风电场继电保护规程正文.docx
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风电场继电保护规程正文
1范围
本规程适用于国电重庆风电开发有限公司大堡梁风电场110KV及35KV二次设备的运行。
2规范性引用文件
2.1DL400-91继电保护和安全自动装置技术规程.
2.2继电保护及安全自动装置运行管理规程
2.3继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定
2.4DL/T587-1996微机继电保护装置运行管理规程
2.5微机线路保护装置通用技术条件
2.6DL478-92静态继电保护及安全自动装置通用技术条
3装置运行管理
3.1装置运行通则
3.1.1处于运行状态（包括热备用）的一次电气设备必须有可靠的保护装置，不允许无保护运行。
3.1.2未经一次电流和工作电压检验的保护装置，不得投入运行；在给保护做向量检查时（此时保护可不退出），必须有能够保证切除故障的后备保护。
3.1.3运行值班员应注意：
3.1.3.1凡接有交流电压的保护装置均有可能因失压而不正确动作。
因此，在操作过程中,不允许装置失去交流电压。
3.1.3.2正常情况下应保证双母线所接元件的保护装置交流电压取自该元件所在母线的电压互感器。
3.1.3.3在进行电压互感器倒闸操作时，必须防止二次向一次反充电。
3.1.3.4如高压设备无电气量瞬动保护，则不允许充电。
3.1.3.5线路及备用设备充电运行时，应将电源侧断路器的重合闸和备用电源自动投入装置临时退出运行。
3.2纵联保护的运行规定：
3.2.1联络线两侧保护的纵联功能必须同时投入或退出。
运行人员应密切配合当值调度员，尽量缩短两侧投、停收发信机以及投、退保护压板的操作时差。
3.2.2纵联保护装置出现故障信号时，运行人员应立即报告所属调度，由调度下令停用两侧纵联保护功能并通知有关部门。
3.3母线保护的运行规定
3.3.1当站内一次系统有工作或操作时，不允许母线保护退出运行。
3.3.2当出现下列情况时，应立即退出母线保护，并汇报相应调度尽快处理：
3.3.2.1差动回路二次差电流大于现场规程规定的毫安值时；
3.3.2.2差回路出现CT断线信号时；
3.3.2.3其它影响保护装置安全运行的情况发生时或母线差动保护不正常运行时。
3.4变压器保护的运行规定
3.4.1运行中的变压器差动保护与重瓦斯保护不允许同时退出。
其中之一退出时，允许变压器短时运行。
3.4.2变压器差动保护的运行：
3.4.2.1未进行向量检查的差动保护，在对主变充电时应投入跳闸。
3.4.2.2若变压器配有两套及以上差动保护，必要时只允许退出一套。
3.4.2.3遇下列情况之一时，差动保护应退出：
3.4.2.3.1发现差回路差电压或差电流不合格时；
3.4.2.3.2 装置发异常信号或装置故障时；
3.4.2.3.3差动保护任何一侧CT回路有工作时；
3.4.2.3.4CT断线时；
3.4.2.3.5其它影响保护装置安全运行的情况发生时。
3.4.3变压器瓦斯保护的运行：
3.4.3.1重瓦斯保护正常投跳闸，遇下列情况之一改投信号：
3.4.3.1.1变压器带电滤油或注油时；
3.4.3.1.2在变压器油循环回路上进行操作或更换设备，有可能造成保护误动时；
3.4.3.1.3其它影响保护装置安全运行的情况发生时。
3.4.4变压器后备保护的运行：
3.4.4.1变压器中性点接地运行时，应投入其零序过流保护并可靠退出其间隙零序过流保护；中性点不接地运行时，应投入其间隙零序过流保护及零序过电压保护，退出其零序过流保护。
当未装间隙零序过流保护的变压器不接地运行时，其零序过电压保护不得退出。
3.4.4.2母线上有两台及以上变压器同时运行时，对中性点不接地的变压器必须投入防止工频过电压的保护（间隙零序过流保护及零序过电压保护）。
3.4.4.3在检修变压器保护时，对设有联跳回路的变压器后备保护，应注意解除联跳回路的压板。
3.4.4.4若后备过流的复合电压闭锁回路采用各侧并联的接线方式，当一侧PT停运时，应解除该侧复合电压闭锁元件的开放作用。
3.5失灵保护的运行规定
3.5.1失灵保护的退出要区分两种情况：
3.5.1.1失灵保护退出：
需退出该套失灵保护出口跳各开关的压板；
3.5.1.2起动失灵保护回路的退出：
指将该开关所有保护或某保护的起动失灵回路断开。
一般情况下，只要保护有工作，都应注意将其起动失灵保护的回路退出。
3.6远跳及其它保护的运行规定
3.6.1当某一起动远方跳闸的保护停运时，需同时解除其起动远方跳闸的回路。
而当恢复该停运保护时，也应同时恢复其起动远方跳闸的回路。
3.6.2通道异常时，远跳保护退出运行。
3.6.3短引线保护：
正常运行时不投；线路、变压器或发变组停电，但开关成串运行时短引线保护投入运行。
3.6.4只要线路运行，即投入该断路器的远跳保护，同时投入对方的辅助保护，以满足断路器失灵保护的要求。
3.6.5一般边开关为先重合开关，中开关为后重合开关。
当某线路边开关因故断开时，应将其中开关改为先重合方式，同时须将同串另一边开关的重合闸改为后重合方式。
4．继电保护装置异常处理
4.1运行人员发现可能使保护装置误动的异常情况时，应及时与继电保护部门联系，并向值长汇报，紧急情况下，可先行将保护装置停用（断开压板），事后立即汇报。
发现保护装置及二次回路所存在的缺陷及不正常情况，应作出记录，通知并督促有关部门消除和处理。
4.2电流互感器（ＣＴ）开路处理。
发现ＣＴ开路后应尽可能减小负荷电流或尽快转移负荷，停用可能误动的保护。
例如：
110kV系统ＣＴ开路，应及时改变系统运行方式或减少发电机出力；厂用变压器ＣＴ开路，应立即将厂用负荷倒至备用变压器，停用厂用变压器。
4.3电压互感器（ＰＴ）断线处理。
ＰＴ断线应停用可能误动的保护装置，例如：
距离保护、振荡解列装置、复合电压闭锁过流、低压闭锁过流、备用电源自投（ＢＺＴ）装置等。
如发现运行中的电压继电器接点因震动脱落，停用有关的保护及联锁装置。
4.4保护直流消失处理：
4.4.1保护直流熔断器熔断或直流电源消失时，停用恢复直流电源可能误动的保护，直流电源恢复无误后，再投入保护。
例如：
110kV线路微机保护等。
4.4.2用分别拉开直流电源的方法查找直流系统接地时，应执行3.4.1条之规定。
5.继电保护装置电源ZKK的投入和退出应履行下列原则：
投入继电保护装置电源开关ZKK前，检查继电保护装置本身以及保护屏的所有压板均在退出状态，投入ZKK后应检查保护装置各元件均正常后，再投入保护压板；退保护装置电源开关ZKK，应先退出继电保护装置本身以及保护屏的所有压板，再退ZKK开关。
继电保护压板的投退必须履行操作票制度，并且设专人监护。
6故障录波器运行规定
6.1故障录波器（以后简称录波器）是分析电力系统事故，发现设备隐患提高电力系统安全运行水平的重要装置，是保护装置的重要组成部分。
6.2正常情况下，录波器必须始终投入运行，其起、停必须经网调批准。
6.3录波器通道数量与排列，一般按下列原则考虑：
6.3.1通道数量必须满足录线路A、B、C及零相电流；母线A、B、C及零相电压；主变A、B、C及零序电流；高频保护收发信机的收讯输出。
6.3.2电流、电压通道排列顺序以A、B、C、0的顺序排列，电流量与电压量不准交叉排列。
6.3.3开关量录波应接入录波线路的保护的“跳A”、“跳B”、“跳C”“三跳”及“重合闸动作”接点，对于配置收发讯机的高频保护，要求接入收发讯机的“收讯输出”接点。
接入接点为空接点方式。
6.3.4通道的排列按网调下发的通知单严格执行。
PLW2系列微机故障录波器必须到网调继电处考软件。
6.4新上的微机故障录波器必须具备联网功能，并能提供输出标准COMTRADE格式录波文件。
厂站必须配置一路供录波器通讯使用的专用电话线。
对于具备自动上传功能的录波器，在电网发生事故后，要求自动将故障录波文件或故障录波简要文件上传网调。
6.5装有微机故障录波器的现场，应备有软盘和打印纸，运行人员应根据现场装置运行规定，能进行更换软盘及装纸等操作。
6.6凡属直接录波的设备故障时，在录波结果打印出后，应立即向网调汇报；不属直接录波的变电所，但有保护动作、断路器跳闸或其他特殊需要时，在接到网调电话通知后亦应尽快向网调汇报录波结果，微机录波结果应尽快远传到网调继电保护处。
6.7故障时直接录波的单位或网调通知上报录波结果的单位，故障后应将各电气量测量的数据、分析结果、保护动作情况及故障部位等填写“录波报告表”，故障录波图及软盘应随同“录波报告表”一齐上报网调继电处。
如录波失败，在录波报告表的“照片粘贴处”填写“录波失败”的空白表格上报。
6.8录波完好的统计，以收到“录波报告表”为准。
6.9运行值班人员必须按规定对运行的录波器进行巡视检查，当装置“录波”信号表示时，应记录动作时间及系统有无事故或操作。
当装置发生异常无法复归时，应及时通知继电专业人员检查。
7.大堡梁风场保护配置及说明：
大堡梁风电场110KV系统接线采用线变组接线方式。
目前共有一回出线。
主接线图见附页。
7.1110kV线路保护保护设备配置及说明：
大堡梁110kV坪宾线线路侧保护为一套南瑞继保公司PCS-943主保护屏构成，其现场保护配置如下表：
110kV堡宾线#151线路保护定值通知单
站名：
大堡梁升压站
继2015【堡】02
被保护设备：
堡宾线
开关编号：
151
C.T变比：
1200/1
P.T变比：
110/0.1
整定原因：
新投入
保护装置型号：
PCS-943AM（V1.00）
一.装置参数：
序号
定值名称
整定值
备注
1
保护定值区号
现场整定
3
CT一次额定值
1200A
4
CT二次额定值
1A
5
PT一次额定值
110KV
二.PCS-943定值：
序号
定值名称
整定值
备注
1
电流变化量起动值
0.1A
2
零序起动电流
0.1A
3
负序起动电流
0.1A
4
TA变比系数
0.75
5
差动电流定值
0.53A
6
TA断线差流定值
0.53A
7
本侧纵联码
5
8
对侧纵联码
6
9
零序补偿系数
0.67
10
振荡闭锁过流
3A
11
接地距离Ⅰ段定值
10Ω/
12
接地距离Ⅰ段时间
0S
13
接地距离Ⅱ段定值
21Ω/
14
接地距离Ⅱ段时间
1.2S
15
接地距离Ⅲ段定值
21Ω/
16
接地Ⅲ段四边形
21Ω/
17
接地距离Ⅲ段时间
1.2S
18
相间距离Ⅰ段定值
13Ω/
19
相间距离Ⅱ段定值
21Ω/
20
相间距离Ⅱ段时间
1.2S
21
相间距离Ⅲ段定值
70Ω/
22
相间Ⅲ段四边形
70Ω/
23
相间距离Ⅲ段时间
5.8S
24
正序灵敏角
70°
25
零序灵敏角
70°
26
接地距离偏移角
15°
27
相间距离偏移角
0°
28
零序过流Ⅰ段定值
1.2A
29
零序过流Ⅰ段时间
0S
30
零序过流Ⅱ段定值
0.3A
31
零序过流Ⅱ段时间
1.5S
32
零序过流Ⅲ段定值
0.2A
33
零序过流Ⅲ段时间
5.3S
34
零序过流Ⅳ段定值
0.2A
35
零序过流Ⅳ段时间
4.4S
36
零序过流加速段
0.3A
37
相电流过负荷定值
1A
38
相电流过负荷时间
6S
39
TV断线过流Ⅰ段定值
0.5A
40
TV断线过流Ⅰ段时间
5.8S
41
TV断线过流Ⅱ段定值
0.5A
42
TV断线过流Ⅱ段时间
5.8S
43
固定角度差定值
0°
线路PT取A相电压
44
重合闸时间
3S
45
同期合闸角
30°
46
线路正序电抗
14.96Ω
47
线路正序电阻
4.9Ω
48
线路零序电抗
37.4Ω
49
线路零序电阻
12.4Ω
50
线路总长度
34.3km
51
线路编号
151
三.运行方式控制字（SWn）：
序号
定值名称
整定值
备注
1
投纵联差动保护
1
2
TA断线闭锁差动
1
3
内部时钟
1
4
远跳受本侧控制
1
5
投振荡闭锁
0
6
投Ⅰ段接地距离
0
7
投Ⅱ段接地距离
1
8
投Ⅲ段接地距离
0
9
接地III段四边形
0
10
投Ⅰ段相间距离
0
11
投Ⅱ段相间距离
1
12
投Ⅲ段相间距离
1
13
相间III段四边形
1
14
重合加速Ⅱ段距离
1
15
重合加速Ⅲ段距离
0
16
双回线相继速动
0
17
不对称相继速动
1
18
投Ⅰ段零序方向
1
19
投Ⅱ段零序方向
1
20
投Ⅲ段零序方向
1
21
投Ⅳ段零序方向
0
22
投相电流过负荷
0
23
投重合闸
1
24
投检同期方式
1
25
检同期无压保护有压
0
26
检保护无压同期有压
1
27
检同期无压保护无压
0
28
投重合闸不检
0
29
TV断线留零Ⅰ段
1
30
TV断线闭锁重合
0
31
Ⅲ段及以上闭重
0
32
多相故障闭重
0
四.压板定值：
（“1”表示投入，“0”表示退出）
序号
定值名称
整定值
备注
1
远方修改定值
0
2
远方控制软压板
0
3
远方切换定值区
0
4
差动保护压板
1
5
距离保护压板
1
6
零序保护I段压板
1
7
零序保护II段压板
1
8
零序保护III段压板
1
9
投零序保护IV段压板
1
10
不对称速动压板
1
11
双回线速动压板
0
12
闭锁重合压板
0
13
测控软压板
0
14
GOOSE发送软压板
0
15
GOOSE接受软压板
0
16
SV接受软压板
0
7.2．#1主变保护保护设备配置及说明:
主变保护采用一套南京南瑞继保工程有限公司生产PCS-9671D）型微机变压器保护装置，其现场保护配置如下表：
变压器保护定值通知单（共8页）
站名：
大风堡
继：
2015【风】01
被保护设备：
#1主变
设备编号：
#1B
C.T变比：
110KV:
1200/135KV:
2500/1
中性点零序：
200/1
间隙零序：
200/1
一、差动保护定值：
（PCS-9671D）
1.设备参数定值：
类别
序号
定值名称
符号
整定范围
单位
整定值
基本参数
1
定值区号
ActGrp
1~30
现场整定
2
被保护设备
DevName
满足8个汉字长度
现场整定
变压器参数
3
变压器容量
Sn
0~3000
MVA
100
4
一侧接线方式
TRCON1
0，1
0
5
二侧接线方式钟点数
Clk2
1~12
0
6
三侧接线方式钟点数
Clk3
1~12
11
7
四侧接线方式钟点数
Clk4
1~12
0
8
一侧额定电压
U1n
0~150
kV
115
9
二侧额定电压
U2n
0~150
kV
0
10
三侧额定电压
U3n
0~75
kV
36.75
11
四侧额定电压
U4n
0~75
kV
0
CT
12
一侧CT一次值
CT11
0~9999
A
1200
13
一侧CT二次值
CT12
1或5
A
1
14
二侧CT一次值
CT21
0~9999
A
0
15
二侧CT二次值
CT22
1或5
A
1
16
三侧CT一次值
CT31
0~9999
A
2500
17
三侧CT二次值
CT32
1或5
A
1
18
四侧CT一次值
CT41
0~9999
A
0
19
四侧CT二次值
CT42
1或5
A
1
20
CT接线方式
CTCON
0，1
0
2.保护定值：
类别
序号
定值名称
符号
整定范围
单位
整定值
差动保护
1
差动速断定值
Isdzd
4~14
Ie
8
2
差动电流启动值
Icdqd
0.1~1.5
Ie
0.5
3
比率差动制动系数
Kbl
0.3~0.75
0.5
4
二次谐波制动系数
K2xb
0.05~0.35
0.12
5
差流报警定值
Ibj
0.05~1.2
Ie
0.2
过流保护
6
三侧过流定值
I3zd
（0.05~30）In
A
29
7
三侧过流时间
T3zd
0~100
s
99
8
四侧过流定值
I4zd
（0.05~30）In
A
29
9
四侧过流时间
T4zd
0~100
s
99
控制字
10
差动速断投入
CDSD
0，1
1
11
比率差动投入
BLCD
0，1
1
12
CT断线闭锁比率差动
DXBS
0，1
1
13
三侧过流投入
GL3
0，1
0
14
四侧过流投入
GL4
0，1
0
3.软压板
类别
序号
软压板名称
整定范围
整定值
功能软压板
1
差动保护软压板
0，1
1
2
过流保护软压板
0，1
0
远方控制软压板
3
远方控制压板
0，1
0
4
远方切换定值区
0，1
0
5
远方修改定值
0，1
0
二、110kV侧后备保护定值：
（RCS-9681D）
CT变比:
1200/1中性点零序CT变比:
200/1
间隙零序CT变比:
200/1PT变比:
1100/0.1
1、设备参数定值：
类别
序号
定值名称
符号
整定范围
单位
整定值
基本参数
21
定值区号
1~30
现场整定
22
被保护设备
满足8个汉字长度
现场整定
PT
23
母线PT一次值
0~150
kV
110
24
母线PT二次值
57.7~110
V
100
25
零序PT一次值
0~150
kV
110
26
零序PT二次值
33.3~110
V
100
CT
27
保护CT一次值
0~9999
A
1200
28
保护CT二次值
1或5
A
1
29
测量CT一次值
0~9999
A
750
30
测量CT二次值
1或5
A
1
31
零序CT一次值
0~9999
A
200
32
零序CT二次值
1或5
A
1
33
间隙零序CT一次值
0~9999
A
200
34
间隙零序CT二次值
1或5
A
1
2.保护定值:
类别
序号
定值名称
符号
整定范围
单位
整定值
过流保护
15
负序电压闭锁定值
U2zd
2~70
V
6
16
低电压闭锁定值
Ulzd
2~110
V
80
17
过流Ⅰ段定值
I1zd
（0.05~30）In
A
0.62
18
过流Ⅰ段时间
T1
0~100
s
2
19
过流Ⅱ段定值
I2zd
（0.05~30）In
A
29
20
过流Ⅱ段时间
T2
0~100
s
99
21
过流Ⅲ段定值
I3zd
（0.05~30）In
A
29
22
过流Ⅲ段时间
T3
0~100
s
99
23
过流Ⅳ段定值
I4zd
（0.05~30）In
A
29
24
过流Ⅳ段时间
T4
0~100
s
99
25
过流Ⅴ段定值
I5zd
（0.05~30）In
A
29
26
过流Ⅴ段时间
T5
0~100
s
99
27
过流Ⅵ段定值
I6zd
（0.05~30）In
A
29
28
过流Ⅵ段时间
T6
0~100
s
99
接地保护
29
零序过流Ⅰ段定值
I01zd
（0.05~30）In
A
0.66
30
零序过流Ⅰ段一时限
T011
0~100
s
5.6
31
零序过流Ⅰ段二时限
T012
0~100
s
99
32
零序过流Ⅱ段定值
I021zd
（0.05~30）In
A
29
33
零序过流Ⅱ段一时限
T021
0~100
s
99
34
零序过流Ⅱ段二时限
T022
0~100
s
99
35
零序过流Ⅲ段定值
I03zd
（0.05~30）In
A
29
36
零序过流Ⅲ段时间
T03
0~100
s
99
不接地保护
37
零序过压定值
U0zd
2~220
V
180
38
零序过压一时限
T0u1
0~100
s
0.2
39
零序过压二时限
T0u2
0~100
s
0.5
40
间隙零序过流定值
I0gzd
（0.05~30）In
A
0.5
41
间隙零序过流一时限
T0g1
0~100
s
0.2
42
间隙零序过流二时限
T0g2
0~100
s
1.8
其他
43
过负荷定值
Igfh
（0.05~3）In
A
0.46
44
过负荷延时
Tgfh
0~200
s
9
45
启动风冷电流定值
Iqdfl
（0.05~3）In
A
0.29
46
启动风冷延时
Tqdfl
0~200
s
5
47
闭锁调压电流定值
Ibsty
（0.05~3）In
A
0.37
48
闭锁调压延时
Tbsty
0~200
s
0.5
49
零序
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