1175-2013 變壓器保護規(guī)范【釋義】V0711印刷

《變壓器、高壓并聯(lián)電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規(guī)范》釋義(送審稿)北京2015年1011月目次1、如何將目次的風格和1161統(tǒng)一。2、增加頁腳頁碼。1、如何將目次的風格和1161統(tǒng)一。2、增加頁腳頁碼。請習玉花或出版社處理。注意編頁腳時導致釋義字體全變，原因不明！TOC\o"1-1"\h\z\u前言 3II 范圍 51 規(guī)范性引用文件 51 總則 62 一般規(guī)定 95 變壓器保護及輔助裝置設計規(guī)范 2824 高抗保護設計規(guī)范 7875 母線保護設計規(guī)范 8481 母聯(lián)（分段）充電過流保護設計規(guī)范 103100 合并單元設計規(guī)范 105102 智能終端設計規(guī)范 106104 智能站保護屏（柜）光纜（纖）要求 107104 相關設備及回路要求 108105附錄A（規(guī)范性附錄）變壓器保護裝置定值清單及軟壓板標準格式 112109附錄B（規(guī)范性附錄）高抗保護裝置定值清單及軟壓板標準格式 153146附錄C（規(guī)范性附錄）母線保護裝置定值清單及軟壓板標準格式 156148附錄D（規(guī)范性附錄）母聯(lián)（分段）保護裝置定值清單及軟壓板標準格式 164155附錄E（規(guī)范性附錄）保護打印報告標準格式 166157附錄F（資料性附錄）變壓器保護跳閘矩陣表 172162附錄G（規(guī)范性附錄）智能站保護裝置接口信息 186175編制說明 222208

前言Q/GDW1175-2013《變壓器、高壓并聯(lián)電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規(guī)范》（以下簡稱《元件保護規(guī)范》Q/GDW1175-2013）規(guī)定了220kV及以上電網的變壓器、高壓并聯(lián)電抗器、母線和母聯(lián)（分段）保護及相關輔助設備的技術原則和設計準則?！对Ｗo規(guī)范》Q/GDW1175-2013的目標是實現(xiàn)智能變電站和常規(guī)變電站中繼電保護裝置的“六統(tǒng)一”，即“功能配置、回路設計、端子排布置、接口標準、保護定值格式、保護報告格式”的統(tǒng)一，提高微機保護標準化應用水平。在工程中實施標準化設計，可以避免重復勞動，提高效率，并有利于推動繼電保護整定計算、運行操作、檢修作業(yè)等標準化，減少人員“三誤”，提高繼電保護安全運行水平，保障電網的安全穩(wěn)定運行。2008年以前，微機保護裝置設計、制造、應用的非標準化問題較為突出。由于缺乏統(tǒng)一的產品標準規(guī)范，各廠家微機保護裝置的功能、配置等存在一定的差異，對外接口和回路配合要求各不相同，不同廠家的保護裝置間協(xié)調配合存在一定困難，回路設計復雜；造成與外部一次設備、通信自動化等設備的配合要求不統(tǒng)一，容易給設計、施工、運行、操作等帶來安全隱患，逐漸成為影響電網安全的重要因素。為規(guī)范繼電保護設備制造和工程設計，方便調度運行和檢修維護，提高繼電保護運行可靠性和安全性，國家電力調度控制中心組織編寫了Q/GDW175-2008《變壓器、高壓并聯(lián)電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規(guī)范》，并已經于2008年2月15日正式頒布并實施。該規(guī)范充分汲取了各網省公司、運行維護單位、電力試驗研究院、電力設計院、國內主要保護制造商的意見和建議，并經過專家多次細致深入的討論，歷時一年半時間編制而成。Q/GDW175-2008標準頒布后，國家電力調度控制中心于2009年2月-3月在中國電力科學研究院對國內主要設備制造廠滿足標準化要求的變壓器保護裝置、高壓并聯(lián)電抗器保護裝置、母線保護裝置、母聯(lián)保護裝置等集中進行了集中檢測，并根據測試情況對標準中的相關條文進行了修訂或說明。滿足《元件保護規(guī)范》要求的“六統(tǒng)一”微機繼電保護裝置已經廣泛應用于電力系統(tǒng)中，保障了電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，體現(xiàn)了標準化設計的合理性和先進性。隨著2009年智能變電站的推進和發(fā)展，對元件保護及輔助裝置提出了適用于智能變電站的新要求。2012年7月，在國家電力調度控制中心的安排下，由冀北電力公司牽頭，開展了對Q／GDW175-2008的修訂工作，形成了《元件保護規(guī)范》Q/GDW1175-2013，并于2013年11月6日正式頒布并實施。本標準代替Q/GDW175-2008，與其相比Q／GDW1175-2013與Q/GDW175-2008相比主要技術性差異如下：——增加了智能站保護裝置相關要求；——增加了保護功能配置表，保護功能由“基礎型號功能”、“選配功能”組成；——修改了附錄A～附錄D中的保護裝置定值清單，增加了附錄G智能站保護裝置接口信息?！对Ｗo規(guī)范》Q/GDW1175-2013頒布后，國家電力調度控制中心組織相關專家在中國電力科學研究院對國內主要設備制造廠滿足標準化要求的裝置進行了測試。滿足《元件保護規(guī)范》Q/GDW1175-2013要求的“六統(tǒng)一”微機繼電保護裝置即將廣泛應用于電力系統(tǒng)中，未來必將能夠保障電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，體現(xiàn)出標準化設計的合理性和先進性。為方便廣大繼電保護工作者更好地理解、掌握《元件保護規(guī)范》Q/GDW1175-2013，國家電力調度控制中心組織相關人員，把標準制訂思路、依據、討論記錄、技術難點等匯總整理，形成本釋義，供產品研制、檢驗測試、運行管理、現(xiàn)場調試、工程設計等繼電保護專業(yè)人員參考。對調繼[2005]91《國調中心關于印發(fā)繼電保護裝置標準化設計補充技術要求的通知》的相關內容，以【補充要求】形式收錄到本書中，本書采取在《元件保護規(guī)范》Q/GDW1175-2013逐個條款之后【釋義】的方式予以說明和解釋。本書由XXX、XXX、XXX編寫。,XXX、XXX等人參與校核，在此一并感謝。編者2015年11月《變壓器、高壓并聯(lián)電抗器和母線保護及輔助裝置

標準化設計規(guī)范》釋義范圍本標準規(guī)定了220kV及以上電網的變壓器、高壓并聯(lián)電抗器、母線和母聯(lián)（分段）保護及相關設備的技術原則和設計準則。本標準適用于國家電網公司220kV及以上電壓等級常規(guī)變電站（以下簡稱常規(guī)站）和智能變電站(以下簡稱智能站)的變壓器、高壓并聯(lián)電抗器、母線和母聯(lián)（分段）及相關設備繼電保護裝置和回路的設計工作?！踞屃x】1．已經頒布的Q/GDW1175-2013《變壓器、高壓并聯(lián)電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規(guī)范》、Q/GDW1161-2014《線路保護及輔助裝置標準化設計規(guī)范》與Q/GDW767-2014《10kV～110kV元件保護及輔助裝置標準化設計規(guī)范》、Q/GDW766-2014《10kV～110kV線路保護及輔助裝置標準化設計規(guī)范》構成了涵蓋國家電網公司系統(tǒng)內各電壓等級的元件保護、線路保護及輔助裝置的標準化設計規(guī)范。2．《元件保護規(guī)范》Q/GDW1175-2013是在Q/GDW175-2008的基礎上，主要修訂了如下內容：a）根據原標準在執(zhí)行過程中的反饋意見和建議，修訂標準。如對750kV保護的要求更明確；又如將330kV、500kV、750kV的變壓器保護分開，因各電壓等級的變壓器保護要求有差異。b）增加智能變電站保護及相關裝置的“六統(tǒng)一”要求。c）增加保護功能配置表，含基礎型號功能及選配功能，并規(guī)定保護裝置軟件版本的構成方案。d）修改了附錄A～附錄D中的保護裝置定值清單、增加軟壓板內容，增加了附錄G智能站保護裝置接口信息。規(guī)范性引用文件下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。GB/T14285繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程GB/T14598.300微機變壓器保護裝置通用技術要求GB/T22386電力系統(tǒng)暫態(tài)數(shù)據交換通用格式（GB/T22386-2008，IEC60255-24:2001，IDT）GB/T25931網絡測量和控制系統(tǒng)的精確時鐘同步協(xié)議DL/T478繼電保護和安全自動裝置通用技術條件DL/T670母線保護裝置通用技術條件DL/T769電力系統(tǒng)微機繼電保護技術導則DL/T860變電站通信網絡和系統(tǒng)DL/T5136火力發(fā)電廠、變電所二次接線設計技術規(guī)程DL/T5218220kV～500kV變電所設計技術規(guī)程Q/GDW383智能變電站技術導則Q/GDW414變電站智能化改造技術規(guī)范Q/GDW426智能變電站合并單元技術規(guī)范Q/GDW428智能變電站智能終端技術規(guī)范Q/GDW441智能變電站繼電保護技術規(guī)范Q/GDW1396IEC61850工程繼電保護應用模型Q/GDW1808智能變電站繼電保護通用技術條件總則宗旨本標準旨在通過規(guī)范220kV及以上電網的變壓器、高壓并聯(lián)電抗器、母線和母聯(lián)（分段）保護及相關設備的輸入輸出量、壓板設置、裝置端子（虛端子）、通信接口類型與數(shù)量、報吿和定值、技術原則、配置原則、組屏（柜）方案、端子排設計、二次回路設計，提高繼電保護裝置（以下簡稱保護裝置）的標準化水平，為繼電保護的制造、設計、運行、管理和維護工作提供有利條件，提升繼電保護運行、管理水平?！踞屃x】1．本標準目的是實現(xiàn)智能變電站和常規(guī)變電站中繼電保護裝置的“六統(tǒng)一”，即“功能配置、回路設計、端子排布置、接口標準、保護定值格式、保護報告格式”的統(tǒng)一，提高繼電保護標準化應用水平。a）功能配置統(tǒng)一的原則：主要解決各地區(qū)保護配置及組屏方式的差異而造成保護的不統(tǒng)一。b）回路設計統(tǒng)一的原則：解決由于各地區(qū)運行和設計單位習慣不同造成二次回路上存在的差異。c）端子排布置統(tǒng)一的原則：通過按照“功能分區(qū)，端子分段”的原則統(tǒng)一端子排的設置，解決交直流回路、輸入輸出回路在端子排上排列位置不同的問題，為統(tǒng)一設計創(chuàng)造了條件。d）接口標準統(tǒng)一的原則：對繼電保護裝置的開入開出接口進行統(tǒng)一，避免出現(xiàn)不同時期、不同廠家裝置開入開出接口雜亂無序的問題。e）保護定值統(tǒng)一的原則：要求保護制造商按照統(tǒng)一格式規(guī)范保護定值清單格式及定值項名稱，以便簡化定值整定工作要求保護制造商按照統(tǒng)一格式進行保護定值的整定，簡化了定值整定工作。f）報告格式統(tǒng)一的原則：要求保護制造商按照統(tǒng)一格式形成保護動作報告，并要求動作報告有中文簡述，為調控調度中心和現(xiàn)場處理事故贏得了時間，也為現(xiàn)場運行維護創(chuàng)造有利條件。2．在工程中實施“六統(tǒng)一”標準化設計，可以避免重復勞動，提高效率，并有利于推動繼電保護整定計算、運行操作、檢修作業(yè)等標準化，減少人員“三誤”（誤碰、誤整定、誤接線），提高繼電保護安全運行水平，保障電網的安全穩(wěn)定運行。3．標準頒布之后，國家電力調度控制中心組織相關專家對國內主要設備制造廠滿足標準化要求的裝置進行靜模和動模測試，并根據測試情況對標準中的相關條文進行修訂和完善。確?！对Ｗo規(guī)范》Q/GDW1175-2013要求的“六統(tǒng)一”微機繼電保護裝置在電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。4．本規(guī)范中組屏方案適用于對常規(guī)變電站，暫不涉及智能化保護智能站保護組屏方案。5．繼電保護中可靠性、靈敏性、選擇性、速動性這“四性”，在某些情況下的要求有矛盾不能兼顧時，應有所側重；片面強調某一項要求，都會導致保護復雜化、影響經濟指標及不利于運行維護等弊病。對于四性的矛盾，要具體分析電網的實際情況進行合理的取舍。繼電保護中可靠性、靈敏性、選擇性、速動性這“四性”，在某些情況下的要求有矛盾不能兼顧時，應有所側重；片面強調某一項要求，都會導致保護復雜化、影響經濟指標及不利于運行維護等弊病。對于四性的矛盾，要具體分析電網的實際情況進行合理的取舍。優(yōu)化設計原則。應優(yōu)先通過保護裝置自身實現(xiàn)相關保護功能，盡可能減少外部輸入量，以降低對相關回路和設備的依賴。2【釋義】設備標準化是提高保護裝置制造質量，優(yōu)化設計、施工、維護和管理的重要前提，本標準是在廣泛收集各網省公司對保護裝置提出的要求，加以深化和集中，充分利用微機保護裝置強大的運算處理能力，實現(xiàn)保護功能的智能化和標準化，盡可能減少外部開入量，從而達到簡化二次回路、提高保護可靠性的目的。例如：3/2斷路器接線的母線保護，對通過母線保護跳閘的直跳開入，應設置靈敏的、不需整定的電流元件并帶50ms的固定延時的“軟件防誤措施”，以提高邊斷路器失靈保護動作后經母線保護跳閘的可靠性。應優(yōu)化回路設計，在確?？煽繉崿F(xiàn)繼電保護功能的前提下，盡可能減少裝置間的連線。【釋義】這是針對保護裝置之間回路設計提出的要求。目的在于充分發(fā)揮微機保護裝置計算能力強的優(yōu)勢，優(yōu)化二次回路。例如：雙母線接線的斷路器失靈保護，采用母線保護裝置內部的失靈電流判別功能，不僅取消了各間隔專用的失靈啟動裝置，簡化了失靈啟動回路，而且最末一級判電流，提高了失靈保護的可靠性。雙重化原則繼電保護雙重化的原則是指：保護裝置的雙重化以及與保護配合回路（包括通道）的雙重化，雙重化配置的保護裝置及其回路之間應完全獨立，無直接的電氣聯(lián)系?！踞屃x】1．明確了雙重化的原則，為簡化繼電保護回路設計奠定了基礎；保護組柜、回路設計、簡化壓板也是以此為基礎。2．《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（2012修訂版）（以下簡稱《十八項反措》）對雙重化提出了要求：15.2繼電保護配置應注意的問題15.2.1電力系統(tǒng)重要設備的繼電保護應采用雙重化配置。雙重化配置的繼電保護應滿足以下基本要求：15.2.1.1兩套保護裝置的交流電流應分別取自電流互感器互相獨立的繞組；交流電壓宜分別取自電壓互感器互相獨立的繞組。其保護范圍應交叉重疊，避免死區(qū)。15.2.1.2兩套保護裝置的直流電源應取自不同蓄電池組供電的直流母線段。15.2.1.3兩套保護裝置的跳閘回路應與斷路器的兩個跳閘線圈分別一一對應。15.2.1.4兩套保護裝置與其他保護、設備配合的回路應遵循相互獨立的原則。15.2.1.5每套完整、獨立的保護裝置應能處理可能發(fā)生的所有類型的故障。兩套保護之間不應有任何電氣聯(lián)系，當一套保護退出時不應影響另一套保護的運行。15.2.1.6線路縱聯(lián)保護的通道（含光纖、微波、載波等通道及加工設備和供電電源等）、遠方跳閘及就地判別裝置應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。15.2.1.7330kV及以上電壓等級輸變電設備的保護應按雙重化配置。15.2.1.8除終端負荷變電站外，220kV及以上電壓等級變電站的母線保護應按雙重化配置。15.2.1.9220kV電壓等級線路、變壓器、高抗、串補、濾波器等設備微機保護應按雙重化配置。每套保護均應含有完整的主、后備保護，能反應被保護設備的各種故障及異常狀態(tài)，并能作用于跳閘或給出信號。3．雙重化配置的保護之間宜采用“一對一”原則。例如：雙重化配置的變壓器保護與失靈保護間采用“一對一”啟動方式。按“雙重化”原則配置的保護設備之間采取“一對一”的目的是減少設備之間的連線，從而減少由于人員失誤造成的保護誤動。但是，“一對一”同時也降低兩套設備的“冗余”，譬如：利用失靈保護跳兩個跳閘線圈，可以解決單套保護異常退出，而對應運行保護的跳閘線圈斷線問題。在考慮取舍時認為，后者是小概率事件，在當前人員責任事故仍然較多的情況下，應以防人員誤動為主，故采用“一對一”。4．受一次設備的限制，雙重化配置的部分保護功能只能共用同一回路。例如：兩套主變零序過電壓保護共用一個PT三次繞組；兩套重合閘共用斷路器同一個合閘線圈等。5．《國家電網公司防止變電站全停十六項措施（試行）》對110kV母線保護雙重化提出了如下要求：“6.1.21000kV、500（330）kV變電站內的110kV母線保護宜按雙重化配置。”110母線保護雙重化配置是考慮到一套母線保護檢修時，另一套母線保護仍然能起到保護母線的作用。保護裝置軟件構成原則本標準中保護裝置功能由“基礎型號功能”和“選配功能”組成；功能配置由設備制造廠出廠前完成。功能配置完成后定值清單及軟壓板、裝置虛端子等應與所選功能一一對應。本標準按最大化列舉設備參數(shù)定值、保護定值、保護控制字、保護功能軟壓板，出廠時未選配功能對應項自動隱藏，其它項順序排列。本標準按典型工程應用列舉SV接收軟壓板、GOOSE軟壓板、裝置虛端子。【釋義】1．此條為Q/GDW1175-2013版新增條款。自六統(tǒng)一原則出臺后，由于長期以來各地使用保護習慣差異的慣性依然存在，依然存在一些地區(qū)定制的保護軟件版本，對運行經驗總結，事故教訓的汲取以及反事故措施的貫徹落實等存在一定困擾Q/GDW175-2008六統(tǒng)一測試裝置運行以來，部分地區(qū)在此版本的基礎上紛紛提出了地區(qū)要求，制造廠家為此派生出了眾多地區(qū)定制軟件，不便于國調對版本的統(tǒng)一管理，存在安全隱患。2013年修訂Q/GDW175時，國調要求各網省公司和制造廠家仔細梳理功能配置，經國網專家討論批準后編入規(guī)范。2．版本控制思路為：保護裝置基礎軟件=基礎功能（必配）+選配功能，地區(qū)特殊要求由選配功能實現(xiàn)，保護裝置基礎軟件版本不隨“選配功能”不同而改變。同時為了防止最大化軟件導致定值清單及軟壓板、裝置虛端子等的最大化而引起不便，要求訂貨單位在訂貨時提出配置要求，制造廠家在廠內完成功能配置并對未選配的相關內容進行隱藏。3、本規(guī)范按照典型工程案例，實際工程應用可能會有不同的需求。當與典型工程應用相同時，SV接收軟壓板、GOOSE軟壓板、裝置虛端子應與本規(guī)范一致。當保護裝置不能兼容主接線時，才允許修改模型文件。要求更改此模型不影響保護裝置的軟件版本，可根據工程需求設置。【釋義】1．此條為Q/GDW1175-2013新增條款，目的是：國家電網公司為減少地區(qū)軟件版本，對保護裝置的軟件版本進行統(tǒng)一管理。保證國網范圍內使用的設備均是經過國網檢測的合格產品，提高設備運行可靠性。但是六統(tǒng)一原則出臺后，由于長期以來各地使用保護習慣差異的慣性依然存在，依然存在一些地區(qū)定制的保護軟件版本，對運行經驗總結，事故教訓的汲取以及反事故措施的貫徹落實等存在一定困擾。2013年修訂Q/GDW175-2008時，國調要求各網省公司和制造廠家仔細梳理功能配置，經國網專家討論批準后編入規(guī)范。2．本次修訂規(guī)范了保護裝置的“基礎功能”和“選配功能”，軟件按照最大化進行測試形成管理版本，各地區(qū)使用時根據具體工程情況去掉不需要的選配功能項。3．版本控制原則為：保護裝置基礎軟件=基礎功能（必配）+選配功能，地區(qū)特殊要求由選配功能實現(xiàn)，保護裝置基礎軟件版本不隨“選配功能”不同而改變。另外為了防止最大化軟件導致定值清單及軟壓板、裝置虛端子等的最大化而引起不便，要求訂貨單位在訂貨時提出配置要求，制造廠家在廠內完成功能配置并對未選配的相關內容進行隱藏。功能配置必須在設備制造廠完成，不能在現(xiàn)場進行更改。其配套資料，也是根據功能配置裁剪。4．對于“SV接收軟壓板”“GOOSE軟壓板”不同工程應用可能會有不同的需求，本標準按照典型工程舉例，實際工程參考執(zhí)行。當實際工程與典型工程應用相同時，SV接收軟壓板、GOOSE軟壓板、裝置虛端子應與本規(guī)范一致。對于保護裝置不能兼容的主接線，才允許修改模型文件。要求更改此模型不影響保護裝置的軟件版本，可根據工程需求設置。主接線型式【釋義】規(guī)定主接線型式的目的是為了便于對保護配置要求、保護裝置要求、組屏（柜）方案、端子排設計、壓板和按鈕設置等內容有針對性地進行說明。根據《國家電網公司變電站典型設計》和《國家電網公司輸變電工程通用設計變電站二次系統(tǒng)部分》的要求，并結合改、擴建工程的特點，規(guī)定了變壓器保護適用的主接線型式。與規(guī)范相同的主接線，合并單元的配置應與規(guī)范相同，以采用典型模型文件。只有不同主接線涉及到模型修改時，才允許修改模型文件。本標準中220kV變壓器以高壓側雙母線接線（兼容雙斷路器）、中壓側雙母線接線、低壓側雙分支單母分段接線的三繞組變壓器（高2-中1-低2）為基礎型號?？蛇x配高中壓側阻抗保護、自耦變、接地變及小電阻接地、低壓側電抗器、雙繞組變壓器等相關功能?！踞屃x】220kV變電站典型設計主接線型式較多，為了盡可能提高本規(guī)范的適用范圍，規(guī)定了220kV電壓等級變壓器以高壓側雙母線接線（兼容雙斷路器）、中壓側雙母線接線、低壓側雙分支單母分段接線的三卷變壓器（高2-中1-低2）為例。220kV變壓器高壓側兼容雙斷路器主要應用于內橋接線和3/2接線型式。本規(guī)范中合并單元配置按最大化需求考慮，220kV變壓器高壓側合并單元按內橋接線和3/2接線配置，當高壓側為雙母線接線時，工程應用時應參考本規(guī)范規(guī)定的典型ICD模型建模生成新的ICD模型文件使用。本標準中330kV變壓器以高壓側3/2斷路器接線（兼容雙母雙分段接線）、中壓側雙母雙分段接線、低壓側單母線接線的變壓器（高2-中1-低1）為基礎型號，配置高、中壓側間隙過流和零序過壓保護功能，作為三繞組變壓器中性點不接地運行保護，無選配功能。【釋義】本規(guī)范中合并單元配置按最大化需求考慮，因此高壓側的合并單元是按內橋接線和3/2接線配置，如果高壓側是雙母線接線，工程應用時需要在本規(guī)范規(guī)定的典型模型基礎上修改以適應。本標準中500kV變壓器以高壓側3/2斷路器接線、中壓側雙母雙分段接線、低壓側單母線接線的分相自耦變壓器（高2-中1-低1）為基礎型號，無選配功能。本標準中750kV變壓器以高壓側3/2斷路器接線、中壓側3/2斷路器接線（兼容雙母雙分段接線）、低壓側雙分支單母線接線的分相自耦變壓器（高2-中2-低2）為基礎型號，無選配功能?！踞屃x】1．《國家電網公司變電站典型設計》：330kV及以上系統(tǒng)對供電可靠性要求較高，一般采用3/2斷路器接線（隨著西北750kV系統(tǒng)的建成，部分330kV變電站逐步采用雙母線接線，500kV采用3/2斷路器接線）；雙母線接線型式節(jié)約投資，運行方式靈活，便于分區(qū)運行限制短路電流，故220kV系統(tǒng)一般采用雙母線接線。2．《500kV變電站通用設計標準》考慮目前500kV變電站的220kV系統(tǒng)，重要回路一般均要求采用雙回路供電，且SF6斷路器制造工藝成熟，檢修周期長，如再普遍要求設置旁路母線，不但明顯增加占地，也造成設備增加、操作增多、二次回路接線復雜，故雙母接線方式不設置旁路母線。3．《500kV變電站通用設計標準》推薦變壓器低壓側設總斷路器，有利于提高變壓器的運行可靠性?！?10～500kV變電站通用設備規(guī)范第1部分：變壓器》要求“500kV三相共體變壓器運輸困難，單體結構復雜，如發(fā)生故障很難在短時間修復，推薦500kV變壓器優(yōu)先選用單相結構”。因此，本規(guī)范以變壓器低壓側有總斷路器的分相自耦變壓器為例。不考慮低壓側雙分支的情況。如果低壓有雙分支，采用750kV變壓器保護保護版本，但是要注意高中壓側零序電流配置的差異。本標準中高壓并聯(lián)電抗器（以下簡稱高抗）以3/2斷路器接線的線路電抗器為基礎型號。其它高壓并聯(lián)電抗器可參照執(zhí)行。【釋義】1．高壓并聯(lián)電抗器有母線電抗器和線路電抗器兩種。2．有過電壓可能的線路，不允許無并聯(lián)電抗器運行，因此，線路并聯(lián)電抗器一般不單獨設斷路器。線路并聯(lián)電抗器既需要限制過電壓，又可要利用中性點電抗器限制潛供電流，以提高單相重合閘的成功率。3．母線電抗器經首端斷路器接于母線上，只要求限制系統(tǒng)過電壓而不限制潛供電流，無中性點電抗器。4．為了提高本規(guī)范的適用范圍，高抗以保護裝置輸入、輸出回路較多的線路電抗器為例，母線電抗器不需取消引接部分端子引接即可。本標準中母線以3/2斷路器接線、雙母線接線（含雙母雙分段接線）、雙母單分段為例。其它主接線型式的母線可參照執(zhí)行。【釋義】1．本規(guī)范中3/2斷路器接線母線主要適用于330kV及以上電壓等級變電站高壓側，雙母雙分段接線母線主要適用于330kV及以上電壓等級變電站中壓側。2．按照《國家電網公司變電站典型設計》的要求，330kV和500kV變電站高壓側大部分為3/2斷路器接線，中壓側本期采用雙母線接線，終期一般采用雙母雙分段接線。3．220kV變電站高壓側以雙母線接線為主。對于母線保護裝置和二次回路設計而言，雙母雙分段接線比雙母線接線多兩個分段斷路器，其余回路均相同。4．為了提高本規(guī)范的適用范圍，母線保護分別以3/2斷路器接線、雙母雙分段接線、雙母單分段接線為例。本標準中母聯(lián)（分段）以雙母線接線（含雙母雙分段接線）的母聯(lián)（分段）斷路器為例。其它主接線型式的母聯(lián)（分段）斷路器可參照執(zhí)行?！踞屃x】1．雙母接線（雙母線、雙母帶分段）的母聯(lián)和單母分段的分段占整個母聯(lián)和分段斷路器的90%以上，而兩者的保護及二次回路完全一樣。因此，本規(guī)范以雙母線接線的母聯(lián)斷路器為例。2．對于配置單套常規(guī)分段充電保護裝置的雙母雙分段接線的分段斷路器，由于左右兩側各配置兩套母線保護，分段保護跳閘時應同時啟動四套母線保護裝置的分段失靈保護。所以，該分段操作箱應提供四組啟動失靈的TJR觸點和四組與母線保護配合的SHJ觸點。執(zhí)行原則強調了變壓器、高抗、母線和母聯(lián)（分段）保護及相關設備標準化設計的原則和重點要求，但并未涵蓋相應保護及相關設備的全部技術要求，有些內容在已頒發(fā)的技術標準和規(guī)程、規(guī)定中已有明確規(guī)定，在貫徹落實的過程中仍應嚴格執(zhí)行相關的技術標準和規(guī)程、規(guī)定?！踞屃x】本標準重點對現(xiàn)階段繼電保護工程應用中存在的問題進行規(guī)范，只提出保護功能要求，不對實現(xiàn)該功能的保護原理進行規(guī)范，從而不會阻礙繼電保護新技術、新產品的推廣和應用。新建、擴建和技改等工程應嚴格執(zhí)行本標準?！踞屃x】本規(guī)范強調了新建、擴建和技改工程應按此標準執(zhí)行，大量的運行設備原則上不強制按此標準進行整改，但在現(xiàn)有廠站進行擴建和技改時，新舊保護裝置之間如何銜接宜酌情處理。一般規(guī)定保護裝置通用要求保護裝置開關量輸入定義采用正邏輯，即觸點閉合為“1”，觸點斷開為“0”。開關量輸入“1”和“0”的定義應統(tǒng)一規(guī)定如下：“1”“0”【釋義】保護裝置的單點開關量輸入采用正邏輯，是參照大多數(shù)用戶的使用習慣，做到規(guī)范統(tǒng)一，避免運行和管理混亂。如無特殊情況，一般采用“功能投入”或“收到開入”為“1”，表示開入觸點閉合。例如：變壓器保護中的電壓壓板，不同廠家的定義正好相反，壓板投入時分別表示“電壓投入”和“PT檢修”，兩者含義截然相反。前者要求正常運行時投入此壓板，而后者要求正常運行時退出此壓板，給生產、運行、管理和維護等各個環(huán)節(jié)帶來諸多不便，增加了保護誤動的幾率。本規(guī)范將電壓壓板統(tǒng)一為“電壓投入壓板”。智能站保護裝置雙點開關量輸入定義：“01”為分位，“10”為合位，“00”和“11”【釋義】1．本規(guī)范對于智能站保護如何處理雙點開關量輸入的“無效”位置，不做統(tǒng)一規(guī)定，但應以保護不誤動為基本原則。建議無效狀態(tài)處理方式為：對于雙點開入信號，建議按照保持無效之前狀態(tài)處理，如斷路器位置和刀閘位置；對于單點信號，建議按照“0”狀態(tài)處理，如母差保護，GOOSE斷鏈之前有啟動失靈信號，斷鏈以后按照無啟動失靈信號2．采用雙點開關量輸入的信號是：斷路器位置狀態(tài)、刀閘位置狀態(tài)。斷路器和刀閘的輔助常開、常閉觸點分別接入智能終端的硬開入，智能終端發(fā)布斷路器和刀閘位置的雙點GOOSE信息。保護裝置功能控制字“1”和“0”的定義應統(tǒng)一規(guī)定如下：“1”“0”否定所表述的功能，不應改變定值清單和裝置液晶屏顯示的“功能表述”?！踞屃x】1．不同廠家保護裝置功能控制字“1”和“02．規(guī)定“1”肯定所表述的功能、“03．當控制字置“0”時，不應改變定值清單和裝置液晶屏顯示的“功能表述”。適應調度運行管理中嚴格的定值核對工作，如果改變了定值清單和裝置液晶屏顯示的“功能表述”，則在定值核對工作中就會出現(xiàn)差異。當控制字置“0”時，不應改變定值清單和裝置液晶屏顯示的“功能表述”。例如：某廠家的變壓器差動保護涌流閉鎖原理，當控制字置“1”時，液晶屏顯示為“二次諧波制動原理”，當控制字置“0”時，液晶屏顯示為“模糊識別原理”。本規(guī)范將液晶屏顯示統(tǒng)一為“二次諧波制動原理”，不隨控制字的改變而改變，置“1”表示為“二次諧波制動原理”，置“常規(guī)站保護裝置保護功能投退的軟、硬壓板應一一對應，采用“與門”邏輯，以下壓板除外：【釋義】1.常規(guī)保護的壓板分出口壓板和開入壓板，本條款中所述的保護功能投退的軟、硬壓板屬開入壓板。2.壓板分出口壓板和開入壓板，本條所指的壓板為開入壓板。開入壓板為保護裝置的一種特殊開入，根據不同的開入，保護裝置的程序會有相應變化。其中，“保護功能”壓板是用于投退具有某些特征的保護功能集合，例如：主保護、后備保護。一般情況“保護功能”投退軟、硬壓板應一一對應，采用“與門”邏輯，以滿足運行人員就地投/退硬壓板或遠方操作軟壓板實現(xiàn)保護功能的投/退。也有一些例外，如：a）變壓器各側“電壓”投入運行硬壓板需要在現(xiàn)場操作，沒有軟壓板對應。b）母線保護的“母線互聯(lián)”軟、硬壓板采用“或”邏輯。變壓器保護的各側“電壓壓板”只設硬壓板；【釋義】變壓器各側的“電壓壓板”用于變壓器各側母線PT檢修，屬于運行操作壓板，因此只設硬壓板。母線保護的“母線互聯(lián)”軟、硬壓板采用“或”邏輯，“母聯(lián)(分段)分列”只設硬壓板；【補充要求】常規(guī)站裝置增加“母聯(lián)(分段)分列”軟壓板，取消“母聯(lián)（分段）分列”硬壓板。常規(guī)站裝置增加“母聯(lián)(分段)分列”軟壓板。【補充要求釋義】1.補充要求釋義：原因：母線倒方式遠方操作時，若裝置僅有硬壓板無軟壓板，無法執(zhí)行遠方操作。原來國標：打遠方，就地可以操作。把要求說清楚?！斑h方操作”只設硬壓板。“遠方投退壓板”、“遠方切換定值區(qū)”和“遠方修改定值”只設軟壓板，只能在裝置本地操作，三者功能相互獨立，分別與“遠方操作”硬壓板采用“與門”邏輯。當“遠方操作”硬壓板投入后，上述三個軟壓板遠方功能才有效；【釋義】“遠方操作”硬壓板投入后，裝置只能在遠方進行操作（特別注意此時不能再裝置本體就地操作）；“遠方操作”硬壓板退出后，裝置才能在就地（裝置本體）進行操作。【釋義】為滿足遠方操作的要求，裝置應具備“遠方投退壓板”、“遠方切換定值區(qū)”和“遠方修改定值”的功能，分別受控于對應的軟壓板“遠方投退壓板”、“遠方切換定值區(qū)”和“遠方修改定值”，這三個軟壓板分別與公共的“遠方操作”硬壓板構成“與”邏輯，是否允許遠方操作由調度、運行管理部門決定?！斑h方操作”只設硬壓板，原因是要解決所有保護的遠方操作，一定要有就地安全措施；對于220kV及以上等級，目前是分階段實行遠方功能的開放?！氨Ｗo檢修狀態(tài)”只設硬壓板。對于采用DL/T860標準時，當“保護檢修狀態(tài)”硬壓板投入，保護裝置報文上送帶品質位信息。“保護檢修狀態(tài)”硬壓板遙信不置檢修標志?！踞屃x】1．Q/GDW1396-2012《IEC61850工程繼電保護應用模型》（以下簡稱Q/GDW1396-2012）Q/GDW1396《IEC61850工程繼電保護應用模型》規(guī)定如下：13檢修處理機制13.1裝置檢修狀態(tài)13.2MMS報文檢修處理機制a）裝置應將檢修壓板狀態(tài)上送客戶端；b）當裝置檢修壓板投入時，本裝置上送的所有報文中信號的品質q的Test位應置；c）當裝置檢修壓板退出時，經本裝置轉發(fā)的信號應能反映GOOSE信號的原始檢修狀態(tài)；d）客戶端根據上送報文中的品質q的Test位判斷報文是否為檢修報文并作出相應處理。當報文為檢修報文，報文內容應不顯示在簡報窗中，不發(fā)出音響告警，但應該刷新畫面，保證畫面的狀態(tài)與實際相符。檢修報文應存儲，并可通過單獨的窗口進行查詢。2．IEC61850標準的系統(tǒng)，上送帶品質位的信息，但是“保護檢修狀態(tài)”壓板的狀態(tài)不應帶品質位信息上送，以確保該壓板位置狀態(tài)在簡報窗中顯示。對于非IEC61850標準的系統(tǒng)，維持各廠家現(xiàn)在做法。智能站保護裝置只設“遠方操作”和“保護檢修狀態(tài)”硬壓板，保護功能投退不設硬壓板，如下：【釋義】智能化保護智能站保護裝置的壓板種類為：保護功能軟壓板、GOOSE輸入軟壓板、GOOSE輸出軟壓板、SV接收軟壓板、遠方操作硬壓板、保護檢修狀態(tài)硬壓板。其中：過程層GOOSE輸入軟壓板當于常規(guī)保護的開入壓板（例如：部分地區(qū)要求失靈保護裝置設置啟動失靈開入硬壓板）、GOOSE輸出壓板相當于常規(guī)保護的出口壓板（保護裝置本身出現(xiàn)某些異常時，GOOSE輸出壓板亦不可信，此時不能依賴其退出保護的跳閘、啟動失靈功能），裝置投運時根據運行方式投入對應壓板；SV接收壓板是保護裝置按直接連接的合并單元（不包含級聯(lián)合并單元）分別設置SV接收壓板，當間隔停電、保護裝置停運后，允許退出此壓板。如是涉及到多間隔的保護裝置，例如母線保護，其中一個間隔停電檢修，應先斷開該間隔的SV接收壓板，再投該間隔的合并單元置檢修狀態(tài)壓板，母線保護才能正常運行，否則，母線保護將退出運行?！斑h方操作”只設硬壓板?！斑h方投退壓板”、“遠方切換定值區(qū)”和“遠方修改定值”只設軟壓板，只能在裝置本地操作，三者功能相互獨立，分別與“遠方操作”硬壓板采用“與門”邏輯。當“遠方操作”硬壓板投入后，上述三個軟壓板遠方功能才有效；【釋義】1．為滿足遠方控制的要求，裝置應具備“遠方投退壓板”、“遠方切換定值區(qū)”和“遠方修改定值”的功能，分別受對應“遠方投退壓板”、“遠方切換定值區(qū)”和“遠方修改定值”軟壓板的控制，這三個軟壓板分別與公共的“遠方操作”硬壓板為“與”邏輯，是否允許遠方操作由繼電保護部門的軟壓板所決定，現(xiàn)場是不能隨意投退這3個軟壓板的。2．“遠方操作”只設硬壓板，原因是要給現(xiàn)場一個可操作的控制手段，從而實現(xiàn)所有保護的遠方操作有一個就地安全措施把關；對于220kV及以上等級，視具體情況可分別實現(xiàn)“遠方投退壓板”、“遠方切換定值區(qū)”和“遠方修改定值”功能的開放。3．“遠方操作”硬壓板投入后，裝置只能在遠方進行操作（特別注意此時不能再裝置本體就地操作）；“遠方操作”硬壓板退出后，裝置才能在就地（裝置本體）進行操作。增加孫總的說明。保護裝置本身出現(xiàn)某些異常時，GOOSE輸出壓板亦不可信，此時不能依賴其退出保護的跳閘、啟動失靈功能。王松：分2步。第一步：可投軟壓板就這樣。第二部：不能投咋辦。“遠方操作”只設硬壓板。“遠方投退壓板”、“遠方切換定值區(qū)”和“遠方修改定值”只設軟壓板，只能在裝置本地操作，三者功能相互獨立，分別與“遠方操作”硬壓板采用“與門”邏輯。當“遠方操作”硬壓板投入后，上述三個軟壓板遠方功能才有效；【釋義】見4.1.4.c的釋義?！氨Ｗo檢修狀態(tài)”只設硬壓板。對于采用DL/T860標準時，當“保護檢修狀態(tài)”硬壓板投入，保護裝置報文上送帶品質位信息。“保護檢修狀態(tài)”硬壓板遙信不置檢修標志。【釋義】1．見4.1.4.d的釋義；2．Q/GDW1396-2012Q/GDW1396《IEC61850工程繼電保護應用模型》規(guī)定如下：13檢修處理機制13.3GOOSE報文檢修處理機制a）當裝置檢修壓板投入時，裝置發(fā)送的GOOSE報文中的test應置位；b）GOOSE接收端裝置應將接收的GOOSE報文中的test位與裝置自身的檢修壓板狀態(tài)進行比較，只有兩者一致時才將信號作為有效進行處理或動作，不一致時宜保持一致前狀態(tài)c）當發(fā)送方GOOSE報文中test置位時發(fā)生GOOSE中斷，接收裝置應報具體的GOOSE中斷告警，但不應報“裝置告警（異常）”信號，不應點“裝置告警（異常）”燈。3.智能化裝置（常規(guī)采樣）壓板設置方式同4.1.5智能化裝置壓板設置方式。13.4SV報文檢修處理機制a）當合并單元裝置檢修壓板投入時，發(fā)送采樣值報文中采樣值數(shù)據的品質q的Test位應置True；b）SV接收端裝置應將接收的SV報文中的test位與裝置自身的檢修壓板狀態(tài)進行比較，只有兩者一致時才將該信號用于保護邏輯，否則應按相關通道采樣異常進行處理；c）對于多路SV輸入的保護裝置，一個SV接收軟壓板退出時應退出該路采樣值，該SV中斷或檢修均不影響本裝置運行。其它壓板如下：變壓器保護的各側“電壓壓板”設軟壓板；“母線互聯(lián)”、“母聯(lián)(分段)分列”設軟壓板?！踞屃x】智能化保護智能站保護裝置的開入開出均采用光纖通信方式，已經沒有傳統(tǒng)的電纜開入開出回路，難以在保護裝置上設置硬壓板（“遠方操作”和“檢修狀態(tài)”僅設置硬壓板除外）退保護SV接收壓板時，裝置應給出明確的提示確認信息，經確認后可退出壓板；保護SV接收壓板退出后，電流/電壓顯示為0，不參與邏輯運算。【釋義】1．按照保護裝置設計原理，當合并單元檢修壓板投入時，合并單元輸出采樣數(shù)據為檢修狀態(tài)，保護電流采樣無效，閉鎖相關電流保護，只有將保護裝置SV接收軟壓板退出，才能解除保護閉鎖。保護裝置按直接連接的合并單元（不包含級聯(lián)合并單元）分別設置SV接收壓板，當間隔停電、相應間隔合并單元退出、保護裝置停運還需要運行后，允許退出此壓板。例如：3/2接線方式下，邊斷路器檢修，線路間隔不停電，線路保護還要運行，此時需要在線路保護裝置內操作退出邊斷路器合并單元的SV接收壓板。。2．當在保護裝置上就地退出SV壓板時，保護裝置本身不判電流電壓，裝置發(fā)出告警提醒操作人員防止誤操作，操作人員確認無誤后可繼續(xù)退出SV接收壓板。3．SV接收壓板退出之后，對應的電流/電壓顯示為0而不顯示接受到的值，以示相關SV壓板已退出。這時并不閉鎖保護，只是對應的電流電壓不參與保護邏輯運算。SV接收壓板退出與常規(guī)站保護在CT端子箱短接CT二次回路的功能相同。4．Q/GDW1396-2012Q/GDW1396《IEC61850工程繼電保護應用模型》規(guī)定如下：13檢修處理機制13.4SV報文檢修處理機制a）當合并單元裝置檢修壓板投入時，發(fā)送采樣值報文中采樣值數(shù)據的品質q的Test位應置True；b）SV接收端裝置應將接收的SV報文中的test位與裝置自身的檢修壓板狀態(tài)進行比較，只有兩者一致時才將該信號用于保護邏輯，否則應按相關通道采樣異常進行處理；c）對于多路SV輸入的保護裝置，一個SV接收軟壓板退出時應退出該路采樣值，該SV中斷或檢修均不影響本裝置運行。5．Q/GDW1808-2012《智能變電站繼電保護通用技術條件》(以下簡稱Q/GDW1808)規(guī)定如下：4.6.4保護裝置應按MU設置“SV接收”軟壓板。當保護裝置檢修壓板和MU上送的檢修數(shù)據品質位不一致時，保護裝置應報警并閉鎖相關保護；“SV接收”壓板退出后，相應采樣值顯示為0，不應發(fā)SV品質報警信息。需要注意的是：當某一支路檢修，對應的MU投入檢修（或斷電）以后，其它支路如果仍然要繼續(xù)運行，此時必須要退出相關保護裝置對應的SV接收軟壓板，否則由于保護和MU檢修不一致（或保護裝置該支路電流采樣異常），導致一直閉鎖保護，一旦遇到故障，保護裝置將會拒動。運行中，SV接收壓板的退出原則是該支路或者間隔退出運行。6．需要注意的是：3/2接線方式時，當中開關需要檢修，線路仍然要繼續(xù)運行的話，必須要先退出相關保護裝置的中斷路器電流SV接收軟壓板，再投入對應的中斷路器電流MU檢修（或斷電）。否則由于保護和MU檢修不一致（或保護裝置該開關電流采樣異常），導致一直閉鎖保護，一旦遇到故障，保護裝置將會拒動。運行中，SV接收壓板的退出原則是該支路或者間隔退出運行。裝置應能正確顯示GOOSE開入信息；GOOSE接收軟壓板退出后，裝置應顯示接收的GOOSE信號，若GOOSE信號帶檢修標識時，應顯示檢修標識?！踞屃x】1．Q/GDW1396-2012Q/GDW1396《IEC61850工程繼電保護應用模型》規(guī)定如下：13檢修處理機制13.3GOOSE報文檢修處理機制a）當裝置檢修壓板投入時，裝置發(fā)送的GOOSE報文中的test應置位；b）GOOSE接收端裝置應將接收的GOOSE報文中的test位與裝置自身的檢修壓板狀態(tài)進行比較，只有兩者一致時才將信號作為有效進行處理或動作…；c）當發(fā)送方GOOSE報文中test置位時發(fā)生GOOSE中斷，接收裝置應報具體的GOOSE中斷告警，但不應報“裝置告警（異常）”信號，不應點“裝置告警（異常）”燈。2．裝置告警處理當被檢修裝置檢修狀態(tài)壓板投入時，如果相關設備能接收到訂閱的該裝置GOOSE報文，則相關設備不告警；如果相關設備接收不到訂閱的該裝置GOOSE報文時，則相關設備告警。3．不停發(fā)送報文的損壞設備隔離問題解決辦法：首先不建議增加GOOSE接收鏈路軟壓板：在停運設備檢修時需要到運行設備進行操作，存在忘投的風險；同時現(xiàn)場可操作性復雜，也大大增加了軟壓板數(shù)目。2013年-5-7月7日在國調組織的《元件保護規(guī)范》Q/GDW1175-2013送審稿討論會上得出的結論如下：母線保護：雙母線和單母線接線啟動失靈開入，3/2接線失靈聯(lián)跳開入，均設置GOOSE接收軟壓板。變壓器保護：增加失靈聯(lián)跳開入，設置GOOSE接收軟壓板。其它裝置僅設置GOOSE發(fā)送軟壓板。保護裝置、合并單元的保護采樣回路應使用A/D冗余結構（公用一個電壓或電流源），保護裝置采樣頻率不應低于1000Hz，合并單元采樣頻率為4000Hz?！狙a充要求】裝置應具有合并單元異常大數(shù)的防誤能力。原因：異常大數(shù)會導致裝置誤動，使用A/D冗余結構是有效防異常大數(shù)的措施之一?！踞屃x】1．GB/T14285-2006《繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程》（以下簡稱GB/T14285-2006）第4.1.12.5條規(guī)定要求“除出口繼電器外，裝置內的任一元件損壞時，裝置不應誤動作跳閘”。如果采用單A/D結構，采樣回路出錯后，啟動和邏輯運算均同時滿足，容易導致保護誤動作，因此要求采用雙A/D結構。采用冗余結構的意思是可多于兩個A/D采樣回路。2．Q/GDW1808第4.5.5規(guī)定保護裝置應采用兩路不同的A/D采樣數(shù)據，當某路數(shù)據無效時，保護裝置應告警、合理保留或退出相關保護功能。當雙A/D數(shù)據之一異常時，保護裝置應采取措施，防止保護誤動作。3．異常大數(shù)會導致裝置誤動，使用A/D冗余結構是有效防異常大數(shù)的措施之一。GB/T14285-2006《繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程》（以下簡稱“繼電保護技術規(guī)程”）要求“除出口繼電器外，裝置內的任一元件損壞時，裝置不應誤動作跳閘”。如果采用單A/D結構，采樣回路出錯后，啟動和邏輯運算均同時滿足，容易導致保護誤動作，因此要求采用雙A/D結構。采用冗余結構的意思是可多于兩個A/D采樣回路。保護裝置的測量范圍為0.05IN~～（20～40）IN，在此范圍內保護裝置的測量精度均需滿足：測量誤差不大于相對誤差5%或絕對誤差0.02IN，但在0.05【釋義】500kV電網最大短路電流限制為63kA，當系統(tǒng)潮流很大時，主變壓器CT變比可能高達4000/1A，而作為系統(tǒng)接地短路故障最末段保護的變壓器零序過流III段保護，為了能可靠切除高阻接地故障，定值整定要求為300A（一次值），因此部分廠家0.1I根據各生產廠家的具體情況，要求保護裝置的測量范圍下限為0.05IN，上限為20IN或40IN，保護裝置在0.05IN～（20IN或40IN）的測量精度均需滿足：測量誤差不大于相對誤差5%或絕對誤差0.02IN，但在0.05IN以下范圍用戶應能整定并使用，實際故障電流超過電流上限（20IN或40IN）時，保護裝置不誤動、不拒動。保護裝置的定值要求如下：保護裝置的定值應簡化，宜多設置自動的輔助定值和內部固定定值；【補充要求】a）保護裝置軟壓板與保護定值相對獨立，軟壓板的投退不應影響定值；b）線路保護裝置至少設16個定值區(qū)，其余保護裝置至少設5個定值區(qū)；c）保護裝置具有可以實時上送定值區(qū)號的功能；d）裝置上送后臺定值及軟壓板應符合附錄A要求（修改附錄A，使之將名稱與信息規(guī)范保持一致）。原因：細化定值和軟壓板的要求可以更好滿足變電站無人值守及遠方操作的要求。【釋義】不與其它保護配合的定值，在裝置內部固定。例如：高壓并聯(lián)電抗器為無功設備，發(fā)生區(qū)外故障時，不提供短路電流，高抗保護定值不必與其它保護配合，故高抗保護定值可以自動整定，只需輸入相關設備參數(shù)即可。需要注意的是：高壓線路并聯(lián)電抗器的中性點小抗過負荷電流定值按主抗容量自動整定，但是實際工程使用中中性點小抗容量選擇過小，導致中性點小抗過負荷保護靈敏度降低，實際中出現(xiàn)過過負荷導致中性點小抗燒毀的情況。保護裝置定值應采用二次值、變壓器額定電流（Ie）倍數(shù)，并輸入變壓器額定容量、電流互感器（CT）和電壓互感器（PT）的變比等必要的參數(shù)；【釋義】1.采樣值數(shù)據已經都是一次值，但保護裝置電流、電壓和阻抗定值仍然采用二次值，主要原因如下：a）符合多數(shù)用戶的現(xiàn)有習慣，以利于標準化保護裝置和現(xiàn)有保護裝置的整定配合。b）如采用一次定值，則需要有與之對應的現(xiàn)場調試二次定值，這對于運行、維護、整定計算靈敏度配合等都會有影響，用戶需要較長適應過程，現(xiàn)階段廣泛推廣較為困難。1．保護裝置電流、電壓和阻抗定值采用二次值，主要原因如下：a）符合多數(shù)用戶的習慣，以利于標準化保護裝置和現(xiàn)有保護裝置的整定配合。b）如采用一次定值，則需要有與之對應的現(xiàn)場調試二次定值，用戶需要較長適應過程，現(xiàn)階段廣泛推廣較為困難。2．變壓器差動保護，現(xiàn)階段大部分采用有名值整定方式，容量不同的變壓器定值差異較大，為簡化整定計算，變壓器差動保護啟動電流定值按變壓器額定電流倍數(shù)整定（一般為0.4Ie～0.5Ie），而不按有名值整定。其中，分側差動保護的實際動作電流按高壓側的額定電流（Ie）倍數(shù)折算。保護裝置總體功能投/退，可由運行人員就地投/退硬壓板或遠方操作投/退軟壓板實現(xiàn)，如變壓器保護的“高壓側后備保護”；【釋義】常規(guī)保護采用“硬壓板”和“軟壓板”與門投/退，是有利于不同的操作地點對壓板進行控制。增強操作的便利性。智能保護不設置保護功能投/退硬壓板，只需投退保護功能軟壓板即可。可通過軟壓板實現(xiàn)保護功能投退。運行中基本不變的保護分項功能，如變壓器保護的“復壓過流Ⅰ段1時限”采用“控制字”投/退；【釋義】為簡化保護壓板：1．運行中基本不變的保護分項功能，采用“控制字”投/退，而不采用軟壓板投退，可顯著減少運行操作人員的負擔。例如：變壓器保護的“復壓過流Ⅰ段1時限”采用“控制字”投/退三繞組變壓器，本期低壓側不投入運行時，可通過退出低壓側后備保護壓板實現(xiàn)。2．對于臨時投入運行的保護，可通過切換定值區(qū)或修改保護定值實現(xiàn)，而不通過投退壓板實現(xiàn)。這樣，可以大大簡化后備保護壓板。例如：變壓器空載合閘時，可臨時修改變壓器保護定值，而不單獨設置變壓器充電保護壓板。保護裝置的定值清單應按以下順序排列：設備參數(shù)定值部分；保護裝置數(shù)值型定值部分；保護裝置控制字定值部分?！踞屃x】1．對保護裝置的定值清單內容和排列順序進行了統(tǒng)一規(guī)范。2．與Q/GDW175-2008相比，定值單中刪除了保護軟壓板，本規(guī)范中“軟壓板”不屬于定值，不需整定。3．“定值區(qū)號”顯示當前所運行的定值區(qū)號，定值區(qū)號切換為其它區(qū)號，各定值項也相應地切換為其它區(qū)號的定值，但“設備參數(shù)定值”和“軟壓板”為各定值區(qū)共用，不隨“定值區(qū)號”切換。4．考慮IEC61850的要求，本規(guī)范的正式運行定值屬于“1”區(qū)（Q/GDW175-2008的正式運行定值屬于“0”區(qū)）。5．波特率、通信地址（如IP地址）等信息單獨列為通信參數(shù)，與定值分開，由現(xiàn)場設定，可查看和打印。【補充要求】保護裝置的定值要求如下：1．保護裝置軟壓板與保護定值相對獨立，軟壓板的投退不應影響定值；2．線路保護裝置至少設16個定值區(qū)，其余保護裝置至少設5個定值區(qū)；3．保護裝置具有可以實時上送定值區(qū)號的功能；4．裝置上送后臺定值及軟壓板應符合相關要求。【釋義】1．對保護裝置的定值清單內容和排列順序進行了統(tǒng)一規(guī)范。2．較Q/GDW161-2007版，定值清單中刪除了“保護裝置軟壓板”。保護裝置軟壓板不屬于定值，不需要整定。3．“定值區(qū)號”顯示當前所運行的定值區(qū)號，定值區(qū)號切換為其它區(qū)號，各定值項也相應地切換為其它區(qū)號的定值，但“設備參數(shù)定值”、“軟壓板”為各定值區(qū)共用，不隨“定值區(qū)號”切換。4．考慮IEC61850的要求，本規(guī)范的正式運行定值屬于“1”區(qū)（Q/GDW175-2008的正式運行定值屬于“0”區(qū)）。5．波特率、IP地址等信息通信地址單獨列，與定值分開，由現(xiàn)場設定，可查看和打印。保護裝置允許的定值整定范圍應不小于附錄A~～D中的要求。【釋義】本規(guī)范對保護裝置的定值做了最小范圍的限定，設備制造廠家根據設備情況，定值整定范圍可大于規(guī)范。保護裝置應具備以下接口：對時接口：應支持接受對時系統(tǒng)發(fā)出的IRIG-B對時碼；條件成熟時也可采用GB/T25931標準進行網絡對時，對時精度應滿足要求?！踞屃x】保護裝置統(tǒng)一推薦采用直流B碼對時，單獨組成一個對時網絡；而不采用脈沖對時和串口報文對時的組合方式。MMS通信接口：裝置應支持MMS網通信，3組MMS通信接口（包括以太網或RS-485通信接口），MMS至少需2路RJ45電口；【釋義】1．為了滿足變電站監(jiān)控系統(tǒng)和繼電保護及故障信息管理系統(tǒng)組網的要求，保護裝置應具備3組通信接口（一般監(jiān)控系統(tǒng)2組，保護及故障信息管理系統(tǒng)1組）。2．現(xiàn)階段無基于以太網的IEC60870-5-103標準，實際工程以基于RS-485串行通信接口的IEC60870-5-103標準為主。隨著IEC61850標準的逐步推廣和應用，高速以太網必將會代替RS-485串行通信接口。SV和GOOSE通信接口：GOOSE組網和點對點通信、SV組網和點對點通信；SV和GOOSE光口數(shù)量應滿足需求，最低要求詳見附錄G；【補充要求】智能站保護裝置應支持SV單光纖接收。原因：一方面考慮現(xiàn)場可以節(jié)省光纖，部分站保護只用一根收光纖；另一方面考慮裝置發(fā)送光纖損壞導致鏈路告警的情況。【釋義】1．過程層GOOSE、SV光口分為網絡通信口和點對點通信口。附錄G根據典型應用場合規(guī)范了裝置的最低過程層光口要求，設備廠家硬件能力可大于本標準。2．補充要求釋義：一方面考慮現(xiàn)場可以節(jié)省光纖，部分站保護只用一根收光纖；另一方面考慮裝置發(fā)送光纖損壞導致鏈路告警的情況。其它接口：調試接口、打印機接口。保護裝置在正常運行時應能顯示差流、電流、電壓等必要的參數(shù)及運行信息，默認狀態(tài)下，相關的數(shù)值顯示為二次值，也可選擇顯示系統(tǒng)的一次值。【釋義】1．保護裝置液晶屏循環(huán)顯示電流、電壓值可以是一次值，也可以是二次值，以滿足不同需要的運行監(jiān)視。附錄的設備參數(shù)定值中包含CT和PT的一次值和二次值。整定上習慣采用二次值，方便線路保護和對側保護配合；另外，整定計算的軟件工具大部分都是基于二次值。2．本標準未對運行監(jiān)視數(shù)據提出規(guī)范化的要求，例如，對電流電壓之間相位的顯示，第一種方式為：顯示相電流和相應的相電壓之間的相位，以電壓超前電流為正；第二種方式為：所有的電流電壓均以A相電壓相位為0°基準顯示，這樣，同樣是電流滯后電壓30°，就會出現(xiàn)＋30°和－30°顯示差別，調試人員需要注意。3．在“設備參數(shù)定值”項整定CT一次值和二次值、PT一次值（線電壓），默認PT二次額定線電壓為100V。4．裝置可以依據設備參數(shù)定值實現(xiàn)在顯示界面模擬量的一、二次值切換顯示，當采用電子式互感器時，可以統(tǒng)一規(guī)定CT二次額定值為1A，CT一次額定值為CT一次額定電流（根據IEC61850標準，當電子式電流互感器的輸出為16位二進制數(shù)時，保護額定輸出采用01CFH，保證50倍額定電流時不會溢出，01CFH對應于實際的一次額定電流進行轉換。當二次額定電流1A/5A確定后，也可以進行01CFH值對應于二次額定電流的轉換）。保護裝置應能記錄相關保護動作信息，保留8次以上最新動作報告。每個動作報告至少應包含故障前2個周波、故障后6個周波的數(shù)據?！踞屃x】1．保護記錄的信息分為三類：a）故障信息，包括跳閘、電氣量啟動而未跳閘等，各種情況下，均應有符合要求的動作報告；。b）導致開入量發(fā)生變化的操作信息（例如：跳閘位置開入、壓板投退），作為一個事件，也應有事件記錄；。c）各種異常告警信息，應有相應記錄。2．為防止保護頻繁啟動導致事故報告丟失，不便于事故分析，保護應保留8次以上完整的最新動作報告。保護裝置記錄的所有數(shù)據應能轉換為GB/T22386規(guī)定的電力系統(tǒng)暫態(tài)數(shù)據交換通用格式（COMTRADE）。保護裝置記錄的動作報告應分類顯示，具體要求如下：供運行、檢修人員直接在裝置液晶屏調閱和打印的功能，便于值班人員盡快了解情況和事故處理的保護動作信息；【釋義】為了使當值調度員盡快了解現(xiàn)場事故狀況，以便及時、有效地處理事故，保護動作信息報告應為主要故障和保護的動作信息的中文簡述。保護輸出報告標準格式詳見附錄E（形成事故報告的要點，并不代表事故報告的形式）。例如：變壓器保護動作簡報如下：CSC-326T2-G-DJEG(V1.002014.10BACC)XX廠家220千伏變壓器保護裝置2014-11-1016:17:42.288保護啟動22ms縱差保護A相差動電流Idiff=1.570A制動電流Ires=0.453A22ms縱差保護B相差動電流Idiff=1.547A制動電流Ires=0.237A供繼電保護專業(yè)人員分析事故和保護動作行為的記錄。【釋義】應有詳細的保護動作時序記錄、開入量變位情況、與動作保護有關的定值、電流電壓波形圖等，詳見附錄E的要求。保護裝置定值、控制字、軟壓板和開入量名稱應規(guī)范、統(tǒng)一，具體要求如下：對于不能完整顯示標準名稱的裝置，廠家應在說明書中提供與標準名稱相應的對照表；硬壓板名稱應與對應軟壓板名稱一致?！踞屃x】為規(guī)范有關名稱，同時兼顧各廠家裝置的實際情況（不同廠家液晶顯示的字體個數(shù)不同），經2009年3月由國調中心組織的“標準化”保護裝置的集中測試驗證，明確如下：對于因液晶顯示長度不同而不能完整顯示標準名稱的，廠家應在說明書中提供與標準名稱相應的對照表。此表包括“保護裝置名稱、控制字、軟壓板和開入量名稱”，但不限于此范圍，如也可含告警信息等。例如：“低壓側三角內部套管（繞組）CT一次值”，對照表為“低壓側套管CT一次值”。2015年中國電力科學研究院的檢測結果通報上，已對不能完整顯示標準名稱的裝置提出了整改要求，整改后的裝置都能實現(xiàn)完整顯示的要求通報會？余越和張小莉都說不是在通報會上決定的。。歷史原革說下，現(xiàn)階段都能滿足要求。通報會？余越和張小莉都說不是在通報會上決定的。保護裝置軟件版本構成方案如下：基礎軟件由“基礎型號功能”和“選配功能”組成；基礎軟件版本含有所有選配功能，不隨“選配功能”不同而改變；基礎軟件版本描述由基礎軟件版本號、基礎軟件生成日期、程序校驗碼（位數(shù)由廠家自定義）組成；保護裝置軟件版本描述方法，見圖1。注1：“基礎型號”代碼不組合，代碼詳見各保護功能配置表。其中斷路器保護、過電壓及遠方跳閘保護、短引線保護基礎型號默認為A；注2：“選配功能”代碼可無，也可多個代碼組合，功能代碼詳見各保護功能配置表，組合時按從上到下順序依次排列；注3：裝置面板（非液晶）應能顯示①、②、③、④、⑤部分的信息。圖1保護裝置軟件版本描述方法【補充要求】④增加前接線裝置功能代碼-FA-G，增加特高壓各類裝置功能代碼T10等。④增加前接線裝置功能代碼-FA-G。原因：更好滿足運行需要。【釋義】1．討論Q/GDW767-2014《10kV～110kV元件保護及輔助裝置標準化設計規(guī)范》時，保護裝置軟件版本描述方法已經更新為如下表述：2.本標準的功能配置是經國網專家討論批準后編入。版本控制思路為：保護裝置基礎軟件=基礎功能（必配）+選配功能，地區(qū)特殊要求由選配功能實現(xiàn)，保護裝置基礎軟件版本不隨“選配功能”不同而改變。同時為了防止最大化軟件導致定值清單及軟壓板、裝置虛端子等的最大化而引起不便，要求訂貨單位在訂貨時提出配置要求，制造廠家在廠內完成功能配置并對未選配的相關內容進行隱藏。原則上各地區(qū)應使用符合“六統(tǒng)一”要求的保護裝置版本。3．“基礎型號代碼”互斥，不進行組合?！斑x配功能”可以不選擇，也可選擇多個，描述時選配功能代碼從上到下順序依次排列。4．為兼顧設備制造廠成本和用戶需要在裝置在失電狀態(tài)下依然可以查看裝置的①、②、③、④、⑤部分的信息，要求設備制造廠在裝置面板（非液晶）上顯示該部分信息。設備制造廠可采用貼透明貼條，但必須注意美觀性。1．本標準的功能配置是經國網專家討論批準后編入。版本控制思路為：保護裝置基礎軟件=基礎功能（必配）+選配功能，兼顧地區(qū)電網運行需要的要求由選配功能實現(xiàn)，保護裝置基礎軟件版本不隨“選配功能”不同而改變。同時為了防止最大化軟件導致定值清單及軟壓板、裝置虛端子等的最大化而引起不便，要求訂貨單位在訂貨時提出配置要求，制造廠家在廠內完成功能配置并對未選配的相關內容進行隱藏。基礎軟件版本經國網測試后，發(fā)布使用，選配功能僅在此版本上做“減法”。2．“基礎型號代碼”互斥，不進行組合。3．“選配功能”可以不選擇，也可選擇多個，描述時選配功能代碼從上到下順序依次排列。4．為兼顧設備制造廠成本和用戶需要從裝置在失電狀態(tài)下依然可以查看裝置的①、②、③、④、⑤部分的信息，要求設備制造廠在裝置面板（非液晶）上顯示該部分信息。設備制造廠可采用貼透明貼條，但必須注意美觀性。早期廠家均采用條形碼的方式實現(xiàn)信息共享；之后將進一步發(fā)展為使用“射頻識別電子標簽”的方式實現(xiàn)。裝置建模原則GOOSE、SV輸入虛端子采用GGIO邏輯節(jié)點，GOOSE輸入GGIO應加“GOIN”前綴；SV輸入GGIO應加“SVIN”前綴。【釋義】DL/T860.5-2006《變電站通信網絡和系統(tǒng)第5部分：功能的通信要求和裝置模型》11.5.6中定義：“GGIO”邏輯節(jié)點的功能是“通用輸入/輸出”。為了便于調試時查詢問題容易識別，在裝置虛端子的數(shù)據屬性中，GOOSE輸入GGIO增加“GOIN”前綴；SV輸入GGIO增加“SVIN”前綴。1．DL/T860.5-2006《變電站通信網絡和系統(tǒng)第5部分：功能的通信要求和裝置模型》11.5.6中定義：“GGIO”邏輯觸點的功能是“通用輸入/輸出”。2．根據Q/GDW1396-2012，虛端子是我國特有定義，61850標準沒有定義輸入模型，認為這是廠家內部定義，所以輸入虛端子只能采用通用輸入輸出模型GGIO。3．為了便于調試時查詢問題容易識別，在裝置虛端子的數(shù)據屬性中，GOOSE輸入GGIO增加“GOIN”前綴；SV輸入GGIO增加“SVIN”前綴。4．明確GOOSE、SV輸入虛端子都采用GGIO邏輯節(jié)點，系統(tǒng)配置中明確前綴為“GOIN”的信號表示GOOSE輸入虛端子，前綴為“SVIN”的信號表示SV輸入虛端子，其余信號邏輯節(jié)點的前綴不能為“GOIN“和“SVIN”。明確GOOSE、SV輸入虛端子都采用GGIO邏輯節(jié)點，系統(tǒng)配置中明確前綴為“GOIN”的信號表示GOOSE輸入虛端子，前綴為“SVIN”的信號表示SV輸入虛端子，其余信號邏輯節(jié)點的前綴不能為“GOIN“和“SVIN”。智能站裝置斷路器、隔離刀閘（以下簡稱刀閘）位置采用雙點信號，其余信號采用單點信號。智能站保護裝置對應一臺IED設備應只接收一個GOOSE發(fā)送數(shù)據集,該數(shù)據集應包含保護所需的所有信息?！踞屃x】目前有的智能化保護智能站保護裝置GOOSE發(fā)送數(shù)據集有多個，給集成調試時的識別以及問題查詢帶來了困難，本標準要求各設備制造廠，智能站保護裝置對應一臺IED設備應只接收一個GOOSE發(fā)送數(shù)據集，該數(shù)據集應包含保護所需的所有信息。GOOSE虛端子信息應配置到DA層次，SV虛端子信息應配置到DO層次?！踞屃x】目前智能變電站GOOSE報文不傳輸q，因此要求GOOSE發(fā)布虛端子定義到DA層，明確是傳輸值還是時間。GOOSE發(fā)布虛端子信息配置到DA層，要求GOOSE發(fā)布數(shù)據集定義到DaName。GOOSE、SV輸出邏輯節(jié)點建模要求如下：GOOSE、SV輸出虛端子邏輯節(jié)點采用專用類別描述，參考Q/GDW1396標準建模；【釋義】這樣建模的好處：GOOSE、SV發(fā)布虛端子邏輯節(jié)點采用專用類別描述，系統(tǒng)配置可以通過reference方便確定虛端子信號的具體含義。保護模型中對應要跳閘的每個斷路器各使用一個PTRC實例，應含跳閘、啟動失靈（如有）、閉鎖重合閘（如有）等信號及其相關軟壓板；【釋義】跳斷路器和啟動失靈在一個實例中。重合閘動作采用RREC建模；失靈聯(lián)跳開出采用RBRF建模；【補充要求】失靈聯(lián)跳開出虛端子統(tǒng)一采用PTRC建模。遠傳開出采用PSCH建模；MU采用TCTR或TVTR建模，雙A/D應配置相同的TCTR或TVTR實例，分相互感器應按相建實例；智能終端：斷路器采用XCBR建模，刀閘采用XSWI建模，分相斷路器應按相建實例；GOOSE輸出軟壓板應在相關輸出信號LN中建模；GOOSE、SV接收軟壓板采用GGIO.SPCSO建模。智能站GOOSE、SV軟壓板設置原則如下：宜簡化保護裝置之間、保護裝置和智能終端之間的GOOSE軟壓板；保護裝置應在發(fā)送端設GOOSE輸出軟壓板；除母線保護的啟動失靈開入、母線保護和變壓器保護的失靈聯(lián)跳開入外，接收端不設GOOSE接收軟壓板；【釋義】見4.1.7的釋義第3條?！踞屃x】1．規(guī)范不建議增加GOOSE接收鏈路軟壓板，原因如下：a）在停運設備檢修需要到運行設備進行操作，存在忘投的風險。b）現(xiàn)場可操作性復雜，也大大增加了軟壓板數(shù)目。c）智能終端不支持MMS服務，無法實現(xiàn)軟壓板功能。2．為了解決不停發(fā)送報文的損壞設備隔離問題，2013年5月7日國調組織的Q/GDW1175-2013送審稿討論會上得出的結論如下：a）母線保護：雙母線和單母線接線啟動失靈開入，3/2接線失靈聯(lián)跳開入，均設置GOOSE接收軟壓板。b）變壓器保護：增加失靈聯(lián)跳開入，設置GOOSE接收軟壓板。c）其它裝置僅設置GOOSE發(fā)送軟壓板。保護裝置應按MU設置“SV接收”軟壓板?！踞屃x】保護裝置按直接連接的合并單元（包含級聯(lián)合并單元）分別設置SV接收壓板，當間隔停電、保護裝置停運后，允許退出此壓板。SV接收壓板退出與常規(guī)站保護封CT的功能相同。引用路徑按照Q/GDW1396標準執(zhí)行；GOOSE虛端子引用路徑的格式為“LD/LN.DO.DA”，SV虛端子引用路徑的格式為“LD/LN.DO”。虛端子引用路徑格式見圖2。圖2引用路徑格式裝置虛端子要求如下：宜采用Excel(*.csv）、CAD(*.dwg）格式文件；【釋義】集成商是在站控層的數(shù)據庫中制作SCD，為了便于快速實施和清晰的檢查，需要規(guī)定虛端子的文件格式。實際使用中宜采用xml格式的CCD文件。虛端子中不應有重復的信號名稱。必要時應在末端增加數(shù)字區(qū)分，如備用1、備用2；【釋義】智能變電站在計算機上進行虛端子連接，等同于常規(guī)變電站二次回路電纜連接，但是信息量比常規(guī)站更加細化，數(shù)量更多，所以智能變電站采用工具實現(xiàn)虛端子自動連接將成為趨勢。虛端子信號名稱不重復為工具實現(xiàn)做好基礎，作為裝置實現(xiàn)人機交互的唯一識別標志，例如：備用1、備用2。虛端子信號名稱重復主要在輸入端，可以一發(fā)多收，但一收只能對應一發(fā)。）信號名稱同名擴展命名原則：信號名稱m-n，m為小組編號（與邏輯節(jié)點實例號對應，只有一組時m省略）、n為小組內部對象序號（與數(shù)據對象編號對應）。例如：第一組“遠傳”表述為：遠傳1-1、遠傳1-2，第二組“遠傳”表述為：遠傳2-1、遠傳2-2；【釋義】虛端子名稱同名擴展，采用m-n分組編號符合常規(guī)變電站工程設計習慣便于識別回路，例如：第一組遠傳為“遠傳1-1、遠傳1-2”，第二組遠傳為“遠傳2-1、遠傳2-2”。母線保護裝置母聯(lián)（分段）支路電流，變壓器保護3/2斷路器接線中斷路器電流、內橋接線橋斷路器電流，應能通過不同輸入虛端子對電流極性進行調整；【釋義】Q/GDW1396-2012Q/GDW1396規(guī)定如下：11.1.1.hMU輸出數(shù)據極性應與互感器一次極性一致。間隔層裝置如需要反極性輸入采樣值時，應建立負極性SV輸入虛端子模型。例如：3/2接線方式下，如果兩邊的線路和短引線保護共用中斷路器互感器的二次線圈（電流互感器采用支柱式互感器，二次線圈繞組配置少的情況），這樣中斷路器電流合并單元只能按一種互感器極性連接電纜，但是例如：3/2接線方式下的中斷路器電流合并單元，對于兩邊的線路和短引線保護來說，需要接入的極性正好相反。這種情況有以下幾種處理方式：1．在合并單元處進行調整：合并單元同時輸出正反極性SV，保護裝置可以根據需求訂閱正負極性SV。但是這種方式會增大了過程層網絡SV信息的處理流量。2．在保護裝置處調整：合并單元只輸出正極性SV，通過修改保護裝置的配置文件或控制字來進行負極性SV的訂閱。但是這種方式增加了保護裝置管理的難度。3．完全通過虛端子連接進行調整：合并單元只輸出正極性SV，但是保護裝置有正反2種極性的SV輸入。通過修改合并單元與保護裝置的虛端子連接可以實現(xiàn)保護裝置正負極性SV的訂閱。采用第3種方式兩側的線路和短引線保護能通過自身的不同輸入虛端子對電流極性進行調整。這種方式可以有效地減少合并單元SV的發(fā)送數(shù)據量，減輕過程層網絡負載，降低了保護裝置管理的難度；另外通過調整虛端子連接方式延續(xù)了常規(guī)站更改互感器電流極性的一貫做法（更改電纜接線）。1．在合并單元處進行調整：合并單元同時輸出正反極性SV，保護裝置可以根據需求訂閱正負極性SV。但是這種方式會增大了網絡SV信息的處理流量。2．在保護裝置處調整：合并單元只輸出正