智能变电站继电保护技术规范

0国家电力调度通信中心2021年3月河南郑州1主要内容2编制目的国调中心各网、省调继电保护专业国网继电保护专家组成员智能变电站继电保护工作组成员组织总结分析智能变电站运行经验讨论智能变电站继电保护及相关设备配置要求讨论智能变电站继电保护及相关设备实施方案形成目的3编制的主要原那么细化、补充和完善从指导工程应用的角度继电保护在功能上是统一的整体，需要一次设备、二次回路、通道、保护装置之间的配合协调，发挥其整体性能。依据可靠性、选择性、灵敏性、速动性遵循继电保护的性能和智能化水平提高实现结构和内容目次前言正文附录附录A、B、C、D适用范围5规定了110kV〔66kV〕及以上电压等级

新建、改〔扩〕建智能变电站适用于智能变电站继电保护及相关设备可采用

全部或相应局部说明不包括

特高压变电站突出重点内容67主要内容4.1本标准内容是在已颁发的标准、标准根底上对智能变电站继电保护所作的补充规定，与已颁发的标准、标准不一致之处以本标准为准。释义释义1、本间隔采用GOOSE点对点跳合闸，跨间隔采用GOOSE网路跳闸。2、常规互感器和电子式互感器均可。3、继电保护装置采用就地安装方式时，宜采用常规互感器，应采用电缆跳闸。释义4.4220kV及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化配置原那么，每套保护系统装置功能独立完备、平安可靠。双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原那么。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那么特别说明母联保护3/2接线断路器保护12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〕。合并单元1智能终端1保护1某间隔合并单元2智能终端2保护2示意图13过程层网络按电压等级组网。双重化配置的保护及过程层设备，第一套接入过程层A网，第二套接入过程层B网。为防止相互干扰，两网之间应完全独立。合并单元1智能终端1保护1220kV

SV交换机1220kV

GOOSE交换机1合并单元2智能终端2保护2220kV

SV交换机2220kV

GOOSE交换机2举例4.5按照国家标准GB/T14285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。释义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。15164.6保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。释义保护采用点对点直接采样，采样同步不依赖于外部时钟。保护装置接入外部对时信号，但对时信息不参与逻辑运算。184.7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。释义193.直接采样：智能电子设备间不经过以太网交换机以SV点对点连接方式直接进行采样值传输。合并单元保护1保护2…SV光纤点对点示意图204.直接跳闸:保护设备与本间隔智能终端之间不经过以太网交换机以GOOSE点对点连接方式直接进行跳合闸信号的传输。智能终端保护1保护2GOOSE光纤点对点示意图214.8继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应采用GOOSE点对点通信方式；继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。释义继电保护之间的联闭锁、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。对快速性要求不高的保护采用网络方式〔经过交换机〕跳闸。例如：3/2接线的边断路器失灵保护跳相邻断路器通过GOOSE网络接入母线保护和中断路器智能终端跳相关断路器。断路器位置接点经点对点和网络传输，本间隔采用点对点方式，间隔间采用GOOSE网路方式。22同?330kV～750kV智能变电站设计标准?4.3.c)条。电子式互感器不是智能变电站的必备要素。继电保护装置采用就地安装方式时，宜采用常规互感器，应采用电缆跳闸。释义234.10110kV及以上电压等级的过程层SV网络、过程层GOOSE网络、站控层MMS网络应完全独立，继电保护装置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。110kV及以上电压等级的各网络应相互独立。为了防止同一装置接入不同网络时，各网络间相互干扰，要求装置内部各网络的数据接口控制器也应完全独立。释义244.11双母线、单母线分段等接线型式〔单断路器〕的线路、变压器间隔采用电子式互感器时宜单独配置三相ECVT。各间隔配置独立的三相ECVT，简化了二次回路，提高了保护的可靠性。仅采用电子式互感器的间隔，推荐配置三相ECVT。释义254.12保护装置宜独立分散、就地安装，其运行环境应满足相关标准要求。释义26分布式保护布置原那么：分布式保护是面向间隔，由假设干单元装置组成，功能分布实现。主单元可安装于室内，子单元就地安装〔满足就地安装条件〕。装置光以太网接口较多，发热问题较突出；分布式方案将网络接口分散到主、子单元中。本标准规定光以太网接口数量较多的母差保护、变压器保护可采用分布式。主单元子单元1子单元2…点对点直连示意图27非电量保护：非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送至过程层GOOSE网络，再经测控装置上送至站控层MMS网络。非电量保护和本体智能终端分别配置。28GOOSE网络非电量保护本体智能终端电缆断路器

智能终端断路器机构

〔推荐〕跳闸非电量信号，电缆测控装置MMS1网络MMS2网络293/2接线，线路高抗非电量保护实现远跳方案非电量保护中断路器

智能终端1保护动作信号

电缆边断路器

智能终端1中断路器

智能终端2边断路器

智能终端2线路保护1GOOSE网1线路保护2GOOSE网2远跳远跳304.13110kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。110kV线路保护单套配置，推荐采用保护测控一体化设备。110kV变压器电量保护宜按双套配置，双套配置时应采用主、后备保护一体化配置；假设主保护、各侧后备保护分开配置时，后备保护宜与测控装置一体化。220kV保护双重化配置，由于涉及到测控是否双重化配置问题，是否采用测控一体化设备不统一规定。释义31释义32与常规保护保护区别〔总结〕：220kV母联〔分段〕保护双重化配置、3/2接线断路器保护双重化配置。过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中。短引线保护功能可集成在边断路器保护中，也可独立独立设置。母线保护和变压器保护可采用分布式保护。释义33主要内容实施方案-----3/2接线线路保护34线路保护启动失灵、启动重合闸刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”测控、故录等实施方案-----3/2接线边断路器保护35失灵保护跳相邻断路器及远跳刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”重合闸需要检同期时有此连线测控、故录等实施方案-----3/2接线中断路器保护36测控、故录等失灵保护跳相邻断路器及远跳刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”实施方案-----3/2接线短引线37启动失灵、闭锁重合闸刀闸、断路器位置：测控、故录等刀闸位置经边开关智能终端引接测控、故录等本间隔“直采直跳”实施方案—--500kV主变MU和智能终端38图B-5

500kV主变合并单元、智能终端配置图电流MU按开关配低压侧配一个电流MU公共绕组MU独立配实施方案-----500kV主变保护39启动失灵、失灵联跳刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”启动失灵、解除失灵电压闭锁、失灵联跳、跳母联/分段刀闸、断路器位置：测控、故录等非电量就地布置,电缆直跳实施方案-----3/2接线母线保护40启动失灵、边断路器经母差跳闸刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”测控、故录等间隔较多时可采用分布式母线保护实施方案-----3/2接线高抗保护41本间隔“直采直跳”首末端电流共用一个合并单元采用线路电压MU启动失灵、启动远跳、闭锁重合闸刀闸、断路器位置：测控、故录等测控、故录等42主要内容实施方案-----220kV线路保护43本间隔“直采直跳”重合闸检同期电压,点对点接入保护,由各保护切换测控、故录等手合检同期电压实施方案-----220kV母线保护44↑启动失灵（含母联）、主变解除失灵电压闭锁↓失灵联跳、闭锁重合闸直采直跳刀闸位置母联位置↑↓实施方案-----220kV主变MU和智能终端45图C-3

220kV主变合并单元、智能终端配置图各侧配置ECT实施方案-----220kV主变保护46启动失灵、失灵联跳刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”刀闸、断路器位置：测控、故录等实施方案-----220kV母联保护47启动失灵刀闸、断路器位置：测控、故录等本间隔“直采直跳”测控、故录等实施方案-----110kV线路保护48本间隔“直采直跳”重合闸检同期电压,点对点接入保护,由各保护切换测控、故录等手合检同期电压实施方案-----低压保护49常规CT,电缆跳闸常规PT间隔间联闭锁50主要内容实施方案-----110kV线路保护51本间隔“直采直跳”重合闸、手合检同期电压,点对点接入保护（测控）,由各保护（测控）切换故录等实施方案-----110kV主变保护52中低压侧GOOSE、MMS合一实施方案-----110kV分段保护53本间隔“直采直跳