110kV变电站典型设计二次部分

一、 系统继电保护技术原则

1. 线路保护

1.１ 配置原则

（1） 每回110kV线路的电源侧变电站一般宜配置一套线路保护装置，负荷侧变电站可以不配。保护应包括完整的三段相间和接地距离、四段零序方向过流保护。

（2） 每回110kV环网线及电厂并网线、长度低于10km短线路宜配置一套纵联保护。

（3） 三相一次重合闸随线路保护装置配置，重合闸可实现“三重”和停用方式。

1.２ 技术要求

（1） 线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。

（2） 线路两侧纵联保护配置与选型应相互对应，若两侧二次电流相同，主保护的软件版本应完全一致。

（3） 被保护线路在空载、轻载、满载的条件下，发生金属性和非金属性各种故障，线路保护应正确动作。外部故障切除，外部故障转换，故障切除瞬间功率倒向及系统操作等情况下，保护不应误动作。

（4） 在本线路发生振荡时保护不应该误动作，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。

（5） 主保护整组动作时间不大于20ms（部包括通道传输时间）；返回时间不大于30ms（从故障切除到保护出口接点返回）。

（6） 在带偏移特性保护段反向出口时应能正确动作，不带偏移特性保护段应可靠不动。

（7） 手动或自动重合于故障线路时，保护应瞬时可靠地三相跳闸；而合闸于无故障线路时应不动作。

（8） 保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和谐波的能力。在系统中投切变压器、静补、电容器等设备时，保护不应误动作。

（9） 重合闸应按断路器设置，只实现一次重合闸，在任何情况下，不应该发生多次重合闸。由线路保护出口起动。断路器无故障跳闸应能起动重合闸。

2. 母线保护

2.１ 配置原则

（1） 双母线接线应配置一套母差保护

（2） 单母分段接线可配置一套母差保护

（3） 单母线或是单母分段上带有多条电源进线，且定值难以整定配合时应配置一套母差保护。

2.２ 技术要求

（1） 母线差动保护要求采用具有比率制动特性原理的保护，设置大差和各段段母线的小差保护，大差作为母线区内故障判别元件，小差作为母线故障的选择元件。还应具有抗电流互感器饱和能力，复合电压闭锁，故障母线自动选择，运行方式自适应，母联、分段失灵和死去保护等功能。

（2） 母线发生各种接地和相间故障包括两组母线同时发生或相继发生的各种相间和接地故障时，母线差动保护应能快速切除故障。

（3） 母线差动保护装置不应因母线故障时有流出母线的电流而引起拒动。

（4） 母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作，允许使用不同变比的电流互感器。

（5） 母线差动保护应具有复合电压闭锁出口回路措施。电压按母线闭锁。母联断路器及分段断路器不经电压闭锁。

（6） 具有电流电压回路断线告警功能，电流回路断线除告警外，还应闭锁母差保护。

（7） 时间要求

1) 母线保护整组动作时间20ms

2) 母线保护动作返回时间30ms

3. 母联（分段）断路器保护

3.１ 配置原则

（1） 母联（分段）按断路器配置一套完整的、的，具备自投自退功能的母联（分段）充电保护装置和一个三相操作箱，操作箱也集成于保护装置。

（2） 要求充电保护应据具有两段相过流和一段零序过流。

3.２ 技术要求

保护装置采用微机型，应具备两段式电流保护功能。

4.备用电源自动投入

4.１ 配置原则

根据主接线方式要求，母联(分段、桥)断路器、线路断路器可配置备用电源自动投入装置。

4.２ 技术要求

（1） 母联( 分段、桥) 断路器装设检无压自投装置。

1) 自投条件: 识别两电源、进线均工作， 母联( 分段、桥) 断路器断开。

2) 自投步骤: 检本侧( 或中、低压〉一侧母线无压， 且该侧电源进线断路器无电流，同时检本侧(或中、低压)另一侧母线有压，则延时跳无压母线电源进线断路器，确认此断路器跳闸(并非人为手跳)后，起动自动装置，瞬时投入母联(分段、桥〉断路器。

自投成功后，充电保护应自动退出。

（2） 线路断路器装设检无压自投装置。

1) 自投条件: 识别两电掘进线一工作、一备用， 母联( 分段、桥) 断路器合人。

2) 自投步骤: 检本侧( 或中、低压) 两母线均无压， 则延时跳工作电源进线断路器，确认此断路器跳闸(并非人为手跳〉后，起动自动装置，投入备用电源进线断路器。

自投成功后，充电保护应自动退出。

(3) 其中内桥接线起动总出口的变压器保护， 保护动作应闭锁备用电源自动投入装置。

(4) 母差保护动作闭锁备用电源、自动投入装置。

5. 故障录波器

5.１ 配置原则

对于重要的1 1 0 kV变电站，其线路、母联(分段)及主变压器可配置一套故障录波器。

5.２ 技术要求

（1）故障录波器软硬件均为嵌入式结构。

（2） 要求记录因故障、振荡等大扰动引起的系统电流、电压及系统频率全过程的变化波形。

（3） 装置可以同时由内部起动元件和外部起动元件起动，并可通过控制字整定。

（4） 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40ms 到故障后60s 的电气量波形。采样频率可变且不低于5000Hz。(5)。

（5） 至少能清晰记录9 次谐波的波形

（6） 交流电流工频有效值线形测量范围为0.1--2In;交流电压工频有效值线形测量范围为0.1-- 2Un 。

（7） 事件量记录元件的分辨率应小于1.0ms。

（8） 应具有远传功能， 分析软件并配备完整的主站功能， 可将录波信息送往调度端。故障录波器应能实现自动上传功能。

（9） 故障录波器应具备对时功能， 能够接受时间同步系统同步时钟脉冲，装置应有指示年、月、日、小时、分钟、秒的计时功能。

（10） 故障测距的测量误差应小于线路全长的3%，装置测出的距离值应有显示。

二、 计算机监控系统技术原则

1. 系统设备配置

（1） 监控系统宜采用分层、分布、开放式网络结构， 主要由站控层设备、间隔层、过程层(选配)以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。

（2） 站控层设备: 主机兼操作员工作站、远动通信设备、公用接口装置、打印机等，其中主机兼操作员工作站和远动通信设备均按单套配置，远动通信设备优先采用无硬盘专用装置。

（3） 网结设备: 包括网络交换机、光/ 电转换器、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。

（4） 间隔层设备: 包括测控单元、网络接口等。 （5） 时间同步时钟装置完成对监控系统设备的对时。 （6） 测控单元按断路器回路配置，推荐采用保护、自动化测控合一的配置方式。

2. 系统网络结构

（1） 变电站宜采用单网结构， 站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式。 （2） 站控层网络应采用以太网。网络应具有良好的开放性， 以满足与电力系统其他专用网络连接及容量扩充等要求。

（3） 间隔层网络应具有足够的传送速率和极高的可靠性，宜采用以太网。

3. 系统软件

主机兼操作员工作站应采用安全的UNIX、Linux或经过软件加固的Windows操作系统。

4. 系统功能

监控系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制，并具备遥测、遥信、遥调、遥控等全部的远动功能和同步对时功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。具体功能要求按DL/ T 5149-2001 «220kV--500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。

4.１ 信号采集

监控系统的信号采集类型分为模拟量、状态量(开关量)。

（1） 模拟量: 电流、电压、有功功率、无功功率、频率、温度等， 电气模拟量按照DL/T 5137-2001 «电测量及电能计量装置设计技术规程》进行交流采样。

（2） 状态量(开关量) :断路器、隔离开关以及接地开关信号，继电保护装置和安全自动装置动作及报警信号，全站其他二次设备事故及报警监视信号。

4.２ 与站内智能设备的信息交换

站内智能设备主要包括了做机型继电保护及安全自动装置、直流系统、UPS 系统、火灾报警系统、图像监视及安全警卫系统等设备。

（1） 监控系统与继电保护的信息交换。监控系统与继电保护的信息交换可采用以下两种方式。

方式一:保护的跳闸信号以及重要的告警信号采用硬接点方式接人测控装置，推荐采用非保持接点。每套保护装置推荐的保护硬接点信号见表9-1，接入监控的保护硬接点信号可在此基础上简化。

方式二:数字式继电保护装置与监控系统的连接方式应优先考虑网络直接连接方式;也可通过智能设备接口装置与监控系统相连。

（2） 监控系统与其他智能设备的信息交换。对于直流系统、UPS 系统、火灾报警等智能设备，采用两种方式实现监控系统与智能设备的信息交换

方式一:重要的设备状态量信号或报警信号采用硬接点方式接人测控装置，推荐采用非保持接点。

方式二:配置智能型公用接口装置，安装在二次设备室网络通信设备屏(柜)中，该公用接口装置通过RS - 485 串口方式实现与智能设备之间的信息交换，经过规约转换后通过网络传送至监控系统主机。

4.３ 防误操作闭锁功能

监控系统应具备逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。

4.４ 小电流接地选线功能

宜采用监控系统实现小电流接地选线功能。

4.５ AVQC 功能

监控系统AVQC功能需服从相关运行管理部门的要求。

4.６ 通信规约

（1） 监控系统与融机保护的通信规约推荐使用DL/T 667-1999 规约或DL/T 860 (lEC61850) 规约， 与电能计量计费系统通信规约推荐使用DL/T719-2000 规约。

（2） 监控系统与调度端网络通信采用DL/T 634. 5104-2002 规约， 与调度端专线通信采用DL/ T 634.5101-2002 规约。

4.７ 系统工作电源

监控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电。间隔层测控设备采用直流供电。间隔层需交流220V供电的设备，可采用直流逆变方式供电。 4.８ 系统技术指标

系统技术指标应满足DL/T 5149-2001 «220-500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程》的要求。

三、 元件保护及自动装置

1. 主变压器保护

2.1 配置原则

（1） 主变压器做机保护可按主、后分开单套配置，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组。或采用主后一体双套配置，每套保护分别引自不同的电流互感器二次绕组。

（2） 变压器应配置的非电量保护。

2.1 技术要求

（1） 当高压侧为内桥接线时， 要求各侧电流互感器分别引人差动保护装置。

（2） 高压侧配置复合电压闭锁过流保护，保护动作延时跳开变压器各侧断路器;中性点设置问隙的主变压器，配置中性点间隙电流保护、零序电压保护，保护动作延时跳开主变压器各侧断路器;配置零序电流保护，保护动作第一时限跳开高压侧母联〈分段〉断路器，第二时限跳开主变压器各侧断路器。

（3） 中压侧配置复合电压闭锁过流保护。保护为二段式， 第一段第一时限跳开分段断路器，第二时限跳开本侧断路器;第二段延时跳开主变压器各侧断路器。

（4） 低压侧配置时限速断、复合电压闭锁过流保护。保护为二段式，第一段第一时限跳1 0 kV分段，第二时限跳开本侧断路器;第二段第一时限跳分段断路器，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开主变压器各侧断路器。

（5） 各侧均配置过负荷保护， 保护动作于发信号。

（6） 当主变压器低压侧中性点经低电阻接地时， 还应配置零序电流保护。

2. 并联电容器保护

不接地系统配置微机型三段式相间电流保护，配置过电压、低电压及放电线圈开口主角零序电压保护/中性点不平衡电流保护/差压保护;低电阻接地系统还应配置零序电流保护。

3. 35kV (10kV) 线路保护

不接地系统配置微机型三段式相间电流保护及三相一次重合闸〈架空线路)；低电阻接地系统还应配置零序电流保护。如果电流保护不能满足需要应根据实际选择配置相间距离保护或全线速动保护。

4. 接地变压器、接地电阻保护

接地变压器配置微机型三段式相间电流保护、零序电流保护及本体保护。保护动作跳变压器各侧断路器。

接地电阻配置一段式零序电流保护，保护动作跳变压器各侧断路器。

5. 35kV 母线保护

一般采用主变压器3 5 kV侧速断、过电流保护做为母线保护，不单独设置母线保护装置； 如果3 5 kV母线有馈出线，可配置专用微机型电流差动保护。

6. 自动装置

（1）35kV (10kV) 小电流接地选线一般由监控系统实现。

（2） 低频减载装置

根据系统要求配置微机型低频减载装置， 35kV (10kV) 线路一般采用一体化装置中的自动低频减载功能，也可设置。

四、 组屏方式

1. 线路保护

宜两回线路保护装置组1面屏(柜)，左右两边端子排各接一回线路保护装置。如110kV采用测控、保护共同组屏(柜)方式，1 个电气单元组1 面屏(柜)。