智能变电站继电保护及相关技术培训.ppt

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1、1,智能变电站继电保护及相关技术培训,2,提纲,3,一、智能变电站的发展历程,4,一、智能变电站的发展历程,2016年2020年引领提升阶段，基本建成坚强智能电网，使电网的资源配置能力、安全水平、运行效率，以及电网与电源、用户之间的互动性显著提高。,2011年2015年全面建设阶段，加快特高压电网和城乡配电网建设，初步形成智能电网运行控制和互动服务体系，关键技术和装备实现重大突破和广泛应用。,2009年2010年规划试点阶段，重点开展坚强智能电网发展规划工作，制定技术和管理标准，开展关键技术研发和设备研制，开展各环节的试点工作。,第一阶段,第二阶段,第三阶段,分三个阶段推进坚强智能电网的建设：

2、,5,一、智能变电站的发展历程,智能变电站作为统一坚强智能电网的重要基础和节点支撑,是必不可少的建设内容。1、第一批试点工程:,2、从2011年开始所有新立项的110kV及以上变电站均需按智能站设计。,6,提纲,7,二、智能变电站的基本概念及技术,智能变电站的定义：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。智能变电站的主要特点：一次设备数字化，二次设备网络化，数据平台标准化。一次设备数字化主

3、要体现为全数字化输出的电子互感器和智能开关；二次设备网络化体现在二次设备对上和对下联系均通过高速网络通信；数据平台标准化体现为IEC61850标准。智能变电站的目标:常规站存在多套系统，每套系统的数据采集的要求不一致，大量设备都有数据采集单元，采集资源重复，保护、测控、故录、计量都有自己的数据采集系统。智能站要统一数据采集，信息共享，节约资源。常规站回路设计复杂，变电站内存在大量电缆，给维护、改造带来很大困难。智能站要简化回路设计、节约投资。常规站通信规约繁杂，设备、系统之间的互操作性差。智能站所有设备统一采用IEC61850标准，实现设备之间的互操作性。智能站对高级应用功能提出了更高的要求。

4、,8,二、智能变电站的基本概念及技术,功能分层:智能变电站按照所要完成的功能，从逻辑上将变电站的功能划分为过程层、间隔层和站控层,9,二、智能变电站的基本概念及技术,智能变电站系统结构示意图,10,二、智能变电站的基本概念及技术,过程层包括变压器、断路器、隔离开关、电流电压互感器等一次设备及其所属的智能终端和合并单元（MU）。间隔层设备一般指继电保护系统、测控装置等二次设备，实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能。站控层包括监控主机及工作站、站域控制、远动系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制(SCADA)、操作闭锁以及同步相量

5、采集、电能量采集、保护信息管理、顺序控制等相关功能。站控层功能宜高度集成。,11,二、智能变电站的基本概念及技术,过程层装置,12,二、智能变电站的基本概念及技术,过程层设备-电子式互感器,有源电子式电流互感器:罗氏线圈型/低功率线圈型.无源电子式电流互感器:磁光玻璃型/全光纤型.有源电子式电压互感器:电容分压型/电阻分压型.各种电子式互感器在各地的智能站试点工程中都有应用,但是由于在抗干扰能力/运行稳定性等方面存在问题,试点基本不成功.因此今后一段时间设计的智能站均采用常规互感器.,13,二、智能变电站的基本概念及技术,过程层装置-合并单元,合并并同步多个电子式互感器的数据，获取电力系统电流

6、和电压瞬时值，并以确定的数据品质传输到电力系统电气测量和继电保护设备。可以接入常规互感器，完成常规互感器的数据采样。必要时，完成规约转换:电子式互感器采用IEC60044-8协议，合并单元与保护之间采用IEC60044-8或IEC61850-9-2协议。需要时，完成电压并列功能。,14,二、智能变电站的基本概念及技术,合并单元同步,采样数据需要同步：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：差动同步方式：插值法,15,合并单元延时,二、智能变电站的基本概念及技术,16,二、智能变电站的基本概念及技术,点对点同步原理,采样点对点原理1、插值

7、点即合并单元采样时刻，合并单元负责数据同步。2、同步采样时钟不等于对时时钟，可以不依赖于GPS。3、合并单元的误差来源就在于插值法同步采样，由于采样率高，4000Hz，误差非常小。4、保护装置的采样同步与此同（光纤点对点方式）。,17,二、智能变电站的基本概念及技术,过程层装置-智能终端,智能开关等设备的过渡产品功能：完成断路器、隔离开关、接地开关等位置信息的采集 完成断路器、隔离开关、接地开关等的分合控制 采集主变的档位、温度等信息 采集智能控制柜的温度、湿度等信息 断路器操作回路 GOOSE接口,18,二、智能变电站的基本概念及技术,GOOSE机制,GOOSE定义：基于发布/订阅机制，快速

8、和可靠地交换数据集中的通用变电站事件数据值的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到 ISO/IEC8802-3 帧之间的映射。1、发布/订阅机制:例如智能终端发布信息，但是不知道谁需要这些信息。需要这些信息的保护、测控等装置自行接收这些信息，并且不需要对智能终端进行响应。2、传输的信息是IEC61850模型中的GOOSE数据集定义的数据,包括断路器、隔离开关和接地开关的位置，保护跳合闸、遥控跳合闸、隔离开关/接地开关的分合闸命令等开关量信息以及智能控制柜的温度、湿度等变化较慢的模拟量信息。3、快速：保护的跳合闸命令等信息要求必须快速。直接映射到数据链路层。4、可靠：保护的跳合闸命令等信息

9、要求必须可靠。传输机制与SV（采样值）传输的异同：SV也是发布/订阅机制，直接映射到数据链路层，250s（4000Hz）发送一帧采样数据，但不进行重发。,19,二、智能变电站的基本概念及技术,GOOSE机制,1、事件突变发送间隔2、2、4、8ms2、可靠依赖于重发机制3、GOOSE最大传输延时不能大于4ms(快速),20,二、智能变电站的基本概念及技术,智能终端应用特点,应用特点:1、装置间快速信息通信；2、内在自检功能，在线监测；3、不仅可以传送开关量，还可传递变化不快的模拟量；4、代替了点对点的硬电缆 降低造价、工期 更改接线不需要配线，只需更改配置文件,21,二、智能变电站的基本概念及技

10、术,站控层网络：间隔层设备和站控层设备之间的网络。在IEC 61850标准中，其数据内容是间隔层设备和站控层设备之间、站控层设备之间、间隔层设备之间的通信数据，通信协议采用MMS和GOOSE。一般采用星型以太网结构。过程层GOOSE网络即智能终端与间隔层设备之间的网络。在IEC 61850标准中，其数据内容是智能终端与间隔层设备之间的开关和刀闸相关的开入开出数据以及间隔层设备之间的联闭锁信息，通信协议采用IEC61850-8-1。一般采用星型以太网结构。过程层SV网络，MU（合并单元）与间隔层设备之间的网络。在IEC 61850标准中，其数据内容是MU提供给间隔层设备的电流电压采样数据，通信协

11、议采用IEC61850-9-2或IEC60044-8。一般采用星型以太网结构。一般过程层SV网络与GOOSE网络合一。注意:保护装置要求直接采样,本间隔直接跳闸。,变电站网络,22,二、智能变电站的基本概念及技术,MMS(制造报文规范)：是国际标准化组织ISO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、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。IEC61850将其引入变电站用于站控层网络的实时通信。是应用层协议，完全遵循OSI（开放系统互连）通信体系。,23,二、智能变电站的基本概念及技术,以太网的工作原理,以太网采用

12、带冲突检测的载波侦听多路访问机制。当以太网中的一台主机要传输数据时，它将按如下步骤进行：1、监听信道上是否有信号在传输。如果有，表明信道处于忙状态，就继续监听，直到信道空闲为止。2、若没有监听到任何信号，就传输数据。3、传输的时候继续监听，如发现冲突则执行退避算法，随机等待一段时间后，重新执行步骤1：当发生冲突时，涉及冲突的主机会返回到监听信道状态。注意：每台主机一次只允许发生一个包，一个拥塞序列，用来警告所有的节点。4、若未发现冲突则发送成功，所有主机在试图再一次发送数据之前，必须在最近一次发送后等待9.6s(以10Mb/s运行)。,24,二、智能变电站的基本概念及技术,以太网的工作原理,从

13、以太网节点中可以看到在网路中发送的所有信息，因此我们说以太网是一种广播网路，即在网络传输中，向所有连通的节点发送消息。从以太网的工作原理可以看出：、网络传输中可能发生冲突：在以太网中，当两个数据帧同时被发送到物理传输介质上，并完全或部分重叠时，就发生了数据冲突。当发生冲突时，物理网段上的数据都不再有效。冲突是影响以太网性能的重要因素，由于冲突的存在，使得传统的以太网在负载超过40%时，效率将明显下降。因此当以太网的规模增大时，就必须采取措施来控制冲突的扩散，例如使用交换机将网络分段（VLAN划分等）。、信息在网络中传输是有延时的，而且这种延时是不确定的：监听信道等待其它信息传输的时间，排队的时

14、间，冲突的时间等。保护对采样的快速性和同步性要求高，因此要求直采（不经交换机，不需排队等候，不会冲突）。保护跳合闸（本断路器）快速性要求高，因此要求直跳（不经交换机，不需排队等候，不会冲突）。保护要求直采直跳（本断路器）的另一个原因是可靠性，没有中间环节,25,二、智能变电站的基本概念及技术,交换机的工作原理,1、交换机根据收到数据帧中的源MAC地址建立该地址与交换机端口的映射，并将其写入MAC地址表中。（学习）2、交换机将数据帧中的目的MAC地址同已建立的MAC地址表进行比较，以决定由哪个端口进行转发。（转发/过滤）3、如数据帧中的目的MAC地址不在MAC地址表中，则向所有端口转发。(称为泛

15、洪)4、广播帧和组播帧向所有的端口转发。交换机依据帧头信息进行转发，因此交换机是工作在数据链路层的网络设备。,26,二、智能变电站的基本概念及技术,交换机运用的技术,1、存储转发与优先级：交换机在转发之前必须接收整个数据帧，并进行检错，如无错误再将这一帧发向目的地址。（提高数据正确性）不同的报文采用不同的优先级，快速报文优先级高，低速报文优先级低，使快速报文的等待时间短。如跳合闸命令优先级高。2、VLAN：广播网络，不加限制流量大。将一个物理的局域网人为的划分成多个逻辑意义上的子网，一个VLAN内部的广播流量不会转发到其他的VLAN中，从而可以控制流量、减少设备投资、简化网络管理、提高网络的安

16、全性。,27,二、智能变电站的基本概念及技术,交换机运用的技术,2、VLAN：,28,二、智能变电站的基本概念及技术,交换机运用的技术,3、GMRP或者MMRP：动态VLAN，方便设备的投入退出。4、端口镜像：把一个或多个端口的数据镜像到一个或多个端口的方法。应用于网络流量监视（例如：网络记录分析仪）。5、链路聚合：将多个数据信道聚合为一个信道使用。,29,二、智能变电站的基本概念及技术,智能变电站继电保护与常规站的差异电流采样不一样；开关量输入输出回路、跳闸回路不一样；二次回路简化，大量电缆变少量光缆；压板设置不一样（只有检修硬压板，智能终端有出口压板和检修压板，其余都为软压板）；定值不一样

17、（电子式互感器：一次值（数据编码）；组屏不一样（合并单元智能终端就地化）；与后台监控的通信不一样；保护原理基本一样(电子式互感器无零序电压、零序电流，采用外接零序电流、电压的保护会有所改变；电子式互感器双A/D采样，两路数字量进入保护装置。今后随着电子式互感器的应用,原理会有所变化,程序简化,加快保护动作速度；新原理保护可以应用：暂态量保护),30,提纲,31,三、IEC 61850标准,新一代的变电站站内通信网络和系统规约。常规站保护信息上送监控系统，需要保护信息点表，并进行对点调试。IEC61850信息自描述，并在SCD文件中配置好，不需对点。并未改变变电站信息传输的要求和内容，只是改变信

18、息表达的格式和传输形式。保护的基本原理功能并没有变化，所需要的模拟量开关量信息也基本没有变化。IEC61850主要覆盖变电站内的通信。线路两侧的光纤纵差保护仍采用各厂家的私有协议。远动系统到调度中心的通信仍采用103/104协议。IEC61850不仅仅限于规约范畴，包括变电站功能分层，信息建模等。,32,三、IEC 61850标准,主要目标,33,三、IEC 61850标准,IEC61850标准的主要特点,1、变电站功能分层2、面向对象的统一建模3、功能与通信的解耦4、IEC61850的通信映射,34,面向结构的建模：,面向对象的建模：,面向对象的建模：还包括服务(函数);模型的继承/重载,三

19、、IEC 61850标准,35,三、IEC 61850标准,面向对象的建模,将IED视为客户机/服务器的运行模式，客户机代表向其它IED请求或确认功能服务，服务器代表IED本身可视或可访问的自动化功能。IEC61850通常将IED的服务器功能作为建模对象。例如：将保护装置对外接口的部分按面向对象的方式进行建模，包括：电流、电压输入，开关量输入，跳合闸输出，启动失灵输出，定值，软压板，故障信息，告警信息，装置参数，通信参数等等。保护装置内部逻辑运算用到的变量、参数等不纳入IEC61850范畴，由各厂家自行建模。,36,三、IEC 61850标准,面向对象的建模,IEC61850建立的信息模型包含

20、逻辑设备、逻辑节点、数据对象、数据属性四个层次,37,三、IEC 61850标准,面向对象的建模,1、逻辑设备：逻辑设备用于包含一组特定应用功能的产生和使用信息的虚拟设备，逻辑设备由逻辑节点和附加的功能服务聚合而成。例如：保护、测控、录波等。2、逻辑节点：逻辑节点是交换数据的最小功能单元，一个逻辑节点代表服务器的一项基本功能或IED中的一组设备信息，可以与其它逻辑节点进行信息交互，并执行特定的操作，逻辑节点由数据对象、数据属性、数据属性列表以及对应的功能服务聚合而成。例如：过流保护I段、分相电流差动、距离保护I段等。3、数据对象：数据对象包含逻辑节点的所有信息。例如：A相电流、保护定值等。4、

21、数据属性：数据属性是数据对象的内涵，是模型中信息的最终承载者。包括：值、描述、最大值、最小值、步长等。信息模型不是数据集合，而是数据与功能服务的聚合，模型中的数据和功能服务相互对应，数据的交换必须通过对应的功能服务来实现。,38,三、IEC 61850标准,IED的几个重要配置文件,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的实例名称和通信参数。（由装置配置工具根据装置按对象建立的模型生成的描述文件）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。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、

22、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成商完成。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。（一二次设备连接、虚端子连接、通信参数配置）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。（通信参数、虚端子连接）采用SCL（变电站配置描述语言）进行描述。,39,三、IEC 61850标准,虚端子连接,虚端子:GOOSE、SV 输入输出信号为网络上传递的变量，与传统屏柜的端子存在着对应的关系，为了便于形象地理解和应用 GOOSE、SV 信号，将这些信号的逻辑连接点称为虚端子。常规站设备之间通过电缆和端子进行连接，看得见，摸得着，

23、实实在在，容易接受和理解。智能站设备之间的大量数据交换通过光缆进行，看不见，摸不着，为了更形象的理解和应用这种联系，提出了虚端子的概念。将设备之间的GOOSE、SV通信表示成虚端子连接。IEC61850并未改变信息传输的要求和内容，因此虚端子和实端子基本是对应的。虚端子连接是在接收端进行的，因此接收端知道它要接收什么信息。GOOSE、SV报文采用组播/广播的方式进行发送（并不知道谁要接收）。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。,40,三、IEC 61850标准,虚端子连接,41,三、IEC 618

24、50标准,文件配置：工具的重要性,42,三、IEC 61850标准,SCD文件总体结构,43,三、IEC 61850标准,SCD文件：一次设备的连接关系及关联的二次设备逻辑节点,44,SCD文件：通信参数配置,三、IEC 61850标准,45,三、IEC 61850标准,SCD文件：IED配置-虚端子连接,46,SCD文件：IED配置-服务、站控层数据,三、IEC 61850标准,47,SCD文件：IED配置-过程层数据集,三、IEC 61850标准,48,三、IEC 61850标准,SCD文件,数字式测试仪获得SCD文件后，可以获得每一个SV报文、GOOSE报文的源MAC地址、目的MAC地址

25、、发送的数据量和各个数据量的位置，因此可以模拟电子式互感器、合并单元、智能终端、保护装置发送和接受SV报文和GOOSE报文，从而对合并单元、智能终端、保护装置进行调试（调试方便）。保护装置升级、改造换型后，不再需要象常规站一样需要重新进行大量改线接线，只需要修改SCD文件，并将其提供给相应的设备做好配置即可。鉴于SCD文件的重要性，SCD文件需要专门管理。,49,三、IEC 61850标准,功能与通信的解耦,IEC61850定义了14类ACSI(抽象通信服务接口)模型，用来规范信息模型的功能服务，包括服务器模型、应用关联模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型、数据模型、数据集模型、替换模型、整定值控

26、制块模型、报告及记录控制块模型、通用变电站事件模型、采样值传输模型、控制模型、时间及时间同步模型和文件传输模型。功能服务的最终实现还需要经过SCSM(特定通信服务映射)。SCSM负责将抽象的功能服务映射到具体的通信网络及协议上，具体包括：根据功能需要和实际情况选择通信网络的类型和OSI模型的16层协议；在应用层上(OSI模型中的第七层)，对功能服务进行映射，生成应用层协议数据单元，形成通信报文。,50,三、IEC 61850标准,功能与通信的解耦,51,三、IEC 61850标准,功能与通信的解耦,ACSI对信息模型的约束是强制和唯一的，而SCSM的方法却是多样和开放的。采用不同的SCSM方法

27、,可以满足不同功能服务对通信过程、通信速率以及可靠性的不同要求，解决变电站内通信复杂多样性和标准统一之间的矛盾。适时的改变SCSM方法，就能够应用最新的通信网络技术，而不需要改变ACSI模型，解决了标准的稳定性与未来通信网络技术发展之间的矛盾。,52,三、IEC 61850标准,IEC61850的通信映射,53,三、IEC 61850标准,IEC61850的通信映射,IEC61850定义了三种SCSM方法，都以OSI模型为基础并都选择以太网作为通信网络的物理层和数据链路层。1、基于客户机/服务器模式的核心ACSI服务向MMS的映射。2、GOOSE报文传输服务和采样值传输服务直接向以太网数据链路

28、层的映射。3、时间及时间同步服务向简单网络时间协议(SNTP)的映射。,54,三、IEC 61850标准,、IEC61850信息模型向MMS的映射,、IEC61850功能服务向MMS的映射,基于客户机/服务器模式的核心ACSI服务向MMS的映射,55,三、IEC 61850标准,GOOSE/SV传输报文的通信映射,变电站自动化系统中具有大量的快速报文，这些报文如果按照MMS的通信方式进行传输，不但要经过IEC61850协议向应用层协议MMS的转换延迟，而且其它各层协议封装、解析的时间开销巨大，显然无法满足实时性要求。GOOSE报文传输/SV报文传输直接映射到以太网的数据链路层。同时为了确保GO

29、OSE报文和SV报文的实时性，又在数据链路层上采用了基于VLAN的以太网优先级标记，通过赋予上述两类报文较高的优先级别，使它们通过交换机时消耗较小的排队延时。,56,提纲,57,四、继电保护技术原则和配置原则,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。,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

30、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。,释义,58,四、继电保护技术原则和配置原则,4.6 保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。4.7保护应直接采样。,释义,保护装置接入外部对时信号，但对时信息不参与逻辑运算。保护采用点对点直接采样，采样同步不依赖于外部时钟。,59,四、继电保护技术原则和配置原则,4.2智能变电站继电保护电压电流量可通过传统互感器或电子式互感器采集。4.9 在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器。,电子式互感器不是智能变电站的必备要素。鉴于电子式互感器在抗干扰性、运行稳定性等方

31、面存在很大的问题，今后一段时间设计的智能变电站均采用常规互感器。例如：罗氏线圈电子式电流互感器和低功率线圈电子式电流互感器的供电电源稳定性差，导致数据丢帧、错帧；金南变电容分压电子式电压互感器由于操作电弧被击坏。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,60,四、继电保护技术原则和配置原则,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。4.7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

32、方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。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,61,四、继电保护技术原则和配置原则,1.本间隔采用GOOSE点对点跳合闸，跨间隔采用GOOSE网络跳闸。例如：主变保护跳各侧断路器采用GOOSE点对点跳闸，主变保护跳各侧母联（分段）断路器采用GOOSE网路跳闸。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；母线故障主变开关失灵联跳主变中低压侧，3/2接线的断路器失灵保护和并联电抗器保护启动

33、远跳等采用GOOSE网络传输方式。2.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。例如：线路保护、主变保护、母联保护启动断路器失灵保护；主变保护解除失灵保护复压闭锁；主变保护闭锁备自投；3/2接线的线路保护启动边断路器和中断路器重合闸等采用GOOSE网络传输方式。3.断路器位置接点经点对点和网络传输，本间隔采用GOOSE点对点方式，间隔间采用GOOSE网络方式。4.在证实网络方式跳闸确实可靠之前，母差保护跳闸应采用GOOSE点对点方式。,62,四、继电保护技术原则和配置原则,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

34、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。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）。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。,63,四、继电保护技术原则和配置原则,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。,举例,64,四、继电保护技术原则和配置原则,4.4220kV及以上电压

35、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。,举例,65,四、继电保护技术原则和配置原则,变电站间隔较多时可以采用分布式母线保护：间隔较多时采用集中式母线保护，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。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）。,举例,光纤点对点,66,四、继电保护技术原则和配置原则,变压器非电量保护：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

36、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。,67,四、继电保护技术原则和配置原则,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(外桥接线除外)。110kV变压器电量保护宜按双套配置，不采用测控一体化设备。220kV保护双重化配置，由于涉及到测控双重化配置/数据源切换等问题，不宜采用测控一体化设备。,释义,68,66kV、35kV及以下间隔保护,66kV、35kV及以下间隔保护：5.8.b）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；5.8.c）当使用电子式互感器时，每个间隔的保护、测控

37、、智能终端、合并单元功能宜按间隔合并实现；,当采用户内开关柜方式时：保护装置安装在开关柜内，采用保护测控合一装置，不宜采用电子式互感器。当采用户外敞开式布置时：使用电子式互感器时，采用保护测控合一装置，保护、测控、智能终端、合并单元功能整合到同一装置内。,释义,69,66kV、35kV及以下间隔保护,66kV、35kV及以下间隔保护：5.8.d）跨间隔开关量信息交换可采用过程层GOOSE网络传输。,间隔间的信息交互原则：低压间隔间的联闭锁信息通过GOOSE实现，可采用GOOSE和MMS合一方案。主变保护闭锁备自投实现方案：由于主变保护跳闸通过GOOSE网络实现，低压备自投一般采用GOOSE和M

38、MS合一方案，因此需要将站控层的MMS网和低压侧的MMSGOOSE网合一。,释义,70,四、继电保护技术原则和配置原则,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，集成断路器变位动作信息、保护装置、故障录波等数据以及电子式互感器、MU、智能终端的状态信息和变电站监控信息，最终实现变电站故障信息综合分析决策。,站控层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，将对安全分区产生一定影响。故障信息系统子站系统要遵循安全分区的规定。,释义,71,四、继电保护技术原则和

39、配置原则,与常规保护在配置上的区别,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。母线保护可采用分布式保护。,释义,72,5.1.a)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。,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。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

40、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。,释义,四、继电保护技术原则和配置原则,73,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。,四、继电保护技术原则和配置原则,74,四、继电保护技术原则和配置原则,75,6.1.7 保护装置应采取措施，防止输入的双A/D数据之一异常时误动作。,防止双A/D数据之一异常，导致保护的误动的

41、措施一般采用两路数据相互校验方式，也可采用一路作为启动、一路逻辑运算方式。,释义,四、继电保护技术原则和配置原则,76,6.1.1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。,常规互感器和电子式互感器的主要区别：电磁式互感器存在CT饱和问题，而电子式互感器不存在此问题。常规互感器传输无延时，而电子式互感本身有延时。互感器混合使用是不可避免的，差动保护应采取措施防止互感器混合使用导致保护不正确动作。（采样同步；抗饱和）,释义,四、继电保护技术原则和配置原则,77,6.1.5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

42、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。接入两个及以上MU的保护装置应按MU设置“MU投入”软压板。,详细规定了保护装置对MU数据异常数据的处理原则。按MU设置“MU投入”软压板的目的主要是为了方便单个MU的投退。（方便检修）,释义,四、继电保护技术原则和配置原则,78,6.1.8 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

43、下装，下装时应闭锁保护。,保护装置一般只设检修硬压板，其余均为软压板。当该压板投入时，其他装置收到保护信息，视为无效数据。,释义,四、继电保护技术原则和配置原则,79,6.1.11保护装置应具备MMS接口与站控层设备通信。保护装置的交流电流、交流电压及保护设备参数的显示、打印、整定应能支持一次值，上送信息应采用一次值。6.1.12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。6.1.13保护装置应具备通信中断、异常等状态的检测和告警功能。,11条要求保护支持一次值，难点是测试仪不支持一次值，存在一次值和二次值切换问题。(数字式测试仪)12条再次强调了接

44、入不同网络的数据接口控制器应相互独立。,释义,四、继电保护技术原则和配置原则,80,6.4.6MU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4000Hz。6.4.7若电子式互感器由MU提供电源，MU应具备对激光器的监视以及取能回路的监视能力。6.4.8MU输出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。,6条由于不同功设备要求的采样率可能不同，因此要求MU输出不同的采样频率。7条对有源电子式互感器，采用MU激光供能方案，提出了对电源的监视要求。,释义,四、继电保护技术原则和配置原则,81,6.5.1智能终端应具备以下功能：c）至少提供两组分相跳闸接点和一组

45、合闸接点；d）具备对时功能、事件报文记录功能；e）跳、合闸命令需可靠校验；f）智能终端的动作时间应不大于7ms；g）智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能。当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；h）智能终端的告警信息通过GOOSE上送。,e条为跳闸可靠性，要求对跳、合闸命令可靠校验。f条规定了智能终端的动作时间，继电器的动作时间在5ms左右，再加上校验时间，规定不大于7ms。g条为转发点对点的GOOSE报文，便于网络分析仪和记录装置分析。,释义,四、继电保护技术原则和配置原则,82,提纲,83,双母线接线-220kV线路保护,图C-1 220kV线路保护单套技术实施

46、方案,测控、故录等,84,双母线接线-220kV母线保护,图C-2 220kV母线保护单套技术实施方案,刀闸位置、母联位置,85,双母线接线-220kV母联保护,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,86,双母线接线-220kV主变保护,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,87,双母线接线-110kV线路保护,图C-6 110kV线路保护技术实施方案,测控、故录等,88,单母线接线-低压间隔保护,图C-7 低压间隔保护技术实施方案,89,双母线接线-全站继电保护系统图,图C-8 220kV智能变电站继电保护系统示意图,90,提纲,91,六、智能变电站存在的主要问题,1、各厂家对IEC61850规约的理解不一致，导致各厂家设备之间的互操作性还不强，设备联调需要花费很多时间和精力。2、电子式互感器等设备还不成熟。3、智能变电站的设计方案还五花八门，还没有标准化。4、由于智能变电站推行较快，设计、调试、验收、运行维护等各方面的管理制度没有跟上智能变电站的建设步伐。5、继电保护、通信自动化等各专业人员的技术水平和管理水平没有跟上智能变电站的建设步伐。智能变电站的相关技术需要各位共同深入的学习，提升我们相关的专业技术水平和管理水平!,92,谢谢！,