继电保护技术规范

ICS

备案号:Q/CSG

中国南方电网有限责任公司企业标准

Q/CSG110010-XXXX

南方电网继电保护通用技术规范

GeneralspecificationforpowersystemprotectionofCSG

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

中国南方电网有限责任公司发布

o

目录

前言..........................................................................2

1范围..........................................................................4

2规范性引用文件................................................................4

3术语和定义....................................................................5

4缩略语........................................................................6

5总则..........................................................................6

6装置技术要求..................................................................7

7屏柜要求.....................................................................23

8直流电源配置技术原则........................................................27

9二次回路及抗干扰技术要求....................................................28

10相关设备技术要求............................................................31

11试验方法.....................................................................31

12检验规则.....................................................................36

13标志、包装、运输和贮存......................................................37

14其他.........................................................................38

附录A（资料性附录）保护定值信息文件化规范...................................40

附录B（资料性附录）保护台账信息文件化规范...................................48

附录C（资料性附录）保护状态信息文件化规范...................................51

附录D（资料性附录）保护告警信息文件化规范...................................54

附录E（资料性附录）网络压力测试方案..........................................62

附录F（资料性附录）IED物理端口描述及站控层双网配置示例.....................65

1

前言

本技术规范遵循《南方电网电力装备技术导则》（Q£SG1203005-2015）规定的技术原

则，根据GB/T1.1-2009相关规则编制。

本规范为常规变电站及智能变电站10〜500kV继电保护装置、故障录波装置、行波测距

装置及相关回路设计的通用技术要求，是各电压等级继电保护、故障录波及行波测距技术规

范的补充，与相应技术规范一起构成完整的技术规范。

凡南方电网内从事继电保护的运行维护、科研、设计、施工、制造等单位均应遵守本规

范。新建厂站的继电保护应执行本规范。因保护回路受原设计接线的限制，运行厂站的继电

保护改造工程，在确保施工安全和运行维护方便的基础上，可参照执行，并做好与现场运行

规程的衔接，避免出现新的安全隐患。

本技术规范代替Q/CSG110010-2011《南方电网继电保护通用技术规范》，与Q/CSG

110010-2011相比，除编辑性修改外主要技术变化如下：

——更新、补充了规范性引用文件（见2规范性引用文件）：

一一增加CCD文件、电缆跳闸装置、光缆跳闸装置等术语定义（见3术语和定义）；

——增加缩略语（见4缩略语）；

——修订正常工作大气条件要求（见6.1.1）；

一一增加数字化采样的标度要求（见622b）；

——修订交流回路准码度及开关量输入输出要求（见6.3、6.4）；

一一修订装置接口技术要求，增加了过程层光纤接口、对时接口、打印接口及调试接口

的要求（见6.5）；

一一修订功率消耗及过载能力的要求（见6.7、6.8）；

增加智能站光缆跳闸保护和美基本技术要求（见G.8.1）；

——增加保护唯一性编码的要求（见6.8.1n）；

一一增加保护信息文件化技术要求及相关附录（见、附录A、B、C、D）；

——修改装置软件版本构成方案（见6.8.1Q；

一一定值要求中删除保护功能投退软压板（见6.8.6b）；

——增加远方控制要求（见6.8.11）；

一一增加保护时钟管理相关要求（见6812）；

——增加网络技术原则（见6.8.13）；

——增加信息交换技术要求（见6.8.14）：

-增加数据交换记录要求（见6.&15）；

——增加链路软压板及虚端子要求（见6.8.16）；

一一增加对智能站保护配置文件技术要求（见6.8.17）；

——增加保护不停电传动技术要求（见6.8.18）；

一一修订电磁兼容、绝缘要求、耐湿热性能、机械性能、连续通电、安全要求、直流电

源要求的要求（见6.9、6.10、6.11、6.13、6.14、6.15、6.16）；

——增加网络安全要求（见6.18）；

一一增加对智能终端、交换机等相关设备的技术要求（见10相关设备的技术要求）；

——修订试验方法，增加智能站光缆跳闸保护相关测试内容（见11.5）；

2

-增加测量元件准确度和变差检查（见11.6）；

——修订电磁兼容性能试验、直流电源影响试验、绝缘试验和绝缘测量、耐湿热性能试

验、连续通电、机械性能忒验内容（见11.8、11.9x11.10.11.11、11.12、11.13）；

——增加通信接口试验内容（见11.15）；

一一修订出厂试验及型式试验相关内容（见12.2、12.3）；

——修订装置标志、包装、运输、贮存相关要求（见13.1、13.3、13.4、13.5）；

——产品出厂随行文件中增加对“一书三册”的要求（见14.1）

一一增加网络压力测试方案（见附录E）

——增加IED物理端口描述及站控层双网配置示例（见附录F）

本规范的附录A、B、C、D、E、F为资料性附录。

本标准由中国南方电网系统运行部（中国南方电网电力调度控制中心）提出、归口管理

和负责解释。

本规范在起草的过程中得到了：广东电网公司、广西电网公司、云南电网公司、贵州电

网公司、海南电网公司和南京南瑞继保电气有限公司、长园深瑞继保自动化有限公司、国电

南京自动化股份有限公司、北京四方继保自动化股份有限公司、许继电气股份有限公司和国

电南瑞科技股份有限公司等单位的支持。

本规范主要起草人：

执行过程中的意见和建议,请及时反馈至中国南方电网有限贪任公司系统运行部。

3

南方电网继电保护通用技术规范

1范围

本规范规定了南方电网常规变电站及智能变电站10kV〜500kV线路及辅助保护、断路器

保护、T区（短引线）保护、母线保护、变压器保护、高压并联电抗器保护、低压补偿装置

保护、发电机保护、故障录波、行波测距装置以及智能弊端等智能站保护相关设备的通用技

术要求，包括技术要求、技术原则、试验方法、检验规则及时标志、包装、运输和贮存的要

求。

本规范还规定了变电站直流电源配置要求、二次回路及抗干扰等要求。

2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/T22386电力系统暂态数据交换的通用格式

GB191-2008包装储运图示标志

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T2887-2011计算机场地通用规范

GB/T7261继电保护和安全自动装置基本试验方法

GB/T9361-2011计算站场地安全要求

GB/T11287-2000电气继电器第21部分量度继电器和保护装置的振动、冲击、碰撞和地

震试验第1篇振动试验（正弦）

CB/T14537-1993量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验

GB/T14598.26-2015量度继电器和保护装置第26部分：电磁兼容要求

GB/T14598.27量度继电器和保护装置第27部分：产品安全要求

GB/T15145-2008输电线路保护装置通用技术条件

DL/T478继电保护和安全自动装置通用技术条件

DL/T527-2002静态继电保护装置逆变电源技术条件

DL/T670-2010母线保护装置通用技术条件

DL/T770-2001微机变压器保护装置通用技术条件

DL/T871-2004电力系统继电保护产品动模试验

GB/T2423.1电工电子产品环境试验笫2部分：试验方法试验A：低温

GB/T2423.2电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验B：高温

GB/T2423.3电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Cb恒定湿热试验

GB/T19520.3-2004电子设备机械结构482.6mm（19in）系列机械结构尺寸第3部分：插箱

及其插件

GB/T19520.12电子设备机械结构482.6mm（19in）系列机械结构尺寸第101部分：插箱及

其插件

Q/CSG1203005南方电网电力二次装备技术导则

4

3术语和定义

3.1独立直流电源

独立直流电源指由独立的整流设备、蓄电池、开关柜组成的一整套电源系统：两套独立

直流电源指有两套完整的直流电源系统，任何一套直流电源的整流设备、蓄电池或开关故障

均不应造成另一套直流电源失效。配有两套独立直流电源的保护或保护通道，任意一套直流

电源故障均不应造成同一设备的所有保护同时退出或同一线路保护的所有保护通道同时中

断。

3.2继保小室

布置于高压配电装置场地，安装继电保护、安全自动装置、变送器、电能计算及记录仪

表、辅助继电器屏等的场所。

3.3反措

由上级或同级部门制定的反事故措施。

3.4光纤通道

指以光纤为传输介质的保护通道，包括专用光纤芯、复用2M等各种形式的光纤通道。

3.5传输延时

指本端设备发出信号至对端设备收到信号之间的信号传输时间。

3.6保护通道接口装置

信号传输装置、数字接口装置等保护通道接口装置的总称。

3.7信号传输装置（命令接口装置）

将电力系统保护装置发出的允许（闭锁）、远方跳闸等接点信号变换成适合于光纤通信

传输形式的信号及进行反变换的设备.

3.8数字接口装置

继电保护与光纤通信终端设备连接时，对保护信号实现规定的码型变换，连接保护或信

号传输装置与光纤通信终端设备之间的接口装置。

3.9保护通信通道

传输跳闸命令或被保护设备电气量等保护信息的通道，通常包括电力线载波、微波、光

纤或专用导引线等。

3.10独立通信通道

由独立的通信设备和独立的物理路由组成、发生任何单一故障不会造成同时中断的通信

通道。租用电信光纤、数字数据网（DDN）电路等作为备用通信通道可视为一个独立的通信通

道。

3.11独立光纤通道

两个独立的同步数字体系（SDH）设备分别采用两个独立的物理路由视为两条独立光纤通

道。同一个SDH设备采用两个独立的物理路由，不能视为两条独立光纤通道；进入通信机房

的光缆采用一个通路（如共用一条通信管、共用一个电缆竖井等），不能视为两个独立的物

理路由：同一光缆的不同光纤芯，不能视为两个独立的物理路由。

3.12数值型定值

表征功能动作门槛和延时的定值。

3.13控制字定值

表征功能投退或方式选择的定值。

3.14CCD文件ConfiguredCircuitDescription

IED二次回路实例配置文件，用于描述IED的GOOS，SV发布/订阅信息的配置文件，

包括完整的发布/订阅的控制块配置、内部变量映射、物理端II描述和虚端子连接关系等信

5

息，装置其他配置文件的改变不应影响本装置发布/订阅的配置.，装置的发布/订阅信息以

CCD文件为准。CCD文件应仅从SQ）文件导出后下装到IED中运行，扩展名采用.ccd。

3.15电缆跳闸装置

采用机械继电器触点并通过电缆跳闸的保护装置。

3.16光缆跳闸装置

采用GOOSE通信方式并通过光缆跳闸的保护装置。

4缩略语

DL/T860界定的以及下列缩略语适用于本标准。

APDUApplicationProtocolDataUnit应用协议数据单元

ASDUApplicationServiceDataUnit应用服务数据单元

CCDConfiguredIEDCircuitDescriptionlED回路实例配置文件

CIDConfiguredIEDDescriptionIED实例配置文件

CRCCyclicRedundancyCheck循环冗余校验

DADataAttribute数据属性

DODataObject数据对象

ICDIEDCapabilityDescriptionIED能力描述文件

IEDIntel1igenlElectronicDevice智能电子设备

FTPFileTransferProtocol文件传输协议

GISGasInsulatedSwitchgear气体绝缘全封闭组合电器

GoCBGooseControlBlock通用面向对象的变电站事件控制块

GOOSEGenericObjectOrientedSubstationEvent通用面向对象的变电站事件

MACMediaAccessControl介质访问控制

MMSManufacturingMessageSpecification制造报文规范

NTPNetworkTimeProtocol网络时间协议

SCDSubstationConfigurationDescription全站系统配置文件

SOESequenceofEvents事件顺序

SVSampledValue采样值

TCP/IPTransmissionConti'olProtocol/IntornctProtocol传输控制协议/网间协议

UDPUserDatagramProtoco用户数据报协议

5总则

5.1本规范旨在通过规范南方电网10kV'500kV线路及辅助保护、断路器保护、T区（短引

线）保护、母线保护、变压器保护、高压并联电抗器保护、低压补偿装置保护、发电机保护、

故障录波、行波测距、智能终端等装置的通用技术条件、基本要求，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。

5.2除满足本技术规范中规定的相关要求外，在南方电网内各电压等级系统投入运行的继

电保护装置，还必须满足如下要求：

5.2.1经国家级质量检验测试中心动态模拟试验、电磁兼容试验、绝缘试验、机械性能试

验以及型式试验等，确认其技术性能指标符合相关国家及行业标准，并满足本规范的相关要

求。

5.2.2继电保护装置的验收应依据国家标准、行业标准或供货合同的规定，并满足反措等

技术要求。凡在出厂验收中发现的质量问题必须在厂内处理，并应视具体情况适当延长该产

6

品保证期。

5.2.3凡经有关继电保护管理机构明令禁止使用的，或根据运行统计分析结果显示不正确

动作率高且无改进措施的，或在质量评议中发现重大缺陷的，或拒绝质量评议的，禁止继续

入网运行。

5.2.4设计应满足继电保护有关规程、反措要求，并符合南方电网继电保护相关技术规范

中关于典型保护配置、端子排布置、二次回路设计及组屏的原则标准。

5.2.5设备供货供应商必须具有相应电压等级微机保护装置的设计、制造经验，并有质检

部门的认可文件、ISO-90D1质量认证书或相当的认证文件、国家电力行业鉴定证书，并提

供在电力系统商业运行良好的记录。

5.2.6设备供货供应商应提供保护装置安装调试大纲和装置检验作业模块、正式完整的与

现场装置软件版本相对应的技术说明书（包含保护逻辑、定值清单、整定原则、异常告警说

明等内容）、软件版本及其发展过程；提供现场安装调试规范和技术支持等售后服务及技术

交流培训。

6装置技术要求

6.1环境条件

6.1.1正常工作大气条件

a）室内安装

对安装在户内的二次设备，可选择工作环境温度范围为表1中C1的设备。

b）户外安装

合并单元、智能终端安装在室外智能控制柜或GIS室内柜时，应选择工作环境温度范围

为表1中C2的设备。

表1工作场所环境温度和湿度分级

环境温度湿度

级别范围最大变化率相对湿度‘血使用场所

最大绝对湿度g/m3

V/h%

C1-25〜+55205〜9528室内

C2-40〜+70205-10028室外

注1：设备内部既不应凝露，也不应结冰。

6.1.2正常试验大气条件

a）环境温度：+15C〜+35C；

b）相对湿度：45%〜75%；

c）大气压力：80kPa〜106kPa。

6.1.3基准试验大气条件

a）环境温度：+20℃±2℃;

b）相对湿度：45%〜75%：

c）大气压力：80kPa〜106kPa。

6.1.4贮存、运输环境条件

a）装置在运输中允许的环境温度-40C〜+70℃,相对湿度不大于85%：

b）在贮存中允许的环境温度-25C〜+55C,相对湿度不大于85%,在不施加任何激励量

的条件下，装置不出现不可逆变化。

6.1.5周围环境

a）电磁环境应符合DL/T478-2013的规定；

7

b）场地应符合GB/T9361-2011中B类安全要求；

c）使用地点不应出现超过GB"11287-2000规定的严酷等级为I级的振动；

d）使用地点应无爆炸危险的物质，周围介质中不应含有能腐蚀金属、破坏绝缘和表面敷层

的介质及导电介质，不应有严重的霉菌存在；

e）应有防雨、雪、风、沙、尘埃的措施；

f）接地电阻应符合GB/T2887-2011中4.4的要求；

g）工作位置应垂直安装于与水平地面垂直的立面。

6.1.6特殊环境

当要求环境条件超出上述规定时，由供需双方在合同中规定。

6.2额定电气参数

6.2.1直流电源

a）额定电压：220V、11吓、-48V（放在通信机房的保护相关设备）；

b）允许偏差：-20%〜+15%；

c）纹波系数：不大于5%；

d）开入电压：弱电开入不低于24V,强电开入220V或110V。

6.2.2交流回路

a）常规采样

1）交流电流（In）：1A或5A；

2）交流电压Un：100/73V：线路抽取电压Ux：100//3V或100V；

b）数字化采样

1）交流额定电流数字量为：采样值规约为DL/T860.92（IEC61850-9-2）时，0x01表示

1mA；

2）交流额定电压数字量为：采样值规约为DL/T860.92时，0x01表示10mV。

c）频率：额定值50Hz。

6.3交流回路准确度

a）相电压：（0.01〜1.1）Un；

b）检IE期电压：（0.Un；

c）装置中测量元件的准确度和变差要求应满足DL/T478-2013中4.3的规定。

6.4开关量输入和输出

对开关量输入和输出的要求应符合DL/T478-2013中4.5的规定。

6.5装置接口

6.5.1光纤接口

6.5.1.1纵联通道光纤接口

1）光纤接口衰耗裕度：按直连光纤60k\1考虑；

2）光纤类型：单模；

3）光纤连接器类型：FC型；

4）复用通信接口协议满足G.703标准。

6.5,1.2过程层光纤接口

a）光纤类型：多模光纤；

b）光纤芯径：62.5/125um（或50/125um）；

c）光波长：131（）nm或850nm；

d）光纤发送功率和接受灵敏度：

1）1310nm光纤

百兆光纤发送功率范围：-20dBm〜-14dBm；光接收灵敏度范围：-31dBm-14dBm；

8

千兆光纤发送功率范围：-11.5dBm〜-3dBm；光接收灵敏度范围：T9dBm〜-3dBm。

2）850nm光纤

百兆光纤发送功率范围：79dBm〜TOdBm；光接收灵敏度范围：-24dBm-lOdBm；

千兆光纤发送功率范围：-9dBm〜-2.5dBm；光接收灵敏度范围：T8dBm〜-2.5dBn。

e）光纤连接器类型：LC或ST接口。

6.5.2对时接口

a）采用光纤IRIG-B码对时方式时，宜采用ST接口；

b）采用电IRIG-B码对时方式时，采用直流B码，通信介质为屏蔽双绞线。

6.5.3打印接口

a）应具备RS-232接口能力；

b）宜具备网络打印接口。

6.5.4以太网电接口

a）传输介质：五类及以上屏蔽双绞线；

b）接口类型：RJ-45电接口；

c）接口数量：保护装置、故障录波装置3个，行波测距装置2个。

6.5.5调试接口

调试接口应采用以太网接口。

6.6功率消耗

装置各回路的功率消耗应符合DL/T478-2013中4.7的规定。

6.7过载能力

a）交流电流回路：2倍额定电流，长期连续工作；50倍额定电流，允许1s：

b）交流电压回路：

1）对于中性点直接接地系统的装置：

一一1.2倍额定电压，测控、相量测量及其它装置长期连续工作；

——1.4倍额定电压，保护、安自、智能录波器装置长期连续工作；

------2倍额定电压，允许10So

2）对于中性点非直接接地系统的装置：

——140V,长期连续工作；

——200V,允许10s.

3）零序电压回路的过载能力由产品标准或制造商产品文件规定。

c）装置经受电流电压过我后应无绝缘损坏。

6.8装置功能要求

6.8.1基本要求

a）装置应具有独立性、完整性、成套性，应具有能反映被保护电力系统和电力设备各种

故障及异常状态的保护功能。

b）装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。

c）保护装置实现其保护功能不应依赖外部对时系统°

d）保护性能指标遵循GB/T14285、GB/T15145、DL7T478、DL/T670和DL/T770相关

要求执行。

e）装置中不同保护功能应具备投退功能。

f）装置所有外接电路不应与装置的弱电电路有直接电气上的联系。针对不同电路，应采

用隔离措施。

g）装置应提供友好的人机交互界面。

9

h）电缆跳闸装置中单一电子元件损坏，光缆跳闸装置、相关光纤连接、智能终端、过程

层网络交换机等设备中任一元件损坏时，相关设备应告警，除出口继电器外，不应造

成装置误动作。

i）保护装置应由独立的直流/直流变换器供电。直流电压消失时，装置不应误动。在直

流电源恢复（包括缓慢地恢爱）到80%UN时，直流逆变电源应能自动起动。拉合直流

电源以及插拔熔丝发生重复击穿火花时，保护装置不应误动作。直流电源回路出现各

种异常情况（如短路、断线、接地等）时保护装置不应误动作。

j）装置应设有自复位电路，在正常情况下，装置不应出现程序死循环的情况，在因干扰

而造成程序走死时，应能通过自复位电路自动恢复正常工作。复位后仍不能正常工作

时，应能发出异常信号或信息，而装置不应误动作。

k）装置动作信号在直流电源断开和恢复后仍然可以保持。

1）保护装置应设有当地汉字信息显示功能和信息输出接口。

m）光缆跳闸保护装置应具有定义GOOSE链路名称功能，保护装置与其他相关IED设备间

的GOOSE链路断链的情况卜.，相关开入状态的处理方式应按该开入对保护功能的影响

而定。

n）保护装置宜提供唯一性代码作为设备的唯一身份标识，唯一性代码信息应能通过装置

液晶面板查看，并支持上送。

o）装置宜支持通过XVL格式形成定值文件、台账文件、状态文件和告警文件，实现定值

读写、台账信息上送、保护状态以及告警信息上送等功能；

1）定值文件应包含定值文件描述、定值分组、更新配置等信息，并应支持通过文件读

写实现定值读取及整定；

2）台账文件应包含装置型号、软件版本、程序生成时间及校验码等装置基本信息，并

应支持增加投运时间、插件更换情况等运维信息；

3）状态文件应包含装置的ICD文件保护遥信（dsRelayDin）,保护遥测（dsRelayAin）

等数据集中保护状态量及模拟量信息；

4）告警文件应包含告警信息原因分类及具体告警原因信息，通过动态文件

,AlmDynamicInfo和静态文件AlmStaticInfo两种方式组合上送。

5）各类文件的格式要求及示例见附录A、B、C、Do

P）光缆跳闸保护、智能终端、交换机等装置宜具备光纤接口光强监视及报警功能，实时

监视光纤接口接收及发送光信号强度。

q）装置应提供反映本身健康状态的信息，包括T.作环境、硬件T.作状况、软件运行状况、

通信状况（包括内部通信状况和设备间的通信状况）等。

r）装置上电、重启过程中，不应发送与外部开入不一致的信息。

s）装置软件版本构成方案

1）基础软件由：“基础型号功能”和“选配功能”组成：

2）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；

3）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；

4）装置软件版本描述方法如图1所示：

10

uxxixmj、xxuuvi.ooUKXXXmi

[洱♦]启♦科

-------------女塔大钟■次口.

L-^—^―-我H««状件版&

----------------------------犹动能代种

BR茨禾畲・&・•施啜足杆.窗理踪厢

0»•、衣求点XBfit化装■・常耀呆IF.oinM蹑用

-----------------------------------------81nw

----------------------------------------2）rMT住下符

-------------------------------------------------D厂・便种代剧.蹲27廿TV

图1软件版本描述示意图

6.8.2装置采样

a）采用常规互感器和二次电缆实现采样的保护装置的采样回路应使用双A/D结构（公用

一个电压或电流源），应有防止单一A/D损坏导致保护不正确动作的措施，采样频率

不应低于1000Hzo

b）数字化光纤直连采样或网络采样的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拧功能。

c）保护装置和合并单元的A/D采样环节应有抗频率混叠处理措施。

6.8.3开入开出

a）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”的定义统一规范为：

1）“1”肯定所表述的功能；

2）“0”否定所表述的功能。

b）保护装置需从高压开关场取开关量的开入应采用110V（或220V）强电平。

c）保护装置应输出足够的接点，分别用于跳合闸、录波、遥信及与其他保护和安全自动

装置配合，井留有备用接点。

6.8.4软硬压板

a）压板开入量采用正逻辑，即压板合上为“1”，表示投入该压板所对应的功能，压板

打开为“0”，表示退出该压板所对应的功能。

b）装置应保存软压板投退状态，并掉电不丢失，可查看或通过通信上送。

c）光缆跳闸装置只设“远方操作”和“保护检修状态”硬压板，其他压板（包括保护功能投

退压板）应采用软压板。

d）电缆跳闸装置应配置功能硬压板。保护检修（检修状态下闭锁后台通信）和母联检修

状态开入仅设置硬压板，不设软压板。220kV及以上保护设置重合闸转换开关和停用

重合闸软压板。UOkV及以下保护设置停用重合闸硬压板和软压板。除以下三种情况,

其余软硬压板逻辑关系均采用“与”门关系：

1）220kV及以上保护装置重合闸转换开关的“停用重合闸”与停用重合闸软压板逻辑

关系采用''或”门关系；

2）UOkV及以卜.保护装置停用重合闸硬压板和软后板逻辑关系采用“或”门关系；

3）母线互联软硬压板采用“或”门关系。

6.8.5自检功能

a）装置应具有在线自动检测功能，包括保护硬件损坏、功能失效和二次回路异常运行状

态的自动检测。

11

b）保护装置应能根据保护被闭锁的情况给出准确的相关报警信息。

c）自动检测必须是在线自动检测，不应由外部手段起动；并应实现完善的检测，做到只

要不告警，装置就处于正常工作状态，但应防止误告警。

d）除出口继电器外，装置内的任一元件损坏时，自动检测回路应能发出告警或装置异常

信号，并给出有关信息指明损坏元件的所在部位，在最不利情况下应能将故障定位至

模块（插件）。

e）光缆跳闸装置应有过程层通信中断、异常等状态的检测、告警或闭锁相关保护功能。

6.8.6定值要求

a）定值应便于管理和整定。具备定值切换功能。可以通过调试软件或装置面板进行定值

整定，并具备远方修改定值功能。正常运行状态下，定值切换过程中保护不应误动。

定值清单应能打印，并能通过通信口输出。

b）定值形式及内容

1）保护装置定值采用二次值；

2）保护装置定值名称不应随控制字或压板的投退而改变；

3）保护装置的定值清单应按以下顺序排列：

①参数（装置参数、设备参数）：

②保护装置数值型定值部分；

⑤保护装置控制字定值部分。

c）保护装置电流定值下限应不大于0.05In,线路距离保护定值下限应不大于0.05/Ino

d）控制字设置遵循功能投退灵活的原则，每种功能的每个分项功能宜设置一个控制字。

e）保护装置功能控制字“1”和“0”的定义统一规范为：

1）“1”肯定所表述的功能；

2）“0”否定所表述的功能；或根据需要另行定义；

3）不应改变定值清单和装置液晶屏显示的“功能表述”。

f）220kV及以上保护装置应有不少于八组可切换的定值区，220kV旁路保护应有不少于

十六组可切换的定值区，UOkV线路保护、旁路保护装置应有不少于三十组可切换的

定值区，UOkV以下线路保护装置应有不少于十组可切换的定值区，UOkV及以下元

件保护装置应有不少于四组可切换的定值区。定值区号从1开始。

6.8.7事件记录与故障录波

a）保护装置应具有事件记录功能，应以时间顺序记录的方式记录正常运行的操作信息，

如保护动作元件、开关变位、开入最输入变位、压板切换、定值修改、定值区切换、

装置复位、装置告警、装置异常等，事件记录时间分辨率不大于1ms。

b）装置应掉电存储不少于1000条报文记录，超出装置记录容量时，应循环覆盖最早的

日志记录。

c）保护装置应至少具备8次故障录波记录能力，记录保护动作全过程的所有信息，其中

线路保护至少具备16次故障录波能力，为分析保护动作行为提供详细、全面的数据

信息，故障录波及事件记录报文应分别保存，避免互相影响：

1）故障简报：故障相别、最大故障相电流、最大故障零序电流、差电流、测距结果、

调整后电流，母差动作时大小差流、动作元件、动作时间、压板位置。

2）保护启动、跳闸、重合闸出口等全过程录波，录波中应记录电流、电压等模拟量和

断路器位置信息、外部保护动作输入信息、各保护内部动作信息等开关量。故障录

波应详细记录保护启动、跳闸或重合闸出口前2个周波及后5个周波。

3）具有图形或数字打印输出功能。

4）记录时间分辨率不小于20点/周波。

12

5）记录的所有数据应能转换为IEEEStdC37.111-1999（C0MTRADE99）格式输出，并

上送给站内继电保护信息系统子站（以下简称“保信子站”）。

6）装置发生故障时不应丢失故障记录信息。

7）装置直流电源消失后，所有记录信息不应丢失，电源恢复正常后，应能重新正确显

不并输出。

8）保护打印的故障录波文件，模拟量的标尺应与故障电流的大小相适应，通常标尺的

大小不应超过故障量的2倍。

d）故障录波装置要求

1）故障录波装置应能记录因系统故障、振荡等扰动引起的电流电压、高频检波信号及

各输入开关量的变化波形；并在不依赖后台管理机的情况下采用循环存储方式完成

100次以上的录波起动记录。

2）故障数据记录应收集和记录全部规定的故障模拟量数据和直接改变系统状态的继

电保护跳闸命令、安全自动装置的操作命令和纵联保护的通道信号。

3）为适应集中处理的要求，故障数据记录输出的动态过程记录数据应符合标准格式

GB/T22386。

6.8.8故障测距精度

a）继电保护及故障录波装置

1）允许偏差：不大于±2.5机

2）测试条件：单侧电源、金属性三相短路。

b）行波测距装置

线路长度在300km以下，双端测距误差不大于5Q0m；线路长度在300km以上，双端

测距误差不大于1000m。

6.8.9显示要求

a）采用液晶显示，采用全部汉字菜单，便于操作。

b）装置在正常运行时显示必要的参数、运行及异常信息，默认状态下，相关的数值显示

为二次值。

c）装置应能分类显示保护动作报告。

d）保护装置面板指示灯按指示、告警和动作分类，包括装置自身状态灯（如运行、异常

等），保护状态（如保护跳闸、重合闸等）及回路状态监视（刀闸告警、母线互联等）

的指示灯。保护装置面板指示灯宜分“亮”和“灭”两个状态。各信号灯的显示颜色

如下：

1）动作信号灯采用红色；

2）合闸位置灯采用红色；

3）跳闸位置灯采用绿色；

4）运行指示灯采用除色；

5）异常指示灯采用红色；

6）电压切换指示灯采用绿色；

7）主保护闭锁指示灯采用红色；

8）装置检修指示灯采用红色。

注：适用于操作箱和带操作插件的保护装置（含电压切换）。

6.8.10通信规约

a）应采用DL/T860CEC61850）标准的规约与变电站自动化系统及保信子站设备通信，

不得采用《中国南方电网继电保护故障信息系统主站-子站通信与接口规范》（即南

网103规范）。

13

b）保护装置等应支持上送采样值、开关量、压板状态、设备参数、定值区号及定值、自

检信息、异常告警信息、动作事件及参数、录波报告信息、装置硬件信息、装置软件

版本信息、装置日志信息等数据。同时支持远方投退压板、修改定值、切换定值区、

远方复归功能，并具备权限管理功能。

c）保护装置应支持不小于16个客户端的TCP/IP访问连接，应支持不小于12个报告实

例。

d）保护、录波等功能版本的升级不应涉及通信规约的变化。

e）装置与保信子站通信发生了异常或中断，在重新建立连接后保护装置应能接受保信子

站的召唤，将全部历史波形列表上送。

f）保护装置与保信子站通信规约中应具备上送定值'开关量、模拟量、事件、告警、波

形文件功能。

g）继电保护装置应按IEC61850标准建模，设备供货供应商应提供ICD文件，完整的装

置说明文档，包括模型一致性说明文档、协议一致性说明文档、协议补充信息说明文

档等。

h）继电保护装置应上送包含全部打印报告内容的信息。

1）上送全部组标题，标题的组号和条目号的值不作统一规定，描述应包含：保护定值、

保护模拟量、保护开关量、动作事件、告警事件、扰动数据等字串。

2）保护定值：属性必须包含描述、最大值、最小值、精度、步长、单位、数据类型（整

型、浮点型）控制字的位描述：应将装置参数（系统量）和软压板定义成定值组，

其中装置参数定值应包括铭牌信息含厂站名称、母线名称、生产厂家、装置类型、

版本信息、装置型号、装置所属屏柜编号等，其中生产厂家、装置类型、版本信息、

装置型号自动生成；运行信息含运行定值区、装置功能码等。

3）保护模拟量：属性必须包含描述、一二次变比系数、最大值、最小值及单位、电流

电压值的相位。

4）保护开关量：属性必须包含描述。

5）动作事件：属性必须包含描述、动作类型、绝对时间与相对时间。

6）告警事件：属性必须包含描述、绝对时间与相对时间。

7）扰动数据：属性必须包含描述、绝对时间与相对时间。

6.8.11远方控制要求

a）“远方操作”硬压板与“远方修改定值”、“远方切换定值区”、“远方投退压板”

均为“与门”关系；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。

b）“远方修改定值”软压板只能在装置本地操作。“远方修改定值”软压板投入时，保

护装置应支持远方在线修改装置定值，修改过程中保护不应误动。

c）“远方切换定值区”软压板只能在装置本地操作。“远方切换定值区”软压板投入时:

装置定值区可远方切换。定值区号应放入定值区号数据集，供远方监控。

d）“远方投退压板”软压板只能在装置本地操作。“远方投退压板”软压板投入时，装

置功能软压板、GOOSE开入软压板、GOOSE出口软压板方可远方投退。

6.8.12对时及同步要求

a）保护装置和智能终端均能接收IRIG-B码同步对时信号，保护装置、智能终端的对时

精度误差应不大于±1ms。

b）装置应装设硬件时钟电路，直流电源消失后，硬件时钟应能正常工作，24小时误差

不大于±5秒。

c）保护装置应能通过NTP服务提供装置时钟信息。

d）保护装置时钟对时信号异常后，应发相应告警报文。

14

e）保护装置宜支持时间同步管理功能，支持装置时钟可被监测，并能实现对对时信号的

监测功能。

f）保护装置上送站控层数据所带的时标，应采用标准零时区，不应采用当地时区，人机

界面应采用当地时X。

6.8.13网络技术原则

6.8.13.1组网时应合理考虑网络结构、交换机配置、帝宽流量等因素，满足基础数据的完

整性及一致性的要求，并应保证数据信息传输的实时性、有效性和可靠性。

6.8.13.2数据网络应采用100Mbps接口，过程层交换机之间宜采用1000Mbps的级联口。

6.8.13.3保护、就地控制、录波等功能不应受站控层网络失效的影响。

6.8.13.4SV报文应遵健DL/T860.92标准。

6.8.13.5保护和智能终端等装置应支持GOOSE网络方式传输，传输协议及报文应符合

DL/T860.81的要求。

6.8.13.6双重化配置保护的过程层网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时

不应影响另一个网络的运行。任一装置不应跨接双重化配置的过程层网络。

6.8.13.7在过程层网络内，数据发送方按通信配置发送组播报文，不应发送与之无关的报

文。

6.8.13.8过程层网络交换机宜通过设置限制广播报文的发送。

6.8.13.9系统仃两台IED设备之间的数据传输路径不应超过4个交换机，数据传输中不应

丢失数据。

6.8.13.10110kV及以上电压等级数据网络单点故障不应影响相应保护控制功能实现。

6.8.13.11装置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。

6.8.13.12保护对应一台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。

6.8.13.13保护装置过程层光纤接口发送同一报文的最大时间差不应大于1ms。

6.8.13.14保护装置及相关设备应具备网络压力承受能力：

a）在输入不同大小流量非订阅异常流量报文，并保证异常报文流量不影响相关订阅报文

正常传输的情况下，要求装置运行正常，且性能满足指标要求；

b）在输入不同大小流量订阅GOOSE重复报文或SV重复报文，并保证异常报文流量不影

响相关订阅报文正常传输的情况下，要求装置运行正常，且性能满足指标要求；

c）在输入单个订阅GOOSE正常报文（StNum不变，SqNum递增或StNum递增，SqNum为0,

每5/6ms发送1帧），且相关订阅报文正常传输的情况下，要求装置运行正常，且性

能满足指标要求。俣护装置应能正确接收其他订阅GOOSE控制块报文的状态变位或联

闭锁信号并正确动作；

d）在输入不同大小流量（最大端口线速）订阅正常报文（StNum不变，SqNum递增或StNum

递增，SqNum为0）情况下，要求装置不误动，不出现死机、重启等异常现象，网络

压力消失后装置应恢复正常运行；

e）网络压力测试具体方案可参考附录Eo

6.8.13.15装置应能实现同源双网的在线数据切换，任一链路故障不影响装置正常运行，

不应因双网延迟差异等引起接收信号时序解析错误，装置应能实现对断链链路的准确报警。

6.8.14信息交换

6.8.14.1采用61850规约时，保护等设备应该支持在线和离线获取模型，离线获取和在线

召唤的模型应保持一致。定值模型应包含描述、定值单位、定值上限、定值下限、步长等信

息。

6.8.14.2智能录波器应支持DL/T860标准，应支持上送录波文件列表、录波文件、录波

15

器JL作状态信息、、录波器定值、测距、故障电流、故障用别和开关量变位信息等。

6.8.14.3采用GOOSE服务传输温度等模拟量信号时，发送装置应设置变化量门槛，避免

模拟量信号频繁变化。

6.8.14.4GOOSE的收发机制

.1GOOSE发送机制

a）装置上电时GOCB自动使能，待本装置所有状态确定后，按数据集变位方式发送一次,

将自身的GOOSE信息初始状态迅速告知接收方，巨第一帧为StNum=l,SqNum=l：stNum

取值范围为1-4294967295,状态每改变一次加1,溢出后从1开始；sqNum取值范围

07294967295,状态不变化时，每发送一次加I,溢出后从1开始，0专为stN」m变

化时首帧传输保留；装置重启后，stNum和sqNum都从1开始。

b）GOOSE报文变位后立即补发的时间间隔应为GOOSE网络通信参数中的MinTime参数

（即T1）。

c）GOOSE报文中“UmeAllowedloLive”参数应为“MaxTime”配置参数的2倍（即2T0）。

d）采用双重化GOOSE通信方式的两个GOOSE网口报文，除源MAC地址外，报文内容应完

全一致，系统配置时不必体现物理网口差异。

e）所有GOOSE网口同一组报文，除源MAC地址内容不强制完全一致外，报文内容应完全

一致，系统配置时不必体现物理网口差异。

.2GOOSE接U攵机行U

a）接收方应严格检查AppID、GOID、GOCBRef、DataSet、ConfRev等参数是否匹配：若

不匹配，接收方不应更新数据；

b）GOOSE报文接收时应考虑通信中断或者发布者装置故障的情况，当GOOSE通信中断或

配置版本不一致时，GOOSE接收信息中位置信息宜保持中断前状态；

c）单网接收机制

装置的单网GOOSE接收机制，见图1。装置的GOOSE接收缓冲区接收到新的GOOSE报

文，接收方严格检查GODSE报文的相关参数后，首先比较新接收帧和上一帧GOOSE报文中

的StMum（状态号）参数是否相等。若两帧GOOSE报文的StNum相等，继续比较两帧GOOSE

报文的SqNum（顺序号；的大小关系，若新接收GOOSE帧的SqNum大于上一帧的SqlNum,

丢弃此GOOSE报文，否则更新接收方的数据。若两帧GOOSE报文的StNum不相等，更新接

收方的数据；

I.1；I

_____■[

.HCXNKK