2026变电站高可靠二次系统66kV变压器保护装置技术规范

PAGE210PAGE209国家电网有限公司集中规模招标采购变电站高可靠二次系统66kV变压器保护装置采购技术规范（通用部分）（编号：2801003-0066-03）国家电网有限公司TIME\@"EEEE年O月"二〇二六年十月

变电站高可靠二次系统66kV变压器保护装置采购技术规范使用说明1.本规范作为变电站高可靠二次系统66kV变压器保护采购的统一技术规范书，由通用部分、专用部分等组成，适用于国家电网公司变电站高可靠二次系统66kV变压器保护集中采购。2.通用部分包括一般性技术条款，原则上不需要项目招标方（项目单位）填写，不能随意更改。如通用部分相关条款确实需要改动，项目单位应填写《通用部分技术条款\技术参数变更表》并加盖公司物资采购管理部门的公章，及辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会。经标书审查同意后，对通用部分的修改形成《技术通用部分条款变更表》，放入专用部分中，随招标文件同时发出并视为有效。3.本规范的专用部分主要包含货物需求及供货范围一览表、必备的备品备件、专用工具和仪器仪表供货表、工程概况、使用条件、技术参数要求等内容，项目单位在招标前应根据实际需求认真填写。4.本规范的投标方应答部分主要包括技术参数应答表、技术偏差表、投标产品的销售及运行业绩表、推荐的备品备件、专用工具和仪器仪表供货表、培训及到货需求一览表、试验检测报告表等内容，由投标方填写。5.本规范的页面、标题等均为统一格式，不得随意更改。6.本规范将根据技术发展和市场变化定期或不定期做出修编，各使用单位注意查询最新版本,以免物资采购出现差错。PAGEPAGE358PAGEPAGE1目  次156801范围 1140952规范性引用文件 1105103术语和定义 2124153.1 2201773.2 2120623.3 243203.4 216144总则 2117324.1一般性要求 3225304.2卖方职责 337534.3应满足的标准 3176124.4应满足的文件 3263815技术参数和性能要求 4311045.1使用环境条件 4166255.2工作条件及系统概况 4284045.3保护装置额定参数 455915.4装置功率消耗 452745.566kV主变压器保护总的技术要求 5275165.666kV主变压器保护装置具体要求 794785.7柜结构的技术要求 8222125.8电子标签技术要求 870806试验 979566.1工厂试验 9156726.2系统联调试验 9198446.3现场试验 9288426.4继电保护专业检测 937217技术服务、设计联络、工厂检验和监造 9216727.1技术文件 9169047.2设计联络会议 1076457.3工厂验收和现场验收 11135577.4质量保证 11277987.5项目管理 1163747.6现场服务 11318847.7售后服务 12126127.8备品备件、专用工具、试验仪器 12PAGEPAGE12PAGEPAGE11范围本部分规定了变电站高可靠二次系统66kV变压器保护采购标准招标的总则、技术参数和性能要求、试验、包装、运输、交货及工厂检验和监造的一般要求。本部分适用于变电站高可靠二次系统66kV变压器保护招标。规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T2423（所有部分）电工电子产品环境试验GB/T7261继电保护和安全自动装置基本试验方法GB/T

11287量电气继电器第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/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14537量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验GB/T14598.9量度继电器和保护装置第22

3部分：电气骚扰试验辐射电磁场抗扰度GB/T18663.3电子设备机械结构公制系列和英制系列的试验第3部分：机柜和插箱的电磁屏蔽性能试验GB/T20840.8互感器第8部分：电子式电流互感器GB/T25931网络测量和控制系统的精确时钟同步协议GB/T26864电力系统继电保护产品动模试验GB/T45906（所有部分）变电站二次系统DL/T478继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T55966kV电网继电保护装置运行整定规程DL/T587微机继电保护装置运行管理规程DL/Z713500kV变电所保护和控制设备抗扰度要求DL/T720电力系统继电保护及安全自动装置柜（屏）通用技术条件DL/T860（所有部分）电力自动化通信网络和系统DL/T860.81变电站通信网络和系统第8

1部分：特定通信服务映射（SCSM）对MMS（ISO9506

1和ISO9506

2）及ISO/IEC8802DL/T

860.92变电站通信网络和系统第9

2部分：特定通信服务映射（SCSM）映射到ISO/IEC8802

3的采样值DL/T995继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T510335kV～110kV无人值班变电所设计规程DL/T5136火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程DL/T5218220kV～500kV变电所设计技术规程DL/T2765输变电工程逻辑模型规范DL/T317继电保护设备标准化设计规范Q/GDW414变电站智能化改造技术规范Q/GDW10428变电站高可靠二次系统智能终端技术规范Q/GDW10441智能变电站继电保护技术规范Q/GDW1396IEC61850工程继电保护应用模型Q/GDW1426变电站高可靠二次系统合并单元技术规范Q/GDW1430变电站高可靠二次系统智能控制柜技术规范Q/GDW10393110（66）kV～220kV变电站高可靠二次系统设计规范Q/GDW10394330kV～750kV变电站高可靠二次系统设计规范Q/GDW1076710kV～110（66）kV元件保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW11010继电保护信息规范Q/GDW13001高海拔外绝缘配置技术导则Q/GDW11472继电保护和安全自动装置、通信设备电子标签技术规范Q/GDW12587.3高可靠变电站二次系统通用技术规范第3部分：变电站设备信息模型术语和定义下列术语和定义适用于本文件。招标人bidder提出招标项目，进行招标的法人或其他组织。投标人tenderer响应招标、参加投标竞争的法人或者其他组织。卖方seller提供本部分货物和技术服务的法人或其他组织，包括其法定的承继者。买方buyer购买本部分货物和技术服务的法人或其他组织，包括其法定的承继者和经许可的受让人。总则一般性要求卖方提供的变电站高可靠二次系统继电保护及相关设备应满足现行国标、行标和国网企标的技术要求。变电站高可靠二次系统继电保护与站控层信息交互采用DL/T

860标准，跳合闸命令和联闭锁信息可通过直接电缆连接或GOOSE机制传输。卖方提供的变电站高可靠二次系统继电保护及相关设备应符合Q/GDW10767的要求。变电站高可靠二次系统继电保护装置的动作信息、告警信息、状态变位信息、中间节点信息、日志记录、人机界面信息等信息输出符合Q/GDW11010的要求。本部分提出的是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准的条文，投标人应提供符合本部分和工业标准的优质产品。如果投标人没有以书面形式对本部分的条文提出异议，则表示投标人提供的设备完全符合本部分的要求；如有异议，应在报价书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。本部分所使用的标准如遇与投标人所执行的标准不一致按较高的标准执行。本部分经招、投标双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等效力。卖方职责卖方的工作范围应包括下列内容，但不仅仅限于此内容：a） 提供标书内所有设备及设计说明书及制造方面的说明；b） 提供国家或电力行业级检验检测机构出具的型式试验报告、动模试验报告和DL/T860的一致性测试报告，以便确认供货设备能否满足所有的性能要求；c） 提供与投标设备版本相符的安装及使用说明书；d） 提供试验和检验的标准，包括试验报告和试验数据；e） 提供图纸，制造和质量保证过程的一览表以及标书规定的其他资料；f） 提供设备管理和运行所需有关资料；g） 所提供设备应发运到规定的目的地；h） 在更换所用的准则、标准、规程或修改设备技术数据时，卖方应接受买方的选择；i） 现场服务。应满足的标准装置应满足“2规范性引用文件”中所列标准的最新版本要求，但不限于上述所列标准。应满足的文件该类设备技术标准应满足国家法律法规及国家电网有限公司标准化成果中相关条款要求。下列文件中相应的条款规定均适用于本文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。包括：a）

《电力监控系统安全防护规定》；b）

《国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施（2018年修订版）》；c）

《国家电网有限公司输变电工程通用设计》；d）

《国家电网公司关于加快推进电力监控系统网络安全管理平台建设的通知》；e）

《国家电网继电保护柜、屏制造规范》。f)《继电保护及安全自动装置、通信设备实物“ID”应用管理办法》g)《继电保护和安全自动装置、通信设备电子标签技术规范》技术参数和性能要求使用环境条件设备储存温度：

-25℃～

+

70℃。设备工作温度：

当周围环境温度为5℃～30℃，保护装置工作温度为-10℃～＋55℃；当周围环境温度为0℃～45℃，保护装置工作温度为-25℃～+70℃。大气压力：80kPa～106kPa。相对湿度：5%～95%。抗地震能力：地面水平加速度0.3g，垂直加速度0.15g，同时作用。工作条件及系统概况额定电压：双绕组变压器：高压66kV；低压10kV（20kV或6kV）。三绕组变压器：高压66kV；中压20kV（10kV）；低压10kV（6kV）。系统频率：50Hz。中性点接地方式：66kV中性点不接地系统或经消弧线圈或经电阻接地系统；20kV、10kV、6kV不接地系统或经消弧线圈或经电阻接地系统。保护装置额定参数5.3.1额定直流电源：220V（110V）。5.3.2额定交流电流：5A（1A）。5.3.3额定交流电压：100/√3V（相电压）、100V（线电压）、100V（开口三角电压，中性点直接接地系统）或100/3V（开口三角电压，中性点不直接接地系统）。5.3.4数字量输入额定电流：01CFH或00E7H；额定电压：2D41H。5.3.5额定频率：50Hz。5.3.6打印机工作电源：交流220V，50Hz。装置功率消耗5.4.1装置交流消耗：交流电流回路功率消耗每相不大于0.5VA（IN

=

1A）或1VA（IN

=

5A），交流电压回路功率消耗（额定电压下）每相不大于1VA。卖方投标时必须提供确切数值。5.4.2装置直流消耗：当正常工作时，不大于50W；当保护动作时，不大于60W。卖方投标时必须提供确切数值。66kV主变压器保护总的技术要求装置功能性能应满足现行国标、行标和国网企标的技术要求。装置型号命名应符合相应规范要求。本节规定了跳合闸命令和联闭锁信息通过GOOSE机制传输和（或）电压电流量通过电子式互感器及采集执行单元采集执行单元采集的保护设备的技术要求。通过电缆直接跳闸的装置，跳合闸及二次回路的技术要求应符合已有的相应规范和标准以及《国家电网有限公司物资采购标准继电保护及自动装置卷》相关部分要求。环境温度在-10℃～

+

55℃时，装置应能正常工作并且满足本部分所规定的精度。除出口继电器外，装置内的任一元件损坏时，装置不应误动作跳闸。保护装置不应依赖于外部对时系统实现其保护功能。66kV及以上电压等级继电保护装置应支持采用点对点通信方式与本间隔采集执行单元通信，应支持采用网络方式传输保护间的启动失灵、闭锁重合闸等命令。保护装置通过站控层网络与站控层设备、其它间隔层设备进行通信，应支持DL/T860通信报文和GOOSE报文共口传输；保护装置与采集执行单元之间宜采用SV和GOOSE点对点共口传输方式。保护装置等智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息通过GOOSE网络传输。双母线电压切换功能由间隔采集执行单元实现。变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器、母联、分段断路器；变压器保护闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。变压器保护按远期配置GOOSE信号，GOOSE发送数据集应不受功能选配影响。变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体采集执行单元上送站控层GOOSE网。主变各侧采集执行单元宜冗余配置，主变本体采集执行单元单套配置，含非电量保护功能；110(66)kV采用单母线（分段）接线或双母线接线时，主变采样型本体采集执行单元不宜单独配置，各侧中性点零序电流接入各侧采集执行单元；110(66)kV采用桥接线时，主变采样型本体采集执行单元应单独配置，用于中性点零序电流、间隙电流接入和套管计量、测量电流接入；保护装置采样同步应由保护装置实现，装置SV采样值接口支持GB/T

20840.8或DL/T

860.92协议，在工程应用时应能灵活配置。保护装置应自动补偿电子式互感器的采样响应延迟，当响应延时发生变化时应闭锁采自不同采集执行单元且有采样同步要求的保护。保护装置的采样输入接口数据的采样频率宜为4000Hz。保护装置的交流量信息应具备自描述功能。保护装置应处理采集执行单元上送的数据品质位（无效、检修等），及时准确提供告警信息。在异常状态下，利用采集执行单元的信息合理地进行保护功能的退出和保留，瞬时闭锁可能误动的保护，延时告警，并在数据恢复正常之后尽快恢复被闭锁的保护功能，不闭锁与该异常采样数据无关的保护功能。接入两个及以上采集执行单元的保护装置应按采集执行单元设置“采集执行单元投入”软压板。当采用电子式互感器时，保护装置应针对电子式互感器特点优化相关保护算法、提高保护性能。装置应采取措施，防止输入的双A/D数据之一异常时误动作。保护装置应具备远方修改定值功能、软压板远方投退和定值区远方切换功能，其软压板远方投退功能不允许通过修改定值实现。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：a）“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；b）“保护检修状态”只设硬压板，当该压板投入时，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；保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示）。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。保护装置应同时支持GOOSE点对点和网络方式传输，传输协议遵循DL/T860.81。保护装置采样值接口和GOOSE接口数量应满足工程的需要，应支持至少2组DL/T860通信报文和GOOSE共网通信接口，宜采用百兆光纤以太网口，其中GOOSE报文主要用于实现保护跨间隔信息交互及故障录波。保护装置应具备MMS接口与站控层设备通信。保护装置向站控层提供的信息符合Q/GDW1396的要求。保护装置应具备通信中断、异常等状态的检测和告警功能。装置应提供装置故障（含失电）无源触点输出。保护装置宜通过IRIG

B（DC）码对时，也可采用GB/T25931标准进行网络对时，对时精度应满足要求。对保护装置ICD文件与CID文件的要求如下：a） ICD、CID文件符合统一的模型要求，适用于通用的配置工具和静态检测、分析软件；b） ICD文件应完整描述IED提供的数据模型及服务，采用模块化设计，包含版本信息；c） CID文件应完整描述本IED的实例化信息，应包含版本信息。d） 装置应能通过DL/T860通信报文规范上送CCD文件的CRC校验码，应能通过文件服务上送CCD文件、CID文件，支持通过文件服务下装CCD和CID文件，CID文件模型中的信息命名应符合已有的相应规范和标准；释义：应符合国网396、信息规范，及《自主可控新一代变电站二次系统技术规范通用类系列规范2变电站设备信息模型》要求。保护装置信息交互要求如下：a） 变电站高可靠二次系统继电保护应满足运行维护、监视控制及无人值班、智能电网调度等信息交互的要求。b） 继电保护设备应该支持在线和离线获取模型，离线获取和在线召唤的模型应保持一致。定值模型应包含描述、定值单位、定值上限、定值下限等信息。c） 继电保护设备应将检修压板状态上送站控层；当继电保护设备检修压板投入时，上送报文中信号的品质q的“Test位”应置位。d） 继电保护设备应支持取代服务，取代数据的上送报文中，信号的品质q的“取代位”应置位。e） 继电保护设备应能够支持不小于16个客户端的TCP/IP访问连接；应能够支持10个报告实例。保护装置交互信息内容如下：a） 继电保护设备应支持上送采样值、开关量、压板状态、设备参数、定值区号及定值、自检信息、异常告警信息、保护动作事件及参数（故障相别、跳闸相别和测距）、录波报告信息、装置硬件信息、装置软件版本信息、装置日志信息等数据；b） 继电保护设备主动上送的信息应包括开关量变位信息、异常告警信息和保护动作事件信息等；c） 继电保护设备应支持远方投退压板、修改定值、切换定值区、设备复归功能，并具备权限管理功能；d） 继电保护设备的自检信息应包括硬件损坏、功能异常、与过程层设备通信状况等；e） 继电保护设备应支持远方召唤至少最近8次录波报告的功能。雷击过电压、一次回路操作、系统故障及其他强干扰作用下，不应误动和拒动。保护装置静电放电试验、快速瞬变干扰试验、高频干扰试验、脉冲群干扰试验、辐射电磁场干扰试验、冲击电压试验和绝缘试验应至少符合本部分的相关标准。装置调试端口应带有光电隔离。保护柜中的插件应接触可靠，并且有良好的互换性，以便检修时能迅速更换。保护装置应具有直流电源快速小开关，与保护装置安装在同一柜上。保护装置的逻辑回路应由独立的直流/直流变换器供电。直流电压消失时，装置不应误动。直流电源电压在80%～115%额定值范围内变化时，保护装置应正确工作。在直流电源恢复（包括缓慢地恢复）到80%UN时，直流逆变电源应能自动启动。直流电源纹波系数≤5%时，保护装置应正确工作。拉合直流电源以及插拔熔丝发生重复击穿火花时，保护装置不应误动作。直流电源回路出现各种异常情况（如短路、断线、接地等）时保护装置不应误动作。所提供保护设备的软件版本及校验码应与买方进行确认，并提供配套的使用说明书和相关的定值清单。

5.5.33对保护装置IPD（装置物理描述）文件的要求如下：a）保护装置IPD文件应满足DL/T2765及最新相关标准的模型要求；b）IPD文件应完整描述装置的物理和逻辑功能单元，包含的所有插件、插槽和所有继电器、二极管、电容、开入、开出、通讯、模拟量等元件，颗粒度不小于图纸所描述的回路原理。c）IPD文件应完整描述装置的内部连接关系，包括设备内部的电源总线、插件内印制板上等连接点之间的连接等。d）IPD文件应完整描述保护装置的开入、开出、模拟量等元件，并建立与同一IED设备ICD文件的关联；e）IPD文件应完整描述保护装置的端口类元件，并建立与同一IED设备ICD文件的关联；f）IPD文件中同型号的板卡型号、制造商属性描述应保持一致。5.5.34对继电保护屏柜CPD（屏柜物理描述）文件的要求如下：a）继电保护屏柜CPD文件应满足DL/T2765及最新相关标准的模型要求；b）CPD文件应完整描述屏柜内所有的装置、附件和连接关系；c）CPD文件应对该屏柜内所有的装置描述、装置开入、装置编号等信息进行实例化，包括装置、微型断路器、转换开关、压板、按钮等；d）CPD文件应通过Function元素完整描述屏柜（箱体）所有对外的输入或者输出回路功能，包含完整的交直流电源、交直流模拟量、开入开出、对时、光纤通讯、控制等回路功能分组；e）CPD文件中包含的ICD引用关系应与装置的IPD文件一致。5.5.35二次设备虚回路免配置技术要求如下：a）变电站二次设备的虚回路应支持通过设置免配置参数的方式，使装置的内部程序按规范要求发送GOOSE数据集和SV数据集，并实现虚回路的自动订阅，免配置参数包括公用参数、虚端子连接参数、安全自动装置参数、扩大适应性参数和联闭锁连接参数。b）二次设备组内的二次设备之间的虚回路应由各装置的公用参数确定，通过间隔编号、套别、接线型式、电压等级等参数按规范要求计算得出各装置唯一的IEDname、各个控制块的MAC地址和APPID等设备实例名称及通信参数，实现本间隔二次设备组内的GOOSE、SV报文的发布及订阅。c）不同一次设备间隔（组）的二次设备组之间的跨间隔二次虚回路应由各装置的公用参数、虚端子连接参数、联闭锁连接参数共同确定。发送二次设备确定装置实例名称以及数据集通信的实例地址后，接收二次设备通过公用参数的电压等级、套别等参数，应结合虚端子连接参数、联闭锁连接参数共同确定GOOSE、SV报文的订阅规则。d）具备免配置功能的二次设备应同时支持通过免配置参数自动生成二次虚回路的免配置模式和支持下装CCD文件的模式。继电保护装置及电网安全自动装置应具备打印免配置参数、生成的虚回路订阅表的能力；测控装置及过程层二次设备应具备导出免配置参数、生成的虚回路订阅表的能力。e）具备免配置功能的二次设备应按DL/T860（所有部分）通信报文规范上送CCD文件的CRC校验码，免配置模式下支持上送免配置参数文件的CRC校验码，间隔层二次设备应支持下装以及上召CID文件，支持上召CCD文件，CID文件模型中的信息命名应符合Q/GDW12587.3的要求。f）免配置模式下，装置应支持不下载CID文件实现站控层正常通信。66kV主变压器保护装置具体要求变压器保护配置：变压器差动保护和非电量保护必须分开且独立。具备TA断线识别和闭锁功能。显示故障报告应汉化，简洁明了。必须配置经一定延时不经任何闭锁的跳变压器各侧的过电流保护。对因限制低压侧短路电流水平在20kA以内而选用高阻抗变压器的情况（高低压侧阻抗值＞0.27），在近低压侧区内各故障形式下，卖方提供的变压器差动保护应保证灵敏度。5.6.1.1主保护配置要求如下：a） 配置比率差动及差动速断保护；b） 应满足工程中制动侧数的要求，跳各侧断路器。5.6.1.2后备保护要求如下：a） 高压侧复合电压闭锁过电流保护，设置三段，Ⅰ、Ⅱ段复压可投退，方向可投退，方向指向可整定，每段设3个时限；Ⅲ段复压可投退，不带方向，设2个时限；b） 高压侧间隙零流、零压保护，一段二时限；c） 高压侧零序过流保护，设置三段，Ⅰ、Ⅱ段方向可投退，方向指向可整定，每段设3个时限；Ⅲ段不带方向，设2个时限；d） 高压侧失灵联跳功能，一段1时限，跳各侧断路器；e） 中压侧复合电压闭锁过电流保护，设置三段，Ⅰ、Ⅱ段复压可投退，方向可投退，方向指向可整定，每段设3个时限；Ⅲ段复压可投退，不带方向，设2个时限；f） 中压侧零序过流保护，设置二段，每段设3个时限；g） 低压侧复合电压闭锁过电流保护，设置三段，Ⅰ、Ⅱ段复压可投退，方向可投退，方向指向可整定，每段设3个时限；Ⅲ段复压可投退，不带方向，设2个时限；h） 低压侧系统采用电阻接地时，配置零序过电流保护，设置一段3时限。低压侧中性点零序过流保护，设置一段3时限；i） 中、低压侧零序过压告警，一段1时限；j） 高压侧过负荷发信，过电流闭锁有载调压，启动风冷保护；k） 中压、低压侧过负荷发信。5.6.1.3变压器非电量保护包括本体重瓦斯、本体轻瓦斯、油温、油位异常、压力释放、冷却器全停等。其主要功能和技术要求如下：a） 变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，动作信息通过本体智能终端上送过程层GOOSE网；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10ms～35ms，应具有抗220V工频干扰电压的能力。装置MMS、SV、GOOSE接口要求：装置应具备站控层组网通信接口至少2个；过程层接口应具备接口至少10个(含一个组网口，该端口也可用于点对点)。装置具体接口数量，买方在设计联络阶段确认。柜结构的技术要求对智能控制柜，技术要求详见Q/GDW430，并遵循以下要求：5.7.1.1控制柜应装有100mm2截面的铜接地母线（不要求与柜体绝缘），接地母线末端应装好可靠的压接式端子，以备接到电站的接地网上。柜体应采用双层结构，循环通风；5.7.1.2同一保护柜内若有多路直流电源引入，应接入不同安装单元端子排，且每路电源正、负极之间应有端子隔开。控制柜内设备的安排及端子排的布置，应保证各套保护的独立性，在一套保护检修时不影响其他保护系统的正常运行；5.7.1.3控制柜应具备温度、湿度的采集、调节功能，柜内温度控制在

10℃～50℃，湿度保持在90%以下，并可上送温度、湿度信息；5.7.1.4控制柜应能满足GB/T18663.3变电站户外防电磁干扰的要求。对非智能普通屏柜，屏体要求详见《国家电网继电保护柜、屏制造规范》，并遵循已发布的《国家电网有限公司物资采购标准继电保护及自动装置卷》相关部分规定。5.7.2.1微机保护和控制装置的屏柜下部应设有截面积不小于100mm2的铜排（不要求与保护屏绝缘）。5.7.2.2保护柜内电压回路每相及N相端子均应采用多个连接端子（不少于3个）。5.7.2.3同一保护柜内若有多路直流电源引入，应接入不同安装单元端子排。5.7.3屏柜内部配线、端子排、接地铜排、屏柜上安装辅助设备等应符合相关规程、标准与反措的规定。电子标签技术要求电子标签包含出厂铭牌和实物“ID”标签，应根据调继[2019]98号国调中心关于印发《继电保护及安全自动装置、通信设备实物“ID”应用管理办法》等文件的通知执行。出厂铭牌外观包括二维码符号、设备识别代码区、设备信息区，并遵循以下要求。出厂铭牌为不含射频芯片的二维码标签，由继电保护供应商安装，其中二维码符号含有保护设备识别代码。出厂铭牌为长方形，标签尺寸长度为40mm，宽度为16mm，误差为正负1mm，面纸应为白色或装置面板同色，供应商控制同类型面板标签颜色统一，宜采用PET材质，标签打印内容应耐物理刮擦，打印的图形与文字应清晰、端正。出厂铭牌安装于保护设备外壳正前方表面的合适位置，不遮挡保护设备实物“ID”标签，应与实物“ID”标签明显区别，安装位置应保证二维码的成功识别。负责安装保护设备出厂铭牌，二维码符号含保护设备识别代码。实物“ID”电子标签应根据调继[2019]98号国调中心关于印发《继电保护及安全自动装置、通信设备实物“ID”应用管理办法》等文件的通知执行，供应商应履行如下职责。负责依据设备组成清单向物资部门申请实物“ID”赋码，以及回传实物“ID”与设备组成清单绑定关系，并按照合同条款约定，执行实物“ID”标签的制作和安装规范。负责依据甲方提供的基于实物“ID”应用的供应商设备出厂参数结构化模板，录入设备参数。保护设备供应商负责形成保护设备出厂信息表，保证保护设备识别代码、实物“ID”与装置的正确对应，并按要求提供给业主。实物“ID”标签外观统一，技术要求详见Q/GDW

11472，并遵循以下要求。实物“ID”标签为射频识别标签，标签应符合Q/GDW11472《继电保护及安全自动装置、通信设备电子标签技术规范》中Ⅰ类标签、Ⅱ类标签的相关要求。标签面纸应为白色或银白色，标签打印内容应耐物理刮擦。标签材质可采用柔性标签，也可采用硬性标变电站高可靠二次系统66kV变压器保护装置通用技术规范标准解读一、标准概况为便于各单位准确理解、统一执行变电站高可靠二次系统66kV变压器保护装置通用技术规范的技术要求，特编制本标准解读。本解读依据变电站高可靠二次系统66kV变压器保护装置通用技术规范（本文件封面标注的编号）的正式文本编制，供宣贯、培训、自查及验收时参照使用；各条款执行口径以标准原文为准。本标准编号为本文件封面标注的编号，标准对象为变电站高可靠二次系统66kV变压器保护装置通用技术规范涉及的设计、建设、运行、检测及物资采购等相关单位和技术监督岗位。各单位应在标准发布实施后，及时组织学习宣贯，将标准要求纳入日常工作流程。适用范围：本文件的具体适用范围、适用对象以标准正文“范围”一章为准。执行等级：本标准中“应”级条款为强制性执行条款，必须严格执行；“宜”级条款为推荐性条款，在条件允许时应尽量执行；“可”级条款由执行单位结合实际自主裁量。标准检查中，强制性条款符合率为硬性考核指标。技术指标概览：本标准规定的主要技术内容和控制点以标准正文各章节及附录为准，标准实施时应结合正文逐项核对，具体取值以标准正文条文及表格为准。标准目的与核心意义：统一变电站高可靠二次系统66kV变压器保护装置通用技术规范的技术要求和执行口径，消除理解分歧；规范建设运行行为，防范质量与安全风险；为设计审查、设备与材料选型、现场验收和监督考核提供统一依据，提升标准化管理水平。标准方式：采取“统一宣贯、分级培训、清单自查、整改闭环”的方式推进，由归口管理部门牵头组织宣贯解读，各执行单位结合实际制定实施细则，确保标准要求传递到设计、施工、运维每一个具体环节。标准对象与分工：设计单位负责将标准条款落实于设计文件并出具逐条符合性说明；建设单位负责施工过程的组织与质量控制；运行检修单位负责投运后的执行与监测；试验检测单位负责按标准规定的项目与方法开展检测；物资采购部门负责将标准要求纳入招标技术条件。各环节之间应建立符合性传递和复核机制。标准周期与阶段：标准工作一般划分为宣贯启动、自查摸底、整改落实、复核验收、常态保持五个阶段。宣贯启动阶段完成条款交底与责任划分；自查摸底阶段对照标准形成问题清单；整改落实阶段逐项组织整改并完善记录；复核验收阶段由归口部门组织抽查复核；常态保持阶段纳入日常监督检查与绩效考核。各阶段应形成书面记录，实现全过程可追溯。二、术语定义本标准涉及的核心专业术语、代号与符号，以标准正文“术语和定义”一章为准，执行中应统一口径，避免概念混淆。术语一致性要求：凡标准正文中首次出现的专业术语，均按标准定义执行；同一对象在设计文件、施工图、验收资料中不得使用不同名称，避免因名称不统一造成的责任界面争议。代号符号执行口径：本标准涉及的编号、代号、图形符号、计量单位等，均应全文统一并以标准附录或正文规定为准；“应”“宜”“可”三类表述强度应严格区分，不得相互替代。三、标准整体框架本标准层次结构清晰，主要内容与核心章节以标准目次为准，一般涵盖范围、规范性引用文件、术语和定义、总体要求、技术要求（性能/功能）、试验（检测/检验）方法、检验规则、标志包装运输贮存、附录等章节。结构说明：标准中明确规定“应”“必须”的条款为强制性条款，涉及安全、质量、验收的底线要求；表述为“宜”“建议”“可”的条款为推荐性条款。核心执行章节为本解读第四部分所列关键技术要求对应的章节，标准实施时应优先逐条核对。规范性引用文件：标准引用的其他标准、规范应使用现行有效版本，实施中应注意跟踪引用文件的修订和废止动态。条款拆分执行建议：将标准正文逐条拆解为“技术要求—执行方式—验证方法—责任主体”对应关系表，作为现场核查的底稿，一标准一表、逐条签认。章节使用指引：设计、施工、验收等不同阶段应分别对照标准相应章节开展工作；附录和资料性内容用于补充说明，规范性附录与正文条款具有同等效力，资料性附录仅供参考，执行中应按“正文条款+规范性附录”合并判定。四、核心技术要求（重点）本章节为本标准的重中之重，覆盖标准规定的关键技术（性能/功能/技术要求）、试验（检测/检验）方法、检验规则与验收判定等关键硬性要求，各单位应逐条落实：总体要求：应按标准规定的总体要求组织设计、建设、运行和维护，确保各项技术要求落实到位。技术要求：应依据标准规定的各项技术要求（性能参数、功能指标等）进行设计、制造、选型和验收，具体取值以标准正文及附录为准。试验（检测/检验）方法：应按照标准规定的试验项目、试验方法和合格判定准则开展检测，检测数据应真实、完整并留存原始记录。指标核查要求：上述要求为现场核查、试验检测和验收判定的主要依据，应结合检测数据进行逐项验证，不得以经验值替代标准规定值。强制性条款执行清单：本标准中涉及安全、质量、验收的强制性条款必须逐条执行，设计与验收应逐条对照，具体条款以标准正文为准。推荐性条款说明：标准中“宜”“可”类条款为推荐性条款，执行中结合实际裁量，但不得低于安全底线。五、实施、检测与验收要求实施要求：工程建设及业务实施过程中，应依据本标准确定的技术要求组织施工、安装和调试；关键节点应开展专项交底，将标准条款转化为现场作业指导书和检查表。实施依据：实施中引用的相关标准应与本标准要求同时执行；当本标准与其他标准对同一事项规定不一致时，应按更严格者执行，并及时向归口管理部门书面请示确认。试验检测：对材料、设备、系统及结构按本标准规定的试验项目、试验方法进行检测，检测数据应真实、完整并留存原始记录；试验环境、仪器仪表应满足计量溯源要求。抽样判定：批量到货物资按标准规定比例抽样检验，抽样数量、抽样方法及合格判定准则以标准规定为准，不合格批次应按规定复验或退货处理。验收流程：验收按“资料核查—现场查验—试验复