SH／T 3209-2020  石油化工企业供配电系统自动装置设计规范(完整正版、清晰无水印)

a）对单侧电源线路上的三相重合闸装 下列时间： 1）故障点灭弧时间（计及负荷侧电动机反馈对灭弧时间的影响）及周围介质去游离时间。 2）断路器及操作机构准备好再次动作的时间， b）对双侧电源线路上的三相重合闸装置及单相重合闸装置，其动作时限除应考虑5.1.3a)要求外 还应满足下列要求： 1）线路两侧继电保护以不同时限切除故障的可能性。 2）故障点潜供电流对灭弧时间的影响。 5.1.4110kV及以下单侧电源线路的自动重合闸装置，应按下列规定装设： a）宜采用三相一次重合闸方式。 b）当断路器断流容量允许时，下列线路可采用两次重合闸方式： 1）无人值守变电所引出的无遥控的单回线， 2）给重要负荷供电，且无备用电源的单回线。 C 由几段串联线路构成的电力网，应考虑补救速动保护无选择性动作，可采用带前加速的重合闸 或顺序重合闸方式， 5.1.5 110kV及以下双侧电源线路的自动重合闸装置，宜按下列规定装设： a） 并列运行的发电厂或电力系统之间，具有四条及以上联系的线路或三条紧密联系的线路，宜采 用不检查同步的三相自动重合闸方式。 并列运行的发电厂或电力系统之间，具有两条联系的线路或三条联系不紧密的线路，宜采用同 步检定和无电压检定的三相重合闻方式。 双侧电源的单国线路，宜采用下列重合闸方式： 1）解列重合间方式，即将一侧电源解列，另一侧装设线路无电压检定的重合闸方式。 2）当发电厂条件诈可时，宜采用自同步重合闸方式。 应考虑避免非同步重合及两侧电源均重合于敌障线路上，宜采用一侧无电压检定，另一侧 采用同步检定的重合闸方式。 5.1.6在带有分支的线路使用单相重合闸装置时，分支侧的自动重合闻装置宣采用下列方式：

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a）分支处无电源方式： 1）分支处变压器中性点接地时，装设零序电流启动的低电压选相的单相重合闸装置。重合后， 不再跳闸。 2）分支处变压器中性点不接地，但所带负荷较大时，装设零序电压启动的低电压选相的单相 重合闸装置。重合后，不再跳闸。当负荷较小时，不装设重合闸装置，也不跳闸。如分支 处无高压电压互感器，可在变压器（中性点不接地）中性点处装设一个电压互感器。线路 接地时，由零序电压保护启动，跳开变压器低压侧三相断路器，重合后不再跳闸。 b）分支处有电源方式： 1）分支处电源不大，可用简单的保护将电源解列后，按本规范5.1.6a）规定处理。 2）分支处电源较大，宜在分支处装设单相重合闸装置。 5.1.7当采用单相重合闸装置时，应考虑下列问题，并采取相应措施： a）重合闸过程中出现的非全相运行状态，如引起本线路或其他线路的保护装置误动作时，应采取 措施予以防止； 6） 如电力系统不允许长期非全相运行，为防止断路器一相断开后，由于单相重合闸装置拒合闸而 造成非全相运行，应具有断开三相的措施，并应保证选择性。 5.1.8当装有同步调相机和大型同步电动机时，线路重合闸方式及动作时限的选择，宜按双侧电源线 路的规定执行。 5.1.9重合闸应按断路器配置。 5.1.10当一组断路器设置有两套重合闸装置（例如线路的两套保护装置均有重合闸功能）且同时投运 时污水处理厂标准规范范本，应有措施保证线路故障后仍仅实现一次重合闸。 5.1.11使用于电厂出口线路的重合闸装置，应减少对发电机可能造成的冲击，应具有防止重合于永久 性故障的措施。

5.1.9重合闸应按断路器配置

1.10当一组断路器设置有两套重合闸装置（例如线路的两套保护装置均有重合闻功能）且同 ，应有措施保证线路故障后仍仅实现一次重合闸。 1.11使用于电厂出口线路的重合闸装置，应减少对发电机可能造成的冲击，应具有防止重合子 故障的措施。

5.2电源自动切换装置

5.2.1电源自动切换装置的设置应符合下列要求： a）为一级、二级负荷供电的系统应装设电源自动切换装置。 b）发电厂、变电站内有备用电源或者有备用变压器应装设备用电源自动切换装置。 c） 消防控制室、消防水泵房、防烟和排烟风机房的消防用电设备及消防电梯等供电，应在配电线 路的最末级配电设备处设置电源自动切换装置 5.2.2 电源自动切换装置的功能设计应符合下列要求： a） 除进线开关电流保护动作、手动或微机监控系统（SCADA）跳闸及其他闭锁信号外，工作电 源无论任何原因失电或断电，另一电源电压能满足要求时应自动切换投入。 b 切换时间应在避开非同步冲击的前提下尽量缩短，并只允许动作一次。 c 手动断开工作电源、电压互感器回路断线和备用电源无电压的情况下不应启动自动切换装置。 d） 采用电源自动切换装置时，应校验备用电源的能力。 e 当自动切换装置动作时，如备用电源投于故障，应有保护加速动作并跳闸。 自动切换装置在条件允许时，宜采用带检同期的快速切换方式，并采用带有母线残压闭锁的慢 速切换方式及长延时切换方式作为后备；条件不允许时，可仅采用带有母线残压闭锁的慢速切 换方式及长延时切换方式。 5.2.3 发电厂用备用电源自动切换装置，除满足本规范5.2.2的规定外，还应符合下列要求 a）当一个备用电源同时作为几个工作电源的备用时，备用电源已为其中一个工作电源备用后，另 V生动置应能动

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b）有两个备用电源的情况下，当两个备用电源为两个彼此独立的备用系统时，应装设各自独立的 自动切换装置；当任一备用电源能作为全厂各工作电源的备用时，自动切换装置应使任一备用 电源能对全厂各工作电源实行自动切换。 2.4 自动切换装置与其他自动装置的配合应符合下列规定： a）与其他自动切换装置配合时，装置之间应有选择性配合，其动作时限应按电源侧往后逐级增加 一个时限阶段。 b）工作电源与自动重合闸装置配合时，电源自动切换装置的启动时限应较自动重合闸装置动作时 限大一个时限阶段。 c）与继电保护装置配合时应符合下列规定： 1）当馈出线装有电抗器时，电源自动切换装置的启动电压，应低于馈出线电抗器后发生短路 时的母线残余电压。 2）当馈出线未装电抗器时，电源自动切换装置的启动时间，应较馈出线短路保护最大时限大 一时限段；而上级变配电所馈出线也未装电抗器时，还应较上级变配电所馈出线短路保护 最大时限大一时限阶段。 3） 当有不允许再启动的电动机时，电源自动切换装置的启动时限，应大于电动机低电压保护 的动作时限。 d）与电动机再启动装置配合时电源自动切换装置的时限应满足电动机再启动的要求。

5.3电源快速切换装置

5. 3. 1一般规定

5.3.1.1电源快速切换装置的设置应根据系统运行方式合理选择。 5.3.1.235kV及以上中心变电站、枢纽变电站和厂用电宜装设电源快速切换装置，其余装置变电所根 据装置重要程度有选择性装设 5.3.1.3电源快速切换装置的保护启动方式应由反应电源侧故障的主保护启动，电源线路应由快速光 纤差动保护启动。变压器应由差动、非电量等保护启动。 5.3.1.4负荷侧故障应闭锁快速切换装置，故障闭锁接点应采用保护快速接点。 5.3.1.5对于母线上直接接有大型同步发电机、同步电动机的供配电系统，应装设有联切大型同步发 电机、同步电动机的出口：对于串联切换，切机组成功后方可允许合备用开关。 5.3.1.6对于装设电源快速切换装置的系统，应配置线路差动等快速保护，宜选用固有合闸时间不大 于80ms的开关设备。 5.3.1.7对于特别重要的系统，宜考虑元余配置 5.3.1.8厂用电快速切换装置宜有上级切换失败联切启动的功能， 5.3.2功能要求

5. 3. 2 功能要求

5.3.2.1装置应具备下列启动方式，各启动逻辑应同时兼顾可靠性和灵敏性，避免系统误切、拒合。 a）手动启动方式包括就地启动、远方启动。 b） 事故启动方式包括保护启动、无流启动、失压启动、频率异常启动、逆功率启动等。 C 不正常启动方式包括母线低电压启动及工作电源开关误跳启动。 5.3.2.2 ：手动启动方式下，装置应具有双向切换功能。应具备并联切换、同时切换及串联切换三种切 换方式。 5.3.2.3事故启动及母线低电压启动方式下，装置应具有同时切换及串联切换两种切换方式。应提供 并联切换判据、快速切换、同相位切换、残压切换以及长延时五种切换判定条件。

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5.3.2.4装置应具备去耦合功能，应防止在并联或同时切换时双电源长期并列形成环流。 5.3.2.5装置宜具备后加速保护功能，当目标电源切换到故障母线上时，能够加速跳开目标电源断路器。 5.3.2.6装置应具备相角补偿功能。 5.3.2.7装置应具备断路器位置异常报警、直流电源消失报警、母线TV断线报警、目标电源低电压 报警的功能。 5.3.2.8在断路器位置异常、母线TV断线、装置应闭锁切换；目标电源电压低时，装置宜闭锁切换。 5.3.2.9装置应设置闭锁切换的开入接口和启动后加速保护的开出接口。 5.3.2.10装置应能适应线电压或相电压的输入。 5.3.2.11装置应具有故障记录功能，并应可靠记录动作时输入的模拟量和开关量、输出开关量、动作 元件、动作时间等动作相关信息，应具有存储不少于8次故障录波数据的功能。每个动作报告应包含各 动作元件动作前2个周波、动作后6个周波的数据，录波文件可采用COMTRADE的标准格式。 5.3.2.12装置应配置调试接口与辅助软件，应具有通信及维护、定值整定、故障记录与分析、调试等 功能

5.3.2.13装置应具备与自动化系

5.3.2.14装置时钟和对时功能应满足下列要求：

a）装置应配置硬件时钟电路，当装置失电时，时钟电路应能正常工作。 b）装置应配置与外部标准授时源的对时接口。 5.3.2.15装置应自动适应供配电系统单母线分段或双电源进线运行方式。即母联、双路进线断路器间 应具备多方向事故切换，不应少于四种切换逻辑：任何切换逻辑应具备快速切换、首次同相切换、残压 切换等三种以上原理实现；事故情况下，母联、双路进线断路器之间互为闭锁，不得同时闭合。 5.3.2.16装置应具备母联、双路进线断路器相互间多方向的检定同期人工倒闸操作（自动或半自动） 切换模式为并联、串联或同时 式的需要

17装置应具备三种正常切换方式，并满足下

a）并联自动切换：手动启动装置，经同期检定满足要求后，先合备用电源，经延时确认合闸成功 后，再自动跳开工作电源。若切换成功，则装置向控制室发出切换成功的信号；若不成功，装 置被闭锁，并向DCS或电气监视和控制系统发出闭锁报警信号。 b） 并联半自动切换：手动启动装置，经同期检定满足要求后，先合备用电源，再由运行人员手动 跳开工作电源。 串联切换：手动启动装置，先跳开工作电源，若满足快切切换条件，合上备用电源。若快切不 成功，自动转入同期捕捉和残压切换。 3.2.18由工作电源故障而引起的切换，切换应是单方向的。装置应具有下列两种切换方式： a 串联切换：先跳开工作电源，在确认工作电源已跳开且满足切换条件时，合上备用电源。 b）同时切换：保护出回动作启动装置跳开工作电源，在切换条件满足时，装置同时或经延时合上

5.3.2.18由工作电源

5.3.2.19由装置检测到不

应具有下列两种切换方式： a）低电压启动：厂用母线电压低于整定值的时间超过所设定值，装置自动跳开工作电源，投入备 用电源。 b）工作电源开关误跳：工作电源开关因某种原因误跳，在切换条件满足时，装置自动合上备用电 源或母联。 5.3.2.20装置应能设置多套定值区，以适应不同的运行方式下定值设置实现安全切换。

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全切换。 5.3.2.22装置其他功能要求应符合DL/T1073的要求。

5.3.2.22装置其他功能要求应符合DL/T1073的要求。

5.41kV及以下电动机集中式再启动装置

5.5.1新建、扩建及改造项目有 定用电设备与供配电系统的兼容性。 5.5.2供配电系统设计应根据生产装置特点、工艺流程要求、外电网供电条件、园区（厂区）的电气

5.5.3供配电系统显电抑制应满足下列原

a）优化电网结构，提高供配电系统的稳定性。 b）提高用电设备电压耐受能力。 c）设置晃电抑制装置。

a）优化电网结构，提高供配电 b）提高用电设备电压耐受能力。

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g 设置晃电抑制设备，由接触器控制的低压电动机控制回路可采用带有储能元件的晃电抑制模块 抑制由晃电造成的电动机停机。 h 低压母线段设置晃电抑制设备，可通过超级电容、蓄电池等储能元件抑制低压母线系统的晃电。 5.5 供配电系统晃电抑制的设计应满足下列原则： a 双电源供电系统的母线联络开关宜设置快速切换装置，并合理设置触发条件，当低压系统发生 短路故障时应能够快速切除故障，缩短电压暂降及中断时间。 b 末端由一路电源供电的敏感设备或大型机组的辅助系统电源，当有独立于主电源的备用电源供 电条件时，可以设置电源自动切换开关，切换开关宜选用静态切换开关（STS）。 C 计算机（DCS）及其控制系统、PLC及控制系统、成套机组的控制中心应设置交流UPS供电。 当条件允许时也可设置直流UPS供电。 d）小功率的敏感电动机负荷可以设置EPS供电，EPS宜采用离线运行方式。 5.6动态电压调整器（DVR）的设置应满足下列原则： a 对于单独供电具有多台电压敏感设备的单条生产线或成套机组可在电源入口处接入动态电压 调整器（DVR），补偿电压暂降或中断对设备运行稳定性的影响。 b 当需要对电压暂降和瞬时中断同时补偿时可选择本规范附录A中a型拓扑结构的动态电压调 整器（DVR）。 C 当只需要补偿电压暂降时可选择本规范附录A中b型拓扑结构的动态电压调整器（DVR）。 d 动态电压调整器的容量及储能单元的容量可根据预估电压暂降深度、电压中断时间、生产设备 需要的维持时间计算确定。 5.7变频驱动设备晃电抑制原则应符合下列规定： a 变频驱动器的控制电源设置：可增加由UPS供电的辅助控制电源。 b 对于工艺流程中过程免疫力时间满足要求的不敏感负荷晃电抑制，变频器的供电电源及变频器 的启动指令可由防晃电模块或智能电动机保护器实现，应设置合理的变频器本体飞车再启动参数。 C 对于工艺流程中过程免疫力时间不满足要求的敏感负荷晃电抑制，可设置直流电源补偿装置 （直流UPS）并接于变频器的直流母线，保持变频器直流母线电压相对稳定，变频器稳定运 行以保持工艺控制参数稳定。直流电源补偿装置的典型拓扑结构如本规范附录B的图B.1和 图B.2所示，其中a型拓扑结构适合时间较长的补偿，b型拓扑结构适合短时间补偿。 对于单电源供电变频器驱动敏感设备的单条生产线（多台设备）或成套机组（多台设备）的防 晃电抑制：可选择公共直流母线的多传动设置方案，在公共直流母线设置直流补偿装置（直流 UPS）实现晃电抑制，拓扑结构如本规范附录B的图B.3所示。 5.8： 晃电抑制装应满足下列技术要求： a 为DCS供电或为其他重要敏感负荷供电的UPS电源装置宜选择在线运行方式的工业过程控制 型UPS，故障切换和恢复供电切换时间在不影响重要敏感负荷供电的前提下不应大于10mS UPS的劳路电源宜设置隔离变压器。 6 切换备用电源的静态切换开关（STS）的切换时间在不影响重要敏感负荷供电的前提下不应大 于10ms。 C 动态电压调整器（DVR）的补偿响应时间不宜大于5mS。 d EPS的故障切换时间和恢复供电时间不宜大于10mS。 e 变频驱动装置应具有下列控制功能： 能

5.5.5供配电系统晃电抑制的设计应满足下列

3）直流母线电压补偿接受功能：

）直流母线电压补偿接受功能：

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4）直流母线电压报警值设定功能、故障报警输出逻辑编程功能。 变频驱动装置的低电压穿越能力应满足下列技术要求：当系统发生200ms以内的电压暂降或 中断时，变频器应可靠工作。 g 直流补偿单元的切换时间不宜大于2mS。 h 晃电抑制模块应在电压暂降至额定电压10%时或电压瞬时中断时保持接触器吸合时间不小于 3s，晃电模块宜使用交流电压220V电源。 1 电动机综合保护器内部应设置电池或超级电容等储能元件，应具备晃电抑制功能，抑制晃电的 时间应连续可调，

5.5.9晃电抑制装置还应

a 低压供配电系统断路器当采用失压脱扣时，应设置延时。 b) 对工艺流程中不敏感的工艺参数联锁值，应增加屏蔽时间，应避免在供电系统晃电时发生误联 锁跳闸。 C 在外供电条件许可、内部供电容量满足要求、工艺设备充许的情况下，可全部采用晃电抑制措 施治理晃电，但应对电网的稳定性进行分析校核

源静止可控整流器励磁系统（自并励静止励磁系统） 5.6.2励磁系统的电流和电压不大于1.1倍额定值的工况下，其设备和导体应能连续运行。励磁系统 的短时过励磁时间应按照发电机励磁绕组允许的过负荷能力和发电机允许的过励磁特性限定。 5.6.3励磁系统的电气设备和导体的介电强度应满足发电机自动灭磁过电压、定子异常运行和暂态传 变过电压、可控整流器换弧尖峰过电压的要求，并装设励磁过电压保护。

的短时过励磁时间应按照发电机励磁绕组允许的过负荷能力和发电机充许的过励磁特性限定。 5.6.3励磁系统的电气设备和导体的介电强度应满足发电机自动灭磁过电压、定子异常运行和暂态传 变过电压、可控整流器换弧尖峰过电压的要求，并装设励磁过电压保护。 5.6.4发电机应装设自动灭磁装置，并应符合下列规定： a）12MW50MW的发电机可采用发电机励磁绕组对电阻放电的灭磁方式，在励磁机励磁回路可 采用串联接入灭磁电阻的方式。 b）对大、中型发电机和励磁机的励磁回路可采用对电阻或非线性电阻放电的灭磁方式；当为可控 硅整流桥时，机组故障继电保护动作灭磁时，应采用继电保护跳灭磁开关经电阻或非线性电阻 灭磁；正常停机时可采用逆变灭磁。 5.6.5发电机应装设微机型自动电压调整器（微机型AVR），微机型AVR及其控制下的励磁系统性能 应符合GB/T7409.1～7409.3的规定，并具备下列性能： a 应有两个独立的自动通道。 宜能实现与自动准同步装置（ASS）和数字式电液调节器（DEH）之间的通信。 c） 应附有过励、低励和V/F限制及保护，最低励磁限制的动作应能先于励磁自动切换和失磁保 护的动作。 d） 应设有测量电压回路断相、触发脉冲丢失和强励时的就地和远方信号。 e） 电压回路断相时应闭锁强励。 应附有当硅整流器柜快速熔断器熔断、冷却电源停电、部分整流柜退役时的励磁电流限制。 g 可根据电力系统的稳定要求加装电力系统稳定器（PSS）。PSS应配备必要的保护和限制器， 并有必要的信号输入和输出接口。 h） 无刷励磁系统的AVR应配备励磁系统接地的自动检测器。 5.6.6微机型AVR的电压测量回路应接于机端电压互感器二次侧，无功调差回路应接于机端电流互感 器二次回路

采用串联接入灭磁电阻的方式。 b）对大、中型发电机和励磁机的励磁回路可采用对电阻或非线性电阻放电的灭磁方式；当为可控 硅整流桥时，机组故障继电保护动作灰磁时，应采用继电保护跳灭磁开关经电阻或非线性电阻 灭磁；正常停机时可采用逆变灭磁。 6.5发电机应装设微机型自动电压调整器（微机型AVR)，微机型AVR及其控制下的励磁系统性能 应符合GB/T7409.1～7409.3的规定，并具备下列性能： a）应有两个独立的自动通道。 宜能实现与自动准同步装置（ASS）和数字式电液调节器（DEH）之间的通信。 c） 应附有过励、低励和V/F限制及保护，最低励磁限制的动作应能先于励磁自动切换和失磁保

5.6.5发电机应装设微机

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5.6.7发电机励磁回路止常工作时应为不接地系统。励磁回路的连接电缆可为电缆或硬母线。当采用 电缆连接时，导体的正、负极不得共处于一根电缆内。 5.6.8励磁系统信号应能反应发电机励磁系统的运行状态和故障信息。 5.6.9励磁系统的运行状态信号宜有励磁调节装置调节方式选择、通道选择、PSS投切、灭磁开关分 合、给定值增减及通道跟踪平衡状态。 5.6.10励磁系统故障及动作信号宜包含下列内容：

5. 7 自动准同期装置

.7.2装置可靠性和准确性应满足下列要求

a）可靠性是指装置不误发也不拒发调压、调速及合闸指令。 b）准确性是指装置能正确地发出升、降压，增、减速及合闸指令。在差频并网方式下，在不考虑 断路器合闸时间离散性的情况下，保证合闸角度误差不应超过土1。 5.7.3装置应具有在线自动检测功能。在装置运行期间，装置中模块或部件（出口继电器除外）损坏 时，装置不应误发合闸指令，直应发出装置异常信号。 5.7.4装置应具有同频和差频并网功能。 5.7.5装置应具备自动补偿同期点两侧电压固有相位角差功能。 5.7.6运行系统与待并系统可以选择采用相同的额定电压输入（100V或100/V3V）或不同的额定电 压输入（100V与100/V3V）实现同期并列。 5.7.7装置应设有当地信息显示功能，能实时显示并网过程中的电压、频率、角度等信息。 5.7.8装置应具有以时间顺序记录的方式记录正常运行及操作过程中的各种信息，如开关量变位、合 闸成功、合闸失败、失败原因等。

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5.7.9装置宜具有合闸录波功能，应符合COMTRADE格式，以记录装置合闸的动作过程，宜包含并 网两侧电压、频率、压差、频差、角差、开关位置、合闸指令等。 5.7.10装置应设有与自动化系统的通信接口，应支持装置信息（装置硬件信息、装置软件版本信息）、 同期定值、日志及报告（模拟量、自检信息、异常告警信息、动作事件、开关量、装置日志信息）和录 波文件上送功能。 5.7.11装置宜具有与合并单元及智能终端的接口。 5.7.12装置应装设硬件时钟电路，装置失去直流电源时，硬件时钟应能正常工作。 5.7.13 装置应具有与外部标准授时源的对时接口。 5.7.14 装置外部端子应方便插拨。 5.7.15装置检测运行系统与待并系统之间的频率差，在合闻脉冲发出时，频率差的误差不应超过整定 值的±10%。 5.7.16装置检测运行系统与待并系统之间的电压差，在合闸脉冲发出时，电压差的误差不应超过整定 值的±10% 5.7.17装置的调频、调压功能可以整定，脉宽及周期的实测值与整定值的误差不应超过士0.05s。 5.7.18装置其他要求应符合DL/T1348标准的要求。

5.7.15装置检测运行系统与待并系统之间的频率差，在合闻脉冲发出时，频率差的误差不应超过整定 直的土10%。 5.7.16装置检测运行系统与待并系统之间的电压差，在合闸脉冲发出时，电压差的误差不应超过整定 值的±10%。 5.7.17装置的调频、调压功能可以整定，脉宽及周期的实测值与整定值的误差不应超过士0.05s。 5.7.18装置其他要求应符合DL/T1348标准的要求。

5.8专用故障录波装置

5.8.1在重要的变电所应设置专用故障录波装置，记录石油化工企业供电系统事故和自动装置在事故 过程中的动作情况，以及为迅速判定线路故障点的位置。

.1在重要的变电所应设置专用敌障录波装置，记录石油化工企业供电系统事故 呈中的动作情况，以及为迅速判定线路故障点的位置。 2专用故障录波装置记录宜满足下列原则： a）重要的35kV及以上的回路。 b）重要的6kV及以上的进线。 c）重要的变压器、电动机、发电机回路。 3 故障录波装置除应满足DL/T553标准的规定外，还应满足下列技术要求： a）当系统发生大扰动如短路故障、系统振荡、频率崩溃及电压崩溃时，故障录波装置应能自动记 录扰动全过程的电参量变化，接收保护装置的动作信号。当系统动态过程中止后，应自动停止 记录。 b 当系统连续发生大扰动时，应能无遗漏地记录每次系统大扰动发生后的全过程数据。 C 所记录的数据应安全可靠、不失真。应能满足运行部门故障分析和系统分析的需要，故障记录 的输出方式应包括不经召唤的紧急输出，事后制表输出等方式。 d）应设有完善的软/硬件自检、软件分析、输出电流、电压、有功、无功、频率、波形和故障测 距的数据。 e 应具有远传数据局域网接口，所记录的数据应能远传至电力中心调度所。故障录波装置可通过 串口或B码通信与站内GPS装置对时。 f 应具备外站启动的接入回路，每一DAU应能将启动信息传送给其他DAU。 g）与调度端主站的通信宜采用专用数据网传送。 h）故障录波装置的远传功能除应满足数据传送要求外，还应满足下列要求： 1）能以主动及被动方式、自动及人工方式传送数据。 2）能实现远方启动录波。 3）能实现远方修改定值及有关参数。 i 故障记录装置应能接收外站同步时钟信号并进行同步的功能，全网故障录波系统的时钟误差不 应大于1ms，装置内站时钟24h误差不应大于土5s

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k）故障录波装置的冲击耐受力应满足共模5.0kV，0.5J。 4故障信息传送原则应满足下列要求： a）全网的故障信息，应在时间上同步。在每一事件报告中应标定事件发生的时间。 b）传送的所有信息，均应采用标准规约。

5.9系统稳定控制装置

5. 9. 1一般规定

5.9.1.1系统稳定控制装置包括安全稳定控制装置、自动解列装置、低电压控制装置、低频低压减负 荷装置、过频率切机装置等。 5.9.1.2设置有自备发电机的石油化工企业，为保证供配电系统在受到大扰动后的稳定运行，应依据 DL755及GB/T26399的规定，在系统中以安全稳定计算结论为基础，根据供配电系统主网结构、运行 特点及实际条件合理配置系统稳定控制装置。 5.9.1.3系统稳定控制装置的配置方案应能对系统存在的各种稳定问题实现有效的控制且与稳定计算 分析结论一致。 5.9.1.4自动低频低压减负荷装置应与厂站计算机监控系统分开配置。 5.9.1.5在系统发生短路、进行自动重合闸或备用自动切换装置动作时电源中断的过程中，当自动低 频低压减负荷装置可能误动作时，应采取相应的防止误动作的措施。 5.9.1.6系统故障导致主网电压降低，在故障清除后主网电压不能及时恢复时，应闭锁供电变压器的 带负荷自动切换抽头装置（OLTC）。

5.9.2.1当受到大扰动会导致系统失稳时，应配置安全稳定控制装置。根据系统需要，也可采用多个 站安全稳定控制装置及站间通道组成的分布式区域型安全稳定控制系统。 5.9.2.2安全稳定控制系统宣按分层分区原则配置，各类稳定控制措施及控制系统之间应相互协调配 合，动作应有选择性，且宜减少与继电保护装置间的联系。 5.9.2.3系统稳定控制装置应简单实用、安全可靠，重要厂站应双重化配置。 5.9.2.4应根据主网结构，在系统的适当地点配置自动解列装置。当系统发生稳定破坏时，在预先设 定的连接断面，应有计划地将企业供配电系统解列为供需尽可能平衡，且各自保持同步运行的一个或儿 个部分，并应防止事故扩大。对于解列后的局部系统，可通过对所在系统采取快速减发电机组原动机出 力、切除发电机、减负荷等实现再同步的措施。 5.9.2.5当系统有功突然出现过剩、频率快速升高时，应配置过频率切机装置。配置方案可按不同频 率分轮次切除一定容量的机组。 5.9.2.6当局部系统因无功不足而导致电压降低至允许值时，应配置低电压控制装置采取控制措施： 防止系统电压崩溃、系统事故范围扩大。常用的低电压控制措施应包括下列内容： a）增加发电机无功出力。 b）容性无功补偿装置的快速投入。 c）感性无功补偿装置的快速切除。 d）快速切除部分负荷。 5.9.2.7在失去部分电源而引起频率降低和电压快速降低可能导致系统崩溃的区域，应配置低频低压 减负荷装置。按整定值，装置分轮次切除一定量的负荷。

5.9.3选型技术要求

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术先进的分散式装置；选用装置的硬件应具有一定的通用性，软件应做到模块化，并具有可扩展性和良 好的系统适应性，

a）装置在系统中出现扰动时，如出现不对称分量，线路电流、电压或功率突变等，应能可靠启动。 b）装置宜由接入的电气量正确判别本厂站线路、主变或机组的运行状态。 C 装置的动作速度和控制内容应能满足稳定控制的有效性。 1 装置应有能与厂站自动化系统和/或调度中心相关管理系统通信，能实现就地和远方查询故障 和装置信息、修改定值等。 e）装置应具有自检、整组检查试验、显示、事件记录、数据记录、打印等功能

6对相关回路及设备的要求

6.1.2互感器二次回路连接的负荷，不应超过维电保护和自动装置工作准确等级所规定的负荷范围。 6.1.3二次回路应采用铜芯的控制电缆和绝缘导线。在绝缘可能受到油漫蚀的地方，应采用耐油绝缘 导线。 6.1.4按机械强度要求，控制电缆或绝缘导线的芯线最小截面，强电控制回路，不应小于1.5mm，屏、 柜内导线的芯线截面应不小于1.0mm。弱电控制回路，不应小于0.5mm。电缆芯线截面的选择还应符 合下列要求： a） 电流回路：应使电流互感器的工作准确等级符合自动装置的要求。无可靠依据时，可按断路器 的断流容量确定最大短路电流。 b） 电压回路：当全站自动装置动作时，电压互感器到维电保护和自动装置屏的电缆压降不应超过 额定电压的3%。 C） 操作回路：在最大负荷下，电源引出端到断路器分、合闸线圈的电压降，不应超过额定电压的 10%。 6.1.5当控制电缆的敷设长度超过制造长度，或由于屏，柜的搬迁而使原有电缆长度不足时，或更换 电缆的故障段时，可用焊接法连接电缆，也可经屏上的端子排连接。 6.1.6控制电缆宜采用多芯电缆，应尽可能减少电缆根数。对双重化保护的电流回路、电压回路、直 流电源回路、双跳闸绕组的控制回路等，两套系统不应合用一根多芯电缆 6.1.7保护和控制设备的直流电源、交流电流、电压及信号引入回路应采用屏蔽电缆。 6.1.8在安装各种设备、断路器和隔离开关的连锁接点、端字排和接地线时，应能在不断开3kV及以 上一次线的情况下，保证在二次回路端子排上安全工作。 .1.9重要设备和线路的自动装置，应有经常监视操作电源的装置。各断路器的跳闸回路，重要设备 和线路的断路器合闸回路，以及装有自动重合装置的断路器合闸回路，应装设回路完整性的监视装置。 监视装置可发出光借量或光信量，或通过自动化系统向远方传送信号。 6.1.10 在可能出现操作过电压的二次回路中，应采取降低操作过电压的措施。 6.1.11 在有振动的地方，应采取防止导线接头松脱和继电器、装置误动作的措施。 6.1.12试验部件、连接片、切换片，安装中心线离地面不宜低于300mm。 6.1.13电流五感器的二次回路不宜进行切换。当需要切换时，应采取防止开路的措施，

6.2电流互感器和电压互感器

确等级所规定的负荷范围。 浊的地方，应采用耐油绝缘 路，不应小于1.5mm，屏、 电缆芯线截面的选择还应符 无可靠依据时，可按断路器 装置屏的电缆压降不应超过 压降，不应超过额定电压的 有电缆长度不足时，或更换 的电流回路、电压回路、直 用屏蔽电缆。 寸，应能在不断开3kV及以

6.2.1保护用电流互感器

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6.2.1.1保护用电流互感器的准确性能应符合DL/T866的有关规定。 6.2.1.2电流互感器带实际二次负荷在稳态短路电流下的准确限值系数或励磁特性（含饱和拐点）应 能满足所接保护装置动作可靠性的要求。 6.2.1.3电流互感器在短路电流含有非周期分量的暂态过程中和存在剩磁的条件下，可能使其严重饱 和而导致很大的暂态误差。在选择保护用电流互感器时，应根据所用保护装置的特性和暂态饱和可能引 起的后果等因素，慎重确定互感器暂态影响的对策。必要时应选择能适应暂态要求的TP类电流互感器 其特性应符合GB16847、GB/T20840.2的要求。如保护装置具有减轻互感器暂态饱和影响的功能，可 按保护装置的要求选用适当的电流互感器。 a） 220kV系统保护、高压侧为220kV的变压器和100MW级~200MW级的发电机变压器组差动 保护用电流互感器可采用P类、PR类或PX类电流互感器。互感器可按稳态短路条件进行计 算选择，宜具有适当暂态系数。220kV系统的暂态系数不宜低于2，100MW级～200MW级机 组外部故障的暂态系数不宣低于1O。 b）110kV及以下系统保护用电流互感器可采用P类电流互感器。 c）母线保护用电流互感器可按保护装置的要求或按稳态短路条件选用。 6.2.1.4保护用电流互感器的配置及二次绕组的分配应尽量避免主保护出现死区。按近后备原则配置 的两套主保护应分别接入互感器的不同二次绕组。 6.2.2保护用电压互感器 6.2.2.1保护用电压互感器应能在电力系统故障时将一次电压准确传变至二次侧，传变误差及暂态响 应应符合DL/T866的有关规定。电磁式电压互感器应避免出现铁磁谐振。 6.2.2.2电压互感器的二次输出额定容量及实际负荷应在保证互感器准确等级的范围内。 6.2.2.3双断路器接线按近后备原则配备的两套主保护应分别接入电压互感器的不同二次绕组；对 双母线接线按近后备原则配置的两套主保护可以合用电压互感器的同一二次绕组。 6.2.2.4电压互感器的一次侧隔离开关断开后，其二次回路应有防止电压反馈的措施。对电压及功率 调节装置的交流电压回路，应采取措施，防止电压互感器一次或一次侧断线时，发生误强励或误调节。 6.2.2.5在电压互感器二次回路中，除开口三角线圈和另有规定者外，应装设自动开关或熔断器。接 有距离保护时，宜装设自动开关。 6.2.3互感器的安全接地 6.2.3.1电流互感器的二次回路必须有且只能有一点接地，宜在端子箱经端子排接地。但对于有几组 电流互感器连接在一起的保护装置，则应在保护屏上经端子排接地。 6.2.3.2电压互感器的二次回路应只有一点接地，接地点宜设在控制室内。 6.2.4电子式互感器 6.2.4.1数字式保护可采用低电平输出的电子式互感器。电子式互感器的额定参数、准确等级和有关 性能应符合GB/T20840.7和GB/T20840.8的要求。 6.2.4.2电子式互感器宜采用数字输出。数字量输出的格式及通信协议应符合有关国际标准。

1.1保护用电流互感器的准确性能应符合DL/T866的有关规定。 1.2电流互感器带实际二次负荷在稳态短路电流下的准确限值系数或励磁特性（含饱和拐点） 足所接保护装置动作可靠性的要求。 1.3电流互感器在短路电流含有非周期分量的暂态过程中和存在剩磁的条件下，可能使其严重 导致很大的暂态误差。在选择保护用电流互感器时，应根据所用保护装置的特性和暂态饱和可 后果等因素，慎重确定互感器暂态影响的对策。必要时应选择能适应暂态要求的TP类电流互感 性应符合GB16847、GB/T20840.2的要求。如保护装置具有减轻互感器暂态饱和影响的功能

6.3自动装置与厂站自动化系统的配合及接口

装置与厂站自动化系统的

a）自动装置及其出口回路应能独立运行，不应依赖厂站自动化系统。 b）自动装置逻辑判断回路所需的各种输入量应直接接入。 6.3.2与厂站自动化系统通信的自动装置应能送出或接收下列类型的信息： a）装置的识别信息、安装位置信息。

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b）断路器位置、保护投入压板等开关量输入。 装置本身的异常和外部回路异常等异常信号。 d） 故障记录、内部逻辑量的事件顺序记录等故障信息。 e） 模拟量测量值。 f 装置的定值及定值区号。 g）自动化系统的有关控制信息和断路器跳合闸命令、时钟对时命令等。 6.3.3自动装置与厂、站自动化系统之间宜采用网络接口，应采用标准通信规约进行通信。新建厂 站应采用DL/T860通信规约。

3.4自动装置与厂站自动化系统之间应进行安

a） 高压电路开、合操作或绝缘击穿、闪络引起的高频暂态电流和电压。 b 故障电流引起的地电位升高和高频暂态。 雷击脉冲引起的地电位升高和高频暂态。 d 工频磁场对电子设备的干扰。 e） 低压电路开、合操作引起的电快速瞬变。 f 静电放电。 g）无线电发射装置产生的电磁场。 上述各项干扰电平与变电所电压等级、发射源与感受设备的相对位置、接地网特性、外壳和电缆屏 蔽特性及接地方式等因素有关，应根据干扰的具体特点和数值适当确定设备的抗扰度要求和采取必要的 减缓措施。

6.4.2自动装置的抗扰度要求：

自动装置各端口对有关的电磁干扰如射频电磁场及其引起的传导干扰、快速瞬变、1MHz脉冲群。 浪涌、静电放电、直流中断和工频干扰等的抗扰度要求，应符合GB/T14598.26及有关国家标准的规定。 6.4.3电磁干扰的减缓措施： 6.4.3.1应根据电磁环境的具体情况，采用接地、屏蔽、限幅、隔离及适当布线等措施，以减缓电磁 干扰，满足设备的抗扰度要求。 6.4.3.2发电厂和变电所的开关场内及建筑物外，应设置符合有关标准要求的直接接地网。对自动装 置及有关设备，应在有关场所设置符合下列要求的等电位接地网。 a）装设静态保护和控制装置的屏柜地面下宜用截面不小于100mm的接地铜排直接连接构成等 电位接地母线。接地母线应首末可靠连接成环网，并用截面不小于50mm、不少于4根铜排 与厂、站的接地网直接连接。 6 静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于100mm的接地铜排。屏柜上装置的接地端 子应用截面不小于4mm的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用截面不小于50mm的铜 排与地面下的等电位接地母线相连。 6.4.3.3控制电缆应具有下列必要的屏蔽措施并妥善接地： a）在电缆敷设时，应充分利用自然屏蔽物的屏蔽作用。必要时，可与保护用电缆平行设置专用屏 蔽线。 b） 屏蔽电缆的屏蔽层应在开关场和控制室内两端接地。在控制室内屏蔽层宜在保护屏上接于屏柜

自动装置各端口对有关的电磁干扰如射频电磁场及其引起的传导十扰、快速瞬变、1MHz脉冲群、 浪涌、静电放电、直流中断和工频干扰等的抗扰度要求，应符合GB/T14598.26及有关国家标准的规定， 6.4.3电磁干扰的减缓措施： 6.4.3.1应根据电磁环境的具体情况，采用接地、屏蔽、限幅、隔离及适当布线等措施，以减缓电磁

自动装置各端口对有关的电磁干扰如射频电磁场及其引起的传导十扰、快速瞬变、1MHz脉冲群、 浪涌、静电放电、直流中断和工频干扰等的抗扰度要求，应符合GB/T14598.26及有关国家标准的规定。 6.4.3电磁干扰的减缓措施： 6.4.3.1应根据电磁环境的具体情况，采用接地、屏蔽、限幅、隔离及适当布线等措施，以减缓电磁 干扰，满足设备的抗扰度要求。 6.4.3.2发电厂和变电所的开关场内及建筑物外，应设置符合有关标准要求的直接接地网。对自动装 置及有关设备，应在有关场所设置符合下列要求的等电位接地网

6.4.3.3控制电缆应具有下列必要的屏蔽措放

a）在电缆敷设时，应充分利用自然屏蔽物的屏蔽作用。必要时，可与保护用电缆平行设置专用屏 蔽线。 6 屏蔽电缆的屏蔽层应在开关场和控制室内两端接地。在控制室内屏蔽层宜在保护屏上接于屏柜 内的接地铜排：在开关场屏蔽层应在与高压设备有一定距离的端子箱接地。互感器每相二次回

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路应经两芯屏蔽电缆从高压箱体引至端子箱，该电缆屏蔽层在高压箱体和端子箱应两端接地。 电力线载波用同轴电缆屏蔽层应在两端分别接地，并紧靠同轴电缆敷设截面不小于100mm 两端接地的铜导线。 d） 传送音频信号应采用屏蔽双绞线，其屏蔽层应在两端接地。 e）传送数字信号的保护与通信设备间的距离大于50m时，应采用光缆。 f）对于低频、低电平模拟信号的电缆，屏蔽层必须在最不平衡端或电路本身接地处一点接地。 。）对王双层屏蔽由缆，内屋薪应一端接地，外屋薪应两端接地

6.4.3.4电缆及导线的布线应符合下列要求：

& b） 强电和弱电回路不应合用一根电缆。 ） 保护用电缆与电力电缆不应同层敷设。 d) 交流电流和交流电压不应合用同一根电缆。双重化配置的保护设备不应合用同一根电缆。 e） 保护用电缆敷设路径，应避开高压母线及高频暂态电流的入地点。 6.4.3.5 保护输入回路和电源回路应根据具体情况采用下列必要的减缓电磁干扰措施： a 保护的输入、输出回路应使用空触点、光耦或隔离变压器隔离。 b) 直流电压在110V及以上的中间继电器应在线圈端子上并联电容或反向二极管作为消弧回路 在电容及二极管上都必须串入数百欧的低值电阻，应防止电容或二极管短路时将中间继电器线 圈短接。二极管反向击穿电压不宜低于1000V。

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附录A （资料性附录） 电压动态调整器（DVR）拓扑结构图

附求A （资料性附录） 电压动态调整器（DVR）拓扑结构图 A.1a型拓扑结构中配备DC储能单元，补偿能量来源于储能单元，无论是深度晃电还是电压瞬时中 断都可以进行补偿，其缺点是设备结构复杂、体积大、维护成本高，适合于对补偿要求高的场合。电压 动态调整器（DVR）a型拓扑结构示意见图A.1。

型拓扑结构中配备DC储能单元，补偿能量来源于储能单元，无论是深度晃电还是电压瞬时中 进行补偿，其缺点是设备结构复杂、体积大、维护成本高，适合于对补偿要求高的场合。电压 多器（DVR）a型拓扑结构示意见图A.1。

图A.1电压动态调整器a型拓扑结构示意

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附录B （资料性附录） 直流补偿装置（直流UPS）拓扑结构图

B.1a型拓扑结构储能单元电池数量较多，串接后直流电压要与变频器的直流母线电压相近，设备体 积较大，其优点是结构简单，当检测到变频器直流母线电压下降时直流开关可在毫秒级接通并为变频器 直流母线供电。供电时间取决于储能单元容量，设计时应保证变频器电源与直流补偿装置同电源，以防 止在直流系统串扰。适合于较长时间的晃电补偿。直流补偿装置a型拓扑结构示意见图B.1。

图B.1直流补偿装置a型拓扑结构示意

b型拓扑结构可以设置较小容量的储能元件，靠电压暂降保护模块将储能元件的电压提升至 直流母线电压，电压暂降模块可以在毫秒级接通，为变频器直流母线补偿。补偿装置体积减小， 豆时间补偿。直流补偿装置b型拓扑结构示意见图B.2。

图B.2直流补偿装置b型拓扑结构示意

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流补偿装置c型拓扑结构

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建筑造价、预算、定额SH/T32092020

为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”反面词采用“严禁” 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得” 3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜” 4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为“应符合..的规定”或“应按.执行”

为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词 1）表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”反面词采用“严禁” 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得” 3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜” 4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合..的规定”

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中华人民共和国石油化工行业标准

石油化工企业供配电系统自动装置

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《石油化工企业供配电系统自动装置设计规范》（SH/T3209一2020），经工业和信息化部2020年8 月31日以第37号公告批准发布。 本规范制定过程中，编制组先后对海南炼化、普光天然气净化厂、四川元坝天然气净化厂、石家庄 炼化、天津石化进行了实地运行情况考察，分别对工厂供配电系统的电源快速切换装置、晃电抑制、励 磁系统、故障录波装置等进行了实地考察及现场调研，取得详尽的技术参数。同时参考了国内外的先进 技术法规和技术标准内容，在广泛征求意见的基础上审查定稿。 为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本标准时能正确理解和执行条文规定 《石油化工企业供配电系统自动装置设计规范》编制组按章、条顺序编制了本标准的条文说明，对条文 规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明。但是，本条文说明不具备与标准正文同等 的法律效力，仅供使用者作为理解和把握标准规定的参考

桥梁标准规范范本SH/T32092020