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智能变电站目录一、智能变电站体系结构及元件（设备）功能二、智能变电站主要功能三、“智能变电站继电保护技术原则”解读智能变电站体系结构及元件功能（一）特征一、MMS网(制造报文规范)二、SV网（采样值）三、GOOSE网（面向通用对象变电站事件）过程层SV网络、过程层GOOSE网络、站控层网络应完全独立，同一设备接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。智能变电站体系结构及元件功能（二）智能变电站体系结构及元件功能（三）•变电站二次设备（1）过程层：合并单元智能终端（2）间隔层：（3）站控层：故障信息子站（4）其它：以太网交换机时间同步系统合并单元的功能•功能：针对数字输出的电子式互感器而定义的，其主要功能是同步采集多路ECT/EVT输出的数字信号后按照标准规定的格式发送给保护与测控装置。•特点：1、合并单元即可接收电子式互感器提供的数字信息，也可接入模拟信息或传统的TA/TV的输出接口。所以具有A/D。智能终端的功能（一）•1、所在间隔信息采集：一次设备（断路器、隔离开关、接地刀闸）位置和状态告警信息的采集及监视•2、设备智能控制•3、防误闭锁操作功能•4、部分保护功能安装位置：断路器附近智能终端的功能（二）•JFZ-600F为例：1.装置显示本装置采用基于PC的以太网外接显示软件作为调试手段，同时装置面板具备LED指示灯。2.遥信每组开入可以定义成多种输入类型，如状态输入（重要信号可双位置输入）、告警输入、事件顺序记录（SOE）、主变分接头输入（BCD或HEX）等，具有防抖动功能。3.保护跳合闸可接收保护装置下发的跳闸、重合闸命令，完成保护跳合闸。4.控制命令接收测控装置的遥控命令，完成对断路器及其相关刀闸的控制。5.温度采集本装置可采集多种直流量，如DC220V、DC110V、DC24V、DC0V～5V、DC4mA～20mA等，还能完成主变温度的采集上送。6.断路器非全相保护功能就地完成无电流判据的非全相保护逻辑。智能变电站的高级功能（一）•保护运行状态远程管理通过将继电保护装置的运行、检修、告警、跳闸、软压板投退、保护运行定值等信息以IEC61850规约形式上送给当地自动化系统和调度/集控主站系统，并实时显示，允许远方查询、监视和控制保护。管理规范压板智能变电站的高级功能（二）•顺序控制发出整批指令，由系统根据设备状态信息变化情况判断每步操作是否到位，确认到位后自动执行下一指令，直至执行完所有指令。实现远方监控中心、变电站就地顺序控制功能，包括单间隔状态转换操作，双母线倒闸操作，变压器各侧跨电压等级操作，二次保护投退以及其它任意典型操作票的组合任务的操作。规范智能变电站的高级功能（三）一体化站用电源系统•将站用交流、直流、UPS、通信电源系统统一设计、生产：•（1）建立电源系统监控统一平台，与自动化系统集成，实现统一智能监控，进而实现状态检修。•（2）智能监控除常规范围外,还包括蓄电池容量监测，交流系统漏电监测，所有进线、馈线回路监控，电源回路的程序化操作、联锁、协调联动等。图一体化电源智能变电站的功能（四）•独立的网络报文记录分析系统实现对全站各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。智能辅助功能（二）状态监测S9电压、电流油中溶解气体底层油温OLTCC有载调压冷却系统智能组件注：1.S1、S2顶层油温，S3、S4底层油温2.S5、S6、S9、S10电压、电流3.S7、S8局部放电4.S11气体继电器5.S12油中溶解气体S5S66.S13油中水分7.S14铁芯接地电流8.C冷却系统9.OLTC有载调压系统S1S2S3S4S7S12S14S8铁芯接地电流局部放电顶层油温局部放电电压、电流系统网络S13S11气体继电器油中水分S10变压器状态监测传感器布点示意图设备状态监测通过传感器、计算机、通信网络等技术，获取设备的各种特征参量并结合专家系统分析，及早发现设备潜在故障。智能变电站的特征一次设备数字化、二次设备网络化•电子式互感器•高压设备智能化•IEC61850的应用15智能辅助功能集控站管理主机现有各子系统智能检修维护认证系统采暖通风子系统SF6泄漏在线监测系统给排水在线监测系统周界防入侵子系统图像监控子系统专有协议声光报警排风扇空调控制排水泵变电站管理主机其他站IEC-61850设备运行温度监测系统消防火灾报警子系统其他站智能辅助功能（一）•一、SF6密度微水监测•二、避雷器绝缘监测•三、断路器动作特性监测•四、变压器的状态监测基本技术原则4.1本标准内容是在已颁发的标准、规范基础上对智能变电站继电保护所作的补充规定，与已颁发的标准、规范不一致之处以本标准为准。释义1、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。18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(IEC61850)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、本间隔采用GOOSE点对点跳合闸，跨间隔采用GOOSE网路跳闸。2、常规互感器和电子式互感器均可。3、继电保护装置采用就地安装方式时，宜采用常规互感器，应采用电缆跳闸。19基本技术原则4.3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。释义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”，一次设备和二次回路应协调配合。20基本技术原则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21基本技术原则22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）。合并单元1智能终端1保护1某间隔合并单元2智能终端2保护2示意图基本技术原则23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。合并单元1智能终端1保护1220kVSV交换机1220kVGOOSE交换机1合并单元2智能终端2保护2220kVSV交换机2220kVGOOSE交换机2举例基本技术原则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。释义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。24基本技术原则25AD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基本技术原则26AD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。27基本技术原则284.7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。基本技术原则293.直接采样：智能电子设备间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。合并单元保护1保护2…SV光纤点对点示意图基本技术原则304.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。智能终端保护1保护2GOOSE光纤点对点示意图基本技术原则314.8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，本间隔采用点对点方式，间隔间采用GOOSE网路方式。基本技术原则324.9在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器。1.同《330kV～750kV智能变电站设计规范》4.3.c)条。2.电子式互感器不是智能变电站的必备要素。继电保护装置采用就地安装方式时，宜采用常规互感器，应采用电缆跳闸。释义基本技术原则334.10110kV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。释义基本技术原则344.11双母线、单母线分段等接线型式（单断路器）的线路、变压器间隔采用电子式互感器时宜单独配置三相ECVT。1.各间隔配置独立的三相ECVT，简化了二次回路，提高了保护的可靠性。2.仅采用电子式互感器的间隔，推荐配置三相ECVT。释义基本技术原则354.12保护装置宜独立分散、就地安装，其运行环境应满足相关标准要求。1.《智能变电站技术导则》6.6.b）：保护宜独立分散、就地安装。2.就地安装：在一次配电装置场地内紧邻被保护设备安装。3.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。4.鉴于目前的制造工艺：保护设备就地安装时，应置于开关柜、GIS汇控柜或智能控制柜内。柜内温度控制在-25℃～70℃，相对湿度控制在90%以下释义基本技术原则365.分布式保护布置原则：分布式保护是面向间隔，由若干单元装置组成，功能分布实现。主单元可安装于室内，子单元就地安装（满足就地安装条件）。装置光以太网接口较多，发热问题较突出；分布式方案将网络接口分散到主、子单元中。本规范规定光以太网接口数量较多的母差保护、变压器保护可采用分布式。主单元子单元1子单元2…点对点直连示意图基本技术原则376.非电量保护：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至过程层GOOSE网络，再经测控装置上送至站控层MMS网络。非电量保护和本体智能终端分别配置。基本技术原则38GOOSE网络非电量保护本体智能终端电缆断路器智能终端断路器机构（推荐）跳闸或非