智能变电站继电保护配置原则及技术要求

继电保护配置原则

1.1220kV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。

2.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。

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

。

3.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。

4.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，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。

5.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。

6.在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器
。

释义
：

①同《330kV～750kV智能变电站设计规范》4.3.c

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
。

7.110kV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：

①110kV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
。

8.110kV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（电子式电压互感器），条件具备时宜装设ECVT（电子式电流电压互感器）。

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。

9.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。

释义
：

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
。

Tips
：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
。

Tips

：对于非电量保护

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
。

10.110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备
。

释义：

①110kV线路保护单套配置，推荐采用保护测控一体化设备。

②110kV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
。

③220kV保护双重化配置，由于涉及到测控是否双重化配置问题，是否采用测控一体化设备不统一规定
。

11.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
。

释义：

①《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。

②本条的实质是对子站的要求
，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。

Tips
：与常规保护保护区别

①220kV母联（分段）保护双重化配置、3/2接线断路器保护双重化配置。

②过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中
。

③短引线保护功能可集成在边断路器保护中，也可独立独立设置
。

④母线保护和变压器保护可采用分布式保护
。

12.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
。

1. 两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的MU。

2. 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。

3. 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。

4. 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。

5. 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。

13.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。

释义

：

①不同保护之间的信息交互原则：通过GOOSE网络传输。例如
：3/2接线的线路保护启动失灵、启动重合闸、闭锁重合闸等

。

②双重化配置的两套保护之间信息交互原则：通过智能终端以空接点方式实现
。例如：三重方式下，双母线接线的两套线路保护需要相互闭锁重合闸时，可通过两套智能终端以空接点方式相互闭锁。

③智能终端和保护之间的信息交互原则：智能终端与本间隔保护之间采用GOOSE点对点传输

，其余采用GOOSE网络传输。例如：断路器位置信息经智能终端以点对点方式传递给线路保护，各间隔刀闸位置以GOOSE网络方式传递给母线保护。

14.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
：

①220kV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。

15.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

：

①110kV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。

②110kV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。

16.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。

17.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
。

18.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。

释义：

①采用就地安装方式时，宜采用分布式保护。

②当变压器保护的SV和GOOSE光口较多时，可采用分布式保护。

③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
。

19.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
。

释义
：

①主单元和子单元的功能分工如下
：

a.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。

b.主单元相当于人的大脑
，子单元相当于人的手脚。

②分布式母线保护的实现方案有如下几种：

a.主单元负责逻辑运算和3-4个间隔的采样和跳闸
，每3-4个间隔配置一个SV和GOOSE子单元
。

b.各间隔SV由主单元集中采集，每3-4个间隔配置一个GOOSE子单元。

c.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
。

20.b）短引线保护可独立设置，也可包含在边断路器保护内；

释义：

短引线保护配置：

·3/2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
。

21.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
；

22.b）3/2接线型式
，其线路EVT应置于线路侧；

23.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。

释义
：

①明确了电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。

②3/2接线型式，线路EVT布置在线路侧的原因：

·边断路器重合闸才考虑检同期

，中断路器重合闸不检同期
，因此EVT设置在线路侧

，不设置在串内
。

③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。

24.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。

释义
：

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
。

25.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；

释义

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。

26.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GOOSE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

；

释义：

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。

27.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
；

28.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；

释义
：

①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
。

②母线电压合并单元的电压接入原则
：

·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。