变电站电气二次系统验收规范（小编整理）

第一篇：变电站电气二次系统验收规范

750kV变电站电气二次系统

验收规范

酒泉超高压输变电公司

2010年3月

甘肃酒泉超高压输变公司

750kV变电站电气二次系统现场验收规范

目 次

前 言......................................................................II 1 范围.......................................................................1 2 规范性引用文件..............................................................1 3 验收准备...................................................................2 3.1 根据验收规范编制二次系统现场验收细则......................................2 3.2 检验仪器、仪表、工器具及材料..............................................2 3.3 人员分工..................................................................2 4 验收项目及内容..............................................................2 4.1 通用验收项目..............................................................2 4.2 线路保护验收项目..........................................................5 4.3 变压器保护验收项目.......................................................10 4.4 母线保护验收项目.........................................................13 4.5 故障录波器验收项目.......................................................15 5 自动化系统、故障信息管理系统验收项目.......................................16 5.1 故障信息管理系统检查.....................................................16 5.2 测控装置验收项目.........................................................16 5.3 网络交换机验收项目.......................................................17 5.4 监控系统软件功能验收项目.................................................17 5.5 监控电源系统.............................................................20 5.6 全站对时系统验收项目.....................................................21 6 站用直流系统验收...........................................................21 6.1 直流屏接线...............................................................21 6.2 硬母线连接...............................................................21 6.3 直流系统反措验收.........................................................21 6.4 直流系统微机监控器.......................................................22 6.5 直流充电装置.............................................................23 6.6 绝缘检测装置.............................................................23 6.7 电压调节装置.............................................................23 6.8 事故照明装置.............................................................23 附件（范例）750KV线路保护及二次回路验收细则.................................23

I 甘肃酒泉超高压输变公司

750kV变电站电气二次系统现场验收规范

前 言

为了加强750kV变电站继电保护及二次系统的管理，使验收内容、步骤、项目、方法、验收行为规范化，实现电气二次设备投产验收的规范化、标准化，确保750kV变电站电气二次设备零缺陷投运。依据电力行业、国家电网公司、西北电网有限公司及甘肃省电力公司相关标准、规程、导则、规范，特制定此验收规范。

本验收规范由酒泉超高压输变电公司进行编制并负责解释。本规范审核人：杨德志

张宏军

本规范审核人：刘 罡

张东良

司军章

范晓峰 李玉明

苏军虎康 鹏

张致海

本规范主要起草人：任

伟

龚

晖

石永安

刘培民

魏

佳 王建刚

海世杰

张国林

牛

毅

王

晖

II

茹秋实 高宝龙

甘肃酒泉超高压输变公司

750kV变电站电气二次系统现场验收规范 范围

本规范根据相关规程和反措规定了750kV变电站继电保护、安全自动装置及其二次回路的验收内容、项目和要求。

本规范适用于750kV变电站继电保护及二次系统的现场验收工作。其它电压等级变电站继电保护、安全自动装置及其二次回路的验收参照本规范执行。规范性引用文件

本《750kV变电站二次系统验收规范》是根据以下规范标准、规程以及对继电保护专业的相关管理要求编写：

 Q/GDW 157-2007《750kv电力设备交接试验标准》

 Q/GDW 239-2009《1000kv继电保护和电网安全自动装置检验规程》  《西北750KV输变电工程竣工预验收及分系统调试指导意见》西北电网生技2009年48号文

 GB 7261-2001《继电器及继电保护装置基本试验方法》  GB50150－91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》  Q/GDW120-2005《750KV变电所电气设备施工质量检验及评定规程》  DL/T 995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》  GB/T 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》  DL/T 587-2007《微机继电保护装置运行管理规程》  Q/GDW 161-2007《线路保护及辅助装置标准化设计规范》

 Q/GDW 175-2008《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》

 GB50171-92《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》  电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范

 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护重点实施要求  《国家电网公司继电保护全过程管理规定》  电力工程直流系统设计技术规程（DL/T5044-2000） 国家电网公司 《直流电源系统技术标准》  国家电网公司 《直流电源系统运行规范》  国家电网公司 《直流电源系统技术监督规定》 甘肃酒泉超高压输变公司

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 国家电网公司 《预防直流电源系统事故措施》 3 验收准备

3.1 根据验收规范编制二次系统现场验收细则 3.2 检验仪器、仪表、工器具及材料

3.2.1 继电保护班组应配置必备的检验用仪器仪表，应能满足继电保护检验需要，确保检验质量。

3.2.2 定值检验应使用不低于0.5级的仪器、仪表；测控装置应使用不低于0.2级的仪器、仪表检验。

3.2.3 装置检验所用仪器、仪表应经过检验合格。3.2.4 微机型继电保护试验装置应经过检验合格。3.2.5 可根据现场实际需要准备工器具及材料。3.3 人员分工

3.3.1验收工作开始前,应按照间隔分组安排验收人员。

3.3.2对于端子箱、保护通道接口柜等验收交接面，应在验收前明确各自验收范围。3.3.2后台四遥试验应由运行和保护人员共同验收，按照验收细则做好记录。验收项目及内容

4.1 通用验收项目 4.1.1 资料验收 4.1.1.1 施工图纸：

所有施工图齐全、正确，竣工图纸及其电子版图纸要求设计单位在工程竣工投产后三个月内移交。

4.1.1.2 调试报告及安装记录：

检查所有调试报告及安装记录是否齐全、正确。4.1.1.3 专用工具及备品备件：

检查专用工具及备品备件是否齐全，要求与装箱记录单上所记载的一致。4.1.1.4 厂家说明书、技术资料、组屏图纸等的技术文件：

检查说明书、组屏图纸等技术文件齐全，要求与装箱记录单上所记载一致，图纸资料及技术说明书要求至少一式四份。4.1.2 外观检查 4.1.2.1 反措验收

1）交、直流的二次线不得共用电缆；动力线、电热线等强电路不得与二次弱电回路共用电缆；各组电流和电压线及其中性线应分别置于同一电缆；双重化配置的保护的电流回路、电压回路、直流电源、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。

2）二次回路电缆不得多次过渡、转接；变压器、电抗器非电量保护由其就地端子箱引至保护室的二次回路不宜存在过渡或转接。

3）高频同轴电缆屏蔽层应在两端分别接地，并沿高频同轴电缆上方敷设截面不小于2100mm、两端接地的铜导体。结合滤波器高频电缆侧的接地点应与耦合电容的一次接地点分开，结合滤波器高频电缆侧的接地点应在距一次接地点3～5m处与地网连接。

24）所有保护屏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，2接地母线应首尾可靠连接形成环网，并用截面不小于50 mm、不少于4根铜排与厂站的接地

2网直接连接；屏柜装置上的接地端子应用截面不小于4 mm的多股铜线和接地铜排相连，接地铜排应用截面不小于50 mm的铜排与地面下的等电位接地母线相连，所有二次电缆和高

2频电缆屏蔽层应使用截面不小于4 mm 多股铜质软导线可靠连接到等电位接地网的铜排上。

5）所有电流互感器、电压互感器的二次绕组必须有且仅有一个接地点；有电气直接连 甘肃酒泉超高压输变公司

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接的电流互感器的二次回路，其接地点应在控制室一点接地；经控制室零相小母线（N600）连通的几组电压互感器的二次绕组必须在控制室一点接地。各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关和接触器，来自电压互感器二次的4根开关场引入线和电压互感器开口三角回路的2根开关场引入线必须分开且应使用各自独立的电缆。

6）保护电源和控制电源应该分别由独立的的空气开关控制；对于双重化配置的保护装置：两套保护的直流电源应相互独立，分别由专用的直流熔断器从不同的直流母线段供电，有两组跳闸线圈的断路器，各跳闸回路应分别由专用的直流熔断器从不同的直流母线段供电，保护电源应与其对应的操作回路的电源一一对应；对于由一套保护装置控制的多组断路器，要求每一断路器的操作回路应相互独立，分别由专用的直流熔断器供电；信号回路由专用熔断器供电，不得与其它回路混用。

7）每一套独立的保护装置应有直流电源消失报警的回路。8）上、下级熔断器之间的容量配合必须有选择性。4.1.2.2其它部分验收

4.1.2.2.1二次回路接线的检查：

1）电缆固定应牢固，装置及与之相连接的二次回路的接线应该整齐美观、牢固可靠，电缆牌及回路编号标示清晰、正确、无褪色。

2）跳(合)闸引出端子与正、负电源端子应适当隔开且有明显标识。

5）所有二次电缆都应采用阻燃铠装屏蔽电缆，屏蔽层在开关场、控制室同时接地，严禁采用电缆芯两端接地的方法作为抗干扰措施，多股软线必须经压接线头接入端子。

26）电流回路电缆芯截面≥2.5mm；控制电缆或绝缘导线芯截面、强电回路电缆芯截面222≥1.5mm；弱电回路电缆芯截面≥0.5mm；屏柜内导线的芯线截面应不小于1.0mm。

7）所有端子排的接线稳固，不同截面的电缆芯不许接入同一端子，同一端子接线不宜超过两根。

4.1.2.2.2 屏柜、端子箱内端子排布置的检查：

1）屏柜上的端子排按照“功能分区、端子分段”的原则设置，端子排按段独立编号，每段应预留备用端子，端子排名称运行编号应正确，符合设计要求。

2）端子排的安装位置应便于更换和接线，离地高度应大于350mm。

3）正、负电源之间以及正电源与跳合闸回路之间应以一个空端子隔开。4.1.2.2.3 保护屏上设备及其编号、标示的检查：

1）保护屏上的所有设备（压板、按钮、把手等）应采用双重编号，内容标示明确规范，并应与图纸标示内容相符，满足运行部门要求。

2）转换开关、按钮、连接片、切换片等安装中心线离地面不宜低于300mm，便于巡视、操作、检修。

3）压板不宜超过5排，每排设置9个压板，不足一排时用备用压板补齐，宜将备用压板连片拆除；压板在屏柜体正面自上而下，从左至右依次排列；保护跳合闸出口压板及与失灵回路相关压板采用红色，压板底座及其它压板采用浅驼色，标签应设置在压板下放。4.1.2.2.4 保护屏屏顶小母线的检查： 1）保护屏屏顶小母线的截面应不小于6.0mm，两屏之间的小母线应用截面不小于6.0mm的多股软线连接。小母线两侧应有标明其代号或名称的绝缘标志牌，字迹清晰、不宜脱色。

2）屏顶小母线裸露部分与未经绝缘的金属体之间的电气间隙不得小于12mm。4.1.2.2.5 保护屏、户外端子箱（包括开关、互感器端子箱）、端子盒的检查：

1）端子箱应有升高座，孔洞等密封良好，端子箱、端子盒应有防雨、防潮、防尘措施，其外壳与主地网焊接。

2）屏、柜、箱的接地应牢固良好。可开启的门，应以裸铜软线与接地的金属构架可靠 3 甘肃酒泉超高压输变公司

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连接。

3）安装结束后，屏、柜、箱的预留孔洞及电缆管口应封堵好。4.1.2.2.6电缆沟电缆敷设检查：

电缆沟电缆敷设应整齐，标志清晰，一二次电缆应分层布置，二次电缆置于一次电缆下层。

4.1.2.2.7 其他部分检查： 1）安装通信设备的小室，在屏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，接地母线应首尾可靠连接形成环网，并和保护室保护屏下敷设的接地铜2 排用不小于100mm铜线直接连接。

2）传输保护信息的接口装置至距保护装置、光纤配线架大于50m时(特殊设备应以厂家技术要求为准)应采用光缆。

3）分相电流差动保护应采用同一路由收发的通道。4.1.3 TV、TA及其相关二次回路检查 4.1.3.1反措验收

1）双重化配置两套保护的电流回路应分别取自电流互感器互相独立的绕组，二次绕组的分配应避免主保护出现死区。

2）双重化配置的两套保护之间不应有任何电气联系，两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器的不同二次绕组。4.1.3.2其它部分验收

4.1.3.2.1 电流互感器及其相关回路检查：

1）检查、试验互感器所有绕组的极性、变比、准确级应满足对应保护、测量和计量的要求，电流互感器的变化与定值通知单应一致。

2）利用饱和电流、励磁电流和电流互感器二次回路阻抗近似校验各绕组是否满足10%误差要求。

3）互感器各次绕组的连接方式、极性应满足设计和装置实际要求。

4）对电流互感器二次绕组接线进行检查：可采用二次通流的方法（在电流互感器接线盒处分别短接各绕组、保护屏处通入电流方法或在保护屏处分别短接各绕组、电流互感器接线盒处分别通入二次电流的方法）检验接入保护、盘表、计量、录波、母差等的二次绕组的连接组别的正确性和回路完整性。

5）所有电流二次回路必须经带负荷测试来检查回路是否正确和完整。6）备用电流回路的短接必须可靠，防止电流互感器二次回路开路。4.1.3.2.2 电压互感器及其相关回路检查：

1）检查、试验互感器各绕组的极性、变比、准确级应满足对应保护、测量和计量的要求，电压互感器的变化与定值通知单应一致。

2）互感器各次绕组的连接方式、极性应满足设计和装置实际要求。

3）对电压互感器二次绕组接线进行检查：要求对电压互感器二次绕组进行通电压试验（可采用在电压互感器接线盒处将接线打开并分别通入二次电压的方法）检验接入保护、盘表、计量等二次绕组的连接组别的正确性和回路的完整性。

4）测量电压回路自电压互感器引出端子至屏柜电压母线的每相电阻，并计算电压互感器在额定容量下的压降，其值不应超过额定电压的3%。

5）所有电压二次回路均必须经带负荷测试来检查回路是否正确和完整。

6）对于带切换的电压回路，实际分合1G、2G，观察操作箱切换继电器动作情况及指示灯指示情况是否正确。

6）试验端子等备用接线端子验收，防止电压互感器二次回路造成短路。

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4.1.4 变电站内部交、直流回路绝缘检查

1）在保护屏的端子排处将所有外部引入的回路及电缆全部断开，分别将电流、电压、直流控制信号回路的所有端子各自连接在一起，用1000V摇表测量绝缘电阻，各回路对地、各回路之间的阻值均应大于10MΩ。

2）检查跳、合闸回路间及对地绝缘，阻值均应大于10MΩ。4.1.5 公共回路检查

4.1.5.1 公共信号回路检查：

检查电压并列柜、公用测控柜接入的所有遥信量在监控后台数据库定义的正确性。4.1.5.2 各间隔电气闭锁回路检查：

检查闭锁逻辑是否合理，是否符合变电站“五防”闭锁技术要求，回路接线是否正确。4.2 线路保护验收项目

4.2.1 线路保护二次回路检查 4.2.1.1反措验收

1）断路器操作电源与保护电源分开且独立：两组操作电源分别引自不同直流母线段，两套主保护装置直流电源分别取自不同直流母线段且与其对应的跳闸线圈操作电源一一对应，其他辅助保护电源、不同断路器的操作电源应有专用直流电源空气开关供电。

2）保护装置至辅助保护、母差、失灵等重要起动和跳闸回路均应使用各自独立的电缆。3）断路器和隔离开关的辅助触点、切换回路与不同保护配合的相关回路应遵循相互独立的原则。

4）检查防跳回路正确，断路器防跳保护应采用断路器本体配置的保护。断路器三相不一致保护应采用断路器本体配置的保护 4.2.1.2其它部分验收

4.2.1.2.1 电源之间寄生回路的检查：

试验前所有保护、操作电源均投入，断开某路电源，分别测试由其供电的直流端子对地电压，其结果均为0V且不含交流分量。4.2.1.2.2 断路器防跳跃检查：

断路器处于分闸状态，短接跳闸接点，手动合断路器并保持合后状态一段时间，此过程中断路器应只合分一次。

4.2.1.2.3 断路器操作回路压力闭锁情况检查：

断路器应具备SF6压力、空气压力/油压降低闭锁重合闸、闭锁操作等功能。当压力降低至闭锁重合闸时，保护装置应显示“压力闭锁重合闸”；当压力降低至闭锁操作时，无法分合开关。上述几种情况信号系统应发相应声光信号。4.2.2 线路保护装置检查

4.2.2.1 线路保护装置参数核对：

1）保护装置基本参数核对（定值区、通信地址、被保护设备名称）符合要求。2）保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。

3）保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。4）保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。5）光纤通道两侧通道一一对应，收发路由一致。6）打印机参数与装置打印参数设置。7）检查GPS对时是否正确。4.2.2.2 收发信机参数和设置核对：

1）收发信机通道、频率两侧应一致，设置频率与本装置晶振频率、线滤一致。2）收发信机和保护配合参数核对设置正确。

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4.2.2.3 线路保护装置电源的检查：

1）检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。

2）检查正、负极对地电压；检查工作地与保安地是否相连(要求不连)；检查逆变输出电源对地有电压。

4.2.2.4 线路保护装置的数模转换精度的检查：

装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。4.2.2.5 线路保护装置开关量输入的检查：

1）检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。2）保护压板投退的开入符合设计要求。

3）开关位置的开入：对单开关分别使A、B、C相位置动作检查其正确性；对3/2接线要求用把手切换、投退相应压板配合使相应断路器位置动作来验证接线的正确性。

4）其他开入量。

4.2.2.6 线路保护装置定值校验：

1）1.05倍及0.95倍定值校验。2）操作输入和固化定值。

4.2.2.7 线路保护保护功能检验（主要检查正、反向区内、外故障动作逻辑）：

1）纵联保护。

2）工频变化量阻抗保护。

3）接地距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护。4）相间距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护。

5）零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段、零序反时限保护。6）电压互感器断线过流保护。7）弱馈功能。

8）电压互感器断线闭锁功能。9）振荡闭锁功能。

10）重合闸后加速功能。11）手合后加速功能。4.2.3 失灵远跳判别检查

4.2.3.1 失灵远跳判别装置参数核对：

1）装置基本参数核对（定值区、通信地址、被保护设备名称）符合要求。2）装置交流插件参数与一次设备参数一致。3）装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。4）装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。5）光纤通道两侧应一一对应。

6）打印机参数与装置打印参数设置。7）检查GPS对时是否正确。4.2.3.2 失灵远跳装置电源的检查

1）检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。

2）检查正、负极对地电压；检查工作地与保安地是否相连(要求不连)；检查逆变输出电源对地有电压。

4.2.3.3 失灵远跳装置的数模转换精度的检查：

装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。4.2.3.4 失灵远跳装置开关量输入的检查：

1）检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。

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2）保护压板投退的开入符合设计要求。

3）开关位置的开入：对单开关分别使A、B、C相位置动作检查其正确性。4）其他开入量。

4.2.3.5 失灵远跳装置的定值校验：

1）1.05倍及0.95倍定值校验。2）操作输入和固化定值。

4.2.3.6 失灵远跳装置保护功能检验：

1）过电压保护。2）低功率保护。3）过流保护。

4）收信直跳（分别试验二取一、二取二方式）。4.2.4 线路间隔的断路器辅助保护检查

4.2.4.1 线路间隔的断路器辅助保护基本参数核对：

1）保护装置基本参数核对（定值区、通信地址、被保护设备名称）符合要求。2）保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。

3）保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。4）保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。5）打印机参数与装置打印参数设置。6）检查GPS对时是否正确。

7）操作箱跳、合闸回路与断路器跳合闸线圈参数核对（电流启动或保持的数值小于等于跳合闸回路电流数值的50%）。

8）操作箱出口继电器动作值核对涉及直接跳闸的重要回路继电器动作电压在额定直流电源电压的55%-70%，动作功率不低于5W）。

4.2.4.2 线路间隔的断路器辅助保护电源的检查：

1）检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。

2）检查正、负极对地电压；检查工作地与保安地是否相连(要求不连)；检查逆变输出电源对地有电压。

4.2.4.3 线路间隔的断路器辅助保护装置数模转换精度的检查：

装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。4.2.4.4 线路间隔的断路器辅助保护开关量输入的检查：

1）检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。2）保护压板投退的开入符合设计要求。

3）开关位置的开入：对单开关分别使A、B、C相位置动作检查其正确性；对3/2接线要求用把手切换或投退相应压板配合相应断路器位置动作来验证接线的正确性。

4）其他开入量。

4.2.4.5 线路间隔的断路器辅助保护定值校验：

1）1.05倍及0.95倍定值校验。2）操作输入和固化定值。

4.2.4.6 线路间隔的断路器辅助保护功能、回路检验：

1）重合闸。

2）断路器失灵保护。3）死区保护。4）过流保护。

5）失灵启动及出口回路。

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6）三相不一致启动回路。7）重合闸启动回路。8）闭锁重合闸回路。

9）先合、后合相互闭锁回路。

4.2.5 线路间隔的相关告警信号检查：

1）开关本体告警信号（包括气体压力、液压和弹簧未储能、三相不一致、电机就地操作电源消失等，要求检查声光信号正确）。

2）保护异常告警信号（包括保护动作、重合闸动作、保护装置告警信号等，要求检查声光信号正确）。

3）回路异常告警信号（包括控制回路断线、电流互感器和电压互感器回路断线、切换同时动、直流电源消失、操作电源消失等，要求检查声光信号正确）。

4）跳、合闸监视回路。

5）高频或光纤通道告警信号（要求检查声光信号正确）。6）其他信号（要求检查声光信号正确）。4.2.6 线路保护录波信号检查：

1）保护动作或跳闸接点作为启动量。2）重合闸动作接点作为启动量。

3）收信输入（闭锁式纵联保护要录“收信输入”接点，允许式要求发信也录波）。4）高频模拟量。

4.2.7 通道传输装置及回路检查

4.2.7.1 高频保护专用收发信机检查：

1）收发信机发信振荡频率。2）收发信机发信输出功率。

3）收发信机的输出阻抗及输入阻抗的测定。4）检验通道监测回路工作应正常。5）收信机收信灵敏启动性能的检测。6）两侧收发信机通道交换逻辑正确。7）测量通道的传输衰耗、工作衰耗。8）3dB告警检查。

9）检查收信电平，设置衰耗值，检查收信裕度(15～16dB)。4.2.7.2 失灵远跳专用收发信机检查：

1）收发信机发信振荡频率。2）收发信机发信输出功率。

3）收发信机的输出阻抗及输入阻抗的测定。4）检验通道监测回路工作应正常。5）收信机收信灵敏启动性能的检测。

6）模拟本侧失灵出口，检查对侧是否收到远跳命令。7）模拟对侧失灵出口，检查本侧是否收到远跳命令。4.2.7.3 光纤通道光电转换装置检查：

1）本侧电路自环检查保护装置误码及延时和光电转换装置通道指示状况。2）本侧光路自环检查保护装置误码及延时和光电转换装置通道指示状况。

3）恢复至通道正常状态检查保护装置误码及延时和光电转换装置通道指示状况。4）光电转换装置屏内尾纤排列整齐，标志清晰，固定可靠。4.2.7.4 光纤通道调试：

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1）光纤通道可以采用自环的方式检查光纤通道是否完好。

-62）传输延时及误码率检查（光纤通道的误码码率和传输时间进行检查，误码率小于10，两侧的传输延时应接近相等）。

3）传输设备发信光功率，收信灵敏度及通道裕度（对于专用光纤通道应对其发信电平，收信灵敏启动电平进行测试并保证通道的裕度满足要求）。

4）通道远跳信号试验（分别模拟两侧失灵出口，检查对侧是否收到远跳命令）。4.2.7.4 高频保护联调：

1）模拟区内故障（对于闭锁式，高频保护短时发信5ms后停信；对于允许式，高频保护发允许跳闸信号，对侧高频保护在收到允许跳闸信号动作跳闸。要求对侧高频保护投入，断路器在断开位置）。

2）模拟正方向区外故障（对于闭锁式，高频保护短时发信5ms后停信，但由于本侧收到对侧闭锁信号，本侧高频保护不动作；对于允许式高频保护不向对侧发允许跳闸信号，本侧高频保护不动作跳闸。要求对侧高频保护投入，断路器在合闸位置）。

3）模拟反方向故障（对于闭锁式，高频保护发信后不停信，由于两侧收到闭锁信号，两侧高频保护不动作；对于允许式，高频保护不向对侧发允许跳闸信号，本侧高频保护不动作跳闸。要求对侧高频保护投入,断路器在合闸位置）。4.2.7.5 光纤保护联调：

1）通入三相电流（两侧分别加入三相电流，检查本侧和对侧显示误差值应不于5%）。2）区内各种短路故障，保护动作。

3）对于传输远传命令的通道，两侧分别模拟失灵动作，对侧检查是否正确收到命令。4.2.8 线路保护整组试验（带模拟开关）：

1）单相瞬时接地故障（重合闸置于单重位置，同一被保护设备的各套保护装置的电流回路临时串联，相应电压回路并联，分别模拟A、B、C相单相故障，检查各装置在同一故障时的动作情况、跳闸回路和重合闸回路的正确性，要求保护与模拟开关动作情况一致）。

2）单相永久性接地故障（重合闸置于单重位置，同一被保护设备的各套保护装置的电流回路临时串联，相应电压回路并联，任意模拟一次单相永久性接地故障，以检查各装置在同一故障时的动作情况、跳闸回路和重合闸回路的正确性、保护后加速功能正确性。对于3/2接线的开关，重合短延时开关单跳单合后三相跳闸，重合长延时开关单跳后三相跳闸）。

3）两相接地瞬时故障（重合闸置于单重位置，同一被保护设备的各套保护装置的电流回路临时串联，相应电压回路并联，分别模拟两相故障，检查各装置在同一故障时的动作情况、跳闸回路和重合闸回路的正确性、保护三跳回路正确性）。

4）永跳TJR和三跳TJQ动作（对有三跳停信的保护需要检查保护三跳停信）。

5）重合闸启动回路（用两套保护分别带辅助保护和开关，检查保护出口启动重合闸回路是否正确）。

6）闭锁重合闸回路（用手跳和永跳、单重方式时三跳闭锁重合闸等检查重合闸回路是否正确；模拟断路器压力降低锁重合闸，检查其回路正确性）。

7）失灵启动及出口回路（包括保护启动失灵触点、失灵电流判别元件及TJR启动失灵触点检查。用两套保护分别带辅助保护，模拟A、B、C和三相保护动作相应开关失灵，用导通法在失灵保护屏测启动失灵的正确性，以按相检验失灵回路中每个触点、压板接线的正确性）。

8）失灵、母差出口跳本间隔检查（在确保失灵、母差保护屏内回路正确的前提下，打开本间隔开关回路接线，用短接方法检查失灵、母差出口跳本开关回路是否正确。应闭锁重合闸，开放对侧纵联保护）。

9）失灵远跳试验（分别模拟两侧失灵出口，检查对侧是否收到远跳命令就地判别满足 9 甘肃酒泉超高压输变公司

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动作）。

4.2.9 线路保护传动试验：

1）单相瞬时接地故障（重合闸置于单重位置，分别模拟A、B、C相单相故障，检查跳闸回路和重合闸回路的正确性，保护与开关动作一致，信号指示正确）。

2）单相永久性接地故障（重合闸置于单重位置，模拟B相单相永久性接地故障，检查跳闸回路和重合闸回路的正确性，保护与开关动作一致，信号指示正确）。

3）两相接地瞬时故障（重合闸置于单重位置，模拟A、C两相接地瞬时故障，保护与开关动作一致，信号指示正确）。

4）断路器三相不一致保护检查（分别模拟断路器A、B、C三相不一致，保护开入和动作出口回路的正确，信号指示正确）。

5）断路器防跳检查（断路器处于分闸状态，短接跳闸接点，手动合断路器并保持合后状态一段时间，此过程断路器应只合分一次）。4.2.10 线路保护装置投运前检查：

1）打印定值与定值单核对（与定值单要求一致）。

2）恢复所有打开的接线（电流回路应进行紧固，所有临时线拆除，接线恢复到运行状态）。

3）压板以及把手等（测试保护压板上下桩头的电位，检查是否存在回路接点粘合情况, 把手等恢复至运行状态）。

4）打印机（打印机指示正确，打印纸放置良好，打印机防尘盖放置正确）。4.2.11 线路保护带负荷后的向量测试、检查：

1）装置显示及信号指示（装置面板显示模拟量符合系统潮流大小及方向，开关量正确，信号指示无异常）。

2）测量电压、电流的幅值及相位关系，对于电流回路的中性线应进行幅测量(测量中性线不平衡电流，要求与当时系统潮流大小及方向核对）。

3）线路光纤差动保护差流的检查（检查其差流大小是否正常，并记录存档）。

4）高频通道信号复测（测收信和发信电平，观察是否与供电前一致，若不一致，应进行通道裕量和3dB衰耗告警调试）。4.3 变压器保护验收项目

4.3.1 变压器保护相关二次回路检查： 4.3.1.1反措验收

1）保护电源配置情况：两套完整、独立的电气量保护和一套非电气量保护应使用各自独立的电源回路，两套电气量保护的直流电源分别取自不同直流母线段，两套主保护和两组操作电源应一一对应。

2)非电量保护应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。4.3.1.2其它部分验收

1）变压器本体回路检查：

有载、本体重瓦斯投跳闸；轻瓦斯、压力释放、绕组温度高、油温高、冷控失电等根据变压器运行要求投信号或跳闸；

2）各侧断路器防跳跃检查： 各侧断路器分别处于分闸状态，短接跳闸接点，手动合断路器并保持合后状态一段时间，此过程断路器应只合分一次。

3）操作回路闭锁情况检查（断器SF6压力、空气压力/油压降低和弹簧未储能禁止重合闸、闭锁操作等功能，其中闭锁重合闸回路可以和保护装置开入量验收同步进行。由开关专业人员配合，实际模拟空气压力/油压降低，当压力降低至闭锁重合闸时，保护显示”闭锁 10 甘肃酒泉超高压输变公司

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重合闸开入量”变位；当压力降低至闭锁操作时，无法分合开关。上述几种情况信号系统应发相应声光信号）。

4）非电量保护不启动断路器失灵保护 4.3.2 变压器保护装置检查

4.3.2.1 变压器保护装置参数核对：

1）保护装置基本参数核对（定值区、通信地址、被保护设备名称）符合要求。2）保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。

3）保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。4）保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。5）打印机参数与装置打印参数设置。6）检查GPS对时是否正确。

4.3.2.2 变压器保护装置电源的检查：

1）检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内

2）检查正、负对地是否有电压；检查工作地与保安地是否相连(要求不连)；检查逆变输出电源对地是否有电压。

4.3.2.3 变压器保护装置的数模转换精度的检查：

装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。4.3.2.4 变压器保护装置开关量输入的检查：

1）检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。2）保护压板投退的开入符合设计要求。

3）各侧电压闭锁的投入：变位情况应与装置及设计要求一致。

4）非电量保护：非电量保护作用于跳闸的启动功率应大于5W，动作电压在额定电源电压的55%-70%范围内，动作时间为10ms-35ms。4.3.2.5 变压器保护定值校验：

1）1.05倍及0.95倍定值校验。2）操作输入和固化定值。4.3.2.6 变压器保护功能检验：

1）差动保护。

2）高压侧相间方向复压过流。3）中压侧相间方向复压过流。4）低压侧相间方向复压过流。5）零序过流保护。6）间隙零流保护。7）零压保护。8）本体保护。

4.3.3 主变间隔的断路器辅助保护及操作箱检查

4.3.3.1 主变间隔的断路器辅助保护及操作箱基本参数核对：

1）保护装置基本参数核对（定值区、通信地址、被保护设备名称）符合要求。2）保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。

3）保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。4）保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。5）打印机参数与装置打印参数设置。6）检查GPS对时是否正确。

7）操作箱跳、合闸回路与断路器跳合闸线圈参数核对：电流启动或保持的数值小于等 11 甘肃酒泉超高压输变公司

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于跳合闸回路电流数值的50%。

8）操作箱出口继电器动作值核对：涉及直接跳闸的重要回路继电器动作电压在额定直流电源电压的55%-70%,动作功率不低于5W。

4.3.3.2 主变间隔的断路器辅助保护及操作箱电源的检查：

1）检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。

2）检查正、负对地是否有电压；检查工作地与保安地是否相连(要求不连)；检查逆变输出电源对地是否有电压。

4.3.3.3 主变间隔相关断路器的辅助保护装置精度的检查：

装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。4.3.3.4 主变间隔的断路器辅助保护装置开关量输入的检查：

1）检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。2）保护压板投退的开入符合设计要求。

3）开关位置的开入：变位情况应与装置及设计要求一致。4.3.3.5 主变间隔的断路器辅助保护装置定值校验：

1）1.05倍及0.95倍定值校验。2）操作输入和固化定值。

4.3.3.6 主变间隔的断路器辅助保护功能检验：

1）断路器失灵保护。2）死区保护。3）过流保护。

4）失灵启动及出口回路。

5）三相不一致启动回（检验屏内启动回路、开关本体三相不一致保护是否按定值单要求整定）。

4.3.4 变压器间隔相关告警信号：

1）开关本体告警信号（包括气体压力、液压和弹簧未储能、三相不一致、电机就地操作电源消失等，要求检查声光信号正确）。

2）保护异常告警信号（包括保护动作、重合闸动作、保护装置告警信号等，要求检查声光信号正确）。

3）回路异常告警信号（包括控制回路断线、电流互感器和电压互感器回路断线、切换同时动、直流电源消失、操作电源消失等，要求检查声光信号正确）。

4）跳、合闸监视回路。

5）本体保护检查：包括本体瓦斯、有载瓦斯、油温高、风冷全停、释压器、油压速动信号、要求检查声光信号正确。4.3.5 变压器保护录波信号：

1）差动保护跳闸作为启动量。2）后备保护跳闸作为启动量。3）本体保护跳闸作为启动量。

4.3.6 变压器保护整组试验（两套保护时应用电流回路串联、电压回路并联的方法进行）：

1）差动保护：检查比例制动，谐波制动，电流互感器断线闭锁等。2）高压侧后备保护：方向过流保护、复压过流保护等。3）中压侧后备保护：方向过流保护，复压过流保护等。4）低压侧后备保护：方向过流保护，复压过流保护等。5）定时限、反时限零序保护。6）阻抗保护。

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7）间隙零序过压及过流保护。

8）本体非电量保护：非电量保护分别投跳闸和信号，模拟本体与有载的重瓦斯和轻瓦斯、压力释放、冷控失电、油温高等非电量保护动作，观察报文和后台信息；模拟过负荷，观察启动风冷和试验闭锁有载调压。

4.3.7 变压器相关断路器的跳闸、失灵启动和三相不一致保护回路检查： 4.3.7.1 失灵启动回路：

1）保护启动失灵触点、失灵电流判别元件触点及三跳启动失灵启动失灵触点。

2）用两套保护分别带辅助保护、开关，模拟A、B、C和三相保护动作相应开关失灵，用导通法在失灵保护屏测启动失灵的正确性，按相检验失灵回路中每个触点和压板接线的正确性。

3）变压器高压侧断路器失灵保护动作后跳变压器各侧断路器，变压器高压侧失灵动作开入后，应经灵敏的、不需整定的电流元件并带50 ms延时后跳变压器各侧断路器。

4）变压器中压侧断路器失灵保护动作后跳变压器各侧断路器，变压器中压侧失灵动作开入后，应经灵敏的、不需整定的电流元件并带50 ms延时后跳变压器各侧断路器。4.3.7.2 失灵、母差出口跳本间隔检查：

在确保失灵、母差保护屏内回路正确和打开本间隔开关回路接线的情况下用短接的方法检查失灵、母差出口跳本开关回路是否正确，应闭锁重合闸，开放对侧纵联保护。4.3.7.3 三相不一致启动回路检查：

检查启动回路和开关三相不一致保护是否按定值单整定。4.3.7.4 出口跳、合闸回路：

主保护、后备保护出口跳闸各侧断路器和母联断路器回路的正确性 4.3.8 主变保护传动试验（带开关进行）：

1）区内单相瞬时接地故障。

2）模拟高压侧区外两相瞬时故障。3）模拟中压侧区外两相瞬时故障。4）模拟低压侧区外三相瞬时故障。5）模拟重瓦斯、有载瓦斯保护动作.4.3.9 主变保护投运前检查：

1）打印定值与定值单核对（与定值单要求一致）。

2）恢复所有打开的接线（电流回路应进行紧固，所有临时线拆除，接线恢复到运行状态）。

3）压板以及把手等（测试保护压板上下桩头的电位，检查是否存在回路接点粘合情况, 把手等恢复至运行状态）。

4）打印机（打印机指示正确，打印纸放置良好，打印机防尘盖放置正确）。4.3.10 主变保护带负荷向量测试、检查：

1）测量电流差动保护各组电流互感器的相位以及各侧电压，电流的幅值及相位关系。对于电流回路的中性线也应进行幅值测量（测量流过中性线的不平衡电流）: 要求与当时系统潮流大小及方向核对。

2）差动保护的差流测试：检查其大小是否正常，并记录存档。3）方向零序保护及方向过流的方向测试：通过系统潮流方向核对。4.4 母线保护验收项目

4.4.1 母线保护电流、电压回路检查：

1）检查各间隔电流互感器的变比、极性、准确级应正确，应与定值单要求相一致（应特别注意母差保护对母联TA极性的要求）。

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2）检查母线电压闭锁是否正确。4.4.2 母线保护相关二次回路的检查：

1）检查接入母差保护每一间隔的接点与电流二次回路接线的一致性：要求接入母差保护每一间隔的隔离开关接点应能正确反映本间隔一次隔离开关的位置，对间隔的隔离开关与电流二次回路接线的一致性进行检查。

2）隔离开关切换检查：分别切换1G、2G，检查装置切换变位是否一致。3）失灵启动、母差跳闸回路。此项分别在各间隔验收时进行试验。4.4.3 母线保护装置检查

4.4.3.1 母线保护装置参数核对：

1）保护装置基本参数核对（定值区、通信地址、被保护设备名称）符合要求。2）保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。

3）保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。4）保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。5）打印机参数与装置打印参数设置。6）检查GPS对时是否正确。4.4.3.2 母线保护电源的检查：

1）检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。

2）检查正、负对地是否有电压；检查工作地与保安地是否相连(要求不连)；检查逆变输出电源对地是否有电压。

4.4.3.3 母线保护保护装置的数模转换精度的检查：

装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。4.4.3.4 母线保护装置开关量输入的检查：

1）检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。2）保护压板投退的开入符合设计要求。

3）各间隔隔离开关切换触点（包括母联间隔）：应直接操作隔离开关进行检查，并且要结合电流回路进行检查。

4.4.3.5 母线保护定值检查：

1）1.05倍及0.95倍定值校验。2）操作输入和固化定值。4.4.3.6 母线保护功能检验：

1）差动保护：分别模拟母线区内、外故障，并检查母差保护的动作行为及测量保护动作时间。保护动作后应同时跳开接于故障母线上的各断路器。

2）失灵保护启动和母差跳闸：按间隔进行，对于双母线接线，分别模拟接入I、II段母线断路器失灵，失灵保护动作后应先断开母联断路器，后断开相应母线上的各断路器；若母联断路器失灵，应跳开两段母线上的所有断路器。

3）充电保护。4）死区保护。5）过流保护。

4.4.4 母线保护电压切换的检查：能够正常自动切换。4.4.5 母线保护告警信号：

1）保护异常告警信号。2）回路异常告警信号。3）电压异常告警。

4）电流互感器断线告警信号。

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4.4.6 母线保护录波信号：

1）母差动作作为启动量。

2）电压闭锁不要求作为启动量。

4.4.7 母线保护整组传动试验：检查选择故障母线功能的正确性。

1）模拟甲母故障。2）模拟乙母故障。

3）模拟甲母某间隔失灵。4）模拟乙母某间隔失灵。5）模拟母联充电保护动作。4.4.8 母线保护投运前检查：

1）打印定值与定值单核对（与定值单要求一致）。

2）恢复所有打开的接线（电流回路应进行紧固，所有临时线拆除，接线恢复到运行状态）。

3）压板以及把手等（测试保护压板上下桩头的电位，检查是否存在回路接点粘合情况, 把手等恢复至运行状态）。

4）打印机（打印机指示正确，打印纸放置良好，打印机防尘盖放置正确）。4.4.9 母线保护带负荷后向量测试、检查：

1）测量电流差动保护各组电流互感器的幅值及相位关系，对电流回路的中性线也应进行幅值测量（测量流过中性线的不平衡电流）：

要求与当时系统潮流大小及方向核对。

2）母差保护差流测试：检查其大小是否正常，并记录存档。4.5 故障录波器验收项目

4.5.1 故障录波器电流、电压回路检查：

1）检查各输入模拟量的极性是否正确：包括零序电流极性是否正确。2）电压回路检查：检查电压回路接入是否正确。4.5.2 故障录波器装置检查

4.5.2.1 故障录波器装置参数核对：

1）装置基本参数核对（定值区、通信地址、被保护设备名称）符合要求。2）装置交流插件参数与一次设备参数一致。

3）装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。4）打印机参数与装置打印参数设置。5）检查GPS对时是否正确。

4.5.2.2 故障录波器装置电源的检查：

1）检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。

2）检查正、负对地是否有电压；检查工作地与保安地是否相连(要求不连)；检查逆变输出电源对地是否有电压。

4.5.2.3 故障录波器装置的数模转换精度的检查：

装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。4.5.2.4 故障录波器开关量输入的检查：

1）各间隔保护的开关量是否齐全。2）各间隔的开入是否定义正确。4.5.2.5 故障录波器装置定值校验：

1）1.05倍及0.95倍定值校验。2）操作输入和固化定值。

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4.5.3 录波检查及波形分析：

1）开关量启动录波：检查各开关量启动录波是否正确。2）模拟量启动录波：检查各模拟量启动录波是否正确。3）其他量启动录波：检查频率等其他量启动录波是否正确。4）就地波形分析(含后台机)：检查是否能够正常进行分析。5）打印故障波形：检查打印报告是否完整。4.5.4 故障录波器告警信号：

1）装置异常告警信号。2）电压异常告警。

4.5.5 故障录波器投运前检查：

1）打印定值与定值单核对（与定值单要求一致）。

2）恢复所有打开的接线（电流回路应进行紧固，所有临时线拆除，接线恢复到运行状态）。

3）压板以及把手等（测试保护压板上下桩头的电位，检查是否存在回路接点粘合情况, 把手等恢复至运行状态）。

4）打印机（打印机指示正确，打印纸放置良好，打印机防尘盖放置正确）。5 自动化系统、故障信息管理系统验收项目 5.1 故障信息管理系统检查

各种继电保护的动作信息、告警信息、保护状态信息、录播信息及定值信息的传输正确。5.2 测控装置验收项目

5.2.1 测控装置设备连接及防护：

1）设备连接：采取抗干扰措施，装置外壳具备可靠的接地点。2）金属结构件：油漆无脱落。

3）隔离端子：直、交流及控制回路加装隔离端子或隔离片。

4）接地：不设置单独的接地网，接地线与变电站主接地网连接；机箱、机柜及电缆屏蔽层均可靠接地。

5）抗干扰：满足电磁兼容性，具有抗辐射电磁场干扰等功能。6）外壳防护：防止直径12.5mm及以上的固体异物进入。5.2.2 测控装置基本性能：

1）直流模拟量：

模拟量输入总误差不大于0.2%，输入电流信号最大负载阻抗为5V/mA（电流标称值），电压信号最小负载阻抗为200kΩ/V；数模转换总误差不大于0.2%，输出电流信号最大负载阻抗为5V/mA（电流标称值），电压信号最小负载阻抗为200kΩ/V。

2）工频交流模拟量： 输入回路要求：工频交流电量输入回路应有隔离电路，且应有电压互感器和电流互感器回路异常报警；设备上二次电压互感器、电流互感器插件拔插应可靠的保证交流电压输入外回路开路、交流电流输入外回路短路；电压回路要经过熔丝，电流回路要直接与端子牢固连接。功率消耗：工频交流电量每一电流输入回路的功率消耗＜0.75VA，每一电压输入回路的功率消耗≤0.5VA。

3）故障电流：故障电流的总误差≤3%。4）状态量：闭合对应二进制码“1”，断开对应二进制码“0”；输入回路应有电气隔离措施，延迟时间为10ms~100ms。

5）脉冲量：输入回路采用光电隔离；脉宽≥10ms；接口电平为0~24V。6）与通信系统接口：

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远动设备（DTE）和数据电路终端设备（DCE）间物理距离和最大传输速度之间的关系满足：物理距离1000m时，最大传输速度为1kbit/s；物理距离100m时，最大传输速度为10kbit/s；物理距离10m时，最大传输速度为100kbit/s。

7）远动规约：远动规约可采用DL/T 634，变电站内通信规约可采用DL/T 667。8）遥控输出（接点容量）：直流：30V、5A，交流：220V、5A。

9）故障告警及闭锁：发生任何软硬件故障能立即告警，视故障类别闭锁其出口；任何软硬件（元器件）发生一处故障不会导致误出口和误闭锁。

10）双电源检查：I/O测控单元柜采用2路220V 直流电源供电；各装置应具有直流快速小开关，与装置安装在同一面柜上；当在该直流回路中任何一处发生断线或短路时，均发告警信号。

11）PT回路：测控柜PT回路接线良好、极性正确。

12）遥信检查：断路器、隔离开关及接地刀闸具有分、合闸信号。13）连续通电电源影响：

a）连续通电：进行不少于72小时连续稳定的通电测试，考核其稳定性（交直流电压为额定值）。

b）直流电源：电压在80%~110%额定值220V范围内（176V~242V）变化、纹波系数≤5%时，设备能正常工作。

c）交流电源：电压在80%~110%额定值220V范围内（176V~242V）变化、谐波分量≤5%、频率在47.5~52.5Hz间变化时，设备能正常工作。

14）同期系统回路检查：

检查同期系统公共回路接线是否正确，各间隔模拟手动同期合闸。5.3 网络交换机验收项目

5.3.1 通讯线/网线接线检查：

1）安装、排列及标识。2）水晶头、电缆头。3）线束绑扎松紧、形式。4）端部弯圈。

5.3.2 装置功能检查：

1）信息处理：每套通讯管理机应能完整、独立的处理所有信息；两套装置之间不应有任何电气联系，当一套装置退出不应影响另一套装置的正常运行。

2）独立性：每套通讯管理机应配置独立的通信设备（包含交换机、光纤收发器、光缆等），不存在物理连接。

3）运行方式：通讯管理机应采用双机热备用方式。4）采集数据：采集规约及数据正确性检查。5）上传数据：上传规约及数据正确性检查。

6）供电电源：两套通讯装置、交换机的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。

5.4 监控系统软件功能验收项目 5.4.1 应用软件检查

1)应用软件总体要求: 具有实时库、历史库、追忆库管理功能。2)系统维护: 可在线、离线修改数据库信息。

3)数据管理: 按年、月、周、日的电压、电流、有功、无功具有峰、谷值统计等功能。4)双机切换: 双机切换时间≤30s。

5)操作权限: 可设置管理员、监护人、操作人等权限。

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6)控制操作：具有单人、双人监控操作功能。7）报警处理：实现实时报警、历史报警查询功能。8）事件顺序记录SOE：按照事件发生的时间顺序记录。

9）计算及制表：可自定义公式，实现在线计算、制表功能。10）画面：画面清晰，颜色分明，操作有效。5.4.2 数据的采集及传输功能检查 5.4.2.1 数据的采集

1)模拟量：具有有功、无功、电流、电压、温度等采集功能。

2）数字量：具有采集保护、位置、状态、压板信号；事故总、预告信号；保护及综合自动化报文信息等功能。

3）实时数据：智能电子设备IED实时数据（如智能UPS，消防系统，电表等）确认接收端口，查看相应缓冲区报文内容。

4）网络：确认外部网络接收端口，查看相应缓冲区报文内容。

5）辅助设备：其他辅助设备及接口（如大屏幕投影等）检查接口设备与接口服务器数据一致性。

6）循环式规约：循环式规约（如颁布循环远动规约CDT等）上行信息接收与处理正确；下发信息正确；空闲时下发同步字头，同步字可修改，如EB90或者D709。5.4.2.2 传输功能

1）问答式：（如103发送数据，104接收数据等）在通信机界面查看

2）通道缓存：查看收、发缓冲区信息，对报文原码进行实时监视、截取、锁定，检查强制系统数据报文的自动下发。

3）状态监视：监视通信服务器、通道、路径状态及统计通道误码。4）数据监视：正确显示各通道的遥测、遥信、电量。

5）数据变化：从前置机模拟遥信变位、事故、遥测变化、事件顺序记录系统SOE、遥控等功能。

6）事项缓冲：事件顺序记录系统SOE在事项缓冲区正确显示。

7）通道告警：正确产生通道报警事项；对通道及通道数据的各类异常(包括失步、误码高、死数据等)进行分类报警。

8）通道切换：设定时间判别，人工中断主通道，通讯中断后备通道正确接收信息，强制指定主通道。

9）保护措施：通讯接口部分采取防护措施。10）主备切换：自动/人工二种方式。5.4.3 计算、数据处理

1）算术运算：算术运算（可自定义），查看计算公式或用户定义过程工程。2）逻辑运算：逻辑运算（与或非），查看计算量公式。3）条件运算：条件运算（if else），查看用户过程，如将遥信表示的有载调压变压器档位转化为数字量档位。

4）累计计算：电压合格率、超限时间累计计算基于以1分钟为单位的存盘周期平均值统计或基于瞬时存盘值的统计，并在报表中显示。

5）遥信和遥测相关判断：线路开关为分，而其潮流不为0，置遥测可疑标志；条件自动置零(开关分且负荷在零漂范围内，自动置零)。

6）数据存盘：把当前遥测值存入历史数据库。

7）模拟量越限及恢复处理：设置一重或二重越限参数和恢复系数。当系统发生越限或异常时，系统发出区别于系统事故的声光及语音告警，打印越限值记录及相关参数；恢复正 18 甘肃酒泉超高压输变公司

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常后，声光自动解除。

8）遥信人工设置：设置某个遥信为人工设置状态，检查该遥信在画面上的颜色。

9）遥信变位处理：接收并处理正常的变位，根据用户设定的报警类型报警并生成事项。10）报警确认、禁止及恢复：报警有逐项确认和全部确认两种方式，其中全部确认只确认本站的所有报警信息。画面上的所有信息点的报警均由用户通过人机界面人工设置禁止或恢复，禁止后的信息不再启动相关报警，但还应在事项中可以正常记录，配置定时停闪、手动停闪，检查遥信闪烁，并按设置的方式停闪。

11）开关事故判定逻辑：可用事故总信号、保护信号做判断事故依据。

12）事故追忆：模拟事故，启动追忆过程，在值班员界面中查看追忆数据，事故追忆点可为任何实时数据及计算数据，对重要的遥测量记录事故前后若干周期的量值，形成事故追忆表及显示画面，对追忆数据进行事故重演。

13）异常信号分级别处理：模拟异常信号，系统发出不同于事故情况的声光报警，并产生对应事项。

14）多重事故推图：模拟多次事故，系统正确反应事故画面，并伴有相应的声光报警。当多重报警画面叠加时，不完全覆盖原监控画面。5.4.4 控制、图形功能 5.4.4.1 控制功能

1)状态输出控制功能：进行断路器、隔离开关的分/合、电抗器/电容器的投切、有载调压变压器、保护定值的遥控控制。

2）权限：控制权限保护(时限/口令)，设置权限。

3）保护功能：在定时限内如果遥控命令没有执行，将自动撤消这次命令。4）监护操作：双机监护操作设置权限及相应配置。

5）遥控闭锁：设置闭锁、禁止控制或操作标志，该标志可在线修改并自动保存，禁止同一设备的不同操作或不同用户对同一设备的操作，具有防误闭锁功能。

6）

5.4.4.2 图形操作功能

1）画面种类：监控自动化系统结构工况图、通道结构图、潮流图、主机资源图、通道误码率统计表等。

2）画面调用：具有特殊功能键调用、菜单调用、按光敏区显示调用、右键调用功能。3）画面刷新：具有周期性刷新(对周期用户可调)、强制性刷新、特殊电网事件触发刷新功能。

4）画面缩放：界面可进行画面缩放操作。

5）画面移动：界面可进行上、下、左、右移动操作。

6）信息常驻：检查时钟、电网潮流、电压、电流、功率等信息常驻界面。7）历史库界面：允许浏览，维护（增加，删除，修改）等多项操作。8）权限及口令：支持操作员口令、权限功能限制和严格的验证机制。5.4.5 网络、数据库功能 5.4.5.1 网络功能

1)接点配置:：接点任务配置及自启动。2）服务器切换：服务器切换(人工和自动)。

3）运行监视：网络运行模式及接点、进程状态监视，相应故障事项形成日志记录，拒绝执行相关的控制命令。

4）主备切换：双网络主备切换。5.4.5.2 数据库功能

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1）表格：支持表格信息的增加，删除。

2）存储密度：历史数据库存储密度可调(分钟级)。3）监视及报警：硬盘使用率监视及数据库容量报警。4）备份与恢复：数据库的备份与恢复。5）存储、查询：历史事项的存储、查询。

6）历史数据：所有历史数据必须及时保存在硬盘中，达到一定容量时能自动将前面部分转存外设，这些数据均可在线显示、处理，并能拷贝及调用。

7）报警、备份：当硬盘达到一定容量时系统应有声光及事项报警。若数据无法自动转存，则系统应自动覆盖最早的历史数据，并保证历史数据以某种方式进行备份。

8）保存数据：所有历史数据均以递推方式或覆盖方式在线保存一年以上。5.4.6 绘图、报表、打印功能 5.4.6.1 绘图功能

1)操作：图元、区域、文字操作。

2）自定义：自定义图符(可增加删除)。3）一体化：图模一体化。

4）绘制：曲线图、棒图、饼图、潮流图、通道状态图等图形的绘制。5.4.6.2 报表及打印功能

1）报表管理：报表管理（日、月运行报表的制作、显示功能）。2）参数：参数查询（变电站运行参数表等）。

3）查询、打印：按时段、类别、站名可分别查询、打印历史事项。

4）报表类别：具有按年、月、周、日的电压、电流、有功、无功峰、谷值统计等报表。5）最大、最小、平均值：显示、打印任一时间段的最大值、最小值、平均值数值及最大值、最小值的发生时间。

6）实时、历史统计值：显示、打印任一日、月、年的实时统计值、历史统计值及其发生时间。

7）运行、停运的时间及次数：显示、打印任一设备的运行时间、停运时间、停运次数。8）修改、录入：实现对报表数据进行修改的功能，且录入实时或历史数据库，取代原有值参加运算。对历史计算量进行重新计算时，应根据输入的时间，对此时间段内的特定历史计算量进行重新计算，而不影响其它时间段的历史计算量。

9）检索、预览：可从任一接点上检索、预览和使用报表，表格能够自适应各规格纸张，且在纸型更换后无需对报表格式进行调整。

10）打印：支持网络和事项打印。5.4.7 系统基本技术和实时性指标

1)扫描周期：系统对装置扫描周期≤2S 2）故障切换：双机故障切换≤30S 3）CPU负荷：系统中各中央处理单元CPU负荷≤30% 4）状态量变化显示：状态量变化传送到人机工作站显示器显示≤2S 5）遥测量变化显示：遥测量变化传送到人机工作站显示器显示≤3S 6）事故信号显示：电网事故信号传送到人机工作站显示器显示≤2S 7）操作命令传送周期：操作命令传送周期(包括返校时间)≤3S 8）画面调看：显示器画面调看响应时间≤2S 9）数据刷新：显示器画面动态数据刷新时间(可调)≤3S 5.5 监控电源系统 5.5.1 电源屏柜检查

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1）电源屏检查：检查编号、容量等标识

2）备用电源：装置故障时，应能自动切换到备用电源状态，切换时不引起装置复位 5.5.2 逆变电源检查

1）运行指示灯：指示正确

2）直流输入：直流输入电压在80%~120%额定值220V范围内（176V~264V）变化 3）输出电压：输出电压在97%~103%额定电压220V范围内（213.4V~226.6V）变化 4）过负荷能力：带150%额定负荷运行60s，带125%额定负荷运行10min 5）双机检查：逆变电源双机应采用并联方式 5.6 全站对时系统验收项目

1）外观检查：完好无损坏。2）运行指示灯：指示正确。

3）准确度：输出时间与协调世界（UTC）时间实现同步准确。6 站用直流系统验收 6.1 直流屏接线

1）设备屏、柜的固定及接地，应可靠，门与柜之间经截面不小于6 mm2的裸体软导线可靠连接。

2）导线外观，绝缘层完好，无中间接头，排列整齐。3）配线连接（螺接、插接、焊接或压接），应牢固、可靠。4）导线配置符合背面接线图要求。

5）导线端头标志，清晰正确，且不宜脱色。6）用于可动部位的导线为多股软铜线。

7）电缆标牌标识，电缆型号、截面、起始位置清晰正确。8）结束绑扎松紧和形式，松紧适当、匀称，形成一致。9）导线束的固定应牢固、整齐。

10）每个接线端子并接芯线数≤2根。11）备用芯预留长度至最远端子处。

12）导线接引处预留长度，适当，且各线余量一致。13）电气回路连接（螺接、插接、焊接或压接），紧固可靠。14）导线芯线端部弯曲，顺时针方向、且大小合适。15）多股软导线端部处理，加终端附件或搪锡。16）导线端部标志，正确、清晰，不易脱色。17）接地检查： a）二次回路，设有专用螺栓。

b）屏蔽电缆，屏蔽层按设计要求可靠接地。18）裸露部分对地距离，负荷＞63A，应不小于6mm。19）盘、柜及电缆穿孔应作好封堵，封堵平整、美观。6.2 硬母线连接

1）母线应矫正平直，切断面应平整，均匀、无毛刺。2）母线搭接，直线连接63mm、搭接63mm。

3）主母线、分支母线、引下线及设备连接线，对称一致、平衡、竖直、整齐美观。6.3 直流系统反措验收

6.3.1系统配置：330KV及以上电压等级变电站应采用三台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。

6.3.2直流母线，应采用分段运行方式，每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设置连络开关，正常运行时开关处于断开位置。

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6.3.3直流屏内空开、熔断器：

1）当直流断路器与熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级差做适当调整，直流断路器下一级不应再接熔断器。

2）各级熔断器的定值整定，应保证级差的合理配合。

3）上、下级熔体之间（同一系列产品）额定电流值，应保证2～4级级差，电源端选上限，网络末端选下线。

4）为防止事故情况下蓄电池组熔断器无选择性熔断，该熔断器与分熔断器之间，应保证3～4级级差。

5）空气开关采用带脱扣直流空气开关，且空开（熔断器）配置满足级差配置要求。6.3.4馈出网络应采用辐射状供电方式，不应采用环状供电方式。6.4 直流系统微机监控器

1）外壳接地，可靠、牢固。

2）交流、直流参数，应能监视交流、直流输入电压值。

3）量测交流实际输入量，实测值与微机监控器采样值一致（380V±10％）。4）监视蓄电池电压，负荷电流和浮充电的电流、电压。

5）自诊断和显示功能，微机监控器能诊断内部的电路故障和不正常的运行状态，并能发出声光告警且远方信号的显示、监测及报警应正常；恢复正常后，故障自动解除。

6）自动充电功能，控制充电装置自动进行恒流限压→恒压充电→浮充电→进入正常运行状态。

7）定期充电功能，控制充电装置定期自动地对蓄电池组进行均衡充电。8）均、浮充自动、手动转换功能，自动、手动转换工作试验正常。9）充电电流限流功能，应≤I10(10h率放电电流)。

10）电池均、浮充电压设置功能，根据蓄电池说明书及规程要求对蓄电池均、浮充电压进行参数设置。

11）阀控蓄电池温度补充系数设置功能，基准温度为25℃时，每下降（上升）1℃，单体2V阀控蓄电池浮充电压值应提高（下降）（3-5mV）。

12）“三遥”功能，通过“三遥”接口，能了解和控制控制直流电源装置的运行方式。a）遥信内容：直流母线电压过高或过低信号、直流母线接地信号，充电装置故障等信号。

b）遥测内容：直流母线电压及电流值、蓄电池组电压值，充电电流值等参数。c）遥控内容：直流电源装置的开机、停机、充电装置的切换。

13）交流失压及过、欠压告警试验，监控单元显示故障信息、告警且远方信号的显示、监测及报警应正常。

14）控母过、欠压告警试验，监控单元显示故障信息、告警且远方信号的显示、监测及报警应正常。

15）蓄电池电压过、欠压告警试验，监控单元显示故障信息、告警且远方信号的显示、监测及报警应正常。

16）熔断器熔断告警试验，熔断器熔断微机监控器显示故障信号且远方信号的显示、监测及报警应正常。

17）空气开关脱扣告警试验，空气开关脱扣，微机监控器显示故障信号且远方信号的显示、监测及报警应正常。

18）充电模块（通讯）故障告警试验，微机监控器显示故障信号且远方信号的显示、监测及报警应正常。

19）绝缘监测仪（通讯）故障试验，微机监控器显示绝缘监测仪（通讯）故障信号且远 22 甘肃酒泉超高压输变公司

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方信号的显示、监测及报警应正常。6.5 直流充电装置

1）充电模块固定牢固、外壳可靠接地，连接正确。

2）输出线相色，正-赭色、负-蓝色，与母线、蓄电池极性一致。

3）直流母线绝缘电阻应不小于10MΩ；绝缘强度应受工频2KV,耐压1min，应不闪络、不击穿。

4）手动、自动试验交流互投装置准确、可靠。5）柜内各表计，显示数据正确，且有校验合格证。6）恒流充电稳流精度范围，应不大于±（0.5％-1％）。7）恒压充电稳压精度范围，应不大于±（0.1％-0.5％）。8）直流母线纹波系数范围，应不大于（0.2％-0.5％）。9）蓄电池组浮充电压稳定范围：（90％-125％）直流标称电压。10）蓄电池组充电电压稳定范围：（90％-130％）直流标称电压。11）充电模块均流不平衡度：≤±5A。

12）充电模块噪声≤55dB(A)，若装设通风机时应不大于60dB(A).6.6 绝缘检测装置

1）绝缘检测仪固定牢固、外壳可靠接地、连接正确。

2）若装有微机型绝缘监测仪，任何一支路的绝缘状态或接地都能监测、显示和报警。远方信号的显示、监测及报警应正常。

3）母线正负对地电压平衡且无波动现象。6.7 电压调节装置

1）自动、手动，升、降控制母线电压5-7V。2）调节继电器接点，满足直流负荷容量要求。3）连接线缆，满足直流负荷容量要求。6.8 事故照明装置

1）交、直流回路，切换试验正常、无短路。

2）交、直流接触器接点，满足变电站事故时的负荷容量要求。3）馈出开关，满足变电站事故时的负荷容量要求。4）馈出线缆，满足变电站事故时的负荷容量要求。附件（范例）750kV线路保护及二次回路验收细则

1）详细内容见附件。

2）其余间隔参考750kV线路间隔内容编制执行。

第二篇：电气二次系统自查报告

电气二次系统自查报告

根据内蒙古电力集团《转发国家电网华北电力调控分中心关于开展电网二次系统专项检查的通知》，结合我厂电气二次系统实际情况，针对丰镇发电厂#3—#6机组、220KV系统、500KV系统设备运行状况，尤其对涉网设备，安排相关继电保护人员进行全面检查，并针对相关问题制定整改计划，现将自查报告汇报如下：

一． 继电保护运行管理

1.反措管理：我厂国家电网及内蒙电网下发的各项反措文件齐全，所有继电保护装置和安全自动装置满足国调印发的专业检测要求。

2.软件版本管理：我厂所有线路保护、发变组保护软件版本都有台账，所有保护、安全自动装置都升级记录

3.检修管理：现场继电保护设备检验记录、标准化作业指导书、工作记录齐全，并严格执行。现场检查保护作业指导书齐全，但现场工作记录不完整，需要整改。

4.现场运维管理：继电保护及安全自动装置现场运行管理规程齐全，保护日常巡视记录齐全，继电保护与安全自动装置的软、硬投退压板与调控机构一致，定值单与调控机构一致。

二． 继电保护设备管理： 1.设备台账管理：设备台账记录齐全、保护动作、记录异常分析齐全，满足要求。

2.反措文件落实到位，文件齐全，保护年报、月报齐全

三． 安全自动装置：

1.安控装置软件本版管理：齐全

2.安控台账管理：我厂有高周切机1套，分布稳定装置1套。台账齐全。

3.安控系统策略造册与管理;我厂分布稳定作为执行子站，策略造册按执行总站执行，按内蒙网调策略执行，高周切机有定值单执行记录，现场打印与定值单一致。

四． 网源协调管理：

1.重点机组涉网控制系统参数：我厂励磁系统、调速、PSS、一次调频、进相等试验报告齐全，试验项目齐全

2.重点机组涉网保护参数：保护参数、保护定值与系统一致。

五． 厂站自动化设备运行与管理：

1． 厂站自动化设备供电电源和运行环境情况：我厂自动化设备供电电源满足要求，环境、消防设施满足要求。

2． 厂站电力二次系统安全防护：满足要求。3． 并网机组自动化管理：我厂机组AVC满足规定和规程要求，根据电网调度要求投入实际运行。我厂机组AGC满足规定和规程要求。

六． 自动化通道数据网：

1.自动化通信通道：我厂自动化通信通道有2路，双通道可以切换，数据网采用独立的电力专用通信网。

2.调度数据网和电力系统二次防护；调度数据网和电力二次系统加装二次物理隔离，各区域安全。

七． 发现的问题及其解决方案

1、厂内保护装置还未实现同步功能，但网控和各台机组已安装了GPS装置，近期厂家来调试后，就可以完成同步功能。

2、我厂550KV升压站开关失灵重合闸保护有检验超期和超服役情况，但已申请升级改造，费用下来就可以更换。

第三篇：110kv变电站二次系统设计

****大学毕业设计（论文）说明书

摘

要

本论文主要讲述的是110kV变电站继电保护的配置，整定计算。目前，110kV变电站主要是直接向广大用户供应和分配电能，是包括发电、输变电和配电在内的整个电力系统的最终环节。由于电力系统具有发、供、用同时的特点，一旦配电系统发生故障，将造成系统对用户供电的中断，同时也有可能使整个电力系统受到影响，甚至被破坏,造成巨大的经济损失。因此，必须提高110kV配电系统的可靠性，给变电站的设备装设动作可靠、迅速、性能完善的保护，把故障影响限制在最小范围内，保证向用户提供持续的电能。

电力系统继电保护和安全自动装置是电力系统的重要组成部分。它对电力系统安全稳定地运行和对用户的不间断供电起着极为重要的作用，没有继电保护的电力系统是不能运行的。电力系统继电保护的设计与配置是否合理直接影响到电力系统的安全稳定运行。如果设计与配置不当，继电保护将不能正确动作，从而会扩大事故的停电范围。给国民经济带来严重的恶果，有时还可能造成人身和设备安全事故。因此，为了保证110kV变电站的正常运行，必须根据《规程》来设置变电站所需要的保护装置，并根据满足选择性、速动性、灵敏性、可靠性进行整定值，使整个系统的各种继电保护有机协调地布置，正确地发挥作用。

设计共分为六个章节，第二章给出了系统的原始数据并确定了主接线方式；第三章介绍了各种继电保护的原理；第四章为短路计算，确定系统短路时的短路电流；第五章为整定计算，为系统配备的各种继电保护整定出动作值。其中变压器的主保护包括瓦斯保护和纵联差动保护,后备保护包括复合电压启动过电流保护、零序电流保护和过负荷保护。母线配备了母线完全电流差动保护，简单可靠。110kV侧线路配备了三段距离保护，35kV侧配备了三段距离保护和电流速断保护，10kV侧只设置了电流速断保护即可满足要求。关键词：配电系统, 变电站, 电力系统继电保护, 短路电流，整定计算

I ****大学毕业设计（论文）说明书

Abstract

What this text mainly told is system disposition of relay protection of 110kV distribution, calculate whole definitely.At present, 110kV transformer substation to supply the masses of users with and assign the electric energy directly mainly, it is the final links of the whole power system including generate electricity , the power transmission and transformation and distribution.Because the power system takes place, supports, uses the characteristic at the same time , once the distribution system breaks down, the ones that cause the system to supply power to users break down, may make the whole power system influenced at the same time , even destroyed, cause the enormous economic losses.So must improve 110kV distribution dependability of system, apparatus to give transformer substation install movement reliable , rapidly , complete protection of performance, influence the trouble to confine to minimum range, guarantee to offer the lasting electric energy to users.The relay protection of power system and security automatics are important components of the power system.It operates and plays an extremely important role safly in users' incessant power supply steadily in the power system, the power system without relay protection can not run.The peace and steadiness that design and disposition of relay protection of power system influence the power system directly rationally runs.It design and it is the improper since it dispose,relay protection can movements correct,it thus not will expand by power cut range of accident.Bring the serious evil consequence to national economy, may also cause the apparatus incident of personal sum sometimes.So for guarantee 110kV normal running of transformer substation , must follow “ rules ” come , set up protector transformer substation need, and moving , sensitivity , dependability carry on whole definite value according to the alternative of meeting, rapidly, make various relay protection of the whole system fix up organically coordinating , function correctly.Design is divided into six chapters, the system is given in chapter II of the

II ****大学毕业设计（论文）说明书

original data and determine the main wiring;third chapter describes the principles of various relay;fourth chapter short circuit calculations, determine the system's short circuit short circuit current;fifth chapter setting calculation, the system is equipped with a variety of protective relaying action value set.In which the main transformer protection, including gas conservation and differential protection, backup protection, including composite voltage start over-current protection, zero sequence current protection and overload protection.Bus equipped with a bus full current differential protection, simple and reliable.110kV side of the line with three distance relay, 35kV side with three distance relay and Current Protection, 10kV side only set the trip current protection requirements can be met.Keyword: distribution system , transformer substation , power system relay protection, short circuit electric current, complete calculation

III ****大学毕业设计（论文）说明书

目 录 绪论.............................................................1

1.1 继电保护的作用.............................................1 1.2 继电保护系统设计基本要求...................................2 1.3 继电保护装置的组成.........................................3 2 原始数据及主接线介绍.............................................5 2.1 主变压器及线路主要参数.....................................5 2.2 变电站电气主接线简介.......................................7 3 继电保护原理介绍.................................................9 3.1 变压器保护.................................................9 3.1.1 纵联差动保护..........................................9 3.1.2瓦斯保护.............................................13 3.1.3复合电压启动过电流保护...............................14 3.1.4 零序电流保护.........................................15 3.1.5过负荷保护...........................................15 3.2 母线保护..................................................16 3.3 线路保护..................................................17 3.3.1 三段式电流保护.......................................17 3.3.2相间距离保护.........................................20 4 短路电流计算....................................................22 4.1短路计算说明...............................................22 4.2母线短路电流计算...........................................22 4.2.2三相对称短路时的电流计算.............................23 4.2.3不对称短路的电流计算.................................25 4.3线路短路电流计算...........................................27 4.3.1各线路阻抗参数.......................................27 4.3.2 110kV线路短路电流计算...............................27 4.3.3 35kV线路短路电流计算................................29

IV ****大学毕业设计（论文）说明书

4.3.4 10kV线路短路电流计算................................31 5 整定计算........................................................33 5.1线路最大负荷电流计算.......................................33 5.2主变压器保护的整定计算.....................................35 5.2.1纵差动保护整定计算...................................35 5.2.2 复合电压启动过电流保护的整定计算.....................37 5.2.3 过负荷保护的整定计算.................................38 5.3 母线保护的整定计算........................................38 5.4 线路保护的整定计算........................................41 5.4.1 110kV线路保护的整定计算.............................41 5.4.2 35kV线路保护的整定计算..............................43 5.4.3 10kV线路保护整定计算................................47 6 总结............................................................51 致谢..............................................................52 参考文献..........................................................53

V ****大学毕业设计（论文）说明书 绪 论

1.1 继电保护的作用

电力系统在运行中，可能发生各种故障和不正常运行状态，最常见同时也是最危险的故障是发生各种型式的短路。在发生短路时可能产生以下的后果： 1.通过故障点的很大的短路电流和所燃起的电弧，使故障元件损坏； 2.短路电流通过非故障元件，由于发热和电动力的作用，引起它们的损坏或缩短它们的使用寿命；

3.电力系统中部分地区的电压大大降低，破坏用户工作的稳定性或影响工厂产品质量；

4.破坏电力系统并列运行的稳定性，引起系统振动，甚至使整个系统瓦解；

电气元件的正常工作遭到破坏，但没有发生故障，这种情况属于不正常运行状态。例如，因负荷超过电气设备的额定值而引起的电流升高（一般又称过负荷），就是一种最常见的不正常运行状态。由于过负荷，使元件载流部分和绝缘材料的温度不断升高，加速绝缘的老化和损坏，就可能发展成故障。此外，系统中出现功率缺额而引起的频率降低，发电机突然甩负荷而产生的过电压，以及电力系统发生振荡等，都属于不正常运行状态。

故障和不正常运行状态，都可能在电力系统中引起事故。事故，就是指系统或其中一部分的正常工作遭到破坏，并造成对用户少送电或电能质量变坏到不能容许的地步，甚至造成人身伤亡和电气设备的损坏。

系统事故的发生，除了由于自然条件的因素（如遭受雷击等）以外，一般者是由于设备制造上的缺陷、设计和安装的错误、检修质量不高或运行维护不当而引起的。因此，只要充分发挥人的主观能动性，正确地掌握客观规律，加强对设备的维护和检修，就可能大大减少事故发生的机率，把事故消灭在发生之前。

在电力系统中，除应采取各项积极措施消除或减少发生故障的可能性以外，故障一旦发生，必须迅速而有选择性地切除故障元件，这是保证电力系统安全运行的最有效方法之一。切除故障的时间常常要求小到十分之几甚至百分之几秒，实践证明只有装设在每个电气元件上的保护装置才有可能满足这个要求。****大学毕业设计（论文）说明书

这种保护装置直到目前为止，大多是由单个继电器或继电器与其附属设备的组合构成的，故称为继电保护装置。在电力式静态保护装置和数字式保护装置出现以后，虽然继电器已被电力元件计算机所代替，但仍沿用此名称。在电业部门常用继电保护一词泛指继电保护技术式由各种继电保护装置组成的继电保护系统。继电保护装置一词则指各种具体的装置。

继电保护装置，就是指能反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。它的基本任务是： 1.自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其它无故障部分迅速恢复正常运行；

2.反应电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件（例如有无经常值班人员），而动作于发出信号、减负荷或跳闸。此时一般不要求保护迅速动作，而是根据对电力系统及其元件的危害程度规定一定的延时，以免不必要的动作和由于干扰而引起的误动作。

1.2 继电保护系统设计基本要求

电网对继电保护的基本要求是可靠性、选择性、快速性、灵敏性，即通常所说的“四性”，这些要求之间，有的相辅相成、有的相互制约，需要对不同的使用条件分别进行协调。

(l)可靠性：是对继电保护最基本的性能要求，它又可分为可信赖性和安全性2个方面。可信赖性要求继电保护在异常或故障情况下，能准确地完成设计所要求的动作；安全性要求继电保护在非设计所要求动作的所有情况下，能够可靠地不动作。

(2)选择性：是指在对电网影响可能最小的地方，实现断路器的控制操作，以终止故障或电网事故的发展。如对电力设备的继电保护，当电力设备故障时，要求最靠近故障点的断路器动作断开电网的供电电源，即电力设备继电保护的选择性。选择性除了决定于继电保护装置本身的性能外，还要求满足从电源算起，愈靠近故障点，其继电保护装置的故障启动值愈小，动作时间愈短；而对振荡解列装置，则要求当电网失去同步稳定性时，其所动作的断路器断开点，在解列后两侧电网可以各自安全地同步运行，从而终止振荡等。

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(3)快速性：是指继电保护应以允许的可能最快的速度动作于断路器跳闸，以断开故障或终止异常状态的发展。继电保护快速动作可以减轻故障元件的损坏程度，提高线路故障后自动重合闸的成功率，并特别有利于故障后的电力系统同步运行的稳定性。快速切除线路和母线的短路故障，是提高电力系统暂态稳定的最重要手段。

(4)灵敏性：是指继电保护对设计规定要求动作的故障和异常状态能够可靠动作的能力。故障时进入装置的故障量与给定的装置启动值之比，为继电保护的灵敏系数，它是考核继电保护灵敏性的具体指标，在一般的继电保护设计与运行规程中都有具体的规定要求。

1.3 继电保护装置的组成

一般而言，整套继电保护装置由测量元件、逻辑环节和执行输出三部分组 成，如图1.1所示，分述如下。

图1.1继电保护装置的组成

(1)测量比较部分

测量比较部分是测量通过被保护的电气元件的物理参量，并与给定的值进行比较，根据比较的结果，给出“是”、“非”（“0”或“1”）性质的一组逻辑信

****大学毕业设计（论文）说明书

号，从而判断保护装置是否应该启动。

(2)逻辑部分

逻辑部分使保护装置按一定的逻辑关系判断故障的范围和类型，最后确定 是应该使断路器跳闸、发出信号或是不动作及是否延时等，并将对应的指令传给执行输出部分。

(3)执行输出部分

执行输出部分根据逻辑部分传来的指令，最后完成保护装置所担负的任务。如在故障时动作于跳闸；不正常运行时发出信号；而在正常运行时不动作等。

****大学毕业设计（论文）说明书 原始数据及主接线介绍

2.1 主变压器及线路主要参数

1、主变压器参数如下：

型号：SSZ9 31500/110 额定电压：110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/10.5 容量比：100/100/100 参数：Uk1-2%=10.5 Uk1-3%=17.5 Uk2-3%=6.5 接线方式：YN，yd，d11

2、系统示意图及各侧出线参数：

图2.1系统示意图

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表2-1 110kV侧出线参数

线型 Pmax(MW)Pmin(MW)COSΦ L（km）1 LGJ-300 50 40 0.86 50 2 LGJ-300 60 45 0.86 60 3 LGJ-150 55 42 0.86 50 4 LGJ-150 48 35 0.86 40 表2-2 35kV侧出线参数

线型 Pmax(MW)回路数 COSΦ L（km）供电方式 1 LGJ-120 14 1 0.8 12 架空 2 LGJ-120 15 1 0.8 15 架空 3 LGJ-120 27 1 0.85 8 架空 4 LGJ-120 18 1 0.85 6 架空 5 LGJ-120 17 1 0.8 10 架空 6 LGJ-120 25 1 0.85 12 架空 表2-3 10kV侧出线参数

线型 Pmax(MW)回路数 COSΦ L（km）供电方式 1 LGJ-120 5 1 0.8 6 架空 2 LGJ-120 4 1 0.8 4 架空 3 LGJ-120 3 1 0.8 3 架空 4 LGJ-120 8 1 0.8 8 架空 5 LGJ-120 4 1 0.8 7 架空 6 LGJ-120 5 1 0.8 5 架空 7 LGJ-120 7 1 0.8 8 架空 8 LGJ-120 3 1 0.8 9 架空

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2.2 变电站电气主接线简介

电气主接线是由各种电气设备及其接线组成，用以接收和分配电能，是供电系统的重要组成部分。它与电源的回路数，电压等级和负荷的大小、级别以及所用变压器的台数、容量等因素有关。确定变电所的主接线对变电所电器设备的选择，配电装置的布置及运行的可靠性与经济性等都有密切的关系，主接线设计是变电所设计中的重要任务之一。

1、电气主接线设计原则

电气主接线设计时，所遵循的原则：符合设计任务书的要求，符合有关的方针，政策和技术规范，规程；结合具体工程特点，设计出技术经济合理的主接线。根据以上原则于任务书本设计主接线方案应达到以下要求：

一、根据变电所在电力系统中的地位，作用和用户性质，应满足电力负荷，特别是其中一、二及负荷对供电的可靠性要求，保证必要的供点可靠性。

二、主接线应力求接线简单，运行灵活与操作方便。应能适应必要的各种运行方式，便于切换操作和检修，切适应负荷的发展。

三、应符合有关国家标准和技术规范的要求，能充分保证运行，维护和检修的安全和方便，保证人身和设备的安全。

四、在保证以上几项要求的条件下，应尽量使主接线简单，降低投资，节省运行费用。节约电能和有色金属的消耗量。

五、满足扩建的要求。

2、电气主接线方案比较及选择

（1）110kV侧主接线方案

对于仅有两条到四条110 kV出线的变电所，由于110 kV开关站间隔不多，主接线不宜设计得过于复杂，同时各个主变应考虑接在同一条母线上，以减小两台主变同时失去的可能性。故从各个方面综合考虑，单母线接线是一种相对合理的选择。

单母线接线中，主变110 kV侧设开关，各侧有一套断路器，各主变间通过母线连接，以减小两台主变同时跳闸的概率。

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结合本站实际，从接线的可靠性、灵活性、经济性等进行全面比较后，最终采用了单母线分段的接线方案。

（2）35kV侧主接线方案

电压等级为35kV～60kV，出线为4～8回，可采用单母线分段接线。当一段母线发生故障时，分段断路器自动将故障段隔离，保证正常段母线不间断供电，不致使重要用户停电，可提高供电可靠性和灵活性。

经分析35kV侧采用单母线分段接线，既考虑了供电可靠性又考虑了经济性。

（3）10kV侧主接线方案

6～10kV配电装置出线回路数目为6回及以上时，可采用单母线分段接线。

2、主接线的最终确定（1）110kV接线

出线四回，采用单母分段接线。（2）35kV接线

出线六回，采用单母分段接线。（3）10kV接线

出线八回，采用单母分段接线。（4）系统参数（电源）

110KV侧Sn=5210MVA 等值电抗Xd=0.0192

****大学毕业设计（论文）说明书 继电保护原理介绍

3.1 变压器保护

变压器是电力系统普遍使用的重要电气设备。它的安全运行直接关系到电力系统供电和稳定运行，特别是大容量变压器，一旦因故障而损坏造成的损失就更大。因此必须针对变压器的故障和异常工作情况，根据其容量和重要程度，装设动作可靠，性能良好的继电保护装置。一般包括：

1.反映内部短路和油面降低的非电量（气体）保护，又称瓦斯保护。2.反映变压器绕组和引出线的多相短路及绕组匝间短路的纵联差动保护，或电流速断保护。

3.作为变压器外部相间短路和内部短路的后备保护的过电流保护（或带有复合电压起动的过电流保护或负序电流保护或阻抗保护）。

4.反映中性点直接接地系统中外部接地短路的变压器零序电流保护。5.反映大型变压器过励磁的变压器过励磁保护及过电压保护。6.反映变压器过负荷的变压器过负荷（信号）保护。7.反映变压器非全相运行的非全相保护。

3.1.1 纵联差动保护

变压器的纵差动保护主要用来反应变压器绕组及其套管、引出线上的相间短路，同时也可以反应变压器绕组匝间短路及中性点直接接地系统侧绕组、套管、引出线的单相接地短路。

本次设计所采用的变压器型号均为：SSZ9 31500/110对于这种大型变压器而言，它都必需装设单独的变压器差动保护，这是因为变压器差动保护通常采用三侧电流差动，其中高电压侧电流引自高压熔断器处的电流互感器，中低压侧电流分别引自变压器中压侧电流互感器和低压侧电流互感器，这样使差动保护的保护范围为三组电流互感器所限定的区域，从而可以更好地反映这些区域内相间短路，高压侧接地短路以及主变压器绕组匝间短路故障。所以我们用纵联差动保护作为两台变压器的主保护，其接线原理图如图3.1。正常情况下,I'2=I''2即：

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'I1''''n2I1I1nT（变压器变比）

'n1n1n2I1所以这时Ir=0，实际上，由于电流继电器接线方式，变压器励磁电流，变比误差等影响导致不平衡电流的产生，故Ir不等于0，针对不平衡电流产生的原因不同可以采取相应的措施来减小。

尽管纵联差动保护有很多其它保护不具备的优点，但当大型变压器内部产生严重漏油或匝数很少的匝间短路故障以及绕组断线故障时，纵联差动保护不能动作，这时我们还需对变压器装设另外一个主保护——瓦斯保护。

图3.1 纵联差动保护原理示意图

保护的构成：主要由带短路线圈的BCH-2型差动继电器构成； 保护的电流互感器：接至变压器三侧的断路器内侧；

保护装置的保护范围：除了变压器本身外还包括变压器至三侧断路器之间的连线；

保护动作：跳开变压器三侧的断路器；

保护的动作时限：保护装置本身的动作时间（即0秒切除故障）；

变压器纵联差动保护整定原则如下：

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(1)按平均电压（变压器额定电压及变压器最大额定容量）计算各侧二次额定电流，完成主变电流互感器参数、额定电流、平衡系数的计算。1)一次侧额定电流

IN1SN3UN

（3-1）

式中

SN——变压器额定容量。由设计任务书知为40MVA；

UN——变压器各侧额定电压； 2)选择电流互感器变比为

nTACalKjxIN（3-2）

式中

Kjx——为电流互感器接线系数。当三角形接线时，Kjx3；当为星形接线时，Kjx1。

选择标准变比nTAnTACal 3)二次侧额定电流

IN2KjxIN1nTA

（3-3）

式中

Kjx——为电流互感器接线系数。当三角形接线时，Kjx3；当为星形接线时，Kjx1。

(2)计算各侧外部短路时的短路电流值

按短路电流计算方法进行各侧短路电流值的计算(3)计算差动保护的动作电流

按下述条件计算差动保护的动作电流，并选取最大者。

1)按躲过变压器空投时和外部故障切除后电压恢复时变压器产生的励磁涌流计算，即

IdzKkIeb

（3-4）

式中

Idz——保护动作电流；

Ieb——变压器额定电流（折算至基本侧）；

Kk——可靠系数，取1.3。

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2)按躲过外部短路时的最大不平衡电流计算，即

IdzKkIbp

（3-5）

式中

Ibp——不平衡电流；

Kk——可靠系数，取1.3。

3)按躲过电流互感器二次回路断线时计算，即

Idz1.3Ifh.max

（3-6）

式中

Ifh.max——正常运行时变压器的最大负荷电流。当不能确定时，采用变压器额定电流。

计算中，各侧所有的短路电流均应归算到基本侧。这样求出的是基本侧的动作电流计算值（Idz.jb.js）。

选用上述三条件算得的保护动作电流的最大值作为计算值。(4)基本侧继电器线圈匝数计算

三绕组变压器基本侧直接接差动线圈，其余两侧接相应的平衡绕圈。基本侧继电器动作电流计算为

Idzj.jb.js(Idzj.bh.jb.jsKjx)/nLH.jb

（3-7）

式中

Idzj.jb.js——基本侧继电器动作电流计算值；

Idz.jb.js——基本侧保护动作计算值；

nLH.jb——基本侧电流互感器变比；

Kjx——电流互感器的接线系数。基本侧继电器线圈匝数（差动线圈匝数）计算为

Wg.jb.jsWcd.jsAW0Idzj.jb.js60Idzj.jb.js

（3-8）

式中

AW0——继电器的动作安匝，一般可用实测值。若无此值，可采用额定值，即AW060；

Wcd.js——差动线圈匝数计算值（直接接基本侧）。接继电器线圈实有抽头，选用较计算值小而相近的抽头匝数，作为差动线圈的整定匝数（Wcd.z）。

基本侧实际的继电器动作电流计算为

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Idzj.jbAW0

（3-9）Wcd.z

保护的实际动作电流计算

Idz.jbIdzj.jbnLH

（3-10）Kjx式中

nLH——电流互感器变比；

Kjx——为电流互感器接线系数。当三角形接线时，Kjx3；当为星形接线时，Kjx1。

(5)保护灵敏度计算，即

KlmKconIk.min

2（3-11）

Iop.b式中

Ik.min——变压器内部故障时，归算至基本侧总的最小短路电流；若为单电源变压器，应为归算至电源侧的最小短路电流；

Kcon——接线系数；

Iop.b——基本侧保护一次动作电流；若为单侧电源变压器，应为电源侧保护一次动作电流。

3.1.2瓦斯保护

瓦斯保护主要用来保护变压器的内部故障，它由于一方面简单，灵敏，经济；另一方面动作速度慢，且仅能反映变压器油箱内部故障，就注定了它只有与差动保护配合使用才能做到优势互补，共同构成变压器的主保护。(1)瓦斯保护的工作原理：

瓦斯保护的测量元件是瓦斯继电器。瓦斯继电器安装于变压器油箱和油枕的通道上，当变压器内部故障时，故障点的局部温度将使变压器油温上升，体积膨胀，甚至出现沸腾，有热空气被排出而形成上升气流，在故障点产生电弧，则变压器油和绝缘材料将分解出大量气体，这些气体自油箱流向油枕上部，故障程度越严重，产生的气体越多，流向油枕的气流速度越快，甚至气流中还夹杂着变压器油，利用上述气体来实现的保护装置叫瓦斯保护。

为了便于气体顺利通过瓦斯继电器，在安装时应使变压器油箱顶盖及连接

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管与水平面稍有倾斜。

当变压器内部发生轻微故障时，有轻瓦斯产生，瓦斯继电器KG的上触点闭合，作用于预告信号；当发生严重故障时，重瓦斯冲出，瓦斯继电器的下触点闭合，经中间继电器KC作用于信号继电器KS，发出警报信号，同时断路器跳闸。瓦斯继电器的下触点闭合，也可利用切换片XB切换位置，只给出报警信号。(2)瓦斯保护的整定：

瓦斯保护有重瓦斯和轻瓦斯之分，它们装设于油箱与油枕之间的连接导管上。其中轻瓦斯按气体容积进行整定，整定范围为：250～300cm3,一般整定在250cm3。重瓦斯按油流速度进行整定，整定范围为：0.6～1.5m/s,一般整定在1m/s。瓦斯保护原理如图3.2所示。

图3.2 瓦斯保护原理示意图

3.1.3复合电压启动过电流保护

当灵敏度不满足要求时宜采用复合电压起动的过电流保护（1）安装在高压侧的过电流保护： 保护的构成：主要由电流继电器组成；

保护装置的作用：作为变压器本身主保护的后备以及相邻元件的后备； 保护的电流互感器：安装在变压器高压侧；

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保护的动作时限：

第一段时限使中压侧断路器跳开（即0.5秒切除故障）； 第二段时限使变压器三侧的断路器跳开（即1秒切除故障）；

保护构成：主要由电流继电器、低电压继电器和负序电压继电器组成； 保护装置的作用：作为变压器本身主保护的后备以及相邻元件的后备；（2）安装在高压侧复合电压起动电流保护：

保护的电流互感器：安装在变压器高压侧；

保护的电压互感器：安装在变压器中压侧；

保护的动作时限：

第一段时限使中压侧断路器跳开（即0.5秒切除故障）； 第二段时限使变压器三侧的断路器跳开（即1秒切除故障）

3.1.4 零序电流保护

在中性点直接接地系统中，接地短路是常见的故障形式，所以处于该系统中的变压器要装设接地（零序）保护，以反映变压器高压绕组、引出线上的接地短路，并作为变压器主保护和相邻母线、线路接地保护的后备保护。

对降压变压器，如果中、低压侧没有电源（无发电机）时，即使中性点接地运行，其中性点的零序电流保护也没必要运行。

3.1.5过负荷保护

为防御变压器差动保护范围外的相间短路引起变压器过流，应装设变压器过流保护，如果变压器过负荷时间过长将引起变压器过电流，势必影响绕组绝缘的寿命，因此还应加装过负荷保护。

保护构成：主要由电流继电器组成； 保护的电流互感器：安装在变压器高压侧上；

保护装置的作用：作为变压器本身主保护的后备以及相邻元件的后备； 保护动作：发出变压器过负荷信号；

保护的动作时限：比变压器复合电压起过电流保护的动作时限大0.5秒（即1秒）；

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3.2 母线保护

母线故障是电气设备最严重的故障之一，它将使连接于故障母线上的所有设备被迫停电。当未装设专用的母线保护时，如果母线故障,只能依靠相邻元件保护的后备作用切除故障，这将延长故障切除时间,并且往往会扩大停电范围,对高压电网安全运行不利，因此在35~500KV的发电厂或变电所母线上，应装设专用的母线保护装置。

由设计的已知条件可知,110kV母线均是采用单母线接线,对于单母线我们可以采用母线完全电流差动保护。

母线完全差动保护的原理接线图如图3.5所示,和其它元件的差动保护一样,也是按环流法的原理构成。在母线的所有连接元件上必须装设专用的电流互感器,而且这些电流互感器的变比和特性完全相同,并将所有电流互感器的二次绕组在母线侧的端子互相连接,在外侧的端子也互相连接,差动继电器则接于两连接线之间,差动电流继电器中流过的电流是所有电流互感器二次电流的相量和。这样,在一次侧电流总和为零时,在理想的情况下,二次侧电流的总和也为零。此图为母线外部K点短路的电流分布图,设电流流进母线的方向为正方向。图中线路I,II接于系统电源,而线路III则接于负载。

图3.4 母线完全电流差动保护的原理接线图

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3.3 线路保护

3.3.1 三段式电流保护

(1)瞬时（无时限）电流速断保护 1)整定计算

瞬时电流速断保护（又称第Ⅰ段电流保护）它是反映电流升高,不带时限动作的一种电流保护。

在单侧电源辐射形电网各线路的始端装设有瞬时电流速断保护。当系统电源电势一定，线路上任一点发生短路故障时，短路电流的大小与短路点至电源之间的电抗（忽略电阻）及短路类型有关，三相短路和两相短路时，流过保护安装地点的短路电流为

Ik3Es（3-12）

XsX1lEs3（3-13）2XsX1lIk2式中 Es——系统等效电源相电势；

Xs——系统等效电源到保护安装处之间的电抗；

X1——线路单位公里长度的正序电抗；

l——短路点至保护安装处的距离，km。

电流速断保护的动作电流可按大于本线路末端短路时流过保护安装处的最大短路电流来整定，即

11IopK1relIkB.max（3-14）

1式中 Iop又称一次动1——保护装置Ⅰ段瞬时电流速断保护的动作电流，作电流；

1Krel——可靠系数，考虑到继电器的整定误差、短路电流计算误差和非周期分量的影响等而引入的大于1的系数，一般取1.2~1.3;IkB.max——被保护线路末端B母线上三相短路时流过保护安装处的最大短路电流，一般取次暂态短路电流周期分量的有效值。2)灵敏系数的校验

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瞬时电流速断保护的灵敏系数，是用其最小保护范围来衡量的，规程规定，最小保护范围lmin不应小于线路全长的15%~20%。

由上得最小保护长度

lmin1Es(1Xs.max)（3-15）X1Iop1式中 Xs.max——系统最小运行方式下，最大等值电抗，；

X1——输电线路单位公里正序电抗，/km。同理，最大保护长度

lmaxE1(1sXs.min)X1Iop1（3-16）

式中 Xs.min——系统最大运行方式下，最小等值电抗，；

通常规定，最大保护范围lmax50%l（l为被保护线路长度），最小保护范围lmin(15%~20%)l时，才能装设瞬时电流速断保护。(2)限时电流速断保护

由于瞬时电流速断保护不能保护线路全长，因此可增加一段带时限的电流速断保护（又称第Ⅱ段电流保护）。用以保护瞬时电流速断保护保护不到的那段线路，因此，要求限时电流速断保护应能保护线路全长。1)整定计算

限时电流速断保护的动作电流IⅡop1应大于相邻支路的瞬时电流速断保护的ⅡⅠ动作电流IⅠop2，即Iop1Iop2，写成等式为

ⅡⅠIⅡKop1relIop2（3-17）

式中 KⅡrel——配合系数，因考虑短路电流非周期分量已经衰减，一般取1.1~1.2。

2)灵敏系数的校验

其计算公式为

KsenIk.min（3-18）ⅡIop 18 ****大学毕业设计（论文）说明书

式中 Ik.min——在被保护线路末端短路时，流过保护安装处的最小短路电流；

IⅡop——被保护线路的限时电流速断保护的动作电流。规程规定，Ksen1.3~1.5。3)时限整定

Ⅱ为了保证选择性，保护1的限时电流速断保护的动作时限t1，还要与保护2的瞬时电流速断保护、保护3的差动保护（或瞬时电流速断保护）动作时限tⅠ

2、tⅠ3相配合，即

Ⅱt1tⅠ2t Ⅱt1tⅠ3t

式中 t——时限级差。

对于不同型式的断路器及保护装置，t在0.3~0.6s范围内。

(3)定时限过电流保护 1)整定计算

定时限过电流保护动作电流整定一般应按以下两个原则来确定： A.在被保护线路通过最大正常负荷电流时，保护装置不应动作，即

ⅢIop1IL.max（3-19）

B.为保证在相邻线路上的短路故障切除后，保护能可靠地返回，保护装置的返回电流Ire应大于外部短路故障切除后流过保护装置的最大自起动电流Is.max，即

IreIs.max（3-20）

根据第B条件，过电流保护的整定式为

Iop1ⅢⅢKrelKssIL.max

（3-21）

KreⅢ式中 Krel——可靠系数，取1.15~1.25；

Kss——负荷自起动系数，由电网电压及负荷性质所决定，取2~5；

Kre——返回系数，与保护类型有关。电流继电器的返回系数一般取0.85~0.95；

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IL.max——最大负荷电流。2)灵敏系数的校验

其计算公式为

KsenIk.min（3-22）ⅢIop当过电流保护作为本线路主保护的近后备保护时，Ik.min应采用最小运行方式下，本线路末端两相短路的短路电流来进行校验，要求Ksen1.3~1.5；当过电流保护作为相邻线路的远后备保护时，Ik.min应采用最小运行方式下，相邻线 路末端两相短路时的短路电流来进行校验，要求Ksen1.2；作为y,d连接的变压器远后备保护时，短路类型应根据过电流保护接线而定。3)时限整定

为了保证选择性，过电流保护的动作时限按阶梯原则进行整定，这个原则是从用户到电源的各保护装置的动作时限逐级增加一个t。

在一般情况下，对于线路Ln的定时限过电流保护动作时限整定的一般表达式为

tnt(n1).maxt（3-23）

式中 tn——线路Ln过电流保护的动作时间，s；

t(n1).max——由线路Ln供电的母线上所接的线路、变压器的过电流保护最长动作时间，s。

3.3.2相间距离保护

电流保护的主要优点是简单，可靠，经济，但它的灵敏性受系统运行方式变化的影响较大，特别是在重负荷，长距离，电压等级高的复杂网络中，很难满足选择性，灵敏性以及快速切除故障的要求，为此，必须采用性能完善的保护装置，因而就引入了“距离保护”。

距离保护是反馈故障点至保护安装点之间的距离或阻抗，并根据距离的远近而确定动作时间的一种保护装置。该装置的主要元件为距离或阻抗继电器，它可根据其端子所加的电压和电流侧知保护安装处至短路点之间的阻抗值，此

****大学毕业设计（论文）说明书

阻抗称为阻抗继电器的测量阻抗。其主要特点是：短路点距离保护安装点越近，其测量阻抗越小；相反地，短路点距离保护安装点越远，其测量阻抗越大，动作时间就越长。这样就可保证有选择地切除故障线路，如图5.6所示，K点短路时，保护1的测量阻抗是Zk，保护2的测量阻抗是（ZAB+ZK）。由于保护1距离短路点较近，而保护2距离短路点较远，所以，保护1的动作时间就比保护2的 短。这样故障就由保护1动作切除，不会引起保护2的误动作。这种选择性的配合是靠适当的选择各保护的整定阻抗值和动作时限来完成的。

图3.6 距离保护的基本原理

****大学毕业设计（论文）说明书 短路电流计算

4.1短路计算说明

短路计算是电力系统设计，设备选择，继电保护设计，整定的依据，是解决一系列问题的基本计算。一般包括发生短路时的系统的运行方式及短路类型和短路点等条件。在实用计算中，采取一些简化假设：

1、所有电源电势等电位。

2、不记磁路饱和，忽略线路电容、电阻。

3、把负荷当作恒定电抗。

4、电力系统均为金属性短路。

4.2母线短路电流计算

4.2.1主变标幺值参数计算（取SB=100MVA，UB=UAV，SN=31.5MVA）

Uk1%11(Uk(13)%Uk(12)%Uk(23)%)(17.510.56.5)10.75 2211Uk2%(Uk(12)%Uk(23)%Uk(13)%)(10.56.517.5)0.25(4-1)

2211Uk3%(Uk(13)%Uk(23)%Uk(12)%)(17.56.510.5)6.75

22得XT1Uk1%SB10.751000.34 100STN10031.5Uk2%SB0.251000.008(近似为0)（4-2）100STN10031.5Uk3%SB6.751000.21 100STN10031.5XT2XT3

****大学毕业设计（论文）说明书

系统等值阻抗图：

图4.1 系统等值阻抗图

4.2.2三相对称短路时的电流计算

基准值的选择，取SB=100MVA，Ud1=115kV,Ud2=37kV,Ud3=10.5kV

最大运行方式下：

d1(3)时有

Xd1 =x1=0.0192

(3)Id1SB1

图4.2短路等值阻抗图

0.01923Ud1=26.15(kA)

(3)d2时有

1Xd2 =x1+x2

2=0.0192+0.17

=0.1892

图4.3短路等值阻抗图

****大学毕业设计（论文）说明书

I(3)1d2SB0.18923U d=8.25(kA)d(3)3时有

Xd3 =(x1+112x2)+ 2x3

=(0.0192+0.17)+0.105 =0.2942 I(3)1SBd30.29423U

d3=18.69(kA)

最小运行方式下：

d(3)1时有

Xd1 =x1=0.0192 I(3)d110.0192SB3U

d1=26.15(kA)d(3)2时有

Xd2 =x1+x2

=0.0192+0.34

=0.3592

I(3)1d2SB0.35923U d2

图4.4短路等值阻抗图

图4.5短路等值阻抗图

图4.6短路等值阻抗图

****大学毕业设计（论文）说明书

=4.34(kA)

d3时有(3)Xd3 =x1+x2+x3

=0.0192+0.34+0.21

=0.5692(3)Id3SB

10.56923Ud3=9.66(kA)

图4.7短路等值阻抗图

4.2.3不对称短路的电流计算

电力系统中的短路故障大多数是不对称的。为了保证电力系统和各种电气设备的安全运行，需进行各种不对称故障的分析和计算。发生不对称短路时，电力系统的三相电流和电压是不平衡的。因此，不能采用计算三相短路电流的算法进行分相计算。一般求解不对称故障问题常用的方法是对称分量法。在用对称分量发分析和计算系统短路时，所采用的参数是电力系统各元件的相序参数。一般在线性电路中可以应用叠加原理，得到不对称分量分别按对称三相电路求解，然后将结果叠加起来，得到不对称三相电路的解，用于后面的继电保护灵敏度的校验。最大运行方式下

零序网如右图所示

X1Xd10.0192 Xd03X1//(X2X3)

=0.0576∥0.55

=0.052 d1(1)时有

图4.8零序阻抗图

****大学毕业设计（论文）说明书

3If0SB3E

（4-3）

2x1Xd03Ud11003115 =33.19=16.66(kA)d1(1.1)时有

3If0SB3E10024.3512.22(kA)x12Xd03Ud13115最小运行方式下由于零序阻抗值基本不变化,所以所有数据与最大运行方式下近似相等。

由课本可知，当系统为无限大系统或距短路点很远时，此时的两相短路电流可采用实用计算方法。本系统电源的容量为5210MVA,为了减少计算量可以近似按无限大系统是计算。

即：

(2)Id 3(3)Id

（4-4）

2最大运行方式下：

d1(2)时有

(2)Id13(3)Id122.65(kA)2最小运行方式下：

d1(2)时有

(2)Id13(3)Id122.65(kA)2

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4.3线路短路电流计算

4.3.1各线路阻抗参数

查手册得：LGJ-300型线路x00.404(Ω)/km LGJ-150型线路x00.425(Ω)/km LGJ-120型线路x00.435(Ω)/km 实际计算阻抗有名值为：xx0l(Ω)（4-5）表4-1 各侧阻抗计算值(Ω)L-1 L-2 L-3 L-4 L-5 L-6 L-7 L-8 110KV 20.2 24.24 21.25 17 35KV 5.22 6.525 3.48 2.61 4.35 5.22 10KV 2.61 1.74 1.305 3.48 3.045 2.175 3.48 3.915 标幺值计算为：x*xSB；（4-6）2UB表4-2 各侧阻抗标幺值

L-1 L-2 L-3 L-4 L-5 L-6 L-7 L-8

110KV 0.15 0.18 0.16 0.13 35KV 0.38 0.48 0.25 0.19 0.32 0.38 10KV 2.37 1.58 1.18 3.16 2.76 1.97 3.16 3.55

4.3.2 110kV线路短路电流计算

最大运行方式下

发生d(3)时Id1SB计算数值如下： Xd1xL3Ud1L-1 Id11003.14(kA)0.01920.153115 27 ****大学毕业设计（论文）说明书

L-2 Id11002.52(kA)0.01920.18311511002.80(kA)

0.01920.16311511003.36(kA)0.01920.133115SB3E

2x1x03Ud1L-3 IdL-4 Id发生d(1)时x1Xd1xL;x0Xd03xL;3If0计算数值如下：

L-1 x10.01920.150.1692

x00.0520.450.502 3If031001.79(kA)0.84043115L-2 x10.0192+0.18=0.1992 x00.052+0.54=0.592 3If031001.52(kA)0.99043115L-3 x10.0192+0.16=0.1792 x00.052+0.48=0.532 3If031001.22(kA)0.89043115L-4 x10.0192+0.13=0.1492 x00.052+0.39=0.442 3If031002.03(kA)0.74043115 28 ****大学毕业设计（论文）说明书

发生d(1.1)时

x1Xd1xL;x0Xd03xL;3If0计算数值如下：

L-1 x10.01920.150.1692

x00.0520.450.502 3If0SB3E

x12x03Ud131001.28(kA)1.17323115L-2 x10.0192+0.18=0.1992 x00.052+0.54=0.592

3If031001.09(kA)1.38323115L-3 x10.0192+0.16=0.1792 x00.052+0.48=0.532 3If031001.21(kA)1.24323115L-4 x10.0192+0.13=0.1492 x00.052+0.39=0.442 3If031001.46(kA)1.03323115最小运行方式下由于变压器等效阻抗值变化不大,所以所有数据与最大运行方式下近似相等

4.3.3 35kV线路短路电流计算

最大运行方式下发生d(3)时IdSB1 计算数值如下：

Xd2xL3Ud2 29 ****大学毕业设计（论文）说明书

L-1 I1d0.18920.381003372.74(kA)L-2 I1d0.18920.481003372.33(kA)

L-3 I1d0.18920.251003373.55(kA)L-4 I1d0.18920.191003374.11(kA)

L-5 I1d0.18920.321003373.06(kA)

L-6 I1d0.18920.381003372.74(kA)

最小运行方式下发生d(3)时I1SBdXd2xL3Ud2L-1 Id10.35920.381003372.11(kA)

L-2 I1d0.35920.481003371.86(kA)

L-3 I1d0.35920.251003372.56(kA)

L-4 I1d0.35920.191003372.84(kA)L-5 I1d0.35920.321003372.30(kA)L-6 I1d0.35920.381003372.11(kA)

计算数值如下：

****大学毕业设计（论文）说明书

4.3.4 10kV线路短路电流计算

最大运行方式下发生d(3)时IdSB1 计算数值如下： Xd3xL3Ud3L-1 I1d0.29422.37100310.52.06(kA)L-2 I1d0.29421.58100310.52.93(kA)

L-3 I1d0.29421.18100310.53.73(kA)L-4 I1d0.29423.16100310.51.59(kA)L-5 I1d0.29422.76100310.51.80(kA)

L-6 I1d0.29421.97100310.52.43(kA)

L-7 I1d0.29423.16100310.51.59(kA)

L-8 I1d0.29423.55100310.51.43(kA)

最小运行方式下发生d(3)时I1SBdXd3xL3Ud3L-1 I1d0.56922.37100310.51.87(kA)L-2 I1d0.56921.58100310.52.56(kA)

计算数值如下：

****大学毕业设计（论文）说明书

L-3 Id11003.73(kA)0.56921.18310.511003.14(kA)

0.56923.16310.511001.65(kA)

0.56922.76310.511002.17(kA)0.56921.97310.511003.14(kA)0.56923.16310.511001.33(kA)0.56923.55310.5 L-4 IdL-5 IdL-6 IdL-7 IdL-8 Id

****大学毕业设计（论文）说明书 整定计算

5.1线路最大负荷电流计算

IL.max由前面线路参数表可计算如下： 1、110KV侧线路 L-1 IL.maxPmax（5-1）

3UNcos5031150.866031150.860.29kA 0.35kA L-2 IL.maxL-3 IL.max5531150.864831150.860.32kA 0.28kA L-4 IL.max2、35KV侧线路 L-1 IL.max143370.80.27kA

L-2 IL.max153370.8273370.850.29kA

0.49kA L-3 IL.maxL-4 IL.max183370.850.33kA

L-5 IL.max173370.80.33kA

****大学毕业设计（论文）说明书

L-6 IL.max3、10KV侧线路 L-1 IL.max253370.850.46kA

5310.50.84310.50.80.34kA

L-2 IL.max0.27kA

L-3 IL.max3310.50.88310.50.84310.50.85310.50.87310.50.80.21kA 0.55kA 0.27kA 0.34kA L-4 IL.maxL-5 IL.maxL-6 IL.maxL-7 IL.max0.48kA

L-8 IL.max3310.50.80.21kA

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5.2主变压器保护的整定计算

5.2.1纵差动保护整定计算

一、计算变压器各侧一次电流，选择电流互感器的变比，确定各侧二次额定电流：

表5-1

变压器相关参数计算

名称

各侧数值

额定电压(kV)

115

10.5

额定电流(A)31.51033115158.131.5103337491.5

31.5103310.51732.1

电流互感器 Y

Y

D 接线方式

电流互感器

158.1/5

491.5/5

31732.1/5 计算变比

选用电流互 200/5

500/5

3000/5 感器变比

二次额定电 158.1/40=3.95

491.5/100=4.915

3000/600=5 流（A）

10.5kV侧的二次额定电流最大，所以选取该侧为保护的基本侧。

二、确定保护的一次动作电流：

1、按躲开变压器的励磁涌流整定：

IdzKkIe.B

（Kk取1.5）

（5-2）

=1.5×1732.1

=2598.15（A）

2、器外部三相短路时的最大不平衡电流来整定

(3)IdzKk(KfzqKtxfwcUfza)Id（Kk取1.3）（5-3）.max

= 1.3(1.0×1×0.1 + 0.1+ 0.05)×3.73×1000

****大学毕业设计（论文）说明书

=994(A)其中Ktx为电流互感器同型系数，型号相同时取0.5，型号不同时取1，这

Kfzq为非周期分量引起的误差，里为避免以后更换设备的方便故取1；取1；fza(3)建议采用中间值0.05；U取0.1；Id.max为变压器外部最大运行方式下的三相短路电流。

3、按躲开电流互感器二次回路断线时变压器的最大负荷电流整定：

LdzKkIth.max

（Kk取1.3）

= 1.3×1732.1 = 2251.7(A)

三、确定保护的二次动作电流：

1、基本侧差动继电器的动作电流为：

Idzdz.j.jbkjxIn

32598.15300507.5(A)

2、基本侧差动线圈工匝数为：（AW0为60）

WAW0cd.jb.zI

dzjjb

607.58

选用的差动线圈匝数为8匝

四、差动保护的实际动作电流：

1、差动保护的实际二次动作电流：

IAW0dz.j.jbW607.5(A)

cdjbz8

∴ 差动保护实际一次动作电流为：

5-4）

5-5）

5-6）（（（****大学毕业设计（论文）说明书

Idz.jbIdzjjbnLKjx7.53000

3（5-7）

52598.2(A)

五、动作时限：0秒

六、灵敏度校验：

Id.min为实际可能的方式下在差动保护范围内发生两相短路时总的最小短路电流；

Id.min是在系统最小运行方式下两台变压器并联运行时低压侧两相短路取得；接线系数Kjx取2

kjxId.minIdz.j.jbnL.jb239.66100023.722（满足要求）

（5-8）7.530005Ksen5.2.2 复合电压启动过电流保护的整定计算

过电流元件动作值Iop按躲开站变额定电流IN.st整定,即: Iop110kV侧：krelIN.st（5-9）kre 1.1531500214(A)0.853115 其中krel可靠系数,一般为1.15～1.25,这里取1.15, kre是返回系数,这里取0.85 运行方式下线路末端的两相短路电流对保护装置进行灵敏度的校验。

3(3)3Id.min1.331000225.41.3，满足要求。（5-10）

IOP213Ksen 37 ****大学毕业设计（论文）说明书

35kV侧：Iopkrel1.1531500IN.st665（A）kre0.85337取最小运行方式下线路末端的两相短路电流对保护装置进行灵敏度的校验。

3(3)3Id.min1.331000221.731.3，满足要求

IOP665krel1.1531500IN.st2343（A）kre0.85310.5Ksen10kV侧:Iop取最小运行方式下线路末端的两相短路电流对保护装置进行灵敏度的校验。

3(3)3Id.min1.331000220.51.3，不满足要求 IOP2343Ksen最终整定电流取最小值即110KV侧的整定结果。保护动作时限为0.5秒。

5.2.3 过负荷保护的整定计算

取可靠系数Krel为1.05,返回系数Kres为0.85,IN为保护安装侧变压器的额定电流。因是单侧电源三绕组降压变压器且三侧绕组容量相同，则过负荷保护装在电源侧（即110KV侧）。

按躲开变压器额定电流来整定：

IdzKk1.0531.5103IN195.35(A)Kh0.853115动作时限：比降压变压器复合电压起动的过电流保护的动作时限大0.5秒，即0.5+0.5=1秒。

5.3 母线保护的整定计算

根据本设计的实际情况，决定采用完全电流差动母线保护对变电站的母线进行保护。

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所用设备差动继电器的动作电流按下述两个原则整定，并取其中的较大者为整定值。

（1）躲过外部故障时的最大不平衡电流。其动作电流按下式计算

Iop，KKrelIdsp.maxKrel0.1Ik..max/nTA（5-11）式中：Krel为可靠系数，取为1.3；

Ik..max为在母线范围外任一连接元件上短路时，流过差动保护电流互感器的最大短路电流；

nTA为母线保护用电流互感器的变比。110kV母线： Iop，KKrel0.1Ik..max/nTA

=1.30.1361000/40

=10.92（A）

35kV母线：

Iop，KKrel0.1Ik..max/nTA

=1.30.14.111000/100

=5.343（A）

10kV母线：

Iop，KKrel0.1Ik..max/nTA

=1.30.13.731000/600

=0.808（A）

（2）躲过电流互感器二次回路一相短线时流过差动继电器的最大电流。

其动作电流按下式计算

Iop，KKrelIl..max/nTA

（5-12）式中Il..max为所有连接元件中最大的负荷电流。

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110kV母线: Iop，KKrelIl..max/nTA

=1.3350/40

=11.38（A）

35kV母线： Iop，KKrelIl..max/nTA

=1.3490/100

=6.37（A）

10kV母线： Iop，KKrelIl..max/nTA

=1.3550/600

=1.19（A）

根据计算值可知母线动作电流如下：

110kV母线：Iop，K11.38（A）

35kV母线：Iop，K6.37（A）10kV母线：Iop，K1.19（A）

当保护范围内部故障时，应采用下式校验灵敏系数，其值一般应不低于2。

KsenIk.min

（5-13）

Iop.knTA式中Ik.min为母线故障时的最小短路电流。110kV母线： KsenIk.min22.65100049.762

Iop.knTA11.38404.343100025.92 6.37100 40 35kV母线： KsenIk.minIop.knTA****大学毕业设计（论文）说明书

10kV母线： KsenIk.minIop.knTA9.6631000211.72 1.19600

由计算结果知整定值符合要求。

5.4 线路保护的整定计算

5.4.1 110kV线路保护的整定计算

一、相间距离保护的整定计算 1.距离Ⅰ段

为了保证选择性，保护瞬时动作的距离Ⅰ段动作阻抗应按躲过相邻下一元件首端短路的条件选择，即

' ZopkrelZL 可靠系数krel=0.85

（5-14）

'0.8520.2=17.17(Ω)L-1 Zop'0.8524.24=20.604(Ω)L-2 Zop'0.8521.25=18.0625(Ω)L-3 Zop'0.8517=14.45(Ω)L-4 Zop2.距离Ⅱ段

动作阻抗按下式整定

“ Zop ksenZL 灵敏系数ksen=1.3

（5-15）”1.320.2=26.26(Ω)L-1 Zop“1.324.24=31.512(Ω)L-2 Zop”1.321.25=27.625(Ω)L-3 Zop“1.317=22.1(Ω)L-4 Zop

3.距离Ⅲ段

动作阻抗按下式整定

****大学毕业设计（论文）说明书

”'ZopZL.min

（5-16）

krelkrekzq0.9Ee ZL.minIL.max

3（5-17）

krel1.3 kre1.2 kzq2

式中Ee为电网的额定线电压；

IL.max为线路的最大负荷电流。

0.9110“' L-1 Zop30.290.91103/1.31.2263.17()

”' L-2 Zop0.350.91103/1.31.2252.34()

“' L-3 Zop0.320.91103/1.31.2257.25()

”' L-4 Zop0.28/1.31.2265.43()

灵敏度校验 KsenL-1 Ksen“'ZopZl

63.173.131.5 20.252.34L-2 Ksen2.161.5

24.2457.25L-3 Ksen2.691.5

21.2565.43L-4 Ksen3.851.5

17由以上计算可知整定结果符合要求。

****大学毕业设计（论文）说明书

5.4.2 35kV线路保护的整定计算

一、相间距离保护的整定计算 1.距离Ⅰ段

'ZopkrelZL krel0.85

'0.855.224.437()L-1 Zop'0.856.5255.55()L-2 Zop'0.853.482.958()L-3 Zop'0.852.612.22()L-4 Zop'0.854.353.70()L-5 Zop'0.855.224.437()L-6 Zop2.距离Ⅱ段

动作阻抗按下式整定

Zop”ksenZL 灵敏系数ksen=1.3

''1.35.226.786()L-1 Zop''1.36.5258.48()L-2 Zop''1.33.484.524()L-3 Zop''1.32.613.393()L-4 Zop''1.34.355.655()L-5 Zop''1.35.226.786()L-6 Zop3.距离Ⅲ段

动作阻抗按下式整定

“'ZopZL.min ZL.minkrelkrekzq0.9EeIL.max3

krel1.3 kre1.2 kzq2

0.935”'L-1 Zop30.27/1.31.2221.59()

****大学毕业设计（论文）说明书

0.935L-2 Z“'3op0.29/1.31.2220.1()

0.935L-3 Z”'3op0.49/1.31.2211.90()

0.935L-4 Z“'3op0.33/1.31.2217.66()

0.935L-5 Z”'3op0.33/1.31.2217.66()

0.935L-6 Z“'3op0.46/1.31.2212.67()

灵敏度校验

KZ”'opsenZ

lL-1 K21.59sen5.224.141.5 L-2 K20.1sen6.5253.081.5

L-3 K11.9sen3.483.421.5

L-4 K17.66sen2.616.771.5

L-5 K17.66sen4.354.061.5

L-6 K12.67sen5.222.431.5

由以上计算可知整定结果符合要求。二、三段式电流保护的整定计算 瞬时电流速断保护（又称第Ⅰ段电流保护）

I'opkrelId.max krel1.2 式中Id.max为线路在最大运行方式下的三相短路值

L-1 I'op1.22.743.288(kA)44

5-18）（****大学毕业设计（论文）说明书

L-2 I'op1.22.332.796(kA)L-3 I'op1.23.554.26(kA)L-4 I'op1.24.114.932(kA)L-5 I'op1.23.063.672(kA)L-6 I'op1.22.743.288(kA)灵敏度校验：按线路30%处发生d(2)故障时校验

I(2)3SBd.min21X d2xL30%3UBL-1 I(2)1d.min210.18920.3830%100374.45(kA)L-2 I(2)11d.min20.18920.4830%100374.05(kA)L-3 I(2)d.min1211000.18920.2530%375.11(kA)L-4 I(2)d.min1210.18920.1930%100375.48(kA)L-5 I(2)d.min1210.18920.3230%100374.73(kA)L-6 I(2)d.min1210.18920.3830%100374.45(kA)因为I(2)d.minIop所以灵敏度合格 限时电流速断保护（第又称Ⅱ段电流保护）

(2)I“minopId.k ksen1.3 sen3L-1 I”op2.1121.31.4(kA)L-2 I“1.863op21.31.24(kA)L-3 I”2.563op21.31.71(kA)

5-19）（

第四篇：变电站辅助设施标准化验收规范

河南电网变电站辅助设施标准化验收规范

前 言

变电站辅助设施作为电网生产辅助系统，是提高变电站运行维护管理能力，提高电网的设备运行环境的重要基础，也是实现电网运行管理信息化的基础。

对变电站辅助设施进行认真、全面、严格、规范的标准化验收，是保证变电站在验收交付后稳定、安全、可靠运行的重要手段，也是项目规范化管理的必要阶段。

为使河南电网所辖的变电站辅助设施系统验收工作更具专业性、规范性和可操作性，特制定本规范

范围

本规范规定了河南电网变电站辅助设施系统的验收阶段、验收组织管理、验收原则及依据、验收内容及要求、验收大纲编制、现场验收、整体考核验收等方面的要求。

本规范适用于河南电新建、改建、扩建的变电站。2 验收组织管理

2.1 验收阶段

变电站辅助设施系统验收分为两个阶段，即现场验收、整体考核验收；整体考核验收阶段包括试运行考核期和整体考核验收，试运行考核期不得少于3 个月。

2.2 验收职责

2.2.1 各地区供电局（建设单位）职责： a）负责组织变电站辅助设施系统的现场验收； b）负责组织完成各阶段验收测试大纲的编制及审核； c）编制各阶段验收文件；

d）负责编制项目工程文档，汇编项目工程清册。2.2.2 制造单位职责：

a）辅助设施制造单位参与现场验收和整体考核验收； b）制造单位负责组织辅助设施的工厂验收，参与现场验收； c）制造单位负责编制工厂验收大纲，参与现场验收大纲编制； d）参与编制工厂验收、现场验收文件。e）提供所生产设备的质量证明文件、特种设备须提供生产制造许可证复印件

2.2.3 安装调试单位职责： a）参与现场验收大纲的编制； b）参与现场验收；

c）完成现场施工图档资料的编制。2.2.4 设计单位职责：

a）参与变电站辅助设施的各阶段验收； b）参与各阶段验收测试大纲编制；

c）对验收中发现的由于设计原因造成的缺陷应及时进行设计变更；

d）负责竣工图纸的编制，并按照河南电网关于变电站辅助设施移交的规定和合同要求提交给建设单位。

2.3 验收组织

2.3.1 负责项目各阶段验收组织工作的单位在验收条件具备后，及时组织成立相应的验收工作组，启动该阶段验收流程。

2.3.2 各阶段验收工作组包括领导小组和工作小组，工作小组负责变电站现场的验收测试。

2.3.3 验收工作组在验收开始前必须严格审查验收大纲，验收大纲经审批通过后，进入验收流程。

2.3.4 在验收过程中，验收工作组必须严格按照验收大纲和验收流程进行验收测试工作，并负责编制验收报告。3 验收原则及验收依据 3.1 验收原则

3.1.1 变电站辅助设施的验收应坚持科学、严谨、认真的工作态度，参与验收测试的人员必须具备相应的专业技术水平；验收测试工作应规范、标准，应使用专用的测试仪器和专业测试软件，并使用标准化、规范化的测试用例。

3.1.2 验收工作遵循现场验收、整体考核验收的顺序进行，只有在前一阶段验收合格通过后，方可进入下一阶段工作。

3.1.3 制造单位在各验收阶段所提供的使用手册等文档必须为按系统实际版本进行编制，验收大纲中功能测试项目的测试步骤应按技术文档对应的叙述进行编制，以验证技术文档的正确性和有效性；

如该项测试步骤不能正确执行，则视为该项测试不通过。3.1.4 若各阶段验收测试结果证明某一设备、软件功能或性能不合格，制造单位必须更换不合格的设备或修改不合格的软件，对于第三方提供的设备或软件同样适用。设备更换或软件修改完成后，与该设备及软件关联的功能及性能测试项目必须重新测试。

4.2 验收依据

4.2.1 各阶段验收均应严格遵循国家和行业的技术规范、标准、规程、项目合同技术协议书及历次技术（设计）联络会议纪要的所有技术方面的条款，以及合同执行过程中产生的技术澄清文件（以下合称“项目技术文件”）。

4.2.2 各阶段验收的设备及资料核查应按照本规范的具体要求执行。验收内容及要求 5.1 验收内容及要求

各阶段验收工作组可根据变电站辅助设施的实际配置和要求进行取舍选择，并根据项目技术文件进行补充和细化。

5.1.1 设备核查 5.1.1.1 核查内容

a）根据项目合同所列的所有软硬件设备清单，对设备型号、外观、数量及附属的配件及随机资料逐项清点确认；

b）对各软硬设备配置进行检查确认。5.1.1.2 核查要求

a）各设备的型号和数量应与设备清单一致，应为全新购置的产品；附属的配件及随机资料应与设备发货（装箱）清单一致；

b）设备的配置应不低于设备清单所列的具体配置要求，设备序列号（出厂编号）唯

一、有效。

c）辅助设施出厂后，所有设备发送至现场。在现场安装前，建设单位、制造单位及各设备供应商可按上述要求进行现场设备到货验收，并形成设备现场到货验收报告。

5.1.2 文件核查 5.1.2.1 核查内容

a）制造单位提供的技术文档，至少包括维护手册、使用手册及第三方软件最终用户授权书，b）各阶段验收所需的工程文档及报告。5.1.2.2 核查要求

a）技术文档完整、齐全、正确； b）工程文档及报告齐全、完整。3 给水、排水、消防系统验收规范

3.1 给水管道及配件安装质量验收规范

室内给水管道的水压试验必须符合设计要求。当设计未注明时，各种材质的给水管道系统试验压力均为工作压力的1.5倍，但不得小于0.6 MPa。

检验方法：金属及复合管给水管道在试验压力下观测10min，压力降不应大于0.02MPa，然后降到工作压力进行检查，应不渗不漏；塑料管给水系统应在试验压力下稳压1h，压力降不得超过0.05MPa，然后在工作压力的1.15倍状态下稳压2h，压力降不直超过0.03MPa，同时检查各连接处不得渗漏。

3.1.1 给水系统交付使用前必须进行通水试验并做好记录。检查方法：观察和开启阀门、水嘴等放水。

3.1.2 生产给水系统管道在交付使用前必须冲洗和消毒，并经有关部门取样检验，符合国家《生活饮用水标准》方可使用。

检验方法：检查有关部门提供的检测报告。

3.1.3 室内直埋给水管道（塑料管道和复合管道除外）应做防腐处理。埋地管道防腐层标材质和结构应符合设计要求。

检验方法：观察或局部解剖检查 3.2 室内消火栓系统验收

3.2.1 室内消火栓系统安装完成后应取屋顶层（或水箱间内）试验消火栓和首层取二处消火栓做试射试验，达到设计要求为合格。

检验方法：实地试射检查。

3.2.2 安装消火栓水龙带，水龙带与水枪和快速接头绑扎好后，应根据箱内构造将水龙带挂放在箱内的挂钉、托盘或支架上。

检查方法：观察检查。

3.2.3 施工单位在竣工时往往不按规定把水龙挂在消火栓箱内挂钉或水龙带卷盘上，而将水龙带卷放在消火栓箱内交工，建设单位接管后必须重新安装，否则失火时会影响使用。

3.2.4 箱式消火栓的安装应符合下列规定： 1：栓口应朝外，并不应安装在门轴侧。2：栓口中心距地面为1.1m，允许偏差±20mm。

3：阀门中心距箱侧面料140mm，距箱后内表面为100mm，允许偏差±5mm。

4：消火栓箱体安装的垂直度允许偏差为3mm.检验方法：观察和尺量检查。3.3 给水设备安装质量验收

3.3.1 水泵就位前的基础混凝土强度、坐标、标高、尺寸和螺栓孔位置必须符合设计规定。

检验方法：对照图纸用仪器和尺量检查。3.3.2 水泵试运转的轴承温升必须符合设备说明书的规定。检验方法：温度计实测检查。

3.3.3 敞口水相的满水试验和密闭水箱（罐）的水压试验必须符合设计与本规范的规定。

检验方法：满水试验静置24h观察，不渗不漏；水压试验在试验压力下10min压力不降，不渗不漏。

3.4 室内排水系统安装

3.4.1 本章适用于室内排水管道、雨水管道安装工程的质量检验与验收。

3.4.2 生活污水管道应使用塑料管、铸铁管或混凝土管（由成组洗脸盆或饮用喷水器到共用水封之间的排水管和连接卫生器具的排水短管，可使用钢管）。

雨水管道宜使用塑料管、铸铁、镀锌钢管或混凝土管等。悬吊管道定使用塑料管、铸铁管或塑料管。易受振动的雨水管道（如锻造车间等）应使用钢管。

3.4.3 隐蔽或埋地的排水管道在隐蔽前必须做灌水试验，其灌水高度应不低于底层卫生器具的上边缘或底层地面高度。检验方法：满水15min水面下降后，再灌满观察5min，液面不降，管道及接口无渗漏为合格。

3.4.4 生活污水铸铁管道的坡度必须符合设计的规定。4 火灾自动报警系统的验收 4.1 火灾自动报警系统竣工验收，应在公安消防监督机构监督下，由建设主管单位主持、设计、施工、调试等单位参加，共同进行。

4.1.2 火灾自动报警系统验收应包括下列装置：

1：火灾自动报警系统装置（包括各种火灾探测器、手动报警按钮、区域报警控制器和集中报:警控制器等）；

2：灭火系统控制装置（包括室内消火栓、自动喷水、卤代烷、二氧化碳、干粉、泡沫等固定灭火系统的控制装置）； 3：电动防火门、防火卷帘控制装置；

4：通风空调、防烟排烟及电动防火阀等消防控制装置； 5：火灾事故广播、消防通讯、消防电源、消防电梯和消防控制室的控制装置；

6：火灾事故照明及疏散指示控制装置。

4.1.3 消防用电设备电源的自动切换装置，应进行3次切换试验，每次试验均应正常。

4.1.4 火灾报警控制器应按下列要求进行功能抽验： 1：实际安装数量在5台以下者，全部抽验: 2：实际安装数量在6～10台者，抽验5台；

3：实际安装数量超过10台者，按实际安装数量30％～50％的比例、但不少于5台抽验。抽验时每个功能应重复1～2次，被抽验控制器的基本功能应符合现行国家标准《火灾报警控制器通用技术条件》中的功能要求。4.1.5 火灾探测器（包括手动报警按钮），应按下列要求进行模拟火灾响应试验和故障报警抽验：

1：实际安装数量在100只以下者，抽验10只；

2：实际安装数量超过100只，按实际安装数量5％～10％的比例，但不少于10只抽验。被抽验探测器的试验均应正常。

3：室内消火栓的功能验收应在出水压力符合现行国家有关建筑设计防火规范的条件下进行。

4：自动喷水灭火系统的抽验，应在符合现行国家标准《自动喷水灭火系统设计规范》的条件。

4.1.6 本节各项检验项目中，当有不合格者时，应限期修复或更换，并进行复验。复验时，对有抽验比例要求的，应进行加倍试验。复验不合格者，不能通过验收。

4.1.7 火灾自动报警系统投入运行前，使用单位应有经过专门培训，并经过考试合格的专人负责系统的管理操作和维护。5 事故照明系统验收规范

5.1 事故照明系统施工应符合设计文件及相关技术规范、规程、国家、行业标准的要求。

5.2 事故照明设施，如开关、应急灯应有明确的标识，标语识别。

5.3 事故照明系统的基本要求：

5.3.1 当正常照明因故障熄灭后，需确保正常工作或活动继续进行的场所，备用照明系统应能正常启动。5.3.2 当正常照明因故障熄灭后，需确保处于潜在危险之中的人员安全的场所，安全照明应能正确启动。

5.3.3 当正常照明因故障熄灭后，需确保人员安全疏散的出入口和通道，疏散照明应能覆盖变电站主要出入口。6 遥视系统验收规范

6.1 站端设备配置要求：站端设备安装在变电站现场，完成变电站现场各种信息采集、处理、监控并可与监控中心进行网络传输和通信。设备应符合变电站自动化设备设计要求及有关标准。

6.2 站端监控主机或视频处理单元必须具备数字硬盘录像功能，且在软件或硬件上采取防止系统死机的措施，以保证持续稳定工作。

6.3 站端遥视系统应满足远方调阅功能，图像应清晰、无卡顿现象。站内摄像头应具有远方遥控功能，摄像头的安装位置应能100%覆盖站内主要出入口、关键变配电设备、主控室等。7 其他辅助设施验收规范

7.1 电动大门外观清洁油漆美观，开关试验良好（包括遥控、就地），熔断器、钥匙配备充足，专业人员认可。

7.2 高低压配电室的通风系统应完善、风机应能可靠工作，噪声应在限值范围内。

第五篇：智能变电站二次系统设计论文

1智能变电站二次系统配置方案

1.1保护配置

保护配置主要从变压器保护、线路保护以及母线保护三个方面进行。在进行线路保护时要注意提高采样值差量和暂态量的速度。在进行变压器保护时要注意励磁涌流的影响，通常会采用广义瞬时功率保护原理来辅助差动保护。这两点都是易于实现的主保护原理。广域后备保护系统由于其具有智能决策功能，可以在进行后背保护在线整定时集中全网信息，利用最少的通信量最快的数据更新速度完成决策工作。智能变电站二次系统在进行保护时简化了原来的布线，将主保护功能由原集控室下放到设备单元内，使通信网络的负担减轻。并利用集中式母线保护和具有主站的分布式差动来实现母线主保护。

1.2通信配置

在通信配置这一方面，智能变电站与传统变电站的差别不大，但是就其发展而言，数据的更快速的传播与数据量的加大会对通信配置提出更加安全可靠的要求。1.3计量配置采用三态数据为预处理数据的计量模块，进行误差量溯源实现现场检验和远程检验。根据计量模块所具有的通信优势，促进变电站与大用户之间的互动，进行信息采集与资源的优化配置，促进各个智能化电网环节的协调运行。

2智能变电站二次系统设计方案及应用

2.1系统构成过程层、间隔层、站控层是变电站二次系统在功能逻辑方面的划分。其中站控层对间隔层以及过程层起到一个全面监测与管理的作用。其主要构成是操作员站、主机、保护故障信息子站、远动通信装置、功能站。间隔层具有独立运作的能力，能够在没有网络的状态下或是站控层失效的状态下独立完成监控，由测量、保护、录波、相量测量等组成。过程层主要进行采集电气量、监测设备运行状态以及执行控制命令的工作，由合并单元、互感器、智能终端构成。

2.2网络结构

过程网络的组网标准是电压等级。主要的网络形式有双星形、单星形、点对点等。通常要依据不同电压等级和电气一次主接线配置不同的网络形式。单套配置的保护及安全自动装置、测控装置要采用相互独立的数据接口控制器同时接入两套不同的过程层网络。双重化配置的保护及安全自动装置应分别接入不同的过程层网络。单星形以太网络适合用于110KV变电站站控层、间隔层网络。双重化星形以太网络适合用于220KV及以上变电站站控层、间隔层网络。考虑到变电站网络安全方面以及运行维护。智能变电站，特别是高电压等级、联网运行的变电站，在兼顾网络跳闸方式的同时仍保留直采直跳的方式。

2.3二次系统网络设计原则

本文以220KV变电站为例，分析站控层设备的配置。远动通信装置与主机均采用双套配置，无人值班变电站主机可兼操作员工作站和工程师站。保护及故障信息子站与变电站系统共享信息采集，无需独立配置。

1）网络通信设备配置需按一定原则进行。特别是交换机的端口数量一定要符合工程规模需求，端口规格在100M~1000M范围内。两台智能电子设备所接的数据传输路由要控制在4个交换机以内。每台交换机的光纤接入量要控制在16对以内。由于网络式数据连接中交换机起到重要的作用，为保证智能变电站的安全运行，交换机必须保证安全稳定，避免故障的发生。

2）应对独立配置的隔层设备测控装置进行单套配置，采用保护测控一体化装置对110KV及以下电压等级进行配置，采用保护测控一体化装置对继电保护就地安装的220KV电压等级进行配置。继电保护装置的配置原则与常规变电站一致，220KV变电站故障录波及网络分析记录装置按照电压等级分别配置，统一配置110KV及以下变电站，单独配置主变压器。

3）过程层的配置。对于110KV及以上主变压器本体配置单套的智能终端，对于采用开关柜布置的66KV及以下配电装置无需配置智能终端。在配电装置场地智能组件柜中分散布置智能终端。

4）合并单元的配置。110KV及以下电压等级各间隔单套配置，双重化保护的主变各侧冗余配置，同一间隔内电压互感器和电流互感器合用一个合并单元。

3结束语

综上所述，智能变电站的发展、变革以及建设是实现电网发展完善的基础。智能变电站二次系统设计方法的不断发展优化会促进智能变电站作用及优势的更好的发挥。针对我国智能化变电站二次系统设计的实践经验及相关原则，其应用发展道路一定会更广阔。