1、第三部分第三部分 智能变电站继电保护智能变电站继电保护一、一、 基本技术原则基本技术原则二、二、 设备配置原则设备配置原则三、三、 典型实施方案典型实施方案四、四、 智能变电站运维智能变电站运维一、一、 基本技术原则基本技术原则1 1、智能变电站技术导则智能变电站技术导则Q/GDW383-2009Q/GDW383-20092 2、110(66)kV-220kV110(66)kV-220kV智能变电站设计规范智能变电站设计规范Q/GDW393-2009Q/GDW393-20093 3、330-750kV330-750kV智能变电站设计规范智能变电站设计规范 Q/GDW394-2009 Q/GDW
2、394-20094 4、高压设备智能化技术导则高压设备智能化技术导则Q/GDW Z410-2010Q/GDW Z410-20105 5、变电站智能化改造技术规范变电站智能化改造技术规范Q/GDW Z414-2010Q/GDW Z414-20106 6、智能变电站继电保护技术规范智能变电站继电保护技术规范 Q/GDW 441-2010 Q/GDW 441-20107 7、变电设备在线监测系统技术导则变电设备在线监测系统技术导则Q/GDW 534-2010Q/GDW 534-20108 8、 智能变电站一体化监控系统功能规范智能变电站一体化监控系统功能规范 Q/GDW 678-2011 Q/GDW
3、 678-20119 9、 智能变电站一体化监控系统建设技术规范智能变电站一体化监控系统建设技术规范Q/GDW 679-2011Q/GDW 679-20111010、电子式电流互感器技术规范电子式电流互感器技术规范Q/GDW424-2010Q/GDW424-20101111、电子式电压互感器技术规范电子式电压互感器技术规范Q/GDW425-2010 Q/GDW425-2010 1212、智能变电站合并单元技术规范智能变电站合并单元技术规范Q/GDW426-2010Q/GDW426-20101313、智能变电站测控单元技术规范智能变电站测控单元技术规范Q/GDW427-2010Q/GDW427-
4、20101414、智能变电站智能终端技术规范智能变电站智能终端技术规范 Q/GDW428-2010 Q/GDW428-20101515、智能变电站网络交换机技术规范智能变电站网络交换机技术规范 Q/GDW429-2010 Q/GDW429-20101616、智能变电站智能控制柜技术规范智能变电站智能控制柜技术规范 Q/GDW430-2010 Q/GDW430-2010一、基本技术原则一、基本技术原则1 1 智能变电站遵循的原则、标准和规范智能变电站遵循的原则、标准和规范n智能变电站智能变电站继电保护与站控层继电保护与站控层信息交互采用信息交互采用DL/T860DL/T860（IEC61850I
5、EC61850）标准，标准，跳合闸命令和联闭锁信息跳合闸命令和联闭锁信息可通过直接电缆连接或可通过直接电缆连接或GOOSEGOOSE机制机制传输，电压电流量可通过传输，电压电流量可通过传统互感器或电子式互感器传统互感器或电子式互感器采集。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、基本技术原则一、基本技术原则2 2 继电保护相关原则及释义继电保护相关原则及释义n220kV220kV及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化配置原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
6、靠。双重化则，每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠。双重化配置的配置的两个过程层网两个过程层网络应遵循完全独立的原则。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、基本技术原则一、基本技术原则2 2 继电保护相关原则及释义继电保护相关原则及释义n 双重化配置保护对应的过程层合并单元、智能终端均应双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）。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、基本技术原则一、基本技术原则2
7、2 继电保护相关原则及释义继电保护相关原则及释义n 过程层网络按电压等级组网。过程层网络按电压等级组网。n 双重化配置的保护及过程层设备，第一套接入过程层双重化配置的保护及过程层设备，第一套接入过程层A A网，第二套接网，第二套接入过程层入过程层B B网。为防止相互干扰，两网之间应完全独立。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、基本技术原则一、基本技术原则2 2 继电保护相关原则及释义继电保护相关原则及释义n按照国家标准按照国家标准GB/T 14285GB/T 1
8、4285要求要求“除出口继电器外除出口继电器外，装置内的任，装置内的任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸一元件损坏时，装置不应误动作跳闸”。智能变电站中的电子。智能变电站中的电子式互感器的二次转换器（式互感器的二次转换器（A/DA/D采样回路）、合并单元（采样回路）、合并单元（MUMU）、）、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。损坏，除出口继电器外，不应引起保护误动作跳闸。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
9、采样值由同一路通道进入一套保护装置。释义一、基本技术原则一、基本技术原则2 2 继电保护相关原则及释义继电保护相关原则及释义n保护装置应保护装置应不依赖于外部对时不依赖于外部对时系统实现其保护功能。系统实现其保护功能。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、基本技术原则一、基本技术原则2 2 继电保护相关原则及释义继电保护相关原则及释义n保护应直接采样，对于单间隔的保护保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸应直接跳闸，涉及多，涉及多间隔的保护（母线保护）间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸宜直接跳闸。对于涉及多间隔
10、的。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。设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。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”原则是智能变电站保护的基本原则。释义一、基本技术原则一、基本技术原则2 2 继电保护相关原则及释义继电保护相关原则及释义n继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应采用继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应采用GOOSEGOOSE点点对点对点通信方式；继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等通信方式；继电保护之间的联闭锁信息、失灵启
11、动等信息宜采用信息宜采用GOOSEGOOSE网络网络传输方式。传输方式。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.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、基本技术原则一、基本技术原则2 2 继电保护相关原则及释义继电保护相关原则及释义n110kV110kV及以下电压等级采用及以下电压等级采用保护测控一体化设备保护测控一体化设备，110kV110kV及以及以下电压等级采用下电压等级采用合并单元智能终端装置集成，并就地布置合并单元智能终端装置集成，并就地布置。1.110kV线路保
12、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、基本技术原则一、基本技术原则2 2 继电保护相关原则及释义继电保护相关原则及释义二、二、 设备配置原则设备配置原则n 220kV220kV及以上电压等级的继电保护及与之相关的设备、网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
13、保护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。应遵循以下要求。二、设备配置原则二、设备配置原则1 1 一般要求一般要求n 保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相保护装置、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互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSEGOOSE网络传输，双网络传输，双重化配置的保护之间不直接交换信息。重化配置的保护之间不直接交换信息。n 双母线电压切换功能可由保护装置（智能装置）分别实双母线电压切换功能可由保护装置（智能装置）分别实现。现。n 3/23/2接线方式，两个断路器的电流接线方式，两个断路器的电流MUM
14、U分别接入保护装置分别接入保护装置，电压，电压MUMU单独接入保护装置。单独接入保护装置。n 110kV110kV及以下保护就地安装时，保护装置宜集成智能终及以下保护就地安装时，保护装置宜集成智能终端等功能。端等功能。二、设备配置原则二、设备配置原则1 1 一般要求一般要求n 220kV 220kV及以上线路按双重化配置保护装置，及以上线路按双重化配置保护装置，每套保护每套保护包含完整的主、后备保护功能包含完整的主、后备保护功能；n 线路过电压及远跳就地判别功能应集成线路过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装在线路保护装置置中，站内其它装置启动远跳经中，站内其它装置启动远跳经GOOSEGO
15、OSE网络启动网络启动。n 线路保护直接采样，直接跳断路器；经线路保护直接采样，直接跳断路器；经GOOSEGOOSE网络启网络启动断路器失灵、重合闸。动断路器失灵、重合闸。二、设备配置原则二、设备配置原则2 2 线路保护配置原则线路保护配置原则n 220kV220kV及以上变压器电量保护按双重化配置。变压器各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侧及公共绕组的MUMU均按双重化配置，中性点电流、间隙电均按双重化配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧流并入相应侧MUMU。220kV220kV以上变压器保护双重化配置。以上变压器保护双重化配置。普通变高、中压侧中性点零序普通变高、中
16、压侧中性点零序CTCT和间隙和间隙CTCT分别并入高、中压侧分别并入高、中压侧MUMU。释义二、设备配置原则二、设备配置原则3 3 变压器保护配置原则变压器保护配置原则n 110kV 110kV变压器电量保护变压器电量保护宜按宜按，双套配置时应采，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，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。变压器各侧后备保护宜与测控装置一体化。变压器各侧MUMU按按双套配置双套配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧，中性点电流、间隙电流并入相应侧MUMU。释义110kV变压器保护宜双套配置，此时各侧MU和智能终端也
17、按双套配置、测控一般独立配置。n 变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压器保护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、启动失灵等可采用跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSEGOOSE网络传输。变压器保护可通过网络传输。变压器保护可通过GOOSEGOOSE网络网络接收失灵保接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。二、设备配置原则二、设备配置原则3 3 变压器保护配置原则变压器保护配置原则n 变压器非电量保护采用就地变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸直接电缆跳闸，信息通过本，信息
18、通过本体智能终端上送过程层体智能终端上送过程层GOOSEGOOSE网。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、设备配置原则二、设备配置原则3 3 变压器保护配置原则变压器保护配置原则n母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件较多时，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。可采用分布式母线保护。n220kV220kV及以上电压等级母线按双重化配置母线保护。及以上电压等级
19、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、设备配置原则二、设备配置原则4 4 母线保护配置原则母线保护配置原则n断路器保护按断路器双重化配置，每套保护包含失灵保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。护及重合闸等功能。n短引线保护可独立设置，也可包含在边断路器保护内。短引线保护可独立设置，也可包含在边断路器保护内。n断路器保护跳本断路器采用点对点直接跳闸；本断路器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，经失灵时，经GOOSEGOOSE网络通过相
20、邻断路器保护或母线保护跳网络通过相邻断路器保护或母线保护跳相邻断路器。相邻断路器。二、设备配置原则二、设备配置原则5 3/25 3/2接线断路器保护和短引线保护接线断路器保护和短引线保护n220kV220kV及以上母联（分段）断路器按双重化配置母联（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。分段）保护、合并单元、智能终端。n母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件较多时，可母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件较多时，可采用分布式母线保护。采用分布式母线保护。二、设备配置原则二、设备配置原则6 6 母联（分段）保护母联（分段）保护n220kV220kV以上变电站宜
21、按电压等级及网络配置故障录波器。以上变电站宜按电压等级及网络配置故障录波器。n主变宜单独配置故障录波器。主变宜单独配置故障录波器。n故障录波器应能记录所有故障录波器应能记录所有MUMU、过程层、过程层GOOSEGOOSE信息。故障录信息。故障录波器对应波器对应SVSV网络、网络、GOOSEGOOSE网络、网络、MMSMMS网络的接口，应采用网络的接口，应采用相互独立的数据接口控制器。相互独立的数据接口控制器。n故障录波器采样值传输开采用网络方式或点对点方式。故障录波器采样值传输开采用网络方式或点对点方式。n故障录波器装置采用网络方式接受故障录波器装置采用网络方式接受SVSV报文和报文和GOOS
22、EGOOSE报文。报文。n故障录波器和网络报文分析仪采用分开设计。故障录波器和网络报文分析仪采用分开设计。二、设备配置原则二、设备配置原则7 7 录波及网络分析报文装置录波及网络分析报文装置三、三、 典型实施方案典型实施方案u线路保护启动失灵、启动重合闸u刀闸、断路器位置：测控、故录等u本间隔“直采直跳”u测控、故录等三、典型实施方案三、典型实施方案1 3/21 3/2接线线路保护接线线路保护u失灵保护跳相邻断路器及远跳u刀闸、断路器位置：测控、故录等u本间隔“直采直跳”u重合闸需要检同期时有此连线u测控、故录等三、典型实施方案三、典型实施方案2 3/22 3/2接线边断路器保护接线边断路器保
23、护u测控、故录等u失灵保护跳相邻断路器及远跳u刀闸、断路器位置：测控、故录等u本间隔“直采直跳”三、典型实施方案三、典型实施方案3 3/23 3/2接线中断路器保护接线中断路器保护u启动失灵、闭锁重合闸u刀闸、断路器位置：测控、故录等u刀闸位置经边开关智能终端引接u测控、故录等u本间隔“直采直跳”三、典型实施方案三、典型实施方案4 3/24 3/2接线短引线保护接线短引线保护电流MU按开关配低压侧配一个电流MU公共绕组MU独立配三、典型实施方案三、典型实施方案5 500kV5 500kV主变主变MUMU和智能终端和智能终端u启动失灵、失灵联跳u刀闸、断路器位置：测控、故录等u本间隔“直采直跳”
24、u启动失灵、解除失灵电压闭锁、失灵联跳、跳母联/分段u刀闸、断路器位置：测控、故录等u非电量就地布置,电缆直跳三、典型实施方案三、典型实施方案6 500kV6 500kV主变保护主变保护u启动失灵、边断路器经母差跳闸u刀闸、断路器位置：测控、故录等u本间隔“直采直跳”u测控、故录等u间隔较多时可采用分布式母线保护三、典型实施方案三、典型实施方案7 3/27 3/2接线母线保护接线母线保护 4.实施方案-3/2接线高抗保护本间隔“直采直跳”首末端电流共用一个合并单元采用线路电压MUu启动失灵、启动远跳、闭锁重合闸u刀闸、断路器位置：测控、故录等u测控、故录等三、典型实施方案三、典型实施方案8 3
25、/28 3/2接线高抗保护接线高抗保护本间隔“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u测控、故录等手合检同期电压三、典型实施方案三、典型实施方案9 220kV9 220kV线路保护线路保护启动失灵（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、典型实施方案三、典型实施方案10 220kV10 220kV母线保护母线保护各侧配置ECT三、典型实施方案三、典型实施方案11 220kV11 220kV主变主变MUMU和智能终端和智能终端u启动失灵、失灵联跳u刀闸、断路器位置：测控、故录等u本间隔“直采直跳”u刀闸、断路器位置：测控、故录等三、典型实
26、施方案三、典型实施方案12 220kV12 220kV变压器保护变压器保护u启动失灵u刀闸、断路器位置：测控、故录等u本间隔“直采直跳”u测控、故录等三、典型实施方案三、典型实施方案13 220kV13 220kV母联保护母联保护本间隔“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u测控、故录等手合检同期电压三、典型实施方案三、典型实施方案14 220kV14 220kV变电站变电站110kV110kV出线保护出线保护常规CT,电缆跳闸常规PT间隔间联闭锁三、典型实施方案三、典型实施方案15 15 低压保护低压保护本间隔“直采直跳”重合闸、手合检同期电压,点对点接入保护（测控）,由
27、各保护（测控）切换u故录等三、典型实施方案三、典型实施方案16 110kV16 110kV线路保护线路保护中低压侧GOOSE、MMS合一三、典型实施方案三、典型实施方案17 110kV17 110kV变压器保护变压器保护本间隔“直采直跳”母差、主变跳等跳分段三、典型实施方案三、典型实施方案18 110kV18 110kV分段保护分段保护低压保护GOOSE和MMS共网，接入站控层网络。三、典型实施方案三、典型实施方案19 110kV19 110kV过程层网络示意图过程层网络示意图四、四、 智能变电站运维智能变电站运维n 智能终端就地化，减少二次电缆使用量，取而代之为光缆智能终端就地化，减少二次电
28、缆使用量，取而代之为光缆n 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n 程序化操作，程序化操作，IEC61850IEC61850的应用使保护等二次设备具备远方操作的技的应用使保护等二次设备具备远方操作的技术条件术条件n 二次系统网络化，安全措施发生变化二次系统网络化，安全措施发生变化n 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、检修规范发生变化生变化n 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
29、变化四、智能变电站运维四、智能变电站运维1 1 智能变电站与常规变电站的主要区别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保护屏传统意义上的保护功能“硬压板硬压板”被后台监控被后台监控系统界面上的系统界面上的“软压板软压板”所取代。以往投退保护装置时，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
30、成全部操作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、智能变电站运维四、智能变电站运维2 2 保护功能压板投退保护功能压板投退 传统保护屏上的跳、合闸压板被传统保护屏上的跳、合闸压板被“搬搬”上了后台监控系统界面上，并给了它一个特上了后台监控系统界面上，并给了它一个特色的名称色的名称“GOOSEGOOSE跳、合闸压板跳、合闸压板”。开关跳、。开关跳、合闸硬压板在全站设置成了唯一，所有的保合闸硬压板在全站设置成了唯一，所有的保护装置跳、合闸必须经过智能控制柜内的跳、护装置跳、合闸必须经过智能控制柜内的跳、合闸压板去实现合闸压板去实现。四、智能变电站运维四、智能变电站运维
31、3 3 开关跳、合闸压板投退开关跳、合闸压板投退应重点明确硬压板的操作原则。应重点明确硬压板的操作原则。应明确规定“智能终端柜上跳合闸硬压板为公共分合闸直接出口压板，仅在一次设备转检修时或智能操作箱异常时停用，保护功能正常投退只能操作装置功能软压板、GOOSE出口（跳闸、合闸、启动失灵等）软压板”。智能终端柜四、智能变电站运维四、智能变电站运维3 3 开关跳、合闸压板投退开关跳、合闸压板投退检修状态压板的作用发生改变。检修状态压板的作用发生改变。 原来装置检修状态压板作用是屏蔽装置的故障、动作信息，不上传给站控层。智能变电站为了方便设备检修，在检修过程中不发生误跳合闸，在保护装置、测控装置、智
32、能操作箱、合并单元都配置了相应“检修状态”硬压板。在装置的“检修状态压板”加用后，其网络数据打上了“检修”的标记，装置间的逻辑关系取决于此标记。例如：保护装置“检修状态压板”加用，智能操作箱未加用，当保护装置跳闸指令发出后，开关不会跳闸，因智能操作箱的“检修状态压板”未加用，二者状态不对应。四、智能变电站运维四、智能变电站运维4 4 检修状态压板检修状态压板保护应直接采样，单间隔保护采用直接跳闸，涉及多间隔的保护宜直接跳闸。设备异常状态（重合闸放电、开关位置、刀闸位置等）、失灵启动回路等是采取上送交换机，因此交换机一旦出现故障，必然影响连接保护装置正常运行。在运规应明确交换机的配置及相关联设备，已便运行人员迅速处理。四、智能变电站运维四、智能变电站运维5 5 明确交换机的关联设备明确交换机的关联设备四、智能变电站运维四、智能变电站运维6 6 加强对数据通道的监视加强对数据通道的监视通过网络分析仪加强对数据通道进行监测，通过网络分析仪加强对数据通道进行监测，SVSV断链监视、断链监视、GOOSEGOOSE断链监视。断链监视。n设备更换：需要对本装置和与之配合的装置重新配置模型。n变电站扩建：数据配置规划（如APPID、VID）按终期设计，母差交换机按终期配置（预留端口）、母差保护增加配置。四、智能变电站运维四、智能变电站运维7 7 变电站二次设备扩建或更换变电站二次设备扩建或更换
