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1、 中国南方电网有限责任公司企业标准数字化变电站技术规范（审查稿）Q/CSG 92009- - 发布 2009- - 实施中国南方电网有限责任公司 发 布目次前 言11范围22 引用标准23 术语与定义34 系统构成35 系统配置46 设备技术要求57 软件技术要求108应用功能119 总体性能指标2310 设计要求2411 产品验证技术要求24附录A 典型应用方案（资料性附录）26附录B 建模原则（资料性附录）28附录C 服务（资料性附录）37前 言近年来，随着工业级网络通信技术、集成应用技术、电子及光电采集技术、信息技术，特别是IEC61850标准的颁布，数字化变电站技术具备了基本应用基础。
2、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，并为数字化电网以及广域控制技术的发展奠定基础。在公司生产、调度等部门的领导下，各级科研和生产单位在数字化变电站和电力生产数字化建设方面进行了积极探索和开展了卓有成效的应用实践。数字化变电站已经成为当前建设的一大热点，一些数字化变电站的试点应用工程已经建成并投入试运行。总体来看，数字化变电站试点工程运行良好，充分体现了新
3、技术的优势，也为电网的可持续发展提供了宝贵经验；同时也暴露了建设标准不统一、设备良莠不齐等问题。为科学地建立和健全中国南方电网有限责任公司标准体系，指导和规范数字化变电站建设工作，按照中国南方电网有限责任公司管理思想现代化、管理制度规范化、管理手段信息化、管理机制科学化的要求，以南网方略为指引，特制定本标准。本标准由中国南方电网有限责任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负责起草。本标准主要起草人：本标准由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。本标准自2009年 月 日起实施。执行中的问题和意见，请及时反馈给南方电网公司生产技术部。数字化变电站技术规范1范围1
4、.1本规范提出了数字化变电站的技术要求，适用于中国南方电网有限责任公司管理的110kV500kV交流数字化变电站建设和改造工程。1.2中国南方电网有限责任公司系统内直流换流站的交流部分，以及与中国南方电网有限责任公司电网有关的110kV500kV用户变电站的相关技术要求可参照本规范执行。2 引用标准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。IEC 60654-4：1987Operatin
5、g conditions for industrial-process measurement and control equipment Part 4: Corrosive and erosive influencesIEC 60694：1996Common specifications for high-voltage switchgear and controlgear StandardsIEEE 802 IEEE802局域网系列标准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/
6、T 860变电站内通信网络和系统DL/T 5149-2001 220500kV变电所计算机监控系统设计技术规定DL/T 5002-2005 地区电网调度自动化设计技术规程DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程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DL/T 5218-2005 220kV500kV变电所设计技术规程Q/CSG 10011-2005 南方电网220kV500kV
7、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3 术语与定义3.1数字化变电站（digital substation）数字化变电站是指按照IEC61850标准分站控层、间隔层、过程层构建，采用IEC61850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
8、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。3.2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。4 系统构成4.1分层结构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对象及网络设备构成。4.1.2过程层面对电气一次设备对象，包括智能一次设备
9、（含电子式互感器）、智能终端等，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间隔层主要的设备对象是各种保护装置、自动化装置、安全自动装置、计量装置等电子设备，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变电站层的网络通信功能。4.1.4站控层的主要设备对象是整个变电站主机、操作员站、远动装置、保信子站等设备，其主要功能是通过网络汇总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
10、；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、过程层二次系统的在线维护、参数修改等功能。4.2组网方式4.2.1整个系统的组网方式应采用冗余以太网架构，传输速率不低于100Mbps。4.2.2网络宜采用双星型结构，网络应采用双网双工方式运行（即同时传输全部数据），提高网络冗余度，能实现网络无缝切换。4.2.3站控层与间隔层网络传输MMS和GOOSE（联闭锁）两类信号。4.2.4过程层与间隔层网络传输GOOSE和采样值两类信号， GOOSE信号和采样值信号可分别组网，也可合并
11、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。4.3典型应用方案本规范中给出现阶段完整数字化变电站的技术要求，但考虑到建站规模、变电站的主接线、变电站在电网中的重要性、相关设备的成熟度等因素，各单位可选择采用不同方案，附录A（资料性附录）中给出了三种典型的应用方案供参考。5 系统配置5.1系统应提供灵活的IEC61850配置工具，能自动正确识别和导入不同制造商的模型文件，具备良好的兼容性，配置工具应包括系统配置工具和装置配置工具。5.2装置配置工具应能生成和维护装置ICD文件，并支持导入SCD文件以提取需要的装置实例配置信息，完成装置配置并下装配置数据到装置，同一厂
12、商的其各类型装置ICD文件的数据模板应具备一致性。5.3系统配置工具应能生成和维护SCD文件，支持生成或导入SSD和ICD文件，且应保留ICD文件的私有项；应能对一、二次系统的关联关系、全站的IED实例、以及IED间的交换信息进行配置，完成系统实例化配置，并导出全站SCD配置文件。5.4装置能力描述文件（ICD）的建模及扩展须符合DL/T 860和DL/T860系列标准工程实施技术规范；ICD文件应由装置厂商提供；此外装置厂商还需提供完整的装置说明文档，包括模型一致性说明文档、协议一致性说明文档、协议补充信息说明文档。5.5系统规范文件（SSD）应能完整描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节
13、点，并能配置到在全站系统配置文件中；SSD宜由设计单位或系统集成商完成。5.6全站系统配置文件（SCD）应能描述了所有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，且具备唯一性，SCD应由系统集成厂商完成。5.7 IED实例配置文件（CID），每个装置应只有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。5.8 ICD、SSD、SCD、CID文件均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，不得随意变更。5.9工程实施过程中，系统集成商提供系统配置工具，并根据用户的需求负责整个系统的配置及联调，装置厂商提供装置配置工具，并负责装置的配置及配合系统集成
14、商进行联调，具体流程参照图1。图1 工程配置流程6 设备技术要求6.1站控层设备技术要求站控层设备包括主机、操作员工作站、远动通信装置、故障及信息系统子站、微机五防系统、网络通信记录分析系统、卫星对时系统以及其它智能接口设备等。6.1.1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，间隔层设备工作方式的选择，实现各种工况下的操作闭锁逻辑等。500kV变电站应采用两台主机互为热备用工作方式。6.1.2操作员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
15、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。110220kV变电站的操作员站宜与主机在计算机硬件上合并设置。6.1.3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。220kV-500kV变电站的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，并同时向各级调度和操作员站发送切换报警信息。6.1.4远动装置满足直采直送要求，收集全站测控装置、保护装置等
