线路保护及辅助装置标准化设计规范报批稿

1、Q/GDW国家电网公司企业标准Q/GDW 7662014代替Q/GDW 7662012ICS 29.240.30 国家电网公司 发 布2014-XX-XX 实施2014-XX-XX 发布10kV110kV线路保护及辅助装置标准化设计规范Standardization design specification for 10kV110kV transmission line protection and auxiliary equipments（报批稿）目次前言III1范围12规范性引用文件13总则14一般规定25110（66）kV线路保护设计规范11610（35）kV线路保护设计规范237保护相

2、关自动装置设计规范308线路保护与通信设备接口要求449合并单元设计规范4410智能终端设计规范4411智能站保护屏（柜）光缆（纤）要求4512对相关设备和回路的要求45附录 A （规范性附录） 110（66）kV线路保护装置定值清单标准格式46附录 B（规范性附录）10（35）kV线路保护装置定值清单标准格式59附录 C （规范性附录）备自投装置定值清单标准格式68附录 D （规范性附录）故障解列装置定值清单标准格式76附录 E （规范性附录）保护输出报告标准格式79附录 F （规范性附录）智能站装置过程层接口及虚端子83附录 G （规范性附录）常规装置继电保护信息98附录 H （规范性附录

3、）智能化装置继电保护信息109附录 I （规范性附录）多合一装置继电保护信息121编制说明123前言本标准规范了线路保护及辅助装置的输入输出量、压板、端子（虚端子）、通信接口类型与数量、报吿和定值，为保护装置的技术原则、配置原则以及相关二次回路、继电保护信息等的标准化设计提供技术标准和依据。本标准代替Q/GDW 7662012，与Q/GDW 7662012相比主要技术性差异如下：增加了智能站装置相关要求；增加了装置功能配置表，装置功能由“基础型号功能”、“选配功能”组成；修改了附录AD中的保护装置定值清单增加了附录F智能站装置过程层接口和虚端子、附录GI继电保护信息。本标准由国家电力调度控制中

4、心提出并解释。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准主要起草单位：。本标准主要起草人：。本标准于2012年首次发布，2014年第一次修订。10kV110kV线路保护及辅助装置标准化设计规范1 范围本标准规定了110（66）kV及以下电压等级的线路保护、备用电源自动投入装置（简称备自投装置）和故障解列装置的技术原则和设计准则。本标准适用于国家电网公司110（66）kV及以下电压等级的线路保护、备自投装置、故障解列装置及相关辅助装置和回路的设计工作。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据

5、本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 22386 电力系统暂态数据交换通用格式（GB/T 22386-2008，IEC 60255-24:2001，IDT）GB/T 25931 网络测量和控制系统的精确时钟同步协议DL/T 860 变电站通信网络和系统Q/GDW 1396 IEC 61850工程继电保护应用模型Q/GDW 1161 线路保护及辅助装置标准化设计规范3 总则3.1 宗旨本标准旨在通过规范110（66）kV及以下电压等级的线路保护、备自投装置、故障解列装置及

6、相关辅助装置的技术原则、配置原则、组屏（柜）方案、端子排设计、压板设置和回路设计，提高继电保护设备的标准化水平，为继电保护的制造、设计、运行、管理和维护工作提供有利条件，提升继电保护运行、管理水平。3.2 优化设计原则3.2.1 应优先通过继电保护装置自身实现相关保护功能，尽可能减少外部输入量，以降低对相关回路和设备的依赖。3.2.2 应优化回路设计，在确保可靠实现继电保护功能的前提下，尽可能减少屏（柜）内装置间以及屏（柜）间的连线。3.3 装置软件构成原则本标准中装置功能由“基础型号功能”和“选配功能”组成；功能配置由设备制造厂出厂前完成。功能配置完成后定值清单及软压板、装置虚端子等应与所选

7、功能一一对应。本标准按最大化列举设备参数定值、保护定值、保护控制字、保护功能软压板，出厂时未选配功能对应项自动屏蔽，其它项顺序排列。本标准按典型工程应用列举SV接收软压板、GOOSE软压板、装置虚端子。3.4 主接线型式3.4.1 110（66）kV电压等级线路保护适用于双母线、单母线分段、单母线、内桥等；3.4.2 10（35）kV电压等级线路保护适用于单母分段接线等；3.4.3 110kV电压等级为中性点直接接地系统；66kV、10（35）kV电压等级为小电流接地系统，当66kV、10（35）kV电压等级为低电阻接地方式时，需配置零序过流保护。3.4.4 备自投逻辑适用于单母线、单母线分段

8、、内桥和扩大内桥接线的进线备自投、主变备自投、分段（内桥）备自投。3.5 装置分类说明3.5.1 装置基本分类，如下：a） 常规装置：适用于常规电缆连接方式进行采样、开入、开出等回路连接。b） 智能化装置：适用于SV采样、GOOSE开入、GOOSE开出。c） 多合一装置：在10（35）kV常规装置的基础上集成SV输出、GOOSE开入开出功能。3.5.2 110kV线路保护装置本标准规定了110kV线路距离保护装置、纵联电流差动保护装置，及对应的保护测控集成装置的设计要求。每种装置按常规装置、智能化装置两类进行描述。3.5.3 66kV等小电流接地系统线路保护装置本标准规定了66kV等小电流接地

9、系统线路距离保护装置、纵联电流差动保护装置，及对应的保护测控集成装置的设计要求。每种装置按常规装置、智能化装置两类进行描述。3.5.4 10（35）kV线路保护装置本标准规定了10（35）kV线路纵联电流差动保护测控集成装置、距离保护测控集成装置、过流保护测控集成装置的设计要求。每种装置按常规装置、多合一装置、智能化装置三类进行描述。3.5.5 备自投装置本标准规定了常规和智能化备自投装置的设计要求，不考虑全站备自投由一台装置完成的情况和常规SVGOOSE混合接入的情况。3.5.6 故障解列装置本标准规定了集中式常规和智能化故障解列装置的设计要求。3.5.7 智能化备自投装置、故障解列装置宜通

10、过过程层网络传输GOOSE跳合闸命令及相关闭锁信号、SV信息。3.5.8 宜通过站控层网络传输过负荷减载命令、五防联闭锁信息。3.6 执行原则3.6.1 本标准强调了110（66）kV及以下电压等级线路保护、备自投装置和故障解列装置标准化设计的原则和重点要求，但并未涵盖相应保护及辅助装置的全部技术要求，有些内容在已颁发的技术标准和规程、规定中已有明确规定，在贯彻落实的过程中仍应严格执行相关的技术标准和规程、规定。3.6.2 新建、扩建和技改等工程应执行本标准。4 一般规定4.1 装置通用要求4.1.1 装置开关量输入定义采用正逻辑，即接点闭合为“1”，接点断开为“0”。开关量输入“1”和“0”

11、的定义应统一规定为：a） “1”肯定所表述的功能；b） “0”否定所表述的功能。4.1.2 智能化和多合一装置双点开关量输入定义：“01”为分位，“10”为合位，“00”和“11”为无效。4.1.3 装置功能控制字“1”和“0”的定义应统一规定为：a） “1”肯定所表述的功能；b） “0”否定所表述的功能；或根据需要另行定义；c） 不应改变定值清单和装置液晶屏显示的“功能表述”。4.1.4 常规和多合一装置压板设置方式a） 保护功能压板：软、硬压板应一一对应，采用“与门”逻辑。但线路保护的“停用重合闸”采用控制字、软压板和硬压板三者为“或门”逻辑；b） 保护远方操作压板：只设硬压板。“远方投退

12、压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板；只能在装置本地操作；三者功能相互独立，分别与“保护远方操作”硬压板采用“与门”逻辑。当“保护远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效；c） 测控远方操作开入：保护测控集成装置的“测控远方操作”仅适用于10（35）kV 保护测控集成装置，只设置硬开入，在操作的屏（柜）上设置转换开关，用于运行远方操作断路器、刀闸等；d） 检修状态压板：只设硬压板。对于采用DL/T 860标准时，当“检修状态”硬压板投入，保护装置报文上送带品质位信息。“检修状态”硬压板遥信不置检修状态。4.1.5 智能化装置压板设置方式a） 保护远方操作压板：只设

13、硬压板。“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板，只能在装置本地操作，三者功能相互独立，分别与“保护远方操作”硬压板采用“与门”逻辑。当“保护远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效；b） 保护测控集成的“测控远方操作”装置应设置“测控远方操作”硬开入（或面板按钮）和GOOSE输入，在智能控制操作的屏（柜上）上应设置“测控远方操作”转换开关。当“测控远方操作”开入置1时，可远方遥控断路器、刀闸。c） “检修状态”只设硬压板，对于采用DL/T 860标准时，当“检修状态”硬压板投入，保护装置报文上送带品质位信息。“检修状态”硬压板遥信不置检修标志；d） 合并单

14、元、智能终端的“检修状态”硬压板遥信接入测控装置的GOOSE开入，由测控装置将遥信品质的检修位清除后上送至站控层。4.1.6 远方操作对装置的要求如下：a） 远方操作：软压板、断路器、刀闸时，装置应发送是否执行遥控命令、被操作对象状态信息，以满足双确认要求；b） 重合闸压板投退对应的保护充放电状态变更信息应主动上送；c） 备自投装置的充放电状态变更信息应主动上送。4.1.7 退出保护SV接收压板时，装置应给出明确的提示确认信息，经确认后可退出压板；保护SV接收压板退出后，电流/电压显示为0，不参与逻辑运算。4.1.8 110（66）kV保护装置、合并单元的保护采样回路应使用A/D冗余结构（公用

15、一个电压或电流源），保护装置采样频率不应低于1000 Hz，合并单元采样频率为4000 Hz。4.1.9 装置的保护用模拟量测量范围为0.05IN（2040）IN范围内，在此范围内装置测量精度均需满足：测量误差不大于相对误差5%或绝对误差0.02 IN，但在0.05 IN以下范围，用户应能整定并使用，故障电流超过（2040）IN时，保护装置应不误动不拒动。4.1.10 装置的定值要求如下：a） 装置的定值应简化；b） 保护测控集成装置中，测控相关数值型定值、控制字定值应独立设置，参数本规范不做规定；c） 装置电流、电压和阻抗定值应采用二次值，并输入电流互感器（CT）和电压互感器（PT）的变比等

16、必要的参数；d） 保护总体功能投/退，如“距离保护”，可由运行人员就地投/退硬压板或远方操作投/退软压板实现；e） 运行中基本不变的、保护分项功能，如 “距离段”采用“控制字”投/退；f） 装置的定值清单应按以下顺序排列：1） 设备参数定值；2） 装置数值型定值部分；3） 装置控制字定值部分。g） 装置允许的定值整定范围应不小于附录A-D的要求；h） 保护装置软压板与保护定值相对独立，软压板的投退不应影响定值；i） 110（66）kV线路保护装置至少设16个定值区，其余保护装置至少设5个定值区；j） 保护装置具有可以实时上送定值区号的功能。4.1.11 装置应具备以下接口：a） 过程层接口要求

17、见附录F；110（66）kV及以下电压等级智能化装置、多合一装置宜采用SV和GOOSE合一的网口。b） 对时接口：应支持接收对时系统发出的IRIG-B对时码。条件成熟时也可采用GB/T 25931标准进行网络对时，对时精度应满足要求；c） 间隔层通信接口：110（66）kV保护装置应具备3组通信接口（包括以太网或RS-485通信接口）、35kV及以下保护装置至少应具备2组通信接口（包括以太网或RS-485通信接口）；d） 其它接口：调试接口、打印机接口。4.1.12 装置在正常运行时应能显示电流、电压等必要的参数及运行信息，默认状态下，相关的数值显示为二次值。装置应可选择显示系统的一次值。4.

18、1.13 保护装置输出的基础信息，可供继电保护在线监测、信息可视化、智能诊断、调控运维人员选择应用。本标准附录GI只列出了继电保护装置必要的输出信息，保护装置还可输出其它信息。4.1.14 保护装置应能记录相关保护动作信息，保留8次以上最新动作报告。每个动作报告应包含故障前2个周波、故障后6个周波的数据。4.1.15 保护装置记录的所有数据应能转换为GB/T 22386规定的电力系统暂态数据交换通用格式。4.1.16 保护装置记录的动作报告应按如下分类显示：a） 供运行、检修人员直接在装置液晶屏调阅和打印的功能，便于值班人员尽快了解情况和事故处理的保护动作信息；b） 供继电保护专业人员分析事故

19、和保护动作行为的记录。4.1.17 装置定值、控制字、软压板和开入量名称应规范、统一，具体要求如下：a） 对于不能完整显示标准名称的装置，厂家应在说明书中提供与标准名称相应的对照表；b） 硬压板名称应与对应软压板名称一致。4.1.18 装置软件版本构成方案如下：a） 基础软件由“基础型号功能”和“选配功能”组成；b） 基础软件版本含有所有选配功能，不随“选配功能”不同而改变；c） 基础软件版本描述由基础软件版本号、基础软件生成日期、程序校验码（位数由厂家自定义）组成；d） 同一软件版本及校验码应适用于前接线和后接线装置；e） 装置软件版本描述方法见图1。注1：“基础型号”代码不组合，代码详见各

20、装置功能配置表。注2：“选配功能”代码可无，也可多个代码组合，功能代码详见各保护功能配置表，组合时按从上到下顺序依次排列；注3：装置面板（非液晶）应能显示、部分的信息。注4：66kV及以上保护测控集成装置，装置版本由保护版本和测控版本组成，其中测控版本按公用版本描述。图1 装置软件版本描述方法4.1.19 装置唯一性代码对装置的技术要求如下a） 继电保护及安全自动装置自描述信息应齐全（包含但不限于生产厂家、装置型号、软件版本等），满足Q/GDW 1396-2013IEC 61850工程继电保护应用模型规范要求；b） 在公共逻辑设备LD0的LPHD逻辑节点的扩展DO，名称为PhyNam，其中定义

21、序列号serNum，在serNum中填写继电保护及安全自动装置唯一性代码；c） 唯一性代码信息应能够通过装置液晶面板查看；d） 唯一性代码信息应能通过召唤方式上送至站控层、继电保护故障信息系统及调度端。4.2 装置建模原则4.2.1 GOOSE、SV输入虚端子采用GGIO逻辑节点，GOOSE输入GGIO应加“GOIN”前缀；SV输入GGIO应加“SVIN”前缀。4.2.2 智能化装置断路器、隔离刀闸（以下简称刀闸）位置采用双点信号，其余信号采用单点信号。4.2.3 智能化保护装置订阅同一台IED设备的所有保护信息应属于一个数据集。4.2.4 智能化保护测控装置，订阅同一台IED设备的所有保护信

22、息应属于一个数据集。4.2.5 GOOSE虚端子信息应配置到DA层次，SV虚端子信息应配置到DO层次。4.2.6 GOOSE、SV输出逻辑节点建模要求如下：a） GOOSE、SV输出虚端子逻辑节点采用专用类别描述，按照Q/GDW 1396标准建模；保护模型中对应要跳闸的每个断路器各使用一个PTRC实例，应含跳闸、启动失灵（如有）、闭锁重合闸（如有）等信号及其相关软压板；b） 重合闸动作采用RREC建模；c） 失灵联跳开出采用RBRF建模；d） 远传开出采用PSCH建模；e） MU采用TCTR或TVTR建模，双AD应配置相同的TCTR或TVTR实例，分相互感器应按相建实例；f） 智能终端：断路器

23、采用XCBR建模，刀闸采用XSWI建模，分相断路器应按相建实例；g） GOOSE输出软压板应在相关输出信号LN中建模；h） GOOSE、SV接收软压板采用GGIO.SPCSO建模。4.2.7 智能站GOOSE、SV软压板设置原则如下：a） 宜简化保护装置之间、保护装置和智能终端之间的GOOSE软压板；b） 保护装置应在发送端设置GOOSE输出软压板；c） 线路保护及辅助装置不设GOOSE接收软压板；d） 装置应按MU设置“SV接收”软压板。4.2.8 引用路径按照Q/GDW 1396标准执行。GOOSE虚端子引用路径的格式为“LD/LN.DO.DA”，SV虚端子引用路径的格式为“LD/LN.D

24、O”。虚端子引用路径格式见图2。图2 虚端子引用路径格式4.2.9 装置虚端子要求如下：a） 宜采用Excel(*.csv)、CAD(*.dwg)格式文件；b） 虚端子中不应有重复的信号名称。必要时应在末端增加数字区分，如备用1、备用2；c） 信号名称同名扩展命名原则：信号名称m-n，m为小组编号（与逻辑节点实例号对应，只有一组时m省略）、n为小组内部对象序号（与数据对象编号对应）。例如：第一组“远传”表述为：远传1-1、远传1-2，第二组“远传”表述为：远传2-1、远传2-2；d） 在工程应用中，装置虚端子的功能含义若与附录F相同，应与规范一致；e） 在工程应用中，装置GOOSE软压板、SV

25、接收软压板的功能含义若与附录F相同，应与规范一致。4.3 智能化前接线前显示装置技术要求4.3.1 装置应满足前接线、液晶面板板前显示要求。4.3.2 装置安装固定点与装置前面板距离为130mm，安装固6定点至装置后部应不大于350mm，装置前面板必须为一个平面，整层机箱装置前面板宽度统一为447mm。4.3.3 装置本体应设置信号灯，反映保护装置运行状态。4.3.4 装置功能应与非前接线装置相同。4.4 多合一和智能化保护测控集成装置中计量功能技术要求（可选）4.4.1 计量功能满足电量考核的要求，不作为计费依据。有功准确度为0.5级，无功准确度为2级。4.4.2 具有正反向有功电能计量、四

26、象限无功电能计量功能。4.5 保护装置在线监测信息如下a） 常规装置：工作电压、装置温度；b） 多合一装置、智能化装置：工作电压、装置温度、接收和发送光功率；c） 纵联电流差动保护装置宜具有监视光纤接口接收信号强度功能。4.6 保护测控集成装置中测控功能技术要求4.6.1 110（66）kV保护测控集成的智能化装置4.6.1.1 对装置硬件的要求如下a） 测控配置单独板卡，独立运行；b） 测控与保护共用电源、SV、GOOSE 接口、人机界面和通信接口。4.6.1.2 测控功能要求如下a） 量测量采集1） 应具有接收DL/T860.92采样值报文功能，计算生成电压有效值、电流有效值、有功、无功、

27、频率等数据功能；2） 应具有接收通过GOOSE报文上送的温度等模拟量功能；b） 状态量采集1） 采用硬接点遥信功能时，输入回路采用光电隔离，具备软硬件防抖功能，开关量输入的防抖时间可整定；2） 应具备接收GOOSE报文传输的状态量信息功能；c） 控制功能1） 应具备发送GOOSE报文传输的控制命令信息的功能；2） 应具备控制命令校核、逻辑闭锁及强制解锁功能；3） 应具有设置远方、就地控制方式功能；4） 应具备返回控制信息（操作记录或失败原因）功能；d） 同期功能1） 应具备强合、检无压合闸、检同期合闸三种合闸方式，具备合闸方式选择功能；2） 基于DL/T 860的同期模型按照强合、检无压合闸、

28、检同期合闸分别建立不同实例的CSWI，不采用CSWI中Check（检测参数）的sync（同期标志）位区分同期合与强制合；3） 应具备PT 断线检测、告警、闭锁检同期和检无压合闸功能；4） 应支持同期条件信息返回功能；5） 应具备手合同期功能；e） 逻辑闭锁功能1） 应具备间隔内和跨间隔逻辑闭锁功能；2） 应具备MMS网络传输GOOSE逻辑闭锁信息功能；3） 闭锁条件应包含状态量、量测量及品质信息；4） 应考虑装置通信中断、检修及停运时逻辑闭锁方式；5） 间隔闭锁状态信息应上传；6） 应具有解锁功能。4.6.2 10（35）kV保护测控集成的常规装置和多合一装置测控技术要求4.6.2.1 量测量

29、采集应具有交流采样功能，计算生成电压、电流有效值、有功、无功、频率等数据功能；4.6.2.2 状态量采集采用硬接点遥信功能时，输入回路采用光电隔离，具备软硬件防抖功能，开关量输入的防抖时间可整定。4.6.2.3 控制功能a） 应具备继电器接点输出控制的功能，控制脉冲宽度可调；b） 具备控制命令校核功能；c） 应具有设置远方、就地控制方式功能；d） 应具备返回控制信息（操作记录或失败原因）功能；4.6.2.4 同期功能；a） 应具备强合、检无压合闸、检同期合闸三种合闸方式，具备合闸方式选择功能；b） 应具备PT 断线检测、告警、闭锁检同期和检无压合闸功能；c） 应支持同期条件信息返回功能；d）

30、应具备手合同期功能。4.6.3 10（35）kV保护测控集成的智能化装置测控技术要求4.6.3.1 量测量采集a） 应具有接收DL/T860.92采样值报文功能，计算生成电压有效值、电流有效值、有功、无功、频率等数据功能；b） 应具有接收通过GOOSE报文上送的温度等模拟量功能；4.6.3.2 状态量采集采用硬接点遥信功能时，输入回路采用光电隔离，具备软硬件防抖功能，开关量输入的防抖时间可整定。4.6.3.3 控制功能a） 应具备发送GOOSE报文传输的控制命令信息的功能；b） 应具备控制命令校核、逻辑闭锁及强制解锁功能；c） 应具有设置远方、就地控制方式功能。d） 应具备返回控制信息（操作记

31、录或失败原因）功能。4.6.3.4 同期功能a） 应具备强合、检无压合闸、检同期合闸三种合闸方式，具备合闸方式选择功能；b） 基于DL/T 860的同期模型按照强合、检无压合闸、检同期合闸分别建立不同实例的CSWI，不采用CSWI中Check（检测参数）的sync（同期标志）位区分同期合与强制合；c） 应具备PT 断线检测、告警、闭锁检同期和检无压合闸功能；d） 应支持同期条件信息返回功能；e） 应具备手合同期功能；4.6.3.5 逻辑闭锁功能a） 应具备间隔内和跨间隔逻辑闭锁功能；b） 应具备MMS网络传输GOOSE逻辑闭锁信息；c） 闭锁条件应包含状态量、量测量及品质信息；d） 应考虑装置

32、通信中断、检修及停运时逻辑闭锁方式；e） 间隔闭锁状态信息应上传；f） 应具有解锁功能。4.7 装置配置及二次回路通用要求4.7.1 对装置配置及组屏（柜）的要求，如下a） 应遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路”的原则进行保护配置、选型与整定。b） 保护屏（柜）端子排按间隔设计；两台及以上保护装置安装在同一屏（柜）内时，应便于单台保护装置退出、消缺或试验。c） 当10（35）kV保护装置需要集中组屏（柜）时，不宜超过4个间隔保护装置组1面屏（柜）。4.7.2 对装置信号接点信号触点的要求4.7.2.1 110（66）kV电压等级装置，如下a） 常规装置的保护动作信号：2组不保持触点，1组

33、保持触点（可选）；b） 常规装置的重合闸动作信号：2组不保持触点，1组保持触点（可选）；c） 常规装置的过负荷、运行异常和装置故障等告警信号：各至少1组不保持触点；d） 常规装置通道告警：至少1组触点（适用于纵联线路保护）；e） 智能化装置的运行异常和装置故障告警信号：各至少1组不保持触点。4.7.2.2 10（35）kV电压等级保护测控集成装置，如下a） 常规装置、多合一装置的跳闸信号：1组不保持触点；b） 常规装置、多合一装置、智能化装置的运行异常和装置故障告警信号：各至少1组不保持触点。4.7.3 对操作箱（插件）的要求，如下a） 操作电源的直流空气开关应设在操作箱（插件）所在屏（柜）内

34、，操作箱应设有断路器合闸位置和跳闸位置指示灯。操作箱（插件）的防跳功能应方便取消，跳闸位置监视与合闸回路的连接应便于断开，端子按跳闸位置监视与合闸回路依次排列。b） 应防止保护装置先上电而操作箱（插件）后上电时，断路器位置不对应误启动重合闸。c） 本规范不对操作插件装置端子定义做统一要求。4.7.4 电压切换箱（插件）的要求，如下a） 隔离刀闸辅助接点宜采用双位置输入方式；b） 切换继电器同时动作和PT失压时应发信号，“切换继电器同时动作”信号应采用保持型继电器接点。c） “回路断线”或“直流消失”信号应采用非保持接点。d） 本规范不对电压切换插件装置端子定义做统一要求e） 110kV及以下配

35、置单套电压切换箱（回路），采用双位置输入方式。4.7.5 电压并列箱的要求，如下a） 110kV及以下配置单套电压并列箱（回路），采用双位置输入方式。PT并列信号采用保持型继电器接点。b） “回路断线”或“直流消失”信号应采用非保持接点。4.7.6 打印机设置原则，如下a） 110kV装置宜采用移动式打印机，每个继电器小室配置1台2台打印机。为便于调试，保护装置应设置打印机接口，打印波特率默认为19200；b） 10（35）kV装置，宜采用以太网打印；c） 定值（包含设备参数、数值型定值、控制字定值）和软压板分别打印；d） 定值清单中的“类别”列和“定值范围”列可不打印。4.7.7 交流电源设

36、置原则户内保护屏（柜）内一般不设交流照明、加热回路。4.7.8 保护屏（柜）端子排设置原则，如下a） 保护屏（柜）端子排设置应遵循“功能分区，端子分段”的原则。b） 端子排按段独立编号，每段应预留备用端子。c） 公共端、同名出口端采用端子连线。d） 交流电流和交流电压采用试验端子。e） 跳闸出口采用红色试验端子，并与直流正电源端子适当隔开。f） 一个端子的每一端只能接一根导线。4.7.9 保护屏（柜）背面端子排设计原则4.7.9.1 屏（柜）内仅布置一台装置，自上而下依次排列如下：a） 交流电压段（UD）；b） 交流电流段（ID）；c） 直流电源段（ZD）；d） 强电开入段（QD）；e） 弱电

37、开入段（RD）；f） 出口正段（CD）；g） 出口负段（KD）；h） 与其它保护配合段（PD）；i） 信号段（XD）；j） 遥信段（YD）；k） 录波段（LD）；l） 网络通信段（TD）；m） 集中备用段（BD）。注：当屏（柜）内仅布置一台装置时，端子排固定在布置屏（柜）背面右侧。4.7.9.2 屏（柜）内布置两台及以上装置a） 端子排按装置分组布置如下：1） 两个间隔的装置同组一面屏（柜）时，按每侧布置一个间隔排列；2） 两台以上的装置同组一面屏（柜）时，按每侧各布置12台装置排列。b） 每台装置自上而下依次排列如下：1） 交流电压段（UD）；2） 交流电流段（ID）；3） 直流电源段（ZD

38、）；4） 强电开入段（QD）；5） 弱电开入段（RD）；6） 出口正段（CD）；7） 出口负段（KD）；8） 与其它保护配合段（PD）；9） 信号段（XD）；10） 遥信段（YD）；11） 录波段（LD）；12） 网络通信段（TD）；13） 集中备用段（BD）。注：TD按屏（柜）设置。4.7.10 压板及按钮设置原则，如下a） 压板设置遵循“保留必需，适当精简”的原则。b） 压板不宜超过6排，每排设置9个压板，不足一排时，用备用压板补齐。按装置分区布置出口压板和功能压板。压板在屏（柜）体正面自上而下，从左至右依次排列。c） 保护跳闸出口、重合闸出口压板采用红色，功能压板采用黄色，压板底座及其它

39、压板采用浅驼色。d） 标签应设置在压板下方。e） 转换开关、按钮安装位置应便于巡视、操作，方便检修。4.7.11 线路保护、备自投及故障解列装置编号原则线路保护、备自投及故障解列装置编号原则见表1。表1线路保护、备自投及故障解列装置编号原则序号装置类型装置编号屏（柜）端子编号1线路保护1n1D2操作箱、智能终端合并单元和智能终端一体化装置4n4D3电压切换箱、电压并列箱7n7D4备自投装置31n31D5故障解列装置32n32D6合并单元13n13D7收发信机、远方信号传输装置11n11D注1：当操作箱、电压切换箱集成在线路保护装置内部时，装置编号为1n，端子排对应1D（保护）、4D（操作回路）

40、和7D（电压切换回路）。注2：当同一面屏（柜）内布置两台及以上同类型装置时，以1-*n、2-*n等表示，“*”代表装置编号。例如：两回线路保护安装在同一面屏（柜）时，装置编号分别为用1-1n、2-1n。5 110（66）kV线路保护设计规范5.1 配置原则5.1.1 每回110（66）kV线路的电源侧应配置一套线路保护，负荷侧可以不配置保护。5.1.2 根据系统要求需要快速切除故障及采用全线速动保护后，能够改善整个电网保护的性能时，应配置一套光纤纵联电流差动保护，不推荐采用纵联距离（零序）保护。5.1.3 需考虑互感影响时，宜配置一套光纤纵联电流差动保护。5.1.4 对电缆线路以及电缆与架空混

41、合线路，宜配置一套光纤纵联电流差动保护。5.1.5 110（66）kV环网线（含平行双回线）、电厂并网线应配置一套光纤纵联电流差动保护。5.1.6 长度低于10km短线路宜配置一套光纤纵联电流差动保护。5.1.7 线路保护应能反映被保护线路的各种故障及异常状态。5.1.8 保护应能适应负荷频繁波动的特点。不应因冲击性负荷导致保护启动、复归信息频繁上送监控系统和其它站控层主站，频繁自动打印启动报告。5.1.9 110（66）kV进线配置常规线路保护时，采用保护、操作和电压切换一体化的微机型继电保护装置。5.1.10 110（66）kV电压等级作为地区主网的线路配置智能化线路保护时，应配置独立的智

42、能化保护装置和智能化测控装置，其它110（66）kV线路应按间隔采用智能化保护测控集成装置。5.2 技术原则5.2.1 纵联电流差动保护通用要求a） 线路两侧的纵联电流差动保护装置均应设置本侧独立的电流启动元件，必要时可用交流电压量等作为辅助启动元件，但应考虑在PT断线及CT断线时对辅助启动元件的影响，差动电流不能单独作为装置的启动元件；b） 线路两侧纵联电流差动保护装置应互相传输可供用户整定的通道识别码，并对通道识别码进行校验，校验出错时告警并闭锁差动保护；c） 纵联电流差动保护装置应具有通道监视功能，如实时记录并累计丢帧、错误帧等通道状态数据，通道严重故障时告警；d） 其它保护动作命令接收

43、端线路保护应设置远方跳闸是否经启动元件闭锁的控制字；e） 纵联电流差动保护装置宜具有监视光纤接口接收信号强度功能；f） 纵联电流差动保护在任何弱馈情况下，应正确动作；g） 纵联电流差动保护两侧差动保护压板状态不一致时应发告警信号；h） 线路两侧采用电流互感器额定一次值不超过4倍。5.2.2 T型线路纵联电流差动保护的运行方式5.2.2.1 采用环形通道冗余连接，宜采用如下方式标准化连接：a） 本侧通道一连接对侧1通道二；b） 对侧1通道一连接对侧2通道二；c） 对侧2通道一连接本侧通道二。如图3所示：图3 T型线路纵联电流差动保护通道连接方式示意图5.2.2.2 T型线路纵联电流差动保护，应支

44、持三侧和两侧差动保护的运行方式。装置设置“纵联电流差动保护投/退压板”、“通道一投/退压板”、“通道二投/退压板”三个压板。5.2.2.3 三侧差动保护运行方式a） 运行条件为：本侧、对侧1、对侧2三侧保护的“通道一投/退压板”、“通道二投/退压板”均投入。b） 三侧差动保护运行方式下，仅一个通道的通道压板退出时，保护装置仍按三侧差动保护运行方式处理。图 4 T型线路纵联电流差动保护三侧运行方式c） 纵联电流差动保护功能投退1） 三侧差动保护方式下，三侧“纵联电流差动保护投/退压板”均投入时，三侧差动保护功能投入；2） 三侧差动保护方式下，任一侧“纵联电流差动保护投/退压板”退出时，三侧差动保

45、护功能退出；3） 三侧差动保护方式下，仅有一侧或两侧装置“纵联电流差动保护投/退压板”退出时，三侧装置报“差动投退不一致”告警。5.2.2.4 两侧差动保护运行方式a） 运行条件为：仅一组通道压板投入，且该组通道压板对应的两侧装置其它通道压板退出。图 5 T型线路纵联电流差动保护两侧运行方式b） 纵联电流差动保护功能投退1） 两侧差动方式下，该两侧装置“纵联电流差动保护投/退压板”投入时，两侧差动保护功能投入；2） 两侧差动方式下，任一侧“纵联电流差动保护投/退压板”功能压板退出时，两侧差动保护功能退出；3） 两侧差动方式下，仅有一侧“差动保护投入”功能压板投入时，两侧装置报“差动投退不一致”

46、告警。5.2.2.5 光纤通道异常保护处理方案a） 三侧差动保护方式，三侧装置之间三个通道全部投入情况下，当一个通道异常时，装置告警，由能接收三侧采样数据的一侧装置进行差动计算，另两侧装置根据该侧的跳闸信息可直接跳闸；b） 三侧差动保护方式下，当两个通道异常时，装置告警，闭锁差动保护；c） 两侧差动方式下，装置仅检测该组通道的通道状态，通道异常时，闭锁线路两侧差动保护。5.2.2.6 相间及接地距离保护a） 重合闸后加速距离保护固定加速方向距离段，是否加速段可通过控制字投退；b） 距离保护、段固定带方向；c） 距离保护、段是否经振荡闭锁受“振荡闭锁元件”控制字控制；5.2.3 零序过流保护a）

47、 零序、段是否带方向可通过控制字选择。当零序、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、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；b） 应设置不大于100 ms短延时的加速零序过流保护，加速零序过流定值可整定，在手动合闸或自动重合时投入；该功能受“零序过流保护”压板控制。5.2.4 过流保护（经低电压闭锁）a） 过流保护应设置三段定时限，每段是否带方向可通过控制字选择；b） 应设置不大于100 ms短延时的加速过流保护，加速过流定值可整定，在手动合闸或自动重合时投入；该功能受“过流保护”压板控制。5.2.5

48、 PT断线后投入的保护a） PT断线自动退出与电压相关的保护，如使用电压的距离保护，带方向的零序过流保护，带方向的过流保护；并自动投入PT断线相过流和PT断线零序过流保护，不带方向的零序过流保护和过流保护不退出；b） PT断线相过流保护受距离保护、带方向的过流保护功能投入“或门”控制。当上述保护功能全部退出后，该保护不起作用；c） PT断线零序过流保护受距离保护、零序方向过流保护功能投入“或门”控制。当上述保护全部功能退出后，该保护不起作用。5.2.6 自动重合闸a） “停用重合闸”采用控制字、软压板和硬压板三者为“或门”逻辑；b） 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

49、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，其定义见表3；c） 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；d） PT断线是否闭锁重合闸受重合闸方式控制，如重合闸与此电压有关则闭锁，否则开放；e） 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；f） 具有保护启动重合闸功能，可通过控制字选择TWJ是否启动重合闸；g） 应具有外部开入闭锁重合闸功能，任何时候收到该信号，重合闸立即放电；h） 重合闸启动前，收到低气压(弹簧未储能)闭重信号，经延时放电。重合闸启动后，收到该闭锁信号，不放电

50、；i） 重合闸启动后，最长等待时间为10 分钟。表2重合闸控制字序号重合闸方式整定方式备注1检线路无压母线有压0，12检线路有压母线无压0，13检线路无压母线无压0，14检同期0，15停用重合闸0，1既放电，又闭锁重合闸注1：仅当第1、3项同时置“1”时，为“检线路无压”方式。注2：仅当第2、3项同时置“1”时，为“检母线无压”方式。注3：当第14项同时置“0”时，为“非同期重合闸”方式。5.3 功能要求5.3.1 线路距离保护装置5.3.1.1 功能配置表，见表3表3线路距离保护装置功能配置表类别序号功能描述段数及时限说明备注必配功能1相间距离保护段1时限，固定带方向段1时限，固定带方向段1

51、时限2接地距离保护段1时限，固定带方向段1时限，固定带方向段1时限66kV等小电流接地系统线路无此项3零序过流保护段1时限，方向可投退段1时限，方向可投退段1时限，方向可投退段1时限66kV等小电流接地系统线路无此项4零序过流加速保护段1时限66kV等小电流接地系统线路无此项5过流保护段1时限，方向、电压可投退段1时限，方向、电压可投退段1时限，方向、电压可投退仅适用于66kV等小电流接地系统线路6过流加速保护段1时限仅适用于66kV等小电流接地系统线路7PT断线相过流保护段1时限8PT断线零序过流保护段1时限9过负荷告警段1时限10三相一次重合闸11不对称相继速动12故障测距13冲击性负荷类

52、别序号基础型号代码1线路保护装置A可选配：测控功能C2线路保护装置AX包含：测量、计量功能，无选配功能类别序号选配功能段数及时限功能代码备注1测控功能C仅适用于基础型号为A的装置注1：66kV等小电流接地系统线路保护采用不同型号区分。注2：常规装置无计量和测量功能。5.3.1.2 模拟量输入5.3.1.2.1 常规装置交流回路1） Ia、Ib、Ic、I0；2） Ua、Ub、Uc、Ux。5.3.1.2.2 智能化装置模拟量输入a） SV交流回路1） 保护电流Ia1、Ia2、Ib1、Ib2、Ic1、Ic2；2） 保护电压Ua1、Ua2、Ub1、Ub2、Uc1、Uc2、Ux1、Ux2；3） 测量电流

53、Ica、Icb、Icc；4） 测量电压Uca、Ucb、Ucc、Ucx。b） GOOSE直流输入GOOSE直流量输入GOOSE直流量输入（不少于20个）。5.3.1.3 开关量输入5.3.1.3.1 常规装置开关量输入1） 距离保护投/退；2） 零序过流保护投/退；（66kV等小电流接地系统线路保护：无此项）3） 过流保护投/退；（仅适用于66kV等小电流接地系统线路保护）4） 停用重合闸投/退；5） 远方操作投/退；6） 检修状态投/退；7） 断路器跳闸位置（断路器常闭辅助触点）（可选，方式一）；8） 闭锁重合闸；9） 低气压（弹簧未储能）闭重；10） HWJ1（可选，方式二）；11） HWJ

54、2（可选，方式二）；12） TWJ（可选，方式二）；13） 合后位置 (可选)；14） 信号复归；15） 启动打印（可选）。5.3.1.3.2 智能化装置开关量输入a） 常规开关量输入1） 保护远方操作投/退；2） 测控远方操作投/退（或面板按钮）（可选）；3） 解除闭锁开入（可选）或面板按钮；4） 手合同期开入（可选）5） 检修状态投/退；6） 信号复归；7） 启动打印（可选）。b） GOOSE输入1） 断路器位置（双位置点）；2） 闭锁重合闸；3） 低气压（弹簧未储能）闭重；4） 控制回路断线1闭重；（当无控制回路断线2时，定义为：控制回路断线闭重）；5） 控制回路断线2闭重（可选）；6） HWJ1；7） HWJ2；8） TWJ；9） 合后位置（可选）；10） 测控远方操作开入；11） 解除闭锁开入；12） 手合同期开入；13） 双点遥信开入（不少于8个）；14） 单点遥信开入（不少于48个）；15） 检修状态遥信开入（不少于2个）。注