Q∕GDW 11397-2015 1000kV继电保护配置及整定导则.pdf

ICS 29.240 Q/GD矶F国家电网公司企业标准Q/GDW 11397-2015 1000kV继电保护配置及整定导则Allocation and setting guide for 1000k V power system protection 2015 -10 -30发布2015-10-30实施国家电网公司发布Q/GDW 11397一2015目欠前言. . . . . .11 1 范围. .2 规范性引用文件-3 总则.4 保护配置要求5 保护整定原则.4编制说明. .9Q I GDW 11397 -2015 目IJ昌本标准规范了国家电网公司lOOOkV交流电网的继电保护配置及整定计算原则。本标准是国家电网公司1000kV的线路、变压器、高压并联电抗器、母线、断路器等电力设备继电保护装置整定计算的依据。本标准由国家电网公司国家电力调度控制中心归口并解释。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准主要起草单位:国家电网公司华东分部、中国电力科学研究院。本标准主要起草人:倪腊琴，王德林，刘字，陈建民，刘中平，桂强，邱智勇，车文册，王晓阳，杨国生，用泽昕，方愉冬，甘J击，王同文本标准首次发布。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至国家电网公司科技部。H Q I GDW 11397 -2015 1000kV继电保护配置及整定导则1 范围本标准规定了国家电网公司1000kV交流电网的继电保护配置及整定计算原则。本标准适用于国家电网公司1000kV的线路、变压器、高压并联电抗器、母线、断路器等电力设备继电保护装置的整定计算。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。凡是不注目期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件gGB 1094.5-2008电力变压器第5部分:承受短路的能力DLIT 559-2007 220kV-750kV电网继电保护装置运行整定规程DLIT 684-2012大型发电机变压器继电保护整定计算导则Q/GDW 422-2010国家电网继电保护整定计算技术规范Q/GDW 1161-2014线路保护及辅助装置标准化设计规范IEC 60255-3电气继电器第3部分:他定时限或自定时限的单输入激励量量度继电器( Electrical relaysPart 3: Single input energizing quantity measuring relays with dependent or independent time) 3 总则3.1 本标准为适应1000kV交流特高压的发展，明确交流特高压保护的配置及整定原则。3.2 本标准是针对1000kV交流特高压保护的特殊性，对DLlT559-2007、DLIT684-2012、Q/GDW422-2010的补充和完善。3.3 本标准中的母线以3/2接线为例其他情况可参照执行。3.4 对继电保护在特殊运行方式下的处理，应经所在单位主管领导批准，并备案说明4 保护配置要求4.1 基本配置原则4.1 .1 1000kV系统继电保护的配置应合理地兼顾工程的近期及远期的需要。4.1.2 1000kV系统应选用安全可靠、有成熟运行经验的保护设备。4.1.3 1000kV线路、主变、母线、高抗等配置双重化保护aa ) 双重化配置的保护装置及其回路之间应完全独立，不应有直接的电气联系。两套装置应分别安装在独立的屏柜上，接用两组独立的直流电源、两组独立的电流、电压互感器次级绕组，其跳闹出口回路也应分别接到相关断路器的两组跳闸线圈。b ) 双重化配置的两套保护应采用不同厂家产品。4.1.4 1000kV特高压线路、主变、母线、高抗的主保护应采用TPY型电流互感器，电流互感器的布智应满足保护无死区e4.2 线路保护配置4.2.1 1000kV线路保护应装设两套完全独立的主、后一体化保护，每套线路保护应单独配屏。4.2.2 1000kV线路应配置快速反映近端严重故障的、不依赖于通道的快速距离保护。Q I GDW 11397 -2015 4.2.3 1000kV线路应配置豆段式接地、相间距离后各保护。4.2.4 lOOOkV线路应配置一段反时限零序方向过流保护以保护高阻接地故障。零序功率方向元件采用自产零序电压井采取有效措施防止电压死区。反时限苓序过流应具备IEC60255-3标准反时限特性方程中的正常反时限特性方和曲线(nomal IDMT)。4.2.5 1000kV线路应采用分相电流差动保护作为线路主保护sa ) 分相电流差动保护应有分相式线路电容电流实时补偿功能。b ) 分相电流差动保护应具有弱馈功能。c) 分相电流差动保护应包含反应高阻接地故障的零序差动保护。d ) 分相电流差动保护装置在电流二次回路断线时应具有告警功能。4.2.6 1000kV线路保护通道应采用OPGW型的光纤通道。a ) 每套分相电流差动保护具备两个光纤通道接口，两个通道同时工作。在任一个通道且仅一个通道故障时，不影响线路分相电流差动保护的运行。b ) 分相电流差动保护在任一通道发生异常时应能正确判断并具有告警功能。c) 分相电流差动保护的两个通道应采用两条不同的光纤通渣，在复用通信光端机时应采用两套独立的光通信设备，两细独立的电源即应满足双设备、双路由、双电源的要求。4.2.7 每套线路保护需配置一套远跳就地判别装置，当需要配置线路过电压保护时，就地判别装置与过电压保护合用。4.2.8 远方跳闸保护采用经故障判据方式。就地故障判据可采用故障电流、故障电压和单相低有功、低功率因数角等。4.2.9 过电压保护应采用分相电压测量元件=迈电压保护动作后经延时通过线路保护的远传回路跳线路对侧的断路器。4.3 断路器保护配置4.3.1 1000kV断路器应配置独立的断路器保护，每套断路器保护应单独配屏s断路器保护包含重合闹、失灵、充电过流I、II段和充电零序过流功能。4.3.2 充电过流I、II段保护包括由硬压板投退的两段式相过流保护，具有瞬时和延时跳闸功能。充电零序过流与充电过流II段共用延时定值。4.3.3 发电厂出口线路的单相重合闹应有)1颐序重合功能，即发电厂的重合闸判断线路三相有电压后才重合，避免发电厂侧开关重合于故障对机组造成损伤。4.3.4 断路器三相不一致保护应采用断路器本体三相不一致保护。4.3.5 发变组断路器的三相不一致启动失灵保护的逻辑判断功能在发变组保护内实现，跳闸可共用断路器的失灵跳闸出口。4.4 短引线保护4.4.1 1000kV短引线保护若运行需要且接线方式能实现则应双重化配置，短引线保护可独立组屏，也可和边断路器合用一面屏柜。4.4.2 短引线保护应采用差动原理，CT次级应按断路器分别接入装置a4.5 母线保护配置4.5.1 lOOOkV母线应配置双重化母差保护，每套母差保护应单独配屏。4.5.2 1000kV主变低压侧母线保护应双重化配置，每套母差保护应单独配屏34.5.3 边断路器失灵联跳本母线其他断路器应与母线保护共用出口g4.5.4 母线保护应设置灵敏的、不需整定的失灵开放电流元件并带一定裕度的固定延时，防止由于失灵开入异常等原因造成失灵联跳误动。4.6 变压器保护配置4.6.1 1000kV变压器保护包含主体变保护和调压补偿变保护。主体变保护和调压补偿变2 Q I GDW 11397 -2015 保护应分布于不同保护装置内，并单独组屏。4.6.2 lOOOkV主体变保护配置:a ) 主体变保护应双重化配置，采用主、后一体化保护。两套电气量保护应分别组屏。主体变的非电量:保护单独细屏。b ) 主体变保护应配置纵差保护或分相差动保护加不需黯定的低压侧小区差动保护。c) 主体变保护应具有接入高、中压侧和公共绕组回路的分侧差动保护，不应将中性点零序电流接入差动保护cd ) 主体变司配置不经整定的反应故障分量的差动保护。e ) 当主体变采用比率制动纵差保护时，差动保护装置应分别接入各侧每个断路器的分支电流;当主体变采用比率制动分相差动保护加不需整定的低压侧小区差动保护时，分相差动保护装置应分别援，入高、中压侧每个断路器的分支电流及低压19lJJ套管电流:低压侧小l立差动应分别接入低压侧套营电流和低压侧分支电流。主体变各侧应配置后备保护和过负荷功能，各侧应各装设两套不带任何闭锁的过流保护或零序电流保护作为变压器的总后各保护。g) 对外部相间短路引起的变压器过电流，主体变应装设相间短路后备保护，保护带延时跳开相应断路器。可采用相间阻抗保护。h ) 对外部单相接地短路引起的变压器过电流，主体变应装设按地短路后备保护，保护带延时跳开相应断路器。可采用接地阻抗保护i ) 主体变应装设过激磁保护。过激磁保护应具有定时限低定值信号和反时限跳闸功能。反时限特性应与被保护变压器的励磁特性相配合。原则一般过激磁保护安装在变压器的高压倒巳j) 主体变低压侧应配置电压偏移保护，动作子信号。k ) 主体变应装设瓦斯、压力释放等非电量保护。4.6.3 调压变和补偿变保护配置:a ) 调压变和补偿变应单独自己置双重化保护，调压变和补偿变不配置差动速断和后备保护sb ) 调压变和补偿变第一套电气量保护和非电量保护细一面屏，第二套电气茧保护单独细屏。c ) 调压变和补偿变应装设瓦斯、压力释放等非电量保护。4.7 高抗保护自己置4.7.1 lOOOkV高抗配置双重化的主、后一体化电气量保护和单套非电量保护。4.7.2 lOOOkV高抗第一套电气量保护和非电量保护组一面屏，第三套电气量保护单独组屏。4.7.3 1000kV高抗主保护为差动保护、臣问保护。4.7.4 lOOOkV高抗后备保护为过电流保护、零序过电流保护、过负荷保护。4.7.5 1000kV线路高抗的中性点电J武器配置过电流和过负荷保护。4.7.6 1000kV高抗的非电量保护包括主电抗器和中性点电抗器。4.7.7 lOOOkV线路高抗在无专用断路器时，高抗保护动作除跳开本侧线路断路器外，还应通过线路保护的远传:回路跳线路对侧的断路器。4.8 故障录波器配置4.8.1 故障录波器的配置除满足本期工程需要外，应适度考虑工程发展需求。4.8.2 线线串两条线配置一台录波器，高压电抗器的交流量应与对应的线路交流量接在同一台故障录波器中。4.8.3 每台变压器(含主体变和调压补偿变)配置一台录波器。4.8.4 各保护小室所有特高压开关电流量及两条母线的电压量配置一台录波器。3 Q / GDV 11397一20155 保护整定原则5.1 整定基本原则5.1.1 电网继电保护整定范围一般与调度管辖范围相一致，并遵循局部电网服从整个电网;下一级电网服从上-级电网;局部问题自行处理和尽量照顾局部电网和下级电网需要的整定配合原则。5.1.2 交流柯:高压继电保护整定应本着强化主保护，简化后备保护的原则，合理配置线路及元件的主、后备保护，保护整定可以进行适当简化。在两套主保护拒动时，后备保护应能可靠动作切除故障，允许部分失去选择性。5.1.3 电网继电保护的整定应满足迹动性、选择性和灵敏性要求，如果由于电网运行方式、装置性能每原因，不能兼顾速动性、培择性或灵敏性要求时，应在整定时合理地进行取舍。5.1.4 对不同原理的保护之间的整定配合，原则上应满足动作时间上的逐级配合。在不能兼顾速动性、选择性或灵敏性要求时，可以采用时间配合保护范围不配合伯不完全配合方式。5.1.5 特高压主变、高抗的非电量保护，110kV及以下继电保护自设备所在运维单位整定，并报上级调度部门备案。5.2 线路保护整定5.2.1 轮断原则:在各种设定的运行方式下，进行分支系数求解及整定值校核时，会对线路两侧厂站的线路和变压器进行轮断，轮断个数的推荐原则为:基本上按N-l原则轮断，考虑到电网运行方式的变化，9个及以上元件轮断2-3个。同塔井架线路需考虑两回线同时停方式。5.2.2 纵联电流差动保护两侧的一次动作电流定值必须一致，差动电流动作值按躲过被保护线路稳态最大充电电容电流整定，不考虑高压并联电抗器停运的情况。零序差动保护在高阻接地故障时应有足够灵敏度，灵敏系数不小于1.3。5.2.3 CT断线不闭锁线路电流差动保护，CT断线后线路电流差动定值应躲线路正常运行负荷电流。5.2.4 分相电流差动保护应投电容电流补偿功能。5.2.5 线路保护整定采用近后备原则s条件许可时，应采用远近结合的方式，对远后备的灵敏系数不作要求。5.2.6 距离保护:4 a ) 接地和相间距离保护按金属性故障来校验灵敏度。在符合逐级配合原刷的前提下，尽可能提高距离保护的灵敏度。b ) 距离保护的配合是指阻抗灵敏角方向的配合。c) 特高压同塔双回线间具有较大零序互感，由于在不同的运行工况下，双回线间零序互感影响的不确定性，接地距离保护的测量误差较大，零序补偿系数的取值应符合Q/GDW422-2010中6.2.8的规定。d ) 距离I段。相间距离I段定值按不大于80%被保护线路正序阻抗整定。2) 接地距离I段定值按不大于70%被保护线路正序阻抗整定。3) 突变量距离或快速距离保护按不大于接地距离I段定值整定。e ) 距离II段1) 相间、接地距离II段动作起始时间为0.5s，级差为0.3s，最长动作时间不宜大于1.7s。2) 距离II段定值，按本线路末端发生金属性短路故障有足够灵敏度整定，并与相邻线路距离I段或纵联保护配合:若无法配合时，可与相邻线路距离II段配合。3) 若1000kV线路距离II段定值伸出对侧主变500kV每线，则对相应的500kV系统定值需下整定限额;若500kV线路距离II段定值伸出对侧主变lOOOkV母线，则距离II段可与1000kV线路的纵联保护配合。Q I GDW 11397 -2015 f) 距离皿段。相间、按地距离皿段应可靠躲过本线最火事故过负荷时对应的;段小负有f且抗和系统振荡周则，系统振荡周期由运行方式专业提供。相间、接地距离JIT段时间一般取2.0s及以上，级是为0.3s。2 ) 后备保护一般考虑近后备原则，距离III段定值要求对线路末端金属性短路故障有足够灵敏度。条件许可时，可采用远近结合的方式，对远后备的灵敏系数不作要求。3 ) 距离III段技与相守I线距离II段配合，若与相邻线距离II段配合乎f困难，则与相邻线距离皿段配合;若与相邻线距离UI段无法配合，可采取不完全配合方式。g) 负荷限制电阻值应可靠躲n-1故障币单间线的稳态运行电流。符合Q/GDW1161-2014标准的线路距离保护增加了il动应对过负荷的措施，能够准确区分负荷与故障，其负(rr限制电|咀R.定值1按考虑、距离保护的抗过渡电阻能力整定，推荐一次值不超过65005.2.7 零序电流保护需保证1000kV线路经6000高阻按地时可靠切除故障。反时限ZF序电流保护核反时限山线将定，全网1000kV线路的反时限零流取统一的标准反时b!曲线簇以做到白然配合。(例如:时间常数为0.4，启动值不大于400A，段小动作时间如果与反时限零流向有时间是串联逻辑应将定不小干0.5s;如果是)1二联逻辑则配合时间应不小于1.0s，最小时间取0.15s)。5.2.8 冈原理不同的保护装置上下级难以整定配合，若两套主保护同时扭动，后将保护R保灵敏度为主。5.2.9 振荡闭暂且过流核躲线路正常运行时;最大负荷电流整定，一次值一般取线路最大负荷电流的1.3倍。线路最大负荷电流由系统运行专业提供5.2.10 1000kV线路过电压保护电压及时间定值以t程管理单位提供的设备能力及定值要求为整定依据。5.3 断路器保护整定5.3.1 断路器失灵保护对于线路仅考虑线路两侧一台断路器单相拒动，对于主变仅考虑主变高、kl压制t_.6.断路器单相拒动或低压侧一向断路器三相拒动。5.3.2 断路器失灵保护延时跳相邻断路器及发远跳的时间整定按躲本断路器可在跳问时间和保护返回时间之和，再考虑一定的时间裕度，取0.2so线路和变压器断路器失灵保护的负序和零序电流判据公用3a ) 单跳开入断路桥失灵相电流仅进行有流、无流判剔，无需整足.三跳开入断路器失灵相电流的接定核呆变压器1=1压侧和低压侧短路;段小短路电流有灵敏皮整定，井尽量躲过变压器额定负荷电流。b ) 晰路器失灵保护零序电流定他按躲过最大零序不平衡电流且保护范阴末端故附有足够灵敏度整定，灵敏系数大于1.3。c) 断路捺失灵保护负序电流走值按躲过最大不平衡负序电流且保护范围末端故院有足够灵敏度整元.，灵敏系数大于1.3。d ) 断路器充电过流保护正常情况Ff亭j目，仅作为临时保护投入。电流定他应保证保护范网末端故陪有足够灵敏度，灵敏系数大于1.3。1) 线路断路器过流保护投I段和II段。过流I段和II段电流定值应保证保护范围末端故障有足够灵敏度并可靠躲线路充电电流，灵敏系数不小于1.5，过流I段时间为OsO.Ols，过流H段时间为0.3s。2) 主变断路器过流保护投I段和TI段。过流I段定值按断路器词，中压侧主变套管及Jl线故陆有灵敏皮鞭定，灵敏系数不小于1.5，时间取0.01s0.2s;过流II段应保证在本变压器低时!U故障时有足够灵敏度，灵敏系数不小于1.5，时间取0.3s1.5s。5.3.3 断路器三相不一致保护与线路相关的断路拙，三相不-致保护动作时间按可靠躲单相重合闸时间整定，统一取2.5so只与发变组相关的断路器三相不-致保护时间可整定为0.5s。5.3.4 线路重合闷时间的接定应满足相同电网安全稳定要求并充分考虑断路器本身和潜供电流的影响，5 Q / GDW 11397 -2015 由系统运行专业提供。5.3.5 相邻两个断路器重合闸采取时间上的配合以满足重合闸的先后合闸顺序。5.4 短引线保护整定短引线差动保护电流定1按系统小方式干母线金属性断路不小于2倍灵敏度赞定。5.5 母线保护整定5.5.1 母线保护差电流起动元件应保证最小方式下母线故II言有足够灵敏度，灵敏系数不小于1.5。5.5.2 母线保护差电流起9J元件技可革躲过区外故障最大不平衡电流和尽可能躲任一元件电流网路断线时由于最大负有j电流引起的差电流挫定5.5.3 CT断线应可靠闭锁母差。一般CT断线低告警定值整定为5%1也ClM为CT二次额定电流);闭锁电流定值整定为8%Ir0 5.6 变压器保护整定5.6.1 主体变保护整走a ) 变压器差动保护技变压器内部故附能快速切除，区外故障可靠不误功的原则将定。一般取(0.2-.，0.6) 16 (1，为基准侧额定电流)。b) 阻抗后备保护采剧带偏移特性的阻抗保护，指向变压器的阻抗不伸出对侧母线，可靠系数百取70%;指向母线侧的去年值按保证母线金属性故障有足够灵敏皮整淀。1000kV侧按指向变压揣侧阻抗的10%整走;500kV侧核指向变压器侧阻抗的20%整定。阻抗后各保护作为变压器背后母线的后各保护，均与本侧出线配合困难时，允许;部分失去选择性。时间定他应躲系统振荡周期并满足GB1094.5-2008中主变短路耐热能力电流的持续时间要求，跳本侧断路器的时间不商木于2s。c ) 变压器高、中lI.侧零序II段电流保护技本侧母线经100Q高阳接地故障有灵敏皮整定，时间定值与本侧出线反时限JJ向苓序也流保护配合。同-变电站两台及以上变压器并纠运行的苓序II段电流保护动作时间宜按不同时限鞍定，时间级主主取0.3s。d ) 变压器低压侧分支三相过流保护为变压器低压分立后备保护，整定值按可靠躲低11三分支额定电流弊定，按变压器低压侧相间故障有灵敏度校核;动作时间分两时限，一时限跳主变低压相应分支断路器，二时限跳主变三侧。e ) 变压器低压侧套管三相过流保护为变压器低压侧后备保护，整定值按可靠躲低压侧额定电流整定，按变压器低压侧相间故障有灵敏皮校核;动作时间分两时限，一时限跳上变低压分支所有断路器，二时限跳主变三侧。f) 过激磁保护告警;应值取1.06倍过激磁倍数1.1倍过激磁倍数启动反时限跳闸rUl线，跳闸时间和主变厂东的过激磁能力1111线相配合。电压基准值取相应主变的高Hi侧额定电LlS.0 5.6.2 调压补偿变整定a ) 调Jf.变灵敏差动和补偿变差动按各变压器内部故即能快速切除，区外故障可靠不误动的原则将定。调压变和补偿变差动保护启动电流一般为0.516Cl.，为折算成最大容贵时每皑的额定电流)。补偿变差动保护所有档位定值均按照最大档整定。调压变差动保护每档定值按照最大容业整定，每个运行档位均有对应的-组定值区。b) 干载i用压变不灵敏差动仅1驭i用压绕组l间分接头位置对应档位的额定也流、电压(如对于有21挡的调压变，取第5或17挡。按1.2倍i周压变额定电流辖定。5.6.3 CT断线闭锁主体变除差动边断之外的所有主主动保护oCT断线后，是动电流达剑1.2时差动保护臼动解锁开放跳|刑出口。5.6.4 调压补偿变CT断线闭锁调补变差动保护。CT断线后，差动电流达到1.21.，时差动保护自动解毛JJl开放跳闸出口。6 Q I GDW 11397 -2015 5.7 高抗保护整定5.7.1 差动保护最小动作电流走值，应按可靠躲过电抗器额定负载时的最大不平衡电流整定。在工程实j目艳定计算中可选取IOJ，1lmt=C1. 2C1. S1f: ，并应实测差问路中的不平衡电流，必要时可适当放大。5.7.2 差动边断保护定值应可靠躲过线路非同期合闸产生的最大不平衡电流，一般可取36倍电抗器额定电流。5.7.3 主电抗过流保护应躲过在轩态过和中电抗黯可能产生的过电流，其电流定值可掠电抗器额定电流的1.4倍整定，延时1.5s3s。5.7.4 上电抗零序过电流保护技躲过空载投入的零序励磁涌流和非全相运行时的零序电流提元，其电流定值可核电抗器额定电流的1.35倍整定，其时限一般与线路接地保护的后备段相配合，一般为2s。5.7.5 主电抗jl负俏保护应躲过主电抗器额定电流，其电流定值可按主电抗器额定电流的1.1倍整定，延时5s。5.7.6 1性点小电抗过电流保护的定值一般核中性点小电抗的持续运行额定电流的5倍整定，延时时间应可靠躲过线路非全相运行时间和电抗器空载投入的励磁涌流衰减时间，一般为5s-10s。5.7.7 中性点小电抗过负荷保护的定伯一般按中性点小电抗的持续运行额定电流的1.2倍整定，延时时间应可菲躲过线路非全相运行时间和电抗器空载投入的励磁泊流衰减时间，一般为5s-1Os。5.7.8 CT断线应闭锁商抗差动保护，CT断线肝，若动电流大于l.2倍电抗器额定电流时主主动应出口跳闸。5.8 故障录波器的整定5.8.1 线路相电流按可靠躲最大负荷电流整定;变压器各侧相电流按可靠躲变压器额定电流整定25.8.2 负序和零序分显:启动元ll=按躲最大运行t况下的不平衡分扯整定35.8.3 突变量启动元件按最小运行方式下保护范围末端金属性故障有足够灵敏度整定，灵敏系数不小于4。5.8.4 频率高于50.3Hz或低于49.7Hz启动录波。5.8.5 保护装置与迎道设备的输入/输出关系、分相和三相跳|明、启动失灵、启动重含闸、什闹、远方跳闸、开关位置等均应按事件丑:接入故障录波器。7 Q / GDV 11397 -2015 8 Q IGDW 11397一20151000kV继电保护配置及整定导则编制说明9 Q / GDV 11397 -2015 、FIA 目编制背景. . .11 编制主要原则. . . 11 与其他标准文件的关系. .11 主要工作过程.12 标准结构和内容. . . .叫.叫.叫川叫.1.2 -要条文说明.12 -i吁中句JA叶Jr。10 Q I GDW 11397 -2015 1 编制背景本标准根据国家电网公司共于下达2014年度公司技术标准制修订计划的通知国家电网科(2014)64号的安排制定。2011年，特高压交流试验示范工程扩建工程成功建成投运，成为世界电力发展史上新的里程碑。按照国家电网公司规划，207年建成三纵三横特高压同步电网。我国的1000kV交流特高压电网是世界上目前在运的最高电压等级电网，但国家电网公司尚无1000kV继电保护运行整定标准/规范。电力系统继电保护是电网安全运行的第一溢防线，1000kV交流特高压在线路分布电容、故障暂态特性、过电压等方面与750kV、500kV电网有很大不同，对继电保护的运行整定也提出了更高的要求，目前己有的标准不能够适应1000kV交流特高压发展的需要。为贯彻国家电网公司建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网战略目标，适应后续交流特高压电网建设需要，全面推广应用国家电网公司标准化建设成果，推进1000kV交流特高压继电保护各项技术研究和标准的规范化建设，国家电力调度通信中心I句公司提出制定国家电网公司1000kV继电保护运行整定标准/规范。2 编制主要原则本标准根据以下原刷编制:1 )本标准在系统研究和总结1000kV交流特高压继电保护装置应用和定值整定经验的基础上，开展编制工作。2)本标准依据GBrr14285- 2006 继电保护和安全自动装置技术规程、Q/GDW422- 2010 1皇家电网继电保护整定计算技术规范、Q/GDW325- 2009 lOOOkV变压器保护装置技术要求、Q/GDW326- 2009 1000kV电抗器保护装置技术要求、Q/GDW327- 2009 (IOOOkV线路保护装置技术要求、Q/GDV 328- 2009 OOOOkV母线保护装置技术要求、Q/GDW329- 2009 1 OOOkV断路器保护装置技术要求等的有关要求，进一步细化，并充分总结1000kV继电保护装置在特高压变电站中的设计、经验和运行成果。本标准项目计划名称为.t1000kV继电保护运行整定导则因标准中没有涉及运行方面的内容，主要从1000kV继电保护配置和整定方面提出相关技术要求，因此经专家讨论决定更名为1000kV继电保护配置及整定导则。3 与其它标准文件的关系本标准符合国家现行的法律、法规和政策，以及现行的国家标准、行业标准、国家电网公司有关技术标准、国际标准和国外先进标准的技术方向。本标准在继电保护基本配置原则方面与国家标准GB/T14285- 2006 继电保护和安全自动装置技术规程)-致，但在1000kV变压器保护配置方面进行了细化。本标准在继电保护基本整定原则方面与电力行业标准DLlT559- 2007 220kV750kV电网继电保护装置运行整定规程一致，但在1000kV变压器保护、线路保护、母线保护、断路器保护等整定方面进行了细化。本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权使用问题。本标准制定中的主要参考文件:本标准主要引用了GB/14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程、GB/Z25841-2010 lOOOkV电力系统继电保护技术导则、Q/GDW325- 2009 (IOOOkV变压器保护装置技术要求、Q/GDW326- 2009 OOOkV电抗器保护装置技术要求、Q/GDV327-2009 (OOOOkV线路保护装置技术要求、Q/GDW328- 2009 lOOOkV母线保护装置技术要求、Q/GDW329 - 2009 tOOOkV断路器保护装置技术要求等的相关规定。11 Q I GDW 11397 -2015 4 主要工作过程1) 2014年2月17日至18日，承担该标准编制任务的中国电科院在上再召开标准讨论编制会，华东分中心相关继电保护专业人员参加会议。根据国调中心长南晋工程以及华东分中心淮沪特高压工程的运用实践，会议讨论了编制大纲及时间节点，6月初完成了lOOOkV继电保护运行整定导则初稿的编制。2) 2014年6月27日，中国电科院在北京组织召开了:, 国调中心、华东分中心等相关继电保护专业人员参加会议，会议明确了标准的编写内容。会后编写组按照修改意见，修改完善形成征求意见稿c3) 2014年10月9日至10日，中国电科院在上海组织召开了(1000kV继电保护运行整定导则征求意见稿讨论会，华东分中心、河北省调、上海市调、浙江省调、安徽省调、福建省调、中国电科院及国网继电保护继专家参加会议。会后编写组根据专家意见进行修改形成送审稿。4 ) 2015年4月28日至29日，中国电科院在北京组织召开了1000kV继电保护运行整定导则评审会议，对送审稿进行了评审，提出了专家评审意见，并确定标准名称为OOOOkV继电保护配置及整定导则。自调中心、华东分中心、华北分中心、华中分中心、天津市调、山西省调、浙江省调、福建省调、中国电科院继电保护专业人员以及国网继保专家参加会议。5) 2015年5月6日，根据专家评审意见进行修改完善，形成OOOOkV继电保护配置及整定导则报批稿5 标准结构和内容本标准按照国家电网公司技术标准管理办法)(国家电网企管(2014)455号文)的要求编寸。本标准的主要结构和内容如下:本标准主题章分为3章，主要由总则、保护配置要求和保护整定要求组成。本标准根据现有1000kV继电保护自己置及整定的实际经验，本着先进性、实用性和可操作性等原则，给出 了1000kV继电保护配置和整定的基本原则，以及电流互感器选型、组屏、保护通道、时间定值和灵敏度的要求，最后提出故|璋录波器的配置及整定要求。标准中所列出的保护配置和整定要求，是在总结现有工程经验的基础上，提出的更高要求，该标准的制定将为公司后续交流特高压继电保护工作提供标准依据。6 条文说明1.本标准第3章总则保护双重化配置部分，参照、Q/GDW1161-2014的3.3条中有关保护重化自己置的原则保护装置的双重化以及与保护配合回路(包括通道的双重化，双重化配置的保护装置及其回路之间应完全独立，无直接的电气联系。本标准在条款3中增加了双重化配置的两套保护应采用不同厂家产品的规定。本标准对交流特高压继电保护!有互感器边型和布置做出了明确要求a2. GB/T 14285-2006的4.1.10条中对保护装置接入的零序电压做出了规定。本标准第4章4.2线路保护配置条，参照GBIT14285-2006的4.1.10条也做出了相应规定。3. Q/GDW 1161-2014的10.1.2条中指出线路纵联保护优先采用光纤通道。参照该条，本标准第4章4.2.6线路保护配置对线路保护通信通道做出具体规定。4. Q/GDW 1161-2014的5. 1.1.3条中指出配置双重化的短引线保护，每套保护应包含羞动保护和过流保护。参照该条款，并结合特高压工程实际经验，本标准第4章l4.4.2短引线保护配置对短引线保护配置做出具体规定。5. GBIT 14285-2006的4.3条中对变压器保护配置做出了规定，DLIT684-2012的第5章中对变压器保护整定做出了规定，但是以上两个标准缺乏针对1000kV变压器的保护配置及整定技术要求。参照12 Q I GDW 11397 -2015 以上标准条款，并结合特高压工程实际经验，本标准第5章4.6变压器保护配置和第5章5.6变压器保护整定对1000kV变压器保护配置和整定做出具体规定。13