智能變電站繼電保護技術規範知識分享

智能變電站繼電保護技術規範知識分享

01-智能變電站繼電保護技術規範（Q/GDW 441-2010）

原文：4.1 本標準內容是在已頒發的標準、規範基礎上對智能變電站繼電保護所作的補充規定，與已頒發的標準、規範不一致之處以本標準為準。

釋義：本規範從指導工程應用的角度出發，對《智能變電站技術導則（Q/GDW 383-2009）》等相關規範繼電保護部分進行細化、補充和完善。

4.2 智能變電站繼電保護與站控層信息交互采用《變電站通信網絡和係統》（DL/T860）（IEC61850） 標準，跳合閘命令和聯閉鎖信息可通過直接電纜連接或GOOSE機製傳輸，電壓電流量可通過傳統互感器或電子式互感器采集。具體應用中采用的技術應遵循本標準中與之對應的部分。

1、繼電保護與站控層信息交互方式。

2、常規互感器和電子式互感器均可。

3、繼電保護裝置采用就地安裝方式時，宜采用常規互感器，應采用電纜跳閘。

4.3 繼電保護新技術應滿足“可靠性、選擇性、靈敏性、速動性”的要求，並提高保護的性能和智能化水平。繼電保護在功能實現上是統一的整體，需要一次設備、二次回路、通道、保護裝置之間的配合協調，發揮其整體性能。

繼電保護新技術的原則，後半句是方向性的。強調繼電保護不是單一的裝置而是一個係統。

4.4　220kV及以上電壓等級繼電保護係統應遵循雙重化配置原則，每套保護係統裝置功能獨立完備、安全可靠。雙重化配置的兩個過程層網絡應遵循完全獨立的原則。

強調雙重化的原則：獨立完備；基於獨立完備提出，任一套保護裝置不應跨接雙重化的兩個網絡，防止一套設備異常而導致兩個網絡異常。

4.5 按照國家標準GB/T 14285要求“除出口繼電器外，裝置內的任一元件損壞時，裝置不應誤動作跳閘”。智能化變電站中的電子式互感器的二次轉換器（A/D采樣回路）、合並單元（MU）、光纖連接、智能終端、過程層網絡交換機等設備內任一個元件損壞，除出口繼電器外，不應引起保護誤動作跳閘。

強調設備的可靠性。

4.6 保護裝置應不依賴於外部對時係統實現其保護功能。

防止由於外部時鍾的丟失或異常而導致保護退出或誤動。

保護采用點對點直接采樣，采樣同步不依賴於外部時鍾。

4.7 保護應直接采樣，對於單間隔的保護應直接跳閘，涉及多間隔的保護（母線保護）宜直接跳閘。對於涉及多間隔的保護（母線保護），如確有必要采用其他跳閘方式，相關設備應滿足保護對可靠性和快速性的要求。

同《智能變電站技術導則》6.6.c)條，重申直接采樣直接跳閘。

“直采直跳”原則是本規範的基本原則。括號內的母線保護不是列舉的意思，母線保護也必須遵循此原則。

4.8 繼電保護設備與本間隔智能終端之間通信應采用GOOSE點對點通信方式；繼電保護之間的聯閉鎖信息、失靈啟動等信息宜采用GOOSE網絡傳輸方式。

直跳方式的具體解釋。

繼電保護之間的聯閉鎖、失靈啟動等信息宜采用GOOSE網絡傳輸方式。

對快速性要求不高的保護采用網絡方式（經過交換機）跳閘。

本間隔采用點對點方式，跨間隔采用GOOSE網路方式。

4.9 在技術先進、運行可靠的前提下，可采用電子式互感器。

同《330kV～750kV智能變電站設計規範》4.3.c)條。

電子式互感器不是智能變電站的必備要素。繼電保護裝置采用就地安裝方式時，宜采用常規互感器，應采用電纜跳閘。

4.10 110kV及以上電壓等級的過程層SV網絡、過程層GOOSE網絡、站控層MMS網絡應完全獨立，繼電保護裝置接入不同網絡時，應采用相互獨立的數據接口控製器。

強調過程層網的可靠性\獨立性。

110kV及以上電壓等級的各網絡應相互獨立為了防止同一裝置接入不同網絡時，各網絡間相互幹擾，要求裝置內部各網絡的數據接口控製器也應完全獨立。

4.11 雙母線、單母線分段等接線型式（單斷路器）的線路、變壓器間隔采用電子式互感器時宜單獨配置三相ECVT。

各間隔配置獨立的三相ECVT，簡化了二次回路，提高了保護的可靠性,分散和就地的前提條件。

僅采用電子式互感器的間隔，推薦配置三相ECVT。

4.12 保護裝置宜獨立分散、就地安裝，其運行環境應滿足相關標準要求。

《智能變電站技術導則》6.6.b）：保護宜獨立分散、就地安裝。

就地安裝：在一次配電裝置場地內緊鄰被保護設備安裝。保護就地安裝對保護裝置本身和運行環境都有嚴格要求。本條主要是針對運行環境提出的要求。

4.13 110kV及以下電壓等級宜采用保護測控一體化設備。

110kV線路保護單套配置，推薦采用保護測控一體化設備。

110kV變壓器電量保護宜按雙套配置，雙套配置時應采用主、後備保護一體化配置；若主保護、各側後備保護分開配置時，後備保護宜與測控裝置一體化。

220kV保護雙重化配置，由於涉及到測控是否雙重化配置問題，是否采用測控一體化設備不統一規定。

4.14 智能變電站應利用網絡技術將保護信息上送至站控層，集成開關變位動作信息、保護裝置及相關設備、故障錄波等數據及變電站監控信息，最終實現變電站故障信息綜合分析決策。

《智能變電站技術導則》4 .e）：宜建立站內全景數據統一信息平台，供各子係統統一數據標準化規範化存取訪問以及和調度等其他係統進行標準化交互。

本條的實質是對子站的要求，將故障信息係統子站整合在監控係統中。

5.2 線路保護

a） 220kV及以上線路按雙重化配置保護裝置，每套保護包含完整的主、後備保護功能；

b） 線路過電壓及遠跳就地判別功能應集成在線路保護裝置中，站內其它裝置啟動遠跳經GOOSE網絡啟動。

c） 線路保護直接采樣，直接跳斷路器；經GOOSE網絡啟動斷路器失靈、重合閘。

過電壓及遠跳就地判別與線路保護一體化。

5.3 變壓器保護

a） 220kV及以上變壓器電量保護按雙重化配置，每套保護包含完整的主、後備保護功能；變壓器各側及公共繞組的MU均按雙重化配置，中性點電流、間隙電流並入相應側MU；

b） 110kV變壓器電量保護宜按雙套配置，雙套配置時應采用主、後備保護一體化配置；若主、後備保護分開配置，後備保護宜與測控裝置一體化。變壓器各側MU按雙套配置，中性點電流、間隙電流並入相應側MU；

110kV變壓器雙套配置，MU雙套；

中性點電流、間隙電流並入相應側MU。

5.3 變壓器保護

c） 變壓器保護直接采樣，直接跳各側斷路器；變壓器保護跳母聯、分段斷路器及閉鎖備自投、啟動失靈等可采用GOOSE網絡傳輸。變壓器保護可通過GOOSE網絡接收失靈保護跳閘命令，並實現失靈跳變壓器各側斷路器；

d） 變壓器非電量保護采用就地直接電纜跳閘，信息通過本體智能終端上送過程層GOOSE網；

e） 變壓器保護可采用分布式保護。分布式保護由主單元和若幹個子單元組成，子單元不應跨電壓等級。

分布式保護布置原則：

1、分布式保護是麵向間隔，由若幹單元裝置組成，功能分布實現。

2、主單元可安裝於室內，子單元就地安裝（滿足就地安裝條件）。

3、裝置光以太網接口較多，發熱問題較突出；分布式方案將網絡接口分散到主、子單元中。

4、本規範規定光以太網接口數量較多的母差保護、變壓器保護可采用分布式。

5.4 母線保護

a） 220kV及以上電壓等級母線按雙重化配置母線保護；

b） 母線保護直接采樣、直接跳閘，當接入元件數較多時，可采用分布式母線保護。

5.5 高壓並聯電抗器保護

a） 高壓並聯電抗器電量保護按雙重化配置，每套保護包含完整的主、後備保護功能；

b） 高壓並聯電抗器配置獨立的電流互感器，主電抗器首端、末端電流互感器共用一個MU；

c） 高壓並聯電抗器非電量保護采用就地直接電纜跳閘，並通過相應斷路器的兩套智能終端發送GOOSE報文，實現遠跳。

5.6 3/2接線斷路器保護和短引線保護

a） 斷路器保護按斷路器雙重化配置，每套保護包含失靈保護及重合閘等功能；

b） 短引線保護可獨立設置，也可包含在邊斷路器保護內；

c） 斷路器保護跳本斷路器采用點對點直接跳閘；本斷路器失靈時，經GOOSE網絡通過相鄰斷路器保護或母線保護跳相鄰斷路器。

斷路器雙重化配置；滿足過程層網絡雙重化，完全獨立，一套保護不跨接兩個網。

短引線可包含在斷路器保護內；

5.8 66kV、35kV及以下間隔保護

a） 采用保護測控一體化設備，按間隔單套配置；

b） 當采用開關櫃方式時，保護裝置安裝於開關櫃內，不宜使用電子式互感器；

c） 當使用電子式互感器時，每個間隔的保護、測控、智能終端、合並單元功能宜按間隔合並實現；

d） 跨間隔開關量信息交換可采用過程層GOOSE網絡傳輸。

保護裝置安裝於開關櫃內，不宜使用電子式互感器，必要性的問題；

保護、測控、智能終端、合並器一體化設計；

5.7 母聯（分段）保護

a） 220kV及以上母聯（分段）斷路器按雙重化配置母聯（分段）保護、合並單元、智能終端；

b） 母聯（分段）保護跳母聯（分段）斷路器采用點對點直接跳閘方式；母聯（分段）保護啟動母線失靈可采用GOOSE網絡傳輸。

斷路器雙重化配置；滿足過程層網絡雙重化，完全獨立，一套保護不跨接兩個網。

02-智能變電站繼電保護通用技術條件（Q/GDW 1808-2013）

標準作為國網公司係統內110（66）kV及以上電壓等級智能變電站數字采樣、GOOSE跳閘模式的線路保護、斷路器保護、短引線保護、母線保護、變壓器保護、高壓並聯電抗器保護、充電過流保護等保護裝置及相關設備（以下簡稱裝置）的基本性能和功能要求、信息交互原則、試驗方法、檢驗規則等的通用技術要求，與《IEC 61850工程繼電保護應用模型（Q/GDW 396-2012）》共同構成智能變電站繼電保護裝置的基礎標準。

標準在《智能變電站繼電保護技術規範（Q/GDW 441-2010）》的基礎上，結合《線路保護及輔助裝置標準化設計規範（Q/GDW 1161-2014）》和《變壓器、高壓並聯電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規範（Q/GDW 175-2013）》相關技術要求，本著“安全可靠、先進適用”的原則。

4.1 環境條件

4.1.1 正常工作大氣條件

a） 環境溫度：

1）戶內：-10℃～+55℃；

2）戶外：-25℃～+70℃（有溫度調節設備），-40℃～+85℃（無溫度調節設備，需經技術經濟論證）。

4.2.2 交流回路

a） 保護交流額定電流數字量為：采樣值通信規約為GB/T 20840.8（IEC 60044-8）時，額定值為01CFH或00E7H；采樣值規約為DL/T 860.92（IEC 61850-9-2）時，0x01表示1mA；

b） 交流額定電壓數字量為：采樣值通信規約為GB/T 20840.8時，額定值為2D41H；采樣值規約為DL/T 860.92時，0x01表示10mV；

4.5 總體要求

4.5.4  電子式互感器的采集單元（A/D采樣回路）、合並單元（MU）、保護裝置、光纖連接、智能終端、過程層網絡交換機等設備任一元件損壞時應告警，除出口繼電器外，不應引起保護誤動作跳閘。

4.5.5保護裝置應采用兩路不同的A/D采樣數據，當某路數據無效時，保護裝置應告警、合理保留或退出相關保護功能。當雙A/D數據之一異常時，保護裝置應采取措施，防止保護誤動作。

4.5.6  MU、保護裝置的A/D采樣環節應有抗頻率混疊處理措施。

4.5.9 裝置宜具備光纖接口光強監視及報警功能，實時監視光纖接口接收到光信號強度。

4.5.13 裝置應提供反映本身健康狀態的信息，包括工作環境、硬件工作狀況、軟件運行狀況、通信狀況（包括內部通信狀況和設備間的通信狀況）等。

4.6 保護裝置技術要求

4.6.2  保護裝置應自動補償采樣延時，當采樣延時異常時，應發報警信息、閉鎖采自不同MU且有采樣同步要求的保護。保護裝置采樣輸入接口數據的采樣頻率宜為4kHz。

4.6.3 保護裝置應監視MU采樣值發送間隔離散值，當超出保護裝置允許範圍時，應報警、閉鎖相關保護功能。

4.6.4 保護裝置應按MU設置“SV接收”軟壓板。當保護裝置檢修壓板和MU上送的檢修數據品質位不一致時，保護裝置應報警並閉鎖相關保護；“SV接收”壓板退出後，相應采樣值顯示為0，不應發SV品質報警信息。

4.6.5 保護裝置應具有更改GOOSE和SV軟壓板描述功能。

4.6.8保護裝置應能通過不同輸入虛端子對電流極性進行調整。

4.6.11 除遠方操作壓板和檢修壓板采用硬壓板外，其他壓板應采用軟壓板；裝置應保存軟壓板投退狀態，並掉電不丟失，可查看或通過通信上送。

4.6.16 保護裝置檢修壓板投入時，上送帶品質位信息，保護裝置應有明顯顯示（麵板指示燈或界麵顯示）。參數、配置文件僅在檢修壓板投入時才可下裝。

4.6.17 宜簡化保護裝置之間、保護裝置和智能終端之間的GOOSE軟壓板，保護裝置應在發送端設GOOSE出口軟壓板；除雙母線和單母線接線啟動失靈/失靈聯跳開入軟壓板外，接收端不設相應GOOSE開入軟壓板。

4.6.21采用GOOSE服務傳輸溫度等模擬量信號時，發送裝置應設置變化量門檻，避免模擬量信號頻繁變化。

4.7 主要技術指標

4.7.1 保護動作時間

a） 線路縱聯保護裝置動作時間不大於30ms（不包括縱聯通道時間）。

b） 母差保護裝置動作時間不大於20ms（大於2倍整定值）。

c） 變壓器保護裝置差動速斷動作時間不大於20ms（大於2倍整定值），比率差動動作時間不大於30ms（大於2倍整定值）。

d） 保護整組動作時間T（ms），如式（1）所示。

T=tsm+tt1+tp+tt2+tst (1)  式中：

tsm——采樣延時,ms；

tt1——MU到保護傳輸時間，ms；

tp——保護裝置動作時間，ms；

tt2——保護到智能終端傳輸時間，ms；

tst——智能終端動作時間，ms。

4.8 對相關設備的要求

4.8.1 對電子式互感器的要求

4.8.2 對MU的要求

e）當MU接收到時鍾信號從無到有，導致MU接收到的時鍾信號發生跳變時，按圖1時序處理，在收到2個等秒的脈衝信號後，在第3-4個秒脈衝間隔內將采樣點偏差補償，並在第4個秒脈衝沿將樣本計數器清零、將采樣數據置同步標誌。

f）MU應實現采集器間的采樣同步功能，采樣同步誤差應不大於±1μs。外部同步時鍾信號消失後，至少應滿足10min內4μs同步精度要求。

g）按間隔配置的MU應接收來自本間隔電流互感器的電流信號，若本間隔有電壓互感器，還應接入間隔電壓信號；若本間隔二次設備需接入母線電壓，還應級聯接入來自母線電壓MU的母線電壓信號。

h）雙母線接線電壓切換功能，應由各間隔MU實現。當Ⅰ母刀閘和Ⅱ母刀閘均在分位時，電壓數值為零，數據有效。

i）接入兩段及以上母線電壓的母線電壓MU，電壓並列功能宜由母線電壓MU實現；通過GOOSE網絡或硬接點開入獲取母聯（分段）斷路器、刀閘位置信息，實現電壓並列功能。

4.8.3 對智能終端的要求

4.9 時間同步

a） 變電站應配置一套時間同步係統，宜采用主備方式的

時間同步係統，以提高時間同步係統的可靠性。

b）保護裝置、MU和智能終端均應能接收IRIG-B碼同步對時信號，保護裝置、智能終端的對時精度誤差應不大於±1ms，MU的對時精度應不大於±1μs。

c） 保護裝置應具備上送時鍾當時值的功能。

d）裝置時鍾同步信號異常後，應發告警信號。

e） 采用光纖IRIG-B碼對時方式時，宜采用ST接口；采用電IRIG-B碼對時方式時，采用直流B碼，通信介質為屏蔽雙絞線。