GB／T 37155.1-2018标准规范下载简介
GB／T 37155.1-2018 区域保护控制系统技术导则 第1部分：功能规范1华人民共和国国家标#
GB/T 37155.1—2018
区域保护控制系统技术导则
GB/T37155.12018
DB33／T 1065-2019 工程建设岩土工程勘察规范GB/T37155《区域保护控制系统技术导则》分为两个部分： 第1部分：功能规范； 第2部分：信息接口及通信。 本部分为GB/T37155的第1部分 本部分按照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。 本部分由中国电力企业联合会提出并归口。 本部分起草单位：广州供电局有限公司、南京南瑞继保电气有限公司、中国南方电网电力调度控制 中心、国网浙江省电力有限公司、南方电网科学研究院有限责任公司、国家电网公司华北分部、国家电网 公司华东分部、国家电网公司西南分部、国网青海省电力公司、陕西省电力公司、国网上海市电力公司、 国网浙江省电力公司嘉兴供电公司、国网浙江省电力公司温州供电公司、国网浙江省电力公司衢州供电 公司、国网浙江省电力公司电力科学研究院、华北电力大学、中国电力科学研究院、浙江天学、长园深瑞 继保自动化有限公司、北京四方继保自动化股份有限公司、许继集团有限公司、国电南京自动化股份有 限公司、许昌开普检测技术有限公司。 本部分主要起草人：*力、*园园、刘育权、*正*、裘愉涛、文安、孙集伟、邱智勇、陈愚、*** 秦琴、涂崎、倪秋龙、华煌圣、江伟建、周震宇、郑翔、杨涛、马静、*仲青、徐习东、张广嘉、*继晟、邓茂军、 张尧、贺春
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区域保护控制系统技术导则 第1部分功能规范
区域保护控制系统技术导则
GB/T37155的本部分规定了应用于110kV及以下受端配电网络（含分布式电源）的区域保护控 制系统的功能配置及技术要求，主要包括继电保护、安全稳定控制、备用电源自投功能的配置原则及配 合关系。 本部分适用于110kV及以下电压等级区域保护控制系统，其他电压等级有相同电网供电可靠性 问题的同类型电网区域保护控制系统可参照执行
3.1 区域保护控制系统protectionandcontrolsystemonregionalpowergrid 在现有继电保护及安全自动装置配置的基础上，按照完善保护功能、优化控制策略、提高供电可靠 性的要求所需增配的包含多变电站信息协调控制的继电保护、稳定控制及备用电源自投等控制功能所 构成的系统的总称
集成一个或多个间隔模拟量、开关量信号的采集和控制信号的输出的智能装置。与一次 电缆连接，与区域保护控制装置采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等 控制等功能。
4系统功能定位及整体要求
区域保护控制系统功能定位及整体要求如下：
d/ 区域保护控制系统面向110kV及以下部分网架薄弱或供电可靠性不满足要求的地区电网，实 现对地区电网的保护、控制协同一体化，提升保护性能、优化控制策略、提高地区电网供电可 靠性。 区域保护控制系统功能配置应满足GB/T26399规定的电力系统三道防线的要求， c) 区域保护控制系统应满足可靠性、经济性、实用性、先进性原则，宜与现有的保护控制装置相对 独立。 d) 区域保护控制系统应根据电网的拓扑结构、实时运行状态，实现故障点的快速定位及故障隔 离、非故障失电区域的快速恢复供电，并采取相应的保护与控制措施保证区域电网的安全稳定 运行。 e）35kV～110kV电压等级区域电网宜采用三层结构进行配置（如图1所示），选择其中一个变 电站（宜选择在区域主电源点变电站)设置区域控制主站，实现整个区域电网（区域层）的保护 控制（区域保护功能宜由站域控制子站分布式实现）；在区域内相关变电站设置站域控制子站， 实现站内（站域层)相关间隔的集中式保护控制；对于常规变电站，区域内相关变电站配置智能 采集装置（采集执行层），完成变电站内一个或多个间隔模拟量和开关量的采集，以及保护和控 制命令的执行；对于智能变电站，信息采集和控制通过过程层网络实现。同时，保留间隔层原 有的保护控制装置不变
执行层左边是智能变电站模式，右边是常规变电站模式
35kV以下电压等级区域电网根据系统情况及既有装置配置，可参照图1执行，也可由配电自 动化系统中的功能模块实现区域保护控制功能，或者采用环网柜、开闭所、柱上开关等配电终 端构成区域保护控制系统。 g） 区域保护控制系统的通信网络宜采用光纤网络，并根据现行通信网条件，综合考愿多种通信承 载方式并合理选用。 h） 当区域保护控制系统需要进行高精度同步采样时，同步采样不宜依赖于同步卫星系统。 区域保护控制系统应建立包含电网实时电气信息、保护控制信息、设备状态等各类数据的标准 化信息接口，满足设备互操作和一致性的要求。 ) 区域保护控制系统的站域层和区域层数据传输宜采用IEC61850的SV和（或）GOOSE传输
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机制。 k 区域保护控制系统中不同的保护控制功能应具备独立投退功能。 ） 区域保护控制系统相关设备应设置检修压板，并具备相应检修机制，在设备检修时区域保护控 制系统不应误动。 m）除出口继电器外，区域保护控制系统装置内的任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸
5.1继电保护功能配置原则
5.1.1总体配置原则
5.1.2线路保护配置原则
线路保护应满足如下配置要求： a）线路保护应能明确区分被保护线路的区内外故障； b）在区域通信网具备同步功能时，宜优先配置纵联电流差动保护； c）纵联保护通道应适应区域通信网的不同通信方式
5.1.3母差、失灵保护配置原则
区域保护控制系统可根据实际系统需要配置母线差动保护和断路器失灵保护，相关保护功能应 GB/T14285、DL/T670的要求
5.1.4主变保护配置原则
区域保护控制系统可根据实际系统需要配置主变保护，相关保护功能应满足GB/T142 /T14598.300的要求
5.1.5变电站直流失电保护配置原则
变电站直流失电保护应满足如下配置要求： 在变电站直流电源失电等情况下导致本变电站保护和开关拒动时，若发生失电变电站范围内 敌障时，通过跳开本变电站所有出线对侧开关（相邻变电站侧开关)来隔离故障 b 变电站直流失电保护应满足可靠性要求，宜采取相应措施利用直流失电变电站和相邻变电站 的区域信息进行综合判断，在系统扰动、回路干扰、区外故障等异常情况下可靠不误动。 变电站直流失电保护应可对原有间隔保护装置远后备的动作延时进行加速，在保证选择性的
5.2安全稳定控制功能配置原则
安全稳定控制功能应满足如下配置要求： a）宜采用分层分区的原则进行电力系统第二、三道防线的功能配置。 站域控制子站信息通过区域通信网传送给区域控制主站，区域控制主站的切机、切负荷命令通 过区域通信网传送给站域控制子站，由站域控制子站完成本站的切机、切负荷的策略和执行。 低频低压减载与高周切机功能逻辑判断宜配置在区域控制主站。
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宜配置在区域控制主站。 e） 对于可能出现故障后孤网运行的区域电网，应在区域控制主站配置区域稳定控制功能。区域 控制主站根据区域电网实时信息采取切机、切负荷等措施以维持孤网频率稳定 f） 宜具备精准切机、切负荷功能。根据系统的功率不平衡量及在线精确测量信息GTCC-061-2018 电液转辙机（ZYJ9系列）-铁路专用产品质量监督抽查检验实施细则，按优先级精准 切机、切负荷。 宜具备根据事故前状态与故障元件预判故障后状态进行切机、切负荷的功能，避免线路或主变 故障跳闸后，相邻元件连锁过载跳闸引起的灾难性后果
5.3备用电源自投功能配置原则
备用电源自投功能包括站域备自投和区域备自投功能，应满足如下配置要求： a）站域备自投功能应配置在站域控制子站，根据变电站的实际运行方式实现不同站域自投方式 的自动切换，实现失电站内备用电源的自动投入。 b) 当本站无备用电源，站域备自投无法实现电源恢复时，可根据电网的实际情况配置区域备自投 功能。区域备自投功能应配置在区域控制主站，能够自动适应区域电网的运行方式，当电网发 生故障时，根据区域电网的实时信息，实现备用电源的自动投人。 c） 在有多电源点可供备自投选择时，宜综合考虑一次设备承受负荷能力、备投后电源母线电压变 化等因素的影响，设置备用电源的优先级。 原则上应确保主供电源断路器断开后，方可投入备用电源。当人工切除主供电源时，备用电源 自投功能不应动作
继电保护功能要求及其与常规继电保护功能关
继电保护功能应满足如下要求： ） 区域保护功能实现对间隔保护功能的优化和补充。 b)F 由站域控制子站实现继电保护功能。当集成站内多个一次设备的保护时应采用集中式装置实 现站域电气元件的保护功能，各保护功能应能独立投退。 站域控制子站保护功能应不影响站内原有的常规继电保护装置的功能。 d 站域控制子站通过站内过程层网络，或智能采集装置采集站内模拟量和开关量信息并完成相 应的保护控制功能。站域控制子站以光纤以太网方式，采用IEC61850与过程层网络或智能 采集装置进行通信，
5.5安全稳定控制功能与常规稳定控制配合关系
安全稳定控制功能应满足如下要求： a 安全稳定控制功能应能够自动识别区域电网的运行方式，当电网发生故障时，根据区域电网的 实时信息DB13／T 5055-2019 600MPa级高强钢筋混凝土结构，采取控制措施，最大限度地降低事故影响范围。