广东电网公司10kV～110kV线路保护技术规范(试行)

广东电网公司10kV～110kV线路保护技术规范（试行）广东电网公司统一编码：S.00.00.05/Q102-0014-0912-75962009-12-21印发封面 2009-12-21实施本制度信息制度名称 广东电网公司10kV ～110kV 线路保护技术规范（试行） 制度编号 S.00.00.05/Q102-0014-0912-7596 对应文号版 次 变更概要修编时间状态0912版2009-12-21 在用角色 人员编写 唐宜芬、王莉、邓小玉、萧汉武、段新辉、刘之尧、陈志光、刘玮、徐敏敏、尹树添、欧明秀、徐子利、刘锦兰、王惠蔷、张胜宝、刘顺桂、罗振威、陈志峰、梁晓兵、胡滨、梁春明、董桂云初审会签 黄明辉、审核批准2009-12-21印发 制度信息 2009-12-21实施目次前言1适用范围 (3)2规范性引用文件 (3)3术语和定义 (3)4总则 (4)5装置通用技术条件 (4)6110 kV线路保护及辅助装置技术要求 (12)710（35）kV线路保护及辅助装置技术要求 (21)附录 A （规范性附录）保护软硬压板配置表 (25)附录 B （规范性附录）保护装置定值项标准名称 (27)附录 C （规范性附录）保护输出报告标准格式 (30)附录 D （资料性附录）屏面布置示意图 (31)附录 E （资料性附录）压板布置示意图 (34)共 34 页第 1 页前言为规范广东电网10 kV～110 kV线路保护的运行和管理，指导广东电网公司10 kV～110 kV线路保护的设备建设、改造和运行管理工作，依据国家和行业的有关标准和规程，特制定本规范。

本规范的附录A～C为规范性附录，附录D～E为资料性附录。

本规范由广东电网公司生产技术部提出、归口管理并负责解释。

本规范主要起草单位：广东电网公司广州供电局、广东省电力设计研究院、广东电网公司生产技术部、广东电网公司电力调度通信中心。

共 34 页第 2 页广东电网公司10 kV～110 kV线路保护技术规范（试行）1适用范围1.1本规范规定了广东电网10 kV～110 kV系统的线路保护及辅助装置的技术原则和设计准则。

1.2本规范适用于广东电网公司10 kV～110 kV线路保护及辅助装置的新建、扩建及技改工程。

2规范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。

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规范，然而，鼓励根据本规范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规范。

GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 15145-2008 输电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 667-1999 远动设备及系统第5部分：传输规约第103篇：继电保护设备信息接口配套标准DL/T 720-2000 电力系统继电保护柜、屏通用技术条件DL/T 769-2001 电力系统微机继电保护技术导则DL/T 5103-1999 35 kV～110 kV无人值班变电所设计规程DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程Q/CSG10011-2005 220 kV～500 kV变电站电气技术导则调继[2009]8号中国南方电网地区电网继电保护整定原则（试行）S.00.00.05/Q102-0001-0808-148 广东电网公司变电站直流电源系统技术规范S.00.00.05/Q106-0003-0808-2449 广东电网公司变电站GPS时间同步系统技术规范广电调继[2008]1号广东省电力系统继电保护反事故措施2007版3术语和定义3.1自动检测通常在保护装置内部执行的旨在自动发现保护装置内部和外部失效情况的一种功能。

3.2简易母线保护配置在变压器10 kV后备保护中，与所连接10 kV母线上各出线间隔保护相互配合，作为该段母线主保护的保护。

共 34 页第 3 页4总则4.1本规范旨在规范10 kV～110 kV系统的线路保护及辅助装置的技术原则、配置原则、组屏方案、端子排设计、压板设置和二次回路设计，提高继电保护设备的标准化水平，为继电保护的制造、设计、管理和运行维护工作提供有利条件，提升继电保护运行、管理水平。

4.2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。

4.3优化回路设计，在确保可靠实现继电保护功能的前提下，尽可能减少屏内装置间以及屏间的连线。

4.4本规范中110 kV电压等级以双母线接线为例，10（35）kV电压等级以单母分段接线为例。

4.5本规范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，但并未涵盖其全部技术要求，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。

5装置通用技术条件5.1交流回路精确工作范围a）交流电压回路：（0.01～1.1）U N；b）交流电流回路：保护装置的测量范围下限为0.05 I N，上限为20 I N，保护装置在0.05 I N～20 I N 的测量精度均需满足：测量误差不大于相对误差±5%或绝对误差±0.02 I N，但在0.05 I N以下范围用户应能整定并使用，实际故障电流超过电流上限20 I N时，保护装置不误动不拒动；c） 10 kV零序电流回路：保护装置的测量范围下限为0.2 A，上限为20 A，保护装置在0.2 A～20 A的测量精度均需满足：测量误差不大于相对误差±5%或绝对误差±0.02 I N；但在0.2 A以下范围用户应能整定并使用，实际故障电流超过电流上限20 A时，保护装置不误动不拒动。

5.2保护装置的开关量输入、输出出要求5.2.1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”的定义应统一规定为：a）“1”肯定所表述的功能；b）“0”否定所表述的功能。

5.2.2保护装置功能控制字“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）无论控制字置“1”或置“0”，均不应改变定值清单和装置液晶屏显示的“功能表述”。

5.2.3保护功能投退软、硬压板一般采用“与门”逻辑关系。

软、硬压板配置及逻辑关系详见附录A。

5.3为了方便远方控制保护，装置应具备以下功能a）软压板可通过IEC 61850或103规约以遥控方式进行投退；共 34 页第 4 页b）软压板的状态变化以SOE方式实时上送；c）软压板与定值相对独立，软压板的投退，不应影响定值；d）保护装置应支持远方修改定值和远方切换定值区。

5.4保护装置的定值要求a）保护装置的定值应简化，宜多设置自动的辅助定值和内部固定定值；b）保护装置电流、电压和阻抗定值应采用二次值，并输入电流互感器（TA）和电压互感器（TV）的变比等必要的参数；c）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；d）控制字采用二进制方式显示，遵循功能投退灵活的原则设置。

运行中基本不变的、保护分项功能宜设置控制字，如“相间距离Ⅰ段”采用控制字投退；e）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，保护装置标准定值名称详见附录B；3）保护装置控制字定值部分。

f）保护装置应有不少于十个可切换的定值区。

注：110 kV线路保护装置应有不少于三十个可切换的定值区。

g）保护装置定值名称不应随控制字或压板的投退而改变。

5.5装置显示功能要求a）为便于操作，保护装置应具有液晶显示屏，且全部采用中文显示；b）装置在正常运行时显示必要的参数、运行及异常信息，包括采样值、差流、保护运行状态、定值区等。

默认状态下，相关的数值显示为二次值；c）装置应能分类显示保护动作报告，包括故障相别、保护动作元件、保护各元件动作时间和故障点距离等相关信息。

动作报告内容和打印格式要求详见附录C；d）应设有断路器合闸位置指示灯、跳闸位置指示灯、运行指示灯、动作信号灯、告警信号灯和电压切换指示灯（可选）。

1）动作信号灯采用红色；2）合闸位置灯采用红色；3）跳闸位置灯采用绿色；4）运行指示灯采用绿色；5）电压切换指示灯采用绿色；6）重合闸充电灯采用绿色；7）告警信号灯采用黄色。

注：适用于操作箱和带操作插件的保护装置（含电压切换）。

共 34 页第 5 页5.6保护装置应具有故障录波功能a）依据保护实际功能，应记录故障时的模拟量和输入开关量、输出开关量、动作元件、动作时间、故障相别及类型、最大相故障电流、最大零序电流、差流、测距结果等；b）记录保护启动、保护跳闸、重合闸出口等全过程的所有信息（记录故障前2个周波、故障后5个周波的数据），存储8次以上最新动作报告；动作报告按时间顺序排列，最近一次保护动作报告排在最前面。

c）具有文字或图形打印输出功能；d）记录时间分辨率不大于1 ms；e）记录的所有数据应能转换为IEEE Std C37.111-1999（COMTRADE99）格式输出，并上送至继电保护故障及信息管理系统；f）发生故障时不应丢失故障记录信息；g）装置直流电源消失后，不应丢失已记录信息。

5.7保护装置技术要求a）当电流互感器二次回路异常或断线时，装置应能发出告警信号；b）装置应具有在线自动检测功能，在正常运行期间，装置中单一电子元件（出口继电器除外）损坏时，不应造成装置误动作，且应发出告警或装置异常信号。

在线检测必须是在线自动检测，不应由外部手段启动；c）装置应设有自复位电路，在正常情况下，装置不应出现程序走死的情况；在因干扰而造成程序走死时，应能通过自复位电路自动恢复正常工作。

复位后仍不能正常工作时，应能发出异常信号或信息，而装置不应误动作；d）每套保护装置应有独立的DC/DC变换器，当直流电源突然消失，然后恢复正常时，保护DC/DC 变换器应有自恢复功能；e）装置动作及告警信号，在直流电源消失和恢复后仍应保持；f） 10 kV保护装置内部的零序电流互感器应能满足不同二次额定电流的要求，不需用户设置相关参数。

5.8保护装置接口要求a）应具有调试接口、打印机接口；b）应具备对时接口：使用RS-485串行数据通信接口接收GPS发出IRIG-B（DC）时码，误差应不大于±1 ms，当GPS的IRIG-B（DC）时码中断后，应接受网络对时。

当全部对时信号消失后，采用保护装置自身时钟，24小时误差不大于±5 s；c）保护装置应具有3个以太网接口，具体要求如下：1）通过通信口上传给变电站自动化系统和继电保护故障及信息管理系统子站的信号数据，应带有时标；共 34 页第 6 页2）通信传输协议应符合DL/T 667或DL/T 860（IEC 61850）系列标准的有关规定。