发布时间 : 星期四 文章《智能变电站一体化监控系统规范》-国网版 - 图文更新完毕开始阅读
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6.2 网络结构
变电站网络在逻辑上由站控层网络、间隔层网络、过程层网络组成：
a) 站控层网络：间隔层设备和站控层设备之间的网络，实现站控层内部以及站控层与间隔层之间
的数据传输；
b) 间隔层网络：用于间隔层设备之间的通信，与站控层网络相连；
c) 过程层网络：间隔层设备和过程层设备之间的网络，实现间隔层设备与过程层设备之间的数据
传输。
全站的通信网络应采用高速工业以太网组成，传输带宽应大于或等于100Mbps，部分中心交换机之间的连接宜采用1000Mbps数据端口互联。 6.2.1 站控层网络
站控层网络采用结构、传输速率和主要连接设备： a) 站控层网络采用星型结构；
b) 站控层网络采用100Mbps或更高速度的工业以太网；
c) 站控层交换机连接数据通信网关机、监控主机、综合应用服务器、数据服务器等设备。 6.2.2 间隔层网络
间隔层网络连接站控层网络，采用星型结构，传输速率和主要连接设备： a) 间隔层网络采用100Mbps或更高速度的工业以太网；
b) 间隔层交换机连接间隔内的保护、测控和其他智能电子设备，用于间隔内信息交换； c) 宜通过划分虚拟局域网（VLAN）将网络分隔成不同的逻辑网段。 6.2.3 过程层网络
过程层网络包括GOOSE网和SV网，分别要求： a) GOOSE网
1) 采用100Mbps或更高速度的工业以太网； 2) 用于间隔层和过程层设备之间的数据交换； 3) 按电压等级配置，采用星形结构； 4) 220kV以上电压等级应采用双网；
5) 保护装置与本间隔的智能终端设备之间采用点对点通信方式。 b) SV网
1) 采用100Mbps或更高速度的工业以太网； 2) 用于间隔层和过程层设备之间的采样值传输； 3) 按电压等级配置，采用星形结构； 4) 保护装置以点对点方式接入SV数据。 7 系统配置
7.1 硬件配置
7.1.1 站控层设备
站控层负责变电站的数据处理、集中监控和数据通信，包括监控主机、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师工作站、PMU数据集中器、计划管理终端、二次安全防护设备、工业以太网交换机及打印机等。 7.1.1.1 主要设备功能要求：
a) 监控主机：负责站内各类数据的采集、处理，实现站内设备的运行监视、操作与控制、信息综
合分析及智能告警，集成防误闭锁操作工作站和保护信息子站等功能；
b) 操作员站：站内运行监控的主要人机界面，实现对全站一、二次设备的实时监视和操作控制，
具有事件记录及报警状态显示和查询、设备状态和参数查询、操作控制等功能； c) 工程师工作站：实现智能变电站一体化监控系统的配置、维护和管理；
d) Ⅰ区数据通信网关机：直接采集站内数据，通过专用通道向调度（调控）中心传送实时信息，
同时接收调度（调控）中心的操作与控制命令。采用专用独立设备，无硬盘、无风扇设计； e) Ⅱ区数据通信网关机：实现Ⅱ区数据向调度（调控）中心的数据传输，具备远方查询和浏览功
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能；
f) Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机：实现与PMS、输变电设备状态监测等其他主站系统的信息传输； g) 综合应用服务器：接收站内一次设备在线监测数据、站内辅助应用、设备基础信息等，进行集
中处理、分析和展示；
h) 数据服务器：用于变电站全景数据的集中存储，为站控层设备和应用提供数据访问服务。 7.1.1.2 220kV及以上电压等级智能变电站主要设备配置要求：
a) 监控主机宜双重化配置； b) 数据服务器宜双重化配置；
c) 操作员站和工程师工作站宜与监控主机合并； d) 综合应用服务器可双重化配置； e) Ⅰ区数据通信网关机双重化配置； f) Ⅱ区数据通信网关机单套配置； g) Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机单套配置；
h) 500kV及以上电压等级有人值班智能变电站操作员站可双重化配置； i) 500kV及以上电压等级智能变电站工程师工作站可单套配置。 7.1.1.3 110kV（66kV）智能变电站主要设备配置要求：
a) 监控主机可单套配置； b) 数据服务器单套配置；
c) 操作员站、工程师工作站与监控主机合并，宜双套配置； d) 综合应用服务器单套配置；
e) Ⅰ区数据通信网关机双重化配置； f) Ⅱ区数据通信网关机单套配置； g) Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机单套配置。 7.1.2 间隔层设备
7.1.2.1 220kV及以上电压等级智能变电站主要设备配置要求如下：
a) 测控装置应独立配置；
b) 测控装置有以下三种配置模式，应根据工程实际情况进行选择：
1) 配单套测控装置接单网模式：仅接入过程层A网，实现对过程层A网SV数据采样和A
网智能终端GOOSE状态信息传输；
2) 配单套测控装置跨双网模式：跨接到过程层的A、B网段，实现对A、B网的SV数据的
二取一采样和智能终端数据的GOOSE状态信息传输，跨接双网的网口具有独立的网络接口控制器；
3) 测控双重化配置模式：分别接入过程层A、B网，实现对A、B网的SV数据的冗余采样
和智能终端数据的GOOSE状态信息传输。
c) 其他设备配置参见《国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）~750kV智能变电站部分2011
版）》。
7.1.2.2 110kV（66kV）智能变电站主要设备配置参见《国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）~750kV智能变电站部分2011版）》。 7.1.3 过程层设备
过程层主要设备配置要求： a) 合并单元应独立配置，每周波采样点可配置，采样同步误差不大于1μs，支持DL/T860.92、GB/T
20840.8； b) 智能终端应独立配置，输入/输出可灵活配置； c) 合并单元和智能终端应满足就地安装的防护要求； d) 其他设备配置参见《国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）~750kV智能变电站部分2011
版）》。
7.2 系统软件配置 7.2.1 系统软件
主要系统软件包括操作系统、历史/实时数据库和标准数据总线与接口等，配置要求：
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a) 操作系统
操作系统应采用LINUX/ UNIX 操作系统。 b) 历史数据库
采用成熟商用数据库。提供数据库管理工具和软件开发工具进行维护、更新和扩充操作。 c) 实时数据库
提供安全、高效的实时数据存取，支持多应用并发访问和实时同步更新。 d) 应用软件
采用模块化结构，具有良好的实时响应速度和稳定性、可靠性、可扩充性。 e) 标准数据总线与接口
应提供基于消息的信息交换机制，通过消息中间件完成不同应用之间的消息代理、传送功能。
7.2.2 工具软件
工具软件包括系统配置工具和模型校核工具： a) 系统配置工具
1) 提供独立的系统配置工具和装置配置工具，能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；
2) 系统配置工具应支持对一、二次设备的关联关系、全站的智能电子设备（IED）实例以及
IED间的交换信息进行配置，导出全站SCD配置文件；支持生成或导入变电站规范模型文件 （SSD）和智能电子设备配置描述（ICD）文件，且应保留ICD文件的私有项； 3) 装置配置工具应支持装置ICD文件生成和维护，支持从SCD文件中提取需要的装置实例
配置信息；
4) 应具备虚端子导出功能，生成虚端子连接图，以图形形式来表达各虚端子之间的连接。 b) 模型校核工具
1) 应具备SCD文件导入和校验功能，可读取智能变电站SCD文件，测试导入的SCD文件
的信息是否正确；
2) 应具备合理性检测功能，包括介质访问控制（MAC）地址、网际协议（IP）地址唯一性检
测和VLAN设置及端口容量合理性检测；
3) 应具备智能电子设备实例配置文件（CID）文件检测功能，对装置下装的CID文件进行检
测，保证与SCD导出的文件内容一致。
7.3 时间同步
智能变电站应配置一套时间同步子系统，配置要求如下：
a) 时间同步子系统由主时钟和时钟扩展装置组成，时钟扩展装置数量按工程实际需求确定； b) 主时钟应双重化配置，支持北斗导航系统（BD）、全球定位系统（GPS）和地面授时信号，优
先采用北斗导航系统，主时钟同步精度优于1μs，守时精度优于1μs/h（12小时以上）； c) 站控层设备宜采用简单网络时间协议（SNTP）对时方式； d) 间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B、1PPS对时方式。 7.4 性能要求
智能变电站一体化监控系统主要性能指标要求：
a) 模拟量越死区传送整定最小值<0.1% (额定值)，并逐点可调； b) 事件顺序记录分辨率（SOE）：间隔层测控装置≤1ms；
c) 模拟量信息响应时间（从I/O输入端至数据通信网关机出口）≤2s； d) 状态量变化响应时间（从I/O输入端至数据通信网关机出口）≤1s； e) 站控层平均无故障间隔时间（MTBF）≥20000h，间隔层测控装置平均无故障间隔时间≥30000h； f) 站控层各工作站和服务器的CPU平均负荷率：正常时（任意30min内）≤30％，电力系统故
障时（10s内）≤50％；
g) 网络平均负荷率：正常时（任意30min内）≤20％，电力系统故障时（10s内）≤40％； h) 画面整幅调用响应时间：实时画面≤1s，其他画面≤2s；
i) 实时数据库容量：模拟量≥5000点，状态量≥10000点，遥控≥3000点，计算量≥2000点； j) 历史数据库存储容量：历史数据存储时间≥2年，历史曲线采样间隔1min～30min（可调），历
史趋势曲线≥300条。
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Q / GDW XXX─20XX 8 数据采集与信息传输
数据采集应满足变电站当地运行管理和调度（调控）中心及其他主站系统的数据需求，满足智能电网调度技术支持系统以及调控一体化运行模式的要求，数据采集范围和传输要求如下：
a) 数据采集范围应包括电网运行数据、设备运行信息、变电站运行异常信息； b) 电网运行信息包括稳态、动态和暂态数据；
c) 设备运行信息包括一次设备、二次设备和辅助设备运行信息；
d) 变电站运行异常信息包括保护动作、异常告警、自检信息和分析结果信息等； e) 变电站内变电站与主站交互的图形格式遵循Q/GDW 624； f) 数据传输采用DL/T860；
g) 变电站与主站交互的模型格式遵循Q/GDW 215；
h) 变电站与主站之间通信采用DL/T634.5101、DL/T634.5104或DL/T 860。 9 二次系统安全防护
智能变电站一体化监控系统安全分区及防护原则： a) 安全Ⅰ区的设备包括一体化监控系统监控主机、Ⅰ区数据通信网关机、数据服务器、操作员站、
工程师工作站、保护装置、测控装置、PMU等；
b) 安全Ⅱ区的设备包括综合应用服务器、计划管理终端、Ⅱ区数据通信网关机、变电设备状态监
测装置、视频监控、环境监测、安防、消防等；
c) 安全Ⅰ区设备与安全Ⅱ区设备之间通信应采用防火墙隔离；
d) 智能变电站一体化监控系统通过正反向隔离装置向Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机传送数据，实现与其
他主站的信息传输；
e) 智能变电站一体化监控系统与远方调度（调控）中心进行数据通信应设置纵向加密认证装置。
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