智能变电站继电保护技术规范

0、国家电力调度通信中心2010年3月河南郑州、智能变电站继电保护技术规范、1、主要内容、标准概况基本技术原则的典型实施例1、500kV站(3/2接线) 2、220kV站(双母线) 3、110kV站(单母线段)、2、编组目的、国调中心、各网、 分析了节能继电保护专业、国家网络继电保护专家智能变电站继电保护工作组成员、组织、智能变电站的运行经验，探讨了智能变电站继电保护和相关设备技术的应用原则，探讨了智能变电站继电保护和相关设备的配置要求，探讨了智能变电站继电保护和相关设备的实施方案，形成、 智能变电站继电保护技术规范、目的贯彻国家电网公司强健的智能电网建设战略，促进和规范智能变电站继电保护技术的应用。 3、作出的主要原则智能变电站技术导则 (Q/GDW383-2009 )从细分、补充和完善、指导工程应用的角度出发，继电保护是功能上统一的整体，需要一次设备、二次电路、通道、保护装置之间的协调，发挥整体性能。 依据、可靠性、选择性、灵敏度、速动性、柔性、继电保护的性能和智能水平、提高、实现、结构和内容、目的、序言、正文、附录、1范围2规范性引用文件3用语和定义4总则5继电保护和相关设备配置原则6继电保护装置和相关设备技术要求7继电保护信息对话原则8继电保护实施原则， 附录a、b、c、d适用范围5、智能变电站继电保护和相关设备技术原则规定在110kV(66kV )以上的电压水平下新设、改造(扩张)智能变电站，如适用，智能变电站继电保护和相关设备采用全部或相应部分说明不包括特别高压变电站，强调重点内容，6、本标准针对智能变电站的特点重点规范了继电保护配置原则、技术要求、信息交流与电子式变压器、合并单元等相关设备配置原则和技术要求。 7、主要内容、标准概况基本技术原则的典型实施例1、500kV电台(3/2接线) 2、220kV电台(双母线) 3、110kV电台(单母线段)、基本技术原则、4.1条标准内容根据已经发行的标准、规范对智能变电站继电保护的补充规定，已经发行的标准、规范和释义，1、本规范从指导工程应用的角度，细分、补充和完善智能变电站技术导则等相关规范继电保护部分。基本技术原则、4.2智能变电站继电保护和站控制层信息交替采用DL/T860(IEC61850 )标准，接通指令和关闭信息可以直接经由电缆连接或GOOSE机构进行传输，电压电流量可以通过传统的变压器或电子变压器进行收集在具体应用中采用的技术应遵循本标准的对应部分。 释义： 1、本间隔在GOOSE点投入，越过间隔在GOOSE网上跳闸。 2、通常的变压器和电子式变压器都可以。 3、继电保护装置采用定位安装方式时，应采用常规变压器，电缆应跳闸。 基本技术原则，4.3继电保护新技术应满足“可靠性、选择性、灵敏度、快速性”的要求，提高保护性能和智能水平。 继电保护是功能实现上统一的整体，需要一次设备、二次电路、通道、保护装置之间的协调，发挥整体性能。 释义、1、继电保护技术应用的研究与探索，旨在进一步提高保护性能和安全可靠性。 2、由于智能化而无法智能化，继电保护的智能化不能牺牲保护的“四性”，以提高保护的可靠性为基本出发点，不能降低保护的可靠性。 3、智能变电站继电保护是“继电保护系统”，不再是传统的“继电保护装置”，初级设备和次级电路应协调配合。 基本技术原则，4.4220kV以上电压级继电保护系统应遵循双工配置原则，各保护系统装置功能独立完善，安全可靠。 双层结构的两个过程层网络应遵循完全独立的原则。释义、220kV以上电压级继电保护装置应遵循双工配置原则，尤其是母连保护、3/2布线断路器保护、基本技术原则、12、支持双工配置保护的工艺层集成单元、智能终端应当双工配置(包括主变中低压侧)。 图像、基本技术原则、13、过程层网络以电压级别构成网络。 保护双工部署和进程层设备，第一组接入进程层a网，第二组接入进程层b网。 为了防止相互干扰，两网之间必须完全独立。 根据综合单元1、智能终端1、保护1、220kVSV交换机1、220 kv goose交换机1、综合单元2、智能终端2、保护2、220kVSV交换机2、220 kv goose交换机2，例如，基本技术原则，4.5国家标准GB/T14285，除出口继电器以外智能变电站中电子变压器的二次变换器(A/D采样电路)、合并单元(MU )、光纤连接、智能终端、工艺层网络交换机等设备内的任意部件损坏时，除出口继电器以外，请勿引起保护误动作跳闸。 释义、电子变压器内收集二路独立采样系统，各路采样系统采用双A/D系统，访问MU，各MU输出的二路数字采样值通过相同路径进入保护装置集。基本技术原则、15、基本技术原则、16、基本技术原则、4.6保护装置应独立于外部时刻校准系统实现保护功能。 释义、保护在点对点直接取样，取样同步与外部时钟无关。 保护设备可以访问外部时间校准信号，但时间校准信息不参与逻辑运算。 基本技术原则，18，4.7保护应直接取样，单间隔保护应直接跳闸，多间隔保护(母线保护)应直接跳闸。 对于多间隔保护(母线保护)，如果确实需要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护可靠性和快速性的要求。 释义，智能变电站技术导则 6.6.c )条件，强调直接采样直接跳闸。 “直跳”原则是本规范的基本原则。 括号内的母线保护不是列举的意思，母线保护也必须遵循这个原则。基本技术原则，19，3 .直接采样：智能电子设备之间不经由以太网开关，通过SV点对点连接直接进行采样值传输。 映像，基本技术原则，20，4 .直接跳闸：保护设备与本间隔智能终端之间不经以太网交换机，以GOOSE点对点连接方式直接进行跳闸投入信号的传输。示意图、基本技术原则、21、4.8继电保护设备与本间隔智能终端之间的通信应采用GOOSE点对点通信方式的继电保护之间的联锁信息、故障启动等信息应采用GOOSE网络传输方式。继电保护间链闭锁、故障启动等信息应采用GOOSE网络传输方式。 不要求高速性的保护以网络方式(通过交换机)跳闸。 例如，3/2布线侧断路器发生故障，保护相邻断路器，通过GOOSE网络访问母线保护和中央断路器智能终端。 断路器的位置触点通过点对点和网络传输，本间隔采用点对点方式，间隔采用GOOSE网络方式。 基本技术原则，22、4.9是技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式变压器。330kV750kV智能变电站设计规范 4.3.c )条款相同。 电子式变压器不是智能变电站的必要元件。 继电保护装置采用定位安装方式时，应采用常规变压器，电缆应跳闸。 释义、基本技术原则、23、4.10110kv或更高电压电平的过程层SV网络、过程层GOOSE网络和局部控制层MMS网络完全独立，继电保护设备在接入不同网络时相互独立的数据接口控制110kV以上电压电平的各网络应相互独立。 同一装置访问不同网络时，为了防止各网络之间的干扰，装置内部各网络的数据接口控制器也必须完全独立。释义、基本技术原则、24、4.11双母线、单母线段等接线型(单断路器)线路、变压器间隔采用电子式变压器时，分别配置三相ECVT。 各间隔配置独立的三相ECVT，简化了二次电路，提高了保护的可靠性。 仅采用电子式变压器的间隔，建议配置三相ECVT。 释义、基本技术原则、25、4.12保护装置应独立分散、现场安装，其运行环境应符合相关标准。 智能变电站技术导则 6.6.b :保护应独立分散，在当地设置。 现场设置：一次配电设备用地内设有保护设备。 保护现场设置对保护装置自身和运转环境有严格的要求。 本条主要是对运行环境提出的要求。 考虑到现在的制造技术，在保护设备安装在当地时，请放入开关柜、GIS汇流板或智能控制柜中。 柜内温度控制在-2570，相对湿度控制在90%以下。 释义、基本技术原则、26、分散保护配置原则：分散保护面向间隔，由几个单元装置构成，实现功能分布。 主单元可以设置在室内，辅助单元可以在当地设置(满足当地的设置条件)。 装置的光以太网接口多，发热问题明显的分散方案，将网络接口分散到主单元、子单元。 本规范规定了光以太网接口的数量多的母差保护、变压器保护可以采用色散。 影像，基本技术原则，27，非功率保护：非功率保护通过当地直接电缆跳转，并且信息通过主体智能终端传输给过程层GOOSE网络，并且通过测量设备传输给基站层MMS网络。 非电力保护和主机智能终端分开配置。基本技术原则、28、GOOSE网络、非功率保护、主机智能终端、电缆、断路器智能终端、断路器机构(推荐)、跳闸或非功率信号、电缆、范围、测温输出接点：闭锁调压起动风冷起动氮灭火、测量装置、MMS1网络、MMS2网络、基本技术原则、29、 3/2配线非功率保护、中断器智能终端1、保护动作信号电缆、边断器智能终端1、中断器智能终端2、边断器智能终端2、线路保护1、GOOSE网1、线路保护2、GOOSE网2、远程跳跃、远程跳跃、基本技术原则、30、4.13110kv以及以下电压电平采用保护测量仪一体化设备推荐110kV线路保护成套配置、保护测量仪一体型设备。 110kV变压器的功率保护应配置成双套，双套配置时，主、备份保护应一体化配置的主保护，各侧备份保护分别配置时，备份保护最好与测量装置一体化。 220kV保护双工配置与控制双工配置的问题有关，因此是否采用控制一体化设备尚不统一。 释义、基本技术原则、31、4.14智能变电站应利用网络技术将保护信息传送到站控制阶段，综合开关位移动作信息、保护装置和相关设备、故障记录等数据和变电站监控信息，最终实现变电站故障信息综合分析决策。 智能变电站技术导则 4.e ) :应建立站点内的全景数据统一信息平台，进行各子系统的统一数据标准化访问和调度等其他系统的标准化交互。 本条本质是子站的要求，将故障信息系统子站整合到监控系统中，对安全分区有一定的影响。 释义、基本技术原则、32、与通常保护的区别(总结):220kV母连(段)保护双重化配置、3/2配线断路器保护双重化配置。 过电压和跳远定位判别功能应集成线路保护装置。 短导线保护功能可以集成到边缘断路器保护中，也可以独立设置。 母线保护和变压器保护可采用分布式保护。释义、33、主要内容、标准概况基本技术原则的典型实施例1、500kV站(3/2接线) 2、220kV站(双母线) 3、110kV站(单母线段)、34、实施例-3/2接线线路保护、图B-1线路保护的单一技术实施例、线路保护的启动不良、 再接通器的启动、断路器的位置：测量、故障记录等，测量、故障记录等35，实施方式-3/2配线侧断路器保护，故障保护跳闸相邻断路器及远跳闸门，断路器位置：测量、履历等，图-2配线侧断路器保护单组技术实施方式，在再接通需要同步的情况下，该连接、测量、履历等36， 实施方式-3/2配线侧断路器保护，图-3配线侧断路器保护单组件技术实施方式，测量、履历等故障保护跳跃相邻断路器和远跳刀门，断路器的位置：测量控制、事故记录等37，实施方式-3/2配线短引线，图B-4短引线保护单组件技术实施方式，起动故障、 关闭再接通刀门、断路器的位置：测量控制、事故记录等刀门的位置通过边开关智能终端引导、测量控制、事故记录等38个，实施方式- 500 kv主变MU和智能终端图B-5500kV主变合并单元，智能终端配置图，39个，实施方式-500kV主变保护， 图B-6500kV主变保护的单个技术实施例，启动故障、故障连接切口、断路器位置：测量器、故障记录等，启动故障、故障解除电压关闭、故障连接切口、跳母连/级切口、断路器位置：测量器、故障记录等，40实施例-3/2接线母线保护，图B-73/2接线母线保护单组技术实施例， 启动不良、侧断路器为母扣脱扣器、断路器位置：测量控制、历史记录等测量控制、历史记录等，间隔多时为分散母线保护、41、实施方式-3/2接线高电阻保护、图B-83/2接线高电阻保护单组技术实施方式启动故障、启动跳跃、 闭合重投器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入器投入测定、履历书等，44，实施方式-220kV母线保护，图C-1220kV母线保护单元技术实施方式，刀片位置母连接位置， 222222222222222222222222222222222222222222222222222222222222222222 2故障、故障的连刀门、断路器的位置：测量控制、故障记录等刀门、断路器的位置：测量控制、故障记录等，图C-4220kV主变保护的单组技术实施方式，47，实施方式-220kV母连保护， 图C-5220kV母连保护的单组技术实施方式、故障门、断路器的位置：测量控制、故障记录等、测量控制、故障记录等48实施方式-110kV线路保护、图C-6110kV线路保护技术实施方式、测量、履历等49、实施方式-低压保护、图C-7低压保护技术实施方式、50、主要内容、 标准概况基本技术原则典型实