国家电网公司企业标准智能变电站继电保护技术规范模板.doc

国家电网企业企业标准Q/GDW441智能变电站继电保护技术规范Technical Specifications of Protection for Smart Substation-04-27公布 -04-27实施国家电网企业 公布目 次序言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标准46继电保护装置及相关设备技术要求77继电保护信息交互标准128继电保护就地化实施标准13附录A（规范性附录） 支持通道可配置扩展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 言为加紧建设坚强智能电网，提升智能变电站建设效率和效益，根据“统一计划、统一标准、统一建设”标准，特制订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/T1.1标准化工作导则 第1部分：标准结构和编写要求。本标准针对智能变电站特点，关键规范了继电保护配置标准、技术要求、信息交互标准和电子式互感器、合并单元等相关设备配置标准及技术要求。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解释。本标准由国家电网企业科技部归口。本标准关键起草单位：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。本标准参与起草单位：国网电力科学研究院、南京南瑞继保电气、北京四方继保自动化、国电南京自动化股份、许继电气股份、深圳南瑞科技、南京新宁光电自动化、南瑞航天（北京）电气控制技术、西安同维电力技术有限责任企业。本标准关键起草人：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。智能变电站继电保护技术规范1范围本标准要求了110kV（66kV）及以上电压等级新建、改（扩）建智能变电站继电保护及相关设备技术标准和要求。本标准适适用于110kV（66kV）及以上电压等级新建、改（扩）建智能变电站。智能变电站继电保护及相关设备应采取本标准全部或和技术选择相对应部分。2规范性引用文件下列文件中条款经过本标准引用而成为本标准条款。通常注日期引用文件，其随即全部修改单（不包含勘误内容）或修订版均不适适用于本标准，然而，激励依据本标准达成协议各方研究是否可使用这些文件最新版本。通常不注日期引用文件，其最新版本适适用于本标准。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试验第3部分：机柜、机架和插箱电磁屏蔽性能试验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：）DL/T478静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T663 220kV500kV电力系统故障动态统计装置检测要求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/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，2月）IEC61588 Precision clock synchronization protocol for networked measurement and control systems网络测量和控制系统精密时钟同时协议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中确立和下列术语和定义适适用于本标准。3.1智能变电站smartsubstation采取优异、可靠、集成、低碳、环境保护智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基础要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基础功效，并可依据需要支持电网实时自动控制、智能调整、在线分析决议、协同互动等高级功效变电站。3.2智能终端smartterminal一个智能组件。和一次设备采取电缆连接，和保护、测控等二次设备采取光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）测量、控制等功效。3.3电子式互感器electronicinstrumenttransformer一个装置，由连接到传输系统和二次转换器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一个电子式互感器，在正常适用条件下，其二次转换器输出实质上正比于一次电流，且相位差在联结方向正确时靠近于已知相位角。3.5电子式电压互感器electronicvoltagetransformer;EVT一个电子式互感器，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靠近于已知相位角。3.6电子式电流电压互感器electroniccurrent&voltagetransformer;ECVT一个电子式互感器，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电流和/或电压数据进行时间相关组合物理单元。合并单元可是互感器一个组成件，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，可接收来自外部源数据，或向外部发送数据，或进行控制装置，比如：电子多功效仪表、数字保护、控制器等。为含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装置。3.9MMS ManufacturingMessageSpecificationMMS即制造报文规范，是ISO/IEC9506标准所定义一套用于工业控制系统通信协议。MMS规范了工业领域含有通信能力智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备通信行为，使出自不一样制造商设备之间含有互操作性（Interoperation）。3.10GOOSE GenericObjectOrientedSubstationEventGOOSE是一个面向通用对象变电站事件。关键用于实现在多IED之间信息传输，包含传输跳合闸信号（命令），含有高传输成功概率。3.11SV SampledValue采样值。基于公布/订阅机制，交换采样数据集中采样值相关模型对象和服务，和这些模型对象和服务到ISO/IEC8802-3帧之间映射。3.12互操作性interoperability来自同一或不一样制造商两个及以上智能电子设备交换信息、使用信息以正确实施要求功效能力。3.13一致性测试conformancetest检验通信信道上数据流和标准条件一致性，包含到访问组织、格式、位序列、时间同时、定时、信号格式和电平、对错误反应等。实施一致性测试，证实和标准或标准特定描述部分相一致。一致性测试应由经过ISO9001验证组织或系统集成者进行。3.14交换机switch一个有源网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段经过转发器连接而成。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，功效分布实现。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提供基础数据模型及服务，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和相关联逻辑节点，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，该文件描述全部IED实例配置和通信参数、IED之间通信配置和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 本标准内容是在规范性引用文件基础上对智能变电站继电保护所作补充要求，和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和站控层信息交互采取DL/T860（IEC61850）标准，跳合闸命令和联闭锁信息可经过直接电缆连接或GOOSE机制传输，电压电流量可经过传统互感器或电子式互感器采集。具体应用中采取技术应遵照本标准中和之对应部分。4.3 继电保护新技术应满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”要求，并提升保护性能和智能化水平。继电保护在功效实现上是统一整体，需要一次设备、二次回路、通道、保护装置之间配合协调，发挥其整体性能。4.4220kV及以上电压等级继电保护系统应遵照双重化配置标准，每套保护系统装置功效独立完备、安全可靠。双重化配置两个过程层网络应遵照完全独立标准。4.5 根据国家标准GB/T14285要求“除出口继电器外，装置内任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸”。智能变电站中电子式互感器二次转换器（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，不应引发保护误动作跳闸。4.6 保护装置应不依靠于外部对时系统实现其保护功效。4.7 保护应直接采样，对于单间隔保护应直接跳闸，包含多间隔保护（母线保护）宜直接跳闸。对于包含多间隔保护（母线保护），如确有必需采取其它跳闸方法，相关设备应满足保护对可靠性和快速性要求。4.8 继电保护设备和本间隔智能终端之间通信应采取GOOSE点对点通信方法；继电保护之间联闭锁信息、失灵开启等信息宜采取GOOSE网络传输方法。4.9 在技术优异、运行可靠前提下，可采取电子式互感器。4.10110kV及以上电压等级过程层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一样网络时，应采取相互独立数据接口控制器。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，条件含有时宜采取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取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、故障录波等数据和电子式互感器、MU、智能终端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议。4.15 智能变电站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要求，进行安全分区，通信边界安全防护，确保控制功效安全。5继电保护及相关设备配置标准5.1通常要求a）220kV及以上电压等级继电保护及和之相关设备、网络等应根据双重化标准进行配置，双重化配置继电保护应遵照以下要求：1） 每套完整、独立保护装置应能处理可能发生全部类型故障。两套保护之间不应有任何电气联络，当一套保护异常或退出时不应影响另一套保护运行；2） 两套保护电压（电流）采样值应分别取自相互独立MU；3） 双重化配置MU应和电子式互感器两套独立二次采样系统一一对应；4） 双重化配置保护使用GOOSE（SV）网络应遵照相互独立标准，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络运行；5） 两套保护跳闸回路应和两个智能终端分别一一对应；两个智能终端应和断路器两个跳闸线圈分别一一对应；6） 双重化线路纵联保护应配置两套独立通信设备（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电源；7） 双重化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）直流电源应一一对应；8） 双重化配置保护应使用主、后一体化保护装置。b） 保护装置、智能终端等智能电子设备间相互开启、相互闭锁、位置状态等交换信息可经过GOOSE网络传输，双重化配置保护之间不直接交换信息；c） 双母线电压切换功效可由保护装置分别实现；d）3/2接线型式，两个断路器电流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效。5.2线路保护a）220kV及以上线路按双重化配置保护装置，每套保护包含完整主、后备保护功效；b） 线途经电压及远跳就地判别功效应集成在线路保护装置中，站内其它装置开启远跳经GOOSE网络开启。c） 线路保护直接采样，直接跳断路器；经GOOSE网络开启断路器失灵、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，每套保护包含完整主、后备保护功效；变压器各侧及公共绕组MU均按双重化配置，中性点电流、间隙电流并入对应侧MU；b）110kV变压器电量保护宜按双套配置，双套配置时应采取主、后备保护一体化配置；若主、后备保护分开配置，后备保护宜和测控装置一体化。变压器各侧MU按双套配置，中性点电流、间隙电流并入对应侧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、开启失灵等可采取GOOSE网络传输。变压器保护可经过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取就地直接电缆跳闸，信息经过本体智能终端上送过程层GOOSE网；e） 变压器保护可采取分布式保护。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，可采取分布式母线保护。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，每套保护包含完整主、后备保护功效；b） 高压并联电抗器配置独立电流互感器，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取就地直接电缆跳闸，并经过对应断路器两套智能终端发送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效；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取点对点直接跳闸；本断路器失灵时，经GOOSE网络经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）断路器采取点对点直接跳闸方法；母联（分段）保护开启母线失灵可采取GOOSE网络传输。5.866kV、35kV及以下间隔保护a） 采取保护测控一体化设备，按间隔单套配置；b） 当采取开关柜方法时，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，每个间隔保护、测控、智能终端、合并单元功效宜按间隔合并实现；d） 跨间隔开关量信息交换可采取过程层GOOSE网络传输。5.9录波及网络报文统计分析装置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统计分析装置，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统计分析装置不应跨接双重化两个网络；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统计分析装置应能统计全部MU、过程层GOOSE网络信息。录波器、网络报文统计分析装置对应SV网络、GOOSE网络、MMS网络接口，应采取相互独立数据接口控制器；d） 采样值传输可采取网络方法或点对点方法，开关量采取DL/T860.81（IEC61850-8-1）经过过程层GOOSE网络传输，采样值经过SV网络传输时采取DL/T860.92（IEC61850-9-2）协议；e） 故障录波装置采取网络方法接收SV报文和GOOSE报文时，故障录波功效和网络统计分析功效可采取一体化设计。5.10安全自动装置a）220kV及以上安全稳定控制装置按双重化配置；b） 备自投、过载联切等功效可在间隔层或站控层实现；c） 要求快速跳闸安全稳定控制装置应采取点对点直接跳闸方法。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。变压器保护接入不一样电压等级过程层GOOSE网时，应采取相互独立数据接口控制器；c） 继电保护装置采取双重化配置时，对应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数据传输路由不应超出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。每台交换机光纤接入数量不宜超出16对，并配置适量备用端口。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断路器信息交互功效；b） 智能终端不设置防跳功效，防跳功效由断路器本体实现；c）220kV及以上电压等级变压器各侧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变压器、高压并联电抗器本体信息交互功效（非电量动作报文、调档及及测温等），并可提供用于闭锁调压、开启风冷、开启充氮灭火等出口接点；e） 智能终端采取就地安装方法，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）配置保护所采取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征宜相同；d） 配置母线电压合并单元。母线电压合并单元可接收最少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，依据需要提供电压并列功效。各间隔合并单元所需母线电压量经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经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。每台合并单元应含有GOOSE接口，接收智能终端传输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）用于检同期母线电压由母线合并单元点对点经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：6.1.1 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情况。6.1.2 保护装置采样值采取点对点接入方法，采样同时应由保护装置实现，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 保护装置应自动赔偿电子式互感器采样响应延迟，当响应延时发生改变时应闭锁采自不一样MU且有采样同时要求保护。保护装置采样输入接口数据采样频率宜为4000Hz。6.1.4 保护装置交流量信息应含有自描述功效，传输协议应符合附录A。6.1.5 保护装置应处理MU上送数据品质位（无效、检修等），立即正确提供告警信息。在异常状态下，利用MU信息合理地进行保护功效退出和保留，瞬时闭锁可能误动保护，延时告警，并在数据恢复正常以后立即恢复被闭锁保护功效，不闭锁和该异常采样数据无关保护功效。接入两个及以上MU保护装置应按MU设置“MU投入”软压板。6.1.6 当采取电子式互感器时，保护装置应针对电子式互感器特点优化相关保护算法、提升保护性能。6.1.7 保护装置应采取方法，预防输入双A/D数据之一异常时误动作。6.1.8 除检修压板可采取硬压板外，保护装置应采取软压板，满足远方操作要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有显著显示（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点对点和网络方法传输，传输协议遵照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需要，母线保护、变压器保护在接口数量较多时可采取分布式方案。6.1.11 保护装置应含有MMS接口和站控层设备通信。保护装置交流电流、交流电压及保护设备参数显示、打印、整定应能支持一次值，上送信息应采取一次值。6.1.12 保护装置内部MMS接口、GOOSE接口、SV接口应采取相互独立数据接口控制器接入网络。6.1.13 保护装置应含有通信中止、异常等状态检测和告警功效。6.2对网络及其设备要求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取开放式分层分布式系统，由站控层、间隔层和过程层组成；b)继电保护和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取光纤连接；正常运行时，应有实时监测设备状态及光纤连接状态方法；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要求e） 过程层网络：网络结构宜符合IEC62439标准，宜采取双网星型结构；f） 过程层SV数据应以点对点方法接入继电保护设备；g） 继电保护设备和本间隔智能终端之间通信应采取GOOSE点对点通信方法；h） 继电保护之间联闭锁信息、失灵开启等信息宜采取GOOSE网络传输方法；i） 交换机VLAN划分应采取最优路径方法结合逻辑功效划分。6.2.2 对网络可靠性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 对网络时延要求传输多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） 应采取工业级或以上等级产品；b） 应使用无扇型，采取直流工作电源；c） 应满足变电站电磁兼容要求；d） 支持端口速率限制和广播风暴限制；e） 提供完善异常告警功效，包含失电告警、端口异常等。6.2.5 交换机配置使用标准a） 依据间隔数量合理分配交换机数量，每台交换机保留适量备用端口；b） 任两台智能电子设备之间数据传输路由不应超出4个交换机。当采取级联方法时，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采样系统进行采集，每路采样系统应采取双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采样系统进行采集（双A/D系统），两路采样系统数据经过同一通道输出至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，由两路独立采样系统进行采集（双A/D系统），两路采样系统数据经过同一通道输出至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，由四路独立采样系统进行采集（单A/D系统），每两路采样系统数据经过各自通道输出至同一MU，见图3；d） 每套EVT内应由两路独立采样系统进行采集（双A/D系统），两路采样系统数据经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保护装置；f） 每套ECVT内应同时满足上述要求。6.3.2 电子式互感器（含MU）应能真实地反应一次电流或电压，额定延时时间小于2ms、唤醒时间为0；电子式电流互感器额定延时小于2Ts（2个采样周期，采样频率4000Hz时Ts为250s）；电子式电流互感器复合误差应满足5P级或5TPE级要求，电子式电压互感器复合误差小于3P级要求。6.3.3 用于双重化保护电子式互感器，其两个采样系统应由不一样电源供电并和对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品质标志应实时反应自检状态，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个输入通道和最少8个输出端口要求。6.4.2MU应能支持GB/T-20840.8（IEC60044-8）、DL/T860.92（IEC61850-9-2）等协议。当MU采取GB/T-20840.8（IEC60044-8）协议时，应支持数据帧通道可配置功效。6.4.3MU应输出电子式互感器整体采样响应延时。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输出应能支持多个采样频率，用于保护、测控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应含有对激光器监视和取能回路监视能力。6.4.8MU输出采样数据品质标志应实时反应自检状态，不应附加任何延时或展宽。6.4.9 对传统互感器经过MU数字化采样方法，相关技术要求参考6.3和6.4实施。6.5智能终端6.5.1 智能终端应含有以下功效：a） 接收保护跳合闸命令、测控手合/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）；跳合闸自保持功效；控制回路断线监视、跳合闸压力监视和闭锁功效等；b） 智能终端应含有三跳硬接点输入接口，可灵活配置保护点对点接口（最大考虑10个）和GOOSE网络接口；c） 最少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点；d） 含有对时功效、事件报文统计功效；e） 跳、合闸命令需可靠校验；f） 智能终端动作时间应小于7ms；g） 智能终端含有跳/合闸命令输出监测功效。当智能终端接收到跳闸命令后，应经过GOOSE网发出收到跳令报文；h） 智能终端告警信息经过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器，但应含有（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效，防跳功效由断路器本体实现。6.6SCD文件规范6.6.1ICD、SCD、CID文件符合统一模型要求，适适用于通用配置工具和静态检测、分析软件。6.6.2ICD文件应完整描述IED提供数据模型及服务，采取模块化设计，包含版本信息。6.6.3SCD文件应完整描述全站IED之间逻辑关系，应采取模块化设计，应包含版本信息。6.6.4CID文件应完整描述本IED实例化信息，应包含版本信息。6.7智能控制柜技术要求6.7.1 控制柜应装有100mm2截面铜接地母线，并和柜体绝缘，接地母线末端应装好可靠压接式端子，以备接到电站接地网上。柜体应采取双层结构，循环通风。6.7.2 控制柜内设备安排及端子排部署，应确保各套保护独立性，在一套保护检修时不影响其它任何一套保护系统正常运行。6.7.3 控制柜应含有温度、湿度采集、调整功效，柜内温度控制在-1050，湿度保持在90%以下，并可经过智能终端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，应采取多模光纤，采取无金属、阻燃、防鼠咬光缆。6.8.2 双重化两套保护应采取两根独立光缆。6.8.3 光缆不宜和动力电缆同沟（槽）敷设。6.8.4 光缆应留有足够备用芯。6.9故障录波器及网络报文统计分析装置6.9.1 网络报文统计分析装置对全站多种网络报文进行实时监视、捕捉、存放、分析和统计。网络报文统计分析装置宜含有变电站网络通信状态在线监视和状态评定功效。6.9.2 故障录波器及网络报文统计分析装置对报文捕捉应安全、透明，不得对原有网络通信产生任何影响。应能监视、捕捉过程层SV网络、过程层GOOSE网络报文传输。6.9.3 故障录波器和网络报文统计分析装置支持双A/D系统，统计两路A/D数字采样数据和报文。6.9.4 故障录波器和网络报文统计分析装置应含有MMS接口，装置相关信息经MMS接口直接上送站控层。6.10对时合并单元、智能终端、保护装置可经过IRIG-B（DC）码对时，也可采取IEC-61588（IEEE1588）标准进行网络对时，对时精度应满足要求。7继电保护信息交互标准7.1继电保护设备信息交互要求7