国网公司线路保护及辅助装置标准化设计规

— 1 — 国家电网公司文件 国家电网科〔2007〕885 号 关于发布《线路保护及辅助装置 标准化设计规范》的通知 公司各单位： 根据《国家电网公司技术标准管理办法》有关规定，《线 路保护及辅助装置标准化设计规范》已经通过审查，现批准为国 家电网公司企业标准并予以发布。该标准自发布之日起实施。 附件：1. 《线路保护及辅助装置标准化设计规范》 2. 《线路保护及辅助装置标准化设计规范》编制说明 二○○七年十月三十一日 — 2 — 主题词：科技 线路 技术 标准 通知 国家电网公司办公厅 2007 年 10 月 31 日印发 Q/GDW ICS 29.240.30 国家电网公司企业标准 Q/GDW 161—2007 线路保护及辅助装置标准化设计规范 Standardization design specification for transmission line protection and auxiliary equipments 2007-10-31 发布 2007-10-31 实施 国家电网公司 发 布 Q/GDW 161―2007 I 目 次 前 言 ........................................................................................................................................II 1 范围 ........................................................................................................................................ 1 2 规范性引用文件....................................................................................................................... 1 3 总则 ........................................................................................................................................ 1 4 一般规定 ................................................................................................................................. 1 5 线路保护及辅助装置配置原则、技术原则和功能要求 .............................................................. 3 6 组屏（柜）设计......................................................................................................................10 7 保护与通信设备接口要求 .......................................................................................................17 8 对相关设备及回路的要求 .......................................................................................................17 附录 A （规范性附录） 保护装置定值清单标准格式 ..................................................................18 附录 B （规范性附录） 保护输出报告标准格式 .........................................................................28 Q/GDW 161―2007 II 前 言 原水利电力部组织编写的《四统一高压线路继电保护装置原理设计》主要针对当时继电保护的现 状，通过统一技术标准、统一原理接线、统一符号、统一端子排布置，对我国继电保护发展起到了重 要的推动作用。近年来随着科学技术的发展和进步，微机型继电保护装置在我国电力系统中得到越来 越广泛的应用，极大地促进了继电保护运行管理水平的提高。然而，在应用中不同厂家保护装置的输 入输出量、压板、端子、报吿和定值等不统一、不规范的问题日渐凸显，给继电保护运行、维护和管 理等带来较大困难，有必要对微机型继电保护装置技术原则、保护配置原则以及相关的二次回路等的 标准化设计进行规范。 本标准的附录 A、附录 B 均为规范性附录。 本标准编写格式和规则遵照 GB／T1.1-2000《标准化工作导则 第 1 部分：标准的结构和编写规 则》的要求。 本标准由国家电力调度通信中心提出。 本标准由国家电力调度通信中心归口并解释。 本标准主要起草单位：华北电网有限公司、北京国电华北电力工程有限公司、华北电力科学研究 院、国家电力调度通信中心、四川省电力公司调度中心、江苏省电力试验研究院、南京南瑞继保电气 有限公司、北京四方继保自动化股份有限公司、国电南京自动化股份有限公司、许继电气股份有限公 司。 本标准主要起草人：牛四清、佘小平、李钢、舒治淮、马锁明、李天华、周栋骥、郑玉平、黄少 锋、郭效军、李瑞生。 本标准于 2007 年首次发布。 Q/GDW 161―2007 1 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 220 kV 及以上电网的线路保护及辅助装置的技术原则和设计准则。 本标准适用于国家电网公司 220 kV 及以上电压等级线路及相关设备继电保护装置和回路的设 计工作。110 kV 及以下电压等级线路保护设计工作可参照执行。 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 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 15145-2001 微机线路保护装置通用技术条件 DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 DL/T 769-2001 电力系统微机继电保护技术导则 DL/T 5218-2005 220kV～500kV 变电所设计技术规程 DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 IEC 60255-24:2001 电力系统暂态数据交换通用格式 3 总则 3.1 本标准旨在通过规范 220 kV 及以上系统的线路保护及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。 3.3 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。 3.4 继电保护双重化包括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，不应有直接的电气联系。 3.5 本标准中 3/2 断路器接线主要用于 330 kV 及以上系统，双母线接线主要用于 220 kV 系统； 当 330 kV 及以上系统采用双母线接线，220 kV 系统采用 3/2 断路器接线，以及其他情况可参照执 行。 3.6 本标准强调了线路保护及辅助装置标准化设计的原则和重点要求，但并未涵盖线路保护及辅 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。 3.7 新建、扩建和技改等工程应执行本标准。 4 一般规定 4.1 保护装置的通用要求 4.1.1 保护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”的定义应统一规范为： a) “1”肯定所表述的功能； b) “0”否定所表述的功能。 Q/GDW 161―2007 2 4.1.2 保护装置功能控制字“1”和“0”的定义应统一规范为： 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”。 4.1.3 软、硬压板采用“与门”逻辑关系。 4.1.4 保护装置的采样回路应使用 A/D 冗余结构（公用一个电压或电流源），采样频率不应低于 1000 Hz。保护装置的每个电流采样回路应能满足 0.1 IN以下使用要求，在 0.05 IN～20 IN或者 0.1 IN～40 IN时测量误差不大于 5％。 4.1.5 保护装置的定值 a) 保护装置电流、电压和阻抗定值可采用二次值，并输入电流互感器（CT）和电压互感器 （PT）的变比等必要的参数； b) 保护总体功能投/退，如“纵联保护”，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； c) 运行中基本不变的、保护分项功能，如“距离 I 段”采用“控制字”投/退； d) 保护装置的定值清单应按以下顺序排列： 1) 参数（系统参数、装置参数）； 2) 保护装置数值型定值部分； 3) 保护装置控制字定值部分； 4) 保护装置软压板部分。 4.1.6 保护装置应具备以下接口 a) 对时接口：使用 RS-485 串行数据通信接口接收站内统一设置的 GPS 时钟对时系统发出 的 IRIG-B（DC）时码； b) 通信接口：3 组通信接口（包括以太网或 RS-485 通信接口），调试接口、打印机接口。 4.1.7 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。装置也可选择显示系统的一次值。 4.1.8 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。 4.1.9 保护装置记录的所有数据应能转换为 IEC 60255-24 的电力系统暂态数据交换通用格式 （Common Format for Transient Data Exchange，简称 COMTRADE）。 4.1.10 保护装置记录的动作报告应分类显示 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和保护动作行为的记录。 4.2 保护配置及二次回路的通用要求 4.2.1 对保护配置及组屏（柜）的原则要求 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) 优先采用主保护、后备保护一体化的微机型继电保护装置，保护应能反映被保护设备的 各种故障及异常状态； c) 双重化配置的继电保护装置应分别组在各自的保护屏（柜）内，保护装置退出、消缺或 试验时，宜整屏（柜）退出； d) 双重化配置的继电保护装置，两套保护的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈分别一一 对应； e) 对于含有重合闸功能的线路保护，当发生相间故障或永久性故障时，可只发三个分相跳 闸命令，三相跳闸命令不宜引接至端子排。 4.2.2 对直跳回路的要求 a) 对于可能导致多个断路器同时跳闸的直跳开入，应采取措施防止直跳开入的保护误动 作。例如：在开入回路中装设大功率重动继电器，或者采取软件防误措施。 b) 当传输距离较远时，可以采用光纤传输跳闸信号。 4.2.3 对 3/2 断路器接线“沟通三跳”和重合闸的要求 Q/GDW 161―2007 3 a) 3/2 断路器接线“沟通三跳”功能由断路器保护实现，断路器保护失电时，由断路器三相 不一致保护三相跳闸； b) 3/2 断路器接线的断路器重合闸，先合断路器合于永久性故障，两套线路保护均加速动 作，发三相跳闸（永跳）命令。 4.2.4 对双母线接线重合闸、失灵启动的要求 a) 每一套线路保护均应含重合闸功能，不采用两套重合闸相互启动和相互闭锁方式； b) 对于含有重合闸功能的线路保护装置，设置“停用重合闸”压板。“停用重合闸”压板 投入时，闭锁重合闸、任何故障均三相跳闸； c) 线路保护应提供直接启动失灵保护的跳闸接点，启动微机型母线保护装置中的断路器失 灵保护； d) 双母线接线的断路器失灵保护，宜采用母线保护中的失灵电流判别功能。 4.2.5 对发电机-变压器-线路单元接线保护配置的要求 发电机-变压器-线路单元接线，宜单独配置集成自动重合闸功能的断路器保护。 4.2.6 对操作箱的相关要求 a) 两组操作电源的直流空气开关应设在操作箱所在屏（柜）内，不设置两组操作电源切换 回路，操作箱应设有断路器合闸位置、跳闸位置和电源指示灯。操作箱的防跳功能应方 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) 为防止保护装置先上电而操作箱后上电时断路器位置不对应误启动重合闸，宜由操作箱 对保护装置提供“闭锁重合闸”接点方式，不采用“断路器合后”接点的开入方式。 4.2.7 打印机设置原则 微机型继电保护装置宜采用全站后台集中打印方式。为便于调试，保护装置上应设置打印机 接口。 4.2.8 交流电源设置原则 保护屏（柜）内一般不设交流照明、加热回路。 4.2.9 保护屏（柜）端子排设置原则 保护屏（柜）端子排设置应遵循“功能分区，端子分段”的原则。 4.2.10 压板、转换开关和按钮设置原则 压板、转换开关和按钮设置应遵循“保留必需，适当精简”的原则。 4.3 线路保护及辅助装置编号原则 线路保护及辅助装置编号原则见表 1。 表 1 线路保护及辅助装置编号原则 序号 装置类型 装置编号 屏（柜）端子编号 1 线路保护 1n 1D 2 线路独立后备保护（可选） 2n 2D 3 断路器保护（带重合闸） 3n 3D 4 操作箱 4n 4D 5 交流电压切换箱 7n 7D 6 断路器辅助保护（不带重合闸） 8n 8D 7 过电压及远方跳闸保护 9n 9D 8 短引线保护 10n 10D 9 远方信号传输装置 11n 11D 5 线路保护及辅助装置配置原则、技术原则和功能要求 5.1 配置原则 5.1.1 3/2 断路器接线 Q/GDW 161―2007 4 5.1.1.1 线路、过电压及远方跳闸保护 a) 配置双重化的线路纵联保护，每套纵联保护应包含完整的主保护和后备保护； b) 配置双重化的远方跳闸保护，采用一取一经就地判别方式。当系统需要配置过电压保护 时，过电压保护应集成在远方跳闸保护装置中。 5.1.1.2 断路器保护及操作箱 a) 断路器保护按断路器配置。失灵保护、重合闸、充电过流（2 段过流＋1 段零序电流）、 三相不一致和死区保护等功能应集成在断路器保护装置中； b) 配置双跳闸线圈分相操作箱。 5.1.1.3 短引线保护 配置双重化的短引线保护，每套保护应包含差动保护和过流保护。 5.1.2 双母线接线 线路保护、重合闸及操作箱配置原则如下： a) 配置双重化的线路纵联保护，每套纵联保护包含完整的主保护和后备保护以及重合闸功 能； b) 当系统需要配置过电压保护时，配置双重化的过电压及远方跳闸保护。过电压保护应集 成在远方跳闸保护装置中，远方跳闸保护采用一取一经就地判别方式； c) 配置分相操作箱及电压切换箱。 5.2 技术原则 5.2.1 纵联距离（方向）保护 a) 保护装置中的零序功率方向元件应采用自产零序电压。纵联零序方向保护不应受零序电 压大小的影响，在零序电压较低的情况下应保证方向元件的正确性； b) 在平行双回或多回有零序互感关联的线路发生接地故障时，应防止非故障线路零序方向 保护误动作； c) 纵联距离（方向）保护应具备弱馈功能，在正、负序阻抗过大，或两侧零序阻抗差别过 大的情况下，允许纵续动作。 5.2.2 纵联电流差动保护 a) 纵联电流差动保护两侧启动元件和本侧差动元件同时动作才允许差动保护出口。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 断线时对辅助启动元件的影响，差动电流不能作为 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。 5.2.3 相间及接地距离保护 a) 除常规距离保护Ⅰ段外，为快速切除中长线路出口短路故障，应有反映近端故障的保护 功能； b) 用于串补线路及其相邻线路的距离保护应有防止距离保护Ⅰ段拒动和误动的措施； c) 为解决中长线路躲负荷阻抗和灵敏度要求之间的矛盾，距离保护应设置负荷电阻线。 5.2.4 零序电流保护 a) 零序电流保护应设置二段定时限，一段反时限。其中定时限第一段带方向（PT 断线时自 动取消方向），第二段不宜带方向； b) 应设置不大于 100 ms 短延时的后加速零序电流保护，在手动合闸或自动重合时投入使 用； c) 线路非全相运行时的零序电流保护不考虑健全相再发生高阻接地故障的情况，当线路非 全相运行时自动将零序电流保护最末一段动作时间缩短 0.5 s 并取消方向元件，作为线路 非全相运行时不对称故障的总后备保护，取消线路非全相时投入运行的零序电流保护的 其他段； Q/GDW 161―2007 5 d) 零序电流保护反时限特性采用 IEC 标准反时限特性限曲线，t(I0)= p 02.0 P0 1)/( 0.14 T II − (Ip为电 流基准值，对应“零序反时限电流”定值，TP为时间常数，对应“零序反时限时间”定 值)。 5.2.5 自动重合闸 a) 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，PT 断线不应报警； b) 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； c) 取消“重合闸方式转换开关”，自动重合闸仅设置“停用重合闸”功能压板，重合闸方 式通过控制字实现，其定义见表 2； 表 2 重合闸控制字 序号 重合闸方式 整定方式 备注 1 单相重合闸 0，1 单相跳闸单相重合闸方式 2 三相重合闸 0，1 含有条件的特殊重合方式 3 禁止重合闸 0，1 仅放电，禁止本装置重合，不沟通三跳 4 停用重合闸 0，1 既放电，又闭锁重合闸，并沟通三跳 d) 单相重合闸、三相重合闸、禁止重合闸和停用重合闸有且只能有一项置“1”，如不满足 此要求，保护装置报警并按停用重合闸处理； e) 对 220 kV 及以上电压等级的同杆并架双回线路，为了提高电力系统安全稳定运行水平， 可采用按相自动重合闸方式。 5.2.6 双母线接线的断路器失灵保护 a) 母线保护双重化配置时，断路器失灵保护宜与母差共用出口，宜采用母线保护装置内部 的失灵电流判据； b) 为解决某些故障情况下，按母线集中配置的断路器失灵保护电压闭锁元件灵敏度不足的 问题，变压器支路应具备独立于失灵启动的解除电压闭锁的开入回路。“解除电压闭 锁”开入长期存在时应告警。宜采用变压器保护“动作接点”解除失灵保护的电压闭 锁，不采用变压器保护“各侧复合电压动作”接点解除失灵保护电压闭锁。启动失灵和 解除失灵电压闭锁应采用变压器保护不同继电器的跳闸接点； c) 母线故障变压器断路器失灵时，除应跳开失灵断路器相邻的全部断路器外，还应跳开本 变压器连接其他电源侧的断路器，失灵电流再判别元件应由变压器保护实现； d) 为缩短失灵保护切除故障的时间，失灵保护跳其他断路器宜与失灵跳母联共用一段时 限。 5.2.7 3/2 断路器接线的断路器失灵保护 a) 在安全可靠的前提下，简化失灵保护的动作逻辑和整定计算： 1) 设置线路保护三个分相跳闸开入，变压器、线路保护（永跳）共用一个三相跳闸开 入； 2) 设置相电流元件，零、负序电流元件，发变组单元设置低功率因数元件。保护装置 内部设置“有无电流”的相电流元件判别元件，其最小电流门槛值应大于保护装置 的最小精确工作电流（0.05 IN）； 3) 失灵保护不设功能投/退压板； 4) 断路器保护屏（柜）上不设失灵开入投/退压板，需要投/退线路保护的失灵启动回路 时，通过投/退线路保护屏（柜）上各自的启动失灵压板实现； 5) 三相不一致保护如需增加零、负序电流闭锁，其定值可以和失灵保护的零、负序电 流定值相同，均按躲过最大负荷时的不平衡电流整定。 b) 由于失灵保护误动作后果比较严重，且 3/2 断路器接线的失灵保护无电压闭锁，根据具 体情况，对于线路保护分相跳闸开入和发变组（线路）三相跳闸开入，应采取措施，防 止由于开关量输入异常导致失灵保护误启动，失灵保护应采用不同的启动方式： 1) 任一分相跳闸接点开入后经电流突变量或零序电流启动并展宽后启动失灵； Q/GDW 161―2007 6 2) 三相跳闸接点开入后不经电流突变量或零序电流启动失灵； 3) 失灵保护动作经母差保护出口时，应在母差保护装置中设置灵敏的、不需整定的电 流元件并带 50 ms 的固定延时。 5.2.8 远方跳闸保护 远方跳闸保护的就地判据应能反映一次系统的故障、异常运行状态，应简单可靠、便于整 定，宜采用如下判据： a) 零、负序电流； b) 零、负序电压； c) 电流变化量； d) 低电流； e) 分相低功率因数（当电流小于精工电流时，开放判据）； f) 分相低有功； g) 远方跳闸保护宜采用一取一经就地判别方式。 5.2.9 过电压保护 当本侧工频过电压保护动作时可选择是否跳本侧断路器，发远方跳闸信号可选择是否经本侧 断路器分相跳闸位置闭锁。 5.2.10 短引线保护 a) 3/2 断路器接线，当线路或元件退出运行时，在该间隔两组断路器之间发生故障能有选择 地切除故障； b) 保护应能由线路或元件隔离刀闸辅助接点自动投/退。 5.3 功能要求 5.3.1 线路纵联距离（方向）保护装置 5.3.1.1 主要功能 a) 纵联距离（方向）主保护； b) 相间和接地距离保护； c) 零序电流保护； d) 重合闸； e) 三相不一致保护（可选）。 注：d）、e）项适用于双母线接线。 5.3.1.2 模拟量输入 a) 第一组电流 I a1、I b1、I c1、3 I 01，第二组电流 I a2、I b2、I c2、3 I 02； b) U a、U b、U c、U x。 注：当保护装置只有一组交流电流输入时，无 I a2、I b2、I c2、3 I 02。 5.3.1.3 开关量输入 a) 通道试验按钮； b) 收信； c) 通道异常告警（如 3 dB 或载波机告警）； d) 远传 1； e) 远传 2； f) 其他保护停信； g) 解除闭锁； h) 主保护（纵联保护）投/退； i) 保护检修状态投/退； j) 闭锁重合闸（或“停用重合闸”）； k) 低气压闭锁重合闸（断路器未储能闭锁重合闸）； l) 分相跳闸位置接点 TWJ a、TWJ b、TWJ c（对于 3/2 断路器主接线形式，应为两台断路器 TWJ 按相串联接点）； m) 信号复归； n) 启动打印。 注 1：d）、e）项适用于数字式光纤通道。 Q/GDW 161―2007 7 注 2：j）、k）项适用于双母线接线。 5.3.1.4 开关量输出 a) 分相跳闸（6 组＋1 组备用）； b) 三相跳闸（2 组：永跳）； c) 重合闸或分相合闸（2 组）； d) 发信（单接点 1 组）； e) 远传 1（2 组）； f) 远传 2（2 组）； g) 保护动作信号（3 组：1 组保持，2 组不保持）； h) 重合闸动作信号（3 组：1 组保持，2 组不保持）； i) 通道告警信号（2 组：2 组不保持）； j) 保护运行异常信号（含 PT、CT 断线等，2 组：1 组保持，1 组不保持）； k) 保护装置故障告警信号（2 组：1 组保持，1 组不保持）； 注 1：b）项适用于 3/2 断路器接线。 注 2：c）、h）项适用于双母线接线，其中，分相合闸仅适用于按相重合闸。 注 3：e）、f）项适用于数字式光纤通道。 5.3.2 线路纵联电流差动保护装置 5.3.2.1 主要功能 a) 纵联电流差动主保护； b) 相间和接地距离保护； c) 零序电流保护； d) 重合闸； e) 三相不一致保护（可选）。 注：d）、e）项适用于双母线接线。 5.3.2.2 模拟量输入 a) 第一组电流 I a1、I b1、I c1、3 I 01，第二组电流 I a2、I b2、I c2、3 I 02； b) U a、U b、U c、U x 注：当保护装置只有一组交流电流输入时，无 I a2、I b2、I c2、3 I 02。 5.3.2.3 开关量输入 a) 远方跳闸； b) 远传 1； c) 远传 2； d) 主保护（纵联保护）投/退； e) 保护检修状态投/退； f) 闭锁重合闸（或“停用重合闸”）； g) 低气压闭锁重合闸（断路器未储能闭锁重合闸）； h) 分相跳闸位置接点 TWJ a、TWJ b、TWJ c（对于 3/2 断路器接线，应为两台断路器 TWJ 按 相串联接点）； i) 信号复归； j) 启动打印。 注：a）、f）、g）项适用于双母线接线。 5.3.2.4 开关量输出 a) 分相跳闸（6 组＋1 组备用）； b) 三相跳闸（2 组：永跳）； c) 重合闸或分相合闸（2 组）； d) 远传 1（2 组）； e) 远传 2（2 组）； f) 保护动作信号（3 组：1 组保持，2 组不保持）； g) 重合闸动作信号（3 组：1 组保持，2 组不保持）； h) 通道告警信号（2 组：2 组不保持）； i) 保护运行异常信号（含 PT、CT 断线，差流异常等，2 组：1 组保持，1 组不保持）； Q/GDW 161―2007 8 j) 保护装置故障告警信号（2 组：1 组保持，1 组不保持）。 注 1：b）项适用于 3/2 断路器接线。 注 2：c）、g）项适用于双母线接线，其中，分相合闸仅适用于按相重合闸。 5.3.3 3/2 断路器接线断路器保护装置 5.3.3.1 主要功能 a) 失灵保护； b) 三相不一致保护（可选）； c) 充电过流保护（2 段过流＋1 段零序电流）； d) 死区保护； e) 重合闸； f) 检无压、检同期功能。 5.3.3.2 模拟量输入 a) I a、I b、I c、3 I 0； b) U a、U b、U c、U x。 5.3.3.3 开关量输入 a) 充电过流保护投/退； b) 保护检修状态投/退； c) 跳闸位置接点 TWJ a、TWJ b、TWJ c； d) 保护分相跳闸输入 T a，T b，T c，用于启动失灵和启动重合闸； e) 保护三相跳闸输入； f) 闭锁重合闸（或“停用重合闸”）； g) 低气压闭锁重合闸（断路器未储能闭锁重合闸）； h) 按相重合闸投/退； i) 平行线分相跳闸信号 2 T a、2 T b、2 T c； j) 平行线分相合闸信号 H a、H b、H c； k) 信号复归； l) 启动打印。 注：h）、i）、j）项仅适用于按相重合闸。 5.3.3.4 开关量输出 a) 保护分相跳闸（2 组）； b) 保护跳闸（2 组）； c) 失灵保护出口（10 组＋2 组备用）； d) 重合闸或分相合闸（2 组）； e) 沟通三跳出口（4 组）； f) 保护动作信号（3 组：1 组保持，2 组不保持）； g) 重合闸动作信号（3 组：1 组保持，2 组不保持）； h) 保护运行异常信号（含 PT、CT 断线等，2 组：1 组保持，1 组不保持）； i) 保护装置故障告警信号（2 组：1 组保持，1 组不保持）。 注：d）项的分相合闸仅适用于按相重合闸。 5.3.4 过电压及远方跳闸保护装置 5.3.4.1 主要功能 a) 收信直跳就地判据及跳闸逻辑； b) 过电压跳闸及发信（启动远方跳闸）。 5.3.4.2 模拟量输入 a) 第一组电流 I a1、I b1、I c1、3 I 01，第二组电流 I a2、I b2、I c2、3 I 02； b) U a、U b、U c。 注：当保护装置只有一组交流电流输入时，无 I a2、I b2、I c2、3 I 02 5.3.4.3 开关量输入 a) 过电压保护投/退； b) 远方跳闸保护投/退； Q/GDW 161―2007 9 c) 三相跳闸位置； d) 通道收信； e) 通道故障； f) 保护检修状态投/退； g) 信号复归； h) 启动打印。 5.3.4.4 开关量输出 a) 保护跳闸（4 组）； b) 过电压启动远方跳闸（4 组）； c) 保护装置动作信号（3 组：1 组保持，2 组不保持）； d) 保护运行异常信号（2 组：1 组保持，1 组不保持）； e) 保护装置故障告警信号（2 组：1 组保持，1 组不保持）。 5.3.5 短引线保护装置 5.3.5.1 主要功能 a) 比率差动保护； b) 两段过流保护。 5.3.5.2 模拟量输入 a) 第一组电流 I a1、I b1、I c1； b) 第二组电流 I a2、I b2、I c2。 5.3.5.3 开关量输入 a) 保护投/退（三相刀闸位置并联）； b) 保护检修状态投/退； c) 信号复归； d) 启动打印。 5.3.5.4 开关量输出 a) 保护跳闸（4 组＋2 组备用）； b) 保护动作信号（3 组：1 组保持，2 组不保持）； c) 保护运行异常信号（2 组：1 组保持，1 组不保持）； d) 保护装置故障告警信号（2 组：1 组保持，1 组不保持）。 5.3.6 操作箱及电压切换箱 5.3.6.1 双重化配置的两套保护装置仅配置一套操作箱（双跳闸回路，单合闸回路）时，操作 及电压切换箱应具备以下回路： a) 与测控配合； b) 手合、手跳； c) 至合闸线圈； d) 至第一组跳闸线圈； e) 至第二组跳闸线圈； f) 与两套保护配合的断路器位置、发/停信、闭锁重合闸接点等； g) 保护分相跳闸（2 组）； h) 保护三相跳闸输入（2 组：启动重合闸、启动失灵）； i) 保护三相跳闸输入（2 组：不启动重合闸、启动失灵）； j) 保护三相跳闸输入（2 组：不启动重合闸、不启动失灵）； k) 压力闭锁回路； l) 防跳回路； m) 分相跳闸及合闸位置监视回路（2 组）； n) 跳合闸信号回路； o) 控制回路断线、电源消失等； p) 交流电压切换回路； q) 备用中间继电器； r) 直流电源监视。 Q/GDW 161―2007 10 5.3.6.2 在满足断路器本体具备防跳功能、有两付压力闭锁接点条件下，双重化配置的两套保 护装置可配置各自独立的操作及电压切换箱（单跳闸回路，单合闸回路），每套操作及电压切换 箱应具备以下回路： a) 与测控配合； b) 手合、手跳； c) 至合闸线圈； d) 至跳闸线圈； e) 与保护配合的断路器位置、发/停信、闭锁重合闸接点等； f) 保护分相跳闸； g) 保护三相跳闸输入（启动重合闸、启动失灵）； h) 保护三相跳闸输入（不启动重合闸、启动失灵）； i) 保护三相跳闸输入（不启动重合闸、不启动失灵）； j) 压力闭锁回路； k) 防跳回路； l) 分相跳闸及合闸位置监视回路； m) 跳合闸信号回路； n) 控制回路断线、电源消失等； o) 交流电压切换回路； p) 备用中间继电器； q) 直流电源监视。 6 组屏（柜）设计 6.1 组屏（柜）原则及方案 6.1.1 3/2 断路器接线 6.1.1.1 线路、过电压及远方跳闸保护组屏（柜）原则 a) 线路主保护、后备保护、过电压保护、远方跳闸保护的第一套组一面屏（柜），第二套 组另一面屏（柜）； b) 主保护、后备保护装置独立配置时，由主保护厂家负责组屏（柜）。 6.1.1.2 线路、过电压及远方跳闸保护组屏（柜）方案 a) 线路保护 1 屏（柜）：主保护、后备保护 1＋（过电压及远方跳闸保护 1）； b) 线路保护 2 屏（柜）：主保护、后备保护 2＋（过电压及远方跳闸保护 2）。 注：括号内的装置可根据电网具体情况选配。 6.1.1.3 断路器保护及短引线保护组屏（柜）原则 a) 断路器保护按断路器单套配置，独立组屏（柜）； b) 短引线保护按串集中组屏（柜），不分散布置在断路器保护柜中。 6.1.1.4 断路器保护及短引线保护组屏（柜）方案 a) 断路器保护屏（柜）：断路器保护装置 1 台＋分相操作箱或断路器操作继电器接口； b) 短引线保护屏（柜）：短引线保护装置 4 台。 6.1.2 双母线接线 6.1.2.1 两面屏（柜）方案 a) 线路保护 1 屏（柜）：线路保护、重合闸 1＋分相操作箱或断路器操作继电器接口 1＋电 压切换箱 1＋（过电压及远方跳闸保护 1）； b) 线路保护 2 屏（柜）：线路保护、重合闸 2＋（分相操作箱或断路器操作继电器接口 2） ＋电压切换箱 2＋（过电压及远方跳闸保护 2）。 注：括号内的装置可根据电网具体情况选配。 6.1.2.2 三面屏（柜）方案 a) 线路保护 1 屏（柜）：线路保护、重合闸 1＋电压切换箱 1＋（过电压及远方跳闸保护 1）； b) 线路保护 2 屏（柜）：线路保护、重合闸 2＋电压切换箱 2＋（过电压及远方跳闸保护 2）； Q/GDW 161―2007 11 c) 线路辅助屏（柜）：分相操作箱或断路器操作继电器接口。 注 1：当采用线路单相 PT 时，电压切换箱为三相电压切换；当采用线路三相 PT 时，电压切换箱为单相电压 切换。 注 2：括号内的装置可根据电网具体情况选配。 6.2 保护屏（柜）端子排设计 6.2.1 保护屏（柜）端子排设计原则 a) 按照“功能分区，端子分段”的原则，根据继电保护屏（柜）端子排功能不同，分段设 置端子排； 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。 6.2.2 保护屏（柜）背面端子排设计原则 a) 左侧端子排，自上而下依次排列如下： 1) 直流电源段（ZD）； 2) 强电开入段（QD）； 3) 对时段（OD）； 4) 弱电开入段（RD）； 5) 出口段（CD）； 6) 与保护配合段（PD）； 7) 集中备用段（1BD）。 b) 右侧端子排，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) 信号段（XD）； 4) 遥信段（YD）； 5) 录波段（LD）； 6) 网络通信段（TD）； 7) 交流电源（JD）； 8) 集中备用段（2BD）。 6.2.3 3/2 断路器接线保护屏（柜）端子排设计 6.2.3.1 线路、过电压及远方跳闸保护 1（2）屏（柜） a) 背面左侧端子排，自上而下依次排列如下： 1) 直流电源段（ZD）：本屏（柜）所有装置直流电源均取自该段； 2) 强电开入段（QD）：按装置可分为 9QD、1QD、2QD； 3) 对时段（OD）：接受 GPS 硬接点对时； 4) 弱电开入段（RD）：按装置可分为 9RD、1RD、2RD； 5) 出口段（CD）：按装置可分为 9CD、1CD、2CD； 6) 集中备用段（1BD）。 b) 背面右侧端子排，自上而下依次排列如下： 1） 交流电压段（UD）：外部输入电压为 UD，各保护装置输入电压分别为 9UD、 1UD、2UD； 2） 交流电流段（ID）：按装置分为 9ID、1ID、2ID； 分电流进装置排列：I a1、I b1、I c1、I n1，I a2、I b2、I c2、I n2， a1 ’ I 、 b1 ’ I 、 c1 ’ I 、 n1 ’ I ， a2 ’ I 、 b2 ’ I 、 c2 ’ I 、 n2 ’ I ； 合电流进装置排列：I a1、I a2，I b1、I b2，I c1、I c2，I n1、I n2， a ’ I 、 b ’ I 、 c ’ I 、 n ’ I ； 3） 信号段（XD）：按装置分为 9XD、1XD、2XD； 4） 遥信段（YD）：按装置分为 9YD、1YD、2YD； 5） 录波段（LD）：按装置分为 9LD、1LD、2LD； Q/GDW 161―2007 12 6） 网络通信段（TD）：网络通信、打印接线和 IRIG-B（DC）时码对时； 7） 交流电源段（JD）； 8） 集中备用段（2BD）。 6.2.3.2 断路器保护屏（柜） a) 背面左侧端子排，自上而下依次排列如下： 1) 直流电源段（ZD）：本屏（柜）所有装置直流电源均取自该段； 2) 强电开入段（4Q1D）：接收第一套保护跳、合闸，重合闸压力闭锁等开入信号； 3) 强电开入段（4Q2D）：接收第二套保护跳闸等开入信号； 4) 出口段（4C1D）：至断路器第一组跳、合闸线圈； 5) 出口段（4C2D）：至断路器第二组跳闸线圈； 6) 保护配合段（4P1D）：与第一套保护配合； 7) 保护配合段（4P2D）：与第二套保护配合； 8) 保护配合段（4P3D）：与断路器保护配合； 9) 信号段（4XD）：含控制回路断线、电源消失、保护跳闸、事故音响等； 10) 录波段（4LD）：分相跳闸、三相跳闸、合闸接点； 11) 集中备用段（1BD）。 b) 背面右侧端子排，自上而下依次排列如下： 1） 交流电压段（UD）：交流空气开关前电压为 UD，交流空气开关后为 3UD； 2） 交流电流段（3ID）：按 I a、I b、I c、I n， a ’ I 、 b ’ I 、 c ’ I 、 n ’ I 排列； 3） 强电开入段（3QD）； 4） 对时段（OD）：接受 GPS 硬接点对时； 5） 弱电开入段（3RD）：断路器位置、闭锁重合闸、低气压闭锁重合闸（断路器未储 能闭锁重合闸）、分相/三相启动失灵、重合闸开入； 6） 出口段（3CD）：失灵保护跳相关断路器、重合闸出口； 7） 信号段（3XD）：保护动作、重合闸动作、保护运行异常、装置故障告警等信号； 8） 遥信段（3YD）：保护动作、重合闸动作、保护运行异常、装置故障告警等信号； 9） 录波段（3LD）：保护动作、重合闸动作； 10） 网络通信段（TD）：网络通信、打印接线和 IRIG-B（DC）时码对时； 11） 交流电源（JD）； 12） 集中备用段（2BD）。 6.2.3.3 短引线保护屏（柜） a) 背面左侧端子排，自上而下依次排列如下： 1) 交流电流段（ID）：3-10ID、4-10ID； 2) 直流电源段（3ZD）：左侧保护直流电源； 3) 强电开入段（QD）：3-10QD、4-10QD； 4) 对时段（3OD）：左侧保护接受 GPS 硬接点对时； 5) 出口段（CD）：3-10CD、4-10CD； 6) 信号段（XD）：3-10XD、4-10XD； 7) 遥信段（YD）：3-10YD、4-10YD； 8) 录波段（LD）：3-10LD、4-10LD； 9) 网络通信段（TD）：网络通信、打印接线和 IRIG-B（DC）时码对时； 10) 集中备用段（1BD）。 b) 背面右侧端子排，自上而下依次排列如下： 1) 交流电流段（ID）：1-10ID、2-10ID； 2) 直流电源段（1ZD）：右侧保护直流电源； 3) 强电开入段（QD）：1-10QD、2-10QD； 4) 对时段（1OD）：右侧保护接受 GPS 硬接点对时； 5) 出口段（CD）：1-10CD、2-10CD； 6) 信号段（XD）：1-10XD、2-10XD； 7) 遥信段（YD）：1-10YD、2-10YD； Q/GDW 161―2007 13 8) 录波段（LD）：1-10LD、2-10LD； 9) 交流电源（JD）； 10) 集中备用段（2BD）。 6.2.4 双母线接线保护屏（柜）端子排设计 6.2.4.1 线路保护、重合闸和操作箱两面屏（柜）方案 a) 背面左侧端子排，自上而下依次排列如下： 1) 直流电源段（ZD）：本屏（柜）所有装置直流电源均取自该段； 2) 强电开入段（4QD）：接收跳、合闸，重合闸压力闭锁等开入信号； 3) 出口段（4CD）：跳、合本断路器； 4) 保护配合段（4PD）：与保护配合； 5) 信号段（11XD）：通信接口信号； 6) 信号段（1XD）：保护动作、重合闸动作、保护运行异常、装置故障告警等信号； 7) 信号段（4XD）：含控制回路断线、电源消失、保护跳闸、事故音响等； 8) 信号段（7XD）：电压切换信号； 9) 遥信段（1YD）：保护动作、重合闸动作、保护运行异常、装置故障告警等信号； 10) 录波段（11LD）：通信接口录波； 11) 录波段（1LD）：保护动作、重合闸动作； 12) 录波段（4LD）：分相跳闸、三相跳闸、重合闸接点； 13) 网络通信段（TD）：网络通信、打印接线和 IRIG-B（DC）时码对时； 14) 集中备用段（1BD）。 b) 背面右侧端子排，自上而下依次排列如下： 1) 交流电压段（7UD）：外部输入电压及切换后电压； 2) 交流电压段（1UD）：保护装置输入电压； 3) 交流电流段（1ID）：保护装置输入电流； 4) 强电开入段（1QD）：跳闸位置接点 TWJ a、TWJ b、TWJ c； 5) 强电开入段（7QD）：用于电压切换； 6) 对时段（OD）：接受 GPS 硬接点对时； 7) 弱电开入段（11RD）：用于通信接口； 8) 弱电开入段（1RD）：用于保护； 9) 出口段（1CD）：保护跳闸、启动失灵、启动重合闸等； 10) 保护配合段（7PD）：与母差、失灵保护配合； 11) 交流电源（JD）； 12) 集中备用段（2BD）。 6.2.4.2 线路保护、重合闸和操作箱三面屏（柜）方案 a) 保护 1（2）屏（柜）背面左侧端子排，自上而下依次排列如下： 1) 直流电源段（ZD）：本屏（柜）所有装置直流电源均取自该段； 2) 强电开入段（7QD）：用于电压切换； 3) 强电开入段（1QD）：用于保护； 4) 对时段（OD）：接受 GPS 硬接点对时； 5) 弱电开入段（11RD）：用于通信接口； 6) 弱电开入段（1RD）：用于保护； 7) 出口段（1CD）：保护跳闸、启动失灵、启动重合闸等； 8) 保护配合段（7PD）：与母差、失灵保护配合； 9) 集中备用段（1BD）。 b) 保护 1（2）屏（柜）背面右侧端子排，自上而下依次排列如下： 1) 交流电压段（7UD）：外部输入电压及切换后电压； 2) 交流电压段（1UD）：保护装置输入电压； 3) 交流电流段（1ID）：保护装置输入电流； 4) 信号段（7XD）：电压切换信号； 5) 信号段（11XD）：通信接口信号； Q/GDW 161―2007 14 6) 信号段（1XD）：保护动作、重合闸动作、保护运行异常、装置故障告警等信号； 7) 遥信段（1YD）：保护动作、重合闸动作、保护运行异常、装置故障告警等信号； 8) 录波段（11LD）：通信接口录波； 9) 录波段（1LD）：保护动作、重合闸动作； 10) 网络通信段（TD）：网络通信、打印接线和 IRIG-B（DC）时码对时； 11) 交流电源（JD）； 12) 集中备用段（2BD）。 c) 线路辅助屏（柜）背面左侧端子排，自上而下依次排列如下： 1) 直流电源段（ZD）：本屏（柜）所有装置直流电源均取自该段； 2) 强电开入段（4Q1D）：接收第一套保护跳、合闸，重合闸压力闭锁等开入信号； 3) 强电开入段（4Q2D）：接收第二套保护跳闸等开入信号； 4) 出口段（4C1D）：至断路器第一组跳、合闸线圈； 5) 出口段（4C2D）：至断路器第二组跳闸线圈； 6) 保护配合段（4P1D）：与第一套保护配合； 7) 保护配合段（4P2D）：与第二套保护配合； 8) 保护配合段（4P3D）：与失灵保护配合； 9) 信号段（4XD）：含控制回路断线、电源消失、保护跳闸、事故音响等； 10) 录波段（4LD）：分相跳闸、三相跳闸、合闸接点； 11) 集中备用段（1BD）。 6.3 保护屏（柜）压板、转换开关及按钮设置 6.3.1 压板、转换开关及按钮设置原则 a) 压板、转换开关设置遵循“保留必需，适当精简”的原则； b) 压板不宜超过 5 排，每排设置 9 个压板，不足一排时，用备用压板补齐。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、合闸出口压板及与失灵回路相关压板采用红色，功能压板采用黄色，压板底座 及其他压板采用浅驼色； 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。 6.3.2 3/2 断路器接线 6.3.2.1 线路、过电压及远方跳闸保护 a) 压板 1) 出口压板：线路保护跳闸、启动失灵、重合闸压板分别按相设置（主、后备保护共 用压板）；线路保护远传输出、过电压跳闸、过电压远跳发信； 2) 功能压板：纵联保护投/退、过电压保护投/退、远方跳闸保护投/退、保护检修状态 投/退； 3) 备用压板。 b) 转换开关和按钮 1) 转换开关：断路器运行/检修状态转换； 2) 按钮：复归按钮、通道试验按钮等。 6.3.2.2 断路器保护及操作箱 a) 压板 1) 保护出口压板：设置分相跳闸压板、设置失灵跳相邻断路器压板、设置一付重合闸 出口压板； 2) 操作箱出口压板：三跳出口启动失灵压板； 3) 保护功能压板：充电过流保护投/退、保护检修状态投/退、停用重合闸投/退； 4) 备用压板。 b) 按钮：复归按钮。 6.3.2.3 短引线保护 a) 压板 1) 保护出口压板：保护跳闸； Q/GDW 161―2007 15 2) 保护功能压板：短引线保护投/退、保护检修状态投/退； 3) 备用压板。 b) 按钮：复归按钮。 6.3.3 双母线接线 6.3.3.1 线路保护及重合闸 a) 压板 1) 出口压板：保护跳闸、启动失灵、重合闸压板分别按相设置，设置一付重合闸出口 压板；主、后备保护共用压板，压板接至 1CD；线路保护远传输出、过电压跳闸、 过电压远跳发信； 注：线路保护远传输出、过电压跳闸、过电压远跳发信仅适用于配置过电压及远方跳闸保护的情况。 2) 功能压板：纵联保护投/退、停用重合闸投/退、保护检修状态投/退、过电压保护投/ 退、远方跳闸保护投/退； 注：过电压保护投/退、远方跳闸保护投/退仅适用于配置过电压及远方跳闸保护的情况。 3) 备用压板。 b) 转换开关和按钮 复归按钮、通道试验按钮等。 6.3.3.2 操作箱 a) 操作箱出口压板：三跳出口启动失灵压板； b) 备用压板； c) 按钮：复归按钮。 6.4 二次回路设计 6.4.1 二次回路设计原则 a) 线路保护独立完成合闸（包括手合、重合）后加速跳闸功能； b) 3/2 断路器接线的断路器失灵保护应跳所有相邻断路器的 2 个跳闸线圈； c) 宜采用操作箱内启动失灵、不启动重合闸的三跳接点（TJR 接点）启动失灵保护； d) 对于不采用操作箱，而采用操作继电器接口的方案，保护出口应经继电器重动后作用于 断路器跳闸线圈；操作继电器接口应设有断路器位置接点。 6.4.2 3/2 断路器接线二次回路设计 6.4.2.1 线路、过电压及远方跳闸保护 a) 开关量输入回路 1) 断路器位置信号：主保护及后备保护按断路器分相输入； 2) 启动远传：断路器失灵保护、线路高抗保护、过电压保护动作远传。 b) 出口回路 1) 线路保护以分相跳闸方式、过电压及远方跳闸保护以三相跳闸方式跳 2 台断路器； 2) 启动重合闸回路、失灵回路：分相启动 2 台断路器的重合闸及失灵保护。 6.4.2.2 断路器保护 a) 开关量输入回路 1) 与操作箱配合的回路，由制造商组屏（柜）设计，包括：断路器分相位置、闭锁重 合闸、压力降低闭锁重合闸、三跳启动失灵； 2) 与线路保护配合：分相启动失灵保护及重合闸。 b) 出口回路 1) 跳、合本断路器回路：分相跳闸及重合闸； 2) 跳相邻断路器回路：跳所有相邻断路器出口。 6.4.2.3 短引线保护 a) 开关量输入回路 隔离刀闸位置信号：线路或元件隔离刀闸辅助触点输入。 b) 出口回路 保护以三相跳闸方式跳 2 台断路器。 6.4.2.4 操作箱二次回路设计： a) 与测控配合； Q/GDW 161―2007 16 b) 手合、手跳； c) 至合闸线圈； d) 至第一组跳闸线圈； e) 至第二组跳闸线圈； f) 保护分相跳闸（2 组）； g) 保护三相跳闸（2 组：启动重合闸、启动失灵）； h) 保护三相跳闸（2 组：不启动重合闸、启动失灵）； i) 保护三相跳闸（2 组：不启动重合闸、不启动失灵）； j) 压力闭锁回路； k) 防跳回路； l) 分相跳闸及合闸位置监视回路（2 组）； m) 跳合闸信号回路； n) 控制回路断线、电源消失等 6.4.3 双母线接线二次回路设计 6.4.3.1 线路保护及重合闸 a) 开关量输入回路 1) 断路器位置信号开关量输入：按断路器分相开关量输入； 2) 其他保护停（发）信、远方跳闸开关量输入； 3) 分相电流差动保护的远传开关量输入； 4) 闭锁重合闸开关量输入； 5) 闭锁重合闸回路由操作箱及手跳、手合继电器实现； 6) 压力低闭锁重合闸开关量输入； 7) 操作箱内的断路器操动机构“压力低闭锁重合接点”的转换继电器应以常闭型接点 的方式接入重合闸装置的对应回路。 b) 出口回路 1) 跳闸回路：线路保护以分相跳闸方式跳断路器； 2) 启动失灵回路：分相启动失灵保护； 3) 启动重合闸回路； 4) 纵联保护与收发信机的配合。 6.4.3.2 操作及电压切换箱 a) 操作箱主要回路要求如下： 1) 与测控配合； 2) 手合、手跳； 3) 至合闸线圈； 4) 至第一组跳闸线圈； 5) 至第二组跳闸线圈； 6) 保护分相跳闸； 7) 保护三相跳闸（启动重合闸、启动失灵）； 8) 保护三相跳闸（不启动重合闸、启动失灵）； 9) 保护三相跳闸（不启动重合闸、不启动失灵）； 10) 压力闭锁回路； 11) 防跳回路； 12) 分相跳闸及合闸位置监视回路； 13) 跳合闸信号回路； 14) 控制回路断线、电源消失等； 15) 备用中间继电器； 16) 直流电源监视。 b) 电压切换主要回路： 1) 采用单位置启动方式； 2) 信号回路：切换同时动作、PT 失压信号。 Q/GDW 161―2007 17 7 保护与通信设备接口要求 7.1 保护用通信通道的一般要求 7.1.1 双重化配置的线路纵联保护通道应相互独立，通道及接口设备的电源也应相互独立。 7.1.2 线路纵联保护优先采用光纤通道。采用光纤通道时，短线、支线优先采用专用光纤。采用 复用光纤时，优先采用 2 Mbit/s 数字接口。 7.1.3 一套线路纵联保护不宜接入两个通信通道。 7.1.4 线路纵联电流差动保护通道的收发时延应相同。 7.1.5 双重化配置的远方跳闸保护，其通信通道应相互独立；线路纵联保护采用数字通道的，远 方跳闸命令宜经线路纵联保护传输。 7.1.6 2 Mbit/s 数字接口装置与通信设备采用 75 Ω同轴电缆不平衡方式连接。 7.1.7 安装在通信机房继电保护通信接口设备的直流电源应取自通信直流电源，并与所接入通信 设备的直流电源相对应，采用-48V 电源，该电源的正端应连接至通信机房的接地铜排。 7.1.8 通信机房的接地网与主地网有可靠连接时，继电保护通信接口设备至通信设备的同轴电缆 的屏蔽层应两端接地。 7.2 保护与通信设备连接要求 7.2.1 光缆连接要求 a) 在保护室和通信机房均设保护专用的光配线柜,光配线柜的容量、数量宜按照厂、站远景 规模配置； b) 保护室光配线柜至通信机房光配线柜采用单模光缆。光缆敷设 3 条（2 条主用，1 条备 用）。每条光缆纤芯数量宜按照厂、站远景规模配置； c) 保护室光配线柜至保护柜、通信机房光配线柜至接口柜均应使用尾缆连接。尾缆应使用 ST 或 FC 型连接器与设备连接； d) 光缆通过光配线框转接。 7.2.2 继电保护通信接口屏（柜） 使用复用数字通道时，采用满足 ITU G.703 标准的 2 Mbit/s 通信接口装置并要求如下： a) 同一线路的两套保护的通信接口宜安装在不同屏（柜）上； b) 统一屏（柜）尺寸并统一布置。初次安装的屏（柜）应方便后续通信接口安装，满足后 续安装的通信接口只配接电源线和尾纤的要求。每一屏（柜）应能安装 8 台接口装置； c) 光电转换装置采用 1 U 标准机箱，高为 1 U（约 44.45 mm）、宽为 19 英寸（482.6 mm）、深小于 300 mm。 8 对相关设备及回路的要求 8.1 对断路器的要求 8.1.1 三相不一致保护功能应由断路器本体机构实现。 8.1.2 断路器防跳功能应由断路器本体机构实现。 8.1.3 断路器跳、合闸压力异常闭锁功能应由断路器本体机构实现，应能提供两组完全独立的压 力闭锁接点。 8.2 对双母线接线线路 PT 的要求 为简化电压切换回路，提高保护运行可靠性，双母线接线线路间隔宜装设三相 PT。 8.3 对相关二次回路的要求 双母线接线的线路保护，当配置双操作箱时，监控系统需提供两付遥跳接点。 Q/GDW 161―2007 18 附录 A （规范性附录） 保护装置定值清单标准格式 A.1 设备参数定值 设备参数定值见表 A.1。 表 A.1 设备参数定值 类别 序号 参数名称 参数值 1 定值区号 0～XX（正式运行定值置于“0”区，备用定值依次往后排 列，调试定值置于最末区） 2 通信地址 根据现场实际情况整定 基 本 参 数 3 被保护设备 满足 8 个汉字长度 4 一次额定值 相电流 CT 5 二次额定值 相电流 6 一次额定值 线电压 PT 7 二次额定值 线电压 通 道 8 类型 A.2 线路保护 A.2.1 纵联距离（方向）保护 A.2.1.1 纵联距离（方向）保护定值见表 A.2。 表 A.2 纵联距离（方向）保护定值 类别 序号 定 值 名 称 定 值 范 围 （I N为 1A 或 5A） 单位 整 定 值 1 变化量启动电流定值 （0.05～0.5）I N A 2 零序启动电流定值 （0.05～0.5）I N A 3 纵联零序电流定值 （0.05～20）I N A 4 纵联距离阻抗定值 （0.5～37.5）／I N Ω 5 本侧识别码 0～65535 数字式通道 纵联 距离 零序 保护 6 对侧识别码 0～65535 数字式通道 7 快速距离阻抗定值 （0.5～37.5）／I N Ω 8 零序补偿系数 K Z 0～2 9 线路正序阻抗定值 （0.05～655.35）／I N Ω 线路全长 10 线路正序灵敏角 55°～89° 11 线路零序阻抗定值 （0.05～655.35）／I N Ω 线路全长 12 线路零序灵敏角 55°～89° 后 备 保 护 13 线路总长度 0～655.35 km Q/GDW 161―2007 19 表 A.2（续） 类别 序号 定 值 名 称 定 值 范 围 （I N为 1A 或 5A） 单位 整 定 值 14 接地距离Ⅰ段定值 （0.05～125）／I N Ω 阻抗定值 15 接地距离Ⅱ段定值 （0.05～125）／I N Ω 阻抗定值 16 接地距离Ⅱ段时间 0.01～10 s 17 接地距离Ⅲ段定值 （0.05～125）／I N Ω 阻抗定值 18 接地距离Ⅲ段时间 0.01～10 s 19 相间距离Ⅰ段定值 （0.05～125）／I N Ω 阻抗定值 20 相间距离Ⅱ段定值 （0.05～125）／I N Ω 阻抗定值 21 相间距离Ⅱ段时间 0.01～10 s 22 相间距离Ⅲ段定值 （0.05～125）／I N Ω 阻抗定值 23 相间距离Ⅲ段时间 0.01～10 s 24 负荷限制电阻定值 （0.05～125）／I N Ω 25 零序过流Ⅱ段定值 （0.05～20）I N A 26 零序过流Ⅱ段时间 0.01～10 s 27 零序过流Ⅲ段定值 （0.05～20）I N A 28 零序过流Ⅲ段时间 0.01～10 s 29 零序过流加速段定值 （0.05～20）I N A 30 PT 断线相过流定值 （0.05～20）I N A 31 PT 断线零序过流定值 （0.05～20）I N A 32 PT 断线过流时间 0.1～10 s 33 单相重合闸时间 0.1～10 s 34 三相重合闸时间 0.1～10 s 后 备 保 护 35 同期合闸角 0°～90° 36 接地距离偏移角 0°，15°，30° 37 零序反时限电流定值 （0.05～0.5）I N A 38 零序反时限时间 0.1～10 s 39 三相不一致保护零、负序电流定值 （0.05～0.5）I N A 40 三相不一致保护时间 0.1～10 s 自 定 义 41 通道交换时间定值 0～23 h 注 1：由于线路零序灵敏角一般接近并略小于线路正序灵敏角，8 项定值推荐用 K Z代替 K X和 K R，也可以根据 参数计算 K X和 K R。 注 2：24 项“负荷限制电阻定值”为相间和接地Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段电阻共用定值，圆特性、四边形特性均适用。 注 3：33～35 项定值适用于双母线接线。 注 4：厂家可根据实际情况设置自定义定值项。 Q/GDW 161―2007 20 A.2.1.2 纵联距离（方向）保护控制字见表 A.3。 表 A.3 纵联距离（方向）保护控制字 类别 序号 控制字名称 整定方式 整定值 1 纵联距离（方向）保护 0，1 2 纵联零序保护 0，1 3 允许式通道 0，1 “1”代表允许式 “0”代表闭锁式 纵 联 保 护 控 制 字 4 解除闭锁功能 0，1 5 快速距离保护 0，1 6 弱电源侧 0，1 7 电压取线路 PT 电压 0，1 8 振荡闭锁元件 0，1 9 距离保护Ⅰ段 0，1 10 距离保护Ⅱ段 0，1 11 距离保护Ⅲ段 0，1 12 零序电流保护 0，1 13 零序电流保护Ⅲ段经方向 0，1 14 三相跳闸方式 0，1 15 重合闸检同期方式 0，1 16 重合闸检无压方式 0，1 17 Ⅱ段保护闭锁重合闸 0，1 18 多相故障闭锁重合闸 0，1 19 单相重合闸 0，1 20 三相重合闸 0，1 21 禁止重合闸 0，1 后 备 保 护 和 重 合 闸 控 制 字 22 停用重合闸 0，1 23 纵联保护 0，1 软 压 板 24 远方修改定值 0，1 25 零序反时限 0，1 26 三相不一致保护 0，1 27 三相不一致保护经零、负序电流 0，1 自 定 义 28 自动交换通道 0，1 注 1：9～11 项控制字为相间和接地距离保护共用控制字。 注 2：12 项“零序电流保护”控制字为各段零序电流保护共用控制字。 注 3：15～16 控制字适用于双母线接线。 注 4：24 项“远方修改定值”软压板只能在就地更改，只有当该压板置“1”时，才能远方修改其他定值。 注 5：厂家可根据实际情况设置自定义控制字。 Q/GDW 161―2007 21 A.2.2 纵联电流差动保护 A.2.2.1 纵联电流差动保护定值见表 A.4。 表 A.4 纵联电流差动保护定值格式 类别 序号 定值名称 定 值 范 围 （I N为 1A 或 5A） 单位 整定值 1 变化量启动电流定值 （0.05～0.5）I N A 2 零序启动电流定值 （0.05～0.5）I N A 3 差动动作电流定值 （0.05～2）I N A 分相差动和零序差动共用 4 本侧识别码 0～65535 纵 联 电 流 差 动 保 护 5 对侧识别码 0～65535 6 快速距离保护定值 （0.5～37.5）／I N Ω 7 零序补偿系数 K Z 0～2 8 线路正序阻抗定值 （0.05～655.35）／I N Ω 线路全长 9 线路正序灵敏角 55°～89° 10 线路零序阻抗定值 （0.05～655.35）／I N Ω 线路全长 11 线路零序灵敏角 55°～89° 12 线路正序容抗定值 （40～6000）／I N Ω 线路全长 13 线路零序容抗定值 （40～6000）／I N Ω 线路全长 14 线路总长度 0～655.35 km 15 接地距离Ⅰ段定值 （0.05～125）／I N Ω 阻抗定值 16 接地距离Ⅱ段定值 （0.05～125）／I N Ω 阻抗定值 17 接地距离Ⅱ段时间 0.01～10 s 18 接地距离Ⅲ段定值 （0.05～125）／I N Ω 阻抗定值 19 接地距离Ⅲ段时间 0.01～10 s 20 相间距离Ⅰ段定值 （0.05～125）／I N Ω 阻抗定值 21 相间距离Ⅱ段定值 （0.05～125）／I N Ω 阻抗定值 22 相间距离Ⅱ段时间 0.01～10 s 23 相间距离Ⅲ段定值 （0.05～125）／I N Ω 阻抗定值 24 相间距离Ⅲ段时间 0.01～10 s 25 负荷限制电阻定值 （0.05～125）／I N Ω 26 零序过流Ⅱ段定值 （0.05～20）I N A 27 零序过流Ⅱ段时间 0.01～10 s 28 零序过流Ⅲ段定值 （0.05～20）I N A 29 零序过流Ⅲ段时间 0.01～10 s 后 备 保 护 30 零序过流加速段定值 （0.05～20）I N A Q/GDW 161―2007 22 表 A.4（续） 类别 序号 定值名称 定 值 范 围 （I N为 1A 或 5A） 单位 整定值 31 PT 断线相电流定值 （0.05～20）I N A 32 PT 断线零序过流定值 （0.05～20）I N A 33 PT 断线过流时间 0.1～10 s 34 单相重合闸时间 0.1～10 s 35 三相重合闸时间 0.1～10 s 后 备 保 护 36 同期合闸角 0°～90° 37 接地距离偏移角 0°，15°，30° 38 CT 变比系数 0.25～1.00 39 电抗器阻抗定值 （5～9000）／I N Ω 40 小电抗器阻抗定值 （5～9000）／I N Ω 41 零序反时限电流定值 （0.05～0.5）I N A 42 零序反时限时间 0.1～10 s 43 三相不一致保护零、负序电流定值 （0.05～0.5）I N A 自 定 义 44 三相不一致保护时间 0.1～10 s 注 1：由于线路零序灵敏角一般接近并略小于线路正序灵敏角，7 项定值推荐用 K Z代替 K X和 K R，也可以根据 参数计算 K X和 K R。 注 2：25 项“负荷限制电阻定值”为相间和接地Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段电阻共用定值，圆特性、四边形特性均适用。 注 3：厂家可根据实际情况设置自定义定值项。 Q/GDW 161―2007 23 A.2.2.2 纵联电流差动控制字见表 A.5。 表 A.5 纵联电流差动保护控制字 类别 序号 控制字名称 整定方式 整定值 1 纵联差动保护 0，1 2 CT 断线闭锁差动 0，1 纵 联 保 护 控 制 字 3 通信内时钟 0，1 4 快速距离保护 0，1 5 电压接线路 PT 0，1 6 振荡闭锁元件 0，1 7 距离保护Ⅰ段 0，1 8 距离保护Ⅱ段 0，1 9 距离保护Ⅲ段 0，1 10 零序电流保护 0，1 11 零序过流Ⅲ段经方向 0，1 12 三相跳闸方式 0，1 13 重合闸检同期方式 0，1 14 重合闸检无压方式 0，1 15 Ⅱ段保护闭锁重合闸 0，1 16 多相故障闭锁重合闸 0，1 17 单相重合闸 0，1 18 三相重合闸 0，1 19 禁止重合闸 0，1 后 备 保 护 和 重 合 闸 控 制 字 20 停用重合闸 0，1 21 差动保护 0，1 软 压 板 22 远方修改定值 0，1 23 线路电抗器 0，1 24 零序反时限 0，1 25 三相不一致保护 0，1 自 定 义 26 三相不一致保护经零、负序电流 0，1 注 1：7～9 项控制字为相间和接地距离保护共用控制字。 注 2：10 项“零序电流保护”控制字为各段零序电流保护共用控制字。 注 3：13～14 项控制字适用于双母线接线。 注 4：22 项“远方修改定值”软压板只能在就地更改，只有当该压板置“1”时，才能远方修改其他定值。 注 5：厂家可根据实际情况设置自定义控制字。 Q/GDW 161―2007 24 A.3 3/2 断路器接线的断路器保护 A.3.1 3/2 断路器接线的断路器保护定值见表 A.6。 表 A.6 3/2 断路器接线的断路器保护定值 类别 序号 定值名称 定 值 范 围 （I N为 1A 或 5A） 单位 整定值 1 变化量启动电流定值 （0.05～0.5）I N A 2 零序启动电流定值 （0.05～0.5）I N A 3 失灵保护相电流定值 （0.05～0.5）I N A 4 失灵保护零序电流定值 （0.05～0.5）I N A 5 失灵保护负序电流定值 （0.05～0.5）I N A 6 低功率因数角 45°～90° 默认值：70° 7 失灵保护跟跳本断路器时间 0.01～10 s 8 失灵保护跳相邻断路器时间 0.01～10 s 9 死区保护时间 0.01～10 s 10 充电过流保护Ⅰ段电流定值 （0.05～20）I N A 11 充电过流保护Ⅰ段时间 0.01～10 s 12 充电过流保护Ⅱ段电流定值 （0.05～20）I N A 13 充电零序过流电流定值 （0.05～20）I N A 14 充电过流Ⅱ段时间 0.01～10 s 15 单相重合闸时间 0.01～10 s 16 三相重合闸时间 0.01～10 s 断 路 器 保 护 定 值 17 同期合闸角 0°～90° 18 三相不一致保护时间 0.1～10 s 19 自 定 义 20 注 1：3 项“失灵保护相电流定值”为死区保护与失灵保护共用定值。 注 2：4～5 项定值为三相不一致保护与失灵保护共用定值。 注 3：14 项“充电过流Ⅱ段时间”为充电零序过流与充电过流Ⅱ段共用定值。 注 4：厂家可根据实际情况设置自定义定值项。 Q/GDW 161―2007 25 A.3.2 3/2 断路器接线的断路器保护控制字见表 A.7。 表 A.7 3/2 断路器接线的断路器保护控制字 类别 序号 控制字名称 整定方式 整定值 1 断路器失灵保护 0，1 2 跟跳本断路器 0，1 3 死区保护 0，1 4 充电过流保护Ⅰ段 0，1 5 充电过流保护Ⅱ段 0，1 6 充电零序过流 0，1 7 重合闸检同期方式 0，1 8 重合闸检无压方式 0，1 9 单相重合闸检线路有压 0，1 适用于电厂侧重合闸 10 TWJ 启动单相重合闸 0，1 11 TWJ 启动三相重合闸 0，1 12 后合检线路有压 0，1 13 单相重合闸 0，1 14 三相重合闸 0，1 15 禁止重合闸 0，1 断 路 器 保 护 控 制 字 16 停用重合闸 0，1 17 充电过流保护 0，1 18 按相重合闸 0，1 适用于按相重合闸方式 软 压 板 19 远方修改定值 0，1 20 三相不一致保护 0，1 21 三相不一致经零、负序电流闭锁 0，1 自 定 义 22 注 1：19 项“远方修改定值”软压板只能在就地更改，只有当该压板置“1”时，才能远方修改其他定值。 注 2：厂家可根据实际情况设置自定义控制字。 Q/GDW 161―2007 26 A.4 过电压及远方跳闸保护 A.4.1 过电压及远方跳闸保护定值见表 A.8。 表 A.8 过电压及远方跳闸保护定值 类别 序号 定值名称 定 值 范 围 （I N为 1A 或 5A） 单位 整定值 1 电流变化量定值 （0.05～0.5）I N A 2 零序电流定值 （0.05～0.5）I N A 3 I 0 3 负序电流定值 （0.05～0.5）I N A I 2 4 零序电压定值 0～57.7 V 3 U 0 5 负序电压定值 0～57.7 V U 2 6 低电流定值 （0.05～0.5）I N A 7 低有功功率 0～90 W 8 低功率因数角 30°～90° 9 远方跳闸经故障判据时间 0.01～10 s 10 远方跳闸不经故障判据时间 0.01～10 s 11 过电压定值 57.7～100 V 故 障 判 别 元 件 及 其 他 定 值 12 过电压保护动作时间 0.01～10 s 自定义 13 注 1：11 项“过电压定值”为本侧三相电压“或门”关系。 注 2：厂家可根据实际情况设置自定义定值项。 A.4.2 过电压及远方跳闸保护控制字见表 A.9。 表 A.9 过电压及远方跳闸保护控制字 类别 序号 控制字名称 整定方式 整定值 1 故障电流、电压启动 0，1 变化量电流、零序电流、负序电流、 零电压、负序电压启动判据 2 低电流、低有功启动 0，1 低电流、低有功功率启动判据 3 低功率因数角启动 0，1 4 远方跳闸不经故障判据 0，1 远方跳闸经故障判据固定投入 5 过电压保护跳本侧 0，1 控 制 字 6 过电压启动远方跳闸经跳位闭锁 0，1 7 远方跳闸保护 0，1 8 过电压保护 0，1 软 压 板 9 远方修改定值 0，1 自定义 10 注 1：9 项“远方修改定值”软压板只能在就地更改，只有当该压板置“1”时，才能远方修改其他定值。 注 2：厂家可根据实际情况设置自定义控制字。 Q/GDW 161―2007 27 A.5 短引线保护 A.5.1 短引线保护定值见表 A.10。 表 A.10 短引线保护定值 类别 序号 定值名称 定 值 范 围 （I N为 1A 或 5A） 单位 整定值 1 变化量启动电流定值 （0.05～0.5）I N A 2 零序启动电流定值 （0.05～0.5）I N A 3 I 0 3 过流保护Ⅰ段电流定值 （0.05～20）I N A 4 过流保护Ⅱ段电流定值 （0.05～20）I N A 5 过流保护Ⅱ段时间 0.01～10 s 启 动 元 件 及 保 护 定 值 6 差动动作电流定值 （0.05～20）I N A 7 8 自 定 义 9 注 1：2～4 项定值均为“和电流”定值。 注 2：厂家可根据实际情况设置自定义定值项。 A.5.2 短引线保护控制字见表 A.11。 表 A.11 短引线保护控制字 类别 序号 控制字名称 整定方式 整定值 1 差动保护 0，1 2 过流保护Ⅰ段 0，1 控 制 字 3 过流保护Ⅱ段 0，1 4 短引线保护 0，1 软 压 板 5 远方修改定值 0，1 6 7 自 定 义 8 注 1：5 项“远方修改定值”软压板只能在就地更改，只有当该压板置“1”时，才能远方修改其他定值。 注 2：厂家可根据实际情况设置自定义控制字。 Q/GDW 161―2007 28 附录 B （规范性附录） 保护输出报告标准格式 B.1 对保护动作信息报告的要求 为了使运行人员尽快了解事故状况以便及时、有效地处理事故，保护动作信息报告应为中文 简述，包含以下内容： a) XXXX 年，XX 月，XX 日，XX 时：XX 分：XX 秒； b) XXXX 线路保护启动，X 相故障； c) XX 保护动作，跳 X 相； d) XXXX 断路器重合； e) XXXX 断路器重合于永久故障，加速三跳； f) 故障测距 XX.X km。 B.2 对保护动作行为报告的要求 供继电保护专业人员分析事故的保护动作行为记录的内容应包括： a) 保护启动及动作过程中各相关元件动作行为、动作时序和开关量输入、开关量输出的变 位情况的记录；故障相电压、电流幅值；故障测距结果等，见表 B.1。 表 B.1 保护动作行为报告的标准格式 类别 时间 描述 故障相别 A、B、C 等 故障相电压 XXXX V 故障相电流 XXXX A 故障测距结果 XXXX km 故 障 简 况 年-月-日 时：分：秒：毫秒 XXXX 保护启动 XXXX ms XXXX 保护动作 XXXX ms XXXX（线路、断路器）重合 XXXX ms XXXX 保护动作 保 护 动 作 情 况 启 动 时 开 入 量 状 态 保护启动时各开入量状态 Q/GDW 161―2007 29 表 B.1（续） 类别 时间 描述 XXXX ms，XXXX 0—>1 ... ... XXXX ms，XXXX 1—>0 … 动 作 后 开 关 量 变 位 按时间顺序，保护动作后各开关量状态变位 b) 保护在故障过程中的交流相电压、相电流、零序电压和零序电流幅值、相位录波记录； c) 与本次动作相关的保护定值清单。 Q / G D W X X X - 2 0 0 7 国家电网公司企业标准 线路保护及辅助装置标准化设计规范 Q/GDW XXX—2007 * 中 国 电 力 出 版 社 出 版 北京三里河路 6 号 100044 http://cepp.com.cn 北京 XXX 印刷厂印刷 （本书如有印装质量问题，我社发行部负责退换） 版权专利 不得翻印 * 开本 880X1230 1/16 印张 X 字数 19 千字 2007 年 X 月第 X 版 2007 年 X 月第 X 次印刷 印数 1-XXXXX 书号:XXXXXX.X-XXX 定价 X.XX 元 * 附件二： 线路保护及辅助装置标准化设计规范 （编制说明） Standardization design specification for transmission line protection and auxiliary equipments 国家电网公司 1 任务来源 原水利电力部组织编写的《四统一高压线路继电保护装置原理设计》主要针对当时继电保护 的现状，通过统一技术标准、统一原理接线、统一符号、统一端子排布置，对我国继电保护发展 起到了重要的推动作用。 近年来随着科学技术的发展和进步，微机型继电保护装置在我国电力系统中得到越来越广泛 的应用，极大地促进了继电保护运行管理水平的提高。然而在应用中不同厂家保护装置的输入输 出量、压板、端子、报吿和定值等不统一、不规范的问题日渐凸显，给继电保护运行、维护和管 理等带来较大困难，有必要对微机型保护装置技术原则、保护配置原则以及相关的二次回路等的 标准化设计进行规范。 为此国调中心申请了国家电网公司 2007 年度科技项目《继电保护设备标准化研究》，在继电 保护设备和回路设计标准化方面开展工作。 2 主要工作过程 2006 年 5 月，华北电网公司组织有关调度、运行、设计和制造等单位开展了继电保护标准化 设计工作。 2006 年 8 月，在准确把握当前继电保护运行管理突出矛盾的基础上，国调中心审时度势，明 确提出在公司系统开展继电保护设备标准化工作，组织召开了“继电保护设备标准化工作研讨 会”，参加会议的有网、省调、电力规划设计总院、设计院、运行维护单位和科研制造单位的专 家。会议分析了当前微机继电保护存在的主要问题：一是由于目前微机型保护装置设计、制造、 应用中存在的非标准化问题。不同厂家微机保护经历由最初的产品研发阶段，发展成为定型产 品，由于缺乏产品标准规范，不同厂家的产品存在一定的差异，给现场维护和运行带来了较大的 困难甚至成为不安全因素。二是不同厂家保护装置的外部接口回路要求不一致，导致不同保护相 互配合时的功能、回路设计复杂或不完善，也造成与外部一次设备、通信自动化设备的配合及要 求不统一，容易出现设计、施工、运行、操作中的差错，成为安全隐患。三是部分调度、运行单 位过于强调本地区的技术要求和特点，而生产厂家存在迎合和无原则地满足用户需求，同一种装 置出现各种地区性版本，或是尽量实现单一装置的功能最大化配置；完全由设计人员根据现场情 况随意设计，最终造成不同时期、不同厂站的同一种保护二次回路不规范，给继电保护的现场安 全运行带来隐患。四是由于随着微机继电保护的不断技术进步，各类反事故措施不断制定和完 善，但在执行过程中由于各单位对反措理解上的偏差，造成反措执行不够彻底。 与会专家一致认为继电保护设备标准化工作是一项具有历史意义的开拓性工作，非常有必要 同时也非常迫切，将对未来继电保护设备制造、运行维护、调度管理等工作产生的强大的促进作 用，全面提升继电保护各项工作水平，建议立即在公司系统开展此项工作。 2006 年 11 月，国调中心全面启动了继电保护设备标准化工作，在华北电网公司已开展工作的 基础上，发文成立了“继电保护设备标准化规范”工作组,明确了成员单位、工作组成员、工作要 求和进度计划，布置了下一阶段的工作。 2006 年 12 月，国调中心组织召开了“继电保护设备标准化规范”第一次工作会议，会议讨论 了有关单位提交的继电保护设备标准化设计规范（初稿）并编写了继电保护装置技术规范（初 稿），安排了下一步工作。 2007 年 1 月，公司陈进行副总经理和栾军总工程师在公司继电保护工作会议讲话中高度评价 了公司系统开展的继电保护设备标准化工作，明确要求要将此项工作作为重中之重来抓，务求尽 快取得实效。 2007 年 4 月，国调中心组织召开了“继电保护设备标准化规范”第二次工作会议，会议讨论 完善了继电保护设备标准化设计规范（初稿）并编写了继电保护装置技术规范（初稿）。 会后国调中心对初稿结构进行了较大的调整，使得结构更合理，要求更明确，更加符合规范 要求。 2007 年 7 月，国调中心组织召开了“继电保护设备标准化规范”第三次工作会议，会议深入 细致地讨论了继电保护设备标准化设计规范（初稿）和装置技术规范（初稿），将设计规范部分 和装置规范部分汇总成一个稿子，形成送审稿（初稿）。 会后国调中心按照标准的规范格式进行了大量细致入微的内容修改和格式调整工作，形成送 审稿。 2007 年 7 月，受公司科技部委托，国调中心组织召开了国家电网公司企业标准《线路保护及 辅助装置设计规范》审查会，来自电力系统规划、设计单位和公司总部基建部、有关网省调、试 验、运行单位的专家对《规范》(送审稿)进行了认真审查，提出修改意见，并推荐申报国网公司 企业标准。 会后，国调中心按照审查会意见，对企标《线路保护及辅助装置设计规范》作了进一步修改 和完善，形成报批稿，报公司科技部。 3 本标准的编制原则 功能配置统一的原则。主要解决各地区保护配置及组屏方式的差异而造成保护的不统一问 题。 回路设计统一的原则。解决由于各地区运行和设计单位习惯不同造成二次回路上存在差异的 问题。 端子排布置统一的原则。通过按照自上而下，按功能分段设计端子排，解决交直流回路、输 入输出回路在端子排上排列位置不同的问题。 接口标准统一的原则。对继电保护装置至通信机柜处的光缆连接、接口的配置等进行标准化 设计，避免出现不同时期、不同厂家接口装置杂乱无序的问题。 屏柜压板统一的原则。通过对继电保护压板数量、颜色进行规范，对压板进行优化设计，减 少不必要的压板，以方便现场运行。 保护定值、报告格式统一的原则。要求各保护制造商按照标准格式进行保护定值、报告格式 的统一，为现场运行维护创造条件。 4 修订本标准的主要内容和特点 《设计规范》主要包括“范围”、“规范性引用文件”、“总则”、“一般规定”、“线路 保护及辅助装置技术原则及功能配置”、“组屏（柜）设计”、“保护通信设备接口要求”和 “对相关设备及回路的要求”共八部分内容，将“保护装置定值清单标准格式”和“保护输出报 告标准格式”两部分内容列入附录中。 《设计规范》具有以下主要特点： 一是遵照现行有关继电保护的国标、行标、反事故措施及 “国家电网公司输变电工程典型设 计”的有关要求，通过规范 220 千伏及以上电网的线路及辅助保护装置的技术原则、配置原则、 组屏方案、端子排设计、压板设置和回路设计，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。 二是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 回路的依赖。 三是优化回路设计，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。 四是继电保护双重化包括保护装置的双重化以及与保护配合回路（含通道）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，不应有直接的电气联系。 五是《设计规范》中 3/2 断路器主接线形式主要用于 330 千伏及以上系统，双母线主接线形 式主要用于 220 千伏系统；当 330 千伏及以上系统采用双母线主接线形式，220 千伏系统采用 3/2 断路器主接线形式以及其他接线形式时可参照执行。 六是对微机保护“保护装置定值清单”和“保护输出报告”制定了标准格式。

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