南方电网110kV及以下变电站计算机监控系统技术规范(发布版)

Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准

Q/CSG 110025 -2012

南方电网110kV及以下变电站

计算机监控系统技术规范

Technical specifications

of the Supervisory Control and Data Acquisition System of 110kV

Substations in China Southern Grid

中国南方电网有限责任公司发布

前言

电力调度自动化系统是电力系统的重要组成部分，是确保电力系统安全、优质、经济运行和电力市场运行的基础设施，是提高电力系统运行水平的重要技术手段。变电站计算机监控系统是电力自动化系统的重要组成部分，是电力调度自动化系统的基础数据来源和远方控制的必备手段。

为完善调度自动化专业标准体系，规范和指导南方电网110kV及以下变电站计算机监控系统的建设，制定本规范。

本规范以中华人民共和国电力行业相关标准为基础，参照其它相关国家标准、行业标准及相关技术规范、规定，并考虑南方电网110kV及以下变电站的实际运行情况和无人值班站的发展要求而制定，是南方电网新建、扩建、改建110kV及以下变电站计算机监控系统的技术性指导文件。

本规范附录A～F为资料性附录。

本规范由中国南方电网系统运行部（中国南方电网电力调度控制中心）提出、归口管理和解释。

本规范主要起草人：陶文伟、周群、胡荣、杜龙、张喜铭、赵小燕、周鹏、刘杰、李赟、黄曙、陈晓兵、李劲、赵向辉、李文军、游复生、禤文健。

本规范自颁布之日起执行。

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目录

1范围 (1)

2规范性引用文件 (1)

3术语和定义 (2)

4总则 (5)

4.1总体要求 (5)

5系统构成 (6)

5.1系统结构 (6)

5.2分层结构 (6)

5.3系统网络结构 (6)

6硬件要求 (7)

6.1总则 (7)

6.2站控层设备 (7)

6.3间隔层设备 (9)

6.4过程层设备 (12)

6.5网络设备 (14)

6.6在线式五防锁具 (15)

6.7屏柜 (15)

7软件要求 (16)

7.1软件总体要求 (16)

7.2软件结构 (17)

7.2.3网络通信软件 (19)

7.2.4应用软件 (19)

8 站控层功能要求 (19)

8.1数据采集和处理 (19)

8.2监视 (20)

8.3控制与操作 (21)

8.4五防功能 (22)

8.5电压无功自动调节 (24)

8.6报警处理 (25)

8.7事件顺序记录及事故追忆 (25)

8.8统计计算 (26)

8.9 同步对时功能 (26)

8.10制表打印 (27)

8.11人机界面 (27)

8.12远动功能 (27)

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8.13在线自诊断与冗余管理 (28)

8.14保护信息管理功能 (29)

9间隔层功能要求 (29)

9.1数据采集功能 (29)

9.2数据处理 (29)

9.3控制 (30)

9.4开关量输出信号 (30)

9.5开关同期检测 (30)

9.6测控单元就地显示及操作 (31)

9.7通信功能 (31)

9.8时间同步对时 (31)

9.9 测控保护一体化装置 (31)

9.10测控单元的自检功能 (31)

9.11通信接口及协议 (32)

10系统性能技术指标 (32)

10.1站控层性能指标 (32)

10.2间隔层性能指标 (33)

10.3网络性能指标 (34)

10.4 电磁兼容性能 (34)

11设备布置 (34)

12场地与环境 (35)

13电源 (35)

14防雷与接地 (36)

15电缆选择和敷设 (36)

16附录 (37)

附录 A模拟量输入信号 (38)

附录 B开关量输入信号 (44)

附录 C开关量输出信号 (71)

附录 D电能量信号采集参数 (73)

附录 E现场验收内容 (73)

附录 F 110kV变电站计算机监控系统典型结构图 (79)

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Q/CSG110025-2012南方电网110kV及以下变电站计算机监控系统技术规范

1范围

本规范适用于南方电网范围内运行的110kV及以下变电站计算机监控系统的设计、建设、改造及验收等工程。

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/T 2887-2000 电子计算机场地通用规范

GB/T 15153.1-1998 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/T 15153.2-2000 远动设备及系统第2部分；工作条件第2篇：环境条件

GB/T 16435.1-1996 远动设备及系统接口（电气特性）

GB/T 17626 电磁兼容试验和测量技术

GB 50217-2007 电力工程电缆设计规范

GB/T 13729-2002 远动终端设备

GB 50062-2008电力装置的继电保护和自动装置设计规范

GB 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程

DL/T 621-1997 交流电气装置的接地

DL/T 630-交流采样远动终端技术标准

DL/T 516-2006 电力调度自动化系统运行管理规程

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

DL/T 667-1999 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DL/T 719-2000 远动设备及系统第5-102部分：传输规约电力系统电能累计量传输配套标准DL 451-91 循环式远动规约

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Q/CSG110025-2012

Q/CSG 110007 -2012南方电网DL634.5.101-2002远动协议实施细则

Q/CSG 110006 -2012南方电网DL634.5.104-2002远动协议实施细则

DL/T 5137-2001 电测量及电能计量装置设计技术规定

DL/T 5002-地区电网调度自动化设计技术规程

DL/T 5003-电力系统调度自动化设计技术规程

DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程

DL/T 672-1999 变电站电压无功调节控制装置定货技术条件

DL/T5103-1999 35~110kV无人值班变电所设计规程

DL/T 687-1999 微机型防止电气操作装置通用技术条件

DL/T 860变电站内通信网络和系统

DL/T 1101-2009 35~110kV变电站自动化系统验收规范

电力二次系统安全防护总体方案（电监安全[2006]34号）

Q/CSG 11006-2009中国南方电网数字化变电站技术规范

Q/CSG 110005 -2012中国南方电网电力二次系统安全防护技术规范

Q/CSG 115001 -2012中国南方电网调度自动化系统不间断电源配置规范

Q/CSG 110018 -2011南方电网数字及时间同步系统技术规范

中国南方电网继电保护故障信息系统通信与接口规范

中国南方电网继电保护信息系统技术规范

3术语和定义

下列术语和定义适用于本文件，具有通用性。

3.1

变电站自动化Substation Automation

变电站自动化是指将二次设备(包括控制、保护、测量、信号、自动装置和远动装置)利用微机和网络技术经过功能的重新组合和优化设计，对变电站执行自动监视、测量、防误、控制和协调的一种综合性的自动化系统，是自动化和计算机、通信技术在变电站领域的综合应用。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），系统构成数字（微机）化及模块化，操作监视屏幕化，运行管理智能化等特征。

3.2

2

Q/CSG110025-2012

数字化变电站Digital Substation

数字化变电站是指按照站控层、间隔层、过程层构建，过程层采用具有数字化接口的智能一次设备，以网络通信平台为基础，采用DL/T860数据建模和通信服务协议，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。

3.3

分层式Hierarchical structure

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。

3.4

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。

3.5

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）。

3.6

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。

3.7

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。

3.8

站控层Station Level

由主机、操作员站、远动装置、继电保护信息子站、五防工作站、通信设备等构成，面向全变电站进行运行管理的中心控制层。

3.9

数据采集Data Acquisition

3

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将现场的各种电气量及状态信号转换成计算机能识别的数字信号，并存入计算机系统。

3.10

数据处理Data Processing

对相关设备的各种数据进行系统化操作，用于支持系统完成监测、保护、控制和记录等功能。

3.11

直采直送Direct acquisition and transmission

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。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。

3.12

时钟同步Time Synchronization

卫星同步对时系统接收卫星同步对时信号，对全站二次设备进行的时间同步，它能提供精确的时间同步信号，统一变电站1的时间基准。

3.13

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。

3.14

雪崩处理能力Avalanche Treatment Ability

雪崩处理能力是指变电站计算机监控系统在测控装置、保护装置等设备同时产生大量变化数据时的处理能力。

3.15

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报告。

3.16

采样数据值Sample Value（SV）

指从合并单元到间隔层设备的采样数据，也可写为SMV。

3.17

4

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智能终端Intelligent Terminal

智能终端是指与一次设备就近安装，实现信息采集、传输、处理、控制的智能化电子装置。3.18

合并单元 Merging Unit

用以对来自二次转换器的电流和电压数据进行时间相关组合的物理单元。

4总则

4.1总体要求

变电站计算机监控系统应跟随变电站自动化技术的发展，适应南方电网110kV及以下变电站建设、运行的需要，遵循安全可靠、技术适度超前、经济合理、符合国情的原则，采用开放性、可扩充性、抗干扰性强、有运行业绩的成熟可靠产品，应满足南方电网电力调度自动化系统总体规划的要求，并充分考虑和满足变电站集中控制、无人值班的运行需求。

4.2变电站计算机监控系统的建设应遵循如下原则：

1）提高变电站安全生产水平、技术管理水平和供电质量；

2）使变电站运行简单可靠，提高资源共享度，降低造价，提高系统综合效益。

4.3为规范二次设备之间交换数据、配置文件和系统集成的标准，实现变电站保护、测控、远动装置等智能电气设备的互操作性，实现一次设备智能化、二次设备网络化、运行管理自动化，全面提升变电站运行管理的自动化水平，实现全站信息共享，降低变电站建设和维护成本，监控系统的建设应以信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为目标，采用DL/T860标准和分层分布式架构，以满足智能电网对变电站的基本要求，为将来扩展高级功能、建设更高一级的智能化变电站奠定基础。

4.4变电站计算机监控系统的设计和建设除执行本规定以外，还应执行国家、电力行业现行的有关标准、规范和规程。如本规范中的条款与相应标准不一致时，则执行较高标准的技术要求。

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Q/CSG110025-2012 5系统构成

5.1系统结构

5.1.1监控系统向上作为调度和集控中心的远方终端，同时又相对独立，站内自成系统，总体结构可分为集中式和分层分布式两种，110kV及以上变电站应采用分层、分布式结构，层与层之间应相对独立又紧密联系，数据应实现无缝传输。

5.1.2目前监控系统按一、二次设备的配合关系可分为：常规一次设备、二次设备通信基于IEC 60870 -5-103协议的计算机监控系统（或综合自动化系统）；常规一次设备、二次设备基于DL/T860框架的计算机监控系统；一次设备智能化、基于DL/T860框架的二次设备网络化的数字化变电站计算机监控系统。

5.2分层结构

5.2.1采用符合DL/T860标准的体系结构和智能一次设备的完整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，层与层之间应相对独立。

5.2.2不采用智能一次设备的变电站计算机监控系统由两个层次构成，分别为间隔层、站控层。

5.2.3过程层主要设备包括智能一次设备（含电子式互感器）、智能终端、合并单元等，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。

5.2.4间隔层由计算机网络连接的若干监控子系统组成，包含严格按间隔进行配置测控单元、间隔层网络和各种网络、通信接口设备等，完成面向单元设备的监测控制等功能，在站控层失效的情况下，间隔层设备仍能独立完成本间隔的就地监控功能。

5.2.5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。

5.3系统网络结构

5.3.1变电站计算机监控系统网络结构采用间隔层设备直接上站控层网络，测控装置直接与站控层通信的结构。在站控层网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据的监测和断路器控制功能。

5.3.2站控层网络负责站控层各个工作站之间和来自间隔层的全部数据的传输和各种访问请求。网络传送协议采用TCP/IP网络协议，网络传输速率≥100Mbit/s，网络配置规模需满足工程远期要求。

5.3.3网络拓扑结构可采用星型、环形或两种相结合的方式。站控层、间隔层、过程层设备均应采

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用冗余配置的以太网方式组网，传输速率不小于100Mbps，并应具有良好的开放性，以满足与电力系统专用网络连接及变电站容量扩充等要求，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。且应优先采用通信效率高、可靠性好的信息交换技术，如：负载自动平衡式的双网均流技术、GOOSE协议等。

5.3.4采用DL/T860标准的数字化变电站计算机监控系统，间隔层设备通过交换机与站控层以太网连接，站级网络与过程层GOOSE网分别独立组网，站控层与间隔层网络主要传输MMS和GOOSE两类信号，过程层与间隔层网络主要传输GOOSE和SV两类信号，GOOSE信号和SV信号可分别组网，也可合并组网，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。

5.3.5采用DL/T667-1999 （IEC60870-5-103 ）标准，间隔层设备通过交换机与站控层以太网连接，测控单元、保护装置共同组网，保护故障信息独立组网，不与监控系统主网共网传输。可利用装置的第三网口独立组网后形成继电保护故障及信息子系统。

5.3.6 继电器小室与控制室的网络通信应采用光纤网络联接。间隔层设备通过交换机与站控层以太网连接。

6硬件要求

6.1总则

6.1.1变电站计算机监控系统的硬件设备必须选用性能优良、符合工业标准的通用产品，运行期间应保证有备品备件供应。

6.1.2变电站计算机监控系统的硬件设备应具备高可靠性要求，满足变电站运行监视、控制的实时性、连续性、高可靠性等要求。

6.1.3变电站计算机监控系统的间隔层设备必须按电气单元独立配置，母线设备和站用电设备的监控单元应单独配置。

6.1.4变电站计算机监控系统应采用模块化、标准化的结构，易维护、易扩展和更换方便。

6.2站控层设备

6.2.1站控层设备包括操作员工作站、远动装置、网络通信设备、继电保护故障及信息子站、五防工作站、卫星同步对时系统、打印设备、音响报警设备以及其它智能接口设备等。

6.2.2站控层的重要设备如：远动装置、网络通信设备等应采取冗余配置（一般为两台）以保证连续

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运行的可靠性。

6.2.3站控层的重要设备如：操作员工作站、远动装置的网络通信接口应采取冗余配置（一般为两套及以上）。

6.2.4站控层的计算机设备的配置应满足变电站（终期规模）运行监视控制的实时性、可靠性要求以及监控系统运行周期内计算机设备及配件的可维护要求，配置的存储容量应能满足所有重要的历史数据保存3年的要求。

6.2.5站控层五防系统可采用独立微机五防、一体化五防或在线式五防模式。

独立微机五防、一体化五防系统主要包含五防工作站、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。户外的编码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。

在线式五防系统是充分利用变电站计算机监控系统全站监控功能，经集成在监控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按操作票顺序逐步开放操作的一套防误闭锁系统。在线式五防系统主要包含五防工作站、五防软件、在线式五防锁具等。

独立微机五防系统独立配置全站微机五防工作站，以信息共享方式与监控系统进行数据交换和实现电气操作防误闭锁功能。一体化五防系统、在线式五防系统与监控系统一体化配置，五防工作站与操作员站切换/互为备用，五防软件是监控系统后台软件的子模块。

6.2.6全站宜配置继电保护故障及信息子站（简称：保信子站），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端进行数据转发，各项要求应满足《中国南方电网继电保护故障及信息系统子站技术规范》中的有关规定，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》。

6.2.7变电站计算机监控系统的网络通信采用冗余配置的工业级以太网交换机，交换机的以太网接口应满足工程需要且预留一定数量的备用数量，用于小室与小室间的级联时应具备光模块。

6.2.8全站配置远动信息远传通信装置（简称：远动装置）以信息共享方式与监控系统进行数据交换，实现变电站远动功能，远动装置的配置必须满足调度、集控对电网运行监视控制的需求，传送各级调度的通信模块应独立配置，且宜支持热插拔，不应该存在单点故障导致系统全部失效的隐患。6.2.9远动装置采用基于工业控制的32位及以上多处理器通信装置，采用可靠性高、抗干扰强的嵌入式操作系统，无风扇、硬盘等机械转动部件，硬件采用模块化结构，便于维护和扩展。各级通信缓冲存储区的容量必须满足电网事故时各级调度对远动信息的实时性、准确性和正确性的要求。6.2.10 远动装置应支持网络通信、数字接口通信和四线模拟接口通信功能，模拟通信接口应支持FSK

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四线模拟接口，配置的电力专用的MODEM应满足ITU/V.23标准；收发信阻抗：平衡600ohm ；发送电平：0～-21dB可调；接收电平：+3～-43dB可调；中心频率可为1700至4000Hz的任意值，频偏为100至600 Hz的任意值，精度为1Hz；数字通信接口应支持RS-232，速率600~96 00 bit/s 6.2.11远动通信接口数量的最低要求：

每台远动装置的远动接口不少于：4个10M/100M网络接口、2个串口、2个远动通信防雷保护器、MODEM 2只等。

6.2.12站控层设备与室外的电缆联接必须配置防雷设备。

6.2.13监控系统应配置具备规约转换功能的智能接口设备，支持不具备标准通信协议的站内二次智能设备的接入。

6.2.14全站应配置1台激光A4网络打印机，方便报表、故障报警和操作票的打印。

6.2.15全站应配置音响报警装置，由操作员工作站驱动音响报警，可按事故、事件等分类发出不同报警音响。

6.2.16全站统一配置卫星同步对时系统，同步方式推荐采用IRIG-B码，卫星同步对时系统可提供运行情况报警输出的空接点。卫星同步对时天线应配置防雷模块。

6.2.17全站统一配置交流不间断电源系统（UPS），共用站内直流系统电池，不间断电源系统配置满足《南方电网调度自动化系统不间断电源配置规范》要求。

6.2.18当采用网络方式进行远方信息通信时，全站应统一配置满足《中国南方电网电力二次系统安全防护技术规范》要求的二次系统安全防护设备。

6.3间隔层设备

变电站计算机监控系统的间隔层设备包括：测控单元、网络通信接口设备等。完成变电站数据采集、控制、监测、同步及本间隔防误操作闭锁等功能。

6.3.1测控装置

6.3.1.1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。

6.3.1.2 装置应采用32位及以上CPU或16位及以上DSP硬件平台，采用可靠性高、抗干扰强的嵌入式实时操作系统。

6.3.1.3测控单元应按电气单元独立配置，母线设备和站用电设备的监控单元应单独配置。

6.3.1.4各间隔测控单元的I/O回路数量应满足本间隔信号数量的要求，并预留备用。

6.3.1.5测控单元在组屏时应按电气单元配置手动应急操作把手/按钮。

6.3.1.6测控单元应满足以下基本要求：

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101) 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（MCU 和电源除外），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) 测控单元应采用直流供电方式，当电压波动范围在-20％+15%内时，测控单元应能正常工

作；

7) 测控单元宜具备相互间通信功能，实现状态信息共享和五防联锁功能；

8) 测控单元应能记录各种操作命令的源地址、时间等信息。

6.3.1.7模拟量输入

6.3.1.

7.1非数字化变电站的交流工频电量测量应采用交流采样方式。技术要求如下：

1) 额定交流输入：电流5A(6A)、1A(2A)，电压100V （线电压）；3/100（相电压）；110V/380V

（站用电），频率50Hz ；

2) 14位及以上高精度模数转换器，采样速度应≥32点/周波；

3) 输入回路应有电气隔离；

4) 电压互感器回路应有快速小开关保护；

5) 满量程应有200%的裕度，满量程后数据不能归零；

6) 交流采样测量误差≤0.2％（U ，I ）；≤0.5％（P ，Q ）；

7) 模拟量死区整定值≤0.2％；

8) 遥测响应时间≤ 0.5s ；

9) 其它指标应满足GB/T 13729/2002中的相关要求。

6.3.1.

7.2数字化变电站的通过SMV 网接收合并单元的SMV 值。

6.3.1.8非电气量直流输入回路

非电量信号宜采用直流采样。

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1)模拟量输入：4～20mA/0～20mA和1～±5V/0～±5V；

2)A/D转换精度≤0.2％；

3)模拟量死区整定值≤0.2％。

6.3.1.9开入量（包括BCD码）输入

6.3.1.9.1非数字化变电站的开入量通过无源接点输入方式。技术要求如下：

1)输入方式：无源空接点，并经光电隔离；

2)输入回路应有防抖动的滤波回路；

3)SOE分辨率≤2ms；

4)户外开关量的工作输入电压≥110/220V DC。

6.3.1.9.2数字化变电站内断路器、隔离开关等信号，由智能终端采集后通过GOOSE网络传送给测控装置，再由测控装置经MMS网络送至监控系统后台服务器。测控单元完成本间隔断路器、隔离开关控制功能，电气单元的这些测控功能必须由这一个测控装置实现，断路器和隔离开关控制通过GOOSE网络传送给智能终端，由智能终端开出硬接点完成断路器和隔离开关的分合闸，测控单元之间通过GOOSE实现间隔层的联闭锁功能。

6.3.1.10开关量输出回路

6.3.1.10.1非数字化变电站的开关量输出要求如下：

1)输出方式：空接点、硬压板；

2)接点容量：接点闭合容量（不断弧）：8A 250V AC，5A 220V DC；

接点开断容量：8A 250V AC，60W 220V DC

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～10s

可调。

6.3.1.10.2数字化变电站的开关量输出要求如下：

GOOSE输出：控制输出GOOSE报文，通过网络实现智能一次设备或采用智能终端方式的断路器、电动隔离开关和接地隔离开关操作。

6.3.1.11采用DL/T860标准的测控装置还应具备2个GOOSE专用网口和2个MMS专用网口，或GOOSE和MMS合用。

6.3.1.12采用DL/T860标准的测控装置应能按照DL/T860建模，并与站控层设备通信，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，并具有完善的自我描述功能；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。

6.3.1.13采用DL/T860标准的测控装置应支持通过GOOSE协议实现间隔层五防功能。

6.3.1.14采用DL/T860标准的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

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“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；保护装置也应当设置检修态，保证测试GOOSE通信正确，但不会实际跳闸。

6.3.1.15保护信号的输入

6.3.1.15.1非数字化变电站的重要的保护动作、装置故障信号等通过无源接点输入，其余保护信号通过保护信息采集器通过以太网接口或串口与监控系统相连，或通过保信子站上传各类保护信息。

6.3.1.15.2数字化变电站的保护信号不经测控装置，站控层设置直接通过MMS网采集保护信息。6.3.1.16非数字化变电站测控单元应提供可持续保持，输出接点用于串接在电气设备操作回路中实现防误操作的闭锁继电器。测控单元异常及失电时，闭锁继电器输出接点应在断开状态，防止误操作。

6.3.2 数字化变电站的其它间隔层设备总体要求

6.3.2.1所有间隔层设备应能按照DL/T860建模，并与站控层设备通信，并具有完善的自我描述功能；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。

6.3.2.2所有间隔层设备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。

6.3.2.3在任何网络运行工况流量冲击下，间隔层装置均不应死机或重启。

6.3.2.4保护装置应支持GOOSE协议，实现装置之间状态、命令传递及GOOSE跳闸功能。

6.3.2.5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。

6.3.2.6故障录波器应具有采样数据接口，从合并单元或交换机上接收采样信号，进行采样量的录波，同时应可记录重要的GOOSE开入开出量。

6.3.2.7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支持DL/T 860.9-1或DL/T 860.9-2标准。

6.3.2.8各类安全稳定装置应遵循DL/T 860标准建模和通信，包括备自投装置、低周减载装置等，其他功能要求等同于常规变电站的要求。

6.4过程层设备

6.4.1电子式互感器和合并单元

6.4.1.1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。

6.4.1.2对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的互感器宜采用低功耗的一体化互感器。

6.4.1.3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

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电源供电。

6.4.1.4合并单元的输出协议应优先采用DL/T 860.9-2，也可采用 DL/T 860.9-1或IEC60044。6.4.1.5合并单元宜具备多个光纤以太网口，全站采样速率宜统一，额定数据速率宜采用DL/T 860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。

6.4.1.6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。

6.4.1.7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。

6.4.1.8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。

6.4.1.9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。

6.4.1.10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。

6.4.1.11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。

6.4.1.12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：

1）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；

2）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；

3）合并单元应具备内部时钟，用于事件记录。

6.4.2智能终端

6.4.2.1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。

6.4.2.2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。

6.4.2.3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

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使用不同回路的电源供电。

6.4.2.4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。

6.4.2.5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。

6.4.2.6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100条，并能提供便捷的查看方法。

6.4.2.7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。

6.4.2.8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。

6.4.2.9智能终端应提供可持续保持，输出接点用于串接在电气设备操作回路中实现防误操作的闭锁继电器。智能终端异常及失电时，闭锁继电器输出接点应在断开状态，防止误操作。

6.5网络设备

6.5.1站控层、间隔层应独立配置网络汇聚设备，分别实现所有站控层、间隔层监控系统设备的汇聚接入，网络应采用双网结构，网络设备应冗余配置，冗余配置的网络设备采用不同直流母线段的直流电源供电。

6.5.2网络介质可采用超五类以上带屏蔽网络线，通往户外的通信介质采用铠装光纤。

6.5.3以太网交换机应能满足如下技术要求：

1)支持基于VLAN (802.1q ) 的网络隔离和安全；

2)支持IEEE802.1p优先级协议；

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

4)支持组播过滤；

5)支持端口速率限制和广播风暴限制；

6)支持端口配置、状态、统计、镜像、安全管理、SNMP；

7)支持光纤口链路故障管理；

8)支持基于端口的网络访问控制 (802.1x)；

9)支持RSTP（注：采用环形网络结构时要求具备此项功能）；

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10)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）；

11)无风扇设计；

12)提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等；

13)符合IEEE 1613 Class 2 标准(电力)；

14)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。

6.6在线式五防锁具

在线式五防锁具指受在线式五防系统控制，并实时向在线式五防系统反馈锁具开、闭锁状态的五防专用锁具。在线式五防锁具主要包括接地锁、网门锁、刀闸锁以及刀闸电机电源开关等闭锁设备。

6.6.1接地锁、网门锁、刀闸锁主要由操作机构、辅助接点、开锁操作状态指示器及紧急开锁机构等部分构成。锁具开启、上锁应方便、流畅、无卡涩，易于操作。正常使用过程中，不应产生自动开锁现象，并具有良好的防尘、防晒、防水、防潮、防霉、防锈、防腐、防异物开启和耐高、低温的性能以及足够的抗干扰能力，满足在温度介于-20℃～+70℃之间以及在沿海盐雾腐蚀环境下长期稳定运行的要求。在线式五防锁具的平均无故障时间（MTBF）应不小于50000h，开锁成功率达到100%。

6.6.2刀闸电机电源开关按间隔配置在现场端子箱，具备短路保护及过载保护功能，可远方遥控或就地手动操作，并提供反馈开关位置状态的辅助接点。刀闸电机电源开关的控制电压为直流110V、220V 或交流220V，动作寿命应不少于10000次。

6.7屏柜

6.7.1监控系统的屏柜应采用标准规格，与站内其它屏柜保持大小、颜色的一致，柜内的端子排应根据间隔和功能（模拟量、开关量输入、开关量输出、电源、通信和时间同步等）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。

6.7.2 屏上的所有设备单元分别配置独立的电源空气开关。

6.7.3 测控装置的工作电源应与遥信电源分开。

6.7.4 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。

6.7.5 屏柜或测控单元面板应有测控单元远方/就地操作选择开关、经五防闭锁的断路器手动应急分/合按钮、自动同期检测投入/退出选择开关以及闭锁投入/退出选择开关。

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6.7.6屏柜应设有与柜体绝缘的接地母线铜排，铜排截面积不小于100 mm2。

6.7.7 其它要求应符合DL/T5136的有关规定。

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。

5)系统使用的全部软件为正版软件，提供全套使用授权。

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。

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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，则系统的网络安全设置应满足《中国南方电网电力

二次系统安全防护技术规范》的具体要求；

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、检查与处理，系统万

一被入侵成功或发生其它情况导致数据服务崩溃时要能有良好的恢复机制。

7.2软件结构

监控系统软件由系统软件、应用软件组成，采用模块化结构，以便于修改维护。其中系统软件包括操作系统软件和数据库相关软件等。

7.2.1操作系统软件

操作系统软件是负责对计算机硬件直接控制及管理的系统软件，应包括系统生成包、编译系统、诊断系统和各种软件维护工具；应具有系统生成功能，使其能适应监控系统硬件的变化；应能支持用户开发的软件；能有效的管理各种外部设备，外部设备的故障不应导致监控系统的崩溃。

操作系统软件应采用国际通用的、成熟的实时多任务操作系统。110kV及以下变电站计算机监控系统的操作系统可采用符合POSIX和OSF标准的UNIX和LINUX操作系统，也可选用符合POSIX 和OSF标准的Windows 系列操作系统。

7.2.2数据库

数据库一般分实时数据库、历史数据库以及相应的数据访问中间件等构成。数据库结构应充分考虑分布式控制的特点，各个监控单元应具有就地监控所需的各种数据，以便在站控层退出运行时，间隔层仍具有一定的监控功能。

7.2.2.1实时数据库

专门用来提供高效的实时数据存取，实现变电站的监视、控制和分析。实时数据库管理应具有实时性、可维护性、可扩展性、一致性和自动同步等特性；

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能满足实时功能要求；

2)可维护性：应提供数据库维护工具，以便监视和修改数据内的各种数据；

3)可扩展性：应提供灵活的人机界面方便变电站扩建的要求；

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本文来源：https://www.bwwdw.com/article/n5fe.html