广东电网500kV变电站自动化系统技术规范概要.docx

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广东电网500kV变电站自动化系统技术规范概要

目录

前言（iii

1适用范围（1

2规范性引用文件（1

3总则（2

4主要术语（3

5系统构成（5

5.1系统结构（5

5.2网络（5

6硬件构成（5

6.1站控层设备（5

6.2间隔层设备（8

6.3网络设备（9

7软件要求（10

7.1软件总体要求（10

7.2软件结构（11

7.3基于DL/T860标准的变电站自动化系统配置要求（15

8站控层功能要求（15

8.1数据库的建立和维护（15

8.2监视和报警（16

8.3人机界面（19

8.4控制与操作（19

8.5远动功能（20

8.6电压无功自动调节（21

8.7同步对时（22

8.8继电保护信息采集（22

8.9事件顺序记录及事故追忆（22

8.10电能量处理（22

8.11统计及计算（23

8.12制表打印（23

8.13自诊断与自恢复（23

8.14管理功能（24

8.15其他通信接口及协议（24

8.16系统备份与恢复（25

9间隔层功能（25

9.1数据采集和处理（25

9.2同期（25

9.3测控单元就地显示及操作（26

9.4同步对时（26

9.5测控单元的自诊断功能（26

10五防子系统（27

10.1总体要求（27

10.2站控层防误技术要求（27

10.3间隔层防误技术要求（30

10.4五防操作步骤（30

10.5防误闭锁范围（31

11性能指标（32

11.1系统性能指标（32

11.2抗干扰能力（33

12防雷和接地（34

12.1总体要求（34

12.2信号系统防雷（34

12.3接地与屏蔽（35

13机柜（35

14场地与环境（36

附录A模拟量输入信号（38

附录B开关量输入信（43

附录C开关量输出信号（115

附录D电能量信号采集参数（117

附录E500kV变电站自动化系统典型结构图（118

附录F500kV变电站远动装置及保信子站接入调度数据网方案图（119

附录G变电站防误闭锁典型逻辑关系及操作闭锁回路（120

-ii-

前言

500kV变电站为目前广东电网公司最高电压等级的变电站,是电网的枢纽核心。

在500kV变电站中选用技术先进、功能完善可靠的自动化系统对保障电网安全意义重大。

为科学地建立和健全广东电网公司标准体系,规范500kV变电站自动化系统的各项技术要求,提高二次系统的技术含量,实现广东电网统一开放、结构合理、技术先进、安全可靠的战略目标,特制定本规范。

2007年1月,广东电网公司颁布了《广东电网500kV变电站自动化系统技术规范》,为公司系统内500kV变电站自动化系统的规范化建设打下了良好基础。

近年来,全国电力系统管理及其信息交换标委会相继制定了等同采用IEC61850系列标准的DL/T860《变电站通信网络和系统》系列标准,国内有关单位积极参与标准研究和产品开发应用。

同时,部分应用功能在新时期又有了新的技术要求。

为使规范更具时效性和可操作性,特对原《广东电网500kV变电站自动化系统技术规范》、《广东电网变电站自动化系统五防子系统功能验收规范》和《广东电网公司变电站二次系统防雷接地规范》进行整合和修编,修编后的技术规范名称为《广东电网500kV变电站自动化系统技术规范》。

本规范颁布实施之日,原《广东电网500kV变电站自动化系统技术规范》（广电生[2007]4号、《广东电网变电站自动化系统五防子系统功能验收规范》（广电生[2007]6号和《广东电网公司变电站二次系统防雷接地规范》（广电生[2007]5号同时废止。

本规范将作为广东电网新建、扩建、改建的500kV变电站自动化系统的技术性指导文件,对系统的各方面均提出了具体的技术要求。

本规范共有七个附录,均为资料性附录。

本规范由广东电网公司生产技术部提出、归口并解释。

广东电网500kV变电站自动化系统技术规范

1适用范围

本规范适用于广东电网公司新建、扩建、改建的500kV变电站自动化系统工程。

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,然而,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/T2887-2000电子计算机场地通用规范

GB/T13850-1998交流电量转换为模拟量或数字信号的电测量变送器

GB/T15153.1-1998远动设备及系统第2部分;工作条件第1篇:

电源和电磁兼容性

GB/T15153.2-2000远动设备及系统第2部分;工作条件第2篇:

环境条件

GB/T16435.1-1996远动设备及系统接口（电气特性

GB/T17626电磁兼容试验和测量技术

GB/T13729-2002远动终端设备

GB50062-1992电力装置的继电保护和自动装置设计规范

GB14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程

DL/T621-1997交流电气装置的接地

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

DL/T667-1999远动设备及系统第5-103部分:

传输规约继电保护设备信息接口配套标准

DL5002-1991地区电网调度自动化设计技术规程

DL5003-1991电力系统调度自动化设计技术规程

DL/T5137-2001电测量及电能计量装置设计技术规定

DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程

DL/T5103-199935~110kV无人值班变电站设计规程

DL/T860变电站通信网络和系统

DL/T672-1999变电站电压无功调节控制装置定货技术条件

DL/T5149-2001220-500kV变电所计算机监控系统设计技术规程

DL/T687-1999微机型防止电气操作装置通用技术条件

SDJ2-88220-500kV变电站设计技术规程

电网与电厂自动化系统及调度数据网络安全防护规定（国家经济贸易委员会第30号令,2002年5月

电力二次系统安全防护规定（国家电力监管委员会第5号令,2005年2月

中国南方电网继电保护故障信息系统通信与接口规范（中国南方电网责任有限公司,2005年3月

《广东省电力系统继电保护反事故措施2007版》

广东电网公司防止电气误操作闭锁装置技术规范

广东电网电力二次系统安全防护实施规范（广电生【2008】117

广东电网变电站GPS时间同步系统技术规范

广东电网继电保护故障及信息系统子站技术规范

广东电网调度及变电站自动化系统用交流不间断电源系统技术规范

广东电网公司变电站直流电源系统技术规范

3总则

3.1为了适应变电站自动化系统技术的发展和广东电网500kV变电站自动化系统建设的需要,确保变电站安全优质经济运行。

根据安全可靠、技术适度超前、经济合理的原则,为统一广东电网500kV变电站自动化系统的技术标准,特制订本规范。

3.2新建/改造的变电站自动化系统的建设应支持DL/T860或DL/T667-1999标准,并遵循如下原则:

1有利于全系统的安全、稳定控制和事故/故障处理,提高运行的可靠性、经济性,

进一步保证供电的质量;

2简化变电站自动化设备及有关二次设备的硬件配置,避免重复,实现资源共享;

3系统具有开放性,满足不同制造商的设备间互操作要求;

4减少变电站二次设备间的互连线,节约控制电缆;

5有利于运行方便、维护简单。

3.3变电站自动化系统的建设、改造除执行本规范外,还应执行现行有关标准、规范和规程、规定。

如本规范中的条款与上级主管部门制定的相应标准不一致时,则执行技术要求较高者。

4主要术语

4.1变电站自动化（SubstationAutomation:

是指将变电站的二次设备（包括控制、保护、信号、测量、自动装置、远动装置等应用自动控制技术、微机及网络通信技术,经过功能的重新组合和优化设计,组成计算机的软硬件设备对变电站执行控制、保护、测量、运行操作管理、信息远传及其协调的一种自动化系统。

它具备统一规划、整体管理、功能综合化（其综合程度可以因不同的技术而异,结构微机化,操作监视屏幕化,运行管理智能化等特征。

4.2分层式（hierarchicalstructure:

一种将元素按不同级别组织起来的方式。

其中,较上级的元素对较下级的元素具有控制关系。

4.3分布式（Distribution:

指变电站自动化系统的构成在资源逻辑或拓扑结构上的分布（未强调地理分布,强调从系统结构的角度来研究处理和功能上的分布问题。

4.4分散式（Decentralization:

相对于集中式而言,强调了要面向对象和地理位置上的分散（未强调必须具备分布式的各种条件。

4.5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。

4.6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。

4.7站控层（StationLevel:

由主机、操作员站、远动装置、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。

4.8直采直送（Directacquisitionandtransmission:

直采直送要求远动装置与站内自动化设备相对独立:

操作员站、主机的任何操作和设备故障等对远动通信无任何影响,反之亦然。

远动通信的上传数据直接从间隔层设备获取,不再做中间处理,只需转换为调度通信规约即可送出。

4.9电磁骚扰（ElectromagneticDisturbance:

使器件、设备或系统性能降低的任何电磁现象。

4.10电磁干扰（ElectromagneticInterference（EMI:

由电磁骚扰所引起的设备、传输通道或系统性能的降低。

4.11电磁兼容性（ElectromagneticCompatibility（EMC:

设备或系统在其所处的电磁环境中正常工作,并要求不对该环境中其他设备造成不可承受的电磁骚扰的能力。

4.12平均故障间隔时间（Mean-Time-BetweenFailures（MTBF:

工作设备的故障之间所能期望（指一种统计学的期望值的时间（h。

4.13顺控（顺序化控制（Ordercontrol

指在需要进行一系列倒闸操作时,通过单个操作命令,改变过程状态。

4.14五防子系统

指变电站自动化系统中,用于实现五防闭锁的功能模块及相应的电脑钥匙、锁具等构成的子系统,与变电站自动化系统一体化配置。

4.15GOOSE（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。

在本规范中一般用于间隔层联闭锁信号的传输。

4.16雪崩处理能力（AvalancheTreatmentAbility

雪崩处理能力是指变电站自动化系统在测控装置、保护装置等设备同时产生大量变化数据时的处理能力。

5系统构成

5.1系统结构

5.1.1变电站自动化系统宜由站控层和间隔层两部分组成,并用分层、分布、开放式网络系统实现连接。

站控层设备及网络发生故障而停运时,不能影响间隔层的正常运行。

5.1.2站控层由计算机网络连接的系统主机及操作员站和各工作站等设备构成,提供站内运行的人机联系界面,实现管理控制间隔层设备等功能,形成全站监控、管理中心,并可与调度中心和集控站通信。

站控层的设备宜集中布置。

5.1.3间隔层由测控单元、间隔层网络和各种网络、通信接口设备等构成,完成面向单元设备的监测控制等功能。

间隔层设备宜按相对集中方式分散下放到各个继保小室,按串或间隔组屏。

5.1.4系统结构的分布性必须满足系统中任一装置故障或退出都不应影响系统的正常运行。

5.2网络

5.2.1全站应采用100M以太网作为通信网络,并采用冗余通信网络结构,冗余组网方式宜采用双星型网,双网均应同时进行数据通信。

5.2.2应具备合理网络架构和信息处理机制,保证在正常运行状态及事故状态下均不会出现因为网络负荷过重而导致系统死机或严重影响系统运行速度的情况。

5.2.3应合理划分子网,每一继电器小室可设一子网。

5.2.4变电站的网络安全还应遵守国家经济贸易委员会下发的《电网与电厂自动化系统及调度数据网络安全防护规定》和国家电力监管委员会颁布的《电力二次系统安全防护规定》,并满足《广东电网电力二次系统安全防护实施规范》要求。

5.2.5外网IP地址必须符合广东电网公司调度专用网IP地址规划。

6硬件构成

6.1站控层设备

站控层设备包括主机、操作员工作站、远动工作站、保信子站、五防主机以及其它智能接口设备等。

1主机

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。

应采用两

台主机互为热备用工作方式。

主要技术性能:

处理器字长≥64位

主频:

≥1.6GHZ

内存:

≥1GB

硬盘:

≥160GB

网卡:

100/1000M

2操作员工作站

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。

应配置两台操作员站,操作员站间应能实现相互监视操作的功能。

主要技术性能:

处理器字长≥64位

主频:

≥1.6GHZ

内存:

≥1GB

硬盘:

≥160GB

网卡:

100/1000M

3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。

500kV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,接入调度数据网方案示意图详

见附录F。

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。

当远动工作站采集不正常时,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远动工作站在故障、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远动工作站应具备与调度中心和站内GPS系统对时的功能;

c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F。

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》。

5五防子系统

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,应独立配置一台五防主机。

6智能接口设备

智能接口设备应能为站内其它规约的设备提供通信规约转换。

6.2间隔层设备

6.2.1测控装置

6.2.1.1间隔层的测控装置应面向对象设计,采用统一的硬件平台、软件平台和数据库管理。

6.2.1.2装置应采用32位及以上CPU和DSP硬件平台,14位及以上高精度模数转换器,采用嵌入式实时操作系统（RTOS。

6.2.1.3测控单元宜按安装单元配置。

6.2.1.4测控单元应满足以下基本要求:

1测控单元应是模块化、标准化的结构,易维护和更换方便,且模块宜允许带电插拔;

任何一个模块发生故障,应不影响其它模块的正常运行。

测控单元应配备诊断、维护、编程接口;

2测控单元应选用强电I/O模块,能在静电、高频、强磁场干扰的环境中正常工作而不

降低精度和处理能力,抗干扰能力能满足变电站运行环境的要求;

3应保证在接点抖动（单点防抖时间可设置和存在外部干扰的情况下不误发信号;

4测控单元应具备断路器合闸同期检测功能和“捕捉”同期功能,PT二次回路断线时,

不能造成非同期合闸;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;

5间隔层的单元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测控屏采用110V或220V直流供电方式,当电压波动范围在20%内时,测控单元应

能正常工作;

7测控单元应能互相通信,实现状态信息共享;

8测控单元应能记录各种操作命令的源地址、时间;

9测控单元应能设置所测量间隔的检修状态,检修状态下可设置所有自动化信息不上送

各级调度主站;

10测控单元在进行遥控操作或传动试验时,必须进行密码确认,不允许密码缺省。

6.2.1.5交流工频电量测量输入回路

交流工频电量测量应采用交流采样方式。

1额定交流输入:

电流1A,电压100V（线电压;3/100（相电压;220V/380V（站

用电,频率50Hz;

2采样速度应≥32点/周波;

3输入回路应有电气隔离;

4满量程应有2倍的裕度,满量程后数据不能归零,且上送标志位;

5交流采样测量误差≤0.2%（U,I;≤0.5%（P,Q;

6模拟量死区整定值≤0.2%;

7遥测扫描周期≤1s。

6.2.1.6非电气量直流输入回路

非电量信号宜采用直流采样。

1模拟量输入:

4~20mA/0~20mA和1~±5V/0~±5V;

2A/D转换精度≤0.2%;

3模拟量死区整定值≤0.2%。

6.2.1.7开入量（包括BCD码输入回路

1输入方式:

空接点,并经光电隔离,光隔启动电压应高于额定电压的70%,返回电压

不低于50%;

2输入回路应有防抖动的滤波回路;

3SOE分辨率≤1ms。

6.2.1.8开关量输出回路

1输出方式:

空接点;

2接点容量:

接点闭合容量（不断弧:

8A250VAC,5A220VDC,10A110VDC;

接点开断容量:

8A250VAC,0.5A220VDC,1A110VDC

3对断路器、刀闸控制宜采用脉冲输出,输出继电器接点闭合自保持时间:

20ms~60s

可调。

6.3网络设备

6.3.1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、路由器等,双重化布置的网络应采用两个不同回路的直流电源供电。

6.3.2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。

6.3.3网络交换机应满足如下技术要求:

1采用直流供电的工业以太网交换机,应采用无风扇设计,有较宽的工作温度范围（-25

度到55度;

2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;

3端口应支持100M,采用RJ45接口或光纤,端口数量不少于16个;

4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;

5应支持网络风暴抑止和网络流量控制功能;

6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;

7在基于DL/T860标准的自动化系统中采用的交换机应支持实时镜像、SNMP、QOS、

优先级、组播等功能,并满足DL/T860-3中各项技术要求。

7软件要求

7.1软件总体要求

7.1.1可靠性要求

1系统的开发应遵循软件工程的方法,经过充分测试,程序运行稳定可靠,系统软件平

台应选择可靠和安全的版本;

2系统的重要单元或单元的重要部件应为冗余配置,保证整个系统功能的可靠性不受单

个故障的影响;

3系统应能够隔离故障,切除故障应不影响其它各节点的正常运行,并保证故障恢复过

程快速而平稳;

4系统应遵循共同的国际或国内标准,以保证不同产品组合一起能可靠地协调工作。

7.1.2开放性要求

1系统应遵循国际标准,满足开放性要求,选用通用的或者标准化的软硬件产品,包括

计算机产品、网络设备、操作系统、网络协议、商用数据库等均遵循国际标准和电力工业标准;

2系统应采用开放式体系结构,提供开放式环境,能支持多种硬件平台,支撑平台应采

用国际标准开发,所有功能模块之间的接口标准应统一,支持用户应用软件程序的开发,保证能和其它系统互联和集成一体,或者很方便的实现与其他系统间的接口;3系统具有良好的可扩展性,可以逐步建设、逐步扩充、逐步升级,以满足电网监控与

运行管理不断发展的要求。

7.1.3可维护性要求

1系统应具备图模库一体化技术,方便系统维护人员画图、建模、建库,保证三者数据

的同步性和一致性;

2系统应具备简便、易用的维护诊断工具,使系统维护人员可以迅速、准确的确定异常

和故障发生的位置和发生的原因;

3软件产品应有完整详细的使用和维护手册。

7.1.4安全性要求

1满足《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》和全国电力二次系

统安全防护总体框架对变电站自动化系统的安全要求;

2系统应具有高度的安全保障特性,能保证数据的安全、信息的安全和具备一定的保密

措施,执行重要功能的设备应具有冗余备份,系统运行数据要有双机热备份,防止意外丢失;

3如系统通过网络通道与调度中心连接,则系统应设置防火墙,最大限度地阻止从外部

对系统的非法侵入,有效地防止以非正常的方式对系统软、硬件设置及各种数据进行更改等操作;

4系统的管理上应采取各种措施防止内部人员对系统软、硬件资源、数据的非法利用,

严格控制各种计算机病毒的侵入与扩散,当入侵发生时系统能及时报告、检查与