变电站二次系统设计继电保护技术原则
变电站二次设计规范
第一章概述1典型组屏的适用范围110kV变电站综合自动化系统的组屏方案，适用于110kV及以下电压等级的继电保护、元件保护及自动化装置，根据不同的工程主接线形式，不同的工程要求提供推荐组屏模式。
对于35kV及10kV线路、所用变、备自投等设备可考虑分散安装或集中组屏两种方案。
2依据性文件《国家电网公司110kV变电站典型设计》(2005版)（2007版）《国家电网公司输配电工程典型设计110kV变电站二次系统部分》第二章二次系统设备设备通用技术要求1 使用环境条件海拔高度：≤2000m；环境温度（室内）：-5～+45℃；最大日温差：95%（日平均）；90%（月平均）；抗震能力：水平加速度0.30g，垂直加速度0.15g；安装方式：室内安装，房间无专门屏蔽和抗静电措施，室内设置空调；地板荷载：400Kg/㎡。
2 二次屏(柜）技术要求2.1 端子排布置（1）屏（柜）内设备的安装及端子排的布置，保证各间隔的独立性，在一套装置检修时不影响其他任何一套装置的正常运行。
（2）端子排由我公司负责，外部端子排按不同功能进行划分，端子排布置充分考虑各插件的位置，避免接线相互交叉，可按交流电压输入、交流电流输入，输入回路、输出回路，直流强电，交流强电分组布置端子排。
2.2 直流电源小开关采用双极快速小开关，并具有合适的断流能力。
2.3 屏（柜）体要求（1）屏（柜）内的所安装的元器件具有型式实验报告和合格证，采用标准化元件和组件。
装置结构模式由插件组成插箱或屏（柜）。
插件、插箱的外尺寸符合GB3047的规定。
装置中的插件牢固、可靠，可更换。
屏（柜）体及包括所有安装在屏（柜）上的插件、插箱及单个组件满足防震要求。
并留有足够的空间。
对装置中带有调整定值的插件，调整机构具有良好的绝缘和锁紧设施。
（2）屏（柜）体下方设有接地铜排和端子。
接地铜排的规格为25×4平方毫米，接地端子为压接型。
屏（柜）具有良好的方电磁干扰的评比功能。
继电保护技术在变电站二次典型设计分析
继电保护技术在变电站二次典型设计分析摘要国家电网综合改造中，二次继电保护改造工程在原有机电保护的配置原则和组屏方面的基础上，无论从技术上，还是优化配置上都有了很大的完善和提高。
本文从继电保护技术在二次典型设计的依据和过程出发，阐述了二次继电保护技术工程设计与原有技术相比的差别和进步，对提高电力设备运行的稳定性和安全性有重大的意义。
关键词继电保护；二次典型设计；配置原则；变压器；母线配置中图分类号tm77 文献标识码a 文章编号1674-6708（2012）78-0147-02随着经济的飞速发展，全国的用电量的不断的增加，原有的电力设备因为投入运行的时间过于长久，严重的陈旧老化已经不能满足日益增加的用电量。
供电故障的增加和供电的不稳定性等问题急待改善。
全国各地电网开始进行二次继电保护系统的改造，旨在提高电网设备的稳定的安全的运行，提高供电的可靠性。
1各地区变电站原有继电保护技术的状况和差异全国各省电网间变电站继电保护的技术水平要求、配置原则、组屏方案等各个方面都具有很大的不同。
这种差异性主要因为全国各个地区的运行方式和调度要求不同而产生。
这些差异不仅给继电保护的运行带来不便，而且对整个国家电网的管理和维护都带来了较大的问题。
这种差异性具体表现在以下方面。
1.1 保护的配置和组屏的差异在主变压器保护配置上，保护屏的配置数量就有较大差异。
华东地区电网配置两面保护屏，而东北和华中电网配置三面，华北地区大多要配置四面保护屏。
每面保护屏的电气量保护和操作箱的配置也有差异。
在220kv线路保护上，东北和华东华北电网主要采用每回220kv线路保护运用一面操作屏和两面保护屏。
但华中和东北电网中的少数每回220kv线路保护运用两面屏。
东北电网直接将失灵启动装置和分相操作箱以及电压切换箱配置于一面保护屏，而川渝电网却将其分配于两面保护屏。
对220kv母线和断路器失灵保护上，母线保护大多配置两套。
东北华中电网在断路器失灵保护上多独立的组屏保护，而其它地区基本不单独配置失灵保护。
500kV变电站电气二次部分介绍及保护配置
实用文档500kV变电站电气二次部分介绍及保护配置葛磊电力系统继电保护的基本知识一、电力系统继电保护的作用：1、电力系统的故障类型：电力系统故障可分为：单相接地故障 D（1）、两相接地故障 D（1.1）、两相短路故障 D（2）、三相短路故障 D（3）、线路断线故障2、电力系统故障产生的原因：外部原因：雷击，大风，地震造成的倒杆，线路覆冰造成冰闪，线路污秽造成污闪；内部原因：设备绝缘损坏，老化；系统中运行，检修人员误操作。
3、电力系统的不正常工作状态：电力系统不正常工作状态：电力系统中电气设备的正常工作遭到破坏，但未发展成故障。
如：电力设备过负荷，如：发电机，变压器线路过负荷；电力系统过电压；电力系统振荡；电力系统低频，低压。
二、继电保护的基本任务：继电保护装置的基本任务是当电力系统中的电力元件发生故障时，向运行值班人员及时发出警告信号，或者向所控制的断路器发出跳闸命令，以终止这些事件发展。
三、电力系统对继电保护的基本要求：（四性）1、选择性：电力系统故障时，使停电范围最小的切除故障的方式。
2、快速性：电力系统故障对设备人身，系统稳定的影响与故障的持续时间密切相关，故障持续时间越长，设备损坏越严重；对系统影响也越大。
因此，要求继电保护快速的切除故障。
3、灵敏性：继电保护装置在它的保护范围内（一般指末端）发生故障和不正常工作状态的反应能力。
4、可靠性：①保护范围内发生故障时，保护装置可靠动作切除故障,不拒动。
②保护范围外发生故障和正常运行时，保护可靠闭锁,不误动。
四、继电保护的几个名词解释：1、双重化配置：为了满足可靠性及运行维护的需要，500KV线路保护应按两套“独立”能瞬时切除线路全线各类故障的主保护来配置。
其中“独立”的含义：各套保护的直流电源取自不同的蓄电池；各套保护用的电流互感器、电压互感器的二次侧各自独立；各套保护分别经断路器的两个独立的跳闸圈出口；套保护拥有独立的保护通道（或复用通道）；各套保护拥有独立的选相元件；2、主保护：满足系统稳定和设备安全的要求，能以最快的速度有选择性的切除电力设备及输电线路故障的保护。
二次设计主要技术方案
二次系统主要技术方案目录第6章系统继电保护技术原则第7章系统调度自动化技术原则第8章系统及站内通信技术原则第9章计算机监控系统技术原则第10章组件保护及自动装置技术原则第11章直流及UPS电源系统技术原则第12章其他二次系统技术原则第6章系统继电保护技术原则6.1线路保护6.1.1220kV线路保护1)220kV及以上线路保护按双重化原则配置，两套保护应选用不同厂家的主、后备保护一体式装置，并满足以下要求：2)每套保护装置均应具备完整的主保护和后备保护功能；3)两套保护装置的电源应分别取自不同的直流电源系统供电的直流母线段；4)两套保护装置的交流电流、交流电压应分别取自电流互感器和电压互感器相互独立的二次绕组；5)线路纵联保护的通道应遵循相互独立的原则按双重化配置，两套主保护分别使用独立的远方信号传输设备，优先采用光纤通道作为纵联保护的传输通道；6)每套保护装置应设有独立的跳闸回路，不同保护装置的内部电路之间应无电气联系；7)断路器应有两组跳闸线圈，两套保护分别作用于断路器的两组跳闸线圈；8)用于保护的断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路应遵循相互独立的配置原则。
9)联络线的主保护应采用数字通道的纵联保护，优先选用光纤通道的纵联电流差动保护。
10)复用光纤通道宜采用2Mbps通道。
11)线路各侧相对应的纵联保护必需配置相同厂家、相同原理的保护装置。
12)后备保护包括三段式相间、接地距离保护，两段式零序电流保护。
13)负荷线路无特殊要求时仅在电源侧配置双套线路保护。
14)符合下列条件之一时，负荷线路应在线路两侧配置双套纵联保护作为线路的主保护，优先选用光纤通道的纵联电流差动保护：15)根据系统稳定计算，有全线速动要求时；16)线路较短，其正序或零序阻抗（二次值）小于距离保护装置最小整定值的30个步长，或其参数不能满足保护定值按选择性、灵敏性要求进行整定时；17)采用全线速动保护后，不仅改善本线路保护性能，而且能够改善整个电网保护的性能时；18)链式结构的线路。
变电站二次系统及保护原理
二、直流绝缘检测装臵 当直流系统发生一点接地后应立即进行检查处理，以 避免发生两点接地故障。这就需要设臵直流系统对地 绝缘检测装臵，当直流系统对地绝缘严重降低或一电 接地之后发出告警信号。 直流系统的绝缘 检测装臵的种类很多，但是不管 那种装臵，其构成原理均为点钱平衡原理。目前使用 最广泛的是微机型绝缘检测装臵，不但可以检测全直 流系统对地绝缘状况，还可判断出接地的极性，还能 测试出具体发生接地的直流馈线
直流母线的接线方式；取决于蓄电池组的数量，对直 流负荷的供电方式及充电设备的配臵方式，在大型发电 厂及变电站，直流母线的接线方式为单母线分段或双母 线。根据需要，从每段或每条直流母线上引出多路直流 软件，将直流电源引至全厂或全站的配电室，及控制室 的小母线，或引至动力设备的输入母线上。 从各直流小母线上又分别引出多路出线，分别接至保 护盘，控制盘、事故照明盘或其他直流负荷盘 4、直流监控装臵 为测量，监视及调整直流系统运行状况，及发出异常 报警信号，对直流系统应设臵监控装臵。直流监控装臵 应包括测量表计，参数越线和回路异常报警系统等
直流系统的绝缘检测
前已述及，发电厂变电站的直流系统分布面广， 回路繁多，很容易发生故障或异常，其中最常见的 异常现象是直流系统的接地故障 一、直流系统的接地危害 运行实践表明，直流系统一点接地，容易致使断路 器偷跳。此外，当直流系统发生一点接地后，若 在发生另一点接地后，将可能造成直流系统短路， 致使直流电源中断供电，或造成断路器 误跳或拒 跳的事故发生。 当控制回路发生两点接地后，断路器会发生误跳或 拒跳，
（2）镉—镍蓄电池的正极为氧化镍，负极为镉—铁，
其电解液采用氢氧化钠或氢氧化钾溶液，并加入少量 的氢氧化铝，电池内部的化学反应为： 2Ni（OH)2+Cd(OH)2=2NiOH+Cd+2H2O(充放电过程 是可逆的)。 （3）电气参数，蓄电池的电气参数包括： a额定电压常用铅蓄电池的额定电压为2-2.5V/只， 镉—镍电池的额定电压为1.25V/只。 b额定容量;是指放电时间10h(或)5h，放电终止电压 为1.8V（铅酸蓄电池）或1V镉—蓄电池时的放电容量。 铅酸蓄电池的容量小的有几十安时，大的有1600Ah， 而镉—镍蓄电池的容量小的有10Ah,大的有500 Ah
继电保护四原则
精心整理继电保护有四个基本要求，即可靠性、选择性、灵敏性、速动性，要全面考虑。
在某些情况下，“四性”的要求有矛盾不能兼顾时，应有所侧重；片面强调某一项要求，都会导致保护复杂化、影响经济指标及不利于运行维护等弊病。
整定计算尤其需要处理好四性的协调关系。
(一)可靠性要求保护装置处于良好状态，随时准备动作。
保护装置的误动作是造成正常情况下停电、事故情况下扩大事故的直接根源，因此必须避免，用简单的话来说，就是“该动的就动，不该动的不动”，即不误动、不拒动。
做范围有配合。
选择性是继电保护中的一个很重要的问题，一般不允许无选择性产生。
如不能做到应该按照相关规程进行处理，并尽量减小不配合导致失去选择性带来的危害。
为了满足选择性，企业供配电系统的继电保护需要一定时限，允许切除故障的时间一般为20～55s。
速动性和选择性往往是矛盾的，一般应首先满足选择性。
但应在满足选择性的情况下，尽量缩短切除故障的时间。
切除故障所需要的时间等于继电保护装置整定的延时时间及其动作时间与断路器跳闸至灭弧时间的总和，为此，应尽量采用快速继电保护和快速断路器。
但在允许有一定延时来切除故障的场合，不一定要选用快速动作的断路器和继电保护装置，以便降低设备投资费用。
保护装置在无法兼顾选择性和速动性的情况下，为了快速切除故障以保护某些关键设备，或为尽快恢复系统的正常运行，有时也只好牺牲选择性来保证速动性。
(三)灵敏性在保护装置的保护范围内发生故障，保护反映的灵敏程度叫灵敏性，习惯上常叫灵敏度。
灵敏性用灵敏系数来统等值阻抗最小，而通过保护装置的短路电流为最大的运行方式。
???????最小运行方式是指电力系统处于短路阻抗为最大，短路电流为最小的状态的一种运行方式。
即指被保护线路末端短路时，系统等值阻抗最大，而通过保护装置的短路电流为最小的运行方式。
校验保护装置的灵敏度，应根据对保护装置动作最不利的条件进行计算，即把灵敏度校验点选在保护区末端，只校验在最小运行方式下该点发生两相短路时，保护装置的灵敏度是否满足要求。
变电所继电保护的配置及二次回路的设计
变电所继电保护的配置及二次回路的设计XXX毕业设计（论文）开题报告及文献综述论文题目变电所继电保护的配置及二次回路的设计一、背景和意义：电力系统由发电厂、变电所、线路和用户组成。
变电所是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。
其中变压器是普遍使用的重要电气设备之一，它的安全运行直接关系到电力系统供电和稳定的运行。
特别是大容量变压器，一旦因故障而损坏造成的损失就更大。
因此必须针对变压器的故障和异常工作情况，装设动作可靠、性能良好的继电保护装置，因此对电力变压器保护配置的实时性提出了更高的要求。
而我就是针对变电所继电保护的配置加以设计的。
随着电力技术的发展，特别是自动化技术的发展，变电所二次部分的设计越来越“自动化”了，传统的手动控制正逐渐在被自动控制所替代，大量的保护装置采用微机型装置，传统的声光信号也逐渐被数字信号所取代，控制屏、信号屏的数量也越来越少了，这样也对二次回路的设计提出了更高的要求。
如何用全新的设计理念，新型的设计标准是我们未来研究的方向。
本次毕业设计就是在于巩固自己的专业知识来加以研究的的，这样可以提高自己的专业技术水平，为将来工作中进行保护配置的设计打下了一定的基础。
二、课题关键问题及难点：本课题的枢纽是掌握最大运行体式格局、最小运行体式格局以及双母线接线的概念。
还有电气主接线图切实其实定，要考虑变电站变压器的台数，一般宜装设两台，当一台变压器因故障停止事情时，另一台变压器应能保证供给变电站最大负荷的70%。
难点是对115kv、35kv、10kv主变压器举行保护选型和整定计较。
其次，掌握Protel软件的使用。
三、文献综述（或方案论证）：1、电力变压器继电保护装置的配置原则一般要求(1)针对变压器内部的各类短路及油面降落应装设瓦斯保护，其中轻瓦斯瞬时动作于信号，重瓦斯瞬时动作于断开各侧短路器。
(2)应装设反应变压器绕组和引出线的多相短路及绕组匝间短路的纵联差动保护或电流速断保护作为主保护，瞬时动作于断开各侧短路器。
继电保护双重化二次回路设计原则分析
继电保护双重化二次回路设计原则分析摘要：在继电保护双重化二次回路设计中，二次回路相互独立是继电保护装置双重化配置的基本原则，在提高继电保护装置可靠性水平、预防二次回路中双套继电保护装置据动等方面具有非常确切的价值。
但在具体工程设计中，具体到电流、电压回路，保护出口跳闸回路的电缆连接位置等部分，设计人员常常会忽略二次接线相互独立这一基本原则，导致继电保护装置无法相互独立，存在较大的故障隐患。
本文即基于对双重化二次回路设计原则的分析，对继电保护双重化二次回路设计中易忽视的问题进行分析与探讨，望引起重视。
关键词：继电保护；二次回路；双重化；设计原则近来有研究中指出，通过对电力系统二次回路进行继电保护双重化配置的方式，一方面能够防止因单一继电保护装置据动动作所导致的电力系统运行事故，另一方面也能够有效减少因继电保护装置异常、检修等原因所导致的一次设备停运问题，在提高电网运行安全性水平方面发挥着非常确切的作用。
但需要注意的一点是，在实际运行中，为了能够使继电保护装置的双重配置功能得到最大限度的发挥，除需要优选安全可靠的机电保护装置以外，还必须严格遵循继电保护双重化二次回路设计相关原则，以提高双重化保护的作用效果。
1 双重化二次回路设计原则分析第一，每套接线独立且功能完整继电保护装置能够处理线路运行中可能出现的各种故障于问题。
线路影响范围内任意两套继电保护装置相互之间电气状态应当完全独立。
同时，基于对线路运行安全性以及检修作业需要的考虑，在其中一套继电保护装置故障或退出时，另一套继电保护装置运行动作应不受影响。
第二，每套继电保护装置所对应交流电压以及交流电流应当分别来自于电压互感器以及电流互感器绕组，相互之间应当保证独立关系，且保护范围应当完全交叉与重叠，避免线路影响范围内出现继电保护失效的“死区”。
第三，为更好与继电保护装置双重化配置要求相适应，应当优先选用具备双跳闸线圈机构装置的断路器。
同时，断路器与继电保护装置相配合的回路（例如断路器以及隔离开关所对应的辅助接点）在设计上均应当相互独立，遵循双重化要求配置。
变电所二次回路方案选择及继电保护的整定
变电所二次回路方案选择及继电保护的整定在各级电压等级的变电所中，使用各种电气设备，诸如变压器、断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、母线、补偿电容器等，这些设备的任务是保证变电所安全、可靠的供电，因为选择电气设备时，必须虑及电力系统在正常和故障时的工作情况。
所谓电气设备的选择，则是根据电气设备在系统中所处的地理位置和完成的任务来确定它们的型号和参数。
电气设备选择的总原则是在保证安全、可靠工作的前提下，适当留有裕度，力求在经济上进行节约。
1 二次回路的定义和分类二次设备是指测量表计、控制及信号设备、继电保护装置、自动装置和运动装置等。
根据测量、控制、保护和信号显示的要求，表示二次设备互相连接关系的电路，称为二次接线或二次回路。
按二次接线的性质来分，有交流回路和直流回路，按二次接线的用途来分，有操作电源回路、测量表计回路、断路器控制和信号回路、中央信号回路、继电保护和自动装置回路等。
2 二次回路操作电源的选择操作电源按其性质分，有直流操作电源和交流操作电源两大类。
蓄电池组供电的直流操作电源带有腐蚀性，并且有爆炸危险：有整流装置供电的直流操作电源安全性高，但是经济性差。
考虑到交流操作电源可使二次回路大大简化，投资大大减少，且工作可靠，维护方便。
因此这里采用交流操作电源，并且从电流互感器取得电流源。
3 二次回路的接线要求继电保护装置即各种不同类型的继电器，以一定的方式连结与组合，在系统发生故障时，继电保护动作，作用于断路器脱扣线圈或给出报警信号，以达到对系统进行保护的目的。
继电保护的设计应以合理的运行方式和故障类型作为依据，并应满足速动性、选择性、可靠性和灵敏性四项基本要求：1.选择性：当供电系统发生故障时，要求只离故障点最近的保护装置动作，切除故障，而供电系统的其它部分仍然正常运行。
2.速动性：为了防止故障扩大，减轻其危害程度，并提高电力系统运行的稳定性，因此在系统发生故障时，保护装置应尽快动作，切除故障。
变电站二次系统 第1部分：通用要求-最新国标
变电站二次系统第1部分：通用要求1范围本文件规定了变电站二次系统技术原则、体系架构，明确了相关术语和定义、设备及系统功能、安全防护、建设和检测等总体要求。
本文件适用于35kV及以上电压等级变电站（新建站、改扩建站），发电厂、新能源场站参照使用。
2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。
其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T17626电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/T26865.2电力系统实时动态监测系统第2部分：数据传输协议DL/T364光纤通道传输保护信息通用技术条件DL/T476电力系统实时数据通信应用层协议DL/T634.5104远动设备及系统-第5-104部分：传输规约采用标准传输规约集的IEC60870-5-101网络访问DL/T860（所有部分）电力自动化通信网络和系统3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。
3.1变电站二次系统substation secondary system由具备采集、测量、保护、控制、通信、监测、巡视、计量等功能的设备及软件构成，实现对电网及变电站的主辅设备运行监视、操作控制、异常告警、故障隔离、稳定控制、安全防护和运维管理，并为远方主站提供监视、操作、运维等支撑服务的系统。
3.2变电站二次设备对电网及一次设备进行控制、调节、保护、监测和计量的设备，及支撑对这些设备进行操作、运行、管理的相关设备。
注：如采集执行设备、继电保护及安全自动装置、监控主机、辅助监控设备、计量装置等。
3.3网络安全防护体系substation cyber security protection architecture为保障变电站二次系统的网络空间安全而建立的一整套由安全防护、安全监测、安全响应、安全评估四部分组成的综合安全防护体系。
12站内监控系统substation monitoring and control system站内监控系统具有监控功能及巡视功能，实现继电保护装置、安全自动装置、测控/PMU 装置、录波及分析设备、计量及电能质量设备、辅助监控设备、时钟同步装置、交换机、防火墙、安全隔离装置等设备信息的统一采集、监视、控制、分析及管理，并为调度系统、集中监控系统等主站系统提供远程支持服务的变电站综合监控系统。
继电保护配置原则
继电保护配置●一般规定●电力系统中的电力设备和线路，应装设短路故障和异常运行保护装置。
电力设备和线路短路故障的保护应有主保护和后备保护，必要时可再增设辅助保护。
●主保护是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。
●后备保护是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。
后备保护可分为远后备和近后备两种方式。
⏹远后备是当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护来实现的后备。
⏹近后备是当主保护拒动时，由本电力设备或线路的另一套保护实现后备的保护；是当断路器拒动时，由断路器失灵保护来实现的后备保护。
●辅助保护是为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护。
●异常运行保护是反应被保护电力设备或线路异常运行状态的保护。
◆继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。
◆电力设备或电力网的保护装置，除预先规定的以外，都不允许因系统振荡引起误动作。
◆保护用电流互感器(包括中间电流互感器)的稳态比误差不应大于10%，必要时还应考虑暂态误差。
对35kV及以下电力网，当技术上难以满足要求，且不致使保护不正确动作时，才允许较大的误差。
●原则上，保护装置与测量仪表不共用电流互感器的二次绕组。
当必须共用一组二次绕组时，仪表回路应通过中间电流互感器或试验部件连接。
当采用中间电流互感器时，其二次开路情况下，保护用电流互感器的稳态比误差仍应不大于10%。
◆在电力系统正常运行情况下，当电压互感器二次回路断线或其他故障能使保护误动作时，应装设断线闭锁或采取其他措施，将保护装置解除工作并发出信号。
当保护不致误动作时，应设有电压回路断线信号。
◆为了分析和统计继电保护的工作情况，保护装置设置指示信号，并应符合下列要求：●在直流电压消失时不自动复归，或在直流电源恢复时，仍能重现原来的动作状态。
●能分别显示各保护装置的动作情况。
●在由若干部分组成的保护装置中，能分别显示各部分及各段的动作情况。
变电站二次继电保护设计方法及注意事项
变电站二次继电保护设计方法及注意事项摘要：随着社会的发展，各行各业对于电力供给的需求也越来越大，这就要求我国电力企业的系统规模需要不断的进行扩大，技术与制度的建设也需要不断的进行完善，以顺应时代发展的新需求。
变电站是电力系统运行的重要组成部分，对于整个电力系统的安全稳定运行起到关键性的作用。
在进行变电站建设与设计的过程中，二次继电保护设计的相关工作是整个变电站高质量运行的基础和前提，对于相关的设计方法以及注意事项要及时的进行完善和规划，以增强机电保护工作的效率。
关键词：变电站；二次继电保护；设计方法；注意事项前言：随着我国经济发展地推动以及科学技术水平的不断提升，社会发展的用电需求与日俱增，在变电站二次继电保护设计的相关工作中，电力企业应该结合设备的实际情况和选型特点来将相关的设计措施进行筛选，以便于从根本上提升设计工作的水平和效率。
在当前阶段，我国变电站的二次继电保护设计还存在着一些不足，需要电力企业不断地进行分析与研究，以保证相关安全保障功能的发挥与运作。
作为电力传输的关键控制环节，变电站的二次继电保护设计工作对于电力企业的发展具有关键的促进作用。
1变电站二次继电保护概述在电力输送的相关工作中，变电站二次继电保护工作发挥着重要的作用，关系到电能输送质量以及电力系统的平稳运行。
所以，变电站二次继电保护设计工作的开展与设计，对于电力输送效果的提升来说是尤为重要的[1]。
当前阶段，继电保护工作有助于将电力输送的隐患进行排除、有助于电力输送的安全稳定，且变电站在进行电能的输送时，也需要借助二次继电保护装置来进行任务的完成。
在实际应用二次继电保护装置的过程中，要根据不同的继电保护要求，进行配置的逐一设定，在进行配置时，要达到现有配置的相关要求。
同时，实际的使用要在符合设计标准以及技术要求的前提下进行使用，装置配置也要符合阻屏的相关设计要求。
2变电站二次继电保护设计的现状分析2.1变电站后台运行管理工作待完善在实际的变电站工作中，由于自动化系统的建设，相关的工作人员对于后台的机械管理以及后台监控机型号的查询不够重视。
继电保护与二次回路
继电保护与二次系统（高压电工进网作业）主要介绍继电保护二次系统和传统的继电保护一.继电保护任务及基本要求1.继电保护任务造成电气设备故障或异常运行的原因：由于外力破坏、内部绝缘击穿、过负荷、误操作等。
最常见故障：短路故障短路故障：三相短路、两相短路、大电流接地系统发生的单相接地短路、以及变电器、电机类设备的内部线圈匝间短路。
任务：（1）当电气设备发生短路故障时，能自动、迅速、有选择地将故障设备从电力系统切除，将事故尽可能控制在最小范围内。
（2）当正常供电的电源因故中断时，继电保护和自动装置将自动投入备用电源。
2.继电保护基本要求基本要求：为了能正确无误迅速切除故障，使电力系统能以最快速度恢复正常运行，要求继电保护具有足够的选择性、快速性、灵敏性、可靠性。
电力系统故障基本特点：电流突增、电压突降或过高、电流和电压相位角发生变化，以及出现负序或零序分量等。
还有其他的物理量，如变压器油箱内故障时伴随产生的大量瓦斯和油流速度的增大或油压强度的增高等特点。
利用这些基本特点可以构成各种不同原理的继电保护。
各种继电保护：电流过负荷、过电流、电流速断、电流方向保护、低电压、过电压、电流闭锁电压速断、差动、距离、高频保护等。
此外还有如瓦斯保护。
选择性当电力系统发生故障时，继电保护应能有选择地将故障部分切除，让非故障部分继续运行，使停电范围尽量缩小。
为此一般按整定电气量的动作值和上下级保护动作时限进行配合（一般时差取～秒）。
快速性减轻故障设备损坏程度，缩小故障波及范围，提高系统运行稳定性，加快系统电压的恢复，提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。
灵敏性灵敏性系指继电保护装置对故障和异常工作状况的反映能力。
在保护装置的保护范围内，不管短路点的位置如何、不论短路的性质怎样，保护装置均不应产生拒绝动作；但在保护区外发生故障时,又不应该产生错误动作。
相邻设备的上下级保护之间的灵敏性配合也是选择性的条件之一。
可靠性可靠性是指保护该动作时应可靠动作，不该动作时应可靠不动作，可靠性是对继电保护装置性能的最根本的要求。
220、110kV变电站二次系统通用设计简介
系统及站内通信
光纤通信
220kV变电站光纤通信电路的设计，应结合各网省公司、地市 公司通信网规划建设方案和工程业务实际需求进行。
220kV 变电站应至少配置2级传输网设备，分别接入省、地通 信传输网；
光纤通信传输干线电路速率为622Mbit/s～2.5Gbit/s，支线电 路速率宜为155Mbit/s～622Mbit/s。
国家电网公司输变电工程通用设计
220、110kV变电站二次系统简介
220kV变电站二次系统技术原则
系统继电保护
220kV线路保护配置原则
每回220kV线路应配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、 具有选相功能全线速动保护，终端负荷线路也可配置一套全线速动保护， 每套保护均具有完整的后备保护。 每一套220kV线路保护均应含重合闸功能，两套重合闸均应采用一 对一起动和断路器控制状态与位置起动方式，不采用两套重合闸相互起
子站系统，保护及故障信息管理子站系统与监控系统 宜根据需要分别采集继电保护装置的信息。
调度自动化
远动系统设备配置
变电站按无人值班设计。站内应配置相应的远动通信设备，且应 冗余配置，并优先采用专用装置、无硬盘型，采用专用操作系统，远 动与计算机监控系统合用I/O测控单元。
远动信息采取“直采直送”原则，直接从I/O测控装置获取远动信 息并向调度端传送。远动通信设备直接从计算机监控系统的测控单元 获取远动信息并向调度端传送，站内自动化信息需相应传送到远方监 控中心。
对于没有迂回光缆路由的同塔双回线路，宜架设双光缆。 入城光缆和网、省、地共用光缆，应增加光纤配置芯数。
220kV线路保护迂回路由不宜采用110kV以下电压等级的架空普通 光缆。
系统及站内通信
变电站二次继电保护设计方法及问题
变电站二次继电保护设计方法及问题变电站是电力传输的重要环节，它起着将高压输电线路的电能变换为适合分配到用户的低压电能的作用。
而在变电站中，二次继电保护的设计与运行更是至关重要的环节。
二次继电保护是保证变电站正常运行和电力系统安全的关键技术，它主要是依靠保护装置监控变电设备的运行状态，一旦发生异常，能够及时提供保护动作，防止故障扩大，确保电力系统的安全稳定运行。
在这篇文章中，我们将探讨变电站二次继电保护的设计方法及问题。
一、二次继电保护的设计方法1. 保护原则在进行二次继电保护的设计时，首先要明确保护的原则。
保护的原则主要包括快速、可靠、灵敏和经济。
快速要求保护动作速度快，可以在故障发生时迅速切断故障部分，防止故障扩大；可靠要求保护动作准确可靠，能够满足各种复杂的运行条件；灵敏要求保护对故障信号反应灵敏，能够及时发现故障信号；经济要求保护系统投资和运行成本尽可能低，同时还要降低电力系统的停电率，提高电力系统的可靠性。
2. 保护配置在进行二次继电保护配置时，需要根据变电站的具体情况来确定保护范围和保护动作的方式。
一般来说，变电站的保护配置主要包括负荷侧保护、发电侧保护、母线保护、变压器保护、电容器保护等。
而在确定保护动作的方式时，可以根据需求选择跳闸保护、限流保护、比率差动保护、过电压保护等不同的保护动作方式。
配置合理的保护系统可以提高变电站的安全性和可靠性。
3. 保护参数在设置保护参数时，需要根据实际情况进行合理的设置。
保护参数主要包括电流、电压、功率因数等参数。
设置合理的保护参数可以提高保护系统的鲁棒性和准确性，确保在故障发生时能够及时做出正确的保护动作。
1. 灵敏度二次继电保护的灵敏度是保护系统是否能够准确、迅速的发现故障信号的关键。
而在实际运行中，受到各种外部干扰和内部参数的影响，保护系统的灵敏度可能会受到一定的限制。
因此在进行继电保护的设计时，需要充分考虑各种可能的干扰因素，合理设置灵敏度的阈值，以保证保护系统的准确性和可靠性。
变电站二次系统设计系统继电保护组屏(柜)方案
变电站二次系统设计系统继电保护组屏（柜）方案收藏此信息打印该信息添加：用户发布来源：未知系统继电保护组屏（柜）方案1 线路保护1.1 500kV线路保护1.1.1 组屏（柜）原则（1）每回500kV线路配置2面保护屏（柜），双重化配置的双套保护分别安装在2面保护屏（柜）内。
每面保护屏（柜）包含1套线路主、后备保护装置，1套过电压保护及远跳保护装置。
（2）主保护宜与后备保护一体，当主保护装置不含完整后备保护功能时，需配置单独的后备保护装置，但由主保护厂家负责组屏（柜）。
1.1.2 组屏（柜）方案（1）线路保护屏（柜）1：线路保护1＋（过电压保护及远跳保护1）；（2）线路保护屏（柜）2：线路保护2＋（过电压保护及远跳保护2）。
注：括号内的装置可根据电网具体情况选配。
1.2 220kV线路保护1.2.1 组屏（柜）原则每回220kV线路配置2面保护屏（柜），双重化配置的双套保护分别安装在2面保护屏（柜）内。
每面保护屏（柜）包含1套线路主、后备保护及重合闸装置、1台分相操作箱、1台电压切换箱（如果操作箱具有电压切换功能，则取消此电压切换箱）。
1.2.2 组屏（柜）方案（1）线路保护屏（柜）1：线路保护、重合闸1＋电压切换装置1＋分相操作箱1；（2）线路保护屏（柜）2：线路保护、重合闸2＋电压切换装置2（＋分相操作箱2）。
若采用电力载波闭锁式纵联保护，则屏（柜）内还需配置1台收发信机；如果采用光纤距离（方向）保护，若光纤距离（方向）保护无自带数字接口，则屏（柜）内还需配置1台保护数字接口装置。
1.3 保护与通信设备的连接1.3.1光缆连接要求（1）在继电器室和通信机房均设保护专用的光配线柜，光配线柜的容量、数量宜按变电站远景规模配置。
（2）继电器室光配线柜至通信机房光配线柜采用3条（2用1备）单模光缆，每条光缆纤芯数量宜按变电站远景规模配置。
（3）继电器室光配线柜至保护屏（柜）、通信机房光配线柜至保护通信接口屏（柜）均应采用尾缆连接。
智能变电站继电保护应用基本技术原则及具体实施方案
智能变电站继电保护应用基本技术原则及具体实施方案2009年12月31日一、总则1．本标准内容是在现行标准、规范基础上对智能变电站设计所作的补充规定,与现行标准、规范不一致之处以本标准为准;2．智能变电站的二次安全防护应严格遵照电力二次系统安全防护总体方案和变电站二次系统安全防护方案的要求,进行安全分区,通信边界安全防护,确保控制功能安全;3．智能变电站继电保护应满足智能调度、运行维护、监视控制及无人值班等信息交互的要求;不设置独立的保护信息子站,其功能由统一信息平台实现;站控层通信规约应符合IEC61850标准;4．本规范适用于220kV及以上电压等级的新建、扩建、改建的智能变电站,110kV及以下的智能变电站参照执行;5．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;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,才能发挥其整体性能;6．继电保护必须满足“可靠性、选择性、速动性、灵敏性”的要求,220kV及以上电压等级继电保护系统应遵循“双重化设计”原则,每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠;保护双重化配置时,任一套保护装置不应跨接双重化配置的两个网络;110kV电压等级的保护宜双套配置;7．按照国家标准GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程要求“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；8．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,应有实时监测光纤连接状态的措施;9．保护装置宜独立分散、就地安装;当采用就地安装时,其运行环境应满足相关标准要求;10．当采用电子式互感器时,应针对电子式互感器特点优化相关保护算法、提高保护性能；11．保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能；12．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;13．电子式互感器应至少提供两个独立的保护绕组,每个绕组由两路独立的采样系统进行采集双A/D系统,每个MU出两路数字采样值,由同一路通道进入一套保护装置;14．110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备,当采用开关柜方式时,保护装置安装于开关柜内;对于户内GIS的厂站,保护设备宜就地靠近一次设备安装,采用电缆直接跳闸方式;15．线路过电压及就地判别功能应集成在线路保护装置中;16．继电保护装置的网络接口,应采用独立的数据接口控制器;17．双母线、单母分段等接线型式单断路器的线路、变压器间隔单独配置三相ECVT;18．保护装置应具有MMS接口,保护相关信息经MMS接口直接上送监控后台;19．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;二、智能变电站继电保护配置原则1.220kV及以上线路保护1)每回线路配置2套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置, 线路过电压及就地判别功能应集成在线路保护装置中;2)纵联保护应支持一端为电子式互感器、另一端为常规互感器或两端均为电子式互感器的配置形式;2.3/2接线断路器保护和短引线保护1)断路器保护按断路器双重化配置;2)短引线保护可独立设置,也可包含在边断路器保护内;3.变压器保护1)变压器保护按双重化配置,每套保护包含完整主、后备保护功能；各侧MU、智能终端均按双重化配置;2)变压器保护直接采样;各侧断路器采用直接跳闸；跳母联、分段断路器及闭锁备投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输;主变保护可通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令,并实现失灵跳主变各侧断路器;3)对于采用分布式变压器保护方式;分布式变压器保护由主单元和若干个子单元组成,按电压等级布置子单元;增加主/子单元定义4)非电量保护就地直接电缆跳闸,信息上送过程层网;4.母线保护1)220kV及以上母线配置两套母线保护;2)母线保护采用直接采样、直接跳闸方式,当接入元件数较多时,可采用分布式母线保护形式;分布式母线保护：由主单元和若干个子单元组成,主单元实现保护功能,子单元执行采样、跳闸功能;5.高压并联电抗器保护1)高压并联电抗器保护按双重化配置;2)并联电抗器的采样采用独立的电子电流互感器,首端、末端电流互感器共用一个MU;6.220kV母联分段保护1)母联分段保护、智能终端、合并单元均按双重化配置;2)过流保护跳母联分段断路器采用点对点直接跳闸方式,其它保护跳母联分段断路器可采用GOOSE网络传输;3)母联分段过流保护启动母差失灵可采用GOOSE网络传输;7.66kV、35kV及以下间隔保护1)采用保护测控一体化设备,按间隔、单套配置;2)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;3)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;4)跨间隔信息交换采用GOOSE网络传输;8.故障录波装置1)故障录波采样值传输可采用点对点或网络方式,开关量采用GOOSE网络传输;2)如采用SV采样网,采用以太网接口,规约采用IEC61850-9-2；3)220kV及以上故障录波器按实际需求、分网络配置,应能记录所有MU、GOOSE网络的信息;9.安全自动装置1)220kV及以上的安全稳定控制装置按双重化配置;2)备自投、过载联切功能可在过程层或站控层实现;3)要求快速跳闸的安控装置应采用点对点直接跳闸方式;10.其它1)母线电压合并单元可接收至少2组电压互感器,并能够支持向其它合并器提供母线电压数据,并根据需要提供PT并列功能;各间隔合并单元所需母线电压量通过PT合并单元转发;2)双母线电压切换功能在保护装置内实现;三、相关设备配置原则1．电流MU、线路变压器PT的MU应满足保护双重化配置的要求；2．220kV及以上电压等级智能终端按断路器双重化配置；3．过程层网和站控层网应完全独立；4．SV采样值网络与GOOSE网络应完全独立；5．合并单元、智能终端、保护装置可通过IRIG-BDC码对时,也可采用IEEE1588IEC-61588标准进行网络对时,对时精度应满足要求;6．在过程层GOOSE网的组网方式采用双重化独立组网,第一套保护接入A网,第二套保护接入B网;四、智能变电站继电保护装置接口要求1．保护装置采样值采用点对点接入方式;2．保护装置应配备以下接口：MU输入接口、智能终端接口跳闸及断路器接点、闭锁信息、GOOSE网络接口、MMS网络接口;（1）智能终端接口采用点对点方式,其开出量如下：线路保护、变压器电量保护、母线保护、电抗器电量保护、重合闸、断路器保护、短引线保护、安全自动装置、其他保护如串补保护等跳、合闸命令;（2）GOOSE网络接口其开入、开出量如下：测控合分闸命令、断路器位置接点、刀闸辅助接点、保护跳闸、启动失灵、启动/闭锁重合闸、启动闭锁备投、告警信号等;3．采用直接电缆跳闸的开出量：变压器、电抗器等需要跳闸的非电量保护跳闸采用电缆直接跳闸;五、智能变电站继电保护相关接口设备技术要求1.电子互感器技术要求1)电子互感器含MU应如实反映一次电流或电压,复合误差不大于5%、额定延时时间不大于2ms、唤醒时间为0;2)一套ECT内应具备两个保护用电流传感元件,每个传感元件由两路独立的采样系统进行采集双A/D系统,进入一个MU,每个MU出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置;3)一套EVT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,进入相应MU,每个MU出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置;4)一套ECVT内应同时满足上述2、3条要求;采样信号进入相应的MU,每个MU出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置;5)用于双重化保护的电子互感器,其两个采样系统应由不同的电源供电并与相应保护装置的直流电源一一对应;6)对于3/2接线方式,其线路EVT应置于线路侧;7)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;2.合并单元技术要求1)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;2)MU应能同时支持IEC60044-8GB-20840、IEC61850-9-2等规约,在工程应用时应能灵活配置;3)MU输出保护采样值应不依赖于外部对时系统解决采样数据同步问题,要求采样值发送间隔离散值小于10us;4)MU输出接口类型：点对点接口保护、安自等,组网接口测控、计量、故录、PMU等;5)MU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)变压器按侧配置MU,零序CT并入相应侧MU;放入配置部分3.智能终端1)智能终端应具备以下接口：三跳接点输入接口,保护的点对点接口可灵活配置,最大考虑10个,GOOSE网络接口;2)具备对时功能;3)具备事件报文记录功能;4)跳、合闸命令需要两帧确认;5)智能终端的动作时间应不大于7ms;6)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;7)智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能;8)智能终端还应满足如下要求：①智能终端应具备功能：接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分命令及刀闸、地刀等GOOSE命令；输入断路器位置、刀闸及地刀位置、断路器本体信号含压力低闭锁重合闸；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视功能等;②智能终端应至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点,智能终端配置单工作电源;③智能终端不配置液晶显示屏；GOOSE口数量满足点对点跳闸方式和网络跳闸方式的要求;④具备指示灯位置显示和告警;⑤智能终端不设置防跳功能,防跳功能由断路器本体实现;4.过程层网络交换机1)保护接入的交换机应采用工业级或以上等级产品;2)任两台智能装置之间的数据传输路由不应超过4个交换机;当采用级联方式时,不应丢失数据;3)交换机的配置原则：根据间隔数量合理分配交换机数量,每台交换机的光纤接入装置数量不宜超过16个;六、继电保护信息交互原则站控层信息,上送信息、保护装置接受的控制信息……,规约要求MMS故障录波器、状态监测信息上送原则;装置自检信息运行信息应满足运行维护、控制、调度的需求;七、3/2接线型式继电保护实施方案1.线路保护配置方案每回线路配置2套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置,各自独立组屏,线路保护中还应包含过电压保护和远跳就地判别功能;线路间隔的保护、MU 、智能终端按双重化配置,MU 按断路器分电流接入保护装置,线路电压MU 单独接入线路保护装置或分配至关联的两个MU ,智能终端设计时宜考虑作用于两个跳闸线圈以及一个合闸线圈;具有分相跳、合闸功能;技术实施方案图如下所示：第一套线路保护GOOSE SV 网图1 线路保护技术实施方案2. 断路器保护和短引线保护配置方案断路器保护按断路器双重化配置,组一面屏;边开关断路器保护还包含短引线保护功能; 当边开关断路器保护考虑三相同期重合闸功能时,母线电压经电压MU 分别接入线路PT 的MU; 技术实施方案图如下所示：边断路器保护图2 断路器保护技术实施方案示意图3.变压器保护配置方案每台主变配置2面主变保护屏,各包含1套含有完整主、后备保护功能的主变保护装置; 非电量保护就地直采直跳,信息上GOOSE网联闭锁信号和故障录波;3/2侧电压独立接入保护装置,电流分断路器接入保护装置;变压器的双母线或单母线侧电压和电流合并接入MU点对点接入保护装置;技术实施方案图如下所示：高压侧高压图3 变压器保护合并单元配置图网网图4 变压器保护高压侧、公共绕组系统图GOOSE 网SMV 网图5 变压器保护中压侧系统图GOOSE 网SMV 网图6 变压器保护低压侧系统图4. 母线保护配置方案一条母线配置两套母线保护,每套保护独立组屏;母线保护采用直接采样、直接跳闸方式,当接入元件数较多时,可采用分布式母线保护形式; 分布式母线保护：由主单元和若干个子单元组成,主单元实现保护功能,子单元执行采样、跳闸功能;边断路器失灵经GOOSE 网络传输启动母差失灵功能; 技术实施方案图如下所示：母线保护断路器保护3/2接线母线图7 母线保护技术实施方案示意图5. 高压并联电抗器保护配置方案 按双重化配置组两面屏;高压并联电抗器的采样值,采用独立的电子互感器含CT 和PT 和MU,跳闸需要智能终端预留一个GOOSE 接口;技术实施方案图如下所示：第一套并联电抗器保护GOOSESMV网8 电抗器保护技术实施方案示意图6.GOOSE网组网方案6.1.组网方案要求a)所有GOOSE跳闸采用以太网接口,接口规约采用IEC61850-8-1；b)过程层网和站控层网完全独立；6.2.组网系统图合并单元1智能终端1合并单元智能终端kSMV GOOSE 图9 过程层网组网方案示意图7. 合并单元技术方案MU 的接口如图10,11,12所示：边断路器电流MU1(2)图10 边断路器MU 的接口说明中断路器电流MU1(2)图11 中断路器MU的接口说明高抗电流MU1(2)图12高抗电流MU的接口说明电压MU1(2)图12 电压MU的接口说明3/2接线一个串的MU配置示意图如下：图13 3/2接线MU配置示意图8.智能终端技术方案智能终端按断路器双重化配置,每个智能终端配置足够的以太网接口,按照IEC61850-8-1规约通讯;智能终端的接口如下图所示：边开关智能终端1(2)图14 边断路器智能终端的以太网口说明中开关智能终端1(2)图15 中断路器智能终端的以太网口说明八、双母线接线型式继电保护实施方案1.线路保护每回线路应配置2套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置,各自独立组屏;合并单元、智能终端均应采用双套配置,保护采用安装在线路上的组合ECVT获得电流电压;线路间隔内,实现智能终端、合并单元与保护装置之间的点对点直接跳闸方式;采样值采用点对点传输;跨间隔信息启动母差失灵功能和母差保护动作远跳功能等采用GOOSE网络传输方式;技术实施方案图如下所示：保护装置图16 220kV线路保护配置示意图2.母差保护保护按双重化进行配置,每套保护独立组屏;各间隔合并单元、智能终端均应采用双套配置;开入量失灵启动、刀闸位置接点、母联断路器过流保护启动失灵、主变保护动作解除电压闭锁等采用GOOSE网络传输;技术实施方案图如下所示：保护按双重化进行配置,包含各侧合并单元、智能终端均应采用双套配置110kV智能终端按单套配置;非电量保护应就地安装,有关非电量保护时延均在就地实现,直采直跳,现场配置智能终端上传非电量动作报文和调档及接地刀闸控制信息;技术实施方案图如下所示：高压侧第一套主变保护低压侧一次开关中压侧公共绕组高压侧中压侧低压侧电子式互感器图19 220kV主变保护配置示意图4.母联分段保护技术实施方案图如下所示：1母联开关母联ECT图20 220kV母联保护配置示意图九、术语和定义1.智能变电站 smart substation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,实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站;2.智能设备 intelligent equipment一次设备与其智能组件的有机结合体,两者共同组成一台套完整的智能设备;3.智能组件 intelligent combination对一次设备进行测量、控制、保护、计量、检测等一个或多个二次设备的集合;4.智能终端 smart unit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;定义5.电子式互感器 electronic instrument transformer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,供测量仪器、仪表和继电保护或控制装置;6.电子式电流互感器 electronic current transformer；ECT一种电子式互感器,在正常适用条件下,其二次转换器的输出实质上正比于一次电流,且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角;7.电子式电压互感器 electronic voltage transformer；EVT一种电子式互感器,在正常适用条件下,其二次电压实质上正比于一次电压,且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角;8.合并单元 merging unit用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元;合并单元可以是互感器的一个组成件,也可以是一个分立单元;9.MMS manufacturing message specificationMMS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IED、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Interoperation;10.GOOSE Generic Object Oriented Substation EventGOOSE是一种通用面向对象变电站事件;主要用于实现在多IED之间的信息传递,包括传输跳合闸信号,具有高传输成功概率;11.互操作性 interoperability来自同一或不同制造商的两个以上智能电子设备交换信息、使用信息以正确执行规定功能的能力;12.变电站自动化系统substation automation system SAS变电站自动化系统是指运行、保护和监视控制变电站一次系统的系统,实现变电站内自动化,包括智能电子设备和通信网络设施;13.交换机switch一种有源的网络元件;交换机连接两个或多个子网,子网本身可由数个网段通过转发器连接而成;。
变电站综合自动化的主要功能及二次设计原则
变电站综合自动化的主要功能及二次设计原则作者：李华南来源：《中国新技术新产品》2009年第23期摘要:变电站自动化是电力系统发展的趋势与要求。
本文介绍了变电站综合自动化的一般结构类型,具体讨论了自动化系统的功能要求和二次设备的设计原则。
关键词:变电站;自动化;设计;功能要求1变电站综合自动化的主要功能1.1继电保护功能变电站综合自动化系统要具备常规变电站系统保护及元件保护设备的全部功能,而且要独立于监控系统,即当该系统网各软、硬件发生故障退出运行时,继电保护单元仍然正常运行。
微机保护除了所具有的继电保护功能外,还需具有其它功能。
模拟量的显示功能。
系统应能显示电流、电压、有功、无功、电度等模拟量参数,当通信网退出运行时仍能满足运行监视;故障记录功能。
系统应能显示故障时间、电流、电压大小、开关变位、保护动作状态等;能储存多套定值,并能当地修改定值和显示定值;与监控系统通信,能接收监控系统命令,选择并修改定值,发送故障信息、保护动作情况、当时整定值及自诊断信号等;除当地外,还需能实现远方查询和整定保护定值,此功能还具有远方/就地闭锁,操作权限闭锁等措施;系统内各插件具有自诊断功能。
1.2 信息采集功能分布式自动化系统的变电站,信息由间隔层I/O单元采集。
常规四遥功能的变电站,信息由RTU采集。
电能量的采集宜用单独的电能量采集装置,系统对安全运行中必要的信息进行采集。
1.3自动装置功能根据系统潮流进行无功自动调节控制,也可人工控制(人工操作可就地、可远方)。
自动控制时可根据电压、潮流和无功负荷、变压器抽头位置信号由装置进行自动控制调节变压器抽头位置或投退电容器组。
低周减载。
110kV、10kV线路可由各自的保护装置实现,不用单独配置低周减载装置。
整定值由各条线路装置自行整定。
同期检测和同期分闸。
同步检测断路器两侧电压的幅值、相位和频率,并发出同期合闸启动或闭锁信号。
此功能可进行检无压同期,亦能进行手动准同期和捕捉同期。
变电站二次系统安全防护规定
变电站二次系统安全防护规定变电站二次系统安全防护规定第一章总则第一条为了防范黑客及恶意代码等对电力二次系统的攻击侵害及由此引发电力系统事故，建立电力二次系统安全防护体系，保障电力系统的安全稳定运行，根据《中华人民共和国计算机信息系统安全保护条例》和国家有关规定，制定本规定。
第二条电力二次系统安全防护工作应当坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，保障电力监控系统和电力调度数据网络的安全。
第三条电力二次系统的规划设计、项目审查、工程实施、系统改造、运行管理等应当符合本规定的要求。
第二章技术措施第一条发电企业、电网企业、供电企业内部基于计算机和网络技术的业务系统，原则上划分为生产控制大区和管理信息大区。
生产控制大区可以分为控制区（安全区Ⅰ）和非控制区（安全区Ⅱ）；管理信息大区内部在不影响生产控制大区安全的前提下，可以根据各企业不同安全要求划分安全区。
根据应用系统实际情况，在满足总体安全要求的前提下，可以简化安全区的设置，但是应当避免通过广域网形成不同安全区的纵向交叉连接。
第二条电力调度数据网应当在专用通道上使用独立的网络设备组网，在物理层面上实现与电力企业其它数据网及外部公共信息网的安全隔离。
电力调度数据网划分为逻辑隔离的实时子网和非实时子网，分别连接控制区和非控制区。
第三条在生产控制大区与管理信息大区之间必须设置经国家指定部门检测认定认证的电力专用横向单向安全隔离装置。
生产控制大区内部的安全区之间应当采用具有访问控制功能的设备、防火墙或者相当功能的设施，实现逻辑隔离。
第四条在生产控制大区与广域网的纵向交接处应当设置经过国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置或者加密认证网关及相应设施。
第五条安全区边界应当采取必要的安全防护措施，禁止任何穿越生产控制大区和管理信息大区之间边界的通用网络服务。
生产控制大区中的业务系统应当具有高安全性和高可靠性，禁止采用安全风险高的通用网络服务功能。
第六条依照电力调度管理体制建立基于公钥技术的分布式电力调度数字证书系统，生产控制大区中的重要业务系统应当采用认证加密机制。
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5 故障测距系统
5.1 配置原则
（1）为了实现线路故障的精确定位，对于大于80km的长线路或路径地形复杂、巡检不便的线路，应配置专用故障测距装置。
（2）宜采用行波原理、双端故障测距装置，两端数据交换宜采用2M通道。
（3）每套行波故障测距装置可监测1～8条线路。
当线路超过8条时，建设初期故障测距装置的配置可结合远景规模统一考虑。
5.2 技术要求
（1）行波测距装置应采用数字式，有独立的起动元件，并具有将其记录的信息就地输出并向远方传送的功能。
（2）行波测距装置应采用高速采集技术、时间同步技术、计算机仿真技术、匹配滤波技术和小波技术实现以双端行波测距为主，辅助以单端行波测距。
（3）行波故障测距装置的测距误差不应受运行方式变化、故障位置、故障类型、负荷电流、过渡电阻等因素的影响，测距误差应不大于500m。
（4）行波测距装置应能监视8条线路，本侧装置与对侧装置可构成双端测距系统。
测距装置具有自动识别故障线路的能力，能有效防止装置的频繁误启动和漏检。
（5）当线路发生故障时，线路两端所在站内的行波故障测距装置之间应能远程交换故障数据以实现自动给出双端测距结果。
（6）行波测距装置应能通过电力数据网、专线通道或拨号方式与调度中心通信。
调度端应能自动接收或主动调取行波测距系统的测距结果、测距
装置记录的行波数据，装置的工作状况，并应具有远方修改配置、进行整定的功能。
（7）行波测距装置应具有接收对时功能，以实现行波测距装置与时间同步系统的同步，时间同步误差应不大于±1µs。
对时接口优先采用IRIG-B （DC）或1PPS+RS-485串口方式。
6 保护及故障信息管理子站系统
1 配置原则
（1）500kV变电站应配置一套保护及故障录波信息管理子站系统，保护及故障信息管理子站系统与监控系统宜根据需要分别采集继电保护装置的信息。
（2）保护及故障信息管理子站系统与保护装置、监控系统的联网方式宜采用如下两个方案：
方案一：如果不考虑在监控系统后台实现继电保护装置软压板投退、远方复归的功能，则监控系统仅采集与运行密切相关的保护硬接点信号，站内所有保护装置与故障录波装置仅与保护及故障信息管理子站连接；保护及故障信息管理子站通过防火墙接入监控系统站控层网络，向监控系统转发各保护装置详细软报文信息。
方案二：如果考虑在监控系统后台实现继电保护装置软压板投退、远方复归的功能，则保护及故障信息管理子站系统与监控系统分网采集保护信息。
保护装置可直接通过网口或保护信息采集器，按照子站系统和监控系统对保护信息量的要求，将保护信息分别传输至子站系统和监控系统，故障录波单独组网后直接与子站连接。
保护信息采集器推荐与保护信息管理
子站统一设计。
2 技术要求
（1）保护及故障信息管理子站系统宜采用嵌入式装置化的产品，信息的采集、处理和发送不依赖于后台机。
（2）保护及故障信息管理子站系统主机不宜采用WINDOWS操作系统。
（3）保护及故障信息管理子站系统应能与各继电保护装置和故障录波装置进行数据通信，收集各继电保护装置及故障录波装置的动作信号、运行状态信号，通过必要的分析软件，在站内对事故进行分析。
（4）保护及故障信息管理子站系统对保护装置应具有调取查询保护定值、投/退软压板及复归功能；对故障录波装置应具有定值修改和系统参数配置、定值区查看、启动、复归功能。
（5）调度中心应能通过保护及故障信息管理子站调取继电保护装置和故障录波装置的定值、动作事件报告和故障录波报告、运行状态信号等。
（6）信息传送时间要求：保护动作事件不大于3s，故障报告不大于10s，查询响应时间不大于5s。
（7）子站系统内部的任何元件故障，均不应影响保护装置的正常运行。
（8）保护及故障信息管理子站系统与各继电保护装置、故障录波装置的接口采用以太网口，对于特殊的只有串口输出的保护，可先经串口服务器转换成以太网口再接入子站。
通信规约采用DL/T 667-1999（idt IEC608 70-5-103）或DL/T 860（IEC 61850）。
（9）保护及故障信息管理子站系统应能通过电力调度数据网、专用通信通道与调度中心通信。