Q／GDW 11055-2013 标准规范下载简介

Q／GDW 11055-2013 智能变电站继电保护及安全自动装置运行评价规程

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2继电保护装置（系统）“正确动作”的评价方

6.21被保护对象发生故障或异常、符合系统运行和继电保护设计要求，应评价为“正确动作”。

6.21被保护对象发生故障或异常、符合系统运行和继电保护设计要求，应评价为“正确动作”。 6.2.2对于由两台（个）及以上继电保护装置（系统）配合完成切除故障的JGJ1-2014装配式混凝土结构技术规程，各装置（系统）的动作行 为符合设计要求时，分别评价为“正确动作” 6.2.3继电保护装置（系统）正确动作，断路器拒跳，维电保护装置（系统）应评价为“正确动作”。

6.3.1被保护对象发生故障或异常，保护装置（系统）应动而未动（拒动）或不应动而误动作：以及被 保护设备无故障或异常情况下的保护装置（系统）动作（误动），应评价为“不正确动作” 6.3.2由两台及以上保护装置（系统）配合完成保护功能，若最终动作行为不符合设计要求，应对相关 保护装置（系统）分别进行评价，其中动作行为符合设计要求的保护装置（系统）对其不予以评价，否 则评价为“不正确动作”。 6.3.3不同的保护装置（系统）因同一原因造成的不正确动作，应分别评价为“不正确动作” 6.3.4同一保护装置（系统）因同一原因在24小时内发生多次不正确动作，按1次不正确动作评价， 超过24小时的不正确动作，应分别评价 6.3.5维继电保护装置正确动作，因其相关设备原因造成断路器未跳间，继电保护系统评价为不正确动 作”，继电保护装置不予评价，对应的相关设备（网络设备或智能终端等）应评价为“不正确动作”。 6.3.6网络设备原因造成保护不正确动作，继电保护系统评价为“不正确动作”，保护装置不予评价， 网络设备应评价为“不正确动作” 6.3.7合并单元原因造成的保护不正确动作，继电保护系统评价为“不正确动作”，保护装置不予评价 合并单元应评价为“不正确动作” 6.3.8智能终端原因造成的保护不正确动作，继电保护系统评价为“不正确动作”，保护装置不予评价， 智能终端应评价为“不正确动作”

如遇下列情况，维电保护及其相关设备的动作可不计入动作总次数中，但对其动作行为仍应进行分 折评价： a 厂家新开发挂网试运行的维电保护及其相关设备，在投入跳间试运行期间（不超过半年），因 设计原理、制造质量等非运行部门责任原因而发生不正确动作，事前经过主管部门的同意

b）新投入运行尚未进行带负荷调试的保护装置，在调试中的动作： c）因系统调试需要设置的临时保护，调试中临时保护的动作

6.5线路重合闸动作的评价

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6.5.1重合间装置的动作情况单独进行评价，具动作次数计人续电保护装置息次数中。重合闸装直动作

a）由于继电保护装置或继电保护相关设备原因导致重合间未动作，该保护装置或其相关设备 作行为评价为“不正确动作”重合间不予评价； D 连续性故障使重合间充电不满未动作，则重合闸不予评价： 单重方式下线路相间或三相故障断路器跳开，重合闸未误合断路器时，重合闸不评价： d）重合闸停用以及因为系统要求或保护设计要求不允许重合时，重合间不评价，

a）单侧投重合间的线路，若单侧重合成功，则线路重合成功次数为1次； b），两侧（或多侧）投重合闸线路，若两侧（或多侧）均重合成功，则线路重合成功次数为1次： 若一侧拒合（或重合不成功），则线路重合成功次数为0次： 重合闸停用以及因为系统要求或继电保护设计要求不允许重合的均不列入线路重合成功率统 社：

6.6故障录波装置评价

6.6.1对与故障元件通过网络接入的故障录波装置必须进行评价 6.6.2故障录波所记录时间与故障时间吻合、数据准确、报文完整、标记正确、开关量清楚、与故障过 程相符，测距成功，并能对系统故障情况加以简单分析和显示，应评价为“录波完好”。 6.6.3故障录波不完好时，必须说明原因和状况： 6.6.4故障录波装置的动作次数单独计算，不计入保护装置动作的总次数中。

设备制造单位责任的不正确动作包括以下原因： a 制造质量不良：指运行部门在调试、维护过程中无法发现或处理的继电保护及其相关设备元件 质量问题（如元器件损环、虚焊、插件质量不良以及装配不良等）： 2 装置硬件设计不当： c 合并单元（含电子式互感器）准确度不满足设计要求： d) 图纸资料不全、不准确：指由于制造部门未能及时向运行部门交付保护相关图纸和资料或所交 付的图纸和资料不完整、不准确： e) 软件设计问题： f) ICD文件有误，制造部门提供的ICD文件与实际装置不一致： 制造部门提供的下装工具软件原因导致工程配置文件下装有误； h) 装置不能适应现场运行环境，达不到设计标准或防护等级： D 未执行反措规定；

设计单位（含系统集成单位）责任的不正确动作包括以下原因： a）未执行反措规定： b）元件参数选择不当：

设计图纸（包括虚拟端子连接图）不规范，图纸不全，不正确 网络结构设计不合理，流量控制不合理，Vlan设计错误： e) 通信参数分配不合理：指站内设备的IP地址，GOOSE目的地址，SV目的地址，Appid等分配 重复错误对通信造成严重影响； 包括变电站一次系统结构有误，二次连线关系错误等： g 继电保护相关内容变更启SCD文件未及时更新或更新错误，包括：未说明修改原因，未说明 版本信息，未说明修改时间，未说明修改内容等，及更新后的SCD文件与前一版本区别较大 （尤其是虚端子连线部分区别较大）影响设备运行的； h) SCD文件变更后，未通知其他相关部门和制造厂商的： i) SCD文件的描述不符合现场需求的或者不符合实际情况的： SCD文件中改变原有ICD文件的语法结构，导致保护装置识别出错： ）其他

属基建单位货任的不止确动作包括以下原因： 误碰：误碰、误接运行的继电保护及其相关设备，误试验等直接造成的误动作： b) 误接线：指设备投产后运行部门在设备验收时无法发现的接线错误，包括网络设置错误： ) 图纸、资料移交不全： d) 安装调试不良：设备投产一年内，安装调试质量不良； 虚端子连接漏检，未按照SCD文件内容进行全面验证： D 参数不准：没有实测参数或实测参数不准； 光缆安装熔接质量不良：尾纤、网线接头制作工艺不良： h)其他

属运维检修单位继电保护专业责任的不正确动作包括以下原因： a) 误碰，其中包括： 1）操作不当，如清扫不慎、用力过猛等： 2）误碰、误接运行的保护设备、回路； 3）误将试验数据通入运行的保护装置： 4）继电保护及其相关设备在没有断开跳间回路的情况下作业。 b）误接线，其中包括： 1）未按拟定的接线方式接线（例如未按图纸接线，拆线后未恢复或图纸有明显的错误等）； 2）未恢复断开的电子互感器网络数据、直流回路的连线： 误整定，其中包括： I）未按电力系统运行方式的要求执行整定值： 2）快 整定值设置错误： 3）配置错误。 d) 调试质量不良，其中包括： 1 调试质量没有达到装置应有的技术性能要求： 2）继电器机械部分调试质量不良： 3） 未对合并单元（含电子式互感器）准确度进行校核： 4) 网络交换机、智能终端、合并单元、保护装置等数据接口接触不良； 5） 虚项子连接漏检，未按照SCD文件内容进行全面验证 6) 现场交底错误：

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7）继电保护及其相关设备内直流回路接线、端子、插头等接触不良： 8）检验项目不全。 e） 检修维护不良：指没有及时发现和处理继电保护及其相关设备存在应发现并应及时解 陷，因没有及时处理所引起的继电保护及其相关设备不正确动作，其中包括： 1）未核对全站虚端子配置CRC校验码、装置虚端子配置CRC校验码； 2）SCD文件、CID文件管理有误： 3） 过程层通信异常未及时处理： 4） 继电保护及其相关设备现场运行规程错误： 5） 装置软件版本使用错误： 超过检验周期： 继电保护及其相关设备用光缆/纤、网线传输装耗大： 电缆芯断线和绝缘不良； 9） 继电保护及其相关设备用通造衰耗不符合要求； 10）气体维电器进水、渗油； 11）装置受溯： 12）未执行反措规定； 13）其他。 f) 运行维护不良，其中包括： 1）直流电源及其回路维护不良： 2）熔断器或连接片接触不良： 3）继电保护及其相关设备安装位置温、湿度不符合要求， 调控部门 属调控部门责任的不正确动作包括以下原因 a）整定计算错误，其中包括： 1 使用参数错误： 2）保护装置定值计算错误： 3）电力系统运行方式改变后，未对保护装置定值进行调整。 b) 调度人员未按继电保护及其相关设备运行规程规定，误发投、停保护的命令： c 误操作，其中包： 1）未按规定投、停继电保护及其相关设备： 2）继电保护及其相关设备投错位置： 3）误变更整定值： 4）误切换定值区； 5）误投/退连接片（软、硬压板）。 d) 未接运行规程处置继电保护及其相关设备异常： e）未执行反措规定。

8继电保护运行评价管理

继电保护及其相关设备的动作分析和运行评价的

8.11各供电企业应对所管辖的全部维继电保护及其相关设备运行情况进行综合分析。 3.1.2各分部、省（自治区、直辖市）电力公司对调控范围内220kV及以上系统继电保护及其相关设 备进行具体分析评价，对本网110kV及以下系统继电保护及其相关设备运行情况只进行综合评价。 .1.3国家电力调度控制中心（以下简称“国调中心”）对直接调度范围内220kV及以上系统继电保护 及其相关设备运行情况进行分析评价，并会同中国电力科学研究院（以下简称电科院）在各分部、省（自 区、直辖市）电力公司评价分析的基础上，综合有关的评价数据，以220kV及以上系统为重点进行 公司系统继电保护分析评价

设备的运行及动作情况，按表A1和表 A.2的内容进行动作分析和评价，每一次动作都应写明时间、地点、保护型号、继电保护及其相关设备 发生不正确动作时的不正确动作原因（必要时画图说明）、责任单位、投运日期及责任分析。

A.2的内容进行动作分析和评价，每一次动作都应写明时间、地点、保护型号、继电保护及其相关设备 发生不正确动作时的不正确动作原因（必要时画图说明）、责任单位、投运日期及责任分析。 3.3对编制保护运行情况月、半年、年分析评价工作的要求 3.3.1运行维护单位保护专业部门，应每月将本单位的保护运行情况及情况简述进行分析评价，于下月 第5个工作日前，按表A.1～表A.16汇总上报各分部、省（自治区、直辖市）电力公司保护专业管理部 厅。 3.3.2各分部、省（自治区、直辖市）电力公司保护专业管理部门对220kV及以上系统继电保护及其 关设备运行情况应进行分析评价，每月做数据汇总简报，于下月第5个工作日前按管辖关系报送国调 中心，半年做一次分析评价报告，上半年分析报告各分部、省（自治区、直辖市）电力公司于8月中旬 以前报送国调中心，下半年分析报告可与年报合并上报

8.4对继电保护及其相关设备运行情况年报的要求

每年1月15日前，运行维护单位保护专业部门将上年度的继电保护及其相关设备运行情况 区、省（自治区、直辖市）电力公司保护专业管理部门

B.4.2每年1月20日前，各分部、省（自治区、直辖市）电力公司保护专业管理部门将上年度的继电 保护及其相关设备运行情况以统计分析程序形成的格式文件报送各分部保护专业管理部门。 8.4.3每年1月25日前，各分部的保护专业管理部门将上年度的继电保护及其相关设备运行情况（含 所管辖省、自治区、直辖市公司）以统计分析程序形成的格式文件按管辖关系报送国调中心。 8.4.4每年2月28日前，各分部、省（自治区、直辖市）保护专业管理部门将上年度继电保护及其相 关设备运行情况总结按管辖关系报送国调中心，同时各省（自治区、直辖市）公司还应将总结报送各分 部。 845年报的内空卫需加下

8.4.5年报的内容及要求如下：

a）按8.2的要求填写全年运行中的继电保护及其相关设备动作情况： b）电子表格应与报告中的评价数据一致，如有变动应在3月15日前按管辖关系通知国调中心； c）继电保护及其相关设备运行评价常用的表格格式见表A.1~表A.16

8.5重大事故及时上邦

力公司应及时将继电保

护装置不正确动作原因及故障环节（或部位）分

保护装置不正确动作原因及故障 CID、SCD文件配置错误： b) 保护装置及相关设备制造质量 c) 保护装置及相关设备故障： d) 误碰； e) 误操作： f) 误整定： g) 误接线： h) 误配置： i) 调试不良： j) 原理缺陷： k) 未执行反措规定： 1) 干扰影响： m) 绝缘老化、设备陈旧： n) 外力破坏： 0) 直流回路故障； p) 纵联保护通道故障： q) 原因不明： 其他。

10线路重合不成功原因分类

线路重合不成功包括如下情况： a）永久故障：重合于永久性故障跳三相： 开关合间不成功，其中包括如下情况： 1）CID、SCD文件配置错误： 2）智能终端故障； 3）过程层网络故障：

线路重合不成功包括如下情况： a）永久故障：重合于永久性故障跳三相： b）开关合闻不成功，其中包括如下情况： 1）CID、SCD文件配置错误： 2）智能终端故障； 3）过程层网络故障：

GDW 4） 合闻回路断线： 5）开关拒合； 6) 防跳继电器失灵多次重合： c) 重合闸未动作，其中包括如下情况： 1）智能终端误发信号： 2）过程层网络故障： 3）重合闸装置故障： 4）单重方式，单相故障误跳三相不重合： d) 检同期失败（三相重合闻），包括如下情况 1）合并单元（含电子式互感器）故障； 2）启动重合间的保护拒动： 3）重合闸充电不满未重合。 e）其他。

11电力系统一次设备故障分类

11.1线路故障，包括如下情况： a) 单相接地（含高阻接地）： b) 两相短路接地： c) 两相短路： d) 三相短路； e) 断线及接地： f) 发展性故障（包括转换性故障、两点或多点接地）： g) 同杆并架多回线跨线故障（包括同名相短路接地、异名相短路接地、三相短路接地（倒杆））。 11.2 母线故障，包括如下情况： a) 单相接地： b) 两相短路接地： c) 两相短路； d) 三相短路： e) 发展性故障； f) 多条母线同时故障。 11.3 变压器故障，包括如下情况： a) 相间接地故障； b) 匝间故障； c) 套管故障： 分接开关故障： e) 非变压器本体故障（指差动保护范围内的断路器、电流互感器、电压互感器、隔离开关、外部 引线等的单相接地、两相短路接地、两相短路、三相短路等故障）。 11.4 高压电抗器故障，包括如下情况： a) 铁芯故障； b) 相间接地故障； c) 匝间故障： 套管故障； 开 外部引线练的单相接地。

11.1线路故障，包括如下情况

11.4高压电抗器故障，包括如下

短路接地、两相短路、三相短路等故障）。 .5电容器故障，包括如下情况： a）电容器损坏： b）电容间连线放电或接触不良： c）外力或外物引起短路。

相短路接地、两相短路、三相短路等故障） 11.5电容器故障，包括如下情况：

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A.1继电保护装置（系统）和安全自动装置动作记录月报表，见表A.1。

（规范性附录） 评价分析报表

表A.1继电保护装置（系统）和安全自动装置动作记录月报表 （基层单位月报表）

A.2装置故障及退出运行情况月报表，见表A.2

表A.2装置故障及退出运行情况月报表 （基层单位报表）

A.3220kV及以上系统快速切除故障率分析表，见表A.3

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表A.3220kV及以上系统快速切除故障率分 统计时间：

A.4220kV及以上线路重合成功率分析表，见表A.4。

A.4220kV及以上线路重合成功率分析表，见表A.4

表A.4220kV及以上线路重合成功率分析表

表A.14220kV及以上系统装置百台不正确动作汇总表

A.15故障录波装置动作分析表，见表A.15

A.15故障录波装置动作分析表，见表A.15

表A.15故障录波装置动作分析表

A.16电力系统安全自动装置评价分析表，见表A.16

A.16电力系统安全自动装置评价分析表，见表A.16

表A.16电力系统安全自动装置评价分析表 统计时间

表A.16电力系统安全自动装置评价分析表

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智能变电站继电保护及安全自动装置

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GTCC-117-2019 CTCS-2级列控系统车载设备硬件-铁路专用产品质量监督抽查检验实施细则Q/GDW110552013

本标准依据国家电网科2012]66号（关子下送2012年度国家电网公司技术标推制修订计划的通知》 的要求制定。智能变电站中继电保护相关的运行环境发生了较大变化，随着一些新内容和新环节的出现， 现有运行评价规程已经不能适应智能变电站继电保护的运行评价。为有效指导智能变电站继电保护及安 全自动装置运行分析和动作评价工作，提高智能变电站继电保护设备的运行管理工作水平，编制本标准 国家电网华中电力调控分中心主要负责本标准的编写

本标准在编制过程中以可操作性为先导，采取了突出重点、合理分类、结合实际、综合分析的原则 本标准在编制过程中充分考虑了兼容性，不与已有的国家标准、行业标准和企业标准发生冲突

3与其他标准文件的关系

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2012年11月，在收集整理各单位意见基础上，工作组对规程征求意见稿进行了相应修编并形成规 程报批稿。

本标准在延续以往评价规程的基础上，对智能变电站中继电保护及安全自动装置的运行评价范围进 行了重新划分，在详细分析和总结智能变电站继电保护及安全自动装置的各种故障环节和不正确动作原 因的基础上，制定了新的运行评价指标和计算方法，并对设计、建设、运维、调控等单位在运行评价中 的职责范围进行了重新划分。 本标准的内容和结构如下： 1目次； 2前言； 3.标准正文共设十一章：范围、规范引用文件、术语和定义、总则、继电保护评价体系、继电保护 评价原则、责任单位的评价、继电保护评价工作规定、保护装置不正确动作原因及故障环节（或部位） 分类、线路重合不成功原因分类、电力系统一次设备故障分类： 附录A

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才是正确动作，而策略表内容和形式各异，存在较大不确定性，因此对其评价仅按动作最终结果进行评 价。 6.2.3继电保护装置及其相关设备正确动作，但由于断路器本体原因造成开关拒跳时GB／T 3323.1-2019 焊缝无损检测 射线检测 第1部分：X和伽玛射线的胶片技术，保护装置应 评价为正确动作。 6.2.2、6.3.2例如：线路级联保护不正确动作是因一侧装置的不正确状态引起的，引起不正确动 的一侧应评价为“不正确动作”，另一侧不予评价：若两侧设备均有问题，则两侧应分别评价为“不正 确动作”。 6.5.1重合间动作按装置进行评价，当动作结果和动作过程与设计相符时，评价为“正确动作”， 否则评价为“不正确动作”。 6.5.2当线路采用单相重合闻时，线路相间或三相故障时，只要重合闸不误合闸，则对重合闸不子 评价。 附录A 附表A.5在智能变电站中“远姚及过电压保护”配置在线路保护中，本表中不再单独开列。