广东佛山数字化变电站技术规范[1]XXXX0326

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1、广东佛山220kV数字化变电站技术规范广东佛山电力设计院有限公司目 次1适用范围22规范性引用文件23主要术语34变电站概况45系统构成46网络技术要求57站控层技术要求98间隔层技术要求179过程层技术要求1910五防系统2111变电站自动化系统的性能指标2212设计要求2313屏柜要求2414电缆和光缆的选择2515安装调试要求25附 录 A 220kV 变电站方案33附 录 B 典型间隔配置及组网方案（资料性附录）34附 录 C 电气二次部分组屏方案38附 录 D 交换机连接示意图44附 录 E 220kV过程层交换机端口统计58附 录 F 110kV过程层交换机端口统计67附 录 A

2、10kV过程层交换机端口统计78广东佛山220kV数字化变电站技术规范1 适用范围本规范规定了220kV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。本规范适用于广东佛山220kV数字化变电站建设和改造工程。2 规范性引用文件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。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。IEEE 802 IEEE802局域网系列标准IEC 61588-2004网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准GB 50171-92电气装置安装工程盘、柜

3、及二次回路结线施工及验收规范GB 50217-94电力工程电缆设计规范GB/T 17626电磁兼容试验和测量技术GB/T 20840.7-2007互感器第7部分：电子式电压互感器GB/T 20840.8-2007互感器第8部分：电子式电流互感器GBJ 148-90电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范DL/T448电能计量装置技术管理规程DL/T614-2007多功能电能表DL/T687-1999微机型防止电气误操作装置通用技术条件DL/T 860变电站内通信网络和系统DL/T 5218-2005 220kV500kV变电所设计技术规程YD/T 1588.2-2006光缆

4、线路性能测量方法第2部分：光缆接头损耗Q/CSG 10011-2005南方电网220kV500kV变电站电气技术导则Q/CSG 110062009数字化变电站技术规范S.00.00.04/Q104-0007-0810-1331广东电网公司电能计量装置技术规范S.00.00.05/Q100-0005-0905-5540广东电网公司继保故障信息系统技术规范S.00.00.05/Q102-0001-0808-148广东电网公司变电站直流电源系统技术规范S.00.00.05/Q102-0002-0808-2604广东电网公司防止电气误操作闭锁装置技术规范S.00.00.05/Q102-0007-091

5、0-6489广东电网公司故障录波器技术规范S.00.00.05/Q102-0010-0909-7254广东电网公司电流互感器技术规范S.00.00.05/Q102-0013-0909-7257广东电网公司电压互感器技术规范S.00.00.05/Q102-0014-0912-7596广东电网公司10kV110kV线路保护技术规范S.00.00.05/Q102-0015-0912-7255广东电网公司220kV500kV线路保护技术规范S.00.00.05/Q102-0015-0912-7597广东电网公司220kV500kV元件保护技术规范S.00.00.05/Q102-0016-0912-75

6、98广东电网公司10kV110kV元件保护技术规范S.00.00.05/Q106-0003-0808-2449广东电网公司变电站GPS时间同步系统技术规范S.00.00.05/Q106-0007-0810-4287广东电网公司110kV220kV变电站自动化系统技术规范S.00.00.05/Q106-0008-0810-4412广东电网公司500kV变电站自动化系统技术规范Q/GD-100-001-2005电力通信光缆工程施工规范Q/GD001.1153.2-2005广东电网公司DL/T 634.5101-2002实施细则Q/GD001.1138.2-2006广东电网公司DL/T 634.51

7、04-2002实施细则南方电网调2006第13号中国南方电网继电保护故障信息系统通信与接口规范广电生2008117号广东电网电力二次系统安全防护实施规范广电调继20081号广东省电力系统继电保护反事故措施2007版3 主要术语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

8、电站。注：在本规范中所指的过程层设备是智能一次设备以及智能终端设备，不包括常规接口的变压器、断路器、隔离开关等传统一次设备。此外，鉴于智能变电站、智能断路器尚未真正研制应用，本规范仅对电子式互感器、智能终端提出要求和规定。3.2 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。3.3 面向变电站事件的通用对象generic object oriented substation event(GOOSE)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报告。3.4 电子式互感器

9、electronic instrument transformer电子式互感器由传感单元、采集单元、一次金具及绝缘支柱等组成；按功能可为电子式电流互感器（ECT）和电子式电压互感器（EVT），按原理可分为电学电子式互感器和光学电子式互感器；其中电学电子式互感器传感单元应包括保护、测量（计量）线圈；光学电子式互感器传感单元应包括一路完整的光学转换回路。注：本规范中电子式电流互感器的双重化配置是指传感单元、采集单元的双重化，电子式电压互感器的双重化配置是指采集单元的双重化。3.5 合并单元merging unit用以对来自二次转换器的电流和电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可以是现场互感

10、器的一个组成件，或是控制室中一个独立单元。3.6 制造报文规范manufacturing message specification（MMS）是ISO/IEC9506标准所定义的用于工业控制系统的通信协议，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。3.7 采样数据值sample value（SV）本规范中指从合并单元到间隔层设备的采样数据，也可简写为SMV。本规范中SV网特指从合并单元到间隔层设备间的采样数据网络。3.8 在线式五防online anti-misoperation locking system

11、在线式五防系统是充分利用变电站自动化系统全站监控功能，经集成在自动化系统后台软件中五防模块及测控装置中间隔五防模块对电气操作防误闭锁实时判断，对满足防误闭锁操作条件的电气设备开放操作的一套防误闭锁系统，取消了电脑钥匙和机械锁具，实现了操作票项逐项开放和闭锁。3.9 程序化操作sequence control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。3.10 智能终端柜intelligent terminal cabinet用于安装智能终端，并集中了就地控制功能的开关柜，一般就地安装在开关场。4 变电站概况4.1 主接线电压等级主接线形

12、式间隔名称本期数量远期数量备注220kV双母线线路46母联11110kV双母双分段线路1012分段22母联2210kV两组单母分段1组单母线线路2030分段22电抗器1824接地变23站用变22主变压器34三相式4.2 主要参数1） 直流：DC220V2） 常规CT二次值：5A3） 屏柜（1） 保护屏（户内）：2260800600；（2） 保护屏（户外）：2260800600；（3） 通信屏：2200800600（4） 屏柜颜色：RAL7035（5） 柜式、前单开玻璃门、后双开门，门轴在屏正面左侧。5 系统构成5.1 系统结构5.1.1 物理结构上，数字化变电站由三个层次构成，分别为站控层、间

13、隔层、过程层，每层均由相应的设备及网络设备构成。5.1.2 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并下发到间隔层、过程层执行；具有全站操作闭锁控制功能和站内当地监控、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。5.1.3 间隔层主要设备包括各种保护装置、测控装置、故障录波装置、安全自动装置、电能表等，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

14、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 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。5.2 系统配置5.2.1 配置总则4） 220kV电压等级继电保护系统应遵循“双重化设计”原则。5） 110kV电压等级应采用保护测控一体化装置，按双套配置。6） 10kV35kV电压等级应采用保护测控一体化装置，按单套配置。7） 110kV及以上电压等级，当采用电子式互感器时的传感单元和采集单元、合并单

15、元应采用双重化配置，且相互独立。8） 220kV主变保护各侧，当采用电子互感器时，电子式互感器的传感单元和采集单元、合并单元、网络设备的冗余配置原则和组网原则应与该主变的高压侧标准一致。9） 双母线、双母线分段等接线型式（单断路器）的线路、变压器间隔，当采用电子互感器时宜配置三相EVT。10） 双重化的两套保护及其相关设备（电子式互感器的采集单元、合并单元、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一对应，分别取自直流电源的两段母线。11） 双套配置保护对应的智能终端双套配置。12） 110kV及以上电压等级，母线智能单元应双套配置，用于采集位置信息及刀闸控制。5.2.2 站控层设备配置1

16、） 220kV变电站应采用主机兼操作员站方式，双机冗余配置。2） 五防主机应双机冗余配置，其中一台独立配置，另一台与操作员站工作站共用。3） 保信子站应双机冗余配置。4） 远动装置应双机冗余配置。5.2.2.1 间隔层设备配置5） 220kV线路、母线及断路器失灵、母联和分段均配置双重化保护，测控装置按单套配置。6） 110kV线路、母联和分段配置双套保护测控一体化装置，110kV母线配置双套保护，母线测控装置按单套配置。7） 220kV主变配置双重化电气量保护和一套非电量保护；主变各侧的测控装置按单套配置。非电量保护测控一体化装置按单套配置，下放安装于本体附近。8） 10kV配置单套保护测控

17、一体化装置。9） 故障录波装置按广东电网公司故障录波装置技术规范要求配置。10） 电能表按广东电网公司电能计量装置技术规范要求配置。11） 安自装置参照常规变电站要求配置。5.2.2.2 互感器配置12） 110kV及以上电压等级，当采用电子式互感器时，应按双重化配置。13） 10kV电压等级宜采用常规互感器，按单套配置。14） 主变的中性点、间隙CT宜采用常规互感器，按双重化配置，采用带模拟量插件的合并单元进行数字转换，主变各侧套管电流互感器若与进线电流互感器功能重叠可取消。5.2.2.3 合并单元配置15） 110kV220kV电压等级合并单元应按双重化配置。16） 10kV采用户内开关柜

18、布置时，合并单元功能集成在本间隔保护测控装置内。17） 主变各侧、中性点合并单元应按双重化配置。5.2.2.4 智能终端配置18） 110kV220kV电压等级智能终端应按断路器双重化配置，与双重化保护和双跳闸线圈配合。19） 10kV采用户内开关柜布置时，智能终端功能集成在本间隔保护测控装置内。20） 主变220kV、110kV侧智能终端应按双重化配置，10kV侧双重化智能终端与合并单元合一配置，配置一套独立的常规操作箱；主变本体智能终端宜单套配置，应具有主变本体非电量保护、遥控/闭锁有载调压、启动风冷控制、上传本体各种非电量信号等功能，非电量跳闸出口直接通过电缆至主变各侧的操作回路实现，并

19、向站控层传输跳闸事件。6 网络技术要求6.1 组网原则6.1.1 总则21） 站控层与间隔层网络组网方式应采用冗余以太网架构，传输速率不低于100Mbps；网络宜采用双星型结构、双网双工方式运行，提高网络冗余度，能实现网络无缝切换；网络主要传输MMS和GOOSE两类信号。22） 过程层与间隔层SV传输宜采用网络方式，220kV电压等级应采用双套独立双网方式（见图1）；110kV电压等级应采用双单网方式（见图2）。23） 过程层与间隔层GOOSE信号网络应采用双网双工方式运行，110kV以上电压等级GOOSE网和SV网应独立，GOOSE配置共享双网（见图3）；10kV GOOSE宜与MMS合一（

20、见图4）。24） 两台智能装置之间的数据传输路由不应超过4个交换机；当采用级联方式时，不应丢失数据。25） 系统应满足广东电网电力二次系统安全防护实施规范的要求，实现二次系统的安全分区。6.1.2 变电站网络组网26） 220kV电压等级及主变各侧GOOSE与SV分开组网；SV采用双套独立双网，GOOSE采用共享双网。27） 110kV电压等级GOOSE与SV分开组网；SV采用双单网，GOOSE采用共享双网。28） 10kV电压等级GOOSE与MMS宜合并组网。主变用SV采用双单网，10kV母线以下间隔无SV网。6.2 网络设备技术要求6.2.1 总体要求29） 网络设备包括站控层和间隔层网络

21、的通信介质、通信接口、网络交换机、网络通信记录分析系统等，双重化布置的网络应采用两个不同回路的直流电源供电。30） 通信介质应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铠装光纤。6.2.2 网络交换机技术要求31） 应满足变电站电磁兼容标准（详见性能指标章节）32） 应采用以下几种接口型式：介质速率接口型式多模光纤100/1000MbpsST口双绞线100/1000MbpsRJ45口33） 应采用无阻塞配置的结构设计，保证满配置时能以线速接收帧，并能无延迟地处理。34） 应采用分布式交换处理结构，所有接口模块均具有本地自主交换的能力。35） 支持基于VLAN(802.1q)的网络

22、隔离和安全。36） 支持Quality of Service(802.1p)，支持实时数据流。37） 支持组播过滤。38） 支持端口速率限制和广播风暴限制。39） 支持端口配置、状态统计、镜像、安全管理、SNMP。40） 支持光纤口链路故障管理。41） 支持基于端口的网络访问控制(802.1x)。42） 应采用直流供电，双重化网络配置的交换机应使用不同母线的电源供电。43） 无风扇设计。44） 提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等。45） 符合IEEE 1613 Class 2标准(电力)。46） 符合IEC 61850-3(电力)。47） 应满足温度4070、湿度10%95%的工

23、作环境的要求。6.2.3 网络通信记录分析系统技术要求6.2.3.1 网络通信记录分析系统能对基于数字化变电站系统通信网络的全过程进行报文记录(带绝对时标的完整网络通信报文)，包括MMS通信网络、GOOSE通信网络和SV采样值通信网络的报文记录。6.2.3.2 网络通信记录分析系统对通信网络进行通信报文记录时，对原有通信网络不能产生任何影响，不能产生任何附加报文；同时，在出现故障、死机或断电的情况下，对原有通信网络也不能产生任何影响。6.2.3.3 网络通信记录分析系统应确保监视的报文不漏记、不丢失。6.2.3.4 网络通信记录分析系统能够在变电站现场环境下连续循环存储通信网络的原始数据，并且

24、在达到最大存储容量时进行循环存储，能够保证存储半年的GOOSE、最近一周的MMS通信原始报文和至少48小时SV采样值通信原始报文;并且连续存储的最长时间根据网络流量的不同可根据用户需要进行更改;并支持判据启动功能，能长期保存电网异常、数据异常、网络异常等情况时的报文。6.2.3.5 网络通信记录分析系统应能对GOOSE报文、SV报文进行在线实时分析，并实时告警，能查询历史报告，并与离线分析关联进行报文详细分析。6.2.3.6 网络通信记录分析系统能够按时间段读取系统存储报文，具备按逻辑通道对应用报文进行查询、分析功能，能够根据逻辑通道、时间、类型和服务等关键字对存储的报文内容等单个或组合条件进

25、行查询；分析功能至少应包括：（1） TCP会话和通信过程分析;（2） 报文相关性分析，如MMS清求/响应匹配;（3） MM S错误分析，如编码错误，服务错误等;（4） GOOSE错误分析，如发布超时，不连续等;（5） SV错误分析、曲线分析等。6.2.3.7 网络通信记录分析系统提供GPS对时接口，误差lms。6.2.3.8 网络通信记录分析系统具备自诊断、自启动功能。7 站控层技术要求7.1 设备要求7.1.1 站控层设备包括主机、操作员站/五防主机、远动装置、保信子站、卫星对时系统以及其它智能接口设备等；站控层设备应集中布置于主控室内，用于连接主控室内保护及测控装置的网络交换机及规约转换器

26、也应独立组屏布置于主控室。48） 主机/操作员站是站内自动化系统主要人机界面，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。配置单显示器。49） 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。50） 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）上传至调度中心，并支持接入调度数据网，能将调度中心下发的遥控、遥调命令向变电站间隔层设备转发。51） 五防系统数字化变电

27、站五防系统可采用在线式五防系统或一体化五防系统两种方式实现。（6） 在线式五防系统在线式五防系统主要包括五防主机、在线式五防专用锁具，取消了机械锁具和钥匙，通过对全站电气设备（一、二次设备，刀闸电机电源状态等）、在线式五防专用锁具，以及现场实际操作情况的在线监视，结合经预演成功保留在五防主机中的操作票序列，按票依次开放每步电气操作，一旦操作对象的操作条件改变，不满足操作要求，自动中断余下操作步骤，实现全程实时在线闭锁。（7） 一体化五防系统一体化五防系统主要包含五防主机、五防软件、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。一体化五防系统应与变电站自动化系统一体化

28、配置，五防软件应是变电站自动化系统后台软件的一个有机组成部分。52） 智能接口设备智能接口设备应能为站内交直流系统、UPS系统、小电流接地选线系统和火灾报警系统等常规设备提供规约转换接口。7.1.2 主机、操作员站/五防主机等设备操作系统应采用符合国际标准的系统软件，500kV变电站应采用Unix操作系统，220kV及以下变电站采用Linux或Unix操作系统；其他软件及配置要求参见广东电网公司110kV220kV变电站自动化系统技术规范、广东电网公司500kV变电站自动化系统技术规范。7.2 数据库的建立与维护7.2.1 自动化系统应建立实时数据库和历史数据库：53） 实时数据库：载入变电站

29、自动化系统采集的实时数据，其数值应根据运行工况的实时变化而不断更新，记录设备的当前状态；实时数据库的刷新周期及数据精度应满足工程要求。54） 历史数据库：对于需要长期保存的重要数据采用选定周期的方式存放在数据库中；历史数据应能在线存储12个月以上，存储溢出时，应保存最新历史数据，所有历史数据应能转存至光盘作长期存档，并能回装到历史数据库以供查询；应配置稳定运行的商用关系数据库（Oracle、Sybase或SQL Server之一）作为历史数据库平台。7.2.2 数据库管理数据库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等。数据库管

30、理功能包括：55） 快速访问常驻内存数据和硬盘数据，在并发操作下能满足实时功能要求；56） 允许不同程序对数据库内的同一数据集进行并发访问，保证在并发方式下数据库的完整性和一致性；57） 具有良好的扩展性和适应性，满足数据规模的不断扩充及应用程序的修改；58） 可在线生成、修改数据库，对任一数据库中的数据进行修改时，数据库管理系统应对所有工作站上的相关数据同时进行修改，保证数据的一致性；59） 在系统死机、硬件出错或电源掉电时，系统应能自动保护实时和历史数据库，在故障排除重新启动时，能自动恢复至故障前状态；60） 可以生成多种数据集，用作培训、研究、计算等用；61） 可方便地交互式查询和调用；

31、应有实时镜象功能。7.3 监视和报警7.3.1 监视7.3.1.1 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，应能监视各设备的通信状态和通信报文，并实时显示。7.3.1.2 对显示的画面应具有电网拓扑识别功能，即带电设备颜色标识；所有静态和动态画面应存储在画面数据库内，用户可方便和直观地完成实时画面的在线编辑、修改、定义、生成、删除、调用和实时数据库连接等功能，并能与其他工作站共享修改或生成后的画面。7.3.1.3 画面应采用标准的窗口管理系统，窗口颜色、大小、生成、撤除、移动、缩放及选择等可进行设置和修改。7.3.1.4 图形管理系统应具有汉字生成和输入功能，支持多种汉字输入法，支

32、持矢量汉字字库；应具有动态棒型图、动态曲线、历史曲线制作功能；屏幕显示、制表打印、图形画面中的画面名称、设备名称、告警提示信息等均应采用中文。7.3.1.5 各种表格应具有显示、生成、编辑、打印等功能；各种报表数据应能转换为EXCEL格式，以利于数据的二次应用。7.3.1.6 应能显示变电站在线数据监测情况，能实时反映各级网络通讯状态，监测数据通讯异常情况。7.3.1.7 信息能够分层、分级、分类显示，可以人工定义画面显示内容；其中开关量信号根据重要性，可分为三类：62） 第一类为事故信号，包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号、影响全站安全运行的其他信号（包括全站通讯中断、消防系统

33、火灾告警等）；63） 第二类为报警信号，包括状态异常信号、模拟量越限、自动化系统的异常事件等；64） 第三类为告知信号，包括反映设备各种运行状态的信号以及查询事故跳闸或设备异常后的详细信息，如开关分合、保护功能压板投退、保护的详细动作信息等。应显示的主要画面至少如下：65） 电气主接线图，包括显示设备实时运行状态（包括变压器分接头位置等）、各主要电气量（电流、电压、频率、有功、无功、变压器绕组温度及油温等）等的实时值，并能指明潮流方向；显示各设备的铭牌参数、CT及PT变比等；可通过移屏、分幅显示方式显示全部和局部接线图及可按不同的详细程度多层显示；66） 保护配置图，反映各保护投退情况、整定值

34、和软压板位置等；67） 直流系统图，包括显示充电装置的基本运行参数等；68） 站用电系统状态图；69） 趋势曲线图；70） 遥测最大/最小值曲线（8） 遥测最大/最小值曲线由该遥测点每个采样（统计）周期的最大/最小值历史曲线所构成，该周期时间可人工设定；（9） 最大/最小值曲线可与采样历史曲线在同一坐标组合显示；71） 棒状图；72） 系统运行工况图：用图形方式及颜色变化显示系统的设备配置、工作状态、通信状态（双网应分端口）、核心进程的运行状态等；73） 统计及功能报表，包括电量表、各种限值表、运行计划表、系统配置表、系统运行状况统计表和运行参数表等；74） 定时报表、日报表、月报表；75）

35、各种保护信息及报表；76） 控制操作过程记录及报表；77） 事故追忆记录报告或曲线；78） 事件顺序记录报表；79） 操作指导及操作票、典型事故处理流程；80） 遥测表、开关量表等：画面上实时信息（遥测、遥信）的显示应能根据信息的当前品质状态使用不同的显示颜色；当前品质状态至少包括：l 采集失败l 越高限l 越低限无刷新（在一定的时间内没有收到，时间可设）l 死数（在一定的时间内数据没变化，时间可设）l 检修态l 人工置数81） GOOSE通信状态图；82） SV通信状态图；83） 间隔层五防联锁（测控GOOSE联锁）状态表。7.3.2 报警7.3.2.1 采集的模拟量发生越限、突变、数字量变

36、位及计算机系统自诊断故障时能进行报警处理；事故发生时，事故报警装置立即发出音响报警，主机/操作员站的画面显示上应有相应开关的颜色发生改变并闪烁，同时显示报警条文。7.3.2.2 报警方式分为两种：一种为事故报警，另一种为预告报警；前者为非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号、影响全站安全运行的其他信号（包括全站通讯中断、消防系统火灾告警等）所引起；后者为状态异常信号、模拟量越限、异常事件等所引起。7.3.2.3 对事件的报警应能分层、分级、分类处理，起到事件的过滤作用，能现场灵活配置报警的处理方式。7.3.2.4 事故报警和预告报警应采用不同颜色、不同音响予以区别，并自动启动事件记录打印

37、；对前者应启动事故警笛及对应的语音信息，并弹出红色告警框；对后者应启动预告警铃及对应的语音信息，并弹出黄色告警框。7.3.2.5 事故报警可通过手动和自动方式进行确认。7.3.2.6 事故、预告报警信号经确认后，在规定的时间内（可人工设定）其异常仍未消除，系统应再次启动相应报警，重复提示运行值班人员；此功能应能根据实际需要，对每一项事故报警信号分别设定为启用或停用。7.4 人机界面7.4.1 应能通过各工作站为运行人员提供灵活方便的人机联系手段，实现整个系统的监测和控制。7.4.2 能按要求对各种参数进行设置，具备按一定权限对继电保护整定值、模拟量限值及开关量状态进行修改的功能，并予以记录。7

38、.4.3 能按要求对测控装置、保护装置等设备的各种功能进行投退以及对继电保护信号进行远方确认和复归。7.4.4 具备屏幕画面、制表打印和数据库的修改、扩充等维护功能；可对信息量进行分层、分级、分类设置。7.5 控制与操作7.5.1 控制范围：全站所有断路器、电动隔离开关、电动接地开关、主变压器调压抽头、无功功率、补偿装置及与控制运行相关的设备和其他重要设备。7.5.2 控制方式：应具有手动控制和自动控制两种控制方式，操作遵守唯一性原则。7.5.3 手动控制应包括下列各级控制，控制级别由低至高的顺序为：84） 由调度中心远方控制；85） 由变电站监控后台控制；86） 在测控屏上通过控制把手控制，

39、通过测控装置下发控制命令；87） 由配电柜的就地手动开关一对一控制。7.5.4 自动控制应包括顺序化控制和调节控制，由站内设定其是否采用，主要包括电压无功自动控制、主变联调控制以及顺序化操作控制等。7.5.5 顺序化控制和调节控制功能管理应相对独立；它可以由运行人员投入/退出，而不影响正常运行。7.5.6 顺控功能应能将各种类型的操作票转化为顺序执行的任务票，减少人工操作量，减少误操作，提高效率。7.5.7 系统应支持在站控层和远方调度端进行顺控操作的方式。7.5.8 系统应充分考虑顺控操作的安全性，保证各类顺控操作应通过防误闭锁校验。7.5.9 在自动控制过程中，系统应给出操作提示信息，在程

40、序遇到任何软、硬件故障均应输出报警信息，停止控制操作，并保持所控设备的状态。7.5.10 操作员站应提供间隔操作画面，在其中显示与间隔有关的信息，包括间隔有关的动作事件、光字牌等，控制操作宜在间隔画面实现。7.5.11 为使整个变电站能安全可靠地运行，系统操作须具有相应的安全、保护措施：88） 设置操作权限：依据操作员权限的大小，规定操作员对系统及各种业务活动的范围，操作员应事先登录，并应有密码措施，操作时应有完善的监护措施；89） 操作的唯一性：在同一时间只允许一种控制操作方式有效，如确定一种操作方式，须闭锁其它操作方式；90） 对运行人员的任何操作，计算机都将做命令合法性检查和闭锁条件检查

41、；91） 操作应按选点、校验、执行的步骤进行，在进行选点校验操作时，当遇到如下情况之一时，选点将自动撤消：（10） 选点后规定时间内(由操作员指定)未做后续操作；（11） 按了取消键；（12） 选点后的后续操作无意义。当一个控制点正在进行某设备的控制操作时，其它控制点对该设备的控制操作被禁止；92） 一个任务在对多个设备进行操作时，计算机监控系统在保证操作规程的安全性、可靠性前提下，可按规定程序进行顺序控制操作；93） 操作必须在具有控制权限的工作站上才能进行；94） 可以远方或当地设定设备禁止控制挂牌；95） 提供详细的记录文件记录操作人员和监护人员姓名、操作对象、操作内容、操作时间、操作结

42、果等，可供调阅和打印；96） 应具备在一台操作员站操作时在另一台操作员站进行监护的功能。7.6 远动功能7.6.1 远动装置必须具备同时与各级调度中心进行数据通信的能力，并且与不同调度中心通信的实时数据库具有相对独立性，不相互影响数据的刷新。7.6.2 应能实现远动信息的直采直送，远动装置和站控层主机的运行互不影响。7.6.3 远动装置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。7.6.4 远动装置应能将站内各设备的通讯状态、后台系统核心进程及远动装置网络接口通讯状态通过遥信方式上送各级调度。7.6.5 必须能适应各级调度的通信规约，应能同时支持广东电网公司D

43、L/T 634.5101-2002实施细则和广东电网公司DL/T 634.5104-2002实施细则要求。7.6.6 远动装置宜设置远方诊断接口，以便实现远方组态和远方诊断功能。7.6.7 远动装置应具备遥信、遥测转发数据手动模拟设置并转发功能。7.6.8 远动装置双机与间隔层设备通讯采用双主机方式，与调度端通讯应支持双主或主备方式，远7.6.9 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，主备方式配置时不能出现抢主机的现象。7.6.10 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置品质标志。7.6.11 缓存区容量应满足雪崩时信息缓存要求，遥信存储量不

44、少于1024条。7.6.12 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，且支持热插拔。7.6.13 远动装置应具备与调度中心和站内GPS系统对时的功能。7.6.14 远动装置应采用模块化结构，便于维护和扩展。7.6.15 远动装置应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。7.6.16 每台工作站至少提供两个接入调度数据网的网口。7.6.17 远动装置接入调度数据网必须满足广东电网电力二次系统安全防护实施规范要求；接入设备的性能指标和功能要求详见广东电网电力二次系统安全防护实施规范。7.7 对时

45、7.7.1 时间同步系统应满足广东电网公司变电站GPS时间同步系统技术规范的各项要求。7.7.2 220kV及以上电压等级站内应设置两套冗余主时钟，可采用GPS或北斗卫星作为标准时钟源，其中一台必须为北斗卫星时钟系统，主要输出信号（包括IRIG-B（DC）或秒脉冲）的时间准确度应优于1s，时间保持单元的时钟准确度应优于710-8（1分钟4.2s）。7.7.3 站控层设备应采用SNTP对时方式。7.7.4 变电站内可根据需要采用IEC 61588协议进行对时。7.8 继电保护信息采集7.8.1 保信子站应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；支持根据调度中心命令对相应

46、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。7.8.2 保信子站应具备信息监视功能，能在监视界面在线查看装置的模型，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。7.8.3 保信子站支持使用监控系统导出的符合DL/T860.6标准的变电站配置文件来进行配置。7.8.4 保信子站采用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。7.8.5 保信子站双机采用热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能；当一台保信子

47、站故障时，系统实现双机无缝自动切换，切换时数据不丢失、不误发、不重复发送，并同时向各级调度发送切换报警信息。7.8.6 保信子站各项功能应满足广东电网公司继保故障信息系统技术规范的各项要求。7.8.7 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，保护信息的远传应符合中国南方电网继电保护故障及信息系统通信与接口规范的相关要求。7.8.8 保信子站接入调度数据网必须满足广东电网电力二次系统安全防护实施规范要求；接入设备的性能指标和功能要求详见广东电网电力二次系统安全防护实施规范。7.9 事件顺序记录及事故追忆7.9.1 变电站内重要设备的状态变化应列为事件顺序记录（

48、SOE），主要包括：97） 断路器、隔离开关动作信号及其操作机构各种监视信号；98） 继电保护装置、安全自动装置、备自投装置、直流系统、消弧系统、小电流接地选线系统、VQC系统等的动作信号、故障信号。7.9.2 事件顺序记录的任何信息都不可被修改，但可对多次事件中的某些记录信息进行选择、组合，以利于事后分析；事件顺序记录应采用分类、分级的方式上送至各级调度。7.9.3 事件顺序记录的分辨率应不大于2ms。7.9.4 事故追忆的时间跨度和记录点的时间间隔应能方便设定。7.9.5 SOE的时标为事件发生时刻各装置本身的时标。7.10 统计及计算7.10.1 具备对电流、电压、频率、功率及温度等进行

49、统计分析的功能。7.10.2 具备对电能量分时段和方向进行累计的功能，当设有关口表时，电能量数据应以关口表采集数据为准。7.10.3 具备对变压器的负荷率、损耗及经济运行进行分析的功能。7.10.4 具备对母线电压不平衡及合格率进行统计的功能。7.10.5 具备对纳入自动化系统监控范围内的断路器正常操作及事故跳闸次数、分接头档位调节次数、设备的投退、通道异常、主要设备的运行时间及各种操作进行分类自动记录和统计的功能。7.10.6 具备统计变压器的停用时间及停运次数的功能。7.10.7 具备计算变电站站用电量的功能。7.10.8 具备累计安全运行天数的功能。7.11 制表打印7.11.1 应能按

50、要求定时打印值报表、日报表、月报表及年报表。7.11.2 能召唤打印月内任意一天的值报表、日报表和年内任意一月的月报表。7.11.3 事故时能自动打印报警记录、测量值越限记录、开关量变位记录、事件顺序记录、事故指导提示和事故追忆记录等，并能实现画面打印功能。7.11.4 可完成运行日志和各类生产报表、事件报表及操作报表的打印。7.12 自诊断与自恢复7.12.1 系统在线运行时，应对本系统的软硬件定时进行自诊断，当诊断出故障时应能自动闭锁或退出故障单元及设备，并发出告警信号；自诊断的范围包括：测控装置、保护、合并单元、主机、操作员站、保信子站、远动装置、各种通信装置、网络及接口设备、通道、对时

51、系统等；对间隔层设备的在线诊断应至插件级。7.12.2 自诊断与自恢复内容宜包括：99） 系统应能检测出各设备的工作状态，正确判断出故障的内容，判别故障的设备及插件，使其自动退出在线运行，宜能自动识别设备装置掉电和装置异常等故障；100） 双机系统其中一台主机发生软硬件故障时，应能自动切换至另一台机工作；双机切换从开始至功能恢复时间应不大于30s；各类有冗余配置的设备应能自动切换至备用设备。101） 一般性的软件异常时，应能自动恢复正常运行。7.13 管理功能7.13.1 变电站自动化系统应能根据运行要求，实现各种管理功能；宜包括：运行操作指导、事故分析检索、在线设备管理、操作票功能、模拟操作

52、、其它日常管理等。7.13.2 运行操作指导：应能对典型的设备异常或事故提出操作指导意见，编制设备运行技术统计表，并推出相应的操作指导画面。7.13.3 事故分析检索：应能对突发事件所产生的大量报警信息进行筛选和分析，对典型的事故可直接推出相应的操作指导画面。7.13.4 在线设备管理：应能对主要设备的运行记录和历史记录数据进行分析，提出设备运行情况报告和检修建议，并能保存设备的检修和故障处理记录。7.13.5 操作票功能：可根据运行要求完成操作票的生成、预演、打印、执行、记录。7.13.6 模拟操作：应能提供电气一次系统及二次系统有关布置、接线、运行、维护及电气操作前的预演，并能通过相应的操

53、作画面对运行人员进行操作培训。7.13.7 其它日常管理：能进行操作票、工作票、运行记录及交接班记录的管理，还应包括设备运行状态、缺陷管理、维修记录、规章制度管理等。7.13.8 应能实现各种文档的存储、检索、编辑、显示、打印功能。7.14 电压无功控制功能7.14.1 电压无功自动控制应具有三种模式：闭环(主变分接头和无功补偿设备全部投入自动控制)、半闭环(主变分接头退出自动控制，由操作员手动调节，无功补偿设备自动调节)和开环(电压无功自动控制退出，只作调节指导)，可由操作员选择投入或退出。7.14.2 控制策略应采用较为成熟的控制原理为基础，根据实际需要进行策略优化；动作方案应能自动整定，

54、也可手动整定；在自动整定时应能按以下五种方式进行自动整定：电压优先、无功优先、只调电压、只调无功、电压无功综合优选。7.14.3 能应用于任何一种接线方式，可根据主变开关位置信号、母联开关位置信号、电容电抗器开关位置信号以及各种刀闸位置信号实时识别一次系统的各种运行方式，自动适应系统运行方式的改变。7.14.4 电压控制目标应可选择中压侧或低压侧，应能自动判别低压侧和中压侧主变的并列情况。在主变并列时，各主变分接头能实现同升同降。7.14.5 采集数据异常、累计量数值达到人为设定限值或满足其他人为设定的闭锁条件时，应可靠闭锁某些控制对象的VQC功能，同时应提示闭锁原因并上送主站。7.14.6

55、远方应能控制站内VQC的投退及复归信号，并把相应的遥信量上传到调度中心/集控站；程序控制时，应记录动作前后的电压、无功、开关位置、档位等参数，能够判别调节是否成功。7.14.7 VQC应能与AVC主站的各种控制模式(包括集中、分散和混合控制模式)配合。7.14.8 VQC总投退压板退出时，闭锁全部主变档位和电容器（电抗器）的VQC调节动作；压板投退可由监控后台或调度实现；闭锁信息应上送调度端。7.14.9 VQC功能压板退出时，闭锁该设备动作。压板投退由监控后台实现；闭锁信息可上送调度端。7.14.10 应能显示控制参数、运行参数、控制对象状态、异常状态、闭锁状态、各种动作时间及内容等。7.1

56、4.11 具有各类控制量的设定功能，可以选择时间分段与负荷分段两种方式；分段的数量和时段、负荷段可任意设定；使用时间分段方式时，可以同时保存多套定值，并允许设置各套定值的有效日期范围，时间分段以分钟为最小单位。7.14.12 在调节控制侧电压时应兼顾另一侧的电压水平。7.14.13 多台主变中低压任一侧并列运行时，应采用主从方式同步调节多台主变分接头；一台主变同时带两段低压母线运行时，连在两段母线的电容器(电抗器)都可以用来投切。7.14.14 对电容器、电抗器的控制应该在满足控制要求的前提下，尽量实施循环投切，使投切操作均匀分布到每个元件。7.14.15 对主变分接头和电容电抗器进行升降、投

57、切操作前，应先进行预判，尽可能的避免反复升降或投切操作。7.14.16 每个VQC控制对象应设定投退软压板，用户可以在远方或当地投入或退出任意一个VQC控制对象的自动控制。7.14.17 调度中心或集控站应可对VQC进行投退、复归等控制，VQC的运行状态及运行信息也应能够发送给调度中心。7.14.18 应能接收AVC通过电压无功优化计算确定的VQC电压、功率因数期望值并正确运行。7.14.19 判别分区时，为了防止量测在临界区波动引起误动作，应可人工设置确认时间（或采样次数），只有连续处于某个分区达到设定时间（或采样次数）的时候，才能认为某个模块运行状态处于某个分区。7.14.20 控制分区划

58、分应合理，避免在边缘区域运行时出现有载开关和电容器（电抗器）组振荡动作。7.14.21 VQC性能指标102） VQC单次计算所用时间（包括画面数据刷新时间）10 s；103） VQC计算周期：60 s；104） VQC单次控制完成时间：30 s（该指标中的时间是指从VQC控制命令开始下发至结果正确显示到画面上为止的时间）；105） 画面调用响应时间：2 s；106） 画面数据更新时间：2 s；107） 电容器投切的最小时间间隔：300s；108） 电抗器投切的最小时间间隔：300s；109） 主变分接头调整的最小时间间隔：120s。7.15 其他通信接口及协议7.15.1 智能接口设备应支持

59、接入站内其它规约设备，与其它装置的接口应采用串口或以太网连接：110） 应设置通信接口与交、直流系统监控装置连接；111） 应设置与消防报警装置连接的通信口；112） 应设置与站内电度采集装置连接的通信口；113） 应设置与变电站视频及环境监控系统连接的通信口；114） 应设置与行波测距系统连接的通信口。7.16 系统备份与恢复应提供应用软件和数据库的备份与恢复工具。8 间隔层技术要求8.1 测控装置8.1.1 测控装置应按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，以MMS机制与站控层设备直接通信，站控层以太网通信端口不应少于两个。8.1.2 测控装置应能以DL/T 860.91、DL/

60、T 860.92或GB/T 20840.8协议与合并单元通信，应满足DL/T860或GB/T 20840.8中规定的数据格式，应能识别协议中的数据有效性，并能将告警事件上送，与合并单元通信以太网端口不应少于两个。8.1.3 测控装置应支持GOOSE协议与智能终端通信，以太网端口不应少于两个，根据组网方式的要求，本条款所指的以太网端口可与7.1.2中所指的以太网端口合并设置。8.1.4 测控装置应支持GOOSE协议进行间隔层信息交换，以实现间隔层五防闭锁功能，间隔层设备的五防闭锁功能应不依赖于站控层设备，当站控层发生故障而停运时，不能影响间隔层设备的正常五防闭锁控制操作；本条款所指的以太网端口可

61、与7.1.1中所指的以太网端口合并设置。8.1.5 测控装置应能设置所测量间隔的检修状态，相关的信号应置检修标志的值为“TRUE”，应能将设备检修状态信号上送后台和调度自动化系统；检修状态下应具备设置检修设备信息不上送的功能。8.1.6 双套配置的保护测控一体化装置，测控功能采用主备模式，能自动切换，并能保证数据的正确上送及控制命令的准确下达。8.1.7 测控装置不同的网络接口，应采用互相独立的数据接口控制器；在任何网络运行工况流量冲击下，装置均不应死机或重启。8.1.8 当直流电源电压波动范围在0.8Un1.15Un内时，测控装置应能正常工作。8.1.9 测控单元操作面板应可监视整个间隔串电

62、气回路的单线模拟接线图，并可实时显示该电气回路的状态量、模拟量、通讯状态及时钟同步状态。8.1.10 面板的操作应包括断路器、隔离开关的就地控制。8.1.11 面板的控制操作应遵守“选择控制”的原则。8.1.12 测控单元应能记录各种操作命令的源地址、时间。8.1.13 测控装置应具备在线自诊断、自恢复功能，宜具有带电插拔更换模块的功能；发生电源掉电故障时，系统应及时报警；电源恢复时，系统应能重新启动。8.1.14 同期功能在测控单元完成，站控层应能对同期操作过程进行监测和控制，相关要求如下：115） 220kV断路器均为同期检测点，站控层应能对需要同期操作的断路器进行“检无压”、“检同期”及“强送”三种功能的选择，实现断路器合闸，三种功能的选择不允许由测控装置自行判别切换，应在操作员站上人工设定。116） 不同断路器的同期指令间应相互闭锁，以满足一次只允许一个断路器同期合闸。117） 同期功能应能进行状态自检和设定，同期成功与失效均应有信息输出。118） 同期功能应可对同期电压的幅值差、相角差、