典型110kV变电站继电保护标准化
配置与接线设计
2010年3月 福州
总 目 录
第一篇：110kV扩大桥二次线综述„„„„„„„„„„„„„„„1 第二篇：典型110kV变电站继电保护配置原则„„„„„„„„„„35 第三篇：变电站文字符号和编号一般规定 „„„„„„„„„„„42 第四篇：110kV变电站标准化图集简介 „„„„„„„„„„„„55
典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
第一篇：110kV扩大桥二次线综述
1 前言
桥形接线是一种节省断路器接线方式，经济性好同时又兼顾可靠性和灵活性，因此在110kV及以下变电站得到广泛应用。上个世纪，大部分的110kV变电站都采用两台主变、内（外）桥形接线的模式，积累了丰富的运行经验，也形成了一种成熟的设计方案。变电站装设三台主变压器有利于提高主变压器负载率，减少电网建设投资，降低变压器损耗。我省沿海大部分地区负荷密度较高，近年来变电站的主变压器台数按三台考虑的居多，终端变远期规模大都为两线三变，扩大桥形接线也得到广泛采用，在我省09版110kV变电站通用设计中，扩大桥接线已经成为最主要的接线方式。扩大桥在我省提出不足十年，已建的大部分变电站都处于线变组或内桥过渡接线阶段，真正建成两线三变终期规模的变电站较少，因此各地区设计、运行单位对扩大桥接线的继电保护、自动装置配置理解不统一，差异较大，有些变电站在前期设计时没有对终期扩大桥的实现方案进行总体考虑，给将来扩建带来极大不便。110kV变电站覆盖面广，数量多，当前深入研究并统一我省扩大桥接线的继电保护及自动装置配置方案显得非常有必要。
2 扩大内桥接线的运行方式
继电保护及自动装置配置方案取决于运行方式，扩大内桥接线运行方式的争论点在于是否“允许一线带三变”。以我省最常见的110kV三台50MVA的变压器为例，架空导线一般为单根300mm2截面，载流量630A（环境温度40℃，导线温度80℃），两侧间隔电流互感器变比800/5A。50MVA变压器高压侧额定电流262A，三台为786A，超过导线的载流量，所以很多观点认为扩大内桥接线的变电站不允许“一线带三变”。这种观点是片面的，它假设了一个前提条件，变压器的负载率T为100%。实际上变压器正常运行时负载率应该控制在一个合理的范围之内，国内现行规程对变压器负荷率取值规定还是有所不同的，不同看法导致了设计观念和方案的差别。
一般地区的重要负荷（一级和二级负荷）约占其总负荷的60%~70%，因此SDJ161-1985的规定，两台及以上变压器的变电站，其中一台事故停运后，其余主变压器的容量应保证全部负荷的70%时不过载，据此设计中正常运行时的负载率应
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控制为1÷（2×0.7）×100%＝71.4%（两台变压器）或2÷（3×0.7）×100%＝95.2%（三台主变压器）以下。
DL/T 5103-1999规定两台及以上主变压器的变电站，当断开一台时，其余主变压器的容量应不小于60%的全部负荷。同样可算出，两台主变时负载率为83%，三台主变时可满载运行。
根据《城市电力网规划设计导则》（Q/GDW 156-2006）要求，城网的供电安全采用N-1准则，高压变电站中失去任何一回进线或一台降压变压器时，不损失负荷。最终规模为2～4台变压器，当一台故障或检修停运时，其负荷可自动转移至正常运行的变压器，此时正常运行变压器的负荷不应超过其额定容量。考虑短时过载的变压器，在变电站的低压侧应有足够容量的联络线，并在计及过负荷能力的允许时间内经过操作把变压器过负荷部分通过联络线转移至相邻变电站。变压器的负载率按下式计算：
TKP(N1)100% （式1） NPT变压器负载率，%； N变压器台数；
P单台变压器额定容量，kVA； K变压器过载率，可取1.0~1.3。
目前，国内外对负载率取值的观点并不统一，持高负荷率观点者认为根据变压器负荷能力中的绝缘老化理论，允许变压器短时间过负荷不会影响变压器的使用寿命。过负荷倍数K取1.3时，允许持续2小时，N=3时，T=87%。
变压器取低负荷率时，不考虑变压器的过负荷能力。若变电站中有一台变压器因故障停运，余下变压器必须承担全部负荷而不过负荷运行即K=1，N=3时，T=67%。
仍以我省三台50MVA的变压器，进线单根300mm2截面为例，按式1推算，K最大取值为1.2，T最大可为80%，接近《城市电力网规划设计导则》的上限。也可以得出这样的结论：每台主变负载不超过40MVA，当失去一回进线时，允许另一回进线带三台主变继续运行。
目前，各方对供电可靠性的认识和要求普遍提高，N-1已经是对电网的基本要求，“互动、坚强、自愈”等智能电网的要求已经提出。因此扩大内桥接线的运行
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方式应能满足N-1的要求，可概括为：按N-1准则，控制变压器负载率在合理范围内，当失去一回进线时，另一回进线应足以带三台主变运行，当一台变压器故障时，另两台主变不过载或考虑短时过载并在计及过负荷能力的允许时间内将过负荷部分通过10kV联络线转移至相邻变电站。变电站失去进线或变压器后负荷的切换应是个自动过程，由站内备自投装置实现。
3 扩大内桥备自投实现
3.1 概述
国内各厂家的备自投装置硬件与软件的总体设计大同小异。硬件主要包括电源插件、交流插件、CPU插件、逻辑与出口插件、通信插件、人机接口插件。不同主接线的备自投逻辑不同，对模拟量输入路数、开关量输入路数、跳合闸出口路数需求也不同，厂家的硬件资源应能满足实际工程需求。
在软件与逻辑设计方面，各厂家无一例外采用充电条件、放电条件、动作过程来描述。把备投装置的每一个动作逻辑的控制条件分为两类：一类为允许条件，另一类为闭锁条件。当允许条件都满足而闭锁条件都不满足时，备投动作出口。为防止备投重复动作，借鉴保护装置中重合闸逻辑的作法，设置了一个“充电”计数器，其“充电”条件是：
a）不是所有允许条件都满足； b）充电时间超过10秒。 对该计数器“放电”条件为： a）任一个闭锁条件满足； b）备投动作出口。
以上条件任一个满足，立即对计数器“放电”。
为方便用户使用，各厂家的备投装置都集成了多种典型的备投方案，如常用的内桥接线备投、两回线路互投、单母线分段备投、主变压器备投等，经过多年的工程应用与融合，各厂家的逻辑控制条件与出口动作过程基本上是统一的，只是实现方式略有不同。对于扩大内桥接线，各厂家都是在原有典型备投装置硬件资源的基础上结合具体工程进行软件研发，由于各地区运行习惯和设计原则不同，各厂家之间备投逻辑差异较大，甚至一个厂家在不同地区采用不同的版本。我省应用的扩大桥备自投装置有国电南自的PSP-691、南瑞继保RCS-9651B、东方电子
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DF3382E，本专题在对这三家产品充分调研的基础上，提出一种适用我省的、统一的备自投逻辑。
为了便于说明并节省篇幅，下文略去常规的备投原理分析，直接对统一后的备投逻辑进行描述，再对各厂家差异进行逐点分析。 3.2 备自投逻辑 3.2.1 接线方式 3.2.1.1 一次接线 一次接线见图3-1。
图3-1 扩大内桥接线示意图
3.2.1.2 二次接线
模拟量输入：1Y线路单相电流、2Y线路单相电流、1Y线路PT单相电压、2Y线路PT单相电压、1YYH母线电压、3YYH母线电压，共10路模拟量。
开关量输入：=1Y-DL、=2Y-DL、=1YQ-DL、=2YQ-DL、1B保护动作开入、2B保护动作开入、3B保护动作开入、各断路器手跳开入、闭锁备投压板开入等。
跳合闸出口：跳合=1Y-DL、=2Y-DL、=1YQ-DL、=2YQ-DL四个断路器的出口。
3.2.2 桥断路器=1YQ-DL备投 3.2.2.1 充电条件
1）=1Y-DL、=2Y-DL、=2YQ-DL合位，=1YQ-DL分位。
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2）Ⅰ母和Ⅲ母有压。 3.2.2.2 放电条件
1）=1YQ-DL合位，即运行方式不对应时放电。
2）手跳=1Y-DL、=2Y-DL、=2YQ-DL，即手跳在合位的DL时放电。 3）1B保护动作开入、2B保护动作开入，即与待投入的DL无断开点的主变保护动作开入时放电。
4）3B保护动作开入后Tjd时间内=2YQ-DL未跳开，认为拒跳放电，即与待投入的DL有断开点的主变保护动作后断点拒动时放电。
5）其它条件：如Ⅰ母和Ⅲ母均无压达到一定延时后放电、其它外部闭锁条件开入等。
扩大桥接线充放电条件比较多，上述放电条件在描述时做了归类并补充说明，在描述其它备投逻辑的放电条件时，可直接对应分类说明进行描述，增强条理性并有助于理解。
3.2.2.3 “允许一线带三变”控制字投入的动作过程
1）Ⅰ母无压且1Y无流，Ⅲ母有压则启动，经T1延时后跳开=1Y-DL，确认其跳开后，延时T3合=1YQ-DL。
2）Ⅲ母无压且2Y无流，Ⅰ母有压则启动，经T2延时后跳开=2Y-DL，确认其跳开后，延时T3合=1YQ-DL。
3.2.2.4 “允许一线带三变”控制字退出的动作过程
1）Ⅲ母无压且2Y无流，Ⅰ母有压则启动，经T2延时后跳开=2Y-DL和=2YQ-DL确认其跳开后延时T3合=1YQ-DL。
2）Ⅰ母无压的情况下，备自投不启动。 3.2.3 桥断路器=2YQ-DL备投
与上述=1YQ-DL对称，不再赘述。 3.2.4 线路断路器=2Y-DL备投 3.2.4.1 充电条件
1）=1Y-DL、=1YQ-DL、=2YQ-DL合位，=2Y-DL分位。 2）Ⅰ母和Ⅲ母有压，2Y线路PT有压。 3.2.4.2 放电条件
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1）运行方式不对应时放电：=2Y-DL合位；
2）手跳在合位的DL时放电：手跳=1Y-DL、=1YQ-DL、=2YQ-DL。 3）与待投入的DL无断开点的主变保护动作开入时放电：3B保护动作开入放电。
4）与待投入的DL有断开点的主变保护动作后断点拒动时放电： 1B保护动作开入后Tjd内=1YQ-DL未跳开，认为拒跳放电； 2B保护动作开入后Tjd内=2YQ-DL未跳开，认为拒跳放电。 5）其它条件：其它外部闭锁条件开入等。 3.2.4.3 动作过程
1）Ⅰ母和Ⅲ母无压且1Y无流，2Y线路侧有压，经T1延时跳开=1Y-DL，确认其跳开后延时T6合=2Y-DL。
2）Ⅰ母有压，Ⅲ母无压，=2YQ-DL或=1YQ-DL在分位，2Y线路侧有压，则启动，经延时T6合=2Y-DL。 3.2.5 线路断路器=1Y-DL备投
与上述=2Y-DL对称，不再赘述。 3.2.6 时间定值定义
T1：跳=1Y-DL（=2Y-DL）的延时 T2：跳=2Y-DL（=1Y-DL）的延时 T3：合=1YQ-DL、=2YQ-DL的延时 T6：合=1Y-DL、=2Y-DL的延时 Tjd：保护动作后断路器拒跳的判断时间 3.3 各厂家备投方案差异点分析 3.3.1 断路器拒跳判断逻辑
目前，国内扩大桥备自投装置逻辑应用最多的是国电南自PSP-691和南瑞继保RCS-9651B。两套装置在断路器是否拒跳的这一逻辑的处理上差异比较大。现以桥断路器=1YQ-DL备投为例来说明，假设1Y带1B，2Y带2B和3B运行，3B故障，保护跳=2Y-DL与=2YQ-DL，=2YQ-DL拒动。
南瑞继保RCS-9651B将拒跳判据设置在放电逻辑中，动作过程按正常程序进行，拒跳闭锁备投依靠动作过程与放电过程在时序上的配合。设定了一个断路器
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拒动时间的定值Tjd，其出发点是Tjd远小于T2（通常Tjd为百毫秒级，T2为数秒级），只要在Tjd时间内判断=2YQ-DL是否跳开，正确跳开则动作过程一直执行下去，若拒跳则放电，逻辑终止于t=Tjd时刻，如图3-2所示，备投实际上只启动了Tjd时间就终止，无动作出口。
图3-2 RCS-9651B动作逻辑时序
国电南自PSL-691本段备自投逻辑如下：
1）Ⅲ母无压且2Y无流，Ⅰ母有压则启动，经T2延时后跳开=2Y-DL。 2）确认=2Y-DL跳开且无3B保护动作开入时，经延时T3合上=1YQ-DL。 3）有3B保护动作开入时，逻辑中保持此开入20s，在此期间等待=2YQ-DL的跳闸位置，=2YQ-DL在分位，经延时T3合上=1YQ-DL。20s后=2YQ-DL还不是分位则放电。
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图3-3 PSP-691动作逻辑时序
国电南自拒跳判断时间固定为20s，远大于备投动作总时间，所以这个放电时限对于闭锁备投动作是不起作用的。对拒跳的判断是靠动作过程的层层逻辑来实现的，拒跳时程序终止于图3-3中第4步等待=2YQ-DL跳开的过程直至20s后放电。所以同样是拒跳PSP-691会启动并重跳线路侧断路器一次，而RCS-9651B不会启动，两者产生的硬接点信号和软报文是不一样的，运行单位时应注意其区别。
虽然两家保护逻辑设计思路不同，但殊途同归，都能实现闭锁备投的目的。南瑞的备投逻辑描述起来更为简练，所以本文参照了南瑞的描述方案。 3.3.2 主变保护动作闭锁备投方案 3.3.2.1 内桥接线的闭锁方案
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图3-4 AIS站内桥接线
主变保护动作全部闭锁备投的做法源于内桥接线，2003年以前设计的备投逻辑，不论1B还是2B保护动作都闭锁备投，接入总闭锁开入口。随后几年内部分地区提出另一种观点与做法：当一线带两变运行时，仅闭锁本侧备投，即1B故障闭锁1Y投入，2B故障闭锁2Y投入。以2Y带1B、2B运行，1Y明备用为例，当2B故障时，主变保护动作跳开=2Y-DL与1YQ-DL，Ⅲ母失压后，2B保护动作不闭锁备投，=1Y-DL投入，由1Y带1B运行。这种逻辑是针对线路断路器备投方式，在主变和母线区内故障，断路器正常断开情况下，还可以保住一台变压器，不致于全站停电，这是其受到青睐的主要原因，而它的三个前提条件也正是执反对意见者的论述点。
1）线路断路器备投方式不常用
对于内桥接线来说两个线路各带一台变压器，桥开关断开的暗备用方式可靠性相对较高，因此具备条件的变电站都采用暗备用运行。一般特殊情况才会用明备用方式，如两回线中如有一回T接线时，应用范围很小。
2）AIS站断路器与CT之间存在死区故障点
仍是上述的例子，在图3-4的d2点发生永久性故障时，2B保护动作跳开=2Y-DL与1YQ-DL，Ⅲ母失压后，备投动作=1Y-DL投入，由于d2点在1B差动保护区外，只能由1Y对侧保护跳开，重合闸后再次跳开，系统设备受了多次短路冲击。
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GIS站的CT绕组布置在断路器两侧，断路器与CT之间故障时两台主变保护都会动作跳开所有断路器并闭锁备投，不存在死区故障点。
3）工程实施中未考虑桥断路器拒跳
上述逻辑中在2B保护动作后应判断桥断路器是否拒跳，但目前国内厂家的典型内桥备投逻辑中都没有判拒跳，大部分工程将1B、2B的主变保护闭锁备投分别开入，只是实现了闭锁不同的备投方式而已。
从上面的分析可以看出，典型逻辑较为简洁统一，运行经验非富。改进后的备投逻辑考虑周全，一定程度上可以提高供电可靠性，但是其应用范围较小，AIS站存在死区故障点有可能使系统设备承受多次短路冲击，应慎用。GIS站采用“闭锁本侧备投”方案有利于提高供电可靠性，但应考虑增加桥断路器拒跳逻辑。两种方案各有利弊，确定一个变电站的闭锁方案时应综合考虑接入系统的条件、运行方式、配电装置形式及当地的习惯做法，如果变电站明确多以桥备投方式运行，宜选择主变保护全闭锁备投的方案，简单可靠，有利于运行检修和事故分析。 3.3.2.2 扩大内桥接线的闭锁方案
上述分析问题的出发点完全适用于扩大内桥。同样考虑以下三个问题。 1）在通常的运行方式下，三台主变保护动作都闭锁备投是否合理？ 扩大内桥最常用的运行方式是一线带两变，另一线带一变暗备用运行，按N-1准则，当一台变压器故障时，负荷应转移至另两台主变。以1Y带1B、2B，2Y带3B运行为例，1B故障时会跳开1Y线路断路器，1B和2B失电，此时备投应启动由2Y带2B、3B运行，而不是闭锁备投。因此，与内桥接线不同，扩大内桥接线主变保护动作时应有选择地闭锁备投以保证供电可靠性。
2）是否同内桥一样存在特定故障点，备投动作后会使系统承受多次冲击？ 即使是AIS站，通过合理布置断路器与CT顺序及CT绕组的排列顺序，可以避免存在特定故障点，具体见下文3.5章节分析。
3）是否考虑了断路器拒跳？
与常规的备投装置都集成了多种接线的逻辑不同，各厂家扩大桥备投装置都只是针对这一种接线开发，都考虑了主变保护动作断路器拒跳的情况。在这一点上，各厂家的做法是比较统一的。
因此，扩大内桥方式下，各台主变保护动作有选择地闭锁备投，更能提高供
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电可靠性，不应简单地采用任一台主变保护动作都闭锁备投的逻辑。 3.3.3 “允许一线带三变”控制字的设置
根据第2章节的论述，按N-1准则，把变压器的负载率控制在合理范围内，一线故障时允许另一线带三变有利提高可靠性。这在城市配电网比较容易实现，而对于一些城郊或县级区域变电站，负荷发展不规律，配网自动化程度不高，负荷转移能力有限，三台变压器负载很可能超出导线允许值，此时设置“允许一线带三变”控制字是很有必要的。通过投退控制字，采用另一套逻辑（见3.2.2.4），保证在单一故障情况下，站内还有两台变压器保持运行。 3.3.4 断路器偷跳时备自投考虑
扩大内桥接线共有四个断路器，两个线路断路器偷跳时可以通过母线失压，线路无流来判断并启动备投。由于中间一段母线不设PT，两个桥断路器偷跳时需结合不同的运行方式来分析。
当采用线路备投方式时，以1Y带1B、2B、3B，2Y明备用为例，=2YQ-DL或=1YQ-DL偷跳都会造成变压器退出运行，以=1YQ-DL偷跳尤为严重，会使2B、3B同时失电。此时以Ⅰ母有压、Ⅲ母失压、=1YQ-DL或=2YQ-DL分位做为偷跳的判据启动备投。
当采用桥备投方式时，一个桥断路器处于合位，另一个处于分位。由于没有ⅡM电压判据，仅凭桥断路器位置接点判断是否偷跳不可靠，所以各厂家设计的备投装置在这种情况下都不启动。2B低压侧为双分支，失电后，10kV侧备自投启动，由1B、3B分别带一段半的母线。 3.4 过渡期的实现方式
两线三变扩大内桥接线的变电站，按远景规模一次性建成的甚少，一期都是线变组、两线两变或两线一变的过渡接线。扩大内桥共有4个断路器间隔，采用过渡期接线存在间隔建设顺序问题，先建设哪几个间隔应综合考虑配电装置形式、下一期扩建时停电时间、二次改线工作量等诸多因素。以下对两线一变、两线两变的情况分别论述。
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3.4.1 两线一变过渡接线
图3-5 AIS站两线一变先建桥间隔
AIS站采用两线一变过渡接线，有先建设=1YQ间隔和先建=2Y间隔两种方案。先建设=1YQ间隔，将来扩建时二次改线工作量相对较小，但是这种过渡期接线存在缺陷，如图3-5所示，d2点发生永久性故障时，备自投不会成功，还会使系统设备承受多次短路冲击。因此，先建=2Y间隔更优。
而对于GIS配电装置，为减少扩建时的停电时间需要同时建齐三个断路器间隔（见图3-6），这时应注意主变保护范围与备投之间的配合。图3-6中表示的是一种易疏忽的错误做法，为了减少将来扩建二次改线工作量，主变差动接于1YQ间隔，备自投采用两个线路断路器互投。以=1Y-DL、=1YQ-DL投入、=2Y-DL处于明备用状态这种运行方式为例，d4点故障时，1B差动保护区外不会动作，1Y对侧保护跳开，重合闸后再次跳开，1Y失电后备投动作=2Y-DL投入，对侧保护动作跳开，重合闸后再次跳开，不仅备投不成功，而且使系统设备受了多次短路冲击。正确的做法是扩大差动保护范围，将1Y、2Y、1B低压侧CT接入1B主变差动，主变保护动作时跳这三个间隔的断路器，备自投仍然采用两个线路断路器互投（见图3-7），当d4点故障时，由1B差动保护动作快速切除故障，同时闭锁备自投，使继电保护的速动性、选择性得到保证。
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图3-6 GIS站两线一变主变保护范围与备投配合错误做法
图3-7 GIS站两线一变主变保护范围与备投配合正确做法
3.4.2 两线两变过渡接线
两线两变时宜采用标准的内桥接线过渡（如图3-8所示）。工程中较容易出现图3-9的模式，仅从三个断路器与主变的关系来看，图3-9也是内桥接线，并且将来扩建3B时，二次改线工作量最少。仔细分析就可以发现两者的区别在于3YYH的位置，图3-9中3YYH是进线2Y的线路侧PT，而不是母线PT，这样区别在前期设计时通常难以发现，在设计备投接线时才会发现，此时很可能一次设备已生
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产或安装无法变更，只有采用其它措施来补救，如采用Ⅰ、Ⅲ母切换后电压来代替Ⅱ母电压、修改备投逻辑等等，通常一次接线的弊端由二次来弥补都会存在问题，母线电压是内桥备投逻辑中的重要控制条件，图3-9方案无论二次如何改线，与典型的内桥备投方案相比总有不完善的地方，稍加分析就可明了，具体细节此处不再描述。
图3-8 两线两变的正确建设顺序
图3-9 两线两变的错误建设顺序
GIS站两线两变时通常把110kVGIS部分一次性建齐（图3-10），与两线一变分析过程一样，此时应注意主变保护范围与备投配合，扩大2B差动保护范围，将1YQ、2Y、2B低压侧CT接入2B主变差动，主变保护动作时跳这四个间隔的断路器，备自投由=1Y-DL、=1YQ-DL、=2Y-DL三个断路器实现，当d4点故障时，由2B差动保护动作快速切除故障，同时闭锁备自投，保证速动性与选择性。
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图3-10 GIS站两线两变主变保护范围与备投配合
3.4.3 过渡期备自投设计衔接问题
在过渡期接线配置备自投装置时，就应该按扩大内桥来考虑，避免将来扩建时更换。目前厂家都有专门用于扩大内桥的备自投装置，并且一套逻辑就能够实现远期与过渡期接线的衔接。如本文3.2的扩大桥逻辑用于内桥是同样适用（必须采用图3-8所示的建设顺序），并且接线简单，本期未建的断路器接点、主变保护接点开入为空就可以了。主变保护闭锁备投方案可实现“闭锁本侧备投”，也有“判桥断路器拒跳逻辑”，当然两线两变时也推荐选用全闭锁方案，只要将两台主变保护接点并接后由总闭锁开入即可。
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3.5 扩大桥接线的CT配置方案改进 3.5.1 目前常用的AIS站CT配置方案
图3-11 目前常用的AIS站CT配置方案
图3-11是目前省内常用的扩大内桥接线CT配置方案，基本是由原有110kV内桥接线CT配置改变而来。本文结合扩大桥的备投动作逻辑对该CT配置方案进行分析，并提出改进方案，主要分析以下两点：
1）1YQ与2YQ间隔内断路器与CT的前后顺序。 2）线路间隔CT绕组排列顺序。 3.5.2 内桥间隔断路器与CT的前后顺序分析
两个内桥间隔按断路器、CT前后进行组合共有四种方案，分述如下： 3.5.2.1 方案一
从ⅠM起，断路器与CT顺序依次为ⅠM—DL—CT—ⅡM—DL—CT—ⅢM，接线见图3-12。
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图3-12 内桥间隔CT配置方案一
结合前文所述的备投动作逻辑，分析图3-12中d1～d4四个特定点发生故障时，保护与自动装置动作情况。以进线1Y供1B和2B、进线2Y供3B，桥断路器=2YQ-DL在分位为例。
1）d1点故障时，故障点在1B差动保护范围内，1B保护动作跳开=1Y-DL和=1YQ-DL，1B退出运行。按备投逻辑，此时1B保护动作不闭锁备投，备投动作后合上=2YQ-DL，2B恢复运行。
2）d2点故障时，故障点在1B差动保护范围内，在2B差动保护范围外，1B保护动作跳开=1Y-DL和=1YQ-DL，1B退出运行。按备投逻辑，此时1B保护动作不闭锁备投，备投动作后合上=2YQ-DL。d2若为瞬时性故障，2B恢复供电，若为永久性故障，备投后加速跳开=2YQ-DL，2B退出运行，由线路2Y供3B继续运行。备投回路若不能实现后加速功能，将由线路2Y对侧的保护装置跳闸，重合闸后再次跳开，导致全站停电。可以看出，永久性故障引起的的停电范围比瞬时性故障大，同时变电站内永久性故障较常见，因此以下都按永久性故障来分析。
3）d3故障，故障点在2B差动保护范围内，在3B差动保护范围外，2B保护动作跳开=1YQ-DL，2B退出运行。按备投逻辑，此时2B保护动作闭锁备投。但d3故障点还存在，3B保护不动作，由线路2Y对侧的保护装置跳闸，3B也退出运行。
4）d4故障，故障点在3B差动保护范围内，3B保护动作跳开=2Y-DL，3B退出运行。按备投逻辑，此时3B保护动作闭锁备投，备投不动作。
同理，可以分析出方案一其它备投方式下，d1～d4永久性故障时站内变压器
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运行的情况，汇总于表3-1中。
表3-1 各种备投方式下d1～d4故障，变压器停运情况表（方案一）
3.5.2.2 方案二
从ⅠM起，断路器与CT顺序依次为ⅠM—CT—DL—ⅡM—DL—CT—ⅢM。接线见图3-13，分析方法同方案一，结果汇总于表3-2中。
图3-13 内桥间隔CT配置方案二
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表3-2 各种备投方式下d1～d4故障，变压器运行情况表（方案二）
3.5.2.3 方案一与方案二分析结果比较
对比表3-1、表3-2，可以看出：两种方案在d1、d3、d4、d5点故障时结果是一样的。d2故障时，方案一几乎都造成全站停电，而方案二可以保证全站余下一台变压器继续运行。究其原因，与故障点是否包在2B主变差动的范围内有关，从分析中可以得出这样的结论，内桥间隔考虑断路器与CT顺序时，应尽量把断路器与CT之间的故障点包含在2B差动保护的范围之内，2B保护动作闭锁备投，可减小停电范围。 3.5.2.4 方案三
从ⅠM起，断路器与CT顺序依次为ⅠM—CT—DL—ⅡM—CT—DL—ⅢM。方案三与方案一是对称关系，分析表明，方案三的变压器停电台数与方案一是一样的。 3.5.2.5 方案四
从ⅠM起，断路器与CT顺序依次为ⅠM—DL—CT—ⅡM—CT—DL—ⅢM。该方案两个桥间隔断路器与CT之间的故障点都不包含在2B差动范围之内，由前面的分析结论可以推出，无论在d2还是在d3点故障，都会造成全站停电。 3.5.2.6 小结
通过对四个方案的分析，小结如下：
1）AIS站内桥间隔断路器与CT的前后顺序排列的最优方案是方案二。 2）同样的分析方法可以推广到GIS方案，GIS内桥间隔的CT绕组布置于断路器两侧，两台主变差动保护范围互相交叉，当CT与断路器之间发生故障时，相邻
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两台主变差动保护同时动作，快速隔离故障，无需由对侧保护跳闸，可保留一台主变运行。另外一个方面，GIS内的互感器绝缘结构简单，互感器与断路器之间引线很短，故障概率远低于AIS。因此，GIS站不论从一次还时二次角度分析，其可靠性都比较高。
3）由表3-2可以看出，线路断路器备投后加速主要作用是减少切除故障的时延，不能减小故障范围，110kV线路全线灵敏段的时延为0.5秒,对系统稳定不会有影响，目前线路备投不具备后加速功能是可行的。 3.5.3 线路间隔CT绕组排列
当前大部分扩大内桥接线AIS变电站的线路CT绕组排列顺序一般按图3-14设计，其出发点是使主变差动保护范围最大。
图3-14 线路间隔CT绕组常规排列方案
常规的排列方案存在以下问题：
1）主变差动的保护级绕组最靠外，看似保护范围最大，其实对保护“四性”没有影响，不论是d1点或是d6点故障，主变差动保护动作跳开三侧开关后，故障点依然存在，仍需由对侧线路保护动作隔离故障。
2）一般制造厂生产的绕线式电流互感器，一次侧“L1”端固定在一个小绝缘子上，“L2”端直接与金属帽罩相连，保护级绕组靠L1端。一次设备安装时通常将L1端安装在靠近母线侧。按图3-14的排列方案，要么安装时L1端朝线路，要么设备生产时要求厂家保护级靠L2端，总之有一项与需常规习惯相反，工程实施中容易出错。
3）110kV独立式互感器多为U形结构，其弯曲部分容易与油箱发生短路故障，
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即图3-14中的d6点。d6点故障后，最佳解决方案应是对侧断路器跳开隔离故障，备投动作跳开本侧=1Y-DL并恢复对1B供电。这就要求主变差动保护范围躲过d6故障点。
改进后的线路间隔CT绕组排列方案见图3-15。不仅使CT的生产、施工安装与常规习惯一致，而且主变差动保护躲过CT的“U底”，满足了备自投动作的要求。
图3-15 线路间隔CT绕组改进排列方案
3.5.4 内桥间隔CT绕组排列
图3-16 内桥间隔CT绕组排列推荐方案
内桥间隔CT绕组排列时也是考虑U底故障对继电保护和自动装置的影响，尽量减少停运变压器台数。如图3-16所示，=1YQ间隔CT的U底在2LH与3LH之间，
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d7点故障在2B差动之外，在1B差动之内，相当于图3-12的d1故障，按图3-12的分析结果是1B停运。同理，d8点故障与d4点一样，3B停运。图3-16方案在单一故障时仅一台变压器退出，是最优方案，具体可以用前文所述方法分析，不再展开。
4 扩大外桥接线的运行方式
桥型接线有内桥、外桥两种形式。内桥适用于线路较长、变压器不要求经常切换的情况；外桥接线适用于线路较短且需要经常切换变压器的情况；当系统有穿越功率经过本站时，外桥较为适宜；由于变压器故障率一般低于线路，所以系统中内桥接线居多。上述这些观点由来已久，已是众所周知，它主要是从变电站一个点来分析接线的优劣，属变电电气专业范畴。
近年来，随着电力建设的快速发展，城市高压配电网的电压已扩展至110kV，对高压配电网接线方式的研究与探讨方兴未艾。高压配电网接线即是多回线路与多个变电站之间如何接线的问题，常见的有T接线、环入环出接线、链式接线等等。对高压配电网的分析是把配电网作为一个整体，进行可靠性与经济性综合分析，而不是以单个变电站为单位。图4-1、图4-2、图4-3列举了三种高压配电网接线。图4-1中6条线路3个变电站（简称6线3变，下同）形成3T接线，对应的变电站接线一般采用线变组。图4-2中6线3变采用电缆支接方案，对应的变电站接线一般采用环入环出接线。图4-3中4线2变采用链式结构方案，对应的变电站接线为单母线分段。可以看出来，当确定采用某一种高压配网接线形式时，做为配电网组成部分的变电站，其主接线基本也就明确下来。从专业划分角度，它更属于系统一次电网规划的范畴。
图4-1 3T接线
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图4-2 电缆线路支接方案
图4-3 链式接线方案
一个地区选用哪一种接线方式与其负荷水平、电网发展历史、城市规划等方方面面都有联系，不能一概而论。全国各地接线种类繁多，并没有统一的模式。我省厦门市经济发达，负荷密度高，较早采用了三台变压器的变电站模式。早期城网规划多采用3T接线，变电站接线相应为线变组。近年来，更多地采用了图4-4的4线2变接线，可以理解为一种T接与链式接线结合的做法，该接线继承了原有3T接线简单经济的优点，又更适应厦门地区110kV线路以架空为主的现状，必要时还可以实现对上一级电网的支持。
图4-4 厦门地区四线两变配网接线模式
220kV、110kV通常避免形成电磁环网，所以扩大桥接线正常运行时，两个桥
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断路器一通一断，一条线路带两台变压器，另一条线路带一台变压器运行，当两台主变侧的线路故障或失电时，由自动装置将中间一台变压器切换至另一条线路，保证站内有两台主变运行。
只有在某些特定情况才会出现两个桥断路器同时闭合的运行方式，如需要从本站穿越功率支持上级电网或是一条线路与中间一台主变同时停运时，此时备自投应退出。
5 扩大外桥备自投实现
5.1 一次接线
一次接线见图5-1。
图5-1 扩大外桥接线示意图
5.2 二次接线
模拟量输入：1Y线路三相电压、2Y线路三相电压、1YQ单相电流、2YQ单相电流，共6路模拟量。
开关量输入：=1BY-DL、=3BY-DL、=1YQ-DL、=2YQ-DL、2B保护动作开入、=1YQ-DL、=2YQ-DL断路器手跳开入、闭锁备投压板开入等。
跳合闸出口：跳合=1YQ-DL、=2YQ-DL，跳=1BY-DL、=3BY-DL的出口。
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5.3 桥断路器=1YQ-DL备投 5.3.1 充电条件
a）=1BY-DL、=3BY-DL、=2YQ-DL合位，=1YQ-DL分位。 b）=1Y-YH和=2Y-YH有压。 5.3.2 放电条件
a）=1YQ-DL合位。 b）手跳=2YQ-DL。 c）2B保护动作开入。
d）其它条件：如外部闭锁条件开入等。 5.3.3 动作过程
=1Y-YH失压，1YQ无流，延时T2跳开=2YQ-DL并联跳=1BY-DL，确认=1YQ-DL跳开后合=2YQ-DL。 5.4 桥断路器=2YQ-DL备投
与上述=1YQ-DL对称，不再赘述。
6 主变10kV侧接线方式
三台主变的变电站负荷侧宜采用分段单母线，根据分段方式的不同可分为以下三种接线，具体分述如下： 1）单母线分三段接线
如图6-1所示，每台变压器低压侧设一条母线，经分段断路器相连，分段断路器在运行中断开。当一台变压器事故退出时，将其所带负荷经过母分自动投入装置转移至相邻的一台变压器，考虑变压器过载1.3倍运行2小时，变压器负载率最高取65%。
这种接线简单清晰，一次设备投资最省，其缺点是当其中一台主变计划停运时，负荷无法在其它变压器上均匀分配，会造成变压器过载运行。
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图6-1 三台变压器单母线分三段接线
2）单母线分四段接线
如图6-2所示，中间一台主变低压侧分为两个半段，这种的接线方式能满足停用任一台变压器时，其余两台变压器各负担半数的出线回路，不会造成过负荷。当一台变压器事故退出时，将其所带负荷经过母分自动投入装置转移至其他变压器，母分备自投带负荷均分功能时，变压器负载率最高可取87%。母分备自投实现负荷均分功能逻辑与二次线比常规母分备投复杂，并且会使正常母线上的负荷短时失压，这是这种接线的缺点。
图6-2 三台变压器单母线分四段接线
3）环形母线接线
如图6-3所示，每台主变低压母线分两段，各带1/2负荷。当一台变压器事故停用时，可分别将其1/2负荷通过两个母分自动投入装置分别转移至相邻的两
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台变压器，变压器负荷率最高可取87%。
这种接线变压器负荷率高，三个母分断路器二次线简单一致，互相独立，备投切换过程不影响正常母线负荷供电，可靠性高。缺点是一次设备投资大，配电装置连接复杂。
图6-3 环形母线接线
4）方案比较
综上所述，单母线分四段接线兼顾一定的经济性与可靠性，所以我省都是采用这一接线。
7 10kV单母线分段备自投的实现
10kV单母线分段接线的备自投为典型逻辑，不展开论述。具体工程的差异体现在过负荷联切与均分负荷备自投这两个方面。 7.1 过负荷联切回路改进
不论是终期规模还是过渡接线，当变电站建成两台主变时，10kV侧一般采用单母线分两段接线。若按N-1准则，此时变压器的负载率最高只允许65%，若配网转移负荷能力有限时只允许50%，变压器的负载率偏低。按照SDJ161-1985的规定，其中一台事故停运后，其余主变压器的容量应保证全部负荷的70%时不过载，据此变压器的负载率可达到71.4%，备自投动作时允许切除一部分重要性较低的馈线。因此，我省近年设计的变电站都增加了过负荷联切回路。
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图7-1 目前变电站通用的过负荷联切回路
过负荷联切的功能由备自投装置一并实现，分段断路器合上后若判断变压器过负荷则起动联切继电器，联切一般分两轮，不同的电流和时间定值。联切功能仅在备自动作后数分钟内开放，超出这时间段，联切功能应退出。备自投装置的出口接点有限，一般只出一对接点，经中间继电器扩展后引至各个馈线回路，如图7-1所示。
上述回路在我省应用多年，工程实施逐步暴露出以下缺陷：
1）许多工程建设初期，10kV负荷不明了，很难明确哪几回归馈线第一轮联切，哪几回归第二轮，不容易实施，将来二次改线的机率很大。
2）10kV母分备投装置一般采用保测一体化装置，下放到母分开关柜上安装，联切回路出口电缆很多（每回一根），现场安装很困难。为了解决这一问题，不少地区采用备自投在二次设备室组屏方式，增加了屏柜与电缆的投资，并且与国网公司通用设计的原则也不一致。
现提出一种改进的过负荷联切回路，以解决以上两个问题，如图7-2所示。
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图7-2 改进后的过负荷联切回路
与常规设计把联切回路看作备自投一部分不同，改进后的联切回路是一套独立的公共回路，空开与备自投的装置电源空开分别设置。其改进体现在以下几点：
1）规范10kV设备分散安装的方式。以往工程有将10kV并列装置布置于10kV母分隔离柜，也有将10kV交换机布置于隔离柜的，模式较多。综合考虑各种模式的优劣，建议统一为10kV交换机单独组一交换机柜（尺寸：800*600*1600），布置于10kV配电装置室内，10kV并列装置布置于公用测控柜上，将10kV联切回路布置于母分隔离柜内。
2）每路联切出口具备两轮的输出接点，在馈线柜侧通过可切换的联接片接入馈线手跳回路，每回馈线可通过切换片选择第一轮联切、第二轮联切或不联切。
3）规范联切回路的引接。10kVⅠ、Ⅱ母分隔离柜联切Ⅰ、Ⅱ段母线的馈线，10kV Ⅲ、Ⅳ母分隔离柜联切Ⅲ、Ⅳ段母线的馈线。考虑到10kV隔离柜可引接控缆的数量有限，最多可联切12回，当馈线数量超过12回时，属于一、二级负荷的馈线可不接联切回路。建设初期，负荷性质不明确时，可根据开关柜的布置形式，每三回中一回不接线，如馈线1~3中馈线2不接联切回路，预留给重要负荷接入。
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7.2 均分负荷母分备自投
图7-3 三台主变单母线四分段接线
均分负荷母分备自投用于三台主变单母线四分段的情况。如图7-3所示，Ⅰ、Ⅱ段母分间隔=1SF装设一套1BZT装置，Ⅲ、Ⅳ段母分间隔=2SF装设一套2BZT装置，两套装置配合使用。
1BZT、2BZT的充放电条件与典型逻辑一样，主要区别在于动作过程，以1BZT的动作过程为例。
1）Ⅱ母失压且=2BS-1DL回路无流则启动，延时跳=2BS-1DL，确认其跳开再延时合=1SF-DL。这一动作过程与典型逻辑一致，由1BZT单套装置来实现。
2）Ⅰ母失压且=1BS-DL回路无流则启动，延时跳=1BS-DL，确认其跳开再延时合=1SF-DL。这一动作过程的前单段与典型逻辑也是一致的，后半段考虑余下的两台变压器均分负荷：确认=1BS-DL分、=1SF-DL合上，同时Ⅳ母有压，延时跳开=2BS-2DL，若=2BS-2DL拒跳，则紧急出口联切负荷。若=2BS-2DL正确跳开，由2BZT判Ⅲ母失压，=2BS-2DL跳位，延时合上=2SF-DL。可见，后半段动作过程由两套装置配合完成。
2BZT备投装置的逻辑与上述对称，不再赘述。
由上述分析可知，均分负荷动作过程，会使2B的半段正常母线短时失压，供电连续性受影响。
7.3 10kV备自投的过渡方案
变电站仅两台主变规模时，允许切除一部分非重要负荷，可以提高变压器的
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
负载率，利于经济运行。扩建第三台变压器后，变压器的负载率提高，采用均分负荷备自投时最高可取87%，已没有太大的必要采取分轮联切负荷措施，如果负荷率超出这一范围宜退出备自投功能。一般变电站建设都经历两台到三台的过渡过程，因此10kV母分备自投相应地应考虑从过负荷联切到负荷均分的过渡过程。
目前，国内几个主流厂家如国电南自、北京四方、南瑞继保、深圳南瑞的备自投装置都把母分备投过负荷联切与均分负荷做为两种典型备投方式，可通过定值控制字切换方式。由于两者的模拟量输入、开关量输入、跳合闸出口有区别，扩建时应局部改线，总体工作量不大。10kV母分隔离柜上的联切负荷回路可以保留，用于中间一台主变分支断路器拒跳时紧急出口联切负荷用。1BZT紧急联切Ⅰ、Ⅱ段上的馈线，2BZT紧急联切Ⅲ、Ⅳ段上的馈线，将第二轮联切出口继电器拆除即可。
8 多套备自投之间配合
备自投的配合指的是当一条线路或一台主变发生故障时，多套备自投装置应能协同正确动作，将负荷切换到余下正常的元件来供电，尽量不切除或少切除负荷。
扩大桥接线的变电站有3台备自投装置共控制10台断路器切换，一个环节出错就会造成备投失败，甚至扩大故障范围。业内对两侧备自投配合方案的研究、探讨较多，归纳起来主要有三种：
1）方案一：备自投装置只接本侧的断路器，两侧备自投之间没有连线。各侧备投主要依据自已所接母线电压的变化来启动，靠时间定值配合，高压侧备投先动作，低压侧按躲过高压侧备自投整定。
2）方案二：一套备自投与两侧断路器的开入与跳合闸出口互联，两侧备自投之间没有连线。
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图8-1 扩大内桥主接线图
以图8-1中的桥断路器=2YQ-DL备投为例，1Y带1B、2B运行，2Y带3B运行，3台主变低压侧分列运行。当1B主变差动动作，三侧断路器跳开，备投启动后延时跳开＝1Y-DL、＝1YQ-DL、＝1BS－DL、2BS-2DL，确认跳开后，发出合闸命令，合=2YQ-DL、=1SF-DL、=2SF-DL。切换后的运行状态为2Y带2B、3B运行，2B带10kVⅠ、Ⅱ母线，3B带10kVⅢ、Ⅳ母线。仅一个动作逻辑就将站内断路器切换到另外一种合理的运行状态，10kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ母失压后较短时间内恢复供电。其缺点是一套装置需接入高低压侧近十个断路器的开入与跳合闸出口，使二次回路变得复杂化，非标准逻辑，厂家需另行研发。
同样的1B故障采用第一种方案，三侧断路器跳开后，110kVⅠ、Ⅱ母和10kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ母均失压，由高压侧备自投先启动，合上=2YQ-DL恢复对2B供电，10kVⅡ、Ⅲ母母电压恢复后，经一定延时（该延时比高压侧备投动作的时间长）由1BZT与2BZT配合实现均分负荷备自投，在动作过程中，Ⅲ母会再次短时失压。恢复供电时间较长，2B变压器两个半段母线有可能两次失压，是方案一的缺点，其优点是二次接线清晰，利用厂家典型的逻辑即可实现。
3）方案三：备自投装置只接本侧的断路器，两侧备自投之间有连线。利用先动作的高压侧备自投的动作接点开入至后续动作的低压侧备自投，利用开入量作
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
为下一套备自投的启动条件，依次推进动作过程。本方案是方案一与方案二的折中方案，其主要特点是增加不多的二次连线，取消了两侧备投的上下级时间配合，可缩短恢复供电的时间。其缺点是仅利用上一级的开入做为启动条件，可靠性受影响，非标准逻辑，厂家需另行研发。
综上所述，方案一的二次接线简单，对单套装置的硬件接口数量没有特殊要求，软件上采用经过多年实践检验改进而来的典型逻辑，可靠性高。虽然恢复供电时间比另外两个方案长，母线有可能出现两次失压，但是一般的配网负荷对供电连续性没有特别要求，这是允许的。因此，方案一在系统内得到广泛的应用。方案二、方案三提供的是一种更好的设计理念，即由一个动作逻辑实现一种状态到另一种状态的切换，简化定值配合，提高供电可靠性。但是这两种方案在常规的软、硬件平台上实现起来很是繁琐，国内厂家没有成熟标准的产品方案，工程应用不多，也无法通过实践完善起来。
9 新技术在备自投中的应用
IEC 61850是关于变电站自动化系统通信体系结构的一个国际标准，是一个最新技术的集成。近几年，有数百座以IEC 61850为核心的数字化、智能化变电站陆续投入运行，一些新技术、新理念在备自投上得到充分的应用。
1）分布式备投功能：IEC 61850引入了面向通用对象的变电站事件（GOOSE），GOOSE以高速、实时的通信为基础，为装置间的通信提供了快速且高效可靠的方法，可替代了传统的硬接线。GOOSE的出发点是功能的分布式实现，对于备自投这种跨多个间隔接线的保护，尤其适用。举一个实际的工程应用的例子：10kV母分采用分布式备自投，其功能由主逻辑单元和分散逻辑单元共同完成，主逻辑单元集成于10kV母分保护测控装置，分散逻辑单元集成于相应间隔的测控装置。10kV母线PT测控装置完成母线无压判别功能，主变10kV侧测控装置完成无流判别、断路器位置采集、跳合闸出口功能，各分散逻辑单元将相应的信息以GOOSE形式发送给主逻辑单元，主逻辑单元经软件处理后，将输出结果以GOOSE形式返回给相应的分散逻辑单元，实现动作过程。
2）集中式备投：在数字化条件下，各厂家都开发了新的硬件平台，常规的电缆硬接线被标准的数字接口所代替，随着过程层采样值网络化传输、GOOSE通信技术应用逐渐成熟，全站采用一套集中式备投已是十分便捷，装置引出两根光纤即
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可实现全部模拟量采样、开入量采集和跳合闸出口。由于集中一套备投装置，一个动作逻辑实现全站运行状态切换的设计理念易于实现，简化定值配合，提高了供电可靠性。可以看出，在数字化条件下采用集中式备投，与常规方案相比扬长又避短，是未来的发展方向。
10 结束语
本文对110kV扩大桥接线的备自投进行了综合论述，提出一种统一的设计模式。主要结论如下：
1）控制变压器负载率在合理范围内，扩大内桥接线允许一线带三变运行；扩大外桥接线为避免形成电磁环网，正常运行不考虑一线带三变。
2）提出我省适用的、统一的扩大内桥和扩大外桥备投逻辑。
3）提出扩大内桥接线CT配置改进方案、分期建设时一次间隔的建设顺序。 5）变电站仅两台主变规模时，备自投宜带过负荷联切功能，扩建第三台主变时，备自投由过负荷联切改为均分负荷功能。改进后的过负荷联切回路运行更灵活，有利于备自投装置下放安装。
6）站内多套备自投应注意时间定值配合，协同正确动作。在数字化条件下宜采用集中式备投，可扬长避短，提高可靠性。
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
第二篇：典型110kV变电站继电保护配置原则
1 范围
规定了福建省电网110kV变电站继电保护和安全自动装置的技术原则和设计准则。 2 引用标准
现行继电保护有关国标、行标、反事故措施和“国家电网公司输变电工程典型设计”。 3 编制原则
各电压等级的接线以《通用设计110kV变电站分册福建电力公司实施方案》（修编A版）中三个具有代表性的主方案为例，其它情况可参照执行。
a）110kV接线：扩大内桥、单母线（分段）、扩大外桥、线变组； b）35kV接线：单母线分段（适用于采用三卷变的工程）； c）10kV接线：单母线四分段。
旨在统一110kV变电站继电保护和安全自动装置的配置方案，强调重点的技术原则，并未涵盖全部的技术要求，在工程实施过程中仍应严格执行相关的技术标准和规程、规定。 4 继电保护 4.1 110kV线路保护
a）电源侧110kV线路宜配置一套线路保护装置，保护应包括完整的三段相间和接地距离及四段零序方向过流保护。
b）每回110kV环网线及电厂并网线、长度低于10km短线路宜配置一套纵联保护。
c）三相一次重合闸随线路保护装置配置，可实现“三重”和停用方式。 4.2 110kV母线保护
a）110kV单母线（分段）接线需要快速切除母线上的故障时可配置一套母差保护。
b）采用微机型比率制动式母线差动保护。区内故障时，母线保护应可靠动作；区外故障时，即使CT饱和，母线保护应可靠不动作。母线保护动作时间应小于20ms。母线保护应装设电压闭锁回路，能适应被保护母线的各种运行方式，仅实现三相跳闸，各连接元件应设独立的跳闸出口。 4.3 110kV母分、桥断路器保护
110kV母分、桥断路器配置一套完整、独立的，具备自投自退功能的充电保
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
护装置和三相操作箱。充电保护应具有两段相间过流和一段零序过流的保护功能。 4.4 变压器保护
4.4.1 主变压器微机保护可按主、后分开单套配置，或采用主后一体双套配置，并配置独立的非电量保护。 4.4.2 主保护
a）差动速断、比率差动保护，保护动作跳开主变压器各侧断路器。 b）非电量保护：按主变压器厂家要求，装设瓦斯保护、压力释放、过温保护等非电量保护。
4.4.3 单侧电源双绕组变压器后备保护 4.4.3.1 高压侧后备保护
a）复压闭锁过流保护，延时跳开变压器各侧断路器。
b）零序过流保护。保护为二段式，第一段设两个时限，第二段延时跳开变压器各侧断路器。
c）间隙电流保护、零序电压保护，延时跳开变压器各侧断路器。 d）过负荷保护，延时动作于信号。 4.4.3.2 低压侧后备保护
a）限时速断过流保护，第一时限跳分段断路器，第二时限跳本侧断路器。 b）复压闭锁过流保护。设一段三时限，第一时限跳分段断路器，第二时限跳本侧断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。
c）过负荷保护，延时动作于信号。 4.4.4 多侧电源三绕组变压器后备保护 4.4.4.1 高压侧后备保护
a）复压闭锁过流（方向）保护。保护为二段式，第一段带方向，方向可整定，设两个时限，第二段不带方向，延时跳开变压器各侧断路器。
b）零序过流保护。保护为二段式，第一段设两个时限，第二段延时跳开变压器各侧断路器。
c）间隙电流保护、零序电压保护，延时跳开变压器各侧断路器。 d）过负荷保护，延时动作于信号。 4.4.4.2 中压侧后备保护
a）限时速断过流保护，第一时限跳分段断路器，第二时限跳本侧断路器。 b）复压闭锁过流（方向）保护。保护为二段式，第一段带方向，方向可整定，设两个时限，第二段不带方向，延时跳开变压器各侧断路器。
在其他侧母线故障时，如该过电流保护没有灵敏度，应由小电源侧并网线路的保护装置切除故障。
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
c）过负荷保护，延时动作于信号。 4.4.4.3 低压侧后备保护（无电源）
a）限时速断过流保护，第一时限跳分段断路器，第二时限跳本侧断路器。 b）复压闭锁过流保护。设一段三时限，第一时限跳分段断路器，第二时限跳本侧断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。
c）过负荷保护，延时动作于信号。 4.5 35kV线路保护
a）中性点非有效接地系统线路保护配置微机型三段式相间电流保护及三相一次重合闸（架空线），过负荷保护（电缆线路）。
具备分散的小电流接地选线功能，具备在设定电流下闭锁重合闸功能，具备分散的低周减载功能。
b）如果电流保护不能满足需要应根据实际选择配置距离保护或光纤电流差动保护。
4.6 10kV线路保护
中性点非有效接地系统线路保护配置微机型三段式相间电流保护，三相一次重合闸（架空线），过负荷保护（电缆线路）。
具备分散的小电流接地选线功能，具备在设定电流下闭锁重合闸功能，具备分散的低周减载功能。 4.7 10kV电力电容器组保护
中性点非有效接地系统电容器组配置微机型二段式相间电流保护，配置过电压、低电压及放电线圈开口三角电压保护/中性点不平衡电流保护/差压保护。
具备分散的小电流接地选线功能。 4.8 接地变压器保护
中性点非有效接地系统接地变压器配置微机型三段式复合电压闭锁过电流保护、本体保护。
具备分散的小电流接地选线功能。 4.9 低电阻接地系统的电流保护
a）低电阻接地系统的设备（线路、电容器、接地变等）除配置相间故障保护外，还应配置二段式零序电流保护，由本设备的保护可靠切除单相接地故障。
b）零序电流构成方式：可用三相电流互感器组成零序电流滤过器，也可加装独立的零序电流互感器。接地变压器的零序过电流保护应采用接地变压器中性点回路中的零序电流互感器接入。
c）低电阻接地系统必须且只能有一个中性点接地运行，当接地变压器或中性点电阻失去时，供电变压器的同级断路器必须同时打开。
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
5 备用电源自动投入装置 5.1 整组功能及性能要求
按照DL/T 526-2002《静态备用电源自动投入装置技术条件》执行。 5.2 各类接线备自投逻辑 5.2.1 110kV内桥接线
方式一：桥断路器备自投
识别两电源进线均工作，桥断路器断开。
动作过程：检一侧母线无压，且该侧电源进线断路器有流变无流，同时检另一侧母线有压，则起动，延时跳无压母线电源进线断路器，确认此断路器跳闸后，投入桥断路器。
变压器故障闭锁备投。
方式二：进线备自投
识别两电源进线一工作，一备用，桥断路器合位。
动作过程：检两母线均无压，且工作电源进线断路器有流变无流，而备用电源进线侧有压，则起动，延时跳工作电源进线断路器，确认此断路器跳闸后，投入备用电源线路断路器。
变压器故障只闭锁本侧互投。
方式三：针对方式一和方式二的自动识别备自投方式。 5.2.2 110kV母分备投
对于单母线分段接线，备自投逻辑同内桥接线方式类似，但主变保护动作后不闭锁备自投，若110kV母线设有母差保护，母差动作后必须闭锁备自投。 5.2.3 110kV扩大内桥
扩大内桥接线，见下图。
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
方式一：桥断路器=1YQ-DL备投
充电条件：1）=1Y-DL、=2Y-DL、=2YQ-DL合位，=1YQ-DL分位。2）Ⅰ母和Ⅲ母有压。
放电条件：1）=1YQ-DL合位。2）手跳=1Y-DL、=2Y-DL、=2YQ-DL。3）1B保护动作开入、2B保护动作开入。4）3B保护动作开入后设定时间内=2YQ-DL未跳开，认为拒跳放电。5）其它条件：如外部闭锁条件开入等。
“允许一线带三变”控制字投入的动作过程：1）Ⅰ母无压且1Y无流，Ⅲ母有压则启动，经延时后跳开=1Y-DL，确认其跳开后，延时合=1YQ-DL。2）Ⅲ母无压且2Y无流，Ⅰ母有压则启动，经延时后跳开=2Y-DL，确认其跳开后，延时合=1YQ-DL。
“允许一线带三变”控制字退出的动作过程：1）Ⅲ母无压且2Y无流，Ⅰ母有压则启动，经延时后跳开=2Y-DL和=2YQ-DL确认其跳开后延时合=1YQ-DL。2）Ⅰ母无压的情况下，备自投不启动。
方式二：桥断路器=2YQ-DL备投，与上述=1YQ-DL对称。 方式三：线路断路器=2Y-DL备投
充电条件：1）=1Y-DL、=1YQ-DL、=2YQ-DL合位，=2Y-DL分位。2）Ⅰ母和Ⅲ母有压，2Y线路PT有压。
放电条件：1）=2Y-DL合位。2）手跳=1Y-DL、=1YQ-DL、=2YQ-DL。3）3B保护动作开入放电。4）1B保护动作开入后设定时间内=1YQ-DL未跳开，认为拒跳放电；2B保护动作开入后设定时间内=2YQ-DL未跳开，认为拒跳放电。5）其
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
它条件：其它外部闭锁条件开入等。
动作过程：1）Ⅰ母和Ⅲ母无压且1Y无流，2Y线路侧有压，经延时跳开=1Y-DL，确认其跳开后延时合=2Y-DL。2）Ⅰ母有压，Ⅲ母无压，=2YQ-DL或=1YQ-DL在分位，2Y线路侧有压，则启动，经延时合=2Y-DL。
方式四：线路断路器=1Y-DL备投，与上述=2Y-DL对称。
对于本期为内桥或两线一变，终期为扩大内桥的接线，一套备自投装置宜同时满足远近期接线要求。
5.2.4 35kV（10kV）单母线分段接线备自投
识别两电源进线均工作，母分断路器断开。
动作过程：检一侧母线无压，且该侧电源进线断路器有流变无流，同时检另一侧母线有压，则起动，延时跳无压母线电源进线断路器，确认此断路器跳闸后，投入母分断路器。
三台变压器四段母线备自投宜有均分负荷功能，防止备自投动作后主变过载。 5.3 对备自投的其它要求
1）备自投装置应设有后加速保护功能，在备自投动作后备用电源投于故障时经延时跳相应分段或母联开关，同时闭锁分段或母联开关合闸回路；后加速保护为过流或低压闭锁过流保护；后加速保护应在自切动作母联或分段合闸后瞬时投入，并经一段时间自动退出。
2）10kV母分备自投动作后具有过载自动减负荷功能。三主变四分段接线宜具有均分负荷功能。
3）备自投与电容器保护的配合。母线失压后应采取防止备自投合于电容器的措施，备自投动作时间与电容器低压保护时间配合，其合闸时间高于电容器低压保护时间一级差，或采取备自投切工作电源时联切电容器措施。
4）备自投与接地变的配合。在备自投动作后重跳工作电源开关时可选择联跳接地变。
5）母线上存在小电源，由于存在非同期合闸问题，故备自投动作后重跳工作电源开关时应联跳小电源。 6 组屏（柜）原则
6.1 每两回110kV线路保护装置组一面柜。 6.2 110kV单套母线差动保护装置组一面柜。
6.3 每台主变的保护装置组一面柜，包括差动保护、各侧后备保护、非电量保护及操作箱。
6.4 110kV桥保护和备自投装置组一面柜。
6.5 35kV及以下的线路、电容器、接地变采用测控保护一体化装置，就地安装于
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
开关柜上。
7 对相关回路及设备的要求 7.1 对断路器的要求
7.1.1 断路器防跳功能应由断路器本体机构实现。
7.1.2 断路器跳、合闸压力异常闭锁功能应由断路器本体机构实现。 7.2 对CT的相关要求
7.2.1 110kV变电站的CT额定二次电流宜选5A。保护用的电流互感器准确级宜采用10P或5P级电流互感器，P类互感器应考虑满足复合误差要求的准确限值倍数。
7.2.2 变压器差动保护应采用外附CT，当高压侧为内桥接线时，要求各侧电流互感器分别引入差动保护装置。
7.2.3 变压器保护各侧CT变比，不宜使平衡系数大于10。
7.2.4 中性点非有效接地系统的10kV线路保护装置应接于两相电流互感器上，并在同一网络的所有线路上，均接于相同两相的电流互感器上。
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
第三篇：变电站文字符号和编号一般规定
1 范围
本规定适用于福建省电网110kV及以下变电站电气二次线的各类文字符号和编号。 2 引用标准
DL 5028-93 电力工程制图标准
DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 电力工程电气设计手册 3 总则
电气图是电气工程语言，各类文字符号和编号是图纸的重要组成部分。尤其是二次图中的文字符号、编号更是种类繁多，合理确定各类符号和编号，可以使图纸清晰、整齐，便于施工、运行、维护。本规定旨在使电气制图标准及二次线文字符号和编号的相关规定在变电站二次回路中得到正确应用和理解。
规范统一的原则。解决各地区设计习惯不同造成的差异，为施工、运行、维护创造条件。
宜简不宜繁的原则。在保证能表达清楚的情况下，各类符号和编号应力求简单，尽量使用现有已被大家熟悉的代码，特别是字母代码。
本规定在参照相关标准的同时，也充分考虑了省内多年形成的习惯做法，便于在工程中实施。 4 安装单位符号 4.1 定义
划分安装单位的目的是便于在回路上分组，便于设计和运行维护，减少接线错误。合理划分安装单位，有以下意义：
a）使比较复杂的二次回路在安装单位划分的原则下更加清晰。
b）二次接线内部之间联系密切，由于合理划分安装单位，可防止二次回路中迂回回路的产生。
c）利于维护和检修试验。 4.2 构成
安装单位的符号一般由序号和文字符号组成，格式如下：
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
表4-2 安装单位文字符号约定字母表 序号 电压及线路特征、安装设备名称 一 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 二 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 按电压及线路特征分类 500kV 220kV 110kV 35kV 10kV 低压厂用（站用电） 常用照明 事故照明 直流（220） 直流（24V、48V） 按一次元件分类 母线 母线分段 母联 旁路 桥路 变压器 消弧线圈 电阻 静电电容器 电压互感器 符号 W E Y U S DC CM SGM Z ZR M 备注 F（MF） ML P Q B X R CJ YH 4.3 举例
例如：110kV扩大内桥接线安装单位的划分
#1、#2进线：1Y、2Y； #1、#2内桥：1YQ、2YQ；
Ⅰ、Ⅱ母电压互感器：1YYH、2YYH；
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
#1、#2主变高压侧：1BY、2BY； 10kV母分：1SF、2SF。 5 文字符号 5.1 定义
为了更加清楚、完整地表示电气设备或元件及其主要特征，电气图中经常在图形符号旁加注文字符号。文字符号是电气图中电气设备或元件的种类代码和功能代码。 5.2 构成
文字符号有新、旧两种符号，新符号的一般形式为：
旧符号的结构与新符号相似，区别在于其字母一般采用设备名称的拼音字母组成。由于旧符号仍在业内普遍采用，所以两种符号均可选用，不做强制规定。 5.3 举例
例如：1LHa、2LHb
其中：“1”、“2”为数字序号，表示该设备属于同类设备中的第几个 “LH”为文字符号（旧符号），表示该设备属于电流互感器 下标“a”、“b”为附加文字符号，表示该设备装设于A相或B相 6 项目代号 6.1 定义
电气图中每个用图形符号表示的项目，应有能识别其项目种类和提供项目层次关系、实际位置等信息的项目代号。通过项目代码可以将不同的图或其它技术文件上的图形符号与实际设备一一对应和联系起来。 6.2 构成
项目代号可分为4个代号段，每个代号段应由前缀符号和字符组成，具体构成如下：
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
a）系统或设备中较高层次项目的代号称为高层代号，高层代号的代码可由字母或数字构成，或由字母加数字组合构成。字母可按各类系统或成套设备的简化名称或特征选定。通常相当于原来习惯上的安装单位名称或代号。
b）位置代号的代码可由字母或数字构成，或由字母加数字组合构成。字母可按项目所在区室的简化名称或代号选定。
c）种类代号是项目代号的核心部分，一般由字母加数字组合构成。字母代码必须是应符合本规定第5条的基本文字符号。
d）端子代号都采用数字或大写字母表示。 6.3 举例
一个项目的完整代号由几个代号段组合而成，组合方式也有多种。在实际电气工程图中全部完整标注“项目代号”的情况并不多见，现列举一种最常用的组合方式如下：
为了避免图面拥挤，在图形符号附近标注项目代号，可采用下列方法简化 a）高层代号或位置代号可以省略，可在图上或其他文件中加以说明； b）不属于该图共用高层代号范围内的设备，可用点划线框出，在框外标上高层代号或加注说明。
c）如不致引起混淆，前缀符号可以省略，必要时，可在图中说明。 以110kV变电站#1主变电流回路图为例，阐述项目代号的应用（见附图1）。
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
7 导线标记 7.1 定义
导线标记即通常所说的回路标号。电气接线图中连接各设备端子的绝缘导线应有标记。标记可分为主标记和补充标记。 7.2 构成
7.2.1 主标记
主标记有从属标记和独立标记两种方式。
从属标记可采用由数字或字母和数字构成的标记。此标记由导线所连接的端子代号确定，见图7-2。从属标记多用于屏（柜）、端子箱等内部连接标记。
图7-2 两根导线采用从属标记的示例
独立标记可采用数字或字母和数字构成的标记，此标记与导线所连接的端子代号无关。通常用于引出屏（柜）、端子箱的电缆芯线的回路编号。基本构成为：
导线标记（回路标号）中的文字符号不是必需项，数字标号一般不超过4位。交流回路标号一般带有文字符号（A、B、C、N）用于表示所属相别。必要时，可在直流回路标号前加文字符号，常用的文字符号见表7-2。在保证能表达清楚的情况下，导线标记应力求简单。
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
表7-2：直流回路号约定字母表 序号 一 1 2 3 4 5 6 7 8 二 1 2 3 4 5 回路名称 约定标识字母或数字 备注 按回路性质和用途分类 保护用遥信 母差用遥信 非电量保护 故障录波 电能表 直流 时钟同步 不停电电源 B BM F G DD Z GPS UPS 按电压及线路特征分类 220kV 110kV 35kV 10kV 直流（220） E Y U S Z 国家相关标准对导线标记（回路标号）制定了统一的标准，对不同性质的回路有不同的标记规则以示区别。对于比较重要的常见回路（如正、负电源及跳、合闸回路）都给予了固定的标记。工程实施中应按相关标准执行。 表7-3：导线标记数字标号表 序号 1 2 回路名称 保护装置正负电源 控制回路正负电源 数字标号 01、02 备注 1~2、101~102、201~202、301~302、 401~402 3 4 5 保护回路 合闸回路 合闸线圈回路 01~099（J01~J099） 3、103、203、303、403 7、107、207、307、407 47
典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
序号 6 7 8 9 10 回路名称 跳闸回路 跳闸线圈回路 遥信正负电源 遥信回路 数字标号 33、133、233、333、433 37、137、237、337、437 801、802 801~869、8011~8099 备注 断路器机构电动机871~879 回路 11 12 13 14 15 16 17 18 隔离开关操作闭锁 881~889或8810~8899 保护、测量装置电压 A601~A609、B601~B609、C601~C609 YH 保护、测量装置电压 A611~A619、B611~B619、C611~C619 1YH 保护、测量装置电压 A621~A629、B621~B629、C621~C629 2YH 第一组母线电压 第二组母线电压 第三组母线电压 第四组母线电压 A630、B630、C630、L630、N600 A640、B640、C640、L640、N600 A650、B650、C650、L650、N600 A660、B660、C660、L660、N600 注：变电站有几级电压的小母线时，可用以下标志区分：
110kV系统为A630-Y、B630-Y、C630-Y、L630-Y、N600-Y； 35kV系统为A630-U、B630-U、C630-U、L630-U、N600-U； 10kV系统为A630-S、B630-S、C630-S、L630-S、N600-S。 7.2.2 补充标记
补充标记可作为主标记的补充，用于表明每一导线的电气功能。在某些情况下，为避免混淆，可用符号（如斜杠“/”）将补充标记和主标记分开。补充标记可根据需要采用下列各类标记方式：
1）功能标记，可用于分别表示每一导线的功能；
2）相别标记，可用于表明导线连接到交流系统的某一相； 3）极性标记，可用于表明导线连接到直流电路的某一级。
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
7.3 举例
同一导线两侧的回路号应完全一致，电气图中同一单元中的回路编号不能重复，当不同单元相同回路号的导线接在同一段端子排时，应加补充标记予以区别。 8 电缆编号 8.1 定义
电缆编号是识别电缆的标记，要求全站编号不重复，并具有一定的含义和规律，能表达电缆的特征。 8.2 构成
控制电缆编号由安装单位或安装设备符号及数字组成。一般格式如下：
电缆编号的原则应力求模式简明统一，避免引起编号混乱和不直观的感觉。电缆编号宜采用经常用到字母的组合，不宜随意自行编辑新的字母组合，造成名目繁多。一般能采用安装单位表示的尽量采用安装单位表示（见表4-2），也可采用设备符号表示，常用安装设备符号见表8-1。 表8-1：变电站常用安装设备符号 序号 1 2 安装设备 蓄电池电缆（第一组） 蓄电池电缆（第二组） 符号 1XDC 2XDC 49
备注 典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
序号 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 加热回路 公用设备 网络设备 微机五防 电能表 故障录波 安装设备 符号 J GY WL WF DD GL UPS PMU GPS XF 备注 不停电电源 功角测量 时钟同步 消防 表8-2：控制电缆数字划分 序号 1 2 3 途径 二次设备室屏间联络电缆 二次设备屏至配电装置电缆 数字序号 130~149、230~249、330~349 150~159、250~259 隔离开关、接地刀闸机构电190~199、290~299、390~399、490~499 缆 4 5 6 7 8.3 举例
断路器至端子箱电缆 CT、PT至端子箱电缆 170~179、270~279、370~379 180~189、280~289、380~389 主变压器处联络电缆（CT） 180~189 主变压器处联络电缆（刀闸） 190~199 50
典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
9 条文说明
第4条 安装单位的符号系参照《电力工程电气设计手册》（电气一次部分）第十七章附表，也是业内约定俗成的符号。同时对旁路、分段、桥路三个安装单位的符号作了统一和补充：
1）旁路，手册推荐为PD，我省一直采用P，本规定统一为P； 2）母分，手册推荐为F，我省有F和MF两种做法；
3）桥路，手册无规定，实际工程中随意性较大，如110kV桥间隔有YF、YL、YMF等等多种编法，本规定统一为Q。
第6条 项目代号是本规定引入的重要概念，DL 5028-93《电力工程制图标准》对电气图的项目代号有详尽的说明，本规定只引用其中一部分，旨在用较简洁的文字阐明项目代号在电气二次图中的应用。
例如：110kV扩大内桥接线的变电站，为了使110kV的CT编号不重复，以往工程多采用赋于各个间隔CT绕组不同的数字序号的做法，如：110kV线路的CT编1LH~5LH，#1内桥编11LH~15LH，#2内桥编21LH~25LH。这种做法虽然解决了在同一原理图、同一端子排上CT编号重复的问题，但是即便如此也无法保证全站的CT有一个唯一的标识，而且随意性大，不同设计单位会编不同的数字序号，同一设计单位的不同工程、不同时期编法也会不同，给施工、运行带来不便，另一方面缺乏规范性，不直观。
采用项目代号最重要的一个作用就是使电气图中的每一个项目（不仅是CT，可包含站内任一设备），都有一个唯一的标识，并且与实际设备一一对应起来。另一个作用是项目代号十分直观，不需对应具体图纸，一目了然。
如：=1Y-1LH表示110kV线路一CT的第一个二次绕组； =2YQ-2LH表示110kV#2内桥CT的第二个二次绕组； =1B-21LH表示#1主变低压侧CT的第一个二次绕组； =5S-KK表示10kV馈线5的控制开关。
前缀符号是项目代号的重要组成部分，应严格按表9-1执行。 表9-1：前缀符号一览表 高层代号段 = 位置代号段 + 种类代号段 － 端子代号段 ： 如：断路器机构内的“－Y1”表示合闸线圈，“－K1：A1”表示继电器K1的A1端子。
实际电气工程图中全部完整标注“项目代号”的情况并不多见，也没有必要，可以适当简化：
a）高层代号或位置代号可以省略，以#1主变电流回路图（见附图1）为例，
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典型110kV变电站继电保护标准化配置与接线设计
图名中有明确信息表示本图是属于#1主变这一安装单位，因而图中“=1B-21LH”，可简化为21LH，不会引起混淆，而110kV线路和内桥的CT则应标明高层代码，分别表示为=1Y-3LH和=1YQ-3LH。
b）如不致引起混淆，前缀符号可以省略。如“-1D：34”表示1D端子排的34端子，可直接表示为1D34。
第7条 本条文规定了导线标记的两种方式，端子排至外部设备的一侧标明导线标记（回路标号），另一侧标明至单元内部连线的远端标记。当不同单元相同回路标号的导线接在同一段端子排时，以往多采用加外框、加上引号等表示法，如：A431、A431、A431’，不规范。应采用加补充标记的做法，A431，A431/1Y，A431/1YQ。
在大部分的标准和规定中，直流回路的标号一般没有文字符号，都是数字符号。但近年来随着自动化水平提高，二次设备的多样化，许多工程的二次直流回路，特别是遥信回路编号都加上文字符号，用以区分回路的用途和性质。
举例：110kV变电站用一台公用测控装置采集110kV、10kV母线PT的遥信开入量时，回路编号可以如下分配：
1）110kVⅠ母PT：Y810~Y819 2）110kVⅡ母PT：Y820~Y829 3）10kVⅠ母PT：S810~S819 4）10kVⅡ母PT：S820~S829
尽量利用现有已被大家熟悉的字母代码。不推荐随意根据设备的拼音字母自定义文字符号，因为这样不可避免会出现标记名称相同但其代表的意义却不相同，尤其给运行、检修人员带来不便。表7-2列举了直流回路标号中最常见的文字符号，推荐在工程中应用。
需要强调的是回路编号中的文字符号不是必需项，能用数字标号予以区分的回路应尽量采用数字标号。表9-2中推荐一种采用数字标号分段来区分不同遥信回路的做法。
表9-2：遥信回路标号表 序号 1 2 3 4 5 回路名称 遥信正负电源 断路器位置遥信 隔离开关、接地刀闸位置遥信 CT气体遥信 数字标号 801、802 803、804 805~818 819~820 备注 端子箱、隔离开关、接地刀闸机构箱内821~829 52
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序号 回路名称 信号 数字标号 备注 6 7 8 预留信号 断路器机构（GIS）遥信回路 保护用信号 830~839 8011~8030 840~869 第8条 《电力工程电气设计手册》（电气一次部分）对电缆编号有详尽的规定，本条文表8-1补充了网络设备、五防等安装设备的文字符号。另外表8-2中控制电缆编号的数字划分系根据我省习惯做法列出，与手册的规定有较大不同。
举例：110kV线路一断路器端子箱至1G~3G机构的电缆编号如下分配： 1）至1G、01G：1Y-190~199； 2）至2G：1Y-290~299；
3）至3G、031G、032G：1Y-390~399。
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第四篇：110kV变电站标准化图集简介
1 编制过程
根据福建电力调度通信中心的委托，福建永福工程顾问有限公司承担并完成了《福建省110kV变电站继电保护与自动装置二次线图集》的编制任务。
工作过程：2009年2月正式委托编制，2009年11月完成成品，2010年1月组织集中审查，2010年3月形成最终成果，期间召开多次研讨会和评审会，明确各阶段工作内容，对阶段性成果进行评审，提高了标准化成果的实用性、合理性。该图集除作为各有关设计单位在工作中选用外，还可用来作为各设备厂制造的依据。
2 编制目的与原则 2.1 编制目的
一方面按照国网公司的要求，进一步深化输变电工程通用设计，提高设计质量，加快设计进度，提高工作效率。
另一方面通过标准化设计图纸的推广应用，规范110kV变电站继电保护和自动装置的技术原则、配置原则、组屏（柜）方案和回路设计，为变电站继电保护和自动装置的安全运行、管理和维护提供有利条件。 2.2 编制原则
功能配置统一的原则。解决各地区保护配置和组屏（柜）方式的差异造成的保护不统一。
回路设计统一的原则。解决各地区运行习惯和设计原则不同造成的二次回路差异。
设备编号统一的原则。通过设备的统一编号，解决根据编号直观识别设备性质的问题。
端子排布置统一的原则。通过按照\"功能分区，端子分段\"的原则分段设置端子排，解决交直流回路、输入输出回路在端子排上排列位置不同的问题。
压板统一的原则。通过对继电保护压板数量、颜色进行规范，对压板进行优化设计，减少不必要的压板，以方便现场运行。
回路号统一的原则。通过回路编号的优化统一，解决根据回路号直观识别回路的问题。 3 适用范围
适用于福建省110kV新建变电站继电保护与自动装置的二次线设计，扩建工程可参考执行。
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各电压等级的主接线以《通用设计110kV变电站分册福建电力公司实施方案》（2009年版）的接线为准，其它情况可参照执行。
1）110kV接线：扩大内桥、单母线、扩大外桥、线变组，单母线分段接线可参照执行。
2）主变压器按双卷变设计，三卷变可参照执行。 3）10kV接线：单母线四分段。
4）110kV中性点采用直接接地方式，10kV中性点采用经消弧线圈接地方式。 4 主要内容与分界点
本图集包括以下110kV变电站标准化设计图纸： 1）主变压器继电保护二次接线
2）110kV部分继电保护、自动装置二次接线 3）10kV部分继电保护、自动装置二次接线 4）公用、直流等典型二次线示例
与监控系统的分界点：以保护装置（柜）的端子排为界，同时对两者之间的接口部分进行标准化。
与端子箱、汇控柜分界点：以保护装置（柜）的端子排为界，同时对两者之间的接口部分进行标准化。
10kV保护测控一体化装置分散安装于开关柜上，图集涵盖了保护、测控全部二次线。 5 使用说明
1）本图集采用模块化设计，其中主变模块6个，110kV模块9个，10kV模块5个，公用模块1个，共21个模块，每个模块分别按北京四方、国电南自、南瑞继保按三个厂家的资料进行设计，具体工程可以通过模块的拼接，适应实际要求。
2）为了更好应用本图集标准化成果，具体工程设计时推荐按以下卷册目录进行，以利于模块的拼接。同时注意补充图集中未包括内容：测控装置的原理接线与端子排图，配电装置端子箱（汇控柜）与各类机构的接线图。
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3）本图集与国家电网公司110/66千伏标准配送式变电站的标准二次安装接口是统一的，当二次设备厂家不是图集中的三个厂家时，可要求其它厂家按国网的标准接口生产，以最大程度利用本图集标准图纸。
4）本图集中扩大内桥、单母线、线变组适用于AIS变电站，当用于GIS站时，只要修改CT配置图与电缆去向即可。
5）本图集中扩大外桥接线适用于GIS变电站。
6）保护装置与测控装置接口回路、保护装置与端子箱接口回路，是标准化图集的重要组成部分，原则上标准接口回路在新建工程推荐予以应用，解决各地区设计习惯不同造成的二次回路差异。
附：标准化图集模块索引表3张。
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