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1、Q/CSG中国南方电网有限责任公司 发 布2020-8-31实施2020-8-31发布10 kV110 kV线路保护技术规范Technical specification for 10kV110kV transmission lines protection Q/CSG1204079-2020代替Q/CSG 110035-2012中国南方电网有限责任公司企业标准1Q/CSG1204079-2020目 次前言II1范围12规范性引用文件13术语和定义14总则15通用技术条件16110 kV线路保护及辅助装置技术要求8735kV及以下线路保护及辅助装置技术要求16835kV及以下线路保护装置开关柜
2、安装技术要求20附 录 A（规范性附录） 装置定值清单标准格式22附 录 B（规范性附录） 智能站装置过程层接口和虚端子34附 录 C（规范性附录） 继电保护信息38附 录 D（资料性附录） 保护输出报告标准格式60附 录 E（规范性附录） 线路保护模型62附 录 F（规范性附录） 保护功能软硬压板配置表79附 录 G（规范性附录） 35kV及以下开关柜线路保护电缆跳闸装置接口信息81附 录 H（资料性附录） 屏面布置示意图83附 录 I（资料性附录） 110kV线路保护屏面机柜端子排布置示意图86附 录 J（资料性附录） 35kV及以下线路保护屏面机柜端子排布置示意图105编制说明120前
3、言本标准旨在规范10 kV110 kV线路保护配置、功能要求、技术要求、组屏（柜）原则和二次回路设计等，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。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10kV110kV线路保护应执行本规范。因保护回路受原设计接线的限制，运行厂站的10kV110kV线路保护改造工程，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/CSG 110035-2012南方电网10110 kV线路保护技术规范，
4、与Q/CSG 110035-2012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）；增加了保护装置分类说明（见5.1）；增加了保护装置软件版本构成方案（见5.2.1）；增加了装置压板设置方式要求（见5.2.2、5.2.3、5.2.4）；增加了智能站GOOSE软压板设置方式（见5.2.6）；修改了保护装置的定值要求，规范定值单格式（见5.2.7、规范性附录A）；增加了保护装置接口要求（见5.2.8）；增加了保护装置显示要求（见5.2.9）；增加了保护装置信息输出要求（见5.2.10）；增加了保护装置模型文件要求（见5.2.12）；增加了保护装置远方控制功能的要求（见5.
5、2.16）；增加了保护装置不停电传动断路器的功能要求（见5.2.17）；增加了保护装置网络安全技术要求（见5.2.19）；进一步明确了保护装置信号接点要求（见5.3）；修改了保护装置数字通道传输时间要求（见5.4.4）；修改了电压互感器二次回路采用单相PT回路专用空气开关的要求（见5.5.3）；修改了线路保护配置要求（见6.1）；删除了纵联距离保护技术要求；增加了差动保护适应过渡电阻缓慢变化的要求（见6.2.1）；进一步明确了110kV线路保护相间及接地距离保护、零序过流保护、PT断线过电流保护、重合闸功能要求（见6.2.2、6.2.3、6.2.5、6.2.6）；进一步明确了110kV线路保护
6、CT断线逻辑（见6.2.4）删除了110kV线路保护双回线相继速动、不对称相继速动保护功能要求；删除了110kV线路保护纵联距离保护功能要求；增加了110kV线路光缆跳闸装置的输入、输出要求（见6.3.3.2、6.3.4.2、6.4.3.2、6.4.4.2）；增加了光缆跳闸装置端子排设计（见6.7.2）；增加了光缆跳闸装置压板（见6.8.2）；修改了35kV及以下线路保护配置原则（见7.1）；增加了35kV及以下线路差动保护功能要求（见7.2.4）；删除了35kV及以下线路简易母线保护要求；进一步明确了35kV及以下线路保护的重合闸方式、二次重合闸逻辑，增加大电流闭重功能、重合闸后加速保护功能
7、（见7.2.7）；增加了35kV及以下线路后加速保护要求（见7.2.8）；进一步明确了35kV及以下线路保护的电压频率保护（见7.2.9）；增加了35kV及以下线路保护同期合闸功能要求（见7.2.11）；修改了35kV及以下下路GOOSE输入、GOOSE输出要求（见7.3）；增加了35kV及以下线路保护开关柜安装技术要求（见8）；修改了附录A保护装置定值要求；增加了附录B光缆跳闸装置过程层接口和虚端子；增加了附录C继电保护信息；增加了附录D保护输出报告标准格式中故障测距结果要求。增加了附录E线路保护模型要求。修改了附录F保护功能软硬压板配置要求；增加附录G 35kV及以下开关柜线路保护电缆跳闸
8、装置接口信息；增加了附录I保护屏端子排布置要求。本规范的附录A、B、C、E、F、G为规范性附录，附录D、H、I、J为资料性附录。本规范由中国南方电网电力调度控制中心归口并解释。本技术规范主要起草单位：中国南方电网电力调度控制中心，广州供电局、广州电力设计院、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、深圳供电局和南京南瑞继保电气有限公司、北京四方继保自动化股份有限公司、国电南京自动化股份有限公司、长园深瑞继保自动化有限公司、许继电气股份有限公司和国电南瑞科技股份有限公司。本技术规范主要修编人：李正红、蔡燕春、陈宏山、刘千宽、丁晓兵、张弛、李捷、徐鹏、徐舒、李洪卫、李俊
9、格、高强、陈旭、陈红许、余群兵、晋龙兴、杨志贤、李文正、曾兵元、陈力、韩志勇、曹飞、苏小雷、陆兆岩、周敏慧、王龙、梁臣、张光普、余锐、宗海翔、陈洪利、高小全、江志武、许国江、张玮等。其中，第1、2章节由李正红主要编写，第3、4章节主要由刘千宽主要编写，第5章节由刘千宽、蔡燕春主要编写，第6章由李正红、蔡燕春、丁晓兵主要编写，第7章节由陈宏山、张弛、李捷主要编写，第8章节由陈宏山主要编写，附录由徐鹏、徐舒主要编写，编写说明由李正红主要编写。本标准为修订，正式颁发后，原2012年版本作废。执行过程中的意见和建议,请及时反馈至中国南方电网电力调度控制中心。IIIQ/CSG1204079-202010
10、 kV110 kV线路保护技术规范1 范围本规范规定了中国南方电网10 kV110 kV系统的线路保护及辅助装置的技术原则和设计准则。本规范适用于中国南方电网变电站内10 kV110 kV线路保护及辅助装置的新建、扩建及技改工程，变电站外10kV线路保护装置、集成于配电自动化终端FTU的保护功能参照执行。2 规范性引用文件下列文件对于本标准的应用时必不可少的。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，其最新版本适用于本规范。GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 15145 输电线路保护装置通用技术条件GB/T 14598 量度继电器和保护
11、装置 第24部分:电力系统暂态数据交换(COMTRADE)通用格式GB/T 19520.12 电子设备机械结构 482.6 mm(19in)系列机械结构尺寸 第3-101部分：插箱及其插件 GB/T 36572 电力监控系统网络安全防护导则DL/T 315 电力系统低频减负荷和低频解列装置通用技术条件DL/T 428 电力系统自动低频减负荷技术规定DL/T 478 继电保护和安全自动装置通用技术条件DL/T 667 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 电力系统继电保护及安全自动装置柜(屏)通用技术条件DL/T 860 变电站通信网络和系统D
12、L/T 1075 保护测控装置技术条件DL/T 5103 35 kV220 kV无人值班变电所设计规程DL/T 5136 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程Q/CSG 110025 南方电网110kV及以下变电站计算机监控系统技术Q/CSG 1203005 电力二次装备技术导则Q/CSG 1203030 110kV及以下变电站计算机监控系统技术规范Q/CSG 1204009 中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范3 术语和定义规范性引用文件界定的术语和定义适用于本规范。4 总则4.1 本规范旨在规范10 kV110 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、
13、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，35kV及以下电压等级以单母分段接线为例。4.5 本规范规定了中国南方电网10 kV110 kV系统的线路保护及辅助装置的技术原则和设计准则。本规范与继电保护通用技术规范构成10 kV110 kV电压等级线路保护
14、的全部技术要求。4.6 35kV及以下保护测控装置应同时满足110kV及以下变电站计算机监控系统技术规范中6.3、9.19.1、10.2测控装置的技术要求。5 通用技术条件5.1 装置分类说明5.1.1 装置基本分类，如下：a） 电缆跳闸装置：适用于常规电缆连接方式进行采样、开入、开出等回路连接的保护装置或保护测控集成装置，35kV及以下电缆跳闸装置还需配置GOOSE输入、输出功能；b） 光缆跳闸装置：适用于常规电缆连接方式进行采样、GOOSE输入、GOOSE输出的保护装置。5.1.2 110kV线路保护装置本标准规定了110kV线路纵联电流差动保护装置、距离零序保护装置的设计要求，每种装置按
15、电缆跳闸装置、光缆跳闸装置两类进行描述。5.1.3 35kV及以下线路保护装置本标准规定了35kV及以下线路纵联电流差动保护测控集成装置、过流保护测控集成装置的设计要求。每种装置按电缆跳闸装置进行描述。5.2 装置通用要求5.2.1 保护装置的校验码应由保护装置根据软、硬件实际情况自动生成，与软件版本号一一对应。装置软件版本构成方案如下：a） 装置型号由厂家硬件平台（25个数字或字符）、厂家系列代码（25个数字或字符）、“基础型号”代码（1个字符）构成；b） 基础软件版本含有“基础型号功能”；c） 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；d） 保
16、护装置软件版本描述方法，见图1。图1 软件版本描述示意图5.2.2 110kV电缆跳闸装置压板设置方式a） 保护功能压板：软、硬压板应一一对应，采用“与门”逻辑。但线路保护的“停用重合闸”采用控制字、软压板和硬压板三者构成的“或门”逻辑；b） “远方操作”压板：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”硬压板构成“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；c） 检修状态压板：只设硬压板。对于采用DL/T 860标准时，当“检修状态”硬压板投入，保护装置报文上送带品质位信息。“
17、检修状态”硬压板遥信不置检修标志。5.2.3 35kV及以下电缆跳闸装置压板设置方式a） 保护功能压板：软、硬压板应一一对应，采用“与门”逻辑。但线路保护的“停用重合闸”采用软压板和硬压板两者构成的“或门”逻辑；b） “远方操作”压板：保护测控集成装置的“远方操作”只设置硬开入，在操作的屏（柜）上设置转换开关，用于远方操作断路器、刀闸等；保护远方操作经该远方操作硬开入控制，“远方投退压板”、“远方切换定值区”、“远方修改定值”和“远方不停电传动”只设软压板，上述四个软压板只能在装置本地操作；四者功能相互独立，分别与“远方操作”开入构成“与门”逻辑。当收到“远方操作”开入后，上述四个软压板远方功
18、能才有效；c） 检修状态压板：只设硬压板。对于采用DL/T 860标准时，当“检修状态”硬压板投入，保护装置报文上送带品质位信息。“检修状态”硬压板遥信不置检修标志。5.2.4 光缆跳闸装置压板设置方式a） “远方操作”压板：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；b） 检修状态压板：只设硬压板。对于采用DL/T 860标准时，当“检修状态”硬压板投入，保护装置报文上送带品质位信息。“检修状态”硬压板遥信不置检修标志。5
19、.2.5 35kV及以下保护测控集成装置的零序CT测量范围为0.0520A。5.2.6 智能站GOOSE软压板设置方式a） 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；b） 保护装置应在发送端设置GOOSE输出软压板；c） 线路保护及辅助装置不设GOOSE接收软压板。5.2.7 保护装置的定值设置方式a） 保护测控集成装置中，测控相关参数本规范不做规定；b） 保护装置的定值应按定值清单标准格式设置，定值清单标准格式详见附录A；c） 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（CT）和电压互感器（PT）的变比等必要的参数；d） 控制字采用二进制方式显示，遵循功能
20、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“距离保护段”采用控制字投退；e） 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；f） 保护装置的定值范围应包含附录A中规定的上下限。5.2.8 保护装置应具备以下接口a） 过程层接口要求见附录B；b） 对时接口：应支持接收对时系统发出的IRIG-B对时码；c） 间隔层通信接口：应具备3组相互独立的以太网通信接口；d） 其它接口：调试接口、打印机接口。5.2.9 保护装置在正常运行时应能显示电流、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。装置应可选择显示系统的一
21、次值。5.2.10 保护装置输出的基础信息，可供继电保护在线监测、信息可视化、智能诊断、运维人员选择应用。本标准附录B、C只列出了继电保护装置必要的输出信息，保护装置还可输出其它信息。5.2.11 保护装置动作后，装置打印出的动作信息报告和动作行为应符合附录D的要求。5.2.12 保护装置模型文件应符合附录E的要求。5.2.13 保护装置应能记录相关保护动作信息，保留16次及以上最新动作报告。每个动作报告最少应包含故障前2个周波、故障后6个周波的数据。5.2.14 保护装置记录的所有数据应能转换为GB/T 14598规定的电力系统暂态数据交换通用格式。5.2.15 宜通过站控层网络传输五防联闭
22、锁信息。5.2.16 远方控制要求a） 远方控制功能应按照继电保护通用技术规范中6.8.11条的要求执行；b） 为方便远方控制功能，软压板的状态变化以SOE方式实时上送。5.2.17 不停电条件下传动断路器功能a） 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。人机操作界面应采取必要措施，防止误操作；b） 不停电传动断路器操作时，电缆跳闸装置应能通过传动跳闸出口继电器直接传动跳开断路器；光缆跳闸装置应能通过传动跳闸出口GOOSE直接传动跳开断路器。c） 不停电传动断路器操作时，保护装置应能驱动对应的跳闸出口继电器闭合，继电器闭合时间建议取40100ms，同时正确点
23、亮装置面板跳闸指示灯；d） 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；e） 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；f） 保护装置自检异常或者判断出外回路异常时，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；g） 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；h） 保护装置应在重合闸充电完成时，才允许进行不停电传动；i） 保护测控集成装置应具备远方执行不停电传动功能。远方不停电传动采用使能、控制两个节点，均采用直控模式；操作前需先使能，使能开放时间默认初始值30分钟，超过开放时间应自动关
24、闭使能；同时增设“远方不停电传动”软压板，仅允许装置就地修改；仅当远方操作硬压板、“远方不停电传动”软压板均投入时，才允许进行远方不停电操作。5.2.18 保护测控集成装置应能具备间隔层直接输出一次浮点值遥测，且CT、PT变比必须可设置，更改变比时只需更改装置参数里面的变比即可更改装置输出的一次浮点值。5.2.19 网络安全技术要求a） 应符合中华人民共和国网络安全法、电力监控系统安全防护规定（国家发改委14号令）、电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范（国能安全201536号）、电力行业信息安全等级保护基本要求（电监信息201262号）、中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范
25、（Q/CSG1204009）、电力监控系统网络安全防护导则等相关要求。b） 应满足中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范（Q/CSG1204009）中所对应的安全等级的等级保护要求。c） 装置应采用不同的CPU实现保护功能和人机接口功能。d） 保护具备抗站控层网络攻击能力，在ARP、DOS等攻击下，装置不死机不重启，保护动作性能不受影响。e） 保护装置应按网络安全要求完善入侵防范措施，禁止开启高风险的服务和端口、以及和业务无关的端口。保护宜只开放必要的通信端口功能，关闭其他网络通信端口（调试功能除外）。保护应关闭与监控、远动、保信、智能录波器等装置通信无关的服务和端口。f） 保护装置运行口禁
26、止采用telnet、ftp、sftp、http、https协议。保护装置配置文件的上传和下装应采用调试口，保护装置仅在投入检修压板时开启调试口的文件上传和下装功能，退出检修压板时自动关闭调试口的telnet、ftp、sftp、http、https协议。g） 保护装置应具备用户身份标识和鉴别功能。保护装置支持用户数量不少于3个，至少包含管理员，操作员1（用于修改参数、配置、定值、软压板），操作员2（用于不停电传动）。操作员进入装置进行参数修改前需要输入密码进行身份鉴别，操作完成保存时需再次输入密码实现二次鉴别。不停电传动输入密码进行使能允许操作时视作一次鉴别，选择传动相（侧）输入密码视作第二次鉴
27、别。仅对保护装置进行参数查看，可以不需要身份鉴别。保护装置应支持密码修改功能，并校验输入的密码复杂度，确保输入密码不少于4位、不使用重复性或连续性数字符（如1111、1234等）等要求。h） 保护装置应具备身份鉴别失败处理功能。保护装置面板上默认身份鉴别失败5次后锁定2分钟。i） 保护装置应具备安全审计功能。安全审计记录内容及规范格式要求如下，审计内容按：时间戳（包括年月日时分秒）、主体（就地操作应标识身份，远程操作应标识IP地址）、客体（到菜单级）、描述（如记录修改的定值区号）、结果（成功、失败）；审计记录格式上可按字段组合成一条记录，也可为一条包含审计内容的语句。安全审计记录应形成独立类型
28、并独立保存，防止被其它类型事件覆盖。安全审计记录信息保存应满足不少于2048条。j） 保护装置应具备备份和恢复功能。保护装置的备份和恢复可通过维护人员导入、导出装置配置等方式实现，导入和导出方式应满足生产控制大区的网络安全要求。5.3 装置信号接点5.3.1 保护装置a） 保护动作信号：任一保护元件动作且已发保护跳闸出口命令；电缆跳闸装置输出开关量，光缆跳闸装置输出GOOSE；b） 重合闸动作信号：重合闸动作且已发重合闸出口命令；电缆跳闸装置输出开关量，光缆跳闸装置输出GOOSE；c） 运行异常告警信号：保护外部回路或内部元器件异常但保护功能仍具备的异常情况，如：CT断线、PT断线、过负荷告警
29、等；d） 通道告警信号：保护通道异常已导致纵联电流差动保护退出；电缆跳闸装置输出开关量，光缆跳闸装置输出GOOSE；e） 装置故障告警信号：装置自身故障导致保护退出运行，如：直流失电、CPU芯片出错等。5.3.2 操作箱（插件）a） 事故总信号：合后位置与跳闸位置同时为1时输出事故总信号接点；b） 控制回路断线信号：断路器既不在合闸位置也不在跳闸位置时输出控制回路断线信号接点。5.4 保护配置及二次回路通用要求5.4.1 保护配置及组屏要求a） 应遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路”的原则进行保护配置；b） 线路宜采用保护、操作回路和电压切换回路（若有）一体化的微机型继电保护装置，保护应
30、能反映被保护线路的各种故障及异常状态； c） 两台及以上保护装置安装在同一保护屏内时，应方便单台保护装置退出、消缺或试验。5.4.2 操作箱（插件）设计要求a） 操作箱（插件）的防跳功能应方便取消，跳闸位置监视与合闸回路的连接应便于断开；跳闸回路与合闸位置监视应方便在外部固定连接；b） 操作箱（插件）中的断路器跳、合闸压力闭锁功能应方便取消；c） 保护装置先上电而操作箱（插件）后上电时，不应误启动重合闸；d） 操作电源的自动空气开关（以下简称空开）应设在操作箱（插件）所在屏内；e） 操作箱（插件）应具备以下功能：1） 手合、手跳回路；2） 保护跳闸回路；3） 永跳回路；4） 断路器压力闭锁回路
31、；（仅用于110kV操作箱或操作插件）5） 断路器防跳回路；6） 与相关保护配合的断路器位置；7） 跳闸及合闸位置监视回路；8） 控制回路断线信号（含直流电源监视功能）；9） 事故总信号。5.4.3 电压切换箱（插件）设计要求a） 隔离刀闸辅助接点采用双位置输入方式；b） 电压切换回路采用保持继电器接点；c） 切换继电器同时动作信号，应采用保持继电器接点；切换继电器回路断线或直流消失信号，应采用不保持继电器接点。5.4.4 对保护通信接口设备和保护通道的要求a） 线路纵联保护采用复用光纤通道时，应采用2 Mbit/s数字接口，通道误码率应小于10-7；b） 线路光纤电流差动保护禁止采用光纤通道
32、自愈环，收、发通道应保持路由一致；c） 传输信息的通道设备应满足传输时间、可靠性的要求。其传输时间应符合下列要求：1） 线路纵联保护信息的数字通道传输时间应不大于15 ms，点对点的数字式通道传输时间应不大于5 ms；2） 信息传输接收装置在对侧发信信号消失后，收信输出的返回时间应不大于通道传输时间。5.4.5 光缆连接要求a） 在保护室和通信机房均设光纤配线柜，光纤配线柜的容量、数量宜按照变电站远景规模配置；b） 保护室或各保护小室的光纤配线柜至通信机房光纤配线柜采用单模光缆。光缆敷设2条，为双重化配置。每条光缆纤芯数量应按照变电站远景规模配置，并留有备用芯；c） 保护室光纤配线柜至保护屏、
33、通信机房光纤配线柜至接口屏宜使用尾纤连接。尾纤应使用FC型连接器与设备连接，尾纤数量按每个通道3条（2条主用，1条备用）配置；d） 光缆通过光纤配线屏转接，不宜采用直熔方式。5.4.6 转换开关及按钮设置原则a） 保护屏的门轴应在左侧（正视屏体），按钮设置原则如下：1） 集中组屏，每层布置1台装置时：按钮布置在装置左侧；2） 集中组屏，每层布置2台装置时：左侧装置按钮布置在其左侧，右侧装置布置在其右侧；b） 就地安装，按钮布置在装置右侧，转换开关布置在装置正下方。5.4.7 打印机设置原则继电保护装置采用全站后台集中打印方式时，至少配置一台通过串口打印的移动针式打印机。保护装置采用独立打印方式
34、时，每面保护屏内设一台打印机，一面屏内布置两台及以上装置时，应设打印转换开关。5.4.8 照明灯设置原则保护屏内如装有照明灯具，应经专用交流空气开关手动控制，禁止采用门控开关控制。5.4.9 装置编号原则装置编号原则见表1。表1 装置编号原则序号装置类型装置编号屏端子编号1线路保护1n1D2操作箱（插件）4n4D3交流电压切换箱（插件）7n7D4远方信号传输装置11n11D注1：线路保护采用保护、操作回路和电压切换回路合一的装置时，装置编号为1n，屏端子编号分别为1D（保护相关端子）、4D（操作回路相关端子）和7D（电压切换回路相关端子）。注2：当同一面屏内布置两台及以上同类型装置时，以1-*
35、n、2-*n等表示，“*”代表装置编号。例如：两回线路保护装置安装在同一面屏时，装置编号分别为1-1n、2-1n。注3：远方信号传输装置包括专用收发信机和可将电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。5.4.10 保护屏背面端子排分段原则a） 直流电源：*ZD；b） 交流电压（空开前）：7UD；c） 交流电压（空开后）：*UD；d） 交流电流：*ID；e） 强电开入：*QD；f） 弱电开入：*RD；g） 出口回路：*CD；h） 与保护配合：*PD；i） 中央信号：*XD；j） 遥信：*YD；k） 录波：*LD；l） 网络通信：TD（该段按屏设置）；m） 交流电源：JD；n）
36、备用端子：BD。注1：“*”为装置编号的数字部分，详见表1；注2：e）项直流空开输出端子宜接入QD；注3：h）项指非保护类装置与保护配合的相关端子。5.4.11 保护屏背面端子排布置原则a） 端子排设置应遵循“装置分区，功能分段”的原则；b） 每台装置区内端子排按功能段独立编号，每段应预留备用端子；每侧端子排至少各集中预留20个备用端子。同一屏内布置两台装置时，端子排宜分别布置在两侧；c） 公共端、同名出口端采用端子连线，配置足够连接端子；每个端子的对外端口只允许接一根导线；d） 一面屏内布置2个及以上间隔设备时，端子排按间隔集中布置，每个间隔按装置排列；一面屏内按左右排列布置2台及以上装置时
37、，端子排与相关装置的空气开关应布置在同一侧，避免屏内同一装置的二次回路电缆相互交叉；e） 交流电流和交流电压采用试验端子；跳闸出口（CD段）采用红色端子；正、负电源之间，跳、合闸引出端子与正电源之间、交流电源与直流回路之间，均应适当隔开，至少间隔1个空端子。端子排间应留有足够的空间，便于外部电缆的引接。5.4.12 压板设置原则a） 压板设置遵循“满足运行，适当简化”的原则；b） 压板布置遵循“装置分排，功能分区”的原则；c） 压板不宜超过5排，每排设置不超过9个压板，不足一排时，用备用压板补齐。分区布置出口压板和功能压板；d） 原则上压板自左至右排列顺序为：跳合闸出口压板、其它开出压板和功能
38、压板。一面屏内按上下排列布置2台及以上装置时，对应压板的排列顺序应该与装置的排列顺序一致。压板布置详见附录I、J；e） 保护跳合闸出口压板采用红色，功能压板采用黄色，其他压板和正常时不用的压板采用浅驼色；f） 压板采用普通分立式、线簧式。普通分立式压板的底座色采用浅驼色，压板旋钮和中间连接片采用红、黄色，禁止取下压板旋钮和中间连接片，以防混淆颜色。线簧式压板颜色通过压板上内嵌的标签纸底色来体现。5.5 对相关设备及回路的要求5.5.1 对断路器的要求a） 断路器防跳功能宜由断路器本体机构实现；b） 断路器跳、合闸压力异常闭锁功能应由断路器本体机构实现；c） 弹簧操作机构的断路器，储能电机的工作
39、电源宜采用交流电源，不能以弹簧未储能接点切断合闸回路电流，当无法满足而采用重动时，储能接点重动回路应采用直流电源。5.5.2 对操作回路的相关要求a） 采用断路器机构防跳回路时，操作箱（插件）跳位监视应串联断路器常闭辅助接点、断路器机构防跳继电器常闭接点后接入合闸回路，监视其完整性，防止跳位继电器被保持；b） 当断路器操作机构本体配置了相应的压力闭锁回路时，应取消串接在操作箱（插件）跳合闸控制回路中的压力接点；c） 操作箱（插件）跳、合闸出口应经过断路器机构控制回路中远方/就地转换开关的远方位置接点，以防止二次回路试验时引起检修中的断路器误跳、合闸；5.5.3 对电流互感器和电压互感器的要求a
40、） 保护用电流互感器的配置及二次绕组的分配应避免出现保护死区，同时应尽可能减轻电流互感器本身故障时造成的影响；b） 保护用电流互感器应采用P级，其暂态系数不小于2；c） 电压互感器保护用绕组的二次回路应采用互感器额定电流为46A完全独立的单相PT回路专用空气开关，并实现有效监视。保护屏内PT回路使用额定电流为1 A的专用空气开关。5.5.4 对保护屏的相关要求a） 屏顶不设小母线；b） 保护屏柜下部应设有截面不小于100mm2的与屏体连接良好的二次专用接地铜排母线，铜排应提供两排螺丝连接孔，每排不少于20个孔。螺丝孔径为5.2mm，孔中心纵向至铜排长边距离为10mm，还应配套提供铜螺丝组件（含
41、螺杆、螺帽、垫片、弹簧垫片、线耳）。外界地网接地点采用两个10mm规格螺丝连接孔及相应铜螺丝组件，分别布置在铜排两端，距铜排端部50mm；c） 分立式压板，压板的开口端应装在上方，并应满足：压板在落下过程中必须和相邻压板有足够的距离，保证在操作压板时不会碰到相邻的压板；压板在扭紧螺栓后能可靠地接通回路；穿过保护屏的压板导电杆必须有绝缘套，并距屏孔有明显距离；压板拧紧后不应接地；d） 断路器的跳合闸线圈回路应接至压板上方。e） 保护屏上、下两排压板间应预留足够间距，以便粘贴标签框和标识分隔框线；f） 保护屏上所有保护装置、操作回路的直流电源空开应相互独立。6 110 kV线路保护及辅助装置技术要
42、求6.1 线路保护配置原则6.1.1 每回110 kV线路应配置一套含重合闸功能的主后一体的光纤纵联电流差动保护。6.1.2 110kV线路三端差动保护的配置应满足相应技术规范要求；对三端以上T接等不具备差动保护技术条件的线路，可不配置纵联电流差动保护功能。6.1.3 单侧电源线路且为线变串单元接线时，负荷端可不配置线路保护。6.1.4 纵联电流差动保护基础型号代码为A，无选配功能。6.1.5 距离零序保护基础型号代码为A，无选配功能。6.2 线路保护技术原则6.2.1 纵联电流差动保护a） 差动保护只有在两侧差动功能都处于投入状态时才能动作，两侧差动功能投退状态不一致时应发告警信号；b） 纵
43、联电流差动保护启动元件和本侧差动元件同时动作才允许差动保护出口。应考虑线路一侧断路器处于跳闸位置时，差动保护应能可靠动作。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，但应考虑在PT断线时对辅助启动元件的影响。差动电流不能独立作为装置的启动元件；c） CT断线时，应退出零差功能，同时断线相自动投入CT断线差动保护，CT断线差流定值可整定。未断线相的相电流差动功能正常投入；d） 应允许线路两侧采用变比不同的电流互感器；e） 线路两侧纵联电流差动保护装置应互相传输可供用户整定的地址码，并对地址码进行校验，校验出错时告警并闭锁差动保护；f） 具
44、有通道监视和误码检测功能，通道故障时，应能发出告警信号，必要时闭锁差动保护；g） 远方跳闸可经控制字选择是否经本侧启动判据闭锁；h） 差动保护应能适应过渡电阻缓慢变化的高阻接地故障。6.2.2 相间及接地距离保护a） 设置三段相间距离和三段接地距离保护，各段可分别投退，各段定值和时间可独立整定；b） 远后备段保护，应采取措施解决中长线路躲负荷阻抗和灵敏度要求之间的矛盾；c） 距离保护I、段是否经振荡闭锁受“振荡闭锁元件”控制字控制；距离段固定不经振荡闭锁；d） 重合闸后加速距离保护固定加速距离段，是否经振荡闭锁受“振荡闭锁元件”控制字控制；e） 手动合闸固定加速相间距离和接地距离保护段，应考虑
45、措施防止手合于空载变压器时保护误动；f） 相间及接地距离段动作固定闭锁重合闸；相间及接地距离段动作可经控制字选择是否闭锁重合闸。6.2.3 零序过流保护a） 设置四段定时限零序过流保护。各段是否带方向经控制字选择，PT断线时带方向的段自动退出方向；b） 零序功率方向元件，应采用自产零序电压和自产零序电流。在零序电压二次值3U0不小于1V的情况下，应保证零序方向元件的正确性；c） 设置不小于100 ms短延时的零序后加速段保护，在手动合闸或自动重合时投入使用；d） 零序、段动作经控制字选择是否闭锁重合闸。6.2.4 CT断线处理原则表2 110kV线路保护电流互感器二次回路断线的处理原则序号保护
46、元件处理方式1零序保护零序段不闭锁零序段零序段不闭锁零序段零序段不闭锁零序段、零序段零序段2后备距离距离段不闭锁距离段距离段不闭锁距离段距离段不闭锁距离段3纵联差动保护闭锁零差，断线相差动门槛抬高至“CT断线后分相差动定值”4非断线侧告警长期有差流、对侧CT断线5差流越限告警后CT断线导致的差流越限，处理同CT断线6CT断线逻辑自动复归7CT断线后分相差定值固定定值（非自定义定值）6.2.5 PT断线过电流保护a） PT断线自动退出距离保护，自动投入PT断线过电流保护；b） 当距离保护和零序过流保护投入压板均退出时，PT断线过电流保护退出；c） PT断线过电流保护设两段，每段一时限；d） 系统电压恢复过程中，正序电压大于0.5Un时，PT断线元件延时500ms返回，恢复正常逻辑。6.2.6 自动重合闸技术要求a） 当重合闸采用检母无压方式（表3 注1）或非同期方式（表3注3）时，Ux断线不应