智能变电站继电保护技术规范知识分享

智能变电站继电保护技术规范知识分享

01-智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010）

原文：4.1 本标准内容是在已颁发的标准、规范基础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、规范不一致之处以本标准为准。

释义：本规范从指导工程应用的角度出发，对《智能变电站技术导则（Q/GDW 383-2009）》等相关规范继电保护部分进行细化、补充和完善。

4.2 智能变电站继电保护与站控层信息交互采用《变电站通信网络和系统》（DL/T860）（IEC61850） 标准，跳合闸命令和联闭锁信息可通过直接电缆连接或GOOSE机制传输，电压电流量可通过传统互感器或电子式互感器采集。具体应用中采用的技术应遵循本标准中与之对应的部分。

1、继电保护与站控层信息交互方式。

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。

4.3 继电保护新技术应满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”的要求，并提高保护的性能和智能化水平。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，发挥其整体性能。

继电保护新技术的原则，后半句是方向性的。强调继电保护不是单一的装置而是一个系统。

4.4　220kV及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化配置原则，每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠。双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则。

强调双重化的原则：独立完备；基于独立完备提出，任一套保护装置不应跨接双重化的两个网络，防止一套设备异常而导致两个网络异常。

4.5 按照国家标准GB/T 14285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。

强调设备的可靠性。

4.6 保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。

防止由于外部时钟的丢失或异常而导致保护退出或误动。

保护采用点对点直接采样，采样同步不依赖于外部时钟。

4.7 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。

同《智能变电站技术导则》6.6.c)条，重申直接采样直接跳闸。

“直采直跳”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此原则。

4.8 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。

直跳方式的具体解释。

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。

本间隔采用点对点方式，跨间隔采用GOOSE网路方式。

4.9 在技术先进、运行可靠的前提下，可采用电子式互感器。

同《330kV～750kV智能变电站设计规范》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。

4.10 110kV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。

强调过程层网的可靠性\独立性。

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。

4.11 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,分散和就地的前提条件。

仅采用电子式互感器的间隔，推荐配置三相ECVT。

4.12 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。

《智能变电站技术导则》6.6.b）：保护宜独立分散、就地安装。

就地安装：在一次配电装置场地内紧邻被保护设备安装。保护就地安装对保护装置本身和运行环境都有严格要求。本条主要是针对运行环境提出的要求。

4.13 110kV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；若主保护、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。

4.14 智能变电站应利用网络技术将保护信息上送至站控层，集成开关变位动作信息、保护装置及相关设备、故障录波等数据及变电站监控信息，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）：宜建立站内全景数据统一信息平台，供各子系统统一数据标准化规范化存取访问以及和调度等其他系统进行标准化交互。

本条的实质是对子站的要求，将故障信息系统子站整合在监控系统中。

5.2 线路保护

a） 220kV及以上线路按双重化配置保护装置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；

b） 线路过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中，站内其它装置启动远跳经GOOSE网络启动。

c） 线路保护直接采样，直接跳断路器；经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸。

过电压及远跳就地判别与线路保护一体化。

5.3 变压器保护

a） 220kV及以上变压器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；变压器各侧及公共绕组的MU均按双重化配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧MU；

b） 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；若主、后备保护分开配置，后备保护宜与测控装置一体化。变压器各侧MU按双套配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧MU；

110kV变压器双套配置，MU双套；

中性点电流、间隙电流并入相应侧MU。

5.3 变压器保护

c） 变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。变压器保护可通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器；

d） 变压器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过程层GOOSE网；

e） 变压器保护可采用分布式保护。分布式保护由主单元和若干个子单元组成，子单元不应跨电压等级。

分布式保护布置原则：

1、分布式保护是面向间隔，由若干单元装置组成，功能分布实现。

2、主单元可安装于室内，子单元就地安装（满足就地安装条件）。

3、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。

4、本规范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。

5.4 母线保护

a） 220kV及以上电压等级母线按双重化配置母线保护；

b） 母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件数较多时，可采用分布式母线保护。

5.5 高压并联电抗器保护

a） 高压并联电抗器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；

b） 高压并联电抗器配置独立的电流互感器，主电抗器首端、末端电流互感器共用一个MU；

c） 高压并联电抗器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，并通过相应断路器的两套智能终端发送GOOSE报文，实现远跳。

5.6 3/2接线断路器保护和短引线保护

a） 断路器保护按断路器双重化配置，每套保护包含失灵保护及重合闸等功能；

b） 短引线保护可独立设置，也可包含在边断路器保护内；

c） 断路器保护跳本断路器采用点对点直接跳闸；本断路器失灵时，经GOOSE网络通过相邻断路器保护或母线保护跳相邻断路器。

断路器双重化配置；满足过程层网络双重化，完全独立，一套保护不跨接两个网。

短引线可包含在断路器保护内；

5.8 66kV、35kV及以下间隔保护

a） 采用保护测控一体化设备，按间隔单套配置；

b） 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；

c） 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；

d） 跨间隔开关量信息交换可采用过程层GOOSE网络传输。

保护装置安装于开关柜内，不宜使用电子式互感器，必要性的问题；

保护、测控、智能终端、合并器一体化设计；

5.7 母联（分段）保护

a） 220kV及以上母联（分段）断路器按双重化配置母联（分段）保护、合并单元、智能终端；

b） 母联（分段）保护跳母联（分段）断路器采用点对点直接跳闸方式；母联（分段）保护启动母线失灵可采用GOOSE网络传输。

断路器双重化配置；满足过程层网络双重化，完全独立，一套保护不跨接两个网。

02-智能变电站继电保护通用技术条件（Q/GDW 1808-2013）

标准作为国网公司系统内110（66）kV及以上电压等级智能变电站数字采样、GOOSE跳闸模式的线路保护、断路器保护、短引线保护、母线保护、变压器保护、高压并联电抗器保护、充电过流保护等保护装置及相关设备（以下简称装置）的基本性能和功能要求、信息交互原则、试验方法、检验规则等的通用技术要求，与《IEC 61850工程继电保护应用模型（Q/GDW 396-2012）》共同构成智能变电站继电保护装置的基础标准。

标准在《智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010）》的基础上，结合《线路保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW 1161-2014）》和《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/GDW 175-2013）》相关技术要求，本着“安全可靠、先进适用”的原则。

4.1 环境条件

4.1.1 正常工作大气条件

a） 环境温度：

1）户内：-10℃～+55℃；

2）户外：-25℃～+70℃（有温度调节设备），-40℃～+85℃（无温度调节设备，需经技术经济论证）。

4.2.2 交流回路

a） 保护交流额定电流数字量为：采样值通信规约为GB/T 20840.8（IEC 60044-8）时，额定值为01CFH或00E7H；采样值规约为DL/T 860.92（IEC 61850-9-2）时，0x01表示1mA；

b） 交流额定电压数字量为：采样值通信规约为GB/T 20840.8时，额定值为2D41H；采样值规约为DL/T 860.92时，0x01表示10mV；

4.5 总体要求

4.5.4  电子式互感器的采集单元（A/D采样回路）、合并单元（MU）、保护装置、光纤连接、智能终端、过程层网络交换机等设备任一元件损坏时应告警，除出口继电器外，不应引起保护误动作跳闸。

4.5.5保护装置应采用两路不同的A/D采样数据，当某路数据无效时，保护装置应告警、合理保留或退出相关保护功能。当双A/D数据之一异常时，保护装置应采取措施，防止保护误动作。

4.5.6  MU、保护装置的A/D采样环节应有抗频率混叠处理措施。

4.5.9 装置宜具备光纤接口光强监视及报警功能，实时监视光纤接口接收到光信号强度。

4.5.13 装置应提供反映本身健康状态的信息，包括工作环境、硬件工作状况、软件运行状况、通信状况（包括内部通信状况和设备间的通信状况）等。

4.6 保护装置技术要求

4.6.2  保护装置应自动补偿采样延时，当采样延时异常时，应发报警信息、闭锁采自不同MU且有采样同步要求的保护。保护装置采样输入接口数据的采样频率宜为4kHz。

4.6.3 保护装置应监视MU采样值发送间隔离散值，当超出保护装置允许范围时，应报警、闭锁相关保护功能。

4.6.4 保护装置应按MU设置“SV接收”软压板。当保护装置检修压板和MU上送的检修数据品质位不一致时，保护装置应报警并闭锁相关保护；“SV接收”压板退出后，相应采样值显示为0，不应发SV品质报警信息。

4.6.5 保护装置应具有更改GOOSE和SV软压板描述功能。

4.6.8保护装置应能通过不同输入虚端子对电流极性进行调整。

4.6.11 除远方操作压板和检修压板采用硬压板外，其他压板应采用软压板；装置应保存软压板投退状态，并掉电不丢失，可查看或通过通信上送。

4.6.16 保护装置检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯或界面显示）。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装。

4.6.17 宜简化保护装置之间、保护装置和智能终端之间的GOOSE软压板，保护装置应在发送端设GOOSE出口软压板；除双母线和单母线接线启动失灵/失灵联跳开入软压板外，接收端不设相应GOOSE开入软压板。

4.6.21采用GOOSE服务传输温度等模拟量信号时，发送装置应设置变化量门槛，避免模拟量信号频繁变化。

4.7 主要技术指标

4.7.1 保护动作时间

a） 线路纵联保护装置动作时间不大于30ms（不包括纵联通道时间）。

b） 母差保护装置动作时间不大于20ms（大于2倍整定值）。

c） 变压器保护装置差动速断动作时间不大于20ms（大于2倍整定值），比率差动动作时间不大于30ms（大于2倍整定值）。

d） 保护整组动作时间T（ms），如式（1）所示。

T=tsm+tt1+tp+tt2+tst (1)  式中：

tsm——采样延时,ms；

tt1——MU到保护传输时间，ms；

tp——保护装置动作时间，ms；

tt2——保护到智能终端传输时间，ms；

tst——智能终端动作时间，ms。

4.8 对相关设备的要求

4.8.1 对电子式互感器的要求

4.8.2 对MU的要求

e）当MU接收到时钟信号从无到有，导致MU接收到的时钟信号发生跳变时，按图1时序处理，在收到2个等秒的脉冲信号后，在第3-4个秒脉冲间隔内将采样点偏差补偿，并在第4个秒脉冲沿将样本计数器清零、将采样数据置同步标志。

f）MU应实现采集器间的采样同步功能，采样同步误差应不大于±1μs。外部同步时钟信号消失后，至少应满足10min内4μs同步精度要求。

g）按间隔配置的MU应接收来自本间隔电流互感器的电流信号，若本间隔有电压互感器，还应接入间隔电压信号；若本间隔二次设备需接入母线电压，还应级联接入来自母线电压MU的母线电压信号。

h）双母线接线电压切换功能，应由各间隔MU实现。当Ⅰ母刀闸和Ⅱ母刀闸均在分位时，电压数值为零，数据有效。

i）接入两段及以上母线电压的母线电压MU，电压并列功能宜由母线电压MU实现；通过GOOSE网络或硬接点开入获取母联（分段）断路器、刀闸位置信息，实现电压并列功能。

4.8.3 对智能终端的要求

4.9 时间同步

a） 变电站应配置一套时间同步系统，宜采用主备方式的

时间同步系统，以提高时间同步系统的可靠性。

b）保护装置、MU和智能终端均应能接收IRIG-B码同步对时信号，保护装置、智能终端的对时精度误差应不大于±1ms，MU的对时精度应不大于±1μs。

c） 保护装置应具备上送时钟当时值的功能。

d）装置时钟同步信号异常后，应发告警信号。

e） 采用光纤IRIG-B码对时方式时，宜采用ST接口；采用电IRIG-B码对时方式时，采用直流B码，通信介质为屏蔽双绞线。