小電源接入系統繼電保護和安全自動裝置技術規范

1.范圍

本規定適用于國網上海市電力公司管轄范圍接入10kV至llOkV系統的小電

源。

2.原則引用文件

GB/T14285-2006繼電保護和安全自動裝置技術規程

DL/T584-20073kV?llOkV電網繼電保護裝置運行整定規程

DL/T1040電網運行準則

Q/GDW370-2009城市配電網技術導則

Q/GDW3382-2009配電自動化技術導則

Q/GDW392-2009風電場接入電網技術規定

Q/GDW-11147-2013分布式電源接入配電網技術規范

Q/GDWT1148-2013分布式電源接入系統設計內容深度規定

Q/GDW617-2011光伏電站接入電網技術規定

Q/GDW11198-2014分布式電源涉網保護技術規范

Q/GDW11199-2014分布式繼電保護和安全自動裝置通用技術條件

Q/GDW11120-2014接入分布式電源的配電網繼電保護和安全自動裝置技術

規范

Q/GDW1738-2012配電網規劃設計技術導則

國網上電司發展12014）601號上海電網規劃設計技術導則（試行）

3.小電源接入系統基本原則

3.1.小電源定義

本技術規范所指小電源指以10kV至llOkV電壓等級（公共連接點處）接入系

統電網的小型電源。根據小電源并網技術的類型分類，可分為直接與系統連接（機

電式）和通過逆變器與系統相聯兩大類。

第一類小電源是旋轉式發電機直接發出工頻交流電，如小型燃氣輪機組發

電、地熱發電、水力發電、太陽熱發電等；

第二類小電源通常指經直流電逆變上網的小電源（如風力發電、光伏發電、

燃料電池及各種電能儲存技術）。

32小電源接入系統原則

3.2.1.并網點、公共連接點等相關定義

并網點:

對于通過升壓變壓器接入公共電網的電源，尹網點指與公用電網直接連接的

變壓器高壓側母線。對于不通過變壓器直接接入公共電網的電源，并網點指電源

的輸出匯總點。如圖1所示，Al、Bl、C1點分別為小電源A、B、C的并網點。

接入點：

是指小電源接入電網的連接處，該電網既可能是系統電網，也可能是用戶電

網。如圖1所示，A2、B2、C2點分別為小電源A、B、C的接入點。

公共連接點:

電力系統中一個以上用戶的連接處，是指用戶系統（發電或用電）接入系統

電網的連接處。如圖1所示，C2、D點均為公共連接點。C2點既是小電源接入點,

又是公共連接點，A2、B2點不是公共連接點。

小電源B

圖1相關節點定義示意圖

3.2.2.并網點的確定原則為電源并入電網后能有效輸送電力并且能確保電網的

安全穩定運行。

3.2.3.當公共連接點處并入一個以上的電源時，應總體考慮它們的影響。

3.2.4.小電源并網點的短路電流與小電源額定電流之比不宜低于10o

3.2.5.并網上網的小電源接入系統線路不宜采用接方式。

3.2.6.對于接入系統的小電源，在接入系統報告中應根據小電源類型、容量大

小，對小電源短路容量進行計算。

3.3.小電源接入系統典型接線

3.3.1.直接接入系統電網變電站低（中）壓側母線

如圖2

高壓母線

系統變電站A

#2

BE

FD

低壓母線III

AA'

I_____

L1L1，

G）（G'

小電源小電*原

圖2直接接入系統電網變電站低（中）壓側母線

3.3.2.經系統開關站后最終并入系統變電站低（中）壓側母線

如圖3

3.3.3.經35kV、llOkV變電站（高壓側環進環出）后最終并入系統變電站低（中）

壓側母線

如圖4

4.小電源接入繼電保護配置原則

小電源接入系統的繼電保護配置應符合可靠性、選擇性、靈敏性和速動性的

要求，繼電保護和安全自動裝置應為通過行業或國家級檢測機構檢測合格的產

品,其技術條件應滿足GB/T14285、DL/T584、Q/GDW11199-2014以及Q/GDW

11120-2014的要求。

4.1.小電源電源側涉網保護技術要求

4.1.1.對于并網不上網小電源，并網線路小電源側應配置逆功率保護，動作應

切除發電機組。

4.L2,對于并網上網（含自發自用余量上網）小電源（除光伏電源外），小電

源高壓總進線斷路器（即小電源接入公共可網線路電源側）應配置主后合

一光纖電流差動保護，后備保護采用距離或方向過流、零流保護。

4.1.3.小電源側應安裝故障解列裝置，功能包括低/過壓保護、低/過頻率保護

及零壓保護功能；其動作時間宜小于系統側電業變電站（或開關站）故障

解列裝置動作時間，且有一定級差；低電壓時間定值應躲過系統及用戶母

線上其他間隔故障切除時間，同時考慮符合系統重合閘時間配合要求。

4.1.4,并網線路及電源側內部變壓器、發電機等設備的二次電流、電壓模次量

及保護動作、斷路器變位等開關量應接入故障錄波儀（除光伏電源外）。

4.L5.小電源用戶應根據相關技術規程、電網運行情況及設備技術條件，校核

涉網保護定值，并根據調度部門的要求，做好對所轄設備的整定值校核工

作。當電網結構、線路參數和短路電流水平發生變化時，應及時校核相關

涉網保護的配置和整定，避免發生保護不正確動作。

4.1.6.接入lOkV-KOkV電網的小電源涉網保折定值應在調度部門備案，備案

包括如下內容：

a）并網點開斷設備技術參數；

b）保護功能配置；

c）故障解列定值；

d）逆變器防孤島保護定值；

0）主（縱差）后備（過流或距離）保護定值：

f）重合閘相關定值。

42小電源系統側繼電保護及安全自動裝置技術要求

4.2.1.并網不上網的小電源

系統側小電源并網線路可按終端線方式配置線路距離或電流保護。

系統側其余線路保護按照上海電網相關技術原則配置。

4.2.2.并網上網小電源

按小電源并網電壓等級及并網接線方式的不同，上網小電源可以五種方式接

入電網，具體保護配置原則如下：

4.2.2.1.10kV并網線路直接接入變電站低壓母線（圖2）

a）線路L1應按聯絡線配置保護，線路兩側配置主后合一光纖電流差動保護，

后備保護采用方向過流、零流保護。L1線路不配置重合閘。

b）并網線路L1的電流、電壓模擬量與保護動作開關量應接入變電站故障錄波

儀（除光伏電源外）。

c）變電站FD斷路器各向投動作應聯跳斷路器A、B。

d）變電站主變各側故障時，小電源提供短路電流小于主變各側一次設備額定

值，則可不配置主變低壓側方向過流保護。否則，應配置復壓閉鎖主變低壓

側（斷路器B、E）方向過流保護，復壓元件由各側電壓經“或門”構成，保護

動作跳本主變低壓側斷路器B（E）o

e）35kV變電站變壓器高壓側應配置零壓保護，保護動作跳開本主變低壓側斷路

器B（E）。35kV變電站變壓器高壓側電源進線宜配置縱差保護。

f）HOkV變電站變壓器高壓側電源進線應配置縱差保護。

4.2.2.2.10kV并網線路經開關站接入變電站低壓母線（圖3）

a）線路LI、L2按聯絡線配置保護，線路兩側配置主后合一光纖電流差動保護,

后備保護采用方向過流、零流保護。LI、L2不配置重合閘。

b）并網線路U、L2的電流、電壓模擬量與保護動作開關量應接入變電站/開關

站的故障錄波儀（除光伏電源外）。

c）開關站FD2斷路器備自投動作應聯跳斷路器C、D。

d）變電站FD1斷路器備自投動作應跳開斷路器A、B。根據《上海電網備用電源

自動投入裝置技術原則》（上電司調字（2003）第517號）要求，FD2的備

自投動作時間應快于FD1的備自投動作時間。

e）變電站主變各側故障時，小電源提供短路電流小于主變各側一次設備額定

值，則可不配置主變低壓側方向過流保護。否則，應配置復壓閉鎖主變低壓

側（斷路器B、E）方向過流保護，復壓元件由各側電壓經“或門”構成，方向

指向主變高壓側，保護動作跳開本主變低壓側斷路器B（E）0

f）35kV變電站變壓器高壓側應配置零壓保護，保護動作跳開本主變低壓側斷路

器B（E）。35kV變電站變壓器高壓側電源進線宜配置縱差保護。

g）HOkV變電站變壓器高壓側電源進線應配置縱差保護。

4.2.2.3.35kV、HOkV并網線路直接接入變電站中（低）壓母線（圖2）

a）線路L1應按聯絡線配置保護，線路兩側配置主后合一光纖電流差動保護。

以llOkV并網線路接入的，UOkV后備保護應采用距離保護和零流保護：以

35kV并網線路接入的，35k￥后備保護可采用方向過流、零流保護。

b）L1線路小電源側不配置重合閘。L1線路系統測（斷路器A）若有線路壓變，可

配置檢無壓重合閘，否則，不配置重合閘。

c）并網線路L1的電流、電壓模擬量與保護動作開關量應接入變電站故障錄波

儀（除光伏電源外）。

d）變電站FD斷路器各自投動作應跳開斷路器A、B。

e）若變電站中（低）壓側為雙母線接線，則要求主變及小電源線路均固定母線連

接。220kV變電站中（低）壓側母差保護動作應跳開斷路器A、Bo

f）當220kV變電站高壓側發生故障，中（低）壓側小電源提供的短路電流大于主

變中（低）側、高壓側一次設備額定電流時，對配置220kV母差保護的變電站,

應投用220kV母差保護失靈聯跳啟動主變保護聯跳主變各側斷路器的保護功

能。若無220kV母差保護或220kV母差保護無失靈聯跳啟動主變保護聯跳各

側斷路器的功能，且其他保護無法切除故障時，須在主變中（低）壓側配置復

壓閉鎖方向過流保護，復壓元件由各側電壓經“或門”構成，方向朝主變高

壓側，保護動作跳本主變中（低）壓側斷路器B（E）。

g）HOkV變電站變壓器高壓側電源進線應配置縱差保護。

4.2.2.4.35kV、HOkV并網線路經開關站接入變電站低壓母線（圖3）

a）線路LI、L2應按聯絡線配置保護，線路兩側配置主后合一光纖電流差動保

護。以llOkV并網線路接入的，HOkV后備保護應采用距離保護、零流保護;

以35kV并網線路接入的，35kV后備保護可采用方向過流保護、零流保護。

b）L1線路小電源側不配置重合閘。L1線路開關站側（斷路器D）若有線路壓變，

可配置檢無壓重合閘，否則，不配置重合閘。

c）L2線路開關站側（斷路器C）不配置重合閘。L2線路變電站側（斷路器A）若有

線路壓變，可配置檢無壓重合閘，否則，不配置重合閘。

d）并網線路LI、L2的電流、電壓模擬量與保護動作開關量應接入變電站/開關

站的故障錄波儀（除光伏電源外）。

e）開關站FD2斷路器備自投動作應聯跳斷路器C、Do

f）變電站FD1斷路器備自投動作應跳開斷路器A、Bo

g）FD2的備自投動作時間應快于FD1的備自投動作時間。

h）若變電站中（低）壓側為雙母接線，則要求主變及小電源線路均固定母線連

接。

i）110kV/35kV開關站若有母線保護，則母線保擔動作應聯跳斷路器C、Do

j）當220kV變電站高壓側發生故障，中（低）壓側小電源提供的短路電流大于主

變中（低）側、高壓側一次設備額定電流時，對配置220kV母差保護的變電站,

應投用220kV母差保護失靈聯跳啟動主變保護聯跳主變各側斷路器的保護功

能。若無220kV母差保護或220kV母差保護無聯跳主變各側斷路器功能，且

其他保護無法切除故障時，須在主變中（低）壓側配置復壓閉鎖方向過流保

護，復壓元件由各側電壓經“或門”構成，方向朝主變高壓側，保護動作跳

本主變中（低）壓側斷路器B（E）。

k）HOkV變電站高壓側電源進線應配置縱差保護。

4.2.2.5.35kV,HOkV并網線路經35kV,HOkV變電站（高壓側環進環出）

后最終并入系統220kV變電站低（中）壓側母線（圖4）

a）線路LI、L2應按聯絡線配置保護，線路兩側配置主后合一光纖電流差動保

護。以UOkV并網線路接入的，HOkV后備保護應采用距離保護、零流保護;

以35kV并網線路接入的，35kV后備保護可采用方向過流保護、零流保擔。

b）L1線路小電源側不配置重合閘。L1線路變電站A'側（斷路器D）若有線路壓

變，可配置檢無壓重合閘，否則，不配置重合閘。

c）L2線路變電站A'側（斷路器C）不配置重合閘。L2線路變電站A側（斷路器

A）若有線路壓變，可配置檢無壓重合閘，否則，不配置重合閘。

d）并網線路U、L2的電流、電壓模擬量與保護動作開關量應接入變電站/開關

站的故障錄波儀（除光伏電源外）。

e）變電站FD斷路器各自投動作應跳開斷路器A、Bo

f）當220kV變電站高壓側發生故障，中（低）壓側小電源提供的短路電流大于主

變中（低）側、高壓側一次設備額定電流時，對配置220kV母差保護的變電站,

應投用220kV母差保護失靈聯跳啟動主變保護聯跳主變各側斷路器的保護功

能。若無220kV母差保護或220kV母差保護無聯跳主變各側斷路器功能，且

其他保護無法切除故障時，