智能站检修机制讨论1.docx

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 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
①线路间隔保测装置、智能单元、合并单元、电度 表组一个屛，安装在就地。
②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 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，
③ 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，向母线保护等开出 启动失灵（TA、TB、TC、ST）等信号；
④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。
⑤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，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（主变跳母联--也可 ；主变保护和 母差的信息（启动失灵，母差失灵出口以直接加光纤直跳）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：①主变保护（110 电子间）；②高侧智能终 端、合并单元、高侧测控（220GIS）；③中侧智能终端、合并单元、中侧测控（110GIS）； ④低侧纵保、低侧测控（10kV 开关间）；⑤非电量保护、本体智能控制单元主变 本体 2SV 输入： ①220kV 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； ②10kV 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）。 ③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； ④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。 3GOOSE 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、C。 保测采样输入对应每个间隔都有独立的 SV 接收软 压板。 2GOOSE 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 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。 苤 挥性诒；ず秃喜⒌ピ 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 TA 元中由本间隔 TV、 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：①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。②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： ①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。② 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。③ 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 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，①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②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 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。 2.3 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 GOOSE 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①控制回路断线、②事故总， ③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 （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。 （3）运行中处理告警的例子，母差通讯故障的处理（南瑞 母差，消谐装置、许继保护信号占用了报文时间，70MS 所有信息重发一次，南瑞 母差连续 10 万次大于 50MS 收到报文，则发通讯故障）。 （4）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。 动作信 息通过本体智能终端进入本体测控上监控网。 （5）线路电压出现断线 （6）ECVT 的零漂和极性；常规站保护或测控的零漂数值，合并单元零漂数值，处理，在故录 默认的设置下，看不到零漂，对极性检查的影响，运行的影响 ECVT 的，电流和 电压的相位关系出现反；CT 极性理论上三个地方可以倒，实际情况；建议厂家能 够实现 3 个地方倒极性； （7）关于 PT、CT 变比，合并单元输出的的数字表示 的是一次值，装置里的变比只和显示有关，和保护动作没有关系，①试验时加一次 值比较明了直观 ②定值单可以只下一次值，也可以一次二次同时下，③对于一个间 隔的 CT（线路、母差、主变、母联、计量）可以下不同的变比 （8）与对侧保护 的配合，线路差动保护逻辑和常规的保护不一致；单CPU 与对侧的双 CPU； （9） 光纤断路信号，另外有数千个尾纤，目标是做到哪一根有问题（断路、光太弱等）， 直接发信号指明是哪根尾纤或光有问题，双重发信，①网络分析仪，②测控、保护 发到后台。以后新建的在设计阶段就考虑好。 （10）顺控， 顺控，也叫程序化控 制。依次顺序地执行完成操作，顺控功能遇到的 2个问题，比如将某个出线间隔从 运行状态退出运行变成检修状态，或者由 I 母倒到 II 母，原来的操作，现在的操 作（小空开），倒母线需要停开 送，关的操作电源、 没发执行，主变由运行转冷 备或检修，需要拉出 10KV侧开关到试验为、拉出。 （11）远方对保护的操作：保 护复归（后加）、调定值（调出的格式和 、保护装置直接打出的不太一样） 打印 保护波形（后台和信息子站是两个 ，远方修改定值、远方保护功能压板投退（定值 单应允许远不同的路径）方修改定值）。