GB/T 34126-2017 站域保护控制装置技术导则

　　ICS 29 . 240 K 45

　　中 华 人 民 共 和 国 国 家 标 准

　　GB/T 34126—2017

　　站域保护控制装置技术导则

　　Technicalguideforsubstation-areaprotectionandcontroldevice

　　2017-07-31 发布 2018-02-01 实施

　　中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局中 国 国 家 标 准 化 管 理 委 员 会

　　发

　　布

　　GB/T 34126—20 17

　　GB/T 34126—20 17

　　前 言

　　本标准按照 GB/T 1 . 1—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。

　　本标准由中国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、中国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、中国电力科学研究院、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。

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　　站域保护控制装置技术导则

　　1 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 220 kV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。

　　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/T 2900 . 17 电工术语 量度继电器

　　GB/T 2900 . 49 电工术语 电力系统保护

　　GB/T 32901 智能变电站继电保护通用技术条件

　　GB/T 32890 继电保护 IEC 61850 工程应用模型

　　3 术语和定义

　　GB/T 2900 . 17 和 GB/T 2900 . 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-areaprotectionandcontroldevice

　　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。

　　4 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。

　　4 . 3 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入、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/T 32901 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。

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　　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 GOOSE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。

　　5 . 5 一台装置宜支持接入 24 台合并单元数据的能力。 当超出上述接入数量时，可使用多台装置配合实现。

　　5 . 6 装置建模应符合 GB/T 32890,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、报文格式应统一 。

　　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 . 1 1 装置应按照间隔设置间隔投入软压板，间隔检修操作时退出该间隔投入软压板，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、检修人员装置处于检修状态。

　　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 GOOSE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

　　7 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

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　　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入模拟量和开关量、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 . 05~20 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，如开入量变位、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。 装置应能输出装置本身的自检信息、日志、版本、及动作报告、开入、开出和内部状态信息、定值报告等。 保护装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： 24 h 不超过 ±2 s;经过时钟同步后相对误差不大于 ±1 ms。

　　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 . 2 1 10 kv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：

　　a) 110 kV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。

　　b) 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。

　　c) 装置应具有外部闭锁重合闸的输入回路，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入闭锁重合闸 GOOSE 开入。 站域保护装置和就地化装置之间应相互闭锁重合闸。

　　d) 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：

　　a) 相间及接地距离保护的阻抗定值允许误差不大于 ±5%或 ±0.1 Ω;0.7 倍整定值固有延时不大

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　　于 40 ms;距离 Ⅱ段、Ⅲ段延时误差不大于 ±1%或 ±40 ms。

　　b) 零序电流保护动作值允许误差不大于 ±5%或± 0. 02IN ; 1 . 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 ±1%或 ±40 ms;方向元件动作边界允许误差不大于 ±3°;当零序Ⅰ 、Ⅱ 、Ⅲ段带方向时，零序方向元件判别死区电压门槛为 1 V,当零序电压不大于 1 V 时判为反方向;当零序 Ⅰ 、Ⅱ 、Ⅲ段不带方向时，无电压闭锁条件，为纯零序过流保护。 零序 Ⅳ段不带方向，为纯零序过流保护。

　　c) PT 断线过流保护动作值允许误差不大于 ±5%或 ±0.02IN ; 1 . 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 ±1%或 ±40 ms。

　　d) 重合闸时间、后加速跳闸时间误差不大于 40 ms;检同期的定值允许误差不大于 ±3°;检无压门槛的允许误差不大于 ±5%。

　　e) 过负荷保护动作值允许误差不大于 ±5%或 ±0.02IN;延时允许误差不大于 ±1%或 ±40 ms。

　　7 . 2 . 3 1 10 kv母联(分段)过流保护

　　7 . 2 . 3 . 1 功能要求

　　110 kV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 ±5%或 ±0.02IN;延时允许误差不大于 ±1%或 ±40 ms。

　　7 . 2 . 4 1 10 kv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入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：

　　a) 保护跳闸接点逻辑开入后经电流元件判别后启动失灵;

　　b) 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;

　　c) 失灵保护动作时，经 GOOSE 网络直接跳相关断路器。

　　7 . 2 . 4 . 2 技术要求

　　电流动作值允许误差不大于 ±5%或 ±0.02IN;电压闭锁值允许误差不大于 ±5%或± 0. 1 V;动作时间允许误差不大于 ±1%或 ±40 ms。

　　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 ±5%或 ±0.02IN;延时允许误差不大于 ±1%或 ±40 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：

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　　a) 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;

　　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 ±5%或 ±0.02IN;延时允许误差不大于 ±1%或 ±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：

　　a) 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 GOOSE信号可以通过配置方式满足现场实际需要，应能接入两段母线三相电压，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。

　　c) 低频减负荷出口和低压减负荷出口信号宜独立整定。

　　d) 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。

　　e) 具有根据 df/dt加速切负荷的功能，在切第一轮时可加速切第二轮或二、三两轮。

　　f) 可以 自动根据电压降低值切除部分电力用户负荷。 低压减负荷至少设置 5 个基本轮、3 个特殊轮。

　　g) 具有根据 du/dt加速切负荷的功能，在切第一轮时可加速切第二轮或二、三两轮。

　　h) 具有根据 df/dt、du/dt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：

　　a) 频率动作值允许误差不大于± 0. 01 Hz, df/dt动作值及闭锁值允许误差不大于 ±10%或

　　0.2 Hz/s,延时允许误差不大于 ±1%或 ±60 ms,逻辑回路动作符合设计要求。

　　b) 电压动作值允许误差不大于 1%UN, du/dt动作值允许误差不大 0 . 1UN/s, du/dt闭锁值允许误差不大于 ±10%或 0 . 1UN/s,延时允许误差不大于 ±1%或 ±40 ms,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：

　　a) 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入。

　　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。

　　c) 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。

　　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。

　　e) 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。

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　　f) 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 ±2.5%或± 1 V;电流动作值允许误差不大于 ±2. 5%或 ±0.04IN;延时允许误差不大于 ±1%或 ±40 ms。

　　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 ±5%;延时允许误差不大于 ±1%或 ±40 ms。

　　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：

　　a) 装置应具备站控层 MMS接口至少 3 个，过程层 SV/GOOSE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 GOOSE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 。

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　　附 录 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/T 32890 。

　　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。

　　A.4 装置模型中 LN、LD 的定义宜遵循 GB/T 32890 。 宜根据被保护的对象划分配置多个 PROT,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

　　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

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　　表 A.2(续)

　　A.7 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, FltNum 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。

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　　参 考 文 献

　　[1] DL/T 314—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/T 315—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/T 428—2010 电力系统自动低频减负荷技术规定

　　[4] DL/T 478—2013 继电保护和安全自动装置通用技术条件

　　[5] DL/T 526—2013 备用电源自动投入装置技术条件

　　[6] DL 755—2001 电力系统安全稳定导则

　　[7] DL/T 860 变电站通信网络和系统