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QGDW 11425-2018 省、地、县电网继电保护一体化整定计算技术规范

充电过流I、II段及充电零序过流，投入时置“1”

Q/GDW 11425—2018

NB／T 35094-2017 水电工程水温计算规范5.10110kV及以下母线保护

母线保护中的电流定值均是基于基准CT变比的

户软压板，常规站软压板与硬压板为“与”逻辑

5.10.2.1差动保护后动电流定值，本母线发生金属性短路时故障时，在母联（分段）断路器跳闸前后 应有不小于2.0的灵敏度。 5.10.2.2CT断线闭锁定值，应躲过各支路正常运行不平衡电流，宜小于最小支路负荷电流， 5.10.2.3CT断线告警定值，宜按0.5～0.8倍的CT断线闭锁定值整定。 5.10.2.4低电压闭锁定值，应躲过正常运行中可能出现的最低运行电压。零序、负序电压应躲过正常 运行时可能出现的最大不平衡电压的零序、负序分量。应保证母线发生金属性短路故障时，至少有一个 电压元件有不小于2.0的灵敏度

5.10.3母联分段失灵保护

5.10.3.1母联分段失灵电流定值，本母线发生金属性短路故障时应有不小于1.5的灵敏度，应考虑 差保护动作后系统变化对流经母联断路器的故障电流的影响。 5.10.3.2母联分段失灵时间，应大于最大灭弧时间，宜整定为0.2～0.3s。

5.11110kV母联（分段）保护

5.11.1六统一配置

充电过流I段、充电过流II段、充电零序过流，充电过流II段与充电零序过流共用时间。

5.11.2母联分段保护投退

母联分段保护为辅助保护，使用时临时投入

5. 11.3保护定值

5.11.3.1充电过流I段定值，本母线发生金属性故障时应有不小于1.5的灵敏度，时间宜整定为 0.01~0.1s。 5.11.3.2充电过流II段定值，本母线发生金属性故障时时应有不小于2.0的灵敏度。充电零序过流定 值，本母线发生金属性接地故障时应有不小于2.0的灵敏度，时间宜整定为0.3s。 5.11.3.3使用充电过流保护充线路或变压器等设备时，应根据实际送电方案校验保护灵敏度，不满足 灵敏度要求时应下发临时定值

充电过流I、II段及充电零序过流控制字，投

电过流保护软压板，常规站与硬压板为“与”逻

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5.12.1六统一配置：过流I段、过流II段、零序过流I段、零序过流II段、过压保护、低压保护、不 平衡电压、不平衡电流、桥差电流、相电压差动。

平衡电压、不平衡电流、桥差电流、相电压差动。 5.12.2过流I段的整定原则如下： a）电容器端部引出线发生金属性短路故障时应有不小于2.0的灵敏度，宜整定为3～5倍额定电 流； b） 动作时间宜整定为0.1～0.2s，但上级保护有配合要求时应整定为0s。 5.12.3 过流Ⅱ段的整定原则如下： a) 应躲过电容器组额定电流，宜整定为1.5~2倍额定电流； b） 动作时间宜整定为0.3~1.0s。 5.12.4 过电压保护的整定原则如下： a) 应保证电容器端电压不长时间过压，宜整定为1.1倍额定电压； b） 动作时间不应大于1min。 5.12.5 低电压保护的整定原则如下： a) 低电压定值，应能在电容器所接母线失压后可靠动作，而在母线电压恢复正常后可靠返回，如 该母线作为备用电源自投装置的工作电源，则低电压定值还应高于备自投装置的低电压元件定 值，宜整定为0.2~0.5倍额定电压； 低电压电流闭锁定值，宜整定为0.5～0.8倍额定电流： 动作时间应与本侧出线后备保护时间配合，并小于母线备用电源自投装置动作时间。 5.12.6 单星型接线电容器组不平衡电压、双星型接线电容器组不平衡电流保护、单星型接线电容器组 相电压差动保护、单星型接线电容器组桥差电流保护按电容器厂家提供的定值整定。 5.12.7 低电阻接地系统，应投入零序过流I、Ⅱ段保护， 零序过流I段整定原则如下： 单相接地故障时应有不小于2.0的灵敏度： 2 动作时间应与本母线出线零序过流I段时间相同。 b） 零序过流II段整定原则如下： 1）发生规定范围内的高阻接地故障时应能可靠动作； 2）动作时间应与零序过流1段时间配合，宜与本母线出线零序过流Ⅱ段时间相同。

5.12.2过流1段的整定原则如下

5.13.1六统一配置：过流I段、过流IⅡI段，零序过流I段、零序过流ⅡI段。 5.13.2 过流I段的整定原则如下： a) 应躲过电抗器投入时的励磁涌流，宜整定为3～5倍额定电流； b) 电抗器端部引线发生金属性短路故障时应有不小于1.3的灵敏度； c) 动作时间0s。 5.13.3 过流II段的整定原则如下： 应躲过电抗器的额定电流，宜整定为1.5～2倍额定电流； b) 动作时间宜整定为0.5~1.0s。 5.13.4 低电阻接地系统，应投入零序过流I、I段保护： a) 零序过流I段整定原则如下： 1 单相接地故障时应有不小于2.0的灵敏度： 2）动作时间应与本母线出线零序过流I段时间相同。 b) 零序过流I段整定原则如下： 1）发生规定范围内的高阻接地故障时应能可靠动作：

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5.14.2电流速断的整定原则如下： a）应躲过站用变励磁涌流，宜整定为7～10倍额定电流； b） 应躲过站用变低压侧故障： C 站用变高压侧发生金属性短路故障时应有不小于2.0的灵敏度； d） 动作时间OS。 5.14.3 过流段退出。 5.14.4 过流I段的整定原则如下： a) 应躲过站用变额定电流； b) 站用变低压侧发生金属性短路故障时应有不小于1.3的灵敏度； ) 动作时间宜整定为0.3~0.5s。 5.14.5 低电阻接地系统，应投入零序过流I、II段保护： a) 零序过流I段整定原则如下： 1） 单相接地故障时应有不小于2.0的灵敏度： 2）动作时间应与本母线出线零序过流I段时间相同。 b 零序过流ⅡI段整定原则如下： 1 发生规定范围内的高阻接地故障时应能可靠动作： 2）动作时间应与零序过流I段时间配合，宜与本母线出线零序过流II段时间相同。

5.14.3过流I段退出

5.14.4过流IⅡI段的整定原则如下：

15.2 电流速断保护的整定原则如下： a 应躲过接地变励磁涌流，宜整定为710倍接地变额定电流； ） 应躲过接地变低压侧故障： 接地变高压侧发生金属性短路故障时应有不小于2.0的灵敏度； d 动作时间Os。接地变安装于本侧母线时，跳接地变和变压器本侧断路器；接地变压器安装于 变压器本侧引线时，跳供电变压器各侧断路器。 15.3 过流I段退出。 15.4 过流I段的整定原则如下： a) 应躲过接地变额定电流； 接地变低压侧发生金属性短路故障时应有不小于1.3的灵敏度； 6 动作时间根据接地方式的不同，按以下原则整定： 1） 不接地或经消弧线圈接地系统，宜整定为0.3～0.5s； 2） 低电阻接地系统，接地变安装于本侧母线时，动作时间宣与供电变压器本侧后备保护跳本 则断路器时间相同，跳接地变和变压器本侧断路器：接地变压器安装于变压器本侧引线时， 动作时间宜与供电变压器本侧后备保护跳各侧断路器时间相同，跳供电变压器各侧断路 器。 15.5低电阻接地系统，应投入零序过流I段，整定原则如下： a） 发生单相接地故障时应有不小于2.0的灵敏度； 6) 应与下级元件零序过流II段保护配合； 本侧出线末端发生金属性单相接地故障时宜有不小于1.2的灵敏度； d）动过时间应与下级元件零序过流末段最长时间配合，接地变安装于本侧母线时，一时限跳本侧

5. 15.3过流1 段退出

5.15.4过流Ⅱ段的整定原则如下

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分段（母联）断路器，二时限跳本侧断路器、闭锁本侧分段（母联）自投，三时限跳各侧断路 器和接地变断路器；接地变安装于变压器本侧引线时，一时限跳本侧分段（母联）断路器，二 时限跳本侧断路器、闭锁本侧分段（母联）自投，三时限跳各侧断路器。

5.16.1电压定值，包括有压定值和无压定值，整定原则如下： a）有压定值，应能在所接母线电压正常时可靠动作，而在母线电压低到不允许自投装置动作时可 靠返回，宜整定为0.6~0.7倍额定电压； b） 无压定值，应能在所接母线失压后可靠动作，而在电网切除故障后可靠返回，宜整定为0.15~ 0.3倍额定电压。 5.16.2无流定值宜整定为装置整定范围下限。 5.16.3合闸同期角，宜整定为30~40度。 5.16.4跳闸时间，应与本级线路电源侧有灵敏度段保护和重合闸时间之和配合，应与变压器后备保护 团锁备自投时间配合，当母线带有电容器时，还应与电容器低电压保护动作时间配合。根据负荷恢复需 求，确定自投顺序并逐级配合。 5.16.5合备用电源短延时，为主变备自投合备用变压器高压侧时间，宜整定为0～0.2s。 5.16.6合备用电源长延时，与合备用电源短延时同时开始计时，为进线备自投合备用电源或主变备自 投合备用变压器中、低压侧断路器时间，宜整定为0～0.2s。 5.16.7合分段断路器时间，宜整定为0~0.2s

5. 17.1总的要求

为防止频繁启动，宜屏蔽三、五、七次谐波，负序电流，负序电压，小电流接地系统的零序电 动量，简化开关量

5. 17.2 电流量

5.17.3.1相电压、正序电压上限，宜整定为64~70V。 5.17.3.2相电压、正序电压下限，宜整定为40～46V。 5.17.3.3 相电压、正序电压突变量，宜整定为6V。 5.17.3.4零序电压上限、零序电压突变量，110kV及以上系统宜整定为6V，35kV及以下系统宜整定 为15V。

5.17.3.1相电压、正序电压上限，宜整定为64~70V。 5.17.3.2相电压、正序电压下限，宜整定为4046V。 5.17.3.3 相电压、正序电压突变量，宜整定为6V。 5.17.3.4零序电压上限、零序电压突变量，110kV及以上系统宜整定为6V，35kV及以下系统宜整定 为15V。

其它通道测距应功能退出。

6.2整定计算系统模式

6.2.1一体化整定计算可采用分布式或集中式。 6.2.2分布式为在省、地级调控机构均部署整定计算数据服务，县调不部署整定计算数据服务。省、 地级调控机构基于各自数据服务开展整定计算工作，县调在地调数据服务上开展整定计算工作，地县调 共用一套基础数据。典型物理架构详见图A.1。 5.2.3集中式为仅在省调部署整定计算数据服务，省、地、县调控机构均基于省调数据服务开展整定 计算工作，省、地、县调共用一套基础数据。典型物理架构详见图A.2。

6. 3. 1 基础数据

6.3.1.1应遵循源端维护、全网共享原则，包括一次模型、方式数据和保护模型三部分内容。 6.3.1.2一次模型应包括电网一次设备模型、一次设备之间的拓扑连接关系和整定计算相关的设备参 数。 5.3.1.3 方式数据应包括厂站内断路器、隔离开关状态和变压器中性点接地状态。 6.3.1.4保护模型应包括保护装置模型及与一次设备的关联关系。 6.3.1.5基础数据应分区域按数据版本进行管理。

6.3.2.2.1应具备数据拼接功能。将本级电网模型和方式数据与相关电网一次模型和方式数据进行拼 接，形成整定计算可用的电网一次模型及方式数据。 6.3.2.2.2应具备数据发布功能。为整定计算功能提供一次模型、方式数据和分界面数据。

6.3.2.2数据服务格式

6.4整定计算软件要求

6. 4. 1通用功能

应符合Q/GDW422要求， 具备发教计 图形处理、 故障计算、原理级和装置级定值计算、数 、数据拼接等功能，并方便扩展。具体功能要求详见附录B。

4.2辐射型供电网络整

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6.4.2.1应能根据上级变电站供电级数、是否允许转供等设定条件自动搜索供电路径，供电路径应考 患小电源等因素的影响。 6.4.2.2应能基于搜索出的供电路径实现最大、最小运行方式的自动筛选。 6.4.2.3应能实现供电路径的可视化展示。

6.4.3配电网整定功能

4.3.1配电网整定计算应遵循简便、标准、高效的原则，10kV（20kV）配网宜采用台账方式建 定

台账方式建模应包括变电站、开关站、配电站等建模： b) 配网台账方式建模应支持典型参数录入和设备参数复用，典型方案参考附录C： C) 配网台账方式建模应提供拓扑连接检测功能，并自动生成故障计算、整定计算所需数据模型。 4.3.3整定计算功能，应满足如下要求： a 应针对通用的保护类型（配网保护配置主要为阶段过电流和零序过流保护），在选择的范围内 实现定值的配合计算； b 应能自动生成整定计算书和定值单

6.4.4.1功能可用率应大于99.5%。 6.4.4.2计算精确度应在5%以内。 6.4.4.3应满足一体化整定计算的速度要求。 6.4.4.4应采用模块化设计，满足新功能模块的扩展需求。

6.5.1存储设备应能存储全网的数据，历史数据存储时间不少于10年。 6.5.2存储设备的存储容量除满足基础数据功能外，至少还必须留有200%的备份容量。当存储容量余 额低于基础数据功能要求容量的80%时进行告警。 6.5.3硬件设备应有双重化热备份措施，确保系统长期稳定运行。在无硬件故障和非人工干预的情况 下，主、备设备不应发生自动切换；发生硬件故障条件下，主、备设备应自动切换。 6.5.4硬件配置应满足异地备份的要求，

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分布式物理架构详见图A.1。分布式物理部署如下： a）省调服务器存储省调数据模型、保护装置模型、计算过程数据、计算结果（计算书、定值单） 边界等值、边界定值等数据； b) 地调服务器存储地调、县调数据模型、保护装置模型、计算过程数据、计算结果（计算书、定 值单）、边界等值、边界定值等数据。

图A.1分布式系统架构图

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集中式物理架构详见图A.2。集中式物理部署为省调服务器存储省调、地调、县调数据模型、保护 装置模型、计算过程数据、计算结果（计算书、定值单）、边界等值等数据。

图A.2集中式系统架构

B.1.1描述电网拓扑结构，能够进行图形化操作和各种数据的标注，应具备配电网台账方式建模功能。 B.1.2应具备图形化的保护建模功能。 B.1.3应具备电网运行状态建模功能。系统状态由厂站状态描述，厂站状态由断路器、隔离刀闸的开 新进行描述 B.1.4应具备网络拓扑检查及参数有效性功能，检查规则可设置。对遗漏项或不合理的参数应进行告 警提示。 B.1.5图形应具有分层分区分类功能：根据电压等级实现分层描述；根据元件所属区域实现分区描述 根据设备类型实现分类描述， B.1.6应具备自动生成设备参数图及列表、保护配置图及列表和保护定值图（多套）及列表等功能； 具备图形化保护配置功能，包括原理级定值、装置级定值；具备图形打印功能。 B.1.7图形应具有导航功能：元件添加、删除、修改方式灵活；元件在移动过程中，元件之间的拓扑 关系不发生改变；实现图形和模型的关联，能够由图形生成模型或者由模型生成图形。 B.1.8应具备按调度管辖关系进行建模及源端维护的功能。

B.3.1故障计算应考虑继电保护相继动作时的故障电压、故障电流及其它相关故障计算参数，并可以 处理以下类型的故障： a) 简单故障：网络中任意位置的单相接地、两相短路、两相接地短路、三相短路、单相断线、两 相断线； b) 复杂故障：不同设备上发生的多重故障、同一设备上不同点的多重故障； 故障可经过渡电阻，且电阻值可设。 B.3.2 故障计算的方式设置应满足如下要求： 方式个数不受限制，方式组合灵活方便； 能临时指定检修或停运的线路、电力主设备； C 运行方式设置具有处理辐射网运行方式能力，可采用供电方案设置方法。 3.3.3 故障计算能够计算助增（分支）系数、支路电流最值、网络综合等值阻抗（包括单点等值和多 点等值）和母线短路容量、故障时流过主变各绕组短路电流。

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B.3.4故障计算能存储故障计算条件和计算结果，能根据计算任务对计算结果进行筛选或统计列表输 出。 B.3.5故障计算的结果采用图形、文档、表格等多种形式显示给用户

B.4.1根据用户选定的保护类型（相间距离、接地距离、零序过流、阶段电流保护等），选择范围或区 域以及电压等级进行定值的配合计算，计算的原理应符合相关标准规范。 B.4.2能通过故障计算的结果再现配合计算的结果，以便对配合计算进行校核。 B.4.3整定计算中采用的整定计算原则可针对省、地、县调分别进行配置，并允许用户根据实际情况 进行调整。 B.4.4在整定计算过程中，用户可选择自动或手动选择配合方式、助增系数、可靠系数、时间级差等 参数；在进行定值灵敏度检验时，计算方式可自动设置，也可人工干预。 B.4.5整定计算软件配合计算完成后给出保护各段定值的取值范围。 B.4.6整定计算软件的保护各段定值应能人为指定，指定后能及时显示对配合元件定值的影响，若对 相邻元件定值有影响，则应给出相邻元件该定值满足配合需要时的极值。 B.4.7整定计算软件应能将人工设置的失配点进行显示。 B.4.8整定计算软件应能继承上次定值配合方式和配合关系。 B.4.9整定计算软件应能根据配合计算过程，自动生成整定计算说明文档，记录自动或手动选择的配 合方式、配合元件、助增（分支）系数、计算公式等中间过程及最终取值，并对取值结果进行分析总结， 指出存在的问题和整定中应注意的事项；同时，记录区域内新定值与区域外定值的校核情况，指出存在 的问题或需要修改的定值；整定计算说明文档应能进行人工修改、存档及打印。 B.4.10整定计算生成的定值执行之后应能够自动更新定值库。 B.4.11提供丰富的计算结果输出功能，能以文本输出及图形输出。 B.4.12定值变化之后应能校核全网定值配合情况，提示存在的问题。 B.4.13应能实现多种电压等级并存的系统整定计算功能，可同时进行多电压等级保护的整定计算。

B.5装置级整定计算功能

B.5.1整定计算软件应能够实现保护装置各项定值整定原则的自定义，并形成保护装置整定计算模版。 B.5.2整定计算软件应能够根据给定的计算模版对线路、主变、母线、旁路（联）、断路器、电抗（容） 器等设备的保护装置自动进行整定计算。计算原理应符合保护装置的整定规范。 B.5.3整定计算软件应提供合理的计算管理方案（如按照厂家或者一次设备进行管理），方便用户查阅 和整定。 B.5.4整定计算软件应允许用户在整定计算过程中对定值进行人工调整，如新增运行方式、改变计算 公式及参数、强制给定定值等。 B.5.5整定计算软件应能够自动生成保护装置的整定计算文档，记录每一项定值的计算过程，便于审 核。 B.5.6整定计算软件应能够自动形成供调度机构下发用的正式定值单，定值单格式修改方便、灵活。 B.5.7整定计算软件应能够对不同厂家不同型号的微机保护装置提供很好的支持，并对各个厂家的新 的微机保护装置实现方便的应用

整定计算软件应提供设置用户账户及权限的模块，建立系统管理员、单位管理员、用户权限体 整定计算软件应通过用户权限设置等方式保证计算数据和电网数据的安全性。同时应能够记录 人员的操作记录、操作时间和操作结果，方便审定和追溯。 整定计算软件应提供多种数据备份方式，保证数据安全。

B.7.1整定计算软件应提供设置用户账户及权限的模块，建立系统管理员、单位管理员、用户权限体 系。 B.7.2整定计算软件应通过用户权限设置等方式保证计算数据和电网数据的安全性。同时应能够记录 各个操作人员的操作记录、操作时间和操作结果，方便审定和追溯。 B.7.3整定计算软件应提供多种数据备份方式，保证数据安全。

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附录 C （资料性附录） 10kV（20kV）配网台账建模典型方案

附录 C （资料性附录） 10kV（20kV）配网台账建模典型方案

变电站出线建模典型方案详见表C.1，开关站出线建模典型方案详见表C.2，配变建模典型方案详见 表C.3。

Q/GDW11425—2018表C.2开关站出线建模典型方案基本信息所属开关站设备名称开关编号电压等级所连母线相间CT变比零序CT变比PT变比设备参数最长线路阻抗最短线路阻抗载流量配合信息上级站所开关号下级站所开关号所带配变信息短路阻抗母联配电站名称设备名称开关号容量短路百分百所连母线标么值状态所带电动机信息配电站名称设备名称开关号容量额定电流启动电流启动时间保护信息保护型号版本号定值计算结果表C.3配变建模典型方案基本信息所属开关站设备名称开关编号电压等级所连母线相间CT变比零序CT变比PT变比设备参数短路阻抗标容量短路百分比么值配合信息上级站所开关号保护信息保护型号版本号定值计算结果42

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JGJ／T 451-2018 内置保温现浇混凝土复合剪力墙技术标准省、地、县电网继电保护一体化整定

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狮制管 45 编制主要原则. 与其它标准文件的关系.. ...45 主要工作过程. 标准结构和内容.. ..46 条文说明

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3与其它标准文件的关系

2018年3月，按照公司技术标准修订计划，项目启动。 2018年4月，成立编写组，对相关技术标准进行资料收集和分析。 2018年5月，完成标准大纲编写，组织召开大纲研讨会。 2018年8月，完成标准征求意见稿编写，采用函件方式，送中国电科院进行形式审查。 2018年9月，编写组根据形式审查意见进行修改，形成正式的征求意见稿，通过函件方式，送各国 网公司主管部门及各网省公司、制造厂家等征求意见和建议。 2018年10月，编写组根据各单位反馈的282条意见和建议进行修改，完成编制说明的编写，形成标 准送审稿。 2018年11月，国家电网公司电网运行与控制技术标准专业工作组在济南组织召开了标准审查会，对 送审稿进行了评审，提出了专家评审意见，审查结论为：审查组协商一致，同意修改后以技术标准形式 报批。 2018年11月，根据专家提出的审查意见进行修改，形成标准报批稿。

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本标准第4.2.2条d项提及的变压器中性点的安排，“应使电网所有短路点的综合零序电抗与综合 正序电抗之比在规定的范围内，应小于3铁路线路防护栅栏通线（2012）8001，宜大于1～1.5”，当短路点的综合零序电抗与综合正序电抗 之比超出规定的范围时，应增加变压器中性点，防止零序电抗与综合正序电抗之比过大时零序电压过高， 从而导致不必要的停电。零序电抗与综合正序电抗之比过小时，单相接地电流大于三相短路电流。 本标准第5.1.4.5条中，没有要求从定值上躲过最大负荷，因为符合Q/GDW1161一2014规定的220kV 路保护装置，投入“负荷限制距离”控制字后，具有自适应负荷限制功能，能够防止线路过负荷导致 保护误动。其他不满足Q/GDW1161一2014规定的装置，仍然需要从定值上躲过最大负荷。 本标准第5.15.5条d项提及的跳闸方式，先跳变压器本侧断路器，后跳接地变断路器，是为了防止 变压器低压侧断路器拒动时，失去接地点，整个系统成为不接地系统，非故障相电压大大抬高使所有 次设备绝缘受损。