风电场继电保护规程正文

-1 围本规程适用于国电风电开发大堡梁风电场110KV及35KV二次设备的运行。2 规性引用文件2.1 DL 400-91 继电保护和平安自动装置技术规程.2.2 继电保护及平安自动装置运行管理规程2.3 继电保护和电网平安自动装置现场工作保安规定2.4 DL/T 587-1996 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2.6 DL 478-92 静态继电保护及平安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：.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。.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 在进展电压互感器倒闸操作时，必须防止二次向一次反充电。.4 如高压设备无电气量瞬动保护，则不允许充电。.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：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。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当站一次系统有工作或操作时，不允许母线保护退出运行。当出现以下情况时，应立即退出母线保护，并汇报相应调度尽快处理：.1 差动回路二次差电流大于现场规程规定的毫安值时；.2 差回路出现CT断线信号时；.3 其它影响保护装置平安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。变压器差动保护的运行：.1 未进展向量检查的差动保护，在对主变充电时应投入跳闸。.2 假设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 遇以下情况之一时，差动保护应退出：.3.1 发现差回路差电压或差电流不合格时；.3.2 装置发异常信号或装置故障时；.3.3 差动保护任何一侧CT回路有工作时；.3.4 CT断线时；.3.5 其它影响保护装置平安运行的情况发生时。变压器瓦斯保护的运行：.1 重瓦斯保护正常投跳闸，遇以下情况之一改投信号：.1.1 变压器带电滤油或注油时；.1.2 在变压器油循环回路上进展操作或更换设备，有可能造成保护误动时；.1.3 其它影响保护装置平安运行的情况发生时。变压器后备保护的运行：.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。.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 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。.4 假设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*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*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*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，通知并催促有关部门消除和处理。4.2 电流互感器开路处理。发现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 电压互感器断线处理。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：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。用分别拉开直流电源的方法查找直流系统接地时，应执行条之规定。5. 继电保护装置电源ZKK的投入和退出应履行以下原则：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平安运行水平的重要装置，是保护装置的重要组成局部。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，一般按以下原则考虑：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穿插排列。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TRADE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，能进展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展巡视检查，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。7.1 110kV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2021 【堡】02被保护设备：堡宾线开关151C.T变比：1200/1P.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3CT一次额定值1200A4CT二次额定值1A5PT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0.1A2零序起动电流0.1A3负序起动电流0.1A4TA变比系数0.755差动电流定值0.53A6TA断线差流定值0.53A7本侧纵联码58对侧纵联码69零序补偿系数0.6710振荡闭锁过流3A11接地距离段定值10/12接地距离段时间0 S13接地距离段定值21/14接地距离段时间1.2S15接地距离段定值21/16接地段四边形21/17接地距离段时间1.2S18相间距离段定值13/19相间距离段定值21/20相间距离段时间1.2S21相间距离段定值70/22相间段四边形70/23相间距离段时间5.8 S24正序灵敏角7025零序灵敏角7026接地距离偏移角1527相间距离偏移角028零序过流段定值1.2A29零序过流段时间0 S30零序过流段定值0.3A31零序过流段时间1.5 S32零序过流段定值0.2A33零序过流段时间5.3S34零序过流段定值0.2A35零序过流段时间4.4 S36零序过流加速段0.3A37相电流过负荷定值1 A38相电流过负荷时间6S39TV断线过流段定值0.5A40TV断线过流段时间5.8 S41TV断线过流段定值0.5A42TV断线过流段时间5.8S43固定角度差定值0线路PT取A相电压44重合闸时间3 S45同期合闸角3046线路正序电抗14.9647线路正序电阻4.948线路零序电抗37.449线路零序电阻12.450线路总长度34.3km51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12TA断线闭锁差动13部时钟14远跳受本侧控制15投振荡闭锁06投段接地距离07投段接地距离18投段接地距离09接地III段四边形010投段相间距离011投段相间距离112投段相间距离113相间III段四边形114重合加速段距离115重合加速段距离016双回线相继速动017不对称相继速动118投段零序方向119投段零序方向120投段零序方向121投段零序方向022投相电流过负荷023投重合闸124投检同期方式125检同期无压保护有压026检保护无压同期有压127检同期无压保护无压028投重合闸不检029TV断线留零段130TV断线闭锁重合031段及以上闭重032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02远方控制软压板03远方切换定值区04差动保护压板15距离保护压板16零序保护I段压板17零序保护II段压板18零序保护III段压板19投零序保护IV段压板110不对称速动压板111双回线速动压板012闭锁重合压板013测控软压板014GOOSE发送软压板015GOOSE承受软压板016SV承受软压板07.2 *1主变保护保护设备配置及说明:主变保护采用一套南瑞继保工程生产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：2021 【风】01被保护设备：*1主变设备*1BC.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围单位整定值根本参数1定值区号ActGrp130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Sn03000MVA1004一侧接线方式TRCON10，105二侧接线方式钟点数Clk211206三侧接线方式钟点数Clk3112117四侧接线方式钟点数Clk411208一侧额定电压U1n0150kV1159二侧额定电压U2n0150kV010三侧额定电压U3n075kV36.7511四侧额定电压U4n075kV0CT12一侧CT一次值CT1109999A120013一侧CT二次值CT121或5A114二侧CT一次值CT2109999A015二侧CT二次值CT221或5A116三侧CT一次值CT3109999A250017三侧CT二次值CT321或5A118四侧CT一次值CT4109999A019四侧CT二次值CT421或5A120CT接线方式CTCON0，102.保护定值：类别序号定值名称符号整定围单位整定值差动保护1差动速断定值Isdzd414Ie82差动电流启动值Icdqd0.11.5Ie0.53比率差动制动系数Kbl0.30.750.54二次谐波制动系数K2*b0.050.350.125差流报警定值Ibj0.051.2Ie0.2过流保护6三侧过流定值I3zd(0.0530)InA297三侧过流时间T3zd0100s998四侧过流定值I4zd(0.0530)InA299四侧过流时间T4zd0100s99控制字10差动速断投入CDSD0，1111比率差动投入BLCD0，1112CT断线闭锁比率差动D*BS0，1113三侧过流投入GL30，1014四侧过流投入GL40，103.软压板类别序号软压板名称整定围整定值功能软压板1差动保护软压板0，112过流保护软压板0，10远方控制软压板3远方控制压板0，104远方切换定值区0，105远方修改定值0，10二、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:200/1 PT变比:1100/0.11、设备参数定值：类别序号定值名称符号整定围单位整定值根本参数21定值区号130现场整定22被保护设备满足8个汉字长度现场整定PT23母线PT一次值0150kV11024母线PT二次值57.7110V10025零序PT一次值0150kV11026零序PT二次值33.3110V100CT27保护CT一次值09999A120028保护CT二次值1或5A129测量CT一次值09999A75030测量CT二次值1或5A131零序CT一次值09999A20032零序CT二次值1或5A133间隙零序CT一次值09999A20034间隙零序CT二次值1或5A12.保护定值:类别序号定值名称符号整定围单位整定值过流保护15负序电压闭锁定值U2zd270V616低电压闭锁定值Ulzd2110V8017过流段定值I1zd(0.0530)InA0.6218过流段时间T10100s219过流段定值I2zd(0.0530)InA2920过流段时间T20100s9921过流段定值I3zd(0.0530)InA2922过流段时间T30100s9923过流段定值I4zd(0.0530)InA2924过流段时间T40100s9925过流段定值I5zd(0.0530)InA2926过流段时间T50100s9927过流段定值I6zd(0.0530)InA2928过流段时间T60100s99接地保护29零序过流段定值I01zd(0.0530)InA0.6630零序过流段一时限T0110100s5.631零序过流段二时限T0120100s9932零序过流段定值I021zd(0.0530)InA2933零序过流段一时限T0210100s9934零序过流段二时限T0220100s9935零序过流段定值I03zd(0.0530)InA2936零序过流段时间T030100s99不接地保护37零序过压定值U0zd2220V18038零序过压一时限T0u10100s0.239零序过压二时限T0u20100s0.540间隙零序过流定值I0gzd(0.0530)InA0.541间隙零序过流一时限T0g10100s0.242间隙零序过流二时限T0g20100s1.8其他43过负荷定值Igfh(0.053)InA0.4644过负荷延时Tgfh0200s945启动风冷电流定值Iqdfl(0.053)InA0.2946启动风冷延时Tqdfl0200s547闭锁调压电流定值Ibsty(0.053)InA0.3748闭锁调压延时Tbsty0200s0.549零序电压报警定值U0bj2220V1550零序电压报警延时T0ubj0200s2控制字51过流段投入GL10，1152过流段投入GL20，1053过流段投入GL30，1054过流段投入GL40，1055过流段投入GL50，1056过流段投入GL60，1057过流段经复压闭锁UBL10，1158过流段经复压闭锁UBL20，1059过流段经复压闭锁UBL30，1060过流段经复压闭锁UBL40，1061过流段经复压闭锁UBL50，1062过流段方向闭锁方式FBL10，1，2163过流段方向闭锁方式FBL20，1，2064过流段方向闭锁方式FBL30，1，2065过流段方向闭锁方式FBL40，1，2066过流段方向闭锁方式FBL50，1，2067过流保护经其它侧复压闭锁UBS0，1168PT断线退电流保护TUL0，1069零序过流段一时限投入L0110，1170零序过流段二时限投入L0120，1071零序过流段一时限投入L0210，1072零序过流段二时限投入L0220，1073零序过流段投入L030，1074零序过流段方向闭锁方式FBL010，1，2175零序过流段方向闭锁方式FBL020，1，2076零序过压一时限投入U010，1077零序过压二时限投入U020，1078间隙零序过流一时限投入L0G10，1079间隙零序过流二时限投入L0G20，1080间隙保护方式投入J*0，1081过负荷投入GFH0，1182启动风冷投入QDFL0，1183闭锁调压投入BSTY0，1184零序电压报警投入U0BJ0，113.出口定值类别序号定值名称符号整定围单位整定值过流保护1过流段跳闸矩阵CK1000HFFFH0005过流段跳闸矩阵2过流段跳闸矩阵CK2000HFFFH0000过流段跳闸矩阵3过流段跳闸矩阵CK3000HFFFH0000过流段跳闸矩阵4过流段跳闸矩阵CK4000HFFFH0000过流段跳闸矩阵5过流段跳闸矩阵CK5000HFFFH0000过流段跳闸矩阵6过流段跳闸矩阵CK6000HFFFH0000过流段跳闸矩阵接地保护7零序过流段一时限跳闸矩阵CK011000HFFFH0005零序过流段一时限跳闸矩阵8零序过流段二时限跳闸矩阵CK012000HFFFH0000零序过流段二时限跳闸矩阵9零序过流段一时限跳闸矩阵CK021000HFFFH0000零序过流段一时限跳闸矩阵10零序过流段二时限跳闸矩阵CK022000HFFFH0000零序过流段二时限跳闸矩阵11零序过流段跳闸矩阵CK03000HFFFH0000零序过流段跳闸矩阵不接地保护12零序过压一时限跳闸矩阵CK0U11000HFFFH0000零序过压一时限跳闸矩阵13零序过压二时限跳闸矩阵CK0U12000HFFFH0000零序过压二时限跳闸矩阵14间隙零序过流一时限跳闸矩阵CK0G11000HFFFH0000间隙零序过流一时限跳闸矩阵15间隙零序过流二时限跳闸矩阵CK0G12000HFFFH0000间隙零序过流二时限跳闸矩阵注：出口1跳高压侧 、出口3跳低压侧4、软压板类别序号软压板名称整定围整定值功能软压板6过流保护软压板0，117接地保护软压板0，118不接地保护软压板0，10远控软压板9远方控制压板0，1010远方切换定值区0，1011远方修改定值0，105.备注:1.110KV侧复合电压闭锁过流保护经110KV侧、35KV侧复压闭锁。2.110KV复合电压闭锁方向过流3段保护3S跳主变两侧开关。方向指向变压器。3.按典型方式要求本主变中性点接地运行，启用零序过流1段1时限5.6S跳*101、*301，零序过流2、3段停用。由于只有一台主变且接地运行，设计无跳小电源回路，因此间隙保护停用。三、35KV后备保护(PCS-9681D )CT变比:2500/1 PT变比:35/0.11、设备参数定值：类别序号定值名称符号整定围单位整定值根本参数35定值区号130现场整定36被保护设备满足8个汉字长度现场整定PT37母线PT一次值0150kV3538母线PT二次值57.7110V10039零序PT一次值0150kV3540零序PT二次值33.3110V100CT41保护CT一次值09999A250042保护CT二次值1或5A143测量CT一次值09999A250044测量CT二次值1或5A145零序CT一次值09999A046零序CT二次值1或5A147间隙零序CT一次值09999A048间隙零序CT二次值1或5A12.保护定值:类别序号定值名称符号整定围单位整定值过流保护85负序电压闭锁定值U2zd270V686低电压闭锁定值Ulzd2110V8087过流段定值I1zd(0.0530)InA0.8688过流段时间T10100s1.789过流段定值I2zd(0.0530)InA2990过流段时间T20100s9991过流段定值I3zd(0.0530)InA2992过流段时间T30100s9993过流段定值I4zd(0.0530)InA2994过流段时间T40100s9995过流段定值I5zd(0.0530)InA0.8696过流段时间T50100s6.197过流段定值I6zd(0.0530)InA2998过流段时间T60100s99接地保护99零序过流段定值I01zd(0.0530)InA29100零序过流段一时限T0110100s99101零序过流段二时限T0120100s99102零序过流段定值I021zd(0.0530)InA29103零序过流段一时限T0210100s99104零序过流段二时限T0220100s99105零序过流段定值I03zd(0.0530)InA29106零序过流段时间T030100s99不接地保护107零序过压定值U0zd2220V200108零序过压一时限T0u10100s99109零序过压二时限T0u20100s99110间隙零序过流定值I0gzd(0.0530)InA29111间隙零序过流一时限T0g10100s99112间隙零序过流二时限T0g20100s99其他113过负荷定值Igfh(0.053)InA0.69114过负荷延时Tgfh0200s9115启动风冷电流定值Iqdfl(0.053)InA0.29116启动风冷延时Tqdfl0200s9117闭锁调压电流定值Ibsty(0.053)InA0.37118闭锁调压延时Tbsty0200s9119零序电压报警定值U0bj2220V200120零序电压报警延时T0ubj0200s99控制字121过流段投入GL10，11122过流段投入GL20，10123过流段投入GL30，10124过流段投入GL40，10125过流段投入GL50，11126过流段投入GL60，10127过流段经复压闭锁UBL10，11128过流段经复压闭锁UBL20，10129过流段经复压闭锁UBL30，10130过流段经复压闭锁UBL40，10131过流段经复压闭锁UBL50，11132过流段方向闭锁方式FBL10，1，21133过流段方向闭锁方式FBL20，1，20134过流段方向闭锁方式FBL30，1，20135过流段方向闭锁方式FBL40，1，20136过流段方向闭锁方式FBL50，1，20137过流保护经其它侧复压闭锁UBS0，10138PT断线退电流保护TUL0，10139零序过流段一时限投入L0110，10140零序过流段二时限投入L0120，10141零序过流段一时限投入L0210，10142零序过流段二时限投入L0220，10143零序过流段投入L030，10144零序过流段方向闭锁方式FBL010，1，20145零序过流段方向闭锁方式FBL020，1，20146零序过压一时限投入U010，10147零序过压二时限投入U020，10148间隙零序过流一时限投入L0G10，10149间隙零序过流二时限投入L0G20，10150间隙保护方式投入J*0，10151过负荷投入GFH0，10152启动风冷投入QDFL0，10153闭锁调压投入BSTY0，10154零序电压报警投入U0BJ0，103、出口定值类别序号定值名称符号整定围单位整定值过流保护16过流段跳闸矩阵CK1000HFFFH0004过流段跳闸矩阵17过流段跳闸矩阵CK2000HFFFH0000过流段跳闸矩阵18过流段跳闸矩阵CK3000HFFFH0000过流段跳闸矩阵19过流段跳闸矩阵CK4000HFFFH0000过流段跳闸矩阵20过流段跳闸矩阵CK5000HFFFH0005过流段跳闸矩阵21过流段跳闸矩阵CK6000HFFFH0000过流段跳闸矩阵接地保护22零序过流段一时限跳闸矩阵CK011000HFFFH0000零序过流段一时限跳闸矩阵23零序过流段二时限跳闸矩阵CK012000HFFFH0000零序过流段二时限跳闸矩阵24零序过流段一时限跳闸矩阵CK021000HFFFH0000零序过流段一时限跳闸矩阵25零序过流段二时限跳闸矩阵CK022000HFFFH0000零序过流段二时限跳闸矩阵26零序过流段跳闸矩阵CK03000HFFFH0000零序过流段跳闸矩阵不接地保护27零序过压一时限跳闸矩阵CK0U11000HFFFH0000零序过压一时限跳闸矩阵28零序过压二时限跳闸矩阵CK0U12000HFFFH0000零序过压二时限跳闸矩阵29间隙零序过流一时限跳闸矩阵CK0G11000HFFFH0000间隙零序过流一时限跳闸矩阵30间隙零序过流二时限跳闸矩阵CK0G12000HFFFH0000间隙零序过流二时限跳闸矩阵注：出口1跳高压侧 、出口3跳低压侧4、软压板类别序号软压板名称整定围整定值功能软压板12过流保护软压板0，1113接地保护软压板0，1014不接地保护软压板0，10远控软压板15远方控制压板0，1016远方切换定值区0，1017远方修改定值0，105.备注:1.35KV复合电压闭锁过流、段保护的电压元件接35KV侧PT。2.35KV复合电压闭锁方向过流1段1.7S跳35KV总路开关；方向指向35KV母线。35KV复合电压闭锁过流5段6.1S跳主变两侧开关；方向元件停用35KV复合电压闭锁方向过流2、3、4段停用；过流6段停用。四、非电量保护1、设备参数定值类别序号定值名称定值围单位整定值根本参数49定值区号130现场整定50被保护设备8个汉字现场整定2、保护定值序号定值名称定值围单位整定值155冷控失电时间延时0-4000s60156备用1延时非电量时间0-4000s999157备用2延时非电量时间0-4000s999控制字1投冷控失电0，102投冷控失电经油温高闭锁0，103投冷控失电60分出口0，104投备用1延时非电量保护0，105投备用2延时非电量保护0，103、出口定值序号定值名称定值围单位整定值31延时非电量1跳闸矩阵CK100H3FH000032延时非电量2跳闸矩阵CK200H3FH000033冷控失电跳闸矩阵CK300H3FH00004、软压板类别序号软压板名称整定围整定值功能软压板1投冷控失电0，102投冷控失电60分出口0，103投备用1延时非电量保护0，104投备用2延时非电量保护0，10远方控制软压板5远方控制软压板0，106远方切换定值区0，107远方修改定值0，101、 主变本体瓦斯保护：(1)重瓦斯：1.0M/S 瞬时跳主变两侧开关；(2)轻瓦斯：发信号；2、主变有载调压瓦斯保护；重瓦斯：1.0M/S，瞬时跳主变两侧开关；3、压力释放阀：投信号4、主变上层油温：到达80作用于信号。7.4 35KV母线保护设备配置及说明:35KV母线保护采用一套南瑞继保工程生产RCS-915GA型微机母线保护装置。其现场保护配置如下表：35KV母差、失灵保护定值通知单站名：大堡粱升压站保护型号：RCS-915GA长继：2021 【堡】03 代 动作开关：35KV 主变、各出线开关C.T变比：*1变C.T：2500/1 出线C.T：800/1 SVG:600/1站变、接地变：400/1定值更改原因：新投设备参数定值序号定值名称定值围整定值备注1定值区号110 现场整定2被保护设备现场整定3PT一次额定值:1.0 1200KV354支路01CT一次值:0 9999A05支路01CT二次值:1.00 或 5.00A16支路02CT一次值:0 9999A800堡电一*3537支路02CT二次值:1.00 或 5.00A18支路03CT一次值:0 9999A800堡电二*3549支路03CT二次值:1.00 或 5.00A110支路04CT一次值:0 9999A800堡电三*35511支路04CT二次值:1.00 或 5.00A112支路05CT一次值:0 9999A800堡电四*35613支路05CT二次值:1.00 或 5.00A114支路06CT一次值:0 9999A800堡电五*35715支路06CT二次值:1.00 或 5.00A116支路07CT一次值:0 9999A800堡电六*35817支路07CT二次值:1.00 或 5.00A118支路08CT一次值:0 9999A0备用19支路08CT二次值:1.00 或 5.00A120支路09CT一次值:0 9999A0备用21支路09CT二次值:1.00 或 5.00A122支路10CT一次值:0 9999A0备用23支路10CT二次值:1.00 或 5.00A124支路11CT一次值:0 9999A0备用25支路11CT二次值:1.00 或 5.00A126支路12CT一次值:0 9999A0备用27支路12CT二次值:1.00 或 5.00A128支路13CT一次值:0 9999A0备用29支路13CT二次值:1.00 或 5.00A130支路14CT一次值:0 9999A2500主变*30131支路14CT二次值:1.00 或 5.00A132支路15CT一次值:0 9999A400*1站变*35233支路15CT二次值:1.00 或 5.00A134支路16CT一次值:0 9999A400接地变*35135支路16CT二次值:1.00 或 5.00A136支路17CT一次值:0 9999A600无功补偿SVG*38137支路17CT二次值:1.00 或 5.00A138支路18CT一次值:0 9999A0备用39支路18CT二次值:1.00 或 5.00A140支路19CT一次值:0 9999A0备用41支路19CT二次值:1.00 或 5.00A142支路20CT一次值:0 9999A0备用43支路20CT二次值:1.00 或 5.00A144支路21CT一次值:0 9999A0备用45支路21CT二次值:1.00 或 5.00A146支路22CT一次值:0 9999A0备用47支路22CT二次值:1.00 或 5.00A148支路23CT一次值:0 9999A0备用49支路23CT二次值:1.00 或 5.00A150支路24CT一次值:0 9999A0备用51支路24CT二次值:1.00 或 5.00A152基准CT一次值:0 9999A80053基准CT二次值:1.00 或 5.00A154投单母主接线0，1155投单母分段主接线0，10母差保护整定值序号定值名称整定围整定值1差动保护启动电流定值0.0520IN0.62CT断线告警定值0.0520IN0.23CT断线闭锁定值0.0520IN0.24母联分段失灵电流定值0.0520IN0.55母联分段失灵时间0.0010.000.25失灵保护整定值序号定值名称整定围整定值1低电压闭锁定值0.0157.70502零序电压闭锁定值0.0157.7063负序电压闭锁定值0.0157.7064三相失灵相电流定值0.0520IN0.65失灵零序电流定值0.0520IN0.26失灵负序电流定值0.0520IN0.27失灵保护1时限0.0010.000.258失灵保护2时限0.0010.000.5控制字序号定值名称整定围整定值1差动保护0，112失灵保护0，11功能软压板序号定值名称整定围整定值1远方修改定值0，102差动保护软压板0，113失灵保护软压板0，11备注：1.充电保护正常运行停用，对母线充电时启用。正常运行时，取下充电保护功能压板2.失灵保护的电流元件，采用母线保护的电流元件。3.由于各出线TA变比差异太大，装置差流误差较大，影响保护动作灵敏度。7.5 *1站用变保护设备配置及说明:*1站用变保护采用一套南瑞继保PCS-9621D型变压器保护装置。其现场保护配置如下表：继电保护及自动装置定值通知单厂站名称：大堡梁升压站继2021 (堡)05设备名称：*1站变设备调度编号*352保护型号：PCS-9621D TA变比：100/1TV变比35/0.1Se：1250KVA一、 设备参数定值:类别序号定值名称定值围单位整定值根本参数1定值区号130现场整定2被保护设备8个汉字现场整定CT3