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国家电网公司 2011 年新建变电站 设计补充规定 I 目目次次 前前言言II 1范围范围.1 2规范性引用文件规范性引用文件.1 3术语和定义术语和定义.1 4总则总则.4 5电气一次部分电气一次部分.4 5.1一次设备.4 5.2互感器.5 5.3一次设备状态监测.6 6二次部分二次部分.8 6.1一般规定.8 6.2变电站自动化系统.9 6.3其他二次系统.12 6.4二次设备组屏.13 6.5信息传输和通道.13 6.6二次设备布置.13 6.7光/电缆选择13 6.8防雷、接地和抗干扰.14 7变电站布置变电站布置.14 8土建土建.14 9照明照明.14 10一体化信息平台和高级功能一体化信息平台和高级功能.14 10.1一体化信息平台.14 10.2高级功能.14 附录附录 A （资料性附录）（资料性附录） 状态监测系统构成状态监测系统构成16 编编制制说说明明17 II 前言 本规定按照公司建设坚强智能电网总体要求，总结提炼智能变电站试点建设成果，吸 收相关科研成果，积极应用通用设计、通用设备、 “两型一化” 、全寿命周期管理等标准化 建设成果，形成“安全可靠、成熟适用、经济合理”的智能变电站技术。 本规定重点规范了一次设备智能化、互感器应用、一次设备状态监测、变电站自动化 系统、二次设备配置原则、二次设备组屏与布置、辅助系统智能化、一体化信息平台和高 级功能，变电站布置、土建、照明等配置原则。变电站设计除应执行本规定外，尚应严格 执行强制性国家标准和行业标准，应符合现行的国家标准、行业和企业有关标准的规定。 本规定附录 A 为资料性附录。 本规定由国家电网公司基建部提出并负责解释。 本规定由国家电网公司科技部归口管理。 1 国家电网公司 2011 年新建变电站设计补充规定 1范围 本规定适用于交流 110（66）kV750kV 变电站新建工程。相同电压等级的扩建、改 建工程可参照执行。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本规定的引用而成为本规定的条款。凡是注明日期的引用文件， 其随后所有的修订单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规定，然而，鼓励根据 本规定达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件， 其最新版本适用于本规定。 GB 12072006 电压互感器 GB 12082006 电流互感器 GB/T 20840.72007（IEC600447（1999） ） 互感器 第 7 部分：电子式电压互感器 GB/T 20840.82007（IEC600448（1999） ） 互感器 第 8 部分：电子式电流互感器 GB/T 142852006 继电保护和自动装置技术规程 GB 502172007 电力工程电缆设计规范 DL/T 4782001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 DL/T 6211997 交流电气装置的接地 DL/T 860 变电站通信网络和系统 DL/Z 886 750kV 电力系统继电保护 DL/T 50022005 地区电网调度自动化设计技术规程 DL/T 50032005 电力系统调度自动化设计技术规程 DL/T 50562007 变电站总布置设计技术规程 DL/T 51362001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 DL/T 51492001 220kV500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程 DL/T 52022004 电能量计量系统设计技术规程 DL/T 52182005 220kV500kV 变电所设计技术规程 DL/T 52222005 导体和电器选择设计技术规定 NDGJ 961992 变电所建筑结构设计技术规定 Q/GDW 1012003 750KV 变电所设计暂行技术规定（电气部分） Q/GDW 3832009 智能变电站技术导则 Q/GDW 4412010 智能变电站继电保护技术规范 Q/GDW Z 410-2010 高压设备智能化技术导则 Q/GDW *-2010 变电设备在线监测系统技术导则 IEC 61588 Precision clock synchronization protocol for networked measurement and control systems 网络测量和控制系统的精密时钟同步协议 IEC 61970 Energy management system application program interface （EMS-API）能量 管理系统应用程序接口（EMS-API） 电力二次系统安全防护规定(电监会 5 号令) 电力二次系统安全防护总体方案和变电站二次系统安全防护方案 （国家电力监 管委员会第 34 号文，2006 年 2 月） 3术语和定义 2 GB/T 2900.1 确立的术语和定义适用于本规定。 3.1 智能变电站 smart substation 采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络 化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等 基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等 高级功能的变电站。 3.2 智能设备 intelligent equipment 一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功 能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智能化的简称。 3.3 智能组件 intelligent component 由若干智能电子装置集合组成，承担宿主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满 足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。可包括测量、控制、状态 监测、计量、保护等全部或部分装置。 3.4 智能终端 smart terminal 一种智能组件。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接， 实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。 3.5 智能电子设备 Intelligent Electronic Device；IED 包含一个或多个处理器，可接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制 的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等。为具有一个或多个特定环境中特 定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。 3.6 互感器 instrument transformer 一种变压器，供测量仪器、仪表、继电器和其他类似电器用。 3.7 互换性 interchangeability 用一个制造商提供的装置更换另一个制造商的装置，不用变更系统中其他元件。 3.8 电子式互感器 electronic instrument transformer 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 于传输正比于被测量的量，供测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。 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关组合的物理单元。合并单元 可以是互感器的一个组成件，也可以是一个分立单元。 3.10 设备状态监测 on-Line monitoring of equipment 通过传感器、计算机、通信网络等技术，及时获取设备的各种特征参量并结合一定算 法的专家系统软件进行分析处理，可对设备的可靠性作出判断，对设备的剩余寿命作出预 测，从而及早发现潜在的故障，提高供电可靠性。 3 3.11 状态检修 condition-based maintenance 状态检修是企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过设备状态评价、风险评估， 检修决策，达到运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。 3.12 传感器 sensor 高压设备的状态感知元件，用于将设备某一状态参量转变为可采集的信号。如 SF6 压 力传感器、变压器油中溶解气体传感器等。 3.13 状态监测 IED condition-based monitoring Intelligent Electronic Device 通常安装在被监测设备上或附近，接收被监测设备传感器发送数据，实现数据采集、 加工、分析、转换，输出数据采用 DL/T860 标准。 3.14 内置传感器 inside sensor 置于高压设备或其部件内部的传感器，包括传感器用测量引线和接口。如内置于变压 器主油箱、用于局部放电监测的特高频传感器。 3.15 外置传感器 outside sensor 置于高压设备或其部件外部（含外表面）的传感器，包括传感器用测量引线和接口。 如贴附于变压器主油箱外壁、用于变压器振动波谱监测的振动传感器。 3.16 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（Interoperation） 。 3.17 GOOSE Generic Object Oriented Substation Event GOOSE 是一种通用面向对象变电站事件。主要用于实现在多 IED 之间的信息传递， 包括传输跳合闸信号（命令） ，具有高传输成功概率。 3.18 SV Sampled Value 采样值。基于发布/订阅机制，交换采样数据象和服务到 ISO/IEC8802-3 帧之间的映射。 3.19 互操作性 interoperability 来自同一或不同制造商的两个以上智能电子设备交换信息、使用信息以正确执行规定 功能的能力。 3.20 一致性测试 conformance test 检验通信信道上数据流与标准条件的一致性，涉及到访问组织、格式、位序列、时间 同步、定时、信号格式和电平、对错误的反应等。执行一致性测试，证明与标准或标准特 定描述部分相一致。一致性测试应由通过 ISO9001 验证的组织或系统集成者进行。 3.21 顺序控制 sequence control 4 发出整批指令，由系统根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位 后自动执行下一指令，直至执行完所有指令。 3.22 变电站自动化系统 substation automation system；SAS 变电站自动化系统是指运行、保护和监视控制变电站一次系统的系统，实现变电站内 自动化，包括智能电子设备和通信网络设施。 3.23 交换机 switch 一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发 器连接而成。 3.24 站域控制 substation area control 通过对变电站内信息的分布协同利用或集中处理判断，实现站内自动控制功能的装置 或系统。 4总则 4.1 本规定内容是在现行标准、规范基础上对变电站设计所作的补充规定，与现行标准、 规范不一致之处以本规定为准。 4.2 变电站的设计应遵循如下原则： a)变电站的设计应遵循 Q/GDW383-2009 的有关技术原则； b)在安全可靠的基础上，采用智能设备，提高变电站智能化水平； c)在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器； d)应建立全站的数据通信网络，数据的采集、传输、处理应数字化、共享化； e)在现有技术条件下，全站设备的状态监测功能宜利用统一的信息平台，应综合状 态监测技术的成熟度和经济性，对关键设备实现状态检修，减少停电次数、提高检修效率； f)应严格遵照电力二次系统安全防护规定 、 电力二次系统安全防护总体方案 和变电站二次系统安全防护方案的要求，进行安全分区，通信边界安全防护，确保控 制功能安全； g)应优化设备配置，实现功能的集成整合； h)提高变电站运行的自动化水平和管理效率，优化变电站设备的全寿命周期成本； i)所采用技术应符合未来发展趋势，对于现阶段不具备条件实现的高级功能应用， 应预留其远景功能接口。 5电气一次部分 5.1 一次设备 5.1.1总体原则 a)变电站内一次设备应以测量数字化、状态可视化、功能一体化和信息互动化为基 本特征； b)一次设备宜采用“一次设备本体+传感器+智能组件”形式； c)与一次设备本体有安装配合的传感器、互感器、智能组件，宜与一次设备本体采 用一体化设计，优化安装结构，保证一次设备运行的可靠性及安全性； d)智能组件是可灵活配置的智能电子装置，现阶段一次设备智能组件一般包括：智 能终端、合并单元、状态监测 IED 等。当合并单元、智能终端布置于同一控制柜内时，可 将合并单元、智能终端硬件进行整合； e)一次设备应具备高可靠性，与当地环境相适应；宜配置标准化的物理接口及结构； 5 应支持顺序控制。 5.1.2一次设备控制回路一体化设计原则 a)主变压器 在确保安全可靠的原则上，主变冷却器、有载分接开关宜利用智能组件实现控制和调 节功能，宜取消冷却器、有载分接开关的独立控制回路；当技术条件不具备满足可靠性不 要求时，也可采用主变冷却器、有载分接开关自带的独立控制回路实现其功能。 b)高压组合电器（GIS/HGIS） 宜取消就地跨间隔横向电气联闭锁接线，减少断路器、刀闸辅助接点、辅助继电器数 量。当设备具备条件时，断路器操作箱控制回路可与本体分合闸控制回路一体化融合设计， 取消冗余二次回路，提高断路器控制机构工作可靠性。 c)高压断路器/隔离开关/接地开关 宜减少断路器、刀闸辅助接点、辅助继电器数量。当设备具备条件时，断路器操作箱 控制回路可与本体分合闸控制回路一体化融合设计，取消冗余二次回路，提高断路器控制 机构工作可靠性。 5.1.3智能终端配置原则 a)220kV750kV 除母线外，智能终端宜冗余配置； b)110kV 除主变外，智能终端宜单套配置； c)66kV（35kV）及以下配电装置采用户内开关柜布置时宜不配置智能终端；采用户 外敞开式布置时宜配置单套智能终端； d)220kV750kV 变电站主变压器各侧智能终端宜冗余配置；110（66）kV 变电站 主变保护若采用主、后备保护一体化装置时主变压器各侧智能终端宜冗余配置，主变保护 若采用主、后备保护分开配置时主变压器各侧智能终端宜单套配置；主变压器本体智能终 端宜单套配置； e)每段母线智能终端宜单套配置，若配电装置采用户内开关柜布置时母线宜不配置 智能终端； f)智能终端宜分散布置于配电装置场地满足现场运行条件的智能组件柜内。 5.2 互感器 5.2.1互感器配置原则 互感器的配置应兼顾技术先进性与经济性 a)110kV 及以上电压等级可采用电子式互感器，也可采用常规互感器； b)66kV 及以下电压等级若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜采用常规互感器； 若采用户外敞开配电装置保护测控集中布置时，可采用常规互感器，也可采用电子式互感 器； c)选用电子式互感器，需进行充分技术经济论证； d)采用常规互感器时，宜配置合并单元，合并单元宜下放布置在智能控制柜内； e)主变压器各侧互感器类型及相关特性宜一致； f)主变压器各侧采用电子式电流互感器时，宜取消主变压器本体高、中压侧套管电 流互感器；主变压器低压侧套管电流互感器应按主变压器保护要求配置； g)当采用 GIS、HGIS 配电装置型式时，电子式互感器宜与一次设备一体化设计； h)在具备条件时，电子式互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装； i)对于有关口计量点、有故障测距要求的间隔，应配置满足其特性要求的互感器； j)电子式互感器与合并单元间的接口、传输协议宜统一； k)电子式互感器与合并单元工作电源宜采用直流； l)对于双重化保护用的常规互感器，其二次绕组、合并单元宜冗余配置； 6 m)用于双重化保护用的带两路独立采样系统的电子式互感器，其传感部分、采集单 元、合并单元宜冗余配置；对于带一路独立采样系统的电子式互感器，其传感部分、采集 单元、合并单元宜单套配置；每路采样系统应采用双 A/D 系统，接入合并单元，每个合并 单元输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置； 5.2.2合并单元配置原则 a)220kV 及以上电压等级各间隔合并单元宜冗余配置； b)110kV 及以下电压等级各间隔合并单元宜单套配置； c)对于保护双重化配置的主变压器，主变压器各侧、中性点（或公共绕组）合并单 元宜冗余配置； d)高压并联电抗器首末端电流合并单元、中性点电流合并单元宜冗余配置； e)220kV 及以上电压等级母线电压互感器合并单元宜冗余配置； f)同一间隔内的电流互感器和电压互感器宜合用一个合并单元； g)结合工程实际情况，合并单元应具备接入常规互感器或模拟小信号互感器输出的 模拟信号的功能； h)合并单元宜具备合理的时间同步机制以及前端采样和采样传输时延补偿机制，各 类电子互感器信号或常规互感器信号在经合并单元输出后的相差应保持一致；合并单元之 间的同步性能应满足保护要求； i)合并单元宜具备电压切换或电压并列功能，宜支持以 GOOSE 方式开入断路器或 刀闸位置状态； j)合并单元应能提供输出 IEC61850-9 协议的接口及输出 IEC 60044-8 的 FT3 协议 的接口，能同时满足保护、测控、录波、计量设备使用。 5.3 一次设备状态监测 5.3.1总体原则 a)一次设备的状态监测按实时性和连续性可分为在线监测和离线监测，在线监测方 式和离线监测方式的选择应满足必要性、合理性和经济性要求； b)一次设备的状态监测范围及参量的选择应按运行需求和应用功能、考虑设备重要 性及性价比等因素，通过经济技术比较，选用成熟可靠、具有良好运行业绩的产品； c)状态监测设备使用不应影响一次设备的安全性与可靠性； d)全站应建立统一的状态监测后台系统，实现各类设备状态监测数据汇总与分析。 5.3.2监测范围及参量 a)750kV 变电站 1)状态监测范围：主变压器、高压并联电抗器、高压组合电器（GIS/HGIS） 、 高压断路器、金属氧化物避雷器； 2)状态监测参量： 主变压器油中溶解气体（采用多组分，其中氢气、乙炔、一氧化碳、甲烷、 乙烯、乙烷为应选） 、铁芯接地电流、油中含水量、局部放电（应综合考虑安全可靠、 经济合理等要求，经技术经济比较后确定） ； 高压并联电抗器油中溶解气体（采用多组分，其中氢气、乙炔、一氧化碳、 甲烷、乙烯、乙烷为应选） 、油中含水量； 750kV 高压组合电器（GIS/HGIS） 、750kV 高压断路器SF6 气体密度、局部放 电（应综合考虑安全可靠、经济合理等要求，经技术经济比较后确定） ； 330kV（220kV）高压组合电器（GIS/HGIS）SF6 气体密度； 金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数； 3)主变压器、750kV、330kV（220kV）高压组合电器（GIS/HGIS）宜预置局放 7 传感器及测试接口供状态监测使用。 b)500kV 变电站 1)状态监测范围：主变压器、高压并联电抗器、高压组合电器（GIS/HGIS） 、 高压断路器、金属氧化物避雷器； 2)状态监测参量： 主变压器油中溶解气体（采用多组分，其中氢气、乙炔、一氧化碳、甲烷、 乙烯、乙烷为应选） 、铁芯接地电流、油中含水量、局部放电（应综合考虑安全可靠、 经济合理等要求，经技术经济比较后确定） ； 高压并联电抗器油中溶解气体（采用少组分，其中氢气、乙炔为应选） 、油中 含水量； 500kV 高压组合电器（GIS/HGIS） 、500kV 高压断路器SF6 气体密度、局部放 电（应综合考虑安全可靠、经济合理等要求，经技术经济比较后确定） ； 220kV 高压组合电器（GIS/HGIS）SF6 气体密度； 金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数； 3)主变压器、500kV、220kV 高压组合电器（GIS/HGIS）宜预置局放传感器及 测试接口供状态监测使用。 c)330kV 变电站 1)状态监测范围：主变压器、高压并联电抗器、高压组合电器（GIS/HGIS） 、 金属氧化物避雷器； 2)状态监测参量： 主变压器油中溶解气体（采用少组分，其中氢气、乙炔为应选） 、铁芯接地电 流、油中含水量； 高压并联电抗器油中溶解气体（采用少组分，其中氢气、乙炔为应选） 、油中 含水量； 330kV 高压组合电器（GIS/HGIS）SF6 气体密度； 金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数； 3)主变压器、330kV 高压组合电器（GIS/HGIS）宜预置局放传感器及测试接口 供状态监测使用。 d)220kV 变电站 1)状态监测范围：主变压器、高压组合电器（GIS/HGIS） 、金属氧化物避雷器； 2)状态监测参量： 主变压器油中溶解气体（采用少组分，其中氢气、乙炔为应选） 、铁芯接地电 流； 220kV 高压组合电器（GIS/HGIS）SF6 气体密度； 金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数； 3)主变、220kV 高压组合电器（GIS/HGIS）宜预置局放传感器及测试接口供状 态监测使用。 e)110kV（66kV）变电站 1)状态监测范围：主变压器； 2)状态监测参量： 主变压器油中溶解气体（采用少组分，其中氢气、乙炔为应选） ； 5.3.3系统构成 变电设备状态监测系统宜采用分层分布式结构，由传感器、状态监测 IED、后台系统 8 构成，其系统结构可参见附录 A 中图 A.1。 5.3.4传感器配置原则 a)对于预埋在设备内部的传感器，其设计寿命应不少于被监测设备的使用寿命； b)传感器宜按照设备参量对象进行配置。SF6 气体密度宜以气室为单位进行配置； GIS/HGIS 局部放电宜以断路器为单位进行配置，可采用特高频法或超高频法进行监测， 在保证传感器监测灵敏度与覆盖面前提下，应减少传感器配置数量； c)局部放电传感器宜采用内置方式安装，其余参量传感器宜采用外置方式安装。油 中溶解气体导油管宜利用主变原有放油口进行安装，宜采用油泵强制循环，保证油样无死 区；SF6 气体密度传感器宜利用高压组合电器（GIS/HGIS）或高压断路器原有自封阀进行 安装； d)若传感器采用内置方式，内置传感器采用无源型或仅内置无源部分，内置传感器 与外部的联络通道（接口）应符合高压设备的密封要求，内置传感器在设备制造时应与设 备本体采用一体化设计； e)若传感器采用外置方式，外置传感器应安装于地电位处，若需安装于高压部分， 其绝缘水平应符合或高于高压设备的相应要求。与高压设备内部气体、液体绝缘介质相通 的外部传感器，其密封性能、机械杂质含量控制等应符合或高于高压设备的相应要求。 5.3.5状态监测 IED 配置原则 宜按照电压等级和设备种类进行配置。在装置硬件处理能力允许情况下，同一电压等 级的同一类设备宜多间隔、多参量共用状态监测 IED，以减少装置硬件数量。 5.3.6后台系统配置原则 应按变电站对象配置，全站应共用统一的后台系统，各类设备状态监测宜统一后台分 析软件、接口类型和传输规约，实现全站设备状态监测数据的传输、汇总、和诊断分析。 当局部放电采用离线监测方式时，可配置 1 套离线式局部放电检测仪。 5.3.7通信要求 传感器与状态监测 IED 间宜采用 RS485 总线或 CAN 总线方式传输模拟量数据； 状态监测 IED 之间或状态监测 IED 与后台系统间宜采用 DL/T 860 标准通信，通信网 络宜采用 l00M 及以上高速以太网。 5.3.8与其他系统接口要求 宜通过一体化信息平台与变电站自动化系统接口； 宜预留与远方状态监测主站端系统的通信接口； 与其它系统的通信应严格按照电力二次系统安全防护总体方案要求，通过 MPLS- VPN 实现网络和业务以及不同安全分区的隔离，确保系统功能安全。 6二次部分 6.1 一般规定 6.1.1变电站自动化系统宜采用开放式分层分布式系统，系统设备配置和功能应满足无 人值班技术要求。 6.1.2变电站自动化系统宜统一组网，采用 DL/T 860 通信标准；变电站内信息宜具有共 享性，保护故障信息、远动信息、微机防误系统不重复采集。 6.1.3保护及故障信息管理系统应支持 DL/T 860 标准，通过站控层网络收集各保护装置 的信息，并通过数据网上传至调度端。 6.1.4故障录波记录系统宜支持 DL/T 860 标准。 6.1.5电能表宜采用支持 DL/T 860 标准接口的数字式电能表。 6.1.6变电站宜配置公用的时间同步系统，宜采用北斗系统和 GPS 单向标准授时信号进 行时钟校正，优先采用北斗系统。同时应具备通过远动通信设备接收调度时钟同步的能力。 9 6.1.7变电站自动化系统应实现全站的防误操作闭锁功能。 6.1.8保护及安全自动装置采样值传输，应满足 Q/GDW441-2010 规范的要求；测控、 故障录波、相量测量、电能表等装置采样值报文可采用网络方式或点对点方式传输；每个 间隔除应直采的保护及安全自动装置外有 3 个及以上装置需接收采样值报文时，宜设置采 样值网络。 6.1.9保护及安全自动装置跳闸及其相关过程层 GOOSE 报文传输，应满足 Q/GDW441- 2010 规范的要求。 6.1.10应提供完整、准确、一致、及时的基础自动化数据。 6.2 变电站自动化系统 6.2.1系统构成 a)变电站自动化系统在功能逻辑上宜由站控层、间隔层、过程层组成。 b)站控层由主机、操作员站、远动通信装置、保护故障信息子站和其他各种功能站 构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全 站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。 c)间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量等若干个二次子系统组成，在站控 层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。 d)过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，包 括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。 6.2.2网络结构 a)变电站网络结构应符合 DL/T 860 标准。 b)过程层网络宜按电压等级分别组网。 c)双重化配置的保护及安全自动装置应分别接入不同的过程层网络；单套配置的保 护及安全自动装置、测控装置宜同时接入两套不同的过程层网络，应采用相互独立的数据 接口控制器。 d)站控层网络（含 MMS、GOOSE） 1)通过相关网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层网络通信； 2)可传输 MMS 报文和 GOOSE 报文； 3)220kV 及以上变电站站控层网络宜采用双重化星形以太网络， 110kV（66kV）变电站站控层网络宜采用单星形以太网络。 e)间隔层网络（含 MMS、GOOSE） 1)通过相关网络设备与本间隔其他设备通信、与其他间隔设备通信、与站控层 设备通信； 2)可传输 MMS 报文和 GOOSE 报文； 3)220kV 及以上变电站间隔层网络宜采用双重化星形以太网络， 110kV（66kV）变电站间隔层网络宜采用单星形以太网络。 f)过程层网络（含 GOOSE 和 SV 网络） 1)通过相关网络设备完成间隔层与过程层设备、间隔层设备之间以及过程层设 备之间的数据通信； 2)可传输 GOOSE 报文和 SV 报文； 3)220kV 及以上电压等级宜按电压等级配置 GOOSE 和 SV 网络，网络宜采用 星形双网结构； 4)220kV 变电站，或采用单母线或双母线接线的 110kV(66kV)变电站及 110kV(66kV)变电站，110kV 过程层 GOOSE 报文宜采用网络方式传输，GOOSE 网络 10 宜采用星形双网结构；110kV 每个间隔除应直采的保护及安全自动装置外有 3 个及以 上装置需接收 SV 报文时，宜配置 SV 网络，SV 网络宜采用星形单网结构； 5)采用桥式接线、线变组接线的 110kV(66kV)变电站，GOOSE 报文及 SV 报文 宜采用点对点方式传输； 6)35kV（10kV）电压等级不宜配置独立的过程层网络，GOOSE 报文通过站控 层网络传输。 6.2.3二次设备配置原则 a)站控层设备 站控层设备包括主机、操作员工作站、工程师站、远动通信装置、保护及故障信息子 站等。 1)主机 220kV 及以上电压等级变电站主机宜双套配置，110kV（66kV）变电站宜单套配 置，无人值班变电站主机可兼操作员工作站和工程师站。 2)操作员站 对于有人值班的 330kV750kV 变电站可按双重化配置 2 台操作员站。 3)工程师站（选配） 330kV750kV 变电站可配置 1 套工程师站。 4)保护及故障信息子站 保护及故障信息子站应与变电站自动化系统共享信息采集，330kV750kV 变电站 保护及故障信息子站可独立配置。 5)远动通信装置 220kV 及以上电压等级变电站远动通信装置应双套配置，110kV（66kV）变电站 远动通信装置宜单套配置。 b)间隔层设备 间隔层包括继电保护、安全自动装置、测控装置、故障录波及网络分析记录装置、相 量测量装置、行波测距装置、电能计量装置等设备。 1)继电保护及安全自动装置 继电保护及安全自动装置具体配置原则按照 GB/T14285-2006 及 Q/GDW441-2010 相关要求执行。 2)测控装置 i)独立配置时，测控装置应单套配置； ii)330kV 及以上电压等级测控装置宜独立配置； iii)220kV 电压等级当继电保护装置就地安装时，宜采用保护测控一体化装 置； iv)110kV 及以下电压等级宜采用保护测控一体化装置； v)220kV 及以上电压等级主变压器测控装置宜独立配置，110kV 及以下电 压等级主变压器测控装置可集成至保护装置中，主变测控装置宜按开关配置； vi)当网络双重化配置时，测控装置应配置独立的数据接口控制器，分别接 入双重化的两个网络。 3)故障录波及网络分析记录装置 i)220kV 及以上电压等级变电站宜按电压等级配置故障录波装置，主变压 器故障录波宜独立配置； ii)110kV(66kV)变电站全站宜统一配置故障录波装置； iii)故障录波装置应记录所有过程层 SV、GOOSE 网络报文； 11 iv)网络报文记录分析装置宜记录过程层 GOOSE、站控层 MMS 网络的信息。 当采样值报文采用网络方式传输时，网络报文记录分析装置宜记录采样值报文； v)故障录波装置应至少记录双 A/D 数字采样信号中用于保护判据的一组数 据。 4)相量测量装置应单套配置，当采样值采用网络方式传输时，相量测量装置宜 接入过程层单网。 5)行波测距装置采样值应采用点对点方式传输，行波测距装置数据采样频率应 大于 500kHz。 6)66kV 及以上电压等级电能表宜独立配置，35kV（10kV）电压等级可采用保 护、测控、计量、录波四合一装置，计费关口应满足电能计量规程规范要求。 7)有载调压和无功投切宜由变电站自动化系统和调度/集控主站系统共同实现集 成应用，不宜设置独立的控制装置。 8)宜设置网络打印机，通过变电站自动化系统的工程师站或保护及故障信息子 站打印全站各装置的保护告警、事件、波形等，取消装置屏上的打印机。 c)过程层设备 参见本规定电气一次部分。 d)网络通信设备配置原则 1)站控层网络交换机 i)220kV 及以上电压等级变电站站控层宜冗余配置 2 台中心交换机，每台 交换机端口数量应满足应用需求； ii)110kV 及以下电压等级变电站站控层宜配置 1 台中心交换机，交换机端 口数量应满足应用需求； iii)站控层交换机宜采用 100M 电口，220kV 及以上电压等级变电站站控层 交换机之间的级联端口宜采用 1000M 端口，110kV(66kV)变电站站控层交换机级 联端口可采用 1000M 端口； iv)当交换机处于同一建筑物内且距离较短（100m）时宜采用电口联接， 其余应采用光口互联。 2)间隔层网络交换机 i)间隔层侧二次设备室网络交换机宜按照设备室或按电压等级配置，交换 机端口数量宜满足应用需求； ii)当交换机处于同一建筑物内且距离较短（100m）时宜采用电口联接， 其余应采用光口互联。 3)过程层网络交换机 i)宜按间隔对象配置过程层交换机；3/2 接线，过程层交换机应按串配置； ii)每台交换机的光纤接入数量不宜超过 16 对，并配备适量的备用端口，备 用端口的预留应考虑虚拟网的划分； iii)任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过 4 个交换机； iv)任两台主变智能电子设备不宜接入同一台交换机； v)过程层交换机与智能设备之间的连接及交换机级联端口均宜采用 100M 光口。 4)网络通信介质 i)主控制室和继电器室内网络通信介质宜采用超五类屏蔽双绞线；通向户 外的通信介质应采用光缆； ii)采样值和保护 GOOSE 报文的传输介质宜采用光缆，光纤连接宜采用 12 1310nm 多模 ST 光纤接口。 6.3 其他二次系统 6.3.1全站时间同步系统 a)应配置 1 套全站公用的时间同步系统，主时钟应双重化配置，支持北斗系统和 GPS 标准授时信号，优先采用北斗系统，时钟同步精度和守时精度满足站内所有设备的对 时精度要求。 b)站控层设备宜采用 SNTP 对时方式。 c)间隔层和过程层设备宜采用 IRIG-B、1pps 对时方式，条件具备时也可采用 IEC 61588 网络对时。 6.3.2调度数据网接入设备 a)变电站调度数据网接入设备配置应满足相关电网调度数据网总体技术方案要求； b)当变电站调度数据网具备双平面接入时，宜配置 2 套电力数据网接入设备； c)每套调度数据网接入设备宜配置 1 台路由器和 2 台交换机。 6.3.3二次系统安全防护 变电站监控、相量测量装置系统应划入控制区，状态监测系统宜划入控制区，继电保 护及故障信息管理子站、电能量计量系统子站、故障录波装置等宜划入非控制区，智能辅 助控制系统宜划入管理信息大区。 按照电力二次系统安全防护的有关要求，配置相关二次安全防护设备。 变电站应按照电力二次系统安全防护总体方案的有关要求，配置相关二次安全防 护设备。 6.3.4交直流一体化电源系统 变电站交直流一体化电源系统由站用交流电源、直流电源、逆变电源(INV)、直流变换 电源(DC/DC)等装置组成，并统一监视控制，共享直流电源的蓄电池组。 a)66kV220kV 变电站宜采用交直一体化电源系统，通信电源不单独配置； b)330kV500kV 变电站可采用交直一体化电源系统，通信电源也可单独配置； c)蓄电池容量宜按 2 小时事故放电时间计算；对地理位置偏远的变电站，电气负荷 宜按 2 小时事故放电时间计算，通信负荷宜按 4 小时事故放电时间计算。 d)系统中各电源宜一体化设计、一体化配置、一体化监控，能实现就地和远方控制 功能； e)其运行工况和信息能够上传总监控装置，宜采用 IEC61850 规约与变电站自动化 后台连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理； 6.3.5智能辅助控制系统 宜配置 1 套智能辅助控制系统，实现图像监控、火灾报警、消防、照明、采暖通风、 环境监测等系统的智能联动控制，简化系统配置。 a)智能辅助控制系统包括智能辅助系统平台、图像监视及安全警卫设备、火灾自动 报警设备、环境监控设备等； b)智能辅助系统平台宜采用 DL/T860 标准通信，实时接收站端视频、环境数据、安 全警卫、人员出入、火灾报警等各终端装置上传的信息，分类存储各类信息并进行分析、 判断，实现辅助系统管理和监视控制功能。 c)图像监视设备宜与安全警卫、火灾报警、消防、环境监测等相关设备实现联动控 制；采暖通风设备宜根据环境监测数据自动启停； d)智能辅助控制系统宜实现变电站内照明灯光的远程开启及关闭，并与图像监控设 备实现联动操作； e)空调、给排水等可自动完成启停功能，并可通过智能辅助控制系统实现联动控制； 13 f)与其它系统接口要求 1)宜通过一体化信息平台与变电站自动化系统接口； 2)宜预留与远方主站端系统的通信接口； 3)与其它系统的通信应严格按照电力二次系统安全防护总体方案的要求， 通过 MPLS-VPN 实现网络和业务以及不同安全分区的隔离，确保系统功能安全。 6.4 二次设备组屏 6.4.1站控层设备 a)站控层设备宜组屏安装，显示器根据运行需要进行组屏或布置在控制台上； 6.4.2间隔层设备 a)间隔层设备集中布置时，可按设备类型组柜（屏） ，也可按串或间隔组柜(屏)； b)故障录波、母线保护等公用设备宜单独组柜（屏） ； c)双重化配置的保护当组在一面柜内时，宜有明显的分隔标记； d)柜内宜配置相应的 ODU（光纤分配单元） ，可根据需要配置光纤盘线架。 6.4.3过程层设备 a)当采用常规互感器时，合并单元应下放至就地智能控制柜内； b)智能终端应安装在所在间隔就地智能控制柜内； c)对于 GIS、HGIS 设备，汇控柜与智能控制柜宜一体化设计。 6.4.4网络通信设备 a)站控层交换机 站控层中心交换机宜与远动通信装置共组 1 面屏；可单独组 1 面屏； b)间隔层交换机： 间隔层交换机宜按电压等级分别组柜，每面柜布置 46 台交换机，并配置相应的 ODU（光纤分配单元）及光纤盘线架。 c)过程层交换机 过程层网络通信设备可采用分散式安装，按照光缆和电缆连接数量最少原则安装在保 护、测控屏上。单独组屏安装时，每面屏布置 46 台交换机，可配置相应的光纤接续盒、 ODU（光纤分配单元）及光纤盘线架。 6.5 信息传输和通道 a)远动信息传输应满足 DL/T 5003-2005、DL/T 5002-2005 规范要求，远动通道宜 优先采用调度数据网络通道； b)电能量采集装置可通过电力调度数据网、电话拨号方式或利用专线通道将电能量 数据传送至各级电量计量系统主站； c)相量测量装置、继电保护故障信息系统、行波测距装置宜采用调度数据网络将信 息上传至调度中心主站； d)智能辅助控制系统、一次设备状态监测系统宜通过综合数据网络将信息上传至主 站。 6.6 二次设备布置 a)330kV 及以上电压等级变电站站控层、间隔层设备宜集中布置在二次设备室，二 次设备小室宜按电压等级分散设置； b)220kV 及以下电压等级变电站，当一次设备采用户外配电装置时，宜集中设置二 次设备室，也可根据工程条件将间隔层设备分散布置于配电装置场地；当一次设备采用户 内配电装置时，间隔层设备可分散布置于配电装置场地。 6.7 光/电缆选择 14 a)继电器室内通信联系宜采用超五类屏蔽双绞线，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。 b)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，应采用各自独立的光缆。 c)电缆选择及敷设的设计应符合 GB 50217 的规定。 d)光缆选择 1)光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定； 2)除线路纵联保护专用光纤外，其余宜采用缓变型多模光纤； 3)室内光缆可采用尾缆或软装光缆联接； 4)室内光缆宜采用非金属阻燃增强型光缆，缆芯一般采用紧套光纤； 5)室外光缆可根据敷设方式采用无金属、阻燃、加强芯光缆或铠装光缆； 6)光缆芯数宜选取 4 芯、8 芯、12 芯、24 芯； 7)每根光缆或尾缆应留有足够的备用芯。 6.8 防雷、接地和抗干扰 防雷、接地和抗干扰宜满足 DL/T 620、DL/T 621、DL/T 5136、DL/T 5149 的要求。 7变电站布置 变电站布置应安全可靠、技术先进、资源节约、环境友好的技术原则，结合新设备、 新技术的使用条件，优化配电装置场地和建筑物布置。 8土建 8.1 宜结合设备整合，优化设备布置和建筑结构，减少占地面积和建筑面积。 8.2 光缆敷设可采取电缆沟敷设、穿管敷设、槽盒敷设等方式。 8.3 结合新设备、新技术的使用，优化电缆沟设计，不宜设置电缆支沟。 8.4 采暖、通风、给排水等宜具备自动控制制功能或与智能辅助控制系统实现协同联动。 9照明 应选用配光合理、效率高的节能环保灯具，以降低能耗。 10一体化信息平台和高级功能 10.1 一体化信息平台 a)一体化信息平台宜从站控层网络直接采集 SCADA 数据、保护信息等数据，宜直 接采集电能量、故障录波、设备状态监测等各类数据，作为变电站的统一数据基础平台。 b)66kV220kV 变电站，一体化信息平台主机宜与站控层主机统一配置，不宜独立 配置； c)330kV750kV 变电站一体化信息平台主机宜与站控层主机统一配置，对有人值班 变电站，可独立配置一体化信息平台主机。 10.2 高级功能 10.2.1顺序控制 宜基于一体化信息平台实现准确的数据采集，包括变电站内所有实时遥信量包括开关、 闸刀、地刀等的位置，所有实时模拟量（电流、电压、功率等） ，以及其它辅助的遥信量。 顺序控制功能应具有防误闭锁、事件记录等功能，应采用可靠的网络通信技术。 10.2.2智能告警及故障信息综合分析决策 应建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和信号过滤， 对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导 意见。 告警信息宜主要在厂站端处理，以减少主站端信息流量，厂站可根据主站需求，为主 站提供分层分类的故障告警信息。 15 宜在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进 行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展 示。 10.2.3设备状态可视化 应采集主要一次设备（变压器、断路器等）状态信息，进行可视化展示并发送到上级 系统，为电网实现基于状态检测的设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据支撑。 10.2.4支撑