《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》解读

《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》解读

一、背景及概述二、各版本间的差异三、要点解读四、修订内容

提纲2一、背景及概述1.继电保护标准化进程90年代四统一为继电保护的应用打下了良好的基础。2008版2013版2015年修订六统一确定了220kV及以上电压等级保护的设计、制造等方面的技术原则。新六统一补充了智能站保护及330kV、750kV电压等级的内容。新六统一修订完善了智能站保护方案及上送信息、信号灯、人机界面等方面的要求。3一、背景及概述4四统一原则四统一高压线路继电保护装置原理设计1）统一的技术标准。2）统一的原理接线。3）统一的元件符号。4）统一的端子排编号。一、背景及概述5六统一规范1.Q/GDW175-2008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2.

Q/GDW161-2007线路保护及辅助装置标准化设计规范1）功能配置统一的原则。2）回路设计统一的原则。3）端子排布置统一的原则。4）接口标准统一的原则。5）屏柜压板统一的原则。6）保护定值、报告格式统一的原则。一、背景及概述6新六统一规范（2013版）1.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2.线路保护及辅助装置标准化设计规范（报批稿）3.

10kV～110（66）kV元件保护及辅助装置标准化设计规范（报批稿）4.

10kV～110（66）kV线路保护及辅助装置标准化设计规范（报批稿）主要修改内容：1）补充了智能站保护相关内容。2）保护功能配置增加选配功能。3）1175规范增加330kV、750kV变压器保护相关内容。一、背景及概述7新六统一规范（2015版）Q/GDW1767—201510kV～110（66）kV元件保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW1766—201510kV～110（66）kV线路保护及辅助装置标准化设计规范3.Q/GDW1175—2013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4.Q/GDW1175—2014线路保护及辅助装置标准化设计规范5.

Q/GDW11661—20171000kV继电保护及辅助装置标准化设计规范一、背景及概述86.

Q/GDW11010—2015继电保护信息规范7.

Q/GDW1426—2016智能变电站合并单元技术规范8.

Q/GDW428—2010智能变电站智能终端技术规范9.

Q/GDW10427—2017变电站测控装置技术规范10.

Q/GDW1396—2012IEC61850工程继电保护应用模型一、背景及概述91）统一功能配置2）统一回路设计3）统一端子排布置4）统一接口标准5）统一屏柜压板6）统一保护定值、报告格式7)统一上送信息8)统一信号灯9)统一菜单等人机界面一、背景及概述2.1175规范概述10【适用范围】

《Q/GDW1175-2013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》规定了220kV及以上电网的变压器、高压并联电抗器、母线和母联（分段）保护及相关设备的技术原则和设计准则。适用于国家电网公司220kV及以上电压等级常规变电站（以下简称常规站）和智能变电站(以下简称智能站)的变压器、高压并联电抗器、母线和母联（分段）及相关设备继电保护装置和回路的设计工作。一、背景及概述11【引用标准】

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T14598.300微机变压器保护装置通用技术要求DL/T478继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T670母线保护装置通用技术条件Q/GDW1396IEC61850工程继电保护应用模型一、背景及概述12【重要会议纪要】

关于QGDW1161-2013及QGDW1175-2013的增补说明《继电保护信息规范》220kV变压器保护装置保护功能状态与保护功能闭锁信息生成及上送原则《继电保护信息规范》500kV变压器保护装置保护功能状态与保护功能闭锁信息生成及上送原则《继电保护信息规范》母线保护装置保护功能状态数据集与保护功能闭锁数据集信息生成及上送原则

220kV母线电科院信息规范讨论会议纪要2015.12.10国家电网公司2015年软件版本认证智能站SV采样GOOSE跳闸双母单分母线保护装置预测试总结会议纪要

一、背景及概述二、各版本间的差异三、要点解读四、修订内容

提纲13二、各版本间的差异1.与2008版“六统一”规范的差异141）增加了智能站保护的相关内容家电网公司于2009年进行了2批智能变电站的试点建设，并从2011年开始全面推广智能变电站，2012年研究与建设新一代智能变电站。在此过程中，相关标准的研究及制定主要集中在整站技术方案方面，智能站继电保护缺少可执行的标准化设计规范。随着智能站技术方案的成熟及稳定，国网公司着手组织“六统一”规范功能扩充及修订工作，增加智能站保护装置的“六统一”要求。

导致的问题：2013年之前智能站保护软件版本较为混乱。二、各版本间的差异152）扩充保护功能，增加选配型号

2008版“六统一”规范在强化主保护、简化后备保护等方面做了大量的工作。但由于一次主接线或设备等方面的原因，限制了“六统一”规范版本程序的推广。

2013年制定“新六统一”规范时，采用“基础型号功能”和“选配功能”组合的方式，兼顾了各地区的不同的需求。

另外，增加了330kV、750kV变压器保护的相关内容。二、各版本间的差异16保护功能段数每段时限数主保护纵差­­­

差流速断

增量差动

差流越限

高压侧保护复压（方向）过流22/I1/II零序（方向）过流22/I1/II间隙电流11零序电压11失灵联跳11过负荷11中压侧保护复压（方向）过流13限时速断过流12零序（方向）过流22/I1/II间隙电流11零序电压11过负荷11低压1(2)分支复压过流13过流保护13过负荷11电抗器后备复压过流122008版“六统一”220kV变压器保护共126个定值。【举例】：二、各版本间的差异17保护功能段数时限数主保护纵差­­­

差流速断

增量差动

差流越限

高压侧保护相间阻抗13接地阻抗13复压（方向）过流38零序（方向）过流38间隙电流11零序电压11失灵联跳11过负荷11中压侧保护相间阻抗13接地阻抗13复压（方向）过流38零序（方向）过流38间隙电流11零序电压11失灵联跳11过负荷112013版“新六统一”220kV变压器保护（T2）共290个定值。保护功能段数时限数低1后备复压过流保护­­­26零序过流保护12零序过压告警11过负荷保护11低2后备复压过流保护­­­26零序过流保护12零序过压告警11过负荷保护11接地变速断过流保护11过流保护11零序过流保护24低1电抗复压过流保护12低2电抗复压过流保护12公共绕组零序过流11过负荷11选配功能代码阻抗保护D接地变J电抗器E公共绕组G两卷变A二、各版本间的差异2.2013版“新六统一”规范与2015版“新六统一”规范的差异18【背景】

2015年6月底左右，110kV及以上电压等级“新六统一”高压保护集中检测基本结束，产品涵盖：常规采样GOOSE跳闸、SV采样GOOSE跳闸、常规变电站高压保护产品。六统一集中测试后，国网专家又提出了新的规范内容：统一保护面板灯、增加供调度端以及保护专业人员监测的数据集、统一保护装置的人机操作界面二、各版本间的差异191）统一上送信息依据:《Q/GDW11010—2015继电保护信息规范》对继电保护输出的信息内容进行规范，以满足变电站继电保护在线检测、信息可视化和智能诊断等高级应用。保护装置的信息输出按五大类进行描述：保护动作信息、告警信息、状态变位信息、在线监测信息和中间节点信息。二、各版本间的差异20①保护动作信息dsTripInfo动作报告的要求录波文件的要求：IED名_逻辑设备名_故障序号_故障时间_s/_f”二、各版本间的差异21②保护告警信息保护硬件告警信息保护软件告警信息装置内部自检信息装置外部自检信息保护功能闭锁信息dsAlarmdsWarningdsCommstatedsRelayBlk二、各版本间的差异22③保护在线监测信息二、各版本间的差异23④保护状态变位信息保护遥信（dsRelayDin）：包括硬压板等遥信变位信息保护压板（dsRelayEna）：软压板保护功能状态（dsRelayState）：保护有效远方操作保护功能投退（dsRelayFunEn）：用于压板双确认装置运行状态（dsDeviceState）：对应信号灯二、各版本间的差异24⑤保护中间节点信息中间节点文件后缀为.mid（中间文件）、.des文件（描述文件）中间节点信息应满足以下功能展示要求二、各版本间的差异252）统一面板信号灯

面板显示灯颜色状态含义运行绿非自保持亮：装置运行灭：装置故障导致失去所有保护异常红非自保持亮：任意告警信号动作；灭：运行正常；检修红非自保持亮：检修状态；灭：运行状态；差动保护闭锁红非自保持亮：差动保护被闭锁灭：所有差动保护正常保护跳闸红自保持本信号只是保护装置跳闸出口亮：保护跳闸；灭：保护没有跳闸二、各版本间的差异263）统一菜单等操作界面二、各版本间的差异274）保护功能的差异变压器定值单修改①按1175规范修订意见，变压器保护定值名称体现高、中、低侧，用于区分ICD文件中定值描述值。②取消“二次谐波制动系数”定值及“二次谐波制动”控制字，励磁涌流识别方式由厂家自行决定，无需用户整定。高压并联电抗器保护配置修改取消零序差动保护。二、各版本间的差异28母线保护修改2013版新六统一：母联/分段CT异常后置母线互联，两条母线变成一条单母线；

2015版新六统一：母联/分段CT异常后，先跳异常母联/分段，再跳异常母联关联的两条母线；2013版新六统一：所有支路均不考虑双重失灵逻辑；2015版新六统一：主变支路考虑双重失灵逻辑，在软件内部设计失灵保护动作启动失灵功能。二、各版本间的差异3.各版本软件型号的区分29【举例】：许继公司变压器、高抗、母线保护软件型号保护类型2008六统一2013新六统一2015新六统一220kV变压器保护WBH-801/B6/R1WBH-801T2-G-DJEG(v1.xx)WBH-801T2-G-DJEG(v2.xx或v3.xx)500kV变压器保护WBH-801/B6/R5WBH-801T5-G(v1.xx)WBH-801T5-G(v2.xx或v3.xx)500kV高抗保护WKB-801/B6/R1WKB-801A-G(v1.xx)WKB-801A-G(v2.xx或v3.xx)220kV母线保护WMH-801/B6/R1WMH-801A-G(v1.xx)WMH-801A-G(v2.xx或v3.xx)

一、背景及概述二、各版本间的差异三、要点解读四、修订内容

提纲30三、要点解读1.软件型号及构成31三、要点解读32【举例1】：变压器保护电压等级变电站类型软件型号220kV常规站WBH-801T2-G-DJEG智能站（常规采样）WBH-801T2-DG-G-DJEG智能站（SV采样）WBH-801T2-DA-G-DJEG330kV常规站WBH-801T3-G智能站（常规采样）WBH-801T3-DG-G500kV常规站WBH-801T5-G智能站（常规采样）WBH-801T5-DG-G750kV常规站WBH-801T7-G智能站（常规采样）WBH-801T7-DG-G三、要点解读33【举例2】：母线保护接线型式变电站类型软件型号双母线接线双母双分接线常规站WMH-801A-G-MPX智能站（常规采样）WMH-801A-DG-G-MPX智能站（SV采样）WMH-801A-DA-G-MPX双母单分接线常规站WMH-801D-G-MPX智能站（常规采样）WMH-801D-DG-G-MPX智能站（SV采样）WMH-801D-DA-G-MPX3/2接线

常规站WMH-801A-G智能站（常规采样）WMH-801A-DG-G三、要点解读34【举例3】：高压并联电抗器保护、母联保护保护类型变电站类型软件型号高抗保护常规站WKB-801A-G智能站（常规采样）WKB-801A-DG-G智能站（SV采样）WKB-801A-DA-G母联保护常规站WDLK-861A-G智能站（常规采样）WDLK-861A-DG-G智能站（SV采样）WDLK-861A-DA-G三、要点解读2.主接线型式353.5.1本标准中220kV变压器以高压侧双母线接线（兼容双断路器）、中压侧双母线接线、低压侧双分支单母分段接线的三绕组变压器（高2-中1-低2）为基础型号。可选配高中压侧阻抗保护、自耦变、接地变及小电阻接地、低压侧电抗器、双绕组变压器等相关功能。3.5.2本标准中330kV变压器以高压侧3/2断路器接线（兼容双母双分段接线）、中压侧双母双分段接线、低压侧单母线接线的变压器（高2-中1-低1）为基础型号，配置高、中压侧间隙过流和零序过压保护功能，作为三绕组变压器中性点不接地运行保护，无选配功能。三、要点解读363.5.3本标准中500kV变压器以高压侧3/2断路器接线、中压侧双母双分段接线、低压侧单母线接线的分相自耦变压器（高2-中1-低1）为基础型号，无选配功能。3.5.4本标准中750kV变压器以高压侧3/2断路器接线、中压侧3/2断路器接线（兼容双母双分段接线）、低压侧双分支单母线接线的分相自耦变压器（高2-中2-低2）为基础型号，无选配功能。3.5.5本标准中高压并联电抗器（以下简称高抗）以3/2断路器接线的线路电抗器为基础型号。3.5.6本标准中母线以3/2断路器接线、双母线接线（含双母双分段接线）、双母单分段为例。三、要点解读37【举例】：①220kV变压器保护：基础型号代码：T2。选配功能：高、中压侧阻抗保护，代码D；低压侧接地变后备保护代码J；低压侧限流电抗器后备保护，代码E；自耦变公共绕组后备保护，代码G；双绕组变压器，代码A（无中压侧后备保护）。②双母线接线母线保护：基础型号有两个：双母线接线母线保护（双母双分段接线母线保护）A，双母单分段母线保护D。选配功能：母联（分段）充电过流保护M；母联（分段）非全相保护P；线路失灵解除电压闭锁X。三、要点解读3.压板设置384.1.4常规站保护装置保护功能投退的软、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”逻辑，“母联(分段)分列”只设硬压板；c)“远方操作”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；三、要点解读39d)“保护检修状态”只设硬压板。对于采用DL/T860标准时，当“保护检修状态”硬压板投入，保护装置报文上送带品质位信息。“保护检修状态”硬压板遥信不置检修标志。三、要点解读404.1.5智能站保护装置只设“远方操作”和“保护检修状态”硬压板，保护功能投退不设硬压板，如下：c)其它压板如下：1)变压器保护的各侧“电压压板”设软压板；2)“母线互联”、“母联(分段)分列”设软压板。三、要点解读414.1.6退保护SV接收压板时，装置应给出明确的提示确认信息，经确认后可退出压板；保护SV接收压板退出后，电流/电压显示为0，不参与逻辑运算。 4.1.7装置应能正确显示GOOSE开入信息；GOOSE接收软压板退出后，装置应显示接收的GOOSE信号，若GOOSE信号带检修标识时，应显示检修标识。 三、要点解读424.2.6智能站GOOSE、SV软压板设置原则如下：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；d)保护装置应按MU设置“SV接收”软压板。三、要点解读43【举例】：①220kV常规站变压器保护压板设置硬压板1)主保护投/退；2)各侧后备保护投/退；3)各侧侧电压投/退；4)远方操作投/退；5)保护检修状态投/退；软压板1)主保护投/退；2)各侧后备保护投/退；3)远方投退压板；4)远方切换定值区；5)远方修改定值；三、要点解读44②220kV智能站变压器保护压板设置硬压板1)远方操作投/退；2)保护检修状态投/退；软压板1)主保护投/退；2)各侧后备保护投/退；3)各侧电压压板；4)远方投退压板；5)远方切换定值区；6)远方修改定值；7)10个SV接收压板；8)25个GOOSE出口软压板；9)3个GOOSE开入软压板；三、要点解读4.回路设计要求454.3.4二次回路设计原则如下：b)智能站母线保护与各间隔合并单元之间应采用点对点方式通信。与各间隔智能终端之间宜采用点对点方式通信，如确有必要采用其它跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求；c)智能站变压器保护与各侧（分支）合并单元之间应采用点对点方式通信，与各侧（分支）智能终端之间应采用点对点方式通信。变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输；变压器保护可通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器；三、要点解读46d)智能站装置过程层GOOSE信号应直接链接，不应由其它装置转发。当设备之间无网络连接，但又需要配合时，宜通过智能终端输出触点建立配合关系；e)智能站保护装置跳闸触发录波信号应采用保护GOOSE跳闸信号；【释义】：①变压器保护动作启动失灵，不应通过智能终端转发，应由母线保护装置直接订阅该GOOSE信息。②变电站35（10）kV电压等级一般不配置过程层网络，当变压器保护与备自投配合时，不能通过GOOSE网络传输联闭锁信息。为解决此类问题，本条提出最简单、直观的解决办法，即：宜通过智能终端将变压器保护的GOOSE信号转换为硬接点输出至备自投装置。三、要点解读47f)常规站保护，3/2断路器接线，三跳启动失灵宜采用操作箱内TJR（启动失灵、不启动重合闸）触点；【释义】：3/2断路器接线断路器保护单套配置，采用保护本柜内操作箱两组TJR触点并联启动失灵，主要原因是：3/2接线的中间断路器，过电压及远跳保护、变压器保护、高抗保护和线路永跳等多个保护装置三跳启动失灵；若直接采用保护动作触点启动失灵，则断路器保护启动失灵开入多根电缆并联，而500kV站不同小室之间电缆较长，降低了失灵保护的可靠性。因此，采用操作箱内TJR触点启动失灵，简化了启动失灵回路，可提高了失灵保护的可靠性。双母接线和3/2接线的线路分相跳闸启动失灵都采用保护装置的分相跳闸接点直接启动失灵三、要点解读48g)常规站保护，双母线接线变压器保护启动失灵和解除电压闭锁采用不同继电器的保护跳闸触点。独立于母线保护的母联（分段）充电过流保护，采用操作箱内TJR触点启动失灵保护。【释义】：①双母线接线，双重化配置的变压器保护与失灵保护采用“一对一”启动方案，用保护动作触点启动失灵，可以防止由于TJR继电器损坏，导致既不能跳闸又不能启动失灵的严重事故。使用不同的继电器触点，防止单一继电器损坏，可能导致失灵保护误动作②变压器保护采用“各侧复合电压动作”触点解除失灵保护电压闭锁存在的问题：三、要点解读49a）变压器低压侧并列运行期间，低压侧相间故障，高压侧断路器失灵后高压侧电压元件灵敏度可能不足，不能可靠解除电压闭锁。b）当某侧PT检修且电压压板未退出时，会长期解除电压闭锁，失灵保护可靠性差。③双母双分段接线的分段断路器，母线保护动作跳闸和分段保护动作跳闸时，均应启动失灵保护。母差启动失灵采用跳分段触点，启动另一侧的失灵保护；分段保护启动失灵采用TJR触点，应分别启动左右两侧各两套失灵保护。④常规站当线路支路有高抗、过电压及远方跳闸保护等需要三相启动失灵时，采用操作箱内TJR触点启动失灵保护。三、要点解读50h)变压器后备保护跳母联（分段）时不应启动失灵保护。【释义】：主要考虑是：母线保护跳分段时能自己起动失灵，不需要变压器后备保护起动母联、分段失灵，如是出线故障，线路后备保护还有切除故障的机会，由变压器后备保护起动母线保护内的失灵跳两段母线损失很大，后果严重，为防止误动，变压器后备保护跳母联（分段）时不启动失灵保护。三、要点解读5.合并单元设计规范519.1配置要求9.1.1双套配置的保护对应合并单元应双套配置。9.1.2母线电压合并单元可接收3组电压互感器数据，并支持向其它合并单元提供母线电压数据，根据需要提供电压并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。【释义】：母线合并单元接收3组电压互感器数据，可满足单母线三分段和双母线单分段接线电压采集要求，是母线合并单元的最大接入能力。

用于母线电压并列的母联（分段）断路器位置，由智能终端采集后GOOSE发布给母线合并单元，不采用硬触点方式直接接入。三、要点解读529.1.3配置原则如下：a)3/2断路器接线：每段母线按双重化配置两台母线电压合并单元；b)双母线接线，两段母线按双重化配置两台母线电压合并单元。每台合并单元应具备GOOSE接口，接收智能终端传递的母线电压互感器刀闸位置、母联刀闸位置和断路器位置，用于电压并列；c)双母单分段接线，按双重化配置两台母线电压合并单元，含电压并列功能（不考虑横向并列）；d)双母双分段接线，按双重化配置四台母线电压合并单元，含电压并列功能（不考虑横向并列）；e)用于检同期的母线电压由母线合并单元点对点通过间隔合并单元转接给各间隔保护装置。三、要点解读539.2技术原则a)合并单元应支持DL/T860.92或通道可配置的扩展GB/T20840.8等规约，通过FT3或DL/T860.92接口实现合并单元之间的级联功能。【释义】：合并单元采用DL/T860.92规约，合并单元之间的级联优先采用DL/T860.92规约。1．母线合并单元和间隔合并单元级联采用DL/T860.92是必然趋势。GB/T20840.8是基于串口通信的私有规约，和基于以太网通信的DL/T860.92规约相比，有带宽低、数据传输精度低、扩展不便等显著缺点。2．母线合并单元和间隔合并单元级联采用GB/T20840.8规约时，不同厂家之间的母线合并和间隔合并单元联调困难。三、要点解读54b)合并单元应能接受外部公共时钟的同步信号，与ECT、EVT的同步可采用同步采样脉冲。【释义】：合并单元与电子式互感器之间，有两种采样同步方案：1．脉冲同步法：由合并单元向电子式互感器发出采样脉冲，数据采样的脉冲必须由合并单元的秒脉冲信号锁定，每秒第一次测量的采样时刻应和秒脉冲的上升沿同步，且对应的时标在每秒内应均匀分布。2．插值同步法：每相电子式互感器各自独立采样，并将采样的一次电流和电压数据以固定延时发送至合并单元，合并单元以同步时钟为基准插值，插值时刻必须由MU的秒脉冲信号锁定，每秒第一次插值时刻应和秒脉冲的上升沿同步，且对应的时标在每秒内应均匀分布。3．为便于工程实施、简化接线、降低成本，同时为满足保护装置不依赖于外部同步时钟的基本原则，实际工程应用中，以插值同步法居多。三、要点解读55c)按间隔配置的合并单元应接收来自本间隔电流互感器的电流信号，若本间隔有电压互感器，还应接入本间隔电压信号；若本间隔二次设备需接入母线电压，还应级联接入来自母线电压合并单元的母线电压信号。d)若电子式互感器由合并单元提供电源，合并单元应具备对激光器的监视以及取能回路的监视能力。三、要点解读6.智能终端设计规范5610.1配置要求10.1.1220kV及以上电压等级智能终端按断路器双重化配置；10.1.2220kV及以上电压等级变压器各侧的智能终端均按双重化配置；110kV变压器各侧智能终端宜按双套配置；10.1.3本体智能终端宜集成非电量保护功能，单套配置。【释义】：

110kV及以下电压等级断路器一般是单跳闸线圈，但是智能终端相当于继电保护的出口执行端，应该双套配置，这也体现了保护的双重化思想。三、要点解读7.变压器保护相关要求57主保护配置保护类型220kV330kV500kV750kV差动速断保护√√√√纵差保护√√√√故障分量差动保护√√√√分侧差动保护

√√分相差动保护

√√低压侧小区差动保护

√√三、要点解读58后备保护配置保护类型220kV330kV500kV750kV过励磁保护√√√阻抗保护√√√√复压过流√√√√零序过流√√√√间隙过流√√零序过压√√失灵联跳√√√√过负荷√√√√三、要点解读59【释义1】：220kV侧不配置非全相保护①非全相由保护实现存在的问题：a）经电流判别：轻负荷运行发生非全相时，易拒动。b）不经电流判别：长电缆开入，易误动。②非全相由断路器本体机构实现存在的问题：a）时间继电器离散性较大。b）高污染和风沙大地区，可靠性较差。③从理顺关系，优化管理，简化保护二次回路而言，要求分相操作的断路器本体机构配置非全相保护功能是合理的。同时，也对本体机构的非全相保护功能提出明确技术要求和技术指标，并通过加强管理，起到监督作用。对于一些特殊的地区和特殊的情况可以酌情特殊处理。三、要点解读60【释义2】：变压器保护不配置闭锁有载调压功能①采用AVQC（自动电压无功控制）实现变压器自动调压功能，能实现过载闭锁调压功能。②当变压器采用手动调压方式时，保护可不提供闭锁调压触点。三、要点解读61【释义3】：变压器保护不配置过负荷启动风冷功能。①早期的变压器保护一般都配置过负荷启动辅助冷却器功能，当负荷波动大，正好在启动值附近时，会频繁启动风扇，容易烧毁电机，而夏季和冬季负荷差异大，电流定值不能适应季节性负荷的变化。②启动变压器辅助冷却器应以顶层油温为主，变压器端子箱内的过负荷电流元件为辅；可根据实际情况，取消过负荷电流启动功能，完全采用油温启动的方式。三、要点解读62CT配置220kV主变500kV主变三、要点解读6312.2 变压器各侧PT和CT要求12.2.1为简化电压切换回路，提高保护运行可靠性，双母线接线形式变压器间隔宜装设三相PT。【释义】：

1．母线共用PT的存在的问题：a）在小运行方式下，PT的测量精度无法保证。按照电压互感器国标的要求：“PT二次实际所带负荷，在额定容量的(25%～100%)范围内，才能保证测量精度”。工程中一般按本母线上可能出现的最大负荷来选择额定容量。在实际运行中，本母线所带的线路和变压器数量可能小于对应额定容量的25%，这时就无法保证PT的测量精度。b）各间隔必须有四套电压切换装置（两套保护，计量和测量各一套），回路复杂，可靠性差。三、要点解读6412.2.2变压器高压侧、中压侧和低压侧PT宜提供两组保护用二次绕组。12.2.3变压器3/2断路器接线或内桥接线侧，两个支路CT变比和特性应一致。三、要点解读6512.5.1对于330kV及以上电压等级变压器，包括公共绕组CT和低压侧三角内部套管（绕组）CT在内的全部保护用CT均应采用TPY型CT。12.5.2220kV电压等级变压器保护优先采用TPY型CT；若采用P级CT，为减轻可能发生的暂态饱和影响，其暂态系数不应小于2。【释义】：1．220kV变压器有条件时可采用TPY型CT，但因变压器中压侧和低压侧采用TPY型CT存在安装、选型等诸多困难，现阶段基本都采用P级CT。2．对于P级CT，按GB/T14285-2006要求，暂态系数不应小于2。三、要点解读6612.5.3变压器保护各侧CT变比，不宜使平衡系数大于10。12.5.4变压器低压侧外附CT宜安装在低压侧母线和断路器之间。12.5.5变压器间隙专用CT和中性点CT均应提供两组保护用二次绕组。【释义】：1．变压器各侧CT变比相差过大，正常运行时差动保护不平衡电流大，将导致定值整定较困难，保护容易误动作。2．变压器压器低压侧短路容量大，引线故障时，后备保护动作时间长，容易烧毁变压器，将低压侧外附CT安装在母线和断路器之间，引线故障时，可快速切除故障。当低压母线配置母差保护时，CT可安装在变压器低压侧引线和断路器之间。三、要点解读8.母线保护相关要求67【释义】：1．边断路器失灵保护动作后，应跳开与该边断路器相连母线的全部断路器。为简化二次回路，本标准规定通过母线保护的跳闸回路实现，母线保护应具有边断路器失灵经母线保护跳闸功能。2．本标准遵循“可能导致多个断路器同时跳闸的开入均应增加软件防误功能”的基本原则，边断路器失灵动作后采用单触点开入母线保护（各支路共用），经软件防误逻辑确认后，跳本母线所有断路器。7.1.1 3/2断路器接线7.1.1.1母线保护配置要求：每段母线应配置两套母线保护，每套母线保护应具有边断路器失灵经母线保护跳闸功能。三、要点解读68【释义】：1．母联（分段）充电过流保护：母线保护装置中的充电过流保护为选