标准规范下载简介
Q／GDW 10422-2017 国家电网继电保护整定计算技术规范.pdfQ/GDW104222017
由电力系统中各元件的等值电路连接起来构成的网络图，也称等效电网。各元件的等值电路由能反 映该元件电气特性的集中参数如等值阻抗或导纳来连接而成。 3.4 等值阻抗equivalentimpedance 能集中反映电网元件在特定的运行状态（如稳态或暂态）时电磁关系或电压与电流关系的工频阻折 值。在等值电网中，各元件用它的等值阻抗来代表。 3.5 时间级差timestep 根据保护装置性能指标，并考虑断路器动作时间和故障熄弧时间，能确保保护配合关系的最小时间 差，表示为么t。
由电力系统中各元件的等值电路连接起来构成的网络图，也称等效电网。各元件的等值电路由能反 快该元件电气特性的集中参数如等值阻抗或导纳来连接而成。 3.4 等值阻抗equivalentimpedance 能集中反映电网元件在特定的运行状态（如稳态或暂态）时电磁关系或电压与电流关系的工频阻抗 值。在等值电网中，各元件用它的等值阻抗来代表。 3.5 时间级差timestep 根据保护装置性能指标，并考虑断路器动作时间和故障熄弧时间，能确保保护配合关系的最小时间 美，表示为人。
时间级差timestep 根据保护装置性能指标，并考虑断路器动作时间和故障熄弧时间，能确保保护配合关系的最小时间 差，表示为△t。
DB21／T 3158-2019标准下载4.1继电保护配置原则
4.1.2.1线路保护按主、后一体的双重化原则配置。两套纵联保护装置应采用不同路由的独立通道， 分别安装在独立的柜上，接两组独立的直流蓄电池组、两组独立的电流、电压互感器次级绕组，其跳闸 出口回路也应分别接到相关断路器的两组跳闸线圈
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4.1.2.2线路纵联保护应采用分相电流差动保护。 4.1.2.3两侧线路纵联保护原则上应采用同厂家、同型号的装置，装置软件版本及校验码应一致。若两 侧纵联保护装置型号及软件版本不一致时，两侧对应关系应经厂家书面确认。 4.1.2.41000kV线路和对电压控制有特殊要求的其他电压等级线路保护应具备可投退的联跳功能：当 线路上发生故障，导致一侧保护动作跳开三相时，保护装置向对侧发远方三相跳闸信号，对侧保护动作 且收到远方跳闸信号后，直接跳三相。
远方跳闸保护按双重化配置，包含就地判据功能和过电压功能。采用一取一经就地判据跳闸方工 就地判据应具备判别故障、异常、对侧跳开的功能。
4.1.4母线保护及失灵保护
4.1.4.1双母线接线应配置双重化母差失灵一体化装置，每套母差保护动作于一组跳闸线圈。母差和 失灵保护功能可分别停用。 4.1.4.23/2接线形式厂站，每条母线配置双重化母差保护，每套母差保护动作于一组跳闸线圈 4.1.4.3除3/2接线外，母差和失灵保护均应具有复合电压闭锁功能，母联断路器可不经复合电压闭 锁，分段断路器不经复合电压闭锁 4.1.4.4母联、分段断路器应装设独立于母差保护的专用充电过流保护。充电过流保护配置由压板投 退的三相过电流、零序电流保护，充电保护动作后应启动失灵保护。 4.1.4.53/2接线厂站，每条母线的每一套母差保护宜分屏布置。 4.1.4.6母线差动保护各支路CT变比差不宜大于4倍。
4.1.5.1变压器电气量保护按主、后一体的双重化原则配置，并配置一套非电量保护。 4.1.5.2变压器高、中压侧各配置一段带偏移特性的阻抗保护，高压侧延时跳变压器本侧和三侧断路 器：中压侧可延时跳分段、母联、本侧、三侧断路器。可根据需要配置复压闭锁过流保护。中压侧为 110kV，并需要对出线作远后备时，应配置两段带偏移特性的阻抗保护，可延时跳分段、母联、本侧、 三侧断路器。 4.1.5.3变压器高、中压侧可配置两段式零序电流保护，其中带方向段电压和电流均取自产零序电压 和本侧自产零序电流，方向指向本侧母线，高压侧延时跳变压器本侧断路器，中压侧可延时跳分段、母 联、本侧断路器；不带方向段电流可选择外接或本侧自产零序电流，延时跳变压器三侧断路器。 4.1.5.4变压器公共绕组可配置零序电流保护，采用自产零序电流，延时跳变压器三侧断路器。 4.1.5.5变压器低压侧，配置一段过流保护，一时限跳跳变压器本侧断路器，二时限跳变压器三侧断 路器。 4.1.5.6变压器电气量保护与非电量保护的出口分开。电气量保护起动失灵保护，并具备解除失灵保护 的复压闭锁功能：非电量保护不起动失灵保护。
4.1.6.1高抗保护按主、后一体的双重化原则配置，并配置单套非电量保护， 4.1.6.2高抗电气量主保护为差动保护、匝间保护；后备保护为过电流保护、零序过电流保护、过负 荷保护。 4.1.6.3高抗的中性点电抗器配置过电流和过负荷保护
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4.1.6.4线路高抗在无专用断路器时，高抗保护动作除跳开本侧线路断路器外，还应 远传回路跳线路对侧的断路器。
4.1.7.13/2接线装设断路器保护，常规站单套配置，智能站双套配置。 4.1.7.2断路器保护包含重合闸、失灵保护及充电保护。充电保护包括由压板投退的三相过电流保 零序电流保护，具有瞬时和延时段。 4.1.7.3断路器三相不一致保护应采用断路器本体三相不一致保护
4.1.8.13/2接线、角形接线等有运行需要装设短引线保护的，应配置双套短引线保护。 4.1.8.2短引线保护应采用差动原理，CT二次回路应分别接入装置
4.2继电保护整定计算参数
2.1继电保护整定计算参数包括线路（含互感）、变压器、发电机、线路并联电抗器、线路串联补 装置等一次设备参数，以及等值阻抗。具体参数应包括： a）线路参数（实测）：线路长度，正序电阻、电抗，零序电阻、电抗，正序、零序容抗，零序互 感阻抗； 变压器参数：绕组类别，绕组接线方式，额定容量，额定电压，额定电流，各侧短路阻抗，中 性点小电抗电抗值，调压开关分接头位置； C 发电机参数：出口电压，额定容量，额定功率，功率因素，额定电压，额定电流，正序饱和次 暂态电抗，负序电抗： d) 串联补偿电容器参数：额定容量，额定电压，额定电流，MOV击穿电压，容抗值，补偿装置的 安装位置； e 并联电抗器参数：主电抗器额定容量、额定电压，额定电流和电抗值，中性点小电抗额定电流 和电抗值： f 串联电抗器参数：电抗器额定容量、额定电压，额定电流和电抗值； 并联电容器参数：额定容量，额定电压，额定电流，容抗值； ® h 等值电源参数：各种可能方式下的正序电阻、电抗，负序电阻、电抗，零序电阻、电抗； i） 等值支路参数：各种可能方式下的正序电阻、电抗，负序电阻、电抗，零序电阻、电抗。 2.2继电保护整定计算参数还应包含直流输电系统换流变压器设备参数及其数据模型
5.1继电保护整定计算一般规定
5.1.1本标准是对GB/T14285、DL/T559等的补充和完善。 5.1.2继电保护整定计算以常见运行方式为依据。条件允许时，对出线较多的厂站可兼顾相邻的2～3 个元件同时停运的情况。 5.1.3超高压及特高压继电保护整定应本着强化主保护，简化后备保护的原则，合理配置线路及元件 的主、后备保护，保护整定可以进行适当简化。在两套主保护拒动时，后备保护应能可靠动作切除故障， 允许部分失去选择性
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5.1.4各级电网之间继电保护的运行整定，应以保证电网全局的安全稳定运行为根本目标。电网继电 保护的整定应满足速动性、选择性和灵敏性要求，如果由于电网运行方式、装置性能等原因，不能兼顾 速动性、选择性或灵敏性要求时，应在整定时合理地进行取舍，优先考虑灵敏性，并执行如下原则： a 局部电网服从整个电网： b) 下一级电网服从上一级电网： c） 局部问题自行处理： 尽量照顾局部电网和下级电网的需要。
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5.2.9零序电流保护需保证相应电压等级线路高电阻性接地故障时可靠切除，零序电流保护的启动 般应不大于300A，定时限动作时间不小于3.5秒；反时限零序电流保护按反时限曲线整定，原则 所有线路的反时限零流取标准反时限曲线或类似曲线簇，最小配合时间应大于1.0秒。 5.2.10因原理不同的保护装置上下级难以整定配合，若两套纵联保护同时拒动，后备保护可越级动 跳闸。 5.2.11不考虑双回线之间的线路后备保护配合。
5.3.1母线保护差电流起动元件应保证最小运行方式下母线故障有足够灵敏度，灵敏系数不小于1.5 差动电流宜按任一元件电流回路断线时由于最大负荷电流引起的差电流整定。 5.3.2低电压闭锁元件的整定，按躲过最低运行电压整定。一般整定为60%～70%的额定电压；负序、 零序电压闭锁元件按躲过正常运行最大不平衡电压整定，负序相电压可整定2～6V（二次值），零序电 压（3Uo）可整定4~8V（二次值）
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5.3.3母联或分段断 被充元件故障有灵敏度整 断路器解列保护，按可靠躲 何电流整定
5.4.1变压器主保护按变压器内部故障能快速切除，区外故障可靠不误动的原则整定。 5.4.2变压器正常运行时，不考虑其两套主保护同时拒动。为简化配合，缩短保护动作时间，允许同 一电压等级主变后备距离保护与线路距离保护在定值上不配合。 5.4.3阻抗保护为变压器的部分绕组的后备保护，不作为变压器低压侧故障的后备。带偏移特性的阻 抗保护，指向变压器的阻抗不伸出对侧母线，可靠系数宜取70%；指向母线侧的定值按保证母线故障有 足够灵敏度整定。时间定值应躲系统振荡周期并满足主变热过负荷的要求，不宜大于2秒。 5.4.4变压器阻抗保护利用反向偏移阻抗作为母线的后备保护。当一侧母差停运时，主变同侧距离保 护时间可按运行要求调整。 5.4.5变压器高、中压侧零序电流保护带方向段指向本侧母线，按本母线故障有灵敏度整定，时间定 值与本侧出线零序电流保护配合，如果零序电流保护时间过长，可与接地距离保护最后一段时间配合。 5.4.6变压器高、中压侧零序电流保护无方向段，作为系统的总后备，按本侧母线经高阻接地故障有 灵敏度整定，时间定值与高、中压侧所有出线接地故障保护最后一段时间配合，应大于有方向段时间定 值。 5.4.7变压器中性点零序电流保护作为电网接地故障的总后备，时间与线路的末段零序电流保护配合 并可靠躲过断路器三相不一致保护动作时间。同一变电站两台及以上变压器并列运行的中性点零序电流 保护动作时间可以按不同时限整定。 5.4.8变压器低压侧三相过流保护作为变压器低压侧后备保护及低压母线的主保护，整定值按可靠躲 低压侧额定电流整定，按变压器低压侧相间故障有灵敏度校核，动作时间小于2秒
5.6.1断路器失灵保护对于线路仅考虑线路两侧一台断路器单相拒动，对于主变仅考虑主变高、中压 则一台断路器单相拒动，但三相联动机构的断路器除外 5.6.2线路断路器失灵保护电流包括负序和零序电流。其中负序电流判别元件的定值按躲过最大不平
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流且保护范围末端故障有足够灵敏度整定，失灵保护延时跳相邻断路器的时间整定按躲断路器可靠跳闸 时间和保护返回时间之和，再考虑一定的时间裕度，一般取0.20.3s。 5.6.3发变组断路器的失灵保护，相电流起动定值一般应保证在本变压器（启备变除外）低压侧故障 时有足够灵敏度，灵敏系数大于1.3，并尽可能躲变压器额定负荷电流整定，负序电流（零序电流）按 躲不平衡负序电流（零序电流）整定，按发电机出口故障有灵敏度校核。失灵保护延时跳相邻断路器的 时间一般取0.2~0.3S。 5.6.4根据系统特殊要求，在满足断路器分闸时间小于60mS、保护解决CT拖尾等技术要求后，断路 器失灵保护最低可整定为0.16s。 5.6.5断路器三相不一致保护一般装设在断路器本体上，与线路相关的断路器，动作时间原则上按可 靠躲单相重合闸时间整定；只与发变组相关的断路器，动作时间不考虑躲单相重合闸时间，可整定为 0.5s。 5.6.6线路重合闸方式、时间的整定依据相应电网稳定运行规程的要求。 5.6.7对于3/2接线方式，取消重合闸之间的优先回路，可采取时间上的配合以满足重合闸的先后合 闸顺序。
6.1应面向实际物理对象，对整定计算所需要的一次设备的电气参数、图形、运行状态以及保护设备 及定值进行描述。 6.2对于具有多层结构的数据，应按分层描述的基本原则对数据进行归类，并减少数据穴余。 6.3数据交换模型包括一次设备的电气参数、运行方式以及保护设备等模型，具体内容应遵循DL/T 1011—2016和Q/GDW11420—2015的要求。 6.4图形交换模型应遵循DL/T1011一2016和Q/GDW11420一2015的要求。 6.5数据交换文件应采用符合GB/T30149—2013和Q/GDW11420—2015要求的CIM/E格式，图形交换 文件应采用符合DL/T1230一2013和Q/GDW11420—2015要求的CIM/G格式，其中CIM/E数据描述文 件和CIM/G图形描述文件具体应用内容及格式的补充规定详见DL/T1011一2016。 6.6调度单位、厂站、设备命名应遵循DL/T1171一2012的规定。 6.7数据交换应采用标幺值，基准容量为1000MVA，各个电压等级的基准电压为平均额定电压；发电 机出口基准电压为发电机额定电压。
7.1.1各级调度继电保护专业部门应按照直调范围（含上级调度授权），依据继电保护全过程管理规 定履行继电保护装置规划设计、配置选型、定值计算、验收投产、运行检修、技术改造等全过程管理职 货 7.1.2电网继电保护整定范围一般与调度管辖范围相一致，上级调度机构可将部分继电保护和安全自 动装置的整定计算授权下级调控机构和运维单位。 7.1.3国调、各网、省调调度交界面处的线路与相应断路器及母线与断路器调管机构不一致时，应由 上一级调度部门协同整定。 7.1.4变电站变压器、串补、电抗器及电容器等站内设备的保护装置除另有规定外，一般由设备所在 的检修公司、运行分公司等现场运维单位继电保护人员整定。母线保护、线路高压电抗器保护、变压器
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的阻抗保护、零序电流、零序电压等与系统保护有配合关系的由所属网、省调调度部门整定或提出定值 记合要求。 7.1.5发变组保护定值计算工作由发电厂负责，应定期向电网调度部门收集整定所需的系统侧等值参 数，对相关保护装置的定值进行校核，涉网定值部分应报所接入电网调度机构备案。 7.1.6由检修公司、运行分公司继电保护部门自行整定的保护装置，应定期向电网调度部门收集整定 所需的系统侧等值参数，对相关保护装置的定值进行校核。 7.1.7系统安全稳定装置的定值由有关调度范围所属的运行方式专业提出，并书面下达到有关检修公 同、运行分公司、发电厂执行。 7.1.8整定范围与调度管辖范围不一致的，负责整定的单位宜将整定方案、定值有关的运行注意事项 及图纸、资料等上报调度管辖单位的继电保护部门备案。 7.1.9调度管辖范围变更时，应同时移交有关图纸、资料，由接管单位复核定值并完成定值的重新下 发工作。若运行方式有变化，接管单位应在变化前重新计算定值，保证装置的定值与运行方式相适应。 7.1.10各级继电保护专业部门整定范围的分界点及其整定限额和等值阻抗网络（包括最大、最小正序、 零序）也应书面明确，共同遵守。
7.2.1参数管理规定
7.2.1.1各级调度间交换计算参数的要求如下： a）各级调度间交换的计算参数，应为本单位的计算参数库。参数库格式应满足本规范中“数据交 换格式”部分的规定； b）不具备交换计算参数库的条件时，暂定为交换等值阻抗。等值阻抗界面，应由各方共同商定 以保证电网安全稳定运行为原则。 .2.1.2各级调度间计算参数的交换流程如下： a）调度关系不同的220kV及以上互联电网相关国、网、省调各级调度之间应于每年4月底前以书 面形式相互提供整定分界点的保护配置、设备参数、系统阻抗、保护定值以及整定配合要求等 或直接交换计算参数库，以满足整定计算工作需要。另外当电网结构变化较大时，应根据实际 情况及时进行计算参数的交换： b） 重大工程投产前1个月，各级调度间应交换计算参数库（或等值阻抗），包括本工程相关的 次设备的实测参数（线路及其互感可为设计参数） 重大工程投产后7个工作日，各级调度间应交换计算参数库（或等值阻抗），包括本工程线路 的实测参数（含互感） .2.1.3从工程组织方收集所需参数的流程如下 工程投产前3个月，应提供继电保护整定计算的全部参数，包括线路的设计参数，变压器、发 电机、线路串并联电抗器、线路串联补偿装置、直流设备等一次设备的实测参数： b 工程投产前7个工作日，基建单位应提供线路及其互感的实测值，
7.2.1.1各级调度间交换计算参数的要求如下
7.2.2二次图纸资料管理规定
7.2.2.1工程投产前3个月，筹建单位应提供与继电保护整定计算相关的图纸等资料提交相应的调度 继电保护部门。 7.2.2.2工程项目投产后的3个月内，基建单位负责向运行单位提供与保护设备相符的峻工图纸及电 子版（可修改）图纸。
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7.2.3.1一次设备的电气参数均应采用实测值。负责整定计算的继电保护部门，应根据实测参数下发 正式定值单。 7.2.3.2整定计算必须保留中间计算过程（整定书），整定书需妥善保存，以便日常运行或事故处理 时核对。整定计算结束后，需经专人全面复核，以保证整定计算的原则合理、定值计算正确。编制定值 通知单时应注明定值单编号、编发日期、所需更改的保护定值及更改原因。 7.2.3.3继电保护专业编发的定值通知单应严格履行编制及审批流程。 7.2.3.4各发电厂、检修公司、运行分公司继电保护工作人员应严格按上级调度下发的定值单设定保 护装置定值，并进行定值校核。如有疑问或出现无法按定值单对保护装置进行设定时，应主动及时向有 关调度继电保护专业汇报，由整定计算专责人负责相应的定值调整，现场试验人员应做好记录并在回执 单上注明。定值校验工作结束后，在定值单上签字并移交运行维护单位运维人员。 7.2.3.5因新建、扩建工程使局部系统保护装置需要更改定值时，各发电厂、检修公司、运行分公司 保护装置整定值的调整和更改，应按调度部门保护装置定值通知单的要求执行，并依照规定限期完成。 7.2.3.6各级调度部门整定范围内保护装置更改定值或新保护装置投入运行前，发电厂、变电站控制 室值班人员应主动与调度值班员核对定值，并在定值单上记录核对人员姓名、核对日期及保护装置投用 日期。 7.2.3.7各发电厂、检修公司、运行分公司继电保护机构必须执行定值单返还制度，继电保护工作人 员在新定值单执行完毕后，应将已签字 意见的回执单及时上报。应采用电子回执单
7.2.4资料归档管理
a) 对系统近期电源及输电网络发展的考虑： b) 各种保护装置的整定原则： C) 变压器中性点接地的安排； d) 正常和特殊方式下有关调度运行的注意事项或规定事项： e 各级调度管辖范围分界点间继电保护整定限额 f) 系统主接线图： g) 系统保护运行、配置及整定方面存在的问题和改进意见； h) 系统继电保护装置配置情况及其操作规定； i) 需要做特殊说明的其他问题。
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A.1.1管理电力系统中发电机、变压器、输电线路及电缆、串（并）联电容（抗）器等设备的电气参 数：管理网络等值数据。 A.1.2管理元件运行参数及系统运行方式，能适应电力系统中各种电气设备的运行状态。 A.1.3管理电气设备的保护装置定值 A.1.4具备数据导入、导出功能。可按条件（比如：区域、电压等级、设备类型等）筛选数据
A.2.3方便的图形操作方式
a) 图形具有导航功能； b) 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： d 实现图形和模型的关联，能够由图形生成模型或由模型生成图形 A.2.4具备自动生成设备参数图、保护配置图和保护定值图等功能。 A.2.5具备图形打印功能
A.3.1适应孤立网、零支路、多重互感、部分互感和T接线等特殊电网接线形式。
A.3.5单一故障计算功能包括：
简单故障：单相接地、两相短路、两相接地短路、三相短路； b） 纵向故障：单相断线、两相断线： b） 跨线故障：两线路间的各种跨线故障。 A.3.6 复杂故障计算功能。指不同设备上发生的多重故障及同一设备上不同点的多重故障，主要有 单故障十纵向故障、简单故障十跨线故障、跨线故障十纵向故障。 A.3.7 其他计算功能包括： a） 助增（分支）系数： b） 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： c） 各种经过渡电阻的故障计算； 保护相继动作情况下的故障计算
A.3.7其他计算功能包括：
助增（分支）系数： 6） 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； 各种经过渡电阻的故障计算； d) 保护相继动作情况下的故障计算
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A.4.1配合定值的整定计算
A.4.1.1根据用户选定的保护类型（相间距离、接地距离、零序电流）和整定范围或区域进行配合定 直的计算。 A.4.1.2自动完成运行方式的组合并确定助增（分支）系数，按照规定的整定计算原则自动完成整定 范围内所有配合保护定值的整定。 A.4.1.3具有人工干预功能，可人工指定运行方式、助增（分支）系数、可靠系数、时间级差等。 A.4.1.4自动生成整定计算书，记录整定计算的中间过程及最终结果。整定计算书应包含整定计算公 式、自动选择或人工指定的运行方式、助增（分支）系数等，并对整定计算结果进行分析，指出存在的 向题和运行中应注意的事项：整定计算书应能进行人工修改、存档及打印。 A.4.1.5自动整定计算得到的定值，可根据整定计算书的相关记录，通过故障计算程序进行完全校核。 A.4.1.6整定计算完成后可自动更新定值库。 A.4.1.7提供丰富的计算结果输出功能，可以文本输出和图形输出。
订日定 值的计算。 A.4.1.2自动完成运行方式的组合并确定助增（分支）系数，按照规定的整定计算原则自动完成整定 范围内所有配合保护定值的整定， A.4.1.3具有人工干预功能，可人工指定运行方式、助增（分支）系数、可靠系数、时间级差等。 A.4.1.4自动生成整定计算书，记录整定计算的中间过程及最终结果。整定计算书应包含整定计算公 式、自动选择或人工指定的运行方式、助增（分支）系数等，并对整定计算结果进行分析，指出存在的 向题和运行中应注意的事项：整定计算书应能进行人工修改、存档及打印。 A.4.1.5自动整定计算得到的定值，可根据整定计算书的相关记录，通过故障计算程序进行完全校核。 A.4.1.6整定计算完成后可自动更新定值库 A.4.1.7提供丰富的计算结果输出功能，可以文本输出和图形输出。
A.4.2具体保护装置的整定计算
A.4.2.1实现保护装置各项定值整定原则的自定义，形成保护装置整定计算模板 A.4.2.2根据给定的计算模板对线路、主变、母线、断路器、电抗（容）器等设备的保护装置自动进 行整定计算。 A.4.2.3用户能够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。 A.4.2.4自动生成保护装置的整定计算书，记录每一项定值的计算过程，便于审核。 A.4.2.5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。
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国家电网继电保护整定计算技术规范
编制主要原则 与其它标准文件的关系 主要工作过程 标准结构和内容 t 条文说明
月京 制主要原则 其它标准文件的关系 要工作过程 隹结构和内容 t 文说明 6
DB11／T 948.1-2013标准下载D/GDW104222017
本标准根据《国家电网公司关于下达2017年度公司第一批技术标准制修订计划的通知》（国家电网 科（2017）72号）的要求修订。 随着国家电网公司特高压战略的实施，目前特高压、多落点交直流混联系统已经形成，送受端直流 接入点和落点越来越集中，与交流电网的相互作用越来越显著，一旦发生相互干扰，可能导致系统停运， 大量潮流的损失，无论是对受端电网，还是送端电网，可能带来大量甩机组，或甩负荷的风险，甚至导 改大面积停电。同时针对电网新的需求结合继电保护新技术的发展，有必要对原先的继电保护规程规范 加以修订，以充分挖掘潜力，全力保障特高压交直流混联电网的安全稳定运行。 为贯彻国家电网公司安全生产相关要求，适应电网和继电保护发展的需要，解决电网发展新形势下 330kV及以上电压等级继电保护整定计算技术原则问题，推进继电保护整定计算标准的规范化建设，修 定本标准。
3与其它标准文件的关系
本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致 本标准在继电保护整定计算技术基本原则及要求方面与同类行业标准DL/T559《220kV～750kV电 网继电保护装置运行整定规程》一致，在失灵保护动作时间方面严于行标，并在线路零序保护整定方面 进行了简化。 本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权使用问题。 本标准制定中的主要参考文件如下： DL/T559220kV~750kV电网继电保护装置运行整定规程
2016年5月11日，根据国家电力调度控制中心国调传文（2016）36号文安排DB13／T 1818-2013标准下载，中国电力科学研究院、 各分中心等多家单位参加“《国家电网继电保护整定计算技术规范》企标修订启动会”的重点工作推进 会，确定了标准编写工作组成员名单及标准编写分工和下一步的工作安排。 2017年3月6日，形成标准初稿。 2017年5月16日，根据国家电力调度控制中心有关企业标准制修订工作安排，在国家电网公司范围 内进行标准初稿征求意见工作，并根据反馈意见修改完善标准， 2017年8月25日，标准形成征求意见稿，并由国家电力调度控制中心发文征求意见。 2017年10月16日，根据标准征求返回意见，形成标准送审稿。 2017年11月3日，公司运行与控制技术标准专业工作组组织召开了标准审查会，会议听取了标准 编写组汇报，经认真讨论，审查结论为： 一致同意标准送审稿通过审查，同意编制组按专家审查意见修
Q/GDW10422—2017 改完善后形成报批稿上报。 2017年11月13日，根据审查意见进行修改，形成标准报批稿
本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2014）455号文）的要求编写。 本标准的主要结构和内容如下： 本标准主题章分为4章，主要由计算条件、整定原则、数据交换格式和整定计算管理组成。本标准 根据国家电网公司整定计算技术及运行的实际经验，本着实用性、可操作性等原则，给出了330kV及以 上继电保护配置及整定计算技术规范总体要求、数据交换格式总体描述、整定计算管理等基本原则，该 标准的修定将为国家电网公司330kV及以上电压等级的线路保护、变压器、母线等元件保护的整定计算 提供重要依据，为保障电网安全稳定运行发挥重要作用