A11203贵州电网数字化变电站技术标准发布Word下载.docx

1、8.2 监视和报警 298.3 控制与操作 328.4 远动功能 338.5 五防功能 348.6 电压无功自动调节 358.7 计量 378.8 同期 378.9 人机界面 388.10 事件顺序记录与事故追忆 388.11 同步时钟 388.12 自诊断与自恢复 388.13 管理功能 398.14 其他通信接口及协议 398.15 系统备份与恢复 409 系统性能指标 4010 柜体技术要求 4110.1 户内柜体要求 4110.2 户外柜体要求 4111 电缆及光缆的敷设和安装要求 4211.1 电缆的选择与敷设 4211.2 光缆的选择与敷设 4211.3 线缆和端口的标识原则 43

2、12 设计要求 4312.1 数字化变电站的设计应遵循如下原则 4312.2 二次设备的组屏和布置 4412.3 直流供电网络配置原则 4612.4 图纸与文件 4613 试验验证要求 46附录 A 110KV数字化变电站方案 49附录 B 220kv及以上数字化变电站方案 49前 言为规范和指导贵州电网公司数字化变电站建设工作，特制定本标准。本标准由贵州电网公司提出。本标准由贵州电网公司生产技术部归口并负责解释。本标准起草单位：贵州电网公司本标准主要起草人：颜霞、戴宇、张秋雁、陈建国、杨旭、徐长宝、赵立进、李巍、林虎。本标准由贵州电网公司管理标准分委会审核。本标准主要审核人：肖永、张涛、徐秋

3、萍、罗勇、刘晖。本标准由贵州电网公司标准化委员会批准。本标准2010年首次发布。贵州电网数字化变电站技术标准1 范围本标准规定了110220kV数字化变电站的功能、结构、性能等方面的技术要求，以及设计、施工等具体要求。本标准适用于贵州电网110220kV数字化变电站的新建和改造工程。35kV变电站参照110kV变电站标准执行。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。凡注明日期的引用文件，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/T 20840.7-2007 电子式电压互感器GB/T 20840.8-2007 电子式电流

4、互感器GB/T 17626 电磁兼容 试验和测量技术GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 15145-2001 微机线路保护装置通用技术条件GB/T 17215.301-2007 多功能电能表 特殊要求GB 50217-2007 电力工程电缆设计规范GB/T 7424.1-2003 光缆 第1部分：总则GB/T 16529.2-1997 光纤光缆接头 第2部分 分规范光纤光缆接头盒和集纤盘DL/T 860 变电站内通信网络和系统DL/T 5149-2001 220500kV变电所计算机监控系统设计技术规定DL/T 5002-2005 地区电网调度自动化设计技术

5、规程DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 634.5101-2002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IEC 60870-5-101 网络访问DL/T 5218-2005 220kV500kV变电所设计技术规程DL 670-1999 微机母线保护装置通用技术条件DL 770-2001 微机变压器保护装置通用技术条件DL/T614-2007 多功能电能表DL/T448 电能计量装置技术管理规程DL/T769 电力系统微机继电保护技术导则

6、DL/T720-2000 电力系统继电保护柜、屏通用技术条件JJG 596 电子式电能表检定规程JJG 1021-2007 电力互感器检定规程Q/CSG 10011-2005 南方电网220kV500kV变电站电气技术导则Q/CSG 11006-2009 南方电网数字化变电站技术规范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

7、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IEC 60654-4：1987 Operating conditions for industrial-process measurement and control equipment Part 4: Corrosive and erosive influencesIEC 60694：1996 Common specifications for high-voltage switchgear and controlgear StandardsIEEE 802 IEEE802局域

8、网系列标准IEEE 1588 网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准3 术语和定义以及下列术语和定义适用于本文件。3.1 数字化变电站（digital substation）数字化变电站是指按照DL/T860标准分为站控层、间隔层、过程层构建，采用DL/T860数据建模和通信服务协议，过程层采用电子式互感器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，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）（sequence control）由计算机、智能电子装置等按照严格的操作条

9、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（intelligent terminal）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。3.4 过程层（Process Level）包括电子式互感器、智能终端、合并单元等设备，完成一次信息的采集、数字化转换及合并。3.5 间隔层（Bay Level）由测控装置、继电保护装置、间隔层网络设备以及与站控层网络的接口设备等构成，面向单元设备的就地测量控制层。3.6 站控层（Station Level）由主机、操作员站、远动工作站、继电保护工作站等构成，面向全变电站进行运行管理的中心控制层。3.

10、7 GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event）当发生任何状态变化时，智能电子设备将借助变化报告，多播一个高速二进制对象通用面向对象的变电站事件（GOOSE）报告。3.8 电子式互感器（electronic transducer）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，用以传输正比于被测量的量，供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。在数字接口的情况下，由一组电子式互感器用一台合并单元完成此功能。3.9 合并单元（merging unit）用以对来自二次转换器的电流和或电压数据进行时间相干组合的物理单元。合并单元

11、可以是互感器的一个组成件，或是一个独立单元。3.10 MMS（manufacturing message specification）MMS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。3.11 SMV（Sample Value）采样数据值，包括从合并单元到间隔层设备的采样数据，也可简写为SV。本标准中SMV网特指从合并单元到间隔层设备间的网络。4 总则4.1 数字化变电站基本要求数字化变电站以信息采集数字化、通信平台网络化

12、和信息共享标准化为基础，实现信息化、自动化和互动化的变电站综合自动化系统。4.2 数字化变电站总体技术原则贵州电网数字化变电站建设应符合南方电网公司的总体发展思路，技术上不低于Q/CSG 11006-2009南方电网数字化变电站技术规范的要求。数字化变电站建设应兼顾可用产品的技术水平和未来发展趋势，以确保贵州电网的安全可靠为基础，降低变电站故障率，考虑运行和检修的便利性，着力实现变电站整个生命周期内的综合成本优化。4.2.1 继承与发展相结合原则数字化变电站建设应注重继承与发展相结合的原则，在实现中将传统变电站自动化及继保技术以合适方式平移到数字化变电站中，结合数字化变电站的特点，在确保可靠性

13、前提下积极探索、优化和集成新技术、新应用。4.2.2 满足系统安全、可靠、经济运行的原则数字化变电站中各保护系统的性能应满足继电保护的基本原则要求，对于涉及到电网稳定和主设备安全的重要性能指标，不应低于现有标准，确保电网安全性、可靠性和经济性。4.2.3 逐步推进原则数字化变电站建设和改造应根据工程的实际情况，综合考虑技术、经济因素，选择合理的技术方案。新建数字化变电站应选用先进、可靠的设备与技术，改造数字化站则应考虑原有设备的合理使用寿命，按照经济性和可平滑升级的原则进行。110kV及以下变电站根据积极推进、滚动发展、逐步完善的原则，可较多采用符合未来发展的新设备、新技术，220kV变电站则

14、采用积极稳妥、渐进发展的思路进行试点。新设备、新技术在中低压变电站经实施验证确实可行后可逐步向高压变电站进行推广。4.2.4 一致性和互操作原则数字变电站站控层、过程层、间隔层设备的接入均应遵循DL/T 860标准，以实现数字化变电站的互联互操作。不同厂家间应通过一致性测试来达到互联互操作。对于不具备DL/T 860标准条件的设备（如直流系统、站用交流系统等）则通过通信管理机进行规约转换。4.2.5 保持合理冗余原则过程层采集、传输、执行单元和数据交换系统，基于保护的配置和通道实现在现阶段应保证一定的冗余配置。对于采用传统一次设备和互感器的变电站，可通过按间隔配置采集转换设备实现过程层功能，并

15、以此为基础按功能分别配置母线、变压器及线路等数字化设备，采集转换设备应保证一定的冗余配置。4.2.6 应用非传统互感器原则在数字化变电站建设中应积极推广电子式互感器等非传统互感器的应用，并对电子式互感器等非传统互感器的可靠性、性能稳定性和可维护性进行研究，实现在工程实施中能逐步取代传统电磁式互感器。4.2.7 通信网络的实时性和稳定性并重原则数字化变电站的系统设计、施工中应注重通信网络的实时性和稳定性并重的原则，尤其注重与GOOSE和同步网络相关的交换机及交换系统的实时性和安全可靠性。4.2.8 实用性和合理发展的原则新建的数字化变电站应根据三层数字化变电站网络构架的建设要求实施，改造的数字化

16、变电站应根据三层数字化变电站网络构架的建设要求进行总体设计，根据实际情况，逐步实施，对于尚可继续使用的传统互感器，通过增加采集转换设备、合并单元、就地智能终端等设备，实现数字化变电站的改造，但同时应考虑到将来更换传统互感器时不再增加额外过程层和间隔层设备。5 系统构成5.1 构成5.1.1 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，每层均由相应的设备及网络设备构成。5.1.2 过程层主要设备包括电子式互感器、合并单元、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。5.1.3 间隔层主要设备包括各种保护装置、测控装置、安

17、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。5.1.4 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、网络通信记录分析系统、卫星对时系统等设备，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

18、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。5.2 组网5.2.1 组网原则a） 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。b） 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。c） 站控层与间隔层网络主要传输MMS和GOOSE两类信号。d） 过程层与间隔层网络主要传输GOOSE和SMV两类信号，220kV变电站GOOSE单独组网，SMV采用点对点方式；110kV变电站GOOSE和SMV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。e） 系统应满足变电站二次系统安全防护方案

19、的要求，实现二次系统的安全分区。5.2.2 组网方式a） 220kV变电站网络组网站控层、间隔层、过程层应采用三层结构两层网络。b） 站控层网络 站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文； 站控层应采用双重化冗余以太网络，拓扑结构宜采用双星型，双网双工方式运行，能实现网络无缝切换。c） 过程层GOOSE网络 GOOSE报文采用网络方式传输，结构采用双星型网络结构。 过程层GOOSE网络独立组网，各电压等级均采用双网结构。 继电保护、智能终端采用双重化配置时，每套装置配置单GOOSE口接入对应的一个过程层GOOSE网络；继电保护、智能终端、测控装置单重配置时，装置应配置双GOOSE口，两个GO

20、OSE口应分别接入两个过程层GOOSE网络。 35kV及以下电压等级开关柜安装方式，如采用常规互感器或小信号模拟量输出的互感器，GOOSE与MMS可合并组网。如采用数字输出的互感器，GOOSE宜与SMV合并组网。d） 过程层采样值网络 采用电子式互感器的新建或改造变电站，采样值报文采用点对点方式传输，传输规约采用DL/T860.92。 不更换互感器（采用常规互感器）或部分电压等级更换互感器的改造变电站，常规模拟量应进行模数转换后接入间隔层保护、测控、计量等设备，采用点对点方式传输，传输规约采用DL/T860.92。 跨间隔的多间隔保护（如主变、母差保护等），应保证各侧（各间隔）采样值的接入方式

21、的一致，常规模拟量应进行模数转换后以点对点方式接入保护装置。e） 110kV变电站网络组网 站控层网络 站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文； 站控层宜采用双重化冗余以太网络。拓扑结构宜采用双星型，双网双工方式运行，能实现网络无缝切换。 过程层GOOSE网络 GOOSE报文采用网络方式传输，网络拓扑采用双星型结构。 过程层GOOSE与SMV合并组网，采用双网结构。 110kV主变保护采用双重化配置，每套保护装置配置单GOOSE口接入对应的一个过程层GOOSE网络；其他继电保护、智能终端、测控装置单配置，装置应配置双GOOSE口，两个GOOSE口应分别接入两个过程层GOOSE网络。 35k

22、V及以下电压等级开关柜安装方式，如采用常规互感器或小信号模拟量输出的电子互感器，GOOSE与MMS可合并组网；如采用数字输出的电子式互感器，GOOSE与SMV合并组网。 过程层采样值网络 采用电子式互感器的新建或改造变电站，采样值报文采用网络化传输，传输规约采用DL/T860.92。SMV和GOOSE合并组网。 不更换互感器（采用常规互感器）的改造变电站，110kV及主变间隔常规模拟量进行模数转换后以网络化方式接入间隔层保护、测控、计量等设备。 35kV及以下电压等级如采用开关柜就地安装方式，宜采用小信号模拟量输出的互感器，或采用常规互感器（改造站），采样值宜直接接入保护测控装置，不再组建SM

23、V网络。 主变间隔各侧合并单元应双重化配置，分别接入两个过程层SMV网络；其他间隔合并单元单配置，接入其中一个过程层SMV网络。5.2.3 具体实施方案网络结构示意图参见附录A、B。6 设备技术要求6.1 站控层设备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 主机操作员站a） 主机具有主处理器及服务器的功能，是站控层数据收集、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。b） 操作员站是站内自动

24、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。c） 220kV及110kV变电站宜采用主机兼操作员工作站，双套配置。220kV变电站主机兼操作员工作站宜采用UNIX操作系统，性能应至少达到以下指标： 主频2.66 G； 内存4G； 硬盘容量160G； 网卡，两块以上，每块100Md） 110kV变电站主机兼操作员站宜采用Windows操作系统，性能应至少达到以下指标： 主频2.0G； 内存2G； 网卡，两块以上，每块100M。6.1.2 远动通信

25、装置a） 应能实现远动信息的直采直送，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（集控）中心，并将调度（集控）中心下发的遥控命令向变电站间隔层设备转发。远动工作站和站控层主机的运行互不影响。b） 远动工作站具备同时与多个相关调度中心/集控站进行数据通信的能力，并且与不同调度中心/集控站通信具有相对独立性，不相互影响数据的刷新。c） 远动工作站能同时支持网络通道和专线通道两种方式与各级调度连接，并可根据实际需要灵活配置。d） 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。两台远动主机的工作电源应取

26、自不同的直流母线段，调制解调器、转换器、路由器等配套通信设备均采用直流供电，传送各级调度的通信模块应独立配置，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。e） 远动装置技术要求如下： 远动屏所有设备均采用直流供电； 远动主机具备双机切换信号上传能力（通过公用测控或其他手段） 远动装置具备足够的与调度端连接的模拟、数字、网络通信接口（模拟、数字接口不少于4个、网络通信接口不少于2个）； 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； 缓冲区的容量

27、满足变电站事故时的处理要求，不发生数据溢出的现象； 远动装置应具备与调度中心和站内GPS系统对时的功能； 采用模块化结构，便于维护和扩展； 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。 具备SOE、遥控操作事件记录功能。 远动工作站宜设置远方诊断接口，以便实现远方组态和远方诊断功能6.1.3 保信子站f） 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。g） 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

28、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。h） 110kV变电站的保信子站可单机配置。220kV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。i） 保信子站具体应用功能要求如下： 保护信息管理系统能实现故障信息就地应用处理、远传，以及保护日常运行监测的多重作用。 保护信息管理系统应具备信息监视功能，可在监视界面在线查看装置的模

29、型，提供按面向对象的模式显示所监视装置提供的信息，信息显示按DL/T860所定义的层次结构逐级展开。 保护信息管理系统支持使用监控系统导出的符合DL/T 860.6标准的变电站配置文件来进行配置。 保护信息管理系统采用DL/T860读数据值服务，依靠上传信息的时标进行保护信息的整理。采用缓存报告实现SOE和保护事件的传送。采用非缓存报告实现遥测信息上送。6.1.4 五防子系统j） 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。k） 五防子系统宜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。l） 五防子系统应具备紧急情况的五防解锁功能。6.1.5 网络通信记录系统a） 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、SMV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。b） 网络通信记录分析装置可根据实际网络流量及应用需求由若干台设备组合构成。c） 数字化变电站应配置一套网络通信记录分析系统，记录各通信实体（监控，保护/测控装置，智能终端等）间交互的信息以及交互过程，并能作出专业分析。d） 网络通信记录分析具体技术要