K1=0.5,K2=0.7 为比例制动系数,ICD 差动动作电流门坎,需要用户整定。IINT 为拐点电流,值为
4 倍额定电流。
两侧采样同步使用软、硬件结合同步方法。
3.2. 相间过流保护
装置在执行三段过流判别时,各段判别逻辑一致,其动作条件如下:
1) Iϕ > Idn;Idn 为 n 段电流定值,Iϕ为相电流;
2) T > Tdn ;Tdn 为 n 段延时定值。
3.2.1. 相间方向元件
采用 90°接线方式,按相起动。以电流流出母线为正方向,动作范围 Arg(U/I)=-100°~+55°,
误差<±3°。
当 PT 断线发生时,退出与本元件相关的过流保护。
3.2.2. 低电压闭锁元件
低电压元件在三个线电压中的任意一个低于低电压定值时动作,开放被闭锁保护元件。利用此元件,
可以装置在电动机反馈等非故障情况下不出现误动作。
3.2.3. 负序电压闭锁元件
当负序电压大于定值时,开放被闭锁保护元件。本元件同低电压闭锁元件共同构成复合电压闭锁元件,
与过流元件构成复合电压过流保护。各段可根据实际需要投退相应控制字选择是否经复压闭锁。当 PT 断
线发生时,退出与复压元件相关的过流保护。
零序过流保护
设置两段零序过流保护,不带方向。
零序电流保护可由控制字“零序电流采用自产零流”选择自产电流或是外接电流,装置默认为零序电流
外接。
3.3.1. 零序过流跳闸
在满足以下条件时出口跳闸:
1) 零序过流 n 段控制字投入;
2) 3I0>I0n,I0n 为接地 n 段定值;
3) T>T0n,T0n 为接地 n 段延时定值。
3.3.2. 零序过流告警
“零序过流告警”控制字投入,且零序电流满足“零序过流Ⅱ段定值”并经延时时间定值后发告警信号。
3.4. PT 断线相过流保护
当检测到 PT 断线时,自动退出与电压相关的保护,并自动投入 PT 断线相过流保护。
PT 断线相过流保护的动作条件为:
1) 检测到 PT 断线(PT 断线自检控制字投入);
2) 任一相电流大于 PT 断线相过流定值;
3) 故障持续时间大于 PT 断线相过流时间;
4) 与电压相关的过流保护被闭锁。
同期电压断线
当重合闸或手动同期功能投入,且重合闸或者手动同期方式需要检测线路电压时,自动投入线路
PT 断线检测功能。
当开关在合位,且有流的情况下,如果线路抽取电压低于 0.3 倍额定电压,持续满足条件 9s 后发
“同期电压异常”告警。当装置判定线路抽取电压断线后,闭锁重合闸或者手动同期功能。
“同期电压异常”告警动作后,只有线路抽取电压上升到 0.3 倍额定电压以上,告警状态才能返回。
3.14. 闭锁简易母差功能
为了与简易母线保护实现配合,装置设置了闭锁简易母差功能,其动作逻辑为:
1) 满足任一段过流保护启动条件,驱动 GOOSE 出口,用于闭锁简易母线保护;
2) 保护动作切除故障后,闭锁元件应瞬时返回;
3) 保护动作后 200ms 故障未消失,闭锁元件应立即返回。
测控及计量功能
4.1. 交流采集计算
输入:Ua,Ub,Uc,Ica,Icb,Icc.
基本输出:Uab,Ubc,Uca,Ua,Ub,Uc,Ica,Icb,Icc,系统频率 F,有功功率 P,无功功率 Q,
视在功率 S,功率因数 cos。
4.2. 遥信开入采集
遥信主要包括外部输入的硬接点信号、装置内部接点信号和装置自产的一些虚遥信。外部开入大支
持 22 路。GOOSE 遥信开入自动适应单 GOOSE 开入和双点开入。开入扫描周期为 0.5ms,采用软件
消抖处理,消抖时间可通过测控定值整定。
具体可见遥信开入信息列表。
4.3. 遥控开出
装置可配置两个出口模块,提供 4 个对象的分合控制输出和一个同期合闸出口。本装置控制过程经过
两级 CPU 控制闭锁,同时具有硬件自检闭锁功能,以防止硬件损坏导致误出口。
装置检修时闭锁本间隔遥控操作。
4.4. 同期功能
4.4.1. 同期方式
同期一般分为三种基本方式:不检、检无压、检同期(包含准同期),其中检无压和检同期也可以同
时使用,检无压可区分线路无压、母线无压、两侧无压或任一侧无压。不检即不需要进行任何同期条件判
别,直接出口;检无压即满足两个同期电压任何一个满足无压条件则允许出口;检无压和检同期同时使用
时,采取先判检无压后检同期原则,检无压条件满足则允许检无压出口,不满足则继续判别检同期条件,
满足则出口。
货前声明)
装置配有 2 个电脉冲输出口(有功、无功)和 2 个 LED 脉冲指示灯(有功、无功)。有功脉冲常数出
厂时为 4000imp/kW.h,无功脉冲常数 4000imp/kW.h。
电能计量准确度有功满足 0.5s 级要求,无功满足 2 级要求。
4.5.1. 电度量功能
装置可计量总、A 相、B 相、C 相的正向和反向有功电能、组合有功电能、四象限无功电能、组合无
功电能 1(出厂时默认为正向无功)、组合无功电能 2(出厂时默认为反向无功),并储存其数据。
可存储 12 个结算日的电能数据,结算日和时间可整定,数据转存分界日期为每月后一日的 24 时
或在每月 1~28 日内的任一时刻。
(可选费率功能)装置可以支持尖峰平谷四个费率和每日 10 个时段的数据。
4.5.2. 需量功能
装置可在设定的需量计算周期和滑差内,测量总、A 相、B 相、C 相的正向有功、反向有功和四象限
无功大需量及其出现时间,并记录发生时刻。需量计算采用滑差方式,需量周期和滑差时间可设置。
可存储 12 个结算日的大需量数据。 当校时,设置参数,潮流反向,象限变换,费率变换等情况发生
时,各对应的需量计算需经过完整的周期。
电量和需量的 12 个结算日数据在通过结算日时生成 XML 文件保存。
4.5.3. 事件功能
装置能够记录各事件的发生、恢复时刻,生成相应类型的 XML 记录文件,可通过 DLT860 上送后台。
计量事件包括:计量通道异常告警、计量电流不平衡、计量电压不平衡、电表清零、需量清零、电度
量累计大值、计量电压逆相序、计量电流逆相序、计量 A 相失压、计量 B 相失压、计量 C 相失压、计
量 A 相断相、计量 B 相断相、计量 C 相断相、计量 A 相失、计量 B 相失流、计量 C 相失流、计量参数配
置错、计量 A 相过流、计量 B 相过流、计量 C 相过流、计量 A 相过压、计量 B 相过压、计量 C 相过压、
计量全失压、潮流反向、有功功率过载、需量越限。
国电南自 IEC 61850 用户手册
8.1. 概述
IEC 61850 是由 IEC 标准制定的一个应用于变电站自动化系统的一个全新的通信标准。国电南
自 EDP 系列平台全面支持 IEC 61850 标准通信规约。
8.2. IEC 61850 功能简介
国电南自 EDP 系列平台支持 IEC 61850 标准的 8-1 部分的多种模型服务,包括:服务器模型、应用
连接模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型、数据类模型、数据集模型、取代模型、定值组模型、报告和日
志模型、通用变电站事件模型、控制模型、时间与时间同步模型、文件传输模型。
全面支持 IEC 61850 标准的第 6 部分的变电站配置描述文件。
8.3. IEC 61850 功能实现与特点
国电南自 EDP 系统平台的 MMS 服务(过程层与变电站层通信)通过 EDP 平台的 MMI 插件网口与变
电站后台通信;GOOSE 服务(过程层与过程层通信)通过 EDP 平台的保护 CPU 插件网口与其他 IED(智
能电子设备)进行通信。
� 支持多客户连接
国电南自 EDP 系列平台支持多客户连接,实现了可配置的大连接客户的个数。
� 双网通信:
国电南自 EDP 系列平台支持 IEC 61850 的双网冗余通信:MMS 服务通过 EDP 平台 MMI 两个不同网
口与双后台通信(双网口使用不同的子网地址);GOOSE 服务通过 EDP 平台保护 CPU 插件的不同网口
(不同的 MAC 地址)与其他 IED 进行通信。
� 全面支持 CID 配置
国电南自 EDP 系列平台启动自动解析 CID 配置文件,确保 IED 装置模型与 CID 配置文件完全一致。
� 软硬件结合 GOOSE 组地址过滤
由于大部分网卡使用了哈希算法进行组播地址过滤功能,不良的哈希算法和接受较多的 GOOSE 组播
地址会造成大量 GOOSE 误收。EDP 系列平台在网卡硬件哈希过滤后增加了软件滤波算法,能更好的过
滤 GOOSE 组播报文。
� 支持 Unicode 描述
国电南自 EDP 系列平台 IEC 61850 设备支持 UTF-8 编码的 Unicode 描述功能。
� KeepAlive 动态检测网络状态
国电南自 EDP 系列平台使用 TCP/IP 的 KeepAlive 功能动态检测与 IED 设备连接的客户端之间的网
络状态,能迅速判断网络连建状态。
8.4. MMS 功能与工程应用
国电南自 EDP 系列平台 IED 设备支持的 MMS 服务,包括:服务器模型、应用连接模型、逻辑设备
模型、逻辑节点模型、数据类模型、数据集模型、取代模型、定值组模型、报告和日志模型、控制模型、
时间与时间同步模型、文件传输模型。
IED 设备使用这些功能模型实现了变电站自动化通信功能。