智能变电站典型设计方案

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，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智能变电站继电保护4.5按照国家标准GB/T14285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智能变电站继电保护6AD电路AD电路AD电路AD电路高压侧低压侧图1罗氏线圈电子互感器ECT示意图传感元件传感元件MU1MU2转换器转换器调理电路1调理电路2图2纯光学电子互感器（OCT/OVT）示意图传感元件AD电路AD电路CPU1调理电路1调理电路2高压侧低压侧传感元件AD电路AD电路CPU2MU1MU2继电保护基本技术原则智能变电站继电保护7AD电路FPGA数据输出图3全光纤电流互感器（FOCT）示意图高压侧低压侧传感元件MU1AD电路FPGADA电路数据输出传感元件AD电路FPGA数据输出传感元件MU2AD电路FPGA数据输出传感元件DA电路DA电路DA电路AD电路AD电路AD电路AD电路高压侧低压侧图4电子式电压互感器EVT示意图传感元件MU1MU2转换器转换器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，间隔间采用GOOSE网络方式。释义继电保护基本技术原则智能变电站继电保护144.10110kV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智能变电站继电保护154.11110kV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。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智能变电站继电保护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智能变电站继电保护275.3.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。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3/2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MMS＋GOOSE网合一。释义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、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（IEC61850-8-1）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