送电线路工程质量监督检查规程

2.14传动断路器检验

投入保护装置的保护投入及跳、合闸连接片.

进行传动断路器检验之前,继电器小室和开关站均应有专人监视,并应具备良好的通讯联络设备,以便观察断路器和保护装置动作相别是否一致,监视中央信号装置的动作及声、光信号指示是否正确.如果发生异常情况,应立即停止检验,在查明原因并改正后在继续进行.

传动断路器检验应在确保检验质量的前提下,尽可能减少断路器的动作次数。

分别模拟A,B,C相瞬时性接地故障、模拟C相永久性接点故障、模拟AB相间瞬时性故障.

2.15带负荷检验

按《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的有关规定,除完成对电流互感器的极性及其二次电缆相别的检验外,还要完成对断路器及其操作回路的检验工作,才能进行本检验.所有接线应恢复至正常运行状态,尤其是电流回路不得开路.

2.15.1测定负荷电流相位

利用钳型相位表测量交流电流与交流电压的相位关系,得出相应的六角图.

2.15.2检验交流电压,交流电流相序

装置在正常状态下,通过人机接口的循环显示菜单观察相序UA、UB、UC间应依次超前120°.UA、UB、UC的有效值乘以电压互感器变比应与NCS监控系统显示值一致.IA、IB、IC间应依次超前120°.各相电流的有效值乘以电流互感器变比应与NCS监控系统显示值一致.

2.15.3投入运行前的检查

a)按照记录恢复所有措施,检查正确。

b)紧固接线端子螺丝,防止出现松动现象。

c)断、合一次直流电源,然后分别打印出各种实际运行方式可能用到的各套定值,与上级继电保护部门下发的整定书进行核对.

d)线路投运后,打印电流、电压采样值,进行幅值和相位分析使装置恢复正常状态.

3报告和记录

见调试检修记录本

篇5：国网公司线路保护及辅助装置标准化设计

—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/GDWICS29.240.30国家电网公司企业标准Q/GDW161—2007线路保护及辅助装置标准化设计规范Standardizationdesignspecificationfortransmissionlineprotectionandau*iliaryequipments2007-10-31发布2007-10-31实施国家电网公司发布Q/GDW161―2007I目次前言........................................................................................................................................II1范围........................................................................................................................................12规范性引用文件.......................................................................................................................13总则........................................................................................................................................14一般规定.................................................................................................................................15线路保护及辅助装置配置原则、技术原则和功能要求..............................................................36组屏(柜)设计......................................................................................................................107保护与通信设备接口要求.......................................................................................................178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.........................................................................28Q/GDW161―2007II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/GDW161―20071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220kV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220kV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。110kV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/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程GB/T15145-20**微机线路保护装置通用技术条件DL/T478-20**静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T769-20**电力系统微机继电保护技术导则DL/T5218-2005220kV~500kV变电所设计技术规程DL/T5136-20**火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程IEC60255-24:20**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220kV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330kV及以上系统,双母线接线主要用于220kV系统;当330kV及以上系统采用双母线接线,220kV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/GDW161―200724.1.2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1000Hz。保护装置的每个电流采样回路应能满足0.1IN以下使用要求,在0.05IN~20IN或者0.1IN~40IN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IEC60255-24的电力系统暂态数据交换通用格式(CommonFormatforTransientDataE*change,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/GDW161―20073a)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1n1D2线路独立后备保护(可选)2n2D3断路器保护(带重合闸)3n3D4操作箱4n4D5交流电压切换箱7n7D6断路器辅助保护(不带重合闸)8n8D7过电压及远方跳闸保护9n9D8短引线保护10n10D9远方信号传输装置11n11D5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5.1.13/2断路器接线Q/GDW161―200745.1.1.1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100ms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0.5s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/GDW161―20075d)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)=p02.0P01)/(0.14TII?(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220kV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。5.2.73/2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(0.05IN);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/GDW161―200762)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50ms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Ia1、Ib1、Ic1、3I01,第二组电流Ia2、Ib2、Ic2、3I02;b)Ua、Ub、Uc、U*。注:当保护装置只有一组交流电流输入时,无Ia2、Ib2、Ic2、3I02。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3dB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TWJa、TWJb、TWJc(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/GDW161―20077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Ia1、Ib1、Ic1、3I01,第二组电流Ia2、Ib2、Ic2、3I02;b)Ua、Ub、Uc、U*注:当保护装置只有一组交流电流输入时,无Ia2、Ib2、Ic2、3I02。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TWJa、TWJb、TWJc(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/GDW161―20078j)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。5.3.33/2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)Ia、Ib、Ic、3I0;b)Ua、Ub、Uc、U*。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TWJa、TWJb、TWJc;d)保护分相跳闸输入Ta,Tb,Tc,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2Ta、2Tb、2Tc;j)平行线分相合闸信号Ha、Hb、Hc;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Ia1、Ib1、Ic1、3I01,第二组电流Ia2、Ib2、Ic2、3I02;b)Ua、Ub、Uc。注:当保护装置只有一组交流电流输入时,无Ia2、Ib2、Ic2、3I025.3.4.3开关量输入a)过电压保护投/退;b)远方跳闸保护投/退;Q/GDW161―20079c)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Ia1、Ib1、Ic1;b)第二组电流Ia2、Ib2、Ic2。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/GDW161―2007105.3.6.2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6.1.13/2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/GDW161―200711c)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(*D);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)。6.2.33/2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:Ia1、Ib1、Ic1、In1,Ia2、Ib2、Ic2、In2,a1’I、b1’I、c1’I、n1’I,a2’I、b2’I、c2’I、n2’I;合电流进装置排列:Ia1、Ia2,Ib1、Ib2,Ic1、Ic2,In1、In2,a’I、b’I、c’I、n’I;3)信号段(*D):按装置分为9*D、1*D、2*D;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/GDW161―2007126)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(4*D):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Ia、Ib、Ic、In,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(3*D):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(*D):3-10*D、4-10*D;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(*D):1-10*D、2-10*D;7)遥信段(YD):1-10YD、2-10YD;Q/GDW161―2007138)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(11*D):通信接口信号;6)信号段(1*D):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(4*D):含控制回路断线、电源消失、保护跳闸、事故音响等;8)信号段(7*D):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TWJa、TWJb、TWJc;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(7*D):电压切换信号;5)信号段(11*D):通信接口信号;Q/GDW161―2007146)信号段(1*D):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(4*D):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。6.3.23/2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/GDW161―2007152)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。6.4.23/2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/GDW161―200716b)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/GDW161―2007177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2Mbit/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。7.1.62Mbit/s数字接口装置与通信设备采用75Ω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ITUG.703标准的2Mbit/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1U标准机箱,高为1U(约44.45mm)、宽为19英寸(482.6mm)、深小于300mm。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/GDW161―200718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~**(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CT5二次额定值相电流6一次额定值线电压PT7二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(IN为1A或5A)单位整定值1变化量启动电流定值(0.05~0.5)INA2零序启动电流定值(0.05~0.5)INA3纵联零序电流定值(0.05~20)INA4纵联距离阻抗定值(0.5~37.5)/INΩ5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)/INΩ8零序补偿系数KZ0~29线路正序阻抗定值(0.05~655.35)/INΩ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)/INΩ线路全长12线路零序灵敏角55°~89°后备保护13线路总长度0~655.35kmQ/GDW161―200719表A.2(续)类别序号定值名称定值范围(IN为1A或5A)单位整定值14接地距离Ⅰ段定值(0.05~125)/INΩ阻抗定值15接地距离Ⅱ段定值(0.05~125)/INΩ阻抗定值16接地距离Ⅱ段时间0.01~10s17接地距离Ⅲ段定值(0.05~125)/INΩ阻抗定值18接地距离Ⅲ段时间0.01~10s19相间距离Ⅰ段定值(0.05~125)/INΩ阻抗定值20相间距离Ⅱ段定值(0.05~125)/INΩ阻抗定值21相间距离Ⅱ段时间0.01~10s22相间距离Ⅲ段定值(0.05~125)/INΩ阻抗定值23相间距离Ⅲ段时间0.01~10s24负荷限制电阻定值(0.05~125)/INΩ25零序过流Ⅱ段定值(0.05~20)INA26零序过流Ⅱ段时间0.01~10s27零序过流Ⅲ段定值(0.05~20)INA28零序过流Ⅲ段时间0.01~10s29零序过流加速段定值(0.05~20)INA30PT断线相过流定值(0.05~20)INA31PT断线零序过流定值(0.05~20)INA32PT断线过流时间0.1~10s33单相重合闸时间0.1~10s34三相重合闸时间0.1~10s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)INA38零序反时限时间0.1~10s39三相不一致保护零、负序电流定值(0.05~0.5)INA40三相不一致保护时间0.1~10s自定义41通道交换时间定值0~23h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KZ代替K*和KR,也可以根据参数计算K*和KR。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/GDW161―200720A.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0,12纵联零序保护0,13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0,15快速距离保护0,16弱电源侧0,17电压取线路PT电压0,18振荡闭锁元件0,19距离保护Ⅰ段0,110距离保护Ⅱ段0,111距离保护Ⅲ段0,112零序电流保护0,113零序电流保护Ⅲ段经方向0,114三相跳闸方式0,115重合闸检同期方式0,116重合闸检无压方式0,117Ⅱ段保护闭锁重合闸0,118多相故障闭锁重合闸0,119单相重合闸0,120三相重合闸0,121禁止重合闸0,1后备保护和重合闸控制字22停用重合闸0,123纵联保护0,1软压板24远方修改定值0,125零序反时限0,126三相不一致保护0,127三相不一致保护经零、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/GDW161―200721A.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(IN为1A或5A)单位整定值1变化量启动电流定值(0.05~0.5)INA2零序启动电流定值(0.05~0.5)INA3差动动作电流定值(0.05~2)INA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0~655356快速距离保护定值(0.5~37.5)/INΩ7零序补偿系数KZ0~28线路正序阻抗定值(0.05~655.35)/INΩ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)/INΩ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)/INΩ线路全长13线路零序容抗定值(40~6000)/INΩ线路全长14线路总长度0~655.35km15接地距离Ⅰ段定值(0.05~125)/INΩ阻抗定值16接地距离Ⅱ段定值(0.05~125)/INΩ阻抗定值17接地距离Ⅱ段时间0.01~10s18接地距离Ⅲ段定值(0.05~125)/INΩ阻抗定值19接地距离Ⅲ段时间0.01~10s20相间距离Ⅰ段定值(0.05~125)/INΩ阻抗定值21相间距离Ⅱ段定值(0.05~125)/INΩ阻抗定值22相间距离Ⅱ段时间0.01~10s23相间距离Ⅲ段定值(0.05~125)/INΩ阻抗定值24相间距离Ⅲ段时间0.01~10s25负荷限制电阻定值(0.05~125)/INΩ26零序过流Ⅱ段定值(0.05~20)INA27零序过流Ⅱ段时间0.01~10s28零序过流Ⅲ段定值(0.05~20)INA29零序过流Ⅲ段时间0.01~10s后备保护30零序过流加速段定值(0.05~20)INAQ/GDW161―200722表A.4(续)类别序号定值名称定值范围(IN为1A或5A)单位整定值31PT断线相电流定值(0.05~20)INA32PT断线零序过流定值(0.05~20)INA33PT断线过流时间0.1~10s34单相重合闸时间0.1~10s35三相重合闸时间0.1~10s后备保护36同期合闸角0°~90°37接地距离偏移角0°,15°,30°38CT变比系数0.25~1.0039电抗器阻抗定值(5~9000)/INΩ40小电抗器阻抗定值(5~9000)/INΩ41零序反时限电流定值(0.05~0.5)INA42零序反时限时间0.1~10s43三相不一致保护零、负序电流定值(0.05~0.5)INA自定义44三相不一致保护时间0.1~10s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KZ代替K*和KR,也可以根据参数计算K*和KR。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/GDW161―200723A.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0,12CT断线闭锁差动0,1纵联保护控制字3通信内时钟0,14快速距离保护0,15电压接线路PT0,16振荡闭锁元件0,17距离保护Ⅰ段0,18距离保护Ⅱ段0,19距离保护Ⅲ段0,110零序电流保护0,111零序过流Ⅲ段经方向0,112三相跳闸方式0,113重合闸检同期方式0,114重合闸检无压方式0,115Ⅱ段保护闭锁重合闸0,116多相故障闭锁重合闸0,117单相重合闸0,118三相重合闸0,119禁止重合闸0,1后备保护和重合闸控制字20停用重合闸0,121差动保护0,1软压板22远方修改定值0,123线路电抗器0,124零序反时限0,125三相不一致保护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/GDW161―200724A.33/2断路器接线的断路器保护A.3.13/2断路器接线的断路器保护定值见表A.6。表A.63/2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(IN为1A或5A)单位整定值1变化量启动电流定值(0.05~0.5)INA2零序启动电流定值(0.05~0.5)INA3失灵保护相电流定值(0.05~0.5)INA4失灵保护零序电流定值(0.05~0.5)INA5失灵保护负序电流定值(0.05~0.5)INA6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0.01~10s8失灵保护跳相邻断路器时间0.01~10s9死区保护时间0.01~10s10充电过流保护Ⅰ段电流定值(0.05~20)INA11充电过流保护Ⅰ段时间0.01~10s12充电过流保护Ⅱ段电流定值(0.05~20)INA13充电零序过流电流定值(0.05~20)INA14充电过流Ⅱ段时间0.01~10s15单相重合闸时间0.01~10s16三相重合闸时间0.01~10s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0.1~10s19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/GDW161―200725A.3.23/2断路器接线的断路器保护控制字见表A.7。表A.73/2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0,12跟跳本断路器0,13死区保护0,14充电过流保护Ⅰ段0,15充电过流保护Ⅱ段0,16充电零序过流0,17重合闸检同期方式0,18重合闸检无压方式0,19单相重合闸检线路有压0,1适用于电厂侧重合闸10TWJ启动单相重合闸0,111TWJ启动三相重合闸0,112后合检线路有压0,113单相重合闸0,114三相重合闸0,115禁止重合闸0,1断路器保护控制字16停用重合闸0,117充电过流保护0,118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0,120三相不一致保护0,121三相不一致经零、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/GDW161―200726A.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(IN为1A或5A)单位整定值1电流变化量定值(0.05~0.5)INA2零序电流定值(0.05~0.5)INA3I03负序电流定值(0.05~0.5)INAI24零序电压定值0~57.7V3U05负序电压定值0~57.7VU26低电流定值(0.05~0.5)INA7低有功功率0~90W8低功率因数角30°~90°9远方跳闸经故障判据时间0.01~10s10远方跳闸不经故障判据时间0.01~10s11过电压定值57.7~100V故障判别元件及其他定值12过电压保护动作时间0.01~10s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0,14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0,17远方跳闸保护0,18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/GDW161―200727A.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(IN为1A或5A)单位整定值1变化量启动电流定值(0.05~0.5)INA2零序启动电流定值(0.05~0.5)INA3I03过流保护Ⅰ段电流定值(0.05~20)INA4过流保护Ⅱ段电流定值(0.05~20)INA5过流保护Ⅱ段时间0.01~10s启动元件及保护定值6差动动作电流定值(0.05~20)INA78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0,12过流保护Ⅰ段0,1控制字3过流保护Ⅱ段0,14短引线保护0,1软压板5远方修改定值0,167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/GDW161―200728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)****年,**月,**日,**时:**分:**秒;b)****线路保护启动,*相故障;c)**保护动作,跳*相;d)****断路器重合;e)****断路器重合于永久故障,加速三跳;f)故障测距**.*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****V故障相电流****A故障测距结果****km故障简况年-月-日时:分:秒:毫秒****保护启动****ms****保护动作****ms****(线路、断路器)重合****ms****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/GDW161―200729表B.1(续)类别时间描述****ms,****0—>1......****ms,****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/GDW***-2007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***—2007*中国电力出版社出版北京三里河路6号100044北京***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880*12301/16印张*字数19千字2007年*月第*版2007年*月第*次印刷印数1-*****书号:******.*-***定价*.**元*附件二:线路保护及辅助装置标准化设计规范(编制说明)Standardizationdesignspecificationfortransmissionlineprotectionandau*iliaryequipments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。