1、0,国网电力科学研究院 2010年11月29日 南京,智能变电站继电保护技术规范,提纲,2,本标准编制工作的过程与背景,国调中心,各网、省调继电保护专业,国网继电保护专家组成员,智能变电站保护工作组成员,组织,总结分析数字化、智能变电站运行经验,讨论智能变电站继电保护及相关设备 技术原则,讨论智能变电站继电保护及相关设备 配置原则,讨论智能变电站继电保护及相关设备 实施方案,形成,智能变电站继电保护技术规范,2009年12月2830日 国调中心 智能变电站继电保护技术应用工作研究会议（武汉）,讨论智能变电站继电保护及相关设备 技术要求,3,本标准编制的主要原则,6.6 （智能变电站）保护功能要
2、求 a）应遵循继电保护基本原则，满足GB/T 14285、DL/T 769 等相关继电保护的标准要求； b）保护装置宜独立分散、就地安装； c）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。 d）保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能； e）双重化配置的两套保护，其信息输入、输出环节应完全独立； f）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； g）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
3、互感器的配置形式。,智能变电站技术导则中与继电保护相关规定,本标准编制的主要原则,7.2 （智能变电站） 高级功能要求 7.2.2 智能告警及分析决策应建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。 7.2.3 故障信息综合分析决策宜在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示。,本标准编制的主要原则,智能变电站技术导则中与继电保护相
4、关规定,本标准结构和内容,目次,前言,正文,附录,1 范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 4 总则 5 继电保护及相关设备配置原则 6 继电保护装置及相关设备技术要求 7 继电保护信息交互原则 8 继电保护就地化实施原则,附录A、B、C、D,本标准适用范围,7,本标准突出重点内容,8,标准针对智能变电站的特点，重点规范了继电保护配置原则、技术要求、信息交互原则以及电子式互感器、合并单元等相关设备配置原则及技术要求。,本标准只对智能变电站继电保护的特殊之处进行统一规范，除此之外还应满足“六统一”设计等原有规程、标准等的相关规定。,提纲,基本技术原则,4.1本标准内容是在规范性引用文件的基础
5、上对智能变电站继电保护所作的补充规定，与规范性引用文件不一致之处以本标准为准。,释义,本规范从指导工程应用的角度出发，对智能变电站技术导则等相关规范继电保护部分进行细化、补充和完善。,基本技术原则,4.2智能变电站继电保护与站控层信息交互采用DL/T860（IEC 61850）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，电压电流量可通过传统互感器或电子式互感器采集。具体应用中采用的技术应遵循本标准中与之对应的部分。,释义,1、站控层采用IEC61850标准。 2、常规互感器和电子式互感器均可。 3、直接电缆跳闸或GOOSE点对点跳闸方式均可，详见下文。,基本技术原则,4
6、.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、二次设备和二次回路应协调配合。,释义,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
7、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,基本技术原则,14,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,基本技术原则,15,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,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
8、（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。,基本技术原则,17,基本技术原则,18,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,保护采用点对点直接采样，采样同步不依赖于外部时钟。 保护装置可接入外部对时信号，但对时信息不参与逻辑运算。,基本技术原则,20,4.7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
9、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。,同智能变电站技术导则6.6.c)条，强调直接采样直接跳闸。 “直采直跳”原则是本规范的基本原则。,释义,基本技术原则,21,3.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。 另注：也可以是直接电缆跳闸。,示 意 图,SV光纤点对点,基本技术原则,22,4.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。 另注：也可以是直接电缆跳闸。,示 意 图,GOOSE光纤点对点,基
10、本技术原则,23,4.8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。,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。 有几个特别处注意：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。,释义,基本技术原则,24,4.9 在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器。,同330kV750kV智能变电站设计规范4.3.c)条。 电子式互感器不是智能变电站的必备要素。,释义,基本技术原则,25,4.10 110kV及以上电压等级的
11、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。,110kV及以上电压等级的各网络应相互独立。 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,基本技术原则,26,4.11 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。,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。 仅采用电子式互感器的间隔，推荐配置三相ECV
12、T。,释义,基本技术原则,27,4.12保护装置宜独立分散、就地安装，保护装置安装运行环境应满足相关标准技术要求。,智能变电站技术导则6.6.b）：保护宜独立分散、就地安装 就地安装：在一次配电装置场地内紧邻被保护设备安装。 保护就地安装对保护装置本身和运行环境都有严格要求。本条主要是针对运行环境提出的要求。 鉴于目前的制造工艺：保护设备就地安装时，宜置于开关柜、GIS汇控柜或智能控制柜内。,释义,基本技术原则,28,4.13 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。 110kV变压器电量保护宜按双套配置，双套配置时应采用主、
13、后备保护一体化配置；若主保护、各侧后备保护分开配置时，后备保护宜与测控装置一体化。 220kV及以上电压等级保护双重化配置，对于保护测控是否一体化的问题，在今年智能二次设备采购工作中，国调明确不采用测控一体化设备。,释义,基本技术原则,29,4.14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。,智能变电站技术导则4 .e）：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
14、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。,释义,提纲,5.1 双重化配置原则,31,5.1.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
15、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,5.1 一般要求,32,5.1.b)保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络传输，双重化配置的保护之间不直接交换信息。,5.2 线路保护,33,5.2.a） 220kV及以上线路按双重化配置保护装置，每套保护包含完整的主、后备保护功能； 5.2.b） 线路过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中，站内其它装置启动远跳经GOOSE网络启动。 5.2.c） 线路保护直接采样，直接跳断路器；经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸。,5.3 变压
16、器保护,34,5.3.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。,220kV以上变压器保护双重化配置。 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。 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,5.3 变压器保护,35,5.3.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。,110kV变压器保护宜双套配置，此时
17、各侧MU和智能终端也双套配置、测控一般独立配置。,释义,5.3 变压器保护,36,5.3.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。,5.3 变压器保护,37,5.3.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。,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
18、过程层GOOSE网，再经测控上送至站控层网络。,释义,5.3 变压器保护,38,5.3.e)变压器保护可采用分布式保护。分布式保护由主单元和若干个子单元组成，子单元不应跨电压等级。,当变压器保护的SV和GOOSE光口较多时，可采用分布式保护。 分布式变压器保护的子单元不应跨电压等级，同一电压等级的不同分支可采用同一子单元，也可采用不同子单元。,释义,5.4 母线保护,39,5.4.b)母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件数较多时，可采用分布式母线保护。,主单元和子单元的功能分工如下： 主单元主要负责逻辑运算，子单元负责SV采集、执行GOOSE跳闸命令和刀闸位置的采集。 主单元相当于人的大脑，
19、子单元相当于人的手脚。 分布式母线保护的实现方案可有多种，如： 主单元只负责逻辑运算，子单元按间隔配置，负责SV采样和GOOSE跳闸。 主单元负责逻辑运算和部分采样和跳闸，另外，每n个间隔配置一个SV和GOOSE子单元。 各间隔SV由主单元集中采集，另外，每n个间隔配置一个GOOSE子单元。,释义,5.5 高抗保护,40,5.5.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。,电缆直跳,中断路器 智能终端1,边断路器 智能终端1,GOOSE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2,GOO
20、SE网2,远跳2,远跳1,示意,5.6 断路器保护和短引线保护,41,5.6.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。,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。 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,5.6 断路器保护和短引线保护,42,5.6.b）短引线保护可独立设置，也可包含在边断路器保护内；,短引线保护配置： 3
21、/2接线线路或主变装设隔离刀闸的变电站较少，短引线保护较少 无论是否采用电子式互感器，断路器保护和短引线保护共用二次电流源，因此短引线保护功能可整合到断路器保护中。 独立设置：增加了智能终端的光口负担；刀闸经边断路器智能终端接入。 含在边断路器保护内：边中断路器保护装置版本可能不同。,释义,5.7 母联保护,43,5.7.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。,母联（分段）保护双重化的原因： 为了防止一套保护跨双网。
22、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,5.8 66kV、35kV及以下间隔保护,44,5.8.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；,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。 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
23、,5.8 66kV、35kV及以下间隔保护,45,5.8.d） 跨间隔开关量信息交换可采用过程层GOOSE网络传输。,5.9 录波及网络报文记录分析装置,46,5.9.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 。,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。 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
24、义,5.9 录波及网络报文记录分析装置,47,5.9.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。,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。 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
25、应采用独立的数据接口控制器。,释义,5.9 录波及网络报文记录分析装置,48,5.9.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。,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。 e条明确了故障录波和网络记录分析装置的整合原则： 故障录波可采用组网方式。,释义,5.1
26、0 安全自动装置,49,5.10. 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。,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。 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。 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,5.11 过程层网络,50,5.11.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
27、、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，应采用相互独立的数据接口控制器。,a条再次强调了SV、GOOSE和MMS三网的独立性。 b条明确了过程层GOOSE和SV网应按电压等级分别组网。,释义,5.11 过程层网络,51,5.11.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。,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
28、络宜双重化配置。 d条对IED设备之间的交换机级数进行了限制。,释义,5.11 过程层网络,52,5.11.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。,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。 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,5.12 智能终端,53,5.12.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
29、置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现 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;,a条明确了智能终端的配置原则。 b条明确了防跳功能由断路器本体实现。 c条明确了110KV以上的变压器智能终端均双套配置。,释义,5.12 智能终端,54,5.12.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.
30、f） 智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。,d条明确了变压器、高抗本体智能终端应具备的功能。 e条明确了智能终端应就地安装。 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,5.13 电子式互感器（含合并单元）,55,5.13.a）双重化（或双套）配置保护所采用的电子式电流互感器一、二次转换器及合并单元应双重化（或双套）配置； 5.13.b）3/2接线型式，其线路EVT应置于线路侧； 5.13.c）母线差动保护、变压器差动保护、高抗差动保护用电子式电流互感器相关特性宜相同。,a条中明确了电
31、子式互感器和合并单元的双重化原则： 由于电子式互感器一、二次转换器和合并单元均可看作继电保护系统的一部分，因此对于双重化的保护而言，相关部分也应双重化配置。 c条明确了差动保护用CT宜采用相同特性的CT： 主要原因是为了防止由于CT特性不一致，而恶化了差动保护的性能。,释义,5.13 电子式互感器（含合并单元）,56,5.13.d）配置母线电压合并单元。母线电压合并单元可接收至少2组电压互感器数据，并支持向其它合并单元提供母线电压数据，根据需要提供电压并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。,d条明确了以下两点： 电压并列可由母线电压合并单元实现，双母线接线母线电压合并
32、单元接入2组母线电压，双母单分段母线电压合并单元接入3组母线电压，因此规定至少应接入2组母线电压。 各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。,释义,5.13 电子式互感器（含合并单元）,57,5.13.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,5.13 电子式互感器（含合并单元）,58,5.13.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G
33、OOSE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;,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,5.13 电子式互感器（含合并单元）,59,5.13.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，按双重化配置四台母线电压合并单元，不考虑横向并列；,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 母线电压合并单元的电压接入原则
34、： 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,5.13 电子式互感器（含合并单元）,60,5.13 电子式互感器（含合并单元）,61,5.13.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。,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，重合闸检同期用的母线电压由母线电压合并单元点对点转发。 间隔数较多时，母线电压合并单元的光口较多，装置设计时需要注意。,释义,提纲,6.1 保护装置技术要求,63,6.1.1线路纵联保护、
35、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。,释义,6.1 保护装置技术要求,64,互感器延时稳定时，光纤差动保护的数据同步过程,6.1 保护装置技术要求,65,6.1.2 保护装置采样值采用点对点接入方式，采样同步应由保护装置实现，支持GB/T 20840.8（IEC60044-8）或DL/T860.92（IEC61850-9-2）协
36、议，在工程应用时应能灵活配置。,保护采样同步由保护装置实现，同步不依赖于外部时钟。 采样值采用点对点传输，应能支持60044-8或9-2，对某一具体由应用，MU接口类型与数量是固定的。为实现工程要求，装置可通过配置不同的SV接口插件实现，并应能同时支持两种接口。,释义,6.1 保护装置技术要求,66,6.1.3保护装置应自动补偿电子式互感器的采样响应延迟，当响应延时发生变化时应闭锁采自不同MU且有采样同步要求的保护。保护装置的采样输入接口数据的采样频率宜为4000Hz。,电子式互感器本身存在采样延迟，保护收到带延迟信息的数据帧后，据此自动补偿采样延迟时间。 当响应延时发生变化时，差动保护会出现
37、差流，因此应闭锁采自不同MU且有采样同步要求的保护。,释义,6.1 保护装置技术要求,67,6.1.5 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。,释义,6.1 保护装置技术要求,68,6.1.6当采用电子式互感器
38、时，保护装置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。,由于电子式互感器无磁饱和问题、线性传变特性好等诸多优点，但现阶段存在电子式互感器输出特性不稳定，波形存在畸变、出大数据等问题，需要保护装置内部采取特殊算法，才能保证保护动作的正确性。,释义,6.1 保护装置技术要求,69,6.1.7 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，导致保护的误动的措施一般可采用一路作为启动元件计算量、一路作保护动作元件计算量的方式。,释义,6.1 保护装置技术要求,70,6.1.8 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
39、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,6.1 保护装置技术要求,71,6.1.9 保护装置应同时支持GOOSE点对点和网络方式传输，传输协议遵循DL/T 860.81（IEC61850-8-1）。 6.1.10 保护装置采样值接口和GOOSE接口数量应满足工程的需要，母线保护、变压器保护在接口数量较多时可采用分布式方案。,9条明确了GOOSE的传输协议采用61850-8-1标准。 10条明确提
40、出了SV和GOOSE接口较多时，可采用分布式方案。,释义,6.1 保护装置技术要求,72,6.1.11 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，不排除也支持二次值的方式。 12条再次强调了接入不同网络的数据接口控制器应相互独立。,释义,6.2 网络及其设备的要求,73,6.2.1.a) 变电站自动化
41、系统宜采用开放式分层分布式系统，由站控层、间隔层和过程层构成； 6.2.1.b)继电保护与故障录波器应共用站控层网络上送信息；,a条明确了变电站的三层结构，标准中两层网络的提法不再出现。2个智能变电站设计规范中也没有两层网络的说法。,释义,6.2 网络及其设备的要求,74,6.2.1.c）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，应有实时监测设备状态及光纤连接状态的措施； 6.2.1.d）站控层网络：网络结构宜符合IEC 62439标准，满足继电保护信息传送安全可靠的要求; 6.2.1.e）过程层网络：网络结构宜符合IEC 62439标准，宜
42、采用双网星型结构；,c条要求过程层设备之间均采用光纤连接，应能监视光纤的连接状态。 d和e条推荐采用满足IEC62439标准的高可靠性网络。,释义,6.2 网络及其设备的要求,75,6.2.1.f）过程层SV数据应以点对点方式接入继电保护设备； 6.2.1.g）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； 6.2.1.h）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； 6.2.1.i）交换机的VLAN划分应采用最优路径方法结合逻辑功能划分。,f条再次强调了保护采用点对点直接采样。 g条再次强调了保护采用GOOSE直跳本间隔原则。 h条要求保护之间
43、的信息交互可采用GOOSE网络方式。 i条提出了交换机的VLAN划分原则。,释义,6.2 网络及其设备的要求,76,6.2.3 对网络时延的要求：传输各种帧长数据时交换机固有时延应小于10s。,规定了交换机的固有延时标准。,释义,6.2 网络及其设备的要求,77,6.2.4 网络交换机，应满足以下要求： a）应采用工业级或以上等级产品； b）应使用无扇型，采用直流工作电源； c）应满足变电站电磁兼容的要求； d）支持端口速率限制和广播风暴限制； e）提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等。,b条采用无扇型直流交换机，可靠性高。 d条支持端口速率限制和广播风暴限制，可显著提高网络的可靠
44、性,释义,6.2 网络及其设备的要求,78,6.2.5 交换机的配置使用原则 a）根据间隔数量合理分配交换机数量，每台交换机保留适量的备用端口； b）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。当采用级联方式时，不应丢失数据。,6.3 电子式互感器技术要求,79,6.3.1 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，以满足双重化保护相互完全独立的要求。,电子式互感器的采集系统和MU均属于保护系统的一部分，应按双重化原则配置。,释义,6.3 电子式互感器技术要求,80,6.3.2 电子
45、式互感器（含MU）应能真实地反映一次电流或电压，额定延时时间不大于2ms、唤醒时间为0；电子式电流互感器的额定延时不大于2Ts（2个采样周期，采样频率4000Hz时Ts为250s）；电子式电流互感器的复合误差应满足5P级或5TPE级要求，电子式电压互感器的复合误差不大于3P级要求。,采用电子式互感器国标相关要求。,释义,6.3 电子式互感器技术要求,81,6.3.3 用于双重化保护的电子式互感器，其两个采样系统应由不同的电源供电并与相应保护装置使用同一组直流电源。 6.3.4 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。,3条强调了电子式互感器采样回路的工作电源应
46、与保护装置直流电源一一对应。 4条中互感器采样数据品质标志，经延时或展宽后，可能导致保护不正确判断。,释义,6.4 合并单元（MU）技术要求,82,6.4.1 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。 6.4.2 MU应能支持GB/T-20840.8（IEC60044-8）、DL/T860.92（IEC61850-9-2）等协议。当MU采用GB/T-20840.8（IEC60044-8）协议时，应支持数据帧通道可配置功能。 6.4.3 MU应输出电子式互感器整体的采样响应延时。 6.4.4 MU采样值发送间隔离散值应小于10S。 6.4.5 MU应能提供点对点和组网输出接口
47、。,3条可以让保护自动调整电子式互感器的采样延时。 4条对MU采样值发送间隔离散值进行了规定。,释义,6.4 合并单元（MU）技术要求,83,6.4.6 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。 6.4.7 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。 6.4.8 MU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,6.5 智能终端技术要求,84,6.
48、5.1 智能终端应具备以下功能： a）接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离刀闸、地刀等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离刀闸及地刀位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等； b）智能终端应具备三跳硬接点输入接口，可灵活配置的保护点对点接口（最大考虑10个）和GOOSE网络接口；,a条为智能终端的详细功能要求。 b条规定了智能终端点对点GOOSE的数量。,释义,6.5 智能终端技术要求,85,6.5.1 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合闸接点； d）具备对时功能、事件报文记录功能；
49、 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,6.5 智能终端技术要求,86,6.5.2 智能终端配置单工作电源。 6.5.3 智能终端不配置液晶显示屏，但应具备（断路器位置）指示灯位置显示和告警。 6.5.4 智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。,2条明确智能终端采用单电源，不采用双电源切换方案。 3条智能终端就地安装，运行环境差，故不设液晶显示屏。,释义,6.6 SCD文件规范,87,6.6.1 ICD、SCD、CID文件符合统一的模型要求，适用于通用的配置工具和静态检测、分析软件。 6.6.2 ICD文件应完整描述IED提供的数据模型及服务，采用模块化设计，包含版本信息。 6.6.3 SCD文件应完整描述全站IED之间逻辑关系，应采用模块化设计，应包含版本信息。 6.6.4 CID文件应完整描述本IED的实例化信息，应包含版本信息。,
