Q∕GDW 441-2010 智能变电站继电保护技术规范.pdf
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1、ICS 29.240 备案号CEC404-2010 Q/GDW 国家电网公司企业标准Q / GDW 441 -2010 智能变电站继电保护技术规范Technical Specifications of Protection for Smart Substation 2010一04-27发布2010-04-27实施国家电网公司发布Q / GDW 441一2010吕欠前言.1I 1 范围2 规范性引用文件.3 术语和定义.24 总则.45 继电保护及相关设备配置原则.46 继电保护装置及相关设备技术要求. .77 继电保护信息交互原则.8 继电保护就地化实施原则.12 附录A(规范性附录支持通道可
2、配置的扩展IEC60044-8协议帧格式.,.13附录B(资料性附录)3/2接线型式继电保护实施方案.25附录c(资料性附录)220kV及以上变电站双母线接线型式继电保护实施方案. .33附录D(资料性附录)110. (66) kV变电站实施方案编制说明.43:Q /.GDW 441 -2010 刚昌为加快建设坚强智能电网,提高智能变电站建设效率和效益,按照统一规划、统一标准、统一建设的原则,特制定智能变电站继电保护技术规范),以规范智能变电站继电保护应用。本标准编写格武和规则遵照GB/T1.1-2009 (标准化工作导则第l部分:标准的结构和编写的要求。本标准针对智能变电站的特点,重点规范了
3、继电保护配置原则、技术要求、信息交互原则以及电子式互感器、合并单元等相关设备配置原则及技术要求。飞本标准附录A为规范性附录,附录B、C、D为资料性附录。本标准由国家电力调度通信中心提出并负责解释。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准主要起草单位:国家电力调度通信中心、浙江电力调度通信中心、天津电力调度通信中心、华北电力调度通信中心、华中电力调度通信中心、华东电力调度通信中心、江苏电力设计院、浙江电力设计院、河南电力设计院、四川电力设计院、东北电力调度通信中心、西北电力调度通信中心、问北电力调度通信中心、福建电力调度通信中心、河南电力调度通信中心、江苏电力调度通信中心、四川电力调度通信中心。、
4、本标准参加起草单位:国网电力科学研究院、南京南瑞继保电气有限公司、北京四方继保自动化有限公司、国电南京自动化股份有限公司、许继电气股份有限公司、深圳南瑞科技有限公司、南京新宁光电自动化有限公司、南瑞航天北京电气控制技术有限公司、西安同维电力技术有限责任公司。本标准主要起草人z程逍、刘宇、朱炳锤、孙集伟、柳焕章、王宁、韩学军、孙刚、粟小华、郑玉平、袭愉涛、常风然、黄巍、黄毅、舒治淮、刘明、曾健、李震宇、李慧、苏麟、自思敬、郑旭、张太升、严国平、王伟、曹团结、李力、屠黎明、钱国明、樊占峰、刘宏君。E Q I GDW 441 -2010 智能变电站继电保护技术规范1 范围本标准规定了110kV(66
5、kV)及以上电压等级的新建、改(扩)建智能变电站继电保护及相关设备技术原则与要求。本标准适用于110kVC66kV)及以上电压等级的新建、改扩)建智能变电站。智能变电站继电保护及相关设备应采用本标准的全部或与技术选用相对应的部分。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。GB 1207 电压互感器GB 1208 电流互感器GB/T 2900.15 电工术语变压器、互感器
6、、调压器和电抗器GB/T 2900.50电工术语发电、输电及配电通用术语GB/T 2900.57电工术语发电、输电及配电运行GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 18663.3 电子设备机械结构公制系列和英制系列的试验第3部分:机柜、机架和插箱的电磁屏蔽性能试验GBIT 20840.7互感器第7部分:电子式电压互感器CMODIEC 600447: 1999) GBIT 20840.8 互感器第8部分:电子式电流互感器(MODIEC 60044-8:2001) DLIT 478 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DLlT 663 220kV-500kV电力系统故障动态
7、记录装置检测要求DL 755 电力系统安全稳定导则DLIT769 电力系统微机继电保护技术导则DLIT 860 变电站通信网络和系统DL/T995 继电保护和电网安全自动装置检验规程DLlT 1075 数字式保护测控装置通用技术条件DLIT 1092 电力系统安全稳定控制系统通用技术条件DLIT 5149 220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术规程JJG 313 测量用电流互感器检定规程JJG314 测量用电压互感器检定规程JJG 1021 电力互感器检定规程Q/GDW 161 线路保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW 175 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
8、范Q/GDW383 智能变电站技术导则Q/GDW 393 110 (66) kV-220kV智能变电站设计规范Q/GDW 394 330kV-750kV智能变电站设计规范Q JGDW 441 -2010 Q/GDW 396 IEC 61850工程继电保护应用模型电力二次系统安全防护总体方案和变电站二次系统安全防护方案)(国家电力监管委员会第34号文,2006年2月IEC 61588 Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurement and Control Systems 网络测量和控制系统的精密时钟同步协议IE
9、C 61850 Communication Networks and Systems in Substations变电站通信网络和系统IEC 62439 High Availabi1ity Automation Networks高可用性自动化网络3 术语和定义GB厅2900.15、GBrr2900.50、GB/T2900.57、DLrr860.1, DLrr 860.2和Q/GDW383、Q/GDW393、Q/GDW394中确立的术语和定义以及下列术语和定义适用于本标准。3.1 智能变电站Smart SubstatioD 采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备,以全站信息数字化、通信平台网
10、络化、信息共享标准化为基本要求,自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能,并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。3.2 智能终端Smart Terminal 一种智能组件。与一次设备采用电缆连接,与保护、测控等二次设备采用光纤连接,实现对一次设备如断路器、隔离开关、主变压器等的测量、控制等功能。3.3 电子式互感器Electronic Instrume肘Transformer-种装置,由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成,用于传输正比于被测量的盏,以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.4 电子式电流
11、互感器Electronic Currel此Transformer;ECT 川一种电子式互感器,在正常适用条件下,其二次转换器的输出实质上正比于一次电流;且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。3.5 电子式电压互感器Electronic Voltage Transformer; EVT 一种电子式互感器,在正常适用条件下,其二次电压实质上正比于一次电压,且相位差在联结方向正确时接近于己知相位角3.6 电子式电流电压互感器Electronic Current & Voltage Transformer; ECVT 一种电子式互感器,由电子式电流互感器和电子式电压互感器组合而成。3.7 合并单元
12、Merging Unit; MU . 用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可是互感器的一个组成件,也可是一个分立单元。3.8 智能电子设备Intelligent Electronic Device; IED 包含一个或多个处理器,可接收来自外部源的数据,或向外部发送数据,或进行控制的装置,如电子多功能仪表、数字保护、控制器等。为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口2 的装置。3.9 制造报文规范Manufacturing Message Specification; MMS Q I GDW 441 -2010 是ISOIIEC9506标
13、准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。MMS规范了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备(IED)、智能控制设备的通信行为,使出自不同制造商的设备之间具有互操作性(Interoperation) 。3.10 3.11 一种面向通用对象的变电站事件主要用于实现在多IED之间的信采样值Sampled Value; 基于发布/订阅机制,笔协商到ISOI1EC8802-3帧之113.12 互操作性Intero 来自同一或不同能力。3.13 一致性测试ance Test 检验通信信道号格式和电平、对试应由通过180900吨与标准条件的一应等。执行一的组织或系3.14 成。3.15 3.16
14、3.17 交换机Switch 一种有源的网络分布式保护Distrib 分布式保护面向间隔,市就地安装保护LocaJly Inst坠dProtti 在一次配电装置场地内紧邻被IED能力描述文件IED Capability Description; ICD 这些模型对象和服务由装置厂商提供给系统集成厂商,该文件描述IED提供的基本数据模型及服务,但不包含IED实例名称和通信参数。3.18 系统规格文件System Specification Description; SSD 应全站唯一,该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点,最终包含在SCD文件中。3.19 全站系统配置文件Substa
15、tion Configuration Description; SCD 应全姑唯一,该文件描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构,由系统集成厂商完成。SCD文件应包含版本修改信息,明确描述修改时间、修改版本3 Q I GDW 441-2010 号等内容。3.20 IED实例配置文件Configured IED Description; CID 每1个装置有一个,由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。4 总则4.1 本标准内容是在规范性引用文件的基础上对智能变电站继电保护所作的补充规定,与规范性引用文件不一致之处以本标准为准。4.2 智能变电站继
16、电保护与站控层信息交互采用DLrr860 (C 61850)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。4.3 继电保护新技术应满足,f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、保护装置乏间的配合协调,发挥其整体性能。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。4.5 按照GB/
17、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飞智能变电站中的电子式互感器的二次转换器(AID来样回路、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阁。4.6 保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。4.7 保护应直接来样,对于单间隔的保护应直接跳闹,涉及多间隔的保护(母线保护宜直接跳闹。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。4.8 继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应采用OOOSE点对点通信方式;继电保护之间的联闭锁信息、失
18、灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。4.9 在技术先进、运行可靠的前提下,可采用电子式互感器。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。4.11 110kV及以上电压等级双母线、单母线分段等接线型式单断路器)EVT设置宜在各线路、变压器间隔分别装设三相EVT,条件具备时宜采用ECVT。4.12 保护装置宜独立分散、就地安装,保护装置安装运行环境应满足相关标准技术要求。4.13 1l0kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。4.14 智能变电站应利用网络技术将保护信息
19、上送至站控层,集成断路器变位动作信息、保护装置、故障录波等数据以及电子式互感器、MU、智能终端的状态信息和变电站监控信息,最终实现变电站故障信息综合分析决策。4.15 智能变电站的二次安全防护应严格遵照电力二次系统安全防护总体方案和变电站二次系统安全防护方案的要求,进行安全分区,通信边界安全防护,确保控制功能安全。5 继电保护及相关设备配置原则5.1 一般要求4 l a) 220kV及以上 电压等级的继电保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置,双重化配置的继电保护应遵循以下要求:J) 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Q I GDW 4
20、41-2010 何电气联系,当一套保护异常或退出时不应影响另一套保护的运行。2) 两套保护的电压(电流采样值应分别取自相互独立的MU。3) 双重化配置的MU应与电子式互感器两套独立的二次采样系统一一对应。4) 双重化配置保护使用的GOOSE(SV)网络应遵循相互独立的原则,当一个网络异常或返出时不应影响另个网络的运行。5) 两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应;两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。6) 双重化的线路纵联保护应配置两套独立的通信设备含复用光纤通道、独立纤芯、微波、载波等通道及加工设备等),两套通信设备应分别使用独立的电源。7) 双重化的两套保护及其相关设备
21、(电子式互感器、MU、智能终端、网络设备、跳闸线圈等的直流电源应一一对应。8) 双重化配置的保护应使用主、后一体化的保护装置。b) 保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络传输,双重化配置的保护之间不直接交换信息。c) 双母线电压切换功能可由保护装置分别实现。d) 3/2接线型式,两个断路器的电流MU分别接入保护装置,电压MU单独接入保护装置。e) 110kV及以下保护就地安装时,保护装置宜集成智能终端等功能。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
22、能应集成在线路保护装置中,站内其他装置启动远跳经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、重合闹。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MUoc) 变压器保护直接来样,直接跳各侧断路器;变压器保护跳母联、分段断路器及
23、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闷命令,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。分布式保护自主单元和若干个子单元组成,子单元不应跨电压等级。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) 母线保护直接采祥、直接眺闸,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
24、感器,主电抗器首端、末端电流互感器共用一个MU。c) 高压井联电抗器非电量保护采用就地直接电缆跳闷,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。5 . Q/GDW 441一2010b) :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。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、合并单元飞智能终端。b)去母联,(
25、分段保护跳母联(分段断路器采用点对点直接跳闹方式:母联分段)保护启动母线失灵可采用GOOSE网络传输。5.8:66kV、3SkV及以不间隔保护a) 采用保护测控一体化设备,按间隔单套配置。b) 妥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,每个问隔的保护、测控、智能终端、合并单元功能宜按间隔合并实现。d) ti跨间隔开关量信息交换可采用过程层GOOSE网络传输。、5.9 录波及网络报文记录分析装置a) 对于220kV及以上变电站,宜按电压等级和网络配置故障录波装置和网络报文记录分析装置,飞:当SV或GOOSE接入量较多时,单个网络可配置多台装置
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