2801001022003300500075000智能变电站220kV750kV线路保护通用技术规范范本

（20092009 年版）年版）国家电网公司物资采购标准国家电网公司物资采购标准（智能变电站（智能变电站继电保护及自动装置继电保护及自动装置卷卷智能变智能变电站线路保护册）电站线路保护册）智能变电站智能变电站220kV220kV750kV750kV 线路保护线路保护通用技术规范（范本）通用技术规范（范本）（编号：（编号：2801001-0220/0330/0500/0750-002801001-0220/0330/0500/0750-00）国家电网公司国家电网公司二二一一年八月年八月 本规范对应的专用技术规范目录序号名 称编 号1智能变电站 220kV 线路光纤差动保护专用技术规范（范本）28010010220012智能变电站 220kV 线路纵联距离（方向）保护专用技术规范（范本）28010010220023智能变电站 500kV（330kV）线路光纤差动保护专用技术规范（范本）28010010330/0500014智能变电站 500kV（330kV）线路纵联距离（方向）保护专用技术规范（范本）28010010330/0500025智能变电站 750kV 线路光纤差动保护专用技术规范（范本）28010010750016智能变电站 750kV 线路纵联距离（方向）保护专用技术规范（范本）2801001075002智能变电站 220kV750kV 线路保护技术规范（范本）使用说明1本技术规范分为通用部分、专用部分。2项目单位根据需求选择所需设备的技术规范，技术规范通用部分条款及专用部分固化的参数原则上不能更改。3项目单位应按实际要求填写“项目需求部分” 。如确实需要改动以下部分，项目单位应填写专用部分“项目单位技术差异表”并加盖该网、省公司物资部（招投标管理中心）公章，与辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会：1） 改动通用部分条款及专用部分固化的参数；2） 项目单位要求值超出标准技术参数值；3） 需要修正污秽、温度、海拔等条件。经标书审查会同意后，对专用部分的修改形成“项目单位技术差异表” ，放入专用部分中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。4对扩建工程，项目单位应在专用部分提出与原工程相适应的一次、二次及土建的接口要求。5技术规范的页面、标题、标准参数值等均为统一格式，不得随意更改。6投标人逐项响应技术规范专用部分中“1 标准技术参数” 、 “2 项目需求部分”和“3 投标人响应部分”三部分相应内容。填写投标人响应部分，应严格按招标文件技术规范专用部分的“招标人要求值”一栏填写相应的招标文件投标人响应部分的表格。投标人填写技术参数和性能要求响应表时，如有偏差除填写“投标人技术偏差表”外，必要时应提供相应试验报告。7一次设备的型式、电气主接线和一次系统情况对二次设备的配置和功能要求影响较大，应在专用部分中详细说明。目 次智能变电站 220kV750kV 线路保护技术规范（范本）使用说明1271总则1291.1引言 1291.2供方职责 1292技术规范要求1292.1使用环境条件1292.2保护装置额定参数 1302.3装置功率消耗 1302.4220kV750kV 线路保护总的技术要求1302.5线路光纤差动保护装置具体要求 1342.6线路纵联距离（方向）保护装置具体要求 1362.7柜结构的技术要求 1392.8智能终端的技术要求说明 1393试验1393.1工厂试验 1393.2系统联调试验 1403.3现场试验 1404技术服务、设计联络、工厂检验和监造1404.1技术文件 1404.2设计联络会议 1414.3工厂验收和现场验收 1414.4质量保证 1414.5项目管理 1424.6现场服务 1424.7售后服务 1424.8备品备件、专用工具、试验仪器 1421总则1.1引言 提供设备的厂家、投标企业应具有 ISO 9001 质量保证体系认证证书，宜具有 ISO 14001 环境管理体系认证证书和 OHSAS 18001 职业健康安全管理体系认证证书及年检记录，宜具有 AAA 级资信等级证书、重合同守信用企业证书并具备良好的财务状况和商业信誉。提供的保护装置应在国家或电力行业检验检测机构通过型式试验、动模试验和 IEC 61850 的一致性测试。投标厂商应满足 2.4.3 中的规定、规范和标准的要求。招标方在技术规范专用部分提出的要求投标方也应满足。中标单位应按买方要求开展相关检验测试。（注：本批投标设备型式试验、动模试验和 IEC 61850 的一致性测试报告可在中标后供货前提供。 ）1.1.1供方提供的智能变电站继电保护及相关设备应符合 Q/GDW 441 的要求。智能变电站继电保护与站控层信息交互采用 DL/T 860（IEC 61850） ，跳合闸命令和联闭锁信息可通过直接电缆连接或 GOOSE 机制传输，电压、电流量可通过传统互感器或电子式互感器采集。供方提供的继电保护及相关设备所采用的技术应遵循 Q/GDW 441 及本技术规范中与之对应的部分。1.1.2本技术规范提出的是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方应提供符合本技术规范和工业标准的优质产品。1.1.3如果投标方没有以书面形式对本技术规范的条文提出异议，则表示投标方提供的设备完全符合本技术规范的要求。如有异议，应在报价书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。1.1.4本技术规范所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致按较高的标准执行。1.1.5本技术规范经招、投标双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等效力。1.2供方职责供方的工作范围将包括下列内容，但不仅仅限于此内容。1.2.1提供标书内所有设备及设计说明书及制造方面的说明。1.2.2提供国家或电力行业级检验检测机构出具的动模试验报告、型式试验报告和 IEC 61850 的一致性测试报告，以便确认供货设备能否满足所有的性能要求。1.2.3提供与投标设备版本相符的安装及使用说明书。1.2.4提供试验和检验的标准，包括试验报告和试验数据。1.2.5提供图纸，制造和质量保证过程的一览表以及标书规定的其他资料。1.2.6提供设备管理和运行所需有关资料。1.2.7所提供设备应发运到规定的目的地。1.2.8如标准、规范与本技术规范有明显的冲突，则供方应在制造设备前，用书面形式将冲突和解决办法告知需方，并经需方确认后，才能进行设备制造。1.2.9在更换所用的准则、标准、规程或修改设备技术数据时，供方有责任接受需方的选择。1.2.10现场服务。2技术规范要求2.1使用环境条件2.1.1设备储存温度：2570。2.1.2设备工作温度：545。2.1.3大气压力：86kPa106kPa。2.1.4相对湿度：5%95%。2.1.5抗地震能力：地面水平加速度 0.3g，垂直加速度 0.15g，同时作用。2.2保护装置额定参数2.2.1额定直流电源：220V/110V。2.2.2模拟量输入：额定交流电流，5A/1A；额定交流电压，100V/3（相电压） 、100V（线电压） 。2.2.3数字量输入：额定电流，01CFH 或 00E7H；额定电压，2D41H。2.2.4额定频率：50Hz。2.2.5打印机工作电源：交流 220V、50Hz。2.3装置功率消耗2.3.1装置交流消耗：交流电流回路功率消耗每相不大于 0.5VA，交流电压回路功率消耗（额定电压下）每相不大于 0.5VA。供方投标时必须提供确切数值。2.3.2装置直流消耗：当正常工作时，不大于 50W；当保护动作时，不大于 80W。供方投标时必须提供确切数值，并在技术规范专用部分的“投标人技术偏差表”中列出。2.4220kV750kV 线路保护总的技术要求2.4.1本节规定了跳合闸命令和联闭锁信息通过 GOOSE 机制传输和（或）电压、电流量通过电子式互感器及 MU 采集的保护设备的技术要求。通过传统互感器、电缆直接采样的装置，保护装置交流采样及交流二次回路的技术要求，应符合已有的相应规范和标准以及国家电网公司物资采购标准（2009 年版） 继电保护及自动化卷相关部分要求。通过电缆直接跳闸装置，装置跳合闸及二次回路的技术要求，应符合已有的相应规范和标准以及国家电网公司物资采购标准（2009 年版） 继电保护及自动化卷相关部分要求。2.4.2环境温度在545时，装置应能正常工作并且满足本技术规范所规定的精度。2.4.3保护装置至少应满足表 1 所列规定、规范和标准的最新版本的要求，但不限于表1 中所列的规范和标准。各标准中不适用于智能变电站继电保护之处，或与 Q/GDW 383 和 Q/GDW 441 的规定不一致之处，以 Q/GDW 383 与 Q/GDW 441 为准。表 1保护装置应满足的规定、规范和标准标准号标准名称GB/T 191包装储运图示标志GB/T 2423电工电子产品环境试验GB/T 7261继电保护和安全自动装置基本试验方法GB/T 11287电气继电器 第 21 部分：量度继电器和保护装置的振动、冲击、碰撞和地震试验 第1 篇：振动试验（正弦）GB/T 14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 14537量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验GB/T 14598.3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试验GB/T 14598.9电气继电器 第 22-3 部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验 辐射电磁场骚扰试验GB/T 14598.10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电快速瞬变/脉冲群抗扰度试验GB/T 14598.13电气继电器 第 22-1 部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验 1MHz 脉冲群抗扰度试验GB/T 14598.14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/T 14598.17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射频场感应的传导骚扰抗扰度表 1（续）标准号标准名称GB/T 14598.18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浪涌抗扰度试验GB/T 14598.19电气继电器 第 22-7 部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验工频抗扰度试验GB/T 18663.3电子设备机械结构 公制系列和英制系列的试验 第 3 部分：机柜、机架和插箱的电磁屏蔽性能试验GB/T 20840.8互感器 第 8 部分：电子式电流互感器GB/T 15145输电线路保护装置通用技术条件DL/T 478静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 559220kV750kV 电网继电保护装置运行整定规程DL/T 587微机继电保护装置运行管理规程DL/T 713500kV 变电所保护与控制设备抗扰度要求DL/T 720电力系统继电保护柜、屏通用技术条件DL/T 769电力系统微机继电保护技术导则DL/T 860变电站通信网络和系统DL/T 860.81变电站通信网络和系统 第 8-1 部分：特定通信服务映射（SCSM）对 MMS（ISO 9506-1 和 ISO 9506-2）及 ISO/IEC 8802DL/T 860.92变电站通信网络和系统 第 9-2 部分：特定通信服务映射（SCSM）映射到 ISO/IEC 8802-3 的采样值DL/T 871电力系统继电保护产品动模试验DL/Z 886750kV 电力系统继电保护DL/T 995继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T 5136火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5218220kV500kV 变电所设计技术规程Q/GDW 161线路保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW 383智能变电站技术导则Q/GDW 393110（66）kV220kV 智能变电站设计规范Q/GDW 394330kV750kV 智能变电站设计规范Q/GDW 396IEC 61850 工程继电保护应用模型Q/GDW 428智能变电站智能终端技术规范Q/GDW 430智能变电站智能控制柜技术规范Q/GDW 441智能变电站继电保护技术规范电安生1994191 号电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点国家电力监管委员会第 34 号文，2006 年 2 月电力二次系统安全防护总体方案变电站二次系统安全防护方案调继2005222 号国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）继电保护专业重点实施要求IEC 61588网络测量和控制系统的精密时钟同步协议2.4.4220kV 及以上电压等级线路保护系统应遵循双重化配置原则，每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠。1） 每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护异常或退出时不应影响另一套保护的运行。2） 两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的 MU。3） 双重化配置的 MU 应与电子式互感器两套独立的二次采样系统一一对应。4） 双重化配置保护使用的 GOOSE 网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行。5） 两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应；两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。6） 双重化的两套保护及其相关设备（电子式互感器、MU、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一对应。7） 双重化配置的保护应使用主、后一体化的保护装置。2.4.5保护装置内任一个元件损坏，除出口继电器外，不应引起保护误动作跳闸。2.4.6保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能。2.4.7110kV 及以上电压等级的过程层 SV 网络、过程层 GOOSE 网络、站控层 MMS 网络应完全独立。2.4.8保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息通过GOOSE 网络传输，双重化配置的保护之间不直接交换信息。2.4.9双母线电压切换功能可由保护装置分别实现。2.4.103/2 断路器接线形式，2 个断路器的电流 MU 分别接入保护装置，电压 MU 单独接入保护装置。2.4.11220kV 及以上线路按双重化配置保护装置，每套保护包含完整的主、后备保护功能。2.4.12线路过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中，站内其他装置启动远跳经GOOSE 网络启动。2.4.13线路保护直接采样，直接跳断路器；经 GOOSE 网络启动断路器失灵、重合闸。2.4.14保护装置采样同步应由保护装置实现，装置 SV 采样值接口支持 GB/T 20840.8（IEC 60044-8）或 DL/T 860.92（IEC 61850-9-2）协议，在工程应用时应能灵活配置。2.4.15保护装置应自动补偿电子式互感器的采样响应延迟，当响应延时发生变化时应闭锁采自不同 MU 且有采样同步要求的保护。保护装置的采样输入接口数据的采样频率宜为 4000Hz。2.4.16保护装置的交流量信息应具备自描述功能。2.4.17保护装置应处理 MU 上送的数据品质位（无效、检修等） ，及时准确提供告警信息。在异常状态下，利用 MU 的信息合理地进行保护功能的退出和保留，瞬时闭锁可能误动的保护，延时告警，并在数据恢复正常之后尽快恢复被闭锁的保护功能，不闭锁与该异常采样数据无关的保护功能。接入两个及以上 MU 的保护装置应按 MU 设置“MU 投入”软压板。2.4.18当采用电子式互感器时，保护装置应针对电子式互感器特点优化相关保护算法，提高保护性能。2.4.19保护装置应采取措施，防止输入的双 A/D 数据之一异常时误动作。2.4.20除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示） 。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。2.4.21保护装置应同时支持 GOOSE 点对点和网络方式传输，传输协议遵循 DL/T 860.81（IEC 61850-8-1） 。2.4.22保护装置采样值接口和 GOOSE 接口数量应满足工程的需要。2.4.23保护装置应具备 MMS 接口与站控层设备通信。保护装置向站控层提供的信息符合Q/GDW 396。2.4.24保护装置的交流电流、交流电压及保护设备参数的显示、打印、整定应能支持一次值，上送信息应采用一次值。2.4.25保护装置内部 MMS 接口、GOOSE 接口、SV 接口应采用相互独立的数据接口控制器接入网络。2.4.26保护装置应具备通信中断、异常等状态的检测和告警功能。装置应提供装置故障（含失电）硬接点输出。2.4.27保护装置可通过 IRIG-B（DC）码对时，也可采用 IEC 61588（ IEEE 1588）进行网络对时，对时精度应满足要求。2.4.28对保护装置 ICD 文件与 CID 文件的要求：1） ICD、CID 文件符合统一的模型要求，适用于通用的配置工具和静态检测、分析软件。2） ICD 文件应完整描述 IED 提供的数据模型及服务，采用模块化设计，包含版本信息。3） CID 文件应完整描述本 IED 的实例化信息，应包含版本信息。2.4.29保护装置信息交互要求：1） 智能变电站继电保护应满足运行维护、监视控制及无人值班、智能电网调度等信息交互的要求。2） 继电保护设备应该支持在线和离线获取模型，离线获取和在线召唤的模型应保持一致。定值模型应包含描述、定值单位、定值上限、定值下限等信息。3） 继电保护设备应将检修压板状态上送站控层。当继电保护设备检修压板投入时，上送报文中信号的品质 q 的“Test 位”应置位。4） 继电保护设备应支持取代服务，取代数据的上送报文中，信号的品质 q 的“取代位”应置位。5） 继电保护设备应能够支持不小于 16 个客户端的 TCP/IP 访问连接，应能够支持 10 个报告实例。2.4.30保护装置交互信息内容：1） 继电保护设备应支持上送采样值、开关量、压板状态、设备参数、定值区号及定值、自检信息、异常告警信息、保护动作事件及参数（故障相别、跳闸相别和测距） 、录波报告信息、装置硬件信息、装置软件版本信息、装置日志信息等数据。2） 继电保护设备主动上送的信息应包括开关量变位信息、异常告警信息和保护动作事件信息等。3） 继电保护设备应支持远方投退压板、修改定值、切换定值区、设备复归功能，并具备权限管理功能。4） 继电保护设备的自检信息应包括硬件损坏、功能异常、与过程层设备通信状况等。5） 继电保护设备应支持远方召唤至少最近 8 次录波报告的功能。2.4.31保护装置就地化安装时应遵循以下原则要求：1） 就地化安装的保护装置应靠近被保护设备，减少与互感器（合并单元）及操作箱（智能终端）的连接电缆（光缆）长度。当采用开关柜方式时，保护装置安装于开关柜内；对于户内 GIS 厂站，保护装置宜就地安装于 GIS 汇控柜内；对于户外安装的厂站，可就地安装于智能控制柜内。2） 就地安装保护装置的汇控柜和智能控制柜应符合相应的技术规范，具有规定的防护性能和环境调节性能，为继电保护装置提供必需的运行环境。就地安装的继电保护装置应能适应汇控柜和智能控制柜规定的柜内部环境条件。3） 就地安装的保护装置应具有运行、位置指示灯和告警指示信息，可不配备液晶显示器，但应具有用于调试、巡检的接口和外部设备。4） 双重化配置的保护装置就地安装时宜分别安装在不同的智能控制柜中。5） 就地安装的继电保护设备的输入、输出接口宜统一。a） 当为常规互感器时，宜直接用电缆接入交流电流电压回路。b） 保护装置（或保护装置子单元）的跳闸出口触点应采用电缆直接接至智能终端或操作箱。 c） 保护装置需要的本间隔的开关和刀闸位置信号宜用电缆直接接入，保护联闭锁信号等宜采用光纤 GOOSE 网交换。6） 当采用合并单元（MU）时，MU 的配置及与保护的连接方式按前面各节的规定，双重化的合并单元可对应双重化的智能终端分别安装在两个智能控制柜中。7） 户外就地安装的继电保护装置，当安装于不具有环境调节性能的屏柜时，应满足以下使用环境条件：a） 大气压力：70kPa106kPa。b） 环境温度：2570。c） 最大相对湿度：95%（日平均） ，90%（月平均） 。d） 抗地震能力：水平加速度 0.30g，垂直加速度 0.15g，同时作用。2.4.32 雷击过电压、一次回路操作、系统故障及其他强干扰作用下，不应误动和拒动。保护装置快速瞬变干扰试验、高频干扰试验，辐射电磁场干扰试验、冲击电压试验和绝缘试验应符合 2.4.3的相关标准。装置调试端口应带有光电隔离装置。2.4.33保护柜中的插件应接触可靠，并且有良好的互换性，以便检修时能迅速更换。2.4.34保护装置应具有直流电源快速小开关，与保护装置安装在同一柜上。保护装置的逻辑回路应由独立的直流/直流变换器供电。直流电压消失时，保护装置不应误动作。直流电源电压在80%115%额定值范围内变化时，保护装置应正确工作。在直流电源恢复（包括缓慢地恢复）到80%Un时，直流逆变电源应能自动启动。直流电源纹波系数小于或等于 5%时，保护装置应正确工作。拉合直流电源以及插拔熔丝发生重复击穿火花时，保护装置不应误动作。直流电源回路出现各种异常情况（如短路、断线、接地等）时保护装置不应误动作。2.4.35所提供保护设备的软件版本及校验码应与买方进行确认，并提供配套的使用说明书和相关的定值清单。2.5线路光纤差动保护装置具体要求2.5.1线路光纤差动保护装置的保护配置2.5.1.1 保护装置应是微机型的，光纤电流差动的电流、电压采样频率应不小于 20 点/周波并具有打印机接口及液晶显示器。保护装置具有检查自身故障的功能及人机对话的功能。2.5.1.2 每面光纤分相电流差动保护屏含一套光纤分相电流差动主保护，并配置三段式相间距离保护、三段式接地距离保护、二段式零序保护、独立的反时限零序保护、具有选相功能的零差保护作为后备保护，以保证高电阻接地故障时能可靠地有选择地切除故障。优先采用主保护、后备保护一体化的微机型继电保护装置，保护应能反映被保护设备的各种故障及异常状态。2.5.2光纤差动保护通道设备的要求2.5.2.1 保护装置信号传输采用光纤通道，采用光纤通道时，短线、支线优先采用专用光纤。采用复用光纤时，优先采用 2Mbit/s 数字接口。对光纤通道的误码应有可靠的防护措施，确保通道传输发生误码时（误码率低于106） ，保护应能正常工作。保护室光配线柜至保护柜、通信机房光配线柜至接口柜均应使用尾缆连接。尾缆应使用 ST 或 FC 型连接器与设备连接。光缆通过光配线柜转接。2.5.2.2 当同一线路的两套光纤电流差动保护均复用通信 2Mbit/s 光纤数字通道时，在通信室至少应配置 2 面光电转换接口屏，同一线路的两套保护的通信接口装置应安装在不同屏上；同一机柜不得安装超过 8 条线路的继电保护专用光电转换接口装置设备。线路纵联电流差动保护通道的收发时延应相同。双重化配置的远方跳闸保护，其通信通道应相互独立；线路纵联保护采用数字通道的，远方跳闸命令宜经线路纵联保护传输。2Mbit/s 数字接口装置与通信设备采用 75 同轴电缆不平衡方式连接。2.5.2.3 安装在通信机房的每个继电保护通信接口设备的直流电源均取自通信专业的直流电源，并与所接入通信设备的直流电源相对应，采用 48V 电源，该电源的正端应连接至通信机房的接地铜排。2.5.2.4 保护屏和通信接口屏均应带有光纤接线盒。2.5.2.5 保护与光电转换及数字接口的连接要求采用单模光纤连接，光纤的结构应适合于电缆沟道敷设，应具有非金属、防水、阻燃、防鼠咬等的功能。2.5.3线路光纤差动保护装置的保护功能2.5.3.1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通道识别码，并对通道识别码进行校验，校验出错时告警并闭锁差动保护。2.5.3.2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，通道严重故障时告警，且不引起保护误动。2.5.3.3纵联电流差动保护两侧启动元件和本侧差动元件同时动作才允许差动保护出口。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 TV 断线时对辅助启动元件的影响，差动电流不能作为装置的启动元件。2.5.3.4线路在空载、轻载、满载条件下，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、相间短路、三相短路、非全相运行故障及转移故障）时，主保护应能无时限可靠快速动作，并能适应平行线路。2.5.3.5保护应带有完善的反应相间故障及接地故障的后备保护，后备保护应分别配置三段式相间距离保护、三段式接地距离保护、二段式零序电流保护和独立的反时限零序保护。2.5.3.6线路保护装置需考虑线路分布电容、并联电抗器、变压器（励磁涌流）等所产生的暂态及稳态过程的谐波分量和直流分量的影响，有抑制这些分量的措施。2.5.3.7对重负荷、长距离的联络线路，保护应考虑振荡、长线路充电电容效应、并联电抗器电磁暂态特性等因素的影响。 2.5.3.8振荡闭锁。1） 系统发生全相或非全相振荡，振荡中又有区外故障，保护装置不应误动作跳闸。2） 系统在全相或非全相振荡过程中，被保护线路如发生各种类型的不对称故障，保护装置应有选择性地动作跳闸，纵联保护仍应快速动作。3） 系统在全相振荡过程中发生三相故障（不考虑故障在振荡中心） ，保护装置应可靠动作跳闸，并允许带短延时。2.5.3.9断路器动作时的反应。当手动合闸或自动重合于故障线路时，保护应加速三相跳闸，且不再重合；合于无故障线路上时，保护应可靠不动作。对于线线串接线方式，中间断路器合闸时，仅加速合闸线路，不加速正常运行线路，此加速功能由线路保护不借助外部信号下实现。2.5.3.10保护装置在各种工作环境下，应能耐受雷击过电压、一次回路操作、开关场故障及其他电磁干扰作用，不应误动或拒动。2.5.3.11选择故障相的功能。主保护应有独立的选相功能，选相元件应保证在各种故障条件下正确选择故障相，非故障相选相元件不应误动。2.5.3.12装置应具有单相和三相跳闸逻辑回路，线路一相跳开后，再故障应跳三相。3/2 断路器接线的断路器重合闸，先合闸断路器合于永久性故障，线路保护均加速动作，发三相跳闸（永跳）命令。2.5.3.13线路保护对于线路两侧电流互感器的特性及变比不完全一致的情况，电流差动保护应考虑相应的解决措施。在电流互感器饱和时，区内故障不应导致电流差动保护拒动，区外故障不应导致电流差动保护误动。2.5.3.14对保护范围外故障的反应。在保护范围外部故障时，保护不应误动。外部故障切除、外部故障转换、故障功率倒向及系统操作等情况下，保护不应误动。2.5.3.15被保护线路在各种运行条件下进行各种正常的倒闸操作时，保护装置不得误发跳闸命令。2.5.3.16接地后备保护应保证在接地电阻不大于下列数值时，有尽可能强的选相能力，并能正确动作跳闸：220kV 线路，100；330kV 线路，150；500kV 线路，300；750kV 线路，400。2.5.3.17距离保护的超越问题。距离保护应具有速动段，它在各种故障情况下的暂态和稳态超越应小于 5%整定值。2.5.3.18距离保护的测量元件。距离继电器各段相间和接地故障均有不同的测量元件，并能同时进行测量。2.5.3.19距离继电器的记忆时间。距离继电器的记忆时间应大于 100ms，以保证在发生内部故障或出口反向故障时能正确动作。2.5.3.20电流差动保护系统应能为相间故障、接地故障及其混合性故障提供完整的保护。电流差动保护应符合作为快速主保护的要求。2.5.3.21本线或相邻线路装有串联补偿电容时，应考虑串补电容对保护的影响。2.5.3.22弱馈线路的保护。保护装置应具有弱馈线路保护功能。2.5.3.23线路保护装置不应由于互感器的暂态影响而误动作。2.5.3.24测距功能。主保护装置应带有故障测距的功能，测量误差应小于线路全长的 3%（金属性故障） 。2.5.4重合闸的技术要求2.5.4.1自动重合闸的要求自动重合闸由保护启动，也可由位置不对应启动。自动重合闸由分相和三相跳闸启动回路启动。三相自动重合闸应有同期检查和无电压检查。2.5.4.2重合闸闭锁方式重合闸应有外部闭锁重合闸的输入回路，用于在手动跳闸、手动合闸、母线故障、断路器失灵、延时段保护动作、断路器操作压力降低等情况下接入闭锁重合闸接点（或 GOOSE 信号） 。三相重合闸元件启动后，应闭锁单相重合闸时间元件。2.5.4.3重合闸方式1） 当不使用用于重合闸检线路侧电压和检同期的电压元件时，TV 断线不应报警。2） 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。3） 装置具备单相重合闸、三相重合闸、禁止重合闸和停用重合闸功能。4） 对 220 kV 及以上电压等级的同杆并架双回线路，为了提高电力系统安全稳定运行水平，可采用按相自动重合闸方式。2.5.4.4重合闸时间单相重合闸和三相重合闸时间，应可分别调整，时间范围为 0.1s10s，级差为 0.1s（或更小） 。重合闸动作后，在整组复归前，应保持送给保护准备三跳的信号。2.5.5远方跳闸保护线路保护应包含远跳就地判据功能。远方跳闸保护的就地判据应能反映一次系统的故障、异常运行状态，应简单可靠、便于整定，宜采用如下判据：零、负序电流，零、负序电压，电流变化量，低电流，分相低功率因数（当电流小于精工电流时，开放判据） ，分相低有功，远方跳闸保护宜采用一取一经就地判别方式。2.5.6过电压保护线路保护应包含过电压保护功能。当本侧工频过电压保护动作时可选择是否跳本侧断路器，发远方跳闸信号可选择是否经本侧断路器分相跳闸位置闭锁。2.5.7装置 MMS、SV、GOOSE 接口要求装置应具备站控层 MMS 接口至少 2 个；对采用 MU 数字量输入装置，应具备 SV（采样值）点对点接口至少 3 个；对采用过程层 GOOSE 的装置，应具备 GOOSE 组网接口至少 1 个，点对点接口至少 2 个。装置具体接口数量，买方在设计联络阶段确认。2.6线路纵联距离（方向）保护装置具体要求2.6.1线路纵联距离（方向）保护配置2.6.1.1保护装置应是微机型的，纵联距离（方向）的电流、电压采样频率应不小于 20 点/周波并具有打印机接口及液晶显示器。保护装置具有检查自身故障的功能及人机对话的功能。每面纵联距离（方向）屏含一套纵联距离（方向）作为主保护， 并配置三段式相间距离保护、三段式接地距离保护、二段式零序保护、独立的反时限零序保护作为后备保护。2.6.1.2保护应能适应各种保护通道，保护信号能可靠传送到对侧。通道形式如下：1） 专用收发信机（以下简称收发信机） 。高频收发信机技术指标满足继电保护专用电力线载波收发信机技术条件 。收发信机应设有远方启动发信的回路。a） 收发信机应有远方启动发信的回路，并能手动复归。b） 收发信机应有外部控制发信或停信回路，以便于本侧其他保护动作后使对端保护加速跳开断路器。c） 收发信机应有开环和闭环进行通道检查的回路和相应的逻辑回路，并具有自检回路及装置异常告警回路。d） 高频保护收发信机的高频录波量不允许直接并接在高频通道上，设有收信输出至故障录波的引出端，并与故障录波相匹配。收发信机具有供录波使用的收信输出触点。e） 在收发信机的功率放大、电源、高频通道输入等回路不设置过载、过电压等保护性措施，以防止系统异常、故障时，收发信机不能正常工作。f） 高频保护收发信机包括远切发信机的直流电压输入必须经过抗干扰滤波器。g） 对高频闭锁距离（方向）保护， “其他保护停信”回路应直接接入保护装置，而不应接入收发信机。保护与收发信机的配合宜采用单接点启信方式。2） 光纤通道。光纤距离（方向）保护的信号交换宜采用允许式。短线、支线优先采用专用光纤。采用复用光纤时，优先采用 2Mbit/s 数字接口。对光纤通道的误码应有可靠的防护措施，确保通道传输发生误码时（误码率低于106） ，保护应能正常工作。保护室光配线柜至保护柜、通信机房光配线柜至接口柜均应使用尾缆连接。尾缆应使用 ST 或 FC 型连接器与设备连接。光缆通过光配线柜转接。当同一线路的两套纵联距离（方向）保护均复用通信 2Mbit/s 光纤数字通道时，在通信室至少应配置 2 面光电转换接口屏，同一线路的两套保护的通信接口装置应安装在不同屏上；同一机柜不得安装超过 8 条线路的继电保护专用光电转换接口装置设备。双重化配置的远方跳闸保护，其通信通道应相互独立；线路纵联保护采用数字通道的，远方跳闸命令宜经线路纵联保护传输。2Mbit/s 数字接口装置与通信设备采用 75 同轴电缆不平衡方式连接。安装在通信机房的每个继电保护通信接口设备的直流电源均取自通信专业的直流电源， 并与所接入通信设备的直流电源相对应，采用 48V 电源，该电源的正端应连接至通信机房的接地铜排。通信机房的光电转换接口柜尺寸为 2260mm600mm600mm，2 面光电转换接口屏内每个光电转换装置分别引入 2 路不同蓄电池通信直流电源，直流电源开关的报警触点引至监控系统。各光电接线盒失电、故障信号引至端子排。保护屏和通信接口屏均应带有光纤接线盒。2.6.2线路纵联距离（方向）保护功能2.6.2.1 保护装置中的零序功率方向元件应采用自产零序电压。纵联零序方向保护不应受零序电压大小的影响，在零序电压较低的情况下应保证方向元件的正确性。2.6.2.2 在平行双回或多回有零序互感关联的线路发生接地故障时，应防止非故障线路零序方向保护误动作。2.6.2.3 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。2.6.2.4线路在空载、轻载、满载条件下，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、相间短路、三相短路、非全相运行故障及转移故障）时，主保护应能无时限可靠快速动作，并能适应平行线路。保护应带有完善的反应相间故障及接地故障的后备保护，后备保护应分别配置三段式相间距离保护、三段式接地距离保护和二段式零序电流保护、独立的反时限零序保护。2.6.2.5线路保护装置需考虑线路分布电容、并联电抗器、变压器（励磁涌流）等所产生的暂态及稳态过程的谐波分量和直流分量的影响，有抑制这些分量的措施。2.6.2.6对重负荷、长距离的联络线路，保护应考虑振荡、长线路充电电容效应、并联电抗器电磁暂态特性等因素的影响。 2.6.2.7振荡闭锁。1） 系统发生全相或非全相振荡，振荡中又有区外故障，保护装置不应误动作跳闸。2） 系统在全相或非全相振荡过程中，被保护线路如发生各种类型的不对称故障，保护装置应有选择性地动作跳闸，纵联保护仍应快速动作。3） 系统在全相振荡过程中发生三相故障（不考虑故障在振荡中心） ，保护装置应可靠动作跳闸，并允许带短延时。2.6.2.8断路器动作时的反应。当手动合闸或自动重合于故障线路时，保护应加速三相跳闸，且不再重合；合于无故障线路上时，保护应可靠不动作。对于线线串接线方式，中间断路器合闸时，仅加速合闸线路，不加速正常运行线路，此加速功能由线路保护在不借助外部信号下实现。2.6.2.9保护装置在各种工作环境下，应能耐受雷击过电压、一次回路操作、开关场故障及其他电磁干扰作用，不应误动或拒动。2.6.2.10选择故障相的功能。主保护应有独立的选相功能，选相元件应保证在各种故障条件下正确选择故障相，非故障相选相元件不应误动。2.6.2.11对装有串联补偿电容的线路， 应考虑串补电容对保护的影响。2.6.2.12装置应具有单相和三相跳闸逻辑回路，线路一相跳开后，再故障应跳三相。3/2 断路器接线的断路器重合闸，先合闸断路器合于永久性故障，线路保护均加速动作，发三相跳闸（永跳）命令。2.6.2.13对保护范围外故障的反应。在保护范围外部故障时，保护不应误动。外部故障切除、外部故障转换、故障功率倒向及系统操作等情况下，保护不应误动。2.6.2.14被保护线路在各种运行条件下进行各种正常的倒闸操作时，保护装置不得误发跳闸命令。2.6.2.15接地后备保护应保证在接地电阻不大于下列数值时，有尽可能强的选相能力，并能正确动作跳闸：220kV 线路，100；330kV 线路，150；500kV 线路，300；750kV 线路，400。2.6.2.16距离保护的超越问题。距离保护应具有速动段，它在各种故障情况下的暂态和稳态超越应小于 5%整定值。2.6.2.17距离保护的测量元件。距离继电器各段相间和接地故障均有不同的测量元件，并能同时进行测量。2.6.2.18距离继电器的记忆时间。距离继电器的记忆时间应大于 100ms，以保证在发生内部故障或出口反向故障时能正确动作。2.6.2.19弱馈线路的保护。保护装置应具有弱馈线路保护功能。2.6.2.20线路保护装置不应由于互感器的暂态影响而误动作。2.6.2.21测距功能。主保护装置应带有故障测距的功能，测量误差应小于线路全长的 3%（金属性故障） 。2.6.3重合闸的技术要求2.6.3.1自动重合闸的要求。自动重合闸由保护启动，也可由位置不对应启动。自动重合闸由分相和三相跳闸启动回路启动。三相自动重合闸应有同期检查和无电压检查。2.6.3.2重合闸闭锁方式。重合闸应有外部闭锁重合闸的输入回路，用于在手动跳闸、手动合闸、母线故障、断路器失灵、延时段保护动作、断路器操作压力降低等情况下接入闭锁重合闸接点（或GOOSE 信号） 。三相重合闸元件启动后，应闭锁单相重合闸时间元件。2.6.3.3重合闸方式。1） 当不使用用于重合闸检线路侧电压和检同期的电压元件时，TV 断线不应报警。2） 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。3） 装置具备单相重合闸、三相重合闸、禁止重合闸和停用重合闸功能。4） 对 220kV 及以上电压等级的同杆并架双回线路，为了提高电力系统安全稳定运行水平，可采用按相自动重合闸方式。2.6.3.4重合闸的合闸脉冲应有足够的宽度（80ms120ms） ，以保证断路器可靠合闸，不会使断路器产生二次重合闸或跳跃现象。2.6.3.5重合闸时间。单相重合闸和三相重合闸时间，应可分别调整，时间范围为 0.1s10s，级差为 0.1s（或更小） 。重合闸动作后，在整组复归前，应保持送给保护准备三跳的信号。2.6.4远方跳闸保护线路保护应包含远跳就地判据功能。远方跳闸保护的就地判据应能反映一次系统的故障、异常运行状态，应简单可靠、便于整定，宜采用如下判据：零、负序电流，零、负序电压，电流变化量，低电流，分相低功率因数（当电流小于精工电流时，开放判据） ，分相低有功，远方跳闸保护宜采用一取一经就地判别方式。2.6.5过电压保护线路保护应包含过电压保护功能。当本侧工频过电压保护动作时可选择是否跳本侧断路器，发远方跳闸信号可选择是否经本侧断路器分相跳闸位置闭锁。2.6.6装置 MMS、SV、GOOSE 接口要求装置应具备站控层 MMS 接口至少 2 个；对采用 MU 数字量输入装置，应具备 SV（采样值）点对点接口至少 3 个；对采用过程层 GOOSE 的装置，应具备 GOOSE 组网接口至少 1 个，点对点接口至少 2 个。装置具体接口数量，买方在设计联络阶段确认。2.7柜结构的技术要求2.7.1对智能控制柜，技术要求详见 Q/GDW 430，并遵循以下几条要求。1） 控制柜应装有截面积为 100mm2的铜接地母线，并与柜体绝缘，接地母线末端应装好可靠的压接式端子，以备接到电站的接地网上。柜体应采用双层结构，循环通风。2） 控制柜内设备的安排及端子排的布置，应保证各套保护的独立性，在一套保护检修时不影响其他任何一套保护系统的正常运行。3） 控制柜应具备温度、湿度的采集、调节功能，柜内温度控制在1050，相对湿度保持在 90%以下，并可通过智能终端 GOOSE 接口上送温度、湿度信息。4） 控制柜应能满足 GB/T 18663.3 变电站户外防电磁干扰的要求。2.7.2对非智能普通屏柜，屏体要求详见国家电网继电保护柜、屏制造规范 ，并遵循已发布的国家电网公司物资采购标准（2009 年版） 继电保护及自动化卷相关部分规定。2.7.3屏柜内部配线、端子排、接地铜排、屏柜上安装辅助设备等应符合相关规程、标准与反事故措施的规定。2.8智能终端的技术要求说明断路器智能终端的技术要求在智能终端的技术规范通用部分中列出，其供货范围可列在保护装置技术规范专用部分的“货物需求及供货范围一览表”中，智能终端的技术规范专用部分的货物需求及供货范围一览表可以不包含。3试验3.1工厂试验卖方提供的设备试验标准应符合 IEC 及国家标准、行业标准的有关规范，并提供每一种型式产品的动模试验报告、型式试验报告和 IEC 61850 一致性测试报告。卖方提供的每一套设备出厂之前都应按国家和行业标准以及工厂规定的调试大纲进行出厂检查、性能试验，试验报告应随产品提供。当需做动态模拟试验或数字仿真试验时，模拟系统的接线和参数由卖方与买方在试验前协商确定，按实际系统参数进行试验。3.2系统联调试验卖方应按买方需求配合完成买方组织的保护装置功能验证与系统联调试验。3.3现场试验现场实际设备接入后，应按照 DL/T 995 在一次设备不带电和带电试运行时做现场试验，卖方应配合完成保护装置的现场调试及投运试验。现场投运前和试运行中发现的设备缺陷和元件损坏，卖方应及时无偿修理或更换，直至符合规范要求。4技术服务、设计联络、工厂检验和监造4.1技术文件卖方提供的技术文件应提供买方所要求的性能信息，并对其可靠性和一致性负责，卖方所提供的技术文件（包括资料和数据）将成为合同一部分。4.1.1投标时应提供的技术文件 卖方应随投标书一起提供一般性技术文件，并且应是与投标产品一致的最新版本：1） 产品的技术说明书。2） 产品的型式试验报告、动模试验报告和一致性测试报告。3） 产品的用户运行证明。4） 产品的软件版本等。4.1.2签约后提供设计用的技术文件 卖方应在签约后 3 周内向买方提供设计用的技术文件：1） 产品的技术说明书。2） 产品及保护屏原理框图及说明，模件或继电器的原理接线图及其工作原理说明。3） 装置的 ICD（IED 装置能力描述）文件、保护装置虚端子连接图。4） 组屏的正面布置图、屏内设备布置图、端子排图及图例说明。5） 保护屏所用的辅助继电器和选择开关采用的标准。6） 保护屏的安装尺寸图，包括屏的尺寸和质量、基础螺栓的位置和尺寸等。在收到买方最终认可图纸前，卖方所购买的材料或制造所发生的费用及其风险全由卖方单独承担。生产的成品应符合合同的技术规范。买方对图纸的确认并不能解除卖方对其图纸的完善性和准确性应承担的责任。设计方在收到图纸后 3 周内返回主要确认意见， 并根据需要召开设计联络会。卖方在提供确认图纸时必须提供为审核该 图纸所需的资料。买方有权要求卖方对其图纸中的任一装置任一部件作必要修改，在设计图纸完成之前应保留设计方对卖方图纸的其他确认权限，而买方不需承担额外费用。4.1.3设计确认后应提供的技术文件在收到确认意见后，卖方应在规定时间内向买方提供下列技术文件： 1） 4.1.2 所列的修改后的正式技术文件。2） 保护装置的内部接线图及图例说明，保护屏内部接线图及其说明（包括屏内布置及内部端子排图） 。3） 保护装置的软件版本号和校验码。4） 产品的使用说明书，包括保护装置的现场调试大纲、整定值表和整定计算说明及计算算例等。5） 通信规约和解释文本及装置调试软件和后台分析软件，以便与计算机监控系统和继电保护故障信息系统联调。4.1.4设备供货时提供的技术文件设备供货时提供下列技术文件和资料：1） 设备的开箱资料清单。2） 产品的技术说明书、使用说明书和组屏图纸。3） 出厂调试试验报告。4） 产品质量检验合格证书。5） 合同规定的出厂验收试验报告和动模试验报告和一致性测试报告等。4.1.5技术文件的格式和分送要求技术文件的格式和分送要求如下：1） 全部图纸应为 A4 幅面，并有完整图标，采用国标单位制。2） 提供的技术文件除纸质文件外，还应包括一份电子文档，并提供可供修改的最终图纸电子文件（图形文件能够被 PC 机 AutoCAD for Windows 2000 版支持） 。3） 技术文件（图纸和资料）分送单位、套数和地址在技术规范专用部分中明确。4.2设计联络会议4.2.1若有必要，买方在收到卖方签字的第一批文件后 3 周内将举行设计联络会议。设计联络会议内容：1） 卖方应对修改后的供确认的资料和图纸进行详细的解释，并应解答买方对这些资料和图纸所提的问题，经过共同讨论，买方给予确认，以便卖方绘制正式图纸提供给买方。2） 卖方应介绍合同产品已有的运行经验。3） 卖方应提供验收大纲、工程参数表。4） 买方或设计方应确认保护装置的 SV 采样值接口、GOOSE 接口及 MMS 接口的类型与数量。5） 设计联络会应确定通信信息的具体内容。4.2.2会议需要签订会议纪要，该纪要将作为合同的组成部分。4.3工厂验收和现场验收要求满足国家电网公司企业标准中关于工厂验收（现场）的规范。4.4质量保证4.4.1卖方应保证制造过程中的所有工艺、材料、试验等（包括卖方的外购件在内）均应符合本技术规范的规定。若买方根据运行经验指定卖方提供某种外购零部件，卖方应积极配合。卖方对所购配套部件设备质量负责，采购前向买方提供主要国产元器件报价表，采购中应进行严格的质量检验，交货时必须向买方提供其产品质量合格证书及有关安装使用等技术文件资料。4.4.2对于采用属于引进技术的设备、元器件，卖方在采购前应向买方提供主要进口元器件报价表。引进的设备、元器件应符合引进国的技术标准或 IEC 标准，当标准与本技术规范有矛盾时，卖方应将处理意见书面通知买方，由买卖双方协商解决。假若卖方有更优越或更为经济的设计和材料，足以使卖方的产品更为安全、可靠、灵活、适应时，卖方可提出并经买方的认可，然而必须遵循现行的国家工业标准，并且有成熟的设计和工艺要求以及工程实践经验。4.4.3双方签订合同后，卖方应按工程设计及施工进度分批提交技术文件和图纸，必要时，买卖双方尚需进行技术联络，以讨论合同范围内的有关技术问题。4.4.4卖方保证所提供的设备应为由最适宜的原材料并采用先进工艺制成且未经使用过的全新产品，保证产品的质量、规格和性能与投标文件所述一致。4.4.5卖方提供的保护设备运行使用寿命应不小于 15 年。4.4.6卖方保证所提供的设备在各个方面符合招标文件规定的质量、规格和性能。在合同规定的质量保证期内（保护设备到货后 24 个月或 SAT 后 18 个月） ，对由于产品设计、制造和材料、外购零部件的缺陷而造成所供设备的任何破坏、缺陷故障，当卖方收到买方的书面通知后，在 2 天内免费负责修理或更换有缺陷的设备（包括运输费、税收等） ，以达到本技术规范的要求。质量保证期以合同商务部分为准。质量保证期后发生质量问题，卖方应提供免费维修服务，包括硬件更换和软件版本升级。4.5项目管理合同签订后，卖方应指定负责本工程的项目经理，负责卖方在工程全过程的各项工作，如工程进度、设计制造、图纸文件、包装运输、现场安装、调试验收等。4.6现场服务在设备安装调试过程中视买方工作情况卖方及时派出工程技术服务人员，以提供现场服务。卖方派出人员在现场负责技术指导，并协助买方安装、调试。同时，买方为卖方的现场派出人员提供工作和生活的便利条件。当变电站内保护设备分批投运时，卖方应按合同规定及时派出工程技术人员到达现场服务。根据买方的安排，卖方安排适当时间对设备的正确安装和试验给予技术培训。4.7售后服务4.7.1现场投运前和试运行中发现的设备缺陷和元件损坏，卖方应及时无偿修理或更换，直至符合规范要求。保修期内产品出现不符合功能要求和技术指标要求时，卖方应在 4h 内响应，并在24h 内负责修理或更换。保修期外产品出现异常、设备缺陷、元件损坏或不正确动作，现场无法处理时，卖方接到买