浙江电网110kV及以下系统继电保护技术应用规范0070614

Q/ZD Q/ZDJ xx—2007 浙江省电力公司企业标准 浙江电网110kV及以下系统 继电保护技术应用规范

2007-xx-xx发布 2007-xx-xx实施 浙江省电力公司 发布 Q/ZDJ xx—2007

目 次

前 言 ............................................................................. II 1 范围 ................................................................................ 1 2 规范性引用文件 ...................................................................... 1 3 技术要求 ............................................................................ 1 4 变压器保护 .......................................................................... 2 5 线路保护 ............................................................................ 4 6 母线保护和断路器失灵保护 ............................................................ 6 7 母联（母分）保护 .................................................................... 7 8 辅助保护 ............................................................................ 7 9 故障录波器 .......................................................................... 7 10 备用电源自投装置 ................................................................... 8 11 故障解列装置 ....................................................................... 9 12 保护信息收集 ...................................................................... 10 13 二次回路与抗干扰 .................................................................. 10 14 附录一：浙江电网地方电厂接入系统保护、安全自动装置配置应用原则 .................... 12 15 附录二：数字式保护装置的要求 ...................................................... 14 16 附录三：备自投典型逻辑 ............................................................ 15 17 参考文献 .......................................................................... 18

I

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前 言

继电保护及安全自动装置（以下简称继电保护）是电力系统安全稳定运行的重要保证，是电力系统不可缺少的组成部分。为规范浙江电网110kV及以下系统继电保护配置、选型、设计、应用，特制定本规范。

本标准由浙江电力调度通信中心提出。 本标准由浙江电力公司科技信息部归口。 本标准起草单位： 本标准主要起草人：

本标准由浙江电力调度通信中心负责解释。

II

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浙江电网110kV及以下系统继电保护技术应用规范

1 范围

本规范规定了浙江电网110kV及以下系统继电保护配置、选型、设计、应用原则的内容和要求。 本规范适用于接入浙江电网110kV及以下系统的发供电企业的继电保护新建、扩建、技改工程。 2 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（不包括勘误的内容）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/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程

DL/T553-94 220～500kV电力系统故障动态记录技术准则 DL/T559—94 220～500kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T584—95 3～110kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T587-1996 微机继电保护装置运行管理规程

DL/T663-1999 220kV～500kV电力系统故障动态记录装置检测要求

DL/T667-1999 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/T684-1999 大型发电机变压器继电保护整定计算导则 DL755-2001 电力系统安全稳定导则

DL/T860.3-2004 变电站通信网络和系统 第3部分:总体要求 DL/T873-2004 微机型发电机变压器组动态记录装置技术条件 DL/T5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 HD/01-2002 华东电网时钟同步系统技术规范 Q/ZDJ46—2006 浙江省地区电网安全稳定计算规定 3 技术要求

3.1 在系统规划和建设中，应充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置及整定难度的增加，为继电保护安全可靠运行创造良好条件。

3.2 继电保护装置的配置和选型，必须满足GB14285-2006、DL/T559—94、DL/T584-95、DL/T587-1996、DL/T684-1999、电安生[1994]191号、国家电网生技[2005]400号、国调调继[2005]222号、国家电网生[2005]682号等现行有关继电保护的国标、行标、反事故措施要求等标准、规定，并经相关继电保护管理部门同意。

3.3 继电保护装置必须通过国网公司或部级以上资质的质检中心检测，并通过国网公司或省部级以上机构或相关部门组织的产品鉴定。若首次在浙江电网使用，则该装置还应通过浙江省电力公司组织或认可的动模试验，并实行先试点再逐步推广应用的方针，且在应用前做好技术准备工作。 3.4 继电保护装置应优先采用快速动作、功耗小、性能完善、便于维护、具有成熟运行经验的国产数字式保护装置。

3.5 所有在浙江电网运行应用的继电保护装置应周期性进行技术性能考核、评价和质量评估，以促使其提高技术性能及产品质量。

3.6 所有在浙江电网运行应用的数字式保护装置软件版本应经继电保护管理部门确认。

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3.7 宜选用性能满足要求、原理尽可能简单的保护方案，应采用由可靠的硬件和软件构成的保护装置，并应具有必要的自动检测、闭锁、告警等措施，便于整定、调试和运行维护。 3.8 110kV及以下系统保护一般采用远后备方式。在短路电流水平低且对电网不致造成影响的情况下（如变压器或电抗器后面发生短路，或电流助增作用很大的相邻线路上发生短路等），如果为了满足相邻线路保护区末端短路时的灵敏性要求，将使保护过分复杂或在技术上难以实现时，可以缩小后备保护作用的范围；必要时可采用近后备方式。

3.9 新（扩、改）建工程宜选用具有多次级的电流互感器，尽量保证每套保护使用独立的次级，其变比、二次绕组额定容量等技术参数应满足继电保护装置要求。 3.10 应考虑电流互感器二次绕组合理分配，消除保护动作死区。 3.11 用于差动保护的电流互感器相关特性应一致。

3.12 对于保护测控一体化装置，保护与测量不应共用一组CT。

3.13 继电保护与安全自动装置不应合用同一装置，低周减载功能宜由线路保护装置实现。 3.14 保护电源和控制电源应相互独立。

3.15 保护装置跳、合闸出口回路需串接硬压板，不同保护或自动安全装置之间的闭锁回路应串接硬压板。

3.16 正常运行宜采用保护操作箱“防跳”回路；若保护操作箱和断路器机构箱均设有“防跳”回路的，两种“防跳”回路应合理切换。对发电厂或变电站难于实现断路器“防跳”功能切换的，可考虑断路器回路与保护“防跳”回路串联使用，但应注意断路器“防跳”回路与合闸监视回路的自保问题。断路器“防跳”如采用串联自保持时，接入跳合闸回路的自保持线圈，其动作电流不应大于额定跳合闸电流的50%，也不应小于额定跳合闸电流的20%，线圈压降小于额定值的5%。

3.17 具有压力闭锁回路的操作箱，其压力闭锁回路应有跳线选择。如不使用操作箱内的压力闭锁回路，应用跳线退出或短接压力闭锁回路。

3.18 零序保护的方向元件应采用自产零序电压和自产零序电流，零序保护的电流元件宜采用自产零序电流。

3.19 各类气压或油(液)压断路器应具有下列输出触点供保护装置及信号回路用： 3.19.1 合闸压力常开、常闭触点(最好还有重合闸压力常开、常闭触点)； 3.19.2 跳闸压力常开、常闭触点； 3.19.3 压力异常常开、常闭触点。

3.19.4 断路器应有足够数量的、动作逻辑正确、接触可靠的辅助触点供保护装置使用，辅助触点与

主触头的动作序列和动作时间应满足要求。

3.20 隔离开关应有足够数量的、动作逻辑正确、接触可靠的辅助触点供保护装置使用，辅助触点与主触头的动作序列和动作时间应满足要求。。

3.21 对实现监控自动化的厂站，保护装置功能应相对独立，并能不依赖于监控系统独立运行。 3.22 微机继电保护装置的安装环境月最大相对湿度不应超过75%，应防止灰尘和不良气体侵入。室内环境温度应在5℃～30℃范围内，若超过此范围应装设空调。 4 变压器保护

4.1 110kV主变压器应配置非电量保护、差动保护作为变压器的主保护，各侧应分别配置复合电压闭锁过流保护作为变压器及中低压母线的后备保护。高压侧还应配置零序过流保护，间隙零序电流、零序电压保护。低压侧如有分支断路器，每个分支配置后备保护。主保护、各侧后备保护装置应独立。每台主变的保护一般按一面屏布置，如有需要也可按二面屏布置。 4.2 110kV主变压器保护应采用数字式保护。

4.3 变压器非电量、差动和各侧后备保护装置的直流电源回路、出口回路应独立。主变各侧断路器操作电源应独立，并与保护装置电源分开。

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4.4 差动保护：

4.4.1 宜采用比率制动特性的差动保护，并应具有二次谐波制动，作用于各侧断路器跳闸，比率制

动系数和二次谐波制动系数应可整定。

4.4.2 各CT应独立接入差动保护装置，不宜采用和电流接入。装置应具有CT断线闭锁和告警功能，

CT断线时应闭锁差动保护。

4.4.3 具有差电流速断保护,且不经CT断线闭锁和二次谐波制动。

4.4.4 旁路断路器代主变断路器运行时，110kV变压器的差动保护应切换至旁路断路器电流，电流

回路切换端子应装于旁路保护屏。

4.5 110kV后备保护

4.5.1 110kV复合电压闭锁过流（方向）保护，动作跳主变各侧断路器。方向可经控制字投退。 4.5.2 110kV零序电流保护正常停用，经单独硬压板投退。当有地区小电源（装机3000kW及以上

包括自备机组，以下同）接入时，第一时限动作跳小电源联络线断路器（对已配置故障解列装置，不跳小电源联络线断路器）。

4.5.3 110kV间隙零序电流电压保护，设一段两时限，经单独硬压板投退。当有地区小电源接入时，

第一时限跳小电源联络线断路器（对已配置故障解列装置，不跳小电源联络线断路器），第二时限可跳各侧断路器。

4.6 主变35kV复合电压闭锁方向过流保护，方向可经控制字投退。第一时限跳35kV母分断路器（35kV母分配置独立过流保护时，第一时限可停用），第二时限跳本变35kV断路器；

4.7 主变10kV复合电压闭锁方向过流保护，方向可经控制字投退。第一时限跳10kV母分断路器（10kV母分配置独立过流保护时，第一时限可停用），第二时限跳本变10kV断路器； 4.8 主变非电量保护的跳闸方式按照生技部门的要求实施，可跳闸的非电量保护可通过硬压板投退跳闸或信号，非电量保护由变压器就地端子箱引至保护室的二次回路不宜存在过渡或转接环节；应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且必须与电气量保护完全分开。

4.9 变压器非电量保护，可逐步考虑就地跳闸方式，此时“防跳”采用断路器机构箱的“防跳”回路。即通过安装在开关场的、启动功率不小于5W的中间继电器的两副接点，分别直接接入变压器各侧断路器的跳闸回路，并将动作信号接至控制室，该中间继电器必须由强电直流起动且应采用起动功率较大的中间继电器，其动作速度不宜小于10ms。

4.10 对低电阻接地系统的接地变压器，还应配置零序过电流保护。零序过电流保护宜接于接地变压器中性点回路中的零序电流互感器。当专用接地变压器不经断路器直接接于变压器低压侧时，零序过电流保护宜有三个时限，第一时限断开低压侧母联或分段断路器，第二时限断开主变低压侧断路器，第三时限断开变压器各侧断路器。当专用接地变压器接于低压侧母线上，零序过电流保护宜有两个时限，第一时限断开母联或分段断路器，第二时限断开接地变压器断路器及主变压器各侧断路器。

4.11 高压侧应设置主变过负荷告警及闭锁有载调压功能。

4.12 高压侧复合电压闭锁元件应具有三侧并列功能，并有本侧PT退出压板。PT断线时，退出本侧复合电压闭锁元件，通过其他侧复合电压闭锁，同时退出方向元件（请讨论是退出方向保护还是取消方向，请提意见再明确）。

4.13 中低压侧复合电压闭锁元件一般采用本侧电压，PT断线时开放本侧复合电压闭锁元件和方向元件，并要求调度控制负荷，防止过流保护误动；也可采用三侧复合电压并列闭锁，PT断线时，退出本侧复合电压闭锁元件，通过其他侧复合电压闭锁，同时退出方向元件，此时装置应有本侧PT退出压板。

4.14 后备保护装置应有复合电压开出，并串接硬压板，复合电压开出不应经有流闭锁，当本侧PT断线时复合电压开出不动作。

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4.15 主变中低压侧后备保护动作应串接硬压板闭锁对应母分备自投。

4.16 内桥接线方式，主变差动、非电量、高压侧后备（对应跳桥断路器时限）保护动作应串接硬压板闭锁桥备自投。

4.17 内桥接线方式，若进线配置线路保护，主变差动保护、非电量保护、110kV后备保护动作应串接硬压板闭锁进线重合闸。

4.18 变压器差动保护、后备保护和非电量保护应具有信号及事件记录触点。

4.19 差动保护高压侧电流应接对应的进线独立CT及桥断路器独立CT，中低压侧电流应接入开关柜内的CT。桥断路器独立CT绕组交差接线，分别接两台主变保护。 4.20 内桥接线的变压器应具有套管CT，高压侧后备保护电流接入对应的套管CT，其他接线的高压侧后备保护电流接入独立CT。

4.21 中低侧后备保护电流接入对应开关柜内CT。

4.22 内桥接线的110kV进线断路器配置线路保护时，其断路器操作功能在线路保护中实现。 4.23 35KV变压器保护后备保护可只配置高后备，不配置低后备，高后备第一时限跳10kV母分断路器（10kV母分配置独立保护时，第一时限可停用），第二时限跳二侧断路器，其他同110kV主变保护。 5 线路保护

5.1 110kV线路

5.1.1 110kV线路保护应采用数字式保护。应具有完整三段式相间距离、接地距离保护，阶段式零

序电流保护及其它辅助保护，并具有若干个定值区可切换，以满足运行方式变化的需要。

5.1.2 终端变电站线路保护配置及应用原则： a. 单线进线时不设置线路保护；

b. 主接线为桥接线时，进线宜不设置线路保护； c. 变电站中低压侧接有小电源时，可不设线路保护，但应设故障解列装置，小电源应能可靠解列，

确保重合闸可靠重合，当系统需要时也可设线路保护。 5.1.3 对于下列情况应配置一套全线速动保护 a. 根据系统稳定要求有必要时； b. 110kV电厂并网的专用线路；

c. 若电力网的某些主要线路采用速动保护后，不仅改善线路保护性能，而且能够改善整个电网保

护的性能时，如双线并列运行线路； d. 其它要求配置速动保护，如多级串联或采用电缆的单侧电源线路，须满足快速性和选择性的要

求的；

5.1.4 110kV全线速动线路保护优先采用光纤电流差动保护，且采用专用芯光纤通道。 5.1.5 保护通道使用的光缆应优先考虑OPGW光缆，也可使用与线路同杆架设的ADSS光缆，或与电

力电缆同沟不同孔敷设的管道光缆。

5.1.6 不宜在电网的联络线上接入分支线路或分支变压器。 5.1.7 110kV线路距离保护

a. 当PT断线时，应闭锁距离保护，同时投入过电流保护。

b. 对于单端电源终端线路，电源侧距离保护一般不经振荡闭锁；对于双端电源联络线，经计算振

荡中心不落在线路上时，距离保护也可不经振荡闭锁。 5.1.8 110kV线路零序电流保护。

a. 对于微机型保护装置，零序电流保护一般经方向闭锁（可整定选择），当PT断线时可选择退

出或保留零序电流I段保护，同时投入PT断线零序过流。

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b. 零序方向元件一般不经零序电压突变量闭锁，若确需零序电压突变量闭锁时3U0突变量不应大

于2V。

5.1.9 110kV线路自动重合闸

a. 自动重合闸采用断路器位置不对应起动和保护起动两种方式，一般采用三相一次重合闸。 b. 对于单侧电源终端线路，电源侧采用检无压或不检方式。

c. 对于电厂单线并网线路，系统侧采用检无压方式，小电源侧重合闸停用；

d. 对于双线并列运行线路，系统侧采用检无压方式，小电源侧重合闸检同期方式； e. 对于双侧电源单回线路，大电源侧采用检无压方式，小电源侧重合闸停用或检线路有压母线无

压方式。

f. 110kV全电缆线路重合闸正常应停用。电缆架空混合线路重合闸方式应经过生技部门确认。 5.2 35kV线路保护

5.2.1 35kV线路保护宜采用数字式保护、测控合一装置，装置能满足就地柜上分散安装的要求，

也能组屏安装，并具有若干组保护定值区可供切换，以满足运行方式变化的需要。

5.2.2 对于新建220kV变电站35kV出线应采用数字式距离保护。

5.2.3 对于短线路（线路长度小于3KM）或大容量的变压器（单台容量大于12.5MVA）的35kV线路

保护也应采用微机距离保护。如采用距离保护不能满足选择性、灵敏性和速动性要求时，宜采用光纤电流差动保护作为主保护，以距离保护作为后备保护。

5.2.4 对于35kV电厂并网线、双线并列运行、保证供电质量需要或有系统稳定要求时，应配置全

线速切的快速主保护及后备保护。主保护优先选用光纤电流差动保护。

5.2.5 35kV线路距离保护保护应配置三段式相间距离保护、过流保护和PT断线过流保护；当PT

断线时，应闭锁距离保护，同时投入PT断线过电流保护。

5.2.6 35kV线路光纤电流差动保护应配置三段式距离保护及过流保护等后备保护。

5.2.7 对于一般35kV线路可装设三段式定时限过流保护，每段均可通过控制字选择经方向或经低

电压闭锁，各段电流及时间定值可独立整定，分别设置整定控制字控制这三段保护的投退。方向元件带有记忆功能以消除近处三相短路时方向元件的死区。

5.2.8 35kV线路还应具有三相一次重合闸功能，重合闸采用无检定、检同期或检无压方式。亦可

采用停用重合闸方式。专门设置一段加速段电流保护，加速段的电流及时间可独立整定，重合闸加速可通过控制字选择是前加速或后加速。

5.2.9 35kV线路保护一般还应具有低周减载功能。

5.2.10 35kV线路保护应装设动作于信号的单相接地保护。一般可利用网络的自然电容电流、消弧

线圈补偿后的残余电流、消弧线圈补偿后的残余电流、消弧线圈补偿后的残余电流来构成有选择性的电流保护或功率方向保护。

5.2.11 对于中性点经低电阻接地35kV系统线路保护还应配置两段零序电流保护，一般应加装独立

的零序电流互感器，也可用三相电流互感器组成零序电流滤过器，视接地电阻阻值、接地电流和整定值大小而定。

5.2.12 35kV线路保护装置应设有断路器操作回路。 5.3 10kV线路保护

5.3.1 10kV线路保护一般配置三段式定时限过流保护，每段均可通过控制字选择经方向或经低电

压闭锁，各段电流及时间定值可独立整定，分别设置整定控制字控制这三段保护的投退。方向元件带有记忆功能以消除近处三相短路时方向元件的死区。

5.3.2 对于10kV电厂并网线、双线并列运行或有系统稳定要求，若有需要也可配置全线速切的快

速主保护及后备保护。主保护优先选用光纤电流差动保护。

5.3.3 10kV线路光纤电流差动保护应配置三段式方向过流保护作为后备保护，方向元件可经控制

字投退。

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5.3.4 其他要求同35kV线路保护 6 母线保护和断路器失灵保护

6.1 220kV变电站的110kV母线应配置母线差动保护；220kV变电站的35kV、10kV母线如有出线，也应配置母线差动保护。

6.2 发电厂110kV以及重要的35kV母线应装设母线差动保护。 6.3 对于110kV变电站，在下列情况下应装设母线差动保护： 6.3.1 110kV双母线等复杂主接线； 6.3.2 需要快速而有选择地切除110kV、35kV母线上的故障，以保证系统安全稳定运行和可靠供电

时。

6.4 母线保护按单套配置，应配置具有比率制动特性的数字式保护，宜由分相式比率差动元件构成，母线大差比率差动（设置高、低比率系数定值）用于判别母线区内和区外故障，小差比率差动用于故障母线的选择。

6.5 母线保护跳闸出口应经电压闭锁元件闭锁，用于双母线接线形式的变电站，其母线保护跳闸出口应经相应的母线电压闭锁元件闭锁（其中母联、母分不经电压闭锁）。

6.6 新建工程的35kV、10kV母线保护应选用三相式；对220kV变电站装有断路器的所用变、接地变的电流回路也应接入母线差动保护。

6.7 母线保护应在继保小室设立母线保护试验端子屏(柜)。

6.8 110kV母线保护内应保留断路器失灵保护功能，一般不上屏端子。 6.9 母线保护应满足以下要求：

6.9.1 保护应能正确反应母线保护区内的各种类型故障，并动作于跳闸； 6.9.2 对各种类型区外故障，母线保护不应由于短路电流中的非周期分量引起电流互感器的暂态饱

和而误动作；

6.9.3 对构成环路的各类母线(如一个半断路器接线、双母线分段接线等)，保护不应因母线故障时

流出母线的短路电流影响而拒动；

6.9.4 母线保护应能适应被保护母线的各种运行方式：

a. 应能在双母线分组或分段运行时，有选择性地切除故障母线； b. 应能自动适应双母线连接元件运行位置的切换。切换过程中保护不应误动作，不应造成电流互

感器的开路；切换过程中，母线发生故障，保护应能正确动作切除故障；切换过程中，区外发生故障，保护不应误动作；

c. 母线充电合闸于有故障的母线时，母线保护应能正确动作切除故障母线。 6.9.5 双母线接线的母线保护，应设有电压闭锁元件。 a. 对数字式母线保护装置，可在起动出口继电器的逻辑中设置电压闭锁回路，而不在跳闸出口接

点回路上串接电压闭锁触点；

b. 对非数字式母线保护装置电压闭锁接点应分别与跳闸出口触点串接。母联或分段断路器的跳闸

回路可不经电压闭锁触点控制。 6.9.6 双母线的母线保护，应保证：

a. 母联与分段断路器的跳闸出口时间不应大于线路及变压器断路器的跳闸出口时间。 b. 能可靠切除母联或分段断路器与电流互感器之间的故障。

c. 母线保护动作母联断路器拒动，能经延时切除两母线上所连接的元件。 6.9.7 母线保护应允许使用不同变比的电流互感器。

6.9.8 当交流电流回路不正常或断线时应闭锁母线差动保护，并发出告警信号。

6.9.9 闭锁元件起动、直流消失、装置异常、保护动作跳闸应发出信号。此外，应具有起动遥信及

事件记录触点。

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7 母联（母分）保护

7.1 双母接线和单母分段接线的110kV母联（母分）断路器应配置独立的母联（母分）充电解列保护。该保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的相过流及零序过流功能。110kV母联（母分）充电解列保护可与110kV母联（母分）断路器操作箱一起组屏，但二者的电源应相互独立。

7.2 35kV、10kV母联（母分）断路器应配置独立的过电流保护，该保护具备可瞬时跳闸和延时跳闸的相过流功能，并含三相一次重合闸和后加速功能。重合闸功能一般不投，系统需要时可投入。保护和操作电源应分开。一般不采用备自投装置中的母分过流功能。 8 辅助保护

8.1 35（10）kV电容器

8.1.1 单星形接线的电容器一般配置三相两段式定时限过流保护、过电压、欠电压、开口三角电压

保护。

8.1.2 双星形接线电容器一般配置三相两段式定时限过流保护、过电压、欠电压、差压保护或中性

线不平衡电流保护。

8.1.3 低压和过压的电压一般取母线压变电压，差压或开口三角电压一般取放电压变电压。不平衡

电流取自中性线上的CT。

8.1.4 三相两段式定时限过流保护，各段电流及时间定值均可独立整定。主要保护电容器组和断路

器之间连接线的短路，分别设置整定控制字控制这两段保护的投退。

8.1.5 过电压保护。主要防止系统稳态过电压造成电容器损坏，设置硬压板和整定控制字决定是投

跳闸还是发信号。

8.1.6 欠电压保护。主要防止系统故障线路断开引起电容器组失去电源，而线路重合又使母线带电，

使电容器组承受合闸过电压而损坏。经整定控制字选择是否经电流闭锁或断路器位置闭锁，以防止PT断线造成低电压保护误动。（要求接入三相对地电压，计算采用线电压）。

8.1.7 开口三角电压保护。主要反映电容器组中电容器的内部击穿。 8.1.8 差压/差流电压保护。主要反映电容器组中电容器的内部击穿。 8.2 35kV（10）电抗器

8.2.1 35kV电抗器一般配置三相两段式定时限过流保护和两段式定时限负序电流保护，各段电流

及时间定值均可独立整定。分别设置整定控制字控制这两段保护的投退。

8.2.2 电抗器断路器和CT装设在电抗器尾部时，则应配置三相两段式定时限欠电流保护和两段式

定时限负序电流保护。

8.2.3 对于双星形接线还可配置差压（差流）保护。主要反映电抗器的内部匝间短路和中心点处相

间故障。

8.2.4 对于油浸式电抗器还应配置瓦斯保护，且应相对独立，不宜接入保护装置的开入接点通过电

气量保护统一出口。

8.3 35kV（10）所用变、接地变

8.3.1 35kV所用变、接地变一般应配置三相二段式电流保护、三相一段式附加电流保护以及一段

式低压侧中性点零序过流保护（10KV所用变、接地变可不考虑）。

8.3.2 阶段式电流保护应接入大变比CT，主要保护引线及高压侧故障。 8.3.3 附加电流保护接入小变比CT，主要内部及低压侧故障。

8.3.4 低压侧零序过流保护接入低压侧中性点CT（10KV所用变、接地变可不考虑）。

8.3.5 对于油浸式大容量所用变、接地变还应配置瓦斯保护，且应相对独立，不宜接入保护装置的

开入接点，通过电气量保护统一出口。 9 故障录波器

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9.1 110kV变电站应配置主变故障录波器，一般不配置线路录波器，110kV联络线和地区小电源并网线应接入故障录波器。

9.2 故障录波器装置应符合DL/T553-94、DL/T663-1999及浙江电网微机变压器动态记录装置技术规范的要求。

9.3 故障录波器应采用数字式装置,有独立的启动元件（包括模拟量启动和开关量启动），并具有将其记录的信息就地保存输出和向远方传送联网的功能。

9.4 故障录波器系统应采用嵌入式硬件结构及嵌入式操作系统。

9.5 220kV变电站的110kV故障录波屏每屏模拟量最大不宜超过48个，110kV变电站故障录波屏单屏容量可适当增加，但最大不宜超过64个。

9.6 220kV变电站的110kV故障录波器模拟量须接入110kV各段母线的Ua,Ub,Uc,3U0； 110kV线路（含旁路）、母联（母分）的Ia,Ib,Ic,3I0；高频保护的高频通道信号。开关量须接入110kV线路和母联（母分）保护的跳闸接点、操作箱的跳闸位置接点；重合闸、母差保护动作信号等。 9.7 110kV变电站的故障录波器模拟量应接入变电站各侧母线的Ua,Ub,Uc,3U0、主变各侧的Ia,Ib,Ic,3I0，小电源上网线路的Ia,Ib,Ic,3I0，单母接线且有转供负荷110kV线路的Ia,Ib,Ic,3I0，如有条件再接入110kV桥断路器、35kV、10kV母分断路器的Ia,Ib,Ic,3I0，变电站两段直流电源；开关量还应接入主变保护动作接点和各侧断路器跳闸位置接点，中低压侧母分跳闸位置接点，110kV线路保护、重合闸动作接点和断路器跳闸位置接点，小电源上网线路保护、重合闸动作接点和断路器跳闸位置接点，备自投动作等；110kV无母线PT时，可接入线路电压。

9.8 故障录波器应具有GPS对时功能，可通过IRIG-B接口或串口及外部端子进行对时，对时信号为调制或非调制的IRIG-B信号或脉冲信号，优先采用IRIG-B信号。故障录波器与GPS对时误差应不大于1ms。

9.9 应配置调制解调器和以太网接口。

9.10 故障录波和保护信息的远传应利用电力数据网络进行传输，并应考虑电力数据网络的安全性。 9.11 故障录波器应有本地通信接口（调试口）、就地打印口和以太网通信接口，数据格式应采用COMTRADE二进制格式。 10 备用电源自投装置

10.1 浙江110kV及以下电网一般配置内桥备自投、线路备自投、母分（母联）备自投。备自投装置的功能设计应符合下列要求：

10.1.1 应保证在工作电源断开后，才投入备用电源。

10.1.2 工作电源上的电压，不论何种原因消失，除有闭锁信号外，自动投入装置均应动作。 10.1.3 备用电源自投切除工作电源断路器必须经延时。

10.1.4 手分及遥分工作电源时，备自投不应动作或先停用备自投后再手分及遥分工作电源。 10.1.5 应具有闭锁备用电源自投装置的功能。 10.1.6 必须有TV二次三相断线闭锁的功能。 10.1.7 应保证只动作一次。

10.2 备自投装置须采用独立装置，外部联系应采用硬接点，并串接硬压板。

10.3 若主送电源配置线路保护，备自投跳闸应接入保护跳闸回路，并闭锁重合闸，合闸接入手合回路。如备自投的跳闸回路接入断路器的“手跳”回路，同时必须短接BZT装置中的工作电源和备用电源（含母分）“断路器合后位置”开入接点，并要求手分及遥分工作电源前先停用备自投。 10.4 备自投动作联切负荷出线断路器接手跳回路。不管有否配置线路保护，备自投的合闸回路均接入断路器的手合回路。

10.5 装置应有充电标志（标志与方式分开对应），当开关量、模拟量与正常条件不相符时，装置应延时放电并告警。

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10.6 要求外部闭锁为瞬时闭锁，并经压板投切。 10.7 整组复归不小于15秒。

10.8 单相PT断线应告警发信，不闭锁备自投。三相失压应告警发信并经延时放电，但不能瞬时放电，延时时间不小于15秒。

10.9 应用备自投时应注意辅助开关的置位。

10.10 备自投装置必须具有故障记录功能，以记录备自投的充、放电和动作过程，为分析备自投动作行为提供详细、全面的数据信息，但不要求代替专用的故障录波器。 并有以下要求： 10.10.1 至少应记录动作前一个周波，动作后二个周波的数据。 10.10.2 记录内容应为备自投动作时的输入模拟量和开关量、输出开关量、充放电元件、动作元件、

动作时间、返回时间。

10.10.3 要求记录每次充放电状态变化时刻及原因。 10.10.4 应能保证发生故障时不丢失故障记录信息。

10.10.5 应能保证在装置直流电源消失时，不丢失已记录信息。

10.10.6 以上信息能通过串口获取数据文件，并能在计算机上通过专业软件浏览分析。 10.11 备自投典型逻辑见附录一。 11 故障解列装置

11.1 故障解列装置

11.1.1 如变电站有地区小电源接入，应配置独立的故障解列装置，动作跳小电源联络线断路器。当

没有配置故障解列装置时，可采用主变中性点零序电流、间隙零序电流电压保护及复合电压闭锁反方向过流保护解裂小电源联络线断路器。

11.1.2 故障解列装置一般配置相间低电压、零序电压保护。

a. 故障解列装置输入量： Ua、Ub、Uc、3U0，Ua’、Ub’、Uc’（辅助电压），或Ia、Ib、Ic、

3I0。特别说明三个相电压及开口电压均应接入，并接入N600。考虑接入电流闭锁或第二个PT次级防低压解列误动（压变增加一组次级或接入该压变的计量电压或接入对应地方电厂上网电压等级的母线电压）。

b. 零序电压保护：设两段零序过压解列，各段电压及时间值可独立整定，两段保护可分别投退。

零序电压解列Ⅰ段动作于故障解列Ⅰ段出口，零序电压解列Ⅱ段动作于故障解列Ⅱ段出口。当外接3UO和自产3UO同时大于整定值经整定延时出口跳闸。出口接点动作经短延时返回

c. 低电压故障解列：设两段低电压解列，各段电压及时间值可独立整定，两段保护可分别投退。

低压解列Ⅰ段动作于故障解列Ⅰ段出口，低压解列Ⅱ段动作于故障解列Ⅱ段出口。三个电压中任意一个线电压均小于低电压定值时（经反方向电流闭锁或经辅助电压变化量闭锁）经整定延时出口跳闸。出口接点动作经短延时返回。

d. 正常工作时检测两组PT差异，检测自产3U0与外接3U0，有异常时报PT断线。

e. PT断线闭锁低压故障解列设控制字投退。当控制字投入时，系统发生PT断线，装置发出PT

断线信号，同时闭锁低压故障解列，若控制字不投，则延时10秒报装置运行异常告警信号，同时不闭锁低压解列。待电压恢复正常后装置也自动恢复正常。 11.2 过流解列装置

11.2.1 为解决分层分区后不同分区间110kV系统倒负荷合环潮流转移太大，可在解列点设置过流解

列装置，解列点由运行方式根据系统要求确定。该套保护正常停用，只在合环时投入。

11.2.2 过流解列装置技术要求同110母联过流解列保护 11.2.3 过流解列装置须采用独立装置。

11.2.4 过流解列保护接入解环断路器的电流，电流、时间定值可按照不超过系统设备限额计算。 11.2.5 动作跳解列断路器，接入手分回路。

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Q/ZDJ xx—2007 12 保护信息收集

12.1 重要110kV变电站可考虑装设保护信息子站，技术原则参照220变电站的信息收集。 12.2 条件成熟时逐步推广使用保护信息子站。 13 二次回路与抗干扰

13.1 严格执行《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》、《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》中有关保护及二次回路抗干扰的规定，提高保护抗干扰能力。

13.2 应按“高压线路继电保护装置的‘四统一’设计的技术原则”和《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》中关于二次回路、保护电压二次回路切换的有关要求，进行设计、安装、调试和运行，防止二次寄生回路的形成。

13.3 应选用具有良好抗干扰性能的、并符合电力行业电磁兼容及相关的抗干扰技术标准的继电保护装置。

13.4 根据开关场和一次设备安装的实际情况，应敷设与厂、站主接地网紧密连接的等电位接地网。等电位接地网应满足以下要求：

13.4.1 应在主控室、保护室使用截面不小于100㎜2的裸铜排（缆）敷设与主接地网紧密相连的等

电位接地网；

13.4.2 在主控室、保护室柜屏下层的电缆夹层内，按柜屏布置的方向敷设100㎜2的专用接地铜排

（缆），将该专用接地铜排（缆）首末端连接，形成保护室内的等电位接地网并在电缆竖井处用100㎜2（也可按2根50㎜2）的专用接地铜排可靠连接；

13.4.3 静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于100㎜2的接地铜排。屏柜上装置的接地

端子应用截面不小于4㎜2的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用截面不小于50㎜2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连；

13.4.4 由该铜排（缆）焊接多根截面不小于50㎜2的铜导线，分别延伸至保护用结合滤波器的高

频电缆引出端口，距耦合电容器接地点约3m～5m处与主地网连通。上述铜导线应放置在电缆沟的电缆架顶部；

13.4.5 保护及相关二次回路和高频收发信机的电缆屏蔽层应使用截面不小于2.5 ㎜2多股铜质软

导线可靠连接到等电位接地网的铜排上；

13.4.6 在开关场的变压器、断路器、隔离刀闸、结合滤波器和电流、电压互感器等设备的二次电缆

应经金属管从一次设备的接线盒（箱）引至就地端子箱，并将金属管的上端与上述设备的底座和金属外壳良好焊接，下端就近与主接地网良好焊接。在就地端子箱处将这些二次电缆的屏蔽层使用截面不小于2.5 ㎜2多股铜质软导线可靠单端连接至等电位接地网的铜排上；

13.4.7 结合滤波器的一、二次线圈间接地连线应断开。在控制室内，高频同轴电缆屏蔽层用1.5～

2.5㎜2的多股铜线直接接于保护屏接地铜排。收发信机应有可靠、完善的接地措施，并与保护屏接地铜排相连；

13.4.8 所有隔离变压器（电压、电流、直流逆变电源、导引线保护等）的一二次线圈间必须有良好

的屏蔽层，屏蔽层应在保护屏可靠接地；

13.4.9 安装在通信室的保护专用光电转换设备与通信设备间应使用屏蔽电缆，并按敷设等电位接地

网的要求，沿这些电缆敷设截面不小于100㎜2铜排（缆）可靠与通信设备的接地网紧密连接；

13.4.10 结合滤波器引入通信室的高频电缆，以及通信室至保护室的电缆宜按上述要求敷设等电位

接地网，并将电缆的屏蔽层两端分别接至等电位接地网的铜排。

13.5 数字式继电保护装置所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆，屏蔽层在开关场与控制室同时接地；不应使用电缆内的空线替代屏蔽层接地。二次回路电缆敷设应符合以下要求：

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13.5.1 合理规划二次电缆的路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、

电容式电压互感器、结合电容及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度，与运行设备无关的电缆应予拆除；

13.5.2 交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，以及来自开关场电压互感器

二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆；

13.5.3 双重化配置的保护装置的起动和跳闸回路均应使用各自独立的电缆。 13.6 继电保护二次回路接地，应满足以下要求：

13.6.1 公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器

的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。己在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，宜在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30·Imax(V)（Imax为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流有效值，单位为kA）；

13.6.2 公用电流互感器二次绕组二次回路只允许、且必须在相关保护柜屏内一点接地。独立的、与

其他电压互感器和电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路应在开关场一点接地；

13.6.3 数字式继电保护装置柜屏内的交流供电电源（照明、打印机和调制解调器）的中性线（零线）

不应接入等电位接地网；

13.6.4 经长电缆跳闸回路，宜采取增加出口继电器动作功率等措施，防止误动； 13.6.5 制造部门应提高数字式保护抗电磁骚扰水平和防护等级，光耦开入的动作电压应控制在额定

直流电源电压的55%～70%范围以内；

13.6.6 针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，应采取有效防误动措施，防止保护装置单

一元件损坏可能引起的不正确动作；

13.6.7 所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围以内的

中间继电器，并要求其动作功率足够；

13.6.8 遵守保护装置24V开入电源不出保护室的原则，以免引进干扰。 13.7 为防止因直流系统故障而扩大事故，应满足： 13.7.1 直流母线应采用分段运行的方式，每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电，并在两段直流

母线之间设置联络断路器，正常运行时断路器处于断开位置。当任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置；

13.7.2 继电保护直流系统运行中的电压纹波系数应不大于2%，最低电压不低于额定电压的85%，最

高电压不高于额定电压的110%；

13.7.3 应采取措施防止交流电混入直流回路，造成断路器误跳； 13.8 在配置直流熔断器和自动开关时，应满足以下要求：

13.8.1 母线保护、变压器差动保护、发电机差动保护、各种双断路器接线方式的线路保护等保护装

置与每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电；

13.8.2 直流电源总输出回路、直流分段母线的输出回路宜按逐级配合的原则设置熔断器，保护柜屏

的直流电源进线应使用自动开关；

13.8.3 直流总输出回路、直流分路均装设熔断器时，直流熔断器应分级配置，逐级配合； 13.8.4 直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设自动开关时，必须保证熔断器与小空气开关有选

择性地配合；

13.8.5 直流总输出回路、直流分路均装设自动开关时，必须确保上、下级自动开关有选择性地配合，

自动开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流（即保护三相同时动作、跳闸和收发信机在满功率发信的状态下）的2.0倍选用；

13.8.6 直流自动开关应采用B特性。

13.9 保护小室可考虑设置独立的保护试验电源屏，试验电源的容量必须满足80%传动试验的要求。

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16.3.1 适用运行方式：单母（单母分段）接线，工作电源断路器运行，备用电源断路器热备用。本

备自投为母线备用方式。

a. b. c.

d.

e. f.

输入量：对有两组PT，母线电压应分别接入两段三个相电压或两个线电压、I1(Ia)、I2(Ia)、1DL（1KKJ、1TWJ）、2DL（2KKJ、2TWJ）。

充电条件：Ⅰ、Ⅱ段母线三相均有压，工作电源断路器运行，备用电源线路有压（或不判），备用电源断路器热备用。 动作条件：母线I、II段三相均无压，工作电源(Ia)无流，备用电源线路(Ux2)有压（或不判），经整定延时后跳开工作电源断路器，确认断路器跳开后，经短延时或程序固化的时间合上备用电源断路器。

放电条件：工作电源KKJ分后；备用电源运行；备用电源进线无压（或不判）；二个断路器位置异常；两段母线同时长时失压；外部闭锁（母差保护、闭锁压板及其他，主变保护动作不闭锁本方式）。

备自投装置整组复归时间，应考虑与高压断路器备自投的配合，一般要求大于15秒。 两段母线同时失压的情况下，放电不小于15秒。

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