贵州电网数字化变电站技术标准(试行稿)

前 言 ............................................................................................................................... 0 1. 适用范围 ....................................................................................................................... 1 2. 引用标准 ....................................................................................................................... 1 3. 术语定义 ....................................................................................................................... 2 4. 总则 ............................................................................................................................... 4 5. 系统构成 ....................................................................................................................... 6 5.1构成 ................................................................................................................................ 6 5.2 组网 ............................................................................................................................... 6 6. 设备技术要求 ................................................................................................................ 9 6.1 站控层设备 .................................................................................................................... 9 6.2间隔层设备 ................................................................................................................... 13 6.3过程层设备 ................................................................................................................... 22 6.4网络设备 ....................................................................................................................... 29 7. 软件技术要求 .............................................................................................................. 31 7.1软件结构 ....................................................................................................................... 31 7.2系统软件 ....................................................................................................................... 31 7.3应用软件 ....................................................................................................................... 33 8. 应用功能 ..................................................................................................................... 33 8.1 数据库的建立和维护 .................................................................................................... 33 8.2 监视和报警 .................................................................................................................. 34 8.3控制与操作 ................................................................................................................... 37 8.4 远动功能 ...................................................................................................................... 38 8.5 五防功能 ...................................................................................................................... 39 8.6 电压无功自动调节 ....................................................................................................... 40 8.7计量 .............................................................................................................................. 42 8.8 同期 ............................................................................................................................. 43 8.9 人机界面 ...................................................................................................................... 43 8.10 事件顺序记录与事故追忆 .......................................................................................... 44 8.11 同步时钟 .................................................................................................................... 44 8.12自诊断与自恢复 .......................................................................................................... 44 8.13管理功能 ..................................................................................................................... 45

8.14其他通信接口及协议 .................................................................................................. 45 8.15系统备份与恢复 .......................................................................................................... 46 9. 系统性能指标 .............................................................................................................. 46 10. 柜体技术要求 .............................................................................................................. 47 11. 电缆及光缆的敷设和安装要求 ..................................................................................... 48 12. 设计要求 ..................................................................................................................... 50 13. 试验验证要求 .............................................................................................................. 53 附录A 110kV数字化变电站方案 ........................................................................................ 56 附录B 220kV数字化变电站方案 ....................................................................................... 56

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，并为智能电网以及广域控制技术的发展奠定基础。

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。

本标准将作为贵州电网新建、改造的110～220kV数字化变电站技术性指导文件，对系统的架构、功能、性能、设计、施工等方面均提出了具体要求。

标准的附录A、B为规范性附录

本标准由贵州电网生产技术部提出、归口并解释。 本标准由贵州电力试验研究院负责起草。

贵州电网数字化变电站技术标准

1. 适用范围

本标准规定了110～220kV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。

本标准适用于贵州电网110～220kV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. 引用标准

下列文件中的条款通过本标准的引用而构成为本标准的条款。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标准，但鼓励根据本标准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标准。

GB/T 20840.7-2007 电子式电压互感器 GB/T 20840.8-2007 电子式电流互感器 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 DL/T 860 变电站内通信网络和系统

DL/T 5149-2001 220～500kV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 220kV～500kV变电所设计技术规程

1

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 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220kV～500kV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 influences

IEC 60694：1996 Common specifications for high-voltage switchgear and controlgear Standards

IEEE 802 IEEE802局域网系列标准

IEEE 1588 网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准 3. 术语定义 3.1

数字化变电站（digital substation）

2

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。 3.7

GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event）

3

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。合并单元可以是现场互感器的一个组成件，或是控制室中一个单元。 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 数字化变电站以信息采集数字化、通信平台网络化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

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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。

1）继承与发展相结合原则

首先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，然后结合数字化变电站的特点，在确保可靠性前提下积极探索、优化和集成等新技术、新应用。

2）满足系统安全、可靠、经济运行的原则

变电站的“数字化”是确保电网安全、可靠和经济运行的手段，而不是目的。“数字化”不能牺牲电网原有的安全性、可靠性和经济性。各保护系统的性能应满足继电保护的基本原则要求，即可靠性、选择性、灵敏性、速动性，对于涉及到电网稳定和主设备安全的重要性能指标，不应低于现有标准约束。

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及以上变电站则采用积极稳妥、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）一致性和互操作原则

数字变电站站控层、过程层、间隔层设备接入均采用DL/T 860标准，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。

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，可以通过按间隔配置采集转换设备实现过程层功能，并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。

6）应用非传统互感器原则

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。

7）实时性和稳定性并重原则

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加强对实时网络通信系统的应用研究，系统设计、施工中要充分考虑系统通信的实时性和稳定性，与GOOSE和同步网络相关的交换机及交换系统的实时性、安全可靠性尤为重要，其保证了系统故障时是否能及时的切开故障，保证系统的稳定性。

8)实用性和合理发展的原则

积极稳妥地推进变电站数字化建设。新建的数字化变电站必须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、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。

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

5.2.1.1 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。

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5.2.1.2 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。

5.2.1.3 站控层与间隔层网络主要传输MMS和GOOSE两类信号。各小室内部设备间的通信介质可采用屏蔽双绞线，通向继电器小室外的通信介质应采用铠装光缆。

5.2.1.4 过程层与间隔层网络主要传输GOOSE和SMV两类信号，220kV及以上电压等级GOOSE单独组网，SMV采用点对点方式；110kV及以下电压等级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。

5.2.1.5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。 5.2.2组网方式

5.2.2.1 220kV变电站网络组网

站控层、间隔层、过程层宜采用三层结构两层网络。 1）站控层网络

a）站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文；

b）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。

2）过程层GOOSE网络

a）GOOSE报文采用网络方式传输，结构采用双星型网络结构。 b）过程层GOOSE网络组网，各电压等级均采用双网结构。

c）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GOOSE口应分别接入两个过程层GOOSE网络。

d）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。

3）过程层采样值网络

a）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/T860-9-2。

b）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，常规模拟量宜进行模数转换后接入间隔层保护、测控、计量等设备，传输规约采用DL/T860-9-2。

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c）跨电压等级的多间隔保护（如主变、母差等），应保证各侧采样值接入方式的一致，常规模拟量应进行模数转换后通过合并单元以点对点方式接入保护装置。 5.2.2.2 110kV变电站网络组网

站控层、间隔层、过程层宜采用三层结构两层网络。 1）站控层网络

a）站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文；

b）站控层宜采用双重化冗余以太网络，热备用方式运行。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。

2）过程层GOOSE网络

a）GOOSE报文采用网络方式传输，网络拓扑采用双星型结构。 b）过程层GOOSE与SMV合并组网，采用双网结构。

c）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。

d）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。

3）过程层采样值网络

a）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/T860-9-2。SMV和GOOSE合并组网。

b）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通过合并单元以网络化方式接入间隔层保护、测控、计量等设备。

c）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SMV网络。

d）主变间隔各侧合并单元宜双重化配置，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。

具体实施方案网络结构示意图参见附录A、B。

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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

6.1.1.1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。

6.1.1.2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。 6.1.1.3 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操作系统服务器，性能应达到以下指标：  主频≥2.66 G（X86）；≥1.6 G。  内存≥4G；  硬盘容量≥160G；

 网卡，两块以上，每块≥100M

6.1.1.4 110kV变电站主机兼操作员站宜采用Windows操作系统，性能应达到以下指标：

 CPU：酷睿双核2.0G；  内存≥2G；  硬盘≥160G；

 网卡，两块以上，每块≥100M。 6.1.2远动通信装置

6.1.2.1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。 6.1.2.2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性，不相互影响数据的刷新。

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6.1.2.3 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。

6.1.2.4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。 6.1.2.5远动装置技术要求如下：

1) 远动屏所有设备均采用直流供电；

2) 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）

3) 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）；

4) 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；

5) 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； 6) 远动装置应具备与调度中心和站内GPS系统对时的功能； 7) 采用模块化结构，便于维护和扩展；

8) 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。

9) 具备SOE、遥控操作事件记录功能。

10) 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

6.1.3.1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。

6.1.3.2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。

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6.1.3.3 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。

6.1.3.4 保信子站具体应用功能要求如下：

1) 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。

2) 保护信息管理系统应具备信息监视功能：可以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。

3) 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。

4) 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

6.1.4.1五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。

6.1.4.2五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。

6.1.4.3五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

6.1.5.1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。

6.1.5.2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。 6.1.5.3数字化变电站宜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。 6.1.5.4网络通信记录分析具体技术要求如下：

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1）网络通信记录分析系统应确保监视的报文不漏记、不丢失。

2）网络通信记录分析系统应能根据报文特征和存储空间设置存储周期，SMV报文存储周期不应少于3天，MMS和GOOSE报文不应少于3天。

3）分析功能至少应包括：  TCP会话和通信过程分析；

 报文相关性分析，如MMS请求/响应匹配；  MMS错误分析，如编码错误，服务错误等；  GOOSE错误分析，如发布超时，不连续等；  SMV错误分析、曲线分析等。

4）记录分析仪应能同GPS时间同步,保证测试过程中记录下来的实时报文的时间的同步，为分析提供精确的时间定位。时钟同步误差<1ms。

5）能够按时间段读取记录仪存储报文，能够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行查询

6）记录仪应支持DL/T 860-9-2规约的点对点或网络化采样值接入。 7）报文记录数据分辨率≤1ms 8）报文记录数据完整率 100% 6.1.6卫星对时系统

6.1.6.1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1μs，时间保持单元的时钟准确度应优于7×10 （1分钟4.2μs）。 6.1.6.2变电站内可根据需要采用IEC 61588协议进行对时。

6.1.6.3站控层设备应采用SNTP对时方式，间隔层设备宜采用IRIG-B（DC）对时。 6.1.6.4间隔层各设备与标准时钟的误差应不大于1ms。

6.1.6.5 智能终端对时宜采用IRIG-B（DC）对时，对时误差应不大于1ms。

6.1.6.6过程层合并单元如需同步，可采用IRIG-B（DC）对时，但需冗余配置，同步精度应不低于1μs。

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6.1.7其它智能设备接入系统的接口要求

6.1.7.1站内智能设备主要包括协议转换器、直流电源系统、不间断电源系统、火灾报警装置、电能计量装置及主要设备在线监测系统等。

6.1.7.2对于不支持DL/T 860标准通信协议的智能设备接入系统，应配置智能接口设备为其提供通信规约转换，与其它智能设备的接口应采用串口或以太网连接。

6.1.7.2协议转换器主要是用于实现接入和接出功能。对不能提供双以太网口或不能采用DL/T860规约进行通信的其它智能装置，可通过协议转换器进行协议转换后接入。 6.1.7.3每块协议转换器至少需提供双以太网口和2个串行通信口。其中以太网口通信速率为10Mbit/s或100Mbit/s，串行通信口通信速率：300~000bit/s可调；

6.1.7.4协议转换器完成与主站通信或站内其它串行设备通信。通信规约可以根据现场的实际需要进行配置，对外为DL/T860规约，并支持GOOSE互锁功能。 6.2间隔层设备

间隔层设备包括保护装置、测控装置、保护测控一体化装置、录波器、计量装置、稳定控制装置等。 6.2.1保护装置 6.2.1.1 总体技术要求

1）继电保护装置需要符合GB14285《继电保护和自动装置技术规程》和DL/T 769《电力系统微机继电保护技术导则》等相关标准有关规定要求。

2）保护装置应按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，以MMS机制与站控层直接通信；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。

3）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；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。

4）电子式互感器的采集单元（A/D采样回路）、合并单元、光纤连接、智能终端、过程层网络交换机等设备内任一个元件损坏，除出口继电器外，不应引起保护误动作跳闸。

5）保护装置应支持GOOSE报文协议与智能终端通信，通过GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传递，其跳合闸命令采用GOOSE报文方式分别发送至相应的断路器智能终端，由智能终端出口实现相关断路器的跳合闸。

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6）除检修压板可采用硬压板外，保护装置宜采用硬压板和软压板串联进行功能投退，满足远方操作的要求。保护装置的出口压板宜采用硬压板和软压板串联方式。

7）220kV电压等级保护应采用双重化配置， 110kV变电站除主变保护双重化配置，其余保护单重化配置。双重化的两套保护及其相关设备（电子式互感器、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，配置。双重化配置的两套保护装置，宜分别接入双重化的过程层网络；单配置的保护装置，宜同时接入双重化的过程层网络。

8）110kV~220kV电压等级线路保护电压切换宜在合并单元实现。电压切换必须采用双位置接点回路。

9）在任何网络运行工况流量冲击下，装置均不应死机或重启。

10）保护装置应配置至少2个100M电以太网接口满足站控层信息通信要求，通信规约采用DL/T860-8-1；装置应配置足够的多模光纤网络接口，满足GOOSE和SMV各种接入模式的需求。

11）对于差动保护，如母差、主变以及线路纵差保护，应能够满足一端（侧）为电子式互感器、其他端（侧）为常规互感器的使用需求。

12）保护装置应具备完善的保护闭锁机制，在通信异常、合并单元数据异常、合并单元失步、GOOSE数据异常、硬件异常等情况下，应能立即闭锁相应的保护功能并告警，并将闭锁原因上送站控层主机。

13）保护装置GOOSE 信息处理时延应小于1ms，保护装置SMV相应延时应小于1ms。 14）220kV变电站保护装置采样值宜采用DL/T860-9-2规约点对点传输。110kV变电站保护装置采样值采用DL/T860-9-2规约网络化传输；采样速率宜为4000Hz/s。

15）GOOSE报文采用组网方式传输，保护的开关量和跳合闸信息均通过GOOSE网络进行传输。保护GOOSE报文中需具有的保护启动命令的GOOSE报文。

16）装置应满足－15～＋45℃的环境温度和95%（日平均）的最大相对湿度； 17）其他的应用功能、配置和动作精度等同于传统保护装置，应符合《中国南方电网500kV保护装置配置及选型技术原则》和《南方电网微机继电保护装置软件版本管理规定》的相关要求。 6.2.1.2 线路保护装置

1）220kV及以上电压等级线路保护：

a）按双重化配置保护装置，每套保护包含完整的主、后备保护功能。线路过电压及就地判别功能可集成于线路保护装置中。

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b）保护采样采用DL/T 860-9-2点对点模式，保护跳闸和位置开入、启动母差失灵、母差保护动作远跳功能等信息通过GOOSE网络传输。双重化配置的保护装置宜分别接入其中一个GOOSE网络，一个装置不应跨接两个网络。

c）线路保护应满足本侧为电子式互感器、对侧为常规互感器，或两侧均为电子式互感器的接入模式。保护装置应采取措施保证两侧光纤通道数据的同步。

d）保护装置宜采用B码对时、对时精度小于1ms。

e）双重化的两套保护及其相关设备（电子式互感器、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。双重化的保护装置配置相互的合并单元、智能终端、GOOSE交换机。

f）保护装置至少应提供2个的站控层MMS以太网接口，2个多模光纤网络接口，1个用于点对点采样，1个用于GOOSE网络。

g）改造站不更换互感器时，应就地通过转换装置进行模数转换后，由合并单元点对点接入装置。

h) 装置的GOOSE输出应能满足断路器分相跳闸，分相起动失灵保护及起动稳定控制装置，单相和三相重合闸，重合闸启动以及闭锁重合闸的要求，并设置GOOSE软压板。

J）过电压及远跳就地判别装置应能接收GOOSE输入，并采用GOOSE输出至智能终端。

2）110kV电压等级线路保护：

a）按单重化配置保护装置，保护宜与测控装置分开配置，待保护测控一体化

论证成熟后再考虑一体化配置。

b）220kV变电站的110kV线路保护采样采用DL/T 860-9-2点对点模式，保护跳闸和位置开入等信息通过GOOSE网络传输。

c）110kV变电站的线路保护采样采用DL/T 860-9-2网络化模式，保护跳闸和位置开入信息通过GOOSE网络传输。合并单元单重配置，与其中一个GOOSE网络合并组网。

d）线路保护装置提供2个GOOSE网络接口，同时接入两个过程层GOOSE网络。110kV变电站的线路保护采样网络接口与其中一个GOOSE网口共用；

e）线路保护装置宜采用B码对时，对时精度小于1ms。

f）改造站不更换互感器时，采样值应通过转换装置进行模数转换后，由合并单元网络化方式或点对点方式接入装置。 6.2.1.3 变压器保护装置

15

1）各电压等级的主变保护装置均双重化配置，主保护、各侧后备保护宜一体化。 2）220kV主变保护采样采用DL/T 860-9-2点对点模式，保护启动、保护跳闸和位置开

入、启动母差失灵、母差保护动作远跳功能等信息通过GOOSE网络传输。双重化配置的保护装置宜分别接入其中一个GOOSE网络，一个装置不应跨接两个网络。

3）110kV主变保护采样采用DL/T 860-9-2网络化模式，保护启动、保护跳闸和位置开入信息通过GOOSE网络传输。

4）主变各侧互感器保护线圈、合并单元宜双重化配置，110kV主变SMV与GOOSE宜合并组网。

5）具有双跳闸线圈的操作机构宜配置双套智能终端，每套智能终端以单网接入对应的一个过程层网络；主变110kV以下各侧单跳闸线圈操作机构宜配置单套智能终端，由智能终端提供两个GOOSE网络接口分别接入两个过程层网络。

6）主变间隔宜组建双重化的过程层网络，宜配置的变压器过程层交换机连接各电压等级过程层交换机，保护、测控装置及各侧的合并单元、智能终端均接入主变交换机。

7）主变本体非电量保护宜由就地安装的主变本体智能终端完成，非电量保护跳闸宜通过控制电缆直跳各侧断路器方式实现。非电量保护具备2个的站控层MMS以太网接口，动作信号通过站控层MMS网传输，就地安装时MMS网应采用光纤以太网接口。

8）主变保护至少具备2个的站控层MMS以太网接口， 1个的过程层GOOSE以太网接口，接入合并单元的点对点接口个数满足变压器合并单元配置要求。

9）主变各侧应采用统一的采样值接入模式，若改造变电站主变各侧采用常规互感器和电子式互感器的混合模式，常规互感器则应通过模数装换装置将模拟量数字化后，各侧数据均以数字化方式接入主变保护装置。

10）当主变采用网络化方式接入采样值，各侧合并单元宜接入时钟同步信号实现各侧数据同步；当主变采用点对点方式接入采样值，并且合并单元不接收外部同步信号时，装置应保证各侧采样数据的同步。 6.2.1.4 母线保护装置

1）220kV母线保护按双重化进行配置，具备完整的主保护和后备保护功能，双重化的

保护装置配置相互的合并单元、智能终端、GOOSE交换机。

2）110kV母线保护宜单重化配置。宜采用GOOSE和SMV统一组网。

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3）220kV母线保护采用DL/T 860-9-2点对点方式接入采样值，母线保护的跳闸信号和

开入量信号（失灵启动、刀闸位置接点、断路器启动失灵、主变保护动作解除电压闭锁等）采用GOOSE网络传输。

4）220kV变电站的110kV母线保护采用DL/T 860-9-2点对点方式接入采样值，保护跳

闸信号和位置信号采用GOOSE网络传输。

5）当母线保护采用网络化方式接入采样值，各间隔合并单元宜接入时钟同步信号实现母线保护的数据同步；当母线采用点对点方式接入采样值，并且合并单元不接收外部同步信号时，装置应保证各侧采样数据的同步。

6）220kV母线保护每套具备2个的站控层MMS以太网接口，至少具备1个的过程层GOOSE以太网接口，接入合并单元的点对点接口个数满足母线合并单元配置要求。

7）110kV母线保护具备2个的站控层MMS以太网接口，具备2个的过程层GOOSE以太网接口，具备多个过程层IEC 61850-9-2以太网采样值接口接入母线相关间隔合并单元采样数据。

8）失灵保护包含在母差保护中，不再单独设失灵保护装置及相应的失灵启动装置。若GOOSE网络接收启动失灵中断，应闭锁相应的断路器的失灵功能。

9）母差保护应具有间隔采样值投退功能。 6.2.1.5备自投装置

1）备自投装置采用单重化配置。

2）备自投装置具备2个的站控层MMS以太网接口，具备2个的过程层GOOSE

以太网接口，220kV备自投装置接入合并单元的点对点接口个数满足备自投相关合并单元配置要求。110kV备自投装置具备1个过程层IEC 61850-9-2以太网采样值接口接入其相关间隔合并单元采样数据。

3）备自投装置接入双套配置的第一组过程层网络。

6.2.2测控装置

6.2.2.1 110kV~220kV电压等级测控装置宜单重配置；

6.2.2.2 测控装置应按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层直接通信；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。

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6.2.2.3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。

6.2.2.4 测控装置应能实时反映本间隔一次设备的分、合状态，宜有该电气单元的实时模拟接线状态图。应能进行断路器、隔离开关的就地控制，控制操作应遵守“选择―控制”的原则。

6.2.2.5 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。

6.2.2.6 在任何网络运行工况流量冲击下，装置均不应死机或重启。

6.2.2.7 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，系统应能重新自动启动，并上传相关信息。 6.2.2.8 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。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。同期功能应可对同期电压的幅值差、相角差、频差、频差加速度的设定值进行修改，并可对断路器合闸本身具有的时滞进行补偿。

6.2.2.9 测控装置检修投退可采用硬压板，在有操作界面的情况下，宜取消操作把手。 6.2.2.10 220kV变电站的测控装置采样值报文采用点对点方式传输，传输规约采用DL/T 860-9-2；开入开出信息采用GOOSE协议，网络化传输。至少提供2个GOOSE多模光纤网络接口和1个SMV多模光纤网络接口。

6.2.2.11 110kV变电站的测控装置采样值报文采用网络化传输，传输规约采用DL/T 860-9-2；开入开出信息采用GOOSE协议，网络化传输。GOOSE和SMV信息共同组网。装置至少提供2个多模光纤网络接口用于GOOSE和SMV信息的传输。

6.2.2.12测控装置应具备2个GOOSE多模光纤网络接口，同时接入双配置的两个过程层网络；SMV采样值若组网宜只接入其中一个过程层网络。装置应具备3个的100M电以太网接口，满足站控层MMS和间隔层GOOSE信息的传输要求。

6.2.2.13 应配置公用测控装置，公用测控装置中应具有接收合并单元、智能设备的电信号的功能。

6.2.2.14 测控装置性能要求：

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1）装置平均故障间隔时间 MTBF≥50000小时，其中 I/O 单元模件平均故障间隔时间

MTBF≥100000小时。

2）测控装置GOOSE 信息处理时延应＜1ms，满足站内各种网络情况下 GOOSE 最大传输

处理时延为 3ms 的要求。

3）装置光通信口输出最低功率应为-22. 5dbm，裕度应在 10dbm 以上；输入最低功率

应为-30dbm，裕度应在 10dbm 以上。

4）装置控制操作输出正确率应不低于99.99%。

5）机箱应采取必要的防静电、防尘及防电磁幅射干扰的防护措施。机箱的不带电金属

部分在电气上连成一体，并可靠接地。

6）装置应满足－15～＋45℃的环境温度和95%（日平均）的最大相对湿度；

6.2.3低压保护测控一体化装置

6.2.3.1 35kV电压等级宜采用保护测控一体化装置，10kV及以下电压等级开关柜安装时应采用保护测控一体化装置。

6.2.3.2 开关柜安装的35kV/10kV保护测控装置技术要求：

1）装置宜集成合并单元、智能终端功能。装置提供开入开出硬接点，通过电缆与一次设备相连接。

2）若采用小信号模拟量输出的组合式互感器，装置宜提供航空插头直接接入采样值；改造站不更换互感器（常规互感器），采样值宜直接接入保护测控装置。装置可不配置过程层网络，GOOSE与MMS合并组网。至少需提供2个以太网口，支持DL/T860协议

3）装置的模拟量接入应满足现场要求，同时满足至少16路开入量和12路开出接点。 4）装置宜集成低周低压减载功能。

5）装置可采集或自产3I0和3U0值并上送监控系统，与监控系统配合完成小电流接地选线功能。

6）装置应满足－25～＋55℃的环境温度和95%（日平均）的最大相对湿度； 6.2.4安稳装置

6.2.4.1安稳装置需要符合GB14285《继电保护和自动装置技术规程》有关规定要求。 6.2.4.2电子式互感器的采集单元（A/D采样回路）、合并单元、光纤连接、智能终端、过程层网络交换机等设备内任一个元件损坏，除出口继电器外，不应引起安全自动装置误动。

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6.2.4.3安全自动装置应遵循DL/T 860标准建模，具备完善的自描述功能，以MMS机制与站控层设备通信，相关信息经MMS接口直接上送站控层设备，站控层以太网通信端口不少于三个；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。 6.2.4.4 220kV变电站安稳装置采样值采用DL/T 860-9-2规约点对点接入，110kV变电站采用DL/T 860-9-2网络化接入；跳闸或控制命令均通过GOOSE网络传输。

6.2.4.5安全自动装置应支持GOOSE协议与智能终端通信，以太网端口不应少于两个。 6.2.4.6各类安全自动装置应遵循DL/T 860标准建模和通信，包括稳控装置、备自投装置、低频减载装置等，其他功能要求等同于常规变电站的要求。 6.2.5计量装置

6.2.5.1 电能计量装置应满足现行电能计量相关标准。 6.2.5.2配置方案

1）计量装置由光电式电能表、电子式电流电压互感器（含合并单元）以及二次连接部分组成。

2）电能表宜按间隔配置。每个间隔安装数字输入接口式光电式电能表一块（或模拟输入接口式电能表一块）。关口计量点电能计量装置按准确度等级、规格、型号相同的主副两套电能表配置，主副两套关口电能表接线方式应一致。

6.2.5.3光电式电能表需要获得国家计量行政管理部门颁发的计量许可证。 6.2.5.4光电式电能表技术参数：

1）准确度等级：满足有功0.2s级（无功 1.0）和0.5s级（无功 2.0）。

2）光电式电能表的电量输入采用数字输入接口模式或模拟输入接口模式。数字输入接口模式电能表应支持DL/T 860-9-2规约的点对点或网络化方式采样值接入，数字输入接口在物理和链路层上采用高速光纤以太网，采样速率接收能力应不低于4000点/s，采样光纤类型为多模，光纤接口类型为IEC874-10标准的SC或ST接口。模拟输入接口模式电能表应支持小信号模拟量方式的采样值接入。

3）测量制式：三相三线，三相四线装置。

4) 通信接口: 电能表需提供至少2组的485通信串口和1路远红外通讯接口，满足与站控层系统和电能计量终端采集装置的通讯功能，支持DL/T5—2007多功能电能表通信规约。串行码输出应有可靠的防干扰措施。

6.2.5.5电能表应通过电能量远传系统，通过RS232或以太网方式接入监控系统。

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6.2.6录波装置

6.2.6.1录波器应按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，以MMS机制与站控层设备通信，保护相关信息经MMS接口直接上送站控层设备，站控层以太网通信端口不少于三个；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。 6.2.6.2 220kV故障录波装置采用点对点方式接入采样值，110kV故障录波装置采用网络方式接入采样值，采样值采用DL/T 860-9-2协议，开关量和启动信息通过GOOSE网络获取。各电压等级均采用集中式实现录波功能。

6.2.6.3录波文件格式应符合ANSI/IEEE C37.111-1991 COMTRADE标准，采取DL/T860 标准规定的文件服务进行传送。

6.2.6.4录波器应能记录DL/T 860-9-2或GB/T 20840.8协议的采样值；对于构建了GOOSE网络的数字化变电站，应支持记录故障前后的GOOSE信息，记录和保存故障前100ms到停止记录时的电气量波形，并能清楚记录5次（或以上）谐波分量。

6.2.6.5当采样率为4000Hz时，单个录波装置可接入的合并单元台数不少于24台；站内所有合并单元都必须接入录波装置。

6.2.6.6模拟量（包括交流量、直流量和高频检波量）经挑选的SMV采样值组合后不少于96路；开关量经挑选的GOOSE信号组合后不少于256路。

6.2.6.7应能记录过程层SMV网络原始报文和GOOSE原始报文，至少可以连续记录24个小时。

6.2.6.8录波装置应能实现预警功能，当报文或网络异常时，给出预警信号；当发生采样值异常时应启动录波。

6.2.6.9录波装置应能记录智能终端的GOOSE反校信息

6.2.6.10 GOOSE事件与采样值的同步偏差不超过1ms；GOOSE事件的分辨能力不大于1ms。 6.2.6.11录波装置的事件记录的分辩率小于1ms，采样频率应与合并单元发送数据频率一致。 6.2.6.12应具备原始报文检索和分析功能，可显示原始SMV报文的波形曲线。 6.2.6.13每台录波器装置应提供20路常规开关量输入接点。

6.2.6.14录波装置应能记录所有的系统故障或系统扰动的数据（含长过程），应有很强的抗干扰措施防止数据丢失（软件设计及硬件设计）。

6.2.6.15 装置应具有远程通信和远程管理功能。可灵活接入其他监控系统或信息管理系统。 6.2.6.16录波装置应有测距功能，测出的距离值应有显示，并可远传

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6.3过程层设备

过程层设备包括互感器、合并单元、智能终端等设备。 6.3.1电子式互感器

6.3.1.1 电子式互感器分为罗氏线圈电子式互感器和光学电子式互感器，可根据具体工程要求进行选型应用。

6.3.1.2 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。

6.3.1.3 新建变电站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开关柜安装方式时宜采用小信号模拟量输出的电子式互感器。若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜采用电子式互感器。

6.3.1.4双重化保护装置使用电子式互感器的传感模块和采集单元按双重化配置，并相互，使用不同回路的电源供电。每路采集单元应至少包含两路保护用A/D和一路测量（计量）用A/D，在准确度和特性满足要求的情况下，测量（计量）用A/D可与保护用A/D共用，每路采集单元对应一立合并单元。

6.3.1.5单套配置的电子式电流互感器，其传感单元和采集单元按单套配置，采集单元应包含两路保护用A/D和一路测量（计量）用A/D，在准确度和特性满足要求的情况下，测量（计量）用A/D可与保护用A/D共用。

6.3.1.6一套220kV及以上的电子式电流互感器（罗氏线圈）内应具备两个保护用电流传感元件，每个传感元件由两路的采样系统进行采集（双A/D系统）；一套电子式电压互感器内应由两路的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双A/D系统。两个合并单元各对应一个传感元件。一套组合式ECVT内应同时满足上述要求。

6.3.1.7双母线接线形式，线路、变压器间隔宜装设三相电压互感器，间隔合并单元可直接接入本间隔的三相电压，同时间隔合并单元应接入母线电压并列单元传送的电压，经间隔合并单元切换后，供检同期功能使用。 6.3.1.9 配置原则

1）220kV变电站互感器配置

a）220kV电压等级宜采用电子式电流互感器，其传感模块按照保护的双重化要求双套配置。110kV及以下电压等级宜采用电子式电流互感器，其传感模块宜按照单重化要求配置。

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b）主变各侧电子式电流互感器宜按照双重化要求配置；其余套管电流互感器若与主变各侧进线电流互感器功能重叠可取消。主变中性点（或公共绕组）及主变间隙电流互感器宜采用传统电流互感器，采用模数转换模块转换后接入合并单元，宜按照双重化要求配置，

c）220kV线路、母线电子式电压互感器宜按照双重化要求配置。110kV母线电子式电压互感器宜按单套配置。

d）线路、主变间隔若设置三相电压互感器，可采用电流电压组合型互感器。

e）35kV/10kV宜采用电流电压组合式电子式互感器，输出信号宜采用模拟小电压信号。按照单重化要求配置。

2）110kV变电站互感器配置

a）110kV电压等级采用电子式电流互感器，单重化配置。

b）35kV/10kV宜采用电流电压组合式电子式互感器，输出信号宜采用模拟小电压信号,按单套配置。

c）110kV主变各侧电子式电流互感器宜按照双重化要求配置；主变中性点（或公共绕组）及主变间隙电流互感器宜采用传统电流互感器，采用模数转换模块转换后接入合并单元，宜按照双重化要求配置。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。

d）线路、主变间隔若设置三相电压互感器，可采用电流电压组合型互感器。 6.3.1.9 电子式互感器功能及性能要求

1) 电子式互感器应能真实地反映一次电流或电压，应能准确测量非周期分量和高频分量，满足电能计量，电能质量监测，保护控制，故障录波以及电网动态监测等。

2) 额定延时时间不大于2ms、唤醒时间为0s。

3) 电子式电流互感器的保护复合误差应满足5TPE级要求，电子式电压互感器的保护复合误差不大于3P级要求；电子式互感器测量用电流准确度应不低于0.2S，测量用电压准确度应不低于0.2 S。

4) 电子式互感器采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。

5) 电子式互感器应充分考虑激光供电和线路取电的可靠性，实现激光供电和线路取电的无缝切换；需激光供能的线圈电子式互感器要能自动判断激光电源工作状态，并实现自动调节。

6) 当互感器为GIS或开关柜就地安装时，宜采用直流供电。

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7) 互感器应具备自诊断功能，能判断数据采集异常、前端采集器异常等，并将给合并单元的数据置无效，同时通知合并单元无效原因。具备电源异常预警和告警功能；

8) 电子式互感器A/D采样不低于16位。

9) 电子式互感器应支持可配置的采样频率，为 4000HZ，4800HZ，6000HZ，9600HZ，10000HZ，12800HZ中可选。推荐采用4000HZ。

10) 电子式互感器接口标准应符GB/T20840.7-2007、GB/T20840.8-2007的有关规定，数字量输出额定值应采用：

 保护电流：01CFH （463）；  测量电流：2D41H （11585）；  电 压：2D41H （11585）；

11) 小信号模拟量输出应采取必要的屏蔽措施，宜采用屏蔽电缆和航空插头方式输出。小信号模拟量输出的电子式互感器其二次输出电压推荐采用以下标准：

 保护电流：200mV；  测量电流：4V；  电 压：4V；

12) 电子式互感器采用数字量输出时应采用光纤传输，光纤为850nm多模光纤，物理接头方式宜采用ST接头。数据在保证可靠接收的前提下，传输距离宜不大于1km。

13) 当电子式互感器未收到合并单元的同步信号时，应使用自身时钟按设定频率进行采样，即从触发采样时刻到数据发送完成时刻之间为固定延时。

14) 电子式互感器应满足支柱式、GIS、HGIS、开关柜、罐式等各种集成安装方式，在具备条件时，互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。并适应各种工作环境，应不低于以下标准：

 环境温度 ：–40°C～+70°C ；  最大日温差： 25K；

 最大相对湿度 ：95%（日平均），90%（月平均）；  污秽等级： IV级。

15) 电子式互感器使用寿命应保证一次设备不低于20年，电子传感元件不低于10年。

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6.3.2合并单元

6.3.2.1 220kV及以上电压等级变电站采用点对点模式传输；110kV变电站采用网络化传输，SMV与GOOOSE宜合并组网。

6.3.2.2 改造站不更换互感器时（使用常规互感器），宜采用转换装置进行模数转换，转换装置宜就地安装，其转换后数字量的输出标准和接口要求与电子式互感器相同。

6.3.2.3 转换装置应能接入多路电流、电流模拟量，综合处理后以一路光纤输出至合并单元。合并单元按间隔配置。 6.3.2.4 配置原则

1）220kV变电站

a)220kV电压等级各间隔合并单元宜双重化配置； b)110kV及以下电压等级各间隔合并单元宜单套配置；

c)主变各侧、中性点（或公共绕组）、间隙合并单元宜双重化配置； 2）110kV 变电站

a) 110kV 及以下各间隔合并单元宜单套配置；

b) 主变各侧、中性点（或公共绕组）、间隙合并单元宜双重化配置； 6.3.2.5 合并单元功能及性能要求

1) 合并单元采用点对点或网络化方式输出时，在组网模式下应采用IEC 61850-9-2标准，在点对点模式下宜采用IEC 61850-9-2标准，可采用IEC 60044-8标准；

2) 合并单元输出的以太网端口和光纤串口数目满足站内各二次设备需求。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。

3) 合并单元输出接口宜采用多模1310nm型光纤，ST 接口；能够控制互感器采样频率，采样频率可配置，输出采样率宜统一采用4000Hz。

4) 合并单元连同互感器的采样输出延时不大于2ms。

5) 母线电压合并单元可接收至少2组电压，支持向其它母线合并单元提供母线电压数据，具备PT并列功能；各间隔合并单元所需母线电压通过母线电压合并单元转发。

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。

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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。

8) 合并单元应能接受外部公共时钟的同步信号，可采用光纤秒脉冲、IRIG-B等信号进行同步、对时，对时信号宜冗余配置，与GPS标准时钟的对时误差应不大于1ms，同步精度应不低于1μs。当失去同步信号时，合并单元的守时误差应不大于24μs/小时。

9) 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，设备应能正常工作。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。

10) 在电子式互感器由合并单元提供电源时，合并单元应具备对激光电源的监视以及对取能回路的监视能力；

11) 户外布置的合并单元屏体的防护等级应不低于IP55；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。

12) 合并单元通过光纤实时接收电子互感器输出的数字采样值，应不丢点、不失步，应具有对电子互感器采样值有效性（失步、失真）的判别，并对故障数据事件进行记录、追溯。

13) 合并单元应能对装置本身的硬件或通信方面的错误进行自诊断，并能对自检事件进行记录、追溯，以带时标的日志方式保存各类信息，包括但不仅限于光路中断、同步消失、光强异常、数据无效等，容量不少于1024条记录，并提供调试接口；户内安装的合并单元应有液晶显示屏显示显一次或二次采样值、时间记录及其它相关信息。具备装置运行状态、通道状态等LED显示功能。

14) 当电子互感器通道故障时，将相应通道的采样数据标记为无效。

15) 合并单元在异常情况下应具备自复位功能，复位启动过程中不输出任何无效数据。 16) 合并单元应具备装置失电告警接点和装置异常告警接点。

17) 合并单元应能通过GOOSE采集刀闸等位置信号，用于母线电压并列或切换功能，并应具备手动切换功能；能通过GOOSE方式发送合并单元告警信号，电压并列功能的合并单元应具备光纤输出接口，将并列后电压点对点接入各间隔的电流合并单元，由间隔合并单元对电流电压数据处理后统一发送给间隔层设备。

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18) 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：

a）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；

b）计量参数修改要有带时标的事件记录，且事件记录不能删除，只能采用自动覆盖； c）合并单元应具备内部时钟，用于事件记录。 d）误差调整系数的范围应不大于误差等级规定的范围。

e）合并单元需提供用于校验电能计量表计和互感器的备用口，并预留两条光纤，分别到电能计量表计和互感器熔接盒。

f）合并单元如采用点对点方式应提供用于电能计量主副表计的两路端口。 19) 合并单元应提供调试接口， 可以根据现场要求对所发送通道的顺序、相序、极性、 比例系数等进行配置。

20) 装置应具备高可靠性，所有芯片选用微功率、宽温芯片，装置 MTBF 时间 大于40000 小时，使用寿命宜为10年以上。

21) 合并单元具备接入电子式互感器或常规互感器的功能，满足新建或改造工程需求。 6.3.3智能终端

6.3.3.1 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，通过GOOSE接受遥控命令，并通过GOOSE将开入量信息和自检告警信息上报间隔层设备。装置至少应具备1 个本地通信接口（调试口）、2 个的 GOOSE 接口。 6.3.3.2 配置原则：

1）220kV变电站

a) 主变压器、高压断路器和母线设备（PT间隔、母线地刀）均宜配置智能终端，电抗器、电容器组、避雷器等可根据需要配置。

b)220kV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。两套装置应完全，电气回路上不应有任何联系。

c) 10kV采用户内开关柜布置时，智能终端功能由保护测控一体化装置完成； d) 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，单配常规操作箱。主变本体智能终端宜单套配置，应具有主变本体非

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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，并向站控层传输跳闸事件； 2）110kV 变电站

a) 110kV 及以下各间隔智能终端宜单套配置；

b) 35/10kV采用户内开关柜布置时，智能终端功能由保护测控一体化装置；

c) 主变110kV侧智能终端应按双重化配置，低压侧双重化智能终端与合并单元合一配置，单配常规操作箱。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，并向站控层传输跳闸事件； 6.3.3.3 双重化配置的智能终端宜配置单GOOSE口接入对应的一个过程层GOOSE网络；单配置的智能终端宜配置两个GOOSE口分别接入两个过程层GOOSE网络。

6.3.3.4 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。220kV及以上电压等级智能终端开关量接入应不少于60路；开出接点应不少于30路。110kV及以下电压等级智能终端开关量接入应不少于30路；开出接点应不少于30路。

6.3.3.5 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。

6.3.3.6开入量信号采集处理应包括光电隔离、接点防抖动处理、硬件及软件滤波、基准时间补偿、数据有效性、正确性判别等功能；遥信接点防抖时间应不大于30ms，

6.3.3.7 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。

6.3.3.8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1024条，并能提供便捷的查看方法。 6.3.3.9智能终端接收到跳闸命令后，应通过GOOSE网发出收到跳令的确认报文。 6.3.3.10 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。

6.3.3.11 户外布置的智能终端屏体的防护等级应不低于IP55；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。

6.3.3.12 智能终端可采用IRIG-B（DC）进行对时，对时误差应不大于1ms。

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6.3.3.13 主变本体智能终端宜具有主变本体非电量保护、遥控/闭锁有载调压、起动风冷控制、上传本体各种非电量信号的功能；非电量保护跳闸宜通过控制电缆直跳方式实现。 6.3.3.14 智能单元宜包含分合闸回路、手动操作回路、合后监视、重合闸、操作电源监视和控制回路断线监视等功能。断路器防跳功能以及各种压力闭锁功能宜在断路器本体操作机构中实现。双重化配置时，智能终端应至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点。 6.3.3.15智能单元安装处宜保留断路器硬把手操作功能， 外部加装远方/就地切换开关、紧急跳闸开关（按钮）、操作回路出口压板、检修硬压板和红绿灯等元器件。

6.3.3.16 机箱应采取必要的防静电、 防尘及防电磁幅射干扰的防护措施。 机箱的不带电金属部分在电气上连成一体，并可靠接地。

6.3.3.17在雷击过电压，一次回路操作，开关场故障及其它强干扰作用下；在二次回路操作干扰下，装置包括测量元件，不应误动和拒动。在各种干扰情况下，装置不应误动作。装置应满足DL/T860(IEC61850)-3的相关规定。

7.3.3.18装置应具备高可靠性，所有芯片选用微功率、宽温芯片，装置 MTBF 时间大于 50000 小时，其中I／O单元模件平均故障间隔时间MTBF≥100000小时。使用寿命宜为 10年以上。 6.4网络设备

6.4.1网络设备应包括站控层和间隔层网络的通信介质、通信接口、网络交换机等，双重化布置的网络应采用两个不同回路的直流电源供电。

6.4.2网络介质可采用超五类以上屏蔽双绞线或光纤。通往户外的通信介质宜采用铠装光纤。 6.4.3网络交换机应满足如下技术要求：

1) 抗干扰性能指标满足DL/T 860.3要求；

2) 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；

3) 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； 4) 支持基于VLAN (802.1q ) 的网络隔离和安全；

5) 支持IEEE802.1p优先级协议，提供流量优先级，应至少支持 4 个优先级队列，

具有绝对优先级功能， 应能够确保关键应用和时延要求高的信息流优先进行传输。

6) 支持Quality of Service (802.1p)，支持实时数据流；

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7) 支持组播过滤，支持包括GMRP二层动态MAC地址的配置组播功能、静态MAC地址

的配置组播功能以及动态IP映射（IGMP-SNOOPING）组播功能，最多须支持 256 个组播组。

8) 支持端口速率和广播风暴；

9) 支持端口配置、状态、统计、镜像、安全管理、SNMP； 10) 支持光纤口链路故障管理；

11) 支持基于端口的网络访问控制 (802.1x)；

12) 支持RSTP（注：采用环形网络结构时要求具备此项功能）；

13) 220V/110V双电源直流供电（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）

14) 交换机应采用自然散热（无风扇）方式；

15) 提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等； 16) 符合IEEE 1613 Class 2 标准(电力)；

17) 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。

18) 机箱应采取必要的防静电、防尘及防电磁幅射干扰的防护措施。 机箱的不带电金

属部分在电气上连成一体，并可靠接地。

19) 传输各种帧长数据时交换机固有时延应小于 10μs。 20) 交换机在全线速转发条件下，丢包（帧）率为零。 21) 单个交换机平均故障间隔时间 MTBF应不小于50000小时。 6.4.4交换机配置：

1) 按间隔配置过程层交换机，对于双重化配置的保护装置配置的双重化交换机； 2) 站控层交换机宜采用电以太网口，对于长距离传输的端口应采用光纤以太网口； 3) 过程层交换机应采用光纤以太网口；

4) 交换机端口速率应不低于100Mbps；任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。

5) 根据间隔数量合理分配交换机数量，每台交换机应配备15%~20%的备用端口。

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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、支持软件和应用软件组成。

1） 系统软件包括：成熟的实时操作系统，完整的设备诊断程序，完善的整定、调试软

件和实时数据库。

2） 支持软件包括：通用和专用的编译软件及其编程环境，管理软件（如汉化的文字处

理软件、通用的制表软件和画面生成软件、数据采集软件等），人机接口软件，通信软件等。

3） 应用软件应满足本系统所配置的全部功能要求，采用结构式模块化设计，功能模块

或任务模块应具有一定的完整性、性和良好的实时响应速度。

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。 7.2.1.3 220kV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；110kV变电站的主机、操作员站、五防工作站宜采用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；

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（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） 在线性：在工作站上对数据库中数据或运行参数的修改，系统可自动关联，不

需要对系统重新启动；

（6） 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；

（7） 历史数据库应采用商用数据库；

（8） 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 基于DL/T860标准的变电站自动化系统配置软件

7.2.3.1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。

7.2.3.2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。

7.2.3.3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。

7.2.3.4装置能力描述文件（ICD）的建模及扩展须符合DL/T 860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。

7.2.3.5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。

7.2.3.6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。

7.2.3.7 IED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。

7.2.3.8 ICD、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。

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7.2.3.9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。 7.3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自动化系统应建立实时数据库和历史数据库：

1) 实时数据库：载入变电站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；

2) 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。

8.1.2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。 数据库管理功能包括：

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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。

2) 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； 3) 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；

4) 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； 5) 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；

6) 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； 7) 可以生成多种数据集，用作培训、研究、计算等用； 8) 可方便地交互式查询和调用； 9) 应有实时镜象功能。 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，应能监视各设备的通信状态和通信报文，并实时显示。

8.2.1.2对显示的画面应具有电网拓扑识别功能，即带电、停电设备颜色标识。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。

8.2.1.3画面应采用符合Window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。

8.2.1.4图形管理系统应支持多种汉字输入法，支持矢量汉字字库。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。

8.2.1.5各种表格应具有显示、生成、编辑、统计、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。

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8.2.1.6远动装置、操作员站可对检修设备状态信息进行屏蔽；测控装置、远动装置需向上发送带质量标志的数据，也可设置为数据不上送的方式。

8.2.1.7信息能够分层、分级、分类显示，可以人工定义画面显示内容。其中开关量信号应能根据运行单位要求进行分类，至少分为三类：

1) 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（包括全站通信中断、消防系统火灾告警等）； 2) 第二类为报警信号，包括状态异常信号、采样值越限、自动化系统的异常事件等； 3) 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。

8.2.1.8应显示的主要画面至少如下：

1) 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； 2) 继电保护配置图，反映各保护投退情况、整定值和压板位置等； 3) 直流系统图，包括显示充电装置的基本运行参数； 4) 站用电系统状态图；

5) 负荷及电压实时趋势曲线图（三天）； 6) 电压、温度等棒状图；

7) 自动化系统运行工况图：用图形方式及颜色变化显示自动化系统的设备配置和工作

状态、通信状态，

8) 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； 9) 定时报表、日报表、月报表； 10) 各种保护信息及报表； 11) 控制操作过程记录及报表； 12) 事故追忆记录报告或曲线； 13) 事件顺序记录报表；

14) 操作指导及操作票、典型事故处理流程； 15) 遥测表、开关量表；

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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：

 采集失败  越上限  越下限

 无刷新或死数据（在一定的时间内没有收到，时间可设）  死数（在一定的时间内数据没变化，时间可设）  检修态  人工置数

16) GOOSE、SMV通信状态图；

17) 间隔层五防联锁（测控GOOSE联锁）状态表； 18) 网络交换机端口通信状态图等。 8.2.2报警

8.2.2.1采集的模拟量发生越限、数字量变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测量数据或断路器、隔离开关的颜色发生改变并闪烁，同时显示报警条文。

8.2.2.2报警方式分为两种：一种为事故报警，另一种为预告报警。前者为事故信号触发；后者为报警信号和告知信号触发。

8.2.2.3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。告警画面应能分级显示告警信息。

8.2.2.4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。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。

8.2.2.5事故报警可通过手动和自动方式进行确认，自动确认时间可调。报警确认后，声音、闪光停止，但报警信息仍保存，对第一次事故报警发生阶段，若发生第二次报警，应同样处理，不应覆盖第一次。

8.2.2.6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。

8.2.2.7系统应提供一览表画面，至少应包括：

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1) 告警一览表；

2) 告警和事件画面：用于浏览告警和事件条目；

3) 非正常状态一览表：该一览表应列出超越运行极限的模拟量点、及未处于实时数据

库中定义的正常状态的状态量点；

4) 标签一览表：被加标签的设备的一览表。其中的每个条目应显示标签被设置的日期

和时间、设置标签人员的登录ID、一个清除码(如果输入)、被加了标签的设备的厂站名和点名、标签的类型及输入的注释；

5) 告警屏蔽一览表：被用户屏蔽了告警处理的点的一览表，SOE一览表；

6) 无效化一览表：该表列出被用户无效化的测控单元、列出所有被无效化的点(包括

被用户直接设置成无效的点或由于测控单元无效引起该测控单元上也一起无效的点)，被无效化的点应按无效化的原因以不同的标识表示； 7) 人工置数一览表。

8.2.2.8应具有告警信息智能处理能力，对发生的信息应能够快速定位到相关的设备、间隔，能对发生的告警信息进行原因分析，提供参考处理意见。能对事故信息进行推理，分析事故发生原因，提供参考处理意见。 8.3控制与操作

8.3.1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。

8.3.2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。 8.3.3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：

1) 2) 3) 4)

由调度中心/集控中心远方控制； 由变电站自动化系统的监控后台控制；

在测控屏上通过控制把手控制，通过测控装置下发控制命令； 由配电柜的就地手动开关一对一控制。

8.3.4自动控制应包括程序化操作和调节控制, 由站内设定其是否采用，主要包括电压无功自动控制、主变联制以及倒闸操作等。

8.3.5程序化操作和调节控制功能应相对，它可以由运行人员投入/退出，而不影响正常运行。

8.3.6系统应支持在站控层和调度中心、集控（监控）中心下达的程序化操作命令。 8.3.7系统应充分考虑程序化操作的安全性，保证各类程序化操作应通过五防校验。

37

8.3.8在自动控制过程中，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。

8.3.9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。

8.3.10操作：为使整个自动化系统能安全可靠地运行，系统须具有相应的安全、保护措施。

1) 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，应有并有密码措施，操作时应有完善的监护措施；

2) 操作的唯一性；在同一时间只允许一种控制操作方式有效，就地操作模式优先级最

高；

3) 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； 4) 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：

 选点后规定时间内(由操作员指定)未做后续操作；  按了清除键；

 选点后的后续操作无意义；

5) 操作必须从具有控制权限的工作站上才能进行； 6) 可以远方或当地设定设备禁止控制挂牌；

7) 应提供详细的记录文件记录操作人员姓名、操作对象、操作内容、操作时间、操作

结果等，可供调阅和打印；

8) 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。

8.3.10小电流接地选线操作：操作员站应提供发生小电流接地故障时根据故障零序电流等参数进行排序功能，为选择试跳线路提供操作参考。 8.4 远动功能

8.4.1应能实现DL/T 5002-2005和DL/T 5003-2005中规定的与变电站自动化系统有关的全部功能，以满足电网调度实时性、安全性和可靠性要求。

8.4.2远动装置必须具备同时与多个相关调度通信中心/集控站进行数据通信的能力，并且与不同调度通信中心/集控站通信的实时数据库具有相对性，不相互影响数据的刷新。 8.4.3远动装置应直接从间隔层测控单元获取调度所需的数据，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。

38

8.4.4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。

8.4.5必须能适应各级调度的通信规约及相应的实施细则，应能同时支持DL/T 634.5101－2002和DL/T634.5104－2002规约。

8.4.6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，并进行远方组态、诊断和数据备份时不能影响远动系统正常工作。

8.4.7具备SOE、遥控操作事件记录功能，各记录数不小于999条。

8.4.8远动装置采用双机配置，应具备远动装置故障、双机切换、主备状态等信号上传调度的功能。 8.5 五防功能

8.5.1变电站自动化系统所有操作均应经防误闭锁，并有出错报警和判断信息输出，显示闭锁原因。在特殊情况下应能实现一定权限的解除闭锁功能。

8.5.2变电站五防系统应由三层构成，分别是站控层防误、间隔层测控装置防误以及现场布线式单元电气闭锁。所有操作均应经防误闭锁，并有出错报警和判断信息输出。站控层防误应实现面向全站设备的综合操作闭锁功能；间隔层测控装置防误应实现本单元所控制设备的操作闭锁功能；现场布线式单元电气闭锁实现对本间隔电动操作的隔离开关和接地开关的防误操作功能。各层间应相对，任一层防误功能故障不应影响其他层正常防误功能的实现。 8.5.3间隔层测控装置间应具备直接通信功能，且不依赖于站控层设备。测控装置闭锁逻辑所需的信号应能由相关测控装置准确快速提供，通过互锁GOOSE实现，并充分考虑通信中断及逻辑关联测控装置检修时防误功能的安全实现。互锁GOOSE信息可通过站控层或过程层网络进行传输。

8.5.4站控层防误系统即微机五防系统，由五防主机、电脑编码器（含电脑钥匙）、电脑锁具三大部分组成。微机五防系统应满足如下基本功能要求：

1) 应具备五防数据库组态、五防接线图绘制、五防权限设置、操作票编辑、执行、管

理功能、工作票管理功能；

2) 应具备所有设备的防误操作规则，并充分应用自动化系统中电气设备的闭锁功能实

现防误闭锁。自动化系统遥控应经过五防规则校验，如果不满足五防规则，应提出五防规则校验结果报告，指出哪些规则不满足，并禁止遥控；如果满足五防规则，自动化系统下发遥控命令到装置；

39

3) 应能实时、准确采集自动化系统的遥信，保证与实际一次设备状态的一致性； 4) 程序的编制力求简单、可靠、实用，具有自动校验功能，必须有效防止“走空程”

（操作过程中漏项），当自动化系统控制失灵时应具备解除闭锁的应急措施。

8.5.5微机五防系统宜采用与后台软件一体化模式，两者在逻辑意义上融为一体，要求：

1) 具有统一的数据总线，五防模块与自动化的其他应用模块一样从同一个实时库获得

数据；

2) 具有统一的数据库组态，五防数据直接从自动化数据中挑选测点，编辑五防属性，

如合分规则，操作术语等；

3) 具有统一的画面编辑，可以直接采用自动化系统的画面作为五防的画面，不用重新

制作。

8.5.6电脑钥匙与锁具应顺畅配合，无卡涩现象，保证能在符合条件时顺利开锁，单次开锁成功率：≥99％（即连续开锁100次，成功开锁次数应在99次以上）；每张操作票向电脑钥匙传票时间应小于5秒（50项操作任务内）。

8.5.7电脑钥匙具有口令设置、试听语音、调节液晶对比度、背光、电池电量显示、锁编码检查、中止当前的操作票等功能。

8.5.8电脑钥匙与电脑的通信应可靠、灵活、快捷，每套电脑钥匙应通过多通信接口、转换开关、网络接口等形式实现与两台主机的通信；电脑钥匙的电池宜采用便拆卸结构，并能提供备用电池和充电座。

8.5.9电脑钥匙应具备自动验证实际开锁步骤后（如通过检测回路电流、电脑钥匙机械按钮接触等），方可执行到下一操作流程。

8.5.10户外的锁具应具备足够的抗干扰和防潮防锈能力，并满足在温度介于－10℃～＋70℃之间以及在沿海盐雾腐蚀环境下长期稳定运行的要求。 8.6 电压无功自动调节

8.6.1变电站电压无功调节功能宜通过与自动化系统配套的软件来实现，可根据远方调度或站内操作员设置的电压或无功目标值自动控制无功补偿设备，调节主变分接头，实现电压无功自动控制。

8.6.2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。

40

8.6.3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，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。

8.6.4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。

8.6.5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。

8.6.6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。

8.6.7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。

8.6.8 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。 8.6.9 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。

8.6.10 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。

8.6.11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。

8.6.12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。 8.6.13 在调节控制侧电压时应兼顾另一侧的电压水平。

8.6.14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。 8.6.15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。

8.6.16对主变分接头和电容电抗器进行升降、投切操作前，应先进行预判，尽可能的避免反复升降或投切操作。

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8.6.17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。

8.6.18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或集控站。

8.6.19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。 8.6.20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。

8.6.21控制分区划分应合理，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。

8.6.22 VQC性能指标

1） VQC单次计算所用时间（包括画面数据刷新时间）< 10秒； 2） VQC计算周期：<60秒；

3） VQC单次控制完成时间：<30秒（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）； 4） 画面调用响应时间：<2秒； 5） 画面数据更新时间：<2秒； 6） 电容器投切的最小时间间隔：300s； 7） 电抗器投切的最小时间间隔：300s； 8） 主变分接头调整的最小时间间隔：120s。 8.7计量

8.7.1应对采集到的电能量进行处理，通信标准应支持DL/T 860.92,通信方式应支持点对点和网络化传输模式。

8.7.2应能适应运行方式的改变而自动改变计算方法，并在输出报表上予以说明，如旁路代线路时的电能量统计等。 8.7.3 电源供电方式

电能表应具备TV供电和辅助电源(AC/DC自适应)供电，供电方式之间应隔离，并可不间断自动转换，在供货时由电力部门选择确定优先供电方式。

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8.7.4电能表采用具有数字输入接口式或模拟输入接口式多功能电能表，其功能（电能计量、需量计量、显示功能、时钟及时段、费率功能、停电抄表、数据存储功能、清零、通信要求、信号输出、时钟及电池、报警和扩展功能等），及电气要求、电磁兼容性要求、可靠性要求、数据安全性要求、软件要求和数据安全性要求等，应满足国家有关标准及贵州电网公司有关订货技术规范。。 8.8 同期

8.8.1变电站自动化系统应具有同期功能，应能检测和比较断路器两侧PT二次电压的幅值、相角和频率，自动捕捉同期点，发出合闸命令，以满足断路器的同期合闸和重合闸同期闭锁要求。

8.8.2同期功能宜在间隔层完成，站控层应能对同期操作过程进行监测和控制。

8.8.3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，应在操作员工作站上人工设定。

8.8.4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。 8.8.5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。

8.8.6同期功能应可对同期电压的幅值差、相角差和频差的设定值进行修改，并可对断路器合闸本身具有的时滞进行补偿。

8.8.7同期操作过程应有发令、参数计算及显示、确认等交互形式。操作过程及结果应予以记录。

8.8.8同期应能实现远方控制检无压/同期功能。 8.9 人机界面

8.9.1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。

8.9.2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。

8.9.3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。

8.9.4维护功能：可实现对屏幕画面、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。

43

8.10 事件顺序记录与事故追忆

8.10.1应将变电站内重要设备的状态变化列为事件顺序记录（SOE）。主要包括：

1） 断路器、隔离开关动作信号及其操作机构各种监视信号；

2） 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。

8.10.2事件顺序记录报告所形成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。 8.10.3事件顺序记录的时标为事件发生时刻各装置本身的时标，事件顺序记录功能的分辨率应不大于2ms。

8.10.4通过智能终端采集的SOE信号时标应为事件发生时刻各智能终端本身的时标，不应使用测控装置的时标。

8.10.5事故追忆范围为事故前1分钟到事故后2分钟的所有相关的采样值，采样周期与实时系统采样周期一致，并能自动存储、还原事故前后的必要的电力系统数据和接线方式。 8.10.6事故追忆的时间跨度和记录点的时间间隔应能方便设定。 8.10.7 事故追忆应由定义的事故源起动，也可设置为由人工触发。 8.11 同步时钟

8.11.1 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1μs，时间保持单元的时钟准确度应优于7×10 （1分钟4.2μs）。

8.11.2 站控层设备应采用SNTP对时方式，间隔层设备可采用SNTP、IRIG-B（DC）或脉冲对时。

8.11.3 间隔层设备的对时误差应不大于1ms。

8.11.4 智能终端采用IRIG-B（DC）对时，对时误差应不大于1ms。

8.11.5 过程层合并单元如需同步，可采用自身同步源或卫星对时信号，但需冗余配置，同步精度应不低于1μs。 8.12自诊断与自恢复

8.12.1 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

-8

44

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、对时系统等。对间隔层设备的在线诊断应至插件级。 8.12.2 自诊断与自恢复内容宜包括：

1) 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，并宜能自动识别设备装置掉电和装置异常等故障，以便能迅速处理；

2) 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；

3) 一般性的软件异常时，应能自动恢复正常运行。 8.13管理功能

8.13.1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、其它日常管理等。

8.13.2 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。

8.13.3 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。

8.13.4 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。

8.13.5 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。 8.13.6 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，并能通过相应的操作画面对运行人员进行操作培训。

8.13.7 其它日常管理：能进行操作票、工作票、运行记录及交记录的管理，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。

8.13.8 应能实现各种文档的存储、检索、编辑、显示、打印功能。 8.14其他通信接口及协议

智能接口设备应支持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。通信协议可通过协议转换器转换为DL/T860-9-2协议

1)

变电站自动化系统应设置通信接口与交、直流系统监控装置连接；

45

2) 3) 4) 5)

变电站自动化系统应设置与消防报警装置连接的通信口； 变电站自动化系统应设置与站内电度采集装置连接的通信口； 变电站自动化系统应设置与图像监视及安全警卫系统连接的通信口； 变电站自动化系统应设置与行波测距系统连接的通信口。

8.15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。

9. 系统性能指标

数字化变电站相关设备应满足以下性能指标： 1) 事件顺序记录分辨率（SOE）

 2ms

2) 采样值传送时间 （至站控层显示器）  1s 3) 开关量变位传送时间（至站控层显示器）  1s 4) 遥测信息响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口）  2s 5) 遥信变化响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口）  1s 6) 控制命令从生成到输出的时间

 1s

7) 动态画面响应时间  2s 8) 双机系统可用率 9) 控制操作正确率

 99.9％ =100％  20000h

10) 系统平均无故障间隔时间（MTBF）

（其中I/O单元模件MTBF  50000h）

11) 间隔级测控单元平均无故障间隔时间 12) 各工作站的CPU平均负荷率：

正常时（任意30min内） 电力系统故障（10s内）

 30％  50％

 40000h

13) 模数转换分辨率  16位

 1μs

14) GPS主时钟时间准确度

15) 间隔层装置对时精度  1ms 16) 合并单元同步准确度  1μs 17) 保护GOOSE信息响应时间  4ms

46

18) 防误闭锁GOOSE信息响应时间  10ms 19) 历史曲线采样间隔

1-30min，可调 ≥1年

20) 历史曲线日报，月报储存时间 21) 事故追忆

事故前： 事故后：

1min 2min

22) 系统故障恢复最长时间 3min 23) 抗干扰性能指标满足GB/T 17626-4要求。 24) 雪崩处理能力

系统在200点遥信每秒变化一次，连续变化40次的情况下，变位信息记录完整，事件顺序记录时间正确。

25) 保护行为的整体动作延时（包括智能终端的动作延时、采样延时）： 40ms 10. 柜体技术要求 10.1户内柜体要求

10.1.1柜内所安装的元器件应有型式试验报告和合格证。屏柜包括所有安装在屏上的插件、插箱及单个组件，应满足防震要求。插件、插箱应有明显的接地标志。所有元件和布线应排列整齐，层次分明，便于运行、调试、维修和拆装。 10.1.2 柜体下方应设有接地铜排和接地端子。

10.1.3 柜体防护等级IP30级，选用高强度钢组合结构，无风扇散热，保证柜内温度小于45度。

10.1.4 改造站不更换互感器时，屏内所有电流端子的额定值为1000V、10A，压接型端子。电流回路的端子应能接不小于6mm2的电缆芯线。CT、PT的二次回路应提供标准的试验端子，便于断开或短接各装置的输入与输出回路。PT回路应有快速空气开关保护回路；CT回路应有短路压板和串接回路。端子排间应有足够的绝缘，端子排应根据间隔和功能分段排列（由端子头隔开），并应留有10～15％的备用端子。直流电源的正负极和交流电源的输入端子不应布置在相邻的端子上。

10.1.5屏柜上所有设备均应有铭牌或标签框，以便于识别。

10.1.6 柜体尺寸为宽800mm、深600mm、高2260mm，屏体结构为屏前、后开门、垂直自立、柜门内嵌式的柜式结构，前门应配置带锁、带玻璃的单开门（门开启角度不小于135°）；

47

正视屏（柜）体，前玻璃门的旋转轴布置在屏的左侧，门把手在右边；后门为带锁的双开门；门在开闭时，不应造成装置误动作。屏（柜）内应设有横向及竖向导线槽，所有设备安装的位置都应方便外部电缆、光缆从屏（柜）的底部进入。

10.1.7 屏柜须有足够的支撑强度，应提供说明书，以保证能够正确起吊、运输、存放和安装设备，且应提供地脚螺栓孔。

10.1.8安装于同一屏内的双重化配置的设备应使用不同回路的直流工作电源。屏上的所有设备单元分别配置的电源空气开关。 10.2户外柜体要求

10.2.1户外柜外壳防护等级应符合GB 4208-2008外壳防护等级 IP55。

10.2.2户外柜应选择合理的箱体材料、结构、换气方式及温度控制器，对户外柜内温度进行控制，柜内温度应保持在-25 ℃～+55 ℃范围内，柜内湿度应保持在 90% 以下的范围内。 10.2.3户外柜宜采用主动换气方式，即配置换气扇保持柜内空气流动。换气扇宜冗余配置，采用并行工作的方式，保证换气扇的可靠工作。

10.2.4户外柜在设计上应具备承受各种气候环境的能力，包括风、 雨、 雪、 冰雹、 盐雾、 沙尘暴、雷电、电磁兼容及不同等级的太阳辐射等。

10.2.5户外柜宜采用双层不锈钢柜体，不锈钢厚度不小于 2mm。 柜体内六面应铺设阻燃型保温层，保温材料选用导热系数小，比重轻，阻燃，无毒，防水性好和耐腐蚀的产品。 10.2.6户外柜应选择合理的箱体材料、结构对安装现场的电磁干扰进行屏蔽，保证柜内设备的正常工作。 户外柜的电磁屏蔽性能应满足GB/T18663.3中的要求。 10.2.7户外柜尺寸宜采用1500×800×600mm。

10.2.8户外柜内宜设置截面不小于 100mm 的接地铜排，并使用截面不小于 100mm的铜缆和电 缆沟道内的接地网连接。户外柜内装置的接地端子应用截面不小于 4mm的多股铜线和接地 铜排连接。

10.2.9正面设有可靠接地的绞接门并具有把手及门锁；门上应设有透明窗，以监视内部的吊牌和指示器。

10.2.10在正常运行条件下，户外柜的外引带电部分和外露非带电金属部分及外壳之间，以及电气上无联系的各回路之间，用 500V直流兆欧表测量其绝缘电阻值，应不低于20M Ω。 11. 电缆及光缆的敷设和安装要求 11.1电缆的选择与敷设

2

2

2

48

站内控制电缆和电力电缆选择和敷设的设计应符合GB 50217-2007《电力工程电缆设计规范》的规定。 11.2光缆的选择与敷设 11.2.1 一般要求

1）控制室和保护室内通信联系宜采用屏蔽双绞线，采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输宜采用光纤。出控制室和保护室外的各网络通信宜采用铠装光纤

2）双重化保护的电流、电压，以及GOOSE跳闸控制回路等需要增强可靠性的两套系统，应采用各自的光缆。 11.2.2 光缆选择

1）光缆规格宜标准化，宜采用8芯或12芯规格，每根光缆宜备用4芯及以上。 2）光缆的选择根据其传输性能、使用的环境条件决定，宜采用缓变型多模光纤，芯/包直径为62.5/125µm，标称波长为850nm（串口）或1310nm（网口）。

3）室内光缆的缆芯一般采用紧套光纤。为避免雷击和满足防火要求，室内光缆一般采用非金属阻燃增强型光缆。

4）室外光缆宜铠装阻燃光缆。

5）光缆的结构（拉伸、压扁、弯曲）应符合国家标准GB/T 7424.1-2003《光缆 第1部分：总则》的规定。 11.2.3 光缆路径选择

光缆的路径选择，应符合以下规定：

1）应避免光缆遭受机械性外力、过热、腐蚀等危害。 2）满足安全要求条件下，应保证光缆路径最短。 3）应便于敷设、维护。 4）应避免将要挖掘施工的地方。 11.2.4 光缆的敷设和安装要求

1）光缆的敷设方式可采取穿管敷设、微槽敷设、电缆沟敷设、槽盒敷设等方式。 2）屏柜内光纤的可固定于光纤终端盒或光纤配线架中。

3）光缆在任何敷设方式及其全部路径条件的上下左右改变部位，均应满足光缆允许弯曲半径要求。光缆布放的过程中应无扭转，严禁打小圈等现象出现。

4）同一通道内电缆和光缆若在同一侧的多支架上敷设，宜将光缆和电缆布置于不同的层架上，光缆宜布置于下层。

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5）光缆经由走线架、拐弯点（前、后）应予绑扎。

6）铠装光缆的金属应可靠接地，当光缆安装处两端地网连接时应采用两点接地，当光缆安装处两端没有地网连接时应采用单点接地。 11.3线缆和端口的标识原则 11.3.1线缆的标识

1）采用超五类屏蔽双绞线通信的网络线应在两端RJ45接头应有明确的标签。网络通信线的标签内容应尽量简单明了，标注内容宜包括线缆编号、线缆起点、线缆止点，线缆起始点应包括屏号、装置号以及插板端口号

2）多模光纤的标识应符合国家标准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》的规定。光纤的标签内容宜包括光纤编号、纤序、光纤起点、光纤终点。光纤起止点应包括屏号、装置号。 11.3.2端口标识

以太网交换机的各端口应在靠近RJ45接头附近有明确的标签。标签内容宜包括交换机端口编号、端口起止点。端口起点应包括屏号、交换机编号以及端口号。 12. 设计要求

12.1数字化变电站的设计应遵循如下原则

1）数字化变电站的设计及建设应按照DL/T 1092三道防线要求，满足DL/T 755三级安

全稳定标准；满足GB/T 14285继电保护选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求；遵守《电力二次系统安全防护总体方案》。

2）数字化变电站设备应符合易集成、易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。

3）220kV电压等级继电保护系统应遵循“双重化设计”原则，每套保护装置功能

完备、安全可靠。双重化的两套保护及其相关设备（电子式互感器、MU、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一对应。保护双重化配置时，为保证性任一套保护装置不应跨接双重化配置的两个网络。110kV变电站的主变保护双套配置。

4）220kV及110kV电压等级保护、测控装置配置，35kV及以下电压等级宜采用保

护测控一体化设备。

5）110kV及以上电压等级电子式互感器采用光纤数字量输出，35kV及以下电压等级宜

采用电流电压组合式电子式互感器，输出采用小信号模拟量。

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6）220kV电压等级变电站过程层采样值采用光纤点对点传输，GOOSE信息单独组网。

110kV及以下电压等级变电站过程层采样值与GOOSE合并组网。采用值传输协议统一采用DL/T 860-9-2。

7）数字化变电站宜按无人值班变电站考虑，站内每组蓄电池容量选取应按全站事故放电时间不小于2小时计算。 12.2 二次设备的组屏和布置 12.2.1 站控层设备组屏

（1）站控层设备宜集中布置在主控制室或计算机室。

（2）110kV~220kV变电站主机、操作员站可根据用户需求组屏安装或布置在控制台上。 （3）两套远动工作站、宜组1面屏。 （4）规约转换装置、公用测控装置宜组1面屏 （5）保护及故障信息子站宜组屏布置。 （6）网络通信分析仪宜组1面屏。

（7）接入调度数据网的二次安全防护屏组1面屏。

（8）站控层交换机可单独组1面屏或与远动工作站共组1面屏。 12.2.2 间隔层设备组屏

间隔层测控及保护设备宜布置在就地继电器小室或者集中布置在继电器室。就地继电器小室的设置可根据电压等级或配电装置型式考虑。

当采用集中布置方式时，宜按照以下原则进行组屏： 1、220kV电压等级

（1）220kV电压等级宜采用保护、测控装置组屏，其线路、母联及分段、母线保护组屏方案应按照现行的南网公司保护技术规范执行，合并单元宜与保护屏共屏安装。每3回线路间隔测控装置可组1面屏。

2、110kV电压等级

110kV电压等级采用保护、测控装置组屏，合并单元宜与保护屏共屏安装。每4回线路间隔测控装置可组1面屏。

3、35kV电压等级

35kV电压等级应采用测控保护一体化装置，若采用户外AIS布置，每4个间隔的单套测控保护一体化装置，以及合并单元可组1面屏；若采用户内开关柜布置，保护测控一体化装置宜就地布置于开关柜内。

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4、10kV电压等级

10kV采用户内开关柜布置时，保护测控一体化装置宜就地布置于开关柜内。 5、110kV~220kV主变压器

每台主变压器的保护、测控、合并单元可组2面屏。 6、母线、公用测控屏

（1）每个电压等级宜配置1台公共测控装置，按每段母线宜配置1台测控装置，每个电压等级可共组1面测控屏。

（2）全站配置1面公用测控屏，屏上宜布置2~3台测控装置，用于站内其他公用设备接入。

7、间隔层交换机

间隔层网络设备宜采用分散式安装，按间隔或按光缆数量最少原则安装在保护、测控屏上。组屏安装时，宜考虑光缆的整齐以便于维护和尾纤的保护措施，每面交换机屏交换机数量不超过6台。

当采用继电器小室分散布置时，设备组柜方式可根据配电装置场地的具体安装条件，参照集中方式的原则确定。

A、B网交换机不同屏。

交换机如采用双电源，从不同的外部电源供电。

双网不应接在同一个交换机上，双套保护不宜接入同一个交换机 12.2.3 过程层设备组屏

1、合并单元宜安装在继电器室，宜与保护装置合并组柜。

2、过程层交换机宜按电压等级分别组柜，每面柜组不超过6台交换机。

3、智能终端宜安装在所在间隔的智能汇控柜内或智能就地柜，智能汇控柜或智能就地柜宜布置于配电装置现场。 12.3直流供电网络配置原则

数字化变电站宜按无人值班变电站考虑，站内每组蓄电池容量选取应按全站事故放电时间不小于2小时计算。

（1）直流网络宜采用辐射供电方式。直流负荷统计应充分考虑数字化变电站新增的智能终端、合并单元，二次安防、遥视系统、保信子站以及有源式电子式互感器采集器等的直流负荷。

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（2）对双重化配置的继电保护使用电子式互感器的传感模块、采集单元、合并单元应冗余配置，其直流电源应分别取自不同段直流母线。

（3）对双套配置的智能终端，其直流电源应分别取自不同段直流母线。

（4）直流分电柜与就地布置的智能终端等装置之间的直流电源电缆应充分考虑电压压降及有效抗干扰。 12.4 图纸与文件

除了常规变电站所需图纸外，数字化变电站设计须提供以下设计资料：

（1） 过程层GOOSE设计对GoCB控制块优先级的分类表；

（2） 过程层GOOSE设计必须提供的装置虚端子对应的ICD文件数据对象、数据属性

映射表；

（3） 基于虚端子的二次接线图；

（4） 已通过互操作测试的变电站应用装置ICD文件及其版本号； （5） 间隔层五防（测控装置GOOSE）联闭锁逻辑信息表；

（6） 合并单元数据流分类和定义表（说明合并单元之间的级联关系），如：主变高

后备、低后备及差动；

（7） 全站同步采样信号网络图； （8） 合并单元数据通信网设计图； （9） 过程层局域网设计图； （10） VLAN划分图；

（11） 软压板设计图（说明软压板之间的逻辑关系）； （12） 全站光纤开断图（带尾纤编号）； （13） 全站SSD文件。 13. 试验验证要求

13.1所有入网产品需具备国家或南方电网公司认可的机构出具的一致性检测报告，并通过南方电网公司组织的互操作测试后，方可在贵州电网各单位投运；一致性的测试应遵循DL/T 860.10的各项要求。

13.2除上款强制性要求外，系统测试还包括工厂试验、工厂验收试验和现场验收试验，试验覆盖本标准文件中要求的功能、性能以及互操作等方面的内容。 13.3工厂试验是由制造单位进行的设备出厂前的型式试验和预验收试验。

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13.4 工厂验收试验是由制造单位和用户以及测试单位共同进行的系统设备出厂验收试验。 13.5 现场验收试验是设备安装调试完毕后，由制造单位和用户以及测试单位共同进行的投运前验收试验。

13.6工厂试验应包括装置试验、组屏后的屏柜试验、系统功能试验及系统指标试验，应包括以下试验项目，且不仅限于以下试验项目：

1）I/O单元的性能试验（包括信号输入检查、命令输出检查和模拟量测量精度测试等）。测控设备上应可以方便地观察到测量结果，测量结果的输出也应使用标准规约；同时也要考虑可以方便地实施遥信量的传动试验。

2）屏柜试验（包括耐压试验、绝缘电阻测量、屏内接线检查等）。 3）系统功能试验（包括标书描述的各项功能检查）。

4）电气联锁试验（卖方应模拟变电站一次主接线来验证电气联锁逻辑的实现）。 5）双机主备切换试验。 6）系统CPU和网络负荷率试验。 7）时钟同步系统对时精度试验。 8）事件顺序记录的分辨率试验。 9）与两个调度端的通信模拟试验。

10）与保护装置及其它智能设备的通信模拟试验。

11）动模试验：模拟区内、区外各种故障，振荡，振荡下故障，转换性故障等情况，检查保护动作情况，模拟系统的接线和试验项目应根据规范书的要求，由双方方在试验前协商确定（提供试验报告）。

12）GOOSE网络试验：考察GOOSE跳闸的时间，模拟各种故障环境下网络的负载，是否正确跳闸。

13.7在工厂试验出具的试验报告应包括但不限于以下项目： 1）设备的编号、数量和出厂序号。 2）试验日期和试验地点。

3）试验条件（包括环境温度、湿度、试验电源等）。

4）试验方法和试验仪器仪表（对于精度试验，应标明所使用的测试设备的精度）。 5）试验依据的标准，如为厂家标准，应提交标准文本供买方确认，是否满足标书要求。 6）试验结果，包括试验数据，试验点，打印数据和示波器图形等。 7）试验者和审批者的签名。

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13.8工厂验收在工厂试验的基础上进行，主要根据标准要求进行系统的功能和性能试验，以便确认：系统各项功能满足标准要求；系统各项指标满足标准要求；所有的硬件和软件缺陷已发现并改正；各项切换功能满足要求；系统各计算机的CPU和网络的负荷率满足标准要求；所有的自诊断功能有效；与调度的接口已实现；系统的稳定性满足标准要求等。 13.9 工厂验收应包括系统性能试验、功能试验和稳定性试验。

13.10 工厂验收应该按电气接线的最终规模进行，应该模拟预期的最大系统负荷。制造厂家应完成测试必要的电缆和光缆联结，测试分三部分，第一部分为工厂试验项目的抽测，第二部分为系统试验，第三部分为系统稳定性试验。

13.11 现场验收除在正常运行条件下进行，也应包含对事故条件的模拟。现场验收主要目的是检验系统与变电站的一次系统及其它设备的配合，试验包括如下内容，但不限于此： 1）所有系统部件应在所有的运行方式下使用/。 2）所有功能和性能应予验证。 3）所有通信接口和性能应予验证。 4）所有人机接口功能应予验证。

5）制造厂家提供的所有运行软件都应演示是可用的。 6）系统中所用故障切换开关应预演示。 7）所有报警功能应预演示。 8）所有诊断程序功能应预演示。

9）试验环境条件和电源变化情况不部件的适应性。

13.12 现场验收除进行上条的常规试验外，还应进行数字化变电站的启动投运试验：

1）数字化变电站启动投运时，在数字化变电站内所有一次设备和二次设备均投入运行的情况下进行的满负荷投运试验。

2）在分项测试完成后，系统所有设备同时投入运行，进行连续72h不间断运行测试。在此测试期间，可对系统提供的各种功能进行在线操作及信息转储；未经过验收小组的许可，不得对硬件系统进行机械或电气调整和软件系统调整；不允许出现设备部件硬件故障，不允许出现备份设备自动切换，不允许出现设备自启动。

3）启动投运试验结束后，卖方的现场技术人员应负责将完整备份系统软件提供给用户。

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附录A 110kV数字化变电站方案

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附录B 220kV及以上数字化变电站方案

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