广东电网公司各类规范

目 次

前 言 ...................................................................................................................................................... II 1 适用范围 .............................................................................................................................................. 1 2 规范性引用文件 .................................................................................................................................. 1 3 术语和定义 .......................................................................................................................................... 1 4 总则 ...................................................................................................................................................... 1 5 装置通用技术条件 .............................................................................................................................. 1 6 110 kV线路保护及辅助装置技术要求 ............................................................................................. 7 7 10（35）kV线路保护及辅助装置技术要求 .................................................................................. 13 附 录 A （规范性附录） 保护软硬压板配置表................................................................................ 16 附 录 B （规范性附录） 保护装置定值项标准名称 ........................................................................ 18 附 录 C （规范性附录） 保护输出报告标准格式............................................................................ 21 附 录 D （资料性附录） 屏面布置示意图 ....................................................................................... 22 附 录 E （资料性附录） 压板布置示意图 ........................................................................................ 25

I

前 言

为规范广东电网10 kV～110 kV线路保护的运行和管理，指导广东电网公司10 kV～110 kV线路保护的设备建设、改造和运行管理工作，依据国家和行业的有关标准和规程，特制定本规范。

本规范的附录A～C为规范性附录，附录D～E为资料性附录。 本规范由广东电网公司生产技术部提出、归口管理并负责解释。

本规范主要起草单位：广东电网公司广州供电局、广东省电力设计研究院、广东电网公司生产技术部、广东电网公司电力调度通信中心。

II

广东电网公司10 kV～110 kV线路保护技术规范

（试行）

1 1.1 1.2 2

适用范围

本规范规定了广东电网10 kV～110 kV系统的线路保护及辅助装置的技术原则和设计准则。 本规范适用于广东电网公司10 kV～110 kV线路保护及辅助装置的新建、扩建及技改工程。 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，然而，鼓励根据本规范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规范。

GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 15145-2008 输电线路保护装置通用技术条件

DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件

DL/T 667-1999 远动设备及系统 第5部分：传输规约 第103篇：继电保护

设备信息接口配套标准

DL/T 720-2000 电力系统继电保护柜、屏通用技术条件 DL/T 769-2001 电力系统微机继电保护技术导则

DL/T 5103-1999 35 kV～110 kV无人值班变电所设计规程 DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 Q/CSG10011-2005 220 kV～500 kV变电站电气技术导则

调继[2009]8号 中国南方电网地区电网继电保护整定原则（试行） S.00.00.05/Q102-0001-0808-148 广东电网公司变电站直流电源系统技术规范 S.00.00.05/Q106-0003-0808-2449 广东电网变电站GPS时间同步系统技术规范 广电调继[2008]1号 广东省电力系统继电保护反事故措施2007版 3 3.1

术语和定义

自动检测

通常在保护装置内部执行的旨在自动发现保护装置内部和外部失效情况的一种功能。 3.2 简易母线保护

配置在变压器10 kV后备保护中，与所连接10 kV母线上各出线间隔保护相互配合，作为该段母线主保护的保护。 4

总则

4.1 本规范旨在规范10 kV～110 kV系统的线路保护及辅助装置的技术原则、配置原则、组屏方案、端子排设计、压板设置和二次回路设计，提高继电保护设备的标准化水平，为继电保护的制造、设计、管理和运行维护工作提供有利条件，提升继电保护运行、管理水平。 4.2 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。

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，尽可能减少屏内装置间以及屏间的连线。 4.4 本规范中110 kV电压等级以双母线接线为例，10（35）kV电压等级以单母分段接线为例。 4.5 本规范强调了线路保护及辅助装置标准化设计的原则和重点要求，但并未涵盖其全部技术要求，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。 5 5.1

装置通用技术条件

交流回路精确工作范围 a） 交流电压回路：（0.01～1.1）UN；

1

b） 交流电流回路：保护装置的测量范围下限为0.05 IN，上限为20 IN，保护装置在0.05 IN～20 IN

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±0.02 IN，但在0.05 IN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20 IN时，保护装置不误动不拒动； c） 10 kV零序电流回路：保护装置的测量范围下限为0.2 A，上限为20 A，保护装置在0.2 A～20

A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±0.02 IN；但在0.2 A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20 A时，保护装置不误动不拒动。

5.2 保护装置的开关量输入、输出出要求

5.2.1 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”的定义应统一规定为：

a） “1”肯定所表述的功能； b） “0”否定所表述的功能。

5.2.2 保护装置功能控制字“1”和“0”的定义应统一规定为：

a） “1”肯定所表述的功能；

b） “0”否定所表述的功能，或根据需要另行定义； c） 无论控制字置“1”或置“0”，均不应改变定值清单和装置液晶屏显示的“功能表述”。

5.2.3 保护功能投退软、硬压板一般采用“与门”逻辑关系。软、硬压板配置及逻辑关系详见附录A。 5.3 为了方便远方控制保护，装置应具备以下功能

a） 软压板可通过IEC 61850或103规约以遥控方式进行投退； b） 软压板的状态变化以SOE方式实时上送；

c） 软压板与定值相对独立，软压板的投退，不应影响定值； d）保护装置应支持远方修改定值和远方切换定值区。 5.4 保护装置的定值要求

a）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；

b）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（TA）和电压互感器（TV）

的变比等必要的参数； c）保护总体功能投退，如“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； d）控制字采用二进制方式显示，遵循功能投退灵活的原则设置。运行中基本不变的、保护分项功

能宜设置控制字，如“相间距离Ⅰ段”采用控制字投退； e）保护装置的定值清单应按以下顺序排列： 1） 参数（系统参数、装置参数）；

2） 保护装置数值型定值部分，保护装置标准定值名称详见附录B； 3） 保护装置控制字定值部分。

f） 保护装置应有不少于十个可切换的定值区。

注：110 kV线路保护装置应有不少于三十个可切换的定值区。

g）保护装置定值名称不应随控制字或压板的投退而改变。 5.5 装置显示功能要求

a） 为便于操作，保护装置应具有液晶显示屏，且全部采用中文显示；

b） 装置在正常运行时显示必要的参数、运行及异常信息，包括采样值、差流、保护运行状态、定

值区等。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，包括故障相别、保护动作元件、保护各元件动作时间和故障

点距离等相关信息。动作报告内容和打印格式要求详见附录C；

d） 应设有断路器合闸位置指示灯、跳闸位置指示灯、运行指示灯、动作信号灯、告警信号灯和电

压切换指示灯（可选）。 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） 运行指示灯采用绿色； 5） 电压切换指示灯采用绿色； 6） 重合闸充电灯采用绿色；

2

7） 告警信号灯采用黄色。

注：适用于操作箱和带操作插件的保护装置（含电压切换）。

5.6

保护装置应具有故障录波功能 a） 依据保护实际功能，应记录故障时的模拟量和输入开关量、输出开关量、动作元件、动作时间、

故障相别及类型、最大相故障电流、最大零序电流、差流、测距结果等；

b） 记录保护启动、保护跳闸、重合闸出口等全过程的所有信息（记录故障前2个周波、故障后5

个周波的数据），存储8次以上最新动作报告；动作报告按时间顺序排列，最近一次保护动作报告排在最前面。

c）具有文字或图形打印输出功能； d）记录时间分辨率不大于1 ms；

e） 记录的所有数据应能转换为IEEE Std C37.111-1999（COMTRADE99）格式输出，并上送至继

电保护故障及信息管理系统；

f） 发生故障时不应丢失故障记录信息；

g） 装置直流电源消失后，不应丢失已记录信息。 5.7 保护装置技术要求

a） 当电流互感器二次回路异常或断线时，装置应能发出告警信号；

b） 装置应具有在线自动检测功能，在正常运行期间，装置中单一电子元件（出口继电器除外）损

坏时，不应造成装置误动作，且应发出告警或装置异常信号。在线检测必须是在线自动检测，不应由外部手段启动；

c） 装置应设有自复位电路，在正常情况下，装置不应出现程序走死的情况；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；

d） 每套保护装置应有独立的DC/DC变换器，当直流电源突然消失，然后恢复正常时，保护DC/DC

变换器应有自恢复功能；

e） 装置动作及告警信号，在直流电源消失和恢复后仍应保持；

f） 10 kV保护装置内部的零序电流互感器应能满足不同二次额定电流的要求，不需用户设置相关

参数。

5.8 保护装置接口要求

a） 应具有调试接口、打印机接口；

b） 应具备对时接口：使用RS-485串行数据通信接口接收GPS发出IRIG-B（DC）时码，误差应

不大于±1 ms，当GPS的IRIG-B（DC）时码中断后，应接受网络对时。当全部对时信号消失后，采用保护装置自身时钟，24小时误差不大于±5 s； c） 保护装置应具有3个以太网接口，具体要求如下：

1） 通过通信口上传给变电站自动化系统和继电保护故障及信息管理系统子站的信号数据，应

带有时标；

2） 通信传输协议应符合DL/T 667或DL/T 860（IEC 61850）系列标准的有关规定。当采用后

者时，保护装置应按DL/T 860（IEC 61850）标准建模，并具有完善的自我描述功能。

5.9 装置信号接点的要求

a）110 kV保护装置：

1）保护动作：1组保持接点，2组不保持接点； 2）重合闸动作：1组保持接点，2组不保持接点； 3） 运行异常告警信号：2组不保持接点； 4） 通道告警信号：2组接点； 5） 装置故障告警信号：2组不保持接点。 b）10（35）kV保护装置：

1）保护动作：1组不保持接点； 2） 重合闸动作：1组不保持接点； 3） 运行异常告警信号：1组不保持接点； 4） 装置故障告警信号：1组不保持接点。

3

e）保护动作信号； f）重合闸动作信号； g）运行异常告警； h）通道告警（可选）； i）装置故障告警。

6.4 纵联电流差动保护功能要求及模拟量、开关量接口 6.4.1 主要功能

a） 纵联电流差动保护； b） 相间和接地距离保护； c）TV断线过电流保护； d） 零序过流保护； e）双回线相继速动； f）不对称相继速动； g） 三相一次重合闸； h） 过负荷告警。 6.4.2 模拟量输入

a） 本线电流Ia、Ib、Ic，3I0（可选）； b） Ua、Ub、Uc、Ux。 6.4.3 开关量输入

a）差动保护投入； b）距离保护投入； c）零序保护投入；

d）双回线相继加速投入； e）重合闸退出；

f）外部闭锁重合闸信号开入； g）检修状态投入； h）收相邻线加速信号； i）远方跳闸；

j） 低气压闭锁重合闸（断路器弹簧未储能闭锁重合闸）；k） 跳闸位置接点TWJ； l） 合闸位置接点HWJ；

m）合后位置接点HHJ（可选）； n）信号复归。 6.4.4 开关量输出

a）保护跳闸（1组＋1组备用）； b）重合闸（1组）；

c）发相邻线加速信号（1组）； d）保护动作信号； e）重合闸动作信号； f） 运行异常告警； g） 通道告警； h）装置故障告警。

6.5 距离零序保护功能要求及模拟量、开关量接口 6.5.1 主要功能

a） 相间和接地距离保护； b）TV断线过电流保护； c） 零序过流保护； d）双回线相继速动； e）不对称相继速动；

9

f） 三相一次重合闸； g） 过负荷告警。 6.5.2 模拟量输入

a） 本线电流Ia、Ib、Ic，3I0（可选）； b） Ua、Ub、Uc、Ux。 6.5.3 开关量输入

a） 距离保护投入； b） 零序保护投入；

c） 双回线相继加速投入； d） 重合闸退出；

e）外部闭锁重合闸信号开入； f）检修状态投入；

g）收相邻线加速信号；

h） 低气压闭锁重合闸（断路器未储能闭锁重合闸）； i） 跳闸位置接点TWJ； j） 合闸位置接点HWJ；

k）合后位置接点HHJ（可选）； l）信号复归。 6.5.4 开关量输出

a）保护跳闸（1组＋1组备用）； b）重合闸（1组）；

c）发相邻线加速信号（1组）； d）保护动作信号； e）重合闸动作信号； f） 运行异常告警； g）装置故障告警。

6.5.5 操作箱（插件）开关量接口

a） 手合、手跳； b） 至合闸线圈； c）至跳闸线圈；

d） 保护跳闸（不闭锁重合闸）； e） 永跳（闭锁重合闸）； f）保护合闸；

g）与保护配合的断路器位置、闭锁重合闸接点等（对于保护操作一体装置，应采用内部连线）； h）与备自投配合的断路器位置接点、合后接点、手跳接点等； i） 防跳回路； j）压力闭锁回路；

k）跳闸及合闸位置监视回路； l） 控制回路断线； m） 事故总信号。

6.5.6 电压切换箱（插件）开关量接口

a）Ⅰ母电压输入； b） Ⅱ母电压输入； c） 切换后电压；

d） Ⅰ母隔离刀闸位置输入； e） Ⅱ母隔离刀闸位置输入；

f） 切换继电器同时动作信号（1组保持接点）； g） 回路断线或直流消失信号（1组非保持接点）。 6.6 组屏原则及方案

10

a）每1至2回线路保护组1面屏；

b）对于纵联距离保护，应每回线路保护组1面屏。 6.6.1 端子排设计

6.6.1.1 方案1：两回线路组一面屏：

线路1保护＋线路2保护＋打印机。 a）背面左侧自上而下依次排列如下： 1）直流电源段（1-ZD）：本间隔所有装置直流电源均取自该段；

电压切换区

2） 交流电压段（1-7UD）：外部输入电压及切换后电压； 3） 强电开入段（1-7QD）：用于电压切换； 4） 信号段（1-7XD）：电压切换信号；

线路保护区

5） 交流电压段（1-1UD）：保护装置输入电压（空开后）； 6） 交流电流段（1-1ID）：保护装置输入电流； 7） 强电开入段（1-1QD）：用于保护； 8） 弱电开入段（1-1RD）：用于保护； 9） 出口段（1-1CD）：保护跳、合闸等； 10）信号段（1-1XD）：保护动作、重合闸动作、装置告警等； 11）遥信段（1-1YD）：保护动作、重合闸动作、装置告警等； 12）录波段（1-1LD）：保护动作、重合闸动作；

操作箱装置区 13）开入段（1-4QD）：接收跳、合闸，重合闸压力闭锁等开入信号； 14）出口段（1-4CD）：跳、合本断路器； 15）与保护配合段（1-4PD）：与保护配合； 16）信号段（1-4XD）：控制回路断线、事故总信号等； 17）备用段（1BD）：备用端子。 b）背面右侧自上而下依次排列如下 1）直流电源段（2-ZD）：本间隔所有装置直流电源均取自该段；

电压切换区

2） 交流电压段（2-7UD）：外部输入电压及切换后电压； 3） 强电开入段（2-7QD）：用于电压切换； 4） 信号段（2-7XD）：电压切换信号；

线路保护区

5） 交流电压段（2-1UD）：保护装置输入电压（空开后）； 6） 交流电流段（2-1ID）：保护装置输入电流； 7） 强电开入段（2-1QD）：用于保护； 8） 弱电开入段（2-1RD）：用于保护； 9） 出口段（2-1CD）：保护跳、合闸等； 10）信号段（2-1XD）：保护动作、重合闸动作、装置告警等； 11）遥信段（2-1YD）：保护动作、重合闸动作、装置告警等； 12）录波段（2-1LD）：保护动作、重合闸动作；

操作箱插件区 13）开入段（2-4QD）：接收跳、合闸，重合闸压力闭锁等开入信号； 14）出口段（2-4CD）：跳、合本断路器； 15）与保护配合段（2-4PD）：与保护配合； 16）信号段（2-4XD）：控制回路断线、事故总信号等； 17）网络通信段（TD）：本屏网络通信、打印接线和IRIG-B（DC）码对时等；18）交流电源段（JD）：打印机电源； 19）备用段（2BD）：备用端子。

11

6.6.1.2 方案2：一回线路组一面屏：

线路保护＋收发信机＋打印机。

a）背面左侧自上而下依次排列如下： 1）直流电源段（ZD）：本间隔所有装置直流电源均取自该段；

电压切换区

2） 交流电压段（7UD）：外部输入电压及切换后电压； 3） 强电开入段（7QD）：用于电压切换； 4） 信号段（7XD）：电压切换信号；

线路保护区

5） 交流电压段（1UD）：保护装置输入电压（空开后）； 6） 交流电流段（1ID）：保护装置输入电流； 7） 强电开入段（1QD）：用于保护； 8） 弱电开入段（1RD）：用于保护； 9） 出口段（1CD）：保护跳、合闸等； 10）信号段（1XD）：保护动作、重合闸动作、装置告警等； 11）遥信段（1YD）：保护动作、重合闸动作、装置告警等； 12）录波段（1LD）：保护动作、重合闸动作；

远方信号传输装置区 13）弱电开入段（11RD）：启动发信等； 14）与保护配合段（11CD）：与保护配合； 15）信号段（11XD）：装置动作、装置异常； 16）录波段（11LD）：通道录波、收信输出；

操作箱插件区 17）开入段（4QD）：接收跳、合闸，重合闸压力闭锁等开入信号； 18）出口段（4CD）：跳、合本断路器； 19）与保护配合段（4PD）：与保护配合； 20）信号段（4XD）：控制回路断线、事故总信号等； 21）网络通信段（TD）：本屏网络通信、打印接线和IRIG-B（DC）码对时等； 22）交流电源段（JD）：打印机电源； 23）备用段（BD）：备用端子。

6.7 压板、转换开关及按钮布置 6.7.1 压板

6.7.1.1 线路保护（含纵联保护）

a） 出口压板：保护跳闸、重合闸；

b） 功能压板：纵联保护投入、距离保护投入、零序过流保护投入、重合闸退出、双回线相继加速

投入；

注：“纵联保护投入”为“纵联距离保护投入”或“纵联电流差动保护投入”。

c）其他压板：发相邻线加速信号、检修状态投入。 6.7.1.2 线路保护（不含纵联保护）

a） 出口压板：保护跳闸、重合闸；

b） 功能压板：距离保护投入、零序过流保护投入、重合闸退出、双回线相继加速投入； c）其他压板：发相邻线加速信号、检修状态投入。 6.7.1.3 转换开关

打印切换开关。 6.7.1.4 按钮

复归按钮、通道试验按钮。

注：“通道试验按钮”仅用于高频距离保护。

12

7 7.1

10（35）kV线路保护及辅助装置技术要求

10（35）kV线路保护配置原则

采用保护、测控一体化装置，三相操作插件应含在装置内。 7.2 35kV线路保护技术原则 7.2.1 过电流保护

a）设二段定时限过电流保护，过电流I段方向可经控制字投退；

b）带方向的过电流保护在TV断线时，自动退出方向。过电流保护动作行为不受TV断线影响。 7.2.2 重合闸功能

a）设置“重合闸退出”软、硬功能压板。可遥控实现重合闸功能投退。

b）线路保护应具有检母线无压线路有压方式、检线路无压母线有压方式、检同期方式和非同期方

式，四种方式可组合使用，检无压方式不含检同期功能。整组复归时间为10 min。检同期重合闸所采用的线路电压应该是自适应的，用户可自行选择任意相间或相电压。 c）当重合闸不采用检无压方式时，Ux断线不应报警。

d） 具有保护启动以及断路器位置不对应启动重合闸功能。

e） 应具有外部开入闭锁重合闸功能，任何时候收到该信号，重合闸即放电。

f） 重合闸启动前，收到弹簧未储能闭锁重合闸信号，经延时后放电；重合闸启动后，收到弹簧未

储能闭锁重合闸信号，重合闸不放电。

g）TV断线是否闭锁重合闸固定经重合闸同期方式控制，如重合闸与此电压有关则闭锁，否则开

放。

7.2.3 低压解列、高周解列

地区电源并网线路应配置低压解列和高周解列功能。 7.3 10kV线路保护技术原则 7.3.1 过电流保护

a）设二段定时限过电流保护，过电流I段方向可经控制字投退；

b）带方向的过电流保护在TV断线时，自动退出方向。过电流保护动作行为不受TV断线影响。 7.3.2 零序过流保护

a）设两段零序过流保护，不带方向。第一段动作于跳闸，第二段动作于告警。 b）零序电流输入采用外接方式。 7.3.3 闭锁简易母线保护功能

a）满足任一段过电流保护动作条件，瞬时驱动独立的出口继电器，用于闭锁简易母线保护； b）保护动作切除故障后，闭锁元件应瞬时返回。

c）保护动作后200 ms故障未消失，闭锁元件应立即返回。 7.3.4 重合闸功能

a）设置“重合闸退出”软、硬功能压板。可遥控实现重合闸功能投退。 b）线路保护装置应具备一次重合闸和二次重合闸功能，可通过控制字选择投入一次或二次重合闸。

重合闸采用非同期方式。

c）当重合闸不采用检无压方式时，Ux断线不应报警。

d） 具有保护启动以及断路器位置不对应启动重合闸功能。

e） 应具有外部开入闭锁重合闸功能，任何时候收到该信号，重合闸即放电。

f） 重合闸启动前，收到弹簧未储能闭锁重合闸信号，经延时后放电；重合闸启动后，收到弹簧未

储能闭锁重合闸信号，重合闸不放电。 g）三相二次重合闸功能要求如下： 1）当馈线故障时，保护跳闸：

经Tl（第一次重合闸时间）延时后，第一次重合。重合后如在T2（第二次重合闸闭锁时间）内再跳，不再重合；如大于T2小于T4的时间内再跳，经T3（第二次重合闸时间）延时后，第二次重合；如重合成功，经T4（重合闸充电时间）开关未跳闸，则重合闸整组复归，可以进行第二轮的动作； 2）第二次重合后：

13

c）低压就地安装线路保护

24

附 录 E （资料性附录） 压板布置示意图

附 录 E.1 110 kV纵联距离保护

保护 跳闸 1LP1 备用 1LP10 重合闸 1LP2 备用 1LP11 发相邻线加速信号 1LP3 备用 1LP12 纵联保护投入 1LP4 备用 1LP13 距离保护投入 1LP5 备用 1LP14 零序保护投入 1LP6 备用 1LP15 重合闸退出 1LP7 备用 1LP16 投双回线相继速动 1LP8 备用 1LP17 检修状态投入 1LP9 备用 1LP18 附 录 E.2 110 kV纵联电流差动保护

保护 跳闸 1LP1 备用 1LP10 重合闸 1LP2 备用 1LP11 发相邻线加速信号 1LP3 备用 1LP12 纵差保护投入 1LP4 备用 1LP13 距离保护投入 1LP5 备用 1LP14 零序保护投入 1LP6 备用 1LP15 重合闸退出 1LP7 备用 1LP16 投双回线相继速动 1LP8 备用 1LP17 检修状态投入 1LP9 备用 1LP18 附 录 E.3 110 kV距离零序保护

保护 跳闸 1LP1 备用 1LP10 重合闸 1LP2 备用 1LP11 发相邻线加速信号 1LP3 备用 1LP12 备用 1LP4 备用 1LP13 距离保护投入 1LP5 备用 1LP14 零序保护投入 1LP6 备用 1LP15 重合闸退出 1LP7 备用 1LP16 投双回线相继速动 1LP8 备用 1LP17 检修状态投入 1LP9 备用 1LP18 附 录 E.4 低压就地安装线路保护

保护 跳闸 1LP1 低周减载投入 1LP9 重合闸 1LP2 高周解列投入 1LP10 遥控1 1LP3 低压解列投入 1LP11 遥控2 1LP4 重合闸退出 1LP12 遥控3 1LP5 检修状态投入 1LP13 闭锁简易母线保护 1LP6 备用 1LP14 备用 1LP7 备用 1LP15 备用 1LP8 备用 1LP16 25

32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 重合闸 接地距离Ⅳ段定值 接地距离Ⅳ段时间 TV断线过电流Ⅰ段定值 TV断线过电流Ⅰ段时间 TV断线过电流Ⅱ段定值 TV断线过电流Ⅱ段时间 零序过流Ⅱ段定值 零序过流Ⅱ段时间 零序过流Ⅲ段定值 零序过流Ⅲ段时间 过负荷告警定值 过负荷告警时间 重合闸同期角度 重合闸时间 线路正序电抗 线路正序电阻 线路零序电抗 线路零序电阻 线路总长度 44 45 46 47 故障 测距 48 49 50 附 录 B.2 10kV线路保护装置定值标准名称，见表B.2

表B.2 10 kV线路保护装置定值标准名称

类别 序号 定 值 名 称 过电流Ⅰ段定值 过电流Ⅰ段时间 过电流Ⅱ段定值 过电流Ⅱ段时间 过电流Ⅲ段定值 过电流Ⅲ段时间 零序过流Ⅰ段定值 零序过流Ⅰ段时间 零序过流Ⅱ段定值 零序过流Ⅱ段时间 过负荷告警定值 过负荷告警时间 重合闸同期角度 一次重合闸时间 二次重合闸闭锁时间 19

1 2 3 4 过电流、 零序过流保护 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 过负荷 重合闸

16 17 18 19 低周 减载 二次重合闸时间 二次重合闸充电时间 低周减载频率定值 低周减载电压闭锁定值 低周减载电流闭锁定值 低周减载滑差闭锁定值 第一轮时间 第二轮时间 低压解列电压定值 电压变化率闭锁定值 低压解列时间 高周解列频率定值 高周解列滑差闭锁定值 高周解列时间 20 21 22 23 24 低压 解列 25 26 27 高周 解列 28 29 20

附 录 C （规范性附录） 保护输出报告标准格式

附 录 C.1 对保护动作信息报告的要求

为了使运行人员尽快了解事故状况以便及时、有效地处理事故，保护动作信息报告应为中文简述，包含以下内容：

XXXX年，XX月，XX日，XX时：XX分：XX秒； 动作，跳X断路器，合X断路器。

报告标题：含线路保护装置厂家、型号与版本。 报告内容： a）打印信息：

厂站名，间隔名称（保护调度命名），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、程序生成日期）。 b）故障信息：

故障绝对时间（格式为2009-05-09 13：54：52：540，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（故障三相差电流与制动电流、故障相电流、故障零序电流等）。 故障测距：测距结果（kM）、测距阻抗（X与R的值，单位为欧）、故障相别。 c）开入量及变位信息：

启动时开入量状态。开入量名称、状态（“1”或“0”）。 启动后开入量变位。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。 d）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。 注：电压包括母线侧和线路侧电压。

e）保护定值：定值名称与定值的数值及单位。

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附 录 D （资料性附录） 屏面布置示意图

附 录 D.1 110 kV线路保护

a）方案1：线路1保护+线路2保护

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）方案2：线路保护+收发信机

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b

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