智能变电站典型设计方案.ppt

1、智能变电站典型设计方案智能变电站继电保护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接线断路器保护继电保护基本技术原则继电保护基本技术原则3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）。示意图线路间隔合并单元2智能终端2线路保护2合并单元1智能终端1线路保护1继电保护基本技术原则继电保护基本技术原则智能变电站继电保护4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，

2、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。举例合并单元1智能终端1线路保护1GOOSE交换机1SV交换机1合并单元2智能终端2线路保护2GOOSE交换机2SV交换机2继电保护基本技术原则继电保护基本技术原则智能变电站继电保护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

3、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。继电保护基本技术原则继电保护基本技术原则智能变电站继电保护6继电保护基本技术原则继电保护基本技术原则智能变电站继电保护7继电保护基本技术原则继电保护基本技术原则智能变电站继电保护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1.保护采用点对点直接采样，采样同步不依赖于外部时钟。2.保护装置接入外部对时信号，但对时信息不参与逻辑运算。继电保护基本技术原则继电保护基本技术原则智能变电站继电保护94.7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

4、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。1.同智能变电站技术导则6.6.c)条，强调直接采样直接跳闸。2.“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。释义继电保护基本技术原则继电保护基本技术原则智能变电站继电保护103.直接采样：智能电子设备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。示意图线路保护母线保护电流合并单元其他保护SV光纤点对点继电保护基本技术原则继电保护基本技术原则智能变电站继电保护114.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

5、接方式直接进行跳合闸信号的传输。示意图线路保护母线保护智能终端其他保护GOOSE光纤点对点继电保护基本技术原则继电保护基本技术原则智能变电站继电保护124.8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。1.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。2.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。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

6、，间隔间采用GOOSE网络方式。释义继电保护基本技术原则继电保护基本技术原则智能变电站继电保护144.10 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。1.110kV及以上电压等级的各网络应相互独立。2.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。释义继电保护基本技术原则继电保护基本技术原则智能变电站继电保护154.11 110kV及以上电压等级双母线、单母线分段等接线型式（单断路器）EVT设置，宜在各线路、变压器间隔分别装设三相EV

7、T，条件具备时宜装设ECVT。1.各间隔配置独立的三相ECVT，不仅可简化二次回路，而且可大大提高保护的可靠性，但布置存在一定困难。2.仅采用电子式互感器的间隔，推荐配置三相ECVT。释义继电保护基本技术原则继电保护基本技术原则智能变电站继电保护255.3.a)220kV及以上变压器电量保护按双重化配置。变压器各侧及公共绕组的MU均按双重化配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧MU。1.220kV以上变压器保护双重化配置。2.自耦变公共绕组MU单独配置，低压侧三角绕组内部电流并入低压侧MU。3.普通变高、中压侧中性点零序CT和间隙CT分别并入高、中压侧MU。释义继电保护配置原则继电保护配置原则智

8、能变电站继电保护265.3.b)110kV变压器电量保护宜按双套配置双套配置，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。变压器各侧MU按双套配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧MU。1.110kV变压器保护宜双套配置，此时各侧MU和智能终端也双套配置、测控一般独立配置。2.110kV变压器保护若采用主、后备保护分开配置，后备保护宜与测控装置一体化，此时各侧MU和智能终端也双套配置。差动保护与第一套智能终端和MU对应，后备保护与第二套智能终端和MU对应。一般采用各侧后备独立配置方案。释义继电保护配置原则继电保护配置原则智能变电站继电保护275.3

9、.c)变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。变压器保护可通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。1.变压器保护闭锁备自投是难点：由于变压器保护双重化配置，而备自投单套配置，存在备自投跨双网的问题。2.变压器保护启动失灵和解除电压闭锁通过GOOSE网络传输：由于GOOSE采用组播机制，按照启动失灵和解除电压闭锁采用不同“继电器接点”的原则，变压器保护一帧报文中设两个位，母线保护设置两个与之对应的两个虚端子即可。3.母线故障主变断路器失灵实现方案：3/2接线，断路器保护双重化配置，与变压器保

10、护采用GOOSE网络一对一方案；双母线接线，双重化配置的母线保护和变压器保护采用GOOSE网络一对一方案。释义继电保护配置原则继电保护配置原则智能变电站继电保护285.3.d)变压器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过程层GOOSE网。1.非电量保护和本体智能终端宜分别配置：非电量保护作为变压器的主保护，不应依赖于带CPU的任何设备，以保证其跳闸可靠性；采用就地布置原则，靠近被保护设备安装，故应采用电缆直接跳闸。非电量信息采用硬接点方式，经本体智能终端上送过程层GOOSE网，再经测控上送至站控层网络。2.非电量保护就地电缆直接跳闸实现方案有两种：一种是经主变各侧智能终端跳

11、闸，一种是直接接入断路器的操作机构；前者可靠性低于后者，但后者要求非电量保护出口回路具备自保持功能。3.可采用非电量保护和本体智能终端一体化配置方案。释义继电保护配置原则继电保护配置原则智能变电站继电保护315.5.b)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。电缆直跳中断路器智能终端1边断路器智能终端1GOOSE网1非电量保护中断路器智能终端2边断路器智能终端2线路保护1线路保护2GOOSE网2远跳2远跳1示意高抗保护配置原则高抗保护配置原则智能变电站继电保护325.6.a）断路器保护按断路器双重化配置。5.6.c）断路器保护跳

12、本断路器采用点对点直接跳闸；本断路器失灵时，经GOOSE网络通过相邻断路器保护或母线保护跳相邻断路器。1.断路器保护双重化问题：双重化的原因：为了防止一套保护跨双网。双重化的后果：取消跟跳逻辑。2.断路器保护跳闸问题：边断路器保护跳中断路器：通过GOOSE网经中断路器智能终端跳闸。断路器保护远跳：通过GOOSE网经线路保护跳闸。释义3/23/2接线断路器保护配置原则接线断路器保护配置原则智能变电站继电保护345.7.a）220kV及以上母联（分段）断路器按双重化配置母联（分段）保护、合并单元、智能终端；5.7.b）母联（分段）保护跳母联（分段）断路器采用点对点直接跳闸方式；母联（分段）保护启动

13、母线失灵可采用GOOSE网络传输。1.母联（分段）保护双重化的原因：为了防止一套保护跨双网。2.母联（分段）保护经过GOOSE启动失灵的实现方案：双母双分段的分段保护，同时启动左右两侧各一套失灵保护，可通过同一帧报文中的不同位实现。释义母联保护配置原则母联保护配置原则智能变电站继电保护355.8.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、智能终端、合并单元功能宜按间隔合并实现；1.当采用户内开关柜方式时：保护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。2.当采用户外敞开式布置时：使用电子

14、式互感器，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。释义低压保护配置原则低压保护配置原则智能变电站继电保护365.8.d）跨间隔开关量信息交换可采用过程层GOOSE网络传输。1.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。2.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MMS合一方案，因此需要将站控层的MMS网和低压侧的MMSGOOSE网合一。释义低压保护配置原则低压保护配置原则智能变电站继电保护375.9.a）对于220kV及以上变电站，宜按电压等级和网

15、络配置故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。1.按电压等级和网络配置故障录波和网络报分记录分析装置的原因：防止同一设备跨不同电压等级网络。防止同一设备跨接双网。2.由于数字式故障录波和网络报文记录分析装置的接入量有限，当接入量较多时，单个网络可配置多台装置。释义故障录波及网络分析仪配置原则故障录波及网络分析仪配置原则智能变电站继电保护385.9.b）主变宜单独配置主变故障录波装置；5.9.c）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

16、、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。1.b条提出了主变故障录波器的配置原则：为了便于事故分析，主变宜单独配置故障录波器。存在录波装置跨接不同电压等级问题，应采用独立的数据接口控制器。2.c条明确了对故障录波装置和网络报文记录分析装置的要求：明确了故障录波装置和网络报文记录分析装置记录的对象。为了防止不同网络之间相互影响，接入不同网络的接口应采用独立的数据接口控制器。释义故障录波及网络分析仪配置原则故障录波及网络分析仪配置原则智能变电站继电保护395.9.d）采样值传输可采用网络方式或点对点方式，开关量采用DL/T860.81（I

17、EC61850-8-1）通过过程层GOOSE网络传输，采样值通过SV网络传输时采用DL/T860.92（IEC61850-9-2）协议。5.9.e）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。1.d条明确了采样值和开关量的传输方式：采样值采用网络和点对点传输均可以，开关量采用网络传输。2.e条明确了故障录波和网络记录分析装置的整合原则：故障录波采用组网方式。释义故障录波及网络分析仪配置原则故障录波及网络分析仪配置原则智能变电站继电保护405.10.a）220kV及以上的安全稳定控制装置按双重化配置；5.10.b）备自投、过载联切等功能

18、可在间隔层或站控层实现；5.10.c）要求快速跳闸的安全稳定控制装置应采用点对点直接跳闸方式。1.a条明确了220kV以上的安控装置双重化配置：可以避免单装置跨双网。2.b条中明确了备自投、过载联切的实现方案：在过程层实现为装置型、在站控层实现为一般为网络型。3.c条明确了故障解列等快速动作的安控装置应采用点对点跳闸方式。释义安全自动装置配置原则安全自动装置配置原则智能变电站继电保护415.11.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；5.11.b）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

19、独立的数据接口控制器。1.a条再次强调了SV、GOOSE和MMS三网的独立性。2.b条明确了过程层GOOSE和SV网应按电压等级分别组网。释义过程层网络配置原则过程层网络配置原则智能变电站继电保护425.11.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；5.11.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。1.c条明确了双重化配置的保护与双重化网络的一一对应关系，由于主变保护双重化配置，因此110KV过程层网络宜双重化配置。2.d条对IED设备之间的交换机级数进行了限制。释义过程层网

20、络配置原则过程层网络配置原则智能变电站继电保护435.11.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。1.该条提出了过程层交换机的配置原则，推荐3/2接线交换机按串配置。2.为了减轻交换机的运行负担，要求每台交换机都有一定的备用端口。目前的交换机一般最多为24对光口，推荐使用时不超过16对。释义过程层网络配置原则过程层网络配置原则智能变电站继电保护445.12.a）220kV及以上电压等级智能终端按断路器双重化配置，每套智能终端包含完整的断路器信息交互功能；5.12.b）智能终端不设置防跳功能，防跳功能

21、由断路器本体实现5.12.c）220kV及以上电压等级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;1.a条明确了智能终端的配置原则，强调了每套智能终端的开入、开出都应完全相同。间接要求了断路器的压力接点应具备两套。2.b条明确了防跳功能由断路器本体实现。3.c条明确了110KV以上的变压器智能终端均双套配置。释义智能终端配置原则智能终端配置原则智能变电站继电保护455.12.d）每台变压器、高压并联电抗器配置一套本体智能终端，本体智能终端包含完整的变压器、高压并联电抗器本体信息交互功能（非电量动作报文、调档及及测温等），并可提供用于闭锁调压、启动风冷、启动充氮

22、灭火等出口接点；5.12.e）智能终端采用就地安装方式，布置在智能控制柜中；5.12.f）智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。1.d条明确了变压器、高抗本体智能终端应具备的功能。2.e条明确了智能终端应就地安装。3.f条中智能终端设置硬压板的原因：保护和测控装置等取消了出口硬压板，采用GOOSE软压板方式，为了便于检修和维护，智能终端应设断路器跳合闸硬压板。释义智能终端配置原则智能终端配置原则智能变电站继电保护485.13.d.1）3/2接线：每段母线配置合并单元，母线电压由母线电压合并单元点对点通过线路电压合并单元转接；1.1条明确了以下两点：3/2接线，母线配合并单元按母线段配置。边断路器

23、重合闸检同期用母线电压，由母线电压合并单元点对点通过线路电压合并单元转接。释义继电保护配置原则继电保护配置原则智能变电站继电保护495.13.d.2）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电压互感器刀闸位置、母联刀闸位置和断路器位置，用于电压并列;1.2条明确了以下两点：双母线接线，两段母线共用一台合并单元。电压并列功能由母线电压合并单元实现。释义继电保护配置原则继电保护配置原则智能变电站继电保护505.13.d.3）双母单分段接线，按双重化配置两台母线电压合并单元，不考虑横向并列；5.13.d.4）双母双分段接线，按双重化配置四

24、台母线电压合并单元，不考虑横向并列；1.不考虑横向并列的原因：当电压互感器检修时，从运行方式上完全可以避免PT之间横向转带负荷。采用横向并列会增加母线电压合并单元输入和并列逻辑的复杂性。2.母线电压合并单元的电压接入原则：双母单分段接线，每台合并单元应接入三段母线电压。双母双分段接线，每台合并单元接入上下两段母线电压。释义继电保护配置原则继电保护配置原则智能变电站继电保护515.13.d.5）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。1.重合闸检同期用母线电压：3/2接线，边断路器重合闸检同期用的母线电压由母线电压合并单元点对点转发。双母线接线，重合闸检同期

25、用的母线电压由母线电压合并单元点对点转发。2.上述方案的难点：间隔数较多时，母线电压合并单元的以太网光口较多，发热问题较严重。释义继电保护配置原则继电保护配置原则智能变电站继电保护三 工程实施方案提纲 1、500kV站（3/2接线）2、220kV站（双母线）3、110kV站（单母分段）500kV500kV站典型工程应用站典型工程应用继电保护工程实施方案继电保护工程实施方案智能变电站继电保护88图图B-1 B-1 线路保护单套技术实施方案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、故录等本间隔“直采直跳”测控、故录等3/23/2接线接线-线路保护线路保护智能变电站

26、继电保护89失灵保护跳相邻断路器及远跳刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”图图B-2 B-2 边断路器保护单套技术实施方案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3/23/2接线接线-边断路器保护边断路器保护智能变电站继电保护90图图B-B-3 3 中中断路器保护单套技术实施方案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、故录等本间隔“直采直跳”3/23/2接线接线-中断路器保护中断路器保护智能变电站继电保护91图图B-B-4 4 短短引线保护单套技术实施方案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

27、器位置：测控、故录等刀闸位置经边开关智能终端引接测控、故录等本间隔“直采直跳”3/23/2接线接线-短引线保护短引线保护智能变电站继电保护92图图B-B-5 5 500kV500kV主变合并单元、智能终端配置图主变合并单元、智能终端配置图电流MU按开关配低压侧配一个电流MU公共绕组MU独立配500kV500kV主变主变MUMU和智能终端和智能终端智能变电站继电保护93图图B-B-6 6 500kV500kV主变保护单套技术实施方案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、故录等本间隔“直采直跳”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

28、录等非电量就地布置,电缆直跳3/23/2接线接线-500kV-500kV主变保护主变保护智能变电站继电保护94图图B-B-7 7 3/23/2接线母线保护单套技术实施方案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、故录等本间隔“直采直跳”测控、故录等间隔较多时可采用分布式母线保护3/23/2接线接线-母线保护母线保护智能变电站继电保护95本间隔“直采直跳”首末端电流共用一个合并单元采用线路电压MU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、故录等图图B-B-8 8 高抗保护单套技术实施方案高抗保护单套技术实施方案3/23/2接线接线-高

29、抗保护高抗保护智能变电站继电保护三 工程实施方案提纲 1、500kV站（3/2接线）2、220kV站（双母线）3、110kV站（单母分段）220kV220kV站典型方案站典型方案智能变电站继电保护97图图CC-1 1 220kV220kV线路保护单套技术实施方案线路保护单套技术实施方案本间隔“直采直跳”测控、故录等手合检同期电压双母线接线双母线接线-220kV-220kV线路保护线路保护智能变电站继电保护98图图CC-2 -2 220kV220kV母线保护单套技术实施方案母线保护单套技术实施方案启动失灵（含母联）、主变解除失灵电压闭锁失灵联跳、闭锁重合闸直采直跳刀闸位置、母联位置双母线接线双母

30、线接线-220kV-220kV母线保护母线保护智能变电站继电保护99图图CC-3 3 220kV220kV主变合并单元、智能终端配置图主变合并单元、智能终端配置图各侧配ECT220kV220kV主变主变MUMU和智能终端和智能终端智能变电站继电保护100启动失灵、失灵联跳刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”刀闸、断路器位置：测控、故录等图图CC-4 4 220kV220kV主变保护单套技术实施方案主变保护单套技术实施方案双母线接线双母线接线-220kV-220kV主变保护主变保护智能变电站继电保护101图图CC-5 5 220kV220kV母联保护单套技术实施方案母联保护单套技术实

31、施方案启动失灵刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”测控、故录等双母线接线双母线接线-220kV-220kV母联保护母联保护智能变电站继电保护102图图CC-6 6 110kV110kV线路保护技术实施方案线路保护技术实施方案本间隔“直采直跳”重合闸检同期电压,点对点接入保护,由各保护切换测控、故录等手合/遥合检同期电压双母线接线双母线接线-110kV-110kV线路保护线路保护智能变电站继电保护103图图CC-7 7 低压低压间隔保护技术实施方案间隔保护技术实施方案常规CT,电缆跳闸常规PT间隔间联闭锁双母线接线双母线接线-低压间隔保护低压间隔保护智能变电站继电保护三 工程实施方案

32、提纲 1、500kV站（3/2接线）2、220kV站（双母线）3、110kV站（单母分段）110kV110kV站典型方案站典型方案智能变电站继电保护105图图D D-1 1 110kV110kV线路保护技术实施方案线路保护技术实施方案本间隔“直采直跳”重合闸、手合检同期电压,点对点接入保护（测控）,由各保护（测控）切换故录等单母分段接线单母分段接线-110kV-110kV线路保护线路保护智能变电站继电保护106图图D D-2 2 110kV110kV主变保护技术实施方案主变保护技术实施方案跳高压侧分段刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”跳中压侧分段跳低压侧分段单母分段接线单母分段接线-110kV-110kV主变保护主变保护智能变电站继电保护107图图D D-3 3 110kV110kV分段保护技术实施方案分段保护技术实施方案本间隔“直采直跳”主变、备自投跳等跳分段单母分段接线单母分段接线-110kV-110kV分段保护分段保护智能变电站继电保护谢谢 谢！谢！南瑞继保为您提供智能变电站成套解决方案 结 语