江西电网继电保护配置选型原则规定讨论.doc

附件：江西电网继电保护配置选型原则规定目 录1 范围32 引用标准33 总则54 继电保护选型规定54.1 选型管理54.2 选型原则65 继电保护配置原则75.1 基本原则75.2 线路保护配置原则95.2.1 220kV线路保护配置原则95.2.2 220kV旁路保护配置原则115.2.3 110kV线路/旁路保护配置原则125.2.4 10（35）kV线路保护配置原则135.3母线（含断路器失灵）保护配置原则145.3.1 220kV母线保护（含断路器失灵）配置原则145.3.2 110kV及以下母线（含断路器失灵）保护配置原则145.4 变压器保护配置原则155.5 发变组保护配置原则165.6 断路器保护配置原则175.7 操作箱配置原则185.8 10（35）kV电容器保护配置原则185.9 10（35）电抗器保护配置原则185.10 10（35）kV接地变保护配置原则195.8 故障录波器配置原则195.9 保护及故障信息管理子站系统配置原则205.10 安全稳定控制装置配置原则215.11 继电保护仪器、仪表配置原则21能否加上每块保护屏配置一台打印机？防跳是否还是采用操作箱的？1 范围 本江西电网继电保护配置选型原则规定（以下简称规定）规定了江西电网继电保护配置选型原则。凡在新建、扩建、技改工程中进入江西电网运行的继电保护装置及专用仪器仪表（不论管理形式和产权隶属关系）均应遵循本规定。智能变电站继电保护按智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW4412010）和关于印发智能变电站继电保护技术原则的通知（调继201021号）的要求配置。2 引用标准GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程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/T995-2006继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T553-94220kV-500kV电力系统故障动态记录技术准则DL/T667-1999继电保护设备信息接口配套标准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国家电网生技【2005】400号国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）调继【2005】222号国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）继电保护专业重点实施要求华中电网有限公司预防继电保护事故措施（华中电网调【2006】273号）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江西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 为规范江西电网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，保证江西电网的安全稳定运行，依据继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T14285-2006）、国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）等规程与文件要求，特制定本规定。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、选型按华中电力系统继电保护技术原则与配置选型管理规定（华中电网调【2009】156号）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 进入江西电网的新型保护装置，必须通过江西省电力公司的入网测试，并经相关调度部门审查同意。新型保护装置在江西电网挂网试运行，应按调度管辖范围，并经省、市公司继电保护部门批准，报安监部门备案后方可入网。4.1.3 江西电网对采购的保护装置进行招标或议标时，省（市）公司继电保护专业管理部门必须参加。4.1.4 接入江西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，须邀请相关省（市）电力公司调度部门参加。4.1.5 通过继电保护设备分析，加强对保护装置入网指导。已进入江西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，江西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 保护装置应满足继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T 14285）的要求，通信规约应统一或兼容，确保能够接入江西电网故障信息处理系统。4.2.4 保护装置须实现远程投、退保护功能压板以满足无人值班和调控中心的运行要求。4.2.5 220kV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江西电网微机型继电保护和安全自动装置软件管理规定的要求执行。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继电保护和安全自动装置技术规程要求。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。5.1.5 220kV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，双重化配置应遵循继电保护和安全自动装置技术规程和（试行）继电保护专业重点实施要求的要求： 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宜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5.2.1 220kV线路保护配置原则5.2.1.1 220kV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。5.2.1.2 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、禁止重合闸及重合闸停用方式。5.2.1.3 220kV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。5.2.1.4 配有220kV旁路开关的变电站，应考虑220kV线路配置的应与旁路相配合。5.2.1.5 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。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。以下情况，220kV线路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线路两套主保护，当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。5.2.1.6 220kV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。5.2.1.7 220kV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。5.2.2 220kV旁路保护配置原则5.2.1.1 220kV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。5.2.1.2 220kV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。5.2.1.3 220kV旁路保护宜配有过负荷报警功能。5.2.1.4 同一厂站220kV线路保护与旁路保护在选型是应相互适应。5.2.3 110kV线路/旁路保护配置原则5.2.3.1 每回110kV线路/旁路应配置单套微机保护。5.2.3.2 220kV新建、改造变电站110kV线路保护应具有双跳闸回路。能否改为“220kV新建变电站110kV线路开关具有双跳线圈，保护应有双跳闸回路”；老站如果开关不具有双跳线圈，110kV线路保护就不好搞双跳闸回路？5.2.3.3 110kV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。5.2.3.4 110kV线路/旁路保护应配有包含过负荷报警功能的完整的后备保护。110kV线路光纤保护是否需要具有远跳功能？5.2.3.5 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。5.2.3.6 以下情况，110kV线路宜（改为“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) 长度低于10km 的短线路；c) 需考虑线路互感影响时；d) 电缆线路；e) 电缆与架空混合线路；f) 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。；5.2.3.7对具备光纤通道条件的220kV变电站110kV出线，宜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。5.2.3.8 110kV线路保护宜一线一屏，保护、测控装置宜单独配置。5.2.4 10（35）kV线路保护配置原则5.2.4.1 10（35）kV线路保护宜采用数字式保护、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。5.2.4.2 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（复合电压）相间电流保护。5.2.4.3 对于中性点经低电阻接地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。5.2.4.4 10（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。5.2.4.5 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)新建大容量的变压器（单台容量大于12.5（50） MVA）的35kV线路；c) 新建220kV变电站35kV出线。5.2.4.6 小电流接地系统中接地选线功能不宜配置在线路保护装置中。5.3 母线（含断路器失灵）保护配置原则5.3.1 220kV母线保护（含断路器失灵）配置原则5.3.1.1 220kV母线应配置双套母线保护。5.3.1.2 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。5.3.1.3 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。5.3.1.4 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。5.3.2 110kV及以下母线（含断路器失灵）保护配置原则5.3.2.1 220kV发电厂、变电站的110kV母线及有稳定要求的110kV变电站的110kV母线保护按单套配置。a)220kV变电站的110kV断路器应（宜）配置失灵保护，其功能由110kV母线保护实现内启动功能。b)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。c)110kV电力网如系统需要，可装设一套断路器失灵保护。5.3.2.2 对110kV发电厂和变电站的35 kV一110 kV电压的母线，在下列情况下应装设专用的母线保护：a) 110 kV双母线；b) l10 kV单母线、重要发电厂或110 kV以上重要变电站的35 kV一66 kV母线，需要快速切除母线上的故障时；c) 35kV66 kV电力网中，主要变电站的35 kV一66kV双母线或分段单母线需快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障，以保证系统安全稳定运行和可靠供电。5.3.2.3 对发电厂和主要变电站的3kV10kV分段母线及并列运行的双母线，一般可由发电机和变压器的后备保护实现对母线的保护。在下列情况下，应装设专用母线保护：a)须快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障，以保证发电厂及电力网安全运行和重要负荷的可靠供电时；b)当线路断路器不允许切除线路电抗器前的短路时。5.4 变压器保护配置原则5.4.1 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35kV、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。5.4.2 220kV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。5.4.3 220kV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。5.4.4 220kV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。5.4.5 110kV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。5.4.6 110kV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双套配置时，可将非电量保护集成到变压器保护中。5.5 发变组保护配置原则5.5.1 应按继电保护和安全自动装置技术规程配置发电机、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）。5.5.2 1MW以上的发电机，应装设纵联差动保护。5.5.3 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。5.5.4 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。5.5.5 对于600MW级及以上发电机组非电气量保护应根据主设备配套情况，有条件的也可进行双重化配置。5.6 断路器保护配置原则5.6.1 220kV、110kV母联、分段断路器应配置独立的断路器保护装置。5.6.2 220kV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。5.6.3 220kV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采用不同出口接点及压板。5.6.4 10（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。5.6.5 10（35）kV母联（分段）保护配置两段（三段式）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。5.7 操作箱配置原则5.7.1 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。5.7.2 220kV线路、主变应配置两套电压切换装置（其中一套宜采用操作箱的电压切换回路），分别配置在两套保护屏内。 5.8 10（35）kV电容器保护配置原则5.8.1 10（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。5.8.2 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。5.8.3 低电阻接地系统还应配置零序电流保护。5.9 10（35）电抗器保护配置原则5.9.1 采用保护、测控一体化装置，三相操作插件应含在装置内。5.9.2 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。5.10 10（35）kV接地变保护配置原则5.10.1 采用保护、测控一体化装置，三相操作插件应含在装置内。5.10.2 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。5.10.3 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。5.8 故障录波器配置原则5.8.1 110kV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线路接入的110kV变电站）应装设专用故障录波器。5.8.2 220kV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。5.8.3 对于110kV重要变电站或联络变宜（应）配置故障录波器，保护装置无录波插件（功能）的110kV变电站应配置故障录波器。5.8.4 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。5.8.5 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。和同一单元的发电机、变压器的电气量、开关量应接入同一台故障录波器。5.8.6 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220V/110V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江西省电力公司的入网测试。5.8.7 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。5.8.9 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。5.9 保护及故障信息管理子站系统配置原则5.9.1 220kV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。5.9.2 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。5.10 安全稳定控制装置配置原则5.10.1 为保证电力系统在发生故障情况下的稳定运行，应依据DL 755及DL/T 723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。5.10.2 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。5.10.3 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。5.10.4 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。5.11 继电保护仪器、仪表配置原则5.11.1 220kV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。每个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。5.11.2 继电保护班组应至少配置以下仪器、仪表：调压器、行灯变，指针式电压、电流表、数字式万用表，数字式电压、电流表，数字式钳形电流表，相位表，毫秒计，电桥、相序表等；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、电容、可变衰耗器、高频通道综合测试仪、大电流发生器、电流互感器综合特性测试仪（10%误差）等；微机成套试验仪；便携式录波器（波形记录）、模拟断路器、矢量分析仪、80%操作电源。指针式电压、电流表、数字式电压、电流表，毫秒计，可记忆示波器由于基本不用建议取消。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成套试验仪。如需要调试光纤纵联通道时应配置：光源、光功率计、误码仪、可变光衰耗器等仪器。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、光互感器效验仪（光互感器厂家配套提供）、小信号模拟装置。光熔接机5.11.3 装置检验所使用的仪器、仪表必须经过检验合格，并应满足GB/T72612000中的规定。定值检验所使用的仪器、仪表的准确级应不低于0.5级。本规定的解释权属江西电力调度通信中心。本规定自颁布之日起实施。