安徽电网“十二五”二次系统规划导则.pdf

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1、安徽电网二次系统规划导则 安徽电网二次系统规划导则 一、系统通信 一、系统通信 1、规划原则 1、规划原则（1）统一规划原则。要依据国网公司总体战略目标、技术政策及建设策略，统一规划、滚动调整、分级实施。通信规划应注重我省各级通信网的衔接，做到目标明确、结构合理、层次分明。省市电力通信规划必须在技术政策、技术体制、通信容量、基础设施等方面做到统筹协调、紧密结合。（2）安全保障原则。通信规划应立足于为电网生产、经营和管理提供安全优质的通信保障。应加强通信网络优化工作，构筑网架坚强、灵活可靠的通信网络，重要业务电路要实现不同路由的电路保护；要结合智能电网建设，满足电网系统在发电、输电、变电、配电、

2、用电、调度各个环节的通信需求。（3）适度超前原则。通信规划在充分满足省公司“十二五”期间对通信需求的基础上，还要考虑能够适应各种业务应用系统对基础平台的突发性需求，通信网络的建设应适度超前于电网发展，满足省公司生产、经营和管理的需要。（4）整合互补原则。通信规划应以现有通信网络为基础，合理整合网络资源、优化网络结构。同时应加强各级通信网之间的协同性，进一步落实“光缆共享、电路互补”的指导思路，注重各级通信网之间的衔接，减少重复建设，提高电力专用通信网资源使用效率和投资效益。（5）技术先进原则。通信规划应在保障电网安全的前提下，采用先进适用的通信新技术，提高通信系统的安全性、可靠性、灵活性及运行

3、管理效率，拓展通信服务类型、方式与质量。2、规划目标 2、规划目标（1）总体目标 按照国家电网公司“一强三优”总体发展目标以及智能电网对通信的需求，电力通信总体规划目标是：以现有电力通信网为基础，统筹规划，均衡发展，整合各级资源，采用成熟、先进、实用的通信技术体制，建成网络结构合理、覆盖面全、可靠性高、接入灵活、经济高效的电力通信网络，为发电、输电、变电、配电、用电、调度各个环节提供通信技术支撑平台，逐步实现对城市配电电力设施和电力用户通信的全覆盖。（2）主干光纤通信网规划目标“十二五“期间，主干光纤通信网建成南、北 10G 光通信环网；建成全省 500KV 线路继电保护专用网络；在继电保护专

4、用网络建成的基础上；整合现有 500KV 光通信网络，建设以 500KV 网架 OPGW 光缆为主的第二 10G 光传输平面,最终形成互为主备的可靠性高、可用性强、宽带化的主干光传输通信网。（3）地区光纤通信网规划目标 市公司地区通信网完成现有网络的升级改造，市公司光通信网主环容量 2.5G10G。并与所辖县公司通信网实现互连互通。在重要的枢纽通信站点与主干通信网实现高带宽接口互连。各地市公司结合一次变电所的建设，建立第二网络传输网络平台。（4）配电通信网规划目标 市公司配电通信网建设应结合本地区通信实际，根据智能电网的通信需求，开展关键通信技术的跟踪应用研究。“十二五”期间，结合城市配用电网

5、智能化改造工程、用电信息采集系统建设，提出指导性的通信建设方案，积极配合，完成城市配电、用电通信一体化网络建设。“十二五”期间，重点研究城市智能配、用电网络的业务特点及对通信的需求，实现 17 市公司城区台变以光纤通信为主的通信全覆盖。跟踪研究配、用电网络传输业务加密、优先级传输、远程管理技术，开展无线网络、光纤网络、配电线载波网络、新型无线宽带通信等通信技术在配、用电网络中的应用，结合 10KV 线路入地建设，同步考虑预留通信管孔，并进行 OPPC 光缆试点工作。（5）农电通信网规划目标“十二五”期间，完成全省县级及农电通信网络建设，实现全省县级及农网 35KV 及以上变电站、营销网点、乡镇

6、供电所光纤覆盖，基本建成光纤通信网络，并向农村电网 10KV 延伸，在光纤无法覆盖的地区，研究无线、租用及其他通信方式，就近接入光通信站，满足智能化电网通信需求。3、技术政策 3、技术政策（1）电力专用通信网的规划和建设必须统一技术标准和技术体制。技术标准应执行中国国家标准和行业标准、企业标准。暂未规定的标准按等同等效的原则执行 ISO、ITU、IEC、IEEE 等相关国际组织的标准和建议。（2）应用新技术应掌握先试验、后推广的技术政策，跟踪研究，稳妥应用。在采用成熟、先进的新技术的同时，更要注重最大限度发挥现有技术和设备的潜力，更要注意与现有技术的衔接和尽可能平滑的过渡，保护现有通信设备的投

7、资，避免新技术应用的盲目性。（3）充分依据电力专用通信网覆盖面广、通信密度大、通信容量相对小的特点，科学规划网络拓扑结构，合理选择通信路由，优化网络结构和功能，提高网络运行效率。（4）加强电力通信新业务的开发和应用，切实走向业务驱动型的发展模式，提高网络的利用率，提高电力专用通信网的投资效益。（5）应注重电力通信网的可靠性安全性要求，对运行系统、设备加强性能监视，对达到一定运行年限（10 年）或故障较频繁的系统、设备应及时更换。3.1 传输网技术政策（1）安徽电网内各级通信网络建设遵循“光缆资源共享、电路互补”的原则，即光缆层统一规划，资源共享，电路层相对独立，相互补充和备用。加强网络功能的互

8、联互通。（2）安徽电网通信传输网将以光纤通信为主要手段，用于传输线路继电保护信息的电力线载波应逐步被光纤保护通道所取代。（3）大力发展光纤网络，应充分利用电力系统现有和新建的输电线路杆塔资源架设光缆。110kV 及以上电压等级输电线路应优先采用OPGW。（4）光缆芯数根据该光缆路由在网络中的重要性来确定，骨干光缆以 36-48 芯为主，进城重要路段可以采用 72-96 芯。光纤芯类型选择时，主要考虑 G.652 光纤芯。地区网新建 110KV 线路 24 芯以上。（5）加强省市、地区公司所在城市入城光缆的建设，城区光缆宜采用管道光缆。省市公司应具备至少 3 个路由入城光缆，进电力生产大楼后应确

9、保有 2 个独立通道至机房，以保证省市调度信息的可靠传输。（6）发电企业和重要变电站（集控站）通信必须满足双重化要求。两条通道的传输设备、通信电源应按照智能化变电站要求配置。传输设备的电源、交叉连接、公共控制、2M 电路板等冗余配置。光缆具备互相独立的路由。（7）同一套 SDH 设备传输的线路保护信号不宜超过 4 套，如果超过，应增加相应的 SDH 传输设备。保护复用通信通道接口方式应采用2048kbit/s G.703 接口方式。3.2 业务网技术政策（1）调度电话交换网与行政电话交换网应互相独立，行政电话交换网应可作为调度电话交换网的备用网络。（2）调度交换网的网络应可靠、灵活。网络应采用

10、星形链路双重化结构。调度交换网内任意一条中继、任意一台交换机、任意一台调度台的故障都不应影响调度电话业务的畅通。（3）调度交换网采用 2M 数字中继方式组网，网信令方式以 Qsig 信令方式为主。（4）调度交换网的结构采用三级汇接交换的网络结构。省市调度交换应按双交换机方式配置网省市汇接点并尽可能将两台交换机设置在不同地点，地区调度交换应按双汇接点方式配置。（5）推进基于 IP 技术的多媒体调度通信系统的应用，特别是视频在调度交换网中的应用。（6）行政交换网的网络应高效、灵活，采用 7 号信令组网，进一步完善行政交换网的中继路由的双通道组网，逐步采用成熟的 NGN 交换技术并与电力数据通信网之

11、间整合。（7）逐步完善覆盖营销网点、乡镇供电所、35KV 变视频监控系统及视频会议系统。3.3 支撑网技术政策（1）“十二五”期间，完善安徽电力数字频率同步网，省、地区各级节点间基于地面定时基准链路的组网，建立安徽区域全网同步的数字同步网。（2）地面定时基准链路优先采用光纤电路，并应满足 YDN 123-1999SDH 网传送同步网定时的方法的要求。（3）被同步设备在选取定时信号时，可以采用人工设定、自动和 SSM方式，优先采用 SSM 方式。（4）利用现有频率同步网设施，开展提供统一时标的研究工作，研究向电网内各专业业务网提供统一时标的可行性。（5）通信资源管理系统应实现通信资源的集中、有效

12、管理。通信资源包括传输网、调度交换网、行政交换网、电力数据通信网、视频会议系统和机房等。二、继电保护和安全自动装置 二、继电保护和安全自动装置 1、规划原则 1、规划原则（1）满足电力系统“十二五”规划发展的需要，根据规划水平年的一次系统网络结构特点，针对存在的问题，提出继电保护和安全自动装置的配置原则。（2）依据电力系统安全稳定导则和电网运行准则等国标、行标，研究制定安全稳定控制系统配置方案和策略。（3）结合电力系统通信网络的发展，尤其是光纤技术在电力系统中的大面积采用，提出保护采用各类型通道的应用技术原则。（4）规范继电保护及故障信息管理系统的建设和运行管理，实现电网故障数据的深化应用。（

13、5）积极探索智能化变电站以及 IEC-61850 的技术特点，并提出相关继电保护的配置原则。2、规划目标 2、规划目标（1）提高继电保护配置水平，适应电网技术发展需要。继续推进微机保护应用，加快元件保护技术改造步伐，“十二五”期间更换部分运行可靠性低的系统保护，系统保护的微机化率达到 100。（2）结合基建或技改工程，在 500kV、220kV 系统中逐步采用性能更加优异的母线差动保护，并逐步推广变电站双母差的使用。（3）建立完善适用于安徽电网运行需要的故障信息处理系统。（4）结合电力系统通信网络的发展，尤其是光纤技术在电力系统中的大面积采用，逐步提高保护的光纤化率，达到 80。（5）积极探索

14、智能化变电站技术，开展新型电压、电流互感器（ECT、EVT/OCT、OVT）以及 GOOSE 网等新技术的应用。（6）建立起保证电网安全稳定运行的三级防线，提高电网安全稳定运行的水平。3、技术政策 3、技术政策（1）220kV 及以上变电站主变、线路以及重要变电站的母线应配置双重化的快速微机保护。继电保护配置应随电网接线简化而简化。（2）220kV、500kV 线路纵联保护和远方跳闸装置的通道宜选用专用光纤芯通道，减少载波通道的使用。新建 220kV、500kV 线路光纤通道应选用 OPGW 光缆，缆芯宜按照 100%备用配置。改扩建工程中应力争实现保护光纤通道的双重化，对已有的单通道的保护光

15、纤通道结合通信光纤规划，逐步实现光纤通道双重化。（3）220kV 变电站中 110kV、35kV（10kV、20kV）母线或接有小电源的 110kV、35kV（10kV、20kV）母线宜配置差动保护，选用微机型母线差动保护装置。35kV（10kV、20kV）母线保护优先采用三相 TA输入，也可根据实际情况配置两相 TA 输入。（4）在 110kV 及以上系统变电站配置高性能微机故障录波装置。220kV 及以上变电站应配置故障信息管理子站；在较长或山区巡线困难的线路两侧应配置电力线行波测距装置。（5）微机继电保护装置及其通道在开关场和继电保护室应具有抗电磁干扰措施。（6）随着综合智能设备的出现，

16、开展控制和保护的整体化研究。逐步将主变压器非电量保护、开关防跳、压力闭锁功能、不一致保护由设备本体实现。（7）保护用互感器精度和抗饱和能力应满足系统运行要求。为简化电压切换回路，提高保护运行可靠性，双母线接线线路间隔宜逐步装设三相电压互感器。（8）关注智能化变电站技术，开展继电保护装置应用于数字式光 CT、光 PT 对保护影响的研究。对 IEC-61850 技术体系进行深入研究，对IEC-61850-9-2、1588 网络对时技术、GOOSE 组网，以及对智能化变电站保护系统的网络通信实时监控技术展开研究。（9）为提高继电保护设备水平，配合制造厂，加强在继电保护产品质量保证体系方面的工作。（1

17、0）安全稳定控制装置需独立配制，具有独立的投入和退出压板和回路，切负荷装置应具有装置动作闭锁备用电源自投装置功能，在多电源的变电所应装设备用电源自投装置。（11）安全稳定控制装置应具有完备的防止误动和拒动措施，安全性和可靠性标准采用与继电保护相同的标准。4、引用的标准 4、引用的标准（1）GB/T 14285-2006 继电保护及安全自动装置技术规程（2）QGDW 161-2007 线路保护及辅助装置标准化设计规范（3）调继（2005）222 号“国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施要求”（4）华东电网调交（2008）789 号“华东电网 500 千伏继电保护应用技术原则。

18、三、调度自动化 三、调度自动化 1、规划依据 1、规划依据（1）关于印发 智能电网调度技术支持系统建设框架（2009 年版）的通知（国家电网调20091162 号）（2）关于印发省级及以上智能电网调度技术支持系统总体设计（试行）的通知（调自2009319 号）（3）关于做好国家电网调度数据网骨干网两个平面建设改造有关工作的通知（调自2009288 号）（4）关于印发国家电网调度数据网第二平面（SGDnet-2）总体技术方案的通知（调自2009146 号）（5）关于全面开展调度自动化基础数据质量综合整治工作的通知(调自2009121 号)（6）关于贯彻落实电监会电力二次系统安全防护总体方案等安全

19、防护方案的通知(国家电网调20061167 号)（7）关于印发能量管理系统（EMS）实用化标准（试行）和能量管理系统（EMS）实用化验收办法（试行）的通知(调自 2009210 号)2、规划原则 2、规划原则（1）坚持“统一规划、统一标准、统一建设”原则。（2）紧密结合国家电网和安徽电网的智能化规划，做到和智能规划的统一。（3）紧密结合国调中心对调度自动化系统建设框架，分步考虑安徽调度自动化系统的建设。（4）遵循国家颁布的有关法规、标准、规程、规定。加强标准化推广应用工作，与国际标准接轨。（5）结合安徽电网自动化实际情况，考虑安徽电网自身特点，在满足国网相关规定和要求的同时，自主创新。3、规划

20、目标 3、规划目标 在“十二五”期间，安徽电网调度自动化发展的主要目标是：建设满足智能电网运行的智能电网技术支持系统，在智能电网技术支持系统基础上整合各种应用业务，建立统一智能电网技术基础平台；完善调度数据网，实现调度数据网的二个平面的建设，为调度业务的开展提供快速可靠的传输通道；完善省级电能量计量计费系统和地区电能量管理系统，逐步应用于公司运营和结算；进行智能变电站的建设；提高县调自动化系统的水平；提高自动化基础信息的采集率和准确率。3.1 能量管理系统 EMS 3.1 能量管理系统 EMS （1）完成省调智能调度技术支持系统建设，进行亳州地调智能调度技术支持系统试点。（2）根据计划安排，完

21、成地调调度自动化系统的改造。（3）研究县调调度自动化系统建设模式，县调自动化系统，全面提升县调自动化技术水平，初步建设县调调度自动化系统，构建科学、规范的省、地、县一体化调度管理体系。（4）完成网、省、地、县无功电压协调控制模式，进行县调 AVC 系统建设。（5）完成全省地调外网模型等值下发及模型拼接，提高潮流计算精度。（6）完成全省地调 DTS 系统建设，实现省地联合反事故演习。3.2 基础自动化 3.2 基础自动化 基础自动化主要包括变电站计算机监控系统、变电站统一对时系统等厂站端自动化设备。基础自动化是电网调度自动化系统的根基。具体内容如下:（1）110kV 及以上变电站计算机监控系统全

22、部实现综合自动化。（2）完善 110kV 及以上变电站的接地刀闸信息采集，实现站内开关、刀闸和接地刀闸完整信息的采集。（3）完善电能量数据的采集。实现地市、县公司所属 35kV 及以上电能量数据的采集。（4）开展变电站计算机监控系统整体性能测试工作，加强无人值班变电站监控系统的管理。（5）新建 110kV 及以上变电站配置全站统一的时间同步系统。已有110kV 变电站在实现综合自动化同时，配置全站统一的时间同步系统。（6）完善集控系统的建设，逐步实施调控一体化。3.3 电能量采集系统 3.3 电能量采集系统 安徽省调 2002 年建立了发电侧电能量计量计费系统，实现省调统调火力发电厂以及地区供

23、电关口的发电量和上网电量的自动采集。全省 17 个供电公司的电能量主站系统在 2005 年进行了建设。因此，十二五规划的内容主要有：（1）对安徽电网电能量计量计费系统进行升级改造。进一步提高电能量数据的准确性和完整性。实现电量统计、线损管理、运营结算的需要。（2）（2）对地区电能量管理系统进行升级改造。提高地区电能量管理系统数据的准确性和完整性。实现电量统计、主网线损管理和营销结算的需要。3.4 广域相量测量及动态预警系统 3.4 广域相量测量及动态预警系统（1）充实和完善广域相量测量及动态预警系统，推进广域相量测量及动态预警系统的实用化工作。（2）500 千伏变电站、省调管辖发电厂全部配置

24、PMU 装置；220 千伏按电网运行需要配置 PMU 装置。3.5 调度生产管理系统 3.5 调度生产管理系统 （1）调度生产管理信息系统实用化，关键业务智能化，重要业务流程化，生产核心数据集控处理。（2）调度生产管理信息系统业务覆盖调度中心各专业，形成省地一体、规范调度系统工作流程。（3）提高电力二次系统和设备的分析评估水平，建设涵括资产、设备台帐管理的二次系统设备库，定期分析评估。（4）按照国网公司统一规划，依托全国调度系统生产管理系统和网络，完善调度应急指挥技术支持系统。3.6 调度数据网络 3.6 调度数据网络（1）完成调度数据网第二平面建设、第一平面改造。（2）完成省、市调调度数据网

25、接入网的建设和改造。（3）省调直收厂站通过双平面，实现全部网络化传输，取消通信专线模式。地区调度自动化系统通信逐步实现全网络化传输。（4）完成调度数据网承载业务改造，适应调度数据网双平面传输要求。3.8 二次系统安全防护 3.8 二次系统安全防护（1）省、地调配置完整的二次系统安全防护系统和设备（IDS、安全拨号网关等），部署安全监控平台，进一步提高二次系统安全防护水平，逐步建立健全安徽电网二次系统安全防护体系。（2）省、地调完成系统计算机安全加固工作，集控站完成监控系统计算机安全加固工作。（3）所有接入调度数据网的厂站，均应配置完整的安全防护设备（包括 I 区纵向加密认证装置、II 区纵向国

26、产防火墙）。（4）县调应按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则建立二次系统安全防护体系。3、技术政策 3、技术政策 3.1 能量管理系统 EMS 3.1 能量管理系统 EMS （1）智能电网技术支持系统的建设应以满足省、地、县输电网一体化运营为出发点。实现数据传输网络化、运行信息全景化、安全评估动态化、调度决策精细化、运行控制自动化、机网协调最优化。（2）进一步开展网、省、地电网自动电压协调控制工作。结合地区调度自动化系统改造，完善省、地电压无功控制策略，提高应用水平。开展县调自动电压控制试点工作，实现地、县协调控制。（3）跟踪县调调度自动化系统建设模式，结合县调管理模式，研究和

27、提出县调自动化系统建设方案。3.2 基础自动化 3.2 基础自动化（1）调度自动化设施与相应的发电、输变电工程项目同时设计、同时建设、同时验收、同时投入，确保电网安全稳定运行所必须的技术手段和技术装备。（2）积极开展电网调度自动化基础性工作。实现直调厂站所有断路器、隔离刀闸状态和变压器分接头档位信息的采集，逐步完善对接地刀闸信息的采集工作。（3）规范调度主站、厂站时钟设备管理，满足电网运行对时钟精准度的要求；应用统一时钟源和带时标量测数据的处理方法，为分析预警功能提供及时、同一时标的基础数据。（4）加强厂站端设备的管理工作。开展变电站计算机监控系统测控单元的交流采样校验工作。（5）220kV

28、及以上变电站应同时采用北斗和 GPS 二种对时方式，110kV 变电站至少采用北斗或者 GPS 两种对时方式之一，也可同时采用北斗和 GPS 二种对时方式。3.3 电能量采集系统 3.3 电能量采集系统（1）安徽电网变电站宜采用一套电能量采集装置，满足多个调度中心主站系统通信要求。（2）电能量采集系统应以安徽电力调度数据网为通信基础，采用网络方式进行数据传输。（3）电能量采集系统建设应以满足省公司和地区公司各部门需求为根本要求，实现对主网电量数据的采集。（4）加强电能量采集规约的制订。电能量采集系统和厂站端采集装置的通信应满足安徽电网统一的电能量采集规约。（5）加强厂站端电能量采集装置的管理，

29、提高厂站端电能采集装置的设备水平。（6）开展电能表直采模式的研究。提高数据的完整性和可靠性，保障结算对数据可靠性的要求。（7）规范电能量采集系统的应用，提供整体应用水平。（8）进一步提高电能量采集系统的网络通道覆盖率。3.4 电网动态广域测量系统 3.4 电网动态广域测量系统 （1）广域相量测量及动态预警系统的升级改造采用和 EMS 系统一体化方式进行。（2）接入 500 千伏线路的发电厂 PMU 数据上传网调 WAMS 系统和省调 WAMS 系统，接入 220 千伏线路的发电厂 PMU 数据上传省调WAMS 系统。（3）500千伏变电站PMU数据上传网调WAMS系统和省调WAMS系统，220

30、 千伏变电站 PMU 数据上传省调 WAMS 系统。4.5 调度生产管理系统 4.5 调度生产管理系统 （1）全省一体的调度生产管理系统建设，按照不同地区公司的需求，开发积木式功能模块。（2）按照国调、网调的统一部署，完善和更新系统功能模块，满足调度运行生产的要求。4.7 调度数据网络 4.7 调度数据网络（1）新上 220kV 以上变电站、省调直调电厂的调度数据网设备应双节点配置。（2）厂站的调度数据网应具备至少两个不同方向、不同物理路由的通信通道。（3）取消专线的 110kV 变电站网络设备应按双节点冗余配置。（4）省地调、集控站、厂站的网络设备，应按照三种不同性能档次配置，满足功能需求。（5）省调、备调、地调间的通信通道带宽不低于 155M；地调、集控站间的通信通道带宽不低于 10M（52M）；厂站间通信通道带宽不低于 2M。（6）各地调应配置网管系统，用于管理各地区调度数据网的接入网。地区接入网应具备接入调度数据网双平面的能力。4.8 二次系统安全防护 4.8 二次系统安全防护（1）所有接入调度数据网的厂站，均应配置完整的安全防护设备（包括 I 区纵向加密认证装置、II 区纵向国产防火墙）。（2）调度数据网内所有 Windows 操作系统计算机（服务器）均应安装杀毒软件。（3）完成二次系统计算机的安全加固。