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Q／GDW_441-2010《智能变电站继电保护技术规范》及编制说明(新)

来源：好走旅游网

ICS29.240

Q/GDW

国家电网公司企业标准Q/GDW441—2010

智能变电站继电保护技术规范

TechnicalSpecificationsofProtectionforSmartSubstation

2010-04-26发布2010-04-26实施

国家电网公司发布

Q/GDW441—2010

前言··········································································································································································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（规范性附录）支持通道可配置的扩展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

Q/GDW441—2010

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，按照“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—2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》的要求。

本标准针对智能变电站的特点，重点规范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原则及技术要求。

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。

本标准参加起草单位：国网电力科学研究院、南京南瑞继保电气有限公司、北京四方继保自动化有限公司、国电南京自动化股份有限公司、许继电气股份有限公司、深圳南瑞科技有限公司、南京新宁光电自动化有限公司、南瑞航天（北京）电气控制技术有限公司、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、屠黎明、钱国明、樊占峰、刘宏君。

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智能变电站继电保护技术规范

1范围

本标准规定了110kV（66kV）及以上电压等级的新建、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110kV（66kV）及以上电压等级的新建、改（扩）建智能变电站。智能变电站继电保护及相关设备应采用本标准的全部或与技术选用相对应的部分。2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。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/T20840.8,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/T663220kV～500kV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/T5149220kV～500kV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/GDW393110（66）kV~220kV智能变电站设计规范Q/GDW394330kV～750kV智能变电站设计规范

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Q/GDW396IEC61850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）

IEC61588Precisionclocksynchronizationprotocolfornetworkedmeasurementandcontrolsystems网络测量和控制系统的精密时钟同步协议

IEC61850CommunicationNetworksandSystemsinSubstations变电站通信网络和系统IEC62439Highavailabilityautomationnetworks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

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口的装置。3.9

MMSManufacturingMessageSpecification

MMS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。MMS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）。3.10

GOOSEGenericObjectOrientedSubstationEvent

GOOSE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。3.11

SVSampledValue

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。3.17

IED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SubstationConfigurationDescription;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

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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。3.20

IED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（IEC61850）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完备、安全可靠。双重化配置的两个过程层网络应遵循完全的原则。

4.5按照国家标准GB/T14285要求“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”。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，继电保护装置接入不同网络时，应采用相互的数据接口控制器。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

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重化配置的继电保护应遵循以下要求：

1）每套完整、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；2）两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互的MU；

3）双重化配置的MU应与电子式互感器两套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的通信设备（含复用光纤通道、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、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。

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；双母线电压切换功能可由保护装置分别实现；

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；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。

b）c）d）e）

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的电流互感器，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

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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）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；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

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互功能；

智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现；

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；

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；

智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜中；智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。

b）c）d）

e）f）

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。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。

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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、交流电压及保护设备参数的显示、打印、整定应能支持一次值，上送信息应采用一次值。

6.1.12保护装置内部MMS接口、GOOSE接口、SV接口应采用相互的数据接口控制器接入网络。

6.1.13保护装置应具备通信中断、异常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采用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采用光纤连接；

正常运行时，应有实时监测设备状态及光纤连接状态的措施；

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的要求e）过程层网络：网络结构宜符合IEC62439标准，宜采用双网星型结构；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采用GOOSE点对点通信方式；h）继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式；i）交换机的VLAN划分应采用最优路径方法结合逻辑功能划分。6.2.2对网络可靠性的要求

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10μs。

6.2.4网络交换机，应满足以下要求：

a）应采用工业级或以上等级产品；b）应使用无扇型，采用直流工作电源；c）应满足变电站电磁兼容的要求；d）支持端口速率和广播风暴；

e）提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等。

6.2.5交换机的配置使用原则

a）根据间隔数量合理分配交换机数量，每台交换机保留适量的备用端口；

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。当采用级联方式时，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的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双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的要求。

Q/GDW441—2010

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的采样系统进行采集（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，由两路的采样系统进行采集（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，由四路的采样系统进行采集（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）每套EVT内应由两路的采样系统进行采集（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调理电路1AD电路调理电路2AD电路调理电路1AD电路调理电路2AD电路CPU1CPU2MU1MU2图1罗氏线圈电子互感器ECT示意图图2纯光学电子互感器（OCT/OVT）示意图

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图3全光纤电流互感器（FOCT）示意图

图4电子式电压互感器EVT示意图

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2Ts（2个采样周期，采样频率4000Hz时Ts为250μs）；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（MU）

6.4.1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。

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6.4.2MU应能支持GB/T-20840.8（IEC60044-8）、DL/T860.92（IEC61850-9-2）等协议。当MU采用GB/T-20840.8（IEC60044-8）协议时，应支持数据帧通道可配置功能。6.4.3MU应输出电子式互感器整体的采样响应延时。6.4.4MU采样值发送间隔离散值应小于10μS。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若电子式互感器由MU提供电源，MU应具备对激光器的监视以及取能回路的监视能力。6.4.8MU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；控制回路断线监视、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，可灵活配置的保护点对点接口（最大考虑10个）和GOOSE

网络接口；

c）至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点；d）具备对时功能、事件报文记录功能；e）跳、合闸命令需可靠校验；

f）智能终端的动作时间应不大于7ms；

g）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。6.6SCD文件规范

6.6.1ICD、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。6.6.2ICD文件应完整描述IED提供的数据模型及服务，采用模块化设计，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，应采用模块化设计，应包含版本信息。6.6.4CID文件应完整描述本IED的实例化信息，应包含版本信息。6.7智能控制柜的技术要求

6.7.1控制柜应装有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。

6.7.2控制柜内设备的安排及端子排的布置，应保证各套保护的性，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。

6.7.3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℃，湿度保持在90%以下，并可通过智能终端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的要求。6.8光纤敷设

6.8.1智能变电站内，除纵联保护通道外，应采用多模光纤，采用无金属、阻燃、防鼠咬的光缆。6.8.2双重化的两套保护应采用两根的光缆。6.8.3光缆不宜与动力电缆同沟（槽）敷设。

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6.8.4光缆应留有足够的备用芯。

6.9故障录波器及网络报文记录分析装置

6.9.1网络报文记录分析装置对全站各种网络报文进行实时监视、捕捉、存储、分析和统计。网络报文记录分析装置宜具备变电站网络通信状态的在线监视和状态评估功能。

6.9.2故障录波器及网络报文记录分析装置对报文的捕捉应安全、透明，不得对原有的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网络报文的传输。

6.9.3故障录波器和网络报文记录分析装置支持双A/D系统，记录两路A/D数字采样数据和报文。6.9.4故障录波器和网络报文记录分析装置应具有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、保护装置可通过IRIG-B（DC）码对时，也可采用IEC-61588（IEEE1588）标准进行网络对时，对时精度应满足要求。7继电保护信息交互原则

7.1继电保护设备信息交互要求

7.1.1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。继电保护设备与站控层设备通信，其标准应采用DL/T860（IEC61850）。

7.1.2继电保护设备与MU通信，其标准应采用DL/T860.92（IEC61850-9-2）或GB/T20840.8（IEC60044-8）；继电保护设备与智能终端、继电保护设备过程层之间的通信，其标准应采用DL/T860.81（IEC61850-8-1）。

7.1.3继电保护设备的通信服务、数据模型以及配置流程应满足Q/GDW396-2009《IEC61850工程继电保护应用模型》的要求。

7.1.4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。

7.1.5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。

7.1.6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。7.1.7继电保护设备应能够支持不小于16个客户端的TCP/IP访问连接；应能够支持10个报告实例。7.2交互信息内容

7.2.1变电站配置信息应包括ICD文件、SSD文件、SCD文件和CID文件。

7.2.2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、装置日志信息等数据。

7.2.3故障录波器应支持上送故障录波简报、录波文件列表、录波文件、录波器工作状态信息及录波器定值等。

7.2.4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。7.2.5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。7.2.6继电保护设备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。7.2.7继电保护设备应支持远方召唤至少最近八次录波报告的功能。7.3站控层相关设备的要求

7.3.1变电站监控系统应能分辨继电保护装置正常运行和检修信息，并在不同的窗口显示。

7.3.2站控层设备应具备保护及录波信息收集、处理、控制、存储并按要求向调度端发送的能力。7.3.3站控层设备应支持对装置信息的优先级划分，信息分级原则可配置。

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8继电保护就地化实施原则

8.1就地化安装的继电保护装置应靠近被保护设备，减少与互感器（合并单元）及操作箱（智能终端）的连接电缆（光缆）长度。当采用开关柜方式时，保护设备安装于开关柜内；对于户内GIS厂站，保护设备宜就地安装于GIS汇控柜内；对于户外安装的厂站，可就地安装于智能控制柜内。

8.2就地安装继电保护装置的汇控柜和智能控制柜应符合相应的技术规范，具有规定的防护性能和环境调节性能，为继电保护装置提供必需的运行环境。就地安装的继电保护装置应能适应汇控柜和智能控制柜规定的柜内部环境条件。

8.3继电保护装置采用就地安装方式时，220kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备；母线保护、变压器保护宜采用分布式保护设备，子单元就地安装，主单元可安装于室内，主、子单元间应采用光纤连接。

8.4继电保护装置采用就地安装方式时，应采用电缆跳闸。

8.5就地安装的继电保护装置应具有运行、位置指示灯和告警指示信息，可不配备液晶显示器，但应具有用于调试、巡检的接口和外设。

8.6双重化配置的继电保护装置就地安装时宜分别安装在不同的智能控制柜中。

a）双跳闸线圈的每台断路器配置两台智能控制柜，每台智能控制柜各安装一套智能终端；b）双重化的母线保护、变压器保护采用分布式方案时，每套主单元各组一面保护柜。8.7就地安装的继电保护设备的输入、输出接口宜统一。

a）当为常规互感器时，宜直接用电缆接入交流电流电压回路；

b）保护装置（子单元）的跳闸出口接点应采用电缆直接接至智能终端（操作箱）；

c）保护装置需要的本间隔的开关和刀闸位置信号宜用电缆直接接入，保护联闭锁信号等宜采用光

纤GOOSE网交换。8.8当采用合并单元（MU）时，MU的配置及与保护的连接方式按前面各章的规定，双重化的合并单元可对应双重化的智能终端分别安装在两个智能控制柜中。

8.9户外就地安装的继电保护装置，当安装于不具有环境调节性能的屏柜时，应满足以下使用环境条件：

a）大气压力：70～106kpa；b）环境温度：−25～70℃；

c）最大相对湿度：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。

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附录A（规范性附录）

支持通道可配置的扩展IEC60044-8协议帧格式

A.1链路层

A.1.1传输规则

a）IEC60044-8标准中的链路层选定为IEC60870−5−1的FT3格式。通用帧的标准传输速度为

10Mbit/s（数据时钟），采用曼彻斯特编码，首先传输MSB（最高位）。b）IEC60044－8串行通讯光波长范围为820nm～860nm（850nm），光缆类型为62.5/125μm多模

光纤，光纤接口类型为ST/ST。

c）链接服务类别为S1：SEND／NOREPLY（发送／不回答）。这实际上反映了互感器连续和周期

性地传输其数值并不需要二次设备的任何认可或应答。d）传输细则：

1）R1空闲状态是二进制1。两帧之间按曼彻斯特编码连续传输此值1，为了使接收器的时

钟容易同步，由此提高通讯链接的可靠性。两帧之间应传输最少20个空闲位。2）R2帧的最初两个八位字节代表起始符。

3）R316个八位字节用户数据由一个16比特校验序列结束。需要时，帧应填满缓冲字节，

以完成给定的字节数。

4）R4由下列多项式生成校验序列码：

X16＋X13＋X12＋X11＋X10＋X8＋X6＋X5＋X2＋1

注：此规范生成的16比特校验序列需按位取反。

5）R5接收器检验信号品质、起始符、各校验序列和帧长度。

A.1.2帧格式

FT3帧格式中包括3个数据块，考虑到为了扩展采样通道数，将链路层帧格式扩展为4个数据块。链路层帧格式见表1。

表1

字节1-字节2

起始符

2700

链路层帧格式

2601

2501

2400

2300

2211

2100

2010

字节3——字节20

数据载入1（16个字节）

1.数据

CRC

msb

数据载入1的CRC

lsb

Q/GDW441—2010

表1（续）

字节21——字节38

数据载入2（16个字节）

数据

CRC

msb

数据载入2的CRC

lsb

字节39——字节56

数据载入3（16个字节）

数据

CRC

msb

数据载入3的CRC

lsb

字节57——字节74

数据载入4（16个字节）

数据

CRC

msb

数据载入4的CRC

lsb

注：CRC为“循环冗余码”，msb为“最高位”，lsb为“最低位”。

Q/GDW441—2010A.2应用层

A.2.1IEC60044-8扩展帧格式

IEC60044-8扩展帧格式见表2。

表2扩展帧格式

a）数据块1：

字节1字节2字节3字节4字节5字节6字节7字节8字节9字节10字节11字节12字节13字节14字节15字节16b）数据块2：字节1字节2字节3字节4字节5字节6字节7字节8字节9字节10字节11字节12字节13字节14字节15字节1616

msbmsbmsb

数据集

msbmsbmsbmsbmsbmsb

数据集

msbmsb

前导

msbmsbmsbmsb

20lsblsblsb

数据集长度（=62十进制）LNName（=02）DataSetNameLDName额定相电流（PhsA.Artg）额定中性点电流（Neut.Artg）额定相电压（PhsA.Vrtg）额定延迟时间

（tdr）SmpCnt（样本计数器）

lsb

msb

lsb

DataChannel#1DataChannel#2DataChannel#3DataChannel#4DataChannel#5DataChannel#6DataChannel#7DataChannel#8

lsb

msb

lsb

Q/GDW441—2010

c）数据块3：字节1字节2字节3字节4字节5字节6字节7字节8字节9字节10字节11字节12字节13字节14字节15字节16d）数据块4：字节1字节2字节3字节4字节5字节6字节7字节8字节9字节10字节11字节12字节13字节14字节15字节16

msbmsbmsb

数据集

msbmsbmsbmsbmsbmsbmsb

数据集

msbmsbmsbmsb

DataChannel#9DataChannel#10DataChannel#11DataChannel#12DataChannel#13DataChannel#14DataChannel#15DataChannel#16

lsb

msb

lsb

DataChannel#17DataChannel#18DataChannel#19DataChannel#20DataChannel#21DataChannel#22StatusWord#1StatusWord#2

lsb

msb

lsb

A.2.2帧内容说明A.2.2.1数据集长度

Length:＝UI16[1..16],<0..65535>

长度字段包括下述数据集的长度。长度用八位字节给出，按无标题（长度和数据群）数据集的长度计算。本标准定义的点对点链接的长度是62（十进制）。

Q/GDW441—2010

A.2.2.2逻辑节点名（LNName）

LNName=ENUM8<0..255>

本标准定义的点对点链接的逻辑节点名（LNName）值是02。

A.2.2.3数据集名（DataSetName）

DataSetName=ENUM8<0..255>

DataSetName是识别数据集结构的一个独定数，即数据通道分配。其允许值为01和FEH（十进制2）。DataSetName=01对应为标准通道映射。

由于扩展协议中通道映射为可配置，不是标准通道映射，所以DataSetName=FEH（十进制2）。A.2.2.4逻辑设备名（LDName）LDName=UI16,<0..65535>

逻辑设备名（LDName）是用在变电站中识别数据集信号源的一个独定数。LDName可以参数化，例如，在安装时给定其参数。

工程实施中，每个合并单元对应一个逻辑设备名（无符号16位整数）。需接收多个合并单元的保护装置，可根据逻辑设备名识别数据来源。A.2.2.5额定相电流（PhsA.Artg）

PhsA.Artg:=UI16<0..65535>

额定相电流以安培（方均根值）数给出。A.2.2.6额定中性点电流（Neut.Artg）

Neut.Artg:=UI16<0..65535>

额定中性点电流以安培（方均根值）数给出。A.2.2.7额定相电压和额定中性点电压（PhsA.Vrtg）

PhsA.Vrtg:=UI16<0..65535>

额定电压以1/（3×10）kV（方均根值）数给出。

额定相电压和额定中性点电压皆乘以103进行传输，避免舍位误差。A.2.2.8额定延迟时间

tdr:=UI16<0..65535>

额定延迟时间以微秒（μs）数给出。

A.2.2.9样本计数器（SmpCtr）

SmpCtr=UI16[1..16]<0..65535>

<0...65535>:=顺序计数

每进行一次新的模拟量采样，该16比特计数器加1。

采用同步脉冲进行各合并单元同步时，样本计数应随每一个同步脉冲出现时置零。在没有外部同步情况下，样本计数器根据采样率进行自行翻转（比如在每秒4000点的采样速率下，样本计数器范围为0-。3999）

A.2.2.10数据通道DataChannel#1至DataChannel#22

DataChannel#n:=I16<−32768…32767>（即16比特线型2s补码）

——DataChannel#1至DataChannel#22各数据通道给出测得的即时值。

对测量值的数据通道分配，可以根据合并单元采样发送数据集中的内容灵活配置。保护三相电流参考值为额定相电流，比例因子为SCP。中性点电流参考值为额定中性点电流，比例因子为SCP。测量三相电流参考值为额定相电流，比例因子为SCM。电压参考值为额定相电压，比例因子为SV。数字量输出额定值和比例因子如表3.

Q/GDW441—2010

表3

数字量输出额定值和比例因子

保护用ECT（比例因子SCP）01CFH（十进制463）00E7H（十进制231）

EVT

（比例因子SV）2D41H

（十进制11585）2D41H

（十进制11585）

测量用ECT（比例因子SCM）

额定值

（range-flag=0）额定值

量程标志（range-flag=1）

2D41H

（十进制11585）2D41H

（十进制11585）

注1：所列16进制数值，在数字侧代表额定一次电流（皆为方均根值）。

注2：保护用ECT能测量电流高达50倍额定一次电流（0%偏移）或25倍额定一次电流（100%偏移），而无任何

溢出。测量用ECT和EVT能测量达2倍额定一次值而无任何溢出。

注3：如果互感器的输出是一次电流的导数，其动态范围与电流输出的动态范围不同。电流互感器的最大量程与暂

态过程的直流分量有关。微分后，此低频分量的幅值减小。因而，例如range-flag=0时，电流导数输出的保护用ECT能测量无直流分量（0%偏移）的50倍额定一次电流，或全直流分量（100%偏移）的25倍额定一次电流。

注4：对保护用ECT，当设置rang-flag时，不发生溢出的一次电流最大可测量值是两倍关系。

A.2.2.11状态字（StatusWord#1和StatusWord#2）

StatusWord#n=BS16

状态字StatusWord#1和StatusWord#2的说明见表4和表5。

如果一个或多个数据通道不使用，相应的状态标志应设置为无效，相应的数据通道应填入0000H。如果互感器有故障，相应的状态标志应设置为无效，并应设置要求维修标志（LPHD.PHHealth）。如为预防性维修，所有配置信号皆有效，可以设置要求维修标志（LPHD.PHHealth）。运行状态标志（LLN0.Mode）为0时表示正常运行，为1时表示检修试验状态。当因在唤醒时间期间而数据无效时，应设置无效标志和唤醒时间指示的标志。

在下列逻辑条件满足时：[[同步脉冲消逝或无效]和[合并单元内部时钟漂移超过其相位误差额定限值的一半]]，应设置同步脉冲消逝或无效比特（比特4）。

表4

状态字#1（StatusWord#1）

说

比特0比特1比特2比特3比特4比特5比特6比特7

要求维修

（LPHD.PHHealth）LLN0.Mode唤醒时间指示

唤醒时间数据的有效性合并单元的同步方法对同步的各合并单元对DataChannel#1对DataChannel#2对DataChannel#3

明

0：良好

1：警告或报警（要求维修）0：接通（正常运行）1：试验

0：接通（正常运行），数据有效1：唤醒时间，数据无效0：数据集不采用插值法1：数据集适用于插值法0：样本同步

1：时间同步消逝／无效0：有效1：无效0：有效1：无效0：有效1：无效

如合并单元用插值法也要设置

注

释

用于设备状态检修检修标志位test在唤醒时间期间应设置

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表4（续）

说

比特8比特9比特10比特11比特12比特13比特14比特15

对DataChannel#4对DataChannel#5对DataChannel#6对DataChannel#7电流互感器输出类型i（t）或d（i（t）/dt）RangeFlag供将来使用供将来使用

明0：有效1：无效0：有效1：无效0：有效1：无效0：有效1：无效

0：i（t）

1：d（i（t）/dt）0：比例因子SCP=01CFH1：比例因子SCP=00E7H

对空心线圈应设置比例因子SCM和SV皆无作用

注

释

表5状态字#2（StatusWord#2）

说

明0：有效1：无效0：有效1：无效0：有效1：无效0：有效1：无效0：有效1：无效0：有效1：无效0：有效1：无效0：有效1：无效0：有效1：无效0：有效1：无效0：有效1：无效0：有效1：无效

注

释

比特0比特1比特2比特3比特4比特5比特6比特7比特8比特9比特10比特1120

对DataChannel#8对DataChannel#9对DataChannel#10对DataChannel#11对DataChannel#12对DataChannel#13对DataChannel#14对DataChannel#15对DataChannel#16对DataChannel#17对DataChannel#18对DataChannel#19

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表5（续）

说

比特12比特13比特14比特15

对DataChannel#20对DataChannel#21对DataChannel#22供将来使用

明0：有效1：无效0：有效1：无效0：有效1：无效

注

释

A.3可配置的采样通道映射

采样值帧中数据通道DataChannel#1至DataChannel#22和合并单元实际信号源的映射关系，保护装置和合并单元的采样通道连接关系，都是可灵活配置的。合并单元的22个采样通道的含义和次序由合并单元ICD模型文件中的采样发送数据集决定。DataChannel#1对应采样发送数据集中的第一个数据，依次类推，采样发送数据集中的数据个数不应超过最大数据通道数22。对于未使用的采样通道，相应的状态标志应设置为无效，相应的数据通道应填入0000H。

A.3.1合并单元的模型配置

IEC61850没有规定采样的访问点和逻辑设备的名称细节，考虑工程实施的规范性，合并单元的访问点定义为M1，合并单元LD的inst名为“MU”。A.3.1.1根据IEC61850-7-2定义模型对象

采样帧中的数据集长度、LNName、DataSetName、额定相电流、额定中性点电流、额定相电压、SmpCnt（样本计数器）以及两个状态字，不需建立模型对象，由采样值程序根据工程设置的参数填充到采样帧。采样帧中的逻辑设备名（LDName）和22个采样数据通道，工程实施时有灵活配置的需求，需建立模型对象。

A.3.1.2逻辑设备实例“MU”

逻辑设备MU的属性如表6所示。

表6

属性名称

属性值

逻辑设备“MU”实例

M/O

备

注

逻辑设备名xxxxMUnnM

采样帧中的逻辑设备名（LDName）为无符号16位整数，和这里的字符串的逻辑设备名存在对应关系，用来识别具体的合并单元。

采样数据通道的发送数据集

基本逻辑节点

管理逻辑节点LLN0物理设备逻辑节点LPHDA相电压互感器TVTR

MMOOOOOOO

电压逻辑节点

B相电压互感器TVTRC相电压互感器TVTR零序电压互感器TVTRA相电流互感器TCTR

采样帧中的每个采样数据通道，对应一个TCTR或TVTR；双A/D采样数据在同一逻辑节点中实现。

测量电流逻辑节点B相电流互感器TCTRC相电流互感器TCTR

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表6（续）

属性名称

属性值

A相电流互感器TCTRB相电流互感器TCTR

保护电流逻辑节点

C相电流互感器TCTR零序电流互感器TCTR

OOM/OOO

采样帧中的每个采样数据通道，对应一个TCTR或TVTR；双A/D采样数据在同一逻辑节点中实现。

备

注

A.3.1.3逻辑节点实例“LLN0”

逻辑节点LLN0的属性如表7所示。

表7

属性名称逻辑节点名逻辑节点引用名

属性值LLN0xxxxMUnn/LLN0

逻辑节点“LLN0”实例

M/OMM

合并单元的公共数据。60044-8采样帧中的逻辑设备名（LDName）为无符号16位整数，具体数值配置在此数据对象下。

备

注

逻辑设备名LDNameO

额定延迟时间DelayTRtgM合并单元的公共数据

采样发送数据集dsSVM

根据采样发送数据集，确定采样通道的发送次序和内容

A.3.1.4数据集“dsSV”

采样发送数据集dsSV的属性如表8所示。

表8

属性名称数据集名数据集引用名

属性值dsSV

xxxxMUnn/LLN0$dsSVLLN0.DelayTRtg.instMag.iTCTR1.Amp[MX].instMag.iTCTR2.Amp[MX].instMag.iTCTR3.Amp[MX].instMag.iTCTR4.Amp[MX].instMag.iTVTR1.Vol[MX].instMag.iTVTR2.Vol[MX].instMag.iTVTR3.Vol[MX].instMag.iTVTR4.Vol[MX].instMag.i

数据集“dsSV”

M/OMM

备

注

发送数据集成员（FCDA）

考虑每个采样通道不发送对应通道的品质，所有采样通道的品质信息集中在两个状态字中，因此数据集的成员直接配置到DA。

额定延迟时间配置在采样发送数据集。

采样通道和额定延迟时间的数据对象的类型SAV的属性如表9所示。

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表9

属性名称instMag.i

qunitssVCminmaxdU

通用数据类“SAV”

备

注

属性类型INT32QualityCN_unitsCN_ScaledValueConfig

INT16INT16Unicode255

具体类型定义参见国网IEC61850工程应用模型

A.3.2保护装置的模型配置

IEC61850没有规定采样的访问点和逻辑设备的名称细节，考虑工程实施的规范性，保护装置的访问点定义为M1，LD的inst名为“SVLD”。A.3.2.1逻辑设备实例“SVLD”

逻辑设备SVLD的属性如表10所示。

表10

属性名称逻辑设备名

属性值xxxxSVLDnn管理逻辑节点LLN0

基本逻辑节点

物理设备逻辑节点LPHDA相电压互感器TVTR

电压采样值接收逻辑节点

B相电压互感器TVTRC相电压互感器TVTR零序电压互感器TVTRA相电流互感器TCTR

测量电流采样值接收逻辑节点

B相电流互感器TCTRC相电流互感器TCTRA相电流互感器TCTR

保护电流采样值接收逻辑节点

B相电流互感器TCTRC相电流互感器TCTR零序电流互感器TCTR

MOOOOOOOOOOO

保护装置的每个采样值接收，对应一个TCTR或TVTR；双A/D采样数据在同一逻辑节点中实现。

逻辑设备“SVLD”实例

M/OMM

与合并单元的每个采样通道的逻辑连接关系体现在LLN0的inputs中。

备

注

A.3.2.2逻辑节点实例“LLN0”

逻辑节点LLN0的属性如表11所示。

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表11

属性名称逻辑节点名逻辑节点引用名

属性值LLN0xxxxSVLDnn/LLN0

逻辑节点“LLN0”实例

M/OMM

备

注

数据对象采样值接收逻辑连接关系

O保护装置的公共数据

根据接收逻辑连接关系，确定接收的合并单元以及合并单元的采样通道。

InputsM

A.3.2.3采样值接收逻辑关系“Inputs”

采样值接收逻辑关系“Inputs”的属性如表12所示。

表12“Inputs”

属性名称

合并单元发送属性

ldInst=\"01\"TCTR1.Amp[MX].instMag.ildInst=\"01\"TCTR2.Amp[MX].instMag.ildInst=\"01\"TCTR3.Amp[MX].instMag.ildInst=\"01\"TCTR4.Amp[MX].instMag.ildInst=\"01\"TVTR1.Vol[MX].instMag.ildInst=\"01\"TVTR2.Vol[MX].instMag.ildInst=\"01\"TVTR3.Vol[MX].instMag.ildInst=\"01\"TVTR4.Vol[MX].instMag.i

保护接收属性

SVLD/TCTR1.Amp[MX].instMag.iSVLD/TCTR2.Amp[MX].instMag.iSVLD/TCTR3.Amp[MX].instMag.iSVLD/TCTR4.Amp[MX].instMag.iSVLD/TVTR1.Vol[MX].instMag.iSVLD/TVTR2.Vol[MX].instMag.iSVLD/TVTR3.Vol[MX].instMag.iSVLD/TVTR4.Vol[MX].instMag.i

备注

逻辑连接线（ExtRef）

ldInst的属性值为合并单元采样帧中的逻辑设备名数字。

A.3.3工程实施的配置方法

具体配置原则如下：

a）合并单元应在ICD文件中预先定义采样值访问点M1，并配置采样值发送数据集。b）采样值输出数据集应支持DA方式，数据集的FCDA中包含每个采样值的instMag.i。c）合并单元装置应在ICD文件的采样值数据集中预先配置满足工程需要的采样值输出，采样值发

送数据集的一个FCDA成员就是一个采样值输出虚端子。为了避免误选含义相近的信号，进行采样值逻辑连线配置时应从合并单元采样值发送数据集中选取信号。

d）保护装置应在ICD文件中预先定义采样值访问点M1，并配置采样值输入逻辑节点。采样值输

入定义采用虚端子的概念，一个TCTR的Amp信号或TVTR的Vol信号就是一个采样值输入虚端子。保护装置根据应用需要，定义全部的采样值输入。通过逻辑节点中Amp或者Vol的描述和dU，可以确切描述该采样值输入信号的含义，作为与合并单元采样值逻辑连线的依据。e）系统配置工具在合并单元的采样值输出虚端子（采样值发送数据集的FCDA）和保护装置的采

样值输入虚端子（一个Amp或Vol信号）间作逻辑连线，逻辑连线关系保存在保护装置的Inputs部分。

f）保护装置的Inputs部分定义了该装置输入的采样值连线，每一个采样值连线包含了装置内部输

入虚端子信号和外部合并单元的输出信号信息，虚端子与每个外部输出采样值为一一对应关系。ExtRef中的IntAddr描述了内部输入采样值的引用地址，引用地址的格式为“LD/LN.DO.DA”。

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A.4IEC61850-9-2点对点传输的额定延迟时间

合并单元不接同步脉冲，采样数据帧中需传输额定延迟时考虑IEC61850-9-2点对点传输采样值时，

间数值。IEC61850-9-2的APDU帧格式中，没有额定延迟时间的属性定义。因此，需处理在IEC61850-9-2采样数据帧中传输额定延迟时间问题。综合各种因素，额定延迟时间配置在采样发送数据集中。

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附录B（资料性附录）

3/2接线型式继电保护实施方案

B.1线路保护配置方案

每回线路配置2套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置，线路保护中宜包含过电压保护和远跳就地判别功能。

线路间隔MU、智能终端均按双重化配置，具体的配置方式如下：

a）按照断路器配置的电流MU采用点对点方式接入各自对应的保护装置；b）出线配置的电压传感器对应两套双重化的线路电压MU，线路电压MU单独接入线路保护装置；c）线路间隔内线路保护装置与合并单元之间采用点对点采样值传输方式，每套线路保护装置应能

同时接入线路保护电压MU、边开关电流MU、中开关电流MU的输出，即至少三路MU接口；d）智能终端双重化配置，分别对应于两个跳闸线圈，具有分相跳闸功能；其合闸命令输出则并接

至合闸线圈；

e）线路间隔内，线路保护装置与智能终端之间采用点对点直接跳闸方式，由于3/2接线的每个线

路保护对应两个断路器，因此每套保护装置应至少提供两路接口，分别接至两个断路器的智能终端；

f）线路保护启动断路器失灵与重合闸采用GOOSE网络传输方式。合并单元提供给测控、录波器

等设备的采样数据采用SV网络传输方式，SV采样值网络与GOOSE网络应完全。

线路保护

GOOSE网SV网线路1线路2智能终端电流合并单元电压合并单元智能终端电流合并单元Ⅰ母断路器1ECT1EVTEVTⅡ母断路器2ECT2ECT3断路器3图B-1线路保护(单套)技术实施方案

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B.2断路器保护和短引线保护配置方案

断路器保护按断路器双重化配置。具体的配置方式如下：

a）当失灵或者重合闸需要用到线路电压时，边断路器保护还需要接入线路EVT的MU，中断路

器保护任选一侧EVT的MU；

b）对于边断路器保护，当重合闸需要检同期功能时，采用母线电压MU接入相应间隔电压MU的

方式接入母线电压，不考虑中断路器检同期；

c）断路器保护装置与合并单元之间采用点对点采样值传输方式；d）断路器保护与本断路器智能终端之间采用点对点直接跳闸方式；

e）断路器保护的失灵动作跳相邻断路器及远跳信号通过GOOSE网络传输，通过相邻断路器的智

能终端、母线保护（边断路器失灵）及主变保护跳开关联的断路器，通过线路保护启动远跳。图B-2为边断路器保护单套技术实施方案，图B-3为中断路器保护单套技术实施方案。

图B-2边断路器保护(单套)技术实施方案

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中断路器保护

GOOSE网SV网线路1线路2电压合并单元智能终端电流合并单元电压合并单元Ⅰ母Ⅱ母EVTEVT断路器1ECT1断路器2ECT2ECT3断路器3图B-3中断路器保护(单套)技术实施方案（以接入线路1电压合并单元为例）

出线有刀闸的接线型式，其短引线保护功能可集成在边断路器保护装置中，也可单独配置。本方案短引线保护单独配置。

短引线保护的配置见图B-4，图中，边断路器电流MU、中断路器电流MU均需要接入短引线保护，刀闸位置经由边断路器智能终端传给短引线保护装置。

短引线保护

GOOSE网SV网线路1线路2智能终端电流合并单元智能终端电流合并单元Ⅰ母Ⅱ母断路器1ECT1断路器2ECT2ECT3图B-4短引线保护(单套)技术实施方案

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B.3变压器保护配置方案

每台主变配置2套含有完整主、后备保护功能的变压器电量保护装置。

非电量保护就地布置，采用直接电缆跳闸方式，动作信息通过本体智能终端上GOOSE网，用于测控及故障录波。

a）按照断路器配置的电流MU按照点对点方式接入对应的保护装置，3/2接线侧的电流由两个电

流MU分别接入保护装置；

b）3/2接线侧配置的电压传感器对应双重化的主变电压MU，主变电压MU单独接入保护装置；c）双母线接线侧的电压电流按照双母线接线形式继电保护实施方案考虑；d）单母线接线侧的电压和电流合并接入MU，点对点接入保护装置；e）主变保护装置与主变各侧智能终端之间采用点对点直接跳闸方式；

f）断路器失灵启动、解复压闭锁、启动变压器保护联跳各侧及变压器保护跳母联（分段）信号采

用GOOSE网络传输方式。

技术实施方案图如图B-5、图B-6所示。

图B-5变压器保护合并单元、智能终端配置(单套)方案

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图B-6变压器保护（单套）技术实施方案

B.4母线保护配置方案

每条母线配置两套母线保护。

母线保护采用直接采样、直接跳闸方式，当接入元件数较多时，可采用分布式母线保护形式。分布式母线保护由主单元和若干个子单元组成，主单元实现保护功能，子单元执行采样、跳闸功能。

边断路器失灵经GOOSE网络传输启动母差失灵功能。

本方案采用集中式母线保护装置，技术实施方案图如图B-7所示。B.5高压并联电抗器保护配置方案

高压并联电抗器的电流采样，采用的电子式电流互感器和MU，跳闸需要智能终端预留一个GOOSE接口。电抗器首、末端电流合并接入电流MU，电流MU按照点对点方式接入保护装置；保护装置电压采用线路电压MU点对点接入方式；高抗保护装置与智能终端之间采用点对点直接跳闸方式。高抗保护启动断路器失灵、启动远跳信号采用GOOSE网络传输方式。

非电量保护就地布置，采用直接跳闸方式，动作信息通过本体智能终端上GOOSE网，用于测控及故障录波。非电量保护动作信号通过相应断路器的两套智能终端发送GOOSE报文，实现远跳。

技术实施方案图如图B-8所示。

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图B-7母线保护（单套）技术实施方案

高抗保护

跳闸电缆动作信号本体信号电缆电缆本体智能终端非电量保护装置GOOSE网SV网线路电电智流压智能合合能终并并终端单单端元元Ⅰ母EVTⅡ母断路器1ECT1断路器2ECT2ECT3断路器3图B-8高抗保护（单套）技术实施方案

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B.6GOOSE网及SV网组网方案B.6.1组网方案要求

a）GOOSE按照电压等级组网，3/2接线侧交换机宜按照串设置。b）3/2接线侧SV按照串组网。B.6.2组网系统

图B-9过程层网组网方案示意图

B.7合并单元技术方案

MU的接口如图B-10～B-14所示：

注：本图以线边断路器为例

图B-10边断路器电流合并单元的接口分配注：本图以线线串中断路器为例

图B-11中断路器电流合并单元的接口分配

图B-12高抗电流合并单元1（2）的接口分配

B-13线路电压合并单元1（2）的接口分配

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图B-14变压器高压侧电压合并单元1（2）的接口分配

3/2接线一个串的合并单元、智能终端配置示意图如图B-15。

图B-153/2接线合并单元、智能终端配置

B.8智能终端技术方案

智能终端按断路器双重化配置，每个智能终端配置足够的以太网接口，按照IEC61850-8-1协议通讯。智能终端的接口如图B-16、B-17所示：

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注：本图以线线串边断路器为例

图B-16边断路器智能终端1（2）的接口分配34

注：本图以线线串中断路器为例

图B-17中断路器智能终端1（2）的接口分配

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图意示统系护保电继站电变能智Vk00581-B图35

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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

C.1220kV线路保护

每回线路应配置2套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置。合并单元、智能终端均应采用双套配置，保护采用安装在线路上的ECVT获得电流电压。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。

线路间隔内应采用保护装置与智能终端之间的点对点直接跳闸方式。保护应直接采样。跨间隔信息（启动母差失灵功能和母差保护动作远跳功能等）采用GOOSE网络传输方式。单套技术实施方案图如下所示：

图C-1220kV线路保护（单套）技术实施方案

C.2母线保护

母线保护按双重化进行配置。各间隔合并单元、智能终端均采用双重化配置。采用分布式母线保护方案时，各间隔合并单元、智能终端以点对点方式接入对应子单元。

母线保护与其他保护之间的联闭锁信号（失灵启动、母联（分段）保护启动失灵、主变保护动作解除电压闭锁等）采用GOOSE网络传输。

单套技术实施方案图如下所示（分布式方案）：

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图C-2220kV母线保护（单套）技术实施方案

C.3变压器保护

保护按双重化进行配置，包含各侧合并单元、智能终端均应采用双套配置。非电量保护应就地直接电缆跳闸，有关非电量保护时延均在就地实现，现场配置变压器本体智能终端上传非电量动作报文和调档及接地刀闸控制信息。

技术实施方案图如下所示：

图C-3220kV主变保护合并单元、智能终端配置（单套）示意图

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高压侧合并单元高压侧断路器智能终端跳闸高压侧母联智能终端电缆动作信号电缆电缆本体智能终端非电量保护装置本体信号高压侧GOOSE网高压侧SV网

中压侧母联智能终端变压器保护

中压侧智能终端中压侧合并单元低压侧GOOSE网低压侧SV网

中中压压侧侧GOOSESV网网低压侧合并单元低压侧智能终端图C-4220kV主变保护（单套）技术实施方案

C.4220kV母联（分段）保护

单套技术实施方案图如下所示：

图C-5220kV母联保护（单套）技术实施方案

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C.5110kV线路保护

每回线路宜配置单套完整的主、后备保护功能的线路保护装置。合并单元、智能终端均采用单套配置，保护采用安装在线路上的ECVT获得电流电压。

图C-6110kV线路保护技术实施方案

C.666kV、35kV及以下间隔保护

采用保护测控一体化设备，按间隔单套配置。当一次设备采用开关柜时，保护测控一体化设备安装于开关柜内。宜使用常规互感器，电缆直接跳闸。

图C-766kV、35kV及以下间隔保护技术实施方案

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附录D（资料性附录）

110（66）kV变电站实施方案

D.1线路保护

保护、测控功能宜一体化，按间隔单套配置。保护采用安装在线路上的ECVT获得电流电压。用于检同期功能的母线电压由母线合并单元点对点通过间隔合并单元接发给各间隔保护装置，电压合并单元应具有母线电压并列功能。

线路间隔内，智能终端与保护装置之间的采用点对点连接方式，直接跳闸，合并单元采样值采用点对点传输。

跨间隔信息采用GOOSE网络传输方式。技术实施方案图如下所示：

图D-1110kV线路保护技术实施方案

D.2变压器保护

变压器保护宜双套进行配置，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。

当保护采用双套配置时，各侧合并单元宜采用双套配置、各侧智能终端宜采用双套配置。

变压器非电量保护应就地直接电缆跳闸，有关非电量保护时延均在就地实现，现场配置本体智能终端上传非电量动作报文和调档及接地刀闸控制信息。

本方案中采用双套主、后一体化配置，技术实施方案图如下所示：

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图D-2110kV变压器保护（单套）技术实施方案

D.3分段（母联）保护

分段保护按单套配置，110kV宜保护、测控一体化。

110kV分段保护跳闸采用点对点直跳，其他保护（主变保护）跳分段采用GOOSE网络方式。35kV及以下等级的分段保护宜就地安装，保护、测控、智能终端、合并单元一体化，装置应提供GOOSE保护跳闸接口（主变跳分段），接入110kV过程层GOOSE网络。

图D-3110kV分段保护配置示意图

D.435kV及以下电压等级间隔保护

35kV及以下各间隔保护按单套配置，开关柜安装时宜集成保护、测控、合并单元和智能终端功能。

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图意示统系护保电继站电变能智Vk0114-D图43

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本规范用词说明

1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：

1）凡出现“应”的条款，属要求型条款，表示声明符合标准需要满足的要求，并且不准许存

在偏差；

2）凡出现“宜”的条款，属推荐型条款，表示在几种可能性中推荐特别适合的一种，不提及

也不排除其他可能性；

3）凡出现“可”的条款，属陈述型条款，表示在标准的界限内所允许的行动步骤；

2本标准中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应符合……的规定”或“应按……执行”。

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《智能变电站继电保护技术规范》

编

制

说

明

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一、编制目的························································································································································47二、编制主要原则················································································································································47三、与其他标准的关系········································································································································47四、主要工作过程················································································································································47五、标准的结构和内容········································································································································48六、主要条款说明················································································································································48

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一、编制目的

2009年5月，国家电网公司提出了立足自主创新，以统一规划、统一标准、统一建设为原则，建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化特征的坚强智能电网的发展目标。智能变电站作为坚强智能电网的重要基础和节点支撑，是必不可少的建设内容。为贯彻这一战略部署，加快建设坚强智能电网，提高智能变电站建设效率和效益，由国家电力调度通信中心（以下简称国调中心）牵头，组织制定了《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。

二、编制主要原则

本标准依据《智能变电站技术导则》（Q/GDW383-2009）有关要求，进一步细化、补充和完善相关内容，并充分总结吸收国内数字化变电站建设、运行的成果和经验。

本标准遵循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。

三、与其他标准的关系

1.本标准引用了《智能变电站技术导则》（Q/GDW383-2009）有关规定；2.本标准引用了《变电站通信网络和系统》（DL/T860）的有关规定；3.本标准内容是在已颁发的标准、规范基础上对智能变电站继电保护所作的补充规定，与已颁发的标准、规范不一致之处以本标准为准。

四、主要工作过程

2009年12月28日至30日,国调中心在武汉召开智能变电站继电保护技术应用工作研究会议，公司保护专家组、工作组全体成员，各网、省调保护专业负责人，中国电科院、国网电科院、部分科研试验单位、二次设备各主要研制单位专家参加会议。会议传达了《智能变电站技术导则》中关于继电保护应用的原则要求，深入讨论了智能变电站继电保护应用的基本技术原则并提出了具体实施方案，会议形成了《智能变电站继电保护应用基本技术原则及具体实施方案》（初稿）。

2010年1月7日到8日，国调中心组织各有关单位及专家在北京召开智能变电站继电保护实施方案及关键技术论证会议。会议对武汉会议形成的实施方案作了细化、对部分关键技术作了深入讨论和论证，确定了智能变电站继电保护技术原则和具体实施方案。武汉会议及本次会议的成果为随后的技术规范编写工作打下了基础。

2010年1月13日，国调中心在北京召开智能变电站继电保护应用技术规范编制工作会议。公司总部生技部、基建部、智能电网部、国网继电保护专家组成员、各网调、浙江、河北省调继电保护专业负责人、河南、四川、浙江、江苏省电力设计院、国网电科院、二次设备及电子式互感器主要研制单位专家参加会议。会议讨论并明确了《智能变电站继电保护应用技术规范》的技术原则、适用范围、主要内容、编写体例；成立了技术规范编写工作组，制定了编制工作计划；以前期形成的《智能变电站继电保护技术原则和具体实施方案》为基础形成了技术规范的初稿。

2010年1月21日至23日，在北京组织召开《智能变电站继电保护应用技术规范》编写工作组会议，编写组成员、公司继电保护专家组成员、各网调、浙江、四川、河南、江苏省调继电保护专业负责人、浙江、四川、河南、江苏省电力设计院、国网电科院、二次设备及电子式互感器主要研制单位专家参加会议。会议对初稿进行了讨论修改，形成了《智能变电站继电保护技术规范（征求意见稿）》。

2010年1月28日，征求意见稿发各有关单位征求意见，征求意见单位包括公司总部生技部、基建部、智能电网部、全部网省公司、中国电科院、国网电科院、顾问集团公司及所属六大设计院、二次设备及电子式互感器各主要研制单位，共49个单位。征求意见稿共收到27份来自不同部门、单位、专家的反馈意见，经整理、归并为306条意见。编写组对各返回意见逐条进行了梳理。

2010年2月22日～3月8日编写组对各返回意见研究讨论是否采纳，对征求意见稿进行修改完善，最终形成送审稿。

Q/GDW441—2010

2010年3月16日，在北京召开了《智能变电站继电保护技术规范》（送审稿）审查会,编写组根据审查意见修改完成了《智能变电站继电保护技术规范》（报批稿）。

五、标准的结构和内容

本标准针对智能变电站的特点，重点规范了继电保护配置原则、技术要求、信息交互以及电子式互感器、合并单元等相关设备配置原则及技术要求。

本标准的内容和结构如下：1.目次；2.前言；

3.正文，共设八章：范围、规范性引用文件、术语和定义、总则、继电保护及相关设备配置原则、继电保护装置及相关设备技术要求、继电保护信息交互原则、继电保护就地化实施原则；

4.附录A、B、C、D。六、主要条款说明1.范围

本章规定了本标准的适用范围。

本标准规定了110kV（66kV）及以上电压等级的新建、改（扩）建智能变电站继电保护技术原则。本标准适用于110kV（66kV）及以上电压等级的新建、改（扩）建智能变电站。智能变电站继电保护可采用本标准的全部或相对应部分。智能变电站继电保护应按照与站控层交互信息、GOOSE跳合闸、电子式互感器传输采样值三大部分技术采用情况选取，采用的技术应遵循本标准中与之相对应的条款执行。

2.规范性引用文件

本章列出了与本标准内容相关的标准。引用的原则为：对与本标准内容有关的主要GB、DL标准，均逐条列出；当没有对应的GB、DL标准时，则引用相应的IEC标准。

在使用本标准引用标准时，一般按GB、DL中的较高标准执行，当无相关的GB、DL标准时，则参照对应的IEC标准。

3.术语和定义

为查阅方便和执行本标准条文时能正确理解相关的专业名称术语，此章列出了智能变电站继电保护所涉及的主要专业术语及其解释。为了使术语的解释尽量标准化、规范化，本章所列术语的解释尽量引自已有标准、规程或词典；对于新的术语，尽量以简洁易懂的语言方式定义。

4.总则

重点强调智能变电站继电保护应满足“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。

明确了智能变电站继电保护应遵循直接采样、直接跳闸的原则、双重化配置的原则以及对网络的总体要求。继电保护双重化配置的两个过程层网络应遵循完全的原则，不允许双重化的SV或GOOSE网络通过以太网交换机进行连接；但允许不同电压等级的SV或GOOSE网络通过以太网交换机一一对应进行连接，若其中一个电压等级的保护是按单套配置的则仅允许连接其中的一个网络。

直接采样是指智能电子设备间不经过以太网交换机而以点对点连接方式直接进行采样值传输，直接跳闸是指智能电子设备间不经过以太网交换机而以点对点连接方式直接进行跳合闸信号的传输。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GOOSE网络传输方式。

5.继电保护及相关设备配置原则

重点明确了智能变电站继电保护及其相关设备配置的一般要求以及线路保护、变压器保护、母线保护、3/2接线断路器保护和短引线保护、录波及网络报文记录分析装置、过程层网、络智能终端和电子

Q/GDW441—2010

式互感器（含合并单元）等的配置原则。变压器、高压并联电抗器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，但允许通过本体智能终端执行元件跳闸。

6.继电保护装置及相关设备技术要求

重点明确了智能变电站继电保护装置及其相关设备的技术要求，主要有：继电保护装置技术要求、对网络及其设备的要求、电子式互感器技术要求、合并单元（MU）、智能终端、SCD文件规范、智能控制柜的技术要求、光纤敷设、故障录波器及网络报文记录分析装置、对时等技术要求。

7.继电保护信息交互原则

重点明确了智能变电站继电保护信息交互原则，主要有：继电保护设备信息交互要求、交互信息内容、站控层相关设备的要求。该章涉及的信息交互内容及要求是智能电网调度支持系统继电保护应用的基础和支撑，是继电保护故障信息及处理系统的继承和发展；也是继电保护满足无人值班的具体要求。

8.继电保护就地化实施原则

重点明确了智能变电站继电保护就地化实施原则。继电保护就地化现阶段在35kV电压等级继电保护应用相对较成熟；110kV及以上电压等级继电保护现阶段还处于探索和研究阶段，并不具备规模推广的条件。继电保护就地化是继电保护在相当长时期内努力的方向。9.附录A（规范性附录）支持通道可配置的扩展IEC60044-8协议帧格式

为更好地实现互操作性，对直接采样需要的支持通道可配置的扩展IEC60044-8协议帧格式进行规范定义。

10.附录B（资料性附录）3/2接线型式继电保护实施方案

明确和细化了3/2接线型式智能变电站继电保护实施方案，以增强可操作性。11.附录C（资料性附录）双母线接线型式继电保护实施方案

明确和细化了220kV及以上变电站双母线接线型式智能变电站继电保护实施方案，以增强可操作性。

12.附录D（资料性附录）110（66）kV变电站实施方案

明确和细化了110（66）kV智能变电站继电保护实施方案，以增强可操作性。

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