南方电网500 kV变压器保护及并联电抗器保护技术规范.doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流南方电网500 kV变压器保护及并联电抗器保护技术规范.精品文档.ICS 备案号：Q/CSG中国南方电网有限责任公司 发 布2011-3- 实施2011-3- 发布南方电网500 kV变压器保护及并联电抗器保护技术规范Technical specification for the protection of 500kV transformer and shunt reactors of CSGQ/CSG -2011 中国南方电网有限责任公司企业标准目 次1范围12规范性引用文件13术语和定义14总则15保护配置26保护功能47技术要求98二次

2、回路139配合要求1410组屏原则15附录A 主变、高抗、母差保护CT配置示意图21附录B 动作报告的内容和打印格式要求23附录C 变压器、高抗软硬压板配置表24附录D 保护屏面布置示意图25附录E 保护屏压板配置示意图28前 言为了降低继电保护现场作业风险，提高现场作业标准化水平，减少继电保护“三误”事故，统一各厂家500kV变压器保护及并联电抗器保护装置的配置原则、技术要求及相关的二次回路等，中国南方电网电力调度控制中心组织编制了本规范。本规范的内容包含500kV变压器保护、500kV并联电抗器保护的配置原则、功能要求、技术要求、组屏（柜）原则和二次回路设计等。本规范与中国南方电网继电保护

3、通用技术规范一起，构成500kV变压器保护、500kV并联电抗器保护的全部技术要求。本规范自颁布之日起执行，原中国南方电网500kV继电保护配置及选型原则中500kV变压器保护、500kV并联电抗器保护部分和南方电网500kV变压器保护组屏规范自本规范执行之日起废止。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500kV厂站的500kV变压器保护及并联电抗器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500kV变压器保护、并联电抗器保护的改造工程，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

4、全隐患。本规范的附录A、B、D、E为资料性附录，附录C为规范性附录。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网电力调度控制中心归口并解释。本规范在起草的过程中得到了广东电网公司、广东省电力设计研究院、广东电网电力调度控制中心、广西电网电力调度控制中心、云南电力调度控制中心、贵州电网公司电力调度控制中心、海南电网电力调度控制中心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责任公司、深圳南瑞科技有限公司、许继电气股份有限公司等单位的大力支持。本规范主要起草人：刘千宽、舒双焰、丁晓兵、邓小玉、周红阳、赵曼勇、刘锦兰、关沛、庞学跃、唐宜芬、伦振

5、坚、郑茂然、李一泉、韩冰、刘玮、涂亮、梅勇南方电网500 kV变压器保护及并联电抗器保护技术规范1 范围本规范中变压器适用于高压侧采用3/2、4/3等多断路器接线方式、中压侧采用双母双分段接线方式、低压侧采用单母接线方式，且低压侧配有断路器的分相自耦变压器，其它接线方式可参照执行。本规范中高抗适用于500kV线路并联电抗器，直接接入母线的并联电抗器可参照执行。本规范与中国南方电网继电保护通用技术规范一起，构成500kV变压器保护、500kV并联电抗器保护的全部技术要求。2 规范性引用文件下列文件中的条款通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

6、于本规范。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程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 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 14598.300-2008微机变压器保护装置通用技术条件GB 18657-2002远动设备及系统 第5部分:传输规约GB/T 191-2008包装储运图示标志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 769

7、-2001电力系统微机继电保护技术导则DL/T 5218-2005220kV500kV变电所设计技术规程DL/T 5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 720-2000电力系统继电保护柜、屏通用技术条件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 860变电站通信网络和系统Q/CSG 10011-2005中国南方电网220kV500kV变电站电气技术导则3 术语和定义3.1 高压并联电抗器通过隔离刀闸或开关并联接在500kV线路或母线上的500kV并联电抗器，简称高抗。

8、4 总则4.1 本规范旨在规范500kV变压器保护及并联电抗器的配置原则、功能要求、技术性能、组屏（柜）方案、端子排设计、压板设置和二次回路设计要求，提高继电保护设备的标准化水平，为继电保护的制造、设计、管理和运行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（柜）内装置间以及屏（柜）间的连线。5 保护配置5.1 500kV自耦变压器保护5.1.1 配置双重化主后一体的电气量保护和一套本体非电量保护，可配一套220kV断路

9、器辅助保护。5.1.2 主保护配置5.1.2.1 配置纵联差动保护，动作后跳开变压器各侧断路器。两套纵联差动宜采用不同原理的励磁涌流判据，其中一套应采用二次谐波制动原理。5.1.2.2 配置差动电流速断保护，动作后跳开变压器各侧断路器。5.1.2.3 配置接入高压侧、中压侧和公共绕组CT的分侧差动保护或零序差动保护，动作后跳开变压器各侧断路器。5.1.3 高压侧（500kV侧）后备保护配置5.1.3.1 配置两段相间及接地方向阻抗保护，段一时限，段两时限。相间、接地及每段阻抗保护可独立投退，固定带3%5%偏移特性,方向指向变压器。相间阻抗灵敏角固定取85，接地阻抗灵敏角固定取75。CT固定取开

10、关侧，PT断线闭锁阻抗保护。a)段：一时限跳开变压器各侧断路器，经振荡闭锁；b)段：两时限，每个时限是否经振荡闭锁可独立投退。5.1.3.2 配置一段一时限复压过流保护。复压过流保护不带方向，经长延时跳开变压器各侧断路器。复压闭锁元件可投退，本侧PT断线，由其他侧复压闭锁。5.1.3.3 配置一段一时限定时限零序过流保护。宜取开关CT，保护动作后跳开变压器各侧断路器。方向指向变压器，方向元件可投退。5.1.3.4 配置一段不带方向的零序反时限过流保护。采用IEC标准反时限特性，动作后跳开变压器各侧断路器。采用套管CT，装置自产零序电流。5.1.3.5 过励磁保护a)配置一段定时限过励磁保护。基

11、准电压采用高压侧额定相/线电压，保护动作于信号。b)配置一段反时限过励磁保护。基准电压采用高压侧额定相/线电压，与变压器过励磁特性相配合。5.1.3.6 配置一段一时限过负荷保护。取三相电流，固定延时8s发告警信号。5.1.3.7 配置一段过负荷启动风冷保护，一时限启动风冷。5.1.3.8 配置一段过负荷闭锁调压保护，一时限闭锁调压。5.1.4 中压侧（220kV侧）后备保护配置5.1.4.1 配置两段两时限相间及接地方向阻抗保护。相间、接地及每段阻抗保护可独立投退，固定带3%5%偏移特性，方向指向变压器或母线。相间阻抗灵敏角固定取85，接地阻抗灵敏角固定取75。方向指向变压器时：a)段：经振

12、荡闭锁，带两个时限。b)段：带两个时限，是否经振荡闭锁每个时限可独立投退。5.1.4.2 配置一段一时限复压过流保护。复压过流保护不带方向，经长延时跳开变压器各侧断路器。复压闭锁元件可投退，本侧PT断线，由其他侧复压闭锁。5.1.4.3 配置一段一时限零序方向过流保护。方向指向变压器，方向元件可投退，保护动作后跳开变压器各侧断路器。5.1.4.4 配置一段一时限过负荷保护。取三相电流，固定延时8s发告警信号。5.1.4.5 配置中压侧断路器辅助保护（可选，仅用于已投运变电站母差保护不含断路器失灵电流判别的情况或采用了非三相机械联动断路器的情况）a) 失灵须在间隔内完成时，配置断路器失灵启动功能

13、。b) 采用非三相机械联动断路器时，配置断路器三相不一致保护。5.1.5 公共绕组侧保护配置5.1.5.1 配置一段一时限零序过流保护。动作后跳变压器各侧断路器。5.1.5.2 配置一段不带方向的零序反时限过流保护，保护动作跳变压器各侧断路器。5.1.5.3 配置一段一时限过负荷保护。取三相电流，固定延时8s发告警信号。5.1.6 低压侧（35kV或66kV侧）后备保护5.1.6.1 单分支接线a）配置一段一时限过流速断保护，动作后跳开变压器低压侧断路器。采用低压侧套管CT，保护滤序固定由装置实现。b）配置一段二时限过流保护，一时限跳开变压器低压侧断路器，二时限跳开变压器各侧断路器。采用低压侧

14、套管CT，保护滤序固定由装置实现。c）配置一段过负荷保护，取三相电流，固定延时8s后发告警信号。采用低压侧套管CT，保护滤序固定由装置实现。d）配置一段零序过压保护，发告警信号。宜采用外接零序电压，采用自产零序电压时经PT断线闭锁。5.1.6.2 双分支接线a)总后备保护1）配置一段一时限电流速断保护，动作后跳开变压器低压侧断路器。采用低压侧套管CT，保护滤序固定由装置实现。2）配置一段二时限过流保护，一时限跳变压器低压侧断路器，二时限跳变压器各侧断路器。采用低压侧套管CT，保护滤序固定由装置实现。3）配置一段一时限过负荷保护，取三相电流，固定延时8s发告警信号。采用低压侧套管CT，保护滤序固

15、定由装置实现。b)分支1（2）后备保护1）配置一段一时限电流速断保护，动作后跳变压器低压侧本分支断路器。采用低压侧分支开关CT。2）配置一段二时限过流保护，一时限跳开变压器低压侧本分支断路器，二时限跳开变压器各侧断路器。3）配置一段零序过压保护。外接零序电压或自产零序电压大于保护定值时发告警信号。5.2 高压并联电抗器保护5.2.1 配置双重化的主、后一体化高抗电气量保护和一套本体非电量保护。5.2.2 主保护配置a) 主电抗器差动保护；b) 主电抗器差动速断保护；c) 主电抗器零序差动保护；d) 主电抗器匝间保护。后备保护配置a) 主电抗器过电流保护；b) 主电抗器零序过流保护；c) 主电抗

16、器过负荷保护。中性点电抗器后备保护a) 中性点电抗器过电流保护；b) 中性点电抗器过负荷保护。6 保护功能6.1 500kV变压器保护6.1.1 500kV变压器电气量保护装置6.1.1.1 功能配置a) 差动电流速断保护；b) 纵联差动保护；c) 分侧差动或零序差动；d) 过励磁保护；e) 高压侧阻抗后备保护；f) 高压侧过流保护（包括相过流和零序过流）；g) 零序反时限过流保护；h) 高压侧过负荷保护；i) 中压侧阻抗后备保护；j) 中压侧过流保护（包括相过流和零序过流）；k) 中压侧过负荷保护；l) 公共绕组零序过流保护；m) 公共绕组过负荷保护；n) 低压侧过流保护；o) 低压侧过负荷

17、保护。6.1.1.2 模拟量输入a) 交流电流回路1） 高压侧边断路器电流Iha1、Ihb1、Ihc1；2） 高压侧中断路器电流Iha2、Ihb2、Ihc2；3） 高压侧套管电流Iha、Ihb、Ihc；（用于零序反时限）4） 中压侧断路器电流Ima、Imb、Imc；5） 中压侧旁路电流Ipa、Ipb、Ipc；(可选)6） 低压侧分支1断路器CT电流Ila1、Ilb1、Ilc1；7） 低压侧分支2断路器CT电流Ila2、Ilb2、Ilc2（用于低压侧双分支）；8） 低压侧三角内部套管（绕组）电流Ira、Irb、Irc；9） 公共绕组电流Iga、Igb、Igc；b) 交流电压回路1） 高压侧电压U

18、ha、Uhb、Uhc；2） 中压侧电压Uma、Umb、Umc；3） 低压侧分支1电压Ula1、Ulb1、Ulc1 3Ul01；4） 低压侧分支2电压Ula2、Ulb2、Ulc2 3Ul02（用于低压侧双分支）。6.1.1.3 开关量输入a) 保护功能投入1） 差动保护投入；2） 高压侧后备保护投入（相间、接地阻抗和过流）；3） 高压侧零序保护投入；4） 过励磁保护投入；5） 高压侧电压投入；6） 中压侧后备保护投入（相间、接地阻抗和过流）；7） 中压侧零序保护投入；8） 中压侧电压投入；9） 低压侧总后备保护投入(过流)；（用于低压侧双分支）10） 低压侧分支1后备保护投入(过流)；11） 低

19、压侧分支1电压投入；12） 低压侧分支2后备保护投入(过流)；（用于低压侧双分支）13） 低压侧分支2 电压投入；（用于低压侧双分支）14） 公共绕组后备保护投入；15） 保护检修投入。b) 其他开关量输入1） 高压侧断路器跳位（判PT断线用，边、中断路器跳闸位置接点TWJ串联，检修转换开关与断路器位置接点并联）；2） 中压侧断路器跳位（判PT断线用）；3） 信号复归；4） 启动打印（可选）。6.1.1.4 开关量输出a) 保护跳闸出口1） 跳高压侧边断路器（1组）；2） 跳高压侧中断路器（1组）；3） 跳中压侧断路器（2组）；4） 跳中压侧母联（1组）；5） 跳中压侧分段1（1组）；6） 跳

20、中压侧分段2（1组）；7） 跳低压侧分支1断路器（1组）、跳低压侧分支2断路器（1组）；8） 联跳低压侧分支1补偿装置（1组）、联跳低压侧分支2补偿装置（1组）。b) 启动中压侧失灵保护（2组）；c) 解除中压侧失灵复合电压闭锁（2组）；d) 过负荷闭锁有载调压（2组：1常开、1常闭）；e) 过负荷启动风冷（3组）；f) 备用出口：跳闸备用（4组）。g) 信号接点输出1） 保护动作（3组：1组保持，2组不保持）；2） 过负荷（2组：2组不保持）；3） 保护运行异常信号（含过激磁、CT断线、PT断线等，2组不保持）；4） 保护装置故障告警（2组不保持）。注：a)c)项应配置出口压板。6.1.2

21、500kV变压器非电量保护装置6.1.2.1 功能配置非电量保护。6.1.2.2 开关量输入a) 非电量1） 非电量延时跳闸开入；2） 本体重瓦斯；3） 有载调压重瓦斯（可选）；4） 本体压力释放；5） 本体油压突变；6） 高压侧边断路器失灵联跳三侧；7） 高压侧中断路器失灵联跳三侧；8） 中压侧断路器失灵联跳三侧；9） 本体油面温度高值1（高值）；10） 本体绕组温度高值1（高值）；11） 本体轻瓦斯；12） 有载调压轻瓦斯（可选）；13） 本体油位异常；14） 有载调压油位异常（可选）；15） 本体油面温度高值2（低值）；16） 本体绕组温度高值2（低值）；17） 油流停止（可选）18）

22、冷却器全停；19） 有载调压压力释放（可选）；20） 调压油面温度（可选）；21） 调压绕组温度（可选）。b) 其它开关量1） 信号复归；2） 跳闸型非电量110投入（配置压板）；3） 保护检修投入；4） 启动打印（可选）。6.1.2.3 开关量输出a) 保护跳闸出口1） 跳高压侧边断路器（2组）；2） 跳高压侧中断路器（2组）；3） 跳中压侧断路器（4组）；4） 跳低压侧断路器（2组）；5） 联跳低压侧补偿装置（2组）；6） 跳闸备用（4组）。注：1)5)项应配置出口压板。b) 信号接点输出1） 各项非电量保护动作（2组）；2） 保护运行异常信号（2组不保持）；3） 保护装置故障告警（2组不

23、保持）。6.1.3 500kV变压器中压侧断路器辅助保护(可选)6.1.3.1 功能配置a) 失灵启动；b) 三相不一致保护。6.1.3.2 模拟量输入：Ia、Ib、Ic。6.1.3.3 开关量输入：a) 保护检修投入； b) 保护动作启动失灵开入；c) 断路器三相不一致组合位置开入；d) 信号复归；e) 启动打印（可选）。6.1.3.4 开关量输出：a) 三相不一致保护跳闸（2组）；b) 失灵启动接点（2组）；c) 解除复压闭锁接点（2组）；d) 失灵联切三侧接点（1组）； e) 保护动作信号（3组：1组保持，2组不保持）；f) 保护运行异常告警（含CT断线等，2组不保持）；g) 保护装置故

24、障告警信号（2组不保持）。注：a)d)项应配置出口压板。6.2 高抗保护6.2.1 电气量保护6.2.1.1 功能配置a) 比率差动；b) 差动速断；c) 零序差动；d) 主电抗器匝间保护；e) 主电抗器过流保护；f) 主电抗器过负荷保护；g) 主电抗器零序过流保护；h) 中性点电抗器过流保护；i) 中性点电抗器过负荷保护。6.2.1.2 模拟量输入a) 主电抗器首端电流Iha、Ihb、Ihc，主电抗器末端电流Ila、Ilb、Ilc；b) 中性点电抗器电流I0；（可选）；c) 交流电压Ua、Ub、Uc。6.2.1.3 开关量输入a) 保护功能投入1） 主保护（含差动速断、差动、零序差动和匝间）

25、投入；2） 后备保护（含主电抗器过流和零序过流、中性点电抗器过流）投入；3） 保护检修投入。b) 其他开关量1） 信号复归；2） 启动打印（可选）。6.2.1.4 开关量输出a) 保护跳闸出口1） 跳边断路器（1组）； 2） 跳中断路器（1组）。注:1)、2)项应配置出口压板。b) 启动远方跳闸保护1） 启动远方跳闸保护（2组）。注:1)项应配置出口压板。c) 备用出口跳闸备用（4组）。d) 信号接点输出1） 保护动作（3组：1组保持，2组不保持）；2） 过负荷（2组不保持）；3） 保护运行异常信号（含CT断线、PT断线等，2组不保持）；4） 保护装置故障告警（2组不保持）。6.2.2 非电量

26、保护6.2.2.1 功能配置6.2.2.2 开关量输入a) 主电抗器非电量保护1） 非电量延时跳闸开入；2） 主电抗器重瓦斯；3） 主电抗器压力释放；4） 主电抗器轻瓦斯；5） 主电抗器油位异常；6） 主电抗器油面温度1；7） 主电抗器油面温度2；8） 主电抗器绕组温度1；9） 主电抗器绕组温度2；b) 中性点电抗器非电量保护（可选）1） 中性点电抗器重瓦斯；2） 中性点电抗器压力释放；3） 中性点电抗器轻瓦斯（可选）；4） 中性点电抗器油位异常（可选）；5） 中性点电抗器油面温度1（可选）；6） 中性点电抗器油面温度2（可选）。c) 其他开关量1） 信号复归；2） 启动打印（可选）；3） 保

27、护检修投入。6.2.2.3 开关量输出a) 保护跳闸出口1） 跳边断路器（2组）；2） 跳中断路器（2组）。注:1)、2)项应配置出口压板。b) 启动远方跳闸保护1） 启动远方跳闸保护1（2组）；2） 启动远方跳闸保护2（2组）。注1)、2)项应配置出口压板。c) 备用出口跳闸备用（4组）。d) 信号接点输出1） 非电量保护动作（3组：1组保持，2组不保持）；2） 保护运行异常信号（2组不保持）；3） 保护装置故障告警（2组不保持）。7 技术要求7.1 基本要求7.1.1 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，并闭锁可能误动的保护。7.1.2 在电流互感

28、器暂态过程中以及饱和情况下,保护应能正确动作。7.1.3 变压器和高压并联电抗器保护在保护范围内，各种运行方式下发生金属性和非金属性的各种故障时，应能正确动作；保护范围外发生故障时不应误动作。7.2 500kV自耦变压器保护技术要求7.2.1 差动保护技术要求a) 具有差动速断功能，且不经CT断线闭锁；b) 具有励磁涌流判别功能，变压器出现励磁涌流时应能可靠闭锁差动保护；c) 在变压器过励磁时不应误动作；d) 具有可整定的电流门槛和防止保护误动的比率制动特性；e) 保护装置接入的各侧电流采用星形接线，各侧星角矢量变换和电流平衡系数的折算由保护装置软件自动实现，并具有自动校正因各侧CT变比不匹配

29、引起的不平衡电流的功能。f) 具有CT断线告警功能，并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；控制字选择闭锁时，差电流大于等于1.2倍额定电流时开放差动保护，小于1.2倍额定电流时闭锁差动保护。g) 具有差流越限告警功能。h) CT饱和检测时间应不大于5ms。i) 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。7.2.2 过励磁保护技术要求a) 三相均过励磁时出口；b) 可通过控制字选择是否跳闸。7.2.3 阻抗保护技术要求a) 具有PT断线闭锁功能，并发出PT断线告警信号，

30、电压切换时不应误动；b) 应设置独立的电流启动元件；c) 采用方向阻抗继电器。7.2.4 （复压）过流保护技术要求a) 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PT断线告警功能。本侧PT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PT断线后，本侧（或本分支）复压闭锁过流保护不经复压元件控制。7.2.5 零序（方向）过流保护技术要求a) 高、中压侧零序方向过流保护的方向元件采用本侧自产零序电压和自产零序电流；b) 自耦变压器的高、中压侧零序过流保护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

31、绕组零序电流保护测量元件宜采用自产零序电流；d) 具有PT断线告警功能，PT断线后，本侧零序方向过流保护退出方向。7.2.6 零序电流保护反时限特性采用IEC标准反时限特性曲线。a) 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“零序反时限时间”定值；3I0为短路时实际零序电流)。b) 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。c) 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。d) 零序

32、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。e) 零序反时限动作时间应按反时限曲线计算，不应截取或设置其它动作时间。7.2.7 非电量保护技术要求a) 非电量保护动作应有动作报告；b) 非电量应有一路经非电量保护装置延时出口，其余跳闸型非电量保护和失灵联跳均采用直跳。c) 作用于跳闸的非电量保护采用大功率继电器，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20ms35ms，应具有抗220V工频干扰电压的能力；d) 单相变压器的非电量应按相输入，作用于跳闸的非电量保护三相共用一个功能压板；e) 单相变压器的非电量保护

33、装置的开入量每相不少于18路，其中用于跳闸的开入量不少于10路。用于三相变压器的非电量保护装置的开入量不少于15路，其中用于跳闸的开入量不少于8路。7.2.8 220kV断路器辅助保护技术要求7.2.8.1 失灵启动技术要求a) 失灵电流判别元件采用相电流、零序电流和负序电流按“或”逻辑构成；b) 外部保护跳闸接点动作，且失灵电流判别元件动作，启动失灵；c) 失灵启动出口设两时限，一时限动作于启动失灵和解除复合电压闭锁，二时限动作于失灵联跳三侧（仅用于独立220kV断路器失灵屏不能按间隔区分失灵的情况）。7.2.8.2 三相不一致保护技术要求a) 当断路器某相断开，出现非全相运行时，经设定的延

34、时跳开三相；b) 三相不一致由断路器位置组合接点启动，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。c) 三相不一致保护动作不起动失灵保护。7.3 高抗保护技术要求7.3.1 主保护a) 具有防止CT饱和引起保护误动的功能；b) 零序电流差动保护能灵敏地反映电抗器内部接地故障；c) 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；d) 具有CT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倍额定电流闭锁差动保护；e) 当主电抗

35、器首端和末端CT变比不一致时，电流补偿应由软件实现。f) 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。7.3.2 主电抗器后备保护a) 过电流保护采用首端电流；b) 零序过电流保护采用首端电流，不经CT断线闭锁；c) 过负荷保护延时作用于信号。7.3.3 中性点电抗器后备保护a) 过电流保护反映三相不对称等原因引起的中性点电抗器过流，应采用中性点电抗器的外接CT电流；b) 过负荷保护监视三相不平衡状态，延时作用于信号。7.3.4 非电量保护a) 高抗非电量保护包括主电抗器和中性点电抗器，主电抗器A、B、

36、C三相非电量分相开入，作用于跳闸的非电量保护相同功能的三相共用一个功能压板；b) 作用于跳闸的非电量保护采用大功率继电器，启动功率应大于5 W，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) 用于主电抗器分相的非电量保护输入量每相不少于10路，其中用于跳闸的输入不少于5路；用于中性点电抗器的非电量保护输入量不少于10路，其中用于跳闸的输入不少于5路。7.4 操作箱的技术要求7.4.1 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。7.4.2 操作箱应设有断路器合闸位置、跳

37、闸位置和电源指示灯。7.4.3 操作箱的防跳功能应方便利用端子接线取消。7.4.4 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。7.4.5 操作箱串接在跳、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。7.4.6 应具有合后接点和手跳接点提供给备自投装置。7.4.7 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%，不高于70%，启动功率不小于5W。7.4.8

38、启动TJR、TJQ、TJF的跳闸回路不应启动STJ。7.4.9 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%。7.4.10 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。7.4.11 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

39、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。7.4.12 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

40、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) 备用中间继电器；x) 电压切换回路。（可选）7.5 电压切换箱（插件）的技术要求7.5.1 电压切换回路采用保持继电器的接点；7.5.2 切换继电器同

41、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；7.5.3 电压切换回路应有运行方式指示灯。7.5.4 电压切换箱（插件）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。8 二次回路8.1 基本要求8.1.1 双重化配置的两套保护，每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，充分考虑到运行和检修时的安全性，当一套保护退出时不应影响另一套保护的运行。8.1.2 双重化配置的两套保护的电流回路、电压回路、直流电源和跳闸回路相互独立。8.1

42、.3 双重化配置的每套保护电压应分别取自电压互感器的不同绕组。对于双母线接线的两套保护还应分别使用各自的电压切换回路。对于电压互感器绕组不满足的情况，两套保护共用同一绕组时，仍应分别使用各自的电压切换回路。8.1.4 双重化配置的每套保护电流应分别取自电流互感器的不同绕组。8.1.5 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。8.1.6 单重化配置的保护出口跳闸应同时作用于断路器的两组跳闸线圈。8.1.7 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。8.1.8 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。

43、8.1.9 当断路器操动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。8.1.10 优先使用断路器机构本体的防跳回路。8.1.11 对于装置间不经附加判据直接启动跳闸的开入量，应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%范围内，额定直流电源电压下动作时间为20ms35ms，应具有抗220V工频电压干扰的能力。8.2 变压器保护8.2.1 断路器失灵联跳变压器各侧断路器通过主变非电量保护出口，各断路器失灵联跳输入应按断路器独立设置。8.2.2 采用主、后备保护跳闸接点作为三相跳闸启动失灵开入母差失灵保护

44、。8.2.3 采用变压器保护动作接点解除失灵保护的复合电压闭锁，启动失灵和解除失灵电压闭锁应采用变压器保护不同继电器的跳闸接点。8.2.4 后备保护动作跳母联（分段），不启动母联（分段）断路器失灵保护。8.2.5 非电量保护和断路器三相不一致保护动作不启动断路器失灵保护。8.2.6 正常运行时两套保护均用开关CT，高压侧零序反时限过流保护和低压侧过流保护采用各侧套管CT。变压器保护用CT的接线原则详见附录A。8.2.7 主变保护动作跳低压侧断路器时，经35kV（66kV）母差保护联跳低压侧补偿装置。8.3 高压并联电抗器保护高压并联电抗器的每套电气量保护分别启动一套远跳保护，非电量保护应同时启

45、动两套远跳保护。9 配合要求9.1 对电流互感器和电压互感器的要求9.1.1 对电流互感器的要求9.1.1.1 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生的影响。9.1.1.2 500kV变压器差动保护宜采用TPY级电流互感器。9.1.2 对电压互感器的要求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。9.2 对断路器的要求9.2.1 220kV500kV断路器应具备双跳闸线圈。9.2.2 新建变电站采用敞开式配电装置时，主变220kV进线、母联、分段应选用三相机械联动的断路器。9.2.3 断路器本体应配置防跳回

46、路。9.2.4 非机械联动断路器本体应配置一套三相不一致保护，本体三相不一致保护动作时间应在0.5s4.0s范围内可整定；三相不一致保护动作信号应自保持，并引至端子排；三相不一致保护动作后应由不同继电器的接点分别跳断路器的两个跳闸线圈。9.2.5 合闸回路采用第一路直流电源。9.2.6 断路器跳、合闸压力异常闭锁功能由断路器本体机构实现，应提供两套完整独立的压力低闭锁跳闸回路，其电源、继电器和二次回路应完全分开，且两组压力闭锁回路直流电源应分别与对应跳闸回路共用一组操作电源；应提供一套完整的压力低禁止合闸回路，应与合闸回路共同采用第一路直流电源。9.2.7 断路器辅助触点与主触头的动作时间差不大于10ms。10 组屏原则10.1 变压器保护10.1.1 两套电气量保护各组一面屏（柜），非电气量组一面屏