第一篇：電氣二次系統(tǒng)自查報告

電氣二次系統(tǒng)自查報告

根據(jù)內(nèi)蒙古電力集團《轉(zhuǎn)發(fā)國家電網(wǎng)華北電力調(diào)控分中心關于開展電網(wǎng)二次系統(tǒng)專項檢查的通知》，結(jié)合我廠電氣二次系統(tǒng)實際情況，針對豐鎮(zhèn)發(fā)電廠#3—#6機組、220KV系統(tǒng)、500KV系統(tǒng)設備運行狀況，尤其對涉網(wǎng)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(xiàn)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(wǎng)及內(nèi)蒙電網(wǎng)下發(fā)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(diào)印發(fā)的專業(yè)檢測要求。

2.軟件版本管理：我廠所有線路保護、發(fā)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(xiàn)場繼電保護設備檢驗記錄、標準化作業(yè)指導書、工作記錄齊全，并嚴格執(zhí)行。現(xiàn)場檢查保護作業(yè)指導書齊全，但現(xiàn)場工作記錄不完整，需要整改。

4.現(xiàn)場運維管理：繼電保護及安全自動裝置現(xiàn)場運行管理規(guī)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(diào)控機構(gòu)一致，定值單與調(diào)控機構(gòu)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(wěn)定裝置1套。臺賬齊全。

3.安控系統(tǒng)策略造冊與管理;我廠分布穩(wěn)定作為執(zhí)行子站，策略造冊按執(zhí)行總站執(zhí)行，按內(nèi)蒙網(wǎng)調(diào)策略執(zhí)行，高周切機有定值單執(zhí)行記錄，現(xiàn)場打印與定值單一致。

四． 網(wǎng)源協(xié)調(diào)管理：

1.重點機組涉網(wǎng)控制系統(tǒng)參數(shù)：我廠勵磁系統(tǒng)、調(diào)速、PSS、一次調(diào)頻、進相等試驗報告齊全，試驗項目齊全

2.重點機組涉網(wǎng)保護參數(shù)：保護參數(shù)、保護定值與系統(tǒng)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(huán)境情況：我廠自動化設備供電電源滿足要求，環(huán)境、消防設施滿足要求。

2． 廠站電力二次系統(tǒng)安全防護：滿足要求。3． 并網(wǎng)機組自動化管理：我廠機組AVC滿足規(guī)定和規(guī)程要求，根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度要求投入實際運行。我廠機組AGC滿足規(guī)定和規(guī)程要求。

六． 自動化通道數(shù)據(jù)網(wǎng)：

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(shù)據(jù)網(wǎng)采用獨立的電力專用通信網(wǎng)。

2.調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)和電力系統(tǒng)二次防護；調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)和電力二次系統(tǒng)加裝二次物理隔離，各區(qū)域安全。

七． 發(fā)現(xiàn)的問題及其解決方案

1、廠內(nèi)保護裝置還未實現(xiàn)同步功能，但網(wǎng)控和各臺機組已安裝了GPS裝置，近期廠家來調(diào)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。

第二篇：變電站電氣二次系統(tǒng)驗收規(guī)范

750kV變電站電氣二次系統(tǒng)

驗收規(guī)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(tǒng)現(xiàn)場驗收規(guī)范

目 次

前 言......................................................................II 1 范圍.......................................................................1 2 規(guī)范性引用文件..............................................................1 3 驗收準備...................................................................2 3.1 根據(jù)驗收規(guī)范編制二次系統(tǒng)現(xiàn)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(nèi)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(tǒng)、故障信息管理系統(tǒng)驗收項目.......................................16 5.1 故障信息管理系統(tǒng)檢查.....................................................16 5.2 測控裝置驗收項目.........................................................16 5.3 網(wǎng)絡交換機驗收項目.......................................................17 5.4 監(jiān)控系統(tǒng)軟件功能驗收項目.................................................17 5.5 監(jiān)控電源系統(tǒng).............................................................20 5.6 全站對時系統(tǒng)驗收項目.....................................................21 6 站用直流系統(tǒng)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(tǒng)反措驗收.........................................................21 6.4 直流系統(tǒng)微機監(jiān)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(diào)節(jié)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(tǒng)現(xiàn)場驗收規(guī)范

前 言

為了加強750kV變電站繼電保護及二次系統(tǒng)的管理，使驗收內(nèi)容、步驟、項目、方法、驗收行為規(guī)范化，實現(xiàn)電氣二次設備投產(chǎn)驗收的規(guī)范化、標準化，確保750kV變電站電氣二次設備零缺陷投運。依據(jù)電力行業(yè)、國家電網(wǎng)公司、西北電網(wǎng)有限公司及甘肅省電力公司相關標準、規(guī)程、導則、規(guī)范，特制定此驗收規(guī)范。

本驗收規(guī)范由酒泉超高壓輸變電公司進行編制并負責解釋。本規(guī)范審核人：楊德志

張宏軍

本規(guī)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(guī)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(tǒng)現(xiàn)場驗收規(guī)范 范圍

本規(guī)范根據(jù)相關規(guī)程和反措規(guī)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(nèi)容、項目和要求。

本規(guī)范適用于750kV變電站繼電保護及二次系統(tǒng)的現(xiàn)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(guī)范執(zhí)行。規(guī)范性引用文件

本《750kV變電站二次系統(tǒng)驗收規(guī)范》是根據(jù)以下規(guī)范標準、規(guī)程以及對繼電保護專業(yè)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(wǎng)安全自動裝置檢驗規(guī)程》 ? 《西北750KV輸變電工程竣工預驗收及分系統(tǒng)調(diào)試指導意見》西北電網(wǎng)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(zhì)量檢驗及評定規(guī)程》 ? DL/T 995-2006《繼電保護和電網(wǎng)安全自動裝置檢驗規(guī)程》 ? GB/T 14285-2006《繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程》 ? DL/T 587-2007《微機繼電保護裝置運行管理規(guī)程》 ? Q/GDW 161-2007《線路保護及輔助裝置標準化設計規(guī)范》

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

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

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

750kV變電站電氣二次系統(tǒng)現(xiàn)場驗收規(guī)范

? 國家電網(wǎng)公司 《預防直流電源系統(tǒng)事故措施》 3 驗收準備

3.1 根據(jù)驗收規(guī)范編制二次系統(tǒng)現(xiàn)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(zhì)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(jīng)過檢驗合格。3.2.4 微機型繼電保護試驗裝置應經(jīng)過檢驗合格。3.2.5 可根據(jù)現(xiàn)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(nèi)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(chǎn)后三個月內(nèi)移交。

4.1.1.2 調(diào)試報告及安裝記錄：

檢查所有調(diào)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(tǒng)不應合用一根多芯電纜。

2）二次回路電纜不得多次過渡、轉(zhuǎn)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(zhuǎn)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(jié)合濾波器高頻電纜側(cè)的接地點應與耦合電容的一次接地點分開，結(jié)合濾波器高頻電纜側(cè)的接地點應在距一次接地點3～5m處與地網(wǎng)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(gòu)成等電位接地母線，2接地母線應首尾可靠連接形成環(huán)網(wǎng)，并用截面不小于50 mm、不少于4根銅排與廠站的接地

2網(wǎng)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(zhì)軟導線可靠連接到等電位接地網(wǎng)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(jīng)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(jīng)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(nèi)導線的芯線截面應不小于1.0mm。

7）所有端子排的接線穩(wěn)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(nèi)端子排布置的檢查：

1）屏柜上的端子排按照“功能分區(qū)、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(nèi)容標示明確規(guī)范，并應與圖紙標示內(nèi)容相符，滿足運行部門要求。

2）轉(zhuǎn)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(cè)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(jīng)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(wǎng)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(gòu)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(jié)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(gòu)成等電位接地母線，接地母線應首尾可靠連接形成環(huán)網(wǎng)，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(fā)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(xiàn)死區(qū)。

2）雙重化配置的兩套保護之間不應有任何電氣聯(lián)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(jīng)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(jīng)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(nèi)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(jiān)控后臺數(shù)據(jù)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(jié)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(tài)，短接跳閘接點，手動合斷路器并保持合后狀態(tài)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(tǒng)應發(fā)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(shù)核對：

1）保護裝置基本參數(shù)核對（定值區(qū)、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(shù)與一次設備參數(shù)一致。

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

1）收發(fā)信機通道、頻率兩側(cè)應一致，設置頻率與本裝置晶振頻率、線濾一致。2）收發(fā)信機和保護配合參數(shù)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(wěn)定性在裝置技術參數(shù)正常范圍以內(nèi)。

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(shù)模轉(zhuǎn)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(nèi)。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(qū)內(nèi)、外故障動作邏輯）：

1）縱聯(lián)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(shù)核對：

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

6）打印機參數(shù)與裝置打印參數(shù)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(wěn)定性在裝置技術參數(shù)正常范圍以內(nèi)。

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(shù)模轉(zhuǎn)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(nèi)。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(shù)核對：

1）保護裝置基本參數(shù)核對（定值區(qū)、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(shù)與一次設備參數(shù)一致。

3）保護裝置直流插件參數(shù)與本站直流額定電壓一致。4）保護裝置版本和校驗碼在規(guī)定的有效版本范圍之內(nèi)。5）打印機參數(shù)與裝置打印參數(shù)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(shù)核對（電流啟動或保持的數(shù)值小于等于跳合閘回路電流數(shù)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(wěn)定性在裝置技術參數(shù)正常范圍以內(nèi)。

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(shù)模轉(zhuǎn)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(nèi)。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(qū)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(jiān)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(lián)保護要錄“收信輸入”接點，允許式要求發(fā)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(fā)信機檢查：

1）收發(fā)信機發(fā)信振蕩頻率。2）收發(fā)信機發(fā)信輸出功率。

3）收發(fā)信機的輸出阻抗及輸入阻抗的測定。4）檢驗通道監(jiān)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(cè)收發(fā)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(fā)信機檢查：

1）收發(fā)信機發(fā)信振蕩頻率。2）收發(fā)信機發(fā)信輸出功率。

3）收發(fā)信機的輸出阻抗及輸入阻抗的測定。4）檢驗通道監(jiān)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(cè)失靈出口，檢查對側(cè)是否收到遠跳命令。7）模擬對側(cè)失靈出口，檢查本側(cè)是否收到遠跳命令。4.2.7.3 光纖通道光電轉(zhuǎn)換裝置檢查：

1）本側(cè)電路自環(huán)檢查保護裝置誤碼及延時和光電轉(zhuǎn)換裝置通道指示狀況。2）本側(cè)光路自環(huán)檢查保護裝置誤碼及延時和光電轉(zhuǎn)換裝置通道指示狀況。

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

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1）光纖通道可以采用自環(huán)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(cè)的傳輸延時應接近相等）。

3）傳輸設備發(fā)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(fā)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(cè)失靈出口，檢查對側(cè)是否收到遠跳命令）。4.2.7.4 高頻保護聯(lián)調(diào)：

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

2）模擬正方向區(qū)外故障（對于閉鎖式，高頻保護短時發(fā)信5ms后停信，但由于本側(cè)收到對側(cè)閉鎖信號，本側(cè)高頻保護不動作；對于允許式高頻保護不向?qū)?cè)發(fā)允許跳閘信號，本側(cè)高頻保護不動作跳閘。要求對側(cè)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(fā)信后不停信，由于兩側(cè)收到閉鎖信號，兩側(cè)高頻保護不動作；對于允許式，高頻保護不向?qū)?cè)發(fā)允許跳閘信號，本側(cè)高頻保護不動作跳閘。要求對側(cè)高頻保護投入,斷路器在合閘位置）。4.2.7.5 光纖保護聯(lián)調(diào)：

1）通入三相電流（兩側(cè)分別加入三相電流，檢查本側(cè)和對側(cè)顯示誤差值應不于5%）。2）區(qū)內(nèi)各種短路故障，保護動作。

3）對于傳輸遠傳命令的通道，兩側(cè)分別模擬失靈動作，對側(cè)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(lián)，相應電壓回路并聯(lián)，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(lián)，相應電壓回路并聯(lián)，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(lián)，相應電壓回路并聯(lián)，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(nèi)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(cè)縱聯(lián)保護）。

9）失靈遠跳試驗（分別模擬兩側(cè)失靈出口，檢查對側(cè)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(tài)，短接跳閘接點，手動合斷路器并保持合后狀態(tài)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(tài)）。

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(tài)）。

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(tǒng)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(tǒng)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(fā)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(diào)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(jù)變壓器運行要求投信號或跳閘；

2）各側(cè)斷路器防跳躍檢查： 各側(cè)斷路器分別處于分閘狀態(tài)，短接跳閘接點，手動合斷路器并保持合后狀態(tài)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(yè)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(tǒng)應發(fā)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(shù)核對：

1）保護裝置基本參數(shù)核對（定值區(qū)、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(shù)與一次設備參數(shù)一致。

3）保護裝置直流插件參數(shù)與本站直流額定電壓一致。4）保護裝置版本和校驗碼在規(guī)定的有效版本范圍之內(nèi)。5）打印機參數(shù)與裝置打印參數(shù)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(wěn)定性在裝置技術參數(shù)正常范圍以內(nèi)

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(shù)模轉(zhuǎn)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(nèi)。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(cè)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(nèi)，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(cè)相間方向復壓過流。3）中壓側(cè)相間方向復壓過流。4）低壓側(cè)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(shù)核對：

1）保護裝置基本參數(shù)核對（定值區(qū)、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(shù)與一次設備參數(shù)一致。

3）保護裝置直流插件參數(shù)與本站直流額定電壓一致。4）保護裝置版本和校驗碼在規(guī)定的有效版本范圍之內(nèi)。5）打印機參數(shù)與裝置打印參數(shù)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(shù)核對：電流啟動或保持的數(shù)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(shù)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(wěn)定性在裝置技術參數(shù)正常范圍以內(nèi)。

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(nèi)。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(qū)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(nèi)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(jiān)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(lián)、電壓回路并聯(lián)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(cè)后備保護：方向過流保護、復壓過流保護等。3）中壓側(cè)后備保護：方向過流保護，復壓過流保護等。4）低壓側(cè)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(diào)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(cè)斷路器失靈保護動作后跳變壓器各側(cè)斷路器，變壓器高壓側(cè)失靈動作開入后，應經(jīng)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(cè)斷路器。

4）變壓器中壓側(cè)斷路器失靈保護動作后跳變壓器各側(cè)斷路器，變壓器中壓側(cè)失靈動作開入后，應經(jīng)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(cè)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(nèi)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(cè)縱聯(lián)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(cè)斷路器和母聯(lián)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(qū)內(nèi)單相瞬時接地故障。

2）模擬高壓側(cè)區(qū)外兩相瞬時故障。3）模擬中壓側(cè)區(qū)外兩相瞬時故障。4）模擬低壓側(cè)區(qū)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(tài)）。

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(tài)）。

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(cè)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(tǒng)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(tǒng)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(lián)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(shù)核對：

1）保護裝置基本參數(shù)核對（定值區(qū)、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(shù)與一次設備參數(shù)一致。

3）保護裝置直流插件參數(shù)與本站直流額定電壓一致。4）保護裝置版本和校驗碼在規(guī)定的有效版本范圍之內(nèi)。5）打印機參數(shù)與裝置打印參數(shù)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(wěn)定性在裝置技術參數(shù)正常范圍以內(nèi)。

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(shù)模轉(zhuǎn)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(nèi)。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(lián)間隔）：應直接操作隔離開關進行檢查，并且要結(jié)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(qū)內(nèi)、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(lián)斷路器，后斷開相應母線上的各斷路器；若母聯(lián)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(qū)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(lián)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(tài)）。

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(tài)）。

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(tǒng)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(shù)核對：

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

3）裝置版本和校驗碼在規(guī)定的有效版本范圍之內(nèi)。4）打印機參數(shù)與裝置打印參數(shù)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(wěn)定性在裝置技術參數(shù)正常范圍以內(nèi)。

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(shù)模轉(zhuǎn)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(nèi)。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(tài)）。

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(tài)）。

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(tǒng)、故障信息管理系統(tǒng)驗收項目 5.1 故障信息管理系統(tǒng)檢查

各種繼電保護的動作信息、告警信息、保護狀態(tài)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(jié)構(gòu)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(wǎng)，接地線與變電站主接地網(wǎng)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(shù)模轉(zhuǎn)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(jīng)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(tài)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(tǒng)接口：

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遠動設備（DTE）和數(shù)據(jù)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(guī)約：遠動規(guī)約可采用DL/T 634，變電站內(nèi)通信規(guī)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(fā)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(fā)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(fā)生斷線或短路時，均發(fā)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(xù)通電電源影響：

a）連續(xù)通電：進行不少于72小時連續(xù)穩(wěn)定的通電測試，考核其穩(wěn)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(nèi)（176V~242V）變化、紋波系數(shù)≤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(nèi)（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(tǒng)回路檢查：

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

5.3.1 通訊線/網(wǎng)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(lián)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(fā)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(shù)據(jù)：采集規(guī)約及數(shù)據(jù)正確性檢查。5）上傳數(shù)據(jù)：上傳規(guī)約及數(shù)據(jù)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(jiān)控系統(tǒng)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(tǒng)維護: 可在線、離線修改數(shù)據(jù)庫信息。

3)數(shù)據(jù)管理: 按年、月、周、日的電壓、電流、有功、無功具有峰、谷值統(tǒng)計等功能。4)雙機切換: 雙機切換時間≤30s。

5)操作權(quán)限: 可設置管理員、監(jiān)護人、操作人等權(quán)限。

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6)控制操作：具有單人、雙人監(jiān)控操作功能。7）報警處理：實現(xiàn)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(fā)生的時間順序記錄。

9）計算及制表：可自定義公式，實現(xiàn)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(shù)據(jù)的采集及傳輸功能檢查 5.4.2.1 數(shù)據(jù)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(shù)字量：具有采集保護、位置、狀態(tài)、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(shù)據(jù)：智能電子設備IED實時數(shù)據(jù)（如智能UPS，消防系統(tǒng)，電表等）確認接收端口，查看相應緩沖區(qū)報文內(nèi)容。

4）網(wǎng)絡：確認外部網(wǎng)絡接收端口，查看相應緩沖區(qū)報文內(nèi)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(shù)據(jù)一致性。

6）循環(huán)式規(guī)約：循環(huán)式規(guī)約（如頒布循環(huán)遠動規(guī)約CDT等）上行信息接收與處理正確；下發(fā)信息正確；空閑時下發(fā)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(fā)送數(shù)據(jù)，104接收數(shù)據(jù)等）在通信機界面查看

2）通道緩存：查看收、發(fā)緩沖區(qū)信息，對報文原碼進行實時監(jiān)視、截取、鎖定，檢查強制系統(tǒng)數(shù)據(jù)報文的自動下發(fā)。

3）狀態(tài)監(jiān)視：監(jiān)視通信服務器、通道、路徑狀態(tài)及統(tǒng)計通道誤碼。4）數(shù)據(jù)監(jiān)視：正確顯示各通道的遙測、遙信、電量。

5）數(shù)據(jù)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(tǒng)SOE、遙控等功能。

6）事項緩沖：事件順序記錄系統(tǒng)SOE在事項緩沖區(qū)正確顯示。

7）通道告警：正確產(chǎn)生通道報警事項；對通道及通道數(shù)據(jù)的各類異常(包括失步、誤碼高、死數(shù)據(jù)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(shù)據(jù)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(diào)壓變壓器檔位轉(zhuǎn)化為數(shù)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(tǒng)計或基于瞬時存盤值的統(tǒng)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(nèi)，自動置零)。

6）數(shù)據(jù)存盤：把當前遙測值存入歷史數(shù)據(jù)庫。

7）模擬量越限及恢復處理：設置一重或二重越限參數(shù)和恢復系數(shù)。當系統(tǒng)發(fā)生越限或異常時，系統(tǒng)發(fā)出區(qū)別于系統(tǒng)事故的聲光及語音告警，打印越限值記錄及相關參數(shù)；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(tài)，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(jù)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(jù)。

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(shù)據(jù)，事故追憶點可為任何實時數(shù)據(jù)及計算數(shù)據(jù)，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(shù)據(jù)進行事故重演。

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

14）多重事故推圖：模擬多次事故，系統(tǒng)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(jiān)控畫面。5.4.4 控制、圖形功能 5.4.4.1 控制功能

1)狀態(tài)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(diào)壓變壓器、保護定值的遙控控制。

2）權(quán)限：控制權(quán)限保護(時限/口令)，設置權(quán)限。

3）保護功能：在定時限內(nèi)如果遙控命令沒有執(zhí)行，將自動撤消這次命令。4）監(jiān)護操作：雙機監(jiān)護操作設置權(quán)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(jiān)控自動化系統(tǒng)結(jié)構(gòu)工況圖、通道結(jié)構(gòu)圖、潮流圖、主機資源圖、通道誤碼率統(tǒng)計表等。

2）畫面調(diào)用：具有特殊功能鍵調(diào)用、菜單調(diào)用、按光敏區(qū)顯示調(diào)用、右鍵調(diào)用功能。3）畫面刷新：具有周期性刷新(對周期用戶可調(diào))、強制性刷新、特殊電網(wǎng)事件觸發(fā)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(wǎng)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(quán)限及口令：支持操作員口令、權(quán)限功能限制和嚴格的驗證機制。5.4.5 網(wǎng)絡、數(shù)據(jù)庫功能 5.4.5.1 網(wǎng)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(jiān)視：網(wǎng)絡運行模式及接點、進程狀態(tài)監(jiān)視，相應故障事項形成日志記錄，拒絕執(zhí)行相關的控制命令。

4）主備切換：雙網(wǎng)絡主備切換。5.4.5.2 數(shù)據(jù)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(shù)據(jù)庫存儲密度可調(diào)(分鐘級)。3）監(jiān)視及報警：硬盤使用率監(jiān)視及數(shù)據(jù)庫容量報警。4）備份與恢復：數(shù)據(jù)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(shù)據(jù)：所有歷史數(shù)據(jù)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(zhuǎn)存外設，這些數(shù)據(jù)均可在線顯示、處理，并能拷貝及調(diào)用。

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

8）保存數(shù)據(jù)：所有歷史數(shù)據(jù)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(qū)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(tài)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(shù)：參數(shù)查詢（變電站運行參數(shù)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(tǒng)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(shù)值及最大值、最小值的發(fā)生時間。

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

7）運行、停運的時間及次數(shù)：顯示、打印任一設備的運行時間、停運時間、停運次數(shù)。8）修改、錄入：實現(xiàn)對報表數(shù)據(jù)進行修改的功能，且錄入實時或歷史數(shù)據(jù)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(jù)輸入的時間，對此時間段內(nèi)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(guī)格紙張，且在紙型更換后無需對報表格式進行調(diào)整。

10）打印：支持網(wǎng)絡和事項打印。5.4.7 系統(tǒng)基本技術和實時性指標

1)掃描周期：系統(tǒng)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(tǒng)中各中央處理單元CPU負荷≤30% 4）狀態(tài)量變化顯示：狀態(tài)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(wǎng)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(diào)看：顯示器畫面調(diào)看響應時間≤2S 9）數(shù)據(jù)刷新：顯示器畫面動態(tài)數(shù)據(jù)刷新時間(可調(diào))≤3S 5.5 監(jiān)控電源系統(tǒng) 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(tài)，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(nèi)（176V~264V）變化 3）輸出電壓：輸出電壓在97%~103%額定電壓220V范圍內(nèi)（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(lián)方式 5.6 全站對時系統(tǒng)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(xié)調(diào)世界（UTC）時間實現(xiàn)同步準確。6 站用直流系統(tǒng)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(jīng)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(jié)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(shù)≤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(tǒng)反措驗收

6.3.1系統(tǒng)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(nèi)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(diào)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(chǎn)品）額定電流值，應保證2～4級級差，電源端選上限，網(wǎng)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(wǎng)絡應采用輻射狀供電方式，不應采用環(huán)狀供電方式。6.4 直流系統(tǒng)微機監(jiān)控器

1）外殼接地，可靠、牢固。

2）交流、直流參數(shù)，應能監(jiān)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(jiān)控器采樣值一致（380V±10％）。4）監(jiān)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(jiān)控器能診斷內(nèi)部的電路故障和不正常的運行狀態(tài)，并能發(fā)出聲光告警且遠方信號的顯示、監(jiān)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(tài)。

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(zhuǎn)換功能，自動、手動轉(zhuǎn)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(jù)蓄電池說明書及規(guī)程要求對蓄電池均、浮充電壓進行參數(shù)設置。

11）閥控蓄電池溫度補充系數(shù)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(nèi)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(nèi)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(shù)。c）遙控內(nèi)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(jiān)控單元顯示故障信息、告警且遠方信號的顯示、監(jiān)測及報警應正常。

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

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

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

19）絕緣監(jiān)測儀（通訊）故障試驗，微機監(jiān)控器顯示絕緣監(jiān)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(jiān)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(nèi)各表計，顯示數(shù)據(jù)正確，且有校驗合格證。6）恒流充電穩(wěn)流精度范圍，應不大于±（0.5％-1％）。7）恒壓充電穩(wěn)壓精度范圍，應不大于±（0.1％-0.5％）。8）直流母線紋波系數(shù)范圍，應不大于（0.2％-0.5％）。9）蓄電池組浮充電壓穩(wěn)定范圍：（90％-125％）直流標稱電壓。10）蓄電池組充電電壓穩(wěn)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(jiān)測儀，任何一支路的絕緣狀態(tài)或接地都能監(jiān)測、顯示和報警。遠方信號的顯示、監(jiān)測及報警應正常。

3）母線正負對地電壓平衡且無波動現(xiàn)象。6.7 電壓調(diào)節(jié)裝置

1）自動、手動，升、降控制母線電壓5-7V。2）調(diào)節(jié)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(nèi)容見附件。

2）其余間隔參考750kV線路間隔內(nèi)容編制執(zhí)行。

第三篇：電氣二次班長崗位職責

電氣二次班長崗位職責

1． 每日深入現(xiàn)場了解電氣設備運行情況及存在的問題，主

持召開班前會，布置當日維護，消缺工作。交代安全注意事項，嚴格執(zhí)行《兩票三制》。

2． 每日檢查，督促班組人員嚴格執(zhí)行《安全安規(guī)》，掌握

各項工作進度，嚴把消缺質(zhì)量關。

3． 對本班組發(fā)生的事故，異常及保護不動作應及時組織分

析，采取有效措施，對責任人應批評教育。

4． 做好本班人員的思想工作，關心本班人員的生活，合理

安排工作，人員調(diào)配，使其各盡所能，充分調(diào)動每個員工的工作積極性。

5． 每周周一的安全學習。

6． 根據(jù)本班的培訓計劃配合技術員搞好班組培訓工作，提

高班組成員整體技術水平。

7． 制定獎懲制度，抓好班組勞動紀律，如實上報班組月考

勤及動作情況。

8． 完成領導安排的其他工作。

第四篇：電氣二次專業(yè)2014工作總結(jié)

電氣二次專業(yè)2014工作總結(jié)

2014年是包鋁熱電廠基建轉(zhuǎn)生產(chǎn)的一年，上半年全廠員工都投入在緊張忙碌的基建工作中。從2014年1月份包鋁熱電廠220kV升壓站受電以來，全廠各電氣系統(tǒng)逐步進入調(diào)試、投用階段。電氣二次所有人員在部門領導部署下，活躍在單體調(diào)試、分系統(tǒng)調(diào)試、整套啟動的各個工作現(xiàn)場，對我廠電氣二次設備進行全面摸底。由于現(xiàn)場基建工作工期緊、任務重，施工單位實行24小時工作不間斷的倒班工作制，想要完全掌握電氣設備的安裝、調(diào)試過程，我們電氣二次專業(yè)也必須全天候的在現(xiàn)場跟蹤學習。克服了人員少，倒班難的困難，發(fā)揮不怕吃苦，不怕累的精神，電氣二次人員從來都不曾掉過隊。從資料收集到實際操作，從理論學習到實物調(diào)試，在一點點知識的積累中，電氣二次班組人員快速成長，給投產(chǎn)后的擔當重任打下了堅實基礎。

2014年6月3日，包鋁熱電廠#1機組168小時試運結(jié)束，這標志著我廠#1機組正式由基建期轉(zhuǎn)入了正常投產(chǎn)運行。電氣二次人員每個人心里也都發(fā)生了嶄新的蛻變，以前是跟蹤學習打基礎，現(xiàn)在是真刀真槍肩擔重任，不一樣的挑戰(zhàn)，不一樣的責任讓我們每個人都充滿斗志，干勁十足。電氣二次班組新學員比較多，對于電廠的工作模式，生產(chǎn)流程都不甚清楚，這便要求我們在保障機組穩(wěn)定運行的前提條件下，還要熟悉自己的崗位，熟悉身邊的一切新事物，摸索著前行，前行中提升自我。便隨著對設備的檢修維護，和日常缺陷的消除工作，#1機組運行越來越穩(wěn)定，電氣二次班組人員對自己的工作也都有了不同程度的了解，工作也逐步進入正軌。2014年7月9日，我廠#2機組順利完成168小時試運。有了#1機組的經(jīng)驗，我們電氣二次對于此次接機信心滿滿。接機后不久，我們經(jīng)歷了#

1、#2機組出現(xiàn)的2次較大的緊急停機臨修，臨修過程中電氣二次人員表現(xiàn)出了應有的技術水平，出色完成了任務。除了日常檢修維護之外，電氣二次班組日常管理工作也進入了常態(tài)化管理模式，包括班組例會、定期工作、班組文化建設、備品備件、日常巡檢等方方面面的工作都趨于正常化。

對于我們這個較為年輕的班組，面臨的挑戰(zhàn)還很多，我們提升的空間也很大，我們會不斷鞭策自己，嚴格要求自己，努力把電氣二次班組建設成為一支技術過硬、團結(jié)和諧的一流班組。以下是2014主要工作節(jié)點：

1月至6月：跟蹤調(diào)試，設備摸底，資料收集，培訓學習，班組建設； 6月至7月：#1機組接機，日常檢修維護，參與一次為期一周的臨停檢修工作，進行#1機組380V全部低壓馬達控制器改造。

7月至8月：#2機組接機，日常檢修維護，參與一次為期10天的臨停檢修工作，對#2機組380V全部低壓馬達控制器進行改造。對#

1、#2機組發(fā)變組非電量保護進行合理化改造。

8月至9月：對#

1、#2主變、啟備變風冷系統(tǒng)不能投入自動運行進行徹底檢查、改造，完成后起到了很好的作用，運行良好。對輸煤系統(tǒng)皮帶機頻繁跳閘原因分析，最終制定馬達保護器改造方案，并利用一周時間進行全部更換改造。班組建設工作主要定版印刷各類文本資料，包括檢修記錄、班組日志、備品備件更換記錄、設備異動記錄等待。9月至10月：參與并網(wǎng)安全性評價資料收集、全程陪審、最終評審等工作。對電氣試驗室設備進行盤點，并聯(lián)系內(nèi)蒙電科院進行設備檢驗，截止目前，設備已經(jīng)全部檢驗完成，尚未取得檢驗報告。班組文化建設制定文化看板，制定各類管理制度掛牌。完善電氣二次各崗位工作標準。對等離子點火系統(tǒng)控制部分進行徹底檢查，保障機制安全運行。

10月至11月：響應中鋁總公司制定的“運營轉(zhuǎn)型，提升管理”安全大檢查工作，我們進行了全方位細致盤查，并在限期內(nèi)完成整改。對全廠防寒防凍工作進行全面梳理，并依據(jù)已出臺方案進行逐一實施，目前已經(jīng)全部完成。

11月：對8MW、12MW換熱機組控制柜進行技術改造，目前已經(jīng)完成電纜敷設，單點傳動工作，剩余自動控制調(diào)試工作，待熱工邏輯具備條件后，配合實施。

以上為截止目前為止的2014工作主要內(nèi)容，在這緊張忙碌的一年中，我們收獲頗多，值得欣喜。同時，我們也深刻的認識到我們的不足還很多，在接下來的工作生活中，我們會倍加努力，爭創(chuàng)輝煌，與電廠共榮！

第五篇：電氣二次基礎知識(珍藏版)

電氣二次基礎知識

一、名詞解釋：

1、失磁：失磁是指發(fā)電機運轉(zhuǎn)中，由于勵磁回路某些故障引起的勵磁電流的中斷。

2、零序電流：電力系統(tǒng)中任一點發(fā)生單項或兩項的接地短路故障時,系統(tǒng)中就會產(chǎn)生零序電流.此時在接地故障點會出現(xiàn)一個零序電壓，在此電壓作用下就會產(chǎn)生零序電流,零序電流是從故障點經(jīng)大地至電氣設備中性點接地后返回故障點為回路的特有的一種反映接地故障的電流。

3、高頻電流：是指高頻保護回路中的高頻信號電流。這個電流與工頻電流相比而得名的，工頻電流每分秒變化50次，而高頻電流每妙變化35KHZ以上，現(xiàn)在系統(tǒng)用的高頻一般是35～500KHZ。

4、擊穿電壓：絕緣材料在電壓作用下，超時一定臨界值時，介質(zhì)突然失去絕緣能力而發(fā)生的放電現(xiàn)象稱為擊穿，這一臨界值稱為擊穿電壓。

5、助增電流：助增電流是影響距離保護正確工作的一種附加電流。因為在許多情況下，保護安裝處于故障點之間聯(lián)系有其他分支電流，這些電源將供給附加的短路電流，使通過故障線路的電流大于流入保護裝置的電流。這個電流及叫助增電流。

6、電容式電壓互感器：利用電容分壓原理實現(xiàn)電壓變換的電壓互感器稱電容式電壓互感器。

7、高頻加工設備：高頻阻波器、耦合電容器、鏈接濾波器和高頻電纜等統(tǒng)稱為高壓線路的高頻加工設備。

8、配電裝置：各種一次電氣設備按照一定要求鏈接建造而成的用以表示電能的生產(chǎn)、輸送和分配的電工建筑物，成為配電裝置。

二、問答題：

1、計算機構(gòu)成保護與原有繼電保護有何區(qū)別？

主要區(qū)別在于原有的保護輸入是電流、電壓信號，直接在模擬量之間進行比較處理，使模擬量與裝置中給定阻力矩進行比較處理。而計算機只能作數(shù)字運算或邏輯運算。因此，首先要求將輸入的模擬量電流、電壓的瞬間值變換位離散的數(shù)字量，然后才能送計算機的中央處理器，按規(guī)定算法和程序進行運算，且將運算結(jié)果隨時與給定的數(shù)字進行比較，最后作出是否跳閘的判斷。

2、零序電流保護的各段保護范圍是如何劃分的？

零序電流I段躲過本線路末端接地短路流經(jīng)保護的最大零序電流整定；不能保護線路的全長，但不應小于被保護線路全長的15%～20%；零序II段一般保護線路的全長，并延伸到相鄰線路的I段范圍內(nèi)，并與之配合。零序III段是I,II段的后備段，并與相鄰線路配合。

3、什么是重合閘的后加速？

當線路發(fā)生故障時，保護按整定值動作，線路開關斷開，重合閘馬上動作。若是瞬時性故障，在線路開關斷開后，故障消失，重合成功，線路恢復供電；若是永久性故障，重合后，保護時間元件被退出，使其變?yōu)?秒跳閘，這便是重合閘動作后故障未消失加速跳閘，跳閘切除故障點。

4、錯誤操作隔離開關后應如何處理？

（1）錯拉隔離開關時，刀閘剛離開靜觸頭便發(fā)生電弧，這時立即合上，就可以消弧，避免事故，若刀閘已全部拉開，則不許將誤拉的刀閘再合上；（2）錯拉隔離開關時，即使合錯，甚至在合閘時發(fā)生電弧，也不準再拉開，因為帶負荷刀閘會造成三相弧光短路。

5、什么叫R、L、C并聯(lián)諧振？

電阻、電感和電容相并聯(lián)的電路，在一定頻率的正弦電源作用下，出現(xiàn)電路端電壓和總電流同相，整個電路呈阻性的特殊狀態(tài)，這個狀態(tài)叫并聯(lián)諧振。

6、射極輸出器的主要特點是什么？

輸入電阻較大，輸出電阻較小，電壓放大倍數(shù)近似等于1，但小于1，輸入電壓與輸出電壓相同。

7、保護裝置符合哪些條件可評定位一類設備？

一類設備的所有保護裝置，其技術狀況良好，性能完全滿足系統(tǒng)安全運行要求，并符合以下主要條件：（1）保護屏、繼電器、元件、附屬設備及二次回路無缺陷。（2）裝置的原理、接線及定值正確，符合有關規(guī)定、條例的規(guī)定及反事故措施求。（3）圖紙資料齊全，符合實際。（4）運行條件良好。

8、對控制開關的檢查項目及其內(nèi)容有哪些？

對控制開關的檢查內(nèi)容有：（1）外殼清潔無油垢，完整無損。（2）安裝應牢固，操作時不活動。（3）密封蓋密封良好。（4）各接線頭聯(lián)接應牢固，不松動，不銹蝕。（5）轉(zhuǎn)動靈活，位置正確，接觸良好。（6）打開密封蓋，用手電筒照著檢查，內(nèi)部應清潔，潤滑油脂不干燥，接觸點無燒損。用絕緣棍試壓觸片，壓力應良好。

9、變壓器差動保護在變壓器空載投入時應該檢查哪些內(nèi)容？

變壓器的差動保護，在新安裝時必須將變壓器在額定電壓下做5次空載試驗。在作空載投入之前，應對二次接線進行檢查，并確保正確無誤。空載投入試驗應在變壓器的大電源側(cè)和低壓側(cè)進行，這是因為系統(tǒng)阻抗及變壓器餓漏抗能起限制勵磁涌流的作用，而大電源側(cè)系統(tǒng)阻抗小，且一般變壓器低壓繞組繞在里面，漏抗較小，故在大電源和低壓側(cè)投入時涌流較大。在試驗中，保護裝置一次也不應動作，否則應增大繼電器的動作電流。

10、在拆動二次線時，應采取哪些措施？

拆動二次線時,必須做好記錄；恢復時。應記在記錄本上注銷。二次線改動較多時,應在每個線頭上栓牌。拆動或敷設二次電纜時,應還在電纜的首末端及其沿線的轉(zhuǎn)彎處和交叉元件處栓牌

11、瓦斯保護的反事故措施要求是什么？

（1）將瓦斯繼電器的下浮筒該擋板式，接點改為立式，以提高重瓦斯動作的可靠性。（2）為防止瓦斯繼電器因漏水短路，應在其端部和電纜引線端子箱內(nèi)的端子上采取防雨措施。（3）瓦斯繼電器引出線應采用防油線。（4）餓啊是繼電器的引出線和電纜線應分別連接在電纜引線端子箱內(nèi)的端子上。

12、變壓器保護裝設的一般原則是什么？

（1）防御變壓器鐵殼內(nèi)部短路和油面降低的瓦斯保護。（2）防御變壓器線圈及引出線的相間短路，大接地電流電網(wǎng)側(cè)線圈引出側(cè)的接地短路以及線圈匝間短路的縱聯(lián)差動保護或電流速斷保護。（3）防御變壓器外部的相間短路并作瓦斯保護和縱聯(lián)差動保護后備的過電流保護（或者復合電壓啟動的過電流保護、或負序電流保護）。（4）防御大接地電流電網(wǎng)中外部接地短路的零序電流保護。（5）防御對稱過負荷的過負荷保護。

13、繼電器的退出和投入有何要求? 退出保護時，應先退出保護跳合閘壓板，后退出保護的電源。投入保護時，操作順序與保護退出時相反。14、10千伏輸電線路一般裝設什么保護? 2(1)相間短路保護：單電源線路一般裝設兩段式過電流保護，即電流速斷保護，定時限過電流保護。雙電源線路一般裝設帶方向或不帶方向的電流速度保護和過電流速斷保護。（2）接地保護：一般裝設無選擇性絕緣監(jiān)察保護、零序過電壓保護、功率方向保護。

15、負反饋對放大器的工作性能的影響是什么?(1)降低放大倍數(shù)，（2）提高放大倍數(shù)的穩(wěn)定性，（3）改進波形失真，（4）展寬通頻帶，（5）改變放大器的輸入與輸出電阻。

16、非正弦電流產(chǎn)生的原因是什么？

非正弦電流的產(chǎn)生，可以是電源，也可以是負載。通常有下列原因：（1）電路中有幾個不同的正弦電動勢同時作用，或交流與直流電動勢共同作用，（2）電路中具有非正弦周期電動勢。（3）電路中有非線性元件。17、6～35kV電力系統(tǒng)中的避雷器接在相對地電壓上，為什么避雷器要按額定線電壓選擇？ 6～35kV系統(tǒng)是小接地短路電流系統(tǒng)，在正常情況下，避雷器處于相對地電壓的作用下，但發(fā)生單相接地故障時，非故障相的對地電壓就上升到線電壓，而這種接地故障允許段時間內(nèi)存在，此時避雷器不應動作。所以，避雷器的額定電壓必須選用系統(tǒng)的額定線電壓而不是額定相電壓。

18、保護裝置符合哪些條件可評定為是三類設備? 三類設備的保護裝置或是配備不全，或技術性能不良，因而影響系統(tǒng)安全運行。如果，主要保護裝置有下列情況之一時，亦評為三類設備：（1）保護未滿足系統(tǒng)要求，在故障時能引起系統(tǒng)振蕩，瓦解事故或嚴重損壞主要點設備者。（2）未滿足反事故措施要求。（3）供運行人員操作的連接片、把手、按鈕等設有標志。（4）圖紙不全，且不符合實際，（5）故障錄波器不能完好錄波或未投入運行。

19、在對繼電器試驗時，如何掌握試驗環(huán)境條件？

試驗環(huán)境條件要求包括溫度、相對濕度、和氣壓三個方面。這些條件不僅影響被試繼電器的基本性能，而且對測試儀器設備工作狀態(tài)也有影響。對試驗環(huán)境條件要求如下：（1）溫度：15～35度（2）濕度：45～75%（3）氣壓：660～780mmHg 20在選擇試驗儀表時，要掌握哪些原則？

（1）根據(jù)被測量對象選擇儀表的類型。首先根據(jù)被測繼電器是直流還是交流，選用直流儀表或交流儀表。（2）根據(jù)試驗線路和被測繼電器線圈阻抗的大小選擇儀表的內(nèi)阻。（3）根據(jù)被測的大小選用適當?shù)膬x表。（4）根據(jù)使用的場所及工作條件選擇儀表。

21、新安裝的保護裝置竣工后，其主要驗收項目有哪些？

驗收項目如下：（1）電氣設備及線路有關實測參數(shù)完整、正確。（2）全部保護裝置竣工圖紙符合實際。（3）檢驗定值符合整定通知單的要求。（4）檢驗項目及結(jié)果符合檢驗檢驗條例和有關規(guī)程的規(guī)定。（5）核對電流互感器變比及伏安特性，其二次負載滿足誤差要求。（6）檢查屏前、屏后的設備整齊，完好，回路絕緣良好，標志齊全正確。（7）用一次負荷電流和工作電壓進行驗收試驗，判斷互感器極性，變比及其回路的正確性，判斷方向，差動，距離，高頻等保護裝置有關元件及接線的正確性。

22、在正常運行怎樣檢驗大接地電流系統(tǒng)零序方向保護的零序電壓回路？

為保證零序方向保護正確動作，應對零序方向保護的零序電壓回路進行完整性檢查。其方法是利用由電壓互感器開口三角形接線的二次繞組中引出的試驗小母線對供各套零序方向保護的電壓小母線YMN測量電壓均為100V，即為正常。

23、在小接地電流系統(tǒng)輻射形電網(wǎng)中發(fā)生單相接地故障時，故障線路與非故障線路的電流有何不同?

故障線路送端測得零序電容電流，等于其他線路零序電容電流之和，且流向母線。非故障線路送端測得零序電流即為本線路的非故障相對地電容電流，且流出母線。

24、在大接地電流系統(tǒng)中，為什么相間保護動作的時限比零序保護的動作時限長？

保護的動作時限一般是按階梯性原則整定的。相間保護的動作時限，是由用戶到電源方向每級保護遞增一個時限級差構(gòu)成的，而零序保護則由于降壓變壓器大都是Y/ 接線，當?shù)蛪簜?cè)接地短路時，高壓側(cè)無零序電流，其動作時限不需要與變壓器低壓用戶相配合。所以零序保護的動作時限比相間保護的短。

25、什么是電力系統(tǒng)振蕩？引起振蕩的原因一般有哪些？

并列運行的兩個系統(tǒng)或發(fā)電廠失去同步的現(xiàn)象稱為振蕩。引起振蕩的原因較多，大多數(shù)是由于切除故障時間過長而引起系統(tǒng)動態(tài)穩(wěn)定的破壞，在聯(lián)系薄弱的系統(tǒng)中也可能由于誤操作，發(fā)電機失磁或故障跳閘、斷工某一線路或設備而造成振蕩。

26、調(diào)制器應滿足哪幾項要求？

（1）當輸入直流信號Ui=0時，輸出信號U0=0（2）輸出交流信號的幅值，應比例于直流信號的大小，（3）當直流信號Ui的極性改變時，輸出交流信號的相位也隨之改變。27、35kV中性點不接地電網(wǎng)中，線路相間短路保護配置的原則是什么？

相間短路保護配置的原則是：（1）當采用兩相式電流保護時，電流互感器應安裝在各出現(xiàn)同名兩相上（例如A,C相）。（2）保護裝置保護裝置應采用遠后備方式。（3）如線路短路會使發(fā)電廠廠用母線、主要電源的聯(lián)絡點母線或重要用戶母線的電壓低于額定電壓的50%～60%時應快速切除故障。

28、在高壓電網(wǎng)中，高頻保護的作用是什么？

高頻保護作用在遠距離高壓輸電線路上，對被保護線路任一點各類故障均能瞬時由兩側(cè)切除，從而能提高電力系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性和重合閘的成功率。

29、大接地電流系統(tǒng)中，為什么相間保護動作的時限比零序保護的動作時限長？

保護的動作時限一般是按階梯性原則整定的。相間保護的動作時限是由用戶到電源方向每級保護遞增一個時限差構(gòu)成的，而零序保護則由于降壓變壓器大都是Y,d11接線，當?shù)蛪簜?cè)接地短路時，高壓側(cè)無零序電流，其動作時限不需要與變壓器低壓用戶配合。所以零序保護的動作時限比相間保護的短。

30、對運算放大器的基本要求是什么？

（1）輸入端外接阻抗與反饋電路阻抗數(shù)值應精確、穩(wěn)定；（2）開環(huán)電壓放大倍數(shù)應足夠大；（3）開環(huán)輸入電阻r i 要足夠大，（4）開環(huán)輸出電阻要小；（5）零點漂移和噪聲要小。

31、什么是放大器輸出電阻？

在放大器輸出端，可以把放大器看作具有一定內(nèi)阻的信號源，這個內(nèi)阻就是輸出電阻。

32、使用疊加原理計算線性電路應注意哪項事項? 應用疊加原理可以分別計算各個電壓源和電流源單獨作用下各支路的電壓和電流，然后疊加原理加起來，在應用疊加原理時應注意（1）該原理只能用來計算線性電流和電壓，對非線性電路不適用（2）進行疊加時要注意電流和電壓的方向，疊加時取代數(shù)和（3）電路連接方式及電路中的各電阻的大小都不能變動。電流源作用時，電壓源短路，電壓源作用時，電流源開路。（4）疊加原理只適用于對電壓和電流的疊加，而功率不能用疊加原理來計算。

33、水輪發(fā)電機為什么要設置過電壓保護？

由于水輪機調(diào)速系統(tǒng)調(diào)節(jié)緩慢，在事故甩負荷后，容易出現(xiàn)不允許的過電壓，所以規(guī)定要設置過電壓保護。

34、什么叫發(fā)電機低勵及發(fā)電機失磁？

低勵是表示發(fā)電機勵磁電流低于靜穩(wěn)定極限所對應的勵磁電流。失磁是指發(fā)電機失去勵磁電流。

35、為什么發(fā)電機要裝設負荷電壓拒動的過電流保護？為什么這種保護要使用發(fā)電機中性點處的電流互感器？

這是為了作為發(fā)電機差動保護或下一個元件的后備保護而設置的，當出現(xiàn)下列兩故障時起作用：（1）當外部短路，故障元件的保護裝置或繼電器拒絕動作時；（2）在發(fā)電機差動保護范圍內(nèi)故障而差動保護拒絕動作時。

36、變壓器復合電壓起動過電流保護的負序電壓定值一般按什么原則整定的？為什么？ 系統(tǒng)正常運行時，三相電壓基本上是正序分量，負序分量很小，故負序電壓元件的定值按正常運行時負序電壓濾過器的輸出不平衡電壓整定，一般去6～12V（二次電壓值）

37、為什么有些大容量的變壓器及系統(tǒng)聯(lián)絡變壓器用負序電流和單相式低壓起動的過電流保護作為后備保護。

因為這種保護具有如下優(yōu)點：（1）在發(fā)生不對稱短路時，其靈敏度高；（2）在變壓器后發(fā)生不對稱短路時，其靈敏度與變壓器的接線方式無關。

38、中間繼電器在繼電保護中其何作用？

（1）保護裝置中的測量元件的觸點一般很小，數(shù)量也少，通過中間繼電器可增加觸點容量和數(shù)量；（2）當線路上裝有管型避雷器時，利用中間繼電器可取得保護裝置動作的延時，以防避雷器放電時引起的速動保護誤動作；（3）滿足保護邏輯回路的需要。

39、電磁型電流繼電器與電壓繼電器工作條件有什么區(qū)別？

電壓繼電器一般接于電壓互感器二次側(cè)，與電流互感器相比較，由于電壓高，所以繼電器線圈匝數(shù)多、導線細、阻抗大，且線圈的電抗增大，以至電流減小；另一方面使磁路磁抗減小，而電流的減小和阻抗的減小互相補償，使繼電器在動作過程中電磁力矩不變，失去繼電特性。40、為何說距離保護的保護區(qū)基本不受系統(tǒng)運行方變化的影響？

因為距離保護是利用線路的始端電壓與電流的比值作為判據(jù)構(gòu)成保護，由于短路阻抗只隨短路點距線路始端的遠近而變化，故保護的保護區(qū)基本不受系統(tǒng)的運行方式變化的影響。

41、距離保護的起動元件有什么作用?(1)短路故障時，迅速起動保護裝置；（2）起動振蕩閉鎖裝置，或兼作第III段的測量元件；（3）進行段別切換；（4）進行相別切換；（5）在晶體管保護中，如果直流邏輯部分發(fā)生故障，閉鎖整套保護。

42、距離保護的起動元件采用負序、零序增量元件有何有點?（1）靈敏度高；（2）可見做振蕩閉鎖裝置的起動元件；（3）在電壓二次回路斷線時不會誤動；（4）對稱分量的出現(xiàn)于故障的相別無關，故起動元件可采用單個繼電器，因此比較簡單。