國家電網(wǎng)公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)-智能變電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范

1、國家電網(wǎng)公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/GDW4412010智能變電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范Technical Specifications of Protection for Smart Substation2010-04-27發(fā)布2010-04-27實施國家電網(wǎng)公司發(fā)布目次前言.II 1范圍. (12規(guī)范性引用文件 (13術(shù)語和定義 (24總則 (45繼電保護(hù)及相關(guān)設(shè)備配置原則 (46繼電保護(hù)裝置及相關(guān)設(shè)備技術(shù)要求 (77繼電保護(hù)信息交互原則 (128繼電保護(hù)就地化實施原則 (13附錄A(規(guī)范性附錄支持通道可配置的擴(kuò)展IEC60044-8協(xié)議幀格式 (14附錄B(資料性附錄3/2接線型式繼電保護(hù)實施方案 (26

2、附錄C(資料性附錄220kV及以上變電站雙母線接線型式繼電保護(hù)實施方案 (36附錄D(資料性附錄110(66kV變電站實施方案 (41編制說明 (45前言為加快建設(shè)堅強(qiáng)智能電網(wǎng),提高智能變電站建設(shè)效率和效益,按照“統(tǒng)一規(guī)劃、統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)、統(tǒng)一建設(shè)”的原則,特制定智能變電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范,以規(guī)范智能變電站繼電保護(hù)應(yīng)用。本標(biāo)準(zhǔn)編寫格式和規(guī)則遵照GB/T1.12009標(biāo)準(zhǔn)化工作導(dǎo)則第1部分:標(biāo)準(zhǔn)的結(jié)構(gòu)和編寫的要求。本標(biāo)準(zhǔn)針對智能變電站的特點,重點規(guī)范了繼電保護(hù)配置原則、技術(shù)要求、信息交互原則以及電子式互感器、合并單元等相關(guān)設(shè)備配置原則及技術(shù)要求。本標(biāo)準(zhǔn)附錄A為規(guī)范性附錄,附錄B、C、D為資料性附錄。本

3、標(biāo)準(zhǔn)由國家電力調(diào)度通信中心提出并負(fù)責(zé)解釋。本標(biāo)準(zhǔn)由國家電網(wǎng)公司科技部歸口。本標(biāo)準(zhǔn)主要起草單位:國家電力調(diào)度通信中心、浙江電力調(diào)度通信中心、天津電力調(diào)度通信中心、華北電力調(diào)度通信中心、華中電力調(diào)度通信中心、華東電力調(diào)度通信中心、江蘇電力設(shè)計院、浙江電力設(shè)計院、河南電力設(shè)計院、四川電力設(shè)計院、東北電力調(diào)度通信中心、西北電力調(diào)度通信中心、河北電力調(diào)度通信中心、福建電力調(diào)度通信中心、河南電力調(diào)度通信中心、江蘇電力調(diào)度通信中心、四川電力調(diào)度通信中心。本標(biāo)準(zhǔn)參加起草單位:國網(wǎng)電力科學(xué)研究院、南京南瑞繼保電氣有限公司、北京四方繼保自動化有限公司、國電南京自動化股份有限公司、許繼電氣股份有限公司、深圳南瑞科技

4、有限公司、南京新寧光電自動化有限公司、南瑞航天(北京電氣控制技術(shù)有限公司、西安同維電力技術(shù)有限責(zé)任公司。本標(biāo)準(zhǔn)主要起草人:程逍、劉宇、朱炳銓、孫集偉、柳煥章、王寧、韓學(xué)軍、孫剛、粟小華、鄭玉平、裘愉濤、常風(fēng)然、黃巍、黃毅、舒治淮、劉明、曾健、李震宇、李慧、蘇麟、白思敬、鄭旭、張?zhí)?、?yán)國平、王偉、曹團(tuán)結(jié)、李力、屠黎明、錢國明、樊占峰、劉宏君。智能變電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范1范圍本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了110kV(66kV及以上電壓等級的新建、改(擴(kuò)建智能變電站繼電保護(hù)及相關(guān)設(shè)備技術(shù)原則與要求。本標(biāo)準(zhǔn)適用于110kV(66kV及以上電壓等級的新建、改(擴(kuò)建智能變電站。智能變電站繼電保護(hù)及相關(guān)設(shè)備應(yīng)采用本標(biāo)準(zhǔn)的全

5、部或與技術(shù)選用相對應(yīng)的部分。2規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過本標(biāo)準(zhǔn)的引用而成為本標(biāo)準(zhǔn)的條款。凡是注日期的引用文件,其隨后所有的修改單(不包括勘誤的內(nèi)容或修訂版均不適用于本標(biāo)準(zhǔn),然而,鼓勵根據(jù)本標(biāo)準(zhǔn)達(dá)成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本適用于本標(biāo)準(zhǔn)。GB1207電壓互感器GB1208電流互感器GB/T2900.15電工術(shù)語變壓器、互感器、調(diào)壓器和電抗器GB/T2900.50電工術(shù)語發(fā)電、輸電及配電通用術(shù)語GB/T2900.57電工術(shù)語發(fā)電、輸電及配電運(yùn)行GB/T14285繼電保護(hù)和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程GB/T18663.3電子設(shè)備機(jī)械結(jié)構(gòu)公制系列和

6、英制系列的試驗第3部分:機(jī)柜、機(jī)架和插箱的電磁屏蔽性能試驗GB/T20840.7互感器第7部分:電子式電壓互感器(GB/T20840.7,MODIEC60044-7: 1999GB/T20840.8互感器第8部分:電子式電流互感器(GB/T20840.8,MODIEC60044-8: 2001DL/T478靜態(tài)繼電保護(hù)及安全自動裝置通用技術(shù)條件DL/T663 220kV500kV電力系統(tǒng)故障動態(tài)記錄裝置檢測要求DL755電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則DL/T769電力系統(tǒng)微機(jī)繼電保護(hù)技術(shù)導(dǎo)則DL/T860變電站通信網(wǎng)絡(luò)和系統(tǒng)DL/T995繼電保護(hù)和電網(wǎng)安全自動裝置檢驗規(guī)程DL/T1075數(shù)字式保護(hù)測控裝

7、置通用技術(shù)條件DL/T1092電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)通用技術(shù)條件DL/T5149 220kV500kV變電所計算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)規(guī)程JJG313測量用電流互感器檢定規(guī)程JJG314測量用電壓互感器檢定規(guī)程JJG1021電力互感器檢定規(guī)程Q/GDW161線路保護(hù)及輔助裝置標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計規(guī)范Q/GDW175變壓器、高壓并聯(lián)電抗器和母線保護(hù)及輔助裝置標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計規(guī)范Q/GDW383智能變電站技術(shù)導(dǎo)則Q/GDW393 110(66kV220kV智能變電站設(shè)計規(guī)范Q/GDW394 330kV750kV智能變電站設(shè)計規(guī)范Q/GDW396 IEC61850工程繼電保護(hù)應(yīng)用模型電力二次系統(tǒng)安全防護(hù)總體方案和變電

8、站二次系統(tǒng)安全防護(hù)方案(國家電力監(jiān)管委員會第34號文,2006年2月IEC61588 Precision clock synchronization protocol for networked measurement and control systems網(wǎng)絡(luò)測量和控制系統(tǒng)的精密時鐘同步協(xié)議IEC61850 CommunicationNetworksandSystemsinSubstations變電站通信網(wǎng)絡(luò)和系統(tǒng)IEC62439 Highavailabilityautomationnetworks高可用性自動化網(wǎng)絡(luò)3術(shù)語和定義GB/T2900.15、GB/T2900.50、GB/T2900

9、.57、DL/T860.1、DL/T860.2和Q/GDW383、Q/GDW393、Q/GDW394中確立的以及下列術(shù)語和定義適用于本標(biāo)準(zhǔn)。3.1智能變電站smartsubstation采用先進(jìn)、可靠、集成、低碳、環(huán)保的智能設(shè)備,以全站信息數(shù)字化、通信平臺網(wǎng)絡(luò)化、信息共享標(biāo)準(zhǔn)化為基本要求,自動完成信息采集、測量、控制、保護(hù)、計量和監(jiān)測等基本功能,并可根據(jù)需要支持電網(wǎng)實時自動控制、智能調(diào)節(jié)、在線分析決策、協(xié)同互動等高級功能的變電站。3.2智能終端smartterminal一種智能組件。與一次設(shè)備采用電纜連接,與保護(hù)、測控等二次設(shè)備采用光纖連接,實現(xiàn)對一次設(shè)備(如:斷路器、刀閘、主變壓器等的測量、

10、控制等功能。3.3電子式互感器electronicinstrumenttransformer一種裝置,由連接到傳輸系統(tǒng)和二次轉(zhuǎn)換器的一個或多個電流或電壓傳感器組成,用于傳輸正比于被測量的量,以供給測量儀器、儀表和繼電保護(hù)或控制裝置。3.4電子式電流互感器electroniccurrenttransformer;ECT一種電子式互感器,在正常適用條件下,其二次轉(zhuǎn)換器的輸出實質(zhì)上正比于一次電流,且相位差在聯(lián)結(jié)方向正確時接近于已知相位角。3.5電子式電壓互感器electronicvoltagetransformer;EVT一種電子式互感器,在正常適用條件下,其二次電壓實質(zhì)上正比于一次電壓,且相位差在

11、聯(lián)結(jié)方向正確時接近于已知相位角。3.6電子式電流電壓互感器electroniccurrent&voltagetransformer;ECVT一種電子式互感器,由電子式電流互感器和電子式電壓互感器組合而成。3.7合并單元mergingunit;MU用以對來自二次轉(zhuǎn)換器的電流和/或電壓數(shù)據(jù)進(jìn)行時間相關(guān)組合的物理單元。合并單元可是互感器的一個組成件,也可是一個分立單元。3.8智能電子設(shè)備IntelligentElectronicDevice;IED包含一個或多個處理器,可接收來自外部源的數(shù)據(jù),或向外部發(fā)送數(shù)據(jù),或進(jìn)行控制的裝置,例如:電子多功能儀表、數(shù)字保護(hù)、控制器等。為具有一個或多個特定環(huán)境中特定

12、邏輯接點行為且受制于其接口的裝置。3.9MMS ManufacturingMessageSpecificationMMS即制造報文規(guī)范,是ISO/IEC9506標(biāo)準(zhǔn)所定義的一套用于工業(yè)控制系統(tǒng)的通信協(xié)議。MMS規(guī)范了工業(yè)領(lǐng)域具有通信能力的智能傳感器、智能電子設(shè)備(IED、智能控制設(shè)備的通信行為,使出自不同制造商的設(shè)備之間具有互操作性(Interoperation。3.10GOOSE GenericObjectOrientedSubstationEventGOOSE是一種面向通用對象的變電站事件。主要用于實現(xiàn)在多IED之間的信息傳遞,包括傳輸跳合閘信號(命令,具有高傳輸成功概率。3.11SV S

13、ampledValue采樣值?；诎l(fā)布/訂閱機(jī)制,交換采樣數(shù)據(jù)集中的采樣值的相關(guān)模型對象和服務(wù),以及這些模型對象和服務(wù)到ISO/IEC8802-3幀之間的映射。3.12互操作性interoperability來自同一或不同制造商的兩個及以上智能電子設(shè)備交換信息、使用信息以正確執(zhí)行規(guī)定功能的能力。3.13一致性測試conformancetest檢驗通信信道上數(shù)據(jù)流與標(biāo)準(zhǔn)條件的一致性,涉及到訪問組織、格式、位序列、時間同步、定時、信號格式和電平、對錯誤的反應(yīng)等。執(zhí)行一致性測試,證明與標(biāo)準(zhǔn)或標(biāo)準(zhǔn)特定描述部分相一致。一致性測試應(yīng)由通過ISO9001驗證的組織或系統(tǒng)集成者進(jìn)行。3.14交換機(jī)switch

14、一種有源的網(wǎng)絡(luò)元件。交換機(jī)連接兩個或多個子網(wǎng),子網(wǎng)本身可由數(shù)個網(wǎng)段通過轉(zhuǎn)發(fā)器連接而成。3.15分布式保護(hù)distributedprotection分布式保護(hù)面向間隔,由若干單元裝置組成,功能分布實現(xiàn)。3.16就地安裝保護(hù)locallyinstalledprotection在一次配電裝置場地內(nèi)緊鄰被保護(hù)設(shè)備安裝的繼電保護(hù)設(shè)備。3.17IED能力描述文件IEDCapabilityDescription;ICD文件由裝置廠商提供給系統(tǒng)集成廠商,該文件描述IED提供的基本數(shù)據(jù)模型及服務(wù),但不包含IED實例名稱和通信參數(shù)。3.18系統(tǒng)規(guī)格文件SystemSpecificationDescription;

15、SSD文件應(yīng)全站唯一,該文件描述變電站一次系統(tǒng)結(jié)構(gòu)以及相關(guān)聯(lián)的邏輯節(jié)點,最終包含在SCD 文件中。3.19全站系統(tǒng)配置文件SubstationConfigurationDescription;SCD文件應(yīng)全站唯一,該文件描述所有IED的實例配置和通信參數(shù)、IED之間的通信配置以及變電站一次系統(tǒng)結(jié)構(gòu),由系統(tǒng)集成廠商完成。SCD文件應(yīng)包含版本修改信息,明確描述修改時間、修改版本號等內(nèi)容。3.20IED實例配置文件ConfiguredIEDDescription;CID文件每個裝置有一個,由裝置廠商根據(jù)SCD文件中本IED相關(guān)配置生成。4總則4.1 本標(biāo)準(zhǔn)內(nèi)容是在規(guī)范性引用文件的基礎(chǔ)上對智能變電站繼

16、電保護(hù)所作的補(bǔ)充規(guī)定,與規(guī)范性引用文件不一致之處以本標(biāo)準(zhǔn)為準(zhǔn)。4.2 智能變電站繼電保護(hù)與站控層信息交互采用DL/T860(IEC61850標(biāo)準(zhǔn),跳合閘命令和聯(lián)閉鎖信息可通過直接電纜連接或GOOSE機(jī)制傳輸,電壓電流量可通過傳統(tǒng)互感器或電子式互感器采集。具體應(yīng)用中采用的技術(shù)應(yīng)遵循本標(biāo)準(zhǔn)中與之對應(yīng)的部分。4.3 繼電保護(hù)新技術(shù)應(yīng)滿足“可靠性、選擇性、靈敏性、速動性”的要求,并提高保護(hù)的性能和智能化水平。繼電保護(hù)在功能實現(xiàn)上是統(tǒng)一的整體,需要一次設(shè)備、二次回路、通道、保護(hù)裝置之間的配合協(xié)調(diào),發(fā)揮其整體性能。4.4220kV及以上電壓等級繼電保護(hù)系統(tǒng)應(yīng)遵循雙重化配置原則,每套保護(hù)系統(tǒng)裝置功能獨(dú)立完備

17、、安全可靠。雙重化配置的兩個過程層網(wǎng)絡(luò)應(yīng)遵循完全獨(dú)立的原則。4.5 按照國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T14285要求“除出口繼電器外,裝置內(nèi)的任一元件損壞時,裝置不應(yīng)誤動作跳閘”。智能變電站中的電子式互感器的二次轉(zhuǎn)換器(A/D采樣回路、合并單元(MU、光纖連接、智能終端、過程層網(wǎng)絡(luò)交換機(jī)等設(shè)備內(nèi)任一個元件損壞,除出口繼電器外,不應(yīng)引起保護(hù)誤動作跳閘。4.6 保護(hù)裝置應(yīng)不依賴于外部對時系統(tǒng)實現(xiàn)其保護(hù)功能。4.7 保護(hù)應(yīng)直接采樣,對于單間隔的保護(hù)應(yīng)直接跳閘,涉及多間隔的保護(hù)(母線保護(hù)宜直接跳閘。對于涉及多間隔的保護(hù)(母線保護(hù),如確有必要采用其他跳閘方式,相關(guān)設(shè)備應(yīng)滿足保護(hù)對可靠性和快速性的要求。4.8 繼電保護(hù)

18、設(shè)備與本間隔智能終端之間通信應(yīng)采用GOOSE點對點通信方式;繼電保護(hù)之間的聯(lián)閉鎖信息、失靈啟動等信息宜采用GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸方式。4.9 在技術(shù)先進(jìn)、運(yùn)行可靠的前提下,可采用電子式互感器。4.10110kV及以上電壓等級的過程層SV網(wǎng)絡(luò)、過程層GOOSE網(wǎng)絡(luò)、站控層MMS網(wǎng)絡(luò)應(yīng)完全獨(dú)立,繼電保護(hù)裝置接入不同網(wǎng)絡(luò)時,應(yīng)采用相互獨(dú)立的數(shù)據(jù)接口控制器。4.11110kV及以上電壓等級雙母線、單母線分段等接線型式(單斷路器EVT設(shè)置,宜在各線路、變壓器間隔分別裝設(shè)三相EVT,條件具備時宜采用ECVT。4.12 保護(hù)裝置宜獨(dú)立分散、就地安裝,保護(hù)裝置安裝運(yùn)行環(huán)境應(yīng)滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)技術(shù)要求。4.13110kV

19、及以下電壓等級宜采用保護(hù)測控一體化設(shè)備。4.14 智能變電站應(yīng)利用網(wǎng)絡(luò)技術(shù)將保護(hù)信息上送至站控層,集成斷路器變位動作信息、保護(hù)裝置、故障錄波等數(shù)據(jù)以及電子式互感器、MU、智能終端的狀態(tài)信息和變電站監(jiān)控信息,最終實現(xiàn)變電站故障信息綜合分析決策。4.15 智能變電站的二次安全防護(hù)應(yīng)嚴(yán)格遵照電力二次系統(tǒng)安全防護(hù)總體方案和變電站二次系統(tǒng)安全防護(hù)方案的要求,進(jìn)行安全分區(qū),通信邊界安全防護(hù),確?？刂乒δ馨踩?。5繼電保護(hù)及相關(guān)設(shè)備配置原則5.1一般要求a220kV及以上電壓等級的繼電保護(hù)及與之相關(guān)的設(shè)備、網(wǎng)絡(luò)等應(yīng)按照雙重化原則進(jìn)行配置,雙重化配置的繼電保護(hù)應(yīng)遵循以下要求:1每套完整、獨(dú)立的保護(hù)裝置應(yīng)能處理可

20、能發(fā)生的所有類型的故障。兩套保護(hù)之間不應(yīng)有任何電氣聯(lián)系,當(dāng)一套保護(hù)異?；蛲顺鰰r不應(yīng)影響另一套保護(hù)的運(yùn)行;2兩套保護(hù)的電壓(電流采樣值應(yīng)分別取自相互獨(dú)立的MU;3雙重化配置的MU應(yīng)與電子式互感器兩套獨(dú)立的二次采樣系統(tǒng)一一對應(yīng);4雙重化配置保護(hù)使用的GOOSE(SV網(wǎng)絡(luò)應(yīng)遵循相互獨(dú)立的原則,當(dāng)一個網(wǎng)絡(luò)異?；蛲顺鰰r不應(yīng)影響另一個網(wǎng)絡(luò)的運(yùn)行;5兩套保護(hù)的跳閘回路應(yīng)與兩個智能終端分別一一對應(yīng);兩個智能終端應(yīng)與斷路器的兩個跳閘線圈分別一一對應(yīng);6雙重化的線路縱聯(lián)保護(hù)應(yīng)配置兩套獨(dú)立的通信設(shè)備(含復(fù)用光纖通道、獨(dú)立纖芯、微波、載波等通道及加工設(shè)備等,兩套通信設(shè)備應(yīng)分別使用獨(dú)立的電源;7雙重化的兩套保護(hù)及其相關(guān)

21、設(shè)備(電子式互感器、MU、智能終端、網(wǎng)絡(luò)設(shè)備、跳閘線圈等的直流電源應(yīng)一一對應(yīng);8雙重化配置的保護(hù)應(yīng)使用主、后一體化的保護(hù)裝置。b保護(hù)裝置、智能終端等智能電子設(shè)備間的相互啟動、相互閉鎖、位置狀態(tài)等交換信息可通過GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸,雙重化配置的保護(hù)之間不直接交換信息;c雙母線電壓切換功能可由保護(hù)裝置分別實現(xiàn);d3/2接線型式,兩個斷路器的電流MU分別接入保護(hù)裝置,電壓MU單獨(dú)接入保護(hù)裝置;e110kV及以下保護(hù)就地安裝時,保護(hù)裝置宜集成智能終端等功能。5.2線路保護(hù)a220kV及以上線路按雙重化配置保護(hù)裝置,每套保護(hù)包含完整的主、后備保護(hù)功能;b線路過電壓及遠(yuǎn)跳就地判別功能應(yīng)集成在線路保護(hù)裝置中,

22、站內(nèi)其它裝置啟動遠(yuǎn)跳經(jīng)GOOSE網(wǎng)絡(luò)啟動。c線路保護(hù)直接采樣,直接跳斷路器;經(jīng)GOOSE網(wǎng)絡(luò)啟動斷路器失靈、重合閘。5.3變壓器保護(hù)a220kV及以上變壓器電量保護(hù)按雙重化配置,每套保護(hù)包含完整的主、后備保護(hù)功能;變壓器各側(cè)及公共繞組的MU均按雙重化配置,中性點電流、間隙電流并入相應(yīng)側(cè)MU;b110kV變壓器電量保護(hù)宜按雙套配置,雙套配置時應(yīng)采用主、后備保護(hù)一體化配置;若主、后備保護(hù)分開配置,后備保護(hù)宜與測控裝置一體化。變壓器各側(cè)MU按雙套配置,中性點電流、間隙電流并入相應(yīng)側(cè)MU;c變壓器保護(hù)直接采樣,直接跳各側(cè)斷路器;變壓器保護(hù)跳母聯(lián)、分段斷路器及閉鎖備自投、啟動失靈等可采用GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳

23、輸。變壓器保護(hù)可通過GOOSE網(wǎng)絡(luò)接收失靈保護(hù)跳閘命令,并實現(xiàn)失靈跳變壓器各側(cè)斷路器;d變壓器非電量保護(hù)采用就地直接電纜跳閘,信息通過本體智能終端上送過程層GOOSE網(wǎng);e變壓器保護(hù)可采用分布式保護(hù)。分布式保護(hù)由主單元和若干個子單元組成,子單元不應(yīng)跨電壓等級。5.4母線保護(hù)a220kV及以上電壓等級母線按雙重化配置母線保護(hù);b母線保護(hù)直接采樣、直接跳閘,當(dāng)接入元件數(shù)較多時,可采用分布式母線保護(hù)。5.5高壓并聯(lián)電抗器保護(hù)a高壓并聯(lián)電抗器電量保護(hù)按雙重化配置,每套保護(hù)包含完整的主、后備保護(hù)功能;b高壓并聯(lián)電抗器配置獨(dú)立的電流互感器,主電抗器首端、末端電流互感器共用一個MU;c高壓并聯(lián)電抗器非電量保

24、護(hù)采用就地直接電纜跳閘,并通過相應(yīng)斷路器的兩套智能終端發(fā)送GOOSE報文,實現(xiàn)遠(yuǎn)跳。5.63/2接線斷路器保護(hù)和短引線保護(hù)a斷路器保護(hù)按斷路器雙重化配置,每套保護(hù)包含失靈保護(hù)及重合閘等功能;b短引線保護(hù)可獨(dú)立設(shè)置,也可包含在邊斷路器保護(hù)內(nèi);c斷路器保護(hù)跳本斷路器采用點對點直接跳閘;本斷路器失靈時,經(jīng)GOOSE網(wǎng)絡(luò)通過相鄰斷路器保護(hù)或母線保護(hù)跳相鄰斷路器。5.7母聯(lián)(分段保護(hù)a220kV及以上母聯(lián)(分段斷路器按雙重化配置母聯(lián)(分段保護(hù)、合并單元、智能終端;b母聯(lián)(分段保護(hù)跳母聯(lián)(分段斷路器采用點對點直接跳閘方式;母聯(lián)(分段保護(hù)啟動母線失靈可采用GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸。5.866kV、35kV及以下間

25、隔保護(hù)a采用保護(hù)測控一體化設(shè)備,按間隔單套配置;b當(dāng)采用開關(guān)柜方式時,保護(hù)裝置安裝于開關(guān)柜內(nèi),不宜使用電子式互感器;c當(dāng)使用電子式互感器時,每個間隔的保護(hù)、測控、智能終端、合并單元功能宜按間隔合并實現(xiàn);d跨間隔開關(guān)量信息交換可采用過程層GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸。5.9錄波及網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析裝置a對于220kV及以上變電站,宜按電壓等級和網(wǎng)絡(luò)配置故障錄波裝置和網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析裝置,當(dāng)SV或GOOSE接入量較多時,單個網(wǎng)絡(luò)可配置多臺裝置。每臺故障錄波裝置或網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析裝置不應(yīng)跨接雙重化的兩個網(wǎng)絡(luò);b主變宜單獨(dú)配置主變故障錄波裝置;c故障錄波裝置和網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析裝置應(yīng)能記錄所有MU、過程層GOOSE

26、網(wǎng)絡(luò)的信息。錄波器、網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析裝置對應(yīng)SV網(wǎng)絡(luò)、GOOSE網(wǎng)絡(luò)、MMS網(wǎng)絡(luò)的接口,應(yīng)采用相互獨(dú)立的數(shù)據(jù)接口控制器;d采樣值傳輸可采用網(wǎng)絡(luò)方式或點對點方式,開關(guān)量采用DL/T860.81 (IEC61850-8-1通過過程層GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸,采樣值通過SV網(wǎng)絡(luò)傳輸時采用DL/T860.92(IEC61850-9-2協(xié)議;e故障錄波裝置采用網(wǎng)絡(luò)方式接受SV報文和GOOSE報文時,故障錄波功能和網(wǎng)絡(luò)記錄分析功能可采用一體化設(shè)計。5.10安全自動裝置a220kV及以上的安全穩(wěn)定控制裝置按雙重化配置;b備自投、過載聯(lián)切等功能可在間隔層或站控層實現(xiàn);c要求快速跳閘的安全穩(wěn)定控制裝置應(yīng)采用點對點直接

27、跳閘方式。5.11過程層網(wǎng)絡(luò)a過程層SV網(wǎng)絡(luò)、過程層GOOSE網(wǎng)絡(luò)、站控層網(wǎng)絡(luò)應(yīng)完全獨(dú)立配置;b過程層SV網(wǎng)絡(luò)、過程層GOOSE網(wǎng)絡(luò)宜按電壓等級分別組網(wǎng)。變壓器保護(hù)接入不同電壓等級的過程層GOOSE網(wǎng)時,應(yīng)采用相互獨(dú)立的數(shù)據(jù)接口控制器;c繼電保護(hù)裝置采用雙重化配置時,對應(yīng)的過程層網(wǎng)絡(luò)亦應(yīng)雙重化配置,第一套保護(hù)接入A網(wǎng),第二套保護(hù)接入B網(wǎng);110kV過程層網(wǎng)絡(luò)宜按雙網(wǎng)配置;d任兩臺智能電子設(shè)備之間的數(shù)據(jù)傳輸路由不應(yīng)超過4個交換機(jī);e根據(jù)間隔數(shù)量合理配置過程層交換機(jī),3/2接線型式,交換機(jī)宜按串設(shè)置。每臺交換機(jī)的光纖接入數(shù)量不宜超過16對,并配備適量的備用端口。5.12智能終端a220kV及以上電

28、壓等級智能終端按斷路器雙重化配置,每套智能終端包含完整的斷路器信息交互功能;b智能終端不設(shè)置防跳功能,防跳功能由斷路器本體實現(xiàn);c220kV及以上電壓等級變壓器各側(cè)的智能終端均按雙重化配置;110kV變壓器各側(cè)智能終端宜按雙套配置;d每臺變壓器、高壓并聯(lián)電抗器配置一套本體智能終端,本體智能終端包含完整的變壓器、高壓并聯(lián)電抗器本體信息交互功能(非電量動作報文、調(diào)檔及及測溫等,并可提供用于閉鎖調(diào)壓、啟動風(fēng)冷、啟動充氮滅火等出口接點;e智能終端采用就地安裝方式,放置在智能控制柜中;f智能終端跳合閘出口回路應(yīng)設(shè)置硬壓板。5.13電子式互感器(含合并單元a雙重化(或雙套配置保護(hù)所采用的電子式電流互感器一

29、、二次轉(zhuǎn)換器及合并單元應(yīng)雙重化(或雙套配置;b3/2接線型式,其線路EVT應(yīng)置于線路側(cè);c母線差動保護(hù)、變壓器差動保護(hù)、高抗差動保護(hù)用電子式電流互感器相關(guān)特性宜相同;d配置母線電壓合并單元。母線電壓合并單元可接收至少2組電壓互感器數(shù)據(jù),并支持向其它合并單元提供母線電壓數(shù)據(jù),根據(jù)需要提供電壓并列功能。各間隔合并單元所需母線電壓量通過母線電壓合并單元轉(zhuǎn)發(fā)。13/2接線:每段母線配置合并單元,母線電壓由母線電壓合并單元點對點通過線路電壓合并單元轉(zhuǎn)接;2雙母線接線,兩段母線按雙重化配置兩臺合并單元。每臺合并單元應(yīng)具備GOOSE接口,接收智能終端傳遞的母線電壓互感器刀閘位置、母聯(lián)刀閘位置和斷路器位置,用

30、于電壓并列;3雙母單分段接線,按雙重化配置兩臺母線電壓合并單元,不考慮橫向并列;4雙母雙分段接線,按雙重化配置四臺母線電壓合并單元,不考慮橫向并列;5用于檢同期的母線電壓由母線合并單元點對點通過間隔合并單元轉(zhuǎn)接給各間隔保護(hù)裝置。6繼電保護(hù)裝置及相關(guān)設(shè)備技術(shù)要求6.1繼電保護(hù)裝置技術(shù)要求繼電保護(hù)裝置除應(yīng)滿足總則4.6、4.7條要求外,還應(yīng)滿足以下要求:6.1.1 線路縱聯(lián)保護(hù)、母線差動保護(hù)、變壓器差動保護(hù)應(yīng)適應(yīng)常規(guī)互感器和電子式互感器混合使用的情況。6.1.2 保護(hù)裝置采樣值采用點對點接入方式,采樣同步應(yīng)由保護(hù)裝置實現(xiàn),支持GB/T20840.8(IEC60044-8或DL/T860.92(IE

31、C61850-9-2協(xié)議,在工程應(yīng)用時應(yīng)能靈活配置。6.1.3 保護(hù)裝置應(yīng)自動補(bǔ)償電子式互感器的采樣響應(yīng)延遲,當(dāng)響應(yīng)延時發(fā)生變化時應(yīng)閉鎖采自不同MU且有采樣同步要求的保護(hù)。保護(hù)裝置的采樣輸入接口數(shù)據(jù)的采樣頻率宜為4000Hz。6.1.4 保護(hù)裝置的交流量信息應(yīng)具備自描述功能,傳輸協(xié)議應(yīng)符合附錄A。6.1.5 保護(hù)裝置應(yīng)處理MU上送的數(shù)據(jù)品質(zhì)位(無效、檢修等,及時準(zhǔn)確提供告警信息。在異常狀態(tài)下,利用MU的信息合理地進(jìn)行保護(hù)功能的退出和保留,瞬時閉鎖可能誤動的保護(hù),延時告警,并在數(shù)據(jù)恢復(fù)正常之后盡快恢復(fù)被閉鎖的保護(hù)功能,不閉鎖與該異常采樣數(shù)據(jù)無關(guān)的保護(hù)功能。接入兩個及以上MU的保護(hù)裝置應(yīng)按MU設(shè)置

32、“MU投入”軟壓板。6.1.6 當(dāng)采用電子式互感器時,保護(hù)裝置應(yīng)針對電子式互感器特點優(yōu)化相關(guān)保護(hù)算法、提高保護(hù)性能。6.1.7 保護(hù)裝置應(yīng)采取措施,防止輸入的雙A/D數(shù)據(jù)之一異常時誤動作。6.1.8 除檢修壓板可采用硬壓板外,保護(hù)裝置應(yīng)采用軟壓板,滿足遠(yuǎn)方操作的要求。檢修壓板投入時,上送帶品質(zhì)位信息,保護(hù)裝置應(yīng)有明顯顯示(面板指示燈和界面顯示。參數(shù)、配置文件僅在檢修壓板投入時才可下裝,下裝時應(yīng)閉鎖保護(hù)。6.1.9 保護(hù)裝置應(yīng)同時支持GOOSE點對點和網(wǎng)絡(luò)方式傳輸,傳輸協(xié)議遵循DL/T860.81 (IEC61850-8-1。6.1.10 保護(hù)裝置采樣值接口和GOOSE接口數(shù)量應(yīng)滿足工程的需要,

33、母線保護(hù)、變壓器保護(hù)在接口數(shù)量較多時可采用分布式方案。6.1.11 保護(hù)裝置應(yīng)具備MMS接口與站控層設(shè)備通信。保護(hù)裝置的交流電流、交流電壓及保護(hù)設(shè)備參數(shù)的顯示、打印、整定應(yīng)能支持一次值,上送信息應(yīng)采用一次值。6.1.12 保護(hù)裝置內(nèi)部MMS接口、GOOSE接口、SV接口應(yīng)采用相互獨(dú)立的數(shù)據(jù)接口控制器接入網(wǎng)絡(luò)。6.1.13 保護(hù)裝置應(yīng)具備通信中斷、異常等狀態(tài)的檢測和告警功能。6.2對網(wǎng)絡(luò)及其設(shè)備的要求6.2.1 網(wǎng)絡(luò)除應(yīng)滿足總則4.10條要求外,還應(yīng)滿足以下要求:a變電站自動化系統(tǒng)宜采用開放式分層分布式系統(tǒng),由站控層、間隔層和過程層構(gòu)成;b繼電保護(hù)與故障錄波器應(yīng)共用站控層網(wǎng)絡(luò)上送信息;c電子式互

34、感器、MU、保護(hù)裝置、智能終端、過程層網(wǎng)絡(luò)交換機(jī)等設(shè)備之間應(yīng)采用光纖連接;正常運(yùn)行時,應(yīng)有實時監(jiān)測設(shè)備狀態(tài)及光纖連接狀態(tài)的措施;d站控層網(wǎng)絡(luò):網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)宜符合IEC62439標(biāo)準(zhǔn),滿足繼電保護(hù)信息傳送安全可靠的要求e過程層網(wǎng)絡(luò):網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)宜符合IEC62439標(biāo)準(zhǔn),宜采用雙網(wǎng)星型結(jié)構(gòu);f過程層SV數(shù)據(jù)應(yīng)以點對點方式接入繼電保護(hù)設(shè)備;g繼電保護(hù)設(shè)備與本間隔智能終端之間通信應(yīng)采用GOOSE點對點通信方式;h繼電保護(hù)之間的聯(lián)閉鎖信息、失靈啟動等信息宜采用GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸方式;i交換機(jī)的VLAN劃分應(yīng)采用最優(yōu)路徑方法結(jié)合邏輯功能劃分。6.2.2 對網(wǎng)絡(luò)可靠性的要求保護(hù)信息處理系統(tǒng)應(yīng)滿足二次系統(tǒng)安全防護(hù)要

35、求。6.2.3 對網(wǎng)絡(luò)時延的要求傳輸各種幀長數(shù)據(jù)時交換機(jī)固有時延應(yīng)小于10s。6.2.4 網(wǎng)絡(luò)交換機(jī),應(yīng)滿足以下要求:a應(yīng)采用工業(yè)級或以上等級產(chǎn)品;b應(yīng)使用無扇型,采用直流工作電源;c應(yīng)滿足變電站電磁兼容的要求;d支持端口速率限制和廣播風(fēng)暴限制;e提供完善的異常告警功能,包括失電告警、端口異常等。6.2.5 交換機(jī)的配置使用原則a根據(jù)間隔數(shù)量合理分配交換機(jī)數(shù)量,每臺交換機(jī)保留適量的備用端口;b任兩臺智能電子設(shè)備之間的數(shù)據(jù)傳輸路由不應(yīng)超過4個交換機(jī)。當(dāng)采用級聯(lián)方式時,不應(yīng)丟失數(shù)據(jù)。6.3電子式互感器技術(shù)要求6.3.1 電子式互感器內(nèi)應(yīng)由兩路獨(dú)立的采樣系統(tǒng)進(jìn)行采集,每路采樣系統(tǒng)應(yīng)采用雙A/D系統(tǒng)接

36、入MU,每個MU輸出兩路數(shù)字采樣值由同一路通道進(jìn)入一套保護(hù)裝置,以滿足雙重化保護(hù)相互完全獨(dú)立的要求。a羅氏線圈電子式互感器:每套ECT內(nèi)應(yīng)配置兩個保護(hù)用傳感元件,每個傳感元件由兩路獨(dú)立的采樣系統(tǒng)進(jìn)行采集(雙A/D系統(tǒng),兩路采樣系統(tǒng)數(shù)據(jù)通過同一通道輸出至MU,見圖1;b純光學(xué)電子式互感器:每套OCT/OVT內(nèi)應(yīng)配置兩個保護(hù)用傳感元件,由兩路獨(dú)立的采樣系統(tǒng)進(jìn)行采集(雙A/D 系統(tǒng),兩路采樣系統(tǒng)數(shù)據(jù)通過同一通道輸出至MU,見圖2;c全光纖電流互感器:每套FOCT內(nèi)宜配置四個保護(hù)用傳感元件,由四路獨(dú)立的采樣系統(tǒng)進(jìn)行采集(單A/D系統(tǒng),每兩路采樣系統(tǒng)數(shù)據(jù)通過各自通道輸出至同一MU,見圖3;d每套EVT內(nèi)

37、應(yīng)由兩路獨(dú)立的采樣系統(tǒng)進(jìn)行采集(雙A/D系統(tǒng),兩路采樣系統(tǒng)數(shù)據(jù)通過同一通道輸出數(shù)據(jù)至MU,見圖4;e每個MU對應(yīng)一個傳感元件(對應(yīng)FOCT宜為兩個傳感元件,每個MU輸出兩路數(shù)字采樣值由同一路通道進(jìn)入對應(yīng)的保護(hù)裝置;f每套ECVT內(nèi)應(yīng)同時滿足上述要求。 6.3.2 電子式互感器(含MU應(yīng)能真實地反映一次電流或電壓,額定延時時間不大于2ms、喚醒時間為0;電子式電流互感器的額定延時不大于2Ts(2個采樣周期,采樣頻率4000Hz 時Ts為250s;電子式電流互感器的復(fù)合誤差應(yīng)滿足5P級或5TPE級要求,電子式電壓互感器的復(fù)合誤差不大于3P級要求。6.3.3 用于雙重化保護(hù)的電子式互感器,其兩個采樣

38、系統(tǒng)應(yīng)由不同的電源供電并與相應(yīng)保護(hù)裝置使用同一組直流電源。6.3.4 電子式互感器采樣數(shù)據(jù)的品質(zhì)標(biāo)志應(yīng)實時反映自檢狀態(tài),不應(yīng)附加任何延時或展寬。6.4合并單元(MU6.4.1 每個MU應(yīng)能滿足最多12個輸入通道和至少8個輸出端口的要求。6.4.2MU應(yīng)能支持GB/T-20840.8(IEC60044-8、DL/T860.92(IEC61850-9-2等協(xié)議。當(dāng)MU采用GB/T-20840.8(IEC60044-8協(xié)議時,應(yīng)支持?jǐn)?shù)據(jù)幀通道可配置功能。6.4.3MU應(yīng)輸出電子式互感器整體的采樣響應(yīng)延時。6.4.4MU采樣值發(fā)送間隔離散值應(yīng)小于10S。6.4.5MU應(yīng)能提供點對點和組網(wǎng)輸出接口。6.

39、4.6MU輸出應(yīng)能支持多種采樣頻率,用于保護(hù)、測控的輸出接口采樣頻率宜為4000Hz。6.4.7 若電子式互感器由MU提供電源,MU應(yīng)具備對激光器的監(jiān)視以及取能回路的監(jiān)視能力。6.4.8MU輸出采樣數(shù)據(jù)的品質(zhì)標(biāo)志應(yīng)實時反映自檢狀態(tài),不應(yīng)附加任何延時或展寬。6.4.9 對傳統(tǒng)互感器通過MU數(shù)字化的采樣方式,相關(guān)技術(shù)要求參照6.3和6.4執(zhí)行。6.5智能終端6.5.1 智能終端應(yīng)具備以下功能:a接收保護(hù)跳合閘命令、測控的手合/手分?jǐn)嗦菲髅罴案綦x刀閘、地刀等GOOSE命令;輸入斷路器位置、隔離刀閘及地刀位置、斷路器本體信號(含壓力低閉鎖重合閘等;跳合閘自保持功能;控制回路斷線監(jiān)視、跳合閘壓力監(jiān)視與

40、閉鎖功能等;b智能終端應(yīng)具備三跳硬接點輸入接口,可靈活配置的保護(hù)點對點接口(最大考慮10個和GOOSE網(wǎng)絡(luò)接口;c至少提供兩組分相跳閘接點和一組合閘接點;d具備對時功能、事件報文記錄功能;e跳、合閘命令需可靠校驗;f智能終端的動作時間應(yīng)不大于7ms;g智能終端具備跳/合閘命令輸出的監(jiān)測功能。當(dāng)智能終端接收到跳閘命令后,應(yīng)通過GOOSE網(wǎng)發(fā)出收到跳令的報文;h智能終端的告警信息通過GOOSE上送。6.5.2 智能終端配置單工作電源。6.5.3 智能終端不配置液晶顯示屏,但應(yīng)具備(斷路器位置指示燈位置顯示和告警。6.5.4 智能終端不設(shè)置防跳功能,防跳功能由斷路器本體實現(xiàn)。6.6SCD文件規(guī)范6.

41、6.1ICD、SCD、CID文件符合統(tǒng)一的模型要求,適用于通用的配置工具和靜態(tài)檢測、分析軟件。6.6.2ICD文件應(yīng)完整描述IED提供的數(shù)據(jù)模型及服務(wù),采用模塊化設(shè)計,包含版本信息。6.6.3SCD文件應(yīng)完整描述全站IED之間邏輯關(guān)系,應(yīng)采用模塊化設(shè)計,應(yīng)包含版本信息。6.6.4CID文件應(yīng)完整描述本IED的實例化信息,應(yīng)包含版本信息。6.7智能控制柜的技術(shù)要求6.7.1 控制柜應(yīng)裝有100mm2截面的銅接地母線,并與柜體絕緣,接地母線末端應(yīng)裝好可靠的壓接式端子,以備接到電站的接地網(wǎng)上。柜體應(yīng)采用雙層結(jié)構(gòu),循環(huán)通風(fēng)。6.7.2 控制柜內(nèi)設(shè)備的安排及端子排的布置,應(yīng)保證各套保護(hù)的獨(dú)立性,在一套保

42、護(hù)檢修時不影響其他任何一套保護(hù)系統(tǒng)的正常運(yùn)行。6.7.3 控制柜應(yīng)具備溫度、濕度的采集、調(diào)節(jié)功能,柜內(nèi)溫度控制在-1050,濕度保持在90%以下,并可通過智能終端GOOSE接口上送溫度、濕度信息。6.7.4 控制柜應(yīng)能滿足GB/T18663.3變電站戶外防電磁干擾的要求。6.8光纖敷設(shè)6.8.1 智能變電站內(nèi),除縱聯(lián)保護(hù)通道外,應(yīng)采用多模光纖,采用無金屬、阻燃、防鼠咬的光纜。6.8.2 雙重化的兩套保護(hù)應(yīng)采用兩根獨(dú)立的光纜。6.8.3 光纜不宜與動力電纜同溝(槽敷設(shè)。6.8.4 光纜應(yīng)留有足夠的備用芯。6.9故障錄波器及網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析裝置6.9.1 網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析裝置對全站各種網(wǎng)絡(luò)報文進(jìn)行

43、實時監(jiān)視、捕捉、存儲、分析和統(tǒng)計。網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析裝置宜具備變電站網(wǎng)絡(luò)通信狀態(tài)的在線監(jiān)視和狀態(tài)評估功能。6.9.2 故障錄波器及網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析裝置對報文的捕捉應(yīng)安全、透明,不得對原有的網(wǎng)絡(luò)通信產(chǎn)生任何影響。應(yīng)能監(jiān)視、捕捉過程層SV網(wǎng)絡(luò)、過程層GOOSE網(wǎng)絡(luò)報文的傳輸。6.9.3 故障錄波器和網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析裝置支持雙A/D系統(tǒng),記錄兩路A/D數(shù)字采樣數(shù)據(jù)和報文。6.9.4 故障錄波器和網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析裝置應(yīng)具有MMS接口,裝置相關(guān)信息經(jīng)MMS接口直接上送站控層。6.10對時合并單元、智能終端、保護(hù)裝置可通過IRIG-B(DC碼對時,也可采用IEC-61588 (IEEE1588標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行網(wǎng)絡(luò)對

44、時,對時精度應(yīng)滿足要求。7繼電保護(hù)信息交互原則7.1繼電保護(hù)設(shè)備信息交互要求7.1.1 智能變電站繼電保護(hù)應(yīng)滿足運(yùn)行維護(hù)、監(jiān)視控制及無人值班、智能電網(wǎng)調(diào)度等信息交互的要求。繼電保護(hù)設(shè)備與站控層設(shè)備通信,其標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)采用DL/T860(IEC61850。7.1.2 繼電保護(hù)設(shè)備與MU通信,其標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)采用DL/T860.92(IEC61850-9-2或GB/T20840.8(IEC60044-8;繼電保護(hù)設(shè)備與智能終端、繼電保護(hù)設(shè)備過程層之間的通信,其標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)采用DL/T860.81(IEC61850-8-1。7.1.3 繼電保護(hù)設(shè)備的通信服務(wù)、數(shù)據(jù)模型以及配置流程應(yīng)滿足Q/GDW396-2009IEC6

45、1850工程繼電保護(hù)應(yīng)用模型的要求。7.1.4 繼電保護(hù)設(shè)備應(yīng)該支持在線和離線獲取模型,離線獲取和在線召喚的模型應(yīng)保持一致。定值模型應(yīng)包含描述、定值單位、定值上限、定值下限等信息。7.1.5 繼電保護(hù)設(shè)備應(yīng)將檢修壓板狀態(tài)上送站控層;當(dāng)繼電保護(hù)設(shè)備檢修壓板投入時,上送報文中信號的品質(zhì)q的“Test位”應(yīng)置位。7.1.6 繼電保護(hù)設(shè)備應(yīng)支持取代服務(wù),取代數(shù)據(jù)的上送報文中,信號的品質(zhì)q的“取代位”應(yīng)置位。7.1.7 繼電保護(hù)設(shè)備應(yīng)能夠支持不小于16個客戶端的TCP/IP訪問連接;應(yīng)能夠支持10個報告實例。7.2交互信息內(nèi)容7.2.1 變電站配置信息應(yīng)包括ICD文件、SSD文件、SCD文件和CID文件

46、。7.2.2 繼電保護(hù)設(shè)備應(yīng)支持上送采樣值、開關(guān)量、壓板狀態(tài)、設(shè)備參數(shù)、定值區(qū)號及定值、自檢信息、異常告警信息、保護(hù)動作事件及參數(shù)(故障相別、跳閘相別和測距、錄波報告信息、裝置硬件信息、裝置軟件版本信息、裝置日志信息等數(shù)據(jù)。7.2.3 故障錄波器應(yīng)支持上送故障錄波簡報、錄波文件列表、錄波文件、錄波器工作狀態(tài)信息及錄波器定值等。7.2.4 繼電保護(hù)設(shè)備主動上送的信息應(yīng)包括開關(guān)量變位信息、異常告警信息和保護(hù)動作事件信息等。7.2.5 繼電保護(hù)設(shè)備應(yīng)支持遠(yuǎn)方投退壓板、修改定值、切換定值區(qū)、設(shè)備復(fù)歸功能,并具備權(quán)限管理功能。7.2.6 繼電保護(hù)設(shè)備的自檢信息應(yīng)包括硬件損壞、功能異常、與過程層設(shè)備通信狀

47、況等。7.2.7 繼電保護(hù)設(shè)備應(yīng)支持遠(yuǎn)方召喚至少最近八次錄波報告的功能。7.3站控層相關(guān)設(shè)備的要求7.3.1 變電站監(jiān)控系統(tǒng)應(yīng)能分辨繼電保護(hù)裝置正常運(yùn)行和檢修信息,并在不同的窗口顯示。7.3.2 站控層設(shè)備應(yīng)具備保護(hù)及錄波信息收集、處理、控制、存儲并按要求向調(diào)度端發(fā)送的能力。7.3.3 站控層設(shè)備應(yīng)支持對裝置信息的優(yōu)先級劃分,信息分級原則可配置。8繼電保護(hù)就地化實施原則8.1 就地化安裝的繼電保護(hù)裝置應(yīng)靠近被保護(hù)設(shè)備,減少與互感器(合并單元及操作箱(智能終端的連接電纜(光纜長度。當(dāng)采用開關(guān)柜方式時,保護(hù)設(shè)備安裝于開關(guān)柜內(nèi);對于戶內(nèi)GIS廠站,保護(hù)設(shè)備宜就地安裝于GIS匯控柜內(nèi);對于戶外安裝的廠

48、站,可就地安裝于智能控制柜內(nèi)。8.2 就地安裝繼電保護(hù)裝置的匯控柜和智能控制柜應(yīng)符合相應(yīng)的技術(shù)規(guī)范,具有規(guī)定的防護(hù)性能和環(huán)境調(diào)節(jié)性能,為繼電保護(hù)裝置提供必需的運(yùn)行環(huán)境。就地安裝的繼電保護(hù)裝置應(yīng)能適應(yīng)匯控柜和智能控制柜規(guī)定的柜內(nèi)部環(huán)境條件。8.3 繼電保護(hù)裝置采用就地安裝方式時,220kV及以下電壓等級宜采用保護(hù)測控一體化設(shè)備;母線保護(hù)、變壓器保護(hù)宜采用分布式保護(hù)設(shè)備,子單元就地安裝,主單元可安裝于室內(nèi),主、子單元間應(yīng)采用光纖連接。8.4 繼電保護(hù)裝置采用就地安裝方式時,應(yīng)采用電纜跳閘。8.5 就地安裝的繼電保護(hù)裝置應(yīng)具有運(yùn)行、位置指示燈和告警指示信息,可不配備液晶顯示器,但應(yīng)具有用于調(diào)試、巡檢

49、的接口和外設(shè)。8.6 雙重化配置的繼電保護(hù)裝置就地安裝時宜分別安裝在不同的智能控制柜中。a雙跳閘線圈的每臺斷路器配置兩臺智能控制柜,每臺智能控制柜各安裝一套智能終端;b雙重化的母線保護(hù)、變壓器保護(hù)采用分布式方案時,每套主單元各組一面保護(hù)柜。8.7 就地安裝的繼電保護(hù)設(shè)備的輸入、輸出接口宜統(tǒng)一。a當(dāng)為常規(guī)互感器時,宜直接用電纜接入交流電流電壓回路;b保護(hù)裝置(子單元的跳閘出口接點應(yīng)采用電纜直接接至智能終端(操作箱;c保護(hù)裝置需要的本間隔的開關(guān)和刀閘位置信號宜用電纜直接接入,保護(hù)聯(lián)閉鎖信號等宜采用光纖GOOSE網(wǎng)交換。8.8 當(dāng)采用合并單元(MU時,MU的配置及與保護(hù)的連接方式按前面各章的規(guī)定,雙

50、重化的合并單元可對應(yīng)雙重化的智能終端分別安裝在兩個智能控制柜中。8.9 戶外就地安裝的繼電保護(hù)裝置,當(dāng)安裝于不具有環(huán)境調(diào)節(jié)性能的屏柜時,應(yīng)滿足以下使用環(huán)境條件:a大氣壓力:70106kpa;b環(huán)境溫度:2570;c最大相對濕度:95%(日平均,90%(月平均;d抗震能力:水平加速度0.30g,垂直加速度0.15g。附錄A(規(guī)范性附錄支持通道可配置的擴(kuò)展IEC60044-8協(xié)議幀格式A.1鏈路層A.1.1傳輸規(guī)則aIEC60044-8標(biāo)準(zhǔn)中的鏈路層選定為IEC6087051的FT3格式。通用幀的標(biāo)準(zhǔn)傳輸速度為10Mbit/s(數(shù)據(jù)時鐘,采用曼徹斯特編碼,首先傳輸MSB(最高位。bIEC60044

51、-8串行通訊光波長范圍為820nm860nm(850nm,光纜類型為62.5/125m多模光纖,光纖接口類型為ST/ST。c鏈接服務(wù)類別為S1:SEND/NOREPLY(發(fā)送/不回答。這實際上反映了互感器連續(xù)和周期性地傳輸其數(shù)值并不需要二次設(shè)備的任何認(rèn)可或應(yīng)答。d傳輸細(xì)則:1R1空閑狀態(tài)是二進(jìn)制1。兩幀之間按曼徹斯特編碼連續(xù)傳輸此值1,為了使接收器的時鐘容易同步,由此提高通訊鏈接的可靠性。兩幀之間應(yīng)傳輸最少20個空閑位。2R2幀的最初兩個八位字節(jié)代表起始符。3R3 16個八位字節(jié)用戶數(shù)據(jù)由一個16比特校驗序列結(jié)束。需要時,幀應(yīng)填滿緩沖字節(jié),以完成給定的字節(jié)數(shù)。4R4由下列多項式生成校驗序列碼:

52、X16+X13+X12+X11+X10+X8+X6+X5+X2+1注:此規(guī)范生成的16比特校驗序列需按位取反。5R5接收器檢驗信號品質(zhì)、起始符、各校驗序列和幀長度。A.1.2幀格式FT3幀格式中包括3個數(shù)據(jù)塊,考慮到為了擴(kuò)展采樣通道數(shù),將鏈路層幀格式擴(kuò)展為4個數(shù)據(jù)塊。鏈路層幀格式見表A1。 A.2.2.2邏輯節(jié)點名(LNNameLNName=ENUM8 0.255本標(biāo)準(zhǔn)定義的點對點鏈接的邏輯節(jié)點名(LNName值是02。A.2.2.3數(shù)據(jù)集名(DataSetNameDataSetName=ENUM8 0.255DataSetName是識別數(shù)據(jù)集結(jié)構(gòu)的一個獨(dú)定數(shù),即數(shù)據(jù)通道分配。其允許值為01和

53、FEH (十進(jìn)制254。DataSetName=01對應(yīng)為標(biāo)準(zhǔn)通道映射。由于擴(kuò)展協(xié)議中通道映射為可配置,不是標(biāo)準(zhǔn)通道映射,所以DataSetName=FEH(十進(jìn)制254。A.2.2.4邏輯設(shè)備名(LDNameLDName=UI16, 0.65535邏輯設(shè)備名(LDName是用在變電站中識別數(shù)據(jù)集信號源的一個獨(dú)定數(shù)。LDName可以參數(shù)化,例如,在安裝時給定其參數(shù)。工程實施中,每個合并單元對應(yīng)一個邏輯設(shè)備名(無符號16位整數(shù)。需接收多個合并單元的保護(hù)裝置,可根據(jù)邏輯設(shè)備名識別數(shù)據(jù)來源。A.2.2.5額定相電流(PhsA.ArtgPhsA.Artg:=UI16 0.65535額定相電流以安培(方

54、均根值數(shù)給出。A.2.2.6額定中性點電流(Neut.ArtgNeut.Artg:=UI16 0.65535額定中性點電流以安培(方均根值數(shù)給出。A.2.2.7額定相電壓和額定中性點電壓(PhsA.VrtgPhsA.Vrtg:=UI16 0.65535額定電壓以1/(3 10kV(方均根值數(shù)給出。額定相電壓和額定中性點電壓皆乘以103進(jìn)行傳輸,避免舍位誤差。A.2.2.8額定延遲時間tdr:=UI16 0.65535額定延遲時間以微秒(s數(shù)給出。A.2.2.9樣本計數(shù)器(SmpCtrSmpCtr=UI161.16 0.655350.65535 :=順序計數(shù)每進(jìn)行一次新的模擬量采樣,該16比特計

55、數(shù)器加1。采用同步脈沖進(jìn)行各合并單元同步時,樣本計數(shù)應(yīng)隨每一個同步脈沖出現(xiàn)時置零。在沒有外部同步情況下,樣本計數(shù)器根據(jù)采樣率進(jìn)行自行翻轉(zhuǎn)(比如在每秒4000點的采樣速率下,樣本計數(shù)器范圍為0-3999。A.2.2.10數(shù)據(jù)通道DataChannel#1至DataChannel#22DataChannel#n:=I16 32768 32767 (即16比特線型2s補(bǔ)碼DataChannel#1至DataChannel#22各數(shù)據(jù)通道給出測得的即時值。對測量值的數(shù)據(jù)通道分配,可以根據(jù)合并單元采樣發(fā)送數(shù)據(jù)集中的內(nèi)容靈活配置。保護(hù)三相電流參考值為額定相電流,比例因子為SCP。中性點電流參考值為額定中性

56、點電流,比例因子為SCP。測量三相電流參考值為額定相電流,比例因子為SCM。電壓參考值為額定相電壓,比例因子為SV。數(shù)字量輸出額定值和比例因子如表A3。 A.3.3工程實施的配置方法具體配置原則如下:a合并單元應(yīng)在ICD文件中預(yù)先定義采樣值訪問點M1,并配置采樣值發(fā)送數(shù)據(jù)集。b采樣值輸出數(shù)據(jù)集應(yīng)支持DA方式,數(shù)據(jù)集的FCDA中包含每個采樣值的instMag.i。c合并單元裝置應(yīng)在ICD文件的采樣值數(shù)據(jù)集中預(yù)先配置滿足工程需要的采樣值輸出,采樣值發(fā)送數(shù)據(jù)集的一個FCDA成員就是一個采樣值輸出虛端子。為了避免誤選含義相近的信號,進(jìn)行采樣值邏輯連線配置時應(yīng)從合并單元采樣值發(fā)送數(shù)據(jù)集中選取信號。d保護(hù)裝置應(yīng)在ICD文件中預(yù)先定義采樣值訪問點M1,并配置采樣值輸入邏輯節(jié)點。采樣值輸入定義采用虛端子的概念,一個TCTR的Amp信號或TVTR的Vol信號就是一個采樣值輸入虛端子。保護(hù)裝置根據(jù)應(yīng)用需要,定義全部的采樣值輸入。通過邏輯節(jié)點中Amp 或者Vol的描述和dU,可以