电压等级3/2接线的线路保护配置方式及注意事项

1．智能变电站继电保护装置的技术要求

（1）保护装置采样值采用点对点接入方式，采样同步应由保护装置实现，支持GB/T20840.8（IEC60044-8）或DL/T 860.92（IEC61850-9-2）协议。

（2）保护装置应同时支持GOOSE点对点和网络方式传输，传输协议遵循 DL/T 860.81（IEC61850-8-1）。跳闸采用直接电缆跳闸或GOOSE点对点跳闸方式。

（3）保护装置采样值接口和GOOSE接口数量应满足工程的需要，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。

（4）保护装置内部 MMS 接口、GOOSE 接口、sv 接口应采用相互独立的数据接口控制器接入网络。

（5）保护装置应具备MMS接口与站控层设备通信。保护装置的交流电流、交流电压及保护设备参数的显示、打印、整定应能支持一次值，上送信息应采用一次值。

（6）采用电子式互感器时，保护装置应针对电子式互感器的特点优化相关保护算法，提高保护性能。

（7）保护装置应自动补偿电子式互感器的采样响应延时，当响应延时发生变化时，应闭锁采自不同 MU 且有采样同步要求的保护。保护装置的采样输入接口数据的采样频率宜为 4000 Hz。

（8）保护装置应处理 MU 上送的数据品质位（无效、检修等），及时准确提供告警信息。在异常状态下，利用 MU 的信息合理地进行保护功能的退出和投入，瞬时闭锁可能误动的保护，延时告警，并在数据恢复正常之后尽快恢复被闭锁的保护功能，不闭锁与该异常采样数据无关的保护功能。接入两个及以上 MU 的保护装置应按 MU 设置“MU 投入”软压板。

（9）保护装置应采取措施，防止输入的双 A/D 数据之一异常时误动。

（10）除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位的信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示）。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。

（11）保护装置应具备通信中断、异常等状态的检测和告警功能。

（12）保护装置的交流量信息应具备自描述功能，传输协议应符合《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441—2010）附录 A《支持通道可配置的扩展IEC60044-8协议帧格式》。

（13）线路纵联保护、母线差动保护、变压器差动保护应适应常规互感器和电子式互感器混合使用的情况。

2．线路保护

220 kV 及以上电压等级 3/2 断路器接线的输电线路，每线路配置 2 套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置，线路保护中包含过电压保护和远跳就地判别功能。线路间隔MU、智能终端均按双重化配置。一般配置方式见图 4-3 所示：

图4-3　220 kV 及以上电压等级 3/2 接线的线路保护配置（单套）

（1）按照断路器配置的电流MU采用点对点方式接入各自对应的保护装置。

（2）出线配置的电压传感器对应两套双重化的线路电压MU，线路电压MU单独接入线路保护装置。

（3）线路间隔内线路保护装置与合并单元之间采用点对点采样值传输方式，每套线路保护装置应能同时接入线路保护电压MU、边断路器电流MU、中断路器电流MU的输出，即至少三路MU接口。

（4）智能终端双重化配置，分别对应两个跳闸线圈，具有分相跳闸功能，其合闸命令输出则并接至合闸线圈。

（5）线路间隔内，线路保护装置与智能终端之间采用点对点直接跳闸方式，由于3/2 接线的每个线路保护对应两个断路器，每套保护装置应至少提供两路接口，分别接至两个断路器的智能终端。

（6）线路保护启动断路器失灵与重合闸采用 GOOSE 网络传输方式。合并单元提供给测控、录波器等设备的采样数据采用 SV 网络传输方式，SV 采样值网络与GOOSE 网络应完全独立。

220 kV 及以上电压等级双母线接线的输电线路，每回线路应配置 2 套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置。合并单元、智能终端均应采用双套配置，保护一般采用安装在线路上的 ECVT 获得电流、电压。用于检同期的母线电压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。线路间隔内应采用保护装置与智能终端之间的点对点直接跳闸方式。保护应直接采样。跨间隔信息（启动母差失灵功能和母差保护动作远跳功能等）采用 GOOSE 网络传输方式。单套技术实施方案如图4-4 所示。

图4-4　220 kV 及以上电压等级双母线接线的线路保护配置（单套）

110 kV 线路保护每回线路宜配置单套完整的主、后备保护功能的线路保护装置，如图4-5 所示。合并单元、智能终端均采用单套配置。保护一般采用安装在线路上的ECVT 获得电流、电压。

图4-5　110 kV 线路保护配置（单母接线方式）

3．变压器保护

220 kV 及以上变压器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；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。110 kV 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 按双套配量，中性点电流、间隙电流并入相应侧 MU。

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用电源自动投入、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。

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。

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。

以高压侧 3/2 接线、中压侧双母线、低压侧单母线接线的 500 kV 变压器为例，保护合并单元、智能终端配置和变压器保护配置方案一般采用如下两种方案，如图4-6和图 4-7所示。

图4-6　500 kV 变压器保护配置方案示例 1（单套）

每台主变压器配置 2 套含有完整主、后备保护功能的变压器电量保护装置。非电量保护就地布置，采用直接电缆跳闸方式，动作信息通过本体智能终端上 GOOSE 网，用于测控及故障录波。

图4-7　500 kV 变压器保护配置方案示例 2（单套）

按照断路器配置的电流 MU 按照点对点方式接入对应的保护装置，3/2 接线侧的电流由两个电流 MU 分别接入保护装置；3/2 接线侧配置的电压传感器对应双重化的主变压器电压MU，主变压器电压 MU 单独接入保护装置；双母线接线侧的电压、电流按照双母线接线形式继电保护实施方案考虑；单母线接线侧的电压和电流合并接入MU，点对点接入保护装置；主变压器保护装置与主变压器各侧智能终端之间采用点对点直接跳闸方式；断路器失灵启动、解复压闭锁、启动变压器保护联跳各侧及变压器保护跳母联（分段）信号采用 GOOSE 网络传输。

对 110 kV 变压器，当保护采用双套配置时，各侧合并单元和智能终端宜采用双套配置。变压器非电量保护应就地直接电缆跳闸，有关非电量保护延时均就地实现，现场配置本体智能终端上传非电量动作报文和调挡及接地开关控制信息。图 4-8 为110 kV 变压器保护采用双套主后一体化配置的方案。

图4-8　110 kV 变压器保护双套主后一体化配置方案（单套）

4．母线保护

220 kV 及以上电压等级母线按双重化配置母线保护；110 kV 及以下电压等级母线配置单套母线保护。母线保护直接采样、直接跳闸，当接入组件数较多时，可采用分布式母线保护。分布式母线保护由主单元和若干个子单元组成，主单元实现保护功能，子单元执行采样、跳闸功能。各间隔合并单元、智能终端以点对点方式接入对应子单元。母线保护与其他保护之间的联闭锁信号［失灵启动、母联（分段）保护启动失灵、主变保护动作解除电压闭锁等］采用GOOSE网络传输。

3/2 接线形式母线一般采用集中式母线保护装置，配置如图4-9 所示。边断路器失灵经GOOSE 网络传输，启动母差失灵功能。

图4-9　3/2接线形式母线保护配置（单套）

单、双母线接线形式的母线，连接元件（间隔）较多时，可采用分布式母线保护。分布式母线保护由主单元和若干个子单元组成。子单元可按间隔配置，也可以多个间隔共用一个子单元，前者称为全分布式，后者称为半分布式。对有 24 个连接元件的母线，若采用全分布式保护方案，需要子单元，每个子单元接入 1 个间隔的合并单元和智能终端；若每个子单元接入 8 个连接元件，则只需要 3 个子单元，这是一种半分布式方案，可称为 8×3 方案。全分布式方案各间隔独立性好，系统扩展方便，但主单元接口数量仍然较多，装置数量多，成本也较高。半分布式方案大大减少了对主单元接口数量的要求，装置总数量少，成本相对较低。但各间隔独立性稍差，单个子单元成本较高，系统扩展少量间隔时可能需要增加1个子单元，造成一定的资源浪费。图 4-10 为一个全分布式母线保护的配置示例。

图4-10　220 kV 全分布式母线保护配置示例（单套）

5．高压并联电抗器保护

高压并联电抗器的电流采样采用独立的电子式电流互感器和 MU，跳闸需要断路器智能终端预留一个 GOOSE 接口。电抗器首、末端电流合并接入电流 MU，电流 MU按照点对点方式接入保护装置；保护装置电压采用线路电压 MU 点对点接入方式；高压并联电抗器保护装置与智能终端之间采用点对点直接跳闸方式。高压并联电抗器保护启动断路器失灵、启动远跳信号采用 GOOSE 网络传输。

高压并联电抗器非电量保护就地布置采用直接跳闸方式，动作信息通过本体智能终端上GOOSE 网，用于测控及故障录波。非电量保护动作信号通过相应断路器的两套智能终端发送 GOOSE 报文，实现远跳。配置示例如图4-11 所示。

图4-11　高压并联电抗器保护配置示例（单套）

6．断路器保护

传统变电站断路器保护为单套配置。智能变电站断路器保护按断路器双重化配置，主要目的在于保证双重化的过程层网络相互独立。具体的配置方式如下：

（1）当失灵或者重合闸需要用到线路电压时，边断路器保护需要接入线路 EVT的MU，中断路器保护任选一侧EVT的MU。

（2）对于边断路器保护，当重合闸需要检同期功能时，采用母线电压MU接入相应间隔电压 MU 的方式接入母线电压，不考虑中断路器检同期。

（3）断路器保护装置与合并单元之间采用点对点采样值传输方式。

（4）断路器保护与本断路器智能终端之间采用点对点直接跳闸方式。

（5）断路器保护的失灵动作跳相邻断路器及远跳信号通过 GOOSE 网络传输，通过相邻断路器的智能终端、母线保护（边断路器失灵）及主变压器保护跳开关联的断路器，通过线路保护启动远跳。

边断路器保护配置示例如图4-12 所示，中断路器保护配置示例如图4-13 所示。

图4-12　边断路器保护配置示例（单套）

图4-13　中断路器保护配置示例（以接入线路1电压合并单元为例，单套）

7．短引线保护

出线有隔离开关的 3/2 断路器主接线，其短引线保护功能可集成在边断路器保护装置中，也可单独配置。实际工程中短引线保护基本上还是单独配置。短引线保护配置示例如图4-14所示，图中边断路器电流 MU、中断路器电流 MU 均需要接入短引线保护，隔离开关位置经由边断路器智能终端传给短引线保护装置。

图4-14　短引线保护配置示例（单套）

8．母联（分段）保护

传统变电站按“六统一”要求，220 kV 及以上电压的母联（分段）保护为单套配置。智能变电站母联（分段）保护采用双重化配置，主要目的同断路器保护一样，在于保证双重化的过程层网络相互独立。

220 kV 母联（分段）保护配置如图4-15 所示。

图4-15　220 kV 母联（分段）保护配置示例（单套）

110 kV 分段保护按单套配置，宜采用保护、测控一体化。如图4-16 所示，110 kV分段保护跳闸采用点对点直跳，其他保护（主变压器保护）跳分段推荐点对点直跳，也可采用GOOSE 网络方式。

图4-16　110 kV 母联（分段）保护配置示例

35 kV 及以下电压等级的分段保护宜就地安装，保护、测控、智能终端、合并单元一体化，装置应提供 GOOSE 保护跳闸接口（主变压器跳分段），接入 110 kV 过程层网络。

9．中低压间隔保护

66 kV、35 kV 及以下电压等级间隔保护采用保护测控一体化设备，按间隔单套配置。当采用开关柜方式时，保护装置安装于开关柜内，不宜使用电子式互感器，宜使用常规互感器，电缆直接跳闸；当确有必要或已经使用电子式互感器时，每个间隔的保护、测控、智能终端、合并单元功能宜按间隔合并实现。跨间隔开关量信息交换可采用过程层 GOOSE网络传输。