智能变电站继电保护技术规范
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释义
1、继电保护技术应用的研究与探索，应以进一步提高保护的性 能和安全可靠性为目的。 2、不能为了智能化而智能化，继电保护的智能化不能牺牲保护 的“四性”，应以提高保护的可靠性为基本出发点，不能降低保 护的可靠性。 3、智能变电站继电保护是“继电保护系统”，不再是传统的“ 继电保护装置”，一次设备和二次回路应协调配合。
30
基本技术原则
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 ，集成开关变位动作信息、保护装置及相关设备、故障录波 等数据及变电站监控信息，最终实现变电站故障信息综合分 析决策。
释义
1.《智能变电站技术导则》4 .e）：宜建立站内全景数据 统一信息平台，供各子系统统一数据标准化规范化存取 访问以及和调度等其他系统进行标准化交互。
传感 元件
高压侧 低压侧
AD 电路
DA 电路
传感 元件
高压侧
低压侧
AD AD 电路 电路
AD AD 电路 电路
FPGA 数据输出
FPGA 数据输出
FPGA 数据输出
FPGA 数据输出
MU1
MU2
图3 全光纤电流互感器（FOCT）示意图
转换器
转换器
MU1
MU2
图4 电子式电压互感器EVT示意图
16
基本技术原则
释义
1.同《智能变电站技术导则》6.6.c)条，强调直接采样直接跳闸。 2.“直采直跳”原则是本规范的基本原则。括号内的母线保护不是列
举的意思，母线保护也必须遵循此原则。
18
基本技术原则
3.直接采样：智能电子设备间不经过以太网交换机以SV点对 点连接方式直接进行采样值传输。
示 意 图
保护1
保护2…
总结分析智能变电站运行经验
讨论智能变电站继电保护及相关设备 技术应用原则
讨论智能变电站继电保护及相关设备 配置要求
讨论智能变电站继电保护及相关设备 实施方案
形成
《智能变电站继电保护技术规范》
目的
贯彻落实国家电网公司建设坚强智能电网的发展战略，促进和规范智能变电站 继电保护技术应用工作。
2
编制的主要原则
传感 元件
调理 电路1
调理 电路2
AD AD 电路 电路
传感 元件
调理 电路1
高压侧
低压侧
调理 电路2
AD AD 电路 电路
CPU1
CPU2
MU1
MU2
图2 纯光学电子互感器（ OCT/OVT）示意图
15
基本技术原则
传感 元件
传感 元件
AD 电路
DA 电路
AD 电路
DA 电路
传感 元件
AD 电路
DA 电路
保护1
保护2
合并单元1
智能终端1
合并单元2
智能终端2
13
基本技术原则
4.5 按照国家标准GB/T 14285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”。智能化变电站中的 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。
测控、
线路1
线路2
故录等
智 能 终
电 流 合 并
端
单
元
电
电
压
Baidu Nhomakorabea
智
流
合
能
合
并
终
并
单
端
单
元
元
线路保护启动失 灵、启动重合闸
刀闸、断路器位 置：测控、故录等
EVT
Ⅰ母
EVT
Ⅱ母
断路器1
ECT1
断路器2
ECT2
ECT3 断路器3
图B-1 线路保护单套技术实施方案
34
实施方案-----3/2接线边断路器保护
边断路器保护
说明
智能变电站继电保护及相关设备可采用 全部或相应部分
不包括 特高压变电站
5
突出重点内容
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。
6
主要内容
一． 标准概况 二． 基本技术原则 三． 典型实施方案
1、500kV站（ 3/2接线） 2、220kV站（双母线） 3、110kV站（单母分段）
示 意 图
保护1
某间隔
保护2
合并单元1
智能终端1
合并单元2
智能终端2
12
基本技术原则
过程层网络按电压等级组网。 双重化配置的保护及过程层设备，第一套接入过程层A网，第二套接入
过程层B网。为防止相互干扰，两网之间应完全独立。
举例
220kV GOOSE交换机1 220kV SV交换机1
220kV GOOSE交换机2 220kV SV交换机2
释 义
1.继电保护之间的联闭锁、失灵启动等信息宜采用 GOOSE网络传输方式。
2.对快速性要求不高的保护采用网络方式（经过交换机 ）跳闸。例如：3/2接线的边断路器失灵保护跳相邻 断路器通过GOOSE网络接入母线保护和中断路器智能 终端跳相关断路器。
3.断路器位置接点经点对点和网络传输，本间隔采用点 对点方式，间隔间采用GOOSE网路方式。
本间隔“ 直采直跳”
GOOSE网 SV网
测控、 故录等
电
压
智
合
能
并
终
单
端
元
线路1
电
电
流
压
智
合
合
能
并
并
终
单
单
端
元
元
线路2
失灵保护跳相邻断 路器及远跳 刀闸、断路器位置 ：测控、故录等
重合闸需 Ⅰ母 要检同期时
1 范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 4 总则 5 继电保护及相关设备配置原则 6 继电保护装置及相关设备技术要求 7 继电保护信息交互原则 8 继电保护就地化实施原则
附录A、B、C、D
适用范围
规定了
智能变电站继电保护及相关设备 技术原则
适用于
110kV（66kV）及以上电压等级 新建、改（扩）建智能变电站
合并单元
SV 光纤点对点
19
基本技术原则
4.直接跳闸:保护设备与本间隔智能终端之间不经过以太 网交换机以GOOSE点对点连接方式直接进行跳合闸信 号的传输。
示 意 图
保护1
保护2
智能终端
GOOSE光纤点对点
20
基本技术原则
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。
释义
1、本间隔采用GOOSE点对点跳合闸，跨间隔采用GOOSE网路跳 闸。 2、常规互感器和电子式互感器均可。 3、继电保护装置采用就地安装方式时，宜采用常规互感器，应采 用电缆跳闸。
基本技术原则
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。
求。本条主要是针对运行环境提出的要求。
4.鉴于目前的制造工艺：保护设备就地安装时，应置于
开关柜、GIS汇控柜或智能控制柜内。柜内温度控制在
-25℃～70℃，相对湿度控制在90%以下。
25
基本技术原则
5.分布式保护布置原则： 分布式保护是面向间隔，由若干单元装置组成，功能分布实现。 主单元可安装于室内，子单元就地安装（满足就地安装条件）。 装置光以太网接口较多，发热问题较突出；分布式方案将网络接口
2.本条的实质是对子站的要求，将故障信息系统子站整合 在监控系统中，对安全分区产生一定影响。
31
基本技术原则
与常规保护保护区别（总结）：
释义
1.220kV母联（分段）保护双重化配置、3/2接线断路器 保护双重化配置。
2.过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中。 3.短引线保护功能可集成在边断路器保护中，也可独立独
21
基本技术原则
4.9 在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感 器。
释义
1.同《330kV～750kV智能变电站设计规范》4.3.c)条。 2.电子式互感器不是智能变电站的必备要素。继电保护装
置采用就地安装方式时，宜采用常规互感器，应采用电 缆跳闸。
22
基本技术原则
4.10 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，继电保护装 置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。
智能变电站继电保护技术规范
国家电力调度通信中心 2010年3月 河南郑州
0
主要内容
一． 标准概况 二． 基本技术原则 三． 典型实施方案
1、500kV站（ 3/2接线） 2、220kV站（双母线） 3、110kV站（单母分段）
1
编制目的
国调中心 组织
各网、省调继电保护专业
国网继电保护专家组成员 智能变电站继电保护 工作组成员
分散到主、子单元中。 本规范规定光以太网接口数量较多的母差保护、变压器保护可采用
分布式。
示 意 图
主单元
点对点直连
子单元1
子单元2…
26
基本技术原则
6.非电量保护： 非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能
终端上送至过程层GOOSE网络，再经测控装置上送至站 控层MMS网络。 非电量保护和本体智能终端分别配置。
4.6 保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。 释义
1.保护采用点对点直接采样，采样同步不依赖于外部时钟。 2.保护装置接入外部对时信号，但对时信息不参与逻辑运算。
基本技术原则
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。
立设置。 4.母线保护和变压器保护可采用分布式保护。
32
主要内容
一． 标准概况 二． 基本技术原则 三． 典型实施方案
1、500kV站（ 3/2接线） 2、220kV站（双母线） 3、110kV站（单母分段）
33
实施方案-----3/2接线线路保护
线路保护
本间隔“ 直采直跳”
GOOSE网 SV网
释义
1.电子式互感器内应由两路独立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。
基本技术原则
传感 元件
AD AD 电路 电路
传感 元件
高压侧
AD 电路
低压侧
AD 电路
转换器
转换器
MU1
MU2
图1 罗氏线圈电子互感器 ECT示意图
基本技术原则
4.4 220kV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独立完备、安全可靠。双重化配置的两 个过程层网络应遵循完全独立的原则。
释义
220kV及以上电压等级继电保护装置应遵循双重化配置原则
特别说明
母联保护 3/2接线断路器保护
基本技术原则
双重化配置保护对应的过程层合并单元、智能终端均应双重化配置 （包括主变中低压侧）。
2.仅采用电子式互感器的间隔，推荐配置三相ECVT。
24
基本技术原则
4.12 保护装置宜独立分散、就地安装，其运行环境应满足 相关标准要求。
释义
1.《智能变电站技术导则》6.6.b）：保护宜独立分散、
就地安装。
2.就地安装：在一次配电装置场地内紧邻被保护设备安
装。
3.保护就地安装对保护装置本身和运行环境都有严格要
7
基本技术原则
4.1 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。
释义
1、本规范从指导工程应用的角度出发，对《智能变电站技术导 则》等相关规范继电保护部分进行细化、补充和完善。
基本技术原则
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。
依据
《智能变电站技术导则》 （Q/GDW 383-2009）
从指导工程应用的角度
细化、补充和完善
遵循
可靠性、选择性、灵敏性、速动性
提高
继电保护的性能和智能化水平
实现
继电保护在功能上是统一的整体，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。
3
目次 前言 正文 附录
结构和内容
释义
1.110kV及以上电压等级的各网络应相互独立。 2.为了防止同一装置接入不同网络时，各网络间相互干扰，
要求装置内部各网络的数据接口控制器也应完全独立。
23
基本技术原则
4.11 双母线、单母线分段等接线型式（单断路器）的线路 、变压器间隔采用电子式互感器时宜单独配置三相ECVT。
释义
1.各间隔配置独立的三相ECVT，简化了二次回路，提高 了保护的可靠性。
27
基本技术原则
4.13 110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。
释义
1.110kV线路保护单套配置，推荐采用保护测控一体化设备。 2.110kV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；若主保护、各侧后备保护分开配置 时，后备保护宜与测控装置一体化。 3.220kV保护双重化配置，由于涉及到测控是否双重化配置问 题，是否采用测控一体化设备不统一规定。
1、继电保护技术应用的研究与探索，应以进一步提高保护的性 能和安全可靠性为目的。 2、不能为了智能化而智能化，继电保护的智能化不能牺牲保护 的“四性”，应以提高保护的可靠性为基本出发点，不能降低保 护的可靠性。 3、智能变电站继电保护是“继电保护系统”，不再是传统的“ 继电保护装置”，一次设备和二次回路应协调配合。
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基本技术原则
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 ，集成开关变位动作信息、保护装置及相关设备、故障录波 等数据及变电站监控信息，最终实现变电站故障信息综合分 析决策。
释义
1.《智能变电站技术导则》4 .e）：宜建立站内全景数据 统一信息平台，供各子系统统一数据标准化规范化存取 访问以及和调度等其他系统进行标准化交互。
传感 元件
高压侧 低压侧
AD 电路
DA 电路
传感 元件
高压侧
低压侧
AD AD 电路 电路
AD AD 电路 电路
FPGA 数据输出
FPGA 数据输出
FPGA 数据输出
FPGA 数据输出
MU1
MU2
图3 全光纤电流互感器（FOCT）示意图
转换器
转换器
MU1
MU2
图4 电子式电压互感器EVT示意图
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基本技术原则
释义
1.同《智能变电站技术导则》6.6.c)条，强调直接采样直接跳闸。 2.“直采直跳”原则是本规范的基本原则。括号内的母线保护不是列
举的意思，母线保护也必须遵循此原则。
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基本技术原则
3.直接采样：智能电子设备间不经过以太网交换机以SV点对 点连接方式直接进行采样值传输。
示 意 图
保护1
保护2…
总结分析智能变电站运行经验
讨论智能变电站继电保护及相关设备 技术应用原则
讨论智能变电站继电保护及相关设备 配置要求
讨论智能变电站继电保护及相关设备 实施方案
形成
《智能变电站继电保护技术规范》
目的
贯彻落实国家电网公司建设坚强智能电网的发展战略，促进和规范智能变电站 继电保护技术应用工作。
2
编制的主要原则
传感 元件
调理 电路1
调理 电路2
AD AD 电路 电路
传感 元件
调理 电路1
高压侧
低压侧
调理 电路2
AD AD 电路 电路
CPU1
CPU2
MU1
MU2
图2 纯光学电子互感器（ OCT/OVT）示意图
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基本技术原则
传感 元件
传感 元件
AD 电路
DA 电路
AD 电路
DA 电路
传感 元件
AD 电路
DA 电路
保护1
保护2
合并单元1
智能终端1
合并单元2
智能终端2
13
基本技术原则
4.5 按照国家标准GB/T 14285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”。智能化变电站中的 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。
测控、
线路1
线路2
故录等
智 能 终
电 流 合 并
端
单
元
电
电
压
Baidu Nhomakorabea
智
流
合
能
合
并
终
并
单
端
单
元
元
线路保护启动失 灵、启动重合闸
刀闸、断路器位 置：测控、故录等
EVT
Ⅰ母
EVT
Ⅱ母
断路器1
ECT1
断路器2
ECT2
ECT3 断路器3
图B-1 线路保护单套技术实施方案
34
实施方案-----3/2接线边断路器保护
边断路器保护
说明
智能变电站继电保护及相关设备可采用 全部或相应部分
不包括 特高压变电站
5
突出重点内容
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。
6
主要内容
一． 标准概况 二． 基本技术原则 三． 典型实施方案
1、500kV站（ 3/2接线） 2、220kV站（双母线） 3、110kV站（单母分段）
示 意 图
保护1
某间隔
保护2
合并单元1
智能终端1
合并单元2
智能终端2
12
基本技术原则
过程层网络按电压等级组网。 双重化配置的保护及过程层设备，第一套接入过程层A网，第二套接入
过程层B网。为防止相互干扰，两网之间应完全独立。
举例
220kV GOOSE交换机1 220kV SV交换机1
220kV GOOSE交换机2 220kV SV交换机2
释 义
1.继电保护之间的联闭锁、失灵启动等信息宜采用 GOOSE网络传输方式。
2.对快速性要求不高的保护采用网络方式（经过交换机 ）跳闸。例如：3/2接线的边断路器失灵保护跳相邻 断路器通过GOOSE网络接入母线保护和中断路器智能 终端跳相关断路器。
3.断路器位置接点经点对点和网络传输，本间隔采用点 对点方式，间隔间采用GOOSE网路方式。
本间隔“ 直采直跳”
GOOSE网 SV网
测控、 故录等
电
压
智
合
能
并
终
单
端
元
线路1
电
电
流
压
智
合
合
能
并
并
终
单
单
端
元
元
线路2
失灵保护跳相邻断 路器及远跳 刀闸、断路器位置 ：测控、故录等
重合闸需 Ⅰ母 要检同期时
1 范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 4 总则 5 继电保护及相关设备配置原则 6 继电保护装置及相关设备技术要求 7 继电保护信息交互原则 8 继电保护就地化实施原则
附录A、B、C、D
适用范围
规定了
智能变电站继电保护及相关设备 技术原则
适用于
110kV（66kV）及以上电压等级 新建、改（扩）建智能变电站
合并单元
SV 光纤点对点
19
基本技术原则
4.直接跳闸:保护设备与本间隔智能终端之间不经过以太 网交换机以GOOSE点对点连接方式直接进行跳合闸信 号的传输。
示 意 图
保护1
保护2
智能终端
GOOSE光纤点对点
20
基本技术原则
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。
释义
1、本间隔采用GOOSE点对点跳合闸，跨间隔采用GOOSE网路跳 闸。 2、常规互感器和电子式互感器均可。 3、继电保护装置采用就地安装方式时，宜采用常规互感器，应采 用电缆跳闸。
基本技术原则
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。
求。本条主要是针对运行环境提出的要求。
4.鉴于目前的制造工艺：保护设备就地安装时，应置于
开关柜、GIS汇控柜或智能控制柜内。柜内温度控制在
-25℃～70℃，相对湿度控制在90%以下。
25
基本技术原则
5.分布式保护布置原则： 分布式保护是面向间隔，由若干单元装置组成，功能分布实现。 主单元可安装于室内，子单元就地安装（满足就地安装条件）。 装置光以太网接口较多，发热问题较突出；分布式方案将网络接口
2.本条的实质是对子站的要求，将故障信息系统子站整合 在监控系统中，对安全分区产生一定影响。
31
基本技术原则
与常规保护保护区别（总结）：
释义
1.220kV母联（分段）保护双重化配置、3/2接线断路器 保护双重化配置。
2.过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中。 3.短引线保护功能可集成在边断路器保护中，也可独立独
21
基本技术原则
4.9 在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感 器。
释义
1.同《330kV～750kV智能变电站设计规范》4.3.c)条。 2.电子式互感器不是智能变电站的必备要素。继电保护装
置采用就地安装方式时，宜采用常规互感器，应采用电 缆跳闸。
22
基本技术原则
4.10 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，继电保护装 置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。
智能变电站继电保护技术规范
国家电力调度通信中心 2010年3月 河南郑州
0
主要内容
一． 标准概况 二． 基本技术原则 三． 典型实施方案
1、500kV站（ 3/2接线） 2、220kV站（双母线） 3、110kV站（单母分段）
1
编制目的
国调中心 组织
各网、省调继电保护专业
国网继电保护专家组成员 智能变电站继电保护 工作组成员
分散到主、子单元中。 本规范规定光以太网接口数量较多的母差保护、变压器保护可采用
分布式。
示 意 图
主单元
点对点直连
子单元1
子单元2…
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基本技术原则
6.非电量保护： 非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能
终端上送至过程层GOOSE网络，再经测控装置上送至站 控层MMS网络。 非电量保护和本体智能终端分别配置。
4.6 保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。 释义
1.保护采用点对点直接采样，采样同步不依赖于外部时钟。 2.保护装置接入外部对时信号，但对时信息不参与逻辑运算。
基本技术原则
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。
立设置。 4.母线保护和变压器保护可采用分布式保护。
32
主要内容
一． 标准概况 二． 基本技术原则 三． 典型实施方案
1、500kV站（ 3/2接线） 2、220kV站（双母线） 3、110kV站（单母分段）
33
实施方案-----3/2接线线路保护
线路保护
本间隔“ 直采直跳”
GOOSE网 SV网
释义
1.电子式互感器内应由两路独立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。
基本技术原则
传感 元件
AD AD 电路 电路
传感 元件
高压侧
AD 电路
低压侧
AD 电路
转换器
转换器
MU1
MU2
图1 罗氏线圈电子互感器 ECT示意图
基本技术原则
4.4 220kV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独立完备、安全可靠。双重化配置的两 个过程层网络应遵循完全独立的原则。
释义
220kV及以上电压等级继电保护装置应遵循双重化配置原则
特别说明
母联保护 3/2接线断路器保护
基本技术原则
双重化配置保护对应的过程层合并单元、智能终端均应双重化配置 （包括主变中低压侧）。
2.仅采用电子式互感器的间隔，推荐配置三相ECVT。
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基本技术原则
4.12 保护装置宜独立分散、就地安装，其运行环境应满足 相关标准要求。
释义
1.《智能变电站技术导则》6.6.b）：保护宜独立分散、
就地安装。
2.就地安装：在一次配电装置场地内紧邻被保护设备安
装。
3.保护就地安装对保护装置本身和运行环境都有严格要
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基本技术原则
4.1 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。
释义
1、本规范从指导工程应用的角度出发，对《智能变电站技术导 则》等相关规范继电保护部分进行细化、补充和完善。
基本技术原则
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。
依据
《智能变电站技术导则》 （Q/GDW 383-2009）
从指导工程应用的角度
细化、补充和完善
遵循
可靠性、选择性、灵敏性、速动性
提高
继电保护的性能和智能化水平
实现
继电保护在功能上是统一的整体，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。
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目次 前言 正文 附录
结构和内容
释义
1.110kV及以上电压等级的各网络应相互独立。 2.为了防止同一装置接入不同网络时，各网络间相互干扰，
要求装置内部各网络的数据接口控制器也应完全独立。
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基本技术原则
4.11 双母线、单母线分段等接线型式（单断路器）的线路 、变压器间隔采用电子式互感器时宜单独配置三相ECVT。
释义
1.各间隔配置独立的三相ECVT，简化了二次回路，提高 了保护的可靠性。
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基本技术原则
4.13 110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。
释义
1.110kV线路保护单套配置，推荐采用保护测控一体化设备。 2.110kV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；若主保护、各侧后备保护分开配置 时，后备保护宜与测控装置一体化。 3.220kV保护双重化配置，由于涉及到测控是否双重化配置问 题，是否采用测控一体化设备不统一规定。