智能变电站PPT课件.ppt

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1、-,1,智能 变 电站,-,2,目录,一、智能变电站体系结构及元件（设备）功能二、智能变电站主要功能三、“智能变电站继电保护技术原则”解读,-,3,智能变电站体系结构及元件功能（一）,特征,-,4,一、MMS网(制造报文规范)二、SV网（采样值）三、GOOSE网（面向通用对象变电站事件）过程层 SV 网络、 过程层 GOOSE 网络、 站控层网络应完全独立， 同一设备接入不同网络时， 应采用相互独立的数据接口控制器。,智能变电站体系结构及元件功能（二）,-,5,智能变电站体系结构及元件功能（三）,变电站二次设备（1）过程层 ：合并单元 智能终端（2）间隔层：（3）站控层： 故障信息子站（4）其

2、它： 以太网交换机 时间同步系统,-,6,合并单元的功能,功能： 针对数字输出的电子式互感器而定义的，其主要功能是同步采集多路ECT/EVT输出的数字信号后按照标准规定的格式发送给保护与测控装置。特点： 1、合并单元即可接收电子式互感器提供的数字信息，也可接入模拟信息或传统的TA/TV的输出接口。所以具有A/D。,-,7,智能终端的功能（一）,1、所在间隔信息采集：一次设备（断路器、隔离开关、接地刀闸）位置和状态告警信息的采集及监视2、设备智能控制3、防误闭锁操作功能4、部分保护功能 安装位置：断路器附近,-,8,智能终端的功能（二）,JFZ-600F 为例： 1.装置显示 本装置采用基于PC

3、的以太网外接显示软件作为调试手段，同时装置面板具备LED指示灯。 2.遥信 每组开入可以定义成多种输入类型，如状态输入（重要信号可双位置输入）、告警输入、事件顺序记录（SOE）、主变分接头输入（BCD或HEX）等，具有防抖动功能。 3.保护跳合闸 可接收保护装置下发的跳闸、重合闸命令，完成保护跳合闸。 4.控制命令 接收测控装置的遥控命令，完成对断路器及其相关刀闸的控制。 5.温度采集 本装置可采集多种直流量，如DC220V、DC110V、DC24V、DC0V5V、DC4mA20mA等，还能完成主变温度的采集上送。 6.断路器非全相保护功能 就地完成无电流判据的非全相保护逻辑。,-,9,智能变

4、电站的高级功能（一）,保护运行状态远程管理 通过将继电保护装置的运行、检修、告警、跳闸、软压板投退、保护运行定值等信息以IEC61850规约形式上送给当地自动化系统和调度/集控主站系统，并实时显示，允许远方查询、监视和控制保护。,管理规范 压板,-,10,智能变电站的高级功能（二）,顺序控制 发出整批指令，由系统根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位后自动执行下一指令，直至执行完所有指令。 实现远方监控中心、变电站就地顺序控制功能，包括单间隔状态转换操作，双母线倒闸操作，变压器各侧跨电压等级操作，二次保护投退以及其它任意典型操作票的组合任务的操作。,规范,-,11,智能变电站的

5、高级功能（三）,一体化站用电源系统将站用交流、直流、UPS、通信电源系统统一设计、生产：（1）建立电源系统监控统一平台，与自动化系统集成，实现统一智能监控，进而实现状态检修。（2）智能监控除常规范围外,还包括蓄电池容量监测，交流系统漏电监测，所有进线、馈线回路监控，电源回路的程序化操作、联锁、协调联动等。,图,-,12,一体化电源,-,13,智能变电站的功能（四）,独立的网络报文记录分析系统 实现对全站各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。,-,14,智能辅助功能（二） 状态监测,变压器状态监测传感器布点示意图,设备状态监测通过传感器、计算机、通信网络等技术，获取设备的各种特征参

6、量并结合专家系统分析，及早发现设备潜在故障。,-,15,智能变电站的特征,一次设备数字化、二次设备网络化电子式互感器高压设备智能化IEC61850的应用,15,-,16,智能辅助功能,-,17,智能辅助功能（一）,一、SF6密度微水监测二、避雷器绝缘监测三、断路器动作特性监测四、变压器的状态监测,-,18,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。,18,-,19,基本技术原则,4.2 智能

7、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。,19,-,20,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

8、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。,20,-,21,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

9、化配置原则,21,-,22,基本技术原则,22,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,-,23,基本技术原则,23,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,-,24,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

10、，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。,24,-,25,基本技术原则,25,-,26,基本技术原则,26,-,27,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

11、逻辑运算。,27,-,28,基本技术原则,28,4.7 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。,-,29,基本技术原则,29,3.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,-,30,基本技术原则,30,4.直接跳闸:保护设备与本间隔智能终端

12、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,-,31,基本技术原则,31,4.8 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。,-,32,基本技

13、术原则,32,4.9 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,-,33,基本技术原则,33,4.10 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,-,34,基本

14、技术原则,34,4.11 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,-,35,基本技术原则,35,4.12 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6.6.b）：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、G

15、IS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,-,36,基本技术原则,36,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,-,37,基本技术原则,37,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。,-,3

16、8,基本技术原则,38,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,-,39,基本技术原则,39,3/2 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,-,40,基本技术原则,40,4.13 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

17、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,-,41,基本技术原则,41,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,-,42,三层两网,42,-,43,间隔层配置,保护配

18、置原则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；220kV及以上变压器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；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；220kV及以上母线按双重化配置母线保护；220kV及以上母联（分段）断路器按双重化配置母联（分段）保护,43,-,44,间隔层配置,保护配置原则3/2断路器接线：1）高压并联电抗器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；2）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

19、能；3）短引线保护可独立设置，也可包含在边断路器保护内；110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备；66kV、35kV及以下间隔保护：采用保护测控一体化设备，按间隔单套配置220kV及以上的安全稳定控制装置按双重化配置,44,-,45,间隔层配置,测控配置原则一般规定：1）330kV及以上电压等级，测控独立配置推荐单套2）220kV可采用保护、测控分开配置【推荐】，也可采用保护测控一体化装置3）110kV保护测控一体化推荐单套4）66kV、35kV及以下间隔保护：采用保护测控一体化设备，按间隔单套配置,45,-,46,间隔层配置,测控配置原则配置细则：1）3/2接线：单套配置；每串配置5

20、台；不设独立的线路并联高抗测控装置，功能含入线路测控2）220kV线路、母联间隔：按断路器单套配置3）220kV及以上变电站变压器按侧配置测控装置，设公用测控装置,46,-,47,间隔层配置,测控配置原则配置细则：4）110kV及以下变电站变压器方案1：按变压器配置一台测控装置。适用于配置主后一体变压器保护。方案2：按侧配置测控，测控功能含入各侧后备保护。适用于配置主后分开变压器保护。5）110kV及以下线路、母联（分段）间隔：单套配置测保一体化装置。6）110kV及以上母线单套，按母线配置测控装置；,47,-,48,故障录波和网络分析配置,对于220kV及以上变电站，宜按电压等级和网络配置故

21、障录波装置和网络报文记录分析装置，当SV或GOOSE接入量较多时，单个网络可配置多台装置。每台故障录波装置或网络报文记录分析装置不应跨接双重化的两个网络；主变宜单独配置主变故障录波装置；故障录波装置和网络报文记录分析装置应能记录所有MU、过程层GOOSE网络的信息。录波器、网络报文记录分析装置对应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；,48,-,49,故障录波和网络分析配置,采样值传输可采用网络方式【推荐】或点对点方式，开关量采用DL/T860.81（IEC61850-8-1）通过过程层GOOSE网络传输，采样值采用DL/T860.92（IEC61850-

22、9-2）通过SV网络传输；故障录波装置采用网络方式接受SV报文和GOOSE报文时，故障录波功能和网络记录分析功能可采用一体化设计。备投、过载连切功能备自投、过载联切等功能可在间隔层【推荐】或站控层实现。,49,-,50,过程层网络,网络结构1）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，应有实时监测设备状态及光纤连接状态的措施；2）过程层网络：网络结构宜符合IEC 62439标准，宜采用双网星型结构；对网络结构的具体要求a)过程层SV网络、过程层GOOSE网络、站控层网络应完全独立配置；b)过程层SV网络、过程层GOOSE网络宜按电压等级分别组

23、网。变压器保护接入不同电压等级的过程层GOOSE网时，应采用相互独立的数据接口控制器；,50,-,51,过程层网络,对网络结构的具体要求c) 继电保护装置采用双重化配置时，对应的过程层网络亦应双重化配置，第一套保护接入A网，第二套保护接入B网；110kV过程层网络宜按双网配置；d) 任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机；e) 根据间隔数量合理配置过程层交换机，3/2接线型式，交换机宜按串设置。每台交换机的光纤接入数量不宜超过16对，并配备适量的备用端口。 f)6 6kV(35kV)电压等级采用户外敞开式布置时GOOSE网络可按照双网配置，采用户内开关柜布置时宜不设置独立的GO

24、OSE网络，GOOSE报文可通过站控层网络传输。,51,-,52,过程层设备,电子式互感器的配置1）在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器；2）母线差动保护、变压器差动保护、电抗器差动保护用电子式电流互感器相关特性宜相同；3）双重化（或双套）配置保护所采用的电子式电流互感器一、二次转换器应双重化（或双套）配置；4）3/2接线方式，其线路EVT应置于线路侧；5）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；,52,-,53,过程层设备,电子式互感器的配置6）高压并联电抗器配置独立的电流互感器；7）66kV、35kV及以下间隔保护当采

25、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；8）主变压器中性点（或公共绕组）可设置电子式电流互感器。,53,-,54,过程层设备,合并单元配置原则a) 双重化（或双套）配置保护所采用合并单元应双重化（或双套）配置；b) 3/2接线方式，其线路EVT应置于线路侧； c) 母线差动保护、变压器差动保护、电抗器差动保护用电子式电流互感器相关特性宜相同； d)配置母线电压合并单元。母线电压合并单元可接收至少2组电压互感器数据，并支持向其它合并单元提供母线电压数据，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母线电压合并单元转发:,54,-,55,过程层设备,合并单元配置

26、原则3/2接线：每段母线配置合并单元，母线电压由母线合并单元点对点通过线路电压合并单元转接；双母线接线，两段母线按双重化配置两台合并单元。每台合并单元应具备GOOSE接口，接收智能终端传递的母线PT刀闸位置、母联刀闸位置和断路器位置，用于电压并列；双母单分段合并单元，按电压互感器配置合并单元，不考虑横向并列；双母双分段，两段母线配置一台合并单元(每套)，不考虑横向并列；用于检同期的母线电压由母线合并单元点对点通过间隔合并单元转接给各间隔保护装置。,55,-,56,500kV- 3/2接线线路保护,56,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

27、等,测控、故录等,-,57,500kV-3/2接线边断路器保护,57,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,-,58,500kV-3/2接线中断路器保护,58,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,-,59,500kV-短引线,59,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,-,60,500kV-主变MU和智能终端,60,图B-5

28、 500kV主变合并单元、智能终端配置图,-,61,500kV-主变保护,61,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,-,62,500kV-3/2接线母线保护,62,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,-,63,500kV-高抗保护,63,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

29、等,测控、故录等,-,64,220kV站-220kV线路保护,64,图C-1 220kV线路保护单套技术实施方案,测控、故录等,-,65,220kV站-220kV母线保护,65,图C-1 220kV母线保护单套技术实施方案,刀闸位置 母联位置,-,66,220kV-站-主变MU和智能终端,66,图C-3 220kV主变合并单元、智能终端配置图,-,67,220kV站-主变保护,67,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,-,68,220kV站-220kV母联保护,68,图C-5 220kV母联保护单套技术

30、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,-,69,220kV站-110kV线路保护,69,图C-6 110kV线路保护技术实施方案,测控、故录等,-,70,110kV站-110kV线路保护,70,图D-1 110kV线路保护技术实施方案,故录等,-,71,110kV站-110kV主变保护,71,图D-2 110kV主变保护技术实施方案,-,72,110kV站-110kV分段保护,72,图D-3 110kV分段保护技术实施方案,母差、主变跳等跳分段,-,73,110kV站-过程层网络示意图,73,图D-4 110kV过程层网络示意图,-,74,低压保护,74,图C-7 低压保护技术实施方案,-,75,