全生产水平和运行的可靠性，使系统维护简单、方便，降低劳动强度，实现减人增效；

4.2.2减少二次设备间的连接，节约控制电缆；

4.2.3减少变电站设备的配置，实现资源共享，避免设备重复设置；

4.2.4减少变电站占地面积和建筑面积，降低工程造价。

4.2.5节约建设成本、运行成本，提高营运效率。

4.2.6变电站自动化系统的设计除执行本规定外，还应执行国家、行业的有关标准、规范和规程、规定。

4.3监控范围及操作控制方式

4.3.1监控范围

变电站所有的断路器、隔离开关、接地开关、变压器、电容器、电抗器、交直流站用电及其辅助设备、保护信号和各种装置状态信号都归入自动化系统的监视范围。

对所有的断路器、电动隔离开关、电动接地开关、主变有载调压开关等实现远方控制。

远方控制中心通过数据处理及通信装置，对继电保护的状态信息、动作报告、保护装置的复归和投退、定值的设定和修改、故障录波的信息等实现监视和控制。

4.3.2操作控制方式

操作控制功能可按远方控制中心、站控层、间隔层、设备层的分层操作原则考虑。

操作的权限也由远方控制中心—站控层—间隔层—设备层的顺序层层下放，原则上间隔层和设备层只作为后备操作或检修操作手段。

在自动化系统运行正常的情况下，无论设备处在哪一层操作控制，设备的运行状态和选择切换开关的状态都应处于自动化系统的监视中。

4.4继电保护和安全自动装置

4.4.1变电站内继电保护和自动装置配置，应符合国家标准GB14285及反事故技术措施等有关规定和要求。

4.4.2变电站内继电保护和安全自动装置配置与测控装置在功能上应保证相对独立。

对于重要的保护信号宜采用硬接点方式送入自动化系统。

4.4.335kV及以下电压等级的继电保护和自动装置可与测控装置组合成一个独立装置。

其中测控部分的技术指标必须满足测量精度和实时性要求。

5系统构成

5.1系统结构

5.1.1系统结构应为网络拓扑的结构形式，变电站向上作为远方控制中心的网络终端，同时又相对独立，站内自成系统，结构应分为两部分：

站控层和间隔层，层与层之间应相对独立。

采用分层、分布、开放式网络系统实现各设备间连接。

5.1.2站控层由计算机网络连接的操作员站、数据处理及通信装置等组成，提供站内运行的人机界面，实现管理控制间隔层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方控制中心通信。

5.1.3间隔层由计算机网络连接的若干个监控子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成本间隔设备的就地监控功能。

5.1.4站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式。

5.1.5站控层设备宜集中设置，间隔层设备宜按相对集中方式设置，即220kV、110kV及主变的测控设备集中布置在继电器室内，35kV及以下的测控设备在条件许可时按分散方式布置在配电装置室内。

5.2网络结构

5.2.1站控层网络应采用以太网。

网络应具有良好的开放性，以满足与电力系统其他专用网络连接及容量扩充等要求。

5.2.2间隔层网络应具有足够的传送速率和极高的可靠性，应采用以太网。

间隔层监控子系统间应能实现直接通信。

5.2.3网络的抗干扰能力、传输速率及传送距离应满足自动化系统技术要求。

5.2.4220kV变电站采用双重化网络，配置两组数据处理及通信装置。

5.2.4.1网络选择：

开机或重启时，站内A、B双网通过竞争机制，先与数据处理及通信装置建立连接的网络作为该数据处理及通信装置的主用网络，另一网络作为备用网络同时运行，主用网络故障时切换至备用网络。

5.2.4.2信息上送：

间隔层测控单元对上同时向A、B网发送信息；站控层两台数据处理及通信装置不分主备同时向上发送信息，站内不进行双机切换处理，由远方控制中心进行选择处理。

5.2.4.3信息下达：

远方控制中心的控制命令只从选定的通道向选定的一台数据处理及通信装置发出，收到命令的数据处理及通信装置向站内发令，执行后仍由该台数据处理及通信装置原路返送返校信息；站内的定时查询、召唤和控制等命令，经两台数据处理及通信装置协调后仅由其中一台数据处理及通信装置向下发一次命令。

5.2.4.4召唤频度：

数据处理及通信装置总召唤每1小时1次，开机或重启时需召唤一次。

5.2.5220kV变电站自动化系统网络结构如图5-1所示。

5.2.6110kV（35kV）变电站采用单网结构，配置单组数据处理及通信装置。

5.2.7110kV（35kV）变电站自动化系统网络结构如图5-2所示。

5.3硬件配置

自动化系统必须选用性能优良、符合工业标准的通用产品。

计算机装置的硬件配备必须满足整个系统的功能要求和性能指标要求。

系统硬件主要包括：

站控层设备、间隔层设备和网络设备。

5.3.1站控层的硬件设备宜由以下几部分组成：

包括操作员站、数据处理及通信装置、智能接口单元、网络设备、打印机等。

5.3.2操作员站应满足运行人员操作时直观、便捷、安全、可靠的要求。

5.3.3220kV变电站应设置双套数据处理及通信装置，110kV（35kV）变电站设置单套数据处理及通信装置，远动信息应直接来自间隔层采集的实时数据。

数据处理及通信装置应满足DL/T5002、DL/T5003的要求，其容量及性能指标应满足变电站远动功能及规约转换要求。

工程中应选用性能优良、可靠性高的专用定型产品。

5.3.4数据处理及通信装置可与多个远方控制中心进行数据通信，具备接收并执行遥控、遥调命令及返送检验，但同一时刻某一具体被控设备只允许执行一个远方控制中心的命令。

5.3.5打印机的配置数量和性能应能满足定时制表、召唤打印、事故打印和屏幕拷贝等功能要求。

5.3.6网络媒介可采用屏蔽双绞线、同轴电缆、光缆或以上几种方式的组合，通过户外的长距离通信应采用光缆。

5.3.7间隔层设备包括：

I/O测控单元、网络接口。

测控单元应按电气单元配置，母线设备和站用电设备的测控单元独立配置。

测控单元应模块化、标准化、容易维护、更换，允许带电插拔。

5.3.8间隔层设备组柜原则：

对于220kV变电站，220kV测控每2个电气单元组一面柜、110kV测控每2个电气单元组一面柜、每台主变三侧测控组一面柜、35kV、10kV测控保护单元就地布置于开关柜上、公用设备测控单独组柜；对于110kV和35kV变电站，在按照以上原则的基础上，根据继电器室结构灵活组柜。

5.3.9站控层交换机采用具备网络管理能力的交换机，网络交换机的容量根据变电站远景建设规模配置（220kV变电站一般为2台48口的交换机，各带有1路光口；110kV变电站一般为1台16口的交换机，带有2路光口；35kV变电站一般为1台16口的交换机，带有1路光口），避免多台交换机互连，网络媒介采用五类以上屏蔽双绞线，和各单元星型连接。

5.3.10开关室内的交换机采用具备网络管理能力的交换机，网络交换机的容量根据远景出线规模配置（220kV变电站一般为2台24口的交换机，各带有1路光口；35kV、110kV变电站一般为1台24口的交换机，带有1路光口），网络媒介在开关室内采用五类以上屏蔽双绞线，各单元间可采用环型连接或星型连接。

开关室到继电器室的通信媒介采用光缆，光缆的强度应满足户外敷设的要求。

5.4软件系统

5.4.1变电所自动化系统的软件应由系统软件、支持软件和应用软件组成。

5.4.2软件系统的可靠性、兼容性、可移植性、可扩充性及界面的友好性等性能指标均应满足系统本期及远景规划要求。

5.4.3软件系统应为模块化结构，以方便修改和维护。

5.4.4系统软件应为国际通用的、成熟的实时多任务操作系统并具有完整的自诊断程序。

操作系统应具有系统生成功能，使其能适应硬件和实时数据库的变化。

5.4.5网络软件应满足计算机网络各节点之间信息的传输、数据共享和分布式处理等要求，通信速率应满足系统实时性要求。

5.4.6数据库软件的结构应适应分散分布式控制方式的要求，应具有良好的可维护性，并提供用户访问数据库的标准接口。

各个监控单元应具有就地监控所需的各种数据，以便在站控层退出运行时，数据不致于丢失。

数据库管理系统必须满足以下要求：

实时性：

在同时发生访问数据库、在线生成、在线修改数据库时，应不影响实时系统的正常运行，对数据库的访问时间必须小于0.5s。

在多个用户同时访问数据库时，也应满足上述要求。

灵活性：

可提供多种访问数据库的方式。

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。

历史数据库宜采用标准的商用数据库。

一致性：

在任一工作站上对数据库中数据的修改，自动化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。

同时性：

数据库中的数据应可共享，当多个用户同时访问数据库时，不应影响数据库中数据的完整性和正确性。

5.4.7应用软件包括过程监控软件、网络通信软件等各种工具软件。

应用软件必须满足系统功能要求，成熟、可靠，具有良好的实时响应速度和可扩充性。

各应用软件应采用模块式连接方式，当某一应用软件工作不正常或退出运行，不能影响系统的其他功能。

5.4.7.1过程监控软件

（1）过程监控软件应支持多窗口方式。

（2）过程监控软件应提供作图工具，能方便地在线修改画面、直接在画面上定义动态点，并生成画面。

（3）在任一个操作层上修改画面，都可直接传送到其他各操作层。

（4）过程监控软件应支持汉字的显示。

（5）过程监控软件应可开发和生成特殊字符和图符库。

（6）过程监控软件应能方便地在屏幕显示器上在线修改和生成打印报表，直接定义动态数据。

5.4.7.2网络通信软件

（1）网络通信软件应采用成熟可靠的软件。

（2）网络通信软件应能实现各结点之间信息的传输、数据共享和分布处理要求。

（3）站控层与间隔层间的通信协议应采用TCP／IP，其应用层协议应采用IEC60870-5-103或IEC61850标准协议。

（4）网络通信软件应能自动检测网络总线的负荷和各结点的工作状态，自动选择、协调通信路径。

5.4.8软件版本在使用前须到相关部门进行备案，当需要升级时，必须经过相关部门的确认方可使用。

5.5技术指标

5.5.1系统性能指标

（1）系统的可用率≥99.9%；

（2）动态画面响应时间≤2s；

（3）画面实时数据刷新周期≤3s；

（4）现场遥信变位到操作员站显示≤3s；

（5）现场遥测变化到操作员站显示≤5s；

（6）从操作员站发出操作指令到现场变位信号返回总的时间响应≤4s（扣除回路和设备的动作时间）；

（7）从遥信变位至数据处理及通信装置向远方调度发出报文的延迟时间≤2s；

（8）从遥测输入突变至数据处理及通信装置向远方调度发出报文的延迟时间≤3s；

（9）遥控命令输出正确率100％；

（10）事件顺序记录分辨率（SOE）≤2ms；

（11）操作员站的CPU负荷率：

正常时（5分钟平均值）≤30％；电网事故时（10秒平均值）≤50％。

5.5.2间隔层性能指标

（1）测控单元的平均无故障时间MTBF≥30000h；

（2）交流采样测量误差≤0.2％（U，I）；0.5％（P，Q,COSθ）；F≤0.001Hz

（3）直流采样测量误差≤0.2％；

（4）模拟量扫描周期≤1s。

5.5.3网络性能指标

网络通信负荷率：

变电站运行正常时通信负荷率≤20％；一次设备发生故障时通信负荷率≤40％。

6系统功能

6.1数据采集和处理

6.1.1变电站自动化系统应能实现数据采集和处理功能，其范围包括模拟量、开关量、电能量以及其它装置的数据。

6.1.2模拟量的采集包括电流、电压、有功功率、无功功率、功率因素、频率以及温度等信号，并应能实现实时采集、越限报警和追忆记录功能。

6.1.3开关量的采集包括断路器、隔离开关以及接地刀闸的位置信号、继电保护装置和安全自动装置动作及报警信号、运行监视信号、变压器有载调压分接头位置信号等，并应能实现实时采集、设备异常报警和事件顺序记录和操作记录功能。

6.1.4对有载调压变压器分接头位置信号等量，应采用BCD码的采集方式。

6.1.5对实时采集的模拟量，应进行有效性检查及相应处理。

对实时采集的开关量应进行消除接点抖动的滤波处理。

6.2监视

6.2.1变电站自动化系统应能自动或根据运行人员的命令，通过监视器屏幕实时显示各种画面。

6.2.2显示画面应能区分事故变位和操作变位，当所有采集的模拟量发生越限、开关量变位以及自动化系统自诊断故障时均进行报警处理。

当重要模拟量越限或事故变位时应自动显示相关报警画面，并具有人工确认、自动或手动复归功能。

6.2.3画面显示应至少可分为五个区域：

对话、图像、日期和时间、实时告警、画面管理。

6.2.4画面结构分层应合理，从任一画面上调用另一画面，操作不应超过三次。

6.2.5屏幕画面应显示实时系统接线、设备参数、运行状态以及各种操作指导等信息，并宜设置专用报警区。

系统接线画面可分别用不同颜色区别跳闸报警、预告信号和事故后的操作提示，信号应具有分类检索功能。

应显示的主要画面如下：

（1）电气主接线，包括不同电压等级的分接线图；

（2）所用电接线图；

（3）直流系统图和交流不停电电源（UPS）系统图；

（4）自动化系统运行工况图；

（5）各类趋势图，包括实际负荷曲线、模拟量变化曲线及历史趋势图等；

（6）重要模拟量棒形图；

（7）成组报警画面；

（8）相关报警画面；

（9）运行操作记录统计一览表；

（10）事故及故障统计一览表；

（11）事故追忆记录报告或曲线；

（12）事件顺序记录的当前和历史报告；

（13）继电保护管理信息。

6.2.6系统应支撑虚拟检修挂牌操作。

虚拟检修挂牌可作为相关刀闸操作的联锁及闭锁条件。

6.3控制操作

6.3.1变电所自动化系统操作对象宜包括：

各电压等级的断路器以及隔离开关、电动操作接地开关、主变压器及所用变压器分接头位置、所内其他重要设备的启动/停止等。

6.3.2变电所自动化系统应具有手动控制和自动控制两种控制方式。

6.3.3手动控制包括远方控制中心控制、站内主控室控制、就地手动控制（含间隔层和设备层操作）。

并具备远方控制中心/站内主控室、站内主控室/就地手动的控制切换功能。

控制级别由高到低顺序为：

就地、站内主控、远方控制中心，三种控制级别间应相互闭锁，同一时刻只允许一级控制。

6.3.3.1设备层操作（就地断路器、隔离开关、主变分接头控制箱的就地／远方开关处于就地位置）。

间隔层操作控制无效；

站控层操作控制无效；

远方控制中心操作控制无效。

6.3.3.2间隔层操作（间隔层测控单元的就地／远方开关处于就地位置，就地设备层控制箱的就地／远方开关处于远方位置）。

站控层操作无效；

远方控制中心操作控制无效。

6.3.3.3站控层操作（操作员站的就地／远方操作处于就地位置，间隔层和设备层的就地／远方开关处于远方位置）。

远方控制中心操作控制无效。

6.3.3.4远方控制中心层操作（操作员站的就地／远方处于远方位置，间隔层和设备层的就地／远方处于远方位置）。

6.3.4在站内操作员站或远方控制中心上进行的分步操作，应能对操作命令逐条进行指导、校验后执行。

6.3.5当自动化系统站控层及网络停运时，应能在间隔层对断路器进行一对一操作。

6.3.6自动控制应包括顺序控制和调节控制，由站内操作员站或远方控制中心设定其是否采用。

它可以由运行人员投入/退出，而不影响正常运行。

6.3.7顺序控制指按设定步骤顺序进行操作，即设备从当前状态到目标状态由程序来控制进行一系列操作。

操作执行程序，即从正确判定变电站的设备的初始状态到控制电气设备按规定程序到达终了状态，所执行的检测、判断、控制、监视、测量、操作等工作全部通过计算机控制完成。

6.3.8调节控制指对电压、无功的控制目标值等进行设定后，系统自动按要求的方式对电压－无功进行联合调节。

其中包括自动投切无功补偿设备和调节主