南方电网智能变电站技术规范讲解-二次系统通用设计规范课件.pptx

1、主要技术规范条款及其释义目录与国标、行标的主要差异典型组网方案主要技术规范条款及其释义章 节5总则具体条款5.1本标准重点规范常规模拟量采样、GOOSE网络跳闸模式的南方电网新建110kV500kV智能变电站二次系统设计、建设。二次电缆直接接入装置实现采样和跳闸的智能变电站应遵循常规变电站的相关技术要求。SV采样、GOOSE跳闸模式的智能变电站应根据试点方案参照执行。释义1、规范了南网新建的110kV500kV智能变电站二次系统主要采用“模采网跳”原则。采用常规模拟量采样、GOOSE网络跳闸模式的南方电网新建110kV500kV智能变电站二次系统设计、建设，应参照本标准执行。章 节5总则具体条

2、款5.2智能变电站二次系统宜按逻辑功能划分为站控层、间隔层、过程层设备；站控层网络和过程层网络。各逻辑功能应由相关物理设备实现，单一物理设备可以实现多个逻辑功能。释义1、智能变电站二次系统按逻辑功能划分为 “三层两网”架构。章 节5总则具体条款5.3互感器应采用常规互感器，并通过二次电缆直接接入装置实现采样，不配置合并单元。5.4通过网络传输GOOSE报文，实现跳合闸功能和开关量信息的传输。5.5电压切换和电压并列方式与常规变电站方式相同。释义1、目前数字采样技术不完善，电子式互感器、合并单元缺陷率偏高，且造成多次不正确动作或运行异常的情况，南网新建智能站规定应采用常规互感器，不配置合并单元，

3、即采用模拟量电缆采样。2、目前过程层交换机可靠性提高，组网方式接线简单清晰，且双网冗余配置提高了可靠性。3、由于采用常规互感器，不配置合并单元，电流、电压等模拟量采样同常规变电站，故电压切换和电压并列方式与常规变电站方式相同。主要技术规范条款及其释义智能变电站特点：IEC61850+智能单元(GOOSE)站控层间隔层过程层主要技术规范条款及其释义章 节5总则具体条款5.6站控层设备宜组柜安装，间隔层设备可按保护、测控、计量等功能分类组柜，过程层设备宜安装布置于所在间隔的智能控制柜，智能控制柜应满足二次设备的工作环境要求。释义1、站控层设备、间隔层设备组柜参照南网常规站要求，保护、测控、计量等分

4、类组屏，利于运行维护和专业管理。2、过程层设备作为一次设备的接口装置，宜布置在就地智能控制柜内，节省控制电缆。智能控制柜应满足二次设备的工作环境要求。主要技术规范条款及其释义章 节5总则具体条款5.9时间同步系统主时钟应双重化配置，支持北斗系统和GPS标准授时信号，时间同步精度和守时精度应满足站内所有设备的对时精度要求。释义1110kV500kV智能变电站时间同步系统主时钟应双重化配置，应优先采用我国北斗系统。主要技术规范条款及其释义章 节5总则具体条款5.10双重化配置的两套保护及其相关设备（智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一对应，并取自不同蓄电池组供电的直流母线段。屏柜内各装

5、置共用直流电源时，应采用独立空气开关分别引接。5.11双重化保护的电流、电压，以及GOOSE跳闸控制回路等应采用相互独立的电缆或光缆。释义双重化配置的两套保护及其相关设备的直流电源、电缆或光缆等应遵循相互独立的原则，当一套设备异常或退出时不应影响另一套设备的运行。主要技术规范条款及其释义章 节7.1站控层网络具体条款7.1.1站控层网络应采用星型网络结构。7.1.2站控层交换机宜按照设备室或电压等级配置，应冗余配置。站控层交换机采用100Mbps电（光）接口，对于长距离传输的端口应采用光纤以太网口；站控层交换机之间的级联端口宜采用1000Mbps光接口。站控层交换机宜采用24个RJ-45电接口

6、，其光口数量根据实际要求配置。7.1.3装置接入不同的站控层网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。释义1要求站控层网络应方便扩展，规定应采用星形网络。2根据二次设备空间布置或逻辑层次配置站控层交换机。从可靠性角度考虑，站控层交换机应冗余配置。3为了防止同一装置接入不同网络时，各网络间相互干扰，要求装置接入不同站控层网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。主要技术规范条款及其释义章 节7.2过程层网络具体条款7.2.1过程层网络应符合下列规定：a)应采用星型网络结构，各电压等级的过程层网络宜独立配置；b)应遵循相互独立的原则。当一个网络异常或退出时，任何设备不应影响另一个网络的运行；c)任一套

7、装置不应跨接双重化配置的两个过程层网络；备自投装置与其他设备交互数据时，均采用点对点方式实现。释义1、采用星形网络方便扩展，各电压等级网络相互独立，结构清晰，便于管理。2、为防止各网络相互干扰，各网络应相互独立。3、为提高可靠性，防止设备故障影响两个网络安全，任一套装置不应跨接双重化配置的两个网络，单套配置的装置一般接入第一组过程层网，双重化配置的装置分别接入第一组、第二组过程层网。4、根据方式要求，备自投装置均采用点对点方式与其他设备交互数据。主要技术规范条款及其释义220kV变压器保护技术规范（2018年试行版） 8.1.16 a) 光缆跳闸变压器保护与各侧（分支）智能终端之间采用GOOS

8、E网络传输，b) 变压器保护跳母联、分段断路器及启动失灵等采用GOOSE网络传输，c) 变压器保护闭锁备自投采用点对点直连，d) 变压器保护通过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。主要技术规范条款及其释义220kV变压器保护技术规范（2018年试行版） 5.3.5 光缆跳闸方式电气量保护配置失灵联跳功能，设置一段一时限，变压器高压侧断路器失灵保护动作后经变压器保护跳各侧断路器，变压器保护通过订阅GOOSE失灵跳闸，不经电流判据延时30ms跳闸。电缆跳闸方式失灵联跳功能通过非电量保护开入直接跳闸。章 节7.2过程层网络具体条款7.2.1过程层网络应符合下列规定：d)

9、110kV及以上电压等级过程层网络应为每套保护、测控冗余配置双网；e)35kV及以下电压等级过程层冗余配置双网，在无简易母差或其他保护要求下，过程层可不独立组网；f)主变保护、主变智能录波器跨不同电压等级的过程层网络；释义1、冗余配置双网（A1、A2/B1、B2网）提高了可靠性，一个网络异常或退出时，不影响保护、测控运行。2、35kV及以下电压等级过程层根据实际情况冗余配置双网，在无其他保护要求下，仅有主变侧间隔和母联（分段）间隔设备（保护、测控、智能终端）需要交互GOOSE信息，设备较少，过程层可不独立组网，宜接入较高电压等级过程层网络。3、每套主变保护、主变智能录波器需与各侧设备交互信息，

10、可跨不同电压等级对应的过程层网络。主要技术规范条款及其释义章 节7.2过程层网络具体条款7.2.2过程层交换机配置要求：a)过程层交换机可按照电压等级多间隔共用配置，同一间隔内的设备应接入同一台交换机；或500kV电压等级过程层交换机可按串配置，220kV电压等级过程层交换机可按间隔配置，110kV及以下可按电压等级多间隔共用配置。b)过程层交换机与智能设备之间的连接宜采用100Mbps光接口，交换机的级联端口宜采用1000Mbps光接口；c)任两台设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机，当采用级联方式时，不应丢失数据；释义1、由于采用、由于采用网络传输网络传输GOOSE报文，实现跳合闸功能

11、和开关量信息的传输报文，实现跳合闸功能和开关量信息的传输，多多间隔共用配置过程层交换机间隔共用配置过程层交换机可减少交换机数量，网络结构简单。为了降低交可减少交换机数量，网络结构简单。为了降低交换机故障影响换机故障影响多间隔多间隔的风险，的风险，220kV电压等级过程层交换机可按间隔配置电压等级过程层交换机可按间隔配置，交，交换机数量较多。换机数量较多。2、采用采用100Mbps、1000Mbps光接口光接口，满足网络流量要求，提高数据传输速率。满足网络流量要求，提高数据传输速率。3、为、为满足站内各种网络情况下满足站内各种网络情况下GOOSE 最大传输处理时延的要求最大传输处理时延的要求，以

12、及，以及减少交减少交换机故障的影响范围换机故障的影响范围，任两台设备之间的数据传输路由不应超过任两台设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机。个交换机。主要技术规范条款及其释义章 节7.4.2继电保护及安全自动装置具体条款7.4.2.1智能变电站保护系统原则上不得低于常规变电站保护系统的可靠性和灵活性。保护系统采用按间隔独立配置的原则。应符合常规站的保护双重化配置原则。7.4.2.2 220kV及以上电压等级的电气量保护应按双重化配置，110kV变压器电气量保护宜按双套配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能。释义1、智能变电站保护系统的配置及性能要求等不得低于常规变电站对保护系统的要求，参照

13、常规站配置原则。2、常规变电站220kV母联（分段、桥）断路器保护及3/2接线的断路器保护按单套配置，其他220kV及以上电压等级的电气量保护均按双重化配置；智能变电站过程层网络按双套配置，为确保两套网络的独立性，故均按双重化配置。3、110kV变压器电量保护有两种配置方案，一种是主变电量保护采用主、后备保护分开，单套配置；一种是主变电量保护采用主后合一装置，双套配置；强化主保护，简化后备保护，推荐采用双套配置方案。主要技术规范条款及其释义章 节7.4.2继电保护及安全自动装置具体条款7.4.2.3 110kV及以下电压等级的电气量保护、变压器和高压并联电抗器非电量保护装置宜单套配置；非电量保

14、护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，非电量保护与第一套本体智能终端可采用一体化装置。释义1、参照常规站配置原则。2、智能变电站的非电量保护布置于就地智能控制柜，故采用直接电缆跳闸。主要技术规范条款及其释义章 节7.4.2继电保护及安全自动装置具体条款7.4.2.4采用户内开关柜时，35kV及以下间隔（主变除外）采用保护、测控、智能终端合一装置，单套配置（35kV及以下分段间隔宜按双套配置，以便与双重化配置的主变保护配合，第二套只使用智能终端功能），与电压、电流互感器、断路器操作机构通过缆线连接，实现模拟量、开关量的采集与跳合闸控制。户外布置一次设备时，35kV及

15、以下间隔（主变除外）采用保护、测控合一装置，单套配置。释义1、参照常规站配置原则，35kV及以下间隔（主变除外）保护按单套配置。2、采用户内开关柜时，可采用保护、测控、智能终端合一装置，安装于开关柜内通过电缆就近与一次设备连接。双重化配置的主变保护需通过GOOSE网跳分段间隔，为防止一套装置跨接双重化配置的两个过程层网络，分段间隔需配置双套智能终端才能实现。主要技术规范条款及其释义章 节7.4.4智能录波器具体条款7.4.4.1智能录波器包括采集单元与管理单元。7.4.4.2智能录波器采集单元按电压等级配置，主变单独配置采集单元；110kV变电站可根据需要全站统一配置智能录波器。采集单元的数量

16、应根据变电站实际接入的模拟量和开关量规模进行配置。7.4.4.3每台采集单元不应跨接双重化的两个网络，各电压等级的采集单元应通过独立的数据接口控制器接入管理单元。7.4.4.4智能录波器应具有连续报文记录、暂态记录、稳态录波、智能运维及远程交互等功能。宜采用网络方式采集数据；应能记录GOOSE网络、MMS网络的信息；对应GOOSE网络、MMS网络的接口，应采用相互独立的数据接口控制器。释义1、智能录波器配置与功能要求。管理单元应支持接入变电站内所有采集单元以及保护装置等二次设备；采集单元采集模拟量、开关量和通信报文等数据。2、为了防止同一装置接入不同网络时，各网络间相互干扰，每台采集单元不应跨

17、接双重化的两个网络。主要技术规范条款及其释义章 节7.5.2智能终端具体条款7.5.2.1配置原则a）220kV及以上电压等级的断路器智能终端应按双套配置；b）各电压等级的主变各侧智能终端应按双套配置；各电压等级主变本体智能终端宜按双套配置；释义1、220kV及以上电压等级的继电保护按双重化配置，且断路器均具有双跳闸线圈，因此智能终端应按双套配置。2、各电压等级的主变电量保护按双重化配置（即便是110kV主变采用主、后备保护分开，单套配置，也有两套装置），为确保两套装置与智能终端通信的独立性，智能终端应按双套配置。3、主变本体智能终端需与两套主变保护交互信息，因此主变本体智能终端宜按双套配置。

18、主要技术规范条款及其释义章 节7.5.2智能终端具体条款7.5.2.1配置原则c）110kV及以下电压等级的智能终端宜按单套配置；下列部分除外：110kV及以下电压等级母联、分段、桥断路器的智能终端宜按双套配置，500kV智能变电站的35kV无功补偿设备（电容器、电抗器）的智能终端宜按双套配置。d）每段母线智能终端宜单套配置。释义1、110kV及以下电压等级的继电保护按单套配置，且断路器一般为单跳闸线圈，因此智能终端宜按单套配置。2、两套主变保护需GOOSE网跳110kV及以下电压等级母联、分段、桥断路器；500kV智能变电站的两套主变保护需GOOSE网跳35kV无功补偿设备，因此智能终端宜按

19、双套配置。（电缆跳闸方式通过35kV母线保护实现联跳低压补偿装置）主要技术规范条款及其释义章 节7.5.2智能终端具体条款7.5.2.3智能终端应提供原始开入GOOSE信号，装置应根据各自需求完成所需信号合成；双重化配置的智能终端，每套包含完整的断路器信息交互功能。7.5.2.4智能终端跳合闸出口应设置硬压板。7.5.2.5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开关、接地开关等GOOSE命令，输入断路器位置、隔离开关及接地开关位置、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。释义1、对智能终端的功能要求。2、智

20、能终端采用光纤通信，与间隔层设备主要用GOOSE传递上下行信息，通过GOOSE接收遥控命令，并通过GOOSE将开入量信息和自检告警信息上报间隔层设备。3、智能终端采用二次电缆与断路器、刀闸、变压器连接，采集和控制各种所需的信号。主要技术规范条款及其释义智能终端： 保护出口压板应按下述配置：分相断路器智能终端：遥控分闸出口、遥控合闸出口、保护A相跳闸出口、保护B相跳闸出口、保护C相跳闸出口、保护A相合闸出口、保护B相合闸出口、保护C相合闸出口； 遥控压板应按下述配置：断路器智能终端：刀闸1遥控、刀闸2遥控、刀闸3遥控、刀闸4遥控、刀闸5遥控、刀闸6遥控、刀闸7遥控、刀闸8遥控；功能压板配置： 例

21、 本体智能控制柜：非电量n启动跳闸（n根据现场确定数量）、装置检修。主要技术规范条款及其释义章 节7.6.1全站时间同步系统具体条款a）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、硬件对时。应支持北斗和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。d）站控层设备宜采用SNTP对时方式，智能远动机采用IRIG-B（DC）对时；间隔层设备宜采用IRIG-B（DC）对时；过程层设备宜采用光纤IRIG-B对时。满足条件情况下，可采用IEC61588

22、对时方式。释义1、智能变电站时间同步系统主时钟应双重化配置，应优先采用我国北斗系统。2、站控层设备时钟同步精度要求低（ms级），可采用SNTP网络对时，节省投资。间隔层和过程层设备时钟同步精度要求高（us级），采用IRIG-B对时方式。IEC61588对时方式理论上满足ns级对时要求，但需要网络交换机等设备的支持。主要技术规范条款及其释义章 节7.6.4互感器具体条款a）参照南方电网公司35kV500kV变电站标准设计V2.0等相关常规互感器要求和技术标准执行。b）2套断路器保护宜使用不同的电流互感器P级绕组，也可共用一组P级绕组。释义1、由于采用常规互感器，不配置合并单元，电流、电压等模拟量

23、采样同常规变电站，可参照相关标准常规互感器要求执行。2、智能站220kV及以上的母联/分段保护、3/2接线的断路器保护按双重化配置，较常规站增加了一套断路器保护，而500kV常规变电站3/2接线的CT二次绕组一般为7-9-7数量配置，具备条件时2套断路器保护宜使用不同的电流互感器P级绕组，条件限制时2套断路器保护也可共用一组P级绕组。主要技术规范条款及其释义主要技术规范条款及其释义目录与国标、行标的主要差异典型组网方案条款南方电网国标、行标备注总则5.3互感器应采用常规电磁式互感器，并通过二次电缆直接接入装置实现采样，不配置合并单元。4.2.9 1 110kV750kV电压等级可采用电子式互感

24、器，也可采用常规电磁式互感器。2 66kV及以下电压等级可采用常规电磁式互感器，也可采用电子式互感器。5.1.5 继电保护及安全自动装置宜采用点对点数字量采样，也可采用网络数字量采样。采样方式不同。南网标准采用常规互感器，不配置合并单元，即采用模拟量采样。总则5.4通过网络传输GOOSE报文，实现跳合闸功能和开关量信息的传输。5.1.6 继电保护及安全自动装置宜采用点对点数字量跳闸，在保证可靠性前提下，也可采用网络数字量跳闸。继电保护及安全自动装置跳闸方式不同。南网标准采用GOOSE网络跳闸和开关量信息传输方式。总则5.6 站控层设备宜组柜安装，间隔层设备可按保护、测控、计量等功能分类组柜，过

25、程层设备宜安装布置于所在间隔的智能控制柜，智能控制柜应满足二次元件的工作环境要求。5.8.5 站控层设备宜组柜安装，间隔层设备宜按串或按间隔统筹组柜，过程层设备宜安装布置于所在间隔的智能控制柜。间隔层设备组柜方式不同。南网标准间隔层设备可按保护、测控、计量等功能分类组柜。智能变电站二次系统通用设计规范与国标、行标主要差异与国标、行标的主要差异智能变电站二次系统通用设计规范与国标、行标主要差异条款南方电网国标、行标备注配置与功能要求7.2.1应采用星型网络结构，各电压等级的过程层网络宜独立配置；110kV及以上电压等级过程层网络应为每套保护、测控冗余配置双网；35kV及以下电压等级过程层冗余配置

26、双网，在无简易母差或其他保护要求下，过程层可不独立组网；5.4.5 3 变电站宜按电压等级设置过程层网络。主变压器各侧、220kV及以上电压等级过程层网络宜采用双网，110kV过程层网络宜采用单网，66（35）kV电压等级可不配置独立的过程层网络，宜采用点对点方式实现信号传输。过程层网络组网方案优化和完善。南网标准规定110kV及以上电压等级过程层网络应为每套保护、测控冗余配置双网（即冗余双网配置）。配置与功能要求7.5.2.1 各电压等级的主变各侧智能终端应按双套配置；各电压等级主变本体智能终端宜按双套配置；110kV及以下电压等级母联、分段、桥断路器的智能终端宜按双套配置，500kV智能变

27、电站的35kV无功补偿设备（电容器、电抗器）的智能终端宜按双套配置。5.4.6 7 220kV及以上电压等级智能终端宜双套配置，110kV及以下电压等级智能终端宜单套配置，主变压器各侧智能终端宜双套配置，主变压器本体智能终端宜单套配置，每段母线智能终端宜单套配置。为保证任一套装置不应跨接双重化配置的两个过程层网络，110kV及以下电压等级的母联、分段、桥断路器的智能终端及主变本体智能终端等宜双套配置。配置与功能要求7.4.3.1测控装置按间隔单套配置，可配置一体化测控，集成PMU、计量等功能；110kV及以上电压等级测控装置应独立配置；主变各侧及本体测控装置宜独立配置；高抗测控装置宜单套独立配

28、置；公用测控装置应合理配置，满足接入容量要求下尽量接入更多装置。5.1.4 110kV及以下电压等级继电保护设备宜采用集成装置。5.4.6 4 测控装置宜单套配置。220kV及以上电压等级测控装置宜独立配置，装置可集成计量、相量测量等功能。110kV宜采用保护测控集成装置，装置也可集成计量等功能。测控装置配置不同。南网标准规定110kV及以上电压等级测控装置应独立配置。与国标、行标的主要差异主要技术规范条款及其释义目录与国标、行标的主要差异典型组网方案变压器保护1变压器保护2主变500kV侧及本体测控500kV线路保护1500kV线路测控500kV断路器智能终端1500kV断路器保护1500k

29、V断路器测控500kV线路保护2500kV断路器保护2500kV母线保护2主变220kV侧智能终端1主变220kV侧测控220kV线路智能终端1220kV线路保护1220kV线路测控220kV分段母联智能终端1220kV分段母联保护1220kV分段母联测控主变220kV侧智能终端2220kV线路智能终端2220kV线路保护2220kV分段母联智能终端2220kV分段母联保护2220kV母线保护2站控层 B网站控层 A网站控层 B网站控层 A网220kV母线保护1220kV母线PT智能终端220kV母线测控500kV母线保护1500kV母线测控站控层 B网站控层 A网500kV母线PT智能终端5

30、00kV断路器智能终端2对时系统监控主机135kV电抗器保测一体35kV电容器保测一体35kV站用变保测一体主变35kV侧测控35kV母线测控35kV母线PT智能终端主变35kV侧智能终端1500kV-GOOSE B1网500kV-GOOSE B2网500kV-GOOSE A2网500kV-GOOSE A1网500kV公用测控智能录波器220kV公用测控220kV-GOOSE B1网220kV-GOOSE B2网220kV-GOOSE A2网220kV-GOOSE A1网35kV-GOOSE B1网35kV-GOOSE B2网35kV-GOOSE A2网35kV-GOOSE A1网主变35kV

31、侧智能终端235kV电抗器智能终端135kV电容器智能终端135kV站用变智能终端35kV公用测控35kV电抗器智能终端235kV电容器智能终端2工作站1工作站2监控主机235kV母线保护采集单元2智能录波器采集单元1智能录波器采集单元1智能录波器采集单元2智能录波器采集单元2站控层C1网站控层C1网站控层C1网智能录波器采集单元1非电量保护主变本体智能终端1主变本体智能终端2站控层C2网智能录波器管理单元站控层C2网站控层C2网至主站智能远动机附录B.1南网500kV变电站典型组网方案（设置35kV过程层网，采用双网冗余配置）典型组网方案附录B.2南网220kV变电站典型组网方案1（设置10

32、35kV过程层网，采用双网冗余配置）110kV-GOOSE B1网110kV-GOOSE A1网1035kV-GOOSE A1网主变110kV侧1035kV-GOOSE B1网智能终端1主变110kV侧测控110kV线路智能终端110kV线路保护110kV线路测控主变10kV侧智能终端1主变220kV侧智能终端1主变220kV侧及本体测控220kV线路智能终端1220kV线路保护1220kV线路测控220kV分段母联桥智能终端1220kV分段母联桥保护1220kV分段母联桥测控主变220kV侧智能终端2220kV线路智能终端2220kV线路保护2220kV分段母联桥智能终端2220kV分段母联

33、桥保护2220kV母线保护2220kV-GOOSE B1网220kV-GOOSE B2网220kV-GOOSE A2网220kV-GOOSE A1网站控层 B网站控层 A网站控层 B网站控层 A网主变10kV侧测控110kV母线PT智能终端110kV母线测控220kV母线保护1220kV母线PT智能终端220kV母线测控智能录波器站控层 B网站控层 A网监控主机1监控主机2工作站1工作站2对时系统10kV母线测控10kV馈线10kV电容器10kV站用变保测智一体保测智一体保测智一体220kV公用测控10kV公用测控智能录波器110kV-GOOSE B2网110kV-GOOSE A2网主变10k

34、V侧智能终端2110kV分段母联桥保护10kV分段保测智一体1智能录波器110kV分段母联桥智能终端1110kV母线主变110kV侧智能终端2110kV公用测控110kV分段母联桥智能终端2变压器保护1变压器保护2智能录波器保护110kV分段母联桥测控采集单元1采集单元2采集单元2采集单元21035kV-GOOSE A2网1035kV-GOOSE B2网智能录波器采集单元1站控层C1网站控层C1网站控层C1网智能录波器采集单元1非电量保护主变本体智能终端1主变本体智能终端2站控层C2网站控层C2网站控层C2网智能录波器管理单元10kV分段保测智一体2至主站智能远动机典型组网方案附录B.3南网2

35、20kV变电站典型组网方案2（不设置1035kV过程层网）110kV-GOOSE B1网110kV-GOOSE A1网主变10kV侧智能终端1主变10kV侧测控110kV线路智能终端110kV线路保护110kV线路测控110kV分段母联桥智能终端1110kV分段母联桥保护110kV分段母联桥测控110kV公用测控主变220kV侧智能终端1主变220kV侧及本体测控220kV线路智能终端1220kV线路保护1220kV线路测控220kV分段母联桥智能终端1220kV分段母联桥保护1220kV分段母联桥测控主变220kV侧智能终端2220kV线路智能终端2220kV线路保护2220kV分段母联桥智

36、能终端2220kV分段母联桥保护2220kV母线保护2220kV-GOOSE B1网220kV-GOOSE B2网220kV-GOOSE A2网220kV-GOOSE A1网站控层 B网站控层 A网站控层 B网站控层 A网110kV母线保护110kV母线测控220kV母线保护1220kV母线PT智能终端220kV母线测控智能录波器站控层 B网站控层 A网监控主机1监控主机2工作站1工作站2220kV公用测控110kV-GOOSE B2网110kV-GOOSE A2网主变110kV侧智能终端110kV分段保测智一体1主变10kV侧智能终端2主变110kV侧测控对时系统110kV母线PT智能终端1

37、10kV分段母联桥智能终端210kV分段保测智一体2智能录波器变压器保护1变压器保护2智能录波器10kV母线测控10kV馈线10kV电容器10kV站用变保测智一体保测智一体保测智一体10kV公用测控采集单元1采集单元2采集单元2站控层C1网站控层C1网站控层C1网非电量保护主变本体智能终端1主变本体智能终端2主变110kV侧智能终端2站控层C2网站控层C2网站控层C2网智能录波器管理单元智能录波器采集单元1至主站智能远动机典型组网方案附录B.4南网110kV变电站典型组网方案1（设置1035kV过程层网，采用双网冗余配置）变压器110kV线路智能终端110kV线路保护110kV线路测控110k

38、V分段母联桥保护保护1变压器保护2主变35kV侧智能终端135kV母线测控站控层 B网站控层 A网站控层 B网站控层 A网站控层 B网站控层 A网110kV母线测控35kV馈线35kV电容器保测智一体保测智一体主变10kV侧智能终端110kV母线测控10kV馈线10kV电容器10kV站用变保测智一体保测智一体保测智一体110kV母线PT智能终端110kV公用测控110kV-GOOSE B1网110kV-GOOSE B2网110kV-GOOSE A2网110kV-GOOSE A1网35kV-GOOSE B1网35kV-GOOSE A1网10kV分段保测智一体110kV-GOOSE B1网10kV

39、-GOOSE A1网主变35kV侧测控35kV公用测控主变35kV侧智能终端2主变10kV侧测控10kV公用测控主变10kV侧智能终端2智能录波器主变本体智能终端2智能录波器智能录波器主变110kV侧及本体测控主变110kV侧智能终端1110kV分段母联桥智能终端1110kV分段母联桥智能终端235kV分段保测智一体1110kV母线保护监控主机1工作站1监控主机2工作站2对时系统110kV分段母联桥测控采集单元1采集单元2采集单元235kV-GOOSE B2网35kV-GOOSE A2网10kV-GOOSE B2网10kV-GOOSE A2网智能录波器采集单元1站控层C1网站控层C1网站控层C

40、1网智能录波器采集单元1非电量保护主变本体智能终端1智能录波器采集单元2主变110kV侧智能终端2智能录波器管理单元站控层C2网站控层C2网站控层C2网35kV分段保测智一体210kV分段保测智一体2至主站智能远动机典型组网方案附录B.5 南网110kV变电站典型组网方案2（不设置1035kV过程层网）变压器110kV线路智能终端110kV线路保护110kV线路测控母联桥测控保护135kV公用测控35kV母线测控站控层 B网站控层 A网站控层 B网站控层 A网110kV母线测控35kV馈线35kV电容器保测智一体保测智一体10kV公用测控10kV母线测控10kV馈线10kV电容器10kV站用变

41、保测智一体保测智一体保测智一体主变110kV侧及本体测控110kV母线PT智能终端110kV分段主变35kV侧测控主变10kV侧测控110kV公用测控主变35kV侧智能终端1主变10kV侧智能终端1主变10kV侧智能终端2110kV-GOOSE A2网110kV-GOOSE A1网10kV分段保测智一体1联桥智能终端1110kV分段母110kV母线35kV分段保测智一体1智能录波器联桥智能终端2110kV分段母35kV分段保测智一体210kV分段保测智一体2保护非电量保护主变110kV-GOOSE B2网110kV-GOOSE B1网变压器保护2主变35kV侧智能终端2主变110kV侧智能终端2主变110kV侧智能终端1监控主机1工作站1监控主机2工作站2对时系统母联桥保护110kV分段本体智能终端1采集单元2站控层C1网站控层C1网智能录波器采集单元1主变本体智能终端2站控层C2网智能录波器管理单元站控层C2网至主站智能远动机典型组网方案汇报完毕汇报完毕 敬请指导！敬请指导！