东阳电网继电保护整定运行方案(2010年度).doc

东 阳 电 网继电保护整定运行方案（2010年度）东 阳 市 供 电 局 二0一0年十一月目 录1 保护装置整定总则2 保护装置配置及整定具体说明3 系统运行情况4 保护装置调度运行说明5 东阳电网整定运行及问题说明东阳电网继电保护整定运行方案 （2010年度） 1 保护装置整定总则1.1 根据部版继电保护与自动装置技术规程、3kV110kV电网继电保护装置运行整定规程的原则，结合东阳电网运行的实际情况及电网稳定要求编制继电保护及自动装置（以下简称保护装置）整定方案。1.2 确定合理的运行方式是改善保护性能，发挥保护装置效能的关键。整定计算应以常见的运行方式为依据，常见运行方式以运方提供正常方式及正常变化为主；对特殊运行方式，可按特殊定值更改处理，或经分管领导同意后根据运行方式特点在定值不配合方式下短时运行。1.3 在电力设备由一种运行方式转为另一种运行方式的操作过程中，被操作的有关设备均应在保护范围内，允许部分保护装置定值在操作过程中失去选择性。1.4 110kV及以下系统宜采用环网布置，开环运行方式。1.5 110kV及以下系统一般采用远后备原则，即临近故障点的断路器处装设的继电保护或该断路器拒动时，能有电源侧上一级断路器处的继电器动作切除故障。1.6 继电保护整定应满足可靠性、选择性、灵敏性及速动性四项基本原则，特殊情况的处理原则见1.7条。1.7 由于电网运行方式、装置性能等原因，不能兼顾选择性的要求，则按照如下原则合理取舍：地区电网服从主系统电网；下一级电网服从上一级电网；局部问题自行消化。尽可能照顾下一级电网的需要。市调整定应满足地调交界面定值限额，确保逐级配合。1.8 对串联供电线路，如果按逐级配合的原则将过分延长电源侧保护的动作时间，则可将容量较小的某些中间变电所按T接变电所或不配合点处理，以减少配合的级数，缩短动作时间。1.9 微机保护上下级时间配合级差不小于0.3，微机保护与用户电磁型保护时间配合级差不小于0.5。1.10 继电保护整定计算以单一设备的金属性简单故障为计算和校核依据。宜按相同动作原理的保护装置进行整定配合，不同原理的保护装置之间整定配合可进行简化计算。1.11 在复杂电网中，当相邻元件故障而其保护或断路器拒动时，允许按其他有足够灵敏系数的支路相继跳闸后的接线方式，来校验本保护作为相邻元件后备保护的灵敏系数。1.12 继电保护适应电网运行变化的能力是有限的，合理地选择运行方式是改善保护效果，充分发挥保护效能的关键之一,合理的电网结构，是继电保护正确可靠动作的基础。2 保护装置配置及整定具体说明2.1 110（35）kV变压器保护2.1.1 保护配置主变配置独立的非电量保护、差动保护作为变压器的主保护，110kV主变各侧分别配置独立的后备保护，高压侧中性点若经放电间隙接地时，应配置间隙零序电流、零序过压保护；35kV主变高压侧配置后备保护。2.1.2 整定原则2.1.2.1 差动保护a） 比率制动元件启动值一般取变压器额定电流的30%50%，要求差动保护低压侧金属性故障灵敏度不小于2.0 。b） 二次谐波制动一般取1215，根据实际运行情况系数可作适当调整。c） 差动速断元件按躲过变压器的励磁涌流、电流互感器饱和，躲区外故障的最大不平衡电流整定，要求高压侧故障时灵敏度不小于1.5。 d） CT断线时应闭锁比率制动的差动保护。e） 差动保护内部的变压器接线组别设置根据一次变压器接线组别整定。f） 变压器各侧电压一般按变压器额定电压整定。g） 平衡系数、差动及速断定值要考虑是否经Y/换算。ISA-387F差动保护定值需经前者换算。h） 制动原理各厂家有所区别，需根据实际制动比率曲线校核灵敏度。2.1.2.2 110kV后备保护a） 电流定值按躲负荷电流整定，确保主变低压侧故障灵敏度不小于1.5，与中、低压电流做适当配合。b） 经各侧复合序电压并联闭锁，复合电压中负序线电压元件：取68V（二次值），低电压元件（线电压）：取6570V（二次值）。c） 时间定值与中、低压侧保护时间配合，与上一级110kV线路保护相间距离保护配合。2.1.2.3 35kV后备保护过流按躲变压器额定电流整定，与35kV母分开关保护配合。经35kV复合序电压闭锁，一般不经方向闭锁。2.1.2.4 10kV后备保护过流按躲变压器额定电流整定，与10kV母分开关保护配合。经10kV复合序电压闭锁，一般不经方向闭锁。2.1.2.5 根据新规程规定，变压器外部短路时，如短路电流大于任一侧绕组热稳定电流时，变压器过流保护动作时间不应超过。对于110kV变电所，35kV母线、10kV母线上均未配置母线差动保护， 主变中、低压后备整定需考虑母线上短路电流。2.1.2.6 PT断线取消电压闭锁，后备保护改为纯过流保护。2.1.2.7 110kV零序过流保护一般不投。若系统方式出现110kV停役，35kV经110kV主变送10kV母线时，投用110kV零序过流保护（做110kV接地故障的后备保护），定值取110kV母线故障有灵敏度整定。此时根据需要35kV后备保护增加一套复合序方向过流保护，方向由35kV母线指向主变，时间与上一级保护配合。2.1.2.8 内桥接线变电所，主变差动保护、110kV后备保护、重瓦斯保护动作闭锁110kV备用电源自投装置母分自投方式，跳进线开关同时闭锁进线备用电源自投装置。2.1.2.9 非电量保护根据金华电业局变压器（电抗器）非电量保护管理规定（2006）整定。2.2 110kV线路保护2.2.1 保护配置110kV线路配置三段式相间距离、三段接地距离及四段方向零序过流保护，三相一次重合闸。对电缆线路及有系统稳定要求的110kV线路还应配置全线速动的纵联保护。2.2.2 整定原则2.2.2.1 对于超短线路（一般小于2km），如果系统无稳定要求，段保护可停用。2.2.2.2 单回线送变压器终端方式，或线变组接线方式，段保护可伸入变压器；时间可整定0.1秒。2.2.2.3 起动元件的定值应保证在线路末端故障有足够的灵敏系数：a） 负序、零序电流分量及电流变化率起动元件在本线路末端短路故障时，灵敏系数大于4。b） 电流启动元件在本线路末端短路故障时，灵敏系数大于1.5。2.2.2.4 接地距离保护a） 接地距离段定值按可靠躲过线路末端（或T接线路末端）接地故障整定，一般取0.70.75ZL。对全线同杆双回线可取0.50.6ZL。b） 接地距离段定值按本线末端发生金属性故障有灵敏度整定，并与相邻线路接地距离段或段配合。c） 接地距离段按与相邻线接地距离段或段配合整定，按本线末端发生金属性故障有足够灵敏度1.5整定，一般一次阻抗尽可能大于10欧姆整定。已运行设备按躲变压器其他侧母线故障整定，时间与变压侧主变差动时间配合。若定值伸出主变时，时间定值与110kV后备保护配合（新投产线路按伸出主变整定，提高保护远后备能力）。d） 接地阻抗零序补偿系数（K）：K(Z0-Z1)/3Z1，K宜按线路实测阻抗进行计算。K值整定宜不大于实测或计算值。e） 接地距离偏移角（DG1）：对长线路（大于20kM）可不考虑带偏移，一般线路可适当偏移，可取15，对短线路（小于10kM）可取30。2.2.2.5 相间距离保护a） 相间距离保护段定值按可靠躲过线路末端相间故障整定，一般取0.80.85ZL。LFP-941A型保护相间距离段与接地距离段定值为同一定值，按接地距离段原则整定。b） 相间距离保护段定值按本线路末端相间故障有足够灵敏度整定（20km以下线路灵敏度不小于1.5，2050km不小于1.4，50km以上不小于1.3。定值及时间与相邻线路相间距离段或段配合。应躲过对侧变压器中、低压侧故障。c） 相间距离保护段定值按可靠躲过本线路的事故过负荷最小阻抗整定，阻抗及时间定值与相邻线路相间距离段或段配合整定，与对侧变压器高压侧后备保护配合。相间距离段或四边形距离段一般应考虑作远后备，对相邻线路末端故障的灵敏度力争不小于1.2。d） 相间距离偏移角（DG2）：一般线路可不带偏移，对短线路（小于10kM），可适当偏移，取15e） 一般线路距离保护不应经振荡闭锁控制，当地区小电源较大，经计算振荡中心可能落在被保护线路上(被保护范围内)时，应经振荡闭锁控制。f） 多边形阻抗动作特性的电阻分量定值，一般按可靠躲负荷整定并具有1.5以上的裕度。实际整定一般取30欧姆左右（一次值）2.2.2.6 零序方向过电流保护a） 零序电流段电流定值按躲过线路（或T接线路）末端接地故障电流整定，一般可靠系数不应小于1.31.5。对同杆架设双回线，可靠系数取不小于1.5。b） 根据新规程规定，若接地距离段保护投入，零序段可退出运行。c） 零序电流段电流定值一般按与相邻线路零序段或零序段配合。d） 零序电流段电流定值按与相邻线路零序段或零序段配合，并且本线路末段故障时有足够灵敏度整定，（20km以下灵敏度不小于1.5，20km 50km灵敏度不小于1.4，50km以上灵敏度不小于1.3）e） 零序电流段电流定值按与相邻线路零序段或零序段配合，并躲过本线路末段变压器其他侧三相短路不平衡电流。若躲不过低压侧三相短路不平衡电流，应考虑与主变110kV后备时间配合。定值一般不大于300A整定，考虑高阻接地故障情况。2.2.2.7 分支系数Kf的选择，通过常见的各种运行方式比较，取其最大值。2.2.2.8 当线路保护与配合保护末段配合时，如果定值配合有困难时，应保证时间必须配合。2.2.2.9 PT断线过流保护：一般配置二段式过流保护，过流一段按躲变压器中、低压侧母线故障整定，并保证本线末端故障有一定灵敏度（尽量对本线有1.5的灵敏度），时间同灵敏段（段时间）时间相同；过流二段按躲负荷电流整定，时间同距离段时间。LFP-941A为一段式过流保护，目前运行设备一般按躲负荷电流整定，时间同距离段时间。正常PT断线过流退出，PT断线下自动投入。2.2.2.10 PT断线时退出接地距离、相间距离保护，退出零序方向元件。2.2.2.11 重合闸加速相间距离段、接地距离段及零序段保护。2.2.2.12 单侧电源运行线路不对称相继速动作保护可不投入。2.3 35kV线路保护2.3.1 保护配置：35kV线路配置三段式相间距离保护（包括过流保护）或电流电压式保护，配有三相一次重合闸。对超短线路、电厂联络线及有系统稳定要求的35kV线路尚需配置全线速切的光纤纵差保护。2.3.2 整定原则：2.3.2.1 相间距离保护整定同110kV线路保护整定。2.3.2.2 三段式电流电压保护a） 过流段（电流速断或电流闭锁电压速断）：电流速断按躲线路末端故障最大电流整定。电流闭锁电压速断电压定值按本线末端故障的最小残压整定；电流闭锁定值按本线末端故障有足够灵敏度整定。校核正常大方式下对出口的灵敏度应大于1；尽量要求段保护范围不小于线路的20%。根据上级所发的文件，如有线路出口处有速动要求，220kV变电所的35kV的电流速断（电流闭锁电压速断）保护范围可伸入变压器内，按躲过变压器其他侧母线三相最大短路电流整定。并在整定方案中注明，经局领导批准执行。对于线变组，可按伸入变压器整定，并躲过变压器低压侧母线故障；对于终端线路带多台变压器，需要时可按伸入变压器整定，宜带0.10.2s延时。b） 过流段电流定值按本线路末端故障有1.5的灵敏度整定，躲相邻主变低压侧故障整定，与相邻线路的或段保护配合整定。若计算不能满足灵敏度要求时，应调整下一级主变的运行方式。若无法调整一次运行方式或方式调整后依然无法满足要求时，一次设备允许经领导批准后按与配合整定，但要求过流段必须有足够灵敏度。c） 过流段定值按躲过线路最大负荷电流整定，并与下一级末段保护范围配合，对下一级设备故障灵敏度不小于1.2。过流段要求不经电压闭锁；一般不经方向控制，若对侧有地区电源，经计算校核后反方向会动作时，也可经方向元件控制。d） PT断线时退出与电压有关的电压和方向元件，不退出相应的保护。此时保护上下级可能失配。2.4 35（10）kV母分保护2.4.1 保护配置母分保护一般配置阶段式电流电压保护。2.4.2 整定原则：35kV母分保护定值与主变保护、35kV出线保护配合，要求35kV母线故障有1.5以上的灵敏度，并力争作为35kV线路故障的远后备保护。2.5 自动重合闸2.5.1 自动重合闸配置原则根据电力系统接线状况、电压等级、系统稳定要求、负荷状况、保护装置及断路器性能及其它技术经济等因素决定。2.5.2 单电源大系统侧重合闸检线路无压母线有压重合，或仅检线路无压重合。2.5.3 双回线并列运行，系统侧检无压、同期重合，对侧检同期重合。2.5.4 终端变侧线路保护重合闸正常按线路有压母线无压重合。2.5.5 重合闸时间根据系统配合情况一般按1.5秒整定；终端变侧重合闸时间可适当抬高，但一般不超过4秒。2.6 备用电源自投装置2.6.1 配置备用电源自投装置有联络线备用电源自投装置、两条进线及母分开关自适应自投装置等。2.6.2 整定原则a） 有压定值按躲过正常运行最低电压整定，一般整定0.60.7倍额定电压。b） 无压定值按0.20.3倍额定电压整定。c） 无流定值0.10.2A整定。d） 备自投动作时间一般与主送进线对侧保护时间、重合闸之和配合，时间一般大于4.5 s整定。e） 备用电源自投跳主送开关，确认跳开工作电源后经短延时0.31.0合备用电源自投时间。若备自投跳闸逻辑与合闸逻辑按并列序列动作时，合闸时间还应躲电容器低压保护动作时间。f） 对内桥接线，110kV备用电源自投装置跳进线开关同时应闭锁重合闸。2.7 失压解列装置失压解列定值整定原则同备用电源装置。2.8 故障解列装置2.8.1 配置小水电厂、小火电厂在高压侧必须装设低频及低压解列装置，动作解发电机开关。系统侧变电所内装设故障解列装置，动作解地区电源线路开关，故障解列装置一般配置低电压、零序过电压保护。2.8.2 整定原则a） 小水火电侧需投入低频、高频及低压、高压功能，低频定值一般整定在4848.5赫兹，高频一般整定50.551赫兹，时间不大于1秒；低压解列电压按躲过系统最低运行电压整定，一般可取6570V，时间不大于1秒，高压根据系统实际情况定。b） 系统侧：零序电压取母线开口三角电压，定值应躲正常不平衡零序电压，且按线路末端故障对侧开关跳开后有灵敏度整定。相间低电压取高压侧母线电压，定值按线路末端故障对侧开关跳开有灵敏度整定，一般取65V70V。低电压保护、零序电压保护动作时间应与相邻线路灵敏段时间适当配合，并与对侧线路重合闸时间配合，一般要求不大于1s 。c） 考虑运行需要，故障解列装置不接进线线路电压、开关位置。3 系统运行情况3.1 整定计算范围3.1.1 东阳市调调度管辖的继电保护及自动装置整定由市调负责整定。3.1.2 2010年新增项目：a） 35kV线路：220kV桐鹤变投运：桐虎3681、鹤阳3686及鹤六3684（原东六3686开口）。3.2 系统运行要求3.2.1 110kV系统正常要求开环运行，若110kV线路正常双回线并列运行时，线路两侧需装设快速动作的主保护。3.2.2 保护具体投退按各变电所调度继保规程及整定单执行。3.3 整定计算用最大方式110kV系统为最大运行方式，本地区所有小火（水）电源全开，主变按正常方式全部投入运行。3.4 整定计算用最小方式110KV系统为最小运行方式，本地区所有小火（水）电源全停，主变按一台主变运行。3.5 110kV变压器中性点接地a） 变压器有绝缘要求时，主变110kV中性点接地。b） 110kV并网电厂应有一台主变110kV中性点接地运行。c） 110kV主变中、低压侧母线有地区电源并网时，可以考虑一台主变中性点接地。d） 应保持变压器中性点基本稳定。e） 110kV变压器中性点接地方式具体投退以各变电所调度继保规程规定执行。4 保护装置调度运行说明4.1 一般运行说明4.1.1 带有电压的电气设备线路，不允许在无保护状态下运行。4.1.2 系统运行中，保护定值以下发批准的整定单为准。4.1.3 调度继保运行规程或整定单备注说明与本说明不符时，应以前者为准。4.1.4 对停用的保护装置，必须退出联跳运行设备开关的压板。4.1.5 定值区切换时不必停用微机保护装置，切换后应核对装置定值及定值单以确保定值正确。4.1.6 线路保护改定值时，应将相应开关改至热备用状态。4.1.7 在一次设备运行而保护停用时，必须退出停用保护联跳运行设备开关压板。4.1.8 改变运行方式应考虑保护整定值是否配合和有否可能造成过负荷跳闸，一旦出现保护不配合的运行方式时，需经总工批准后执行，并尽量缩短保护不配合方式运行时间。4.1.9 用对侧电源对主变差动保护范围内的新设备进行冲击，需停用相应的主变差动保护。4.1.10 线路保护所取母线电压失去时，与电压有关的保护功能将失去，保护不完善，应尽快改变一次运行方式。4.1.11 变压器差动保护、线路纵差保护做带负荷试验时，应在变压器、线路带上负荷前停用。4.1.12 110kV及以上电压等级线路保护、断路器保护在做带负荷试验前停用，正确后及时投跳闸。4.1.13 主变压器的差动保护和重瓦斯保护不能同时停用。4.1.14 故障解列装置、备用电源自投装置、失压解列装置所接母线电压停用或操作过程中暂时失电时，必须在电压失去前停用。 4.1.15 重合闸装置的投入、停用的原则：a) 对线路冲击时，停用重合闸。b) 当重合闸检定回路所取电压的压变停役或电压回路故障时，应停用重合闸。c) 35kV母分开关重合闸停用。d) 10kV母分开关重合闸停用。4.2 线路保护4.2.1 线路供电侧保护必须投入，变电所受电侧线路保护投退参照各变电所调度继保规程。4.2.2 线路纵差保护应两侧对应，同时投跳或停用。光纤通道异常不能复归，应及时向值班调度汇报，并将两侧纵差保护停用。4.2.3 光纤电流差动保护必须定期进行差流检查，并做好记录。如发现异常情况应立即汇报当值调度员。4.2.4 光纤纵差保护在年检工作中仅拆动保护屏后电流端子连接片，经检修、运行人员确认已可靠接回，可以不做带负荷试验，但需进行差流检查。4.2.5 用本线路保护对线路冲击时，一般不改临时定值。4.3 110kV变压器保护4.3.1 110kV主变的零序过流保护正常停用。4.3.2 单重化配置的110kV主变保护改定值时，宜将相应开关改至热备用状态。若主变差动保护、后备保护单独装置配置时，可轮停相应装置更改定值，要求控制停用保护时间；停用差动保护改定值时，须经局领导同意；此时主变后备保护与上一级110kV线路保护定值不配。4.3.3 110kV旁路开关代110kV主变开关运行时，差动保护110kV侧CT切换至110kV旁路开关CT上。4.3.4 110kV内桥接线的变电所，当主变单独停役时需将110kV进线开关及110kV母分开关的电流回路脱离差动保护并短接接地。4.3.5 110kV内桥接线的变电所，进线开关上装设有线路保护时，主变主保护、110kV后备保护动作需闭锁相应线路重合闸。4.3.6 内桥接线变电所新上110kV母分开关或110kV母分开关二次电流回路上改动，1、2主变差动保护需进行带负荷试验。4.3.7 110kV及以下变压器保护做带负荷试验，差动保护投信号，后备保护投跳闸，110kV后备保护时间临时改0.3秒。4.3.8 在失去电压闭锁时，严格控制负荷在变压器的额定负荷之内。4.3.9 变压器非电量保护投退按照金华电业局变压器非电量保护管理规定执行。4.4 低频减载装置4.4.1 低频减载装置投退根据年度减载方案定。4.4.2 低频减载装置不得擅自停用，须地调批准或许可后方可停用。4.4.3 小电源自成系统时，低频减载装置停用。4.4.4 单独频减载装置投跳时需投入相应闭锁35kV 、10kV母分开关备自投压板。闭锁10kV联络线备自投压板正常停用。4.5 故障解列装置4.5.1 故障解列装置动作跳小电源线路开关并闭锁重合闸。4.5.2 故障解列装置停用时，小电源需停机。4.5.3 故障解列装置跳小电源开关压板投退根据运行方式定。4.6 失压解列装置4.6.1 失压解列装置与对线路自投方式配合使用，同时投停。4.7 备用电源自投装置4.7.1 内桥接线的变电所，主变重瓦斯保护、差动保护、高压后备保护动作闭锁高压侧备用电源自投母分自投方式。4.7.2 主变中、低压侧后备保护动作闭锁中、低压侧母分开关备用电源自投装置。4.7.3 对线路、母线互为自投的联络线备用电源自投装置，若仅对110kV母线自投时，需投入闭锁线路自投压板，若仅对线路自投时，需投入闭锁母线自投压板。5 东阳电网整定运行及问题说明5.1 东阳变可供横店变、官田变、卢宅变、白云变、巍山变、塘西变、广福变、南马变、磐安变、磁都变（横磁1620转供）负荷。石金变可供横店变、磁都变、官田变、画水变、南马变。桐鹤变可供巍山变。5.2 横店变横磁1630线路保护供磁都变整定；磁都变横磁1630线路保护按送横店变负荷整定，与横店变东横1624、石横1436线路保护不配。5.3 横店变东横1624备用电源自投装仅投用一种运行方式，即东横1624开关热备用，石横1436线路主送方式。5.4 东阳电网自动装置配置表变电所名称自动装置名称型号动作时间(秒)功能简述跳闸时间合闸/对线路自投合闸时间官田变110kV失压解列装置RCS-96585跳东官1643开关，与石金变石官1608备用电源自投装置对线路自投配合使用。 110kV备用电源自投装置WBT-822A/P50.5东官1643、石官1608、110kV母分开关四种自投方式自适应110kV故障解列装置RCS96581动作可跳热官3639、（官联309、官络329、西园306、金宅320开关正常不投）10kV母分备用电源自投装置RCS965370.5#1、#2主变10kV开关互为备用官联309线备用电源自投装置RCS965390.5跳#1主变10kV开关，联切10kV母分及I段上出线开关，保供1#所用变负荷官络329线备用电源自投装置RCS965390.5跳#2主变10kV开关，联切10kV母分及II段上出线开关，保供2#所用变负荷白云变10kV母分备用电源自投装置RCS-96313.5#1、#2主变10kV开关互为备用卢白1629备用电源自投装置跳东白1642（110KV旁路）开关，和卢白1629开关110KV母线备用电源自投装置仅对线路自投，可经切换实现对大元变、东阳变当台主变运行时的备用电源，分别于大元变大宾1509备用电源自投装置失压解列功能、东阳变110KV失压解列装置配合）白环224线备用电源自投装置RCS-9653101跳#2主变10kV开关，联切10kV母分及II段上出线开关，保供2#所用变负荷卢宅变10kV母分备用电源自投装置LFP-9653.5#1、#2主变10kV开关互为备用110KV失压解列装置跳东卢1628开关并闭锁重合闸，与白云变卢白1629备用电源自投装置对线路自投方式配合使用北一113线备用电源自投装置RCS-9653101跳#2主变10kV开关，联切10kV母分及II段上出线开关，保供2#所用变负荷巍山变110kV段母线故障解列装置PST12901/7一段1s动作可跳巍八3694、巍罗3685、蔡宅246并闭锁重合闸；二段7s动作可跳1主变35KV开关，与北江变巍北3692备自投对线路自投方式配合使用，对侧自投时间为9.5S 110kV段母线故障解列装置PST12901/7一段1s动作可跳巍眠3696、巍罗3685、歌电253开关并闭锁重合闸；二段7s动作可跳2主变35KV开关，与北江变巍北3692备自投对线路自投方式配合使用，对侧自投时间为9.5S巍六3688备用电源自投装置PSP6915.50.2停用巍北3692备用电源自投装置PSP6915.50.2停用35kV母分备用电源自投装置PSP6915.50.2#1、#2主变35kV开关互为备用10kV母分备用电源自投装置PSP6915.50.2#1、#2主变10kV开关互为备用画水变110kV段母线故障解列装置NSA-SGJL1 动作可跳画中403、南岸423开关画联401线备用电源自投装置NSA-3152A9跳#1主变10kV开关，联切10kV母分及I段上出线开关，保供画中403及1#所用变负荷画络421线备用电源自投装置NSA-3152A9跳10kV母分开关，联切II段上出线开关，保供茶园420及2#所用变负荷横店变东横1624备用电源自投装置RCS-96525跳石横1436开关、合东横1624开关110kV故障解列装置RCS96581可跳横南3663、热横3684开关35kV备用电源自投装置LFP-965B6停用10kV备用电源自投装置LFP-965B5.5停用磁都变110kV备用电源自投装置ISA-358G50.3110kV母分、横磁1630互为自投横联485线备用电源自投装置ISA-358G70.3跳10kV母分开关，联切I段上出线开关，保1#所用变负荷横络501线备用电源自投装置ISA-358G70.3跳#2主变10kV开关，联切10kV母分及II段上出线开关，保供2#所用变负荷南马变110KV段母线故障解列装置NSA-SGJL1动作可跳大阳356开关110KV段母线故障解列装置NSA-SGJL1动作可跳大阳356开关110kV备用电源自投装置RCS-9652 5石南1445开关、官南1626、110kV母分开关四种自投方式自适应10kV母分备用电源自投装置NSA-3152A9.5#1、#2主变10kV开关互为备用南联336线用电源自投装置NSA-3152A10跳#1主变10kV开关，联切10kV母分及I段上出线开关，保供1#所用变负荷明德351线用电源自投装置NSA-3152A10跳#2主变10kV开关，联切10kV母分及II段上出线开关，保供2#所用变负荷广福变110kV段故障解列装置RCS-9612A1动作可跳北四445开关110kV段故障解列装置RCS-9612A1动作可跳北四445开关10kV母分备用电源自投装置ISA-358FF7.50.5#1、#2主变10kV开关互为备用荷花441线备用电源自投装置ISA-358FL8.50.5跳#1主变10kV开关，联切10kV母分及I段上出线开关，保供1#所用变负荷甘溪464线备用电源自投装置ISA-358FL8.50.5跳#2主变10kV开关，联切10kV母分及II段上出线开关，保供2#所用变负荷塘西变塘络383线备用电源自投装置RCS-9653101跳#1主变10kV开关，联切10kV母分及I段上出线开关，保供1#所用变负荷塘联371线备用电源自投装置RCS-9653 101跳10kV母分开关，联切II段上出线开关，保供2#所用变负荷六石变巍六3688备用电源自投装置NSA-3152A5.5跳鹤六3684开关，合巍六3688开关六石164线备用电源自投装置NSA-3152A8跳#1主变10kV开关及10kV母分开关，联切I段上出线开关，保供所用变负荷#1、#2主变过负荷联切装置NSA-FHLQ35/4035秒可解佐村260、宅口265开关，40秒可解西营261、三单263开关黄田畈变东黄3697备用电源自投装置NSA-3152A5跳金畈3636开关，合东黄3697开关35kV故障解列装置NSA-SGJL1动作可跳景山156及黄田畈157开关王坎头158线备用电源自投装置NSA-3152A8跳#1、#2主变10kV开关，联切10kV出线开关，保供所用变负荷#1、#2主变过负荷联切装置NSA-FHLQ35/4035秒可解黄田畈157开关，40秒可解景山156开关北江变巍北3692备用电源自投装置NSA-3152A5.5/9.5对母线自投：5.5秒跳东北3690开关，联切10kV凤山141、楼宅143、红旗144开关，合巍北3692开关；对线路自投：9.5秒合巍北3692开关，与巍山变失压解列装置配合使用李三140线备用电源自投装置NSA-3152A7