第一篇：變電站電氣二次系統驗收規范

750kV變電站電氣二次系統

驗收規范

酒泉超高壓輸變電公司

2010年3月

甘肅酒泉超高壓輸變公司

750kV變電站電氣二次系統現場驗收規范

目 次

前 言......................................................................II 1 范圍.......................................................................1 2 規范性引用文件..............................................................1 3 驗收準備...................................................................2 3.1 根據驗收規范編制二次系統現場驗收細則......................................2 3.2 檢驗儀器、儀表、工器具及材料..............................................2 3.3 人員分工..................................................................2 4 驗收項目及內容..............................................................2 4.1 通用驗收項目..............................................................2 4.2 線路保護驗收項目..........................................................5 4.3 變壓器保護驗收項目.......................................................10 4.4 母線保護驗收項目.........................................................13 4.5 故障錄波器驗收項目.......................................................15 5 自動化系統、故障信息管理系統驗收項目.......................................16 5.1 故障信息管理系統檢查.....................................................16 5.2 測控裝置驗收項目.........................................................16 5.3 網絡交換機驗收項目.......................................................17 5.4 監控系統軟件功能驗收項目.................................................17 5.5 監控電源系統.............................................................20 5.6 全站對時系統驗收項目.....................................................21 6 站用直流系統驗收...........................................................21 6.1 直流屏接線...............................................................21 6.2 硬母線連接...............................................................21 6.3 直流系統反措驗收.........................................................21 6.4 直流系統微機監控器.......................................................22 6.5 直流充電裝置.............................................................23 6.6 絕緣檢測裝置.............................................................23 6.7 電壓調節裝置.............................................................23 6.8 事故照明裝置.............................................................23 附件（范例）750KV線路保護及二次回路驗收細則.................................23

I 甘肅酒泉超高壓輸變公司

750kV變電站電氣二次系統現場驗收規范

前 言

為了加強750kV變電站繼電保護及二次系統的管理，使驗收內容、步驟、項目、方法、驗收行為規范化，實現電氣二次設備投產驗收的規范化、標準化，確保750kV變電站電氣二次設備零缺陷投運。依據電力行業、國家電網公司、西北電網有限公司及甘肅省電力公司相關標準、規程、導則、規范，特制定此驗收規范。

本驗收規范由酒泉超高壓輸變電公司進行編制并負責解釋。本規范審核人：楊德志

張宏軍

本規范審核人：劉 罡

張東良

司軍章

范曉峰 李玉明

蘇軍虎康 鵬

張致海

本規范主要起草人：任

偉

龔

暉

石永安

劉培民

魏

佳 王建剛

海世杰

張國林

牛

毅

王

暉

II

茹秋實 高寶龍

甘肅酒泉超高壓輸變公司

750kV變電站電氣二次系統現場驗收規范 范圍

本規范根據相關規程和反措規定了750kV變電站繼電保護、安全自動裝置及其二次回路的驗收內容、項目和要求。

本規范適用于750kV變電站繼電保護及二次系統的現場驗收工作。其它電壓等級變電站繼電保護、安全自動裝置及其二次回路的驗收參照本規范執行。規范性引用文件

本《750kV變電站二次系統驗收規范》是根據以下規范標準、規程以及對繼電保護專業的相關管理要求編寫：

? Q/GDW 157-2007《750kv電力設備交接試驗標準》

? Q/GDW 239-2009《1000kv繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程》 ? 《西北750KV輸變電工程竣工預驗收及分系統調試指導意見》西北電網生技2009年48號文

? GB 7261-2001《繼電器及繼電保護裝置基本試驗方法》 ? GB50150－91《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》 ? Q/GDW120-2005《750KV變電所電氣設備施工質量檢驗及評定規程》 ? DL/T 995-2006《繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程》 ? GB/T 14285-2006《繼電保護和安全自動裝置技術規程》 ? DL/T 587-2007《微機繼電保護裝置運行管理規程》 ? Q/GDW 161-2007《線路保護及輔助裝置標準化設計規范》

? Q/GDW 175-2008《變壓器、高壓并聯電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規范》

? GB50171-92《電氣裝置安裝工程盤、柜及二次回路結線施工及驗收規范》 ? 電氣裝置安裝工程電纜線路施工及驗收規范

? 《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》繼電保護重點實施要求 ? 《國家電網公司繼電保護全過程管理規定》 ? 電力工程直流系統設計技術規程（DL/T5044-2000）? 國家電網公司 《直流電源系統技術標準》 ? 國家電網公司 《直流電源系統運行規范》 ? 國家電網公司 《直流電源系統技術監督規定》 甘肅酒泉超高壓輸變公司

750kV變電站電氣二次系統現場驗收規范

? 國家電網公司 《預防直流電源系統事故措施》 3 驗收準備

3.1 根據驗收規范編制二次系統現場驗收細則 3.2 檢驗儀器、儀表、工器具及材料

3.2.1 繼電保護班組應配置必備的檢驗用儀器儀表，應能滿足繼電保護檢驗需要，確保檢驗質量。

3.2.2 定值檢驗應使用不低于0.5級的儀器、儀表；測控裝置應使用不低于0.2級的儀器、儀表檢驗。

3.2.3 裝置檢驗所用儀器、儀表應經過檢驗合格。3.2.4 微機型繼電保護試驗裝置應經過檢驗合格。3.2.5 可根據現場實際需要準備工器具及材料。3.3 人員分工

3.3.1驗收工作開始前,應按照間隔分組安排驗收人員。

3.3.2對于端子箱、保護通道接口柜等驗收交接面，應在驗收前明確各自驗收范圍。3.3.2后臺四遙試驗應由運行和保護人員共同驗收，按照驗收細則做好記錄。驗收項目及內容

4.1 通用驗收項目 4.1.1 資料驗收 4.1.1.1 施工圖紙：

所有施工圖齊全、正確，竣工圖紙及其電子版圖紙要求設計單位在工程竣工投產后三個月內移交。

4.1.1.2 調試報告及安裝記錄：

檢查所有調試報告及安裝記錄是否齊全、正確。4.1.1.3 專用工具及備品備件：

檢查專用工具及備品備件是否齊全，要求與裝箱記錄單上所記載的一致。4.1.1.4 廠家說明書、技術資料、組屏圖紙等的技術文件：

檢查說明書、組屏圖紙等技術文件齊全，要求與裝箱記錄單上所記載一致，圖紙資料及技術說明書要求至少一式四份。4.1.2 外觀檢查 4.1.2.1 反措驗收

1）交、直流的二次線不得共用電纜；動力線、電熱線等強電路不得與二次弱電回路共用電纜；各組電流和電壓線及其中性線應分別置于同一電纜；雙重化配置的保護的電流回路、電壓回路、直流電源、雙跳閘繞組的控制回路等，兩套系統不應合用一根多芯電纜。

2）二次回路電纜不得多次過渡、轉接；變壓器、電抗器非電量保護由其就地端子箱引至保護室的二次回路不宜存在過渡或轉接。

3）高頻同軸電纜屏蔽層應在兩端分別接地，并沿高頻同軸電纜上方敷設截面不小于2100mm、兩端接地的銅導體。結合濾波器高頻電纜側的接地點應與耦合電容的一次接地點分開，結合濾波器高頻電纜側的接地點應在距一次接地點3～5m處與地網連接。

24）所有保護屏地面下宜用截面不小于100mm的接地銅排直接連接構成等電位接地母線，2接地母線應首尾可靠連接形成環網，并用截面不小于50 mm、不少于4根銅排與廠站的接地

2網直接連接；屏柜裝置上的接地端子應用截面不小于4 mm的多股銅線和接地銅排相連，接地銅排應用截面不小于50 mm的銅排與地面下的等電位接地母線相連，所有二次電纜和高

2頻電纜屏蔽層應使用截面不小于4 mm 多股銅質軟導線可靠連接到等電位接地網的銅排上。

5）所有電流互感器、電壓互感器的二次繞組必須有且僅有一個接地點；有電氣直接連 甘肅酒泉超高壓輸變公司

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接的電流互感器的二次回路，其接地點應在控制室一點接地；經控制室零相小母線（N600）連通的幾組電壓互感器的二次繞組必須在控制室一點接地。各電壓互感器的中性線不得接有可能斷開的開關和接觸器，來自電壓互感器二次的4根開關場引入線和電壓互感器開口三角回路的2根開關場引入線必須分開且應使用各自獨立的電纜。

6）保護電源和控制電源應該分別由獨立的的空氣開關控制；對于雙重化配置的保護裝置：兩套保護的直流電源應相互獨立，分別由專用的直流熔斷器從不同的直流母線段供電，有兩組跳閘線圈的斷路器，各跳閘回路應分別由專用的直流熔斷器從不同的直流母線段供電，保護電源應與其對應的操作回路的電源一一對應；對于由一套保護裝置控制的多組斷路器，要求每一斷路器的操作回路應相互獨立，分別由專用的直流熔斷器供電；信號回路由專用熔斷器供電，不得與其它回路混用。

7）每一套獨立的保護裝置應有直流電源消失報警的回路。8）上、下級熔斷器之間的容量配合必須有選擇性。4.1.2.2其它部分驗收

4.1.2.2.1二次回路接線的檢查：

1）電纜固定應牢固，裝置及與之相連接的二次回路的接線應該整齊美觀、牢固可靠，電纜牌及回路編號標示清晰、正確、無褪色。

2）跳(合)閘引出端子與正、負電源端子應適當隔開且有明顯標識。

5）所有二次電纜都應采用阻燃鎧裝屏蔽電纜，屏蔽層在開關場、控制室同時接地，嚴禁采用電纜芯兩端接地的方法作為抗干擾措施，多股軟線必須經壓接線頭接入端子。

26）電流回路電纜芯截面≥2.5mm；控制電纜或絕緣導線芯截面、強電回路電纜芯截面222≥1.5mm；弱電回路電纜芯截面≥0.5mm；屏柜內導線的芯線截面應不小于1.0mm。

7）所有端子排的接線穩固，不同截面的電纜芯不許接入同一端子，同一端子接線不宜超過兩根。

4.1.2.2.2 屏柜、端子箱內端子排布置的檢查：

1）屏柜上的端子排按照“功能分區、端子分段”的原則設置，端子排按段獨立編號，每段應預留備用端子，端子排名稱運行編號應正確，符合設計要求。

2）端子排的安裝位置應便于更換和接線，離地高度應大于350mm。

3）正、負電源之間以及正電源與跳合閘回路之間應以一個空端子隔開。4.1.2.2.3 保護屏上設備及其編號、標示的檢查：

1）保護屏上的所有設備（壓板、按鈕、把手等）應采用雙重編號，內容標示明確規范，并應與圖紙標示內容相符，滿足運行部門要求。

2）轉換開關、按鈕、連接片、切換片等安裝中心線離地面不宜低于300mm，便于巡視、操作、檢修。

3）壓板不宜超過5排，每排設置9個壓板，不足一排時用備用壓板補齊，宜將備用壓板連片拆除；壓板在屏柜體正面自上而下，從左至右依次排列；保護跳合閘出口壓板及與失靈回路相關壓板采用紅色，壓板底座及其它壓板采用淺駝色，標簽應設置在壓板下放。4.1.2.2.4 保護屏屏頂小母線的檢查： 1）保護屏屏頂小母線的截面應不小于6.0mm，兩屏之間的小母線應用截面不小于6.0mm的多股軟線連接。小母線兩側應有標明其代號或名稱的絕緣標志牌，字跡清晰、不宜脫色。

2）屏頂小母線裸露部分與未經絕緣的金屬體之間的電氣間隙不得小于12mm。4.1.2.2.5 保護屏、戶外端子箱（包括開關、互感器端子箱）、端子盒的檢查：

1）端子箱應有升高座，孔洞等密封良好，端子箱、端子盒應有防雨、防潮、防塵措施，其外殼與主地網焊接。

2）屏、柜、箱的接地應牢固良好。可開啟的門，應以裸銅軟線與接地的金屬構架可靠 3 甘肅酒泉超高壓輸變公司

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連接。

3）安裝結束后，屏、柜、箱的預留孔洞及電纜管口應封堵好。4.1.2.2.6電纜溝電纜敷設檢查：

電纜溝電纜敷設應整齊，標志清晰，一二次電纜應分層布置，二次電纜置于一次電纜下層。

4.1.2.2.7 其他部分檢查： 1）安裝通信設備的小室，在屏地面下宜用截面不小于100mm 的接地銅排直接連接構成等電位接地母線，接地母線應首尾可靠連接形成環網，并和保護室保護屏下敷設的接地銅2 排用不小于100mm銅線直接連接。

2）傳輸保護信息的接口裝置至距保護裝置、光纖配線架大于50m時(特殊設備應以廠家技術要求為準)應采用光纜。

3）分相電流差動保護應采用同一路由收發的通道。4.1.3 TV、TA及其相關二次回路檢查 4.1.3.1反措驗收

1）雙重化配置兩套保護的電流回路應分別取自電流互感器互相獨立的繞組，二次繞組的分配應避免主保護出現死區。

2）雙重化配置的兩套保護之間不應有任何電氣聯系，兩套主保護的電壓回路宜分別接入電壓互感器的不同二次繞組。4.1.3.2其它部分驗收

4.1.3.2.1 電流互感器及其相關回路檢查：

1）檢查、試驗互感器所有繞組的極性、變比、準確級應滿足對應保護、測量和計量的要求，電流互感器的變化與定值通知單應一致。

2）利用飽和電流、勵磁電流和電流互感器二次回路阻抗近似校驗各繞組是否滿足10%誤差要求。

3）互感器各次繞組的連接方式、極性應滿足設計和裝置實際要求。

4）對電流互感器二次繞組接線進行檢查：可采用二次通流的方法（在電流互感器接線盒處分別短接各繞組、保護屏處通入電流方法或在保護屏處分別短接各繞組、電流互感器接線盒處分別通入二次電流的方法）檢驗接入保護、盤表、計量、錄波、母差等的二次繞組的連接組別的正確性和回路完整性。

5）所有電流二次回路必須經帶負荷測試來檢查回路是否正確和完整。6）備用電流回路的短接必須可靠，防止電流互感器二次回路開路。4.1.3.2.2 電壓互感器及其相關回路檢查：

1）檢查、試驗互感器各繞組的極性、變比、準確級應滿足對應保護、測量和計量的要求，電壓互感器的變化與定值通知單應一致。

2）互感器各次繞組的連接方式、極性應滿足設計和裝置實際要求。

3）對電壓互感器二次繞組接線進行檢查：要求對電壓互感器二次繞組進行通電壓試驗（可采用在電壓互感器接線盒處將接線打開并分別通入二次電壓的方法）檢驗接入保護、盤表、計量等二次繞組的連接組別的正確性和回路的完整性。

4）測量電壓回路自電壓互感器引出端子至屏柜電壓母線的每相電阻，并計算電壓互感器在額定容量下的壓降，其值不應超過額定電壓的3%。

5）所有電壓二次回路均必須經帶負荷測試來檢查回路是否正確和完整。

6）對于帶切換的電壓回路，實際分合1G、2G，觀察操作箱切換繼電器動作情況及指示燈指示情況是否正確。

6）試驗端子等備用接線端子驗收，防止電壓互感器二次回路造成短路。

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4.1.4 變電站內部交、直流回路絕緣檢查

1）在保護屏的端子排處將所有外部引入的回路及電纜全部斷開，分別將電流、電壓、直流控制信號回路的所有端子各自連接在一起，用1000V搖表測量絕緣電阻，各回路對地、各回路之間的阻值均應大于10MΩ。

2）檢查跳、合閘回路間及對地絕緣，阻值均應大于10MΩ。4.1.5 公共回路檢查

4.1.5.1 公共信號回路檢查：

檢查電壓并列柜、公用測控柜接入的所有遙信量在監控后臺數據庫定義的正確性。4.1.5.2 各間隔電氣閉鎖回路檢查：

檢查閉鎖邏輯是否合理，是否符合變電站“五防”閉鎖技術要求，回路接線是否正確。4.2 線路保護驗收項目

4.2.1 線路保護二次回路檢查 4.2.1.1反措驗收

1）斷路器操作電源與保護電源分開且獨立：兩組操作電源分別引自不同直流母線段，兩套主保護裝置直流電源分別取自不同直流母線段且與其對應的跳閘線圈操作電源一一對應，其他輔助保護電源、不同斷路器的操作電源應有專用直流電源空氣開關供電。

2）保護裝置至輔助保護、母差、失靈等重要起動和跳閘回路均應使用各自獨立的電纜。3）斷路器和隔離開關的輔助觸點、切換回路與不同保護配合的相關回路應遵循相互獨立的原則。

4）檢查防跳回路正確，斷路器防跳保護應采用斷路器本體配置的保護。斷路器三相不一致保護應采用斷路器本體配置的保護 4.2.1.2其它部分驗收

4.2.1.2.1 電源之間寄生回路的檢查：

試驗前所有保護、操作電源均投入，斷開某路電源，分別測試由其供電的直流端子對地電壓，其結果均為0V且不含交流分量。4.2.1.2.2 斷路器防跳躍檢查：

斷路器處于分閘狀態，短接跳閘接點，手動合斷路器并保持合后狀態一段時間，此過程中斷路器應只合分一次。

4.2.1.2.3 斷路器操作回路壓力閉鎖情況檢查：

斷路器應具備SF6壓力、空氣壓力/油壓降低閉鎖重合閘、閉鎖操作等功能。當壓力降低至閉鎖重合閘時，保護裝置應顯示“壓力閉鎖重合閘”；當壓力降低至閉鎖操作時，無法分合開關。上述幾種情況信號系統應發相應聲光信號。4.2.2 線路保護裝置檢查

4.2.2.1 線路保護裝置參數核對：

1）保護裝置基本參數核對（定值區、通信地址、被保護設備名稱）符合要求。2）保護裝置交流插件參數與一次設備參數一致。

3）保護裝置直流插件參數與本站直流額定電壓一致。4）保護裝置版本和校驗碼在規定的有效版本范圍之內。5）光纖通道兩側通道一一對應，收發路由一致。6）打印機參數與裝置打印參數設置。7）檢查GPS對時是否正確。4.2.2.2 收發信機參數和設置核對：

1）收發信機通道、頻率兩側應一致，設置頻率與本裝置晶振頻率、線濾一致。2）收發信機和保護配合參數核對設置正確。

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4.2.2.3 線路保護裝置電源的檢查：

1）檢查輸出電壓及其穩定性在裝置技術參數正常范圍以內。

2）檢查正、負極對地電壓；檢查工作地與保安地是否相連(要求不連)；檢查逆變輸出電源對地有電壓。

4.2.2.4 線路保護裝置的數模轉換精度的檢查：

裝置電壓、電流、相位角度測量采樣應在允許范圍之內。4.2.2.5 線路保護裝置開關量輸入的檢查：

1）檢查軟連接片和硬連接片的邏輯關系。2）保護壓板投退的開入符合設計要求。

3）開關位置的開入：對單開關分別使A、B、C相位置動作檢查其正確性；對3/2接線要求用把手切換、投退相應壓板配合使相應斷路器位置動作來驗證接線的正確性。

4）其他開入量。

4.2.2.6 線路保護裝置定值校驗：

1）1.05倍及0.95倍定值校驗。2）操作輸入和固化定值。

4.2.2.7 線路保護保護功能檢驗（主要檢查正、反向區內、外故障動作邏輯）：

1）縱聯保護。

2）工頻變化量阻抗保護。

3）接地距離Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保護。4）相間距離Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保護。

5）零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段、零序反時限保護。6）電壓互感器斷線過流保護。7）弱饋功能。

8）電壓互感器斷線閉鎖功能。9）振蕩閉鎖功能。

10）重合閘后加速功能。11）手合后加速功能。4.2.3 失靈遠跳判別檢查

4.2.3.1 失靈遠跳判別裝置參數核對：

1）裝置基本參數核對（定值區、通信地址、被保護設備名稱）符合要求。2）裝置交流插件參數與一次設備參數一致。3）裝置直流插件參數與本站直流額定電壓一致。4）裝置版本和校驗碼在規定的有效版本范圍之內。5）光纖通道兩側應一一對應。

6）打印機參數與裝置打印參數設置。7）檢查GPS對時是否正確。4.2.3.2 失靈遠跳裝置電源的檢查

1）檢查輸出電壓及其穩定性在裝置技術參數正常范圍以內。

2）檢查正、負極對地電壓；檢查工作地與保安地是否相連(要求不連)；檢查逆變輸出電源對地有電壓。

4.2.3.3 失靈遠跳裝置的數模轉換精度的檢查：

裝置電壓、電流、相位角度測量采樣應在允許范圍之內。4.2.3.4 失靈遠跳裝置開關量輸入的檢查：

1）檢查軟連接片和硬連接片的邏輯關系。

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2）保護壓板投退的開入符合設計要求。

3）開關位置的開入：對單開關分別使A、B、C相位置動作檢查其正確性。4）其他開入量。

4.2.3.5 失靈遠跳裝置的定值校驗：

1）1.05倍及0.95倍定值校驗。2）操作輸入和固化定值。

4.2.3.6 失靈遠跳裝置保護功能檢驗：

1）過電壓保護。2）低功率保護。3）過流保護。

4）收信直跳（分別試驗二取一、二取二方式）。4.2.4 線路間隔的斷路器輔助保護檢查

4.2.4.1 線路間隔的斷路器輔助保護基本參數核對：

1）保護裝置基本參數核對（定值區、通信地址、被保護設備名稱）符合要求。2）保護裝置交流插件參數與一次設備參數一致。

3）保護裝置直流插件參數與本站直流額定電壓一致。4）保護裝置版本和校驗碼在規定的有效版本范圍之內。5）打印機參數與裝置打印參數設置。6）檢查GPS對時是否正確。

7）操作箱跳、合閘回路與斷路器跳合閘線圈參數核對（電流啟動或保持的數值小于等于跳合閘回路電流數值的50%）。

8）操作箱出口繼電器動作值核對涉及直接跳閘的重要回路繼電器動作電壓在額定直流電源電壓的55%-70%，動作功率不低于5W）。

4.2.4.2 線路間隔的斷路器輔助保護電源的檢查：

1）檢查輸出電壓及其穩定性在裝置技術參數正常范圍以內。

2）檢查正、負極對地電壓；檢查工作地與保安地是否相連(要求不連)；檢查逆變輸出電源對地有電壓。

4.2.4.3 線路間隔的斷路器輔助保護裝置數模轉換精度的檢查：

裝置電壓、電流、相位角度測量采樣應在允許范圍之內。4.2.4.4 線路間隔的斷路器輔助保護開關量輸入的檢查：

1）檢查軟連接片和硬連接片的邏輯關系。2）保護壓板投退的開入符合設計要求。

3）開關位置的開入：對單開關分別使A、B、C相位置動作檢查其正確性；對3/2接線要求用把手切換或投退相應壓板配合相應斷路器位置動作來驗證接線的正確性。

4）其他開入量。

4.2.4.5 線路間隔的斷路器輔助保護定值校驗：

1）1.05倍及0.95倍定值校驗。2）操作輸入和固化定值。

4.2.4.6 線路間隔的斷路器輔助保護功能、回路檢驗：

1）重合閘。

2）斷路器失靈保護。3）死區保護。4）過流保護。

5）失靈啟動及出口回路。

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6）三相不一致啟動回路。7）重合閘啟動回路。8）閉鎖重合閘回路。

9）先合、后合相互閉鎖回路。

4.2.5 線路間隔的相關告警信號檢查：

1）開關本體告警信號（包括氣體壓力、液壓和彈簧未儲能、三相不一致、電機就地操作電源消失等，要求檢查聲光信號正確）。

2）保護異常告警信號（包括保護動作、重合閘動作、保護裝置告警信號等，要求檢查聲光信號正確）。

3）回路異常告警信號（包括控制回路斷線、電流互感器和電壓互感器回路斷線、切換同時動、直流電源消失、操作電源消失等，要求檢查聲光信號正確）。

4）跳、合閘監視回路。

5）高頻或光纖通道告警信號（要求檢查聲光信號正確）。6）其他信號（要求檢查聲光信號正確）。4.2.6 線路保護錄波信號檢查：

1）保護動作或跳閘接點作為啟動量。2）重合閘動作接點作為啟動量。

3）收信輸入（閉鎖式縱聯保護要錄“收信輸入”接點，允許式要求發信也錄波）。4）高頻模擬量。

4.2.7 通道傳輸裝置及回路檢查

4.2.7.1 高頻保護專用收發信機檢查：

1）收發信機發信振蕩頻率。2）收發信機發信輸出功率。

3）收發信機的輸出阻抗及輸入阻抗的測定。4）檢驗通道監測回路工作應正常。5）收信機收信靈敏啟動性能的檢測。6）兩側收發信機通道交換邏輯正確。7）測量通道的傳輸衰耗、工作衰耗。8）3dB告警檢查。

9）檢查收信電平，設置衰耗值，檢查收信裕度(15～16dB)。4.2.7.2 失靈遠跳專用收發信機檢查：

1）收發信機發信振蕩頻率。2）收發信機發信輸出功率。

3）收發信機的輸出阻抗及輸入阻抗的測定。4）檢驗通道監測回路工作應正常。5）收信機收信靈敏啟動性能的檢測。

6）模擬本側失靈出口，檢查對側是否收到遠跳命令。7）模擬對側失靈出口，檢查本側是否收到遠跳命令。4.2.7.3 光纖通道光電轉換裝置檢查：

1）本側電路自環檢查保護裝置誤碼及延時和光電轉換裝置通道指示狀況。2）本側光路自環檢查保護裝置誤碼及延時和光電轉換裝置通道指示狀況。

3）恢復至通道正常狀態檢查保護裝置誤碼及延時和光電轉換裝置通道指示狀況。4）光電轉換裝置屏內尾纖排列整齊，標志清晰，固定可靠。4.2.7.4 光纖通道調試：

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1）光纖通道可以采用自環的方式檢查光纖通道是否完好。

-62）傳輸延時及誤碼率檢查（光纖通道的誤碼碼率和傳輸時間進行檢查，誤碼率小于10，兩側的傳輸延時應接近相等）。

3）傳輸設備發信光功率，收信靈敏度及通道裕度（對于專用光纖通道應對其發信電平，收信靈敏啟動電平進行測試并保證通道的裕度滿足要求）。

4）通道遠跳信號試驗（分別模擬兩側失靈出口，檢查對側是否收到遠跳命令）。4.2.7.4 高頻保護聯調：

1）模擬區內故障（對于閉鎖式，高頻保護短時發信5ms后停信；對于允許式，高頻保護發允許跳閘信號，對側高頻保護在收到允許跳閘信號動作跳閘。要求對側高頻保護投入，斷路器在斷開位置）。

2）模擬正方向區外故障（對于閉鎖式，高頻保護短時發信5ms后停信，但由于本側收到對側閉鎖信號，本側高頻保護不動作；對于允許式高頻保護不向對側發允許跳閘信號，本側高頻保護不動作跳閘。要求對側高頻保護投入，斷路器在合閘位置）。

3）模擬反方向故障（對于閉鎖式，高頻保護發信后不停信，由于兩側收到閉鎖信號，兩側高頻保護不動作；對于允許式，高頻保護不向對側發允許跳閘信號，本側高頻保護不動作跳閘。要求對側高頻保護投入,斷路器在合閘位置）。4.2.7.5 光纖保護聯調：

1）通入三相電流（兩側分別加入三相電流，檢查本側和對側顯示誤差值應不于5%）。2）區內各種短路故障，保護動作。

3）對于傳輸遠傳命令的通道，兩側分別模擬失靈動作，對側檢查是否正確收到命令。4.2.8 線路保護整組試驗（帶模擬開關）：

1）單相瞬時接地故障（重合閘置于單重位置，同一被保護設備的各套保護裝置的電流回路臨時串聯，相應電壓回路并聯，分別模擬A、B、C相單相故障，檢查各裝置在同一故障時的動作情況、跳閘回路和重合閘回路的正確性，要求保護與模擬開關動作情況一致）。

2）單相永久性接地故障（重合閘置于單重位置，同一被保護設備的各套保護裝置的電流回路臨時串聯，相應電壓回路并聯，任意模擬一次單相永久性接地故障，以檢查各裝置在同一故障時的動作情況、跳閘回路和重合閘回路的正確性、保護后加速功能正確性。對于3/2接線的開關，重合短延時開關單跳單合后三相跳閘，重合長延時開關單跳后三相跳閘）。

3）兩相接地瞬時故障（重合閘置于單重位置，同一被保護設備的各套保護裝置的電流回路臨時串聯，相應電壓回路并聯，分別模擬兩相故障，檢查各裝置在同一故障時的動作情況、跳閘回路和重合閘回路的正確性、保護三跳回路正確性）。

4）永跳TJR和三跳TJQ動作（對有三跳停信的保護需要檢查保護三跳停信）。

5）重合閘啟動回路（用兩套保護分別帶輔助保護和開關，檢查保護出口啟動重合閘回路是否正確）。

6）閉鎖重合閘回路（用手跳和永跳、單重方式時三跳閉鎖重合閘等檢查重合閘回路是否正確；模擬斷路器壓力降低鎖重合閘，檢查其回路正確性）。

7）失靈啟動及出口回路（包括保護啟動失靈觸點、失靈電流判別元件及TJR啟動失靈觸點檢查。用兩套保護分別帶輔助保護，模擬A、B、C和三相保護動作相應開關失靈，用導通法在失靈保護屏測啟動失靈的正確性，以按相檢驗失靈回路中每個觸點、壓板接線的正確性）。

8）失靈、母差出口跳本間隔檢查（在確保失靈、母差保護屏內回路正確的前提下，打開本間隔開關回路接線，用短接方法檢查失靈、母差出口跳本開關回路是否正確。應閉鎖重合閘，開放對側縱聯保護）。

9）失靈遠跳試驗（分別模擬兩側失靈出口，檢查對側是否收到遠跳命令就地判別滿足 9 甘肅酒泉超高壓輸變公司

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動作）。

4.2.9 線路保護傳動試驗：

1）單相瞬時接地故障（重合閘置于單重位置，分別模擬A、B、C相單相故障，檢查跳閘回路和重合閘回路的正確性，保護與開關動作一致，信號指示正確）。

2）單相永久性接地故障（重合閘置于單重位置，模擬B相單相永久性接地故障，檢查跳閘回路和重合閘回路的正確性，保護與開關動作一致，信號指示正確）。

3）兩相接地瞬時故障（重合閘置于單重位置，模擬A、C兩相接地瞬時故障，保護與開關動作一致，信號指示正確）。

4）斷路器三相不一致保護檢查（分別模擬斷路器A、B、C三相不一致，保護開入和動作出口回路的正確，信號指示正確）。

5）斷路器防跳檢查（斷路器處于分閘狀態，短接跳閘接點，手動合斷路器并保持合后狀態一段時間，此過程斷路器應只合分一次）。4.2.10 線路保護裝置投運前檢查：

1）打印定值與定值單核對（與定值單要求一致）。

2）恢復所有打開的接線（電流回路應進行緊固，所有臨時線拆除，接線恢復到運行狀態）。

3）壓板以及把手等（測試保護壓板上下樁頭的電位，檢查是否存在回路接點粘合情況, 把手等恢復至運行狀態）。

4）打印機（打印機指示正確，打印紙放置良好，打印機防塵蓋放置正確）。4.2.11 線路保護帶負荷后的向量測試、檢查：

1）裝置顯示及信號指示（裝置面板顯示模擬量符合系統潮流大小及方向，開關量正確，信號指示無異常）。

2）測量電壓、電流的幅值及相位關系，對于電流回路的中性線應進行幅測量(測量中性線不平衡電流，要求與當時系統潮流大小及方向核對）。

3）線路光纖差動保護差流的檢查（檢查其差流大小是否正常，并記錄存檔）。

4）高頻通道信號復測（測收信和發信電平，觀察是否與供電前一致，若不一致，應進行通道裕量和3dB衰耗告警調試）。4.3 變壓器保護驗收項目

4.3.1 變壓器保護相關二次回路檢查： 4.3.1.1反措驗收

1）保護電源配置情況：兩套完整、獨立的電氣量保護和一套非電氣量保護應使用各自獨立的電源回路，兩套電氣量保護的直流電源分別取自不同直流母線段，兩套主保護和兩組操作電源應一一對應。

2)非電量保護應同時作用于斷路器的兩個跳閘線圈。4.3.1.2其它部分驗收

1）變壓器本體回路檢查：

有載、本體重瓦斯投跳閘；輕瓦斯、壓力釋放、繞組溫度高、油溫高、冷控失電等根據變壓器運行要求投信號或跳閘；

2）各側斷路器防跳躍檢查： 各側斷路器分別處于分閘狀態，短接跳閘接點，手動合斷路器并保持合后狀態一段時間，此過程斷路器應只合分一次。

3）操作回路閉鎖情況檢查（斷器SF6壓力、空氣壓力/油壓降低和彈簧未儲能禁止重合閘、閉鎖操作等功能，其中閉鎖重合閘回路可以和保護裝置開入量驗收同步進行。由開關專業人員配合，實際模擬空氣壓力/油壓降低，當壓力降低至閉鎖重合閘時，保護顯示”閉鎖 10 甘肅酒泉超高壓輸變公司

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重合閘開入量”變位；當壓力降低至閉鎖操作時，無法分合開關。上述幾種情況信號系統應發相應聲光信號）。

4）非電量保護不啟動斷路器失靈保護 4.3.2 變壓器保護裝置檢查

4.3.2.1 變壓器保護裝置參數核對：

1）保護裝置基本參數核對（定值區、通信地址、被保護設備名稱）符合要求。2）保護裝置交流插件參數與一次設備參數一致。

3）保護裝置直流插件參數與本站直流額定電壓一致。4）保護裝置版本和校驗碼在規定的有效版本范圍之內。5）打印機參數與裝置打印參數設置。6）檢查GPS對時是否正確。

4.3.2.2 變壓器保護裝置電源的檢查：

1）檢查輸出電壓及其穩定性在裝置技術參數正常范圍以內

2）檢查正、負對地是否有電壓；檢查工作地與保安地是否相連(要求不連)；檢查逆變輸出電源對地是否有電壓。

4.3.2.3 變壓器保護裝置的數模轉換精度的檢查：

裝置電壓、電流、相位角度測量采樣應在允許范圍之內。4.3.2.4 變壓器保護裝置開關量輸入的檢查：

1）檢查軟連接片和硬連接片的邏輯關系。2）保護壓板投退的開入符合設計要求。

3）各側電壓閉鎖的投入：變位情況應與裝置及設計要求一致。

4）非電量保護：非電量保護作用于跳閘的啟動功率應大于5W，動作電壓在額定電源電壓的55%-70%范圍內，動作時間為10ms-35ms。4.3.2.5 變壓器保護定值校驗：

1）1.05倍及0.95倍定值校驗。2）操作輸入和固化定值。4.3.2.6 變壓器保護功能檢驗：

1）差動保護。

2）高壓側相間方向復壓過流。3）中壓側相間方向復壓過流。4）低壓側相間方向復壓過流。5）零序過流保護。6）間隙零流保護。7）零壓保護。8）本體保護。

4.3.3 主變間隔的斷路器輔助保護及操作箱檢查

4.3.3.1 主變間隔的斷路器輔助保護及操作箱基本參數核對：

1）保護裝置基本參數核對（定值區、通信地址、被保護設備名稱）符合要求。2）保護裝置交流插件參數與一次設備參數一致。

3）保護裝置直流插件參數與本站直流額定電壓一致。4）保護裝置版本和校驗碼在規定的有效版本范圍之內。5）打印機參數與裝置打印參數設置。6）檢查GPS對時是否正確。

7）操作箱跳、合閘回路與斷路器跳合閘線圈參數核對：電流啟動或保持的數值小于等 11 甘肅酒泉超高壓輸變公司

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于跳合閘回路電流數值的50%。

8）操作箱出口繼電器動作值核對：涉及直接跳閘的重要回路繼電器動作電壓在額定直流電源電壓的55%-70%,動作功率不低于5W。

4.3.3.2 主變間隔的斷路器輔助保護及操作箱電源的檢查：

1）檢查輸出電壓及其穩定性在裝置技術參數正常范圍以內。

2）檢查正、負對地是否有電壓；檢查工作地與保安地是否相連(要求不連)；檢查逆變輸出電源對地是否有電壓。

4.3.3.3 主變間隔相關斷路器的輔助保護裝置精度的檢查：

裝置電壓、電流、相位角度測量采樣應在允許范圍之內。4.3.3.4 主變間隔的斷路器輔助保護裝置開關量輸入的檢查：

1）檢查軟連接片和硬連接片的邏輯關系。2）保護壓板投退的開入符合設計要求。

3）開關位置的開入：變位情況應與裝置及設計要求一致。4.3.3.5 主變間隔的斷路器輔助保護裝置定值校驗：

1）1.05倍及0.95倍定值校驗。2）操作輸入和固化定值。

4.3.3.6 主變間隔的斷路器輔助保護功能檢驗：

1）斷路器失靈保護。2）死區保護。3）過流保護。

4）失靈啟動及出口回路。

5）三相不一致啟動回（檢驗屏內啟動回路、開關本體三相不一致保護是否按定值單要求整定）。

4.3.4 變壓器間隔相關告警信號：

1）開關本體告警信號（包括氣體壓力、液壓和彈簧未儲能、三相不一致、電機就地操作電源消失等，要求檢查聲光信號正確）。

2）保護異常告警信號（包括保護動作、重合閘動作、保護裝置告警信號等，要求檢查聲光信號正確）。

3）回路異常告警信號（包括控制回路斷線、電流互感器和電壓互感器回路斷線、切換同時動、直流電源消失、操作電源消失等，要求檢查聲光信號正確）。

4）跳、合閘監視回路。

5）本體保護檢查：包括本體瓦斯、有載瓦斯、油溫高、風冷全停、釋壓器、油壓速動信號、要求檢查聲光信號正確。4.3.5 變壓器保護錄波信號：

1）差動保護跳閘作為啟動量。2）后備保護跳閘作為啟動量。3）本體保護跳閘作為啟動量。

4.3.6 變壓器保護整組試驗（兩套保護時應用電流回路串聯、電壓回路并聯的方法進行）：

1）差動保護：檢查比例制動，諧波制動，電流互感器斷線閉鎖等。2）高壓側后備保護：方向過流保護、復壓過流保護等。3）中壓側后備保護：方向過流保護，復壓過流保護等。4）低壓側后備保護：方向過流保護，復壓過流保護等。5）定時限、反時限零序保護。6）阻抗保護。

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7）間隙零序過壓及過流保護。

8）本體非電量保護：非電量保護分別投跳閘和信號，模擬本體與有載的重瓦斯和輕瓦斯、壓力釋放、冷控失電、油溫高等非電量保護動作，觀察報文和后臺信息；模擬過負荷，觀察啟動風冷和試驗閉鎖有載調壓。

4.3.7 變壓器相關斷路器的跳閘、失靈啟動和三相不一致保護回路檢查： 4.3.7.1 失靈啟動回路：

1）保護啟動失靈觸點、失靈電流判別元件觸點及三跳啟動失靈啟動失靈觸點。

2）用兩套保護分別帶輔助保護、開關，模擬A、B、C和三相保護動作相應開關失靈，用導通法在失靈保護屏測啟動失靈的正確性，按相檢驗失靈回路中每個觸點和壓板接線的正確性。

3）變壓器高壓側斷路器失靈保護動作后跳變壓器各側斷路器，變壓器高壓側失靈動作開入后，應經靈敏的、不需整定的電流元件并帶50 ms延時后跳變壓器各側斷路器。

4）變壓器中壓側斷路器失靈保護動作后跳變壓器各側斷路器，變壓器中壓側失靈動作開入后，應經靈敏的、不需整定的電流元件并帶50 ms延時后跳變壓器各側斷路器。4.3.7.2 失靈、母差出口跳本間隔檢查：

在確保失靈、母差保護屏內回路正確和打開本間隔開關回路接線的情況下用短接的方法檢查失靈、母差出口跳本開關回路是否正確，應閉鎖重合閘，開放對側縱聯保護。4.3.7.3 三相不一致啟動回路檢查：

檢查啟動回路和開關三相不一致保護是否按定值單整定。4.3.7.4 出口跳、合閘回路：

主保護、后備保護出口跳閘各側斷路器和母聯斷路器回路的正確性 4.3.8 主變保護傳動試驗（帶開關進行）：

1）區內單相瞬時接地故障。

2）模擬高壓側區外兩相瞬時故障。3）模擬中壓側區外兩相瞬時故障。4）模擬低壓側區外三相瞬時故障。5）模擬重瓦斯、有載瓦斯保護動作.4.3.9 主變保護投運前檢查：

1）打印定值與定值單核對（與定值單要求一致）。

2）恢復所有打開的接線（電流回路應進行緊固，所有臨時線拆除，接線恢復到運行狀態）。

3）壓板以及把手等（測試保護壓板上下樁頭的電位，檢查是否存在回路接點粘合情況, 把手等恢復至運行狀態）。

4）打印機（打印機指示正確，打印紙放置良好，打印機防塵蓋放置正確）。4.3.10 主變保護帶負荷向量測試、檢查：

1）測量電流差動保護各組電流互感器的相位以及各側電壓，電流的幅值及相位關系。對于電流回路的中性線也應進行幅值測量（測量流過中性線的不平衡電流）: 要求與當時系統潮流大小及方向核對。

2）差動保護的差流測試：檢查其大小是否正常，并記錄存檔。3）方向零序保護及方向過流的方向測試：通過系統潮流方向核對。4.4 母線保護驗收項目

4.4.1 母線保護電流、電壓回路檢查：

1）檢查各間隔電流互感器的變比、極性、準確級應正確，應與定值單要求相一致（應特別注意母差保護對母聯TA極性的要求）。

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2）檢查母線電壓閉鎖是否正確。4.4.2 母線保護相關二次回路的檢查：

1）檢查接入母差保護每一間隔的接點與電流二次回路接線的一致性：要求接入母差保護每一間隔的隔離開關接點應能正確反映本間隔一次隔離開關的位置，對間隔的隔離開關與電流二次回路接線的一致性進行檢查。

2）隔離開關切換檢查：分別切換1G、2G，檢查裝置切換變位是否一致。3）失靈啟動、母差跳閘回路。此項分別在各間隔驗收時進行試驗。4.4.3 母線保護裝置檢查

4.4.3.1 母線保護裝置參數核對：

1）保護裝置基本參數核對（定值區、通信地址、被保護設備名稱）符合要求。2）保護裝置交流插件參數與一次設備參數一致。

3）保護裝置直流插件參數與本站直流額定電壓一致。4）保護裝置版本和校驗碼在規定的有效版本范圍之內。5）打印機參數與裝置打印參數設置。6）檢查GPS對時是否正確。4.4.3.2 母線保護電源的檢查：

1）檢查輸出電壓及其穩定性在裝置技術參數正常范圍以內。

2）檢查正、負對地是否有電壓；檢查工作地與保安地是否相連(要求不連)；檢查逆變輸出電源對地是否有電壓。

4.4.3.3 母線保護保護裝置的數模轉換精度的檢查：

裝置電壓、電流、相位角度測量采樣應在允許范圍之內。4.4.3.4 母線保護裝置開關量輸入的檢查：

1）檢查軟連接片和硬連接片的邏輯關系。2）保護壓板投退的開入符合設計要求。

3）各間隔隔離開關切換觸點（包括母聯間隔）：應直接操作隔離開關進行檢查，并且要結合電流回路進行檢查。

4.4.3.5 母線保護定值檢查：

1）1.05倍及0.95倍定值校驗。2）操作輸入和固化定值。4.4.3.6 母線保護功能檢驗：

1）差動保護：分別模擬母線區內、外故障，并檢查母差保護的動作行為及測量保護動作時間。保護動作后應同時跳開接于故障母線上的各斷路器。

2）失靈保護啟動和母差跳閘：按間隔進行，對于雙母線接線，分別模擬接入I、II段母線斷路器失靈，失靈保護動作后應先斷開母聯斷路器，后斷開相應母線上的各斷路器；若母聯斷路器失靈，應跳開兩段母線上的所有斷路器。

3）充電保護。4）死區保護。5）過流保護。

4.4.4 母線保護電壓切換的檢查：能夠正常自動切換。4.4.5 母線保護告警信號：

1）保護異常告警信號。2）回路異常告警信號。3）電壓異常告警。

4）電流互感器斷線告警信號。

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4.4.6 母線保護錄波信號：

1）母差動作作為啟動量。

2）電壓閉鎖不要求作為啟動量。

4.4.7 母線保護整組傳動試驗：檢查選擇故障母線功能的正確性。

1）模擬甲母故障。2）模擬乙母故障。

3）模擬甲母某間隔失靈。4）模擬乙母某間隔失靈。5）模擬母聯充電保護動作。4.4.8 母線保護投運前檢查：

1）打印定值與定值單核對（與定值單要求一致）。

2）恢復所有打開的接線（電流回路應進行緊固，所有臨時線拆除，接線恢復到運行狀態）。

3）壓板以及把手等（測試保護壓板上下樁頭的電位，檢查是否存在回路接點粘合情況, 把手等恢復至運行狀態）。

4）打印機（打印機指示正確，打印紙放置良好，打印機防塵蓋放置正確）。4.4.9 母線保護帶負荷后向量測試、檢查：

1）測量電流差動保護各組電流互感器的幅值及相位關系，對電流回路的中性線也應進行幅值測量（測量流過中性線的不平衡電流）：

要求與當時系統潮流大小及方向核對。

2）母差保護差流測試：檢查其大小是否正常，并記錄存檔。4.5 故障錄波器驗收項目

4.5.1 故障錄波器電流、電壓回路檢查：

1）檢查各輸入模擬量的極性是否正確：包括零序電流極性是否正確。2）電壓回路檢查：檢查電壓回路接入是否正確。4.5.2 故障錄波器裝置檢查

4.5.2.1 故障錄波器裝置參數核對：

1）裝置基本參數核對（定值區、通信地址、被保護設備名稱）符合要求。2）裝置交流插件參數與一次設備參數一致。

3）裝置版本和校驗碼在規定的有效版本范圍之內。4）打印機參數與裝置打印參數設置。5）檢查GPS對時是否正確。

4.5.2.2 故障錄波器裝置電源的檢查：

1）檢查輸出電壓及其穩定性在裝置技術參數正常范圍以內。

2）檢查正、負對地是否有電壓；檢查工作地與保安地是否相連(要求不連)；檢查逆變輸出電源對地是否有電壓。

4.5.2.3 故障錄波器裝置的數模轉換精度的檢查：

裝置電壓、電流、相位角度測量采樣應在允許范圍之內。4.5.2.4 故障錄波器開關量輸入的檢查：

1）各間隔保護的開關量是否齊全。2）各間隔的開入是否定義正確。4.5.2.5 故障錄波器裝置定值校驗：

1）1.05倍及0.95倍定值校驗。2）操作輸入和固化定值。

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4.5.3 錄波檢查及波形分析：

1）開關量啟動錄波：檢查各開關量啟動錄波是否正確。2）模擬量啟動錄波：檢查各模擬量啟動錄波是否正確。3）其他量啟動錄波：檢查頻率等其他量啟動錄波是否正確。4）就地波形分析(含后臺機)：檢查是否能夠正常進行分析。5）打印故障波形：檢查打印報告是否完整。4.5.4 故障錄波器告警信號：

1）裝置異常告警信號。2）電壓異常告警。

4.5.5 故障錄波器投運前檢查：

1）打印定值與定值單核對（與定值單要求一致）。

2）恢復所有打開的接線（電流回路應進行緊固，所有臨時線拆除，接線恢復到運行狀態）。

3）壓板以及把手等（測試保護壓板上下樁頭的電位，檢查是否存在回路接點粘合情況, 把手等恢復至運行狀態）。

4）打印機（打印機指示正確，打印紙放置良好，打印機防塵蓋放置正確）。5 自動化系統、故障信息管理系統驗收項目 5.1 故障信息管理系統檢查

各種繼電保護的動作信息、告警信息、保護狀態信息、錄播信息及定值信息的傳輸正確。5.2 測控裝置驗收項目

5.2.1 測控裝置設備連接及防護：

1）設備連接：采取抗干擾措施，裝置外殼具備可靠的接地點。2）金屬結構件：油漆無脫落。

3）隔離端子：直、交流及控制回路加裝隔離端子或隔離片。

4）接地：不設置單獨的接地網，接地線與變電站主接地網連接；機箱、機柜及電纜屏蔽層均可靠接地。

5）抗干擾：滿足電磁兼容性，具有抗輻射電磁場干擾等功能。6）外殼防護：防止直徑12.5mm及以上的固體異物進入。5.2.2 測控裝置基本性能：

1）直流模擬量：

模擬量輸入總誤差不大于0.2%，輸入電流信號最大負載阻抗為5V/mA（電流標稱值），電壓信號最小負載阻抗為200kΩ/V；數模轉換總誤差不大于0.2%，輸出電流信號最大負載阻抗為5V/mA（電流標稱值），電壓信號最小負載阻抗為200kΩ/V。

2）工頻交流模擬量： 輸入回路要求：工頻交流電量輸入回路應有隔離電路，且應有電壓互感器和電流互感器回路異常報警；設備上二次電壓互感器、電流互感器插件拔插應可靠的保證交流電壓輸入外回路開路、交流電流輸入外回路短路；電壓回路要經過熔絲，電流回路要直接與端子牢固連接。功率消耗：工頻交流電量每一電流輸入回路的功率消耗＜0.75VA，每一電壓輸入回路的功率消耗≤0.5VA。

3）故障電流：故障電流的總誤差≤3%。4）狀態量：閉合對應二進制碼“1”，斷開對應二進制碼“0”；輸入回路應有電氣隔離措施，延遲時間為10ms~100ms。

5）脈沖量：輸入回路采用光電隔離；脈寬≥10ms；接口電平為0~24V。6）與通信系統接口：

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遠動設備（DTE）和數據電路終端設備（DCE）間物理距離和最大傳輸速度之間的關系滿足：物理距離1000m時，最大傳輸速度為1kbit/s；物理距離100m時，最大傳輸速度為10kbit/s；物理距離10m時，最大傳輸速度為100kbit/s。

7）遠動規約：遠動規約可采用DL/T 634，變電站內通信規約可采用DL/T 667。8）遙控輸出（接點容量）：直流：30V、5A，交流：220V、5A。

9）故障告警及閉鎖：發生任何軟硬件故障能立即告警，視故障類別閉鎖其出口；任何軟硬件（元器件）發生一處故障不會導致誤出口和誤閉鎖。

10）雙電源檢查：I/O測控單元柜采用2路220V 直流電源供電；各裝置應具有直流快速小開關，與裝置安裝在同一面柜上；當在該直流回路中任何一處發生斷線或短路時，均發告警信號。

11）PT回路：測控柜PT回路接線良好、極性正確。

12）遙信檢查：斷路器、隔離開關及接地刀閘具有分、合閘信號。13）連續通電電源影響：

a）連續通電：進行不少于72小時連續穩定的通電測試，考核其穩定性（交直流電壓為額定值）。

b）直流電源：電壓在80%~110%額定值220V范圍內（176V~242V）變化、紋波系數≤5%時，設備能正常工作。

c）交流電源：電壓在80%~110%額定值220V范圍內（176V~242V）變化、諧波分量≤5%、頻率在47.5~52.5Hz間變化時，設備能正常工作。

14）同期系統回路檢查：

檢查同期系統公共回路接線是否正確，各間隔模擬手動同期合閘。5.3 網絡交換機驗收項目

5.3.1 通訊線/網線接線檢查：

1）安裝、排列及標識。2）水晶頭、電纜頭。3）線束綁扎松緊、形式。4）端部彎圈。

5.3.2 裝置功能檢查：

1）信息處理：每套通訊管理機應能完整、獨立的處理所有信息；兩套裝置之間不應有任何電氣聯系，當一套裝置退出不應影響另一套裝置的正常運行。

2）獨立性：每套通訊管理機應配置獨立的通信設備（包含交換機、光纖收發器、光纜等），不存在物理連接。

3）運行方式：通訊管理機應采用雙機熱備用方式。4）采集數據：采集規約及數據正確性檢查。5）上傳數據：上傳規約及數據正確性檢查。

6）供電電源：兩套通訊裝置、交換機的直流電源應取自不同蓄電池組供電的直流母線段。

5.4 監控系統軟件功能驗收項目 5.4.1 應用軟件檢查

1)應用軟件總體要求: 具有實時庫、歷史庫、追憶庫管理功能。2)系統維護: 可在線、離線修改數據庫信息。

3)數據管理: 按年、月、周、日的電壓、電流、有功、無功具有峰、谷值統計等功能。4)雙機切換: 雙機切換時間≤30s。

5)操作權限: 可設置管理員、監護人、操作人等權限。

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6)控制操作：具有單人、雙人監控操作功能。7）報警處理：實現實時報警、歷史報警查詢功能。8）事件順序記錄SOE：按照事件發生的時間順序記錄。

9）計算及制表：可自定義公式，實現在線計算、制表功能。10）畫面：畫面清晰，顏色分明，操作有效。5.4.2 數據的采集及傳輸功能檢查 5.4.2.1 數據的采集

1)模擬量：具有有功、無功、電流、電壓、溫度等采集功能。

2）數字量：具有采集保護、位置、狀態、壓板信號；事故總、預告信號；保護及綜合自動化報文信息等功能。

3）實時數據：智能電子設備IED實時數據（如智能UPS，消防系統，電表等）確認接收端口，查看相應緩沖區報文內容。

4）網絡：確認外部網絡接收端口，查看相應緩沖區報文內容。

5）輔助設備：其他輔助設備及接口（如大屏幕投影等）檢查接口設備與接口服務器數據一致性。

6）循環式規約：循環式規約（如頒布循環遠動規約CDT等）上行信息接收與處理正確；下發信息正確；空閑時下發同步字頭，同步字可修改，如EB90或者D709。5.4.2.2 傳輸功能

1）問答式：（如103發送數據，104接收數據等）在通信機界面查看

2）通道緩存：查看收、發緩沖區信息，對報文原碼進行實時監視、截取、鎖定，檢查強制系統數據報文的自動下發。

3）狀態監視：監視通信服務器、通道、路徑狀態及統計通道誤碼。4）數據監視：正確顯示各通道的遙測、遙信、電量。

5）數據變化：從前置機模擬遙信變位、事故、遙測變化、事件順序記錄系統SOE、遙控等功能。

6）事項緩沖：事件順序記錄系統SOE在事項緩沖區正確顯示。

7）通道告警：正確產生通道報警事項；對通道及通道數據的各類異常(包括失步、誤碼高、死數據等)進行分類報警。

8）通道切換：設定時間判別，人工中斷主通道，通訊中斷后備通道正確接收信息，強制指定主通道。

9）保護措施：通訊接口部分采取防護措施。10）主備切換：自動/人工二種方式。5.4.3 計算、數據處理

1）算術運算：算術運算（可自定義），查看計算公式或用戶定義過程工程。2）邏輯運算：邏輯運算（與或非），查看計算量公式。3）條件運算：條件運算（if else），查看用戶過程，如將遙信表示的有載調壓變壓器檔位轉化為數字量檔位。

4）累計計算：電壓合格率、超限時間累計計算基于以1分鐘為單位的存盤周期平均值統計或基于瞬時存盤值的統計，并在報表中顯示。

5）遙信和遙測相關判斷：線路開關為分，而其潮流不為0，置遙測可疑標志；條件自動置零(開關分且負荷在零漂范圍內，自動置零)。

6）數據存盤：把當前遙測值存入歷史數據庫。

7）模擬量越限及恢復處理：設置一重或二重越限參數和恢復系數。當系統發生越限或異常時，系統發出區別于系統事故的聲光及語音告警，打印越限值記錄及相關參數；恢復正 18 甘肅酒泉超高壓輸變公司

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常后，聲光自動解除。

8）遙信人工設置：設置某個遙信為人工設置狀態，檢查該遙信在畫面上的顏色。

9）遙信變位處理：接收并處理正常的變位，根據用戶設定的報警類型報警并生成事項。10）報警確認、禁止及恢復：報警有逐項確認和全部確認兩種方式，其中全部確認只確認本站的所有報警信息。畫面上的所有信息點的報警均由用戶通過人機界面人工設置禁止或恢復，禁止后的信息不再啟動相關報警，但還應在事項中可以正常記錄，配置定時停閃、手動停閃，檢查遙信閃爍，并按設置的方式停閃。

11）開關事故判定邏輯：可用事故總信號、保護信號做判斷事故依據。

12）事故追憶：模擬事故，啟動追憶過程，在值班員界面中查看追憶數據，事故追憶點可為任何實時數據及計算數據，對重要的遙測量記錄事故前后若干周期的量值，形成事故追憶表及顯示畫面，對追憶數據進行事故重演。

13）異常信號分級別處理：模擬異常信號，系統發出不同于事故情況的聲光報警，并產生對應事項。

14）多重事故推圖：模擬多次事故，系統正確反應事故畫面，并伴有相應的聲光報警。當多重報警畫面疊加時，不完全覆蓋原監控畫面。5.4.4 控制、圖形功能 5.4.4.1 控制功能

1)狀態輸出控制功能：進行斷路器、隔離開關的分/合、電抗器/電容器的投切、有載調壓變壓器、保護定值的遙控控制。

2）權限：控制權限保護(時限/口令)，設置權限。

3）保護功能：在定時限內如果遙控命令沒有執行，將自動撤消這次命令。4）監護操作：雙機監護操作設置權限及相應配置。

5）遙控閉鎖：設置閉鎖、禁止控制或操作標志，該標志可在線修改并自動保存，禁止同一設備的不同操作或不同用戶對同一設備的操作，具有防誤閉鎖功能。

6）

5.4.4.2 圖形操作功能

1）畫面種類：監控自動化系統結構工況圖、通道結構圖、潮流圖、主機資源圖、通道誤碼率統計表等。

2）畫面調用：具有特殊功能鍵調用、菜單調用、按光敏區顯示調用、右鍵調用功能。3）畫面刷新：具有周期性刷新(對周期用戶可調)、強制性刷新、特殊電網事件觸發刷新功能。

4）畫面縮放：界面可進行畫面縮放操作。

5）畫面移動：界面可進行上、下、左、右移動操作。

6）信息常駐：檢查時鐘、電網潮流、電壓、電流、功率等信息常駐界面。7）歷史庫界面：允許瀏覽，維護（增加，刪除，修改）等多項操作。8）權限及口令：支持操作員口令、權限功能限制和嚴格的驗證機制。5.4.5 網絡、數據庫功能 5.4.5.1 網絡功能

1)接點配置:：接點任務配置及自啟動。2）服務器切換：服務器切換(人工和自動)。

3）運行監視：網絡運行模式及接點、進程狀態監視，相應故障事項形成日志記錄，拒絕執行相關的控制命令。

4）主備切換：雙網絡主備切換。5.4.5.2 數據庫功能

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1）表格：支持表格信息的增加，刪除。

2）存儲密度：歷史數據庫存儲密度可調(分鐘級)。3）監視及報警：硬盤使用率監視及數據庫容量報警。4）備份與恢復：數據庫的備份與恢復。5）存儲、查詢：歷史事項的存儲、查詢。

6）歷史數據：所有歷史數據必須及時保存在硬盤中，達到一定容量時能自動將前面部分轉存外設，這些數據均可在線顯示、處理，并能拷貝及調用。

7）報警、備份：當硬盤達到一定容量時系統應有聲光及事項報警。若數據無法自動轉存，則系統應自動覆蓋最早的歷史數據，并保證歷史數據以某種方式進行備份。

8）保存數據：所有歷史數據均以遞推方式或覆蓋方式在線保存一年以上。5.4.6 繪圖、報表、打印功能 5.4.6.1 繪圖功能

1)操作：圖元、區域、文字操作。

2）自定義：自定義圖符(可增加刪除)。3）一體化：圖模一體化。

4）繪制：曲線圖、棒圖、餅圖、潮流圖、通道狀態圖等圖形的繪制。5.4.6.2 報表及打印功能

1）報表管理：報表管理（日、月運行報表的制作、顯示功能）。2）參數：參數查詢（變電站運行參數表等）。

3）查詢、打印：按時段、類別、站名可分別查詢、打印歷史事項。

4）報表類別：具有按年、月、周、日的電壓、電流、有功、無功峰、谷值統計等報表。5）最大、最小、平均值：顯示、打印任一時間段的最大值、最小值、平均值數值及最大值、最小值的發生時間。

6）實時、歷史統計值：顯示、打印任一日、月、年的實時統計值、歷史統計值及其發生時間。

7）運行、停運的時間及次數：顯示、打印任一設備的運行時間、停運時間、停運次數。8）修改、錄入：實現對報表數據進行修改的功能，且錄入實時或歷史數據庫，取代原有值參加運算。對歷史計算量進行重新計算時，應根據輸入的時間，對此時間段內的特定歷史計算量進行重新計算，而不影響其它時間段的歷史計算量。

9）檢索、預覽：可從任一接點上檢索、預覽和使用報表，表格能夠自適應各規格紙張，且在紙型更換后無需對報表格式進行調整。

10）打印：支持網絡和事項打印。5.4.7 系統基本技術和實時性指標

1)掃描周期：系統對裝置掃描周期≤2S 2）故障切換：雙機故障切換≤30S 3）CPU負荷：系統中各中央處理單元CPU負荷≤30% 4）狀態量變化顯示：狀態量變化傳送到人機工作站顯示器顯示≤2S 5）遙測量變化顯示：遙測量變化傳送到人機工作站顯示器顯示≤3S 6）事故信號顯示：電網事故信號傳送到人機工作站顯示器顯示≤2S 7）操作命令傳送周期：操作命令傳送周期(包括返校時間)≤3S 8）畫面調看：顯示器畫面調看響應時間≤2S 9）數據刷新：顯示器畫面動態數據刷新時間(可調)≤3S 5.5 監控電源系統 5.5.1 電源屏柜檢查

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1）電源屏檢查：檢查編號、容量等標識

2）備用電源：裝置故障時，應能自動切換到備用電源狀態，切換時不引起裝置復位 5.5.2 逆變電源檢查

1）運行指示燈：指示正確

2）直流輸入：直流輸入電壓在80%~120%額定值220V范圍內（176V~264V）變化 3）輸出電壓：輸出電壓在97%~103%額定電壓220V范圍內（213.4V~226.6V）變化 4）過負荷能力：帶150%額定負荷運行60s，帶125%額定負荷運行10min 5）雙機檢查：逆變電源雙機應采用并聯方式 5.6 全站對時系統驗收項目

1）外觀檢查：完好無損壞。2）運行指示燈：指示正確。

3）準確度：輸出時間與協調世界（UTC）時間實現同步準確。6 站用直流系統驗收 6.1 直流屏接線

1）設備屏、柜的固定及接地，應可靠，門與柜之間經截面不小于6 mm2的裸體軟導線可靠連接。

2）導線外觀，絕緣層完好，無中間接頭，排列整齊。3）配線連接（螺接、插接、焊接或壓接），應牢固、可靠。4）導線配置符合背面接線圖要求。

5）導線端頭標志，清晰正確，且不宜脫色。6）用于可動部位的導線為多股軟銅線。

7）電纜標牌標識，電纜型號、截面、起始位置清晰正確。8）結束綁扎松緊和形式，松緊適當、勻稱，形成一致。9）導線束的固定應牢固、整齊。

10）每個接線端子并接芯線數≤2根。11）備用芯預留長度至最遠端子處。

12）導線接引處預留長度，適當，且各線余量一致。13）電氣回路連接（螺接、插接、焊接或壓接），緊固可靠。14）導線芯線端部彎曲，順時針方向、且大小合適。15）多股軟導線端部處理，加終端附件或搪錫。16）導線端部標志，正確、清晰，不易脫色。17）接地檢查： a）二次回路，設有專用螺栓。

b）屏蔽電纜，屏蔽層按設計要求可靠接地。18）裸露部分對地距離，負荷＞63A，應不小于6mm。19）盤、柜及電纜穿孔應作好封堵，封堵平整、美觀。6.2 硬母線連接

1）母線應矯正平直，切斷面應平整，均勻、無毛刺。2）母線搭接，直線連接63mm、搭接63mm。

3）主母線、分支母線、引下線及設備連接線，對稱一致、平衡、豎直、整齊美觀。6.3 直流系統反措驗收

6.3.1系統配置：330KV及以上電壓等級變電站應采用三臺充電、浮充電裝置，兩組蓄電池組的供電方式。

6.3.2直流母線，應采用分段運行方式，每段母線應分別采用獨立的蓄電池組供電，并在兩段直流母線之間設置連絡開關，正常運行時開關處于斷開位置。

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6.3.3直流屏內空開、熔斷器：

1）當直流斷路器與熔斷器配合時，應考慮動作特性的不同，對級差做適當調整，直流斷路器下一級不應再接熔斷器。

2）各級熔斷器的定值整定，應保證級差的合理配合。

3）上、下級熔體之間（同一系列產品）額定電流值，應保證2～4級級差，電源端選上限，網絡末端選下線。

4）為防止事故情況下蓄電池組熔斷器無選擇性熔斷，該熔斷器與分熔斷器之間，應保證3～4級級差。

5）空氣開關采用帶脫扣直流空氣開關，且空開（熔斷器）配置滿足級差配置要求。6.3.4饋出網絡應采用輻射狀供電方式，不應采用環狀供電方式。6.4 直流系統微機監控器

1）外殼接地，可靠、牢固。

2）交流、直流參數，應能監視交流、直流輸入電壓值。

3）量測交流實際輸入量，實測值與微機監控器采樣值一致（380V±10％）。4）監視蓄電池電壓，負荷電流和浮充電的電流、電壓。

5）自診斷和顯示功能，微機監控器能診斷內部的電路故障和不正常的運行狀態，并能發出聲光告警且遠方信號的顯示、監測及報警應正常；恢復正常后，故障自動解除。

6）自動充電功能，控制充電裝置自動進行恒流限壓→恒壓充電→浮充電→進入正常運行狀態。

7）定期充電功能，控制充電裝置定期自動地對蓄電池組進行均衡充電。8）均、浮充自動、手動轉換功能，自動、手動轉換工作試驗正常。9）充電電流限流功能，應≤I10(10h率放電電流)。

10）電池均、浮充電壓設置功能，根據蓄電池說明書及規程要求對蓄電池均、浮充電壓進行參數設置。

11）閥控蓄電池溫度補充系數設置功能，基準溫度為25℃時，每下降（上升）1℃，單體2V閥控蓄電池浮充電壓值應提高（下降）（3-5mV）。

12）“三遙”功能，通過“三遙”接口，能了解和控制控制直流電源裝置的運行方式。a）遙信內容：直流母線電壓過高或過低信號、直流母線接地信號，充電裝置故障等信號。

b）遙測內容：直流母線電壓及電流值、蓄電池組電壓值，充電電流值等參數。c）遙控內容：直流電源裝置的開機、停機、充電裝置的切換。

13）交流失壓及過、欠壓告警試驗，監控單元顯示故障信息、告警且遠方信號的顯示、監測及報警應正常。

14）控母過、欠壓告警試驗，監控單元顯示故障信息、告警且遠方信號的顯示、監測及報警應正常。

15）蓄電池電壓過、欠壓告警試驗，監控單元顯示故障信息、告警且遠方信號的顯示、監測及報警應正常。

16）熔斷器熔斷告警試驗，熔斷器熔斷微機監控器顯示故障信號且遠方信號的顯示、監測及報警應正常。

17）空氣開關脫扣告警試驗，空氣開關脫扣，微機監控器顯示故障信號且遠方信號的顯示、監測及報警應正常。

18）充電模塊（通訊）故障告警試驗，微機監控器顯示故障信號且遠方信號的顯示、監測及報警應正常。

19）絕緣監測儀（通訊）故障試驗，微機監控器顯示絕緣監測儀（通訊）故障信號且遠 22 甘肅酒泉超高壓輸變公司

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方信號的顯示、監測及報警應正常。6.5 直流充電裝置

1）充電模塊固定牢固、外殼可靠接地，連接正確。

2）輸出線相色，正-赭色、負-藍色，與母線、蓄電池極性一致。

3）直流母線絕緣電阻應不小于10MΩ；絕緣強度應受工頻2KV,耐壓1min，應不閃絡、不擊穿。

4）手動、自動試驗交流互投裝置準確、可靠。5）柜內各表計，顯示數據正確，且有校驗合格證。6）恒流充電穩流精度范圍，應不大于±（0.5％-1％）。7）恒壓充電穩壓精度范圍，應不大于±（0.1％-0.5％）。8）直流母線紋波系數范圍，應不大于（0.2％-0.5％）。9）蓄電池組浮充電壓穩定范圍：（90％-125％）直流標稱電壓。10）蓄電池組充電電壓穩定范圍：（90％-130％）直流標稱電壓。11）充電模塊均流不平衡度：≤±5A。

12）充電模塊噪聲≤55dB(A)，若裝設通風機時應不大于60dB(A).6.6 絕緣檢測裝置

1）絕緣檢測儀固定牢固、外殼可靠接地、連接正確。

2）若裝有微機型絕緣監測儀，任何一支路的絕緣狀態或接地都能監測、顯示和報警。遠方信號的顯示、監測及報警應正常。

3）母線正負對地電壓平衡且無波動現象。6.7 電壓調節裝置

1）自動、手動，升、降控制母線電壓5-7V。2）調節繼電器接點，滿足直流負荷容量要求。3）連接線纜，滿足直流負荷容量要求。6.8 事故照明裝置

1）交、直流回路，切換試驗正常、無短路。

2）交、直流接觸器接點，滿足變電站事故時的負荷容量要求。3）饋出開關，滿足變電站事故時的負荷容量要求。4）饋出線纜，滿足變電站事故時的負荷容量要求。附件（范例）750kV線路保護及二次回路驗收細則

1）詳細內容見附件。

2）其余間隔參考750kV線路間隔內容編制執行。

第二篇：電氣二次系統自查報告

電氣二次系統自查報告

根據內蒙古電力集團《轉發國家電網華北電力調控分中心關于開展電網二次系統專項檢查的通知》，結合我廠電氣二次系統實際情況，針對豐鎮發電廠#3—#6機組、220KV系統、500KV系統設備運行狀況，尤其對涉網設備，安排相關繼電保護人員進行全面檢查，并針對相關問題制定整改計劃，現將自查報告匯報如下：

一． 繼電保護運行管理

1.反措管理：我廠國家電網及內蒙電網下發的各項反措文件齊全，所有繼電保護裝置和安全自動裝置滿足國調印發的專業檢測要求。

2.軟件版本管理：我廠所有線路保護、發變組保護軟件版本都有臺賬，所有保護、安全自動裝置都升級記錄

3.檢修管理：現場繼電保護設備檢驗記錄、標準化作業指導書、工作記錄齊全，并嚴格執行。現場檢查保護作業指導書齊全，但現場工作記錄不完整，需要整改。

4.現場運維管理：繼電保護及安全自動裝置現場運行管理規程齊全，保護日常巡視記錄齊全，繼電保護與安全自動裝置的軟、硬投退壓板與調控機構一致，定值單與調控機構一致。

二． 繼電保護設備管理： 1.設備臺賬管理：設備臺賬記錄齊全、保護動作、記錄異常分析齊全，滿足要求。

2.反措文件落實到位，文件齊全，保護年報、月報齊全

三． 安全自動裝置：

1.安控裝置軟件本版管理：齊全

2.安控臺賬管理：我廠有高周切機1套，分布穩定裝置1套。臺賬齊全。

3.安控系統策略造冊與管理;我廠分布穩定作為執行子站，策略造冊按執行總站執行，按內蒙網調策略執行，高周切機有定值單執行記錄，現場打印與定值單一致。

四． 網源協調管理：

1.重點機組涉網控制系統參數：我廠勵磁系統、調速、PSS、一次調頻、進相等試驗報告齊全，試驗項目齊全

2.重點機組涉網保護參數：保護參數、保護定值與系統一致。

五． 廠站自動化設備運行與管理：

1． 廠站自動化設備供電電源和運行環境情況：我廠自動化設備供電電源滿足要求，環境、消防設施滿足要求。

2． 廠站電力二次系統安全防護：滿足要求。3． 并網機組自動化管理：我廠機組AVC滿足規定和規程要求，根據電網調度要求投入實際運行。我廠機組AGC滿足規定和規程要求。

六． 自動化通道數據網：

1.自動化通信通道：我廠自動化通信通道有2路，雙通道可以切換，數據網采用獨立的電力專用通信網。

2.調度數據網和電力系統二次防護；調度數據網和電力二次系統加裝二次物理隔離，各區域安全。

七． 發現的問題及其解決方案

1、廠內保護裝置還未實現同步功能，但網控和各臺機組已安裝了GPS裝置，近期廠家來調試后，就可以完成同步功能。

2、我廠550KV升壓站開關失靈重合閘保護有檢驗超期和超服役情況，但已申請升級改造，費用下來就可以更換。

第三篇：110kv變電站二次系統設計

****大學畢業設計（論文）說明書

摘

要

本論文主要講述的是110kV變電站繼電保護的配置，整定計算。目前，110kV變電站主要是直接向廣大用戶供應和分配電能，是包括發電、輸變電和配電在內的整個電力系統的最終環節。由于電力系統具有發、供、用同時的特點，一旦配電系統發生故障，將造成系統對用戶供電的中斷，同時也有可能使整個電力系統受到影響，甚至被破壞,造成巨大的經濟損失。因此，必須提高110kV配電系統的可靠性，給變電站的設備裝設動作可靠、迅速、性能完善的保護，把故障影響限制在最小范圍內，保證向用戶提供持續的電能。

電力系統繼電保護和安全自動裝置是電力系統的重要組成部分。它對電力系統安全穩定地運行和對用戶的不間斷供電起著極為重要的作用，沒有繼電保護的電力系統是不能運行的。電力系統繼電保護的設計與配置是否合理直接影響到電力系統的安全穩定運行。如果設計與配置不當，繼電保護將不能正確動作，從而會擴大事故的停電范圍。給國民經濟帶來嚴重的惡果，有時還可能造成人身和設備安全事故。因此，為了保證110kV變電站的正常運行，必須根據《規程》來設置變電站所需要的保護裝置，并根據滿足選擇性、速動性、靈敏性、可靠性進行整定值，使整個系統的各種繼電保護有機協調地布置，正確地發揮作用。

設計共分為六個章節，第二章給出了系統的原始數據并確定了主接線方式；第三章介紹了各種繼電保護的原理；第四章為短路計算，確定系統短路時的短路電流；第五章為整定計算，為系統配備的各種繼電保護整定出動作值。其中變壓器的主保護包括瓦斯保護和縱聯差動保護,后備保護包括復合電壓啟動過電流保護、零序電流保護和過負荷保護。母線配備了母線完全電流差動保護，簡單可靠。110kV側線路配備了三段距離保護，35kV側配備了三段距離保護和電流速斷保護，10kV側只設置了電流速斷保護即可滿足要求。關鍵詞：配電系統, 變電站, 電力系統繼電保護, 短路電流，整定計算

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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 ****大學畢業設計（論文）說明書

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 ****大學畢業設計（論文）說明書

目 錄 緒論.............................................................1

1.1 繼電保護的作用.............................................1 1.2 繼電保護系統設計基本要求...................................2 1.3 繼電保護裝置的組成.........................................3 2 原始數據及主接線介紹.............................................5 2.1 主變壓器及線路主要參數.....................................5 2.2 變電站電氣主接線簡介.......................................7 3 繼電保護原理介紹.................................................9 3.1 變壓器保護.................................................9 3.1.1 縱聯差動保護..........................................9 3.1.2瓦斯保護.............................................13 3.1.3復合電壓啟動過電流保護...............................14 3.1.4 零序電流保護.........................................15 3.1.5過負荷保護...........................................15 3.2 母線保護..................................................16 3.3 線路保護..................................................17 3.3.1 三段式電流保護.......................................17 3.3.2相間距離保護.........................................20 4 短路電流計算....................................................22 4.1短路計算說明...............................................22 4.2母線短路電流計算...........................................22 4.2.2三相對稱短路時的電流計算.............................23 4.2.3不對稱短路的電流計算.................................25 4.3線路短路電流計算...........................................27 4.3.1各線路阻抗參數.......................................27 4.3.2 110kV線路短路電流計算...............................27 4.3.3 35kV線路短路電流計算................................29

IV ****大學畢業設計（論文）說明書

4.3.4 10kV線路短路電流計算................................31 5 整定計算........................................................33 5.1線路最大負荷電流計算.......................................33 5.2主變壓器保護的整定計算.....................................35 5.2.1縱差動保護整定計算...................................35 5.2.2 復合電壓啟動過電流保護的整定計算.....................37 5.2.3 過負荷保護的整定計算.................................38 5.3 母線保護的整定計算........................................38 5.4 線路保護的整定計算........................................41 5.4.1 110kV線路保護的整定計算.............................41 5.4.2 35kV線路保護的整定計算..............................43 5.4.3 10kV線路保護整定計算................................47 6 總結............................................................51 致謝..............................................................52 參考文獻..........................................................53

V ****大學畢業設計（論文）說明書 緒 論

1.1 繼電保護的作用

電力系統在運行中，可能發生各種故障和不正常運行狀態，最常見同時也是最危險的故障是發生各種型式的短路。在發生短路時可能產生以下的后果： 1.通過故障點的很大的短路電流和所燃起的電弧，使故障元件損壞； 2.短路電流通過非故障元件，由于發熱和電動力的作用，引起它們的損壞或縮短它們的使用壽命；

3.電力系統中部分地區的電壓大大降低，破壞用戶工作的穩定性或影響工廠產品質量；

4.破壞電力系統并列運行的穩定性，引起系統振動，甚至使整個系統瓦解；

電氣元件的正常工作遭到破壞，但沒有發生故障，這種情況屬于不正常運行狀態。例如，因負荷超過電氣設備的額定值而引起的電流升高（一般又稱過負荷），就是一種最常見的不正常運行狀態。由于過負荷，使元件載流部分和絕緣材料的溫度不斷升高，加速絕緣的老化和損壞，就可能發展成故障。此外，系統中出現功率缺額而引起的頻率降低，發電機突然甩負荷而產生的過電壓，以及電力系統發生振蕩等，都屬于不正常運行狀態。

故障和不正常運行狀態，都可能在電力系統中引起事故。事故，就是指系統或其中一部分的正常工作遭到破壞，并造成對用戶少送電或電能質量變壞到不能容許的地步，甚至造成人身傷亡和電氣設備的損壞。

系統事故的發生，除了由于自然條件的因素（如遭受雷擊等）以外，一般者是由于設備制造上的缺陷、設計和安裝的錯誤、檢修質量不高或運行維護不當而引起的。因此，只要充分發揮人的主觀能動性，正確地掌握客觀規律，加強對設備的維護和檢修，就可能大大減少事故發生的機率，把事故消滅在發生之前。

在電力系統中，除應采取各項積極措施消除或減少發生故障的可能性以外，故障一旦發生，必須迅速而有選擇性地切除故障元件，這是保證電力系統安全運行的最有效方法之一。切除故障的時間常常要求小到十分之幾甚至百分之幾秒，實踐證明只有裝設在每個電氣元件上的保護裝置才有可能滿足這個要求。****大學畢業設計（論文）說明書

這種保護裝置直到目前為止，大多是由單個繼電器或繼電器與其附屬設備的組合構成的，故稱為繼電保護裝置。在電力式靜態保護裝置和數字式保護裝置出現以后，雖然繼電器已被電力元件計算機所代替，但仍沿用此名稱。在電業部門常用繼電保護一詞泛指繼電保護技術式由各種繼電保護裝置組成的繼電保護系統。繼電保護裝置一詞則指各種具體的裝置。

繼電保護裝置，就是指能反應電力系統中電氣元件發生故障或不正常運行狀態，并動作于斷路器跳閘或發出信號的一種自動裝置。它的基本任務是： 1.自動、迅速、有選擇性地將故障元件從電力系統中切除，使故障元件免于繼續遭到破壞，保證其它無故障部分迅速恢復正常運行；

2.反應電氣元件的不正常運行狀態，并根據運行維護的條件（例如有無經常值班人員），而動作于發出信號、減負荷或跳閘。此時一般不要求保護迅速動作，而是根據對電力系統及其元件的危害程度規定一定的延時，以免不必要的動作和由于干擾而引起的誤動作。

1.2 繼電保護系統設計基本要求

電網對繼電保護的基本要求是可靠性、選擇性、快速性、靈敏性，即通常所說的“四性”，這些要求之間，有的相輔相成、有的相互制約，需要對不同的使用條件分別進行協調。

(l)可靠性：是對繼電保護最基本的性能要求，它又可分為可信賴性和安全性2個方面。可信賴性要求繼電保護在異常或故障情況下，能準確地完成設計所要求的動作；安全性要求繼電保護在非設計所要求動作的所有情況下，能夠可靠地不動作。

(2)選擇性：是指在對電網影響可能最小的地方，實現斷路器的控制操作，以終止故障或電網事故的發展。如對電力設備的繼電保護，當電力設備故障時，要求最靠近故障點的斷路器動作斷開電網的供電電源，即電力設備繼電保護的選擇性。選擇性除了決定于繼電保護裝置本身的性能外，還要求滿足從電源算起，愈靠近故障點，其繼電保護裝置的故障啟動值愈小，動作時間愈短；而對振蕩解列裝置，則要求當電網失去同步穩定性時，其所動作的斷路器斷開點，在解列后兩側電網可以各自安全地同步運行，從而終止振蕩等。

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(3)快速性：是指繼電保護應以允許的可能最快的速度動作于斷路器跳閘，以斷開故障或終止異常狀態的發展。繼電保護快速動作可以減輕故障元件的損壞程度，提高線路故障后自動重合閘的成功率，并特別有利于故障后的電力系統同步運行的穩定性。快速切除線路和母線的短路故障，是提高電力系統暫態穩定的最重要手段。

(4)靈敏性：是指繼電保護對設計規定要求動作的故障和異常狀態能夠可靠動作的能力。故障時進入裝置的故障量與給定的裝置啟動值之比，為繼電保護的靈敏系數，它是考核繼電保護靈敏性的具體指標，在一般的繼電保護設計與運行規程中都有具體的規定要求。

1.3 繼電保護裝置的組成

一般而言，整套繼電保護裝置由測量元件、邏輯環節和執行輸出三部分組 成，如圖1.1所示，分述如下。

圖1.1繼電保護裝置的組成

(1)測量比較部分

測量比較部分是測量通過被保護的電氣元件的物理參量，并與給定的值進行比較，根據比較的結果，給出“是”、“非”（“0”或“1”）性質的一組邏輯信

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號，從而判斷保護裝置是否應該啟動。

(2)邏輯部分

邏輯部分使保護裝置按一定的邏輯關系判斷故障的范圍和類型，最后確定 是應該使斷路器跳閘、發出信號或是不動作及是否延時等，并將對應的指令傳給執行輸出部分。

(3)執行輸出部分

執行輸出部分根據邏輯部分傳來的指令，最后完成保護裝置所擔負的任務。如在故障時動作于跳閘；不正常運行時發出信號；而在正常運行時不動作等。

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2.1 主變壓器及線路主要參數

1、主變壓器參數如下：

型號：SSZ9 31500/110 額定電壓：110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/10.5 容量比：100/100/100 參數：Uk1-2%=10.5 Uk1-3%=17.5 Uk2-3%=6.5 接線方式：YN，yd，d11

2、系統示意圖及各側出線參數：

圖2.1系統示意圖

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表2-1 110kV側出線參數

線型 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側出線參數

線型 Pmax(MW)回路數 COSΦ L（km）供電方式 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側出線參數

線型 Pmax(MW)回路數 COSΦ L（km）供電方式 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 變電站電氣主接線簡介

電氣主接線是由各種電氣設備及其接線組成，用以接收和分配電能，是供電系統的重要組成部分。它與電源的回路數，電壓等級和負荷的大小、級別以及所用變壓器的臺數、容量等因素有關。確定變電所的主接線對變電所電器設備的選擇，配電裝置的布置及運行的可靠性與經濟性等都有密切的關系，主接線設計是變電所設計中的重要任務之一。

1、電氣主接線設計原則

電氣主接線設計時，所遵循的原則：符合設計任務書的要求，符合有關的方針，政策和技術規范，規程；結合具體工程特點，設計出技術經濟合理的主接線。根據以上原則于任務書本設計主接線方案應達到以下要求：

一、根據變電所在電力系統中的地位，作用和用戶性質，應滿足電力負荷，特別是其中一、二及負荷對供電的可靠性要求，保證必要的供點可靠性。

二、主接線應力求接線簡單，運行靈活與操作方便。應能適應必要的各種運行方式，便于切換操作和檢修，切適應負荷的發展。

三、應符合有關國家標準和技術規范的要求，能充分保證運行，維護和檢修的安全和方便，保證人身和設備的安全。

四、在保證以上幾項要求的條件下，應盡量使主接線簡單，降低投資，節省運行費用。節約電能和有色金屬的消耗量。

五、滿足擴建的要求。

2、電氣主接線方案比較及選擇

（1）110kV側主接線方案

對于僅有兩條到四條110 kV出線的變電所，由于110 kV開關站間隔不多，主接線不宜設計得過于復雜，同時各個主變應考慮接在同一條母線上，以減小兩臺主變同時失去的可能性。故從各個方面綜合考慮，單母線接線是一種相對合理的選擇。

單母線接線中，主變110 kV側設開關，各側有一套斷路器，各主變間通過母線連接，以減小兩臺主變同時跳閘的概率。

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結合本站實際，從接線的可靠性、靈活性、經濟性等進行全面比較后，最終采用了單母線分段的接線方案。

（2）35kV側主接線方案

電壓等級為35kV～60kV，出線為4～8回，可采用單母線分段接線。當一段母線發生故障時，分段斷路器自動將故障段隔離，保證正常段母線不間斷供電，不致使重要用戶停電，可提高供電可靠性和靈活性。

經分析35kV側采用單母線分段接線，既考慮了供電可靠性又考慮了經濟性。

（3）10kV側主接線方案

6～10kV配電裝置出線回路數目為6回及以上時，可采用單母線分段接線。

2、主接線的最終確定（1）110kV接線

出線四回，采用單母分段接線。（2）35kV接線

出線六回，采用單母分段接線。（3）10kV接線

出線八回，采用單母分段接線。（4）系統參數（電源）

110KV側Sn=5210MVA 等值電抗Xd=0.0192

****大學畢業設計（論文）說明書 繼電保護原理介紹

3.1 變壓器保護

變壓器是電力系統普遍使用的重要電氣設備。它的安全運行直接關系到電力系統供電和穩定運行，特別是大容量變壓器，一旦因故障而損壞造成的損失就更大。因此必須針對變壓器的故障和異常工作情況，根據其容量和重要程度，裝設動作可靠，性能良好的繼電保護裝置。一般包括：

1.反映內部短路和油面降低的非電量（氣體）保護，又稱瓦斯保護。2.反映變壓器繞組和引出線的多相短路及繞組匝間短路的縱聯差動保護，或電流速斷保護。

3.作為變壓器外部相間短路和內部短路的后備保護的過電流保護（或帶有復合電壓起動的過電流保護或負序電流保護或阻抗保護）。

4.反映中性點直接接地系統中外部接地短路的變壓器零序電流保護。5.反映大型變壓器過勵磁的變壓器過勵磁保護及過電壓保護。6.反映變壓器過負荷的變壓器過負荷（信號）保護。7.反映變壓器非全相運行的非全相保護。

3.1.1 縱聯差動保護

變壓器的縱差動保護主要用來反應變壓器繞組及其套管、引出線上的相間短路，同時也可以反應變壓器繞組匝間短路及中性點直接接地系統側繞組、套管、引出線的單相接地短路。

本次設計所采用的變壓器型號均為：SSZ9 31500/110對于這種大型變壓器而言，它都必需裝設單獨的變壓器差動保護，這是因為變壓器差動保護通常采用三側電流差動，其中高電壓側電流引自高壓熔斷器處的電流互感器，中低壓側電流分別引自變壓器中壓側電流互感器和低壓側電流互感器，這樣使差動保護的保護范圍為三組電流互感器所限定的區域，從而可以更好地反映這些區域內相間短路，高壓側接地短路以及主變壓器繞組匝間短路故障。所以我們用縱聯差動保護作為兩臺變壓器的主保護，其接線原理圖如圖3.1。正常情況下,I'2=I''2即：

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'I1''''n2I1I1??????nT（變壓器變比）

'n1n1n2I1所以這時Ir=0，實際上，由于電流繼電器接線方式，變壓器勵磁電流，變比誤差等影響導致不平衡電流的產生，故Ir不等于0，針對不平衡電流產生的原因不同可以采取相應的措施來減小。

盡管縱聯差動保護有很多其它保護不具備的優點，但當大型變壓器內部產生嚴重漏油或匝數很少的匝間短路故障以及繞組斷線故障時，縱聯差動保護不能動作，這時我們還需對變壓器裝設另外一個主保護——瓦斯保護。

圖3.1 縱聯差動保護原理示意圖

保護的構成：主要由帶短路線圈的BCH-2型差動繼電器構成； 保護的電流互感器：接至變壓器三側的斷路器內側；

保護裝置的保護范圍：除了變壓器本身外還包括變壓器至三側斷路器之間的連線；

保護動作：跳開變壓器三側的斷路器；

保護的動作時限：保護裝置本身的動作時間（即0秒切除故障）；

變壓器縱聯差動保護整定原則如下：

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(1)按平均電壓（變壓器額定電壓及變壓器最大額定容量）計算各側二次額定電流，完成主變電流互感器參數、額定電流、平衡系數的計算。1)一次側額定電流

IN1?SN3UN

（3-1）

式中

SN——變壓器額定容量。由設計任務書知為40MVA；

UN——變壓器各側額定電壓； 2)選擇電流互感器變比為

nTACal?KjxIN（3-2）

式中

Kjx——為電流互感器接線系數。當三角形接線時，Kjx?3；當為星形接線時，Kjx?1。

選擇標準變比nTA?nTACal 3)二次側額定電流

IN2?KjxIN1nTA

（3-3）

式中

Kjx——為電流互感器接線系數。當三角形接線時，Kjx?3；當為星形接線時，Kjx?1。

(2)計算各側外部短路時的短路電流值

按短路電流計算方法進行各側短路電流值的計算(3)計算差動保護的動作電流

按下述條件計算差動保護的動作電流，并選取最大者。

1)按躲過變壓器空投時和外部故障切除后電壓恢復時變壓器產生的勵磁涌流計算，即

Idz?KkIeb

（3-4）

式中

Idz——保護動作電流；

Ieb——變壓器額定電流（折算至基本側）；

Kk——可靠系數，取1.3。

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2)按躲過外部短路時的最大不平衡電流計算，即

Idz?KkIbp

（3-5）

式中

Ibp——不平衡電流；

Kk——可靠系數，取1.3。

3)按躲過電流互感器二次回路斷線時計算，即

Idz?1.3Ifh.max

（3-6）

式中

Ifh.max——正常運行時變壓器的最大負荷電流。當不能確定時，采用變壓器額定電流。

計算中，各側所有的短路電流均應歸算到基本側。這樣求出的是基本側的動作電流計算值（Idz.jb.js）。

選用上述三條件算得的保護動作電流的最大值作為計算值。(4)基本側繼電器線圈匝數計算

三繞組變壓器基本側直接接差動線圈，其余兩側接相應的平衡繞圈。基本側繼電器動作電流計算為

Idzj.jb.js?(Idzj.bh.jb.js?Kjx)/nLH.jb

（3-7）

式中

Idzj.jb.js——基本側繼電器動作電流計算值；

Idz.jb.js——基本側保護動作計算值；

nLH.jb——基本側電流互感器變比；

Kjx——電流互感器的接線系數。基本側繼電器線圈匝數（差動線圈匝數）計算為

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

（3-8）

式中

AW0——繼電器的動作安匝，一般可用實測值。若無此值，可采用額定值，即AW0?60；

Wcd.js——差動線圈匝數計算值（直接接基本側）。接繼電器線圈實有抽頭，選用較計算值小而相近的抽頭匝數，作為差動線圈的整定匝數（Wcd.z）。

基本側實際的繼電器動作電流計算為

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Idzj.jb?AW0

（3-9）Wcd.z

保護的實際動作電流計算

Idz.jb?Idzj.jbnLH

（3-10）Kjx式中

nLH——電流互感器變比；

Kjx——為電流互感器接線系數。當三角形接線時，Kjx?3；當為星形接線時，Kjx?1。

(5)保護靈敏度計算，即

Klm?KconIk?.min?

2（3-11）

Iop.b式中

Ik?.min——變壓器內部故障時，歸算至基本側總的最小短路電流；若為單電源變壓器，應為歸算至電源側的最小短路電流；

Kcon——接線系數；

Iop.b——基本側保護一次動作電流；若為單側電源變壓器，應為電源側保護一次動作電流。

3.1.2瓦斯保護

瓦斯保護主要用來保護變壓器的內部故障，它由于一方面簡單，靈敏，經濟；另一方面動作速度慢，且僅能反映變壓器油箱內部故障，就注定了它只有與差動保護配合使用才能做到優勢互補，共同構成變壓器的主保護。(1)瓦斯保護的工作原理：

瓦斯保護的測量元件是瓦斯繼電器。瓦斯繼電器安裝于變壓器油箱和油枕的通道上，當變壓器內部故障時，故障點的局部溫度將使變壓器油溫上升，體積膨脹，甚至出現沸騰，有熱空氣被排出而形成上升氣流，在故障點產生電弧，則變壓器油和絕緣材料將分解出大量氣體，這些氣體自油箱流向油枕上部，故障程度越嚴重，產生的氣體越多，流向油枕的氣流速度越快，甚至氣流中還夾雜著變壓器油，利用上述氣體來實現的保護裝置叫瓦斯保護。

為了便于氣體順利通過瓦斯繼電器，在安裝時應使變壓器油箱頂蓋及連接

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管與水平面稍有傾斜。

當變壓器內部發生輕微故障時，有輕瓦斯產生，瓦斯繼電器KG的上觸點閉合，作用于預告信號；當發生嚴重故障時，重瓦斯沖出，瓦斯繼電器的下觸點閉合，經中間繼電器KC作用于信號繼電器KS，發出警報信號，同時斷路器跳閘。瓦斯繼電器的下觸點閉合，也可利用切換片XB切換位置，只給出報警信號。(2)瓦斯保護的整定：

瓦斯保護有重瓦斯和輕瓦斯之分，它們裝設于油箱與油枕之間的連接導管上。其中輕瓦斯按氣體容積進行整定，整定范圍為：250～300cm3,一般整定在250cm3。重瓦斯按油流速度進行整定，整定范圍為：0.6～1.5m/s,一般整定在1m/s。瓦斯保護原理如圖3.2所示。

圖3.2 瓦斯保護原理示意圖

3.1.3復合電壓啟動過電流保護

當靈敏度不滿足要求時宜采用復合電壓起動的過電流保護（1）安裝在高壓側的過電流保護： 保護的構成：主要由電流繼電器組成；

保護裝置的作用：作為變壓器本身主保護的后備以及相鄰元件的后備； 保護的電流互感器：安裝在變壓器高壓側；

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保護的動作時限：

第一段時限使中壓側斷路器跳開（即0.5秒切除故障）； 第二段時限使變壓器三側的斷路器跳開（即1秒切除故障）；

保護構成：主要由電流繼電器、低電壓繼電器和負序電壓繼電器組成； 保護裝置的作用：作為變壓器本身主保護的后備以及相鄰元件的后備；（2）安裝在高壓側復合電壓起動電流保護：

保護的電流互感器：安裝在變壓器高壓側；

保護的電壓互感器：安裝在變壓器中壓側；

保護的動作時限：

第一段時限使中壓側斷路器跳開（即0.5秒切除故障）； 第二段時限使變壓器三側的斷路器跳開（即1秒切除故障）

3.1.4 零序電流保護

在中性點直接接地系統中，接地短路是常見的故障形式，所以處于該系統中的變壓器要裝設接地（零序）保護，以反映變壓器高壓繞組、引出線上的接地短路，并作為變壓器主保護和相鄰母線、線路接地保護的后備保護。

對降壓變壓器，如果中、低壓側沒有電源（無發電機）時，即使中性點接地運行，其中性點的零序電流保護也沒必要運行。

3.1.5過負荷保護

為防御變壓器差動保護范圍外的相間短路引起變壓器過流，應裝設變壓器過流保護，如果變壓器過負荷時間過長將引起變壓器過電流，勢必影響繞組絕緣的壽命，因此還應加裝過負荷保護。

保護構成：主要由電流繼電器組成； 保護的電流互感器：安裝在變壓器高壓側上；

保護裝置的作用：作為變壓器本身主保護的后備以及相鄰元件的后備； 保護動作：發出變壓器過負荷信號；

保護的動作時限：比變壓器復合電壓起過電流保護的動作時限大0.5秒（即1秒）；

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3.2 母線保護

母線故障是電氣設備最嚴重的故障之一，它將使連接于故障母線上的所有設備被迫停電。當未裝設專用的母線保護時，如果母線故障,只能依靠相鄰元件保護的后備作用切除故障，這將延長故障切除時間,并且往往會擴大停電范圍,對高壓電網安全運行不利，因此在35~500KV的發電廠或變電所母線上，應裝設專用的母線保護裝置。

由設計的已知條件可知,110kV母線均是采用單母線接線,對于單母線我們可以采用母線完全電流差動保護。

母線完全差動保護的原理接線圖如圖3.5所示,和其它元件的差動保護一樣,也是按環流法的原理構成。在母線的所有連接元件上必須裝設專用的電流互感器,而且這些電流互感器的變比和特性完全相同,并將所有電流互感器的二次繞組在母線側的端子互相連接,在外側的端子也互相連接,差動繼電器則接于兩連接線之間,差動電流繼電器中流過的電流是所有電流互感器二次電流的相量和。這樣,在一次側電流總和為零時,在理想的情況下,二次側電流的總和也為零。此圖為母線外部K點短路的電流分布圖,設電流流進母線的方向為正方向。圖中線路I,II接于系統電源,而線路III則接于負載。

圖3.4 母線完全電流差動保護的原理接線圖

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3.3 線路保護

3.3.1 三段式電流保護

(1)瞬時（無時限）電流速斷保護 1)整定計算

瞬時電流速斷保護（又稱第Ⅰ段電流保護）它是反映電流升高,不帶時限動作的一種電流保護。

在單側電源輻射形電網各線路的始端裝設有瞬時電流速斷保護。當系統電源電勢一定，線路上任一點發生短路故障時，短路電流的大小與短路點至電源之間的電抗（忽略電阻）及短路類型有關，三相短路和兩相短路時，流過保護安裝地點的短路電流為

Ik?3??Es（3-12）

Xs?X1lEs3?（3-13）2Xs?X1lIk?2??式中 Es——系統等效電源相電勢；

Xs——系統等效電源到保護安裝處之間的電抗；

X1——線路單位公里長度的正序電抗；

l——短路點至保護安裝處的距離，km。

電流速斷保護的動作電流可按大于本線路末端短路時流過保護安裝處的最大短路電流來整定，即

11Iop?K1relIkB.max（3-14）

1式中 Iop又稱一次動1——保護裝置Ⅰ段瞬時電流速斷保護的動作電流，作電流；

1Krel——可靠系數，考慮到繼電器的整定誤差、短路電流計算誤差和非周期分量的影響等而引入的大于1的系數，一般取1.2~1.3;IkB.max——被保護線路末端B母線上三相短路時流過保護安裝處的最大短路電流，一般取次暫態短路電流周期分量的有效值。2)靈敏系數的校驗

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瞬時電流速斷保護的靈敏系數，是用其最小保護范圍來衡量的，規程規定，最小保護范圍lmin不應小于線路全長的15%~20%。

由上得最小保護長度

lmin?1Es(1?Xs.max)（3-15）X1Iop1式中 Xs.max——系統最小運行方式下，最大等值電抗，?；

X1——輸電線路單位公里正序電抗，?/km。同理，最大保護長度

lmax?E1(1s?Xs.min)X1Iop1（3-16）

式中 Xs.min——系統最大運行方式下，最小等值電抗，?；

通常規定，最大保護范圍lmax?50%l（l為被保護線路長度），最小保護范圍lmin?(15%~20%)l時，才能裝設瞬時電流速斷保護。(2)限時電流速斷保護

由于瞬時電流速斷保護不能保護線路全長，因此可增加一段帶時限的電流速斷保護（又稱第Ⅱ段電流保護）。用以保護瞬時電流速斷保護保護不到的那段線路，因此，要求限時電流速斷保護應能保護線路全長。1)整定計算

限時電流速斷保護的動作電流IⅡop1應大于相鄰支路的瞬時電流速斷保護的ⅡⅠ動作電流IⅠop2，即Iop1?Iop2，寫成等式為

ⅡⅠIⅡ?Kop1relIop2（3-17）

式中 KⅡrel——配合系數，因考慮短路電流非周期分量已經衰減，一般取1.1~1.2。

2)靈敏系數的校驗

其計算公式為

Ksen?Ik.min（3-18）ⅡIop 18 ****大學畢業設計（論文）說明書

式中 Ik.min——在被保護線路末端短路時，流過保護安裝處的最小短路電流；

IⅡop——被保護線路的限時電流速斷保護的動作電流。規程規定，Ksen?1.3~1.5。3)時限整定

Ⅱ為了保證選擇性，保護1的限時電流速斷保護的動作時限t1，還要與保護2的瞬時電流速斷保護、保護3的差動保護（或瞬時電流速斷保護）動作時限tⅠ

2、tⅠ3相配合，即

Ⅱt1?tⅠ2??t Ⅱt1?tⅠ3??t

式中 ?t——時限級差。

對于不同型式的斷路器及保護裝置，?t在0.3~0.6s范圍內。

(3)定時限過電流保護 1)整定計算

定時限過電流保護動作電流整定一般應按以下兩個原則來確定： A.在被保護線路通過最大正常負荷電流時，保護裝置不應動作，即

ⅢIop1?IL.max（3-19）

B.為保證在相鄰線路上的短路故障切除后，保護能可靠地返回，保護裝置的返回電流Ire應大于外部短路故障切除后流過保護裝置的最大自起動電流Is.max，即

Ire?Is.max（3-20）

根據第B條件，過電流保護的整定式為

Iop1ⅢⅢKrelKss?IL.max

（3-21）

KreⅢ式中 Krel——可靠系數，取1.15~1.25；

Kss——負荷自起動系數，由電網電壓及負荷性質所決定，取2~5；

Kre——返回系數，與保護類型有關。電流繼電器的返回系數一般取0.85~0.95；

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IL.max——最大負荷電流。2)靈敏系數的校驗

其計算公式為

Ksen?Ik.min（3-22）ⅢIop當過電流保護作為本線路主保護的近后備保護時，Ik.min應采用最小運行方式下，本線路末端兩相短路的短路電流來進行校驗，要求Ksen?1.3~1.5；當過電流保護作為相鄰線路的遠后備保護時，Ik.min應采用最小運行方式下，相鄰線 路末端兩相短路時的短路電流來進行校驗，要求Ksen?1.2；作為y,d連接的變壓器遠后備保護時，短路類型應根據過電流保護接線而定。3)時限整定

為了保證選擇性，過電流保護的動作時限按階梯原則進行整定，這個原則是從用戶到電源的各保護裝置的動作時限逐級增加一個?t。

在一般情況下，對于線路Ln的定時限過電流保護動作時限整定的一般表達式為

tn?t(n?1).max??t（3-23）

式中 tn——線路Ln過電流保護的動作時間，s；

t(n?1).max——由線路Ln供電的母線上所接的線路、變壓器的過電流保護最長動作時間，s。

3.3.2相間距離保護

電流保護的主要優點是簡單，可靠，經濟，但它的靈敏性受系統運行方式變化的影響較大，特別是在重負荷，長距離，電壓等級高的復雜網絡中，很難滿足選擇性，靈敏性以及快速切除故障的要求，為此，必須采用性能完善的保護裝置，因而就引入了“距離保護”。

距離保護是反饋故障點至保護安裝點之間的距離或阻抗，并根據距離的遠近而確定動作時間的一種保護裝置。該裝置的主要元件為距離或阻抗繼電器，它可根據其端子所加的電壓和電流側知保護安裝處至短路點之間的阻抗值，此

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阻抗稱為阻抗繼電器的測量阻抗。其主要特點是：短路點距離保護安裝點越近，其測量阻抗越小；相反地，短路點距離保護安裝點越遠，其測量阻抗越大，動作時間就越長。這樣就可保證有選擇地切除故障線路，如圖5.6所示，K點短路時，保護1的測量阻抗是Zk，保護2的測量阻抗是（ZAB+ZK）。由于保護1距離短路點較近，而保護2距離短路點較遠，所以，保護1的動作時間就比保護2的 短。這樣故障就由保護1動作切除，不會引起保護2的誤動作。這種選擇性的配合是靠適當的選擇各保護的整定阻抗值和動作時限來完成的。

圖3.6 距離保護的基本原理

****大學畢業設計（論文）說明書 短路電流計算

4.1短路計算說明

短路計算是電力系統設計，設備選擇，繼電保護設計，整定的依據，是解決一系列問題的基本計算。一般包括發生短路時的系統的運行方式及短路類型和短路點等條件。在實用計算中，采取一些簡化假設：

1、所有電源電勢等電位。

2、不記磁路飽和，忽略線路電容、電阻。

3、把負荷當作恒定電抗。

4、電力系統均為金屬性短路。

4.2母線短路電流計算

4.2.1主變標幺值參數計算（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(近似為0)（4-2）100STN10031.5Uk3%SB6.75100????0.21 100STN10031.5XT2?XT3?

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系統等值阻抗圖：

圖4.1 系統等值阻抗圖

4.2.2三相對稱短路時的電流計算

基準值的選擇，取SB=100MVA，Ud1=115kV,Ud2=37kV,Ud3=10.5kV

最大運行方式下：

d1(3)時有

Xd1 =x1=0.0192

(3)Id1?SB1?

圖4.2短路等值阻抗圖

0.01923Ud1=26.15(kA)

(3)d2時有

1Xd2 =x1+x2

2=0.0192+0.17

=0.1892

圖4.3短路等值阻抗圖

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I(3)1d2?SB0.1892?3U d=8.25(kA)d(3)3時有

Xd3 =(x1+112x2)+ 2x3

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

d3=18.69(kA)

最小運行方式下：

d(3)1時有

Xd1 =x1=0.0192 I(3)d1?10.0192?SB3U

d1=26.15(kA)d(3)2時有

Xd2 =x1+x2

=0.0192+0.34

=0.3592

I(3)1d2?SB0.3592?3U d2

圖4.4短路等值阻抗圖

圖4.5短路等值阻抗圖

圖4.6短路等值阻抗圖

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=4.34(kA)

d3時有(3)Xd3 =x1+x2+x3

=0.0192+0.34+0.21

=0.5692(3)Id3?SB

1?0.56923Ud3=9.66(kA)

圖4.7短路等值阻抗圖

4.2.3不對稱短路的電流計算

電力系統中的短路故障大多數是不對稱的。為了保證電力系統和各種電氣設備的安全運行，需進行各種不對稱故障的分析和計算。發生不對稱短路時，電力系統的三相電流和電壓是不平衡的。因此，不能采用計算三相短路電流的算法進行分相計算。一般求解不對稱故障問題常用的方法是對稱分量法。在用對稱分量發分析和計算系統短路時，所采用的參數是電力系統各元件的相序參數。一般在線性電路中可以應用疊加原理，得到不對稱分量分別按對稱三相電路求解，然后將結果疊加起來，得到不對稱三相電路的解，用于后面的繼電保護靈敏度的校驗。最大運行方式下

零序網如右圖所示

X1?Xd1?0.0192 Xd0?3X1//(X2?X3)

=0.0576∥0.55

=0.052 d1(1)時有

圖4.8零序阻抗圖

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3If0?SB3E?

（4-3）

2x1?Xd03Ud11003?115 =33.19?=16.66(kA)d1(1.1)時有

3If0?SB3E100??24.35??12.22(kA)x1?2Xd03Ud13?115最小運行方式下由于零序阻抗值基本不變化,所以所有數據與最大運行方式下近似相等。

由課本可知，當系統為無限大系統或距短路點很遠時，此時的兩相短路電流可采用實用計算方法。本系統電源的容量為5210MVA,為了減少計算量可以近似按無限大系統是計算。

即：

(2)Id? 3(3)Id

（4-4）

2最大運行方式下：

d1(2)時有

(2)Id1?3(3)Id1?22.65(kA)2最小運行方式下：

d1(2)時有

(2)Id1?3(3)Id1?22.65(kA)2

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4.3線路短路電流計算

4.3.1各線路阻抗參數

查手冊得：LGJ-300型線路x0?0.404(Ω)/km LGJ-150型線路x0?0.425(Ω)/km LGJ-120型線路x0?0.435(Ω)/km 實際計算阻抗有名值為：x?x0?l(Ω)（4-5）表4-1 各側阻抗計算值(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 標幺值計算為：x*?x?SB；（4-6）2UB表4-2 各側阻抗標幺值

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線路短路電流計算

最大運行方式下

發生d(3)時Id?1SB計算數值如下： ?Xd1?xL3Ud1L-1 Id?1100??3.14(kA)0.0192?0.153?115 27 ****大學畢業設計（論文）說明書

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?發生d(1)時x1?Xd1?xL;x0?Xd0?3xL;3If0?計算數值如下：

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 ****大學畢業設計（論文）說明書

發生d(1.1)時

x1?Xd1?xL;x0?Xd0?3xL;3If0?計算數值如下：

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最小運行方式下由于變壓器等效阻抗值變化不大,所以所有數據與最大運行方式下近似相等

4.3.3 35kV線路短路電流計算

最大運行方式下發生d(3)時Id?SB1? 計算數值如下：

Xd2?xL3Ud2 29 ****大學畢業設計（論文）說明書

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)

最小運行方式下發生d(3)時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)

計算數值如下：

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4.3.4 10kV線路短路電流計算

最大運行方式下發生d(3)時Id?SB1 計算數值如下： ?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)

最小運行方式下發生d(3)時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)

計算數值如下：

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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?

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5.1線路最大負荷電流計算

IL.max?由前面線路參數表可計算如下： 1、110KV側線路 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側線路 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?

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L-6 IL.max?3、10KV側線路 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主變壓器保護的整定計算

5.2.1縱差動保護整定計算

一、計算變壓器各側一次電流，選擇電流互感器的變比，確定各側二次額定電流：

表5-1

變壓器相關參數計算

名稱

各側數值

額定電壓(kV)

115

10.5

額定電流(A)31.5?1033?115?158.131.5?1033?37?491.5

31.5?1033?10.5?1732.1

電流互感器 Y

Y

D 接線方式

電流互感器

158.1/5

491.5/5

3?1732.1/5 計算變比

選用電流互 200/5

500/5

3000/5 感器變比

二次額定電 158.1/40=3.95

491.5/100=4.915

3000/600=5 流（A）

10.5kV側的二次額定電流最大，所以選取該側為保護的基本側。

二、確定保護的一次動作電流：

1、按躲開變壓器的勵磁涌流整定：

Idz?Kk?Ie.B

（Kk取1.5）

（5-2）

=1.5×1732.1

=2598.15（A）

2、器外部三相短路時的最大不平衡電流來整定

(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

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=994(A)其中Ktx為電流互感器同型系數，型號相同時取0.5，型號不同時取1，這

Kfzq為非周期分量引起的誤差，里為避免以后更換設備的方便故取1；取1；?fza(3)建議采用中間值0.05；?U取0.1；Id.max為變壓器外部最大運行方式下的三相短路電流。

3、按躲開電流互感器二次回路斷線時變壓器的最大負荷電流整定：

Ldz?Kk?Ith.max

（Kk取1.3）

= 1.3×1732.1 = 2251.7(A)

三、確定保護的二次動作電流：

1、基本側差動繼電器的動作電流為：

Idzdz.j.jb?kjx?In

?3?2598.1530050?7.5(A)

2、基本側差動線圈工匝數為：（AW0為60）

WAW0cd.jb.z?I

dz?j?jb

?607.5?8

選用的差動線圈匝數為8匝

四、差動保護的實際動作電流：

1、差動保護的實際二次動作電流：

IAW0dz.j.jb?W?60?7.5(A)

cd?jb?z8

∴ 差動保護實際一次動作電流為：

5-4）

5-5）

5-6）（（（****大學畢業設計（論文）說明書

Idz.jb?Idz?j?jb?nLKjx7.5?3000

3（5-7）

?5?2598.2(A)

五、動作時限：0秒

六、靈敏度校驗：

Id?.min為實際可能的方式下在差動保護范圍內發生兩相短路時總的最小短路電流；

Id?.min是在系統最小運行方式下兩臺變壓器并聯運行時低壓側兩相短路取得；接線系數Kjx取2

kjx?Id?.minIdz.j.jb?nL.jb2??3?9.66?10002?3.72?2（滿足要求）

（5-8）7.5?30005Ksen?5.2.2 復合電壓啟動過電流保護的整定計算

過電流元件動作值Iop按躲開站變額定電流IN.st整定,即: Iop?110kV側：krel?IN.st（5-9）kre ?1.1531500??214(A)0.853?115 其中krel可靠系數,一般為1.15～1.25,這里取1.15, kre是返回系數,這里取0.85 運行方式下線路末端的兩相短路電流對保護裝置進行靈敏度的校驗。

3(3)3Id.min?1.33?1000?2?2?5.4?1.3，滿足要求。（5-10）

IOP213Ksen 37 ****大學畢業設計（論文）說明書

35kV側：Iop?krel1.1531500?IN.st???665（A）kre0.853?37取最小運行方式下線路末端的兩相短路電流對保護裝置進行靈敏度的校驗。

3(3)3Id.min?1.33?1000?2?2?1.73?1.3，滿足要求

IOP665krel1.1531500?IN.st???2343（A）kre0.853?10.5Ksen10kV側:Iop?取最小運行方式下線路末端的兩相短路電流對保護裝置進行靈敏度的校驗。

3(3)3Id.min?1.33?100022???0.5?1.3，不滿足要求 IOP2343Ksen最終整定電流取最小值即110KV側的整定結果。保護動作時限為0.5秒。

5.2.3 過負荷保護的整定計算

取可靠系數Krel為1.05,返回系數Kres為0.85,IN為保護安裝側變壓器的額定電流。因是單側電源三繞組降壓變壓器且三側繞組容量相同，則過負荷保護裝在電源側（即110KV側）。

按躲開變壓器額定電流來整定：

IdzKk1.0531.5?103??IN???195.35(A)Kh0.853?115動作時限：比降壓變壓器復合電壓起動的過電流保護的動作時限大0.5秒，即0.5+0.5=1秒。

5.3 母線保護的整定計算

根據本設計的實際情況，決定采用完全電流差動母線保護對變電站的母線進行保護。

****大學畢業設計（論文）說明書

所用設備差動繼電器的動作電流按下述兩個原則整定，并取其中的較大者為整定值。

（1）躲過外部故障時的最大不平衡電流。其動作電流按下式計算

Iop，K?KrelIdsp.max?Krel?0.1?Ik..max/nTA（5-11）式中：Krel為可靠系數，取為1.3；

Ik..max為在母線范圍外任一連接元件上短路時，流過差動保護電流互感器的最大短路電流；

nTA為母線保護用電流互感器的變比。110kV母線： Iop，K?Krel?0.1?Ik..max/nTA

=1.3?0.1?36?1000/40

=10.92（A）

35kV母線：

Iop，K?Krel?0.1?Ik..max/nTA

=1.3?0.1?4.11?1000/100

=5.343（A）

10kV母線：

Iop，K?Krel?0.1?Ik..max/nTA

=1.3?0.1?3.73?1000/600

=0.808（A）

（2）躲過電流互感器二次回路一相短線時流過差動繼電器的最大電流。

其動作電流按下式計算

Iop，K?Krel?Il..max/nTA

（5-12）式中Il..max為所有連接元件中最大的負荷電流。

****大學畢業設計（論文）說明書

110kV母線: Iop，K?Krel?Il..max/nTA

=1.3?350/40

=11.38（A）

35kV母線： Iop，K?Krel?Il..max/nTA

=1.3?490/100

=6.37（A）

10kV母線： Iop，K?Krel?Il..max/nTA

=1.3?550/600

=1.19（A）

根據計算值可知母線動作電流如下：

110kV母線：Iop，K?11.38（A）

35kV母線：Iop，K?6.37（A）10kV母線：Iop，K?1.19（A）

當保護范圍內部故障時，應采用下式校驗靈敏系數，其值一般應不低于2。

Ksen?Ik.min

（5-13）

Iop.k?nTA式中Ik.min為母線故障時的最小短路電流。110kV母線： Ksen?Ik.min22.65?1000??49.76?2

Iop.k?nTA11.38?404.34?3?10002?5.9?2 6.37?100 40 35kV母線： Ksen?Ik.min?Iop.k?nTA****大學畢業設計（論文）說明書

10kV母線： Ksen?Ik.min?Iop.k?nTA9.66?3?10002?11.7?2 1.19?600

由計算結果知整定值符合要求。

5.4 線路保護的整定計算

5.4.1 110kV線路保護的整定計算

一、相間距離保護的整定計算 1.距離Ⅰ段

為了保證選擇性，保護瞬時動作的距離Ⅰ段動作阻抗應按躲過相鄰下一元件首端短路的條件選擇，即

' Zop?krel?ZL 可靠系數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.距離Ⅱ段

動作阻抗按下式整定

“ Zop ?ksen?ZL 靈敏系數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.距離Ⅲ段

動作阻抗按下式整定

****大學畢業設計（論文）說明書

”'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為電網的額定線電壓；

IL.max為線路的最大負荷電流。

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(?)

靈敏度校驗 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由以上計算可知整定結果符合要求。

****大學畢業設計（論文）說明書

5.4.2 35kV線路保護的整定計算

一、相間距離保護的整定計算 1.距離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.距離Ⅱ段

動作阻抗按下式整定

Zop”?ksen?ZL 靈敏系數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.距離Ⅲ段

動作阻抗按下式整定

“'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(?)

****大學畢業設計（論文）說明書

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(?)

靈敏度校驗

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

由以上計算可知整定結果符合要求。二、三段式電流保護的整定計算 瞬時電流速斷保護（又稱第Ⅰ段電流保護）

I'op?krel?Id.max krel?1.2 式中Id.max為線路在最大運行方式下的三相短路值

L-1 I'op?1.2?2.74?3.288(kA)44

5-18）（****大學畢業設計（論文）說明書

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)靈敏度校驗：按線路30%處發生d(2)故障時校驗

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)因為I(2)d.min?Iop所以靈敏度合格 限時電流速斷保護（第又稱Ⅱ段電流保護）

(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：變電站輔助設施標準化驗收規范

河南電網變電站輔助設施標準化驗收規范

前 言

變電站輔助設施作為電網生產輔助系統，是提高變電站運行維護管理能力，提高電網的設備運行環境的重要基礎，也是實現電網運行管理信息化的基礎。

對變電站輔助設施進行認真、全面、嚴格、規范的標準化驗收，是保證變電站在驗收交付后穩定、安全、可靠運行的重要手段，也是項目規范化管理的必要階段。

為使河南電網所轄的變電站輔助設施系統驗收工作更具專業性、規范性和可操作性，特制定本規范

范圍

本規范規定了河南電網變電站輔助設施系統的驗收階段、驗收組織管理、驗收原則及依據、驗收內容及要求、驗收大綱編制、現場驗收、整體考核驗收等方面的要求。

本規范適用于河南電新建、改建、擴建的變電站。2 驗收組織管理

2.1 驗收階段

變電站輔助設施系統驗收分為兩個階段，即現場驗收、整體考核驗收；整體考核驗收階段包括試運行考核期和整體考核驗收，試運行考核期不得少于3 個月。

2.2 驗收職責

2.2.1 各地區供電局（建設單位）職責： a）負責組織變電站輔助設施系統的現場驗收； b）負責組織完成各階段驗收測試大綱的編制及審核； c）編制各階段驗收文件；

d）負責編制項目工程文檔，匯編項目工程清冊。2.2.2 制造單位職責：

a）輔助設施制造單位參與現場驗收和整體考核驗收； b）制造單位負責組織輔助設施的工廠驗收，參與現場驗收； c）制造單位負責編制工廠驗收大綱，參與現場驗收大綱編制； d）參與編制工廠驗收、現場驗收文件。e）提供所生產設備的質量證明文件、特種設備須提供生產制造許可證復印件

2.2.3 安裝調試單位職責： a）參與現場驗收大綱的編制； b）參與現場驗收；

c）完成現場施工圖檔資料的編制。2.2.4 設計單位職責：

a）參與變電站輔助設施的各階段驗收； b）參與各階段驗收測試大綱編制；

c）對驗收中發現的由于設計原因造成的缺陷應及時進行設計變更；

d）負責竣工圖紙的編制，并按照河南電網關于變電站輔助設施移交的規定和合同要求提交給建設單位。

2.3 驗收組織

2.3.1 負責項目各階段驗收組織工作的單位在驗收條件具備后，及時組織成立相應的驗收工作組，啟動該階段驗收流程。

2.3.2 各階段驗收工作組包括領導小組和工作小組，工作小組負責變電站現場的驗收測試。

2.3.3 驗收工作組在驗收開始前必須嚴格審查驗收大綱，驗收大綱經審批通過后，進入驗收流程。

2.3.4 在驗收過程中，驗收工作組必須嚴格按照驗收大綱和驗收流程進行驗收測試工作，并負責編制驗收報告。3 驗收原則及驗收依據 3.1 驗收原則

3.1.1 變電站輔助設施的驗收應堅持科學、嚴謹、認真的工作態度，參與驗收測試的人員必須具備相應的專業技術水平；驗收測試工作應規范、標準，應使用專用的測試儀器和專業測試軟件，并使用標準化、規范化的測試用例。

3.1.2 驗收工作遵循現場驗收、整體考核驗收的順序進行，只有在前一階段驗收合格通過后，方可進入下一階段工作。

3.1.3 制造單位在各驗收階段所提供的使用手冊等文檔必須為按系統實際版本進行編制，驗收大綱中功能測試項目的測試步驟應按技術文檔對應的敘述進行編制，以驗證技術文檔的正確性和有效性；

如該項測試步驟不能正確執行，則視為該項測試不通過。3.1.4 若各階段驗收測試結果證明某一設備、軟件功能或性能不合格，制造單位必須更換不合格的設備或修改不合格的軟件，對于第三方提供的設備或軟件同樣適用。設備更換或軟件修改完成后，與該設備及軟件關聯的功能及性能測試項目必須重新測試。

4.2 驗收依據

4.2.1 各階段驗收均應嚴格遵循國家和行業的技術規范、標準、規程、項目合同技術協議書及歷次技術（設計）聯絡會議紀要的所有技術方面的條款，以及合同執行過程中產生的技術澄清文件（以下合稱“項目技術文件”）。

4.2.2 各階段驗收的設備及資料核查應按照本規范的具體要求執行。驗收內容及要求 5.1 驗收內容及要求

各階段驗收工作組可根據變電站輔助設施的實際配置和要求進行取舍選擇，并根據項目技術文件進行補充和細化。

5.1.1 設備核查 5.1.1.1 核查內容

a）根據項目合同所列的所有軟硬件設備清單，對設備型號、外觀、數量及附屬的配件及隨機資料逐項清點確認；

b）對各軟硬設備配置進行檢查確認。5.1.1.2 核查要求

a）各設備的型號和數量應與設備清單一致，應為全新購置的產品；附屬的配件及隨機資料應與設備發貨（裝箱）清單一致；

b）設備的配置應不低于設備清單所列的具體配置要求，設備序列號（出廠編號）唯

一、有效。

c）輔助設施出廠后，所有設備發送至現場。在現場安裝前，建設單位、制造單位及各設備供應商可按上述要求進行現場設備到貨驗收，并形成設備現場到貨驗收報告。

5.1.2 文件核查 5.1.2.1 核查內容

a）制造單位提供的技術文檔，至少包括維護手冊、使用手冊及第三方軟件最終用戶授權書，b）各階段驗收所需的工程文檔及報告。5.1.2.2 核查要求

a）技術文檔完整、齊全、正確； b）工程文檔及報告齊全、完整。3 給水、排水、消防系統驗收規范

3.1 給水管道及配件安裝質量驗收規范

室內給水管道的水壓試驗必須符合設計要求。當設計未注明時，各種材質的給水管道系統試驗壓力均為工作壓力的1.5倍，但不得小于0.6 MPa。

檢驗方法：金屬及復合管給水管道在試驗壓力下觀測10min，壓力降不應大于0.02MPa，然后降到工作壓力進行檢查，應不滲不漏；塑料管給水系統應在試驗壓力下穩壓1h，壓力降不得超過0.05MPa，然后在工作壓力的1.15倍狀態下穩壓2h，壓力降不直超過0.03MPa，同時檢查各連接處不得滲漏。

3.1.1 給水系統交付使用前必須進行通水試驗并做好記錄。檢查方法：觀察和開啟閥門、水嘴等放水。

3.1.2 生產給水系統管道在交付使用前必須沖洗和消毒，并經有關部門取樣檢驗，符合國家《生活飲用水標準》方可使用。

檢驗方法：檢查有關部門提供的檢測報告。

3.1.3 室內直埋給水管道（塑料管道和復合管道除外）應做防腐處理。埋地管道防腐層標材質和結構應符合設計要求。

檢驗方法：觀察或局部解剖檢查 3.2 室內消火栓系統驗收

3.2.1 室內消火栓系統安裝完成后應取屋頂層（或水箱間內）試驗消火栓和首層取二處消火栓做試射試驗，達到設計要求為合格。

檢驗方法：實地試射檢查。

3.2.2 安裝消火栓水龍帶，水龍帶與水槍和快速接頭綁扎好后，應根據箱內構造將水龍帶掛放在箱內的掛釘、托盤或支架上。

檢查方法：觀察檢查。

3.2.3 施工單位在竣工時往往不按規定把水龍掛在消火栓箱內掛釘或水龍帶卷盤上，而將水龍帶卷放在消火栓箱內交工，建設單位接管后必須重新安裝，否則失火時會影響使用。

3.2.4 箱式消火栓的安裝應符合下列規定： 1：栓口應朝外，并不應安裝在門軸側。2：栓口中心距地面為1.1m，允許偏差±20mm。

3：閥門中心距箱側面料140mm，距箱后內表面為100mm，允許偏差±5mm。

4：消火栓箱體安裝的垂直度允許偏差為3mm.檢驗方法：觀察和尺量檢查。3.3 給水設備安裝質量驗收

3.3.1 水泵就位前的基礎混凝土強度、坐標、標高、尺寸和螺栓孔位置必須符合設計規定。

檢驗方法：對照圖紙用儀器和尺量檢查。3.3.2 水泵試運轉的軸承溫升必須符合設備說明書的規定。檢驗方法：溫度計實測檢查。

3.3.3 敞口水相的滿水試驗和密閉水箱（罐）的水壓試驗必須符合設計與本規范的規定。

檢驗方法：滿水試驗靜置24h觀察，不滲不漏；水壓試驗在試驗壓力下10min壓力不降，不滲不漏。

3.4 室內排水系統安裝

3.4.1 本章適用于室內排水管道、雨水管道安裝工程的質量檢驗與驗收。

3.4.2 生活污水管道應使用塑料管、鑄鐵管或混凝土管（由成組洗臉盆或飲用噴水器到共用水封之間的排水管和連接衛生器具的排水短管，可使用鋼管）。

雨水管道宜使用塑料管、鑄鐵、鍍鋅鋼管或混凝土管等。懸吊管道定使用塑料管、鑄鐵管或塑料管。易受振動的雨水管道（如鍛造車間等）應使用鋼管。

3.4.3 隱蔽或埋地的排水管道在隱蔽前必須做灌水試驗，其灌水高度應不低于底層衛生器具的上邊緣或底層地面高度。檢驗方法：滿水15min水面下降后，再灌滿觀察5min，液面不降，管道及接口無滲漏為合格。

3.4.4 生活污水鑄鐵管道的坡度必須符合設計的規定。4 火災自動報警系統的驗收 4.1 火災自動報警系統竣工驗收，應在公安消防監督機構監督下，由建設主管單位主持、設計、施工、調試等單位參加，共同進行。

4.1.2 火災自動報警系統驗收應包括下列裝置：

1：火災自動報警系統裝置（包括各種火災探測器、手動報警按鈕、區域報警控制器和集中報:警控制器等）；

2：滅火系統控制裝置（包括室內消火栓、自動噴水、鹵代烷、二氧化碳、干粉、泡沫等固定滅火系統的控制裝置）； 3：電動防火門、防火卷簾控制裝置；

4：通風空調、防煙排煙及電動防火閥等消防控制裝置； 5：火災事故廣播、消防通訊、消防電源、消防電梯和消防控制室的控制裝置；

6：火災事故照明及疏散指示控制裝置。

4.1.3 消防用電設備電源的自動切換裝置，應進行3次切換試驗，每次試驗均應正常。

4.1.4 火災報警控制器應按下列要求進行功能抽驗： 1：實際安裝數量在5臺以下者，全部抽驗: 2：實際安裝數量在6～10臺者，抽驗5臺；

3：實際安裝數量超過10臺者，按實際安裝數量30％～50％的比例、但不少于5臺抽驗。抽驗時每個功能應重復1～2次，被抽驗控制器的基本功能應符合現行國家標準《火災報警控制器通用技術條件》中的功能要求。4.1.5 火災探測器（包括手動報警按鈕），應按下列要求進行模擬火災響應試驗和故障報警抽驗：

1：實際安裝數量在100只以下者，抽驗10只；

2：實際安裝數量超過100只，按實際安裝數量5％～10％的比例，但不少于10只抽驗。被抽驗探測器的試驗均應正常。

3：室內消火栓的功能驗收應在出水壓力符合現行國家有關建筑設計防火規范的條件下進行。

4：自動噴水滅火系統的抽驗，應在符合現行國家標準《自動噴水滅火系統設計規范》的條件。

4.1.6 本節各項檢驗項目中，當有不合格者時，應限期修復或更換，并進行復驗。復驗時，對有抽驗比例要求的，應進行加倍試驗。復驗不合格者，不能通過驗收。

4.1.7 火災自動報警系統投入運行前，使用單位應有經過專門培訓，并經過考試合格的專人負責系統的管理操作和維護。5 事故照明系統驗收規范

5.1 事故照明系統施工應符合設計文件及相關技術規范、規程、國家、行業標準的要求。

5.2 事故照明設施，如開關、應急燈應有明確的標識，標語識別。

5.3 事故照明系統的基本要求：

5.3.1 當正常照明因故障熄滅后，需確保正常工作或活動繼續進行的場所，備用照明系統應能正常啟動。5.3.2 當正常照明因故障熄滅后，需確保處于潛在危險之中的人員安全的場所，安全照明應能正確啟動。

5.3.3 當正常照明因故障熄滅后，需確保人員安全疏散的出入口和通道，疏散照明應能覆蓋變電站主要出入口。6 遙視系統驗收規范

6.1 站端設備配置要求：站端設備安裝在變電站現場，完成變電站現場各種信息采集、處理、監控并可與監控中心進行網絡傳輸和通信。設備應符合變電站自動化設備設計要求及有關標準。

6.2 站端監控主機或視頻處理單元必須具備數字硬盤錄像功能，且在軟件或硬件上采取防止系統死機的措施，以保證持續穩定工作。

6.3 站端遙視系統應滿足遠方調閱功能，圖像應清晰、無卡頓現象。站內攝像頭應具有遠方遙控功能，攝像頭的安裝位置應能100%覆蓋站內主要出入口、關鍵變配電設備、主控室等。7 其他輔助設施驗收規范

7.1 電動大門外觀清潔油漆美觀，開關試驗良好（包括遙控、就地），熔斷器、鑰匙配備充足，專業人員認可。

7.2 高低壓配電室的通風系統應完善、風機應能可靠工作，噪聲應在限值范圍內。

第五篇：智能變電站二次系統設計論文

1智能變電站二次系統配置方案

1.1保護配置

保護配置主要從變壓器保護、線路保護以及母線保護三個方面進行。在進行線路保護時要注意提高采樣值差量和暫態量的速度。在進行變壓器保護時要注意勵磁涌流的影響，通常會采用廣義瞬時功率保護原理來輔助差動保護。這兩點都是易于實現的主保護原理。廣域后備保護系統由于其具有智能決策功能，可以在進行后背保護在線整定時集中全網信息，利用最少的通信量最快的數據更新速度完成決策工作。智能變電站二次系統在進行保護時簡化了原來的布線，將主保護功能由原集控室下放到設備單元內，使通信網絡的負擔減輕。并利用集中式母線保護和具有主站的分布式差動來實現母線主保護。

1.2通信配置

在通信配置這一方面，智能變電站與傳統變電站的差別不大，但是就其發展而言，數據的更快速的傳播與數據量的加大會對通信配置提出更加安全可靠的要求。1.3計量配置采用三態數據為預處理數據的計量模塊，進行誤差量溯源實現現場檢驗和遠程檢驗。根據計量模塊所具有的通信優勢，促進變電站與大用戶之間的互動，進行信息采集與資源的優化配置，促進各個智能化電網環節的協調運行。

2智能變電站二次系統設計方案及應用

2.1系統構成過程層、間隔層、站控層是變電站二次系統在功能邏輯方面的劃分。其中站控層對間隔層以及過程層起到一個全面監測與管理的作用。其主要構成是操作員站、主機、保護故障信息子站、遠動通信裝置、功能站。間隔層具有獨立運作的能力，能夠在沒有網絡的狀態下或是站控層失效的狀態下獨立完成監控，由測量、保護、錄波、相量測量等組成。過程層主要進行采集電氣量、監測設備運行狀態以及執行控制命令的工作，由合并單元、互感器、智能終端構成。

2.2網絡結構

過程網絡的組網標準是電壓等級。主要的網絡形式有雙星形、單星形、點對點等。通常要依據不同電壓等級和電氣一次主接線配置不同的網絡形式。單套配置的保護及安全自動裝置、測控裝置要采用相互獨立的數據接口控制器同時接入兩套不同的過程層網絡。雙重化配置的保護及安全自動裝置應分別接入不同的過程層網絡。單星形以太網絡適合用于110KV變電站站控層、間隔層網絡。雙重化星形以太網絡適合用于220KV及以上變電站站控層、間隔層網絡。考慮到變電站網絡安全方面以及運行維護。智能變電站，特別是高電壓等級、聯網運行的變電站，在兼顧網絡跳閘方式的同時仍保留直采直跳的方式。

2.3二次系統網絡設計原則

本文以220KV變電站為例，分析站控層設備的配置。遠動通信裝置與主機均采用雙套配置，無人值班變電站主機可兼操作員工作站和工程師站。保護及故障信息子站與變電站系統共享信息采集，無需獨立配置。

1）網絡通信設備配置需按一定原則進行。特別是交換機的端口數量一定要符合工程規模需求，端口規格在100M~1000M范圍內。兩臺智能電子設備所接的數據傳輸路由要控制在4個交換機以內。每臺交換機的光纖接入量要控制在16對以內。由于網絡式數據連接中交換機起到重要的作用，為保證智能變電站的安全運行，交換機必須保證安全穩定，避免故障的發生。

2）應對獨立配置的隔層設備測控裝置進行單套配置，采用保護測控一體化裝置對110KV及以下電壓等級進行配置，采用保護測控一體化裝置對繼電保護就地安裝的220KV電壓等級進行配置。繼電保護裝置的配置原則與常規變電站一致，220KV變電站故障錄波及網絡分析記錄裝置按照電壓等級分別配置，統一配置110KV及以下變電站，單獨配置主變壓器。

3）過程層的配置。對于110KV及以上主變壓器本體配置單套的智能終端，對于采用開關柜布置的66KV及以下配電裝置無需配置智能終端。在配電裝置場地智能組件柜中分散布置智能終端。

4）合并單元的配置。110KV及以下電壓等級各間隔單套配置，雙重化保護的主變各側冗余配置，同一間隔內電壓互感器和電流互感器合用一個合并單元。

3結束語

綜上所述，智能變電站的發展、變革以及建設是實現電網發展完善的基礎。智能變電站二次系統設計方法的不斷發展優化會促進智能變電站作用及優勢的更好的發揮。針對我國智能化變電站二次系統設計的實踐經驗及相關原則，其應用發展道路一定會更廣闊。