编制说明
本应用技术原则是根据2000年颁布的《华东电网500kV继电保护技术原则（试行稿）》结合近年来技术发展和华东电网实际应用情况修订而成。
本应用技术原则在编制过程中参考了“输变电系统二次系统设备招标技术文件范本”中有关保护部分的技术要求，结合了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求继电保护实施细则》和国家电网公司新近颁布实施的《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》的有关规定，汇总了历年来华东电网500kV系统继电保护安全运行的经验。
自本应用技术原则颁布日起，凡华东电网500kV系统继电保护在基建、技术改造中所选用的设备和保护系统设计必须满足本应用技术原则的要求，已运行的设备应分轻重缓急采取措施尽可能满足本应用技术原则的要求。
本应用技术原则的解释权属华东电网有限公司。在执行过程中所遇到的问题和建议请及时反馈给华东电力调度交易中心。华东电网有限公司将视具体情况进行必要的修订补充。
1.1第一次在华东电网500kV系统使用的保护装置必须通过华东电力试验研究院按部颁动模试验大纲并结合具体工程和实际电网运行要求进行的动模试验。
2线路保护
2.1500kV线路保护应装设两套完整的、独立的全线速动数字式主保护，并独立组屏。
2.2每套线路主保护除了全线速断的纵联保护外，还应具有分相跳闸的三段式接地、相间距离及反时限零序方向电流保护作为后备保护。
2.3鉴于OPGW通道较PLC通道有较强的抗干扰能力，为尽量减少由于通道的原因而引起的保护设备拒动、误动的情况，500KV线路应优先考虑采用OPGW作为线路保护的通道。
2.4对具有OPGW或其他数字通信通道的线路，应优先考虑采用分相电流差动保护作为线路主保护。
2.5对以OPGW作为保护通道的线路，保护设备可直接接光纤芯或复用通信的光端机设备。
2.6一条线路的两套分相电流差动保护复用通信专业光端机时应考虑双重化配置，即应配置两套独立的光通信设备（其供电电源也应完全独立），以避免光通信设备故障或检修时造成全部保护通道失却。
2.7一条线路的两套分相电流差动保护应采用两条不同的通道路由。
2.8以PLC作为线路保护的通道，若为同杆双回线，线路保护及载波通道均应能收发三个或四个快速命令，分别表示A、B、C相或A、B、C单相及多相故障；若不是同杆双回线，线路保护及载波通道也建议采用收发三个或四个快速命令的方式，若无条件则应至少能收发两个快速命令，分别表示单相及多相故障。
2.9PLC通道在通道阻塞时载波机应能给出UNBLOCKING信号。保护装置在判断为相间故障时，UNBLOCKING才有效。
2.10PLC通道的两台载波机快速通道与保护接口的收、发讯回路采用对应的线路主保护直流电源。
2.11保护装置在电压二次回路断线(包括三相断线)或短路时应闭锁有可能误动的保护，并发出告警信号；保护装置在电流二次回路断线时应能发出告警信号。
2.12每一套线路保护都应有故障录波、测距及事件记录功能，并提供相应的远方通讯和分析软件。
2.13线路分相电流差动保护应对CT特性无特殊要求，并应允许使用两侧不同的CT变比。线路分相电流差动保护在发生区内或区外故障CT饱和时应能正确动作。
2.14线路分相电流差动保护应有分相式线路电容电流实时补偿功能。
2.15线路主保护应有四组可切换的定值组，切换开关安装在保护屏上。
2.16线路保护屏应装设单跳或三跳方式选择开关。
2.17线路配置的过电压保护动作条件是本侧线路断路器在断开位置且过电压保护动作，经延时通过远方跳闸回路跳线路对侧的断路器。
3母线保护
3.1500kV每条母线应配置两套完全独立的母线保护。
3.2母线保护应能够适应P级、TPY级等类型CT混合使用。
3.3母线保护在CT饱和时应能正确动作。
4断路器保护（含重合闸、短线保护）
4.1对在同一串断路器上的线路保护和断路器保护，宜采用相同厂家的产品。
4.2500kV的重合闸、失灵保护按断路器配置组屏。
4.3一个半断路器接线的线路单相重合闸的优先回路为：母线侧断路器无条件重合，中间断路器重合闸待母线侧断路器重合成功后重合；也可根据具体情况，按不同重合时间整定。
4.4发电厂出口线路的单相重合闸应有顺序重合功能，避免发电厂侧线路重合于故障。
4.5断路器屏上的保护应在本断路器无法重合时(断路器低气压、重合闸装置故障、重合闸被其他保护或断路器辅接点三取二闭锁、重合闸整组复归期间等)准备好三跳回路，在线路保护发出单跳令时，本断路器三跳，而另一个断路器仍能单跳单重。
4.6闭锁重合闸的保护为变压器（含发变组）、失灵、母线、远方跳闸、高抗、短线保护及线路保护的三相跳闸。
4.7启动失灵的保护为线路、母线、短线、变压器(高抗)的电气量保护。
4.8断路器失灵保护的动作原则为：瞬时分相重跳本断路器的两个跳闸线圈；经延时(失灵保护动作)三相跳本断路器及相邻断路器的两个跳闸线圈和启动两套远方跳闸(或母差、变压器保护)。
4.9失灵保护应采用分相和三相起动回路。每相起动回路，应由能瞬时复归的保护出口接点(包括与本断路器有关的所有保护接点)与电流元件串联组成。
4.10断路器失灵保护应经电流元件控制实现单相和三相跳闸，单相跳闸经本相电流控制，三相跳闸经任一相电流控制。用于发变组的断路器失灵保护应具有负序电流启动元件，其时间定值与相电流的时间定值应能分别独立整定。
4.11500kV双母线接线方式的断路器失灵动作经延时后跳母联（分段）和该断路器所在母线的所有元件。
4.12原则上不另外配置三相不一致保护，而是采用断路器机构内本体三相不一致保护。线路串母线侧断路器三相不一致时间应整定为2秒，中间断路器三相不一致时间应整定为3.5秒。
4.133/2断路器接线方式的线路（主变）有出线闸刀时应配置短线保护。每个间隔应配置两套完全独立的短线保护。两套短线保护安装在母线侧断路器保护屏上。
5远方跳闸
5.1PLC通道的两台载波机慢速通道与保护接口的收、发讯回路采用对应的远方跳闸就地判别装置的直流电源。
5.2若远方跳闸信号通过保护装置(如分相电流差动)以数字编码的方式(带检验)传输到通讯设备，并通过数字通道传至对侧，则远方跳闸回路可不装设远方跳闸就地判别装置；若远方跳闸信号以接点方式直接接至通讯设备，则远方跳闸回路应装设远方跳闸就地判别装置。
5.3远方跳闸就地判别装置采用双重化配置，每一套装置对应一个通讯接口，两套装置的交直流、跳闸回路完全独立，可与线路主保护一起组屏。
5.4远方跳闸就地判别装置应有分相低有功判据逻辑。
5.5由于500kV线路的CT变比较大，远方跳闸就地判别装置的分相功率元件应有足够的灵敏度。
6变压器保护
6.1500kV变压器、高抗应采用两套差动保护作为主保护，其中一套应为高阻抗原理差动保护。两套差动保护及其后备保护应分别组屏，其CT次级、电源和跳闸回路完全独立。
6.2当500kV变压器采用比率制动差动保护时，差动保护装置应能分别接入500kV侧和220kV侧每个断路器的电流。
6.3500kV变压器低压侧三相过流保护的CT二次侧接线应避免在区外接地故障时流过零序电流，以防系统接地故障时，低压侧过流保护误动作。
6.4500kV变压器过励磁保护的低值发信、反时限和高值跳闸元件应能分别独立整定，其返回系数应不低于0.96。过励磁保护的定值应与变压器的过励磁曲线相配合。
6.5500kV变压器的开关若有旁路代的方式时，500kV变压器的两套差动保护在旁路代时均应切换至旁路开关。
6.6500kV变压器本体(非电量)保护应相对独立，电气量保护停役时应不影响本体保护的运行，具体配置一般可有以下两种考虑：
6.6.1在变压器保护的其中一块屏上配置一套本体保护，变压器本体保护与电气量保护完全独立没有任何联系，本体保护应有独立的电源回路(包括直流MCB和直流监视信号继电器)和出口跳闸回路，屏上其他保护的停役不影响本体保护的运行。
6.6.2在变压器保护的两块屏上各配置一套独立的本体保护，可分别与屏上其他保护共用电源及出口跳闸回路，任一保护停役时至少有一套本体保护运行。要求变压器本体保护的输出提供两付接点，以避免电源的混淆。
6.7500kV变压器的低压电抗器、低压电容器应有自动投切功能，其技术要求为：
6.7.1低压电抗器和低压电容器自动投切装置的输入电压为所在变压器500kV侧的线电压。
6.7.2低压电抗器自动切除电压定值分为二阶段，第一阶段为瞬时切除；第二阶段为经过延时切除。
6.7.3低压电抗器自动投入电压定值为一阶段，经过延时投入。
6.7.4低压电容器自动投入电压定值为一阶段，经过延时投入。
6.7.5低压电容器自动切除电压定值为一阶段，经过延时切除。
6.7.6低压电抗器和低压电容器自动投切装置应有压板可投入、停用自动投切的功能。
6.8500kV变压器的220kV侧开关应装设失灵保护。在变压器保护及220kV母线保护动作时均应启动失灵保护。失灵判别电流和时间元件应与变压器保护完全独立。
6.9变压器的阻抗保护应有两组可切换的定值组，切换开关安装在保护屏上。
7保护装置的电源、跳闸、信号
7.1保护屏上每一套保护系统应设有直流小开关，每一个直流回路均需在回路末端装设直流电压监视信号继电器。
7.2线路保护屏上的远方跳闸就地判别装置可与同屏的线路保护共用一路电源；断路器保护屏上的失灵保护和重合闸装置可共用一路电源；若断路器保护屏上配有短线保护，则两套短线保护电源及同屏的断路器保护电源应分别独立，即有三路电源；500kV变压器的220kV侧开关的失灵保护若装设于变压器保护屏上，其电源也应独立。
7.3保护装置光耦的工作电压不能采用弱电，必须是保护装置的额定电压(直流110V或220V)。光耦的最小动作电压范围应在50-65的直流额定电压之间，并应有足够的动作功率等措施，避免因干扰引起光耦误动作。
7.4线路保护和失灵保护重跳的分相跳闸回路直接接至开关的跳圈，其回路中应能自保持，待开关跳开，开关付接点打开后返回。
7.5运方跳闸就地判别、失灵保护动作、母线、变压器、高抗保护的三相跳闸出口也宜直接接至开关的跳圈，其跳闸继电器应能自保持(失去电源接点也不返回)，手动复归。
7.6跳闸出口采用快速动作的继电器接点与额定工作电压为110/220V的大容量继电器（若为三相跳闸出口则为非电自保持继电器）接点并联组成。
7.7一般情况下，一个跳闸继电器只应用于一个断路器一个跳圈的跳闸。
7.8线路、远方跳闸、短线、母线保护的每一套保护分别只跳开关的一个跳圈，失灵、变压器、高抗保护的每一套保护分别跳开关的两个跳圈。
7.9保护装置的信号一般需提供三付接点，分别供给光字牌、录波器、远动。
7.10每个数字式保护装置应具有直接接受GPS时钟同步信号的接口。
7.11各数字式保护应接于保护信息集中处理装置，以便与远方通讯及接入站内自动化或保护子站系统。保护信息集中处理装置应能接收GPS的时钟同步信号，并能与各数字式保护同步。保护信息集中处理装置与保护装置之间的联系用光缆。
8故障录波器
8.1即使数字式保护装置带有故障录波、事件记录功能，500kV系统仍需配置独立专用的故障录波器。故障录波器应具有事件记录功能，其分辨率不劣于1毫秒，保护装置与通道设备的输入输出联系、分相和三相跳闸、启动失灵、启动重合、合闸、远方跳闸、开关位置等均应接入事件记录。
8.2故障录波器应具有远传功能，配置相应的设备及通讯和分析软件，同时应能提供标准的COMTRADE格式的录波数据文件。故障录波器应能接收GPS的IRIG-B时钟同步信号。
8.3500kV变压器的高、中、低压侧电流、电压量及保护动作信号应接入同一台故障录波器。500kV高压电抗器的交流量及相关保护动作信号也应接入故障录波器。
8.4500kV3/2断路器接线方式的母线应配置故障录波器。
9继电保护故障信息系统
9.1华东电网继电保护故障信息系统由主站系统、厂站系统、以及相应的通道和辅助设备等构成。主站系统由安装在调度部门，读取或接受厂站系统的信息，并进行进一步分析和处理的计算机系统构成。厂站系统由安装在各发电厂、变电站内的具有数据通信功能的微机保护、故障录波器、保护管理机、以及综合保护和故障录波器信息的故障信息处理系统子站等构成。
9.2500kV电网系统的发电厂、变电站应配置继电保护故障信息处理系统子站。
