南方电网220kV线路保护技术规范.docx

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南方电网220kV线路保护技术规范

南方电网220kV线路保护技术规范

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ICS

备案号：

南方电网220kV线路保护技术规范

Technicalspecificationfor220kVtransmissionlinesprotectionofCSG

中国南方电网有限责任公司发布

目次

前言

为了降低继电保护现场作业风险，提高现场作业标准化水平,减少继电保护“三误”事故,统一各厂家220kV线路保护的技术要求、保护配置原则及相关的二次回路等，中国南方电网有限责任公司系统运行部组织编制了本规范。

本规范的内容包含220kV线路保护的配置原则、功能要求、技术要求、组屏（柜）原则和二次回路设计等。

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220kV厂站的220kV线路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220kV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。

本规范的附录A、B、D、E为资料性附录，附录C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、广东省电力设计研究院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责任公司、深圳南瑞科技有限公司等单位的大力支持。

本规范主要起草人：

刘千宽、舒双焰、丁晓兵、邓小玉、周红阳、赵曼勇、郑茂然、陈伟浩、关沛、庞学跃、唐宜芬、李一泉、刘玮、涂亮、梅勇、刘锦兰、伦振坚

南方电网220kV线路保护技术规范

1范围

本规范适用于220kV系统采用双母线主接线形式的新建线路及相关设备继电保护装置，3/2断路器主接线形式按照500kV线路保护技术规范执行，其他主接线形式、扩建及技改工程可参照执行。

本规范与《南方电网继电保护通用技术规范》一起，构成220kV线路保护的全部技术要求。

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或修订版均不适用于本规范。

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

GB/T15145—2008

输电线路保护装置通用技术条件

GB/T15149。

1—2002

电力系统远方保护设备的性能及试验方法第1部分：

命令系统

DL/T478—2010

继电保护和安全自动装置通用技术条件

DL/T769—2001

电力系统微机继电保护技术导则

DL/T5136-2001

火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程

DL/T5218-2005

220kV～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

3术语和定义

3.1纵联保护

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

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电流差值，并根据电流差值判别区内外故障的保护，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

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

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果和其它侧命令信号综合判别区内外故障的保护。

3.5纵联零序保护

线路各侧保护由零序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果和其它侧命令信号综合判别区内外故障的保护。

3.6远方跳闸保护

接受对侧通过通信通道传来的母线保护、断路器失灵动作等远方跳闸信号，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220kV系统的线路保护、断路器辅助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、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（柜）内装置间以及屏（柜）间的连线.

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的微机型继电保护装置。

5.1.3使用光纤通道的线路保护宜采用内置光纤接口，尽量减少保护通道的中间环节。

5.1.4保护装置宜具备双通道接口方式，其技术要求参照南方电网500kV线路保护技术规范执行.

5.2线路保护配置

5.2.1每回线路应按双重化要求至少配置两套完整的、相互独立的、主后一体化的微机型线路保护.通道条件具备时，每套保护宜采用双通道。

5.2.2具备一路光纤通道的线路应至少配置一套纵联电流差动保护，具备两路光纤通道的线路宜配置两套纵联电流差动保护。

5.2.3长度不大于20km的短线路应至少配置一套纵联电流差动保护，其通道优先采用专用光纤芯.

5.2.4同杆并架部分长度超过5km或超过线路全长30%的线路应配置两套纵联电流差动保护；存在旁路代运行方式的同杆并架线路可配一套纵联电流差动保护和一套传输分相命令的纵联距离保护。

5.2.5重冰区线路的保护宜采用双通道，并至少有一套保护能适应应急通道。

5.2.6按断路器配置操作箱。

5.2.7双重化配置的两套保护配置各自独立的电压切换装置。

5.2.8旁路配置一套传输分相命令的纵联距离保护或纵联电流差动保护（包含重合闸功能）、操作箱和电压切换装置。

6保护功能

6.1纵联距离（方向）线路保护

6.1.1功能配置

a）纵联距离（方向）主保护；

b）相间和接地距离保护；

c）零序电流保护；

d）重合闸;

e）三相不一致保护;

f）过流保护.

6.1.2输入模拟量

a）电流Ia、Ib、Ic、3I0。

b）电压输入采用:

Ua、Ub、Uc、Ux

6.1.3输入开关量

a）纵联保护投入；

b）距离保护投入;

c）零序保护投入;

d）过流保护投入；

e）保护检修投入;

f）通道试验按钮（用于专用收发信机方式的闭锁式保护）；

g）通道异常告警（用于专用收发信机方式的闭锁式保护）；

h）收信A、B、C（用于接点方式分相距离保护）或收信（用于接点方式距离保护）；

i）其他保护动作停信/发信；

j）闭锁重合闸;

k）压力低闭锁重合闸（或断路器未储能闭锁重合闸）；

l）重合闸转换开关重合闸方式输入；

m）断路器分相跳闸位置接点TWJa、TWJb、TWJc；

n）信号复归；

o）启动打印。

（可选）

6.1.4输出开关量

a）分相跳闸6组；

b）三相不一致跳闸出口2组;

c）重合闸1组；

d）永跳1组或闭锁重合闸1组;

e）发信1组（用于接点方式保护）

f）发信A、B、C2组（用于接点方式分相距离保护）;

g）保护动作信号3组：

1组保持（可选）,2组不保持;

h）重合闸动作信号3组：

1组保持（可选）,2组不保持；

i）发信信号1组;

j）保护运行异常信号:

如PT、CT断线等，2组不保持;

k）通道告警信号：

2组不保持（用于光口保护）;

l）保护装置故障告警2组不保持;

注：

a）~d）项应配置出口压板.

6.2纵联电流差动保护

6.2.1功能配置

a）电流差动保护；

b）相间和接地距离保护;

c）零序电流保护;

d）重合闸。

e）三相不一致保护;

f）过流保护。

6.2.2输入模拟量

a）电流Ia、Ib、Ic、3I0；

b）电压输入采用：

Ua、Ub、Uc、Ux。

6.2.3输入开关量

a）差动保护投入；

b）距离保护投入；

c）零序保护投入；

d）过流保护投入;

e）保护检修投入;

f）远方跳闸;

g）闭锁重合闸；

b）压力低闭锁重合闸（或断路器未储能闭锁重合闸）;

c）重合闸转换开关重合闸方式开入；

d）分相跳闸位置接点TWJa、TWJb、TWJc;

e）信号复归;

f）启动打印。

（可选）

6.2.4输出开关量

a）分相跳闸6组；

b）三相不一致跳闸出口2组；

c）重合闸1组；

d）永跳1组或闭锁重合闸1组;

e）保护动作信号3组:

1组保持（可选），2组不保持;

f）重合闸动作信号3组：

1组保持（可选），2组不保持；

g）保护运行异常告警信号（含PT、CT断线等）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）~d）项应配置出口压板。

6.3断路器辅助保护（可选）及操作箱

6.3.1功能配置

失灵启动保护.

6.3.2输入模拟量

Ia、Ib、Ic、3I0；

注:

3I0可选。

6.3.3输入开关量

a）保护检修投入；

b）信号复归;

c）启动打印（可选）；

6.3.4输出开关量

a）失灵电流判据接点2组;

b）保护动作信号3组：

1组保持（可选）,2组不保持；

c）保护运行异常告警（含PT、CT断线等）2组不保持；

d）保护装置故障告警信号2组不保持.

6.3.5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；

l）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，启失灵用接点配出口压板）；

o）保护三跳不启动重合闸、启动失灵接点输出（TJR,启失灵用接点配出口压板）；

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；

y）一、二组电源消失信号;

zz）直流电源监视;

aa）备用中间继电器。

7技术要求

7.1通用要求

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电流互感器、电压互感器回路异常及断线

7.1.3.1 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。

7.1.3.2 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。

7.1.3.3 保护装置在电压互感器二次回路一相、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。

7.1.4保护整组动作时间（含出口继电器时间,不包括通道时间）

7.1.4.1 纵联保护整组动作时间≤30ms；

7.1.4.2 相间距离I段（0.7倍整定值）≤30ms；

7.1.4.3 接地距离I段（0。

7倍整定值）≤30ms；

7.1.5使用通道的保护或远方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。

7.1.6内置光纤接口的保护装置和远方信号传输装置应具有数字地址编码,线路两侧的保护或远方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。

7.2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、跨线故障和断线故障等）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,保证在发生不大于100Ω电阻的接地故障时可靠跳闸。

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本线非全相运行期间发生各种故障，保护应能可靠动作。

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。

7.2.9线路保护应考虑线路分布电容、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纵联距离（方向）保护

7.2.10.1 平行双回或多回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；

7.2.10.2 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。

7.2.10.3 纵联分相距离保护可通过传输分相命令实现选相功能。

同杆并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250ms的延时三跳，但不应拒动。

7.2.10.4 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。

7.2.10.5 发生故障功率倒向时，保护不应误动。

7.2.10.6 收信开入长期存在时应发出告警信号,但在保护判为正方向时不闭锁保护。

7.2.11纵联电流差动保护

7.2.11.1 纵联电流差动保护采用比率制动特性。

7.2.11.2 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.

7.2.11.3 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。

7.2.11.4 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。

7.2.11.5 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.

7.2.11.6 纵联电流差动保护应具有电容电流自动补偿功能。

7.2.11.7 线路空充时,差动保护不应降低灵敏度,延时应不超过30ms。

7.2.11.8 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。

7.2.11.9 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.

7.2.11.10 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.

7.2.11.11 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。

7.2.11.12 纵联电流差动保护装置应具有通道监视功能，如实时记录并累计丢帧、错误帧等通道状态数据，并能进行通讯误码计数，通道中断或误码率过高时应发告警信号.

7.2.12相间及接地距离保护

7.2.12.1 设置三段相间距离和三段接地距离保护，各段可分别投退，各段保护定值应独立整定,且相间和接地距离保护应独立整定。

7.2.12.2 距离Ⅰ段应能选相跳闸，Ⅱ段应能经控制字选择选相跳闸，Ⅲ段三跳不重合。

7.2.12.3 距离Ⅰ、Ⅱ段应可选择经振荡闭锁。

7.2.12.4 除常规距离Ⅰ段外，为快速切除中长线路出口短路故障，应有反映近端故障的保护功能。

7.2.12.5 距离保护应具有重合和手合后加速功能,加速段可单独整定或通过控制字选择加速距离Ⅱ段或Ⅲ段。

7.2.13零序电流保护

配置两段定时限零序过流保护。

a）第一段固定带方向—-零序过流Ⅱ段（或四段式中的Ⅲ段）；

b）第二段方向可投退—-零序过流Ⅲ段（或四段式中的Ⅳ段）。

7.2.14PT断线相过流和零序过流保护

7.2.14.1 PT断线相过流和零序过流保护可分别整定.

7.2.14.2 当距离保护和零序过流保护均退出时,PT断线过流保护才允许自动退出。

7.2.14.3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。

7.2.15三相不一致保护

7.2.15.1 断路器三相不一致时，由三相不一致保护跳开三相；保护功能可由控制字选择经零序或者负序电流开放。

7.2.16过流保护

7.2.16.1 设置带延时的两段相电流过流保护。

每段相电流过流定值及延时可分别整定。

7.2.16.2 过流保护经过流保护投入压板和控制字投退.

7.2.17重合闸

7.2.17.1 重合闸可由保护跳闸接点起动和断路器位置不对应起动。

7.2.17.2 重合闸应具备检无压方式、检同期方式和不检方式。

7.2.17.3 当重合闸采用不检方式时,同期电压PT断线不应报警。

7.2.17.4 检同期重合闸所采用的线路电压应该是自适应的，用户可接入任意相间或相电压作为同期电压。

7.2.17.5 重合闸应具有手跳、母差及失灵保护动作、安全自动装置动作等外部开入闭锁功能，任何时候收到该信号，重合闸即放电.手合闭锁重合闸应能自动判别。

7.2.17.6 重合闸启动前，收到压力低闭锁重合闸信号，经延时后放电；重合闸启动后，收到压力低闭锁重合闸信号,重合闸不放电。

7.2.17.7 设置“重合闸方式”转换开关,通过转换开关实现单相重合闸、三相重合闸、综合重合闸和停用重合闸方式的选择。

保护装置内部设置停用重合闸软压板，不设置重合闸单重、三重、综重和停用重合闸方式控制字。

7.2.17.8 单相重合闸和三相重合闸时间应可分别整定。

7.2.17.9 在重合于永久性故障或停用重合闸时，应“沟通三跳"。

停用重合闸时“沟通三跳”不经控制字及压板控制。

7.2.17.10 220kV线路两套保护装置的重合闸同时投入时,不应出现二次重合。

7.2.17.11 重合闸的合闸脉冲宽度应不小于100ms,以保证可靠合闸。

7.2.17.12 重合闸充电时间10s.

7.2.17.13 重合闸装置动作后，应能经设定的时间后自动复归。

7.2.17.14 重合闸装置起动后应能延时自动复归，不满足重合闸条件时应沟通三跳回路。

7.3断路器保护及操作箱

7.3.1断路器辅助保护（仅用于旧变电站母差保护不含断路器失灵电流判别的情况）

7.3.1.1设置失灵启动功能，其分相判别的相电流元件动作后，输出起动接点，与外部保护动作接点串联后起动失灵.

7.3.1.2 失灵电流起动接点分为分相电流起动接点与三相电流起动接点.三相电流起动接点当任一相电流起动时即动作。

失灵保护采用分相和三相起动,设置三个分相跳闸开入，一个三相跳闸开入。

7.3.2操作箱

7.3.2.1 两组操作电源的直流空气开关设在操作箱所在屏（柜）内。

7.3.2.2 操作箱应设有断路器合闸位置、跳闸位置和电源指示灯.

7.3.2.3 操作箱的防跳功能应方便取消，合闸回路与跳闸位置监视的连接应便于断开,端子按合闸回路与跳闸位置监视依次排列；跳闸回路与合闸位置监视应固定连接，端子按跳闸回路与合闸位置监视依次排列。

7.3.2.4 为防止保护装置先上电而操作箱后上电时断路器位置不对应误启动重合闸，宜由操作箱对保护装置提供“闭锁重合闸"接点。

7.3.2.5 操作箱中串接在跳、合闸回路中的断路器机构压力接点前后应引上端子，方便取消。

7.3.2.6 具有既不启动失灵也不启动重合的跳闸输入回路（TJF）。

7.3.2.7 为提高抗干扰能力,出口继电器TJR（启动失灵不启动重合）、TJQ（启动失灵启动重合）、TJF（不启动失灵不启动重合）、STJ（手跳）及SHJ（手合）的起动电压不宜低于直流额定电压的55％，不高于70%，启动功率不小于5W。

7.3.2.8 断路器位置继电器应监视分、合闸回路，并保证正常运行时分、合闸线圈端电压不大于额定值的5%。

7.3.2.9 断路器跳（合）闸线圈的出口触点控制回路，必须设有串联自保持回路，保证跳（合）闸出口继电器的触点不断弧及断路器可靠跳、合闸。

7.3.2.10 对于单出口继电器，可以在出口继电器跳（合）闸触点回路串入电流自保持线圈，并满足如下要求：

a）自保持电流不应大于额定跳（合）闸电流的50％，线圈压降小于额定值的5％。

b）出口继电器的电压起动线圈与电流自保持线圈的相互极性关系正确.

c）电流与电压线圈间的耐压水平不低于交流1000V、1min的试验标准（出厂试验应为交流2000V、1min）。

d）电流自保持线圈接在出口触点与断路器控制回路之间。

7.3.3电压切换箱（插件）

7.3.3.1 电压切换回路采用保持继电器;

7.3.3.2 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，应采用隔离刀闸常开接点启动的不保持继电器接点。

8二次回路

8.1通用要求

8.1.1双重化配置的两套保护的电流回路、电压回路、直流电源和跳闸回路相互独立.电流回路的走向见附录A。

8.1.2双重化配置的每套保护电压应分别取自电压互感器的不同绕组。

8.1.3双重化配置的每套保护电流应分别取自电流互感器的不同绕组.

8.1.4双重化配置的每套保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。

8.1.5单套配置的保护出口跳闸应同时作用于断路器的两组跳闸线圈.

8.1.6操作箱应采用分相合闸出口，并分别与断路器机构的对应相合闸回路连接。

8.1.7操作箱跳闸位置状态的监视，应串联断路器辅助动断触点后接入合闸回路，监视其完整性。

8.1.8操作箱内的断路器操作机构“压力低闭锁重合接点”的转换继电器应以压力低接点闭合的方式接入保护压力闭锁重合闸的输入回路。

8.1.9当断路器操动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跳合闸控制回路中的压力接点。

8.1.10优先使用断路器机构本体的防跳回路。

8.2回路要求

8.2.1线路保护及重合闸

8.2.1.1 每套保护分相跳闸启动失灵出口宜对应启动一套断路器失灵保护.

8.2.1.2 每套保护的第一组跳闸出口作用于断路器跳闸线圈，第二组和第三组跳闸出口用于启动失灵.在线路保护屏上，跳闸出