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南方电网《继电保护通用技术规范（2018年试行版）》.docx
前 言
1范围
2规范性引用文件
3术语和定义
3.1独立直流电源
3.2继保小室
3.3反措
3.4光纤通道
3.5传输延时
3.6保护通道接口装置
3.7信号传输装置（命令接口装置）
3.8数字接口装置
3.9保护通信通道
3.10独立通信通道
3.11独立光纤通道
3.12数值型定值
3.13控制字定值
3.14CCD文件 Configured Circuit Description
3.15电缆跳闸装置
3.16光缆跳闸装置
3.17运行定值预备区
4缩略语
5总则
5.1本规范为常规变电站及智能变电站10kV~500kV继电保护装置、智能录波器（故障录波装置）、智能终端
5.2除满足本技术规范中规定的相关要求外，在南方电网内各电压等级系统投入运行的继电保护装置，还必须满足如下
5.2.1经具备国家级质量检测资质的机构进行的动态模拟试验、电磁兼容试验、绝缘试验、机械性能试验以及型式试验等
5.2.2继电保护装置的验收应依据国家标准、行业标准、企业标准及供货合同的规定，并满足反措等技术要求。凡在出厂
5.2.3凡经有关继电保护管理机构明令禁止使用的，或根据运行统计分析结果显示不正确动作率高且无改进措施的，或在
5.2.4设计应满足继电保护有关规程、反措要求，并符合南方电网继电保护相关技术规范中关于典型保护配置、端子排布
5.2.5设备供货供应商必须具有相应电压等级微机保护装置的设计、制造经验，并取得质检部门的认可文件、ISO-9
5.2.6设备供货供应商应提供保护装置安装调试大纲和装置检验作业模块、正式完整的与现场装置软件版本相对应的技术
6装置技术要求
6.1环境条件
6.1.1正常工作大气条件
6.1.2正常试验大气条件
6.1.3基准试验大气条件
6.1.4贮存、运输环境条件
6.1.5周围环境
6.1.6特殊环境
6.2额定电气参数
6.2.1直流电源
6.2.2交流回路
6.3交流回路准确度
6.4开关量输入和输出
6.5装置接口
6.5.1光纤接口
6.5.1.1纵联通道光纤接口
6.5.1.2过程层光纤接口
6.5.2对时接口
6.5.3打印接口
6.5.4以太网电接口
6.5.5调试接口
6.6功率消耗
6.7过载能力
6.8装置功能要求
6.8.1基本要求
6.8.2装置采样
6.8.3开入开出
6.8.4软硬压板
6.8.5自检功能
6.8.6定值要求
6.8.7事件记录与故障录波
6.8.8故障测距精度
6.8.9显示要求
6.8.10通信规约
6.8.11远方控制要求
6.8.12对时及同步要求
6.8.13网络技术原则
6.8.13.1组网时应合理考虑网络结构、交换机配置、带宽流量等因素，满足基础数据的完整性及一致性的要求，并应保证数
6.8.13.2数据网络应采用100 Mbps接口，过程层交换机之间宜采用1000Mbps的级联口。
6.8.13.3保护、就地控制、录波等功能不应受站控层网络失效的影响。
6.8.13.4SV报文应遵循DL/T 860.92标准。
6.8.13.5保护和智能终端等装置应支持GOOSE网络方式传输，传输协议及报文应符合DL/T 860.81的要求。
6.8.13.6双重化配置保护的过程层网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行。任一
6.8.13.7在过程层网络内，数据发送方按通信配置发送组播报文，不应发送与之无关的报文。
6.8.13.8过程层网络交换机宜通过设置限制广播报文的发送。
6.8.13.9系统任两台IED设备之间的数据传输路径不应超过4个交换机，数据传输中不应丢失数据。
6.8.13.10110kV及以上电压等级数据网络单点故障不应影响相应保护控制功能实现。
6.8.13.11装置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。
6.8.13.12保护对应一台IED 设备应只接收一个GOOSE发送数据集,该数据集应包含保护所需的所有信息。
6.8.13.13保护装置过程层光纤接口发送同一报文的最大时间差不应大于1ms。
6.8.13.14保护装置及相关设备应具备网络压力承受能力：
6.8.13.15同源双网的任一链路故障不影响装置正常运行，不应因双网延迟差异等引起接收信号时序解析错误，装置应能实现
6.8.14信息交换
6.8.14.1采用DL/T 860标准时，保护等设备应该支持在线和离线获取模型，离线获取和在线召唤的模型应保持一致
6.8.14.2智能录波器应支持DL/T 860标准，应支持上送录波文件列表、录波文件、录波器工作状态信息、录波器定
6.8.14.3采用GOOSE服务传输温度等模拟量信号时，发送装置应设置变化量门槛，避免模拟量信号频繁变化。
6.8.14.4GOOSE的收发机制
6.8.14.4.1 GOOSE发送机制
6.8.14.4.2 GOOSE接收机制
6.8.14.4.3 GOOSE时标
6.8.14.5SV的收发机制
6.8.14.5.1 SV发送机制
6.8.14.5.2 SV接收机制
6.8.14.5.3 采样同步
6.8.14.6检修处理机制
6.8.14.6.1 装置检修状态
6.8.14.6.2 MMS报文检修处理机制
6.8.14.6.3 GOOSE报文检修处理机制
6.8.14.6.4 SV报文检修处理机制
6.8.14.7MMS双网冗余机制
6.8.15数据交换记录
6.8.15.1数据交换记录包括报文监视记录和故障数据记录。
6.8.15.2报文监视记录应对系统通信网络的全过程进行报文记录（带绝对时标的完整网络通信报文），包括MMS通信网络
6.8.15.3报文监视记录采用单向数据采集方式，对原有通信网络不应产生任何影响，也不应产生任何附加报文。同时，在出
6.8.15.4报文监视记录应确保监视的报文全部信息不漏记、不丢失。
6.8.15.5装置声明的MMS服务与装置支持的MMS服务要一致。
6.8.16链路软压板及虚端子
6.8.16.1GOOSE虚端子信息包括开关量输入、跳闸出口、信号开出、告警、联闭锁等信息；SV虚端子信息包括电流通
6.8.16.2为便于系统集成及维护，宜通过中文描述表示装置各GOOSE及SV虚端子的物理含义，虚端子的中文描述应明
6.8.16.3在满足现场运行需求的前提下，宜简化二次设备之间的GOOSE软压板。保护装置应在发送端设GOOSE出口
6.8.16.4对于同一输入端有连接多个外部端子的需求，同一物理含义的GOOSE开入虚端子应根据现场多数运行需求设置
6.8.16.5智能终端的位置类GOOSE信号（断路器、刀闸等）统一采用双点信号。
6.8.16.6智能终端应将未经处理的原始开入GOOSE信号如实上送，各相关IED设备根据各自需求完成所需信号合成。
6.8.16.7设备供货供应商应在相关资料中详细描述虚端子与软压板的关系，合成信号的相关逻辑等。
6.8.16.8保护装置应具有更改GOOSE和SV软压板描述功能。
6.8.16.9对于桥断路器、母联断路器、3/2主接线中断路器等可能存在二次设备电流极性接入冲突的场合，二次设备应能
6.8.17配置文件
6.8.17.1光缆跳闸装置和智能终端等装置宜具备CCD文件的CRC校验功能，保护装置宜能显示工程文件的CRC校验码
6.8.17.2CCD文件对于装置的应用要求如下：
6.8.17.3装置宜支持通过文件服务实现CID和CCD文件上传功能。
6.8.18具备不停电传动功能保护装置的技术要求
6.8.19动态模拟
6.9电磁兼容要求
6.10绝缘要求
6.11耐湿热性能
6.12热性能及动稳定要求
6.12.1最高允许温度
6.12.2输入激励量的连续耐热极限值
6.12.3输入激励量的短时耐热极限值
6.12.4装置应耐受其标准规定的激励量的动稳定极限值的输入激励电流，其峰值至少应为输入激励量的短时耐热极限值的
6.12.5装置经受动稳定极限值试验后，应无绝缘损坏、线圈及结构零件无永久变形和损坏，装置的绝缘及有关性能应符合
6.13机械性能
6.13.1装置的机械性能应符合DL/T 478-2013中4.10的规定。
6.13.2结构、外观
6.13.3外壳
6.13.4接地
6.14连续通电
6.15安全要求
6.16直流电源要求
6.16.1装置的直流电源影响应符合DL/T 478-2013中7.5的规定。
6.16.2装置所使用的逆变电源应满足DL/T 527-2002中规定的各项要求。此外，同一厂家同一系列保护装置
6.17保护装置继电器设计要求
6.17.1直流电压为220V的直流继电器线圈的线径不宜小于0.09mm，如用线圈线径小于0.09mm的继电器时
6.17.2直流电压在110V及以上的中间继电器一般应有符合下列要求的消弧回路：
6.17.2.1不得在它的控制触点上并接电容、电阻回路实现消弧。
6.17.2.2用电容或反向二极管并在中间继电器线圈上作消弧回路，在电容及二极管上都必须串入数百欧的低值电阻，以防止
6.17.2.3选用的消弧回路所用反向二极管，其反向击穿电压不宜低于1000V，禁止低于600V。
6.17.2.4注意因并联消弧回路而引起中间继电器返回延时对相关控制回路的影响。
6.17.3跳闸出口继电器的起动电压在直流额定电压的55%-70%之间。对于动作功率较大的中间继电器（例如5W以
6.17.4断路器跳（合）闸线圈的出口触点控制回路，必须设有串联自保持继电器，并保证：
6.17.4.1跳（合）闸出口继电器的触点不断弧。
6.17.4.2断路器可靠跳、合闸。
6.17.5对于单出口继电器，可以在出口继电器跳（合）闸触点回路中串入电流自保持线圈，并满足如下条件：
6.17.5.1自保持电流不应大于额定跳（合）闸电流的50%，线圈压降小于额定值的5%。
6.17.5.2出口继电器的电压起动线圈与电流自保持线圈的相互极性关系正确。
6.17.5.3电流与电压线圈间的耐压水平不低于交流1000V、1min的试验标准（出厂试验应为交流2000V、1m
6.17.5.4电流自保持线圈接在出口触点与断路器控制回路之间。
6.17.5.5电流型防跳继电器应为快速动作的继电器，其动作电流小于跳闸电流的50%，线圈压降小于额定值的10%。电
6.17.6不得采用可控硅跳闸出口的方式。
6.17.7两个及以上中间继电器线圈或回路并联使用时，应先并联，然后经公共连线引出。检查测试带串联信号继电器回路
6.17.8用隔离开关辅助接点控制的电压切换继电器，应有一对电压切换继电器触点作监视用。
6.18网络安全要求
6.18.1装置应采用不同的CPU实现保护功能和人机接口功能。
6.18.2保护具备抗站控层网络攻击能力，在ARP、DOS等攻击下，装置不死机不重启，保护动作性能不受影响。
6.18.3保护宜只开放必要的通信端口功能，关闭其他网络通信端口（调试功能除外）。保护宜关闭与监控、远动、保信、
7屏柜要求
7.1对结构的要求
7.1.1所有的设备应该是新造的、能够经久耐用。
7.1.2所有的设备在结构上应该便于拆装、检查和安装。
7.1.3制造设备用的材料应是对其性能经过严格检查后所挑选出的材料。
7.1.4安装在继电保护室的保护屏采用柜式，2260*800*600mm，前开门旋转式结构2260*800*8
7.1.5保护屏不同回路两带电导体之间以及带电导体与裸露不带电导体之间的最小距离，均应符合DL/T 720中规
7.1.6保护屏采用前后开门结构时，后门双开，屏门应开闭灵活，开启角不小于90°，门锁可靠。保护屏采用前开门旋
7.1.7外引接线端子排置于柜内两侧，端子排距屏后框架距离不得小于150毫米。端子排应有序号，端子排应便于更换
7.1.8前后开门结构屏体用厚度为2.5毫米的钢板制作。前开门旋转式结构屏体用厚度为3.2毫米的钢板制作。
7.1.9屏体设计成封闭的、带有开启门的、垂直自立式，并且应安装容易，便于控制电缆的进出连接、检查和维护。
7.1.10为了提高运行的可靠性, 设备应采用成套插入式结构。
7.1.11安装在继电保护室的屏体防护等级不低于IP30，户外安装的屏体防护等级不低于IP55。
7.1.12试验部件、连接片、切换片，安装中心线离地面不宜低于300毫米。
7.1.13各类按钮、开关等操作件的操作寿命不应少于10000次。
7.1.14对于具有整定机构的元器件的操作寿命不少于10000次，整定操作时不应出现发卡或操作失灵等现象。
7.2涂漆和防锈
7.2.1除了有色金属零件、镀锌钢件和机械精加工面以外, 其他所有的外露金属零部件应该先经过除锈处理后立即涂一
7.2.2所有的涂漆应能经受得住机械振动以及热和油的作用而不致会出现划痕或者变软。
7.2.3屏上的涂漆应该使用合成树脂化合物喷涂成具有亚光的表面层。
7.2.4屏上的涂漆应有良好附着力，不低于 GB/T 1720规定的2级。
7.3端子排布置
7.3.1同一屏上布置多套保护装置时，端子排采用按装置分区，按功能分段原则。母线保护端子排布置应遵循“功能分段
7.3.2每个装置区内端子排按功能段独立编号。
7.3.3公共端、同名出口端采用端子连线，配置足够连接端子。
7.3.4对外每个端子的每个端口只允许接一根线，不允许两根线压接在一起。
7.3.5交流电流和交流电压采用试验端子。
7.4保护压板、转换开关及按钮布置
7.4.1保护出口回路和起动回路均应经压板才连至端子排上，压板应装在保护屏正面。
7.4.2如采用分立式连接片，连接片的开口端应装在上方，接到断路器的跳闸线圈回路。并满足：连接片在落下过程中必
7.4.3压板及按钮的布置主要以前、后开门结构的屏为例，其它结构形式的屏柜参照执行。
7.4.4压板布置应遵循“按装置分排，按功能分区”的原则，并适当简化。
7.4.5压板一般不宜超过5排（变压器保护、发变组保护可适当增加），每排设置不超过9个，不足一排时，用备用压板
7.4.6保护跳合闸出口压板和失灵起动回路压板采用红色，功能压板采用黄色，备用压板采用浅驼色。为了便于区分正常
7.4.7压板可采用普通分立式、线簧式和其他样式。普通分立式和其他样式压板的底座色采用浅驼色，压板头采用红、黄
7.4.8标签宜设置在压板下方，同一个站内标签设置的位置应统一。压板按装置设置分隔框，边框线宽3～5mm。为了
7.4.9压板自左至右排列顺序为跳合闸出口、失灵起动和功能压板。同一组回路的三个分相出口压板应布置在同一排中。
7.4.10同一面保护屏上的保护压板分装置自上而下排列。
7.4.11分相跳闸保护的出口压板应按断路器分相设置，三相跳闸保护的出口压板宜按断路器三相设置一个。
7.4.12功能压板设置遵循必要和适当简化的原则, 每种功能宜设置一块总功能压板，双通道保护的每个通道宜分别设置
7.4.13按钮宜布置在保护屏正面前门打开时方便操作的一侧，转换开关宜布置在屏正面另一侧。
7.5屏柜内布线
7.5.1布线
7.5.2接线端子
7.5.3颜色
7.6光缆跳闸方式保护屏（柜）光缆（纤）要求
7.6.1线径及芯数要求如下：
7.6.2敷设要求如下：
7.7电子回路
7.7.1为了预防外部和/或内部的过电压引起误动作, 在电子电路中应该使用金属护套带屏蔽层的电缆或绞合电缆。
7.7.2电子电路和电气回路之间在路径上应该保持合理的间隙。
7.7.3电子电路的外部连接应该用连接器进行。
7.7.4应采用电线槽进行布线，若采用其他的布线系统则应由相关部门审批此布线系统。
7.7.5为了防止误动作和/或拒动, 在屏内应该有消除过电压发生的电路, 交流回路和直流回路均应有预防外部过电
7.7.6每块印刷电路板应经防潮气和灰尘侵入处理。
7.8接地
7.8.1交流电源输入的二次屏柜应有工作接零，供电电缆中应含有中性线芯。中性线芯不应与二次屏柜的金属外壳相连接
7.8.2当采用三相五线制交流电源向二次屏柜供电时，供电电缆中应含有中性线芯和保护接地线芯。接地线芯应与二次屏
7.8.3二次屏柜下部应设有截面不小于100mm2的与屏体连接良好的二次专用接地铜排母线，铜排应提供两排螺丝连
7.9保护屏温升
7.10保护屏绝缘性能
7.10.1用开路电压为直流500V的测试仪测量各回路之间的绝缘电阻，应满足：
7.10.2介质强度满足DL/T 720的规定。
7.11铭牌
7.12照明
8直流电源配置技术原则
8.1保护控制直流电源
8.1.1双重化配置的保护所采用的直流电源应取自不同段直流母线，且两组直流之间不允许采用自动切换。
8.1.2双重化配置的两套保护与断路器的两组跳闸线圈一一对应时，其保护电源和控制电源必须取自同一组直流电源。
8.1.3控制电源与保护电源直流供电回路必须分开。
8.1.4为防止因直流空气开关（直流熔断器）不正常熔断而扩大事故，应注意做到：
8.1.4.1直流总输出回路、直流分路均装设熔断器时，直流熔断器应分级配置，逐级配合。
8.1.4.2直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设小空气开关时，必须确保熔断器与小空气开关有选择性地配合。
8.1.4.3直流总输出回路、直流分路均装设小空气开关时，必须确保上、下级小空气开关有选择性地配合。
8.1.5使用具有切断直流负载能力的、不带热保护的小空气开关取代原有的直流熔断器，小空气开关的额定工作电流应按
8.1.6直流空气开关（直流熔断器）的配置原则如下：
8.1.6.1信号回路由专用直流空气开关（直流熔断器）供电，不得与其他回路混用。
8.1.6.2由一组保护装置控制多组断路器（例如母线差动保护、变压器差动保护、发电机差动保护、线路横联差动保护、断
8.1.6.3有两组跳闸线圈的断路器，其每一个跳闸回路应分别由专用的直流空气开关（直流熔断器）供电。
8.1.6.4只有一套主保护和一套后备保护的，主保护与后备保护的直流回路应分别由专用的直流空气开关（直流熔断器）供
8.1.7不同的保护装置应采用各自独立的直流电源自动空气开关。一套保护的全部直流回路包括跳闸出口继电器的线圈回
8.1.8由不同熔断器供电或不同专用端子对供电的两套保护装置的直流逻辑回路间不允许有任何电的联系，如有需要，必
8.1.9所有的独立保护装置都必须设有直流电源断电的自动报警回路。
8.2220kV及以上保护通道接口装置直流电源
8.2.1布置在通信机房的保护通道接口设备应采用通信机房设备电源（48V）；通讯机房直流电源应双重化；电源回路
8.2.2每条220kV线路的两个通道，保护接口装置、通信设备、光缆或直流电源等任何单一故障不应导致同一条线路
8.2.3不同保护通道使用的通信设备的直流电源应满足以下要求：
8.2.3.1保护通道采用两路复用光纤通道时，采用单电源供电的不同的光端机使用的直流电源应相互独立；对于使用两路电
8.2.3.2保护通道采用一路复用光纤通道和一路复用载波通道时，采用单电源供电的光端机与载波机使用的直流电源应相互
8.2.3.3保护通道采用两路复用载波通道时，不同载波机使用的直流电源应相互独立。
8.2.4在具备两套通信电源的条件下，保护的数字接口装置使用的直流电源应满足以下要求：
8.2.4.1通信设备使用单直流电源时，保护的数字接口装置应与提供该通道的通信设备使用同一路（同一套）直流电源；通
8.2.4.2220kV线路两套保护接口装置使用的直流电源应相互独立
9二次回路及抗干扰技术要求
9.1继电保护双重化包括保护装置的双重化以及与保护配合回路的双重化，双重化配置的保护装置及其回路之间应完全
9.2双重化配置的每套保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。
9.3220kV及以上电压等级单套配置的保护装置应从直流母线独立接一路直流电源，设置独立的空开，与电气量保
9.4保护装置弱电源不出保护室，以免受到干扰。
9.5对于非三相机械联动的断路器，操作箱应采用分相合闸出口分别接入断路器机构的各相合闸回路。
9.6保护和监控系统分、合断路器，应经“远方/就地”切换开关控制，并能对保护分、合闸回路完好性进行有效监视
9.7断路器就地合闸操作，宜经断路器两侧刀闸位置闭锁。在就地手合回路中，宜串接断路器两侧刀闸辅助接点，仅当
9.8操作箱跳闸位置状态的监视，应串联断路器辅助动断触点后接入合闸回路，监视其完整性。
9.9当断路器操作机构本体配置了相应的压力闭锁回路时，应取消串接在操作箱跳合闸控制回路中的压力接点。
9.10保护装置和断路器上的防跳回路应且只应使用其中一套，优先使用断路器机构防跳。
9.11对于可能导致多个断路器同时跳闸的直跳开入，一般可采取以下措施，防止直跳开入的保护误动：
9.11.1经抗干扰继电器重动后开入。抗干扰继电器的启动功率应大于5W，动作电压在额定直流电源电压的55%～70
9.11.2经光耦采集后开入。光耦动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围内，出口中增加20ms～30ms
9.12互感器及二次回路
9.12.1500kV线路保护、母差保护、断路器失灵保护用电流互感器二次绕组推荐配置原则：
9.12.2保护用电流互感器的配置及二次绕组的分配应避免出现保护死区，同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所产
9.12.2.1防止主保护存在动作死区，两个相邻设备保护之间的保护范围应完全交叉；同时应注意避免当一套保护停用时，出
9.12.2.2为防止电流互感器二次绕组内部故障时，本断路器跳闸后故障仍无法切除或断路器失灵保护因无法感受到故障电流
9.12.3新建或改造电压互感器时，应为双重化配置的两套保护提供不同的二次绕组。
9.12.4电流互感器的二次回路必须分别并且只能有一点接地。独立的、与其他互感器二次回路没有电的联系的电流互感器
9.12.5为防范压敏电阻式CT二次过电压保护器故障引起的保护误动，继电保护用电流互感器二次绕组不可采用压敏电阻
9.12.6电压互感器的二次回路只允许有一点接地。经控制室零相小母线（N600）连通的几组电压互感器二次回路，应
9.12.7已在控制室一点接地的电压互感器二次绕组，可在开关场将二次绕组中性点经氧化锌阀片接地，氧化锌阀片击穿电
9.12.8在电压回路切换过程中，不应产生电压互感器二次回路反充电。
9.13抗干扰
9.13.1静态型、微机型继电保护装置以及收发信机的机箱应构成良好电磁屏蔽体并有可靠的接地措施。
9.13.2为了防止工频量进入变量器，引起变量器饱和，造成通道阻塞，新安装的结合滤波器和收发信机与高频电缆芯线相
9.13.3高频同轴电缆的屏蔽层应在两端分别接地，并根据现场实际情况在主电缆沟内紧靠高频同轴电缆敷设截面积不小于
9.13.4结合滤波器的一、二次线圈间接地连线应断开。结合滤波器的外壳和高频同轴电缆外罩铁管应与耦合电容器的底座
9.13.5收发信机应有可靠、完善的接地措施，并与保护屏接地铜排相连。
9.13.6高频收发信机的输出（入）线应用屏蔽电缆，屏蔽层接地，接地线截面不小于1.5mm2。
9.13.7保护屏抗干扰要求：
9.13.7.1装设静态保护的保护屏间应用截面不小于100 mm2专用接地铜排直接连通，形成保护室内二次接地网；保护
9.13.7.2保护屏本身必须可靠接地。
9.13.7.3所有用旋钮（整定连接片用）接通回路的端子，应加装接触性能良好的垫片，并注意螺杆不宜过长，以确保可靠压
9.13.7.4微机型保护的交流及直流电源来线，应先经过抗干扰电容（最好接在保护装置箱体的接线端子上），然后才进入保
9.13.8弱信号线不得和有强干扰（如中间继电器线圈回路）的导线相临近。
9.13.9保护装置本体抗干扰要求：
9.13.9.1保护装置的箱体，必须经试验确证可靠接地。
9.13.9.2所有隔离变压器（电压、电流、直流逆变电源、导引线保护等）的一、二次线圈间必须有良好的屏蔽层，屏蔽层应
9.13.10电缆抗干扰要求：
9.13.10.1用于微机型保护的电流、电压和信号接点引入线、保护、控制二次回路应采用屏蔽电缆。
9.13.10.2对于单屏蔽层的二次电缆，屏蔽层应两端接地，对于双屏蔽层的二次电缆，外屏蔽层两端接地，内屏蔽层宜在户内
9.13.10.3不允许用电缆芯两端同时接地的方法作为抗干扰措施。
9.13.10.4用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次侧接地点应在定子接地保护柜内一点接地。
9.13.10.5保护用电缆与电力电缆不应同层敷设。
9.13.10.6双重化配置的保护设备不宜合用同一根电缆。
9.13.10.7与保护连接的同一回路应在同一根电缆中走线。
9.13.10.8各相电流线及其中性线应置于同一电缆内；各相电压线及其中性线应置于同一电缆内。
9.13.10.9交流和直流回路不应合用同一根电缆。
9.13.10.10强电和弱电回路不应合用一根电缆。
9.13.10.11交流电流和交流电压不应合用同一根电缆。
9.13.10.12来自开关场的电压互感器二次回路的4根引入线和互感器开口三角绕组的2根引入线均应使用各自独立的电缆，不
9.13.10.13接到端子和设备上的电缆芯和绝缘导线都应有标志和识别标记。
9.13.10.14保护用电缆敷设路径，尽可能避开高压母线及高频暂态电流的入地点，如避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、
9.13.10.15设备外部连接控制和电力电缆不宜采用多股绝缘导线电缆。屏内设备配线或一次设备机构二次回路连接采用多股绝
9.13.10.16不同截面的电缆芯，不允许接入同一端子。
9.13.11通信机房内继电保护接口装置的外壳应有明显的接地端子，并采用4mm2的多股铜线将该端子直接与屏柜内的接
9.13.12安装在通信机房的机柜应内应配置截面不小于100mm2 接地铜排，铜排必须有接地点标识，铜排必须提供外
9.13.13安装在通信机房的机柜内机架与设备子机箱等挂点连接处必须采用优良导体材料（铜、不锈钢、镀锌钢材或铝合金
9.13.14安装在通信机房的机柜前、后门必须有不小于4mm2的铜质地线与机柜接地铜排可靠连接。
10试验方法
10.1试验条件
10.2温度试验
10.2.1最低运行温度试验
10.2.2最高运行温度试验
10.2.3交变温度试验
10.2.4温度贮存试验
10.3功率消耗试验
10.4过载能力试验
10.5主要技术性能试验
10.5.1基本性能试验
10.5.2GOOSE通信试验
10.5.3站控层通信试验
10.5.4对时功能试验
10.5.5配置文件检验
10.5.6其他性能检查
10.6测量元件准确度和变差检查
10.7静态、动态模拟试验
10.7.1静态模拟试验
10.7.2动态模拟试验
10.8电磁兼容性能试验
10.9直流电源影响试验
10.10绝缘试验和绝缘测量
10.11耐湿热性能试验
10.12连续通电
10.13机械性能试验
10.13.1振动试验
10.13.2冲击试验
10.13.3碰撞试验
10.14结构和外观检查
10.15通信接口试验
10.16安全试验
11检验规则
11.1检验分类
11.2出厂检验
11.3型式检验
12标志、包装、运输和贮存
12.1标志
12.2说明书
12.3包装
12.4运输
12.5贮存
13其他
13.1产品出厂随行文件
13.2质量保证期限
13.2.1在用户遵守本标准及产品说明书所规定的运输、贮存规则的条件下，装置自出厂之日起两年内或安装运行之日起一
13.2.2设备供货供应商应保证备品备件长期稳定的供货。对主要备品备件及与其可兼容的插件替代品，其备品的供货期至
13.2.3装置设计使用寿命为12年。
14与相关标准的衔接
附录A（资料性附录）保护定值信息文件化规范
A.1 功能需求及应用场景
A.2 通讯交互接口
A.2.1 文件传输服务约定
A.2.2 装置模型约定
A.2.3 通讯交互过程
A.2.3.1 定值文件的下发
A.2.3.2定值文件的上召
A.3 定值文件的内容定义
A.4 定值文件的详细格式说明
A.4.1 定值文件的元素列表
A.4.2 元素信息说明
A.4.2.1根元素DSC
A.4.2.2头部信息段Header
A.4.2.3更新设置信息段Update
A.4.2.4 更新设置信息UI
A.4.2.5 装置描述信息段DevInfo
A.4.2.6 装置描述信息DI
A.4.2.7 文件信息段FileInfo
A.4.2.8 文件描述信息FI
A.4.2.9 装置定值信息Settings
A.4.2.10 定值分组信息InfoGrp
A.4.2.11 定值项信息SI
A.4.2.12 定值实际值Val
A.4.2.13 备注信息段Remark
A.4.2.14 备注信息项RI
A.5 定值文件示例
A.5.1 上召定值文件示例
A.5.2 仅修改多区定值情况的下装定值文件示例
A.5.3 仅修改单区定值情况的下装定值文件示例
A.5.4 同时修改单区和多区定值情况的下装定值文件示例
附录B（资料性附录）保护档案文件化规范
B.1 功能需求及应用场景
B.2 通讯交互接口
B.2.1文件传输服务约定
B.2.2 装置模型约定
B.2.3 通讯交互过程
B.2.3.1档案文件召唤
B.2.3.2档案文件下装
B.3 deviceInfo文件格式要求
B.3.1 DeviceInfo元素
B.3.2 Header元素
B.3.3 FixItem元素
B.3.4 ExpItem元素
B.4 deviceInfo文件示例
附录C（资料性附录）保护状态信息文件化规范
C.1 功能需求及应用场景
C.2 通信交互接口
C.2.1 文件传输服务约定
C.2.2 装置模型约定
C.2.3 通讯交互过程
C.3 StatInfo文件格式要求
C.3.1 StatInfo元素
C.3.2 Header元素
C.3.3 DataSet(数据集）元素
C.4 StatInfo文件示例
附录D（资料性附录）保护告警信息文件化规范
D.1 功能需求及应用场景
D.2 通信交互接口
D.2.1 文件传输服务约定
D.2.2 装置模型约定
D.2.3 通讯交互过程
静态告警文件召唤过程：
客户端可在任意时刻通过DL/T 860文件传输服务从装置上召静态告警文件，路径名“/csg/alm
动态告警文件召唤过程：
D.3 almDynamicInfo文件格式要求（动态文件）
D.3.1 AlmDynamicInfo元素
D.3.2 Header(文件头）元素
D.3.3 FCDA(数据集）元素
D.4 almDynamicInfo文件示例
D.5 almStaticInfo文件格式要求（静态文件）
D.5.1 AlmStaticInfo元素
D.5.2 Header(文件头）元素
D.5.3 FCDA元素
D.6 almStaticInfo文件示例
D.7线路保护告警信息输出示例
D.8 变压器保护告警信息输出示例
D.9母线保护告警信息输出示例
附录E（资料性附录）网络压力测试方案
E.1 检测系统
E.2 非订阅报文过程层网络压力测试
E.2.1检测方法
E.2.2检测要求
E.3 订阅报文过程层网络压力测试
E.3.1检测方法
E.3.2检测要求
E.4 订阅报文过程层网络极限测试
E.4.1检测方法
E.4.2检测要求
E.5 站控层网络压力测试
E.5.1检测方法
E.5.2 检测要求
附录F（资料性附录）IED物理端口描述及站控层双网配置示例
附录G（资料性附录）装置对外通讯映射目录汇总
G.1 映射目录汇总
附录H（资料性附录）文件化信息点汇总
H.1 信息点汇总
Q/CSG
中国南方电网有限责任公司企业标准
继电保护通用技术规范
（2018 年试行版）
General specification for power system protection
中国南方电 网有 限责任公 司 发 布
目 录
言 ........................................................................................................................................... III
前
1 范围 ............................................................................................................................................ 1
2 规范性引用文件........................................................................................................................ 1
3 术语和定义................................................................................................................................ 2
4 缩略语........................................................................................................................................ 3
5 总则 ............................................................................................................................................ 3
6 装置技术要求 ............................................................................................................................ 4
7 屏柜要求 .................................................................................................................................. 22
8 直流电源配置技术原则 .......................................................................................................... 26
9 二次回路及抗干扰技术要求 ..................................................................................................27
10 试验方法 .................................................................................................................................. 30
11 检验规则 .................................................................................................................................. 35
12 标志、包装、运输和贮存...................................................................................................... 36
13 其他 .......................................................................................................................................... 37
14 与相关标准的衔接 .................................................................................................................. 38
附录 A （资料性附录） 保护定值信息文件化规范 .................................................................. 39
附录 B （资料性附录） 保护档案文件化规范...........................................................................56
附录 C （资料性附录） 保护状态信息文件化规范...................................................................60
附录 D （资料性附录） 保护告警信息文件化规范.................................................................. 63
附录 E （资料性附录） 网络压力测试方案 ...............................................................................71
附录 F （资料性附录） IED 物理端口描述及站控层双网配置示例 ........................................ 74
附录 G （资料性附录） 装置对外通讯映射目录汇总 .............................................................. 76
附录 H （资料性附录） 文件化信息点汇总 .............................................................................. 77
II
前
言
本技术规范遵循《南方电网电力装备技术导则》（Q/CSG 1203005-2015）规定的技术原
则，根据 GB/T 1.1-2009 相关规则编制。
本规范旨在通过规范南方电网 10kV~500kV 线路及辅助保护、断路器保护、T 区（短引
线）保护、母线保护、变压器保护、高压并联电抗器保护、低压补偿装置保护、发电机保护、
智能录波器（故障录波装置）、行波测距、智能终端等装置的通用技术条件、基本要求，提
高继电保护设备的标准化水平，为继电保护的制造、设计、运行、管理和维护工作提供有利
条件，提升继电保护运行、管理水平。
本技术规范代替 Q/CSG 110010-2011《南方电网继电保护通用技术规范》，与 Q/CSG
110010-2011 相比，除编辑性修改外主要技术变化如下：
——更新、补充了规范性引用文件（见 2 规范性引用文件）；
——增加 CCD 文件、电缆跳闸装置、光缆跳闸装置等术语定义（见 3 术语和定义）；
——增加缩略语（见 4 缩略语）；
——修订正常工作大气条件要求（见 6.1.1）；
——增加数字化采样的标度要求（见 6.2.2b）；
——修订交流回路准确度及开关量输入输出要求（见 6.3、6.4）；
——修订装置接口技术要求，增加了过程层光纤接口、对时接口、打印接口及调试接口
的要求（见 6.5）；
——修订功率消耗及过载能力的要求（见 6.6、6.7）；
——增加智能站光缆跳闸装置相关基本技术要求（见 6.8.1）；
——增加保护设备识别代码的要求（见 6.8.1n）；
——增加保护信息文件化技术要求及相关附录（见 6.8.1.O、附录 A、B、C、D）；
——修改装置软件版本构成方案（见 6.8.1r）；
——定值要求中删除保护功能投退软压板（见 6.8.6b）；
——增加远方控制要求（见 6.8.11）；
——增加保护时钟管理相关要求（见 6.8.12）；
——增加网络技术原则（见 6.8.13）；
——增加信息交换技术要求（见 6.8.14）；
——增加数据交换记录要求（见 6.8.15）；
——增加链路软压板及虚端子要求（见 6.8.16）；
——增加对智能站保护配置文件技术要求（见 6.8.17）；
——增加保护不停电传动技术要求（见 6.8.18）；
——修订电磁兼容、绝缘要求、耐湿热性能、机械性能、连续通电、安全要求、直流电
源要求的要求（见 6.9、6.10、6.11、6.13、6.14、6.15、6.16）；
——增加网络安全要求（见 6.18）；
——修订试验方法，增加智能站光缆跳闸装置相关测试内容（见 10.5）；
——增加测量元件准确度和变差检查（见 10.6）；
——修订电磁兼容性能试验、直流电源影响试验、绝缘试验和绝缘测量、耐湿热性能试
验、连续通电、机械性能试验内容（见 10.8、10.9、10.10、10.11、10.12、10.13）；
III
——增加通信接口试验内容（见 10.15）；
——修订出厂试验及型式试验相关内容（见 11.2、11.3）；
——修订装置标志、包装、运输、贮存相关要求（见 12.1、12.3、12.4、12.5）；
——产品出厂随行文件中增加对“一书三册”的要求（见 13.1）
——增加网络压力测试方案（见附录 E）
——增加 IED 物理端口描述及站控层双网配置示例（见附录 F）
——增加装置对外通讯映射目录汇总（见附录 G）
——增加文件化信息点汇总（见附录 H）
本规范的附录 A、B、C、D、E、F、G、H 为资料性附录。
本标准由中国南方电网系统运行部（中国南方电网电力调度控制中心）提出、归口管理
和负责解释。
本规范在起草的过程中得到了：广东电网公司、广西电网公司、云南电网公司、贵州电
网公司、海南电网公司、广州供电局、深圳供电局，以及南京南瑞继保电气有限公司、长园
深瑞继保自动化有限公司、国电南京自动化股份有限公司、北京四方继保自动化股份有限公
司和许继电气股份有限公司等单位的支持。
本规范主要起草人：刘千宽、张弛、丁晓兵、徐鹏、彭业、史泽兵、陈桥平、刘玮、王
增超、刘琨、李一泉、吕航、余德冠、郭晓、苏黎明。其中第 1-5 章由刘千宽、张弛、丁晓
兵编写，第 6-7 章由徐鹏、彭业、史泽兵编写，第 8 章节由陈桥平编写，第 9 章由刘玮编写，
第 10 章由王增超编写，第 11 章由刘琨编写，第 12-13 章由李一泉编写，附录 A-C 由吕航编
写, 附录 D 由苏黎明编写, 附录 E 由郭晓编写, 附录 F 由余德冠编写,编写说明由刘千宽、
吕航编写。
本标准自 2018 年 6 月起试行。
执行过程中的意见和建议，请及时反馈至中国南方电网有限责任公司系统运行部。
IV
继电保护通用技术规范
1 范围
本规范规定了南方电网常规变电站及智能变电站 10kV~500kV 线路及辅助保护、断路器
保护、T 区（短引线）保护、母线保护、变压器保护、高压并联电抗器保护、低压补偿装置
保护、发电机保护、智能录波器（故障录波装置）、行波测距装置和智能终端等保护及其相
关设备的通用技术要求，包括技术要求、技术原则、试验方法、检验规则及对标志、包装、
运输和贮存的要求。
本规范还规定了变电站直流电源配置要求、二次回路及抗干扰等要求。
凡南方电网内从事继电保护的运行维护、科研、设计、施工、制造等单位均应遵守本规
范。新建厂站的继电保护应执行本规范。因保护回路受原设计接线的限制，运行厂站的继电
保护改造工程，在确保施工安全和运行维护方便的基础上，可参照执行。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适
用于本文件。凡是不注日期的引用文件 ，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB 191-2008 包装储运图示标志
GB/T 2887-2011 计算机场地通用规范
GB/T 7261 继电保护和安全自动装置基本试验方法
GB/T 9361-2011 计算站场地安全要求
GB/T 11287-2000 电气继电器 第 21 部分 量度继电器和保护装置的振动、冲击、碰撞和地
震试验 第 1 篇 振动试验（正弦）
GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程
GB/T 14537-1993 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验
GB/T 14598.3 电气继电器 第 5 部分：量度继电器和保护装置的绝缘 配合要求和试验
GB/T 14598.26-2015 量度继电器和保护装置 第 26 部分：电磁兼容要求
GB/T 14598.27 量度继电器和保护装置 第 27 部分：产品安全要求
GB/T 15145-2008 输电线路保护装置通用技术条件
GB/T 19520.12 电子设备机械结构 482.6mm(19in)系列机械结构尺寸 第 101 部分：插箱及
其插件
GB/T 26864-2011 电力系统继电保护产品动模试验
GB/T 22386 电力系统暂态数据交换的通用格式
GB/T 32890 继电保护 IEC61850 工程应用模型
GB/T 32901-2016《智能变电站继电保护通用技术条件》
DL/T 478-2013 继电保护和安全自动装置通用技术条件
DL/T 527-2002 静态继电保护装置逆变电源技术条件
DL/T 670-2010 母线保护装置通用技术条件
DL/T 770-2001 微机变压器保护装置通用技术条件
DL/T 720 电力系统继电保护及安全自动装置柜（屏）通用技术条件
DL/T 860 变电站通信网络和系统
1
Q/CSG 1203005 南方电网电力二次装备技术导则
Q/CSG 1203045-2017 南方电网智能变电站继电保护及相关二次设备信息描述规范
3 术语和定义
GB/T 32890、GB/T 32901、DL/T 860 和 Q/CSG 1203045-2017 界定的以及下列术语和定
义适用于本标准。
3.1 独立直流电源
独立直流电源指由独立的整流设备、蓄电池、开关柜组成的一整套电源系统；两套独立
直流电源指有两套完整的直流电源系统，任何一套直流电源的整流设备、蓄电池或开关故障
均不应造成另一套直流电源失效。配有两套独立直流电源的保护或保护通道，任意一套直流
电源故障均不应造成同一设备的所有保护同时退出或同一线路保护的所有保护通道同时中
断。
3.2 继保小室
布置于高压配电装置场地，安装继电保护、安全自动装置、变送器、电能计算及记录仪
表、辅助继电器屏等的场所。
3.3 反措
由上级或同级部门制定的反事故措施。
3.4 光纤通道
指以光纤为传输介质的保护通道，包括专用光纤芯、复用 2M 等各种形式的光纤通道。
3.5 传输延时
指本端设备发出信号至对端设备收到信号之间的信号传输时间。
3.6 保护通道接口装置
信号传输装置、数字接口装置等保护通道接口装置的总称。
3.7 信号传输装置（命令接口装置）
将电力系统保护装置发出的允许（闭锁）、远方跳闸等接点信号变换成适合于光纤通信
传输形式的信号及进行反变换的设备。
3.8 数字接口装置
继电保护与光纤通信终端设备连接时，对保护信号实现规定的码型变换，连接保护或信
号传输装置与光纤通信终端设备之间的接口装置。
3.9 保护通信通道
传输跳闸命令或被保护设备电气量等保护信息的通道，通常包括电力线载波、微波、光
纤或专用导引线等。
3.10 独立通信通道
由独立的通信设备和独立的物理路由组成、发生任何单一故障不会造成同时中断的通信
通道。租用电信光纤、数字数据网(DDN)电路等作为备用通信通道可视为一个独立的通信通
道。
3.11 独立光纤通道
两个独立的同步数字体系(SDH)设备分别采用两个独立的物理路由视为两条独立光纤通
道。同一个 SDH 设备采用两个独立的物理路由，不能视为两条独立光纤通道；进入通信机房
的光缆采用一个通路（如共用一条通信管、共用一个电缆竖井等），不能视为两个独立的物
理路由；同一光缆的不同光纤芯，不能视为两个独立的物理路由。
3.12 数值型定值
表征功能动作门槛和延时的定值。
2
3.13 控制字定值
表征功能投退或方式选择的定值。
3.14 CCD 文件 Configured Circuit Description
IED 二次回路实例配置文件，用于描述 IED 的 GOOSE、SV 发布/订阅信息的配置文件，
包括完整的发布/订阅的控制块配置、内部变量映射、物理端口描述和虚端子连接关系等信
息，装置其他配置文件的改变不应影响本装置发布/订阅的配置，装置的发布/订阅信息以
CCD 文件为准。CCD 文件应仅从 SCD 文件导出后下装到 IED 中运行，扩展名采用.ccd。
3.15 电缆跳闸装置
采用机械继电器触点并通过电缆跳闸的保护装置。
3.16 光缆跳闸装置
采用 GOOSE 通信方式并通过光缆跳闸的保护装置。
3.17 运行定值预备区
继电保护装置内部用于存放预备投入运行定值的存储区，数据掉电不丢失。客户端可通
过相关控制命令读取、修改该区定值内容，并将其完整拷贝至运行定值区投入运行。
4 缩略语
Configured IED Description IED 实例配置文件
Data Attribute 数据属性
Data Object 数据对象
IED Capability Description IED 能力描述文件
Intelligent Electronic Device 智能电子设备
File Transfer Protocol 文件传输协议
Gas Insulated Switchgear 气体绝缘全封闭组合电器
DL/T 860 界定的以及下列缩略语适用于本标准。
APDU Application Protocol Data Unit 应用协议数据单元
ASDU Application Service Data Unit 应用服务数据单元
CCD Configured IED Circuit DescriptionIED 回路实例配置文件
CID
CRC Cyclic Redundancy Check 循环冗余校验
DA
DO
ICD
IED
FTP
GIS
GoCB Goose Control Block 通用面向对象的变电站事件控制块
GOOSE Generic Object Oriented Substation Event 通用面向对象的变电站事件
MAC
MMS Manufacturing Message Specification 制造报文规范
NTP
SCD
SOE
SV
TCP/IP Transmission Control Protocol/Internet Protocol 传输控制协议/网间协议
UDP
Media Access Control 介质访问控制
Network Time Protocol 网络时间协议
Substation Configuration Description 全站系统配置文件
Sequence of Events 事件顺序
Sampled Value 采样值
User Datagram Protoco 用户数据报协议
5 总则
5.1 本规范为常规变电站及智能变电站 10kV~500kV 继电保护装置、智能录波器（故障录
波装置）、智能终端、行波测距装置及相关回路设计的通用技术要求，是各电压等级继电保
护、智能录波器（故障录波装置）、智能终端及行波测距技术规范的补充，与相应技术规范
3
一起构成完整的技术规范。
5.2 除满足本技术规范中规定的相关要求外，在南方电网内各电压等级系统投入运行的继
电保护装置，还必须满足如下要求：
5.2.1 经具备国家级质量检测资质的机构进行的动态模拟试验、电磁兼容试验、绝缘试验、
机械性能试验以及型式试验等，确认其技术性能指标符合相关国家及行业标准，并满足本规
范的相关要求。
5.2.2 继电保护装置的验收应依据国家标准、行业标准、企业标准及供货合同的规定，并
满足反措等技术要求。凡在出厂验收中发现的质量问题必须在厂内处理，并应视具体情况适
当延长该产品保证期。
5.2.3 凡经有关继电保护管理机构明令禁止使用的，或根据运行统计分析结果显示不正确
动作率高且无改进措施的，或在质量评议中发现重大缺陷的，或拒绝质量评议的，禁止继续
入网运行。
5.2.4 设计应满足继电保护有关规程、反措要求，并符合南方电网继电保护相关技术规范
中关于典型保护配置、端子排布置、二次回路设计及组屏的原则标准。
5.2.5 设备供货供应商必须具有相应电压等级微机保护装置的设计、制造经验，并取得质
检部门的认可文件、ISO-9001 质量认证书或相当的认证文件、省部级及以上或行业协会出
具的鉴定证书，并提供在电力系统商业运行良好的记录。
5.2.6 设备供货供应商应提供保护装置安装调试大纲和装置检验作业模块、正式完整的与
现场装置软件版本相对应的技术说明书（包含保护逻辑、定值清单、整定原则、异常告警说
明等内容）、软件版本及其发展过程；提供现场安装调试规范和技术支持等售后服务及技术
交流培训。
6 装置技术要求
6.1 环境条件
6.1.1 正常工作大气条件
a) 室内安装
对安装在户内的二次设备，可选择工作环境温度范围为表 1 中 C1 的设备。
b) 户外安装
合并单元、智能终端安装在室外智能控制柜或 GIS 室内柜时，应选择工作环境温度范围
为表 1 中 C2 的设备。
表 1 工作场所环境温度和湿度分级
环境温度
湿 度
级别
范围
℃
C1 －25～＋55
C2 －40～＋70
最大变化率
相对湿度注 1
℃／h
20
20
%
5～95
5～100
注 1：设备内部既不应凝露，也不应结冰。
最大绝对湿度 g/m3
使用场所
28
28
室内
室外
6.1.2 正常试验大气条件
a) 环境温度：+15℃～+35℃；
b) 相对湿度：45%~75%；
c) 大气压力：80kPa～106kPa。
6.1.3 基准试验大气条件
a) 环境温度：+20℃±2℃；
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