《广东电网公司220kV～500kV元件保护技术规范试行.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《广东电网公司220kV～500kV元件保护技术规范试行.doc（53页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流广东电网公司220kV500kV元件保护技术规范试行.精品文档.目 次前 言11.适用范围22.规范性引用文件23.术语和定义44.总则45.装置通用条件56.继电保护及辅助装置技术要求97.变压器保护158.高压并联电抗器保护289.母线保护3210.母联（分段）保护及辅助装置3611.对二次回路的要求3712.对相关设备及回路的要求3913.装置硬件技术条件要求4314.结构外观及屏柜要求43附录A（资料性附录）主变保护TA配置示意图47附录B（资料性附录）保护功能硬压板和软压板配置示意表52前 言为规范广东电网220kV500kV元件保
2、护的运行和管理，指导广东电网公司220kV500kV元件保护的设备建设、改造和运行管理工作，依据国家和行业的有关标准和规程，特制定本规范。本规范的附录A、B为资料性附录。本规范由广东电网公司生产技术部提出、归口及解释。本规范起草单位：广东省电力设计研究院、广东电网公司生产技术部、广东电网公司电力调度通信中心。广东电网公司220kV500kV元件保护技术规范（试行）1. 适用范围1.1 本规范规定了广东电网220kV500kV元件保护及辅助装置的技术原则和设计准则。1.2 本规范适用于广东电网公司220kV500kV元件保护及辅助装置的新建、扩建及技改工程。2. 规范性引用文件下列文件中的条款通
3、过本规范的引用而成为本规范的条款。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规范，但鼓励根据本规范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规范。GB/T 191-2008包装储运图示标志GB/T 2421-1999电工电子产品环境试验GB/T 7261-2008继电器和继电保护装置基本试验方法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 14285-2006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
4、与碰撞试验GB/T 14598.3-2006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 14598.4-1993 电气继电器 第十四部分: 电气继电器触点的寿命试验 触点负载的优先值GB/T 14598.5-1993 电气继电器 第十五部分: 电气继电器触点的寿命试验 试验设备的特性规范GB/T 14598.6-1993 电气继电器 第十八部分: 有或无通用继电器的尺寸GB/T 14598.8-2008 电气继电器 第20部分: 保护系统GB/T 14598.9-2002电气继电器第22-3部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验 辐射电磁场骚扰试验GB/T 145
5、98.10-2007电气继电器第22-4部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验 电快速瞬变/脉冲群抗扰度试验GB/T 14598.13-2008电气继电器第22-1部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验 1MHz脉冲群抗扰度试验GB/T 14598.14-1998量度继电器和保护装置的电气干扰试验第2部分：静电放电试验GB/T 14598.16-2002 电气继电器 第25部分: 量度继电器和保护装置的电磁发射试验GB/T 14598.17-2005 电气继电器 第22-6部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验一射频场感应的传导骚扰的抗扰度GB/T 14598.18-2007 电气继电器
6、 第22-5部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验-浪涌抗扰度试验GB 14598.27-2008量度继电器和保护装置 第27部分：产品安全要求GB/T 17626.2-2006电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验GB/T 17626.3-2006电磁兼容 试验和测量技术 射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626.4-2008电磁兼容 试验和测量技术 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T 17626.5-2008电磁兼容 试验和测量技术 浪涌(冲击)抗扰度试验GB/T 17626.6-2008电磁兼容 试验和测量技术 射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/T 17626.8-2006电磁
7、兼容 试验和测量技术 工频磁场的抗扰度试验GB 18657-2002远动设备及系统 第5部分:传输规约DL/T 478-2001静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 667远动设备及系统 第5部分：传输规约 第103篇：继电保护设备信息接口配套标准（idt IEC 60870-5-103）DL/T 670-2000微机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 720-2000电力系统继电保护柜、屏通用技术条件DL/T 769-2001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 5136-2001火力发电厂、
8、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5218-2005220kV500kV变电所设计技术规程Q/CSG 10011-2005中国南方电网220kV500kV变电站电气技术导则Q /GDW 175-2008变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范南方电网调20041号中国南方电网500kV继电保护配置及选型技术原则S.00.00.05/Q102-0001-0808-148广东电网公司变电站直流电源系统技术规范S.00.00.05/Q106-0003-0808-2449广东电网变电站GPS时间同步系统技术规范广电调继(2008)1号广东省电力系统继电保护反事故措施2007版3. 术
9、语和定义3.1 远方信号传输装置 将电力系统保护装置发出的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。 3.2 继电保护数字复接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，连接于光纤通信终端设备的接口装置。4. 总则4.1 本规范旨在通过规范220kV500kV系统的变压器、高压并联电抗器、母线和母联（分段）保护及断路器辅助保护的技术原则、配置原则、组屏（柜）方案、端子排设计、压板设置和二次回路设计，规范保护装置的技术原则和硬件要求，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、
10、管理水平。4.2 优先通过继电保护装置自身实现相关保护功能，尽可能减少外部输入量，以降低对相关回路和设备的依赖。4.3 优化回路设计，在确保可靠实现继电保护功能的前提下，尽可能减少屏（柜）内装置间以及屏（柜）间的连线。4.4 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（含通道）的双重化，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。4.5 对于运行中变电站220kV电压等级采用各间隔判别断路器失灵的情况，扩建间隔和间隔保护改造时，相关回路设计应与站内既有模式维持一致；站内进行220kV母线及失灵保护改造时应按本规范要求执行，并相应修改各间隔回路接线。4.6 本规范
11、中500kV电压等级变压器以高压侧3/2断路器接线、中压侧双母双分段接线、低压侧单母接线，变压器低压侧有总断路器的分相自耦变压器为例。220kV电压等级变压器以高压侧双母线接线、中压侧双母线双分段接线、低压侧双分支单母分段接线的三卷变压器为例。其他情况可参照执行。4.7 本规范中高压并联电抗器（简称高抗）以3/2断路器接线的线路电抗器为例。其他情况可参照执行。4.8 本规范中500kV母线以3/2断路器接线为例。220kV母线以双母双分段接线为例。其他情况可参照执行。4.9 本规范中母联（分段）以双母线接线的母联断路器为例。其他情况可参照执行。4.10 本规范强调了变压器、高抗、母线和母联（分
12、段）保护及辅助装置标准化设计的原则和重点要求，但并未涵盖相应保护及辅助装置的全部技术要求，有些内容在已颁发的技术标准和规程、规定中已有明确规定，在贯彻落实的过程中仍应严格执行相关的技术标准和规程、规定。5. 装置通用条件5.1 正常使用环境条件装置在以下环境条件下能正常工作：5.1.1 工作环境温度：-1055。运输中允许的环境温度为-4070。贮存中允许的环境温度为-2555。在极限值下不施加激励量，装置不出现不可逆的变化，温度恢复后，装置应能正常工作。5.1.2 相对湿度：5%95%（装置内部，既不应凝露，也不应结冰）5.1.3 大气压力：80kPa106kPa。5.2 装置主要技术参数5
13、.2.1 额定参数a) 交流电压UN：100/V；线路抽取电压UX：100V或100/V。b) 交流电流IN：5A 或1A。c) 交流频率： 50Hz。d) 直流电压： 110V（或220V）。e) 开入直流电压： 24V和110V（或220V）强电开入。5.2.2 交流回路精确工作范围a) 相电压： 0.011.1UN b) 电流： 保护装置的测量范围下限为0.05IN，上限为20IN，保护装置在0.05 IN 20 IN 的测量精度均需满足：测量误差不大于相对误差5%或绝对误差0.02IN。但在0.05IN以下范围用户应能整定并使用，实际故障电流超过电流上限20IN时，保护装置不误动不拒动
14、。5.2.3 模拟量测量精度电流、电压、功率：0.5级5.2.4 差动保护动作时间和整定误差a) 差动速断动作时间（2倍整定值）20ms；b) 差动作时间（2倍整定值）30ms；c) 整定值允许误差为5%或0.02IN。5.2.5 接地（零序）差动保护动作时间和整定误差a) 差动动作时间（2倍整定值）30ms；b) 整定值允许误差为5%或0.02IN。5.2.6 分侧差动保护动作时间和整定误差a) 差动动作时间（2倍整定值）30ms；b) 整定值允许误差为5%或0.02IN。5.2.7 定时限过激磁保护a) 返回系数0.95；b) 适用的频率范围45Hz55Hz：c) 过激磁倍数整定值允许误差
15、为2.5%。5.2.8 反时限过激磁保护a) 长延时应能整定到1000s；b) 适用的频率范围45Hz55Hz：c) 过激磁倍数整定值允许误差为2.5%。5.2.9 阻抗保护a) 具有偏移特性时，正反向阻抗均可分别整定；b) 阻抗整定值允许误差为2.5%或0.1。5.2.10 复合电压闭锁过流（方向）保护a) 方向元件的投退应由整定控制；b) 动作边界允许误差为3（最大灵敏角下）：c) 电压和负序电压整定值允许误差均为5%或0.01UN，电流整定值允许误差为5%或0.02IN。5.2.11 零序过流（方向）保护a) 方向元件的投退应由整定控制；b) 动作边界允许误差为3（最大灵敏角下）：c)
16、方向元件最小动作电压不大于2V，最小动作电流不大于0.1IN。5.2.12 低电压闭锁过流保护电压整定值允许误差为5%或0.01UN，电流整定值允许误差为5%或0.02IN。5.2.13 过流保护、负序过流保护和零序过流保护电流整定值允许误差为5%或0.02IN。5.2.14 间隙保护a) 电压整定值允许误差为5%或0.01UN；b) 电流整定值允许误差为5%或0.02IN。5.2.15 零序过压保护a) 电压整定值允许误差为5%或0.01UN；b) 零序过压输入电路可承受工频300V历时10s的过电压。5.2.16 冷却器起动a) 电流整定值允许误差为5%或0.02IN；b) 返回系数：0.
17、850.95.2.17 断路器失灵起动a) 电流整定值允许误差为5%或0.02IN；b) 返回系数： 0.95c) 返回时间20ms5.2.18 断路器非全相保护a) 负序电流或零序电流整定值允许误差为5%或0.02IN；b) 通过反映断路器非全相运行的接点起动5.2.19 母线保护动作和返回时间a) 在2倍整定值下整组动作时间30ms；b) 在20倍整定值下整组返回时间60ms；c) 选择故障母线的启动电流整定范围：0.21.5倍额定电流。5.2.20 返回系数除已注明的返回系数外a) 对过量保护返回系数不小于0.9；b) 对欠量保护返回系数不大于1.15.2.21 时间整定误差除已对所有的
18、定时限延时注明整定误差外，当延时时间为0.1s1s时，装置的整定误差不应超过25ms。当延时时间大于1s时，整定误差不应超过规定值的2.5%.固有延时不应大于40ms（对于过量保护施加1.2倍动作值进行测试，欠量保护施加0.8倍动作值进行测试）5.2.22 测量元件特性的准确度：a) 整定误差：不大于2.5%。b) 温度变差：在正常工作环境温度范围内，相对于202时，不超过2.5%。5.2.23 启动元件灵敏度应高于测量元件。5.3 功率消耗5.3.1 直流电源回路：正常工作时，不大于40W；当保护动作时，不大于50W；母差正常50W，跳闸75W。5.3.2 交流电流回路：当IN=5A时，不大
19、于1VA/相；当IN=1A时，不大于0.5VA/相。5.3.3 交流电压回路：在额定电压下不大于1VA/相。5.4 热性能交流电流回路：在2倍额定电流下连续工作， 40倍额定电流下允许1s。5.4.1 交流电压回路：在1.2倍额定电压下连续工作；在1.4倍额定电压下允许10s。5.5 绝缘性能5.5.1 介质强度装置能承受GB/T14598.3（eqv IEC60255-5）规定的交流电压为2kV（强电回路）或500V（弱电回路）、频率为50Hz、历时1min的介质强度试验，而无击穿和闪络现象。5.5.2 绝缘电阻用开路电压为500V的测试仪器测定装置的绝缘电阻值不小于100M，符合GB 14
20、598.27-2008的规定。5.5.3 冲击电压装置能承受GB/T14598.3（eqv IEC60255-5）规定的峰值为5kV 1.2/50ms（强电回路）或1kV（弱电回路）的标准雷电波的冲击电压试验。5.6 机械性能5.6.1 振动装置能承受GB/T 11287（idt IEC60255-21-1）规定的I级振动响应和振动耐受试验。5.6.2 冲击和碰撞装置能承受GB/T 14537（idt IEC60255-21-2）规定的I级冲击响应和冲击耐受试验，以及I级碰撞试验。5.7 电磁兼容5.7.1 脉冲群干扰装置能承受GB/T 14598.13（eqv IEC60255-22-1）规
21、定的级1MHz和100kHz脉冲群干扰试验（第一半波电压幅值共模为2.5kV，差模为1kV）。5.7.2 静电放电干扰装置能承受GB/T 14598.14（idt IEC60255-22-2）规定的级（接触放电6kV）静电放电干扰试验。5.7.3 辐射电磁场干扰装置能承受GB/T 14598.9（idt IEC60255-22-3）规定的级（10V/m）的辐射电磁场干扰试验。5.7.4 快速瞬变干扰装置能承受GB/T 14598.10（idt IEC60255-22-4）规定的A级（通信端口2 kV，其他端口4kV）的快速瞬变干扰试验。5.7.5 电磁发射 装置应能承受GB/T 14598.1
22、6规定的传导发射限值和辐射发射限值的电磁发射试验。5.7.6 射频场感应的传导骚扰；装置能承受GB/T 14598.17规定的调制前电压电平为140 dBV或10 V的射频传导骚扰试验。5.7.7 浪涌抗扰度装置应能承受GB/T 14598.18规定的浪涌抗扰度试验。5.7.8 工频抗扰度装置应能承受GB/T 14598.19规定的严酷等级为A级的工频抗扰度试验。6. 继电保护及辅助装置技术要求6.1 一般规定6.1.1 保护装置的通用要求。6.1.1.1 保护装置直流电源电压在0.81.15UN的范围变化时, 设备应能正常运行。6.1.1.2 在直流电源开合过程中、直流回路一点接地情况下、在
23、直流电源电压缓慢或突然变化过程中, 保护不应误动作。直流消失时，应有输出触点启动告警信号。当直流电源电压恢复正常时，保护应能自动恢复正常运行。6.1.1.3 每套保护装置应有独立的DC/DC 变换器，当直流电源电压突然消失然后恢复正常时，保护DC/DC变换器应有自恢复功能。6.1.1.4 直流电源在纹波系数不大于5时, 不应对保护正确动作有所影响。6.1.1.5 装置动作信号在直流电源断开和恢复后仍然可以保持。6.1.1.6 保护装置应具有独立性、完整性和成套性，应含有必须的能反应各种故障的保护功能。6.1.1.7 保护装置应具有事件记录功能，应以时间顺序记录的方式记录正常运行的操作信息，如开
24、关变位、开入量输入变位、压板切换、定值修改、定值区切换、装置自检、装置告警等，事件记录时间分辨率不大于1ms。6.1.1.8 保护装置应具有在线自动检测功能，在正常运行期间，装置中单一电子元件（出口继电器除外）损坏时，不应造成装置误动作，且应发出告警或装置异常信号。在线检测必须是在线自动检测，不应由外部手段起动。6.1.1.9 保护的测量元件和启动元件相互独立。仅有启动元件动作时，才可接通出口继电器工作电源。 6.1.1.10 保护装置应设有自复位电路，在正常情况下，装置不应出现程序走死的情况，在因干扰而造成程序走死时，应能通过自复位电路自动恢复正常工作。复位后仍不能正常工作时，应能发出异常信
25、号或信息，而装置不应误动作。6.1.1.11 保护装置的所有引出端子不允许同装置的CPU及A/D工作电源系统有电的联系。针对不同回路，可分别采用光电耦合、继电器转接、带屏蔽层的变换器磁耦合等隔离措施。6.1.1.12 保护装置应设有当地信息显示功能和信息输出接口，应能输出保护动作顺序和时间、故障类型和故障点距离、通道信息及与保护配合的相关信息。6.1.1.13 保护装置应具备对时接口：使用RS-485串行数据通信接口接收GPS发出IRIG-B（DC）时码；误差应不大于1ms，当GPS的B码发生中断则接受网络对时。如全部对时信号消失则采用微机保护装置自身时钟，24h内误差不大于5s 。 6.1.
26、1.14 保护装置应具备的通信接口包括3组以太网接口，调试接口、打印机接口； 通过通信口上传给变电站自动化系统和继电保护故障及信息系统子站（以下简称保信子站）的信号数据应带有时标。6.1.1.15 继电保护装置应采用103规约或符合DL/T 860（IEC 61850)标准的规约与与变电站自动化系统及保信子站设备通信，并应具有完善的自我描述功能。当采用后者时继电保护装置还应按IEC 61850标准建模。6.1.2 保护装置应具有故障录波功能，应包括：6.1.2.1 依据主变和高抗保护实际功能，应记录故障时的输入模拟量和开关量、输出开关量、动作元件、动作时间、故障相别、差电流、零序电流、各侧各相
27、的实际电流和调整后电流等；依据母差保护实际功能，应记录故障时的输入模拟量和开关量、输出开关量、动作元件、动作时间、故障相别、保护动作时的大小差电流等；6.1.2.2 保护启动、保护跳闸出口等全过程录波（记录其前2个周波后5个周波）6.1.2.3 记录保护动作全过程的所有信息，存储8次以上最新动作报告。6.1.2.4 具有数字和图形打印输出功能。6.1.2.5 记录时间分辨率不大于1ms。6.1.2.6 记录的所有数据应能转换为IEEE Std C37.111-1999（COMTRADE99）格式输出，并上送给站内继电保护故障及信息系统子站。6.1.2.7 发生故障时不应丢失故障记录信息。6.1
28、.2.8 在装置直流电源消失时不应丢失已记录信息。6.1.3 保护装置的开入开出要求6.1.3.1 保护装置开关量输入定义采用正逻辑，即接点闭合为“1”，接点断开为“0”。开关量输入“1”和“0”的定义应统一规范为：a) “1”肯定所表述的功能；b) “0”否定所表述的功能。6.1.3.2 保护装置功能控制字“1”和“0”的定义应统一规范为：a) “1”肯定所表述的功能；b) “0”否定所表述的功能；或根据需要另行定义；c) 不应改变定值清单和装置液晶屏显示的“功能表述”。6.1.3.3 压板开入量采用正逻辑，即压板合上为“1”,表示投入该压板所对应的功能，压板打开为“0”，表示退出该压板所对
29、应的功能。6.1.3.4 继电保护功能投退具备硬压板功能和软压板功能。检修功能仅设置硬压板，不设软压板。除母线互联软硬压板逻辑关系采用 “或”门关系外，其余软硬压板逻辑关系采用 “与”门关系。6.1.3.5 保护装置需从高压开关场取开关量的开入应采用110V（或220V）强电平。6.1.3.6 对保护装置所有输出接点必须是无压常开或常闭接点以便与其它设备相连。6.1.3.7 保护装置应输出足够的接点，分别用于跳合闸、录波、遥信及与其他保护和安全自动装置配合。6.1.4 装置定值要求6.1.4.1 保护装置的定值：a) 保护装置电流、电压、阻抗定值应采用二次值、变压器额定电流（Ie）倍数，并输入
30、变压器额定容量、电流互感器（TA）和电压互感器（TV）的变比等必要的参数；b) 保护装置的定值清单应按以下顺序排列：1) 参数（系统参数、装置参数）；2) 保护装置数值型定值部分；3) 保护装置控制字定值部分；4) 保护装置软压板部分。6.1.4.2 装置电流定值整定最小值均应不大于0.08In。6.1.4.3 保护应有不少于八组可切换的定值组，定值区号从1开始。定值打印应具备分段打印功能，根据定值性质分组打印。6.1.5 装置控制字要求控制字设置遵循功能投退灵活的原则设置，除运行中基本不变的外，每种功能的每个分项功能宜设置一个控制字。控制字采用二进制方式显示。6.1.6 装置显示要求6.1.
31、6.1 采用液晶显示，采用全部汉字菜单，便于操作。6.1.6.2 装置在正常运行时显示必要的参数、运行及异常信息。包括主接线、采样、差流、保护运行状态、定值区等。默认状态下，相关的数值显示为二次值。6.1.6.3 装置应能分类显示保护动作报告，主变和高抗包括各相差电流、保护动作元件、保护各元件动作时间、故障相别等相关信息。母差包括大小差电流、失灵电流（对于220kV母差）、失灵启动开入、故障相别、保护动作时间等相关信息。6.1.7 主变和高抗保护动作报告的内容和打印格式要求。6.1.7.1 报告标题：含主变保护装置厂家、型号与装置版本详细信息(含软件版本，CRC校验码、生产日期)。6.1.7.
32、2 报告内容：a) 打印信息。厂站名，间隔名称（保护调度命名），装置地址，打印时间。b) 故障信息：1) 故障绝对时间（格式为YYYY-MM-DD HH：MM：SS：MS，精确到ms）；2) 动作事件：故障序号、动作相、动作元件、动作相对时间、动作参数（故障差电流与制动电流、各侧最大相电流和零序电流、制动门槛值等）。c) 开入量及变位信息：1) 起动时开入量状态。开入量名称、状态（1或0）。2) 起动后开入量变位。变位时间（相对时间）、变位开入量名称、变位信息（0-1或1-0）。d) 录波信息：1) 波形标度。电压标度、电流标度、时间标度。2) 波形模拟量与开关量通道名称。e) 保护定值。定值
33、名称与定值的数值及单位。6.1.8 母差保护动作报告的内容和打印格式要求。6.1.8.1 报告标题：含母差保护装置厂家、型号与装置版本详细信息(含软件版本，CRC校验码、生产日期)6.1.8.2 报告内容：a) 打印信息。厂站名，母线上每个开关名称（调度编号，至少5位数字或字母），装置地址，打印时间。b) 故障信息。1) 故障绝对时间（格式为YYYY-MM-DD HH：MM：SS：MS，精确到ms）；2) 动作事件。故障序号、动作相、动作元件、动作相对时间、动作参数（故障 差电流与制动电流等）。c) 母线运行信息。1) 启动时母线运行状态，分列或并列运行。包括母联（分段）开关状态、母线互联压板
34、状态等。2) 启动时各间隔状态。开关调度编号、跳闸出口、隔离开关位置、失灵接点开入状态。d) 录波信息。1) 波形标度。电压标度、电流标度、时间标度；2) 波形模拟量与开关量通道名称。应包含大差、小差与各间隔电流，各段母线电压。e) 保护定值。定值名称与定值的数值及单位。6.2 保护技术要求6.2.1 通用技术要求6.2.1.1 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，应发出告警信号，并闭锁可能误动作的保护。6.2.1.2 在电流互感器暂态过程中以及饱和情况下, 保护应能正确动作。差动保护应允许使用不同的变比电流互感器。6.2.1.3 当电流互感器二次回路不正常或断线时,
35、 母线保护应不误动, 并能闭锁保护及发出告警信号。其余保护应能发出告警信号并通过控制字选择是否闭锁保护。6.2.1.4 变压器和高压并联电抗器保护应能在保护范围内，各种运行方式下发生金属性和非金属性的各种故障时，都能正确动作，保护范围外发生故障时不应误动作。6.2.1.5 母线保护在母线区内发生各种接地和相间故障时，应能正确动作，在各种类型区外故障时，不应误动作。6.2.1.6 母线保护应能正确切除由区外转区内的故障。6.2.2 对操作箱的相关技术要求如下:6.2.2.1 两组操作电源的直流空气开关应设在操作箱所在屏（柜）内，不设两组操作电源切换回路。6.2.2.2 操作箱应设有断路器合闸位置
36、、跳闸位置和电源指示灯。运行指示灯采用绿色，动作信号灯采用红色。6.2.2.3 操作箱的防跳功能应方便利用端子接线取消，合闸回路与跳闸位置监视的连接应便于断开，端子按合闸回路与跳闸位置监视依次排列；跳闸回路与合闸位置监视应固定连接，端子按跳闸回路与合闸位置监视依次排列。6.2.2.4 操作箱中串接在跳、合闸回路中的断路器机构压力接点前后应引上端子，方便取消。6.2.2.5 应具有合后接点和手跳接点提供给备自投装置。6.2.2.6 出口继电器TJR（启动失灵不启动重合）、TJQ（启动失灵启动重合）、TJF（不启动失灵不启动重合）、STJ（手跳）及SHJ（手合）的起动电压不宜低于直流额定电压的55
37、%，不高于70%，启动功率不小于5W。6.2.2.7 启动TJR、TJQ、TJF的跳闸回路不应启动STJ。6.2.2.8 操作箱应能经开路电压为直流2000V的测试仪测量各回路之间的绝缘电阻。6.2.2.9 位置继电器监视分合闸回路，满足分合闸线圈正常运行时端电压不大于额定值的5%。6.2.2.10 断路器跳（合）闸线圈的出口触点控制回路，必须设有串连自保持的继电器回路，保证跳（合）闸出口继电器的触点不断弧及断路器可靠跳、合闸。6.2.2.11 对于单出口继电器，可以在出口继电器跳（合）闸触点回路串入电流自保持线圈，并满足如下要求：a) 自保持电流不应大于额定跳（合）闸电流的50%左右，线圈压
38、降小于额定值的5%。b) 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。c) 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、1min）。d) 电流自保持线圈接在出口触点与断路器控制回路之间。6.2.2.12 操作箱应具备以下回路：a) 与测控配合；b) 手合、手跳；c) 至合闸线圈；（当用于分相操作断路器时为分相至合闸线圈）d) 至第一组跳闸线圈；（当用于分相操作断路器时为分相至第一组跳闸线圈）e) 至第二组跳闸线圈；（当用于分相操作断路器时为分相至第二组跳闸线圈）f) 跳闸位置监视回路（1组）；（当用于分相操作断路器时为分相跳闸
39、位置监视回路）g) 合闸位置监视回路（2组）（当用于分相操作断路器时为分相合闸位置监视回路）h) 保护三相跳闸输入（2组：启动失灵TJR）；i) 保护三相跳闸输入（2组：不启动失灵TJF）；j) 压力闭锁回路；k) 防跳回路；l) 保护三跳启动失灵接点输出（配出口压板）；m) 与安全自动装置配合的断路器位置接点；n) 手跳、三跳（TJR、TJF）至故障录波接点；o) 手跳至安全自动装置接点p) 合后至安全自动装置接点q) 事故跳闸接点；r) 断路器三相位置不一致接点；（仅用于分相操作断路器）s) 跳合闸位置接点；t) 一、二组控制回路断线信号； u) 一、二组电源消失信号；v) 直流电源监视w
40、) 备用中间继电器。x) 电压切换回路。（可选）6.2.3 对电压切换装置的技术要求6.2.3.1 电压切换回路采用双位置继电器。采用双位置继电器接点发切换继电器同时动作信号。配置中间继电器，利用其接点发切换继电器回路断线信号。电压切换回路应有运行方式指示灯，该指示灯采用绿色。6.2.3.2 电压切换箱应具有以下回路a) 隔离开关位置开入；b) 切换继电器同时动作信号；c) 切换继电器回路断线信号。7. 变压器保护7.1 变压器保护技术要求7.1.1 差动保护技术要求a) 具有防止励磁涌流引起保护误动的功能，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；b) 具有防止区
41、外故障保护误动的制动特性；c) 具有差动速断功能，且不经TA断线闭锁；d) 500 kV电压等级变压器保护，应具有防止过激磁引起误动的功能；e) 电流采用“Y形接线”接入保护装置，其相位和电流补偿应由保护装置软件实现；f) 各组交流电流回路的输入应相互独立并与CT一一对应。g) 具有TA断线告警功能，应能通过控制字选择是否闭锁差动保护。该控制字选择不闭锁时，开放差动保护；该控制字选择闭锁时，差电流大于等于1.2倍额定电流开放差动保护，小于1.2倍闭锁差动保护。h) 具有差流越限告警功能。i) TA饱和检测时间应不大于5ms。j) 具有自动校正各侧电压等级不同和TA变比不同带来的幅值不平衡。7.
42、1.2 过励磁保护技术要求a) 采用相电压“与门”关系；b) 定时限告警功能；c) 反时限特性应能整定，与变压器过励磁特性相匹配；d) 可通过控制字选择是否跳闸。7.1.3 阻抗保护技术要求a) 具有TV断线闭锁功能，并发出TV断线告警信号，电压切换时不误动；b) 阻抗保护应设置独立的电流启动元件。c) 采用方向阻抗继电器。7.1.4 （复压闭锁）过流保护技术要求a) 高（中）压侧复压元件（负序相电压和相间电压）由各侧电压经“或门”构成；低压侧复压元件取本侧（或本分支）电压。b) 具有TV断线告警功能。本侧TV断线后，该侧复压闭锁过流保护受其他侧复压元件控制；低压侧TV断线后，本侧（或本分支）
43、复压闭锁过流保护不经复压元件控制。7.1.5 零序过流（方向）保护技术要求a) 高、中压侧零序方向过流保护方向元件采用本侧自产零序电压、自产零序电流；b) 自耦变压器的高、中压侧零序过流保护测量元件采用本侧自产零序电流，其他变压器采用中性点零序电流；c) 自耦变压器公共绕组零序电流保护测量元件宜采用自产零序电流；d) 具有TV断线告警功能，TV断线后，本侧零序方向过流保护退出方向。7.1.6 反时限零序过电流保护应满足下列特性要求： 7.1.6.1 零序电流保护反时限特性采用IEC标准反时限特性限曲线，t(3I0)= （Ip为电流基准值，对应“零序反时限电流”定值；TP为时间常数，对应“零序反
44、时限时间”定值；3I0为短路时实际零序电流)。保护启动计时门槛为零序电流大于1.1倍基准值（即3I01.1IP），启动延时不超过5ms，当累计时间大于90s时，只告警不跳闸，并闭锁保护该项功能。零序电流发生变化时，保护装置应能根据电流的变化采用积分算法调整保护动作时间。保护出口经1.1倍基准值电流把关。保护采用瞬时返回特性，返回电流不低于0.95IP，返回延时不超过10ms。7.1.6.2 反时限零序过电流保护应采用本侧外接套管TA的电流。该交流电流回路的输入应独立配置。7.1.7 中性点间隙零序电流保护和零序过电压保护技术要求a) 零序电压应取TV开口三角电压；b) 间隙零序电流取中性点间隙
45、专用TA。c) 间隙零序电流和零序过电压元件组成“或门”。7.1.8 非电量保护技术要求a) 非电量保护动作应有动作报告； b) 作用于跳闸的非电量保护，启动功率应大于5W，动作电压在额定直流电源电压的55%70%范围内，额定直流电源电压下动作时间为20ms35 ms，应具有抗220V工频干扰电压的能力；c) 分相变压器A、B、C相非电量应分相输入，作用于跳闸的非电量保护三相共用一个功能压板；d) 用于分相变压器的非电量保护装置的输入量每相不少于18路，其中用于跳闸的输入量不少于10路。用于三相变压器的非电量保护装置的输入量不少于15路，其中用于跳闸的输入量不少于8路。7.1.9 220kV断
46、路器辅助保护(可选）7.1.9.1 失灵启动技术要求（可选） 设置失灵启动功能，电流判别采用三相式，电流判别元件应采用相电流、零序电流和负序电流按“或逻辑”构成，并输入外部保护跳闸接点，在保护跳闸接点和电流判别元件同时动作时，输出失灵一时限动作接点和失灵二时限动作接点，一时限动作接点用于启动失灵，二时限动作接点用于失灵联跳三侧。7.1.9.2 三相不一致保护技术要求（可选）当断路器某相断开，出现非全相运行时，经三相不一致保护回路延时跳开三相，保护由断路器位置接点启动，并经独立的、可整定的零序、负序电流元件闭锁。零序和负序电流按“或逻辑”组成闭锁元件。三相不一致保护动作不起动失灵保护。7.2 500kV自耦变压器保护功能配置要求配置双重化的主、后一体化变压器电气量保护和一套本体非电量保护，并按需选配一套220kV断路器辅助保护。7.2.1 主保护配置7.2.1.1 配置纵联差动保护，动作后跳开变压器各侧断路器。两套纵联差动应具备不同的躲励磁涌流原理（其中一套应采用二次谐波制动原理）。7.2.1.