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备案号：Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准
P Q/CSG1203005-2015
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电力二次装备技术导则
Technical Guide for Electric Power Secondary Equipments
2015-08-11 发布2015-10-01 实施中国南方电网有限责任公司发布
Q/CSG1203005-2015
目次
前言............................................................................. II 1总则.. (1)
2规范性引用文件 (1)
3术语定义 (2)
4通用技术原则 (4)
4.1主站通用技术原则 (5)
4.2厂站通用技术原则 (8)
4.3电力通信 (10)
5主站系统及装置 (10)
5.1总体要求 (10)
5.2网级主站系统建设要求 (11)
5.3省级主站系统建设要求 (11)
5.4广、深主站系统建设要求 (11)
5.5地级主站系统建设要求 (11)
5.6主站备用系统建设要求 (12)
5.7电力监控系统安全防护建设要求 (12)
6厂站系统及装置 (13)
6.1装置应用要求 (13)
6.2装置系统要求 (30)
6.3对相关设备及回路的配合要求 (31)
6.4智能变电站 (34)
7电力通信 (40)
7.1业务配置原则 (40)
7.2系统及设备配置要求 (40)
I
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II
前言
为贯彻落实中国南方电网有限责任公司建设“服务好、管理好、形象好”的国际先进电网企业的中
长期发展战略，运用先进的计算机技术、通信技术、控制技术，建设一个覆盖城乡的智能、高效、可靠的绿色电网，提高电网二次装备水平，提升系统运行的保障能力，规范设备选型与配置的基本原则和标准，特制定本导则。
本导则以现行国家及行业的有关法律法规、标准、规范为基础，结合目前的电网装备技术水平、运行经验和管理要求提出，适用于公司网省地级主站、35kV～500kV变电站、±800kV换流站以及并网运行发电厂的新建、改（扩）建工程的装备选型与配置。
本导则由中国南方电网有限责任公司系统运行部提出、归口、组织编写并解释。
本导则起草单位：中国南方电网有限责任公司系统运行部、市场营销部和生产设备管理部。
本导则主要起草人：刘之尧、丁晓兵、陈新南、洪丹轲、胡荣、陶文伟、张勇、刘千宽、张喜铭、罗会洪、张弛、朱韬析、刘春晓、周华锋、陆明、徐光虎、陈曦、雷一勇、徐湛、徐鹏、徐键、赵晗祺、张思拓、连伟华、谢尧、黄昱、杨志敏、余江、史泽兵、文安、蔡莹
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南方电网电力二次装备技术导则
1总则
1.1 本导则作为南方电网电力二次装备配置、应用和系统建设的纲领性文件，规定了涉网二次装备和系统的规划、设计、制造、建设、运行和标准制定等有关部门应共同遵守的基本准则。
1.2 本导则遵循国家的基本建设方针和技术经济政策，以现行国家及行业的有关法律法规、标准、规范为基础，结合当前的电网装备技术水平、运行经验和管理要求，以选用“安全可靠、性能优良、经济合理、节能环保”的设备为原则，实现设备全生命周期成本最优。
1.3本导则规定了公司网省地级主站、35kV～500kV新建变电站（含直流换流站、柔性直流换流站、串补站，下同），以及±800kV换流站电气二次设备选用原则；改（扩）建工程宜参照执行。
1.4 本导则中500kV系统的保护配置以3/2断路器、4/3断路器和角形接线等接线方式为例，220kV 系统的同类接线方式参照执行；220kV系统的保护配置以双母线接线方式为例，500kV系统的同类接线方式参照执行。
1.5并入南方电网运行的35kV～500kV发电厂升压站和用户工程宜参照本导则执行。
1.6 本导则按照统一标准兼顾区域差异及先进性原则编制。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本导则的引用而成为本导则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本导则，然而，鼓励根据本导则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本导则。
GB 8702 电磁辐射防护规定
GB/T 12325电能质量供电电压偏差
GB/T 12326电能质量电压波动和闪变
GB/T 13729远动终端设备
GB/T 13730地区电网调度自动化系统
GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程
GB/T 15145 输电线路保护装置通用技术条件
GB/T 15149.1 电力系统远方保护设备的性能及试验方法第1部分：命令系统
GB 20840.2 电流互感器的补充技术要求
GB/T 26399 电力系统安全稳定控制技术导则
GB/T 26862 电力系统同步相量测量装置检测规范
GB/T 26865.2 电力系统实时动态监测系统第2部分：数据传输协议
GB 50054低压配电设计规范
GB 5005935～110kV变电站设计规范
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2 GB 50229火力发电厂与变电站设计防火规范
GB 50395视频安防监控系统工程设计规范
GB/T 30155 智能变电站技术导则
DL/T 448 电能计量装置技术管理规程
DL/T 478 继电保护和安全自动装置通用技术条件
DL/T 598电力系统自动交换电话网技术规范
DL/T 634.5101
远动设备及系统第5 部分：传输规约第101 篇：基本远动任
务配套标准
DL/T 634.5104
远动设备及系统第5 部分：传输规约第104 篇：采用标准传
输协议子集的DL/T 634.5101 网络访问
DL/T 687 微机型防止电气误操作装置通用技术条件
DL 755 电力系统安全稳定导则
DL/T 769 电力系统微机继电保护技术导则
DL/T 860 变电站通信网络和系统
DL/T 866 电流互感器和电压互感器选择及计算导则
DL/T 1074 电力用直流和交流一体化不间断电源设备
DL/T 1100.1 电力系统的时间同步系统第1部分：技术规范
DL/T 5136 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程
DL/T 5149 220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程
DL/T 5157 电力系统调度通信交换网设计技术规程
DL/T 5202电能量计量系统设计技术规程
DL/T 5218220kV～750kV变电站设计技术规程
DL/T 5223高压直流换流站设计技术规定
DL/T 5364电力调度数据网络工程初步设计内容深度规定
GA 1089 电力设施治安风险等级和安全防范要求
国能安全〔2014〕161号防止电力生产事故的二十五项重点要求
发改委〔2014〕14号电力监控系统安全防护规定
国能安全〔2015〕36号电力监控系统安全防护总体方案
3术语定义
第2部分的规范性引用文件中界定的以及下列术语和定义适用于本导则。
3.1
一体化电网运行智能系统Operation Smart System（OS2）
Q/CSG1203005-2015 一体化电网运行智能系统是支撑大电网运行，提供电网运行策划、监视、分析、决策、指挥、操作、控制和管理等功能，整合所有二次系统，发挥综合效益，具有互动性、智能化特点的一体化系统。
3.2
基础资源平台Basic Resource Platform（BRP）
基础资源平台是OS2主站/厂站系统中为上层应用提供公用设施及基础软硬件支撑的平台。
3.3
运行监控系统Operation Control System（OCS）
运行监控系统是OS2主站/厂站系统中实现电网实时运行监视和控制相关功能的应用系统。
3.4
运行管理系统Operation Management System（OMS）
运行管理系统是OS2主站/厂站系统中实现电网运行分析、策划和管理相关功能的应用系统。
3.5
电力系统运行驾驶舱Power System Operation Cockpit（POC）
电力系统运行驾驶舱是OS2的顶层应用，基于OS2四大中心提供的数据和功能服务，以驾驶舱的形式，深入分析电网运行特征，全面反映电网运行的关键性能指标(KPI)，提供关键(异常)事件的预警和决策支持，提供方便、快捷的操作和控制功能，评价操作和控制行为。
3.6
镜像测试培训系统Mirror Testing and Training System（MTT）
镜像测试培训系统是OS2主站中用于开展系统功能、性能、数据等测试及使用者培训的系统。
3.7
智能录波器Smart fault Recorder
用于实现对变电站通信报文及故障发生前后录波文件记录与分析的装置；该装置宜采用一体化的硬件平台，在同一硬件平台上实现报文记录、分析及故障录波功能。
3.8
智能远动机Smart Remote Communication and Control Device
位于变电站站控层的一种远动装置，集成了变电站和主站系统之间的通信以及变电站的监视和控制功能，实现变电站内数据采集、处理、存储，提供数据、模型和图形的处理和传输服务，并支持远程浏览、源端维护、顺序控制、电压无功控制、防误闭锁、监控终端等功能。
3.9
一体化测控装置Integrated Measurement and Control Equipment
集成测量和控制、同步相量功能的装置。
3.10
三道防线
第一道防线First-defence-line
在电力系统正常状态下通过预防性控制保持其充裕性和安全性（足够的稳定裕度），当发生短路故障时由电力系统固有的控制设备及继电保护装置快速、正确地切除电力系统的故障元件。
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4 第二道防线Second-defence-line
针对预先考虑的故障形式和运行方式，按预定的控制策略，采用安全稳定控制系统（装置）实施切
机、切负荷、局部解列等控制措施，防止系统失去稳定。
第三道防线Third-defence-line
由失步解列、频率及电压紧急控制装置构成，当电力系统发生失步振荡、频率异常、电压异常等事故时采取解列、切负荷、切机等控制等措施，防止系统崩溃。
3.11
安全稳定控制装置（简称稳控装置）security and stability control device
为保证电力系统在遇到大扰动时的稳定性而在电厂或变电站内装设的控制设备，实现切机、切负荷、快速减出力、直流功率紧急提升或回降等功能，是保持电力系统安全稳定运行的第二道防线的重要设施。
3.12
安全稳定控制系统（简称稳控系统）security and stability control system
由两个及以上厂站的安全稳定控制装置通过通信设备联络构成的系统，实现区域或更大范围的电力系统的稳定控制。
3.13
安全自动装置（简称安自装置）security automatic equipment
用于防止电力系统稳定破坏、防止电力系统事故扩大、防止电网崩溃及大面积停电以及恢复电力系统正常运行的各种自动装置的总称。如稳控装置、失步解列装置、低频减负荷装置、低压减负荷装置、过频切机装置、备用电源自投装置、水电厂低频自启动装置、输电线路的自动重合闸等。
3.14
站域保护控制substation protection and control
基于实时的本站和/或相关站的电测量信息及设备状态信息，实现面向变电站及电网安全的保护控制。
3.15
广域保护控制wide area protection and control
基于实时的广域电测量信息及设备状态信息，实现面向电网安全的保护控制。
3.16
缩略语
IED Intelligent Electronic Device（智能电子设备）
PMU Phasor Measurement Unit（同步相量测量装置）
SCD Substation Configuration Description（变电站配置描述）
4通用技术原则
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南方电网一体化电网运行智能系统总体框架为：
a)OS2由网、省、地（县、配）各级主站系统、厂站系统和电力通信系统共同组成，每级主站/厂站系统划分为基础资源平台（BRP）、运行控制系统（OCS）、运行管理系统（OMS）、电力系统运行驾驶舱（POC）、镜像测试培训系统（MTT）五大部分。
b)系统遵循SOA架构体系，基于统一的ICT基础设施，在统一模型及服务接口标准的基础上，构建一体化支撑平台及运行服务总线（OSB）。各类业务功能以此为基础开展建设或改造完善。通过支撑平台和横向运行服务总线集成各级主站/厂站内的功能模块/业务子系统，通过纵向运行服务总线实现与上、下级相关业务系统的互联。
c)系统通过OSB标准服务接口实现与企业其它相关业务管理系统的信息共享、协调控制及流程化管理。
d)网、省、地、厂站各级系统分别建设，县级系统、监控/集控/巡维中心系统作为终端与地级主站系统统一建设，其模块体系与地调主站相同，具体功能由地级主站按需提供。
4.1主站通用技术原则
OS2主站系统包括基础资源平台（BRP）、电网运行控制系统（OCS）、电网运行管理系统（OMS）、电力系统运行驾驶舱（POC）、镜像测试培训系统（MTT）五大部分。
4.1.1基础资源平台
a)BRP包括数据库支撑平台、软件支撑平台、硬件支撑平台、数据中心、计算分析服务和公共设施等功能。
b)BRP既可作为集成平台用于集成已有的业务应用模块/系统，也能作为新建业务应用模块的支撑平台，向各类应用提供支持和服务，为OCS、OMS、POC和MTT的各类功能模块提供全面支撑。
4.1.1.1数据库支撑平台
a)数据库支撑平台包括时序数据库服务、关系数据库服务、实时数据库服务。
b)时序数据库服务为各类功能应用提供处理不断更新的快速变化的数据及具有时间限制的事务的服务，主要面向毫秒级或秒级历史数据存储。
c)关系数据库服务为各类功能应用提供分钟级历史数据存储和统计，告警事件，电网模型和管理模型等非实时数据的存储等的服务。
d)实时数据库服务为各类功能应用提供实时数据的通信和处理服务，为众多实时应用提供统一的支撑。根据需要，稳态监视类、动态监视类、暂态监视类、水情综合监视模块等功能模块可以建设符合本（类）模块需要的实时数据库，各实时数据库应提供基于API和OSB的标准访问方式。
4.1.1.2软件支撑平台
a)软件支撑平台包括平台服务、运行服务总线、资源管控、安全管控、基础软件等各类功能。
b)平台服务包括地理信息服务、工作流服务、报表服务、时间同步服务、文件服务、消息收发服务、图形生成、图形维护工具、图形浏览工具、通用事件服务、CASE管理服务等功能，为上层各类功能模块提供所需的基本服务功能及提供应用开发和集成的各种界面技术和界面表达手段。
c)OSB总线包括高速数据总线和通用服务总线，提供横向和纵向互联基础设施，是各级OS2和各个功能模块实现互联互通的载体。
d)各级OSB总线应遵循统一的标准，支持发电、输电、配电、用电全过程的模型、图形、数据交换，支持业务功能的灵活互动。除支持标准IEC61970和IEC 61968消息交换模型外，还可采用适配器将现有系统内部非标准私有协议转换成标准协议，实现符合面向服务架构（SOA）的数据和应用集成。
e)资源管控包括系统资源管控、大屏幕控制、机房监控、通信资源管理等功能，为系统运行提供各种资源调配展示、在线监视、风险评估的手段及可靠性、安全性保障措施，提高系统自身的运行和管理水平。
f)安全管控包括用户权限管理、安全审计、防病毒、网络准入等功能，为各类功能模块提供用户权限管理和授权服务，对各类运行日志和用户操作进行收集分析，发现各种违规行为以及病毒和黑客的攻击行为，保证系统的安全运行。
g)基础软件包括操作系统、虚拟化平台等功能。
4.1.1.3硬件支撑平台
硬件支撑平台包括计算机、网络、存储、安全设施及其他各类设施，为系统提供硬件支撑。其中，计算机设备设计生命周期不低于5年，其他设备设计生命周期不低于12年。
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4.1.1.4数据中心
a)数据中心作为BRP的核心部分，实现各类业务的数据采集、交换与集成，为各类功能提供数据支撑。
b)数据中心包括数据采集与交换、全景数据建模、数据集成与服务等各类功能。
c)数据采集与交换类功能实现主站与厂站的一体化数据采集与交换、与常规RTU/PMU/综自/保信子站/视频/水情/气象/配电终端等的分散式数据采集与交换、与外部相关业务系统的信息交换及各类数据的预处理，逐步实现数据采集处理的综合化，支持电网所有监控对象的数据采集，通过统一的基础资源平台提供电网全景视图及服务总线，为上层应用提供统一的数据支撑。
d)全景数据建模类功能实现对电网模型、图形、模式的校核、管理和共享，按照设备统一命名、存储分布实施、属性有效关联、信息充分共享、维护科学分工的原则，实现各级系统电网模型、图形、地理信息等的充分共享和同步更新，确保各系统基础数据的一致性，并在此基础上实现各级电网模型的拼接和组合。
e)数据集成与服务类功能实现数据加工集成并为各类功能模块提供服务接口和服务功能。
f)数据中心应能支持大数据的存储、处理、管理、识别、检索及服务封装。
g)网、省、地（县）三级主站应基于全景建模的要求建设各级主站数据中心，各级数据中心应覆盖本级范围内发输配用各环节的运行数据，数据中心通过纵向互联，实现上级对下级数据的集中访问，构建覆盖全网的运行数据中心。
4.1.1.5计算分析服务
计算分析服务类功能实现对电网运行方式的计算及优化分析，为电网的安全经济优质环保运行提供辅助决策支持。
4.1.1.6公共设施
公共设施类功能实现对系统软硬件的运行环境的支持，提供标准化大屏、机房、电源、空调等服务。
4.1.2电网运行管理系统
a)电网运行管理系统提供并网管理、运行风险管理、运行计划管理、运行控制管理、运行评价与改进、二次系统管理、运行支持管理等各类功能，涵盖了传统的智能调度计划、智能调度指令、电网运行评价、调度运行管理等系统功能。
b)并网管理类功能实现工程项目的并网前期管理、并网准备管理和并网启动试运管理等。
c)运行风险管理类功能实现对模型参数、安全稳定、无功电压、安自运行、二次安防、运行风险管控、系统运行应急、用电安全协调等的统一管理。
d)运行计划管理类功能实现发电能力管理、发受电计划编制、综合停电管理、输电能力管理、用电调度管理、运行方式管理、系统运行计划、水调管理、分布式能源管理等功能。
e)运行控制管理类功能实现调度操作票、调度运行日志、设备监控日志、调度操作指挥、应急预案及事故决策支持、调度信息报送与发布、调频定值管理等功能。
f)运行评价与改进管理类功能实现对发电运行、系统运行、调度工作等的运行评价，管理、展示和生成各专业的各类报表和每日运行汇报信息，实现对外的信息披露和Web发布。
g)二次系统管理类功能实现对二次生产前期、保护运行、自动化运行、通信运行、二次技术、保护设备及版本、通信设备及版本、自动化设备及版本、保护定值、通信资源申请及服务、自动化资源及服务等的统一管理，并实现二次设备运行和服务评价。
h)运行支持管理类功能实现对系统运行安全、系统运行技术、业务培训、运行资质、调度生产环境、工作计划等的统一管理。
i)电网运行管理系统按网、省、地（县）三级模式建设，网省两级调度独立建设，地县调宜采用省地县一体化建设模式。
j)电网运行管理系统宜采用B/S模式实现客户与服务端的交互。
4.1.3电网运行控制系统
电网运行控制系统包括监视中心和控制中心两大类应用功能，涵盖了传统的EMS、广域相量测量（WAMS）、水调自动化、在线稳定分析、继电保护信息、安全稳定控制、电能质量监测、雷电定位监测、气象监测、变电站视频及环境监控、一次设备在线监测等系统功能。
4.1.3.1监视中心
a)监视中心提供电网运行监视、在线计算分析及预警等功能，包括稳态监视、动态监视、暂态监6
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视、环境监视、在线预警、节能环保监视、设备监视、在线计算、智能告警等各类功能。
b)稳态监视类功能实现发电、输电、配电、用电各环节的稳态运行监视。
c)动态监视类功能通过对电网动态数据的监测、统计和分析，实现机组动态运行监视、电网动态运行监视、功率扰动监视、低频振荡监视等。
d)暂态监视类功能通过对电网暂态数据的监测、统计和分析，实现保护运行监视、安自运行监视、电能质量监视、录波分析监视等。
e)环境监视类功能通过对电网环境信息的采集、统计和分析，实现气象监视、雷电监视、自然灾害监视、站端视频与环境监视、线路覆冰及微气象监视、绝缘子污秽监视等。
f)在线预警类功能监测发电、输电、配电、用电各个环节的安全、经济、优质和环保指标，当指标出现异常时，能够第一时间提醒调度运行人员，并自动触发相关分析模块，辅助调度、运行人员通过统一的调度操控台及时进行异常处理，使异常指标尽快恢复正常。
g)节能环保监视类功能通过对不同发电厂的各类指标数据的监视，实现电网的节能环保运行。
h)设备监视类功能对一次设备、二次设备（含主站和厂站的二次设备）和通信设备等的状态监测数据进行展现、分析、诊断和评估，实现设备的状态监视。
i)在线计算类功能通过对电网实时运行状态进行计算、分析，为调度员调度电网和监控人员对电网进行监视控制提供辅助决策支持。
j)智能告警类功能为各应用提供统一综合的告警信息采集、展示，采用统一的信息描述格式接收和汇总各类告警信息，并根据各自的特征对大量的告警信息进行合理分类和归并处理。
k)网级系统采集监视的范围至少包括本级及下属省级所辖电网，省级系统采集监视的范围至少包括本级及下属地级所辖电网，地级系统采集监视的范围至少包括本级及下属县级所辖电网。各级系统还应能采集监视与其相关电网的运行状态。
l)网、省级主站系统应实现火电机组污染物（SO2、CO2、NO2等）排放量及热负荷、机组煤耗等信息的在线监测。
4.1.3.2控制中心
a)控制中心提供电网运行调控类功能，包括手动操作、自动控制等各类功能。
b)手动操作类功能实现对电网运行设备的手动控制调节及参数设置。
c)自动控制类功能实现自动发电控制、自动电压控制，直流功率控制、交直流协调控制、电网快速控制、计划调整及执行、区域备自投、馈线自动控制等。
d)自动电压控制功能应实现省地协调控制并达到实用化，并逐步实现网省协调和地县协调。
4.1.4电力系统运行驾驶舱
a)POC是OS2的顶层应用和人机接口，基于BRP及OCS、OMS的数据和应用支持，提供“一站式”的电力系统运行KPI（关键性能指标）监视和预警、信息挖掘、辅助决策与控制，服务于电网关键运行和领导决策。
b)POC包括智能引擎、驾驶三态应用和人机交互环境等类功能。
c)智能引擎类功能提供KPI管理、监视及预警，并在KPI预警后为电网的调度操作、事故处理提供智能化的分析手段和处理决策，通过任务导向的方式完成流程化控制任务。
d)驾驶三态应用类功能包括预驾驶、实时驾驶、驾驶回放等，为驾驶者提供方便、舒适的驾驶环境。
e)人机交互环境功能提供电网全景专题场景图，实现界面集成与联动并提供Web展示服务和移动终端服务。
f)POC按网、省、地（县）三级模式建设，网省两级独立建设，地县调按地县一体化建设。
4.1.5镜像测试培训系统
a)MTT包括系统镜像与同步、系统测试仿真和专业培训等类功能。
b)系统镜像与同步配置与主系统同等的功能模块，提供测试和验证环境，并实现主系统与镜像系统的数据同步。
c)系统测试仿真为系统功能的二次开发和系统运行维护提供测试环境。
d)专业培训类功能为调控中心专业人员提供专业培训。
e)MTT网省两级部署，网级应能够实现全网培训，省级应能够实现全省培训，地级主站采用终端接入方式。
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8 f)在MTT未实现全网覆盖时，各级主站可以根据需要配置传统DTS和系统功能测试模块。
4.1.6现有系统
a)现有的各类自动化系统应视情况在系统达到使用寿命后逐步淘汰或进行改造。
b)原则上升级改造困难、厂商技术支持匮乏的系统应予淘汰。
c)其余系统可根据业务需求按OS2标准规范完善建设新的功能模块，并在BRP建成后，将系统通过标准化改造及封装接入BRP，实现与其它业务系统的信息和服务共享。
4.2厂站通用技术原则
4.2.1电压等级
电压等级选择应按GB/T 156《标准电压》执行，本导则使用以下标准电压：±800kV、500kV、220kV、110kV、35kV、20kV和10kV。
4.2.2站用电
4.2.2.1站用电母线采用按工作变压器划分的单母线接线，相邻两段工作母线间可配置分段或联络断路器，宜同时供电分列运行，并装设自动投入装置。装置能识别需闭锁自投的故障，以及定值可灵活整定。
4.2.2.2500kV 变电站的主变压器为两台(组)及以上时，由主变压器低压侧引接的站用工作变压器应为两台，并应装设一台从站外可靠电源引接的专用备用变压器，该电源宜采用专线引接；每台工作变压器的容量应考虑全站的计算用电负荷。专用备用变压器的容量应与最大的工作变压器容量相同。
4.2.2.3500kV 变电站初期只有一台(组)主变压器时，除由站内引接一台站用变压器外，应再设一台由站外可靠电源引接的站用变压器，该电源宜采用专线引接。
4.2.2.4110kV 及220kV 变电站宜从主变压器低压侧分别引接两台容量相同、可互为备用、分列运行的站用工作变压器。每台工作变压器按全站计算负荷选择。当变电站只有一台主变压器或只有一条母线时，其中一台站用变压器的电源宜从站外引接。
4.2.2.535kV变电站宜根据电源情况，接于35kV进线线路侧、35kV母线。当采用单母线接线，宜接于35kV母线，两路及以上电源进线的变电站可采用两台站用变。
4.2.3继电保护
4.2.3.1继电保护的配置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，并应综合考虑以下几方面：电网的结构特点和运行要求；故障几率和可能造成的后果；国内外运行经验；电网发展和设备的扩展适应性；技术经济合理性。
4.2.3.2220kV及以上系统双重化配置的线路、变压器和母线保护应采用不同设备供应商的设备。
4.2.3.3变电站可配置站域或广域保护控制装置。
4.2.3.4继电保护装置应为微机型，应具有独立性、完整性和成套性，并满足 GB/T 14285、DL/T 478 的要求。
4.2.3.5110kV及以上系统在48Hz～52Hz频率范围内发生故障时，保护能快速、可靠、有选择性地动作；500kV及以上可能以孤岛方式运行的系统在52Hz～55Hz频率范围内发生故障时，保护能可靠动作。
4.2.3.610kV～35kV一次设备采用高压开关柜时，宜采用测控保护一体化装置，并布置在高压开关柜上。
4.2.3.7继电保护装置所有输出接点应是无源接点。
4.2.3.8继电保护装置均应具备录波功能，记录保护启动或动作后全过程的所有信息。
4.2.3.9各电压等级的继电保护装置，应经国家级质量检验测试中心动态模拟试验、电磁兼容试验、绝缘试验、机械性能试验以及型式试验等检验，确认其技术性能指标符合相关国家及行业标准，并满足本导则的相关要求。
4.2.3.10继电保护装置应具有在线自动监测功能和自复位电路。自动监测功能应符合GB/T 14285的要求。
4.2.3.11继电保护装置在电压互感器二次回路一相、两相或三相同时断线、失压时，应发告警信号，并闭锁可能误动作的保护。在电流互感器二次回路不正常或断线时，应发告警信号，除母线保护外，允许跳闸。
4.2.3.12在空载、轻载、满载等各种状态下，在保护范围内发生金属性或非金属性的各种故障（包括单相接地、两相接地、两相不接地短路、三相短路、复杂故障、转换性故障、跨线故障和断线故障等）
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时，保护应能正确动作；系统无故障、发生各种外部故障、功率倒向以及系统操作等情况下保护不应误动。
4.2.3.13对于可能导致多个断路器同时跳闸的直跳开入，保护装置应采取防止直跳开入的保护误动的措施。
4.2.3.14继电保护装置在电流互感器暂态过程中以及饱和情况下，应能正确动作。
4.2.3.15线路差动保护应允许线路两侧采用变比不同的电流互感器。只有在两侧差动压板都处于投入状态时才能动作，两侧压板投退状态不一致时应发告警信号。
4.2.3.16线路差动保护和信号传输装置应具有数字地址编码，地址编码应按保护装置设置，保护装置自动识别不同通道。线路两侧的保护或信号传输装置应相互交换地址编码，并对地址编码进行校验，校验出错时告警，并闭锁保护。
4.2.3.17继电保护、故障录波装置、行波测距装置和继电保护信息系统中的嵌入式设备设计生命周期不低于12年。
4.2.3.18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。
4.2.3.19双重化配置的保护装置及其回路之间应完全独立，不应有直接的电气联系（反事故措施要求除外）。双重化保护的电流回路、电压回路、跳闸回路、保护电压切换回路及电源回路和相关电缆引接均应完全独立。
4.2.3.20在现运行线路π接形成的220kV及以上电压等级线路，若原线路保护不能与新装置配合，按以下原则进行设计：
1 至新线路投产时，现有保护装置运行时间达到8年的，现运行保护装置进行改造；
2 至新线路投产时，现有保护装置运行时间未达到8年，可对现有保护装置进行改造或搬迁。4.2.4安全自动装置
4.2.4.1应根据GB/T 26399《电力系统安全稳定控制技术导则》及DL 755《电力系统安全稳定导则》所规定的要求，设置电网系统稳定运行三道防线，并对各道防线的控制措施进行整体优化协调。
4.2.4.2电网安全自动装置建设实行统一规划、分层分区、配套建设、局部电网服从全网、低压电网服从高压电网的原则。
4.2.4.3安全自动装置应具有完善的防误动、防拒动的措施。
4.2.4.4稳控策略的制定应根据电网运行的实际情况逐年修编并尽可能简化、优化，同时兼顾稳控系统动作可能导致的系统风险及事故事件后果。
4.2.4.5安全自动装置应为微机型；应能接收站内时间同步系统统一提供的的同步时钟信号；具备录波功能，宜实现远传。
4.2.4.6安全自动装置所有输出接点应是无源接点。
4.2.4.7对于双重化配置的安全自动装置，每套装置的电流回路、电压回路、跳闸回路及电源回路和相关电缆引接均应完全独立。
4.2.4.8稳控装置、220kV及以上安全自动装置应按照调管关系接入相应安自管理主站，110kV安自装置具备条件时应逐步接入地调管理主站。
4.2.5变电站自动化
4.2.
5.1变电站自动化系统按无人值班设计。
4.2.
5.2变电站自动化系统应采用分层、分布式网络结构，间隔层与站控层采用以太网连接。
4.2.
5.3变电站自动化系统站控层计算机设备的配置应满足变电站（终期规模）运行监视控制的实时性、可靠性要求以及监控系统运行周期内计算机设备及配件的可维护要求，配置的存储容量应能满足所有重要的历史数据保存3年的要求。
4.2.
5.4变电站自动化系统监控主机、远动装置及网络通信接口等应采取冗余配置（一般为两台），以保证系统连续运行的可靠性。
4.2.
5.5换流站自动化系统满足南方电网换流站建设、运行的需要，遵循“安全可靠、技术适度超前、经济合理、符合国情”的原则，采用开放性、可扩充性、抗干扰性强、有运行业绩的成熟可靠产品。
4.2.
5.6变电站自动化系统的操作系统应采用符合POSIX和OSF标准的LINUX操作系统。
4.2.
5.7变电站自动化系统应可与各级自动化主站系统实现交互，应满足直采直送原则。
4.2.
5.8变电站自动化系统应可采用标准化接口采集站内相关系统的信息，对其进行监控。
9
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4.2.
5.9变电站应配置一套视频及环境监控系统，视频监控设备、环境信息采集设备应随工程同期装设。
4.2.
5.10变电站同步相量测量装置应采用站内统一对时源对时。
4.2.
5.11变电站自动化系统应遵循中华人民共和国国家发展和改革委员会第14号令《电力监控系统安全防护规定》要求，遵循安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则。
4.2.
5.12变电站自动化系统中的嵌入式设备设计生命周期不低于12年。
4.2.6控制室和继电器室的布置
4.2.6.135kV～500kV变电站二次设备（20/10kV部分除外）宜采用集中式布置。户外分散布置时，应采取措施，保障二次设备运行所需的环境条件。
4.2.6.2继电器室集中布置时，控制室和继电器室宜在同一楼（室）内布置；继电器室分散布置时，继电器小室应就近布置在配电装置附近，并应满足电磁干扰和消防的有关要求。
4.2.6.3控制室和继电器室的屏间距离和通道宽度，应考虑运行维护及控制、保护装置调试方便，按DL/T 5136《火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程》执行。
4.2.6.4控制室和继电器室温度宜在5～30°C范围内，温度变化率每小时不宜超过±5°C，相对湿度宜为45%～75%，任何情况下无凝露，也不结冰。
4.2.6.5控制室和继电器室的布置要有利于紧急事故时人员的安全疏散，出入口不应少于两个。
4.2.6.6控制室的布置应与总平面布置、建筑、照明、暖通等专业密切配合；应便于运行人员相互联系；便于监视屋外配电装置；控制电缆的总长度较短及有较好的朝向，以获得良好的运行条件。
4.2.6.7保护屏、测控屏、通信设备屏宜采用宽为800mm、厚为600mm、高为2260mm 的屏，宜选用屏前后设门的结构。屏柜应有方便用来测量地电位的接地端，屏本身必须可靠接地。
4.2.6.8应配置监控台，其结构应符合人体工程学原则，整体结构可拆装，安装设备可调整，为通用性、调整性相结合的全拼装式产品。
4.3电力通信
4.3.1电力通信网是电网安全稳定运行、智能化、信息化的基础支撑平台，应遵循“统一规划、统一标准、网络互联、资源共享”的原则，按照网、省、地三级建设。
4.3.2通信设备配置应遵循“安全可靠、技术先进、系统兼容、适度超前、扩容方便”的原则，满足电力生产和管理业务需求以及电力通信网组网需求。
4.3.3110kV及以上变电站接入电力通信网应具备两条独立的通信传输路由，35kV变电站接入电力通信网宜具备至少一条光通信传输路由，以满足电网安全生产需要。
4.3.4通信类设备设计生命周期不低于12年，OPGW光缆不低于25年、ADSS光缆和管道光缆不低于12年。
4.3.5设备扩容及改造以满足业务需求为原则，当实际运行业务或预估未来5年业务带宽占比超限时，应综合考虑设备使用寿命进行扩容或改造。
5主站系统及装置
5.1总体要求
5.1.1一体化电网运行智能系统的功能模块选配要求按网、省、地、广深不同层级分为应选、可选、不选三大类，应选指该模块在相应层级各单位都应当建设、但可根据各单位需求紧迫性分期建设，可选指该模块可根据本单位实际需求选择建设，不选指该功能模块在相应层级各单位不必建设。各功能模块在不同层级的选配要求按照《南方电网一体化电网运行智能系统主站标准化设计指南》的要求执行。5.1.2在OS2主站系统建设中，应优先开展BRP、OCS、OMS的建设，其次开展POC、MTT的建设。
5.1.3BRP应按照“统一设计、统一测试、统一部署、统一升级”的原则开展建设，即遵循统一的设计方案，相关软、硬件设备的选型应通过南方电网组织的统一测试，综合考虑各应用/模块对软硬件IT 环境的需求，形成统一的管理和配置方案，使BRP能适应电网发展、技术发展的要求，并在OS2标准升级时统一升级，持续保证电网的一体化建设、运行和管控。
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Q/CSG1203005-2015 5.1.4OCS应按照“到期改造、标准化和模块化建设”的原则开展建设，即模块的建设应充分考虑现有调度技术支持系统的现状，未达到使用寿命的业务系统可按照南方电网OS2标准规范及电网一次系统发展需求完善现有功能，进行标准化、模块化改造；现有调度技术支持系统接近/达到使用年限，需进行调度技术支持系统更换的调度机构，应依据电网一次系统发展需要及业务需求，按照OS2标准规范及标准化设计指南的要求分期开展所需功能模块的标准化、模块化建设。
5.1.5OMS应按照“统一设计、分期建设、试点先行、分步推广”的原则开展建设，即全网应遵循统一的设计方案，各级系统的功能模块按需求优先程度分期开展建设，对于为满足新的业务需求而开发的功能模块应先进行小范围试点，在充分验证和完善的基础上在全网逐步推广。
5.1.6POC应按照“统一设计、统一测试、统一推广”的原则开展建设，即全网应遵循统一的设计方案，相关产品应通过南方电网组织的统一测试，按照南方电网制定的推广计划在全网统一推广。
5.1.7MTT应按照“统一设计，统一测试，网省部署，网省地站应用”的原则开展建设，即全网应遵循统一的设计方案，相关产品应通过南方电网组织的统一测试，镜像系统在网省二级进行部署，相应应用供网、省、地、站各级用户使用。
5.1.8应积极开展系统资源管控、二次设备在线状态监视功能建设，加强OS2主站、厂站二次设备的运行管控，实现主站及厂站二次设备状态的统一监视和管理，并至少覆盖至500kV变电站。
5.1.9地级以上调度机构应按照OS2标准规范建设安全稳定控制管理的功能模块，网省两级安全稳定控制管理的功能模块应实现通信功能。
5.1.10系统相关软硬件的选型应以入网测试结果为依据，逐步采用国产化设备。
5.1.11系统的主要设备应采用冗余配置，互为热备，服务器的存储容量和中央处理器负载应满足相关规定要求。
5.1.12所有关键设备（包括服务器、存储设备、网络设备、前置通信设备、安全防护设备等）应配置至少两路独立供电的电源，任意一路电源故障时设备功能应不受影响。
5.2网级主站系统建设要求
5.2.1OS2网级主站系统功能模块建设应按照南方电网一体化电网运行智能系统（OS2）网级主站标准化设计指南进行建设。
5.2.2OS2网级主站系统可分期分阶段模块化建设，根据业务需求和技术发展不断扩充、完善系统功能。
5.2.3网级调度机构已有的各类业务系统应进行标准化改造和封装通过OSB总线接入BRP，最终实现各类业务系统基于BRP的一体化集成和信息及服务的充分共享。
5.3省级主站系统建设要求
5.3.1OS2省级主站系统功能模块建设应按照南方电网一体化电网运行智能系统（OS2）省级主站标准化设计指南进行建设。
5.3.2OS2省级主站系统可分期分阶段模块化建设，根据业务需求和技术发展不断扩充、完善系统功能。
5.3.3省级调度机构已有的各类业务系统应进行标准化改造和封装通过OSB总线接入BRP，最终实现各类业务系统基于BRP的一体化集成和信息及服务的充分共享。
5.4广、深主站系统建设要求
5.4.1广州、深圳OS2主站系统功能模块建设应按照南方电网一体化电网运行智能系统（OS2）广深主站标准化设计指南进行建设。
5.4.2广州、深圳OS2主站系统可分期分阶段模块化建设，根据业务需求和技术发展不断扩充、完善系统功能。
5.4.3广州、深圳已有的各类业务系统应进行标准化改造和封装通过OSB总线接入BRP，最终实现各类业务系统基于BRP的一体化集成和信息及服务的充分共享。
5.5地级主站系统建设要求
5.5.1OS2地（县）级主站系统功能模块建设应按照南方电网一体化电网运行智能系统（OS2）地级主站标准化设计指南进行建设。
5.5.2OS2地级主站系统可分期分阶段模块化建设，根据业务需求和技术发展不断扩充、完善系统功能。
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5.5.3OS2地级主站系统应按地县一体化系统模式建设，其中县调部分包括远程工作站模式、分布式采集模式。
5.5.4OS2地级主站系统应能为调控一体化提供支撑，支持通过远程工作站及Web终端方式为监控/集控中心和巡维中心提供监控和巡视终端，并满足相应的功能要求。
5.5.5OS2地级主站系统应能为调配一体化提供支撑，在统一的基础资源平台上构建调配一体化应用。
5.5.6县调/配调/监控/集控/巡维中心系统宜作为终端与地级主站系统统一建设。
5.5.7各地（县）级调度机构已有的各类业务系统应进行标准化改造和封装通过OSB总线接入BRP，最终实现各类业务系统基于BRP的一体化集成和信息及服务的充分共享，根据应用需求需要建设新的功能模块，应充分利用BRP公用设施和基础服务进行标准化和模块化建设。
5.6主站备用系统建设要求
5.6.1省级及以上调度机构应建设异地备用调度系统，根据需要，有条件的可增设同城异址备调，保证在主调不可用的各种情况下，备调能够迅速承接主调功能，避免同一灾害导致主、备调同时不可用。
5.6.2地区级调度机构应建设同城异址或异地备用调度系统，同城异址备调宜利用相邻变电集控中心、枢纽变电站或区（县）调的基础设施建设备用调度，同时提高其建筑的物理防护标准，异地备调可选择利用本地区范围内变电集控中心、枢纽变电站或区（县）调的基础设施建设备用调度；也可选择功能相近的相邻地调并利用其基础设施建设备用调度。
5.6.3备用调度系统建设应统一在南方电网一体化电网运行智能系统（OS2）标准框架下实施。
5.6.4省级及以上调度机构应采用自备方式建设备调系统，并配置与主调系统相同的功能模块，包括基础资源平台、监视和控制、电力系统运行驾驶舱等功能模块，满足调度监控和指挥的要求。
5.6.5地区级调度机构可采用自备或互备方式建设备调系统：采用自备方式的备调系统应配置与主调系统相同的功能模块；采用互备方式的备调系统应在两侧主调系统上进行扩展，分别满足对方调度指挥和监控的要求，互备功能应不影响主调系统运行。
5.6.6备调系统应与主调系统的系统架构和核心模块配置应保持一致。根据实际情况，可先期建设基本调度功能模块，逐步完善电力系统运行驾驶舱等其它功能模块。
5.6.7新建备用调度系统应与主调系统统筹考虑，模块化建设。
5.6.8部分已建备用调度系统地区，应根据应急备用要求进行模块增补或升级。
5.6.9主备调度系统应满足调控一体化要求，建设遥控遥调、综合告警、综合防误等功能模块，满足设备集中监视、集中控制等业务需求。
5.6.10备用调度通信系统应相对独立于主调通信系统，可靠运行。
5.7电力监控系统安全防护建设要求
5.7.1应根据国家信息系统安全等级保护要求配置必要的安全设置，其中省级及以上OCS系统按4级配置，省级以下OCS系统按3级配置，省级及以上OMS系统按3级配置，省级以下OMS系统按2级配置。
5.7.2应依据《电力监控系统安全防护规定（国家发展和改革委员会令第14号）》，《国家能源局关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知（国能安全〔2015〕36号）》，以及南方电网相关企业标准建立完善的电力监控系统安全防护体系，实现“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”。
5.7.3电力监控系统安全区横向互联结构可采用三角结构或链式结构。其中省级及以上系统宜采用三角结构，省级以下系统宜采用链式结构。采用三角结构的，控制区和非控制区之间配置防火墙，控制区和管理信息区之间配置安全隔离装置或安全隔离阵列，非控制区和管理信息区之间配置安全隔离装置或安全隔离阵列；采用链式结构的，控制区和非控制区之间配置防火墙，非控制区和管理信息区之间配置安全隔离装置或安全隔离阵列。
5.7.4各级电力监控系统生产控制大区通过调度数据网和网络专线纵向网络互联时，应采用加密装置实现传输数据加、解密，每张网络（调度数据网双平面按两张网络计）应独立配置冗余的纵向加密装置，且安全I区和安全II区应分别配置纵向加密装置。
5.7.5同一调度机构的配网主站系统与主网主站系统不在同一大楼/园区内部署时，相互间的通信应采用纵向加密认证装置进行加密认证，若在同一大楼/园区内，可不部署纵向加密认证装置。
5.7.6采用公网通信时，应在生产控制大区部署安全接入区，主站端相关数据采集设备应部署在安全接入区内，并通过电力专用反向隔离装置将相关数据传入生产控制大区。
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Q/CSG1203005-2015 5.7.7采用公网通信时，配网主站系统应在前置系统配置安全模块，对下行控制命令与参数设置指令进行签名，实现子站对主站的身份鉴别与报文完整性保护，同时应逐步实现配网主站与配网终端的双向认证。
5.7.8电力监控主站系统计算机应配置安装经国家指定部门认证的安全加固的操作系统。
6厂站系统及装置
6.1装置应用要求
6.1.1交流系统继电保护
6.1.1.1500kV线路保护
1 配置原则
1) 遵循“强化主保护、简化后备保护”的原则，采用主保护和后备保护一体化、具备双通道的
微机型继电保护装置。
2) 每回线路应按双重化原则配置两套完整的、相互独立的、主后一体化的光纤电流差动保护。
每套保护的两个通道应遵循完全独立的原则配置。
3) 线路保护应配置零序反时限过流保护；不含重合闸功能。
4) 凡穿越重冰区使用架空光纤的线路保护和远方跳闸保护还应满足如下配置要求：
a)双重化配置的两套全线速动的主保护和过电压及远方跳闸保护应能适应应急通道，其中
至少一套保护采用应急通道。
b)应急通道可采用公网光纤通道或载波通道，配置的光纤电流差动保护应具备纵联距离保
护功能。
c)具备两路远跳应急通道时，宜按双重化配置远方跳闸保护。两路远跳应急通道分别接入
两套远方跳闸保护。
5) 过电压及远方跳闸保护应按双重化配置，宜集成在线路主保护中。下列故障应发送跳闸命令，
使相关线路对侧断路器跳闸切除故障：
a)一个半断路器接线的断路器失灵保护动作；
b)高压侧无断路器的线路并联电抗器保护动作；
c)线路过电压保护动作；
d)线路变压器组的变压器保护动作；
e)线路串联补偿电容器的保护动作且电容器旁路断路器拒动。
6) 每台断路器配置一套断路器保护和一台分相操作箱。
7) 出线或进线间隔设有隔离开关时，应按双重化配置两套短引线保护。
8) 间隔保护使用串外电流互感器时，应按双重化配置两套T区保护。
2 装置技术要求
1) 装置应具有能反应被保护输电线路各种故障及异常状态的保护功能。
2) 保护或信号传输装置应具有通道监视功能，任一通道故障时，应能发告警信号。单通道故障
时不得影响另一通道运行。
3) 纵联距离保护功能应具备完善的功率倒向逻辑，功率倒向时间大于20ms时不应发生误动。
4) 断路器保护应设置失灵保护、死区保护、三相不一致保护、过流保护和重合闸功能；失灵（死
区）保护的电流判别元件不应受电流互感器拖尾电流的影响，应能快速可靠动作和返回，动
作时间和返回时间均不应大于20ms。
5) 短引线保护应设置比率差动保护和两段和电流过流保护，应能根据出线隔离刀位置自动投
退。
6) T区保护应设置三端差动保护、短引线保护和线路末端保护，相关功能应能根据出线隔离刀
位置自动投退。
7) 保护整组动作时间（含出口继电器时间，不包括通道时间）：
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14 a)纵联保护整组动作时间≤30ms；
b)相间距离Ⅰ段（0.7倍整定值）≤30ms；
c)接地距离Ⅰ段（0.7倍整定值）≤30ms；
d)短引线保护≤30ms；
e)T区保护≤30ms。
6.1.1.2500kV变压器保护
1 配置原则
1) 应遵循相互独立的原则，按双重化配置两套主、后一体化的电气量保护和一套完整的非电气
量保护。
2) 主保护配置纵联差动保护，两套纵联差动宜采用不同原理的励磁涌流判据，其中一套应包含
二次谐波制动原理；配置差动电流速断保护；配置接入高压侧、中压侧和公共绕组电流互感
器的分侧差动保护或零序差动保护，优先采用分侧差动保护。
3) 后备保护应至少包含以下配置：过流保护、零序过流保护、相间与接地阻抗保护、过激磁保
护和反时限零序过流保护。
4) 变压器差动保护的保护范围应包括变压器套管、内部绕组和引出线。
2 装置技术要求
1) 保护应具有防止区外故障保护误动的制动特性，在保护范围外发生故障时不应误动作；
2) 纵联差动保护应能躲过励磁涌流和外部短路产生的不平衡电流；在变压器过励磁时不应误动
作。
3) 在电流回路发生断线时，宜闭锁反时限零序过流保护。
4) 保护整组动作时间（含出口继电器时间）：差动速断大于等于 1.5倍定值动作时间不大于
20ms；比率差动保护大于等于2倍整定值时应不大于30ms。
6.1.1.3500kV母线保护
1 配置原则
1) 每段母线按双重化原则配置两套母线保护。
2) 母线保护的配置应能满足最终一次接线。
2 装置技术要求
1) 母线保护应具有电流差动保护和断路器失灵联跳功能。
2) 母线保护具有断路器失灵保护的输入接点，可通过母线保护跳开相关断路器。母线保护的边
断路器失灵输入回路采用强电开入，开入应按间隔分别独立设置，采用双开入接入方式。
3) 保护应能正确反应被保护母线区内的各种类型故障，不应因母线故障时流出母线的短路电流
影响而拒动；对各种类型的区外故障，母线保护不应由于短路电流中的非周期分量引起电流
互感器的暂态饱和而误动作。
4) 保护对电流互感器特性应无特殊要求，并允许各支路使用不同特性及变比的保护用电流互感
器。在电流互感器饱和情况下, 电流互感器饱和检测时间应不大于3ms。在交流电流回路不
正常或断线时应不误动,并能闭锁母线保护及发出告警信号。
5) 保护整组动作时间（含出口继电器时间）：差流大于等于2倍整定值时不大于20ms；差流大
于1.2倍整定值时应不大于30ms。
6.1.1.4500kV并联电抗器保护
1 配置原则
1) 应遵循相互独立的原则按双重化配置主后一体化的并联电抗器电量保护，配置一套完整的非
电量保护。
2) 主保护配置主电抗器差动保护、差动速断保护、零序差动保护和匝间保护。
3) 后备保护配置主电抗器过电流保护、零序过流保护、过负荷保护和中性点电抗器过电流保护、
过负荷保护。
4) 在并联电抗器无专用断路器时，其保护动作除断开线路的本侧断路器外，还应起动远方跳闸
装置，断开线路对侧断路器。
2 装置技术要求
1) 具有防止电流互感器饱和引起保护不正确动作的功能；具有电流互感器断线告警功能。
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2) 零序电流差动保护能灵敏地反映电抗器内部接地故障。
3) 匝间保护能灵敏地反映电抗器的内部匝间故障，并在区外故障时不应误动。
4) 保护整组动作时间（含出口继电器时间）：差动速断大于等于2倍定值动作时间不大于20ms；
比率差动保护大于等于2倍整定值时应不大于30ms。
6.1.1.5220kV线路保护
1 配置原则
1) 遵循“强化主保护、简化后备保护”的原则，每回线路应按双重化要求配置两套完整的、相
互独立的光纤电流差动保护。
2) 穿越重冰区使用架空光纤的线路保护，每套光纤电流差动保护应具备纵联距离保护功能，其
中至少一套保护采用公网光纤或载波应急通道。
3) 母线失灵保护不能按间隔识别失灵断路器时，应配置一套具备失灵电流判别功能的断路器辅
助保护。
2 装置技术要求
1) 装置应具有能反应被保护输电线路各种故障及异常状态的保护功能。在平行双回或多回有零
序互感关联的线路发生接地故障时，应防止非故障线路零序保护误动作。
2) 应具备双通道接口方式。保护或信号传输装置应具有通道监视功能，任一通道故障时，应能
发告警信号。单通道故障时不得影响另一通道运行。
3) 应具有断路器三相不一致保护、过流保护和重合闸功能。
4) 保护整组动作时间（含出口继电器时间，不包括通道时间）
a)纵联保护整组动作时间≤30ms；
b)相间距离I段（0.7倍整定值）≤30ms；
c)接地距离I段（0.7倍整定值）≤30ms。
6.1.1.6220kV变压器保护
1 配置原则
1) 应遵循相互独立的原则，按双重化配置两套主、后一体化的电气量保护和一套完整的非电气
量保护。
2) 主保护配置纵联差动保护，两套纵联差动宜采用不同原理的励磁涌流判据，其中一套应包含
二次谐波制动原理。配置差动电流速断保护。
3) 后备保护应至少包含以下配置：过流保护、零序过流保护、相间与接地阻抗保护、中性点间
隙保护。
4) 220kV断路器的失灵电流判别及三相不一致须由独立的断路器辅助保护完成时，配置一套
220kV断路器辅助保护。
5) 220kV断路器采用非三相机械联动断路器时，配置一套具备三相不一致功能的220kV断路器
辅助保护。
2 装置技术要求
1) 保护应具有防止区外故障误动的制动特性，在保护范围外发生故障时不应误动作。
2) 纵联差动保护应能躲过励磁涌流和外部短路产生的不平衡电流；在变压器过励磁时不应误动
作。
3) 保护整组动作时间（含出口继电器时间）：差动速断大于等于 1.5倍定值动作时间不大于
20ms；比率差动保护大于等于2倍整定值时应不大于30ms。
6.1.1.7220kV母线保护和母联（分段）保护
1 配置原则
1) 应按双重化原则配置两套母线差动保护和失灵保护，应选用可靠的、灵敏的和不受运行方式
限制的保护。
2) 应配置220kV母联（分段）保护，可集成于母线保护或独立配置。
2 装置技术要求
1) 保护应能正确反应母线保护区内的各种类型故障，并动作于跳闸；对各种类型区外故障，母
线保护不应由于短路电流中的非周期分量引起电流互感器的暂态饱和而误动作；对构成环路
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16 的各类母线(如双母线分段接线等)，保护不应因母线故障时流出母线的短路电流影响而拒动。
2) 母线保护应能适应被保护母线的各种运行方式，并保证选择性和快速性：
a)应能在双母线分组或分段运行时，有选择性地切除故障母线；
b)应能自动适应双母线连接元件运行位置的切换。切换过程中保护不应误动作，不应造成
电流互感器的开路；切换过程中，母线发生故障，保护应能正确动作切除故障；切换过程
中，区外发生故障，保护不应误动作；
c)母线充电合闸于有故障的母线时，母线保护应能正确动作切除故障母线。
3) 双母线的母线保护，应保证能可靠切除母联或分段断路器与电流互感器之间的故障。
4) 母线保护装置由母线差动保护、断路器失灵保护、母联（分段）过流保护、母联（分段）失
灵保护、母联（分段）死区保护和母联（分段）三相不一致保护构成，并具有复合电压闭锁
功能。
5) 母线保护装置配置的断路器失灵保护应具有失灵电流判别功能，同时提供变压器断路器失灵
开出，实现联跳主变三侧。
6) 母线保护应有闭锁备自投等输出接点。双母双分段接线母线保护应提供启动分段失灵保护的
开入和开出接点。
7) 保护整组动作时间（含出口继电器时间）：差流大于等于2倍整定值时不大于20ms；差流大
于1.2倍整定值时应不大于30ms。
8) 断路器失灵电流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20ms。
6.1.1.8110kV线路保护
1 配置原则
1) 每回110 kV线路应配置一套含重合闸功能的主后一体的光纤电流差动保护。
2) 对多端T接等不具备差动保护技术条件的线路，可不配置电流差动保护功能。
3) 单侧电源线路且为线变串单元接线时，负荷端可不配置线路保护。
2 装置技术要求
1) 宜采用保护、操作回路和电压切换回路一体化的装置，保护应能反映被保护线路的各种故障
及异常状态。
2) 在平行双回或多回有零序互感关联的线路发生接地故障时，应防止非故障线路零序保护误动
作。
3) 差动保护应具有通道监视和误码检测功能，通道故障时，能发出告警信号，必要时闭锁差动
保护。
4) 纵联保护整组动作时间≤40ms（含出口继电器时间，不包括通道时间）。
6.1.1.9110kV主变压器保护
1 配置原则
1) 110 kV变压器保护宜按双重化配置两套主后合一的电气量保护和配置一套非电量保护，也可
按主保护、非电量保护、各侧后备保护各一套独立配置（主保护与后备保护宜引自不同的电
流互感器二次绕组）。
2) 采用单套配置时，采用主保护、各侧后备保护分机箱设置，各侧配置一套后备保护，宜采用
二次谐波制动原理比率差动保护；当采用双套保护配置时，采用主后一体装置布置，两套差
动保护宜采用不同的涌流闭锁原理。
2 装置技术要求
1) 保护应具有防止区外故障误动的制动特性，在保护范围外发生故障时不应误动作。
2) 纵联差动保护应能躲过励磁涌流和外部短路产生的不平衡电流。
3) 电气量主保护配置差动速断保护、比率差动保护，可配置不需整定的零序分量、负序分量或
变化量等反映轻微故障的故障分量差动保护；后备保护应包含复合电压闭锁过电流保护、零
序过电流保护，中性点间隙零序过电流保护和零序过电压保护。
4) 保护整组动作时间（含出口继电器时间）：差动速断大于等于2倍定值动作时间不大于30ms；
比率差动保护大于等于2倍整定值时应不大于40ms。
6.1.1.10110kV母线和母联（分段）保护