2020智能变电站220kV线路保护技术规范

Q/CSG110011-2012[键入文字]智能变电站智能变电站

220kV线路保护技术规范Ⅰ目次TOC\o"1-1"\h\z\u1 范围 智能化变电站220kV线路保护技术规范范围本规范适用于智能变电站220kV系统采用双母线主接线形式的新建线路及相关设备继电保护装置，3/2断路器主接线形式按照500kV线路保护技术规范执行，其他主接线形式、扩建及技改工程可参照执行。本规范与《智能变电站继电保护通用技术规范》一起，构成220kV线路保护的全部技术要求。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。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程GB/T15145-2008输电线路保护装置通用技术条件GB/T15149.1-2002电力系统远方保护设备的性能及试验方法第1部分：命令系统DL/T478-2010继电保护和安全自动装置通用技术条件DL/T769-2001电力系统微机继电保护技术导则DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5218-2005220kV～500kV变电所设计技术规程Q/CSG10011-2005中国220kV~500kV变电站电气技术导则Q/CSG11006－2009数字化变电站技术规范术语和定义纵联保护利用电力线载波、微波、光纤或专用导引线等通信通道互相传输线路各侧保护信息的快速动作保护。纵联电流差动保护利用通信通道相互传输被保护线路各侧电气量，各侧保护根据本侧和其它侧电流数据分别计算出保护线路上的电流差值，并根据电流差值判别区内外故障的保护，简称为纵差保护。使用光纤通道的纵联电流差动保护称为光纤电流差动保护。纵联距离保护线路各侧保护由距离元件测量出故障的范围，并利用通信通道相互传输命令信号，各侧保护根据本侧结果和其它侧命令信号综合判别区内外故障的保护。纵联方向保护线路各侧保护由方向元件判别故障方向，并利用通信通道相互传输命令信号，各侧保护根据本侧结果和其它侧命令信号综合判别区内外故障的保护。纵联零序保护线路各侧保护由零序方向元件判别故障方向，并利用通信通道相互传输命令信号，各侧保护根据本侧结果和其它侧命令信号综合判别区内外故障的保护。远方跳闸保护接受对侧通过通信通道传来的母线保护、断路器失灵动作等远方跳闸信号，经过就地电流、电压等电气量判据后出口跳闸的保护。保护装置动作时间保护装置收到故障数据的时刻到保护发出跳闸命令的时间。保护整组动作时间从一次模拟量产生时刻到智能终端操作回路出口动作的时间。总则本规范旨在规范智能变电站220kV系统的线路保护、断路器辅助保护和保护通道接口装置的配置原则、功能要求、技术要求、组屏（柜）方案、二次回路设计要求，提高继电保护设备制造及设计的标准化，为继电保护的管理和运行维护工作创造有利条件，提升继电保护运行管理水平。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。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。保护配置基本原则遵循“强化主保护、简化后备保护”的原则。采用主保护和后备保护一体化的微机型继电保护装置。使用光纤通道的线路保护宜采用内置光纤接口，尽量减少保护通道的中间环节。保护装置宜具备双通道接口方式，其技术要求参照220kV线路保护技术规范执行。装置应具备完善的自检功能，应具有能反应被保护设备各种故障及异常状态的保护功能。装置可适应常规互感器和电子式互感器混合使用的情况。电子式互感器的二次转换器（A/D采样回路）、合并单元（MU）、保护装置、光纤连接、智能终端、过程层网络交换机等设备任一元件损坏时应告警，除出口继电器外，不应引起保护误动作跳闸。保护装置应采用两路不同的A/D采样数据，当双A/D不一致或某路数据无效时，保护装置应告警、合理保留和退出相关的保护功能。MU、保护等装置应有抗频率混叠处理环节。除远控投入压板和检修压板采用硬压板外，其他压板应采用软压板。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，保护装置应在发送端设GOOSE出口软压板，GOOSE开出虚端子及相应软压板的配置应在满足现场运行需求的前提下尽量简化；除启动失灵开入软压板外，接收端不设相应GOOSE开入软压板。为隔离及避免检修设备影响运行设备正常运行，宜为各相关IED设备配置链路接收软压板。线路保护配置每回线路应按双重化要求至少配置两套完整的、相互独立的、主后一体化的微机型线路保护。通道条件具备时，每套保护宜采用双通道。具备一路光纤通道的线路应至少配置一套纵联电流差动保护，具备两路光纤通道的线路宜配置两套纵联电流差动保护。长度不大于20km的短线路应至少配置一套纵联电流差动保护，其通道优先采用专用光纤芯。同杆并架部分长度超过5km或超过线路全长30%的线路应配置两套纵联电流差动保护；存在旁路代运行方式的同杆并架线路可配一套纵联电流差动保护和一套传输分相命令的纵联距离保护。重冰区线路的保护宜采用双通道，并至少有一套保护能适应应急通道。按断路器配置操作箱。双重化配置的两套保护配置各自独立的电压切换装置。旁路配置一套传输分相命令的纵联距离保护或纵联电流差动保护（包含重合闸功能）、操作箱和电压切换装置。保护功能纵联距离（方向）线路保护功能配置纵联距离（方向）主保护；相间和接地距离保护；零序电流保护；重合闸；三相不一致保护；过流保护。输入数字式模拟量(仅表示逻辑关系,非实际的虚端子)电流Ia1、Ib1、Ic1、Ia2、Ib2、Ic2。电压输入采用：Ua1、Ub1、Uc1、Ux、Ua2、Ub2、Uc2注：下标使用1标注的为AD1数据，下标使用1标注的2为AD2数据。输入开关量(仅表示逻辑关系,非实际的虚端子)常规开入部分：保护检修投入；收信A、B、C（用于接点方式分相距离保护）；（统一采用分相命令）信号复归；启动打印。（可选）数字式开入部分：其他保护动作停信/发信；闭锁重合闸；压力低闭锁重合闸（或断路器未储能闭锁重合闸）；断路器分相跳闸位置接点TWJa、TWJb、TWJc；远方跳闸；输出开关量(仅表示逻辑关系,非实际的虚端子)常规开出部分：发信A、B、C2组；（统一采用分相命令）数字式开出部分：分相跳闸：分相启动失灵；三相不一致跳闸出口：重合闸：永跳或闭锁重合闸：发信A、B、C（分相）；注：a)～d)项应配置出口GOOSE软压板。保护功能软压板纵联保护；距离保护；零序保护；过流保护；其他软压板远方控制压板远方切换定值区远方修改定值纵联电流差动保护功能配置电流差动保护；相间和接地距离保护；零序电流保护；重合闸。三相不一致保护；过流保护。输入数字式模拟量(仅表示逻辑关系,非实际的虚端子)电流Ia1、Ib1、Ic1、Ia2、Ib2、Ic2；电压输入采用：Ua1、Ub1、Uc1、Ux、Ua2、Ub2、Uc2注：下标使用1标注的为AD1数据，下标使用1标注的2为AD2数据。输入开关量常规开入部分：保护检修投入；信号复归；启动打印。（可选）数字式开入部分：(仅表示逻辑关系,非实际的虚端子)闭锁重合闸；压力低闭锁重合闸（或断路器未储能闭锁重合闸）；分相跳闸位置接点TWJa、TWJb、TWJc；远方跳闸；输出开关量(仅表示逻辑关系,非实际的虚端子)数字式开出部分：分相跳闸；分相启动失灵；三相不一致跳闸出口；重合闸；永跳或闭锁重合闸；通道一告警；通道二告警；注：a)～d)项应配置出口GOOSE软压板。保护功能软压板纵联保护投入（可选）；通道一纵联保护投入或通道一投入；通道二纵联保护投入或通道二投入；距离保护；零序保护；过流保护；其他软压板远方控制压板远方切换定值区远方修改定值断路器辅助保护（可选）及操作箱功能配置失灵启动保护。输入模拟量Ia1、Ib1、Ic1、Ia2、Ib2、Ic2； 注：下标使用1标注的为AD1数据，下标使用1标注的2为AD2数据。常规输入开关量保护检修投入；信号复归；启动打印（可选）；数字式输出开关量失灵电流判据接点；技术要求通用要求保护装置应具有独立性、完整性和成套性，应含有能反应输电线路各种故障的保护功能。保护的测量元件和启动元件相互独立。启动元件动作后，才可开出GOOSE跳闸信号。电流互感器、电压互感器回路异常及断线 保护装置在电流互感器二次回路不正常或断线时，应能发告警信号。线路保护应允许线路两侧变比不同。保护装置在电压互感器二次回路一相、两相或三相同时断线、失压时，应能发告警信号，并闭锁可能误动作的保护。保护装置动作时间（不包括通道时间） 纵联距离（方向）保护动作时间≤30ms；纵联电流差动保护动作时间（大于2倍整定值）≤30ms 相间距离I段（0.7倍整定值）≤30ms； 接地距离I段（0.7倍整定值）≤30ms；保护整组动作时间（不包括通道时间）对近端故障：≤35ms；对远端故障：≤45ms。使用通道的保护或远方信号传输装置应具有通道监视功能，任一通道故障时，应能发告警信号。内置光纤接口的保护装置和远方信号传输装置应具有数字地址编码，线路两侧的保护或远方信号传输装置应相互交换地址编码，并对地址编码进行校验，校验出错时告警，并闭锁保护。线路保护合于故障时（包括手合和重合），线路保护应加速动作三跳，并闭锁重合闸。重合于发展性或转换性故障时，保护应正确动作。线路主保护应对全线发生的各种故障均能无时限快速动作，后备保护应能反应线路的各种故障。线路保护应具有选相功能。线路在空载、轻载、满载等各种状态下，在保护范围内发生金属性或非金属性的各种故障（包括单相接地、两相接地、两相不接地短路、三相短路、复杂故障、转换性故障、跨线故障和断线故障等）时，保护应能正确动作；系统无故障、发生各种外部故障、功率倒向以及系统操作等情况下保护不应误动。保护应有允许较大过渡电阻的能力，在发生不大于100Ω电阻的接地故障时可靠选相跳闸。在系统发生振荡时保护不应误动；系统振荡本线再发生故障时，保护应能动作。本线非全相运行期间发生各种故障，保护应能可靠动作。线路出口发生三相短路时应可靠动作，同时应保证正方向故障及反方向出口经小电阻故障时动作的正确性。线路保护应考虑线路分布电容、变压器（励磁涌流）、高压直流输电设备等所产生的暂态及稳态影响，并采取有效措施。纵联距离（方向）保护平行双回或多回有零序互感关联的线路发生接地故障时，非故障线路零序方向保护不应误动；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。纵联分相距离保护可通过传输分相命令实现选相功能。同杆并架线路发生跨线故障时，应经选相跳闸，选相失败时可经不大于250ms的延时三跳，但不应拒动。 纵联零序方向保护应经选相跳闸，选相失败时可经不大于250ms的延时三跳。 发生故障功率倒向时，保护不应误动。 收信开入长期存在时应发出告警信号,但在保护判为正方向时不闭锁保护。纵联电流差动保护 纵联电流差动保护采用比率制动特性。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，差动电流不能独立作为装置的启动元件。 纵联电流差动保护应经启动元件和两侧差动功能压板闭锁。 纵联电流差动保护两侧差动功能压板状态不一致时，应告警。 配置零序差动保护，经100ms固定延时后选相跳闸，经250ms固定延时后三跳。 纵联电流差动保护应具有电容电流自动补偿功能。 线路空充时，差动保护不应降低灵敏度，动作延时应不超过30ms。 纵联电流差动保护应具有CT断线闭锁、CT饱和检测及CT变比补偿功能。CT饱和检测时间应不大于5ms；CT断线时，应退出零差及断线相差动功能，同时断线相投入CT断线差动保护功能，CT断线差流定值可整定；未断线相电流差动正常投入。 纵联电流差动保护应具有CRC检测、固定码位检测和帧检测功能。 纵联电流差动保护电流定值按本侧CT变比计算，对侧CT变比由装置自动获取。每套纵联电流差动保护装置均可设定线路两侧地址码。线路两侧装置应互相交换地址码，地址码校验出错时告警并闭锁差动保护。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，并能进行通讯误码计数，通道中断或误码率过高时应发告警信号。相间及接地距离保护 设置三段相间距离和三段接地距离保护，各段可分别投退，各段保护定值应独立整定，且相间和接地距离保护应独立整定。 距离Ⅰ段应能选相跳闸，Ⅱ段应能经控制字选择选相跳闸，Ⅲ段三跳不重合。 距离Ⅰ、Ⅱ段应可选择经振荡闭锁。 除常规距离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。 距离保护应具有重合和手合后加速功能，加速段可单独整定或通过控制字选择加速距离Ⅱ段或Ⅲ段。零序电流保护配置两段定时限零序过流保护。第一段固定带方向——零序过流Ⅱ段（或四段式中的Ⅲ段）；第二段方向可投退——零序过流Ⅲ段（或四段式中的Ⅳ段）。PT断线相过流和零序过流保护 PT断线相过流和零序过流保护可分别整定。 当距离保护和零序过流保护均退出时，PT断线过流保护才允许自动退出。系统电压恢复过程中，正序电压大于0.5UN时，PT断线元件延时500ms返回，恢复正常逻辑。三相不一致保护 断路器三相不一致时，由三相不一致保护跳开三相；保护功能可由控制字选择经零序或者负序电流开放。过流保护 设置带延时的两段相电流过流保护。每段相电流过流定值及延时可分别整定。 过流保护经过流保护投入压板和控制字投退。重合闸 重合闸可由保护跳闸起动和断路器位置不对应起动。 重合闸应具备检无压方式、检同期方式和不检方式。 当重合闸采用不检方式时，同期电压PT断线不应报警。 检同期重合闸所采用的线路电压应该是自适应的，用户可接入任意相间或相电压作为同期电压。 重合闸应具有手跳、母差及失灵保护动作、安全自动装置动作等外部开入闭锁功能，任何时候收到该信号，重合闸即放电。手合闭锁重合闸应能自动判别。 重合闸启动前，收到压力低闭锁重合闸信号，经延时后放电；重合闸启动后，收到压力低闭锁重合闸信号，重合闸不放电。单相重合闸和三相重合闸时间应分别整定。 在重合于永久性故障或停用重合闸时，应“沟通三跳”。停用重合闸时“沟通三跳”不经控制字及压板控制。 220kV线路两套保护装置的重合闸同时投入时，不应出现二次重合。 重合闸的合闸脉冲宽度应不小于100ms，以保证可靠合闸。 重合闸充电时间10s。 重合闸装置动作后，应能经设定的时间后自动复归。 重合闸装置起动后应能延时自动复归，不满足重合闸条件时应沟通三跳回路。断路器保护断路器辅助保护（仅用于旧变电站母差保护不含断路器失灵电流判别的情况）设置失灵启动功能，其分相判别的相电流元件动作后，输出起动接点，与外部保护动作接点串联后起动失灵。 失灵电流起动接点分为分相电流起动接点与三相电流起动接点。三相电流起动接点当任一相电流起动时即动作。失灵保护采用分相和三相起动，设置三个分相跳闸开入，一个三相跳闸开入。对相关设备的要求对电子式互感器要求电子式互感器内应由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双A/D系统接入MU，每个MU输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置，以满足双重化保护相互完全独立的要求。电子式互感器（含MU）应能真实地反映一次电流或电压，额定延时时间不大于2ms、唤醒时间为0；电子式电流互感器的额定延时不大于2Ts(2个采样周期，采样频率4000Hz时Ts为250μs)；电子式电流互感器的复合误差应满足5P级或5TPE级要求，电子式电压互感器的复合误差不大于3P级要求。用于双重化保护的电子式互感器，其两个采样系统应由不同的电源供电并与相应保护装置使用同一组直流电源。电子式互感器采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。对MU要求具有电压切换功能。MU应输出电子式互感器整体的采样响应延时。MU采样值发送间隔离散值应小于10μS。MU输出采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。对智能终端的要求操作回路常规部分：与测控配合；手合、手跳；分相至合闸线圈；分相至跳闸线圈；分相跳闸位置监视回路；分相合闸位置监视回路；保护分相跳闸1组；保护三相跳闸输入1组：启动重合闸、启动失灵即TJQ；保护三相跳闸输入1组：不启动重合闸、启动失灵即TJR；保护三相跳闸输入1组：不启动重合闸、不启动失灵即TJF；压力闭锁回路；防跳回路；操作回路智能式部分：断路器位置、闭锁重合闸；手跳、手合、合后、三跳、永跳(TJR、TJF)信息输出；断路器三相位置不一致；控制回路断线信号；另一套智能终端的电源消失信号；具备测控回路常规开入、开出、直流测量，并上传其对应的GOOSE信息。二次回路（连线功能软压板+虚端子联线要求）/硬压板与软压板关系明确通用要求双重化配置的两套保护的电流回路、电压回路、直流电源和跳闸回路相互独立。电流回路的走向见附录A。双重化配置的每套保护电压应分别取自电压互感器的不同绕组。双重化配置的每套保护电流应分别取自电流互感器的不同绕组。双重化配置的每套保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。单套配置的保护出口跳闸应同时作用于断路器的两组跳闸线圈。智能终端应采用分相合闸出口，并分别与断路器机构的对应相合闸回路连接。智能终端跳闸位置状态的监视，应串联断路器辅助动断触点后接入合闸回路，监视其完整性。智能终端内的断路器操作机构“压力低闭锁重合接点”的转换继电器应以压力低接点闭合的方式接入保护压力闭锁重合闸的输入回路。当断路器操动机构本体配置了相应的压力闭锁回路时，应取消串接在智能终端跳合闸控制回路中的压力接点。优先使用断路器机构本体的防跳回路。禁止两套保护之间跨网联系，闭锁重合闸可以通过智能终端进行电气联系。回路要求线路保护及重合闸 每套保护分相跳闸启动失灵出口宜对应启动一套断路器失灵保护。对双母线主接线重合闸、失灵启动要求如下： 不采用两套线路保护重合闸相互启动方式。三重方式和综重方式下当有一套保护闭重三相跳闸时应闭锁两套重合闸。 双母线主接线形式的断路器失灵保护，应采用母线保护中的失灵电流判别功能。配合要求对断路器和隔离开关的配合要求配置具备双跳闸线圈的断路器。220kV断路器应具有分相合闸和分相跳闸回路。断路器本体三相不一致保护动作时间应在0.5s~4.0s范围内可整定，时间继电器应采用高精度时间继电器；三相不一致保护动作信号应自保持，并引至端子排；三相不一致保护动作后应由不同继电器的接点分别跳断路器的两个跳闸线圈。断路器本体应配置防跳回路。合闸回路采用第一路直流电源。断路器跳、合闸压力异常闭锁功能由断路器本体机构实现，应提供两套完整独立的压力低闭锁跳闸回路，其电源、继电器和二次回路应完全分开，且两组压力闭锁回路直流电源应分别与对应跳闸回路共用一组操作电源；应提供一套完整的压力低禁止合闸回路，应与合闸回路共同采用第一路直流电源；应提供一副压力低禁止重合闸的接点以供操作箱使用。断路器辅助触点与主触头的动作时间之差应不大于10ms。保护通道及接口设备通道配置线路纵联保护优先采用光纤通道。每条线路保护的两个通道应遵循完全独立的原则配置，包括电源、设备及通信路由的独立，以防止单点中断引起两套纵联保护同时退出。迂回路由的光通信通道可以复用低一级电压等级的光纤通道，但应优先采用同一电压等级的光纤通道。当线路上没有光纤通道时，两套主保护分别采用一路电力线载波通道。其高频通道必须由两个不同路由的、互为备用并能并列运行的、各自独立的通道所组成，且不同载波机、保护接口设备及其使用的直流电源均应互相独立。技术要求光纤通道接口设备为满足保护通道的通信要求，应结合实际情况配置保护通道接口装置。保护装置采用接点发信方式、保护通道采用光纤通道时，线路保护屏内应配置信号传输装置。 保护采用复用光纤通道时，应在通信机房内配置数字接口装置。每台数字接口装置应配置各自独立的电源空开，该电源空开额定电流不宜超过2A。 远方信号传输装置装置可独立传输不少于五路命令，各路命令一般不设置延时和展宽，但是可根据需求对其中一部分命令可分别设置延时和展宽；装置可以同时传输所有的命令；装置对于接收的信号有检测误码功能，当检测有误码时，不应误出口；具有通道中断异常报警功能和动作信号指示功能；具有地址编码功能。 数字接口装置装置与光端机的数字电气接口应符合ITU.-G703规定（2048kb/s，负载阻抗：75欧姆）；装置通过光纤与放在继保室的保护装置连接，通过同轴电缆与通信设备的2048kbit/s终端口连接；装置不应提供通道自环选择功能。 通道接口设备光纤尾纤的接口类型应采用FC接口。同轴电缆接头应采用L9头，同轴电缆型号为SYV-75-2-1。载波通道 载波机保护接口设备对允许式及闭锁式保护信号脉冲的收信均不展宽。 电力线载波通道在通道阻塞时载波机应能给出Unblocking信号，在系统信号恢复正常时应立即解除Unblocking信号。Unblocking信号仅在保护装置判为相间故障时有效。 载波机为保护专用时，宜将载波机安装在继保小室。 载波通道的收、发信应采用强电空接点连接的方式。传输信息的通道设备应满足传输时间、可靠性的要求。其传输时间应符合下列要求。 传输线路纵联保护信息的光纤通道传输时间应不大于12ms； 传输线路纵联保护信息的复用载波通道传输时间，对允许式应不大于15ms，对闭锁式应不大于10ms。 传输线路纵联保护信息的专用收发信机通道传输时间应不大于5ms。 信息传输接收装置在对侧发信信号消失后收信输出的返回时间应不大于通道传输时间。通道规范线路纵联电流差动保护收、发路由应保持一致。禁止采用光纤通道自愈环。保护采用复用光通信通道时，每个2M通道应为保护专用。复用光通信通道的通信路由中间不宜经低速转接，正常运行的误码率应优于10-7。在保护室和通信机房均设光纤配线柜,光缆应通过光纤配线柜转接，光纤配线柜的容量、数量宜按照变电站远景规模配置；继保室或各继保小室的光纤配线柜至通信机房光纤配线柜采用单模光缆。光缆敷设2条，为双重化配置。每条光缆纤芯数量应按照变电站远景规模配置，并留有备用芯；保护室光纤配线柜至保护柜、通信机房光纤配线柜至接口柜均应使用尾纤连接。尾纤数量按每个通道2用1备配置；当保护设备下放继保小室布置时，保护专用的复用载波机宜布置在继保小室。接口装置电源在具备两套通信电源的条件下，应避免保护装置的数字接口装置、通信设备或直流电源等任何单一故障导致同一条线路所有保护的通道同时中断，其保护装置的数字接口装置使用的直流电源应满足： 保护装置的数字接口装置应与提供该通道的通信设备使用同一路（同一套）直流电源。 两套线路主保护的保护通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立。 两个远跳通道的保护数字接口装置使用的直流电源应相互独立。 光纤通道和载波通道的保护数字接口装置使用的直流电源应相互独立。220kV线路保护组屏原则按照双重化原则，线路保护以主保护为单元进行组屏，主保护与其使用的收发信机或远方信号传输装置共同组屏。线路保护组屏方案（间隔层设备下放布置）保护、测控、合并单元、智能终端、过程层交换机、状态监测IED等设备下放于智能控制柜。主一保护屏：主一保护（包括主、后保护1）+测控装置+合并单元1+智能终端1+收发信机1或远方信号传输装置1（可选）+光线配线架+温湿度控制器；主二保护屏：主二保护（包括主、后保护2）+合并单元2+智能终端2+断路器辅助保护（可选）+收发信机2或远方信号传输装置2（可选）+光线配线架+温湿度控制器。各装置在屏上的布置（参见附录D） 各装置在主一保护屏上的安装位置从上至下依次为：a）合并单元13nb）智能终端4nc）线路保护装置1nd）测控装置21ne）收发信机或远方信号传输装置11n（可选）f）光线配线架 各装置在主二保护屏上的安装位置从上至下依次为：合并单元13n断路器辅助保护装置8n智能终端4n线路保护装置1n收发信机或远方信号传输装置11n（可选）光线配线架线路保护组屏方案（间隔层设备集中布置）保护、测控、过程层交换机集中组屏放置在二次设备室；合并单元、智能终端、状态监测IED等设备下放于智能控制柜。a）主一保护屏：主一保护（包括主、后保护1）+测控装置+收发信机1或远方信号传输装置1（可选）+光线配线架+温湿度控制器；b）主二保护屏：主二保护（包括主、后保护2）+断路器辅助保护（可选）+收发信机2或远方信号传输装置2（可选）+光线配线架+温湿度控制器。c）过程层设备屏：智能终端1+智能终端2+合并单元1+合并单元2+光线配线架+温湿度控制器各装置在屏上的布置（参见附录D），（间隔层设备下放布置） 各装置在主一保护屏上的安装位置从上至下依次为：a）合并单元13nb）智能终端4nc）线路保护装置1nd）测控装置21ne）收发信机或远方信号传输装置11n（可选）f）光线配线架 各装置在主二保护屏上的安装位置从上至下依次为：合并单元13n断路器辅助保护装置8n智能终端4n线路保护装置1n收发信机或远方信号传输装置11n（可选）光线配线架各装置在屏上的布置（参见附录D），（间隔层设备集中布置） 各装置在主一保护屏上的安装位置从上至下依次为：a）线路保护装置1nb）测控装置21nc）收发信机或远方信号传输装置11n（可选）d）光线配线架 各装置在主二保护屏上的安装位置从上至下依次为：断路器辅助保护装置8n线路保护装置1n收发信机或远方信号传输装置11n（可选）光线配线架 过程层设备屏上的安装位置从上至下依次为：合并单元1:1-13n合并单元2:2-13n智能终端1:1-4n智能终端2:2-4n保护通信接口屏每面屏宜布置6台保护通信接口装置，但最多不应超过8台。对于一次投产线路较多的厂站或根据规划一次建成的厂站，宜按所接通信设备及直流电源组屏，以提高通道接口装置运行的独立性和可靠性保护通道接口装置应与提供通信通道的通信设备使用同一路直流电源，且同一条线路两套保护通道的接口装置使用的直流电源相互独立，不应共用同一路电源。通信接口屏内每套保护通道接口装置的直流电源应经各自独立的空气开关。同一条线路保护的保护通道接口装置组在同一面屏内时，保护通道接口装置的端子按使用的直流电源分边，接第一组直流电源的接口装置的端子布置在左侧，接第二组直流电源的接口装置的端子布置在右侧。初次安装的机柜应方便后续各厂家保护通道接口装置的安装，后续安装的接口装置只需配接电源线和尾纤。保护装置及屏端子编号编号以同屏内不同保护装置编号不重复为原则，其定义见表1。同一保护柜内有多台相同类型的装置时，采用相关编号前加“*-”的原则。如当同一保护柜内有两台远方信号传输装置时编号分别为：1-11n、2-11n，对应的屏端子编号为：1-11D、2-11D。表1设备编号序号装置类型装置编号屏端子编号1线路保护（带重合闸）1n1D2智能终端4n4D3合并单元13n13D4断路器辅助保护（不带重合闸）(可选)8n8D5收发信机、远方信号传输装置11n11D6继电保护数字接口装置24n24D7温湿度控制器WSKWSKD回路端子段编号端子段编号与装置编号对应，定义见表2。表2220kV线路保护端子排分段编号原则回路名称端子排编号回路名称端子排编号回路名称端子排编号交流电压(空开前)UD弱电开入*RD遥信信号*YD交流电压(空开后)*UD出口回路*CD录波信号*LD交流电流*ID保护配合*PD监控通信TD直流电源ZD中央信号*XD交流电源JD强电开入*QD备用端子BD注：a）“*”表示与装置编号对应的序号；b）QD含空开下口；c）因厂家装置存在差异，对于无对外引接电缆的端子段不做统一要求，例如可以不设置RD段端子。d)CD段跳闸出口按组排列，出口正端与负端之间以空端子隔离。端子排端子排布置应遵循“按装置分区，按功能分段”的原则。同一柜内安装两套及以上装置时，保护屏两侧端子布置不应相差太多，并且每侧底端集中预留备用端子。线路主一保护端子排布置（间隔层设备下放布置）背面左侧自上而下依次排列如下 直流电源段ZD：本屏（柜）所有装置直流电源取自本段； 智能终端装置区操作回路相关开入段4Q1D；测控回路相关开入段4Q2D；操作回路相关出口段4C1D；测控回路相关出口段4C2D；设备配合段4PD；信号段4YD； 温湿度控制端子段：WSKD； 交流电源段JD； 备用段1BD。背面右侧自上而下依次排列如下 合并单元区交流电压段13UD；交流电流段13ID强电开入段13QD；信号段13YD； 主、后保护装置区信号段1YD； 测控装置区信号段13YD； 收发信机11D弱电开入段（11RD）；出口段（11CD）；中央信号段（11XD）；遥信段（11YD）；录波段(11LD)。 监控通信段TD 备用段2BD线路主二保护端子排布置（间隔层设备下放布置）背面左侧自上而下依次排列如下 直流电源段ZD：本屏（柜）所有装置直流电源取自本段； 智能终端装置区操作回路相关开入段4Q1D；测控回路相关开入段4Q2D；操作回路相关出口段4C1D；测控回路相关出口段4C2D；设备配合段4PD；信号段4YD。 温湿度控制端子段：WSKD 交流电源段JD； 备用段1BD。背面右侧自上而下依次排列如下 合并单元区交流电压段13UD；交流电流段13ID强电开入段13QD；信号段13YD。 断路器辅助装置区信号段8YD； 主、后保护装置区信号段1YD； 收发信机11D弱电开入段（11RD）；出口段（11CD）；中央信号段（11XD）；遥信段（11YD）；录波段(11LD)。 监控通信段TD 备用段2BD线路主一保护端子排布置（间隔层设备集中布置）背面左侧自上而下依次排列如下 直流电源段ZD：本屏（柜）所有装置直流电源取自本段； 主、后保护装置区信号段1YD； 测控装置区信号段13YD； 收发信机11D弱电开入段（11RD）；出口段（11CD）；中央信号段（11XD）；遥信段（11YD）；录波段(11LD)。 交流电源段JD； 监控通信段TD 备用段1BD线路主二保护端子排布置（间隔层设备集中布置）背面左侧自上而下依次排列如下 直流电源段ZD：本屏（柜）所有装置直流电源取自本段； 主、后保护装置区信号段1YD； 断路器辅助保护装置区信号段8YD； 收发信机11D弱电开入段（11RD）；出口段（11CD）；中央信号段（11XD）；遥信段（11YD）；录波段(11LD)。 交流电源段JD； 监控通信段TD 备用段1BD过程层设备屏端子排布置（间隔层设备集中布置）背面左侧自上而下依次排列如下 合并单元1区交流电压段1-13UD；交流电流段1-13ID强电开入段1-13QD；信号段1-13YD； 直流电源段1-ZD； 智能终端装置1区操作回路相关开入段1-4Q1D；测控回路相关开入段1-4Q2D；操作回路相关出口段1-4C1D；测控回路相关出口段1-4C2D；设备配合段1-4PD；信号段1-4YD；监控通信段1-TD 温湿度控制端子段：WSKD 交流电源段JD； 备用段1BD。背面右侧自上而下依次排列如下 合并单元2区交流电压段2-13UD；交流电流段2-13ID强电开入段2-13QD；信号段2-13YD； 直流电源段2-ZD； 智能终端装置2区操作回路相关开入段2-4Q1D；测控回路相关开入段2-4Q2D；操作回路相关出口段2-4C1D；测控回路相关出口段2-4C2D；设备配合段2-4PD；信号段2-4YD； 监控通信段2-TD； 备用段2BD。保护压板、转换开关及按钮智能终端分相跳闸出口压板应按断路器分相设置，三相跳闸出口压板宜按断路器三相设置一个；压板、转换开关和按钮布置保护压板布置（参见附录E）智能终端压板布置在第一、二排；其他装置检修压板，按装置从上到下排列顺序排列 转换开关及按钮布置线路保护按钮：复归按钮、打印按钮（可选）等。断路器辅助保护按钮：复归按钮、打印按钮（可选）等。

附录A线路保护CT配置示意图（典型线路联线配置图）（资料性附录）图A.1500kV变电站220kV线路保护CT配置示意图一（AIS配电装置）图A.2500kV变电站220kV线路CT配置回路示意图二（GIS配电装置）图A.3220kV变电站220kV线路CT配置回路示意图二（AIS配电装置）图A.4220kV变电站220kV线路CT配置回路示意图二（GIS配电装置）

附录B动作报告的内容和打印格式示例（资料性附录）B.1报告标题：含线路保护装置厂家、型号与版本详细信息(含软件版本，CRC校验码、生产日期)。B.2报告内容：打印信息。厂站名，间隔开关名称（调度编号，至少5位数字或字母），装置地址，打印时间，装置版本详细信息(含软件版本，CRC校验码、生产日期)。故障信息：故障绝对时间，格式为YYYY-MM-DDHH：MM：SS：MS，精确到ms；动作事件：故障序号、动作相、动作元件、动作相对时间、动作参数（可包括故障相差电流与制动电流、最大相电流、故障零序电流等）。故障测距：测距结果（kM）、测距阻抗（X与R的二次值，单位为欧）、故障相别。开入量及变位信息：起动时开入量状态。开入量名称、状态（1或0）。起动后开入量变位。变位时间（相对时间）、变位开入量名称、变位信息（0->1或1->0）。动作序号录波信息：波形标度。电压标度、电流标度、时间标度。波形模拟量与开关量通道名称。保护定值。定值名称与定值的数值及单位。Q/CSG110022-2012Ⅰ附录C线路保护及辅助保护软硬压板配置表(规范性附录)表C.1220kV线路纵联距离保护软硬压板配置表序号硬压板名称软压板名称1无纵联保护投入2无距离保护投入3无零序保护投入4无过流保护投入5保护检修投入无表C.2220kV线路光纤电流差动保护软硬压板配置表序号硬压板名称软压板名称1无差动保护投入2无距离保护投入3无零序保护投入4无过流保护投入5保护检修投入无

附录D保护屏和保护通信接口屏面布置示意图（资料性附录）图D.1线路主一保护屏屏面布置示意图智能变电站智能变电站220kV母线保护技术规范

目次TOC\o"1-1"\h\z\u前言 II1 范围 32 规范性引用文件 33 总则 34 保护配置 35 保护功能 36 技术要求 57 对相关设备及回路的要求 68 屏柜设计 6附录A动作报告的内容和打印格式示例 7智能变电站220kV母线保护技术规范范围本规范适用于智能变电站220kV系统采用双母线接线形式的新建母线及母联断路器保护，扩建及技改工程参照执行。主接线采用3/2、4/3断路器时，参照500kV母线保护技术规范执行。本规范与《智能变电站继电保护通用技术规范》一起，构成220kV母线保护的全部技术要求。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。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程DL/T478-2010继电保护和安全自动装置通用技术条件DL/T670-2010母线保护装置通用技术条件DL/T769-2001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/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程Q/CSG10011-2005中国220kV~500kV变电站电气技术导则总则本规范旨在规范智能变电站220kV母线保护及母联断路器保护配置原则、功能要求、技术要求、组屏（柜）方案和二次回路设计要求，提高继电保护设备制造及设计的标准化，为智能变电站继电保护的管理和运行维护创造有利条件，提升继电保护运行管理水平。继电保护设备优先通过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。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。本规范中1M、2M、5M、6M指双母线、双母线单分段、双母线双分段各段母线(如附表A所示)，3M或4M指旁路母线，其它母线编号方式参照执行。对于运行中变电站220kV电压等级采用各间隔判别断路器失灵的情况，扩建间隔和间隔保护改造时，相关回路设计应与站内既有模式维持一致；站内进行220kV母线及失灵保护改造时应按本规范要求执行，并相应修改各间隔回路接线。除远控投入压板和检修压板采用硬压板外，其他压板应采用软压板。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，保护装置应在发送端设GOOSE出口软压板，GOOSE开出虚端子及相应软压板的配置应在满足现场运行需求的前提下尽量简化；除启动失灵开入软压板外，接收端不设相应GOOSE开入软压板。为避免检修设备影响运行设备正常运行，宜为各相关IED设备配置链路接收软压板。保护配置应按双重化原则配置母线保护。应配置220kV母联（分段）保护，可集成于母线保护或独立配置。保护功能220kV母线保护功能配置母线差动保护。断路器失灵保护。母联（分段）失灵保护。母联（分段）死区保护。母联（分段）过流保护。母联（分段）断路器三相不一致保护。模拟量SV输入a)各支路交流电流Ia、Ib、Ic；b)第一段母线交流电压Ua1、Ub1、Uc1，第二段母线交流电压Ua2、Ub2、Uc2，第三段母线交流电压Ua3、Ub3、Uc3（第三段仅用于双母线单分段接线）。开关量及GOOSE输入远控投入开入；投检修开入；母联断路器位置GOOSE双位置开入（用于双母单分段接线为母联1、母联2和分段）；分段1断路器位置GOOSE双位置开入；分段2断路器位置GOOSE双位置开入；；母联三相跳闸启动失灵GOOSE开入；（用于双母单分段接线为母联1、母联2和分段）；分段1三相跳闸启动失灵GOOSE开入、分段2三相跳闸启动失灵GOOSE开入；（仅用于双母双分段接线）各支路隔离开关位置GOOSE双位置开入；（无母联、分段支路）各线路支路分相跳闸、三相跳闸启动失灵GOOSE开入；各变压器支路三相跳闸启动失灵GOOSE开入；变压器支路解除失灵保护电压闭锁GOOSE开入；断路器三相不一致跳闸组合位置GOOSE开入；信号复归；启动打印（可选）。开关量输出及GOOSE开出跳闸GOOSE开出；启动分段1失灵GOOSE开出；（仅用于双母双分段接线）；启动分段2失灵GOOSE开出；（仅用于双母双分段接线）；变压器断路器失灵保护动作联跳GOOSE开出；母线及失灵保护动作GOOSE开出；保护运行异常信号（含差动电压开放、失灵电压开放等，2组不保持）；保护装置故障告警（2组不保持）。注：a)～d)项应配置出口软压板。母联（分段）保护（配置独立的母联（分段）保护时）功能配置过流保护；三相不一致保护。模拟量SV输入母联（分段）交流电流Ia、Ib、Ic。开关量输入及GOOSE输入远控投入开入；投检修开入；断路器三相不一致跳闸组合位置GOOSE开入；信号复归。开关量输出过流保护跳闸GOOSE开出；三相不一致保护跳闸GOOSE开出；保护运行异常信号（2组不保持）；保护装置故障告警（2组不保持）。注：a)～b)项应配置出口软压板。技术要求母线差动保护技术要求母线保护应能适应母线各种运行方式，并保证选择性和快速性。保护整组动作时间（含出口继电器时间）：差流大于等于2倍整定值时不大于30ms；差流大于1.2倍整定值时应不大于35ms。应能在双母线分组或分段运行时，有选择性地切除故障母线。应能自动判别双母线连接元件运行位置的切换，切换过程中，保护不应误动作，并能正确判断瞬时切除故障。母线保护在互感器暂态过程中以及CT饱和情况下，应能正确动作。CT饱和检测时间应不大于3ms。母线保护测量元件的动作特性为比率制动特性。母线差动保护基准CT变比可整定，所有支路电流均按此基准CT变比折算。各支路按实际CT变比输入，母线保护自动换算。保护装置应能通过不同输入虚端子对电流极性进行调整。对CT特性无特殊要求，并允许各支路使用不同特性及变比的CT。在交流电流回路不正常或断线时应不误动，并能闭锁母线保护及发出告警信号。双母线接线的差动保护应设有大差元件和小差元件；大差用于判别母线区内和区外故障，小差用于故障母线的选择。对构成环路的各类母线，母线保护不应因母线故障时有流出母线的短路电流而拒绝动作。双母线接线或双母线单分段的母线保护，在母线分列运行，发生死区故障时，应能有选择地切除故障母线。装置应能自动识别母联或分段开关的充电状态，合闸于母线故障时，应瞬时跳母联或分段开关，不应误切运行母线。在母联断路器或分段兼旁路断路器用于代路运行时，或旁路兼母联断路器运行时，母线保护应保证选择性。双母线接线的母线保护，应设电压闭锁元件，并具备电压闭锁元件启动后的告警功能。当母线PT断线时，允许母线保护解除该段母线电压闭锁。保护所需要的母联（分段）断路器位置判据，应从就地获取断路器辅助接点。应采用双位置输入，不对应时发“位置异常”告警信号。双母线接线的母线