220kV变电站继电保护新投验收工作总结

第一篇：220kV变电站继电保护新投验收工作总结

变电站继电保护新投验收工作总结 2007年9月14日～21日，为了保证主网新建基建工程质量，确保新投继电保护装置运行后万无一失，继电保护科组织保护班技术骨干对新建220kV变电站工程中所有继电保护装置进行了全面、细致地验收。为了保证验收质量，把缺陷消灭在基建中，不给运行留下任何隐患，保护一班在验收前根据《继电保护基建工程验收规范》详细编写了验收报告，并制定了所有二次回路传动方案。

同志们根据验收报告和二次回路传动方案逐条进行，对于在验收传动中发现的缺陷和问题逐一进行记录，当时能处理的立即进行处理，需要联系厂家或设计部门的积极帮助协调处理。凡是影响到系统安全运行和不符合继电保护反措要求的责令施工单位必须进行处理，并进行跟踪检查和技术监督。

这次验收的保护装置有4条220kV出线、8条110KV出线、2号主变保护、3号主变保护、220kV母线及失灵保护、110kV母线保护和所有10kV出线、10kV电容器和所用变保护，以及2245和145等共计40台开关、45套保护装置及其所有二次回路。我们对每一套保护均进行了模拟故障通电试验，每套保护都传动到开关跳闸，对于每一个压板和保护回路的唯一对应关系以及保护与开关的对应关系均进行了非常仔细地传动检查，以确保不存在寄生回路。

下面把在验收中发现的问题和处理情况汇报于下：

1、全部接线不应有双压存在。检查并确认双压线是否线径一样，若一样可允许双压，经检查双压线线径一样。

2、压板无标签，保护屏后面空开、按钮无标签，必须双重标识。已处理。

3、保护屏屏体接地线松或未接，已处理。

4、保护屏屏体有污痕，必需清洁。已处理。

5、经抽查发现保护屏及端子箱的接线个别不牢固，必需将接线全部拧紧一遍，已处理。

6、部分保护屏内有灯座无灯泡，凡是有灯座的保护屏和端子箱必须安装灯泡，已处理。

7、220kV线路保护RCS-931装置没有设计A、B、C相跳位开入，经与设计协商已处理。

8、220kV线路保护RCS-931装置没有设计低气压闭锁重合闸回路，经与设计协商RCS-931装置可不设计此回路。已处理。

9、远传命令不应该和三跳启动重合闸短接，经与设计协商拆除此短线，已处理。

10、110kV线路司家营I保护开入插件有问题，-4刀闸,-5刀闸切换不返回，厂家来人已处理。

11、2202 断路器三相不一致保护跳第一组跳闸线圈不出口，已处理。

12、2214 JFZ-12F操作箱跳闸时内部有异响，已处理，经过再次传动已无异响。

13、102开关无位置，已处理

14、所有保护屏、端子箱线号均应为打印，不应有手写，所有线号必须正确并与图纸相符，交流电源线应有正确线号，已处理。已处理。

15、145机构箱远方就地转换把手坏,已处理。16、502、503断路器设计防跳功能，应取消断路器防跳，采用保护操作箱防跳，已处理。

17、220kV4母和5母零序电压极性接反，导致送电时220kV4母和5母零序电压有200V，已处理。

18、电流互感器二次绕组变比经调试人员确认是按照定值单整定，2202和2203断路器母差保护用绕组应为2500/1。送电后发现两套220kV母差保护有差流，通过观察采样和相量检查确认2202和2203断路器母差保护用绕组变比实际接线为1250/1。经过停电已将2202和2203断路器母差保护用绕组变比改为2500/1。再次送电通过相量检查确认正确。

19、2215qq二线送电后，通过装置采样和相量检查发现CSC-103保护A相电流相比B相、C相小一半左右。检查测量绕组A相电流相比B相、C相小一半左右。其他绕组通过相量检查和观察装置采样没有问题。2215qq二线停电后，通过检查发现测量绕组A相已与CSC-103保护绕组的未用抽头搭接在一起。充分说明送电前未进行绕组间绝缘检查。处理后经过绝缘检查无问题。再次送电通过相量检查确认正确。

20、电流互感器试验报告(变比、伏安特性、二次回路负担、10%误差曲线计算)未移交。

第二篇：变电站设备验收投运制度

变电站设备验收投运制度

一、变电站运行的新建、扩建、改建的一、二次设备加入电网前必须经过验收。设备变动修试后也必须经过验收合格，手续完备，方能投入系统运行。

二、验收按部颁标准及有关规程规定的技术标准进行。变电站验收发现的问题，变电站值班员应及时向调度和运行主管部门汇报，确保达到变电设备安全要注，一经验收合格，变电值班员应对变电设备负责。

三、在电气设备上工作结束后，有关修试人员应将工作情况详细记录在记录薄上，并写明是否可投入运行的结论，运行人员检查修试记录齐全主要数据合格后会同修试人员对修试设备进行检查、验收、检查修试单位已做到工完料净场地清，无疑后方可办理终结手续。

四、新设备投产和重要设备的大修、大范围停电检修，由电力部门或变电站站长组织和安排好设备的验收工作。

五、对检修后的开关、闸刀应进行操作检查，对调度校验后的继电保护装置应检查动过的端子、压板、切换开关位置和定值应处于正常状态，对检修试验后的设备要检查工作班装设的临时短接线、接地线、试验导线是否拆除，有无遗留物。

六、验收不合格的设备不准投入运行，如需要投入运行，应根据管辖权限，经电力主管部门或XX批准，并将意见记入值班日志。

七、设备运行前必需准备内容：

1.设备不管本期是否投运命名、编号、挂牌、标识必须齐全、醒

目。

2.站有试验时会亮的光字牌和正常运行应亮的指示灯及应测电压的出口压板明确标示，便易检查巡视和测量。

3.全部就地/远方控制开关和电压切换开关切换位置标明。站有出口压板和继电器的应标有全称的命名。

4.凡没有接地闸刀，需要对母线桥及一次设备需临时挂接地线的，接地点必须有明确的标志并固定不变，有利于值班员检查，接地点要除去油漆。

5.站有闸刀操作把手上有间隔全称标志，10kV间隔小车开关不但在柜门上有全称标示，在小车开关本体上也要有全称标示。

6.防误装置可靠完好，紧急解锁钥匙已封存。急须使用时，必须严格执行防误解锁制度。

7.设备安装符合规程要求，动作正确可靠，接触良好，指示正确，电气、机械闭锁可靠，站有密封件要求密封良好，瓷件无损坏、裂纹。站有设备拉地正确。验收中提出的消缺项目已经处理完毕。

8.备品备件、专用工具已由基建部门向生产运行部门移交。

9.电缆排放整齐美观，固定牢固，标志齐全清晰，防火封堵良好，电缆沟内无积水，无杂物。

10.盘柜安装排列整齐，固定牢固，柜内接线整齐美观，标志清晰齐全。

11.室内外设备金属部分无锈，油漆无脱落、皱纹、痕迹，充油设备无渗漏。

12.二次回路配线正确，绝缘良好，电流回路无开路，电压回路无短路，工艺美观，方向套电缆牌正确齐全，字迹清楚。

13.站有试验和调试报告真实合格、项目齐全。

八、环境及文明生产

1.投运前站内投产区施工遗留物。

2.站内清洁整齐、无卫生死角、无杂物、无乱堆放材料，设备见本色。

3.各处各类遮栏、护栏、爬梯安装牢固，符合安全规程。

4.各类沟道盖板完好齐全。

5.消防设施齐全、可靠、有效，符合设计和规程要求，并经当地消防部门的验收通过。

6.工具、资料摆放整齐。

7.场站照明符合设计要求。

8.变电站绿化符合设计标准要求完工或已落实计划和按排。

9.办公及生活用品满足运行需要。

九、安全及管理：

1.安全工器具齐全，符合安全规程要求。

2.防止误操作的措施和装置符合规程要求。

3.具备现场运行规程、典型操作票和必须的管理制度。

4.各种记录簿册、台帐报表准备齐全。

5.运行人员配置齐全，经过必要的学习或培训，掌握新设备的基本原理和性能。能胜任本岗位，经考试合格审核批准上岗。

6.各种图纸、资料已及时移交。如缺竣工图纸和试验报告，督促基建单位及时移交。

7.有颁布的经领导批准的允许单独巡视高压设备的人员、变电值班人员、工作票签发人、工作负责人、调试发令人名单。

8.各项管理制度（岗位责任制、交接班制度、巡回检查制度、定期试验切换制度、缺陷管理制度、设备验收制度、运行分析制度、现场培训制度、消防保卫制度、防误闭锁装置管理制度。文明生产管理制度、工具材料管理制度）和各个管理规范流程图（交接班流程、设备巡视检查流程、倒闸操作流程、工作票执行流程、缺陷管理流程）已制定并为操作班每个运行人员站熟悉。

9.现场放置值班记录簿、设备验收卡、操作票、工作票可供使用。

十、工作职责：

变电站新设备的生产运行准备工作由XXx负责，XX指导和协助，并负责检查监督执行情况。变电站生产运行准备工作由XX负责落实和向上级主管部门汇报进展状况。凡是生产运行准备工作不符合要求的新设备不能随意投入运行。

第三篇：110kv变电站继电保护课程设计

110kv变电站继电保护课程设计

110kV变电站继电保护设计 摘要

继电保护是电网不可分割的一部分，它的作用是当电力系统发生故障时，迅速地有选择地将故障设备从电力系统中切除，保证系统的其余部分快速恢复正常运行;当发生不正常工作情况时，迅速地有选择地发出报警信号，由运行人员手工切除那些继续运行会引起故障的电气设备。可见，继电保护对保证电网安全、稳定和经济运行，阻止故障的扩大和事故的发生，发挥着极其重要的作用。因此，合理配置继电保护装置，提高整定和校核工作的快速性和准确性，对于满足电力系统安全稳定的运行具有十分重要的意义。

继电保护整定计算是继电保护工作中的一项重要工作。不同的部门其整定计算 的目的是不同的。对于电网，进行整定计算的目的是对电网中已经配置安装好的各种继电保护装置，按照具体电力系统的参数和运行要求，通过计算分析给出所需的各项整定值，使全网的继电保护装置协调工作，正确地发挥作用。因此对电网继电保护进行快速、准确的整定计算是电网安全的重要保证。

关键词:110kV变电站，继电保护，短路电流，电路配置 0 目录 0 摘要....................................................................第一章 电网继电保护的配置...............................................2 1.1 电网继电保护的作用..................................................2 1.2 电网继电保护的配置和原理............................................2 1.3 35kV线路保护配置原则................................................3 第二章 3 继电保护整定计算.................................................2.1 继电保护整定计算的与基本任务及步骤..................................3 2.2 继电保护整定计算的研究与发展状况....................................4 第三章 线路保护整定计算.................................................5 3.1设计的原始材料分析...................................................5 3.2 参数计算............................................................6 3.3 电流保护的整定计算..................................................7 总 结.................................................................9 1 第一章 电网继电保护的配置 1.1 电网继电保护的作用

电网在运行过程中，可能会遇到各种类型的故障和不正常运行方式，这些都可能在电网中引起事故，从而破坏电网的正常运行，降低电力设备的使用寿命，严重的将直接破坏系统的稳定性，造成大面积的停电事故。为此，在电网运行中，一方面要采取一切积极有效的措施来消除或减小故障发生的可能性:另一方面，当故障一旦发生时，应该迅速而有选择地切除故障元件，使故障的影响范围尽可能缩小，这一任务是由继电保护与安全自动装置来完成的。电网继电保护的基本任务在于: 1(有选择地将故障元件从电网中快速、自动切除，使其损坏程度减至最轻，并保证最大限度地迅速恢复无故障部分的正常运行。

2(反应电气元件的异常运行工况，根据运行维护的具体条件和设各的承受能力，发出警报信号、减负荷或延时跳闸。3(根据实际情况，尽快自动恢复停电部分的供电。

由此可见，继电保护实际上是一种电网的反事故自动装置。它是电网的一个重要组成部分，尤其对于超高压，超大容量的电网，继电保护对保持电网的安全稳定运行起着极其重要的作用。

1.2 电网继电保护的配置和原理

电力系统各元件都有其额定参数(电流、电压、功率等)，短路或异常工况发生时，这些运行参数对额定值的偏离超出极限允许范围，对电力设备和电网安全构成威胁。

故障的一个显著特征是电流剧增，继电保护的最初原理反应电流剧增这一特征，即熔断器保护和过电流保护。故障的另一特征是电压锐减，相应有低电压保护。同时反应电压降低和电流增大的一种保护为阻抗(距离保护)，它以阻抗降低的多少反应故障点距离的远近，决定保护的动作与否。

随着电力系统的发展，电网结构日益复杂，机组容量不断增大，电压等级也越来越高，对继电保护的要求必然相应提高，要求选择性更好，可靠性更高，动作速度更快。因而促进了继电保护技术的发展，使保护的新原理、新装置不断问世。一般来说，电网继电保护装置包括测量部分和定值调整部分、逻辑部分和执行部分。测量部分从被保护对象输入有关信号，与给定的整定值相比较，决定保护是否动作。根据测量部分各输出量的大小、性质、出现的顺序或它们的组合，使保护装置按一定的逻辑关系工作，最后确定保护应有的动作行为，由执行部分立即或延时发出警报信号或跳闸信号。

1.3 35kV线路保护配置原则

(1)每回35kV线路应按近后备原则配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能全线速动保护(2)每回35kV线路应配置双套远方跳闸保护。断路器失灵保护、过电压保护和不设独立电抗器断路器的500kV高压并联电抗器保护动作均应起动远跳。

(3)根据系统工频过电压的要求，对可能产生过电压的500kV线路应配置双套过电压保护。

(4)装有串联补偿电容的线路，应采用双套光纤分相电流差动保护作主保护。(5)对电缆、架空混合出线，每回线路宜配置两套光纤分相电流差动保护作为主保护，同时应配有包含过负荷报警功能的完整的后备保护。

(6)双重化配置的线路主保护、后备保护、过电压保护、远方跳闸保护的交流电压回路、电流回路、直流电源、开关量输入、跳闸回路、起动远跳和远方信号传输通道均应彼此完全独立没有电气联系。

(7)双重化配置的线路保护每套保护只作用于断路器的一组跳闸线圈。(8)线路主保护、后备保护应起动断路器失灵保护。第二章 继电保护整定计算

2.1 继电保护整定计算的与基本任务及步骤

继电保护整定计算的基本任务，就是要对系统装设的各种继电保护装置进行整定计算并给出整定值。任务的实施需要对电力系统中的各种继电保护，编制出一个整体的整定方案。整定方案通常按两种方法确定，一种是按电力系统的电压等级或设备来编制，另一种按继电保护的功能划分方案来编制。

因为各种保护装置适应电力系统运行变化的能力都是有限的，所以继电保护整定方案也不是一成不变的。随着电力系统运行情况的变化(包括基本建设发展和运行方式变化)，当其超出预定的适应范围时，就需要对全部或部分保护定值重新进行整定，以 满足新的运行需要.如何获得一个最佳的整定方案，要考虑到继电保护的快速性、可靠性、灵敏性之间求得妥协和平衡。因此，整定计算要综合、辨证、统一的运用。

进行整定计算的步骤大致如下:(1)按继电保护功能分类拟定短路计算的运行方式，选择短路类型，选择分支系数的计算条件。

(2)进行短路故障计算。

(3)按同一功能的保护进行整定计算，如按距离保护或按零序电流保护分别进行整定计算，选取出整定值，并做出定值图。

(4)对整定结果进行比较，重复修改，选出最佳方案。最后归纳出存在的问题，并提出运行要求。

(5)画出定稿的定值图，并编写整定方案说明书。2.2 继电保护整定计算的研究与发展状况

继电保护整定计算的工具和方法随着科学技术的不断进步而不断地改进。无论国际还是国内，就其发展历程而言，大致可归纳为三个阶段: 第一阶段是全人工计算阶段。整定人员通过Y/?变换简化网络，计算出分支系数和短路电流，在按照整定规则对各种继电保护装置逐一整定，工作难度很大，效率十分低下。

第二阶段是半人工计算阶段.即:人工计算十故障电流计算程序。保护定值计算中各种故障电流的分析计算用计算机来完成，保护定值的计算还需要整定人员手工完成.第三阶段是计算机整定阶段。较为成熟可靠的整定计算程序完全取代了整定人员的手工劳动，使继电保护整定计算工作变得准确和快捷。目前，在我国各大电网继电保护整定过程中，计算机的应用还比较少，其主要工作还是由人工来完成的。继电保护整定计算时，一般先对整个电网进行分析，确定继电保护的整定顺序以及各继电器之间的主/从保护顺序，然后应用计算机进行故障计算，按照继电保护的整定规程，在考虑了各种可能发生的故障情况下，获取保护的整定值，同时应注意到各继电器之间的配合关系，以保证继电保护的速动性、选择性和灵敏性的要求。第三章 线路保护整定计算 3.1设计的原始材料分析

本次变电所设计为一区域性变电所，以供给附近地区的工业，农业，居民等用电。本期工程一次建成，设计中因为需要考虑到留有扩建的余地;初步设计总装机容量为2×31.5MVA，本期先建成2台。考虑到实际情况，110kV出线先输出6回，厂用电一回。其输出数据如下: 1.单回6000kW，cosφ=0.65，架空线长6km;2.单回8000kW，cosφ=0.73，架空线长8km;3.单回5000kW，cosφ=0.75，架空线长15km;4.双回7000kW，cosφ=0.70，架空线长22km;5.单回5000kW，cosφ=0.7，架空线长10km;6.所用电380/220V,100 kW，cosφ=0.8.主接线图如下:

简化系统图如下: 5

图中参数如下表 系统阻T1容 Xl1 T2漏

抗 量 XlX13 X14 X15 X16 X17 最大负荷 抗 X MVA 2 kM kM kM kM kM Ω xt kM 1.62/231.5 6 8 15 22 22 10 31.5MW 22.8.37 变压器短路电压比均按10.5,计算，线路阻抗按0.4Ω/kM计算，3.2 参数计算

折算到35kV系统的阻抗如下。

系统阻抗:，X=2.1Ω s.Min22变压器T1阻抗:X=10.5%U/S=0.105×35?31.5=4.08Ω T1 变压器T2阻抗:X=22.8Ω T2 X=8.8Ω 11 线路Xl2阻抗:X=6×0.4=2.4Ω 12 线路Xl3阻抗:X=8×0.4=3.2Ω 13 线路Xl4阻抗:X=15×0.4=6Ω 14 线路Xl5阻抗:X=22×0.4=8.8Ω 15 线路Xl6阻抗:X=22×0.4=8.8Ω 16 线路Xl7阻抗:X=10×0.4=4Ω 17 6 3 线路最大负荷电流:I=P/cosφ/(×35)=31.5×10?0.8??35=169A 33L.MAX 将参数标于图上，化简后得到整定计算用图。

3.3 电流保护的整定计算

1、保护1电流I段整定计算

I(1)求动作电流。按躲过最大运行方式下本线路末端(即B母线处)三相短路时I1.op(3)流过保护的最大短路电流整定。Ik.max(3)最大短路电流为 Ik.max(3)I=E/(Zs.min，Z)=37//(2.1+8.8)=1.95(kA)3k.B。maxAB 动作电流为: II(3)I=KI=1.25×1.95=2.44(kA)1.0Prelk.B。max(2)动作时限。为保护固有动作时间。(3)灵敏系数校验。?段保护的灵敏度用保护区长度表示。1)最大保护区

EI，l=10kM，最大百分比=Imaxact，0.4Zlsminmax, lmax=，100%=45.45%;lXl1 2)最小保护区 7 E3lImin，=I，=5kM，最小百分比=100%=22.72% l，actmin，Zl0.42lsmaxmin,Xl1 2(保护1电流?段整定计算 II(1)求动作电流 I1.op、Xl3、Xl4、Xl5、Xl6、Xl7属于同一等级，所以只用X12换算 由于Xl2(3)I=E/(Zs.min，Z，Z)=37//(2.1+8.8+2.4)=1.6(kA)3k.C。maxABBC II(3)I=KI=1.25×1.6=2(kA)2.0Prelk.C。max IIII(3)I=KI=1.2×2=2.4(kA)1.0Prelk.C。Max(2)灵敏系数校验。(2)I=/2×E/(Zs.max，Z)=/2×37//(6.18+8.8)=1.23(kA)333k.B。minAB II(2)II K=I/I=1.23/2.4=0.51 senk.B。min1.0P 该段保护的灵敏系数不满足要求，可与线路BC的?段配合整定，或者使用性能 更好的距离保护等保护。3(保护1电流?段整定计算

III(1)求动作电流。按躲过本线路可能流过的最大负荷电流来整定，即: IopIIIIIII=KKL/K=1.2×1.3/0.85×0.169=0.31(kA)1.oprelastL.maxres

(2)灵敏系数校验。

1)作线路Xl1的近后备时，利用最小运行方式下本线路末端两相金属性短路时流

过保护的电流校验灵敏系数，即 III(2)IIIK=I/I=1.23/0.31=4.0 senk.B。min1.op近后备灵敏度满足要求。

2)作远后备时。利用最小运行方式下相邻设备末端发生两相金属性短路时流过保

护的电流校验灵敏系数。

(2)C母线两相短路最小电流为: Ik.C.min(2)I=/2×E/(Zs.max，Z，Z)=/2×37//(6.18+8.8+2.4)=1.06(kA)333k.C。maxABBC 则作为线路BC远后备保护的灵敏系数为: III(2)IIIK=I/I=1.06/0.31=3.4>1.2 senk.C。min1.op(2)D母线两相短路最小电流为: Ik.D.min(2)I=/2×E/(Zs.max，Z，Z)=/2×37//(6.18+8.8+22.8)=0.48 333k.D。minABT2 则作为变压器T2低压母线远后备保护的灵敏系数为: III(2)IIIK=I/I=0.48/0.31=1.54>1.2 senk.D。min1.op 8 可见，远后备灵敏度满足要求。

(3)动作时限，应比相邻设备保护的最大动作时限高一个时限级差,t，如线路BC与

III变压器T2后备保护动作时间为1s，则 t,1.5(s)1 最后，将整定计算结果列表如下: 动作值(kA)动作时间(s)灵敏度 电流保护I段 2.44 0 0.48，45.45% 电流保护II段 2.4 0.5 0.51 电流保护?段 0.31 1.5 4.0，3.2，1.54 总 结

通过这两周的综合课程设计，使我得到了很多的经验，并且巩固和加深以及扩大了专业知识面，锻炼综合及灵活运用所学知识的能力，正确使用技术资料的能力。为进一步成为优秀的技术人员奠定基础。这次课程设计首先使我巩固和加深专业知识面，锻炼综合及灵活运用所学知识的能力。其次通过大量参数计算，锻炼从事工程技术设计的综合运算能力，参数计算尽可能采用先进的计算方法。最后培养了参加手工实践，进行安装，调试和运行的能力。

通过这次设计，在获得知识之余，还加强了个人的独立提出问题、思考问题、解决问题能力，从中得到了不少的收获和心得。在思想方面上更加成熟，个人能力有进一步发展，本次课程设计使本人对自己所学专业知识有了新了、更深层次的认识。在这次设计中，我深深体会到理论知识的重要性，只有牢固掌握所学的知识，才能更好的应用到实践中去。这次设计提高了我们思考问题、解决问题的能力，它使我们的思维更加缜密，这将对我们今后的学习、工作大有裨益。

参考文献: ,1,谷水清编，《电力系统继电保护》, 中国电力出版社，2005年出版。,2,陈根永编，《电力系统继电保护整定计算原理与算例》，化学工业出版社，2010年

第四篇：110kv变电站继电保护管理制度

110kv变电站继电保护管理制度

（试行）

第一章总则

第一条为了保证XX110kv变电站设备安全稳定运行。加强继电保护管理工作、增强设备安全性，特制定电站继电保护管理制度。

第二条本制度适用于XX110kv变电站(以下简称：电站)

第二章 继电保护监督人员职责

第三条 认真组织贯彻执行上级继电保护工作的指示和有关规程、制度。

第四条 负责继电保护的正常运行维护，按规程进行定期校验。负责编制继电保护的运行、试验、定检规程及反措、技改的制定及修改，并监督执行。

第五条 负责做好继电保护装置的动作情况记录，特别是异常工作和事故现象动作情况，分析原因并提出对策。

第六条 电站技术员每月末5日内和年末12月内及时向生产工程部报送“继电保护和安全自动装置”动作统计分析报表及总结。

第七条 建立、健全继电保护和安全自动装置的各项规程、制度。第八条 技术管理和设备的维护、检修、调试、，建立健全设备台账、技术档案，积极消除设备缺陷，不断提高设备健康水平和保护正确动作率，为系统析安全运行创造良好的条件。

第九条 进行“继电保护和自动装置”有关的事故、障碍及不安全事件的调查分析工作，制定相应的反事故措施，按规定编写、整理

事故分析报告，并及时上报生产工程部。

第十条 编制继电保护定检和改造项目计划、材料和备品配件计划，安排月度计划和计划工作，组织全体人员保质保量完成继电保护各项工作任务。

第十一条 建立、健全“继电保护和自动装置”的测试仪器的计量标准，按时送检，保证测量仪器量值的准确可靠性。

第十二条 做好技术记录和图纸修改工作，采用先进技术，开展技术革新和技术培训工作。

第十三条 严格执行大、小修标准化检修规定，对各类定检记录、调试报告要履行审核签字制度，做到事事有人负责。

第三章 保护图纸资料管理制度

第十四条 所有保护图纸除档案室存档，电站必须有一份完整的图纸资料，以利于继电保护工作的正常开展。

第十五条 继电保护装置及二次回路有改动，应及时修改图纸。第十六条 定期检查、补充残缺、丢失图纸。第十七条 图纸、资料使用完后应及时归位。

第四章 继电保护事故及事故报告和报表管理制度 第十八条 当继电保护装置发生不正确动作行为，电站应组织有关人员检查不正确动作原因。

第十九条 不正确动作原因查清后，电站有关人员制定防范措施，提出解决办法。并做好事故缺陷分析记录。

第二十条 经反复检查确无法查出原因，应汇报，请求上级部门

协助解决。

第二十一条 在事故检查中，电站应做好记录，从事故检查完之日算起一周内整理好事故调查报告，交由生产工程部专责、公司领导审核。

第五章 继电保护定检验收制度

第二十二条 站属所有保护装置及二次回路，在定检结束后，应通知生产工程部组织有关人员进行整组保护运行行为规范验收。

第二十三条 电站要做好验收记录，并在检修质量验收卡填写清楚验收内容，由生产工程部专责审核签批后，方为有效定检。

第二十四条 验收单一式二份，电站、生产工程部专责各留一份存档。

第六章 继电保护缺陷管理制度

第二十五条 电站人员应遵守以下继电保护管理制度。第二十六条 继电保护装置因某种原因而导致装置存在不能正常运行的缺陷，电站人员向有关领导汇报，还要向生产工程部电气专责反映有关部门了解继电保护装置的运行状况，制定措施，防患于未然。

第二十七条 缺陷处理过程中电站应做好记录既“不安全现象分析本”，记录的内容是：处理前存在的现象，处理过程中检查的项目，问题存在的部位、采取的措施及解决问题的方法。

第二十八条 缺陷记录整理好后，一式二份，电站、生产工程部专责各留一份存档。

第二十九条 电站技术员和生产部电气专责根据缺陷记录有权质

疑，对可疑点有权下令复查。

第七章 继电保护定检报告及定值单管理制度

第三十条 定检报告要用标准表格纸填写整理。

第三十一条 定检报告要有电站、生产工程部专责审核手续。第三十二条 定检报告的封面要标准化。

第三十三条 每3个月进行一次保护定值的“三核对”工作。保护装置定值表、保护试验纪录、保护定值单三单相互一一对应，每次“三核对”打印的定值表保留6个月。

第三十四条 新定值单下发后，原定值单加盖作费章封库。新定值通知单加盖“现执行定值”章，放入指定的定值夹。

第三十五条 每半年全面清理检查一次定值夹，每册定值夹要有目录说明。

第八章附则

第三十六条标准与重要文件引用： 《110kv变电站运行管理制度》

第三十七条本规定由110kv变电站负责解释。

第五篇：智能变电站继电保护可靠性分析

智能变电站继电保护可靠性分析

摘 要：继电保护作为一种先进的反事故自动装置，在保证供电质量、避免故障的扩大化等方面都起到了非常重要的作用。正是由于继电保护担负着电网安全、稳定运行的第一道防线的重任，尤其应当强调其可靠性，这也是衡量智能变电站中继电保护技术是否先进、是否适用的最主要标准。本文结合某500kV智能变电站的建设为例，就其继电保护可靠性配置方案进行了分析与探讨。

关键词：智能变电站；继电保护；可靠性

中图分类号：TM77 文献标识码：A

一、智能变电站继电保护的技术特点

与常规变电站的保护装置相比，智能变电站中的继电保护技术主要区别在于输入、输出形式出现了较大的改变，即保护装置的采样过程变为了通信过程。常规变电站继电保护装置，其输入为TV、TA二次模拟量和间隔位置等物理开关量，输出则为跳合闸触点方式，以实现故障的自动跳闸与重合闸。而智能变电站中，其继电保护装置利用过程层的网络数据形式，对通道采样值、开关量值进行网络化传输，而保护装置动作以后的输出信息，也以数字帧的形式传递到过程层网络中，智能一次设备接受到命令后即相应执行跳合闸操作。

同时，在智能变电站继电保护配置方案中，尤其应当满足“可靠性、选择性、灵敏性及速动性”的要求。要求继电保护装置应能直接采样，对于单间隔的保护应能直接跳闸。为保证信息迅速、准确传递的需要，继电保护装置和智能终端之间的通信要求采用GOOSE点对点的通信方式，继电保护装置之间的通信则宜采用GOOSE网络传输的方式。

二、继电保护可靠性配置方案工程实例

某500kV智能变电站包括了500kV/ 220kV/35kV主变压器2台。其中，500kV部分采用的是3/2接线；220kV部分则采用了双母双分段接线方式，为GIS设备；35kV为单母线分段接线。变电站自动化系统采用了“三层两网”的网络结构，各IED设备之间信息交互采用的是IEC61850标准中的MMS和GOOSE技术。在500kV变电站间隔层、过程层中应用GOOSE跳闸，将断路器智能终端下放至开关场，以实现对一、二次设备联合程序化的顺控操作。

该变电站于2010年开始智能化改造，改造内容主要包括了信息一体化平台、继电保护应用、一次设备智能化、智能巡视、辅助设备智能化、绿色能源这六大部分。其中，在继电保护应用的改造中，该变电站500kV、220kV及主变压器电气量保护（包括断路器失灵保护及重合闸功能）全部采用了双重化配置，所有220kV断路器失灵判别功能在220kV母差保护中实现。另外，主变压器非电量保护仍按照单套配置，并放置在户外智能终端柜中，母联（分段）断路器充电过电流保护也是按照传统单套配置。过程层设备配置

该变电站在智能化改造期间，在500kV线路中新加设了一套线路保护PCS―931GM、线路电压合并单元PCS―220MA、GOOSE交换机，共同组成了线路智能组件柜。同时，还新加设了第二套线路保护L90、两套断路器及母线电压接口装置BRICK、一套智能数据录波及分析装置SHR―2000。

在220kV 线路隔离开关与原常规电流互感器之间，则新安装了一组光学电子式互感器、两个户外智能组件柜以及两套线路保护。在35kV线路侧，新加设了3号主变压器、2号低压电抗器本体、一次高压组合电器、电抗器保护测控装置PCS―961l、在线监测装置PCS―223A。继电保护配置

该变电站各元件及线路的继电保护配置，如图1所示。

（1）500kV主变压器两套电气量保护采用的是PST―1200U，非电量保护则采用的是PST―121081。500kV线路保护第一套为CSC―103AE，第一套远跳就地判别装置CSC―125AE，第一套断路器保护为CSC―121 AE；500kV线路保护第二套为PCS―931GM，第二套远跳就地判别装置PCS―925G，第二套断路器保护为PCS―921。500kV第一套母差保护为PCS―915，第二套母差保护为BP―2c。

（2）220kV线路第一套保护为PSL―603U，第二套保护为PCS―931GM；母联（分段）断路器保护为PCS―923G。220kV第一套母差保护为BP―2C，第二套母差保护为PCS―915M。

（3）220kV及以上保护均采用的是常规采样，网络跳闸方式。35kV保护仍采用的是常规采样、常规跳闸方式。

（4）过程层采用了智能终端，按照保护双重化配置，与对应的保护装置均采用的是同一厂家的设备。500kV系统第一套智能终端采用JFZ―600，第二套智能终端采用PCS―222B。220kV系统第一套智能终端采用PSIU―601，第二套智能终端采用PCS―222B。

（5）500kV线路、220kV线路、主变压器500kV侧和220kV侧均配置三相电压互感器，母线也配置了三相电压互感器，线路、主变压器保护用的电压直接取自于三相电压互感器。在220kV母差保护屏上有一个电压并列切换开关，母线电压互感器运行时，投入“正常”位置，当一组母线电压互感器退出运行时，根据情况人工切至“强制正母”或“强制副母”位置。在该变电站中，没有配置电压切换与并列装置。网络架构设计

（1）500kV的GOOSE网络架构

500kV的GOOSE网络总体结构为单星形网，双重化的两套保护分别接入2个独立的GOOSE网。GOOSE交换机按出线、主变压器、母线等间隔配置，同一串的第1、2套保护分别配置2台交换机，2套保护GOOSE网相互独立；而中断路器保护、智能终端以及测控端的2个GOOSE口，则分别被接到同一串的2个间隔交换机中，并利用装置原有的双GOOSE口进行配置，而不需要再另外搭配GOOSE口。除母差保护外，所有间隔之间没有保护GOOSE联系，当任意一台交换机发生故障时，也不会对其它间隔的正常运行带来影响。

（2）220kV的GOOSE网络架构

220kV的 GOOSE交换机，则按照出线、主变压器、母线、母联（分段）等多间隔配置。其中，第1套线路保护装置按照每4台接入1台交换机配置，而第2套线路保护则按照每6台接人1套交换机配置。母联（分段）保护按照单套配置，2个GOOSE口分别被接到2套网络的间隔交换机当中，并直接利用装置原有的双GOOSE口配置，而不需要另外配置GOOSE口。

500kV、220kV开关测控装置按照单套进行配置，并分别接入GOOSE 的A网。其中，间隔层、过程层设备及GOOSE网络，以及站控层中的保信子站、录波子站由继电保护人员专业负责管理。而站控层设备、网络报文记录分析仪及MMS网络等，则由自动化人员专业负责管理。设备故障及缺陷问题的处理，应由两专业共同协调负责。

结语

在我国近年来变电站的智能改造过程中，继电保护技术始终是智能变电站的核心技术之一。具有高度可靠性的继电保护配置方案、网络架构，对于保证变电站运行的安全与可靠，都起到了非常积极的作用。为实现坚强智能电网的建设目标，我们更应当加强对继电保护领域相关技术的研究与探索，以促进智能变电站建设的进一步发展与完善。

参考文献

[1]杨超.智能变电站的继电保护分析[J].数字技术与应用，2012（08）.[2]徐晓菊.数字化继电保护在智能变电站中的应用研究[J].数学技术与应用，2014（10）.[3]曹团结，黄国方.智能变电站继电保护技术与应用[M].北京：中国电力出版社，2013.