南方电网220kV线路保护技术规范(3)

来源：网络收集时间：2026-05-27

导读： 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� ＃ǹ裳。� 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

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、C 2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；Q/CSG 110011-2012

Q/CSG 110011-2012

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； z) 直流电源监视； aa) 备用中间继电器。

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。

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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 …… 此处隐藏：4926字，全部文档内容请下载后查看。喜欢就下载吧 ……

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