110kV變電站繼電保護及安全系統(tǒng)自動裝置配置原則

1、某某供電公司某某吉達電力設計某某電氣二次室110kV變電站繼電保護與安全自動裝置配置原如此某某吉達電力設計某某電氣二次室 田輝1 總如此1.1 本原如此制定依據(jù)：1.1.1 GB14285繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程；1.1.2 DL/T 559-94220500kV電網(wǎng)繼電保護裝置運行整定規(guī)程;1.1.3 DL/T 584-953110kV電網(wǎng)繼電保護裝置運行整定規(guī)程;1.1.4 電力系統(tǒng)繼電保護與安全自動裝置反事故措施要點；1.1.5 國電調(diào)2002138號文件 關于印發(fā)“防止電力生產(chǎn)重大事故的二十五項重點 要求'繼電保護實施細如此的通知；1.1.6 華北電力集團公司防止電力生產(chǎn)

2、重大事故的二十五項重點要某某施細如此；1.1.7 電力公司：繼電保護與安全自動裝置配置原如此；1.1.8 某某省電力公司冀電調(diào)200324號文關于印發(fā)某某南網(wǎng)微機型母線保護假如 干技術原如此的通知與其附件1、附件2、附件3。附件1:關于微機型母線保護有關功能使用原如此規(guī)定的說明；附件2:某某南網(wǎng)微機型母線保護技術要求；附件3:微機型母線保護有關功能使用的原如此規(guī)定。1.1.9 某某省電力公司冀電調(diào)200512號文關于印發(fā)“某某南網(wǎng)變壓器、高壓電抗 器非電量保護運行管理指導意見的通知與其附件1.1.10 某某省電力公司冀電調(diào)200313號文關于印發(fā)某某繼電保護技術要點、微機型變壓器保護和微機型母

3、線保護技術原如此的通知與其附件1附件7；1.1.11 國家電網(wǎng)公司十八項電網(wǎng)重大反事故措施；1.1.12 國家電網(wǎng)公司十八項電網(wǎng)重大反事故措施（繼電保護反事故措施重點要求）;1.1.13 華北電力集團公司華北電網(wǎng)調(diào) 【2006】30號華北電網(wǎng)繼電保護基建工程規(guī) X;1.1.14 某某省電力公司冀電調(diào)【2006】68號某某南網(wǎng)繼電保護技術規(guī) X1.2 本原如此適用于某某供電公司管轄、某某吉達電力設計某某設計任務涉與X圍內(nèi)的10kV220kV繼電保護和安全自動裝置與其二次回路。1.3 繼電保護和安全自動裝置應符合可靠性、選擇性、靈敏性和速動性的要求。當確 定其配置和構成方案時，應綜合考慮以下幾個方

4、面：1.3.1 電力設備和電力網(wǎng)的結構特點和運行特點；1.3.2 故障出現(xiàn)的幾率和可能造成的后果；1.3.3 電力系統(tǒng)的近期開展規(guī)劃；1.3.4 相關專業(yè)的技術開展狀況；1.3.5 經(jīng)濟上的合理性；1.3.6 國內(nèi)和國外的經(jīng)驗。1.4 繼電保護和安全自動裝置是電力系統(tǒng)的重要組成局部。確定電網(wǎng)結構、廠站主接 線和運行方式時，必須與繼電保護和安全自動裝置的配置統(tǒng)籌考慮，合理安排。繼電保護和安全自動裝置的配置方式要滿足電網(wǎng)結構和廠站主接線的要求，并考慮運行方式的靈活性。不得采用導致繼電保護和安全自動裝置不能保證電力系統(tǒng)安全運行的電網(wǎng)結構形式、主接線形式、變壓器接線方式和運行方式。1.5 應根據(jù)審定的

5、電力系統(tǒng)設計、系統(tǒng)接線圖與要求，進展繼電保護和安全自動裝置 的系統(tǒng)設計。在系統(tǒng)設計中，除新建局部外，還應包括對原有系統(tǒng)繼電保護和安全自動 裝置不符合要求局部的改造方案。為便于運行管理和有利于性能配合，同一電網(wǎng)內(nèi)繼電保護和安全自動裝置的型式，不宜 品種過多。1.6 對各電力設備的原有繼電保護和安全自動裝置，凡不能滿足本原如此要求的，應 逐步進展改造。1.7 應優(yōu)先選用具有成熟運行經(jīng)驗的數(shù)字式繼電保護和安全自動裝置。1.8 采用變電站自動化方式的廠站，繼電保護與安全自動裝置應保持相對獨立性。1.9 本原如此為某某吉達電力設計某某電氣二次室繼電保護和安全自動裝置與其二次 回路的規(guī)劃、設計、施工組織和

6、運行管理等有關部門共同遵守的根本原如此。1.10 本原如此解釋權（暫定）在某某吉達電力設計某某電氣二次室。2變壓器保護2.1 一般規(guī)定2.1.1 對6.3MVA以下并列運行的變壓器，以與10MVA以下單獨運行的變壓器，當后備 保護時限大于0.5秒時，應裝設電流速斷保護。2.1.2 對6.3MVA與以上并列運行的變壓器，以與10MVA與以上單獨運行的變壓器，以 與2MVA與以上用電流速斷保護靈敏性不符合要求的變壓器，應裝設縱聯(lián)差動保護。2.1.3 非電量保護配置2.1.3.1 油浸式變壓器a. 0.8MVA與以上油浸式變壓器和0.4MVA與以上車間油浸式變壓器，均應裝設瓦斯保 護；當殼內(nèi)故障產(chǎn)生

7、輕微瓦斯或油面下降時，應瞬時動作于信號；當殼內(nèi)故障產(chǎn)生大量 瓦斯時，應動作于斷開變壓器各側斷路器。b. 同時動作于跳閘和報警的保護：本體重瓦斯、調(diào)壓重瓦斯。c. 動作于信號的保護：本體輕瓦斯、調(diào)壓輕瓦斯、壓力釋放、頂層油溫過高、繞組溫 度過高、油位異常、冷卻器全停。2.1.3.2 氣體變壓器（本地區(qū)暫無）a. 同時動作于跳閘和報警的保護：本體氣體低壓力跳閘、本體壓力突變、調(diào)壓壓力突 變、電纜箱氣體低壓力跳閘、冷卻器全停。b. 動作于信號的保護：本體氣體低壓力報警、調(diào)壓氣體低壓力報警、調(diào)壓氣體高壓力 報警、電纜箱氣體低壓力報警、本體氣體溫度、本體繞組溫度。2.1.4 110kV變壓器冷卻器故障僅

8、發(fā)信號。2.2 主變壓器2.2.1 一般規(guī)定2.2.1.1 為提高繼電保護的可靠性，防止變壓器保護檢修停運時變壓器退出引起的用戶停電和供電單位的經(jīng)濟損失，變壓器保護應采用雙重化配置（非電量保護除外），兩套保護宜為不同原理和不同廠家的產(chǎn)品，每套保護應包括縱差主保護和完整的后備保護， 宜選用主、后備保護一體式的裝置。2.2.1.2 已投入運行但尚未實現(xiàn)雙重化配置的110kV變壓器保護，應結合保護改造工程逐步實現(xiàn)雙重化配置。同時，必須要求兩套保護間不能有電氣聯(lián)系，至少應采取措施 保證一套保護解除后不影響另一套保護的正常運行。221.3 按雙重化原如此配置的保護應滿足以下要求：a. 兩套保護應同時作用

9、于斷路器的跳閘線圈；b. 兩套相互獨立的電氣量保護裝置的電源應取自由不同直流電源系統(tǒng)供電的保護直 流母線段；c. 斷路器的兩組跳閘（如果有）電源應分別取自由不同直流電源系統(tǒng)供電的控制直流 母線段；d. 選用主、后備保護一體式的變壓器保護裝置時，保護裝置本身應滿足主、后備保護 分別使用不同電流互感器二次繞組的要求；2.2.1.4 一套獨立配置的主變非電量保護裝置。主變非電量保護的工作電源應取自保 護直流母線；其出口跳閘電源應取自控制直流母線，不得共用。非電量保護跳閘出口必 須與變壓器電氣量保護出口分開，其跳閘回路應同時作用于變壓器各側斷路器的跳閘線 圈。2.2.1.5 配置與TA使用a. 后備保

10、護一般應與差動保護共用開關外附TA的一組二次線圈。（高壓側）內(nèi)橋接線時，差動保護用開關外附TA后備保護用套管TAb. 雙開關接線的兩組TA的二次線圈應分別接入保護裝置（采用多側差動）；c. 低壓側TA應安裝在主變低壓側開關和母線側刀閘之間；d. 旁路轉代時，至少一套保護 TA切換至旁路TA并盡量防止更改保護定值（TA變比 一致）;另一套保護TA可切換至套管TA。切換過程中，應退出相應保護；e. 假如現(xiàn)有保護裝置不能實現(xiàn)零序方向過流與零序過流使用不同 TA時，如此二者均 使用變壓器中性點TA主要是考慮采用變壓器中性點 TA時，安全性高于采用外附TA, 無TA斷線、短路使保護誤動問題。2.2.1.

11、6 中性點間隙零序電流和零序電壓保護分別取自中性點間隙電流互感器和母線 電壓互感器開口三角電壓，構成“或門延時跳總出口。2.2.1.7 零序電流保護電流合成自外附或三相套管電流互感器，而不取中性點套管電流互感器。（2009-3-17，征求金工意見，考慮110kV站主變壓器不接地，原來充主變時 投零序電流保護，現(xiàn)在新做的變壓器定值中沒有零序電流保護的，內(nèi)部接地靠差動保護。所以，可以取消，但還是建議保存相應回路）2.2.1.8 配置可靠的TA TV斷線判斷告警功能，并可選擇閉鎖/不閉鎖相關保護。保 護裝置失壓時TV停運或斷線等，對應阻抗保護退出，解除本側電壓閉鎖對過流保護 的開放作用，對應方向元件

12、退出。221.9 配置調(diào)壓閉鎖、起動風冷等輔助功能。221.10 變壓器某側為雙開關（雙TA）接線的，裝置起動元件應采用兩開關的和電流計 算，不應采用其中某開關的電流量作為起動計算量。2.2.1.11變壓器保護各組電壓量N600的接入應分開。2.2.2 差動保護2.2.2.1 穩(wěn)態(tài)比例制動的差動保護，起動定值不宜低于0.4le，制動特性的拐點電流不 宜高于le，差動速斷定值不宜低于4le。2.2.2.2 兩套差動保護應采用不同的涌流閉鎖原理。2.223TA斷線一般不閉鎖差動保護，但應發(fā)告警信號。2.2.3 非電量保護2.2.3.1 非電量保護按單套配置。2.2.3.2 非電量保護裝置與其回路接

13、線必須采取完善的抗干擾措施，包括接口繼電器 的動作電壓和動作功率、引入電纜的排列布置與屏蔽接地、抗干擾電容的接地工藝等， 防止直流系統(tǒng)、地網(wǎng)系統(tǒng)等對非電量保護干擾造成保護誤動。2.2.4 高壓110k V側后備保護2.2.4.1 復合電壓閉鎖相間過流保護電流取自變壓器外附電流互感器。變壓器為三卷變，保護設置一段式：跳總出口。變壓器為兩卷變，保護設置同低壓側，兩段式：一段第一時限跳分段，第二時限跳低壓 側；二段跳總出口，但較低壓側后備保護多一個級差。變壓器為三卷變，三側復合電壓構成“或門?；蛘撸瑥秃想妷喝∽灾?、低壓側， 二者構成“或門；變壓器為兩卷變，二側復合電壓構成“或門?；蛘?，復合電壓取 自

14、低壓側。2.2.4.2 零序電流保護電流合成自外附或三相套管電流互感器。當?shù)蛪簜扔须娫磿r，保護設置兩段式：一 段帶限跳母聯(lián)，二段跳總出口；當?shù)蛪簜葻o電源，保護設置一段式：跳總出口。110kV負荷變電站一般不配置零序電流保護。2.2.4.3 中性點間隙零序電流與零序電壓保護。當?shù)蛪簜扔须娫吹膽谧冸娝b設解 列裝置，零序電壓保護的3U0取自高壓母線，此時，中性點間隙零序過電壓保護二段時 限，一段時限跳低壓側電源出線（并閉鎖其重合閘），二段時限跳總出口2.244過負荷保護電流取自變壓器套管電流互感器，延時發(fā)信號。2.2.5 中壓35kV側后備保護2.2.5.1 復合電壓閉鎖相間過流保護電流取自外附

15、電流互感器。保護設置兩段式：一段第一時限跳分段，第二時限跳本 側，同時閉鎖相鄰母聯(lián)自投；二段跳總出口。2.2.5.2 母線充電保護：跳本側主進開關。2.2.5.3 零序電壓保護：3U0取自35kV母線，發(fā)信號。2.2.5.2 過負荷保護：電流取自外附電流互感器，延時發(fā)信號。2.2.6 低壓10k V側后備2.2.6.1 復合電壓閉鎖相間過流保護電流取自外附電流互感器。保護設置兩段式：一段第一時限跳分段，第二時限跳本 側，同時閉鎖相鄰母聯(lián)自投；二段跳總出口。2.262母線充電保護：跳本側主進開關。2.2.6.3 零序電壓保護：3U0取自35kV母線，發(fā)信號。2.2.6.4 過負荷保護：電流取自外

16、附電流互感器，延時發(fā)信號。3線路保護3.1 110kV 線路3.1.1 負荷線無特殊要求時應配置距離保護與零序電流保護。3.1.2 符合如下條件之一時，應裝設縱聯(lián)電流差動保護作為線路主保護：3.1.2.1 有電廠并網(wǎng)線的變電站，其直配負荷線；3.1.2.2 根據(jù)系統(tǒng)穩(wěn)定計算要求有必要時；3.1.2.3 110kV 聯(lián)絡線路；重要的聯(lián)絡線應配置雙套主保護；3.1.2.4 線路較短，其正序或零序阻抗二次值小于距離保護裝置最小整定值的個步長，或其參數(shù)不能滿足定值按選擇性、靈敏性要求進展整定時；3.1.2.5 鏈式結構線路；3.1.2.6 采用縱聯(lián)電流差動保護后，不僅改善本線路保護性能，而且能夠改善整

17、個電 網(wǎng)保護的性能3.1.3 縱聯(lián)電流差動保護，優(yōu)先選用光纖通道。3.1.4 對電纜線路，或電纜與架空混合線路，應配置過負荷保護，保護宜帶時限動作 于信號。3.1.5 旁路應按以下原如此配置：3.1.5.1 配置獨立的帶路保護；3.1.5.2 假如所帶出線有縱聯(lián)差動保護時，旁路應配置一套縱聯(lián)差動保護。3.2 35kV與以下線路3.2.1 對單電源線路，宜配置兩段式電流保護。3.2.2 對多級串聯(lián)的單電源線路，如上述保護不滿足速動性或靈敏性時，保護可無選 擇的動作，靠重合閘配合。假如保護仍不滿足要求，宜采用縱聯(lián)差動保護作為主保護， 電流保護作為后備保護。3.2.3 電纜與架空短線路，裝設兩段式電

18、流保護不滿足“四性要求時，宜采用縱聯(lián) 差動保護作為主保護，電流保護作為后備保護。3.2.4 帶有小電源的線路，保護應具有方向性。變電所裝設解列裝置；主變壓器中性點間隙零序過電壓保護二段時限，其3U0取自高壓母線，一段時限跳低壓側電源出線（并閉鎖其重合閘），二段時限跳總出口；備用電源自動投入裝置應先切除低壓側電源出線 （并閉鎖其重合閘），再投入備用電 源（合分段斷路器）o4母差保護4.1 一般原如此4.1.1 一個半斷路器接線的110kV母線和重要廠站的110kV母線應配置母差保護。4.1.2 110kV雙母線以與需要快速切除故障的單母線，應配置母差保護。4.1.3 發(fā)電廠110kV母線應配置母

19、差保護。4.2 保護功能要求4.2.1 獨立設置母聯(lián)充電、過流保護。4.2.2 母差保護應有電壓閉鎖。主接線為雙母線接線的，其母差出口跳故障母線各開關（含母聯(lián)和分段開關）時需經(jīng)相應的母線電壓閉鎖元件閉鎖；主接線形式為3/2接線的母差出口不經(jīng)電壓閉鎖。4.2.3 母差保護應有對運行方式的適應弓I入隔離刀閘判別母線運行方式，同時對刀閘輔助接點進展自檢。當發(fā)現(xiàn)與實際不 符時，發(fā)刀閘位置報警信號。母線保護屏設置模擬操作面板，以方便運行人員修正刀閘 位置。4.3母差保護動作時，應閉鎖有關斷路器的自動重合閘。5電力電容器保護5.1 電流互感器三相式。帶有短時限的電流速斷和過流保護。5.2 當電容器組中，故

20、障電容器切除到一定數(shù)量，引起電容器端電壓超過110%額定電 壓時，保護應將整組電容器斷開?？刹捎萌缦卤Ｗo之一：5.2.1 單星形接線電容器組的不平衡電壓保護或段間電壓差動保護；5.2.2 雙星形接線電容器組的中性點電流不平衡保護。5.3 過電壓保護，帶時限動作于跳閘。5.4 低電壓保護，帶時限動作于跳閘。6安全自動裝置6.1 一般規(guī)定6.1.1 在電力系統(tǒng)中，應裝設安全自動裝置，以防止系統(tǒng)穩(wěn)定破壞或事故擴大，造成 大面積停電，或對重要用戶的供電長時間中斷。6.1.2 電力系統(tǒng)安全自動裝置，是指在電力網(wǎng)中發(fā)生故障或異常運行時，起控制作用 的自動裝置。如自動重合閘、備用電源和備用設備自動投入、自動

21、低頻減載等。6.2 自動重合閘6.2.1 一般規(guī)定6.2.1.1 10kV與以上的架空線路和電纜與架空混合線，應裝設自動重合閘裝置。6.2.1.2 旁路斷路器和兼作旁路的母線聯(lián)絡斷路器或分段斷路器，應裝設自動重合閘 裝置。6.2.1.3 自動重合閘裝置宜同時具備由保護起動與控制開關位置與斷路器位置不對應 起動兩種方式。621.4 自動重合閘裝置應具備后加速功能。621.5 自動重合閘裝置應具有承受外部閉鎖信號的功能。6.2.1.6 無特殊要求的，重合閘按一次重合閘配置。621.7負荷線配置三相一般重合閘。6.2.2 110kV聯(lián)絡線配置具有檢同期和無壓的三相重合閘。6.2.3 35kV 與以下

22、地區(qū)電源并網(wǎng)線路配置檢無壓重合閘（電源側檢同期）。6.3 備自投6.3.1 一般規(guī)定631.1 分裂運行的母線或互為備用的線路，應裝設備用電源自投裝置。6.3.1.2 應保證在工作電源或設備斷開后，才投入備用電源或設備。6.3.1.3 備自投應保證只動作一次。6.3.1.4 橋接線和單母線分段形式下，備自投的動作應考慮正常運行方式和檢修方式。6.3.1.5 無壓掉閘回路設有壓鑒定元件，否如此，無壓鑒定元件必須取自兩個獨立的 電壓源，宜取自不同電壓等級。6.3.1.6 應使用開關輔助接點直接起動自投或互投，必要時可串接電壓鑒定元件。6.3.2 高壓側為內(nèi)橋接線方式，母線分裂運行時，變壓器動作于總

23、出口的保護閉鎖相 鄰高壓側母聯(lián)自投。6.3.3 單母線分段接線方式，母線分裂運行時，母聯(lián)設復壓閉鎖相間后加速保護，220kV 與110kV尚須設零序后加速保護。6.3.4 高壓為單元接線方式，低壓母線分裂運行時，無壓掉延時跳開變壓器各側主開 關。6.3.5 高壓側線路互投6.3.5.1 高壓側兩路進線根據(jù)需要可配置互投。6.3.5.2 主電源線路掉閘后，起動線路互投。6.3.5.3 高壓側為單母線分段時，如無母差保護，如此備用進線投于故障應有復壓閉 鎖相間后加速保護，110kV尚須設零序后加速保護。6.3.6 變壓器35kV、10kV母線，如此變壓器35kV、10kV相間過流保護動作閉鎖相鄰 母聯(lián)自投。6.3.7 變壓器35