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基于直采直跳模式的智能变电站的母线保护应用研究

第39卷第19期电力系统保护与控制Vol.39 No.19 2011年10月1日Power System Protection and Control Oct. 1, 2011 基于直采直跳模式的智能变电站的母线保护应用研究

王晓晨1，黄继东2

（1.河南省电力公司濮阳供电公司，河南濮阳 457000；2.许继电气技术中心，河南许昌 461000）

摘要：介绍了智能变电站设计中传统的基于IEC61850-9-2标准的组网方案存在的缺点，提出了基于模拟量直采、开关量直跳的设计方案。给出了直采直跳模式下SV接入方案及GOOSE直跳方案，并从理论上论述了直采直跳模式下如何更好地解决同步的问题。针对智能变电站技术导则中提出的电子互感器双AD方式的防误措施，阐述了母线保护的双AD判别的逻辑并阐述了几种双AD数据在保护CPU中的使用方案。此外，提出了基于检修位判别的SV检修、GOOSE检修的检修判别方案及闭锁逻辑，给出了直采直跳模式下的状态监视方案和模拟量、开关量录波方案。

关键词：智能变电站；直采直跳；双AD；检修；状态监视

Practical research on point-to-point model of bus protection in smart substation

WANG Xiao-chen1, HUANG Ji-dong2

(1. Puyang Electric Power Company, Electric Power of Henan, Puyang 457000, China;

2. XJ Electric Technical Center, Xuchang 461000, China)

Abstract: The paper presents the shortcoming of process level representative framework modes based on IEC61850-9-2 of smart substation, and provides the scheme of point-to-point analogy acquisition and point-to-point tripping. It introduces solution of SV and GOOSE in the power system design, and states the principle of settling the synchronization problem theoretically. Aiming at preventing measure by double AD of electronic CT proposed in the technology leading principle of smart substation, it discusses bus protection’s double AD identifying logic and several double AD solving solutions in protecting CPU. What’s more, the paper provides SV maintenance identification scheme, GOOSE maintenance identification scheme and relative interlocking logic. Finally, state-monitoring scheme and SV wave-recording and GOOSE wave-reording scheme are given.

Key words: smart substation; point-to-point; double AD; maintenance; state-monitoring

中图分类号： TM77 文献标识码：A 文章编号： 1674-3415(2011)19-0150-05

0 引言

在早期的智能变电站二次回路设计中，曾经广泛基于IEC61850-9-2标准的组网方案，如图1所示。在这种组网方式下，每个间隔配置一台间隔交换机，站控层设置主干网交换机。间隔层交换机和过程层交换机之间传输GOOSE跳闸信息、联闭锁信号、失灵启动开入、开关状态信息。因此，各交换机之间通信的可靠性和实时性至关重要。

1）网络延时不稳定，对保护快速动作造成不利影响；

2）对交换机的依赖性较强，当交换机发生故障时存在造成保护误动的风险；

3）对GPS的同步信号依赖性很强，当同步信号丢失后，可能会造成各侧的采样不同步，产生差流。

图1 IEC61850-9-2组网方案

Fig.1 IEC61850 network scheme

针对IEC61850-9-2模式存在的不利因素，智能变电站技术导则提出了直采直跳模式（即点对点模

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式）的智能变电站保护设计规范，明确了智能变电站继电保护应遵循直接采样、直接跳闸的原则、双重化配置的原则以及对网络的总体要求。直接采样是指智能电子设备间不经过以太网交换机而是以点对点光纤直联方式进行采样值传输，直接跳闸是指智能电子设备间不经过以太网交换机而以点对点光纤直联方式进行跳合闸信号的传输，而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。

下面从SV采样、GOOSE跳闸、双AD方式、同步方式、检修方案、状态监视、录波配置等方面提出一种微机母线保护的设计方案。本文以220kV系统，保护双重化配置的模式进行系统配置。

1.1 直采直跳

1.1.1.1 SV直采

相对于传统的基于IEC61850-9-2组网接入方式，SV直采方式省去了间隔交换机，MU的数据经光纤接入保护装置，且MU为保护提供的电流数据不再需要同步脉冲信号，所以就降低了对外部同步脉冲信号的依赖性，SV直采方式如图2所示。

图2 直采直跳接线示意图

Fig.2 Connection schematics of point-to-point tripping

母线上的每个间隔配置两套互感器-采集器-合并单元，和保护装置一一对应接入。合并单元MU 数据点对点的方式接入保护装置，每根光纤负责传输该支路的三相电流。光纤中传输的数据采用发布/订阅机制，每个合并单元均按照IEC61850-9-2帧结构发送数据包，每帧报文中均包含有站内唯一的Appid组号、Mac地址、VlanId、svID、ConRev、通道个数等。尽管是直采接入方式，但考虑到数据的安全和准确性，保护装置在接受数据时按照上述信息标签和信息体结构接收，只有完全对应时才能正确接收。

采用直采接入方式之后，母线保护就要为每个连接元件设置一个SV接入光口，因此这种基于直采模式的方式对母线保护的要求就是要按照间隔的个数设置对应个数的SV口。

由于过程层采样均为80点采样，数据运算量较大，考虑到数据采集处理板的运算能力且考虑装设SV光口的硬件物理结构的限制，所以单块数据采集处理板一般不超过12个。若按照母线上的最大连接元件24个设计，则需要两块数据采集处理板才能完成，针对这种情况，本方案设计了级联原理的子板和主板。其中两块子板用于仅负责数据运算，负责将80点的数据运算为保护用24点数据，然后发送给主板，主板传送给保护CPU使用，如图3所示。

注：4001、4002、4010、4020、4030、4040为间隔SV的Appid号示意。

图3 数据采集处理级联原理图

Fig.3 Cascaded diagram of data aquisttion processing

此外，对于双母线接线方式，母线保护需要接入两条母线的电压。但由于两组母线的电压之间不需要进行矢量运算，也不需要判断同期，所以两组母线的电压不必分开合并单元，可以由同一个合并单元合并后接入保护。

1.2.1.2 GOOSE直跳

在减少间隔层交换机后，GOOSE跳闸信号也采用直接跳闸的方式，两套保护一一对应接入不同的智能终端中，保护按照母线上连接的间隔个数设置对应GOOSE跳闸输入口。智能终端按照双配置，所以母线保护的每个间隔的跳闸出口均通过独立的光纤连接到智能终端的GOOSE接收口上。GOOSE 跳闸报文同样采用发布/订阅机制，每个合并单元均按照IEC61850-9-2帧结构发送数据包，且发送每帧报文中都包含有站内唯一的Appid、GocbRef、GoId、Mac地址、VlanId、svID、ConRev、通道个数等。智能终端正确按照这些参数配置后才能接收。

在这种直跳模式下，每根光纤中由保护发出的GOOSE跳闸报文的配置有两种方式，一种是GOOSE报文中所有的跳闸开出全配置，即所有间隔的GOOSE跳闸的开关量均发送，由智能终端筛选其对应间隔的GOOSE开关量状态判断是否需要跳闸；另外一种方式为每根光纤的GOOSE报文中

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仅配置与其对应的智能队员对应的跳闸GOOSE状态，当然这种方式也需要智能终端其所在间隔的GOOSE开关量状态是否变位。

2 同步方式

2.1同步方式

基于IEC61850-9-2的网络传输方案要求对过程层的每一个MU进行同步，MU失去同步信号时，则有可能会造成各间隔间采样值的不同步。由于母线上连接单元较多，任一间隔的同步脉冲丢失时，就会产生差流，为防止保护误动作，在失步时就必须要闭锁保护。所以，同步信号尤为关键。但是基于直采直跳模式的方案不再要求MU对提供给保护的SV进行同步，而是各间隔MU完成采样后，直接发送给保护，保护的SV数据处理单元对每个间隔MU发送过来的SV进行重采样。

2.2延时补偿

保护重采样时对于每个间隔发送过来的SV需加入延时修正，所有间隔的电子互感器输出值经过MU合并后送给保护。因此，对于任一电子互感器-合并单元，其采样环节的延时是相对固定的，而且是一个可测值。所以，在保护的SV数据处理环节进行重采样时需要对每个间隔均按照既定的延时向前修正，修正之后各间隔的采样起点则可以认为是近似相同的。这里之所以说是近似相同，是因为过程层采集环节的延时不是绝对固定的，而保护对于延时的修正按照某一固定延时进行处理。

这种经过延时补偿后在保护的数据处理单元同步的方式要求电子互感器必须是经过同步信号之后的。对于电子互感器的同步有两种方式，方式1为电子互感器本身进行同步；方式2为由MU上对电子式互感器发过来的采样信号进行同步。由于电子互感器与同步信号源不在同一个小室，所以方式2更容易实现。但考虑到采集器与MU之间的传输延时，方式2的同步效果从理论上没有方式1理想。

3 双AD方式

为防止电子式互感器采集错误及模数处理单元出错，《智能变电站继电保护技术规范》要求“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”。这也就是要求每套电子互感器内应配置两个保护用传感元件，每个传感元件由两路独立的采样系统进行采集（双A/D系统），两路采样系统数据通过同一通道输出至MU。

3.1双AD数据判别

对于双AD的采集功能由电子互感器完成，当保护装置接收到经过MU合并之后的双AD数据之后，保护装置首先判断其幅值差和相角差是否在误差允许的范围之内。如果在误差允许的范围之内，则保护认为该组数据均正常，可以正常使用；若两路数据相差较大，则保护认为该组数据异常，保护不宜直接采用，为防止保护误动，此时应闭锁保护。一种可用于双AD判别的可行性方案如下：当两路AD的矢量差大于10%，并且幅值差大于0.2倍额定值时，则认为A/D数据异常。假设第一路数据为A1，第二路数据值为A2（A1、A2均为瞬时值），则当：(A1>1.1A2 或A1<0.9A2) 且（|A1-A2|>0.2·In）时认为双A/D数据异常。

3.2 双AD数据的使用方案

对于双AD数据，在保护逻辑的实现方案上可以有三种不同的做法。(1)双CPU；每路数据进入一块CPU，两块CPU与逻辑出口；（2）双核心，两路数据同时进入同一块CPU，其中一路数据做启动逻辑，一路数据作跳闸逻辑，出口前启动逻辑和跳闸逻辑相“与”；（3）双CPU单核心，双AD同时进入采样CPU，如果双AD数据异常则将该组数据的品质因数置为无效用以闭锁保护，如果正常则进入保护CPU进行逻辑运算。

由于双AD的方案主要是出于防误考虑，防止ECT-MU单元数据出错时保护误动作，所以相比较而言，方案3更为科学，在双AD数据异常时能够更为直接地闭锁保护逻辑，不至于造成保护误动作。其流程图如图4所示。

图4 双CPU单核心数据流程图

Fig.4 Single-core data flow of double CPU

4 检修方案

在传统的基于模拟量/电平量模式的保护检修时，检修人员直接将电流/开入屏端子切换到检修端子位置即可。而对于智能变电站，不可能通过插拔光纤，更不可能通过改变配置进行检修/运行的切换。所以，智能变电站的二次设备检修的方式有了改变，根据IEC61850模型每个装置在检修时在其

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向外发送的GOOSE 或者SV 报文中增加检修位，接收装置判断检修位标志，在模拟量处于检修位时则认为该数据为试验数据，不参与保护运算；当刀闸位置、外部闭锁母差开入等不会造成保护误动的GOOSE 开入处于检修位时认为开入有效，当失灵启动开入类开入处于检修位时则认为开入无效，闭锁其相应的逻辑。 4.1 SV 检修

当保护接收到的SV 采样值报文带有检修位标志时，保护认为该间隔的采样数据为检修数据，此间隔的数据不能直接参与保护计算。此外，为便于检修时能够将某个间隔电流退出差流计算，保护设备按间隔设置CT 投入压板，间隔检修时退出该间隔的CT 投入压板。为便于检修时查看并确认保护能够正确、准确地接收到SV 采样值，检修时浏览菜单里能够正常显示该间隔的采样幅值。检修封差流示意图如图5所示。

图5 检修封差流示意图

Fig.5 Schematics of maintenance difference current

当断路器等一次设备检修时，断路器跳开，一次CT 无流，所以检修单元的设备无论是否参与差流计算，母线的差流都是平衡的。但是考虑到在双套保护配置情况下能够提供带电检修其中一套过程层设备（采集器、互感器等）的手段，在保护判断出某一间隔处于检修而保护装置不在检修位时，保护认为检修不一致，这种情况下保护装置根据该间隔所在的位置闭锁对应的母线的差动保护。检修闭锁方案如图6所示。

图6 检修闭锁方案

Fig.6 Maintenance blocking scheme

在保护接收到的SV 报文带有检修位时，保护

发出“*间隔SV 检修位不一致”报文。由检修人员查看并确认SV 数据传送的可靠性和准确性。SV 检修报文及其闭锁标志如图7所示。

图7 SV 检修报文及其闭锁标志

Fig.7 SV maintenance message and its blocking symbol

4.2 GOOSE 检修

与SV 检修相类似，保护装置接收到的GOOSE 开入带有检修位时如果保护装置本身不在检修位时装置也发“*GOOSE 开入检修位不一致”报文。

对于这种GOOSE 开入检修状态不一致情况的开入的处理，保护根据开入的类别进行判别，对于刀闸、跳位、手合开入等不至于造成保护误动类的GOOSE 开入处于检修位时，认为刀闸位置GOOSE 开入有效。对于失灵启动开入、失灵解除电压闭锁等GOOSE 开入，则在处于GOOSE 开入检修不一致时闭锁该GOOSE 开入。 4.3 保护检修

4.1节中所述外部SV 或者GOOSE 开入的检修位与保护装置的检修位不一致时保护装置会发出“**SV 检修位不一致”或者“**GOOSE 开入检修位不一致”的报文。所以，在投入保护装置的检修压板时，各SV 和各GOOSE 开入均满足“检修不一致”的逻辑。此时，保护装置所有间隔的SV 检修和GOOSE 开入检修均会发出检修不一致报文，如果按照15个元件考虑，总共有165条报文。因此，在投入保护检修压板时，保护只发总的“检修状态不一致”的报文，不再单独发送报文。

保护检修时，其动作GOOSE 开出状态也能置动作标志位用以检验状态变化时智能终端接收的可靠性，但报文中带有检修位，智能终端判断出检修位标志之后就不再作用于跳闸。

5 状态监视及录波

5.1品质因数监视

品质因数的监视包括模拟量数据的品质监视和状态量品质的监视。对于模拟量数据在丢点、光纤通道中断时，品质因数置0，发出品质因数异常报文，且闭锁相关保护。对于状态量在品质因数异常

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时则认为该状态为无效状态，对于接收到的状态量不予以处理。

5.2 链路状态监视

链路监视主要是用于监视二次设备之间的光纤通道的连接状况，在连接中断时及时提醒运行人员。包括各间隔的SV通道状态、各间隔的GOOSE通道状态、各间隔的启失灵开入通道状态、直跳口GOOSE断链通道状态等。这些GOOSE通道状态对保护以GOOSE开入形式反应，这些开入是由过程层处理单元根据通道的开断情况映射而成的GOOSE开入，当保护读取到映射的GOOSE开入之后经过延时确认之后发出链路中断的报文。

对于保护装置的直跳口，由于保护只给智能终端发送GOOSE报文，智能接口不给保护装置发送报文。所以对于直跳口的链路状态，一般是在智能终端中判断，当智能终端收不到保护装置发送的心跳报文时，智能接口判为该间隔的直跳口GOOSE 断链，输出GOOSE断链开出，发送到GOOSE交换机上。保护装置在GOOSE交换机上根据GOOSE 报文的APPID组号、MAC地址等判断是否为其直跳口的GOOSE断链。直跳口GOOSE断链监视的数据流图如图8所示。

图8 直跳口GOOSE断链数据流图

Fig.8 Goose broken-chain data flow at point-to-point tripping exit

5.3录波

直采直跳模式，模拟量和开关量的录波机制为采用经交换机录波模式。但是由于SV为直采模式，GOOSE为直跳模式，录波量不能串在保护相关的回路中，所以SV由MU另外提供光纤口接入到SV 交换机，GOOSE开关量也是由相应的二次设备另外光纤口连接到GOOSE交换机上。

对于智能变电站特有的网络报文分析仪，其源信号取自于SV交换机和GOOSE交换机。

6 结论

文章介绍了61850-9-2标准的组网方案存在的缺点，提出了基于模拟量直采、开关量直跳的设计方案。提出了具体的解决方案。给出双AD判别方案、SV检修、GOOSE检修的检修判别方案及闭锁逻辑。最后文章给出了直采直跳模式下的状态监视方案和模拟量、开关量录波方案。对于智能变电站保护设备的设计开发和应用研究做出了一定的探索和研究。

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收稿日期：2011-01-06；修回日期： 2011-05-20

作者简介：

王晓晨（1985-），男，硕士，从事继电保护运行管理工作；

黄继东（1980-），男，本科，工程师，从事继电保护产

品研发工作。E-mail: huangjidong@https://www.wendangku.net/doc/551816941.html,

220kV智能变电站继电保护及自动化分析吴宗俞

220kV智能变电站继电保护及自动化分析吴宗俞发表时间：2018-06-27T09:41:38.153Z 来源：《电力设备》2018年第6期作者：吴宗俞吕日龙 [导读] 摘要：智能变电站是集先进、可靠、集成和环保于一体的智能设备，能实现信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化的要求。内蒙古电力（集团）有限责任公司巴彦淖尔电业局内蒙古自治区巴彦淖尔市 015000 摘要：智能变电站是集先进、可靠、集成和环保于一体的智能设备，能实现信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化的要求。从智能变电站继电保护相关介绍入手，重点阐述分析220kV智能变电站继电保护及自动化。220kV智能变电站继电保护高效、有效，在满足供电需求的同时，逐步完善电力系统。关键词：220kV智能变电站；继电保护；自动化 1、220kV智能变电站的继电保护及自动化系统设计实例变电站是国家电网建设的一个重要组成部分，如今我国的智能变电站建设工作已经得到了快速地发展。在变电站的建设过程中，想要实现系统的稳定运行，提升系统建设效率，就需要制定一个继电保护和自动化系统的设计方案。文章以某市的智能变电站为例，对智能变电站的系统设计方案进行探讨。 1.1工程基本情况概述 L市计划建设一个智能变电站，既有220kV变电站的情况是有3台主变，每台主变的容量为180MVA；其中220kV出线4回、66kV出线10回。L市打算进行智能变电站的建设，变电站建成之后有4台主变，并且它们每台的容量要达到240MVA；并且要求220kV出线8回、66kV出线26回。 1.2智能变电站继电保护及自动化系统设计方案分析进行设计方案确定之前，要求工作人员明确该智能变电站的设计原则，在实际的工作中需要坚持标准一致、安全第一、技术过硬等原则。在工作开展中需要按照设计方案开展工作，并且要注重各类先进技术的使用，保障智能变电站的智能化程度。 L市智能变电站在设计中首先明确的就是变电站的总体结构。该220kV的智能变电站主要分为三个结构层次：①过程层。这一部分的结构主要负责三个工作，分别是设备的运行状态监测、电器运行实时监测以及控制操作的驱动和执行。这是智能变电站设备实现自动化运行的基础和前提；②间隔层。该机构的设计运行后的功能主要是对于各类数据进行收集，并且对系统的运行数据进行收集和控制。实际上，这一结构的就是承上启下，接受各类系统信息，然后进行设备的指挥操作；③变电层。变电层的工作任务就是将整体变电站的信息进行总汇之后，将其发送到电网指挥中心。同时变电层还可以接收各类指令，完成人们给系统下达的工作。这个系统主要应用的是电子信息技术、电气自动化技术、以及网络通信技术等。 2、220kV智能变电站的继电保护 2.1要求例举220kV智能变电站中，继电保护的基本要求，如： 2.1.1可靠性继电保护的范围内，准确、可靠的检测220kV智能变电站的运行，辅助规划出故障的范围及故障点。 2.1.2灵敏性继电保护检测220kV智能变电站的故障时，要具备足够的灵敏度，围绕故障特征，给与及时的保护反馈，预防220kV智能变电站失控。 2.1.3检测性 220kV智能变电站的继电保护，其检测性的特征，目的是可以合理的判断系统故障，缩小故障影响的范围，以便准确的切除故障。 2.2原理 220kV智能变电站继电保护的运行原理方面，表现出综合性的特征，继电保护全面检测智能变电站的运行，通过点流量、电压以及功率等特征，判断智能变电站的故障信息，及时提示报警信息，识别相关的故障。例如：220kV智能变电站运行期间，继电保护分析智能变电站的点流量，进而执行相关的跳闸保护，也就是反时限保护，智能变电站的电流量增大，跳闸的速度越快，除此以外，继电保护还可以实行定时间保护，检测超出规范标准的电流量，特定的时间中，有跳闸动作，220kV智能变电站继电保护，在温度、瓦斯方面的保护，汇总为非电量保护。变电站继电保护原理中，设置了比较固定的可靠性系统，其为继电保护的经验值，按照系数计算，决定继电保护的动作值。 2.3职能 220kV智能变电站中的继电保护，负责故障维护，变电站正常运行期间，继电保护没有任何动作，如有故障问题，继电保护及时、快速的动作，反馈智能变电站系统、元件等的故障信息，表现为跳闸的状态，提示管理人员对智能变电站进行检修。继电保护的断路器迅速断开，防止220kV智能变电站的电气元件损坏，避免影响其它的元件应用。 2.4分类例举220kV智能变电站继电保护的分类，如： 2.4.1变压器保护继电保护检测变压器的接线、接地灯，利用电流、电压以及负荷检测，完成保护工作，进而解决了变压器的风险问题。 2.4.2电容器保护此项结构容易发生内部故障，导致连线短路，继电保护在电容器组内，通过过电压检测，实行保护工作。 2.4.3电动机保护运行时容易有低电压、过负荷的故障，同步电动机的继电保护中，运用非同步冲击电流等方法进行保护。 2.4.4线路保护继电保护根据220kV智能变电站的电压等级、接地方式以及运输过程，展开接地类型的故障维护。

变电站母线保护的探讨

变电站母线保护的探讨发表时间：2018-11-16T11:54:57.523Z 来源：《河南电力》2018年10期作者：何剑波[导读] 变电所或发电厂的高压母线也是电力系统的中枢部分，若母线故障不能迅速切除，将会造成或扩大事故。本文阐述了母线差动保护的原理，对几种母线差动保护的方法进行阐述和比较。何剑波（中国能源建设集团广东火电工程有限公司）摘要：母线保护是发电厂和变电所保护的重要元件，母线保护装置是正确迅速切除母线故障的重要设施，母线工作的可靠性直接影响着发电厂和变电所工作的可靠性，同时，变电所或发电厂的高压母线也是电力系统的中枢部分，若母线故障不能迅速切除，将会造成或扩大事故。本文阐述了母线差动保护的原理，对几种母线差动保护的方法进行阐述和比较。关键词：母线保护；原理；差动；方法引言母线保护是保证电网安全稳定运行的重要系统设备，它的安全性、可靠性、灵敏性和快速性对保证整个区域电网的安全具有决定性的意义。迄今为止，在电网中广泛常用的有固定连接的母线差动保护、母联电流比相式差动保护、电流相位比较式差动保护、比率制动式差动保护。一、母线差动保护的原理和分类为了满足继电保护的可靠性、选择性、灵敏性、速动性要求，母线保护多采用差动保护原理。电流差动保护原理还是非常简单和实用可靠的，母线差动保护装置原理我们一般可以分成两类：1.全电流差动保护；2.电流相位差动保护。差动保护的基本原理，用通俗的比喻，就是按照收、支平衡的原理进行判断和动作的。因为母线上只有进出线路，正常运行情况，进出电流的大小相等，相位相同。如果母线发生故障，这一平衡就会破坏。有的保护采用比较电流是否平衡，有的保护采用比较电流相位是否一致，有的二者兼有，一旦判别出母线故障，立即启动保护动作元件，跳开母线上的所有断路器。如果是双母线并列运行，母线差动保护装置会通过比较大差电流及小差电流的大小来判定发生故障的母线，跳开母联开关及有故障母线上运行的所有断路器，有效的防止事故的进一步扩大。大差电流指的是母线上连接的所有元件的电流的相量和（不计算母联及分段电流），大差电流是判断母线是否有故障的依据，有大差电流说明母线是存在故障的；小差电流指的是某一段母线的差动电流，以双母线带专用母联开关的接线方式为例，IM母线的小差电流是指挂在IM母线上的所有元件的电流的相量和（这时母联电流要计算在内，当作是其中的一个支路对待），若IM母线存在小差电流，则可判定故障母线是IM，保护应跳开母联及IM母线上的所有开关，小差电流是判断故障母线的依据。为防止CT断线导致母线差动保护的误动，引入了一个复合电压闭锁条件，必须当复合电压条件及差动电流都满足要求的情况下保护装置才能出口动作。二、母线保护在变电站的应用母线是变电站至关重要的元件，承担着交换负荷，转接潮流的作用，几乎所有同一电压等级的元件都要挂在母线上，一旦母线发生故障，如果母线保护不能正确及时的动作，将会导致非常严重的后果。因为当母线发生故障的时候，以线路元件为例，本站的线路保护将会判断为区外故障，所以本站的线路保护本身是不会动作的，这时如果母线保护不动作，就只有等待线路对侧的保护的III段保护来动作，时间很长，有可能对设备造成不可修复的损坏，考虑到挂在母线上的元件众多，其风险呈几何级的上升，一旦有一个或几个后备保护没有正确动作，轻则造成大面积的长时间的停电，重则有可能影响电网的稳定性。所以在变电站里，220千伏及以上电压等级的母线保护都是双重配置，保证可以可靠的判断故障，及时动作，保证母线的安全。从以上分析我们知道，当母线发生故障的时候，母线保护会判断故障母线，并切除故障母线上的所有元件，这就不可避免的切除了很多运行线路或主变，停电范围涉及很广。那么有什么方法可以避免或者说是减少因母线故障受影响的运行设备呢？一个目前常用的做法是尽量减少挂在同一段母线上的运行设备数量，换言之就是将母线尽量切割成尽量多的小块，这样挂在同一段母线上的设备就更少，母线保护切除的设备也就更少，受影响的运行设备也就少了。所以这几年很多500千伏站的220千伏母线都在进行双母双分段的改造，就是将原来双母线带母联开关的双母线接线方式改为双母线带两个分段断路器的接线方式，从原来的两段母线该为四段母线，虽然成本增加了，但是可靠性安全性大大增加。这种做法在GIS设备上尤其重要，近年来，由于GIS设备的制造质量问题及安装质量问题，GIS设备故障率大大增加，发生了不少运行中的GIS设备突然炸裂的事故，一旦此类事故发生，几乎都会导致母线保护的动作，这时小段的母线就可以大大减少事故的影响范围。二、母线保护动作的原因母线一旦发生故障，常见的表现形式主要有单相接地故障、两相短路故障、三相短路故障等，造成母线保护动作的原因是多种多样的，具体如下。（1）设备自身问题。比如当母线本身有质量问题，或者当连接母线的设备本身有质量问题，容易造成母线、断路器、电压互感器、电流互感器、避雷器等长期运行后，由于材料老化导致爆炸事故，造成母线保护动作[2]。比如所选的设备不匹配时，例如所选的电流互感器磁滞饱和曲线不合格，当短路电流很大时，二次电流不合格，容易使母差保护误动。对于GIS母线，比如当导体部分接触不良、母线表面有毛刺和突出的尖角、绝缘子表面有气泡或裂纹、筒内有导电微粒等，很容易造成电场强度不均匀，导致在过电压冲击下造成击穿故障，进而引发母线保护动作。（2）自然环境因素。恶劣自然天气容易造成母线保护动作，比如大风容易引起母线设备变形，造成母线短路；也容易把漂浮物刮到母线上，造成母线短路。比如连续阴雨天气容易造成雨水进入电流互感器，造成电流互感器内部故障，也容易引起户外端子箱、机构箱受潮和凝露，造成二次回路故障，引起母差动作。比如雷电容易造成电流互感器端子箱电缆绝缘击穿，引起母差保护电流回路两点接地，使电流产生分流，造成母线保护动作。比如工业污染和雾霭，容易造成母线的支撑绝缘子和断路器套管发生闪络，造成母线保护动作。（3）日常运维不到位。由于运维人员技术不熟练，再加上安全意识也比较淡薄，在日常运维工作中，容易造成不能及时发现设备缺陷，给母线保护动作埋下隐患。除此之外，就算运维人员发现缺陷后，也容易因为粗心大意造成消缺工作不彻底，还容易将工具误落在母差保护回路上，导致母线检修后送电时再次跳闸。

智能变电站对于继电保护工作的影响

智能变电站是一种新型的低碳环保可靠的智能设备，主要特点是形成了全站信息的数字化传输和通信的网络化以及达到了信息的共享，采集，测量，控制和保护等功能都能够自动完成，并能够全天候的自动控制变电站运行状态，自动分析并调节的变电站。智能化是变电站的一个最明显的发展趋势，从现在的技术层面来说，智能化的变电站的组建需要电子互感器，智能开关等一系列的先进的智能化设备，还需要一系列的系统的构建才能实现真正的智能化，并实现变电站智能信息的共享的现代变电站。变电站的智能化是一个不断发展的过程。就目前技术发展现状而言，智能化变电站是：由电子式互感器、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备分层构建，建立在iec 61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，设备间交换的信息用数字编码表示。 1 传统变电站与智能变电站工作方式的不同 1.1 传统变电站的工作方式 1.1.1 对新建的变电站或者新的电网线路进行继电保护相关设备的调试和验收是很有必要的。在这个过程中，继电保护班的人会和相关班组的人以及送变电工作人员一起对继电保护相关的信号系统进行检验和测试，其目的是保证继电保护装置能够正确的进行继电保护反应，设备动作与采集信息能够相互对应。整定值的确定也很重要，整定值是继电保护人员对设备进行整定的基本依据。 1.1.2 一旦发现电网中有变电站或者线路运行方式发生了改变，就必须根据工作条例对相关的继电保护设备进行调节。例如，有时候会出现保护整定值发生改变的事情，这就需要继电保护的人员对继电保护设备进行重新的定值，定值后要进行一系列的测试，在确保合格之后就可以应用在电网中去。 1.1.3 在变电站的日常运行中，对继电保护设备的维护是很重要的，继电保护人员需要定期的对设备进行测试。一旦在日常的常规测试中发现了问题，就必须立即停止使用有故障的继电保护装置，在处理完成测试合格之后，才可以继续使用。 1.1.4 一旦发生系统故障，这对继电保护设备是很重大的故障，肯定会导致继电保护装置的动作不对应，一旦发生这种情况，就需要立即对继电保护设备进行抢修，使其尽快恢复正常工作。 1.2 智能电网的继保技术带来的挑战智能电网改变了传统的继电保护工作方式，从技术上说，主要是先进的信息综合测控技术和保护技术的使用，为继电保护工作进行了较大的变化。继电保护伴随着wams系统的建设势必会经历一次巨大的变革，变电站信息采集中心在未来肯定会建立在智能化变电站中，并且可以通过系统收集到的数据进行智能化的保护。而且，在拥有了广域的保护系统之后，会将各个系统的部分元件相互联系起来，并给这些继电保护设备带来一次根本性的改变。当然，为了加强对继电保护信息的管理工作，很有必要建设继电保护的管理系统，这个系统是作为变电站综合信息管理系统中的一部分存在的，主要进行继电保护信息的管理和调度工作。这些新的技术，设备的使用都需要继电保护工作人员重新开始学习并掌握整套系统的操作知识，并要学习相关设备的简单维修和检修等。 1.2.1 智能电网的继电保护装备和以前的传统的设备有很大的不同，无论在构造上还是运行的原理上都有区别，因此，需要很长时间去学习并熟悉掌握。由于继保系统构成的原理与现有保护设备有所不同，可能将使用到广域信息采集系统，而保护动作原理也不单使用本元件的信息，因此新的继保设备的使用方法也将与现有保护设备不同。如果对新设备不熟悉，将无法进行日常的管理和维护。因此，继保班工作人员需要对新设备的原理、构成、使用方法进行系统的学习。 1.2.2 智能电网中的继保设备，其保护调试方式与现有继保设备不同。智能电网的继电保护在运行的时候，是多条线路和设备的保护相互配合进行的，而且调度的过程和传统的调度方式也不一样，这就需要继电保护工作人员，要重新认识设备，并在厂家的指导下进行学习和培训。 1.2.3 在日常的运行方式上，智能电网和传统电网是不同的。在智能变电站中，广域的保护比传统的保护复杂的多，智能变电站需要的是多个线路和设备的共同配合运行。当然，在智能电网中，一旦电网运行的方式发生变化，继电保护人员也会做一些工作，只是和传统的继电保护相比，智能变电站所需要工作人员做的工作就很少，这主要是因为智能变电站的智能化控制和自动调节能力很强，减少了很多人为的操作。 1.2.4 在巡检方式上，智能电网和传统电网的继电保护设备也有很大不同。智能变电站自身具有二次设备的自动诊断技术，这对继电保护设备的巡检是一个巨大的进步，这样一来，就减少了很多的继电保护人员的巡检工作。传统的电网继电保护故障巡

智能变电站继电保护题库

智能变电站继电保护题库第一章判断题 1．智能变电站的二次电压并列功能在母线合并单元中实现。 2．智能变电站内智能终端按双重化配置时，分别对应于两个跳闸线圈，具有分相跳闸功能；其合闸命令输出则并接至合闸线圈。 3．对于500kV智能变电站边断路器保护，当重合闸需要检同期功能时，采用母线电压合并单元接入相应间隔电压合并单元的方式接入母线电压，不考虑中断路器检同期。 4．任意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，允许短时丢失数据。5．智能变电站内双重化配置的两套保护电压、电流采样值应分别取自相互独立的合并单元。 6．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。 7．智能变电站要求光波长1310nm光纤的光纤发送功率为-20dBm ~-14dBm，光接收灵敏度为-31dBm ~-14dBm。8．智能变电站中GOOSE开入软压板除双母线和单母线接线外启动失灵、失灵联跳开入软压板既可设在接收端，也可设在发送端。 9．有些电子式电流互感器是由线路电流提供电源。这种互感器电源的建立需要在一次电流接通后迟延一定时间。此延时称为“唤醒时间”。在此延时期间，电子式电流互感器的输出为零。 10．唤醒电流是指唤醒电子式电流互感器所需的最小一次电流方均根值。 11．温度变化将不会影响光电效应原理中互感器的准确度。 12．长期大功率激光供能影响光器件的寿命，从而影响罗氏线圈原理中电子式互感器的准确度。 13．合并单元的时钟输入只能是光信号。 14．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直流电源。 15．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。 16．现场检修工作时，SV采样值网络与GOOSE网络可以联调。 17．GOOSE跳闸必须采用点对点直接跳闸方式。 18．220kV智能变电站线路保护，用于检同期的母线电压一般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。 19．智能变电站母线保护按双重化进行配置。各间隔合并单元、智能终端均采用双重化配置。 20．智能变电站采用分布式母线保护方案时，各间隔合并单元、智能终端以点对点方式接入对应母线保护子单元。 21．智能变电站保护装置重采样过程中，应正确处理采样值溢出情况。 22．与传统电磁感应式互感器相比，电子式互感器动作范围大，频率范围宽。

探讨智能变电站就地化继电保护技术方案

探讨智能变电站就地化继电保护技术方案发表时间：2020-03-19T06:10:27.778Z 来源：《云南电业》2019年9期作者：李畅 [导读] 并对其方案设计的总体原则以及具体设计实现的技术路线进行研究，以促进变电站继电保护系统可靠性与整体经济效益提升。（佛山电力设计院有限公司广东佛山 528000）摘要：当前的智能变电站中经常使用合并单元以及智能终端进行传输，这种传输只是降低保护动作的速度，同时合并单元以及智能终端安装在户外的近地端，因此故障的发生率较高，不利于电网的安全运行。文章结合智能变电站继电保护存在的问题，提出一种新的就地化继电保护技术方案，并对其方案设计的总体原则以及具体设计实现的技术路线进行研究，以促进变电站继电保护系统可靠性与整体经济效益提升。关键词：智能变电站；就地化；继电保护；技术方案随着智能变电站的广泛应用，继电保护外部环境发生了巨大的变化，继电保护也不再维持原有的独立性，转而实现由保护装置向保护系统的转变，也将与一次设备进行适度融合。因此在新形势下如何有效提高继电保护的四性，让继电保护持续保持国际领先地位，对继电保护工作者们提出了新的挑战。因按间隔配置的安全与保护自动装置在信息的获取上存在较大的局限，所有需要根据变电站的特点，研究基于问隔层、站域层与区域电网三者之间的保护系统架构。智能变电站诸多技术都是从传统电网技术上发展起来的，当前智能变电站技术的更新主要表现在采样与跳闸上，并且对“四性”的要求也更高。 1.智能变电站就地化继电保护技术方案的总体原则智能变电站继电保护传统技术方案中，由于继电保护系统的中间传输与转换环节众多，包括系统采样以及数据处理、逻辑运算等，导致保护动作反应速度降低，对其继电保护性能存在不利影响，再加上单一设备故障可能引起继电保护误动作发生，对系统整体可靠性及稳定性具有制约作用。此外，传统智能变电站继电保护技术方案中，过程层设备以就地汇控柜安装为主，运行环境较差且保护装置的防护等级较低、光口数量多且散热量大、抗干扰能力较差，对其系统运行效果十分不利，还由于变电站内二次设备类型较多，接线配置以及维护检修等工作量较大，并且在电网规模不断扩大情况下，其安装调试与运行维护的承载能力明显不足，成为制约变电站继电保护性能提升及变电站设备安全稳定运行实现的重要因素。针对这种情况，智能变电站就地化继电保护技术方案设计中，就需要遵循以下设计原则。首先，采用电子式互感器进行继电保护系统设计；其次，继电保护系统采用直接采样方式，并且电缆线路保护通过直接跳闸实现；再次，线路保护设计中就地进行无防护安装。取消智能变电站继电保护系统的智能终端，对跨间隔保护以保护子机电缆跳合闸方式设计，同时在进行插件控制的情况下实现一次设备操作。对于保护子机，应进行功能简化，并且保证结构设计标准，需要按照不同保护进行分别配置；最后，对操作插件进行独立设置，并简化操作回路。通过上述原则约束，进行智能变电站就地化继电保护技术方案设计，以提高变电站继电保护的动态性能，确保变电站设备安全、稳定运行。 2.智能变电站就地化继电保护技术方案伴随着改革开放和社会发展，电力系统在应对经济需求方面为国家作出了突出的贡献。同时，电力系统在自身的建设中也取得了有目共睹的好成绩，特别是将继电保护技术在智能变电站的成功引入，极大地推进的我国电力系统的建设。同时我们也在不断完善和改进继电保护技术在智能变电站应用中的不足之处，为有效提高继电保护的稳定性、安全性和实时性，提供参考和依据。 2.1跨间隔设备就地化保护技术方案智能变电站就地化继电保护技术方案设计中，对单间隔保护，一般采用就地化无防护安装方式，以采样值点对点直接采样方法，在保护装置内部插值以实现系统保护的数据同步支持，减少对外部及网络的依赖性，并保证采样可靠性。而跨间隔保护设置中，需要结合工程情况进行“主机+子机”或无主环网模式进行设计应用。 2.1.1跨间隔“主机+子机”模式智能变电站就地化继电保护技术方案中，跨间隔保护的“主机+子机”保护模式是通过保护子机进行电缆跳合闸控制。这种保护模式中所涉及的开关设备数量较多，并且在小室内布置的模式下，保护主机和一次开关设备之间仍有一定的位置距离，可以通过保护子机实现电缆跳合闸动作控制，并且在一次设备智能化技术成熟条件下，跨间隔保护中“主机+子机”的保护模式下，可以采用通用面向变电站时间对象跳闸方式进行保护控制。需要注意的是，跨间隔保护的“主机+子机”保护模式，在采用电子式互感器的新建智能变电站继电保护设计中适用性尤为突出，同时对采用电子互感器的智能变电站继电保护就地化改造工程，也具有相应的适用性。如图1所示，即为跨间隔保护采用“主机+子机”保护模式的智能变电站就地化继电保护方案结构示意图。该方案具有较强的兼容性，但是对二次设备就地化目的并未完全实现，未能完全达到“即插即用”保护效果，主机与子机之间如果采用网络连接，则会对交换机性能产生依赖。

电力系统中变电站母线电压异常分析判断及故障处理

电力系统中变电站母线电压异常分析判断及故障处理发表时间：2019-12-06T13:47:03.833Z 来源：《电力设备》2019年第16期作者：稂杰[导读] 摘要:电压互感器是电力系统的重要设备，其运行对于监控母线电压非常重要。 (国网江西省电力有限公司吉安市吉州区供电分公司 343000) 摘要:电压互感器是电力系统的重要设备，其运行对于监控母线电压非常重要。本文主要研究了变电站母线电压的异常情况，详细分析了该现象产生的原因，并提出了相应的措施和处理建议，希望能为解决这一问题提供一定的参考。关键词:变电站母线电压;分析判断;故障处理引言随着我们社会和经济的快速发展。各行业对电力的需求也在增加。电力的发展不仅需要逐步扩大自身的能源资源，还要逐步提高能源系统的管理质量。特别是在配电网的调度工作中，往往需要对电力故障进行分析和管理，以保持我国用电的安全性和稳定性。在此基础上，本文分析了案例，分析了电力系统总线运行中常见的异常现象，总结了常见故障的原因。 1异常情况原因分析在实际工作中，经常发生母线电压异常。母线电压异常的原因很多。大多数母线电压异常故障发生在35kV及更少的电力系统中。不接地系统常使母线电压的大部分出现异常，主要是由于四个方面:高低熔丝母线保险丝、电源接地故障或相故障异常引起的PT激励特性、铁磁共振。 1.1非系统设备故障所致的异常电压现象为了确保变电站设备的安全和经济运行，运城电网每季度都有不同级别的母线电压曲线。监测人员应验证电压曲线，以确保电压在合格范围内。例如，根据峰值，高峰值、低峰值和平峰值，10V电压保持在0.1-10.7kV，并根据上限和下限合理地达到电压范围。当电网实际运行时，由于有功功率，无功功率输出的变化，功率负载的增加或减少以及系统布线异常，总线电压将超出电压限制。可以调整与设备无关的故障原因，以满足网络和用户的电压和质量要求。针对上述情况的措施：（1）设定运行方式，合理分配负荷（2）增加或减少无功功率，改变电容器组（3）改变电网参数，停止，投或并解变压器（4）改变有功和无功的重新分配，并调整变压器旁路。 1.2母线 PT高、低压熔断器熔断高压和低压母线PT熔断器电压分析后熔断的高压熔断器:当变压器的高压侧熔断时。熔丝相电压为零，两相绕组的剩余端电压为线电压。每个线圈末端的电压必须是1/2线电压。在不考虑接地系统的电容的情况下，在高压配电系统中，地的相对电容和通过它的电容电流是客观的和不容忽视的。因此，熔断器未熔断的两相的相电压基本保持正常的相电压。PT保险丝再次熔断后，熔断相的相电压为零。非熔断相的相电压表示正常高压熔断器和低压熔断器之间的最显著差异。高压熔断器熔断到开路端口电压。低压熔断器的开路电压为零。 1.3电网存在接地或断相的故障 35kV和10V主电源接地故障系统是当有接地连接时电源的中性点未接地的系统。是允许2小时运行。单相未完全接地一相的电压降低但小于零，并且两相的电压增加但不相同。其中一相略高于线电压。一相的电压增加不超过线电压，两相的电压降低，但它们不相等。中性点不连接到本地电网，该阶段的下一阶段是接地相。网络故障被破坏时，当交换机未就位或刀片阶段断开，网络故障就会中断。断开网络将导致负载不平衡，进而导致中性点移动。 1.4PT励磁特性不同引起的异常如果三相PT激励特性不相同。与三相不对中载荷类似，中性点改变。只会导致输出电压不平衡;当激发特性非常不同时。三角开路绕组两端的零序电压大于检测装置的电压设定值。它将使电压继电器工作并发送接地信号，从而产生"虚拟接地"现象。 2铁磁谐振 2.1铁磁谐振产生的原因当变压器连接到星形侧并且中性点直接接地时，每个相绕组的电感与分布电容C0并联连接，形成独立的LC振荡电路，可以认为是电源的三相对称负载，但在一定的"铁磁共振下激发下发生。当电源总线突然连接到电源时变压器和单相接地以及变压器分别谐振。励磁电流大，会使变压器电流增加数倍。导致变压器铁心饱和，造成电压互感器产生饱和电涌。 2.2铁磁谐振的形式变压器的铁磁谐振可以是基波(工频)或分频，甚至是高频。通常，经常发生基频和频分谐振。根据运行经验，当电源突然用变压器接通空总线时，容易产生基波谐振，当发生单相接地时，容易发生分频谐振。 2.3电压互感器发生谐振的现象基波共振:单相电压降低，两相电压升高到线电压以上。分频谐振:三相电压增加，过电压不高，电压表有抖动。 3防范处理措施 3.1电压感器一、二次侧熔丝熔断后的处理方法用万用表检查第二侧的保险丝是否熔断并测量。保险丝两端没有电压。电压表示保险丝熔断。更换合格的保险丝，如果二次保险丝没有熔断，那么故障通常发生在高压侧，高压熔断器在变压器运行中熔断，变压器必须先断开。为防止变压器反向供电，必须拆下次级侧电压的保险丝管以确认没有异常。可以使用高压绝缘手套或使用高压绝缘夹来代替高压保险丝。更换保险丝后，再次尝试电源。如果它再次熔化，则必须考虑变压器的内部故障并验证测试。 3.2接地故障防止 PT烧毁的措施当接地时和接地消失时，系统的单相接地有两个转换。首先，当我们分析接地连接时，如果系统某相接地。那么该相直接与地接通，另外两个电源电路(如主变压器的绕组)也是良好的金属通道。因此，当接地时，装卸路线三个相对的电容器不通过高压绕组，即此时。 PT 高压绕组中没有输入电流。当接地连接消失时，固定接地连接的可能性消失，并且三个相对的金属接地通道没有其他方式。只有高压绕组即存储在三个相对电容3C0中的负载，才是三相PT高压绕组电感。类似于突然闭合的空载变压器，叠加更大的瞬态输入电流。燃烧高压保险并限制当前生产非常容易。 3.3电磁式互感器励磁特性不一致的处理方法

智能变电站继电保护在线运检方法

智能变电站继电保护在线运检方法摘要：在智能电网建设持续推进的背景下，智能变电站的继电保护系统虽然已经得到了一定的完善，但在运行监测方面，传统运检模式却仍然存在着工作量大、有停电风险、有效性存疑等诸多问题，而基于全景信息开放与状态信息集的全新继电保护系统运检模式，则恰恰能够有效解决问题，为继电保护的正常运行及提供支持。基于此，本文对继电保护传统运检模式进行了分析，同时对继电保护状态信息及在线运检模式展开探讨，最后基于全景信息开放提出了一些在线运检方法。关键词：智能变电站；继电保护；在线运检一、分析继电保护传统运检模式（一）传统运检模式有效性分析继电保护的运检工作主要是为了获取继电保护系统的运行状态信息，并根据运行状态信息来对其进行评估，明确可能存在的故障隐患，当前智能变电站所实行的传统运检模式虽然基本能够实现这一工作目的，但由于智能变电站的继电保护信息并未完全开放，而传统运检模式又存在着较长的周期，因此其有效性使相对较差的。以巡视工作为例，继电保护传统运检模式要求巡检人员定期对继电保护系统的外观、周边环境、滞留电源状态、装置启动情况等进行检查，并完成检查信息的记录与比对（与之前巡检记录），巡检周期通常为每日一次，每隔一季度还会进行一次专业巡检[1]。在这样的工作模式下，巡检人员的工作量非常之大，工作专业性要求也比较高，如果长期处于高压力的工作状态，很容易因精力不足而出现漏检等情况，并给继电保护系统埋下潜在安全隐患。同时，日常巡检虽然周期较短，但对于继电保护系统运行状态信息的获取仍然存在着一定的滞后性，在运行状态出现异常后很难在第一时间发现问题，只能在每日完成巡检记录后再进行运行状态信息的对比分析，不利于故障隐患的实时处理与影响控制。而从定检工作的来看，传统运检模式下的定检工作一般会通过人为加量、测量的方式展开，并对继电保护装置的功能及各项回路进行全面检查，由于检查内容非常多，且大多数检查工作均需要在停电状态下进行，因此继电保护系统在定检期间会出长时间停电的状态，对智能变电站的正常运行影响较大。另外由于定检工作需要频繁插拔接线，因此还会对继电保护系统的运行可靠性造成影响，这同样是导致运检模式有效性不足的重要原因。（二）传统运检模式充分性分析继电保护系统的定检工作可分为部检与全检两种，二者的检查周期不同（全检周期通常为六年，部检周期通常为三年），但由于检查工作耗时较长，因此都需要在不同的时间断面内获取继电保护系统运行状态，并从不同维度展开继电保护系统运行状态评价。在这种工作模式下，定检工作往往只能获取继电保护系统某一维度下单一保护元件的运行状态及系统加量时本间隔保护功能情况，而对于相邻间隔加量时本间隔保护响应情况、不同保护元件响应配合情况、保护原理异常等系统运行状态信息，则很难在定检工作中得到反映，这说明传统运检模式的充分性存在很大不足。二、继电保护状态信息集针对继电保护系统传统运检模式充分性不足且无法实现实时监控的问题，在线运检模式可基于继电保护系统运检的全景开放信息需求，建立继电保护状态信息集，同时开放继电保护系统状态评价所需的全部信息，对继电保护系统的运行状态进行全面实时评价[2]。从整体上来看，根据继电保护系统运检工作的特点，继电保护状态信息集可分为设备状态信息集、

箱式变电站的常见事故处理规范

变电站的各类事故处理一、线路故障跳闸的现象及处理 1、永久性故障跳闸，重合闸动作未成功（1）现象 1) 警铃响、喇叭叫，跳闸开关指示灯出现红灯灭、绿灯闪光，电流表、有、无功功率表指示为0 2) 控制屏光字牌“保护动作”、“重合闸动作”、“收发讯机动作”等；中央信号屏“掉牌未复归”、“故障录波器动作”等亮 3) 保护屏故障线路保护及重合闸动作信号灯亮或继电器动作掉牌，微机保护显示出故障报告，指示保护动作情况及故障相别的动作情况 4) 现场检查该开关三相均在分闸位置（2）处理 1) 记录故障时间，复归音响，检查光字信号，表计指示，检查并记录保护动作情况，确认后复归信号 2) 根据上述现象初步判断故障性质、范围、并将跳闸线路名称、时间、保护动作情况等向调度简要汇报 3) 现场检查开关的实际位置和动作开关电流互感器靠线路侧的一次设备有无短路、接地等故障，跳闸开关油色是否变黑，有无喷油现象等；若开关机构为液压操动机构，检查液压机构各部分及压力是否正常；若开关机构为弹簧操动机构，检查压力、有无漏气；对保护动作情况进行检查分析，确定开关进行过一次重合 4) 如线路保护动作两次并且重合闸动作，可判断线路上发生了永久性短路故障 5) 将检查分析情况汇报调度，根据调令将故障线路停电，转冷备用 6) 上述各项内容记录在运行记录、开关事故跳闸记录中二、母线故障跳闸的现象及处理 1、母线故障跳闸的现象（1）警铃、喇叭响，故障母线上所接开关跳闸，对应红灯灭，绿灯闪光，相应回路电流、有、无功功率表指示为0 （2）中央信号屏“母差动作”、“掉牌未复归”、“电压回路断线”等光字亮，故障母线电压表指示为0 （3）母线保护屏保护动作信号灯亮（4）检查现场母线及所连设备、接头、绝缘支撑等有放电、拉弧及短路等异常情况出现（5）如果是低压母线或未专设母线保护的母线发生故障，则由主变后备保护断开主变（电源侧）相应开关 2、母线故障跳闸原因（1）母线绝缘子和断路器靠母线侧套管绝缘损坏或发生闪络故障

220千伏变电站220、110母线保护技术规范

220kV变电工程 220、110千伏母线保护专用技术规范工程名称：建设单位：设计单位：设计联系人：联系电话： 2 供货范围 2.1供货范围如表1所示。表1 供货范围 2）厂家应分项报价。如工程需两块220kV母线保护柜，也只能中1块。 2．2组屏要求 2．2．1各母线保护柜中应包括微机母线保护装置一套（含断路器失灵保护）与打印机一台。 2．2．2屏柜尺寸和颜色在签订技术合同时再定。 2．2．3母线保护柜布置主控楼继电器室内。 2．3工程条件如表2所示表2 工程条件

3 其他技术条款 4 使用说明本专用技术规范与湖南省电力公司220kV微机母线保护（含断路器失灵保护）、110kV微机母线保护通用技术规范（2007版）构成完整的技术规范书。

湖南省电力公司 220kV、110kV微机母线保护通用技术规范书（2007版）

目录 1总则 (1) 2供货范围（详见专用条款） (1) 3技术要求 (1) 4技术服务 (11) 5买方工作 (13) 6工作安排 (13) 7备品备件及专用工具 (13) 8质量保证和试验 (13) 9包装、运输和储存 (15) 附表A：投标厂商资质应答表附表B：投标装置主要技术性能应答表附表C：技术性能差异表附表D：按常规配备的备品备件清单附表E：按常规配备的专用工具及仪器

1总则 1.1本设备技术规范书适用于湖南省电力公司220kV、110kV母线保护和220kV失灵保护的招标订货，它提出了功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.2本设备技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应提供符合本规范书和工业标准的优质产品。 1.3如果卖方没有以书面形式对本规范书的条文提出异议，则意味着卖方提供的设备（或系统）完全符合本规范书的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在报价书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。 1.4本设备技术规范书所使用的标准如遇与卖方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。 1.5本设备技术规范书经买、卖双方确认后作为订合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。 1.6本设备技术规范书未尽事宜，由买卖双方协商确定。 1.7投标商资格 1.7.1投标商应至少设计、制造、集成、调试20套及以上类似本标书提出的220kV 及以上电压等级连续成功的商业运行业绩（投标商应提供近期工程业绩表）。 1.7.2投标商提供的产品应具有在国内外220kV及以上电压等级成功投运一年以上的经验。 1.7.3投标商提供的产品应通过省（部）级以上主管部门组织的技术鉴定，并随投标书提供电力部门运行情况报告。 1.7.4投标商提供的产品应通过部级以上检测中心（许继、南瑞、电科院）的型式试验并有报告、动模试验并有报告。 1.7.5投标商提供ISO9000资格认证书。 1.7.6投标时，以上资料和报告必须在技术文件中提供。 2供货范围（详见专用条款） 3技术要求 3.1 应遵循的主要现行标准、规定和反事故技术措施有

智能变电站就地化保护研究现状及应用展望

智能变电站就地化保护研究现状及应用展望对于智能电站的保护设置宜采用就地化多间隔式配置方案，不仅可以提高系统的可靠性，同时使得保护指令执行得更加得力、迅速，对于整个系统的安全性都是极大的改进，减少了故障，避免了经济损失。多间隔保护设置取消智能终端等中间环节，创新地提出了就地化保护思路，对于智能电站的安全性能是一种新的突破。希望通过本次讨论，对于智能电站的保护方案上有所启发，将我国智能电站的整体水平提高到新的层次，增加我国在国际电站建设项目中的份额。 1 智能变电站行业现状研究分析智能化变电站的投资随着智能化技术的进步、科研成果的成熟应用、设计的不断优化、智能设备的不断完善并大规模的生产应用以及智能设备集中采购带来的规模效应而有所下降，预计智能化变电站的投资将和常规变电站的投资基本持平。智能设备生产将从投入期进入成熟期，产品的数量也随之增加，前期设备研发费用将被大量设备分摊，使设备单价大幅下降。以750kVGIS设备为例，2005-2010年，因为750kVGIS设备从投入期进入了成熟期，设备价格下降了36%.随着变电站智能化技术的进步、科研成果的成熟应用、设计方案的不断优化.随着变电站关键技术的日趋成熟和核心设备的研发应用，变电站测量、控制、监测、保护等功能将充分集成，变电站二次设备数量会逐渐减少，预计二次设备屏柜可减少50%～70%，相应的减少二次设备间占地面积60～100m2.随着网络通信技术及IEC61588对时技术等的不断发展及推广采用，变电站通信平台将实现网络化，大量减少控制电缆和光缆用量，从而减少甚至取消电缆沟，二次电缆长度平均减少8～40km，减少比例为原来的80%/～90%.根据变电站配电装置型式的不同，电缆沟减少80%/～100%.随着智能设备市场的进一步扩大，智能设备的采购也可纳入国家电网公司集中招标系统。由于采购规模较大，势必使得设备供应商给出最优惠的价格，这将使得电子式电流电压互感器、电子式电流互感器、电子式电压互感器、主变在线监测装置、断路器在线监测装置等设备价格较目前有较大幅度的下降。随着变电站智能化技术的日趋成熟，施工、调试工作难度也将大幅度降低，工程投资将有一定幅度的下降。智能变电站与常规变电站相比，实现了设备状态可视化，通过智能告警、智能防误等智能化高级应用，减少了检修停电和故障停电时间，主要设备的使用周期得以延长，同时占地面积有一定减少，技术优势明显。今后随着智能化技术的进步、智能设备的大规模生产应用以及智能设备集中采购带来的规模效应，智能变电站的投资将不断下降，智能变电站的投资将和常规变电站的投资基本持平，具有较好的经济性和推广前景。 2 智能变电站就地化保护的特点與智能变电站微机保护+合并单元+智能终端模式相比，就地化保护具有小型化、高可靠性、高防护的特点，可实现无防护安装和即插即用。具体有以下特点：（1）就地化保护装置小型化，接口标准化，即插即用，简化二次接线。（2）就地化保护采用SV、GOOSE、MMS三网合一共口输出，构建全站保护专网实现二次设备信息交互。（3）采用预制式航插，标准化配置，互操作性强，有效防