3-電力系統繼電保護原理及應用4課件

第三部分智能變電站繼電保護一、基本技術原則二、設備配置原則三、典型實施方案四、智能變電站運維一、基本技術原則1、《智能變電站技術導則》Q/GDW383-20092、《110(66)kV-220kV智能變電站設計規(guī)范》Q/GDW393-20093、《330-750kV智能變電站設計規(guī)范》Q/GDW394-20094、《高壓設備智能化技術導則》Q/GDWZ410-20105、《變電站智能化改造技術規(guī)范》Q/GDWZ414-20106、《智能變電站繼電保護技術規(guī)范》Q/GDW441-20107、《變電設備在線監(jiān)測系統技術導則》Q/GDW534-20108、《智能變電站一體化監(jiān)控系統功能規(guī)范》Q/GDW678-20119、《智能變電站一體化監(jiān)控系統建設技術規(guī)范Q/GDW679-201110、《電子式電流互感器技術規(guī)范》Q/GDW424-201011、《電子式電壓互感器技術規(guī)范》Q/GDW425-201012、《智能變電站合并單元技術規(guī)范》Q/GDW426-201013、《智能變電站測控單元技術規(guī)范》Q/GDW427-201014、《智能變電站智能終端技術規(guī)范》Q/GDW428-201015、《智能變電站網絡交換機技術規(guī)范》Q/GDW429-201016、《智能變電站智能控制柜技術規(guī)范》Q/GDW430-2010一、基本技術原則1智能變電站遵循的原則、標準和規(guī)范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，電壓電流量可通過傳統互感器或電子式互感器采集。1、站控層采用IEC61850標準。2、直接電纜跳閘或GOOSE點對點跳閘方式均可。3、常規(guī)互感器和電子式互感器均可。釋義一、基本技術原則2繼電保護相關原則及釋義220kV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。220kV及以上電壓等級繼電保護裝置應遵循雙重化配置原則特別說明母聯保護3/2接線斷路器保護釋義一、基本技術原則2繼電保護相關原則及釋義

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）。線路間隔合并單元2智能終端2線路保護2合并單元1智能終端1線路保護1示意圖一、基本技術原則2繼電保護相關原則及釋義

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。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2示意圖一、基本技術原則2繼電保護相關原則及釋義按照國家標準GB/T14285要求“除出口繼電器外，裝置內的任一元件損壞時，裝置不應誤動作跳閘”。智能變電站中的電子式互感器的二次轉換器（A/D采樣回路）、合并單元（MU）、光纖連接、智能終端、過程層網絡交換機等設備內任一個元件損壞，除出口繼電器外，不應引起保護誤動作跳閘。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。釋義一、基本技術原則2繼電保護相關原則及釋義保護裝置應不依賴于外部對時系統實現其保護功能。保護采用點對點直接采樣，采樣同步不依賴于外部時鐘。保護裝置可接入外部對時信號，但對時信息不參與邏輯運算。釋義一、基本技術原則2繼電保護相關原則及釋義保護應直接采樣，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。同《智能變電站技術導則》6.6.c)條，強調直接采樣直接跳閘。“直采直跳”原則是智能變電站保護的基本原則。釋義一、基本技術原則2繼電保護相關原則及釋義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。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。有幾個特別處注意：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。釋義一、基本技術原則2繼電保護相關原則及釋義110kV及以下電壓等級采用保護測控一體化設備，110kV及以下電壓等級采用合并單元智能終端裝置集成，并就地布置。110kV線路保護單套配置，推薦采用保護測控一體化設備。110kV變壓器電量保護宜按雙套配置，雙套配置時應采用主、后備保護一體化配置；若主保護、各側后備保護分開配置時，后備保護宜與測控裝置一體化。220kV及以上電壓等級保護雙重化配置，對于保護裝置和測控裝置應獨立配置。220kV及以上電壓等級應獨立配置合并單元和智能終端裝置。釋義一、基本技術原則2繼電保護相關原則及釋義二、設備配置原則

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。二、設備配置原則1一般要求

保護裝置、智能終端等智能電子設備間的相互啟動、相互閉鎖、位置狀態(tài)等交換信息可通過GOOSE網絡傳輸，雙重化配置的保護之間不直接交換信息。雙母線電壓切換功能可由保護裝置（智能裝置）分別實現。

3/2接線方式，兩個斷路器的電流MU分別接入保護裝置，電壓MU單獨接入保護裝置。

110kV及以下保護就地安裝時，保護裝置宜集成智能終端等功能。二、設備配置原則1一般要求220kV及以上線路按雙重化配置保護裝置，每套保護包含完整的主、后備保護功能；線路過電壓及遠跳就地判別功能應集成在線路保護裝置中，站內其它裝置啟動遠跳經GOOSE網絡啟動。線路保護直接采樣，直接跳斷路器；經GOOSE網絡啟動斷路器失靈、重合閘。二、設備配置原則2線路保護配置原則

220kV及以上變壓器電量保護按雙重化配置。變壓器各側及公共繞組的MU均按雙重化配置，中性點電流、間隙電流并入相應側MU。220kV以上變壓器保護雙重化配置。普通變高、中壓側中性點零序CT和間隙CT分別并入高、中壓側MU。釋義二、設備配置原則3變壓器保護配置原則110kV變壓器電量保護宜按雙套配置，雙套配置時應采用主、后備保護一體化配置；若主、后備保護分開配置，后備保護宜與測控裝置一體化。變壓器各側MU按雙套配置，中性點電流、間隙電流并入相應側MU。釋義110kV變壓器保護宜雙套配置，此時各側MU和智能終端也按雙套配置、測控一般獨立配置。

變壓器保護直接采樣，直接跳各側斷路器；變壓器保護跳母聯、分段斷路器及閉鎖備自投、啟動失靈等可采用GOOSE網絡傳輸。變壓器保護可通過GOOSE網絡接收失靈保護跳閘命令，并實現失靈跳變壓器各側斷路器。二、設備配置原則3變壓器保護配置原則

變壓器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過程層GOOSE網。非電量保護作為變壓器的主保護，不應依賴于帶CPU的任何設備，以保證其跳閘可靠性；采用就地布置原則，靠近被保護設備安裝，故應采用電纜直接跳閘。非電量信息采用硬接點方式，經本體智能終端上送過程層GOOSE網，再經測控上送至站控層網絡。釋義二、設備配置原則3變壓器保護配置原則母線保護直接采樣、直接跳閘，當接入元件較多時，可采用分布式母線保護。220kV及以上電壓等級母線按雙重化配置母線保護。母線保護采取直采直跳的基本形式。各間隔啟失靈開入、主變聯跳開出、啟動遠跳等各保護裝置之間的信息傳輸采用GOOSE網絡。釋義二、設備配置原則4母線保護配置原則斷路器保護按斷路器雙重化配置，每套保護包含失靈保護及重合閘等功能。短引線保護可獨立設置，也可包含在邊斷路器保護內。斷路器保護跳本斷路器采用點對點直接跳閘；本斷路器失靈時，經GOOSE網絡通過相鄰斷路器保護或母線保護跳相鄰斷路器。二、設備配置原則53/2接線斷路器保護和短引線保護220kV及以上母聯（分段）斷路器按雙重化配置母聯（分段）保護、合并單元、智能終端。母線保護直接采樣、直接跳閘，當接入元件較多時，可采用分布式母線保護。二、設備配置原則6母聯（分段）保護220kV以上變電站宜按電壓等級及網絡配置故障錄波器。主變宜單獨配置故障錄波器。故障錄波器應能記錄所有MU、過程層GOOSE信息。故障錄波器對應SV網絡、GOOSE網絡、MMS網絡的接口，應采用相互獨立的數據接口控制器。故障錄波器采樣值傳輸開采用網絡方式或點對點方式。故障錄波器裝置采用網絡方式接受SV報文和GOOSE報文。故障錄波器和網絡報文分析儀采用分開設計。二、設備配置原則7錄波及網絡分析報文裝置三、典型實施方案圖B-1線路保護單套技術實施方案線路保護啟動失靈、啟動重合閘刀閘、斷路器位置：測控、故錄等本間隔“直采直跳”測控、故錄等三、典型實施方案13/2接線線路保護失靈保護跳相鄰斷路器及遠跳刀閘、斷路器位置：測控、故錄等本間隔“直采直跳”圖B-2邊斷路器保護單套技術實施方案重合閘需要檢同期時有此連線測控、故錄等三、典型實施方案23/2接線邊斷路器保護圖B-3

中斷路器保護單套技術實施方案測控、故錄等失靈保護跳相鄰斷路器及遠跳刀閘、斷路器位置：測控、故錄等本間隔“直采直跳”三、典型實施方案33/2接線中斷路器保護圖B-4

短引線保護單套技術實施方案啟動失靈、閉鎖重合閘刀閘、斷路器位置：測控、故錄等刀閘位置經邊開關智能終端引接測控、故錄等本間隔“直采直跳”三、典型實施方案43/2接線短引線保護圖B-5

500kV主變合并單元、智能終端配置圖電流MU按開關配低壓側配一個電流MU公共繞組MU獨立配三、典型實施方案5500kV主變MU和智能終端圖B-6

500kV主變保護單套技術實施方案啟動失靈、失靈聯跳刀閘、斷路器位置：測控、故錄等本間隔“直采直跳”啟動失靈、解除失靈電壓閉鎖、失靈聯跳、跳母聯/分段刀閘、斷路器位置：測控、故錄等非電量就地布置,電纜直跳三、典型實施方案6500kV主變保護圖B-7

3/2接線母線保護單套技術實施方案啟動失靈、邊斷路器經母差跳閘刀閘、斷路器位置：測控、故錄等本間隔“直采直跳”測控、故錄等間隔較多時可采用分布式母線保護三、典型實施方案73/2接線母線保護4.實施方案-----3/2接線高抗保護圖B-8

3/2接線高抗保護單套技術實施方案本間隔“直采直跳”首末端電流共用一個合并單元采用線路電壓MU啟動失靈、啟動遠跳、閉鎖重合閘刀閘、斷路器位置：測控、故錄等測控、故錄等三、典型實施方案83/2接線高抗保護圖C-1

220kV線路保護單套技術實施方案本間隔“直采直跳”重合閘檢同期電壓,點對點接入保護,由各保護切換測控、故錄等手合檢同期電壓三、典型實施方案9220kV線路保護圖C-1

220kV母線保護單套技術實施方案↑啟動失靈（含母聯）、主變解除失靈電壓閉鎖↓失靈聯跳、閉鎖重合閘直采直跳刀閘位置母聯位置↑↓三、典型實施方案10220kV母線保護圖C-3

220kV主變合并單元、智能終端配置圖各側配置ECT三、典型實施方案11220kV主變MU和智能終端啟動失靈、失靈聯跳刀閘、斷路器位置：測控、故錄等本間隔“直采直跳”刀閘、斷路器位置：測控、故錄等圖C-4

220kV主變保護單套技術實施方案三、典型實施方案12220kV變壓器保護圖C-5

220kV母聯保護單套技術實施方案啟動失靈刀閘、斷路器位置：測控、故錄等本間隔“直采直跳”測控、故錄等三、典型實施方案13220kV母聯保護圖C-6

110kV線路保護技術實施方案本間隔“直采直跳”重合閘檢同期電壓,點對點接入保護,由各保護切換測控、故錄等手合檢同期電壓三、典型實施方案14220kV變電站110kV出線保護圖C-7

低壓保護技術實施方案常規(guī)CT,電纜跳閘常規(guī)PT間隔間聯閉鎖三、典型實施方案15低壓保護圖D-1

110kV線路保護技術實施方案本間隔“直采直跳”重合閘、手合檢同期電壓,點對點接入保護（測控）,由各保護（測控）切換故錄等三、典型實施方案16110kV線路保護圖D-2

110kV主變保護技術實施方案中低壓側GOOSE、MMS合一三、典型實施方案17110kV變壓器保護圖D-3

110kV分段保護技術實施方案本間隔“直采直跳”母差、主變跳等跳分段三、典型實施方案18110kV分段保護圖D-4

110kV過程層網絡示意圖低壓保護GOOSE和MMS共網，接入站控層網絡。三、典型實施方案19110kV過程層網絡示意圖四、智能變電站運維

智能終端就地化，減少二次電纜使用量，取而代之為光纜跳閘方式發(fā)生了變化，保護裝置出口采用軟壓板方式進行投退程序化操作，IEC61850的應用使保護等二次設備具備遠方操作的技術條件二次系統網絡化，安全措施發(fā)生變化自動化、保護專業(yè)逐漸向大二次系統專業(yè)融合，運行、檢修規(guī)范發(fā)生變化調試方法發(fā)生變化，需要網絡聯調，使用的試驗儀器設備發(fā)生變化四、智能變電站運維1智能變電站與常規(guī)變電站的主要區(qū)別

智能變電站中一次設備智能化，二次設備網絡化。設備之間連接介質由光纜或雙絞線替代了傳統的電纜，電磁信號被轉換成了數字信號，二次回路成為了“虛回路”。高科技的應用也對運行規(guī)程提出了新的要求。

保護屏傳統意義上的保護功能“硬壓板”被后臺監(jiān)控系統界面上的“軟壓板”所取代。以往投退保護裝置時，運行人員需要在保護屏上進行操作，現在只需在后臺監(jiān)控系統上用鼠標完成全部操作。在運規(guī)中應明確各軟壓板正常狀態(tài)，投退要求四、智能變電站運維2保護功能壓板投退

傳統保護屏上的跳、合閘壓板被“搬”上了后臺監(jiān)控系統界面上，并給了它一個特色的名稱“GOOSE跳、合閘壓板”。開關跳、合閘硬壓板在全站設置成了唯一，所有的保護裝置跳、合閘必須經過智能控制柜內的跳、合閘壓板去實現。四、智能變電站運維3開關跳、合閘壓板投退應重點明確硬壓板的操作原則。