国家电网调〔2026〕416号 国家电网有限公司关于开展变电站高可靠二次系统推广应用工作的通知~(1)VIP免费

— 1 —普通事项国家电网有限公司文件国家电网调〔2026〕416 号国家电网有限公司关于开展变电站高可靠二次系统推广应用工作的通知国网设备部、营销部、基建部、物资部、国调中心、特高压部，各电网单位、中国电科院、国网电科院、经研院、工研院、物资公司、信通中心、特高压公司、直流中心：为进一步提升变电站二次系统自主可控、安全防护和智慧赋能水平，更好保障大电网安全运行，支撑新型电力系统建设，2019年以来，公司组织开展变电站二次系统重构优化，完成标准制定、设备研制、试点建设、运行评估等工作。为确保“十五五”期间实现变电站高可靠二次系统全面推广应用的目标，公司制定了推广应用工作计划，经公司总经理办公会审议通过，现将有关事宜通知如下，请抓好贯彻落实。— 2 —一、总体要求“十五五”期间分两个阶段稳步推进变电站高可靠二次系统规模化应用。第一阶段，2026 年 9 月起，在新开展可研初设的 750千伏及以下变电站新建工程中推广应用，扩建、改造工程进一步扩大试点范围，同步开展 1000 千伏工程应用可行性研究。第二阶段，2028 年起，在 750 千伏及以下变电站新建、扩建、改造工程中全面应用，在 1000 千伏变电站工程中试点应用，试点运行一年后开展专业总结评估，符合条件后全面应用。工作中坚持以下原则。一是严格落实技术标准。坚持顶层设计与过程管控有机结合，严格落实《高可靠变电站二次系统》系列标准要求，加强《变电站高可靠二次系统技术原则》（见附件）宣贯培训，规范开展变电站二次系统设计、施工、运维、检修，强化全过程技术监督，确保新技术有效落地实施。二是健全全过程支撑体系。坚持以机制健全、流程优化为核心导向，不断完善覆盖规划设计、物资采购、建设实施、运行维护、退役处置全生命周期的标准化管理体系，持续提升配套管理与技术支撑能力，为规模化推广应用提供全方位、常态化、可持续的支撑。三是严守质量安全底线。坚持自主可控与安全可靠深度融合，始终将工程质量与运行安全放在首位，严把设备入网、工程施工、竣工验收、运维检修等各环节质量关，加强运行设备统计分析，构建设备全生命周期安全管理闭环机制，保障电网长期安全稳定运行。— 3 —二、重点工作（一）修订采购规范，统一准入标准优化变电站高可靠二次系统物料、技术规范范本和技术规范书模板。完善招标策略，技术层面将设备技术先进性、运行可靠性、售后及时性和设备自主可控性作为核心指标，价格层面落实公司工程造价管控要求，充分考虑产品成本及市场现状，合理设置产品限价。持续推进资格预审全覆盖，将变电站高可靠二次系统纳入年度资格预审。建立供应商动态评价机制，定期开展供应商履约能力与产品质量评估，保障设备供应质量与产业链稳定。（国调中心、国网物资部牵头，设备部、基建部、各电网单位、物资公司、中国电科院、经研院配合，2026 年 8 月完成）（二）优化通用设计，规范设计建设依据《变电站高可靠二次系统技术原则》，优化完善变电站通用设计，实现 35 千伏～750 千伏电压等级全覆盖。优化二次系统架构、功能配置及数据交互方式，统一设备选型和配置原则，全面规范新建变电站设计建设，推进变电站高可靠二次系统技术落地。（国网基建部牵头，国调中心、设备部、各电网单位、经研院、工研院配合，2026 年 8 月完成）（三）推动新技术应用，赋能智能运维加快推进新技术在变电站高可靠二次系统应用。一是应用SCD免配置、信号自动验收、保护自动测试等技术，实现二次设备即插即用、信号自动校核与验收，大幅缩短工程调试周期。二是— 4 —深化数字图纸设计交付和智能巡检、远程运维、隐性故障辨识等技术，构建二次系统全状态感知与智能运维检修体系，全面提升运检作业效率与故障快速处置能力，支撑电网安全稳定运行。（国调中心牵头，国网设备部、基建部、各电网单位、中国电科院、经研院配合，2026 年 12 月完成）（四）扩大改造试点，推进存量站升级坚持安全优先、分类施策原则，优先选取投运年限较长、二次设备超期服役、存在较大安全风险的存量变电站，推广应用基于间隔轮停的存量站二次系统改造技术，严格执行“一站一策”方案，细化改造停电过渡、数据迁移、系统联调等关键环节措施，建立质量验收闭环机制，强化施工全过程监督，形成可复制推广经验，为后续规模化应用奠定基础。（国调中心、国网设备部牵头，各电网单位、中国电科院、经研院配合，2027 年 12 月完成）（五）推进特高压工程研究，满足全电压等级应用需求聚焦 1000 千伏特高压交流变电站二次系统高可靠性核心需求，组织开展 1000 千伏特高压工程应用可行性研究、设备研制及入网检测，全面验证设备及系统性能、可靠性、兼容性，2027年 12 月具备 1000 千伏特高压变电站试点应用条件。2028 年起开展试点应用，试点运行一年后开展总结评估，符合条件后在 1000千伏特高压变电站推广应用，实现变电站高可靠二次系统全电压等级覆盖。（国网特高压部、国调中心牵头，相关分部、省公司及直属单位配合，2030 年 12 月完成）— 5 —（六）建强人才队伍，夯实能力基础组织开展多层次、全覆盖的技术培训，覆盖设计、建设、运维、调度、物资等全专业人员。重点培训变电站高可靠二次系统的技术原理、建设标准、运维技能、故障排查等内容，提升一线人员的实操能力与专业水平。定期开展岗位练兵、技能竞赛与技术交流，选拔培养一批技术骨干，打造一支精通变电站高可靠二次系统的专业化人才队伍，为推广应用工作提供坚实的人才保障。（各电网单位负责，常态化开展）三、工作要求一是强化工作协同。树牢“一盘棋”思想，坚持多部门协同、多专业联动、一体化推进的工作模式。总部层面成立由国调中心牵头，国网设备部、基建部、物资部、特高压部参与的推广应用工作组，负责政策制定、组织实施和统筹协调。各电网单位成立专项工作组，负责本公司推广落地、运维保障。中国电科院、国网经研院负责技术支撑、标准制定、试验验证。二是强化安全管控。各电网单位加强工程建设全过程的质量监督和安全管控，确保工程建设质量。健全二次设备全生命周期管理机制，规范开展入网检测、运行监测、定期检验、维护升级、老旧退役，确保二次设备健康状态。定期开展风险评估，及时排查和消除隐患缺陷，保障变电站高可靠二次系统安全稳定运行。三是强化总结反馈。各电网单位严格落实设备主人制，加强规模化应用过程中二次设备运行状态监测和数据收集，从设备性能、运行可靠性等多个维— 6 —度深入分析，全面掌握设备运行状态和性能变化规律，定期向总部相关部门反馈推广应用情况，提出改进意见，推动设备迭代升级与技术体系优化。附件： 变电站高可靠二次系统技术原则国家电网有限公司2026 年 8 月 6 日（此件不公开发布，发至收文单位本部。未经公司许可，严禁以任何方式对外传播和发布，任何媒体或其他主体不得公布、转载，违者追究法律责任。）附件变电站高可靠二次系统技术原则以国产软硬件为基础，以“自主可控、安全可靠、集约高效、先进适用”为目标，综合考虑不同电压等级、不同接线方式等因素，提出新建 35 千伏～750 千伏变电站高可靠二次系统的技术要求，改扩建变电站参照执行。1. 总体原则1.1 依据《高可靠变电站二次系统》（Q/GDW 12587-2025、Q/GDW 12588-2025、Q/GDW 12589-2025）系列标准（列表见附件）形成变电站高可靠二次系统技术要点。1.2 变电站高可靠二次系统具有信息采集数字化、信息共享标准化、系统功能集成化、结构设计紧凑化、运行状态可视化等技术特征。1.3 变电站高可靠二次系统采用三层设备结构、一层网络架构，站控层 CMS 和 GOOSE 共网传输，取消过程层网络。继电保护、测控等间隔层设备均采用点对点光纤方式与采集执行单元通信。1.4 变电站监控系统遵循监控主机与综合应用主机统一设计、统一平台的系统架构设计原则，支持平台和 APP 分离的软件架构。1.5 设备层面，合并类似功能设备，减少装置数量，简化二— 7 —次回路，提升回路可靠性，提升设备运维效率。1.6 功能层面，支撑远方调控业务，满足无人值班、设备集中监控的业务需求，满足调度端、集控站端信息接入需求。1.7 继电保护、测控、采集执行单元等二次设备宜具备虚回路免配置功能。1.8 辅助设备应定义统一的设备模型，与站控层数据交互应满足变电站高可靠二次系统 CMS 通信报文要求。2. 继电保护及安全自动装置2.1 继电保护及安全自动装置的配置及功能应满足《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285-2023）等相关标准及规范要求。2.2 66 千伏及以上电压等级变电站均配置采集执行单元，保护装置、安全自动装置与采集执行单元之间采用 SV 和 GOOSE 点对点共口传输方式。安全自动装置与开关柜布置的 35（10）千伏保护测控集成装置之间通信可采用站控层网络传输。2.3 保护装置通过站控层网络与站控层设备、其它间隔层设备进行通信，支持 CMS 通信报文和 GOOSE 报文共口传输，联闭锁信息、失灵启动及联跳等信息宜采用网络传输方式。2.4 330（220）千伏变电站中 110（66）千伏保护装置按照《国家能源局综合司关于汲取事故教训 加强设备安全管理工作的通知》（国能综通安全〔2025〕164 号）要求执行。2.5 66 千伏及以上电压等级变电站主变、高压并联电抗器非— 8 —电量保护应集成于本体采集执行单元，采用电缆直接跳闸方式。2.6 线路长度超过 50km 的 220 千伏及以上交流线路可配置故障测距装置，线路路径地形复杂、巡线困难的交流线路宜配置故障测距装置，故障测距装置采用模拟量采样。3. 变电站监控系统3.1 设计原则3.1.1 遵循统一功能应用、统一通信协议、统一信息模型、统一监控图形的原则。3.1.2 基于统一基础平台，承载站控系统运行监视、操作控制、智能应用和主站支撑服务等四大类功能。3.1.3 支持平台和 APP 分离的软件架构，支持专业 APP 独立部署和升级。3.2 系统网络结构3.2.1 变电站监控系统由站控层设备、间隔层设备和过程层设备构成，应设置站控层网络，不宜设置过程层网络。3.2.2 站控层网络实现站控层设备之间、站控层与间隔层设备之间以及间隔层设备之间的信息传输，站控层网络分为安全Ⅰ区、安全Ⅱ区和安全Ⅲ区，宜采用星形结构的高速以太网，传输速率不低于 100Mbit/s。3.2.3 安全Ⅰ区由采集执行单元、继电保护及安全自动装置、测控装置、交直流一体化电源、主辅一体化监控主机、综合智能防误主机、实时网关机、站用时间同步系统等组成；安全Ⅱ区由— 9 —智能故障录波装置、计量装置、辅助设备、综合应用主机、服务网关机等组成；安全Ⅲ区由巡视主机、视频设备、巡检机器人设备等组成。3.2.4 220 千伏～750 千伏变电站安全Ⅰ区站控层网络通过隔离交换机分隔为 A、B、C 三个子网段，按双网配置，双重化配置的第一套继电保护及安全自动装置接入 A 网络段，双重化配置的第二套继电保护及安全自动装置接入 B 网络段，站控层设备和单套配置的继电保护、测控、安全自动装置等接入 C 网络段；安全Ⅱ区站控层网络按双网配置；安全Ⅲ区站控层网络按单网配置。3.2.5 110（66）千伏变电站安全Ⅰ区、安全Ⅱ区站控层网络按双网配置；安全Ⅲ区站控层网络按单网配置。3.2.6 35 千伏变电站安全Ⅰ区、安全Ⅱ区、安全Ⅲ区站控层网络按单网配置。3.2.7 继电保护、测控、安全自动装置宜采用点对点光纤方式实现直接采样和跳合闸。3.2.8 过程层设备不宜直接接入站控层网络，隔离交换机不宜直接接入二次设备。3.3 设备配置3.3.1 站控层设备配置应满足如下要求：（1）110（66）千伏及以上变电站双套配置主辅一体化监控主机，35 千伏变电站单套配置主辅一体化监控主机。— 10 —（2）变电站单套配置智能防误主机。（3）220 千伏～750 千伏变电站双套配置综合应用主机，35千伏～110（66）千伏变电站单套配置综合应用主机。（4）110（66）千伏及以上变电站双套配置实时网关机，35 千...