黔艳线停电备用电源方案(最终版))2011.12.19.doc

500kV黔艳回线路停电厂用备用电源方案 批 准： 审 核： 会 签： 编 制：税远鹏、张云杰、王东2011年12月19日因黔艳回线线停电2天，停电期间我厂#01启备变停电，相应主厂房设备、辅助车间设备、检修、照明等均无电源供电。为保证#1机组停运后的设备安全、#2机组操作电源、控制电源正常、脱硫设备安全、翻车机系统正常卸煤，拟引接备用电源。一、电源引接方案：1、 恢复10kV施工开关站1461馈线开关出线原3*185 mm2 10kV电缆（约800米）接至#2补充水隔离变压器10kV侧柱上隔离开关出线侧(已搭接)。在#1补充水隔离变高压侧隔离开关处引接一根3*185 mm2 10kV电缆（约20米）至#2补充水隔离变10kV隔离开关外侧进行联接，同时保留至江边10kV线路的接线；将10kV施工变电源分别通过#1/#2补充水隔离变、6kV1B/2B段上#1/#2补充水隔离变开关6132/6232送至6kV1B/2B段母线；2、 在#1机6kV1A段6165开关下桩头与6kV1B段6158开关下桩头敷设一根3*185 mm2 10kV电缆约20米）,接好6158与6165开关之间的短电缆；通过6158开关和6165开关将6kV1B电源送至6kV1A段。3、 在#2机6kV2A段6265开关下桩头与6kV2B段6258开关下桩头敷设一根3*185 mm2 10kV电缆(约20米）,接好6258与6265开关之间的短电缆；通过6258开关和6265开关将6kV2B电源送至6kV2A段二、组织措施： 1、领导小组 组长：杨满林 副组长：冯永胜、苏建军、龚登科、勾华明、许力民、桂双华、徐义、黄淑营 成员：方向明、王瑞升、刘金祥、王永红、余凯、牛卫岗 2、工作小组组长：冯永胜副组长:苏建军、龚登科、勾华明、许力民、桂双华、徐义、牛卫岗成员：税远鹏、许华周、刘富强、刘海兵、钟继宁、刘俐、张鑫、易合坤、王东、赵新武、朱长春、张云杰、宋弟华、何云龙、黄书芳、申建强、徐建伟3、工作职责 领导小组职责：（1） 负责总体协调机组停运、负荷切换工作；（2） 负责方案的审核和本部门配合工作的第一责任人；（3） 组织本部门学习传达方案相关内容并落实本部门职责范围内工作。 工作小组的职责：（1）生技部职责：负责编制线路全停后电源引接方案、负责电源切换过程中现场协调；（2）发电部职责：负责电源切换、恢复操作票的填写、电源的切换、恢复、停电运行方案的编制、设备停电期间#1机组盘车电源、空预器失电后应急方案的准备；（3）中电检修职责：负责临时电缆敷设和搭接、开关的调整、负责电源恢复后电源的切换、电缆拆除工作；（4）电控中心职责：负责临时电源控制回路检查、保护定值的计算、保护传动试验和核相工作，负责线路全停期间和电切换过程中二次回路故障处理、日常巡视工作； （4）安监部职责：负责停电期间，电源切换过程中安全监督、操作票的检查、应急方案的审核工作；负责停电期间生产现场安全监管工作，空调、电取暖设备使用情况监管； （5）燃供部的职责：负责停电期间，铁路企业变、信号变失电后铁路应应急方案的编制与处理及其与铁路的协调工作。 （6）办公室的职责：负责停电期间、办公楼、消防楼、中电检修生活区用电情况检查，严禁使用电控调和电取暖设备。三、技术措施（一）、停电期间设备运行方式 （后附有电源引接接线图）： 1、第一路电源带负荷如下：（1）合上10kV施工开关站1461馈线开关，将10kV施工开关站电源送至#2补充水隔离变高压侧隔离开关外侧（拉开#2补充水隔离变高压侧开关1231和隔离刀闸1231112312），通过#1#2补充水隔离变高压侧之间联络电缆向#1补充水隔离变充电,合上2补充水隔离变高压侧开关1231向#2补充水隔离变充电；（2）合上6kV1B段#1补充水隔离变开关6132，6kV1B段母线带电，电控中心应检查6kV 1B段线母线电压互感器屏柜综合测控装置上电压相序应为正相序。否则，应断开10kV施工开关站1461馈线开关，做好安措后，在#1补充水隔离变高压侧进行换相，确认换相结束后，重新对6kV 1B段充电，确认相序应为正相序；（3）分别合上6kV1B段6158开关、6kV1A段6165开关，6kV1A段带电运行，检查6kV1A段母线电压互感器测控装置应为正相序，否则应断开6kV1A/1B段联络开关6158/6165，做好安措后进行换相。换相后重新对6kV1A段母线充电，检查电压相序应正确；（3）合上6kV2B段#2补充水隔离变开关6132，6kV2B段母线带电；检查6kV2B段线母线电压互感器屏柜综合测控装置上电压相序应为正相序。否则，应断开10kV施工开关站1461馈线开关，做好安措后，在#2补充水隔离变高压侧进行换相，确认换相结束后，重新对6kV 2B段充电，确认相序为正相序；（4）分别合上6kV2B段6258开关、6kV2A段6265开关，6kV2A段带电，检查6kV2A段母线电压互感器测控装置应为正相序，否则应断开6kV2A/2B段联络开关6258/6265，做好安措后进行换相；换相后重新对6kV2A段母线充电，检查电压相序应为正相序；（5）分别合上#1机6kV1B段上1B汽机变6134（带380V汽机PC1A1B段）、1B锅炉变6136（带380V锅炉PC1A1B段）、#1照明变6162（带380V照明1、2段）、#1化水变6160（带化水PC1、2段）、#1煤场变（带煤场PC1、2段）、#1斗轮机变6160电源开关（6）分别合上#1机6kV1A段上#1铁路企业变6163、#1厂前区变6159（供综合办公楼照明）、 #1净化站变6133（带380V净化站PC1段）、 #1公用变6155电源开关；（7）分别合上#2机6kV 2B段上2B电除变6226（电除尘PC2B段带电）、#2照明变6262；（8）分别合上#2机6kV 2A段上脱硫检修电源6235（6kV脱硫段带电）、#2检修变6257（带检修2段）、#2照明变6262（带照明PC2段）#2灰库变6261（带灰库PC2段）、#2铁路企业变6263电源开关；（9）对如下MCC配电柜母线进行送电： #1机汽机房零米层1AMCC2、 #1机6.9米1MCC3、#1机汽机房零米层1BMCC2、#1锅炉底层1AMCC电源、#1锅炉底层1BMCC、碎煤机室MCC电源、消防MCC、翻 车机MCC、#2转运站MCC电源、运煤综合楼MCC、含煤废水MCC电源、网络继电器室MCC、仪用空压机MCC电源、灰库MCC、除灰空压机MCC。2、第二路电源所带负荷如下：（1）合上10kV施工开关站母线上馈线开关1451，和柴发保安变1452开关将电源送至柴发保安变；通过柴发保安变分别向#1/#2机汽机保安1AMCC/2AMCC、#1/#2机汽机保安1BMCC/2BMCC、#1/#2机锅炉保安1AMCC/2AMCC、#1/#2机锅炉保安1BMCC/2BMCC母线供电，检查所有负荷运行是否正常。（注意：送电前分别断开#1、#2柴发机出口开关31000、32000，并将开关摇至检修位置，切换前，电控中心应进行核相，确保相序为正相序）（2）脱硫系统低压电源由#1/#2机锅炉保安1AMCC/2AMCC段向脱硫保安段供电，供脱硫保安段负载。 （3）脱硫6kV电源由#2机6kV2A段脱硫检修电源送至脱硫6kV段，由脱硫6kV段送至脱硫6kV段，合上6kV脱硫段、脱硫6kV段上#1、#3脱硫变电源开关，脱硫PC1、2、3、4段运行3、负荷控制（1）柴发保安变所供负荷1000kW（2）#1机6kV1B段负荷控制在2000kW （3）#1机6kV1A段负荷控制在800kW （4）#2机6kV2B段负荷控制在1500kW（5）6kV2A段负荷控制在1000kW(6)一级负荷（保机组安全负荷）1炉空预器主辅驱动电机、#1炉火检风机、#2仪用空气压缩机、#1机主机盘车电源、主机直流油泵、#1机主机顶轴油泵、主机排烟风机、密封油排因风机、#1机小机润滑油泵（4台）、#1机小机顶轴油泵、小机排烟机、消防泵（小泵）、1、2机组UPS电源、通讯电源、500kV升压站操作电源、各直流装置充电电源、热工程控电源、吸收塔搅拌器（5台）、回流水箱搅拌器、石灰石浆液搅拌器、排水坑搅拌器，部份负荷功率如下：序号名称功率序号名称功率1#1主机盘车电机30kW15脱水去排水坑搅拌器7.5KW*22#1主机顶轴油泵55kW16#1、#2制浆区地坑搅拌器 7.5KW*23#1机小机润滑油泵2*55（220kW）17脱硫磨机浆液搅拌器4*4=16KW4#1机主机TOP55kW18脱硫石灰石浆液搅拌器4*2=8KW5#1小机顶轴油泵5.5KW19吸收塔搅拌器的单台功率是145KW*56#1机主机排烟风机3KW20#4仪用空压机250kW7#1机密封油排烟风机6KW21消防稳压泵7.5kW8#1炉空预器30KW22#5除灰空压机400KW9#1炉引风机油泵1.1kW气化风机37KW10#1炉火检冷却风机11kW灰库加热器80KW11#2机主机润滑油泵55kW脱硫废水系统30KW12主油箱排烟风机、3KW回流水箱搅拌器 15KW*213#2机小机润滑油泵2*55（220kW）14#1#2机空气抽出槽A排烟风机2*2kW（4kW）(7)二级负荷序号名称功率1生活水泵30kW2消防水泵110kW3翻车机驱动电机2*75KW（150kW）4翻车机油泵电机37kW5牵车台电机2*15KW=30KW6空调机3*75KW(225kW)7重调机4*75KW（300kW）8给煤机4*15KW=60KW9喷水电机2*30KW=60KW101A皮带机电机110KW112A皮带机电机280kW127A1/7A2皮带机2*280KW=560KW13斗轮机系统540KW14灰库空压机55kW15制样设备负荷45kW16脱硫磨机浆液搅拌器4*4=16KW17脱硫石灰石浆液搅拌器4*2=8KW18脱水系统430kW19照明系统停机期间首先保一级负荷供电，在一级供电正常情况下，向二级负荷供电，二级负荷起动由值长根据负荷情况进行调控；如需启动6kV电机，优先起动6kVB段上负载，起动脱硫系统负荷，6kV单台电机最大容量应控制在300kW内；翻车机系统只能起动一套，电源切换后，应对7A皮带进行试起动，检查起动电源是否正常，否则应停止翻车机卸煤，并通知燃供部负责人。四、安全保障措施1、 12月20日之前，本方案经总工审批后下发有关部门，发电部、中电检修组织有关人员提前学习掌握。2、 电源倒换操作前，值长负责通知生技部、发电部、电控中心、安监部、燃供部、中电检修负责人，安监部、生技部、发电部、电控中心安排有关主管到场进行全程跟踪指导，电控中心、中电检修应派人到现场值班，随时处理操作过程中缺陷。3、 为保证辅机设备平稳停机，值班调度员应加强与调度联系确认何时停电，确保有足够的倒闸操作时间。4、 发电部应编制停电运行方案，在起动负载前值长应监视各段进线负荷电流，防止过负荷跳闸。5、 在电源切换过程中应先断开各段低压侧母联开关，待启备变侧提供的电源停电后再合上母联开关，严防两个不同电源系统合环运行（发电部应制定和做好在切换电源过程中，防止#1机组停运失电措施和预案）。6、 确保柴油发电机能正常运行，#1、#2柴油发电机做为#1、#2机组汽机、锅炉保安段失电的紧急备用电源。为防止柴发保安变电源跳闸，发电部应做好#1柴油发电机紧急启动预案，确保#1机组汽机保安1AMCC、1BMCC段和#1机锅炉1AMCC、1BMCC段负荷供电 （严禁保安变电源与柴油发电机电压系统合环运行）。7、 停电期间，严禁空调、取暖设备运行，安监部应加强检查，使用空调、取暖设备者一经查实考核1000元（包括厂区、消防楼、外委单位生活区、仓库、铁路），由办公室负责向各外委单位和部门进行书面传达。8、 燃供部应部应做好线路全停期间铁路企业变和信号变突然失电后确保铁路安全应急措施和对外联络工作。9、 翻车卸煤过程中，严禁输煤皮带、斗轮机带负荷启动，尽量控制低负荷卸煤。10、 为确保10kV电源可靠，除#1机组保安负荷外，在翻车卸煤过程中严禁起动与翻车卸煤无关设备，需起动该设备，应暂时停止翻煤，待设备起动正常后再进行翻煤，间隙运行设备应在未翻车卸煤期间进行运行，与值长保持联系，翻车卸煤前停止运行，由当值值长根据负荷进行控制。11、 直流润滑油泵、盘车装置、汽机房行车及其控制回路处于完好状态。12、 严格控制通过#1隔离变提供的总用电负荷视在功率不超过4500kVA（3500kW），防止10kV线路过负荷跳闸。13、 联系镇远县电力局确保黔艳回线路停电期间施工电源可靠供电。14、 停电期间各PLC热工要防止程序丢失，电动门阀位丢失（紊乱）。15、 停电期间，各专业要做好临时电源失电的应急措施（如手动盘车等）。16、 倒换电源前，中电检修应对10kV施工变电源1461开关、1451开关至#2补充水隔离变、保安备用变之间开关、刀闸进行一次详细检查，防止因接触不良过热烧坏设备造成失电。17、 施工备用电源带厂用电期间，备用电源巡视应作为一类设备管理和巡视，发电部、生技部点检员和中电检修应加强巡视。18、 在电源切换倒闸操作期间，电控中心二次人员应随同到现场以便根据操作情况及时核相。19、 生活区电源在漫五线正常的情况下提前倒换漫五线供生活区五、工作分工和节点控制1、 由生技部负责书面联系镇远县电力局确保500kV黔艳I、II回线路全停电期间漫火电源可靠供电。2、 所有临时电源电缆敷设、搭接、拆除由中电检修负责、生技部点检监督，20日前完成6kV1A/1B段、2A/2B段联络电缆联接；3、 临时开关控制、保护装置定检、传动试验、核相由电控中心负责；临时开关控制回路检查、保护传动试验、定值计算等工作在21日前完成4、 #1#2补充水隔离变联络电缆在停机后1小时内完成； 5、 发电部对各项操作于12月20日前准备好经审核的操作票，发电部应在停机后10小时内完成所有负荷的切换，值长接到线路全停通知后，应及时向燃供部负责人汇报停电时间；在停电期间燃供部与铁路进行协调，尽量少进煤6、 所有设备操作及操作票准备由发电部负责；设备起动及负荷控制由当班值长负责。7、 燃供部负责线路全停期间铁路企业变和信号变突然失电后铁路安全应急措施和对外联络工作8、 电厂生技部负责组织、协调，安监部负责安全监督。9、 线路全停期间，任何工作联系必需通知该部门第一负责人，各部门职责工作由部门负责人安排完成。六、500kV线路送电后电源恢复顺序 1、恢复升压站设备带电； 2、断开#1机组6kV1B段上#1补充水隔离变电源开关6132（将开关拉至检修位置）和6kV1A、1B段上所有电源及负荷开关；用高压启动备用变压器对#1机6kV1A、1B段送电；3、拉开柴发保安变低压侧柴发保安PC1段备用电源进线开关31200（并将开关拉至检修位置），对#1机组汽机保安MCC、锅炉保安MCC进行电源切换，严禁合环切换和运行；4、断开#2机组6kV2B段上#2补充水隔离变电源开关6232（将开关拉至检修位置）和6kV2A、2B段上所有电源及负荷开关；用高压启动备用变压器对#1机6kV2A、2B段送电；5、拉开柴发保安变低压侧柴发保安PC2段备用电源进线开关32200（并将开关拉至检修位置），对#2机组汽机保安MCC、锅炉保安MCC进行电源切换，严禁合环切换和运行；6、恢复各低压PC段、MCC段电源及相关负荷电源；7、拉开10kV开关站内补充水隔离变电源1461开关及两侧刀闸；8、拆除#1#2补充水隔离变之间联络电缆（办理电气镪一种工作票）；9、分别拆除6kV1A/1B段、2A/2B段 之间联络电缆； 生技部 2011年12月18日500KV线路停电后厂用电切换方案目的：根据我厂500KV线路全停特制定如下电源倒换方案一 要求：1. 所有操作均应得到当班值长的命令后方可进行，如要增启设备不在生技部要求之内的，要及时联系生技部电气专工和发电部相关人员。2. 在操作过程中如有任何疑问应立即停止操作，并汇报当班值长，在得到许可并确认无误后方可进行下一步操作。3. 在操作过程中严禁发生非同期环并和无票操作事故。4. 值长在接到网调线路停电通知后，应及时通知部门领导和电气相关工作人员做好停电准备。5. 机组停运后我厂6KV厂用系统系统运行方式如下：#1机6KV系统通过#1补充水隔离变1131开关带电到6KV1B段 ，6KV1B段通过联络开关6158和6165开关带电至#1机6KV1A段，#1机6KV母线带电后根据要求送电到相应负荷。#2机6KV系统通过#2补充水隔离变1231开关带电到#2机6KV2B段，6KV2B段通过链式母联开关6258开关和6265开关带电至#2机2A段，#2机6KV母线带电后根据要求送电到相应负荷。6. 我厂保安电源运行方式如下：安保电源通过施工开关站1451开关充电至保安备用电高压侧开关1452，当保安备用变带电后依次送电到#1和#2机保安母线PC段（2台柴发均退出备用，其#1柴发出口开关31000和#2柴发出口开关32000均在检修位置，并悬挂“禁止合闸，有人工作”标识牌）。再从#1柴发和#2柴发保安PC段上返送电到相应汽机和锅炉保安段上。7. 当#1机组辅机已经具备停运条件后，做好#1机辅机停运准备。8. 在接到#01启备变停运通知后，应及时退出#1机6KV快切装置。9. 在断开#1机6KV备用电源开关时，应检查#1机保安电源已确在保安备用电源带的情况下方可停运，以免造成因#1机保安段失电给汽机和锅炉负荷带来较长的停电时间造成设备损坏。10. 在切换保安电源过程中，严禁保安备用变与#1机和#2机所带厂用电源系统合环，以免发生非同期并列。11. 在汽机和锅炉保安段切换至保安备用变带之前应将#1和#2柴油发电机组退出备有，并按下柴发本体“禁止启动”按钮，其出口开关应拉至检修位置，并悬挂“禁止合闸，有人工作”标识牌。以防止保安备用变和柴油发电机组发生非同期合环。 发电部 2011.12.19柴油发电机组紧急启动预案一：要求：1. 因我厂#1机组为临时停运，所以汽机和锅炉设备均为热态停运，其辅助系统不能停运，但因我厂临时厂用系统电源不稳定，容易发生跳闸，所以特制定柴油发电机组紧急启动方案。2. 在柴发紧急启动前一定要认真检查与保安备用变有明显断开点。3. 在柴发备用退出备用期间，应按时检查其油箱油位和辅助加热系统工作正常，以备临时紧急启动。4. 在操作过程中严禁发生保安备用变与柴油发电机组发生非同期并列事故。5. 所有操作均应得到当班值长的命令后方可操作。二：柴发紧急启动操作如下：当出现保安备用变跳闸时集控电气操作如下：1 检查柴发保安备用变确已跳闸2 将柴发保安备用变至#1机31200开关摇至检修位置。3 检查#1机汽机保，锅炉安段上所有原运行负荷全部在分闸状态。4 将#1柴发出口开关31000摇至工作位置。5 解除#1柴发“禁止启动”按钮，恢复#1柴发备用状态。6 手动启动#1柴油发电机组。7 检查#1柴油发电机组电压，频率正常（电压380V，频率50Hz）8 恢复#1机汽机，锅炉保安段上负荷。 发电部 2011.12.19 附件：各开关保护定值一、定值变更说明根据500KV升压站停电检修期间备用电源方案的规定，临时电源由漫火线引至#1、#2补充隔离变高压侧，通过#1、#2补充隔离变引入相应的6KV IB和6KV IIB段，6KV IB段通过6158与6KV IA段6165开关与6KV IA段联络，6KV IIB段通过6258开关和6KV IIA段6265开关联络，其中6kVIA段负荷控制在800kW、6kVIB段负荷控制在2000kW、6kVIIA段负荷控制在1000kW、6kVIIB段负荷控制在1500kW。为此，进行#1、#2补充隔离变和6KV 各段联络开关保护定值计算。 1、对侧变电站保护定值为（速断I1 15A,0S，过流I2 10A,1S,CT 200/5） 2、#2补充隔离变原有定值不变。3、6KV IB段通过6158开关和6KV IA段6165开关按照负荷不得超过800kW。4、6KV IIB段6258开关和6KV IIA段6265开关按照负荷不得超过1000kW。5、保安电源负荷1000kW。二、补充水隔离变压器 容量：4500KVA 额定电流：412.4/260A7SJ682综合保护定值1、设备配置地址定 值 名 称定 值 范 围整 定 值备 注103组切换功能禁止/启动禁止104故障录波禁止/启动启动112相定时限/反时限过流定时限过流113接地定时限/反时限过流定时限过流117冷负荷启动禁止/启动禁止122二次谐波涌流制动禁止/启动禁止131灵敏接地故障禁止/定时限过流禁止140不平衡禁止/IEC反时限/ANSI反时限/定时限过流IEC反时限电流曲线141电动机启动监视禁止/启动禁止143电动机启动计数器禁止/启动禁止150欠/过电压保护禁止/启动禁止154过频/欠频保护禁止/启动禁止182跳闸回路监视禁止/2个开入/1个开入禁止2、电力系统数据1地址定 值 名 称定 值 范 围整 定 值备 注201CT星形点位置指向相线指向相线202一次电压额定值0.10800.00KV6KV203二次电压额定值100225V100V204CT一次额定电流1050000A600A205CT二次额定电流1A/5A1A206相电压/开口三角电压1.003.001.73207U4 VT一次电压额定值0.10800.00KV6KV208U4 VT二次电压额定值100225V100V210跳闸命令最短持续时间0.0132.00sec0.15sec211跳闸命令最长持续时间0.0132.00sec1.00sec212断路器合位电流判据0.051.00A0.05A213VT接线方式，3相UAN，UBN，UCN/UAB，UBCUAN，UBN，UCN216U4电压互感器未连接/Udelta电压互感器/Ux电压互感器未连接217IN CT的一次额定值150000A100A218IN CT的二次额定值1A/5A1A0614运行参数U（）Uphph0615运行参数U（0.1035.00A；5.7A1203T I0.0060.00sec；0.5sec1204I0.1035.00A；3.36A4*（1.1/0.9）倍额定电流1205T I0.0060.00sec；0.9sec0.5+2Dt1213手动合闸模式I瞬时/I瞬时/Ip瞬时/无效I瞬时1214I有效始终/自动重合闸有效始终1215定时限相过流返回延时0.0060.00sec；0.00sec1301接地过电流投入/退出投入1302IN0.1035.00A；1A出口单相接地灵敏度为21303T IN0.0060.00sec；0sec1304IN0.1035.00A；35A退出1305T IN0.0060.00sec；60sec1313手动合闸模式IN瞬时/IN瞬时/INp瞬时/无效IN瞬时1314IN有效始终/自动重合闸有效始终1315定时限接地过流返回延时0.0060.00sec；0.00sec4001不平衡投入/退出投入4002I20.10.3.00A3.00A4003T I20.0060.00sec；退出4004I20.10.3.00A3.00A4005T I20.0060.00sec；退出4006IEC曲线正常反时限/非常反时限/极端反时限非常反时限4008I2p0.102.00A0.34A0.5倍额定电流启动4010TI2p0.053.20sec；0.25sec4011I2p复归瞬时/电磁转盘模拟瞬时4012TDO I2（）0.0060.00sec；0.00sec定时限保护返回延时三、6158、6165开关 容量：800KW 额定电流：76.9A CT 50/17SJ682综合保护定值1、设备配置地 址定 值 名 称定 值 范 围整 定 值备 注103组切换功能禁止/启动禁止104故障录波禁止/启动启动112相定时限/反时限过流定时限过流113接地定时限/反时限过流定时限过流117冷负荷启动禁止/启动禁止122二次谐波涌流制动禁止/启动禁止131灵敏接地故障禁止/定时限过流禁止140不平衡禁止/IEC反时限/ANSI反时限/定时限过流IEC反时限电流曲线141电动机启动监视禁止/启动禁止143电动机启动计数器禁止/启动禁止150欠/过电压保护禁止/启动禁止154过频/欠频保护禁止/启动禁止182跳闸回路监视禁止/2个开入/1个开入禁止2、电力系统数据1地 址定 值 名 称定 值 范 围整 定 值备 注201CT星形点位置指向相线指向相线202一次电压额定值0.10800.00KV6KV203二次电压额定值100225V100V204CT一次额定电流1050000A50A205CT二次额定电流1A/5A1A206相电压/开口三角电压1.003.001.73207U4 VT一次电压额定值0.10800.00KV6KV208U4 VT二次电压额定值100225V100V210跳闸命令最短持续时间0.0132.00sec0.15sec211跳闸命令最长持续时间0.0132.00sec1.00sec212断路器合位电流判据0.051.00A0.05A213VT接线方式，3相UAN，UBN，UCN/UAB，UBCUAN，UBN，UCN216U4电压互感器未连接/Udelta电压互感器/Ux电压互感器未连接217IN CT的一次额定值150000A100A218IN CT的二次额定值1A/5A1A0614运行参数U（）Uphph0615运行参数U（0.1035.00A；35A退出（真空接触器）1203T I0.0060.00sec；60sec1204I0.1035.00A；7.5A4*（1.1/0.9）倍额定电流1205T I0.0060.00sec；0.7sec0.5+2Dt1213手动合闸模式I瞬时/I瞬时/Ip瞬时/无效I瞬时1214I有效始终/自动重合闸有效始终1215定时限相过流返回延时0.0060.00sec；0.00sec1301接地过电流投入/退出投入1302IN0.1035.00A；1A出口单相接地灵敏度为21303T IN0.0060.00sec；0sec1304IN0.1035.00A；35A退出1305T IN0.0060.00sec；60sec1313手动合闸模式IN瞬时/IN瞬时/INp瞬时/无效IN瞬时1314IN有效始终/自动重合闸有效始终1315定时限接地过流返回延时0.0060.00sec；0.00sec4001不平衡投入/退出投入4002I20.10.3.00A3.00A4003T I20.0060.00sec；退出4004I20.10.3.00A3.00A4005T I20.0060.00sec；退出4006IEC曲线正常反时限/非常反时限/极端反时限非常反时限4008I2p0.102.00A0.77A0.5倍额定电流启动4010TI2p0.053.20sec；0.7sec躲过低压侧出口两相短路动作延时4011I2p复归瞬时/电磁转盘模拟瞬时4012TDO I2（）0.0060.00sec；0.00sec定时限保护返回延时四、6258、6265开关 容量：1000KW 额定电流：96A CT 50/17SJ682综合保护定值1、设备配置地 址定 值 名 称定 值 范 围整 定 值备 注103组切换功能禁止/启动禁止104故障录波禁止/启动启动112相定时限/反时限过流定时限过流113接地定时限/反时限过流定时限过流117冷负荷启动禁止/启动禁止122二次谐波涌流制动禁止/启动禁止131灵敏接地故障禁止/定时限过流禁止140不平衡禁止/IEC反时限/ANSI反时限/定时限过流IEC反时限电流曲线141电动机启动监视禁止/启动禁止143电动机启动计数器禁止/启动禁止150欠/过电压保护禁止/启动禁止154过频/欠频保护禁止/启动禁止182跳闸回路监视禁止/2个开入/1个开入禁止2、电力系统数据1地 址定 值 名 称定 值 范 围整 定 值备 注201CT星形点位置指向相线指向相线202一次电压额定值0.10800.00KV6KV203二次电压额定值100225V100V204CT一次额定电流1050000A50A205CT二次额定电流1A/5A1A206相电压/开口三角电压1.003.001.73207U4 VT一次电压额定值0.10800.00KV6KV208U4 VT二次电压额定值100225V100V210跳闸命令最短持续时间0.0132.00sec0.15sec211跳闸命令最长持续时间0.0132.00sec1.00sec212断路器合位电流判据0.051.00A0.05A213VT接线方式，3相UAN，UBN，UCN/UAB，UBCUAN，UBN，UCN216U4电压互感器未连接/Udelta电压互感器/Ux电压互感器未连接217IN CT的一次额定值150000A100A218IN CT的二次额定值1A/5A1A0614运行参数U（）Uphph0615运行参数U（0.1035.00A；35A退出1203T I0.0060.00sec；60sec退出1204I0.1035.00A；9.38A4*（1.1/0.9）倍额定电流 1205T I0.0060.00sec；0.7sec0.5+2Dt1213手动合闸模式I瞬时/I瞬时/Ip瞬时/无效I瞬时1214I有效始终/自动重合闸有效始终1215定时限相过流返回延时0.0060.00sec；0.00sec1301接地过电流投入/退出投入1302IN0.1035.00A；1A出口单相接地灵敏度为21303T IN0.0060.00sec；0sec1304IN0.1035.00A；35A退出1305T IN0.0060.00sec；60sec1313手动合闸模式IN瞬时/IN瞬时/INp瞬时/无效IN瞬时1314IN有效始终/自动重合闸有效始终1315定时限接地过流返回延时0.0060.00sec；0.00sec4001不平衡投入/退出投入4002I20.10.3.00A3.00A4003T I20.0060.00sec；退出4004I20.10.3.00A3.00A4005T I20.0060.00sec；退出4006IEC曲线正常反时限/非常反时限/极端反时限非常反时限4008I2p0.102.00A0.96A0.5倍额定电流启动4010TI2p0.053.20sec；0.7sec躲过低压侧出口两相短路动作延时4011I2p复归瞬时/电磁转盘模拟瞬时4012TDO I2（）0.0060.00sec；0.00sec定时限保护返回延时五、保安备用变设备名称：保安备用变 TA变比： 200/1 （10kV侧） 高压侧零序：100/1，低压侧零序：200/1=200 一次回路工作电流：89.98A 接线：D,yn11PDS-765A保护序号项 目记忆符整定范围整定值备注1控制字1KG10000FFFFE0082控制字2KG20000FFFF00183电流I段定值I10.51006.11A4电流II段定值I20.51002.64A5电流I段时间定值TI101000.5s6电流II段一时限TI2101000.8s7电流II段二时限TI220100100s8电流II段三时限TI230100100s9负序电压闭锁定值U2BS0.57.007V10低电压