1161-2013 线路保护规范【释义】V0711印刷

Q/GDW1161―2014释义Q/GDW1161―2014释义《线路保护及辅助装置标准化设计规范》释义范围本标准规定了220kV及以上电网的线路保护及相关设备的技术原则和设计准则。本标准适用于国家电网公司220kV及以上电压等级常规变电站（以下简称常规站）和智能变电站（以下简称智能站）的线路及相关设备继电保护装置和回路的设计工作。【释义】1．已经颁布的Q/GDW1175-2013《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》、Q/GDW1161-2013Q/GDW1161-2014《线路保护及辅助装置标准化设计规范》与即将颁布的Q/GDW767-2015《10kV～110kV元件保护及辅助装置标准化设计规范》、Q/GDW766-2015《10kV～110kV线路保护及辅助装置标准化设计规范》构成了涵盖国网公司系统内10kV～750kV各电压等级的线路保护和元件保护标准化设计规范。2．《线路保护规范》Q/GDW1161-2013在Q/GDW161-2007的基础上修订了如下内容：a）根据原标准执行过程中设计、基建、运行、管理和设备制造厂反馈的意见和建议，修订完善标准。b）增加智能变电站保护及相关装置的“六统一”要求。c）增加保护功能配置表，含基础型号功能及选配功能，并规定保护装置软件版本的构成方案。d）修改了附录A中的保护装置定值清单、增加软压板内容，增加了附录C智能站保护装置接口信息。规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T22386电力系统暂态数据交换通用格式（GB/T22386-2008，IEC60255-24:2001，IDT）GB/T25931网络测量和控制系统的精确时钟同步协议DL/T860变电站通信网络和系统Q/GDW1396IEC61850工程继电保护应用模型【释义】除上述文件以外，以下文件也是本文件所需要参照的。DL/T478继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T769电力系统微机继电保护技术导则DL/T5136火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5218220kV～750kV变电所设计技术规程Q/GDW383智能变电站技术导则Q/GDW414变电站智能化改造技术规范Q/GDW426智能变电站合并单元技术规范Q/GDW428智能变电站智能终端技术规范Q/GDW441智能变电站继电保护技术规范Q/GDW1808智能变电站继电保护通用技术条件总则宗旨本标准旨在通过规范220kV及以上电网的线路保护及相关设备的输入输出量、压板设置、装置端子（虚端子）、通信接口类型与数量、报吿和定值、技术原则、配置原则、组屏（柜）方案、端子排设计、二次回路设计，提高继电保护装置（以下简称保护装置）的标准化水平，处理好GB/T14285规定的四性关系，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。【释义】1．本标准目的是实现智能变电站和常规变电站中继电保护装置的“六统一”，即“功能配置、回路设计、端子排布置、接口标准、保护定值格式、保护报告格式”的统一，提高继电保护标准化应用水平。a）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。b）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的差异。c）端子排布置统一的原则：通过按照“功能分区，端子分段”的原则统一端子排的设置，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，为统一设计创造了条件。d）接口标准统一的原则：对继电保护装置的开入开出接口进行统一，避免出现不同时期、不同厂家装置开入开出接口杂乱无序的问题。e）保护定值统一的原则：要求保护制造商按照统一格式进行规范保护定值的整定清单格式及定值项名称，以便简化了定值整定工作。f）报告格式统一的原则：要求保护制造商按照统一格式形成保护动作报告，并要求动作报告有中文简述，为调度调控中心和现场处理事故赢得了时间，也为现场运行维护创造有利条件。2．在工程中实施“六统一”标准化设计，可以避免重复劳动，提高效率，并有利于推动继电保护整定计算、运行操作、检修作业等标准化，减少人员“三误”（误碰、误整定、误接线），提高继电保护安全运行水平，保障电网的安全稳定运行。3．标准颁布之后，国家电力调度控制中心组织相关专家对国内主要设备制造厂满足标准化要求的装置进行静模和动模测试，并根据测试情况对标准中的相关条文进行修订和完善。确保《线路保护规范》Q/GDW1161-2013要求的“六统一”微机继电保护装置在电力系统的安全稳定运行。4．本规范组屏方案中是针对常规站而言的，暂不涉及智能站化保护组屏方案。5．继电保护中可靠性、灵敏性、选择性、速动性这“四性”，在某些情况下的要求有矛盾不能兼顾时，根据电网实际要求应有所侧重；片面强调某一项要求，都会导致保护复杂化、影响经济指标及不利于运行维护等弊病。对于四性的矛盾，要具体分析电网的实际情况进行合理的取舍。优化设计原则【释义】在微机保护出现以前，保护装置对外部信息的获取主要依赖于二次回路和与其他设备的连线。带来的主要问题是：信息源本身的错误、二次回路的接线错误、回路的异常（如接线松动、断线或短路等）以及通过二次回路引入的干扰等可能会造成保护装置的不正确动作；除此之外，回路接线复杂加大了设备检修时安全措施的复杂程度，甚至可能会增加人为责任造成保护装置不正确动作的风险。利用微机保护自身运算处理能力减少对外部回路的依赖，可以降低这部分风险，提高保护装置的可靠性。优先通过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。【释义】设备标准化是提高保护装置制造质量，优化设计、施工、维护和管理的重要前提，本标准是在广泛收集各网省公司对保护装置提出的要求，加以深化和集中，充分利用微机保护装置强大的运算处理能力，实现保护功能的智能化和标准化，尽可能减少外部开入量，从而达到简化二次回路、提高保护可靠性的目的。例如：线路保护中的远跳功能，本侧的远跳命令要经过延时确认以后才能发给对侧；对侧在收到本次远跳命令以后，可以经过控制字选择远跳出口是否经启动闭锁，以提高跳闸的可靠性。优化回路设计，在确保可靠实现继电保护功能的前提下，尽可能减少装置间的连线。【释义】这是针对保护装置之间回路设计提出的要求。目的在于充分发挥微机保护装置计算能力强的优势，优化二次回路，符合继电保护二次回路简单可靠的设计理念。例如：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。双重化原则继电保护双重化的原则是指：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，无直接的电气联系。注：采用三相重合闸方式时，可采用两套重合闸相互闭锁方式。【释义】1．明确了双重化的含义，为简化继电保护回路设计奠定了基础；保护组柜、回路设计、简化压板也是以此为基础。2．《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（2012修订版）（以下简称《十八项反措》）对双重化提出了要求：15.2继电保护配置应注意的问题15.2.1电力系统重要设备的继电保护应采用双重化配置。双重化配置的继电保护应满足以下基本要求：两套保护装置的交流电流应分别取自电流互感器互相独立的绕组；交流电压宜分别取自电压互感器互相独立的绕组。其保护范围应交叉重叠，避免死区。两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。两套保护装置的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。两套保护装置与其他保护、设备配合的回路应遵循相互独立的原则。每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护退出时不应影响另一套保护的运行。线路纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等）、远方跳闸及就地判别装置应遵循相互独立的原则按双重化配置。330kV及以上电压等级输变电设备的保护应按双重化配置。除终端负荷变电站外，220kV及以上电压等级变电站的母线保护应按双重化配置。220kV电压等级线路、变压器、高抗、串补、滤波器等设备微机保护应按双重化配置。每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。3．也有一些例外：a）受一次设备的限制，双重化配置的部分保护功能只能共用同一回路：两套主变零序过电压保护共用一个PT三次绕组；两套重合闸共用一个合闸线圈等。b）对于常规保护来说：采用三相重合闸方式时，当一套保护永跳，第二套保护会靠断路器位置启动重合闸，此时需要第一套保护输出闭锁重合闸触点至第二套保护闭重。所以：本条备注“采用三相重合闸方式时，可采用两套重合闸相互闭锁方式”；而对于智能保护来说：由于两个网络间不能有数据交叉，所以该闭锁回路一般是通过两套智能终端的硬触点互勾来实现的。4．双重化配置的保护装置，如采用单相重合闸方式，不采用两套重合闸相互启动的原因：a）保护自身正确动作后，根据逻辑可实现自启动重合闸。b）当另一套保护动作，本套保护未动作时，本套保护可根据断路器位置实现启动重合闸。比较“另一套保护启动重合闸至本套保护启动重合”的做法，多了断路器位置返回时间，约180ms，不影响设备正常运行。c）综上，为简化回路，不采用两套重合闸相互启动的方式。式。保护装置软件构成原则本标准中保护装置功能由“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隐藏，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。【释义】1．此条为《线路保护规范》Q/GDW1161-2013新增条款，目的是：国家电网公司为减少地区软件版本，对保护装置的软件版本进行统一管理。保证国网范围内使用的设备均是经过国网检测的合格产品，提高设备运行可靠性。但是六统一原则出台后，由于长期以来各地使用保护习惯差异的惯性依然存在，依然存在一些地区定制的保护软件版本，对运行经验总结，事故教训的汲取以及反事故措施的贯彻落实等存在一定困扰。2014年修订《线路保护规范》Q/GDW161-2007时，国调要求各网省公司和制造厂家仔细梳理功能配置，经国网专家讨论批准后编入规范。2．本次修订规范了保护装置的“基础功能”和“选配功能”，软件按照最大化进行测试形成管理版本，各地区使用时根据具体工程情况去掉不需要的选配功能项。3．版本控制原则为：保护装置基础软件=基础功能（必配）+选配功能，地区特殊要求由选配功能实现，保护装置基础软件版本不随“选配功能”不同而改变。另外为了防止最大化软件导致定值清单及软压板、装置虚端子等的最大化而引起不便，要求订货单位在订货时提出配置要求，制造厂家在厂内完成功能配置并对未选配的相关内容进行隐藏。功能配置必须在设备制造厂完成，不能在现场进行更改。其配套资料，也是根据功能配置裁剪。4．对于“SV接收软压板”“GOOSE软压板”不同工程应用可能会有不同的需求，本标准按照典型工程举例，实际工程参考执行。当实际工程与典型工程应用相同时，SV接收软压板、GOOSE软压板、装置虚端子应与本规范一致。对于保护装置不能兼容的主接线，才允许修改模型文件。要求更改此类名称模型不影响保护装置的软件版本，可根据工程需求设置。主接线型式【释义】规定主接线型式的目的是为了便于对保护配置要求、保护装置要求、组屏（柜）方案、端子排设计、压板和按钮设置等内容有针对性的进行说明。根据《国家电网公司变电站典型设计》和《国家电网公司输变电工程通用设计变电站二次系统部分》的要求，并结合改、扩建工程的特点，规定了保护适用的主接线型式。与规范相同的主接线，合并单元的配置应与规范相同，以采用典型模型文件。只有不同主接线涉及到模型修改时，才允许修改模型文件。本标准中3/2断路器接线主要用于330kV及以上电网，双母线接线主要用于220kV电网。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，可参照执行。本标准中3/2断路器接线以完整串为例，当用于非完整串时，中断路器相关信息适用于第二组边断路器。【释义】1．《国家电网公司变电站典型设计》：330kV及以上系统对供电可靠性要求较高，一般采用3/2断路器接线（随着西北750kV系统的建成，部分330kV变电站逐步采用双母线接线，500kV采用3/2断路器接线）；双母线接线型式节约投资，运行方式灵活，便于分区运行限制短路电流，故220kV系统一般采用双母线接线。1．《国家电网公司变电站典型设计》：330kV及以上系统对供电可靠性要求较高，一般采用3/2断路器接线（随着西北750kV系统的建成，部分330kV变电站逐步采用双母线接线）；双母线接线形式节约投资，运行方式灵活，便于分区运行限制短路电流，故220kV系统一般采用双母线接线。2．《500kV变电站通用设计标准》考虑目前500kV变电站的220kV系统，重要回路一般均要求采用双回路供电，且SF6断路器制造工艺成熟，检修周期长，如再普遍要求设置旁路母线，不但明显增加占地，也造成设备增加、操作增多、二次回路接线复杂，故双母接线形式不设置旁路母线。装置基本类型常规装置：采用常规电缆进行采样、开入、开出等回路连接。智能化装置：采用SV采样、GOOSE开入、GOOSE开出。【释义】智能化装置（常规采样）是指：采用常规电缆进行采样、GOOSE开入、GOOSE开出。执行原则本标准强调了线路保护及相关设备标准化设计的原则和重点要求，但并未涵盖线路保护及相关设备的全部技术要求，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。【释义】本标准重点对现阶段继电保护工程应用中存在的问题进行规范，只提出保护功能要求，不对实现该功能的保护原理进行规范，从而不会阻碍继电保护新技术、新产品的推广和应用。新建、扩建和技改等工程应严格执行本标准。【释义】本规范强调了新建、扩建和技改工程应按此标准执行，大量的运行设备原则上不强制按此标准进行整改，但在现有厂站进行扩建和技改时，新旧保护装置之间如何衔接宜酌情处理。一般规定保护装置的通用要求保护装置单点开关量输入定义采用正逻辑，即触点闭合为“1”，触点断开为“0”。开关量输入“1”和“0”的定义统一规定如下：“1”“0”【释义】1．保护装置的单点开关量输入采用正逻辑，是参照大多数用户的使用习惯，做到规范统一，避免运行和管理混乱。如无特殊情况，一般采用“功能投入”或“收到开入”为“1”，表示开入触点闭合。保护装置的开关量输入采用正逻辑，是参照大多数用户的使用习惯，做到规范统一，避免运行和管理混乱。如无特殊情况，一般采用“功能投入”或“收到开入”为“1”，开入触点闭合。例如：主保护（纵联保护）投入为“1”，开入触点闭合；“收信”、“远传1”、“远传2”都是收到开入为“1”，开入触点闭合。2．重合闸功能例外，保护屏上设置了“停用重合闸”压板，采用了“停用重合闸”为“1”，开入触点符合用户长期的使用习惯.。保护装置已经设置了“闭锁重合闸”开入，“停用重合闸”开入可与之共用，如改为“投入重合闸”为“1”，开入触点智能站保护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。【释义】1．本规范对于智能站保护如何处理双点开关量输入的“无效”位置，不做统一规定，但应以保护不误动为基本原则。建议无效状态处理方式为：对于双点开入信号，建议按照保持无效之前状态处理，如断路器位置和刀闸位置；对于单点信号，建议按照“0”状态处理，本规范对于智能站保护如何处理“无效”位置不做统一规定，但应以不误动为基本原则。建议无效状态处理方式为：对于双点信号，按照保持无效之前状态处理，如断路器位置和刀闸位置；对于单点信号，按照“0”状态处理，如线路保护，GOOSE断链之前有远跳信号，断链以后按照无远跳信号处理。2．采用双点开关量输入的信号是：断路器位置状态、刀闸位置状态。断路器和刀闸的辅助常开、常闭触点分别接入智能终端的硬开入，智能终端发布断路器和刀闸位置的双点GOOSE信息。保护装置功能控制字“1”和“0”的定义统一规定如下：“1”“0”否定所表述的功能，不应改变定值清单和装置液晶屏显示的“功能表述”。【释义】1．不同厂家保护装置功能控制字“1”和“0”的定义差别很大，给定值整定和校核工作带来很大困难，尤其是双重化配置的两套保护采用不同厂家产品时，问题更加突出。2．规定“1”肯定所表述的功能、“0”否定所表述的功能，是参照大多数用户的使用习惯，做到规范统一，避免运行和管理混乱。3．当控制字置“0”时，不应改变定值清单和装置液晶屏显示的“功能表述”。适应调度运行管理中严格的定值核对工作，如果改变了定值清单和装置液晶屏显示的“功能表述”，则在定值核对工作中就会出现差异。例如：纵联零序保护：“1”表示投入，“0”表示退出；允许式通道：“1”表示允许式通道，“0”表示闭锁式通道。常规保护装置压板设置方式保护功能投退的软、硬压板应一一对应，采用“与门”逻辑，以下压板除外：【释义】1．常规保护的压板分出口压板和开入压板，本条款中所述的保护功能投退的软、硬压板属开入压板。2．开入压板为保护装置的一种特殊开入，根据不同的开入，保护装置的程序会有相应变化。其中，“保护功能”压板是用于投退具有某些特征的保护功能集合，1．常规保护的压板分出口压板和开入压板，本条款中所述的保护功能投退的软、硬压板属开入压板。2．开入压板为保护装置的一种特殊开入，根据不同的开入，保护装置的程序会有相应变化。其中，“保护功能”压板是用于投退具有某些特征的保护功能集合，例如：纵联差动保护（包含分相差动保护和零序差动保护）。“停用重合闸”控制字、软压板和硬压板三者为“或门”逻辑；【释义】一般情况“保护功能”投退软、硬压板应一一对应，采用“与门”逻辑，以满足运行人员就地投/退硬压板或远方操作软压板实现保护功能的投/退。本条中的停用重合闸功能属于例外情况。“远方操作”只设硬压板。“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“远方操作”硬压板采用“与门”逻辑。当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效；【释义】“远方操作”硬压板投入后，装置只能在远方进行操作（特别注意此时不能再装置本体就地操作）；“远方操作”硬压板退出后，装置才能在就地（装置本体）进行操作。“保护检修状态”只设硬压板。对于采用DL/T860标准时，当“保护检修状态”硬压板投入，保护装置报文上送带品质位信息。“保护检修状态”硬压板遥信不置检修状态。【释义】1．Q/GDW1396-2012《IEC61850工程继电保护应用模型》（以下简称Q/GDW1396-2012）规定如下：13检修处理机制13.1装置检修状态检修状态通过装置压板开入实现，检修压板应只能就地操作，当压板投入时，表示装置处于检修状态。装置应通过LED状态灯、液晶显示或报警接点提醒运行、检修人员装置处于检修状态。13.2MMS报文检修处理机制a） 装置应将检修压板状态上送客户端；b）当装置检修压板投入时，本装置上送的所有报文中信号的品质q的Test位应置；c） 当装置检修压板退出时，经本装置转发的信号应能反映GOOSE信号的原始检修状态；d）客户端根据上送报文中的品质q的Test位判断报文是否为检修报文并作出相应处理。当报文为检修报文，报文内容应不显示在简报窗中，不发出音响告警，但应该刷新画面，保证画面的状态与实际相符。检修报文应存储，并可通过单独的窗口进行查询。2．IEC61850标准的系统，上送带品质位的信息，但是“保护检修状态”压板的状态不应带品质位信息上送，以确保该压板位置状态在简报窗中显示。对于非IEC61850标准的系统，维持各厂家现在做法。智能化装置压板设置方式保护装置只设“远方操作”和“保护检修状态”硬压板，保护功能投退不设硬压板。【释义】智能化线路保护及辅助装置的压板种类为：保护功能软压板、GOOSE输出软压板、SV接收软压板、远方操作硬压板、保护检修状态硬压板。其中：过程层GOOSE输出压板相当于常规保护的出口压板（保护装置本身出现某些异常时，GOOSE输出压板亦不可信，此时不能依赖其退出保护的跳闸、启动失灵功能），装置投运时根据运行方式投入对应压板；SV接收压板是保护装置按直接连接的合并单元（不包含级联合并单元）分别设置SV接收压板SV接收压板，当间隔停电、本间隔保护装置停运后，允许退出此压板。如是涉及到多间隔的保护装置，例如母线保护，其中一个间隔停电检修，应先断开该间隔的SV接收压板，再投该间隔的合并单元置检修状态压板，母线保护才能正常运行，否则，母线保护将退出运行。“远方操作”只设硬压板。“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“远方操作”硬压板采用“与门”逻辑。当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效；【释义】1．为满足远方控制的要求，装置应具备“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”的功能，分别受对应“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”软压板的控制，这三个软压板分别与公共的“远方操作”硬压板为“与”逻辑，是否允许远方操作由继电保护部门的软压板定值所决定,现场是不能随意投退这3个软压板的。2．“远方操作”只设硬压板，原因是要给现场一个可操作的控制手段，从而实现所有保护的远方操作有一个就地安全措施把关；对于220kV及以上等级，视具体情况可分别实现“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”功能的开放。3．“远方操作”硬压板投入后，装置只能在远方进行操作（特别注意此时不能再装置本体就地操作）；“远方操作”硬压板退出后，装置才能在就地（装置本体）进行操作。“保护检修状态”只设硬压板，当该压板投入时，保护装置报文上送带品质位信息。“保护检修状态”硬压板遥信不置检修状态。【释义】1．同4.1.4.c（常规站）的释义；2．．Q/GDW1396-2012Q/GDW1396同时规定如下：13检修处理机制13.3GOOSE报文检修处理机制a）当装置检修压板投入时，装置发送的GOOSE报文中的test应置位；b）GOOSE接收端装置应将接收的GOOSE报文中的test位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将信号作为有效进行处理或动作，不一致时宜保持一致前状态；c）当发送方GOOSE报文中test置位时发生GOOSE中断，接收装置应报具体的GOOSE中断告警，但不应报“装置告警（异常）”信号，不应点“装置告警（异常）”灯。3．.智能化装置（常规采样）压板设置方式同4.1.5智能化装置压板设置方式。保护功能投退不设硬压板。退保护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。【释义】1．按照保护装置设计原理，当合并单元检修压板投入时，合并单元输出采样数据为检修状态，保护电流采样无效，闭锁相关电流保护，只有将保护装置SV接收软压板退出，才能解除保护闭锁。保护装置按直接连接的合并单元（不包含级联合并单元）分别设置SV接收压板，当间隔停电、保护装置停运后，允许退出此压板。例如：3/2接线方式下，边断路器检修，线路间隔不停电，线路保护还要运行，此时需要在线路保护装置内操作退出边断路器合并单元的SV接收压板。2．当在保护装置上就地退出SV压板时，装置应发出告警提醒操作人员防止误操作，操作人员确认无误后可继续退出SV接收压板，远方操作时不考虑此功能。3．SV接收压板退出之后，对应的电流/电压显示为0，不参与逻辑运算；SV接收压板退出与常规站保护封CT的功能相同。4．Q/GDW1396-2012Q/GDW1396规定如下：13检修处理机制13.4SV报文检修处理机制a）当合并单元装置检修压板投入时，发送采样值报文中采样值数据的品质q的Test位应置True；b）SV接收端装置应将接收的SV报文中的test位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将该信号用于保护逻辑，否则应按相关通道采样异常进行处理；c）对于多路SV输入的保护装置，一个SV接收软压板退出时应退出该路采样值，该SV中断或检修均不影响本装置运行。5．Q/GDW1808-2012《智能变电站继电保护通用技术条件》(以下简称Q/GDW1808-2012)规定如下：4.6.4保护装置应按MU设置“SV接收”软压板。当保护装置检修压板和MU上送的检修数据品质位不一致时，保护装置应报警并闭锁相关保护；“SV接收”压板退出后，相应采样值显示为0，不应发SV品质报警信息。6．需要注意的是：3/2接线方式时，当中开关需要检修，对应的中断路器电流MU投入检修（或断电）以后，如果，线路仍然要继续运行的话，必须要先退出相关保护装置的中断路器电流SV接收软压板，再投入对应的中断路器电流MU检修（或断电）。否则由于保护和MU检修不一致（或保护装置该开关电流采样异常），导致一直闭锁保护，一旦遇到故障，保护装置将会拒动。运行中，SV接收压板的退出原则是该支路或者间隔退出运行。保护装置、合并单元的保护采样回路应使用A/D冗余结构（公用一个电压或电流源），保护装置采样频率不应低于1000Hz，合并单元采样频率为4000Hz。【补充要求】装置应具有合并单元异常大数的防误能力（备注：应与合并单元要求接口，并进一步研究多点异常大数的防误方法）。装置应具有合并单元异常大数的防误能力。【释义】1．GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》（以下简称GB/T14285-2006）第条规定要求“除出口继电器外，装置内的任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸”。如果采用单A/D结构，采样回路出错后，启动和逻辑运算均同时满足，容易导致保护误动作，因此要求采用双A/D结构。采用冗余结构的意思是可多于两个A/D采样回路。GB/T14285-2006（以下简称继电保护技术规程）要求“除出口继电器外，装置内的任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸”。如果采用单A/D结构，采样回路出错后，启动和逻辑运算均同时满足，容易导致保护误动作，因此要求采用双A/D结构。采用冗余结构的意思是可多于两个A/D采样回路。2．Q/GDW1808-2012第4.5.5规定保护装置应采用两路不同的A/D采样数据，当某路数据无效时，保护装置应告警、合理保留或退出相关保护功能。当双A/D数据之一异常时，保护装置应采取措施，防止保护误动作。3．补充要求释义：异常大数会导致装置误动，使用A/D冗余结构是有效防异常大数的措施之一。保护装置的测量范围为0.05IN~～（20～40）IN，在此范围内保护装置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0.02IN，但在0.05IN以下范围用户应能整定并使用，故障电流超过（20～40）【释义】1．对于500kV系统，当线路输送功率较高时，常选用变比较大的CT，如4000/1A等,，而作为线路接地短路故障最末段保护的零序过流Ⅲ段保护，为了能可靠切除高阻接地故障，定值整定要求为300A（一次值），因此部分厂家0.1IN下限定值不能满足整定要求。2．根据各生产厂家的具体情况，要求保护装置的测量范围下限为0.05IN，上限为20IN～40IN，保护装置在0.05IN～（20IN～40IN）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0.02IN，但在0.05IN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（20IN～40IN）时，保护装置不误动不拒动。保护装置的定值要求如下：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（CT）和电压互感器（PT）的变比等必要的参数。【释义】1．采样值数据已经都是一次值，但保护装置电流、电压和阻抗定值仍然采用二次值，主要原因如下：1．a）符合多数用户的现有习惯，以利于标准化保护装置和现有保护装置的整定配合。2．b）如采用一次定值，则需要有与之对应的现场调试二次定值，这对于运行、维护、整定计算灵敏度配合等都会有影响，用户需要较长适应过程，现阶段广泛推广较为困难。保护总体功能投/退，如线路保护的“纵联距离保护”，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。【释义】常规保护采用“硬压板”和“软压板”与门投/退，是有利于不同的操作地点对压板进行控制。增强操作的便利性。智能保护不设置保护功能投退硬压板，只需投退保护功能软压板即可。运行中基本不变的保护分项功能，如线路保护的“距离保护Ⅰ段”采用控制字投/退。【释义】为简化保护压板：1．运行中基本不变的、保护分项功能，采用“控制字”投/退，而不采用软压板投退，可显著减少定值整定和运行操作人员的负担。如“距离I段”采用“控制字”投/退；。2．保护总体功能投/退，采用“硬压板”和“软压板”与门投/退。如“纵联保护”采用“硬压板”和“软压板”与门投/退；。3．当系统运行方式改变后，需要调整部分定值时，可通过切换定值区或临时修改定值实现，而不通过投退压板实现，可以大大简化保护压板。例如：对侧母差检修时，可通过切换本侧线路保护定值区实现对对侧母线的快速保护。保护装置的定值清单应按以下顺序排列：设备参数定值部分；保护装置数值型定值部分；保护装置控制字定值部分。【补充要求】保护装置的定值要求如下：1．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；2．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；3．保护装置具有可以实时上送定值区号的功能；4．装置上送后台定值及软压板应符合相关要求。【释义】1．对保护装置的定值清单内容和排列顺序进行了统一规范。2．较Q/GDW161-2007版，定值清单中删除了“保护装置软压板”。保护装置软压板不属于定值，不需要整定。3．“定值区号”显示当前所运行的定值区号，定值区号切换为其它区号，各定值项也相应地切换为其它区号的定值，但“设备参数定值”、“软压板”为各定值区共用，不随“定值区号”切换。4．考虑IEC61850的要求，本规范的正式运行定值属于“1”区（Q/GDW161-2007的正式运行定值属于“0”区）。4．本规范起始定值区号为“1”，正式运行定值置于“1”区（老版161-2007起始定值区号为“0”，正式运行定值置于“0”区），是考虑了IEC61850起始定值区号为“1”的要求。5．波特率、IP地址等信息通信地址单独列，与定值分开，由现场设定，可查看和打印。保护装置允许的定值整定范围应不小于附录A的要求。【释义】本规范对保护装置的定值做了最小范围的限定，设备制造厂家根据设备情况，定值整定范围可大于规范。保护装置允许的定值整定范围不能小于附录A的要求，但是可以大于附录A的要求。保护装置应具备以下接口：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/T25931标准进行网络对时，对时精度应满足要求；【补充要求】智能站保护装置应支持SV单光纤接收。原因：一方面考虑现场可以节省光纤，部分站保护只用一根收光纤；另一方面考虑装置发送光纤损坏导致链路告警的情况。【释义】保护装置推荐统一采用IRIG-B（DC）码对时，单独组成一个对时网络；而不采用脉冲对时和报文对时的组合方式。MMS通信接口：装置应支持MMS网通信，3组MMS通信接口（包括以太网或RS-485通信接口），MMS至少需2路RJ45电口；【释义】1．为了满足变电站监控系统和继电保护及故障信息管理系统组网的要求，保护装置应具备3组通信接口（一般监控系统2组，保护及故障信息管理系统1组）。2．现阶段无基于以太网的IEC60870-5-103标准，实际工程以基于RS-485串行通信接口的IEC60870-5-103标准为主。随着IEC61850标准的逐步推广和应用，高速以太网必将会代替RS-485串行通信接口。【释义】1．为了满足变电站监控系统和继电保护及故障信息管理系统组网的要求，保护装置应具备3组通信接口（一般监控系统2组，保护及故障信息管理系统1组）。2．现阶段无基于以太网的IEC60870-5-103规约，实际工程中不同厂家保护装置与站控层通信以基于RS-485串行通信接口的IEC60870-5-103标准为主。随着IEC61850标准的逐步推广和应用，高速以太网必将会代替RS-485串行通信接口。智能站SV和GOOSE通信接口：GOOSE组网和点对点通信、SV组网和点对点通信。SV和GOOSE光口数量应满足需求，最低要求详见附录C；【补充要求】智能站保护装置应支持SV单光纤接收。【释义】1．过程层GOOSE、SV光口分为网络通信口和点对点通信口。附录C根据典型应用场合固定了装置的最低过程层光口要求，设备厂家硬件能力可大于本标准。2．补充要求释义：一方面考虑现场可以节省光纤，部分站保护只用一根收光纤；另一方面考虑装置发送光纤损坏导致链路告警的情况。其它接口：调试接口、打印机接口。保护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，也可选择显示系统的一次值。【释义】1．保护装置液晶屏循环显示电流、电压值可以选择为一次值，也可以选择为二次值，以满足不同需要的运行监视。2．本标准未对运行监视数据提出规范化的要求，例如，对电流电压之间相位的显示，第一种方式为：显示相电流和相应的相电压之间的相位，以电压超前电流为正；第二种方式为：所有的电流电压均以A相电压相位为0°基准显示；同样是电流滞后电压30°，就会出现＋30°和－30°显示差别，调试人员需要注意。3．在“设备参数定值”项整定CT一次值和二次值、PT一次值（线电压）。【释义】1．保护装置液晶屏循环显示电流、电压值可以是一次值，也可以是二次值，以满足不同需要的运行监视。附录的设备参数定值中包含CT和PT的一次值和二次值。整定上习惯采用二次值，方便线路保护和对侧保护配合；另外，整定计算的软件工具大部分都是基于二次值。2．本标准未对运行监视数据提出规范化的要求，例如，对电流电压之间相位的显示，第一种方式为：显示相电流和相应的相电压之间的相位，以电压超前电流为正；第二种方式为：所有的电流电压均以A相电压相位为0°基准显示，这样，同样是电流滞后电压30°，就会出现＋30°和－30°显示差别，调试人员需要注意。3．在“设备参数定值”项整定CT一次值和二次值、PT一次值（线电压），默认PT二次额定线电压为100V。4．装置可以依据设备参数定值实现在显示界面模拟量的一、二次值切换显示，当采用电子式互感器时，可以统一规定CT二次额定值为1A，CT一次额定值为CT一次额定电流（根据IEC61850标准，当电子式电流互感器的输出为16位二进制数时，保护额定输出采用01CFH，保证50倍额定电流时不会溢出，01CFH对应于实际的一次额定电流进行转换。当二次额定电流1A/5A确定后，也可以进行01CFH值对应于二次额定电流的转换）。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。每个动作报告至少应包含故障前2个周波、故障后6个周波的数据。【释义】1．保护记录的信息分为三类：a）故障信息，包括跳闸、电气量启动而未跳闸等，各种情况下，均应有符合要求的动作报告。b）导致开入量发生变化的操作信息（例如：跳闸位置开入、压板投退），作为一个事件，也应有事件记录。c）各种异常告警信息，应有相应记录。2．为防止保护频繁启动导致事故报告丢失，不便于事故分析，保护应保留8次以上完整的最新动作报告。【释义】1．保护记录的信息分为三类：a）故障信息，包括保护跳闸、重合闸以及电气量启动而未跳闸等，各种情况下，均应有符合要求的动作报告；b）导致开入量发生变化的操作信息（例如：跳闸位置开入、压板投退），作为一个事件，也应有事件记录；c）各种异常告警信息，应有相应记录。2．为防止保护频繁启动导致事故报告丢失，不便于事故分析，保护应保留8次以上完整的最新动作报告。保护装置记录的所有数据应能转换为GB/T22386规定的电力系统暂态数据交换通用格式（COMTRADE）。保护装置记录的动作报告应分类显示，具体要求如下：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；【释义】为了使当值调度员尽快了解现场事故状况，以便及时、有效地处理事故，保护动作信息报告应为主要故障和保护的动作信息的中文简述。保护输出报告标准格式详见附录B（形成事故报告的要点，并不代表事故报告的形式）。例如：2008-04-1522：16：46秒，500kV石雅一线故障A、B、C相（三相）跳闸，重合成功、或重合不成功、未重合。测距56km。供继电保护专业人员分析事故和保护动作行为的记录。【释义】应有详细的保护动作时序记录、开入量变位情况、与动作保护有关的定值、电流电压波形图等，详见附录B的要求。应有详细的保护动作时序记录、开入量变位情况、与动作保护有关的定值、电流电压波形图等。保护装置定值、控制字、软压板和开入量名称应规范、统一，具体要求如下：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；硬压板名称应与对应软压板名称一致。【释义】为规范有关名称，同时兼顾厂家装置的实施情况，由于不同厂家液晶显示的字体个数不同，经2009年3月由国调中心组织的“标准化”保护装置的集中测试验证，明确如下：对于因液晶显示长度不同而不能完整显示标准名称的，厂家应在说明书中提供与标准名称相应的对照表。此表包括“保护装置名称、控制字、软压板和开入量名称”，但不限于此范围，如也可含告警信息等。例如：“三相不一致保护零、负序电流定值”，对照表为“不一致零负序电流定值”。2015年中国电力科学研究院的检测结果通报上，已对不能完整显示标准名称的装置提出了整改要求，整改后的装置都能实现完整显示的要求。是哪次检测结果通报会？请余越确认。张小莉和余越都说不是检测结果通报上的决议。是哪次检测结果通报会？请余越确认。张小莉和余越都说不是检测结果通报上的决议。保护装置软件版本构成方案如下：基础软件由“基础型号功能”和“选配功能”组成；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；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；保护装置软件版本描述方法见图1。注1：“基础型号”代码不组合，代码详见各保护功能配置表。其中断路器保护、过电压及远方跳闸保护、短引线保护基础型号默认为A；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①、②、③、④、⑤部分的信息。图1保护装置软件版本描述方法【补充要求】④增加前接线装置功能代码-FA-G，增加特高压各类装置功能代码T10等。1．④增加前接线装置功能代码-FA-G。增加特高压各类装置功能代码T10等请余越确认：是否可以不体现前接线。会后周所长说测试不测，前接线用上一版装置。余越答复建议保留。请余越确认：是否可以不体现前接线。会后周所长说测试不测，前接线用上一版装置。余越答复建议保留2．常规采样的线路保护（含常规跳闸和GOOSE跳闸）增加一个新的选配型号（K）采用双CT接入保护。原因：更好满足运行需要。【释义】1．本标准的功能配置是经国网专家讨论批准后编入。版本控制思路为：保护装置基础软件=基础功能（必配）+选配功能，兼顾地区电网运行需要的要求由选配功能实现，保护装置基础软件版本不随“选配功能”不同而改变。同时为了防止最大化软件导致定值清单及软压板、装置虚端子等的最大化而引起不便，要求订货单位在订货时提出配置要求，制造厂家在厂内完成功能配置并对未选配的相关内容进行隐藏。基础软件版本经国网测试后，发布使用，选配功能仅在此版本上做“减法”。2．“基础型号代码”互斥，不进行组合。3．“选配功能”可以不选择，也可选择多个，描述时选配功能代码从上到下顺序依次排列。4．为兼顾设备制造厂成本和用户需要从装置在失电状态下依然可以查看装置的①、②、③、④、⑤部分的信息，要求设备制造厂在装置面板（非液晶）上显示该部分信息。设备制造厂可采用贴透明贴条，但必须注意美观性。早期厂家均采用条形码的方式实现信息共享；之后将进一步发展为使用“射频识别电子标签”的方式实现。5．补充要求2释义：在3/2接线情况下，发生区外故障后CT饱和，正常传变电流大于5ms时，保护装置不应误动。找余越要资料补充找余越要资料补充装置建模原则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。【释义】1．DL/T860.5-2006《变电站通信网络和系统第5部分：功能的通信要求和装置模型》11.5.6中定义：“GGIO”逻辑触点的功能是“通用输入/输出”。2．根据Q/GDW1396-2012Q/GDW1396，虚端子是我国特有定义，61850标准没有定义输入模型，认为这是厂家内部定义，所以输入虚端子只能采用通用输入输出模型GGIO。3．为了便于调试时查询问题容易识别，在装置虚端子的数据属性中，GOOSE输入GGIO增加“GOIN”前缀；SV输入GGIO增加“SVIN”前缀。4.明确GOOSE、SV输入虚端子都采用GGIO逻辑节点，系统配置中明确前缀为“GOIN”的信号表示GOOSE输入虚端子，前缀为“SVIN”的信号表示SV输入虚端子，其余信号逻辑节点的前缀不能为“GOIN“和“SVIN”。智能站装置断路器、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。智能站保护装置对应一台IED设备应只接收一个GOOSE发送数据集，该数据集应包含保护所需的所有信息。【释义】目前有的智能站化保护装置GOOSE发送数据集有多个，给集成调试时的识别以及问题查询带来了困难，本标准要求各设备制造厂，智能站保护装置对应一台IED设备应只接收一个GOOSE发送数据集,该数据集应包含保护所需的所有信息。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。【释义】目前智能变电站GOOSE报文不传输q，因此要求GOOSE发布虚端子定义到DA层，明确是传输值还是时间。GOOSE发布虚端子信息配置到DA层，要求GOOSE发布数据集定义到DaName。GOOSE、SV输出逻辑节点建模要求如下：GOOSE、SV输出虚端子逻辑节点采用专用类别描述，按照Q/GDW396标准建模；【释义】这样建模的好处：GOOSE、SV发布虚端子逻辑节点采用专用类别描述，系统配置可以通过reference方便确定虚端子信号的具体含义。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；【释义】跳断路器和启动失灵在一个实例中。重合闸动作采用RREC建模；失灵联跳开出采用RBRF建模；【补充要求】失灵联跳开出虚端子统一采用PTRC建模。远传开出采用PSCH建模；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；智能终端：断路器采用XCBR建模，刀闸采用XSWI建模，分相断路器应按相建实例；GOOSE输出软压板应在相关输出信号LN中建模；GOOSE、SV接收软压板采用GGIO.SPCSO建模。智能站GOOSE、SV软压板设置原则如下：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置GOOSE输出软压板；线路保护及辅助装置不设GOOSE接收软压板；【释义】1．规范不建议增加GOOSE接收链路软压板，原因如下：a）在停运设备检修需要到运行设备进行操作，存在忘投的风险；。b）同时现场可操作性复杂，也大大增加了软压板数目。。c）智能终端不支持MMS服务，无法实现软压板功能。2．为了解决不停发送报文的损坏设备隔离问题。，2013-年5-月7日国调组织的《线路保护规范》Q/GDW1161-2013送审稿讨论会上得出的结论如下：1．a）母线保护：双母线和单母线接线启动失灵开入，3/2接线失灵联跳开入，均设置GOOSE接收软压板。2．b）变压器保护：增加失灵联跳开入，设置GOOSE接收软压板。c）3．其它装置仅设置GOOSE发送软压板。保护装置应按MU设置“SV接收”软压板。【释义】保护装置按直接连接的合并单元（包含级联合并单元）分别设置SV接收压板，当间隔停电、保护装置停运后，允许退出此压板。SV接收压板退出与常规站保护封CT的功能相同。注意：双母线线路保护同期电压UX电压是合并到电压电流合并单元中,但是部分工程UX单独配置合并单元，因此要求保护装置需要接入UX合并单元，导致需要增加一个UX的SV接收压板，但是本技术规范的保护装置ICD文件中是没有的。因此，特别强调按照六统一规范进行设计。引用路径按照Q/GDW1396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.DO”。虚端子引用路径格式见图2。图2虚端子引用路径格式装置虚端子要求如下：宜采用Excel(*.csv)、CAD(*.dwg)格式文件；【释义】集成商是在站控层的数据库中制作SCD，为了便于快速实施和清晰的检查，需要规定虚端子的文件格式。实际使用中宜采用xml格式的CCD文件。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；【释义】智能变电站在计算机上进行虚端子连接，等同于常规变电站二次回路电缆连接，但是信息量比常规站更加细化，数量更多，所以智能变电站采用工具实现虚端子自动连接将成为趋势。虚端子信号名称不重复为工具实现做好基础，作为装置实现人机交互的唯一识别标志，例如：备用1、备用2（虚端子信号名称重复主要在输入端，可以一发多收，但一收只能对应一发）。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；【释义】虚端子名称同名扩展，采用m-n分组编号符合常规变电站工程设计习惯便于识别回路，例如：远传1-1、远传1-2，第二组“远传”表述为：远传2-1、远传2-2。3/2断路器接线线路保护装置和短引线保护装置的中断路器应能通过不同输入虚端子对电流极性进行调整；【释义】1．Q/GDW1396-2012Q/GDW1396规定如下：11.1.1.hMU输出数据极性应与互感器一次极性一致。间隔层装置如需要反极性输入采样值时，应建立负极性SV输入虚端子模型。例如：3/2接线方式下，如果两边的线路和短引线保护共用中断路器互感器的二次线圈（电流互感器采用支柱式互感器，二次线圈绕组配置少的情况），的这样中断路器电流合并单元只能按一种互感器极性连接电缆，但是对于两边的线路和短引线保护来说，需要接入的极性正好相反。这种情况有以下几种处理方式：a）1．在合并单元处进行调整：合并单元同时输出正反极性SV，保护装置可以根据需求订阅正负极性SV。但是这种方式会增大了过程层网络SV信息的处理流量网络SV信息的处理流量。b）2．在保护装置处调整：合并单元只输出正极性SV，通过修改保护装置的配置文件或控制字来进行负极性SV的订阅。但是这种方式增加了保护装置管理的难度。c）3．完全通过虚端子连接进行调整：合并单元只输出正极性SV，但是保护装置有正反2种极性的SV输入。通过修改合并单元与保护装置的虚端子连接可以实现保护装置正负极性SV的订阅。采用第3种方式两侧的线路和短引线保护能通过自身的不同输入虚端子对电流极性进行调整。这种方式可以有效地减少合并单元SV的发送数据量，减轻其负担。这种方式可以有效地减少合并单元SV的发送数据量，减轻过程层网络负载，降低了保护装置管理的难度；另外通过调整虚端子连接方式延续了常规站更改互感器电流极性的一贯做法（更改电缆接线）。2．3/2断路器接线CT二次绕组的布置方式要求如下：应在开关两侧均配置CT，CT二次绕组应合理配置，线路、母线、主变差动保护独立配置TPY绕组，断路器保护独立配置5P绕组，绕组排序为“TPY/TPY/5P/0.2s-断口-0.2s/5P/TPY/TPY”，CT变比应合理设置。通过这样配置可以避免极性调整问题。在工程应用中，装置虚端子的功能含义若与附录C相同，应与规范一致；在工程应用中，装置GOOSE软压板、SV接收软压板的功能含义若与附录C相同，应与规范一致。【释义】本规范所列虚端子为典型应用，特殊情况可对虚端子、软压板数量进行增加，软压板名称进行修改。需要注意的是，如果主接线与本规范一致或者本规范能够适应，对应合并单元的配置和应用方案也应与本规范相同，否则会引起模型文件的变更。从现在管理模式来看，通过测试的模型文件均在中国电科院备案，设计院直接从电科院获取模型文件。如果由于合并单元配置不同而导致不能使用现有的模型文件，暂时还没有解决办法。保护配置及二次回路的通用要求对保护配置及组屏（柜）的原则要求如下：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；【释义】与GB/T14285-2006《继电保护技术规程》和《十八项反措》的要求一致，是本规范遵循的基本原则之一。优先采用主保护、后备保护一体化的微机型保护装置，保护应能反映被保护设备的各种故障及异常状态；【释义】1．.《十八项反措》规定如下：220kV电压等级线路、变压器、高抗、串补、滤波器等设备微机保护应按双重化配置。每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。2．对于微机型继电保护装置，220kV以上系统采用双重化配置方案，由外部输入或装置本身软硬件异常导致的单装置停运，可通过另一套完整的保护装置实现所有保护功能。为简化保护输入回路、提高保护的集成度，从而提高保护的可靠性，优先采用“主后装置合一、主后CT合一”的保护装置（这种装置的硬件含有主保护和后备保护，两者共用CT和PT的二次绕组。体积较小且接线简单，功能集成度高）线路保护应优先采用“主后装置合一、主后CT合一”的保护装置，即：一套保护装置的硬件含有线路的主保护和后备保护，两者共用CT和PT的二次绕组。其好处是装置体积较小且接线简单，功能集成度高。3．每套线路保护具有完整、独立的保护功能，应能处理可能发生的所有类型的故障及异常运行状态，对于符合技术规程要求的单相高阻接地故障，要求线路纵联保护选相跳闸。常规站双重化配置的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；【释义】保护组屏（柜）及二次回路设计时，强调每套保护装置的完整性和独立性，尽量减少柜间连线，为整屏退出运行创造有利条件，以提高运行、检修的安全性。在保护装置双重化配置的条件下，为提高检修的安全性，在消缺或试验时，宜整屏（柜）退出。智能站双重化配置的保护装置宜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。当双重化配置的保护装置组在一面保护屏（柜）内，保护装置退出、消缺或试验时，应做好防护措施；【释义】智能变电站设备外接线缆少，当屏柜安装位置紧张时（如采用智能控制柜或预制舱安装方式），会存在双重化配置的设备安装在同一面屏柜上，此时要求每套保护相关的的端子排或其它开入、开出回路应尽量独立布置，以便于检修时做好安全防护措施。智能站保护屏，设备外接线缆较少，当屏柜安装位置紧张（如采用智能控制柜或预制舱安装方式）时，允许双重化配置的保护装置组在一面保护屏（柜）内，此时要求保护装置在退出、消缺或试验时，应做好防护措施。双重化配置的保护装置，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；【释义】明确了保护与断路器跳闸线圈的对应关系，强调了双重化配置的每套保护只作用于断路器的一组跳闸线圈。两套线路保护均含重合闸功能，当采用单相重合闸方式时，不采用两套重合闸相互启动和相互闭锁方式。当采用三相重合闸方式时，可采用两套重合闸相互闭锁方式；【释义】本条针对双母接线形式的线路保护（含有重合闸功能）。线路保护（含有重合闸功能）本身具备完整的保护启动重合闸功能、断路器位置启动重合闸功能，所以不需要两套保护相互启动重合闸。单相重合闸方式是单相故障保护单跳单重，相间故障保护三跳不重；此时如果第一套保护三相永跳，第二套保护收到三相跳位开入就会放电不重合，故不会导致第二套保护依据断路器三相跳位而启动重合闸。所以，不需要两套保护装置重合闸相互闭锁。三相重合闸方式是单相故障保护三跳三重，多相故障根据“多相故障是否重合闸”控制字判断是否重合。一般两套保护均选用多相故障不重合，如发生相间故障，第一套保护动作三相永跳，第二套保护没有动作，会导致第二套保护依据断路器三相跳位而误启动重合闸，需要第一套保护通知第二套保护不能重合，所以，三相重合闸方式，两套保护装置需要相互闭锁重合闸。第一套保护动作三相永跳，第二套保护拒动作，第二套保护会误重合。第一套保护动作三相永跳，第二套保护选为单相故障，第二套保护会误重合。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，三相跳闸回路不宜引接；【释义】双母接线形式的线路保护，含有重合闸功能，一般情况下，不论发生何种故障，保护装置的单相跳闸和三相跳闸都由三个分相跳闸触点完成。分相启动失灵回路，也由分相跳闸触点驱动。对于采用单相重合闸方式的两套保护之间，重合闸不需要互相启动和闭锁，线路三跳联切机组和联切负荷也较少使用，所以，三相跳闸命令不宜引接至端子排。线路保护应提供直接启动失灵保护的分相跳闸触点；线路保护独立完成合闸（包括手合、重合）后加速跳闸功能。对保护装置信号触点的要求如下：常规站保护装置的跳闸信号：2组不保持触点，1组保持触点（可选）；常规站保护装置的过负荷、运行异常和装置故障等告警信号：至少1组不保持触点；智能站保护装置的运行异常和装置故障告警信号：至少1组不保持触点。【释义】1．保护装置信号触点按变电站计算机监控系统和故障录波的要求设计。遵循“重要信号以硬触点形式上送，充分利用网络软报文”的原则简化保护装置信号，从而达到简化二次回路的目的。2．保持信号：发信号以后需要按复归按钮才能复归、失去直流以后信号不丢失的信号。为便于事故分析跳闸信号应为磁保持触点。3．非保持信号：异常动作量不消失时信号保持，异常量消失信号返回的信号。对于告警信号，一般采用不保持触点（非磁保持触点）。4．保护装置的跳闸信号和告警信号均应接入计算机监控系统；仅保护跳闸、合闸信号启动故障录波。与监控系统接口时，要求监控系统能接受不保持信号并做好记录，不丢失信息。5．Q/GDW1161-2013弱化了对保持触点的依赖和使用：对常规站保护的跳闸信号，只要求一组可选的保持触点；对常规保护的过负荷、运行异常和装置故障等告警信号，没有保持触点的要求。而Q/GDW161-2007要求必须提供一组跳闸信号的保持触点、一组告警信号的保持触点。5．智能化装置（常规采样）的运行异常和装置故障告警信号：至少1组不保持触点。对电缆直跳回路的要求如下：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抗干扰继电器，或者采取软件防误措施；【释义】1．本条是针对直跳开入的防误措施，主要有两种：a）软件防误措施，具体方法是：在有直跳开入时，需经50ms的固定延时确认，同时，还必须伴随灵敏的、不需整定的、展宽的电流故障分量启动元件动作。b）硬件防误措施，具体的方法是：对直跳回路加装抗交流的、启动功率较大的重动继电器。2．凡是直接启动跳闸时，电流电压有明确变化的场合，均应采用软件防误措施，但对于变压器的非电量保护的动作开入，不能采用软件防误措施。已经采用软件防误措施的回路，视为已经增加附加判据，可以不再采用硬件防误措施。1．本条是针对直跳开入的防误措施，主要有两种：a）软件防误措施，具体方法是：像其它保护动作开入，用于传送母差、失灵等保护的动作信号。当本保护装置收到直跳开入时，需要不经用户整定的零负序电流或电流突变量启动元件把关，并经50ms延时确认后，才能出口跳闸（线路保护远传或远跳的开入确认时间为20ms）；b）硬件防误措施，具体方法是：对直跳回路加装抗交流的、启动功率较大的重动继电器，或是双开入方式。2．凡是直接启动跳闸时，电流电压有明确变化的场合，均应采用软件防误措施。采用软件防误措施的回路，视为已经增加附加判据，硬件防误措施可以适当简化。大功率抗干扰继电器的启动功率应大于5W，动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围内，额定直流电源电压下动作时间为10ms～35ms，应具有抗220V工频电压干扰的能力；【释义】1．1．造成直跳回路误动的原因主要有以下几种：a）交流与直流混接（所谓“交流窜入直流”）。交流与直流混接后，交流电压（半波）可能会叠加在直流继电器线圈两端，当该电压瞬时值大于继电器动作电压的时间超过继电器自身的动作时间时，继电器可能会动作，在这种情况下，有极性要求的继电器每个周波动作一次；无极性要求的继电器每个周波可能动作两次。b）外部电磁干扰。电磁干扰的特点是干扰电压高、每个峰值持续时间短，并且电磁干扰信号的能量不具有持续性。对于上述原因造成的干扰，本身动作时间超过10ms的继电器一般不会动作。至于外部回路短接、人员误碰所造成的误动，不在本条款措施防范范围之内，只能通过加强维护、加强管理等方面予以防范。本条对抗干扰继电器的性能提出了严格要求。，主要原因是：交流电源为直接接地系统，而直流电源为不接地系统，当交流混入直流系统时将造成直流系统发生接地故障，从而导致保护误动作。国内大部分地区都发生过此类事故，而且一旦发生均是很大的事故，对电网造成损失很大。2．主要直跳回路：a）3/2接线的边断路器失灵后通过母线保护出口回路跳闸的开入。b）双母接线的母线故障变压器断路器失灵，通过变压器保护跳其它电源侧的开入。c）变压器非电量保护的直跳开入。d）3/2接线的边断路器失灵后通过变压器保护出口回路跳其它电源侧的开入。3/2接线的远方跳闸保护，如果采用不经就地判别的方式动作，则建议在线路纵联电流差动保护装置的“其它保护动作”开入加装大功率抗干扰继电器，防止强电磁干扰造成保护误动作。3．硬件防误措施应注意的问题：a）110V直流电源大功率抗干扰继电器较难满足抗220V工频交流干扰要求；。b）外附重动继电器，无法进行监视；。c）建议设备制造厂将外附大功率继电器做在装置屏柜内部。当传输距离较远时，可采用光纤传输跳闸信号。【释义】电缆过长的劣势：损耗过高、抗干扰能力弱、安全性差、可靠性低等；相对来说此时采用光纤传输可克服以上缺点。对3/2断路器接线“沟通三跳”和重合闸的要求如下：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；【释义】1．3/2断路器接线形式，当断路器保护装置本身故障或失去直流电源时，发生线路单相故障，线路保护单相跳闸后，断路器保护不能实现单相重合闸，此时只能由断路器机构的三相不一致保护延时跳三相，比采用断路器保护沟三常闭触点方式要慢一些。对于3/2接线形式，单断路器非全相并不等于系统非全相，延时三相跳闸，不影响电力系统的稳定运行。2．由于常规站3/2接线断路器保护单套配置，当断路器保护装置故障报警后，断路器将失去失灵保护，遵循任何设备任何时候不能无保护的基本原则，应停运相应的断路器。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，跳三相并闭锁重合闸。【释义】1．对于非3/2接线形式，不论线路发生何种故障，两套线路保护装置均只发分相跳闸命令。2．对于3/2接线形式，先合闸的断路器如合于永久性故障，线路保护除发三个分相跳闸令以外，还应发三相跳闸（永跳）触点或闭锁重合闸触点，该触点分别接入先合和后合的两个断路器保护装置的三跳开入或闭锁重合闸开入，起到闭锁后合断路器重合闸的作用，防止线路永久性故障时后合断路器误重合。同一线路两台断路器的保护装置之间不相互启动和闭锁重合闸。对双母线接线重合闸、失灵启动的要求如下：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；【释义】1．双母接线形式的线路保护含重合闸功能，两套保护的重合闸宜以相同的重合方式同时投入运行。当一套重合闸动作以后，另一套重合闸可以检线路有电流或跳位返回不再重合，确保不误发生二次重合闸。同时，也能满足只投入一套重合闸的运行方式。2．采用单相重合闸方式，两套保护均开入分相跳位触点。如断路器单相偷跳启动重合闸，可以保证两套保护启动重合闸的一致性。同时，一套保护不重合而三相跳闸，三相跳位也会通知另一套保护的重合闸不能重合。断路器压力闭锁触点同时引入两套保护，也保证了闭锁重合闸可以由本保护自行决定。所以，单重方式不需要两套重合闸相互启动和相互闭锁。3．采用三相重合闸方式，如断路器三相偷跳不启动重合闸，每一套保护装置只能靠本装置保护启动重合闸，不能通过跳位弥补启动重合闸可能的不一致性，所以，两套保护装置宜同时投入重合闸。同时，一套保护装置的重合闸退出运行，也不能通过三相跳位闭锁另一套保护装置的重合闸。光纤差动保护，接受到远跳令跳闸会闭锁本屏重合闸；对于光纤距离保护，接到外部三相跳闸令时，向对侧发允许信号，对侧接受到允许信号后三相跳闸，会启动重合闸；闭锁式纵联保护和接点允许式保护，只能停信或发允许信号，对侧保护动作会也会启动重合闸；所以，两套重合闸同时投入运行时，不宜相互启动重合闸，但宜相互闭锁重合闸。投入一套重合闸时，宜相互启动和相互闭锁重合闸。4．对于单重方式，两套保护装置可以通过跳位触点互相启动和闭锁重合闸，可根据运行要求投入单套重合闸或两套重合闸。如一套重合闸停运，一套重合闸投运，则将停运重合闸的保护装置的“禁止重合闸”控制字置“1”或退出重合闸出口压板。5．对于三重方式，两套保护装置不能通过跳位触点互相启动和闭锁重合闸，两套保护装置宜同时投入重合闸，才能满足运行要求。如需一套重合闸停运，一套重合闸投运，则将停运重合闸的保护装置的“禁止重合闸”控制字置“1”或“停用重合闸”控制字置“1”，也可退出重合闸出口压板（将保护装置“三相跳闸方式”控制字置“1”）。双母线接线的断路器失灵保护，应采用母线保护中的失灵电流判别功能，不配置含失灵电流启动元件的断路辅助装置；【释义】双母线接线不配置独立的失灵启动装置，不仅节约了投资，简化了失灵启动回路，还具有以下优点：1．判别断路器是否失灵的电流鉴别元件由最后一级母线保护实现，可防止失灵启动环节导致的失灵保护误动作，提高了失灵保护的可靠性；2．失灵保护电流判别定值便于集中整定，从而简化了定值整定；3．失灵保护收不到启动失灵开入时，不进行失灵逻辑判别，从而避免了由于电流判别元件不能躲过负荷电流造成的装置频繁报警；4．失灵保护只接入三个分相跳闸启动失灵开入，非电厂线路三相不一致保护不启动失灵（三相不一致保护单独出口），可避免失灵保护的不必要动作。对发电厂出线，电气量的三相不一致保护可启动失灵，此时，宜配置独立的断路器保护装置（含失灵保护）。应采用线路保护的分相跳闸触点（信号）启动断路器失灵保护；常规站当线路支路有高抗、过电压及远方跳闸保护等需要三相启动失灵时，采用操作箱内TJR触点启动失灵保护；智能站当线路支路有高抗等需要三相启动失灵时，宜由高抗保护直接启动失灵保护。对发电机-变压器-线路单元接线保护配置: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。【释义】宜采用断路器保护中的失灵保护功能，当线路或变压器保护动作，断路器失灵时，启动远跳功能跳开对侧断路器。对操作箱（插件）的相关要求如下：两组操作电源的直流空气开关应设在操作箱（插件）所在屏（柜）内，不设置两组操作电源的切换回路，操作箱（插件）应设有断路器合闸位置、跳闸位置和电源指示灯。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。【释义】1．不设置两组操作电源切换回路a）为防止压力公共回路发生故障或操作回路的其它地