智能变电站继电保护及相关技术培训

1、1 2 二、智能变电站的基本概念及技术二 一、智能变电站的发展历程一 四、继电保护技术原则和配置原则 二 三、IEC 61850标准 一 六、智能变电站存在的主要问题二 五、继电保护工程实施方案二 3 IntelliGird 自愈性、安全性、兼容性、交互性和高效性 美国 Smart Girds 灵活性、易接入性、可靠性、经济性 欧洲 “坚强”是基础 “智能”是关键 中国 4 2016年2020年 引领提升阶段，基本建 成坚强智能电网，使电 网的资源配置能力、安 全水平、运行效率，以 及电网与电源、用户之 间的互动性显著提高。 2011年2015年 全面建设阶段，加快特高 压电网和城乡配电网建设

2、， 初步形成智能电网运行控 制和互动服务体系，关键 技术和装备实现重大突破 和广泛应用。 2009年2010年 规划试点阶段，重点开 展坚强智能电网发展规 划工作，制定技术和管 理标准，开展关键技术 研发和设备研制，开展 各环节的试点工作。 第一阶段 第二阶段 第三阶段 5 智能变电站作为统一坚强智能电网的重要基础和节 点支撑,是必不可少的建设内容。 1、第一批试点工程: 2、从2011年开始所有新立项的110kV及以上变电站均需按 智能站设计。 6 二、智能变电站的基本概念及技术二 一、智能变电站的发展历程一 四、继电保护技术原则和配置原则 二 三、IEC 61850标准 一 六、智能变电站

3、存在的主要问题二 五、继电保护工程实施方案二 7 智能变电站的定义： 采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息 数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完 成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可 根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协 同互动等高级功能的变电站。 智能变电站的主要特点： 一次设备数字化，二次设备网络化，数据平台标准化。一次设 备数字化主要体现为全数字化输出的电子互感器和智能开关；二 次设备网络化体现在二次设备对上和对下联系均通过高速网络通 信；数据平台标准化体现为IEC61850标准。 智能变电站的目标: 常规站存

4、在多套系统，每套系统的数据采集的要求不一致，大 量设备都有数据采集单元，采集资源重复，保护、测控、故录、 计量都有自己的数据采集系统。智能站要统一数据采集，信息共 享，节约资源。 常规站回路设计复杂，变电站内存在大量电缆，给维护、改造 带来很大困难。智能站要简化回路设计、节约投资。 常规站通信规约繁杂，设备、系统之间的互操作性差。智能站 所有设备统一采用IEC61850标准，实现设备之间的互操作性。 智能站对高级应用功能提出了更高的要求。 8 功能分层: 智能变电站按照所要完成的功能，从逻辑上 将变电站的功能划分为过程层、间隔层和站 控层 9 智能变电站系统结构示意图 10 过程层包括变压器、

5、断路器、隔离开关、电流电压互感 器等一次设备及其所属的智能终端和合并单元（MU）。 间隔层设备一般指继电保护系统、测控装置等二次设备， 实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的 功能。 站控层包括监控主机及工作站、站域控制、远动系统、 对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及 信息交互功能，完成数据采集和监视控制(SCADA)、操 作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理、 顺序控制等相关功能。站控层功能宜高度集成。 11 过程层装置 12 过程层设备-电子式互感器 有源电子式电流互感器: 罗氏线圈型/低功率线圈型. 无源电子式电流互感器:磁光玻璃型/全光纤型. 有源电

6、子式电压互感器:电容分压型/电阻分压型. 各种电子式互感器在各地的智能站试点工程中都有应用,但 是由于在抗干扰能力/运行稳定性等方面存在问题,试点基 本不成功.因此今后一段时间设计的智能站均采用常规互感 器. 13 过程层装置-合并单元 合并并同步多个电子式互感器的数据，获取电力系统电流和电压瞬 时值，并以确定的数据品质传输到电力系统电气测量和继电保护设 备。 可以接入常规互感器，完成常规互感器的数据采样。 必要时，完成规约转换:电子式互感器采用IEC60044-8协议，合并 单元与保护之间采用IEC60044-8或IEC61850-9-2协议。 需要时，完成电压并列功能。 14 合并单元同步

7、 采样数据需要同步： 三相电流、电压需要同步：三相平衡 间隔内电流电压之间需要同步：功率、阻抗 不同间隔的电流之间需要同步：差动 同步方式： 插值法 15 合并单元延时 16 点对点同步原理 采样点对点原理 1、插值点即合并单元采样时刻，合并单元负责数据同步。 2、同步采样时钟不等于对时时钟，可以不依赖于GPS。 3、合并单元的误差来源就在于插值法同步采样，由于采样率高， 4000Hz，误差非常小。 4、保护装置的采样同步与此同（光纤点对点方式）。 17 过程层装置-智能终端 智能开关等设备的过渡产品 功能： 完成断路器、隔离开关、接地开关等位置信息的采集 完成断路器、隔离开关、接地开关等的分

8、合控制 采集主变的档位、温度等信息 采集智能控制柜的温度、湿度等信息 断路器操作回路 GOOSE接口 18 GOOSE机制 GOOSE定义：基于发布/订阅机制，快速和可靠地交换数据集中 的通用变电站事件数据值的相关模型对象和服务，以及这些模型 对象和服务到 ISO/IEC8802-3 帧之间的映射。 1、发布/订阅机制:例如智能终端发布信息，但是不知道谁需要这些 信息。需要这些信息的保护、测控等装置自行接收这些信息，并 且不需要对智能终端进行响应。 2、传输的信息是IEC61850模型中的GOOSE数据集定义的数据,包括 断路器、隔离开关和接地开关的位置，保护跳合闸、遥控跳合闸、 隔离开关/接

9、地开关的分合闸命令等开关量信息以及智能控制柜的 温度、湿度等变化较慢的模拟量信息。 3、快速：保护的跳合闸命令等信息要求必须快速。直接映射到数据 链路层。 4、可靠：保护的跳合闸命令等信息要求必须可靠。传输机制与SV （采样值）传输的异同：SV也是发布/订阅机制，直接映射到数据 链路层，250s（4000Hz）发送一帧采样数据，但不进行重发。 19 GOOSE机制 1、事件突变发送间隔2、2、4、8ms 2、可靠依赖于重发机制 3、GOOSE最大传输延时不能大于4ms(快速) 20 智能终端应用特点 应用特点: 1 、装置间快速信息通信； 2 、内在自检功能，在线监测； 3 、不仅可以传送开关

10、量，还可传递变化不快的模拟量； 4 、代替了点对点的硬电缆 降低造价、工期 更改接线不需要配线，只需更改配置文件 21 站控层网络：间隔层设备和站控层设备之间的网络。在IEC 61850标准中，其数据内容是间隔层设备和站控层设备之间、站控 层设备之间、间隔层设备之间的通信数据，通信协议采用MMS和 GOOSE。一般采用星型以太网结构。 过程层GOOSE网络即智能终端与间隔层设备之间的网络。在 IEC 61850标准中，其数据内容是智能终端与间隔层设备之间的开 关和刀闸相关的开入开出数据以及间隔层设备之间的联闭锁信息， 通信协议采用IEC61850-8-1 。一般采用星型以太网结构。 过程层SV

11、网络，MU（合并单元）与间隔层设备之间的网络。 在IEC 61850标准中，其数据内容是MU提供给间隔层设备的电流 电压采样数据，通信协议采用IEC61850-9-2或IEC60044-8。一般 采用星型以太网结构。 一般过程层SV网络与GOOSE网络合一。 注意:保护装置要求直接采样,本间隔直接跳闸。 变电站网络 22 MMS(制造报文规范)：是国际标准化组织ISO定义 的一套用于工业控制系统的通信协议。MMS规范了工 业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备、智 能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间 具有互操作性。 IEC61850将其引入变电站用于站控层网络的实时通 信。

12、是应用层协议，完全遵循OSI（开放系统互连）通 信体系。 23 以太网的工作原理 以太网采用带冲突检测的载波侦听多路访问机制。 当以太网中的一台主机要传输数据时，它将按如下步骤 进行： 1、监听信道上是否有信号在传输。如果有，表明信道 处于忙状态，就继续监听，直到信道空闲为止。 2、若没有监听到任何信号，就传输数据。 3、传输的时候继续监听，如发现冲突则执行退避算法， 随机等待一段时间后，重新执行步骤1：当发生冲突时， 涉及冲突的主机会返回到监听信道状态。 注意：每台主机一次只允许发生一个包，一个拥塞序列， 用来警告所有的节点。 4、若未发现冲突则发送成功，所有主机在试图再一次 发送数据之前，

13、必须在最近一次发送后等待9.6s(以 10Mb/s运行)。 24 以太网的工作原理 从以太网节点中可以看到在网路中发送的所有信息，因此我们说以 太网是一种广播网路，即在网络传输中，向所有连通的节点发送消 息。 从以太网的工作原理可以看出： 、网络传输中可能发生冲突：在以太网中，当两个数据帧同时被 发送到物理传输介质上，并完全或部分重叠时，就发生了数据冲突。 当发生冲突时，物理网段上的数据都不再有效。 冲突是影响以太网性能的重要因素，由于冲突的存在，使得传统的 以太网在负载超过40%时，效率将明显下降。因此当以太网的规模 增大时，就必须采取措施来控制冲突的扩散，例如使用交换机将网 络分段（VLA

14、N划分等）。 、信息在网络中传输是有延时的，而且这种延时是不确定的：监 听信道等待其它信息传输的时间， 排队的时间，冲突的时间等。 保护对采样的快速性和同步性要求高，因此要求直采（不经交换 机，不需排队等候，不会冲突）。 保护跳合闸（本断路器）快速性要求高，因此要求直跳（不经交换 机，不需排队等候，不会冲突）。 保护要求直采直跳（本断路器）的另一个原因是可靠性，没有中间 环节 25 交换机的工作原理 1、交换机根据收到数据帧中的源MAC地址建立该地址 与交换机端口的映射，并将其写入MAC地址表中。（学 习） 2、交换机将数据帧中的目的MAC地址同已建立的 MAC地址表进行比较，以决定由哪个端口

15、进行转发。 （转发/过滤） 3、如数据帧中的目的MAC地址不在MAC地址表中， 则向所有端口转发。(称为泛洪) 4、广播帧和组播帧向所有的端口转发。 交换机依据帧头信息进行转发，因此交换机是工作在数 据链路层的网络设备。 26 交换机运用的技术 1、存储转发与优先级： 交换机在转发之前必须接收整个数据帧，并进行检错，如无错 误再将这一帧发向目的地址。（提高数据正确性） 不同的报文采用不同的优先级，快速报文优先级高，低速报文 优先级低，使快速报文的等待时间短。如跳合闸命令优先级高。 2、VLAN： 广播网络，不加限制流量大。 将一个物理的局域网人为的划分成多个逻辑意义上的子网，一 个VLAN内部

16、的广播流量不会转发到其他的VLAN中，从而可以 控制流量、减少设备投资、简化网络管理、提高网络的安全性。 27 交换机运用的技术 2、VLAN： 28 交换机运用的技术 3、GMRP或者MMRP：动态VLAN，方便设备的投入 退出。 4、端口镜像 ：把一个或多个端口的数据镜像到一个 或多个端口的方法 。应用于网络流量监视（例如： 网络记录分析仪）。 5、链路聚合：将多个数据信道聚合为一个信道使用。 29 智能变电站继电保护与常规站的差异 电流采样不一样； 开关量输入输出回路、跳闸回路不一样； 二次回路简化，大量电缆变少量光缆； 压板设置不一样（只有检修硬压板，智能终端有出口压板和检修压板， 其

17、余都为软压板）； 定值不一样（电子式互感器：一次值（数据编码）； 组屏不一样（合并单元智能终端就地化）； 与后台监控的通信不一样； 保护原理基本一样 (电子式互感器无零序电压、零序电流，采用外接零序 电流、电压的保护会有所改变；电子式互感器双A/D采样，两路数字量 进入保护装置。今后随着电子式互感器的应用,原理会有所变化,程序简化, 加快保护动作速度；新原理保护可以应用：暂态量保护) 30 二、智能变电站的基本概念及技术二 一、智能变电站的发展历程一 四、继电保护技术原则和配置原则 二 三、IEC 61850标准 一 六、智能变电站存在的主要问题二 五、继电保护工程实施方案二 31 三、三、I

18、EC 61850IEC 61850标准标准 新一代的变电站站内通信网络和系统规约。 常规站保护信息上送监控系统，需要保护信息点表，并进行对点调 试。IEC61850信息自描述，并在SCD文件中配置好，不需对点。 并未改变变电站信息传输的要求和内容，只是改变信息表达的格式 和传输形式。 保护的基本原理功能并没有变化，所需要的模拟量开关量信息 也基本没有变化。 IEC61850主要覆盖变电站内的通信。 线路两侧的光纤纵差保护仍采用各厂家的私有协议。 远动系统到调度中心的通信仍采用103/104协议。 IEC61850不仅仅限于规约范畴，包括变电站功能分层，信息建模 等。 32 三、三、IEC 61

19、850IEC 61850标准标准 主要目标 33 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 IEC61850标准的主要特点 1、变电站功能分层 2、面向对象的统一建模 3、功能与通信的解耦 4、IEC61850的通信映射 34 面向结构的建模： 序号姓名身高(cm) 1张三175 2李四165 45王五180 序号姓名体重(kg) 1张三65 2李四60 45王五70 面向对象的建模： 姓名身高(cm)体重(kg) 张三17565 姓名身高(cm)体重(kg) 李四16560 姓名身高(cm)体重(kg) 王五18070 面向对象的建模：还包括服务(函数);模型的继承/重载 三、三

20、、IEC 61850IEC 61850标准标准 35 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 面向对象的建模 将IED视为客户机/服务器的运行模式，客户机代 表向其它IED请求或确认功能服务，服务器代表 IED本身可视或可访问的自动化功能。IEC61850 通常将IED的服务器功能作为建模对象。 例如：将保护装置对外接口的部分按面向对象的 方式进行建模，包括：电流、电压输入，开关量 输入，跳合闸输出，启动失灵输出，定值，软压 板 ，故障信息，告警信息，装置参数，通信参数 等等。保护装置内部逻辑运算用到的变量、参数 等不纳入IEC61850范畴，由各厂家自行建模。 36 三、三、I

21、EC 61850IEC 61850标准标准 面向对象的建模 IEC61850建立的信息模型包含逻辑设备、逻辑 节点、数据对象、数据属性四个层次 37 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 面向对象的建模 1、逻辑设备：逻辑设备用于包含一组特定应用功能的产生和使用 信息的虚拟设备，逻辑设备由逻辑节点和附加的功能服务聚合而成。 例如：保护、测控、录波等。 2、逻辑节点：逻辑节点是交换数据的最小功能单元，一个逻辑节 点代表服务器的一项基本功能或IED中的一组设备信息，可以与其 它逻辑节点进行信息交互，并执行特定的操作，逻辑节点由数据对 象、数据属性、数据属性列表以及对应的功能服务聚合

22、而成。例如： 过流保护I段、分相电流差动、距离保护I段等。 3、数据对象：数据对象包含逻辑节点的所有信息。例如：A相电 流、保护定值等。 4、数据属性：数据属性是数据对象的内涵，是模型中信息的最终 承载者。包括：值、描述、最大值、最小值、步长等。 信息模型不是数据集合，而是数据与功能服务的聚合，模型中的数 据和功能服务相互对应，数据的交换必须通过对应的功能服务来实 现。 38 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 IED的几个重要配置文件 ICD文件：由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描 述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED的实例 名称和通信参数。（由装置配置工具

23、根据装置按对象建 立的模型生成的描述文件） SSD文件：应全站唯一，该文件描述变电站一次系统结 构以及相关联的逻辑节点。 SCD文件：应全站唯一，该文件描述所有IED的实例配 置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统 结构，由系统集成商完成。SCD文件应包含版本修改信 息,明确描述修改时间、修改版本号等内容。（一二次设 备连接、虚端子连接、通信参数配置） CID文件：每个装置有一个，由装置厂商根据 SCD 文 件中本 IED 相关配置生成。（通信参数、虚端子连接） 采用SCL（变电站配置描述语言）进行描述。 39 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 虚端子连接 虚

24、端子: GOOSE、SV 输入输出信号为网络上传递的变量，与传统 屏 柜 的 端 子 存 在 着 对 应 的 关 系 ， 为 了 便 于 形 象 地 理 解 和 应 用 GOOSE、SV 信号，将这些信号的逻辑连接点称为虚端子。 常规站设备之间通过电缆和端子进行连接，看得见，摸得着，实实 在在，容易接受和理解。智能站设备之间的大量数据交换通过光缆 进行，看不见，摸不着，为了更形象的理解和应用这种联系，提出 了虚端子的概念。将设备之间的GOOSE、SV通信表示成虚端子连 接。 IEC61850并未改变信息传输的要求和内容，因此虚端子和实端子 基本是对应的。 虚端子连接是在接收端进行的，因此接收端

25、知道它要接收什么信息。 GOOSE、SV报文采用组播/广播的方式进行发送（并不知道谁要 接收）。 虚端子能够一对多，不能够多对一，因此一个开出信号能够给多个 IED设备使用，而开入信号却不能够并联，只能够一对一输入，实 端子则刚好相反。 40 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 虚端子连接 41 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 文件配置：工具的重要性 42 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 SCD文件总体结构 43 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 SCD文件：一次设备的连接关系及关联的二次设备逻辑 节点 44 S

26、CD文件：通信参数配置 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 45 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 SCD文件：IED配置-虚端子连接 46 SCD文件：IED配置-服务、站控层数据 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 47 SCD文件：IED配置-过程层数据集 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 48 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 SCD文件 数字式测试仪获得SCD文件后，可以获得每一个SV报文、 GOOSE报文的源MAC地址、目的MAC地址、发送的数 据量和各个数据量的位置，因此可以模拟电子式

27、互感器、 合并单元、智能终端、保护装置发送和接受SV报文和 GOOSE报文，从而对合并单元、智能终端、保护装置进 行调试（调试方便）。 保护装置升级、改造换型后，不再需要象常规站一样需 要重新进行大量改线接线，只需要修改SCD文件，并 将其提供给相应的设备做好配置即可。 鉴于SCD文件的重要性，SCD文件需要专门管理。 49 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 功能与通信的解耦 IEC61850定义了14类ACSI(抽象通信服务接口)模型， 用来规范信息模型的功能服务，包括服务器模型、应用 关联模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型、数据模型、 数据集模型、替换模型、整定值控制块模

28、型、报告及记 录控制块模型、通用变电站事件模型、采样值传输模型、 控制模型、时间及时间同步模型和文件传输模型。 功能服务的最终实现还需要经过SCSM(特定通信服务映 射)。SCSM负责将抽象的功能服务映射到具体的通信网 络及协议上，具体包括：根据功能需要和实际情况选择 通信网络的类型和OSI模型的16层协议；在应用层上 (OSI模型中的第七层)，对功能服务进行映射，生成应用 层协议数据单元，形成通信报文。 50 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 功能与通信的解耦 51 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 功能与通信的解耦 ACSI对信息模型的约束是强制和唯

29、一的，而SCSM的方 法却是多样和开放的。采用不同的SCSM方法,可以满足 不同功能服务对通信过程、通信速率以及可靠性的不同 要求，解决变电站内通信复杂多样性和标准统一之间的 矛盾。适时的改变SCSM方法，就能够应用最新的通信网 络技术，而不需要改变ACSI模型，解决了标准的稳定性 与未来通信网络技术发展之间的矛盾。 52 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 IEC61850的通信映射 53 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 IEC61850的通信映射 IEC61850定义了三种SCSM方法，都以 OSI模型为基础并都选择以太网作为通信网络 的物理层和数据

30、链路层。 1、基于客户机/服务器模式的核心ACSI服务 向MMS的映射。 2、GOOSE报文传输服务和采样值传输服务 直接向以太网数据链路层的映射。 3、时间及时间同步服务向简单网络时间协议 (SNTP)的映射。 54 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 序号IEC61850信息模型MMS对象 1Server(服务器)VMD(虚拟制造设备) 2LD(逻辑设备)Domain(域) 3LN(逻辑节点)Named Variable(有名变量) 4DO(数据对象) 5DA(数据属性) 6Data Set(数据集)Named Variable List(有名变量列 表) 7Log(日志

31、)Journal(日志) 8File(文件)File(文件) 、IEC61850信息模型向MMS的映射 、IEC61850功能服务向MMS的映射 基于客户机/服务器模式的核心ACSI服务向MMS的映射 55 三、三、IEC 61850IEC 61850标准标准 GOOSE/SV传输报文的通信映射 变电站自动化系统中具有大量的快速报文，这些报 文如果按照MMS的通信方式进行传输，不但要经过 IEC61850协议向应用层协议MMS的转换延迟，而且其 它各层协议封装、解析的时间开销巨大，显然无法满足 实时性要求。 GOOSE报文传输/SV报文传输直接映射到以太网的 数据链路层。同时为了确保GOOSE

32、报文和SV报文的实 时性，又在数据链路层上采用了基于VLAN的以太网优 先级标记，通过赋予上述两类报文较高的优先级别，使 它们通过交换机时消耗较小的排队延时。 56 二、智能变电站的基本概念及技术二 一、智能变电站的发展历程一 四、继电保护技术原则和配置原则 二 三、IEC 61850标准 一 六、智能变电站存在的主要问题二 五、继电保护工程实施方案二 57 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 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

33、 间的配合协调，发挥其整体性能。 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。 释义 58 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 4.6 保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。 4.7保护应直接采样。 释义 1.保护装置接入外部对时信号，但对时信息不参与逻辑运算。 2.保护采用点对点直接采样，采

34、样同步不依赖于外部时钟。 59 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 4.2智能变电站继电保护电压电流量可通过传统互感器或电子式互 感器采集。 4.9 在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器。 1. 电子式互感器不是智能变电站的必备要素。鉴于电子式互感器 在抗干扰性、运行稳定性等方面存在很大的问题，今后一段时 间设计的智能变电站均采用常规互感器。 例如：罗氏线圈电子式电流互感器和低功率线圈电子式电流互 感器的供电电源稳定性差，导致数据丢帧、错帧；金南变电容 分压电子式电压互感器由于操作电弧被击坏。 2. 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

35、用电缆跳闸。 释义 60 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 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。 4.7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。 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 61 四、继电保护

36、技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 1. 本间隔采用GOOSE点对点跳合闸，跨间隔采用GOOSE网络跳 闸。 例如：主变保护跳各侧断路器采用GOOSE点对点跳闸，主变 保护跳各侧母联（分段）断路器采用GOOSE网路跳闸。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；母线故障主变开关 失灵联跳主变中低压侧， 3/2接线的断路器失灵保护和并联电 抗器保护启动远跳等采用GOOSE网络传输方式。 2. 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。 例如：线路保护、主变保护、母联保护启动断路器失灵保护； 主

37、变保护解除失灵保护复压闭锁；主变保护闭锁备自投；3/2 接线的线路保护启动边断路器和中断路器重合闸等采用 GOOSE网络传输方式。 3. 断路器位置接点经点对点和网络传输，本间隔采用GOOSE点 对点方式，间隔间采用GOOSE网络方式。 4. 在证实网络方式跳闸确实可靠之前，母差保护跳闸应采用 GOOSE点对点方式。 62 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 4.4220kV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

38、配置原则。 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）。 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。 63 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 4.4220kV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。 举例 合并单元1智能终端1 线路保护1 GOOSE交换机1 SV交换机1 合并单元2智能终端2 线路保护2 GOOSE交换机2 SV交换

39、机2 64 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 4.4220kV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。 举例 特别说明 母联保护 3/2接线断路器保护 65 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 5.变电站间隔较多时可以采用分布式母线保护： 间隔较多时采用集中式母线保护，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分散到主、子单元中。 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（

40、满足就地安装条件）。 分布式母线保护 子单元n子单元1子单元2 母线保护主单元 - 举 例 光纤点对点 66 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 6.变压器非电量保护： 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。 67 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 4.13 110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。 1.110kV线路保护单套配置，推荐采用保护测控一体化设备(外桥 接线除外) 。 2.110kV变压器电量保护宜按双套

41、配置，不采用测控一体化设备 。 3.220kV保护双重化配置，由于涉及到测控双重化配置/数据源切 换等问题，不宜采用测控一体化设备。 释义 68 66kV、35kV及以下间隔保护： 5.8.b） 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； 5.8.c） 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； 1. 当采用户内开关柜方式时： 保护装置安装在开关柜内，采用保护测控合一装置，不宜采用电子式互感 器。 2. 当采用户外敞开式布置时： 使用电子式互感器时，采用保护测控合一装置，保护、测控、智能终端、 合并单元功能整合到同一装置内。

42、 释义 69 66kV、35kV及以下间隔保护： 5.8.d） 跨间隔开关量信息交换可采用过程层GOOSE网络传输。 1. 间隔间的信息交互原则： 低压间隔间的联闭锁信息通过GOOSE实现，可采用GOOSE和MMS合一 方案。 2. 主变保护闭锁备自投实现方案： 由于主变保护跳闸通过GOOSE网络实现，低压备自投一般采用GOOSE 和MMS合一方案，因此需要将站控层的MMS网和低压侧的MMS GOOSE网合一。 释义 70 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 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 断路器变位动作信息、保护装置、故障录波等数据以及

43、电子式互 感器、MU、智能终端的状态信息和变电站监控信息，最终实现变 电站故障信息综合分析决策。 1.站控层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。 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，将对安全分区产生一定影响。故障信息系统子站系统 要遵循安全分区的规定。 释义 71 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 与常规保护在配置上的区别 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

44、线保护功能可集成在边断路器保护中，也可独立独立设置。 4.母线保护可采用分布式保护。 释义 72 5.1.a) 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，双重化配置的继电保护应遵循以 下要求。 1.两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的MU。 2.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。 3.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。 4.两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。 5.

45、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。 释义 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 73 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。 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 74 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 75 6.1.7 保护装置应采取措施，防止输入的双A/D数据之一异常时误 动作。 1. 防止双A/D数据之一异常，导致保护的误动的措施一般

46、采用两路数据相互 校验方式，也可采用一路作为启动、一路逻辑运算方式。 释义 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 76 6.1.1线路纵联保护、母线差动保护、变压器差动保护应适应常规 互感器和电子式互感器混合使用的情况。 1. 常规互感器和电子式互感器的主要区别： 电磁式互感器存在CT饱和问题，而电子式互感器不存在此问题。 常规互感器传输无延时，而电子式互感本身有延时。 2. 互感器混合使用是不可避免的，差动保护应采取措施防止互感器混合使用 导致保护不正确动作。（采样同步；抗饱和） 释义 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 77 6.1.5保护

47、装置应处理MU上送的数据品质位（无效、检修等） ，及时准确提供告警信息。在异常状态下，利用MU的信息合理 地进行保护功能的退出和保留，瞬时闭锁可能误动的保护，延时 告警，并在数据恢复正常之后尽快恢复被闭锁的保护功能，不闭 锁与该异常采样数据无关的保护功能。接入两个及以上MU的保 护装置应按MU设置“MU投入”软压板。 1. 详细规定了保护装置对MU数据异常数据的处理原则。 2. 按MU设置“MU投入”软压板的目的主要是为了方便单个MU的投退。（ 方便检修） 释义 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 78 6.1.8 除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足

48、 远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装 置应有明显显示（面板指示灯和界面显示）。参数、配置文件仅 在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。 1. 保护装置一般只设检修硬压板，其余均为软压板。当该压板投入时，其他 装置收到保护信息，视为无效数据。 释义 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 79 6.1.11保护装置应具备MMS接口与站控层设备通信。保护装置 的交流电流、交流电压及保护设备参数的显示、打印、整定应能 支持一次值，上送信息应采用一次值。 6.1.12保护装置内部MMS接口、GOOSE接口、SV接口应采用 相互独立的数据接口控制器接入网

49、络。 6.1.13保护装置应具备通信中断、异常等状态的检测和告警功 能。 1. 11条要求保护支持一次值，难点是测试仪不支持一次值，存在一次值和二 次值切换问题。(数字式测试仪) 2. 12条再次强调了接入不同网络的数据接口控制器应相互独立。 释义 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 80 6.4.6MU输出应能支持多种采样频率，用于保护、测控的输出 接口采样频率宜为4000Hz。 6.4.7若电子式互感器由MU提供电源，MU应具备对激光器的 监视以及取能回路的监视能力。 6.4.8MU输出采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应 附加任何延时或展宽。 1. 6条由

50、于不同功设备要求的采样率可能不同，因此要求MU输出不 同的采样频率。 2. 7条对有源电子式互感器，采用MU激光供能方案，提出了对电源 的监视要求。 释义 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 81 6.5.1智能终端应具备以下功能： c）至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点； d）具备对时功能、事件报文记录功能； e）跳、合闸命令需可靠校验； f）智能终端的动作时间应不大于7ms； g）智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能。当智能终端接收 到跳闸命令后，应通过GOOSE网发出收到跳令的报文； h）智能终端的告警信息通过GOOSE上送。 1. e条为跳闸可靠性，要求对跳、合闸命令可靠校验。 2. f条规定了智能终端的动作时间，继电器的动作时间在5ms左右，再加上 校验时间，规定不大于7ms。 3. g条为转发点对点的GOOSE报文，便于网络分析仪和记录装置分析。 释义 四、继电保护技术原则和配置原则四、继电保护技术原则和配置原则 82 二、智能变电站的基本概念及技术二 一、智能变电站的发展历程一 四、继电保