继电保护专业关于技术标准差异条款及协义.doc

第四部分 继电保护专业关于技术标准差异条款的协调方案一、关于保护和测控装置集成的问题1条款原文国家电网公司 2011 年新建变电站设计补充规定（国家电网基建201158 号），第 6.2.3 b)“iii)220kV 电压等级当继电保护装置就地安装时，宜采用保护测控一体化装置。iv)110kV 及以下电压等级宜采用保护测控一体化装置。”iv)条，“110kV 及以下电压等级宜采用保护测控一体化装置”。国网输变电工程通用设计 110(66)750kV 智能站部分（2011 年版），220kV 站第 20.3.7.2 条，“220、110(66)kV电压等级宜采用保护测控一体化装置”。国家电网公司 2011 年通用设计 110kV750kV 智能变电站部分，第 5.4 条，“220kV、110kV 采用保护测控一体化装置。”关于印发 110(66)kV、220kV 标准配送式智能变电站典型设计方案中间检查会议纪要的通知（国家电网基建技术2012171 号），第二（二）2.条，“保护测控一体化装置按照如下原则执行：220kV 按照保护、测控装置分开设计，110kV 及以下按照保护测控一体化装置设计，35kV 及以下按照保护测控计量一体化装置设计。”（输变电工程通用设计、通用设备）应用目录(2013年版)（国家电网基建2013157 号），表 2.2-1，“(500kV)智能化主要方案中：500kV 及 220kV 采用保护测控一体化装置。”智能变电站一体化监控系统建设技术规范（Q/GDW679-2011），第 7.1.2.1 条，“220kV 及以上电压等级智能站主要设备配置如下：a）测控装置应独立配置。”变电站智能化改造技术规范（Q/GDW 414-2011），第 6.1.2 d）条，“110（66）千伏电压等级宜采用保护测控一体化装置。”国家电网公司办公厅关于印发智能变电站 110kV 保护测控装置集成和 110kV合并单元智能终端装置集成技术要求的通知（办基建20133 号），“对于 220kV 及以上电压等级电网的保护和测控、110kV 变压器保护和测控以及110kV 主网、环网中线路（母联）保护和测控，应配置独立的保护装置和测控装置。”2主要差异继电保护和测控装置是否集成。3分析解释公司总部已对该问题进行研究，并作出明确的规定，在国家电网公司办公厅关于印发智能变电站 110kV 保护测控装置集成和 110kV合并单元智能终端装置集成技术要求的通知（办基建20133 号）要求，“对于 220kV 及以上电压等级电网的保护和测控、110kV 变压器保护和测控以及110kV 主网、环网中线路（母联）保护和测控，应配置独立的保护装置和测控装置。其他 110kV 线路、母联（分段）应按间隔采用保护测控装置集成。”4协调方案严格按照国家电网公司办公厅关于印发智能变电站110kV 保护测控装置集成和 110kV 合并单元智能终端装置集成技术要求的通知（办基建20133 号）执行。建议适时修订智能变电站一体化监控系统建设技术规范（Q/GDW 679-2011）、变电站智能化改造技术规范（Q/GDW 414-2011）。二、关于保护与智能终端集成的问题1条款原文智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010），第 5.1 e）条，“110kV 及以下保护就地安装时，保护装置宜集成智能终端等功能。”国家电网公司 2011 年新建变电站设计补充规定（国家电网基建201158 号），第 5.1.3，“智能终端配置原则：b)110kV 除主变外，智能终端宜单套配置。”2主要差异前者对于 110kV 及以下保护就地安装时，推荐保护装置集成智能终端功能。后者描述智能终端的配置数量原则。二者不存在矛盾和冲突。3分析解释目前 110kV 线路、母联保护、测控装置已经集成，单间隔保护装置集成智能终端完全可以实现，建议除主变外110kV 保护集成智能终端功能。4协调方案取消“保护装置宜集成智能终端等功能”，采用合并单元与智能终端集成。”三、关于合并单元与智能终端集成的问题1.条款原文智能变电站一体化监控系统建设技术规范（Q/GDW679-2011），7.1.2 ，“ 间隔层设备 220kV 及以上电压等级智能变电站主要设备配置要求如下：a） 测控装置应独立配置；7.1.3 过程层设备 过程层主要设备配置要求：a）合并单元应独立配置，b)智能终端应独立配置。”国家电网公司办公厅关于印发智能变电站 110kV 保护测控装置集成和 110kV合并单元智能终端装置集成技术要求的通知（基建技术201338 号），6.2.3 b)，“（一）保护装置与测控装置集成，1.智能变电站 110（66）kV 电压等级线路、母联（分段）应按间隔采用保护测控装置集成。（二）合并单元装置与智能终端装置集成，1.智能变电站 110（66）kV 电压等级应按间隔采用合并单元智能终端装置集成，并就地布置。”智能变电站优化集成设计建设指导意见（国家电网基建2011539 号），三.2，“当可靠性满足要求是，一个间隔内智能终端、合并单元可采用一体化装置，实现硬件整合，减少过程层装置数量。”国家电网公司输变电工程通用设计智能变电站部分（220kV 变电站通用设计技术导则），20.3.7.3 (2) ，“110（66）kV 智能终端可与合并单元采用一体化装置 ”。2主要差异国家电网公司办公厅关于印发智能变电站 110kV 保护测控装置集成和 110kV合并单元智能终端装置集成技术要求的通知（基建技术201338 号）等文件要求一体化配置；智能变电站一体化监控系统建设技术规范（Q/GDW 679-2011）要求分开配置，且规定适用范围为 110kV 及以上变电站。3. 分析解释智能终端合并单元采用一体装置后，GOOSE 和 SV 端口可共口传输，减少装置端口数量，减少装置发热问题，同时也减少过程层交换机端口数量。目前 220kV 变电站主变 35kV侧已经采用了智能终端合并单元一体化装置，是否考虑在更高电压等级如 110kV、220kV 系统应用智能终端合并单元一体化装置应有明确的意见。4协调方案按国家电网公司关于印发智能变电站 110kV 保护测控装置集成和 110kV合并单元智能终端装置集成技术要求（办基建20133 号）执行。建议适时修订智能变电站一体化监控系统建设技术规范（Q/GDW 679-2011）。四、关于双重化保护合并单元配置的问题1条款原文智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010），第 5.1 e）条，“双重化（或双套）配置保护所采用的电子式电流互感器一、二次转换器及合并单元应双重化（或双套）配置。”110（66）kV220kV 智能变电站设计规范（Q/GDW 393-2009），第 5.2.1，“220kV 各间隔合并单元宜冗余配置。”2主要差异前者要求 220kV 合并单元应按双重化配置。后者要求 220kV 合并单元宜冗余配置。3分析解释两个标准不存在明显差异。对于 220kV 及以上双重化配置的继电保护，应同时要求与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置，才能保证两套保护的完全独立，相互不受影响。4协调方案按智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010）中要求执行。建议适时修订110（66）kV220kV 智能变电站设计规范（Q/GDW 393-2009）。五、关于变压器各侧合并单元配置的问题1条款原文智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010），第 5.2 b)条，“变压器各侧 MU 按双套配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧 MU。”国家电网公司输变电工程通用设计 110（66）750kV智能变电站部分（2011 年版），第 24.3.7.3 3），“主变压器各侧合并单元宜双套配置，中性点（含间隙）合并单元宜独立配置，也可并入相应侧合并单元。”2主要差异前者要求变压器各侧合并单元按双套配置。后者要求主变压器各侧合并单元宜双套配置。3分析解释因变压器保护按双重化配置，为满足双重化要求且单一元件故障不引起双套保护拒动，变压器各侧合并单元配置应该按双套配置。4协调方案按智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010）中要求执行。六、关于 110kV 变压器保护及智能终端配置的问题1条款原文智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010），第 5.3 b)条，“110kV 变压器电量保护宜按双套配置，双套配置时应采用主、后一体化装置”，5.12c)“ 110kV 变压器各侧智能终端宜按双套配置。”国家电网公司 2011 年新建变电站设计补充规定（国家电网基建201158 号），“d）110（66）kV 变电站主变保护若采用主、后备保护一体化装置时采用双重化配置，相应智能终端也采用冗余配置。主变保护若采用主、后备保护分开配置时采用单套配置，相应智能终端也采用单套配置。主变压器本体智能终端宜单套配置。”国家电网公司输变电工程通用设计智能变电站部分（110kV 变电站通用设计技术导则），“110kV 变压器电量保护宜按单套配置，主、后分开配置。”2主要差异1）国家电网公司 2011 年新建变电站设计补充规定要求主后一体才双重化，主后分开时采用单套配置；智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010）要求主变电量保护双套配置，且双重化与双套配置也存在分歧；2）国家电网公司 2011 年新建变电站设计补充规定要求主后分开时智能终端单套配置，而智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010）要求 110kV 变压器各侧智能终端双套配置。3分析解释考虑到主后一体化配置可提高设备集成度减少设备数量（三圈变由四台装置减少为两台装置），而且双套配置加强变压器保护的可靠性和冗余度，也不增加对 CT 等其他设备的需求，建议主后一体化、双套配置，相应的智能终端也应满足保护要求。4协调方案110kV 变压器电量保护宜按双套主、后一体化装置配置，也可按主后分置的单套电量保护配置，110kV 变压器各侧合并单元智能终端双套配置。 110kV 主变保护和测控装置独立配置。建议适时修订国家电网公司输变电工程通用设计智能变电站部分（110kV 变电站通用设计技术导则）。七、关于智能终端的功能规范的问题1条款原文智能变电站智能终端技术规范（Q/GDW 428-2010），4.2.4，“智能终端宜具备断路器操作箱功能， 包含分合闸回路、 合后监视、重合闸、操作电源监视和控制回路断线监视等功能。断路器防跳、 断路器三相不一致保护功能以及各种压力闭锁功能宜在断路器本体操作机构中实现。”智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441- 2010），6.5.1，“ 智能终端应具备以下功能：a) 接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离刀闸、地刀等GOOSE 命令；输入断路器位置、隔离刀闸及地刀位置、断路器本体信号（含压力低闭 锁重合闸等）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等；”，“6.5.4 智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。”2主要差异对智能终端要求描述不一致。3分析解释标准表述不存在明显差异，总体要求一致。智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441- 2010）更为准确。4协调方案按照智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010）执行。八、关于智能站线路保护两侧型号的问题1条款原文微机继电保护装置运行管理规程（DL/T 587-2007），9.1，“一条线路两端同一对纵联保护宜采用相同型号的微机纵联保护装置。”国家电网公司输变电工程通用设计（110(66)750kV智能变电站部分 2011 年版），20.1.1 (5),“采用纵联保护原理的保护装置的硬件配置及软件算法应支持一端为数字采样、另一端为模拟采样或两端均为数字采样的配置形式。”2主要差异前者要求一条线路两端同一对纵联保护型号宜相同。后者强调线路两侧保护装置的功能要求，未提及型号一致。两个标准不存在明显冲突。3分析解释智能变电站的保护设备与常规站保护设备存在较大差异，在智能站建设过程中当出现一端智能站一端常规站时，可能存在两侧保护设备型号出现不一致的情况，与微机继电保护装置运行管理规程（DL/T 587-2007）要求不一致。4协调方案对于线路一端为智能变电站，一端为常规变电站的情况，要求两端同一对纵联保护的厂家一致，并满足“六统一”标准化设计规范要求。建议适时修订微机继电保护装置运行管理规程（DL/T587-2007）。九、关于智能变电站保护压板设置的问题1条款原文智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010），第 6.1.8 条，“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。”110（66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范（Q/GDW 640-2011），第 6.1.6 条，“110（66）千伏及以下保护装置更换时，除检修压板外宜采用软压板，并实现远方投退、定值切换等功能。”2主要差异前者应采用软压板，后者宜采用软压板。3分析解释两者内容基本一致，只是要求的程度稍有不同，目前智能变电站中实际情况是除了检修压板外，其余均为软压板。4协调方案按智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010）执行，除检修压板可采用硬压板外，其余采用软压板。十、关于智能站 SV、GOOSE 组网方式的问题1条款原文智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010），第 4.10 条，“110kV 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。”国家电网公司输变电工程通用设计（110(66)750kV智能变电站部分 2011 年版），第 20.3.4.3 条（2）条，“当间隔层保护、测控装置集中布置时，除保护装置外 SV报文、除保护跳闸外 GOOSE 报文宜统一采用网络方式、共网传输。”2主要差异不同标准对过程层 SV 网络、过程层 GOOSE 网络是否独立组网要求不统一。3分析解释SV/GOOSE 共网可简化网络配置，节约光缆和交换机，但网络数据流量会增大、网络压力增大；SV/GOOSE 分别组网可分散数据流量、网络压力较小，但交换机和光缆数量增加。国家电网公司关于印发智能变电站 110kV 保护测控装置集成和 110kV 合并单元智能终端装置集成技术要求（办基建20133 号）中要求：1.智能变电站 110(66)kV 电压等级线路、 母联（分段）应按间隔采用保护测控装置集成。集成后的装置中保护模块和测控模块应按功能配置单独板卡，独立运行。集成后的装置中保护、测控共用电源、SV/GOOSE 接口、人机界面和通信接口。2. 智能变电站 110(66)kV 电压等级应按间隔采用合并单元智能终端装置集成，并就地布置。集成后的装置中合并单元模块和智能终端模块应配置单独板卡，独立运行。集成后的装置中合并单元、智能终端模块应共用电源、SV/GOOSE接口。应按不同电压等级区别对待组网问题。4协调方案220kV及以下电压等级变电站过程层网络按 SV/GOOSE共网设置，要求 IED 设备的 SV/GOOSE 数据处理端口应具备独立处理 SV 报文和 GOOSE 报文，并确保 SV 报文和 GOOSE 报文互不影响的能力。建议适时修订智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW441-2010 ） 及 国家电网公司输变电工程通用设计（110(66)750kV 智能变电站部分 2011 年版）。十一、关于智能变电站保护组屏方式的问题1条款原文国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）（国家电网生2012352 号），15.3.1，“采用双重化配置的两套保护装置宜安装在各自保护柜内，并应充分考虑运行和检修时的安全性。”线路保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW 161-2007），6.1.2，“双母线接线的 220kV 出线两套保护可组两面屏或三面屏，每面屏包含线路保护、操作箱或电压切换箱、过电压及远方跳闸保护等设备。”国网输变电工程通用设计 110(66)750kV 智能站部分（2011 年版），12.7.2.2.1 第（2）条，“每回 500kV双套线路保护及其电度表合组 1 面柜；每串 3 个断路器第一套保护合组 1 面柜、3 个断路器第二套保护组 1 面柜；每串3个断路器测控共组 1 面柜（其中边断路器测控整合关联线路测控功能）。”110（66）kV220kV 智能变电站设计规范（Q/GDW 393-2009），第 6.4.2 b）条，“110（66）kV 母线保护宜组 1面柜”。110（66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范（Q/GDW 640-2011），第 8.3.1 d）条，“110 母联（分段）保护测控、母线保护、公用测控装置等可组 1 面屏”。2主要差异220kV 及以上等级双重化配置的保护可否合并组屏，是否可组电度表等其他专业设备。110（66）kV 母线保护组是否独立组屏。3分析解释双重化配置的两套保护装置分开组屏是充分考虑运行和检修时的安全性。目前智能站保护设备多为光纤回路，电缆接线很少，单套保护设备组一面屏，屏柜较空，对于双重化配置的单间隔保护，在具有确保运行和检修工作安全性的技术隔离措施的情况下，可组一面柜。对于母线保护等多间隔保护设备，发生不正确动作的影响范围大，后果严重。如果与其他设备共同组屏，则在同屏内其他设备上工作时，容易误碰导致母线保护不正确动作，建议独立组屏。4协调方案1）在具有确保运行和检修工作安全性的技术隔离措施的情况下，智能变电站 220kV 及以上等级双重化配置的单间隔保护设备可组一面柜。2）110（66）千伏母线保护独立组屏，按110（66）kV220kV 智能变电站设计规范（Q/GDW 393-2009）执行。十二、关于 110kV(66kV)变电站故障录波装置配置的问题1条款原文国网公司 2011 年新建变电站设计补充规定（国家电网基建201158 号），第 6.2.3 b 2）条，“110kV(66kV)变电站全站宜统一配置故障录波装置”。国家电网公司输变电工程通用设计（110(66)750kV智能变电站部分 2011 年版），第 24.1.1.4(1)条，“对重要的 110kV 变电站，其线路、母联（分段）及主变可配置一套故障录波装置。”。2主要差异两个标准对 110kV 智能变电站配置故障录波装置的原则掌握不一致，对重要变电站没有明确定义，在实际工程中不易掌握。3分析解释按照基建部国网公司 2011 年新建变电站设计补充规定（国家电网基建201158 号）文件要求，应对 110kV智能变电站配置故障录波装置，但在实际工程审查中，负责审查单位一般不予配置。4协调方案对于重要的 110kV（66kV）智能变电站，其线路、母联（分段）及主变可配置一套故障录波装置。建议适时修订国网公司 2011 年新建变电站设计补充规定（国家电网基建201158 号）。十三、关于故障录波器和网络分析仪集成的问题1条款原文智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010）5.9a）“对于 220kV 及以上变电站，宜按电压等级和网络配置故障录波装置和网络报文记录分析装置。”国家电网公司 2011 年新建变电站设计补充规定（国家电网基建201158 号），6.2.3 b)，“ 220kV 及以上电压等级变电站宜按电压等级配置故障录波装置，主变压器故障录波宜独立配置。”110（66）kV220kV 智能变电站设计规范（Q/GDW 393-2009），第 6.2.4a)3 条，“220kV、110kV 变电站宜配置一套网络通信记录分析系统。”智能变电站优化集成设计建设指导意见（国家电网基建2011539 号），三.6，“故障录波及网络分析仪宜采用一体化装置，提高硬件集成度。”国家电网公司输变电工程通用设计（110(66)750kV智能变电站部分 2011 年版），第 20.1.2.4 条“全站统一配置 1 套故障录波及网络记录分析一体化装置。”变电站智能化改造技术规范（Q/GDW 414-2011），第 6.4.5 a)条，“过程层进行数字化、网络化改造时，220千伏及以上变电站应在故障录波单元中集成网络报文记录分析功能，具备对各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。”智能变电站技术导则（Q/GDW 383-2009），第 7.1.11条，“可配置独立的网络报文记录分析系统，实现对全站各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。”2主要差异智能变电站故障录波装置和网络报文记录分析装置是否集成。3分析解释智能变电站故障录波装置和网络报文记录分析装置的功能配置和应用对象不同，不宜采用集成装置。4协调方案按智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010）要求执行。十四、关于故障录波器记录双 A/D 数据的问题1条款原文智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010），第 6.9.3 条，“故障录波器和网络报文记录分析装置支持双A/D 系统，记录两路 A/D 数字采样数据和报文。”国家电网公司输变电工程通用设计（110(66)750kV智能变电站部分 2011 年版），第 20.1.2.4(7)条，“暂态录波单元可只记录双 A/D 中用于保护判据的一组数据。”2主要差异不同标准对故障录波器记录数据的要求存在差异。为满足任一元件故障保护不误动的要求，进入保护装置的采样数据必须取自两路 A/D，由于任一路数据均会影响保护装置的动作行为，因此两路数据均需进行记录。通用设计中要求记录用于保护判据的一组数据，这一组数据应包括用于保护判据的所有 A/D，至于测量数据故障录波器可不记录。4协调方案按智能变电站继电保护技术规范（Q/GDW 441-2010）执行，故障录波器记录用于保护判据的所有两路 A/D 数字采样数据和报文。十五、关于智能变电站双母线电压切换方式的问题1条款原文智能变电站继电保护技术规范 （Q/GDW 441 -2010），5.1，“c) 双母线电压切换功能可由保护装置分别实现；”国家电网公司输变电工程通用设计 110（66）750kV智能变电站部分 ，20.1.2.1，“（4）母线电压切换由合并单元实现。”2主要差异电压切换实现方式不一致。3. 分析解释都可以实现，实现方式不一致。4协调方案按国家电网公司输变电工程通用设计 110（66）750kV 智能变电站部分 执行。十六、关于继电保护端子排接线的问题1条款原文线路保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW 1612007 ），6.2.1.f，“保护屏（柜）端子排设计原则： 一个端子的每一端只能接一根导线。”国网公司输变电工程标准工艺（叁）（国家电网基建质量2011313 号），“二次回路接线第 6 条，每个接线端子每侧接线宜为 1 根，不得超过两根。”2主要差异一个端子能否接两根导线。3分析解释考虑到接线可靠性及安全，一个端子只能接一根导线。一个端子接两根导线压接质量不能保证，存在安全隐患。4协调方案按线路保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW1612007 ）执行。十七、关于安全自动装置独立配置的问题1条款原文继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T 14285-2006），5.15.1.1 ，“在电力系统中，应按照 DL 755 和 DL/T 723 标准的要求，装设安全自动装置，以防止系统稳定破坏或事故扩大，造成大面积停电，或对重要用户的供电长时间中断”。5.1.3， “安全自动装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。”10kV110（66）kV 线路保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW 766-2012），第 7 章，“ 备自投设计规范 为了提高电力系统的供电可靠性，母联（分段、内桥）、进线可配置备自投装置。”关于印发国家电网公司 2011 年新建变电站设计补充规定的通知（国家电网基建201158 号），10.2.5 a)：“110kV 变电站宜采用变电站监控系统实现站用电源备自投和低频低压减载功能，宜取消独立装置。”2主要差异前者要求按照系统要求配置安全自动装置。后者要求站用电源备自投、低频低压减载等功能通过站控层实现其功能，不建议配置独立装置。3分析解释两个规程并未存在明显冲突，前者原则要求配置安全自动装置，后者则明确安全自动装置的功能实现方式。在标准执行过程中存在一定差异：按照继电保护和安全自动装置技术规程及10kV110（66）kV 线路保护及辅助装置标准化设计规范要求，一般情况下，备用电源自投装置独立配置，低频低压减载装置独立配置或与保护装置集成实现其功能。而关于印发国家电网公司 2011 年新建变电站设计补充规定的通知则建议取消独立装置，功能集成在监控系统中。对于监控系统集成站用电源备自投和低频低压减载等安全自动装置等功能，按照目前的技术手段，检测机构无法进行有效性检测，无法保证其功能及性能满足电网运行要求。同时运行维护及管理等存在一系列问题。4协调方案在新一代智能变电站的技术方案已经明确在站域控制保护装置中实现站内安全自动装置的功能，同时满足“四性”要求，并通过有资质检验机构的检测。对于常规变电站还是应配置通过有资质检测机构检测的安全自动装置，确保安全。建议适时修订关于印发国家电网公司 2011 年新建变电站设计补充规定的通知（国家电网基建201158 号）。十八、关于电压切换回路设计要求的问题1条款原文国家电网公司输变电工程通用设计220kV 变电站二次系统部分（国家电网基建2008306 号）：6.3.1.1 配置原则（2）220kV 双母线接线，应配置两套采用双位置继电器的电压切换装置（其中一套采用操作箱的电压切换回路），分别配置在两套线路保护屏（柜）内。（220kV 线路操作箱配置原则）6.3.3.1 配置原则（2）对于双母线接线，应配置两套采用双位置继电器的电压切换装置（其中一套采用操作箱的电压切换回路），分别配置在两面保护屏（柜）内。电压切换接点数量应至少满足两套保护、一套测量要求。（主变操作箱配置原则）线路保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW161-2007），6.4.3.2，“操作及电压切换箱。b)电压切换主要回路：1）采用单位置启动方式。”变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW175-2008），4.2.5，“对电压切换箱的要求。a)隔离刀闸辅助触点采用单位置输入方式。”2主要差异通用设计要求电压切换回路用两套采用双位置继电器可保持双触点输入方式。线路及变压器设计规范中要求电压切换回路采用不保持单触点输入方式。3分析解释采用双位置继电器可保持双触点输入方式，当电压切换继电器发生故障时，会发生 PT 二次并列，可能导致电压二次反充电，造成继电保护装置失去电压导致保护不正确动作。单触点输入方式无此问题。另外公司基建部已经印发了 2013 版的国家电网公司输变电工程通用设计，相关内容已经调整，没有关于电压切换方式的规定。4协调方案按照线路保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW161-2007）和变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW175-2008）执行，采用单位置输入方式。十九、关于线路保护重合闸功能配置要求的问题1 条款原文10kV110(66)kV 线路保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW 766-2012），6.1.8，“线路保护应含有三相一次重合闸功能。”城市电力网规划设计导则（Q/GDW 156-2006），6.3.3，“ 中压配电网应采用过流、速断保护，可选用重合闸装置；合环运行的配电网应增加纵差保护。对于低电阻接地系统应增加零序电流保护。”2 主要差异前者要求应含有重合闸功能；后者要求可选用重合闸装置。3 分析解释线路故障中大部分为瞬时性故障，使用重合闸可大大降低瞬时性故障对电网的影响，保证电网的安全稳定运行。4 协调方案按10kV110(66)kV 线路保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW 766-2012）执行。建议适时修订城市电力网规划设计导则（Q/GDW 156-2006）。二十、关于微机保护二次回路屏蔽电缆要求的问题1条款原文微机继电保护装置运行管理规程（DL/T 587-2007），9.5，“用于微机继电保护装置的电流、电压和信号触点引入线，应采用屏蔽电缆。”国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）（国家电网生2012352 号），15.7.4,“微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆。”2主要差异两个标准对微机保护二次回路屏蔽电缆要求有差异。3分析解释十八项反措为企业的规范，其要求未与行业标准冲突，但其要求较行业标准要求高。在公司内部执行过程中，以企业标准和规范为准。二者不冲突。4协调方案按国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）（国家电网生2012352 号）执行。建议适时修订：微机继电保护装置运行管理规程（DL/T 587-2007）。二十一、关于电压互感器二次、三次回路电缆分开的问题1条款原文继电保护和电网安全自动装置检验规程（DL/T 995-2006），6.2.3.2，“来自电压互感器二次回路的 4 根开关场引入线和互感器三次回路的 2（3）根开关场引入线必须分开，不得共用。”国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）（国家电网生2012352 号），15.7.4.2，“来自电压互感器二次回路的四根开关场引入线和互感器三次回路的两根开关场引入线均应使用各自独立的电缆。”2主要差异前者要求引入线必须分开，不得共用。后者要求使用各自独立的电缆。3分析解释十八项反措为企业的规范，其要求未与行业标准冲突，但其要求较行业标准要求严格。在执行过程中，以企业标准和规范为准。二者不冲突。4协调方案按国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）（国家电网生2012352 号）执行。建议适时修订：继电保护和电网安全自动装置检验规程（DL/T 995-2006）。二十二、关于母差保护双重化配置的问题1条款原文继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T 14285-2006），4.8.1，“对 220kV-500kV 母线 b）对双母线，双母分段等接线，为防止母线保护因检修退出失去保护，母线发生故障会危及系统稳定和使事故扩大时，宜装设两套母线保护。”国家电网公司十八项电网重大反事故措施（国家电网生2012352），15.2.1.8，“除终端负荷变外，220kV及以上电压等级变电站的母线保护应按双重化配置。”2主要差异前者要求 220kV 及以上电压等级变电站的母线保护宜装设两套母线保护，后者要求应按双重化配置。3分析解释十八项反措为企业的规范，其要求未与行业标准冲突，但其要求较行业标准要求高。4协调方案按国家电网公司十八项电网重大反事故措施（国家电网生2012352）执行。建议适时修订继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T 14285-2006）。二十三、关于失灵判别元件动作时间的问题1条款原文继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T 14285-2006），4.9.2.2，“失灵保护的判别元件一般应为相电流元件；发电机变压器组或变压器断路器失灵保护的判别元件应采用零序电流元件或负序电流元件。判别元件的动作时间和返回时间均不应大于 20ms。”国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）（国家电网生2012352），15.2.6，“断路器失灵保护的电流判别元件的动作时间和返回时间均不宜大于 20ms，返回系数也不宜低于 0.9。”2主要差异前者要求判别元件的动作时间和返回时间均不应大于20ms，后者要求判别元件的动作时间和返回时间均不宜大于20ms。3分析解释技术上，判别元件动作和返回时间越短越好，综合现阶段各厂家的技术能力和产品水平，规定不大于 20ms。国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）为企业规范，其技术指标要求应不低于国家标准。4协调方案按继电保护和安全自动装置技术规程（GB/T 14285-2006）执行。二十四、关于变压器低压侧电流保护双重化的问题1. 条款原文10kV110（66）kV 元件保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW 767-2012），5.1.1，“110（66）kV 变压器保护宜采用主保护、后备保护集成在同一装置内的双套配置方案，也可采用主保护、后备保护装置独立的单套配置方案。”关于印发国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）的通知（国家电网生2012352 号），15.2.8，“在变压器低压侧未配置母差和失灵保护的情况下，为提高切除变压器低压侧母线故障的可靠性，宜在变压器的低压侧设置取自不同电流回路的两套电流保护。”2. 主要差异二者并不存在明显矛盾，前者侧重保护配置原则，后者侧重低压侧电流保护接线方式。3. 分析解释两个规程之间没有明显矛盾之处，均推荐双套配置变压器保护的方式，仅各自描述侧重不一样。10kV110（66）kV 元件保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW 767-2012）推荐采用主后一体双套配置变压器保护，其后备保护满足电流保护双套配置的要求。当采用主保护、后备保护装置独立的单套配置方案时，接入低压侧电流回路时，应满足十八项反措要求，接入不同电流回路，在一套后备保护装置中形成取自不同电流回路的两套电流保护功能。4协调方案对于 110kV 变压器保护，推荐采用主后一体双套配置方案，当采用主保护、后备保护装置独立的单套配置方案时，接入后备保护的低压侧电流回路，应满足十八项反措要求，在一套后备保护装置中形成取自不同电流回路的两套电流保护功能。原则不矛盾，10kV110（66）kV 元件保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW 767-2012）继续有效。二十五、关于继电保护电源更换年限的问题1.条款原文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（调继2005222 号），7.1.3，“微机保护的开关电源宜在运行 45 年后予以更换。”国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）（国家电网生2012352 号），15.5.2，“微机保护的开关电源宜在运行 6 年后予以更换。”2.主要差异微机保护的开关电源关于运行年限的规定前后不一致。3.分析解释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是对执行原国家电网公司十八项电网重大反事故措施的要求和细则，相关内容已经在新修订的国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）中体现和完善。4.协调方案按国家电网公司十八项电网重大反事故版）（国家电网生2012352 号）执行。