2011年度繼電保護(hù)整定運行方案設(shè)計

1、巴州電網(wǎng) 2011 年度繼電保護(hù)整定運行方案四川巴州供電有限責(zé)任公司調(diào)度室2011 年 3月第一部分 巴州電網(wǎng)繼電保護(hù)配置情況第一節(jié) 繼電保護(hù)配置情況一、概述 繼電保護(hù)配置情況是繼電保護(hù)整定計算和運行管理的基 礎(chǔ)，也是編寫繼電保護(hù)整定運行方案的前提。 2011 年巴州供電 公司所屬變電站除 35kV 城西站， 35kV 及以上變電站都實現(xiàn)了 繼電微機(jī)化外， 其余設(shè)備及其他電站均未實現(xiàn)繼電保護(hù)微機(jī)化。二、35kV 線路保護(hù)35kV 線路保護(hù)的基本配置為三段低壓閉鎖方向過流保護(hù)、 一段獨立合閘加速段保護(hù)、三相一次重合閘及低周減載。巴州 電網(wǎng)運行的 35kV 線路保護(hù)裝置主要有以下四種：（一）ISA

2、-367G 配置可獨立投退的三段式低電壓閉鎖方 向過電流保護(hù)、低壓閉鎖相電流后加速保護(hù)、三相一次自動重 合閘、低周減載及低壓減載。 （清江站化清線， 柳林站恩柳線、 柳花線，茶壩站玉茶線、柳茶線，玉山站江玉線、玉茶線、玉 頂線使用）。（二）NAS-921 配置三段式復(fù)壓方向過流保護(hù)、零序過 流保護(hù)、加速段保護(hù)、過負(fù)荷保護(hù)、重合閘、低頻保護(hù)、零序 過壓保護(hù)。（共4套，恩龕線、龕西線、龕南I、口回）（三）GM-967A 配置三段低電壓啟動方向閉鎖電流保 護(hù)、獨立啟動段合閘后加速跳、三相一次自動重合閘、過負(fù)荷保護(hù)及低周減載。（共4套，城南站江城線、堂南線、龕南I、 口回）（四）TDR931配置三段式

3、復(fù)合電壓閉鎖方向過流保護(hù)、零序過流保護(hù)、加速段保護(hù)、過負(fù)荷保護(hù)、重合閘、低頻保護(hù)、零序過壓保護(hù)。（共5套，城西站大西線、35kV分段，三江電 站江城線、江曾線、江玉線）三、35kV主變保護(hù)35kV主變保護(hù)由差動保護(hù)、各側(cè)后備保護(hù)和非電量保護(hù)組 成，非電量保護(hù)主要包括主變瓦斯保護(hù)及壓力釋放閥。巴州電 網(wǎng)運行的35kV主變保護(hù)裝置配置主要是以下七種：（一）深圳南瑞ISA-300系列主變成套保護(hù)，即ISA-387G+ ISA-388G+ISA-361G。保護(hù)裝置保護(hù)類型段數(shù)每段時限數(shù)備注差動保護(hù)ISA-387G差動速斷保護(hù)比率差動保護(hù)采用二次諧波制動CT斷線告警高后備保護(hù)ISA-388G31三段復(fù)壓

4、方向過流i、n段可帶方向過負(fù)荷告警11風(fēng)扇起動11過負(fù)荷閉鎖調(diào)壓11低后備保護(hù)31三段復(fù)壓方向過流i、n段可帶方向ISA-388G過負(fù)荷告警11風(fēng)扇起動11過負(fù)荷閉鎖調(diào)壓11ISA-361G 非電量保護(hù)（本體輕瓦斯，有載調(diào)壓輕、重瓦 斯，冷控失電）如清江站1#、2#主變，柳林站1#、2#主變，茶壩站1#、 2#主變，玉山站1#、2#主變。另外，化成站 2#主變、曾口站 2#主變均只配置了主變低后備保護(hù)，采用深圳南瑞主變后備保 護(hù)裝置ISA-388G。（二）南京南自NAS-900系列主變成套保護(hù)，即NAS-9211 + NAS-9213。保護(hù)裝置保護(hù)類型段數(shù)每段時限數(shù)備注差動保護(hù)NAS-9211

5、差動速斷保護(hù)比率差動保護(hù)采用二次諧波制動CT斷線告警高后備保護(hù)NAS-9213四段復(fù)壓方向過流41i、n段可帶方向零序過流11加速段保護(hù)11過負(fù)荷11充電保護(hù)11僅在對母線充電時投入低后備保護(hù)四段復(fù)壓方向過流41i、n段可帶方向NAS-9213零序過流11加速段保護(hù)11過負(fù)荷11充電保護(hù)11僅在對母線充電時投入非電量保護(hù)本體瓦斯有載瓦斯NAS-9210 非電量保護(hù)（本體輕、重瓦斯，有載調(diào)壓輕、重瓦斯）如南龕站1#、2#主變。（三）南京南自NAS-925B變壓器保護(hù)保護(hù)裝置保護(hù)類型段數(shù)每段時限數(shù)備注低后備保護(hù)NAS-925B一段復(fù)壓方向過流23i、n段可帶方向三段零序過流保護(hù)33i、n段可帶方向

6、，川段為一個時限過負(fù)荷告警11充電保護(hù)11僅在對母線充電時投入如漁溪站1#主變，雪山站1#主變，頂山站1#主變。（四）南京鈦能TDR935系列主變成套保護(hù)， 即TDR935 +TDR935B。保護(hù)裝置保護(hù)類型段數(shù)每段時限數(shù)備注差動保護(hù)差動速斷保護(hù)TDR935比率差動保護(hù)采用二次諧波制動CT斷線告警高后備保護(hù)TDR935B23一段復(fù)壓方向過流i、n段可帶方向三段零序過流保護(hù)33i、n段可帶方向，川段為一個時限零序過壓保護(hù)過負(fù)荷告警11充電保護(hù)11僅在對母線充電時投入低后備保護(hù)TDR935B23一段復(fù)壓方向過流i、n段可帶方向三段零序過流保護(hù)33i、n段可帶方向，川段為一個時限零序過壓保護(hù)過負(fù)荷告

7、警11充電保護(hù)11僅在對母線充電時投入如雪山站1#主變、頂山站2#主變均配置了差動保護(hù)、 高后 備保護(hù)，三江電站1#、2#、3#、4#主變均配置了差動保護(hù)、 低后備保護(hù)，采用南京鈦能 TDR935主變差動保護(hù)裝置及 TDR935B主變后備保護(hù)裝置。漁溪站 2#主變、城南站2#主變 僅配置了主變低后備保護(hù)，采用南京鈦能TDR935B主變后備保 護(hù)裝置。（五）南京力導(dǎo)DMP300變壓器保護(hù)。保護(hù)裝置保護(hù)類型段數(shù)每段時限數(shù)備注DMP300電流保護(hù)31三段分別為電流速斷、限電速斷、過流重合閘低頻減載零丿予方向保護(hù)PT斷線告警CT斷線告警如曾口站1#主變。（六）成都柏信GM-900系列主變成套保護(hù)， 即

8、GM-987B+ GM-967B。保護(hù)裝置保護(hù)類型段數(shù)每段時限數(shù)備注差動保護(hù)GM-987B差動速斷保護(hù)比率差動保護(hù)采用二次諧波制動CT斷線告警高后備保護(hù)GM-987B1側(cè)低電壓啟動電流保護(hù)112側(cè)低電壓啟動電流保護(hù)11加速段保護(hù)11過負(fù)荷11二段復(fù)壓方向電流31i、n段可帶方向低后備保護(hù)加速段保護(hù)11GM-967B過負(fù)荷11如城南站1#主變。（七）南京南瑞RCS-9600C系列主變成套保護(hù)，即RCS-9671C + RCS-9681C+RCS-9661C。保護(hù)裝置保護(hù)類型段數(shù)每段時限數(shù)備注差動保護(hù)RCS-9671C差動速斷保護(hù)比率差動保護(hù)采用二次諧波制動CT斷線告警高后備保護(hù)RCS-9681C

9、五段復(fù)壓方向過流51五段均可帶方向過流W段11無復(fù)壓及方向閉鎖過負(fù)荷告警11風(fēng)扇起動11過負(fù)荷閉鎖調(diào)壓11低后備保護(hù)RCS-9681C五段復(fù)壓方向過流31五段均可帶方向過流W段11無復(fù)壓及方向閉鎖零序過流32零序過流川段僅一時限間隙零序過流12過負(fù)荷11啟動風(fēng)冷11過載閉鎖調(diào)壓11非電量保護(hù)RCS-9661C冷控失電RCS-9661C 非電量保護(hù)（本體輕、重瓦斯，有載調(diào)壓輕、重瓦斯，冷控失電）如花叢站1#主變。四、10kV線路保護(hù)10kV線路保護(hù)基本配置為三段過流保護(hù)、一段獨立合閘 加速段保護(hù)、三相一次重合閘及低周減載。巴州電網(wǎng)運行的10kV線路保護(hù)裝置主要有以下七種：（一）ISA-367G

10、配置三段定時限過流保護(hù)、一段獨立合 閘加速段保護(hù)、三相一次重合閘及低周減載。（柳林站、茶壩 站、玉山站使用）（二）ISA-351G 配置三段定時限過流保護(hù)、一段獨立合 閘加速段保護(hù)、三相一次重合閘及低周減載。（化成站使用）（三）NAS-9212 配置三段定時限過流保護(hù)、 一段獨立合 閘加速段保護(hù)、過負(fù)荷保護(hù)、三相一次重合閘及低頻減載。 （南 龕站、漁溪站、雪山站、頂山站、清江站各 10kV線路使用）（四）GM-951C 配置三段可經(jīng)低壓閉鎖的定時限方向過 流保護(hù)、一段獨立合閘后加速段保護(hù)、三相一次重合閘及低周 減載。（城南站使用）（五）DMP300 配置三段可經(jīng)低壓閉鎖的定時限方向電 流保護(hù)、

11、一段獨立合閘后加速段保護(hù)、三相一次重合閘及低周 減載。（曾口站使用）（六）RCS-9611C 配置三段可經(jīng)低壓閉鎖的定時限方向 電流保護(hù)、一段獨立合閘后加速段保護(hù)、三相一次重合閘及低 周減載。（花叢站使用）（七）TDR931 配置三段式復(fù)合電壓閉鎖方向過流保護(hù)、 一段獨立合閘加速段保護(hù)、三相一次重合閘及低頻保護(hù)。（三 江電站使用）五、10kV 電容器保護(hù)10kV 電容器保護(hù)基本配置為二段定時限過流保護(hù)、過電 壓保護(hù)、低電壓保護(hù)、不平衡電壓保護(hù)、不平衡電流保護(hù)。巴州電網(wǎng) 10kV 電容器保護(hù)裝置主要有以下六種：（一）ISA-359G 配置二段定時限過流保護(hù)、 過電壓保護(hù)、低電壓保護(hù)、不平衡電流保

12、護(hù)。（化成站、柳林站、茶壩站、 玉山站使用）（二）NAS-9212 配置四段定時限過流保護(hù)、 過電壓保護(hù)、 低電壓保護(hù)、零序過壓保護(hù)、零序過流保護(hù)。（共 2套，南龕 站使用）（三）NAS-921 配置三段定時限過流保護(hù)、 過電壓保護(hù)、 低電壓保護(hù)、零序過壓保護(hù)、零序過流保護(hù)、自動投切功能。清江站、漁溪站、雪山站、頂山站使用）（四）GM-967A 配置三段定時限電流保護(hù)、 過電壓保護(hù)、 低電壓保護(hù)。（共 1套，城南站）（五）DMP-331 配置三段三相式電流保護(hù)、 低電壓保護(hù)、 過電壓保護(hù)、不平衡電壓保護(hù)、不平衡電流保護(hù)。（共 1套， 曾口站）（六）RCS-9631C 配置配置三段三相式電流保護(hù)

13、、低電 壓保護(hù)、 過電壓保護(hù)、 不平衡電壓保護(hù)、 不平衡電流保護(hù)。 （共 1套，花叢站）第二節(jié) 繼電保護(hù)配置存在的問題一、化成站 1# 主變、花叢站 2# 主變?nèi)敝鞅Ｗo(hù)及后備保護(hù)。二、城西站2#主變、 城南站 2#主變?nèi)敝髯兊秃髠浔Ｗo(hù)， 漁 溪站2# 主變、頂山站 2# 主變、化成站 2# 主變、曾口站 2#主變 缺主變高后備保護(hù)。三、城南站缺一套故障解列裝置解列 35kV 江城線。四、玉山站 10kV 分段備自投裝置未做試驗， 不能投入運行。五、玉山站 10kV 備自投裝置的備用電源方式需進(jìn)行討論 研究。六、玉山站現(xiàn)不能實現(xiàn) 10kV 分段備自投，不能滿足玉山 站10kV母線分段運行需要。七

14、、化成電站、新橋河電站、柳林電站、青木電站保護(hù)裝置已壞，無法執(zhí)行保護(hù)定值。水寧寺電站 2# 機(jī)保護(hù)裝置拒動。第二部分 巴州電網(wǎng)繼電保護(hù)整定方案第一節(jié) 概述一、基本原則巴州電網(wǎng)繼電保護(hù)整定方案是根據(jù) 3-110kV 電網(wǎng)繼電保 護(hù)裝置運行整定規(guī)程、大型發(fā)電機(jī)變壓器繼電保護(hù)整定計 算導(dǎo)則等有關(guān)條款的規(guī)定，以及結(jié)合巴州電網(wǎng)的具體結(jié)構(gòu)、 電源分布特點、現(xiàn)有保護(hù)配置情況和多年的運行經(jīng)驗，在確保 安全供電的前提下進(jìn)行編寫的。本方案不僅要滿足巴州電網(wǎng)安 全可靠的運行要求，而且要盡量簡化運行中頻繁調(diào)整保護(hù)定值 的需要，同時又必須滿足繼電保護(hù)的可靠性、選擇性、靈敏性 及速動性的基本要求。二、編制依據(jù)（一） 3-

15、110kV 電網(wǎng)繼電保護(hù)裝置運行整定規(guī)程（二）大型發(fā)電機(jī)變壓器繼電保護(hù)整定計算導(dǎo)則（三）巴中電網(wǎng) 2010 年度繼電保護(hù)及安全自動裝置整定 運行方案（四）四川電網(wǎng) 3-110kV 系統(tǒng)繼電保護(hù)整定計算標(biāo)準(zhǔn)化指 導(dǎo)書（試行本）（五）繼電保護(hù)裝置的技術(shù)說明書、原理接線圖三、基本參數(shù)（一）標(biāo)幺值計算的基準(zhǔn)值基準(zhǔn)功率采用100MVA，各級基準(zhǔn)電壓采用平均額定電壓，各電壓等級下的基準(zhǔn)電壓、基準(zhǔn)電流和基準(zhǔn)阻抗如下表:電壓等級35 kV10 kV6 kV基準(zhǔn)電壓37 kV10.5 kV6.3 kV基準(zhǔn)電流1560 A5500 A9164 A基準(zhǔn)阻抗13.7 Q1.1 Q0.4 Q（二）線路參數(shù)線路長度、導(dǎo)線

16、型號采用巴州電力系統(tǒng)2010年度運行方式上數(shù)據(jù)。LGJ 70、LGJ 95型導(dǎo)線的每公里正序阻抗取 0.4 Q/km。其它型號導(dǎo)線的每公里正序阻抗采用北京中恒博瑞公司研 發(fā)的圖形化繼電保護(hù)整定校驗系統(tǒng)（繼電保護(hù)整定計算輔助軟 件）中推薦的導(dǎo)線每公里正序阻抗，其值見下表：正序電阻正序電抗正序阻抗導(dǎo)線型號正序阻抗角(Q / km )(Q / km )(Q/ km )LGJ-1200.270.4080.48957 °LGJ-1850.170.3940.42967 °LGJ-2400.1320.3860.40871 °線路零序阻抗取正序阻抗的 3倍，即Ro=3Ri, Xo

17、=3Xi,Zo=3Z i 。零序阻抗角等于正序阻抗角。將上述理論數(shù)據(jù)與部分線路的實測參數(shù)進(jìn)行比較，理論數(shù) 據(jù)與實測參數(shù)相差在10%以內(nèi)。因此在整定計算過程中，采用 理論數(shù)據(jù)進(jìn)行計算，在得到實測參數(shù)后，將理論數(shù)據(jù)與實測參 數(shù)進(jìn)行比較，校核整定值。（三）變壓器、發(fā)電機(jī)參數(shù)變壓器參數(shù)采用巴州電力系統(tǒng) 2010年度運行方式上 數(shù)據(jù)。在計算變壓器阻抗時，按變壓器零序阻抗值等于正序值計 算。在計算發(fā)電機(jī)阻抗時，按發(fā)電機(jī)負(fù)序阻抗值等于正序阻抗 值計算。（四）不考慮線路電容電流和負(fù)荷電流的影響。（五）短路電流計算只考慮常見運行方式下金屬性三相短 路、兩相短路、單相接地和兩相接地短路，不考慮復(fù)合故障類 型的短路

18、。（六）巴州供電公司所屬變電站，除了35kV城西站，其 余變電站都實現(xiàn)了繼電保護(hù)微機(jī)化。為有效的利用時限資源， 增強(qiáng)繼電保護(hù)的快速性，巴州電網(wǎng)繼電保護(hù)動作時限級差 t=0.3 s。四、系統(tǒng)運行方式合理的選擇運行方式是改善保護(hù)效果，充分發(fā)揮保護(hù)效能 的關(guān)鍵。繼電保護(hù)整定計算以常見運行方式為依據(jù)。常見運行 方式是指正常運行方式和正常檢修方式。常見運行方式見巴 州電力系統(tǒng)2010年度運行方式及運行方式專業(yè)在新設(shè)備投 運前編制的XX設(shè)備投運后電網(wǎng)運行接線方案。五、與上一級電網(wǎng)的保護(hù)整定配合原則（一）巴州電網(wǎng)與巴中電網(wǎng)存在上下級供電運行方式，其 整定配合原則為：巴中電網(wǎng)供巴州電網(wǎng)時，巴州電網(wǎng)所涉及的 保

19、護(hù)主動與巴中電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線保護(hù)相配合，巴中電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線保護(hù) 為巴州電網(wǎng)提供一定的時限裕度。（二）與下一級電網(wǎng)的保護(hù)整定配合必須遵循：局部電網(wǎng) 服從整個電網(wǎng)、下一級電網(wǎng)服從上一級電網(wǎng)、局部問題自行消 化的配合原則，同時盡量照顧局部電網(wǎng)和下一級電網(wǎng)的需要。第二節(jié)整定細(xì)則一、35kV線路保護(hù)（一）三段過流保護(hù)電流元件時間元件過流I段按本線路末端最大三相短路電流的 1.5倍整定， 且滿足線路出口（距首端 5%處）最大三相短路 的靈敏系數(shù)不小于1，若該靈敏系數(shù)小于1，則 不啟用過流I段t1=0 s按最小方式卜，本線路末端兩相短路有不小于與之配合的相鄰線路過流n1.5的靈敏系數(shù)整定，且與相鄰線路過流n段保段動作

20、時限+ At過流n段護(hù)配合，并可靠躲過本線路末端變壓器低壓側(cè)至終端變電站的35kV線路開最大方式卜三相短路時，流過線路的短路電流大 t2=0.3 s與之配合的相鄰線路過流川按本線路最大負(fù)荷電流的1.5倍整定，且與相段動作時限和線路末端主變鄰線路過流川段保護(hù)配合，并力爭滿足線路末后備保護(hù)跳35kV總路開關(guān)動過流川段端變壓器低壓側(cè)故障時有不小于1.2的靈敏系作時限的較大者+ At數(shù)至終端變電站的35kV線路開關(guān) t2=1.5 s（二）過流加速段：電流定值與過流口段整定一致，時限為0.2 s。（三）零序過流保護(hù)：35kV系統(tǒng)為不接地系統(tǒng)，不啟用 零序過流保護(hù)。（四）過流保護(hù)經(jīng)低壓閉鎖：過流I、川段保

21、護(hù)不啟用低 壓閉鎖。過流段保護(hù)若能兼顧靈敏性和選擇性要求，貝y不啟 用低壓閉鎖，反之，啟用低壓閉鎖。（五）過流保護(hù)方向：單側(cè)電源線路，保護(hù)不帶方向，兩 側(cè)電源線路， 啟用過流保護(hù)經(jīng)方向閉鎖， 且保護(hù)方向指向線路。（六）PT斷線時暫時退出與電壓有關(guān)段的電流保護(hù)：PT斷線時應(yīng)暫時取消過流保護(hù)的低壓閉鎖和方向閉鎖，保留純過 流保護(hù)，不啟用 PT 斷線時退出與電壓有關(guān)的電壓保護(hù)。二、35kV 主變保護(hù)（一）35kV 主變差動保護(hù) 主變差動保護(hù)應(yīng)設(shè)置差動速斷保護(hù)快速切除故障，以防止CT 飽和差動保護(hù)延時動作；在主變空載投入或外部短路故障 切除后產(chǎn)生勵磁涌流和主變過勵磁時，差動保護(hù)不應(yīng)誤動；差 動保護(hù)應(yīng)具

22、有比率制動特性；最小運行方式下，差動保護(hù)區(qū)內(nèi) 的兩相金屬性短路，差動保護(hù)的靈敏度不小于 2。1 、差動速斷保護(hù)：一般取 8 Ie 。2、差動保護(hù)啟動值：一般取 0.5 Ie 。3、 比率制動系數(shù)：單斜率比率制動系數(shù)一般取0.5 。4 、二次諧波制動系數(shù)：一般取 0.155、CT 斷線閉鎖差動保護(hù)：避免 CT 斷線產(chǎn)生差流，造成 差動保護(hù)誤動，啟用 CT 斷線閉鎖差動保護(hù)。（二）35kV主變瓦斯保護(hù)重瓦斯保護(hù)出口跳主變各側(cè)開關(guān)，通常按通過氣體繼電器的油流流速整定；輕瓦斯保護(hù)出口發(fā)信號，通常按產(chǎn)生氣體的 容積整定。1、本體瓦斯：重瓦斯整定見下表序號主變?nèi)萘浚╧VA ）氣體繼電器型號冷卻方式動作流速

23、整定值（m / s ）170007500QJ-50自冷或風(fēng)冷0.8 - 1.02750010000QJ-80自冷或風(fēng)冷0.7 - 0.8310000 以上QJ-80自冷或風(fēng)冷0.8 - 1.0 （一般取 0.9 ）輕瓦斯取250 ml2、有載調(diào)壓瓦斯:重瓦斯氣體繼電器型號QJ-25，流速整定值1.0 m/s輕瓦斯取220 ml o（三）35kV主變35kV側(cè)后備保護(hù)1、三段復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)電壓元件方向兀件電流元件時間元件跳閘出口U1 <70 V主變10kV后備保1=1.5 Ie復(fù)壓過流U2 >4 V護(hù)跳10kV總路動35kV分段電壓元件Ie為主變本側(cè)的作時限不啟用I段不帶方向額

24、定電流取自10kVT1=0.9 s復(fù)壓過流T2= T1+ At35kV總路n段T2=1.2 s復(fù)壓過流川段T3= T2+ AtT3=1.5 s主變兩側(cè)2、零序過電壓告警電壓元件時間元件零序過電壓告警U0=8 V2 s3、其它整定說明：（1 ）過流保護(hù)經(jīng)其它側(cè)復(fù)壓閉鎖：引入10kV側(cè)電壓，開放35kV側(cè)復(fù)壓閉鎖，啟用過流保護(hù)經(jīng)其它側(cè)復(fù)壓閉鎖。（2）PT斷線時退出與電壓有關(guān)的電壓保護(hù)：PT斷線時應(yīng)暫時取消復(fù)壓閉鎖過流保護(hù)的復(fù)壓閉鎖和方向閉鎖，保留純 過流保護(hù)，不啟用PT斷線時退出與電壓有關(guān)的電壓保護(hù)。（三）35kV主變10kV側(cè)后備保護(hù)電壓元件方向兀件電流元件時間元件跳閘出口復(fù)壓過流I段不啟用復(fù)壓

25、閉鎖不帶方向1=1.5 IeIe為主變本側(cè)的額定電流10kV線路過流最后一段動作時限+ AtT1=0.3 s10kV分段復(fù)壓過流n段T2= T1+ AtT2=0.6 s10kV總路復(fù)壓過流T3= T2+ At主變兩側(cè)川段T3=0.9 s三、重合閘重合閘方式：35kV及以下線路采用三相一次重合閘，重 合閘時間為1 s。單側(cè)電源單回線路采用檢無壓重合閘。單側(cè)電源并列運行線路，系統(tǒng)側(cè)采用檢無壓重合閘，負(fù)荷 側(cè)采用檢同期重合閘。雙側(cè)電源線路，帶小電源的線路，采用解列重合閘，即線 路發(fā)生故障時，小電源側(cè)開關(guān)不跳閘，故障解列裝置動作解列 小電源后，系統(tǒng)側(cè)檢無壓重合。雙側(cè)電源線路，發(fā)電廠的送出線路，采用系統(tǒng)

26、側(cè)檢無壓重 合閘，電廠側(cè)5s檢同期重合閘。四、備自投裝置（一）母線低電壓元件：取 30%U e（二）線路有壓元件：取 70%U x（三）進(jìn)線有流判別：為防止PT斷線后，備自投裝置誤動， 啟用進(jìn)線有流閉鎖備自投。（四）時間兀件：主供線路、備用線路電源側(cè)后備保護(hù)動作時限的較大者與線路重合閘時間之和+ At。五、10kV保護(hù)對10kV保護(hù)整定的要求：除電容器過壓保護(hù)和低壓保護(hù)外，35kV變電站10kV保護(hù)動作時限不大于 0.3s。第三節(jié) 整定方案存在的問題及改進(jìn)建議一、35kV線路以電流速斷和限時電流速斷為主保護(hù)，過電流為后備保護(hù)， 過電流動作時限按 0.3s 的時限級差與上下級線 路配合。若串供級

27、數(shù)過長，則電源側(cè)首端線路開關(guān)過電流保護(hù) 動作時限長，且電源側(cè)首端線路故障，故障電流大，對系統(tǒng)穩(wěn) 定運行極為不利。從系統(tǒng)穩(wěn)定分析角度，應(yīng)向繼電保護(hù)整定提 出對 35kV 線路開關(guān)后備保護(hù)動作時限的要求?，F(xiàn)巴州電網(wǎng)35kV 線路過電流保護(hù)動作時限： 大龕線供電運行方式下按 1.1s 控制，時限為 1.1S 的線路開關(guān)有南龕站恩龕線 351 開關(guān)、 龕南 I回353開關(guān)、龕南回354開關(guān)；堂南線供電運行方式下按 0.8s控制，時限為0.8S的線路開關(guān)有城南站江城線 351開關(guān)、 龕南I回354開關(guān)、龕南回353開關(guān)；恩柳線供電運行方式 下按0.6s控制，時限為0.6S的線路開關(guān)有柳林站柳茶線 353

28、開 關(guān)。建議：電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和運行方式上應(yīng)避免多級串供，串供應(yīng)控 制在 3級。二、建議加強(qiáng)直流系統(tǒng)的運行維護(hù)，不發(fā)生直流系統(tǒng)故障 引起全站保護(hù)裝置無法工作的情況。三、部分老舊線路未進(jìn)行參數(shù)實測，保護(hù)整定值未按實測 參數(shù)進(jìn)行校核。 建議利用 35kV 大修、 改造的機(jī)會， 逐步安排老 久線路參數(shù)實測。第三部分 繼電保護(hù)運行方案說明 第一節(jié) 概述 巴州電網(wǎng)繼電保護(hù)運行方案是根據(jù)有關(guān)規(guī)程和規(guī)定，并結(jié) 合巴州電網(wǎng)的實際運行情況而編寫的， 主要作為調(diào)度運行依據(jù)。 對現(xiàn)場繼電保護(hù)裝置具體操作和運行見其它有關(guān)規(guī)程和現(xiàn)場運 行規(guī)定。一、系統(tǒng)運行方式說明 繼電保護(hù)運行方案的編寫以常見運行方式為基礎(chǔ)。常見運 行方式包括正常運行方式和正常檢修方式，詳見巴州電力系 統(tǒng) 2010 年度運行方式 及運行方式專業(yè)在新設(shè)備投運前編制的XX設(shè)備投運后電網(wǎng)運行接線方案。第二節(jié) 繼電保護(hù)運行方案 一、正常運行方式的繼電保護(hù)運行方案（一）35kV 線路保護(hù)正常方式下， 35kV 線路投入常規(guī)保護(hù)， 即