电网继电保护配置选型原则.docx

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电网继电保护配置选型原则

Q/GDW15

湖北省电力公司企业标准

Q/GDW15008—2012

湖北电网继电保护配置选型原则

2012-6-6发布2012-6-16实施湖北省电力公司发布

目次

前言................................................................................II

1范围..............................................................................1

2规范性引用文件....................................................................1

3总则..............................................................................1

4继电保护选型规定..................................................................1

5继电保护配置原则..................................................................2

编制说明.......................................................................8

前言

本标准是为规范湖北电网继电保护配置选型原则而制定的。

制定本标准的目的是为指导湖北电网继电保护配置选型，以适应“大运行”的应用需求和智能电网

的发展需求。

本标准由湖北省电力公司标准化委员会提出。

本标准由湖北省电力公司科技信通部（智能电网办公室）归口。

本标准起草单位：

湖北省电力公司电力调度控制中心。

本标准2012年6月首次发布。

湖北电网继电保护配置选型原则

1范围

本标准规定了湖北电网继电保护配置选型原则。

智能变电站继电保护按Q/GDW441—2010和调继

〔2010〕21号文件的要求配置。

本标准适用于新建、扩建、技改工程中进入湖北电网运行的继电保护装置及专用仪器仪表。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。

凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T14285—2006继电保护和安全自动装置技术规程

DL/T553—1994220kV～500kV电力系统故障动态记录技术准则

DL/T559—2007220kV～500kV电网继电保护装置运行整定规程

DL/T584—20073kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程

DL/T587—2007微机继电保护装置运行管理规程

DL/T667—1999继电保护设备信息接口配套标准

DL/T995—2006继电保护和电网安全自动装置检验规程

Q/GDW161—2007线路保护及辅助装置标准化设计规范

Q/GDW175—2008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/GDW441—2010智能变电站继电保护技术规范调继〔2010〕21号关于印发智能变电站继电保护技术原则的通知

国家电网生〔2012〕352号国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）华中电网调〔2009〕156号华中电力系统继电保护技术原则与配置选型管理规定鄂电调继〔2007〕127号湖北电网微机型继电保护和安全自动装置软件管理规定

3总则

3.1为规范湖北电网220kV及以下继电保护装置、安全稳定控制装置、保护及故障信息管理子站系统、故障录波器及专用仪器仪表等（以下简称保护装置）的配置、选型，保证湖北电网的安全稳定运行，依据GB/T14285—2006、国家电网生〔2012〕352号等规程与文件要求，特制定本标准。

3.2在一次系统规划建设中，应充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置及整定难度的增加，为继电保护安全可靠运行创造良好条件。

3.3网调所辖保护装置的配置、选型按华中电网调〔2009〕156号文件执行。

4继电保护选型规定

4.1选型管理

4.1.1涉及电网安全、稳定运行的发、输、配及重要用电设备的保护装置应纳入电网统一规划、设计、运行、管理和技术监督。

4.1.2进入湖北电网的新型保护装置，必须通过湖北省电力公司的入网测试，并经省公司调度部门审查同意。

新型保护装置在湖北电网挂网试运行，应经省公司调度部门审查同意，报安监部门备案后方可入网。

4.1.3湖北电网对采购的保护装置进行招标或议标时，省公司继电保护专业管理部门须参加。

4.1.4接入湖北电网的各发电公司对采购的保护装置进行招标或议标时，若涉及影响系统安全的保护装置，须邀请相应调度部门参加。

4.1.5通过继电保护设备分析，加强对保护装置入网指导。

已进入湖北电网运行的保护装置，若装置自身存在较大缺陷、缺陷频发或因家族缺陷造成不正确动作的，要重新对该型号产品或厂家进行资质审查，并施行暂停入网。

4.2选型原则

4.2.1为确保对运行的保护装置进行及时维护、降低维护成本，湖北电网原则上不选用进口保护。

4.2.2为方便运行维护，保护装置的选型和组屏种类不宜过多。

无特殊要求，各单位管辖的保护装置尽可能做到设备型号、组屏相对统一。

4.2.3保护装置应满足GB/T14285—2006的要求，通信规约应统一或兼容，确保能够接入湖北电网故障信息处理系统。

4.2.4保护装置（含变压器非电量保护装置）须具备远程投、退保护功能压板以满足无人值班和调控中心的运行要求。

保护装置软压板与控制字（定值）须分开，远程投、退软压板与远程修改定值的开放须能够独立设定。

4.2.5220kV线路两侧保护（含收发信机）选型应一致，保护的软件版本应按照鄂电调继〔2007〕127号的要求执行。

4.2.6220kV及以上线路高频保护应具备远程交换信号功能。

5继电保护配置原则

5.1基本原则

5.1.1保护装置的技术条件应满足GB/T14285—2006要求。

5.1.2应根据电网结构、一次设备的接线方式，以及运行、检修和管理的实际效果，遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路”的原则进行保护配置。

5.1.3各发电公司（厂）应重视和完善与电网运行关系密切的保护选型、配置，在保证主设备安全的情况下，还必须满足电网安全运行的要求。

5.1.4继电保护设备配置和组屏必须满足继电保护有关规程、规定的要求。

5.1.520kV电压等级的电力设备（220kV旁路保护、变压器非电量保护除外）其继电保护必须按双重化配置，双重化配置应遵循GB/T14285—2006和国家电网生〔2012〕352号文件的要求：

a）双重化的两套保护应采用不同厂家和不同原理的产品。

每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。

两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护退出时不应影响另一套保护的运行；

b）两套主保护的电压回路应分别接入电压互感器的不同二次绕组。

电流回路应分别取自电流互感器互相独立的绕组，并合理分配电流互感器二次绕组，避免可能出现的保护死区。

分配接入保

护的互感器二次绕组时，还应特别注意避免运行中一套保护退出时可能出现的电流互感器内部故障死区问题；

c）两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段；

d）两套保护装置的跳闸回路应分别作用于断路器的两个跳闸线圈。

但当母差保护与失灵保护共用出口时，单套配置的断路器失灵保护及变压器非电量保护动作后应同时作用于断路器的两个跳闸线圈；

e）两套保护装置与其他保护、设备配合的回路应遵循相互独立的原则；

f）双重化配置的线路、变压器和单元制接线方式的发变组应使用主、后一体化的保护装置；对非单元制接线或特殊接线方式的发变组则应根据主设备的一次接线方式，按双重化的要求进行保护配置；

g）线路纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等）、远方跳闸及就地判别装置应遵循相互独立的原则按双重化配置。

5.2线路保护配置原则

5.2.1220kV线路保护应按双重化配置，每套保护均具有完整的主、后备保护。

5.2.2每套220kV线路保护应具备重合闸功能，根据需要可实现单重、三重、综合重合闸及重合闸停用方式。

5.2.3220kV电缆线路、220kV电缆与架空混合线路的线路保护同时应配有过负荷报警功能。

5.2.4有220kV旁路开关的变电站，220kV线路保护的配置应考虑与旁路保护相配合。

5.2.5优先采用光纤通道作为纵联保护的通道方式，传输保护信息的通道设备应满足传输时间、安全性和可依赖性的要求。

光纤线路保护通道可采用专用光纤芯或2Mb/s接口方式的复用光纤通道。

5.2.6以下情况，220kV线路应配置双套光纤分相电流差动保护：

a）220kV同杆并架双回线；

b）220kV电缆线路；

c）220kV电缆与架空混合线路。

5.2.7以下情况，220kV线路应至少配置一套光纤分相电流差动保护：

a）对在N-1方式下，有可能出现一侧弱电源或无电源的220kV线路；b）220kV单母线接线变电站的220kV线路；

c）220kV双母线接线变电站的220kV线路，当其两套主保护合用电压互感器的同一组二次绕组时；d）50km以下的220kV线路；

e）非同杆并架或仅有部分同杆双回线，未敷设光纤通道线路的一套纵联保护可采用另一回线路的光纤通道，另一套纵联保护应采用电力载波通道。

5.2.8220kV线路保护通道的选取原则：

a）220kV线路保护配置两套光纤分相电流差动保护时，两套光纤保护应采用不同路由的光纤通道；

b）对只有一路光纤通道的220kV线路，一套主保护配置光纤分相电流差动保护，另一套主保护配置高频保护；

c）采用相地耦合载波通道的220kV线路双高频通道保护，一套采用专用加工相，另一套与通信复用通道，均采用专用收发信机；

d）在满足要求的前提下，高频保护专用收发信机与线路保护宜选用同一厂家产品。

5.2.9220kV线路光纤保护通道及通信设备要求：

a）新、改建220kV线路应全线敷设OPGW；

b）220kV光纤线路保护若采用迂回通道，通道的收发时延应相同。

原则上迂回结点不宜超过5个，传输线路纵联保护信息的数字式通道传输时间应不大于12ms；点对点的数字式通道传输时间应不大于5ms；

c）一回线路的两套纵联保护均复用通信专业光端机时，应通过两套独立的光通信设备传输。

每套光通信设备可按最多传送8套线路保护信息考虑。

5.3220kV旁路保护配置原则

5.3.1220kV旁路保护宜按单套配置，220kV旁路保护配置完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能的全线速动微机保护并具有完整的后备保护。

5.3.2220kV旁路保护应具备重合闸功能，根据需要可实现单重、三重、禁止重合闸及重合闸停用方式。

5.3.3220kV旁路保护宜配有过负荷报警功能。

5.3.4同一厂站220kV线路保护与旁路保护在选型时应保持一致。

5.4110kV线路（旁路）保护配置原则

5.4.1每回110kV线路（旁路）应配置单套微机保护。

5.4.2220kV新建、改造变电站110kV线路保护应具有双跳闸回路。

5.4.3110kV线路（旁路）保护应具备重合闸功能，根据需要可实现重合闸投入及重合闸停用方式。

5.4.4110kV线路（旁路）保护应配有包含过负荷报警功能在内的完整后备保护。

5.4.5配有纵联保护的110kV线路，其两侧保护的配置与选型应相互对应，保护的软件版本与硬件应完全一致。

5.4.6以下情况，110kV线路应配置一套含主保护和完整的后备保护的光纤分相电流差动保护：

a）电厂联络线、110kV环网线（含平行双回线）；

b）对超短、有稳定要求的线路或采用全线速动保护后，能够改善整个电网保护的性能时；c）对具备光纤通道条件的220kV变电站110kV出线。

5.510（35）kV线路保护配置原则

5.5.110（35）kV线路保护应采用数字式保护、测控合一装置，装置能满足就地开关柜上分散安装的要求，也能组屏安装。

5.5.2对于中性点不接地系统，10（35）kV系统线路保护应配置三段式相间电流保护。

5.5.3对于中性点经低电阻接地的10（35）kV系统线路保护还应配置两段零序电流保护，一般应加装独立的零序电流互感器，也可用三相电流互感器组成零序电流滤过器，视接地电阻阻值、接地电流和整定值大小而定。

5.5.410（35）kV线路保护应含有三相一次重合闸功能、过负荷告警和低周减载等功能。

5.5.5以下情况，35kV线路应配置距离保护：

a）线路长度小于3km的短线路；

b）大容量的变压器（单台容量大于12.5MVA）的35kV线路；c）新建220kV变电站的35kV出线。

5.6母线（含断路器失灵）保护配置原则

5.6.1220kV母线保护（含断路器失灵）配置原则：

a）220kV母线应配置双套母线保护。

b）220kV母差保护中应包含断路器失灵保护、母联（分段）失灵保护、母联（分段）死区保护。

c）220kV母线和失灵保护均应设有电压闭锁元件，母联开关及分段开关不经电压闭锁。

电压闭锁可由软件实现，而不配置单独的复合电压闭锁装置。

d）220kV母差保护须具备220kV母差保护动作且主变220kV开关失灵时，启动跳主变各侧的功能。

5.6.2110kV及以下母线（含断路器失灵）保护配置原则：

a）220kV发电厂、变电站的110kV母线、有稳定要求的110kV变电站的110kV母线应按单套配置110kV母线保护。

b）220kV变电站的110kV断路器应配置失灵保护，其功能由110kV母线保护实现。

c）220kV变电站的110kV母差保护须具备110kV母差保护动作且主变110kV开关失灵时，启动跳主变各侧的功能。

d）110kV电力网如系统需要，可装设一套断路器失灵保护。

e）110kV发电厂110kV母线应装设专用的母线保护。

f）110kV变电站110kV为双母线应装设专用的母线保护。

5.7变压器保护配置原则

5.7.1电压在10kV以上、容量在10MVA及以上的变压器，应配置纵差保护。

对于电压为10kV的重要变压器，当电流速断保护灵敏度不符合要求时也应配置纵差保护。

5.7.2220kV变压器的电气量保护必须双重化配置，双重化配置的保护应采用不同厂家、不同原理、独立的能反映各种类型故障的微机保护；每套保护均具有完整的后备保护。

220kV主变压器非电量保护按单套配置。

5.7.3220kV主变应配置启动失灵保护。

若变电站内已有两套带电流判据的220kV母差保护，且全站启动失灵均为一一对应，可不需配置独立的启动失灵保护。

5.7.4220kV母差保护动作跳主变220kV侧开关时，主变开关失灵联跳各侧应由主变电气量保护实现。

变压器保护220kV侧与110kV侧“变压器失灵联跳各侧”开入端子应各自独立。

变压器保护在接收到“变压器开关失灵联跳各侧”接点后经灵敏的、不需整定的电流元件并带50ms延时跳变压器各侧断路器。

5.7.5110kV主变压器微机保护可按主、后分开单套配置，主保护与后备保护应引自不同的电流互感器二次绕组。

或采用主后一体双套配置，每套保护分别引自不同的电流感器二次绕组。

非电量保护独立配置。

5.7.6110kV变压器应配置独立的非电量保护。

对于主后一体的变压器保护，可将非电量保护集成到变压器保护中。

5.8发变组保护配置原则

5.8.1应按GB/T14285—2006配置发电机、励磁机、升压变及相关设备的主保护、后备保护、异常保护（含非电量保护）。

5.8.21MW以上的发电机，应装设纵联差动保护。

5.8.3对100MW以下的发电机变压器组，当发电机与变压器之间有断路器时，发电机与变压器应分别装设单独的纵联差动保护。

5.8.4对100MW及以上发电机变压器组，保护应按双重化配置，并采用不同厂家、能独立反映各种类型故障的主、后一体化保护装置。

5.8.5对于600MW级及以上发电机组，其非电气量保护应根据主设备配套情况进行配置，有条件的也可进行双重化配置。

5.9断路器保护配置原则

5.9.1220kV和110kV母联、分段断路器应配置独立的断路器保护装置。

5.9.2220kV及以上电压等级的断路器均应配置断路器本体的三相位置不一致保护。

5.9.3220kV及以下断路器保护装置应具备充电过流保护，充电过流保护应具有两段过流和一段零序过流功能。

充电过流保护应分别经不同出口压板跳闸。

如确需配置断路器三相位置不一致保护，则该保护出口与充电过流保护应采用不同出口接点及压板。

5.9.410（35）kV母联（分段）保护配置原则保护采用保护、测控一体化装置，三相操作插件应含在装置内。

5.9.510（35）kV母联（分段）保护配置两段过电流保护，每段电流和时间定值可分别整定。

作为母线充电保护，并兼作新线路投运时的辅助保护。

5.10操作箱配置原则

5.10.1操作箱随断路器配置，分相断路器应配置一套分相操作箱，三相断路器应配置一套三相操作箱，操作箱配置在其保护屏内。

5.10.2220kV线路、主变应配置两套电压切换装置（其中一套可采用操作箱的电压切换回路），分别配置在两套保护屏内。

5.1110（35）kV电容器保护配置原则

5.11.110（35）kV电容器采用保护、测控一体化装置，三相操作插件应含在装置内。

5.11.2不接地系统配置微机三段式相间电流保护，配置过电压、低电压及放电线圈开口三角零序电压保护（中性点不平衡电流保护、差压保护）等。

5.11.3低电阻接地系统还应配置零序电流保护。

5.1210（35）kV电抗器保护配置原则

5.12.1采用保护、测控一体化装置，三相操作插件应含在装置内。

5.12.2保护应配置两段式相间电流保护，配置零序电流保护、非电量保护及过负荷告警功能。

5.1310（35）kV接地变保护配置原则

5.13.1采用保护、测控一体化装置，三相操作插件应含在装置内。

5.13.2保护应配置三段式相间电流保护，配置零序电流保护、非电量保护等。

5.13.3零序过流保护应采用接地变中性点回路中的零序电流互感器。

5.14故障录波器配置原则

5.14.1110kV及以上发电厂、220kV及以上变电站和110kV重要变电站（如水电、风电、生物质能、电铁等通过110kV线路接入、对重要用户供电、联络变或可通过倒换接带其它供电区负荷的110kV变电站）应装设专用故障录波器。

5.14.2220kV厂、站应按电压等级配置独立的线路故障录波器。

电厂110kV系统及220kV变电站的

110kV系统按单套配置。

5.14.3每台220kV主变压器应装设一套专用故障录波器。

变压器三侧电气量、开关量应接入同一台故障录波器。

5.14.4单机容量为200MW及以上的发电机或发电机变压器组应装设专用故障录波器。

同一单元的发电机、变压器的电气量、开关量应接入同一台故障录波器。

5.14.5所选用的微机故障录波器要性能稳定、运行可靠，能够录取厂、站220（110）V直流母线电压，并具备动态录波功能，技术条件应满足电力行业有关标准并通过湖北省电力公司的入网测试。

5.14.6微机故障录波器数据格式与通信规约要开放透明，便于与继电保护信息管理系统、故障录波系统和变电站综合自动化系统接口，并有完善的分析功能。

5.14.7每套220kV线路故障录波器的录波量宜为64路模拟量和128路开关量。

5.15保护及故障信息管理子站系统配置原则

5.15.1220kV厂站、110kV变电站应配置一套保护及故障录波信息管理子站系统，优先采用嵌入式子站，保护及故障信息管理子站系统设置独立的保护专网。

5.15.2子站应能与各继电保护装置和故障录波装置进行数据通信，收集各继电保护装置及故障录波装置的动作信息、运行状态信息。

5.16安全稳定控制装置配置原则

5.16.1为保证电力系统在发生故障情况下的稳定运行，应依据DL755及DL/T723标准的规定，在系统中根据电网结构、运行特点及实际条件配置防止暂态稳定破坏的控制装置。

5.16.2稳定控制装置应根据实际需要进行配置，优先采用就地判据的分散式装置，根据电网需要，也可采用多个厂站稳定控制装置及站间通道组成的分布式区域稳定控制系统，尽量避免采用过分庞大复杂的控制系统。

5.16.3稳定控制系统应采用模块化结构，以便于适应不同的功能需要，并能适应电网发展的扩充要求。

5.16.4主要发电厂和大型枢纽变电站的稳控装置应按厂站双重化配置，一般变电站可单套配置。

对于仅在检修、临时或短过渡期等方式下才需要的稳控装置，可以采用单套配置。

稳控装置硬件应冗余配置，重要信息通道应采用双重化配置，主站之间双重化通道相互独立，不能因任一单元元件损坏导致装置不正确动作。

5.17继电保护仪器、仪表配置原则

5.17.1220kV及以上变电站如需调试载波通道应配置高频振荡器、选频表及高频通道综合测试仪。

220kV及以上变电站或集控站应配置一套至少可同时输出六路电流、六路电压的微机成套试验仪及试验线等工具。

5.17.2继电保护班组应至少配置以下仪器、仪表：

a）调压器、行灯变，指针式电压、电流表、万用表，数字式电压、电流表，钳形电流表，相位表，毫秒计，电桥等；500V、1000V及2500V兆欧表；可记忆示波器；载波通道测试所需的高频振荡器和选频表、无感电阻、可变衰耗器、高频通道综合测试仪、电流互感器综合测试仪等；微机保护成套试验仪；便携式录波器（波形记录）、模拟断路器。

b）如需调试纵联电流差动保护应配置：

GPS对时天线和选用可对时触发的微机保护成套试验仪。

c）如需要调试光纤纵联通道时应配置：

光源、光功率计、光万用表、误码仪、可变光衰耗器等仪

器。

d）如需调试智能化变电站保护装置应配置：

数字化保护成套试验仪、数字化变电站网络分析仪、光互感器校验仪（可由光互感器厂家配套提供）、小信号模拟装置等。

e）如需要调试微机稳定控制装置应配置充足的设备专用测试仪器