智能变电站继电保护

智能变电站继电保护一、基本技术原则二、设备配置原则三、典型实施方案四、智能变电站运维一、基本技术原则1、《智能变电站技术导则》Q/GDW383-20092、《110(66)kV-220kV智能变电站设计规范》Q/GDW393-20093、《330-750kV智能变电站设计规范》Q/GDW394-20094、《高压设备智能化技术导则》Q/GDWZ410-20105、《变电站智能化改造技术规范》Q/GDWZ414-20106、《智能变电站继电保护技术规范》Q/GDW441-20107、《变电设备在线监测系统技术导则》Q/GDW534-20108、《智能变电站一体化监控系统功能规范》Q/GDW678-20119、《智能变电站一体化监控系统建设技术规范Q/GDW679-201110、《电子式电流互感器技术规范》Q/GDW424-201011、《电子式电压互感器技术规范》Q/GDW425-201012、《智能变电站合并单元技术规范》Q/GDW426-201013、《智能变电站测控单元技术规范》Q/GDW427-201014、《智能变电站智能终端技术规范》Q/GDW428-201015、《智能变电站网络交换机技术规范》Q/GDW429-201016、《智能变电站智能控制柜技术规范》Q/GDW430-2010一、基本技术原则1智能变电站遵循的原则、标准和规范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。1、站控层采用IEC61850标准。2、直接电缆跳闸或GOOSE点对点跳闸方式均可。3、常规互感器和电子式互感器均可。释义一、基本技术原则2继电保护相关原则及释义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。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接线断路器保护释义一、基本技术原则2继电保护相关原则及释义

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）。线路间隔合并单元2智能终端2线路保护2合并单元1智能终端1线路保护1示意图一、基本技术原则2继电保护相关原则及释义

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。合并单元1智能终端1线路保护1GOOSE交换机1SV交换机1合并单元2智能终端2线路保护2GOOSE交换机2SV交换机2示意图一、基本技术原则2继电保护相关原则及释义保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。保护采用点对点直接采样，采样同步不依赖于外部时钟。保护装置可接入外部对时信号，但对时信息不参与逻辑运算。释义一、基本技术原则2继电保护相关原则及释义保护应直接采样，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。同《智能变电站技术导则》6.6.c)条，强调直接采样直接跳闸。“直采直跳”原则是智能变电站保护的基本原则。释义一、基本技术原则2继电保护相关原则及释义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。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。有几个特别处注意：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。释义一、基本技术原则2继电保护相关原则及释义110kV及以下电压等级采用保护测控一体化设备，110kV及以下电压等级采用合并单元智能终端装置集成，并就地布置。110kV线路保护单套配置，推荐采用保护测控一体化设备。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。220kV及以上电压等级保护双重化配置，对于保护装置和测控装置应独立配置。220kV及以上电压等级应独立配置合并单元和智能终端装置。释义一、基本技术原则2继电保护相关原则及释义二、设备配置原则

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。二、设备配置原则1一般要求

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。双母线电压切换功能可由保护装置（智能装置）分别实现。

3/2接线方式，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。

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。二、设备配置原则1一般要求

220kV及以上变压器电量保护按双重化配置。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。220kV以上变压器保护双重化配置。普通变高、中压侧中性点零序CT和间隙CT分别并入高、中压侧MU。释义二、设备配置原则3变压器保护配置原则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。释义110kV变压器保护宜双套配置，此时各侧MU和智能终端也按双套配置、测控一般独立配置。

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。二、设备配置原则3变压器保护配置原则

变压器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。释义二、设备配置原则3变压器保护配置原则母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件较多时，可采用分布式母线保护。220kV及以上电压等级母线按双重化配置母线保护。母线保护采取直采直跳的基本形式。各间隔启失灵开入、主变联跳开出、启动远跳等各保护装置之间的信息传输采用GOOSE网络。释义二、设备配置原则4母线保护配置原则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。二、设备配置原则53/2接线断路器保护和短引线保护220kV及以上母联（分段）断路器按双重化配置母联（分段）保护、合并单元、智能终端。母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件较多时，可采用分布式母线保护。二、设备配置原则6母联（分段）保护220kV以上变电站宜按电压等级及网络配置故障录波器。主变宜单独配置故障录波器。故障录波器应能记录所有MU、过程层GOOSE信息。故障录波器对应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。故障录波器采样值传输开采用网络方式或点对点方式。故障录波器装置采用网络方式接受SV报文和GOOSE报文。故障录波器和网络报文分析仪采用分开设计。二、设备配置原则7录波及网络分析报文装置三、典型实施方案图B-1线路保护单套技术实施方案线路保护启动失灵、启动重合闸刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”测控、故录等三、典型实施方案13/2接线线路保护失灵保护跳相邻断路器及远跳刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”图B-2边断路器保护单套技术实施方案重合闸需要检同期时有此连线测控、故录等三、典型实施方案23/2接线边断路器保护图B-3

中断路器保护单套技术实施方案测控、故录等失灵保护跳相邻断路器及远跳刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”三、典型实施方案33/2接线中断路器保护图B-4

短引线保护单套技术实施方案启动失灵、闭锁重合闸刀闸、断路器位置：测控、故录等刀闸位置经边开关智能终端引接测控、故录等本间隔“直采直跳”三、典型实施方案43/2接线短引线保护图B-5

500kV主变合并单元、智能终端配置图电流MU按开关配低压侧配一个电流MU公共绕组MU独立配三、典型实施方案5500kV主变MU和智能终端图B-6

500kV主变保护单套技术实施方案启动失灵、失灵联跳刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”启动失灵、解除失灵电压闭锁、失灵联跳、跳母联/分段刀闸、断路器位置：测控、故录等非电量就地布置,电缆直跳三、典型实施方案6500kV主变保护三、典型实施方案图C-1

220kV线路保护单套技术实施方案本间隔“直采直跳”重合闸检同期电压,点对点接入保护,由各保护切换测控、故录等手合检同期电压三、典型实施方案9220kV线路保护图C-1

220kV母线保护单套技术实施方案↑启动失灵（含母联）、主变解除失灵电压闭锁↓失灵联跳、闭锁重合闸直采直跳刀闸位置母联位置↑↓三、典型实施方案10220kV母线保护图C-3

220kV主变合并单元、智能终端配置图各侧配置ECT三、典型实施方案11220kV主变MU和智能终端图C-5

220kV母联保护单套技术实施方案启动失灵刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”测控、故录等三、典型实施方案13220kV母联保护三、典型实施方案图C-7

低压保护技术实施方案常规CT,电缆跳闸常规PT间隔间联闭锁三、典型实施方案15低压保护图D-1

110kV线路保护技术实施方案本间隔“直采直跳”重合闸、手合检同期电压,点对点接入保护（测控）,由各保护（测控）切换故录等三、典型实施方案16110kV线路保护图D-2

110kV主变保护技术实施方案中低压侧GOOSE、MMS合一三、典型实施方案17110kV变压器保护三、典型实施方案图D-4

110kV过程层网络示意图低压保护GOOSE和MMS共网，接入站控层网络。三、典型实施方案19110kV过程层网络示意图四、智能变电站运维

智能终端就地化，减少二次电缆使用量，取而代之为光缆跳闸方式发生了变化，保护装置出口采用软压板方式进行投退程序化操作，IEC61850的应用使保护等二次设备具备远方操作的技术条件二次系统网络化，安全措施发生变化自动化、保护专业逐渐向大二次系统专业融合，运行、检修规范发生变化调试方法发生变化，需要网络联调，使用的试验仪器设备发生变化四、智能变电站运维1智能变电站与常规变电站的主要区别

智能变电站中一次设备智能化，二次设备网络化。设备之间连接介质由光缆或双绞线替代了传统的电缆，电磁信号被转换成了数字信号，二次回路成为了“虚回路”。高科技的应用也对运行规程提出了新的要求。

保护屏传统意义上的保护功能“硬压板”被后台监控系统界面上的“软压板”所取代。以往投退保护装置时，运行人员需要在保护屏上进行操作，现在只需在后台监控系统上用鼠标完成全部操作。在运规中应明确各软压板正常状态，投退要求四、智能变电站运维2保护功能压板投退

传统保护屏上的跳、合闸压板被“搬”