变电站继电保护运行现状及发展.ppt

变电站继电保护运行现状及发展,张毅2009.12.18,内容,第一部分电力系统继电保护的基本知识第二部分变电站的二次设备及回路第三部分500KV变电站继电保护的配置第四部分继电保护技术发展的新进展,第一部分电力系统继电保护的基本知识,电力系统的构成,电力系统在运行中，可能由于以下原因，发生故障1、外部原因：雷击，大风，地震造成的倒杆，绝缘子覆冰造成冰闪，绝缘子污秽造成污闪。2、内部原因：设备绝缘损坏，老化。3、系统中运行、检修人员误操作。电力系统故障的类型：1、单相接地故障D（1）2、两相接地故障D（1.1）3、两相短路故障D（2）4、三相短路故障D（3）5、线路断线故障以上故障单独发生为简单故障。不同地点，两个或以上简单故障同时发生称为复故障。,不正常工作状态有：电力系统中电气设备的正常工作遭到破坏，但未发展成故障。不正常工作状态有：1）电力设备过负荷，如：发电机，变压器线路过负荷。2）电力系统过电压。3）电力系统振荡。4）电力系统低频，低压。电力系统事故：电力系统中，故障和不正常工作状态均可能引起系统事故，即系统全部或部分设备正常运行遭到破坏，对用非计划停电，少送电，电能质量达不到标准（频率，电压，波形），设备损坏等。继电保护的作用：就检测电力系统中各电气设备的故障和不正常工作状态的信息，并作相应处理。,继电保护的基本任务：（1）自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障的元件免于继续遭到破坏，保证其它无故障的部分迅速恢复正常运行。（2）反应电气元件的不正常运行状态，并根据运行的维护条件(例如有无经常值班人员)，而动作于发出信号、减负荷或跳闸。此时一般不要求保护迅速动作，而是根据对电力系统及其元件的危害程度规定一定的延时，以免不必要的动作和由于干扰而引起的误动作。,电力系统对继电保护的基本要求：（四性）1）选择性：使停电范围最小的切除故障的方式。2）快速性：以尽可能短的时间把故障设备从电网中切除，缩短故障的存在时间。电力系统故障对设备、人身，系统稳定的影响与故障的持续时间密切相关，故障持续时间越长，设备损坏越严重；对系统影响也越大。因此，要求继电保护快速的切除故障。电力系统对继电保护快速性的要求与电网的电压等级有关。220KV系统要求：近区故障100ms、远区故障120ms切除除障，500KV系统要求：近区故障80ms、远区故障90ms切除故障,含开关动作时间，现用的开关全断开时间：220KV40ms500KV35ms快速切除故障，可提高重合闸成功率，提高线路输送容量。,3）灵敏性：继电保护装置在它的保护范围内（一般指末端）发生故障和不正常工作状态的反应能力，用灵敏系数K表示K=末端故障进入保护装置的电气量/保护装置的整定值（过量动作的保护）K=保护装置的整定值/末端故障进入保护装置的电气量（欠量动作的保护）4）可靠性：保护范围内发生故障时，保护装置可靠动作切除故障,不拒动。保护范围外发生故障和正常运行时，保护可靠闭锁,不误动。,第二部分变电站的二次设备及回路,1、电力系统中一次设备和二次设备的分类：1）一次设备：主变压器、电流互感器、电压互感器、静止补偿电容器、开关、刀闸、电抗器、母线、阻波器、结合电容器、避雷器等，发送分配电能。2）二次设备：对电力系统中的一次设备的运行工况进行控制测量、保护和监视的设备叫二次设备。包括：继电保护、测量仪表、控制开关、按钮、端子箱、控制电丝、故障录波器、事件记录器、综合自动化、信号报警装置、变压器冷控设备、调压开关的控制元件等，防误闭锁装置，包括给二次设备供电的蓄电池、充电的整流器等。3）二次回路、联结二次设备的回路，即二次回路。,交流电流回路按电源的性质分交流电压回路直流回路,保护回路测量回路控制回路按回路的作用分信号回路电源回路防误闭锁回路,2、二次回路的划分,变电站的二次回路介绍一、500kV变电站安装单位的划分划分安装单位，是为了便于在回路上分组，方便设运行。,1）500kV一个半断路器接线安装单位划分,一个半断路器接线安装单位划分示意图,2）220kV双母带旁路安装单位的划分,安装单位划定后，把同一单位的保护、控制、测量、信号回路及二次设备放在同一个安装单位之内，保护和控制可共直流电源。,1）500kV按线路配置CVT。2）220kV按母线配置CVT。,二、交流电压回路,500kV每条线路配三相CVT，母线配单相CVT200kV按母线配三相CVT，每年出线配单相CVT220kV保护、测量要进行自动或手动切换。典型的二次回路介绍：1、交流电压回路：1.1、电容式电压互感器原理接线图：,分压比,三个二次绕组准确级不一样，0.5，测量，3P级保护,1.2、电压二次回路应注意的问题二次侧中性点按地的问题电压回路及充电的问题3U0的电线与主二次绕组地分开的问题,2、交流电流的回路2.1、500kV一个半开关接线CT的几种二次接线。GIS或罐式开关，每串6CT配置，每CT配4个二次绕组。,2.2、二次绕组的分配：消除CT内部故障的保护死区,正确接线图,错误接线图,2.3、和电流对测量和保护的影响a）正常两开关CT均运行时，CT铁芯不饱，励磁阻抗大（几千欧）吸取电流较小可忽略。b）某一开关停电时，该CT二次绕组，成为另一个的负载，此时流过停用CT二次绕组的激磁电流为吸取电流，使测量误差增大。c）对于TPY绕组，铁芯未饱和时，每台CT归算到二次的励磁电抗大约为12002000，而电流互感器所带负载阻抗约为15，两CT关联后也有6001000。所以在短路故障时，对保护的影响不大d）当一个开关停运行时，其二次压力磁阻抗大，接点电压高，对保护装置的影响也不是很大。所以一般不退出运行e）和电流有两种接法：在端子箱在保护装置,3、直流回路除交流回路以外的其它回路控制回路信号回路防误闭锁回路,常用的名词解释：主保护：满足系统稳定和设备安全的要求，能以最快的速度有选择性的切除电力设备及输电线路故障的保护。对于220KV及以上线路,变压器，母线，要求主保护全线速动，则其主保护为纵联方向，纵联距离,纵联差动，距离保护不是主保护.后备保护：当主保护或断路器拒动时，用来切除故障的保护.后备保护可分为远后备保护和近后备保护。近后备保护：当主保护或断路器拒动时，由本线路其它保护或本电力设备其它保护切除故障，当开关失灵时，由开关失灵保护切除故障。,第三部分500KV变电站继电保护的配置,远后备保护：当主保护或断路器拒动时，由相邻线路或元件保护切除故障.辅助保护：为补充主保护和后备保护的性能，或当主保护，后备保护退运行时而增设的保护。如：一个半开关接线的短线保护，运方跳闸保护，过电压保护异常运行保护：反应被保护线路和设备异常运行状态的保护。如：过负荷、过励磁振荡鲜列，低周减负荷等。振荡解列装置：当系统正常运行时，两个系统发生振荡，将两系统分开的装置,简化的保护装置构成,一、500KV变电站的特点1）容量大、一般装750MVA主变1-2台，容量为220KV变电站5-8倍。2）出线回路数多一般500KV出线4-10回220KV出线6-14回3）低压侧装大容量的无功补偿装置（2120MAR）4）在电力系统中一般都是电力输送的枢纽变电站。其地位重要，变电站的事故或故障将直接影响主网的安全稳定运行。5）500KV系统容量大，护必须工作在暂态过程中，需用暂态CT（TP级），PT一般选用CVT。,二、500KV变电站主设备继电保护的要求1）500KV主变、线路、220KV线路，500KV220KV母线均采用双重化配置。2）近后备原则，3)复用通道（光纤通道、复用载波通道）。三、500KV线路保护的配置1、500KV线路的特点a)长距离，重负荷可达150万千瓦。b)500KV线路有许多同杆并架双回线，因其输送容量大，发生区内异名相跨线故障时，不允许将两回线同时切除。否则将影响系统的安全运行,靠近线路一端跨线故障时，远端距离保护，会看成相间故障。需采用分相通道命令，或采用分相电流差动保护。,c)500KV一般采用1个半开关接线，线路停电时，开关要合环，需加短引线保护。d)线路输送功率大，稳定储备系数小，要保证系统稳定，要求保护动作速度快，整个故障切除时间小于100ms。保护动作时间一般要40ms。（全线任一点故障）e)线路分布电容大线路空载、接地故障、甩负荷等，未端电压升高。要加并联电抗器限制,并联电抗器保护、过电压保护、开关失灵保护等需跳对侧开关,应加远方跳闸保护。f)500KV线路一般采用单相重合闸，为限制潜供电流，中性点要加小电抗器,2、配置原则500KV线路保护配置原则：保护双重化：1）每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护退出时不应影响另一套保护的运行。2）两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器的不同二次绕组。3）电流回路应分别取自电流互感器互相独立的二次绕组，并合理分配电流互感器二次绕组，避免可能出现的保护死区。分配接入保护的互感器二次绕组时，还应特别注意避免运行中一套保护退出时可能出现的电流互感器内部故障死区问题。,3）双重化配置保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。4）两套保护的跳闸回路应与断路器的两个跳圈分别一一对应。5）双重化的线路保护应配置两套独立的通信设备（含复用光纤通道、独立光芯、微波、载波等通道及加工设备等），两套通信设备应分别使用独立的电源。6）双重化配置保护与其他保护、设备配合的回路应遵循相互独立的原则。,500KV线路后备保护的配置原则采用近后备方式：每条线路均应配置反映系统D1、D1-1、D2、D3等各种类型故障的后备保护，当双重化的主保护均有完善后备保护时可不另配。对相间短路，配三段式距离、对接地故障，配三段接地距离和反时限零序保护。配三相过电压和远方跳闸保护。,3、500KV线路保护的配置3.1主保护：3.1.1纵联保护：由继电保护装置和通讯两部分组成纵联保护可分为：纵联方向保护、纵联距离保护纵联距离保护可分为：纵联闭锁式距离保护、纵联允许式距离保护,3.1.2光纤电流差动保护：比较被保护线路两侧电流的幅值和相位，而两侧电流的幅值、相位、需用光纤通道传输。,光纤差动保护通道的连接方式,CSC-103保护复用64K通道接入方式,电/光,光/电,CSC186接口装置,通信板卡,64k接口,PCM,双绞线X2,光纤,CSC103差动保护,64K,2M（HDB3，G.703）,PDH/SDH,64k,G.703,CSC-103保护复用2M通道接入方式,电/光,光/电,CSC186接口装置,通信板卡,2M接口,PDH或SDH,同轴电缆或双绞线,光纤,CSC103差动保护,4M曼彻斯特编码,2M（HDB3，G.703）,（1）Im+InKIm-InIoK制动系数IO最小启动电流正常运行或外部故障时ImIn相差1800Im+In=0Im-In=2Im或2In内部故障ImIn相差00Im+In较大Im-In较小且乘1的K值。（2）Im+InKIm+InIo,工作原理：,电流采样同步的概念：线路各侧保护装置受各自晶振的控制，以相同的频率采样。两侧开始采样的时刻不相同。按差动保护算法要求，参加差动运算的两侧电流量，必须是同时刻的采样值。因此，差动保护装置必须采取措施，保证两侧同时采样或对两侧采样数据进行同步处理。,光纤差动保护的时钟设置：1）专用光纤通道发送数据采用内部时钟，两侧装置发送时钟工作在主一主方式,接收时钟采用从接收数据流中提取时钟。2）复用方式：若经PCM复用SDH（PDH）时，两侧保护装置发送时钟工作在从一从方式下，数据发送和接收均为同一时钟源，但为2M/S复用SDH（PDH）时，两侧保护装置设为主时钟，若主通道为PDH时，其PDH设备，一侧设为主时钟，另一侧设为从时钟。,3.2500KV线路的后备保护3.2.1配三段相间距离3.2.2配三段接地距离3.2.3配三段零序方向或零序反时限3.3500KV线路的辅助保护3.3.1三相过电压保护，第一时间跳本侧，第二时间跳对侧3.3.2远方跳闸保护（加就地判拒）,3.4500KV线路重合闸3.4.1线路重合闸配置：按开关配置，每个开关仅配置一套重合闸装置3.4.2重合闸启动方式：保护启动、开关位置不对应启动。3.4.3重合闸沟三跳：只能沟开关本身三跳，不能沟线路保护三跳。3.4.4重合闸优先合闸：回路优先、时间优先。3.4.5重合闸长、短延时：220KV有纵联保护，用短延时，无纵联保护用长延时，500KV一侧优先合闸，时间由定值整定，保护本身的长短延时一般不用。,3.5500KV开关失灵保护：3.5.1开关失灵保护配置：按开关配置，每个开关每个开关仅配置一套失灵保护，但应跳开关的两个跳圈。3.5.2500KV变压器保护、500KV电抗器保护启动失灵保护时，应加负序电流、零序电流、低功率因数等作为相电流辅助判据。3.5.3相邻开关的含义：电气上的相邻，3.5.4变压器高、中压开关失灵保护在跳相邻开关的同时，应跳变压器各电源侧开关。3.5.5断路器死区保护3.5.6断路器充电、过流保护3.5.7断路器三相不一致保护,四、500kV电力变压器保护的配置,1、500kV变压器保护的特点1.1压变器工作电压高、通过容量大、在电网中的地位特别重要。1.2变压器故障或其保护误动造成变压器的停电，将引起重大经济损失。1.3变压器造价高，组装、拆卸工作量大，抢修时间长。1.4500kV电力变压器的低压侧，一般装有大容量无功补偿装置（360MaV电抗器，260Mavr）。大容量的电容器在变压器内部故障时，将提供谐波电流，影响保护动作的正确性。,1.5高压大电网的出现，大容量机组增加，电力系统短路电流幅值增大，衰减时间常数大。短路的暂态时间加长，其保护必须在变压器故障的暂态过程中动作，因此，用于主变保护的CT、PT必须适合暂态工作条件。1.6500kV变压器体积大（运输尺寸744m），重量（充氮165t），为了减少重量，提高材料的利用率，降低造价，其工作铁芯磁通密度高（一般在1.7t以上），铁芯采用冷扎硅钢片，磁化曲线硬，变压器过励磁时，励磁电流增加大，过励磁对变压器影响大。1.7为保证可靠性，500kV变压器保护采用双重化配置。,2、电力变压器的故障2.1油箱内部故障：匝间短路，单相接地短路，相间短路（500kV变压器为单相式，不存在相间短路）。内部故障电流将产生电弧，会烧坏线圈的绝缘和铁芯，引起绝缘油气化使变压器爆炸。2.2油箱外部故障：主要是绝缘套管和引出线的故障（包括引线相间短路，单相接地短路等）。2.3变压器的异常运行方式：a）油箱内油位降低；b）外部短路引起的过流；c）甩负荷引起的过励磁；d）过负荷；e）温度、压力、冷却器全停。,3、变压器保护的配置3.1差动保护：（主保护）3.1.1基本要求：1）应能躲过励磁涌流和外部故障的不平衡电流，以免变压器在空载投入或切除外部穿越性故障时，出现励磁涌流误动。2）在变压器过励磁时，差动保护不误动。3）在变压器内部故障、CT饱和时，不拒动。4）在变压器内部故障、短路电流中含有谐波分量时，不拒动。5）保护应反应区内各种短路故障，动作速度快，一般不大于30ms。,3.1.2差动保护的构成：,根据原理的不同：分为比率制动、谐波制动、波形识别、间断角制动、速饱和制动等,3.2分相差动保护上述差动保护，采取了许多措施来防止其误动。（但其正确动率仅有60%）在大型变压器中，低压侧均装设大电容补偿装置，使得内部故障时短路电流谐波分量加大，可能造成差动拒动。基本原理：流入变压器各侧绕组的电流，流出该绕组另一侧（外部故障和空载时），则流入差动继电器的差流为0，不误动。,分侧差动保护，要求变压器的每侧绕组要装电流互感器，这对500kV电力变压器的高、中压侧可以做到。低压绕组有困难时，可以不装。,用于零序差动保护的各侧CT，必须选用相的变比。,3.3零序差动保护，当有耦变压器的差动保护，对接地故障的灵敏度不够时，应装设零序差动保护。,4、相间后备保护为了运行方便，目前我国500kV变压器均是单相式，变压器内部相间故障不可能存在。配置相间后备保护的目的是防止引线相间短路和相邻母线相间短路的后备。目前500kV变压器均配2套主电量保护，能可靠切除引线相间故障。220kV线路已按双重化配置，220kV母线也接双重比配置。引线相间故障相率小，500kV相间7.5m，220kV相间3.5m。500kV、220kV主要故障是单相接地和相间接地故障，这种故障主要由接地保护完成。因此，目前500kV变压器仅在高、中压侧各配一套带偏移特性的阻抗保护，低压侧配电流电压保护。方向：220kV阻抗，正方向指向变压器，反向10%偏移到母线220kV。,5、接地后备保护5.1接地阻抗保护，一般装于高、中压侧，方向与相间阻抗相同。5.2自耦变压器的接地保护：有两个特点：1）自耦变压器高、中压侧有电的联系，有其公接地中性点，当高压侧或中压侧单相接地时，零序电流可以在高、中压之间流动，流经中性点的零序电流大小，随短路点的位置和系统动量零序阻抗有关。2）自耦变压器零序电流保护需加方向元件。,自耦变压器零序保护的接线为,6、过励磁保护：7、自耦变压器过负荷保护自耦变压器高、中、低压绕组的容量比100/100/3050，高、中变比为2，其公绕组长期允许的电流与高压绕组相同。正常运行时，起始负荷的等效起始电流8、低压绕组过电流保护T1时间跳低压开关，T2时间变压器三侧9、公共绕组零序过电流保护,10、变压器非电量保护10.1瓦斯保护：（主保护）当变压器内部易发生绕组的匝间短路、层间短路、绕组断线、调压开关接触不良、铁芯故障、绝缘老化、油位降低、套管内部故障及油箱内部各种接地和相间故障。其中铁芯故障、绝缘老化、油位降低等故障差动保护无法保护。工作原理：当油浸式变压器内部发生故障时，故障点的电弧会使绝缘材料分解并产生大量气体，产气的多少、产气的速度与故障的性质和严重程度有关，瓦斯保护就是利用反映气体变化状态的瓦斯继电器来保护的。结构：当前瓦斯继电器一般采用复合式结构，既轻瓦斯采用开口杯、重瓦斯采用挡板，,10.2压力释放保护：当变压器内部发生严重故障时，故障点的电弧会使绝缘材料分解并产生大量气体，使本体内部压力增大，利用压力释放阀将油排泻，防止变压器爆炸。一般仅发信号。10.3变压器的温度保护：当变压器内部油或绕组的温升超过厂家规定值时，发出告警信号或将变压器停运。10.4冷却器全停保护：（指风扇、油泵均停）冷却器全停20分75（油面温度）跳闸。非电量保护除瓦斯必须投入跳闸外，温度、压力、冷却器全停等保护各网省局有不同要求。,五、母线保护的配置,1、母线保护的特点及配置原则（1）500KV母线保护的特点：a)母线发生短路的机率比线路少，但母线故障不能迅速可靠切除，对系统的影响大。b)500KV母线大多采用一个半开关接线，母线故障，保护动作切除时，可不中断对用户供电，即不怕误动，怕拒动。c)母线运行方式变化大，在最大运行方式下发生区外故障时，CT可能饱和，不平衡电流大；最小运行方式，区内故障时，短路电流可能较小，灵敏度不够。（2）500KV一个半开关接线母差保护配置：一般配置两套母差保护,（3）220kV母线保护的特点：a）220kV母线大多采用双母线接线，母线故障，保护动作切除时，中断对用户供电，即怕误动，也怕拒动，需加复合电压闭锁。b）母线运行方式变化大，在最大运行方式下发生区外故障时，CT可能饱和，不平衡电流大；最小运行方式，区内故障时，短路电流可能较小，灵敏度不够。（4）220KV双母线接线母差保护配置：一般配置两套母差保护（对于TA二次回路采用硬接点切换的保护，按每段母线配置，微机型母差保护以双母线或双母线分段为单元配置）,2、微机型母线差动保护应具备的主要功能2.1母线运行方式变化时，自适应能力。2.2倒母操作时，保护无需退出。2.3无触点自动切换差动电流回路和差动出口回路2.4抗CT饱和能力强。2.5母线上各线路单元CT变比可任意选择，可由用户在现场设定。2.6适时监视CT，PT二次回路，开关量输入回路。2.7母线故障应能正确选择故障母线。2.8母联失灵（死区）保护回路2.9母线充电保护2.10复合电压闭锁2.11CT断线闭锁，PT断线告警回路2.12断路器失灵保护功能,3、母线差动保护装置的基本特点1）采用复式电率差动原理，区外故障时，有极强的制动特性，区内故障时,灵敏性高。2）具有母线运行方式变化时，自适应能力，倒母操作时，保护无需退出，无触点自动切换差动电流回路和差动出口回路。3）以大差动判别故障，各段小差动选择故障母线。4）完善的保护方案，抗CT饱和能力强。5）母线上各线路单元CT变比可任意选择，可由用户在现场设定。6）适时监视CT，PT二次回路，开关量输入回路。,第四部分：继电保护技术发展的新进展,常规继电保护微机保护的初期应用综合自动化系统下的继电保护数字化变电站环境下的继电保护,1.常规继电保护,2.微机保护的初期应用,国内自1979年开始微机保护的研究工作。首先在各高等院校和一些科研单位开展了微机保护的研究工作，1984年4月，华北电力大学研究的以MC6809CPU构成的MDP1型微机线路保护装置在河北某电厂投入运行，这是我国研究成功的第一套微机线路保护装置。主要特点：保护采用8位微处理器MC6809构成微机系统，由于MC6908仅仅是一个CPU，因此需要在外部扩展许多硬件电路，所以总线必须引出插件，保护的存储器容量较小，程序和保护的定值均存放在EPROM中，定值的改写十分不方便，保护装置中仅有软件时钟，当直流电源消失后时钟便停止运行，硬件不具备数据远传功能，由于仅有一个CPU，所有的保护功能只能集中由这个CPU处理，可靠性较低。其代表产品为WXB01微机高压线路保护装置。,第二个阶段是以多个8位单片机组成的多微机系统。主要特点为：具有多个8位单片机，由于采用了单片机，需要外部扩展的硬件电路较少，因此可以作到总线不引出插件；保护装置的定值存放在EEPROM中，定值的修改十分方便；设有硬件时钟芯片，依靠备用电源的支持，装置直流电源消失后，硬件时钟可继续运行；硬件上设计了数据远传的串行接口，由于硬件由多个单片机系统，因此一条输电线路的多种保护的功能可分散于不同的单片机系统，增加了保护装置的可靠性。其代表产品为WXB-11系列微机保护装置。,3.综合自动化系统下的继电保护,计算机工业的发展，尤其是20世纪70年代微处理器的问世和微计算机技术的迅速发展，为变电站自动化技术的发展提供了必要的手段。,变电站自动化系统是由智能电子装置IED（InteligentEletronicDevice）和后台控制系统组成的变电站运行控制系统，包括监控、保护、电能质量自动控制等多个子系统。各个子系统中往往又有多个IED组成。例如保护子系统中又有线路保护、变压器保护、母线保护和电容器保护等。,微机保护发展的第三个阶段是以16位单片机构成的多微机系统。例如以英特尔公司的80C196KB构成的微机系统。有些单片机内部资源丰富，具有较大容量的RAM和EPROM，因而可做到不需在芯片外部扩展存储器，可以做到总线不引出芯片。例如以日本三菱公司的M77芯片构成的微机系统。单片机内部有24K的RAM容量，32120K的EPROM或闪烁存储器和8个定时器，两个串行口，因此不需要用总线扩展外部存储器。保护装置的硬件设计除了有硬件时钟外，装置还具备接受GPS全球定位系统的秒脉冲的接口，具备较完善的通信网络，可应用于变电站综合自动化系统中，其代表产品为CSL系列微机保护装置和LFP-900系列微机保护装置。,（1）综合自动化变电站的功能,远动功能：遥信、遥控、遥调、遥测；自动控制功能：VQC（VoltageQualityControl）、备自投、故障隔离/网络重构等；计量功能；继电保护功能；保护相关功能，如接地选线、低频减载、故障录波和故障测距等；接口功能，如微机防误、GPS、站内空调和火警等其它系统的接口；系统功能，如当地监控、调度通信等功能。,综合自动化变电站集中式结构,数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC61850通信规范基础之上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。组成：1、电子式互感器2、智能化开关设备3、网络化的二次设备4、IEC61850的应用,4数字化变电站环境下的继电保护,（1）数字化变电站的特点,(1)一次设备智能化采用数字输出的电子式互感器、智能开关（或配智能终端的传统开关）等智能一次设备。一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息的方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。(2)二次设备网络化二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆。(3)运行管理系统自动化应包括自动故障分析系统、设备健康状态监测系统和程序化控制系统等自动化系统，提升自动化水平，减少运行维护的难度和工作量。,（2）数字化变电站的优势,变电站的各种功能可共享统一的信息平台，避免设备重复便于变电站新增功能和扩展规模通信网络取代复杂的控制电缆提升测量精度提高信号传输的可靠性应用电子式互感器解决传统互感器固有问题避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题解决设备间的互操作问题进一步提高自动化和管理水平,有源式电子式电压互感器,（6）数字化变电站的构成方案,评论：-目前数字化变电站的成熟做法，国内已有多个变电站投运或正在实施（云南曲靖110kV变电站、内蒙古杜尔伯特220kV变电站，均已投运）。但方案一仅实现了交流采样的数字化，出口及开关量采集部分仍为常规方式，数字化程度低。,评论：实现了交流量和开关量的数字化既具有很高的技术先进性，又充分考虑了可靠性（将采样和GOOSE网分开）。,谢谢大家！,