GZDW数字化变电站技术标准_发布版
Q/GZW 贵州电网公司企业标准
Q/GZW 1 0005-2010 贵州电网数字化变电站技术标准
2010-03-31发布 2010-03-31实施
贵州电网公司发布
Q/GZW 1 0005-2010
目次
前言....................................................................III
1 范围 (1)
2 规范性引用文件 (1)
3 术语和定义 (2)
4 总则 (4)
4.1 数字化变电站基本要求 (4)
4.2 数字化变电站总体技术原则 (4)
5 系统构成 (5)
5.1 构成 (5)
5.2 组网 (6)
6 设备技术要求 (8)
6.1 站控层设备 (8)
6.2 间隔层设备 (11)
6.3 过程层设备 (19)
6.4 网络设备 (25)
7 软件技术要求 (26)
7.1 软件结构 (26)
7.2 系统软件 (27)
7.3 应用软件 (28)
8 应用功能 (29)
8.1 数据库的建立和维护 (29)
8.2 监视和报警 (29)
8.3 控制与操作 (32)
8.4 远动功能 (33)
8.5 五防功能 (34)
8.6 电压无功自动调节 (35)
I
Q/GZW 1 0005-2010
II 8.7 计量 (37)
8.8 同期 (37)
8.9 人机界面 (38)
8.10 事件顺序记录与事故追忆 (38)
8.11 同步时钟 (38)
8.12 自诊断与自恢复 (38)
8.13 管理功能 (39)
8.14 其他通信接口及协议 (39)
8.15 系统备份与恢复 (40)
9 系统性能指标 (40)
10 柜体技术要求 (41)
10.1 户内柜体要求 (41)
10.2 户外柜体要求 (41)
11 电缆及光缆的敷设和安装要求 (42)
11.1 电缆的选择与敷设 (42)
11.2 光缆的选择与敷设 (42)
11.3 线缆和端口的标识原则 (43)
12 设计要求 (43)
12.1 数字化变电站的设计应遵循如下原则 (43)
12.2 二次设备的组屏和布置 (44)
12.3 直流供电网络配置原则 (46)
12.4 图纸与文件 (46)
13 试验验证要求 (46)
附录 A 110KV数字化变电站方案 (49)
附录 B 220KV及以上数字化变电站方案 (49)
Q/GZW 1 0005-2010
前言
为规范和指导贵州电网公司数字化变电站建设工作，特制定本标准。
本标准由贵州电网公司提出。
本标准由贵州电网公司生产技术部归口并负责解释。
本标准起草单位：贵州电网公司
本标准主要起草人：颜霞、戴宇、张秋雁、陈建国、杨旭、徐长宝、赵立进、李巍、林虎。
本标准由贵州电网公司技术标准分委会审核。
本标准主要审核人：肖永、张涛、徐秋萍、罗勇、刘晖。
本标准由贵州电网公司标准化委员会批准。
本标准2010年首次发布。
III
Q/GZW 1 0005-2010
贵州电网数字化变电站技术标准
1范围
本标准规定了110～220kV数字化变电站的功能、结构、性能等方面的技术要求，以及设计、施工等具体要求。
本标准适用于贵州电网110～220kV数字化变电站的新建和改造工程。35kV变电站参照110kV变电站标准执行。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡注明日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
——GB/T 20840.7-2007 电子式电压互感器
——GB/T 20840.8-2007 电子式电流互感器
——GB/T 17626 电磁兼容试验和测量技术
——GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程
——GB/T 15145-2001 微机线路保护装置通用技术条件
——GB/T 17215.301-2007 多功能电能表特殊要求
——GB 50217-2007 电力工程电缆设计规范
——GB/T 7424.1-2003 光缆第1部分：总则
——GB/T 16529.2-1997 光纤光缆接头第2部分分规范光纤光缆接头盒和集纤盘
——DL/T 860 变电站内通信网络和系统
——DL/T 5149-2001 220～500kV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/T634.5104-2002 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 220kV～500kV变电所设计技术规程
1
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2
——DL 670-1999 微机母线保护装置通用技术条件
——DL 770-2001 微机变压器保护装置通用技术条件
——DL/T614-2007 多功能电能表
——DL/T448 电能计量装置技术管理规程
——DL/T769 电力系统微机继电保护技术导则
——DL/T720-2000 电力系统继电保护柜、屏通用技术条件
——JJG 596 电子式电能表检定规程
——JJG 1021-2007 电力互感器检定规程
——Q/CSG 10011-2005 南方电网220kV～500kV变电站电气技术导则
——Q/CSG 11006-2009 南方电网数字化变电站技术规范
——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
——变电站二次系统安全防护方案国家电力监管委员会电监安全[2006]年第34号文
件
——南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范中国南方电网公司，2008
——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
——IEC 60654-4：1987 Operating conditions for industrial-process measurement and control equipment – Part 4: Corrosive and erosive influences ——IEC 60694：1996 Common specifications for high-voltage switchgear and controlgear Standards
——IEEE 802 IEEE802局域网系列标准
——IEEE 1588 网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准
3术语和定义
以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
数字化变电站（digital substation）
数字化变电站是指按照DL/T860标准分为站控层、间隔层、过程层构建，采用DL/T860
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
Q/GZW 1 0005-2010 网络通信平台为基础，实现了变电站监测信号、控制命令、保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。3.4
过程层（Process Level）
包括电子式互感器、智能终端、合并单元等设备，完成一次信息的采集、数字化转换及合并。
3.5
间隔层（Bay Level）
由测控装置、继电保护装置、间隔层网络设备以及与站控层网络的接口设备等构成，面向单元设备的就地测量控制层。
3.6
站控层（Station Level）
由主机、操作员站、远动工作站、继电保护工作站等构成，面向全变电站进行运行管理的中心控制层。
3.7
GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event）
当发生任何状态变化时，智能电子设备将借助变化报告，多播一个高速二进制对象——通用面向对象的变电站事件（GOOSE）报告。
3.8
电子式互感器（electronic transducer）
一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用以传输正比于被测量的量，供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。在数字接口的情况下，由一组电子式互感器用一台合并单元完成此功能。
3
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3.9
合并单元（merging unit）
用以对来自二次转换器的电流和／或电压数据进行时间相干组合的物理单元。合并单元可以是互感器的一个组成件，或是一个独立单元。
3.10
MMS（manufacturing message specification）
MMS即制造报文规范，是ISO/IEC9506标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。MMS规范了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性。
3.11
SMV(Sample Value)
采样数据值，包括从合并单元到间隔层设备的采样数据，也可简写为SV。本标准中SMV 网特指从合并单元到间隔层设备间的网络。
4总则
4.1数字化变电站基本要求
数字化变电站以信息采集数字化、通信平台网络化和信息共享标准化为基础，实现信息化、自动化和互动化的变电站综合自动化系统。
4.2数字化变电站总体技术原则
贵州电网数字化变电站建设应符合南方电网公司的总体发展思路，技术上不低于Q/CSG 11006-2009《南方电网数字化变电站技术规范》的要求。数字化变电站建设应兼顾可用产品的技术水平和未来发展趋势，以确保贵州电网的安全可靠为基础，降低变电站故障率，考虑运行和检修的便利性，着力实现变电站整个生命周期内的综合成本优化。
4.2.1继承与发展相结合原则
数字化变电站建设应注重继承与发展相结合的原则，在实现中将传统变电站自动化及继保技术以合适方式平移到数字化变电站中，结合数字化变电站的特点，在确保可靠性前提下积极探索、优化和集成新技术、新应用。
4.2.2满足系统安全、可靠、经济运行的原则
数字化变电站中各保护系统的性能应满足继电保护的基本原则要求，对于涉及到电网稳定和主设备安全的重要性能指标，不应低于现有标准，确保电网安全性、可靠性和经济性。
4.2.3逐步推进原则
数字化变电站建设和改造应根据工程的实际情况，综合考虑技术、经济因素，选择合理4
的技术方案。新建数字化变电站应选用先进、可靠的设备与技术，改造数字化站则应考虑原有设备的合理使用寿命，按照经济性和可平滑升级的原则进行。110kV及以下变电站根据积极推进、滚动发展、逐步完善的原则，可较多采用符合未来发展的新设备、新技术，220kV 变电站则采用积极稳妥、渐进发展的思路进行试点。新设备、新技术在中低压变电站经实施验证确实可行后可逐步向高压变电站进行推广。
4.2.4一致性和互操作原则
数字变电站站控层、过程层、间隔层设备的接入均应遵循DL/T 860标准，以实现数字化变电站的互联互操作。不同厂家间应通过一致性测试来达到互联互操作。对于不具备DL/T 860标准条件的设备（如直流系统、站用交流系统等）则通过通信管理机进行规约转换。4.2.5保持合理冗余原则
过程层采集、传输、执行单元和数据交换系统，基于保护的配置和通道实现在现阶段应保证一定的冗余配置。对于采用传统一次设备和互感器的变电站，可通过按间隔配置采集转换设备实现过程层功能，并以此为基础按功能分别配置母线、变压器及线路等数字化设备，采集转换设备应保证一定的冗余配置。
4.2.6应用非传统互感器原则
在数字化变电站建设中应积极推广电子式互感器等非传统互感器的应用，并对电子式互感器等非传统互感器的可靠性、性能稳定性和可维护性进行研究，实现在工程实施中能逐步取代传统电磁式互感器。
4.2.7通信网络的实时性和稳定性并重原则
数字化变电站的系统设计、施工中应注重通信网络的实时性和稳定性并重的原则，尤其注重与GOOSE和同步网络相关的交换机及交换系统的实时性和安全可靠性。
4.2.8实用性和合理发展的原则
新建的数字化变电站应根据三层数字化变电站网络构架的建设要求实施，改造的数字化变电站应根据三层数字化变电站网络构架的建设要求进行总体设计，根据实际情况，逐步实施，对于尚可继续使用的传统互感器，通过增加采集转换设备、合并单元、就地智能终端等设备，实现数字化变电站的改造，但同时应考虑到将来更换传统互感器时不再增加额外过程层和间隔层设备。
5系统构成
5.1构成
5.1.1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及网络设备构成。
5.1.2过程层主要设备包括电子式互感器、合并单元、智能终端等，其主要功能是完成实
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。
5.1.3间隔层主要设备包括各种保护装置、测控装置、安全自动装置、计量装置等，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站控层的网络通信功能。
5.1.4站控层主要设备包括主机、操作员站、五防主机、远动装置、保信子站、网络通信记录分析系统、卫星对时系统等设备，其主要功能是通过网络汇集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；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、过程层二次设备的在线维护、参数修改等功能。
5.2组网
5.2.1组网原则
a)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。
b)网络宜采用双星型结构，网络宜采用双网双工方式运行，提高网络冗余度，能实现网络无缝切换。
c)站控层与间隔层网络主要传输MMS和GOOSE两类信号。
d)过程层与间隔层网络主要传输GOOSE和SMV两类信号，220kV变电站GOOSE单独组网，SMV采用点对点方式；110kV变电站GOOSE和SMV合并组网，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。
e)系统应满足《变电站二次系统安全防护方案》的要求，实现二次系统的安全分区。
5.2.2组网方式
a)220kV变电站网络组网
站控层、间隔层、过程层应采用三层结构两层网络。
b)站控层网络
站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文；
站控层应采用双重化冗余以太网络，拓扑结构宜采用双星型，双网双工方式运行，能实现网络无缝切换。
c)过程层GOOSE网络
GOOSE报文采用网络方式传输，结构采用双星型网络结构。
过程层GOOSE网络独立组网，各电压等级均采用双网结构。
继电保护、智能终端采用双重化配置时，每套装置配置单GOOSE口接入对应的一个过程层GOOSE网络；继电保护、智能终端、测控装置单重配置时，装置应配置双GOOSE口，两个
GOOSE口应分别接入两个过程层GOOSE网络。
35kV及以下电压等级开关柜安装方式，如采用常规互感器或小信号模拟量输出的互感器，GOOSE与MMS可合并组网。如采用数字输出的互感器，GOOSE宜与SMV合并组网。
d)过程层采样值网络
采用电子式互感器的新建或改造变电站，采样值报文采用点对点方式传输，传输规约采用DL/T860.92。
不更换互感器（采用常规互感器）或部分电压等级更换互感器的改造变电站，常规模拟量应进行模数转换后接入间隔层保护、测控、计量等设备，采用点对点方式传输，传输规约采用DL/T860.92。
跨间隔的多间隔保护（如主变、母差保护等），应保证各侧（各间隔）采样值的接入方式的一致，常规模拟量应进行模数转换后以点对点方式接入保护装置。
e)110kV变电站网络组网
站控层、间隔层、过程层应采用三层结构两层网络。
站控层网络
z站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文；
z站控层宜采用双重化冗余以太网络。拓扑结构宜采用双星型，双网双工方式运行，能实现网络无缝切换。
过程层GOOSE网络
z G OOSE报文采用网络方式传输，网络拓扑采用双星型结构。
z过程层GOOSE与SMV合并组网，采用双网结构。
z110kV主变保护采用双重化配置，每套保护装置配置单GOOSE口接入对应的一个过程层GOOSE网络；其他继电保护、智能终端、测控装置单配置，装置应配置双GOOSE口，两个GOOSE口应分别接入两个过程层GOOSE网络。
z35kV及以下电压等级开关柜安装方式，如采用常规互感器或小信号模拟量输出的电子互感器，GOOSE与MMS可合并组网；如采用数字输出的电子式互感器，GOOSE与SMV合并组网。
过程层采样值网络
z采用电子式互感器的新建或改造变电站，采样值报文采用网络化传输，传输规约采用DL/T860.92。SMV和GOOSE合并组网。
z不更换互感器（采用常规互感器）的改造变电站，110kV及主变间隔常规模拟量进行模数转换后以网络化方式接入间隔层保护、测控、计量等设备。
z35kV及以下电压等级如采用开关柜就地安装方式，宜采用小信号模拟量输出的互感器，或采用常规互感器（改造站），采样值宜直接接入保护测控装置，不再组建SMV网络。
z主变间隔各侧合并单元应双重化配置，分别接入两个过程层SMV网络；其他间隔合并
单元单配置，接入其中一个过程层SMV网络。
5.2.3具体实施方案网络结构示意图参见附录A、B。
6设备技术要求
6.1站控层设备
站控层设备包括主机、操作员工作站、远动通信装置、保信子站、五防子系统、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\操作员站
a)主机具有主处理器及服务器的功能，是站控层数据收集、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。
b)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。
c)220kV及110kV变电站宜采用主机兼操作员工作站，双套配置。
220kV变电站主机兼操作员工作站宜采用UNIX操作系统，性能应至少达到以下指标： 主频≥2.66 G；
内存≥4G；
硬盘容量≥160G；
网卡，两块以上，每块≥100M
d)110kV变电站主机兼操作员站宜采用Windows操作系统，性能应至少达到以下指标：
主频≥2.0G；
内存≥2G；
硬盘容量≥160G；
网卡，两块以上，每块≥100M。
6.1.2远动通信装置
a)应能实现远动信息的直采直送，收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，将信息通过双通道（专线或网络通道）上传至各级调度(集控)中心，并将调度(集控)中心下发的遥控命令向变电站间隔层设备转发。远动工作站和站控层主机的运行互不影响。
b)远动工作站具备同时与多个相关调度中心/集控站进行数据通信的能力，并且与不同调度中心/集控站通信具有相对独立性，不相互影响数据的刷新。
c)远动工作站能同时支持网络通道和专线通道两种方式与各级调度连接，并可根据实际需要灵活配置。
d)远动工作站应双机配置，与间隔层以及调度中心的通信模式均应能根据运行需求设置为
双主机或热备用工作方式。两台远动主机的工作电源应取自不同的直流母线段，调制解调器、转换器、路由器等配套通信设备均采用直流供电，传送各级调度的通信模块应独立配置，且宜支持热插拔。远动子系统不应该存在单点故障导致系统失效的隐患。当远动装置采集不正常时，传送调度端的信息必须保留原数据并在品质标志位打上品质标志。
e)远动装置技术要求如下：
远动屏所有设备均采用直流供电；
远动主机具备双机切换信号上传能力（通过公用测控或其他手段）
远动装置具备足够的与调度端连接的模拟、数字、网络通信接口（模拟、数字接口不少于4个、网络通信接口不少于2个）；
远动装置在故障、重启及切换的过程中不应引起误操作及数据重发、误发、漏发，并不能出现抢主机的现象；
缓冲区的容量满足变电站事故时的处理要求，不发生数据溢出的现象；
远动装置应具备与调度中心和站内GPS系统对时的功能；
采用模块化结构，便于维护和扩展；
采用基于工业控制的32位及以上多处理器通信装置，嵌入式操作系统，无风扇、硬盘等转动部件。
具备SOE、遥控操作事件记录功能。
远动工作站宜设置远方诊断接口，以便实现远方组态和远方诊断功能
6.1.3保信子站
a)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。
b)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。
c)110kV变电站的保信子站可单机配置。220kV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，同时向各级调度和操作员站发送切换报警信息。
d)保信子站具体应用功能要求如下：
保护信息管理系统能实现故障信息就地应用处理、远传，以及保护日常运行监测的多重作用。
保护信息管理系统应具备信息监视功能，可在监视界面在线查看装置的模型，提供按面向对象的模式显示所监视装置提供的信息，信息显示按DL/T860所定义的层次
结构逐级展开。
保护信息管理系统支持使用监控系统导出的符合DL/T 860.6标准的变电站配置文件来进行配置。
保护信息管理系统采用DL/T860读数据值服务，依靠上传信息的时标进行保护信息的整理。采用缓存报告实现SOE和保护事件的传送。采用非缓存报告实现遥测信息
上送。
6.1.4五防子系统
a)五防子系统主要包含五防工作站、电脑钥匙、充电通信控制器、编码锁具等，实现面向全站设备的综合操作闭锁功能。
b)五防子系统宜与后台软件一体化配置，五防工作站与其中一台操作员站应能实现互为备用的功能。
c)五防子系统应具备紧急情况的五防解锁功能。
6.1.5网络通信记录系统
a)网络通信记录分析系统应能实时监视、记录数字化变电站网络通信报文（MMS、GOOSE、SMV等），周期性保存为文件，并进行各种归类分析，包括通信过程解析、报文重组、异常分析等。
b)网络通信记录分析装置可根据实际网络流量及应用需求由若干台设备组合构成。
c)数字化变电站应配置一套网络通信记录分析系统，记录各通信实体（监控，保护/测控装置，智能终端等）间交互的信息以及交互过程，并能作出专业分析。
d)网络通信记录分析具体技术要求如下：
网络通信记录分析系统应确保监视的报文不漏记、不丢失。
网络通信记录分析系统应能根据报文特征和存储空间设置存储周期，SMV报文存储周期不应少于3天，MMS和GOOSE报文不应少于3天。
分析功能至少应包括：
z T CP会话和通信过程分析；
z报文相关性分析，如MMS请求/响应匹配；
z M MS错误分析，如编码错误，服务错误等；
z G OOSE错误分析，如发布超时，不连续等；
z S MV错误分析、曲线分析等。
记录分析仪应能同GPS时间同步,保证测试过程中记录下来的实时报文的时间的同步，为分析提供精确的时间定位。时钟同步误差<1ms。
能够按时间段读取记录仪存储报文，能够按逻辑通道对应用报文进行查询、分析功能，能够根据逻辑通道、时间、类型和服务等关键字对存储的报文内容等单个或组
合条件进行查询。
记录仪应支持DL/T860.92规约的点对点或网络化采样值接入。
报文记录数据分辨率≤1ms
报文记录数据完整率100%
6.1.6卫星对时系统
a)站内应设置两套冗余主时钟，可采用GPS或北斗卫星作为标准时钟源，其中一台应为北斗卫星时钟系统。主要输出信号（包括IRIG-B（DC）或秒脉冲）的时间准确度应优于1μs，时间保持单元的时钟准确度应优于7×10-8（1分钟4.2μs）。
b)变电站内可根据需要采用IEEE1588协议进行对时。
c)站控层设备应采用SNTP对时方式，间隔层设备宜采用IRIG-B（DC）对时。
d)间隔层各设备与标准时钟的误差应不大于1ms。
e)智能终端对时宜采用IRIG-B（DC）对时，对时误差应不大于1ms。
f)过程层合并单元如需同步，可采用IRIG-B（DC）对时，但需冗余配置，同步精度应不低于1μs。
6.1.7其它智能设备接入系统的接口要求
a)站内智能设备主要包括协议转换器、直流电源系统、不间断电源系统、火灾报警装置、电能计量装置及主要设备在线监测系统等。
b)对于不支持DL/T 860标准通信协议的智能设备接入系统，应配置智能接口设备为其提供通信规约转换，与其它智能设备的接口应采用串口或以太网连接。
c)协议转换器主要是用于实现接入和接出功能。对不能提供双以太网口或不能采用DL/T860规约进行通信的其它智能装置，可通过协议转换器进行协议转换后接入。
d)每块协议转换器至少需提供双以太网口和2个串行通信口。其中以太网口通信速率为100Mbit/s，串行通信口通信速率：300~64000bit/s可调；
e)协议转换器完成与主站通信或站内其它串行设备通信。通信规约可以根据现场的实际需要进行配置，对外为DL/T860规约，并支持GOOSE互锁功能。
6.2间隔层设备
间隔层设备包括保护装置、测控装置、保护测控一体化装置、录波装置、计量装置、安全稳定装置等。
6.2.1保护装置
a)总体技术要求
继电保护装置需要符合GB14285《继电保护和自动装置技术规程》和DL/T 769《电力系统微机继电保护技术导则》等相关标准有关规定要求。
保护装置应按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，以MMS机制与站控层直接通信；设备的最大客户端连接能力应满足系统内所有客户端通过各个网络同时连接的需求。
与过程层设备之间的通信应满足DL/T860中规定的数据格式，具有识别协议中的数据有效性判断，实时闭锁保护，并能将告警事件上送；保护装置在接收到异常的合并单元采样信号时，应确保不误动。
电子式互感器的采集单元（A/D采样回路）、合并单元、光纤连接、智能终端、过程层网络交换机等设备内任一个元件损坏，除出口继电器外，不应引起保护误动作跳闸。
保护装置应支持GOOSE报文协议与智能终端通信，通过GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传递，其跳合闸命令采用GOOSE报文方式分别发送至相应的断路器智能终端，由智能终端出口实现相关断路器的跳合闸。
除检修压板可采用硬压板外，保护装置宜采用硬压板和软压板串联进行功能投退，满足远方操作的要求。保护装置的出口压板宜采用硬压板和软压板串联方式。
220kV电压等级保护应采用双重化配置， 110kV变电站除主变保护双重化配置，其余保护单重化配置。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，独立配置。双重化配置的两套保护装置，应分别独立接入双重化的过程层网络；单配置的保护装置，应同时接入双重化的过程层网络。
110kV~220kV电压等级保护电压切换及电压并列宜在合并单元实现。电压切换必须采用双位置接点回路（通过采用GOOSE网络来实现）。
在任何网络运行工况流量冲击下，装置均不应死机或重启。
保护装置应配置至少2个100M电以太网接口满足站控层信息通信要求，通信规约采用DL/T860.81；装置应配置足够的多模光纤网络接口，满足GOOSE和SMV各种接入模式的需求。
对于差动保护，如母差、主变以及线路纵差保护，应能够满足一端（侧）为电子式互感器、其他端（侧）为常规互感器的使用需求。
保护装置应具备完善的保护闭锁机制，在通信异常、合并单元数据异常、合并单元失步、GOOSE数据异常、硬件异常等情况下，应能立即闭锁相应的保护功能并告警，并将闭锁原因上送站控层主机。
保护装置GOOSE 信息处理时延应小于1ms，保护装置SMV相应延时应小于1ms。
220kV变电站保护装置采样值宜采用DL/T860.92规约点对点传输。110kV变电站保护装置采样值采用DL/T860.92规约网络化传输；采样速率宜为4000Hz。
GOOSE报文采用组网方式传输，保护的开关量和跳合闸信息均通过GOOSE网络进行传输。保护GOOSE报文中需具有独立的保护启动命令的GOOSE报文。
装置应满足－15～＋45℃的环境温度和95%（日平均）的最大相对湿度；
其他的应用功能、配置和动作精度等同于传统保护装置，应符合《中国南方电网500kV保护装置配置及选型技术原则》和《南方电网微机继电保护装置软件版本管
理规定》的相关要求。
b)线路保护装置
220kV线路保护
z按双重化配置保护装置，每套保护包含完整的主、后备保护功能。线路过电压及就地判别功能可集成于线路保护装置中。
z保护采样采用DL/T860.92点对点模式，保护跳闸和位置开入、启动母差失灵、母差保护动作远跳功能等信息通过GOOSE网络传输。双重化配置的保护装置应分别独立接入其中一个GOOSE网络，一个装置不应跨接两个网络。
z线路保护应满足本侧为电子式互感器、对侧为常规互感器，或两侧均为电子式互感器的接入模式。保护装置应采取措施保证两侧光纤通道数据的同步。
z保护装置宜采用B码对时、对时精度小于1ms。
z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。双重化的保护装置配置相互独立的合并单元、智能终端、GOOSE交换机。
z保护装置至少应提供2个独立的站控层MMS以太网接口，2个多模光纤网络接口，1个用于点对点采样，1个用于GOOSE网络。
z改造站不更换互感器时，传统互感器输出的模拟量应进行模数转换后点对点接入保护装置。
z装置的GOOSE输出应能满足断路器分相跳闸，分相起动失灵保护及起动稳定控制装置，单相和三相重合闸，重合闸启动以及闭锁重合闸的要求，并设置GOOSE软压板。
z过电压及远跳就地判别装置应能接收GOOSE输入，并采用GOOSE输出至智能终端。
110kV电压等级线路保护
z按单重化配置保护装置，保护宜与测控装置分开独立配置。
z220kV变电站的110kV线路保护采样采用DL/T 860.92点对点模式，保护跳闸和位置开入等信息通过GOOSE网络传输。
z110kV变电站的线路保护采样采用DL/T 860.92网络化模式，保护跳闸和位置开入信息通过GOOSE网络传输。合并单元单重配置，与其中一个GOOSE网络合并组网。
z线路保护装置提供2个GOOSE网络接口，同时接入两个过程层GOOSE网络。110kV变电站的线路保护采样网络接口与其中一个GOOSE网口共用；
z线路保护装置宜采用B码对时，对时精度小于1ms。
z改造站不更换互感器时，采样值应进行模数转换后，网络化方式或点对点方式接入装置。
c)变压器保护装置
各电压等级的主变保护装置均双重化配置，主保护、各侧后备保护宜一体化。
220kV主变保护采样采用DL/T860.92点对点模式，保护启动、保护跳闸和位置开入、启动母差失灵等信息通过GOOSE网络传输。双重化配置的保护装置应分别独立
接入其中一个GOOSE网络，一个装置不应跨接两个网络。
110kV主变保护采样采用DL/T860.92网络化模式，保护启动、保护跳闸和位置开入信息通过GOOSE网络传输。
主变各侧互感器保护线圈、合并单元宜双重化配置，110kV主变SMV与GOOSE宜合并组网。
具有双跳闸线圈的操作机构应配置双套智能终端，110kV主变高压侧宜配置双套智能终端，每套智能终端以单网接入对应的一个过程层网络；主变110kV以下各侧单
跳闸线圈操作机构宜配置单套智能终端，智能终端提供两个GOOSE网络接口分别接
入两个过程层网络。
主变间隔宜独立组建双重化的过程层网络，宜配置独立的变压器过程层交换机连接各电压等级过程层交换机，保护、测控装置及各侧的合并单元、智能终端均接入主
变交换机。
主变本体非电量保护宜由就地安装的主变本体智能终端完成，非电量保护跳闸应通过控制电缆直跳各侧断路器方式实现。非电量保护具备2个独立的站控层MMS以太
网接口，动作信号通过站控层MMS网传输，就地安装时MMS网应采用光纤以太网接
口。
主变保护至少具备2个独立的站控层MMS以太网接口， 1个独立的过程层GOOSE 以太网接口，接入合并单元的点对点接口个数满足变压器合并单元配置要求。
主变各侧应采用统一的采样值接入模式，若改造变电站主变各侧采用常规互感器和电子式互感器的混合模式，常规互感器采样值则应通过模数转换成数字量，各侧数
据均以数字化方式接入主变保护装置。
当主变采用网络化方式接入采样值，各侧合并单元宜接入时钟同步信号实现各侧数据同步；当主变采用点对点方式接入采样值，并且合并单元不接收外部同步信号时，装置应保证各侧采样数据的同步。
主变保护应具有间隔采样值投退功能。
d)母线保护装置
220kV母线保护按双重化进行配置，具备完整的主保护和后备保护功能，双重化的保护装置配置相互独立的合并单元、智能终端、GOOSE交换机。
110kV母线保护宜单重化配置。110kV变电站宜采用GOOSE和SMV统一组网。
220kV母线保护宜采用DL/T 860.92点对点方式接入采样，母线保护的跳闸信号和开入量信号（失灵启动、刀闸位置接点、断路器启动失灵、主变保护动作解除电压
闭锁等）采用GOOSE网络传输。
220kV变电站的110kV母线保护可采用DL/T 860.92点对点方式接入采样，保护跳闸信号和位置信号采用GOOSE网络传输。
当母线保护采用网络化方式接入采样，各间隔合并单元应接入时钟同步信号实现母线保护的数据同步；当母线采用点对点方式接入采样值，并且合并单元不接收外部
同步信号时，装置应保证各侧采样数据的同步。
220kV母线保护每套具备2个独立的站控层MMS以太网接口，至少具备1个独立的过程层GOOSE以太网接口，接入合并单元的点对点接口个数满足母线合并单元配置
要求。
110kV母线保护具备2个独立的站控层MMS以太网接口，具备2个独立的过程层GOOSE以太网接口，具备多个过程层DL/T860.92以太网采样值接口接入母线相关
间隔合并单元采样数据。
失灵保护包含在母差保护中，不再单独设失灵保护装置及相应的失灵启动装置。若GOOSE网络接收启动失灵中断，应闭锁相应的断路器的失灵功能。
母差保护应具有间隔采样值投退功能。
e)备自投装置
备自投装置采用单重化配置。
备自投装置具备2个独立的站控层MMS以太网接口，具备2个独立的过程层GOOSE 以太网接口，220kV备自投装置接入合并单元的点对点接口个数满足备自投相关合
并单元配置要求。110kV备自投装置具备1个过程层DL/860.92以太网采样值接口
接入其相关间隔合并单元采样数据。
6.2.2测控装置
a)110kV~220kV电压等级测控装置宜单重独立配置；
b)测控装置应按照DL/T860标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层直接通信；设备的最大客户端连接能力应满足系统内所有客户端通过各个网络同时连接的需求。
c)测控装置应支持GOOSE协议进行间隔层信息交换，以实现间隔层五防闭锁功能，间隔层设备的五防闭锁功能应不依赖于站控层设备，当站控层发生故障而停运时，不能影响间隔层设备的正常五防闭锁控制操作。
d)测控装置应能实时反映本间隔一次设备的分、合状态，宜有该电气单元的实时模拟接线状态图。应能进行断路器、隔离开关的就地控制，控制操作应遵守“选择―控制”的原则。
e)测控装置应能设置所测量间隔的检修状态，相关的GOOSE信号应置“TEST”位的值为“TRUE”，订阅方需做相应处理确保不误动作，检修状态下应具备设置所有自动化信息不上送各级调度主站的功能。
f)在任何网络运行工况流量冲击下，装置均不应死机或重启。
g)测控装置应具备在线自诊断、自恢复功能，宜具有带电插拔更换模块的功能。发生电源掉电故障时，系统应及时报警；电源恢复时，系统应能重新自动启动，并上传相关信息。h)同期功能在测控单元完成，站控层应能对同期操作过程进行监测和控制。同期功能应能进行状态自检和设定，同期成功与失效均应有信息输出。同期功能应可对同期电压的幅值差、相角差、频差、频差加速度的设定值进行修改，并可对断路器合闸本身具有的时滞进行补偿。
i)测控装置检修投退可采用硬压板，在有操作界面的情况下，宜取消操作把手。
j)220kV变电站的测控装置采样值报文采用点对点方式传输，传输规约采用DL/T860.92；开入开出信息采用GOOSE协议，网络化传输。至少提供2个GOOSE多模光纤网络接口和1个SMV多模光纤网络接口。
k)110kV变电站的测控装置采样值报文采用网络化传输，传输规约采用DL/T 860.92；开入开出信息采用GOOSE协议，网络化传输。GOOSE和SMV信息共同组网。装置至少提供2个多模光纤网络接口用于GOOSE和SMV信息的传输。
l)测控装置应具备2个GOOSE多模光纤网络接口，同时接入双配置的两个过程层网络；SMV 采样值若组网宜只接入其中一个过程层网络。装置应至少具备2个独立的100M电以太网接口，满足站控层MMS和间隔层GOOSE信息的传输要求。
m)应配置公用测控装置，公用测控装置中应具有接收合并单元、智能设备的电信号的功能。n)测控装置性能要求：
装置平均故障间隔时间MTBF≥50000小时，其中I/O单元模件平均故障间隔时间MTBF≥100000小时。
测控装置GOOSE 信息处理时延应＜1ms，满足站内各种网络情况下 GOOSE 最大传输处理时延为 3ms 的要求。
装置光通信口输出最低功率应为-22.5dbm，裕度应在10dbm 以上；输入最低功率应为-30dbm，裕度应在10dbm 以上。
装置控制操作输出正确率应不低于99.99%。
机箱应采取必要的防静电、防尘及防电磁幅射干扰的防护措施。机箱的不带电金属部分在电气上连成一体，并可靠接地。
装置应满足－15～＋45℃的环境温度和95%（日平均）的最大相对湿度；
6.2.3低压保护测控一体化装置