第一篇：关于加强智能变电站继电保护管理的通知
浙电调字„2011‟180号
关于加强智能变电站继电保护管理的通知
各市电力（业）局,浙江省火电建设公司,浙江省送变电工程公司,浙江省电力公司超高压建设分公司,浙江省电力试验研究院,浙江省电力设计院：
随着智能电网建设的推进，一大批智能变电站即将于近期在我省陆续投运。为保证这些工程的顺利投运，确保智能变电站继电保护设备的安全可靠运行，现根据国网公司智能变电站相关技术标准和管理规定，结合新技术和新设备特点，对智能变电站继电保护工程管理和运行管理规范如下：
一、工程管理
（一）继电保护工程设计应遵循标准化、通用化设计原
— 1 — 则；保护配置、设备规范应符合继电保护技术规程、反事故措施和工程要求。
（二）智能变电站以系统配置文件（SCD文件）描述二次回路的联接和功能配合，成为变电站二次系统设计的核心。按照工作职责分工，设计单位负责SCD文件的设计和最终确认，工程调试单位负责SCD文件的验证，运行维护单位负责验收和归口管理，并报送相关调度部门备案。
（三）继电保护设计联络会、装置出厂验收工作应有调度、运行、设计、调试试验单位参加，有关各方共同确定保护设计方案，审核设备出厂试验报告，并进行必要的试验验证。
（四）工程管理部门组织协调继电保护的工程设计和安装调试、工程验收及设备投运工作。设备安装施工图纸应预先审查，必要时进行现场技术交底。工程设计单位、安装调试单位应密切配合，及时跟踪工程进展情况，解决工程建设、安装调试过程中出现的问题，消除工程隐患。
（五）工程调试应做到项目齐全、试验完整，全面验证保护定值、逻辑功能和动作特性的正确性，调试结果满足设计要求；严格核对微机保护软件版本，并报送相关调度部门确认。运行维护单位应充分考虑工程调试与维护检验的衔接，提前准备，及早介入相关工作。
（六）全面执行工程的三级验收把关制度，工程管理部门组织工程设计、安装调试、运行维护、生产管理单位进行工程验— 2 — 收，对存在的缺陷应及时予以处理，确保零缺陷投产。
（七）严格履行新建、扩建、改建工程资料移交手续。新设备投产前，工程管理部门应组织新设备投产交底，向运行维护单位移交与现场投产设备相一致的图纸、保护装置技术资料、调试报告、备品备件和专用试验仪器工具等；新设备投产后1个月内，工程管理部门向运行维护单位提交可修改的电子版继电保护竣工图纸。
（八）运行维护单位应建立继电保护运行维护管理的规章制度。建立继电保护装置台帐；完善继电保护图纸资料管理；健全装置检验、缺陷处理、设备定级、备品备件的管理制度。
（九）智能变电站继电保护及相关二次系统，是智能变电站运行的关键核心。由于技术先进、系统集成度高，因此运行维护、检修试验难度大，改扩建安全风险控制要求高。各部门应高度重视运行管理的重要性，在智能变电站建设过程中及时研究确定智能变电站继电保护及二次系统运行操作、检修试验方式，研究确定智能变电站改扩建的技术实施方案和安全管理要求，并在验收过程中进行模拟验证。
二、运行管理
（一）测控功能投入的220千伏保护测控一体化装置调度命名时在原命名后增加后缀“（保护测控一体）”，如“XX线第一套微机保护（保护测控一体）”、“XX母联第一套充电解列保护（保护测控一体）”等。
（二）调度仅对保护装置发令，发令按照常规站发令模式。合并单元、智能终端、交换机等故障时，由现场分析二次设备受影响的范围，申请停役相关保护，并在现场运行规程中明确细化。
（三）现场运行规程中，操作硬压板用语为“放上”、“取下”；操作软压板用语为“投入”、“退出”。
220千伏保护（包含保护测控一体化）装置设置“跳闸”、“信号”和“停用”三种状态，具体含义为：
跳闸：保护交直流回路正常，主保护、后备保护及相关测控功能软压板投入，GOOSE跳闸、启动失灵及SV接收等软压板投入，保护装置检修状态硬压板取下；智能终端装置直流回路正常，放上跳合闸出口硬压板、测控出口硬压板，取下智能终端检修状态硬压板；合并单元装置直流回路正常，取下合并单元检修状态硬压板。
信号：保护交直流回路正常，主保护、后备保护及相关测控功能软压板投入，跳闸、启动失灵等GOOSE出口软压板退出，保护检修状态硬压板取下。
停用：主保护、后备保护及相关测控功能软压板退出，跳闸、启动失灵等GOOSE软压板退出，保护检修状态硬压板放上，装置电源关闭。
（四）保护测控一体化装置检修时，要求走一次设备检修流程申请，检修计划申报时应注明含测控功能。
（五）保护装置、合并单元、智能终端异常时，现场运行人员按现场运行规程自行将装置检修压板投入，重启装置一次，重启操作流程及要求应写入现场运行规程。重启后若异常消失则按现场运行规程自行恢复到正常运行状态；如异常没有消失，保持该装置检修压板投入状态，同时将受故障影响的保护停役并汇报调度。如合并单元故障，申请相应的母线保护、线路保护改信号，并通知检修处理；如智能终端故障，重启时应取下跳合闸出口硬压板、测控出口硬压板，申请相应的母线保护、线路保护改信号，并通知检修处理。
（六）GOOSE交换机异常时，现场运行人员按现场运行规程自行重启一次。重启后异常消失则恢复正常继续运行；如异常没有消失则汇报调度，申请退出相关受影响保护装置。GOOSE交换机更换后重新配置参数并确认正确，接入网络后所有装置运行正常、未报GOOSE断链信号，无需试验验证可直接投入运行。
（七）220千伏双重化配置的二次设备仅单套装置发生故障时，原则上不考虑陪停一次设备，但现场应加强运行监视。
（八）合并单元故障时，线路、母联保护测控一体化装置的控制功能不应退出。
（九）遥控操作通过第一套智能终端装置实现。当开关第一套智能终端装置故障时，不允许对本间隔开关、闸刀、地刀进行遥控操作和远方信号复归，现场应加强运行监视。紧急情况下可操作就地汇控柜的控制开关。
（十）运行操作要求：
1.正常运行时220千伏线路重合闸随微机保护同步投退，调度不再单独发令。如调度单独发令操作投退220千伏线路重合闸时，运行应同时操作两套线路保护重合闸软压板。第一套智能终端操作电源失去时，两套线路保护均应退出重合闸。
2.220千伏母差保护中正、副母闸刀位置出错时，应汇报调度并通知检修部门处理，同时通过软压板控制方式进行强制对应闸刀位置，但应注意一、二次运行方式保持对应,同时监视差流。
3.监控后台可操作保护装置功能软压板、GOOSE软压板以及定值区切换。监控后台保护定值区的切换按照以下顺序操作：先切换定值区，再核对定值。更改定值只能在就地进行，不允许后台更改定值，更改定值时保护须改“信号”状态。
已运行的智能变电站现场运行规程按照本通知要求做相应调整。
二〇一一年九月十六日
主题词： 能源 变电站 继电保护 管理 通知
浙江省电力公司办公室
2011年9月16日印发
第二篇：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.
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：《智能变电站运行管理规范》(最新版)
《智能变电站运行管理规范》（最新版）
为进一步规范电网智能化变电站运行管理工作，保证智能设备安全可靠运行，本规范结合国家电网公司及相关网、省电力公司相关管理标准及现场运行实际，参考各省的《智能变电站运行管理规范》，完成现《智能变电站运行管理规范（最新版）》，供各单位参考和借鉴。目录 1 总则 2 引用标准 3 术语 4 管理职责
4.1 管理部门职责 4.2 运检单位职责 5 运行管理 5.1 巡视管理
5.2 定期切换、试验制度 5.3 倒闸操作管理 5.4 防误管理
5.5 异常及事故处理 6 设备管理 6.1 设备分界 6.2 验收管理 6.3 缺陷管理 6.4 台账管理 7 智能系统管理 7.1 站端自动化系统 7.2 设备状态监测系统 7.3 智能辅助系统 8 资料管理 8.1 管理要求 8.2 应具备的规程 8.3 应具备的图纸资料 9 培训管理 9.1 管理要求
9.2 培训内容及要求 1 总则
1.1 为规范智能变电站设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能变电站设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。
1.2 本规范依据国家和电力行业的有关法规、规程、制度，智能变电站技术标准、规范等，并结合智能变电站变电运行管理的实际而制定。
1.3 本规范对智能变电站设备的管理职责、运行管理、设备管理、智能系统管理、资料管理和培训管理等六个方面的工作内容提出了规范化要求。
1.4 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。常规变电站中的智能设备的运行管理参照执行。
1.5 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。引用标准
Q/GDW 383-2010《智能变电站技术导则》
Q/GDW 393-2010《110（66）kV～220kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW394 《330kV～750kV 智能变电站设计规范》
Q/GDW 410-2010《高压设备智能化技术导则》 及编制说明 Q/GDW 424-2010《电子式电流互感器技术规范》 及编制说明 Q/GDW 425-2010《电子式电压互感器技术规范》 及编制说明 Q/GDW 426-2010《智能变电站合并单元技术规范》 及编制说明 Q/GDW 427-2010《智能变电站测控单元技术规范》 及编制说明 Q/GDW 428-2010《智能变电站智能终端技术规范》 及编制说明 Q/GDW 429-2010《智能变电站网络交换机技术规范》 及编制说明 Q/GDW 430-2010《智能变电站智能控制柜技术规范》 及编制说明 Q/GDW 431-2010《智能变电站自动化系统现场调试导则》 及编制说明 Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》 Q/GDW580 《智能变电站改造工程验收规范（试行）》 Q/GDWZ414 《变电站智能化改造技术规范》
Q/GDW640 《110（66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW6411 《220kV 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》
Q/GDW642 《330kV 及以上 330～750 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW750-2012 《智能变电站运行管理规范》
国家电网安监[2006]904 号 《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》 国家电网生[2008]1261 号 《无人值守变电站管理规范（试行）》 国家电网科[2009]574 《无人值守变电站及监控中心技术导则》
国家电网安监[2009]664 号 国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》 国家电网生[2006]512 号《变电站运行管理规范》
国家电网生[2008]1256 号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》 3 术语
3.1 智能变电站
采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
3.2 智能电子设备
包含一个或多个处理器，可以接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等，为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。3.3 智能组件
由若干智能电子装置集合组成，承担主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。
可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。3.4 智能终端
一种智能组件，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。3.5 电子式互感器 一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.6 合并单元
用以对来自互感器二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可以是互感器的一个组成部分，也可以是一个分立单元。3.7 设备在线监测
通过传感器、计算机、通信网络等技术，及时获取设备的各种特征参量并结合一定算法的专家系统软件进行分析处理，可对设备的可靠性作出判断，对设备的剩余寿命作出预测，从而及早发现潜在的故障，提高供电可靠性。3.8 交换机
一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。
3.9 IED 能力描述文件（ICD 文件）
由装置厂商提供给系统集成厂商。该文件描述 IED 提供的基本数据模型及服务，但不包含 IED 实例名称和通信参数。3.10 系统规格文件（SSD 文件）应全站唯一。该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在 SCD 文件中。
3.11 全站系统配置文件（SCD 文件）
应全站唯一。该文件描述所有 IED 的实例配置和通信参数、IED 之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD 文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。
3.12 IED 实例配置文件（CID 文件）
每个装置有一个，由装置厂商根据 SCD 文件中本 IED 相关配置生成。4 管理职责
4.1 管理部门职责
生产技术部（运维检修部）负责组织制定和执行智能一次设备及在线监测设备的技术规范，负责智能变电站运行维护管理，组织开展智能一次设备运行分析并提出技术防范措施。电力调度控制中心负责制定和执行智能二次设备的技术规范，负责所辖受控智能站运行信息的日常监视及遥控、遥调工作，组织开展智能二次设备的运行分析并提出技术防范措施。安全监察部负责智能变电站安防管理，负责智能设备的安全监督管理。4.2 运检单位职责
运维单位负责贯彻执行上级单位颁发的智能设备运行标准和规范，负责编制智能变电站现场运行规程，负责智能变电站的日常操作、巡视和缺陷管理，定期开展智能化设备运行分析。检修单位负责贯彻执行上级有关单位、部门颁发的智能设备检修标准和规范，负责编制智能化设备检修策略，负责智能化变电站设备的检修、维护和缺陷处理。5 运行管理 5.1 巡视管理
5.1.1 巡视管理基本要求
5.1.1.1 智能变电站巡视管理按照相关巡视检查制度执行，巡视周期按照《变电运行管理规范》 有关要求执行。
5.1.1.2 智能变电站设备巡视分为正常巡视、全面巡视、熄灯（夜间）巡视、特殊巡视和远程巡视。
5.1.1.3 智能变电站的正常巡视每周应不少于 1 次。
5.1.1.4 智能变电站根据设备智能化程度、设备状态远方可视化程度，可采用远程巡视。远程巡视可代替正常巡视，但不允许代替熄灯巡视、全面巡视和特殊巡视。
5.1.1.5 智能化变电站一次设备、二次系统设备、通信设备、计量设备、站用电源系统及辅助系统设备的日常巡视工作由运行单位负责，设备的专业巡检由检修单位负责。5.1.2 电子式互感器的巡视项目
5.1.2.1 设备标识齐全、明确、正确；
5.1.2.2 设备基础牢固完整，无倾斜、裂纹、变形； 5.1.2.3 设备无锈蚀，内部无异声、无异味； 5.1.2.4 套管、伞裙无裂纹、放电闪络现象； 5.1.2.5 均压环固定良好，无倾斜；
5.1.2.6 各引线导线松紧程度适中，无松脱、断股或变形； 5.1.2.7 前端装置外观正常，指示灯状态正常。5.1.3 智能在线监测设备的巡视项目
5.1.3.1 检查监测单元的外观应无锈蚀、密封良好、连接紧固；
5.1.3.2 检查电（光）缆的连接无松动和断裂，检查油气管路接口应无渗漏； 5.1.3.3 检查电源指示正常，各类信号显示正常；
5.1.3.4 监控后台、在线监测系统主机监测数据正常，数据通讯情况应正常；
5.1.3.5 定期检查在线监测设备运行数据，与历史数据比较，确认设备运行状态正常。5.1.4 保护设备（保护测控一体化设备）的巡视项目
5.1.4.1 检查设备外观正常，各交直流空气开关正确，电源指示正常，各类信号指示正常，无告警信息。
5.1.4.2 检查保护定值区正确，设备软、硬压板投退正确。5.1.4.3 检查装置无其他异常声响及异常气味。
5.1.4.4 远程巡视时利用远方监控后台定期查看保护设备告警信息，检查保护通信正常，保护定值区正确，各软压板控制模式和投退状态正确。
5.1.4.5 远程巡视重点检查测控装置“SV 通道” 和“GOOSE 通道” 信号正常。5.1.5 交换机的巡视项目
5.1.5.1 检查设备外观正常，电源指示正常，各类信号指示正常，风扇运转正常，设备运行环境温度正常，无告警。
5.1.5.2 远程巡视时利用远方监控后台检查计算机系统网络运行正常，网络记录仪无告警。5.1.6 对时系统的巡视项目
5.1.6.1 检查设备外观正常，电源指示正常，各类信号指示正常，风扇运转正常，无告警。5.1.6.2 检查对时系统主、备机运行状态符合运行方式要求； 5.1.6.3 检查保护装置时钟与对时系统同步正常。
5.1.7 监控系统、智能终端、合并单元和智能控制柜的巡视项目
5.1.7.1 检查监控系统运行正常，各连接设备通信正常，设备信息正确，保护软压板投退状态正确，电流、有功、无功显示值正常，监控后台无异常报文；
5.1.7.2 检查智能终端、合并单元设备外观正常，电源指示正常，各类指示灯、通讯状态正常；
5.1.7.3 检查室外智能终端箱、智能控制柜密封良好，无进水受潮，箱内温湿度控制器工作正常，设备运行环境温度正常，无异常发热，柜内温度应保持在 5-50℃之间、湿度应小于 75%； 5.1.7.4 检查光纤应有明确、唯一的标牌，需注明传输信息种类、两端设备、端口名称等。5.1.7.5 检查光纤接头可靠连接，光纤无打折、破损现象。备用芯防尘帽无破裂、脱落，密封良好；
5.1.7.6 检查光纤熔接盒稳固，光纤引出、引入口应可靠连接，尾纤在屏内的弯曲内径大于 10cm（光缆的弯曲内径大于 70cm），光纤应无打折、破损现象；
5.1.7.7 检查各交直流空气开关位置正确，压板投退状态与运行状态和调度要求相一致； 5.1.7.8 检查装置无其他异常声响及异常气味。5.1.8 站用电源系统（一体化电源）的巡视项目
5.1.8.1 检查站用电源系统外观正常，监测单元数据显示正确，无告警信息，交直流系统各表计、指示灯指示正常；
5.1.8.2 检查站用电系统交直流系统运行方式正确，各出线开关分合位置正确； 5.1.8.3 检查蓄电池组外观正常，蓄电池电压正常，无漏液；
5.1.8.4 远程巡视时利用远方监控后台定期检查站用电系统通信状态、告警信息，检查交直流系统运行方式和蓄电池电压正常，重点检查直流系统充电模块、直流接地告警和绝缘监察装置信息。
5.1.9 辅助系统的巡视项目
5.1.9.1 检查辅助系统外观正常，电源指示正常，各类指示灯、通讯状态正常；
5.1.9.2 远程巡视时利用辅助系统监控后台检查各辅助设备通信正常，运行数据正常，无异常告警，检查历史数据，确认设备运行状态正常。5.2 定期切换、试验制度
5.2.1 智能变电站常规定期切换、试验工作应按照公司《变电运行管理规范》有关要求执行。5.2.2 智能变电站定期切换、试验工作可通过远方控制方式进行。
5.2.3 装设避雷器在线监测系统的变电站，可不再抄录避雷器动作次数及泄漏电流，应每月进行历史数据比较和现场实际数值核对。
5.2.4 蓄电池具有自动采集装置，可不再测量蓄电池电压，应每季进行历史数据比较和现场实际数值核对。
5.3 倒闸操作管理
5.3.1 变电站倒闸操作应按照《江苏省电力公司变电站倒闸操作规范》的相关管理制度执行。5.3.2 智能变电站应具备适应不同主接线、不同运行方式下顺控操作功能。一般情况下倒闸操作应采用顺控操作方式。5.3.3 顺控操作
5.3.3.1 顺控操作的基本要求
a）实行顺序控制时，顺序控制设备应具备电动操作功能。条件具备时，宜和图像监控系统实现联动。
b）顺序控制操作票应严格按照《安规》有关要求，根据智能变电站设备现状、接线方式和技术条件进行编制，符合五防逻辑要求。顺序控制操作票的编制要严格例行审批手续，不能随意修改。当变电站设备及接线方式变化时应及时修改。
c）顺序控制操作前应核对设备状态并确认当前运行方式，符合顺序控制操作条件。
d）在远方或变电站监控后台调用顺序控制操作票时，应严格核对操作指令与设备编号，顺序控制操作应采用“一人操作一人监护”的模式。
e）进行顺序控制的操作时，继电保护装置应采用软压板控制模式。
f）顺序控制操作完成后，现场运维人员应核对设备最终状态并检查有无异常信息后完成此次操作。
5.3.3.2 顺控票管理 a）顺序控制典型操作任务和操作票需要经过各运维管理单位生产分管领导审批。b）顺序控制典型操作任务和操作票应备份，由专人保存。
c）顺序控制典型操作票必须经过现场试验，验证正确后方可使用。
d）变电站改（扩）建、设备变更、设备名称改变时，应同时修改顺序控制典型操作票，并重新履行审批手续，同时完成顺序控制典型操作票的变更、固化。
f）固化于系统内的顺控操作票应两年审核一次，由二次专业人员导出，运维人员审核确认。5.3.3.3 顺控操作中断处理原则
a）顺序控制操作中断时，应做好操作记录并注明中断原因。待处理正常后方能继续进行。b）若设备状态未发生改变，应查明原因并排除故障后继续顺控操作；若无法排除故障，可根据情况改为常规操作。
c）若设备状态已发生改变，应在已操作完的步骤下边一行顶格加盖“已执行”章，并在备注栏内写明顺控操作中断时的设备状态和中断原因，同时应根据调度命令按常规操作要求重新填写操作票，操作票中须填写对已经变位的设备状态的检查。5.3.4 压板操作
5.3.4.1 运维人员的软压板操作应在监控后台实现，操作前应在监控画面上核对软压板实际状态，操作后应在监控画面及保护装置上核对软压板实际状态；
5.3.4.2 正常运行的保护装置远方修改定值压板应在退出状态，远方控制压板应在投入状态，远方切换定值区压板应在投入状态。运维人员不得改变压板状态；
5.3.4.3 正常运行的智能组件严禁投入“置检修” 压板，运维人员不得操作该压板；
5.3.4.4 设备开关检修时，应退出本间隔保护失灵启动压板，退出母差装置本间隔投入压板； 5.3.4.5 设备从开关检修改冷备用或保护启用前，应检查确认间隔中各智能组件的“置检修” 压板已取下。
5.3.4.6 禁止通过投退智能终端的断路器跳合闸压板的方式投退保护。5.3.5 定值操作
5.3.5.1 运维人员定值区切换操作在监控后台进行。操作前应在监控画面上核对定值实际区号，操作后应在监控画面及保护装置上核对定值实际区号，切换后打印核对正确； 5.3.5.2 检修人员的修改定值只允许在装置上进行，禁止在监控后台更改。5.4 防误管理
5.4.1 各单位要严格执行公司的相关规定，并制定有关智能变电站的防误闭锁装置管理制度。
5.4.2 安装独立微机防误闭锁系统的智能变电站，防误闭锁系统管理同常规站。
5.4.3 采用监控防误功能的变电站，应按照公司《变电站防误操作技术规定》的相关技术规范要求，采用“计算机监控系统的逻辑闭锁＋本设备间隔电气闭锁” 来实现防误操作闭锁功能。
5.4.4 采用监控防误功能的防误闭锁逻辑应经过运维管理单位审核批准后方能维护进相应自动化设备及后台监控系统，并做好相应备份处理。
5.4.5 监控系统的防误闭锁逻辑应定期进行复核，防误闭锁逻辑软件升级、修改，应严格履行审批手续。
5.4.6 智能化变电站的解锁操作应严格按照安规的相关管理规定执行，各类解锁钥匙及工具应进行统一封存管理。5.5 异常及事故处理
5.5.1 变电站异常及事故处理应按照相关异常及事故处理原则执行。
5.5.2 对于单套配置的智能设备故障，影响保护正确动作时，应申请退出其对应的运行开关。5.5.3 对于双套配置的保护装置单套停运操作无法进行时，应申请停用对应的母差装置失灵保护，及与该保护装置对应的智能终端。
5.5.4 对于双套配置的合并单元单套故障时，应申请停用对应的线路（主变）保护、母线保护装置。
5.5.5 对于双套配置智能终端单套故障可能影响跳合闸回路时，应退出该智能终端出口压板。
5.5.6 交换机故障
5.5.6.1 间隔交换机故障，影响本间隔 GOOSE 链路，应视为失去本间隔保护，应申请停用相应保护装置，及时处理；(按间隔配置的交换机故障，当不影响保护正常运行时（如保护采用直采直跳方式）可不停用相应保护装置；当影响保护装置正常运行时（如保护采用网络跳闸方式），应视为失去对应间隔保护，应停用相应保护装置，必要时停运对应的一次设备。)5.5.6.2 公用交换机故障，根据交换机所处网络位置以及网络结构确定其影响范围，可能影响母线保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备，应申请停用相应设备。6 设备管理
6.1 设备分界
6.1.1 主变压器、断路器、隔离开关、互感器（含电子式互感器）、电抗器、电容器、避雷器等属一次设备。电子式互感器以采集单元为维护分界点。采集单元随电子互感器归属一次专业维护，合并单元归属二次专业维护。
6.1.2 成套的智能设备以智能终端的外侧端子排为界，智能终端（含智能终端）至设备本体属一次设备，外侧引线属二次设备；由外配智能终端组成的智能设备，以设备本体（控制端子箱、操作机构箱、汇控柜）二次接线端子排为界，内侧引线（含端子排）属一次设备，外侧引线（含智能终端）属二次设备。
6.1.3 变电站站端设备状态监测系统作为主设备的辅助设备，属于一次设备。6.2 验收管理
6.2.1 工程启动及竣工验收应满足技术协议标准，工程启动调试部门应事先编制调试方案，完成竣工报告。
6.2.2 工厂验收时，对不能具备实际设备拍摄图像的情况，应提供模拟方案，验收合格后应完成出厂验收报告。
6.2.3 变电站严格按照《智能变电站验收细则》 和《智能变电站改造工程验收规范》 验收，并参照相关设备验收管理制度。
6.2.4 运维人员宜提前介入工程安装调试工作，结合现场安装调试，组织运维人员技术培训，做好各项投运前生产准备工作。
6.2.5 验收除常规的移交技术资料外，还应包含全站智能装置的配置文件、软件工具及各类电子文档等资料。
6.2.6 新建、修试后的智能设备，应在设备投运前组织资料验收、外观验收、功能验收，验收中发现问题应及时处理。对于暂时无法处理的一般缺陷，急需投运时，必须经设备主管部门批准后方能投运，要求限期整改。
6.2.7 新建、修试后的在线监测设备，应在设备投运前组织资料验收和外观验收。对于不能在主设备停电时完成的功能验收，在主设备运行、验收条件满足后，立即完成。
6.2.8 工程验收时除移交常规的技术资料外还应包括：
6.2.8.1 系统配置文件、GOOSE 配置图、全站设备网络逻辑结构图、信号流向、智能化设备技术说明等技术资料；各智能电子设备的 CID 文件、ICD 文件，记录所有设备版本号和 CRC 码等；以光盘介质（一式两份）进行备份； 6.2.8.2 系统集成调试及测试报告；
6.2.8.3 设备现场安装调试报告（在线监测、智能组件、电气主设备、二次设备、监控系统、辅助系统等）；
6.2.8.4 在线监测系统报警值清单及说明。6.3 缺陷管理
6.3.1 按照智能变电站智能设备的功能及技术特点，应制订和完善智能设备缺陷定性和分级，使运维人员及专业维护人员了解设备缺陷的危急程度，及时处理，保障设备安全运行。6.3.2 智能设备缺陷分为危急、严重、一般缺陷。6.3.3 智能设备的危急缺陷主要包括下列情况： a）电子互感器故障（含采集模块及其电源）； b）合并单元故障； c）智能终端故障；
d）保护装置、保护测控一体化装置故障或异常； e）纵联保护装置通道故障或异常；
f）GOOSE 断链或异常，SV 断链或异常，可能造成保护不正确动作； g）过程层交换机故障；
h）光功率发生变化导致装置闭锁； i）其它直接威胁安全运行的情况。
6.3.4 智能设备的严重缺陷主要包括下列情况：
a）GOOSE 断链或异常，SV 断链或异常，不会造成保护不正确动作； b）对时系统异常；
c）智能控制柜内温控装置故障，影响保护装置正常运行的； d）监控系统主机（工作站）、远动设备、站控层交换机故障或异常； e）装置液晶显示屏异常； f）接线端子锈蚀严重；
g）测控装置接收合并单元数据异常； h）其它不直接威胁安全运行的情况。
6.3.5 智能设备的一般缺陷主要包括下列情况：
a）智能控制柜内温控装置故障，不影响保护装置正常运行； b）在线监测系统故障； c）网络记录仪故障；
d）辅助系统故障或通讯中断； e）其他不危及安全运行的缺陷。6.4 台账管理
6.4.1 电子式电流互感器
6.4.1.1 电子式电流互感器按对应的间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。
6.4.1.2 电子式电流互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电流互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电流互感器A 相”。6.4.2 电子式电压互感器
6.4.2.1 电子式电压互感器按对应的母线或间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。6.4.2.2 电子式电压互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电压互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电压互感器A 相”。6.4.3 电子式电流电压互感器
6.4.3.1 互感器按对应的间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。6.4.3.2 互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电流电压互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电流电压互感器 A相”。6.4.4 合并单元
6.4.4.1 设备类型：继电保护-合并单元；
6.4.4.2 合并单元按对应的断路器、主变、母线间隔按台建立台帐
6.4.4.3 合并单元的命名按照“电压等级+设备间隔名称编号+合并单元类型+合并单元+组别号。例：“220kV XXX 断路器电流合并单元 A 组”。6.4.5 智能终端
6.4.5.1 设备类型：继电保护-智能终端；
6.4.5.2 智能终端按对应的断路器、主变间隔按台建立台帐。
6.4.5.3 智能终端的命名按照“电压等级+设备间隔名称编号+智能终端+组别号”。例：“220kVXXX 断路器智能终端 A 组”。6.4.6 保护测控一体化装置
6.4.6.1 设备类型：继电保护-测控保护装置；
6.4.6.2 保护测控一体化装置按对应的母线、断路器、主变单元中按台建立台帐。6.4.6.3 保护测控一体化装置的命名按照“设备间隔名称编号+保护测控装置+组别号”。例： “1 号主变保护测控装置 A 组”。6.4.7 交换机
6.4.7.1 单独建立交换机间隔单元，单元中各交换机设备按台建立台帐；
6.4.7.2 属于单个间隔的交换机命名按照“交换机接入的设备间隔名称+网络分层（过程层、间隔层）+交换机+网络组别号（A 或 B 组）。例：“220kV 石利2535 线路过程层交换机 A 组”，“1 号主变间隔层交换机 B 组”。跨间隔的交换机命名按照接入设备的电压等级+网络分层（过程层、间隔层）+交换机+网络组别号（A 或 B 组）。例： “220kV 设备过程层交换机 B 组”。6.4.8 在线监测设备
6.4.8.1 设备类型：一次设备-在线监测设备。
6.4.8.2 按间隔配置的在线监测设备按间隔建立台账，跨间隔配置的在线监测系统单独建立台账。
6.4.8.3 单间隔在线监测设备命名按照“设备间隔名称编号+在线监测对象（如断路器状态、SF6 状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测设备+编号，例： “1 号主变油色谱在线监测设备第一套”。跨间隔在线监测系统命名按照“电压等级+在线监测对象（如断路器状态、SF6 状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测系统+编号，例： “220kV 断路器状态在线监测系统第一套”。6.4.9 智能辅助系统
6.4.9.1 智能辅助系统按套建立台帐，纳入智能辅助系统单元；
6.4.9.2 智能辅助系统命名按照“编号（第几套）+智能辅助系统。例： “第一套智能辅助系统”。6.4.10 屏柜
6.4.10.1 线路保护测控二次屏柜、交换机屏柜纳入屏柜单元，按屏柜建立台帐。
6.4.10.2 屏柜命名按照“线路、断路器或主变名称编号+保护测控屏+（组别号）”，智能控制柜命名应含盖对应所有设备名称编号。例： “1 号主变保护测控屏 A”，“1 号主变本体智能终端柜”，“石利 2535 线路保护测控屏 B”。7 智能系统管理
7.1 站端自动化系统 7.1.1 站端自动化系统一般管理要求
7.1.1.1 站端网络设备服务器、交换机、合并单元、智能终端、GOOSE 网络、通讯光纤等设备均属运行设备，任何人员不得随意停用或拔插设备。确需停用时，必须办理相关手续方可停用。
7.1.1.2 站端自动化系统的操作系统、数据库、应用软件等属于变电站内运行设备的一部分，所有人员不得随意进入、退出或者停运监控软件，不得随意拷贝、删除、添加文件，不得在站控层软件系统上从事与后台维护或操作无关的工作。
7.1.1.3 工程师站、运行操作站等人机接口系统应分级授权使用，用户只能在自己的使用权限范围内进行工作，不得越权操作。工程师站、运行操作站微机的光驱、UBS 接口硬密封，严禁非系统管理员使用。
7.1.1.4 用户对密码必须严格保密，防止泄露，必要时定期进行更新。
7.1.1.5 后台机使用必须办理相关手续，并经变电运维人员许可后方可使用，严禁将后台机移作他用。
7.1.1.6 后台机调试、升级或故障处理时，应在做好防止误控运行设备的措施。同时做好系统硬件、软件故障的记录台账，软件修改记录台账，详细记录系统发生的所有问题处理情况。7.1.1.7 运行中站端自动化系统的实时告警事件、历史事件、报表为设备运行的重要信息记录，所有人员不得随意修改和删除。7.1.1.8 停用的站端自动化系统所有服务器、工作站的软驱、光驱及所有未使用的 USB 接口，除系统管理员外，其他用户禁止启用上述设备或接口。7.1.1.9 禁止使用非专用计算机对站端自动化系统进行维护。
7.1.1.10 站端自动化系统软件需修改或升级时，必须经过技术论证，制定实施方案，并经过相关部门确认后方可实施。每次修改或升级后，均应进行一次数据备份，并妥善保存。7.1.2 站端自动化系统监控画面设置原则
7.1.2.1 监控主界面目录索引应包含与实际设备运行状态相对应的一次系统图、站用电系统图、直流系统图、全站 GOOSE 网络图、UPS 系统图；分间隔告警总、运行报表（报表应具备导出功能）； 电流、电压、电能平衡曲线； 故障录波； 无功电压优化控制等。7.1.2.2 一次系统监控画面设置设备的电流、有功、无功、功率因数、母线电压、主变档位、主变温度、开关远方/就地位置、线路有压指示灯、事故总、间隔事故总等基本信息。当任一间隔出现告警、异常、通讯中断时，该间隔开关图形应闪烁提醒，或设置告警总提醒。主变、母线、线路、开关间隔等按电压等级以不同颜色区分，并在有压与无压时自动变色。
7.1.2.3 点击监控主界面任一间隔单元应能进入间隔分画面，分画面应包含该间隔一次接线图，测控、保护、合并单元、智能终端、交换机、远方/就地开关等位置状态提示； 间隔逻辑闭锁功能提示； 负荷电流、电压、有功、无功、功率因数等数据； 光字信号、线路有压指示； 保护定值区切换、保护定值修改、压板投退索引； 顺控操作索引； 智能告警、事故分析索引； 在线监测索引等。间隔分画面内应具备设置屏蔽某一具体信号功能。
7.1.2.4 监控画面应具备监视各间隔保护装置、测控装置、合并单元、智能终端上的“置检修” 硬压板状态的功能。
7.1.2.5 监控画面应具备监视和操作保护装置保护软压板状态的功能，保护软压板分为保护功能投入压板（如差动保护软压板、距离保护、零序保护、投互联、投分列等）、保护出口压板（如跳闸出口、失灵启动、重合闸出口）和接收软压板（MU 投入、GOOSE 接收等）。
7.1.2.6 监控画面应具备监视保护装置软压板状态的功能（远方控制、远方修改定值区、远方修改定值）。
7.1.2.7 监控画面上的保护软压板应有明确且本间隔唯一的编号，在监控后台操作前，需输入间隔编号及压板编号确认操作无误。7.1.3 站端自动化系统异常处理原则
7.1.3.1 监控系统服务器、交换机、网络等设备出现异常，应立即查明原因并切换至备用设备，对不能及时恢复的异常及时通知检修人员进行处理。
7.1.3.2 监控系统双服务器、GOOSE 交换机故障、与该交换机连接的间隔层和过程层设备相应的 GOOSE 断链故障，监控系统发 GOOSE 断链故障，应立即检查相关 GOOSE 交换机、合并单元、智能终端、继电保护及自动装置有无异常信号。
7.1.3.3 终端系统或信号传输通道异常，造成上述信号无法实时监控，由监控值班员通知运维操作班加强相关变电站的巡视，运维操作人员发现异常应及时向监控值班员汇报。7.2 设备状态监测系统
7.2.1 设备状态监测设备的日常管理及维护应按照公司《输变电设备状态监测系统运行管理规定》 相关要求执行。
7.2.2 设备状态监测设备等同于高压主设备进行监视、巡查、维护。
7.2.3 设备状态监测报警值应由生产技术部根据相关标准规范或运行经验制定，检修单位实施报警值的整定和修改，报警值不应随意修改。7.2.4 设备状态监测数据异常信号告警后，运维人员应进行现场检查，主要检查内容如下： a）核对报警值的设置是否变化；
b）检查外部接线、网络通讯是否出现异常或中断； c）查看是否有异常天气影响；
d）核查是否有强烈的电磁干扰源发生，如开关操作，外部短路故障等； e）检查监测装置及系统是否异常； f）比较分析在线监测数据变化的趋势。7.2.5 设备状态监测系统报警后，运维人员应通知检修人员进行现场检查，若经检查是由于系统误报警的，经生产技术部门同意后可退出相应报警功能，缺陷处理后再投入运行。在线监测系统未经运维检修部门同意不得随意退出运行。7.3 智能辅助系统
7.3.1 应按照公司《变电运行管理规范》 有关要求开展常规辅助设备管理。7.3.2 视频监控管理
a）定期巡视视频监控系统，发现问题，及时上报处理。
b）定期检查站内摄像机等图像监控系统设备，定期测试视频联动及智能分析等功能的运行情况发现故障及时处理，确保其运行完好。
7.3.3 安保设备管理
a）变电站应设置全站智能安保系统，安保系统应由视频探头、电子围网、门禁系统等组成，系统具备设备运行状况、视频信息、入侵警报等信息的数字传输功能。
b）应定期检查智能安保系统和附属视频探头等智能感应设备的运行状况和数据传输情况。c）危急情况下能够解除门禁，迅速撤离，门卡的使用权限应经运行管理部门批准，由运维人员监督使用。7.3.4 消防设备管理
a）变电站应设置全站消防报警系统，系统应具备设备运行状况、火灾警报等信息的数字传输功能，并与烟感、红外感应等智能感应设备构成智能消防系统。
b）运维人员应定期巡视火警监测装置配置的传感器，确保其运行完好；应定期检查、试验报警装置的完好性，发现故障及时上报处理。7.3.5 防汛设施管理
a）变电站应根据周边地势和排水情况专设防汛设施，防汛设施应具备设备工况、水位异常警报等信息的远方监测及控制功能。
b）运维人员应定期检查防汛设备的运行状况和数据传输情况。7.3.6 环境监测管理
a）变电站内空调、风机等设施应具备环境温度、设定温度、运行状况等信息的远方监测及控制功能。
b）运维人员应定期检查风机及空调联动运行状况，发现缺陷及时上报处理。7.3.7 其他设施管理
a）GIS 室或 SF6 充气柜室装设 SF6 泄漏报警装置，装置应具备泄漏报警、设备运行状况等信息的数字传输功能。
b）对于装设有红外测温在线监测及大电流桩头温度检测系统的红外测温辅助系统，应定期检查系统运行状况和数据传输情况。资料管理
8.1 管理要求
8.1.1 设备维护部门应按专业技术管理范围，对上述文件存档备案管理。
8.1.2 变电站 SCD 文件、智能电子设备的配置文件、交换机配置文件等电子资料的存储应使用单独的存储介质，并定期进行备份，防止资料受到病毒或者恶意代码的破坏。8.1.3 全站 SCD 配置文件有变更时，必须事先告知各相关专业部门，各专业部门许可后方可更改。维护单位应在维护管理制度和维护手册中明确变更审批流程，SCD 配置文件修改前后应进行备份。8.2 应具备的规程
8.2.1 常规变电站应具备的法规、规程。8.2.2 智能变电站技术导则。8.2.3 高压设备智能化技术导则。8.2.4 变电站智能化改造技术规范。8.2.5 智能变电站继电保护技术规范。8.2.6 智能变电站改造工程验收规范。8.3 应具备的图纸资料
8.3.1 常规变电站应具备的图纸、装置说明书、调试大纲、试验报告。8.3.2 一体化电源负荷分布图。
8.3.3 在线监测传感器位置分布图。
8.3.4 站内 VLan、IP 及 MAC 地址分配列表。8.3.5 交换机端口分配表及电（光）缆清册。8.3.6 监控系统方案配置图。8.3.7 网络通信图。
8.3.8 网络流量计算结果表。8.3.9 保护配置逻辑框图。8.3.10 GOOSE 配置表。8.3.11 SV 配置表。8.3.12 VLan 配置表。8.3.13 屏柜配置表。8.3.14 交换机接线图。8.3.15 功能互操作图。8.3.16 逻辑信号图。
8.3.17 智能电子设备的配置文件和配置软件。培训管理
9.1 管理要求
9.1.1 智能变电站运行维护人员应进行系统培训，了解上级下发的有关智能变电站的相关规定，熟悉智能变电站的新技术、新特点。
9.1.2 智能变电站运维人员应提前学习智能变电站的设计图纸，熟悉变电站的整体结构。9.1.3 设备在厂家联调期间，运维人员入厂学习，熟悉其工作原理。9.1.4 设备现场统调期间，运维人员参与调试工作，熟练操作流程。9.1.5 设备验收结束，设备厂家及现场施工人员应对运维人员进行综合培训，便于运维人员对设备有一整体认识，利于今后的维护与操作。9.2 培训内容及要求
9.2.1 掌握智能变电站的设备结构、原理、性能、技术参数和一、二次设备布置情况，以及设备的运行、维护、操作方法和注意事项。9.2.2 掌握智能变电站一次设备的接线和运行方式。9.2.3 掌握智能变电站二次设备的网络拓扑结构。
9.2.4 掌握智能变电站光互感器、合并装置、智能终端、光纤交换机、在线监测设备等新设备的日常巡视工作。
9.2.5 能审核智能变电站的设备检修、试验、检测记录，并能通过在线监测系统、智能辅助系统和设备红外测温情况等分析设备的健康状况，掌握设备缺陷和运行薄弱环节。9.2.6 熟悉智能变电站相关调度指令，掌握智能变电站软压板操作、定值操作方法。
9.2.7 熟练掌握智能变电站的顺控操作技术（包括顺控操作步骤、顺控票审核、顺控中断处理原则等）。
9.2.8 智能变电站发生事故和异常时，能根据网络分析仪、站端自动化系统、智能状态监测系统、智能辅助系统正确判断故障范围，并能做到迅速、正确地处理事故。9.2.9 掌握 IEC61850 规约的基本知识。
9.2.10 掌握智能变电站 GOOSE、SV 网络传输的具体内容，网络中断时对设备正常运行的影响。
9.2.11 掌握智能变电站检修设备和运行设备的隔离方法，熟悉装置检修压板对位的意义。注意二次设备停电检修安全措施的设置与常规变电站的不同之处。9.2.12 了解智能变电站过程层、站控层和对时同步原理。
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