Q／GDW+13195.1—2018++智能变电站220kV～750kV母线保护采购标准（第1部分：通用技术规范）.pdf

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1、Q/GDW 13195.1 2018 209 Q/GDW 13195.1 2018 代替 Q/GDW 13195.1 2014 Q/GDW ICS 29.240.01 K 45 国家电网有限公司企业标准 智能变电站 220kV750kV 母线 保 护 采 购 标 准 第 1 部分：通用技术规范 Purchasing standard for 220kV750kV busbar protection in smart substation Part 1:General technical specification 2019-06-28 发布 2019-06-28 实施 国家电网有限公司 发 布

2、 Q/GDW 13195.1 2018 I 目 次 前言 217 1 范围 218 2 规范性引用文件 218 3 术语和定义 219 4 总则 220 5 技术参数和性能要求 221 6 试验 225 7 技术服务、设计联络、工厂检验和监造 225 Q/GDW 13195.1 2018 II 前 言 为规范智能变电站 220kV750kV 母线保护的采购要求，制定本部分。智能变电站 220kV750kV 母线保护采购标准分为 3 个部分：第 1 部分：通用技术规范；第 2 部分：智能变电站 220kV500kV 双母线接线的母线保护专用技术规范；第 3 部分：智能变电站 220kV750kV

3、 3/2 断路器接线的母线保护专用技术规范。本部分为智能变电站 220kV750kV 母线保护采购标准的第 1 部分。本部分代替 Q/GDW 13195.12014，与 Q/GDW 13195.12014 相比，主要技术性差异如下：增加或替换自 2014 年以来新发布的国家、行业和国网企业标准与本采购规范相关的标准。提升设备工作温度、环境温度和大气压力要求。依据最新规范 Q/GDW 1175 完善修改保护装置相关功能要求。220kV500kV 双母线接线的母线保护装置 细化差动保护出口经电压闭锁的技术要求；修改 TA 变比整定范围；增加失灵保护的具体技术要求。增加“保护设备识别代码及出厂信息表

4、”的要求。执行十八项反措要求修改保护屏柜绝缘相关要求。增加多路直流电源引入的要求。删除保护装置就地化安装的要求。本部分由国家电网有限公司物资部提出并解释。本部分由国家电网有限公司科技部归口。本部分起草单位：国网江苏省电力有限公司、南瑞集团有限公司（国网电力科学研究院有限公司）。本部分主要起草人：戴魏、王寅丞、吴通华、吴崇昊、朱翔、李志坚、岳嵩、黄浩声。本部分 2014 年 9 月首次发布，2018 年 12 月第一次修订。本部分在执行过程中的意见或建议反馈至国家电网有限公司科技部。Q/GDW 13195.1 2018 1 智能变电站 220kV750kV 母线保护采购标准 第 1 部分：通用技

5、术规范 1 范围 本部分规定了智能变电站 220kV750kV 母线保护招标的总则、技术参数和性能要求、试验、包装、运输、交货及工厂检验和监造的一般要求。本部分适用于智能变电站 220kV750kV 母线保护招标。2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 191 包装储运图示标志 GB/T 2423（所有部分）电工电子产品环境试验 GB/T 7261 继电保护和安全自动装置基本试验方法 GB/T 11287 电气继电器 第 21 部分：量度继电器和保

6、护装置的振动、冲击、碰撞和地震试验 第1 篇：振动试验（正弦）GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 14537 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验 GB/T 14598.3 电气继电器 第 5 部分：量度继电器和保护装置的绝缘配合要求和试验 GB/T 14598.9 量度继电器和保护装置 第 22 3 部分：电气骚扰试验 辐射电磁场抗扰度 GB/T 14598.10 量度继电器和保护装置 第 22 4 部分：电气骚扰试验 电快速瞬变/脉冲群抗扰度试验 GB/T 14598.13 电气继电器 第 22 1 部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验 1MHz 脉冲群抗扰

7、度试验 GB/T 14598.14 量度继电器和保护装置电气骚扰试验 第 22 2 部分：静电放电试验 GB/T 14598.17 电气继电器 第 22 6 部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验射频场感应的传导骚扰抗扰度 GB/T 14598.18 量度继电器和保护装置 第 22 5 部分：电气骚扰试验 浪涌抗扰度试验 GB/T 14598.19 电气继电器 第 22 7 部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验工频抗扰度试验 GB/T 18663.3 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/T 20840.8 互感器 第 8 部

8、分：电子式电流互感器（IEC 60044 8，IDT）GB/T 22386 电力系统暂态数据交换通用格式（GB/T 223862008，IEC 60255 24：2001，IDT）GB/T 25931 网络测量和控制系统的精确时钟同步协议 GB/T 26864 电力系统继电保护产品动模试验 DL/T 478 继电保护及安全自动装置通用技术条件 DL/T 559 220kV750kV 电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 587 微机继电保护装置运行管理规程 DL/T 670 微机母线保护装置通用技术条件 DL/T 769 电力系统微机继电保护技术导则 Q/GDW 13195.1 2018 2

9、 DL/Z 713 500kV 变电所保护和控制设备抗扰度要求 DL/T 720 电力系统继电保护柜、屏通用技术条件 DL/T 860（所有部分）变电站通信网络和系统 DL/T 860.81 变电站通信网络和系统 第 8 1 部分：特定通信服务映射（SCSM）对 MMS（ISO 9506 1 和 ISO 9506 2）及 ISO/IEC 8802 DL/T 860.92 变电站通信网络和系统 第 9 2 部分：特定通信服务映射（SCSM）映射到 ISO/IEC 8802 3 的采样值 DL/T 886 750kV 电力系统继电保护 DL/T 871 电力系统继电保护产品动模试验 DL/T 99

10、5 继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T 5136 火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程 DL/T 5218 220kV500kV 变电所设计技术规程 Q/GDW 383 智能变电站技术导则 Q/GDW 414 变电站智能化改造技术规范 Q/GDW 428 智能变电站智能终端技术规范 Q/GDW 441 智能变电站继电保护技术规范 Q/GDW 1161 线路保护及辅助装置标准化设计规范 Q/GDW 1175 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/GDW 1396 IEC 61850 工程继电保护应用模型 Q/GDW 1430 智能变电站智能控制柜技术规范 Q/

11、GDW 1808 智能变电站继电保护通用技术条件 Q/GDW 10393 110（66）kV220kV 智能变电站设计规范 Q/GDW 10394 330kV750kV 智能变电站设计规范 Q/GDW 11010 继电保护信息规范 Q/GDW 130012014 高海拔外绝缘配置技术规范 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。3.1 招标人 bidder 提出招标项目，进行招标的法人或其他组织。3.2 投标人 tenderer 响应招标、参加投标竞争的法人或者其他组织。3.3 卖方 seller 提供本部分货物和技术服务的法人或其他组织，包括其法定的承继者。3.4 买方 buyer 购买

12、本部分货物和技术服务的法人或其他组织，包括其法定的承继者和经许可的受让人。4 总则 4.1 一般性要求 Q/GDW 13195.1 2018 3 4.1.1 卖方提供的智能变电站继电保护及相关设备应符合 Q/GDW 441 的要求。智能变电站继电保护与站控层信息交互采用 DL/T 860 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。卖方提供的继电保护及相关设备所采用的技术应遵循 Q/GDW 441 及本部分中与之对应的部分。4.1.2 卖方提供的变电站继电保护及相关设备应符合 Q/GDW 1175 的要求。变电站继电保护装置的动作信息、告警信息、状态变位信息、中间节

13、点信息、日志记录、人机界面信息等信息输出符合 Q/GDW 11010 的要求。4.1.3 本部分提出的是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准的条文，投标人应提供符合本部分和工业标准的优质产品。4.1.4 如果投标人没有以书面形式对本部分的条文提出异议，则表示投标人提供的设备完全符合本部分的要求。如有异议，应在报价书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。4.1.5 本部分所使用的标准如遇与投标人所执行的标准不一致按较高的标准执行。4.1.6 本部分经招、投标双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等效力。4.2 卖方职责 卖方

14、的工作范围应包括但不仅限于下列内容：a）提供标书内所有设备及设计说明书及制造方面的说明；b）提供国家或电力行业级检验检测机构出具的动模试验报告、型式试验报告和 DL/T 860 的一致性测试报告，以便确认供货设备能否满足所有的性能要求；c）提供与投标设备版本相符的安装及使用说明书；d）提供试验和检验的标准，包括试验报告和试验数据；e）提供图纸，制造和质量保证过程的一览表以及标书规定的其他资料；f）提供设备管理和运行所需有关资料；g）所提供设备应发运到规定的目的地；h）在更换所用的准则、标准、规程或修改设备技术数据时，卖方应接受买方的选择；i）现场服务。4.3 应满足的标准 装置至少应满足 GB

15、/T 191、GB/T 2423（所有部分）、GB/T 7261、GB/T 11287、GB/T 14285、GB/T 14537、GB/T 14598.3、GB/T 14598.9、GB/T 14598.10、GB/T 14598.13、GB/T 14598.14、GB/T 14598.17、GB/T 14598.18、GB/T 14598.19、GB/T 18663.3、GB/T 20840.8、GB/T 22386、GB/T 25931、GB/T 26864、DL/T 478、DL 559、DL/T 587、DL/T 670、DL/T 769、DL/Z 713、DL/T 720、DL/T

16、 860（所有部分）、DL/T 860.81、DL/T 860.92、DL/T 886、DL/T 871、DL/T 995、DL/T 5136、DL/T 5218、Q/GDW 1161、Q/GDW 1175、Q/GDW 383、Q/GDW 10393、Q/GDW 10394、Q/GDW 1396、Q/GDW 414、Q/GDW 428、Q/GDW 1430、Q/GDW 441、Q/GDW 1808、Q/GDW 11010、Q/GDW 130012014 中所列标准的最新版本要求，但不限于上述所列标准。4.4 应满足的文件 该类设备技术标准应满足国家法律法规及国家电网有限公司标准化成果中相关条款

17、要求。下列文件中相应的条款规定均适用于本文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。包括：a）电力监控系统安全防护规定；b）国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施（2018 年修订版）；c）国家电网有限公司输变电工程通用设计；d）国家电网公司关于加快推进电力监控系统网络安全管理平台建设的通知；e）国家电网继电保护柜、屏制造规范。Q/GDW 13195.1 2018 4 5 技术参数和性能要求 5.1 使用环境条件 5.1.1 设备储存温度：25+70。5.1.2 设备工作温度：10+55。5.1.3 大气压力：80kPa106kPa。5.1.4 相对湿度：5%95%。5.1.5 抗地震

18、能力：地面水平加速度 0.3g，垂直加速度 0.15g，同时作用。5.2 保护装置额定参数 5.2.1 额定直流电源：220V/110V。5.2.2 模拟量输入：额定交流电流，5A/1A；额定交流电压，100V/（相电压）、100V（线电压）。5.2.3 数字量输入：额定电流，01CFH 或 00E7H；额定电压，2D41H。5.2.4 额定频率：50Hz。5.2.5 打印机工作电源：交流 220V、50Hz。5.3 装置功率消耗 5.3.1 装置交流消耗：交流电流回路功率消耗每相不大于 0.5VA（IN=1A）或 1VA（IN=5A），交流电压回路功率消耗（额定电压下）每相不大于 1VA。卖

19、方投标时必须提供确切数值。5.3.2 装置直流消耗：当正常工作时，不大于 100W；当保护动作时，不大于 120W。卖方投标时必须提供确切数值。5.4 220kV750kV 母线保护总的技术要求 5.4.1 本节规定了跳合闸命令和联闭锁信息通过 GOOSE 机制传输和（或）电压、电流量通过电子式互感器及 MU 采集的保护设备的技术要求。通过传统互感器、电缆直接采样的装置，保护装置交流采样及交流二次回路的技术要求，应符合已有的相应规范和标准以及国家电网有限公司物资采购标准 继电保护及自动装置卷相关部分要求。通过电缆直接跳闸装置，装置跳合闸及二次回路的技术要求，应符合已有的相应规范和标准以及 国家

20、电网有限公司物资采购标准 继电保护及自动装置卷相关部分要求。5.4.2 环境温度在 10+55时，保护装置应能满足本部分所规定的精度。5.4.3 220kV 及以上电压等级母线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，具体要求如下：a）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，当一套保护异常或退出时不应影响另一套保护的运行。b）两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的 MU。c）双重化配置保护使用的 GOOSE 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。d）两套保护的跳闸回路应与

21、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。e）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。f）双重化配置的保护应使用主、后一体化的保护装置。5.4.4 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。5.4.5 保护装置不应依赖于外部对时系统实现其保护功能。5.4.6 330kV 及以上电压等级过程层 GOOSE 网络、站控层 MMS 网络应完全独立，220kV 电压等级过程层 SV 与 GOOSE 共网，过程层网络和站控层网络应完全独立。Q/GDW 13195.1 2018 5 5.4.

22、7 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通过 GOOSE网络传输，双重化配置的保护之间不直接交换信息。5.4.8 220kV 及以上电压等级母线按双重化配置母线保护。5.4.9 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。5.4.10 保护装置采样同步应由保护装置实现，装置 SV 采样值接口支持 GB/T 20840.8 或 DL/T 860.92协议，在工程应用时应能灵活配置。5.4.11 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

23、样频率宜为 4000Hz。5.4.12 保护装置的交流量信息应具备自描述功能。5.4.13 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“SV 接收”软压板或“间隔接收”软压板。5.4.14 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。5.4.15 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

24、动作。5.4.16 除检修、远方操作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。5.4.17 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/T 860.81。5.4.18 保护装置采样值接口和 GOOSE 接口数量应满足工程的需要。5.4.19 保护装置应具备 MMS 接口与站控层设备通信。保护装置向站控层提供的信息符合 Q/GDW 1396。5.4.20 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

25、、整定应能支持一次值，上送信息应采用一次值。5.4.21 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。5.4.22 保护装置应具备通信中断、异常等状态的检测和告警功能。装置应提供装置故障（含失电）硬接点输出。5.4.23 保护装置宜通过 IRIG B（DC）码对时，也可采用 GB/T 25931 进行网络对时，对时精度应满足要求。5.4.24 对保护装置 ICD 文件与 CID 文件的要求如下：a）ICD、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；b）ICD 文件应完整描述 IED 提供的数据模型及服务，采用模

26、块化设计，包含版本信息；c）CID 文件应完整描述本 IED 的实例化信息，应包含版本信息。5.4.25 保护装置信息交互要求如下：a）智能变电站继电保护应满足运行维护、监视控制及无人值班、智能电网调度等信息交互的要求。b）继电保护设备应该支持在线和离线获取模型，离线获取和在线召唤的模型应保持一致。定值模型应包含描述、定值单位、定值上限、定值下限等信息。c）继电保护设备应将检修压板状态上送站控层。当继电保护设备检修压板投入时，上送报文中信号的品质 q 的“Test 位”应置位。d）继电保护设备应支持取代服务，取代数据的上送报文中，信号的品质 q 的“取代位”应置位。e）继电保护设备应能够支持不

27、小于 16 个客户端的 TCP/IP 访问连接，应能够支持 10 个报告实例。5.4.26 保护装置交互信息内容如下：Q/GDW 13195.1 2018 6 a）继电保护设备应支持上送采样值、开关量、压板状态、设备参数、定值区号及定值、自检信息、异常告警信息、保护动作事件及参数（故障相别、跳闸相别和测距）、录波报告信息、装置硬件信息、装置软件版本信息、装置日志信息、保护功能闭锁信息、中间节点信息数据；b）继电保护设备主动上送的信息应包括开关量变位信息、异常告警信息和保护动作事件信息等；c）继电保护设备应支持远方投退压板、修改定值、切换定值区、设备复归功能，并具备权限管理功能；d）继电保护设备

28、的自检信息应包括硬件损坏、功能异常、与过程层设备通信状况等；e）继电保护设备应支持远方召唤至少最近 8 次录波报告的功能。5.4.27 雷击过电压、一次回路操作、系统故障及其他强干扰作用下，不应误动和拒动。静电放电试验、快速瞬变干扰试验、脉冲群干扰试验、高频干扰试验，辐射电磁场干扰试验、冲击电压试验和绝缘试验应符合本部分的相关标准。装置调试端口应带有光电隔离装置。5.4.28 保护柜中的插件应接触可靠，并且有良好的互换性，以便检修时能迅速更换。5.4.29 保护装置应具有直流电源快速小开关，与保护装置安装在同一柜上。保护装置的逻辑回路应由独立的直流/直流变换器供电。直流电压消失时，保护装置不应

29、误动作。直流电源电压在 80%115%额定值范围内变化时，保护装置应正确工作。在直流电源恢复（包括缓慢地恢复）到 80%UN 时，直流逆变电源应能自动启动。直流电源纹波系数小于或等于 5%时，保护装置应正确工作。拉合直流电源以及插拔熔丝发生重复击穿火花时，保护装置不应误动作。直流电源回路出现各种异常情况（如短路、断线、接地等）时保护装置不应误动作。5.4.30 所提供保护设备的软件版本及校验码应与买方进行确认，并提供配套的使用说明书和相关的定值清单。5.5 220kV750kV 3/2 断路器接线的母线保护装置具体要求 5.5.1 3/2 断路器接线的母线保护装置配置要求如下：a）3/2 断路

30、器接线的母线保护装置，母线保护不设电压闭锁元件；b）母线保护装置应具备差动保护，边断路器失灵经母线保护跳闸功能，TA 断线判别功能；c）每套母线保护只作用于断路器的一组跳闸线圈；d）母线保护应设置灵敏的、不需整定的电流元件并带 50ms 的固定延时，以提高边断路器失灵保护动作后经母线保护跳闸的可靠性。5.5.2 3/2 断路器接线的母线保护装置技术要求如下：a）装置应能在母线区内发生各种故障时正确动作，区外故障时装置不误动；b）母线保护应具有可靠的 TA 饱和判别功能，区外故障 TA 饱和时不应误动；c）母线保护应能快速切除区外转区内的故障；d）母线保护应允许使用不同变比的 TA，并通过软件自

31、动校正；e）具有 TA 断线告警和 TA 断线闭锁功能；f）对构成环路的各种母线，保护不应因母线故障时电流流出的影响而拒动；g）母线保护应具有比率制动特性，以提高安全性。5.5.3 装置 MMS、SV、GOOSE 接口要求 装置应具备站控层 MMS 接口至少 2 个；对采用 MU 数字量输入装置，应具备 SV（采样值）点对点接口，具体个数按连接元件与母线数确定；对采用过程层 GOOSE 的装置，应具备 GOOSE 组网接口至少 1 个，点对点接口个数按连接元件与母线数确定。装置具体接口数量，买方在设计联络阶段确认。5.6 220kV500kV 双母线接线的母线保护装置具体要求 5.6.1 双母

32、线接线的母线保护装置配置如下：a）双母线接线的母线保护装置应具备差动保护、失灵保护、母联（分段）失灵保护、母联（分段）Q/GDW 13195.1 2018 7 死区保护、TA 断线判别、TV 断线判别功能。b）双母线接线的母线保护，应设电压闭锁元件。差动保护出口经本段电压元件闭锁，除双母双分段分段以外的母联和分段经两段母线电压“或门”闭锁，双母双分段分段断路器不经电压闭锁。母联（分段）失灵保护、母联（分段）死区保护均应经电压闭锁元件控制。双母线接线的母线 TV 断线时，允许母线保护解除该段母线电压闭锁，还应具备电压闭锁元件启动后的告警功能。c）双母线接线的差动保护应设有大差元件和小差元件。大差

33、用于判别母线区内和区外故障，小差用于故障母线的选择。d）每套母线保护只作用于断路器的一组跳闸线圈。e）每套线路保护及元件保护各启动一套失灵保护，母差和失灵保护应能分别停用，并且可以分别整定。5.6.2 双母线接线的母线保护装置技术要求如下：a）装置应能在母线区内发生各种故障时正确动作，区外故障时装置不误动；b）母线保护应具有可靠的 TA 饱和判别功能，区外故障 TA 饱和时不应误动；c）母线保护应能快速切除区外转区内的故障；d）母线保护应允许使用不同变比的 TA，并通过软件自动校正；e）对构成环路的各种母线，保护不应因母线故障时电流流出的影响而拒动；f）母线保护应具有比率制动特性，以提高安全性

34、；g）具有 TA 断线告警功能，除母联（分段）TA 断线不闭锁差动保护外，其余支路 TA 断线后固定闭锁差动保护；h）双母线接线的母线保护，在母线分列运行，发生死区故障时，应能有选择地切除故障母线；i）母线保护应能自动识别母联（分段）的充电状态，合闸于死区故障时，应瞬时跳母联（分段），不应误切除运行母线。5.6.3 双母线接线的断路器失灵保护技术原则如下：a）断路器失灵保护应与母差保护共用出口；b）应采用母线保护装置内部的失灵电流判别功能；各线路支路共用电流定值，各变压器支路共用电流定值；线路支路采用相电流、零序电流（或负序电流）“与门”逻辑；变压器支路采用相电流、零序电流、负序电流“或门”逻

35、辑；c）线路支路应设置分相和三相跳闸启动失灵开入回路，变压器支路应设置三相跳闸启动失灵开入回路；d）“启动失灵”“解除失灵保护电压闭锁”开入异常时应告警；e）母差保护和独立于母线保护的充电过流保护应启动母联（分段）失灵保护；f）为缩短失灵保护切除故障的时间，失灵保护宜同时跳母联（分段）和相邻断路器；g）为解决某些故障情况下，断路器失灵保护电压闭锁元件灵敏度不足的问题：对于智能站，母线保护变压器支路收到变压器保护“启动失灵”GOOSE 命令的同时启动失灵和解除电压闭锁；h）含母线故障变压器断路器失灵联跳变压器各侧断路器的功能。母线故障，变压器断路器失灵时，除应跳开失灵断路器相邻的全部断路器外，还

36、应跳开该变压器连接其它电源侧的断路器，失灵电流再判别元件应由母线保护实现。5.6.4 装置 MMS、SV、GOOSE 接口要求 装置应具备站控层 MMS 接口至少 2 个；对采用 MU 数字量输入装置，应具备 SV（采样值）点对点接口，具体个数按连接元件与母线数确定；对采用过程层 GOOSE 的装置，应具备 GOOSE 组网接口至少 1 个，点对点接口个数按连接元件与母线数确定。装置具体接口数量，买方在设计联络阶Q/GDW 13195.1 2018 8 段确认。5.7 柜结构的技术要求 5.7.1 对智能控制柜，技术要求详见 Q/GDW 430，并遵循以下要求：a）控制柜应装有截面为 100m

37、m2的铜接地母线（不要求与柜体绝缘），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；b）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；c）控制柜应具备温度、湿度的采集、调节功能，柜内温度控制在 10+50，相对湿度保持在 90%以下，并可上送温度、湿度信息；d）控制柜应能满足 GB/T 18663.3 变电站户外防电磁干扰的要求。5.7.2 对非智能普通屏柜，屏体要求详见国家电网继电保护柜、屏制造规范，并遵循已发布的国家电网有限公司物资采购标准 继电保护及自动装置卷相关部分规定。a）微

38、机保护和控制装置的屏柜下部应设有截面积不小于 100mm2的铜排（不要求与保护屏绝缘）。f）保护柜内电压回路每相及 N 相端子均应采用多个连接端子（不少于 3 个）。g）同一保护柜内若有多路直流电源引入，应接入不同安装单元端子排。5.7.3 屏柜内部配线、端子排、接地铜排、屏柜上安装辅助设备等应符合相关规程、标准与反事故措施的规定。6 试验 6.1 工厂试验 卖方提供的设备试验应符合国家、行业及 IEC 的有关标准，并提供每一种型式产品的动模试验报告、型式试验报告和 IEC 61850 一致性测试报告。卖方提供的每一套设备出厂之前都应按国家和行业标准以及工厂规定的调试大纲进行出厂检查、性能试验

39、，试验报告应随产品提供。当需做动态模拟试验或数字仿真试验时，模拟系统的接线和参数由卖方与买方在试验前协商确定，按实际系统参数进行试验。6.2 系统联调试验 卖方应按买方需求配合完成买方组织的保护装置功能验证与系统联调试验。6.3 现场试验 现场实际设备接入后，应按照 DL/T 995 在一次设备不带电和带电试运行时做现场试验，卖方应配合完成保护装置的现场调试及投运试验。现场投运前和试运行中发现的设备缺陷和元件损坏，卖方应及时无偿修理或更换，直至符合本部分要求。6.4 继电保护专业检测 卖方依据国家电网有限公司继电保护专业检测标准参加继电保护专业检测，并提供每一种型式产品的专业检测报告。7 技术

40、服务、设计联络、工厂检验和监造 7.1 技术文件 7.1.1 卖方提供的技术文件应提供买方所要求的性能信息，并对其可靠性和一致性负责，卖方所提供的技术文件（包括资料和数据）将成为合同一部分。7.1.2 卖方应随投标书一起提供一般性技术文件，并且应是与投标产品一致的最新版本，投标时应提供的技术文件如下：a）产品的技术说明书；b）产品的型式试验报告、动模试验报告和一致性测试报告；Q/GDW 13195.1 2018 9 c）产品的用户运行证明；d）产品的软件版本等。7.1.3 卖方应在签约后 3 周内向买方提供设计用的技术文件如下：a）产品的技术说明书；b）产品及保护屏原理框图及说明，模件或继电器

41、的原理接线图及其工作原理说明；c）装置的 ICD（IED 装置能力描述）文件、保护装置虚端子连接图；d）组屏的正面布置图、屏内设备布置图、端子排图及图例说明；e）保护屏所用的辅助继电器和选择开关采用的标准；f）保护屏的安装尺寸图，包括屏的尺寸和质量、基础螺栓的位置和尺寸等。7.1.4 签约后双方遵循的原则如下：a）在收到买方最终认可图纸前，卖方所购买的材料或制造所发生的费用及其风险全由卖方单独承担；b）生产的成品应符合合同的技术规范。买方对图纸的确认并不能解除卖方对其图纸的完善性和准确性应承担的责任；c）设计方在收到图纸后 3 周内返回主要确认意见，并根据需要召开设计联络会。卖方在提供确认图纸

42、时必须提供为审核该图纸所需的资料。买方有权要求卖方对其图纸中的任一装置任一部件做必要修改，在设计图纸完成之前应保留设计方对卖方图纸的其他确认权限，而买方不需承担额外费用。7.1.5 在收到确认意见后，卖方应在规定时间内向买方提供的技术文件如下：a）7.1.3 所列的修改后的正式技术文件；b）保护装置的内部接线图及图例说明，保护屏内部接线图及其说明（包括屏内布置及内部端子排图）；c）保护装置的软件版本号和校验码；d）产品的使用说明书，包括保护装置的现场调试大纲、整定值表和整定计算说明及计算算例等；e）通信规约和解释文本及装置调试软件和后台分析软件，以便与计算机监控系统和继电保护故障信息系统联调。

43、7.1.6 设备供货时提供的技术文件和资料如下：a）设备的开箱资料清单；b）产品的技术说明书、使用说明书和组屏图纸；c）出厂调试试验报告；d）产品质量检验合格证书；e）合同规定的出厂验收试验报告和动模试验报告和一致性测试报告等；f）保护设备识别代码及出厂信息表。7.1.7 技术文件的格式和分送要求如下：a）全部图纸应为 A4 幅面，并有完整图标，采用国标单位制；b）提供的技术文件除纸质文件外，还应包括一份电子文档，并提供可供修改的最终图纸电子文件（图形文件能够被 PC 机 AutoCAD for Windows 2000 版支持）；c）技术文件（图纸和资料）分送单位、套数和地址根据项目单位要求

44、提供。7.2 设计联络会议 7.2.1 若有必要，买方在收到卖方签字的第一批文件后 3 周内将举行设计联络会议。设计联络会议内容如下：a）卖方应对修改后的供确认的资料和图纸进行详细的解释，并应解答买方对这些资料和图纸所提的问题，经过共同讨论，买方给予确认，以便卖方绘制正式图纸提供给买方；Q/GDW 13195.1 2018 10 b）卖方应介绍合同产品已有的运行经验；c）卖方应提供验收大纲、工程参数表；d）买方或设计方应确认保护装置的 SV 采样值接口、GOOSE 接口及 MMS 接口的类型与数量；e）设计联络会应确定通信信息的具体内容。7.2.2 会议应签订会议纪要，并作为合同的组成部分。7

45、.3 工厂验收和现场验收 要求满足国家电网有限公司企业标准中关于工厂验收（现场）的规范。7.4 质量保证 7.4.1 卖方应保证制造过程中的所有工艺、材料、试验等（包括卖方的外购件在内）均应符合本部分的规定。若买方根据运行经验指定卖方提供某种外购零部件，卖方应积极配合。卖方对所购配套部件设备质量负责，采购前向买方提供主要国产元器件报价表，采购中应进行严格的质量检验，交货时应向买方提供其产品质量合格证书及有关安装使用等技术文件资料。7.4.2 对于采用属于引进技术的设备、元器件，卖方在采购前应向买方提供主要进口元器件报价表。引进的设备、元器件应符合引进国的技术标准或 IEC 标准，当标准与本部分

46、有矛盾时，卖方应将处理意见书面通知买方，由买卖双方协商解决。假若卖方有更优越或更为经济的设计和材料，足以使卖方的产品更为安全、可靠、灵活、适应时，卖方可提出并经买方的认可，然而应遵循现行的国家工业标准，并且有成熟的设计和工艺要求以及工程实践经验。7.4.3 双方签订合同后，卖方应按工程设计及施工进度分批提交技术文件和图纸，必要时，买卖双方应进行技术联络，以讨论合同范围内的有关技术问题。7.4.4 卖方保证所提供的设备应为由最适宜的原材料并采用先进工艺制成且未经使用过的全新产品，保证产品的质量、规格和性能与投标文件所述一致。7.4.5 卖方提供的保护设备运行使用寿命不应小于 15 年。7.4.6

47、 卖方保证所提供的设备在各个方面符合招标文件规定的质量、规格和性能。在合同规定的质量保证期内（保护设备到货后 24 个月或 SAT 后 18 个月），对由于产品设计、制造和材料、外购零部件的缺陷而造成所供设备的任何破坏、缺陷故障，当卖方收到买方的书面通知后，在 2 天内免费负责修理或更换有缺陷的设备（包括运输费、税收等），以达到本部分的要求。质量保证期以合同商务部分为准。7.4.7 质量保证期后发生质量问题，卖方应提供免费维修服务，包括硬件更换和软件版本升级。7.5 项目管理 合同签订后，卖方应指定负责本工程的项目经理，负责卖方在工程全过程的各项工作，如工程进度、设计制造、图纸文件、包装运输、

48、现场安装、调试验收等。7.6 现场服务 现场服务内容如下：a）在设备安装调试过程中视买方工作情况卖方及时派出工程技术服务人员，以提供现场服务。卖方派出人员在现场负责技术指导，并协助买方安装、调试。同时，买方为卖方的现场派出人员提供工作和生活的便利条件；b）当变电站内保护设备分批投运时，卖方应按合同规定及时派出工程技术人员到达现场服务；c）根据买方的安排，卖方安排适当时间对设备的正确安装和试验给予技术培训。7.7 售后服务 7.7.1 现场投运前和试运行中发现的设备缺陷和元件损坏，卖方应及时无偿修理或更换，直至符合规范要求。保修期内产品出现不符合功能要求和技术指标要求时，卖方应在 4h 内响应，并在 24h 内负责修理或更换。保修期外产品出现异常、设备缺陷、元件损坏或不正确动作，现场无法处理时，卖方接到买方通知后，应在 4h 内响应，并立即派出工程技术人员在 24h 内到达现场处理。Q/GDW 13195.1 2018 11 7.7.2 对反事故措施以及软件版本的升级等，卖方应提供技术服务。7.8 备品备件、专用工具、试验仪器 7.8.1 对每套保护，卖方应提供必要的备品备件。7.8.2 卖方应提供安装、运行、检修所需的专用工具，包括专用调试、测试设备。