智能变电站介绍南瑞ppt课件.ppt

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1、智能变电站介绍,智能变电站介绍,智能变电站概述电子式互感器GOOSE技术IEC 61850简介智能变电站的实施智能变电站继电保护技术规范,智能变电站概述,智能变电站的概念：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的变电站。,智能变电站概述,变电站的智能化是一个不断发展的过程。就目前技术发展现状而言，智能变电站是：由电子式互感器、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备分层构建，建立在IEC 618

2、50通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。,智能变电站概述,一次设备智能化：电子式互感器 智能终端（过渡）、智能开关 在线监测、状态检修二次设备网络化：站控层网络MMSGOOSE、SMV设备对象模型化：一次设备对象 二次设备功能模块 通信模型,智能变电站概述,信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，设备间交换的信息用数字编码表示：通信网络减少连接线数量光缆取代电缆：抗干扰、不传输干扰可检错纠错不产生附加误差,与传统变电站的比较,传统变电站,智能变电站,智能变电站的优势,简化二次接线 少量光纤代替大量电缆提升测量精度数字信号传输和处理无附加误差提

3、高信息传输的可靠性 CRC校验、通信自检光纤通信无电磁兼容问题可采用电子式互感器无CT饱和、CT开路、铁磁谐振等问题绝缘结构简单、干式绝缘、免维护,智能变电站的优势,一、二次设备间无电联系无传输过电压和两点接地等问题 一次设备电磁干扰不会传输到集控室各种功能共享统一的信息平台监控、远动、保护信息子站、电压无功控制VQC和五防等一体化减小变电站集控室面积二次设备小型化、标准化、集成化二次设备可灵活布置,智能变电站发展历程,第一步：IEC61850实现监控层通讯第二步：GOOSE应用220kV绍兴外陈变500kV金华兰溪变第三步：电子式互感器应用（IEC60044-8、IEC61850-9-1点对

4、点通讯）220kV青岛午山变第四步：过程层全面网络化110kV绍兴大侣变（GOOSE、IEC61850-9-2、IEEE1588精密时钟同步协议标准、GMRP组播注册协议）220kV延寿变,智能变电站介绍,智能变电站概述电子式互感器GOOSE技术IEC 61850简介智能变电站的实施智能变电站继电保护技术规范,电子式互感器的概念,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，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。,电子式互感器,电子式互感器通常由传感模块和合并单元两部分构成，传感模块又称远端模块,安装在高压一次侧，负责采集、调理一次侧电压

5、电流并转换成数字信号。合并单元安装在二次侧，负责对各相远端模块传来的信号做同步合并处理。电压等级越高电子式互感器优势越明显。,电子式互感器的原理和分类,按一次传感部分是否需要供电划分有源式电子互感器无源式电子互感器按应用场合划分GIS结构的电子互感器AIS结构(独立式)电子互感器直流用电子式互感器,电子式互感器的原理和分类,有源电子式互感器,有源电子式互感器利用电磁感应等原理感应被测信号CT：空心线圈(RC)；低功率线圈(LPCT)PT：分压原理 电容、电感、电阻传感头部分具有需用电源的电子电路利用光纤传输数字信号独立式、GIS式,有源电子式互感器,电流互感器利用空芯线圈及低功率线圈传感被测一

6、次电流。低功率线圈（LPCT）的工作原理与常规CT的原理相同，只是LPCT的输出功率要求很小，因此其铁芯截面就较小。空芯线圈是一种密绕于非磁性骨架上的螺线管，如图所示。空芯线圈不含铁芯，具有很好的线性度。空芯线圈的输出信号e与被测电流i有如下关系：,有源电子式互感器,电压互感器利用电容分压器测量电压。为提高电压测量的精度，改善电压测量的暂态特性，在电容分压器的输出端并一精密小电阻。电容分压器的输出信号U0 与被测电压Ui有如下关系：式中C1为高压电容，C2为低压电容。利用电子电路对电压传感器的输出信号进行积分变换便可求得被测电压。,GIS用电流电压组合式互感器,a:一次导体 b:SF6气体 c

7、:电容环d:线圈 e:接地外壳 f:采集器,GIS用电流电压组合式互感器,220kV-500kV电压等级GIS电子式电流电压互感器,GIS用电流电压组合式互感器,110kV及以下电压等级GIS电子式电流电压互感器,独立式有源（组合式）电子互感器,有源电子式互感器的关键技术,1、远端传感模块的稳定性和可靠性（安置在室外时温度、电磁干扰等）2、绕制在陶瓷骨架上的空芯线圈结构的稳定性对测量精度的影响。3、对独立结构的有源式电子互感器的远端模块取电技术。,无源电子式互感器,与有源式电子互感器相比，无源式电子互感器的传感模块利用光学原理，由纯光学器件构成，不含有电子电路，其有着有源式无法比拟的电磁兼容性

8、能利用光纤传输传感信号传感头部分不需电子电路及其电源独立安装的互感器的理想解决方案 Faraday磁光效应（电流互感器）Pockels电光效应（电压互感器）,Faraday磁光效应（电流互感器）,Pockels电光效应（电压互感器）,无源电子式互感器结构,无源电子式互感器,无源电子式互感器的关键技术,光学传感材料的选择传感头的组装技术微弱信号检测温度对精度的影响振动对精度的影响长期稳定性,电子式互感器-合并单元,合并单元对来自远端模块的各相电流电压信号进行同步，并转发给二次设备,电子式互感器配置原则,配置原则是保证一套系统出问题不会导致保护误动，也不会导致保护拒动电子式互感器的远端模块和合并单

9、元需要冗余配置远端模块中电流需要冗余采样合并单元冗余配置并分别连接冗余的电子式互感器远端模块，合并单元可以安装在开关附近或保护小室,电子式互感器配置原则,220kV及以上电压等级：罗氏线圈和低功率线圈均双重化A/D采样双重化合并单元双重化采用组合式：三相电流、三相线路PT,电子式互感器配置原则,110kV电压等级：不需双重化220kV及以上主变的110kV侧需双重化 建议采用组合式：三相电流、三相线路PT110kV以下电压等级：不建议采用电子式互感器,传统互感器就地采样,技术简单可与智能终端合并，节省设备减少电缆，降低负载提高传统互感器性能,电子式互感器采样值传输规约,IEC 60044-8:

10、物理层：传输速度2.5Mbit/s，曼彻斯特编码，光纤或铜线传输链路层：IEC60870-5-1规定的FT3格式应用：固定数据集优点：不依赖于外部同步时钟，谁用数据谁同步 处理，可靠性高。缺点：物理接口专用接口；数据点对点传输，接 线较复杂。,电子式互感器采样值传输规约,IEC 61850-9-1/2:物理层：以太网，光纤传输链路层：以太网地址、优先级标志/虚拟局域网、以太网类应用：9-1:无数据集配置，数据集固定与60044-8相同,支持USVCB服务（单播采样值服务映射）;9-2:可变数据集,支持MSVCB类服务（多播采 样值服务映射）优点：物理接口标准以太网接口；9-2可以组网传输，利于

11、数据共享；缺点：依赖外部时钟，时钟丢失时影响二次设备功能。,电子式互感器采样数据同步问题,三相电流、电压需要同步：三相平衡间隔内电流电压之间需要同步：功率、阻抗不同间隔的电流之间需要同步：差动(变压器差动保护从不同电压等级的多个间隔获取数据存在同步问题,母线差动保护从多个间隔获取数据也存在同步),电子式互感器采样数据同步方案,基于GPS秒脉冲同步的同步采样（IEC 61850-9-1/2，基于以太网的采样值传输延时无法确定，只能采用同步时钟法）同步方法简单对交换机要求高秒脉冲丢失时存在危险同步时钟不等于对时时钟，可以不依赖于GPS,电子式互感器采样数据同步方案,IEC 61850-9-1/2同

12、步方法(在合并单元中进行),插值数据同步的原理,二次设备通过再采样技术(插值算法)实现同步(IEC 60044-8,基于采样值传输延时是确定的，采用插值同步法)采样率要求高硬件软件要求高，实现难度较大不依赖于GPS和秒脉冲传输系统,插值数据同步的原理,实现不同远方模块或者合并单元数据的同步。改变数据的采样频率，以适合保护的算法。插值算法是通过采样点的x(时间)，y(瞬时值)，以及插值目标的x，来计算插值目标的y。最重要的内容就是需要把所有被用于同步的数据的x必须在统一的时间体系内，例如以采样点的采集时间为准。要获得准确的采样点的采集时刻，必须采取以下两种方式之一：1)接收方自己给数据贴上接收的

13、时标，然后减去数据的发送延时，就可以得到数据的采集时刻，这种情况下要求数据发送延时是固定值。2)发送方将数据采样的时刻填写在数据帧内，接收方以发送方写入的发送时间为准进行数据处理，这种情况适用于发送延时不固定的情况。,插值数据同步的原理,插值数据同步的原理,IEC 60044-8同步方法(在IED设备中进行),传输规约方案比较,IEEE 1588同步对时,“网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准”以太网传输，需硬件支持；与采样值传输共用链路，可靠性高；需交换机支持。,IEEE 1588同步对时,Delay+Offset=t2-t1Delay-Offset=t4-t3其中:Offset为时间偏

14、差 Delay为传输延时经过推导，可以得到：Offset=(t2-t1)-(t4-t3)/2Delay=(t2-t1)+(t4-t3)/2,合并单元与保护接口,合并单元需要提供给保护的数据品质1）数据无效（包含远端模块数据错误、与远端模块通讯错误等）2）MU时钟同步标志3）检修状态（检修间隔试验不影响运行设备）,合并单元与保护接口,保护对合并单元数据的相关处理方式1）数据无效情况下装置应能够正确闭锁相关保护元件，保护被闭锁的时间由保护的算法决定。2）采用电子式互感器中双保护数据分别用于保护元件和启动元件，以减少单一环节异常造成保护误动的可能性；在此基础上为防止单一通道数据无效导致整个保护装置被

15、闭锁，应按照各数据通道的无效状态有选择性地闭锁相关的保护元件,合并单元与保护接口,3、针对MU数据同步标志，根据保护对同步的需求选择是否闭锁保护除纵差外的线路保护线路纵差保护母差保护（失灵保护）主变保护（后备保护）,数据无效对线路保护的影响,保护电流通道数据无效，闭锁保护（如距离和零序过流、PT断线过流）保护电压通道数据无效，处理同保护PT断线，即闭锁与电压相关的保护（如距离保护），退出方向元件（如零序过流自动退出方向），自动投入PT断线过流。起动电流通道数据无效，启动板24V正电源开放的条件切换到保护电流通道计算的结果,数据无效对线路保护的影响,同期电压通道数据无效不闭锁保护，当重合闸检定方

16、式与同期电压无关时（如不检重合），不报同期电压数据无效。当同期电压数据无效时，闭锁与同期电压相关的重合检定方式（如检同期）。即处理方式同同期PT断线（线路PT断线）。电压MU和电流MU任一失步，处理同保护PT断线，即闭锁与电压相关的保护（如距离保护），退出方向元件（如零序过流自动退出方向），自动投入PT断线过流。,数据无效对母线保护的影响,母线电压通道数据无效或失步不闭锁差动保护，并开放该段母线电压闭锁，同时闭锁该母线电压对保护有影响的判据（如电压开窗）。双保护数据分别用于保护和启动，支路保护电流无效或失步闭锁差动保护，母联保护电流无效或失步不闭锁差动自动置互联；支路启动电流无效不闭锁差动保护

17、，此时闭锁差动电流相关的启动判据，保留母线电压变化的启动判据。,数据无效对母线保护的影响,支路通道数据无效闭锁相应支路的失灵保护，其他支路的失灵保护不受影响；支路通道数据失步不闭锁失灵保护。母联支路电流通道数据无效，闭锁母联保护；母联支路电流通道数据失步不闭锁母联保护。,数据无效对变压器保护的影响,任意侧相电流数据无效时，仅闭锁差动保护及本侧过流保护，如果整定用自产零序情况下闭锁该侧相应零序过流保护段。任意侧零序电流数据无效时，仅闭锁该侧整定为外接零序的零序过流保护段。任意侧间隙电流数据无效时，仅该侧闭锁间隙零序过流保护。任意侧电压数据无效时，闭锁该侧零序过压保护，该侧所有与电压相关的判据自动

18、不满足条件，复压元件可以通过其他侧起动，方向过流自动退出。,数据无效对变压器保护的影响,任一侧相电流数据失步时，闭锁差动保护，如果本侧采用和电流作为后备保护电流时同时闭锁后备保护。任意侧外接零序电流数据失步时，对保护行为无影响。任意侧间隙电流数据失步时，对保护行为无影响。后备保护中的电流和电压相对失步时，方向元件不满足条件。,SV数据检修品质对保护的影响,IEC61850工程继电保护应用模型中有关SV报文检修处理机制的描述：1、当合并单元装置检修压板投入时，发送采样值报文中采样值数据的品质的Test位应置True；2、SV 接收端装置应将接收的SV报文中的test位与装置自身的检修压板状态进行

19、比较，只有两者一致时才将该信号用于保护逻辑，否则应不参加保护逻辑的计算。对于状态不一致的信号，接收端装置仍应计算和显示其幅值；3、若保护配置为双重化，保护配置的接收采样值控制块的所有合并单元也应双重化。两套保护和合并单元在物理和保护上都完全独立，一套合并单元检修不影响另一套保护和合并单元的运行。,SV数据检修品质对保护的影响,实际工程中SV数据检修品质的处理方式：1、在接收软压板投入的情况下，如果本地检修和发送方检修位不一致时，无流或数据无效情况下将本MU发送的模拟量从保护中剔除，有流情况下发送方投检修压板发检修异常告警信号，该报警信号返回前本MU模拟量继续参与保护逻辑运算。（750kV延安变

20、）2、在接收软压板投入的情况下，如果本地检修和发送方检修位不一致时，装置报警且闭锁相关保护，所以MU投检修前应将相应的接收压板退出。（500kV包家变）,电子式互感器产品,1、GIS电子式电流电压互感器 500kV、220kV、110kV 2、独立型电子式电流电压互感器 500kV、220kV3、直流电子式电流互感器4、35kV电子式电流电压互感器5、10kV电子式电流电压互感器6、全光纤无源电子式电流互感器,电子式互感器现场应用情况,青岛午山变220kV ECVT,铜陵周冲变220kV ECVT,电子式互感器现场应用情况,运行于广州换流站的500kV直流电子式电流互感器,南瑞继保电子式互感器

21、优势,可靠的设计方案按照保护的可靠性设计概念进行电子式互感器的设计内部冗余采样，有效进行采样回路的自检传感器、远端模块、合并单元冗余配置电路和通讯具有完善的自检回路充分验证的互感器性能、暂态特性原理完全一致的传感头安装于动模试验室充分的动模试验验证，特性可靠，满足保护要求,南瑞继保电子式互感器优势,强大的技术实力，拥有多项专利技术高效的大功率激光驱动技术，降低温度提高可靠性动态积分技术确保真实还原暂态波形全光纤电子式互感器技术IEC61850-9-2可靠解决方案IEEE1588时钟同步技术,智能变电站介绍,智能变电站概述电子式互感器GOOSE技术IEC 61850简介智能变电站的实施智能变电站

22、继电保护技术规范,GOOSE概念,GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event）通用面向对象变电站事件；GOOSE是IEC61850定义的一种通信机制，用于快速传输变电站事件，诸如命令、告警、指示、信息单个的 GOOSE 信息由 IED 发送，并能被若干个IED接收使用。,GOOSE的特点,实现了装置间快速信息通信；内在自检功能，在线监测；不仅可以传送开关量，还可传递变化不快的模拟量；代替了点对点的硬电缆降低造价、缩短工期更改接线不需要配线，只需更改配置文件,GOOSE应用演示,以太网,2.跳闸,4.重合,3.新位置,5.新位置,GOOSE的发送

23、机制,定期发送GOOSE报文,并且通过重发相同数据来获得更多的可靠性,并且逐渐增加SqNum和传输时间来实现有效的传输；GOOSE报文中的SqNum和StNum的初始值为1。当有事件发生时，StNum加1、SqNum变为0，之后SqNum顺序加1。,GOOSE的发送机制,GOOSE报文高优先级的实现,GOOSE输入输出信号：虚端子,虚端子能够一对多，不能够多对一，因此一个开出信号能够给多个IED设备使用，而开入信号却不能够并联，只能够一对一输入，实端子则刚好相反。与实端子串联的硬压板能够起到明显断开点的作用，但对虚端子无此意义，因此，虚端子优先采用软压板。,GOOSE信号的品质,GOOSE开入

24、为GOOSE链路的接收信号，该GOOSE开入是否有效，要受GOOSE接收软压板、GOOSE接收链路是否完好、检修状态压板等因素影响，具体关系如下：1、对于支路失灵启动、解除复压闭锁、母联失灵启动等开入 保护采用的GOOSE有效信息 GOOSE接收信息&发送端和接收端检修压板状态一致&对应接收总投软压板投入&对应接收软压板投入&对应通信链路正常2、对于刀闸及开关位置等开入当发送GOOSE断链、发送端和接收端检修压板状态不一致时，刀闸及开关位置保持原来的值。,GOOSE组网问题,经济性（交换机数量、网络总体价格）可靠性（网络风暴、网络冗余性、独立性）安全性（网络延时对保护的影响）复杂性（网络配置、

25、监视、维护)扩展性（扩建时的易扩展性、易配置性、网络性能不能下降）定检、维护的局部性要求,GOOSE组网原则,网络拓扑推荐共享星形双网、独立星形双网、独立星形单网按电压等级独立组网110kV及以上MMS和GOOSE独立组网SMV和GOOSE共网,典型组网方式(双单网),典型组网方式(共享双网),典型组网方式(独立双网),智能终端,定义：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。,智能终端,能够在不改变开关现有条件下实现一次设备和间隔层二次设备的数据通信。智能开关等设备的过渡产品具备GOOSE接口完

26、成断路器、隔离刀闸、地刀等位置信息的采集完成断路器、隔离刀闸、地刀等的分合控制采集主变档位、温度等信息采集在线监测的信息断路器操作回路,智能终端,针对户外安装的需求，智能操作箱进行了如下专门设计：全部采用-40-85范围的器件，选用耐高温长寿命电容器从装置配置中去除了液晶去除了MMS通信插件，降低机箱内部功耗,提高环境温度的耐受能力插件进行三防处理，适应户外的环境根据用户要求可以选用双电源配置装置已进行了-20-60范围的温度试验，进行了交变湿热试验,智能终端及GOOSE交换机,智能变电站介绍,智能变电站概述电子式互感器GOOSE技术IEC 61850简介智能变电站的实施智能变电站继电保护技术

27、规范,IEC 61850,IEC61850是国际电工委员会(IEC)TC57工作组制定的变电站通信网络和系统系列标准，是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准。IEC61850规范了数据的命名、数据定义、设备行为、设备的自描述特征和通用配置语言，使不同智能电气设备间的信息共享和互操作成为可能。不仅规范保护测控装置的模型和通信接口，而且还定义了电子式CT、PT、智能化开关等一次设备的模型和通信接口。,互操作性 来自一个或多个厂家的IED之间交换 信息和正确使用信息完成各自功能 的能力 自由配置 标准需要支持各种策略以允许功能 自由分布，例如：集中式或分布式 系统 长期稳定性 标准应向后

28、兼容，以适应通讯技术 和系统要求的发展,IEC 61850的制定目标,IEC 61850的特点,信息分层（站控层、间隔层、过程层）面向对象建模和信息自我描述，适应开放互操作性要求采用抽象通信服务接口，适应通信网络技术迅猛发展传输采样测量值（SMV）快速传输变化值（GOOSE）,数据对象统一建模,IEC61850和以前使用的标准不同之处在于对象模型，它以服务器模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型和数据对象模型建立了变电站自动化系统中常用设备的统一数据模型，满足互操作性要求。模型的作用：表达信息的承载方式数据类型描述哪些信息需要通信属性数据描述信息如何通信 通信参数,61850的分层模型结构,6185

29、0的面向对象建模,抽象通信服务接口（ACSI）,独立于所采用网络和应用层协议的抽象通信服务接口。客户通过ACSI，由特定通信服务映射（SCSM）映射到所采用的通信栈或协议子集。IEC61850标准使用ACSI和SCSM技术，解决了标准的稳定性与未来网络技术发展之间的矛盾，即当网络应用层协议和通信栈改变时，只要改动特定通信服务映射SCSM。,抽象通信服务接口（ACSI）,协议栈与通信服务,MMS,MMS（manufactoring message specification）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是由ISO TC184开发和维护的

30、网络环境下计算机或IED之间交换实时数据和监控信息的一套独立的国际标准报文规范。它不仅定义了交换报文的格式，还定义了对象、服务和行为，具有互操作性。,网络化二次设备,网络化二次设备要求具有数字化接口满足电子式互感器的要求满足智能开关的要求网络通信功能满足IEC61850的要求基于IEC61850的间隔层和站控层设备RCS-9700变电站自动化系统PCS-900系列保护装置PCS-9700系列测控装置RCS-9000C系列四合一保护测控装置RCS-9700系列通信设备,IEC61850的KEMA认证,KEMA公司是国际上最权威的IEC61850一致性检测认证机构。国内首家通过KEMA Level

31、 A级认证试验,智能变电站介绍,智能变电站概述电子式互感器GOOSE技术IEC 61850简介智能变电站的实施智能变电站继电保护技术规范,UAPC（Unified Advanced Platform for Protection and Control）硬件平台是我公司独立研发的新一代硬件平台，该平台将用于本公司的交流保护和直流保护控制系统，既能与传统的交流互感器接口，又能与电子式互感器接口，完全能满足未来智能变电站的要求。PCS系列保护均基于UAPC平台，PCS系列保护是在总结了RCS系列保护的先进原理与技术、多年成熟的运行经验的基础上发展形成的，保护主要原理不变。,PCS系列保护,96,虚

32、端子的概念,97,虚端子能够一对多，不能够多对一，因此一个开出信号能够给多个IED设备使用，而开入信号却不能够并联，只能够一对一输入，实端子则刚好相反。与实端子串联的硬压板能够起到明显断开点的作用，但对虚端子无此意义，因此，虚端子优先采用软压板。,IED能力描述文件IED Capability Description；ICD文件由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。IED实例配置文件Configured IED Description；CID文件每个装置有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。,基本概念,98,

33、系统规格文件System Specification Description；SSD文件应全站唯一，该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在SCD文件中。全站系统配置文件Substation Configuration Description；SCD文件应全站唯一，该文件描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。,基本概念,99,VLAN，是英文Virtual Local Area Network的缩写，中文名为虚拟局域网，VLAN是一种将局域网（LA

34、N）设备从逻辑上划分（注意，不是从物理上划分）成一个个网段（或者说是更小的局域网LAN），从而实现虚拟工作组（单元）的数据交换技术。VLAN的好处主要有三个：(1)端口的分隔。即便在同一个交换机上，处于不同VLAN的端口也是不能通信的。这样一个物理的交换机可以当作多个逻辑的交换机使用。(2)网络的安全。不同VLAN不能直接通信，杜绝了广播信息的不安全性。(3)灵活的管理。更改用户所属的网络不必换端口和连线，只更改软件配置就可以了。,基本概念,100,数字化站的工程配置,101,IEDconfigurator CID建模配置工具,装置及系统测试,102,SCD工具 数字化站配置用,装置及系统测试

35、,103,智能变电站中母线保护改造问题的解决：方案一：全数字化接口母线保护+常规互感器及一次开关的数字接口设备（专用母差子站）实现同时具备模拟量及数字化接口的母线保护装置。,智能变电站的实施,104,智能变电站的实施,105,退出运行中的传统母差保护，并逐一将各间隔的电流、电压、刀闸辅助接点、失灵起动接点等回路转接入母差保护子站装置。带负荷测试数字化接口母差保护，测试结果合格后将数字化母差保护及子站装置投入运行。此时旧的传统母差保护不再投入运行。,智能变电站的实施,106,改造任一支路时都短时退出数字化母差保护，完成接入本支路尾纤、拆除子站装置本支路传统电流（或电压）回路的工作。新接入的支路带

36、电运行后，测试数字化母差保护是否正常，测试结果合格后即可重新投入数字化母差保护，改造过程中母差也能够投入，直至改造间隔带电。,智能变电站的实施,107,重复步骤2直到全部支路间隔更换了电子式互感器，数字化母差保护的更换就完成了。,方案一主要的优点是全数字化接口母线保护和母差子站实现了同时具备模拟量及数字化接口的母线保护装置，可以满足常规互感器和电子式互感器共存的情况。此方案主要问题是改造初期工作量大，需要配置专门的母差子站，改造完成后子站退出运行，设备投资较大。,智能变电站的实施,108,方案二：对于常规互感器不改造的工程，在改造过程中可以保证常规母差保护继续运行，但因为常规母差保护不具备过程

37、层数字化接口，故要求改造间隔的保护及智能终端保留与常规母差保护的开入、开出接口。,智能变电站的实施,109,智能变电站的实施,110,方案二的主要优点是常规母线保护在改造过程中始终处于运行状态，无需投入额外设备，改造投资较小。存在的问题是，一方面适应性较差，只能应用于常规互感器不改造的工程，另一方面，要求新设备具备常规开入开出接口，且为保证常规母线保护的正常运行，需铺设临时电缆完成新间隔的跳闸及失灵启动等。,智能变电站的实施,111,综合方案一、二提出第三种改造方案：对于最常见的双母主接线线方式，在改造过程中增加对运行方式的限制，将改造后间隔限制在一条母线，未改造间隔限制在另一条母线。数字化接

38、口母线保护用于保护连接改造后间隔的母线，而常规母线保护用于保护连接未改造间隔的母线。,智能变电站的实施,112,智能变电站的实施,113,方案三主要优点是改造过程无需额外设备及铺设临时电缆，投资及工作量小，可以满足常规互感器和电子式互感器共存的情况。实施此方案的主要限制是对主接线要求至少两条母线，而且对改造过程中的运行方式有较严格的要求，即分别将改造后间隔和未改造间隔分别限制在两条母线上（不允许进行倒闸操作），如无法保证在改造期间母联或分段开关始终处于分位，新老母差保护需做相应处理以保证差动计算平衡。,智能变电站的实施,114,智能变电站介绍,智能变电站概述电子式互感器GOOSE技术IEC 6

39、1850简介智能变电站的实施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的相关要求,总则要求：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。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。,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔

40、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。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。,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,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。110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,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

41、应遵循以下要求：每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护异常或退出时不应影响另一套保护的运行；两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的MU；双重化配置的MU应与电子式互感器两套独立的二次采样系统一一对应；,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,双重化配置保护使用的GOOSE（SV）网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行；两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应；两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应；双重化的线路纵联保护应配置两套独立的通信设备（含复用光纤通道、独立纤芯、微波、

42、载波等通道及加工设备等），两套通信设备应分别使用独立的电源；,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,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；双重化配置的保护应使用主、后一体化的保护装置。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。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。,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,保护配置原则：母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件数较多时，可采用分布式母线保护。变压器非电量保护采用就地直接

43、电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送过程层GOOSE网。高压并联电抗器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，并通过相应断路器的两套智能终端发送GOOSE报文，实现远跳。,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,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；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；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；跨间隔开关量信息交换采用过程层GOOSE网络传输。,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,录波及网络报文分析装置：对于220kV及以上变电站，宜按电压等级和网络配置故障录波装置

44、和网络报文分析装置，每台故障录波装置或网络报文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；采样值传输可采用网络方式或点对点方式。,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,过程层网络配置原则：过程层SV网络、过程层GOOSE网络宜按电压等级分别组网。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。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。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。,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,智能终端配置原则：220kV及以上电压等级智能终端按

45、断路器双重化配置，每套智能终端包含完整的断路器信息交互功能；智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现；220kV及以上变压器各侧的智能终端均按双重化配置；110kV变压器各侧智能终端宜按双套配置；智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜中；智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,电子式互感器（含合并单元）配置要求：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。如双母线接线，两段母线按双重化配置两台合并单元。每台

46、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。,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,继电保护装置技术要求：线路纵联保护、母线差动保护、变压器差动保护应适应常规互感器和电子式互感器混合使用的情况。保护装置采样值采用点对点接入方式，采样同步应由保护装置实现，支持IEC60044-8或IEC61850-9-2协议，在工程应用时应能灵活配置。保护装置应自动补偿电子式互感器的采样响应延迟，当响应延时发生变化时应闭锁采自不同MU且有采样同步要求的保护。保护装置的采样输入接口数据的采样频率宜为4000Hz。,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,

47、保护装置应处理MU上送的数据品质位（无效、检修等），及时准确提供告警信息。在异常状态下，利用MU的信息合理地进行保护功能的退出和保留，瞬时闭锁可能误动的保护，延时告警，并在数据恢复正常之后尽快恢复被闭锁的保护功能，不闭锁与该异常采样数据无关的保护功能。除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示）。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,保护装置应同时支持GOOSE点对点和网络方式传输。保护装置采样值接口和GOOSE接口数量应满足工程的

48、需要，母线保护、变压器保护在接口数量较多时可采用分布式方案。保护装置内部MMS接口、GOOSE接口、SV接口应采用相互独立的数据接口控制器接入网络。,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,电子式互感器技术要求：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，以满足双重化保护相互完全独立的要求。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。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，应能提供点对点和组网输出接口。,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,对网络及

49、其设备的要求：过程层SV数据应以点对点方式接入继电保护设备；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；,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,3/2接线型式线路保护单套技术实施方案,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,3/2接线型式边断路器保护单套技术实施方案,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,3/2接线型式中断路器保护单套技术实施方案,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,3/2接线型式中短引线保护单套技术实施方案,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,3/2接线变压器保护合并单元、智能终端配置图,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,3/2接线型式变压器保护单套技术实施方案,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,3/2接线型式母线保护单套技术实施方案,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,3/2接线型式电抗器保护单套技术实施方案,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,220kV单套线路保护技术实施方案,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,220kV单套母线保护技术实施方案,智能变电站继电保护技术规范的相关要求,66kV、35kV及以下间隔保护技术实施方案,