智能变电站二次设备软压板投退要求
智能变电站二次安措及管控技术
智能变电站二次安措及管控技术摘要：智能变电站与传统变电站相比，存在很多技术突破的地方，给分析监控工作提出新的要求。
文中选择智能变电站二次安措为着手点，分析做好安措质量控制的措施。
关键词：智能变电站；二次安措；管理控制近年来我国新建并投运了大量智能变电站，随之而来的是繁杂的检修和运维工作。
二次安措用于隔离待检修设备和运行设备，具有保障电网安全稳定运行、避免保护拒动或误动等重要意义。
不同于传统变电站使用电缆传输采样值、开入开出等信息，智能变电站采用“三层两网”的网络架构，利用以太网传输信息，其中的软压板、虚端子取代了传统变电站中的硬压板和接线端口。
在提高信息共享程度的同时，也使得二次安措隐含不直观、没有明显的“电气断开点”，给二次检修运维工作带来了极大挑战。
1、智能变电站安措防误概述智能变电站保护装置的二次回路用光缆进行连接，其模拟量的采样和开关量的采样、出口，分别通过SV和GOOSE报文进行传输。
线路保护装置获取线路合并单元发送过来的电流SV报文、母线电压SV报文及线路智能终端发送过来的GOOSE报文，进行保护逻辑判断，若符合跳闸条件则通过智能终端进行跳闸。
安全措施主要是指在变电运行及检修工作中为了人身、电网及设备安全，将待检修设备与运行设备进行安全隔离的措施。
智能变电站改、扩建及装置检修时，二次设备的安全措施操作由跳闸出口软压板、GOOSE发送／接收软压板、SV接收软压板、检修压板等多种安措技术组合而成。
由于软压板是存在于保护装置中的虚拟压板，数量多、不直观且无“明显电气断开点”，因此在操作过程中易造成漏投退、误投退等。
图1 智能变电站典型仙霞路保护配置示意图同时，智能变电站装置新增加了检修机制。
装置投入检修压板后，上送报文中的检修状态位置，此报文为检修态报文。
处于正常运行状态的保护装置接收到检修态报文，会判别开入量或采样信息“状态不一致”，丢弃该检修态报文，并闭锁相关保护。
处于正常运行状态的智能终端收到“状态不一致”的遥控或跳合闸指令后，也会丢弃该检修态报文，不进行跳合闸动作。
智能变电站现场工作技术要点(试行)概要
智能变电站现场工作技术要点（试行）为了适应智能变电站继电保护及安全自动装置（下称继电保护装置）运行管理的需要，保证电力系统的安全稳定运行，本要点规定了智能变电站继电保护装置在技术管理、运行规定等方面的要求，从而为智能变电站继电保护装置的运行管理提供统一的技术依据。
一、互感器极性要求1.电流互感器（1）规定电流互感器P1端子为正极性端，电流由P1端子流向P2端子时电流互感器输出为正极性。
（2）对于双母线主接线方式，规定线路和主变压器断路器侧电流互感器P1端子安装于母线侧，分段断路器和母联断路器电流互感器P1端子安装于母线编号为小号侧母线。
（3）对于二分之三接线方式，规定边断路器侧电流互感器P1端子安装于母线侧，中断路器P1端子安装于母线编号为小号侧母线。
2.电压互感器规定电压降落方向由高压端子指向接地端子时电压互感器输出为正极性。
3.按本条款电流互感器极性端安装规定，当二分之三接线方式中断路器电流互感器在使用过程中出现与两侧出线保护装置要求的二次接线极性不一致时，需进行极性取反，其取反原则为只允许通过二次绕组正极性或负极性引出来实现，当二次绕组无法实现时，通过修改合并单元相关参数来实现，当合并单元无法实现时，由保护装置修改相关参数来实现。
4.按本条款电流互感器极性端安装规定，当分段断路器和母联断路器电流互感器在使用过程中出现与母差保护装置要求的二次接线极性不一致时，需进行极性取反，其取反原则为只允许通过二次绕组正极性或负极性引出来实现，当二次绕组无法实现时，通过修改合并单元相关参数来实现，当合并单元无法实现时，由保护装置修改相关参数来实现。
5.电流、电压互感器极性的正确性需通过现场试验验证。
6.现场互感器一、二次接线的极性应符合本规定要求，继电保护装置配置文件、定值通知单依据上述极性规定设置和整定。
7．对现场互感器接线和极性配置情况应有专门图示标志，并由相关安装人员、合并单元厂家、保护厂家、设备运维人员共同签字确认，并张贴于智能组件柜或互感器接线端子箱处。
变电站保护压板投、退原则
变电站倒闸操作分为一次设备和二次设备,保护压板投、退是二次设备操作的主要项目。
保护压板也叫保护连片,是保护装置联系外部接线的桥梁和纽带,关系到保护的功能和动作出口能否正常发挥作用,因此非常重要。
变电站运行人员应了解各类保护压板的功能和投、退原则,特别是当现场运行方式发生变化时,有些保护的压板也要作相应的切换,避免由于误投或漏投压板造成保护误动或拒动等人为误操作事故的发生。
1保护压板的分类按照压板接入保护装置二次回路位置的不同,可分为保护功能压板和出口压板两大类。
保护功能压板实现了保护装置某些功能(如主保护、距离保护、零序保护等的投、退)。
该压板一般为弱电压板,接直流24V。
也有强电功能压板,如BP22B 投充电保护、过流保护等,接直流220 V或110 V。
但进入装置之前必经光电耦合或隔离继电器隔离,转化为弱电开入,其抗干扰能力更好。
出口压板决定了保护动作的结果,根据保护动作出口作用的对象不同,可分为跳闸出口压板和启动压板。
跳闸出口压板直接作用于本开关或联跳其他开关,一般为强电压板。
启动压板作为其他保护开入之用,如失灵启动压板、闭锁备自投压板等,根据接入回路不同,有强电也有弱电。
2保护压板投、退一般原则当开关在合闸位置时,投入保护压板前需用高内阻电压表测量两端电位,特别是跳闸出口压板及与其他运行设备相关的压板,当出口压板两端都有电位,且压板下端为正电位、上端为负电位,此时若将压板投入,将造成开关跳闸。
应检查保护装置上动作跳闸灯是否点亮,且不能复归,否则有可能保护跳闸出口接点已粘死。
如出口压板两端均无电位,则应检查相关开关是否已跳开或控制电源消失。
只有出口压板两端无异极性电压后,方可投入压板。
除了与二次回路直接连接的保护硬压板之外,某些厂家还设置了保护软压板,便于监控后台机、调度后台机远方投、退保护。
软压板与硬压板组成“与”的关系来决定保护功能的投、退,只有两种压板都投入且控制值整定为投入时,保护功能才起作用,任一项退出,保护功能将退出。
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）。
智能变电站二次设备调试及维护
智能变电站二次设备调试及维护摘要：智能变电站二次设备是变电站的重要组成部分，包括保护装置、智能终端、交换机等。
这些装置的正常运行对于变电站的安全稳定至关重要。
设备调试和维护是保障设备正常运行的重要环节，能够发现和解决设备故障和问题，及时进行维护和保养。
关键词：智能变电站；二次设备；调试及维护引言：在大时代背景的影响下，我国的变电站也越来越向信息化、智能化靠近，变电站作为电力传输的重要环节，我国要对智能变电站的二次设备进行重点的调试和维护，研究开展智能变电站二次设备调试的重要性。
变电站对整个电力传输起到核心作用，加大对智能变电站的管理和调控。
一、开展智能变电站二次设备调试与检修的重要性智能变电站作为能源系统中的重要组成部分，承担着电力传输、配电和监控等多种功能。
其中二次设备是智能变电站的重要组成部分，其主要功能是采集、传输和处理变电站的监测数据，为变电站的运行和管理提供重要支撑。
因此，开展智能变电站二次设备调试与检修具有以下重要性：1.确保变电站的安全稳定运行。
二次设备是智能变电站监测、控制和保护的重要环节，其运行状态的稳定性和可靠性对变电站的安全运行具有重要的影响。
通过对二次设备进行调试和检修，可以及时发现和解决设备故障，保证设备的正常运行，提高变电站的安全稳定性。
2.提高变电站的运行效率。
二次设备可以实时采集变电站的运行数据，并将其传输到监测中心进行处理和分析。
通过对二次设备进行调试和检修，可以提高设备的准确性和灵敏度，保证数据的准确性和可靠性，从而提高变电站的运行效率。
3.优化变电站的管理和维护。
二次设备是变电站管理和维护的重要工具，通过对设备进行调试和检修，可以及时发现设备的故障和问题，减少维护成本和时间。
同时，可以优化设备的运行和管理流程，提高设备的可维护性和可管理性，从而实现对变电站的全面管理和维护。
因此，开展智能变电站二次设备调试与检修对于保证变电站的安全稳定运行、提高运行效率和优化管理和维护具有重要的意义。
国网智能变电站继电保护验收规范标准[详]
![国网智能变电站继电保护验收规范标准[详]](https://img.taocdn.com/s3/m/462e39e4b14e852459fb5729.png)
DL/T 282合并单元技术条件
DL/T 364光纤通道传输保护信息通用技术条件
DL/T 478继电保护和安全自动装置通用技术条件
DL/T 553电力系统动态记录装置通用技术条件
DL/T782110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程
保护通道调试合格，通道设备参数、通道时延等试验数据齐全，相关测试报告试验项目完整、数据正确，符合相关规程规范要求。
7
在监控系统检查户外或GIS室智能控制柜通过智能终端GOOSE接口上送的温度、湿度信息与柜内一致，且柜内温度应能控制在-10～50℃，湿度保持在90%以下。
现场检查除纵联通道外的保护用光缆为多模光缆，进入保护室或控制室的保护用光缆为阻燃防水的非金属光缆，每根光缆备用纤芯不少于20%且不少于2芯。
（征求意见稿）
XXXX-XX-XX发布
XXXX - XX - XX实施
国家电网公司发布
目
前
为规范智能变电站继电保护和安全自动装置验收工作，建立完善交接验收流程，严格把控相关设备安装调试质量，确保设备投运后安全可靠运行，特编制本文件。
本标准由国家电力调度控制中心提出。
本标准由国家电网公司科技部归口。
本标准由国家电力调度控制中心负责解释。
SVSampled Values（采样值）
5ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
5
5
5
5
5
5
6
6
智能变电站继电保护和安全自动装置现场验收工作由安装调试单位自验收合格后提出申请，由工程建设管理单位负责组织实施，接受验收的设计、施工、调试单位及设备供应商应积极配合。
开展现场验收工作前应成立验收工作组，成员由工程建设管理单位、调控中心、安监部门、运行维护单位、技术监督单位、监理单位等相关人员共同组成，运行维护单位是验收责任主体。
智能变电站继电保护二次安全措施标准化设计
智能变电站继电保护二次安全措施标准化设计摘要：智能变电站为“三层两网”结构，采用光纤通信网络(SV网和GOOSE 网)取代大量二次电缆接线，引入合并单元、智能终端、过程层交换机等过程层设备，因此不能适用常规变电站中的安全措施方法，需对智能变电站二次安全措施展开研究。
关键字：智能变电站；二次安全措施一、智能变电站二次安全措施标准化原则二次安全措施是开展二次专业工作的前提保障，是作为隔离运行设备，保障二次工作过程安全可靠的重要手段。
遵循着“明显电气断点”的理念，常规变电站的二次安全措施大体分为短接电流回路并打开电流回路端子连接片、打开电压回路端子连接片、退出启动失灵压板、跳合闸出口压板、解复合电压闭锁压板、绝缘胶布密封等，必要时可拆解二次接线。
智能变电站二次安措的基本方式包括退软压板、投检修压板、断开电气回路(如打开端子排连片或解开二次回路接线)和断开光纤通道(如拔出光纤)。
退软压板与投检修压板可看作是逻辑隔离措施，断开电气回路与断开光纤通道可看作是物理隔离措施。
逻辑隔离措施的优势在于操作便捷，但看不到断开点，若再受到软压板定义不准确、检修机制不正确等影响，就存在安全可靠性问题。
物理隔离措施有明显断开点，安全可靠性高，但实施过程较繁琐，且多次插拔光纤也会降低使用寿命。
对于逻辑隔离措施，应至少由两种不同的隔离方式来完成。
在新设备验收和首检时以物理隔离方式为主，按照相关标准进行严格验收，确保保护装置功能的正确性和可靠性。
在以后定检或消缺时，便可采用逻辑隔离措施，通过投退软压板和检修压板来布置二次安全措施。
（1）保护装置的检修硬压板、GOOSE/SV接收软压板、GOOSE出口软压板操作应遵循的原则。
投入保护装置检修硬压板前，应确认该保护装置至运行中保护装置、安自装置、智能终端的GOOSE出口软压板，相关运行中保护装置、安自装置对应的GOOSE接收软压板已退出。
断路器检修时，应退出运行中保护装置与该断路器相关的SV接收软压板、GOOSE接收软压板。
智能变电站二次防误关键点分析及措施
智能变电站二次防误关键点分析及措施发布时间：2021-06-23T03:34:31.337Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第6期作者：郝涌泉[导读] 智能变电站中因为设置了智能终端、合并单元、网络交换机和光纤等信息设备，因此对于防误管理也提出了全新的管理要求，智能变电站中的二次防误主要是为了避免二次智能设备在检修运维时因为压板倒序操作、数据链路错误映射和保护压板投退失误等因素导致的保护装置动作错误问题，同时也是微机防误、机械防误和电气防误的有效措施，通过掌握智能变电站的防误操作关键点，进一步完善防误体系。
国网山西省电力公司晋中供电公司山西省晋中市 030600摘要：本文先分析了智能变电站的二次防误关键点，包括软压板投退、数字化链路、顺控操作、SV 压板和状态压板的管理，随后提出了智能变电站二次防误管理的有效措施，包括加强软压板管理、树立整合链路信息、合理验收顺控操作、分析掌握压板对应联系，希望能给相关人士提供有效参考。
关键词：智能变电站；二次防误；数字化链路引言智能变电站中因为设置了智能终端、合并单元、网络交换机和光纤等信息设备，因此对于防误管理也提出了全新的管理要求，智能变电站中的二次防误主要是为了避免二次智能设备在检修运维时因为压板倒序操作、数据链路错误映射和保护压板投退失误等因素导致的保护装置动作错误问题，同时也是微机防误、机械防误和电气防误的有效措施，通过掌握智能变电站的防误操作关键点，进一步完善防误体系。
1 智能变电站的二次防误关键点1.1 软压板投退智能变电站和常规变电站之间的主要差异是智能二次设备、交换机网络链路传输逻辑、光线通信等，如果没有对二次设备的运行原理进行全面掌握，将会为智能变电站的运行留下安全隐患。
智能变电站中的保护装置主要包括远方投退压板、出口跳闸压板、检修硬压板等硬压板，同时还配置有各种软压板，包括高后备软压板、过流软压板、差动投入软压板等[1]。
通过后台机和保护装置能够对软压板实施投退，从而实现保护投退功能和保护功能切换，因为软压板的投退操作并不是十分直观，因此容易导致自动软压板装置和保护装置出现误退、误投、漏退和漏投等问题，导致一次设备处于一种错误保护配置甚至是没有保护配置的状态下进行各项操作，对电网系统和相关设备的运行安全性造成直接影响。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
智能变电站二次设备软压板投退要求
摘要：随着智能变电站不断增多，规范二次设备的运行工作，保证电网安全稳定运行，需要对二次设备运行和检修时的软压板投退进行相应的要求。
关键词：智能变电站二次设备软压板
新设备投运前验收应实际检查并确认压板，监控后台显示除常规保护、智能终端出口硬压板外的其余硬压板的实际状态，包括“远方操作”、“检修状态”硬压板，显示除备用压板外的其余全部软压板状态，包括“远方投退压板”、“远方切换定值区”、“远方修改定值”等只能在装置就地更改的软压板，可操作的压板和只监视不操作的压板应有明显区分。
运行人员在操作压板时与一次设备及其他二次设备的操作相配合压板操作顺序正确，防止误操作。
运行人员一般要求在监控后台操作软压板，正常不允许直接在保护装置上操作软压板。
操作软压板时，先在监控后台核对各软压板状态正确后，再对软压板进行操作。
运行人员在操作压板完毕后，应核对压板的位置变化是否正确。
如果因站控层网络、监控后台或保护装置与后台通讯异常，无法投退软压板时，允许运行人员进入保护装置操作投退软压板，但应加强监护，防止造成误传动、误改定值等误操作。
保护出口压板应先于其它压板退出；在投入时应后于其它压板，并需先确认保护无异常信息后再投入。
保护装置的SV接收软压板、间隔接收软压板，应在该合并单元对应的互感器一次侧不带电的情况下进行操作，否则应先采取防止保护误动的措施，再操作SV 接收软压板、间隔接收软压板。
如：某间隔停电检修，应先停运一次设备，电流互感器一次侧不带电后，再操作仍运行的二次设备对应检修间隔的SV接收软压板、间隔接收软压板；恢复送电时，应先投入运行的二次设备对应检修间隔的SV 接收软压板、间隔接收软压板，再操作一次设备。
当一次设备某间隔（如线路、母联、变压器）由运行、热备用转冷备用、检修的操作退出本间隔保护所有与运行设备关联的压板，包括跳合闸出口、失灵启动、启动远跳等本间隔保护本间隔开关的出口压板可不操作，但应在一次设备送电前检查保护状态正常。
运行的保护设备跳检修间隔的出口压板可不退出，但应采取措施保证检修作业安全。
运行的保护装置、智能终端等二次设备对应检修间隔的GOOSE接收软压板、SV接收软压板、间隔接收软压板、间隔投入软压板等可能危及运行设备的压板退出。
间隔热备用时，对应该间隔的SV接收、GOOSE出口、GOOSE接收等压板不退出合并单元的投入及检查，应在对应保护投入之前；合并单元的退出，应在对应保护之后。
一次设备停电检修，对应的合并单元同时检修相关保护继续运行时，应在一次设备停电后，先退出运行设备中相应的SV接收软压板、间隔接收软压板，再许可合并单元检修工作。
一次设备恢复投运前，应先恢复合并单元运行，并投入运行保护中相应的SV接收软压板、间隔接收软压板。
在对应保护投运前，应先对智能终端装置进行检查（直流投入、信号灯等检查）；在对应保护投入无异常后，再投入智能终端的出口压板。
间隔不停电状态下检修智能终端，退出该智能终端所有出口硬压板。
同时宜
申请退出相应的间隔保护、母线保护等受直接影响的保护装置。
如间隔智能终端
检修时，其它运行保护不受影响，可不退出相关保护。
母线不停运，对应的母线智能终端检修时，退出该智能终端所有出口硬压板，但要注意可能影响到电压并列功能变压器不停运，其本体智能终端检修时，退出
该智能终端所有出口硬压板，但要注意可能影响到非电量保护、调压、风冷控
制等功能。
智能终端集成非电量保护功能时，应退出非电量保护检修人员在现场
检修作业，应将“远方操作”硬压板退出，。
作业过程中，检修人员未获得运行人
员许可不得投退保护装置内的软压板。
现场检修人员可根据现场工作需要投退保
护装置、合并单元、智能终端的“检修状态”硬压板及保护装置中的软压板。
检修
结束后，恢复到工作许可时的状态。
下面举例说明消缺时软压板退出要求:
一、220kV合并单元消缺安措
实施步骤：
以220kV线路第一套合并单元为例，合并单元缺陷时，申请停役相关受影响
的保护，必要时申请停役一次设备。
若一次设备停电：
1. 退出第一套母差保护对应支路SV接收软压板；
2. 投入该合并单元检修压板。
（注意：先退出母差保护对应支路SV接受软压板，再投合并单元检修压板。
否则可能造成母差保护闭锁！）
若一次设备不停电：
1. 对应220kV第一套线路保护改信号；
2. 对应220kV第一套母差保护改信号；
3. 投入该合并单元检修压板。
（注意：不可随意退出母差SV接受软压板，否则可能造成母差保护误动作！）总结：
（1）停役一次设备时，退出相关保护装置的SV接受软压板；
（2）不停役一次设备时，退出相关保护装置功能。
二、220kV智能终端消缺安措
实施步骤：
以220kV线路第一套智能终端为例，智能终端缺陷时，申请停役相关受影响
的保护，必要时申请停役一次设备。
（1）消缺前安措
1. 退出取该智能终端开关及刀闸位置的相关保护GOOSE出口软压板、启失灵
软压板;
2. 退出该智能终端出口硬压板，
3. 放上智能终端检修压板；
4. 如有需要，解开至另一套智能终端的闭锁重合闸硬接线。
（2）消缺后传动时安全措施
1. 退出对应220kV第一套母线保护内运行间隔GOOSE出口软压板，放上该母
线保护检修压板；
2. 退出该间隔保护内GOOSE启失灵发送软压板，放上该间隔保护检修压板；
3. 退出该间隔第一套智能终端出口硬压板，放上检修压板；
该种安全措施方案可传动至该边断路器智能终端出口硬压板，如有必要可停
役相关一次设备做完整的整组传动试验。
三、220kV线路保护消缺安措
实施步骤：
本安措针对220kV直采直跳第一套线路保护消缺。
（1）消缺前安措
1. 投入该间隔第一套线路保护检修压板；
2. 退出该线路保护内GOOSE 发送跳闸出口软压板、启失灵发送软压板、重合闸出口软压板；
3. 退出对应220kV第一套母线保护对应间隔GOOSE失灵接收软压板；
4. 如有需要可断开该线路保护至对侧光差通道光纤及线路保护背板光纤。
（2）传动试验安全措施
1. 退出对应220kV第一套母线保护内该线路保护间隔GOOSE启失灵接收软压板；
2. 退出该线路保护内GOOSE启失灵发送软压板，投入该间隔第一套线路保护检修压板；
3. 退出该线路间隔第一套智能终端出口硬压板，投入智能终端检修压板；
参考文献
[1]河北南部电网继电保护运行规程。