東陽電網(wǎng)繼電保護(hù)整定運行方案(2010年度)

1、東 陽 電 網(wǎng)繼電保護(hù)整定運行方案（2010年度）東 陽 市 供 電 局 二0一0年十一月目 錄1 保護(hù)裝置整定總則2 保護(hù)裝置配置及整定具體說明3 系統(tǒng)運行情況4 保護(hù)裝置調(diào)度運行說明5 東陽電網(wǎng)整定運行及問題說明1 保護(hù)裝置整定總則1.1 根據(jù)部版繼電保護(hù)與自動裝置技術(shù)規(guī)程、3kV110kV電網(wǎng)繼電保護(hù)裝置運行整定規(guī)程的原則，結(jié)合東陽電網(wǎng)運行的實際情況及電網(wǎng)穩(wěn)定要求編制繼電保護(hù)及自動裝置（以下簡稱保護(hù)裝置）整定方案。1.2 確定合理的運行方式是改善保護(hù)性能，發(fā)揮保護(hù)裝置效能的關(guān)鍵。整定計算應(yīng)以常見的運行方式為依據(jù)，常見運行方式以運方提供正常方式及正常變化為主；對特殊運行方式，可按特殊定值更

2、改處理，或經(jīng)分管領(lǐng)導(dǎo)同意后根據(jù)運行方式特點在定值不配合方式下短時運行。1.3 在電力設(shè)備由一種運行方式轉(zhuǎn)為另一種運行方式的操作過程中，被操作的有關(guān)設(shè)備均應(yīng)在保護(hù)范圍內(nèi)，允許部分保護(hù)裝置定值在操作過程中失去選擇性。1.4 110kV及以下系統(tǒng)宜采用環(huán)網(wǎng)布置，開環(huán)運行方式。1.5 110kV及以下系統(tǒng)一般采用遠(yuǎn)后備原則，即臨近故障點的斷路器處裝設(shè)的繼電保護(hù)或該斷路器拒動時，能有電源側(cè)上一級斷路器處的繼電器動作切除故障。1.6 繼電保護(hù)整定應(yīng)滿足可靠性、選擇性、靈敏性及速動性四項基本原則，特殊情況的處理原則見1.7條。1.7 由于電網(wǎng)運行方式、裝置性能等原因，不能兼顧選擇性的要求，則按照如下原則合理

3、取舍：地區(qū)電網(wǎng)服從主系統(tǒng)電網(wǎng)；下一級電網(wǎng)服從上一級電網(wǎng)；局部問題自行消化。盡可能照顧下一級電網(wǎng)的需要。市調(diào)整定應(yīng)滿足地調(diào)交界面定值限額，確保逐級配合。1.8 對串聯(lián)供電線路，如果按逐級配合的原則將過分延長電源側(cè)保護(hù)的動作時間，則可將容量較小的某些中間變電所按T接變電所或不配合點處理，以減少配合的級數(shù)，縮短動作時間。1.9 微機保護(hù)上下級時間配合級差不小于0.3，微機保護(hù)與用戶電磁型保護(hù)時間配合級差不小于0.5。1.10 繼電保護(hù)整定計算以單一設(shè)備的金屬性簡單故障為計算和校核依據(jù)。宜按相同動作原理的保護(hù)裝置進(jìn)行整定配合，不同原理的保護(hù)裝置之間整定配合可進(jìn)行簡化計算。1.11 在復(fù)雜電網(wǎng)中，當(dāng)相鄰

4、元件故障而其保護(hù)或斷路器拒動時，允許按其他有足夠靈敏系數(shù)的支路相繼跳閘后的接線方式，來校驗本保護(hù)作為相鄰元件后備保護(hù)的靈敏系數(shù)。1.12 繼電保護(hù)適應(yīng)電網(wǎng)運行變化的能力是有限的，合理地選擇運行方式是改善保護(hù)效果，充分發(fā)揮保護(hù)效能的關(guān)鍵之一,合理的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，是繼電保護(hù)正確可靠動作的基礎(chǔ)。2 保護(hù)裝置配置及整定具體說明2.1 110（35）kV變壓器保護(hù)2.1.1 保護(hù)配置主變配置獨立的非電量保護(hù)、差動保護(hù)作為變壓器的主保護(hù)，110kV主變各側(cè)分別配置獨立的后備保護(hù)，高壓側(cè)中性點若經(jīng)放電間隙接地時，應(yīng)配置間隙零序電流、零序過壓保護(hù)；35kV主變高壓側(cè)配置后備保護(hù)。2.1.2 整定原則2.1.2.1

5、 差動保護(hù)a） 比率制動元件啟動值一般取變壓器額定電流的30%50%，要求差動保護(hù)低壓側(cè)金屬性故障靈敏度不小于2.0 。b） 二次諧波制動一般取1215，根據(jù)實際運行情況系數(shù)可作適當(dāng)調(diào)整。c） 差動速斷元件按躲過變壓器的勵磁涌流、電流互感器飽和，躲區(qū)外故障的最大不平衡電流整定，要求高壓側(cè)故障時靈敏度不小于1.5。 d） CT斷線時應(yīng)閉鎖比率制動的差動保護(hù)。e） 差動保護(hù)內(nèi)部的變壓器接線組別設(shè)置根據(jù)一次變壓器接線組別整定。f） 變壓器各側(cè)電壓一般按變壓器額定電壓整定。g） 平衡系數(shù)、差動及速斷定值要考慮是否經(jīng)Y/換算。ISA-387F差動保護(hù)定值需經(jīng)前者換算。h） 制動原理各廠家有所區(qū)別，需根據(jù)

6、實際制動比率曲線校核靈敏度。2.1.2.2 110kV后備保護(hù)a） 電流定值按躲負(fù)荷電流整定，確保主變低壓側(cè)故障靈敏度不小于1.5，與中、低壓電流做適當(dāng)配合。b） 經(jīng)各側(cè)復(fù)合序電壓并聯(lián)閉鎖，復(fù)合電壓中負(fù)序線電壓元件：取68V（二次值），低電壓元件（線電壓）：取6570V（二次值）。c） 時間定值與中、低壓側(cè)保護(hù)時間配合，與上一級110kV線路保護(hù)相間距離保護(hù)配合。2.1.2.3 35kV后備保護(hù)過流按躲變壓器額定電流整定，與35kV母分開關(guān)保護(hù)配合。經(jīng)35kV復(fù)合序電壓閉鎖，一般不經(jīng)方向閉鎖。2.1.2.4 10kV后備保護(hù)過流按躲變壓器額定電流整定，與10kV母分開關(guān)保護(hù)配合。經(jīng)10kV復(fù)合

7、序電壓閉鎖，一般不經(jīng)方向閉鎖。2.1.2.5 根據(jù)新規(guī)程規(guī)定，變壓器外部短路時，如短路電流大于任一側(cè)繞組熱穩(wěn)定電流時，變壓器過流保護(hù)動作時間不應(yīng)超過。對于110kV變電所，35kV母線、10kV母線上均未配置母線差動保護(hù)， 主變中、低壓后備整定需考慮母線上短路電流。2.1.2.6 PT斷線取消電壓閉鎖，后備保護(hù)改為純過流保護(hù)。2.1.2.7 110kV零序過流保護(hù)一般不投。若系統(tǒng)方式出現(xiàn)110kV停役，35kV經(jīng)110kV主變送10kV母線時，投用110kV零序過流保護(hù)（做110kV接地故障的后備保護(hù)），定值取110kV母線故障有靈敏度整定。此時根據(jù)需要35kV后備保護(hù)增加一套復(fù)合序方向過流保

8、護(hù)，方向由35kV母線指向主變，時間與上一級保護(hù)配合。2.1.2.8 內(nèi)橋接線變電所，主變差動保護(hù)、110kV后備保護(hù)、重瓦斯保護(hù)動作閉鎖110kV備用電源自投裝置母分自投方式，跳進(jìn)線開關(guān)同時閉鎖進(jìn)線備用電源自投裝置。2.1.2.9 非電量保護(hù)根據(jù)金華電業(yè)局變壓器（電抗器）非電量保護(hù)管理規(guī)定（2006）整定。2.2 110kV線路保護(hù)2.2.1 保護(hù)配置110kV線路配置三段式相間距離、三段接地距離及四段方向零序過流保護(hù)，三相一次重合閘。對電纜線路及有系統(tǒng)穩(wěn)定要求的110kV線路還應(yīng)配置全線速動的縱聯(lián)保護(hù)。2.2.2 整定原則2.2.2.1 對于超短線路（一般小于2km），如果系統(tǒng)無穩(wěn)定要求，

9、段保護(hù)可停用。2.2.2.2 單回線送變壓器終端方式，或線變組接線方式，段保護(hù)可伸入變壓器；時間可整定0.1秒。2.2.2.3 起動元件的定值應(yīng)保證在線路末端故障有足夠的靈敏系數(shù)：a） 負(fù)序、零序電流分量及電流變化率起動元件在本線路末端短路故障時，靈敏系數(shù)大于4。b） 電流啟動元件在本線路末端短路故障時，靈敏系數(shù)大于1.5。2.2.2.4 接地距離保護(hù)a） 接地距離段定值按可靠躲過線路末端（或T接線路末端）接地故障整定，一般取0.70.75ZL。對全線同桿雙回線可取0.50.6ZL。b） 接地距離段定值按本線末端發(fā)生金屬性故障有靈敏度整定，并與相鄰線路接地距離段或段配合。c） 接地距離段按與相

10、鄰線接地距離段或段配合整定，按本線末端發(fā)生金屬性故障有足夠靈敏度1.5整定，一般一次阻抗盡可能大于10歐姆整定。已運行設(shè)備按躲變壓器其他側(cè)母線故障整定，時間與變壓側(cè)主變差動時間配合。若定值伸出主變時，時間定值與110kV后備保護(hù)配合（新投產(chǎn)線路按伸出主變整定，提高保護(hù)遠(yuǎn)后備能力）。d） 接地阻抗零序補償系數(shù)（K）：K(Z0-Z1)/3Z1，K宜按線路實測阻抗進(jìn)行計算。K值整定宜不大于實測或計算值。e） 接地距離偏移角（DG1）：對長線路（大于20kM）可不考慮帶偏移，一般線路可適當(dāng)偏移，可取15，對短線路（小于10kM）可取30。2.2.2.5 相間距離保護(hù)a） 相間距離保護(hù)段定值按可靠躲過線

11、路末端相間故障整定，一般取0.80.85ZL。LFP-941A型保護(hù)相間距離段與接地距離段定值為同一定值，按接地距離段原則整定。b） 相間距離保護(hù)段定值按本線路末端相間故障有足夠靈敏度整定（20km以下線路靈敏度不小于1.5，2050km不小于1.4，50km以上不小于1.3。定值及時間與相鄰線路相間距離段或段配合。應(yīng)躲過對側(cè)變壓器中、低壓側(cè)故障。c） 相間距離保護(hù)段定值按可靠躲過本線路的事故過負(fù)荷最小阻抗整定，阻抗及時間定值與相鄰線路相間距離段或段配合整定，與對側(cè)變壓器高壓側(cè)后備保護(hù)配合。相間距離段或四邊形距離段一般應(yīng)考慮作遠(yuǎn)后備，對相鄰線路末端故障的靈敏度力爭不小于1.2。d） 相間距離偏

12、移角（DG2）：一般線路可不帶偏移，對短線路（小于10kM），可適當(dāng)偏移，取15e） 一般線路距離保護(hù)不應(yīng)經(jīng)振蕩閉鎖控制，當(dāng)?shù)貐^(qū)小電源較大，經(jīng)計算振蕩中心可能落在被保護(hù)線路上(被保護(hù)范圍內(nèi))時，應(yīng)經(jīng)振蕩閉鎖控制。f） 多邊形阻抗動作特性的電阻分量定值，一般按可靠躲負(fù)荷整定并具有1.5以上的裕度。實際整定一般取30歐姆左右（一次值）2.2.2.6 零序方向過電流保護(hù)a） 零序電流段電流定值按躲過線路（或T接線路）末端接地故障電流整定，一般可靠系數(shù)不應(yīng)小于1.31.5。對同桿架設(shè)雙回線，可靠系數(shù)取不小于1.5。b） 根據(jù)新規(guī)程規(guī)定，若接地距離段保護(hù)投入，零序段可退出運行。c） 零序電流段電流定值一

13、般按與相鄰線路零序段或零序段配合。d） 零序電流段電流定值按與相鄰線路零序段或零序段配合，并且本線路末段故障時有足夠靈敏度整定，（20km以下靈敏度不小于1.5，20km 50km靈敏度不小于1.4，50km以上靈敏度不小于1.3）e） 零序電流段電流定值按與相鄰線路零序段或零序段配合，并躲過本線路末段變壓器其他側(cè)三相短路不平衡電流。若躲不過低壓側(cè)三相短路不平衡電流，應(yīng)考慮與主變110kV后備時間配合。定值一般不大于300A整定，考慮高阻接地故障情況。2.2.2.7 分支系數(shù)Kf的選擇，通過常見的各種運行方式比較，取其最大值。2.2.2.8 當(dāng)線路保護(hù)與配合保護(hù)末段配合時，如果定值配合有困難時

14、，應(yīng)保證時間必須配合。2.2.2.9 PT斷線過流保護(hù)：一般配置二段式過流保護(hù)，過流一段按躲變壓器中、低壓側(cè)母線故障整定，并保證本線末端故障有一定靈敏度（盡量對本線有1.5的靈敏度），時間同靈敏段（段時間）時間相同；過流二段按躲負(fù)荷電流整定，時間同距離段時間。LFP-941A為一段式過流保護(hù)，目前運行設(shè)備一般按躲負(fù)荷電流整定，時間同距離段時間。正常PT斷線過流退出，PT斷線下自動投入。2.2.2.10 PT斷線時退出接地距離、相間距離保護(hù)，退出零序方向元件。2.2.2.11 重合閘加速相間距離段、接地距離段及零序段保護(hù)。2.2.2.12 單側(cè)電源運行線路不對稱相繼速動作保護(hù)可不投入。2.3 3

15、5kV線路保護(hù)2.3.1 保護(hù)配置：35kV線路配置三段式相間距離保護(hù)（包括過流保護(hù)）或電流電壓式保護(hù)，配有三相一次重合閘。對超短線路、電廠聯(lián)絡(luò)線及有系統(tǒng)穩(wěn)定要求的35kV線路尚需配置全線速切的光纖縱差保護(hù)。2.3.2 整定原則：2.3.2.1 相間距離保護(hù)整定同110kV線路保護(hù)整定。2.3.2.2 三段式電流電壓保護(hù)a） 過流段（電流速斷或電流閉鎖電壓速斷）：電流速斷按躲線路末端故障最大電流整定。電流閉鎖電壓速斷電壓定值按本線末端故障的最小殘壓整定；電流閉鎖定值按本線末端故障有足夠靈敏度整定。校核正常大方式下對出口的靈敏度應(yīng)大于1；盡量要求段保護(hù)范圍不小于線路的20%。根據(jù)上級所發(fā)的文件，

16、如有線路出口處有速動要求，220kV變電所的35kV的電流速斷（電流閉鎖電壓速斷）保護(hù)范圍可伸入變壓器內(nèi)，按躲過變壓器其他側(cè)母線三相最大短路電流整定。并在整定方案中注明，經(jīng)局領(lǐng)導(dǎo)批準(zhǔn)執(zhí)行。對于線變組，可按伸入變壓器整定，并躲過變壓器低壓側(cè)母線故障；對于終端線路帶多臺變壓器，需要時可按伸入變壓器整定，宜帶0.10.2s延時。b） 過流段電流定值按本線路末端故障有1.5的靈敏度整定，躲相鄰主變低壓側(cè)故障整定，與相鄰線路的或段保護(hù)配合整定。若計算不能滿足靈敏度要求時，應(yīng)調(diào)整下一級主變的運行方式。若無法調(diào)整一次運行方式或方式調(diào)整后依然無法滿足要求時，一次設(shè)備允許經(jīng)領(lǐng)導(dǎo)批準(zhǔn)后按與配合整定，但要求過流段必

17、須有足夠靈敏度。c） 過流段定值按躲過線路最大負(fù)荷電流整定，并與下一級末段保護(hù)范圍配合，對下一級設(shè)備故障靈敏度不小于1.2。過流段要求不經(jīng)電壓閉鎖；一般不經(jīng)方向控制，若對側(cè)有地區(qū)電源，經(jīng)計算校核后反方向會動作時，也可經(jīng)方向元件控制。d） PT斷線時退出與電壓有關(guān)的電壓和方向元件，不退出相應(yīng)的保護(hù)。此時保護(hù)上下級可能失配。2.4 35（10）kV母分保護(hù)2.4.1 保護(hù)配置母分保護(hù)一般配置階段式電流電壓保護(hù)。2.4.2 整定原則：35kV母分保護(hù)定值與主變保護(hù)、35kV出線保護(hù)配合，要求35kV母線故障有1.5以上的靈敏度，并力爭作為35kV線路故障的遠(yuǎn)后備保護(hù)。2.5 自動重合閘2.5.1 自

18、動重合閘配置原則根據(jù)電力系統(tǒng)接線狀況、電壓等級、系統(tǒng)穩(wěn)定要求、負(fù)荷狀況、保護(hù)裝置及斷路器性能及其它技術(shù)經(jīng)濟(jì)等因素決定。2.5.2 單電源大系統(tǒng)側(cè)重合閘檢線路無壓母線有壓重合，或僅檢線路無壓重合。2.5.3 雙回線并列運行，系統(tǒng)側(cè)檢無壓、同期重合，對側(cè)檢同期重合。2.5.4 終端變側(cè)線路保護(hù)重合閘正常按線路有壓母線無壓重合。2.5.5 重合閘時間根據(jù)系統(tǒng)配合情況一般按1.5秒整定；終端變側(cè)重合閘時間可適當(dāng)抬高，但一般不超過4秒。2.6 備用電源自投裝置2.6.1 配置備用電源自投裝置有聯(lián)絡(luò)線備用電源自投裝置、兩條進(jìn)線及母分開關(guān)自適應(yīng)自投裝置等。2.6.2 整定原則a） 有壓定值按躲過正常運行最低

19、電壓整定，一般整定0.60.7倍額定電壓。b） 無壓定值按0.20.3倍額定電壓整定。c） 無流定值0.10.2A整定。d） 備自投動作時間一般與主送進(jìn)線對側(cè)保護(hù)時間、重合閘之和配合，時間一般大于4.5 s整定。e） 備用電源自投跳主送開關(guān)，確認(rèn)跳開工作電源后經(jīng)短延時0.31.0合備用電源自投時間。若備自投跳閘邏輯與合閘邏輯按并列序列動作時，合閘時間還應(yīng)躲電容器低壓保護(hù)動作時間。f） 對內(nèi)橋接線，110kV備用電源自投裝置跳進(jìn)線開關(guān)同時應(yīng)閉鎖重合閘。2.7 失壓解列裝置失壓解列定值整定原則同備用電源裝置。2.8 故障解列裝置2.8.1 配置小水電廠、小火電廠在高壓側(cè)必須裝設(shè)低頻及低壓解列裝置，

20、動作解發(fā)電機開關(guān)。系統(tǒng)側(cè)變電所內(nèi)裝設(shè)故障解列裝置，動作解地區(qū)電源線路開關(guān)，故障解列裝置一般配置低電壓、零序過電壓保護(hù)。2.8.2 整定原則a） 小水火電側(cè)需投入低頻、高頻及低壓、高壓功能，低頻定值一般整定在4848.5赫茲，高頻一般整定50.551赫茲，時間不大于1秒；低壓解列電壓按躲過系統(tǒng)最低運行電壓整定，一般可取6570V，時間不大于1秒，高壓根據(jù)系統(tǒng)實際情況定。b） 系統(tǒng)側(cè)：零序電壓取母線開口三角電壓，定值應(yīng)躲正常不平衡零序電壓，且按線路末端故障對側(cè)開關(guān)跳開后有靈敏度整定。相間低電壓取高壓側(cè)母線電壓，定值按線路末端故障對側(cè)開關(guān)跳開有靈敏度整定，一般取65V70V。低電壓保護(hù)、零序電壓保護(hù)

21、動作時間應(yīng)與相鄰線路靈敏段時間適當(dāng)配合，并與對側(cè)線路重合閘時間配合，一般要求不大于1s 。c） 考慮運行需要，故障解列裝置不接進(jìn)線線路電壓、開關(guān)位置。3 系統(tǒng)運行情況3.1 整定計算范圍3.1.1 東陽市調(diào)調(diào)度管轄的繼電保護(hù)及自動裝置整定由市調(diào)負(fù)責(zé)整定。3.1.2 2010年新增項目：a） 35kV線路：220kV桐鶴變投運：桐虎3681、鶴陽3686及鶴六3684（原東六3686開口）。3.2 系統(tǒng)運行要求3.2.1 110kV系統(tǒng)正常要求開環(huán)運行，若110kV線路正常雙回線并列運行時，線路兩側(cè)需裝設(shè)快速動作的主保護(hù)。3.2.2 保護(hù)具體投退按各變電所調(diào)度繼保規(guī)程及整定單執(zhí)行。3.3 整定計

22、算用最大方式110kV系統(tǒng)為最大運行方式，本地區(qū)所有小火（水）電源全開，主變按正常方式全部投入運行。3.4 整定計算用最小方式110KV系統(tǒng)為最小運行方式，本地區(qū)所有小火（水）電源全停，主變按一臺主變運行。3.5 110kV變壓器中性點接地a） 變壓器有絕緣要求時，主變110kV中性點接地。b） 110kV并網(wǎng)電廠應(yīng)有一臺主變110kV中性點接地運行。c） 110kV主變中、低壓側(cè)母線有地區(qū)電源并網(wǎng)時，可以考慮一臺主變中性點接地。d） 應(yīng)保持變壓器中性點基本穩(wěn)定。e） 110kV變壓器中性點接地方式具體投退以各變電所調(diào)度繼保規(guī)程規(guī)定執(zhí)行。4 保護(hù)裝置調(diào)度運行說明4.1 一般運行說明4.1.1

23、帶有電壓的電氣設(shè)備線路，不允許在無保護(hù)狀態(tài)下運行。4.1.2 系統(tǒng)運行中，保護(hù)定值以下發(fā)批準(zhǔn)的整定單為準(zhǔn)。4.1.3 調(diào)度繼保運行規(guī)程或整定單備注說明與本說明不符時，應(yīng)以前者為準(zhǔn)。4.1.4 對停用的保護(hù)裝置，必須退出聯(lián)跳運行設(shè)備開關(guān)的壓板。4.1.5 定值區(qū)切換時不必停用微機保護(hù)裝置，切換后應(yīng)核對裝置定值及定值單以確保定值正確。4.1.6 線路保護(hù)改定值時，應(yīng)將相應(yīng)開關(guān)改至熱備用狀態(tài)。4.1.7 在一次設(shè)備運行而保護(hù)停用時，必須退出停用保護(hù)聯(lián)跳運行設(shè)備開關(guān)壓板。4.1.8 改變運行方式應(yīng)考慮保護(hù)整定值是否配合和有否可能造成過負(fù)荷跳閘，一旦出現(xiàn)保護(hù)不配合的運行方式時，需經(jīng)總工批準(zhǔn)后執(zhí)行，并盡量

24、縮短保護(hù)不配合方式運行時間。4.1.9 用對側(cè)電源對主變差動保護(hù)范圍內(nèi)的新設(shè)備進(jìn)行沖擊，需停用相應(yīng)的主變差動保護(hù)。4.1.10 線路保護(hù)所取母線電壓失去時，與電壓有關(guān)的保護(hù)功能將失去，保護(hù)不完善，應(yīng)盡快改變一次運行方式。4.1.11 變壓器差動保護(hù)、線路縱差保護(hù)做帶負(fù)荷試驗時，應(yīng)在變壓器、線路帶上負(fù)荷前停用。4.1.12 110kV及以上電壓等級線路保護(hù)、斷路器保護(hù)在做帶負(fù)荷試驗前停用，正確后及時投跳閘。4.1.13 主變壓器的差動保護(hù)和重瓦斯保護(hù)不能同時停用。4.1.14 故障解列裝置、備用電源自投裝置、失壓解列裝置所接母線電壓停用或操作過程中暫時失電時，必須在電壓失去前停用。 4.1.15

25、 重合閘裝置的投入、停用的原則：a) 對線路沖擊時，停用重合閘。b) 當(dāng)重合閘檢定回路所取電壓的壓變停役或電壓回路故障時，應(yīng)停用重合閘。c) 35kV母分開關(guān)重合閘停用。d) 10kV母分開關(guān)重合閘停用。4.2 線路保護(hù)4.2.1 線路供電側(cè)保護(hù)必須投入，變電所受電側(cè)線路保護(hù)投退參照各變電所調(diào)度繼保規(guī)程。4.2.2 線路縱差保護(hù)應(yīng)兩側(cè)對應(yīng)，同時投跳或停用。光纖通道異常不能復(fù)歸，應(yīng)及時向值班調(diào)度匯報，并將兩側(cè)縱差保護(hù)停用。4.2.3 光纖電流差動保護(hù)必須定期進(jìn)行差流檢查，并做好記錄。如發(fā)現(xiàn)異常情況應(yīng)立即匯報當(dāng)值調(diào)度員。4.2.4 光纖縱差保護(hù)在年檢工作中僅拆動保護(hù)屏后電流端子連接片，經(jīng)檢修、運行

26、人員確認(rèn)已可靠接回，可以不做帶負(fù)荷試驗，但需進(jìn)行差流檢查。4.2.5 用本線路保護(hù)對線路沖擊時，一般不改臨時定值。4.3 110kV變壓器保護(hù)4.3.1 110kV主變的零序過流保護(hù)正常停用。4.3.2 單重化配置的110kV主變保護(hù)改定值時，宜將相應(yīng)開關(guān)改至熱備用狀態(tài)。若主變差動保護(hù)、后備保護(hù)單獨裝置配置時，可輪停相應(yīng)裝置更改定值，要求控制停用保護(hù)時間；停用差動保護(hù)改定值時，須經(jīng)局領(lǐng)導(dǎo)同意；此時主變后備保護(hù)與上一級110kV線路保護(hù)定值不配。4.3.3 110kV旁路開關(guān)代110kV主變開關(guān)運行時，差動保護(hù)110kV側(cè)CT切換至110kV旁路開關(guān)CT上。4.3.4 110kV內(nèi)橋接線的變電所

27、，當(dāng)主變單獨停役時需將110kV進(jìn)線開關(guān)及110kV母分開關(guān)的電流回路脫離差動保護(hù)并短接接地。4.3.5 110kV內(nèi)橋接線的變電所，進(jìn)線開關(guān)上裝設(shè)有線路保護(hù)時，主變主保護(hù)、110kV后備保護(hù)動作需閉鎖相應(yīng)線路重合閘。4.3.6 內(nèi)橋接線變電所新上110kV母分開關(guān)或110kV母分開關(guān)二次電流回路上改動，1、2主變差動保護(hù)需進(jìn)行帶負(fù)荷試驗。4.3.7 110kV及以下變壓器保護(hù)做帶負(fù)荷試驗，差動保護(hù)投信號，后備保護(hù)投跳閘，110kV后備保護(hù)時間臨時改0.3秒。4.3.8 在失去電壓閉鎖時，嚴(yán)格控制負(fù)荷在變壓器的額定負(fù)荷之內(nèi)。4.3.9 變壓器非電量保護(hù)投退按照金華電業(yè)局變壓器非電量保護(hù)管理規(guī)定

28、執(zhí)行。4.4 低頻減載裝置4.4.1 低頻減載裝置投退根據(jù)年度減載方案定。4.4.2 低頻減載裝置不得擅自停用，須地調(diào)批準(zhǔn)或許可后方可停用。4.4.3 小電源自成系統(tǒng)時，低頻減載裝置停用。4.4.4 單獨頻減載裝置投跳時需投入相應(yīng)閉鎖35kV 、10kV母分開關(guān)備自投壓板。閉鎖10kV聯(lián)絡(luò)線備自投壓板正常停用。4.5 故障解列裝置4.5.1 故障解列裝置動作跳小電源線路開關(guān)并閉鎖重合閘。4.5.2 故障解列裝置停用時，小電源需停機。4.5.3 故障解列裝置跳小電源開關(guān)壓板投退根據(jù)運行方式定。4.6 失壓解列裝置4.6.1 失壓解列裝置與對線路自投方式配合使用，同時投停。4.7 備用電源自投裝置

29、4.7.1 內(nèi)橋接線的變電所，主變重瓦斯保護(hù)、差動保護(hù)、高壓后備保護(hù)動作閉鎖高壓側(cè)備用電源自投母分自投方式。4.7.2 主變中、低壓側(cè)后備保護(hù)動作閉鎖中、低壓側(cè)母分開關(guān)備用電源自投裝置。4.7.3 對線路、母線互為自投的聯(lián)絡(luò)線備用電源自投裝置，若僅對110kV母線自投時，需投入閉鎖線路自投壓板，若僅對線路自投時，需投入閉鎖母線自投壓板。5 東陽電網(wǎng)整定運行及問題說明5.1 東陽變可供橫店變、官田變、盧宅變、白云變、巍山變、塘西變、廣福變、南馬變、磐安變、磁都變（橫磁1620轉(zhuǎn)供）負(fù)荷。石金變可供橫店變、磁都變、官田變、畫水變、南馬變。桐鶴變可供巍山變。5.2 橫店變橫磁1630線路保護(hù)供磁都變

30、整定；磁都變橫磁1630線路保護(hù)按送橫店變負(fù)荷整定，與橫店變東橫1624、石橫1436線路保護(hù)不配。5.3 橫店變東橫1624備用電源自投裝僅投用一種運行方式，即東橫1624開關(guān)熱備用，石橫1436線路主送方式。5.4 東陽電網(wǎng)自動裝置配置表變電所名稱自動裝置名稱型號動作時間(秒)功能簡述跳閘時間合閘/對線路自投合閘時間官田變110kV失壓解列裝置RCS-96585跳東官1643開關(guān)，與石金變石官1608備用電源自投裝置對線路自投配合使用。 110kV備用電源自投裝置WBT-822A/P50.5東官1643、石官1608、110kV母分開關(guān)四種自投方式自適應(yīng)110kV故障解列裝置RCS9658

31、1動作可跳熱官3639、（官聯(lián)309、官絡(luò)329、西園306、金宅320開關(guān)正常不投）10kV母分備用電源自投裝置RCS965370.5#1、#2主變10kV開關(guān)互為備用官聯(lián)309線備用電源自投裝置RCS965390.5跳#1主變10kV開關(guān)，聯(lián)切10kV母分及I段上出線開關(guān)，保供1#所用變負(fù)荷官絡(luò)329線備用電源自投裝置RCS965390.5跳#2主變10kV開關(guān)，聯(lián)切10kV母分及II段上出線開關(guān)，保供2#所用變負(fù)荷白云變10kV母分備用電源自投裝置RCS-96313.5#1、#2主變10kV開關(guān)互為備用盧白1629備用電源自投裝置跳東白1642（110KV旁路）開關(guān)，和盧白1629開關(guān)1

32、10KV母線備用電源自投裝置僅對線路自投，可經(jīng)切換實現(xiàn)對大元變、東陽變當(dāng)臺主變運行時的備用電源，分別于大元變大賓1509備用電源自投裝置失壓解列功能、東陽變110KV失壓解列裝置配合）白環(huán)224線備用電源自投裝置RCS-9653101跳#2主變10kV開關(guān)，聯(lián)切10kV母分及II段上出線開關(guān)，保供2#所用變負(fù)荷盧宅變10kV母分備用電源自投裝置LFP-9653.5#1、#2主變10kV開關(guān)互為備用110KV失壓解列裝置跳東盧1628開關(guān)并閉鎖重合閘，與白云變盧白1629備用電源自投裝置對線路自投方式配合使用北一113線備用電源自投裝置RCS-9653101跳#2主變10kV開關(guān)，聯(lián)切10kV母

33、分及II段上出線開關(guān)，保供2#所用變負(fù)荷巍山變110kV段母線故障解列裝置PST12901/7一段1s動作可跳巍八3694、巍羅3685、蔡宅246并閉鎖重合閘；二段7s動作可跳1主變35KV開關(guān)，與北江變巍北3692備自投對線路自投方式配合使用，對側(cè)自投時間為9.5S 110kV段母線故障解列裝置PST12901/7一段1s動作可跳巍眠3696、巍羅3685、歌電253開關(guān)并閉鎖重合閘；二段7s動作可跳2主變35KV開關(guān)，與北江變巍北3692備自投對線路自投方式配合使用，對側(cè)自投時間為9.5S巍六3688備用電源自投裝置PSP6915.50.2停用巍北3692備用電源自投裝置PSP6915.

34、50.2停用35kV母分備用電源自投裝置PSP6915.50.2#1、#2主變35kV開關(guān)互為備用10kV母分備用電源自投裝置PSP6915.50.2#1、#2主變10kV開關(guān)互為備用畫水變110kV段母線故障解列裝置NSA-SGJL1 動作可跳畫中403、南岸423開關(guān)畫聯(lián)401線備用電源自投裝置NSA-3152A9跳#1主變10kV開關(guān)，聯(lián)切10kV母分及I段上出線開關(guān)，保供畫中403及1#所用變負(fù)荷畫絡(luò)421線備用電源自投裝置NSA-3152A9跳10kV母分開關(guān)，聯(lián)切II段上出線開關(guān)，保供茶園420及2#所用變負(fù)荷橫店變東橫1624備用電源自投裝置RCS-96525跳石橫1436開關(guān)、

35、合東橫1624開關(guān)110kV故障解列裝置RCS96581可跳橫南3663、熱橫3684開關(guān)35kV備用電源自投裝置LFP-965B6停用10kV備用電源自投裝置LFP-965B5.5停用磁都變110kV備用電源自投裝置ISA-358G50.3110kV母分、橫磁1630互為自投橫聯(lián)485線備用電源自投裝置ISA-358G70.3跳10kV母分開關(guān)，聯(lián)切I段上出線開關(guān)，保1#所用變負(fù)荷橫絡(luò)501線備用電源自投裝置ISA-358G70.3跳#2主變10kV開關(guān)，聯(lián)切10kV母分及II段上出線開關(guān)，保供2#所用變負(fù)荷南馬變110KV段母線故障解列裝置NSA-SGJL1動作可跳大陽356開關(guān)110KV

36、段母線故障解列裝置NSA-SGJL1動作可跳大陽356開關(guān)110kV備用電源自投裝置RCS-9652 5石南1445開關(guān)、官南1626、110kV母分開關(guān)四種自投方式自適應(yīng)10kV母分備用電源自投裝置NSA-3152A9.5#1、#2主變10kV開關(guān)互為備用南聯(lián)336線用電源自投裝置NSA-3152A10跳#1主變10kV開關(guān)，聯(lián)切10kV母分及I段上出線開關(guān)，保供1#所用變負(fù)荷明德351線用電源自投裝置NSA-3152A10跳#2主變10kV開關(guān)，聯(lián)切10kV母分及II段上出線開關(guān)，保供2#所用變負(fù)荷廣福變110kV段故障解列裝置RCS-9612A1動作可跳北四445開關(guān)110kV段故障解列

37、裝置RCS-9612A1動作可跳北四445開關(guān)10kV母分備用電源自投裝置ISA-358FF7.50.5#1、#2主變10kV開關(guān)互為備用荷花441線備用電源自投裝置ISA-358FL8.50.5跳#1主變10kV開關(guān)，聯(lián)切10kV母分及I段上出線開關(guān)，保供1#所用變負(fù)荷甘溪464線備用電源自投裝置ISA-358FL8.50.5跳#2主變10kV開關(guān)，聯(lián)切10kV母分及II段上出線開關(guān)，保供2#所用變負(fù)荷塘西變塘絡(luò)383線備用電源自投裝置RCS-9653101跳#1主變10kV開關(guān)，聯(lián)切10kV母分及I段上出線開關(guān)，保供1#所用變負(fù)荷塘聯(lián)371線備用電源自投裝置RCS-9653 101跳10k

38、V母分開關(guān)，聯(lián)切II段上出線開關(guān)，保供2#所用變負(fù)荷六石變巍六3688備用電源自投裝置NSA-3152A5.5跳鶴六3684開關(guān)，合巍六3688開關(guān)六石164線備用電源自投裝置NSA-3152A8跳#1主變10kV開關(guān)及10kV母分開關(guān)，聯(lián)切I段上出線開關(guān)，保供所用變負(fù)荷#1、#2主變過負(fù)荷聯(lián)切裝置NSA-FHLQ35/4035秒可解佐村260、宅口265開關(guān)，40秒可解西營261、三單263開關(guān)黃田畈變東黃3697備用電源自投裝置NSA-3152A5跳金畈3636開關(guān)，合東黃3697開關(guān)35kV故障解列裝置NSA-SGJL1動作可跳景山156及黃田畈157開關(guān)王坎頭158線備用電源自投裝置NSA-3152A8跳#1、#2主變10kV開關(guān)，聯(lián)切10kV出線開關(guān)，保供所用變負(fù)荷#1、#2主變過負(fù)荷聯(lián)切裝置NSA-FHLQ35/4035秒可解黃田畈157開關(guān)，40秒可解景山156開關(guān)北江變巍北3692備用電源自投裝置NSA-3152A5.5/9.5對母線自投：5.5秒跳東北3690開關(guān)，聯(lián)切10kV鳳山141、樓宅143、紅旗144開關(guān)，合巍北3692開關(guān)；對線路自投：9.5秒合巍北3692開關(guān)，與巍山變失壓解列裝置配合使用李三140線備用電源自投裝置NSA-3152A7