1、 CSS-100BE数字式安全稳定控制装置 使用说明书 （贵州川硐、太平、秀山220kV变电站 稳控改造工程） CSS-100BE数字式安全稳定控制装置 使用说明书 （贵州川硐、太平、秀山220kV变电站稳控改造工程） 编 制：牛胜南 校 核：张玉含 标准化审查：梁路辉 审 定：李 哲 出 版 号：V1.03 文 件 代 号：F0SF.457.088 出 版 日 期：2010年5月 版权所有：北京四方继保自动化股份有限公司 注：本公司保留对此说明书修改的权利。如果产品与说明书有不符之处，请您及时与我公司联系，我们将为您提供相应的服务。 技术支持 电话：010-62986668 传真：010-6
2、2981900 重 要 提 示 感谢您使用北京四方继保自动化股份有限公司的产品。为了安全、正确、高效地使用本装置，请您务必注意以下重要提示： 1) 本说明书为工程说明书，仅适用于CSS-100BE数字式安全稳定控制装置（贵州川硐、太平、秀山220kV变电站稳控改造工程）。 2) 为防止装置损坏，严禁带电插拔装置各插件、触摸印制电路板上的芯片和器件。 3) 请使用合格的测试仪器和设备对装置进行实验和检测。 4) 装置如出现异常或需维修，请及时与本公司服务热线联系。联系电话：010-62986668 6) 本装置的出厂权限密码是：8888。 目 录 第 1 篇 工程概述 . 1 1.1 工程概述
3、. 1 1.2 太平变改造概况（增加#3主变） 2 1.3 控制策略 . 4 1.4 切负荷原则 . 7 第 2 篇 川硐变使用说明 1 2.1 川硐变系统说明 1 2.2 川硐变功能说明 1 2.3 装置的输入、输出 2 2.4 装置显示及整定说明 3 2.4.1 川硐变定值及整定说明 3 2.4.2 压板说明 . 11 2.4.3 开出传动说明 . 13 2.5 装置硬件配置及输入输出说明 . 14 2.5.1 川硐变主机装置的结构及端子定义 . 14 2.5.2 川硐变从机装置的结构及端子定义 . 21 第 3 篇 太平变使用说明 28 3.1 太平变系统说明 28 3.2 太平变功能说
4、明 29 3.3 装置的输入、输出 29 3.4 装置显示及整定说明 30 3.4.1 太平变定值及整定说明 . 30 3.4.2 压板说明 . 38 3.4.3 开出传动说明 . 41 3.5 装置硬件配置及输入输出说明 . 42 3.5.1 太平变主机装置的结构及端子定义 . 42 3.5.2 太平变从机装置的结构及端子定义 . 47 第 4 篇 秀山变使用说明 49 4.1 秀山变系统说明 49 4.2 秀山变功能说明 49 4.3 装置的输入、输出 50 4.4 装置显示及整定说明 51 4.4.1 秀山变定值及整定说明 . 51 4.4.2 压板说明 . 58 4.4.3 开出传动说
5、明 . 60 4.5 装置硬件配置及输入输出说明 . 62 4.5.1 秀山变主机装置的结构及端子定义 . 62 4.5.2 秀山变从机装置的结构及端子定义 . 66 第 5 篇 运行与维护补充说明 69 5.1 运行中注意事项 69 5.2 动作、事件信息列表 69 5.3 告警信息列表 70 第 6 篇 附 录 . 71 6.1 川硐变模拟量循环显示说明 . 71 6.2 太平变模拟量循环显示说明 . 72 6.3 秀山变模拟量循环显示说明 . 74 6.4 系统故障闭锁策略说明 75 6.5 判据/功能逻辑说明 . 77 6.5.1 投/停状态判据说明 77 6.5.2 无故障跳闸判据说
6、明 . 77 6.5.3 三主变运行一台主变跳闸，两台主变过载判据： . 78 6.5.4 三主变运行两台主变跳闸，一台主变过载判据： . 78 6.5.5 双主变运行单台主变跳闸，运行主变过载判据： . 78 6.5.6 双线运行单线跳闸，运行线路过载判据： . 79 6.5.7 过负荷功能逻辑说明 . 79 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 1第 1 篇 工程概述 1.1 工程概述 贵州东部铜仁地区电网包括铜仁500kV变电站、及铜仁变下有9个220kV变电站和1个电厂构成，其稳定问题： 2008年，220kV地区电网的稳定问题与500kV主网的稳定
7、问题没有联系，相互独立。2009年，松桃500kV变电站投运，若与铜仁形成电磁环网运行，将会有相互影响的问题。 1）主变过负荷。双主变运行时，交换潮流会超过单台主变的容量750MVA，一台主变故障退出运行后，正常运行的主变会出现过负荷。根据过负荷容量的大小，向220kV大龙变、川硐变、太平变及秀山变发远方切负荷命令。 2）220kV和500kV电网解网后的问题。主变跳闸或500kV全部线路跳闸后，220kV电网与500kV解列，220kV电网的功率平衡及电压稳定问题。若500kV向220kV下送功率较多时，地区电网的频率和电压会快速失稳，必须快速对220kV大龙变、川硐变、太平变及秀山变切除相
8、应的负荷，并连切220kV青溪、岑巩、孙家坝变。本地发电系统容量扩大后，若220kV向500kV上送潮流较多，解网后，地区电网频率会快速升高，远远超过机组所承受的频率，需要在思林电厂、大龙电厂找出一台容量最合适的机组切除。 3）铜仁变川硐变其中一回线路断开后，可能会引起运行的线路过负荷，需要远方选择切除川硐变、太平变及秀山变部分负荷。 改造前，川太秀安全稳定控制系统包括220kV川硐变、太平变及秀山变，各站均配置两套CSS-100BE稳控装置。主要解决当铜川双回线路及川太双回线路其中一回线路故障时，运行线路过载需远方切除220kV川硐变、太平变、秀山变的110kV出线线路部分负荷，确保220k
9、V铜川另一回线路、220kV川太双回线路满足稳定运行的要求。同时各站装置均具备低频低压减载功能，以满足地区电网的稳定要求。 改造前由川硐-太平-秀山CSS-100BE稳控装置组成的稳控系统通过川硐变接入南瑞继保500kV铜仁变稳控装置，并向铜仁变稳控装置上送川硐变、太平变、秀山变的可切负荷量，接收铜仁变发来的切川硐负荷命令，切太平负荷命令转发至太平、接收切秀山负荷命令通过太平变转发至秀山变。 系统连接如下图1-1所示。 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 2北京四方（川硐）CSS-100BE（A套）北京四方（川硐）CSS-100BE（B套）南瑞继保（铜仁）
10、RCS-992A（A套）南瑞继保（铜仁）RCS-992A（B套）北京四方（太平）CSS-100BE（A套）北京四方（太平）CSS-100BE（B套）北京四方（秀山）CSS-100BE（A套）北京四方（秀山）CSS-100BE（B套）光纤通道光纤通道光纤通道载波通道载波通道载波通道上送秀山负荷线信息接收切负荷命令上送太平和秀山负荷信息上送川硐太平和秀山负荷信息接收切负荷命令接收切负荷命令上送秀山负荷线信息接收切负荷命令上送太平和秀山负荷信息接收切负荷命令接收切负荷命令上送川硐太平和秀山负荷信息信息交换图1-1 系统连接图 1.2 太平变改造概况（增加#3主变） 2009年太平变至秀山变的太秀线被
11、松涛变T接；太平变和秀山变原先的载波通道取消。2010年太平变增加3#主变，对太平变就地策略进行改造。 改造后系统连接如下图1-2所示。 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 3北京四方（川硐）CSS-100BE（A套）北京四方（川硐）CSS-100BE（B套）南瑞继保（铜仁）RCS-992A（A套）南瑞继保（铜仁）RCS-992A（B套）北京四方（太平）CSS-100BE（A套）北京四方（太平）CSS-100BE（B套）北京四方（秀山）CSS-100BE（A套）北京四方（秀山）CSS-100BE（B套）光纤通道光纤通道光纤通道载波通道上送太平和秀山负荷信息
12、上送川硐太平和秀山负荷信息接收切负荷命令接收切负荷命令上送太平和秀山负荷信息接收切负荷命令接收切负荷命令上送川硐太平和秀山负荷信息信息交换图1-2 川硐、太平、秀山变安全稳定控制系统示意图 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 41.3 控制策略 表1-1川硐、太平、秀山变安全稳定控制系统控制策略表 序号 站名 故障形式 稳定情况 稳定措施 备注 1 川硐变 接收铜仁方向 切负荷命令 接收铜仁变切川硐负荷命令，切除本站负荷；接收铜仁变切太平负荷命令，转发至太平站；接收铜仁变切秀山命令，转发至太平站，然后太平发至秀山变。 铜川回、铜川回双回线运行，铜川 回跳闸
13、 铜川回过载 功率方向为负时，以切负荷量公式1，切川硐变负荷及向太平、秀山变传送切负荷量 优先切川硐负荷，川硐就地可切负荷不够时，向太平发切负荷量，当太平就地可切负荷不够时，再向秀山发切负荷量 铜川回、铜川回双回线运行，铜川回跳闸 铜川回过载 功率方向为负时，以切负荷量公式2，切川硐变负荷及向太平、秀山变传送切负荷量 其它原因（本区域机组跳闸） 线路过载（主要是单回线路运行过载，但考虑双回） 功率方向为负时，以切负荷量公式3，切川硐变负荷及向太平、秀山变传送切负荷量 铜川回、铜川回双回线运行相继跳闸或单回线运行单回跳闸 区域电网解网 无控制措施 川硐变1#、2#主变运行，当2#主变故障跳闸，
14、1#主变过载 功率方向为正时，以切负荷量公式7，切川硐变本地负荷 川硐变1#、2#主变运行，当1#主变故障跳闸， 2#主变过载 功率方向为正时，以切负荷量公式8，切川硐变本地负荷。 其它原因 主变过载（主要是单台主变过载，但也应考虑两台主变过载） 功率方向为正时，以切负荷量公式9或10，切川硐本地负荷。 区域电网低频、低压（共五轮） 就地低频低压功能，按照切负荷量选切本站负荷 2 太平变 接收川硐命令 接收川硐切负荷量选切本站负荷 接收铜仁切秀山命令，转发至秀山 说明：；1、太平变通过和川硐的通信规约识别切负荷站。2、川硐切负荷量是川硐转发铜仁切太平负荷量和贵州川硐、太平、秀山 220kV 变
15、电站稳控改造工程 使用说明书 - - 5序号 站名 故障形式 稳定情况 稳定措施 备注 川硐就地故障转发到太平切负荷量的极大值； 3、当太平就地可切负荷不够时，向秀山发切剩余负荷量 川太回、川太回双回线运行，川太回跳闸。 川太回过载 功率方向为负时，以切负荷量公式4，切太平就地负荷以及向秀山变传送切负荷量。 优先切太平就地负荷量，当太平就地可切负荷不够时，向秀山发切负荷量 川太回、川太回双回线运行，川太回跳闸。 川太回过载 功率方向为负时，以切负荷量公式5，切太平就地负荷以及向秀山变传送切负荷量。 其它原因（本区域机组跳闸）。 线 路 过 载 （ 主要是单回线路运行过载，但考虑双回） 功率方向
16、为负时，以切负荷量公式6，切太平就地负荷以及向秀山变传送切负荷量。 川太回、川太回双回线运行相继跳闸或单回线运行单回跳闸。 区域电网解网 无控制措施 太平变 1#、2#、3#主变运行，当3#主变跳闸。 1#主变和2#主变过载 功率方向为正时，以切负荷量公式11，切太平变本地负荷 太平变 1#、2#、3#主变运行，当1#主变跳闸。 3#主变和2#主变过载 功率方向为正时，以切负荷量公式12，切太平变本地负荷 太平变 1#、2#、3#主变运行，当2#主变跳闸。 3#主变和1#主变过载 功率方向为正时，以切负荷量公式13，切太平变本地负荷 太平变 1#、2#、3#主变运行，当2#、3#主变故障跳闸。
17、 1#主变过载 功率方向为正时，以切负荷量公式14，切太平变本地负荷 太平变1#、2#、主变运行，当2#主变故障跳闸。 1#主变过载 功率方向为正时，以切负荷量公式14，切太平变本地负荷 太平变1#、3#主变运行，当3#主变故障跳闸。 1#主变过载 功率方向为正时，以切负荷量公式14，切太平变本地负荷 太平变 1#、2#、3#主变运行，当1#、3#主变故障跳闸。 2#主变过载 功率方向为正时，以切负荷量公式15，切太平变本地负荷 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 6序号 站名 故障形式 稳定情况 稳定措施 备注 太平变1#、2#、主变运行，当1#主变故障
18、跳闸。 2#主变过载 功率方向为正时，以切负荷量公式15，切太平变本地负荷 太平变2#、3#主变运行，当3#主变故障跳闸。 2#主变过载 功率方向为正时，以切负荷量公式15，切太平变本地负荷 太平变 1#、2#、3#主变运行，当1#、2#主变故障跳闸。 3#主变过载 功率方向为正时，以切负荷量公式16，切太平变本地负荷 太平变1#、3#主变运行，当1#主变故障跳闸。 3#主变过载 功率方向为正时，以切负荷量公式16，切太平变本地负荷 太平变2#、3#主变运行，当2#主变故障跳闸。 3#主变过载 功率方向为正时，以切负荷量公式16，切太平变本地负荷 其它原因 主变过载（主要是单台主变过载，但也应
19、考虑两台主变过载） 功率方向为正时，以切负荷量公式17，切太平本地负荷。 区域电网低频率、低电压（共五轮） 就地低频低压功能，按照切负荷量选切本站负荷 3 秀山变 接收太平切负荷量 接收太平变发来的切负荷量选切本站负荷 太平发来的切负荷量是铜仁切秀山负荷量和太平可切就地负荷不足转发到秀山的剩余切负荷量的极大值 区域电网低频率、低电压（共五轮） 就地低频低压功能，按照切负荷量选切本站负荷 其它原因 太秀I线 过载 功率方向为负时，以切负荷公式18，切秀山变本地负荷。 其它原因 主变过载（考虑 3 台主变过载） 功率方向为正时，以切负荷公式19，切秀山变本地负荷。 控制策略说明： 1) 铜川双回故
20、障前断面功率=P川铜（-200ms）+ P川铜（-200ms） 2) 切负荷量公式1=铜川双回故障前断面功率-铜川回热稳定定值 3) 切负荷量公式2=铜川双回故障前断面功率-铜川回热稳定定值 4) 切负荷量公式3=铜川回t1时刻功率+铜川回t1时刻功率-铜川回热稳定值-贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 7铜川回热稳定值（如单回运行则不考虑线路热稳定值） 5) 川太双回故障前断面功率=P川太（-200ms）+ P川太（-200ms） 6) 切负荷量公式4=川太故障前断面功率-川太回热稳定定值 7) 切负荷量公式5=川太故障前断面功率-川太回热稳定定值 8)
21、 切负荷量公式6=川太回t1时刻功率+川太回t1时刻功率-川太回热稳定值-川太回热稳定值（如单回运行则不考虑线路热稳定值） 9) 川硐两台主变故障前断面功率=P1B（-200ms）+ P2B（-200ms） 10) 切负荷量公式7=川硐两台主变故障前断面功率-1#主变热稳定值 11) 切负荷量公式8=川硐两台主变故障前断面功率-2#主变热稳定值 12) 切负荷量公式9=川硐两台主变过载时断面功率-1#主变热稳定值-2#主变热稳定值 13) 切负荷量公式10=川硐变1#主变过载时断面功率（2#主变过载时断面功率）-1#主变热稳定值（2#主变热稳定值） 14) 太平三台主变故障前断面功率=P1B（
22、-200ms）+ P2B（-200ms）+ P3B（-200ms） 15) 切负荷量公式11=太平三台主变故障前断面功率-1#2#主变热稳定值 16) 切负荷量公式12=太平三台主变故障前断面功率-2#3#主变热稳定值 17) 切负荷量公式13=太平三台主变故障前断面功率-1#3#主变热稳定值 18) 切负荷量公式14=太平三台（两台）主变故障前断面功率-1#主变热稳定值 19) 切负荷量公式15=太平三台（两台）主变故障前断面功率-2#主变热稳定值 20) 切负荷量公式16=太平三台（两台）主变故障前断面功率-3#主变热稳定值 21) 切负荷量公式17=太平变1#（2#或3#）主变过载时刻功
23、率-1#（2#或3#）主变热稳定值 22) 切负荷量公式18=太秀I线t1时刻功率-太秀I线稳定值 23) 切负荷量公式19=秀山变1#（2#、3#）主变过载时断面功率-1#（2#、3#）主变热稳定值 24) 过载功能设有独立的告警轮和 4 轮顺序动作轮，动作轮切负荷量为各轮次中过载量的累加和。 25) 多条线路同时发生过负荷情况时，每条线路分别计算各自的过载量，然后累加在一起作为策略机需要切除的过载量。 26) 低频低压功能共五轮，前 4 轮为顺序轮，第五轮为特殊轮，每个站按照各轮的切负荷量切负荷，如果各轮同时或相继动作，切负荷量为各轮次中所需切负荷量的累加和。 27) 在一次整组复归时间内
24、，如果多个命令源需要切负荷（川硐变：线路跳闸引起过载、线路其它原因引起过载；太平变：远方命令、本地低频、本地低压），则 比 较每 个命令源所需的切负荷容量，按照所需的最大容量切除，不做累加。 1.4 切负荷原则 1) 川硐变、太平变和秀山变主变过载时，根据主变过载量，按照预先设定的优先级排队切除本站110kV负荷。 2) 对铜川、川太、太秀三组联络线同时过载情况不予考虑，通过过载延时（定值）来协调控制，即铜川过载延时川太过载延时太秀过载延时。 3) 川硐变、太平变和秀山变的电源联络线过载时，根据联络线过载量优先切除就地“可切的”110kV负荷线，将“剩余过载量”通过数字通信下发至下一级控制站。
25、最后一级控制站为秀山变。 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 84) 川硐变、太平变和秀山变的电源联络线单线发生跳闸故障时，根据联络线过载量 优先切除就地“可切的”110kV负荷线，将“剩余过载量”通过数字通信下发至下一级控制站。最后一级控制站为秀山变。 5) 负荷线路说明 对于110kV负荷线路，通过采集单相电流电压计算线路功率； 如果线路功率为负值，该线路不纳入切负荷考虑； 如果线路功率6%额定功率，则认为该线路投运，允许切除，否则为停运，不纳入切负荷考虑； 各站负荷线可以通过定值分别设置切除优先级。优先级整定值为“0”时，该负荷线不参与切除选择。优先
26、级整定值为“1”时，该负荷线优先级最高，最优先切除。优先级整定值为“12”时，该负荷线优先级最低，最后才被切除。 就地切负荷时，按照优先级从高到低（从112）的顺序，依次切除本站负荷线路，直至满足所需切除负荷量，允许适量过切。 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 1第 2 篇 川硐变使用说明 2.1 川硐变系统说明 220kV川硐变共装设 A、B两套配置相同的安稳装置，每套装置由一台主机、一台从机构成。 川硐变系统组成如图2-1所示。 主端口2M光纤A屏柜CSC-187C主机B通道通信机房A通道至太平变（载波通道）2M光纤从机1#端口1至太平变（光纤通道）
27、主机从机1#B屏柜CSC-187C载波机RS232串口载波柜A通道至铜仁变（光纤通道）CSC-187C B通道至铜仁变（光纤通道）图2-1 川硐变系统配置示意图 2.2 川硐变功能说明 （1） 检测、判断功能： 装置监测220kV铜仁-川硐双回线的运行工况。 装置检测并判断220kV铜仁-川硐双回线跳闸、过载事故。 装置检测并判断1#、2#主变过载事故。 （2） 控制功能： 当220kV铜仁-川硐双回线路故障或过载时，装置根据线路过载量选切川硐变电站、太平变电站、秀山变电站的110kV负荷线路。 当1#、2#主变故障时，装置根据主变过载量选切川硐变电站110kV负荷线路。 当母线低压、低频时，
28、装置根据设定低压、低频切负荷量选切川硐就地110kV负荷线路。 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 2装置通过2M光纤接收铜仁变发来的切川硐负荷量命令，切除本地负荷线；接收铜仁变发来的切太平、秀山负荷量命令，将切负荷信息转发至太平变。 装置功能闭锁说明： 当装置发生三相线路或者主变 TV、TA 断线、主从通道中断，三种情况下均闭锁就地策略，但是远方策略不会被闭锁；当与远方通道中断时，本地功能不闭锁。 （3） 与监控通信功能: 监控系统、故障信息系统通信，以实现就地和远方查询故障信息、装置信息以及修改定值等功能。 （4） 具有GPS接点对时功能: 装置具有事
29、故记录、数据记录、自动打印等功能。 2.3 装置的输入、输出 （1） 模拟量输入 两段220kV线电压。 铜仁-川硐220kV双回线路的电压量Ua、Ub、Uc和电流量Ia、Ib、Ic。 1#、2#主变电压量Ua、Ub、Uc和电流量Ia、Ib、Ic。 备用两回线路的电压量Ua、Ub、Uc和电流量Ia、Ib、Ic。 12回110kV负荷线的电压量Ua和电流量Ia。 （2） 开关量输入 压板： 检修压板、闭锁远方操作压板、出口总控制压板、过载功能压板、太平变光纤通道压板、太平变载波通道压板、实验定值压板、跳闸功能、低频功能、低压功能、主辅闭锁功能压板和铜仁变光纤通道压板。 开入： 线路HWJ、线路保
30、护跳闸信号、载波机收信告警、载波机发信告警、本柜主运和另柜动作开入。 其中除人工设置开关量输入为弱电输入信号外，其余均应采用强电(220V)输入。 （3） 控制接点输出 就地控制命令： 12对跳闸接点和1付本柜动作接点，备用7付接点。 信号输出： 共3组，包括装置动作、TV、TA断线，装置告警信号、过载告警、通道告警信号。第一组为磁保持节点，其余为瞬动接点。另外，直流消失直接从直流电源引至竖排端子。 所有开关量输出均采用无源接点形式输出。 （4） 与监控、调度通信接口 每套装置提供2个RS-485串口，采用IEC870-5-103规约与监控系统、故障信息系统通信。 贵州川硐、太平、秀山 220
31、kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 3（5） 控制站之间通信接口 A套装置2个2Mb/s符合CCITT.G703规约的数字接口，与太平和铜仁通信。 B套装置使用RS232 经载波通道与太平变通讯，通过1个数字接口，与铜仁通信。 2.4 装置显示及整定说明 2.4.1 川硐变定值及整定说明 2.4.1.1 装置参数 表2-1装置参数 序号 定值名称 整定值 整定范围 1 系统控制字 0000 0FFFF 2 保护类型 98 0255 3 定值类型 162 0255 4 本柜通道地址 20 0255 5 太平变通道地址 21 0255 6 1#从机187通道号 1 17 7 太平变光纤1
32、87通道号 2 17 说明： 1）装置参数由工程服务人员整定； 2）保护类型、定值类型：与四方公司监控系统连接时需要设置。 2）*通道地址定值用于设置该通道数据报文地址； 3）*187通道号定值用于设置该通道接入CSC-187C装置子通道的通道号。 2.4.1.2 策略运行定值 表2-2策略运行定值 序号 定值名称 位 置“1”含义 置“0”含义 整定值 范围 1 策略表 控制字 0 实验定值投入 实验定值退出 1或0 序号 定值名称 整定值 整定范围 单位 2 川铜I回热稳定值 0.009999.00 MW 3 川铜II回热稳定值 0.009999.00 MW 4 1#主变热稳定值 0.00
33、9999.00 MW 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 45 2#主变热稳定值 0.009999.00 MW 6 *线路跳闸出口延时 0.014 S 7 *主变跳闸出口延时 0.014 S 8 切线路1优先级 012 无 9 切线路2优先级 012 无 10 切线路3优先级 012 无 11 切线路4优先级 012 无 12 切线路5优先级 012 无 13 切线路6优先级 012 无 14 切线路7优先级 012 无 15 切线路8优先级 012 无 16 切线路9优先级 012 无 17 切线路10优先级 012 无 18 切线路11优先级 012
34、无 19 切线路12优先级 012 无 20 低频一轮切负荷量 0.009999.00 MW 21 低频二轮切负荷量 0.009999.00 MW 22 低频三轮切负荷量 0.009999.00 MW 23 低频四轮切负荷量 0.009999.00 MW 24 低频特殊一轮切负荷量 0.009999.00 MW 25 低压一轮切负荷量 0.009999.00 MW 26 低压二轮切负荷量 0.009999.00 MW 27 低压三轮切负荷量 0.009999.00 MW 28 低压四轮切负荷量 0.009999.00 MW 29 低压特殊一轮切负荷量 0.009999.00 MW 说明： 1）
35、控制字中第0位用于设置实验定值投入或退出，当置为1且“实验定值”压板投入时，实验定值有效，装置正常运行时，必须保证该位为0。 2）线路（主变）跳闸出口延时：川铜双回发生单线跳闸或者双变运行单主变跳闸时，运行元件由于潮流的转移会过载，为避免误判跳闸，在此加入另一个元件功率比较（即实时功率和该元件热稳定值比较）与延时的条件，可靠识别潮流转移，以保证装置正确动作。 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 52.4.1.3 线路/主变定值 铜川I回、铜川II回、1#主变、2#主变定值表内容相同。 表2-3线路/主变定值 序号 定值名称 位 置“1”含义 置“0”含义
36、整定值 范围 1 控制字 Bit0 接入HWJ判投停 不接入HWJ判投停 1或0 Bit5 跳闸判断功能投入 跳闸判断功能退出 Bit6 模拟量自检投入 模拟量自检退出 Bit8 过载告警功能投入 过载告警功能退出 Bit9 过载一轮功能投入 过载一轮功能退出 Bit10 过载二轮功能投入 过载二轮功能退出 Bit11 过载三轮功能投入 过载三轮功能退出 Bit12 过载四轮功能投入 过载四轮功能退出 Bit13 过载判方向 过载不判方向 Bit14 过载正方向动作 过载反方向动作 序号 定值名称 整定值 整定范围 单位 2 线电压一次额定值 3.00750.00 kV 3 相电流一次额定值
37、20.009999.00 A 4 电流二次额定值 1或5 A 5 投运电流定值 20.009999.00（一次值） A 6 投运功率定值 3.009999.00（一次值） MW 7 电流突变量定值 20.009999.0（一次值） A 8 功率突变量定值 3.009999.00（一次值） MW 9 事故前功率定值 3.009999.00（一次值） MW 10 事故后功率定值 3.009999.00（一次值） MW 11 重合闸延时定值 0.0120 s 12 无故障跳闸延时 0.010.50 s 13 过载告警定值 2030000 A 14 过载告警延时 0.01300.00 S 15 过载启
38、动定值 2030000 A 16 过载启动延时 0.01300.00 S 17 过载电流定值 2030000 A 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 618 过载一轮延时 0.01300.00 S 19 过载二轮延时 0.01300.00 S 20 过载三轮延时 0.01300.00 S 21 过载四轮延时 0.01300.00 S 定值整定说明： 1） 功率单位都为MW，电流单位为A，电压单位为kV，时间单位为S。 2） 控制字中第0位用于设置线路（或主变）判投、停运时是否采用HWJ位置接点； 3） 控制字中第5位用于设置线路（或主变）跳闸判断功能投、退
39、状况，置“1”表示线路（或主变）跳闸判别功能投入，置“0”表示跳闸判别功能退出； 4） 控制字中第 6 位用于设置线路（或主变）模拟量自检功能投、退状况，置“1”表示线路（或主变）跳模拟量自检功能投入，进行TA、TV异常的判断，置“0”表示模拟量自检功能退出。当线路检修时，建议将该控制位置零。 5） 控制字中第8位第12位用于设置线路过载具体轮次的投入和退出，置“1”表示相应的轮次投入，置“0”表示相应的轮次退出； 6） 控制字中第13位用于设置线路过载是否考虑方向，置“1”表示考虑方向，置“0”表示不考虑方向；本工程建议整定成“1”； 7） 控制字中第 14 位用于设置线路过载是正方向还是反
40、方向动作，置“1”表示正方向允许动作，置“0”表示反方向允许动作；只有第13位置“1”该位才有效； 本工程铜川I回、铜川II回控制字置过载反方向动作。 本工程1#主变、2#主变控制字置过载正方向动作。 8） 电流二次额定值：根据TA 二次额定电流值整定，只能整定为1A或5A； 9） 电流突变启动值，需要躲过线路正常的负荷波动，可参照相关继电保护定值。 10） 功率突变启动定值需要躲过线路正常的负荷波动。 11） 投运电流值，按照躲过系统停运后的最大空充电流整定。 12） 投运功率值，按照躲过系统停运后的最大有功功率整定。 13） 事故前功率，该定值应大于系统投运有功值。 14） 事故后功率，该
41、定值应小于事故前功率。 15） 重合闸延时定值，该定值用于判别线路单瞬故障后三相跳闸的单相永久故障。 16） 无故障跳闸延时定值，躲过系统中联络线的功率倒向过零延时，一般1020ms。 备用1线和备用2线只有投停运判别功能。 表2-4 备用线路定值 序号 定值名称 位 置“1”含义 置“0”含义 整定值 范围 1 控制字 Bit0 接入HWJ判投停 不接入HWJ判投停 1或0 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 7Bit6 模拟量自检投入 模拟量自检退出 序号 定值名称 整定值 整定范围 单位 2 线电压一次额定值 3.00750.00 kV 3 相电流一
42、次额定值 20.009999.00 A 4 电流二次额定值 1或5 A 5 投运电流定值 20.009999.00（一次值） A 6 投运功率定值 3.009999.00（一次值） MW 2.4.1.4 110kV负荷线路定值 表2-5 110kV负荷线路定值 序号 定值名称 整定值 整定范围 单位 1 线路1电压一次额定值 3.000750.00 KV 2 线路1电流一次额定值 20.00 9999 A 3 线路1电流二次额定值 1A或5A A 4 线路2电压一次额定值 3.000750.00 KV 5 线路2电流一次额定值 20.00 9999. A 6 线路2电流二次额定值 1A或5A
43、A 7 线路3电压一次额定值 3.000750.00 KV 8 线路3电流一次额定值 20.00 9999. A 9 线路3电流二次额定值 1A或5A A 10 线路4电压一次额定值 3.000750.00 KV 11 线路4电流一次额定值 20.00 9999. A 12 线路4电流二次额定值 1A或5A A 13 线路5电压一次额定值 3.000750.00 KV 14 线路5电流一次额定值 20.00 9999. A 15 线路5电流二次额定值 1A或5A A 16 线路6电压一次额定值 3.000750.00 KV 17 线路6电流一次额定值 20.00 9999. A 18 线路6电
44、流二次额定值 1A或5A A 19 线路7电压一次额定值 3.000750.00 KV 20 线路7电流一次额定值 20.00 9999. A 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 8序号 定值名称 整定值 整定范围 单位 21 线路7电流二次额定值 1A或5A A 22 线路8电压一次额定值 3.000750.00 KV 23 线路8电流一次额定值 20.00 9999. A 24 线路8电流二次额定值 1A或5A A 25 线路9电压一次额定值 3.000750.00 KV 26 线路9电流一次额定值 20.00 9999. A 27 线路9电流二次额定
45、值 1A或5A A 28 线路10电压一次额定值 3.000750.00 KV 29 线路10电流一次额定值 20.00 9999. A 30 线路10电流二次额定值 1A或5A A 31 线路11电压一次额定值 3.000750.00 KV 32 线路11电流一次额定值 20.00 9999. A 33 线路11电流二次额定值 1A或5A A 34 线路12电压一次额定值 3.000750.00 KV 35 线路12电流一次额定值 20.00 9999. A 36 线路12电流二次额定值 1A或5A A 2.4.1.5 低频低压定值 表2-6 低频低压定值 序号 定值名称 位 置“1”含义
46、置“0”含义 整定值 范围 1 母线电压控制字 Bit9 母线I电压 自检投入 母线I电压 自检退出 1或0 Bit10 母线II电压 自检投入 母线II电压 自检退出 序号 定值名称 整定值 整定范围 单位 2 母线电压一次额定值 3.00750.00 kV 序号 定值名称 位 置“1”含义 置“0”含义 整定值 范围 3 低频减载控制字 Bit0 低频第一轮投入 低频第一轮退出 1或0 Bit1 低频第二轮投入 低频第二轮退出 Bit2 低频第三轮投入 低频第三轮退出 Bit3 低频第四轮投入 低频第四轮退出 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳控改造工程 使用说明书 - - 9bi
47、t5 低频特殊一轮投入 低频特殊一轮退出 序号 定值名称 整定值 整定范围 单位 4 低频变化率闭锁定值 0.120 Hz/s 5 低频启动定值 4550 Hz 6 低频启动延时定值 0.015 s 7 低频第一轮定值 4550 Hz 8 低频第一轮延时定值 0.015 s 9 低频第二轮定值 4550 Hz 10 低频第二轮延时定值 0.015 s 11 低频第三轮定值 4550 Hz 12 低频第三轮延时定值 0.015 s 13 低频第四轮定值 4550 Hz 14 低频第四轮延时定值 0.015 s 15 低频特殊一轮定值 4550 Hz 16 低频特殊一轮延时定值 0.01100 s
48、 序号 定值名称 位 置“1”含义 置“0”含义 整定值 范围 17 低压减载控制字 Bit 0 低压第一轮投入 低压第一轮退出 1或0 Bit 1 低压第二轮投入 低压第二轮退出 Bit 2 低压第三轮投入 低压第三轮退出 Bit 3 低压第四轮投入 低压第四轮退出 Bit 5 低压特殊一轮投入 低压特殊一轮退出 18 低压变化率闭锁定值 10.0150.00 % 19 故障切除电压恢复定值 10.099.00 % 20 躲短路时间定值 0.10 10.00 s 21 低压启动定值 50.099.00 % 22 低压启动延时定值 0.10 10.00 s 23 低压第一轮定值 50.099.00 % 24 低压第一轮延时定值 0.10 5.00 s 25 低压第二轮定值 50.099.00 % 26 低压第二轮延时定值 0.10 5.00 s 27 低压第三轮定值 50.099.00 % 28 低压第三轮延时定值 0.10 5.00 s 29 低压第四轮定值 50.099.00 % 贵州川硐、太平、秀山 220kV 变电站稳
