110(66)kV～220Kv智能变电站设计标准规范(报批-稿)正文部分.doc

ICSQ/GDW国 家 电 网 公 司 企 业 标 准Q/GDW XXX- 110（66）kV220kV智能变电站设计规范Specifications of design for 110（66）kV220kV Smart Substation（报批稿）20XXXXXX发布 20XXXXXX实行 国家电网公司 发布目 次前 言111 范畴222 引用原则223 术语和定义334 总 则555 电气一次某些555.1 智能设备665.2 互感器775.3 设备状态监测996 二次某些10106.1 普通规定10106.2 变电站自动化系统10106.3 其她二次系统17176.4 二次设备组柜18186.5 二次设备布置19196.6 光/电缆选取19196.7 防雷、接地和抗干扰19197 变电站总布置19198 土建与建筑物19199 辅助设施功能规定10 高档功能规定10.1 设备状态可视化10.2 智能告警及分析决策10.3 故障信息综合分析决策10.4 支撑经济运营与优化控制10.5 站域控制10.6 站域保护212110.7 与外部系统交互信息2121附录A 本规定用词阐明2222附录B 资料性附录2323附录C 资料性附录2424前 言为加快建设统一坚强智能电网，规范智能变电站核心技术、设计和工程应用，推动和指引新建工程设计和建设工作，深化原则化建设，按照“统一规划、统一原则、统一建设”原则，国家电网公司组织编写了110（66）kV220kV智能变电站设计规范。 本原则在智能变电站技术导则基本上，积极优化和创新，积极应用新技术、新设备、新材料，吸取了数字化变电站和无人值班变电站设计成果、通用设计和“两型一化”等原则化建设成果，强化全寿命周期设计理念和办法应用，充分体现智能变电站技术先进、安全可靠、创新优化、成果自主、经济合用、节约环保等先进性，引领智能变电站设计技术进步方向。 智能变电站设计除应执行本原则外，尚应严格执行强制性国标和行业原则，应符合现行国家、行业关于原则规定。按照有助于公司技术进步，有助于电网安全、优质、经济运营和提高整体经济效益开展设计。 本原则编写格式和规则遵循GB/T 1.1-原则化工作导则 第1某些：原则构造和编写规则规定。 本原则由国家电网公司基建部提出。 本原则由国家电网公司基建部归口并解释。 本原则重要起草单位： 本原则重要起草人： 本原则于初次发布。 110（66）kV220kV智能变电站设计规范1 范畴本原则合用于交流110（66）kV220kV智能变电站新建工程。相似电压级别扩建、改建工程可参照执行。2 引用原则下列文献中条款通过本规定引用而成为本规定条款。凡是注明日期应用文献，其随后所有修订单（不涉及勘误内容）或修订版均不合用于本规定，然而，勉励依照本规定达到合同各方研究与否可使用这些文献最新版本。凡是不注明日期引用文献，其最新版本合用于本规定。GB 1207- 电压互感器GB 1208- 电流互感器GB/T20840.7-(IEC60044-7(1999) 互感器 第7某些：电子式电压互感器GB/T20840.8-(IEC60044-8() 互感器 第8某些：电子式电流互感器GB 14285 继电保护和自动装置技术规程GB 50217 电力工程电缆设计规范DL/T 478- 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 621-1997 交流电气装置接地DL/T 860 变电站通信网络和系统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 5056- 变电所总布置设计技术规程DL/T 5136- 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5149- 220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术术规程DL/T 5202- 电能量计量系统设计技术规程DL/T 5218- 220kV500kV变电所设计技术规程DL/T 5222- 导体和电器选取设计技术规定NDGJ 96-1992 变电所建筑构造设计技术规定YD 981.2-1998 接入网用光纤带光缆第二某些：中心管式YD 981.2-1998 接入网用光纤带光缆第三某些：松套层绞式Q/GDW *- 智能变电站技术导则Q/GDW *- IEC 61850继电保护工程应用模型IEC 61588 Precision clock synchronization protocol for networked measurement and control systems网络测量和控制系统精密时钟同步合同IEC 61850 Communication Networks and Systems in Substations变电站通信网络和系统IEC 61970 Energy management system application program interface (EMS-API) 能量管理系统应用程序接口(EMS-API)3 术语和定义GB/T 2900.1确立术语和定义合用于本原则。3.1 智能变电站 smart substation采用先进、可靠、集成、低碳、环保智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享原则化为基本规定，自动完毕信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可依照需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高档功能，实现与相邻变电站、电网调度等互动变电站。3.2 智能设备 intelligent equipment一次设备与其智能组件有机结合体，两者共同构成一台（套）完整智能设备。3.3 智能组件 intelligent combination对一次设备进行测量、控制、保护、计量、检测等一种或各种二次设备集合。3.4 智能单元 smart unit一种智能组件。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变等）测量、控制等功能。3.5 电子式互感器 electronic instrument transformer 一种装置，由连接到传播系统和二次转换器一种或各种电流或电压传感器构成，用于传播正比于被测量量，供测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.6 电子式电流互感器 electronic current transformer；ECT一种电子式互感器，在正常合用条件下，其二次转换器输出实质上正比于一次电流，且相位差在联结方向对的时接近于已知相位角。3.7 电子式电压互感器 electronic voltage transformer；EVT一种电子式互感器，在正常合用条件下，其二次电压实质上正比于一次电压，且相位差在联结方向对的时接近于已知相位角。3.8 合并单元 merging unit 用以对来自二次转换器电流和/或电压数据进行时间有关组合物理单元。合并单元可以是互感器一种构成件，也可以是一种分立单元。3.9 设备状态监测 on-Line monitoring of equipment通过传感器、计算机、通信网络等技术，获取设备各种特性参量并结合专家系统分析，及早发现设备潜在故障。3.10 状态检修 condition-based maintenance状态检修是公司以安全、可靠性、环境、成本为基本，通过设备状态评价、风险评估，检修决策，达到运营安全可靠，检修成本合理一种检修方略。3.11 MMS manufacturing message specification制造报文规范是ISO/IEC9506原则所定义一套用于工业控制系统通信合同。MMS规范了工业领域具备通信能力智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备通信行为，使出自不同制造商设备之间具备互操作性（Interoperation）。3.12 GOOSE generic object oriented substation event面向变电站事件通用对象服务它支持由数据集组织公共数据互换。重要用于实当前各种具备保护功能IED之间实现保护功能闭锁和跳闸。3.13 互操作性 interoperability来自同一或不同制造商两个以上智能电子设备互换信息、使用信息以对的执行规定功能能力。 3.14 一致性测试 conformance test检查通信信道上数据流与原则条件一致性，涉及到访问组织、格式、位序列、时间同步、定期、信号格式和电平、对错误反映等。执行一致性测试，证明与原则或原则特定描述某些相一致。一致性测试应由通过ISO9001验证组织或系统集成者进行。 3.15 顺序控制 sequence control 发出整批指令，由系统依照设备状态信息变化状况判断每步操作与否到位，确认到位后自动执行下一指令，直至执行完所有指令。3.16 变电站自动化系统 substation automation system变电站自动化系统是指运营、保护和监视控制变电站一次系统系统，实现变电站内自动化，涉及智能电子设备和通信网络设施。3.17 互换机 switch一种有源网络元件。互换机连接两个或各种子网，子网自身可由数个网段通过转发器连接而成。3.18全景数据 panoramic data反映变电站电力系统运营稳态、暂态、动态数据以及变电站设备运营状态、图像等数据集合。3.19站域控制 substation area control通过对变电站内信息分布协同运用或集中解决判断，实现站内自动控制功能装置或系统。3.20站域保护 substation area protection一种基于变电站统一采集实时信息，以集中分析或分布协同方式鉴定故障，自动调节动作决策继电保护。4 总 则4.1 本原则内容是在现行原则、规范基本上对智能变电站设计所作补充规定，与现行原则、规范不一致之处以本原则为准。4.2 智能变电站应体现设备智能化、连接网络化、信息共享化等特性，并实现高档功能应用。4.3 智能变电站设计应遵循如下原则:a) 智能变电站设计应遵循智能变电站技术导则（如下简称导则）关于技术原则；b) 在安全可靠基本上，采用智能设备，提高变电站智能化水平；c) 在技术先进、运营可靠前提下，逐渐推广电子式互感器应用；d) 应建立全站数据通信网络，数据采集、传播、解决应数字化、共享化；e) 在既有技术条件下，全站设备在线监测功能宜运用统一信息平台，应综合在线监测技术成熟度和经济性，对核心设备实现状态检修，减少停电次数、提高检修效率；f) 优化设备配备，实现功能集成整合；g) 提高变电站运营自动化水平和管理效率，优化变电站设备全寿命周期成本；h) 技术适度超前、符合将来发展趋势，对于现阶段不具备条件实现高档功能应用，应预留其远景功能接口；5 电气一次某些5.1 智能设备5.1.1 智能变电站宜采用智能设备。智能组件是灵活配备物理设备，可包括测量单元、控制单元、保护单元、计量单元、检测单元中一种或几种。测控装置、保护装置、状态检测组件等均可作为独立智能组件。智能组件安装方式是外置或者内嵌，也可以两种形式共存。智能设备可采用如下模式：a) 独立运营一次设备加上外置智能组件。b) 一次设备加上内嵌包括状态检测单元智能组件，再加上外置一种或各种智能组件。c) 一次设备加上内嵌智能组件。智能设备操作宜支持顺序控制。5.1.2 智能单元配备原则a) 220kV变电站 1) 220kV（除母线外）智能单元宜冗余配备，220kV母线智能单元宜单套配备；2) 110(66)kV智能单元宜单套配备；3) 35kV及如下（主变间隔除外）若采顾客内开关柜保护测控下放布置时，可不配备智能单元；若采顾客外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜配备单套智能单元；4) 主变高压侧智能单元宜冗余配备，中低压侧智能单元宜单套配备，主变本体智能单元宜单套配备； 5) 智能单元宜分散布置于配电装置场地。b) 110kV及如下变电站 1) 110(66)kV智能单元宜单套配备；2) 35kV及如下（主变间隔除外）若采顾客内开关柜保护测控下放布置时，可不配备智能单元；若采顾客外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜配备单套智能单元；3) 主变各侧、主变本体智能单元宜单套配备； 4) 智能单元宜分散布置于配电装置场地。5.1.3 技术规定a) 智能设备1) 一次设备应具备高可靠性，与本地环境相适应；2) 信号传变、数据采集时，宜将压力、油位等直接反映设备运营状况模仿量数字化，满足各种应用对数据采集精度、频率规定，并以网络方式送出；3) 采集与控制系统宜就地设立，与一次设备一体化设计安装时应适应现场电磁、温度、湿度、沙尘、振动等恶劣运营环境；4) 应具备异常时钟信息辨认防误功能，同步具备一定守时功能；5) 应具备参量自检测、就地综合评估、实时状态预报、自诊断、自恢复功能，设备故障自动定位，有关信息能以网络方式输出；6) 宜有原则化物理接口及构造，具备即插即用功能；7) 宜将测量、控制、计量、保护和检测等功能进行一体化设计，集成到统一硬件平台上，但不同功能区应有足够绝缘强度电气隔离功能；8) 宜采用测控、保护一体化设备，装置可分散就地安装；9) 应考虑通信网络延时状况并采用办法，不能影响有关智能组件（特别是保护）功能及性能规定；10) 应支持在线调试功能；11) 通过智能组件能对站内重要设备健康状况和变化趋势作出综合评估；12) 一次设备可采用组合型设备。b) 智能单元1) 宜支持以GOOSE方式上传信息量，同步接受来GOOSE下行控制量，实现对一次设备控制功能；2) GOOSE信息解决时延应不大于1ms；3) 宜能接入站内时间同步网络，通过光纤接受站内时间同步信号；4) 宜具备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，并能提供便捷查看办法；5) 宜具备完善闭锁告警功能，涉及电源中断、通信中断、通信异常、装置内部异常等；6) 智能单元安装处宜保存检修压板、断路器操作回路出口压板和操作把手/按钮；7) 宜能接受传感器输出信号，宜具备接入温度、湿度等模仿量输入信号，并上传自动化系统； 8） 主变本体智能单元宜具备主变本体/有载开关非电量保护、上传本体各种非电量信号等功能；重瓦斯保护跳闸宜通过控制电缆直跳方式实现，别的非电量保护跳闸可通过GOOSE方式实现。5.2 互感器5.2.1 配备原则a) 互感器互感器配备原则重要兼顾技术先进性与经济性。1) 220kV变电站110(66)220kV电压级别宜采用电子式互感器；35kV及如下（主变间隔除外）若采顾客内开关柜保护测控下放布置时，宜采用常 规互感器或模仿小信号输出互感器，可采用带模仿量插件合并单元进行数字转换；若采顾客外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜采用电子式互感器；主变中性点（或公共绕组）可采用电子式电流互感器，别的套管电流互感器依照实 际需求可取消；线路、主变间隔若设立三相电压互感器，可采用电流电压组合型互感器；在具备条件时，互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。2) 110kV及如下变电站110(66)kV电压级别宜采用电子式互感器；35kV及如下（主变间隔除外）若采顾客内开关柜保护测控下放布置时，宜采用常规互感器或模仿小信号输出互感器，可采用带模仿量插件合并单元进行数字转换；若采顾客外敞开式配电装置保护测控集中布置时，宜采用电子式互感器；主变中性点（或公共绕组）可采用电子式电流互感器，别的套管电流互感器依照实际需求可取消；线路、主变间隔若设立三相电压互感器，可采用电流电压组合型互感器；在具备条件时，互感器可与隔离开关、断路器进行组合安装。b) 合并单元1) 220kV变电站220kV各间隔合并单元宜冗余配备；110kV及如下各间隔合并单元宜单套配备；主变各侧、中性点（或公共绕组）合并单元宜冗余配备；各电压级别母线电压互感器合并单元宜冗余配备。 2) 110kV及如下变电站全站各间隔合并单元宜单套配备。5.2.2 技术规定a) 互感器1) 常规互感器应符合GB 1207-、GB 1208-关于规定； 2) 电子式互感器应符合GB/T 20840.7 、GB/T 20840.8 关于规定；3) 电子式互感器与合并单元间接口、传播合同宜统一；4) 测量用电流精确度应不低于0.2S，保护用电流精确度应不低于5TPE；5) 测量用电压精确级应不低于0.2，保护用电压精确级应不低于3P； ；流用元应互感器；布置，智能单元应二次设备采用光纤连接，实现对一6) 电子式互感器工作电源宜采用直流； 7) 对于带两路独立输出电子式互感器，其传感某些、采集单元、合并单元宜冗余配备；对于带一路独立输出电子式互感器，其传感某些、采集单元、合并单元宜单套配备；8) 220kV电子式电流互感器宜带两路独立输出，110kV及如下电子式电流互感器宜带一路独立输出；9) 220kV变电站主变各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感器宜带两路独立输出；110kV及如下变电站主变各侧及中性点（或公共绕组）电子式电流互感器宜带一路独立输出；10) 对于220kV变电站，220kV出线、主变进线电子式电压互感器，全站母线电子式电压互感器宜带两路独立输出，110kV及如下出线电子式电压互感器宜带一路独立输出；11) 对于110kV及如下变电站，电子式电压互感器宜带一路独立输出。b) 合并单元1) 输出合同宜支持DL/T860.92或IEC 61850-9-2原则；2) 宜具备各种光纤以太网口，整站输出采样速率宜统一，额定数据速率宜采用DL/T860或IEC 61850推荐原则；3) 宜具备完善闭锁告警功能，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、装置内部异常等状况下不误输出；4) 宜具备合理时间同步机制和采样时延补偿机制，保证在各类电子互感器信号或常规互感器信号在经合并单元输出后相差保持一致；各种合并单元之间同步性能也须能满足现场使用规定；5) 宜具备电压切换或电压并列功能，宜支持以GOOSE方式开入断路器或刀闸位置状态；6) 宜具备光纤通道光强监视功能，实时监视光纤通道接受到光信号强度，并依照检测到光强度信息，提前预警；7) 需要时可接入常规互感器或模仿小信号互感器输出模仿信号；8） 合并单元宜设立检修压板。5.3 设备状态监测5.3.1 监测范畴与参量a) 220kV变电站 1) 监测范畴：主变、GIS、避雷器； 2) 监测参量：主变油中溶解气体；220kV GISSF6气体密度、微水、局部放电；110kV GISSF6气体密度、微水；避雷器泄漏电流、动作次数。b) 110kV及如下变电站 1) 监测范畴：主变、避雷器； 2) 监测参量：主变油中溶解气体；避雷器泄漏电流、动作次数。5.3.2 技术规定a) 各类设备状态监测宜统一后台机、后台分析软件、接口类型和传播规约，实现全站设备状态监测数据传播、汇总、和诊断分析。设备状态监测后台机宜预留数据远传通信接口；b) 设备本体宜集成在线监测功能，宜采用一体化设计。6 二次某些6.1 普通规定6.1.1 变电站自动化系统采用开放式分层分布式系统，由系统层和设备层构成，其中系统层包括站控层，设备层包括间隔层和过程层组。6.1.2 变电站自动化系统宜统一组网，信息共享，通信规约采用DL/T860或IEC 61850原则。变电站内信息宜具备共享性和唯一性，保护故障信息、远动信息不重复采集。6.1.3 保护及故障信息管理功能由变电站自动化系统实现。6.1.4 故障录波可采用集中式，也可采用分布式，故障录波支持DL/T860或IEC 61850原则。6.1.5 电能表宜采用支持DL/T860或IEC 61850原则数字式电能表。6.1.6 变电站宜配备公用时间同步系统； 6.1.7 变电站自动化系统应实现全站防误操作闭锁功能。6.1.8 应按照变电站无人值班有关规定进行设计；6.1.9 变电站自动化系统远动某些应为IEC 61970建模及数据通信预留有关接口。6.2 变电站自动化系统6.2.1 系统构成a) 变电站自动化系统构成在逻辑功能上宜由站控层、间隔层和过程层三层设备构成，并用分层、分布、开放式网络系统实现连接。b) 站控层由主机兼操作员站、远动通信装置和其他各种二次功能站构成，提供所内运营人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全所监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。c) 间隔层由若干个二次子系统构成，在站控层及站控层网络失效状况下，仍能独立完毕间隔层设备就地监控功能。d) 过程层由电子式互感器、合并单元、智能单元等构成，完毕与一次设备有关功能，涉及实时运营电气量采集、设备运营状态监测、控制命令执行等。6.2.2 网络构造a) 全站网络宜采用高速以太网构成，通信规约宜采用DL/T860或IEC 61850原则，传播速率不低于100Mbps；b) 全站网络在逻辑功能上可由站控层网络和过程层网络构成，过程层网络涉及GOOSE网络和采样值网络，GOOSE网络和采样值网络可统一组网。全站两层网络物理上可互相独立，也可合并为一层网络。c) 220kV变电站网络构造1) 变电站自动化系统宜采用三层设备两层网络构造，宜采用冗余通信网络构造。2) 站控层网络网络构造拓扑宜采用双星型或单环形，对于双星型网络宜采用双网双工方式运营，能实现网络无缝切换；站控层网络可传播MMS报文和GOOSE报文。3) 过程层GOOSE网络过程层GOOSE报文应采用网络方式传播，网络构造拓扑宜采用星型； 220kV宜配备双套物理独立单网；110(66)kV宜配备双网；35kV及如下若采顾客内开关柜保护测控下放布置时，宜不设立独立GOOSE网络，GOOSE报文可通过站控层网络传播；若采顾客外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可设立独立GOOSE网络；主变220kV侧宜配备双套物理独立单网，主变110(66)kV、35kV侧宜配备双网；GOOSE网络宜多间隔共用互换机。4) 过程层采样值网络宜采用网络方式传播，通信合同宜采用DL/T860.92或IEC 61850-9-2原则；可采用点对点方式传播，通信合同宜采用DL/T860.92或IEC 61850-9-2原则；对于网络方式，网络构造拓扑宜采用星型。220kV宜配备双套物理独立单网；110(66)kV及如下宜配备双网；主变各侧宜配备双套物理独立单网；35kV及如下若采顾客内开关柜保护测控下放布置时，可采用点对点连接方式；若采顾客外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用点对点或网络连接方式；采样值网络宜多间隔共用互换机。d) 110kV及如下变电站网络构造1） 变电站自动化系统可采用三层设备两层网络构造，也可采用三层设备一层网络构造。2） 站控层网络网络构造拓扑宜采用单星型；站控层网络可传播MMS报文和GOOSE报文。3) 过程层GOOSE网络过程层GOOSE报文应采用网络方式传播，网络构造拓扑宜采用星型； 110(66)kV宜配备双网；35kV及如下若采顾客内开关柜保护测控下放布置时，宜不设立独立GOOSE网络，GOOSE报文可通过站控层网络传播；若采顾客外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可设立独立GOOSE网络；主变各侧宜配备双网；GOOSE网络宜多间隔共用互换机。4) 过程层采样值网络宜采用网络方式传播，通信合同宜采用DL/T860.92或IEC 61850-9-2原则；对于网络方式，网络构造拓扑宜采用星型，宜按照双网配备；35kV及如下若采顾客内开关柜保护测控下放布置时，可采用点对点连接方式；若采顾客外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用点对点或网络连接方式；采样值网络宜多间隔共用互换机。6.2.3 220kV变电站设备配备a) 站控层设备站控层设备普通涉及主机兼操作员工作站、远动通信装置、网络通信记录分析系统、以及其他智能接口设备等。1) 主机兼操作员工作站主机兼操作员工作站是变电站自动化系统重要人机界面，应满足运营人员操作时直观、便捷、安全、可靠规定。主机兼操作员工作站配备应能满足整个系统功能规定及性能指标规定，容量应与变电站规划容量相适应。主机兼操作员工作站还应能实现保护及故障信息管理功能，应能在电网正常和故障时，采集、解决各种所需信息，可以与调度中心进行通信。 主机兼操作员工作站宜双套配备。2) 远动通信装置远动通信装置规定直接采集来自间隔层或过程层实时数据，远动通信装置应满足DL5002、DL 5003规定，其容量及性能指标应能满足变电所远动功能及规范转换规定。远动通信装置应双套配备。3) 网络通信记录分析系统变电站宜配备一套网络通信记录分析系统。系统应能实时监视、记录网络通信报文，周期性保存为文献，并进行各种分析。信息记录保存不少于6个月。b) 间隔层设备间隔层设备涉及测控装置、保护装置、电能计量装置、集中式解决装置以及其他智能接口设备等。1) 测控装置 测控装置应按照DL/T860或IEC 61850原则建模，具备完善自描述功能，与站控层设备直接通信。测控装置应支持通过GOOSE报文实现间隔层防误联闭锁和下发控制命令功能；测控装置宜设立检修压板，别的功能投退和出口压板宜采用软压板；宜采用保护测控合一装置，也可采用保护、测控独立装置，并按电气单元进行配备。2) 保护装置 保护装置应按照DL/T860(IEC61850)原则建模，具备完善自描述功能，与变电站层设备直接通信；保护装置应支持通过GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传递；保护装置宜设立检修压板，别的功能投退和出口压板宜采用软压板；保护配备应满足继电保护有关原则。3) 故障录波故障录波装置应按照DL/T860(IEC61850)原则建模，具备完善自描述功能，与变电站层设备直接通信；可采用集中式故障录波，也可采用分布式录波方式。集中式录波时，装置应支持通过GOOSE网络接受GOOSE报文录波，以网络方式或点对点方式接受DL/T860.92或IEC 61850-9-2采样值数据录波；当采用集中式故障录波时，220kV、110（66）kV、主变可分别配备1台故障录波装置，故障录波装置应能满足变电站远景接入容量规定；故障录波应满足故障录波有关原则。4) 电能计量装置 电能计量装置宜支持DL/T860.92或IEC 61850-9-2原则，以网络方式或点对点方式采集电流电压信息；电能计量配备应满足现行有关原则。5) 其她装置 备自投装置、区域稳定控制装置、低周减载装置等应按照DL/T 860或IEC61850原则建模，配备应满足现行有关原则。6) 有载调压（AVC）和无功投切（VQC）变电站有载调压和无功投切不适当设立独立控制装置，宜由变电站自动化系统和调度/集控主站系统共同实现集成应用。7) 打印机 宜取消装置柜内打印机，设立网络打印机，通过站控层网络通信打印全站各装置保护告警、事件等。c) 过程层设备1) 电子式互感器和合并单元满足本规定5.2节规定；2) 智能单元满足本规定5.1节规定；6.2.4 110kV及如下变电站设备配备a) 站控层设备站控层设备普通涉及主机兼操作员工作站、远动通信装置、网络通信记录分析系统、以及其他智能接口设备等。1) 主机兼操作员工作站主机兼操作员工作站是变电站自动化系统重要人机界面，应满足运营人员操作时直观、便捷、安全、可靠规定。主机兼操作员工作站配备应能满足整个系统功能规定及性能指标规定，容量应与变电站规划容量相适应。主机兼操作员工作站还应能实现保护及故障信息管理功能，应能在电网正常和故障时，采集、解决各种所需信息，可以与调度中心进行通信。 主机兼操作员工作站宜单套配备。2) 远动通信装置远动通信装置规定直接采集来自间隔层或过程层实时数据，远动通信装置应满足DL5002、DL 5003规定，其容量及性能指标应能满足变电所远动功能及规范转换规定。远动通信装置应单套配备。3) 网络通信记录分析系统变电站宜配备一套网络通信记录分析系统。系统应能实时监视、记录网络通信报文，周期性保存为文献，并进行各种分析。信息记录保存不少于6个月。b) 间隔层设备间隔层设备涉及测控装置、保护装置、电能计量装置、集中式解决装置以及其他智能接口设备等。1) 测控装置 测控装置应按照DL/T860或IEC 61850原则建模，具备完善自描述功能，与站控层设备直接通信。测控装置应支持通过GOOSE报文实现间隔层防误联闭锁功能。宜采用保护测控合一装置，并按电气单元进行配备。2) 保护装置 保护装置应按照DL/T860(IEC61850)原则建模，具备完善自描述功能，与变电站层设备直接通信；保护装置应支持通过GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传递；保护装置功能投退和出口压板宜采用软压板；保护配备应满足继电保护有关原则。3) 故障录波宜采用分布式故障录波，也可采用集中式故障录波。故障录波装置应支持通过GOOSE网络接受GOOSE报文录波，以网络方式或点对点方式接受DL/T860.92或IEC 61850-9-2采样值数据录波；当采用集中式故障录波时，全站可配备1台故障录波装置，故障录波装置应能满足变电站远景接入容量规定；故障录波装置应满足故障录波有关原则。4) 电能计量装置 电能计量装置宜支持DL/T860.92或IEC 61850-9-2原则，以网络方式或点对点方式采集电流电压信息；电能计量配备应满足现行有关原则。5) 其她装置 备自投装置、区域稳定控制装置、低周减载装置等应按照DL/T 860或IEC61850原则建模，配备应满足现行有关原则。6) 有载调压和无功投切变电站有载调压和无功投切不适当设立独立控制装置，宜由变电站自动化系统和调度/集控主站系统共同实现集成应用。7) 打印机 宜取消装置柜内上打印机，设立网络打印机，通过站控层网络通信打印全站各装置保护告警、事件等。c) 过程层设备1) 电子式互感器和合并单元满足本规定5.2节规定；2) 智能单元满足本规定5.1节规定；6.2.5 网络通信设备a) 互换机应满足 DL/T860或IEC 61850原则。b) 220kV变电站互换机配备原则1) 站控层网络互换机 站控层宜冗余配备2台中心互换机，每台互换机端口数量应满足站控层设备接入要求，端口数量宜24口；二次设备室站控层网络互换机宜按照设备室或按电压级别配备，每台互换机端口数量宜24口。2) 过程层网络互换机 当过程层GOOSE和采样值报文均采用网络方式传播时，GOOSE和采样值报文宜采用共互换机传播，220kV电压级别宜每2个间隔配备2台互换机，110（66）kV电压级别宜每4个间隔配备2台互换机，主变各侧可独立配备2台互换机，35kV及如下互换机宜按照母线段配备；当过程层采样值报文采用点对点方式传播时，220kV电压级别GOOSE网络宜每4个间隔配备2台互换机，110（66）kV电压级别宜每4个间隔配备2台互换机，主 变各侧可独立配备2台互换机，35kV及如下互换机宜按照母线段配备；220kV母线差动保护宜按远景规模配备2台互换机；110（66）kV母线差动保护宜按远景规模配备2台互换机；c) 110kV及如下变电站互换机配备原则1) 站控层网络互换机 站控层宜配备1台中心互换机，每台互换机端口数量应满足站控层设备接入规定，