1175-2013 变压器保护规范【释义】V0711印刷

《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》释义(送审稿)北京2015年1011月目次1、如何将目次的风格和1161统一。2、增加页脚页码。1、如何将目次的风格和1161统一。2、增加页脚页码。请习玉花或出版社处理。注意编页脚时导致释义字体全变，原因不明！TOC\o"1-1"\h\z\u前言 3II 范围 51 规范性引用文件 51 总则 62 一般规定 95 变压器保护及辅助装置设计规范 2824 高抗保护设计规范 7875 母线保护设计规范 8481 母联（分段）充电过流保护设计规范 103100 合并单元设计规范 105102 智能终端设计规范 106104 智能站保护屏（柜）光缆（纤）要求 107104 相关设备及回路要求 108105附录A（规范性附录）变压器保护装置定值清单及软压板标准格式 112109附录B（规范性附录）高抗保护装置定值清单及软压板标准格式 153146附录C（规范性附录）母线保护装置定值清单及软压板标准格式 156148附录D（规范性附录）母联（分段）保护装置定值清单及软压板标准格式 164155附录E（规范性附录）保护打印报告标准格式 166157附录F（资料性附录）变压器保护跳闸矩阵表 172162附录G（规范性附录）智能站保护装置接口信息 186175编制说明 222208

前言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》（以下简称《元件保护规范》Q/GDW1175-2013）规定了220kV及以上电网的变压器、高压并联电抗器、母线和母联（分段）保护及相关辅助设备的技术原则和设计准则。《元件保护规范》Q/GDW1175-2013的目标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，提高微机保护标准化应用水平。在工程中实施标准化设计，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”，提高继电保护安全运行水平，保障电网的安全稳定运行。2008年以前，微机保护装置设计、制造、应用的非标准化问题较为突出。由于缺乏统一的产品标准规范，各厂家微机保护装置的功能、配置等存在一定的差异，对外接口和回路配合要求各不相同，不同厂家的保护装置间协调配合存在一定困难，回路设计复杂；造成与外部一次设备、通信自动化等设备的配合要求不统一，容易给设计、施工、运行、操作等带来安全隐患，逐渐成为影响电网安全的重要因素。为规范继电保护设备制造和工程设计，方便调度运行和检修维护，提高继电保护运行可靠性和安全性，国家电力调度控制中心组织编写了Q/GDW175-2008《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》，并已经于2008年2月15日正式颁布并实施。该规范充分汲取了各网省公司、运行维护单位、电力试验研究院、电力设计院、国内主要保护制造商的意见和建议，并经过专家多次细致深入的讨论，历时一年半时间编制而成。Q/GDW175-2008标准颁布后，国家电力调度控制中心于2009年2月-3月在中国电力科学研究院对国内主要设备制造厂满足标准化要求的变压器保护装置、高压并联电抗器保护装置、母线保护装置、母联保护装置等集中进行了集中检测，并根据测试情况对标准中的相关条文进行了修订或说明。满足《元件保护规范》要求的“六统一”微机继电保护装置已经广泛应用于电力系统中，保障了电力系统的安全稳定运行，体现了标准化设计的合理性和先进性。随着2009年智能变电站的推进和发展，对元件保护及辅助装置提出了适用于智能变电站的新要求。2012年7月，在国家电力调度控制中心的安排下，由冀北电力公司牵头，开展了对Q／GDW175-2008的修订工作，形成了《元件保护规范》Q/GDW1175-2013，并于2013年11月6日正式颁布并实施。本标准代替Q/GDW175-2008，与其相比Q／GDW1175-2013与Q/GDW175-2008相比主要技术性差异如下：——增加了智能站保护装置相关要求；——增加了保护功能配置表，保护功能由“基础型号功能”、“选配功能”组成；——修改了附录A～附录D中的保护装置定值清单，增加了附录G智能站保护装置接口信息。《元件保护规范》Q/GDW1175-2013颁布后，国家电力调度控制中心组织相关专家在中国电力科学研究院对国内主要设备制造厂满足标准化要求的装置进行了测试。满足《元件保护规范》Q/GDW1175-2013要求的“六统一”微机继电保护装置即将广泛应用于电力系统中，未来必将能够保障电力系统的安全稳定运行，体现出标准化设计的合理性和先进性。为方便广大继电保护工作者更好地理解、掌握《元件保护规范》Q/GDW1175-2013，国家电力调度控制中心组织相关人员，把标准制订思路、依据、讨论记录、技术难点等汇总整理，形成本释义，供产品研制、检验测试、运行管理、现场调试、工程设计等继电保护专业人员参考。对调继[2005]91《国调中心关于印发继电保护装置标准化设计补充技术要求的通知》的相关内容，以【补充要求】形式收录到本书中，本书采取在《元件保护规范》Q/GDW1175-2013逐个条款之后【释义】的方式予以说明和解释。本书由XXX、XXX、XXX编写。,XXX、XXX等人参与校核，在此一并感谢。编者2015年11月《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》释义范围本标准规定了220kV及以上电网的变压器、高压并联电抗器、母线和母联（分段）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)的变压器、高压并联电抗器、母线和母联（分段）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/GDW1161-2014《线路保护及辅助装置标准化设计规范》与Q/GDW767-2014《10kV～110kV元件保护及辅助装置标准化设计规范》、Q/GDW766-2014《10kV～110kV线路保护及辅助装置标准化设计规范》构成了涵盖国家电网公司系统内各电压等级的元件保护、线路保护及辅助装置的标准化设计规范。2．《元件保护规范》Q/GDW1175-2013是在Q/GDW175-2008的基础上，主要修订了如下内容：a）根据原标准在执行过程中的反馈意见和建议，修订标准。如对750kV保护的要求更明确；又如将330kV、500kV、750kV的变压器保护分开，因各电压等级的变压器保护要求有差异。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～附录D中的保护装置定值清单、增加软压板内容，增加了附录G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/T14598.300微机变压器保护装置通用技术要求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/T478继电保护和安全自动装置通用技术条件DL/T670母线保护装置通用技术条件DL/T769电力系统微机继电保护技术导则DL/T860变电站通信网络和系统DL/T5136火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5218220kV～500kV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/GDW1396IEC61850工程继电保护应用模型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及以上电网的变压器、高压并联电抗器、母线和母联（分段）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，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规范保护定值清单格式及定值项名称，以便简化定值整定工作要求保护制造商按照统一格式进行保护定值的整定，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，为调控调度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《元件保护规范》Q/GDW1175-2013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．本规范中组屏方案适用于对常规变电站，暂不涉及智能化保护智能站保护组屏方案。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，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。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，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。应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。2【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：3/2断路器接线的母线保护，对通过母线保护跳闸的直跳开入，应设置灵敏的、不需整定的电流元件并带50ms的固定延时的“软件防误措施”，以提高边断路器失灵保护动作后经母线保护跳闸的可靠性。应优化回路设计，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。例如：双母线接线的断路器失灵保护，采用母线保护装置内部的失灵电流判别功能，不仅取消了各间隔专用的失灵启动装置，简化了失灵启动回路，而且最末一级判电流，提高了失灵保护的可靠性。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。【释义】1．明确了双重化的原则，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：15.2.1.1两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。15.2.1.2两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。15.2.1.3两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。15.2.1.4两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。15.2.1.5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。15.2.1.6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。15.2.1.7330kV及以上电压等级输变电设备的保护应按双重化配置。15.2.1.8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。15.2.1.9220kV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．双重化配置的保护之间宜采用“一对一”原则。例如：双重化配置的变压器保护与失灵保护间采用“一对一”启动方式。按“双重化”原则配置的保护设备之间采取“一对一”的目的是减少设备之间的连线，从而减少由于人员失误造成的保护误动。但是，“一对一”同时也降低两套设备的“冗余”，譬如：利用失灵保护跳两个跳闸线圈，可以解决单套保护异常退出，而对应运行保护的跳闸线圈断线问题。在考虑取舍时认为，后者是小概率事件，在当前人员责任事故仍然较多的情况下，应以防人员误动为主，故采用“一对一”。4．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。例如：两套主变零序过电压保护共用一个PT三次绕组；两套重合闸共用断路器同一个合闸线圈等。5．《国家电网公司防止变电站全停十六项措施（试行）》对110kV母线保护双重化提出了如下要求：“6.1.21000kV、500（330）kV变电站内的110kV母线保护宜按双重化配置。”110母线保护双重化配置是考虑到一套母线保护检修时，另一套母线保护仍然能起到保护母线的作用。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Q/GDW1175-2013版新增条款。自六统一原则出台后，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Q/GDW175-2008六统一测试装置运行以来，部分地区在此版本的基础上纷纷提出了地区要求，制造厂家为此派生出了众多地区定制软件，不便于国调对版本的统一管理，存在安全隐患。2013年修订Q/GDW175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．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，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。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。3、本规范按照典型工程案例，实际工程应用可能会有不同的需求。当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。当保护装置不能兼容主接线时，才允许修改模型文件。要求更改此模型不影响保护装置的软件版本，可根据工程需求设置。【释义】1．此条为Q/GDW1175-2013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。2013年修订Q/GDW175-2008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地进行说明。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，规定了变压器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220kV变压器以高压侧双母线接线（兼容双断路器）、中压侧双母线接线、低压侧双分支单母分段接线的三绕组变压器（高2-中1-低2）为基础型号。可选配高中压侧阻抗保护、自耦变、接地变及小电阻接地、低压侧电抗器、双绕组变压器等相关功能。【释义】220kV变电站典型设计主接线型式较多，为了尽可能提高本规范的适用范围，规定了220kV电压等级变压器以高压侧双母线接线（兼容双断路器）、中压侧双母线接线、低压侧双分支单母分段接线的三卷变压器（高2-中1-低2）为例。220kV变压器高压侧兼容双断路器主要应用于内桥接线和3/2接线型式。本规范中合并单元配置按最大化需求考虑，220kV变压器高压侧合并单元按内桥接线和3/2接线配置，当高压侧为双母线接线时，工程应用时应参考本规范规定的典型ICD模型建模生成新的ICD模型文件使用。本标准中330kV变压器以高压侧3/2断路器接线（兼容双母双分段接线）、中压侧双母双分段接线、低压侧单母线接线的变压器（高2-中1-低1）为基础型号，配置高、中压侧间隙过流和零序过压保护功能，作为三绕组变压器中性点不接地运行保护，无选配功能。【释义】本规范中合并单元配置按最大化需求考虑，因此高压侧的合并单元是按内桥接线和3/2接线配置，如果高压侧是双母线接线，工程应用时需要在本规范规定的典型模型基础上修改以适应。本标准中500kV变压器以高压侧3/2断路器接线、中压侧双母双分段接线、低压侧单母线接线的分相自耦变压器（高2-中1-低1）为基础型号，无选配功能。本标准中750kV变压器以高压侧3/2断路器接线、中压侧3/2断路器接线（兼容双母双分段接线）、低压侧双分支单母线接线的分相自耦变压器（高2-中2-低2）为基础型号，无选配功能。【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。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，故双母接线方式不设置旁路母线。3．《500kV变电站通用设计标准》推荐变压器低压侧设总断路器，有利于提高变压器的运行可靠性。《110～500kV变电站通用设备规范第1部分：变压器》要求“500kV三相共体变压器运输困难，单体结构复杂，如发生故障很难在短时间修复，推荐500kV变压器优先选用单相结构”。因此，本规范以变压器低压侧有总断路器的分相自耦变压器为例。不考虑低压侧双分支的情况。如果低压有双分支，采用750kV变压器保护保护版本，但是要注意高中压侧零序电流配置的差异。本标准中高压并联电抗器（以下简称高抗）以3/2断路器接线的线路电抗器为基础型号。其它高压并联电抗器可参照执行。【释义】1．高压并联电抗器有母线电抗器和线路电抗器两种。2．有过电压可能的线路，不允许无并联电抗器运行，因此，线路并联电抗器一般不单独设断路器。线路并联电抗器既需要限制过电压，又可要利用中性点电抗器限制潜供电流，以提高单相重合闸的成功率。3．母线电抗器经首端断路器接于母线上，只要求限制系统过电压而不限制潜供电流，无中性点电抗器。4．为了提高本规范的适用范围，高抗以保护装置输入、输出回路较多的线路电抗器为例，母线电抗器不需取消引接部分端子引接即可。本标准中母线以3/2断路器接线、双母线接线（含双母双分段接线）、双母单分段为例。其它主接线型式的母线可参照执行。【释义】1．本规范中3/2断路器接线母线主要适用于330kV及以上电压等级变电站高压侧，双母双分段接线母线主要适用于330kV及以上电压等级变电站中压侧。2．按照《国家电网公司变电站典型设计》的要求，330kV和500kV变电站高压侧大部分为3/2断路器接线，中压侧本期采用双母线接线，终期一般采用双母双分段接线。3．220kV变电站高压侧以双母线接线为主。对于母线保护装置和二次回路设计而言，双母双分段接线比双母线接线多两个分段断路器，其余回路均相同。4．为了提高本规范的适用范围，母线保护分别以3/2断路器接线、双母双分段接线、双母单分段接线为例。本标准中母联（分段）以双母线接线（含双母双分段接线）的母联（分段）断路器为例。其它主接线型式的母联（分段）断路器可参照执行。【释义】1．双母接线（双母线、双母带分段）的母联和单母分段的分段占整个母联和分段断路器的90%以上，而两者的保护及二次回路完全一样。因此，本规范以双母线接线的母联断路器为例。2．对于配置单套常规分段充电保护装置的双母双分段接线的分段断路器，由于左右两侧各配置两套母线保护，分段保护跳闸时应同时启动四套母线保护装置的分段失灵保护。所以，该分段操作箱应提供四组启动失灵的TJR触点和四组与母线保护配合的SHJ触点。执行原则强调了变压器、高抗、母线和母联（分段）保护及相关设备标准化设计的原则和重点要求，但并未涵盖相应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。一般规定保护装置通用要求保护装置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”的定义应统一规定如下：“1”“0”【释义】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。例如：变压器保护中的电压压板，不同厂家的定义正好相反，压板投入时分别表示“电压投入”和“PT检修”，两者含义截然相反。前者要求正常运行时投入此压板，而后者要求正常运行时退出此压板，给生产、运行、管理和维护等各个环节带来诸多不便，增加了保护误动的几率。本规范将电压压板统一为“电压投入压板”。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”【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，如母差保护，GOOSE断链之前有启动失灵信号，断链以后按照无启动失灵信号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”的定义应统一规定如下：“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“02．规定“1”肯定所表述的功能、“03．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。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”。例如：某厂家的变压器差动保护涌流闭锁原理，当控制字置“1”时，液晶屏显示为“二次谐波制动原理”，当控制字置“0”时，液晶屏显示为“模糊识别原理”。本规范将液晶屏显示统一为“二次谐波制动原理”，不随控制字的改变而改变，置“1”表示为“二次谐波制动原理”，置“常规站保护装置保护功能投退的软、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.压板分出口压板和开入压板，本条所指的压板为开入压板。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：主保护、后备保护。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。也有一些例外，如：a）变压器各侧“电压”投入运行硬压板需要在现场操作，没有软压板对应。b）母线保护的“母线互联”软、硬压板采用“或”逻辑。变压器保护的各侧“电压压板”只设硬压板；【释义】变压器各侧的“电压压板”用于变压器各侧母线PT检修，属于运行操作压板，因此只设硬压板。母线保护的“母线互联”软、硬压板采用“或”逻辑，“母联(分段)分列”只设硬压板；【补充要求】常规站装置增加“母联(分段)分列”软压板，取消“母联（分段）分列”硬压板。常规站装置增加“母联(分段)分列”软压板。【补充要求释义】1.补充要求释义：原因：母线倒方式远方操作时，若装置仅有硬压板无软压板，无法执行远方操作。原来国标：打远方，就地可以操作。把要求说清楚。“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。【释义】为满足远方操作的要求，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，分别受控于对应的软压板“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”，这三个软压板分别与公共的“远方操作”硬压板构成“与”逻辑，是否允许远方操作由调度、运行管理部门决定。“远方操作”只设硬压板，原因是要解决所有保护的远方操作，一定要有就地安全措施；对于220kV及以上等级，目前是分阶段实行远方功能的开放。“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标志。【释义】1．Q/GDW1396-2012《IEC61850工程继电保护应用模型》（以下简称Q/GDW1396-2012）Q/GDW1396《IEC61850工程继电保护应用模型》规定如下：13检修处理机制13.1装置检修状态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。智能站保护装置只设“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，如下：【释义】智能化保护智能站保护装置的压板种类为：保护功能软压板、GOOSE输入软压板、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输入软压板当于常规保护的开入压板（例如：部分地区要求失灵保护装置设置启动失灵开入硬压板）、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，当间隔停电、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。增加孙总的说明。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。王松：分2步。第一步：可投软压板就这样。第二部：不能投咋办。“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】见4.1.4.c的释义。“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标志。【释义】1．见4.1.4.d的释义；2．Q/GDW1396-2012Q/GDW1396《IEC61850工程继电保护应用模型》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。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。其它压板如下：变压器保护的各侧“电压压板”设软压板；“母线互联”、“母联(分段)分列”设软压板。【释义】智能化保护智能站保护装置的开入开出均采用光纤通信方式，已经没有传统的电缆开入开出回路，难以在保护装置上设置硬压板（“远方操作”和“检修状态”仅设置硬压板除外）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、相应间隔合并单元退出、保护装置停运还需要运行后，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，保护装置本身不判电流电压，装置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。3．SV接收压板退出之后，对应的电流/电压显示为0而不显示接受到的值，以示相关SV压板已退出。这时并不闭锁保护，只是对应的电流电压不参与保护逻辑运算。SV接收压板退出与常规站保护在CT端子箱短接CT二次回路的功能相同。4．Q/GDW1396-2012Q/GDW1396《IEC61850工程继电保护应用模型》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)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。需要注意的是：当某一支路检修，对应的MU投入检修（或断电）以后，其它支路如果仍然要继续运行，此时必须要退出相关保护装置对应的SV接收软压板，否则由于保护和MU检修不一致（或保护装置该支路电流采样异常），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。6．需要注意的是：3/2接线方式时，当中开关需要检修，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。装置应能正确显示GOOSE开入信息；GOOSE接收软压板退出后，装置应显示接收的GOOSE信号，若GOOSE信号带检修标识时，应显示检修标识。【释义】1．Q/GDW1396-2012Q/GDW1396《IEC61850工程继电保护应用模型》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…；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。2．装置告警处理当被检修装置检修状态压板投入时，如果相关设备能接收到订阅的该装置GOOSE报文，则相关设备不告警；如果相关设备接收不到订阅的该装置GOOSE报文时，则相关设备告警。3．不停发送报文的损坏设备隔离问题解决办法：首先不建议增加GOOSE接收链路软压板：在停运设备检修时需要到运行设备进行操作，存在忘投的风险；同时现场可操作性复杂，也大大增加了软压板数目。2013年-5-7月7日在国调组织的《元件保护规范》Q/GDW1175-2013送审稿讨论会上得出的结论如下：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。变压器保护：增加失灵联跳开入，设置GOOSE接收软压板。其它装置仅设置GOOSE发送软压板。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。原因：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。【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4.1.12.5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。2．Q/GDW1808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．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。GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》（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。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0.05【释义】500kV电网最大短路电流限制为63kA，当系统潮流很大时，主变压器CT变比可能高达4000/1A，而作为系统接地短路故障最末段保护的变压器零序过流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0.1I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或40IN，保护装置在0.05IN～（20IN或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或40IN）时，保护装置不误动、不拒动。保护装置的定值要求如下：保护装置的定值应简化，宜多设置自动的辅助定值和内部固定定值；【补充要求】a）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；b）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；c）保护装置具有可以实时上送定值区号的功能；d）装置上送后台定值及软压板应符合附录A要求（修改附录A，使之将名称与信息规范保持一致）。原因：细化定值和软压板的要求可以更好满足变电站无人值守及远方操作的要求。【释义】不与其它保护配合的定值，在装置内部固定。例如：高压并联电抗器为无功设备，发生区外故障时，不提供短路电流，高抗保护定值不必与其它保护配合，故高抗保护定值可以自动整定，只需输入相关设备参数即可。需要注意的是：高压线路并联电抗器的中性点小抗过负荷电流定值按主抗容量自动整定，但是实际工程使用中中性点小抗容量选择过小，导致中性点小抗过负荷保护灵敏度降低，实际中出现过过负荷导致中性点小抗烧毁的情况。保护装置定值应采用二次值、变压器额定电流（Ie）倍数，并输入变压器额定容量、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：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。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。1．保护装置电流、电压和阻抗定值采用二次值，主要原因如下：a）符合多数用户的习惯，以利于标准化保护装置和现有保护装置的整定配合。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，用户需要较长适应过程，现阶段广泛推广较为困难。2．变压器差动保护，现阶段大部分采用有名值整定方式，容量不同的变压器定值差异较大，为简化整定计算，变压器差动保护启动电流定值按变压器额定电流倍数整定（一般为0.4Ie～0.5Ie），而不按有名值整定。其中，分侧差动保护的实际动作电流按高压侧的额定电流（Ie）倍数折算。保护装置总体功能投/退，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，如变压器保护的“高压侧后备保护”；【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。可通过软压板实现保护功能投退。运行中基本不变的保护分项功能，如变压器保护的“复压过流Ⅰ段1时限”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，可显著减少运行操作人员的负担。例如：变压器保护的“复压过流Ⅰ段1时限”采用“控制字”投/退三绕组变压器，本期低压侧不投入运行时，可通过退出低压侧后备保护压板实现。2．对于临时投入运行的保护，可通过切换定值区或修改保护定值实现，而不通过投退压板实现。这样，可以大大简化后备保护压板。例如：变压器空载合闸时，可临时修改变压器保护定值，而不单独设置变压器充电保护压板。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。【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．与Q/GDW175-2008相比，定值单中删除了保护软压板，本规范中“软压板”不属于定值，不需整定。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”和“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/GDW175-2008的正式运行定值属于“0”区）。5．波特率、通信地址（如IP地址）等信息单独列为通信参数，与定值分开，由现场设定，可查看和打印。【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/GDW175-2008的正式运行定值属于“0”区）。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~～D中的要求。【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。保护装置应具备以下接口：对时接口：应支持接受对时系统发出的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。【释义】保护装置统一推荐采用直流B码对时，单独组成一个对时网络；而不采用脉冲对时和串口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。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G；【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】1．过程层GOOSE、SV光口分为网络通信口和点对点通信口。附录G根据典型应用场合规范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差流、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。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E（形成事故报告的要点，并不代表事故报告的形式）。例如：变压器保护动作简报如下：CSC-326T2-G-DJEG(V1.002014.10BACC)XX厂家220千伏变压器保护装置2014-11-1016:17:42.288保护启动22ms纵差保护A相差动电流Idiff=1.570A制动电流Ires=0.453A22ms纵差保护B相差动电流Idiff=1.547A制动电流Ires=0.237A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E的要求。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，同时兼顾各厂家装置的实际情况（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：“低压侧三角内部套管（绕组）CT一次值”，对照表为“低压侧套管CT一次值”。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通报会？余越和张小莉都说不是在通报会上决定的。。历史原革说下，现阶段都能满足要求。通报会？余越和张小莉都说不是在通报会上决定的。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。④增加前接线装置功能代码-FA-G。原因：更好满足运行需要。【释义】1．讨论Q/GDW767-2014《10kV～110kV元件保护及辅助装置标准化设计规范》时，保护装置软件版本描述方法已经更新为如下表述：2.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，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。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。原则上各地区应使用符合“六统一”要求的保护装置版本。3．“基础型号代码”互斥，不进行组合。“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在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。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。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】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”逻辑节点的功能是“通用输入/输出”。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。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/GDW1396-2012，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”。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】目前有的智能化保护智能站保护装置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，参考Q/GDW1396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A/D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GOOSE输出软压板；除母线保护的启动失灵开入、母线保护和变压器保护的失灵联跳开入外，接收端不设GOOSE接收软压板；【释义】见4.1.7的释义第3条。【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）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Q/GDW1175-2013送审稿讨论会上得出的结论如下：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。b）变压器保护：增加失灵联跳开入，设置GOOSE接收软压板。c）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。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：第一组远传为“远传1-1、远传1-2”，第二组远传为“远传2-1、远传2-2”。母线保护装置母联（分段）支路电流，变压器保护3/2断路器接线中断路器电流、内桥接线桥断路器电流，应能通过不同输入虚端子对电流极性进行调整；【释义】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），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，但是例如：3/2接线方式下的中断路器电流合并单元，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：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。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。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）。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网络SV信息的处理流量。2．在保护装置处调整：合并单元只输出正