站域保护控制装置技术导则

站域保护控制装置技术导则

国家标准 GB/T34126一2017 站域保护控制装置技术导则 Techniealguideforsuhstation-areaproteectionandcontroldevicee 2017-07-31发布 2018-02-01实施 国家质量监督检验检疫总局 发布 国家标准化管理委员会国家标准
GB/34126一2017 前 言 本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草 请注意本文件的某些内容可能涉及专利 本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任 本标准由电力企业联合会提出并归口 本标准起草单位:国电南京自动化股份有限公司、国家电力调度控制中心,南方电网电力调度 控制中心,浙江电力调度控制中心、贵州电力调度控制中心、电力科学研究院、浙江电力科学研究 院、南京南瑞继保电气有限公司、河南电力科学研究院、江苏电力科学研究院、江苏电力设计院、北京四 方继保自动化股份有限公司、许继电气股份有限公司、哈尔滨电气集团公司 本标准主要起草人:陈琦、裘愉涛、陈福锋、李正红、王宇恩,李仲青、舒鹏、金震、韩伟、李鹏,李继晟、 樊占峰、钱建国、彭业、王亮、张晓莉、袁宇波、王松、张尧、袁海涛、周富强、杨旭
GB/34126一2017 站域保护控制装置技术导则 范围 本标准规定了智能变电站站域保护控制装置的技术原则、配置原则和基本技术要求 本标准适用于220kV及以下电压等级智能变电站站域保护控制装置(以下简称装置)的研制、试 验、检验和应用 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/T2900.17电工术语量度继电器 GB/T2900.49电工术语电力系统保护 GB/T32901 智能变电站继电保护通用技术条件 GB/T32890继电保护IEC61850工程应用模型 术语和定义 GB/T2900.17和GB/T2900.49界定的以及下列术语和定义适用于本文件 3.1 站域保护控制装置substation n一areaproteetionandcontroldeviee 基于智能变电站网络数据共享,综合利用站内多间隔线路、元件的电气量、开关量和就地级保护设 备状态等信息,实现站内保护冗余、优化、补充及安全自动控制等功能,同时可具备多站之间信息交互的 功能的设备 总则 4.1本标准是智能变电站站域保护控制装置(以下简称“装置”)应遵循的基本原则 4.2凡本标准未规定的技术原则,应符合国家、行业和IEC现行相关标准的要求 43装置应保证运行可靠性和可扩展性 4.4装置应符合易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求 4.5装置在任一元件损坏时不应误动作 4.6装置宜实现对单套配置就地化保护功能的冗余,可实现对双套配置就地保护功能的优化、补充 4.7装置应实现备用电源自动投人,主变过负荷联切、低频低压减负荷等安全自动控制功能 4.8装置应满足GB/T32901的装置总体要求 5 技术原则 5.1装置数据采集及跳闸采用网络方式,保护功能不宜依赖于外部同步源
GB/T34126一2017 5.2装置各功能模块使用的单间隔数据宜来源于同一个合并单元 5.3装置应共享sV和G;00SE数据,充分利用全站信息共享提升保护性能 5.4装置各功能模块之间的信息交互应在装置内部实现 台装置宜支持接人24台合并单元数据的能力 当超出上述接人数量时,可使用多台装置配合 5.5 实现 5.6装置建模应符合GB/T32890,建模模型参见附录A 5.7装置中各模块对sV采样异常的判别标准、报文格式应统- 5.8当装置接收的SV采样数据异常时,应闭锁受影响的保护控制功能,并提示异常信息;当SV采样 数据异常返回时,装置应尽快恢复相应保护控制功能 5.9装置接收的不同合并单元的数据不同步时,应仅闭锁对同步有要求的相关功能模块仅接收单合 并单元数据或对同步无要求的功能模块不应受影响 5.10装置应根据变电站电压等级及系统情况进行功能设计,每种功能均具备软压板进行功能投退,根 据运行需求进行功能选择 5.11装置应按照间隔设置间隔投人软压板,间隔检修操作时退出该间隔投人软压板,简化装置的运维 操作 5.12装置通过检修硬压板实现装置检修状态投退 装置应通过指示信号灯、液晶显示或接点提示运 行.检修人员装狸处于检修状态 5.13装置宜支持不同运行方式下保护控制策略的自适应功能 5.14装置应具备G00sE跳闸传动试验功能 5.15装置应配套提供方便、可靠的调试工具 6 配置原则 根据变电站规模不同及功能定位不同,装置配置应至少包括表1所示功能 表1站域保护控制装置功能配置表 序号 分类 功能模块 功能描述 线路冗余保护(含重合闸 冗余保护类 作为单套配置保护的冗余保护功能 母联/分段充电过流保护 失灵保护 断路器跳闸失灵保护功能 加迷主变中,低压侧过流保护,缩短后备保护切除 优化后备保护类 加速后备保护 故障时间 中,低压侧母线保护 母线保护功能 低频低压减负荷 低频低压减负荷功能 安全自动控制类 站域备自投 站内各电压等级综合备自投功能,负荷均分功能 主变过负荷联切 实现主变过负荷联切功能 技术要求 7.1总体技术要求 7.1.1装置应具有在线自动检测功能,包括保护装置硬件损坏,功能失效、,通信回路异常运行状态的自
GB/34126一2017 动检测 装置任一元件损坏后,自动检测回路应能发出告警或装置异常信号,并给出有关信息指明损坏 元件的所在位置,应能将故障定位至模块(插件). 7.1.2装置应具有故障记录功能以记录保护的动作过程,为分析保护的动作行为提供详细、全面的数 据信息,并且能以cOMTRADE数据格式输出上送 保护装置应保证发生故障时不丢失故障记录信 息,在装置直流电源消失时不丢失已经记录的信息,所有故障记录按时序循环覆盖;应能记录故障时的 输人模拟量和开关量,输出开关量、动作元件、动作时间,相别 7.1.3装置的定值应满足保护功能的要求,应尽可能做到简单、易理解、易整定;装置定值单按照公共 定值和按功能划分的定值组成的格式;定值需改变时,应设置不少于20套可切换的定值 电流定值可 整定范围满足0.0520倍额定电流,其他定值整定的范围应满足工程需要 装置定值区设置宜面向装 置,不区分间隔 7.1.4装置应按时间顺序记录正常操作信息,如开人量变位、压板切换,定值修改、定值切换等 在装 置直流电源消失时不丢失已经记录的信息;所有操作记录按时序循环覆盖;记录不可人为清除 装置应 人,开出和内部状态信息、定值报告等 保护装 能输出装置本身的自检信息、日志、版本,及动作报告、开人 置应满足状态检测信息输出要求,输出信息包括并不少于电源电平、内部温度以及过程层光强监视 7.1.5装置的直流工作电源,应保证在外部电源为80%~115%额定电压、纹波系数不大于5%的条件 下可靠工作 拉、合装置直流电源或直流电压缓慢下降及上升时,装置不应误动 直流电源消失时,应 有输出接点以起动告警信号 直流电源恢复时,装置应能自动恢复工作 7.1.6装置应具有硬件时钟电路,装置在失去直流电源时,硬件时钟应能正常工作 装置时钟精度 24h不超过士2s;经过时钟同步后相对误差不大于士1ms 7.1.7装置的界面显示应方便运维,模拟量、开关量、状态量的显示宜按照间隔显示 7.2功能配置 7.2.1总体要求 保护模块的配置与被保护的设备有关,但所选择的单个保护应能达到下面的性能指标 7.2.2110kV线路冗余保护 7.2.2.1功能要求 单套配置保护的冗余保护功能包括 110lkV线路冗余保护应具备由三段相间和接地距离保护,四段零序过流保护以及PT断线过 a 流保护构成的全套保护 应配有三相一次重合闸功能,PT断线,cT断线、过负荷告警功能 自动重合闸可由保护跳闸启动,也可由断路器跳闸位置启动 自动重合闸应具有检线路无压 母线有压、检线路有压母线无压、检线路无压母线无压和检同期方式,四种方式可组合使用,检 无压方式不含检同期功能;重合闸方式可通过控制字实现 装置应具有外部闭锁重合闸的输人回路,用于在手动跳闸、手动合闸外部备自投设备跟跳、母 线故障、延时段保护动作、断路器操作压力降低等情况下接人闭锁重合闸GO0sE开人 站域 保护装置和就地化装置之间应相互闭锁重合闸 当不使用用于重合闸检线路侧电压和检同期的电压元件时,线路PT断线不应报警;检同期重 合闸所采用的线路电压应该是自适应的,用户可自行选择任意相间或相电压 7.2.2.2 技术要求 技术要求如下: 相间及接地距离保护的阻抗定值允许误差不大于士5%或士0.1Q;0.7倍整定值固有延时不大 a
GB/T34126一2017 于40ms;距离段、段延时误差不大于士1%或土40ms b 零序电流保护动作值允许误差不大于士5%或士0.02I;l.2倍整定值固有动作时间不大于 40 ms;延时允许误差不大于士1%或士40ms;方向元件动作边界允许误差不大于士3;当零序 I、l、川段带方向时,零序方向元件判别死区电压门槛为1V,当零序电压不大于1V时判为 反方向;当零序I、l、川段不带方向时,无电压闭锁条件,为纯零序过流保护 零序段不带 方向,为纯零序过流保护 PT断线过流保护动作值允许误差不大于士5%或士0.02I、;1.2倍整定值固有动作时间不大于 40ms;延时允许误差不大于士1%或土40ms. d 重合闸时间、后加速跳闸时间误差不大于40ms;检同期的定值允许误差不大于士3";检无压 门槛的允许误差不大于士5% 过负荷保护动作值允许误差不大于士5%或士0.02!N;延时允许误差不大于土1%或士40ms 110kV母联(分段)过流保护 7.2.3 功能要求 7.2.3.1 10kV母联(分段)保护中应包括母线充电保护,充电保护经软压板及控制字控制 7.2.3.2技术要求 动作值允许误差不大于士5%或士0.02!、;延时允许误差不大于士1%或士40ms 7.2.4110kV失灵保护 7.2.4.1功能要求 失灵保护根据具体情况,应采取措施,防止由于开关量逻辑输人异常导致失灵保护误启动,失灵保 护应采用以下不同的启动方式: 保护跳闸接点逻辑开人后经电流元件判别后启动失灵 a 需要投/退线路保护的失灵启动回路时,通过投/退线路保护上各自的启动失灵压板实现 b) 失灵保护动作时,经G0OSE网络直接跳相关断路器 c 7.2.4.2技术要求 电流动作值允许误差不大于士5%或士0.02I、;电压闭锁值允许误差不大于士5%或士0.1V;动作 时间允许误差不大于士1%或士40ms 7.2.5加速后备保护 7.2.5.1功能要求 加速主变低压侧过流保护,缩短后备保护切除故障时间 7.2.5.2技术要求 动作值允许误差不大于士5%或士0.02I;延时允许误差不大于士1%或土401 mS 7.2.6中、低压侧母线保护 7.2.6.1 功能要求 应具备以下功能:
GB/34126一2017 母线保护功能应适应各种运行方式,实现母线故障的快速切除 a b 可以通过独立的功能压板投退此保护 7.2.6.2技术要求 动作值允许误差不大于士5%或士0.02I;延时允许误差不大于士1%或士40 ms 7.2.7低频低压减负荷 7.2.7.1功能要求 功能要求如下: 低频低压减负荷功能,应能综合判断频率,电压及其变化率 应适用于电气接线为并列运行的 双母线,切负荷跳闸出口GO0SE信号可以通过配置方式满足现场实际需要,应能接人两段母 线三相电压,当两段母线均正常时,应两段母线都符合动作条件时,低压、低频才能动作;当其 中一段母线异常时,自动按正常的那一段母线进行判断 b 在线监视电网电压、频率及它们的变化率,独立判断低频低压事故,实现低频减负荷和低压减 负荷 低频碱负荷出口和低压减负荷出口信号宜独立整定 可以自动根据频率降低值切除部分电力用户负荷 低频减负荷至少设置5个基本轮、3个特 殊轮 具有银据d/山加速切负荷的功能,在切第一轮时可加速切第二轮或= 、三两轮 可以自动根据电压降低值切除部分电力用户负荷 低压威负荷至少设置;个基本轮、3个特 f 殊轮 具有根据da/山加迷切负荷的功能,在切第一轮时可加速切第二轮或二、三两轮 g h)具有根据df/dt、du/d闭锁功能,以防止由于短路故障、负荷反馈、频率或电压的异常情况可 能引起的误动作 具有PT断线闭锁功能 7.2.7.2技术要求 技术要求如下 频率动作值允许误差不大于士0.01Hz,df/d动作值及闭锁值允许误差不大于士10%或 a 0.2Hz/s延时允许误差不大于士1%或士60ms,逻辑回路动作符合设计要求 电压动作值允许误差不大于1%U.du/d动作值允许误差不大0.1U、/s,du/d闭锁值允许 b 误差不大于士10%或0.1U、/s,延时允许误差不大于士1%或士40ms,逻辑回路动作应符合设 计要求 7.2.8站域备自投 7.2.8.1功能要求 功能要求如下: 备自投功能应确保工作电源断路器断开后方可使备用电源投人 a b 备用电源断路器的合闸脉冲命令只允许动作一次,下一次动作需在相应充电条件满足后才能 允许 当电压互感器二次回路断线时,装置不应误动作,并发出断线信号 c d 具有自检功能,当自检到异常时,应发信号,并有防止误出口措施 当人工切除工作电源电压或有闭锁条件时,备自投功能不应动作
GB/T34126一2017 具有自适应功能,应能根据用户要求,实现分段备投和进线备投 特殊的备自投动作逻辑在专 用部分中明确 7.2.8.2技术要求 电压动作值允许误差不大于士2.5%或士1V;电流动作值允许误差不大于士2.5%或士0.04IN;延 时允许误差不大于士1%或士40ms 7.2.9主变过载联切 7.2.9.1 功能要求 实现主变过载联切功能,离线策略结合在线测量信息综合决策 7.2.9.2技术要求 动作值允许误差不大于士5%;延时允许误差不大于士1%或士40ms 7.2.10站间信息交互功能 应能提供站间信息交互接口功能 7.3装置接口要求 装置接口要求如下 aa 装置应具备站控层MMS接口至少3个,过程层sV/G0OSE组网接口至少2个 b 过程层接口宜采用千兆口 装置应满足SV和G0OSE共口的应用场合 c 保护装置应具有与外部标准授时源的IRIG-B对时接口 d 保护装置应能提供与监控系统和故障信息系统相连的以太网通信接口、调试接口、打印接口
GB/34126一2017 录 附 A 资料性附录 站域保护控制装置模型 A.1装置建模基本原则宜符合GB/T32890 A.2装置集成多间隔保护控制功能,信息数据量大,装置模型体现装置中所有间隔保护信息,数据集在 ICD文件中定义,可在sCD文件中进行增减编辑 A.3一台(套)站域保护控制装置应只对应一个ICD模型文件,而非一个功能间隔分别对应一个ICD 模型文件 装置模型中LN,LD的定义宜遵循GB/T32890 宜根据被保护的对象划分配置多个PR0T,定 值、压板、遥测、遥信、事件、运行异常等分布到所对应的PROT中,装置告警信息、状态监测信息等宜配 置在LD0中 A.5装置逻辑设备的划分宜依据功能进行,如表A.1所列 数据集包含的数据对象宜在其所在的LD 中描述对象 表A.1站域保护控制装置逻辑设备分类表 序号 网络 访问点 LD类型 inst 公用 lD0 PRoT 保护 MEAs 测量 站控层 S CTRL 控制 计量 METR 录波 RCD Gl GO(OSE PIGO 过程层 sV M1 SV A.6站域保护控制装置ICD文件中宜预先定义统一名称的数据集,并由装置制造厂商预先配置数据 集中的数据 若某类数据集内容为空,可不建该数据集,数据集名称如表A.2所列 表A.2站域保护控制装置数据集名称表 序号 类别 数据集描述 数据集名称 备注 故障信号 dsAlarm 告警信号 dswarning 公共 通信工况 dsCommState 日志记录 dsL.og 装置保护参数 dsParameter 保护定值 dsSetting 保护 保护事件 dsTriplnfo 保护遥信 dsRelayDin
GB/T34126一2017 表A.2(续) 数据集描述 序号 类别 数据集名称 备注 保护压板 dsRelayEna 保护遥测 aRlsyN 10 Ain 保护 11 dswarning 保护告警信号 12 保护日志记录 dsRelayl.og 13 录波 装置录波 dsRec 14 装置测控参数 dsParameter 15 遥测 dsAin 遥信 16 dsDin 测控 17 测控告警信号 dswarning 18 联锁状态 dslnterlock 测控日志记录 dsL.og 20 G00SE输出信号 dsG00SE 过程层 21 采样输出值 dsSV 站域保护控制装置定值单采用装置ICD文件中定义固定名称的定值数据集的方式 装置定值的 A.7 数据集名称为dsSetting;装置参数数据集名称为dsParameter,装置参数不受sGCB控制 客户端根据 这两个数据集获得装置定值单进行显示和整定 参数数据集dsParameter和定值数据集dsSetting由 制造厂商根据定值单顺序自行在ICD文件中给出 定值数据集是FC=SG的定值集合;参数数据集是 FC=SP的定值集合 A.8站域保护控制装置故障录波逻辑节点RDRE中的数据RcdMade,FlNum配置到保护录波数据 集中,通过报告服务通知客户端 A.9站域保护控制装置逻辑节点中描述在SCD配置过程中宜能增加对应间隔的信息描述 A.10站域保护控制装置模型中对应跳闸的每个断路器所对应使用一个PTRC实例;对应采样的每个 合并单元所对应使用一个GGIO实例,并设置接收软压板;对应每个合并单元所对应的遥测,常规交流 测量使用MMXU实例,单相测量使用MMXN实例,不平衡测量使用MSQI实例
GB/34126一2017 参 考文献 DL/T314一2010电力系统低压减负荷和低压解列装置通用技术条件 [[2]DL/T315一2010电力系统低频减负荷和低频解列装置通用技术条件 [[3]DL/T428一2010电力系统自动低频减负荷技术规定 [4]DL/T478一2013继电保护和安全自动装置通用技术条件 [5幻 DL/T526一2013备用电源自动投人装置技术条件 [[6]DL.755一2001电力系统安全稳定导则 [7]DL/T860变电站通信网络和系统

站域保护控制装置技术导则GB/T34126-2017

站域保护控制装置是电力系统中重要的保护设备，其作用是对站内和站间故障进行快速判断和处理，以保证电网安全、稳定运行。为了规范该装置的设计和制造，国家制定了站域保护控制装置技术导则GB/T34126-2017，该标准规定了站域保护控制装置的基本要求、产品型号、性能指标、试验方法、检验规则以及标志、包装、运输和贮存等方面的内容。

根据该标准规定，站域保护控制装置应当具有良好的可靠性、安全性、稳定性和互操作性，并且能够适应不同的电压和频率要求。同时，装置还应当具备实时监测、数据存储、通信传输等功能，以便于对电网状态进行分析和评估。

在产品型号方面，标准要求站域保护控制装置应当包括型号、额定电压、额定频率、开关容量、通信协议、接口类型等信息，并且应当符合相关国家标准和行业规范的要求。

在性能指标方面，标准要求站域保护控制装置应当满足各种电气参数、机械性能、环境条件、通信性能等方面的指标，并且应当按照标准规定的测试方法进行测试。其中，测试结果应当符合国家相关标准和行业规范的要求。

在试验方法方面，标准要求使用适当的测试设备对站域保护控制装置进行各项性能测试，如稳态特性测试、动态特性测试、环境适应性测试、通信性能测试等。同时，还要对装置的故障恢复和自诊断能力进行测试，以确保其可靠性和安全性。

在检验规则方面，标准要求生产厂家按照规定对站域保护控制装置进行检验，确保其符合标准规定的各项性能指标。

最后，在标志、包装、运输和贮存方面，标准要求站域保护控制装置应当标注清晰的产品标志、生产厂家名称、型号、技术参数和质量保证书等信息。同时，在包装、运输和贮存过程中，应当注意防潮、防晒、防震、防撞等措施，以确保产品的质量和完好性。

综上所述，站域保护控制装置技术导则GB/T34126-2017的制定，为电力系统站域保护控制装置的设计、制造和使用提供了重要依据，也为生产厂家提供了明确的生产标准和质量要求。我们相信，在全国电力行业各方共同的努力下，站域保护控制装置技术将会不断完善和提高，为电力系统的发展提供强有力的支撑。

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