1、序号1234567891011121314151617181920212223242526272829303132333435363738394041424344454647484950515253545556575859606162636465666768697071727374757677787980818283848586878889909192939495969798991001011021031041051061071081091101111121131141151161171181191201211221231241251261271281291301311321331341351
2、361371381391401411421431441451461471481491501511521531541551561571581591601611621631641651661671681691701711721731741751761771781791801811821831841851861871881891901911921931941951961971981992002012022032042052062072082092102112122132142152162172182192202212222232242252262272282292302312322332342352
3、36237238239240241242题目“远方修改定值”软压板只能在装置本地修改。“远方修改定值”软压板投入时，装置参数、装置定值可远方修改。“远方切换定值区”软压板只能在装置本地修改“远方切换定值区”软压板投入时，装置定值区可远方切换.“远方控制压板”软压板只能在装置本地修改。“远方控制压板”软压板投入时，装置功能软压板、GOOSE 出口软压板可远方控制。当外部同步信号失去时，合并单元应该利用内部时钟进行守时。合并单元采用组网方式时，需要能够接收外部时钟同步信号来实现多个合并单元之间的同步采样，同步方式宜采用IEC61588 V2 对时方式检修状态可通过装置软压板开入实现。保护装置的检修
4、压板应只能就地操作，当保护检修状态压板投入时，装置应通过LED 状态灯、液晶显示或报警接点提醒运行、检修人员装置处于检修状态。当仅合并单元装置检修压板投入时，保护装置正常显示接收到的SV数据幅值。当仅合并单元装置检修压板投入时，保护装置接收到的SV数据量不参与保护逻辑运算。当装置检修压板投入时，GOOSE 接收端装置应与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将信号作为有效进行处理或动作。保护装置的接收采样值异常应送出告警信号，设置对应合并单元的采样值无效和采样值报文丢帧告警；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装置的输出信号信息，虚端子与每个外部输出采样值为一一对应关系
5、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。SCD 文件，描述了变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在SSD 文件中。CID 文件由装置制造厂商使用装置配置工具根据SCD 文件中与特定的ICD 的相关信息自动导出生成。CID 文件和其他配置信息的下载应自动确认装置处于检修状态。GOOSE 出口软压板与传统出口硬压板设置点一致。GOOSE 出口压板采用软开入参与逻辑运算，与传统出口硬压板不完全一致。正常运行时，运行人员严禁投入智能终端、保护测控等装置检修压板。运行人员宜在站端和主站端监控系统中进行软压板操作，操作前、后应在监控画面上核对软压板实际状态。建立健全
6、智能变电站各类设备台帐和技术资料，应包含SCD、ICD、CID等文件的电子文档。除装置异常处理、事故检查等特殊情况外，禁止通过投退智能终端的跳、合闸压板投退保护。保护装置、合并单元、智能终端等智能电子设备检修维护时，应做好光口及尾纤的安全防护，防止损伤。保护装置检修维护应兼顾合并单元、智能终端、测控装置、后台监控、系统通信等相关二次系统设备的校验。对于影响跳母联的交换机异常时，因交换机已失去作用，故可不退出相应GOOSE出口压板。66kV线路合并单元闭锁告警时可继续运行，但应加强设备巡视。66kV线路智能终端闭锁告警时，应立即将线路停运。220kV母联第一套合并单元异常时，只需将第一套母联保护
7、停用即可。220kV线路保护第一套合并单元异常时，应将该线路第一套保护、220kV第一套母差保护停用、第一套稳控装置。主变66kV侧一套合并单元异常时，应将主变停运。运行人员切换双重化配置线路保护重合闸时，应通过投退智能终端应压板的方式实现。220kV线路断路器仅有一组合闸线圈，重合闸出口应通过第一套智能终端的重合闸出口实现。220kV线路保护重合闸功能应由两组智能终端重合闸出口并联实现。线路间隔停电检修时，只需将线路保护的检修状态压板投入。对于母差保护、3/2接线间隔保护等涉及多间隔的保护，当断路器之一停运后，必须将对应的合并单元投入压板退出。运行人员投退重合闸宜通过投退保护重合闸出口GOO
8、SE软压板的方式实现。220kV线路一套智能终端异常时，仅需将关联保护出口压板退出。220kV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交互信息。66kV电压等级智能终端应按单套配置，应包含完整的断路器交互信息。智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。智能终端应采用就地安装的方式。变压器本体智能终端应双重化配置，采用电缆直跳主变各侧断路器的方式。智能终端出口回路应采用软压板。智能终端收到跳闸命令后，只需驱动相应出口继电器及信号灯。智能终端应具备跳、合闸命令输出的检测功能，当收到跳闸命令后，应通过GOOSE网发出收到的跳令报文。智能化保护装置参数、配置文件可随时下
9、装，但应闭锁保护。智能变电站保护采用“直采直跳”方式，为提高保护可靠性减少中间环节，保护装置电压应从母线合并单元直采。为提高经济性，智能站双重化配置的保护装置应集约化布置，共组一面屏。双重化配置的保护电压（电流）应分别取自相互独立的合并单元。双重化配置的保护GOOSE（SV）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。智能变电站的智能终端、合并单元均应就地布置于智能汇控柜内。智能站母差保护可通过模拟面板校正刀闸信息。母差保护宜直接采样、直接跳闸，在保证可靠性和速动性的前提下，也可采用GOOSE网络跳闸。智能站保护装置启动失灵应使用直采方式。智能站线路保护重合闸靠软
10、压板控制。主变后备保护跳220kV母联(分段)应启动失灵保护。双重化的合并单元宜接入电流互感器的不同二次绕组。220kV母线智能终端应冗余配置。智能站线路保护电压切换宜由保护本身实现。66kV母联不需配置独立保护。10kV间隔保护采用保护、测控、计量多合一装置，按间隔单套配置。采用开关柜方式时，保护装置安装于开关柜内，采用常规互感器。任意两台变压器智能电子设备不宜接入同一交换机。66kV合并单元可与智能终端可采用一体化装置。10kV间隔不设置合并单元。变压器非电量保护单套配置，布置于主控室内，应使用独立、专用直流电源空开智能终端宜分散布置于配电装置场地智能控制柜内。目前，智能变电站主要采用“常
11、规互感器+合并单元”和电子式互感器两种方案。当采用电子式互感器时，需进行充分技术经济论证。66kV主变二次主合并单元与智能终端可用一体化装置，双重化配置。220kV双母双分段接线I-III母线、II-IV母线按双重化各配置2台母线电压合并单元。220kV内桥合并单元及智能终端应按双重化配置。220kV、66kV每段母线配置一套智能终端。保护应具备通信管理功能，与监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信，规约采用DL/860,接口采用以太网。智能变电站纵联保护应支持一端为电子式互感器、 另一端为常规互感器或两端均为电子式互感器的配置形式智能变电站数据源不必实现网络共享 智能变电站IED设备不必具
12、备守时功能，因为其时钟由对时装置提供，对时装置自守时即可对于涉及多间隔的保护（如母线保护），如确有必要采用网络跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求 智能变电站保护装置电流、电压采样必须使用直接采样的方式，不可以网络采样IRIG-B码对时是传统变电站的对时方式，智能变电站不采用这种对时方式在安全可靠、技术先进、经济合理的前提下，智能变电站设计应符合资源节约、环境友好的技术原则和设计要求智能变电站刀闸与断路器的分、合闸操作命令应采用点对点方式传输到智能终端，不经网络传输智能变电站交换机仅用于数据交换，不必支持时钟传输协议交换机作为IED连接的汇集点，应具备实现对于所连接的IED时间同
13、步的功能智能变电站网络交换机应使用有扇型交换机，采用交流工作电源供电交换机不必拥有基于IP或MAC地址的数据帧过滤功能交换机应支持同一VLAN内不同端口间的隔离功能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被称为就地安装保护 SCD 文件不必包含版本修改信息、修改时间、修改版本号等内容，只需要描述智能电子设备之间的通信信息即可 每个装置有一个ICD文件，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成智能变电站继电保护与站控层信息交互采用 DL/T860（IEC61850）标准智能变电站电压、电流量必须通过电子式互感器采集智能变电站双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则保护装置
14、应依赖于外部对时系统实现其保护功能 保护装置应网络采样，对于单间隔的保护应直接跳闸 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等的要求，进行安全分区，通信边界安全防护，确保控制功能安全220kV及以上电压等级的继电保护及与之相关的设备应按照双重化原则进行配置，网络则单重化配置即可双重化配置的合并单元应与电子式互感器两套独立的二次采样系统一一对应双重化配置保护使用的GOOSE网络不必遵循相互独立的原则，这样当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分
15、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），两套通信设备应分别使用独立的电源智能变电站中，线路保护应直接采样，直接跳断路器，经GOOSE 网络启动断路器失灵、重合闸 变压器保护可通过MMS 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由于母线保护接入元件数较多，因此应采用网络采样、网络跳闸的方式 220kV 及以上的安全稳定控制装置仅需单重化配置即可智能站智能终端设置防跳功能，断路器本体不设置防跳功能 智能站保护装置参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭
16、锁保护交换机不必支持端口速率限制和广播风暴限制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继电保护设备与合并单元通信，其标准应采用DL/T860.92（IEC61850-9-2）或GB/T20840.8（IEC60044-8）合并单元是间隔层的关键设备，是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GOOSE是指采样值，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帧之间的映射智能变电站SSD文件与SCD文件在本质上是一个文件当智能终端接收到跳闸命令后，应
17、通过GOOSE光缆传送跳闸命令给断路器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同一间隔双重化配置的保护之间可直接交换信息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双重化配置的保护，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），两套通信设备应使用同一
18、路电源高压并联电抗器配置独立的电流互感器，主电抗器首端、末端电流互感器各配置一个合并单元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，经点对点通过相邻断路器保护或母线保护跳相邻断路器为全面记录变电站内故障信息，故障录波装置应跨接双重化的两个网络过程层SV网络、过程层GOOSE网络因均属过程层，因此可以共用一台交换机，不必独立配置线路纵联保护、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保护装置输入的双A/D数据之一异常时，由于没有相应措施，将导致误动作用于双重化保护的电子式互感器，其两个采样系统应由相同的电源供电并与相应保护装置使用同一组直流电源智能终端不
19、必具备对时功能、事件报文记录功能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）长度继电保护装置采用就地安装方式时，应采用电缆跳闸在站控层及其网络失效的情况下，间隔层设备无法独立工作当一个间隔同时配置电流互感器和电压互感器时，电流、电压宜采用组合型合并单元装置进行采样值合并拉掉合并单元直流电源以及插拔熔丝发生重复击穿火花时，装置不应误输出合并单元的直流电源回路出现各种异常情况（如短路
20、、断线、接地等）时，装置不应误输出合并加上电源、断电、电源电压缓慢上升或缓慢下降，装置均不应误输出，但电源恢复正常后，装置需重启才能自动恢复正常运行合并单元应是模块化、标准化、插件式结构，大部分板卡应容易维护和更换，且允许带电插拔合并单元电源模块应为满足现场运行环境的工业级产品，电源端口必须设置过电压保护或浪涌保护器件合并单元的输入输出应采用模拟量接口合并单元与电子式互感器之间的数据传输协议应标准、统一对于双母线双分段接线，宜按分段划分为两个双母线来配置母线电压合并单元合并单元应能提供输出9-2协议的接口及输出8-1的FT3协议的接口，能同时满足保护、测控、录波、计量设备使用合并单元支持采样值
21、组网传输的方式，也支持采样值点对点传输的方式合并单元应能接收多路电子式互感器采集器的采样光信号，经同步和合并之后对外提供采样值数据合并单元应能够接收电子式互感器的异常信号；应具有完善的自诊断功能合并单元可以光能量形式，为电子式互感器采集器提供工作电源智能单元网络通信介质宜采用多模光缆，波长1310nm，宜统一采用ST型接口智能单元具有开关量（DI）和模拟量（AI）采集功能，输入量点数可根据工程需要灵活配置智能单元不必具有自诊断功能智能单元GOOSE的单双网模式可灵活设置，宜统一采用ST型接口智能单元内CPU芯片和电源功率芯片不应采用自然散热方式，应外加风扇散热网络通信介质宜采用多模光缆，波长1
22、310nm，宜统一采用ST型接口智能变电站互感器可采用电子式互感器、也可采用常规互感器，当前推荐电子式互感器智能变电站保护跳闸方式采用网络跳闸方式220kV及以下智能变电站，采用户外配电装置时，集中设置二次设备室，间隔层及站控层设备应集中布置220kV及以下智能变电站，对户内配电装置，间隔层设备均分散布置于配电装置场地智能变电站继电保护装置除检修压板为硬压板外其余均采用软压板智能变电站保护装置、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MMS网络传输智能变电站内，一个半断路器接线型式，两个断路器的电流合并单元分别接入保护装置，电压合并单元单独接入保护装置智能变电站TV
23、并列、双母线电压切换功能由保护装置实现采用纵联保护原理的保护装置的硬件配置及软件算法不应支持一端为数字采样、另一端为模拟采样的配置形式一个半断路器接线的断路器保护按断路器单重化配置，每套保护包含灵保护及重合闸等功能智能变电站中，线路、主变保护采用直采直跳动作方式，母线保护因涉及多个间隔，因而采用网络跳闸方式网络记录单元宜记录原始报文数据，故障录波一般记录双A/D中用于保护判据的一组数据所有智能变电站的故障录波、网络记录分析装置均通过网络方式接收SV报文和GOOSE报文行波测距装置采样值采用点对点传输方式，数据采样频率应大于500kHz智能变电站内相量测量装置采用双套配置，采用点对点或网络方式采
24、集过程层SV数据智能变电站中，过程层网络与站控层、间隔层网络完全独立间隔层交换机宜采用10M电（光）口，间隔层交换机之间的级联端口采用10M电口当保护、测控装置下放布置时，SV 报文宜统一采用点对点方式，除保护跳闸外GOOSE 报文宜采用网络方式500kV智能变电站中主变压器高、中压侧宜按照电压等级分别配置过程层网络智能变电站中，双重化配置的保护装置应接入同一个过程层网络智能变电站内，断路器一般采用单套合闸线圈，双重化的智能终端通过并接合闸线圈的方式实现重合闸、遥控合闸智能变电站内，220kV 间隔互感器合并单元按单重化配置500kV 线路电压互感器按单重化配置、主变压器500kV侧电压互感器
25、合并单元按双重化配置高压并联电抗器首末端电流合并单元、中性点电流合并单元按单重化配置智能变电站中，主变压器各侧智能终端宜冗余配置，且主变压器本体智能终端也冗余配置在智能变电站中，跨间隔GOOSE通信通过站控层MMS交换机统一协调完成220kV智能变电站中，主变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵、跳两侧断路器等可采用GOOSE 网络传输220kV智能变电站中，非电量保护采用网络跳闸方式智能变电站间隔层设备对时宜采用IRIG-B、1pps 方式当SV报文传输采用组网方式时，合并单元采样值同步宜采用IRIG-B、1pps 方式（有条件时也可采用IEC 61588 网络对时）合并单元集中布置于二次设备室或下放布置于户内配电装置场地时，时钟输入宜采用电信号合并单元下放布置于户外配电装置场地时，时钟输入宜采用光信号变电设备状态监测系统宜采用分层分布式结构，由传感器、状态监测IED构成双重化保护的电流、电压，以及GOOSE 跳闸控制回路等需要增强可靠性的两套系统，应采用同一条光缆IEC61850给出的互操作定义为：两个或多个来自同一或不同厂家的设备能够交换信息，并利用交换的信息正确执行特定功能IEC61850对装置间通信的要求为：1台设备不得同时向多台设备发报文
