国家电网公司企业标准-智能变电站继电保护技术规范.docx

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1、国家电网公司企业标准Q/GDW4412010智能变电站继电保护技术规范Technical Specifications of Protection for Smart Substation2010-04-27发布 2010-04-27实施国家电网公司 发布目 次前言II1范围12规范性引用文件13术语和定义24总则45继电保护及相关设备配置原则46继电保护装置及相关设备技术要求77继电保护信息交互原则128继电保护就地化实施原则13附录A（规范性附录） 支持通道可配置的扩展IEC60044-8协议帧格式14附录B（资料性附录）3/2接线型式继电保护实施方案26附录C（资料性附录）220kV及以

2、上变电站双母线接线型式继电保护实施方案36附录D（资料性附录）110（66）kV变电站实施方案41编制说明45前 言为加快建设坚强智能电网，提高智能变电站建设效率和效益，按照“统一规划、统一标准、统一建设”的原则，特制定智能变电站继电保护技术规范，以规范智能变电站继电保护应用。本标准编写格式和规则遵照GB/T1.12009标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写的要求。本标准针对智能变电站的特点，重点规范了继电保护配置原则、技术要求、信息交互原则以及电子式互感器、合并单元等相关设备配置原则及技术要求。本标准附录A为规范性附录，附录B、C、D为资料性附录。本标准由国家电力调度通信中心提出并负责

3、解释。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准主要起草单位：国家电力调度通信中心、浙江电力调度通信中心、天津电力调度通信中心、华北电力调度通信中心、华中电力调度通信中心、华东电力调度通信中心、江苏电力设计院、浙江电力设计院、河南电力设计院、四川电力设计院、东北电力调度通信中心、西北电力调度通信中心、河北电力调度通信中心、福建电力调度通信中心、河南电力调度通信中心、江苏电力调度通信中心、四川电力调度通信中心。本标准参加起草单位：国网电力科学研究院、南京南瑞继保电气有限公司、北京四方继保自动化有限公司、国电南京自动化股份有限公司、许继电气股份有限公司、深圳南瑞科技有限公司、南京新宁光电自动化有限公司

4、、南瑞航天（北京）电气控制技术有限公司、西安同维电力技术有限责任公司。本标准主要起草人：程逍、刘宇、朱炳铨、孙集伟、柳焕章、王宁、韩学军、孙刚、粟小华、郑玉平、裘愉涛、常风然、黄巍、黄毅、舒治淮、刘明、曾健、李震宇、李慧、苏麟、白思敬、郑旭、张太升、严国平、王伟、曹团结、李力、屠黎明、钱国明、樊占峰、刘宏君。智能变电站继电保护技术规范1范围本标准规定了110kV（66kV）及以上电压等级的新建、改（扩）建智能变电站继电保护及相关设备技术原则与要求。本标准适用于110kV（66kV）及以上电压等级的新建、改（扩）建智能变电站。智能变电站继电保护及相关设备应采用本标准的全部或与技术选用相对应的部分

5、。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB1207电压互感器GB1208电流互感器GB/T2900.15电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器GB/T2900.50电工术语发电、输电及配电通用术语GB/T2900.57电工术语发电、输电及配电运行GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T18663.3电子设备机械结构公制系列和英制系列的试验第3部分：

6、机柜、机架和插箱的电磁屏蔽性能试验GB/T20840.7互感器第7部分：电子式电压互感器（GB/T20840.7,MODIEC60044-7：1999）GB/T20840.8互感器第8部分：电子式电流互感器（GB/T20840.8,MODIEC60044-8：2001）DL/T478静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T663 220kV500kV电力系统故障动态记录装置检测要求DL755电力系统安全稳定导则DL/T769电力系统微机继电保护技术导则DL/T860变电站通信网络和系统DL/T995继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T1075数字式保护测控装置通用技术条件DL/T1

7、092电力系统安全稳定控制系统通用技术条件DL/T5149 220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术规程JJG313测量用电流互感器检定规程JJG314测量用电压互感器检定规程JJG1021电力互感器检定规程Q/GDW161线路保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW175变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW383智能变电站技术导则Q/GDW393 110（66）kV220kV智能变电站设计规范Q/GDW394 330kV750kV智能变电站设计规范Q/GDW396 IEC61850工程继电保护应用模型电力二次系统安全防护总体方案和变电站二次系统安全防护方案

8、（国家电力监管委员会第34号文，2006年2月）IEC61588 Precision clock synchronization protocol for networked measurement and control systems网络测量和控制系统的精密时钟同步协议IEC61850 CommunicationNetworksandSystemsinSubstations变电站通信网络和系统IEC62439 Highavailabilityautomationnetworks高可用性自动化网络3术语和定义GB/T2900.15、GB/T2900.50、GB/T2900.57、DL/T86

9、0.1、DL/T860.2和Q/GDW383、Q/GDW393、Q/GDW394中确立的以及下列术语和定义适用于本标准。3.1智能变电站smartsubstation采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。3.2智能终端smartterminal一种智能组件。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。3.3

10、电子式互感器electronicinstrumenttransformer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，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.4电子式电流互感器electroniccurrenttransformer;ECT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次转换器的输出实质上正比于一次电流，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。3.5电子式电压互感器electronicvoltagetransformer;EVT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次电压实质上正比于一次电压，且相位差在联结方向正确时接近

11、于已知相位角。3.6电子式电流电压互感器electroniccurrent&voltagetransformer;ECVT一种电子式互感器，由电子式电流互感器和电子式电压互感器组合而成。3.7合并单元mergingunit;MU用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可是互感器的一个组成件，也可是一个分立单元。3.8智能电子设备IntelligentElectronicDevice;IED包含一个或多个处理器，可接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等。为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制

12、于其接口的装置。3.9MMS ManufacturingMessageSpecificationMMS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（Interoperation）。3.10GOOSE GenericObjectOrientedSubstationEventGOOSE是一种面向通用对象的变电站事件。主要用于实现在多IED之间的信息传递，包括传输跳合闸信号（命令），具有高传输成功概率。3.11SV Sampled

13、Value采样值。基于发布/订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到ISO/IEC8802-3帧之间的映射。3.12互操作性interoperability来自同一或不同制造商的两个及以上智能电子设备交换信息、使用信息以正确执行规定功能的能力。3.13一致性测试conformancetest检验通信信道上数据流与标准条件的一致性，涉及到访问组织、格式、位序列、时间同步、定时、信号格式和电平、对错误的反应等。执行一致性测试，证明与标准或标准特定描述部分相一致。一致性测试应由通过ISO9001验证的组织或系统集成者进行。3.14交换机switch一种有源的网

14、络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。3.15分布式保护distributedprotection分布式保护面向间隔，由若干单元装置组成，功能分布实现。3.16就地安装保护locallyinstalledprotection在一次配电装置场地内紧邻被保护设备安装的继电保护设备。3.17IED能力描述文件IEDCapabilityDescription;ICD文件由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。3.18系统规格文件SystemSpecificationDescription;SSD文件应

15、全站唯一，该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在SCD文件中。3.19全站系统配置文件SubstationConfigurationDescription;SCD文件应全站唯一，该文件描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。3.20IED实例配置文件ConfiguredIEDDescription;CID文件每个装置有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。4总则4.1 本标准内容是在规范性引用文件的基础上对智能变电站继电保护所作的补

16、充规定，与规范性引用文件不一致之处以本标准为准。4.2 智能变电站继电保护与站控层信息交互采用DL/T860（IEC61850）标准，跳合闸命令和联闭锁信息可通过直接电缆连接或GOOSE机制传输，电压电流量可通过传统互感器或电子式互感器采集。具体应用中采用的技术应遵循本标准中与之对应的部分。4.3 继电保护新技术应满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”的要求，并提高保护的性能和智能化水平。继电保护在功能实现上是统一的整体，需要一次设备、二次回路、通道、保护装置之间的配合协调，发挥其整体性能。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。

17、双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则。4.5 按照国家标准GB/T14285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。4.6 保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。4.7 保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸。对于涉及多间隔的保护（母线保护），如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。4.8 继电保护设备

18、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。4.9 在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器。4.10110kV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。4.11110kV及以上电压等级双母线、单母线分段等接线型式（单断路器）EVT设置，宜在各线路、变压器间隔分别装设三相EVT，条件具备时宜采用ECVT。4.12 保护装置宜独立分散、就地安装，保护装置安装运行环境应满足相关标准技术要求。4.13110kV及

19、以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。4.14 智能变电站应利用网络技术将保护信息上送至站控层，集成断路器变位动作信息、保护装置、故障录波等数据以及电子式互感器、MU、智能终端的状态信息和变电站监控信息，最终实现变电站故障信息综合分析决策。4.15 智能变电站的二次安全防护应严格遵照电力二次系统安全防护总体方案和变电站二次系统安全防护方案的要求，进行安全分区，通信边界安全防护，确保控制功能安全。5继电保护及相关设备配置原则5.1一般要求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） 每套完整、独立的保护装置应能处

20、理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护异常或退出时不应影响另一套保护的运行；2） 两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的MU；3） 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对应；4） 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；5） 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；6） 双重化的线路纵联保护应配置两套独立的通信设备（含复用光纤通道、独立纤芯、微波、载波等通道及加工设备等），两套通信设备应分别使用独立的电

21、源；7） 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；8） 双重化配置的保护应使用主、后一体化的保护装置。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；c） 双母线电压切换功能可由保护装置分别实现；d）3/2接线型式，两个断路器的电流MU分别接入保护装置，电压MU单独接入保护装置；e）110kV及以下保护就地安装时，保护装置宜集成智能终端等功能。5.2线路保护a）220kV及以上线路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；

22、b） 线路过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中，站内其它装置启动远跳经GOOSE网络启动。c） 线路保护直接采样，直接跳断路器；经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸。5.3变压器保护a）220kV及以上变压器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；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；b）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、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；c） 变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压

23、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；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；e） 变压器保护可采用分布式保护。分布式保护由主单元和若干个子单元组成，子单元不应跨电压等级。5.4母线保护a）220kV及以上电压等级母线按双重化配置母线保护；b） 母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件数较多时，可采用分布式母线保护。5.5高压并联电抗器保护a） 高压并联电抗器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；b） 高压并联电

24、抗器配置独立的电流互感器，主电抗器首端、末端电流互感器共用一个MU；c） 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。5.63/2接线断路器保护和短引线保护a） 断路器保护按断路器双重化配置，每套保护包含失灵保护及重合闸等功能；b） 短引线保护可独立设置，也可包含在边断路器保护内；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。5.7母联（分段）保护a）220kV及以上母联（分段）断路器按双重化配置母联（分段）保护、合并单元、智能终端；b） 母联（分段）保护跳母

25、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。5.866kV、35kV及以下间隔保护a） 采用保护测控一体化设备，按间隔单套配置；b） 当采用开关柜方式时，保护装置安装于开关柜内，不宜使用电子式互感器；c） 当使用电子式互感器时，每个间隔的保护、测控、智能终端、合并单元功能宜按间隔合并实现；d） 跨间隔开关量信息交换可采用过程层GOOSE网络传输。5.9录波及网络报文记录分析装置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

26、报文记录分析装置不应跨接双重化的两个网络；b） 主变宜单独配置主变故障录波装置；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；d） 采样值传输可采用网络方式或点对点方式，开关量采用DL/T860.81（IEC61850-8-1）通过过程层GOOSE网络传输，采样值通过SV网络传输时采用DL/T860.92（IEC61850-9-2）协议；e） 故障录波装置采用网络方式接受SV报文和GOOSE报文时，故障录波功能和网络记录分析功能可采用一体化设计。5

27、.10安全自动装置a）220kV及以上的安全稳定控制装置按双重化配置；b） 备自投、过载联切等功能可在间隔层或站控层实现；c） 要求快速跳闸的安全稳定控制装置应采用点对点直接跳闸方式。5.11过程层网络a） 过程层SV网络、过程层GOOSE网络、站控层网络应完全独立配置；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；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；d） 任两台智能电子设备之间的数据传输路

28、由不应超过4个交换机；e） 根据间隔数量合理配置过程层交换机，3/2接线型式，交换机宜按串设置。每台交换机的光纤接入数量不宜超过16对，并配备适量的备用端口。5.12智能终端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；b） 智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现；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；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

29、调压、启动风冷、启动充氮灭火等出口接点；e） 智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜中；f） 智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。5.13电子式互感器（含合并单元）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；b）3/2接线型式，其线路EVT应置于线路侧；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；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）3/2

30、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；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；3）双母单分段接线，按双重化配置两台母线电压合并单元，不考虑横向并列；4）双母双分段接线，按双重化配置四台母线电压合并单元，不考虑横向并列；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合并单元转接给各间隔保护装置。6继电保护装置及相关设备技术要求6.1继电保护装置技术要求继电保护装置除应满足总则4.6、4.7条要求外，还应满足以下要求：6

31、.1.1 线路纵联保护、母线差动保护、变压器差动保护应适应常规互感器和电子式互感器混合使用的情况。6.1.2 保护装置采样值采用点对点接入方式，采样同步应由保护装置实现，支持GB/T20840.8（IEC60044-8）或DL/T860.92（IEC61850-9-2）协议，在工程应用时应能灵活配置。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。6.1.4 保护装置的交流量信息应具备自描述功能，传输协议应符合附录A。6.1.5 保护装置应处理MU上送的数据品质位（无效

32、、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。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。6.1.7 保护装置应采取措施，防止输入的双A/D数据之一异常时误动作。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）。

33、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。6.1.9 保护装置应同时支持GOOSE点对点和网络方式传输，传输协议遵循DL/T860.81（IEC61850-8-1）。6.1.10 保护装置采样值接口和GOOSE接口数量应满足工程的需要，母线保护、变压器保护在接口数量较多时可采用分布式方案。6.1.11 保护装置应具备MMS接口与站控层设备通信。保护装置的交流电流、交流电压及保护设备参数的显示、打印、整定应能支持一次值，上送信息应采用一次值。6.1.12 保护装置内部MMS接口、GOOSE接口、SV接口应采用相互独立的数据接口控制器接入网络。6.1.13 保护装置应具备通信中断

34、、异常等状态的检测和告警功能。6.2对网络及其设备的要求6.2.1 网络除应满足总则4.10条要求外，还应满足以下要求：a)变电站自动化系统宜采用开放式分层分布式系统，由站控层、间隔层和过程层构成；b)继电保护与故障录波器应共用站控层网络上送信息；c） 电子式互感器、MU、保护装置、智能终端、过程层网络交换机等设备之间应采用光纤连接；正常运行时，应有实时监测设备状态及光纤连接状态的措施；d） 站控层网络：网络结构宜符合IEC62439标准，满足继电保护信息传送安全可靠的要求e） 过程层网络：网络结构宜符合IEC62439标准，宜采用双网星型结构；f） 过程层SV数据应以点对点方式接入继电保护设

35、备；g） 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；h） 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；i） 交换机的VLAN划分应采用最优路径方法结合逻辑功能划分。6.2.2 对网络可靠性的要求保护信息处理系统应满足二次系统安全防护要求。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。6.2.4 网络交换机，应满足以下要求：a） 应采用工业级或以上等级产品；b） 应使用无扇型，采用直流工作电源；c） 应满足变电站电磁兼容的要求；d） 支持端口速率限制和广播风暴限制；e） 提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常

36、等。6.2.5 交换机的配置使用原则a） 根据间隔数量合理分配交换机数量，每台交换机保留适量的备用端口；b） 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。当采用级联方式时，不应丢失数据。6.3电子式互感器技术要求6.3.1 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。a） 罗氏线圈电子式互感器：每套ECT内应配置两个保护用传感元件，每个传感元件由两路独立的采样系统进行采集（双A/D系统），两路采样系统数据通过同一通道输出至MU，见图1；b） 纯光学电

37、子式互感器：每套OCT/OVT内应配置两个保护用传感元件，由两路独立的采样系统进行采集（双A/D系统），两路采样系统数据通过同一通道输出至MU，见图2；c） 全光纤电流互感器：每套FOCT内宜配置四个保护用传感元件，由四路独立的采样系统进行采集（单A/D系统），每两路采样系统数据通过各自通道输出至同一MU，见图3；d） 每套EVT内应由两路独立的采样系统进行采集（双A/D系统），两路采样系统数据通过同一通道输出数据至MU，见图4；e） 每个MU对应一个传感元件（对应FOCT宜为两个传感元件），每个MU输出两路数字采样值由同一路通道进入对应的保护装置；f） 每套ECVT内应同时满足上述要求。6.

38、3.2 电子式互感器（含MU）应能真实地反映一次电流或电压，额定延时时间不大于2ms、唤醒时间为0；电子式电流互感器的额定延时不大于2Ts（2个采样周期，采样频率4000Hz时Ts为250s）；电子式电流互感器的复合误差应满足5P级或5TPE级要求，电子式电压互感器的复合误差不大于3P级要求。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。6.4合并单元（MU）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

39、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。6.4.6MU输出应能支持多种采样频率，用于保护、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

40、时或展宽。6.4.9 对传统互感器通过MU数字化的采样方式，相关技术要求参照6.3和6.4执行。6.5智能终端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；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

41、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。6.5.2 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。6.6SCD文件规范6.6.1ICD、SCD、CID文件符合统一的模型要求，适用于通用的配置工具和静态检测、分析软件。6.6.2ICD文件应完整描述IED提供的数据模型及服务，采用模块化设计，包含版本信息。6.6.3SCD文件应完整

42、描述全站IED之间逻辑关系，应采用模块化设计，应包含版本信息。6.6.4CID文件应完整描述本IED的实例化信息，应包含版本信息。6.7智能控制柜的技术要求6.7.1 控制柜应装有100mm2截面的铜接地母线，并与柜体绝缘，接地母线末端应装好可靠的压接式端子，以备接到电站的接地网上。柜体应采用双层结构，循环通风。6.7.2 控制柜内设备的安排及端子排的布置，应保证各套保护的独立性，在一套保护检修时不影响其他任何一套保护系统的正常运行。6.7.3 控制柜应具备温度、湿度的采集、调节功能，柜内温度控制在-1050，湿度保持在90%以下，并可通过智能终端GOOSE接口上送温度、湿度信息。6.7.4 控制柜应能满足GB/T18663.3变电站户外防电磁干扰的要求。6.8光纤敷设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。6.9故障录波器及网络报文记录分析装置6.9.1 网络报文记录分析装置对全站各种网络报文进行实时监视、捕捉、存储、分析和统计。网络报文记录分析装置宜具备变电站网络通信状态的在线监视和状态评估功能。6.9.2 故障录波器及网络报文记录分析装置对报文的捕捉应安全、透明，不得对原有的