六统一修改内容及CT断线处理方式李天华修改济南76.docx

1、六统一修改内容及CT断线处理方式李天华修改济南76六统一修改内容及CT断线处理方式1、六统一标准修改内容（1）通用部分：1161标准编号1175标准编号补充或修改内容4.14.1智能站保护装置应支持SV单光纤接收。装置应具有合并单元异常大数的防误能力。（备注：应与合并单元要求接口，并进一步研究多点异常大数的防误方法。）注：目前要求装置应具有合并单元单点异常大数的防误能力，但不局限如此，所以研究多点异常大数据是必要的，首先，要研究多点大数据经过合并单元处理后，数据的波形，根据波形的特征，采取对症措施，例如，是否可以设置大数据门槛值，识别偏移特征，谐波特征等来加以闭锁。4.1.94.1.10保护装

2、置的定值要求如下：1）保护装置软压板与保护定值相对独立，软压板的投退不应影响定值；2）线路保护装置至少设16个定值区，其余保护装置至少设5个定值区；3）保护装置具有可以实时上送定值区号的功能。注：主要适应于运行操作的“双确认”原则。4) 装置上送后台定值及软压板应符合附录A要求。（备注：1161、1175附录A应与信息规范保持一致，详见附录。）4.1.164.1.17增加前接线装置功能代码-FA-G。增加特高压各类装置功能代码T10等。常规采样的线路保护（含常规跳闸和GOOSE跳闸）增加一个新的选配型号（K）采用双CT接入保护。（备注：在3/2接线情况下，发生区内（外）故障后CT饱和，正常传变

3、电流大于5ms时，保护装置不应误动。）注：500kV及以上电压等级的3/2接线采用的是TPY的暂态CT，在0.2秒内是不饱和的，如是区外故障，故障已经切除，所以，不采用双CT接入保护，也不会发生误动，但CT断线不好判，线路保护CT断线后所采取的措施也不好实施。故也应采取一定措施：1、 简化的方法是利于电压量的计算，在3/2接线方式下，如对侧开关跳开，以跳闸位置的方式代表本侧启动，则本侧电压量无变化（即无零序、负序电压和低电压）同时有零序电流，则判为CT断线，瞬时闭锁差动保护跳闸，持续几秒仍满足条件，发CT断线告警，并对后备保护按要求采取措施。如电压量有变化，同时差动保护启动元件动作，差动保护差

4、电流满足条件，则差动保护允许跳闸。2、 防止区外故障CT饱和导致差动保护误动：满足CT饱和正常传变电流大于5ms时，区外故障保护装置不应误动的要求，同时满足近端故障动作时间小于20ms的要求。例如，可以采用采样值法加以闭锁，但对于快速动作的差动保护，还要增加别的措施。（2）1161部分1161标准编号补充或修改内容4.2.5d）失灵联跳开出虚端子统一采用PTRC建模。（原文：失灵联跳开出采用RBRF建模）（逻辑节点）5.1.1a)5.1.2a) 配置双重化的线路纵联保护，每套纵联保护包含完整的主保护和后备保护以及重合闸功能；同杆双回线路应配置双重化的纵联差动保护。（备注：纵联高频（距离）保护可

5、取消同塔双回功能逻辑。）5.2.2a）零差保护允许一侧电流元件电压元件均启动时勾对侧启动。（备注：任何情况下差流大于800A时纵差保护应动作。）注：零序电压或负序电压大于1V或任一相电压小于50V，同时，本侧有电流启动元件动作，允许差动保护动作跳闸。5.2.2c）纵联电流差动保护装置应具有通道监视功能，如实时记录并累计丢帧、错误帧等通道状态数据，具备通道故障告警功能，在本套装置双通道交叉、通道断链等通道异常状况时两侧均应发相应告警报文并闭锁纵联差动保护。5.2.2线路差动保护控制字及软压板投入状态下，差动保护因其他原因退出后，两侧均应有相关告警。注：例如，合并单元和智能终端的检修不一致信号。5

6、.2.10b）双通道线路保护应按装置设置通道识别码，保护装置自动区分不同通道，不区分主、备通道（不要要求1通道接直连通道，2通道接迂回通道，装置自动识别通道好坏，误码率优先，传输时间其次）。5.2.10单跳失败三跳的时间应为150ms。注：单跳失败就是单相断路器失灵，跳三相就是本断路器三相跟跳一次，150ms和断路器失灵保护动作时间很接近，但在此处两个时间不需要配合。5.2.10PT断线闭锁逻辑返回延时应不大于2s。注：主要是让保护不健全的时间不要太长，同时还需注意，PT断线闭锁逻辑的动作时间不能太短，以防止PT断线闭锁在振荡中误动作，一般这个时间要大于振荡周期的一半。5.3.1.3 注2：2

7、、光纤差动保护压板及控制字设置：光纤通道一、光纤通道二，共计2个压板；纵联差动保护、双通道方式（1为双通道方式，0为单通道方式，固定为光纤通道一），共计2位控制字。通道压板投入时，对应通道出现异常，告警并上送报文。通道压板退出时，对应通道只上送报文，不告警。注：更改的主要原因是要求保护装置的外部操作要统一，压板和控制字的个数和含义相同。纵联差动保护原来的方式一：控制字1个（投入纵联差动保护），压板3个（投入纵联差动保护、通道一、通道二）；原来的方式二：控制字2个（通道一差动保护、通道二差动保护），压板2个（通道一差动保护、通道二差动保护）。类推到纵联距离保护（对于纵联距离保护的方式一、方式二的

8、控制字和压板的设置，目前未明确）：对于纵联距离保护，统一要求为：控制字2个（纵联保护投入、多通道方式），压板三个（通道1、通道2、载波通道）。纵联距离原来的方式一：控制字2个（纵联距离、纵联零序），压板4个（纵联保护、通道一、通道二、载波通道）；原来的方式二：控制字8个（通道一纵联距离、通道一纵联零序、通道二纵联距离、通道二纵联零序、光纤纵联距离、光纤纵联零序、载波纵联距离、载波纵联零序），压板4个（通道一纵联保护、通道二纵联保护、光纤纵联保护、载波纵联保护）；表A.2 57-60 表A.6 65-68远跳就地判据：电流突变量展宽延时应大于远跳经故障判据时间的整定值，远跳开入收回后能快速返回（

9、瞬时返回，不带延时）；远跳不经故障判别时间控制字投入时，开入闭锁远跳时间应大于远跳不经故障判据时间的整定值；远跳不经故障判别时间控制字退出时，开入闭锁远跳时间应大于远跳经故障判据时间的整定值。表A.3表A.7光纤差动保护重合于故障后固定联跳对侧；零序后加速固定不带方向。注：后跳侧不能再重合；为防止重合闸后加速或手动后加速过程中，零序方向不确定，例如，新投线路电流电压极性接反，重合闸期间附近线路有接地故障或非全相状况，故零序后加速固定不带方向。表A.4表A.8为便于现场工作时灵活更改重合闸方式，智能站线路保护选配K时保留“沟通三跳”软压板（功能同“停用重合闸压板”）。注：选配K，仅适用于智能站。

10、不选时，为双母线接线；选择时，为3/2断路器接线、取消重合闸功能和三相不一致选配功能。保留了线路保护的“沟通三跳”软压板，可以直接在线路保护上停用重合闸，比操作2台断路器保护装置停用重合闸还要简单一些。（3）1175部分1175标准编号补充或修改内容4.1.4b）常规站装置增加“母联(分段)分列”软压板，取消“母联（分段）分列”硬压板。注：对可以远方操作断路器的变电站，可以不必到现场操作硬压板，操作更简单。注意信息规范中要做相应修改。5.2.1a）取消二次谐波闭锁控制字及定值。注：这是一个较大的变化，具体做法讨论。赋予厂家更多的检测手段和判别方法，区分三种状态：励磁涌流、故障、励磁涌流加故障，

11、例如，目前水平，充电到3%的匝间故障，300ms左右跳闸，还有改进余度？A.1.35.2.9失灵保护动作经变压器保护出口时，应在变压器保护装置中设置灵敏的、不需整定的电流元件并带50ms延时。注：实际做法是如此，可能是漏写。7.2.1仅CT至MU之间发生断线时报CT断线告警。注：主要判别电流减小或消失。MU产生的问题不报CT断线（SV检修不一致、SV通讯中断、SV报文配置异常、SV品质位异常时均应有相应告警报文，不应报CT断线）。7.2.1j) 双母线接线的母线PT断线时解除该段母线电压闭锁；7.2.3将母线保护原有的SV接收软压板更改为间隔软压板，间隔软压板退出后整个间隔的SV和GOOSE接

12、收的均退出。注：母线保护仍可投运，上送报文不报警。7.2.4并列运行方式下，母联（分段）失灵保护不判母联位置。注：如果失灵和死区保护有各自的逻辑，则准确地说，应该是死区保护不判母联位置。但本规范是母联（分段）失灵保护含死区保护，只有一个动作时间定值。总体意思是说：在并列运行方式下，发生死区故障或断路器失灵，母联（分段）失灵保护或死区保护要能切除两段母线。例如，可做如下处理：判母联（分段）在合位，投入母联（分段）失灵保护，母联（分段）失灵保护逻辑回路不含母联位置信息，母联（分段）跳开后，延时3秒退出母联（分段）失灵保护。表C.12母联（分段）失灵保护固定投入，不设投退压板。分列运行时母联失灵保护

13、不应动作。注：母联（分段）跳开后，延时3秒退出母联（分段）失灵保护。附录D母联（分段）充电过流保护定值“充电过流段时间”、“充电过流II段时间”整定范围应改为0.0110s 注：原值为0.110S附录F.3保留未定义端子，跳闸矩阵中的“/”更改为“未定义1”“未定义X”。主变各等级虚端子列表增加“备用通道延时1”“备用通道延时3”用于现场合并单元数量多于规范典型配置的工况，同时增加3个相应的备用SV接收软压板。（备注：在固定GOOSE数据集的方案中相应增加）表G.18增加3/2断路器接线母线保护装置的支路SV输入虚端子的正反极性要求 注：双母接线的母联、分段1、分段2的SV输入虚端子设有正反极

14、性，便于接入两侧不同的差动保护，而支路数由各厂家自定，一般较多，为避免虚端子路数太多，支路的SV未设正反极性。而3/2断路器接线的母线保护装置支路数规定为10个，相对较少，增加支路SV输入虚端子的正反极性有利于现场安装调试。如SV输入虚端子的设有正反极性，则支路的CT极性接反时，可以在保护装置上方便的调整，否则，就只能在CT的二次侧进行CT极性的调整。但部分厂家和用户也有不同意见，主要是可能使得各单元的CT极性不一致，长远来看，使得运行维护出现混乱，还不如安装时严格要求。2、220kV及以上电流互感器断线的处理方式前提条件：主保护不考虑CT、PT断线同时出现(注：使用于线路电流差动保护，当线路

15、一侧电流电压同时出现故障分量，而对侧的启动元件由于故障轻微、又为弱馈而未动作，可视为线路附近发生故障，两侧启动元件动作，测量元件差动保护可以投入工作，靠差动保护的动作条件区分区内外故障。)，不考虑无流元件CT断线（注：CT断线无法检测），不考虑三相电流对称情况下中性线断线（注：CT中性线断线无法检测），不考虑两相、三相断线（注：CT多相断线概率很小，因此可以简化处理，单相、两相CT断线有零序电流，有可能能判出，也可能不能判出，但不做要求，可以将一相电流减小，其余两相电流无变化作为CT断线检测的前提条件，这样，两相、三相CT断线就作为故障处理，另外，也可以理解为只需判出一相断线，其他相可以不判。

16、），不考虑多个元件同时发生CT断线（注：主要指母线保护，多个元件CT同相或不同相同时断线的概率极小，按单元判CT断线，当判出一个单元为CT断线可确认为CT断线，闭锁母差保护，判出两个及以上单元为CT断线则判为故障启动，不闭锁母差保护，由分相式母差保护的全部动作条件（包括电压闭锁）来确定是否跳闸，对于3/2接线方式无电压闭锁的母线保护，要采取特殊措施，才能防止母线保护在CT断线时误动作。），不考虑CT断线和一次故障同时出现（注：故障启动以后不再判CT断线）。总体原则：母线保护倾向于闭锁，变压器保护倾向于开放，线路保护介于两者居中。（注：母差保护安装完成投运以后，CT断线的概率很小，大部分是螺丝松

17、动，不至于造成严重后果，而母线保护误动跳闸损失的元件数多，对系统危害很大，所以CT断线母线保护报警并闭锁。如发生母线故障，靠双重化的另一套母线保护动作跳闸，或其他保护带延时跳闸。变压器比较娇气，保护装置动作慢容易烧变压器，所以在变压器差动保护CT断线后，宁愿误动，不愿拒动，采用有条件闭锁或不闭锁方式。线路故障主保护带150ms动作，还是比后备保护快得多，对线路造成的损害不大，但是150ms可以躲过区外故障快速保护动作，如发生线路区内故障，靠双重化的另一套线路保护动作跳闸。）（1）线路保护电流互感器断线的处理方式原则：保留CT断线闭锁差动保护控制字，满足不同电网运行需求。控制字投入时，分相闭锁主

18、保护，不开放。控制字退出时，CT断线后主保护增加150ms延时及抬高定值，故障后让另一套保护或相邻保护先动作。CT断线后延时闭锁，延时告警。电子式互感器和常规式互感器应分开考虑，因为电子式互感器CT断线不会对一次设备造成影响（注：无需分开考虑，由于CT断线带来的危害一是产生高压烧毁二次设备，二是导致保护装置误动作，这对电子式互感器和常规式互感器都是一样的，目前常规CT断线后采取的措施，主要是闭锁或有条件闭锁保护，电子式CT断线后采取的措施，也是闭锁或有条件闭锁保护，所以是一样的。）保护元件处理方式零序保护（注：本侧处理）零序反时限闭锁零序反时限零序II段闭锁零序II段（注：靠方向元件零序电压门

19、坎闭锁。）零序III段闭锁零序III段（注：CT断线判据延时长，一般10s，断线电流大时，无法闭锁。）后备距离（注：本侧处理）距离II段不闭锁距离II段距离III段不闭锁距离III段三相不一致零负序电流元件（注：本侧处理）闭锁零负序电流元件（注：实际闭锁了三相不一致保护）就地判据（注：本侧处理）零负序电流门槛闭锁（注：不开放）低功率因数不处理（注：分相式，非断线相可以计算。）低电流不处理（注：分相式，非断线相可以计算。）低有功不处理（注：分相式，非断线相可以计算。）纵联差动保护（注：两侧处理）控制字投入闭锁分相差、零差控制字退出闭锁零差，分相差抬高断线相定值且延时150ms动作跳闸两侧延时15

20、0ms三跳，闭重（注：由于延时150ms，动作的可能性极小，所以简化处理，作为后备保护不再考虑重合闸。）非断线侧告警长期有差流、对侧CT断线（注：纵联差动保护两侧均会告警，）纵联距离保护（注：本侧处理）纵联零序闭锁纵联零序保护、纵联距离（即断线侧强制判为反方向），由另一套保护完成选相跳闸。（注：母线保护动作跳对侧，还有一半的可能性。）纵联距离跳闸差流越限告警后CT断线导致的差流越限，处理同CT断线。其他情况不作要求。（注：有差动电流，又不满足CT断线的其他条件，可以只告警而不闭锁差动保护和后备保护，如三相均出现差动电流，可能是通信往返时间不一致不满足差动保护运行的基本条件，宜跳闸，重新检查保护

21、和通道。）CT断线逻辑自动复归CT断线后分相差定值固定定值（非自定义定值） 快速距离及距离I段保护（注：本侧处理）闭锁快速距离/工频变化量距离、距离I段（2）母线保护电流互感器断线、检修不一致、通讯中断、配置异常等处理方式原则：多个支路电流启动，则认为是故障启动。进一步要求：轻微负荷下允许CT断线存在死区。厂家要研究处理方法，重载下CT断线不能误动，解决高阻接地发展为金属性故障时拒动的问题，并能判出支路CT断线的断线支路、断线相。修改时间待定。（注：重载下CT断线不能误动问题是指：3/2接线方式母线保护无电压闭锁，CT断线且断线电流达到差动保护定值来不及闭锁而误动作；高阻接地发展为金属性故障时

22、拒动的问题是指：采用母线差动电流判CT断线的方法，在有较大差动电流又达不到用户定值时延时判为CT断线闭锁母差保护，再发生金属性故障时母线保护拒动。有的厂家采用延长CT断线报警时间来保证金属性故障时母线可靠动作。防止重载下CT断线误动的措施：需要在快速母差保护动作的时间内，判出是CT断线还是故障。保护元件处理方式支路（分段）CT断线闭锁断线相大差及所在母线小差（注：分段仅指双母双分段的分段断路器，因为大差小差均含有分段电流，断线会导致大差、小差均有差动电流，只靠电压闭锁，十分危险。报CT断线，分段引入的两段小差均闭锁，支路CT断线只闭锁所在母线的一套小差，大差闭锁。一套母线保护只有一套大差，断线

23、相大差就是大差。）SV通讯中断闭锁大差及所在母线小差（注：不报CT断线，处理完全同上）SV检修不一致SV报文配置异常CT断线逻辑自动复归母联及支路CT未发生断线时误报CT断线告警有流支路刀闸位置异常（不含位置接反）、SV检修不一致、SV通讯中断、SV报文配置异常、SV品质位异常时均应有相应告警报文，不应报CT断线母联（含双母单分段接线方式的分段断路器）CT断线母联CT断线后发生断线相故障，先跳开母联，延时100ms后选择故障母线。（注：含双母单分段接线方式的母线保护的分段断路器，因为有大差把关，与母联断路器相同。报CT断线，按要求处理）SV通讯中断母联SV通讯中断、SV检修不一致、报文配置异常

24、、SV品质位异常后发生母线区内故障，先跳开母联，延时100ms后选择故障母线。（注：不报CT断线，处理完全同上）SV检修不一致SV报文配置异常（3）变压器保护电流互感器断线处理方式原则：CT断线后瞬时闭锁、延时告警，差动保护不能误动。保护元件处理方式零序电流保护不处理（注：零序电流保护I段一般带方向，220kV、500kV变压器是否带方向可选，330kV、750kV变压器固定带方向，方向指向本侧母线，CT断线时，零序电流值可能达到定值，但方向元件有电压门槛，不会动作，故零序电流保护I段一般不会动作。零序电流保护III段不带方向，220kV、变压器零序电流取至自产还是外接可选，为扩大保护范围，特

25、别是对变压器中性点附近接地有灵敏度，建议零序电流采用外接方式，外接零序电流正常运行时无电流，故CT断线一般不会误动作。）差流大于1.2Ie纵差开放（注：220kV、330kV、500kV、750kV变压器标准配置均纵差保护）分相差开放（注：500kV、750kV变压器标准配置均分相差保护）变化量差开放（注：220kV、330kV、500kV、750kV变压器标准配置均有自定义的故障分量差动保护）零差不统一（注：220kV、330kV、500kV、750kV变压器标准配置均无零差保护，有的厂家采用分侧差动保护的三侧CT电流构成零差，CT可监视。）分侧差不统一，若开放：大于1.2倍中压侧额定电流时

26、开放（注：330kV、500kV、750kV变压器标准配置均有分侧差动保护）小区差不统一，若开放：大于1.2倍max低压侧额定电流，套管内额定电流时开放（注：因为低压侧额定电流是套管额定电流的3倍，实际上是以低压侧额定电流的1.2倍。 500kV、750kV变压器标准配置均有小区差保护）负荷电流超过1.1Ie不统一，若过负荷时不判CT断线，则负荷电流门槛值为1.1Ie （注：因负荷电流大时，CT断线危害大，故此时可以不判CT断线不闭锁差动保护，即使报CT断线闭锁差动保护，到1.2Ie也开放了。）CT断线逻辑自动复归3/2接线方式下，高压侧两分支分流不均是否会影响CT断线的判别3/2接线方式下，

27、高压侧两分支分流不均不应影响CT断线的判别（注：高压侧两组CT分别接入，各自判CT断线，但还是要借助和电流的数据来判。）（4）电抗器保护电流互感器断线的处理方式保护元件处理方式负荷电流超过1.1Ie不统一，若不判，则负荷电流超过1.1Ie不判CT断线CT断线逻辑自动复归CT断线闭锁差动控制字整定值0，1差流大于1.2Ie分相差CT断线闭锁差动中差流大于1.2Ie开放分相差（注：区外故障差动电流更小，故差动电流大于1.2Ie肯定是区内故障，应该开放差动保护。）附录：1161-2014、1175-2013中附录A与信息规范间的差异（按信息规范修改）1、公共部分序号1161-2014/1175-20

28、13信息规范1. 启动打印启动打印（新增）2. 信号复归信号复归（新增）3. 硬压板描述：xxx投/退硬压板描述：xxx硬压板4. 软压板描述：xxx 软压板描述：xxx软压板2、线路保护序号1161-2014信息规范1. 通道试验按钮通道试验（新增）2. 通道异常告警通道异常3、断路器保护序号1161-2014信息规范1. 保护分相跳闸输入Ta保护分相跳闸输入Tb保护分相跳闸输入Tc保护跳闸输入Ta保护跳闸输入Tb保护跳闸输入Tc4、3/2断路器接线母线保护序号1175-2013信息规范1. 边断路器失灵联跳开入失灵联跳5、双母线（双母双分）接线序号1175-2013信息规范1. 母联三相跳

29、闸位置串联分段1三相跳闸位置串联分段2三相跳闸位置串联母联TWJ分段1TWJ分段2TWJ2. 母联分列运行开入分段1分列运行开入分段2分列运行开入母联分列硬压板分段1分列硬压板分段2分列硬压板3. 母联SHJ开入分段1SHJ开入分段2SHJ开入母联SHJ分段1SHJ分段2SHJ4. 母联三相跳闸启动失灵开入分段1三相跳闸启动失灵开入分段2三相跳闸启动失灵开入母联三相启动失灵开入分段1三相启动失灵开入分段2三相启动失灵开入5. 母联非全相开入分段1非全相开入分段2非全相开入母联THWJ分段1THWJ分段2THWJ6. 变压器支路解除失灵保护电压闭锁解除电压闭锁开入7. 各隔离刀闸位置开入支路XX_1G刀闸位置支路XX_2G刀闸位置8. 线路支路分相和三相跳闸启动失灵开入支路XX_A相启动失灵开入支路XX_B相启动失灵开入支路XX_C相启动失灵开入支路XX_三相启动失灵开入9. 变压器支路三相跳闸启动失灵开入支路XX_三相启动失灵开入