智能变电站继电保护技术规范介绍

智能变电站继电保护技术规范介绍第1页/共79页目录技术规范概况1基本概念和术语2技术规范基本原则32第2页/共79页3

技术规范概况1

技术规范概况1第3页/共79页智能电网建设思路发展基础体系技术支撑体系智能应用体系标准规范体系一个目标三个阶段两条主线四个体系五个内涵构建以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强的智能化电网技术上实现信息化、自动化、互动化管理上实现集团化、集约化、精益化、标准化2009-2011年：规划试点阶段2012-2015年：全面建设阶段2016-2020年：引领提升阶段坚强可靠、经济高效清洁环保、灵活互动、友好开放智能电网发展的需求4第4页/共79页5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继电保护工作组成员组织总结分析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应用原则讨论智能变电站继电保护及相关设备配置要求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》目的贯彻落实国家电网公司建设坚强智能电网的发展战略，促进和规范智能变电站继电保护技术应用工作。编制目的第5页/共79页《智能变电站技术导则》

（Q/GDW383-2009）细化、补充和完善从指导工程应用的角度继电保护在功能上是统一的整体，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。依据可靠性、选择性、灵敏性、速动性遵循继电保护的性能和智能化水平提高实现6编制的主要原则第6页/共79页目次前言正文附录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、D7规范结构和内容第7页/共79页智能变电站继电保护及相关设备

技术原则规定了110kV（66kV）及以上电压等级

新建、改（扩）建智能变电站适用于智能变电站继电保护及相关设备可采用

全部或相应部分说明不包括

特高压变电站8规范适用范围第8页/共79页本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。规范重点内容9第9页/共79页

基本概念和术语210第10页/共79页

智能变电站定义采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。第11页/共79页12数字化变电站发展趋势？第12页/共79页IF1：间隔层和站层之间交换保护数据IF2：间隔层和远方保护之间交换保护数据IF3：间隔层之间交换数据如保护和控制设备间IF4：间隔层和过程层之间交换采样数据IF5：间隔层和过程层之间交换控制数据IF6：间隔层和站层之间交换控制数据IF7：站层和远方工程师之间交换数据IF8：间隔层之间直接快速交换数据，如联锁IF9：站层之间交换数据IF10：站层和远方控制中心之间交换数据变电站自动化系统的接口1－10

技术服务

远程控制(NCC)

控制.保护.

功能.A

功能.B

保护.

控制.

传感器

操作机构

间隔级

站级过程级

HV设备

远方保护

过程接口

1,633981,6224,54,5710远方保护

第13页/共79页14IEC61850标准制定的目标自由配置

标准支持不同的原理并允许自由定位各功 能模块，标准可同等地支持集中式的 系统（RTU）及分布式的系统（SCS）。互操作性

不同供货商之智能电子设备互相交换信息 并使用这些信息实现设备本身功能的能力。

长期的稳定性

标准必须经得住未来的考验，标准必需与

通讯技术的发展同步并满足不断演进 的系统要求。第14页/共79页IED智能电子设备Request（要求）Response（响应）Event（事件）具有可访问的数据模型什么需要交换

(IEC61850-7-3&4)怎样进行交换

(IEC61850-7-2)由同一供货商及不同供货商所提供的IED具有相互交换信息并使用这些信息正确的执行特定的功能目标一：互操作性15第15页/共79页硬结线及点对点链路网关控制控制保护控制保护高压设备高压设备站级间隔级过程级目标二：自由配置（通讯）16第16页/共79页分立的站级总线网络及过程总线网关控制控制保护控制保护高压设备高压设备站级间隔级过程级目标二：自由配置（通讯）17第17页/共79页保护及测控合一的智能设备IHMI人机界面站级操作平台CSWI开关控制器保护与测控PDIS距离保护XCBR断路器断路器TCTR电流互感器TVTR电压互感器集成传感器目标二：自由配置（IED功能）18第18页/共79页分立的保护及智能断路器IHMI人机界面站级操作平台保护PDIS距离保护XCBR断路器断路器及控制TCTR电流互感器TVTR电压互感器集成传感器CSWI开关控制器目标二：自由配置（IED功能）19第19页/共79页应用领域变电站通讯技术技术的变化！慢快标准化所面临的问题标准化的解决方案ISO/OSI7层栈7654321数据模型对象服务应用开关设备保护及控制命令、事件、报警…通讯信息、报文、框架…分开！目标三：长期的稳定性20第20页/共79页系统概貌1介绍和概述2术语3总体要求4系统和项目管理5功能的通信要求和设备模型数据模型

变电站和馈线设备的基本通信结构7-4兼容逻辑节点类和数据类7-3公用数据类抽象通信服务变电站和馈线设备的基本通信结构7-2抽象通信服务接口(ACSI)7-1原理和模型配置6变电站自动化系统配置描述语言映射到实际通信网络8-1映射到MMS和ISO/IEC8802-39-1通过单向多路点对点串行通信链路采样值9-2ISO8802-3之上的采样值测试10一致性测试IEC61850标准内容21第21页/共79页栈选择跟随快速发展先进的通讯技术每一选择的栈栈接口客户端

–服务器

通讯GOOSESV采样数据应用(对象,服务)慢速变化应用

领域

变电站抽象接口长期的定义保障投资以太网链路层以太网物理层（具有优先权标识）

实时性要求IPTCPMMS快速变化通讯技术映射适应 栈映射MappingToStack(8-1,9-2)IEC61850建模22第22页/共79页功能（FC）逻辑节点（LN）、物理设备（PD）、逻辑连接（LC）、物理连接（PC）功能分为三层：站层、间隔层、过程层同一功能可以分布在不同厂家提供的物理设备之间功能与物理设备无关，可以在物理设备上自由分布逻辑节点可以理解为功能分解的最小单位逻辑节点之间的连接称为逻辑连接一个物理连接可以包含多个逻辑连接23IEC61850建模第23页/共79页功能F、逻辑节点LN、物理设备PD、逻辑连接LC、物理连接PC的关系IEC61850建模24第24页/共79页SSD:系统规范描述文件（SystemSpecificationDescription.XMLdescriptionoftheentiresystem.）SCD:系统配置描述文件（SubstationConfigurationDescription. XMLdescriptionofasinglesubstation.)ICD:IED能力描述文件IED(CapabilityDescription.XMLdescriptionofitemssupportedbyanIED.)CID:IED配置后的描述文件(ConfiguredIEDDescription.XMLconfigurationforaspecificIED.)SCL文件类型第25页/共79页采用XML语言描述变电站的配置SSD系统图组态工具装置模板组态工具ICD系统组态工具SCD装置实例组态工具IEC61850装置CID全站系统配置文件一次系统配置文件装置模板配置文件装置配置IED描述文件第26页/共79页传输时间的定义Fastmessages

TRIP othersMediumspeedSlowspeedDistributionarea(P1)10ms100ms100ms500msTransmissionarea(P2/P3)3ms20msIEC61850通信要求27第27页/共79页Signal8-20msTimeRelay

energizes

contactContactsclosesInput

thresholdreached信号输出/输入过程IEC61850通信要求28第28页/共79页Signal<20msTimeComm.

modulecreates&

sends

atelegramNetwork

access

andtrans-

missionComm.

module

recieves&

understandsatelegramGOOSE通信<3msIEC61850通信要求29第29页/共79页延迟指数据帧从源到目的地址所需要的时间存储转发最小的延迟等于交换机传输一帧所花的时间100M以太网帧收发延迟从5到120µs不等-与帧长度成比例交换机本身带来的交换时延在5µs左右服务品质(QoS)将重要报文优先传输，减少了延迟交换机以太网的时延由以下4部分组成

1)帧收发时延(LSF)2)交换时延(LSW)3)线路传输时延(LWL)4)帧排队时延(LQ)总的网络延迟=∑LSF+LSW+LWL+LQ交换机交换机带来的延迟第30页/共79页10Mbit/s以太网帧收发时延:64字节数据包 =51.2µs1522字节数据包

=1217.6µs100Mbit/s以太网帧收发时延:64字节数据包

=5.12µs1522字节数据包

=121.76µs1000Mbit/s以太网帧收发时延:64字节数据包

=0.512µs1522字节数据包

=12.176µs帧收发时延(LSF)第31页/共79页交换时延(LSW)不同交换机交换时延不同，如RuggedCom交换机的交换时延小于7μs第32页/共79页线路传输时延(LWL)数据在线路上的传输的速度按2/3的光速计算如果传输距离较长,比如说100KM,时延LWL计算如下LWL

=1x105m/(0.66×3×108m/s)≈500μs第33页/共79页平均帧排队时延可以按以下公式估算LQ

=(网络负载)×LSF(max)网络负载是当前网络负载占网络带宽的百分比LSF(max)存储转发最大数据帧(1500byte)的收发时间.举例,网络负载在25%的情况下平均帧排队时延为:LQ

=0.25×[12000bits/100Mbps]=30μs帧排队时延(LQ)第34页/共79页最大延迟计算(LTOTAL)如果有N个交换机第35页/共79页GOOSE报文的实时性要求GenericObjectOrientedSubstationEvent(GOOSE)报文提供了功能强大的IED到IED的通信机制，进行有效且实时的状态和参数交换最严格的要求是Type1ATrip快速报文，总传输时间小于3ms，包括两头IED的处理时间加网络延时传输时间=应用层到应用层，包括IED处理时间+网络延迟.第36页/共79页GOOSE报文的实时性要求对于大的网络，比如由20台交换机构成的100Mbps网络，超过2ms可能影响保护动作GOOSE报文带有优先级HighestClassofService(CoS–IEEE802.1P)inthenetworkGOOSE报文被置于存储/转发队列的前面正在发送的GOOSE报文不被中断第37页/共79页GOOSE水平通信(peer-to-peer)GOOSE=GenericObjectOrientedSystem-wideEventsStationcomputerStation

gatewayProtectionProcessInterfaceProcessInterfaceProcessInterfaceControlProtectionControlControl&

ProtectionGOOSE38第38页/共79页GOOSE报文的格式参数名参数类型值/值域/解释应用标识配置版本号AppIDConfRevVISIBLESTRING65INT32U时标TEntryTime状态号（事件计数器）StNumINT32U序列号（报文计数器）SqNumINT32U测试标识位TestBOOLEAN数据集成员1~nGOOSEData[1～n]GOOSE控制块路径GoCBRefObjectReference需要重新配置NdsComBOOLEANDatSet数据集的路径ObjectReferenceGOOSE报文第39页/共79页数据集的概念GndPDIS1GndPDIS2GndPDIS3generalOpPhsAPhsBPhsCgeneralOpPhsAPhsBPhsCgeneralOpPhsAPhsBPhsCGndPDIS1.Op.generalGndPDIS2.Op.generalGndPDIS3.Op.generalGndPDIS1.Op.PhsAGndPDIS1.Op.PhsBGndPDIS1.Op.PhsCGndPDIS2.Op.PhsAGndPDIS2.Op.PhsBGndPDIS2.Op.PhsCGndPDIS3.Op.PhsAGndPDIS3.Op.PhsBGndPDIS3.Op.PhsC数据对象100100000000接地距离保护I段动作跳A相数据属性的集合逻辑节点数据属性GOOSE报文第40页/共79页数据集GndPDIS1.Op.general……GndPDIS1.Op.PhsAGndPDIS1.Op.PhsBGndPDIS1.Op.PhsC保护程序通信程序负责刷新数据集中数据的值置1：表示动作置0：表示返回监视数据集中数据值的变化一旦发生变化就认为产生一个事件以特殊的重传机制发送GOOSE报文GOOSE报文第41页/共79页GOOSE传输机制：变时间间隔重复传输事件结束后以较长的间隔连续传输（1s），以保持通信线路的畅通事件发生时以较短的间隔连续传输（1ms，2ms，4ms），避免数据报文的丢失事件计数器C1报文计数器C2C1=8C2=10C1=9C2=0C1=9C2=5保护动作GOOSE重发机制第42页/共79页保护程序判断结果距离I段动作，跳A相St5Sq8St6Sq0St6Sq1St6Sq2St6Sq3St7Sq0St加1，Sq清零事件发生时刻St7Sq3St5Sq71024ms1ms1ms2ms1024msSt：事件计数器Sq：报文计数器GndPDIS1.Op.generalGndPDIS1.Op.PhsAGndPDIS1.Op.PhsBGndPDIS1.Op.PhsC0000110011001100110000000000保护程序：刷新数据0000通信程序：监测数据变化/传输GOOSE报文000000000000St7Sq1返回时间到St7Sq2St7Sq4事件发生时刻St加1，Sq清零1ms1ms2msGOOSE重发机制第43页/共79页Normal

TelegramsGOOSEBufferfornormaltelegramsOvertakelaneforIECGOOSEEthernet-SwitchGOOSE通信44第44页/共79页IEC61850stationoutgoingfeeders62,5µor50µopticalfibreOSM-switchCentraldevicewith

timesynchronisationincoming

feederopticalelectricalOC-Feed1OC-Feed2OC-Feed3OC-Feed4ANSI

50-1pickedup

IEC

I>pickedupOC-Feed1

50-1pickedup

-F1OC-Feed2

50-1pickedup

–F2OC-Feed3

50-1pickedup

-F3OC-Feed4

ANSI

>Block50-2

IEC

>I>>BlockoutgoingfeederGOOSE举例45第45页/共79页技术规范基本原则346第46页/共79页智能变电站继电保护与站控层信息交互采用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。应满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”的要求，继电保护在功能实现上是统一的整体。基本原则47第47页/共79页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、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，装置不应误动作跳闸。基本原则48逻辑保护电子式互感器第48页/共79页保护应直接采样，是指不经过以太网交换机而以点对点连接方式直接进行采样值传输。基本原则49线路保护母线保护电流合并单元其他保护SV光纤点对点第49页/共79页单间隔的保护应直接跳闸。直接跳闸是指不经过以太网交换机而以点对点连接方式直接进行跳合闸信号的传输。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。线路保护母线保护智能终端其他保护GOOSE光纤点对点基本原则50第50页/共79页多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸，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。分布式保护面向间隔，由若干单元装置组成，功能分布实现；主单元安装于室内，子单元可就地安装；可有效解决装置光以太网接口较多时的发热问题。51分布式母线保护子单元n子单元1子单元2母线保护主单元-----光纤点对点基本原则第51页/共79页220kV及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化原则，双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则。允许不同电压等级的SV或GOOSE网络通过以太网交换机一一对应进行连接。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。智能变电站应利用网络技术将保护信息上送至站控层，集成动作信息、状态信息和变电站监控信息，实现变电站故障信息综合分析决策。基本原则52第52页/共79页合并单元1智能终端1线路保护1GOOSE交换机1SV交换机1合并单元2智能终端2线路保护2GOOSE交换机2SV交换机2基本原则第53页/共79页保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。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。保护装置的采样输入接口数据的采样频率宜为4000Hz。54基本原则第54页/共79页55基本原则第55页/共79页56基本原则第56页/共79页57基本原则第57页/共79页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。继电保护就地化现阶段在35kV电压等级继电保护应用相对较成熟；110kV及以上电压等