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1、Q/CSG中国南方电网有限责任公司 发 布2020-8-31实施2020-8-31发布10 kV110 kV元件保护技术规范Technical specification for the protection of 10kV110kV transformer,bus-bar,shunt reactors and capacitor banks Q/CSG1204080-2020代替Q/CSG 110032-2012中国南方电网有限责任公司企业标准1Q/CSG1204080-2020目 次1范围12规范性引用文件13术语和定义14总则15通用技术条件26110 kV变压器保护及辅助装置技术要求8
2、7110 kV及以下母线保护技术要求268110 kV母联（分段）断路器保护技术要求32935kV及以下母联（分段）断路器保护装置技术要求351035kV及以下变压器（包括站用变、用于小电阻接地接地变，以下统称变压器）保护技术要求371135kV及以下电容器保护技术要求401235kV及以下电抗器保护技术要求441335kV及以下元件保护装置开关柜安装技术要求47附 录 A（规范性附录） 保护装置定值清单标准格式49附 录 B（规范性附录） 智能站装置过程层接口和虚端子88附 录 C（规范性附录） 电缆跳闸装置继电保护信息105附 录 D（规范性附录） 光缆跳闸装置继电保护信息162附 录 E
3、（资料性附录） 保护输出报告标准格式207附 录 F（规范性附录） 保护功能软硬压板配置表208附 录 G（规范性附录） 110kV变压器保护模型要求213附 录 H（规范性附录） 110kV及以下母线保护模型要求221附 录 I（规范性附录） 110kV母联保护模型要求225附 录 J（规范性附录） 35kV及以下母联保护模型要求227附 录 K（规范性附录） 35kV及以下站用变/接地变保护模型要求230附 录 L（规范性附录） 35kV及以下电容器保护模型要求234附 录 M（规范性附录） 35kV及以下电抗器保护模型要求237附 录 N（资料性附录） 保护屏面布置示意图240附 录 O
4、（资料性附录） 110kV变压器保护屏面机柜端子排布置示意图251附 录 P（资料性附录） 110kV母线保护屏面机柜端子排布置示意图315附 录 Q（资料性附录） 110kV母联保护屏面机柜端子排布置示意图371附 录 R（资料性附录） 35kV及以下母线保护屏面机柜端子排布置示意图383附 录 S（资料性附录） 35kV及以下母联保护屏面机柜端子排布置示意图389附 录 T（资料性附录） 35kV及以下站用变保护屏面机柜端子排布置示意图397附 录 U（资料性附录） 35kV及以下接地变保护屏面机柜端子排布置示意图412附 录 V（资料性附录） 35kV及以下电容器保护屏面机柜端子排布置示
5、意图428附 录 W（资料性附录） 35kV及以下电抗器保护屏面机柜端子排布置示意图444附 录 X（资料性附录） 35kV及以下开关柜元件保护电缆跳闸装置接口信息458编制说明464前 言本标准旨在规范10 kV110 kV电压等级的变压器保护、母线保护、母联（分段）保护、站用变保护(含曲折形接地变保护)、并联补偿电容器保护、并联补偿电抗器保护及辅助装置的配置原则、功能要求、技术要求、组屏（柜）原则和二次回路设计等，提高继电保护设备制造及设计的标准化，为继电保护的管理和运行维护工作创造有利条件，提升继电保护运行管理水平。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
6、本规范。新建厂站的10kV110kV元件保护及辅助保护均应执行本规范。因保护回路受原设计接线的限制，运行厂站的10kV110kV元件保护及辅助保护改造工程，在确保施工安全和运行维护方便的基础上，可参照执行，并做好与现场运行规程的衔接，避免出现新的安全隐患。本技术规范代替Q/CSG 110032-2012南方电网10110 kV元件保护技术规范，与Q/CSG 110032-2012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）；增加了保护装置分类说明（见5.1）；增加了保护装置软件版本构成方案（见5.2.1）；增加了装置压板设置方式要求（见5.2.2、5.2.3）；增加
7、了智能站GOOSE软压板设置方式（见5.2.5）；修改了保护装置的定值要求，规范定值单格式（见5.2.6、规范性附录A）；增加了保护装置接口要求（见5.2.7）；增加了保护装置显示要求（见5.2.8）；增加了保护装置信息输出要求（见5.2.9、5.2.10）；增加了保护装置模型文件要求（见5.2.11）；增加了保护装置远方控制功能的要求（见5.2.16）；增加了保护装置网络安全技术要求（见5.2.18）；进一步明确了保护装置信号接点要求（见5.3.1）；修改了对电流互感器、电压互感器的要求（见5.5.2）；修改了110kV变压器保护配置原则（见6.2）；进一步明确了110kV变压器差动保护技术
8、要求（见6.3.1）；进一步明确了变压器保护的复压、方向元件要求（见6.3.2）；进一步明确了110kV变压器保护中性点间隙零序过流保护和零序过压保护技术要求（见6.3.4）；增加主后合一变压器保护的低压中性点零序电流保护功能（见6.3.5、6.4.5）；增加了主后合一变压器保护装置不停电传动断路器的功能要求（见6.3.9）；修改了变压器后备技术要求（见6.4.2、6.4.3、6.4.4）；增加了主后合一变压器保护的技术要求（见6.6、6.12、6.13）；修改了110kV及以下母线差动保护技术要求（见7.2.1）；增加了110kV及以下母线保护断路器失灵保护技术要求（见7.2.2）；增加了1
9、10kV及以下母线保护光缆跳闸装置技术要求（见7.4.2.2、7.4.3.2、7.6）；增加了110kV母联（分段）光缆跳闸装置技术要求（见8.3.2、8.4.4）；增加了35kV及以下变压器保护过电流保护软件滤零措施要求（见10.2.2）；删除了简易母线保护技术要求；增加了35kV及以下变压器保护光缆跳闸装置技术要求（见10.4.2.2、10.4.3.2、10.6.3.2）；修改了35kV及以下电容器保护配置原则（见11.1）；增加了35kV及以下电容器保护光缆跳闸装置技术要求（见11.4.2.2、11.4.3.2、11.5.2.2）；增加了35kV及以下电抗器保护差动保护配置要求（见12.
10、2.1）；增加了35kV及以下电抗器保护光缆跳闸装置技术要求（见12.4.3.2、12.5.1.2、12.5.2.2）；修改了保护装置定值单格式（见规范性附录A）；增加了附录B智能站过程层接口和虚端子；增加了附录C电缆跳闸装置继电保护信息；增加了附录D光缆跳闸装置继电保护信息；修改了附录E保护输出报告标准格式；修改了附录F保护软硬压板配置表；增加了附录GM保护模型要求；增加了附录OW保护屏面机柜端子排布置示意图。增加附录X 35kV及以下开关柜元件保护电缆跳闸装置接口信息。本规范的附录AD、FM为规范性附录，附录E、NX为资料性附录。本规范由中国南方电网电力调度控制中心提出。本规范由中国南方电
11、网电力调度控制中心归口并解释。本规范主要起草单位：中国南方电网电力调度控制中心，广州供电局、广州电力设计院、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、深圳供电局和南京南瑞继保电气有限公司、北京四方继保自动化股份有限公司、国电南京自动化股份有限公司、长园深瑞继保自动化有限公司、许继电气股份有限公司和国电南瑞科技股份有限公司。本规范主要起草人：李正红、蔡燕春、陈宏山、刘千宽、丁晓兵、张弛、李捷、徐鹏、徐舒、董凯达、李洪卫、李妍红、区燕敏、余群兵、顾乔根、丁杰、晋龙兴、杨志贤、李文正、曾兵元、陈力、郭晓、曹飞、苏小雷、陆兆岩、周敏慧、王龙、梁臣、张光普、余锐、宗海翔、陈洪
12、利、高小全、江志武、许国江、张玮等。其中，第1、2章节由李正红主要编写，第3、4章节主要由刘千宽主要编写，第5章节由刘千宽、李正红主要编写，第6章由蔡燕春、丁晓兵、刘千宽主要编写，第7章节由陈宏山、张弛主要编写，第8章节由李捷、董凯达主要编写，第9、10、11章节由李正红、董凯达主要编写，第12、13章由徐鹏主要编写，附录由徐鹏、徐舒主要编写，编写说明由李正红主要编写。本标准为修订，正式颁发后，原2012年版本作废。执行过程中的意见和建议,请及时反馈至中国南方电网电力调度控制中心。IIIQ/CSG1204080-202010 kV110 kV元件保护技术规范1 范围本规范规定了10 kV110
13、 kV系统的变压器保护、母线保护、母联（分段）保护、站用变保护（含曲折形接地变保护以下简称接地变保护）、并联补偿电容器保护（以下简称电容器保护）、并联补偿电抗器保护（以下简称电抗器保护）及辅助装置的技术原则和设计准则。本规范适用于中国南方电网变电站内10 kV110 kV电压等级变压器保护、母线保护、母联（分段）保护、站用变保护（接地变保护）、电容器保护、电抗器保护及辅助装置的新建、扩建及技改工程。变电站外10kV元件保护装置、集成于配电自动化终端DTU的保护功能参照执行。2 规范性引用文件下列文件对于本标准的应用时必不可少的。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
14、用文件，其最新版本适用于本规范。GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 14598.300 微机变压器保护装置通用技术条件GB/T 50227 并联电容器装置设计规范GB/T 19520.12 电子设备机械结构 482.6 mm(19in)系列机械结构尺寸 第3-101部分：插箱及其插件 GB/T 36572 电力监控系统网络安全防护导则DL/T 478 继电保护和安全自动装置通用技术条件DL/T 604 高压并联电容器装置使用技术条件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DL/T 670 母线保护装置通用技术条件DL/
15、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DL/T 1075 保护测控装置技术条件DL/T 5103 35 kV110 kV无人值班变电所设计规程DL/T 5136 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程Q/CSG 110025 南方电网110kV及以下变电站计算机监控系统技术Q/CSG 1203005 电力二次装备技术导则Q/CSG 1203030 110kV及以下变电站计算机监控系统技术规范Q/CSG 1204009 中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范3 术语和定义 规范性引用文件界定的术语和定义适用于本规范。4 总则4.1
16、本规范旨在通过规范10kV110kV系统的变压器保护、母线保护、母联（分段）保护、站用变保护（接地变保护）、电容器保护、电抗器保护及辅助装置的技术原则、配置原则、组屏方案、端子排设计、压板设置和二次回路设计，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。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，尽可能减少屏内装置间以及屏间的连线。4.4 本规范中三绕组变压器以高压侧双母线接线（110kV电压等级）、中压侧单母
17、分段接线（35kV电压等级）、低压侧单母分段接线（10kV电压等级），中、低压侧中性点非有效接地方式（包括中性点不接地和经消弧线圈接地）为例。其他情况如内桥接线等可参照执行。4.5 本规范中双绕组变压器以高压侧双母线接线（110kV电压等级）、低压侧双分支单母分段接线（10kV电压等级），低压侧采用小电阻接地方式、接地变安装在变压器低压侧母线桥上为例。其他情况可参照执行。4.6 本规范的内容包含10 kV110 kV电压等级的变压器保护、母线保护、母联（分段）保护、站用变保护（接地变保护）、并联补偿电容器保护、并联补偿电抗器保护及辅助装置的配置原则、功能要求、技术要求、组屏（柜）原则和二次回路
18、设计等。本规范与继电保护通用技术规范构成10 kV110 kV电压等级元件保护的全部技术要求。4.7 35kV及以下保护测控装置应同时满足110kV及以下变电站计算机监控系统技术规范中6.3、9.19.1、10.2测控装置的技术要求。5 通用技术条件5.1 装置分类说明5.1.1 装置基本分类，如下：a） 电缆跳闸装置：适用于常规电缆连接方式进行采样、开入、开出等回路连接的保护装置或保护测控集成装置，35kV及以下的站用变（接地变）保护、电容器保护、电抗器保护和母联（分段）保护电缆跳闸装置还需包含GOOSE输入、输出功能；b） 光缆跳闸装置：适用于常规电缆连接方式进行采样、GOOSE输入、GO
19、OSE开出的保护装置。5.1.2 本标准规定了110kV及以下电压等级的变压器保护、母线保护和110kV母联（分段）保护装置的设计要求。除主后独立的变压器保护仅按电缆跳闸装置描述外，其它装置按电缆跳闸装置、光缆跳闸装置两类进行描述。5.1.3 本标准规定了35kV及以下电压等级的站用变（接地变）保护、电容器保护、电抗器保护和母联（分段）保护等装置的设计要求。除母联（分段）保护仅按电缆跳闸装置描述外，其它装置按电缆跳闸装置、光缆跳闸装置两类进行描述。5.2 装置通用要求5.2.1 保护装置的校验码应由保护装置根据软、硬件实际情况自动生成，与软件版本号一一对应。装置软件版本构成方案如下：a） 基础
20、软件由“基础型号功能”和“选配功能”组成；b） 基础软件版本含有所有选配功能，不随“选配功能”不同而改变；c） 基础软件版本描述由基础软件版本号、基础软件生成日期、程序校验码（位数由厂家自定义）组成；d） 保护装置软件版本描述方法，见图1。图 1 软件版本描述示意图5.2.2 电缆跳闸装置的保护功能投退的软、硬压板应一一对应，采用“与门”逻辑，以下压板除外：a） 变压器保护的各侧“电压压板”只设硬压板；b） 母线保护的“母线互联”软、硬压板采用“或门”逻辑；c） “远方操作”压板只设硬压板。“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板，只能在装置本地操作，三者功能相互独立，
21、分别与“远方操作”硬压板采用“与门”逻辑。当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效；d） 保护测控集成装置的“远方操作”只设置硬开入，在操作的屏（柜）上设置转换开关，用于远方操作断路器、刀闸等；保护远方操作经远方操作开入控制，“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板；软压板只能在装置本地操作；三者功能相互独立，分别与“远方操作”开入采用“与门”逻辑。当收到“远方操作”开入后，上述三个软压板远方功能才有效；e） “检修状态”只设硬压板。对于采用DL/T 860标准时，当“检修状态”硬压板投入，保护装置报文上送带品质位信息。“检修状态”硬压板遥信不置检修标志
22、。5.2.3 光缆跳闸装置只设“远方操作”和“检修状态”硬压板，保护功能投退不设硬压板，要求如下：a） “远方操作”压板只设硬压板。“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板，只能在装置本地操作，三者功能相互独立，分别与“远方操作”硬压板采用”与门”逻辑。当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效；b） “检修状态”只设硬压板。对于采用DL/T 860标准时，当“检修状态”硬压板投入，保护装置报文上送带品质位信息。“检修状态”硬压板遥信不置检修标志；c） 变压器保护的各侧“电压压板”设软压板；d） “母线互联”、“母联（分段）检修”设软压板；e） 35kV及
23、以下智能终端的“检修状态”硬压板遥信接入保测一体装置的GOOSE检修状态遥信开入，保测一体装置将该遥信品质的检修位清除后上送至站控层。5.2.4 35kV及以下保护装置的零序CT测量范围为0.0520A。5.2.5 智能站GOOSE软压板设置方式：a） 宜简化保护装置之间、保护装置和智能终端之间的GOOSE软压板；b） 保护装置应在发送端设置GOOSE输出软压板；c） 除母线保护的启动失灵开入、母线保护和变压器保护的失灵联跳开入外，接收端不设GOOSE接收软压板。5.2.6 保护装置的定值设置方式：a） 保护测控集成装置中，测控相关参数本规范不做规定；b） 保护装置的定值应按定值清单标准格式设
24、置，定值清单标准格式详见附录A；c） 保护装置电流、电压和阻抗定值应采用二次值，并输入电流互感器（CT）和电压互感器（PT）的变比等必要的参数；d） 控制字采用二进制方式显示，遵循功能投退灵活的原则设置。运行中基本不变的、保护分项功能宜设置控制字，如“零序过流段”采用控制字投退；e） 保护总体功能投/退，如变压器保护的“高压侧后备保护”，可由运行人员就地投/退硬压板或远方操作投/退软压板实现；f） 保护装置的定值范围应包含上下限。5.2.7 保护装置应具备以下接口：a） 过程层接口要求见附录B；b） 对时接口：应支持接收对时系统发出的IRIG-B对时码；c） 间隔层通信接口：应具备3组相互独立
25、的以太网通信接口；d） 其它接口：调试接口、打印机接口。5.2.8 保护装置在正常运行时应能显示电流、电压等必要的参数及运行信息，默认状态下，相关的数值显示为二次值。装置应可选择显示系统的一次值。5.2.9 保护装置输出的基础信息，可供继电保护在线监测、信息可视化、智能诊断、运维人员选择应用。本标准附录BD只列出了继电保护装置必要的输出信息，保护装置还可输出其它信息。5.2.10 保护装置动作后，装置打印出的动作信息报告和动作行为应符合附录E的要求。5.2.11 保护装置模型文件应符合附录GM的要求。5.2.12 保护装置应能记录相关保护动作信息，保留8次及以上最新动作报告。每个动作报告最少应
26、包含故障前2个周波、故障后6个周波的数据。5.2.13 保护装置记录的所有数据应能转换为GB/T22386规定的电力系统暂态数据交换通用格式。5.2.14 35kV及以下保护装置宜通过过程层网络传输保护相关GOOSE联跳、闭锁等信号。5.2.15 宜通过站控层网络传输五防联闭锁信息。5.2.16 远方控制要求a） 远方控制功能应按照继电保护通用技术规范中6.8.11条的要求执行；b） 为方便远方控制功能，软压板的状态变化以SOE方式实时上送。5.2.17 保护测控集成装置应能具备间隔层直接输出一次浮点值遥测，且CT、PT变比必须可设置，更改变比时只需更改装置参数里面的变比即可更改装置输出的一次
27、浮点值。5.2.18 网络安全技术要求a） 应符合中华人民共和国网络安全法、电力监控系统安全防护规定（国家发改委14号令）、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（国能安全201536号）、电力行业信息安全等级保护基本要求（电监信息201262号）、中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范（Q/CSG1204009）、电力监控系统网络安全防护导则等相关要求。b） 应满足中国南方电网电力监控系统安全防护技术规范（Q/CSG1204009）中所对应的安全等级的等级保护要求。c） 装置应采用不同的CPU实现保护功能和人机接口功能。d） 保护具备抗站控层网络攻击能力，在ARP、DOS等攻
28、击下，装置不死机不重启，保护动作性能不受影响。e） 保护装置应按网络安全要求完善入侵防范措施，禁止开启高风险的服务和端口、以及和业务无关的端口。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）。保护应关闭与监控、远动、保信、智能录波器等装置通信无关的服务和端口。f） 保护装置运行口禁止采用telnet、ftp、sftp、http、https协议。保护装置配置文件的上传和下装应采用调试口，保护装置仅在投入检修压板时开启调试口的文件上传和下装功能，退出检修压板时自动关闭调试口的telnet、ftp、sftp、http、https协议。g） 保护装置应具备用户身份标识和鉴别功能。
29、保护装置支持用户数量不少于3个，至少包含管理员，操作员1（用于修改参数、配置、定值、软压板），操作员2（用于不停电传动）。操作员进入装置进行参数修改前需要输入密码进行身份鉴别，操作完成保存时需再次输入密码实现二次鉴别。不停电传动输入密码进行使能允许操作时视作一次鉴别，选择传动相（侧）输入密码视作第二次鉴别。仅对保护装置进行参数查看，可以不需要身份鉴别。保护装置应支持密码修改功能，并校验输入的密码复杂度，确保输入密码不少于4位、不使用重复性或连续性数字符（如1111、1234等）等要求。h） 保护装置应具备身份鉴别失败处理功能。保护装置面板上默认身份鉴别失败5次后锁定2分钟。i） 保护装置应具备
30、安全审计功能。安全审计记录内容及规范格式要求如下，审计内容按：时间戳（包括年月日时分秒）、主体（就地操作应标识身份，远程操作应标识IP地址）、客体（到菜单级）、描述（如记录修改的定值区号）、结果（成功、失败）；审计记录格式上可按字段组合成一条记录，也可为一条包含审计内容的语句。安全审计记录应形成独立类型并独立保存，防止被其它类型事件覆盖。安全审计记录信息保存应满足不少于2048条。j） 保护装置应具备备份和恢复功能。保护装置的备份和恢复可通过维护人员导入、导出装置配置等方式实现，导入和导出方式应满足生产控制大区的网络安全要求。5.3 保护装置信号接点5.3.1 保护装置a） 保护动作信号：任一
31、保护元件动作且已发保护跳闸出口命令；电缆跳闸装置输出开关量，光缆跳闸装置输出GOOSE；b） 运行异常告警信号：保护外部回路或内部元器件异常但保护功能仍具备的异常情况，如：CT断线、过负荷告警等；c） 装置故障告警信号：装置自身故障导致保护退出运行，如：直流失电、CPU芯片出错等。5.3.2 操作箱（插件）a） 事故总信号：合后位置与跳闸位置同时为1时输出事故总信号接点；b） 控制回路断线信号：断路器既不在合闸位置也不在跳闸位置时输出控制回路断线信号接点。5.4 保护配置及二次回路通用要求5.4.1 保护配置及组屏要求a） 应遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路”的原则进行保护配置；b）
32、两台及以上保护装置安装在同一保护屏内时，应方便单台保护装置退出、消缺或试验。5.4.2 操作箱（插件）设计要求a） 操作箱（插件）的防跳功能应方便取消，跳闸位置监视与合闸回路的连接应便于断开；跳闸回路与合闸位置监视应方便在外部固定连接；b） 操作箱（插件）中具备断路器跳、合闸压力闭锁功能时应能方便取消；c） 操作电源的自动空气开关（以下简称空开）应设在操作箱（插件）所在屏内；d） 元件保护采用与线路保护完全相同的操作箱（插件）；e） 操作箱（插件）应具备以下功能：1） 手合、手跳回路；2） 保护跳闸回路（启动重合闸）；3） 断路器压力闭锁回路；（仅用于110kV操作箱）4） 断路器防跳回路；5
33、） 与相关保护配合的断路器位置；6） 跳闸及合闸位置监视回路；7） 控制回路断线信号（含直流电源监视功能）；8） 事故总信号。5.4.3 智能终端设计要求对于光缆跳闸装置，与之相配合的智能终端应遵循智能终端技术规范要求。5.4.4 电压切换箱（插件）设计要求a） 隔离刀闸辅助接点采用双位置输入方式；b） 电压切换回路采用保持继电器的接点；c） 切换继电器同时动作信号，应采用保持继电器接点；切换继电器回路断线或直流消失信号，应采用隔离刀闸常开接点启动的不保持继电器接点。5.4.5 转换开关及按钮设置原则a） 保护屏的门轴应在左侧（正视屏体），按钮设置原则如下：1） 集中组屏，每层布置1台装置时：
34、按钮布置在装置右侧；2） 集中组屏，每层布置2台装置时：左侧装置按钮布置在其左侧，右侧装置布置在其右侧。b） 就地安装，按钮布置在装置右侧，转换开关布置在装置正下方。5.4.6 打印机设置原则继电保护装置采用全站后台集中打印方式时，至少配置一台通过串口打印的移动针式打印机。保护装置采用独立打印方式时，每面保护屏内设一台打印机，一面屏内布置两台及以上装置时，应设打印转换开关。5.4.7 照明灯设置原则保护屏内如装有照明灯具，应经专用交流空气开关手动控制，禁止采用门控开关控制。5.4.8 装置编号原则装置编号原则见表1。表1装置编号原则序号装置类型装置编号屏端子编号1变压器保护、母线保护、接地变保
35、护、站用变保护、电容器保护、电抗器保护1n1D2后备保护2n2D3操作箱（插件）4n4D4非电量保护5n5D5交流电压切换箱（插件）7n7D6母联（分段）保护8n8D注1：2项变压器各侧后备保护装置编号分别为1-2n（高压侧后备保护）、2-2n（中压侧后备保护）、3-2n（低压1分支后备保护）和4-2n（低压2分支后备保护），接地变保护与变压器保护同组一面柜时为5-2n。注2：3项变压器各侧操作回路端子编号分别为1-4D（高压侧操作回路相关端子）、2-4D（中压侧操作回路相关端子）、3-4D（低压1分支操作回路相关端子）和4-4D（低压2分支操作回路相关端子）。注3：当同一面屏内布置两台及以上
36、同类型装置时，以1-*n、2-*n等表示，“*”代表装置编号。5.4.9 保护屏背面端子排分段原则a） 直流电源：*ZD；b） 交流电压（空开前）：UD；c） 交流电压（空开后）：*UD；d） 交流电流：*ID；e） 强电开入：*QD；f） 弱电开入：*RD；g） 出口回路正端：*CD；h） 出口回路负端：*KD；i） 与保护配合：*PD；j） 中央信号：*XD；k） 遥信：*YD；l） 录波：*LD；m） 网络通信：TD（该段按屏设置）；n） 交流电源：JD；o） 备用端子：BD。注1：“*”为装置编号的数字部分，详见表1；注2：e）项直流空开输出端子宜接入QD；注3：i）项指非保护类装置与
37、保护配合的相关端子。注4：电压切换装置的交流电压段定义为7UD，包括外部输入电压及切换后电压。当有电压切换回路时，不设置UD，保护交流电压直接接入7UD。5.4.10 保护屏背面端子排排列原则a） 端子排设置应遵循“装置分区，功能分段”的原则；b） 每台装置区内端子排按功能段独立编号，每段应预留备用端子；每侧端子排至少各集中预留20个备用端子。同一屏内布置两台装置时，端子排可分别布置在两侧；c） 公共端、同名出口端采用端子连线，配置足够连接端子；每个端子的对外端口只允许接一根导线；d） 一面屏内布置2个及以上间隔设备时，端子排按间隔集中布置，每个间隔按装置排列；一面屏内按左右排列布置2台及以上
38、装置时，端子排与相关装置的空气开关应布置在同一侧，避免屏内同一装置的二次回路电缆相互交叉。e） 交流电流和交流电压采用试验端子；跳闸出口（CD/KD段）采用红色端子；正、负电源之间，跳、合闸引出端子与正电源之间，均应适当隔开，至少间隔1个空端子。端子排间应留有足够的空间，便于外部电缆的引接。5.4.11 压板设置原则a） 压板设置遵循“满足运行，适当简化”的原则；b） 压板布置遵循“装置分排，功能分区”的原则；c） 压板不宜超过5排，每排设置不超过9个压板，不足一排时，用备用压板补齐。分区布置出口压板和功能压板；d） 原则上压板自左至右排列顺序为：跳合闸出口压板、其它开出压板和功能压板。一面屏
39、内按上下排列布置2台及以上装置时，对应压板的排列顺序应该与装置的排列顺序一致。压板布置详见附录OW；e） 保护跳合闸出口压板采用红色，功能压板采用黄色，其他压板和正常时不用的压板采用浅驼色；f） 压板可采用普通分立式、线簧式。普通分立式压板的底座色采用浅驼色，压板旋钮和中间连接片采用红、黄色，禁止取下压板旋钮和中间连接片，以防混淆颜色。线簧式压板颜色通过压板上内嵌的标签纸底色来体现。5.5 对相关设备及回路的通用要求5.5.1 对断路器的要求a） 断路器防跳功能宜由断路器本体机构实现；b） 断路器跳、合闸压力异常闭锁功能应由断路器本体机构实现；c） 弹簧操作机构的断路器，储能电机的工作电源宜采
40、用交流电源；储能接点不应用来切断合闸回路电流，不能满足时储能接点重动回路应采用直流电源。5.5.2 对电流互感器和电压互感器的要求a） 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，同时应尽可能减轻电流互感器本身故障时造成的影响；b） 保护用电流互感器应采用P级，其暂态系数不小于2；c） 电压互感器保护用绕组的二次回路应采用互感器额定电流为46A完全独立的单相PT回路专用空气开关。保护屏内PT回路使用额定电流为1 A的专用空气开关。d） 母线保护允许各支路使用不同变比的CT，用于母线保护的各CT变比差距不宜大于4倍。5.5.3 对操作回路的相关要求a） 采用断路器机构防跳回路时，操
41、作箱跳位监视应串联断路器常闭辅助接点、断路器机构防跳继电器常闭接点后接入合闸回路，监视其完整性，防止跳位继电器被保持；b） 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；c） 操作箱（插件）跳、合闸出口应经过断路器机构控制回路中远方/就地转换开关的远方位置接点，以防止二次回路试验时引起检修中的断路器误跳、合闸。5.5.4 对保护屏的相关要求a） 屏顶不设小母线；b） 保护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接孔，每排不少于20个孔。螺丝孔径为5.2mm，孔中心纵向至铜排长边距离为10mm
42、，还应配套提供铜螺丝组件（含螺杆、螺帽、垫片、弹簧垫片、线耳）。外界地网接地点采用两个10mm规格螺丝连接孔及相应铜螺丝组件，分别布置在铜排两端，距铜排端部50mm；c） 分立式压板，压板的开口端应装在上方。并应满足：压板在落下过程中必须和相邻压板有足够的距离，保证在操作压板时不会碰到相邻的压板；压板在扭紧螺栓后能可靠地接通回路；穿过保护屏的压板导电杆必须有绝缘套，并距屏孔有明显距离；压板拧紧后不应接地；d） 断路器的跳合闸线圈回路应接至压板上方；e） 保护屏上、下两排压板间应预留足够间距，以便粘贴标签框和标识分隔框线；f） 保护屏上所有保护装置、操作回路的直流电源空气开关应相互独立。6 11
43、0 kV变压器保护及辅助装置技术要求6.1 基本要求6.1.1 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。6.1.2 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。6.1.3 变压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 变压器保护配置原则a） 110 kV变压器电缆跳闸装置宜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分机箱独立配置（主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组）；b） 1
44、10 kV变压器光缆跳闸装置应配置两套主后合一的电气量保护和配置一套非电量保护；c） 接地变安装于变压器35 kV及以下母线桥上时，若变压器保护单套配置，应配独立的接地变保护装置，与变压器保护共组一面屏。具体技术要求见35 kV及以下变压器保护部分；d） 主后合一变压器保护装置基础型号代码为T1，无选配功能；e） 主后独立差动保护装置基础型号代码为A，无选配功能；f） 主后独立高压侧后备保护装置基础型号代码为H，无选配功能；g） 主后独立中压侧后备保护装置基础型号代码为M，无选配功能；h） 主后独立低压侧后备保护装置基础型号代码为L，无选配功能。6.3 变压器保护技术原则6.3.1 差动保护a
45、） 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；b） 具有防止区外故障保护误动的制动特性；c） 具有差动速断功能，且不经CT断线闭锁；d） 具有CT断线告警功能，应能通过控制字选择是否闭锁比率差动保护。该控制字选择不闭锁时，开放比率差动保护；该控制字选择闭锁时，差电流大于等于1.2倍额定电流开放比率差动保护，小于1.2倍额定电流时闭锁比率差动保护；e） 具有差流越限告警功能；f） 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。g） 保护整组动作时间：差动速断保护大于等于2倍电流定值时整组动作时间应不大于30ms；比率差动保护大于等于
46、2倍电流整定值时整组动作时间应不大于40ms。电缆跳闸装置整组动作时间指从故障发生时刻计时至出口继电器接点闭合时刻，光缆跳闸装置整组动作时间指故障发生时刻计时至GOOSE跳闸报文发出时刻。h） 各组交流电流回路的输入应相互独立并与CT一一对应。i） CT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CT变比不同带来的幅值不平衡。6.3.2 复压闭锁过流（方向）保护a） “电压压板”投入表示本侧（或本分支）电压投入，“电压压板”退出表示本侧（或本分支）电压退出；b） 在电压较低的情况下应保证方向元件的正确性，可通过控制字选择方向元件指向母线或指向变压器。方向元件取本侧电压，灵敏角固定不变，具备电压记忆功能；c） 主后合一保护应具有PT断线告警功能。高压侧PT断线应解除该侧复合电压闭锁元件对各侧复压闭锁过流保护的开放作用，本侧过流保护可由控制字选择经其它侧电压闭锁；中、低压侧PT断线，应开放该侧复合电压闭锁元