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1、Q/CSGICS 备案号：中国南方电网有限责任公司 发 布2015-10-01 实施2015-08-11 发布电力二次装备技术导则Technical Guide for Electric Power Secondary EquipmentsQ/CSG1203005-2015代替Q/ P中国南方电网有限责任公司企业标准目 次 前 言II1总 则12规范性引用文件13术语定义24通用技术原则44.1主站通用技术原则54.2厂站通用技术原则84.3电力通信105主站系统及装置105.1总体要求105.2网级主站系统建设要求115.3省级主站系统建设要求115.4广、深主站系统建设要求115.5地级主
2、站系统建设要求115.6主站备用系统建设要求125.7电力监控系统安全防护建设要求126厂站系统及装置136.1装置应用要求136.2装置系统要求306.3对相关设备及回路的配合要求316.4智能变电站347电力通信407.1业务配置原则407.2系统及设备配置要求40前 言 为贯彻落实中国南方电网有限责任公司建设“服务好、管理好、形象好”的国际先进电网企业的中长期发展战略，运用先进的计算机技术、通信技术、控制技术，建设一个覆盖城乡的智能、高效、可靠的绿色电网，提高电网二次装备水平，提升系统运行的保障能力，规范设备选型与配置的基本原则和标准，特制定本导则。 本导则以现行国家及行业的有关法律法规
3、、标准、规范为基础，结合目前的电网装备技术水平、运行经验和管理要求提出，适用于公司网省地级主站、35kV500kV变电站、800kV换流站以及并网运行发电厂的新建、改（扩）建工程的装备选型与配置。 本导则由中国南方电网有限责任公司系统运行部提出、归口、组织编写并解释。 本导则起草单位：中国南方电网有限责任公司系统运行部、市场营销部和生产设备管理部。 本导则主要起草人：刘之尧、丁晓兵、陈新南、洪丹轲、胡荣、陶文伟、张勇、刘千宽、张喜铭、罗会洪、张弛、朱韬析、刘春晓、周华锋、陆明、徐光虎、陈曦、雷一勇、徐湛、徐鹏、徐键、赵晗祺、张思拓、连伟华、谢尧、黄昱、杨志敏、余江、史泽兵、文安、蔡莹南方电网电
4、力二次装备技术导则1 总 则 1.1 本导则作为南方电网电力二次装备配置、应用和系统建设的纲领性文件，规定了涉网二次装备和系统的规划、设计、制造、建设、运行和标准制定等有关部门应共同遵守的基本准则。1.2 本导则遵循国家的基本建设方针和技术经济政策，以现行国家及行业的有关法律法规、标准、规范为基础，结合当前的电网装备技术水平、运行经验和管理要求，以选用“安全可靠、性能优良、经济合理、节能环保”的设备为原则，实现设备全生命周期成本最优。1.3 本导则规定了公司网省地级主站、35kV500kV新建变电站（含直流换流站、柔性直流换流站、串补站，下同），以及800kV换流站电气二次设备选用原则；改（扩
5、）建工程宜参照执行。1.4 本导则中500kV系统的保护配置以3/2断路器、4/3断路器和角形接线等接线方式为例，220kV系统的同类接线方式参照执行；220kV系统的保护配置以双母线接线方式为例，500kV系统的同类接线方式参照执行。1.5 并入南方电网运行的35kV500kV发电厂升压站和用户工程宜参照本导则执行。1.6 本导则按照统一标准兼顾区域差异及先进性原则编制。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本导则的引用而成为本导则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本导则，然而，鼓励根据本导则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
6、件，其最新版本适用于本导则。GB 8702电磁辐射防护规定GB/T 12325电能质量供电电压偏差GB/T 12326电能质量电压波动和闪变GB/T 13729远动终端设备GB/T 13730地区电网调度自动化系统GB/T 14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 15145输电线路保护装置通用技术条件GB/T 15149.1电力系统远方保护设备的性能及试验方法 第1部分：命令系统GB 20840.2电流互感器的补充技术要求GB/T 26399电力系统安全稳定控制技术导则GB/T 26862电力系统同步相量测量装置检测规范GB/T 26865.2电力系统实时动态监测系统 第2部分：数据
7、传输协议GB 50054低压配电设计规范GB 5005935110kV变电站设计规范GB 50229火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50395视频安防监控系统工程设计规范GB/T 30155智能变电站技术导则 DL/T 448电能计量装置技术管理规程DL/T 478继电保护和安全自动装置通用技术条件DL/T 598电力系统自动交换电话网技术规范DL/T 634.5101远动设备及系统 第5 部分：传输规约 第101 篇：基本远动任务配套标准DL/T 634.5104远动设备及系统 第5 部分：传输规约 第104 篇：采用标准传输协议子集的DL/T 634.5101 网络访问DL/T 687
8、微机型防止电气误操作装置通用技术条件DL 755电力系统安全稳定导则DL/T 769电力系统微机继电保护技术导则DL/T 860变电站通信网络和系统DL/T 866电流互感器和电压互感器选择及计算导则DL/T 1074电力用直流和交流一体化不间断电源设备DL/T 1100.1电力系统的时间同步系统 第1部分：技术规范DL/T 5136火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5149220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T 5157电力系统调度通信交换网设计技术规程DL/T 5202电能量计量系统设计技术规程DL/T 5218220kV750kV变电站设计技术规程DL
9、/T 5223高压直流换流站设计技术规定DL/T 5364电力调度数据网络工程初步设计内容深度规定GA 1089电力设施治安风险等级和安全防范要求国能安全2014161号防止电力生产事故的二十五项重点要求发改委201414号电力监控系统安全防护规定国能安全201536号电力监控系统安全防护总体方案3 术语定义第2部分的规范性引用文件中界定的以及下列术语和定义适用于本导则。3.1一体化电网运行智能系统 Operation Smart System（OS2）一体化电网运行智能系统是支撑大电网运行，提供电网运行策划、监视、分析、决策、指挥、操作、控制和管理等功能，整合所有二次系统，发挥综合效益，具有
10、互动性、智能化特点的一体化系统。3.2基础资源平台 Basic Resource Platform（BRP）基础资源平台是OS2主站/厂站系统中为上层应用提供公用设施及基础软硬件支撑的平台。3.3运行监控系统 Operation Control System（OCS）运行监控系统是OS2主站/厂站系统中实现电网实时运行监视和控制相关功能的应用系统。3.4运行管理系统 Operation Management System（OMS）运行管理系统是OS2主站/厂站系统中实现电网运行分析、策划和管理相关功能的应用系统。3.5电力系统运行驾驶舱 Power System Operation Cockp
11、it（POC）电力系统运行驾驶舱是OS2的顶层应用，基于OS2四大中心提供的数据和功能服务，以驾驶舱的形式，深入分析电网运行特征，全面反映电网运行的关键性能指标(KPI)，提供关键(异常)事件的预警和决策支持，提供方便、快捷的操作和控制功能，评价操作和控制行为。3.6镜像测试培训系统 Mirror Testing and Training System（MTT）镜像测试培训系统是OS2主站中用于开展系统功能、性能、数据等测试及使用者培训的系统。3.7智能录波器 Smart fault Recorder用于实现对变电站通信报文及故障发生前后录波文件记录与分析的装置；该装置宜采用一体化的硬件平台，
12、在同一硬件平台上实现报文记录、分析及故障录波功能。3.8智能远动机 Smart Remote Communication and Control Device 位于变电站站控层的一种远动装置，集成了变电站和主站系统之间的通信以及变电站的监视和控制功能，实现变电站内数据采集、处理、存储，提供数据、模型和图形的处理和传输服务，并支持远程浏览、源端维护、顺序控制、电压无功控制、防误闭锁、监控终端等功能。3.9一体化测控装置 Integrated Measurement and Control Equipment集成测量和控制、同步相量功能的装置。3.10三道防线第一道防线 First-defence
13、-line在电力系统正常状态下通过预防性控制保持其充裕性和安全性（足够的稳定裕度），当发生短路故障时由电力系统固有的控制设备及继电保护装置快速、正确地切除电力系统的故障元件。第二道防线Second-defence-line针对预先考虑的故障形式和运行方式，按预定的控制策略，采用安全稳定控制系统（装置）实施切机、切负荷、局部解列等控制措施，防止系统失去稳定。第三道防线Third-defence-line由失步解列、频率及电压紧急控制装置构成，当电力系统发生失步振荡、频率异常、电压异常等事故时采取解列、切负荷、切机等控制等措施，防止系统崩溃。3.11安全稳定控制装置（简称稳控装置） securit
14、y and stability control device为保证电力系统在遇到大扰动时的稳定性而在电厂或变电站内装设的控制设备，实现切机、切负荷、快速减出力、直流功率紧急提升或回降等功能，是保持电力系统安全稳定运行的第二道防线的重要设施。3.12安全稳定控制系统（简称稳控系统） security and stability control system由两个及以上厂站的安全稳定控制装置通过通信设备联络构成的系统，实现区域或更大范围的电力系统的稳定控制。3.13安全自动装置（简称安自装置） security automatic equipment用于防止电力系统稳定破坏、防止电力系统事故扩大、
15、防止电网崩溃及大面积停电以及恢复电力系统正常运行的各种自动装置的总称。如稳控装置、失步解列装置、低频减负荷装置、低压减负荷装置、过频切机装置、备用电源自投装置、水电厂低频自启动装置、输电线路的自动重合闸等。3.14站域保护控制 substation protection and control基于实时的本站和/或相关站的电测量信息及设备状态信息，实现面向变电站及电网安全的保护控制。3.15广域保护控制 wide area protection and control基于实时的广域电测量信息及设备状态信息，实现面向电网安全的保护控制。3.16缩略语IED Intelligent Electron
16、ic Device（智能电子设备）PMU Phasor Measurement Unit（同步相量测量装置）SCD Substation Configuration Description（变电站配置描述）4 通用技术原则南方电网一体化电网运行智能系统总体框架为：a) OS2由网、省、地（县、配）各级主站系统、厂站系统和电力通信系统共同组成，每级主站/厂站系统划分为基础资源平台（BRP）、运行控制系统（OCS）、运行管理系统（OMS）、电力系统运行驾驶舱（POC）、镜像测试培训系统（MTT）五大部分。b) 系统遵循SOA架构体系，基于统一的ICT基础设施，在统一模型及服务接口标准的基础上，构建
17、一体化支撑平台及运行服务总线（OSB）。各类业务功能以此为基础开展建设或改造完善。通过支撑平台和横向运行服务总线集成各级主站/厂站内的功能模块/业务子系统，通过纵向运行服务总线实现与上、下级相关业务系统的互联。c) 系统通过OSB标准服务接口实现与企业其它相关业务管理系统的信息共享、协调控制及流程化管理。d) 网、省、地、厂站各级系统分别建设，县级系统、监控/集控/巡维中心系统作为终端与地级主站系统统一建设，其模块体系与地调主站相同，具体功能由地级主站按需提供。4.1 主站通用技术原则OS2主站系统包括基础资源平台（BRP）、电网运行控制系统（OCS）、电网运行管理系统（OMS）、电力系统运行
18、驾驶舱（POC）、镜像测试培训系统（MTT）五大部分。4.1.1 基础资源平台a) BRP包括数据库支撑平台、软件支撑平台、硬件支撑平台、数据中心、计算分析服务和公共设施等功能。b) BRP既可作为集成平台用于集成已有的业务应用模块/系统，也能作为新建业务应用模块的支撑平台，向各类应用提供支持和服务，为OCS、OMS、POC和MTT的各类功能模块提供全面支撑。12344.14.1.14.1.1.1 数据库支撑平台a) 数据库支撑平台包括时序数据库服务、关系数据库服务、实时数据库服务。b) 时序数据库服务为各类功能应用提供处理不断更新的快速变化的数据及具有时间限制的事务的服务，主要面向毫秒级或秒
19、级历史数据存储。c) 关系数据库服务为各类功能应用提供分钟级历史数据存储和统计，告警事件，电网模型和管理模型等非实时数据的存储等的服务。d) 实时数据库服务为各类功能应用提供实时数据的通信和处理服务，为众多实时应用提供统一的支撑。根据需要，稳态监视类、动态监视类、暂态监视类、水情综合监视模块等功能模块可以建设符合本（类）模块需要的实时数据库，各实时数据库应提供基于API和OSB的标准访问方式。4.1.1.2 软件支撑平台a) 软件支撑平台包括平台服务、运行服务总线、资源管控、安全管控、基础软件等各类功能。b) 平台服务包括地理信息服务、工作流服务、报表服务、时间同步服务、文件服务、消息收发服务
20、、图形生成、图形维护工具、图形浏览工具、通用事件服务、CASE管理服务等功能，为上层各类功能模块提供所需的基本服务功能及提供应用开发和集成的各种界面技术和界面表达手段。c) OSB总线包括高速数据总线和通用服务总线，提供横向和纵向互联基础设施，是各级OS2和各个功能模块实现互联互通的载体。d) 各级OSB总线应遵循统一的标准，支持发电、输电、配电、用电全过程的模型、图形、数据交换，支持业务功能的灵活互动。除支持标准IEC61970和IEC 61968消息交换模型外，还可采用适配器将现有系统内部非标准私有协议转换成标准协议，实现符合面向服务架构（SOA）的数据和应用集成。e) 资源管控包括系统资
21、源管控、大屏幕控制、机房监控、通信资源管理等功能，为系统运行提供各种资源调配展示、在线监视、风险评估的手段及可靠性、安全性保障措施，提高系统自身的运行和管理水平。f) 安全管控包括用户权限管理、安全审计、防病毒、网络准入等功能，为各类功能模块提供用户权限管理和授权服务，对各类运行日志和用户操作进行收集分析，发现各种违规行为以及病毒和黑客的攻击行为，保证系统的安全运行。g) 基础软件包括操作系统、虚拟化平台等功能。4.1.1.3 硬件支撑平台硬件支撑平台包括计算机、网络、存储、安全设施及其他各类设施，为系统提供硬件支撑。其中，计算机设备设计生命周期不低于5年，其他设备设计生命周期不低于12年。4
22、.1.1.4 数据中心a) 数据中心作为BRP的核心部分，实现各类业务的数据采集、交换与集成，为各类功能提供数据支撑。b) 数据中心包括数据采集与交换、全景数据建模、数据集成与服务等各类功能。c) 数据采集与交换类功能实现主站与厂站的一体化数据采集与交换、与常规RTU/PMU/综自/保信子站/视频/水情/气象/配电终端等的分散式数据采集与交换、与外部相关业务系统的信息交换及各类数据的预处理，逐步实现数据采集处理的综合化，支持电网所有监控对象的数据采集，通过统一的基础资源平台提供电网全景视图及服务总线，为上层应用提供统一的数据支撑。d) 全景数据建模类功能实现对电网模型、图形、模式的校核、管理和
23、共享，按照设备统一命名、存储分布实施、属性有效关联、信息充分共享、维护科学分工的原则，实现各级系统电网模型、图形、地理信息等的充分共享和同步更新，确保各系统基础数据的一致性，并在此基础上实现各级电网模型的拼接和组合。e) 数据集成与服务类功能实现数据加工集成并为各类功能模块提供服务接口和服务功能。f) 数据中心应能支持大数据的存储、处理、管理、识别、检索及服务封装。g) 网、省、地（县）三级主站应基于全景建模的要求建设各级主站数据中心，各级数据中心应覆盖本级范围内发输配用各环节的运行数据，数据中心通过纵向互联，实现上级对下级数据的集中访问，构建覆盖全网的运行数据中心。4.1.1.5 计算分析服
24、务计算分析服务类功能实现对电网运行方式的计算及优化分析，为电网的安全经济优质环保运行提供辅助决策支持。4.1.1.6 公共设施公共设施类功能实现对系统软硬件的运行环境的支持，提供标准化大屏、机房、电源、空调等服务。4.1.2 电网运行管理系统a) 电网运行管理系统提供并网管理、运行风险管理、运行计划管理、运行控制管理、运行评价与改进、二次系统管理、运行支持管理等各类功能，涵盖了传统的智能调度计划、智能调度指令、电网运行评价、调度运行管理等系统功能。b) 并网管理类功能实现工程项目的并网前期管理、并网准备管理和并网启动试运管理等。c) 运行风险管理类功能实现对模型参数、安全稳定、无功电压、安自运
25、行、二次安防、运行风险管控、系统运行应急、用电安全协调等的统一管理。d) 运行计划管理类功能实现发电能力管理、发受电计划编制、综合停电管理、输电能力管理、用电调度管理、运行方式管理、系统运行计划、水调管理、分布式能源管理等功能。e) 运行控制管理类功能实现调度操作票、调度运行日志、设备监控日志、调度操作指挥、应急预案及事故决策支持、调度信息报送与发布、调频定值管理等功能。f) 运行评价与改进管理类功能实现对发电运行、系统运行、调度工作等的运行评价，管理、展示和生成各专业的各类报表和每日运行汇报信息，实现对外的信息披露和Web发布。g) 二次系统管理类功能实现对二次生产前期、保护运行、自动化运行
26、、通信运行、二次技术、保护设备及版本、通信设备及版本、自动化设备及版本、保护定值、通信资源申请及服务、自动化资源及服务等的统一管理，并实现二次设备运行和服务评价。h) 运行支持管理类功能实现对系统运行安全、系统运行技术、业务培训、运行资质、调度生产环境、工作计划等的统一管理。i) 电网运行管理系统按网、省、地（县）三级模式建设，网省两级调度独立建设，地县调宜采用省地县一体化建设模式。j) 电网运行管理系统宜采用B/S模式实现客户与服务端的交互。4.1.3 电网运行控制系统电网运行控制系统包括监视中心和控制中心两大类应用功能，涵盖了传统的EMS、广域相量测量（WAMS）、水调自动化、在线稳定分析
27、、继电保护信息、安全稳定控制、电能质量监测、雷电定位监测、气象监测、变电站视频及环境监控、一次设备在线监测等系统功能。4.1.24.1.34.1.3.1 监视中心a) 监视中心提供电网运行监视、在线计算分析及预警等功能，包括稳态监视、动态监视、暂态监视、环境监视、在线预警、节能环保监视、设备监视、在线计算、智能告警等各类功能。b) 稳态监视类功能实现发电、输电、配电、用电各环节的稳态运行监视。c) 动态监视类功能通过对电网动态数据的监测、统计和分析，实现机组动态运行监视、电网动态运行监视、功率扰动监视、低频振荡监视等。d) 暂态监视类功能通过对电网暂态数据的监测、统计和分析，实现保护运行监视、
28、安自运行监视、电能质量监视、录波分析监视等。e) 环境监视类功能通过对电网环境信息的采集、统计和分析，实现气象监视、雷电监视、自然灾害监视、站端视频与环境监视、线路覆冰及微气象监视、绝缘子污秽监视等。f) 在线预警类功能监测发电、输电、配电、用电各个环节的安全、经济、优质和环保指标，当指标出现异常时，能够第一时间提醒调度运行人员，并自动触发相关分析模块，辅助调度、运行人员通过统一的调度操控台及时进行异常处理，使异常指标尽快恢复正常。g) 节能环保监视类功能通过对不同发电厂的各类指标数据的监视，实现电网的节能环保运行。h) 设备监视类功能对一次设备、二次设备（含主站和厂站的二次设备）和通信设备等
29、的状态监测数据进行展现、分析、诊断和评估，实现设备的状态监视。i) 在线计算类功能通过对电网实时运行状态进行计算、分析，为调度员调度电网和监控人员对电网进行监视控制提供辅助决策支持。j) 智能告警类功能为各应用提供统一综合的告警信息采集、展示，采用统一的信息描述格式接收和汇总各类告警信息，并根据各自的特征对大量的告警信息进行合理分类和归并处理。k) 网级系统采集监视的范围至少包括本级及下属省级所辖电网，省级系统采集监视的范围至少包括本级及下属地级所辖电网，地级系统采集监视的范围至少包括本级及下属县级所辖电网。各级系统还应能采集监视与其相关电网的运行状态。l) 网、省级主站系统应实现火电机组污染
30、物（SO2、CO2、NO2等）排放量及热负荷、机组煤耗等信息的在线监测。4.1.3.2 控制中心a) 控制中心提供电网运行调控类功能，包括手动操作、自动控制等各类功能。b) 手动操作类功能实现对电网运行设备的手动控制调节及参数设置。c) 自动控制类功能实现自动发电控制、自动电压控制，直流功率控制、交直流协调控制、电网快速控制、计划调整及执行、区域备自投、馈线自动控制等。d) 自动电压控制功能应实现省地协调控制并达到实用化，并逐步实现网省协调和地县协调。4.1.4 电力系统运行驾驶舱a) POC是OS2的顶层应用和人机接口，基于BRP及OCS、OMS的数据和应用支持，提供“一站式”的电力系统运行
31、KPI（关键性能指标）监视和预警、信息挖掘、辅助决策与控制，服务于电网关键运行和领导决策。b) POC包括智能引擎、驾驶三态应用和人机交互环境等类功能。c) 智能引擎类功能提供KPI管理、监视及预警，并在KPI预警后为电网的调度操作、事故处理提供智能化的分析手段和处理决策，通过任务导向的方式完成流程化控制任务。d) 驾驶三态应用类功能包括预驾驶、实时驾驶、驾驶回放等，为驾驶者提供方便、舒适的驾驶环境。e) 人机交互环境功能提供电网全景专题场景图，实现界面集成与联动并提供Web展示服务和移动终端服务。f) POC按网、省、地（县）三级模式建设，网省两级独立建设，地县调按地县一体化建设。4.1.5
32、 镜像测试培训系统a) MTT包括系统镜像与同步、系统测试仿真和专业培训等类功能。b) 系统镜像与同步配置与主系统同等的功能模块，提供测试和验证环境，并实现主系统与镜像系统的数据同步。c) 系统测试仿真为系统功能的二次开发和系统运行维护提供测试环境。d) 专业培训类功能为调控中心专业人员提供专业培训。e) MTT网省两级部署，网级应能够实现全网培训，省级应能够实现全省培训，地级主站采用终端接入方式。f) 在MTT未实现全网覆盖时，各级主站可以根据需要配置传统DTS和系统功能测试模块。4.1.6 现有系统a) 现有的各类自动化系统应视情况在系统达到使用寿命后逐步淘汰或进行改造。b) 原则上升级改
33、造困难、厂商技术支持匮乏的系统应予淘汰。c) 其余系统可根据业务需求按OS2标准规范完善建设新的功能模块，并在BRP建成后，将系统通过标准化改造及封装接入BRP，实现与其它业务系统的信息和服务共享。4.2 厂站通用技术原则4.2.1 电压等级电压等级选择应按GB/T 156标准电压执行，本导则使用以下标准电压：800kV、500kV、220kV、110kV、35kV、20kV和10kV。4.2.2 站用电4.24.2.14.2.24.2.2.1 站用电母线采用按工作变压器划分的单母线接线，相邻两段工作母线间可配置分段或联络断路器，宜同时供电分列运行，并装设自动投入装置。装置能识别需闭锁自投的故
34、障，以及定值可灵活整定。4.2.2.2 500kV 变电站的主变压器为两台(组)及以上时，由主变压器低压侧引接的站用工作变压器应为两台，并应装设一台从站外可靠电源引接的专用备用变压器，该电源宜采用专线引接；每台工作变压器的容量应考虑全站的计算用电负荷。专用备用变压器的容量应与最大的工作变压器容量相同。4.2.2.3 500kV 变电站初期只有一台(组)主变压器时，除由站内引接一台站用变压器外，应再设一台由站外可靠电源引接的站用变压器，该电源宜采用专线引接。4.2.2.4 110kV 及220kV 变电站宜从主变压器低压侧分别引接两台容量相同、可互为备用、分列运行的站用工作变压器。每台工作变压器
35、按全站计算负荷选择。当变电站只有一台主变压器或只有一条母线时，其中一台站用变压器的电源宜从站外引接。4.2.2.5 35kV变电站宜根据电源情况，接于35kV进线线路侧、35kV母线。当采用单母线接线，宜接于35kV母线，两路及以上电源进线的变电站可采用两台站用变。4.2.3 继电保护4.2.34.2.3.1 继电保护的配置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，并应综合考虑以下几方面：电网的结构特点和运行要求；故障几率和可能造成的后果；国内外运行经验；电网发展和设备的扩展适应性；技术经济合理性。4.2.3.2 220kV及以上系统双重化配置的线路、变压器和母线保护应采用不同设备供应商的设
36、备。4.2.3.3 变电站可配置站域或广域保护控制装置。4.2.3.4 继电保护装置应为微机型，应具有独立性、完整性和成套性，并满足 GB/T 14285、DL/T 478 的要求。4.2.3.5 110kV及以上系统在48Hz52Hz频率范围内发生故障时，保护能快速、可靠、有选择性地动作；500kV及以上可能以孤岛方式运行的系统在52Hz55Hz频率范围内发生故障时，保护能可靠动作。4.2.3.6 10kV35kV一次设备采用高压开关柜时，宜采用测控保护一体化装置，并布置在高压开关柜上。4.2.3.7 继电保护装置所有输出接点应是无源接点。4.2.3.8 继电保护装置均应具备录波功能，记录保
37、护启动或动作后全过程的所有信息。4.2.3.9 各电压等级的继电保护装置，应经国家级质量检验测试中心动态模拟试验、电磁兼容试验、绝缘试验、机械性能试验以及型式试验等检验，确认其技术性能指标符合相关国家及行业标准，并满足本导则的相关要求。4.2.3.10 继电保护装置应具有在线自动监测功能和自复位电路。自动监测功能应符合GB/T 14285的要求。4.2.3.11 继电保护装置在电压互感器二次回路一相、两相或三相同时断线、失压时，应发告警信号，并闭锁可能误动作的保护。在电流互感器二次回路不正常或断线时，应发告警信号，除母线保护外，允许跳闸。4.2.3.12 在空载、轻载、满载等各种状态下，在保护
38、范围内发生金属性或非金属性的各种故障（包括单相接地、两相接地、两相不接地短路、三相短路、复杂故障、转换性故障、跨线故障和断线故障等）时，保护应能正确动作；系统无故障、发生各种外部故障、功率倒向以及系统操作等情况下保护不应误动。4.2.3.13 对于可能导致多个断路器同时跳闸的直跳开入，保护装置应采取防止直跳开入的保护误动的措施。4.2.3.14 继电保护装置在电流互感器暂态过程中以及饱和情况下，应能正确动作。4.2.3.15 线路差动保护应允许线路两侧采用变比不同的电流互感器。只有在两侧差动压板都处于投入状态时才能动作，两侧压板投退状态不一致时应发告警信号。4.2.3.16 线路差动保护和信号
39、传输装置应具有数字地址编码，地址编码应按保护装置设置，保护装置自动识别不同通道。线路两侧的保护或信号传输装置应相互交换地址编码，并对地址编码进行校验，校验出错时告警，并闭锁保护。4.2.3.17 继电保护、故障录波装置、行波测距装置和继电保护信息系统中的嵌入式设备设计生命周期不低于12年。4.2.3.18 双重化配置的每套保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。4.2.3.19 双重化配置的保护装置及其回路之间应完全独立，不应有直接的电气联系（反事故措施要求除外）。双重化保护的电流回路、电压回路、跳闸回路、保护电压切换回路及电源回路和相关电缆引接均应完全独立。4.2.3.20 在现运行线路接形成
40、的220kV及以上电压等级线路，若原线路保护不能与新装置配合，按以下原则进行设计： 1 至新线路投产时，现有保护装置运行时间达到8年的，现运行保护装置进行改造； 2 至新线路投产时，现有保护装置运行时间未达到8年，可对现有保护装置进行改造或搬迁。4.2.4 安全自动装置4.2.44.2.4.1 应根据GB/T 26399电力系统安全稳定控制技术导则及DL 755电力系统安全稳定导则所规定的要求，设置电网系统稳定运行三道防线，并对各道防线的控制措施进行整体优化协调。4.2.4.2 电网安全自动装置建设实行统一规划、分层分区、配套建设、局部电网服从全网、低压电网服从高压电网的原则。4.2.4.3
41、安全自动装置应具有完善的防误动、防拒动的措施。4.2.4.4 稳控策略的制定应根据电网运行的实际情况逐年修编并尽可能简化、优化，同时兼顾稳控系统动作可能导致的系统风险及事故事件后果。4.2.4.5 安全自动装置应为微机型；应能接收站内时间同步系统统一提供的的同步时钟信号；具备录波功能，宜实现远传。4.2.4.6 安全自动装置所有输出接点应是无源接点。4.2.4.7 对于双重化配置的安全自动装置，每套装置的电流回路、电压回路、跳闸回路及电源回路和相关电缆引接均应完全独立。4.2.4.8 稳控装置、220kV及以上安全自动装置应按照调管关系接入相应安自管理主站，110kV安自装置具备条件时应逐步接
42、入地调管理主站。4.2.5 变电站自动化4.2.54.2.5.1 变电站自动化系统按无人值班设计。4.2.5.2 变电站自动化系统应采用分层、分布式网络结构，间隔层与站控层采用以太网连接。4.2.5.3 变电站自动化系统站控层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。4.2.5.4 变电站自动化系统监控主机、远动装置及网络通信接口等应采取冗余配置（一般为两台），以保证系统连续运行的可靠性。4.2.5.5 换流站自动化系统满足南方电网换流站建设、运行的需要，遵
43、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。4.2.5.6 变电站自动化系统的操作系统应采用符合POSIX和OSF标准的LINUX操作系统。4.2.5.7 变电站自动化系统应可与各级自动化主站系统实现交互，应满足直采直送原则。4.2.5.8 变电站自动化系统应可采用标准化接口采集站内相关系统的信息，对其进行监控。4.2.5.9 变电站应配置一套视频及环境监控系统，视频监控设备、环境信息采集设备应随工程同期装设。4.2.5.10 变电站同步相量测量装置应采用站内统一对时源对时。4.2.5.11 变电站自动化系统应遵循中华人民
44、共和国国家发展和改革委员会第14号令电力监控系统安全防护规定要求，遵循安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则。4.2.5.12 变电站自动化系统中的嵌入式设备设计生命周期不低于12年。4.2.6 控制室和继电器室的布置4.2.64.2.6.1 35kV500kV变电站二次设备（20/10kV部分除外）宜采用集中式布置。户外分散布置时，应采取措施，保障二次设备运行所需的环境条件。4.2.6.2 继电器室集中布置时，控制室和继电器室宜在同一楼（室）内布置；继电器室分散布置时，继电器小室应就近布置在配电装置附近，并应满足电磁干扰和消防的有关要求。4.2.6.3 控制室和继电器室的屏间距离和通道
45、宽度，应考虑运行维护及控制、保护装置调试方便，按DL/T 5136火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程执行。4.2.6.4 控制室和继电器室温度宜在530C范围内，温度变化率每小时不宜超过5C，相对湿度宜为45%75%，任何情况下无凝露，也不结冰。4.2.6.5 控制室和继电器室的布置要有利于紧急事故时人员的安全疏散，出入口不应少于两个。4.2.6.6 控制室的布置应与总平面布置、建筑、照明、暖通等专业密切配合；应便于运行人员相互联系；便于监视屋外配电装置；控制电缆的总长度较短及有较好的朝向，以获得良好的运行条件。4.2.6.7 保护屏、测控屏、通信设备屏宜采用宽为800mm、厚为600mm
46、、高为2260mm 的屏，宜选用屏前后设门的结构。屏柜应有方便用来测量地电位的接地端，屏本身必须可靠接地。4.2.6.8 应配置监控台，其结构应符合人体工程学原则，整体结构可拆装，安装设备可调整，为通用性、调整性相结合的全拼装式产品。4.3 电力通信4.3.1 电力通信网是电网安全稳定运行、智能化、信息化的基础支撑平台，应遵循“统一规划、统一标准、网络互联、资源共享”的原则，按照网、省、地三级建设。4.3.2 通信设备配置应遵循“安全可靠、技术先进、系统兼容、适度超前、扩容方便”的原则，满足电力生产和管理业务需求以及电力通信网组网需求。4.3.3 110kV及以上变电站接入电力通信网应具备两条独立的通信传输路由，35kV变电站接入电力通信网宜具备至少一条光通信传输路由，以满足电网安全生产需要。4.3.4 通信类设备设计生命周期不低于12年，OPGW光缆不低于25年、ADSS光缆和管道光缆不低于12年。4.3.5 设备扩容及改造以满足业务需求为原则，当实际运行业务或预估未来5年业务带宽占比超限时，应综合考虑设备使用寿命进行扩容或改造。5 主站系统及装置5.1 总体要求5.1.1 一体化电网运行智能系统的功能模块选配要求按网、省、地、广深不同层级分为应选、可选、不选三大类，应选指该模块在相应层级各单位都应当建设、但可根据各单位需求紧迫性分期建设，可选指该模块可根据本单位实
