小电源接入系统继电保护和安全自动装置技术规范1117.docx
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小电源接入系统继电保护和安全自动装置技术规范1117
小电源接入系统继电保护和安全自动装置技术规范
1.范围
本规定适用于国网上海市电力公司管辖范围接入10kV至110kV系统的小电源。
2.原则引用文件
GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程
DL/T584-20073kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程
DL/T1040电网运行准则
Q/GDW370-2009城市配电网技术导则
Q/GDW3382-2009配电自动化技术导则
Q/GDW392-2009风电场接入电网技术规定
Q/GDW-11147-2013分布式电源接入配电网技术规范
Q/GDW-11148-2013分布式电源接入系统设计内容深度规定
Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定
Q/GDW11198-2014分布式电源涉网保护技术规范
Q/GDW11199-2014分布式继电保护和安全自动装置通用技术条件
Q/GDW11120-2014接入分布式电源的配电网继电保护和安全自动装置技术规范
Q/GDW1738-2012配电网规划设计技术导则
国网上电司发展〔2014〕601号上海电网规划设计技术导则（试行）
3.小电源接入系统基本原则
3.1.小电源定义
本技术规范所指小电源指以10kV至110kV电压等级（公共连接点处）接入系统电网的小型电源。
根据小电源并网技术的类型分类，可分为直接与系统连接（机电式）和通过逆变器与系统相联两大类。
第一类小电源是旋转式发电机直接发出工频交流电，如小型燃气轮机组发
电、地热发电、水力发电、太阳热发电等；
第二类小电源通常指经直流电逆变上网的小电源（如风力发电、光伏发电、燃料电池及各种电能储存技术）。
3.2.小电源接入系统原则
3.2.1.并网点、公共连接点等相关定义
并网点：
对于通过升压变压器接入公共电网的电源，并网点指与公用电网直接连接的变压器高压侧母线。
对于不通过变压器直接接入公共电网的电源，并网点指电源的输出汇总点。
如图1所示，A1、B1、C1点分别为小电源A、B、C的并网点。
接入点：
是指小电源接入电网的连接处，该电网既可能是系统电网，也可能是用户电网。
如图1所示，A2、B2、C2点分别为小电源A、B、C的接入点。
公共连接点：
电力系统中一个以上用户的连接处，是指用户系统（发电或用电）接入系统电网的连接处。
如图1所示，C2、D点均为公共连接点。
C2点既是小电源接入点，又是公共连接点，A2、B2点不是公共连接点。
3.2.2.并网点的确定原则为电源并入电网后能有效输送电力并且能确保电网的安全稳定运行。
3.2.3.当公共连接点处并入一个以上的电源时，应总体考虑它们的影响。
3.2.4.小电源并网点的短路电流与小电源额定电流之比不宜低于10。
3.2.5.并网上网的小电源接入系统线路不宜采用“T”接方式。
3.2.6.对于接入系统的小电源，在接入系统报告中应根据小电源类型、容量大小，对小电源短路容量进行计算。
3.3.小电源接入系统典型接线
3.3.1.直接接入系统电网变电站低（中）压侧母线
3.3.2.
如图2
L1
G
小电源
L1'
G'小电源
图2直接接入系统电网变电站低（中）压侧母线
3.3.3.经系统开关站后最终并入系统变电站低（中）压侧母线
如图3
3.3.4.经35kV、110kV变电站（高压侧环进环出）后最终并入系统变电站低（中）压侧母线
如图4
低压母线
开关站母线
图3经系统开关站后最终并入系统变电站低（中）压侧母线
L1
低压侧
小电源
图4经35kV、110kV变电站（高压侧环进环出）后最终并入系统变电站低（中）压
侧母线
4.小电源接入继电保护配置原则
小电源接入系统的继电保护配置应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，继电保护和安全自动装置应为通过行业或国家级检测机构检测合格的产品，其技术条件应满足GB/T14285、DL/T584、Q/GDW11199-2014以及Q/GDW11120-2014的要求。
4.1.小电源电源侧涉网保护技术要求
4.1.1.对于并网不上网小电源，并网线路小电源侧应配置逆功率保护，动作应切除发电机组。
4.1.2.对于并网上网（含自发自用余量上网）小电源（除光伏电源外），小电源高压总进线断路器（即小电源接入公共电网线路电源侧）应配置主后合一光纤电流差动保护，后备保护采用距离或方向过流、零流保护。
4.1.3.小电源侧应安装故障解列装置，功能包括低/过压保护、低/过频率保护及零压保护功能；其动作时间宜小于系统侧电业变电站（或开关站）故障解列装置动作时间，且有一定级差；低电压时间定值应躲过系统及用户母线上其他间隔故障切除时间，同时考虑符合系统重合闸时间配合要求。
4.1.4.并网线路及电源侧内部变压器、发电机等设备的二次电流、电压模拟量及保护动作、断路器变位等开关量应接入故障录波仪（除光伏电源外）。
4.1.5.小电源用户应根据相关技术规程、电网运行情况及设备技术条件，校核涉网保护定值，并根据调度部门的要求，做好对所辖设备的整定值校核工作。
当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，应及时校核相关涉网保护的配置和整定，避免发生保护不正确动作。
4.1.6.接入10kV～110kV电网的小电源涉网保护定值应在调度部门备案，备案包括如下内容：
a）并网点开断设备技术参数；
b）保护功能配置；
c）故障解列定值；
d）逆变器防孤岛保护定值；
e）主（纵差）后备（过流或距离）保护定值；
f）重合闸相关定值。
4.2.小电源系统侧继电保护及安全自动装置技术要求
4.2.1.并网不上网的小电源
系统侧小电源并网线路可按终端线方式配置线路距离或电流保护。
系统侧其余线路保护按照上海电网相关技术原则配置。
4.2.2.并网上网小电源
按小电源并网电压等级及并网接线方式的不同，上网小电源可以五种方式接入电网，具体保护配置原则如下：
4.2.2.1.10kV并网线路直接接入变电站低压母线（图2）
a）线路L1应按联络线配置保护，线路两侧配置主后合一光纤电流差动保护，后备保护采用方向过流、零流保护。
L1线路不配置重合闸。
b）并网线路L1的电流、电压模拟量与保护动作开关量应接入变电站故障录波仪（除光伏电源外）。
c）变电站FD断路器备自投动作应联跳断路器A、B。
d）变电站主变各侧故障时，小电源提供短路电流小于主变各侧一次设备额定值，则可不配置主变低压侧方向过流保护。
否则，应配置复压闭锁主变低压侧（断路器B、E）方向过流保护,复压元件由各侧电压经“或门”构成，保护动作跳本主变低压侧断路器B（E）。
e）35kV变电站变压器高压侧应配置零压保护，保护动作跳开本主变低压侧断路器B（E）。
35kV变电站变压器高压侧电源进线宜配置纵差保护。
f）110kV变电站变压器高压侧电源进线应配置纵差保护。
4.2.2.2.10kV并网线路经开关站接入变电站低压母线（图3）
a）线路L1、L2按联络线配置保护，线路两侧配置主后合一光纤电流差动保护，后备保护采用方向过流、零流保护。
L1、L2不配置重合闸。
b）并网线路L1、L2的电流、电压模拟量与保护动作开关量应接入变电站/开关站的故障录波仪（除光伏电源外）。
c）开关站FD2断路器备自投动作应联跳断路器C、D。
d）变电站FD1断路器备自投动作应跳开断路器A、B。
根据《上海电网备用电源自动投入装置技术原则》（上电司调字〔2003〕第517号）要求，FD2的备自投动作时间应快于FD1的备自投动作时间。
e）变电站主变各侧故障时，小电源提供短路电流小于主变各侧一次设备额定值，则可不配置主变低压侧方向过流保护。
否则，应配置复压闭锁主变低压侧（断路器B、E）方向过流保护,复压元件由各侧电压经“或门”构成，方向指向主变高压侧，保护动作跳开本主变低压侧断路器B（E）。
f）35kV变电站变压器高压侧应配置零压保护，保护动作跳开本主变低压侧断路器B（E）。
35kV变电站变压器高压侧电源进线宜配置纵差保护。
g）110kV变电站变压器高压侧电源进线应配置纵差保护。
4.2.2.3.35kV、110kV并网线路直接接入变电站中（低）压母线（图2）
a）线路L1应按联络线配置保护，线路两侧配置主后合一光纤电流差动保护。
以110kV并网线路接入的，110kV后备保护应采用距离保护和零流保护；以35kV并网线路接入的，35kV后备保护可采用方向过流、零流保护。
b）L1线路小电源侧不配置重合闸。
L1线路系统侧（断路器A）若有线路压变，可配置检无压重合闸，否则，不配置重合闸。
c）并网线路L1的电流、电压模拟量与保护动作开关量应接入变电站故障录波仪（除光伏电源外）。
d）变电站FD断路器备自投动作应跳开断路器A、B。
e）若变电站中（低）压侧为双母线接线，则要求主变及小电源线路均固定母线连接。
220kV变电站中（低）压侧母差保护动作应跳开断路器A、B。
f）当220kV变电站高压侧发生故障，中（低）压侧小电源提供的短路电流大于主变中（低）侧、高压侧一次设备额定电流时，对配置220kV母差保护的变电站，应投用220kV母差保护失灵联跳启动主变保护联跳主变各侧断路器的保护功能。
若无220kV母差保护或220kV母差保护无失灵联跳启动主变保护联跳各侧断路器的功能，且其他保护无法切除故障时，须在主变中（低）压侧配置复压闭锁方向过流保护，复压元件由各侧电压经“或门”构成，方向朝主变高压侧，保护动作跳本主变中（低）压侧断路器B（E）。
g）110kV变电站变压器高压侧电源进线应配置纵差保护。
4.2.2.4.35kV、110kV并网线路经开关站接入变电站低压母线（图3）
a）线路L1、L2应按联络线配置保护，线路两侧配置主后合一光纤电流差动保护。
以110kV并网线路接入的，110kV后备保护应采用距离保护、零流保护；以35kV并网线路接入的，35kV后备保护可采用方向过流保护、零流保护。
b）L1线路小电源侧不配置重合闸。
L1线路开关站侧（断路器D）若有线路压变，可配置检无压重合闸，否则，不配置重合闸。
c）L2线路开关站侧（断路器C）不配置重合闸。
L2线路变电站侧（断路器A）若有线路压变，可配置检无压重合闸，否则，不配置重合闸。
d）并网线路L1、L2的电流、电压模拟量与保护动作开关量应接入变电站/开关站的故障录波仪（除光伏电源外）。
e）开关站FD2断路器备自投动作应联跳断路器C、D。
f）变电站FD1断路器备自投动作应跳开断路器A、B。
g）FD2的备自投动作时间应快于FD1的备自投动作时间。
h）若变电站中（低）压侧为双母接线，则要求主变及小电源线路均固定母线连接。
i）110kV/35kV开关站若有母线保护，则母线保护动作应联跳断路器C、D。
j）当220kV变电站高压侧发生故障，中（低）压侧小电源提供的短路电流大于主变中（低）侧、高压侧一次设备额定电流时，对配置220kV母差保护的变电站，应投用220kV母差保护失灵联跳启动主变保护联跳主变各侧断路器的保护功能。
若无220kV母差保护或220kV母差保护无联跳主变各侧断路器功能，且其他保护无法切除故障时，须在主变中（低）压侧配置复压闭锁方向过流保护，复压元件由各侧电压经“或门”构成，方向朝主变高压侧，保护动作跳本主变中（低）压侧断路器B（E）。
k）110kV变电站高压侧电源进线应配置纵差保护。
4.2.2.5.35kV、110kV并网线路经35kV、110kV变电站（高压侧环进环出）
后最终并入系统220kV变电站低（中）压侧母线（图4）
a）线路L1、L2应按联络线配置保护，线路两侧配置主后合一光纤电流差动保护。
以110kV并网线路接入的，110kV后备保护应采用距离保护、零流保护；以35kV并网线路接入的，35kV后备保护可采用方向过流保护、零流保护。
b）L1线路小电源侧不配置重合闸。
L1线路变电站A'侧（断路器D）若有线路压变，可配置检无压重合闸，否则，不配置重合闸。
c）L2线路变电站A'侧（断路器C）不配置重合闸。
L2线路变电站A侧（断路器A）若有线路压变，可配置检无压重合闸，否则，不配置重合闸。
d）并网线路L1、L2的电流、电压模拟量与保护动作开关量应接入变电站/开关站的故障录波仪（除光伏电源外）。
e）变电站FD断路器备自投动作应跳开断路器A、B。
f）当220kV变电站高压侧发生故障，中（低）压侧小电源提供的短路电流大于主变中（低）侧、高压侧一次设备额定电流时，对配置220kV母差保护的变电站，应投用220kV母差保护失灵联跳启动主变保护联跳主变各侧断路器的保护功能。
若无220kV母差保护或220kV母差保护无联跳主变各侧断路器功能，且其他保护无法切除故障时，须在主变中（低）压侧配置复压闭锁方向过流保护，复压元件由各侧电压经“或门”构成，方向朝主变高压侧，保护动作跳本主变中（低）压侧断路器B（E）。
g）若变电站A、A'与其他系统变电站间配置有自愈系统，当自愈系统动作时应联切变电站A'侧相关的L2线路断路器D。
4.2.3.小电源安全自动装置配置原则
4.2.3.1.含小电源联络线的变电站，若小电源接入10-110kV电压母线，可在站内配置故障解列装置。
故障解列装置宜以母线段为单位，在图2中设置在变电站低压侧母线，在图3中设置在开关站母线上，图4中设置在变电站A'高压侧母线。
故障解列装置含低/过频保护、低/过电压保护等，联跳小电源联络线断路器。
4.2.3.2.在保证灵敏度的前提下，故障解列装置应综合考虑与重合闸、备自投（等安全自动装置）以及相邻线路或元件故障时暂态过程的协调。
4.2.3.3.若变电站主变高（中）侧失电，小电源仍可能保持对失电母线中部分负荷继续供电。
可采用调度人为控制，针对可能出现的小电源拖住局部系统电网形成孤岛运行现象，调度运行管理部门可在发现处理解决电网故障的同时，注意监视存在小电源的局部电网是否存在孤岛运行状态，并人为控制及时发令切除孤岛并网小电源。
4.2.3.4.故障解列装置的具体配置及策略方案应由相关调度运行方式管理部门协调确定。
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