500kV线路和辅助保护技术规范

ICS

备案号:

Q/CSG

中国南方电网有限责任公司企业标准

Q/CSG*****-2016

代替Q/CSG110013-2011

南方电网500kV线路保护和辅助保护

技术规范

（征求意见稿）

Technicalspecificationfor500kVtransmissionIinesprotection

andbackuprelaysofCSG

2016-**-**发布2016-**-**实施

中国南方电网有限责任公司发布

Q/CSG*****-2016

目次

前言...................................................................................II

1范围......................................................................................1

2规范性引用文件..........................................................................1

3术语和定义...............................................................................2

4总则.....................................................................................3

5保护配置.................................................................................3

6保护功能.................................................................................4

7技术要求.................................................................................9

8二次回路................................................................................16

9配合要求................................................................................17

10保护通道及接口设备...................................................................18

11组屏原则................................................................................19

附录A线路保护CT配置示意图...............................................................25

附录B动作报告的内容和打印格式示例.......................................................29

附录C线路保护及辅助保护软硬压板配置表...................................................30

附录D保护屏和保护通信接口屏面布置示意图.................................................33

附录E保护屏压板位置示意图................................................................38

附录F继电保护装置故障报告文件格式.......................................................43

Q/CSG*****-2016

前言

本技术规范是按照《关于下达2015年公司技术标准修订计划的通知》（南方电网设备（2015）18

号）的安排，根据GB/T1.1-2009相关规则编制八

本规范的内容包含500kV线路保护及辅助保护的配置原则、功能及技术要求、保护通道配置及技

术要求、组屏（柜）方案和二次回路设计等。本规范与《南方电网继电保护通用技术规范》一起，构成

500kV线路保护及辅助保护的全部技术要求。

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

500kV厂站的500kV线路保护及辅助保护均应执行本规范。因保护回路受原设计接线的限制，运行厂

站的500kV线路保护及辅助保护改造工程，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/CSG110013-2011《南方电网500kV线路保护和辅助保护技术规范》，与Q£SG

1100132011相比，除编辑性修改外主要技术变化如下：

一一更新、补充了规范性引用文件（见2规范性引用文件）；

——修改了线路保护配置要求（见5.2）；

一一修改了过电压及远方跳闸保护配置要求（见5.3）；

——删除了纵联距离（方向）保护、集成过电压及远方跳闸保护功能的纵联距离保护、光纤电流差

动保护（基本型）、光纤电流差动保护（N型）、光纤电流差动保护（V型）的功能要求；

——增加了保护装置远方控制功能的要求（见7.1.3）；

——增加了保护装置双通道光纤接错情况下装置告警功能的要求（见7.1.8）；

一一增加了保护装置对转换性故障的处理要求（见7.2.13）；

——增加了保护装置掉电重启过程中，保护不应误动的要求（见7214）；

一一增加了保护装置与监控、保信子站通信，不影响保护功能的要求（见7215）；

——增加了保护装置不停电传动断路器的功能要求（见7.2.16）；

一一增加了保护装置与SDH设备2M光口直连通信的功能要求（见7.2.17）；

——进一步明确了功率倒向时间大于20ms时,，保护装置不应误动的要求（见7218.5）；

——增加了差动保护适应缓慢发展高阻接地的要求（见7.2.19.3）：

一一增加了合于近端故障，差动保护动作时间及重合闸后加速开放时间的要求（见7.2.19.15）；

——增加了集成接点方式纵联距离保护的光纤电流差动保护的要求（见7220）：

一一增加了过电压保护应经功能压板控制的要求（见7.3.7）；

——增加了过电压保护跳本侧及发信功能应经控制字分别投退的要求（见7.3.8）；

一一增加了过电压远方跳闸分相低功率因数、分相低有功就地判据避免受端侧线路长期开放的要求

（见7.332）；

一一增加了远方跳闸保护载波通道收信逻辑随通道切换把手自动切换的技术要求（见7.3.13）；

——增加了光纤电流差动保护（H型）的2组启动远方跳闸输出开关量，应能综合反映线路保护装

置的远跳双开入及过电压发信动作情况的技术要求（见7.3.15）；

一一增加了保护装置远方跳闸开入一、远方跳闸开入二的开入逻辑要求（见7.3.16）；

——增加「断路器失灵保护三个分相跳闸开入起动失灵的时间计数器应按相独立设置的技术要求

（见741.3）；

Q/CSG*****-2016

一一增加了断路器失灵保护电流判别元件不受电流互感器拖尾影响的技术要求（见7.4.1.5）：

一一增加了重合闸检定方式控制字整定的要求（见7.453）；

——增加了操作箱跳、合闸监视回路监视“远方/就地”切换把手的要求（见8.1.7）；

-增加了油压、气压操作机构压力低闭锁重合闸接点接入操作箱的技术要求（见8.1.11）；

——增加了操作箱接入压力低闭锁接点后，应保证可匏切除永久故障的技术要求；增加了弹簧操作

机构弹簧未储能接点接入操作箱压力低闭锁重合闸开入的要求（见8.1.12）；

——明确了三相不一致时间继电器整定步长的要求（见9.1.3）；

一一增加优先使用断路器本体防跳回路的要求（见9.14）；

——增加电流互感器的配合要求（见9.2）；

——增加电压互感器的配合要求（见9.3）；

一一明确线路保护优先采用光纤复用通道的技术要求（见10.1.1）；

——增加线路保护采用2M通道时，每套保护的两个通道应同为光接口、电接口，且线路两侧通道

应保持一致的技术要求（见10.1.2）；

——增加通信条件满足时，保护装置优先使用2M光接口的技术要求（见10.1.3）；

一增加独立配置的远跳保护，其通道应独立于线路主保护的通道的技术要求（见10.L4）；

——删除20km以内线路优先采用专用光纤的要求；

一删除附录C纵联距离（方向）保护、集成过电压及远方跳闸保护功能的纵联距离保护、光纤

电流差动保护（基本型）、光纤电流差动保护（IV型）、光纤电流差动保护（V型）的软硬压板配置要求

（见附录C）；

--按照端子排统一要求，修改保护屏压板位置示意（见附录E）；

——增加了继电保护装置故障报告文件格式要求（见附录F）：

本规范的附录A、B、D、E为资料性附录，附录C、F为规范性附录。

本规范由中国南方电网有限责任公司系统运行部提出。

本规范由中国南方电网有限责任公司系统运行部归口并解释。

本规范主要起草人：

III

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南方电网500kV线路保护和辅助保护技术规范

1范围

本规范适用于500kV系统采用3/2断路器、4/3断路器及角形接线等多断路器主接线形式的新建线

路及相关设备继电保护，双母接线形式参照220kV线路保护技术规范执行，其它主接线形式、扩建及

技改工程可参照执行。

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。

GB2423-1995电工电子产品环境试验

GB18657-2002远动设备及系统第5部分:传输规约

GB"1208-2006电流互感器

GBrT4703-2007电容式电压互感器

GB/T7261-2008继电器和继电保护装置基本试验方法

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

GB/T11287-2000

撞和地震试验第1篇振动试验（正弦）

GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T14537-1993量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验

电气继电器第5部分：量度继电器和保护装置的绝缘配合要求和

GB/T14598.3-2006

试验

电气继电器第卜四部分：电气继电器触点的寿命试验触点负载的

GB/T14598.4-1993

优先值

电气继电器第十五部分：电气继电器触点的寿命试验试验设备的

GB/T14598.5-1993

特性规范

GB/T14598.6-1993电气继电器第十八部分：有或无通用继电器的尺寸

GB/T14598.8-2008电气继电器第20部分：保护系统

电气继电器第22-3部分：量度继电器和保护装置的电气骚况试验

GB/T14598.9-2002

辐射电磁场骚扰试验

电气继电器第22-4部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验

GB/T14598.10-2007

电快速瞬变/脉冲群抗扰度试验

电气继电器第22-1部分：星度继电器和保护装置的电气骚扰试验

GB/T14598.13-2008

1MHz脉冲群抗扰度试验

GB/T14598.14-1998量度继电器和保护装置的电气干扰试验第2部分：静电放电试验

GB/T14598.16-2002电气继电器第25部分：显度继电器和保护装置的电磁发射试验

电气继电器第22-6部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验

GB/T14598.17-2005

一射频场感应的传导骚扰的抗扰度

电气继电器第22-5部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验-

GB/T14598.18-2007

浪涌抗扰度试验

GB/T14598.27-2008量度继电器和保护装置第27部分：产品安全要求

Q/CSG*****-2016

GB/T15145-2008输电线路保护装置通用技术条件

GB/T17626.2-2006电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验

GB/T17626.3-2006电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验

GB/T17626.4-2008电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验

GB/T17626.5-2008电磁兼容试验和测量技术浪涌(冲击)抗扰度试验

GB/T17626.6-2008电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗扰度

GB/T17626.8-2006电磁兼容试验和测量技术工频磁场的抗扰度试验

GB20840.2电流互感器的补充技术要求

DL/T478-2010继电保护及安全自动装置通用技术条件

DL/T524-2002继电保护专用电力线载波收发信机技术条件

远动设备及系统第5部分：传输规约第103篇：继电保护没备信

DL/T667

息接口配套标准(idtIEC60870-5-103)

DL/T688-1999电力系统远方跳闸信号传输装置

DLfT720-2000电力系统继电保护柜、屏通用技术条件

DUT769-2001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/T866电流互感器和电压互感器选择及计算导则

DUT5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程

DLfT5218-2005220kV〜500kV变电所设计技术规程

Q/CSG10011-2005中国南方电网220kV~500kV变电站电气技术导则

Q/CSG1203(X)5-2015电力二次装备技术导则

南方电网一体化电网运行智能系统技术规范第3-4部分：数据

Q/CSG204005.34-2014

1EC61850实施规范

3术语和定义

3.1

纵联保护pilotprotection

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。

3.2

纵联电流差动保护pilotcurrentdifferentialprotection

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

护线路上的甩流差值，并根据电流差值判别区内外故障的保孑，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.

3.3

纵联距离保护pilotdistanceprotection

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。

3.4

纵联方向保护pilotdirectionalprotection

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

2

Q/CSG*****-2016

果和其它侧命令信号综合判别区内外故障的保护。

3.5

远方跳闸保护transfertrippingprotection

接受对侧通过通信通道传来的失灵、过电压等远方跳闸信号，经过就地电流、电压等电气量判据后

出口跳闸的保护。

4总则

4.1本规范旨在规范50（）kV系统的线路保护、断路器保护、过电工及远方跳闸保护、短引线保护、T|x

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。

4.2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。

4.3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。

4.4继电保护双重化包括保护设备的双重化以及与其配合的回路（含通道）双重化，双重化配置的保护

设备及其问路之间应完全独立，不应有直接的电气联系。

5保护配置

5.1基本原则

5.1.1遵循“强化主保护、简化后备保护”的原则。

5.1.2采用主保护和后备保护一体化、具备双通道的微机型继电保护装置。

5.1.3使用光纤通道的线路保护和过电压及远方跳闸保护宜采用内置光纤接口，尽量减少保护通道

的中间环节。

5.2线路保护配置

5.2.1每I可线路应按双重化原则配置两套完整的、相互独立的、主后一体化的光纤电流差动保护。

每套保护的两个通道应遵循完全独立的原则配置。

5.2.2凡穿越重冰区使用架空光纤的线路保护和远方跳闸保护还应满足如下配置要求：

a）双重化配置的两套全线速动的主保护和过电压及远方跳闸保护应能适应应急通道，其中至少一

套保护采用应急通道；

b）应急通道可采用公网光纤通道或载波通道，配置的光纤电流差动保护应具备纵联距离保护功

能；

c）具备两路远跳应急通道时，宜按双重化配置远方跳闸保护。两路远跳应急通道分别接入两套

远方跳闸保护。

5.2.3线路保护应配置零序反时限过流保护；不含重合闸功能。

5.3过电压及远方跳闸保护配置

5.3.1过电压及远方跳闸保护应按双重化配置，宜集成在线路主保护中，两套保护的交直流、跳闸

回路完全独立。

5.4断路器保护及操作箱配置

5.4.1每台断路器配置一套断路器保护和一台操作箱。

5.4.2断路器保护中应包含断路器三相不一致保护、过流保护、死区保护、断路器失灵保护和自动

重合闸等功能。

5.5短引线保护配置

5.5.1间隔设有出线或进线隔离开关时，应按双重化配置两套短引线保护。

5.5.2设置比率差动保护和两段和电流过流保护。

5.6T区保护配置

5.6.1间隔保护使用串外电流互感器时，应按双重化配置两套T区保护。

5.6.2设置比率差动保护和两段出线过流保护。

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6保护功能

6.1光纤电流差动保护(I型)

I型保护为集成双光口方式过电压及远方跳闸功能的光纤电流差动保护。

6.1.1功能配置

a)光纤电流差动保护；

b)相间和接地距离保护：

c)零序过流保护；

d)过电压保护；

e)远方跳闸保护。

6.1.2输入模拟量

a)用于多断路器主接线，电流输入采用两组时：第一组电流入、九、几、3小，第二组电流

*、兀、%、3儿；(电流输入采用一组时：4、4、L、3几)

b)电压输入采用：&、〃、

6.1.3输入开关・

a)差动保护投入(可选)

b)通道一差动保护投入或光纤通道一投入：

c)通道二差动保护投入或光纤通道二投入；

(1)距离保护投入；

e)零序保护投入；

f)过电压保护投入；

g)保护检修投入；

h)断路器分相跳闸位置接点TWJa、TWJb、TWJc(两台断路器分相跳闸位置接点TWJ按相串

联，检修转换开关按相与断路器位置接点并联)；

i)远方跳闸一(配置开入压板)；

j)远方跳闸二(配置开入压板)：

k)信号复归；

1)启动打印(可选)。

6.1.4输出开关量

a)分相跳闸6组I1组备用；

b)闭锁重合闸2组：

c)保护动作信号3组：1组保持(可选)，2组不保持；

d)保护运行异常告警信号(含PT、CT断线，差流异常等)：2组不保持；

e)通道告警信号：2组不保持；

f)保护装置故障告警信号：2组不保持；

注：a)、b)项应配置出口压板。

6.2光纤电流差动保护(II型)

n型保护为集成了接点方式纵联距离保护、双接点方式过电压及远方跳闸功能和双光口方式过电压

及远方跳闸功能的光纤电流差动保护。

6.2.1功能配置

a)光纤电流差动保护；

b)载波纵联距离保护；

c)相间和接地距离保护；

d)零序过流保护；

e)过电压保护；

f)远方跳闸保护。

6.2.2输入模拟置

a)用于多断路器主接线，电流输入采用两组时：第一组电流乙、九、乙、3To,,第二组电流

及、兀、%、3七；(电流输入采用一组时：工、儿、，、3几)

b)电压输入采用：U、、〃、

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Q/CSG*****-2016

6.2.3输入开关・

a)纵联保护投入(可选)

b)通道一差动保护投入或光纤通道一投入；

c)通道二差动保护投入或光纤通道二投入；

d)距离保护投入；

e)零序保护投入；

f)过电压保护投入；

g)载波通道跳闸投入；

h)保护检修投入；

i)断路器分相跳闸位置接点TNJa、TWJb、TWJc(两台断路器分相跳闸位置接点TWJ按相串

联，检修转换开关按相与断路器位置接点并联)；

j)收信开入(或收信A、B、C)；

k)远方跳闸一(配置开入压板)；

1)远方跳闸二(配置开入压板)；

m)载波通道切换开关载波通道一、二投退方式开入；

n)载波一收信开入(远跳收信开入，配置开入压板)；

o)载波二收信开入(远跳收信开入，配置开入压板)；

P)载波一故障；

Q)载波二故障：

r)信号复归；

s)启动打印(可选)。

6.2.4输出开关・

a)分相跳闸6组+1组备用；

b)闭锁重合闸2组；

c)启动远方跳闸2组(含过压发信、远方跳闸开入)；

d)发信1组(或A、B、C发信1组)；

e)保护动作信号3组：1组保持(可选)，2组不保持；

f)发信信号1组(或A、B、C发信信号1组不保持)；

g)保护运行异常告警信号(含PT、CT断线，差流异常等)：2组不保持；

h)通道告警信号：2组不保持；

i)保护装置故障告警信号：2组不保持。

注：a)、b)项应配置出口压板。

6.3光纤电流差动保护(川型)

HI型保护为集成了双光口方式纵联距离保护和双光口方式过电压及远方跳闸功能的光纤电流差动

保护。

6.3.1功能配置

a)光纤电流差动保护；

h)光纤纵联距离保护；

c)相间和接地距离保护；

d)零序过流保护；

e)过电压保护；

f)远方跳闸保护。

6.3.2输入模拟量

a)用于多断路器主接线，电流输入采用两组时：第一组电流入、九、九、37o.,第二组电流

心、小、心、3^2；(电流输入采用一组时:4、4、4、3Too)

b)电压输入采用：以、〃、

6.3.3输入开关一

a)差动保护投入(可选)

b)通道一差动保护投入或光纤通道一投入；

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Q/CSG*****-2016

c）通道二差动保护投入或光纤通道二投入；

d）通道一纵联保护投入（可选）；

e）通道二纵联保护投入（可选）；

f）纵联距离保护投入（可选）；

g）距离保护投入；

h）零序保护投入；

i）过电压保护投入；

j）保护检修投入；

k）断路器分相跳闸位置接点T*Ja、TWJb..TWJc（两台断路器分相跳闸位置接点Tl叮按相串

联，检修转换开关按相与断路器位置接点并联）；

1）远方跳闸一（配置开入压板）；

m）远方跳闸二（配置开入压板）；

n）信号复归；

o）启动打印（可选）。

6.3.4输出开关・

a）分相跳闸6组+1组备用；

b）闭锁重合闸2组；

c）保护动作信号3组：1组保持（可选），2组不保持；

d）保护运行异常告警信号（含PT、CT断线，差流异常等）：2组不保持：

e）通道告警信号：2组不保持；

f）保护装置故障告警信号：2组不保持。

注：a）、b）项应配置出口压板。

6.4断路器保护及操作箱

6.4.1功能配置

a）三相不一致保护；

b）过流保护；

c）死区保护；

d）失灵保护；

e）自动重合闸。

6.4.2输入模拟量

a）10、Ic、3/；

b）爆〃、&、爆

注：3/o可选。

6.4.3输入开关量

a）过流保护投入；

b）保护检修投入；

c）断路器分相跳闸位置接点TWJa、TWJb、TWJc；

d）保护分相跳闸输入】组：T.„L,L；

e）保护三相跳闸输入1组：TJR；

f）闭锁重合闸输入1组；

g）压力低闭锁重合闸（或断路器未储能闭锁重合闸）输入1组；

h）重合闸转换开关重合闸方式输入1组；

i）信号复归；

j）启动打印（可选）。

6.4.4输出开关・

a）保护分相跳闸2组；

b）失灵保护出口12组+2组备用；

c）自动重合闸1组;

d）保护动作信号3组：1组保持（可选），2组不保持；

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。）重合闸动作信号3组：1组保持（可选），2组不保持；

f）失灵动作信号3组：1组保持（可选），2组不保持；

g）保护运行异常告警（含PT、CT断线等）2组不保持；

h）保护装置故障告警信号2组不保持。

注：a）~c）项应配置出口压板。三相不一致保护、过流保护均经保护分相跳闸出口。

6.4.5操作箱应具备的回路

a）与测控配合；

b）手合、手跳；

c）分相至合闸线圈：

d）分相至第一组跳闸线圈；

e）分相至第二组跳闸线圈；

f）分相跳闸位置监视回路1组：

g）分相合闸位置监视回路2组；

h）保护分相跳闸2组；

i）保护三相跳闸输入2组：启动重合闸、启动失灵即TJQ；

j）保护三相跳闸输入2组：不启动重合闸、启动失灵即TJR；

k）保护三相跳闸输入2组：不启动重合闸、不启动失灵即TJF；

1）压力闭锁回路；

m）防跳回路：

n）保护三跳启动重合闸、启动失灵接点输出（TJQ）；

。）保护三跳不启动重合闸、启动失灵接点输出（TJR）；

P）与两套保护配合的断路器位置、发/停信、闭锁重合闸接点；

q）与安全自动装置配合的断路器位置接点；

r）手跳、三跳、永跳（TJR、TJF）至故障录波接点；

s）手跳至安全自动装置接点；

t）合后至安全自动装置接点；

u）事故跳闸接点：

v）断路器三相位置不一致接点；

w）跳合闸位置接点；

x）一、二组控制回路断线信号；

丫）一、二组电源消失信号；

z）直流电源监视；

aa）备用中间继电器。

6.5过电压及远方跳闸保护

6.5.1主要功能

a）过电压保护；

b）远方跳闸保护。

6.5.2输入模拟量

a）电流4、五、4、3Z）；

b）〃、“、

注：3Z）可选。

6.5.3双接点方式

6.5.3.1输入开关量

a）过电压保护投入；

b）保护检修投入；

c）断路器三相跳闸位置接点TWJ（两台断路器分相跳闸位置接点TWJ按相串联，检修转换

开关与断路器位置接点并联）；

d）通道切换开关通道一、二投退方式开入；

e）通道一收信开入（配置开入压板）：

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Q/CSG*****-2016

f）通道二收信开入（配置开入压板）；

g）通道一故障；

h）通道二故障；

i）信号复归；

j）启动打印（可选）。

6.5.3.2输出开关量

a）保护跳闸4组；

b）过电压启动远方跳闸2组；

c）保护装置动作信号3组：1组保持（可选），2组不保持；

d）保护装置运行异常信号2组不保持；

e）保护装置故障告警信号2组不保持；

注：a）、b）项应配置出口压板。

6.5.4—光口一接点方式

6.5.4.1输入开关量

a）过电压保护投入：

b）保护检修投入：

c）断路器三相跳闸位置接点TWJ（两台断路器分相跳间位置接点TWJ按相串联，检修转换

开关与断路器位置接点并联）；

d）通道切换开关通道一、二投退方式开入；

e）通道收信开入（配置开入压板）；

f）通道远跳开入（配置开入压板）；

g）通道故障；

h）信号复归；

i）启动打印（可选）。

6.5.4.2输出开关量

a）保护跳闸4组；

b）过电压启动远方跳闸2组；

c）保护装置动作信号3组：1组保持（可选），2组不保持；

d）保护装置运行异常信号2组不保持：

e）保护装置故障告警信号2组不保持；

注：a）、b）项应配置出口压板。

6.5.5双光口方式

6.5.5.1输入开关量

a）过电压保护投入压板；

b）保护检修投入压板；

c）断路器三相跳闸位置接点TWJ（两台断路器分相跳闸位置接点TWJ按相串联，检修转换

开关与断路器位置接点并联）；

d）远跳开入一（配置开入压板）；

e）远跳开入二（配置开入压板）；

f）通道切换开关双通道投入方式开入：

g）信号复归；

h）启动打印（可选）。

6.5.5.2输出开关量

a）保护跳闸4组；

b）保护装置动作信号3组：1组保持（可选），2组不保持；

c）通道告警信号2组；

d）保护装置运行异常信号2组不保持；

o）保护装置故障告警信号2组不保持；

注：a）项应配置出口压板。

6.6短引线保护

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6.6.1功能配置

a）短引线差动保护；

b）和电流过流保护。

6.6.2输入模拟・

a）第一组电流Zu、几、Zi：

b）第二组电流Zi2、&2、Ic2o

6.6.3输入开关・

a）短引线保护投入：

b）保护检修投入：

c）隔离开关位置开入（与保护投入压板并联，共用一个开入）；

d）信号更归；

e）启动打印（可选）。

6.6.4输出开关量

a）保护跳闸2组+2组备用；

b）保护动作信号3组：1组保持（可选），2组不俣持；

c）保护装置运行异常信号2组不保持；

d）保护装置故隙告警信号2组不保持。

6.7T区保护

6.7.1功能配置

a）T区差动保护；

b）出线过流保护。

6.7.2输入模拟・

a）第一组电流ZH、Ai、/d；

b）第二组电流入2、小、42；

C）第三组电流Z>3、几3、/c3o

6.7.3输入开关・

a）T区保护投入（三侧差动和两侧差动功能投退压板）；

b）过流保护投入（T区保护由三侧差动切换至两侧差动时，投入出线过流保护和两侧差动保

护，出线过流保护的投入同时受“过流保护投入”和隔离开关位置开入控制）；

c）隔离开关位置开入（与线路出线隔离开关退出运行压板并联，共用一个开入，控制三侧

差动与两侧差动的切换）；

d）保护检修投入；

e）信号复归；

f）启动打印（可选）。

6.7.4输出开关一

a）保护跳间2组+2组备用；

b）保护起动远方跳闸2组；

c）保护动作信号3组：1组保持（可选），2纽不保持；

d）保护装置运行异常信号2组不保持；

e）保护装置故障告警信号2组不保持。

注：a）飞）项应配置出口压板。

7技术要求

7.1基本要求

7.1.1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及异常状态的保

护功能。

7.1.2保护的测量元件和启动元件相互独立。启动元件动作后，才可接通出口继电器工作电源。

7.1.3保护装置的远方控制控制功能应参照南方电网《数据IEC61850实施规范》执行。

7.1.4电流互感器、电压互感器回路异常及断线

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7.1.4.1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。

7.1.4.2保护装置在电流互感器暂态过程中以及饱和情况下，应能正确动作。线路保护应允许线路两

侧变比不同。

7.1.4.3保护装置在电压互感器二次回路-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。

7.1.5保护整组动作时间（含出口继电器时间，不包括通道时间）

7.1.5.1纵联保护整组动作时间W30ms；

7.1.5.2相间距离【段（0.；倍整定值）W30ms：

7.1.5.3接地距离I段（0.7倍整定值）430ms；

7.1.5.4短引线保护W30ms；

7.1.5.5T区保护W30ms0

7.1.6保护或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。单通道故障

时不得影响另一通道运行。

7.1.7内置光纤接口的保护装置和信号传输装置应具有数字地址编码，线路两侧的保护或信号传输

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。

7.1.8保护装置通道一、通道二收发信出现单纤交叉接线时，装置应通道告警，并闭锁差动保护，

如图1所示。

图1保护装置通道连接示意图

7.2线路保护

7.2.1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。

7.2.2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。

7.2.3线路保护应具有选相功能，发生单相故障时应选相跳闸，发生多相故障或无法选相时三相跳

闸。

7.2.4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。

7.2.5保护应有允许较大过渡电阻的能力，保证在大电阻接地故障（500kV系统不大于300Q）时

可靠跳闸。

7.2.6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，保护应能可靠动作。

7.2.7木线非全相运行期间发生各种故障，保护应能可靠却作。

7.2.8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。

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7.2.9线路保护应考虑线路分布电容、并联电抗器、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。

7.2.10装有串联补偿电容的线路及其相邻线路，线路保护应能适应串补投入及退出运行。司时应考

虑下述特点对保护的影响，采取必要的措施防止不正确动作：

7.2.10.1故障电流、电压反用；

7.2.10.2串联电容保护间隙击穿；

7.2.10.3电压互感器装设位置（在电容器的母线侧或线路侧）。

7.2.11保护装置中的零序功率方向元件应采用自产零序电压，在零序电压二次值不小于IV的情况

下应保证方向元件的正确性。

7.2.12线路保护装置应具备同时接入双通道的功能，且每个通道可分别投退；当任一通道发生故障

时，纵联保护仍能正常工作。使用内置光纤接口的纵联保护，双通道同时故障，相应纵联保护应可

靠闭锁。

7.2.13保护范围内发生转换性故障时，启动过程中存在故障测量元件不返回时，后备保护计时应从

第一次故障发生时刻开始。

7.2.14掠电重启过程中，保护装置不应误出I」。

7.2.15保护装置与监控后台、保信子站通信功能，不应影响保护装置的动作性能。

7.2.16线路保护具备不停电务件下传动断路器的功能

7.2.16.1保护装置应配置相应菜单，允许通过人机界面进行操作，实现不停电传动断路器功能。

7.2.16.2不停中传动断路器操作时，保护装皆应能驱动对应的跳闸出口辨单器闭合，维中器闭合时

间建议取40〜100ms,同时正确点亮装置面板跳闸指示灯。

7.2.16.3不停电传动断路器操作期间，保护装置应能正确输出相应的状态变位、告警、动作等信息。

7.2.16.4为便于进行事后分析，不停电传动断路器操作应形成对应的动作报告和录波文件。

7.2.16.5对于分相操作的断路器，应能按相传动跳闸出口继电器。

7.2.16.6保护装置自检异常或者判断出外回路异常（如PT断线、CT断线等）时，应采取必要措施，禁

止操作人员通过保护装置进行不停电传动断路器操作。

7.2.16.7保护装置处于不停电传动操作状态时，应不影响装置其余保护功能运行。

7.2.16.8保护装置在不停电条件下传动时，应提示在断路器保护重合闸充电完成后，才允许进行不

停电传动。

7.2.17线路保护装置应具备与SDH设备2M光口直连通信的功能。

7.2.18纵联距离（方向）保护

7.2.18.1平行双回或多I可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;

7.2.18.2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。

7.2.18.3纵联分相距离保护可通过传输分相命令实现选相功能。同杆井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2501ns的延时三跳，但不应拒动。

7.2.18.4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。

7.2.18.5纵联距离（方向）保护应具备完善的功率倒向逻辑，功率倒向时间大于20ms时保护不应发

生误动。

7.2.18.6收信开入长期存在时应发出告警信号，允许式方式时不应闭锁保护。

7.2.18.7基于光口方式的纵联距离（方向）保护两侧纵联保护功能压板状态不一致时，应告警。

7.2.19纵联电流差动保护

7.2.19.1纵联电流差动保护采用比率制动特性。

7.2.19.2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。

7.2.19.3差动保护应能适应过渡电阻缓慢变化的高阻接地故障

7.2.19.4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。

7.2.19.5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。

7.2.19.6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。

7.2.19.7串补线路，零序差动保护需考虑高阻接地时，可能出现的电流反向问题。

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7.2.19.8纵联电流差动保护应具有电容电流补偿功能。

7.2.19.9线路空充时，差动保护不应降低灵敏度，延时应不超过30ms。

7.2.19.10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。

a)CT饱和检测时间应不大于5ms。

b)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。

7.2.19.11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。

7.2.19.12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。

7.2.19.13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。

7.2.19.14纵联电流差动保护装置应具有通道监视功能，如实时