330kV变电站典型设计讲义课件.ppt

1、1国家电网公司输变电工程通用设计国家电网公司输变电工程通用设计110500kV变电站二次系统部分变电站二次系统部分 330kV变电站继电保护部分介绍变电站继电保护部分介绍 2008年年9月月2一、目的和意义一、目的和意义二、主要工作过程二、主要工作过程三、主要内容三、主要内容四、主要技术原则四、主要技术原则五、设备组屏方案五、设备组屏方案六、通用设计使用说明及典型应用案例六、通用设计使用说明及典型应用案例3一、目的和意义一、目的和意义4研究的目的研究的目的1、统一建设标准，统一设备规范；2、加快设计、评审、建设等环节工作进度，提高 工作效率；3、方便设备招标、制造和变电站运行维护；4、降低变电

2、站建设、运行和维护成本；5、全公司系统基建、生产、运行及设计各方面二次系统技术交流平台，实用的参考书。5主要原则 1、满足公司有关的企业标准和要求，满足电力行业标准与国家标准； 2、贯彻全寿命周期管理理念，满足“两型一化”变电站建设要求； 3、遵循变电站通用设计的主要技术原则； 4、采用先进适用的技术，适应技术发展需要。6二、主要工作过程二、主要工作过程7 7变电站二次系统通用设计编制单位分工序序号号参编单位参编单位主要分工主要分工分分类类参编单位参编单位主要分工主要分工1中国电力工中国电力工程顾问集团程顾问集团公司公司总体技术协调总体技术协调9河南院河南院220kV牵头汇总、系统继电保牵头汇

3、总、系统继电保护、元件保护及自动装置部分护、元件保护及自动装置部分2中南院中南院500kV牵头汇总、系统继电保牵头汇总、系统继电保护部分护部分10江苏院江苏院220kV调度自动化和计算机监调度自动化和计算机监控系统部分控系统部分3华东院华东院500kV调度自动化及计算机监调度自动化及计算机监控系统部分控系统部分11山西院山西院220kV通信、直流和通信、直流和UPS电源电源、其它二次部分、其它二次部分4华北院华北院500kV元件保护、自动装置及元件保护、自动装置及其它二次部分其它二次部分12上海院上海院110kV牵头汇总、调度自动化牵头汇总、调度自动化及计算机监控系统部分及计算机监控系统部分5

4、西南院西南院500kV系统及站内通信部分系统及站内通信部分13天津院天津院110kV系统继电保护、元件保系统继电保护、元件保护及自动装置部分护及自动装置部分6东北院东北院500kV直流及直流及UPS电源部分电源部分14福建院福建院110kV通信、直流和通信、直流和UPS电源电源、其它二次部分、其它二次部分7西北院西北院330kV牵头汇总、系统继电保牵头汇总、系统继电保护、元件保护、自动装置计算护、元件保护、自动装置计算机监控系统机监控系统8陕西院陕西院330kV调度自动化、通信、直调度自动化、通信、直流和流和UPS电源、其它二次部分电源、其它二次部分8 8分步实施2006年底开展研究策划，提出

5、工作思路2006年12月开展书面调研2007年3月，汇总分析调研材料，召开第一次协调会2007年4月，编制形成实施意见，第一次协调会2007年5月，各网省公司完成本地区技术方案，开展现场调研2008年1月22日公司级审定会2007年12月组织召开专家评审会议2007年10月，完成统稿，挂网广泛征求意见。2007年8月，完成初稿，第六次协调会，征求各网省公司意见。2007年6月，提出主要技术原则，完成专题研究报告9广泛调研 书面调研：2006年12月，组织6家区域电力设计院，对5家区域电网有限公司、24家省级电力公司进行了通用设计的书面调研工作，根据反馈的调研材料，结合工程实际，编制了形成了6份

6、变电站二次系统调研报告。 现场调研：2007年5月，为进一步了解工程建设、运行现场情况，由基建部、生技部、国调中心分别带队赴北京、辽宁、上海、湖北、福建、陕西等地网省公司开展现场调研，编制形成了3份调研报告。10广泛调研 通过调研，基本了解目前公司变电站二次系统现状、存在问题，梳理出关键问题和主要难点，明确了通用设计研究内容，调研的主要结论如下： 1、系统关联性大。 变电站二次系统与电网发展、系统接线、网络结构和运行习惯等相互影响，相关性大。 2、地区差异大。 各地区对变电站继电保护、通信、调度自动化和计量等二次系统设备的配置原则、配置要求、组屏方案、屏柜数量等的要求存在较大差异，实现方式因工

7、程而异。 11广泛调研 3、技术更新快。 随着计算机技术在工程中的普遍应用，使各个专业的技术更新加快，无论是硬件还是软件更新周期有的已达到一到两年。开展继电保护、通信、调度自动化、计量等二次设备通用设计工作面临的首要问题是如何统一不同地区、协调不同专业的功能要求。12 广泛调研 4、涉及专业范围广泛，相互间的关系复杂。 不同专业之间的联系更加紧密，专业之间的相互渗透越来越深，要重新审视和整合各个专业的功能要求。 5、设备品种、数量多。 同一种设备的生产厂家众多，且均已占有一定的市场份额。实际工程中应用的厂家数量均较多，设备品种繁多、接口复杂，各设备通信接口方式、通信规约不一致，造成互联互通困难

8、。13专题研究 工作组在进行深入调研的基础上，开展了二次系统通用设计重点和难点的专题研究。 1、继电保护系统设计专题：重点是继电保护及故障信息管理子站配置方案和继电保护信息接口方案； 2、计算机监控系统设计专题：重点是计算机监控系统配置方案、数据采集信号、功能配置、通信接口等。14专题研究 3、变电站时间同步系统配置方案：重点是变电站各二次设备对时方式和接口的规范化。 4、变电站防误闭锁方案：重点是变电站防误闭锁功能和配置的规范化。 5、变电站操作箱配置及接线方案 ：重点是变电站操作箱配置方式及控制回路接线的规范化。 6、基建、生产、调度对二次系统规程规范一致性的研究。 15三、主三、主 要要

9、 内内 容容16主要研究内容 二次系统通用设计是以110500kV变电站通用设计一次部分确定的建设规模、接线形式、配电装置型式、设备选择为依据，遵循110500kV变电站通用设计二次部分的技术原则，以工程设计和工程应用为核心，内容涵盖系统继电保护、调度自动化、系统通信和电气二次四个部分。不。包括安全稳定控制装置,系统通信主要是站内通信部分)。 17主要研究内容 第一，变电站二次系统设计的技术原则，包括：系统继电保护、元件保护、计算机监控系统、电力调度数据网接入设备、二次系统安全防护设备，站内通信系统、变电站操作直流电源、交流不停电电源、图像监控系统等二次系统的技术要求和设备配置要求。18主要研

10、究内容 第二，二次设备组屏方案和各个屏柜的功能配置。按照统一的配置原则和技术要求，根据变电站接线形式、一次设备类型，制定二次设备的典型组屏方案和各屏柜的功能配置，统一变电站二次设备的组屏方案、屏柜尺寸、形式、名称、标识及颜色等。19主要研究内容 第三，二次系统设备的技术规范，根据变电站二次系统典型设计配置原则和技术要求、各种典型二次设备组屏方案和各屏柜的功能配置，编制了96项(330kV22项)二次设备的技术条件书，统一了二次系统及各屏柜的技术规范。20主要研究内容 第四，典型工程二次系统设计的实际应用案例。选择了11个(330kV2个)典型工程案例，按初步设计内容深度确定了继电保护、调度自动

11、化信息范围，计算机监控系统及直流系统等二次设备配置方案图，以及控制室、计算机室、通信机房和继电器小室等的具体布置图，可供实际工程参考。 21四、主要技术原则四、主要技术原则22 线路保护线路保护330kV线路保护配置原则:（1）每回330kV线路应配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能的全线速动保护。每套保护均具有完整的后备保护。（2）每回330kV线路应配置双套远方跳闸保护。远方跳闸保护宜采用一取一经就地判别方式。每套远方跳闸保护装置应与线路主保护一起组屏。断路器失灵保护、过电压保护和不设独立电抗器断路器的330kV高压并联电抗器保护动作均应起动远跳。（3）根据系统工频过电压

12、的要求，对可能产生过电压的330kV线路应配置双套过电压保护。过电压保护均使用远跳保护装置中的过电压功能，过电压保护起动远跳可选择不经断路器开、闭状态控制。（4）线路主保护、后备保护均应起动断路器失灵保护。23（5）对重负荷、长距离的联络线，保护配置宜考虑振荡、长线路充电电容效应、高压并联电抗器电磁暂态特性等因素的影响；对50km以下的短线路，宜随线路架设2根OPGW光缆，配置双套光纤分相电流差动保护，有条件时,保护通道宜采用专用光纤芯。（6）对同杆并架双回线路，当有光纤通道，为有选择性切除跨线故障，应优先选用双套光纤分相电流差动保护作主保护。如本线没有光纤通道或没有迂回的光纤通道时，应使用传

13、输分相通道命令的高频距离保护。（7）对装有串联补偿电容的线路，应考虑串补电容对保护的影响，优先选用双套光纤分相电流差动保护作主保护。（8）对电缆、架空混合出线，每回线路宜配置两套光纤分相电流差动保护作为主保护，同时应配有包含过负荷报警功能的完整的后备保护。（9）双重化配置的线路主保护、后备保护、过电压保护、远方跳闸保护的交流电压回路、电流回路、直流电源、开关量输入、跳闸回路、起动远跳和远方信号传输通道均应彼此完全独立没有电气联系。（10）双重化配置的线路保护每套保护只作用于断路器的一组跳闸线圈。2425（5）每一套线路保护装置都应能适用于弱电源情况。（6）手动合闸或重合于故障线路上时，保护应能

14、可靠瞬时三相跳闸。手动合闸或重合于无故障线路时应可靠不动作。（7）本线全相或非全相振荡时保护装置不应误动作；本线全相或非全相振荡过程中发生各种类型的不对称故障，保护装置应有选择性地动作跳闸，纵联保护仍应快速动作；本线全相振荡过程中发生三相故障，允许以短延时切除故障。（8）保护装置应保证出口对称三相短路时可靠动作，同时应保证正方向故障及反方向出口经小电阻故障时动作的正确性。（9）保护装置在各种工作环境下（包括就地下放的环境），应能耐受雷击过电压、一次回路操作、开关场故障及其它强电磁干扰作用，不应误动或拒动。（10）线路分相电流差动保护应允许线路两侧使用不同的TA变比。2627110kV线路保护配

15、置原则:（1）110kV线路每回线路均装设一套微机型能反应相间短路和接地短路的保护作为主保护。对于110kV双侧电源线路，装设一套微机型全线速动保护。如具有光纤通道，配置光纤电流差动保护；如只有载波通道，配置高频距离保护。对于110kV单侧电源线路，装设一套微机型阶段式相间和接地距离保护，并辅之以阶段式零序电流保护。（2）按线路断路器配置三相自动重合闸装置。（3）对双母线接线，线路保护接用母线TV，配置电压切换箱选择母线电压。（4）按线路断路器配置一套三相操作箱装置。28技术要求:（1）110kV线路的后备保护采用远后备方式。对于超长线路，后备保护没有灵敏度的线路，宜配置一套近后备保护。（2）

16、手动合闸或自动重合闸于故障线路上时，应可靠瞬时跳闸；手动合闸或自动重合闸于无故障线路时应可靠不动作。（3）当系统在全相和非全相运行时发生振荡，且第一个振荡周期大于500ms时，应可靠闭锁保护装置，如果这时本线路发生故障，可以允许以短延时有选择地切除故障。（4）整组保护I段时间近端故障应20ms。（5）保护装置返回时间（从故障切除到装置跳闸出口元件返回）30ms。（6）每套保护装置应提供反向起动元件或故障检出元件动作的输出接点。（7）重合闸应只实现一次重合闸，在任何情况下不应发生多次重合闸。（8）重合闸由110kV线路保护跳闸接点来起动，重合闸装置应能把起动脉冲自保持。（9）重合闸装置中应能实现

17、下列重合闸方式：三相重合闸方式：不论发生何种故障，断路器皆进行三相跳闸，三相重合闸。重合闸停用方式：任何故障皆由保护装置直接进行三相跳闸，不进行重合闸。上述各种重合闸应采用同期检查和无电压检查或不检查同期来实现。（10）重合闸合闸脉冲应有一定展宽，以保证可靠合闸，又不会使断路器产生二次重合闸或跳跃现象。2930线路保护通道组织:（1）双重化配置的两套纵联保护的通道应相互独立，传输两套纵联保护信息的通信设备及通信电源也应相互独立。（2）具有光纤通道的线路，两套纵联保护宜均采用光纤通道传输信息。对50km及以下短线路，有条件时，可分别使用专用光纤芯；对50km以上长线路，宜分别使用2Mbit/s接

18、口方式的复用光纤通道。330kV双重化的两套纵联保护的信号传输通道不应采用同一根光缆。（3）一回线路的两套纵联保护均复用通信专业光端机时，应通过两套独立的光通信设备传输。每套光通信设备可按最多传送8套线路保护信息考虑。（4）复用数字通道的纵联保护宜采用单通道方式。安装在通信机房的保护数字接口装置直流电源取自通信直流电源，与通信设备采用75同轴电缆不平衡方式连接。31（5）当直达路由和迂回路由均为光纤通道时，如迂回路由能满足保护要求，一回线路的两套主保护可均采用光纤纵差保护，并应采用两条不同的通道路由。迂回路由传输网络的传输总时间（包括接口调制解调时间）应不大于12ms，330kV 线路保护迂回

19、路由不宜采用110kV 以下电压等级的光缆，不应采用 ADSS 光缆。（6）非同杆并架或仅有部分同杆双回线，未敷设光纤通道线路的一套纵联保护可采用另一回线路的光纤通道，另一套纵联保护应采用电力载波或光纤的其它迂回通道。（7）对只有一个光纤通道的线路，另一套主保护可采用电力线专用载波（或复用）通道传输保护信号。载波通道设备及电源应与光纤通道的通信设备及通信电源相互独立。（8）双重化配置的两套远方跳闸保护的信号传输通道应相互独立。线路纵联保护采用数字通道的，远方跳闸命令宜经线路纵联保护传输。32母线保护母线保护330kV母线保护配置原则:（1）对一个半断路器接线，每组母线装设两套独立的母线保护，母

20、线保护不设电压闭锁元件；对双母线接线，为防止因检修退出母差保护，在母线故障时危及系统运行安全和避免使事故扩大，其母线保护也应按双重化配置，并应有电压闭锁元件。（2）双重化配置的母线保护的交流电流回路、直流电源、开关量输入、跳闸回路均应彼此完全独立没有电气联系。（3）每套母线保护只作用于断路器的一组跳闸线圈。（4）母线侧的断路器，失灵保护需跳母线侧断路器时，通过起动母差实现。（5）对双母线接线，每套母线保护均含有失灵保护功能，并具有失灵保护电流判别功能。失灵保护应与母线保护共用出口。3334110kV母线保护及断路器失灵保护配置原则:（1）110kV双母线按远景配置一套母线保护。（2）110kV

21、双母线按远景配置一套失灵保护，失灵保护功能宜含在母差保护中，并具备失灵电流判别功能。（3）对110kV双母线接线方式，母线和失灵保护均应设有电压闭锁元件，母联断路器及分段断路器不经电压闭锁。电压闭锁可由软件实现，而不再配置单独的复合电压闭锁装置。当复合电压闭锁功能含在母线差动保护装置中时，其复合电压闭锁元件应与母差元件不共CPU。（4）双母线接线的失灵保护宜与母线保护共用出口。（5）对主变压器单元， 110kV母线故障且变压器中压侧断路器失灵时，除应跳开失灵断路器相邻的全部断路器外，还应跳开本变压器连接其它侧的断路器，失灵电流判别和延时应由母线保护实现。35技术要求:（1）母线保护不应受TA暂

22、态饱和的影响，而发生不正确动作，并应允许使用不同变比的TA。（2）母线保护不应因母线故障时流出母线的短路电流影响而拒动。（3）母线保护在区外故障穿越电流30倍一次额定电流时不应误动。（4）母线保护应包括交流电流监视回路，它在5%IN时即能可靠动作。当交流电流回路不正常或断线时不应误动，应发告警信号，并除母联（分段）TA断线不闭锁差动保护外，其余支路TA断线后可经选择是否闭锁差动保护。当TV失压，装置应发出告警信号。（5）母线保护整组动作时间，2倍IN下应不大于20ms。（6）母线保护应具有比率制动特性，以提高安全性。母线差动保护由分相式比率差动元件构成，母线大差比率差动用于判别母线区内和区外故

23、障，小差比率差动用于故障母线的选择。（7）双母线接线的母线保护在母线相继故障时应能经较短延时可靠切除故障。（8）对双母线接线的母线保护，在母线上各元件进行倒闸时（包括母线互联等情况），应保证母线保护动作的正确性，当二次回路中隔离刀闸辅接点切换不正常时，能发出告警信号，保证母差保护在此期间的正常运行。3637断路器保护及操作箱断路器保护及操作箱330kV断路器保护配置原则:（1）一个半断路器接线的330kV断路器保护按断路器单元配置，每台断路器配置一面断路器保护屏。对双母线接线，不专门配置断路器保护屏，重合闸和操作箱分别布置在两面线路保护屏上。对接在双母线上的线路和主变压器的失灵保护起动装置装设

24、于母差保护中，断路器的失灵出口回路与母差保护共用。（2）对一个半断路器接线，当出线设有隔离开关时，应配置双套短引线保护，短引线保护按串集中组屏，不分散布置在断路器保护屏中。（3）重合闸沟三跳回路在断路器保护中实现。（4）断路器三相不一致保护应由断路器本体机构完成。（5）断路器的跳、合闸压力闭锁和压力异常闭锁操作均由断路器本体机构实现，分相操作箱仅保留重合闸压力闭锁回路。（6）断路器防跳功能应由断路器本体机构完成。38技术要求:（1）起动失灵的保护为线路、过电压和远方跳闸、母线、短引线和主变压器（高抗）的电气量保护。（2）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；经延时三相

25、跳相邻断路器的两个跳闸线圈和相关断路器（起动两套远方跳闸或母差、主变压器保护），并闭锁重合闸。（3）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（包括与本断路器有关的所有保护接点）与电流元件串联组成。（4）断路器失灵保护应经电流元件控制实现单相和三相跳闸。判别元件的动作时间和返回时间均不应大于20ms。（5）重合闸仅装于与线路相联的两台断路器保护屏内，且能方便地整定为一台断路器先重合，另一台断路器待第一台断路器重合成功后再重合。如先重合的一台合于故障三相跳闸，则后合的不再进行重合，即两台均三跳。（6）断路器重合闸装置起动后应能延时自动复归，在此时间内断路器保护应

26、沟通本断路器的三跳回路，不应增加任何外回路。重合闸停用或被闭锁时 （断路器低气压、重合闸装置故障、重合闸被其他保护闭锁、断路器多相跳闸的辅接点闭锁等） ，由断路器保护三跳；断路器保护装置故障或停用时，由断路器本体三相不一致保护三跳。在线路保护发出单跳令时，本断路器三跳，而另一个断路器仍能单跳单重。394041操作箱配置原则:（1）330kV每个断路器单元宜配置一套分相操作箱，对于一个半断路器接线，操作箱宜配置在断路器保护屏内；对于双母线接线，操作箱宜布置在其中一套线路保护屏内。（2）110kV双母线接线，每条线路宜配置一套三相操作箱。技术要求:（1）分相操作箱接线应包括重合闸回路、手动合闸/跳

27、闸回路、分相合闸回路、两组保护三相跳闸回路、两组保护分相跳闸回路、电压切换回路（仅110kV部分设置）、跳闸及合闸位置监视回路、操作电源监视回路、信号回路和与相关保护配合的回路等。（2）断路器三相不一致保护，断路器防跳、跳合闸压力闭锁等功能宜由断路器本体机构箱实现，操作箱中仅保留重合闸压力闭锁接线。（3）两组操作电源的直流空气开关应设在操作箱所在屏内，取消操作箱中两组操作电源的自动切换回路，公用回路采用第一路操作电源。（4）操作箱应设有断路器合闸位置、跳闸位置和电源指示灯。（5）操作箱内的保护三跳继电器应分别有起动失灵、起动重合闸的两组三跳继电器（TJQ），起动失灵、不起动重合闸的两组三跳继电

28、器（TJR），不起动失灵、不起动重合闸的两组三跳继电器（TJF）。42故障录波器系统故障录波器系统线路故障录波器配置原则:（1）为便于分析电力系统事故及继电保护装置的动作情况，330kV变电站内应配置故障录波装置分别记录线路电流、电压、保护装置动作及保护通道的运行情况等。（2）在分散布置的330kV变电站内，宜按电压等级配置故障录波装置，不跨小室接线，建设初期可适当考虑远景要求；在集中布置的330kV变电站内，宜按电压等级配置故障录波装置。（3）每套330kV线路故障录波器的录波量配置宜为48路模拟量、128路开关量；每套110kV线路故障录波器的录波量配置宜为64路模拟量、128路开关量。（

29、4）故障录波装置应具备完善的分析和通信管理功能，通过以太网口与保护和故障信息管理子站系统通信，录波信息可经子站远传至各级调度部门进行事故分析处理。43技术要求:（1）故障录波器应为数字式的，所选用的微机故障录波器应满足电力行业有关标准。（2）故障录波器应能连续记录多次故障波形，能记录和保存从故障前150ms到故障消失时的电气量波形。它应至少能清楚记录5次谐波的波形。（3）故障录波器模拟量采样频率在高速故障记录期间不低于5000Hz。（4）事件量记录元件的分辨率应1.0ms。（5）故障录波器应具备对时功能，推荐采用以太网或RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码

30、作为对时信号源，对时精度小于1.0ms，以便能更好分析故障发生顺序以及实现双端测距。装置应有指示年、月、日、小时、分钟、秒的功能。（6）故障录波器应具有故障测距功能，故障测距的测量误差应小于线路长度的3%。44主变压器故障录波器配置原则:（1）为了分析主变压器保护的动作情况，主变压器的故障录波器宜单独配置。主变压器三侧及公共绕组侧的录波信息应统一记录在一面故障录波装置内。（2）主变压器的故障录波器型号宜与线路故障录波器统一，并能共同组网，经子站将录波信号远传至各级调度部门。（3）每套主变压器故障录波器的录波量配置宜为64路模拟量、128路开关量，满足两台主变压器故障录波的需求。技术要求:（1）

31、故障录波器应为数字式的，所选用的微机故障录波器应满足电力行业有关标准。（2）故障录波器应能连续记录多次故障波形，能记录和保存从故障前150ms到故障消失时的电气量波形。它应至少能清楚记录5次谐波的波形。（3）故障录波器模拟量采样频率在高速故障记录期间不低于5000Hz。（4）事件量记录元件的分辨率应1.0ms。（5）故障录波器应具备对时功能，推荐采用以太网或RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码作为对时信号源，对时精度小于1.0ms，以便能更好分析故障发生顺序。装置应有指示年、月、日、小时、分钟、秒的功能。45故障测距系统故障测距系统配置原则（1）为了实现线

32、路故障的精确定位，对于大于80km的长线路或路径地形复杂、巡检不便的线路，应配置专用故障测距装置。（2）宜采用行波原理、双端故障测距装置，两端数据交换宜采用2M通道。（3）每套行波故障测距装置可监测18条线路。当线路超过8条时，建设初期故障测距装置的配置可结合远景规模统一考虑。46技术要求（1）行波测距装置应采用数字式，有独立的起动元件，并具有将其记录的信息就地输出并向远方传送的功能。（2）行波测距装置应采用高速采集技术、同步技术、计算机仿真技术、匹配滤波技术和小波技术实现以双端行波测距为主，辅助以单端行波测距。（3）行波故障测距装置的测距误差不应受运行方式变化、故障位置、故障类型、负荷电流、

33、过渡电阻等因素的影响，测距误差应不大于500m。（4）行波测距装置应能监视8条线路，本侧装置与对侧装置可构成双端测距系统。测距装置具有自动识别故障线路的能力，能有效防止装置的频繁误起动和漏检。（5）当线路发生故障时，线路两端所在站内的行波故障测距装置之间应能远程交换故障数据以实现自动给出双端测距结果。（6）行波测距装置应能通过电力数据网、专线通道或拨号方式与调度中心通信。调度端应能自动接收或主动调取行波测距系统的测距结果、测距装置记录的行波数据，装置的工作状况，并应具有远方修改配置、进行整定的功能。（7）行波测距装置应具有接收对时功能，以实现行波测距装置与时间同步系统的同步，时间同步误差应不大

34、于1s。对时接口优先采用IRIG-B（DC）或1PPS+RS-485串口方式。47 保护及故障信息管理子站系统保护及故障信息管理子站系统配置原则（1）330kV变电站应配置一套保护及故障录波信息管理子站系统，保护及故障信息管理子站系统与监控系统宜根据需要分别采集继电保护装置的信息。（2）保护及故障信息管理子站系统与保护装置、监控系统的联网方式宜采用如下两个方案：方案一：如果不考虑在监控系统后台实现继电保护装置软压板投退、远方复归的功能，则监控系统仅采集与运行密切相关的保护硬接点信号，站内所有保护装置与故障录波装置仅与保护及故障信息管理子站连接；保护及故障信息管理子站通过防火墙接入监控系统站控层

35、网络，向监控系统转发各保护装置详细软报文信息。48保护及故障信息管理子站系统方案一保护及故障信息管理子站系统方案一49推荐保护硬接点信号附表推荐保护硬接点信号附表编编 号号信号名称信号名称1330kV线路保护线路保护信号信号1线路保护动作线路保护动作信号信号2保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号3保护运行异常保护运行异常信号信号4保护通道故障保护通道故障2远方跳闸及过电压保护远方跳闸及过电压保护信号信号1远方跳闸及过电压保护动作远方跳闸及过电压保护动作信号信号2保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号3保护运行异常保护运行异常3330

36、kV断路器保护断路器保护信号信号1断路器保护动作断路器保护动作信号信号2重合闸动作重合闸动作信号信号3保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号4保护运行异常保护运行异常4. 330kV短引线保护短引线保护信号信号1短引线保护跳闸短引线保护跳闸信号信号2保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号3保护运行异常保护运行异常5330kV母线保护母线保护信号信号1母差保护动作母差保护动作信号信号2保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号3保护运行异常保护运行异常50推荐保护硬接点信号附表推荐保护硬接点信号附表6110kV

37、线路保护线路保护信号信号1线路保护动作线路保护动作信号信号2保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号3保护运行异常保护运行异常信号信号4保护通道故障保护通道故障7110kV母线保护母线保护信号信号1母差保护动作母差保护动作信号信号2失灵保护动作失灵保护动作信号信号3母线互联母线互联信号信号4母差保护母差保护TA/TV断线断线信号信号5隔离开关位置告警隔离开关位置告警信号信号6保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号7保护运行异常保护运行异常8. 110kV母联母联/分段保护信号分段保护信号信号信号1母联（分段）保护动作母联（分段）保护动作

38、信号信号2保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号3保护运行异常保护运行异常51推荐保护硬接点信号附表推荐保护硬接点信号附表9故障录波器信号故障录波器信号信号信号1故障录波器装置动作故障录波器装置动作信号信号2故障录波器装置故障故障录波器装置故障信号信号3故障录波器装置电源消失故障录波器装置电源消失10主变压器主变压器/电抗器保护信号电抗器保护信号信号信号1保护动作保护动作信号信号2过负荷动作过负荷动作信号信号3保护装置故障（含直流电源消失）保护装置故障（含直流电源消失）信号信号4保护运行异常保护运行异常11. 断路器操作箱信号断路器操作箱信号信号信号1第一套控制回

39、路或电源断线第一套控制回路或电源断线信号信号2第二套控制回路或电源断线第二套控制回路或电源断线信号信号3第一组出口跳闸第一组出口跳闸信号信号4第二组出口跳闸第二组出口跳闸52 方案二：如果考虑在监控系统后台实现继电保护装置软压板投退、远方复归的功能，则保护及故障信息管理子站系统与监控系统分网采集保护信息。保护装置可直接通过网口或保护信息采集器，按照子站系统和监控系统对保护信息量的要求，将保护信息分别传输至子站系统和监控系统，故障录波单独组网后直接与子站连接。保护信息采集器推荐与保护信息管理子站统一设计。53保护及故障信息管理子站系统方案二保护及故障信息管理子站系统方案二54 技术要求（1）保护

40、及故障信息管理子站系统宜采用嵌入式装置化的产品，信息的采集、处理和发送不依赖于后台机。（2）保护及故障信息管理子站系统主机应采用安全操作系统，如基于UNIX或LINUX的操作系统。（3）保护及故障信息管理子站系统应能与各继电保护装置和故障录波装置进行数据通信，收集各继电保护装置及故障录波装置的动作信号、运行状态信号，通过必要的分析软件，在站内对事故进行分析。（4）保护及故障信息管理子站系统对保护装置应具有调取查询保护定值、投/退软压板及复归功能；对故障录波装置应具有定值修改和系统参数配置、定值区查看、启动、复归功能。（5）调度中心应能通过保护及故障信息管理子站调取继电保护装置和故障录波装置的定

41、值、动作事件报告和故障录波报告、运行状态信号等。5556330kV330kV主变压器保护主变压器保护主变压器保护配置原则 配置双重化的主、后备保护一体主变压器电气量保护和一套非电量保护。 1、主保护 纵联差动保护。2、高压侧后备保护（1）配置高压侧带偏移特性的阻抗保护(可根据运行需要投退)。（2）配置高压侧复压过流保护，延时跳开主变压器各侧断路器。（3）配置高压侧零序电流保护。（4）配置高压侧过激磁保护。（5）具有变压器高压侧断路器失灵保护动作后跳各侧断路器的功能。高压侧断路器失灵保护动作接点开入后，应经灵敏的、不需整定的电流元件并带50 ms延时后跳变压器各侧断路器。（6）配置高压侧过负荷保

42、护，延时动作于信号。57 3、中压侧后备保护（1）配置中压侧带偏移特性的阻抗保护(可根据运行需要投退)。（2）配置中压侧复压过流保护，延时跳主变压器各侧断路器。（3）配置中压侧零序电流保护。（4）具有变压器中压侧断路器失灵保护动作后跳各侧断路器的功能。变压器中压侧断路器失灵保护动作接点开入后，应经灵敏的、不需整定的电流元件并带50 ms延时后跳变压器各侧断路器。（5）配置中压侧过负荷保护，延时动作于信号。4、低压侧后备保护（1）配置低压侧限时速断过流保护，延时跳开本侧断路器。（2）配置低压侧复合电压闭锁过流保护。（3）配置低压侧过负荷保护，延时动作于信号。 5、公共绕组后备保护（1）配置公共绕

43、组零序过流保护。（2）配置公共绕组过负荷保护，延时动作于信号。6、中性点配置中性点零序过电流保护58主变压器保护技术要求（1）两套主变压器保护的交流电流、直流电源以及用于保护的隔离刀闸的辅助接点、切换回路应相互独立。（2）主变压器非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且与电气量保护完全分开，在保护屏上的安装位置也相对独立。（3）两套完整的电气量保护的跳闸回路应与断路器的两个跳圈分别一一对应，非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。59330kV330kV高压并联电抗器保护高压并联电抗器保护 配置要求 配置双重化的主、后备保护一体高

44、压并联电抗器电气量保护和一套非电量保护。1、主电抗器主保护（1）主电抗器差动保护；（2）主电抗器零序差动保护；（3）主电抗器匝间保护。2、主电抗器后备保护（1）主电抗器过电流保护；（2）主电抗器零序过流保护；（3）主电抗器过负荷保护。3、中性点小电抗器后备保护（1）中性点小电抗器过电流保护；（2）中性点小电抗器过负荷保护。高压并联电抗器保护技术要求（1）具有TA断线告警功能，可通过控制字选择是否闭锁差动保护；（2）当主电抗器首端和末端TA变比不一致时，电流补偿应由软件实现。60站用变压器保护站用变压器保护配置微机型电流速断保护、过流保护。可选用保护测控一体化装置。 35 kV35 kV并联电容

45、器保护并联电容器保护配置微机型电流速断保护、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。可选用保护测控一体化装置。 35kV35kV并联电抗器保护并联电抗器保护配置微机型电流速断保护、过流保护、零序过电压保护。可选用保护测控一体化装置。 380V 380V 站用电备自投站用电备自投当站用变380V 侧电压消失，站用备用变高压侧有压时，自动投入站用备用变高压侧断路器和380V 站用备用分支断路器。低压无功自动投切低压无功自动投切低压无功自动投切功能宜由监控系统实现，如不满足系统要求，可装设一套低压无功自动投切装置。61五、设备组屏方案五、设备组屏方案62线路保护 330kV

46、线路保护 组屏（柜）原则 （1） 对于一个半断路器接线，每回330kV线路配置2面保护屏，双重化配置的双套保护分别安装在2面保护屏内，每面保护屏包含1套线路主、后备保护装置，1套过电压保护及远跳保护装置。其中过电压保护及远跳保护装置可根据电网具体情况选配。（2）对于双母线接线，每回330kV线路配置2面保护屏，双重化配置的双套保护分别安装在2面保护屏内，其中1面保护屏装设1套线路主、后备保护装置(含重合闸功能) ，另外1面保护屏装设1套线路主、后备保护装置(含重合闸功能)及操作箱。（若采用高频保护，屏上较拥挤时，可组三面屏）。63组屏方案：对于一个半断路器接线（1）线路保护屏1： 线路保护1过

47、电压保护及远跳保护1；（2）线路保护屏2：线路保护2过电压保护及远跳保护2。对于双母线接线（1）线路保护屏1：线路保护1(含重合闸功能)（过电压保护及远跳保护1）；（2）线路保护屏2：线路保护2 (含重合闸功能) 操作箱装置（过电压保护及远跳保护2）。若根据电网具体情况需远跳本侧时，每面保护屏上需增加过电压保护及远跳保护。64110kV线路保护 组屏原则 每回110kV线路配置1面保护屏。每面保护屏包含1套线路主、后备保护及重合闸装置、1台三相操作箱、1台电压切换箱（如果操作箱具有电压切换功能，则取消此电压切换箱）。 组屏方案 方案一：线路保护屏：线路保护、重合闸三相操作箱电压切换装置； 方案

48、二：线路保护屏：线路保护、重合闸三相操作箱电压切换装置线路测控装置； 若采用纵联距离保护时，以及复用光纤通道时，保护屏上需增加收发信机或信号传输装置。 65保护与通信设备的连接 光缆连接要求： （1）在继电器室和通信机房均设保护专用的光配线柜，光配线柜的容量、数量宜按变电站远景规模配置。 （2）继电器室光配线柜至通信机房光配线柜采用3条（2用1备）单模光缆，每条光缆纤芯数量宜按变电站远景规模配置。 （3）继电器室光配线柜至保护屏、通信机房光配线柜至保护通信接口屏均应采用尾缆连接。 保护通信接口屏： （1）使用复用数字通道时，采用能满足ITU G.703标准的2Mbit/s数字接口装置。 （2）

49、同一线路两套保护的数字接口装置宜安装在不同的保护通信接口屏上，每一面保护通信接口屏最多安装8台保护数字接口装置。66母线保护母线保护330kV母线保护 组屏原则: （1）对一个半断路器接线，每套母线保护组1面屏。每面母线保护屏含1套母线差动保护装置。 （2）对双母线接线，每套母线保护组1面屏。每面母线保护屏含1套母线差动保护装置。 （3）330kV双母线不配置独立的断路器失灵保护，失灵保护功能分别含在母差保护中，不独立组屏。 组屏方案: （1）对一个半断路器接线， 母线保护屏1：母线差动保护装置1 母线保护屏2：母线差动保护装置2 （2）对双母线接线， 母线保护屏1：母线差动保护装置（含断路器

50、失灵保护）1； 母线保护屏2：母线差动保护装置（含断路器失灵保护）2；67 110kV母线保护及失灵保护组屏原则: （1）110kV双母线配置1套母线保护。每套母线保护组1面屏。 （2）每面母线保护屏含1套母线差动保护装置 （3）110kV双母线不配置独立的断路器失灵保护，失灵保护功能分别含在母差保护中，不独立组屏。 组屏方案: 母线保护屏：母线差动保护装置（含断路器失灵保护）。68断路器保护断路器保护330kV断路器保护（1）一个半断路器接线的330kV断路器保护按断路器单元配置，每台断路器配置1面断路器保护屏。（2）对于线路用的两台断路器，断路器保护屏包含1套断路器失灵保护及重合闸装置、1