智能变电站继电保护应用技术规范初稿.docx
《智能变电站继电保护应用技术规范初稿.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《智能变电站继电保护应用技术规范初稿.docx（41页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
智能变电站继电保护应用技术规范初稿
智能变电站继电保护应用技术规范（初稿）
前言
一、范围
二、
本规范适用于110kV（66kV）及以上电压等级的新建、扩建、改建的智能变电站。
三、规范性引用文件
四、
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB/T14285 继电保护和安全自动装置技术规程
DL/T478 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
DL/T663 220kV～500kV电力系统故障动态记录装置检测要求
DL755 电力系统安全稳定导则
DL/T769 电力系统微机继电保护技术导则
DL/T860 变电站通信网络和系统
DL/T995 继电保护和电网安全自动装置检验规程
DL/T1075 数字式保护测控装置通用技术条件
DL/T1092 电力系统安全稳定控制系统通用技术条件
DL/T5149 220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程
JJG313 测量用电流互感器检定规程
JJG314 测量用电压互感器检定规程
JJG1021 电力互感器检定规程
Q/GDW161线路保护及辅助装置标准化设计规范
Q/GDW175变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范
Q/GDW383-2009 智能变电站技术导则
电力二次系统安全防护总体方案（国家电力监管委员会第34号文，2006年2月）
五、术语和定义
六、
1.智能终端smartunit
2.
一种智能组件。
与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：
断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。
3.合并单元mergingunit
4.
用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。
合并单元可以是互感器的一个组成件，也可以是一个分立单元。
5.MMSmanufacturingmessagespecification
6.
MMS即制造报文规范，是ISO/IEC9506标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。
MMS规范了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性（Interoperation）。
7.GOOSEGenericObjectOrientedSubstationEvent
8.
GOOSE是一种通用面向对象变电站事件。
主要用于实现在多IED之间的信息传递，包括传输跳合闸信号，具有高传输成功概率。
9.交换机（switch）
10.
一种有源的网络元件。
交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。
七、总则
八、
1．本标准内容是在现行标准、规范基础上对智能变电站设计所作的补充规定，与现行标准、规范不一致之处以本标准为准。
2．
3．智能变电站的二次安全防护应严格遵照《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》的要求，进行安全分区，通信边界安全防护，确保控制功能安全。
4．
5．智能变电站继电保护应满足智能调度、运行维护、监视控制及无人值班等信息交互的要求。
不设置独立的保护信息子站，其功能由统一信息平台实现。
站控层通信规约应符合DL/T860标准。
6．
7．继电保护技术应用的研究与探索，应以进一步提高保护的性能和安全可靠性为目的。
继电保护在功能实现上，是统一的整体，需要一次设备、二次回路、通道、保护装置之间的配合协调，才能发挥其整体性能。
8．
9．继电保护必须满足“可靠性、选择性、速动性、灵敏性”的要求，220kV及以上电压等级继电保护系统应遵循“双重化设计”原则，每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠。
保护双重化配置时，任一套保护装置不应跨接双重化配置的两个网络。
110kV电压等级的保护宜双套配置。
10．
11．按照国家标准GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》要求“除出口继电器外，装置内的任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸”。
智能化变电站中的电子式互感器的二次转换器（A/D采样回路）、合并单元（MU）、光纤连接、智能终端、过程层网络交换机等设备内任一个元件损坏，除出口继电器外，不应引起保护误动作跳闸；
12．
13．电子式互感器、MU、保护装置、智能终端、过程层网络交换机等设备之间应采用光纤连接，正常运行时，应有实时监测光纤连接状态的措施。
14．
15．保护装置宜独立分散、就地安装。
当采用就地安装时，其运行环境应满足相关标准要求。
16．
17．当采用电子式互感器时，应针对电子式互感器特点优化相关保护算法、提高保护性能；
18．
19．保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能；
20．
21．保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸。
对于涉及多间隔的保护（母线保护），如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。
22．
23．电子式互感器内应由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双A/D系统，接入MU，每个MU输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。
24．
25．110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备，当采用开关柜方式时，保护装置安装于开关柜内。
对于户内GIS的厂站，保护设备宜就地靠近一次设备安装，采用电缆直接跳闸方式。
26．
27．线路过电压及就地判别功能应集成在线路保护装置中。
28．
29．继电保护装置的网络接口，应采用独立的数据接口控制器。
30．
31．双母线、单母分段等接线型式（单断路器）的线路、变压器间隔单独配置三相ECVT。
32．
33．保护装置应具有MMS接口，保护相关信息经MMS接口直接上送监控后台。
34．
35．双重化的两套保护及其相关设备（电子式互感器、MU、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一对应。
36．
九、智能变电站继电保护配置原则
一十、
1.220kV及以上线路保护
2.
1）每回线路配置2套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置，线路过电压及就地判别功能应集成在线路保护装置中。
2）
3）纵联保护应支持一端为电子式互感器、另一端为常规互感器或两端均为电子式互感器的配置形式。
4）
3.3/2接线断路器保护和短引线保护
4.
1）断路器保护按断路器双重化配置。
2）
3）短引线保护可独立设置，也可包含在边断路器保护内。
4）
5.变压器保护
6.
1）变压器保护按双重化配置，每套保护包含完整主、后备保护功能；各侧MU、智能终端均按双重化配置，零序CT并入相应侧MU。
2）
3）变压器保护直接采样。
各侧断路器采用直接跳闸；跳母联、分段断路器及闭锁备投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。
主变保护可通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳主变各侧断路器。
4）
5）对于采用分布式变压器保护方式。
分布式变压器保护由主单元和若干个子单元组成，按电压等级布置子单元。
（增加主/子单元定义）
6）
7）非电量保护就地直接电缆跳闸，信息上送过程层网。
8）
7.母线保护
8.
1）220kV及以上母线配置两套母线保护。
2）
3）母线保护采用直接采样、直接跳闸方式，当接入元件数较多时，可采用分布式母线保护形式。
4）
分布式母线保护：
由主单元和若干个子单元组成，主单元实现保护功能，子单元执行采样、跳闸功能。
9.高压并联电抗器保护
10.
1）高压并联电抗器保护按双重化配置。
2）
3）并联电抗器的采样采用独立的电子电流互感器，首端、末端电流互感器共用一个MU。
4）
11.220kV母联（分段）保护
12.
1）母联（分段）保护、智能终端、合并单元均按双重化配置。
2）
3）过流保护跳母联（分段）断路器采用点对点直接跳闸方式，其它保护跳母联（分段）断路器可采用GOOSE网络传输。
4）
5）母联（分段）过流保护启动母差失灵可采用GOOSE网络传输。
6）
13.66kV、35kV及以下间隔保护
14.
1）采用保护测控一体化设备，按间隔、单套配置。
2）
3）当采用开关柜方式时，保护装置安装于开关柜内，不宜使用电子式互感器。
4）
5）当使用电子式互感器时，每个间隔的保护、测控、智能终端、合并单元功能宜按间隔合并实现。
6）
7）跨间隔信息交换采用GOOSE网络传输。
8）
15.故障录波装置
16.
1）故障录波采样值传输可采用点对点或网络方式，开关量采用GOOSE网络传输。
2）
3）如采用SV采样网，采用以太网接口，规约采用IEC61850-9-2；
4）
5）220kV及以上故障录波器按实际需求、分网络配置，应能记录所有MU、GOOSE网络的信息。
6）
17.网络分析记录装置
18.
1）增加网络分析记录装置配置要求
2）
19.安全自动装置
20.
1）220kV及以上的安全稳定控制装置按双重化配置。
2）
3）备自投、过载联切功能可在过程层或站控层实现。
4）
5）要求快速跳闸的安控装置应采用点对点直接跳闸方式。
6）
21.继电保护装置的接口
22.
1）保护装置采样值采用点对点接入方式。
2）
3）保护装置应配备以下接口：
4）
MU输入接口、智能终端接口（跳闸及断路器接点、闭锁信息）、GOOSE网络接口、MMS网络接口。
（1）智能终端接口采用点对点方式，其开入、开出量如下：
（2）
线路保护、变压器电量保护、母线保护、电抗器电量保护、重合闸、断路器保护、短引线保护、安全自动装置、其他保护（如串补保护）等跳、合闸命令。
本间隔的断路器接点、闭锁信息等。
（3）GOOSE网络接口其开入、开出量如下：
（4）
测控合分闸命令、跨间隔的断路器位置接点、刀闸辅助接点、保护跳闸、启动失灵、启动/闭锁重合闸、启动闭锁备投、告警信号等。
（5）采用直接电缆跳闸的开出量：
（6）
变压器、电抗器等需要跳闸的非电量保护跳闸采用电缆直接跳闸。
23.其它
24.
1）母线电压合并单元可接收至少2组电压互感器，并能够支持向其它合并器提供母线电压数据，并根据需要提供PT并列功能。
各间隔合并单元所需母线电压量通过PT合并单元转发。
2）
3）双母线电压切换功能在保护装置内实现。
4）
一十一、相关设备配置原则及技术要求
一十二、
1.网络
2.
1）过程层网和站控层网应完全独立；
2）
3）SV采样值网络与GOOSE网络应完全独立；
4）
5）合并单元、智能终端、保护装置可通过IRIG-B（DC）码对时，也可采用IEEE1588（IEC-61588）标准进行网络对时，对时精度应满足要求。
6）
7）在过程层GOOSE网的组网方式采用双重化独立组网，第一套保护接入A网，第二套保护接入B网。
8）
9）过程层网络交换机
10）
（1）保护接入的交换机应采用工业级或以上等级产品。
交换机应使用无扇型，采用直流工作电源。
（2）
（3）任两台智能装置之间的数据传输路由不应超过4个交换机。
当采用级联方式时，不应丢失数据。
（4）
（5）交换机的配置原则：
根据间隔数量合理分配交换机数量，每台交换机的光纤接入装置数量不宜超过16个。
（6）
3.电子互感器
4.
1）电子互感器（含MU）应能真实地反映一次电流或电压，额定延时时间不大于2ms、唤醒时间为0。
电子式电流互感器的复合误差不大于5%（若保护与测控一体化，就存在是提高保护的精度还是降低测控的精度。
请斟酌！
）、电子式电压互感器的复合误差不大于3%。
2）
3）一套ECT内应具备两个保护用电流传感元件，每个传感元件由两路独立的采样系统进行采集（双A/D系统），进入一个MU，每个MU出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。
4）
5）一套EVT内应由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双A/D系统，进入相应MU，每个MU出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。
6）
7）一套ECVT内应同时满足上述
（2）、（3）条要求。
采样信号进入相应的MU，每个MU出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。
8）
9）用于双重化保护的电子互感器，其两个采样系统应由不同的电源供电并与相应保护装置使用同一直流电源。
10）
11）对于3/2接线方式，其线路EVT应置于线路侧。
12）
13）电子式互感器采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。
14）
5.合并单元（MU）
6.
1）电流MU、线路（变压器）PT的MU应满足保护双重化配置的要求；
2）
3）每个MU应能满足最多12个输入通道和至少8个输出端口的要求。
4）
5）MU应能同时支持IEC60044-8（GB-20840）、IEC61850-9-2等规约，在工程应用时应能灵活配置。
6）
7）MU输出保护采样值应不依赖于外部对时系统解决采样数据同步问题，要求采样值发送间隔离散值小于10μS。
8）
9）MU输出接口类型：
点对点接口（保护、安自等），组网接口（测控、计量、故录、PMU等）。
10）
11）MU输出应能支持多种采样频率，用于保护、测控的输出接口采样频率宜为4000Hz。
12）
7.智能终端
8.
1）220kV及以上电压等级智能终端按断路器双重化配置；
2）
3）智能终端应具备以下功能：
4）
（1）接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分命令及刀闸、地刀等GOOSE命令；输入断路器位置、刀闸及地刀位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视功能等。
（2）
（3）智能终端应具备三跳接点输入接口，保护的、可灵活配置的点对点接口（最大考虑10个），GOOSE网络接口。
（4）
（5）至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点，具备对时功能。
（6）
（7）具备事件报文记录功能。
（8）
（9）跳、合闸命令需要两帧确认。
（10）
（11）智能终端的动作时间应不大于7ms。
（12）
（13）智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能。
当智能终端接收到跳闸命令后，应通过GOOSE网发出收到跳令的报文。
（14）
5）智能终端配置单工作电源。
（按传统意义理解，应接操作电源）
6）
7）智能终端不配置液晶显示屏，但应具备（断路器位置）指示灯位置显示和告警。
；GOOSE口数量满足点对点跳闸方式和网络跳闸方式的要求。
8）
9）智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。
10）
一十三、继电保护信息交互原则
一十四、
站控层信息，上送信息、保护装置接受的控制信息……，规约要求（MMS）
故障录波器、状态监测信息上送原则。
装置自检信息
运行信息
应满足运行维护、控制、调度的需求。
一十五、3/2接线型式继电保护实施方案
一十六、
1.线路保护配置方案
2.
每回线路配置2套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置，各自独立组屏，线路保护中还应包含过电压保护和远跳就地判别功能。
线路间隔的保护、MU、智能终端按双重化配置，MU按断路器分别将两组电流互感器的电流接入保护装置，线路电压MU单独接入线路保护装置（或分配至关联的两个MU），智能终端设计时宜考虑作用于两个跳闸线圈以及一个合闸线圈。
具有分相跳、合闸功能。
技术实施方案图如下所示：
图1线路保护技术实施方案
3.断路器保护和短引线保护配置方案
4.
断路器保护按断路器双重化配置，组一面屏。
边开关断路器保护还包含短引线保护功能。
当边开关断路器保护考虑三相同期重合闸功能时，母线电压经电压MU分别接入线路PT的MU。
技术实施方案图如下所示：
图2断路器保护技术实施方案示意图
图3短引线保护技术实施方案示意图
5.变压器保护配置方案
6.
每台主变配置2面主变保护屏，各包含1套含有完整主、后备保护功能的主变保护装置。
非电量保护就地直采直跳，信息上GOOSE网（联闭锁信号和故障录波）。
3/2侧电压独立接入保护装置，3/2接线的电流由两个断路器分别接入保护装置。
变压器的双母线或单母线侧电压和电流合并接入MU点对点接入保护装置。
技术实施方案图如下所示：
图4变压器保护合并单元、智能终端配置图
图5变压器保护技术实施方案
7.母线保护配置方案
8.
一条母线配置两套母线保护，每套保护独立组屏。
母线保护采用直接采样、直接跳闸方式，当接入元件数较多时，可采用分布式母线保护形式。
分布式母线保护：
由主单元和若干个子单元组成，主单元实现保护功能，子单元执行采样、跳闸功能。
边断路器失灵经GOOSE网络传输启动母差失灵功能。
技术实施方案图如下所示：
图6母线保护技术实施方案示意图
9.高压并联电抗器保护配置方案
10.
按双重化配置组两面屏。
高压并联电抗器的采样值，采用独立的电子互感器（含CT和PT）和MU，跳闸需要智能终端预留一个GOOSE接口。
技术实施方案图如下所示：
图7电抗器保护技术实施方案示意图
11.GOOSE网组网方案
12.
6.1.组网方案要求
6.2.
a）所有GOOSE跳闸采用以太网接口，接口规约采用IEC61850-8-1；
b）
c）过程层网和站控层网完全独立；
d）
6.3.组网系统图
6.4.
图8过程层网组网方案示意图
13.合并单元技术方案
14.
MU的接口如图10，11，12所示：
图9边断路器合并单元的接口说明
图10中断路器合并单元的接口说明
图11高抗电流合并单元的接口说明
图12线路电压合并单元的接口说明
3/2接线一个串的合并单元、智能终端配置示意图如下：
图133/2接线合并单元、智能终端配置示意图
15.智能终端技术方案
16.
智能终端按断路器双重化配置，每个智能终端配置足够的以太网接口，按照
IEC61850-8-1规约通讯。
智能终端的接口如下图所示：
图14边断路器智能终端接口说明
图15中断路器智能终端接口说明
一十七、双母线接线型式继电保护实施方案
一十八、
1.线路保护
2.
每回线路应配置2套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置，各自独立组屏。
合并单元、智能终端均应采用双套配置，保护采用安装在线路上的组合ECVT获得电流电压。
线路间隔内，实现智能终端、合并单元与保护装置之间的点对点直接跳闸方式。
采样值采用点对点传输。
跨间隔信息（启动母差失灵功能和母差保护动作远跳功能等）采用GOOSE网络传输方式。
技术实施方案图如下所示：
图16220kV线路保护配置示意图
3.母差保护
4.
保护按双重化进行配置，每套保护独立组屏。
各间隔合并单元、智能终端均应采用双套配置。
开入量（失灵启动、刀闸位置接点、母联断路器过流保护启动失灵、主变保护动作解除电压闭锁等）采用GOOSE网络传输。
技术实施方案图如下所示：
图17220kV母线保护配置示意图（变电站终期规模220kV间隔数8个及以上）
5.变压器保护
6.
保护按双重化进行配置，包含各侧合并单元、智能终端均应采用双套配置（110kV智能终端按单套配置）。
非电量保护应就地安装，有关非电量保护时延均在就地实现，直采直跳，现场配置智能终端上传非电量动作报文和调档及接地刀闸控制信息。
技术实施方案图如下所示：
图18220kV主变保护合并单元、智能终端配置示意图
图19220kV主变保护技术实施方案示意图
7.220kV母联（分段）保护
8.
技术实施方案图如下所示：
图20220kV母联保护配置示意图
一十九、继电保护就地化实施原则
二十、
1.就地安装的保护装置应靠近被保护设备，35kV及以下电压等级的保护装置宜安装在开关柜内；对于户内GIS的厂站，保护设备宜就地安装于GIS汇控柜内；对于户外安装的厂站，保护装置宜就地安装于智能控制柜内。
2.
3.就地安装的保护装置应能适应安装地点的环境条件。
4.
5.就地安装保护装置的运行环境（包括电磁兼容、温度、湿度、防水、防雾、防尘、抗震等）应满足相关标准要求。
6.
7.220kV及以下电压等级采取就地安装时，宜采用保护测控一体化设备。
8.
9.就地安装保护设备输入、输出接口宜标准、统一。
10.
11.就地安装时，保护装置可不配置液晶显示屏，但应有位置指示灯和告警信息。
不配置液晶显示屏的保护装置，应具有便于调试、巡检的接口和外设。
12.
13.就地安装的保护装置应采用电缆跳闸，，对于非试点变电站宜采用常规互感器。
14.
15.就地安装的母线保护、变压器保护宜采用分布式保护设备。
16.
17.母线保护、变压器采用分布式时，子单元采用就地安装，主单元宜安装于室内，主、子单元之间应通过光缆连接。
18.
升级会员 