广东电网数字化变电站技术规范-12-27(2)

QB 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。

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/T 20840.7-2007 电子式电流互感器
GB/T 20840.8-2007 电子式电压互感器
GB/T 17626 电磁兼容试验和测量技术
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 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/T 634.5104-2002 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
广东电网DL/T 634.5104-2002实施细则
广东电网DL/T 634.5101-2002实施细则
DL/T 5218-2005 220kV～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/CSG 10011-2005 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
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 主要术语
3.1数字化变电站（digital substation）
数字化变电站是指按照DL/T860标准分为站控层、间隔层、过程层构建，采用DL/T860数据建模和通信服务协议，过程层采用电子式互感器等具有数字化接口的智能一次设备，以网络通信平台为基础，实现了变电站监测信号、控制命令、保护跳闸命令的数字化采集、传输、处理和数据共享，可实现网络化二次功能、程序化操作、智能化功能等的变电站。

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）（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（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。

3.6 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。

3.7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。

3.8 GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event）
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。

3.10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，或是控制室中一个独立单元。

3.11 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。

3.12 SV(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,220kV~500kV电压等级合并单元与保护双套配置可采用双单网方式（双重化两套设备分别组成两套独立单网）；
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。

4.2.3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网络技术要求
5.1 组网原则
5.1.1 500kV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。

5.1.2 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（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。

5.1.3 220kV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。

5.2网络设备技术要求
5.2.1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。

5.2.2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。

5.2.3网络交换机应满足如下技术要求：
1)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）；
2)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。

3)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；
4)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；
5)支持基于VLAN (802.1q ) 的网络隔离和安全
6)支持IEEE802.1p优先级协议
7)支持Quality of Service (802.1p) ，支持实时数据流
8)支持组播过滤
9)支持端口速率限制和广播风暴限制
10)支持端口配置、状态、统计、镜像、安全管理、SNMP
11)支持光纤口链路故障管理
12)支持基于端口的网络访问控制(802.1x)
13)支持RSTP（注：采用环形网络结构时要求具备此项功能）
14)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）
15)无风扇设计
16)提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等
17)符合IEEE 1613 Class 2 标准(电力)
18)符合IEC 61850-3 (电力)
19)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。

6 软件要求
6.1 软件总体要求：
1）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。

2）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。

3）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。

4）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。

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、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。

配置工具应能对导入导出的配置文件进行合法性检查，生成的配置文件应能通过SCL的schema验证，并生成和维护配置文件的版本号和修订版本号。

6.3.2配置工具能自动正确识别和导入不同制造商的模型文件。

6.3.3应具备的配置文件包括：
1)ICD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。

2)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。

3)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；
4)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。

1）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。

2）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》。

3）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：
a)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；
b)远动装置应具备与调度中心和站内GPS系统对时的功能；
c)采用模块化结构，便于维护和扩展；
d)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；
e)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》。

4）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。

5）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。

6）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。

7.1.2 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：
1)处理器字长≥64位
2)主频：≥1.6GHZ
3)内存：≥1GB
4)硬盘：≥160GB
5)网卡：100M
7.2数据库的建立与维护
7.2.1自动化系统应建立实时数据库和历史数据库：
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。

7.2.2数据库管理
数据库内容包括系统所采集的实时数据、变电站主要电气设备的参数、作为历史资料长期保存的数据、经程序处理和修改的数据等。

数据库管理功能包括：
1)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；
2)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；
3)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；
4)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；
5)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；
6)可以生成多种数据集，用作培训、研究、计算等用；
7)可方便地交互式查询和调用；
8)应有实时镜象功能。

7.3监视和报警
7.3.1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。