国家电网公司kv变电站通用设计技术导则

'国家电网公司110(66)~750kV变电站通用设计智能化补充模块第一部分第二篇750kV变电站通用设计技术导则陕西省电力设计院2011年06月62 目录第7章概述57.1设计对象57.2运行管理方式57.3设计范围57.4设计深度57.5编制说明5第8章电气部分68.1智能化设计原则68.2一次设备状态监测68.3互感器选型及配置88.4电气总平面布置及配电装置98.5电缆设施10第9章二次系统129.1系统继电保护及安全自动装置129.1.1主要设计原则129.1.2配置原则139.1.3对相关专业的要求179.2系统调度自动化及通信199.2.1远动系统199.2.2电能量计量系统199.2.3相量测量装置199.2.4站内通信209.3变电站自动化系统209.3.1主要设计原则209.3.2监控范围2162 9.3.3系统构成219.3.4系统网络219.3.5系统软件（含高级功能软件）239.3.6系统功能239.3.7设备配置原则269.4元件保护329.4.1主要设计原则329.4.2750kV主变压器保护339.4.3750kV高压电抗器保护339.4.466kV、35kV及以下间隔保护349.5站用交直流一体化电源系统349.5.1系统组成349.5.2系统功能要求349.5.3直流电源369.5.4交流不停电电源系统389.5.5直流变换电源装置389.5.6一体化电源系统总监控装置389.6其他二次系统399.6.1全站时间同步系统399.6.2一次设备状态监测系统409.6.3智能辅助控制系统419.6.4电流互感器电压互感器二次参数选择459.6.5二次设备的接地、防雷、抗干扰529.6.6光缆/网线/电缆选择549.7二次设备组柜及布置559.7.1二次设备组柜原则5562 9.7.2其他二次系统599.7.3屏(柜)的统一要求599.7.4电气二次设备布置60第10章土建部分6162 第7章概述7.1设计对象750kV变电站通用设计对象为国家电网公司的750kV户外变电站，不包括户内、地下、半地下等特殊变电站。7.2运行管理方式750kV变电站、运行管理方式按少人值班设计但二次系统要便于向无人值班和智能化变电站过渡。7.3设计范围基本方案设计范围是变电站围墙以内，设计标高零米以上。受外部条件影响的项目，如系统通信、保护通道、进站道路、站外给排水、地基处理等不列入设计范围。7.4设计深度750kV变电站通用设计深度原则上按照Q/GDW166《变电站初步设计内容深度》有关内容开展工作。7.5编制说明本智能化补充模块系在原国家电网公司变电站通用设计（2011版）基础上补充和修订，旨在贯彻落实“《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》(国家电网基建〔2011〕58号文件)”以及“《智能变电站优化集成设计建设指导意见》(国家电网基建〔2011〕539号文件)”以及其它有关变电站智能化相关文件。62 智能化补充模块的编制主要围绕采用智能一次设备并进行优化设计、组合安装以减少配电装置占地，采用智能二次设备并进行功能整合、组屏优化以减少建筑面积两大原则，最大限度地实现资源节约，环境友好，在智能化基础上实现高水平的工业化。本篇为750kV变电站部分，涵盖A、C两类共5个方案。设计说明为一个篇章，各方案修改图纸见附件（光盘）。第8章电气部分8.1智能化设计原则1)变电站内一次设备应综合考虑测量数字化、状态可视化、功能一体化和信息互动化；2)一次设备应采用“一次设备本体+传感器+智能组件”形式；3)与一次设备本体有安装配合的传感器、互感器、智能组件，应与一次设备本体采用一体化设计，优化安装结构，保证一次设备运行的可靠性及安全性；4)针对采用AIS设备的配电装置，当采用电子式互感器时，宜采用互感器与AIS设备组合安装方式，有条件时间隔内可采用电流电压组合式互感器，以压缩间隔长度。5)对于采用GIS或HGIS设备的配电装置，当采用电子式互感器时，互感器宜与GIS设备一体化设计、一体化安装。8.2一次设备状态监测8.2.1总体原则1)一次设备的状态监测按实时性和连续性可分为在线监测和离线监测，在线监测方式和离线监测方式的选择应满足必要性、合理性和经济性要求；62 2)一次设备的状态监测范围及参量的选择应按运行需求和应用功能、考虑设备重要性及性价比等因素，通过经济技术比较，选用成熟可靠、具有良好运行业绩的产品；3)状态监测设备使用不应影响一次设备的安全性与可靠性；4)全站应建立统一的状态监测后台系统，实现各类设备状态监测数据汇总与分析。8.2.2监测范围及参量1．状态监测范围：主变压器、高压并联电抗器、高压组合电器（GIS/HGIS）、高压断路器、金属氧化物避雷器。2．状态监测参量：主变压器应包含油中溶解气体（应包含氢气、乙炔、一氧化碳、甲烷、乙烯、乙烷，氧气和氮气为可选），局部放电（预留供日常检测使用的超高频传感器及测试接口）；高压并联电抗器应包含油中溶解气体；750kV及330kV组合电器（GIS/HGIS）应包含局部放电（预留供日常检测使用的超高频传感器及测试接口）；220kV及以上电压等级金属氧化物避雷器应包含阻性电流。8.2.3传感器配置原则（1）每台主变配置1套油中溶解气体传感采集装置。（2）组合电器局部放电传感器以断路器为单位进行配置，每台断路器配置3个传感器。（3）避雷器阻性电流传感器以避雷器为单位进行配置，每台避雷器配置1套传感器。（4）对于预埋在设备内部的传感器，其设计寿命应不小于被监测设备的使用寿命。62 8.2.4状态监测IED配置原则按照电压等级和设备种类进行配置，多间隔、多参量共用状态监测IED，状态监测IED就地布置于各间隔智能控制柜。8.2.5传感器安装方式1)局部放电传感器采用内置方式安装；油中溶解气体传感装置导油管宜利用主变原有放油口进行安装，宜采用油泵强制循环，保证油样无死区；SF6气体密度传感器宜利用高压组合电器（GIS/HGIS）或高压断路器原有自封阀进行安装；2)若传感器采用内置方式，内置传感器采用无源型或仅内置无源部分，内置传感器与外部的联络通道（接口）应符合高压设备的密封要求，内置传感器在设备制造时应与设备本体采用一体化设计；3)若传感器采用外置方式，外置传感器应安装于地电位处，若需安装于高压部分，其绝缘水平应符合或高于高压设备的相应要求。与高压设备内部气体、液体绝缘介质相通的外部传感器，其密封性能、机械杂质含量控制等应符合或高于高压设备的相应要求。8.3互感器选型及配置变电站互感器选型可分为电子式互感器和常规电磁式互感器。电子式互感器主要分为有源式和无源式，有源式包括罗氏线圈（无铁芯）和低功耗线圈（LPCT，含铁芯）；无源式包括磁光玻璃和光纤等纯光学原理。电子式互感器相比常规互感器具有体积小、抗饱和能力强、线性度好等优势，同时由于绝缘结构简单，在高电压等级应用经济性较好，但现阶段电子式互感器运行经验较少，相关标准尚需进一步完善。62 常规互感器具有成熟的运行经验，配以合并单元实现模拟量就地数字化转换，应用于智能变电站。本通用设计智能化补充模块互感器选型包含了常规电互感器+合并单元和电子式互感器两种方案。当采用电子式互感器时，需进行充分技术经济论证。8.3.1互感器选型及配置方案一750kV、330kV及主变低压侧进线回路均采用电子式互感器，其余采用常规互感器。电子式互感器需考虑与一次主设备组合安装，以节省占地面积和工程投资。电子式互感器二次参数选择及合并单元的配置详见二次部分。8.3.2互感器选型及配置方案二全站均采用常规互感器并配置合并单元。合并单元应下放至就地智能控制柜内。常规互感器选型同原2011版通用设计，并优化互感器二次绕组配置数量以及容量，详见二次部分。8.4电气总平面布置及配电装置（1）电气总平面布置总平面布置应减少变电站占地面积，以最少的土地资源达到变电站建设要求。出线方向适应各电压等级线路走廊要求，尽量减少线路交叉和迂回。配电装置尽量不堵死扩建的可能，进站道路条件允许时，变电站大门直对主变压器运输道路。（2）配电装置一次设备智能终端应安装在所在间隔就地智能控制柜内；当合并单元下放布置时，应安装于就地智能控制柜内；对于GIS设备，汇控柜与智能控制柜宜一体化设计。62 其中A-1方案（采用750kVGIS和330kVGIS）适用于海拔2000m；C-1、C-2及C-4方案适用于海拔1000m及以下；C-3方案适用于海拔1500m。1）750kVGIS配电装置当采用常规互感器时，配电装置同原2010版通用设计。当选用电子式互感器时，互感器宜与GIS设备一体化设计、一体化安装。750kV主变进线侧的电压互感器并入GIS。间隔纵向尺寸（道路中心线）由原78.75m调整为72.75m。2）750kV罐式断路器配电装置当采用常规互感器时，配电装置同原2010版通用设计。当采用电子式互感器时，间隔尺寸不做调整。3）330kVGIS配电装置当采用常规互感器时，配电装置同原2010版通用设计。当选用电子式互感器时，330kV线路侧的电压互感器并入GIS，间隔纵向尺寸（道路中心线）由原28m调整为25m。4）330kV瓷柱式断路器配电装置当采用常规互感器时，配电装置同原2010版通用设计。当选用电子式互感器时，电流互感器与隔离开关组合，间隔纵向尺寸（道路中心线）由原120.25m调整为111.25m（C-3方案间隔纵向尺寸由原120m调整为111m）。5）220kV瓷柱式断路器配电装置当采用常规互感器时，配电装置同原2010版通用设计。当采用电子式互感器时，间隔尺寸不做调整。8.5电缆设施62 随着智能化程度的不断提高，变电站电缆用量大大减少，同时光缆的用量逐渐增多。电缆设施设计需有针对性的做出优化和调整。1)优化电缆敷设路径，有条件时可两个间隔共用一条电缆沟，不设配电装置场地电缆支沟；2)根据电缆和光缆敷设的特点，在核算敷设断面电缆、光缆数量的前提下尽可能减小电缆通道截面积，以减少工程量。3)光缆敷设可采取槽盒或桥架敷设、电缆沟敷设以及穿管敷设等方式。4)高压组合电器设备宜采用标准航空插头联接本体与汇控柜，既简化了现场二次接线工作量，又减少了电缆敷设量。62 第9章二次系统9.1系统继电保护及安全自动装置9.1.1主要设计原则l220kV及以上电压等级的继电保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置，双重化配置的继电保护应遵循以下要求：1)每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何联系，当一套保护异常或退出时不应影响另一套保护的运行；2)两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的合并单元；3)双重化配置的合并单元应与电子式互感器两套独立的二次采样系统一一对应；4)双重化配置保护使用的GOOSE（SV）网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行；5)两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应；两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应；6)双重化的线路纵联保护应配置两套独立的通信设备（含复用光纤通道、独立纤芯、微波、载波等通道及加工设备等），两套通信设备应分别使用独立的电源；7)双重化的两套保护及其相关设备（电子式互感器、合并单元、智能终端、网络设备、跳闸线圈）的直流电源应一一对应；62 8)双重化配置的保护应使用主、后一体化的保护装置。l继电保护装置除检修压板外其余均采用软压板；l保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络传输，双重化配置的保护之间不直接交换信息；l双母线电压切换功能由合并单元实现；l3/2接线型式，两个断路器的电流合并单元分别接入保护装置，电压合并单元单独接入保护装置；l采用纵联保护原理的保护装置的硬件配置及软件算法应支持一端为数字化采样、另一端为模拟采样的配置形式。l取消母线保护柜上模拟面板，通过装置液晶面板进行查看与操作。9.1.2配置原则9.1.2.1750kV线路保护l750kV每回线路按双重化配置完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能的全线速动保护；每回线路按双重化配置远方跳闸保护；线路过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中，主保护与后备保护、过电压保护及就地判别采用一体化保护装置实现。l线路保护直接采样，直接跳断路器；经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸；站内其它装置经GOOSE网络启动远跳。l线路保护通道根据通信专业的通道安排分别采用两个不同路由的通道。9.1.2.2330（220）kV线路保护l每回线路按双重化配置62 完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能的全线速动保护。线路重合闸功能配置在线路保护中，应能实现单相、三相、综合及特殊重合闸方式。l线路保护直接采样、直接跳闸。跨间隔信息（启动母差失灵功能和母差保护动作远跳功能等）采用GOOSE网络传输方式。l母线电压切换由合并单元实现，每套线路电流合并单元应根据收到的两组母线的电压量及线路刀闸的位置信息，自动输出本间隔所在母线的电压。l双母线接线时，线路保护宜采用保护测控一体化装置。9.1.2.3母线保护l750kV每段母线按远景规模双重化配置母线差动保护装置。母线保护直接采样，直接跳断路器。相关设备（交换机）满足保护对可靠性和快速性的要求时，可经GOOSE网络跳闸。失灵启动经GOOSE网络传输。l330（220）kV每段母线按远景规模双重化配置母线差动保护装置。母线保护宜直接采样，直接跳断路器；相关设备（交换机）满足保护对可靠性和快速性的要求时，可经GOOSE网络跳闸。开入量（失灵启动、刀闸位置接点、母联开关过流保护启动失灵、主变保护动作解除电压闭锁等）采用GOOSE网络传输。l66kV母线保护直接采样，直接跳断路器。9.1.2.4断路器保护l一个半断路器接线的断路器保护按断路器双重化配置，每套保护包含失灵保护及重合闸等功能；l断路器保护直接采样、直接跳闸；本断路器失灵时，经GOOSE网络跳相邻断路器。l62 断路器保护宜采用保护测控一体化装置，也可采用保护、测控独立装置。9.1.2.5330（220）kV母联(分段)保护l330（220）kV母联（分段）断路器按双重化配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护，l母联（分段）保护直接采样、直接跳闸；启动母线失灵采用GOOSE网络传输。l母联（分段）保护宜采用保护测控一体化装置。9.1.2.6故障录波及网络分析系统l750kV变电站全站配置一套故障录波系统，按电压等级和网络配置故障录波装置，当SV或GOOSE接入量较多时，单个网络可配置多台装置。故障录波装置单独组网将信息上传给自动化系统(保护及故障信息子站功能由自动化系统实现)或保护及故障信息子站。（1）主变宜单独配置主变故障录波装置，每2~3台主变压器配置一套故障录波装置。（2）故障录波装置通过网络方式接收SV报文和GOOSE报文。故障录波装置每个百兆SV采样值接口接入合并单元数量不宜超过5台。每台故障录波装置录波量模拟量宜为96路，开关量宜为256路。（3）故障录波装置应能对合并单元输出的电流极性进行配置，以满足3/2断路器接线时间隔电流的计算；l750kV变电站全站配置一套网络报文记录分析系统。网络报文记录分析系统由网络报文记录装置和网络报文分析装置构成。网络报文记录装置按电压等级和网络配置，当SV或GOOSE接入量较多时，单个网络可配置多台网络报文记录装置。网络报文记录装置单独组网将信息上传给网络报文分析装置，网络报文分析装置62 将分析结果通过MMS接口接入站控层主机。网络报文记录装置通过网络方式接收SV报文和GOOSE报文。网络报文记录装置每个百兆SV采样值接口接入合并单元报文的数量不宜超过5台，每套网络记录装置接入合并单元数量不宜超过20台；l故障录波装置和网络报文记录装置应能记录所有合并单元、过程层GOOSE网络的信息。故障录波装置和网络报文记录装置对应SV网络、GOOSE网络、MMS网络的接口，应采用相互独立的数据接口控制器。9.1.2.7故障测距系统l为了实现线路故障的精确定位，对于大于80km的长线路或路径地形复杂、巡检不便的线路，应配置专用故障测距装置。l行波测距装置采样值采用点对点传输方式，数据采样频率应大于500kHz。9.1.2.8系统安全自动装置是否配置安全自动装置应根据接入后的系统稳定计算确定，若需配置，应遵循如下原则：l安全稳定控制装置按双重化配置；l要求快速跳闸的安全稳定控制装置应采用点对点直接跳闸方式。9.1.2.9保护及故障信息管理子站系统保护及故障信息管理系统子站宜纳入变电站自动化系统统一设计，也可独立配置。独立配置的保护及故障信息管理子站应支持DL/T860标准，通过防火墙接入站控层网络收集各保护装置的信息，并通过调度数据网接入调度保护信息管理系统。62 9.1.3对相关专业的要求9.1.3.1对直流电源的要求双重化配置的保护及相关智能终端、合并单元、交换机等需要2组各自独立的直流蓄电池组供电，以实现直流电源方面的双重化。9.1.3.2对电流互感器及合并单元的要求（1）线路保护和母线保护共用电流互感器二次绕组。750kV、330（220）kV线路的两套主保护，750kV、330（220）kV母线的两套保护接用两组独立的TA次级，750kV保护使用TPY级，330（220）kV保护使用P级。断路器失灵保护接用两组独立的TA次级，使用P级电流互感器。（2）对于保护双重化配置的间隔，合并单元也应双重化配置，两套保护的电流采样值应分别取自相互独立的MU；（3）采用常规互感器时，合并单元下放布置在智能控制柜内；两套合并单元分别接两组独立的电流互感器二次绕组；（4）采用电子式互感器时，电子式互感器内应由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双A/D系统接入MU，每个MU输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置；电子式电流互感器的复合误差满足5P级或5TPE级要求；9.1.3.3对电压互感器及合并单元的要求（1）对于保护双重化配置的间隔，合并单元也应双重化配置，两套保护的电压采样值应分别取自相互独立的MU；（2）采用常规互感器时，750kV、330（220）kV两套线路保护、母线保护接用电压回路宜分别接入电压互感器的不同二次绕组。（3）采用电子式互感器时，每62 套EVT内应由两路独立的采样系统进行采集（双A/D系统），两路采样系统数据通过同一通道输出数据至MU，每个MU输出两路数字采样值由同一路通道进入对应的保护装置；电子式电压互感器的复合误差不大于3P级要求。（4）母线电压合并单元应接收至少2组电压互感器数据，并支持向其它合并单元提供母线电压数据，根据需要提供PT并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。9.1.3.4对智能终端的要求(1）220kV及以上电压等级智能终端按断路器双重化配置，每套智能终端包含完整的断路器信息交互功能；(2)智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现；(3)智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜中；(4)智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。(5）智能终端应接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离刀闸、地刀等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离刀闸及地刀位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等；（6）智能终端应至少提供一组分相跳闸接点和一组合闸接点；具备三跳硬接点输入接口，可灵活配置的保护点对点接口和GOOSE网络接口；（7）具备对时功能、事件报文记录功能；跳、合闸命令需可靠校验；（8）智能终端的动作时间应不大于7ms；（9）智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能。当智能终端接收到跳闸命令后，应通过GOOSE网发出收到跳令的报文；（10）智能终端的告警信息通过GOOSE上送。62 9.1.3.5对压板设置的要求除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示）。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。9.2系统调度自动化及通信9.2.1远动系统l750kV变电站远动通信装置应双套配置，远动系统与变电站其他自动化系统共享信息，不重复采集。9.2.2电能量计量系统l全站配置一套电能量远方终端。220kV及以上电压等级线路及主变三侧电能表宜独立配置；66kV（35kV）电压等级宜采用保护、测控、计量、录波四合一装置。l非关口计量点宜选用数字式电能表，电能表计直接由过程层SV单网采样；关口计量点电度表选择及互感器的配置应满足电能计量规程规范要求。l电能量远方终端以串口方式采集各电能量计量表计信息，并通过电力调度数据网与电能量主站通信。电能量信息通过电能量远方终端接入自动化系统，电能量远方终端应支持DL/T860通信标准。9.2.3相量测量装置l相量测量装置应单套配置，宜接入过程层SV单网络采样。62 l相量测量装置应能对合并单元输出的电流极性进行配置，以满足3/2断路器接线时间隔电流的计算；9.2.4站内通信l750kV变电站通信电源宜由站内一体化电源系统实现，通过配置2套独立的DC/DC转换装置，实现对通信设备的-48V直流电源供电，也可单独配置通信电源。l对于具有中继功能的重要变电站，通信电源应独立配置。l蓄电池容量宜按2小时事故放电时间计算；对地理位置偏远的变电站，通信负荷宜按4小时事故放电时间计算。9.3变电站自动化系统9.3.1主要设计原则（1）变电站自动化系统的设备配置和功能要求宜按无人值班模式设计。(2)采用开放式分层分布式网络结构，逻辑上由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层、过程层设备按工程实际规模配置。(3)站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T860通信标准，实现站控层、间隔层、过程层二次设备互操作。(4)变电站内信息宜具有共享性和唯一性，变电站自动化系统监控主机与远动数据传输设备信息资源共享。(5)变电站自动化系统完成对全站设备的监控。(6)变电站自动化系统具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。(7)向调度端上传的保护、远动信息量执行现有相关规程。62 (8)变电站自动化系统网络安全应严格按照《电力二次系统安全防护规定》来执行。9.3.2监控范围变电站自动化系统的监控范围参照DL/T5149-2001《220~500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行，并在其基础上增加：(1)交直流一体化电源系统的重要馈线开关状态；(2)图像监视、电子围栏系统等；(3)变电站内重要房间通风采暖、灯光等动力环境；9.3.3系统构成变电站自动化系统应符合DL/T860标准，在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成。站控层由主机兼操作员站、远动通信装置、继电保护故障信息系统子站(可选)、一体化信息平台主机、智能设备接口及网络打印机等设备构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。间隔层由保护、测控、计量、录波、网络记录分析、相量测量等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。过程层由合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，包括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。过程层网络与站控层、间隔层网络完全独立。9.3.4系统网络9.3.4.1站控层网络62 站控层通过相关网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层网络通信，传输MMS报文和GOOSE报文；站控层网络宜采用双重化星形以太网络。（1)站控层交换机采用100M电口，站控层交换机之间的级联端口宜采用100M端口。（2）站控层设备通过两个独立的以太网控制器接入双重化站控层网络。9.3.4.2间隔层网络间隔层网络通过相关网络设备与本间隔其他设备通信、与其他间隔层设备通信、与站控层设备通信；可传输MMS报文和GOOSE报文；变电站间隔层网络宜采用双重化星形以太网络，间隔层设备通过两个独立的以太网控制器接入双重化的站控层网络。（1）间隔层交换机宜采用100M电口，间隔层交换机之间的级联端口宜采用100M端口。（2）间隔层交换机应按设备室或按电压等级配置，宜选用24口交换机。9.3.4.3过程层网络过程层网络通过相关网络设备完成间隔层与过程层设备、间隔层设备之间以及过程层设备之间的数据通信；可传输GOOSE报文和SV报文；a)750kV、330（220）kV电压等级应配置GOOSE网络，网络宜采用星形双网结构。b)一个半断路器接线时，宜设置独立SV采样值网络，网络宜采用星形双网结构。c)双母线接线时，GOOSE网及SV62 网可共网设置，也可分别独立设置，网络宜采用星形双网结构。d)66kV(35kV)不宜设置GOOSE和SV网络，GOOSE报文和SV报文采用点对点方式传输；主变低压侧GOOSE报文和SV报文可接入中压侧过程层网络；e)双重化配置的保护装置应分别接入各自GOOSE和SV网络，单套配置的测控装置宜通过独立的数据接口控制器接入双重化网络，对于相量测量装置、电度表等仅需接入SV采样值单网；f)过程层交换机与智能设备之间的连接及交换机的级联端口均宜采用100M光口。g)对于采样值网络，每个交换机端口与装置之间的流量不应大于40Mbps，即对于相量测量装置、故障录波、网络记录分析仪等通过SV网络接收SV报文信息时，每个端口所接的合并单元数量不宜超过5台。9.3.5系统软件（含高级功能软件）750kV变电站通用设计推荐主机采用UNIX或LINUX操作系统。9.3.6系统功能自动化系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制、断路器合闸同期等功能，并具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能和时钟同步功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。具体功能要求按DL/T5149-2001《220kV~500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。a)五防闭锁应实现全站的防误操作闭锁功能，62 通过计算机监控系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。对于AIS设备，可配套设置就地锁具。变电站远方、就地操作均具有闭锁功能，本间隔的闭锁回路可以由电气闭锁接点实现，也可采用能相互通信的间隔层测控单元实现。b)远动功能远动信息的直采直送是保证调度中心掌握电网整体运行状况的重要原则。远动通信设备需要的运行状态数据应直接来自间隔层的保护、测控、相量测量、故障录波及网络记录分析一体化装置等设备，并且通过站控层网络作为传输通道，直采直送要求远动通信设备与站内监控设备无关，主机兼操作员站等站控层设备的任何操作和设备故障对远动通信设备都不应有任何影响。c)信号采集自动化系统的信号采集按照DL/T5149-2001《220~500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。c)继电保护故障信息管理功能继电保护故障信息管理功能纳入变电站自动化系统统一设计时，继电保护故障信息系统应能与各继电保护装置和故障录波装置进行数据通信，收集各继电保护装置及故障录波装置的动作信号、运行状态信号，通过必要的分析软件，在站内对事故进行分析。调通中心能通过继电保护故障信息系统子站调取继电保护装置和故障录波装置定值、动作事件报告和故障录波报告、运行状态信号等。d)顺序控制宜基于一体化信息平台实现准确的数据采集，包括变电站内所有实时遥信量包括开关、闸刀、地刀等的位置，所有实时模拟量（电流、电压、功率等），以及其它辅助的遥信量。顺序控制功能应具有防误闭锁、事件记录等功能，应采用可靠的网络通信技术。62 e)智能告警及故障信息综合分析决策应建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和信号过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。告警信息宜主要在厂站端处理，以减少主站端信息流量，厂站可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。宜在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示。f)设备状态可视化应采集主要一次设备（变压器、断路器等）状态信息，重要二次设备（测控装置、保护装置、合并单元、智能终端等）的告警和自诊断信息、二次设备检修压板信息以及网络设备状态信息，进行可视化展示并发送到上级系统，为电网实现基于状态检测的设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据支撑。g)支撑经济运行与优化控制应综合利用FACTS、变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，支持变电站系统层及智能调度技术支持系统安全经济运行及优化控制。系统可提供智能电压无功自动控制（VQC）功能，可接收调度主站端或集控中心的调节策略，完成电压无功自动控制功能。调度主站端或集控中心可以对厂站端的VQC软件进行启停、状态监视和策略调整的控制。62 系统可提供智能负荷优化控制功能，可根据预设的减载策略，在主变过载时自动计算出切负荷策略，或接收调度主站端或集控中心的调节目标值计算出切负荷策略。并将切负荷策略上送给调度主站端或集控中心确认后执行。调度主站端或集控中心可以对厂站端的智能负荷优化控制软件进行启停、状态监视和调节目标值设定的控制。h)源端维护在保证安全的前提下，应在变电站利用统一系统配置工具进行配置，生成标准配置文件，包括变电站网络拓扑等参数、IED数据模型及两者之间的联系。变电站主接线和分画面图形，图元与模型关联，应以可升级矢量图形（SVG）格式提供给调度/集控系统。9.3.7设备配置原则9.3.7.1站控层设备配置原则按照功能分散配置、资源共享、避免设备重复设置的原则，站控层设备由主机兼操作员工作站、远动通信装置、保护及故障信息子站(可选)、一体化信息平台主机以及其它智能接口设备等构成：（1）主机兼操作员站变电站自动化系统主机兼操作员工作站采用双机冗余配置，双机能自动均匀分配负载，单机故障时，另一机带全部负载。同时，还应具有硬件设备和软件任务模块的运行自监视功能。站控层数据库建库以及主接线图等宜按变电站远期规模设置参数，便于以后扩建工程的实施。主机兼操作员站采用多核服务器，其性能应能满足整个系统的功能要求，主机的处理能力、存储容量应与变电站的规划容量相适应；主机兼操作员站应满足运行人员直观、便捷、安全、可靠的要求；主机兼操作员工作站应具备五防工作站功能，应具有操作票专家系统，实现对倒闸操作票的智能开票及管理功能，能够使用图形开票、手动开票功能，典型票等方式开出完全符合“五防”要求的倒闸操作票。62 当750kV、330（220）kV电压等级采用保护测控一体化装置时，站控层设备应能同时接收保护测控一体化装置冗余数据（两套相互一致的数据）和非冗余数据信息，对于冗余的数据如断路器位置、刀闸位置、压力降低闭锁重合闸等信息应能进行比较分析，正常运行时选择其中一套保护测控一体化装置为主数据源，当两套装置上传信息不一致时，给出告警信号，并通过手动/自动控制选择主数据源。（2）远动通信装置变电站远动通信装置应为双套配置，远动通信装置通过站控层以太网直接采集来自间隔层的实时数据，其容量及性能指标应能满足变电站远动功能及规范转换要求，所有信息通过远动通信装置以不同的要求向调度及集控中心传送。为保证实时信息传输的可靠性。调度端EMS主站系统和集控中心自动化系统均按照IEC61970标准建模，变电站自动化系统则采用IEC61850标准建模，变电站通过IEC60870-5-101或者104规约与主站端通信，条件成熟对可采用IEC61850通信规约与主站端通信。（3）一体化信息平台主机750kV变电站宜配置1套一体化信息平台主机，通过DL/T860规约直接采集设备状态监测数据、智能辅助控制系统数据等各类数据，并作为数据收集、存储、处理、分析的中心。随着调控一体化管理模式试点的深入及二次安全防护措施的完善，一体化信息平台将成为变电站内统一的、唯一的信息平台。逐步整合变电站自动化系统、继电保护故障信息系统、一次设备状态监测系统及智能辅助系统的独立的后台主机，将其融入一体化信息平台，实现全景数据监测与高级应用功能。（4）网络打印机62 在自动化系统站控层设置网络打印机，取消装置屏上的打印机，通过变电站自动化系统打印全站各装置的保护告警、事件、波形等。9.3.7.2间隔层设备配置原则间隔层包括继电保护、安全自动装置、测控装置、故障录波及网络分析记录装置、相量测量装置、行波测距装置、电能计量装置等设备。（1)继电保护及安全自动装置继电保护及安全自动装置具体配置详见保护相关章节。（2)测控装置测控装置按照DL/T860或IEC61850标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信。支持通过GOOSE报文实现间隔层五防联闭锁功能，支持通过GOOSE报文下行实现设备操作。a)750kV、330（220）kV断路器宜采用保护测控一体化装置，也可采用保护、测控独立装置。双母线接线的330（220）kV电压等级线路保护宜采用保护测控一体化装置；具体配置详见保护相关章节；b)一个半断路器接线的750kV、330kV线路测量功能宜由边断路器保护测控一体化装置实现。c)66kV(35kV)电压等级宜采用保护、测控、计量多合一装置，计费关口应满足电能计量规程规范要求。d)主变高压侧测量功能宜由边断路器保护测控一体化装置实现；主变中压侧采用一个半断路器接线时，主变中压侧测量功能宜由边断路器保护测控一体化装置实现；主变中压侧双母线接线时，主变中压侧测控装置宜单套独立配置；主变本体测控装置宜单套独立配置。e)750kV、330（220）kV、66kV母线配置单套测控装置。f)750kV高抗测控装置宜单套独立配置；62 g)双重化配置的保护测控一体化装置应能满足如下要求：一次设备应能同时提供两套公用的运行状态信息，确保在一套保护测控装置退出运行时，另一套保护测控装置仍能正常工作；断路器宜采用单套合闸线圈，双重化的智能终端通过并接合闸线圈的方式实现。两套保护测控一体化装置应均能对刀闸进行控制；h)保护装置除失电告警信号以硬接线方式接入测控装置，其余告警信号均以网络方式传输；（3)故障录波及网络记录分析装置故障录波及网络记录分析装置具体配置详见保护相关章节。（4)相量测量装置相量测量装置具体配置详见调度自动化相关章节。（5)行波测距装置行波测距装置具体配置详见保护相关章节。（6)计量装置具体配置详见调度自动化相关章节。（7)电压无功投切装置电压无功投切由变电站自动化系统实现。9.3.7.3过程层设备配置原则(1)合并单元a)750kV、330（220）kV各间隔电流互感器合并单元按双重化配置；b)66kV(35kV)除主变间隔外各间隔合并单元宜单套配置；c)主变压器各侧、公共绕组合并单元按双重化配置；d)高压并联电抗器首末端电流合并单元、中性点电流合并单元按双重化配置；62 e)一个半断路器接线时，每段母线双重化配置合并单元；f)330（220）kV双母线、双母单分段接线，两段母线按双重化配置2台合并单元；330（220）kV双母双分段接线，I-II母、III-IV母按双重化各配置2台合并单元；g)一个半断路器接线时，线路电压互感器、主变侧电压互感器合并单元按双重化配置；h)双母线接线时，330（220）kV线路、主变中压侧的电流互感器和电压互感器宜合用一个合并单元；i)一个半断路器接线时，中断路器合并单元；双母线接线时，母联、分段合并单元应能同时输出正反极性电流值；j)合并单元输出宜统一采用DL/T860.92(IEC61850-9-2)协议；k)合并单元的输出接口采样频率宜为4000Hz。l)当采用常规互感器时，合并单元应分散布置于配电装置场地智能控制柜内；当采用电子式互感器时，合并单元宜分散布置于配电装置场地智能控制柜内，也可布置在继电器室。m）对于3/2断路器接线，当采样值采用点对点方式，电度表合电流计算由线路电压互感器合并单元实现；当采样值采用网络方式时，线路合电流计算由电度表实现。n)对于双母线接线，当线路不设置三相电压互感器时，线路保护及电度表电压切换由线路电流互感器合并单元实现。(2)智能终端a)750kV、330（220）kV各间隔智能终端按双重化配置；b)66kV（35kV）除主变间隔外各间隔配置单套智能终端；c)750kV变电站主变压器各侧智能终端宜冗余配置；主变压器本体智能终端单套配置，宜集成非电量保护功能；62 d)750kV、330（220）kV、66kV(35kV)每段母线配置1套智能终端；e)智能终端宜分散布置于配电装置场地智能控制柜内。(3)智能控制柜a)智能控制柜宜按间隔进行配置；b)每台断路器配置1面智能控制柜，双重化配置的智能终端、合并单元共组1面智能控制柜时，宜有明显的分隔标记；c)一个半断路器接线的线路、主变间隔电压互感器合并单元宜置于边开关智能控制柜内；d)对于HGIS、GIS设备，智能控制柜与HGIS、GIS汇控柜应一体化设计。9.3.7.4网络通信设备网络设备包括网络交换机、光/电转换器、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。a)站控层网络交换机750kV变电站站控层宜冗余配置2台中心交换机，每台交换机端口数量应满足应用需求；b)间隔层网络交换机间隔层侧二次设备室网络交换机宜按照设备室或按电压等级配置，交换机端口数量宜满足应用需求；c)过程层网络交换机3/2接线，750kV、330kV电压等级过程层GOOSE、SV网交换机应按串配置，每串宜按双重化共配置2台GOOSE交换机，当接入设备较多时，也可按双重化配置4台GOOSE交换机；当设置SV网络时，每串按双重化配置2台SV交换机。750kV每串GOOSE、SV62 交换机组1面柜。双母线接线，330（220）kV电压等级过程层GOOSE、SV交换机宜按间隔配置，交换机按间隔与保护测控一体化装置共组屏。主变高压侧相关设备接入高压侧所在串GOOSE、SV网交换机；主变中压侧采用3/2接线时，主变中压侧相关设备接入中压侧所在串GOOSE、SV网交换机；中压侧采用双母线接线时，主变中压侧按间隔配置GOOSE、SV网交换机；主变低压侧可采用点对点方式接入相关设备或与高（中）压侧共用交换机。750kV、330（220）kV电压等级应根据规模按双重化配置GOOSE和SV中心交换机，中心交换机可单独组柜，也可与间隔交换机共同组柜。每台交换机的光纤接入数量不宜超过16对，每个虚拟网均应预留1-2备用端口。任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机。d)网络通信介质网络通信介质的选择及敷设要求具体详见光缆/电缆选择章节。9.4元件保护9.4.1主要设计原则750kV元件保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置，双重化配置的继电保护应遵循以下要求：（1）每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护异常或退出时不应影响另一套保护的运行；（2）两套保护的电压（电流）采样值应分别取自变压器各侧相互独立的合并单元；62 （3）双重化配置的合并单元应与电子式互感器两套独立的二次采样系统一一对应；（4）双重化配置保护使用的GOOSE（SV）网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行；（5）两套保护的跳闸回路应与变压器各侧两个智能终端分别一一对应；两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应；（6）双重化的两套保护及其相关设备（电子式互感器、合并单元、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一对应；保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络传输，双重化配置的保护之间不直接交换信息；3/2接线型式，两个断路器的电流合并单元分别接入保护装置，电压合并单元单独接入保护装置；双母线电压切换功能由合并单元实现。9.4.2750kV主变压器保护（1）750kV变压器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能。（2）变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。变压器保护可通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。（3）非电量保护按照单套配置，采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送过程层GOOSE网。9.4.3750kV高压电抗器保护62 （1）高压并联电抗器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能。（2）电抗器保护直接采样，直接跳各侧断路器（3）高压并联电抗器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，并通过本回路相应断路器的两套智能终端发送GOOSE报文，实现远跳。9.4.466kV、35kV及以下间隔保护采用保护、测控、计量、录波四合一装置，按间隔单套配置。（1）站用变压器保护采用保护测控一体装置，保护测控采用直采直跳的方式。（2）电容器/保护采用保护测控一体装置，保护测控采用直采直跳的方式。（3）电抗器/保护采用保护测控一体装置，保护测控采用直采直跳的方式。9.5站用交直流一体化电源系统9.5.1系统组成站用交直流一体化电源系统由站用交流电源、直流电源、交流不间断电源(UPS)、逆变电源(INV)（根据工程需要选用）、直流变换电源(DC/DC)等装置组成，并统一监视控制，共享直流电源的蓄电池组。9.5.2系统功能要求系统应符合Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》8.4条、Q/GDW394-2009《330kV～750kV智能变电站设计规范》6.3.4条的规定，各电源应进行一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和信息数据能够上传至远方控制中心，能够实现就地和远方控制功能，能够实现站用电源设备的系统联动。（162 ）系统中各电源通信规约应相互兼容，能够实现数据、信息共享。（2）系统的总监控装置应通过以太网通信接口采用IEC61850规约与变电站后台设备连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理，其系统结构见下图：变电站站用交直流一体化电源系统结构图（3）系统应具有监视交流电源进线开关、交流电源母联开关、直流电源交流进线开关、充电装置输出开关、蓄电池组输出保护电器、直流母联开关、交流不间断电源（逆变电源）输入开关、直流变换电源输入开关等状态的功能，上述开关宜选择智能型断路器，具备远方控制及通信功能。（4）系统应具有监视站用交流电源、直流电源、蓄电池组、交流不间断电源（UPS）、逆变电源（INV）、直流变换电源（DC/DC）等设备的运行参数的功能。（5）系统应能监测交流电源馈线、直流电源馈线断路器的脱扣告警信号功能。（6）系统应具有控制交流电源切换、充电装置充电方式转换及中所列开关投切等的功能。62 9.5.3直流电源9.5.3.1直流系统电压750kV变电站操作电源额定电压采用220V，通信电源额定电压-48V。9.5.3.2蓄电池型式、容量及组数直流系统应装设2组阀控式密封铅酸蓄电池。蓄电池容量宜按2小时事故放电时间计算；对地理位置偏远的变电站，电气负荷宜按2小时事故放电时间计算，通信负荷宜按4小时事故放电时间计算。DC/DC转换装置负荷系数为0.8，合并单元、智能终端负荷系数参照保护装置。9.5.3.3充电装置台数及型式直流系统采用高频开关充电装置，宜配置2套，单套模块数n1(基本)+n2(附加)；也可配置3套。9.5.3.4直流系统接线方式直流系统应采用两段单母线接线，两段直流母线之间应设置联络开关。每组蓄电池及其充电装置应分别接入不同母线段。直流系统接线，应满足正常运行时两段母线切换时不中断供电的要求，切换过程中允许2组蓄电池短时并列运行。每组蓄电池均应设有专用的试验放电回路。试验放电设备宜经隔离和保护电器直接与蓄电池组出口回路并接。9.5.3.5直流系统供电方式直流系统采用主分屏两级方式，辐射型供电。62 根据直流负荷分布情况，在负荷集中区设置直流分屏（柜），各单元的测控、保护、故障录波、自动装置等负荷均从直流分屏（柜）引接。直流馈线屏（柜）至每面分屏（柜）每段各引一路电源。馈线开关宜选用专用直流空气开关，分馈线开关与总开关额定电流级差应保证3倍及以上。对于智能控制柜，宜以柜位单位配置直流供电回路。当智能控制柜内仅布置有单套配置（或双重化配置中的某一套）的保护测控、合并单元、智能终端、过程层交换机等装置时，宜配置一路公共直流电源。当智能控制柜内同时布置有双重化配置的保护测控、合并单元、智能终端、过程层交换机等装置时，宜配置两路公共直流电源。智能控制柜内各装置共用直流电源，采用独立空开分别引接。9.5.3.6直流系统设备布置蓄电池应采用组架安装方式布置于专用蓄电池室，两组蓄电池之间应设防火隔墙。直流系统主馈屏（柜）和充电装置与蓄电池室应临近近布置，并且宜布置于负荷中心。9.5.3.7其它设备配置每套充电装置配置一套微机监控单元，根据直流系统运行状态，综合分析各种数据和信息，对整个系统实施控制和管理，并通过DL/T860通信规约将信息上传至一体化电源系统的总监控装置。每套蓄电池配置一套蓄电池巡检仪，检测蓄电池单体运行工况，对蓄电池充、放电进行动态管理。蓄电池巡检装置应具有单只蓄电池电压和整组蓄电池电压检测功能，并通过DL/T860通信规约将信息上传至一体化电源系统的总监控装置。在直流主馈屏（柜）和分屏（柜）上装设直流绝缘监察装置，在线监视直流母线的电压，过高或过低时均发出报警信号，并通过DL/T860通信规约将信息上传至一体化电源系统的总监控装置。62 蓄电池出口，充电装置直流侧出口回路、直流馈线回路和蓄电池试验放电回路，应装设保护电器。保护电器宜采用专用直流空气开关，分馈线开关与总开关之间至少保证3级级差。直流分电屏（柜）应装设母线电压表。9.5.4交流不停电电源系统750kV变电站宜配置两套交流不停电电源系统（UPS），可采用主机冗余配置方式，也可采用模块化N+1冗余配置。UPS应为静态整流、逆变装置。UPS宜为单相输出，输出的配电屏（柜）馈线应采用辐射状供电方式。UPS正常运行时由站用交流电源供电，当输入电源故障消失或整流器故障时，由变电站直流系统供电。UPS的正常交流输入端、旁路交流输入端、直流输入端、逆变器的输入和输出端及UPS输出端应装设保护电器。9.5.5直流变换电源装置通信电源宜采用直流变换电源(DC/DC)装置供电。750kV变电站宜配置两套直流变换电源装置，采用高频开关模块型，N+1冗余配置。直流变换电源装置直流输入标称电压220V，直流输出标称电压为48V。9.5.6一体化电源系统总监控装置总监控装置作为一体化电源系统的集中监控管理单元，应同时监控站用交流电源、直流电源、交流不间断电源（UPS）、逆变电源（INV）和直流变换电源（DC/DC）等设备。对上通过DL/T860与变电站站控层设备连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理。对下通过总线或DL/T860标准62 与各子电源监控单元通信，各子电源监控单元与成套装置中各监控模块通信。总监控装置的监控功能、报警功能应满足（Q／GDW576-2010）《站用交直流一体化电源系统技术规范》。9.6其他二次系统9.6.1全站时间同步系统（1）变电站宜配置1套公用的时间同步系统，主时钟应双重化配置，另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。支持北斗系统和GPS系统单向标准授时信号，优先采用北斗系统，时间同步精度和守时精度满足站内所有设备的对时精度要求。扩展装置的数量应根据二次设备的布置及工程规模确定。该系统宜预留与地基时钟源接口。（2）时间同步系统对时或同步范围包括：监控系统站控层设备、保护及故障信息管理子站、保护装置、测控装置、故障录波装置、故障测距、相量测量装置、合并单元及站内其他智能设备等。（3）站控层设备对时宜采用SNTP方式。（4）间隔层设备对时宜采用IRIG-B、1pps方式。（5）过程层设备同步：当采样值传输采用点对点方式时，合并单元采样值同步应不依赖于外部时钟。当采样值传输采用组网方式时，合并单元采样值同步宜采用IRIG-B、1pps方式（条件具备时也可采用IEC61588网络对时），合并单元集中布置于二次设备室或下放布置于户内配电装置场地时，时钟输入宜采用电信号，合并单元下放布置于户外配电装置场地时，时钟输入宜采用光信号。采样的同步误差应不大于±1μs。62 （6）时间同步系统应具备RJ45、ST、RS-232/485等类型对时输出接口扩展功能，工程中输出接口类型、数量按需求配置。9.6.2一次设备状态监测系统9.6.2.1系统构成变电设备状态监测系统宜采用分层分布式结构，由传感器、状态监测IED、后台系统构成，后台主机功能利用一体化信息平台实现。其系统结构可参见图9.6-1。图9.6-1状态监测系统结构示意图9.6.2.2传感器配置原则传感器配置原则详见一次部分。9.6.2.3状态监测IED配置原则62 宜按照电压等级和设备种类进行配置。在装置硬件处理能力允许情况下，同一电压等级的同一类设备宜多间隔、多参量共用状态监测IED，以减少装置硬件数量。按照电压等级和设备种类进行配置。9.6.2.4后台系统配置原则应按变电站对象配置，全站应共用统一的后台系统，功能由一体化信息平台整合。各类设备状态监测宜统一后台分析软件、接口类型和传输规约，实现全站设备状态监测数据的传输、汇总、和诊断分析。当局部放电采用离线监测方式时，可配置1套离线式局部放电检测仪。9.6.2.5通信及接口要求传感器与状态监测IED间宜采用总线方式传输模拟量数据；状态监测IED之间或状态监测IED与后台系统间宜采用DL/T860标准通信，通信网络宜采用l00M及以上高速以太网。宜通过一体化信息平台与变电站自动化系统接口；宜预留与远方状态监测主站端系统的通信接口；与其它系统的通信应严格按照《电力二次系统安全防护总体方案》要求，通过MPLS-VPN实现网络和业务以及不同安全分区的隔离，确保系统功能安全。9.6.3智能辅助控制系统全站配置1套智能辅助控制系统实现图像监视及安全警卫、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动控制，实时接收各终端装置上传的各种模拟量、开关量及视频图像信号，分类存储各类信息并进行分析、计算、判断、统计和其它处理。62 智能辅助控制系统包括智能辅助系统综合监控平台、图像监视及安全警卫子系统、火灾自动报警及消防子系统、环境监测子系统等。（1）后台系统智能辅助控制系统不配置独立后台系统，利用一体化信息平台实现智能辅助控制系统的数据分类存储分析、智能联动功能。（2）图像监视及安全警卫子系统为保证变电站安全运行，便于运行维护管理，在750kV变电站内设置一套图像监视及安全警卫系统。其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视。图像监视及安全警卫系统设备包括视频服务器、多画面分割器、录像设备、摄像机、编码器及沿变电站围墙四周设置的电子栅栏等。其中视频服务器等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方监视的接口。就地摄像头按本期建设规模配置。站内配电装置区、主要设备室的摄像头的配置型式及数量可参见表9.6-1。表9.6-1750kV变电站视频安全监视系统配置一览表序号安装地点安装数量1主变压器及低压无功补偿区每台主变压器配置一台2750kV设备区AIS、HGIS设备：根据规模配置3～5台；GIS设备配置2～3台。3330（220）kV设备区AIS设备：根据规模配置2～3台；GIS设备：配置1台。4低压站用电配置1台5二次设备室每室配置1台6低压配电室根据需要配置1台7主控通信楼一楼门厅配置1台低照度摄像机62 8全景（安装在主控通信楼楼顶）配置1台9红外对射装置或电子围栏根据变电站围墙实际情况配置（3）火灾自动报警子系统750kV变电站应设置1套火灾自动报警系统，火灾自动报警系统设备包括火灾报警控制器、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。火灾自动报警系统应取得当地消防部门认证。火灾探测区域应按独立房（套）间划分。750kV变电站火灾探测区域有：主控制室、计算机室、继电保护小室、通信机房、直流屏（柜）室、蓄电池室可燃介质电容器室、各级电压等级配电装置室、油浸变压器及电缆竖井等。根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。火灾报警控制器应设置在二次设备室或警卫室靠近门口处。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点。（4）环境监测子系统环境监测设备包括环境数据处理单元、温度传感器、湿度传感器、风速传感器（可选）、水浸探头（可选）、SF6探测器（可选）等。9.6.2.2系统结构62 智能辅助控制系统由图像监视及安全警卫子系统、火灾自动报警及消防子系统、环境监测子系统等组成，其后台（一体化信息平台）应预留与远方主站系统及站内变电站自动化系统的通信接口。其系统结构可参见图9.6-2：图9.6-2智能辅助系统结构示意图9.6.2.3控制功能辅助控制系统应能实现各子系统之间的联动控制功能，包括火灾消防、SF6监测、环境监测、报警等相关设备联动。62 （1）能与周界报警系统、火灾报警系统实现联动报警。对前端每个火灾报警、高压脉冲报警设备进行地址码解析，由解析后的地址与视频系统中的每个摄像机的预置位地址一一对应，以前端报警信号为触发条件，相应摄像机联动。（2）能与摄像机的辅助灯光系统进行联动。在夜间或照明不良情况下，当需要启动摄像头摄像时，带有辅助灯光的摄像机应能与摄像机的灯光联动，自动开启照明灯。（3）能与通风系统实现联动，完成自动的闭环控制和告警。通过对室内环境温度、湿度的实时采集，自动启动/关闭通风系统，同时通风系统与火灾报警控制子系统联动，设烟感闭锁，当火灾报警时自动切断风机电源。（4）条件具备时，还应能实现与站内空调、排水等系统的联动，如自动启动/关闭空调、自动启动/关闭排水系统等。（5）应预留与现场设备操作的联动功能。9.6.4电流互感器电压互感器二次参数选择9.6.4.1对常规电流互感器的要求（1）采用常规电流互感器时，宜配置合并单元，合并单元宜下放布置在智能控制柜内。常规电流互感器保护用数据的双A/D采样应由合并单元实现，每个合并单元输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。（2）电流互感器二次绕组的数量和准确级应满足继电保护、自动装置、电能计量和测量仪表的要求。（3）保护用电流互感器的配置应避免出现主保护死区。（462 ）取消主变压器高、中压侧套管电流互感器，保留主变公共绕着电流互感器。对中性点有效接地系统，电流互感器宜按三相配置；对中性点非有效接地系统（35kV、66kV），依具体要求可按两相或三相配置。（5）两套主保护应分别接入电流互感器的不同二次绕组，后备保护与主保护共用二次绕组；故障录波器宜与保护共用一个二次绕组；故障测距装置宜与合并单元串接共用保护用二次绕组；测量、计量宜共用二次绕组。（6）电流互感器二次额定电流应采用1A，二次负荷一般为10VA，也可根据实际负荷需要选择。（7）测量、计量共用电流互感器绕组准确级应采用0.2S级。电流互感器二次绕组所接入负荷，应保证实际二次负荷在25％～100％额定二次负荷范围内。（8）保护用的电流互感器准确级：750kV线路保护和母线保护宜采用能适应暂态要求的TPY类电流互感器；330（220）kV线路保护和母线保护可采用P类电流互感器，但其暂态系数不宜低于2；失灵保护可采用P类电流互感器。P类保护用电流互感器的准确限值系数宜为5％的误差限值要求。（9）750kV变电站电流互感器二次参数配置见表9.6-1：表9.6-1常规电流互感器二次参数一览表电压等级项目750kV330kV330（220）kV66（35）kV主接线一个半接线一个半接线双母线单母线台数18台/每串9台/每串3台/间隔3台/间隔二次额定电流1A1A1A1A准确级边：边：5P/5P/0.2S/0.2S；主变压器进线：TPY/TPY/5P/5P/0.2S电抗器、电容器及站用变：62 5P/5P/TPY/TPY/0.2S/0.2S；中：0.2S/0.2S/TPY/TPY/5P/5P；中：0.2S/0.2S/5P/5P；/0.2S；出线、分段、母联：5P/5P/0.2S/0.2S；5P/0.5；主变压器进线断路器或套管：0.2S/0.2S/TPY/TPY；主变公共绕组：TPY/TPY/0.5/0.5；二次绕组数量边：6；中：6；边：4；中：4；主变压器：6；出线：4；母联：4；分段：4；电抗器、电容器及站用变：2；主变压器：4；主变公共绕组：4；二次绕组容量按计算结果选择（参考值小于10VA）按计算结果选择（参考值小于10VA）按计算结果选择（参考值小于10VA）按计算结果选择（参考值小于10VA）注：1、测量、计量级可带中间抽头；2、若存在关口计费点，需增加一个0.2S级二次绕组；3、故障测距不配置独立二次绕组，与合并单元串接共用保护用二次绕组，故障测距电流采样由故障测距装置完成。2.3.6.4.2对常规电压互感器的要求（1）采用常规电压互感器时，宜配置合并单元，合并单元宜下放布置在智能控制柜内。常规电压互感器保护用数据的双A/D采样应由合并单元实现，每个合并单元输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。（2）电压互感器二次绕组的数量、准确等级应满足电能计量、测量、保护和自动装置的要求；（3）对一个半断路器接线，每回线路应装设三相电压互感器，母线可装设单相电压互感器；对330（220）kV双母线接线，每回线路宜装设三相电压互感器，母线装设三相电压互感器；66kV母线宜装设三相电压互感器。电压并列由母线合并单元完成，电压切换由线路合并单元完成。62 （4）两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器的不同二次绕组，故障录波器可与保护共用一个二次绕组。（5）技术上无特殊要求时，保护装置中的零序电流方向元件应采用自产零序电压，电压互感器可不再配置保护用剩余电压绕组。（6）电压互感器二次负荷一般为10VA，也可根据实际负荷需要选择。（7）计量用电压互感器的准确级，最低要求选0.2级；保护、测量共用电压互感器的准确级为0.5（3P）。（8）电压互感器的二次绕组额定输出，应保证二次负荷在额定输出的25％～100％范围，以保证电压互感器的准确度。（9）计量用电压互感器二次回路允许的电压降应满足不同回路要求；保护用电压互感器二次回路允许的电压降应在互感器负荷最大时不大于额定二次电压的3％。（10）750kV变电站电压互感器二次参数推荐配置见表9.6-2：表9.6-2常规电压互感器二次参数一览表电压等级项目750(330)kV330（220）kV66(35)kV主接线一个半接线双母线单母线台数母线：单相；线路、主变750kV侧：三相；母线：三相；线路、主变330（220）kV侧：三相；母线：三相；准确级母线：0.2/0.5(3P)/0.5(3P)/3P线路、主变750kV侧：0.2/0.5(3P)/0.5(3P)/3P母线、线路、主变330（220）kV侧：0.2/0.5(3P)/0.5(3P)/3P;母线：0.2(3P)/0.2(3P)/6P；62 二次绕组数量母线：4；线路、主变750kV侧：4；母线、线路、主变330（220）kV侧：4；母线：3；额定变比母线、线路、主变750kV侧：；母线、线路、主变330（220）kV侧：母线：；二次绕组容量按计算结果选择（参考值为10VA）按计算结果选择（参考值为10VA）按计算结果选择（参考值为10VA）9.6.4.3对电子式电流互感器的要求（1）电流互感器二次绕组的数量和准确级应满足继电保护、自动装置、电能计量和测量仪表的要求。（2）保护用电流互感器的配置应避免出现主保护死区。（3）对中性点有效接地系统（750kV、330kV、220kV）电流互感器宜按三相配置；对中性点非有效接地系统（35kV、66kV），依具体要求可按两相或三相配置。（4）对于罗氏线圈、磁光玻璃型电子式电流互感器，750kV、220kV、主变各侧电流互感器应包含两个传感器元件，66kV（35kV）电流互感器应包含一个传感器元件。每个传感元件的电子采样部分应采用双A/D采样，传感元件输出的双A/D采样数据由同一通道进入合并单元，合并输出的双A/D采样数据由同一通道进入保护装置。（5）对于全光纤型电子式电流互感器，750kV、330（220）kV、主变各侧电流互感器应包含四个传感器元件，66kV（35kV62 ）电流互感器应包含两个传感器元件。每个传感元件的电子采样部分可采用单A/D采样，每两个传感元件输出的单A/D采样数据由各自通道进入合并单元，合并输出双A/D采样数据由同一通道进入保护装置。（6）电子式电流互感器的额定延时不大于2Ts（2个采样周期）。(7）750kV变电站电子式电流互感器二次参数配置见表9.6-3：表9.6-3电流互感器二次参数一览表电压等级项目750（330）kV330（220）kV66（35）kV主接线一个半接线双母线（双母线双分段）单母线台数9台/每串3台/间隔3台/间隔准确级全光纤型边：0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)；中：0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)；主变压器进线、出线、分段、母联：0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)；主变压器进线断路器或套管：0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)；罗氏线圈边：0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)；中：0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)；主变压器进线、出线、分段、母联：0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)；主变压器进线断路器或套管：0.2S(5TPE)/0.2S(5TPE)；磁光玻璃传感元件数量全光纤型边：4；中：4；主变压器：4；出线：4；母联：4；分段：4；主变压器进线断路器或套管：4；罗氏线圈边：2；中：2；主变压器：2；出线：2；母联：2；分段：2；主变压器进线断路器或套管：2；磁光玻璃测量用数字量输出的额定值量程标志=0，2D41H；量程标志=1，2D41H保护用数字量输出的额定值量程标志=0，01CFH；量程标志=1，00E7H注：1、若存在关口计费点，需增加一个常规电流互感器0.2S级二次绕组；62 2、若存在故障测距装置，需增加一个电子式电流互感器0.2S(5TPE)传感器，传感元件输出采样数据不经合并单元直接进入故障测距装置采样，保证高采样率。3、66（35）kV仅列出主变进线配置，其余间隔配置常规互感器。3.3.6.4.4对电子式电压互感器的要求（1）电压互感器二次绕组的数量、准确等级应满足电能计量、测量、保护和自动装置的要求；（2）对一个半断路器接线，每回线路应装设三相电压互感器，母线可装设单相电压互感器；对330（220）kV双母线接线，每回线路宜装设单相电压互感器，母线装设三相电压互感器；35kV母线宜装设三相电压互感器。（3）当用于双重化保护时，电子式互感器应包含两个传感器元件，每个传感元件的电子采样部分应采用双A/D采样，传感元件输出的双A/D采样数据由同一通道进入合并单元，合并输出的双A/D采样数据由同一通道进入保护装置。（4）技术上无特殊要求时，保护装置中的零序电流方向元件应采用自产零序电压，电压互感器可不再配置保护用剩余电压绕组。（5）计量用电压互感器的准确级，最低要求选0.2级；保护、测量共用电压互感器的准确级为0.5（3P）。（6）750kV变电站电子式电压互感器二次参数推荐配置见表9.6-4：表9.6-4电子式电压互感器二次参数一览表电压等级项目750（330）kV330（220）kV66(35)kV62 主接线一个半接线双母线采用常规互感器，同表9.6-2配置台数母线：单相;线路、主变750kV侧：三相;母线、线路、主变330（220）kV侧：三相；准确级母线：0.2(3P)/0.2(3P)线路、主变750kV侧：0.2(3P)/0.2(3P)；母线、线路、主变330（220）kV侧：0.2(3P)/0.2(3P)；传感元件数量母线：2；线路、主变750kV侧：2；母线：2；线路、主变330（220）kV侧：2；数字量输出的额定值测量：2D41H保护：2D41H9.6.5二次设备的接地、防雷、抗干扰9.6.5.1接地（1）控制电缆的屏蔽层两端可靠接地。（2）所有敏感电子装置的工作接地应不与安全地或保护地混接。（3）在主控室、二次设备室、敷设二次电缆的沟道、就地端子箱及保护用结合滤波器等处，使用截面不小于100mm2的裸铜排敷设与变电站主接地网紧密连接的等电位接地网。（4）在主控室、二次设备室内，沿屏（柜）布置方向敷设截面不小于100mm262 的专用接地铜排，并首末端联接后构成室内等电位接地网。室内等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50mm2的铜排（缆）与变电站的主接地网可靠接地。（5）沿二次电缆的沟道敷设截面不少于100mm2的裸铜排（缆），构建室外的等电位接地网。开关场的就地端子箱内应设置截面不少于100mm2的裸铜排，并使用截面不少于100mm2的铜缆与电缆沟道内的等电位接地网连接。（6）公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。己在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，宜在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30BImax伏特（Imax为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流有效值，单位为kA）。为防止造成电压二次回路多点接地的现象，应定期检查放电间隙或氧化锌阀片。（7）公用电流互感器二次绕组二次回路只允许、且必须在相关保护屏（柜）内一点接地。独立的、与其他电压互感器和电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路应在开关场一点接地。（8）微机型继电保护装置屏（柜）内的交流供电电源的中性线（零线不应接入等电位接地网。9.6.5.2防雷必要时，在各种装置的交、直流电源输入处设电源防雷器。9.6.5.3抗干扰（1）微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆。62 （2）交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，以及来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆。（3）双重化配置的保护装置、母差和断路器失灵等重要保护的起动和跳闸回路均应使用各自独立的光/电缆。（4）经长电缆跳闸回路，宜采取增加出口继电器动作功率等措施，防止误动。（5）制造部门应提高微机保护抗电磁骚扰水平和防护等级，光耦开入的动作电压应控制在额定直流电源电压的55%～70%范围以内。（6）针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，应采取有效防误动措施，防止保护装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。（7）所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于5W。（8）遵循保护装置24V开入电源不出保护室的原则，以免引进干扰。（9）经过配电装置的通信网络连线均采用光纤介质。（10）合理规划二次电缆的敷设路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、CVT、结合电容及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度。9.6.6光缆/网线/电缆选择9.6.6.1光缆选择要求62 （1）采样值和保护GOOSE等可靠性要求较高的信息传输宜采用光纤。（2）双重化保护的电流、电压，以及GOOSE跳闸控制回路等需要增强可靠性的两套系统，应采用各自独立的光缆。（3）主控楼计算机房与各小室之间的网络连接则应采用光缆。（4）光缆起点、终点为同一对象的多个相关装置时（保护屏之间或保护屏与智能控制柜之间），可合用同一根光缆进行连接，一根光缆的芯数不宜超过24芯。（5）光缆选择1)光缆的选用根据其传输性能、使用的环境条件决定；2)除线路纵联保护专用光纤外，其余宜采用缓变型多模光纤；3)室内光缆可采用尾缆或软装光缆联接；4)室外光缆可根据敷设方式采用无金属、阻燃、加强芯光缆或铠装光缆；缆芯一般采用紧套光纤；5)光缆芯数宜选取4芯、8芯、12芯、24芯；6)每根光缆或尾缆应至少预留2芯备用芯，一般预留20%备用芯。9.6.6.2网线选择要求继电器室内通信联系宜采用超五类屏蔽双绞线。9.6.6.3电缆选择及敷设要求电缆选择及敷设的设计应符合GB50217的规定。为增强抗干扰能力，机房和小室内强电和弱电线应采用不同的走线槽进行敷设。9.7二次设备组柜及布置9.7.1二次设备组柜原则9.7.1.1站控层设备组屏原则62 站控层设备组屏安装，显示器根据运行需要进行组屏或布置在控制台上，组屏(柜)原则如下：2套主机兼操作员站组2面屏(柜)。一体化信息平台主机组1面屏(柜)。2套远动通信设备组1面柜。公用设备和2台站控层网络交换机组1面屏(柜)。9.7.1.2间隔层设备组屏原则（1）750kV（330kV一个半接线）系统（a）合并单元下放至就地智能控制柜内，断路器采用保护、测控一体化装置。线路保护1+线路保护2+电度表共组1面屏(柜)；断路器保护测控1（边+中+边）1串共组1面屏(柜)；断路器保护测控2（边+中+边）1串共组1面屏(柜)；I（II）母线保护1组1面屏(柜)，I（II）母线保护2组1面屏(柜)。750kV系统按串交换机4~6台组1面屏（b）合并单元下放至就地智能控制柜内，断路器保护、测控采用独立装置，测控单套配置。线路保护1+线路保护2+电度表共组1面屏(柜)；断路器保护1（边+中+边）1串共组1面屏(柜)；断路器保护2（边+中+边）1串共组1面屏(柜)；断路器测控（边+中+边）1串共组1面屏(柜)；I（II）母线保护1组1面屏(柜)；I（II）母线保护2组1面屏(柜)；750kV（330kV）系统按串交换机4~6台组1面屏。62 (c)合并单元与保护一起组屏，断路器采用保护、测控一体化装置。线路保护1+电度表+线路电压MU1组1面屏(柜)。线路保护2+线路电压MU2组1面屏(柜)。断路器保护测控1（边1）+断路器保护测控2（边1）+断路器电流MU1、MU2组1面屏(柜)。断路器保护测控1（边2）+断路器保护测控2（边2）+断路器电流MU1、MU2组1面屏(柜)。断路器保护测控1（中）+断路器保护测控2（中）+断路器电流MU、MU2组1面屏(柜)。I（II）母线保护1+母线电压MU1组1面屏(柜)，I（II）母线保护2+母线电压MU2组1面屏(柜)。750kV（330kV）系统按串交换机4~6台组1面屏（d）合并单元与保护一起组屏，断路器保护、测控采用独立装置，测控单套配置。线路保护1+电度表+线路电压MU1组1面屏(柜)。线路保护2+线路电压MU2组1面屏(柜)。断路器保护1（边1）+断路器保护2（边1）+断路器电流MU1、MU2组1面屏(柜)。断路器保护1（边2）+断路器保护2（边2）+断路器电流MU1、MU2组1面屏(柜)。断路器保护1（中）+断路器保护2（中）断路器保护2+断路器电流MU1、MU2组1面屏(柜)。断路器测控（边+中+边）1串共组1面屏(柜)；I（II）母线保护1+母线电压MU1组1面屏(柜)，I（II）母线保护2+母线电压MU2组1面屏(柜)。62 750kV（330kV）系统按串交换机4~6台组1面屏（2）330kV（220kV）双母线接线系统（a）合并单元下放至就地智能控制柜内，330kV（220kV）线路采用保护、测控一体化装置线路保护测控1+线路保护测控2+电度表+交换机（2台）组1面屏(柜)。（b）合并单元下放至就地智能控制柜内，330kV（220kV）保护、测控装置分开线路保护1+线路保护2组1面屏(柜)。线路测控+电度表+交换机（2台）组1面屏I、II母线保护1+I、II母线保护2组1面屏(柜)。III、IV母线保护1+III、IV母线保护2组1面屏(柜)。（3）主变压器合并单元下放至就地智能控制柜内。主变保护1+计量表+交换机组1面柜。主变保护2+计量表+交换机组1面柜。主变测控单独组1面柜。（4）低压无功补偿保护合并单元下放至就地智能控制柜内4台电容器（电抗器）保护测控组1面柜。（5）故障录波器每两套故障录波装置组1面故障录波器柜。（6）故障测距每套故障测距装置组1面屏(柜)。（7）网络设备62 网络柜按照4～6台交换机原则进行组屏，每面网络柜内针对交换机端口数量分别设置ODU（光配单元）和网络配线模块。站控层、间隔层、过程层交换机宜分开组屏（柜）。站控层网络设备与公用设备共同组柜。间隔层网络交换机根据小室数量和规模在继电器室相应设置网络交换机屏(柜)。9.7.1.3过程层设备组屏原则当采用常规互感器时，合并单元应下放至就地智能控制柜内。当采用电子式互感器时，合并单元可下放至就地智能控制柜内，也可随相应的保护测控柜合并组屏。智能终端应安装在所在间隔就地智能控制柜内。智能终端和就地布置的合并单元布置在1面智能控制柜内。9.7.2其他二次系统网络记录分析系统：根据规模配置1~2面柜。时钟同步系统：主时钟屏(柜)1面，根据小室数量相应增加扩展时钟装置屏(柜)。电能计量系统：计费关口表每6块组一面屏(柜)，电能量远方终端与计费关口表共同组屏(柜)。相量测量装置：相量测量装置按电压等级各配置1面屏(柜)。设备状态监测系统：在线监测IED布置于就地智能控制柜。智能辅助控制系统：智能辅助控制主机及附件组1面屏(柜)。9.7.3屏(柜)的统一要求9.7.3.1户内屏柜要求(1)屏(柜)的尺寸布置于二次设备室的屏(柜)外形尺寸宜采用2260mm×800mm×62 600mm(高×宽×深，高度中包含60mm眉头)，通信设备屏(柜)的外形尺寸可采用2260mm×600mm×600mm(高×宽×深，高度中包含60mm眉头)。(2)屏(柜)的结构屏(柜)结构为屏(柜)前单开门、屏(柜)后双开门、垂直自立、柜门内嵌式的柜式结构，前门宜为玻璃门(不包括通信设备屏柜)，正视屏(柜)体转轴在左边，门把手在右边。(3)屏(柜)的颜色全站二次系统设备屏(柜)体颜色应统一。9.7.3.2户外智能控制屏柜要求(1)屏(柜)的颜色全站户外智能控制屏(柜)体颜色应统一。(2)屏(柜)的要求宜采用双层不锈钢结构，内层密闭，夹层通风，至少达到IP55防护等级。宜具有散热和加热除湿装置，在温湿度传感器达到预设条件时启动。户外智能控制柜内部的环境能够满足智能终端等二次元件的长年正常工作温度、电磁干扰、防水防尘条件，不影响其运行寿命。9.7.4电气二次设备布置9.7.4.1电气二次设备布置原则新建工程应按远景规模规划并布置二次设备室，设备布置应遵循功能统一明确、布置简洁紧凑的原则，并合理考虑预留屏(柜)位。主控室面积宜控制在60m2左右，计算机室宜按布置16~18面屏(柜)考虑。62 直流电源室原则上靠近负荷中心布置，当二次设备采用下放布置时，直流电源室与站用电室毗邻布置；当二次设备采用集中布置时，直流屏(柜)可布置于继电器室，蓄电池组架布置，设置独立蓄电池室，并毗邻于直流电源室布置。二次设备屏(柜)位采用集中布置时，备用屏(柜)数宜按屏(柜)总数的10%考虑，采用下放布置时，备用屏(柜)数宜按屏(柜)总数15%考虑。控制室和计算机室应符合GB/T2887-2000《计算机场地通用规范》、GB/T9361-1988《计算机场地安全要求》的规定，应尽可能避开强电磁场、强振动源和强噪声源的干扰，还应考虑防尘、防潮、防噪声，并符合防火标准。控制室和计算机室内采用抗静电地板。当变电站采用敞开式设备时，继电器室宜就地下放布置，在满足电气安全净距的条件下，优先考虑利用配电装置内的空余位置，以达到节约占地的目的，小室数量应根据变电站规模来确定，一般不宜设置太多。9.7.4.2二次设备室设置原则750kV（330kV）配电装置宜3~4串设置一个继电器小室，对于规模较小的750kV配电装置，也可考虑设置一个继电器小室；330kV（220kV）根据配电装置型式可以分段为界设两个继电器小室，也可设置1个继电器小室。主变压器和无功补偿装置配电区可设置主变压器和无功补偿装置继电器室，也可与330kV（220kV）共用继电器小室。第10章土建部分1)变电站设计应符合“两型一化”62 的技术原则和设计要求。宜结合智能设备的集成，优化配电装置场地和建筑物布置，节约占地。1)结合二次设备优化集成，优化建筑结构，减少建筑面积，节约投资。2)光缆敷设可采用电缆沟敷设、穿管敷设、槽盒敷设等方式。3)优化电缆沟设计，采用合理的截面，不宜设置电缆支沟。4)采暖、通风、给排水等设备宜具备自动控制功能或与智能辅助控制系统实现协同联动。5)采暖、通风、给排水设备系统需设置网络接口，实现网络外传功能，同时具备自动控制功能。6)通风系统的自动控制功能除了实现温度感应，换气次数，事故排烟外，应与消防系统连锁。62'