220kV变压器保护技术规范（2018年试行版）.doc

《220kV变压器保护技术规范（2018年试行版）.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《220kV变压器保护技术规范（2018年试行版）.doc（163页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、Q/CSGQ/CSG中国南方电网有限责任公司企业标准中国南方电网有限责任公司 发布220 kV变压器保护技术规范（2018年试行版）Technical specification for 220kV transformer protection 1 目 次前 言I1范围12规范性引用文件13术语和定义14总则15保护配置16保护功能57技术要求98对相关设备及回路要求129电缆跳闸装置屏柜设计1410光缆跳闸装置屏柜设计18附录 A （规范性附录） 变压器保护装置定值清单及软压板标准格式21附录 B （规范性附录） 变压器软硬压板配置表34附录 C （规范性附录） 光缆跳闸变压器保护装置接口信

2、息35附录 D （规范性附录） 变电站继电保护信息输出36附录 E （规范性附录） 变压器保护模型56附录 F （资料性附录） 动作报告的内容和打印格式示例69附录 G （资料性附录） 主变保护CT配置示意图70附录 H （资料性附录） 保护屏面布置示意图73附录 I （资料性附录） 保护屏端子排及压板配置示意图80 前 言本规范的内容包含220kV变压器保护的输入输出量、压板、端子（虚端子）、通信接口类型与数量、报吿和定值、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。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220kV厂站的220k

3、V变压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220kV变压器保护改造工程，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 110015-2012 南方电网220kV变压器保护技术规范，与Q/CSG 110015-2012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规范性引用文件）；新增装置软件版本构成方案（见5.1.4）；新增功能配置表（见5.1.5）；取消两套纵联差动宜采用不同原理的励磁涌流判据的要求（见5.2.1）；增加了高压侧复压过流保护复压可投退要求（见5.3

4、.1）；增加了高压侧后备保护失灵联跳功能（见5.3.5）；增加了高压侧后备保护三相不一致功能（见5.3.6）；增加了高压侧后备保护一段闭锁调压保护（见5.3.9）；增加了中压侧复压过流保护复压可投退要求（见5.4.1）；增加了中压侧后备保护失灵联跳功能（见5.4.5）；增加了低压1分支复压过流保护方向元件可投退要求（见5.5.1）；明确低压1分支零序过压告警使用自产的要求（见5.5.2）；删除了电流闭锁式10kV简易母线快速保护；增加了低压2分支复压过流保护方向元件可投退要求（见5.6.1）；明确低压1分支零序过压告警使用自产的要求（见5.6.2）；删除了低压1，2分支电压外接零序（见6.1.

5、2）；删除了电缆跳闸装置开关量输入有关简易母线保护的部分（见6.1.3）；增加了光缆跳闸装置开关量输入（见6.1.4）；增加了光缆跳闸装置开关量输出（见6.1.6）；删除了在变压器过励磁时不应误动的要求（见7.2）；明确了差动保护整组动作时间的要求（见7.2）；增加了各侧电压均PT断线或电压退出后，高（中）压侧复压过流（方向）保护变为纯过流的要求（见7.4）；删除了10kV简易母线快速保护的技术要求；增加了变压器保护不停电传动技术要求（见7.7）；增加了光缆跳闸装置GOOSE开入技术要求（见7.8）；增加非电量二次回路的要求（见8.1.8和8.1.9）；增加压力低闭锁回路和弹簧未储能不能闭锁跳

6、闸回路的要求（见8.1.13）；修改了装置间不经附加判据直接启动跳闸的开入量动作时间为10ms35 ms（见8.1.15）；增加了光缆跳闸变压器保护GOOSE网络方式通信的技术要求（见8.1.16）；明确了光缆跳闸变压器保护装置跳闸触发录波信号和保护动作总信号应采用保护GOOSE跳闸信号（见8.1.17）；增加了220kV电压等级变压器保护所用CT的技术要求（见8.2.1.2）；增加了变压器保护各侧CT变比，不宜使平衡系数大于10的技术要求（见8.2.1.3）；增加了变压器间隙应配置独立CT，不允许与外接零序电流共用CT的技术要求（见8.2.1.4）；增加220kV断路器和隔离刀闸相关回路的要

7、求（见8.3.2）；增加了光缆跳闸装置屏柜设计（见10）；增加了附录A变压器保护装置定值清单及软压板标准格式（见附录A）；增加了附录B.2光缆跳闸变压器保护装置保护功能软硬压板配置表（见附录B.2）；增加了附录C光缆跳闸变压器保护装置接口信息（见附录C）；增加了附录D变电站继电保护信息输出（见附录D）；增加了附录E变压器保护模型（见附录E）；增加了附录H.7光缆跳闸装置保护屏面布置示意图（见附录H.7）；增加了附录I.5光缆跳闸装置保护屏端子排及压板配置示意图（见附录I.5）；本规范的附录F、G、H、I为资料性附录，其余附录为规范性附录。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

8、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、广东省电力设计研究院、贵州电力设计院和国电南京自动化股份有限责任公司、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、长园深瑞继保自动化有限公司等单位的支持。本规范主要起草人：徐鹏、刘千宽、张弛、丁晓兵、黄佳胤、郭晓、张文军、论振坚、熊学海、张晓宇、石磊、张恒祥、李楠、马和科等。本标准自2018年6月起试行。77南方电网220 kV变压器保护技术规范1 范围本规范适用于高、中压侧采用双母线、双母线双分段或双母线带旁路接线、低压侧采用双分支单母分段接线等接线形

9、式的三相三绕组变压器，其他接线方式形式接线的三相三绕组变压器或自耦变压器可参照执行。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于本规范。凡是不注日期的引用文件，其截止本规范发布之日前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 32901-2016智能变电站继电保护通用技术条件GB/T 14598.300微机变压器保护装置通用技术条件DL/T 478-2013继电保护和安全自动装置通用技术条件DL/T 769电力系统微机继电保护技术导则DL/T 5136-2012火力发电厂、

10、变电站二次接线设计技术规程DL/T 5218-2012220kV750kV变电站设计技术规程Q/CSG 120300435kV500kV变电站装备技术导则（变电一次分册）Q/CSG 1203005电力二次装备技术导则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 220kV变压器保护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。4.2 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。4.3 本规范与南方电网继电保护通用技术规范一起，构成220kV变压器保护的全部技术要求。

11、5 保护配置5.1 基本原则5.1.1 220kV变压器保护双重化配置两套主、后一体的电气量保护。5.1.2 电缆跳闸方式下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。光缆跳闸方式下三相不一致应由变压器电气量保护实现。5.1.3 220kV变压器根据技术条件配置一套本体非电量保护，电缆跳闸方式下由非电量保护装置实现，光缆跳闸方式下由本体智能终端实现。5.1.4 220kV变压器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) 基础软件含 “基础型号功能”； b) 基础软

12、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；c) 装置软件版本描述方法如图5.1所示：图5.1 220kV变压器保护软件版本描述示意图注1：和之间为1个空格，和之间为1个空格，和之间为1个空格。d) 装置ICD文件版本描述方法如图5.2所示：图5. 2 220kV变压器保护ICD文件命名规则5.1.5 功能配置表表1 功能配置表类别序号功能描述段数及时限说明备注主保护1差动速断/2纵差保护/3故障分量差动保护/自定义高后备4相间阻抗保护段1时限5接地阻抗保护段1时限6复压过流保护段1时限段1时限段复压可投退、方向可投退、方向指向可整定段不带方向，复压可投

13、退7零序过流保护段2时限段1时限段方向可投退、方向指向可整定段不带方向8间隙过流保护段1时限零序电压固定外接9零序过压保护段1时限10失灵联跳段1时限仅用于光缆跳闸装置可选11三相不一致段1时限仅用于光缆跳闸装置可选12过负荷保护段1时限固定投入13启动风冷段1时限自定义14闭锁调压段1时限自定义中后备15相间阻抗保护段3时限16接地阻抗保护段3时限17复压过流保护段3时限段3时限段复压可投退、方向可投退、方向指向可整定段复压可投退、方向可投退、方向指向可整定18零序过流保护段3时限段3时限段方向可投退、方向指向可整定段不带方向19间隙过流保护段1时限零序电压固定外接20零序过压保护段1时限2

14、1失灵联跳段1时限仅用于光缆跳闸装置可选22过负荷保护段1时限固定投入低1后备23复压过流保护段3时限段3时限、段可经复压闭锁 复压取本分支, 方向可投退、方向指向可整定24零序过压告警段1时限固定采用自产零序电压25过负荷保护段1时限固定投入取低压1分支和低压2分支和电流低2后备26复压过流保护段3时限段3时限、段可经复压闭锁 复压取本分支, 方向可投退、方向指向可整定27零序过压告警段1时限固定采用自产零序电压类别序号基础型号代码说明备注28220kV变压器保护T25.2 主保护配置5.2.1 配置纵联差动保护，动作后跳开变压器各侧断路器。5.2.2 配置差动电流速断保护，动作后跳开变压器

15、各侧断路器。5.3 高压侧后备保护配置5.3.1 配置两段复压过流保护，复合电压元件应采集各侧电压按“或门”开放。a) 段带一时限，复压可投退，方向元件可投退，带方向时方向宜指向变压器，动作后跳开变压器各侧断路器；b) 段带一时限，复压可投退，不带方向，动作后跳开变压器各侧断路器。5.3.2 配置一段相间和接地阻抗保护，带一时限，方向指向变压器，是否经振荡闭锁可投退，动作后跳开变压器各侧断路器。5.3.3 配置两段定时限零序过流保护。a) 段带二时限，方向元件可投退、方向指向可整定；b) 段带一时限，不带方向，动作后跳开变压器各侧断路器。5.3.4 配置中性点间隙保护。a) 间隙过流保护，设置

16、一段一时限，间隙过流和零序过压二者构成“或”逻辑，延时跳开变压器各侧断路器；b) 零序过压保护，设置一段一时限，零序电压采用外接零序电压。延时跳开变压器各侧断路器。5.3.5 光缆跳闸方式电气量保护配置失灵联跳功能，设置一段一时限，变压器高压侧断路器失灵保护动作后经变压器保护跳各侧断路器，变压器保护通过订阅GOOSE失灵跳闸，不经电流判据延时30ms跳闸。电缆跳闸方式失灵联跳功能通过非电量保护开入直接跳闸。5.3.6 光缆跳闸方式电气量保护配置高压侧断路器三相不一致功能，设置一段一时限。5.3.7 配置高压侧定时限过负荷保护，一段一时限，延时8s，动作于信号。5.3.8 配置一段启动风冷保护，

17、一时限启动风冷。5.3.9 配置一段闭锁调压保护，一时限闭锁调压。5.4 中压侧后备保护配置5.4.1 配置两段复压过流保护。a) 段带三时限，复压可投退，方向元件可投退、方向指向可整定；b) 段带三时限，复压可投退，方向元件可投退、方向指向可整定。5.4.2 配置一段相间和接地阻抗保护，带三时限，方向指向中压侧母线。5.4.3 配置两段零序过流保护。a) 段带三时限，方向可投退，带方向时方向宜指向中压侧母线；b) 段带三个时限，不带方向。5.4.4 配置中性点间隙保护。a) 间隙过流保护，设置一段一时限，间隙过流和零序过压二者构成“或”逻辑，延时跳开变压器各侧断路器；b) 零序过压保护，设置

18、一段一时限，零序电压采用外接零序电压。延时跳开变压器各侧断路器。5.4.5 光缆跳闸方式电气量保护配置失灵联跳功能，设置一段一时限，变压器中压侧断路器失灵保护动作后经变压器保护跳各侧断路器，变压器保护通过订阅GOOSE失灵跳闸，不经电流判据延时30ms跳闸。电缆跳闸方式失灵联跳功能通过非电量保护开入直接跳闸。5.4.6 配置中压侧定时限过负荷保护，一段一时限，延时8s，动作于信号。5.5 低压1分支后备保护配置5.5.1 配置两段复压过流保护。 a) 段带三个时限，复压可投退，方向元件可投退、方向指向可整定；b) 段带三个时限，复压可投退，方向元件可投退、方向指向可整定。5.5.2 零序过压告

19、警，设置一段一时限，固定取自产零序电压，动作于信号。5.5.3 过负荷保护，设置一段一时限，采用低压1分支、2分支和电流，延时8s，动作于信号。5.6 低压2分支后备保护配置5.6.1 配置两段复压过流保护。a) 段带三个时限，复压可投退，方向元件可投退、方向指向可整定；b) 段带三个时限，复压可投退，方向元件可投退、方向指向可整定。5.6.2 零序过压告警，设置一段一时限，固定取自产零序电压，动作于信号。5.7 高压侧断路器辅助保护（电缆跳闸方式可选）a) 失灵电流判别须在间隔内完成时，配置断路器失灵启动功能；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，保护动作延时跳开变压器

20、高压侧断路器。6 保护功能6.1 变压器电气量保护6.1.1 功能配置a) 纵联差动保护；b) 差动电流速断保护；c) 高压侧阻抗后备保护；d) 高压侧过流保护（包括复压过流和零序过流）；e) 高压侧中性点间隙零序过流、零序过电压保护；f) 高压侧过负荷保护；g) 中压侧阻抗后备保护；h) 中压侧过流保护（包括复压过流和零序过流）；i) 中压侧中性点间隙零序过流、零序过电压保护；j) 中压侧过负荷保护；k) 低压侧复压过流保护；l) 低压侧过负荷保护。6.1.2 模拟量输入a) 交流电流回路1) 高压侧电流Iha、Ihb、Ihc；2) 高压侧零序电流Ih0；3) 高压侧间隙电流Ihj；4) 中

21、压侧电流Ima、Imb、Imc；5) 中压侧零序电流Im0；6) 中压侧间隙电流Imj；7) 低压1分支电流Il1a、Il1b、Il1c；8) 低压2分支电流Il2a、Il2b、Il2c；b) 交流电压回路1) 高压侧电压Uha、Uhb、Uhc、Uh0；2) 中压侧电压Uma、Umb、Umc、Um0；3) 低压1分支电压Ul1a、Ul1b、Ul1c； 4) 低压2分支电压Ul2a、Ul2b、Ul2c。6.1.3 电缆跳闸装置开关量输入a) 保护功能投入1) 差动保护投入；2) 高压侧阻抗保护投入；3) 高压侧复压过流保护投入；4) 高压侧间隙保护投入；（该功能压板同时投退间隙零序电流和零序过电

22、压）5) 高压侧电压投入；6) 中压侧阻抗保护投入；7) 中压侧复压过流保护投入；8) 中压侧间隙保护投入；（该功能压板同时投退间隙零序电流和零序过电压）9) 中压侧电压投入；10) 低压分支1后备保护投入；11) 低压分支1电压投入；12) 低压分支2后备保护投入；13) 低压分支2 电压投入；b) 其他开关量输入1) 远方操作投/退；2) 保护检修状态投/退；3) 信号复归；4) 启动打印（可选）。6.1.4 光缆跳闸装置开关量输入a) GOOSE输入1) 高压侧失灵联跳开入； 2) 中压侧失灵联跳开入；3) 三相不一致开入（高压侧断路器）；b) 其他开关量输入1) 远方操作投/退；2)

23、保护检修状态投/退；3) 信号复归；4) 启动打印（可选）。6.1.5 电缆跳闸装置开关量输出a) 保护出口1) 跳高压侧断路器（2组）；2) 启动高压侧失灵保护（2组）；3) 解除高压侧失灵保护电压闭锁（2组）；4) 跳高压侧母联（分段）（3组）；5) 跳高压侧旁路（2组，可选）6) 跳中压侧断路器（1组）；7) 启动中压侧失灵保护（1组）；8) 解除中压侧失灵保护电压闭锁（1组）；9) 跳中压侧母联（分段）（3组）；10) 跳中压侧旁路（1组，可选）11) 闭锁中压侧备自投（3组）；12) 跳低压1分支（1组）；13) 跳低压1分支分段（1组）；14) 闭锁低压1分支备自投（1组）；15)

24、 跳低压2分支（1组）；16) 跳低压2分支分段（1组）；17) 闭锁低压2分支备自投（1组）；18) 跳闸备用1（1组）；19) 跳闸备用2（1组）；20) 跳闸备用3（1组）；21) 跳闸备用4（1组）；22) 闭锁调压（常开、常闭可选，1组）；23) 启动风冷（1组）；b) 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) 运行异常（含CT断线、PT断线等，2组不保持）；4) 装置故障告警（2组不保持）。注：a)中1）21)项应配置出口压板，跳高压侧旁路和跳中压侧旁路可使用跳闸备用接点。6.1.6 光缆跳闸装置开关量输出a) 保护GOOSE出口如

25、下：1) 跳高压侧断路器（1组）；2) 启动高压侧失灵（1组）；3) 跳高压侧母联1（1组）；4) 跳高压侧母联2（1组）；5) 跳高压侧分段1（1组）；6) 跳高压侧分段2（1组）；7) 跳中压侧断路器（1组）；8) 启动中压侧失灵（1组）；9) 跳中压侧母联1（1组）；10) 跳中压侧母联2（1组）；11) 跳中压侧分段1（1组）；12) 跳中压侧分段2（1组）；13) 闭锁中压侧备自投（1组）；14) 跳低压1分支（1组）；15) 跳低压1分支分段（1组）；16) 闭锁低压1分支备自投（1组）；17) 跳低压2分支（1组）；18) 跳低压2分支分段（1组）；19) 闭锁低压2分支备自投（

26、1组）；20) 高压侧断路器三相不一致出口（1组）；21) 跳闸备用1（1组）；22) 跳闸备用2（1组）；23) 跳闸备用3（1组）；24) 跳闸备用4（1组）；25) 启动风冷（1组）；26) 闭锁调压（1组）；b) GOOSE信号输出如下：1) 保护动作（1组）；2) 过负荷（1组）；c) 信号触点输出如下：1) 运行异常（含CT断线、PT断线等，至少1组不保持）；2) 装置故障告警（至少1组不保持）。6.2 非电量保护（电缆跳闸方式）6.2.1 开关量输入a) 本体保护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)

27、高压侧断路器失灵联跳三侧；7) 本体油面温度高（高值）；8) 本体绕组温度高（高值）；9) 本体轻瓦斯；10) 有载调压轻瓦斯（可选）；11) 本体油位异常；12) 有载调压油位异常（可选）；13) 本体油面温度高（低值）；14) 本体绕组温度高（低值）；15) 油流停止（可选）；16) 冷却器全停；17) 有载调压压力释放（可选）；18) 调压油面温度（可选）；19) 调压绕组温度（可选）；b) 其他开关量1) 远方操作投/退；2) 保护检修状态投/退；3) 信号复归；4) 启动打印（可选）。注：跳闸型非电量输入回路需配置压板。6.2.2 开关量输出a) 保护跳闸出口1) 跳高压侧断路器（4

28、组）；2) 跳中压侧断路器（2组）；3) 跳低压侧分支1断路器（1组）；4) 跳低压侧分支2断路器（1组）；5) 跳闸备用（4组）；注：1)4)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组不保持）。6.3 220kV断路器辅助保护装置（电缆跳闸方式可选）6.3.1 电缆跳闸装置功能配置a) 失灵启动；b) 三相不一致保护。6.3.2 电缆跳闸装置模拟量输入：Ia、Ib、Ic。6.3.3 电缆跳闸装置开关量输入：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

29、复归；e) 启动打印（可选）。6.3.4 电缆跳闸装置开关量输出：a) 三相不一致保护跳闸（2组）；b) 失灵启动接点（2组）；c) 失灵联切三侧接点（1组）；d) 解除电压闭锁接点 （2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) 保护装置故障告警信号（2组不保持）。注：a)c)项应配置出口压板。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，并闭锁可能误动作的保护。7.1.2 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。7.1.3 变压器保

30、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。7.2 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；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) 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；e) 各组交流电流回路的输入应相互独立并与CT一一对应；f) 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

31、动保护，小于1.2倍闭锁差动保护；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) 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；j) 保护整组动作时间：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。电缆跳闸装置为故障至出口继电器接点闭合时间，光缆跳闸装置为故障至发出GOOSE跳闸报文时间。7.3 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，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。7.4 （复压闭锁）过流（方向）保护技术要求a) 方向元件取

32、本侧电压，灵敏角固定不变，具备电压记忆功能；b) 高（中）压侧复压元件由各侧电压经“或门”构成；低压侧复压元件取本侧（或本分支）电压； c) 具有PT断线告警功能。高（中）压侧PT断线或电压退出后，该侧复压过流（方向）保护，退出方向元件，受其它侧复压元件控制；当各侧电压均PT断线或电压退出后，高（中）压侧复压过流（方向）保护变为纯过流；低压侧PT断线或电压退出后，本侧（或本分支）复压（方向）过流保护变为纯过流。7.5 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

33、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。7.6 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PT开口三角电压；b) 间隙零序电流取中性点间隙专用CT；c) 间隙零序电流和零序过电压的时间元件分别设置，间隙零序过电压元件单独经较短延时T1出口；变压器间隙零序过流和零序过电压元件组成“或门”逻辑，经较长延时T2出口。7.7 变压器保护不停电传动技术要求a) 保护装置应配置相应菜单，允许通过人机界面进行操作，实现在被保护设备不停电条件下传动断路器的功能。进入人机

34、界面操作传动时应采取必要措施（如设置密码确认等）以防止误操作；b) 保护装置应采取必要措施（如自动计时）防止操作人员频繁进行传动操作，两次传动间隔时间应大于1分钟；c) 装置应能实现按侧分别传动和各侧同时传动两种传动方式；d) 对于按侧分别传动，通过人机界面传动的对象为跳闸矩阵中定义的跳变压器各侧的位，不包括跳母联分段，闭锁备投和跳闸备用等位，传动断路器操作时，保护装置应能按跳闸矩阵中对应位条目驱动对应侧的所有出口继电器闭合；e) 对于各侧同时传动，通过人机界面传动的对象为跳闸矩阵中差动保护跳闸整定值包含的所有位，传动断路器操作时，保护装置应能同时驱动差动保护跳闸整定值对应所有位的所有出口继电

35、器闭合；f) 传动的出口继电器闭合脉宽时间为40100ms，同时点亮装置面板跳闸动作指示灯；g) 不停电传动断路器操作期间，保护装置应能正确输出相应的状态变位、动作等信息。传动后，保护装置应能报告提示事件报文；h) 为便于进行事后分析，不停电传动断路器操作应形成对应的保护动作报告和录波文件，录波开关量中应含有不停电传动跳闸的开关量，用于区分本次跳闸是保护跳闸或是不停电传动跳闸；i) 保护装置处于不停电传动操作状态时，应不影响装置保护功能正常运行；j) 装置在发出保护运行异常（如PT断线、CT断线、过负荷等）、装置自检故障和保护启动等信号后，保护装置应闭锁不停电传动功能，禁止操作人员通过保护装置

36、进行不停电传动断路器操作，并在界面报告闭锁传动的提示性报文；k) 装置异常、装置自检故障和保护启动返回后，应采取必要的措施延长闭锁时间，应按分钟级闭锁传动功能，同时要求闭锁过程中当前操作界面返回到主界面，闭锁期间操作“南网传动”菜单，禁止操作，并弹出提示界面，如“闭锁传动，请查明原因”等；l) 在正常的不停电传动过程中，无异常情况下装置不应点告警灯触发告警接点。7.8 光缆跳闸装置GOOSE开入技术要求保护装置与其他相关IED设备间的GOOSE链路断链或异常的情况下，对应失灵联跳开入和三相不一致开入应清零，闭锁失灵联跳保护和三相不一致保护。7.9 非电量保护技术要求a) 非电量保护动作应有动作

37、报告；b) 作用于跳闸的非电量保护采用大功率继电器（含失灵联跳开入），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10ms35 ms，应具有抗220V工频干扰电压的能力；c) 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。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采用直跳。7.10 220kV断路器辅助保护技术要求（电缆跳闸方式）7.10.1 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

38、，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）。7.10.2 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。d) 三相不一致保护技术要求适用于光缆跳闸方式。7.11 对操作箱的相关技术要求如下7.11.1 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

39、切换回路。7.11.2 操作箱应设有断路器合闸位置、跳闸位置和电源指示灯。7.11.3 操作箱的防跳功能应方便利用端子接线取消。7.11.4 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。7.11.5 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。7.11.6 应具有合后接点和手跳接点提供给备自投装置。7.11.7 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

40、额定电压的55%，不高于70%，启动功率不小于5W。7.11.8 启动TJR、TJQ、TJF的跳闸回路不应启动STJ。7.11.9 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%。7.11.10 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。7.11.11 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%，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

41、；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。7.11.12 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

42、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、永跳（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）7.12 对电压切换装置的技术要

43、求7.12.1 电压切换回路采用保持继电器的接点。7.12.2 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，应采用隔离开关常开接点启动的不保持继电器接点。7.12.3 电压切换回路应有运行方式指示灯。7.12.4 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。8 对相关设备及回路要求8.1 对二次回路要求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。8.1.3 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 单套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 每套电气量保护跳闸启动高压侧失灵出口宜对应启动一