南方电网继电保护配置技术规范（送审稿）

'Q/CSG—Q/CSGICS备案号：Q/CSG—代替Q/—中国南方电网有限责任公司企业标准2010--实施2010--发布南方电网继电保护配置技术规范Technicalspecificationforpowersystemrelaysconfiguration中国南方电网有限责任公司发布5 Q/CSG—5 Q/CSG—目次前言II1范围12规范性引用文件13500kV线路保护及辅助保护14500kV主变压器保护25500kV母线保护26500kV并联电抗器保护37220kV线路保护38220kV主变压器保护39220kV母线保护410110kV主变压器保护411110kV线路保护412110kV母线保护413110kV内桥保护41435kV及以下线路保护41566kV及以下变压器保护（包括站用变、接地变）51635kV（66kV）母线保护51766kV及以下补偿电容器保护51866kV及以下补偿电抗器保护51966kV及以下分段保护520故障录波器521行波测距装置55 Q/CSG—前言本规范的内容包含10kV~500kV系统继电保护的配置原则、配置方案。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。新建工程均应执行本规范。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。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。本规范主要起草人：刘千宽、丁晓兵、余江、周红阳、赵曼勇、伦振坚、邓小玉、庞学跃5 Q/CSG—南方电网继电保护配置技术规范1范围1.1本规范规定了南方电网10kV~500kV系统继电保护的配置要求。1.2本规范适用于10kV~500kV系统新建工程及相关设备继电保护装置，扩建及技改工程可参照执行。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DL/T478-2010静态继电保护及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/T5218-2005220kV～500kV变电所设计技术规程DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程南方电网继电保护通用技术规范南方电网500kV线路保护及辅助保护技术规范南方电网500kV变压器保护及并联电抗器保护技术规范南方电网500kV母线保护技术规范南方电网220kV线路保护技术规范南方电网220kV变压器保护技术规范南方电网220kV母线保护技术规范南方电网10kV~110kV线路保护技术规范南方电网10kV~110kV元件保护技术规范南方电网故障录波及行波测距装置技术规范3500kV线路保护及辅助保护3.1基本原则3.1.1遵循“强化主保护、简化后备保护”的原则。3.1.2采用主保护和后备保护一体化、具备双通道的微机型继电保护装置。3.1.3使用光纤通道的线路保护和过电压及远跳保护宜采用内置光纤接口，尽量减少保护通道的中间环节。3.2线路保护配置3.2.1线路应至少装设两套完整的、各自独立的主后一体化全线速动微机保护，原则上配置两套光纤电流差动保护。3.2.2长距离、重负荷的西电东送主干线路宜配置三套线路保护。3.2.3装有串联补偿电容的线路及其相邻线路，宜配置三套线路保护，其中至少配置两套光纤电流差动保护。5 Q/CSG—1.1.1换流站的交流出线应配置两套光纤电流差动保护。1.1.2长度不大于20km的短线路应至少配置一套光纤电流差动保护，通道具备条件时应配置两套光纤电流差动保护。1.1.3同杆并架部分长度超过5km或超过线路全长30%的线路应配置两套光纤电流差动保护。1.1.4线路保护宜集成过电压及远方跳闸功能，当线路纵联保护采用光口方式时，过电压及远方跳闸保护与纵联保护共用光口。1.1.5线路保护应配置零序反时限过流保护。1.1.6线路保护不含重合闸功能。1.1.7对于重冰区线路保护还应满足如下配置要求：1.1.7.1重冰区线路的保护应至少有一套保护能适应应急通道。1.1.7.2应急通道采用公网光纤通道的线路，配置的光纤电流差动保护应具备光口方式的纵联距离保护功能。1.1.7.3正常运行具有两路光纤通道，配置两套光纤电流差动保护的线路，应急通道采用载波通道时，配置的光纤电流差动保护应具备接点方式的纵联距离保护功能。1.2过电压及远方跳闸保护1.2.1独立配置的过电压及远方跳闸就地判别装置应按双重化要求配置两套，其通道独立于线路主保护通道。1.2.2过电压保护与远方跳闸就地判别装置集成在一套装置中。1.3短引线保护1.3.1间隔设有出线或进线隔离开关时，应按双重化配置两套短引线保护。1.3.2设置比率差动保护和两段和电流过流保护。1.4T区保护1.4.1间隔保护使用串外电流互感器时，应按双重化配置两套T区保护。1.4.2设置三端差动保护、短引线保护和线路末端保护。1.5断路器保护配置1.5.1每台断路器配置一套断路器保护。1.5.2断路器保护含断路器失灵保护、三相不一致保护、死区保护和充电保护、重合闸功能。2500kV主变压器保护2.1基本原则2.1.1应遵循相互独立的原则，按双重化配置主后一体化的变压器电量保护和一套本体非电量保护。2.1.2当220kV母线失灵保护不能按间隔识别失灵断路器时，配置一套具备失灵电流判别及三相不一致功能的220kV断路器辅助保护。2.2主保护配置2.2.1配置纵联差动保护。两套纵联差动宜采用不同原理的励磁涌流判据，其中一套应采用二次谐波制动原理。2.2.2配置差动电流速断保护。2.2.3配置接入高压侧、中压侧和公共绕组CT的分侧差动保护或零序差动保护。2.3后备保护至少包含以下配置2.3.1过流保护。2.3.2零序过流保护。2.3.3相间与接地阻抗保护。2.3.4过激磁保护。2.3.5反时限零序过流保护。3500kV母线保护3.1基本原则3.1.1每段母线按双重化原则配置两套母线保护。3.1.2母线保护的配置应能满足最终一次接线。3.2母线保护应具有电流差动保护和断路器失灵联跳功能。5 Q/CSG—1.1双重化配置的每套母线保护应对应动作于断路器的一组跳闸线圈。2500kV并联电抗器保护2.1基本原则应遵循相互独立的原则,按双重化配置主、后一体化的电量保护和一套完整的本体非电量保护。2.2主保护配置2.2.1主电抗器差动保护。2.2.2主电抗器差动速断保护。2.2.3主电抗器零序差动保护。2.2.4主电抗器匝间保护。2.3后备保护配置2.3.1主电抗器过电流保护。2.3.2主电抗器零序过流保护。2.3.3主电抗器过负荷保护。2.3.4中性点电抗器过电流和过负荷保护。3220kV线路保护3.1基本原则3.1.1遵循“强化主保护、简化后备保护”的原则。3.1.2采用主保护和后备保护一体化的微机型继电保护装置。3.1.3线路保护应具有断路器三相不一致保护和过流保护功能。3.2线路保护配置3.2.1每回线路应按双重化要求至少配置两套完整的、相互独立的微机型线路保护。通道条件具备时，每套保护宜采用双通道。3.2.2具备一路光纤通道的线路应至少配置一套光纤电流差动保护，具备两路光纤通道的线路宜配置两套光纤电流差动保护。存在旁路代路运行方式的线路，配置两套光纤电流差动保护时，其中应至少有一套具有纵联距离保护功能。3.2.3长度不大于20km的短线路应至少配置一套光纤电流差动保护，通道具备条件时应配置两套光纤电流差动保护。3.2.4同杆并架部分长度超过5km或超过线路全长30%的线路应配置两套光纤电流差动保护。3.2.5重冰区线路的保护应采用双通道，并至少有一套保护能适应应急通道。3.2.6双重化配置的两套保护配置各自独立的电压切换装置。3.2.7母线失灵保护不能按间隔识别失灵断路器时，应配置一套具备失灵电流判别功能的断路器辅助保护。4220kV主变压器保护4.1基本原则4.1.1应遵循相互独立的原则。4.1.2按双重化配置主、后一体化的变压器电量保护和一套本体非电量保护。4.1.3220kV断路器的失灵电流判别及三相不一致须由独立的断路器辅助保护完成时，配置一套220kV断路器辅助保护。4.2主保护配置4.2.1配置纵联差动保护。两套纵联差动宜采用不同原理的励磁涌流判据，其中一套应采用二次谐波制动原理。4.2.2配置差动电流速断保护。4.2.3配置接入高压侧、中压侧和公共绕组CT的分侧差动保护或零序差动保护。4.3后备保护至少包含以下配置4.3.1过流保护。4.3.2零序过流保护。4.3.3相间与接地阻抗保护。5 Q/CSG—1220kV母线保护1.1基本原则220kV母线应按双重化原则配置两套母线保护，应选用可靠的、灵敏的和不受运行方式限制的保护。1.2220kV母线每套保护由母线差动保护、断路器失灵保护、母联（分段）过流保护、母联（分段）失灵保护、母联（分段）死区保护和母联（分段）三相不一致保护构成，并具有复合电压闭锁功能。1.3母线保护配置的断路器失灵保护具有失灵电流判别功能。1.4220kV母联（分段）断路器保护可采用母线保护中的母联（分段）过流保护，也可配置独立的母联（分段）断路器充电过流保护。1.5独立配置的母联（分段）保护由母联（分段）过流保护和母联（分段）三相不一致保护构成。1.6母联断路器失灵保护由母线保护完成，并需考虑接入外部独立的母联（分段）过流保护动作接点。2110kV主变压器保护2.1变压器微机保护按主、后分开配置（主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组）。也可配置分别组屏的双套主后合一的电量保护和一套非电量保护。2.2电量主保护2.2.1配置差动速断保护。2.2.2配置比率差动保护。2.2.3可配置不需整定的零序分量、负序分量或变化量等反映轻微故障的故障分量差动保护。2.3变压器应配置独立的非电量保护。3110kV线路保护3.1每回110kV线路应配置一套含重合闸功能的线路保护。单侧电源的负荷端可不配置线路保护。3.2符合下列条件之一的110kV线路，应装设一套光纤电流差动保护：3.2.1双侧电源线路符合下列条件之一时，应装设一套光纤电流差动保护。3.2.1.1根据系统稳定要求有必要时。3.2.1.2线路发生三相短路，如使发电厂厂用母线电压低于允许值（一般为60%额定电压），且其他保护不能无时限和有选择地切除短路时。3.2.1.3如电力网的某些主要线路采用全线速动保护后，不仅改善本线路保护性能，而且能够改善整个电网保护的性能。3.2.2对多级串联的线路，为满足快速性和选择性的要求，应装设一套光纤电流差动保护。3.2.3对于长度不超过8km的短线路、同杆架设的双回线应装设一套光纤电流差动保护。3.3对于风电场接入系统的线路，条件具备时宜装设一套光纤电流差动保护。3.4具有光纤通道的110kV线路，可配置一套光纤纵联保护。4110kV母线保护4.1220kV变电站内的110kV母线应配置一套母差保护。4.2110kV变电站需要快速切除110kV母线故障时，可配置一套母线保护。4.3110kV母联（分段）断路器宜配置独立于母线保护的母联（分段）过流保护，作为母线充电保护，并兼作新线路投运时的辅助保护。保护宜与测控分开。4.4110kV母线保护由母线差动保护、母联（分段）过流保护、母联（分段）失灵和死区保护构成，并具有复合电压闭锁功能。4.5独立配置的母联（分段）过流保护包含相电流和零序电流保护，保护应具备瞬时和延时跳闸的回路，作为母线充电保护，并兼作新线路投运时的辅助保护，保护宜与测控分开。5110kV内桥保护110kV内桥断路器装设独立的充电、过流保护。635kV及以下线路保护6.110kV～35kV线路应采用保护、测控一体化装置，三相操作插件应含在装置内。6.210kV～35kV线路保护应具有过电流保护、重合闸等功能。5 Q/CSG—1.110（20）kV线路保护还应具有零序过流保护。1.2对于短联络线路或整定困难的35kV线路，可配置光纤电流差动保护。其它采用合环运行的10kV～35kV线路，为了提高供电可靠性，根据需求可以配置光纤电流差动保护。266kV及以下变压器保护（包括站用变、接地变）2.1采用保护、测控一体化装置，三相操作插件应含在装置内。2.2除自身非电量保护外，还装设电流速断、过电流和高、低压侧的零序电流保护，这些保护作为变压器内部、外部故障时的保护。2.3接地变为中性点经消弧线圈接地方式，保护采用微机型速断、过流保护。335kV（66kV）母线保护3.1500kV变电站35kV（66kV）母线应配置一套微机型母差保护，以瞬时切除在母线上的故障。3.2500kV变电站35kV（66kV）侧母差保护应具备主变低压侧断路器跳闸联跳该侧母线其他断路器功能。466kV及以下补偿电容器保护4.166kV及以下电容器宜采用保护、测控一体化装置，装置应具有三相操作功能，保护应采用三相电流互感器。4.2电容器保护应具有过电流保护、零序过流保护、不平衡保护、过电压保护、低电压保护和非电量保护等功能。566kV及以下补偿电抗器保护5.166kV及以下电抗器宜采用保护、测控一体化装置，装置应具有三相操作功能，保护应采用三相电流互感器。5.2电抗器保护应具有过电流保护、零序过流保护、非电量保护和过负荷告警等功能。666kV及以下分段保护66kV及以下分段装设时限电流速断、过流保护，设自动投入装置。7故障录波器7.1220kV及以上电压等级变电站均应装设故障录波器，录波器应具有事件记录、组网、远传和接受站内统一时钟系统对时功能。7.2220kV及以上电压等级变电站故障录波器应按不同电压等级分别配置。当变电站设置就地保护小室时，故障录波器应按就地分散的原则配置。7.3对于500kV变电站，故障录波器具体配置如下：7.3.1主变独立设置录波器，两台主变配置一台录波器。7.3.2两串的线路、断路器等设备配置一台录波器。7.3.3220kV线路按每组双母线配置一台或两台录波器。7.4对于220kV变电站，故障录波器具体配置如下：7.4.1主变独立设置录波器，两台主变配置一台录波器。7.4.2220kV线路按每组双母线配置一台或两台录波器。7.4.3110kV线路根据规模配置一台或两台录波器。7.5110kV变电站宜全站装设一台或两台故障录波器，终端变电站可不配置故障录波器。8行波测距装置8.1500kV线路长度超过20km、220kV线路长度超过40km或多单位维护的220kV及以上线路应配置行波测距装置；其它巡线困难的220kV及以上线路宜装设行波测距装置。8.2换流站直流线路应双重化配置故障录波器，直流线路均应配置行波测距装置。5'