故障录波器技术规范办法

篇2：220kV线路保护技术规范办法

目次

前言I

1范围1

2基本要求1

3纵联保护2

4纵联差动保护的通道2

5距离、零序保护3

6选相与跳闸3

7重合闸3

8检测与记录4

9与监控系统、信息子站的配合4

10保护配置5

11组屏6

前言

为统一全网对220kV线路保护的技术要求和使用原则,适应河北南网工程建设和保护改造的要求,确保线路保护的安全可靠运行,结合河北南网运行管理实际,制定本标准。

本标准规定了河北南网220kV线路保护在功能设置和配置使用方面的原则。

本标准主要内容包括:

――线路保护的基本要求:包括电流、电压回路及装置基本功能等的要求。

――线路保护的功能要求:包括纵联、距离、零序保护及重合闸等的技术要求。

――线路保护的辅助要求:包括通信接口、信号记录、与监控系统及信息子站的配合等技术要求。

――线路保护的配置要求:包括不同线路保护配置、纵联通道组织等的要求。

――线路保护的组屏要求:包括保护屏、通信接口屏的组屏原则。

本标准由河北电力调度中心提出。

本标准由河北电力调度中心解释。

本标准主要起草单位:河北电力调度中心继电保护处。

本标准主要起草人:常风然、周纪录、张洪、曹树江、赵春雷、萧彦、孙利强、齐少娟。

感谢在本标准起草过程中提出宝贵意见的各位同行!

在执行本标准中如有问题或意见,请及时告知河北电力调度中心。

河北南网220kV线路保护技术规范

1范围

本标准规定了河北南网220kV线路所配置的微机型保护装置(以下简称“装置”)在功能设置、性能指标、配置使用、组屏设计等方面的原则要求。

装置制造、设计、使用中除满足国家、行业规定的各种相关技术条件、规程、反措等的要求外,还需符合以下技术要求。

2基本要求

2.1线路在空载、轻载、满载等各种条件下,在保护范围内发生金属性和非金属性的各种简单故障(包括单相接地短路、两相接地短路、两相不接地短路、三相短路等)时,保护应快速正确选相动作。发生各种复合故障、发展性故障时,装置应能可靠动作。

【释义】本条是对保护可依赖性的基本要求,对双端和单端电源线路,均应做到。

2.2保护范围外部正方向或反方向发生金属性或非金属性故障时,装置不应误动。外部故障切除、外部故障转换、故障功率突然倒向、系统操作等情况下,装置不应误动作。

【释义】本条是对保护安全性的基本要求,保证在外部系统干扰或正常操作时保护不会误动。

2.3本线非全相运行时,若健全相又发生区内任一种类型故障,纵联保护应能正确地瞬时动作跳三相;发生本线区外故障,纵联保护不应误动,延时段保护不应误加速。

【释义】本条要求的难点可能在发生区外故障时保护不应误加速上,部分保护逻辑上存在的元件加速问题,需要妥善解决,应利用纵联保护来实现健全相的保护。

2.4手动合闸或自动重合闸于故障线路上时,应可靠瞬时三相跳闸,不重合;手动合闸或自动重合闸于无故障线路上时,应可靠不动作。合闸于故障的保护开放时间不宜长于500毫秒。同时保护中还要考虑到重合后再故障,再故障的时间不确定。

【释义】合闸于故障保护的开放时间,有些装置可能较长,有的甚至开放至整组复归时刻。考虑保护的安全性,该时间应尽量缩短。但装置要考虑缩短后,保护功能上要考虑到重合后再故障时,纵联保护应能正确动作。

2.5纵联距离和距离保护应具备完善的振荡闭锁功能,要能正确区分故障和振荡,并能在振荡中区内故障时可靠开放保护。当本线全相或非全相振荡时:

无故障应可靠闭锁保护装置;

发生区外故障或系统操作,装置应可靠不误动;

全相振荡时,本线发生对称故障,允许经短延时开放保护;

全相或非全相振荡,本线发生不对称故障,应快速开放保护。

【释义】简单地描述对振荡闭锁功能的要求,就是要求能准确地开放保护。

2.6线路过负荷时,保护不应误动;过负荷状态线路再故障,保护仍应正确动作。

2.7采用装置内部软件自产零序电压,不外接零序电压。

【释义】为简化保护接线,简化向量检查,零序电压采用自产。现部分装置仍采用外接零序电流,故未对零序电流做必须的规定。

2.8装置应尽可能利用交流量判断保护的状态,尽量减少输入开关量的数量。

【释义】为简化接线,提出尽量减少开入量,但不应当因此而损害保护的可靠性。

2.9双断路器接线的两组TA的二次线圈宜分别接入保护装置。

【释义】为躲双断路器接线的区外故障的不平衡电流,采用双TA接入保护装置,类似于变压器差动的接线。

2.10装置电流采样精确工作范围至少应在(0.1~30)In间,In为装置额定电流。

2.11保护装置应能可靠分相起动失灵保护,故障切除后,起动失灵保护的接点应瞬时返回,返回时间不大于30毫秒。

【释义】要求装置提供分相起动失灵保护的接点,未对三相起动失灵做要求。对纵差保护而言,故障切除应当以本侧断路器的故障电流为判断标准,而不应以差流为准。

2.12装置在运行状态下进行正常操作(如打印、查询、信息外传、复归信号等),不应影响保护的正常运行,也不能因此丢失保护的数据报告。特定操作影响保护运行的,必须特别标明。

【释义】运行发现某些装置在打印、信息外传等操作时,保护装置出现异常,特做此规定。某些装置规定复归信号的操作顺序,也是不当的。

3纵联保护

3.1纵联方向、纵联距离保护应能靠软件自动判定弱馈状态或允许任何方式下保护单端置弱馈,并正确选相动作。

【释义】纵联保护允许任何方式下保护单端置弱馈,即使在两侧强电源运行的情况下,保护应正确动作。

3.2纵联方向、纵联距离保护装置应能完全控制专用收发信机的发停信,并采用单接点方式配合。

3.3纵联保护在母差保护动作(仅指双母线)或失灵保护动作时,要采取使线路对侧相应纵联保护快速可靠跳闸的措施,线路对侧相应纵联保护应快速跳闸。3/2接线的失灵保护动作于加速线路对侧纵联保护跳闸的回路,应采用失灵保护出口接点并联的方式。

a.对闭锁(允许)式纵联方向、纵联距离(零序)保护,装置要具备“其它保护停(发)信”回路,并应使用短延时(5~10毫秒)确认,外部回路应正确接入;

b.对纵联差动保护,装置要具备远跳接入回路,并应使用短延时(5~10毫秒)确认。远跳命令跳闸时应经起动元件闭锁,装置宜提供控制字选择是否选相跳闸。对远跳命令发送端为双母线的,远跳跳闸时宜经选相,不闭锁重合闸;对远跳命令发送端为3/2接线的,远跳跳闸时永跳。

【释义】传统的加速回路,提出了对发停信控制回路延时确认的要求,用以防止干扰造成的误动。对远跳命令发送端为双母线的,远跳跳闸时宜经选相,不闭锁重合闸,意在提高事故处理效率。

3.4纵联差动保护应充分考虑两侧TA变比不一致、暂态特性不一致的影响。

【释义】纵联差动保护要适应两侧TA变比不一致的情况,在运行中有因为两侧TA暂态特性不一致造成区外故障误动的事例,需要在保护原理、逻辑上予以考虑。

4纵联差动保护的通道

4.1保护装置与光纤通信网的数字通信接口应符合ITU-TG.703标准。

【释义】光纤通信电路传输线路保护装置和保护通信接口装置的模拟量数据、状态量数据和命令信号时,保护设备与通信终端设备应采用64kbit/s同向接口或2048kbit/s数字接口。64kbit/s同向接口板和2048kbit/s数字接口板属于光纤通信网的终端设备。

64kbit/s同向接口的技术条件应符合中华人民共和国现行国家标准《数字网系列比特率电接口特性》(GB/T7611-20**)。2048kbit/s数字接口的技术条件应符合中华人民共和国现行国家标准《同步数字体系(SDH)复用设备技术要求》(GB/T16712-1996)。

4.2保护装置通信接收时钟从接收码流中提取,时钟工作不正常时,应输出告警信息。

【释义】保护装置通信接收时钟从接收码流中提取,时钟来自发送侧保护装置或通信设备。保护装置应针对通信网络不同的同步方式,给出如何设置相应通信发送时钟的具体说明。

4.3保护装置及光电转换接口装置的光收发连接器端口宜下倾出线,不宜垂直出线。保护屏、光电转换接口屏内宜设置专用的尾纤、跳线走线槽,连接器、适配器接口应牢固。尾纤、跳线应走向规范,无明显受力,曲率半径不小于10厘米。

【释义】光收发连接器下倾出线,设置走线槽,都是为防止尾纤、跳线在运行中受力折断。

4.4保护装置应对通道断线、通道环回、通道交叉等异常情况予以判别。通道故障时,保护应可瞬时退出,并能延时报警。保护启动后,装置应能记录通道异常及恢复时刻。

【释义】保护装置应采取措施正确识别对侧装置,及时发现通道环回或交叉,防止通道错接线。

4.5保护装置应能实时输出通道时延、通道误码等通道状态参数,并在时延有较大变化、误码突增等异常状态时给出告警信息。对运行中出现的频繁失步、滑码等,也应及时给出提示信息。

【释义】保护可方便地对这些数据进行实时测试,体现保护实际运行状态。

5距离、零序保护

5.1配置三段相间距离、三段接地距离、四段零序方向过流保护。

5.2距离保护、零序方向元件要充分考虑CVT暂态过程的影响。

【释义】CVT暂态过程对快速动作的距离、零序保护有影响,在目前的系统运行要求下,不必为追求速动性而牺牲选择性。

5.3距离、零序保护的各段之间应相互独立,不应有逻辑闭锁关系。

【释义】为方便使用,要求各段之间相互独立。

5.4TV断线时,除增加的TV断线零序和过流段外,现有各段零序方向过流保护可选择为退出或变为零序过流保护(零序方向元件退出)。

【释义】TV断线时阻抗元件退出,距离保护被闭锁,零序方向过流保护可选择变为零序过流保护,也可选择该保护被闭锁,装置出厂可固定,不需要提供选择用的控制字。

6选相与跳闸

6.1保护应具备独立的选相功能,选相元件应保证在各种条件下正确选择故障相,非故障相选相元件不应误动。

【释义】装置应努力提高选相元件的准确性、可靠性,要避免故障发展、故障转换、故障切除等情况下选相元件的误动,同时还要注意负荷电流对选相元件的影响。

6.2对同杆并架线路的跨线故障,保护应能选相跳闸。

【释义】对纵联差动保护,本要求易实现;对纵联距离、纵联方向保护,需要提供分相通道,保护装置也需要支持;对后备距离、零序保护,需要保护选相、跳闸逻辑做判断。

6.3装置应具有单相和三相跳闸逻辑回路,并通过外部压板(或把手)控制是否选相跳闸。

【释义】装置的跳闸方式需要与重合方式自动适应,但在某些接线和运行方式下,需要保护直接三跳时,保护应能适应。注意,保护可能未配置重合功能。

7重合闸

7.1重合方式应控制跳闸方式。

【释义】重合方式确定后,跳闸方式应与之自动适应。

7.2三重方式且要求相间故障不重合时,在保护范围内发生发展性故障,保护应三跳不重合。

【释义】区内发展性故障,指断路器尚未跳开时发展的故障。断路器三相跳开后再发展的故障,不做要求。

7.3无论何原因、何保护造成的断路器重合于本线故障,本保护应能瞬时跳闸,且不再重合。

【释义】对一次重合及合闸加速跳闸的要求。

8检测与记录

8.1保护装置应对输入的电压、电流量进行全面检测,包括三相对称性、三相平衡度、相序、各相相角等,并能查询、打印。

8.2保护装置在电压互感器次级断线或短路时,不应误动作,并发出告警信号。装置应设置TV断线辅助保护功能。

【释义】TV回路异常检测应能适应一相、二相或三相的断线或短路。保护装置应能可靠处理此类异常,应有可投入的断线辅助保护,一般可采用相过流、零序过流等。

8.3保护装置在电流互感器次级断线或短路时,不应误动作,并发出告警信号。

【释义】TA回路异常检测应能适应一相、二相的断线和短路。纵联差动保护还应能检测三相断线和短路。保护装置应能可靠处理此类异常。

8.4保护装置在采样数据异常时,不应误动作,并在异常数据达到一定数量时给出告警信号。

【释义】采样数据异常时,保护应能检测并记录,在一定时段内频繁出现断续的异常数据时,也应当告警。

8.5装置应对输入的开关量信号进行智能检测,变位(如投退保护功能)时,要有相应报文和事件记录,必要时给出告警信号。

8.6所有装置异常、装置故障告警信号应能起动中央信号,并可通过信息接口外送报文。

【释义】目前有些异常信号仅给出报文,不利于现场人员及时发现、处理。

8.7装置应记录保护起动前(至少20毫秒)及起动后交流采样数据、开关量(输入和输出)状态及事件、定值、内部元件动作过程等,并可通过后台软件下载所有相关数据进行离线分析、重演。装置至少应能保存10次动作和10次仅起动未出口的全部数据。

【释义】对装置内部动作行为的录波要求。要求至少10次动作录波,是为防止频繁起动对数据的清空,另要求10次起动数据一般可满足对故障分析的要求。

8.8采用故障起动后发送信号的纵联保护应具备手动和定时自动检测通道功能,并在通道异常时给出告警信息。

8.9纵联差动保护装置应记录通道延时、通信异常时间、误帧数、丢帧数等通道信息,供日常巡视检测。

9与监控系统、信息子站的配合

9.1装置除打印、调试接口外,至少还应设立两个通信接口,用于监控系统和保护信息管理系统的组网,用户可选择使用RS-485或以太网络接口。

【释义】两个通信接口应是可独立配置的,也即可选择一个RS-485口加一个以太网络接口。

9.2装置应支持“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能、远方复归功能以及远方查看定值、交流采样、开入量状态、动作报告、保护状态功能。

“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能应能在保护装置上分别设置为是否可用。

监控系统可使用“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能、远方复归功能、远方通道测试功能及远方查询定值、交流采样数据、开入量状态、动作报告、保护状态等功能。

保护信息子站仅允许远方查询,如查看定值、采样数据、开入量状态、动作报告、保护状态等。

【释义】按照变电站自动化系统和保护信息子站的要求,远方功能必须配置。但“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能属于能改变保护运行状态的操作信息,必须强调其可靠性,此外远方复归功能、远方通道测试功能也都属于下行的操作信息,应由监控系统实现。其它属于上行信息,两系统可均接入。

9.3装置无论是否与监控系统、信息子站进行连接或信息交换,均不得影响保护的安全性和可依赖性。用户必须对监控系统、信息子站提出相关要求。

【释义】信息接口是否连接,是否进行信息传输,包括对信息进行处理的过程中,均不能牺牲保护的可靠性。

9.4高频通道测试功能应通过保护装置进行。无人值班变电站,应具备就地和远方测试手段,远方测试由监控系统输出接点实现,不要求由串口实现。收发信机的所有告警信息应接入监控系统。

9.5保护应能设置为“检修状态”。“检修状态”时,装置不通过信息接口向监控系统发送相关信息,但装置本地功能,包括出口、显示、打印等不受影响。

10保护配置

10.1双电源线路应配置双重化的主后一体的微机型线路保护。

10.2同杆并架线路,应配置双重化的纵差保护。

10.3对单电源辐射线路,按下述原则配置:

10.3.1单电源单回辐射线,如暂无成环可能,系统稳定无特别要求,不考虑采用单相重合闸时,可暂不上纵联保护,但应在电源侧配置两套完整、独立的阶段式保护,并预留完善为双套纵联保护的安装位置;非电源侧可不配置线路保护。

10.3.2发电厂出线的单电源单回辐射线路以及其它非2.3.1所述情况的单电源单回辐射线,按双电源线路配置保护。

10.3.3单电源双回辐射线、单电源环网线路,按双电源线路配置保护。

【释义】对于单电源单回辐射线路,肯定较长时期内辐射运行的(实际并不多),可考虑仅在电源侧配置阶段式保护,在整定上对快速性予以考虑。由于电厂出线一般不允许三重(大机组的要求),考虑供电可靠性,需要投单重,两端保护必须能选相跳闸,综合考虑按双电源线路配置保护。

10.4旁路开关可仅配置一套主后一体的微机型线路保护,其主保护一般采用切换通道的工作方式,并尽可能与大多数线路的保护型号保持一致。

【释义】原有旁路保护多配置一套主后一体的微机型线路保护,实际在转带时存在保护不健全的问题,考虑到新工程一般不再上旁路母线,对旁路保护的配置放松要求。

10.5双重化的主保护一般应采用不同的工作原理,但可均采用纵差保护。两套保护宜采用不同厂家的产品。对具备光纤通信通道的线路,主保护应优先采用光纤分相纵差保护。

【释义】无法配置双重化的纵差保护时,两套纵联保护的原理应不同,但不强求配置纵联距离保护。如果通道情况允许,优先使用纵差保护,这主要是考虑纵差保护涉及环节少,受外界因素干扰少,可靠性较高。

10.6纵联保护通道的组织

10.6.1双重化配置的两套主保护应采用相互独立的高可靠性通道,至少其一应采用光纤通道,优先采用专用光芯传输保护信号。

10.6.2对只有一个光纤通道的线路,另一套主保护应优先采用电力线专用载波通道传输保护信号。当没有载波通道时,另一套主保护可采用微波通道传输保护信号。载波、微波通道设备及电源应与光纤通道相互独立。

10.6.3当采用复用数字通道传输保护信号时,采用2Mbit/s数字接口,1+0通道方式。

10.6.4远方跳闸保护的信号传输通道,应采用两个相互独立的高可靠性通道,可与双重化配置的纵联保护共用。

【释义】保护的独立性要求通道的独立性,传输两套保护信号的通信设备及电源应相互独立,同时要注意通信电源负载的分配。无论专用光芯或数字复用,同一路径的光缆只能视为一条通道。

11组屏

11.1线路保护按两面或三面屏方式合理布置,两套主保护及相应的电压切换箱各上一面屏。采用三面屏方式布置,将操作箱与测控装置组成控制屏;采用两面屏方式布置,测控装置另外独立组屏。直流电源的设计和取用要符合保护双重化配置及反措的要求。

11.2保护与通信设备不在同一小室时,复用数字通道的通信接口装置应单独组屏,与通信传输设备邻近安装,同一线路的两套通信接口装置不宜安装在同一接口屏上。保护与通信设备布置在同一小室,且电缆长度小于50m、电磁干扰水平较弱时,通信接口装置可安装在对应的保护屏上。

篇3：220kV母线保护技术规范办法

目次

前言I

1范围2

2术语和定义2

3配置原则2

4使用原则3

5二次回路3

6运行规定4

7装置功能要求5

8装置组屏要求7

9装置说明书要求8

前言

母线保护是保证电网安全稳定运行的重要保护。为适应河北南网微机型母线保护的应用需要,结合河北南网运行管理实际,制定本标准。

本标准规定了220kV母线的微机型母线保护装置在功能设计及使用、组屏设计、运行整定等方面的技术原则。110kV及以下微机型母线保护装置的运行和设计可参照执行。

本标准主要内容包括:

――微机型母线保护功能使用原则:包括充电(过流)保护、母联失灵保护、断路器失灵保护、母联非全相保护功能等。

――微机型母线保护的二次回路:包括刀闸辅助接点的引入、启动失灵接点的引入、失灵回路的压板设置、母差跳主变220kV侧断路器失灵等。

――微机型母线保护的运行规定:包括充电时母差的投退、倒闸操作时的方式和负极性压板的使用等。

――微机型母线保护的保护功能要求:包括母差保护、充电(过流)保护、母联失灵保护、母联死区保护、母联非全相保护、断路器失灵保护、TV、TA断线判别等。

――微机型母线保护的组屏原则:包括刀闸操作模拟面板、母兼旁切换压板等。

――装置说明书应包含的内容等。

本标准由河北电力调度中心提出。

本标准由河北电力调度中心解释。

本标准主要起草单位:河北电力调度中心继电保护处。

本标准主要起草人:萧彦、周纪录、张洪、曹树江、常风然、赵春雷、孙利强、齐少娟。

感谢在本标准起草过程中提出宝贵意见的各位同行!

在执行本标准中如有问题或意见,请及时告知河北电力调度中心。

河北南网220kV母线保护技术规范

1范围

1.1本标准规定了河北南网220kV母线的微机型母线保护装置(以下简称“装置”)在功能设计及使用、组屏设计、运行整定等方面的原则。

1.2上述装置在使用中除满足DL/T670-1999《微机母线保护装置通用技术条件》以及国家、行业规定的各种相关技术条件、规程、反措等的要求外,还需满足以下技术要求。

2术语和定义

2.1微机型母线保护

指将母线差动保护、母联充电(过流)保护、母联非全相保护、断路器失灵保护等多功能综合为一体的微机型保护装置。微机型母线保护中的各个功能共享数据信息和跳闸出口。

2.2母差保护

指微机型母线保护中的母线差动保护功能。

2.3旁路转代压板

用于告知装置母兼旁开关处于转代状态的压板。

2.4母线互联或单母方式压板

用于告知装置各连接元件均接于同一母线的压板。此压板需在单母线运行方式、刀闸跨接方式或倒闸操作期间投入。

2.5负极性压板

某些装置用于解决母兼旁TA在转代时的实际极性端与装置默认极性端(母线侧)不一致问题的压板,常见于早期的RCS系列装置。设计中,通常以固定接线形式替代压板。后期的RCS系列装置中,由负极性控制字取代压板或固定接线所实现的功能。

2.6无选择方式

指通过投入母线互联或单母方式压板,强制装置的母差保护动作后,不选择故障母线,直接跳开母线所有连接元件的出口方式。

2.7有选择方式

相对于无选择方式,指不投入母线互联或单母方式压板,母差保护动作后按既定逻辑切除故障母线的出口方式。

3配置原则

3.13/2接线变电站每条母线的保护按双重化配置。

3.2对双母线接线(含双母单分、双母双分等形式),当无母差运行系统存在稳定问题、继电保护整定配合有困难以及供电可靠性要求较高时,其母线保护应按双重化配置。

3.3双母线接线的断路器失灵保护按单套配置。使用微机型母线保护装置时,由该装置实现失灵保护功能,不单独配置失灵保护。

3.4双重化配置的母线保护装置,应选用原理有别、不同厂家制造的产品。

3.5双母双分接线,每套母线保护宜由两台同厂家的同型装置实现。

4使用原则

4.1母联充电(过流)保护功能

不使用装置中的母联充电(过流)保护功能,采用独立的外部充电(过流)保护装置。

【释义】无论是在一、二次设备检修后的恢复操作,还是在新设备的投运过程中,母联充电(过流)保护的使用均很频繁;且新设备投运时,母线保护一般需退出口。考虑到操作的方便性及运行的安全性,以采用独立的外部充电(过流)保护装置为好。

对于旧母差和充电(过流)保护原为同屏布置,且旧母差改造后,无充电(过流)保护屏位的情况,可暂时采用微机型母线保护装置内部的相关功能,待独立的母联保护屏投运后再予调整。现场进行空充母线等操作时应特别注意充电(过流)保护投入退出过程中的运行安全问题。

4.2母联失灵保护功能

4.2.1两套装置中的母联失灵保护功能均使用。

4.2.2外部启动母联失灵的保护仅为充电保护和过流保护。

4.2.3外部充电(过流)保护可仅启动带有断路器失灵保护功能的母线保护装置。

【释义】外部充电(过流)保护装置启动母联失灵时,应通过保护动作接点经失灵启动压板启动;充电(过流)保护退出时,其启动母联失灵的压板也应同时退出。

目前已投入运行的微机型母线保护装置,若不具备由外部保护启动母联失灵保护的功能,暂不作要求。

目前已投入运行的微机型断路器保护,若启动母联失灵的动作接点不能区分非全相保护出口还是充电(过流)保护出口,可暂采取仅在充电过程中投入启动失灵压板的办法,以避免正常运行时非全相启动母联失灵。若断路器保护装置的充电和过流接点是独立的,应注意将两接点并联启动母联失灵。

4.3断路器失灵保护功能

4.3.1使用装置中的断路器失灵保护功能。

4.3.2按双套保护配置的双母线接线变电站,可仅使用其中一套装置的断路器失灵保护功能。

【释义】传统的模拟型失灵保护回路复杂,采用微机型母线保护内部的失灵功能后,失灵保护可与母差保护共享数据信息和跳闸出口,省去了独立的失灵保护屏,简化了二次接线。母差和失灵合一的缺点是在保护检验时,母差保护和失灵保护可能会同时停运。由于失灵保护为线路或主设备故障时保护动作而对应断路器失灵的后备保护,因此母差保护和失灵保护的短时间同时停运与分别停运对系统的影响差别不大,故相比较而言,新建220kV站应采用微机型母线保护中的断路器失灵保护功能。

使用微机型母线保护内部的失灵保护功能时,断路器失灵保护应采用装置带电流检测元件的方式。因为使用装置内部的电流检测元件,可实现电流判别到失灵出口的“无触点”连接,避免了因电流检测元件接点粘连或被误碰等原因引起的失灵保护误启动问题,有利于失灵保护的可靠运行。

4.4不使用装置中的母联非全相保护功能。

【释义】非全相保护由开关本体或独立的断路器保护实现。

5二次回路

5.1双母线接线装置刀闸辅助接点的开入宜通过强电回路直接取自开关场。

【释义】一方面保证了两套保护回路的独立性,另一方面避免了取自各间隔电压切换继电器接点时受该间隔保护检修等的影响。

5.2每套母线保护应接入独立的电流互感器二次线圈,出口同时作用于断路器的两组跳闸线圈。

5.3220kV母差保护动作,主变断路器(或旁代主变的断路器)失灵时(发电厂主变和起备变除外):

(1)双套装置配置的,每套装置的母差保护提供各自的动作接点,启动失灵保护的主变单元。

(2)主变220kV侧断路器失灵,失灵保护出口除应跳开其所在母线的所有断路器外,还应跳开该主变其他侧的断路器。

【释义】系统环网内的220kV变电站发生母线故障,母差动作跳主变220kV侧断路器失灵时,系统通过主变另两侧传送故障电流,可能会导致多台主变后备保护动作,从而扩大事故损失。为此,考虑增加失灵保护出口跳该主变三侧断路器的回路,以缩小故障影响的范围。

具体实施:

母差提供其动作接点,和其他需启动该断路器失灵的保护接点并联,作为失灵保护中主变单元的开入。配置双套装置时,两套母差均启动失灵保护的主变单元。

3/2接线母线保护中的失灵功能,主要用以辅助断路器失灵保护实现出口直跳,不是完整的失灵逻辑,因此主变断路器宜设置独立的失灵保护装置,母差向其提供动作接点,由主变的失灵保护跳主变三侧。

5.4启动失灵保护(含母联失灵保护)的接点应直接引自各保护装置。

【释义】失灵启动开入引自保护装置,回路明晰,中间环节少,且可避免断路器的非全相保护、变压器的非电量保护等通过操作箱启动失灵。

具体实施中:

有三跳或永跳启动失灵开出的线路保护装置,应接至失灵保护的相应位置;对于无三跳开出的线路保护装置,失灵保护可仅接入其分相跳闸开入。

远跳等启动失灵,宜按保护装置对待,即由其提供动作接点接至失灵保护。

3/2接线母差启动母线断路器失灵保护的回路,一般由母线保护装置向各断路器的失灵保护提供动作接点。但3/2接线按串设置小室的变电站和3/2接线电厂升压站,也可通过各断路器操作箱中的三跳/永跳接点来启动失灵。其中变压器操作箱的三跳/永跳接点和非电量接点应分开。

5.5各保护启动失灵回路的压板应分相设置于保护动作接点之后。

【释义】为防止保护装置有工作时误启动失灵保护,启动失灵的压板不宜仅加在该间隔的正电源侧,保护的各出口接点至失灵保护间均应设置压板。某保护退出运行时,应同时退其出口启动失灵的压板。

5.6断路器三相不一致保护、非电量保护不启动断路器失灵保护。但单断路器接线及单断路器运行的发变组保护中的非全相保护启动失灵保护。

5.73/2接线,失灵保护经母线保护直跳时,应采用独立双接点开入,并在母线保护侧经两个强电中间继电器进行转接。

5.8失灵启动回路的二次电缆跨保护小室连接时(分小室布置变电站的保护小室之间,发电厂升压站网控室和机组主控室之间),应在失灵保护侧经强电中间继电器转接。

5.9单断路器主接线的变压器和发变组保护启动失灵保护时,应提供解除失灵电压闭锁的逻辑回路。

6运行规定

6.1本条如下各款均应在现场运行规程中予以明确。

6.2由母联或已运行线路向空母线充电时,一般不闭锁微机型母线保护中的母差保护功能,同时母差应投“有选择”方式。

【释义】由母联或已运行线路空充母线时充电保护不闭锁母差(母差投有选择方式)的理由:

由母联向空母线充电时(母联TA位于被充母线侧),当母联断路器和TA之间的死区发生故障,若不投入母差保护,母差自然不会动作;充电(过流)保护也将因TA中无电流而不能动作,从而使得母联失灵(靠母差或充电(过流)保护启动)不能被启动,死区保护也不会动作。这必将延迟故障切除时间,并可能扩大事故停电范围,甚至破坏系统运行的稳定性。

由母联向空母线充电,或由已运行线路向空母线充电时,若被充母线有故障,母差在“有选择”方式下,运行母线的小差不会动作,所以不会被误切。但母差若投“非选择”跳闸方式,由于大差将动作,复压闭锁也可能开放,运行母线将会被误切除。

下列情况根据工作需要,适时退出母差:

母联(母兼旁)断路器串带充新线路(TA)或由新线路空充母线时

运行线路充新母联开关或母联TA,且母联TA位于被充母线侧时

其他影响母差正确动作或对系统运行不利的情况。

6.3下列情况母差保护应投“无选择”方式:

(1)单母线运行时;

(2)母线进行倒闸作业期间;

(3)采用刀闸跨接两排母线运行时;

(4)母联兼旁路开关代路时;

(5)其它需要投入“非选择”方式的情况。

6.4单母线运行方式、母兼旁转代方式、转代主变方式、母联检修方式等方式压板,其投退应与相应的一次运行方式相适应。

【释义】运行经验表明,压板比刀闸辅助接点更可靠。因此,虽然微机型母线保护具备根据刀闸位置自动识别运行方式的能力,为提高可靠性,仍规定投入相应的方式压板。

6.5母兼旁接线,在装置新投运或相关部分的程序变动后,应在正常方式和旁路转代方式下分别确认负极性压板投退、固定接线设置或控制字设定的正确性。负极性压板的投退原则应在现场运行规程中予以明确。

6.6对装置发出的任何呼唤、告警信息,应进行认真查实,并及时报告专业人员。一般除刀闸位置出错信号可先强制后复归信号外,其它告警信号在专业人员到达前,不可复归。

7装置功能要求

7.1母差保护

7.1.1母差保护主要由分相式比率差动元件构成。对双母线接线的各种主接线形式,母差保护应设有大差元件和小差元件。大差用于判别母线区内和区外故障,小差用于故障母线的选择。大差的返回门坎应考虑故障母线任一开关失灵时,母差可靠不返回,以启动失灵保护。

【释义】大差的返回门坎可设为定值项由用户整定,也可由软件固定一个门坎。门坎固定时应保证某些情况下母差可靠不返回的问题。如双母线接线母线故障,主变开关失灵时,非故障母线会经由其它主变与之并列的中压侧继续向故障点提供故障电流,此时为可靠启动失灵,母差动作接点不能返回。

7.1.2大差、小差比率制动系数的设置应考虑母联(分段)断路器在合位或断位及母线成环运行等情况下,均不因流出电流等原因导致差动元件灵敏度不够,造成母差拒动;也不因区外故障TA饱和造成母差误动。

7.1.3主接线形式为双母线接线的,其母线差动保护出口跳故障母线各断路器(含母联和分段)时需经相应的母线电压闭锁元件闭锁;主接线形式为3/2接线的,母差出口可不经电压闭锁。

7.1.4以母联向空母线充电时,应保证母联电流及时计入小差。

【释义】由于河北南网运行中采用独立于母线保护装置的充电保护,且空充母线时不闭锁母差,对于母联断开即封母联电流的装置,为防止被充母线故障时,运行母线的母差误动,装置需采取可靠措施,确保在上述运行原则下且认为母联位置接点不可靠时,母联电流能够及时计入小差。

7.1.5母线差动保护应有独立的功能投退压板。

7.2母联充电保护、母联过流保护

1)母联充电保护应自动识别母联向母线充电的状态;

2)母联过流保护设置两段相过流保护和两段零序电流保护,并可长时投入;

3)充电保护和过流保护有独立的投退控制字和压板;

4)可不闭锁母差;

5)启动母联失灵;

6)出口跳母联不经复合电压闭锁。

7.3母联失灵保护、母联死区保护、母联非全相保护

7.3.1母联失灵保护和母联死区保护功能宜独立于母线差动保护功能,并设置投退控制字。

7.3.2启动母联失灵的保护为母差保护、母联充电保护、母联过流保护及外部充电(过流)保护。

7.3.3母联失灵和死区保护动作出口均经复合电压闭锁。

7.3.4母联死区保护确认母联断位的延时不宜小于100ms或可整定。

7.3.5母联非全相保护应设置投退控制字。

7.4断路器失灵保护

7.4.1双母线接线的断路器失灵保护采用保护跳闸接点启动的方式。由装置自身逻辑完成对各单元相电流、零序电流或负序电流的判别。

【释义】线路单元和母兼旁单元应具备分相跳闸和三相跳闸接点开入位置,主变单元应具备三相跳闸接点开入位置。

各电流判据取“或”关系,并可经控制字选择是否使用零序或负序电流判据。

7.4.2双母线接线断路器失灵保护出口跳各断路器(含母联和分段)均经复合电压闭锁,出口计时应在所有条件均满足后开始。

7.4.3当3/2接线母线断路器失灵保护经本装置出口时,本装置应设置双开入、与逻辑,并增加两个强电中间继电器对双开入进行转接。当发变组、起备变等跨小室的长电缆启动失灵时,本装置侧也应增加强电中间继电器进行转接。

【释义】主要为防止光耦误导通。一般要求强电中间继电器动作电压大于55%,小于70%额定直流电源电压(设计额定功率为5W)。

7.4.4失灵保护长期启动时应告警。

7.4.5失灵保护应设置独立的投退压板。

7.4.6母差提供其动作接点,作为外部开入接至主变单元启动失灵。

7.4.7主变220kV侧断路器失灵时,失灵保护出口除应跳开其所在母线的所有220kV断路器外,还应跳开该主变其他侧的断路器。

7.4.8主变单元(含转代单元)具备外部解除失灵保护复合电压闭锁的功能及投退此功能的控制字。“解除复合电压闭锁”开入长期存在时应告警。

7.5TV断线判别

对TV单相断线、三相断线等各种异常情况均应能正确识别,并发出告警信号。

7.6TA断线判别

7.6.1设置TA断线灵敏段,判越限,发“TA异常”告警信号,不闭锁母差保护。

7.6.2设置TA断线告警段,判越限,发“TA断线”告警信号,闭锁母差保护。

7.6.3母联TA断线时不闭锁母差保护,自动切换为单母方式,并发“母联TA断线”告警信号。

7.6.4当设置“各支路三相电流不平衡”判据,且判据满足时,仅告警不闭锁母差。

7.7对运行方式适应性的要求

7.7.1通过隔离刀闸判别母线运行方式时,应对刀闸辅助接点进行自检。当发现与实际不符时,发“刀闸位置”告警信号。运行人员修正刀闸位置时,应不需进入菜单即可完成。

7.7.2对母兼旁接线方式,装置应能自动识别带路时母联TA的极性,无需外投极性压板。

7.8保护出口

7.8.1对应每个单元,装置至少应提供两组独立出口接点,分别动作于断路器的两个跳闸线圈。

7.8.2对应双母接线的主变(含转代)单元,装置应提供启动失灵的动作接点和联跳主变其他侧开关的接点。

7.8.3对应3/2接线的各母线断路器单元,装置除具备跳断路器的双接点外,还应提供启动失灵的接点。

7.8.4出口保持时间应保证故障母线所连接的所有断路器均能可靠跳闸,但不宜大于80ms。

7.9定值

7.9.1为满足现场整定的需要,定值整定下限应在装置精度允许的前提下尽量降低,TA断线等定值的精度宜精确到两位小数。

7.9.2基准变比的选择宜由用户自行确定。若装置自动确定基准变比,需保证其选自现场接入的实际变比。

7.9.3母线保护装置内所有保护功能(含母差、失灵等)定值宜采用统一的基准变比。

7.10信号、录波和人机界面

7.10.1开入量变位(如投退保护功能压板)时,应有相应的报文和记录,并提供告警接点。

7.10.2面板显示应与现场主接线相对应。

7.10.3人机界面的数据显示精度应至少保证小数点后两位。

7.10.4不同的保护功能动作时,如死区保护、大差动作等,均应有对应的报文和记录,并提供告警接点。

7.10.5能查询诸如改定值、强制修正刀闸位置等各类输入、输出操作的历史事件记录。

7.10.6装置在运行状态下进行如打印、查询、复归信号等正常操作时,不应影响保护的正常运行。

7.10.7装置的液晶屏应能查看、显示各功能压板的投退状态。

7.10.8装置除打印、调试接口外,至少还应提供两个通信接口,用于监控系统和保护信息管理系统的组网。用户可选择使用RS-485或以太网络接口。

7.10.9装置无论是否与监控系统、信息子站进行连接或信息交换,均不得影响保护的安全性和可依赖性。

7.11备用单元

备用单元不宜参与各保护功能的逻辑。

8装置组屏要求

8.1保护屏正面设置模拟操作面板,以方便运行人员修正刀闸位置。

8.2对母兼旁接线方式,保护屏设置“母联、旁路”切换压板,以便装置既能根据刀闸辅助接点自动识别运行方式,也可根据该压板的投入状态与运行方式相适应。

8.3保护屏设置“母线互联”压板,装置应既可自动判断运行方式,也可根据互联压板进入互联程序。

8.4保护屏一般不设置母线电压切换或TV检修开关。

【释义】河北南网在TV检修时一般采取倒为单母线或刀闸跨接的方式。现有双母线接线的二次回路设计中,母线保护装置取用的交流电压来自两组电压小母线。倒为单母线时,各间隔均在正常TV的母线上;刀闸跨接时,两组小母线间经电压切换装置实现互联,无需母线保护装置进行电压切换。为简化现场操作,可取消母线保护装置屏上的电压切换开关或TV检修压板。

8.5需要外接TV开口三角电压的装置,TV二、三次的N相接入应分别设置。

8.6保护屏上不同功能的压板和端子排宜用颜色等方式加以区分。

9装置说明书要求

9.1装置说明书应包括:装置的技术参数;硬件、软件原理说明和相应的框图;定值清单和整定说明;出口接点说明;装置端子排和压板说明;人机接口的使用说明和安装调试大纲等。

9.2配套说明书应和现场装置保持一致。

篇4：220kV变压器保护技术规范办法

目次

前言I

1范围1

2装置的技术要求1

3保护配置与TA使用3

4使用原则3

5组屏6

前言

变压器保护是保证电网和设备安全运行的重要保护。为统一全网技术标准,优化保护配置及定值配合,适应河北南网工程建设和保护改造的要求,确保变压器保护的安全可靠运行,结合河北南网运行管理实际,制定本标准。

本标准规定了河北南网220kV变电站主变压器所配置的微机型保护装置在功能配置及使用、组屏设计、运行整定等方面的原则。

本标准主要内容包括:

――变压器保护的功能配置要求:包括对差动保护、各侧后备保护、非电量保护、与失灵保护的关系、辅助功能、通信接口、信号记录等的配置原则。

――变压器保护及TA配置使用原则:包括主保护、后备保护、非电量保护以及3/2接线、旁路转带等接线形式下保护、TA的使用。

――变压器保护的功能使用原则:包括对差动保护、各侧后备保护、非电量保护、与失灵保护的关系、辅助功能等的使用原则。

――变压器保护的组屏要求:包括组屏方案、压板设置原则、回路接线规定等。

本标准由河北电力调度中心提出。

本标准由河北电力调度中心解释。

本标准主要起草单位:河北电力调度中心继电保护处。

本标准主要起草人:常风然、周纪录、张洪、曹树江、赵春雷、萧彦、孙利强、齐少娟。

感谢在本标准起草过程中提出宝贵意见的各位同行!

在执行本标准中如有问题或意见,请及时告知河北电力调度中心。

河北南网220kV变压器保护技术规范

1范围

本标准规定了河北南网220kV变电站主变压器所配置的微机型保护装置(以下简称“装置”)在功能配置、组屏设计、使用及整定等方面的原则。

装置制造、设计、使用中除满足国家、行业规定的各种相关技术条件、规程的要求外,还需满足以下要求。

2装置的技术要求

2.1主保护及基本要求

2.1.1差动保护和后备保护一体化,共用一组TA线圈。

2.1.2后备保护每段每时限的跳闸方式均可整定,不依赖二次回路的变更,应可跳变压器连接的各侧母线对应的分段开关、母联开关及变压器各侧开关。

2.1.3稳态比例制动的差动保护,制动特性的拐点电流低限不宜高于Ie。

2.2220kV侧后备保护

2.2.1配置一段复合电压闭锁的无方向过流保护,一时限。复合电压闭锁元件取三侧电压的“或”逻辑(可整定)。

【释义】过流保护增加电压闭锁,主要是考虑过流保护很难整定,与变压器过负荷能力不容易配合。但增加电压闭锁后,该保护可能相当于电压保护,对变压器内部故障的灵敏度难以计算。

2.2.2配置一段零序方向过流保护,TA取自外附TA,方向指向变压器,一时限。

2.2.3配置一段无方向零序过流保护,TA取自变压器中性点TA,一时限。

2.2.4配置间隙保护,包括间隙过流和零序过压,两时限。保护原理上应考虑间隙的不稳定击穿。间隙过流TA取自中性点间隙TA,零序过压取自开口三角电压。

【释义】间隙保护要考虑间隙的不稳定击穿,间隙过流和零序过压可能出现交替动作而无法达到延时出口的问题。

2.2.5配置过负荷保护,延时发信号。

2.2.6可不配置非全相保护。

2.3110kV侧后备保护

2.3.1配置一段方向阻抗保护,靠振荡闭锁元件躲系统振荡,方向指向110kV母线,三时限。阻抗特性要包含原点。

【释义】通常配置的方向过流保护不易与出线保护获得配合,所以配置该段阻抗保护,保证母线故障在2秒内切除。对联络变压器,可能存在振荡问题,不能靠时间躲振荡,否则动作时间难以保证;对一般的负荷变压器,无振荡问题,可不经振荡闭锁。

2.3.2配置一段复合电压闭锁的无方向过流保护,三时限。复合电压闭锁元件取三侧电压的“或”逻辑,该逻辑可整定。

【释义】本段保护除作为变压器本身过流故障或异常的最后一段保护外,还兼做出线的后备保护,与高压侧过流保护的作用不完全相同。

2.3.3配置两段零序方向过流保护,方向指向110kV母线,三时限。方向元件可定值投退。TA取自变压器中性点TA或外附TA,由定值选择。

【释义】TA取自变压器中性点,可获得更大的保护范围,但向量较难检查。联络变压器的保护带方向,是为了避免与高压侧保护配合,如果电流定值具有选择性时,也可不带方向。方向元件也可选用外附TA电流。

2.3.4配置一段无方向零序过流保护,TA取自变压器中性点TA,一时限。

2.3.5配置间隙保护,包括间隙过流和零序过压,两时限。保护原理上应考虑间隙的不稳定击穿。间隙过流TA取自中性点间隙TA,零序过压取自开口三角电压。

2.3.6配置过负荷保护,延时发信号。

2.4低压侧后备保护

2.4.1配置两段复合电压闭锁的无方向过流保护,每段三时限,TA与差动保护共用。复合电压闭锁元件可整定为使用或不使用。

【释义】过流保护TA与差动保护可共用,不强求使用单独TA。另需注意在TV停运或断线时,应能使保护变为纯过流保护,而不能固定为退出。

2.4.2配置过负荷保护,延时发信号。

2.5非电量保护

2.5.1非电量保护装置必须采取完善的抗干扰措施,接口继电器的动作电压和动作功率必须满足反措的要求。

【释义】非电量保护的起动接点多由开关场经长电缆引入,干扰严重,除二次回路采取必要的抗干扰措施外,保护装置也应该对此有所防范。

2.5.2瞬时动作跳闸的非电量保护必须同步记录接点的抖动,或提供不经保持的同步接点用于外部记录,同步分辨率不宜高于2毫秒。

【释义】运行中发现部分非电量保护装置的动作与信号接点不能同步动作,信号虚假,为保证其一致性,要求二者同步。

2.6与失灵保护的关系

2.6.1220kV侧提供起动失灵保护的接点,起动失灵保护的接点应随220kV侧开关的跳开快速返回,返回时间应不大于30ms。非全相保护动作时,起动失灵保护的接点不应动作。变压器保护跳母联或分段开关时,起动失灵保护的接点不应动作。

【释义】微机保护软件的人为因素可能使变压器保护不能快速返回;变压器故障时某侧开关失灵也可能使变压器保护不能快速返回,从而可能导致误启动失灵保护。因此,要求起动失灵保护的接点随对应侧开关的跳开快速返回,不应跟随保护动作元件的返回而返回,宜采用判断相应开关故障相是否仍存在故障电流等方法进行,相当于在变压器保护内部进行了开关失灵判别。

2.6.2变压器保护可不提供用于解除失灵保护电压闭锁的“各侧复合电压闭锁动作”输出接点。

2.7其它

2.7.1配置可靠的TA、TV断线判断告警功能,并可选择闭锁/不闭锁相关保护。保护装置判断失压后,对应阻抗保护退出;对应方向元件退出(方向元件开放);本侧电压闭锁元件及零序电压闭锁元件对过流保护的开放作用可分别通过定值选择解除或开放。

2.7.2配置调压闭锁、起动风冷、过负荷联切起动等辅助功能。

2.7.3变压器电源侧为双开关接线的,装置起动元件应采用两开关的和电流计算,不应采用其中某开关的电流量作为起动计算量。

2.7.4保护装置应对输入的电压、电流量进行全面检测,包括三相对称性、三相平衡度、相序、各相相角、差电流等,并能查询、打印。

2.7.5保护装置在采样数据异常时,不应误动作,并在异常数据达到一定数量时给出告警信号。

【释义】采样数据异常时,保护应能检测并记录,在一定时段内频繁出现断续的异常数据时,也应当告警。

2.7.6装置应对输入的开关量信号进行智能检测,变位(如投退保护功能)时,要有相应报文和事件记录,必要时给出告警信号。

2.7.7所有装置异常、装置故障告警信号应能起动中央信号,并可通过信息接口外送报文。

【释义】目前有些异常信号仅给出报文,不利于现场人员及时发现、处理。

2.7.8装置应记录保护起动前(至少20毫秒)及起动后交流采样数据、开关量(输入和输出)状态及事件、定值、内部元件动作过程等,并可通过后台软件下载所有相关数据进行离线分析、重演。装置至少应能保存10次动作和10次仅起动未出口的全部数据。

【释义】对装置内部动作行为的录波要求。要求至少10次动作录波,是为防止频繁起动对数据的清空,另要求10次起动数据一般可满足对故障分析的要求。

2.7.9装置在运行状态下进行正常操作(如打印、查询、复归信号等),不应影响保护的正常运行。特定操作影响保护运行的,必须特别标明。装置无论是否与监控系统进行连接或信息交换,均不得影响保护的可靠性。

2.7.10装置除打印、调试接口外,至少还应设立两个通信接口,用于监控系统和保护信息管理系统的组网,用户可选择使用RS-485或以太网络接口。

2.7.11装置应支持“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能、远方复归功能以及远方查看定值、交流采样、开入量状态、动作报告、保护状态功能。

“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能应能在保护装置上分别设置为是否可用。

【释义】按照变电站自动化系统和保护信息子站的要求,远方功能必须配置。但“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能属于能改变保护运行状态的操作信息,必须强调其可靠性。

3保护配置与TA使用

3.1按双重化原则配置主后一体的差动保护和后备保护。非电量保护按单套配置。

3.2后备保护与差动保护共用开关外附TA的一组二次线圈。

3.3双开关接线的两组TA的二次线圈应分别接入保护装置。

3.4低压侧TA应安装在主变低压侧开关和母线侧刀闸之间。

3.5旁路转带时,至少一套保护TA切换至旁路TA,并尽量避免更改保护定值;另一套保护TA可切换至套管TA。切换过程中,应退出相应保护。

【释义】明确在旁路转带切换过程中,应退出相应保护,与现在的操作习惯一致。

3.6对于3/2接线厂站,变压器经断路器上母线时,应为该断路器单独配置一套失灵保护装置。

【释义】对于3/2接线厂站,变压器经断路器上母线时,考虑该断路器失灵,需要跳开本母线上连接的其它断路器,由于3/2接线厂站的失灵保护均为按断路器配置,故也需要为变压器的断路器单独配置一套失灵保护装置。

4使用原则

4.1差动保护

4.1.1稳态比例制动的差动保护,起动定值不宜低于0.4Ie,制动特性的拐点电流不宜高于Ie,差动速断定值不宜低于4Ie。

4.1.2两套差动保护应采用不同的涌流闭锁原理。

4.1.3TA断线一般不闭锁差动保护,但应发告警信号。

【释义】考虑TA断线或短路应属于比较严重的回路故障,如果差动保护跳闸也无可厚非。有些保护装置可选择大电流不闭锁,小电流时闭锁,推荐采用。

4.2220kV侧后备保护

4.2.1复合电压闭锁的无方向过流保护,按躲变压器额定电流整定,时间长于所有短路后备保护的动作时间,一时限跳三侧。复合电压闭锁元件取三侧电压的“或”逻辑。

【释义】不配置对110kV母线有灵敏度的专用保护段,是考虑由110kV侧后备保护完成对110kV母线、线路的后备作用。对中低压有电源的联络变压器,不配置对220kV母线有灵敏度的保护段,是考虑220kV保护一般为双重化配置,不需要变压器再配置相应的相间及接地故障的后备保护。对母线故障时变压器220kV开关失灵及死区故障,由220kV失灵保护提供后备跳闸功能,对现运行变压器,可采用220kV母差跳变压器三侧开关的措施。

4.2.2零序方向过流保护,TA取自外附TA,方向指向变压器,与变压器中压零序后备保护的第一段配合,一时限跳三侧。

【释义】配置使用了指向变压器的专用保护段,但未对110kV母线的灵敏度做强制要求,对110kV母线、线路的后备作用,仍需由110kV侧后备保护完成。

4.2.3无方向零序过流保护,TA取自变压器中性点TA,定值取300A,6秒,跳三侧。

【释义】作为最后可跳闸的保护段。未使用电压闭锁,主要是考虑采用变压器中性点TA时,安全性高于采用外附TA,无TA断线、短路使保护误动问题。若现有保护装置不能实现零序方向过流与零序过流使用不同TA时,则二者均使用变压器中性点TA。

4.2.4间隙保护,包括间隙过流和零序过压,整定上应考虑间隙的不稳定击穿。间隙过流TA取自中性点间隙TA,零序过压取自开口三角电压。第一时限跳需要跳开的电源线,第二时限跳变压器各侧。

4.2.5过负荷保护,延时发信号。

4.2.6非全相保护一般不使用。

【释义】考虑可能存在的具体问题,规定一般不使用。若必须使用,要注意不应使非全相保护起动失灵,还应注意旁路转带时的安全性。

4.3110kV侧后备保护

4.3.1方向阻抗保护,靠振荡闭锁元件躲系统振荡,方向指向110kV母线。按躲过相邻变压器的低压母线故障及不伸出出线Ⅰ段整定。阻抗特性要包含原点。第一时限跳110kV母联及分段,第二时限跳110kV侧开关,第三时限跳三侧。第三时限不应长于2秒。

【释义】该段阻抗保护,要保证母线故障在2秒内切除。对联络变压器,可能存在振荡问题,不能靠时间躲振荡,否则动作时间难以保证;对一般的负荷变压器,无振荡问题,可不经振荡闭锁。

4.3.2复合电压闭锁的无方向过流保护,按躲变压器额定电流整定,时间按与出线保护末段配合整定,校验出线末端故障灵敏度不小于1.2。第一时限跳110kV母联及分段,第二时限跳110kV侧开关,第三时限跳三侧。复合电压闭锁元件取三侧电压的“或”逻辑。

【释义】本段保护除作为变压器本身过流故障或异常的最后一段保护外,还兼做出线的后备保护,与高压侧过流保护的作用不完全相同。

4.3.3两段零序过流保护,每段三时限,与110kV线路保护配合。TA宜取自变压器中性点,负荷变压器保护不带方向,联络变压器保护带方向。第一段按110kV母线故障有1.3~1.5的灵敏度整定,第二段按对出线末端故障1.3的灵敏度整定。每段第一时限跳110kV母联及分段,第二时限跳110kV侧开关,第三时限跳三侧。第一段第三时限不应长于2秒。

【释义】TA取自变压器中性点,可获得更大的保护范围,但向量较难检查。联络变压器的保护带方向,是为了避免与高压侧保护配合,如果电流定值具有选择性时,也可不带方向。方向元件也可选用外附TA电流。

4.3.4无方向的零序过流保护,取自变压器中性点TA,定值取300A,6秒,跳三侧。

4.3.5间隙保护,包括间隙过流和零序过压,整定上应考虑间隙的不稳定击穿。间隙过流TA取自中性点间隙TA,零序过压取自开口三角电压。第一时限跳需要跳开的电源线,第二时限跳变压器各侧。

4.3.6过负荷保护,延时发信号。

4.4低压侧后备保护

4.4.1两段无方向过流保护,每段三时限,第一时限跳分段,第二时限跳本侧,第三时限跳三侧。第一段与出线限时速断保护配合,按母线故障有1.3的灵敏度整定;第二段与出线过流保护配合,躲过变压器负荷电流。

【释义】该过流保护未采用电压闭锁,需在整定时予以特别注意,应可靠躲过短时过负荷电流。如必须保留电压闭锁时,例如定值整定的需要或装置特性需要等,需注意在TV停运或断线时,应使保护变为纯过流保护,而不能退出,另还需校验电压元件对出线末端故障的灵敏度。

4.4.2过负荷保护,延时发信号。

4.5保护装置失压时(TV停运或断线等),一般地,对应阻抗保护退出,对应方向元件退出(方向元件开放),解除本侧电压闭锁对过流保护的开放作用(过流保护仍受其它侧电压闭锁,但低压侧应使保护变为纯过流保护),零序电压闭锁元件开放(零序电压闭锁过流变为过流保护)。

4.6非电量保护

4.6.1需要跳闸的非电量保护出口一般接操作箱的永跳端子。

【释义】非电量保护出口原来多数接操作箱的手跳端子,现为解决跳两组跳闸线圈的问题,改为接永跳端子。如操作箱有专用的两组非电量跳闸继电器,当然可接专用端子。特别需要注意,此时不应再用操作箱的永跳接点起动失灵保护。同时还要注意,若变压器开关同时为线路开关(如线路变压器组等),线路保护投三重方式时,变压器保护动作应闭锁重合闸。

4.6.2非电量保护装置及其回路接线必须采取完善的抗干扰措施,包括接口继电器的动作电压和动作功率、引入电缆的排列布置及屏蔽接地、抗干扰电容的接地工艺等,防止直流系统、地网系统等对非电量保护干扰造成保护误动。

4.7与失灵保护的关系

4.7.1所有跳变压器220kV侧开关的电气量保护,除非全相保护外,均起动失灵保护。

4.7.2非电量保护不起动失灵保护。

4.7.3变压器保护跳分段、母联开关时,不起动分段、母联开关的失灵保护

4.7.4220kV母差跳变压器开关失灵时,由220kV失灵保护实现后备跳闸,延时跳变压器各侧开关。

【释义】220kV母差跳变压器开关失灵时,若变压器保护和220kV失灵保护无后备跳闸功能时,220kV母差可暂时直接跳三侧,也可采取其它措施,但应保证及时有选择地切除该故障。

4.7.5不使用变压器保护提供的“各侧复合电压闭锁动作”接点来解除失灵保护的电压闭锁。

4.8监控系统可使用“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能、远方复归功能、远方通道测试功能及远方查询定值、交流采样数据、开入量状态、动作报告、保护状态等功能。

保护信息子站仅允许远方查询,如查看定值、交流采样数据、开入量状态、动作报告、保护状态等。

【释义】“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能属于能改变保护运行状态的操作信息,必须强调其可靠性,此外远方复归功能、远方通道测试功能也都属于下行的操作信息,应由监控系统实现。其它属于上行信息,两系统可均接入。

5组屏

5.1变压器保护按两面屏或三面屏方式合理布置,两套主保护各上一面屏。直流电源的设计和取用要符合保护双重化配置及反措的要求。

5.2压板的设置应按照实用、简化的原则进行,不要求每段每时限均设置功能压板、跳闸压板。

【释义】目前,变压器保护压板的设置过于繁杂,在保护配置较全面的前提下,压板应予以大幅简化。

5.3变压器保护,各组电压量N600的接入应分开。开口三角电压与本侧相电压的N相接入也要分开。

【释义】考虑到TV接地点设置的方便,各组电压量的接入,N相均应分开,这既是对组屏设计的要求,也是对保护装置的要求。

篇5：220kV变电站继电保护二次回路技术规范办法

目次

前言I

1总则1

2引用标准1

3继电保护直流电源回路1

4继电保护用电压互感器二次回路3

5继电保护用电流互感器二次回路4

6继电保护至断路器的控制回路5

7继电保护回路6

8纵联保护通道8

9二次回路电缆9

10故障录波器9

11继电保护及故障信息系统通道9

12非电量保护回路9

前言

继电保护是电力系统的重要组成部分,是电力系统安全稳定运行的第一道防线。为进一步规范继电保护二次回路的设计、施工和运行管理等工作,促进河北南网继电保护的标准化建设,特制定本标准。

本标准制定中总结了河北南网多年来继电保护设计、运行和管理工作的经验;结合近年来综合自动化变电站二次回路的技术特点,针对继电保护新产品和新技术的应用,广泛采用了继电保护二次回路新技术方案;认真听取了运行、设计及制造单位的意见;重视与相关现行行业标准的协调一致,强调了有关继电保护反事故措施,同时兼顾继电保护技术发展的先进性和工程实践的可行性。

本标准主要包括以下内容:

继电保护和控制直流电源回路;电压互感器、电流互感器二次回路;继电保护至断路器的控制回路;继电保护分类二次回路;线路纵联保护通道;二次回路电缆;故障录波器、保护及故障信息系统通道;非电气量保护回路。本标准规定了河北南网220kV变电站继电保护二次回路的有关技术要求,但并非其全部,未涵概部分仍需满足国家、行业规定的各种相关技术条件、规程和反措的要求。

本标准由河北电力调度中心提出。

本标准由河北电力调度中心解释。

本标准主要起草单位:河北电力调度中心继电保护处。

本标准主要起草人:曹树江、周纪录、张洪、常风然、赵春雷、孙利强、萧彦、齐少娟。

感谢在本标准起草过程中提出宝贵意见的各位同行!

在执行本标准中如有问题或意见,请及时告知河北电力调度中心。

河北南网220kV变电站继电保护二次回路技术规范

1总则

本标准规定了河北南网220kV变电站继电保护二次回路的有关技术原则。

继电保护二次回路除满足国家、行业规定的各种相关技术条件、规程、反措的要求外,还需满足以下技术要求。

2引用标准

DL/T5136-20**火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程

DL/T5044-2004电力工程直流系统设计技术规程

《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

3继电保护直流电源回路

3.1直流小母线及直流分电屏

3.1.1直流小母线按一次设备的电压等级分别设置。主变压器各侧保护和控制电源原则上按高压侧归类。

3.1.2直流小母线采用直流分电屏的方式。

【释义】设立直流分电屏,主要是简化直流网络接线和节约电缆。

3.1.3直流分电屏的设置地点随相应的继电保护屏,尽量靠近其负荷中心:二次设备集中布置时直流分电屏设在继电保护室;二次设备分散布置时直流分电屏设在相应的继电保护小间。

3.1.4220kV系统按小室分别设两面直流分电屏。分电屏Ⅰ内设1组控制小母线(KMⅠ)、1组保护小母线(BMⅠ);分电屏Ⅱ内设1组控制小母线(KMⅡ)、1组保护小母线(BMⅡ)。

【释义】直流小母线进行双重化设置,与两组直流电源、220kV系统继电保护的双重化及断路器两组跳闸回路一一对应,有利于提高继电保护和断路器控制功能的冗余度。

3.1.5110kV系统设1面直流分电屏,屏内设1组控制小母线(KM)、1组保护小母线(BM)。

3.1.610kV/35kV系统的继电保护屏集中安装在控制室或保护小间的情况下,在控制室或保护小间设1面直流分电屏。新建工程屏内设1组控制小母线(KM)、1组保护小母线(BM)。

3.1.710kV/35kV系统配电室不设置直流分电屏。

3.1.810kV/35kV系统直流分电屏直流小母线和开关柜内直流小母线按控制、保护小母线分开设置。

3.2直流馈线屏至分电屏或直流小母线的馈线

3.2.1直流馈线屏至分电屏或直流小母线(包括中央信号系统电源)的馈线,两路成环设置、开环运行。

3.2.2每段直流小母线分别由两段直流母线经馈线接入。

3.2.3馈线电缆在直流馈线屏侧经开关或熔断器接至直流母线;在直流分电屏或直流小母线侧,该馈线电缆不伸出控制室时直接接入、伸出控制室时经隔离设备接入直流小母线。

【释义】考虑到供电电缆延伸出控制室时电气距离较长,在直流分电屏侧采用分段刀闸或开关,供电缆维护、试验、故障隔离时使用。

3.2.4正常方式下,每一组直流小母线所对应的两组直流馈线开关或熔断器一组闭合、另一组断开。

【释义】正常情况下,两组直流电源分列运行,辐射型供电。

3.2.5220kV系统分电屏的控制小母线Ⅰ(KMⅠ)、保护小母线Ⅰ(BMⅠ)正常方式下由Ⅰ段直流母线由供电;控制小母线Ⅱ(KMⅡ)、保护小母线Ⅱ(BMⅡ)正常方式下由Ⅱ段直流母线供电。

3.2.6110kV及以下系统的控制、保护小母线正常方式下由同一段直流母线供电,即同时取自Ⅰ段或者Ⅱ段直流母线。

3.2.7直流分电屏控制、保护分路馈线分布。

3.2.8保护、控制用直流电源按一次设备的电压等级分类对应的直流小母线。

3.2.9主变压器各侧保护和控制电源按高压侧归类。

【释义】以变压器为单元,将变压器各侧保护、控制电源回路视为一个整体,便于运行和维护;同时,归类至高压侧时主变压器间隔的中、低侧保护和控制电源分电屏独立于其它中、低压间隔,有利于提高主变后备保护对中、低压侧其余间隔故障的远后备保护作用。

3.2.10供保护设备用的直流电源接于保护小母线,供控制用的直流电源接于控制小母线。

220kV系统双重化的保护,保护Ⅰ接于保护小母线Ⅰ(BMⅠ),保护Ⅱ接于保护小母线Ⅱ(BMⅡ)。独立组屏的断路器保护直流电源接入两组保护小母线之一。非电量保护、失灵保护、3/2接线断路器保护和短引线保护用直流电源,按均匀分布的原则,接入两组保护小母线之一。

3.2.11两组跳闸线圈的断路器控制回路,控制电源Ⅰ接于控制小母线Ⅰ(KMⅠ),控制电源Ⅱ接于控制小母线Ⅱ(KMⅡ)。

3.2.12220kV系统双重化的两套保护与断路器的两组跳闸线圈一一对应时,其保护直流和控制直流必须取自同一组直流电源。

3.2.13对于220kV断路器只有一组跳闸线圈的情况,失灵保护工作电源应与相应的断路器控制电源取自不同的直流电源系统。

3.2.14故障录波器、保护和故障信息系统设备采集柜的直流电源按电压等级(主变录波器按高压系统归类)分类接于相应的直流分电屏保护小母线。

3.2.15测控装置电源按电压等级分类(主变各侧测控装置按高压侧归类)接于相应的直流分电屏控制小母线。

3.2.16保护和测控一体化装置电源按保护设备的接入原则进行。

3.2.17独立设置的电压切换装置电源与对应的保护装置电源相一致。

3.3直流动力负荷的供电

3.3.1事故照明、380V控制电源、主变风冷控制直流电源由合闸直流馈线屏或馈线屏单路馈出。

3.3.2断路器电磁操动的合闸机构用合闸小母线由合闸直流馈线屏或馈线屏双路馈出。

3.4综自站主控室直流系统

公用测控、网络柜、远动柜、保护故障信息管理柜、调度数据网和UPS的直流电源从直流馈线屏直接馈出。

【释义】上述设备与直流电源屏同处在主控制室内,设备数量较少、与直流电源屏电气距离很近,其直流电源回路直接从直流馈线屏接引是合适的。

3.5直流小开关(熔断器)

3.5.1保护、控制、信号回路应分别配置专用的小开关或熔断器,不应混用。

3.5.2由不同熔断器或不同专用端子对供电的保护,直流回路间不允许有任何电的联系,如需要,应经过空接点输出。

4继电保护用电压互感器二次回路

4.1电压互感器的设置

4.1.1单、双母线式主接线在每段母线(包括分支母线)上装设共用的三相电压互感器;为了检查同期和检无压,每回出线装设单相电压互感器。条件允许时,单、双母线主接线电压互感器按回路(间隔)分散配置。

4.1.2桥式主接线在桥断路器两侧配三相母线电压互感器。

4.1.33/2断路器在每个线路、变压器间隔配三相电压互感器;为了检查同期和检电压,在母线上配单相电压互感器;变压器间隔上母线的情况下,母线上配备三相电压互感器。

4.1.4并联补偿电容器组的电压互感器(包括放电线圈兼电压互感器)的设置应满足电容器组内、外部故障继电保护原理的需求。

【释义】失压保护和过电压保护使用母线电压互感器;开口三角电压保护和电压差动保护使用电容器组电压互感器。

4.2电压互感器二次绕组

4.2.1110kV~220kV电压等级电压互感器应有三组保护专用的二次绕组。其中两组星型接线的二次绕组分别供两套主保护用,开口三角形接线的二次绕组接零序电压回路。

【释义】按照“《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护专业重点实施要求”,双重化的主保护的电压回路宜分别接入电压互感器的不同二次绕组。

4.2.2来自开关场电压互感器的二次的四根引入线和开口三角绕组的两根引入线应使用各自独立的电缆。

4.2.3电压互感器的二次主绕组中性线和开口三角绕组如果已在某一保护小间连在一起、共用小母线,再由此转接至其它保护小间时,仍需按4.2.2的原则独立转接,并且不得在其它小间将二次主绕组中性线和开口三角绕组连结在一起。

4.2.4在电压互感器二次回路中,除接成开口三角形的二次绕组和另有规定者(例如自动调节励磁装置)外,应装设熔断器或自动开关。

4.2.5选择电压互感器二次输出容量与实际负荷相比不能相差太大,宜满足其实际二次负荷在其二次额定输出容量的25%~100%之间。

4.2.6继电保护、录波器、安全自动装置及检同期装置等所有二次设备的各电压等级的交流电压二次主绕组中性线应分开设置,开口三角绕组中性线、二次主绕组中性线、线路抽取电压中性线也应分开。

4.3接地点

4.3.1电压互感器二次回路应有、且只能有一点接地,接地地点(一般设在各级电压等级转接屏或电压互感器设备柜)应挂牌明确标识。

4.3.2公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地。为保证接地可靠,各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。经控制室零相小母线(N600)联通的几组电压互感器二次回路,应在控制室经N600一点接地。

【释义】有观点认为:在开关场经氧化锌避雷器接地,主要是针对较远处接地时不能对二次绕组实现可靠的雷击过电压保护。考虑到氧化锌避雷器因故击穿时造成电压互感器二次回路多点接地的严重后果,现场又缺乏必要的监控手段,一般不再采取经氧化锌避雷器接地的方式。

4.3.3独立的、与其它电压互感器二次回路没有电的联系的二次回路中性线,应在开关场实现一点接地,包括重合闸和检同期装置用电压互感器二次回路。

4.4电压互感器小母线

4.4.1各电压等级电压互感器小母线的中性线分开设置;同一电压等级电压互感器小母线的中性线可以共用。

4.4.2交流电压小母线采用转接屏的方式,转接屏上不设小开关或熔断器。

4.5二次回路保护

4.5.1电压互感器二次回路保护设备安装在电压互感器端子箱(端子箱尽可能地靠近电压互感器布置)内,一般采用快速小开关。开口三角绕组不设保护设备。

4.5.2电压互感器端子箱内和保护屏内二次回路小开关或熔断器分相设置,保护屏内的小开关设置在切换回路之前。

4.6切换回路

4.6.1双重化配置的两套保护应配置相互独立的电压切换装置。

4.6.2双母线接线电压切换装置,由隔离开关的辅助接点控制。

4.6.3电压互感器中性线回路不经过切换。

【释义】主要是防止在切换接点接触不良时电压互感器二次失去接地点。另外,如果中性线断线后A、B、C相仍然平衡,继电保护的电压回路断线检测判据难以查出,系统一旦发生短路故障,保护将不能正确动作。

4.6.4切换后的回路应经保护屏试验端子进入保护装置。

5继电保护用电流互感器二次回路

5.1电流互感器的设置

5.1.1保护用电流互感器的配置,应使变电站内各主保护的保护区之间互相覆盖或衔接,消除保护死区。

5.1.2在采用罐式断路器的情况下,电流互感器布置在断路器的断口两侧。

5.1.3采用普通敞开式断路器时,电流互感器的一次绕组引出线的绝缘端应朝着对应断路器布置。

【释义】电流互感器一次装小瓷套的L1端朝着断路器布置,主要是考虑发生电流互感器大瓷套对地闪络放电时,减少断路器和电流互感器之间死区故障的概率。

5.1.4双母线主接线以及3/2断路器接线的母线侧断路器,电流互感器布置在断路器的外侧(非母线侧)。

【释义】发生断路器和电流互感器之间死区故障、断路器内部故障时,由母差保护动作快速切除故障,避免了因依赖断路器失灵保护而延长故障切除时间。

5.1.5失灵保护电流判别元件应接在电流互感器铁芯不带气隙的二次绕组;3/2断路器接线的失灵保护的电流回路还应单独接电流互感器二次绕组,以避免“电流和回路”产生的汲出电流影响。

5.1.6主变低压侧电流互感器应布置应使低压侧断路器纳入主变差动保护范围之内。

【释义】考虑到实际运行中10kV~35kV断路器可靠性不高,断路器在切除短路故障中发生爆炸的事件时有发生,按照冀电调[2000]15号《关于印发河北南网供电变压器保护改进方案的通知》,重申“将主变压器低压侧开关纳入主变差动保护范围之内”。

5.1.7并联补偿电容器组的电流互感器的设置应满足电容器组反应内、外部故障的继电保护原理的需求。

5.2电流互感器二次接地点

5.2.1电流互感器二次回路应有、且只能有一点接地,接地地点应明确标识。

5.2.2公用电流互感器二次绕组的二次回路只允许、且必须在相关保护屏内一点接地。接地点设在直接连接的保护屏端子排外侧端子。

【释义】公用电流互感器二次绕组的情况包括:差动保护、各种双断路器主接线的保护直接进行物理并接的电流和回路。

5.2.3独立的、与其它电流互感器二次回路没有电的联系的二次回路应在开关场一点接地。

【释义】上述两条款是“《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护专业重点实施要求”的规定。电流互感器二次绕组在开关场接地更适宜,当一次绕组击穿时,接地线最短,限制高电压传入二次回路最有效。

5.3电流互感器二次绕组

5.3.1220kV电流互感器继电保护专用二次绕组不少于6组。

【释义】双母线接线双重化的母线保护占2组二次线圈,双重化的线路或变压器保护占2组二次线圈,故障录波占1组二次线圈,备用1组(需要时供断路器保护等使用)。

3/2接线双重化的母线保护占2组二次线圈,双重化的线路或变压器保护占2组二次线圈,断路器保护占1组,故障录波占1组二次线圈。

5.3.2母线、发电机、变压器和线路电流差动保护各侧用电流互感器的暂态特性应一致。

5.4变比和额定电流

5.4.1一个变电站内同一电压等级的电流互感器二次额定电流应一致,变比尽量一致。

5.4.2220kV变电站的电流互感器的额定二次电流一般选用1A。

6继电保护至断路器的控制回路

6.1双重化配置的两套保护的跳闸回路与断路器的两组跳闸线圈分别一一对应。单套配置的保护和220kV母差保护同时作用于断路器的两组跳闸线圈。

6.2线路间隔断路器的操动机构“压力低闭锁重合闸”回路

6.2.1线路间隔的断路器,应提供操动机构“压力低闭锁重合闸”的接点。

6.2.2断路器操动机构“压力低闭锁重合闸”的接点应经操作箱转换后接至对应断路器重合闸装置的“机构压力低”端子。

【释义】为了保证重合闸装置对断路器操动机构压力低判别的可靠性,并在断路器偷跳时TWJ动作启动重合闸与“压力低闭锁重合”接点能够取得时序上的配合,实现可靠重合,机构箱的“压力低闭锁重合闸”接点经操作箱内转换的继电器应具有延时返回特性(采用常闭接点时),即在断路器偷跳时,应保证TWJ启动重合闸先于机构箱动作。当重合闸装置本身具备对上述对“机构压力低”延时确认的功能时,对操作箱转换继电器的延时可以不作要求。

6.2.3双母线接线断路器随线路保护而双重化配置的重合闸,“压力低闭锁重合闸”回路应分别接入。

6.2.4操作箱内压力接点转换继电器应具有延时特性,或者重合闸装置本身应具备对“机构压力低”延时确认的功能,以保证断路器偷跳时能够可靠重合。

6.2.5操作箱内的断路器操动机构“压力低闭锁重合接点”的转换继电器应以常闭型接点的方式接入重合闸装置的对应回路。采用常开型接点时,应采取避免误重合的措施。

【释义】操作箱内的继电器,在控制电源消失时其常闭接点闭合。采用非励磁状态下的常闭型接点接入重合闸装置的“压力低”回路,可以保证在断路器检修、其控制电源断开等情况下对应的重合闸装置可靠不充电,从而得以避免出现停送断路器控制电源时,重合闸装置误合断路器的问题。有的保护采用了“断路器控制回路断线闭锁重合闸”的方式来解决上述问题。

6.2.6对于分相操作断路器,分相操动机构压力低闭锁重合闸采用“或门”逻辑,即任一相操动机构压力低均闭锁重合闸。

6.2.7对于已运行的线路间隔断路器,采用液压、气动操动机构的,其“压力低闭锁重合闸”接点应闭锁相应的重合闸装置。无此接点的可以采用“压力低闭锁合闸”接点代替;弹簧操动机构的可采用“弹簧未储能”接点代替。

6.3线路间隔分相操作断路器的重合闸装置,如不能可靠区分断路器单、三相跳闸,为防止“单重”方式下断路器三相跳闸后误重合,应将“单重”方式把手接点与三相跳闸位置接点串联后接至闭锁重合闸的回路。

6.4SF6断路器的SF6气体压力低应接入闭锁合、分闸的回路,但不接入闭锁重合闸的回路。

【释义】为保护断路器SF6断路器的SF6气体压力低应接入闭锁合、分闸的回路。

若设置了SF6气体压力低闭锁重合闸,则在线路发生健全断路器相别的故障时,线路保护由于重合闸被闭锁而三相跳闸,单相故障增加误启动失灵保护2/3的概率。

考虑到SF6气体压力低该种缺陷的不可自愈性,基于简化二次回路的原则,并计及分相闭锁合、分闸回路时SF6气体压力低闭锁重合闸带来的上述负面影响,SF6气体压力低不接入闭锁重合闸的回路。

6.5断路器操动机构压力低闭锁的合、分闸回路,以及SF6断路器的SF6气体压力低闭锁合、分闸回路的功能,优先采用断路器机构箱内就地闭锁的方式来实现;新建工程中应该采用断路器机构箱内的闭锁方式。

6.6断路器防跳功能宜采用断路器机构箱内的实现方式。

7继电保护回路

7.1失灵保护回路

7.1.1220kV母线保护、线路、变压器、发变组的电气量保护、母联和分段断路器的充电和过流保护应启动断路器的失灵保护。

7.1.2主变或发变组动作于母联或分段断路器的后备段保护不启动母联或分段断路器的失灵保护。

7.1.3非电量保护不允许启动失灵保护

7.1.4断路器三相不一致保护不启动失灵保护,单断路器接线及单断路器运行的发变组保护中的非全相保护应该投跳闸并启动失灵保护。

【释义】线路、变压器等静止元件非全相不会对设备安全产生影响,即使发生非全相的断路器失灵,负荷较大时可由线路对侧零序保护或主变零序保护动作,跳开线路对侧或变压器其它侧断路器,即可消除异常情况。断路器三相不一致保护若启动失灵保护,则直接造成停电范围的扩大。

单断路器接线发变组保护非全相运行,负序电流将造成发电机定子过热和振动,危害发电机的安全运行,因此其三相不一致保护应启动失灵保护。

7.1.53/2接线母线侧断路器失灵出口跳所在母线其它断路器,可以采用经母线保护出口的方式。

7.1.6通过开关量输入回路实现失灵经母差直跳功能时,经过强电中间继电器转换,应设置双开入、与逻辑。

【释义】提高失灵经母差直跳功能的安全性。

7.1.7启动失灵回路不出保护小室时,启动失灵的接点应直接引自保护装置,并且与跳断路器的出口接点相对应。

【释义】启动失灵保护的接点直接引自保护装置,有利于避免非电量保护、非全相保护通过操作箱的继电器而间接误启动失灵保护,也不受断路器控制电源的影响。

7.1.8失灵启动回路(含发变组保护解除失灵电压闭锁)的二次电缆跨保护小室连接时(分小室布置变电站的保护小室之间,发电厂升压站网控室和机组主控室之间),该回路应在失灵保护侧应经强电中间继电器转接。该继电器的动作电压在额定直流电源电压的55%~70%之间,动作功率不低于5W。

【释义】当启动失灵回路的跨小室连接、电气距离较远时,由于电缆的分布电容的影响,为了防止在直流接地情况下误启动失灵保护,在失灵保护侧需要采用强电中间继电器转接。

3/2接线按串设置小室的变电站和3/2接线电厂升压站,可以采用三跳/永跳继电器接点启动同小室布置的失灵保护,来代替上述转接。其中主变、发变组和启备变操作箱的非电气量保护出口继电器必须与上述三跳/永跳继电器分开。

7.1.9双重化的保护启动失灵保护的回路应分别设置;在失灵保护双重化的情况下,保护装置出口至失灵保护的启动回路一一对应。

7.1.10单断路器主接线的变压器和发变组保护启动失灵保护时,应提供解除失灵电压闭锁的逻辑回路。

【释义】设置电压闭锁,发变组保护动作后解除闭锁,兼顾了正常运行情况下的安全性和变压器、发变组内部故障等情况下的电压闭锁元件灵敏度不足的问题。

7.1.11发-变-线组接线的电厂侧断路器失灵保护不设电压闭锁。

【释义】其失灵保护误动作带来的不良影响较小,不设电压闭锁则简化二次回路和失灵保护逻辑了。

7.1.12主变断路器失灵出口除动作于失灵断路器的邻近的断路器外,还应动作于跳主变各侧断路器。

7.1.13对于主变压器经断路器上3/2接线母线的厂站,应为主变压器的断路器单独配置一套失灵保护装置。

7.2母差保护回路

7.2.1双母线接线母线保护屏的刀闸信息宜直接取自刀闸的辅助接点。

【释义】一方面保证了两套保护回路的独立性,另一方面避免了取自各间隔电压切换继电器接点时受该间隔保护检修等的影响。

7.2.2每套母差保护应接入独立的电流互感器二次线圈。

7.3主变压器保护回路

7.3.1双断路器接线的两组电流互感器二次回路应分别接入保护装置。

【释义】消除双断路器主接线下穿越电流对保护的影响。

7.3.2旁路断路器转代主变压器断路器时,应至少有一套主变压器差动保护的电流回路切换至旁路电流互感器,主变保护跳闸回路和启动失灵回路对应切换至旁路间隔。

7.4旁路保护、母联、分段断路器、短引线和三相不一致保护

7.4.1旁路纵联保护采用切换通道的方式。

7.4.2母联、分段断路器保护,3/2接线断路器保护应独立组屏。3/2断路器主接线短引线保护宜与相应的母线侧断路器保护共同组屏。

7.4.3断路器保护应包括充电保护、过流保护,需要时具备失灵电流判别功能。3/2接线断路器保护还应包括失灵保护和重合闸。

7.4.4断路器三相不一致保护应采用断路器本体三相位置不一致保护,经延时动作于跳闸。三相不一致保护应装设投退压板。

7.5线路纵联保护回路

7.5.13/2接线的断路器失灵保护通过失灵保护出口继电器、双母线接线母差及失灵保护出口一般通过TJR继电器动作于线路纵联保护“停闭锁信号”、“发允许信号”和“远跳”。

7.5.2发变线组接线的,发变组保护动作时不作用于“停闭锁信号”、“发允许信号”和“远跳”。

7.5.3线路纵联保护“其它保护停信”、“位置停信”、“通道试验”回路接至保护装置,由保护装置来实现。

7.5.4为了“收远跳”命令录波的方便,启动“远跳”的同时还应启动线路纵联保护“远传”。

7.63/2主接线同一串的断路器保护屏、间隔保护屏位布置应与一次设备布置顺序相一致。

7.7继电保护跳闸出口、合闸出口、启动失灵回路应串接压板,压板接至空接点之后,设在对应接点所在的保护屏上。

【释义】必要时在本屏明确、有效地断开保护出口回路,是对保护出口回路的一项基本要求。

7.8来自本保护室外的开关量信息接入保护装置时,应采用直流220V/110V接入或转接。

【释义】有利于减少二次回路的电磁干扰窜入继电保护装置内部弱电回路。

7.9双重化线路保护中的重合闸不接相互启动和相互闭锁回路。

【释义】有的线路保护本身具备了“断路器重合后有流不再发重合令”的功能,有的保护重合到故障后驱动永跳继电器;分析表明,两套重合闸计时上的误差等效于合闸脉冲的展宽;单重方式下重合到故障时保护三跳。都可以有效防止两套重合闸先后重合到故障上。

8纵联保护通道

8.1电力线载波通道

8.1.1电力线载波通道的高频同轴电缆选用标称特征阻抗为75Ω。

8.1.2电力线载波通道同轴电缆在继电保护屏处直接接至收发信机。

8.1.3电力线载波通道同轴电缆不允许有中间接头。

8.1.4载波通道高频电缆两端接地。

8.1.5结合滤波器未在高频电缆芯线回路中设置电容器的,应在该回路中串接电容器(0.05μF左右,交流耐压2000V,1分钟)。

8.1.6在主电缆沟内贴近高频电缆,敷设100mm2铜导线;该铜导线在控制室与电缆夹层处与地网可相连,在距耦合电容器接地点3~5m处与地网接连通。

8.1.7高频电缆屏蔽层在控制室内用4mm2的多股铜线直接接于保护屏接地铜排,在结合滤波器的二次端子上用大于10mm2的绝缘导线连通引下,焊接在分支铜导线,实现接地。

8.1.8线路阻波器的额定连续电流应满足线路的最大潮流,动稳定电流按可能的最大短路电流进行校验。

8.1.9结合滤波器选用单频型式。

8.2继电保护复用通道

8.2.1当采用复用数字通道传输保护信号时,采用2Mbit/s数字接口。

【释义】较之64kbit/s数字接口省去了PCM设备,同时有助于改善保护动作速度和安全性指标。

8.2.2同一条线路的两套纵联保护应配置两套独立的通信设备,并分别由两套独立的通信电源供电。

8.2.3安装在通信机房的继电保护通道接口设备直流电源取自通信直流电源,并与所接入通信设备的直流电源相一致,采用-48V电源,该电源的正端应连接至通信机房的接地铜排。

【释义】通信设备48V电源正极接地属于工作接地,接口设备电源在接口屏处再接地有利于提高信号传输的可靠性。

8.2.4线路纵联电流差动保护应采用同一路由、收发时延一致的通道。通道采用“1+0”工作方式。

【释义】通道收、发时延不一致将直接影响纵联差动保护采样的同步性,可能导致保护的不正确动作。

8.2.5继电保护与通信终端设备采用数字接口,距离大于50m,或通过强电磁干扰区时应采用光缆连接。

8.2.62Mbit/s数字接口装置与通信设备采用75Ω同轴电缆不平衡方式连接。

8.2.7数字接口设备至通信设备的双绞线或同轴电缆的屏蔽层应该两端接地。

8.2.8通信机房内接口设备的“报警”接点应接至控制室中央信号系统或微机监控系统。

9二次回路电缆

9.1电压互感器或电流互感器的每组二次绕组各由一根独立的电缆由开关场端子箱引至保护室,其相线和中性线应置于同一电缆内。

9.2双重化保护的交流电流回路、交流电压回路、直流电源回路,双套跳闸绕组的控制回路等,两套系统不应合用一根多芯电缆。

9.3交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路不得合用电缆。

10故障录波器

10.1故障录波器的电流输入回路应接入电流互感器的保护级线圈,宜与保护设备所占二次线圈独立;与继电保护共用一个二次线圈绕组时,应接在继电保护的后面。

10.2故障录波器经继电保护信息子站和直接接入数据网络两种传输方式。

11继电保护及故障信息系统通道

11.1继电保护及故障信息系统子站经调度数据专用网传输至主站和分站。

11.2继电保护信息子站在每一保护小间设置一面采集屏,跨小间传输时管理屏和采集屏采用光纤以太网通信。

11.3继电保护信息子站组成一个独立的以太网。继电保护装置和故障录波器优先采用以太网口的型式直接接入子站,也可以通过RS-485串行接口采用屏蔽双绞线接入子站。

12非电量保护回路

12.1当本体保护经过继电保护跳闸时,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,且必须与电气量保护完全分开,在保护屏上的安装位置也应相对独立。

12.2主设备非电量保护应防水、防油渗漏、密封性好。气体继电器至保护柜的电缆应尽量减少中间转接环节。

12.3反应瓦斯、温度、压力等的非电气量保护不允许直接或间接启动断路器失灵保护。

12.4变压器本体、有载分接开关和高压电抗器的重瓦斯保护动作于跳闸,轻瓦斯保护、压力释放保护和温度保护动作于信号。