kV變電站典型設(shè)計(jì)講義課件

1、1 2008年年9月月 2 一、目的和意義一、目的和意義 二、主要工作過程二、主要工作過程 三、主要內(nèi)容三、主要內(nèi)容 四、主要技術(shù)原則四、主要技術(shù)原則 五、設(shè)備組屏方案五、設(shè)備組屏方案 六、通用設(shè)計(jì)使用說明及典型應(yīng)用案例六、通用設(shè)計(jì)使用說明及典型應(yīng)用案例 3 一、目的和意義一、目的和意義 4 研究的目的研究的目的 1、統(tǒng)一建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)，統(tǒng)一設(shè)備規(guī)范； 2、加快設(shè)計(jì)、評(píng)審、建設(shè)等環(huán)節(jié)工作進(jìn)度，提高 工作效率； 3、方便設(shè)備招標(biāo)、制造和變電站運(yùn)行維護(hù)； 4、降低變電站建設(shè)、運(yùn)行和維護(hù)成本； 5、全公司系統(tǒng)基建、生產(chǎn)、運(yùn)行及設(shè)計(jì)各方面二次系統(tǒng)技術(shù)交流平 臺(tái)，實(shí)用的參考書。 5 主要原則 1、滿足公司有關(guān)

2、的企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)和要求，滿足電力行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)與國(guó) 家標(biāo)準(zhǔn)； 2、貫徹全壽命周期管理理念，滿足“兩型一化”變電站建設(shè) 要求； 3、遵循變電站通用設(shè)計(jì)的主要技術(shù)原則； 4、采用先進(jìn)適用的技術(shù)，適應(yīng)技術(shù)發(fā)展需要。 6 二、主要工作過程二、主要工作過程 7 7 變電站二次系統(tǒng)通用設(shè)計(jì)編制單位分工 序序 號(hào)號(hào) 參編單位參編單位主要分工主要分工 分分 類類 參編單位參編單位主要分工主要分工 1 中國(guó)電力工中國(guó)電力工 程顧問集團(tuán)程顧問集團(tuán) 公司公司 總體技術(shù)協(xié)調(diào)總體技術(shù)協(xié)調(diào)9河南院河南院 220kV牽頭匯總、系統(tǒng)繼電保牽頭匯總、系統(tǒng)繼電保 護(hù)、元件保護(hù)及自動(dòng)裝置部分護(hù)、元件保護(hù)及自動(dòng)裝置部分 2中南院中南院 500k

3、V牽頭匯總、系統(tǒng)繼電保牽頭匯總、系統(tǒng)繼電保 護(hù)部分護(hù)部分 10江蘇院江蘇院 220kV調(diào)度自動(dòng)化和計(jì)算機(jī)監(jiān)調(diào)度自動(dòng)化和計(jì)算機(jī)監(jiān) 控系統(tǒng)部分控系統(tǒng)部分 3華東院華東院 500kV調(diào)度自動(dòng)化及計(jì)算機(jī)監(jiān)調(diào)度自動(dòng)化及計(jì)算機(jī)監(jiān) 控系統(tǒng)部分控系統(tǒng)部分 11山西院山西院 220kV通信、直流和通信、直流和UPS電源電源 、其它二次部分、其它二次部分 4華北院華北院 500kV元件保護(hù)、自動(dòng)裝置及元件保護(hù)、自動(dòng)裝置及 其它二次部分其它二次部分 12上海院上海院 110kV牽頭匯總、調(diào)度自動(dòng)化牽頭匯總、調(diào)度自動(dòng)化 及計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)部分及計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)部分 5西南院西南院500kV系統(tǒng)及站內(nèi)通信部分系統(tǒng)及站內(nèi)通信

4、部分13天津院天津院 110kV系統(tǒng)繼電保護(hù)、元件保系統(tǒng)繼電保護(hù)、元件保 護(hù)及自動(dòng)裝置部分護(hù)及自動(dòng)裝置部分 6東北院東北院500kV直流及直流及UPS電源部分電源部分14福建院福建院 110kV通信、直流和通信、直流和UPS電源電源 、其它二次部分、其它二次部分 7西北院西北院 330kV牽頭匯總、系統(tǒng)繼電保牽頭匯總、系統(tǒng)繼電保 護(hù)、元件保護(hù)、自動(dòng)裝置計(jì)算護(hù)、元件保護(hù)、自動(dòng)裝置計(jì)算 機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)機(jī)監(jiān)控系統(tǒng) 8陜西院陜西院 330kV調(diào)度自動(dòng)化、通信、直調(diào)度自動(dòng)化、通信、直 流和流和UPS電源、其它二次部分電源、其它二次部分 8 8 分步實(shí)施 2006年底 開展研究策劃，提出工作思路 2006年1

5、2月 開展書面調(diào)研 2007年3月，匯總分析調(diào)研材料， 召開第一次協(xié)調(diào)會(huì) 2007年4月，編制形成實(shí)施意見， 第一次協(xié)調(diào)會(huì) 2007年5月，各網(wǎng)省公司完成本 地區(qū)技術(shù)方案，開展現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研 2008年1月22日 公司級(jí)審定會(huì) 2007年12月 組織召開專家評(píng)審會(huì)議 2007年10月，完成統(tǒng)稿，掛網(wǎng) 廣泛征求意見。 2007年8月，完成初稿，第六次協(xié) 調(diào)會(huì)，征求各網(wǎng)省公司意見。 2007年6月，提出主要技術(shù)原則， 完成專題研究報(bào)告 9 廣泛調(diào)研 書面調(diào)研：2006年12月，組織6家區(qū)域電力設(shè)計(jì)院，對(duì)5家 區(qū)域電網(wǎng)有限公司、24家省級(jí)電力公司進(jìn)行了通用設(shè)計(jì)的 書面調(diào)研工作，根據(jù)反饋的調(diào)研材料，結(jié)合工程

6、實(shí)際，編 制了形成了6份變電站二次系統(tǒng)調(diào)研報(bào)告。 現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研：2007年5月，為進(jìn)一步了解工程建設(shè)、運(yùn)行現(xiàn)場(chǎng) 情況，由基建部、生技部、國(guó)調(diào)中心分別帶隊(duì)赴北京、遼 寧、上海、湖北、福建、陜西等地網(wǎng)省公司開展現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研， 編制形成了3份調(diào)研報(bào)告。 10 廣泛調(diào)研 通過調(diào)研，基本了解目前公司變電站二次系統(tǒng)現(xiàn)狀、存在問 題，梳理出關(guān)鍵問題和主要難點(diǎn)，明確了通用設(shè)計(jì)研究?jī)?nèi)容， 調(diào)研的主要結(jié)論如下： 1、系統(tǒng)關(guān)聯(lián)性大。 變電站二次系統(tǒng)與電網(wǎng)發(fā)展、系統(tǒng)接線、網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)和運(yùn)行習(xí) 慣等相互影響，相關(guān)性大。 2、地區(qū)差異大。 各地區(qū)對(duì)變電站繼電保護(hù)、通信、調(diào)度自動(dòng)化和計(jì)量等二次 系統(tǒng)設(shè)備的配置原則、配置要求、組屏方案、

7、屏柜數(shù)量等的 要求存在較大差異，實(shí)現(xiàn)方式因工程而異。 11 廣泛調(diào)研 3、技術(shù)更新快。 隨著計(jì)算機(jī)技術(shù)在工程中的普遍應(yīng)用，使各個(gè)專業(yè)的技 術(shù)更新加快，無論是硬件還是軟件更新周期有的已達(dá)到 一到兩年。開展繼電保護(hù)、通信、調(diào)度自動(dòng)化、計(jì)量等 二次設(shè)備通用設(shè)計(jì)工作面臨的首要問題是如何統(tǒng)一不同 地區(qū)、協(xié)調(diào)不同專業(yè)的功能要求。 12 廣泛調(diào)研 4、涉及專業(yè)范圍廣泛，相互間的關(guān)系復(fù)雜。 不同專業(yè)之間的聯(lián)系更加緊密，專業(yè)之間的相互滲透越來 越深，要重新審視和整合各個(gè)專業(yè)的功能要求。 5、設(shè)備品種、數(shù)量多。 同一種設(shè)備的生產(chǎn)廠家眾多，且均已占有一定的市場(chǎng)份額。 實(shí)際工程中應(yīng)用的廠家數(shù)量均較多，設(shè)備品種繁多、接

8、口復(fù)雜， 各設(shè)備通信接口方式、通信規(guī)約不一致，造成互聯(lián)互通困難。 13 專題研究 工作組在進(jìn)行深入調(diào)研的基礎(chǔ)上，開展了二次系統(tǒng)通用設(shè)計(jì)重點(diǎn) 和難點(diǎn)的專題研究。 1、繼電保護(hù)系統(tǒng)設(shè)計(jì)專題：重點(diǎn)是繼電保護(hù)及故障信息管理子站 配置方案和繼電保護(hù)信息接口方案； 2、計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)計(jì)專題：重點(diǎn)是計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)配置方案、 數(shù)據(jù)采集信號(hào)、功能配置、通信接口等。 14 專題研究 3、變電站時(shí)間同步系統(tǒng)配置方案：重點(diǎn)是變電站各二次設(shè)備 對(duì)時(shí)方式和接口的規(guī)范化。 4、變電站防誤閉鎖方案：重點(diǎn)是變電站防誤閉鎖功能和配置 的規(guī)范化。 5、變電站操作箱配置及接線方案 ：重點(diǎn)是變電站操作箱配置 方式及控制回路接線的規(guī)范

9、化。 6、基建、生產(chǎn)、調(diào)度對(duì)二次系統(tǒng)規(guī)程規(guī)范一致性的研究。 15 三、主三、主 要要 內(nèi)內(nèi) 容容 16 主要研究?jī)?nèi)容 二次系統(tǒng)通用設(shè)計(jì)是以110500kV變電站通用設(shè)計(jì)一次部分 確定的建設(shè)規(guī)模、接線形式、配電裝置型式、設(shè)備選擇為依據(jù)，遵 循110500kV變電站通用設(shè)計(jì)二次部分的技術(shù)原則，以工程設(shè)計(jì)和 工程應(yīng)用為核心，內(nèi)容涵蓋系統(tǒng)繼電保護(hù)、調(diào)度自動(dòng)化、系統(tǒng)通信 和電氣二次四個(gè)部分。不。包括安全穩(wěn)定控制裝置,系統(tǒng)通信 主要是站內(nèi)通信部分)。 17 主要研究?jī)?nèi)容 第一，變電站二次系統(tǒng)設(shè)計(jì)的技術(shù)原則，包括：系統(tǒng)繼 電保護(hù)、元件保護(hù)、計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)、電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入 設(shè)備、二次系統(tǒng)安全防護(hù)設(shè)備，站內(nèi)

10、通信系統(tǒng)、變電站操作 直流電源、交流不停電電源、圖像監(jiān)控系統(tǒng)等二次系統(tǒng)的技 術(shù)要求和設(shè)備配置要求。 18 主要研究?jī)?nèi)容 第二，二次設(shè)備組屏方案和各個(gè)屏柜的功能配置。按 照統(tǒng)一的配置原則和技術(shù)要求，根據(jù)變電站接線形式、一 次設(shè)備類型，制定二次設(shè)備的典型組屏方案和各屏柜的功 能配置，統(tǒng)一變電站二次設(shè)備的組屏方案、屏柜尺寸、形 式、名稱、標(biāo)識(shí)及顏色等。 19 主要研究?jī)?nèi)容 第三，二次系統(tǒng)設(shè)備的技術(shù)規(guī)范，根據(jù)變電站二次系統(tǒng)典型 設(shè)計(jì)配置原則和技術(shù)要求、各種典型二次設(shè)備組屏方案和各屏柜 的功能配置，編制了96項(xiàng)(330kV22項(xiàng))二次設(shè)備的技術(shù)條件書， 統(tǒng)一了二次系統(tǒng)及各屏柜的技術(shù)規(guī)范。 20 主要研究

11、內(nèi)容 第四，典型工程二次系統(tǒng)設(shè)計(jì)的實(shí)際應(yīng)用案例。選擇了11 個(gè)(330kV2個(gè))典型工程案例，按初步設(shè)計(jì)內(nèi)容深度確定了繼電 保護(hù)、調(diào)度自動(dòng)化信息范圍，計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)及直流系統(tǒng)等二 次設(shè)備配置方案圖，以及控制室、計(jì)算機(jī)室、通信機(jī)房和繼電 器小室等的具體布置圖，可供實(shí)際工程參考。 21 四、主要技術(shù)原則四、主要技術(shù)原則 22 線路保護(hù)線路保護(hù) 330kV線路保護(hù) 配置原則: （1）每回330kV線路應(yīng)配置雙套完整的、獨(dú)立的能反映各種類型 故障、具有選相功能的全線速動(dòng)保護(hù)。每套保護(hù)均具有完整的后備保 護(hù)。 （2）每回330kV線路應(yīng)配置雙套遠(yuǎn)方跳閘保護(hù)。遠(yuǎn)方跳閘保護(hù)宜 采用一取一經(jīng)就地判別方式。每套

12、遠(yuǎn)方跳閘保護(hù)裝置應(yīng)與線路主保護(hù) 一起組屏。 斷路器失靈保護(hù)、過電壓保護(hù)和不設(shè)獨(dú)立電抗器斷路器的330kV 高壓并聯(lián)電抗器保護(hù)動(dòng)作均應(yīng)起動(dòng)遠(yuǎn)跳。 （3）根據(jù)系統(tǒng)工頻過電壓的要求，對(duì)可能產(chǎn)生過電壓的330kV線 路應(yīng)配置雙套過電壓保護(hù)。過電壓保護(hù)均使用遠(yuǎn)跳保護(hù)裝置中的過電 壓功能，過電壓保護(hù)起動(dòng)遠(yuǎn)跳可選擇不經(jīng)斷路器開、閉狀態(tài)控制。 （4）線路主保護(hù)、后備保護(hù)均應(yīng)起動(dòng)斷路器失靈保護(hù)。 23 （5）對(duì)重負(fù)荷、長(zhǎng)距離的聯(lián)絡(luò)線，保護(hù)配置宜考慮振蕩、長(zhǎng)線路充 電電容效應(yīng)、高壓并聯(lián)電抗器電磁暫態(tài)特性等因素的影響；對(duì)50km以 下的短線路，宜隨線路架設(shè)2根OPGW光纜，配置雙套光纖分相電流差 動(dòng)保護(hù)，有條件時(shí),

13、保護(hù)通道宜采用專用光纖芯。 （6）對(duì)同桿并架雙回線路，當(dāng)有光纖通道，為有選擇性切除跨線故 障，應(yīng)優(yōu)先選用雙套光纖分相電流差動(dòng)保護(hù)作主保護(hù)。如本線沒有光纖 通道或沒有迂回的光纖通道時(shí)，應(yīng)使用傳輸分相通道命令的高頻距離保 護(hù)。 （7）對(duì)裝有串聯(lián)補(bǔ)償電容的線路，應(yīng)考慮串補(bǔ)電容對(duì)保護(hù)的影響， 優(yōu)先選用雙套光纖分相電流差動(dòng)保護(hù)作主保護(hù)。 （8）對(duì)電纜、架空混合出線，每回線路宜配置兩套光纖分相電流差 動(dòng)保護(hù)作為主保護(hù)，同時(shí)應(yīng)配有包含過負(fù)荷報(bào)警功能的完整的后備保護(hù) 。 （9）雙重化配置的線路主保護(hù)、后備保護(hù)、過電壓保護(hù)、遠(yuǎn)方跳閘 保護(hù)的交流電壓回路、電流回路、直流電源、開關(guān)量輸入、跳閘回路、 起動(dòng)遠(yuǎn)跳和遠(yuǎn)方

14、信號(hào)傳輸通道均應(yīng)彼此完全獨(dú)立沒有電氣聯(lián)系。 （10）雙重化配置的線路保護(hù)每套保護(hù)只作用于斷路器的一組跳閘 線圈。 24 技術(shù)要求: （1）在空載、輕載、滿載等各種工況下，在線路保護(hù)范圍內(nèi)發(fā)生金屬 性和非金屬性（不大于150）的各種故障時(shí)，線路保護(hù)應(yīng)能正確動(dòng)作。 系統(tǒng)無故障、外部故障、故障轉(zhuǎn)換、功率突然倒向以及系統(tǒng)操作等情況下 保護(hù)不應(yīng)誤動(dòng)。 （2）要求線路主保護(hù)整組動(dòng)作時(shí)間：近端故障不大于20ms，遠(yuǎn)端故 障不大于30ms（不包括通道時(shí)間）。 （3）線路保護(hù)裝置需考慮線路分布電容、高壓并聯(lián)電抗器、主變壓器 （勵(lì)磁涌流）等所產(chǎn)生的暫態(tài)及穩(wěn)態(tài)過程的諧波分量和直流分量的影響， 有抑制這些分量的措施。

15、 （4）每一套線路保護(hù)都應(yīng)自身帶有故障錄波、測(cè)距及事件記錄功能， 并能提供相應(yīng)的遠(yuǎn)方通訊和分析軟件。 （330kV雙母線） 25 （5）每一套線路保護(hù)裝置都應(yīng)能適用于弱電源情況。 （6）手動(dòng)合閘或重合于故障線路上時(shí)，保護(hù)應(yīng)能可靠瞬時(shí)三相跳閘。手動(dòng)合閘或 重合于無故障線路時(shí)應(yīng)可靠不動(dòng)作。 （7）本線全相或非全相振蕩時(shí)保護(hù)裝置不應(yīng)誤動(dòng)作；本線全相或非全相振蕩過程 中發(fā)生各種類型的不對(duì)稱故障，保護(hù)裝置應(yīng)有選擇性地動(dòng)作跳閘，縱聯(lián)保護(hù)仍 應(yīng)快速動(dòng)作；本線全相振蕩過程中發(fā)生三相故障，允許以短延時(shí)切除故障。 （8）保護(hù)裝置應(yīng)保證出口對(duì)稱三相短路時(shí)可靠動(dòng)作，同時(shí)應(yīng)保證正方向故障及反 方向出口經(jīng)小電阻故障時(shí)動(dòng)作

16、的正確性。 （9）保護(hù)裝置在各種工作環(huán)境下（包括就地下放的環(huán)境），應(yīng)能耐受雷擊過電壓、 一次回路操作、開關(guān)場(chǎng)故障及其它強(qiáng)電磁干擾作用，不應(yīng)誤動(dòng)或拒動(dòng)。 （10）線路分相電流差動(dòng)保護(hù)應(yīng)允許線路兩側(cè)使用不同的TA變比。 26 （11）對(duì)于不同類型的一次主接線方式，線路保護(hù)均采用線路電壓互感 器的電壓輸入。 （12）保護(hù)裝置在電壓二次回路斷線（包括三相斷線）或短路時(shí)應(yīng)閉鎖 有可能誤動(dòng)的保護(hù)，并發(fā)出告警信號(hào)；保護(hù)裝置在電流二次回路斷線時(shí)應(yīng) 能發(fā)出告警信號(hào)，并可選擇允許保護(hù)跳閘。 （13）保護(hù)裝置應(yīng)具有對(duì)時(shí)功能，推薦采用以太網(wǎng)或RS-485串行數(shù)據(jù)通 信接口接收時(shí)間同步系統(tǒng)發(fā)出的IRIG-B（DC）時(shí)碼

17、作為對(duì)時(shí)信號(hào)源。保護(hù) 應(yīng)具備通信管理功能，與計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)和保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng) 通信，通信規(guī)約采用DL/T 667-1999（idt IEC60870-5-103）或 DL/T860(IEC61850)，接口采用以太網(wǎng)或RS-485串口。 （14）保護(hù)裝置宜采用全站后臺(tái)集中打印方式。為便于調(diào)試，保護(hù)裝置 上應(yīng)設(shè)置打印機(jī)接口。 （15）線路兩側(cè)保護(hù)選型應(yīng)一致，保護(hù)的軟件版本應(yīng)完全一致。 27 110kV線路保護(hù) 配置原則: （1）110kV線路每回線路均裝設(shè)一套微機(jī)型能反應(yīng)相間短路和接地短路 的保護(hù)作為主保護(hù)。對(duì)于110kV雙側(cè)電源線路，裝設(shè)一套微機(jī)型全線速動(dòng)保 護(hù)。如具有光纖通道，配置

18、光纖電流差動(dòng)保護(hù)；如只有載波通道，配置高頻 距離保護(hù)。對(duì)于110kV單側(cè)電源線路，裝設(shè)一套微機(jī)型階段式相間和接地距 離保護(hù)，并輔之以階段式零序電流保護(hù)。 （2）按線路斷路器配置三相自動(dòng)重合閘裝置。 （3）對(duì)雙母線接線，線路保護(hù)接用母線TV，配置電壓切換箱選擇母線 電壓。 （4）按線路斷路器配置一套三相操作箱裝置。 28 技術(shù)要求: （1）110kV線路的后備保護(hù)采用遠(yuǎn)后備方式。對(duì)于超長(zhǎng)線路，后備保護(hù)沒有靈敏度的 線路，宜配置一套近后備保護(hù)。 （2）手動(dòng)合閘或自動(dòng)重合閘于故障線路上時(shí)，應(yīng)可靠瞬時(shí)跳閘；手動(dòng)合閘或自動(dòng)重 合閘于無故障線路時(shí)應(yīng)可靠不動(dòng)作。 （3）當(dāng)系統(tǒng)在全相和非全相運(yùn)行時(shí)發(fā)生振蕩，且

19、第一個(gè)振蕩周期大于500ms時(shí)，應(yīng) 可靠閉鎖保護(hù)裝置，如果這時(shí)本線路發(fā)生故障，可以允許以短延時(shí)有選擇地切除故障。 （4）整組保護(hù)I段時(shí)間近端故障應(yīng)20ms。 （5）保護(hù)裝置返回時(shí)間（從故障切除到裝置跳閘出口元件返回）30ms。 （6）每套保護(hù)裝置應(yīng)提供反向起動(dòng)元件或故障檢出元件動(dòng)作的輸出接點(diǎn)。 （7）重合閘應(yīng)只實(shí)現(xiàn)一次重合閘，在任何情況下不應(yīng)發(fā)生多次重合閘。 （8）重合閘由110kV線路保護(hù)跳閘接點(diǎn)來起動(dòng)，重合閘裝置應(yīng)能把起動(dòng)脈沖自保持。 （9）重合閘裝置中應(yīng)能實(shí)現(xiàn)下列重合閘方式： 三相重合閘方式：不論發(fā)生何種故障，斷路器皆進(jìn)行三相跳閘，三相重合閘。 重合閘停用方式：任何故障皆由保護(hù)裝置直接進(jìn)

20、行三相跳閘，不進(jìn)行重合閘。 上述各種重合閘應(yīng)采用同期檢查和無電壓檢查或不檢查同期來實(shí)現(xiàn)。 （10）重合閘合閘脈沖應(yīng)有一定展寬，以保證可靠合閘，又不會(huì)使斷路器產(chǎn)生二次重 合閘或跳躍現(xiàn)象。 29 （11）重合閘裝置起動(dòng)后應(yīng)能延時(shí)自動(dòng)復(fù)歸，在此時(shí)間內(nèi)，應(yīng)保持送給保護(hù)的準(zhǔn) 備三跳回路。 （12）重合閘裝置應(yīng)裝備好“斷路器操作壓力降低閉鎖重合閘”的接入回路，該 回路應(yīng)只檢查斷路器跳閘前的操作壓力。 （13）重合閘裝置應(yīng)準(zhǔn)備好“閉鎖重合閘”的接入回路（例如母線保護(hù)、收到遠(yuǎn) 方傳送跳閘信號(hào)及手動(dòng)合閘等）。 （14）對(duì)雙母線接線，線路保護(hù)接用母線電壓，通過電壓切換箱選擇母線。 （15）線路保護(hù)的出口跳閘、母線

21、保護(hù)及失靈保護(hù)的三相跳閘均通過三相操作箱 連到斷路器跳閘線圈，三相操件箱應(yīng)具有跳合閘自保持回路，待斷路器輔接點(diǎn)確實(shí)動(dòng) 作后，繼電器才返回。操作箱還具有斷路器防跳功能以及跳合閘位置監(jiān)視功能。 （16）每套線路保護(hù)獨(dú)立組成1面屏，包括線路保護(hù)、電壓切換裝置、三相操作箱 。 （17）保護(hù)裝置應(yīng)具有對(duì)時(shí)功能，推薦采用以太網(wǎng)或RS-485串行數(shù)據(jù)通信接口接 收時(shí)間同步系統(tǒng)發(fā)出的IRIG-B（DC）時(shí)碼作為對(duì)時(shí)信號(hào)源。保護(hù)應(yīng)具備通信管理功能 ，與計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)和保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)通信，通信規(guī)約采用DL/T 667- 1999（idt IEC60870-5-103）或DL/T860(IEC61850

22、)，接口采用以太網(wǎng)或RS-485串口 。 （18）保護(hù)裝置宜采用全站后臺(tái)集中打印方式。為便于調(diào)試，保護(hù)裝置上應(yīng)設(shè)置 打印機(jī)接口。 （19）采用縱聯(lián)保護(hù)時(shí)，線路兩側(cè)保護(hù)選型應(yīng)一致，保護(hù)的軟件版本應(yīng)完全一致 。 30 線路保護(hù)通道組織: （1）雙重化配置的兩套縱聯(lián)保護(hù)的通道應(yīng)相互獨(dú)立，傳輸兩套縱 聯(lián)保護(hù)信息的通信設(shè)備及通信電源也應(yīng)相互獨(dú)立。 （2）具有光纖通道的線路，兩套縱聯(lián)保護(hù)宜均采用光纖通道傳輸 信息。對(duì)50km及以下短線路，有條件時(shí)，可分別使用專用光纖芯； 對(duì)50km以上長(zhǎng)線路，宜分別使用2Mbit/s接口方式的復(fù)用光纖通道。 330kV雙重化的兩套縱聯(lián)保護(hù)的信號(hào)傳輸通道不應(yīng)采用同一根光纜。

23、 （3）一回線路的兩套縱聯(lián)保護(hù)均復(fù)用通信專業(yè)光端機(jī)時(shí)，應(yīng)通過 兩套獨(dú)立的光通信設(shè)備傳輸。每套光通信設(shè)備可按最多傳送8套線路 保護(hù)信息考慮。 （4）復(fù)用數(shù)字通道的縱聯(lián)保護(hù)宜采用單通道方式。安裝在通信機(jī) 房的保護(hù)數(shù)字接口裝置直流電源取自通信直流電源，與通信設(shè)備采用 75同軸電纜不平衡方式連接。 31 （5）當(dāng)直達(dá)路由和迂回路由均為光纖通道時(shí)，如迂回路由能滿足保護(hù) 要求，一回線路的兩套主保護(hù)可均采用光纖縱差保護(hù)，并應(yīng)采用兩條不同 的通道路由。迂回路由傳輸網(wǎng)絡(luò)的傳輸總時(shí)間（包括接口調(diào)制解調(diào)時(shí)間） 應(yīng)不大于12ms，330kV 線路保護(hù)迂回路由不宜采用110kV 以下電壓等級(jí)的 光纜，不應(yīng)采用 ADSS

24、 光纜。 （6）非同桿并架或僅有部分同桿雙回線，未敷設(shè)光纖通道線路的一套 縱聯(lián)保護(hù)可采用另一回線路的光纖通道，另一套縱聯(lián)保護(hù)應(yīng)采用電力載波 或光纖的其它迂回通道。 （7）對(duì)只有一個(gè)光纖通道的線路，另一套主保護(hù)可采用電力線專用載 波（或復(fù)用）通道傳輸保護(hù)信號(hào)。載波通道設(shè)備及電源應(yīng)與光纖通道的通 信設(shè)備及通信電源相互獨(dú)立。 （8）雙重化配置的兩套遠(yuǎn)方跳閘保護(hù)的信號(hào)傳輸通道應(yīng)相互獨(dú)立。線 路縱聯(lián)保護(hù)采用數(shù)字通道的，遠(yuǎn)方跳閘命令宜經(jīng)線路縱聯(lián)保護(hù)傳輸。 32 母線保護(hù)母線保護(hù) 330kV母線保護(hù) 配置原則: （1）對(duì)一個(gè)半斷路器接線，每組母線裝設(shè)兩套獨(dú)立的母線保護(hù)，母線 保護(hù)不設(shè)電壓閉鎖元件；對(duì)雙母線接

25、線，為防止因檢修退出母差保護(hù)，在 母線故障時(shí)危及系統(tǒng)運(yùn)行安全和避免使事故擴(kuò)大，其母線保護(hù)也應(yīng)按雙重 化配置，并應(yīng)有電壓閉鎖元件。 （2）雙重化配置的母線保護(hù)的交流電流回路、直流電源、開關(guān)量輸 入、跳閘回路均應(yīng)彼此完全獨(dú)立沒有電氣聯(lián)系。 （3）每套母線保護(hù)只作用于斷路器的一組跳閘線圈。 （4）母線側(cè)的斷路器，失靈保護(hù)需跳母線側(cè)斷路器時(shí)，通過起動(dòng)母 差實(shí)現(xiàn)。 （5）對(duì)雙母線接線，每套母線保護(hù)均含有失靈保護(hù)功能，并具有失 靈保護(hù)電流判別功能。失靈保護(hù)應(yīng)與母線保護(hù)共用出口。 33 技術(shù)要求: （1）母線保護(hù)應(yīng)具有可靠的TA飽和判別功能，區(qū)外故障TA飽和時(shí)不應(yīng)誤 動(dòng)，并應(yīng)允許使用不同變比的TA。 （2）

26、母線保護(hù)不應(yīng)因母線故障時(shí)流出母線的短路電流影響而拒動(dòng)。 （3）母線保護(hù)在區(qū)外故障穿越電流30倍一次額定電流時(shí)不應(yīng)誤動(dòng)。 （4）母線保護(hù)應(yīng)包括交流電流監(jiān)視回路，它在5%IN時(shí)即能可靠動(dòng)作。 當(dāng)交流電流回路不正?；驍嗑€時(shí)不應(yīng)誤動(dòng)，應(yīng)發(fā)告警信號(hào)，并可選擇經(jīng)延時(shí) 閉鎖母線保護(hù)。 （5）母線保護(hù)整組動(dòng)作時(shí)間，2倍IN下應(yīng)不大于20ms。 （6）母線保護(hù)應(yīng)具有比率制動(dòng)特性，以提高安全性。 （7）母線保護(hù)接線應(yīng)能滿足最終一次接線要求。 （8）為了提高邊斷路器失靈保護(hù)動(dòng)作后經(jīng)母線保護(hù)跳閘的可靠性， 一個(gè)半斷路器接線的母線保護(hù)應(yīng)設(shè)置靈敏的、不需整定的電流元件并帶50 ms的固定延時(shí)。 （9）保護(hù)裝置應(yīng)具有對(duì)時(shí)功

27、能，推薦采用以太網(wǎng)或RS-485串行數(shù)據(jù)通 信接口接收時(shí)間同步系統(tǒng)發(fā)出的IRIG-B（DC）時(shí)碼作為對(duì)時(shí)信號(hào)源。保護(hù)應(yīng) 具備通信管理功能，與計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)和保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)通信， 通信規(guī)約采用DL/T 667-1999（idt IEC60870-5-103）。 （10）保護(hù)裝置宜采用全站后臺(tái)集中打印方式。為便于調(diào)試，保護(hù)裝 置上應(yīng)設(shè)置打印機(jī)接口。 34 110kV母線保護(hù)及斷路器失靈保護(hù) 配置原則: （1）110kV雙母線按遠(yuǎn)景配置一套母線保護(hù)。 （2）110kV雙母線按遠(yuǎn)景配置一套失靈保護(hù)，失靈保護(hù)功能宜含在母差 保護(hù)中，并具備失靈電流判別功能。 （3）對(duì)110kV雙母線接線方式，

28、母線和失靈保護(hù)均應(yīng)設(shè)有電壓閉鎖元件 ，母聯(lián)斷路器及分段斷路器不經(jīng)電壓閉鎖。電壓閉鎖可由軟件實(shí)現(xiàn)，而不 再配置單獨(dú)的復(fù)合電壓閉鎖裝置。當(dāng)復(fù)合電壓閉鎖功能含在母線差動(dòng)保護(hù) 裝置中時(shí)，其復(fù)合電壓閉鎖元件應(yīng)與母差元件不共CPU。 （4）雙母線接線的失靈保護(hù)宜與母線保護(hù)共用出口。 （5）對(duì)主變壓器單元， 110kV母線故障且變壓器中壓側(cè)斷路器失靈時(shí)， 除應(yīng)跳開失靈斷路器相鄰的全部斷路器外，還應(yīng)跳開本變壓器連接其它側(cè) 的斷路器，失靈電流判別和延時(shí)應(yīng)由母線保護(hù)實(shí)現(xiàn)。 35 技術(shù)要求: （1）母線保護(hù)不應(yīng)受TA暫態(tài)飽和的影響，而發(fā)生不正確動(dòng)作，并應(yīng)允 許使用不同變比的TA。 （2）母線保護(hù)不應(yīng)因母線故障時(shí)流出

29、母線的短路電流影響而拒動(dòng)。 （3）母線保護(hù)在區(qū)外故障穿越電流30倍一次額定電流時(shí)不應(yīng)誤動(dòng)。 （4）母線保護(hù)應(yīng)包括交流電流監(jiān)視回路，它在5%IN時(shí)即能可靠動(dòng)作 。當(dāng)交流電流回路不正?；驍嗑€時(shí)不應(yīng)誤動(dòng)，應(yīng)發(fā)告警信號(hào)，并除母聯(lián)（ 分段）TA斷線不閉鎖差動(dòng)保護(hù)外，其余支路TA斷線后可經(jīng)選擇是否閉鎖 差動(dòng)保護(hù)。當(dāng)TV失壓，裝置應(yīng)發(fā)出告警信號(hào)。 （5）母線保護(hù)整組動(dòng)作時(shí)間，2倍IN下應(yīng)不大于20ms。 （6）母線保護(hù)應(yīng)具有比率制動(dòng)特性，以提高安全性。母線差動(dòng)保護(hù)由 分相式比率差動(dòng)元件構(gòu)成，母線大差比率差動(dòng)用于判別母線區(qū)內(nèi)和區(qū)外故 障，小差比率差動(dòng)用于故障母線的選擇。 （7）雙母線接線的母線保護(hù)在母線相繼故

30、障時(shí)應(yīng)能經(jīng)較短延時(shí)可靠切 除故障。 （8）對(duì)雙母線接線的母線保護(hù)，在母線上各元件進(jìn)行倒閘時(shí)（包括母 線互聯(lián)等情況），應(yīng)保證母線保護(hù)動(dòng)作的正確性，當(dāng)二次回路中隔離刀閘 輔接點(diǎn)切換不正常時(shí)，能發(fā)出告警信號(hào)，保證母差保護(hù)在此期間的正常運(yùn) 行。 36 （9）斷路器的失靈包含于母線保護(hù)中，母線與失靈保護(hù)共用出口繼電器， 母線保護(hù)都應(yīng)具有失靈電流判別元件。為縮短失靈保護(hù)切除故障的時(shí)間，失 靈保護(hù)跳其他斷路器宜與失靈跳母聯(lián)共用一段時(shí)限。 （10）母線保護(hù)應(yīng)設(shè)置 獨(dú)立的“解除失靈保護(hù)電壓閉鎖”的開入回路。 當(dāng)該連接元件起動(dòng)失靈保護(hù)開入接點(diǎn)和“解除失靈保護(hù)電壓閉鎖”的開入接 點(diǎn)同時(shí)動(dòng)作后，能自動(dòng)實(shí)現(xiàn)解除該連接元

31、件所在母線的失靈保護(hù)電壓閉鎖。 （11）母線保護(hù)接線應(yīng)能滿足最終一次接線的要求。 （12）母聯(lián)或分段斷路器失靈保護(hù)由母聯(lián)或分段保護(hù)動(dòng)作、相關(guān)母線的 母差動(dòng)作起動(dòng)，經(jīng)延時(shí)和電壓閉鎖將相關(guān)的母線上元件全部切除。 （13）起動(dòng)失靈的保護(hù)為線路保護(hù)、母聯(lián)與分段保護(hù)、變壓器的電氣量 保護(hù)。 （14）保護(hù)裝置應(yīng)具有對(duì)時(shí)功能，推薦采用以太網(wǎng)或RS-485串行數(shù)據(jù)通 信接口接收時(shí)間同步系統(tǒng)發(fā)出的IRIG-B（DC）時(shí)碼作為對(duì)時(shí)信號(hào)源。保護(hù)應(yīng) 具備通信管理功能，與計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)和保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)通信 ，通信規(guī)約采用DL/T 667-1999（idt IEC60870-5-103）或DL/T 860（

32、IEC61850），接口采用以太網(wǎng)或RS-485串口。 （15）保護(hù)裝置宜采用全站后臺(tái)集中打印方式。為便于調(diào)試，保護(hù)裝置 上應(yīng)設(shè)置打印機(jī)接口。 37 斷路器保護(hù)及操作箱斷路器保護(hù)及操作箱 330kV斷路器保護(hù) 配置原則: （1）一個(gè)半斷路器接線的330kV斷路器保護(hù)按斷路器單元配置，每臺(tái)斷 路器配置一面斷路器保護(hù)屏。對(duì)雙母線接線，不專門配置斷路器保護(hù)屏，重 合閘和操作箱分別布置在兩面線路保護(hù)屏上。對(duì)接在雙母線上的線路和主變 壓器的失靈保護(hù)起動(dòng)裝置裝設(shè)于母差保護(hù)中，斷路器的失靈出口回路與母差 保護(hù)共用。 （2）對(duì)一個(gè)半斷路器接線，當(dāng)出線設(shè)有隔離開關(guān)時(shí)，應(yīng)配置雙套短引線 保護(hù)，短引線保護(hù)按串集中組

33、屏，不分散布置在斷路器保護(hù)屏中。 （3）重合閘溝三跳回路在斷路器保護(hù)中實(shí)現(xiàn)。 （4）斷路器三相不一致保護(hù)應(yīng)由斷路器本體機(jī)構(gòu)完成。 （5）斷路器的跳、合閘壓力閉鎖和壓力異常閉鎖操作均由斷路器本體機(jī) 構(gòu)實(shí)現(xiàn)，分相操作箱僅保留重合閘壓力閉鎖回路。 （6）斷路器防跳功能應(yīng)由斷路器本體機(jī)構(gòu)完成。 38 技術(shù)要求: （1）起動(dòng)失靈的保護(hù)為線路、過電壓和遠(yuǎn)方跳閘、母線、短引線和主變壓 器（高抗）的電氣量保護(hù)。 （2）斷路器失靈保護(hù)的動(dòng)作原則為：瞬時(shí)分相重跳本斷路器的兩個(gè)跳閘線 圈；經(jīng)延時(shí)三相跳相鄰斷路器的兩個(gè)跳閘線圈和相關(guān)斷路器（起動(dòng)兩套遠(yuǎn)方跳 閘或母差、主變壓器保護(hù)），并閉鎖重合閘。 （3）失靈保護(hù)應(yīng)采用

34、分相和三相起動(dòng)回路。每相起動(dòng)回路，應(yīng)由能瞬時(shí)復(fù) 歸的保護(hù)出口接點(diǎn)（包括與本斷路器有關(guān)的所有保護(hù)接點(diǎn)）與電流元件串聯(lián)組 成。 （4）斷路器失靈保護(hù)應(yīng)經(jīng)電流元件控制實(shí)現(xiàn)單相和三相跳閘。判別元件的 動(dòng)作時(shí)間和返回時(shí)間均不應(yīng)大于20ms。 （5）重合閘僅裝于與線路相聯(lián)的兩臺(tái)斷路器保護(hù)屏內(nèi)，且能方便地整定為 一臺(tái)斷路器先重合，另一臺(tái)斷路器待第一臺(tái)斷路器重合成功后再重合。如先重 合的一臺(tái)合于故障三相跳閘，則后合的不再進(jìn)行重合，即兩臺(tái)均三跳。 （6）斷路器重合閘裝置起動(dòng)后應(yīng)能延時(shí)自動(dòng)復(fù)歸，在此時(shí)間內(nèi)斷路器保護(hù) 應(yīng)溝通本斷路器的三跳回路，不應(yīng)增加任何外回路。重合閘停用或被閉鎖時(shí) （斷路器低氣壓、重合閘裝置故障

35、、重合閘被其他保護(hù)閉鎖、斷路器多相跳閘 的輔接點(diǎn)閉鎖等） ，由斷路器保護(hù)三跳；斷路器保護(hù)裝置故障或停用時(shí)，由 斷路器本體三相不一致保護(hù)三跳。在線路保護(hù)發(fā)出單跳令時(shí)，本斷路器三跳， 而另一個(gè)斷路器仍能單跳單重。 39 （7）閉鎖重合閘的保護(hù)為主變壓器、失靈、母線、遠(yuǎn)方跳閘、高抗、 短引線保護(hù)等。 （8）短引線保護(hù)可采用和電流過流保護(hù)方式，也可采用差動(dòng)電流保 護(hù)方式。 （9）短引線保護(hù)在系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)和暫態(tài)引起的諧波分量和直流分量影響 下不應(yīng)誤動(dòng)作。 （10）短引線保護(hù)的線路主變壓器刀閘輔助接點(diǎn)開入量不應(yīng)因高壓開 關(guān)場(chǎng)強(qiáng)電磁干擾而丟失信號(hào)。對(duì)刀閘輔助接點(diǎn)的通斷應(yīng)有監(jiān)視指示。 （11）保護(hù)裝置應(yīng)具有對(duì)時(shí)功

36、能，推薦采用以太網(wǎng)或RS-485串行數(shù)據(jù) 通信接口接收時(shí)間同步系統(tǒng)發(fā)出的IRIG-B（DC）時(shí)碼作為對(duì)時(shí)信號(hào)源。 保護(hù)應(yīng)具備通信管理功能，與計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)和保護(hù)及故障信息管理子 站系統(tǒng)通信，通信規(guī)約采用DL/T 667-1999（idt IEC60870-5-103）或 DL/T 860（IEC61850），接口采用以太網(wǎng)或RS-485串口。 （12）保護(hù)裝置宜采用全站后臺(tái)集中打印方式。為便于調(diào)試，保護(hù)裝 置上應(yīng)設(shè)置打印機(jī)接口。 40 110kV母聯(lián)、分段保護(hù) 配置原則: 110kV的母聯(lián)、母線分段斷路器應(yīng)按斷路器配置專用的、具備瞬時(shí)和延 時(shí)跳閘功能的過電流保護(hù)。 技術(shù)要求: （1）110kV

37、母聯(lián)、分段保護(hù)應(yīng)帶有二段時(shí)限的分相過流及一段時(shí)限的零 序過流保護(hù)功能。 （2）110kV母聯(lián)、分段保護(hù)應(yīng)具有母線充電保護(hù)功能，向故障母線充 電時(shí)，跳開本斷路器。 （3）保護(hù)裝置應(yīng)具有對(duì)時(shí)功能，推薦采用以太網(wǎng)或RS-485串行數(shù)據(jù)通 信接口接收時(shí)間同步系統(tǒng)發(fā)出的IRIG-B（DC）時(shí)碼作為對(duì)時(shí)信號(hào)源。保護(hù) 應(yīng)具備通信管理功能，與計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)和保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng) 通信，通信規(guī)約采用DL/T 667-1999（idt IEC60870-5-103）或DL/T 860（ IEC61850），接口采用以太網(wǎng)或RS-485串口。 （4）保護(hù)裝置宜采用全站后臺(tái)集中打印方式。為便于調(diào)試，保護(hù)裝置 上

38、應(yīng)設(shè)置打印機(jī)接口。 41 操作箱 配置原則: （1）330kV每個(gè)斷路器單元宜配置一套分相操作箱，對(duì)于一個(gè)半斷路器接 線，操作箱宜配置在斷路器保護(hù)屏內(nèi)；對(duì)于雙母線接線，操作箱宜布置在其 中一套線路保護(hù)屏內(nèi)。 （2）110kV雙母線接線，每條線路宜配置一套三相操作箱。 技術(shù)要求: （1）分相操作箱接線應(yīng)包括重合閘回路、手動(dòng)合閘/跳閘回路、分相合閘 回路、兩組保護(hù)三相跳閘回路、兩組保護(hù)分相跳閘回路、電壓切換回路（僅 110kV部分設(shè)置）、跳閘及合閘位置監(jiān)視回路、操作電源監(jiān)視回路、信號(hào)回路 和與相關(guān)保護(hù)配合的回路等。 （2）斷路器三相不一致保護(hù)，斷路器防跳、跳合閘壓力閉鎖等功能宜由 斷路器本體機(jī)構(gòu)箱

39、實(shí)現(xiàn)，操作箱中僅保留重合閘壓力閉鎖接線。 （3）兩組操作電源的直流空氣開關(guān)應(yīng)設(shè)在操作箱所在屏內(nèi)，取消操作箱 中兩組操作電源的自動(dòng)切換回路，公用回路采用第一路操作電源。 （4）操作箱應(yīng)設(shè)有斷路器合閘位置、跳閘位置和電源指示燈。 （5）操作箱內(nèi)的保護(hù)三跳繼電器應(yīng)分別有起動(dòng)失靈、起動(dòng)重合閘的兩組 三跳繼電器（TJQ），起動(dòng)失靈、不起動(dòng)重合閘的兩組三跳繼電器（TJR）， 不起動(dòng)失靈、不起動(dòng)重合閘的兩組三跳繼電器（TJF）。 42 故障錄波器系統(tǒng)故障錄波器系統(tǒng) 線路故障錄波器 配置原則: （1）為便于分析電力系統(tǒng)事故及繼電保護(hù)裝置的動(dòng)作情況， 330kV變電站內(nèi)應(yīng)配置故障錄波裝置分別記錄線路電流、電壓、

40、保護(hù) 裝置動(dòng)作及保護(hù)通道的運(yùn)行情況等。 （2）在分散布置的330kV變電站內(nèi)，宜按電壓等級(jí)配置故障錄波 裝置，不跨小室接線，建設(shè)初期可適當(dāng)考慮遠(yuǎn)景要求；在集中布置的 330kV變電站內(nèi)，宜按電壓等級(jí)配置故障錄波裝置。 （3）每套330kV線路故障錄波器的錄波量配置宜為48路模擬量、 128路開關(guān)量；每套110kV線路故障錄波器的錄波量配置宜為64路模擬 量、128路開關(guān)量。 （4）故障錄波裝置應(yīng)具備完善的分析和通信管理功能，通過以太 網(wǎng)口與保護(hù)和故障信息管理子站系統(tǒng)通信，錄波信息可經(jīng)子站遠(yuǎn)傳至 各級(jí)調(diào)度部門進(jìn)行事故分析處理。 43 技術(shù)要求: （1）故障錄波器應(yīng)為數(shù)字式的，所選用的微機(jī)故障錄波

41、器應(yīng)滿足電力 行業(yè)有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。 （2）故障錄波器應(yīng)能連續(xù)記錄多次故障波形，能記錄和保存從故障前 150ms到故障消失時(shí)的電氣量波形。它應(yīng)至少能清楚記錄5次諧波的波形。 （3）故障錄波器模擬量采樣頻率在高速故障記錄期間不低于5000Hz。 （4）事件量記錄元件的分辨率應(yīng)1.0ms。 （5）故障錄波器應(yīng)具備對(duì)時(shí)功能，推薦采用以太網(wǎng)或RS-485串行數(shù)據(jù) 通信接口接收時(shí)間同步系統(tǒng)發(fā)出的IRIG-B（DC）時(shí)碼作為對(duì)時(shí)信號(hào)源，對(duì) 時(shí)精度小于1.0ms，以便能更好分析故障發(fā)生順序以及實(shí)現(xiàn)雙端測(cè)距。裝置 應(yīng)有指示年、月、日、小時(shí)、分鐘、秒的功能。 （6）故障錄波器應(yīng)具有故障測(cè)距功能，故障測(cè)距的測(cè)量誤差應(yīng)小于

42、線 路長(zhǎng)度的3%。 44 主變壓器故障錄波器 配置原則: （1）為了分析主變壓器保護(hù)的動(dòng)作情況，主變壓器的故障錄波器宜單獨(dú) 配置。主變壓器三側(cè)及公共繞組側(cè)的錄波信息應(yīng)統(tǒng)一記錄在一面故障錄波裝 置內(nèi)。 （2）主變壓器的故障錄波器型號(hào)宜與線路故障錄波器統(tǒng)一，并能共同組 網(wǎng)，經(jīng)子站將錄波信號(hào)遠(yuǎn)傳至各級(jí)調(diào)度部門。 （3）每套主變壓器故障錄波器的錄波量配置宜為64路模擬量、128路開 關(guān)量，滿足兩臺(tái)主變壓器故障錄波的需求。 技術(shù)要求: （1）故障錄波器應(yīng)為數(shù)字式的，所選用的微機(jī)故障錄波器應(yīng)滿足電力行 業(yè)有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。 （2）故障錄波器應(yīng)能連續(xù)記錄多次故障波形，能記錄和保存從故障前 150ms到故障消失時(shí)的電

43、氣量波形。它應(yīng)至少能清楚記錄5次諧波的波形。 （3）故障錄波器模擬量采樣頻率在高速故障記錄期間不低于5000Hz。 （4）事件量記錄元件的分辨率應(yīng)1.0ms。 （5）故障錄波器應(yīng)具備對(duì)時(shí)功能，推薦采用以太網(wǎng)或RS-485串行數(shù)據(jù)通 信接口接收時(shí)間同步系統(tǒng)發(fā)出的IRIG-B（DC）時(shí)碼作為對(duì)時(shí)信號(hào)源，對(duì)時(shí)精 度小于1.0ms，以便能更好分析故障發(fā)生順序。裝置應(yīng)有指示年、月、日、小 時(shí)、分鐘、秒的功能。 45 故障測(cè)距系統(tǒng)故障測(cè)距系統(tǒng) 配置原則 （1）為了實(shí)現(xiàn)線路故障的精確定位，對(duì)于大于80km的長(zhǎng)線路或路徑 地形復(fù)雜、巡檢不便的線路，應(yīng)配置專用故障測(cè)距裝置。 （2）宜采用行波原理、雙端故障測(cè)距裝

44、置，兩端數(shù)據(jù)交換宜采用2M 通道。 （3）每套行波故障測(cè)距裝置可監(jiān)測(cè)18條線路。當(dāng)線路超過8條時(shí)， 建設(shè)初期故障測(cè)距裝置的配置可結(jié)合遠(yuǎn)景規(guī)模統(tǒng)一考慮。 46 技術(shù)要求 （1）行波測(cè)距裝置應(yīng)采用數(shù)字式，有獨(dú)立的起動(dòng)元件，并具有將其 記錄的信息就地輸出并向遠(yuǎn)方傳送的功能。 （2）行波測(cè)距裝置應(yīng)采用高速采集技術(shù)、同步技術(shù)、計(jì)算機(jī)仿真技 術(shù)、匹配濾波技術(shù)和小波技術(shù)實(shí)現(xiàn)以雙端行波測(cè)距為主，輔助以單端行 波測(cè)距。 （3）行波故障測(cè)距裝置的測(cè)距誤差不應(yīng)受運(yùn)行方式變化、故障位置 、故障類型、負(fù)荷電流、過渡電阻等因素的影響，測(cè)距誤差應(yīng)不大于 500m。 （4）行波測(cè)距裝置應(yīng)能監(jiān)視8條線路，本側(cè)裝置與對(duì)側(cè)裝置可構(gòu)

45、成 雙端測(cè)距系統(tǒng)。測(cè)距裝置具有自動(dòng)識(shí)別故障線路的能力，能有效防止裝 置的頻繁誤起動(dòng)和漏檢。 （5）當(dāng)線路發(fā)生故障時(shí)，線路兩端所在站內(nèi)的行波故障測(cè)距裝置之 間應(yīng)能遠(yuǎn)程交換故障數(shù)據(jù)以實(shí)現(xiàn)自動(dòng)給出雙端測(cè)距結(jié)果。 （6）行波測(cè)距裝置應(yīng)能通過電力數(shù)據(jù)網(wǎng)、專線通道或撥號(hào)方式與調(diào) 度中心通信。調(diào)度端應(yīng)能自動(dòng)接收或主動(dòng)調(diào)取行波測(cè)距系統(tǒng)的測(cè)距結(jié)果 、測(cè)距裝置記錄的行波數(shù)據(jù)，裝置的工作狀況，并應(yīng)具有遠(yuǎn)方修改配置 、進(jìn)行整定的功能。 （7）行波測(cè)距裝置應(yīng)具有接收對(duì)時(shí)功能，以實(shí)現(xiàn)行波測(cè)距裝置與時(shí) 間同步系統(tǒng)的同步，時(shí)間同步誤差應(yīng)不大于1s。對(duì)時(shí)接口優(yōu)先采用 IRIG-B（DC）或1PPS+RS-485串口方式。 47

46、 保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng) 配置原則 （1）330kV變電站應(yīng)配置一套保護(hù)及故障錄波信息管理子站系統(tǒng) ，保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)與監(jiān)控系統(tǒng)宜根據(jù)需要分別采集繼電 保護(hù)裝置的信息。 （2）保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)與保護(hù)裝置、監(jiān)控系統(tǒng)的聯(lián)網(wǎng) 方式宜采用如下兩個(gè)方案： 方案一：如果不考慮在監(jiān)控系統(tǒng)后臺(tái)實(shí)現(xiàn)繼電保護(hù)裝置軟壓板投 退、遠(yuǎn)方復(fù)歸的功能，則監(jiān)控系統(tǒng)僅采集與運(yùn)行密切相關(guān)的保護(hù)硬接 點(diǎn)信號(hào)，站內(nèi)所有保護(hù)裝置與故障錄波裝置僅與保護(hù)及故障信息管理 子站連接；保護(hù)及故障信息管理子站通過防火墻接入監(jiān)控系統(tǒng)站控層 網(wǎng)絡(luò)，向監(jiān)控系統(tǒng)轉(zhuǎn)發(fā)各保護(hù)裝置詳細(xì)軟報(bào)文信息。 48 49

47、編編 號(hào)號(hào)信號(hào)名稱信號(hào)名稱 1330kV線路保護(hù)線路保護(hù) 信號(hào)信號(hào)1線路保護(hù)動(dòng)作線路保護(hù)動(dòng)作 信號(hào)信號(hào)2保護(hù)裝置故障（含直流電源消失）保護(hù)裝置故障（含直流電源消失） 信號(hào)信號(hào)3保護(hù)運(yùn)行異常保護(hù)運(yùn)行異常 信號(hào)信號(hào)4保護(hù)通道故障保護(hù)通道故障 2遠(yuǎn)方跳閘及過電壓保護(hù)遠(yuǎn)方跳閘及過電壓保護(hù) 信號(hào)信號(hào)1遠(yuǎn)方跳閘及過電壓保護(hù)動(dòng)作遠(yuǎn)方跳閘及過電壓保護(hù)動(dòng)作 信號(hào)信號(hào)2保護(hù)裝置故障（含直流電源消失）保護(hù)裝置故障（含直流電源消失） 信號(hào)信號(hào)3保護(hù)運(yùn)行異常保護(hù)運(yùn)行異常 3330kV斷路器保護(hù)斷路器保護(hù) 信號(hào)信號(hào)1斷路器保護(hù)動(dòng)作斷路器保護(hù)動(dòng)作 信號(hào)信號(hào)2重合閘動(dòng)作重合閘動(dòng)作 信號(hào)信號(hào)3保護(hù)裝置故障（含直流電源消失）保護(hù)

48、裝置故障（含直流電源消失） 信號(hào)信號(hào)4保護(hù)運(yùn)行異常保護(hù)運(yùn)行異常 4. 330kV短引線保護(hù)短引線保護(hù) 信號(hào)信號(hào)1短引線保護(hù)跳閘短引線保護(hù)跳閘 信號(hào)信號(hào)2保護(hù)裝置故障（含直流電源消失）保護(hù)裝置故障（含直流電源消失） 信號(hào)信號(hào)3保護(hù)運(yùn)行異常保護(hù)運(yùn)行異常 5330kV母線保護(hù)母線保護(hù) 信號(hào)信號(hào)1母差保護(hù)動(dòng)作母差保護(hù)動(dòng)作 信號(hào)信號(hào)2保護(hù)裝置故障（含直流電源消失）保護(hù)裝置故障（含直流電源消失） 信號(hào)信號(hào)3保護(hù)運(yùn)行異常保護(hù)運(yùn)行異常 50 6110kV線路保護(hù)線路保護(hù) 信號(hào)信號(hào)1線路保護(hù)動(dòng)作線路保護(hù)動(dòng)作 信號(hào)信號(hào)2保護(hù)裝置故障（含直流電源消失）保護(hù)裝置故障（含直流電源消失） 信號(hào)信號(hào)3保護(hù)運(yùn)行異常保護(hù)運(yùn)行異

49、常 信號(hào)信號(hào)4保護(hù)通道故障保護(hù)通道故障 7110kV母線保護(hù)母線保護(hù) 信號(hào)信號(hào)1母差保護(hù)動(dòng)作母差保護(hù)動(dòng)作 信號(hào)信號(hào)2失靈保護(hù)動(dòng)作失靈保護(hù)動(dòng)作 信號(hào)信號(hào)3母線互聯(lián)母線互聯(lián) 信號(hào)信號(hào)4母差保護(hù)母差保護(hù)TA/TV斷線斷線 信號(hào)信號(hào)5隔離開關(guān)位置告警隔離開關(guān)位置告警 信號(hào)信號(hào)6保護(hù)裝置故障（含直流電源消失）保護(hù)裝置故障（含直流電源消失） 信號(hào)信號(hào)7保護(hù)運(yùn)行異常保護(hù)運(yùn)行異常 8. 110kV母聯(lián)母聯(lián)/分段保護(hù)信號(hào)分段保護(hù)信號(hào) 信號(hào)信號(hào)1母聯(lián)（分段）保護(hù)動(dòng)作母聯(lián)（分段）保護(hù)動(dòng)作 信號(hào)信號(hào)2保護(hù)裝置故障（含直流電源消失）保護(hù)裝置故障（含直流電源消失） 信號(hào)信號(hào)3保護(hù)運(yùn)行異常保護(hù)運(yùn)行異常 51 9故障錄波器信

50、號(hào)故障錄波器信號(hào) 信號(hào)信號(hào)1故障錄波器裝置動(dòng)作故障錄波器裝置動(dòng)作 信號(hào)信號(hào)2故障錄波器裝置故障故障錄波器裝置故障 信號(hào)信號(hào)3故障錄波器裝置電源消失故障錄波器裝置電源消失 10主變壓器主變壓器/電抗器保護(hù)信號(hào)電抗器保護(hù)信號(hào) 信號(hào)信號(hào)1保護(hù)動(dòng)作保護(hù)動(dòng)作 信號(hào)信號(hào)2過負(fù)荷動(dòng)作過負(fù)荷動(dòng)作 信號(hào)信號(hào)3保護(hù)裝置故障（含直流電源消失）保護(hù)裝置故障（含直流電源消失） 信號(hào)信號(hào)4保護(hù)運(yùn)行異常保護(hù)運(yùn)行異常 11. 斷路器操作箱信號(hào)斷路器操作箱信號(hào) 信號(hào)信號(hào)1第一套控制回路或電源斷線第一套控制回路或電源斷線 信號(hào)信號(hào)2第二套控制回路或電源斷線第二套控制回路或電源斷線 信號(hào)信號(hào)3第一組出口跳閘第一組出口跳閘 信號(hào)信號(hào)

51、4第二組出口跳閘第二組出口跳閘 52 方案二：如果考慮在監(jiān)控系統(tǒng)后臺(tái)實(shí)現(xiàn)繼電保護(hù)裝置軟壓板投退 、遠(yuǎn)方復(fù)歸的功能，則保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)與監(jiān)控系統(tǒng) 分網(wǎng)采集保護(hù)信息。保護(hù)裝置可直接通過網(wǎng)口或保護(hù)信息采集器 ，按照子站系統(tǒng)和監(jiān)控系統(tǒng)對(duì)保護(hù)信息量的要求，將保護(hù)信息分 別傳輸至子站系統(tǒng)和監(jiān)控系統(tǒng)，故障錄波單獨(dú)組網(wǎng)后直接與子站 連接。保護(hù)信息采集器推薦與保護(hù)信息管理子站統(tǒng)一設(shè)計(jì)。 53 54 技術(shù)要求 （1）保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)宜采用嵌入式裝置化的產(chǎn)品， 信息的采集、處理和發(fā)送不依賴于后臺(tái)機(jī)。 （2）保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)主機(jī)應(yīng)采用安全操作系統(tǒng)，如 基于UNIX或LINUX的操作系統(tǒng)。

52、 （3）保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)應(yīng)能與各繼電保護(hù)裝置和故障 錄波裝置進(jìn)行數(shù)據(jù)通信，收集各繼電保護(hù)裝置及故障錄波裝置的動(dòng)作 信號(hào)、運(yùn)行狀態(tài)信號(hào)，通過必要的分析軟件，在站內(nèi)對(duì)事故進(jìn)行分析 。 （4）保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)對(duì)保護(hù)裝置應(yīng)具有調(diào)取查詢保 護(hù)定值、投/退軟壓板及復(fù)歸功能；對(duì)故障錄波裝置應(yīng)具有定值修改和 系統(tǒng)參數(shù)配置、定值區(qū)查看、啟動(dòng)、復(fù)歸功能。 （5）調(diào)度中心應(yīng)能通過保護(hù)及故障信息管理子站調(diào)取繼電保護(hù)裝 置和故障錄波裝置的定值、動(dòng)作事件報(bào)告和故障錄波報(bào)告、運(yùn)行狀態(tài) 信號(hào)等。 55 （6）信息傳送時(shí)間要求：保護(hù)動(dòng)作事件不大于3s，故障報(bào)告不大 于10s，查詢響應(yīng)時(shí)間不大于5s。 （7）

53、子站系統(tǒng)內(nèi)部的任何元件故障，均不應(yīng)影響保護(hù)裝置的正常 運(yùn)行。 （8）保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)與各繼電保護(hù)裝置、故障錄波 裝置的接口采用以太網(wǎng)口，對(duì)于特殊的只有串口輸出的保護(hù)，可先經(jīng) 串口服務(wù)器轉(zhuǎn)換成以太網(wǎng)口再接入子站。通信規(guī)約采用DL/T 667- 1999（idt IEC60870-5-103）或DL/T 860（IEC61850）。 （9）保護(hù)及故障錄波信息管理子站系統(tǒng)應(yīng)具有對(duì)時(shí)功能， 推薦采 用以太網(wǎng)或RS-485串行數(shù)據(jù)通信接口接收站內(nèi)時(shí)間同步系統(tǒng)發(fā)出的 IRIG-B（DC）時(shí)碼作為對(duì)時(shí)信號(hào)源，對(duì)時(shí)誤差1ms。 （10）保護(hù)及故障信息管理子站系統(tǒng)應(yīng)能通過電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)、 專用通信通道

54、與調(diào)度中心通信。 56 330kV330kV主變壓器保護(hù)主變壓器保護(hù) 主變壓器保護(hù)配置原則 配置雙重化的主、后備保護(hù)一體主變壓器電氣量保護(hù)和一套非電量 保護(hù)。 1、主保護(hù) 縱聯(lián)差動(dòng)保護(hù)。 2、高壓側(cè)后備保護(hù) （1）配置高壓側(cè)帶偏移特性的阻抗保護(hù)(可根據(jù)運(yùn)行需要投退)。 （2）配置高壓側(cè)復(fù)壓過流保護(hù)，延時(shí)跳開主變壓器各側(cè)斷路器。 （3）配置高壓側(cè)零序電流保護(hù)。 （4）配置高壓側(cè)過激磁保護(hù)。 （5）具有變壓器高壓側(cè)斷路器失靈保護(hù)動(dòng)作后跳各側(cè)斷路器的功能。 高壓側(cè)斷路器失靈保護(hù)動(dòng)作接點(diǎn)開入后，應(yīng)經(jīng)靈敏的、不需整定的電流元 件并帶50 ms延時(shí)后跳變壓器各側(cè)斷路器。 （6）配置高壓側(cè)過負(fù)荷保護(hù)，延時(shí)動(dòng)

55、作于信號(hào)。 57 3、中壓側(cè)后備保護(hù) （1）配置中壓側(cè)帶偏移特性的阻抗保護(hù)(可根據(jù)運(yùn)行需要投退)。 （2）配置中壓側(cè)復(fù)壓過流保護(hù)，延時(shí)跳主變壓器各側(cè)斷路器。 （3）配置中壓側(cè)零序電流保護(hù)。 （4）具有變壓器中壓側(cè)斷路器失靈保護(hù)動(dòng)作后跳各側(cè)斷路器的功能 。變壓器中壓側(cè)斷路器失靈保護(hù)動(dòng)作接點(diǎn)開入后，應(yīng)經(jīng)靈敏的、不需整定 的電流元件并帶50 ms延時(shí)后跳變壓器各側(cè)斷路器。 （5）配置中壓側(cè)過負(fù)荷保護(hù)，延時(shí)動(dòng)作于信號(hào)。 4、低壓側(cè)后備保護(hù) （1）配置低壓側(cè)限時(shí)速斷過流保護(hù)，延時(shí)跳開本側(cè)斷路器。 （2）配置低壓側(cè)復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)。 （3）配置低壓側(cè)過負(fù)荷保護(hù)，延時(shí)動(dòng)作于信號(hào)。 5、公共繞組后備保護(hù)

56、（1）配置公共繞組零序過流保護(hù)。 （2）配置公共繞組過負(fù)荷保護(hù)，延時(shí)動(dòng)作于信號(hào)。 6、中性點(diǎn)配置中性點(diǎn)零序過電流保護(hù) 58 主變壓器保護(hù)技術(shù)要求 （1）兩套主變壓器保護(hù)的交流電流、直流電源以及用于保 護(hù)的隔離刀閘的輔助接點(diǎn)、切換回路應(yīng)相互獨(dú)立。 （2）主變壓器非電量保護(hù)應(yīng)設(shè)置獨(dú)立的電源回路（包括直 流空氣小開關(guān)及其直流電源監(jiān)視回路）和出口跳閘回路，且與 電氣量保護(hù)完全分開，在保護(hù)屏上的安裝位置也相對(duì)獨(dú)立。 （3）兩套完整的電氣量保護(hù)的跳閘回路應(yīng)與斷路器的兩個(gè) 跳圈分別一一對(duì)應(yīng)，非電量保護(hù)的跳閘回路應(yīng)同時(shí)作用于斷路 器的兩個(gè)跳閘線圈。 59 330kV330kV高壓并聯(lián)電抗器保護(hù)高壓并聯(lián)電抗器保

57、護(hù) 配置要求 配置雙重化的主、后備保護(hù)一體高壓并聯(lián)電抗器電氣量保護(hù)和一套非電 量保護(hù)。 1、主電抗器主保護(hù) （1）主電抗器差動(dòng)保護(hù)； （2）主電抗器零序差動(dòng)保護(hù)； （3）主電抗器匝間保護(hù)。 2、主電抗器后備保護(hù) （1）主電抗器過電流保護(hù)； （2）主電抗器零序過流保護(hù)； （3）主電抗器過負(fù)荷保護(hù)。 3、中性點(diǎn)小電抗器后備保護(hù) （1）中性點(diǎn)小電抗器過電流保護(hù)； （2）中性點(diǎn)小電抗器過負(fù)荷保護(hù)。 高壓并聯(lián)電抗器保護(hù)技術(shù)要求 （1）具有TA斷線告警功能，可通過控制字選擇是否閉鎖差動(dòng)保護(hù)； （2）當(dāng)主電抗器首端和末端TA變比不一致時(shí)，電流補(bǔ)償應(yīng)由軟件實(shí)現(xiàn)。 60 站用變壓器保護(hù)站用變壓器保護(hù) 配置微機(jī)型

58、電流速斷保護(hù)、過流保護(hù)。 可選用保護(hù)測(cè)控一體化裝置。 35 kV35 kV并聯(lián)電容器保護(hù)并聯(lián)電容器保護(hù) 配置微機(jī)型電流速斷保護(hù)、過流保護(hù)，中性點(diǎn)電流或電壓不平衡保護(hù) ，以及過壓、失壓、過負(fù)荷保護(hù)。 可選用保護(hù)測(cè)控一體化裝置。 35kV35kV并聯(lián)電抗器保護(hù)并聯(lián)電抗器保護(hù) 配置微機(jī)型電流速斷保護(hù)、過流保護(hù)、零序過電壓保護(hù)。 可選用保護(hù)測(cè)控一體化裝置。 380V 380V 站用電備自投站用電備自投 當(dāng)站用變380V 側(cè)電壓消失，站用備用變高壓側(cè)有壓時(shí)，自動(dòng)投入站 用備用變高壓側(cè)斷路器和380V 站用備用分支斷路器。 低壓無功自動(dòng)投切低壓無功自動(dòng)投切 低壓無功自動(dòng)投切功能宜由監(jiān)控系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)，如不滿足系

59、統(tǒng)要求，可裝 設(shè)一套低壓無功自動(dòng)投切裝置。 61 五、設(shè)備組屏方案五、設(shè)備組屏方案 62 330kV線路保護(hù) 組屏（柜）原則 （1） 對(duì)于一個(gè)半斷路器接線，每回330kV線路配置2面保護(hù)屏，雙重化配置的雙 套保護(hù)分別安裝在2面保護(hù)屏內(nèi)，每面保護(hù)屏包含1套線路主、后備保護(hù)裝置， 1套過電壓保護(hù)及遠(yuǎn)跳保護(hù)裝置。其中過電壓保護(hù)及遠(yuǎn)跳保護(hù)裝置可根據(jù)電網(wǎng) 具體情況選配。 （2）對(duì)于雙母線接線，每回330kV線路配置2面保護(hù)屏，雙重化配置的雙套保護(hù) 分別安裝在2面保護(hù)屏內(nèi)，其中1面保護(hù)屏裝設(shè)1套線路主、后備保護(hù)裝置(含重 合閘功能) ，另外1面保護(hù)屏裝設(shè)1套線路主、后備保護(hù)裝置(含重合閘功能)及操 作箱。

60、（若采用高頻保護(hù)，屏上較擁擠時(shí)，可組三面屏）。 63 組屏方案： 對(duì)于一個(gè)半斷路器接線 （1）線路保護(hù)屏1： 線路保護(hù)1過電壓保護(hù)及遠(yuǎn)跳保護(hù)1； （2）線路保護(hù)屏2：線路保護(hù)2過電壓保護(hù)及遠(yuǎn)跳保護(hù)2。 對(duì)于雙母線接線 （1）線路保護(hù)屏1：線路保護(hù)1(含重合閘功能)（過電壓保護(hù)及遠(yuǎn)跳保護(hù)1）； （2）線路保護(hù)屏2：線路保護(hù)2 (含重合閘功能) 操作箱裝置（過電壓保 護(hù)及遠(yuǎn)跳保護(hù)2）。 若根據(jù)電網(wǎng)具體情況需遠(yuǎn)跳本側(cè)時(shí)，每面保護(hù)屏上需增加過電壓保護(hù)及遠(yuǎn)跳 保護(hù)。 64 組屏原則 每回110kV線路配置1面保護(hù)屏。每面保護(hù)屏包含1套線路主、后備保護(hù) 及重合閘裝置、1臺(tái)三相操作箱、1臺(tái)電壓切換箱（如果操