电网数字化变电站技术规范

QBQB广东电网公司企业标准（标准编号）广东电网数字化变电站技术规范初稿2009--发布2009--实施广东电网公司发布前言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。为规范和指导广东电网公司数字化变电站建设工作，特制定本标准。本规范将作为广东电网新建、改造的110～500kV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。本规范适用于变电站二次设备、电子式互感器等，其他。。。。本标准由广东电网公司生产技术部提出、归口并解释。本标准由广东电网公司电力科学研究院、广东省电力设计研究院、中山供电局负责起草。本标准主要起草人：广东电网数字化变电站技术规范1适用范围本规范规定了110～500kV数字化变电站的功能、结构、性能等方面的技术要求，以及设计、施工等具体要求。本规范适用于广东电网110～500kV数字化变电站建设和改造工程。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而构成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，但鼓励根据本规范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规范。GB/T20840.7-2007电子式电流互感器GB/T20840.8-2007电子式电压互感器GB/T17626电磁兼容试验和测量技术DL/T860变电站内通信网络和系统DL/T5149-2001220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规定DL/T634.5101-2002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IEC60870-5-101网络访问广东电网DL/T634.5104-2002实施细则广东电网DL/T634.5101-2002实施细则DL/T5218-2005220kV～500kV变电所设计技术规程DL/T614-2007多功能电能表DL/T448电能计量装置技术管理规程Q/CSG10011-2005南方电网220kV～500kV变电站电气技术导则《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IEEE802IEEE802局域网系列标准IEEE1588网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准3主要术语3.1数字化变电站（digitalsubstation）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。注：在本规范中所指的过程层设备是智能一次设备以及智能终端设备，不包括常规接口的变压器、断路器、隔离开关等传统一次设备。此外，鉴于智能变电站、智能断路器尚未真正研制应用，本规范仅对电子式互感器、智能终端作出要求和规定。3.2程序化操作（顺控）（sequencecontrol）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（intelligentterminal）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开放式（Open）：遵循国际公认的操作系统和通信接口标准、人机接口标准、应用程序标准，能在不同厂商生产的支撑平台上实现彼此间的内部互操作。3.5过程层（ProcessLevel） 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。3.6间隔层（BayLevel）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。3.7站控层（StationLevel）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。3.8GOOSE（GenericObjectOrientedSubstationEvent）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。3.9电子式互感器electronictransducer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。3.10合并单元mergingunit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，或是控制室中一个独立单元。3.11MMS（manufacturingmessagespecification）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。3.12SV(SampleValue) 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SMV。本规范中SV网特指从合并单元到间隔层设备间的网络。3.13在线式五防 在线式五防系统是充分利用变电站自动化系统全站监控功能，经集成在自动化系统后台软件中五防模块及测控装置中间隔五防模块对电气操作防误闭锁实时判断，对满足防误闭锁操作条件的电气设备开放操作的一套防误闭锁系统，取消了电脑钥匙和机械锁具，实现了操作票项逐项开放和闭锁。4系统构成4.1系统结构4.1.1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。4.1.2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。4.1.3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。4.1.4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。4.2网络结构4.2.1站控层与间隔层网络组网方式应采用冗余以太网架构，传输速率不低于100Mbps。网络宜采用双星型结构，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。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宜采用铠装光缆。4.2.2过程层与间隔层网络主要传输GOOSE和SV两类信号，GOOSE信号网应采用双网双工方式运行，SV网络可根据规约方式采用点对点方式或单网方式4.2.3110kV及以上电压等级GOOSE宜单独配置双网，110kV以下电压等级GOOSE网和SV网可合并组网，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。4.2.35网络技术要求5.1组网原则5.1.1500kV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（MMS网络）（1）站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文；（2）站控层应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（1）GOOSE报文采用网络方式传输，网络结构宜采用星型网络结构。（2）220kV及以上电压等级GOOSE网络宜配置共享双网（讨论）；66kV/35kV电压等级GOOSE与SV宜合并组网。（3）220kV及以上电压等级继电保护、测控装置和智能终端应配置双GOOSE口，两GOOSE口应分别接入两个GOOSE网。3、过程层采样值网络（1）采样值报文宜采用网络方式传输，也可采用点对点方式传输。（2）采样值报文采用点对点方式时，通信协议可采用DL/T860-9-1或IEC60044标准。（3）采样值报文采用网络方式时，通信协议宜采用DL/T860-9-2标准。网络拓扑宜采用星型。220kV及以上电压等级采样值网络宜配置双套物理独立的单网；35kV/66kV采样值网络宜按单网配置。5.1.2220kV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（MMS网络）（1）站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。（2）站控层应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（1）过程层GOOSE报文宜采用网络方式传输，网络拓扑宜采用星型结构。（2）110kV及220kV电压等级GOOSE网络宜配置共享双网；10kV电压等级如采用常规互感器或低功耗的一体化互感器，GOOSE与MMS合并组网；10kV电压等级如采用数字输出的互感器，GOOSE宜与SV合并组网。（3）主变配置的电流闭锁式10kV母线快速保护应通过主变低压侧母线上各10kV出线保护动作和分段保护启动GOOSE报文来实现。3、过程层采样值网络（1）采样值报文宜采用网络方式传输，可采用点对点方式传输。（2）采样值报文采用点对点方式时，通信协议宜采用DL/T860-9-1或IEC60044标准。（3）采样值报文采用网络方式时通信协议宜采用DL/T860-9-2标准。网络拓扑宜采用星型。110kV及220kV电压等级宜配置双套物理独立的单网。5.1.3220kV变电站组网原则站控层、间隔层、过程层宜采用三层结构两层网络。1、站控层网络（MMS网络）（1）站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文。（2）站控层应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（1）过程层GOOSE报文宜采用网络方式传输，网络拓扑宜采用星型结构。（2）110kV电压等级GOOSE网络宜配置共享双网；10kV/35kV电压等级如采用常规互感器或低功耗的一体化互感器，GOOSE与MMS合并组网；10kV/35kV电压等级如采用数字输出的互感器，GOOSE宜与SV合并组网。（3）主变配置的电流闭锁式10kV母线快速保护宜通过主变低压侧母线上各10kV出线保护动作和分段保护启动GOOSE报文来实现。3、过程层采样值网络（1）采样值报文宜采用网络方式传输，可采用点对点方式传输。（2）采样值报文采用点对点方式时，通信协议宜采用DL/T860-9-1或IEC60044标准。（3）采样值报文采用网络方式时通信协议宜采用DL/T860-9-2标准。网络拓扑宜采用星型。110kV电压等级宜配置双套物理独立的单网。5设备技术要求5.2站控层设备技术要求5.2.1站控层设备包括主机/、操作员站/五防主机、远动工作站、保信子站、五防子系统、网络通信记录分析系统装置、卫星对时系统以及其它智能接口设备等。站控层设备应集中布置于主控室内，用于连接主控室内保护及测控装置的网络交换机及规约转换器也应独立组屏布置于主控室。主机/操作员站是站内自动化系统的主要人机界面，并具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、存储及发送的中心，管理和显示有关的运行信息，供运行人员对变电站的运行情况进行监视和控制。500kV变电站主机和操作员站应分别采用双机冗余配置。220kV变电站宜采用主机兼操作员工作站，双套配置。110kV变电站的操作员站宜与主机在计算机硬件上合并设置。应采用两台主机互为热备用工作方式。保信子站应能在正常和电网故障时，采集、处理各种所需信息，并充分利用这些信息，为继电保护运行、管理服务，为分析、处理电网故障提供支持。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。保信子站应双机配置，采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能。当一台保信子站故障时，系统实现双机无缝自动切换，由另一台保信子站执行全部功能，并保证切换时数据不丢失、不误发、不重复发送，并同时向各级调度和操作员站发送切换报警信息。保信子站的技术指标及功能应满足《广东电网继电保护故障及信息系统子站技术规范》的各项要求。每台保信子站至少提供两个接入调度数据网的网口，保信子站接入调度数据网必须满足《广东电网电力二次系统安全防护实施规范》要求。接入设备的性能指标和功能要求详见《广东电网电力二次系统安全防护实施规范》。远动工作站满足直采直送要求，收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，将信息通过双通道（专线或网络通道）上传至调度中心/集控站，并支持接入调度数据网，能将调度中心/集控站下发的遥控、遥调命令向变电站间隔层设备转发。远动工作站应双机配置，应能根据运行需求设置为双主机或热备用工作方式。双配置的调制解调器的工作电源应取自不同的直流母线段，调制解调器传送各级调度的通讯模块应独立配置，且宜支持热插拔。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。技术要求：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；远动装置应具备与调度中心和站内GPS系统对时的功能；采用模块化结构，便于维护和扩展；采用基于工业控制的32位及以上多处理器通信装置，嵌入式操作系统，无风扇、硬盘等转动部件；每台工作站至少提供两个接入调度数据网的网口。远动工作站接入调度数据网必须满足《广东电网电力二次系统安全防护实施规范》要求，接入调度数据网方案示意图详见附录H。接入设备的性能指标和功能要求详见《广东电网电力二次系统安全防护实施规范》。五防系统数字化变电站五防系统可采用五防子系统或在线式五防系统两种方式实现。a)五防子系统五防子系统主要包含五防主机、五防软件、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，实现面向全站设备的综合操作闭锁功能。五防子系统应与变电站自动化系统一体化配置，五防软件应是变电站自动化系统后台软件的一个有机组成部分，220kV变电站应独立配置一台五防主机，110kV变电站不设置独立五防主机。b)在线式五防系统在线式五防系统主要包括五防主机、在线式五防专用锁具，取消了机械锁具和钥匙。通过对全站电气设备（一、二次设备，刀闸电机电源状态等）、在线式五防专用锁具，以及现场实际操作情况的在线监视，结合经预演成功保留在五防主机中的操作票序列，按票依次开放每步电气操作，一旦操作对象的操作条件改变，不满足操作要求，自动中断余下操作步骤，实现全程实时在线闭锁功能。网络通信记录分析装置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、SV等）落实sv的监测记录，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。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。智能接口设备智能接口设备应能为站内变电站直流系统、UPS系统和火灾报警系统提供通信规约转换。5.2.2对采用的计算机系统，其提供的计算机存储和处理能力应满足本变电站的远景要求，性能应达到以下指标：处理器字长≥64位主频：≥1.6GHZ内存：≥1GB硬盘：≥160GB网卡：100M5.3间隔层设备技术要求5.3.1继电保护装置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/T769《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。（1）应采用模块化、标准化的结构，易维护和更换方便。（2）保护装置应按照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。（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）保护装置应支持通过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。（5）保护装置的出口压板宜采用软压板方式，并具备功能投退压板。保护检修时，其检修状态宜由装置硬压板开入方式实现。（6）220kV~500kV电压等级保护应采用双重化配置，每套应分别接用两组独立的直流电源、两组独立的电子式互感器和合并单元。（7）110kV~220kV电压等级线路保护电压切换宜在合并单元实现。（8）220kV~500kV电压等级线路保护宜支持线路两侧一侧为电子式互感器，对侧为常规互感器或两侧均为电子式互感器的配置模式。（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）宜采用冗余的110V或220V直流供电方式；当电压波动范围在20％内时，间隔层设备应能正常工作。5.3.2测控装置（1）应采用模块化、标准化的结构，易维护和更换方便。（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。（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。（4）测控装置应支持通过GOOSE报文实现间隔层五防联闭锁功能。（5）测控装置应能实时反映本间隔一次设备的分、合状态，应有该电气单元的实时模拟接线状态图。（6）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（7）在任何网络运行工况流量冲击下，装置均不应死机或重启。（8）宜采用冗余的110V或220V直流供电方式；当电压波动范围在20％内时，间隔层设备应能正常工作。（9）220kV~500kV电压等级应独立配置。（10）110kV及以下电压等级间隔应采用保护测控一体化配置，110kV电压等级应双重化配置，采用主备模式，宜由监控后台机切换（需要讨论切换方法）；35kV及以下电压等级按间隔独立配置，也可采用集中式保护测控系统。5.3.3故障录波装置（1）故障录波装置应能通过GOOSE网络接收GOOSE报文录波，应具有采样数据接口，从合并单元或采样值网络交换机上接收采样值进行采样值录波。（2）故障录波装置应满足现行故障录波相关标准。5.3.4电能计量装置（1）计量装置与站控层通信应支持MMS协议，与合并单元通信应支持DL/T860-9-1或DL/T860-9-2标准，通过网络方式或点对点方式采集电流电压信息。（2）电能计量装置应满足现行电能计量相关标准。5.4过程层设备技术要求过程层设备包括互感器、合并单元、智能终端等设备。5.4.1电子式互感器电子式互感器分线圈电子式互感器和光学电子式互感器。电子式互感器测量用电流准确度应不低于0.2S，保护用电流准确度应不低于5TPE；测量用电压准确度应不低于0.2，保护用电压准确度应不低于3P。线圈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。500kV变电站互感器配置1）220kV~500kV电压等级宜采用电子式电流互感器，其保护绕组宜按照保护的双重化要求双套配置。2）35kV电压等级可采用电子式电流互感器，其保护绕组宜按照单重化要求配置。3）主变各侧及中性点（或公共绕组）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。4）220kV~500kV出线、主变进线电子式电压互感器宜按照双重化要求配置，母线电子式电压互感器宜按单套配置。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。35kV及以下电压等级电子式电压互感器宜按照单重化要求配置。220kV变电站互感器配置1）220kV电压等级宜采用电子式电流互感器，其保护绕组宜按照保护的双重化要求配置。110kV保护测控一体化双重配置时，其电流互感器绕组宜双重化配置。2）10kV可采用低功率电流互感器（LPCT）、低功率电压互感器（LPVT），亦可为电压电流的组合，输出信号通常为模拟小电压信号；如采用电子式互感器时，10kV保护测控装置可采用集中式。3）主变各侧及中性点（或公共绕组）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。4）110kV~220kV出线、主变进线电子式电压互感器宜按照双重化要求配置，母线电子式电压互感器宜按单套配置。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。110kV变电站互感器配置1）110kV/35kV电压等级采用电子式电流互感器，单重化配置。2）10kV可采用低功率电流互感器（LPCT）、低功率电压互感器（LPVT），亦可为电压电流的组合，输出信号通常为模拟小电压信号；如采用电子式互感器时，10kV保护测控装置可采用集中式。3）主变各侧及中性点（或公共绕组）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。4）110kV电压等级采用测控保护一体化装置时，110kV出线电子式电压互感器宜按照双重化要求配置，母线电子式电压互感器宜按单套配置。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。5.4.2合并单元220kV及以上电压等级间隔合并单元应双重化配置，与双重化保护一一对应，相互独立运行。合并单元的输出协议应优先采用DL/T860-9-2，也可采用DL/T860-9-1或IEC60044。合并单元宜具备多个光纤以太网口，整站采样速率宜统一，额定数据速率宜采用DL/T860推荐标准；合并单元宜具备供现场校验电能表用的光纤以太网口，如果合并单元与电能表不在同一个柜子时，从合并单元至电能表预留一组供校验用的光纤。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。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；合并单元应能接受外部公共时钟的同步信号，可采用秒脉冲、IRIG-B(DC)、IEC61588协议等信号,推荐采用IEC61588。户内布置的合并单元应能在显示屏上及时、正确显示各类信息，包括但不仅限于光路中断、同步消失、光强异常、数据无效等，并能以日志方式保存。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。有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。户外布置的合并单元屏体的防护等级应为IP54以上；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。0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：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；合并单元应具备事件记录功能，即将对合并单元的所有操作事件进行记录，如用户登录、参数修改、元器件更换、故障报警等；记录的格式应包含：发生日期、发生时间、事件代码、登录人员代码等；该事件记录应采用先入先出设计，且不可以人工清除；合并单元应具备内部时钟，用于事件记录。1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。5.4.3智能终端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。对双重化保护配置的间隔，智能终端也应双重化配置，并应置于同一控制柜内，并且分别使用不同回路的电源供电。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。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。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。户外布置的智能终端屏体的防护等级应为IP54以上；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。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。5.52网络设备技术要求5.52.1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。5.52.2网络介质可采用超五类以上屏蔽双绞线、光纤。通往户外的通信介质采用铠装光纤。5.52.3网络交换机应满足如下技术要求：满足变电站电磁兼容标准（详见变电站自动化系统的性能指标章节）；必须按端口配置要求提供足够的光口和电口，端口数量不少于16个。交换机的所有光口必须是交换机本身内置光纤端口，不应采用外接光电转换器。交换机可采用以下几种接口型式。介质速率接口型式单/多模光纤100MbpsST口单/多模光纤100MbpsSC口单/多模光纤1000MbpsLC口双绞线100/1000MbpsRJ45口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；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；支持基于VLAN(802.1q)的网络隔离和安全支持IEEE802.1p优先级协议支持QualityofService(802.1p)，支持实时数据流支持组播过滤支持端口速率限制和广播风暴限制支持端口配置、状态、统计、镜像、安全管理、SNMP支持光纤口链路故障管理支持基于端口的网络访问控制(802.1x)支持RSTP（注：采用环形网络结构时要求具备此项功能）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）无风扇设计提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等符合IEEE1613Class2标准(电力)符合IEC61850-3(电力)交换机能在温度介于－40℃～＋706软件要求6.1软件总体要求：操作系统应采用符合国际标准的系统软件，500kV变电站应采用Unix操作系统，220kV及以下变电站采用linux或Unix操作系统。建立一种面向用户的、灵活丰富的应用软件设计环境，以利于用户根据应用的需要安全地对应用软件进行补充、修改、移植、生成或剪裁。运行应用软件时应合理使用系统资源，避免不断消耗系统资源而导致系统死机。采用方便用户使用和维护的数据库，不应因人为或程序原因造成数据的不正当修改。6.2变电站自动化系统的软件应由系统软件、支持软件和应用软件组成。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。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。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、独立性和良好的实时响应速度。6.3基于DL/T860标准的变电站自动化系统配置要求6.3.1应提供系统配置工具和装置配置工具。.3ICD文件：IED能力描述文件，由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。ICD文件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。SSD文件：系统规范文件，应全站唯一，该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在SCD文件中。SCD文件：全站系统配置文件，应全站唯一，该文件描述所有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，由设计方或系统集成厂商完成。SCD文件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；CID文件：IED实例配置文件，每个装置有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。7站控层功能技术要求7.1设备要求7.1.1站控层设备包括主机、操作员站/五防主机、远动工作站、保信子站、网络通信记录分析主机/操作员站是站内自动化系统的主要人机界面，并具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、存储及发送的中心，管理和显示有关的运行信息，供运行人员对变电站的运行情况进行监视和控制。500kV变电站主机和操作员站应分别采用双机冗余配置。220kV变电站宜采用主机兼操作员工作站，双套配置。110kV变电站的操作员站宜与主机在计算机硬件上合并设置。应采用两台主机互为热备用工作方式。保信子站应能在正常和电网故障时，采集、处理各种所需信息，并充分利用这些信息，为继电保护运行、管理服务，为分析、处理电网故障提供支持。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。保信子站应双机配置，采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能。当一台保信子站故障时，系统实现双机无缝自动切换，由另一台保信子站执行全部功能，并保证切换时数据不丢失、不误发、不重复发送，并同时向各级调度和操作员站发送切换报警信息。保信子站的技术指标及功能应满足《广东电网继电保护故障及信息系统子站技术规范》的各项要求。每台保信子站至少提供两个接入调度数据网的网口，保信子站接入调度数据网必须满足《广东电网电力二次系统安全防护实施规范》要求。接入设备的性能指标和功能要求详见《广东电网电力二次系统安全防护实施规范》。远动工作站满足直采直送要求，收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，将信息通过双通道（专线或网络通道）上传至调度中心/集控站，并支持接入调度数据网，能将调度中心/集控站下发的遥控、遥调命令向变电站间隔层设备转发。远动工作站应双机配置，应能根据运行需求设置为双主机或热备用工作方式。双配置的调制解调器的工作电源应取自不同的直流母线段，调制解调器传送各级调度的通讯模块应独立配置，且宜支持热插拔。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。技术要求：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；远动装置应具备与调度中心和站内GPS系统对时的功能；采用模块化结构，便于维护和扩展；采用基于工业控制的32位及以上多处理器通信装置，嵌入式操作系统，无风扇、硬盘等转动部件；每台工作站至少提供两个接入调度数据网的网口。远动工作站接入调度数据网必须满足《广东电网电力二次系统安全防护实施规范》要求，接入调度数据网方案示意图详见附录H。接入设备的性能指标和功能要求详见《广东电网电力二次系统安全防护实施规范》。五防系统数字化变电站五防系统可采用五防子系统或在线式五防系统两种方式实现。a)五防子系统五防子系统主要包含五防主机、五防软件、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，实现面向全站设备的综合操作闭锁功能。五防子系统应与变电站自动化系统一体化配置，五防软件应是变电站自动化系统后台软件的一个有机组成部分，独立配置一台五防主机。b)在线式五防系统在线式五防系统主要包括五防主机、在线式五防专用锁具，取消了机械锁具和钥匙。通过对全站电气设备（一、二次设备，刀闸电机电源状态等）、在线式五防专用锁具，以及现场实际操作情况的在线监视，结合经预演成功保留在五防主机中的操作票序列，按票依次开放每步电气操作，一旦操作对象的操作条件改变，不满足操作要求，自动中断余下操作步骤，实现全程实时在线闭锁功能。网络通信记录分析装置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、SV等）落实sv的监测记录，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。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。智能接口设备智能接口设备应能为站内变电站直流系统、UPS系统和火灾报警系统提供通信规约转换。7.处理器字长≥64位主频：≥1.6GHZ内存：≥1GB硬盘：≥160GB网卡：1007.12数据库的建立与维护7.12.1自动化系统应建立实时数据库和历史数据库：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；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SQLServer之一）作为历史数据库平台。7.12.2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：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；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；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；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；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；可以生成多种数据集，用作培训、研究、计算等用；可方便地交互式查询和调用；应有实时镜象功能。7.23监视和报警7.23.1监视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。对显示的画面应具有电网拓扑识别功能，即带电设备颜色标识。所有静态和动态画面应存储在画面数据库内，用户可方便和直观地完成实时画面的在线编辑、修改、定义、生成、删除、调用和实时数据库连接等功能，并能与其他工作站共享修改或生成后的画面。画面应采用标准的窗口管理系统，窗口颜色、大小、生成、撤除、移动、缩放及选择等可进行设置和修改。图形管理系统应具有汉字生成和输入功能，支持多种汉字输入法，支持矢量汉字字库。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。各种表格应具有显示、生成、编辑、打印等功能。各种报表数据应能转换为EXCEL格式，以利于数据的二次应用。应能显示变电站在线监测数据情况，能实时反映各级网络通讯状态，监测数据通讯异常情况。信息能够分层、分级、分类显示，可以人工定义画面显示内容。其中开关量信号根据重要性，可分为三类：第一类为事故信号，包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号、影响全站安全运行的其他信号（包括全站通讯中断、消防系统火灾告警等）；第二类为报警信号，包括状态异常信号、模拟量越限、自动化系统的异常事件等；第三类为告知信号，包括反映设备各种运行状态的信号以及查询事故跳闸或设备异常后的详细信息，如开关分合、保护功能压板投退、保护的详细动作信息等。应显示的主要画面至少如下：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；保护配置图，反映各保护投退情况、整定值和软压板位置等；直流系统图，包括显示充电装置的基本运行参数等；站用电系统状态图；趋势曲线图；遥测最大/最小值曲线遥测最大/最小值曲线由该遥测点每个采样（统计）周期的最大/最小值历史曲线所构成，该周期时间可人工设定；最大/最小值曲线可与采样历史曲线在同一坐标组合显示。棒状图；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；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；定时报表、日报表、月报表；各种保护信息及报表；控制操作过程记录及报表；事故追忆记录报告或曲线；事件顺序记录报表；操作指导及操作票、典型事故处理流程；遥测表、开关量表等。画面上实时信息（遥测、遥信）的显示应能根据信息的当前品质状态使用不同的显示颜色。当前品质状态至少包括：采集失败越高限越低限无刷新（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GOOSE通信状态图；间隔层五防联锁（测控GOOSE联锁）状态表。7.23.2报警采集的模拟量发生越限、突变，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相应开关的颜色发生改变并闪烁，同时显示报警条文。报警方式分为两种：一种为事故报警，另一种为预告报警。前者为非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号、影响全站安全运行的其他信号（包括全站通讯中断、消防系统火灾告警等）所引起；后者为状态异常信号、模拟量越限、自动化系统的异常事件等所引起。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。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。事故报警可通过手动和自动方式进行确认。事故、预告报警信号经确认后，在规定的时间内（可人工设定）其异常仍未消除，系统应再次启动相应报警，重复提示运行值班人员。此功能应能根据实际需要，对每一项事故报警信号分别设定为启用或停用。7.34人机界面7.34.1应能通过各工作站为运行人员提供灵活方便的人机联系手段，实现整个系统的监测和控制。7.34.2能按要求对各种参数进行设置，具备按一定权限对继电保护整定值、模拟量限值及开关量状态进行修改的功能，并予以记录。7.34.3能按要求对测控装置、保护装置等设备的各种功能进行投退以及对继电保护信号进行远方确认和复归。7.34.4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。7.45控制与操作7.45.1控制范围：全站所有断路器、电动隔离开关、电动接地开关、主变压器调压抽头、无功功率补偿装置及与控制运行相关的设备和其他重要设备。7.45.2控制方式：应具有手动控制和自动控制两种控制方式，操作遵守唯一性原则。7.45.3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：由各级调度中心远方控制；由集控中心远方控制；由变电站自动化系统的监控后台控制；由间隔层测控屏上的手动开关对断路器进行一对一控制；由配电装置处的就地手动开关一对一控制。7.45.4自动控制应包括顺序化控制和调节控制，由站内设定其是否采用，主要包括电压无功自动控制、主变联调控制、以及顺序化操作控制等。7.45.5顺序化控制和调节控制功能管理应相对独立。它可以由运行人员投入/退出，而不影响正常运行。7.45.6顺控功能各种类型的操作票转化为任务票，减少人工操作量，减少误操作和提高效率。7.45.7系统应支持在站控层和远方集控中心两种进行顺控操作的方式。7.45.8系统应充分考虑顺控操作的安全性，保证各类顺控操作应通过防误闭锁校验。7.45.9在自动控制过程中，系统应给出操作提示信息，在程序遇到任何软、硬件故障均应输出报警信息，停止控制操作，并保持所控设备的状态。7.45.10操作员站应提供间隔操作画面，在其中显示与间隔有关的信息，包括间隔有关的动作事件、光字牌等，控制操作宜在间隔画面实现。7.45.11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。设置操作权限；依据操作员权限的大小，规定操作员对系统及各种业务活动的范围，操作员应事先登录，并应有密码措施，操作时应有完善的监护措施。操作的唯一性；在同一时间只允许一种控制操作方式有效，如确定一操作方式，那就必须闭锁其它操作方式。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。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；按了取消键；选点后的后续操作无意义。当一个控制点正在进行某设备的控制操作时，其它控制点对该设备的控制操作被禁止。一个任务在对多个设备进行操作时，计算机监控系统在保证操作规程的安全性、可靠性前提下，可按规定程序进行顺序控制操作。操作必需在具有控制权限的工作站上才能进行；可以远方或当地设定设备禁止控制挂牌；提供详细的记录文件记录操作人员和监护人员姓名、操作对象、操作内容、操作时间、操作结果等，可供调阅和打印；应具备在一台操作员站操作时在另一台操作员站进行监护的功能。7.56远动功能7.56.1远动工作站必须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/集控站通信的实时数据库具有相对独立性，不相互影响数据的刷新。7.56.2应能实现远动信息的直采直送，远动工作站和站控层主机的运行互不影响。7.56.3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。7.56.4远动工作站应能将站内各设备的通讯状态通过遥信方式上送各级调度/集控站。7.56.5必须能适应各级调度的通信规约，应能同时支持《广东电网DL/T634.5101-2002实施细则》和《广东电网DL/T634.5104-2002实施细则》。7.56.6具备SOE、遥控操作事件记录功能。7.56.7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。7.56.8具备遥信、遥测转发数据手动模拟设置并转发功能。7.67同步对时7.67.1GPS时间同步系统应满足《广东电网变电站GPS时间同步系统技术规范》的各项要求。7.67.2220kV及以上电压等级站内应设置两套冗余主时钟，可采用GPS或北斗卫星作为标准时钟源，其中一台必须为北斗卫星时钟系统，主要输出信号（包括IRIG-B（DC）或秒脉冲）的时间准确度应优于1μs，时间保持单元的时钟准确度应优于7×10-8（1分钟4.2μs）。7.67.3站控层设备应采用SNTP对时方式。7.67.4变电站内可根据需要采用IEEE1588协议进行同步对时。7.78继电保护信息采集7.78.1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。7.78.2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。7.78.3保护信息管理系统支持使用监控系统导出的符合DL/T860-6标准的变电站配置文件来进行配置。7.78.4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。7.78.5各项功能应满足《广东电网继电保护故障及信息系统子站技术规范》的各项要求。7.78.6保护信息的远传应符合《中国南方电网继电保护故障及信息系统通信与接口规范》的相关要求。7.89事件顺序记录及事故追忆7.89.1变电站内重要设备的状态变化应列为事件顺序记录（SOE），主要包括：断路器、隔离开关动作信号及其操作机构各种监视信号；继电保护装置、安全自动装置、备自投装置、直流系统、消弧系统、小电流接地选线系统、VQC系统等的动作信号、故障信号。7.89.2事件顺序记录的任何信息都不可被修改，但可对多次事件中的某些记录信息进行选择、组合，以利于事后分析。事件顺序记录应采用分类、分级的方式上送至各级调度。7.89.3事件顺序记录的分辨率应不大于2ms。7.89.4事故追忆的时间跨度和记录点的时间间隔应能方便设定。7.89.5SOE的时标为事件发生时刻各装置本身的时标。7.910电能量处理.97.10.7.1011统计及计算.000007.11.7.1112制表打印7.1213自诊断与自恢复7.1213.1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、主机、操作员站、保信子站、远动工作站、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。7.1213.2自诊断与自恢复内容宜包括：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，指出故障的设备及插件，并使其自动退出在线运行，以便能迅速更换；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；一般性的软件异常时，应能自动恢复正常运行。7.1314管理功能7.1314.1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。7.1314.2运行操作指导：应能对典型的设备异常或事故提出操作指导意见，编制设备运行技术统计表，并推出相应的操作指导画面。7.1314.3事故分析检索：应能对突发事件所产生的大量报警信息进行筛选和分析。对典型的事故可直接推出相应的操作指导画面。7.1314.4在线设备管理：应能对主要设备的运行记录和历史记录数据进行分析，提出设备运行情况报告和检修建议，并能保存设备的检修和故障处理记录。7.1314.5操作票功能：可根据运行要求完成操作票的生成、预演、打印、执行、记录。7.1314.6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。7.1314.7其它日常管理：能进行操作票、工作票、运行记录及交接班记录的管理，还应包括设备运行状态、缺陷管理、维修记录、规章制度管理等。7.1314.8应能实现各种文档的存储、检索、编辑、显示、打印功能。7.1415电压无功控制功能7.1415.1电压无功自动控制应具有三种模式：闭环(主变分接头和无功补偿设备全部投入自动控制)、半闭环(主变分接头退出自动控制，由操作员手动调节，无功补偿设备自动调节)和开环(电压无功自动控制退出，只作调节指导)，可由操作员选择投入或退出。7.1415.2控制策略应采用较为成熟的控制原理为基础，根据实际需要进行策略优化。动作方案应能自动整定，也可手动整定。在自动整定时应能按以下五种方式进行自动整定：电压优先、无功优先、只调电压、只调无功、电压无功综合优选。7.1415.3能应用于任何一种接线方式，可根据主变开关位置信号、母联开关位置信号、电容电抗器开关位置信号以及各种刀闸位置信号实时识别一次系统的各种运行方式，自动适应系统运行方式的改变。7.1415.4电压控制目标应可选择中压侧或低压侧，应能自动判别低压侧和中压侧主变的并列情况。在主变并列时，各主变分接头能实现同升同降。7.1415.5采集数据异常、累计量数值达到人为设定限值或满足其他人为设定的闭锁条件时，应可靠闭锁某些控制对象的VQC功能，同时应提示闭锁原因并上送主站。7.1415.6远方应能控制站内VQC的投退及复归信号，并把相应的遥信量上传到调度中心/集控站。程序控制时，应记录动作前后的电压、无功、开关位置、档位等参数，能够判别调节是否成功。7.1415.7VQC应能与AVC主站的各种控制模式(包括集中、分散和混合控制模式)配合。7.1415.8VQC总投退压板退出时，闭锁全部主变档位和电容器（电抗器）的VQC调节动作。压板投退可由监控后台或调度实现。闭锁信息应上送调度端。7.1415.9VQC功能压板退出时，闭锁该设备动作。压板投退由监控后台实现。闭锁信息可上送调度端。7.1415.1510应能显示控制参数、运行参数、控制对象状态、异常状态、闭锁状态、各种动作时间及内容等。7.1415.1611具有各类控制量的设定功能，可以选择时间分段与负荷分段两种方式。分段的数量和时段、负荷段可任意设定。使用时间分段方式时，可以同时保存多套定值，并允许设置各套定值的有效日期范围，时间分段以分钟为最小单位。7.1415.1712在调节控制侧电压时应兼顾另一侧的电压水平。7.145.183多台主变中低压任一侧并列运行时，应采用主从方式同步调节多台主变分接头；一台主变同时带两段低压母线运行时，连在两段母线的电容器(电抗器)都可以用来投切。7.145.194对电容器、电抗器的控制应该在满足控制要求的前提下，尽量实施循环投切，使投切操作均匀分布到每个元件。7.145.2015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。7.145.2116每个VQC控制对象应设定投退软压板，用户可以在远方或当地投入或退出任意一个VQC控制对象的自动控制。7.145.2217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。7.145.2318应能接收AVC通过电压无功优化计算确定的VQC电压、功率因数期望值并正确运行。7.145.2419判别分区时，为了防止量测在临界区波动引起误动作，应可人工设置确认时间（或采样次数），只有连续处于某个分区达到设定时间（或采样次数）的时候，才能认为某个模块运行状态处于某个分区。7.145.2520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。7.145.216VQC性能指标VQC单次计算所用时间（包括画面数据刷新时间）<10秒；VQC计算周期：<60秒；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）；画面调用响应时间：<2秒；画面数据更新时间：<2秒；电容器投切的最小时间间隔：300s；电抗器投切的最小时间间隔：300s；主变分接头调整的最小时间间隔：120s。7.1516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。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；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。7.1617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。7.1718网络通信记录分析要求7.1718.1数字化变电站宜建设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。7.1718.2网络通信记录分析系统应确保监视的报文不漏记、不丢失。7.1718.3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，SV报文存储周期不应少于7天，MMS和GOOSE报文不应少于30天。7.1718.4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；SV错误分析、曲线分析等。7.1718.5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7.1718.6对时精度：要求时间同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<1ms7.1718.7报文记录数据分辨率≤1ms7.1718.8报文记录数据完整率100%8间隔层的功能要求8.1测控装置8.1.18.1测控装置测控装置应按照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。.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.1.8220kV~500kV8.1.9110kV及以下电压等级间隔应采用保护测控一体化配置，110kV电压等级应双重化配置，采用主备模式，宜8.1.10测控8.1.211测控装置应能以DL/T860-9-1、DL/T860-9-2或IEC60044协议与合并单元通信，以太网端口不应少于两个。8.1.312测控装置应支持GOOSE协议与智能终端通信，以太网端口不应少于两个，根据组网方式的要求，本条款所指的以太网端口可与8.1.211中所指的以太网端口合并设置。8.1.413测控装置应支持GOOSE协议进行间隔层信息交换，以实现间隔层五防闭锁功能，间隔层设备的五防闭锁功能应不依赖于站控层设备，当站控层发生故障而停运时，不能影响间隔层设备的正常五防闭锁控制操作。本条款所指的以太网端口可与14测控单元操作面板应可监视整个间隔串电气回路的单线模拟接线图，并可实时显示该电气回路的状态量、模拟量、通讯状态及时钟同步状态。6面板的控制操作应遵守“选择.18.1.120220kV断路器均为同期检测点，站控层应能对需要同期操作的断路器进行“检无压”、“检同期”及“强送”三种功能的选择，实现断路器合闸，三种功能的选择不允许由测控装置自行判别切换，应在操作员工作站上人工设定。8.1.121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。8.1.122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。8.1.123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。8.1.124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。8.1.125同期应能实现远方控制检无压/同期功能。8.1.126同期功能应具备同频合闸和差频合闸功能。8.2保护装置8.2.1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.8.2.4保护装置应支持通过GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传递，.6220kV~500kV电压等级保护应采用双重化配置，每套应分别接用两组独立的直流电源、两组独立的电子式互感器.8220kV~500kV电压等级线路保护应支持线路两侧一侧为电子式互感器，.2.12保护装置应能以MMS机制与站控层设备通信，以太网端口不应少于配置两三8.2.213保护装置应能以DL/T860-9-1、DL/T860-9-2或IEC60044协议与合并单元通信，以太网端口不应少于两个。8.2.314保护装置应支持GOOSE协议与智能终端通信，以太网端口不应少于两个，根据组网方式的要求，本条款所指的以太网端口可与8.32.2中所指的以太网端口合并设置。8.2.415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。8.2.516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。8.2.617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。8.3故障录波装置8.3.1录波器应能记录DL/T860-9-1、DL/T8.3.2录波文件格式应符合ANSI/IEEEC37.111-199.7录波装置的事件记录的分辩率小于1ms，采样频率大于2000HZ应与MU发送数据.10录波装置应能记录和保存故障前100ms28.3.13故障录波装置应能通过GOOSE8.38.4同步对时8.4.1间隔层各设备应能接受IRIG-B（DC）码来满足对时需求，也8.4.2间隔层各设备与GPS标准时钟的误差应不大于1ms，保护设备的对时误差应不大于51ms。8.5备自投（安稳专题）...6人工切除本站主供电源时，备自投装置应闭锁；对有母差保护的变电站，线路备自投装置应加装母差保护闭锁；线路备自投装置加装线路刀闸位置闭锁信号，防止开关检修时突然合闸；主变或出口线路的备自投装置要增加主变后备保护动作闭锁，防止备用电源合于永久性故障上。...12应可实现SOE的上传以及定值的召唤与修改等功能；8.5.13具备自动保存至少10条SOE的功能，并有掉电不丢失功能，需要时可重新调出查看。8.6小电流接地系统单相接地故障选线本规范所指小电流接地选线装置是指适用于35/10kV小电流接地系统发生单相接地故障时的选线装置，小电流接地选线也可作为变电站后台软件的一个功能模块。选线装置（或小电流接地选线软件）应满足如下基本功能要求：选线功能：在10kV小电流接地系统中发生永久单相接地故障（此处指单相接地故障时间大于10秒）时，选线正确率应大于90％，并显示接地线路、母线编号（名称）。发生铁磁谐振时不能误报、误动。接地记忆：能够记忆最近不少于8次接地信息，接地信息应包含每次选线结果、接地起止时间等，电源消失后，保存的数据不丢失。接地信号输出：发生单相接地后输出接地信号。信号复归：可手动和远程复归接地报警信号。设置功能：可手动或远程设置装置主要参数，如：母线数、出线数、线路编号（名称）、启动电压等。自检功能：装置应具有自动检测功能，在正常运行期间，装置中单一电子元件（出口继电器除外）损坏时，不应造成装置误动作，且应发出装置异常信号。具有程序自恢复功能。8.7计量电表（专题）（1）计量装置与站控层通信应支持MMS协议，与合并单元通信应支持DL/T860-9-1或DL/T860-9-2标准或IEC60044协议的采样值。，通过网络方式或点对点方式采集电流电压信息。（2）电能计量装置应满足现行电能计量相关标准。宜配置数字量输入的电能表，支持DL/T860-9-1、DL/T860-9-2或IEC60044协议的采样值。9过程层的功能要求过程层设备包括互感器、合并单元、智能终端等设备。9.1电子式互感器9.1.1电子式互感器分电学电子式互感器和光学电子式互感器。电子式互感器测量用电流准确度应不低于0.2S（光学互感器达不到），500kV系统保护用电流准确度应不低于5TPE，其他用保护电流准确度应不低于5P；测量用电压准确度应不低于0.2，保护用电压准确度应不低于3P9.1.2光学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9.1.3电子式互感器的准确度要求应符合DL/T448的要求，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观测等。9.1.4双重化保护装置使用电子式互感器的传感模块和合并单元应冗余配置，并使用不同回路的电源供电。9.1.5双母线接线形式线路、变压器间隔宜装设三相VT，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。9.1.6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。9.1.7500kV变电站互感器配置1）220kV~500kV电压等级宜采用电子式电流互感器，其保护绕组宜按照保护的双重化要求双套配置。2）35kV电压等级可采用电子式电流互感器，其保护绕组宜按照单重化要求配置。3）主变各侧及中性点（或公共绕组）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。4）220kV~500kV出线、主变进线电子式电压互感器宜按照双重化要求配置，母线电子式电压互感器宜按单套配置。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。35kV及以下电压等级电子式电压互感器宜按照单重化要求配置。9.1.8220kV变电站互感器配置1）220kV电压等级宜采用电子式电流互感器，其保护绕组宜按照保护的双重化要求配置。110kV保护测控一体化双重配置时，其电流互感器绕组宜双重化配置。2）10kV可采用低功率电流互感器（LPCT）、低功率电压互感器（LPVT），亦可为电压电流的组合，输出信号通常为模拟小电压信号；如采用电子式互感器时，10kV保护测控装置可采用集中式。3）主变各侧及中性点（或公共绕组）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。4）110kV~220kV出线、主变进线电子式电压互感器宜按照双重化要求配置，母线电子式电压互感器宜按单套配置。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。9.1.9110kV变电站互感器配置1）110kV/35kV电压等级采用电子式电流互感器，单重化配置。2）10kV可采用低功率电流互感器（LPCT）、低功率电压互感器（LPVT），亦可为电压电流的组合，输出信号通常为模拟小电压信号；如采用电子式互感器时，10kV保护测控装置可采用集中式。3）主变各侧及中性点（或公共绕组）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。4）110kV电压等级采用测控保护一体化装置时，110kV出线电子式电压互感器宜按照单重化要求配置，母线电子式电压互感器宜按单套配置。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。9.1.1电子式互感器的准确度要求应符合DL/T448的要求，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