最新110kV变电站继电保护及安全自动装置配置原则.docx
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最新110kV变电站继电保护及安全自动装置配置原则
110kV变电站继电保护及安全自动装置配置原则
保定供电公司
保定吉达电力设计有限公司电气二次室
110kV变电站继电保护及安全自动装置配置原则
保定吉达电力设计有限公司电气二次室 田辉
1 总则
1.1 本原则制定依据：
1.1.1 GB14285《继电保护和安全自动装置技术规程》；
1.1.2 DL/T559-94《220～500kV电网继电保护装置运行整定规程》；
1.1.3 DL/T584-95《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》；
1.1.4 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》；
1.1.5 国电调[2002]138号文件关于印发《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》的通知；
1.1.6 华北电力集团公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》；
1.1.7 北京电力公司：
继电保护及安全自动装置配置原则；
1.1.8 河北省电力公司冀电调[2003]24号文《关于印发河北南网微机型母线保护若干技术原则的通知》及其附件1、附件2、附件3。
附件1：
关于微机型母线保护有关功能使用原则规定的说明；
附件2：
河北南网微机型母线保护技术要求；
附件3：
微机型母线保护有关功能使用的原则规定。
1.1.9 河北省电力公司冀电调[2005]12号文《关于印发“河北南网变压器、高压电抗器非电量保护运行管理指导意见”的通知》及其附件
1.1.10 河北省电力公司冀电调[2003]13号文《关于印发河北继电保护技术要点、微机型变压器保护和微机型母线保护技术原则的通知》及其附件1～附件7；
1.1.11 国家电网公司《十八项电网重大反事故措施》；
1.1.12 国家电网公司《十八项电网重大反事故措施（继电保护反事故措施重点要求）》；
1.1.13 华北电力集团公司华北电网调【2006】30号《华北电网继电保护基建工程规范》；
1.1.14 河北省电力公司冀电调【2006】68号《河北南网继电保护技术规范》。
1.2 本原则适用于保定供电公司管辖、保定吉达电力设计有限公司设计任务涉及范围内的10kV～220kV继电保护和安全自动装置及其二次回路。
1.3 继电保护和安全自动装置应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。
当确定其配置和构成方案时，应综合考虑以下几个方面：
1.3.1 电力设备和电力网的结构特点和运行特点；
1.3.2 故障出现的几率和可能造成的后果；
1.3.3 电力系统的近期发展规划；
1.3.4 相关专业的技术发展状况；
1.3.5 经济上的合理性；
1.3.6 国内和国外的经验。
1.4 继电保护和安全自动装置是电力系统的重要组成部分。
确定电网结构、厂站主接线和运行方式时，必须与继电保护和安全自动装置的配置统筹考虑，合理安排。
继电保护和安全自动装置的配置方式要满足电网结构和厂站主接线的要求，并考虑运行方式的灵活性。
不得采用导致继电保护和安全自动装置不能保证电力系统安全运行的电网结构形式、主接线形式、变压器接线方式和运行方式。
1.5 应根据审定的电力系统设计、系统接线图及要求，进行继电保护和安全自动装置的系统设计。
在系统设计中，除新建部分外，还应包括对原有系统继电保护和安全自动装置不符合要求部分的改造方案。
为便于运行管理和有利于性能配合，同一电网内继电保护和安全自动装置的型式，不宜品种过多。
1.6 对各电力设备的原有继电保护和安全自动装置，凡不能满足本原则要求的，应逐步进行改造。
1.7 应优先选用具有成熟运行经验的数字式继电保护和安全自动装置。
1.8 采用变电站自动化方式的厂站，继电保护及安全自动装置应保持相对独立性。
1.9 本原则为保定吉达电力设计有限公司电气二次室继电保护和安全自动装置及其二次回路的规划、设计、施工组织和运行管理等有关部门共同遵守的基本原则。
1.10 本原则解释权（暂定）在保定吉达电力设计有限公司电气二次室。
2 变压器保护
2.1 一般规定
2.1.1 对6.3MVA以下并列运行的变压器，以及10MVA以下单独运行的变压器，当后备保护时限大于0.5秒时，应装设电流速断保护。
2.1.2 对6.3MVA及以上并列运行的变压器，以及10MVA及以上单独运行的变压器，以及2MVA及以上用电流速断保护灵敏性不符合要求的变压器，应装设纵联差动保护。
2.1.3 非电量保护配置
2.1.3.1 油浸式变压器
a. 0.8MVA及以上油浸式变压器和0.4MVA及以上车间油浸式变压器，均应装设瓦斯保护；当壳内故障产生轻微瓦斯或油面下降时，应瞬时动作于信号；当壳内故障产生大量瓦斯时，应动作于断开变压器各侧断路器。
b. 同时动作于跳闸和报警的保护：
本体重瓦斯、调压重瓦斯。
c. 动作于信号的保护：
本体轻瓦斯、调压轻瓦斯、压力释放、顶层油温过高、绕组温度过高、油位异常、冷却器全停。
2.1.3.2 气体变压器（本地区暂无）
a. 同时动作于跳闸和报警的保护：
本体气体低压力跳闸、本体压力突变、调压压力突变、电缆箱气体低压力跳闸、冷却器全停。
b. 动作于信号的保护：
本体气体低压力报警、调压气体低压力报警、调压气体高压力报警、电缆箱气体低压力报警、本体气体温度、本体绕组温度。
2.1.4 110kV变压器冷却器故障仅发信号。
2.2主变压器
2.2.1 一般规定
2.2.1.1 为提高继电保护的可靠性，避免变压器保护检修停运时变压器退出引起的用户停电和供电单位的经济损失，变压器保护应采用双重化配置（非电量保护除外），两套保护宜为不同原理和不同厂家的产品，每套保护应包括纵差主保护和完整的后备保护，宜选用主、后备保护一体式的装置。
2.2.1.2 已投入运行但尚未实现双重化配置的110kV变压器保护，应结合保护改造工程逐步实现双重化配置。
同时，必须要求两套保护间不能有电气联系，至少应采取措施保证一套保护解除后不影响另一套保护的正常运行。
2.2.1.3 按双重化原则配置的保护应满足以下要求：
a. 两套保护应同时作用于断路器的跳闸线圈；
b. 两套相互独立的电气量保护装置的电源应取自由不同直流电源系统供电的保护直流母线段；
c. 断路器的两组跳闸（如果有）电源应分别取自由不同直流电源系统供电的控制直流母线段；
d. 选用主、后备保护一体式的变压器保护装置时，保护装置本身应满足主、后备保护分别使用不同电流互感器二次绕组的要求；
2.2.1.4 一套独立配置的主变非电量保护装置。
主变非电量保护的工作电源应取自保护直流母线；其出口跳闸电源应取自控制直流母线，不得共用。
非电量保护跳闸出口必须与变压器电气量保护出口分开，其跳闸回路应同时作用于变压器各侧断路器的跳闸线圈。
2.2.1.5配置与TA使用
a. 后备保护一般应与差动保护共用开关外附TA的一组二次线圈。
（高压侧）内桥接线时，差动保护用开关外附TA，后备保护用套管TA；
b. 双开关接线的两组TA的二次线圈应分别接入保护装置（采用多侧差动）；
c. 低压侧TA应安装在主变低压侧开关和母线侧刀闸之间；
d. 旁路转代时，至少一套保护TA切换至旁路TA，并尽量避免更改保护定值（TA变比一致）；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；
e. 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。
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。
2.2.1.6中性点间隙零序电流和零序电压保护分别取自中性点间隙电流互感器和母线电压互感器开口三角电压，构成“或”门延时跳总出口。
2.2.1.7 零序电流保护电流合成自外附或三相套管电流互感器，而不取中性点套管电流互感器。
（2009-3-17，征求金工意见，考虑110kV站主变压器不接地，原来充主变时投零序电流保护，现在新做的变压器定值中没有零序电流保护的，内部接地靠差动保护。
所以，可以取消，但还是建议保留相应回路）
2.2.1.8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。
保护装置失压时（TV停运或断线等），对应阻抗保护退出，解除本侧电压闭锁对过流保护的开放作用，对应方向元件退出。
2.2.1.9 配置调压闭锁、起动风冷等辅助功能。
2.2.1.10 变压器某侧为双开关（双TA）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。
2.2.1.11 变压器保护各组电压量N600的接入应分开。
2.2.2 差动保护
2.2.2.1 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。
2.2.2.2 两套差动保护应采用不同的涌流闭锁原理。
2.2.2.3 TA断线一般不闭锁差动保护，但应发告警信号。
2.2.3 非电量保护
2.2.3.1 非电量保护按单套配置。
2.2.3.2 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。
2.2.4高压110kV侧后备保护
2.2.4.1 复合电压闭锁相间过流保护
电流取自变压器外附电流互感器。
变压器为三卷变，保护设置一段式：
跳总出口。
变压器为两卷变，保护设置同低压侧，两段式：
一段第一时限跳分段，第二时限跳低压侧；二段跳总出口，但较低压侧后备保护多一个级差。
变压器为三卷变，三侧复合电压构成“或”门。
或者，复合电压取自中、低压侧，二者构成“或”门；变压器为两卷变，二侧复合电压构成“或”门。
或者，复合电压取自低压侧。
2.2.4.2 零序电流保护
电流合成自外附或三相套管电流互感器。
当低压侧有电源时，保护设置两段式：
一段带限跳母联，二段跳总出口；当低压侧无电源，保护设置一段式：
跳总出口。
110kV负荷变电站一般不配置零序电流保护。
2.2.4.3 中性点间隙零序电流及零序电压保护。
当低压侧有电源的应在变电所装设解列装置，零序电压保护的3U0取自高压母线，此时，中性点间隙零序过电压保护二段时限，一段时限跳低压侧电源出线（并闭锁其重合闸），二段时限跳总出口。
2.2.4.4过负荷保护
电流取自变压器套管电流互感器，延时发信号。
2.2.5 中压35kV侧后备保护
2.2.5.1 复合电压闭锁相间过流保护
电流取自外附电流互感器。
保护设置两段式：
一段第一时限跳分段，第二时限跳本侧，同时闭锁相邻母联自投；二段跳总出口。
2.2.5.2 母线充电保护：
跳本侧主进开关。
2.2.5.3 零序电压保护：
3U0取自35kV母线，发信号。
2.2.5.2 过负荷保护：
电流取自外附电流互感器，延时发信号。
2.2.6 低压10kV侧后备
2.2.6.1 复合电压闭锁相间过流保护
电流取自外附电流互感器。
保护设置两段式：
一段第一时限跳分段，第二时限跳本侧，同时闭锁相邻母联自投；二段跳总出口。
2.2.6.2 母线充电保护：
跳本侧主进开关。
2.2.6.3 零序电压保护：
3U0取自35kV母线，发信号。
2.2.6.4 过负荷保护：
电流取自外附电流互感器，延时发信号。
3 线路保护
3.1 110kV线路
3.1.1 负荷线无特殊要求时应配置距离保护及零序电流保护。
3.1.2 符合下列条件之一时，应装设纵联电流差动保护作为线路主保护：
3.1.2.1 有电厂并网线的变电站，其直配负荷线；
3.1.2.2 根据系统稳定计算要求有必要时；
3.1.2.3110kV联络线路；重要的联络线应配置双套主保护；
3.1.2.4 线路较短，其正序或零序阻抗（二次值）小于距离保护装置最小整定值的30个步长，或其参数不能满足定值按选择性、灵敏性要求进行整定时；
3.1.2.5 链式结构线路；
3.1.2.6 采用纵联电流差动保护后，不仅改善本线路保护性能，而且能够改善整个电网保护的性能。
3.1.3 纵联电流差动保护，优先选用光纤通道。
3.1.4 对电缆线路，或电缆与架空混合线路，应配置过负荷保护，保护宜带时限动作于信号。
3.1.5 旁路应按以下原则配置：
3.1.5.1 配置独立的带路保护；
3.1.5.2 若所带出线有纵联差动保护时，旁路应配置一套纵联差动保护。
3.235kV及以下线路
3.2.1 对单电源线路，宜配置两段式电流保护。
3.2.2 对多级串联的单电源线路，如上述保护不满足速动性或灵敏性时，保护可无选择的动作，靠重合闸配合。
若保护仍不满足要求，宜采用纵联差动保护作为主保护，电流保护作为后备保护。
3.2.3 电缆及架空短线路，装设两段式电流保护不满足“四性”要求时，宜采用纵联差动保护作为主保护，电流保护作为后备保护。
3.2.4 带有小电源的线路，保护应具有方向性。
变电所装设解列装置；
主变压器中性点间隙零序过电压保护二段时限，其3U0取自高压母线，一段时限跳低压侧电源出线（并闭锁其重合闸），二段时限跳总出口；
备用电源自动投入装置应先切除低压侧电源出线（并闭锁其重合闸），再投入备用电源（合分段断路器）。
4 母差保护
4.1 一般原则
4.1.1 一个半断路器接线的110kV母线和重要厂站的110kV母线应配置母差保护。
4.1.2 110kV双母线以及需要快速切除故障的单母线，应配置母差保护。
4.1.3 发电厂110kV母线应配置母差保护。
4.2 保护功能要求
4.2.1 独立设置母联充电、过流保护。
4.2.2母差保护应有电压闭锁。
主接线为双母线接线的，其母差出口跳故障母线各开关（含母联和分段开关）时需经相应的母线电压闭锁元件闭锁；主接线形式为3/2接线的母差出口不经电压闭锁。
4.2.3 母差保护应有对运行方式的适应
引入隔离刀闸判别母线运行方式，同时对刀闸辅助接点进行自检。
当发现与实际不符时，发刀闸位置报警信号。
母线保护屏设置模拟操作面板，以方便运行人员修正刀闸位置。
4.3 母差保护动作时，应闭锁有关断路器的自动重合闸。
5 电力电容器保护
5.1 电流互感器三相式。
带有短时限的电流速断和过流保护。
5.2 当电容器组中，故障电容器切除到一定数量，引起电容器端电压超过110％额定电压时，保护应将整组电容器断开。
可采用下列保护之一：
5.2.1 单星形接线电容器组的不平衡电压保护或段间电压差动保护；
5.2.2 双星形接线电容器组的中性点电流不平衡保护。
5.3 过电压保护，带时限动作于跳闸。
5.4 低电压保护，带时限动作于跳闸。
6 安全自动装置
6.1 一般规定
6.1.1 在电力系统中，应装设安全自动装置，以防止系统稳定破坏或事故扩大，造成大面积停电，或对重要用户的供电长时间中断。
6.1.2 电力系统安全自动装置，是指在电力网中发生故障或异常运行时，起控制作用的自动装置。
如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动低频减载等。
6.2 自动重合闸
6.2.1 一般规定
6.2.1.1 10kV及以上的架空线路和电缆与架空混合线，应装设自动重合闸装置。
6.2.1.2 旁路断路器和兼作旁路的母线联络断路器或分段断路器，应装设自动重合闸装置。
6.2.1.3 自动重合闸装置宜同时具备由保护起动及控制开关位置与断路器位置不对应起动两种方式。
6.2.1.4 自动重合闸装置应具备后加速功能。
6.2.1.5 自动重合闸装置应具有接受外部闭锁信号的功能。
6.2.1.6 无特殊要求的，重合闸按一次重合闸配置。
6.2.1.7 负荷线配置三相一般重合闸。
6.2.2 110kV联络线配置具有检同期和无压的三相重合闸。
6.2.335kV及以下地区电源并网线路配置检无压重合闸（电源侧检同期）。
6.3 备自投
6.3.1 一般规定
6.3.1.1 分裂运行的母线或互为备用的线路，应装设备用电源自投装置。
6.3.1.2 应保证在工作电源或设备断开后，才投入备用电源或设备。
6.3.1.3 备自投应保证只动作一次。
6.3.1.4 桥接线和单母线分段形式下，备自投的动作应考虑正常运行方式和检修方式。
6.3.1.5 无压掉闸回路设有压鉴定元件，否则，无压鉴定元件必须取自两个独立的电压源，宜取自不同电压等级。
6.3.1.6 应使用开关辅助接点直接起动自投或互投，必要时可串接电压鉴定元件。
6.3.2 高压侧为内桥接线方式，母线分裂运行时，变压器动作于总出口的保护闭锁相邻高压侧母联自投。
6.3.3 单母线分段接线方式，母线分裂运行时，母联设复压闭锁相间后加速保护，220kV及110kV尚须设零序后加速保护。
6.3.4 高压为单元接线方式，低压母线分裂运行时，无压掉延时跳开变压器各侧主开关。
6.3.5 高压侧线路互投
6.3.5.1 高压侧两路进线根据需要可配置互投。
6.3.5.2 主电源线路掉闸后，起动线路互投。
6.3.5.3 高压侧为单母线分段时，如无母差保护，则备用进线投于故障应有复压闭锁相间后加速保护，110kV尚须设零序后加速保护。
6.3.6 变压器35kV、10kV母线，则变压器35kV、10kV相间过流保护动作闭锁相邻母联自投。
6.3.7 变压器35kV、10kV分段设置自投时，应考虑设置主变过负荷联切装置。
6.3.8 变电站中、低压侧备自投，应考虑小电源线路的影响。
备用电源自动投入装置应先切除低压侧电源出线（并闭锁其重合闸），再合分段断路器。
6.4 自动低频、低压减载
6.4.1 电力系统中，应装设足够数量的自动低频、低压减载装置。
当电力系统因事故发生功率缺额时，由自动减载装置断开一部分次要负荷，以防止系统频率、电压过度降低，并使之很快恢复到一定数值，从而保证电力系统的稳定运行和重要负荷的正常工作。
6.4.2110kV变电站配置独立的集中式低频、低压减载装置，取110kV母线电压。
6.4.3 低频减载装置保护要求：
6.4.3.1 装置应配有频率及电压滑差闭锁功能；
6.4.3.2 装置应配置可投退及整定的电流闭锁功能；
6.4.3.3 低频减载保护动作同时闭锁线路重合闸。
6.5 地区电源联网
6.5.1 地区电源如与主网联网，应在地区电源侧装设低频低压振荡解列装置。
6.5.2 地区电源如与主网联网，主网侧相关保护应能联掉地区电源并网开关。
6.6 低频低压解列
当低压侧有电源时，应在变电所装设低频低压解列装置，电压取自高压侧（系统），并具有零压跳闸功能。
同时，主变高压侧中性点间隙零序过电压保护改为二段时限，一段时限跳低压侧电源出线（并闭锁其重合闸），二段时限跳总出口。
6.7 谐波监测装置
如果变电站供电范围内有大用户，其大型用电设备使用过程中产生严重的谐波可能危害电网安全，要求配置谐波监测装置，其监测电压取自该侧母线。
7 消弧线圈
9.1零序电流保护，瞬时动作于信号。
9.2零序电压保护，瞬时动作于信号。
8 故障记录装置
110千伏重要（电厂直供、低压侧有电源）变电站应装设专用的故障记录装置。
故障记录装置应具有远传和对时功能。
交流电流宜采用专用电流互感器二次线圈。
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