智能变电站继电保护技术规范.ppt
0,国家电力调度通信中心2010年3月河南郑州,智能变电站继电保护技术规范,1,主要内容,标准概况基本技术原则典型实施方案 1、500kV站（3/2接线）2、220kV站（双母线）3、110kV站（单母分段）,2,编制目的,国调中心,各网、省调继电保护专业,国网继电保护专家组成员,智能变电站继电保护工作组成员,组织,总结分析智能变电站运行经验,讨论智能变电站继电保护及相关设备技术应用原则,讨论智能变电站继电保护及相关设备配置要求,讨论智能变电站继电保护及相关设备实施方案,形成,智能变电站继电保护技术规范,目的,贯彻落实国家电网公司建设坚强智能电网的发展战略，促进和规范智能变电站继电保护技术应用工作。,3,编制的主要原则,智能变电站技术导则（Q/GDW 383-2009）,细化、补充和完善,从指导工程应用的角度,继电保护在功能上是统一的整体，需要一次设备、二次回路、通道、保护装置之间的配合协调，发挥其整体性能。,依据,可靠性、选择性、灵敏性、速动性,遵循,继电保护的性能和智能化水平,提高,实现,结构和内容,目次,前言,正文,附录,1 范围2 规范性引用文件3 术语和定义4 总则5 继电保护及相关设备配置原则6 继电保护装置及相关设备技术要求7 继电保护信息交互原则8 继电保护就地化实施原则,附录A、B、C、D,适用范围,5,智能变电站继电保护及相关设备技术原则,规定了,110kV（66kV）及以上电压等级新建、改（扩）建智能变电站,适用于,智能变电站继电保护及相关设备可采用全部或相应部分,说明,不包括特高压变电站,突出重点内容,6,本标准针对智能变电站的特点，重点规范了继电保护配置原则、技术要求、信息交互以及电子式互感器、合并单元等相关设备配置原则及技术要求。,7,主要内容,标准概况基本技术原则典型实施方案 1、500kV站（3/2接线）2、220kV站（双母线）3、110kV站（单母分段）,基本技术原则,4.1 本标准内容是在已颁发的标准、规范基础上对智能变电站继电保护所作的补充规定，与已颁发的标准、规范不一致之处以本标准为准。,释义,1、本规范从指导工程应用的角度出发，对智能变电站技术导则等相关规范继电保护部分进行细化、补充和完善。,基本技术原则,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，电压电流量可通过传统互感器或电子式互感器采集。具体应用中采用的技术应遵循本标准中与之对应的部分。,释义,1、本间隔采用GOOSE点对点跳合闸，跨间隔采用GOOSE网路跳闸。2、常规互感器和电子式互感器均可。3、继电保护装置采用就地安装方式时，宜采用常规互感器，应采用电缆跳闸。,基本技术原则,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、保护装置之间的配合协调，发挥其整体性能。,释义,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。,基本技术原则,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配置原则,特别说明,母联保护,3/2接线断路器保护,基本技术原则,12,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,基本技术原则,13,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,保护1,220kV SV交换机1,220kV GOOSE交换机1,合并单元2,智能终端2,保护2,220kV SV交换机2,220kV GOOSE交换机2,举例,基本技术原则,4.5 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。,释义,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。,基本技术原则,15,基本技术原则,16,基本技术原则,4.6 保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。,释义,保护采用点对点直接采样，采样同步不依赖于外部时钟。保护装置接入外部对时信号，但对时信息不参与逻辑运算。,基本技术原则,18,4.7 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。,释义,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”原则是本规范的基本原则。括号内的母线保护不是列举的意思，母线保护也必须遵循此原则。,基本技术原则,19,3.直接采样：智能电子设备间不经过以太网交换机以SV点对点连接方式直接进行采样值传输。,示意图,基本技术原则,20,4.直接跳闸:保护设备与本间隔智能终端之间不经过以太网交换机以GOOSE点对点连接方式直接进行跳合闸信号的传输。,示意图,基本技术原则,21,4.8 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,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。对快速性要求不高的保护采用网络方式（经过交换机）跳闸。例如：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。断路器位置接点经点对点和网络传输，本间隔采用点对点方式，间隔间采用GOOSE网路方式。,基本技术原则,22,4.9 在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器。,同330kV750kV智能变电站设计规范4.3.c)条。电子式互感器不是智能变电站的必备要素。继电保护装置采用就地安装方式时，宜采用常规互感器，应采用电缆跳闸。,释义,基本技术原则,23,4.10 110kV及以上电压等级的过程层SV网络、过程层GOOSE网络、站控层MMS网络应完全独立，继电保护装置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。,110kV及以上电压等级的各网络应相互独立。为了防止同一装置接入不同网络时，各网络间相互干扰，要求装置内部各网络的数据接口控制器也应完全独立。,释义,基本技术原则,24,4.11 双母线、单母线分段等接线型式（单断路器）的线路、变压器间隔采用电子式互感器时宜单独配置三相ECVT。,各间隔配置独立的三相ECVT，简化了二次回路，提高了保护的可靠性。仅采用电子式互感器的间隔，推荐配置三相ECVT。,释义,基本技术原则,25,4.12 保护装置宜独立分散、就地安装，其运行环境应满足相关标准要求。,智能变电站技术导则）：保护宜独立分散、就地安装。就地安装：在一次配电装置场地内紧邻被保护设备安装。保护就地安装对保护装置本身和运行环境都有严格要求。本条主要是针对运行环境提出的要求。鉴于目前的制造工艺：保护设备就地安装时，应置于开关柜、GIS汇控柜或智能控制柜内。柜内温度控制在-2570，相对湿度控制在90%以下。,释义,基本技术原则,26,分布式保护布置原则：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（满足就地安装条件）。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。本规范规定光以太网接口数量较多的母差保护、变压器保护可采用分布式。,示意图,基本技术原则,27,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。,基本技术原则,28,GOOSE网络,非电量保护,本体智能终端,电缆,断路器智能终端,断路器机构（推荐）,跳闸,非电量信号，电缆,调档、测温输出接点：闭锁调压启动风冷启动充氮灭火,测控装置,MMS1网络,MMS2网络,基本技术原则,29,3/2 接线，线路高抗非电量保护实现远跳方案,非电量保护,中断路器智能终端1,保护动作信号电缆,边断路器智能终端1,中断路器智能终端2,边断路器智能终端2,线路保护1,GOOSE网1,线路保护2,GOOSE网2,远跳,远跳,基本技术原则,30,4.13 110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。,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保护双重化配置，由于涉及到测控是否双重化配置问题，是否采用测控一体化设备不统一规定。,释义,基本技术原则,31,4.14 智能变电站应利用网络技术将保护信息上送至站控层，集成开关变位动作信息、保护装置及相关设备、故障录波等数据及变电站监控信息，最终实现变电站故障信息综合分析决策。,智能变电站技术导则4.e）：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。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，对安全分区产生一定影响。,释义,基本技术原则,32,与常规保护保护区别（总结）：,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。过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中。短引线保护功能可集成在边断路器保护中，也可独立独立设置。母线保护和变压器保护可采用分布式保护。,释义,33,主要内容,标准概况基本技术原则典型实施方案 1、500kV站（3/2接线）2、220kV站（双母线）3、110kV站（单母分段）,实施方案-3/2接线线路保护,34,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,实施方案-3/2接线边断路器保护,35,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,实施方案-3/2接线中断路器保护,36,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,实施方案-3/2接线短引线,37,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,实施方案-500kV主变MU和智能终端,38,图B-5 500kV主变合并单元、智能终端配置图,实施方案-500kV主变保护,39,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,实施方案-3/2接线母线保护,40,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,实施方案-3/2接线高抗保护,41,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,42,主要内容,标准概况基本技术原则典型实施方案 1、500kV站（3/2接线）2、220kV站（双母线）3、110kV站（单母分段）,实施方案-220kV线路保护,43,图C-1 220kV线路保护单套技术实施方案,测控、故录等,实施方案-220kV母线保护,44,图C-1 220kV母线保护单套技术实施方案,刀闸位置 母联位置,实施方案-220kV主变MU和智能终端,45,图C-3 220kV主变合并单元、智能终端配置图,实施方案-220kV主变保护,46,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,实施方案-220kV母联保护,47,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,实施方案-110kV线路保护,48,图C-6 110kV线路保护技术实施方案,测控、故录等,实施方案-低压保护,49,图C-7 低压保护技术实施方案,50,主要内容,标准概况基本技术原则典型实施方案 1、500kV站（3/2接线）2、220kV站（双母线）3、110kV站（单母分段）,实施方案-110kV线路保护,51,图D-1 110kV线路保护技术实施方案,故录等,实施方案-110kV主变保护,52,图D-2 110kV主变保护技术实施方案,实施方案-110kV分段保护,53,图D-3 110kV分段保护技术实施方案,母差、主变跳等跳分段,实施方案-110kV过程层网络示意图,54,图D-4 110kV过程层网络示意图,2023/8/16Header(14pt Bold),500kV智能变电站继电保护系统示意图,55,220kV智能变电站继电保护系统示意图,56,110kV智能变电站继电保护系统示意图,57,58,谢 谢,
