1提綱二、智能變電站的基本概念及技術二一、智能變電站的發展歷程一四、繼電保護技術原則和配置原則二三、IEC61850標準一六、智能變電站存在的主要問題二五、繼電保護工程實施方案二2一、智能變電站的開展歷程3一、智能變電站的開展歷程2016年～2020年引領提升階段，基本建成堅強智能電網，使電網的資源配置能力、安全水平、運行效率，以及電網與電源、用戶之間的互動性顯著提高。2011年～2015年全面建設階段，加快特高壓電網和城鄉配電網建設，初步形成智能電網運行控制和互動服務體系，關鍵技術和裝備實現重大突破和廣泛應用。2009年～2010年規劃試點階段，重點開展堅強智能電網發展規劃工作，制定技術和管理標準，開展關鍵技術研發和設備研制，開展各環節的試點工作。第一階段第二階段第三階段分三個階段推進堅強智能電網的建設：4一、智能變電站的開展歷程智能變電站作為統一堅強智能電網的重要根底和節點支撐,是必不可少的建設內容。1、第一批試點工程:2、從2021年開始所有新立項的110kV及以上變電站均需按智能站設計。5提綱二、智能變電站的基本概念及技術二一、智能變電站的發展歷程一四、繼電保護技術原則和配置原則二三、IEC61850標準一六、智能變電站存在的主要問題二五、繼電保護工程實施方案二67功能分層:智能變電站按照所要完成的功能，從邏輯上將變電站的功能劃分為過程層、間隔層和站控層

8智能變電站系統結構示意圖9過程層包括變壓器、斷路器、隔離開關、電流電壓互感器等一次設備及其所屬的智能終端和合并單元〔MU〕。間隔層設備一般指繼電保護系統、測控裝置等二次設備，實現使用一個間隔的數據并且作用于該間隔一次設備的功能。站控層包括監控主機及工作站、站域控制、遠動系統、對時系統等，實現面向全站設備的監視、控制、告警及信息交互功能，完成數據采集和監視控制(SCADA)、操作閉鎖以及同步相量采集、電能量采集、保護信息管理、順序控制等相關功能。站控層功能宜高度集成。10過程層裝置11過程層設備-電子式互感器有源電子式電流互感器:羅氏線圈型/低功率線圈型.無源電子式電流互感器:磁光玻璃型/全光纖型.有源電子式電壓互感器:電容分壓型/電阻分壓型.各種電子式互感器在各地的智能站試點工程中都有應用,但是由于在抗干擾能力/運行穩定性等方面存在問題,試點根本不成功.因此今后一段時間設計的智能站均采用常規互感器.12過程層裝置-合并單元合并并同步多個電子式互感器的數據，獲取電力系統電流和電壓瞬時值，并以確定的數據品質傳輸到電力系統電氣測量和繼電保護設備。可以接入常規互感器，完成常規互感器的數據采樣。必要時，完成規約轉換:電子式互感器采用IEC60044-8協議，合并單元與保護之間采用IEC60044-8或IEC61850-9-2協議。需要時，完成電壓并列功能。13合并單元同步采樣數據需要同步：三相電流、電壓需要同步：三相平衡間隔內電流電壓之間需要同步：功率、阻抗不同間隔的電流之間需要同步：差動同步方式：插值法14合并單元延時15點對點同步原理采樣點對點原理1、插值點即合并單元采樣時刻，合并單元負責數據同步。2、同步采樣時鐘不等于對時時鐘，可以不依賴于GPS。3、合并單元的誤差來源就在于插值法同步采樣，由于采樣率高，4000Hz，誤差非常小。4、保護裝置的采樣同步與此同〔光纖點對點方式〕。16過程層裝置-智能終端智能開關等設備的過渡產品功能：完成斷路器、隔離開關、接地開關等位置信息的采集完成斷路器、隔離開關、接地開關等的分合控制采集主變的檔位、溫度等信息采集智能控制柜的溫度、濕度等信息斷路器操作回路GOOSE接口17GOOSE機制GOOSE定義：基于發布/訂閱機制，快速和可靠地交換數據集中的通用變電站事件數據值的相關模型對象和效勞，以及這些模型對象和效勞到ISO/IEC8802-3幀之間的映射。1、發布/訂閱機制:例如智能終端發布信息，但是不知道誰需要這些信息。需要這些信息的保護、測控等裝置自行接收這些信息，并且不需要對智能終端進行響應。2、傳輸的信息是IEC61850模型中的GOOSE數據集定義的數據,包括斷路器、隔離開關和接地開關的位置，保護跳合閘、遙控跳合閘、隔離開關/接地開關的分合閘命令等開關量信息以及智能控制柜的溫度、濕度等變化較慢的模擬量信息。3、快速：保護的跳合閘命令等信息要求必須快速。直接映射到數據鏈路層。4、可靠：保護的跳合閘命令等信息要求必須可靠。傳輸機制與SV〔采樣值〕傳輸的異同：SV也是發布/訂閱機制，直接映射到數據鏈路層，250μs〔4000Hz〕發送一幀采樣數據，但不進行重發。18GOOSE機制1、事件突變發送間隔2、2、4、8ms2、可靠依賴于重發機制3、GOOSE最大傳輸延時不能大于4ms(快速)19智能終端應用特點應用特點:1、裝置間快速信息通信；2、內在自檢功能，在線監測；3、不僅可以傳送開關量，還可傳遞變化不快的模擬量；4、代替了點對點的硬電纜降低造價、工期更改接線不需要配線，只需更改配置文件20站控層網絡：間隔層設備和站控層設備之間的網絡。在IEC61850標準中，其數據內容是間隔層設備和站控層設備之間、站控層設備之間、間隔層設備之間的通信數據，通信協議采用MMS和GOOSE。一般采用星型以太網結構。

過程層GOOSE網絡即智能終端與間隔層設備之間的網絡。在IEC61850標準中，其數據內容是智能終端與間隔層設備之間的開關和刀閘相關的開入開出數據以及間隔層設備之間的聯閉鎖信息，通信協議采用IEC61850-8-1。一般采用星型以太網結構。過程層SV網絡，MU〔合并單元〕與間隔層設備之間的網絡。在IEC61850標準中，其數據內容是MU提供給間隔層設備的電流電壓采樣數據，通信協議采用IEC61850-9-2或IEC60044-8。一般采用星型以太網結構。一般過程層SV網絡與GOOSE網絡合一。注意:保護裝置要求直接采樣,本間隔直接跳閘。變電站網絡21MMS(制造報文標準)：是國際標準化組織ISO定義的一套用于工業控制系統的通信協議。MMS標準了工業領域具有通信能力的智能傳感器、智能電子設備、智能控制設備的通信行為，使出自不同制造商的設備之間具有互操作性。IEC61850將其引入變電站用于站控層網絡的實時通信。是應用層協議，完全遵循OSI〔開放系統互連〕通信體系。22以太網的工作原理以太網采用帶沖突檢測的載波偵聽多路訪問機制。當以太網中的一臺主機要傳輸數據時，它將按如下步驟進行：1、監聽信道上是否有信號在傳輸。如果有，說明信道處于忙狀態，就繼續監聽，直到信道空閑為止。2、假設沒有監聽到任何信號，就傳輸數據。3、傳輸的時候繼續監聽，如發現沖突那么執行退避算法，隨機等待一段時間后，重新執行步驟1：當發生沖突時，涉及沖突的主時機返回到監聽信道狀態。注意：每臺主機一次只允許發生一個包，一個擁塞序列，用來警告所有的節點。4、假設未發現沖突那么發送成功，所有主機在試圖再一次發送數據之前，必須在最近一次發送后等待9.6μs(以10Mb/s運行)。23以太網的工作原理從以太網節點中可以看到在網路中發送的所有信息，因此我們說以太網是一種播送網路，即在網絡傳輸中，向所有連通的節點發送消息。從以太網的工作原理可以看出：１、網絡傳輸中可能發生沖突：在以太網中，當兩個數據幀同時被發送到物理傳輸介質上，并完全或局部重疊時，就發生了數據沖突。當發生沖突時，物理網段上的數據都不再有效。沖突是影響以太網性能的重要因素，由于沖突的存在，使得傳統的以太網在負載超過40%時，效率將明顯下降。因此當以太網的規模增大時，就必須采取措施來控制沖突的擴散，例如使用交換機將網絡分段〔VLAN劃分等〕。２、信息在網絡中傳輸是有延時的，而且這種延時是不確定的：監聽信道等待其它信息傳輸的時間，排隊的時間，沖突的時間等。保護對采樣的快速性和同步性要求高，因此要求直采〔不經交換機，不需排隊等候，不會沖突〕。保護跳合閘〔本斷路器〕快速性要求高，因此要求直跳〔不經交換機，不需排隊等候，不會沖突〕。保護要求直采直跳〔本斷路器〕的另一個原因是可靠性，沒有中間環節24交換機的工作原理1、交換機根據收到數據幀中的源MAC地址建立該地址與交換機端口的映射，并將其寫入MAC地址表中。〔學習〕2、交換機將數據幀中的目的MAC地址同已建立的MAC地址表進行比較，以決定由哪個端口進行轉發。〔轉發/過濾〕3、如數據幀中的目的MAC地址不在MAC地址表中，那么向所有端口轉發。(稱為泛洪)4、播送幀和組播幀向所有的端口轉發。交換機依據幀頭信息進行轉發，因此交換機是工作在數據鏈路層的網絡設備。25262、VLAN：273、GMRP或者MMRP：動態VLAN，方便設備的投入退出。4、端口鏡像：把一個或多個端口的數據鏡像到一個或多個端口的方法。應用于網絡流量監視〔例如：網絡記錄分析儀〕。5、鏈路聚合：將多個數據信道聚合為一個信道使用。28智能變電站繼電保護與常規站的差異電流采樣不一樣；開關量輸入輸出回路、跳閘回路不一樣；二次回路簡化，大量電纜變少量光纜；壓板設置不一樣〔只有檢修硬壓板，智能終端有出口壓板和檢修壓板，其余都為軟壓板〕；定值不一樣〔電子式互感器：一次值〔數據編碼〕〕；組屏不一樣〔合并單元／智能終端就地化〕；與后臺監控的通信不一樣；保護原理根本一樣(電子式互感器無零序電壓、零序電流，采用外接零序電流、電壓的保護會有所改變；電子式互感器雙A/D采樣，兩路數字量進入保護裝置。今后隨著電子式互感器的應用,原理會有所變化,程序簡化,加快保護動作速度；新原理保護可以應用：暫態量保護)29提綱二、智能變電站的基本概念及技術二一、智能變電站的發展歷程一四、繼電保護技術原則和配置原則二三、IEC61850標準一六、智能變電站存在的主要問題二五、繼電保護工程實施方案二30三、IEC61850標準新一代的變電站站內通信網絡和系統規約。常規站保護信息上送監控系統，需要保護信息點表，并進行對點調試。IEC61850信息自描述，并在SCD文件中配置好，不需對點。并未改變變電站信息傳輸的要求和內容，只是改變信息表達的格式和傳輸形式。保護的根本原理／功能并沒有變化，所需要的模擬量／開關量信息也根本沒有變化。IEC61850主要覆蓋變電站內的通信。線路兩側的光纖縱差保護仍采用各廠家的私有協議。遠動系統到調度中心的通信仍采用103/104協議。IEC61850不僅僅限于規約范疇，包括變電站功能分層，信息建模等。31三、IEC61850標準主要目標32三、IEC61850標準IEC61850標準的主要特點1、變電站功能分層2、面向對象的統一建模3、功能與通信的解耦4、IEC61850的通信映射33面向結構的建模：序號姓名身高(cm)1張三1752李四165………45王五180序號姓名體重(kg)1張三652李四60………45王五70面向對象的建模：姓名身高(cm)體重(kg)張三17565姓名身高(cm)體重(kg)李四16560姓名身高(cm)體重(kg)王五18070面向對象的建模：還包括效勞(函數);模型的繼承/重載三、IEC61850標準34三、IEC61850標準面向對象的建模將IED視為客戶機/效勞器的運行模式，客戶機代表向其它IED請求或確認功能效勞，效勞器代表IED本身可視或可訪問的自動化功能。IEC61850通常將IED的效勞器功能作為建模對象。例如：將保護裝置對外接口的局部按面向對象的方式進行建模，包括：電流、電壓輸入，開關量輸入，跳合閘輸出，啟動失靈輸出，定值，軟壓板，故障信息，告警信息，裝置參數，通信參數等等。保護裝置內部邏輯運算用到的變量、參數等不納入IEC61850范疇，由各廠家自行建模。35三、IEC61850標準面向對象的建模IEC61850建立的信息模型包含邏輯設備、邏輯節點、數據對象、數據屬性四個層次

36三、IEC61850標準面向對象的建模1、邏輯設備：邏輯設備用于包含一組特定應用功能的產生和使用信息的虛擬設備，邏輯設備由邏輯節點和附加的功能效勞聚合而成。例如：保護、測控、錄波等。2、邏輯節點：邏輯節點是交換數據的最小功能單元，一個邏輯節點代表效勞器的一項根本功能或IED中的一組設備信息，可以與其它邏輯節點進行信息交互，并執行特定的操作，邏輯節點由數據對象、數據屬性、數據屬性列表以及對應的功能效勞聚合而成。例如：過流保護I段、分相電流差動、距離保護I段等。3、數據對象：數據對象包含邏輯節點的所有信息。例如：A相電流、保護定值等。4、數據屬性：數據屬性是數據對象的內涵，是模型中信息的最終承載者。包括：值、描述、最大值、最小值、步長等。信息模型不是數據集合，而是數據與功能效勞的聚合，模型中的數據和功能效勞相互對應，數據的交換必須通過對應的功能效勞來實現。37三、IEC61850標準IED的幾個重要配置文件ICD文件：由裝置廠商提供給系統集成廠商，該文件描述IED提供的根本數據模型及效勞，但不包含IED的實例名稱和通信參數。〔由裝置配置工具根據裝置按對象建立的模型生成的描述文件〕SSD文件：應全站唯一，該文件描述變電站一次系統結構以及相關聯的邏輯節點。SCD文件：應全站唯一，該文件描述所有IED的實例配置和通信參數、IED之間的通信配置以及變電站一次系統結構，由系統集成商完成。SCD文件應包含版本修改信息,明確描述修改時間、修改版本號等內容。〔一二次設備連接、虛端子連接、通信參數配置〕CID文件：每個裝置有一個，由裝置廠商根據SCD文件中本IED相關配置生成。〔通信參數、虛端子連接〕采用SCL〔變電站配置描述語言〕進行描述。38三、IEC61850標準虛端子連接虛端子:GOOSE、SV輸入輸出信號為網絡上傳遞的變量，與傳統屏柜的端子存在著對應的關系，為了便于形象地理解和應用GOOSE、SV信號，將這些信號的邏輯連接點稱為虛端子。常規站設備之間通過電纜和端子進行連接，看得見，摸得著，實實在在，容易接受和理解。智能站設備之間的大量數據交換通過光纜進行，看不見，摸不著，為了更形象的理解和應用這種聯系，提出了虛端子的概念。將設備之間的GOOSE、SV通信表示成虛端子連接。IEC61850并未改變信息傳輸的要求和內容，因此虛端子和實端子根本是對應的。虛端子連接是在接收端進行的，因此接收端知道它要接收什么信息。GOOSE、SV報文采用組播/播送的方式進行發送〔并不知道誰要接收〕。虛端子能夠一對多，不能夠多對一，因此一個開出信號能夠給多個IED設備使用，而開入信號卻不能夠并聯，只能夠一對一輸入，實端子那么剛好相反。39三、IEC61850標準虛端子連接40三、IEC61850標準文件配置：工具的重要性41三、IEC61850標準SCD文件總體結構42三、IEC61850標準SCD文件：一次設備的連接關系及關聯的二次設備邏輯節點43SCD文件：通信參數配置三、IEC61850標準44三、IEC61850標準SCD文件：IED配置---虛端子連接45SCD文件：IED配置---效勞、站控層數據三、IEC61850標準46SCD文件：IED配置---過程層數據集三、IEC61850標準47三、IEC61850標準SCD文件數字式測試儀獲得SCD文件后，可以獲得每一個SV報文、GOOSE報文的源MAC地址、目的MAC地址、發送的數據量和各個數據量的位置，因此可以模擬電子式互感器、合并單元、智能終端、保護裝置發送和接受SV報文和GOOSE報文，從而對合并單元、智能終端、保護裝置進行調試〔調試方便〕。保護裝置升級、改造換型后，不再需要象常規站一樣需要重新進行大量改線／接線，只需要修改SCD文件，并將其提供給相應的設備做好配置即可。鑒于SCD文件的重要性，SCD文件需要專門管理。48三、IEC61850標準功能與通信的解耦IEC61850定義了14類ACSI(抽象通信效勞接口)模型，用來標準信息模型的功能效勞，包括效勞器模型、應用關聯模型、邏輯設備模型、邏輯節點模型、數據模型、數據集模型、替換模型、整定值控制塊模型、報告及記錄控制塊模型、通用變電站事件模型、采樣值傳輸模型、控制模型、時間及時間同步模型和文件傳輸模型。功能效勞的最終實現還需要經過SCSM(特定通信效勞映射)。SCSM負責將抽象的功能效勞映射到具體的通信網絡及協議上，具體包括：根據功能需要和實際情況選擇通信網絡的類型和OSI模型的1~6層協議；在應用層上(OSI模型中的第七層)，對功能效勞進行映射，生成應用層協議數據單元，形成通信報文。49三、IEC61850標準功能與通信的解耦50三、IEC61850標準功能與通信的解耦51三、IEC61850標準IEC61850的通信映射52三、IEC61850標準IEC61850的通信映射IEC61850定義了三種SCSM方法，都以OSI模型為根底并都選擇以太網作為通信網絡的物理層和數據鏈路層。1、基于客戶機/效勞器模式的核心ACSI效勞向MMS的映射。2、GOOSE報文傳輸效勞和采樣值傳輸效勞直接向以太網數據鏈路層的映射。3、時間及時間同步效勞向簡單網絡時間協議(SNTP)的映射。53三、IEC61850標準序號IEC61850信息模型MMS對象1Server(服務器)VMD(虛擬制造設備)2LD(邏輯設備)Domain(域)3LN(邏輯節點)NamedVariable(有名變量)4DO(數據對象)5DA(數據屬性)6DataSet(數據集)NamedVariableList(有名變量列表)7Log(日志)Journal(日志)8File(文件)File(文件)１、IEC61850信息模型向MMS的映射２、IEC61850功能效勞向MMS的映射基于客戶機/效勞器模式的核心ACSI效勞向MMS的映射54三、IEC61850標準GOOSE/SV傳輸報文的通信映射變電站自動化系統中具有大量的快速報文，這些報文如果按照MMS的通信方式進行傳輸，不但要經過IEC61850協議向應用層協議MMS的轉換延遲，而且其它各層協議封裝、解析的時間開銷巨大，顯然無法滿足實時性要求。GOOSE報文傳輸/SV報文傳輸直接映射到以太網的數據鏈路層。同時為了確保GOOSE報文和SV報文的實時性，又在數據鏈路層上采用了基于VLAN的以太網優先級標記，通過賦予上述兩類報文較高的優先級別，使它們通過交換機時消耗較小的排隊延時。55提綱二、智能變電站的基本概念及技術二一、智能變電站的發展歷程一四、繼電保護技術原則和配置原則二三、IEC61850標準一六、智能變電站存在的主要問題二五、繼電保護工程實施方案二564.3繼電保護新技術應滿足“可靠性、選擇性、靈敏性、速動性”的要求，并提高保護的性能和智能化水平。繼電保護在功能實現上是統一的整體，需要一次設備、二次回路、通道、保護裝置之間的配合協調，發揮其整體性能。1、繼電保護技術應用的研究與探索，應以進一步提高保護的性能和安全可靠性為目的。2、不能為了智能化而智能化，繼電保護的智能化不能犧牲保護的“四性”，應以提高保護的可靠性為基本出發點，不能降低保護的可靠性。3、智能變電站繼電保護是“繼電保護系統”，不再是傳統的“繼電保護裝置”，一次設備和二次回路應協調配合。釋義574.6保護裝置應不依賴于外部對時系統實現其保護功能。4.7保護應直接采樣。釋義保護裝置接入外部對時信號，但對時信息不參與邏輯運算。保護采用點對點直接采樣，采樣同步不依賴于外部時鐘。584.2智能變電站繼電保護電壓電流量可通過傳統互感器或電子式互感器采集。4.9在技術先進、運行可靠的前提下，可采用電子式互感器。電子式互感器不是智能變電站的必備要素。鑒于電子式互感器在抗干擾性、運行穩定性等方面存在很大的問題，今后一段時間設計的智能變電站均采用常規互感器。例如：羅氏線圈電子式電流互感器和低功率線圈電子式電流互感器的供電電源穩定性差，導致數據丟幀、錯幀；金南變電容分壓電子式電壓互感器由于操作電弧被擊壞。繼電保護裝置采用就地安裝方式時，宜采用常規互感器，應采用電纜跳閘。釋義594.2智能變電站繼電保護與站控層信息交互采用DL/T860（IEC61850）標準，跳合閘命令和聯閉鎖信息可通過直接電纜連接或GOOSE機制傳輸。4.7對于單間隔的保護應直接跳閘，涉及多間隔的保護（母線保護）宜直接跳閘。對于涉及多間隔的保護（母線保護），如確有必要采用其他跳閘方式，相關設備應滿足保護對可靠性和快速性的要求。4.8繼電保護設備與本間隔智能終端之間通信應采用GOOSE點對點通信方式；繼電保護之間的聯閉鎖信息、失靈啟動等信息宜采用GOOSE網絡傳輸方式。釋義601.本間隔采用GOOSE點對點跳合閘，跨間隔采用GOOSE網絡跳閘。例如：主變保護跳各側斷路器采用GOOSE點對點跳閘，主變保護跳各側母聯（分段）斷路器采用GOOSE網路跳閘。3/2接線的邊斷路器失靈保護跳相鄰斷路器通過GOOSE網絡接入母線保護和中斷路器智能終端跳相關斷路器；母線故障主變開關失靈聯跳主變中低壓側，3/2接線的斷路器失靈保護和并聯電抗器保護啟動遠跳等采用GOOSE網絡傳輸方式。2.繼電保護之間的聯閉鎖、失靈啟動等信息宜采用GOOSE網絡傳輸方式。例如：線路保護、主變保護、母聯保護啟動斷路器失靈保護；主變保護解除失靈保護復壓閉鎖；主變保護閉鎖備自投；3/2接線的線路保護啟動邊斷路器和中斷路器重合閘等采用GOOSE網絡傳輸方式。3.斷路器位置接點經點對點和網絡傳輸，本間隔采用GOOSE點對點方式，間隔間采用GOOSE網絡方式。4.在證實網絡方式跳閘確實可靠之前，母差保護跳閘應采用GOOSE點對點方式。614.4220kV及以上電壓等級繼電保護系統應遵循雙重化配置原則，每套保護系統裝置功能獨立完備、安全可靠。雙重化配置的兩個過程層網絡應遵循完全獨立的原則。釋義220kV及以上電壓等級繼電保護裝置應遵循雙重化配置原則。雙重化配置保護對應的過程層合并單元、智能終端均應雙重化配置（包括主變中低壓側）。過程層網絡按電壓等級組網。雙重化配置的保護及過程層設備，第一套接入過程層A網，第二套接入過程層B網。為防止相互干擾，兩網之間應完全獨立。624.4220kV及以上電壓等級繼電保護系統應遵循雙重化配置原則，每套保護系統裝置功能獨立完備、安全可靠。雙重化配置的兩個過程層網絡應遵循完全獨立的原則。舉例合并單元1智能終端1線路保護1GOOSE交換機1SV交換機1合并單元2智能終端2線路保護2GOOSE交換機2SV交換機2634.4220kV及以上電壓等級繼電保護系統應遵循雙重化配置原則，每套保護系統裝置功能獨立完備、安全可靠。雙重化配置的兩個過程層網絡應遵循完全獨立的原則。舉例特別說明母聯保護3/2接線斷路器保護64變電站間隔較多時可以采用分布式母線保護：間隔較多時采用集中式母線保護，裝置光以太網接口較多，發熱問題較突出；分布式方案將網絡接口分散到主、子單元中。分布式保護是面向間隔，由若干單元裝置組成，功能分布實現。主單元可安裝于室內，子單元就地安裝（滿足就地安裝條件）。分布式母線保護子單元n子單元1子單元2母線保護主單元-----舉例光纖點對點65變壓器非電量保護：非電量保護采用就地直接電纜跳閘，信息通過本體智能終端上送至過程層GOOSE網絡，再經測控裝置上送至站控層MMS網絡。非電量保護和本體智能終端分別配置。664.13110kV及以下電壓等級宜采用保護測控一體化設備。110kV線路保護單套配置，推薦采用保護測控一體化設備(外橋接線除外)。110kV變壓器電量保護宜按雙套配置，不采用測控一體化設備。220kV保護雙重化配置，由于涉及到測控雙重化配置/數據源切換等問題，不宜采用測控一體化設備。釋義6766kV、35kV及以下間隔保護66kV、35kV及以下間隔保護：5.8.b） 當采用開關柜方式時，保護裝置安裝于開關柜內，不宜使用電子式互感器；5.8.c） 當使用電子式互感器時，每個間隔的保護、測控、智能終端、合并單元功能宜按間隔合并實現；當采用戶內開關柜方式時：保護裝置安裝在開關柜內，采用保護測控合一裝置，不宜采用電子式互感器。當采用戶外敞開式布置時：使用電子式互感器時，采用保護測控合一裝置，保護、測控、智能終端、合并單元功能整合到同一裝置內。釋義6866kV、35kV及以下間隔保護66kV、35kV及以下間隔保護：5.8.d） 跨間隔開關量信息交換可采用過程層GOOSE網絡傳輸。間隔間的信息交互原則：低壓間隔間的聯閉鎖信息通過GOOSE實現，可采用GOOSE和MMS合一方案。主變保護閉鎖備自投實現方案：由于主變保護跳閘通過GOOSE網絡實現，低壓備自投一般采用GOOSE和MMS合一方案，因此需要將站控層的MMS網和低壓側的MMS＋GOOSE網合一。釋義694.14智能變電站應利用網絡技術將保護信息上送至站控層，集成斷路器變位動作信息、保護裝置、故障錄波等數據以及電子式互感器、MU、智能終端的狀態信息和變電站監控信息，最終實現變電站故障信息綜合分析決策。站控層宜建立站內全景數據統一信息平臺，供各子系統統一數據標準化規范化存取訪問以及和調度等其他系統進行標準化交互。本條的實質是對子站的要求，將故障信息系統子站整合在監控系統中，將對安全分區產生一定影響。故障信息系統子站系統要遵循安全分區的規定。釋義70與常規保護在配置上的區別220kV母聯（分段）保護雙重化配置、3/2接線斷路器保護雙重化配置。過電壓及遠跳就地判別功能應集成在線路保護裝置中。短引線保護功能可集成在邊斷路器保護中，也可獨立獨立設置。母線保護可采用分布式保護。釋義715.1.a)220kV及以上電壓等級的繼電保護及與之相關的設備、網絡等應按照雙重化原則進行配置，雙重化配置的繼電保護應遵循以下要求。兩套保護的電壓（電流）采樣值應分別取自相互獨立的MU。雙重化配置的MU應與電子式互感器兩套獨立的二次采樣系統一一對應。雙重化配置保護使用的GOOSE（SV）網絡應遵循相互獨立的原則，當一個網絡異常或退出時不應影響另一個網絡的運行。兩套保護的跳閘回路應與兩個智能終端分別一一對應；兩個智能終端應與斷路器的兩個跳閘線圈分別一一對應。雙重化的兩套保護及其相關設備（電子式互感器、MU、智能終端、網絡設備、跳閘線圈等）的直流電源應一一對應。釋義72電子式互感器內應由兩路獨立的采樣系統進行采集，每路采樣系統應采用雙A/D系統，接入MU，每個MU輸出兩路數字采樣值由同一路通道進入一套保護裝置。73746.1.7保護裝置應采取措施，防止輸入的雙A/D數據之一異常時誤動作。防止雙A/D數據之一異常，導致保護的誤動的措施一般采用兩路數據相互校驗方式，也可采用一路作為啟動、一路邏輯運算方式。釋義756.1.1線路縱聯保護、母線差動保護、變壓器差動保護應適應常規互感器和電子式互感器混合使用的情況。常規互感器和電子式互感器的主要區別：電磁式互感器存在CT飽和問題，而電子式互感器不存在此問題。常規互感器傳輸無延時，而電子式互感本身有延時。互感器混合使用是不可避免的，差動保護應采取措施防止互感器混合使用導致保護不正確動作。（采樣同步；抗飽和）釋義766.1.5保護裝置應處理MU上送的數據品質位（無效、檢修等），及時準確提供告警信息。在異常狀態下，利用MU的信息合理地進行保護功能的退出和保留，瞬時閉鎖可能誤動的保護，延時告警，并在數據恢復正常之后盡快恢復被閉鎖的保護功能，不閉鎖與該異常采樣數據無關的保護功能。接入兩個及以上MU的保護裝置應按MU設置“MU投入”軟壓板。詳細規定了保護裝置對MU數據異常數據的處理原則。按MU設置“MU投入”軟壓板的目的主要是為了方便單個MU的投退。（方便檢修）釋義776.1.8除檢修壓板可采用硬壓板外，保護裝置應采用軟壓板，滿足遠方操作的要求。檢修壓板投入時，上送帶品質位信息，保護裝置應有明顯顯示（面板指示燈和界面顯示）。參數、配置文件僅在檢修壓板投入時才可下裝，下裝時應閉鎖保護。保護裝置一般只設檢修硬壓板，其余均為軟壓板。當該壓板投入時，其他裝置收到保護信息，視為無效數據。釋義786.1.11保護裝置應具備MMS接口與站控層設備通信。保護裝置的交流電流、交流電壓及保護設備參數的顯示、打印、整定應能支持一次值，上送信息應采用一次值。6.1.12保護裝置內部MMS接口、GOOSE接口、SV接口應采用相互獨立的數據接口控制器接入網絡。6.1.13保護裝置應具備通信中斷、異常等狀態的檢測和告警