14华东电网调789号附件华东电网500kv继电保护应用技术原则加批注版.docx

14华东电网调789号附件华东电网500kv继电保护应用技术原则加批注版.docx

《14华东电网调789号附件华东电网500kv继电保护应用技术原则加批注版.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《14华东电网调789号附件华东电网500kv继电保护应用技术原则加批注版.docx（19页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

14华东电网调789号附件华东电网500kv继电保护应用技术原则加批注版

华东电网500kV继电保护应用技术原则

编制说明

本应用技术原则是根据2006年GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》、2007年版《国家电网公司输变电工程典型设计（500kV变电站二次系统部分）》及2005年颁布的《华东电网500kV继电保护技术原则》（修订稿）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结合了《国家电网公司十八项电网重大反事故措施>（试行）继电保护专业重点实施要求》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应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。

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中心。

华东电力调度中心将视具体情况进行必要的修订补充。

本应用技术原则的解释权属华东电力调度中心。

总则

第一次在华东电网500kV系统使用的保护装置、故障录波器、故障信息子站除了应通过国家级的动模试验、型式试验外，还应在华东电力试验研究院按动模试验大纲并结合具体工程和实际电网运行要求进行动模试验。

1通用要求

1.1华东电网500kV系统应选用安全可靠、有成熟运行经验的保护设备。

1.2优先采用满足系统要求的数字式继电保护装置。

1.3继电保护的配置应合理地兼顾工程的近期及远期的需要。

1.4500kV线路、主变、母线、高抗等配置双重化保护。

继电保护双重化包括保护装置的双重化以及与实现保护功能有关的回路的双重化，双重化配置的保护装置及其回路之间应完全独立，不应有直接的电气联系。

1.5保护装置之间、保护柜之间、柜与其它设备之间等，均应采用光纤、光电耦合或继电器空接点进行连接，不应有电的直接联系。

1.6在雷击过电压、一次回路操作、开关场故障及其它强干扰作用下，在二次回路操作干扰下，装置包括测量元件，不应误动和拒动。

装置快速瞬变干扰试验、高频干扰试验、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IEC三级标准。

1.7在由分布电容、并（串）联电抗器、串补电容器、高压直流输电设备和变压器（励磁涌流、和应涌流）等所产生的稳态和暂态的谐波分量和直流分量的影响下，保护装置包括测量元件不应误动作。

1.8各套数字式保护装置应能提供外部时钟同步信号输入接口，且优先采用IRIG-B时钟对时信号。

1.9每面柜的出口跳闸、合闸、起动失灵、起动重合闸、闭锁重合闸等输出回路，在柜面上应分别有隔离措施，以便在运行中分别断开。

1.10保护装置在所接的电压二次回路一相、两相或三相同时失压，都应发出告警，闭锁可能误动作的保护。

1.11每一套数字式保护都应有事件记录、故障录波及测距（线路保护）功能，并提供相应的远方通讯和分析软件以及通信规约。

故障录波的数据应能转换为标准的COMTRADE99格式。

1.12各数字式保护装置的信息接口与屏外设备的连接应采用光纤。

保护装置与保护子站的连接应优先采用光以太网形式。

1.13与保护功能无直接相关的接口（保护信息通信接口、对时接口等）在所接的外部设备异常时，保护装置的保护功能应不受影响。

2线路保护

2.1500kV线路保护配置应双重化，即装设两套完全独立的全线速断的数字式主保护。

这两套独立的快速主保护装置应分别安装在独立的柜上，接用两组独立的直流蓄电池组、两组独立的电流、电压互感器次级绕组，其跳闸出口回路也应分别接到相关断路器的两组跳闸线圈。

2.2每套线路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。

反时限零序过流应具备IEC标准反时限特性方程中的正常反时限特性方程曲线（nomalIDMT）。

2.3鉴于OPGW通道较电力线载波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光纤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同杆并架线路应尽量采用分相电流差动保护作为线路主保护。

2.6每套分相电流差动保护具备两个光纤通道接口，两个通道同时工作，可根据通道情况在保护装置内部自动切换。

在任一个通道且仅一个通道故障时，不影响线路分相电流差动保护的运行。

2.7分相电流差动保护的两个通道应采用两条不同的光纤通道路由，在复用通信光端机时应采用两套独立的光通信设备。

2.8分相电流差动保护在任一通道发生异常时应能发出告警信号。

2.9对以OPGW作为保护通道的线路，分相电流差动保护设备可直接接光纤芯或采用2Mbit/s接口复用通信的光端机设备。

2.10OPGW光缆长度小于50公里的线路分相电流差动保护通道可直接接光纤芯。

若分相电流差动保护接两个光纤通道，即使第二个光纤通道的长度也小于50公里，考虑到光缆芯资源及通道迂回等因素，此第二个光纤通道宜复用通信的光端机设备。

2.11分相电流差动保护应尽量避免采用外置光功率放大器作为增大线路保护光纤传输距离的手段。

2.12以电力线复用载波作为线路保护的通道，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。

2.13电力线复用载波通道在通道阻塞时载波机应能给出解除闭锁（UNBLOCKING）信号。

保护装置在判断为相间故障时，UNBLOCKING信号才有效。

2.14电力线复用载波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。

若载波机光耦输入接口经抗干扰大功率继电器转接，则此载波机光耦输入接口宜采用通信专业电源。

2.15分相电流差动保护装置在电流二次回路断线时应能发出告警信号，不闭锁差动保护。

2.16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，应能应用于两侧CT变比差不大于4的线路。

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。

2.17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。

2.18线路主保护应有至少四组可切换的定值组，切换开关安装在保护屏上。

2.19线路保护均应有独立的选相功能，并有单相和三相跳闸逻辑回路。

线路保护屏应装设单跳或三跳方式选择开关。

2.20当需要配置线路过电压保护时，过电压保护应采用分相电压测量元件。

线路配置的过电压保护动作条件是本侧线路断路器在三相断开位置，过电压保护动作后经延时通过远方跳闸回路跳线路对侧的断路器。

过电压保护远方跳闸信号的发送和接收，与失灵保护远跳共用。

过电压保护需在柜上装设投停切换开关（压板）。

2.21不论一次主接线为何种接线形式，线路保护应采用独立的线路侧电压互感器。

2.22为防止使用光纤通道的线路保护接错传输通道，光纤差动保护或光纤接口装置中应设置地址识别码。

2.23分相电流差动保护（含远方跳闸）收到对侧传输来的数据除经过硬件校验外还需经严格的软件校验。

2.24安装在通信机房的线路保护通信接口设备的直流电源采用通信专业的直流电源，并与所接入通信设备的直流电源相对应。

2.25线路在空载、轻载、满载等各种状态下，在保护范围内发生金属性和非金属性的各种故障（包括单相接地、两相接地、两相不接地短路、三相短路及复合故障、转换性故障等）时，保护应能正确动作。

保护范围外发生金属性和非金属性故障时，装置不应误动。

此外，对外部故障切除、故障转换、功率突然倒向及系统操作等情况下，保护应正确动作。

2.26非全相运行时发生区内故障，应能三相瞬时跳闸，无故障或区外故障时，不应误动。

2.27手动合闸或自动重合于故障线路上时，线路保护应可靠瞬时三相跳闸；手动合闸或自动重合于无故障线路时线路保护应可靠不动作。

2.28当系统在全相或非全相运行时发生振荡，均应可靠闭锁可能误动的线路保护元件，这时当本线路发生各种故障，应瞬时或经短延时有选择地可靠切除故障。

系统振荡时，外部故障或系统操作，保护不应误动。

2.29在线路一侧弱馈（含线路单侧充电）条件下，各种负荷情况下线路发生各类故障，线路保护应能正确动作。

3母线保护（含桥引线保护）

3.1500kV3/2断路器接线方式、内桥接线方式和双内桥接线方式的每条母线（桥引线）应配置两套完全独立的母线保护（含桥引线保护）。

对于双母线接线方式的母线，也应配置各自独立的双重化母线保护。

3.2500kV双母双分段接线的两个分段的母线保护相对独立。

3.3用于母线差动保护的断路器和隔离刀闸的辅助接点、电流电压互感器次级、切换回路、辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

3.4500kV母线保护应具有比率制动特性。

3.5母线保护所接的电流互感器次级应是TPY级。

3.6母线保护在CT饱和时应能正确动作。

3.7双母线接线的母线保护，应设有电压闭锁元件。

当发生PT断线时，允许母线保护解除该段母线电压闭锁。

3.8母线的分段断路器应配置断路器充电、解列、失灵保护。

3.9母线的母联断路器应配置断路器充电、解列保护，不配置断路器失灵保护。

3.10一套母线保护内不允许不同类型的电流互感器次级混接。

3.11单母线、双母线接线方式的出线元件若存在电流互感器与断路器之间死区故障情况，在母线保护动作时，应有措施快速远跳或联跳出线元件的对侧或各侧断路器。

4断路器保护（含重合闸、短线保护）

4.1500kV系统的重合闸、失灵保护按断路器配置组屏。

4.2500kV3/2断路器接线方式一般情况每个断路器配置一套重合闸（线路间隔）、失灵保护，特殊情况亦可配置双重化的重合闸（线路间隔）、失灵保护。

4.3500kV3/2断路器接线方式若主变单断路器直接接于母线，此断路器应配置双重化的失灵保护。

4.4发电厂出口线路的单相重合闸应有顺序重合功能，即发电厂的重合闸判断线路三相有电压后才重合，避免发电厂侧线路重合于故障上。

4.5500kV3/2接线的断路器保护应在本断路器无法重合时（断路器低气压、重合闸停用、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，而该线路的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、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、远方跳闸（就地判别）、变压器（高抗）、发变组的电气量保护。

4.8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与电流元件串联组成。

单相启动经本相电流控制，三相启动经任一相电流控制。

4.9与发电机变压器组有关的断路器失灵保护，还要具有由瞬时复归的保护出口接点与零序和负序电流元件串联组成的起动回路。

零序和负序电流元件的动作定值、时间应可与相电流元件分别整定。

4.10500kV3/2接线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线路远方跳闸（或母差、变压器、发变组保护）并闭锁相应的断路器重合闸。

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原则上不配置电气量三相不一致保护，而是采用断路器机构内本体三相不一致保护。

3/2断路器接线方式的线路串母线侧断路器三相不一致时间整定为2秒，中间断路器三相不一致时间整定为3.5秒；双（单）母线、桥式接线方式的断路器三相不一致时间整定为2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。

每个间隔应双重化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。

短线保护应有方便可靠的操作措施，在本间隔元件投入运行闭锁跳闸。

4.14采用GIS设备的3/2断路器接线方式备用空间隔亦可考虑配置短线保护。

4.15发变组断路器的三相不一致启动失灵保护的逻辑判断功能在发变组保护内实现，跳闸可共用断路器的失灵跳闸出口。

4.16500kV主变220kV侧断路器配置失灵保护，220kV母线保护动作时启动失灵保护，经电流判别并延时后跳500kV主变各侧。

此失灵保护可组在变压器保护屏上，但电气回路应独立。

4.17500kV主变保护动作后启动主变220kV断路器所在母线的母线保护的失灵回路，并解除电压闭锁。

5远方跳闸

5.1每条线路远方跳闸回路应配置双重化远方跳闸就地判别装置，每一套装置对应一个远跳信号输入接口，两套装置的交直流、跳闸回路完全独立。

远方跳闸就地判别装置应与对应的线路主保护一起组屏，并与线路保护采用同一路直流电源。

5.2通过线路分相电流差动保护远方跳闸回路传输远方跳闸信号在发送端应经20ms延时。

5.3电力线复用载波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。

若载波机光耦输入接口经抗干扰大功率继电器转接，则此载波机光耦输入接口宜采用通信专业电源。

5.4对无高抗的线路，远方跳闸就地判别装置应配置分相低有功和有电流判据；对有高抗的线路，远方跳闸就地判别装置应配置分相低有功判据。

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低有功元件应有足够的灵敏度。

6变压器保护

6.1500kV变压器应配置两套主、后备保护一体的双重化电气量保护和一套非电量保护。

两套电气量保护应分别组屏，其CT次级、电源和跳闸回路完全独立。

500kV变压器的非电量保护单独组屏。

6.2主保护应为差动保护，自耦变压器应另再配置不受励磁涌流影响的差动保护。

6.3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侧每个断路器的分支电流。

6.4每套500kV变压器后备保护应包括：

6.4.1500kV和220kV侧分别配置一套带偏移的相间、接地阻抗保护，阻抗保护为单段，2个时限，正方向指向变压器。

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。

6.4.2500kV变压器配置过励磁保护，其电压取自500kV侧，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。

变压器过励磁保护跳闸元件在保护屏上应有投停压板。

6.4.3500kV变压器低压侧应配置带延时的三相过流保护。

500kV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。

6.4.4500kV变压器保护应配置带延时的不受励磁涌流影响的中性点侧零序过流保护。

其电流应取自变压器中性点的分相CT绕组。

6.4.5在变压器的高压侧和公共绕组分别配置一套过负荷保护，延时动作于信号。

6.4.6在变压器低压侧配置电压偏移保护，动作于发信。

6.5500kV变压器差动保护所接各侧电流互感器次级应是TPY级。

6.6500kV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。

6.7500kV变压器非电量保护应与电气量保护完全独立，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，电气量保护停役时应不影响本体保护的运行。

6.8当500kV或220kV电压互感器二次回路异常造成电压一相、两相断线或三相同时失压时，变压器阻抗保护应被闭锁不得误动，闭锁功能由保护内部实现，并同时发出告警信号。

6.9用于跳闸的变压器非电量保护的启动功率应不小于5W，其最小动作电压应在55%～70%直流电源电压之间，应具有抗220V工频电压干扰的能力。

7高抗、低压电抗器、电容器保护

7.1500kV高抗配置双重化的主、后备高抗电气量保护和一套非电量保护。

7.2500kV高抗主保护为差动保护、零序差动保护、匝间保护。

7.3500kV高抗后备保护为过电流保护、零序过电流保护、过负荷保护。

7.4500kV高抗的中性点电抗器配置过电流和过负荷保护。

7.5高抗的非电量保护包括主电抗器和中性点电抗器。

用于跳闸的变压器非电量保护的启动功率应不小于5W，其最小动作电压应在55%～70%直流电源电压之间，应具有抗220V工频电压干扰的能力。

7.6500kV线路高抗在无专用断路器时，高抗电气量保护动作除跳开本侧线路断路器外，还应通过远方跳闸回路跳开线路对侧断路器。

7.7500kV变压器低压侧的低压电抗器配置电流速断保护、过流保护、零序过电压保护。

7.8500kV变压器低压侧的电容器配置电流速断保护、过流保护，中性点电流或电压不平衡保护，以及过压、失压、过负荷保护。

7.9500kV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：

7.9.1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。

7.9.2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。

7.9.3低压电抗器自动投入电压定值为一阶段，经过延时投入。

7.9.4低压电容器自动投入电压定值为一阶段，经过延时投入。

7.9.5低压电容器自动切除电压定值为一阶段，经过延时切除。

7.9.6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。

7.9.7低压电抗器和低压电容器自动投切装置应有措施在低压电抗器或低压电容器保护动作跳闸后禁止自动投入该低压电抗器或低压电容器。

8保护装置的电源、跳闸、信号

8.1500kV断路器跳闸回路由各保护屏直接接至断路器跳圈，中间不经过公用的操作箱。

8.2500kV跳闸出口回路采用有接点继电器，各装置分相跳闸出口回路应有直流电流自保持功能，待断路器辅助接点返回后再返回，以保证断路器可靠跳闸，并且不损坏跳闸接点。

8.3母线、变压器、高抗、短线、失灵保护和远方跳闸就地判别等三相跳闸出口继电器应为非电自保持、人工复归的继电器，并具有动作指示，且提供一付常开接点供遥信使用，接点数满足分相跳闸的需要。

8.4所有直接跳断路器跳圈的接点均应为额定工作电压直流110V（220V）的大容量继电器，为保证跳闸的快速性和可靠性，要求上述每组跳闸出口采用快速动作的继电器接点与额定工作电压为110V（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，同一断路器的不同跳圈不能接同一组跳闸继电器。

8.5每套线路保护应有足够的跳闸出口接点，满足两台断路器分相跳闸、分相起动失灵保护的要求，应有供两台断路器重合闸使用的单相重合闸起动及闭锁接点。

8.6双重化配置的线路、远方跳闸、短线、母线、变压器电气量、高抗电气量保护的每一套保护分别只跳开关的一个跳圈，失灵、变压器本体保护、高抗本体保护的每一套保护分别跳开关的两个跳圈。

8.7失灵保护的延时段应有足够的输出接点，满足相关断路器三相跳闸、起动远跳、联跳变压器（发变组）保护、闭锁重合闸的输出接点。

重合闸装置应有足够的合闸出口接点，满足断路器分相合闸的要求。

8.8500kV主变保护跳主变220kV、35kV（15.75kV）侧断路器可通过操作箱出口。

8.9所有涉及直接跳闸的重要回路应采用启动功率不小于5W，最小动作电压在55%～70%直流电源电压之间，具有抗220V工频电压干扰的能力的继电器。

8.10保护装置光耦的工作电压应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55%-70%的直流额定电压之间，并应有足够的动作功率，避免因干扰引起光耦误动作。

8.11从屏外引入的启动保护装置或通信接口远跳、失灵、直跳等回路光耦的，应在光耦前加装抗干扰继电器转接。

抗干扰继电器的启动功率应不小于5W，其最小动作电压应在55%～70%直流电源电压之间，应具有抗220V工频电压干扰的能力。

8.12保护屏上每一套保护系统应设有直流小开关，每一个直流回路需采用环行接线以保证接线的可靠性。

每个直流回路需装设直流电压监视信号继电器。

8.13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。

8.14分相电流差动保护复用通信专业光端机，其在通信机房的光电转换接口设备的电源宜采用通信专业的电源。

光电转换接口设备的电源与该接口所接的通信专业光端机的电源应一致。

8.15采用线路光纤差动保护专用光纤方式时，应在保护室安装保护专用光配线柜。

8.16保护装置的信号至少需提供两付接点，分别供给站内监控和录波器。

8.17各保护装置应由独立的直流/直流变换器供电。

直流电源电压在80%～115%额定值范围内变化时，装置应正确工作。

直流电源恢复（包括缓慢恢复）到80%额定电压时，直流/直流变换器应能自动启动。

直流电源波纹系数≤5%时，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，装置不应误动。

直流电源回路出现各种异常情况（如短路、断线、接地等）时装置不应误动作。

8.18保护装置的交流电压回路应在屏柜上装设空气开关。

9和其他专业的配合

9.1保护装置所用的断路器、闸刀辅接点应是其本体的机械接点，不可经继电器转接扩展（考虑防干扰措施除外）。

9.2无论主接线形式如何，500kV线路或主变等设备的保护设备所采用的电压应是取自不经切换的独立的三相电压互感器。

9.3500kV主变220kV侧应配置独立的三相电压互感器。

9.4线路分相电流差动保护的光纤通道延时应小于12ms，误码率小于10－9。

同一个通道的收、发延时应一致。

9.5采用电流差动保护的线路两侧的电流互感器变比应尽量一致，最大的变比差不应大于2。

9.6500kV各种差动保护及线路保护所接的CT次级应为TPY级。

9.7为避免CT变比选取过大而造成系统较小运行方式下保护灵敏度不够或在运行后调整CT变比，在确定CT变比时应校核工程近、远期各种运行方式下的短路容量和保护灵敏度，必要时可采用具有较高过载能力的CT或不同变比次级的CT。

9.8500kV3/2断路器接线不完整串CT次级的配置应兼顾过渡接线和最终接线方式。

10故障录波器

10.1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。

10.2华东电网500kV系统中使用的故障录波器除具备合格的入网检测报告外，还应达到以下标准：

10.2.1对于交流电流量，以额定电流有效值为1A（5A）为标准，要求线性测量范围为工频有效值的0.1～20倍额定电流，并应考虑直流分量。

10.2.2对于交流电压量，以二次额定电压有效值为标准，要求线性测量范围为工频有效值的0.01～2.0倍额定电压。

10.2.3故障录波器应具有事件记录功能，其分辨率不劣于1毫秒。

10.3故障录波器系统应采用装置化的嵌入式结构及嵌入式操作系统；录波器的工作单元应配有足够的、失电不丢失数据的存储单元，其录波及向外传送