变电事业部智能变电站继电保护技术规范培训资料

1、变电事业部智能变电站培训变电事业工程服务部变电事业工程服务部主讲人：吕光明 2012.7目 录一、智能变电站技术规程体系二、智能变电站继电保护技术规范三、国家电网公司输变电工程通用设计110（66）- 750kV智能变电站部分（2011版）四、智能变电站二次系统检验规范五、经验及建议智能变电站继电保护技术规范一、智能变电站技术规程体系IEC 61850 工程继电保护应用模型互感器、智能终端、合并单元、网络交换机、智能控制柜技术规范智能变电站自动化系统现场调试导则变电站智能化改造工程验收规范110（66）-750征求意见稿 基于DL/T860标准的继电保护和安全自动装置系统检验规范 智能变电站自

2、动化系统网络设计技术规范 变电站智能辅助控制系统设计技术规范 智能变电站调试规范 智能变电站继电保护检验测试规范 智能变电站继电保护运行管理导则 智能变电站评价规程、通用条件（不准确）二、智能变电站继电保护技术规范 1、SCL配置文件 SSD：系统规格文件系统规格文件（一次系统接线图和相关逻辑节点）（一次系统接线图和相关逻辑节点） SCD：全站系统配置文件全站系统配置文件（一次系统、二次设备及其（一次系统、二次设备及其 与一次设备的关联、通信系统）是最完整的描述与一次设备的关联、通信系统）是最完整的描述 ICD：IED设备能力描述设备能力描述（功能，信息模型和服务模型）（功能，信息模型和服务模

3、型） CID：IED实例配置文件实例配置文件（二次设备模型、与一次系（二次设备模型、与一次系统的关联、通信参数）统的关联、通信参数） 四个重要的描述文件四个重要的描述文件IEC 61850标准延续以往的端子排设计与校核延续以往的端子排设计与校核清晰明确的清晰明确的电缆电缆连接变成连接变成看不见摸不着的看不见摸不着的通信网络通信网络引入引入“虚端子虚端子”概念概念设计院方面制造商方面交换描述文件交换描述文件.scd和和.cid配置输入输出并校核配置输入输出并校核用户方面引入引入“虚端子虚端子”概念概念网络报文分析装置网络报文分析装置监视通信回路、记录网络报文监视通信回路、记录网络报文2、基本技术

4、原则4.4220kV及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化配置原则，每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠。双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则。释义220kV及以上电压等级继电保护装置应遵循双重化配置原则特别说明母联保护3/2接线断路器保护双重化配置保护对应的过程层合并单元、智能终端均应双重化配置（包括主变中低压侧）。示意图过程层网络按电压等级组网。双重化配置的保护及过程层设备，第一套接入过程层A网，第二套接入过程层B网。为防止相互干扰，两网之间应完全独立。举例合并单元1智能终端1线路保护1GOOSE交换机1SV交换机1合并单元2智能终端2线路保护2GOOSE交换机2SV交换机24

5、.5按照国家标准GB/T 14285要求“除出口继电器外，装置内的任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸”。智能变电站中的电子式互感器的二次转换器（A/D采样回路）、合并单元（MU）、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。释义1.电子式互感器内应由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双A/D系统，接入MU，每个MU输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。2.双CPU和双A/D冗余设计，可靠防止硬件任一元器件损坏导致保护误动。4.6 保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。释义1.保护采用点对点直接采样，采样同步不

6、依赖于外部时钟。2.保护装置接入外部对时信号，但对时信息不参与逻辑运算3 点对点直接获取采样值（IEC 60044-8或IEC 61850-9-2），传输延时固定，可由保护装置利用插值法对数据进行同步，不依赖外部时钟4 经过网络获取采样值，传输延迟不固定，必须依赖外部时钟，而且存在丢点现象，可靠性降低5 网络交换机技术尚未成熟，成本较高，IEEE 1588的应用尚未成熟4.8继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应采用GOOSE点对点通信方式；继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。1.继电保护之间的联闭锁、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。2.对快速性要

7、求不高的保护采用网络方式（经过交换机）跳闸。例如：3/2接线的边断路器失灵保护跳相邻断路器通过GOOSE网络接入母线保护和中断路器智能终端跳相关断路器。3.断路器位置接点经点对点和网络传输，本间隔采用点对点方式，间隔间采用GOOSE网络方式。释义4.10 110kV及以上电压等级的过程层SV网络、过程层GOOSE网络、站控层MMS网络应完全独立，继电保护装置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。1.110kV及以上电压等级的各网络应相互独立。2.为了防止同一装置接入不同网络时，各网络间相互干扰，要求装置内部各网络的数据接口控制器也应完全独立。释义4.13 110kV及以下电压等级宜采

8、用保护测控一体化设备。1.110kV线路保护单套配置，推荐采用保护测控一体化设备。2.110kV变压器电量保护宜按双套配置，双套配置时应采用主、后备保护一体化配置；若主保护、各侧后备保护分开配置时，后备保护宜与测控装置一体化。3.220kV保护双重化配置，由于涉及到测控是否双重化配置问题，是否采用测控一体化设备不统一规定。释义6.非电量保护：非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送至过程层GOOSE网络，再经测控装置上送至站控层MMS网络。非电量保护和本体智能终端分别配置。GOOSE网络非电量保护本体智能终端电缆断路器智能终端断路器机构（推荐）跳闸或非电量信号，电缆调档、测温输

9、出接点：l闭锁调压l启动风冷l启动充氮灭火测控装置MMS1网络MMS2网络与常规保护区别（总结）：1.220kV母联（分段）保护双重化配置、3/2接线断路器保护双重化配置。2.过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中。3.短引线保护功能可集成在边断路器保护中，也可独立独立设置。4.母线保护和变压器保护可采用分布式保护。释义3、设备配置原则5.1.a) 220kV及以上电压等级的继电保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置，双重化配置的继电保护应遵循以下要求。1.两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的MU。2.双重化配置的MU应与电子式互感器两套独立的二次采样系统一一

10、对应。3.双重化配置保护使用的GOOSE（SV）网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行。4.两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应；两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。5.双重化的两套保护及其相关设备（电子式互感器、MU、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一对应。释义5.1.b)保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络传输，双重化配置的保护之间不直接交换信息。1.不同保护之间的信息交互原则：通过GOOSE网络传输。例如：3/2接线的线路保护启动失灵、启动重合闸、闭锁重合闸等

11、。2.双重化配置的两套保护之间信息交互原则：通过智能终端以空接点方式实现。例如：三重方式下，双母线接线的两套线路保护需要相互闭锁重合闸时，可通过两套智能终端以空接点方式相互闭锁。3.智能终端和保护之间的信息交互原则：智能终端与本间隔保护之间采用GOOSE点对点传输，其余采用GOOSE网络传输。例如：断路器位置经智能终端以点对点方式传递给线路保护，各间隔刀闸位置以GOOSE网络方式传递给母线保护。释义22225.3.a) 220kV及以上变压器电量保护按双重化配置。变压器各侧及公共绕组的MU均按双重化配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧MU。1.220kV以上变压器双重化配置。2.自耦变公共绕组

12、MU单独配置，低压侧三角绕组内部电流并入低压侧MU。3.普通变高、中压侧中性点零序CT和间隙CT分别并入高、中压侧MU。释义23235.3.b) 110kV变压器电量保护宜按，双套配置时应采用主、后备保护一体化配置；若主、后备保护分开配置，后备保护宜与测控装置一体化。变压器各侧MU按双套配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧MU。1.110kV变压器保护宜双套配置，此时各侧MU和智能终端也双套配置、测控一般独立配置。2.110kV变压器保护若采用主、后备保护分开配置，后备保护宜与测控装置一体化，此时各侧MU和智能终端也双套配置。差动保护与第一套智能终端和MU对应，后备保护与第二套智能终端和MU对

13、应。一般采用各侧后备独立配置方案。释义5.3.c)变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。变压器保护可通过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。1.变压器保护闭锁备自投是难点：由于变压器保护双重化配置，而备自投单套配置，存在备自投跨双网的问题。2.变压器保护启动失灵和解除电压闭锁通过GOOSE网络传输：由于GOOSE采用组播机制，按照启动失灵和解除电压闭锁采用不同“继电器接点”的原则，变压器保护一帧报文中设两个位，母线保护设置两个与之对应的两个虚端子即可。3.母线故障主变断路器失灵实现方案：

14、3/2接线，断路器保护双重化配置，与变压器保护采用一对一方案；双母线接线，双重化配置的母线保护和变压器保护采用一对一方案。释义5.3.d)变压器非电量保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。1.非电量保护和本体智能终端宜分别配置：非电量保护作为变压器的主保护，不应依赖于带CPU的任何设备，以保证其跳闸可靠性；采用就地布置原则，靠近被保护设备安装，故应采用电缆直接跳闸。非电量信息采用硬接点方式，经本体智能终端上送过程层GOOSE网，再经测控上送至站控层网络。2.非电量保护就地电缆直接跳闸实现方案有两种：一种是经主变各侧智能终端跳闸，一种是直接接入断路器的操作机构；前

15、者可靠性低于后者，但后者要求非电量保护出口回路具备自保持功能。3.可采用非电量保护和本体智能终端一体化配置方案。释义5.5.b)高压并联电抗器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，并通过相应断路器的两套智能终端发送GOOSE报文，实现远跳。电缆直跳中断路器智能终端1边断路器智能终端1GOOSE网1非电量保护中断路器智能终端2边断路器智能终端2线路保护1线路保护2GOOSE网2远跳2远跳1示意5.6.a）断路器保护按断路器双重化配置。5.6.c）断路器保护跳本断路器采用点对点直接跳闸；本断路器失灵时，经GOOSE网络通过相邻断路器保护或母线保护跳相邻断路器。1. 断路器保护双重化问题：双重化的原因：为

16、了防止一套保护跨双网。双重化的后果：取消跟跳逻辑。2. 断路器保护跳闸问题：边断路器保护跳中断路器：通过GOOSE网经中断路器智能终端跳闸。断路器保护远跳：通过GOOSE网经线路保护跳闸。释义5.6.b）短引线保护可独立设置，也可包含在边断路器保护内；1. 短引线保护配置：3/2接线线路或主变装设隔离刀闸的变电站较少，短引线保护较少。无论是否采用电子式互感器，断路器保护和短引线保护共用二次电流源，因此短引线保护功能可整合到断路器保护中。独立设置：增加了智能终端的光口负担；刀闸经边断路器智能终端接入。含在边断路器保护内：边中断路器保护装置版本可能不同。释义5.7.a）220kV及以上母联（分段）

17、断路器按双重化配置母联（分段）保护、合并单元、智能终端；5.7.b）母联（分段）保护跳母联（分段）断路器采用点对点直接跳闸方式；母联（分段）保护启动母线失灵可采用GOOSE网络传输。1. 母联（分段）保护双重化的原因：为了防止一套保护跨双网。2. 母联（分段）保护经过GOOSE启动失灵的实现方案：双母双分段的分段保护，同时启动左右两侧各一套失灵保护，可通过同一帧报文中的不同位实现。释义5.8.d） 跨间隔开关量信息交换可采用过程层GOOSE网络传输。1. 间隔间的信息交互原则：低压间隔间的联闭锁信息通过GOOSE实现，可采用GOOSE和MMS合一方案。2. 主变保护闭锁备自投实现方案：由于主变

18、保护跳闸通过GOOSE网络实现，低压备自投一般采用GOOSE和MMS合一方案，因此需要将站控层的MMS网和低压侧的MMSMMS网合一。释义5.9.a） 对于220kV及以上变电站，宜按电压等级和网络配置故障录波装置和网络报文记录分析装置，当SV或GOOSE接入量较多时，单个网络可配置多台装置。每台故障录波装置或网络报文记录分析装置不应跨接双重化的两个网络 。1. 按电压等级和网络配置故障录波和网络报分记录分析装置的原因：防止设备跨不同电压等级网络。防止设备跨接双网。2. 由于数字式故障录波和网络报文记录分析装置的接入量有限，当接入量较多时，单个网络可配置多台装置。释义5.9.b）主变宜单独配置

19、主变故障录波装置；5.9.c）故障录波装置和网络报文记录分析装置应能记录所有MU、过程层GOOSE网络的信息。录波器、网络报文记录分析装置对应SV网络、GOOSE网络、MMS网络的接口，应采用相互独立的数据接口控制器。1. b条提出了主变故障录波器的配置原则：为了便于事故分析，主变宜单独配置故障录波器。存在录波装置跨接不同电压等级问题，应采用独立的数据接口控制器。2. c条明确了对故障录波装置和网络报文记录分析装置的要求：明确了故障录波装置和网络报文记录分析装置记录的对象。为了防止不同网络之间相互影响，接入不同网络的接口应采用独立的数据接口控制器。释义5.11.a）过程层SV网络、过程层GOO

20、SE网络、站控层网络应完全独立配置；5.11.b）过程层SV网络、过程层GOOSE网络宜按电压等级分别组网。变压器保护接入不同电压等级的过程层GOOSE网时，应采用相互独立的数据接口控制器。1. a条再次强调了SV、GOOSE和MMS三网的独立性。2. b条明确了过程层GOOSE和SV网应按电压等级分别组网。释义5.11.c）继电保护装置采用双重化配置时，对应的过程层网络亦应双重化配置，第一套保护接入A网，第二套保护接入B网；110kV过程层网络宜按双网配置；5.11.d）任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机。1. c条明确了双重化配置的保护与双重化网络的一一对应关系，由于主

21、变保护双重化配置，因此110KV过程层网络宜双重化配置。2. d条对IED设备之间的交换机级数进行了限制。释义5.12.a）220kV及以上电压等级智能终端按断路器双重化配置，每套智能终端包含完整的断路器信息交互功能；5.12.b）智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现5.12.c）220kV及以上电压等级变压器各侧的智能终端均按双重化配置；110kV变压器各侧智能终端宜按双套配置;1. a条明确了智能终端的配置原则，强调了每套智能终端的开入、开出都应完全相同。间接要求了断路器的压力接点应具备两套。2. b条明确了防跳功能由断路器本体实现。3. c条明确了110KV以上的变压器智能终

22、端均双套配置。释义5.12.d）每台变压器、高压并联电抗器配置一套本体智能终端，本体智能终端包含完整的变压器、高压并联电抗器本体信息交互功能（非电量动作报文、调档及及测温等），并可提供用于闭锁调压、启动风冷、启动充氮灭火等出口接点；5.12.e）智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜中；5.12.f）智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。1. d条明确了变压器、高抗本体智能终端应具备的功能。2. e条明确了z智能终端应就地安装。3. f条中智能终端设置硬压板的原因：保护和测控装置等取消了出口硬压板，采用GOOSE软压板方式，为了便于检修和维护，智能终端应设断路器跳合闸硬压板。释义2011年5

23、8号文要求5.1.3智能终端配置原则a) 220kV750kV除母线外，智能终端宜冗余配置；b) 110kV除主变外，智能终端宜单套配置；c) 66kV（35kV）及以下配电装置采用户内开关柜布置时宜不配置智能终端；采用户外敞开式布置时宜配置单套智能终端；d) 220kV750kV 变电站主变压器各侧智能终端宜冗余配置；110（66）kV 变电站主变保护若采用主、后备保护一体化装置时主变压器各侧智能终端宜冗余配置，主变保护若采用主、后备保护分开配置时主变压器各侧智能终端宜单套配置；主变压器本体智能终端宜单套配置；e) 每段母线智能终端宜单套配置，若配电装置采用户内开关柜布置时母线宜不配置智能终

24、端；f)智能终端宜分散布置于配电装置场地智能组件柜内。5.13.a）双重化（或双套）配置保护所采用的电子式电流互感器一、二次转换器及合并单元应双重化（或双套）配置；5.13.b）3/2接线型式，其线路EVT应置于线路侧；5.13.c）母线差动保护、变压器差动保护、高抗差动保护用电子式电流互感器相关特性宜相同。1. a条中明确了电子式互感器和合并单元的双重化原则：由于电子式互感器一、二次转换器和合并单元均可看作继电保护系统的一部分，因此对于双重化的保护而言，相关部分也应双重化配置。2. b条中3/2接线型式，线路EVT布置在线路侧的原因：边断路器重合闸才考虑检同期，中断路器重合闸不检同期，因此E

25、VT设置在线路侧，不设置在串内。c条明确了差动保护用CT宜采用相同特性的CT：2. 主要原因是为了防止由于CT特性不一致，而恶化了差动保护的性能。释义5.13.d）配置母线电压合并单元。母线电压合并单元可接收至少2组电压互感器数据，并支持向其它合并单元提供母线电压数据，根据需要提供电压并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。1. d条明确了以下两点：电压并列可由母线电压合并单元实现，双母线接线母线电压合并单元接入2组母线电压，双母单分段母线电压合并单元接入3组母线电压，因此规定至少应接入2组母线电压。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。释义5.13.d

26、.1）3/2接线：每段母线配置合并单元，母线电压由母线电压合并单元点对点通过线路电压合并单元转接；1. 1条明确了以下两点：3/2接线，母线配合并单元按母线段配置。边断路器重合闸检同期用母线电压，由母线电压合并单元点对点通过线路电压合并单元转接。释义5.13.d.2）双母线接线，两段母线按双重化配置两台合并单元。每台合并单元应具备GOOSE接口，接收智能终端传递的母线电压互感器刀闸位置、母联刀闸位置和断路器位置，用于电压并列;1. 2条明确了以下两点：双母线接线，两段母线共用一台合并单元。电压并列功能由母线电压合并单元实现。释义5.13.d.5）用于检同期的母线电压由母线合并单元点对点通过间隔

27、合并单元转接给各间隔保护装置。1. 重合闸检同期用母线电压：3/2接线，边断路器重合闸检同期用的母线电压由母线电压合并单元点对点转发。双母线接线，重合闸检同期用的母线电压由母线电压合并单元点对点转发。2. 上述方案的难点：间隔数较多时，母线电压合并单元的以太网光口较多，发热问题较严重。释义2011年58号文5.2.2合并单元配置原则a) 220kV及以上电压等级各间隔合并单元宜冗余配置；b) 110kV及以下电压等级各间隔合并单元宜单套配置；c) 对于保护双重化配置的主变压器，主变压器各侧、中性点（或公共绕组）合并单元宜冗余配置；d) 高压并联电抗器首末端电流合并单元、中性点电流合并单元宜冗余

28、配置；e) 220kV及以上电压等级双母线接线，两段母线按双重化配置两台合并单元；f)同一间隔内的电流互感器和电压互感器宜合用一个合并单元；g) 结合工程实际情况，合并单元应具备接入常规互感器或模拟小信号互感器输出的拟信号的功能；h) 合并单元宜具备合理的时间同步机制以及前端采样和采样传输时延补偿机制，各电子互感器信号或常规互感器信号在经合并单元输出后的相差应保持一致；合并单元之的同步性能应满足保护要求；i)合并单元宜具备电压切换或电压并列功能，宜支持以 GOOSE 方式开入断路器或闸位置状态；j)合并单元应能提供输出IEC61850-9协议的接口及输出IEC 60044-8的FT3协议的口，

29、能同时满足保护、测控、录波、计量设备使用。四、设备技术要求6.1.3保护装置应自动补偿电子式互感器的采样响应延迟，当响应延时发生变化时应闭锁采自不同MU且有采样同步要求的保护。保护装置的采样输入接口数据的采样频率宜为4000Hz。1. 电子式互感器本身存在采样延迟，保护收到带延迟信息的数据帧后，据此自动补偿采样延迟时间。2. 当响应延时发生变化时，差动保护会出现差流，因此应闭锁采自不同MU且有采样同步要求的保护。释义6.1.5保护装置应处理MU上送的数据品质位（无效、检修等），及时准确提供告警信息。在异常状态下，利用MU的信息合理地进行保护功能的退出和保留，瞬时闭锁可能误动的保护，延时告警，并

30、在数据恢复正常之后尽快恢复被闭锁的保护功能，不闭锁与该异常采样数据无关的保护功能。接入两个及以上MU的保护装置应按MU设置“MU投入”软压板。1. 详细规定了保护装置对MU数据异常数据的处理原则。2. 按MU设置“MU投入”软压板的目的主要是为了方便单个MU的投退。释义6.1.6当采用电子式互感器时，保护装置应针对电子式互感器特点优化相关保护算法、提高保护性能。1. 由于电子式互感器无磁饱和问题、线性传变特性好等诸多优点，但现阶段存在电子式互感器输出特性不稳定，波形存在畸变、出大数据等问题，需要保护装置内部采取特殊算法，才能保证保护动作的正确性。释义6.1.7 保护装置应采取措施，防止输入的双

31、A/D数据之一异常时误动作。1. 防止双A/D数据之一异常，导致保护的误动的措施一般采用两路数据相互校验方式，也可采用一路作为启动、一路逻辑运算方式。释义6.1.8 除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示）。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。1. 保护装置一般只设检修硬压板，其余均为软压板。当该压板投入时，其他装置收到保护信息，视为无效数据。释义6.2.3对网络时延的要求：传输各种帧长数据时交换机固有时延应小于10s。1. 规定了交换机的固有延时标准。释义6.3.

32、1电子式互感器内应由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双A/D系统接入MU，每个MU输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置，以满足双重化保护相互完全独立的要求。1. 电子式互感器的采集系统和MU均属于保护系统的一部分，应按双重化原则配置。释义6.3.3用于双重化保护的电子式互感器，其两个采样系统应由不同的电源供电并与相应保护装置使用同一组直流电源。6.3.4电子式互感器采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。1. 3条强调了电子式互感器采样回路的工作电源应与保护装置直流电源一一对应。2. 4条中互感器采样数据品质标志，经延时或展宽后，可能导致保护不正确

33、判断。释义6.4.1每个MU应能满足最多12个输入通道和至少8个输出端口的要求。6.4.2MU应能支持GB/T-20840.8（IEC60044-8）、DL/T860.92（IEC61850-9-2）等协议。当MU采用GB/T-20840.8（IEC60044-8）协议时，应支持数据帧通道可配置功能。6.4.3MU应输出电子式互感器整体的采样响应延时。6.4.4MU采样值发送间隔离散值应小于10S。6.4.5MU应能提供点对点和组网输出接口。1. 3条可以让保护自动调整电子式互感器的采样延时。2. 4条对MU采样值发送间隔离散值进行了规定。释义6.4.6MU输出应能支持多种采样频率，用于保护、

34、测控的输出接口采样频率宜为4000Hz。6.4.7若电子式互感器由MU提供电源，MU应具备对激光器的监视以及取能回路的监视能力。6.4.8MU输出采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。1. 6条由于不同功设备要求的采样率可能不同，因此要求MU输出不同的采样频率。2. 7条对有源电子式互感器，采用MU激光供能方案，提出了对电源的监视要求。释义6.5.1智能终端应具备以下功能：a）接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离刀闸、地刀等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离刀闸及地刀位置、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

35、闸压力监视与闭锁功能等；b）智能终端应具备三跳硬接点输入接口，可灵活配置的保护点对点接口（最大考虑10个）和GOOSE网络接口；1. a条为智能终端的详细功能要求。2. b条规定了智能终端点对点GOOSE的数量。释义6.5.1智能终端应具备以下功能：c）至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点；d）具备对时功能、事件报文记录功能；e）跳、合闸命令需可靠校验；f）智能终端的动作时间应不大于7ms；g）智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能。当智能终端接收到跳闸命令后，应通过GOOSE网发出收到跳令的报文；h）智能终端的告警信息通过GOOSE上送。1. e条为跳闸可靠性，要求对跳、合闸命令需可靠校验

36、。2. f条规定了智能终端的动作时间，继电器的动作时间在5ms左右，z再加上校验时间，规定不大于7ms。3. g条为转发点对点的GOOSE报文，便于网络分析仪和记录装置分析。释义57576.5.2智能终端配置单工作电源。6.5.3智能终端不配置液晶显示屏，但应具备（断路器位置）指示灯位置显示和告警。6.5.4智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。1. 2条明确智能终端采用单电源，不采用双电源切换方案。2. 3条智能终端就地安装，运行环境差，故不设液晶显示屏。释义6.8.1智能变电站内，除纵联保护通道外，应采用多模光纤，采用无金属、阻燃、防鼠咬的光缆。6.8.2双重化的两套保护应采用

37、两根独立的光缆。6.8.3光缆不宜与动力电缆同沟（槽）敷设。6.8.4光缆应留有足够的备用芯。1. 1条明确站内光缆采用多模光缆，站间光缆采用单模光缆。2. 2条双重化的两套保护应采用两根独立的光缆，条件具备时可采用不同的敷设路径。释义6.9.3故障录波器和网络报文记录分析装置支持双A/D系统，记录两路A/D数字采样数据和报文。6.9.4故障录波器和网络报文记录分析装置应具有MMS接口，装置相关信息经MMS接口直接上送站控层。1. 3条要求两路A/D的数据分别记录、分析。2. 4条要求故障录波器和网络报文记录分析装置的信息上送至站控层。释义6060合并单元、智能终端、保护装置可通过IRIG-B

38、（DC）码对时，也可采用IEC- 61588（ IEEE 1588）标准进行网络对时，对时精度应满足要求。1. 明确了过程层设备的对时方式，采用B码或1588对时均可。释义三、三、总论总论1）基本情况 国网公司通用设计智能化模块是在现有2011版变电站通用设计的基础上，总结国网公司第一、二批试点智能变电站经验； 按照“节约环保、功能集成、配置优化、工艺一流”的总体思路，突出“两型一化”理念; 优化集成，形成智能变电站通用设计； 突出工业化，优化功能房间及建筑面积； 加强功能整合，提高设备集成度，如采用保护测控一体化装置等；2) 调整内容 电气一次部分，采用“电子式互感器+合并单元”或“常规互感

39、器+合并单元”方案，规范在线监测装置配置； 结合智能一次设备应用，压缩间隔纵向尺寸，节约占地。 二次部分，大范围调整； 整合功能房间，优化建筑面积及电缆沟截面等。1、概 述2、主要设计原则1) 一次设备智能化采用“一次设备本体+传感器+智能组件”方案；电子式互感器可采用电子式互感器、也可采用常规互感器；2) 保护跳闸方案单间隔保护采用直采直跳；母线保护宜采用直采直跳；3) 保护测控一体化方案500kV断路器宜采用保护测控一体化装置，可采用保护、测控独立配置方案；220kV线路宜采用保护测控一体化装置；110kV应采用保护测控一体化装置；35（10）kV宜采用保护、测控、计量等多合一装置。4)

40、站控层设备配置方案 除常规配置的主机及远动工作站外，配置1 套状态监测及智能辅助控制系统后台主机； 330kV及以上变电站故障录波及网络记录分析仪宜整合，220kV及以下变电站应整合。 保护子站整合于主机工作站中。5）过程层组网6）组柜方案 间隔层设备按串或按间隔统筹组柜。7) 一次设备状态检测方案 一次设备状态检测内容及参量按Q/GDW534-2010 进行配置，后台功能进行整合。8) 交直流一体化电源220kV及以下变电站，通信电源与站内直流电源整合；330kV及以上变电站通信电源可整合于站内直流电源，也可单独配置；具有中继功能的变电站，通信电源独立配置。8) 二次设备布置方案330kV及

41、以上变电站，按相对集中、就地分散布置原则设置就地继电器小室； 220kV及以下变电站，采用户外配电装置时，集中设置二次设备室，间隔层及站控层设备集中布置；对户内配电装置，间隔层设备均分散布置于配电装置场地。（注在220kV部分写的是可布置于配电装置场地）。9) 光缆敷设方案保护双重化配置同一间隔，户内至户外敷设两根多芯光缆；接头类型统一采用ST光纤接头。光纤 光纤分为多模光纤和单模光纤两种（传输基模的多少） 单模光纤只传输一个基模，没有模间色散，传输带宽很宽，适合长距离传输；1.31m和1.55m 多模光纤传输多个基模，有模间色散，传输带宽窄，适合近距离传输。0.85m和1.31m220kV通

42、用设计智能化模块通用设计智能化模块 1、电气部分、电气部分1） 智能一次设备 智能一次设备为“一次设备+智能终端+传感器”2） 电缆设施 优化电缆敷设路径，有条件时可两个间隔共用一条电缆通道；根据光电缆数量，尽可能减少电缆通道截面积，以减少工程量。绑扎条（阻燃）绑扎条（阻燃）动力区混凝土基础(示意)地面桥架/槽盒防火隔热材料铝合金安装横担(厂家配套)碎石地坪面(铝合金)2、系统继电保护1） 主要设计原则 继电保护装置除检修压板外其余均采用软压板。 保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络传输。 TV并列、双母线电压切换功能由合并单元实现。

43、采用纵联保护原理的保护装置的硬件配置及软件算法应支持一端为数字采样、另一端为模拟采样或两端均为数字采样的配置形式。 取消母线保护柜上模拟面板，通过装置液晶面板进行查看与操作。2） 线路保护、母联保护、母线保护 线路、母联保护直采直跳。跨间隔信息（启动母线失灵功能和母差保护动作远跳功能）采用GOOSE网络传输。 220、110(66)kV线路（母联）保护宜采用保护测控一体化装置。 母线保护宜直接采样、直接跳闸。3）故障录波及网络记录分析一体化装置 应记录所有过程层GOOSE、SV报文；网络记录单元宜记录原始报文数据，暂态录波单元可只记录双A/D中用于保护判据的一组数据。4）故障测距行波测距装置采

44、样值采用点对点传输方式，采样频率应大于500kHz。5）保护及故障信息管理子站系统不配置独立装置，其功能宜由站控层后台实现。3、系统调度自动化及通信1）相量测量装置单套配置，采用点对点或网络方式采集过程层SV数据。2）通信通信电源宜由站内一体化电源系统实现，通过配置2套独立的DC/DC转换装置，实现对通信设备直流电源供电。4、变电站自动化系统1）过程层网络c) 35kV 及以下电压等级不配置独立过程层网络，SV 报文可采用点对点方式传输，GOOSE 报文可利用站控层网络传输。d) 主变压器高、中压侧宜按照电压等级分别配置过程层网络，主变压器保护、测控等装置宜采用不同数据接口接入高、中压侧网络。

45、主变低压侧不配置独立过程层网络，相关信息可接入主变中压侧过程层网络或采用点对点方式连接。e) 双重化配置的保护装置应分别接入各自过程层网络，单套配置的测控装置等宜通过独立的数据接口控制器接入双重化网络，对于电度表等仅需接入SV 采样值单网。f) 过程层交换机与智能设备之间的连接过程层交换机与智能设备之间的连接及交换机的级联端口均宜采用及交换机的级联端口均宜采用100Mbps 光口，级联端口可根据情况光口，级联端口可根据情况采用采用1000Mbps 光口。光口。 g) 对于采样值网络，每个交换机端口与对于采样值网络，每个交换机端口与装置之间的流量不宜大于装置之间的流量不宜大于40Mbps。 以太

46、网端口有三种链路类型：Access、Hybrid和Trunk。 Access类型的端口只能属于1个VLAN，一般用于连接计算机的端口； Trunk类型的端口可以允许多个VLAN通过，可以接收和发送多个VLAN的报文，一般用于交换机之间连接的端口； Hybrid类型的端口可以允许多个VLAN通过，可以接收和发送多个VLAN的报文，可以用于交换机之间连接，也可以用于连接用户的计算机。 Hybrid端口和Trunk端口在接收数据时，处理方法是一样的，唯一不同之处在于发送数据时：Hybrid端口可以允许多个VLAN的报文发送时不打标签，而Trunk端口只允许缺省VLAN的报文发送时不打标签。交换机 二

47、层交换机属数据链路层设备，可以识别数据包中的MAC地址信息，根据MAC地址进行转发，并将这些MAC地址与对应的端口记录在自己内部的一个地址表中。 交换机的三种转发方式 直通式 存储转发式 无碎片直通式（更高级的直通式转发） 2）设备配置原则a) 间隔层设备间隔层设备1）双重化配置的保护测控一体化装置应能满足如）双重化配置的保护测控一体化装置应能满足如下要求：一次设备应能同时提供两套公用的运行下要求：一次设备应能同时提供两套公用的运行状态信息，确保在一套保护测控装置退出运行时，状态信息，确保在一套保护测控装置退出运行时，另一套测控装置仍能正常工作；断路器宜采用单另一套测控装置仍能正常工作；断路器

48、宜采用单套合闸线圈，双重化的智能终端通过并接合闸线套合闸线圈，双重化的智能终端通过并接合闸线圈的方式实现。两套保护测控一体化装置应均能圈的方式实现。两套保护测控一体化装置应均能对隔离开关进行控制。对隔离开关进行控制。2）保护装置除失电告警信号以硬接线方式接入测）保护装置除失电告警信号以硬接线方式接入测控装置，其余告警信号均以网络方式传输。控装置，其余告警信号均以网络方式传输。 b) 过程层设备过程层设备-合并单元合并单元1）220kV 间隔互感器合并单元按双重化配置；间隔互感器合并单元按双重化配置；2）110（66）kV间隔电流互感器合并单元按间隔电流互感器合并单元按单套配置。单套配置。3）3

49、5kV 及以下电压等级除主变压器间隔外不及以下电压等级除主变压器间隔外不配置合并单元。配置合并单元。4）主变压器各侧、中性点（或公共绕组）合）主变压器各侧、中性点（或公共绕组）合并单元按双重化配置；线变组、扩大内桥接并单元按双重化配置；线变组、扩大内桥接线主变压器高压侧合并单元按双重化配置。线主变压器高压侧合并单元按双重化配置。中性点（含间隙）合并单元宜独立配置，也中性点（含间隙）合并单元宜独立配置，也可并入相应侧合并单元。公共绕组合并单元可并入相应侧合并单元。公共绕组合并单元宜独立配置。宜独立配置。5）220kV 双母线、双母单分段接线，按双双母线、双母单分段接线，按双重化配置重化配置2 台

50、母线电压合并单元；台母线电压合并单元；220kV 双母双分段接线，双母双分段接线，母线、母线、母母线按双重化各配置线按双重化各配置2台母线电压合并单元。台母线电压合并单元。6）110（66）kV 合并单元可与智能终端采合并单元可与智能终端采用一体化装置。用一体化装置。7）合并单元应分散布置于配电装置场地智能）合并单元应分散布置于配电装置场地智能控制柜内。控制柜内。b) 过程层设备过程层设备-智能终端智能终端1）220kV 线路、母联（分段）智能终端按双重化配置；2）110（66）kV 线路、母联（分段）智能终端按单套配置。3）35kV 及以下配电装置采用户内开关柜布置时不宜配置智能终端（主变压

51、器间隔除外）。4）主变压器各侧智能终端宜冗余配置；主变压器本体智能终端宜单套配置，集成非电量保护功能。5）220、110（66）kV 每段母线配置1 套智能终端。6）110（66）kV 智能终端可与合并单元采用一体化装置。b) 过程层设备过程层设备-智能控制柜智能控制柜1）就地布置的智能控制柜宜按间隔进行配置。）就地布置的智能控制柜宜按间隔进行配置。2）对于户外）对于户外GIS 和户外和户外AIS，保护测控装置，保护测控装置集中布置，每间隔宜配置集中布置，每间隔宜配置1面智能控制柜，面智能控制柜，每面智能控制柜内包含双套合并单元、智能每面智能控制柜内包含双套合并单元、智能终端等设备，宜保留模拟

52、控制面板。终端等设备，宜保留模拟控制面板。3）对于）对于GIS 设备，智能控制柜与设备，智能控制柜与GIS 汇控柜汇控柜应一体化设计，智能控制柜与应一体化设计，智能控制柜与GIS 本体间可本体间可采用航空插头连接。采用航空插头连接。b) 过程层设备过程层设备-智能控制柜智能控制柜c) 网络通信设备网络通信设备（1） 站控层网络交换机。站控层宜冗余配置站控层网络交换机。站控层宜冗余配置2 台台中心交换机，每台交换机端口数量应满足应用需中心交换机，每台交换机端口数量应满足应用需求。求。（2） 间隔层网络交换机。间隔层侧二次设备室网间隔层网络交换机。间隔层侧二次设备室网络交换机宜按照设备室或按电压等

53、级配置，交换络交换机宜按照设备室或按电压等级配置，交换机端口数量宜满足应用需求。机端口数量宜满足应用需求。（3） 过程层网络交换机。当保护、测控装置集中过程层网络交换机。当保护、测控装置集中布置时，布置时，220kV 宜每间隔配置宜每间隔配置2 台过程层交换机，台过程层交换机，110（66）kV 宜每两个间隔配置宜每两个间隔配置2 台过程层交换台过程层交换机，交换机与保护测控共同组柜。机，交换机与保护测控共同组柜。(4) 当间隔层保护、测控装置下放布置时，当间隔层保护、测控装置下放布置时，220、110（66）kV 宜每间隔配置宜每间隔配置2 台过程台过程层交换机，交换机布置于各间隔智能控制层

54、交换机，交换机布置于各间隔智能控制柜。特别地，当间隔层保护、测控装置下柜。特别地，当间隔层保护、测控装置下放布置，放布置，110（66）kV 间隔数量较多时，间隔数量较多时，经技术经济比较后经技术经济比较后110（66）kV 可不设置可不设置间隔内过程层交换机，间隔内同一智能控间隔内过程层交换机，间隔内同一智能控制柜中的过程层、间隔层设备间制柜中的过程层、间隔层设备间SV、GOOSE报文采用点对点方式连接，跨间隔报文采用点对点方式连接，跨间隔间间GOOSE通信通过过程层中心交换机完成。通信通过过程层中心交换机完成。(5)220、110（66）kV 电压等级应根据规模电压等级应根据规模配置过程层

55、中心交换机，过程层中心交换配置过程层中心交换机，过程层中心交换机可与母线保护共同组柜，也可单独组柜。机可与母线保护共同组柜，也可单独组柜。(6)每台交换机的光纤接入数量不宜超过每台交换机的光纤接入数量不宜超过16 对，对，每个虚拟网均应预留每个虚拟网均应预留12备用端口。备用端口。(7)任意两台智能电子设备之间的数据传输路任意两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过由不应超过4 个交换机。个交换机。(8)任意两台主变压器智能电子设备不宜接入任意两台主变压器智能电子设备不宜接入同一台交换机。同一台交换机。5、站用交直流一体化电源系统 系统应具有监视交流电源进线断路器、交流电源母联系统应具有监视

56、交流电源进线断路器、交流电源母联断路器、直流电源交流进线断路器、充电装置输出断路断路器、直流电源交流进线断路器、充电装置输出断路器、蓄电池组输出保护电器、直流母联断路器、交流不器、蓄电池组输出保护电器、直流母联断路器、交流不间断电源（逆变电源）输入断路器、直流变换电源输入间断电源（逆变电源）输入断路器、直流变换电源输入断路器等状态的功能，上述断路器宜选择智能型断路器，断路器等状态的功能，上述断路器宜选择智能型断路器，具备远方控制及通信功能。具备远方控制及通信功能。四、智能变电站二次系统检验规范1、仪器仪表 仪器仪表配置 数字化继电保护测试仪，光电转换器，指针式电压、电流表，数字式电压、电流表，

57、钳形电流表，相位表，毫秒计，电桥等；500V、1000V及2500V兆欧表；可记忆示波器；载波通道测试所需的高频振荡器和选频表，无感电阻，可变衰耗器等；微机成套试验仪。 调试电子式互感器及合并单元应配置：电子互感器校验仪、电子式互感器模拟仪、标准时钟源、时钟测试仪。 调试光纤通信通道（包括光纤纵差保护通道和变电站内的光纤回路）时应配置：光源、光功率计、激光笔、误码仪、可变光衰耗器等仪器。 建议配置便携式录波器、网络记录分析仪、网络测试仪、模拟断路器、电子式互感器模拟仪、分光器、数字式相位表。仪器仪表要求仪器、仪表的准确级应不低于0.5级。数字化继电保护测试仪：至少6对光纤以太网接口，参数可独立

58、配置；至少3个FT3光纤接口用于SV报文发送；至少8对硬接点输入接口和4对硬接点输出接口电子互感器校验仪：提供模拟量输入端口和数字量输入光纤接口，适应输出为模拟量和数字量的电子式互感器；可以接受不同格式的SV报文（GB/T 20840.8、DL/T860 9.2）；提供时钟输出端口，适应需要外同步的电子互感器；具有准确度测量、绝对延时测量、极性测试和SV报文离散性测试功能。电子互感器模拟仪：可以模拟电子式互感器本体（包括采集器或电气单元）的光纤数字输出，可以接入传统继电保护测试仪的交流模拟量和直流开关量。网络记录分析仪：能够进行实时抓捕网络报文，对GOOSE、MMS、1588、9-2报文进行解

59、析，并能根据9-2报文绘制模拟量波形，且可另存为COMTRADE格式文件。网络测试仪：可以对交换机进行性能测试，同时可以模拟网络背景流量，流量报文格式、大小、发送频率可以手工配置。检验用笔记本：具有1个以上的100M/1000M以太网口，必须专门用于检验测试。主要仪器 光功率计及光源； 网络测试仪（SmartBit）； 网络分析仪； 数字保护测试仪； 数字互感器校验仪和模拟仪； 分光器； GPS校验仪； 光电转换器； FT3/以太网转换器； 相关调试检验软件（工具）。2、检验前的准备工作 熟悉全站SCD文件和装置的CID文件。 SCD文件配置和设备下装与配置工作完成并符合设计要求。 检查设备的

60、虚端子（SV/GOOSE）按照设计图纸正确配置；检查设备的虚端子与功能设计相符，并进行ICD文件的一致性检查。 掌握采样值报文的格式（每个通道的具体定义），掌握GOOSE报文的格式（虚端子数据集的定义及对应关系） 掌握全站网络结构和交换机配置。3、现场调试大项和流程调试导则规定：站内网络系统调试 由交换机和各类通信介质组成 调试内容：外部检查；工程配置；通信光缆检查；通信铜缆检查。计算机监控系统调试 三层设备，包括测量、控制、状态检测、五防等相关功能 调试内容：设备外部检查；绝缘试验和上电检查；工程配置；通信检查；遥信、遥测、遥控、遥调功能，同期控制，防误闭锁，顺序控制功能，自动电压无功控制，