智能变电站继电保护应用基本技术原则及具体实施方案.docx

智能变电站继电保护应用基本技术原则及具体实施方案2009年12月31日二、智能变电站继电保护配置原则1. 220kV及以上线路保护旗3/2接线断路器保护和短引线保护3. 变压器保护土母线保护己高压并联电抗器保护6. 220kV母联（分段）保护7. 66kV、35kV及以下间隔保护8. 故障录波装置9. 安全自动装置10. 其它三、相关设备配置原则四、智能变电站继电保护装置接口要求五、智能变电站继电保护相关接口设备技术要求L电子互感器技术要求2. 合并单元技术要求3. 智能终端4. 过程层网络交换机六、继电保护信息交互原则七、3/2接线型式继电保护实施方案1. 线路保护配置方案2. 断路器保护和短引线保护配置方案3. 变压器保护配置方案4. 母线保护配置方案5. 高压并联电抗器保护配置方案6. GOOSE网组网方案6.1. 蛆网方案要求6.2. 蛆网系统图7. 合并单元技术方案8. 智能终端技术方案八、双母线接线型式继电保护实施方案1. 线路保护2. 母差保护3. 变压器保护虹母联（分段）保护九、术语和定义一、总则1. 本标准内容是在现行标准、规范基础上对智能变电站设计所作的补充规定， 与现行标准、规范不一致之处以本标准为准。2. 智能变电站的二次安全防护应严格遵照电力二次系统安全防护总体方案 和变电站二次系统安全防护方案的要求，进行安全分区，通信边界安全防护， 确保控制功能安全。3. 智能变电站继电保护应满足智能调度、运行维护、监视控制及无人值班等 信息交互的要求。不设置独立的保护信息子站，其功能由统一信息平台实现。站控 层通信规约应符合IEC61850标准。4. 本规范适用于220kV及以上电压等级的新建、扩建、改建的智能变电站， 110kV及以下的智能变电站参照执行。5. 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。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、保护装置之间的配合协调，才能发挥其整体性能。6. 继电保护必须满足“可靠性、选择性、速动性、灵敏性”的要求，220kV及 以上电压等级继电保护系统应遵循“双重化设计”原则，每套保护系统装置功能独 立完备、安全可靠。保护双重化配置时，任一套保护装置不应跨接双重化配置的两 个网络。110kV电压等级的保护宜双套配置。7. 按照国家标准GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程要求 “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”。智能化变 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；8. 电子式互感器、MU、保护装置、智能终端、过程层网络交换机等设备之间 应采用光纤连接，正常运行时，应有实时监测光纤连接状态的措施。9. 保护装置宜独立分散、就地安装。当采用就地安装时，其运行环境应满足 相关标准要求。10. 当采用电子式互感器时，应针对电子式互感器特点优化相关保护算法、提高保护性能；11. 保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能；12. 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。13. 电子式互感器应至少提供两个独立的保护绕组，每个绕组由两路独立的采 样系统进行采集（双A/D系统），每个MU出两路数字采样值，由同一路通道进入 一套保护装置。14. 110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备，当采用开关柜方式时， 保护装置安装于开关柜内。对于户内GIS的厂站，保护设备宜就地靠近一次设备安 装，采用电缆直接跳闸方式。15. 线路过电压及就地判别功能应集成在线路保护装置中。16 .继电保护装置的网络接口，应采用独立的数据接口控制器。17. 双母线、单母分段等接线型式（单断路器）的线路、变压器间隔单独配置 三相ECVT。18. 保护装置应具有MMS接口，保护相关信息经MMS接口直接上送监控后台。19. 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。二、智能变电站继电保护配置原则1. 220kV及以上线路保护1）每回线路配置2套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置，线路 过电压及就地判别功能应集成在线路保护装置中。2）纵联保护应支持一端为电子式互感器、另一端为常规互感器或两端均为电 子式互感器的配置形式。2. 3/2接线断路器保护和短引线保护1）断路器保护按断路器双重化配置。2）短引线保护可独立设置，也可包含在边断路器保护内。3. 变压器保护1）变压器保护按双重化配置，每套保护包含完整主、后备保护功能；各侧2）变压器保护直接采样。各侧断路器采用直接跳闸；跳母联、分段断路器及 闭锁备投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。主变保护可通过GOOSE网 络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳主变各侧断路器。3）对于采用分布式变压器保护方式。分布式变压器保护由主单元和若干个子 单元组成，按电压等级布置子单元。（增加主/子单元定义）4）非电量保护就地直接电缆跳闸，信息上送过程层网。4. 母线保护1）220kV及以上母线配置两套母线保护。2）母线保护采用直接采样、直接跳闸方式，当接入元件数较多时，可采用分 布式母线保护形式。分布式母线保护：由主单元和若干个子单元组成，主单元实现保护功能， 子单元执行采样、跳闸功能。5. 高压并联电抗器保护1）高压并联电抗器保护按双重化配置。2）并联电抗器的采样采用独立的电子电流互感器，首端、末端电流互感器共 用一个MU。6. 220kV母联（分段）保护1）母联（分段）保护、智能终端、合并单元均按双重化配置。2）过流保护跳母联（分段）断路器采用点对点直接跳闸方式，其它保护跳母 联（分段）断路器可采用GOOSE网络传输。3）母联（分段）过流保护启动母差失灵可采用GOOSE网络传输。7. 66kV、35kV及以下间隔保护1）采用保护测控一体化设备，按间隔、单套配置。2）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。3）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。4）跨间隔信息交换采用GOOSE网络传输。8. 故障录波装置1）故障录波采样值传输可采用点对点或网络方式，开关量采用GOOSE网络传 输。2）如采用SV采样网，采用以太网接口，规约采用IEC61850-9-2；3）220kV及以上故障录波器按实际需求、分网络配置，应能记录所有MU、 GOOSE网络的信息。9. 安全自动装置1）220kV及以上的安全稳定控制装置按双重化配置。2）备自投、过载联切功能可在过程层或站控层实现。3）要求快速跳闸的安控装置应采用点对点直接跳闸方式。10. 其它1）母线电压合并单元可接收至少2组电压互感器，并能够支持向其它合并器 提供母线电压数据，并根据需要提供PT并列功能。各间隔合并单元所需 母线电压量通过PT合并单元转发。2）双母线电压切换功能在保护装置内实现。三、相关设备配置原则1. 电流MU、线路（变压器）PT的MU应满足保护双重化配置的要求；2. 220kV及以上电压等级智能终端按断路器双重化配置；3. 过程层网和站控层网应完全独立；4. SV采样值网络与GOOSE网络应完全独立；5. 合并单元、智能终端、保护装置可通过IRIG-B （DC）码对时，也可采用 IEEE1588 （IEC-61588）标准进行网络对时，对时精度应满足要求。6. 在过程层GOOSE网的组网方式采用双重化独立组网，第一套保护接入A 网，第二套保护接入B网。四、智能变电站继电保护装置接口要求1. 保护装置采样值采用点对点接入方式。2. 保护装置应配备以下接口：MU输入接口、智能终端接口（跳闸及断路器接点、闭锁信息）、GOOSE网络接口、MMS网络接口。（1）智能终端接口采用点对点方式，其开出量如下:线路保护、变压器电量保护、母线保护、电抗器电量保护、重合闸、断 路器保护、短引线保护、安全自动装置、其他保护（如串补保护）等跳、合闸 命令。（2）GOOSE网络接口其开入、开出量如下：测控合分闸命令、断路器位置接点、刀闸辅助接点、保护跳闸、启动失 灵、启动/闭锁重合闸、启动闭锁备投、告警信号等。3. 采用直接电缆跳闸的开出量：变压器、电抗器等需要跳闸的非电量保护跳闸采用电缆直接跳闸。五、智能变电站继电保护相关接口设备技术要求1. 电子互感器技术要求1）电子互感器（含MU）应如实反映一次电流或电压，复合误差不大于5%、 额定延时时间不大于2ms、唤醒时间为0。2）一套ECT内应具备两个保护用电流传感元件，每个传感元件由两路独立的 采样系统进行采集（双A/D系统），进入一个MU，每个MU出两路数字采 样值由同一路通道进入一套保护装置。3）一套EVT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，进入相应MU，每个MU出两路数字采样值由同一路通道进入一 套保护装置。4）一套ECVT内应同时满足上述（2）、（3）条要求。采样信号进入相应的 MU，每个MU出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。5）用于双重化保护的电子互感器，其两个采样系统应由不同的电源供电并 与相应保护装置的直流电源一一对应。6）对于3/2接线方式，其线路EVT应置于线路侧。7）电子式互感器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。2. 合并单元技术要求1）每个MU应能满足最多12个输入通道和至少8个输出端口的要求。2）MU 应能同时支持 IEC60044-8 （GB-20840）、IEC61850-9-2 等规约，在工程应用时应能灵活配置。3）MU输出保护采样值应不依赖于外部对时系统解决采样数据同步问题，要 求采样值发送间隔离散值小于10us。4）MU输出接口类型：点对点接口（保护、安自等），组网接口（测控、计量、 故录、PMU等）。5）MU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 4000Hz6）变压器按侧配置MU，零序CT并入相应侧MU。（放入配置部分）3. 智能终端1）智能终端应具备以下接口：三跳接点输入接口，保护的点对点接口（可灵 活配置，最大考虑10个），GOOSE网络接口。2）具备对时功能。3）具备事件报文记录功能。4）跳、合闸命令需要两帧确认。5）智能终端的动作时间应不大于7ms。6）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。7）智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能。8）智能终端还应满足如下要求： 智能终端应具备功能：接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分命令及刀 闸、地刀等GOOSE命令；输入断路器位置、刀闸及地刀位置、断路器本体信号（含 压力低闭锁重合闸）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视功能等。 智能终端应至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点，智能终端配置 单工作电源。 智能终端不配置液晶显示屏；GOOSE 口数量满足点对点跳闸方式和网络 跳闸方式的要求。 具备指示灯位置显示和告警。 智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。4. 过程层网络交换机1）保护接入的交换机应采用工业级或以上等级产品。2）任两台智能装置之间的数据传输路由不应超过4个交换机。当采用级联方式时，不应丢失数据。3）交换机的配置原则：根据间隔数量合理分配交换机数量，每台交换机的 光纤接入装置数量不宜超过16个。六、继电保护信息交互原则站控层信息，上送信息、保护装置接受的控制信息，规约要求（MMS）故障录波器、状态监测信息上送原则。装置自检信息运行信息应满足运行维护、控制、调度的需求。七、3/2接线型式继电保护实施方案1. 线路保护配置方案每回线路配置2套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置，各自独立组 屏，线路保护中还应包含过电压保护和远跳就地判别功能。线路间隔的保护、MU、智能终端按双重化配置，MU按断路器分电流接入保护装 置，线路电压MU单独接入线路保护装置（或分配至关联的两个MU），智能终端设计时 宜考虑作用于两个跳闸线圈以及一个合闸线圈。具有分相跳、合闸功能。技术实施方 案图如下所示：图1线路保护技术实施方案2. 断路器保护和短引线保护配置方案断路器保护按断路器双重化配置，组一面屏。边开关断路器保护还包含短引线保 护功能。当边开关断路器保护考虑三相同期重合闸功能时，母线电压经电压MU分别接入线 路PT的MU。技术实施方案图如下所示：图2断路器保护技术实施方案示意图3. 变压器保护配置方案每台主变配置2面主变保护屏，各包含1套含有完整主、后备保护功能的主变保 护装置。非电量保护就地直采直跳，信息上GOOSE网（联闭锁信号和故障录波）。3/2侧电压独立接入保护装置，电流分断路器接入保护装置。变压器的双母线或单母线侧电压和电流合并接入MU点对点接入保护装置。技术实施方案图如下所示：图3变压器保护合并单元配置图图4变压器保护高压侧、公共绕组系统图图5变压器保护中压侧系统图图6变压器保护低压侧系统图4. 母线保护配置方案一条母线配置两套母线保护，每套保护独立组屏。母线保护采用直接采样、直接跳闸方式，当接入元件数较多时，可采用分布式母 线保护形式。分布式母线保护：由主单元和若干个子单元组成，主单元实现保护功能，子单元 执行采样、跳闸功能。边断路器失灵经GOOSE网络传输启动母差失灵功能。技术实施方案图如下所示：5. 高压并联电抗器保护配置方案按双重化配置组两面屏。高压并联电抗器的采样值，采用独立的电子互感器（含CT和PT）和MU，跳闸需 要智能终端预留一个GOOSE接口。技术实施方案图如下所示:6.第一套并联电抗器保护电抗器保护技术实施方案示意图GOOSE 网SMV网GOOSE网组网方案a)b)过程层网和站控层网完全独立;6.1.组网方案要求所有GOOSE跳闸采用以太网接口，接口规约采用IEC61850-8-1；6.2.组网系统图7.GOOSE网SMV网合并单元1智能终端1合并单元智能终端k图9过程层网组网方案示意图合并单元技术方案MU的接口如图10，11，12所示:图10边断路器MU的接口说明 图11中断路器MU的接口说明图12高抗电流MU的接口说明图12电压MU的接口说明3/2接线一个串的MU配置示意图如下：图133/2接线MU配置示意图8.智能终端技术方案智能终端按断路器双重化配置，每个智能终端配置足够的以太网接口，按照IEC61850-8-1规约通讯。智能终端的接口如下图所示:图14边断路器智能终端的以太网口说明图15中断路器智能终端的以太网口说明八、双母线接线型式继电保护实施方案1. 线路保护每回线路应配置2套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置，各自独立 组屏。合并单元、智能终端均应采用双套配置，保护采用安装在线路上的组合ECVT获 得电流电压。线路间隔内，实现智能终端、合并单元与保护装置之间的点对点直接跳闸方式。采样 值采用点对点传输。跨间隔信息（启动母差失灵功能和母差保护动作远跳功能等）采用GOOSE网络传输方 式。技术实施方案图如下所示：图16220kV线路保护配置示意图2. 母差保护保护按双重化进行配置，每套保护独立组屏。各间隔合并单元、智能终端均 应采用双套配置。开入量（失灵启动、刀闸位置接点、母联断路器过流保护启动失灵、主变保护 动作解除电压闭锁等）采用GOOSE网络传输。技术实施方案图如下所示：图17220kV母线保护配置示意图（变电站终期规模220kV间隔数8个及以上）图18220kV母线保护配置示意图（变电站终期规模间隔数在8个以下）3. 变压器保护保护按双重化进行配置，包含各侧合并单元、智能终端均应采用双套配置 （110kV智能终端按单套配置）。非电量保护应就地安装，有关非电量保护时延均 在就地实现，直采直跳，现场配置智能终端上传非电量动作报文和调档及接地刀 闸控制信息。技术实施方案图如下所示：图19220kV主变保护配置示意图4. 母联（分段）保护技术实施方案图如下所示：图20220kV母联保护配置示意图九、术语和定义1. 智能变电站 smartsubstation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，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。2. 智能设备i ntelligentequipment一次设备与其智能组件的有机结合体，两者共同组成一台（套）完整的智能设备。3. 智能组件i ntelligentcombination对一次设备进行测量、控制、保护、计量、检测等一个或多个二次设备的集合。4. 智能终端smartunit一种智能组件。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连 接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。定义5. 电子式互感器 electronicinstrumenttransformer一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用 于传输正比于被测量的量，供测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。6. 电子式电流互感器electroniccurrenttransformer； ECT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次转换器的输出实质上正比于一次 电流，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。7. 电子式电压互感器electronicvoltagetransformer； EVT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次电压实质上正比于一次电压，且 相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。8. 合并单元 mergingunit用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单 元可以是互感器的一个组成件，也可以是一个分立单元。9. MMSmanufacturingmessagespecificationMMS即制造报文规范，是ISO/IEC9506标准所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（IED）、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 （Interoperation）。10. GOOSEGenericObjectOrientedSubstationEventGOOSE是一种通用面向对象变电站事件。主要用于实现在多IED之间的信息传 递，包括传输跳合闸信号，具有高传输成功概率。11. 互操作性interoperability来自同一或不同制造商的两个以上智能电子设备交换信息、使用信息以正确执行 规定功能的能力。12. 变电站自动化系统substationautomationsystem(SAS)变电站自动化系统是指运行、保护和监视控制变电站一次系统的系统，实现变电 站内自动化，包括智能电子设备和通信网络设施。13. 交换机(switch)一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过 转发器连接而成。