1、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：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/T2084
2、0.8,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/T1092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/
3、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（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 cont
4、rol 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/T860.1、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
5、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
6、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
7、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。M
8、MS 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 SampledValue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 intero
9、perability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
10、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 SubstationConfigur
11、ationDescription;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（IEC6
12、1850）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。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
13、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
14、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
15、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
16、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
17、、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；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
18、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；变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采
19、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）高压并联电抗器配置独立的电流互感器，主电抗器首端、末端电流互
20、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）保护跳母联（分段）断路器采用点对点直接跳闸方式；母联（分段
21、）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报文记录分析装置不应跨接双重化的两个网络
22、；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
23、析功能可采用一体化设计。5.10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
24、网配置；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；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
25、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；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
26、压量通过母线电压合并单元转发。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；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
27、4.6、4.7条要求外，还应满足以下要求：6.1.1 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。
28、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）。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
