Q／GDW441-2023年《智能变电站继电保护技术规范》及编制说明概要.docx

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1、ICS 29.240Q/GDW国 家 电 网 公 司 企 业 标 准Q / GDW 441 2023智能变电站继电保护技术标准Technical specifications of protection for Smart Substation2023-公布2023-实施国家电网公司Q / GDW 441 2023目次前言II1 范围12 标准性引用文件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标准性附录 支持通道可配置的扩展IEC 60044-8 协议帧格式14附录B资料性附

2、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 11066kV 变电站实施方案41编制说明45IQ / GDW 441 2023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，依据“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标准，以标准智能变电站继电保护应用。本标准编写格式和规章遵照GB/T 1.12023标准化工作导则 第 1 局部：标准的构造和编写的要求。本标准针对智能变电站的特点，重点标准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

3、原则及技术要求。本标准附录A 为标准性附录，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、浙江省电力调度通信中心、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。本标准参与起草单位：国网电力科学争论院、南京南瑞继保电气、北京四方继保

4、自动化、国电南京自动化股份、许继电气股份、深圳南瑞科技、南京宁光 电自动化、南瑞航天北京电气掌握技术、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、屠拂晓、钱国明、樊占峰、刘宏君。IIQ / GDW 441 2023智能变电站继电保护技术标准1 范围本标准规定了 110kV66kV及以上电压等级的建、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 110kV66kV及以上电压等级的建、改

5、扩建智能变电站。智能变电站继电保护及相关设备应承受本标准的全部或与技术选用相对应的局部。2 标准性引用文件以下文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。但凡注日期的引用文件，其随后全部的修改单不包括订正的内容或均不适用于本标准，然而，鼓舞依据本标准达成协议的各方争论 是否可使用这些文件的最版本。但凡不注日期的引用文件，其最版本适用于本标准。GB 1207 电压互感器GB 1208电流互感器GB/T 2900.15电工术语 变压器、互感器、调压器和电抗器GB/T 2900.50电工术语 发电、输电及配电 通用术语GB/T 2900.57电工术语 发电、输电及配电 运行GB/T 14285继

6、电保护和安全自动装置技术规程GB/T 18663.3电子设备机械构造公制系列和英制系列的试验 第 3 局部：机柜、机架和插箱的电磁屏蔽性能试验GB/T 20840.7 互感器 第 7 局部：电子式电压互感器GB/T 20840.7,MOD IEC60044-7：1999 GB/T 20840.8 互感器 第 8 局部：电子式电流互感器GB/T 20840.8,MOD IEC60044-8：2023 DL/T 478 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 663 220kV500kV 电力系统故障动态记录装置检测要求DL 755电力系统安全稳定导则DL/T 769电力系统微机继电保护技

7、术导则DL/T 860变电站通信网络和系统DL/T 995继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T 1075数字式保护测控装置通用技术条件DL/T 1092电力系统安全稳定掌握系统通用技术条件DL/T 5149220kV500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程JJG 313测量用电流互感器检定规程JJG 314测量用电压互感器检定规程JJG 1021电力互感器检定规程Q/GDW 161线路保护及关心装置标准化设计标准Q/GDW 175变压器、高压并联电抗器和母线保护及关心装置标准化设计标准Q/GDW 383智能变电站技术导则Q/GDW 39311066kV220kV 智能变电站设计标准Q

8、/GDW 394330kV750kV 智能变电站设计标准1Q / GDW 441 2023Q/GDW 396IEC 61850 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，2023 年 2 月IEC 61588Precision clock synchronization protocol for networked measurement and control systems 网络测量和掌握系统的周密时钟同步协议IEC 61850Communication Networks and Systems in Substations

9、 变电站通信网络和系统IEC 62439High availability automation networks 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/GDW 383，Q/GDW 393 ，Q/GDW 394 中确立的以及以下术语和定义适用于本标准。3.1智能变电站 smart substation承受先进、牢靠、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、信息共享标准化为根本要求，自动完成信息采集、测量、掌握、保护、计量和监测等根本功能，并可依据需要支 持电网实

10、时自动掌握、智能调整、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 smart terminal一种智能组件。与一次设备承受电缆连接，与保护、测控等二次设备承受光纤连接，实现对一次设备如：断路器、刀闸、主变压器等的测量、掌握等功能。3.3电子式互感器 electronic instrument transformer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、仪表和继电保护或掌握装置。3.4电子式电流互感器 electronic current transformer; ECT一种电子式互感器，在正常适用条件下，

11、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相位角。3.5电子式电压互感器 electronic voltage transformer; 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相位角。3.6电子式电流电压互感器 electronic current & voltage transformer; 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 merging unit; MU用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进展时间相关组合的物理单元。合并单元可是互感器的一

12、个组成件，也可是一个分立单元。3.8智能电子设备 Intelligent Electronic Device; 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，或进展掌握的装置，例如： 电子多功能仪表、数字保护、掌握器等。为具有一个或多个特定环境中特定规律接点行为且受制于其接2Q / GDW 441 2023口的装置。3.9MMSManufacturing Message SpecificationMMS 即制造报文标准，是 ISO/IEC9506 标准所定义的一套用于工业掌握系统的通信协议。MMS 标准了工业领域具有通信力量的智能传感器、智能电子设备IED、智能掌握设备

13、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。3.10GOOSEGeneric Object Oriented Substation EventGOOSE 是一种面对通用对象的变电站大事。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。3.11SVSampled Value采样值。基于公布/订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和效劳，以及这些模型对象和效劳到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

14、确执行规定功能的力量。3.13全都性测试 conformance test检验通信信道上数据流与标准条件的全都性，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、对错误的反响等。执行全都性测试，证明与标准或标准特定描述局部相全都。全都性 测试应由通过ISO9001 验证的组织或系统集成者进展。3.14成。3.153.163.17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分布式保护 distributed protection分布式保护面对间隔，由假设干单元装置组成，功能分布实现。就地安装保护 locally instal

15、led protection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。IED 力量描述文件 IED Capability Description; ICD 文件由装置厂商供给应系统集成厂商，该文件描述 IED 供给的根本数据模型及效劳，但不包含 IED 实例名称和通信参数。3.18系统规格文件 System Specification Description; SSD 文件应全站唯一，该文件描述变电站一次系统构造以及相关联的规律节点，最终包含在SCD 文件中。3.19全站系统配置文件 Substation Configuration Description; SCD 文件应全站唯一

16、，该文件描述全部 IED 的实例配置和通信参数、 IED 之间的通信配置以及变电站一3Q / GDW 441 2023次系统构造，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 Configured IED Description; CID 文件每个装置有一个，由装置厂商依据SCD 文件中本IED 相关配置生成。4 总则4.1 本标准内容是在标准性引用文件的根底上对智能变电站继电保护所作的补充规定，与标准性引用文件不全都之处以本标准为准。4.2 智能变电站继电保护与站控层信息交互承受DL/T860IEC61850 标准，跳

17、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。具体应用中承受的技术应遵循本标准中与之对应的局部。4.3 继电保护技术应满足“牢靠性、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、保护装置之间的协作协 调，发挥其整体性能。4.4 220kV 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、安全牢靠。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 依据国家标准 GB/T 14285 要求“除出口继电器外，装置内的任一元

18、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 保护装置应不依靠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，如确有必要承受其他跳闸方式，相关设备应满足保护对牢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承受 GOOSE 点对点通信方式；继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜承受GOOSE 网络传输方式。

19、4.9 在技术先进、运行牢靠的前提下，可承受电子式互感器。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，应承受相互独立的数据接口掌握器。4.11 110kV 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，条件具备时宜承受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。4.13 110kV 及以下电压等级宜承受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

20、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，进展安全分区，通信边界安全防护，确保掌握功能安全。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、网络等应依据双重化原则进展配置，双4Q / GDW 441 2023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全部类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一

21、套保护特别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GOOSESV网络应遵循相互独立的原则，当一个网络特别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

22、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；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，

23、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，双套配置时应承受主、后备保护一体化配置；假设主、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、

24、启动失灵等可承受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） 变压器非电量保护承受就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送过程层GOOSE 网；e） 变压器保护可承受分布式保护。分布式保护由主单元和假设干个子单元组成，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，可承受分布式母线保护。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

25、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承受就地直接电缆跳闸，并通过相应断路器的两套智能终端发送5Q / GDW 441 2023GOOSE 报文，实现远跳。5.6 3/2 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承受点对点直接跳闸；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

26、段保护跳母联分段断路器承受点对点直接跳闸方式；母联分段保护启动母线失灵可承受GOOSE 网络传输。5.8 66kV、35kV 及以下间隔保护a） 承受保护测控一体化设备，按间隔单套配置；b） 当承受开关柜方式时，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承受过程层GOOSE 网络传输。5.9 录涉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

27、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；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全部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，应承受相互独立的数据接口掌握器；d） 采样值传输可承受网络方式或点对点方式，开关量承受DL/T860.81IEC61850-8-1通过过程层 GOOSE 网络传输，采样值通过SV 网络传输时承受DL/T860.92IEC61850-9-2协议；e） 故障录波装置承受网络方式承受SV 报文和 GOOSE 报文时，故障录波功

28、能和网络记录分析功能可承受一体化设计。5.10 安全自动装置a 220kV 及以上的安全稳定掌握装置按双重化配置； 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掌握装置应承受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，应承受相互独立的数据接口掌握器；c） 继电保护装置承受双重化配置时，对应的过程层网络亦应双重化配置，第一套保护接入A 网， 其次套保护接入B 网；110kV

29、 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由不应超过4 个交换机；e） 依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6Q / GDW 441 2023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

30、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，并可供给用于闭锁调压、启动风冷、启动充氮灭火等出口接点；e） 智能终端承受就地安装方式，放置在智能掌握柜中；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承受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一样；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

31、它合并单元供给母线电压数据，依据需要供给PT 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 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

32、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：6.1.1 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状况。6.1.2 保护装置采样值承受点对点接入方式，采样同步应由保护装置实现，支持GB/T 20840.8IEC60044-8或DL/T860.92IEC61850-9-2协议，在工程应用时应能敏捷配置。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

33、为4000Hz。6.1.4 保护装置的沟通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、检修等，准时准确供给告警信息。在特别状态下，利用MU 的信息合理地进展保护功能的退出和保存，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，不闭锁与该特别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 当承受电子式互感器时，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；7Q / GDW 441 20236.1.7 保护装置应实行措施，防止输入的双A/

34、D 数据之一特别时误动作。6.1.8 除检修压板可承受硬压板外，保护装置应承受软压板，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/T860.81IEC61850-8-1 。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承受分布式方案。6.1.11 保护装置应具备MMS 接口与站控层设备通信。保护装置的沟通电流、沟通电压及保护设备参数

35、的显示、打印、整定应能支持一次值，上送信息应承受一次值。6.1.12 保护装置内部 MMS 接口、GOOSE 接口、SV 接口应承受相互独立的数据接口掌握器接入网络。6.1.13 保护装置应具备通信中断、特别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承受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承受光纤连接； 正常运行时，应有实时监测设备状态及光纤连接状态的措

36、施；d） 站控层网络：网络构造宜符合IEC 62439 标准，满足继电保护信息传送安全牢靠的要求e 过程层网络：网络构造宜符合IEC 62439 标准，宜承受双网星型构造；f） 过程层SV 数据应以点对点方式接入继电保护设备；g） 继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应承受GOOSE 点对点通信方式； h 继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜承受GOOSE 网络传输方式； i 交换机的VLAN 划分应承受最优路径方法结合规律功能划分。6.2.2 对网络牢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.

37、4 网络交换机，应满足以下要求：a 应承受工业级或以上等级产品。b 应使用无扇型，承受直流工作电源。c 应满足变电站电磁兼容的要求。d 支持端口速率限制和播送风暴限制。e 供给完善的特别告警功能，包括失电告警、端口特别等。6.2.5 交换机的配置使用原则a） 依据间隔数量合理安排交换机数量，每台交换机保存适量的备用端口；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。当承受级联方式时，不应丧失数据。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展采集，每路采样系统应承受双 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

38、保护装置，以满足双重化保护相互完全独立的要求。8Q / GDW 441 2023a 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展采集双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展采集双 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展采集单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

39、套EVT 内应由两路独立的采样系统进展采集双 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 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。传感元件传感元件高压侧低压侧ADAD电路电路ADAD电路电路转换器转换器MU1MU2高压侧低压侧调理电路1调理电路2调理电路1调理电路2ADADADAD电路电路电路电路传感元件传感元件CPU1CPU2MU1MU2图图11 罗氏线圈电子互感器 EECCTT示示意意图图图2图纯2光纯学光电学子电互子感互器感器OCTO/OC

40、VTT/O示V意T图示意图9Q / GDW 441 2023传感元件传感元件传感元件ADDAADDAADDA电路电路电路电路电路电路FPGAFPGAFPGA传感元件高压侧低压侧AD电路DA电路FPGA数据输出数据输出数据输出数据输出MU1MU2图3 全光纤电流互感器 FOCT 示意图图 3 全光纤电流互感器FOCT示意图传感元件高压侧低压侧AD电路AD电路AD电路AD电路转换器转换器MU1MU2图4图 电4子电式子电式电压压互互感感器器EEVVTT示示意意图图6.3.2 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2

41、Ts2 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MU6.4.1 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。10Q / GDW 441 20236.4.2 MU 应能支持 GB/T-20840.8IEC60044-8、DL/T860.

42、92IEC61850-9-2等协议。当 MU 承受GB/T-20840.8IEC60044-8协议时，应支持数据帧通道可配置功能。6.4.3 MU 应输出电子式互感器整体的采样响应延时。6.4.4 MU 采样值发送间隔离散值应小于10S。6.4.5 MU 应能供给点对点和组网输出接口。6.4.6 MU 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 假设电子式互感器由MU 供给电源，MU 应具备对激光器的监视以及取能回路的监视力量。6.4.8 MU 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。6.4.9 对传统互感器通过MU 数字化

43、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；掌握回路断线监视、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，可敏捷配置的保护点对点接口最大考虑 10 个和GOOSE 网络接口；c） 至少供给两组分相跳闸接点和一组合闸接点；d） 具备对时功能、大事报文记录功能；e） 跳、合闸命令需牢靠校验；f） 智能终端的动作时间应不大于 7ms；g）

44、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。6.6 SCD 文件标准6.6.1 ICD、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。6.6.2 ICD 文件应完整描述IED 供给的数据模型及效劳，承受模块化设计，包含版本信息。6.6.3 SCD 文件应完整描述全站IED 之间规律关系，应承受模块化设计，应包含版本信息。6.6.4 CID 文件应完整描述本IED 的实例化信息，应包含版本信息。6.7 智能掌握柜的技术要求6.7.1 掌握柜应装有 100mm2截面的铜接地母线，并与柜体绝缘，接地母线末端应装好牢靠的压接式端子，以备接到电站的接地网上。柜体应承受双层构造，循环通风。6