智能站检修机制讨论

1、智能变电站继电保护检修机制一、智能变电站继电保护压板投退变得更复杂智能变电站继电保护压板数量的大量减少，并不等于投退压板变 的简单明了。相反，不可能根据二次图纸找到压板的位置来投退。需 要分析IED设备检修机制，结合具体检修工况，进行压板正确投退方 式。传统的基于模拟量/电平量模式的保护检修时，检修人员可采取将 电流/电压联接端子连片断开，以及把开入、出口、功能压板退出等措 施在回路上保证检修设备与运行设备之间的二次回路完全隔离。对于 智能变电站，不可能通过插拔光纤，更不可能通过改变装置参数配置 进行检修/运行的切换。相对于常规变电站，智能变电站只在智能终端 保留出口压板。出口压板的投退与常规

2、站一样。智能变电站功能压板 只有一个，即检修压板。根据IEC61850模型，在合并单元、保护装 置、智能终端等每个装置设置一个检修压板，但其投退与常规站是不 同的，在检修压板投入时在其向外发送的 GOOSE或者SV报文中增 加检修位，接收装置判断检修位标志，当检修位标志完全一致时，方 能出口。二、正确投退压板前应熟悉保护数据物理链路及信息走向1、220kVGOOSE网示意图220kV GOOSE A 网所联设备：母差保护 A套，母联保测A,线路保 护测控A套，220 kV间隔的智能单元A、故录、网络分析仪等。A套 设备上A网，B套设备上B网。(1)各个间隔合并单元和保测装置采用点对点方式实现电

3、流电压传输；母线电压合并单元级联至各个间隔的合并单元以实现线路同期电压采用4-8格式；保护的电压切换通过每个合并单元从本间隔智能单元获得刀闸位置信号(也可以与GOOSE连接从网上取)来实现；母线电压合并单元完成电压并列功能；母线电压合并单元与其他间隔合并单元不同，直接上GOOSE网，从GOOSE网取母联开关、刀闸信号，智能单元和保测装置采用点对点方式实现 GOOSE直采直跳。(2)母差保护和每个间隔的智能单元、合并单元直接连接，母差的跳 令和刀闸位置有两条通道(直跳和网跳，直采和网采)。许继和南瑞的区 别。(3)母差保护和线路保测之间，启失灵，重合闸闭锁，远跳；(4)母差保护和母联保测之间，启

4、失灵，从母联智能终端取TWJ、SHJ;(5)主变保护和220kV母联智能单元之间的物理链路；(6)主变保护和220kV母差保护之间的物理链路。2 220kV (110kV )保测间隔链路图说明线路间隔保测装置、智能单元、合并单元、电度表组一个屏， 安装在就地。线路MU直采方式与保测装置连接，保测装置通过 SV接口从线路MU接收电流、电压；因220kV、110kV线路装的是三相PT、母线也是三相PT,线路 保测、计量用三相线路PT、母线PT只是测控同期用。SV输出里包含以下模拟量：通道延时、CPU1线路保护电流A、B、C, CPU2线路启动电流A、B、C,线路测量电流 A、B、C,线路 保护电压

5、A、B、C,线路启动电压A、B、C,线路测量电压A、B、C, 母线电压C相（切换后取了单相）。电压切换由合并单元根据 GOOSE 网络中的闸刀位置自行完成。保测采样输入有 SV接收软压板，线路保测通过GOOSE直跳口从智能终端接收开关位置（TWJA、B、C）、刀闸、地刀位置、压力低等信号开入；测控功能通过 GOOSE 口向智能终端开出分、合闸等信号，保护功能通过GOOSE直跳口向智能终端开出跳闸（TA、TB、TC）、重合闸等信号；注意智能终端闭锁保 护重合闸信号是否合成连线，110线路间隔出现手合重合的实例。线路 保护和母差不直接联系，从 GOOSE网络口接收母线保护闭锁重合闸、 远跳等信号，

6、向母线保护等开出启动失灵（TA、TB、TC、ST）等信号；从MMS网络口获得其它间隔的联闭锁位置信号、摇控信号、 远方定值切换等信号，向其它间隔发送本间隔位置信号、向监控后台及 远动机发送遥信和遥测等信号。保护和测控功能的软压板和硬压板应相 对独立。线路间隔保护和测控采用保测一体装置， 虽然SV输入接口和几 个GOOSE输入输出接口均独立，MMS接口独立。 但保护、测控共用 以太网插件、CPU插件、DSP （数据信号处理）插件，保护、测控采用同一插件接收交流量采样，也采用同一块CPU插件进行处理。上述插件故障会同时影响保护、测控功能。保护修改定值或进行定值区切换或 进行程序升级，需要重启装置，

7、会影响测控功能。保护启动、动作或者 改信号状态不会影响测控功能。测控功能的升级、参数修改，需要重启装置，会影响保护功能。测 控的正常操作不会影响保护功能。3、主变GOOSE网示意图主变GOOSE A网连接的设备：220kV母差保护A套，主变保护A 套，主变间隔的智能单元 A、故录、网络分析仪等同时上 A、B网；主 变高、中、低侧测控分别上 A、B网，低压侧综保、分段综保。A套设 备上A网，B套设备上B网。(1)主变高中低三侧合并单元和主变保护采用点对点方式实现电流电压 传输；高中侧智能单元和保护装置采用点对点方式实现GOOSE直采直跳。(2)主变保护和母联的连接物理链路走 220GOOSE (

8、主变跳母联-也可 以直接加光纤直跳)；主变保护和母差的信息(启动失灵，母差失灵出口 联跳三侧)，220GOOSE网、主变GOOSE网都有，对 A套保护而言 实现了双重化网，单套保护双网。(3)主变保护和10kV分段快切的物理链路4、变压器保护测控间隔链路说明(1)变压器器保护测控配置：保护、高、中侧智能终端、合并单元单元 双重化，低侧纵保双重化，非电量保护、本体智能控制单元单重配置，高、中、低三侧分别配测控装置，单重配置。这些装置布置分5个地方:主变保护（110电子间）；高侧智能终端、合并单元、高侧测控（220GIS）;中侧智能终端、合并单元、中侧测控（110GIS）;低 侧纵保、低侧测控（1

9、0kV开关间）；非电量保护、本体智能控制单元 （主变本体）（2）SV输入：220kV及110kV侧的电流和电压，经合并单元以9-2直采的模式进 入变压器保护；10kV侧的电流和电压经保侧装置以9-2的模式和直跳信号一起进入变压器保护（说明电流电压的来源：没有进线 PT,母线PT电缆接到保 测，变为数字量送主变保护）。高压侧的中心点电流、间隙电流经独立的光缆以4-8格式分别接至高压侧的双重化合并单元；中压侧的中心点电流、间隙电流经独立的光 缆以4-8格式分别接至中压侧的双重化合并单元；通过该侧合并单元以 9-2格式送主变保护；关于高侧零序问题的处理介绍：220中心点电流室外，在长风站发生问题，2

10、#变南瑞主变保护报警，高压侧 SV报警，查原因过程，闭锁 主变高压侧相关的保护，包括差动。（3）GOOSE直跳口（各侧智能终端）：上行信息信息为装置直跳口的跳闸信号；下行不连点（闸刀位置、开关位置、压力低等信号）；（4） GOOSE 网络口 ：主变保护上 220kVGOOSE 网、110kVGOOSE 网主变GOOSE网，3个GOOSE网。220kV GOOSE ;上行信息包括启动220母差失灵、解220母差复压 闭锁、跳220母联；下行信息为220母差失灵连跳主变三侧；110kV GOOSE ;上行信息为跳110母联；下行信息无；主变GOOSE:启动220母差失灵、接受母差失灵联跳主变三侧通

11、过 220kVGOOSE网和主变GOOSE网。测控开入，开出，跳低压侧分段， 闭锁备自投；即跳10kV分段及闭锁备自投通过主变 GOOSE网。说明： 就地综保的保护功能不用，但可以通过直跳的光缆接受分段、闭锁备自 投)等信号，然后通过硬接线送给分段开关综保。形成主变保护和分段 开关的连接通道。5、母差保护(1)母差保护与各个间隔MU直采方式连接，通过SV接口从各MU接 收电流；包含：通道延时、CPU1保护电流A、B、C, CPU2启动电流 A、B、C,从母线MU获得通道延时、I、II母线电压保护电压 A、B、 C,启动电压A、B、Co保测采样输入对应每个间隔都有独立的 SV接收软压板。(2)G

12、OOSE与智能终端直跳口 ：上行信息包括刀闸位置、母联开关位 置TWJ、STJ等信号；下行信息包括保护装置直跳口的跳闸信号；GOOSE网络口:上行信息包括(线路、主变、母联)保护启动母差失 灵、主变解复压闭锁等信息；下行信息包括对线路保护的闭锁重合闸、 母差动作远跳、对主变保护的失灵出口联跳主变三侧等信号。一套母差 与主变保护有双网络通道，一套母差与线路保护、母联保护有单网络通 道。刀闸位置、母联开关位置 TWJ、STJ等信号在GOOSE网络上有，在 直跳口也有，保护如何取呢， 许继和南瑞处理方式不同。这里可以这样理解：母线保护和智能终端、合并单元直接联系，和其他保护通过GOOSE网络联系。母

13、差GOOSE出口跳闸软压板都有，建议增加失灵联跳主变、线路远 跳等压板。(3)母差保护做试验中问题，不加电流的间隔与常规母差不同，退出该 侧SV压板；或者让不加电流侧合并单元上电， 与母差的链路通讯正常。(4)关于刀闸位置确认的说明； 常规站在保护屏复归，智能站，许继保 护没有刀闸确认软按钮，但报警会自动复归，没有做远方刀闸确认软按 钮，南瑞保护有刀闸确认软按钮，在后台做远方确认按钮。三、压板投退讨论1、检修机制1.1 合并单元检修压板合并单元MU检修压板实质是指SV数据里含有检修品质位，投 入检修压板品质位为1,不投检修压板品质位为0。合并单元输出的采 样数据的品质标志实时反映自检状态。保护

14、装置和合并单元的检修机制是指：正常运行时，保护和合并单 元的检修压板都不投，双方的检修状态相同，此时保护的出口是允许的； 当单独投保护检修或单独投合并单元检修时，双方的检修状态是不同 的，此时保护的出口是禁止的；当保护和合并单元的检修压板均投入，此时双方的检修状态相同，保护的出口也是允许的。总之，只有在保护 和合并单元的检修状态相同时，保护才允许动作。合并单元和智能终端之间没有 SV数据传输，也就没有直接的检修 位传输或判别；合并单元和保护装置之间是上送 SV数据，不会判别； 合并单元和合并单元之间也是传输 SV数据，不会改变SV数据的检修 品质位，例如：母线TV合并单元将母线电压上送给各间隔

15、合并单元， 各间隔合并单元上送时会原封不动的传送母线合并单元数据的检修品 质位，和本间隔合并单元检修压板投退情况无关。或者说各间隔合并单 元中由本间隔TV、TA直接来的数据的检修品质位和间隔合并单元检修 压板相关。这样就可能出现间隔合并单元上送的 SV数据中一部分带检 修位，另一部分不带检修位的情况。主变中性点电流是在该侧合并单元加入检修标志的1.2 保护装置检修压板与合并单元MU相比，保护装置不仅根据检修压板投入状态上送 带品质位的信息。并且处理 MU上送的品质位，利用MU的信息进行 保护功能的退出和保留，瞬时闭锁可能误动的的保护，并在数据恢复 正常之后恢复被闭锁的保护功能。保护装置参数、配

16、置文件仅在检修 压板投入时才可下装。当保护接收到的SV采样值报文带有检修位标志时，保护认为该采 样数据为检修数据，此数据不直接参与保护计算。不同厂家的保护装 置的处理是有差异的的，例如运行中变压器某侧MU中性点电流品质异 常，有的厂家保护装置只是自动退出与该侧中性点电流有关的保护（零 序过流），如果改用自产零序电流，保护装置仍可正常投运，但有的厂 家保护装置在变压器某侧MU中性点电流品质异常时，会退出与该侧模 拟量相关的所有保护，包括主变差动，也就退出了主保护。为便于检修时能够将某个间隔电流退出差流计算，保护装置按间 隔设置SV软压板，检修时退出该间隔的SV软压板。为便于检修时查看 并确认保护

17、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。当断路器等一次设备检修时，断路器 跳开，一次TA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。但是在双套保护配置情况下为了能够提供带电 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。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，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

18、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。1.3 智能终端检修压板智能终端检修功能可归结为两点：检修压板投入后，装置上送 所有GOOSE报文的品质及GOOSE帧头中的测试位Test置位。装置 将接收的GOOSE报文中的Test位与装置自身的检修压板状态进行比 较，只有两者一致时才视作为有效进行动作。当二者不一致时，视为 “预传动”状态。此时，装置将上送“保护测试跳”或“保护测试合” GOOSE,同时保护跳或重合闸LED灯将

19、点亮，提示试验人员：智能单 元已正确收到某IED发出的控制命令，但由于检修原因并未实际驱动动 作触点。2保护检修压板投退方式2.1 检修压板配置现阶段智能变电站二次设备压板配置为：保护（保测）屏上取消了了传统保护的功能、跳闸出口、启动失灵、远跳等硬压板，取而 代之的是保护功能软压板、跳闸发送软压板、启动失灵、远跳软压板。 在智能终端上配置保护测控共用的出口硬压板，用来控制断路器分、 合闸回路。智能变电站在保护测控装置、智能终端、MU合并单元上均设置检修压板。2.2 线路保护检修压板2.2.1 线路检修如果该间隔一次设备已退出，在二次设备（保护）定检或处理缺 陷时的压板投退方式：投入该间隔智能终

20、端、合并单元、保护装置的 一共3检修压板；退出智能终端出口压板；退出线路保护启动母线失 灵的软压板；退出线路远跳软压板。工作结束，工作票办结前恢复上 述硬、软压板。2.2.2 一套线路保护退出10对于配置双套保护的，在一次设备运行的情况下（紧急情况下的 特例），在确保一套保护运行的情况下保护装置进行版本升级、更换插 件、保护装置功能检查等工作时，此时投入保护装置的检修压板，不 投入本套保护对应的合并单元和智能单元检修压板。投入智能单元检 修压板会造成母差动作时该智能终端不出口，投入合并单元检修压板 会造成闭锁母差保护或母差保护有差流，这和保护装置型号有关。为 保证不向对侧发远跳或远传信号，还应

21、退出保护装置“发信”、“GOOSE 接收”控制字。此时的智能终端出口压板不退出。可以做线路保护功能传动。2.2.3 母线PT检修压板对线路保护的影响线路间隔智能终端、合并单元、保护装置的 3检修压板均在退出 位置，母线PT检修压板投入。则线路保护会自动退出与母线电压有关 的保护。这一点在运行中要格外注意。3、母线保护除了母差保护装置的一个检修压板，加上各个间隔智能终端、合 并单元，以及母线TV合并单元的检修压板，会有很多个检修压板，应 把它们当作一个整体来看待。正常运行时，所有检修压板都退出，单投 入母差保护检修压板，母差保护退出。投入一个间隔智能单元检修压板，母差保护可以动作，该间隔智 能单

22、元能收到母差跳令，不出口，其他保护动作时，该间隔智能单元 也不出口。投入一个间隔合并单元检修压板，对不同厂家的母差保护 功能影响不同：许继母差，该间隔电流不参与保护，保护有差流，可11 能误动；南瑞母差，闭锁整个母差保护，拒动。措施：不投该间隔合 并单元压板，退母差保护对应支路的 SV软压板。对采用母线TV闭锁 出口的母线差动保护，母线TV合并单元检修压板投入后，对许继和南 瑞的保护功能影响不同（许继母差，开放复压闭锁，南瑞，品质位不 一致，闭锁保护）。3.1 母线检修一次母线停下来定检，除了投入母线保护检修压板，还需要注意：退出母差远跳线路出口 GOOSE软压板；退出失灵出口联跳变压器三 侧

23、出口 GOOSE软压板；对于分段母线分别配置母差保护的，还要退 出失灵启动另一段母差GOOSE软压板。以防止实验时误跳对侧或相 临的运行设备。运行间隔的合并单元、智能终端检修压板不投。定检 结束应恢复上述压板。3.2 一套母线保护检修、一套母线保护运行同上3.3 母线间隔扩建对于一次设备不停电的扩建间隔投运前调试及传动，可采取如下方式，退出母线TV SV输入软压板，退出运行间隔SV输入软压板， 投入母差保护检修压板，投入扩建间隔合并单元及智能终端检修压板。或者退出母线TV SV输入软压板，退出运行间隔 SV输入软压板， 退出运行间隔（支路）GOOSE软压板，退出母差保护检修压板，退出 扩建间隔

24、合并单元及智能终端检修压板。智能变电站检修压板的投退对运行维护人员提出了更高的技术要12求。必须熟悉该站保护用SV、GOOSE数据的流向，清楚SCD文件中SV、GOOSE数据之间的关联。需要了解数据的流向以及检修机制是如何运作的。检修压板应和智能终端的出口压板、保护装置内的SV、GOOSE软压板联合使用才能保证检修等工作的安全完成。3.4 变压器保护检修7）主变保护压板母差保护、母联智能终端、分段开关、快切的联系四：几个注意的问题1、 关于直采直跳的理解直采直跳实现了本间隔的跳闸和采集信号等功能，但不能实现各二 次设备之间的联系，如跨间隔的母差保护和线路保护之间的信号联系。 在间隔层采用GOO

25、SE网络方式传输.2、 TA配置导致退一套保护出现的死区3、 是不是可以拔光纤的方式来保证安全4、 关于闭锁重合闸（1）信号合成功能和操作箱的区别，操作箱的信号是靠接点的组 合来实现的，智能单元装置软件功能可以把收发的GOOSE信号合成逻辑（如控制回路断线、事故总，启动重合闸的 TJQ跳闸令、1不 启动重合闸的TJR跳闸令、1路重合闸命令），经过简单的逻辑处理后转 换成相应的硬接点输出闭重，但没有发给保护装置。注意核查是否设计 该回路，对于双套智能单元的核查之间的重合闸闭锁13(2)保护直接闭锁重合闸(放电)五、长风站投运后出现的问题及处理(1)线路间隔保护和测控采用保测测一体装置，虽然SV输

26、入接口和几个GOOSE输入输出接口均独立，MMS接口独立。 但保护、测控共 用以太网插件、CPU插件、DSP (数据信号处理)插件，保护、测控采 用同一插件接收交流量采样，也采用同一块CPU插件进行处理。上述插件故障会同时影响保护、测控功能。保护修改定值或进行定值区切换 或进行程序升级，需要重启装置，会影响测控功能。保护启动、动作或 者改信号状态不会影响测控功能。测控功能的升级、参数修改，需要重启装置，会影响保护功能。测 控的正常操作不会影响保护功能。建议保测分开。(2)关于母差保护刀闸位置确认的说明； 常规站在保护屏复归，智能 站，许继保护没有刀闸确认软按钮，但报警会自动复归，没有做远方刀 闸确认软按钮，南瑞保护有刀闸确认软按钮，在后台做远方确认按钮