第三节
智能变电站继电保护配置原则

对于智能变电站的继电保护来说，由于保护电网和保护设备的根本目的未曾改变，因此对继电保护系统的配置要求本质上不会发生大的变化。

一般要满足以下基本要求：

（1）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。

（2）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。

（3）双母线电压切换功能可由保护装置分别实现。

（4）3/2 接线形式，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。

（5）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。

这些基本要求也是讨论保护配置的基础。当然有不同的要求就会产生不同的配置方案以及不同的装置要求。比如，双母线电压切换功能既可以由保护装置来实现，也可以由间隔合并单元来实现。虽然上述的基本要求引自国家电网公司的企业标准《智能变电站继电保护技术规范》Q/GDW441—2010，但在实际工程实施过程中，绝大部分工程都采用了由间隔合并单元来实现电压切换的方案。

对于上述基本要求中的第 1 条，也就是双重化配置的继电保护应注意以下几点：

（1）每套完整、独立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独立的MU。

（3）双重化配置的MU应与电子式互感器两套独立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。

（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），两套通信设备应分别使用独立的电源。

（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。

这些要求可以说是对“双重化”的解释性要求，有些要求在常规变电站中也是一直遵守的，有些则是智能变电站所特有的，比如对于GOOSE（SV）网络、智能终端、MU等的要求。

对于上述基本要求中的第 2 条，也就是信息交互应注意以下几点：

（1）不同保护之间的信息交互原则：通过GOOSE网络传输。如 3/2 接线的线路保护启动失灵、启动重合闸、闭锁重合闸等。

（2）双重化配置的两套保护之间信息交互原则：通过智能终端以空接点方式实现。如三重方式下，双母线接线的两套线路保护需要相互闭锁重合闸时，可通过两套智能终端以空接点方式相互闭锁。

（3）智能终端和保护之间的信息交互原则：智能终端与本间隔保护之间采用GOOSE点对点传输，其余采用GOOSE网络传输。如断路器位置经智能终端以点对点方式传递给线路保护，各间隔隔离开关位置以GOOSE网络方式传递给母线保护。

具体地说，不同元件、不同设备要配置的保护原则如下：

一、线路保护

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；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，站内其他装置启动远跳经GOOSE网络启动。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。

对几种典型接线，线路保护的配置方案如图 2-10、图 2-11 所示。

在 3/2 接线中（图 2-10），断路器 1、2 对应的ECT1、ECT2 的电流经各自的电流合并单元分别直接接入线路保护。同时，电流合并单元的数据上可能配置的SV网，供其他SV网络用户使用，比如录波、测控、仪表等设备。当然，如果没有太多的SV网络用户，也可以采用点对点直接传输方案。线路电压经电压合并单元直接接入线路保护，同时也上传入可能配置的SV网。这样的电压电流采集方案适用于电子互感器方案，也适用于采用常规互感器+合并单元的方案。当然，对于“常规互感器+合并单元”的方案，可以有多个变形方案，但其基本要求不变，就是双重化的系统互不干扰，不同元件的采集系统互不干扰。

再来看GOOSE信息的传输路径。断路器 1、2 对应的智能终端与保护装置间均有直连光纤，建立直跳通道。同时智能终端、保护装置均与GOOSE网络相连，以便将不同设备之间需要的开关量信息（如启动断路器失灵、重合闸、远跳等）互相交换。智能终端与断路器之间采用的仍是电缆连接方案，目前仍无符合数字接口规范的智能断路器实现。

对双母线接线而言（图2-11），与3/2接线的主要不同在于电压的采集。线路电压如果是采用了ECVT，则直接通过线路电流的合并单元一并直传给线路保护。如果是独立的线路PT，则可以通过线路电压合并单元级联入线路电流合并单元后，再上传给线路保护。对于母线电压，则是通过母线电压合并单元级联入线路电流合并单元后，再上传给线路保护。对于需要在线路间隔合并单元中完成母线电压切换的，则线路间隔合并单元还需与本间隔的智能终端进行信息交换，如果不是合并单元智能终端一体化的装置，二者就可以通过GOOSE网来实现信息交互，同时合并单元的告警信息也需要通过GOOSE网传递出去（合并单元作为过程层设备，一般不直接与站控层网络直接相连，这也与其多布置在就地控制柜中相关）。也就是说，在图中合并单元也与GOOSE网进行连接。

二、变压器保护

1.关于电量保护的配置

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。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。

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。

变压器保护闭锁备自投是难点：由于变压器保护双重化配置，而备自投单套配置，存在备自投跨双网的问题。

变压器保护启动失灵和解除电压闭锁通过GOOSE网络传输：由于GOOSE采用组播机制，按照启动失灵和解除电压闭锁采用不同“继电器接点”的原则，变压器保护一帧报文中设两个位，母线保护设置两个与之对应的两个虚端子即可。

母线故障主变压器断路器失灵实现方案：3/2 接线，断路器保护双重化配置，与变压器保护采用一对一方案；双母线接线，双重化配置的母线保护和变压器保护采用一对一方案。

对几种不同电压等级的典型接线，变压器保护的配置方案如图 2-12～图 2-15 所示。

对配置方案中合并单元、智能终端的连接可参考线路保护一节中的释义。需要特别指出的有两点：一是变压器保护跳母联、分段断路器采用GOOSE网络，未采用直接跳闸方式，这也是符合前面所述的基本原则的；二是变压器保护需要接入各侧不同电压等级的SV、GOOSE网，这是否算是跨网络，对于单套保护来说，我们更强调的是双重化的网络不要跨接，不同性质的网络（MMS、SV、GOOSE网）不要跨接。也因此才有要求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。对同一性质的网络，如不同电压等级的GOOSE网，原则上当然是不要跨接，但对中低压侧GOOSE网，可能只部署了单网，两套变压器保护不可能不汇聚在同一张网上，这种跨接只能允许。

2.关于变压器的非电量保护

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。非电量保护和本体智能终端宜分别配置：非电量保护作为变压器的主保护，不应依赖于带CPU的任何设备，以保证其跳闸可靠性。采用就地布置原则，靠近被保护设备安装，故应采用电缆直接跳闸。非电量信息采用硬接点方式，经本体智能终端上送过程层GOOSE网，再经测控上送至站控层网络。非电量保护就地电缆直接跳闸实现方案有两种：一种是经主变压器各侧智能终端跳闸，一种是直接接入断路器的操作机构。前者可靠性低于后者，但后者要求非电量保护出口回路具备自保持功能。可采用非电量保护和本体智能终端一体化配置方案。

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。采用就地安装方式时，宜采用分布式保护。当变压器保护的SV和GOOSE光口较多时，可采用分布式保护。分布式变压器保护的子单元不应跨电压等级，同一电压等级的不同分支可采用同一子单元，也可采用不同子单元。

三、母线保护

相对来说，母线保护的配置是比较简单的。220kV及以上电压等级母线按双重化配置母线保护；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。

对几种典型接线，母线保护的配置方案如图 2-16、图 2-17 所示。需要说明的是，并不是一定要配置为分布式母线保护。分布式保护确实可以解决诸如布置方式、光口发热等问题，但多装置的分布式设计带来的协同工作问题也不容忽视。

分布式母线保护主单元和子单元的功能分工可以如下：主单元负责逻辑运算，子单元只负责SV采集、执行GOOSE跳闸命令。主单元相当于人的大脑，子单元相当于人的手脚。分布式母线保护的实现方案有如下几种：

（1）主单元负责逻辑运算和 3～4 个间隔的采用和跳闸，每 3 ～4 个间隔配置一个SV和GOOSE子单元。

（2）各间隔SV由主单元集中采集，每 3～4 个间隔配置一个GOOSE子单元。

（3）主单元只负责逻辑运算，子单元按间隔配置，负责SV采样和GOOSE跳闸。

四、高压并联电抗器保护

高压并联电抗器保护与变压器保护是比较类似的。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；配置独立的电流互感器，主电抗器首端、末端电流互感器共用一个MU；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GOOSE报文，实现远跳。

对于典型的 3/2 接线的 500kV高压并联电抗器，其配置方案如图 2-18、图 2-19 所示。需要说明的是其非电量保护远跳回路的实现。非电量动作信号直接跳各断路器的智能终端，由断路器智能终端发送GOOSE报文，实现远跳。非电量动作信号通过本体智能终端可以上传到GOOSE网上，但需注意这个信号是非电量保护信号继电器的接点，此信号可用于测控、录波等，一般不用于远跳。原因一是由于此信号非动作接点，与动作接点存在动作时延偏差，原因二是由于此信号可能只接入了一个网络，没有实现双重化。

五、3/2 接线断路器保护和短引线保护

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；短引线保护可独立设置，也可包含在边断路器保护内；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。

智能站与常规站在断路器保护的配置上差别还是很大的。常规站一般配置都是单套，而智能站为了解决跨网的问题，采用了双重化配置原则。

典型的配置方案如图 2-20～图 2-22 所示。断路器保护跳闸问题：边断路器保护跳中断路器，通过GOOSE网经中断路器智能终端跳闸。断路器保护远跳：通过GOOSE网经线路保护跳闸。对边断路器来说，还存在检同期合闸的问题，所以示意图中包含了母线电压的级联，而中断路器未考虑检同期。

对短引线保护来说，3/2 接线线路或主变压器装设隔离开关的变电站较少，短引线保护较少。无论是否采用电子式互感器，断路器保护和短引线保护共用二次电流源，因此短引线保护功能可整合到断路器保护中。若独立设置，增加了智能终端的光口负担；隔离开关经边断路器智能终端接入。若含在边断路器保护内，边中断路器保护装置版本可能不同。在实际工程中，较多采用独立配置方式。

六、母联（分段）保护

与 3/2 接线的断路器保护相同的理由，220kV及以上母联（分段）断路器按双重化配置母联（分段）保护。相应地，合并单元、智能终端等也按双重化原则配置。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。

双母双分段的分段保护，同时启动左、右两侧各一套失灵保护，可通过同一帧报文中的不同位实现。

典型的配置方案如图 2-23 所示。

七、35kV及以下间隔保护

一般来说，采用保护测控一体化设备，按间隔单套配置；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；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；跨间隔开关量信息交换可采用过程层GOOSE网络传输。

八、录波及网络报文记录分析装置

在智能变电站中，录波器的重要性显得更为重要。由于数据共享以及网络划分的问题，也给录波器的配置带来了很多变数。从原则上看，可以有如下一些要求：

典型的配置方案如图 2-24 所示。

（1）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。

（2）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；数据不同源的双重化过程层网络应分别配置录波器。

（3）主变压器宜单独配置主变压器故障录波装置。3/2 主接线形式的变电站，宜配置母线录波器。采用双母双分段主接线形式的变电站，应分段配置录波器。

（4）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，应采用相互独立的数据接口控制器。

（5）采样值传输可采用网络方式或点对点方式，开关量采用《电力自动化通信网络和系统第 8-1 部分：特定通信服务映射（SCSM）——映射到MMS（ISO 9506—1 和ISO 9506—2）及ISO/IEC 8802—3》DL/T 860.81（IEC 61850—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《电力自动化通信网络和系统第9-2部分：特定通信服务映射（SCSM）——基于ISO/IEC 8802—3 的采样值》DL/T 860.92（IEC 61850—9—2）协议。

（6）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。

按电压等级和网络配置故障录波和网络报文记录分析装置的原因：防止设备跨不同电压等级网络，防止设备跨接双网。由于数字式故障录波和网络报文记录分析装置的接入量仍是有限的，当接入量较多时，单个网络可配置多台装置。并不是说实现了数字信号传输，接入的量就是无限的，网络接口、CPU等的处理能力是受限的，所以不可能成为无限的记录装置。

为了便于事故分析，主变压器宜单独配置故障录波器。但这显然存在录波装置跨接不同电压等级问题，所以要注意采用独立的数据接口控制器。

在配置中，还应该注意到：

录波器按全站需要记录的SV、GOOSE、直流电源等通道信号总量配置，且应留有适量裕度。计算记录通道数量、装置配置数量时，应综合考虑变电站过渡接线及终期接线的影响。在现阶段下，每台装置记录的经挑选的SV通道数不宜多于 96 路，经挑选的GOOSE信号不宜多于 256 路。当然，随着技术的进步，这个数量也可以增大，但也不宜增大很多。分散的、小容量的录波器更为合理。

为采集和分析方便，应将同间隔、同串、同段母线等有密切关联的SV和GOOSE信息记录在同一台装置中。采用 3/2 主接线形式的变电站，主变压器间隔录波器应同时采集相应断路器信息。采用双母双分段主接线形式的变电站，不同段的录波器应同时采集分段断路器信息。

在录波器的配置中，常见的问题是记录量如何确定。一般，可按如下规则：

（1）录波器可只记录双A/D数字采样信号中的一组数据，但同时应保存启动时的另一组A/D数据。

（2）电流互感器配置不同特性的二次线圈时，TP级、P级等保护用绕组的电流量均应记录，测量、计量级绕组的电流量不记录。

（3）录波器应分别记录A网、B网的交流量，其中双断路器接线的线路和变压器电流自产、电网频率自产、零序电压自产或采自开口三角、110kV及以上各侧零序电流自产。自产的零序电压、零序电流可仅作为启动量而不作为记录量。为测距需要，每台录波器均应记录相应的电压量。

1）全站 10kV及以上电压等级各母线的相电压、零序电压；

2）各间隔的相电压、零序电压；

3）110（66）kV及以上各线路间隔的相电流、零序电流，可仅记录线路保护用绕组的电流量；

4）变压器各侧（高中压绕组、公共绕组、低压各分支外附、低压套管）相电流、零序电流，中性点零序电流，间隙电流；

5）高压并联电抗器高压侧的相电流、零序电流，中性点零序电流；

6）母联、分段间隔的相电流、零序电流；

7）双断路器接线的断路器相电流；

8）电网频率。

（4）录波器应记录接有重要负荷、特殊负荷或并网电源的 35kV及以下电压等级线路的交流量和开关量。

（5）录波器应记录特高压交流站、直流换流站的站用变压器低压侧母线PT电压。

（6）录波器应记录继电保护、安全自动装置、测控装置、智能终端等的开关量信号。

1）110（66）kV及以上系统继电保护装置的所有GOOSE输出信号，母线保护的备用支路出口除外；

2）全站各安全自动装置的GOOSE跳合闸（含远跳）输出信号；

3）110（66）kV及以上系统测控装置的断路器分、合闸GOOSE输出信号；

4）110（66）kV及以上系统智能终端的GOOSE开关量，包括智能终端跳合闸出口的硬接点信号；

5）35kV及以下电压等级的母线保护及需要记录的其他一、二次设备的开关量。

（7）录波器应记录变电站内各组控制、保护用直流电源母线正对地和负对地的直流电压量。

（8）录波器应记录线路纵联保护收发信接点信号、专用载波通道信号。

在这些记录量中，经常可能有所争议的是双A/D问题。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。至于测量数据，故障录波器可不记录。而实际上，不同厂家对记录量的理解上存在一定的偏差，这在实际工程中可能会引起误解。现在要求在计算记录量的数量时不按双A/D计算，但装置本身却要能记录下双A/D的数据，其实还是会存在一定问题，这取决于装置制造商的处理。

再要说明的就是网络报文记录分析装置了。此装置在常规变电站中并未得到广泛应用，虽然也出现过应用场景，但一直未作为标准配备来配置。在智能变电站开始建设初期，网络报文记录分析装置发挥了重要作用，实现了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。但是否与录波器集成的问题成为争议。从功能上讲，二者显然有不同的定位，以独立配置为宜。从网络接入上讲，二者的数据源是一致的，完全可以集成。值得肯定的是，在智能变电站中，探索不同功能的智能电子设备的集成整合是必然趋势。

九、过程层网络及其设备

在智能变电站中，过程层网络及其设备的出现是重要的特征之一，至少在继电保护专业看来是这样的。

关于过程层网络至少应满足如下的一些配置原则：

（1）过程层SV网络、过程层GOOSE网络、站控层网络应完全独立配置。

（2）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，应采用相互独立的数据接口控制器。

（3）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。

（4）任意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。

（5）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。

以上这些原则考虑的出发点在于：

第 1 条再次强调了SV、GOOSE和MMS三网的独立性，前面已提及为何如此考虑网络的独立性以及SV与GOOSE共网的问题。

第2条明确了过程层GOOSE和SV网应按电压等级分别组网。

第3 条明确了双重化配置的保护与双重化网络的一一对应关系，由于主变压器保护双重化配置，因此 110kV过程层网络宜双重化配置。

第 4 条对IED设备之间的交换机级数进行了限制。显然，级数越多可靠性越低，但级数越少交换机的配置越复杂，越可能共用。经分析，4个交换机已经能满足变电站内的设备信息交换所需。基本上是按照设备进出各 1 级交换机，进出交换机对进出交换机之间再各经过一级公用交换机。

第 5 条提出了过程层交换机的配置原则，推荐 3/2 接线交换机按串配置。为了减轻交换机的运行负担，要求每台交换机都有一定的备用端口。目前的交换机一般最多为 24 对光口，推荐使用时不超过 16 对。

智能终端改变了一次设备，尤其是断路器、变压器、隔离开关等与二次设备的联系通道，未来可能真正成为上述一次设备的一个智能组件，实现相关一次设备的智能接口。但现阶段，还只能以一个独立的智能电子设备出现。因此应满足如下的一些配置原则：

（1）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互功能。

（2）智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。

（3）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。

（4）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。

（5）智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜中。

（6）智能终端跳合闸出口回路应设置硬连接片。

以上这些原则考虑的出发点在于：

第 1 条明确了智能终端的配置原则，强调了每套智能终端的开入、开出都应完全相同。间接要求了断路器的压力接点应具备两套。

第2条明确了防跳功能由断路器本体实现。

第 3 条明确了 110kV以上的变压器智能终端均双套配置。

第4条明确了变压器、高抗本体智能终端应具备的功能。

第5条明确了智能终端应就地安装。

第 6条中智能终端设置硬连接片的原因：保护和测控装置等取消了出口硬连接片，采用GOOSE软连接片方式，为了便于检修和维护，智能终端应设断路器跳合闸硬连接片。

合并单元及电子互感器或常规互感器的配置是近年来争议不断的设备，尤其是“常规互感器+合并单元”的配置方式。电子互感器的出现给解决常规互感器的若干技术问题带来了希望，但同时电子互感器也带来了若干新问题。在智能变电站试点初期，广泛试用了电子互感器，包括空心线圈、光纤、全光纤等原理的电流互感器以及电容分压、电感分压、电光效应等原理的电压互感器，总之是全面开花。但试用的效果极其不佳，问题多多，诸多变电站无法投入正常运行，勉强投运的也是处于时断时续的密集消缺中，在胆战心惊中，电子互感器很快便偃旗息鼓。直至新一代智能变电站出现之时，国家电网公司才又重启电子互感器的应用之门。此间，当然进行了大量的整改、测试、再整改、再测试的若干轮次的改进工作。但直至今日，电子互感器仍处于试用阶段，还没有达到大规模应用的条件。

当然，对电子互感器及其合并单元可以有如下的一些要求，不管用还是不用，尽早提出要求总是不错的：

（1）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。

（2）3/2 接线形式，其线路EVT应置于线路侧。

（3）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。

（4）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，并支持向其他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隔离开关位置、母联隔离开关位置和断路器位置，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。

以上这些原则考虑的出发点在于：

第 1 条中明确了电子式互感器和合并单元的双重化原则：由于电子式互感器一、二次转换器和合并单元均可看作继电保护系统的一部分，因此对于双重化的保护而言，相关部分也应双重化配置。

第2条中3/2接线形式，线路EVT布置在线路侧的原因：边断路器重合闸才考虑检同期，中断路器重合闸不需要检同期，因此EVT设置在线路侧，不设置在串内。

第 3 条明确了差动保护用CT宜采用相同特性的CT，主要原因是为了防止由于CT特性不一致，而恶化了差动保护的性能。

第 4 条明确了以下两点：电压并列可由母线电压合并单元实现，双母线接线母线电压合并单元接入 2 组母线电压，双母单分段母线电压合并单元接入 3 组母线电压，因此规定至少应接入2组母线电压。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。进一步地说：3/2 接线，母线配合并单元按母线段配置。边断路器重合闸检同期用母线电压，由母线电压合并单元点对点通过线路电压合并单元转接。双母线接线，两段母线共用一台合并单元。电压并列功能由母线电压合并单元实现。不考虑横向并列的原因：当电压互感器检修时，从运行方式上完全可以避免PT之间横向转带负荷。采用横向并列会增加母线电压合并单元输入和并列逻辑的复杂。母线电压合并单元的电压接入原则：双母单分段接线，每台合并单元应接入三段母线电压；双母双分段接线，每台合并单元接入上下两段母线电压。重合闸检同期用母线电压：3/2 接线，边断路器重合闸检同期用的母线电压由母线电压合并单元点对点转发。双母线接线，重合闸检同期用的母线电压由母线电压合并单元点对点转发。上述方案的难点：间隔数较多时，母线电压合并单元的以太网光口较多，发热问题较严重。

对于常规互感器来说，上述合并单元的部分要求仍是合理的。但由于是常规互感器，又确实涉及合并单元的采样实现问题，以及互感器二次绕组的配置问题，现在多倾向于按电子互感器的配置方式，合并单元对不同的二次设备是公用的，互感器二次绕组也是公用的，不必完全如常规变电站的二次绕组配置。例如，双母线的母线保护就可以和线路保护公用一个二次绕组及至合并单元。国家电网公司对此有些担心，故而在一系列电网教训之后，暂时规定：对于站内 330kV及以上电压等级和站内 220kV及以下电压等级涉及稳定问题的，对涉及系统稳定的220kV智能变电站采用常规互感器时，保护、测控等二次设备统一采用模拟量采样，取消合并单元及相应的SV网络。对于 330kV及以上一个半断路器接线，串中间电流互感器配置 9 个二次绕组，其中两侧元件保护各配 2 组TPY级绕组，中间断路器的 2 套断路器保护共用 1 组P级绕组，配置2组0.2级绕组用于元件测量和电流，配置2组0.2S级绕组用于元件计量和电流。

同时还应该注意到一个问题，就是目前智能变电站设计规范中，对于110kV部分线路保护、合并单元及智能终端均为单套配置，对于非双重化配置的设备，当该间隔保护、合并单元、智能终端任一设备或回路出现异常时，需将保护退出，可能需将该间隔一次设备停电。另外，110kV变电站的110kV母线电压合并单元也为单套配置，220kV变电站的110kV母线电压合并单元对110kV线路保护而言也相当于单套配置，110kV母线合并单元异常时，缺陷处理可能需退出大量保护，这势必会影响电网的正常运行。采用站域冗余保护、合并单元冗余设计等方案可以有效解决这类紧急的替代问题。例如，将110kV线路间隔所接入的电压合并单元进行均分，对于双回出线的线路，分别采用两套不同电压合并单元的电压。这种情况下，当单一母线合并单元异常处理时，能缩减一些停电范围，但这显然不是治本之道。可以考虑将双重化配置的母线合并单元都级联到线路间隔合并单元中，但这需要间隔合并单元具备切换功能。采用常规互感器方式的，还可以考虑由间隔合并单元直接采集母线电压。 WZyRgjTI/ar1xG20fPzYiSFZ3O2HeDcajAKetN8R5fNozTQ2KtmDP3TGQ8TvyU2a