继电保护专业关于技术标准差异条款的协义Word文件下载.docx
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a）测控装置应独立配置。
《变电站智能化改造技术规范》（Q/GDW414-2011），第6.1.2d）条，“110（66）千伏电压等级宜采用保护测控一体化装置。
《国家电网公司办公厅关于印发智能变电站110kV保护测控装置集成和110kV合并单元智能终端装置集成技术要求
的通知》（办基建〔2013〕3号），“对于220kV及以上电压等级电网的保护和测控、110kV变压器保护和测控以及110kV主网、环网中线路（母联）保护和测控，应配置独立的保护装置和测控装置。
2．主要差异
继电保护和测控装置是否集成。
3．分析解释
公司总部已对该问题进行研究，并作出明确的规定，在《国家电网公司办公厅关于印发智能变电站110kV保护测控装置集成和110kV合并单元智能终端装置集成技术要求的通知》（办基建〔2013〕3号）要求，“对于220kV及以上电压等级电网的保护和测控、110kV变压器保护和测控以及110kV主网、环网中线路（母联）保护和测控，应配置独立的保护装置和测控装置。
其他110kV线路、母联（分段）应按间隔采用保护测控装置集成。
4．协调方案
严格按照《国家电网公司办公厅关于印发智能变电站110kV保护测控装置集成和110kV合并单元智能终端装置集成技术要求的通知》（办基建〔2013〕3号）执行。
建议适时修订《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》（Q/GDW679-2011）、《变电站智能化改造技术规范》（Q/GDW414-2011）。
二、关于保护与智能终端集成的问题
《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010），第5.1e）条，“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。
《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》（国家电网基建〔2011〕58号），第5.1.3，“智能终端配置原则：
b）110kV除主变外，智能终端宜单套配置。
前者对于110kV及以下保护就地安装时，推荐保护装置
集成智能终端功能。
后者描述智能终端的配置数量原则。
二者不存在矛盾和冲突。
目前110kV线路、母联保护、测控装置已经集成，单间隔保护装置集成智能终端完全可以实现，建议除主变外110kV保护集成智能终端功能。
取消“保护装置宜集成智能终端等功能”，采用合并单元与智能终端集成。
三、关于合并单元与智能终端集成的问题
1.条款原文
《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》（Q/GDW679-2011），7.1.2，“间隔层设备220kV及以上电压等级智能变电站主要设备配置要求如下：
a）测控装置应独立配置；
7.1.3过程层设备过程层主要设备配置要求：
a）合并单元应独立配置，b）智能终端应独立配置。
《国家电网公司办公厅关于印发智能变电站110kV保护测控装置集成和110kV合并单元智能终端装置集成技术要求的通知》（基建技术〔2013〕38号），6.2.3b），“
（一）保护装置与测控装置集成，1.智能变电站110（66）kV电压等级线路、母联（分段）应按间隔采用保护测控装置集成。
（二）合并单元装置与智能终端装置集成，1.智能变电站110（66）kV电压等级应按间隔采用合并单元智能终端装置集成，并就地布置。
《智能变电站优化集成设计建设指导意见》（国家电网基建〔2011〕539号），三.2，“当可靠性满足要求是，一个间隔内智能终端、合并单元可采用一体化装置，实现硬件整合，减少过程层装置数量。
《国家电网公司输变电工程通用设计智能变电站部分》（220kV变电站通用设计技术导则），
（2），“110（66）kV智能终端可与合并单元采用一体化装置”。
《国家电网公司办公厅关于印发智能变电站110kV保护测控装置集成和110kV合并单元智能终端装置集成技术要求的通知》（基建技术〔2013〕38号）等文件要求一体化配置；
《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》（Q/GDW679-2011）要求分开配置，且规定适用范围为110kV及以上变电站。
3.分析解释
智能终端合并单元采用一体装置后，GOOSE和SV端口可共口传输，减少装置端口数量，减少装置发热问题，同时也减少过程层交换机端口数量。
目前220kV变电站主变35kV侧已经采用了智能终端合并单元一体化装置，是否考虑在更高电压等级如110kV、220kV系统应用智能终端合并单元一体化装置应有明确的意见。
按《国家电网公司关于印发智能变电站110kV保护测控装置集成和110kV合并单元智能终端装置集成技术要求》（办基建〔2013〕3号）执行。
建议适时修订《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》（Q/GDW679-2011）。
四、关于双重化保护合并单元配置的问题
《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010），第5.1e）条，“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。
《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》（Q/GDW393-2009），第5.2.1，“220kV各间隔合并单元宜冗余配置。
前者要求220kV合并单元应按双重化配置。
后者要求220kV合并单元宜冗余配置。
3．分析解释两个标准不存在明显差异。
对于220kV及以上双重化配置的继电保护，应同时要求与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置，才能保证两套保护的完全独立，相互不受影响。
按《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010）中要求执行。
建议适时修订《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》（Q/GDW393-2009）。
五、关于变压器各侧合并单元配置的问题
《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010），第5.2b）条，“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。
《国家电网公司输变电工程通用设计110（66）～750kV智能变电站部分（2011年版）》，第3），“主变压器各侧合并单元宜双套配置，中性点（含间隙）合并单元宜独立配置，也可并入相应侧合并单元。
前者要求变压器各侧合并单元按双套配置。
后者要求主变压器各侧合并单元宜双套配置。
因变压器保护按双重化配置，为满足双重化要求且单一元件故障不引起双套保护拒动，变压器各侧合并单元配置应该按双套配置。
六、关于110kV变压器保护及智能终端配置的问题
《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010），第5.3b）条，“110kV变压器电量保护宜按双套配置，双套配置时应采用主、后一体化装置”，5.12c）“110kV变压器各侧智能终端宜按双套配置。
《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》（国家电网基建〔2011〕58号），“d）110（66）kV变电站主变保护若采用主、后备保护一体化装置时采用双重化配置，相应智能终端也采用冗余配置。
主变保护若采用主、后备保护分开配置时采用单套配置，相应智能终端也采用单套配置。
主变压器本体智能终端宜单套配置。
《国家电网公司输变电工程通用设计智能变电站部分（110kV变电站通用设计技术导则）》，“110kV变压器电量保护宜按单套配置，主、后分开配置。
1）《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》要求主后一体才双重化，主后分开时采用单套配置；
《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010）要求主变电量保护双套配置，且双重化与双套配置也存在分歧；
2）《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》要求主后分开时智能终端单套配置，而《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010）要求110kV变压器各侧智能终端双套配置。
考虑到主后一体化配置可提高设备集成度减少设备数量（三圈变由四台装置减少为两台装置），而且双套配置加强变压器保护的可靠性和冗余度，也不增加对CT等其他设备的需求，建议主后一体化、双套配置，相应的智能终端也应满足保护要求。
110kV变压器电量保护宜按双套主、后一体化装置配置，也可按主后分置的单套电量保护配置，110kV变压器各侧合并单元智能终端双套配置。
110kV主变保护和测控装置独立配置。
建议适时修订《国家电网公司输变电工程通用设计智能变电站部分（110kV变电站通用设计技术导则）》。
七、关于智能终端的功能规范的问题
《智能变电站智能终端技术规范》（Q/GDW428-2010），4.2.4，“智能终端宜具备断路器操作箱功能，包含分合闸回路、合后监视、重合闸、操作电源监视和控制回路断线监视等功能。
断路器防跳、断路器三相不一致保护功能以及各种压力闭锁功能宜在断路器本体操作机构中实现。
《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010），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；
”，“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。
对智能终端要求描述不一致。
标准表述不存在明显差异，总体要求一致。
《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010）更为准确。
按照《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010）执行。
八、关于智能站线路保护两侧型号的问题
《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T587-2007），9.1，“一条线路两端同一对纵联保护宜采用相同型号的微机纵联保护装置。
《国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）～750kV智能变电站部分2011年版）》，20.1.1（5）,“采用纵联保护原理的保护装置的硬件配置及软件算法应支持一端为数字采样、另一端为模拟采样或两端均为数字采样的配置形式。
前者要求一条线路两端同一对纵联保护型号宜相同。
后者强调线路两侧保护装置的功能要求，未提及型号一致。
两个标准不存在明显冲突。
智能变电站的保护设备与常规站保护设备存在较大差异，在智能站建设过程中当出现一端智能站一端常规站时，可能存在两侧保护设备型号出现不一致的情况，与《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T587-2007）要求不一致。
对于线路一端为智能变电站，一端为常规变电站的情况，要求两端同一对纵联保护的厂家一致，并满足“六统一”标准化设计规范要求。
建议适时修订《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T587-2007）。
九、关于智能变电站保护压板设置的问题
《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010），第6.1.8条，“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。
《110（66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》（Q/GDW640-2011），第6.1.6条，“110（66）千伏及以下保护装置更换时，除检修压板外宜采用软压板，并实现远方投退、定值切换等功能。
前者应采用软压板，后者宜采用软压板。
两者内容基本一致，只是要求的程度稍有不同，目前智能变电站中实际情况是除了检修压板外，其余均为软压板。
按《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010）执行，除检修压板可采用硬压板外，其余采用软压板。
十、关于智能站SV、GOOSE组网方式的问题
《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010），第4.10条，“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。
《国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）～750kV智能变电站部分2011年版）》，第条
（2）条，“当间隔层保护、测控装置集中布置时，除保护装置外SV报文、除保护跳闸外GOOSE报文宜统一采用网络方式、共网传输。
不同标准对过程层SV网络、过程层GOOSE网络是否独立组网要求不统一。
SV/GOOSE共网可简化网络配置，节约光缆和交换机，但网络数据流量会增大、网络压力增大；
SV/GOOSE分别组网可分散数据流量、网络压力较小，但交换机和光缆数量增加。
《国家电网公司关于印发智能变电站110kV保护测控装置集成和110kV合并单元智能终端装置集成技术要求》（办基建〔2013〕3号）中要求：
1.智能变电站110（66）kV电压等级线路、母联（分段）应按间隔采用保护测控装置集成。
集成后的装置中保护模块和测控模块应按功能配置单独板卡，独立运行。
集成后的装置中保护、测控共用电源、SV/GOOSE接口、人机界面和通信接口。
2.智能变电站110（66）kV电压等级应按间隔采用合并单元智能终端装置集成，并就地布置。
集成后的装置中合并单元模块和智能终端模块应配置单独板卡，独立运行。
集成后的装置中合并单元、智能终端模块应共用电源、SV/GOOSE接口。
应按不同电压等级区别对待组网问题。
220kV及以下电压等级变电站过程层网络按SV/GOOSE共网设置，要求IED设备的SV/GOOSE数据处理端口应具备独立处理SV报文和GOOSE报文，并确保SV报文和GOOSE报文互不影响的能力。
建议适时修订《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010）及《国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）～750kV智能变电站部分2011年版）》。
十一、关于智能变电站保护组屏方式的问题1．条款原文《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》（国家电网生〔2012〕352号），15.3.1，“采用双重化配置的两套保护装置宜安装在各自保护柜内，并应充分考虑运行和检修时的安全性。
《线路保护及辅助装置标准化设计规范》（Q/GDW161-2007），6.1.2，“双母线接线的220kV出线两套保护可组两面屏或三面屏，每面屏包含线路保护、操作箱或电压切换箱、过电压及远方跳闸保护等设备。
《国网输变电工程通用设计110（66）～750kV智能站部分》（2011年版），第
（2）条，“每回500kV双套线路保护及其电度表合组1面柜；
每串3个断路器第一套保护合组1面柜、3个断路器第二套保护组1面柜；
每串3个断路器测控共组1面柜（其中边断路器测控整合关联线路测控功能）。
《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》（Q/GDW393-2009），第6.4.2b）条，“110（66）kV母线保护宜组1面柜”。
《110（66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》（Q/GDW640-2011），第8.3.1d）条，“110母联（分段）保护测控、母线保护、公用测控装置等可组1面屏”。
220kV及以上等级双重化配置的保护可否合并组屏，是否可组电度表等其他专业设备。
110（66）kV母线保护组是否独立组屏。
3．分析解释双重化配置的两套保护装置分开组屏是充分考虑运行和检修时的安全性。
目前智能站保护设备多为光纤回路，电缆接线很少，单套保护设备组一面屏，屏柜较空，对于双重化配置的单间隔保护，在具有确保运行和检修工作安全性的技术隔离措施的情况下，可组一面柜。
对于母线保护等多间隔保护设备，发生不正确动作的影响范围大，后果严重。
如果与其他设备共同组屏，则在同屏内其他设备上工作时，容易误碰导致母线保护不正确动作，建议独立组屏。
1）在具有确保运行和检修工作安全性的技术隔离措施的情况下，智能变电站220kV及以上等级双重化配置的单间隔保护设备可组一面柜。
2）110（66）千伏母线保护独立组屏，按《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》（Q/GDW393-2009）执行。
十二、关于110kV（66kV）变电站故障录波装置配置的问题
《国网公司2011年新建变电站设计补充规定》（国家电网基建〔2011〕58号），第6.2.3b2）条，“110kV（66kV）变电站全站宜统一配置故障录波装置”。
《国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）～750kV智能变电站部分2011年版）》，第，“对重要的110kV变电站，其线路、母联（分段）及主变可配置一套故障录波装置。
”。
两个标准对110kV智能变电站配置故障录波装置的原则掌握不一致，对重要变电站没有明确定义，在实际工程中不易掌握。
按照基建部《国网公司2011年新建变电站设计补充规定》（国家电网基建〔2011〕58号）文件要求，应对110kV智能变电站配置故障录波装置，但在实际工程审查中，负责审查单位一般不予配置。
对于重要的110kV（66kV）智能变电站，其线路、母联（分段）及主变可配置一套故障录波装置。
建议适时修订《国网公司2011年新建变电站设计补充规定》（国家电网基建〔2011〕58号）。
十三、关于故障录波器和网络分析仪集成的问题
《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010）5.9a）“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。
《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》（国家电网基建〔2011〕58号），6.2.3b），“220kV及以上电压等级变电站宜按电压等级配置故障录波装置，主变压器故障录波宜独立配置。
《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》（Q/GDW393-2009），第条，“220kV、110kV变电站宜配置一套网络通信记录分析系统。
《智能变电站优化集成设计建设指导意见》（国家电网基建〔2011〕539号），三.6，“故障录波及网络分析仪宜采用一体化装置，提高硬件集成度。
《国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）～750kV智能变电站部分2011年版）》，第条“全站统一配置1套故障录波及网络记录分析一体化装置。
《变电站智能化改造技术规范》（Q/GDW414-2011），第6.4.5a）条，“过程层进行数字化、网络化改造时，220千伏及以上变电站应在故障录波单元中集成网络报文记录分析功能，具备对各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。
《智能变电站技术导则》（Q/GDW383-2009），第，“可配置独立的网络报文记录分析系统，实现对全站各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。
智能变电站故障录波装置和网络报文记录分析装置是否集成。
智能变电站故障录波装置和网络报文记录分析装置的功能配置和应用对象不同，不宜采用集成装置。
按《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010）要求执行。
十四、关于故障录波器记录双A/D数据的问题
《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010），第6.9.3条，“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。
《国家电网公司输变电工程通用设计（110（66）～750kV智能变电站部分2011年版）》，第，“暂态录波单元可只记录双A/D中用于保护判据的一组数据。
2．主要差异不同标准对故障录波器记录数据的要求存在差异。
为满足任一元件故障保护不误动的要求，进入保护装置的采样数据必须取自两路A/D，由于任一路数据均会影响保护装置的动作行为，因此两路数据均需进行记录。
通用设计中要求记录用于保护判据的一组数据，这一组数据应包括用于保护判据的所有A/D，至于测量数据故障录波器可不记录。
4．协调方案按《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010）执行，故障录波器记录用于保护判据的所有两路A/D数字采样数据和报文。
十五、关于智能变电站双母线电压切换方式的问题
《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW441-2010），5.1，“c）双母线电压切换功能可由保护装置分别实现；
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