6.5 故障录波器
6.5. 1 配置原则
对于重要的1 1 0 kV变电站，其线路、母联(分段)及主变压器可配置一套故障录波器o
6.5.2 技术要求
(1) 故障录波器软硬件均为嵌入式结构。
(2) 要求记录因故障、振荡等大扰动引起的系统电流、电压及系统频率全过程的变化波形。
(3) 装置可以同时由内部起动元件和外部起动元件起动，并可通过控制字整定。
(4) 故障录波器应能连续记录多次故障波形， 能记录和保存从故障前40ms 到故障后60s 的电气量波形。采样频率可变且不低于5000Hz。
(5) 至少能清晰记录9 次谐波的波形。
(6) 交流电流工频有效值线形测量范围为0.1--2In;交流电压工频有效值线形测量范围为0.1-- 2Un 。
(7) 事件量记录元件的分辨率应小于1.0ms 。
(8) 应具有远传功能， 分析软件并配备完整的主站功能， 可将录波信息送往调度端。故障录波器应能实现自动上传功能。
(9) 故障录波器应具备对时功能， 能够接受时间同步系统同步时钟脉冲，装置应有指示年、月、日、小时、分钟、秒的计时功能。
(10) 故障测距的测量误差应小于线路全长的3%，装置测出的距离值应有显示。

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10.1主变压器保护
10. 1. 1 配置原则
(1) 主变压器做机保护可按主、后分开单套配置，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组。或采用主后一体双套配置，每套保护分别引自不同的电流互感器二次绕组。
(2) 变压器应配置独立的非电量保护。
10. 1.2 技术要求
(1) 当高压侧为内桥接线时， 要求各侧电流互感器分别引人差动保护装置。
(2) 高压侧配置复合电压闭锁过流保护，保护动作延时跳开变压器各侧断路器;中性点设置问隙的主变压器，配置中性点间隙电流保护、零序电压保护，保护动作延时跳开主变压器各侧断路器;配置零序电流保护，保护动作第一时限跳开高压侧母联〈分段〉断路器，第二时限跳开主变压器各侧断路器。
(3) 中压侧配置复合电压闭锁过流保护。保护为二段式， 第一段第一时限跳开分段断路器，第二时限跳开本侧断路器;第二段延时跳开主变压器各侧断路器。
(4) 低压侧配置时限速断、复合电压闭锁过流保护。保护为二段式，第一段第一时限跳1 0 kV分段，第二时限跳开本侧断路器;第二段第一时限跳分段断路器，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开主变压器各侧断路器。
(5) 各侧均配置过负荷保护， 保护动作于发信号。
(6) 当主变压器低压侧中性点经低电阻接地时， 还应配置零序电流保护。

10.2 并联电容器保护
不接地系统配置微机型三段式相间电流保护，配置过电压、低电压及放电线圈开口主角零序电压保护/中性点不平衡电流保护/差压保护;低电阻接地系统还应配置零序电流保护。

10. 3 35kV (10kV) 线路保护
不接地系统配置微机型三段式相间电流保护及三相一次重合闸〈架空线路)；低电阻接地系统还应配置零序电流保护。如果电流保护不能满足需要应根据实际选择配置相间距离保护或全线速动保护。

10.4 接地变压器、接地电阻保护
接地变压器配置微机型三段式相间电流保护、零序电流保护及本体保护。保护动作跳变压器各侧断路器。
接地电阻配置一段式零序电流保护，保护动作跳变压器各侧断路器。

10.5 35kV 母线保护
一般采用主变压器3 5 kV侧速断、过电流保护做为母线保护，不单独设置母线保护装置； 如果3 5 kV母线有馈出线，可配置专用微机型电流差动保护。

10.6 自动装置
10.6. 1 35kV (10kV) 小电流接地选线一般由监控系统实现。
10.6.2 低频减载装置
根据系统要求配置微机型低频减载装置， 35kV (10kV) 线路一般采用一体化装置中的自动低频减载功能，也可独立设置。

7.1 远动系统
7. 1. 1 调度管理关系及远动信息传输原则
根据电力系统概况、调度管理范围划分原则和调度自动化系统现状，确定调度管理关系，并确定变电站远动信息的传输原则。
7. 1. 2 远动系统设备配置
应配置相应的远动通信设备及测控单元等设备，其中远动通信设备按单套配置，并优先采用专用装置、无硬盘型，采用专用操作系统，远动与计算机监控系统合用测控单元。
7. 1.3 远动信息采集
远动信息采取"直采直送"原则，直接从计算机监控系统的测控单元在取远动信息并向调度端传送，站内自动化信息需相应传送到远方监控中心。
7. 1.4 远动信息内容
远动信息内容应满足DL/T 5003 «电力系统调度自动化设计技术规程机DL/T 5002 ((地区电网调度自动化设计技术规程》和相关调度端、无人值班远方监控中心对变电站的监控要求。
7. 1.5 远动信息传输
远动通信设备应能实现与相关调度中心及元人值班集控中心的数据通信，采用常规远动通道互为备用的方式或电力调度数据网络方式。网络通信采用DL/T 634. 5104-2002 规约，专线通信采用DL/T 634. 5101-2002 规约。

7.2 电能量计量系统
变电站内设置一套电能量计量系统子站设备，包括电能计量装置、电能量远方终端(或终端服务器)等。贸易结算用电能计量点配置主/副电能表，考核用电能计量点可按单电能表配置1电能表应为电子式多功能电能表，并具备电压失压计时功能。计量用电流互感器、电压互感器二次参数选择见1 2 . 6 。
7.2. 1 电能量关口计量点的设置原则
贸易结算用关口计量点，原则上设置在购售电设施产权分界处，当产权分界处不适宜安装时，应由购售电双方或多方协商，确定电能计量装置安装位置。
考核用关口计量点，根据需要设置在电网经营企业或者供电企业内部用于经济技术指标考核的各电压等级的变压器侧、输电和配电线路端以及元功补偿设备处。
7.2.2 电能量计量系统子站设备配置
(1) 子站设备配置。
方式一:全站配置一套电能量远方终端，以串口方式采集各电能表信息;电能量远方终端具有对电能量计量信息采集、数据处理、分时存储、长时间保存、远方传输等功能。电能量计量主站系统通过电力调度数据网、电话拨号方式或利用专线通道直接与电能量远方终端通信，采集电能量信息。
方式二:配置一台终端服务器或调制解调器，电能量计量主站系统通过电力调度数据网或拨号方式直接采集各电能表信息。
(2) 电能量信息采集内容。
电能量信息采集必须涵盖1 1 0 kV变电站内所有电能计量点，采集内容包括各电能计量点的历史数据和各种事件记录等。
(3) 电能量信息传输
变电站通过电力调度数据网、电话拨号方式或利用专线通道将电能量数据传送至各级电网调度中心啻通信应采用DL/ T 719 或DL/T 645 通信规约和TCP/IP 网络通信协议。
7 .2 .3 电能计量装置接线方式
对电能计量装置而言，接地方式以中性点绝缘系统和中性点非绝缘系统(中性点直接接地和经补偿设备接地)划分。接人中性点非绝缘系统的电能计量装置应采用三相四线电能表，接入中性点绝缘系统的电能计量装置，宜采用三相三线电能表。

7.3 调度数据网接人设备
7.3. 1 调度数据网接入原则
变电站宜一点就近接人相关的电力调度数据网。
7.3.2 配置原则
根据电网情况，可配置一套调度数据网接人设备，包括交换机、路由器等，实现调度数据网络通信功能。