电力系统继电保护原理及应用课件.pptx
第三部分 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/GDW Z410-20105、变电站智能化改造技术规范Q/GDW Z414-20106、智能变电站继电保护技术规范 Q/GDW 441-20107、变电设备在线监测系统技术导则Q/GDW 534-20108、智能变电站一体化监控系统功能规范 Q/GDW 678-20119、智能变电站一体化监控系统建设技术规范Q/GDW 679-201110、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/GDW425-2010 12、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,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）。,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。,示意图,一、基本技术原则,2 继电保护相关原则及释义,按照国家标准GB/T 14285要求“除出口继电器外，装置内的任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸”。智能变电站中的电子式互感器的二次转换器（A/D采样回路）、合并单元（MU）、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。,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。,释义,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，站内其它装置启动远跳经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。,二、设备配置原则,2 线路保护配置原则,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,5 3/2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,测控、故录等,三、典型实施方案,1 3/2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,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,2 3/2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,三、典型实施方案,3 3/2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,三、典型实施方案,4 3/2接线短引线保护,图B-5 500kV主变合并单元、智能终端配置图,三、典型实施方案,5 500kV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,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,三、典型实施方案,6 500kV主变保护,图B-7 3/2接线母线保护单套技术实施方案,启动失灵、边断路器经母差跳闸刀闸、断路器位置：测控、故录等,测控、故录等,间隔较多时可采用分布式母线保护,三、典型实施方案,7 3/2接线母线保护,4.实施方案-3/2接线高抗保护,图B-8 3/2接线高抗保护单套技术实施方案,启动失灵、启动远跳、闭锁重合闸刀闸、断路器位置：测控、故录等,测控、故录等,三、典型实施方案,8 3/2接线高抗保护,图C-1 220kV线路保护单套技术实施方案,测控、故录等,三、典型实施方案,9 220kV线路保护,图C-1 220kV母线保护单套技术实施方案,刀闸位置 母联位置,三、典型实施方案,10 220kV母线保护,图C-3 220kV主变合并单元、智能终端配置图,三、典型实施方案,11 220kV主变MU和智能终端,启动失灵、失灵联跳刀闸、断路器位置：测控、故录等,刀闸、断路器位置：测控、故录等,图C-4 220kV主变保护单套技术实施方案,三、典型实施方案,12 220kV变压器保护,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,测控、故录等,三、典型实施方案,13 220kV母联保护,图C-6 110kV线路保护技术实施方案,测控、故录等,三、典型实施方案,14 220kV变电站110kV出线保护,图C-7 低压保护技术实施方案,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,故录等,三、典型实施方案,16 110kV线路保护,图D-2 110kV主变保护技术实施方案,三、典型实施方案,17 110kV变压器保护,图D-3 110kV分段保护技术实施方案,母差、主变跳等跳分段,三、典型实施方案,18 110kV分段保护,图D-4 110kV过程层网络示意图,三、典型实施方案,19 110kV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”上了后台监控系统界面上，并给了它一个特色的名称“GOOSE跳、合闸压板”。开关跳、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、合闸压板去实现。,四、智能变电站运维,3 开关跳、合闸压板投退,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,3 开关跳、合闸压板投退,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,4 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,5 明确交换机的关联设备,四、智能变电站运维,6 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，SV断链监视、GOOSE断链监视。,设备更换：需要对本装置和与之配合的装置重新配置模型。,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,7 变电站二次设备扩建或更换,
