1、2008年8月2022日和2009年2月11日國調中心在北京先后組織召開了 線 路保護及輔助裝置標準化設計規范（Q/GDW 161-2007 ，以下簡稱規范161 ）和變 壓器、高壓并聯電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規范（Q/GDW 175-2008 ，以下簡稱規范175 ）實施技術原則審定會，會議對標準化實施階段需要明確的問題和技 術原則進行了細致、深入的討論，現將會議討論結論明確如下。、公共部分1、規范161表A.1，關于設備參數定值。將“基本參數”中的“通信地址”單獨列出，并擴充其他通信設定項，定義為“通 信參數”。“軟壓板”定值從控制字中獨立出來，需要強調的是其中的“遠方修改定值

2、”只能 在就地修改。“定值區號”顯示當前所運行的定值區號，定值區號切換為其他區號，各定值項也 相應地切換為其他區號的定值，但“設備參數定值”、“軟壓板”、“通信參數”為各定值區共用，不隨“定值區號”切換。裝置應具備遠方修改設備參數定值（含定值區號）、軟壓板和定值（通信參數除外） 的功能，受“遠方修改定值”軟壓板控制，是否允許修改由調度、運行管理部門決 定。定值區號起始編號仍按規范執行，對于使用 61850等協議的，應設定在1區（含1 區）以后的定值區。在線路保護的參數定值的基礎上，取消無關項，作為其他輔助裝置的參數定值:a)3/2接線斷路器保護取消“通道類型”。b)過電壓及遠方跳閘保護取消“通

3、道類型”c)短引線保護取消“ PT次值”、“ PT二次值”和“通道類型”補充CT、PT定值范圍a)PT 一次值范圍：11200kV （線電壓），取消PT二次值整定項。b)CT 一次值范圍：19999A ;二次值范圍：1或5A。通信參數波特率、IP地址等信息通信地址單獨列為通信參數，與定值分開，由現場設定，可查 看和打印。3、關于定值清單中廠家不用定值項的處理原則將部分廠家不用的定值，放入自定義定值中，保持非自定義部分定值清單的規范統一。按照目前掌握的情況，僅縱聯距離（方向）和縱聯電流差動保護定值清單，需將“快速 距離阻抗定值”、“零序補償系數Kz”、“快速距離保護”放在自定義定值中。規范161

4、第4.1.3條，軟、硬壓板的設置原則原則上，保護功能投退的軟、硬壓板要一一對應，采用“與門”邏輯。為兼顧運行習慣，軟、硬壓板采用“或門”邏輯的有“停用重合閘”。a)b)對軟硬壓板作以下調整:增加“停用重合閘”軟壓板，軟壓板、硬壓板、控制字三者為“或門”邏輯。高壓電抗器保護開入量主保護投/退、后備保護投/退合并，命名為“電抗器保 護投/退”。C）雙母接線的母線保護增加“失靈保護投/退”硬壓板。d)雙母線接線形式（含雙母線、雙母單分段、雙母雙分段）的母線保護取消“母 線互連”軟壓板。規范161第4.2.7條，關于全站后臺集中打印方式目前后臺集中打印存在的主要困難在于：除定值以外的保護報告、參數等內

5、容上送 沒有統一的規約格式，均為各自廠家自定義，不通用。下一階段要制定統一的規約 格式，以便實現全站后臺集中打印。當前的實施方案是：保護屏柜不再分散配置打 印機，各廠家應支持就地經標準串口打印（如連接 300K等常用打印機），打印波特 率默認為19200。設備參數和軟壓板與定值一起打印。定值、控制字、軟壓板、開入量名稱規范、統一為規范有關名稱，同時兼顧廠家裝置的實施情況，將規范中有關定值、控制字、軟 壓板、開入量規范為不超過10個（含10個）漢字的標準名稱，詳見附件1。對于不能顯示標準名稱的，廠家須在說明書中提供與標準名稱的對照表。原則上硬壓板的名稱應與對應的軟壓板一致。7、關于CT變比的可整

6、定范圍討論結果:CT變比一次值的整定范圍不小于 19999，若將不存在的支路設定為 0，表示該支路 不參與計算。對于整定為0可能導致保護誤動作的應告警。8、關于保護輸出報告格式保護輸出報告格式原則上按規范161附錄B和規范175附錄E的格式，不同類型保護可有所不同，應表述清楚。規范175附錄表E.1“動作后開入量狀態”改為“啟動后開關量狀態”。9、規范175第422條，關于保護裝置信號觸點的要求“1組保持觸點，1組不保持觸點”改為“至少含1組不保持觸點”。10、關于術語的規范統一維持規范中“啟動”、“ CT”、“ PT”名稱不變改“。規范161附錄表A.5中“電壓接線路PT”改為“電壓取線路P

7、T電壓”。規范161附錄表A.3中“零序電流保護III段經方向”改為“零序過流III段經方向”。規范161附錄表A.5 “差動保護”軟壓板改為“縱聯電流差動”。11、規范161第4.1.4條，關于裝置電流回路測量范圍和精度要求保護裝置的測量范圍下限為0.05 In，上限為20In40 In，保護裝置在0.05 In（20 In 40 In ）的測量精度均需滿足：測量誤差不大于相對誤差 5%或絕對誤差0.02 In，但在 0.05 In以下范圍用戶應能整定并使用，實際故障電流超過電流上限（20 In40In）時, 保護裝置不誤動不拒動。12、規范161第5.2.5條，關于重合閘控制字表述進一步明

8、確如下:表2重合閘控制字序號重合閘方式整定方式備注3禁止重合閘0，1禁止本裝置重合，不溝通三跳4停用重合閘0，1閉鎖重合閘，并溝通三跳13、關于定值清單打印:定值清單打印時可不打印“類別”列和“定值范圍”列。14、關于定值的可整定范圍規范中規定的為最小范圍，裝置定值的可整定范圍應包含規范定義的范圍。15、變壓器保護跳閘矩陣需上送后臺。、線路保護1、縱聯電流差動保護“遠方跳閘、遠傳1、遠傳2”受縱聯保護功能硬壓板、控制字、軟壓板控制。2、數字式縱聯距離（方向）保護“其他保護停信、遠傳1、遠傳2”功能受縱聯保護 功能硬壓板、控制字、軟壓板控制。3、關于縱聯距離和縱聯方向保護定值清單1）裝置可分數字

9、式通道和非數字式通道兩種版本；用于數字式通道的裝置需增加“內時鐘方式”控制字。縱聯距離保護、縱聯方向保護原則上仍共用定值，有特殊情況的可分開處理。關于縱聯電流差動保護電容電流補償和電抗器相關定值在自定義定值中的“線路電抗器”改為“電容電流補償”控制字，其含義為：在差 動電流的計算中考慮附加電流的影響(含電容電流、兩側的電抗器電流等)。將自定義定值項“電抗器阻抗定值”、“小電抗器阻抗定值”置于非自定義部分，代 表本側的電抗器參數，需要對側電抗器參數的廠家可將其列入自定義定值。規范161附錄表A.2和A.4中自定義部分增加“零序反時限最小時間”定值，范圍 改為“ 0s10s ”。PT斷線后的過流保

10、護和零序過流保護規范161第5.2.4條零序過流定時限第一段“ PT斷線時自動取消方向”是指PT斷 線后退出零序過流II段，“PT斷線零序過流定值”可起到保護作用。規范161附錄表A.2和A.4中“ PT斷線相過流定值”和“ PT斷線零序過流定值” 受距離保護I、II、III段控制字“或門”控制，即上述控制字全為 0時，“PT斷線相 過流定值”和“ PT斷線零序過流定值”不起作用。距離和零序保護閉鎖重合閘問題 規范161附錄表A.3和A.5中“n段保護閉鎖重合閘”是指距離I段保護固定啟動重 合閘，距離和零序n段保護可通過控制字選擇是否啟動重合閘， 距離和零序保護m段固 定閉鎖重合閘。8、線路保

11、護設備參數定值中的通道類型應為“專用光纖、復用光纖、復用載波、收發 信機”之一的漢字。9、增加“單相TWJ啟動重合閘”和“三相TWJ啟動重合閘”控制字。10、表A.2a中零序補償系數KZ定值、零序電抗補償系數 KX、零序電阻補償系數KR范圍調整為“一0.3310”。11、不考慮線路保護增加用于電纜線路過負荷告警和用于線路充電用的過流保護，該 需求可作為特殊版本。三、3/2接線斷路器保護1、刪除規范161表A.7中“后合檢線路有壓”控制字。2、規范161第5332a )條，零序電流310輸入不做統一要求。3、規范161第527.a).2)條，正常運行時，三相電壓均低于計算門檻值時開放該相低 功率

12、因數元件。PT斷線后，退出與電壓有關的判據。4、附件2表A.6中“失靈跟跳本斷路器時間”改為“失靈三跳本斷路器時間”。四、過電壓及遠方跳閘保護1、規范161表A.9，增加“過電壓三取一”控制字。2、正常運行時，三相電壓均低于計算門檻值或電流小于精工電流時開放該相低功率因 數元件。PT斷線后，遠方跳閘保護退出與電壓有關的判據。3、規范161第5.2.9條“發遠方跳閘信號可選擇是否經本側斷路器分相跳閘位置閉 鎖”，指的是經本側斷路器三相跳閘位置串聯閉鎖。五、變壓器保護1、規范175附錄表A.4和A.17中CT斷線閉鎖差動為有條件閉鎖，即當該控制字至“ 1”時，CT斷線后差動電流大于1.2 I e時

13、差動應出口跳閘。過激磁保護時間定值的范圍從 0.1s起始，級差為0.1s，上限時間可小于9999s， 但需滿足用戶要求。規范175附錄表A.5和A.7中“接地阻抗零序補償系數”只針對“指向母線的接地 阻抗”定值。關于后備保護配置500kV變壓器的低壓側過流保護改為2時限。330kV變壓器中壓側零序電流保護改為兩段，各四時限，分別跳分段、母聯、本側 開關和三側開關；中壓側指向母線的阻抗改為兩段，各四時限，分別跳分段、母聯、 本側開關和三側開關；330kV變壓器保護可作為單獨的版本。220kV變壓器的中壓側限時速斷過流保護改為 2時限，低壓側過流保護改為3時限。關于變壓器參數中的中低壓側接線方式鐘

14、點數。保護裝置應能適應中、低壓側出現 1、11、12鐘點組合的情況，其他鐘點組合可作為 特殊版本處理。6、關于330kV及以上主變，低壓側后備同時取外附 CT和繞組CT。兩組電流由裝置軟件折算至以變壓器低壓側額定電流為基準后共用規范 175附表A.9 中的“過流定值”和“復壓閉鎖過流定值”。外附CT和繞組CT電流動作為“或門”邏 輯。7、規范175第526.a)中PT開口三角電壓不受本側“電壓壓板”控制。8、330kV及以上電壓等級變壓器保護過激磁1段倍數需整定，其余各段倍數按級差0.05遞增，見附件3規范175定值清單的定值表A.5。六、高壓并聯電抗器保護關于規范175中B.3高抗保護定值部

15、分，明確以下原則:1、電抗器保護定值宜均以主電抗器額定電流二次值為準。中性點電抗器過流保護定值、過負荷報警定值取主電抗器額定電流的倍數。2、定值由廠家按照整定原則缺省設置。七、母線保護1、規范175第7.2.1.n）條，改為“宜設置獨立于母聯跳閘位置、 分段跳閘位置的母聯、 分段分列運行壓板”。7.123條中增加“母聯、分段1、分段2分列運行”開入。分列運行壓板和TWJ分別開入，兩個都為1，判為分列運行，封CT;任一為0， CT接入。規范175第7.2.1.d）條“其余支路CT斷線后可經控制字選擇是否閉鎖差動保護” 改為“其余支路CT斷線后固定閉鎖差動保護”。為滿足規范175第7.2.1.h）

16、條關于母聯（分段）合閘于斷路器與 CT之間死區故障 時，不誤切除運行母線的要求：1）在充電預備狀態即TWJ為“1”時，若檢測到“母聯（分段）充電壓板”開入, 合于故障母差瞬時跳母聯（分段），延時300ms跳母線；2）檢測到TWJ返回大于500ms或“母聯（分段）充電壓板”退出，母差功能恢 復正常。4、雙母線接線的母線保護統一支路分配 1）對于雙母線接線的母線保護，按以下順序排列:線路支路19 （支路（支路 13、1624 ）。a） 24個支路：母聯（支路1），主變12 （支路23 ），412 ），主變34 （支路1415 ），線路支路1019線路支路17 （支路b） 21個支路：母聯（支路1）

17、，主變12 （支路23 ），410 ），主變34 （支路1415），線路支路815 （支路1113、1621 ）。備注：實際工程一般不超過15個支路。2）對于雙母單分段/雙母雙分段接線的母線保護，按以下順序排列:19 （支路1622 ），a） 24個支路：母聯1 （支路1 ），主變12 （支路23 ），線路支路412 ），主變34 （支路1415 ），線路支路1017 （支路13、 分段（支路23），母聯2 （支路24 ）。17 （支路b） 21個支路：母聯1 （支路1 ），主變12 （支路23 ），線路支路410 ），主變 34 （支路 1415 ），線路支路 813 （支路 1113、16

18、19 ）， 分段（支路20）,母聯2 （支路21 ）。備注：上述為雙母單分段方案，當為雙母雙分時，“分段”為“分段1 ”，“母聯2 ”為“分段2”。單母分段接線的母線保護可按單獨版本考慮。對于部分地區雙母線接線母線保護的110kV線路支路也需要解除失靈保護電壓閉鎖的情況，可增加各線路支路共用的“線路解除復壓閉鎖”開入。對于雙母線接線母差保護動作后啟動主變斷路器失靈功能，采取內部邏輯實現，不 再用母差保護動作接點再開入母線保護啟動主變斷路器失靈，該內部邏輯受失靈保 護功能投/退控制。規范175第7.123j）條改為“主變三跳啟動失靈開入。” 規范175表C.7雙母線母線保護增加“差動保護”、“失

19、靈保護”兩個控制字。3/2 接線母線保護增加“差動保護”、“失靈經母線保護跳閘”兩個控制字。雙母線母差失靈保護應滿足采用三相跳閘方式時三相失靈的功能要求。線路三相跳 閘啟動失靈時，失靈電流采用主變支路定值。附錄3表C.6中“母聯分段失靈電流定值”和“母聯分段失靈時間”定值改列入“差 動保護”類別中。母聯分段失靈功能不受“差動保護”、 “失靈保護”控制字和“差 動保護”、“失靈保護”軟壓板控制，固定投入。10、附件3表C.2和表C.5中“差動基準CT 一次值”和“差動基準CT二次值”改為 “基準CT 一次值”和“基準CT二次值”。八、母聯充電過流保護1、取消規范175第8.32b）條“分相跳閘位

20、置”開入。8.52d）條弱電開入段（8RD）: 取消“母聯分相跳閘位置接點 TWJa、TWJb、TWJc輸入”。2、規范175第861.a）條應增加“啟動失靈”壓板（2組）。附件一 超過10個漢字的定值、控制字、軟壓板、開入量的標準名稱1、定值序號章節編號原名稱壓縮后名稱備注1線路 P222.1.1線路 P25 2.2.1三相不一致保護零、負序電流定值不一致零負序電流定值線路保護2線路 P26A.3.1失靈保護跟跳本斷路器時間失靈三跳本斷路器時間3/2接線斷路器保護3線路 P26A.3.1失靈保護跳相鄰斷路器時間失靈跳相鄰斷路器時間3/2接線斷路器保護4線路 P26A.3.1充電過流保護I段電

21、流定值充電過流I段電流定值3/2接線斷路器保護5線路 P26A.3.1充電過流保護n段電流定值充電過流n段電流定值3/2接線斷路器保護6線路 P28A.4.1遠方跳閘經故障判據時間遠跳經故障判據時間過電壓及遠方跳閘保護7線路 P28A.4.1遠方跳閘不經故障判據時間遠跳不經故障判據時間過電壓及遠方跳閘保護8元件 P30A.2.1變壓器高中壓側三相額定容量主變高中壓側額定容量330kV及以上主變保護9元件 P36A.3.1變壓器高中壓側額定容量主變高中壓側額定容量220kV主變保護10元件 P30A.2.1變壓器低壓側三相額定容量主變低壓側額定容量330kV及以上主變保護11元件 P36A.3.

22、1變壓器低壓側額定容量主變低壓側額定容量220kV主變保護12元件 P30A.2.1低壓側三角內部套管（繞組）CT 一次值低壓側套管CT 一次值330kV及以上主變保護13元件 P30A.2.1低壓側三角內部套管（繞組）CT二次值低壓側套管CT二次值330kV及以上主變保護14元件 P30A.2.1公共繞組外接零序CT 一次值中性點零序CT 一次值330kV及以上主變保護15元件 P31A.2.1公共繞組外接零序CT二次值中性點零序CT二次值330kV及以上主變保護16元件 P32A.2.4指向變壓器相間阻抗定值指向主變相間阻抗定值330kV及以上主變保護17元件 P32A.2.4指向變壓器接

23、地阻抗定值指向主變接地阻抗定值330kV及以上主變保護18元件 P37A.3.1低壓側電抗器前CT 一次值低壓電抗器CT 一次值220kV主變保護19元件 P37A.3.1低壓側電抗器前CT二次值低壓電抗器CT二次值220kV主變保護20元件 P37A.3.2縱差差動保護啟動電流定值縱差保護啟動電流定值220kV主變保護21元件 P46C.3.2母聯（分段）失靈電流定值母聯分段失靈電流定值雙母線接線母線保護22元件 P47C.3.2變壓器支路失靈相電流定值主變失靈相電流定值雙母線接線母線保護2、控制字序號章節編號原名稱壓縮后名稱備注1線P23A.2.1.2零序電流保護III段經方向零序過流II

24、I段經方向線路保護2線P23A.2.1.2線P26A.2.2.2三相不一致保護經零、負序電流不一致經零負序電流線路保護3線路 P27A.3.2三相不一致經零、負序電流閉鎖不一致經零負序電流3/2接線斷路器保護4線路 P28A.4.2過電壓啟動遠方跳閘經跳位閉鎖過電壓遠跳經跳位閉鎖過電壓及遠方跳閘保護5元件 P33A.2.5高壓側斷路器失靈經變壓器保護跳閘高壓側失靈經主變跳閘330kV及以上主變保護6元件 P34A.2.7變壓器中壓側斷路器失靈經變壓器保護跳閘中壓側失靈經主變跳閘330kV及以上主變保護7元件 P39A.3.5復壓閉鎖過流1段方向指向母線復壓過流1段指向母線220kV主變保護8元

25、件 P39A.3.5零序過流1段方向指向母線零序過流1段指向母線220kV主變保護9元件 P39A.3.5變壓器高壓側斷路器失靈經變壓器保護跳閘高壓側失靈經主變跳閘220kV主變保護10元件 P40A.3.7復壓閉鎖過流方向指向母線復壓閉鎖過流指向母線220kV主變保護11元件 P40A.3.7零序過流1段方向指向母線零序過流1段指向母線220kV主變保護12元件P44B.4主電抗器過電流和過負荷保護主電抗器過電流過負荷高抗保護13元件P44B.4中性點電抗器過電流和過負荷保護小電抗器過電流過負荷高抗保護3、軟壓板序 號章節編號原名稱壓縮后名稱備注1元件P46C.2.3斷路器失靈經母線保護跳閘

26、失靈經母線保護跳閘3/2接線母線保護4、開入序號章節編號原名稱壓縮后名稱備注1元件 P9 5.3.1.2變壓器中壓側斷路器失靈保護開入中壓側失靈保護開入330kV及以上主變保護2元件P115.3.3.2低壓1分支復壓閉鎖過流保護投/退低1分支復壓過流投/退220kV主變保護3元件P115.3.3.2低壓2分支復壓閉鎖過流保護投/退低2分支復壓過流投/退220kV主變保護4元件 P113.3.2變壓器高壓側斷路器失靈保護開入高壓側失靈保護開入220kV主變保護5元件 P221.1.3邊斷路器失靈經母線保護跳閘功能投/退失靈經母差跳閘投/退3/2接線母線保護6元件 P231.2.3母聯三相跳閘位置

27、串聯母聯跳閘位置雙母線接線母線保護（為與后兩條一致）7元件 P231.2.3分段1三相跳閘位置串聯分段1跳閘位置雙母線接線母線保護8元件 P231.2.3分段2三相跳閘位置串聯分段2跳閘位置雙母線接線母線保護9元件P231.2.3母聯三相跳閘啟動失靈開入母聯啟動失靈開入雙母線接線母線保護10元件P231.2.3分段1三相跳閘啟動失靈開入分段1啟動失靈開入雙母線接線母線保護11元件P237.1.2.3分段2三相跳閘啟動失靈開入分段2啟動失靈開入雙母線接線母線保護12元件P237.1.2.3變壓器支路解除失靈保護電壓閉鎖主變解除失靈電壓閉鎖雙母線接線母線保護13元件P237.1.2.3變壓器支路三

28、相跳閘啟動失靈開入主變三跳啟動失靈開入雙母線接線母線保護附件二規范161定值清單縱聯距離（方向）保護一一非數字式通道1. 縱聯距離（方向）保護設備參數定值表A.1a縱聯距離（方向）保護設備參數定值類別序號參數名稱參數范圍（IN 為 1A 或 5A）單位參數值基本參數1定值區號0XX無（正式運行定值置于“ 0 ” 區，備用定值依次往后排列， 調試定值置于最末區）2被保護設備滿足8個漢字長度無根據現場實際情況整定CT3CT 一次額定值1 9999A相電流4CT二次額定值1或5A相電流PT5PT 次額定值1 1200kV線電壓通道6通道類型專用光纖、復用光纖、復用載波、收發信機無根據現場實際情況整定

29、2. 縱聯距離（方向）保護定值表A.2a縱聯距離（方向）保護定值類別序號定值名稱定值范圍（IN 為 1A 或 5A ）單位整定值縱聯距離1變化量啟動電流定值(0.05 0.5) INA2零序啟動電流定值(0.05 0.5) INA零序保護3縱聯零序電流定值(0.05 20 ) INA4縱聯距離阻抗定值(0.5 125)/ INQ5通道交換時間定值023無后 備 保 護6線路正序阻抗定值(0.05 655.35 )/ INQ線路全長7線路正序靈敏角55 ° -89 °O8線路零序阻抗定值(0.05 655.35 )/ INQ線路全長9線路零序靈敏角55 ° -89

30、°O10線路總長度0 655.35km11接地距離I段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值12接地距離n段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值13接地距離n段時間0.01 10s14接地距離m段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值15接地距離m段時間0.01 10s16相間距離I段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值17相間距離n段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值18相間距離n段時間0.01 10s19相間距離m段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值20相間距離m段時間0.01 10s21負荷限制電阻定值(0.05 125 )/ I

31、NQ22零序過流n段定值(0.05 20 ) INA23零序過流n段時間0.01 10s24零序過流m段定值(0.05 20 ) INA25零序過流m段時間0.01 10s26零序過流加速段定值(0.05 20 ) INA27PT斷線相過流定值(0.05 20 ) INA28PT斷線零序過流定值(0.05 20 ) INA29PT斷線過流時間0.1 10s30單相重合閘時間0.1 10s31三相重合閘時間0.1 10s32同期合閘角0 °-90 °表A.2a （續）類別序號定值名稱定值范圍（IN 為 1A 或 5A ）單位整定值自定義33零序反時限電流定值(0.05 0.5

32、) INA34零序反時限時間0.1 10s35零序反時限最小時間010s36不一致零負序電流定值(0.05 0.5) INA37三相不一致保護時間0.1 10s38快速距離阻抗定值(0.5 37.5 )/ INQ39零序補償系數KZ-0.33 10無40零序電抗補償系數KX-0.33 10無41零序電阻補償系數 KR-0.33 10無42接地距離偏移角0 ° ,15 ° ,30 °39項定值推薦用KZ代替KX和KR,也可以根據參注1：由于線路零序靈敏角一般接近并略小于線路正序靈敏角, 數計算40項KX和41項KR。注2: 20項“負荷限制電阻定值”為相間和接地I、

33、n、m段電阻共用定值，圓特性、四邊形特性均適用。注3: 3032項定值適用于雙母線接線。注4:廠家可根據實際情況設置自定義定值項。3. 縱聯距離（方向）保護控制字表 A.3a縱聯距離（方向）保護控制字類別序號控制字名稱整定方式整定值縱 聯 保 護 控 制 字1縱聯距離（方向）保護0, 12縱聯零序保護0, 13允許式通道0, 1“ 1 ”代表允許式“0 ”代表閉鎖式4解除閉鎖功能0, 1后 備 保 護 和 重 合 閘 控 制 字5快速距離保護0, 16弱電源側0, 17電壓取線路PT電壓0, 18振蕩閉鎖元件0, 19距離保護I段0, 110距離保護n段0, 111距離保護m段0, 112零序

34、電流保護0, 113零序過流m段經方向0, 114三相跳閘方式0, 115重合閘檢同期方式0, 116重合閘檢無壓方式0, 117n段保護閉鎖重合閘0, 118多相故障閉鎖重合閘0, 119單相重合閘0 , 120三相重合閘0 , 121禁止重合閘0 , 122停用重合閘0 , 123零序反時限0 , 124三相不一致保護0 , 125不一致經零負序電流0 , 126自動交換通道0 , 127TWJ啟動單相重合閘0 , 128TWJ啟動三相重合閘0 , 1911項控制字為相間和接地距離保護共用控制字。12項“零序電流保護”控制字為各段零序電流保護共用控制字。1516控制字適用于雙母線接線。廠家

35、可根據實際情況設置自定義控制字。4. 縱聯距離（方向）保護軟壓板表A.4a縱聯距離（方向）保護軟壓板類別序號壓板名稱壓板方式壓板狀態軟1縱聯保護0 , 1壓2停用重合閘0 , 1板3遠方修改定值0 , 1注：“遠方修改定值”軟壓板只能在就地更改，只有當該壓板置“1”時，才能遠方修改其他定值。縱聯距離（方向）保護一一數字式通道1. 縱聯距離（方向）保護設備參數定值表A.1b縱聯距離（方向）保護設備參數定值類別序號參數名稱參數范圍（IN 為 1A 或 5A ）單位參數值基本參數7定值區號0XX無（正式運行定值置于“ 0 ” 區，備用定值依次往后排列， 調試定值置于最末區）8被保護設備滿足8個漢字長

36、度無根據現場實際情況整定CT9CT 一次額定值1 9999A相電流10CT二次額定值1或5A相電流PT11PT 次額定值1 1200kV線電壓通道12通道類型專用光纖、復用光纖、復用載波、收發信機無根據現場實際情況整定2. 縱聯距離（方向）保護定值表A.2b縱聯距離（方向）保護定值類別序號定值名稱定值范圍（IN 為 1A 或 5A ）單位整定值縱聯距離 零序 保護1變化量啟動電流定值(0.05 0.5) INA2零序啟動電流定值(0.05 0.5) INA3縱聯零序電流定值(0.05 20 ) INA4縱聯距離阻抗定值(0.5 37.5 )/ INQ5本側識別碼0655356對側識別碼0655

37、35后 備 保 護7線路正序阻抗定值(0.05 655.35 )/ INQ線路全長8線路正序靈敏角55 ° -89 °9線路零序阻抗定值(0.05 655.35 )/ INQ線路全長10線路零序靈敏角55 ° -89 °11線路總長度0 655.35km12接地距離I段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值13接地距離n段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值表A.2b （續）類別序號定值名稱定值范圍（IN 為 1A 或 5A ）單位整定值后 備 保 護14接地距離n段時間0.01 10s15接地距離m段定值(0.05 125 )/ INQ阻

38、抗定值16接地距離m段時間0.01 10s17相間距離I段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值18相間距離n段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值19相間距離n段時間0.01 10s20相間距離m段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值21相間距離m段時間0.01 10s22負荷限制電阻定值(0.05 125 )/ INQ23零序過流n段定值(0.05 20 ) INA24零序過流n段時間0.01 10s25零序過流m段定值(0.05 20 ) INA類別序號控制字名稱整定方式整定值縱聯 保護 控制 字1縱聯距離（方向）保護0, 12縱聯零序保護0, 13通信內時鐘0,

39、1后 備 保 護 和 重 合 閘4快速距離保護0, 15弱電源側0, 16電壓取線路PT電壓0, 17振蕩閉鎖元件0, 18距離保護I段0, 19距離保護n段0, 110距離保護m段0, 126零序過流m段時間0.0110s27零序過流加速段定值(0.05 f20) INA28PT斷線相過流定值(0.05 20 ) INA29PT斷線零序過流定值(0.05 f20) INA30PT斷線過流時間0.1 f-10s31單相重合閘時間0.1 f-10s32三相重合閘時間0.1 f-10s33同期合閘角0 °-90 °34零序反時限電流定值(0.05 0.5) INA35零序反時限

40、時間0.1 f-10s36零序反時限最小時間0.1 f-10s37不一致零負序電流定值(0.05 0.5) INA38三相不一致保護時間0.1 f-10s39快速距離阻抗定值(0.5 37.5 )/ INQ40零序補償系數KZ-0.3310無41零序電抗補償系數KX-0.3310無42零序電阻補償系數 KR-0.3310無43接地距離偏移角0 ° ,15° ,30 °42項定值推薦用KZ代替KX和KR,也可以根據參自定義注1：由于線路零序靈敏角一般接近并略小于線路正序靈敏角, 數計算43項KX和44項KR。注222項“負荷限制電阻定值”為相間和接地I、n、m段電阻

41、共用定值，圓特性、四邊形特性均適用。3133項定值適用于雙母線接線。廠家可根據實際情況設置自定義定值項。3.縱聯距離（方向）保護控制字表 A.3b縱聯距離（方向）保護控制字11零序電流保護0 , 112零序過流m段經方向0 , 113三相跳閘方式0 , 114重合閘檢同期方式0 , 115重合閘檢無壓方式0 , 116n段保護閉鎖重合閘0 , 117多相故障閉鎖重合閘0 , 118單相重合閘0 , 119三相重合閘0 , 120禁止重合閘0 , 121停用重合閘0 , 122零序反時限0 , 123三相不一致保護0 , 124不一致經零負序電流0 , 125TWJ啟動單相重合閘0 , 126T

42、WJ啟動三相重合閘0 , 1控制字自定義注1 : 810項控制字為相間和接地距離保護共用控制字。注2 : 11項“零序電流保護”控制字為各段零序電流保護共用控制字。注3: 1415控制字適用于雙母線接線。注4:廠家可根據實際情況設置自定義控制字。4.縱聯距離（方向）保護軟壓板表 A.4b縱聯距離（方向）保護軟壓板類別序號壓板名稱壓板方式壓板狀態軟壓板1縱聯保護0 , 12停用重合閘0 , 13遠方修改定值0 , 1注：“遠方修改定值”軟壓板只能在就地更改，只有當該壓板置“1”時，才能遠方修改其他定值。縱聯電流差動保護裝置定值1. 縱聯電流差動保護設備參數定值類別序號參數名稱表 A.4a設備參數

43、定值參數范圍（IN 為 1A 或 5A ）單位參數值基本參數13定值區號0XX無（正式運行定值置于“ 0 ” 區，備用定值依次往后排列， 調試定值置于最末區）14被保護設備滿足8個漢字長度無根據現場實際情況整定CT15CT 一次額定值1 9999A相電流16CT二次額定值1或5A相電流PT17PT 次額定值1 1200kV線電壓通道18通道類型專用光纖、復用光纖、復用載波、收發信機無根據現場實際情況整定2. 縱聯電流差動保護定值表A.4縱聯電流差動保護定值格式類別序號定值名稱定值范圍（IN 為 1A 或 5A ）單位整定值縱 聯 電 流 差 動 保 護1變化量啟動電流定值(0.05 0.5)

44、INA2零序啟動電流定值(0.05 0.5) INA3差動動作電流定值(0.05 2) INA分相差動和零序差動共用4本側識別碼0655355對側識別碼065535后 備 保 護6線路正序阻抗定值(0.05 655.35 )/INQ線路全長7線路正序靈敏角55 ° -89 °8線路零序阻抗定值(0.05 655.35 )/INQ線路全長9線路零序靈敏角55 ° -89 °10線路正序容抗定值(40 6000 )/ INQ線路全長11線路零序容抗定值(40 6000 )/ INQ線路全長12線路總長度0 655.35km13接地距離I段定值(0.05 12

45、5 )/ INQ阻抗定值14接地距離n段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值15接地距離n段時間0.01 10s16接地距離m段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值17接地距離m段時間0.01 10s18相間距離I段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值19相間距離n段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值20相間距離n段時間0.0110s21相間距離m段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值22相間距離m段時間0.0110s23負荷限制電阻定值(0.05 125 )/ INQ24零序過流n段定值(0.05 -20) INA25零序過流n段時間0.0110s2

46、6零序過流m段定值(0.05 -20) INA27零序過流m段時間0.0110s28零序過流加速段定值(0.05 -20) INA29PT斷線相電流定值(0.05 -20) INA30PT斷線零序過流定值(0.05 -20) INA31PT斷線過流時間0.1 '"0s32單相重合閘時間0.1 '"0s33三相重合閘時間0.1 '"0s34同期合閘角0 °-90 °35電抗器阻抗定值(5 9000 )/ INQ本側電抗器36中性點電抗器阻抗定值(5 9000 )/ INQ本側電抗器37CT變比系數0.25 -1.0038零

47、序反時限電流定值(0.05 0.5) INA39零序反時限時間0.1 10s40零序反時限最小時間0.1 10s41不一致零負序電流定值(0.05 f0.5) INA42三相不一致保護時間0.1 '"0s43零序補償系數KZ-0.3310無44零序電抗補償系數KX-0.3310無45零序電阻補償系數KR-0.3310無46快速距離阻抗定值(0.5 37.5 )/ INQ47接地距離偏移角0 ° ,15° ,30 °自定義43項定值推薦用KZ代替KX和KR,也可以根據參注1：由于線路零序靈敏角一般接近并略小于線路正序靈敏角, 數計算44項KX和45項KR。注2: 23項“負荷限制電阻定值