武汉供电局110kv变压器及分段备自投技术要求
110kV分段备自投试验方法
△ 接线图
接线完成后进入继保之星-7000 的IEC61850设置，将输出改为功放输出，光纤量接入备自投光 纤出口，配置GOOSE并映射乙线断路器跳闸出口为开出1，丙线断路器跳闸出口为开出2，分段 开关出口为开出3，设置完成即可关闭IE在分段备自投中，需要注意定值为时间定值，除时间定值外将GOOSE接受软压板及功能软压板
110kV分 段 备 自 投 试 验 方 法
根据电网运行可靠性要求，具备两回线及以上的多回供电线路，在线路失电且短时间无法恢复 供电时，应切换另一条线路供电使得线路恢复供电。110kV备自投分为进线备自投与分段备自投 两种。
进线备自投
母线上的两条电源进线正常时一条工作，一条备用，当工作线路因故障跳闸造成母线失压时， 备自投动作将备用线路自动投入。
分段备自投
两端母线正常时均投入，分段断路器断开，两段母线互为备用，当一段母线因电源进线故障造 成母线失压时，备自投装置动作将分段断路器投入。
下面，我们使用继保之星-7000 数模一体继电保护测试仪对南瑞继保PCS-9653备自投装置进行 分段备自投试验。
1
试验接线 PCS-9654为智能站备自投装置，其采样均为直采电流电压，开关量为GOOSE开入开出，因此 接线时按照常规接线电流电压，光纤接GOOSE量即可。
中的备自投功能投入。
母线无压，主控跳闸发信延时
0.3s
切主供单元等待延时
2.0s
开关跳闸等待延时（动态时间）
1.0s
判备自投成功等待延时（动态时间）
2.0s
备自投功能软压板
1
3 试验流程
接线及装置定值整定完成后设置继保之星-7000 的状态序列。 1）初始状态
设置两条母线均有压，两条进线有压，此时乙线断路器DL1合位，开出1合，丙线断路器合位， 开出2合，分段开关分位，开出3分，设置按键触发，等待充电完成。
110kV变电所单母线分段接线保护闭锁备自投分析_刘丛洲
3 保护闭锁备自投的改进
将该保护的电流互感器的极性反过来接入保护装
置，即把保护方向改为由线路指向母线，当 110 kV 母
50
江苏电机工程
动作。 采用状态序列，从正常态到两相短路加 1.05 动 作电流该保护也不动作。
（2） PRS－711－D 装置。 在 TV 断线情况下加 1.05 倍动作电流后 TV 断线过流一段动作， 出口时间 117 ms。 先加正常电压，加 1.05 倍动作电流后该保护不动 作。 采用状态序列，从正常态到两相短路加 1.05 动作 电流该保护也不动作。 2.3 保护闭锁备自投性能分析
至 110 kV 福地变
759
110 kV I 段压变
759
701
220 kV 华阳变
753
110 kV
1 号主变
石狮变
700
至 110 kV 福地变
753 110 kVⅡ段压变
Hale Waihona Puke 图 2 系统供 110 kV 石狮变的一次主接线
2012 年 5 月 12 日 22 时 02 分， 一辆拖运施工机 具的车辆超高碰触导线， 导致华阳变华狮 759 线路 C 相永久性接地故障，华狮 759 开关距离Ⅰ段、零序电流 Ⅰ段保护动作跳闸，重合不成。 石狮变 110 kV 备自投 拒动。 现场检查发现，石狮变 1 号变压器中性点放电间 隙有放电痕迹，1 号变压器中性点 间 隙 在 本 该 事 故 击 穿时提供了零序电流， 使进线线路保护零序电流 I 段 保护动作，误闭锁了备自投。
存在小电源情况下110kV备自投保护的改造要求
１引言
各 自投 保护 ，在 电力系 统 中起 到越 来越 重要的作用 ，可 以最大 限度减少停 电时间，因
线示意 图， 由于 ３ ５ ｋ Ｖ、 ｌ Ｏ ｋ Ｖ均 存在小 电源 ， 常规的备 自投保护可能无法正确动作 ，因此对 备 自投保护提 出了新 的要求 ，下文结合福州供
电公 司 ｌ ｌ Ｏ ｋ Ｖ可 河变 ｌ ｌ Ｏ ｋ Ｖ备 自投 保护 改造
（ ３ ）运 行 线路投入 重 合闸功 能，进线 １ 在 ０时刻发生 故障导致线 路失压 ，此时，光伏 电源形成孤 岛系统，各 自投闭锁 。防孤 岛保护 经 Ｔ１ 延时动作 ，Ｔ ２时刻保护重合 闸动作，但 由于线路为永久性故 障， 保护再次跳开断路器。 此时备 自投 闭锁 时间到，检测到母线、光伏 电
Ｐ ｏ ｗ ｅ ｒ Ｅ ｌ ｅ ｃ ｔ ｒ ｏ ｎ ｉ ｃ ｓ・ 电力 电子
存 在小电源 情况下 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ备 自投保护 的改造要求
文／ 方宾义 ３ 存在 小电源情况下 １ １ Ｏ ｋ Ｖ 备 自投保护 需 要实现的要求
（ １ ）小 电源存 在时 ｌ １ ０ ｋ Ｖ 母线 电压 可能 无法下 降等 ，因此仅无压 启动备 自投方式，将 具备小 电源存在 时能正确 启动备 自投的完善判 不能满足存在较 多小 电源 的方式 ，故要 增加备
【 关键 词 】 小 电 源 备 自投 联 切
２ 存在 小电源 情况 下的接线 方式
如图 １ 所 示 为存在 小 电源情 况 下的 主接
３ ． 低 频起 动 （ 频 率 低且 电压 大于 低压 闭 锁低频定值 ）。 （ ２ ）增 加备 自投动作联切 全部小 电源功 能。由于小电源 间隔较多，备 自投保护装置应 具备足够 的小电源 联切回路，至少具备 ６路小 电源 联切 回路 ，含其 中 ｌ Ｏ ｋ Ｖ Ｉ段 、 Ｉ Ｉ 段各预 留１ 条 小电源联切 回路。 （ ３ ）联切各 小电源跳 闸回路 需经 各独立 硬压 板。联切小电源需确认小 电源开关确 已跳
110kv备自投技术说明书
目录1装置简介 (3)1.1应用范围 (3)1.2装置特点 (3)2技术数据 (4)2.1基本数据 (4)2.2功率消耗 (4)2.3 主要技术性能指标 (4)2.4过载能力 (5)2.5输出触点 (5)2.6绝缘性能 (5)2.7抗电磁干扰能力 (6)2.8环境条件 (6)3硬件说明 (6)3.1结构与安装 (6)3.2插件与端子布置 (7)3.3交流变换插件 (7)3.4保护（CPU）插件 (8)3.5模数变换（AI）插件 (9)3.6扩展DI/O插件 (10)3.7人机对话（HI）插件 (10)3.8电源插件 (11)3.8操作回路插件 (11)4原理及配置 (11)4.1 继电器元件 (11)4.2 母联备自投 (12)4.3线路开关备自投1 (12)4.4线路开关备自投2 (13)4.5 变压器备自投 (14)4.6 均衡母联备自投 (15)4.7 远方备自投 (15)4.8 保护功能 (17)5定值清单 (18)5.1定值清单1 (18)5.1定值清单2 (19)6人机界面 (19)6.1 键盘及指示灯 (19)6.2 菜单概况 (20)6.3 正常运行状态 (20)7信息记录 (21)7.1 软件LED (21)7.2 事件报告 (21)7.3 告警报告 (21)7.4 故障记录 (22)8 PC工具软件 (23)9订货须知 (23)10附图 (23)1 装置简介1.1 应用范围：SBT-110系列数字式备用电源自投装置（以下简称装置）是在引进日本日立公司具有当今国际领先水平的软硬件设计平台的基础上，吸收目前国内成熟先进的原理方案，针对国内市场开发的新一代保护产品。
不仅可以提供功能强大的PC工具软件，同时具有负荷录波、故障录波、网络通信等完善的自动化功能。
装置既可单独供货，也可与线路、变压器等保护装置及监控系统等组成变电站综合自动化系统。
现有产品SBT-111为远方备自投装置，同时可以实现保护功能，SBT-112适用于各种电压等级的母联、线路开关、变压器和均衡母联等的备投方式，SBT－113适用于分段带保护的备投方式，SBT-113/1主要针对所用变低压侧的分段备投。
专业技术报告(备自投)
专业技术报告工作单位：姓名：备自投装置是提高电网供电可靠性的重要措施之一，目前110kV变电站中备自投一般配置原则如下：1、凡具备2路及以上系统供电电源的110kV变电站均应在110kV侧配置进线及分段备用电源自投装置。
2、有2台及以上主变的变电站，均应在10kV侧配置备自投。
一、10kV备自投过负荷闭锁功能的应用分析随着电力系统的负荷日益增长，在负荷高峰时候，当其中一台主变失压时，10kV分段备自投动作将失压主变负荷投至运行主变，导致运行主变严重过负荷，缩短变压器寿命，甚至导致运行主变过流保护动作，从而扩大停电范围。
为避免发生这种情况，目前投入的10kV备自投中要求具备过负荷闭锁功能。
1、备自投过负荷闭锁功能描述以往防止备自投动作后造成主变过负荷的措施主要有两种：1）由调度员判断系统的负荷情况，下令给变电站值班员进行备自投的投退。
由于部分变电站负荷波动大，会对备自投进行频繁的投退，增加值班员工作量，另外从调度员下令投退备自投到值班员执行，需要一定时间，因而存在一段时间变电站负荷高峰时备自投未退出的情况。
2）备自投过负荷联切功能，在备自投动作后经一定延时切除部分负荷，一般最多可以实现三轮联切，但切除的部分负荷线路一般在变电站投产前已经确定，而随着变电站运行后线路负荷的变动，会造成切除负荷不足或者过切除负荷的现象。
为有效防止备自投动作后造成过主变过负荷，需要备自投装置本身自动对负荷进行判断，根据负荷情况对备自投闭锁或开放。
主要思路是：装置取两台主变的负荷电流之和，分别同主变允许的最大负荷电流进行比较，如果负荷之电流和大于允许的最大负荷电流，则经延时闭锁备自投，即在装置中增设“检合流闭锁”功能。
防止在负荷高峰情况下，发生备自投动作后造成变压器的过载运行，避免进一步引发系统事故。
以两台两圈变的110kV变电站典型接线为例，如图1。
具体逻辑可表示为：IL1+IL2>LZ。
IL1、IL2 为备自投装置主变无电流判别的电流采集值，LZ是主变过负荷电流定值（由保护整定人员整定）。
110kV变电站备自投运行方式分析
110kV变电站备自投运行方式分析作者：马晶晶等来源：《中小企业管理与科技·上旬刊》2012年第09期摘要：备用电源自动投入装置是提高电网可靠性的有效手段之一。
本文介绍了备自投装置的功能、基本原理，重点分析了110kV典型备自投方式和10kV（35kV）典型备自投方式。
最后介绍了备自投在保定北网的应用情况。
关键词：备用电源自投装置 110kV变电站运行方式0 引言备用电源自动投入装置（简称备自投或BZT）是工作电源因故被断开后，能迅速地将备用电源自动投入工作的一种装置。
它能最大限度地保证对用户供电的连续性和可靠性，减少故障的影响范围。
高中压配电网采用闭环设计，开环运行。
在开环运行的变电站中往往装设有备自投装置，常见于110kV及以下电压等级的系统中。
本论文旨在结合保定电网的特点，介绍和分析110kV和10kV（35kV）备自投的投退策略与装置逻辑，力图使备自投在多种运行方式可靠动作，确保电网的安全性和可靠性。
1 备自投的配置原则[1]①凡具备两路及以上供电电源的110kV变电站一般均应在110kV侧配置线路及分段备用电源自投装置。
②有两台及以上主变的变电站，均应在10kV侧配置备自投装置。
③对两回及以上220kV线变组接线方式的变电站，在110kV母联开关加装备自投装置。
④对一些重要供电负荷，运行方式条件允许的，可考虑装设备自投装置。
⑤备用电源自投装置的配置，对新建或扩建的变电站应纳入基建工程规划；对已运行的变电站，应纳入技改工程计划。
⑥35kV变电站BZT装置的配置可参照执行。
2备自投的基本逻辑2.1备自投的技术要求①应保证当主供电源断开后，才投入备用电源。
②要正确选取BZT装置的充电、放电和启动条件，保证BZT装置只动作一次。
③要充分考虑BZT装置的闭锁条件，防止BZT发生不正确动作的情况。
④BZT装置的整定时间必须考虑与线路重合闸、线路后备保护和上下级BZT装置动作时间的配合，并考虑相应的延时和闭锁功能。
110kV备自投装置技术规范书
110kV备用电源自投装置技术规范书工程项目：____________________________广西电网公司____ 年一月1总则2工程概况3技术要求3.1气象特征与环境条件3.2装置技术参数要求3.3一般技术要求4备用电源自投装置功能和技术要求4.1 装置技术要求4.2 装置的功能要求4.3通信功能4.4G PS 对时功能5对备自投柜的要求6供货范围7技术服务8质量保证和试验9包装、标志、运输和保管10卖方填写的技术性能表附件一差异表附件二投标人需要说明的其他问题1总则1.1本规范书适用于110kV备用电源自投装置。
投标者可提供高质量（可靠性高、损耗低、运行维护方便）的设备和附件来满足规范书中设计及工艺的标准要求。
1.2本设备技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应保证提供符合本规范书和工业标准的优质产品。
1.3卖方应以书面形式对本规范书的条款逐条做出详细应答，确认对本规范书要求的满足和差异，对偏差部分应列出偏差表作详细描述。
1.4本设备技术规范书所使用的标准如与卖方所执行的标准有偏差时，按高标准执行。
1.5本设备技术规范书经买卖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的法律效力。
1.6本设备技术规范书未尽事宜，由买卖双方协商确定。
1.7标准本规范书提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，对国家有关的强制性标准，必须满足其要求。
GB14285-93 继电保护和安全自动装置技术规程DL/T 769-2001 电力系统微机继电保护技术导则DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件SD 286-88 线路继电保护产品动模试验技术条件DL 479-92 静态距离保护装置技术条件DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5147-2001电力系统安全自动装置设计技术规定中国南方电网安全自动装置管理规定（暂行）广西电网安全自动装置管理规定广西电网典型电源备自投逻辑规范书中所有设备、备品备件，除规定的技术要求和参数外，其余均应遵照最新版的 IEC 标准及和中国规程要求。
110kV主变压器保护基本技术条件
110kV主变压器保护基本技术条件1保护装置的额定值（1）额定交流电压：220V（2）额定直流电压：220V（3）额定频率：50Hz（4）TA二次额定电流：5A（5）TV二次额定电压：100V（线电压），100/3（相电压）（6）开关量的输入电源电压：DC220V2 保护装置的温度特性保护屏（柜）为室内布置，当室内温度在5～+40℃，装置应能满足本规范书所规定的精度；室内温度在-5～+45℃时，装置应能正常工作，不拒动不误动。
3耐受过电压的能力：保护装置应具有根据IEC标准所确定的耐受过电压的能力。
4 互感器的二次回路故障保护装置在电压互感器二次回路断线（包括三相断线）、失压时，应发告警信号，并闭锁有可能误动的保护；保护装置在电流互感器二次回路不正常或断线时，应发告警信号。
5 保护值的整定应能从屏（柜）的正面方便而又可靠地改变继电保护的定值；具备远方修改定值、切换定值区、投退软压板的功能。
6 暂态电流的影响：保护装置不应受由输电线路的分布电容、谐波电流、变压器涌流的影响而发生误动。
7直流电源的影响。
（1）在220V直流电源下，其电压变化范围在80%-120％时，保护装置应正确动作。
（2）直流电源的波纹系数≤5％时，装置应正确动作。
（3）在直流电源切换期间或直流回路断线或接地故障期间，保护不应误动作。
（4）各装置逻辑回路供电的直流/直流变换器和直流电源应有监视，直流电压消失时，装置不应误动，同时应有输出接点以起动告警信号。
（5）在直流电源失压的一段时间内，微机保护已记录的报告不应丢失，系统所有的在失压前已动作的信号应该保持。
（6）每个装置都应有独立的直流电源断路器，与装置安装在同一屏（柜）上。
8元件的质量应保证保护装置的元件和部件的质量；在正常运行期间，装置中任一元件（出口继电器除外）损坏时，装置不应发生误动，并发出装置异常信号。
9 设备之间的信号传送各保护装置之间、保护与通信设备之间或其它设备之间的联系应由继电器的无压接点（或光电耦合）来连接，继电器接点的绝缘强度试验为交流2000V，历时1min。
110kV备自投装置技术规范书
110kV备自投装置技术规范书110kV备用电源自投装置技术规范书工程项目:广西电网公司年月目录1 总则2 工程概况3 技术要求3.1气象特征与环境条件3.2装置技术参数要求3.3一般技术要求4 备用电源自投装置功能和技术要求 4.1装置技术要求4.2装置的功能要求4.3通信功能4.4 GPS对时功能5 对备自投柜的要求6 供货范围7 技术服务8 质量保证和试验9 包装、标志、运输和保管 10 卖方填写的技术性能表附件一差异表附件二投标人需要说明的其他问题11 总则1.1本规范书适用于110kV备用电源自投装置。
投标者可提供高质量(可靠性高、损耗低、运行维护方便)的设备和附件来满足规范书中设计及工艺的标准要求。
1.2本设备技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应保证提供符合本规范书和工业标准的优质产品。
1.3 卖方应以书面形式对本规范书的条款逐条做出详细应答，确认对本规范书要求的满足和差异，对偏差部分应列出偏差表作详细描述。
1.4 本设备技术规范书所使用的标准如与卖方所执行的标准有偏差时，按高标准执行。
1.5 本设备技术规范书经买卖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的法律效力。
1.6 本设备技术规范书未尽事宜，由买卖双方协商确定。
1.7标准本规范书提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，对国家有关的强制性标准，必须满足其要求。
GB14285-93 继电保护和安全自动装置技术规程DL/T 769-2001 电力系统微机继电保护技术导则DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件SD 286-88 线路继电保护产品动模试验技术条件DL 479-92 静态距离保护装置技术条件DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5147-2001 电力系统安全自动装置设计技术规定中国南方电网安全自动装置管理规定(暂行)广西电网安全自动装置管理规定广西电网典型电源备自投逻辑规范书中所有设备、备品备件，除规定的技术要求和参数外，其余均应遵照最新版的IEC标准及和中国规程要求。
变电站备用电源自投的接线方案和技术要求
变电站备用电源自投的接线方案和技术要求摘要：目前我公司的自动备用电源自投装置，作用主要用于农网用电110 kV 以下的中低压配电系统中，文章中介绍的几种接线方案和应用，从而保证公司电网可靠稳定运行。
摘要：变电站备用电源接线方案备用电源自投装置主要用于110 kV以下的中低压配电系统中，因此其主接线方案是根据我国电站、厂用电及中低压变电所主要一次接线方案设计的，其一次接线方案主要有如下3种，每种接线方案中又有几种运行方式。
1、低压母线分段断路器自投方案低压母线分段断路器自投方案的主接线如图1所示：图1低压母分段断路器自投方案由图1中可以看出，当1#主变、2#主变同时运行，而3QF断开时，一次系统中1#和2#主变互为备用电源，此方案有两种运行方式。
自投方式1。
当1#主变故障，保护跳开1QF，或者1#主变高压侧失压，均引起Ⅰ段母线失压，I1无电流，Ⅱ段母线有电压，即跳开1QF，合上3QF。
自投条件是Ⅰ段母线失压、I1无电流、Ⅱ段母线有电压、1QF确实已跳开。
检查I1无电流是为了防止Ⅰ段母线电压互感器二次电压三相断线引起的误投。
自投方式2。
当发生与上述自投方式1相类似的原因，Ⅱ段母线失压、I2无电流并Ⅰ段母线有电压时，即跳开2QF，合上3QF。
自投条件是Ⅱ段母线失压、I2无电流、Ⅰ段母线有电压、2QF 确实已跳开。
2、内桥断路器的自投方案内桥断路器的自投方案的主接线如图2所示。
图2内桥断路器自投方案主接线图由图2中可以看出，当XL1进线带Ⅰ、Ⅱ段运行，即1QF、3QF在合位，2QF在分位时，XL2是备用电源（方式1）或XL2进线带Ⅰ、Ⅱ段运行，即2QF、3QF在合位，1QF在分位时，XL1是备用电源（方式2）。
显然这两种接线方案是热备用接线方案。
热备用方案方式1（方式2）自投条件是：Ⅰ（Ⅱ）段母线失压、I1（I2）无电流、XL2（XL1）线路有电压、1QF（2QF）确实已跳开时合2QF（1QF）。
如果两段母线分列运行，即内桥断路器3QF在分位，而1QF、2QF 在合位，称为方式3和方式4，这时XL1和XL2成为互为备用电源，此种备用方案与低压母线分段断路器自投方案及其运行方式（方式1和方式2）完全相同。
110kV电网备用电源自投装置的配置原则和技术要求
110kV电网备用电源自投装置的配置原则和技术要求为规范110kV电网备用电源自投装置的配置与使用，防止110kV线路等元件故障造成全站失压和负荷损失，提高用户供电的可靠性。
根据《继电保护和安全自动装置技术规程》及《广东电力系统调度规程》的规定，制定110kV电网备用电源自投装置（以下简称BZT）的配置原则和技术要求。
一、配置原则（一）凡具备两路及以上系统供电电源的110kV变电站（110kV电网属于T接方式的除外）均应在110kV侧配置线路及分段备用电源自投装置。
（二）有两台及以上主变的变电站，均应在10kV侧配置备自投装置。
（三）对于多馈入电源变电站，应选择正常运行方式下的备用线路配置BZT装置。
（四）对两回或以上220kV线路－变压器组接线方式的变电站，在110kV母联开关加装备自投装置。
（五）对一些重要供电负荷，运行方式条件允许的，可考虑装设备自投装置。
（六）备用电源自投装置的配置，对新建或扩建的变电站应纳入基建工程规划；对已运行的变电站，应纳入技改工程计划。
（七）35kV变电站BZT装置的配置可参照执行。
二、技术要求（一）应保证当主供电源断开后，才投入备用电源。
（二）要正确选取BZT装置的充电、放电和启动条件，保证BZT装置只动作一次。
（三）要充分考虑BZT装置的闭锁条件，防止BZT发生不正确动作的情况。
必须考虑的闭锁条件有：1、人工切除本站主供电源时，BZT应闭锁；2、对有母差保护的变电站，线路BZT应加装母差保护闭锁；3、线路BZT加装线路刀闸位置闭锁信号，防止开关检修时突然合闸；4、主变或10kV的BZT要增加主变后备保护动作闭锁，防止备用电源合于永久性故障上。
（四）BZT装置的整定时间必须考虑与线路重合闸、线路后备保护和上下级BZT装置动作时间的配合，并考虑相应的延时和闭锁功能。
（五） BZT动作投入备用电源，若备用电源投于故障，应具有加速跳闸功能。
（六）BZT的放电条件应考虑必要的延时，以防止系统扰动、故障等形成的短时异常条件造成BZT闭锁。
110kV备用电源自动投入装置通用技术规范
110kV备用电源自动投入装置通用技术规范本规范对应的专用技术规范目录110kV备用电源自动投入装置采购标准技术规范使用说明1. 本物资采购标准技术规范分为标准技术规范通用部分和标准技术规范专用部分。
2. 项目单位根据需求选择所需设备的技术规范。
技术规范通用部分条款、专用部分标准技术参数表和使用条件表固化的参数原则上不能更改。
3. 项目单位应按实际要求填写“项目需求部分”。
如确实需要改动以下部分，项目单位应填写专用部分“项目单位技术差异表”，并加盖该网、省公司物资部（招投标管理中心）公章，与辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会：1）改动通用部分条款及专用部分固化的参数；2）项目单位要求值超出标准技术参数值范围；3）根据实际使用条件，需要变更环境温度、湿度、海拔高度和耐受地震能力等要求。
经招标文件审查会同意后，对专用部分的修改形成“项目单位技术差异表”，放入专用部分表格中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。
4. 投标人逐项响应技术规范专用部分中“1标准技术参数表”、“2项目需求部分”和“3投标人响应部分”三部分相应内容。
填写投标人响应部分，应严格按招标文件技术规范专用部分的“招标人要求值”一栏填写相应的投标人响应部分的表格。
投标人还应对项目需求部分的“项目单位技术差异表”中给出的参数进行响应。
“项目单位技术差异表”与“标准技术参数表”和“使用条件表”中参数不同时，以差异表给出的参数为准。
投标人填写技术参数和性能要求响应表时，如有偏差除填写“投标人技术偏差表”外，必要时应提供证明参数优于招标人要求的相关试验报告。
5. 对扩建工程，如有需要，项目单位应在专用部分提出与原工程相适应的一次、二次及土建的接口要求。
6. 技术规范范本的页面、标题等均为统一格式，不得随意更改。
7. 一次设备的型式、电气主接线和一次系统情况对二次设备的配置和功能要求影响较大，应在专用部分中详细说明。
目次110kV备用电源自动投入装置采购标准技术规范使用说明 (147)1 总则 (149)1.1 引言 (149)1.2 供方职责 (149)2 技术规范要求 (149)2.1 使用环境条件 (149)2.2 保护装置额定参数 (150)2.3 装置功率消耗 (150)2.4 110kV备用电源自动投入装置总的技术要求 (150)2.5 110kV备用电源自动投入装置的具体技术要求 (152)2.6 柜结构的技术要求 (152)3 试验 (153)3.1 试验要求 (153)3.2 性能试验 (153)3.3 现场试验 (153)4 技术服务、设计联络、工厂检验和监造 (153)4.1 卖方提供的样本和资料 (153)4.2 技术资料，图纸和说明书格式 (153)4.3 供确认的图纸 (153)4.4 买卖双方设计的图纸 (153)4.5 其他资料和说明书 (154)4.6 卖方提供的数据 (154)4.7 图纸和资料分送单位、套数和地址 (154)4.8 设计联络会议 (154)4.9 工厂验收和现场验收 (154)4.10 质量保证 (154)4.11 项目管理 (155)4.12 现场服务 (155)4.13 售后服务 (155)4.14 备品备件，专用工具，试验仪器 (155)1 总则1.1引言提供设备的厂家、投标企业应具有ISO 9001质量保证体系认证证书，宜具有ISO 14001环境管理体系认证证书和OHSAS 18001职业健康安全管理体系认证证书及年检记录，宜具有AAA级资信等级证书、重合同守信用企业证书并具备良好的财务状况和商业信誉。
110kV变压器保护(主后分置)技术规范
110kV XX输变电新建工程110kV 变压器保护装置技术规范书2020年05月一通用部分1 总则1.1引言提供设备的厂家、投标企业应具有ISO 9001质量保证体系认证证书，宜具有ISO 14001环境管理体系认证证书和OHSAS 18001职业健康安全管理体系认证证书及年检记录，宜具有AAA级资信等级证书、重合同守信用企业证书并具备良好的财务状况和商业信誉。
提供的保护装置应在国家或电力行业级检验检测机构通过型式试验和动模试验。
投标厂商应满足《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》以及《国家电网公司输变电工程通用设备（2009年版）》，满足变电站无人值班的要求。
招标方在技术规范专用部分提出的要求投标方也应满足。
提供的产品应有部级鉴定文件或等同有效的证明文件。
投标方应提供设备近两年运行业绩表。
1.1.1本规范提出了110kV变压器保护设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.1.2本规范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和规范的条文，投标方应提供符合本规范和工业标准的优质产品。
1.1.3如果投标方没有以书面形式对本规范的条文提出异议，则表示投标方提供的设备完全符合本规范的要求；如有异议，应在报价中以“对规范的意见和同规范的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。
1.1.4本规范所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致按较高的标准执行。
1.1.5本规范经招、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。
1.2供方职责供方的工作范围将包括但不限于此内容。
1.2.1提供标书内所有设备及设计说明书及制造方面的说明。
1.2.2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，以便确认供货设备能否满足所有的性能要求。
1.2.3提供设备安装、使用的说明书。
1.2.4提供试验和检验的标准，包括试验报告和试验数据。
1.2.5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。
110千伏变电站低压分段断路器备自投方式探讨
110千伏变电站低压分段断路器备自投方式探讨摘要：随着电网的飞速发展，对供电可靠性的要求也越来越高，保证用户的可靠供电成为了我们电力企业的首要任务。
在事故情况下，是否能够可靠工作还是需要讨论的问题，该文简要阐述了110千伏某变电站接线方式，及变压器低压侧分段断路器备用电源自投应遵守的原则，并根据近年来的实例说明了常规的运行方式合理性，以保证电网安全、可靠、稳定的运行。
关键词：备自投；方式；探讨中图分类号：TM774 文献标识码：A文章编号：1009-8631（2012）01-0061-01备用电源自投装置是变电站内为提高供电可靠性所设的重要自动装置，特别对供电网架结构较为薄弱的地区，是减少变配电事故的影响范围，并尽可能少停电的一项重要措施。
备用电源的配置方式很多，一般有明备用和暗备用两种基本方式。
现对110千伏某变电站中的变压器低压侧分段断路器备自投方案和原则进行探讨。
一、备自投装置简介（一）电压鉴定元件变压器电源侧自动投入装置的电压鉴定元件按下述规定整定：1.低电压元件：应能在所接母线失压后可靠动作，而在电网故障切除后可靠返回，低电压定值宜整定得较低，一般整定为0.15～0.3倍额定电压。
2.有压检测元件：应能在所接母线电压正常时可靠动作，而在母线电压低到不允许自投装置动作时可靠返回，电压定值一般整定为0.6～0.7倍额定电压。
3.动作时间：电压鉴定元件动作后延时跳开工作电源，其动作时间宜大于本级线路电源侧后备保护动作时间与线路重合闸时间之和。
（二）备用电源投入时间一般不带延时，如跳开工作电源时需联切部分负荷，则投入时间可整定为0.1～0.5s。
（三）后加速过电流保护1.安装在变压器电源侧的自动投入装置，如投入在故障设备上，后加速保护应快速切除故障，本级线路电源侧速动段保护的非选择性动作由重合闸来补救。
2.安装在变压器负荷侧的自动投入装置，如投入在故障设备上，为提高投入成功率，后加速保护宜带0.2～0.3s延时，电流定值应对故障设备有足够的灵敏系数，同时还应可靠躲过包括自起动电流在内的最大负荷电流。
110千伏备用电源自投注意事项
110千伏备用电源自投注意事项摘要：针对110千伏备用电源自投面临新问题，提出了一整套的解决方案，为备自投配置和设计提供了技术参考，也提高了110千伏备用电源自投使用的安全性。
关键字：备用电源自投小电源重合闸联切1.前言为了防止变电站停电造成长时间的用户停电，使负荷损失尽可能减到最小，考虑在事故后尽快恢复供电，在所有110千伏变电站均装设了110千伏备用电源自投。
随着电网的发展，内桥接线成为110千伏变电站的标准接线方式，分段备投成为主要备自投控制策略，小电源大量的接入电网，进线保护配置重合闸，都是备用电源自投面临的新问题和新挑战。
如何扬长避短解决备用电源自投面临的新问题，充分发挥备用电源自投的重要作用，成了电力系统技术人员必须解决的问题。
2.主变保护动作闭锁分段备自投目前110千伏变电站110千伏母线一次接线方式主要有：单母接线、单母分段接线，单母分段接线又分为：不完整内桥接线，内桥接线，扩大内桥接线。
对于单母接线和不完整内桥接线备自投控制策略只能采用进线自投形式，内桥接线，扩大内桥接线备自投控制策略可采用进线自投形式和分段自投形式。
在110千伏变电站负荷增大后，一条线路带整个站负荷有可能造成线路重载，同时220千伏变电站110千伏母线负荷预测考核力度的不断加大，也促使110千伏变电站改变原有的运行方式。
采用分段运行可以对110千伏变电站负荷进行灵活分担既减轻线路重载，又降低上级电源110千伏母线负荷预测难度，因此分段备自投成为了内桥接线和扩大内桥接线控制策略主要形式。
图示为某站内桥接线简图，#1主变保护型号：差动保护PST1203A,后备保护PST1204C,。
#2主变保护型号：差动保护PCS-9671D,后备保护PCS-9681D,110千伏备用电源自投型号：PCS-9651D。
分段（桥）开关自投动作逻辑[1]：（1）充电条件：① Ⅰ母、Ⅱ母均三相有压；②1DL、2DL 在合位，3DL 在分位。
武汉供电局110kv变压器及分段备自投技术要求
武汉供电局110kV变压器及中低压侧分段备自投技术要求1.主接线：2台110kV三卷变压器，三侧均为单母分段接线。
35kV、10kV无小电源。
2.装置型号：CSC-246A3.安装方式：放在主控室公用柜上4.备投切换方式：根据断路器位置自动切换5.备自投不具备过流保护、过负荷联切、TV断线功能和遥控功能。
6.备自投动作一次后闭锁。
7.技术要求：方案一变压器备自投：两台变压器其中一台运行带负荷，另一台备用。
1号（或2号）主变三侧开关合位，2号（或1号）主变三侧开关分位，35kV、10kV分段开关合位时。
（1）正常运行时若检1号（或2号）主变高压侧电流大于2号（或1号）主变过负荷整定值Iz2（或Iz1），报“主变过负荷告警”，闭锁主变备自投功能。
（2）当若35kV、10kV同时母线无压且对应1号（或2号）主变中低压无流时，备自投同时跳1号（或2号）主变三侧开关；（3）检2号（或1号）主变高压有压时，先延时t1合2号（或1号）主变高压侧开关，再延时t2合2号（或1号）主变中低压侧开关。
（4）主变备自投闭锁条件：手跳遥跳主变三侧开关、三侧变压器后备保护动作、35kV 母差动作。
35kV无压无流，10kV有压有流，方案二35kV、10kV分段备投：两台变压器都运行，两台主变高压侧开关合位。
（1）正常运行时若检两台主变高压侧电流之和大于单台主变过负荷定值Iz3时，报“合流过负荷告警”，并闭锁35kV、10kV分段备自投功能。
（2）当35kV分段开关分位，两台变压器中压侧开关都为合位时。
若35 kV I段（或II段）母线无压且1号（或2号）主变中压无流时，备投跳1号（或2号）主变中压侧开关，检35kVII段（或I段）母线有压时，合35kV分段开关。
（3）当10kV分段开关分位，两台变压器低压侧开关都为合位时。
若10kV I段（或II段）母线无压且1号（或2号）主变低压无流时，备投跳1号（或2号）主变低压侧开关，检10kVII段（或I段）母线有压时，合10kV分段开关。
110kV变电站10kV分段备自投逻辑分析
110kV变电站10kV分段备自投逻辑分析摘要：本文结合110kV变电站典型接线方式，对10kV分段备自投逻辑分析，对旧一代产品和新一代产品均分负荷逻辑的比较，为备自投的改进及深入研究具有一定的参考意义。
关键词：10kV分段备自投，逻辑，均分负荷1、10kV分段备自投装置的应用安全自动装置作为电力系统安全稳定运行的第二、三道防线，其地位和作用日益重要。
随着电网规模的不断扩大，供电可靠性要求越来越高。
10kV分段备自投装置，作为安全自动装置之一，应用越来越广泛。
当工作电源因故障跳开时，其备自投装置快速将备用电源自动的投入到工作中，更好的保障设备电源被断开之后不会出现停电的情况。
2、10kV分段备自投逻辑分析2.1、典型接线形式的10kV分段备自投装置配置以典型接线形式为例：线变组接线方式的110kV变电站，带电运行主变3台，10kV侧为单母线分段接线,其中#2主变低双臂接入2MA、2MB段，#1、#3主变10kV侧分别接入1M段和3M段。
主接线形式如下图所示：三台主变、 10kV四分段典型接线示意图典型接线方式下，主变通常采用分列运行方式，#1主变带10kV1M母线，#2主变带2MA、2MB母线，#3主变带10kV 3M母线。
采用“每个分段开关配置1套10kV备自投装置”的原则，需配置10kV分段备自投装置2套，每套装置功能配置完全相同，采用分段开关自投方式。
备自投装置具备以下功能：分段开关备自投功能；主变变低备自投功能；联切小电源功能；故障后加速切功能；负荷均分功能；检无压和检同期自投功能；自投后变低过载切负荷功能；满足《广东电力系统安自装置全息存储与交互规范》（SIP）。
2.2旧一代产品10kV分段备自投逻辑分析旧一代10kV分段备自投装置以南瑞继保RCS-9651系列，四方CSC-246系列，长园深瑞ISA-358G系列产品为代表。
按典型3台主变4分段，分段开关自投方式接线形式为例，分析备自投装置工作原理。
110kV变电所备用电源自投保护的若干问题探讨
110kV变电所备用电源自投保护的若干问题探讨110kV变电所备用电源自投庇护的若干问题探讨摘要：针对110kV变电所继电庇护设计中备用电源自投装置的若干问题进行总结，提出在二次设计中对备自投装置跳闸回路、闭锁回路、采样电压的拔取等技术要点需要注重的几点事项。
要害词：备用电源自投；110kV变电所；继电庇护；设计；随着经济的蓬勃进展，电网建设对供电可靠性的要求也越来越高，备用电源自投装置（下称备自投装置）作为一种花钱少、增加供电可靠性见效快的办法，其应用也已越来越广泛，既增加了供电的安全可靠性，同时缩小了停电范围,保证了用户经济建设的持续稳定。
镇江地区日前110kV变电所大多数均为内桥接线的终端变电所，一般在110kV部分装设了备自投装置，笔者近年在工作中碰到一些对备自投原理熟悉不深或限于对常规式备自投的理解，在回路设计中会造成错误，现将有关问题综述如下。
1. 备自投装置闭锁回路要确保备自投正确、可靠安全动作，除了考虑上级故障失电情况外，还必需考虑断路器手动、遥控操作、开关偷跳、下级故障等情况对备自投的影响。
故备自投装置设置了闭锁回路以满足特定的条件下闭锁备自投。
一般应考虑：1)手分、遥分跳开进线电源，备自投不应动作。
2)内部故障时应闭锁备自投，以防止备供电源又投在故障上，扩大事故范围。
但并不是不问青红皂白一股脑将所有闭锁暗号并联接入闭锁回路即可，还必需按照一次主接线及运行的方式作出合理的设计。
典型110kV变电所大部分为终端变电所，采纳110kV内桥接线，中低压为单母线分段接线，110kV部分主接线图如图1。
因为一般都在110kV进线设置备用电源自投装置，故设计人员也习惯于将主变的庇护动作暗号和断路器手动操作辅助接点一起并联接入备自投的闭锁回路。
这种接线方式在常规的2组变压器解列运行时是合理的，但当进线运行方式改为一线带两变时，假如主变故障庇护动作，跳开主供线路断路器,同时庇护闭锁备用电源自投装置动作，造成备供线路不能合上，将造成全所停电并延误了电力的持续供给。
110kV内桥接线变电站备自投动作条件及与主变保护闭锁逻辑探讨(郭世晓)
110kV 内桥接线变电站备自投动作条件及与主变保护闭锁逻辑探讨郭世晓0. 引言霞湾运维班所辖14座变电站中有11座110kV 变电站，其中有8座标准的内桥变电站：大关变、余塘变、桥西变、文化变、申花变、红旗变、广场变、隐秀变，武林变可看作由2座内桥变电站（老武林和武林扩）构成，谢村变为内桥加一线变组（只有两条进线），祥符变为单母分段（现只有两条进线）接线。
1. 110kV 备自投与10kV 备自投运行方式1.1. 110kV 备自投运行方式标准的110kV 内桥接线如图1所示，为与110kV 系统运行方式相一致，配置的110kV 备自投一般有四种运行方式：（1）方式一（进线二自投）：两台主变并列运行，进线一运行，进线二备用（明备用），即1QF 、3QF 合位，2QF 分位。
（2）方式二（进线一自投）：两台主变并列运行，进线二运行，进线一备用（明备用），即2QF 、3QF 合位，1QF 分位。
（3）方式三、四（母分开关自投）：两台主变分列运行，进线一、进线二均运行，通过合母分使进线一、进线二互为备用（暗备用），即1QF 、2QF 合位，3QF 分位。
霞湾运维班所辖11座110kV 变电站中，祥符变110kV 备自投只有三、四两种运行方式，其余变电站的110kV 备自投均有四种运行方式。
110kVI 母1QF2QF 3QF进线一进线二#2主变110kV Ⅱ母#1主变图1 110kV 内桥接线图1.2. 10kV 备自投运行方式最常见的10kV 备自投系统接线方式为单母双分段，如图2所示。
正常运行时，#1主变10kV 开关送10kV Ⅰ段母线，#2主变10kV 开关送10kV Ⅱ段母线，110kV 母分分位，类似110kV 备自投的方式三、四。
霞湾运维班所辖11座110kV 变电站中，只有谢村变配置两个10kV 备自投（3台主变、10kV 单母四分段），其余均配置一个10kV 备自投。
Ua1,Ub1,Uc1Ua2,Ub2,Uc2图2 10kV单母双分段备自投接线2 备自投的动作条件2.1. 110kV备自投动作条件110kV备自投动作条件，除了判“母线无压、进线无流”，还有判高低压母线同时无压。
备自投原理及运行注意事项
三、变电站备自投特殊情况
1、当变电站两条进线一主一备时，投入进线备自投；当一条线路故 障或停电检修时，应停用进线备自投；当两台主变中、低压侧分列运行 时，投入分段备自投，当两台主变并列运行或一台主变带全站运行时， 应停用分段备自投。 2 、 110kV 徐集站进线备自投具备联切小电源功能 ( 通过现场保护屏 “进线备自投联切35kV徐高线”压板实现），具体操作为当博奥炭黑自 备电厂经35kV徐高线在110kV徐集站并网时（徐高线带35kV王母宫站， 博奥炭黑并网）投入该压板；当博奥炭黑自备电厂不经 35kV 徐高线在 110kV徐集站并网时，退出该压板。
备自投原理及运行注意事项
背景
随着近几年设备改造升级，电网各110kV、35kV变电站除不具备 双电源条件的其余都配置了进线备自投装置。对备自投的的原理和动 作机制以及使用中的注意事项部分人员还了解不够深入，本次技术培 训就对备自投装置的相关内容进行学习。
目录
一
变电站备自投配置说明
二
变电站备自投原理
2、桥(分段）备自投原理说明： 如上图所示，适用于两条进线或两台变压器分别带一段母线的运行方式。 充电条件：（两个条件都满足才充电） （1）1DL、2DL合位，3DL分位；（2）Ⅰ母、Ⅱ母均三相有压。 放电条件：（满足下列任一条件即放电） （1）3DL在合位；（2）Ⅰ、Ⅱ母均无压；（3）手跳1DL或2DL；（4） 有外部闭锁信号。
二、变电站备自投原理
线路 I
线路 II
UL1
UL2 I2 1DL 2DL 3DL
I1
I母
Ⅱ母
Uab1,Ubc1,
Uab2,Ubc2,
1、进线备自投原理说明： 如上图所示，适用于两条进线一主一备的运行方式。 充电条件：（#2进线备#1进线）（两个条件都满足才充电） （1）Ⅰ母、Ⅱ母均三相有压，当#2进线有压检查控制字投入时，#2进线有 压；（2）1DL、3DL合位，2DL在分位。 放电条件：（满足下列任一条件即放电） （ 1 ）当进线有压控制字投入后， #2 进线无压延时放电；（ 2 ） 2DL 合上； （3）手跳1DL；（4）其它外部闭锁信号。
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武汉供电局110kV变压器及中低压侧分段备自投技术要求
1.主接线：2台110kV三卷变压器，三侧均为单母分段接线。
35kV、10kV无小电源。
2.装置型号：CSC-246A
3.安装方式：放在主控室公用柜上
4.备投切换方式：根据断路器位置自动切换
5.备自投不具备过流保护、过负荷联切、TV断线功能和遥控功能。
6.备自投动作一次后闭锁。
7.技术要求：
方案一变压器备自投：两台变压器其中一台运行带负荷，另一台备用。
1号（或2号）
主变三侧开关合位，2号（或1号）主变三侧开关分位，35kV、
10kV分段开关合位时。
（1）正常运行时若检1号（或2号）主变高压侧电流大于2号（或1号）主变过负荷整定值Iz2（或Iz1），报“主变过负荷告警”，闭锁主变备自投功能。
（2）当若35kV、10kV同时母线无压且对应1号（或2号）主变中低压无流时，备自投同时跳1号（或2号）主变三侧开关；
（3）检2号（或1号）主变高压有压时，先延时t1合2号（或1号）主变高压侧开关，再延时t2合2号（或1号）主变中低压侧开关。
（4）主变备自投闭锁条件：手跳遥跳主变三侧开关、三侧变压器后备保护动作、35kV 母差动作。
35kV无压无流，10kV有压有流，
方案二35kV、10kV分段备投：两台变压器都运行，两台主变高压侧开关合位。
（1）正常运行时若检两台主变高压侧电流之和大于单台主变过负荷定值Iz3时，报“合流过负荷告警”，并闭锁35kV、10kV分段备自投功能。
（2）当35kV分段开关分位，两台变压器中压侧开关都为合位时。
若35 kV I段（或II段）母线无压且1号（或2号）主变中压无流时，备投跳1号（或2号）主
变中压侧开关，检35kVII段（或I段）母线有压时，合35kV分段开关。
（3）当10kV分段开关分位，两台变压器低压侧开关都为合位时。
若10kV I段（或II段）母线无压且1号（或2号）主变低压无流时，备投跳1号（或2号）主
变低压侧开关，检10kVII段（或I段）母线有压时，合10kV分段开关。
（4）35kV分段备自投闭锁条件：手跳遥跳主变中压侧开关、变压器中后备保护动作、35kV母差动作。
（5）10kV分段备自投闭锁条件：手跳遥跳主变低压侧开关、变压器低后备保护动作。
8.交流输入端子定义（共12I，12U）
X1-a1,X1-b1（I1）：1＃主变高压侧单相电流IB
X1-a2,X1-b2（I2）：2＃主变高压侧单相电流IB
X1-a3,X1-b3（I3）：1＃主变中压侧单相电流IA
X1-a4,X1-b4（I4）：1＃主变中压侧单相电流IC
X1-a5,X1-b5（I5）：2＃主变中压侧单相电流IA
X1-a6,X1-b6（I6）：2＃主变中压侧单相电流IC
X2-a1,X2-b1（I7）：1＃主变低压侧单相电流IA
X2-a2,X2-b2（I8）：1＃主变低压侧单相电流IC
X2-a3,X2-b3（I9）：2＃主变低压侧单相电流IA
X2-a4,X2-b4（I10）：2＃主变低压侧单相电流IC
X2-a5,X2-b5（I11）：备用
X2-a6,X2-b6（I12）：备用
X1-a7,X1-b7（U1）：10kV I母UA
X1-a8,X1-b8（U2）：10kV I母UB
X1-a9,X1-b9（U3）：10kV I母UC
X1-a10,X1-b10（U4）：10kV II母UA
X1-a11,X1-b11（U5）：10kV II母UB
X1-a12,X1-b12（U6）：10kV II母UC
X2-a7,X2-b7（U7）：35kV I母UA
X2-a8,X2-b8（U8）：35kV I母UB
X2-a9,X2-b9（U9）：35kV II母UA
X2-a10,X2-b10（U10）：35kV II母UB
X2-a11,X2-b11（U11）：110kV II母UA
X2-a12,X2-b12（U12）：110kV II母UA
注：主变中低压侧取两相电流，防止因TV断线导致备投误动作。
9.开入端子定义（共12个开入）
X5-a4(开入1)：1＃主变高压侧开关跳位
X5-a6(开入2)：1＃主变中压侧开关跳位
X5-a8(开入3)：1＃主变低压侧开关跳位
X5-a10(开入4)：2＃主变高压侧开关跳位
X5-a12(开入5)：2＃主变中压侧开关跳位
X5-a14(开入6)：2＃主变低压侧开关跳位
X5-a16(开入7)：35kV分段开关跳位
X5-a18(开入8)：10kV分段开关跳位
X5-a20(开入9)：主变110kV手跳遥跳，高后备保护动作
X5-a22(开入10)：主变35kV手跳遥跳，中后备保护动作，35kV母差动作X5-a24(开入11)：主变10kV手跳遥跳，低后备保护动作
X5-a26(开入12)：备用开入
X5-c12：主变备投闭锁开入（接硬压板）
X5-c14：35kV分段备投闭锁开入（接硬压板）
X5-c16：10kV分段备投闭锁开入（接硬压板）
注1：备投方式的自动识别采用开入1~8的断路器位置判别
注2：当开入9、10、11任意一个开入为高电位时，闭锁变压器备投。
当开入10为高电位时，闭锁35kV分段备投。
当开入11为高电位时，闭锁10kV分段备投。
10.开出端子定义
X7-a2,X7-c2（开出1）：备投跳1＃主变高压侧出口
X7-a4,X7-c4（开出2）：备投合1＃主变高压侧出口
X7-a6,X7-c6（开出3）：备投跳1＃主变中压侧出口
X7-a8,X7-c8（开出4）：备投跳1＃主变低压侧出口
X7-a10,X7-c10（开出5）：备投跳2＃主变高压侧出口
X7-a12,X7-c12（开出6）：备投合2＃主变高压侧出口
X7-a14,X7-c14（开出7）：备投跳2＃主变中压侧出口
X7-a16,X7-c16（开出8）：备投跳2＃主变低压侧出口
X7-a18,X7-c18（开出9-1）：备投合1＃主变中压侧出口
X7-a20,X7-c20（开出9-2）：备投合1＃主变低压侧出口
X7-a22,X7-c22（开出10-1）：备投合2＃主变中压侧出口
X7-a24,X7-c24（开出10-2）：备投合2＃主变低压侧出口
X7-a26,X7-c26（开出11-1）：备投合35kV分段出口
X7-a32,X7-c32（开出12-1）：备投合10kV分段出口
X8-a32,X8-c32（开出12-2）：备用
开出13-1~3，开出14-1~4 ，开出15-1~4，开出16-1~4为备用出口
注1：无流定值的最小整定值是0.1A，步长为0.01A。
注2：相关开关检修，若满足备投方式识别的情况下，需要投入闭锁相关备投压板。
注3：35kV判母线无压的电压为两相相电压。
无流判别为两相相电流。
10kV判母线无压的电压为三相相电压。
无流判别为两相相电流。