Day2B42Q／GDW394《11066kV～220kV智能變電站設(shè)計規(guī)范》及編制說明100202

1、Q / GDW ××× 2009ICS 29.240 29.240備案號：CEC ××200Q/GDW9Q/GDW國家電網(wǎng)公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q / GDW393 2009110（66）kV220kV智能變電站設(shè) 計 規(guī) 范Specifications of design for 110（66）kV220kV Smart Substation2009-××-××發(fā)布2009-××-××實施國家電網(wǎng)公司發(fā)布Q / GDW 393 2009目次前言II1范圍12引用標(biāo)準(zhǔn)13術(shù)語

2、和定義24總則45電氣一次部分45.1智能設(shè)備45.2互感器55.3設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測76二次部分76.1一般規(guī)定76.2變電站自動化系統(tǒng)76.3其他二次系統(tǒng)136.4二次設(shè)備組柜136.5二次設(shè)備布置146.6光/電纜選擇146.7防雷、接地和抗干擾157變電站總布置158土建與建筑物159輔助設(shè)施功能要求1510高級功能要求1510.1設(shè)備狀態(tài)可視化1510.2智能告警及分析決策1510.3故障信息綜合分析決策1510.4支撐經(jīng)濟運行與優(yōu)化控制1510.5站域控制1510.6與外部系統(tǒng)交互信息16附錄A（規(guī)范性附錄） 本規(guī)定用詞說明17附錄B（資料性附錄） 智能變電站智能裝置GOOSE虛端子配置

3、18編制說明21 前言110（66）kV220kV智能變電站設(shè)計規(guī)范（以下簡稱本規(guī)范）用于規(guī)范110（66）kV220kV智能變電站主要設(shè)計技術(shù)原則?，F(xiàn)行變電站設(shè)計規(guī)范一般未涉及智能變電站內(nèi)容，為加快建設(shè)統(tǒng)一堅強智能電網(wǎng)，提高智能變電站建設(shè)效率和效益，按照“統(tǒng)一規(guī)劃、統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)、統(tǒng)一建設(shè)”的原則，特制定110（66）kV220kV智能變電站設(shè)計規(guī)范，以規(guī)范智能變電站關(guān)鍵技術(shù)、設(shè)計和工程應(yīng)用，推動和指導(dǎo)新建工程設(shè)計和建設(shè)工作。本規(guī)范基于智能變電站技術(shù)導(dǎo)則、國內(nèi)外數(shù)字化變電站和無人值班變電站現(xiàn)有設(shè)計運行經(jīng)驗，以及通用設(shè)計、“兩型一化”和全壽命周期設(shè)計等標(biāo)準(zhǔn)化建設(shè)成果。本規(guī)范編寫格式和規(guī)則遵照GB/T

4、 1.1-2000標(biāo)準(zhǔn)化工作導(dǎo)則 第1部分：標(biāo)準(zhǔn)的結(jié)構(gòu)和編寫規(guī)則的要求。本規(guī)范針對智能變電站的特點，重點規(guī)范了智能設(shè)備、電子互感器、設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測、變電站自動化系統(tǒng)、二次設(shè)備組柜、二次設(shè)備布置、光/電纜選擇、防雷接地和抗干擾、變電站總布置、土建與建筑物、輔助設(shè)施功能、高級功能等技術(shù)要求。智能變電站設(shè)計除應(yīng)執(zhí)行本標(biāo)準(zhǔn)外，尚應(yīng)嚴(yán)格執(zhí)行強制性國家標(biāo)準(zhǔn)和行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，應(yīng)符合現(xiàn)行的國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)和企業(yè)有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定。本規(guī)范附錄A為規(guī)范性附錄，附錄B為資料性附錄。本標(biāo)準(zhǔn)由國家電網(wǎng)公司基建部提出并負(fù)責(zé)解釋。本標(biāo)準(zhǔn)由國家電網(wǎng)公司科技部歸口管理。本標(biāo)準(zhǔn)主要起草單位：江蘇省電力設(shè)計院、浙江省電力設(shè)計院、中國電力工程顧問

5、集團(tuán)公司本標(biāo)準(zhǔn)參加起草單位：河南省電力勘測設(shè)計院、四川電力設(shè)計咨詢有限責(zé)任公司、山東電力工程咨詢院有限公司、陜西省電力設(shè)計院、湖南省電力勘測設(shè)計院、安徽省電力設(shè)計院本標(biāo)準(zhǔn)主要起草人：褚農(nóng)、孫純軍、陳志蓉、蘇麟、曾健、朱東升、婁悅、楊衛(wèi)星、吳志力、李震宇、耿建風(fēng)、鄭旭、張玉軍、雷宏、孫志云、葛成IQ / GDW 3932009110（66）kV220kV智能變電站設(shè)計規(guī)范1范圍本標(biāo)準(zhǔn)適用于交流110（66）kV220kV智能變電站新建工程。相同電壓等級擴建、改建工程可參照執(zhí)行。2規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過本規(guī)定的引用而成為本規(guī)定的條款。凡是注明日期的引用應(yīng)用文件，其隨后所有的修訂單（不包

6、括勘誤的內(nèi)容）或修訂版均不適用于本規(guī)定，然而，鼓勵根據(jù)本規(guī)定達(dá)成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本適用于本規(guī)定。GB 1207-2006 電壓互感器GB 1208-2006 電流互感器GB/T20840.7-2007(IEC60044-7(1999) 互感器 第7部分：電子式電壓互感器GB/T20840.8-2007(IEC60044-8(2001) 互感器 第8部分：電子式電流互感器GB 14285 繼電保護(hù)和自動裝置技術(shù)規(guī)程GB 50217 電力工程電纜設(shè)計規(guī)范DL/T 478-2001 靜態(tài)繼電保護(hù)及安全自動裝置通用技術(shù)條件DL/T 621-

7、1997 交流電氣裝置的接地DL/T 860 變電站通信網(wǎng)絡(luò)和系統(tǒng)DL/T 5002-2005 地區(qū)電網(wǎng)調(diào)度自動化設(shè)計技術(shù)規(guī)程DL/T 5003-2005 電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設(shè)計技術(shù)規(guī)程DL/T 5056-2007 變電所總布置設(shè)計技術(shù)規(guī)程DL/T 5136-2001 火力發(fā)電廠、變電所二次接線設(shè)計技術(shù)規(guī)程DL/T 5149-2001 220kV500kV變電所計算機監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)術(shù)規(guī)程DL/T 5202-2004 電能量計量系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)規(guī)程DL/T 5218-2005 220kV500kV變電所設(shè)計技術(shù)規(guī)程DL/T 5222-2005 導(dǎo)體和電器選擇設(shè)計技術(shù)規(guī)定NDGJ 96-1992 變

8、電所建筑結(jié)構(gòu)設(shè)計技術(shù)規(guī)定YD 981.2-1998 接入網(wǎng)用光纖帶光纜第二部分：中心管式Y(jié)D 981.2-1998 接入網(wǎng)用光纖帶光纜第三部分：松套層絞式Q/GDW 383-2009 智能變電站技術(shù)導(dǎo)則IEC 61588 Precision clock synchronization protocol for networked measurement and control systems網(wǎng)絡(luò)測量和控制系統(tǒng)的精密時鐘同步協(xié)議IEC 61850 Communication Networks and Systems in Substations變電站通信網(wǎng)絡(luò)和系統(tǒng)IEC 61970 Energy

9、 management system application program interface (EMS-API) 能量管理系統(tǒng)應(yīng)用程序接口(EMS-API)電力二次系統(tǒng)安全防護(hù)總體方案和變電站二次系統(tǒng)安全防護(hù)方案（國家電力監(jiān)管委員會第34號文，2006年2月）電力二次系統(tǒng)安全防護(hù)規(guī)定（國家電力監(jiān)管委員會5號令）電力二次系統(tǒng)安全防護(hù)總體方案（國家電力監(jiān)管委員會安全200634號）3術(shù)語和定義GB/T 2900.1確立的術(shù)語和定義適用于本標(biāo)準(zhǔn)。3.1 智能變電站smart substation采用先進(jìn)、可靠、集成、低碳、環(huán)保的智能設(shè)備，以全站信息數(shù)字化、通信平臺網(wǎng)絡(luò)化、信息共享標(biāo)準(zhǔn)化為基本要求

10、，自動完成信息采集、測量、控制、保護(hù)、計量和監(jiān)測等基本功能，并可根據(jù)需要支持電網(wǎng)實時自動控制、智能調(diào)節(jié)、在線分析決策、協(xié)同互動等高級功能的變電站。3.2 智能設(shè)備intelligent equipment一次設(shè)備和智能組件的有機結(jié)合體，具有測量數(shù)字化、控制網(wǎng)絡(luò)化、狀態(tài)可視化、功能一體化和信息互動化特征的高壓設(shè)備，是高壓設(shè)備智能化的簡稱。3.3 智能組件intelligent component由若干智能電子裝置集合組成，承擔(dān)宿主設(shè)備的測量、控制和監(jiān)測等基本功能；在滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求時，智能組件還可承擔(dān)相關(guān)計量、保護(hù)等功能?？砂y量、控制、狀態(tài)監(jiān)測、計量、保護(hù)等全部或部分裝置。3.4 智能單元s

11、mart unit一種智能組件。與一次設(shè)備采用電纜連接，與保護(hù)、測控等二次設(shè)備采用光纖連接，實現(xiàn)對一次設(shè)備（如：斷路器、刀閘、主變等）的測量、控制等功能。3.5 智能電子裝置Intelligent Electronic Device (IED)一種帶有處理器、具有以下全部或部分功能的一種電子裝置：（1）采集或處理數(shù)據(jù)；（2）接收或發(fā)送數(shù)據(jù)；（3）接收或發(fā)送控制指令；（4）執(zhí)行控制指令。如具有智能特征的變壓器有載分接開關(guān)的控制器、具有自診斷功能的現(xiàn)場局部放電監(jiān)測儀等。3.6 電子式互感器electronic instrument transformer一種裝置，由連接到傳輸系統(tǒng)和二次轉(zhuǎn)換器的一個

12、或多個電流或電壓傳感器組成，用于傳輸正比于被測量的量，供測量儀器、儀表和繼電保護(hù)或控制裝置。3.7 電子式電流互感器electronic current transformer；ECT一種電子式互感器，在正常適用條件下，其二次轉(zhuǎn)換器的輸出實質(zhì)上正比于一次電流，且相位差在聯(lián)結(jié)方向正確時接近于已知相位角。3.8 電子式電壓互感器electronic voltage transformer；EVT一種電子式互感器，在正常適用條件下，其二次電壓實質(zhì)上正比于一次電壓，且相位差在聯(lián)結(jié)方向正確時接近于已知相位角。3.9 合并單元merging unit用以對來自二次轉(zhuǎn)換器的電流和/或電壓數(shù)據(jù)進(jìn)行時間相關(guān)組合

13、的物理單元。合并單元可以是互感器的一個組成件，也可以是一個分立單元。3.10 設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測on-Line monitoring of equipment通過傳感器、計算機、通信網(wǎng)絡(luò)等技術(shù)，獲取設(shè)備的各種特征參量并結(jié)合專家系統(tǒng)分析，及早發(fā)現(xiàn)設(shè)備潛在故障。3.11 狀態(tài)檢修condition-based maintenance狀態(tài)檢修是企業(yè)以安全、可靠性、環(huán)境、成本為基礎(chǔ)，通過設(shè)備狀態(tài)評價、風(fēng)險評估，檢修決策，達(dá)到運行安全可靠，檢修成本合理的一種檢修策略。3.12 制造報文規(guī)范MMS manufacturing message specification是ISO/IEC9506標(biāo)準(zhǔn)所定義的一套用于

14、工業(yè)控制系統(tǒng)的通信協(xié)議。MMS規(guī)范了工業(yè)領(lǐng)域具有通信能力的智能傳感器、智能電子設(shè)備（IED）、智能控制設(shè)備的通信行為，使出自不同制造商的設(shè)備之間具有互操作性（Interoperation）。3.13 面向變電站事件通用對象服務(wù)GOOSE generic object oriented substation event它支持由數(shù)據(jù)集組織的公共數(shù)據(jù)的交換。主要用于實現(xiàn)在多個具有保護(hù)功能的IED之間實現(xiàn)保護(hù)功能的閉鎖和跳閘。3.14 互操作性interoperability來自同一或不同制造商的兩個以上智能電子設(shè)備交換信息、使用信息以正確執(zhí)行規(guī)定功能的能力。3.15 一致性測試conformance

15、 test檢驗通信信道上數(shù)據(jù)流與標(biāo)準(zhǔn)條件的一致性，涉及到訪問組織、格式、位序列、時間同步、定時、信號格式和電平、對錯誤的反應(yīng)等。執(zhí)行一致性測試，證明與標(biāo)準(zhǔn)或標(biāo)準(zhǔn)特定描述部分相一致。一致性測試應(yīng)由通過ISO9001驗證的組織或系統(tǒng)集成者進(jìn)行。3.16 順序控制sequence control 發(fā)出整批指令，由系統(tǒng)根據(jù)設(shè)備狀態(tài)信息變化情況判斷每步操作是否到位，確認(rèn)到位后自動執(zhí)行下一指令，直至執(zhí)行完所有指令。3.17 變電站自動化系統(tǒng)substation automation system； SAS變電站自動化系統(tǒng)是指運行、保護(hù)和監(jiān)視控制變電站一次系統(tǒng)的系統(tǒng)，實現(xiàn)變電站內(nèi)自動化，包括智能電子設(shè)備和通

16、信網(wǎng)絡(luò)設(shè)施。3.18 交換機switch一種有源的網(wǎng)絡(luò)元件。交換機連接兩個或多個子網(wǎng)，子網(wǎng)本身可由數(shù)個網(wǎng)段通過轉(zhuǎn)發(fā)器連接而成。3.19全景數(shù)據(jù)panoramic data反映變電站電力系統(tǒng)運行的穩(wěn)態(tài)、暫態(tài)、動態(tài)數(shù)據(jù)以及變電站設(shè)備運行狀態(tài)、圖像等的數(shù)據(jù)的集合。3.1920站域控制substation area control通過對變電站內(nèi)信息的分布協(xié)同利用或集中處理判斷，實現(xiàn)站內(nèi)自動控制功能的裝置或系統(tǒng)。4總則4.1本標(biāo)準(zhǔn)內(nèi)容是在現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范基礎(chǔ)上對智能變電站設(shè)計所作的補充規(guī)定，與現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范不一致之處以本標(biāo)準(zhǔn)為準(zhǔn)。4.2智能變電站應(yīng)體現(xiàn)設(shè)備智能化、連接網(wǎng)絡(luò)化、信息共享化等特征，并實現(xiàn)高級功

17、能應(yīng)用。4.3智能變電站的設(shè)計應(yīng)遵循如下原則:a) 智能變電站的設(shè)計應(yīng)遵循Q/GDW 383-2009的有關(guān)技術(shù)原則；b) 在安全可靠的基礎(chǔ)上，采用智能設(shè)備，提高變電站智能化水平；c) 在技術(shù)先進(jìn)、運行可靠的前提下，可采用電子式互感器；d) 應(yīng)建立全站的數(shù)據(jù)通信網(wǎng)絡(luò)，數(shù)據(jù)的采集、傳輸、處理應(yīng)數(shù)字化、共享化；e) 在現(xiàn)有技術(shù)條件下，全站設(shè)備的狀態(tài)監(jiān)測功能宜利用統(tǒng)一的信息平臺，應(yīng)綜合狀態(tài)監(jiān)測技術(shù)的成熟度和經(jīng)濟性，對關(guān)鍵設(shè)備實現(xiàn)狀態(tài)檢修，減少停電次數(shù)、提高檢修效率；f） 應(yīng)嚴(yán)格遵照電力二次系統(tǒng)安全防護(hù)總體方案和變電站二次系統(tǒng)安全防護(hù)方案的要求，進(jìn)行安全分區(qū)，通信邊界安全防護(hù)，確保控制功能安全。gf)

18、 優(yōu)化設(shè)備配置，實現(xiàn)功能的集成整合；hg) 提高變電站運行的自動化水平和管理效率，優(yōu)化變電站設(shè)備的全壽命周期成本；ih) 技術(shù)適度超前、符合未來發(fā)展趨勢，對于現(xiàn)階段不具備條件實現(xiàn)的高級功能應(yīng)用，應(yīng)預(yù)留其遠(yuǎn)景功能接口。5電氣一次部分5.1智能設(shè)備5.1.1智能變電站宜采用智能設(shè)備。5.1.2智能單元配置原則a）220kV變電站 1）220kV（除母線外）智能單元宜冗余配置，220kV母線智能單元宜單套配置；2）110（66）kV智能單元宜單套配置；3）35kV及以下（主變間隔除外）若采用戶內(nèi)開關(guān)柜保護(hù)測控下放布置時，可不配置智能單元；若采用戶外敞開式配電裝置保護(hù)測控集中布置時，宜配置單套智能單元

19、；4）主變高壓側(cè)智能單元宜冗余配置，中低壓側(cè)智能單元宜單套配置，主變本體智能單元宜單套配置；5）智能單元宜分散布置于配電裝置場地。b）110kV及以下變電站 1）110（66）kV智能單元宜單套配置；2）35kV及以下（主變間隔除外）若采用戶內(nèi)開關(guān)柜保護(hù)測控下放布置時，可不配置智能單元；若采用戶外敞開式配電裝置保護(hù)測控集中布置時，宜配置單套智能單元；3）主變各側(cè)、主變本體智能單元宜單套配置； 4）智能單元宜分散布置于配電裝置場地。5.1.3技術(shù)要求a）智能設(shè)備1）一次設(shè)備應(yīng)具備高可靠性，與當(dāng)?shù)丨h(huán)境相適應(yīng)；2）智能化所需各型傳感器或/和執(zhí)行器與一次設(shè)備本體可采用集成化設(shè)計；3）智能組件是可靈活配

20、置的智能電子裝置，測量數(shù)字化、控制網(wǎng)絡(luò)化和狀態(tài)可視化為其基本功能；4）根據(jù)實際需要，在滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求的前提下，智能組件可集成計量、保護(hù)等功能；5）智能組件宜就地安置在宿主設(shè)備旁；6）智能組件內(nèi)各IED凡需要與站控層設(shè)備交互的，接入站控層網(wǎng)絡(luò)；7）根據(jù)實際情況，可以由一個以上智能電子裝置實現(xiàn)智能組件的功能；8）應(yīng)適應(yīng)現(xiàn)場電磁、溫度、濕度、沙塵、降雨（雪）、振動等惡劣運行環(huán)境；9）相關(guān)IED應(yīng)具備異常時鐘信息的識別防誤功能，同時具備一定的守時功能；10） 應(yīng)具備就地綜合評估、實時狀態(tài)預(yù)報的功能，滿足設(shè)備狀態(tài)可視化要求；11） 宜有標(biāo)準(zhǔn)化的物理接口及結(jié)構(gòu)，具備即插即用功能；12） 應(yīng)優(yōu)化網(wǎng)絡(luò)配置方

21、案，確保實時性、可靠性要求高的IED的功能及性能要求；13） 應(yīng)支持順序控制；14） 應(yīng)支持在線調(diào)試功能；15） 一次設(shè)備可采用組合型設(shè)備。b）智能單元1）應(yīng)宜支持以GOOSE方式上傳的信息量，同時接收GOOSE下行控制量，實現(xiàn)對一次設(shè)備的控制功能支持以GOOSE方式進(jìn)行信息傳輸；2）GOOSE信息處理時延應(yīng)小于1ms；3）宜能接入站內(nèi)時間同步網(wǎng)絡(luò)，通過光纖接收站內(nèi)時間同步信號；4）宜具備GOOSE命令記錄功能，記錄收到GOOSE命令時刻、GOOSE命令來源及出口動作時刻等內(nèi)容，并能提供便捷的查看方法；5）宜具有完善的閉鎖告警功能，包括電源中斷、通信中斷、通信異常、裝置內(nèi)部異常等；6）智能單元

22、安裝處宜保留檢修壓板、斷路器操作回路出口壓板和操作把手/按鈕；7）宜能接收傳感器的輸出信號，宜具備接入溫度、濕度等模擬量輸入信號，并上傳自動化系統(tǒng)； 8）主變本體智能單元宜具有主變本體/有載開關(guān)非電量保護(hù)、上傳本體各種非電量信號等功能；重瓦斯保護(hù)跳閘宜通過控制電纜直跳方式實現(xiàn)，其余非電量保護(hù)跳閘可通過GOOSE方式實現(xiàn)。5.2互感器5.2.1配置原則a）互感器互感器的配置原則主要兼顧技術(shù)先進(jìn)性與經(jīng)濟性。1）220kV變電站110(66)220kV電壓等級宜采用電子式互感器；35kV及以下（主變間隔除外）若采用戶內(nèi)開關(guān)柜保護(hù)測控下放布置時，宜采用常規(guī)互感器或模擬小信號輸出互感器，可采用帶模擬量插

23、件的合并單元進(jìn)行數(shù)字轉(zhuǎn)換；若采用戶外敞開式配電裝置保護(hù)測控集中布置時，宜采用電子式互感器；主變中性點（或公共繞組）可采用電子式電流互感器，其余套管電流互感器根據(jù)實際需求可取消；線路、主變間隔若設(shè)置三相電壓互感器，可采用電流電壓組合型互感器；在具備條件時，互感器可與隔離開關(guān)、斷路器進(jìn)行組合安裝。2）110kV及以下變電站110(66)kV電壓等級宜采用電子式互感器； 35kV及以下（主變間隔除外）若采用戶內(nèi)開關(guān)柜保護(hù)測控下放布置時，宜采用常規(guī)互感器或模擬小信號輸出互感器，可采用帶模擬量插件的合并單元進(jìn)行數(shù)字轉(zhuǎn)換；若采用戶外敞開式配電裝置保護(hù)測控集中布置時，宜采用電子式互感器主變中性點（或公共繞組

24、）可采用電子式電流互感器，其余套管電流互感器根據(jù)實際需求可取消； 線路、主變間隔若設(shè)置三相電壓互感器，可采用電流電壓組合型互感器；在具備條件時，互感器可與隔離開關(guān)、斷路器進(jìn)行組合安裝。b）合并單元1）220kV變電站220kV各間隔合并單元宜冗余配置；110kV及以下各間隔合并單元宜單套配置；主變各側(cè)、中性點（或公共繞組）合并單元宜冗余配置；各電壓等級母線電壓互感器合并單元宜冗余配置。2）110kV及以下變電站全站各間隔合并單元宜單套配置。5.2.2技術(shù)要求a）互感器1）常規(guī)互感器應(yīng)符合GB 1207-2006、GB 1208-2006的有關(guān)規(guī)定；2）電子式互感器應(yīng)符合GB/T 20840.7

25、 2007、GB/T 20840.8 2007的有關(guān)規(guī)定；3）電子式互感器與合并單元間的接口、傳輸協(xié)議宜統(tǒng)一；4）測量用電流準(zhǔn)確度應(yīng)不低于0.2S，保護(hù)用電流準(zhǔn)確度應(yīng)不低于5TPE；5）測量用電壓準(zhǔn)確級應(yīng)不低于0.2，保護(hù)用電壓準(zhǔn)確級應(yīng)不低于3P；6）電子式互感器工作電源宜采用直流； 7）對于帶兩路獨立采樣系統(tǒng)的電子式互感器，其傳感部分、采集單元、合并單元宜冗余配置；對于帶一路獨立采樣系統(tǒng)的電子式互感器，其傳感部分、采集單元、合并單元宜單套配置；每路采樣系統(tǒng)應(yīng)采用雙A/D系統(tǒng)，接入合并單元，每個合并單元輸出兩路數(shù)字采樣值由同一路通道進(jìn)入一套保護(hù)裝置；8）220kV電子式電流互感器宜帶兩路獨立采

26、樣系統(tǒng)，110kV及以下電子式電流互感器宜帶一路獨立采樣系統(tǒng)；9）220kV變電站主變各側(cè)及中性點（或公共繞組）電子式電流互感器宜帶兩路獨立采樣系統(tǒng)；110kV及以下變電站主變各側(cè)及中性點（或公共繞組）電子式電流互感器宜帶一路獨立采樣系統(tǒng)；10） 對于220kV變電站，220kV出線、主變進(jìn)線電子式電壓互感器，全站母線電子式電壓互感器宜帶兩路獨立采樣系統(tǒng)，110kV及以下出線電子式電壓互感器宜帶一路獨立采樣系統(tǒng)；11） 對于110kV及以下變電站，電子式電壓互感器宜帶一路獨立采樣系統(tǒng)。a）互感器1）常規(guī)互感器應(yīng)符合GB 1207-2006、GB 1208-2006的有關(guān)規(guī)定；2）電子式互感器應(yīng)

27、符合GB/T 20840.7 2007、GB/T 20840.8 2007的有關(guān)規(guī)定；3）電子式互感器與合并單元間的接口、傳輸協(xié)議宜統(tǒng)一；4）測量用電流準(zhǔn)確度應(yīng)不低于0.2S，保護(hù)用電流準(zhǔn)確度應(yīng)不低于5TPE；5）測量用電壓準(zhǔn)確級應(yīng)不低于0.2，保護(hù)用電壓準(zhǔn)確級應(yīng)不低于3P；6）電子式互感器工作電源宜采用直流； 7）對于帶兩路獨立輸出的電子式互感器，其傳感部分、采集單元、合并單元宜冗余配置；對于帶一路獨立輸出的電子式互感器，其傳感部分、采集單元、合并單元宜單套配置；8）220kV電子式電流互感器宜帶兩路獨立輸出，110kV及以下電子式電流互感器宜帶一路獨立輸出；9）220kV變電站主變各側(cè)及中

28、性點（或公共繞組）電子式電流互感器宜帶兩路獨立輸出；110kV及以下變電站主變各側(cè)及中性點（或公共繞組）電子式電流互感器宜帶一路獨立輸出；10） 對于220kV變電站，220kV出線、主變進(jìn)線電子式電壓互感器，全站母線電子式電壓互感器宜帶兩路獨立輸出，110kV及以下出線電子式電壓互感器宜帶一路獨立輸出；11） 對于110kV及以下變電站，電子式電壓互感器宜帶一路獨立輸出。b）合并單元1）宜具備多個光纖網(wǎng)口，整站輸出采樣速率宜統(tǒng)一，額定數(shù)據(jù)速率宜采用DL/T860或IEC 61850推薦標(biāo)準(zhǔn)；2）宜具有完善的閉鎖告警功能，能保證在電源中斷、電壓異常、采集單元異常、通信中斷、通信異常、裝置內(nèi)部異

29、常等情況下不誤輸出；3）宜具備合理的時間同步機制和采樣時延補償機制，確保在各類電子互感器信號或常規(guī)互感器信號在經(jīng)合并單元輸出后的相差保持一致；多個合并單元之間的同步性能也須能滿足現(xiàn)場使用要求；4）宜具備電壓切換或電壓并列功能，宜支持以GOOSE方式開入斷路器或刀閘位置狀態(tài)；5）宜具備光纖通道光強監(jiān)視功能，實時監(jiān)視光纖通道接收到的光信號的強度，并根據(jù)檢測到的光強度信息，提前預(yù)警；6）需要時可接入常規(guī)互感器或模擬小信號互感器輸出的模擬信號；7）合并單元宜設(shè)置檢修壓板。5.3設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測5.3.1監(jiān)測范圍與參量a）220kV變電站1）監(jiān)測范圍：主變、GIS、避雷器；2）監(jiān)測參量：主變油中溶解氣體；2

30、20kV GISSF6氣體密度、微水；110kV GISSF6氣體密度、微水；避雷器泄漏電流、動作次數(shù)。220kV GIS 局放應(yīng)綜合考慮安全可靠、經(jīng)濟合理、運行維護(hù)方便等要求，通過技術(shù)經(jīng)濟比較后確定。b）110kV及以下變電站1）監(jiān)測范圍：主變、避雷器；2）監(jiān)測參量：主變油中溶解氣體；避雷器泄漏電流、動作次數(shù)。5.3.2技術(shù)要求a）各類設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測宜統(tǒng)一后臺機、后臺分析軟件、接口類型和傳輸規(guī)約，實現(xiàn)全站設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測數(shù)據(jù)的傳輸、匯總、和診斷分析。設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測后臺機宜預(yù)留數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳通信接口；b）設(shè)備本體宜集成狀態(tài)監(jiān)測功能，宜采用一體化設(shè)計。c）設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測的參量應(yīng)根據(jù)運行部門的實際需求設(shè)置，不應(yīng)影

31、響主設(shè)備的運行可靠性和壽命。6二次部分6.1一般規(guī)定6.1.1變電站自動化系統(tǒng)采用開放式分層分布式系統(tǒng)，由站控層、間隔層和過程層構(gòu)成。6.1.2變電站自動化系統(tǒng)宜統(tǒng)一組網(wǎng)，信息共享，采用DL/T860或IEC 61850通信標(biāo)準(zhǔn)。變電站內(nèi)信息宜具有共享性和唯一性，保護(hù)故障信息、遠(yuǎn)動信息不重復(fù)采集。6.1.3保護(hù)及故障信息管理功能由變電站自動化系統(tǒng)實現(xiàn)。6.1.4故障錄波可采用集中式，也可采用分布式，故障錄波支持DL/T860或IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)。6.1.5電能表宜采用支持DL/T860或IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)的數(shù)字式電能表。6.1.6變電站宜配置公用的時間同步系統(tǒng)；6.1.7變電站自動化系

32、統(tǒng)應(yīng)實現(xiàn)全站的防誤操作閉鎖功能。6.1.8應(yīng)按照變電站無人值班相關(guān)要求進(jìn)行設(shè)計；6.1.9變電站自動化系統(tǒng)遠(yuǎn)動部分應(yīng)為IEC 61970的建模及數(shù)據(jù)通信預(yù)留相關(guān)接口。6.1.10與保護(hù)裝置相關(guān)采樣值傳輸，應(yīng)滿足Q/GDW383-2009對保護(hù)裝置采樣要求。6.1.11與保護(hù)裝置相關(guān)過程層GOOSE傳輸報文，應(yīng)滿足Q/GDW383-2009對保護(hù)裝置跳閘要求。6.2變電站自動化系統(tǒng)6.2.1 系統(tǒng)構(gòu)成a）變電站自動化系統(tǒng)構(gòu)成在邏輯功能上宜由站控層、間隔層和過程層三層設(shè)備組成，并用分層、分布、開放式網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)實現(xiàn)連接。b）站控層由主機兼操作員站、遠(yuǎn)動通信裝置和其它各種二次功能站構(gòu)成，提供所內(nèi)運行的人

33、機聯(lián)系界面，實現(xiàn)管理控制間隔層、過程層設(shè)備等功能，形成全所監(jiān)控、管理中心，并與遠(yuǎn)方監(jiān)控/調(diào)度中心通信。c）間隔層由若干個二次子系統(tǒng)組成，在站控層及站控層網(wǎng)絡(luò)失效的情況下，仍能獨立完成間隔層設(shè)備的就地監(jiān)控功能。d）過程層由電子式互感器、合并單元、智能單元等構(gòu)成，完成與一次設(shè)備相關(guān)的功能，包括實時運行電氣量的采集、設(shè)備運行狀態(tài)的監(jiān)測、控制命令的執(zhí)行等。6.2.2網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)a）全站網(wǎng)絡(luò)宜采用高速以太網(wǎng)組成，通信規(guī)約宜采用DL/T860或IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)，傳輸速率不低于100Mbps。b）全站網(wǎng)絡(luò)在邏輯功能上可由站控層網(wǎng)絡(luò)和過程層網(wǎng)絡(luò)組成，過程層網(wǎng)絡(luò)包括GOOSE網(wǎng)絡(luò)和采樣值網(wǎng)絡(luò)，GOOSE網(wǎng)絡(luò)和

34、采樣值網(wǎng)絡(luò)可統(tǒng)一組網(wǎng)。全站兩層網(wǎng)絡(luò)物理上可相互獨立，也可合并為一層網(wǎng)絡(luò)。c）220kV變電站網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)1）變電站自動化系統(tǒng)宜采用三層設(shè)備兩層網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，宜采用冗余通信網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)。12）站控層網(wǎng)絡(luò)站控層宜采用冗余網(wǎng)絡(luò)，網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)拓?fù)湟瞬捎秒p星型或單環(huán)形，對于雙星型網(wǎng)絡(luò)宜采用雙網(wǎng)雙工方式運行，能實現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)無縫切換；站控層網(wǎng)絡(luò)可傳輸MMS報文和GOOSE報文。23）過程層GOOSE網(wǎng)絡(luò)按照Q/GDW383-2009對保護(hù)裝置跳閘要求，對于單間隔的保護(hù)應(yīng)采用點對點方式直接跳閘，涉及多間隔的保護(hù)（母線保護(hù)）宜直接跳閘。對于涉及多間隔的保護(hù)（母線保護(hù)），如確有必要采用其他跳閘方式，相關(guān)設(shè)備應(yīng)滿足保護(hù)對可靠性和快速性

35、的要求；其余過程層GOOSE報文采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸時，網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)拓?fù)湟瞬捎眯切?；過程層GOOSE報文可采用點對點方式傳輸；過程層GOOSE報文也可采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸，網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)拓?fù)湟瞬捎眯切?；?dāng)采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸時，220kV宜配置雙套物理獨立的單網(wǎng)，110(66)kV宜配置雙網(wǎng)；主變220kV側(cè)宜配置雙套物理獨立的單網(wǎng)，主變110(66)kV、35kV側(cè)宜配置雙網(wǎng)；35kV及以下若采用戶內(nèi)開關(guān)柜保護(hù)測控下放布置時，宜不設(shè)置獨立的GOOSE網(wǎng)絡(luò)，GOOSE報文可通過站控層網(wǎng)絡(luò)傳輸；若采用戶外敞開式配電裝置保護(hù)測控集中布置時，可設(shè)置獨立的GOOSE網(wǎng)絡(luò)。34）過程層采樣值網(wǎng)絡(luò)按照Q/GDW383-2009

36、對保護(hù)裝置采樣要求，向保護(hù)裝置傳輸?shù)牟蓸又敌盘枒?yīng)采用點對點方式直接采樣；其余過程層采樣值報文采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸時，通信協(xié)議宜采用DL/T860.92或IEC 61850-9-2標(biāo)準(zhǔn)；可采用點對點方式傳輸；也可采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸，通信協(xié)議宜采用DL/T860.92或IEC 61850-9-2標(biāo)準(zhǔn)；對于網(wǎng)絡(luò)方式，網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)拓?fù)湟瞬捎眯切汀?20kV宜配置雙套物理獨立的單網(wǎng)；110(66)kV及以下宜配置雙網(wǎng)；主變各側(cè)宜配置雙套物理獨立的單網(wǎng)；35kV及以下若采用戶內(nèi)開關(guān)柜保護(hù)測控下放布置時，可采用點對點連接方式；若采用戶外敞開式配電裝置保護(hù)測控集中布置時，可采用點對點或網(wǎng)絡(luò)連接方式。d）110kV及以下

37、變電站網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)1）變電站自動化系統(tǒng)可采用三層設(shè)備兩層網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，也可采用三層設(shè)備一層網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)。12）站控層網(wǎng)絡(luò)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)拓?fù)湟瞬捎脝涡切?；站控層網(wǎng)絡(luò)可傳輸MMS報文和GOOSE報文。23）過程層GOOSE網(wǎng)絡(luò)按照Q/GDW383-2009對保護(hù)裝置跳閘要求，對于單間隔的保護(hù)應(yīng)采用點對點方式直接跳閘，涉及多間隔的保護(hù)（母線保護(hù)）宜直接跳閘。對于涉及多間隔的保護(hù)（母線保護(hù)），如確有必要采用其他跳閘方式，相關(guān)設(shè)備應(yīng)滿足保護(hù)對可靠性和快速性的要求；過程層GOOSE報文可采用點對點方式傳輸；其余過程層GOOSE報文采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸時，網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)拓?fù)湟瞬捎眯切停贿^程層GOOSE報文也可采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸，網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)

38、拓?fù)湟瞬捎眯切?；?dāng)采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸時，110(66)kV、主變各側(cè)宜配置雙網(wǎng)；主變各側(cè)宜配置雙網(wǎng)；35kV及以下若采用戶內(nèi)開關(guān)柜保護(hù)測控下放布置時，宜不設(shè)置獨立的GOOSE網(wǎng)絡(luò)，GOOSE報文可通過站控層網(wǎng)絡(luò)傳輸；若采用戶外敞開式配電裝置保護(hù)測控集中布置時，可設(shè)置獨立的GOOSE網(wǎng)絡(luò)。34）過程層采樣值網(wǎng)絡(luò)按照Q/GDW383-2009對保護(hù)裝置采樣要求，向保護(hù)裝置傳輸?shù)牟蓸又敌盘枒?yīng)采用點對點方式直接采樣；可采用點對點方式傳輸；其余過程層采樣值報文采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸時，也可采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸，通信協(xié)議宜采用DL/T860.92或IEC 61850-9-2標(biāo)準(zhǔn)；對于網(wǎng)絡(luò)方式，網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)拓?fù)湟瞬捎眯切停?/p>

39、宜按照雙網(wǎng)配置；35kV及以下若采用戶內(nèi)開關(guān)柜保護(hù)測控下放布置時，可采用點對點連接方式；若采用戶外敞開式配電裝置保護(hù)測控集中布置時，可采用點對點或網(wǎng)絡(luò)連接方式。6.2.3220kV變電站設(shè)備配置a）站控層設(shè)備站控層設(shè)備一般包括主機兼操作員工作站、遠(yuǎn)動通信裝置、網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析系統(tǒng)、以及其它智能接口設(shè)備等。1）主機兼操作員工作站主機兼操作員工作站是變電站自動化系統(tǒng)的主要人機界面，應(yīng)滿足運行人員操作時直觀、便捷、安全、可靠的要求。主機兼操作員工作站配置應(yīng)能滿足整個系統(tǒng)的功能要求及性能指標(biāo)要求，容量應(yīng)與變電站的規(guī)劃容量相適應(yīng)。主機兼操作員工作站還應(yīng)能實現(xiàn)保護(hù)及故障信息管理功能，應(yīng)能在電網(wǎng)正常和故障時

40、，采集、處理各種所需信息，能夠與調(diào)度中心進(jìn)行通信。主機兼操作員工作站宜雙套配置。2）遠(yuǎn)動通信裝置遠(yuǎn)動通信裝置要求直接采集來自間隔層或過程層的實時數(shù)據(jù)，遠(yuǎn)動通信裝置應(yīng)滿足DL5002、DL 5003的要求，其容量及性能指標(biāo)應(yīng)能滿足變電所遠(yuǎn)動功能及規(guī)范轉(zhuǎn)換要求。遠(yuǎn)動通信裝置應(yīng)雙套配置。3）網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析系統(tǒng)變電站可宜配置一套網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析系統(tǒng)。系統(tǒng)應(yīng)能實時監(jiān)視、記錄網(wǎng)絡(luò)通信報文，周期性保存為文件，并進(jìn)行各種分析。信息記錄保存不少于6個月。4）調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備 站內(nèi)應(yīng)配置二套調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備。b）間隔層設(shè)備間隔層設(shè)備包括測控裝置、保護(hù)裝置、電能計量裝置、集中式處理裝置以及其它智能接口設(shè)備等。

41、1）測控裝置 測控裝置應(yīng)按照DL/T860或IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)建模，具備完善的自描述功能，與站控層設(shè)備直接通信。測控裝置應(yīng)支持通過GOOSE報文實現(xiàn)間隔層防誤聯(lián)閉鎖和下發(fā)控制命令功能；測控裝置宜設(shè)置檢修壓板，其余功能投退和出口壓板宜采用軟壓板；宜采用保護(hù)測控合一裝置，也可采用保護(hù)、測控獨立裝置，并按電氣單元進(jìn)行配置。2）繼電保護(hù)裝置 保護(hù)裝置應(yīng)按照DL/T860 或IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)建模，具備完善的自描述功能，與站控層設(shè)備直接通信；保護(hù)裝置應(yīng)支持通過GOOSE報文實現(xiàn)裝置之間狀態(tài)和跳合閘命令信息傳遞；保護(hù)裝置宜設(shè)置檢修壓板，其余功能投退和出口壓板宜采用軟壓板；保護(hù)裝置宜獨立分散、就地安

42、裝；保護(hù)裝置采樣和跳閘滿足Q/GDW383-2009相關(guān)要求，保護(hù)應(yīng)直接采樣，對于單間隔的保護(hù)應(yīng)直接跳閘，涉及多間隔的保護(hù)（母線保護(hù)）宜直接跳閘。對于涉及多間隔的保護(hù)（母線保護(hù)），如確有必要采用其他跳閘方式，相關(guān)設(shè)備應(yīng)滿足保護(hù)對可靠性和快速性的要求；保護(hù)雙重化配置時，任一套保護(hù)裝置不應(yīng)跨接雙重化配置的兩個網(wǎng)絡(luò)；保護(hù)裝置應(yīng)不依賴于外部對時系統(tǒng)實現(xiàn)其保護(hù)功能；保護(hù)配置應(yīng)滿足繼電保護(hù)規(guī)程規(guī)范要求。3）故障錄波故障錄波裝置應(yīng)按照DL/T860或IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)建模，具備完善的自描述功能，與變電站層設(shè)備直接通信；可采用集中式故障錄波，也可采用分布式錄波方式。集中式錄波時，裝置應(yīng)支持通過GOOSE網(wǎng)

43、絡(luò)接收GOOSE報文錄波，以網(wǎng)絡(luò)方式或點對點方式接收采樣值數(shù)據(jù)錄波；當(dāng)采用集中式故障錄波時，220kV、110（66）kV、主變可分別配置1臺故障錄波裝置，故障錄波裝置應(yīng)能滿足變電站遠(yuǎn)景接入容量要求宜按照電壓等級配置；故障錄波應(yīng)滿足故障錄波相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。4）電能計量裝置 電能計量裝置宜支持DL/T860或IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)，以網(wǎng)絡(luò)方式或點對點方式采集電流電壓信息；電能計量配置應(yīng)滿足現(xiàn)行相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。5）其他裝置 備自投裝置、區(qū)域穩(wěn)定控制裝置、低周減載裝置等應(yīng)按照DL/T 860標(biāo)準(zhǔn)建模，配置應(yīng)滿足現(xiàn)行相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。6）有載調(diào)壓（AVC）和無功投切（VQC）變電站有載調(diào)壓和無功投切不宜設(shè)置獨立的控制裝置

44、，宜由變電站自動化系統(tǒng)和調(diào)度/集控主站系統(tǒng)共同實現(xiàn)集成應(yīng)用。7）打印機 宜取消裝置柜內(nèi)的打印機，設(shè)置網(wǎng)絡(luò)打印機，通過站控層網(wǎng)絡(luò)通信打印全站各裝置的保護(hù)告警、事件等。c）過程層設(shè)備1）電子式互感器和合并單元滿足本規(guī)定5.2節(jié)要求；2）智能單元滿足本規(guī)定5.1節(jié)要求；6.2.4110kV及以下變電站設(shè)備配置a）站控層設(shè)備站控層設(shè)備一般包括主機兼操作員工作站、遠(yuǎn)動通信裝置、網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析系統(tǒng)、以及其它智能接口設(shè)備等。1）主機兼操作員工作站主機兼操作員工作站是變電站自動化系統(tǒng)的主要人機界面，應(yīng)滿足運行人員操作時直觀、便捷、安全、可靠的要求。主機兼操作員工作站配置應(yīng)能滿足整個系統(tǒng)的功能要求及性能指標(biāo)要

45、求，容量應(yīng)與變電站的規(guī)劃容量相適應(yīng)。主機兼操作員工作站還應(yīng)能實現(xiàn)保護(hù)及故障信息管理功能，應(yīng)能在電網(wǎng)正常和故障時，采集、處理各種所需信息，能夠與調(diào)度中心進(jìn)行通信。 主機兼操作員工作站宜單套配置。2）遠(yuǎn)動通信裝置遠(yuǎn)動通信裝置要求直接采集來自間隔層或過程層的實時數(shù)據(jù)，遠(yuǎn)動通信裝置應(yīng)滿足DL5002、DL 5003的要求，其容量及性能指標(biāo)應(yīng)能滿足變電所遠(yuǎn)動功能及規(guī)范轉(zhuǎn)換要求。遠(yuǎn)動通信裝置應(yīng)單套配置。3）網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析系統(tǒng)變電站宜配置一套網(wǎng)絡(luò)通信記錄分析系統(tǒng)。系統(tǒng)應(yīng)能實時監(jiān)視、記錄網(wǎng)絡(luò)通信報文，周期性保存為文件，并進(jìn)行各種分析。信息記錄保存不少于6個月。4）調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備 站內(nèi)應(yīng)配置二套調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)

46、接入設(shè)備。b）間隔層設(shè)備間隔層設(shè)備包括測控裝置、保護(hù)裝置、電能計量裝置、集中式處理裝置以及其它智能接口設(shè)備等。1）測控裝置 測控裝置應(yīng)按照DL/T860或IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)建模，具備完善的自描述功能，與站控層設(shè)備直接通信。測控裝置應(yīng)支持通過GOOSE報文實現(xiàn)間隔層防誤聯(lián)閉鎖功能。宜采用保護(hù)測控合一裝置，并按電氣單元進(jìn)行配置。2）保護(hù)繼電保護(hù)裝置裝置 保護(hù)裝置應(yīng)按照DL/T860 或IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)建模，具備完善的自描述功能，與站控層設(shè)備直接通信；保護(hù)裝置應(yīng)支持通過GOOSE報文實現(xiàn)裝置之間狀態(tài)和跳合閘命令信息傳遞；保護(hù)裝置宜設(shè)置檢修壓板，其余功能投退和出口壓板宜采用軟壓板；保護(hù)裝置采

47、樣和跳閘滿足Q/GDW383-2009相關(guān)要求；保護(hù)雙重化配置時，任一套保護(hù)裝置不應(yīng)跨接雙重化配置的兩個網(wǎng)絡(luò)；保護(hù)裝置應(yīng)不依賴于外部對時系統(tǒng)實現(xiàn)其保護(hù)功能；保護(hù)配置應(yīng)滿足繼電保護(hù)規(guī)程規(guī)范要求。保護(hù)裝置應(yīng)按照DL/T860或IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)建模，具備完善的自描述功能，與變電站層設(shè)備直接通信；保護(hù)裝置應(yīng)支持通過GOOSE報文實現(xiàn)裝置之間狀態(tài)和跳合閘命令信息傳遞；保護(hù)裝置的功能投退和出口壓板宜采用軟壓板；保護(hù)配置應(yīng)滿足繼電保護(hù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。3）故障錄波宜采用分布式故障錄波，也可采用集中式故障錄波。故障錄波裝置應(yīng)支持通過GOOSE網(wǎng)絡(luò)接收GOOSE報文錄波，以網(wǎng)絡(luò)方式或點對點方式接收采樣值數(shù)據(jù)錄波；

48、當(dāng)采用集中式故障錄波時，故障錄波裝置宜按照電壓等級配置；當(dāng)采用集中式故障錄波時，全站可配置1臺故障錄波裝置，故障錄波裝置應(yīng)能滿足變電站遠(yuǎn)景接入容量要求；故障錄波裝置應(yīng)滿足故障錄波相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。4）電能計量裝置 電能計量裝置宜支持DL/T860或IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)，以網(wǎng)絡(luò)方式或點對點方式采集電流電壓信息；電能計量配置應(yīng)滿足現(xiàn)行相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。5）其他裝置 備自投裝置、區(qū)域穩(wěn)定控制裝置、低周減載裝置等應(yīng)按照DL/T 860標(biāo)準(zhǔn)建模，配置應(yīng)滿足現(xiàn)行相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。6）有載調(diào)壓和無功投切變電站有載調(diào)壓和無功投切不宜設(shè)置獨立的控制裝置，宜由變電站自動化系統(tǒng)和調(diào)度/集控主站系統(tǒng)共同實現(xiàn)集成應(yīng)用。7）打印機 宜取消裝置

49、柜內(nèi)上的打印機，設(shè)置網(wǎng)絡(luò)打印機，通過站控層網(wǎng)絡(luò)通信打印全站各裝置的保護(hù)告警、事件等。c）過程層設(shè)備1）電子式互感器和合并單元滿足本規(guī)定5.2節(jié)要求；2）智能單元滿足本規(guī)定5.1節(jié)要求；6.2.5網(wǎng)絡(luò)通信設(shè)備a）交換機應(yīng)選用滿足現(xiàn)場運行環(huán)境要求的工業(yè)交換機，并通過電力工業(yè)自動化檢測機構(gòu)的測試，滿足DL/T860或IEC61850標(biāo)準(zhǔn)。b）220kV變電站交換機配置原則1）站控層網(wǎng)絡(luò)交換機 站控層宜冗余配置2臺中心交換機，每臺交換機端口數(shù)量應(yīng)滿足站控層設(shè)備接入要求，端口數(shù)量宜24口；二次設(shè)備室站控層網(wǎng)絡(luò)交換機宜按照設(shè)備室或按電壓等級配置，每臺交換機端口數(shù)量宜24口。2）過程層網(wǎng)絡(luò)交換機 當(dāng)過程層G

50、OOSE和采樣值報文均采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸時，GOOSE和采樣值報文宜采用共交換機傳輸，220kV電壓等級宜每2個間隔配置2臺交換機，110（66）kV電壓等級宜每4個間隔配置2臺交換機，主變各側(cè)可獨立配置2臺交換機，35kV及以下交換機宜按照母線段配置；當(dāng)過程層采樣值報文采用點對點方式傳輸，GOOSE報文采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸時，220kV電壓等級GOOSE網(wǎng)絡(luò)宜每4個間隔配置2臺交換機，110（66）kV電壓等級宜每4個間隔配置2臺交換機，主變各側(cè)可獨立配置2臺交換機，35kV及以下交換機宜按照母線段配置；220kV母線差動保護(hù)宜按遠(yuǎn)景規(guī)模配置2臺交換機；110（66）kV母線差動保護(hù)宜按遠(yuǎn)景規(guī)模配

51、置2臺交換機。c）110kV及以下變電站交換機配置原則1）站控層網(wǎng)絡(luò)交換機 站控層宜配置1臺中心交換機，每臺交換機端口數(shù)量應(yīng)滿足站控層設(shè)備接入要求，端口數(shù)量宜24口；二次設(shè)備室站控層網(wǎng)絡(luò)交換機宜按照設(shè)備室或按電壓等級配置，每臺交換機端口數(shù)量宜24口。2）過程層網(wǎng)絡(luò)交換機 當(dāng)過程層GOOSE和采樣值報文均采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸時，GOOSE和采樣值報文宜采用共交換機傳輸，110（66）kV電壓等級宜每4個間隔配置2臺交換機，主變各側(cè)可獨立配置2臺交換機，35kV及以下交換機宜按照母線段配置；當(dāng)過程層采樣值報文采用點對點方式傳輸，GOOSE報文采用網(wǎng)絡(luò)方式傳輸時，110（66）kV電壓等級宜每4個間隔配

52、置2臺交換機，主變各側(cè)可獨立配置2臺交換機，35kV及以下交換機宜按照母線段配置；110（66）kV母線差動保護(hù)宜按遠(yuǎn)景規(guī)模配置2臺交換機。d）網(wǎng)絡(luò)通信介質(zhì)1）二次設(shè)備室內(nèi)網(wǎng)絡(luò)通信介質(zhì)宜采用屏蔽雙絞線；通向戶外的通信介質(zhì)應(yīng)采用光纜；2）采樣值和保護(hù)GOOSE等可靠性要求較高的信息傳輸宜采用光纖。6.2.6系統(tǒng)功能a）應(yīng)能實現(xiàn)數(shù)據(jù)采集和處理功能；b）應(yīng)建立實時數(shù)據(jù)庫，存儲并不斷更新來自間隔層或過程層設(shè)備的全部實時數(shù)據(jù)；c）應(yīng)具有順序控制功能；d）應(yīng)滿足無人值班相關(guān)功能要求；e）應(yīng)具有防誤閉鎖功能；f）應(yīng)具有報警處理功能，報警信息來源應(yīng)包括自動化系統(tǒng)自身采集和通過數(shù)據(jù)通信接口獲取的各種數(shù)據(jù)；g）應(yīng)

53、具有事件順序記錄及事故追憶功能；h）應(yīng)具有畫面生成及顯示功能；i）應(yīng)具有在線計算及制表功能；j）應(yīng)具備對數(shù)字或模擬電能量的處理功能；k）應(yīng)具備遠(yuǎn)動通信功能；l）應(yīng)具備人機聯(lián)系功能；m）應(yīng)具備系統(tǒng)自診斷和自恢復(fù)功能；n）應(yīng)具備與其他智能設(shè)備的接口功能；o）應(yīng)具備保護(hù)及故障信息管理功能；p）宜具備設(shè)備狀態(tài)可視化功能；q）宜具備智能告警及事故信息綜合分析決策功能；r）應(yīng)具備網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析功能；s）應(yīng)具備對基本數(shù)據(jù)信息模型進(jìn)行配置管理，并自動生成數(shù)據(jù)記錄功能；t）根據(jù)運行要求，實現(xiàn)其它需要的高級應(yīng)用功能。6.2.7與其他智能設(shè)備的接口變電站直流系統(tǒng)、站用電系統(tǒng)、UPS系統(tǒng)、圖像監(jiān)視和安全警衛(wèi)系統(tǒng)以火

54、災(zāi)自動報警系統(tǒng)等宜采用DL/T860或IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)與變電站自動化系統(tǒng)通信。6.3其他二次系統(tǒng)6.3.1全站時間同步系統(tǒng)a）變電站應(yīng)配置1套全站公用的時間同步系統(tǒng)，主時鐘應(yīng)雙重化配置，支持北斗系統(tǒng)和GPS和北斗系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)授時信號，時鐘同步精度和守時精度滿足站內(nèi)所有設(shè)備的對時精度要求；b）站控層設(shè)備宜采用SNTP網(wǎng)絡(luò)對時方式；220kV變電站間隔層和過程層設(shè)備宜采用IRIG-B(DC)、1pps點對點對時方式，條件具備時也可采用IEC 61588網(wǎng)絡(luò)對時方式。；110（66）kV變電站間隔層和過程層設(shè)備宜采用IEC 61588網(wǎng)絡(luò)對時方式，也可采用IRIG-B(DC)點對點對時方式；c）過程層交換機宜支持IEC 61588同步對時功能。6.3.2二次系統(tǒng)安全防護(hù)二次系統(tǒng)的安全防護(hù)應(yīng)遵循電力二次系統(tǒng)安全防護(hù)總體方案和變電站二次系統(tǒng)安全防護(hù)方案（國家電力監(jiān)管委員會第34號文）電監(jiān)會5號令電力二次系統(tǒng)安全防護(hù)規(guī)定、電監(jiān)安全200634號電力二次系統(tǒng)安全防護(hù)總體方案及變電站二次系統(tǒng)安全防護(hù)方案的有關(guān)要求，配置相關(guān)二次安全防護(hù)設(shè)備。6.3.3站用直流及UPS電源系統(tǒng)a）站用交流