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保护的程序化操作 常规保护设备压板投退操作需要两位运行人员，监护人对着操作票读“操作内容”，工作班成员核对压板命名并复述核对正确后进行操作。 操作完毕后由监护人检查压板投退是否正确，操作一块压板需要1-2分钟。多块压板的投退操作需要重复多次，效率低并且容易发生误操作 。 传统站微机保护压板图 保护的程序化操作 智能化变电站采用61850通信协议。数字化保护屏上只保留一块“投检修状态”硬压板，取消其余全部硬压板，其功能全部由软压板实现，实现了二次设备程序化操作。 智能站保护装置还可远方投退软压板、远方切换保护定值区域等。缩短操作时间、提高操作效率，防止误操作发生，提高变电站的安全水平。 继电保护基本技术原则 　220kV及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化配置原则，每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠。双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则。 释义 220kV及以上电压等级继电保护装置应遵循双重化配置原则 特别说明 母联保护 3/2接线断路器保护 继电保护基本技术原则 双重化配置保护对应的过程层合并单元、智能终端均应双重化配置（包括主变中低压侧）。 示 意 图 线路间隔 合并单元2 智能终端2 线路保护2 合并单元1 智能终端1 线路保护1 电子式互感器分类 按一次传感部分是否需要供电划分 有源式电子互感器 无源式电子互感器 按应用场合划分 GIS结构的电子互感器 AIS结构(独立式)电子互感器 直流用电子式互感器 电子式互感器分类 有源电子式互感器结构 独立型电子式互感器结构 有源电子式互感器结构 电容分压、电感分压、电阻分压 远端模块 独立型电子式互感器结构 有源电子式互感器现状及存在问题 国内主流厂家的产品总体来说其运行情况较好，部分厂家由于技术积累较少，产品运行暴露出的问题相对多些。 存在问题： 一类是产品设计及选用器件有关的问题，例如开关操作引起电子式互感器采样异常甚至造成采集器损坏、测量误差波动较大等。 另一类是与生产工艺、生产过程的质量控制不严、产品安装调试规程不完善及现场施工不规范等有关，例如接线松动引起信号不稳、光纤损耗偏大等。 无源电子式电流互感器的结构 无源电子式电流互感器的工作原理 普通光 起偏器 偏振光 磁光材料 磁场 B 检偏器 Faraday旋光角?? 光学电流互感器 法拉第磁旋光效应（1846年） 入射光 出射光 电流 旋转角?与电流I成正比关系 存在问题 精度问题，光学互感器小信号传变精度、线性度较差，离散度大，多数光学电流互感器在一次电流较小时难以达到0.2s级的精度要求。 产品稳定性问题，部分厂家的光学互感器长期运行稳定性差，运行一段时间后其输出电流值可能产生较大偏差。同时振动对其有一定的影响。 存在问题 温度问题，光学电流互感器易受温度影响，需采用专门措施解决。 供货方面,光学互感器采用部分进口元器件，供货时间和供货能力受到限制。 成本方面，光学互感器需要用两套光路实现双AD功能，与其它原理互感器相比，其成本高出不少。 过程层技术 智能变电站过程层网络相当于常规变电站的二次电缆，各IED之间的信息通过报文交换，信息回路主要包括SV采样、GOOSE开入和开出。 从结构上讲，智能变电站可分为站控层设备、间隔层设备、过程层设备、站控层网络和过程层网络，即“三层两网”。间隔层设备跨两个网络。 从功能实现上讲，智能变电站可分为过程层（含设备和网络）和站控层。过程层面向一次设备，站控层面向运行和继保人员。 智能变电站过程层特点 过程层技术 电子式互感器 实现采样的数字化 合并单元 实现采样的共享化 智能终端 实现开关、刀闸开入开出命令和信号的数字化 过程层交换机 过程层设备： 过程层技术 过程层信息可分为两种： SV：周期性采样信号，要求保证传输的实时性和快速性。 GOOSE：事件驱动的开入开出信号。实时性和可靠性要求高。 过程层信息的传输要求准确、可靠、快速 过程层信息传输 合并单元 MU 传统微机保护 交流输入组件 A/D 转换组件 保护逻辑(CPU) 开入开出组件 人机对话模件 端子箱 ECT IED 数字化保护 SV 光纤 合并单元 MU的必要性： 电子式互感器的远端模块输出没有统一规定，各厂家使用的原理、介质系数、二次输出光信号含义不相同。因此，电子式互感器输出的光信号需要同步、系数转化等处理后，以统一的数据格式供二次设备使用。否则，电子式互感器无法与二次设备通信。 合并单元是电子式互感器接口的重要组成部分。 合并单元 MU的功能： 采集多路电子式互感器的光数字信号，并组合成同一时间断面的电流电压数据，按照标准规定的统一的数据格式输出给过程层总线。 合并单元 MU的采样同步： MU利用同步时钟同步电子式互感器的采样