智能变电站 - 继电保护配置方案

高压侧 低压侧
AD 电路
AD 电路
AD 电路
AD 电路
转换器
转换器
CPU1 CPU2
MU1
MU2
MU1
MU2
图1 罗氏线圈电子互感器 ECT示意图
图2 纯光学电子互感器（ OCT/OVT）示意图
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智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
传感 元件 传感 元件 传感 元件 传感 元件
传感 元件
高压侧 低压侧
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智能变电站继电保护
高抗保护配置原则
5.5.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。
线路保护1 远跳1 GOOSE网1
示 意
线路保护2 远跳2 GOOSE网2
边断路器 智能终端1
中断路器 智能终端1
边断路器 智能终端2
中断路器 智能终端2 电缆直跳
非电量保护
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智能变电站继电保护
3/2接线断路器保护配置原则
5.6.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。
释 义
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。
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智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
4.11 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EVT，条件具备时宜装设ECVT。 释 义 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。
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智能变电站继电保护
故障录波及网络分析仪配置原则
5.9.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、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。 释 义
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智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
3.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 其他保护
SV光纤点对点
电流合并单元
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智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
4.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 其他保护
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智能变电站继电保护
母联保护配置原则
5.7.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）保护启动母线失灵可采用 GOOSE网络传输。
释 义
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 DA 电路 AD 电路 DA 电路 AD 电路 DA 电路 AD 电路 DA 电路
AD 电路
AD 电路
AD 电路
AD 电路
FPGA 数据输出 MU1
FPGA 数据输出
FPGA 数据输出 MU2
FPGA 数据输出
转换器
转换器
MU1
MU2
图3 全光纤电流互感器（FOCT）示意图
智能变电站继电保护配置方案
智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
4.4 220kV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
母联保护
特别说明 3/2接线断路器保护
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智能变电站继电保护
继电保护配置原则
5.3.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。
释 义
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 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。
智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
传感 元件 传感 元件
传感 元件
传感 元件
高压侧 低压侧
调理 电路1 AD 电路 调理 电路2 AD 电路 调理 电路1 AD 电路 调理 电路2 AD 电路
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智能变电站继电保护
低压保护配置原则
5.8.d） 跨间隔开关量信息交换可采用过程层GOOSE网络传输。
释 义
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MMS＋GOOSE网合一。
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智能变电站继电保护
故障录波及网络分析仪配置原则
5.9.a） 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 。 释 义
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。
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。
举 例
SV交换机1 GOOSE交换机1 线路保护1 合并单元1 智能终端1 SV交换机2 GOOSE交换机2 线路保护2 合并单元2 智能终端2
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智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
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，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。
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智能变电站继电保护
低压保护配置原则
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、智 能终端、合并单元功能宜按间隔合并实现； 释 义
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。
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智能变电站继电保护
继电保护配置原则
5.3.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。 释 义
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。
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智能变电站继电保护
继电保护配置原则
5.3.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。 释 义
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。
GOOSE光纤点对点
智能终端
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智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
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
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，间隔间采用GOOSE网络方式。
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智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
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。
释 义
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。
图4 电子式电压互感器EVT示意图
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智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
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 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。
智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
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 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。
智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
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）。 示 意 图
线路间隔
线路保护1 线路保护2
合并单元1
智能终端1
合并单元2
智能终端2
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智能变电站继电保护
继电保护基本技术原则
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。
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智能变电站继电保护
继电保护配置原则
5.3.b) 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。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。 释 义
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。