750kV变电站电气二次系统
验收规范
酒泉超高压输变电公司
2010年3月
目次
前言 ...................................................................... II
1 范围 (1)
2 规范性引用文件 (1)
3 验收准备 (2)
3.1根据验收规范编制二次系统现场验收细则 (2)
3.2检验仪器、仪表、工器具及材料 (2)
3.3人员分工 (2)
4 验收项目及内容 (2)
4.1通用验收项目 (2)
4.2线路保护验收项目 (5)
4.3变压器保护验收项目 (10)
4.4母线保护验收项目 (13)
4.5故障录波器验收项目 (15)
5 自动化系统、故障信息管理系统验收项目 (16)
5.1故障信息管理系统检查 (16)
5.2测控装置验收项目 (16)
5.3网络交换机验收项目 (17)
5.4监控系统软件功能验收项目 (17)
5.5监控电源系统 (20)
5.6全站对时系统验收项目 (21)
6 站用直流系统验收 (21)
6.1直流屏接线 (21)
6.2硬母线连接 (21)
6.3直流系统反措验收 (21)
6.4直流系统微机监控器 (22)
6.5直流充电装置 (23)
6.6绝缘检测装置 (23)
6.7电压调节装置 (23)
6.8事故照明装置 (23)
附件（范例） 750KV线路保护及二次回路验收细则 (23)
前言
为了加强750kV变电站继电保护及二次系统的管理，使验收内容、步骤、项目、方法、验收行为规范化，实现电气二次设备投产验收的规范化、标准化，确保750kV变电站电气二次设备零缺陷投运。依据电力行业、国家电网公司、西北电网有限公司及甘肃省电力公司相关标准、规程、导则、规范，特制定此验收规范。
本验收规范由酒泉超高压输变电公司进行编制并负责解释。
本规范审核人：杨德志张宏军
本规范审核人：刘罡张东良司军章范晓峰李玉明苏军虎茹秋实
康鹏张致海
本规范主要起草人：任伟龚晖石永安刘培民魏佳高宝龙
王建刚海世杰张国林牛毅王晖
1 范围
本规范根据相关规程和反措规定了750kV变电站继电保护、安全自动装置及其二次回路的验收内容、项目和要求。
本规范适用于750kV变电站继电保护及二次系统的现场验收工作。
其它电压等级变电站继电保护、安全自动装置及其二次回路的验收参照本规范执行。
2 规范性引用文件
本《750kV变电站二次系统验收规范》是根据以下规范标准、规程以及对继电保护专业的相关管理要求编写：
◆Q/GDW 157-2007《750kv电力设备交接试验标准》
◆Q/GDW 239-2009《1000kv继电保护和电网安全自动装置检验规程》
◆《西北750KV输变电工程竣工预验收及分系统调试指导意见》西北电网
生技2009年48号文
◆GB 7261-2001《继电器及继电保护装置基本试验方法》
◆GB50150－91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》
◆Q/GDW120-2005《750KV变电所电气设备施工质量检验及评定规程》
◆DL/T 995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》
◆GB/T 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》
◆DL/T 587-2007《微机继电保护装置运行管理规程》
◆Q/GDW 161-2007《线路保护及辅助装置标准化设计规范》
◆Q/GDW 175-2008《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准
化设计规范》
◆GB50171-92《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》
◆电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范
◆《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护重点实施要求
◆《国家电网公司继电保护全过程管理规定》
◆电力工程直流系统设计技术规程（DL/T5044-2000）
◆国家电网公司《直流电源系统技术标准》
◆国家电网公司《直流电源系统运行规范》
◆国家电网公司《直流电源系统技术监督规定》
国家电网公司《预防直流电源系统事故措施》
3 验收准备
3.1 根据验收规范编制二次系统现场验收细则
3.2 检验仪器、仪表、工器具及材料
3.2.1 继电保护班组应配置必备的检验用仪器仪表，应能满足继电保护检验需要，确保检验质量。
3.2.2 定值检验应使用不低于0.5级的仪器、仪表；测控装置应使用不低于0.2级的仪器、仪表检验。
3.2.3 装置检验所用仪器、仪表应经过检验合格。
3.2.4 微机型继电保护试验装置应经过检验合格。
3.2.5 可根据现场实际需要准备工器具及材料。
3.3 人员分工
3.3.1验收工作开始前,应按照间隔分组安排验收人员。
3.3.2对于端子箱、保护通道接口柜等验收交接面，应在验收前明确各自验收范围。
3.3.2后台四遥试验应由运行和保护人员共同验收，按照验收细则做好记录。
4 验收项目及内容
4.1 通用验收项目
4.1.1 资料验收
4.1.1.1 施工图纸：
所有施工图齐全、正确，竣工图纸及其电子版图纸要求设计单位在工程竣工投产后三个月内移交。
4.1.1.2 调试报告及安装记录：
检查所有调试报告及安装记录是否齐全、正确。
4.1.1.3 专用工具及备品备件：
检查专用工具及备品备件是否齐全，要求与装箱记录单上所记载的一致。
4.1.1.4 厂家说明书、技术资料、组屏图纸等的技术文件：
检查说明书、组屏图纸等技术文件齐全，要求与装箱记录单上所记载一致，图纸资料及技术说明书要求至少一式四份。
4.1.2 外观检查
4.1.2.1 反措验收
1）交、直流的二次线不得共用电缆；动力线、电热线等强电路不得与二次弱电回路共用电缆；各组电流和电压线及其中性线应分别置于同一电缆；双重化配置的保护的电流回路、电压回路、直流电源、双跳闸绕组的控制回路等，两套系统不应合用一根多芯电缆。
2）二次回路电缆不得多次过渡、转接；变压器、电抗器非电量保护由其就地端子箱引至保护室的二次回路不宜存在过渡或转接。
3）高频同轴电缆屏蔽层应在两端分别接地，并沿高频同轴电缆上方敷设截面不小于100mm2、两端接地的铜导体。结合滤波器高频电缆侧的接地点应与耦合电容的一次接地点分开，结合滤波器高频电缆侧的接地点应在距一次接地点3～5m处与地网连接。
4）所有保护屏地面下宜用截面不小于100mm2的接地铜排直接连接构成等电位接地母线，接地母线应首尾可靠连接形成环网，并用截面不小于50 mm2、不少于4根铜排与厂站的接地网直接连接；屏柜装置上的接地端子应用截面不小于4 mm2的多股铜线和接地铜排相连，接地铜排应用截面不小于50 mm2 的铜排与地面下的等电位接地母线相连，所有二次电缆和高频电缆屏蔽层应使用截面不小于4 mm2多股铜质软导线可靠连接到等电位接地网的铜排上。
5）所有电流互感器、电压互感器的二次绕组必须有且仅有一个接地点；有电气直接连
接的电流互感器的二次回路，其接地点应在控制室一点接地；经控制室零相小母线（N600）连通的几组电压互感器的二次绕组必须在控制室一点接地。各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关和接触器，来自电压互感器二次的4根开关场引入线和电压互感器开口三角回路的2根开关场引入线必须分开且应使用各自独立的电缆。
6）保护电源和控制电源应该分别由独立的的空气开关控制；对于双重化配置的保护装置：两套保护的直流电源应相互独立，分别由专用的直流熔断器从不同的直流母线段供电，有两组跳闸线圈的断路器，各跳闸回路应分别由专用的直流熔断器从不同的直流母线段供电，保护电源应与其对应的操作回路的电源一一对应；对于由一套保护装置控制的多组断路器，要求每一断路器的操作回路应相互独立，分别由专用的直流熔断器供电；信号回路由专用熔断器供电，不得与其它回路混用。
7）每一套独立的保护装置应有直流电源消失报警的回路。
8）上、下级熔断器之间的容量配合必须有选择性。
4.1.2.2其它部分验收
4.1.2.2.1二次回路接线的检查：
1）电缆固定应牢固，装置及与之相连接的二次回路的接线应该整齐美观、牢固可靠，电缆牌及回路编号标示清晰、正确、无褪色。
2）跳(合)闸引出端子与正、负电源端子应适当隔开且有明显标识。
5）所有二次电缆都应采用阻燃铠装屏蔽电缆，屏蔽层在开关场、控制室同时接地，严禁采用电缆芯两端接地的方法作为抗干扰措施，多股软线必须经压接线头接入端子。
6）电流回路电缆芯截面≥2.5mm2；控制电缆或绝缘导线芯截面、强电回路电缆芯截面≥1.5mm2；弱电回路电缆芯截面≥0.5mm2；屏柜内导线的芯线截面应不小于1.0mm2。
7）所有端子排的接线稳固，不同截面的电缆芯不许接入同一端子，同一端子接线不宜超过两根。
4.1.2.2 .2 屏柜、端子箱内端子排布置的检查：
1）屏柜上的端子排按照“功能分区、端子分段”的原则设置，端子排按段独立编号，每段应预留备用端子，端子排名称运行编号应正确，符合设计要求。
2）端子排的安装位置应便于更换和接线，离地高度应大于350mm。
3）正、负电源之间以及正电源与跳合闸回路之间应以一个空端子隔开。
4.1.2.2.3 保护屏上设备及其编号、标示的检查：
1）保护屏上的所有设备（压板、按钮、把手等）应采用双重编号，内容标示明确规范，并应与图纸标示内容相符，满足运行部门要求。
2）转换开关、按钮、连接片、切换片等安装中心线离地面不宜低于300mm，便于巡视、操作、检修。
3）压板不宜超过5排，每排设置9个压板，不足一排时用备用压板补齐，宜将备用压板连片拆除；压板在屏柜体正面自上而下，从左至右依次排列；保护跳合闸出口压板及与失灵回路相关压板采用红色，压板底座及其它压板采用浅驼色，标签应设置在压板下放。
4.1.2.2.4 保护屏屏顶小母线的检查：
1）保护屏屏顶小母线的截面应不小于6.0mm2，两屏之间的小母线应用截面不小于6.0mm2 的多股软线连接。小母线两侧应有标明其代号或名称的绝缘标志牌，字迹清晰、不宜脱色。
2）屏顶小母线裸露部分与未经绝缘的金属体之间的电气间隙不得小于12mm。
4.1.2.2.5 保护屏、户外端子箱（包括开关、互感器端子箱）、端子盒的检查：
1）端子箱应有升高座，孔洞等密封良好，端子箱、端子盒应有防雨、防潮、防尘措施，其外壳与主地网焊接。
2）屏、柜、箱的接地应牢固良好。可开启的门，应以裸铜软线与接地的金属构架可靠
连接。
3）安装结束后，屏、柜、箱的预留孔洞及电缆管口应封堵好。
4.1.2.2.6电缆沟电缆敷设检查：
电缆沟电缆敷设应整齐，标志清晰，一二次电缆应分层布置，二次电缆置于一次电缆下层。
4.1.2.2.7 其他部分检查：
1）安装通信设备的小室，在屏地面下宜用截面不小于100mm2 的接地铜排直接连接构成等电位接地母线，接地母线应首尾可靠连接形成环网，并和保护室保护屏下敷设的接地铜排用不小于100mm2 铜线直接连接。
2）传输保护信息的接口装置至距保护装置、光纤配线架大于50m时(特殊设备应以厂家技术要求为准)应采用光缆。
3）分相电流差动保护应采用同一路由收发的通道。
4.1.3 TV、TA及其相关二次回路检查
4.1.3.1反措验收
1）双重化配置两套保护的电流回路应分别取自电流互感器互相独立的绕组，二次绕组的分配应避免主保护出现死区。
2）双重化配置的两套保护之间不应有任何电气联系，两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器的不同二次绕组。
4.1.3.2其它部分验收
4.1.3.2.1 电流互感器及其相关回路检查：
1）检查、试验互感器所有绕组的极性、变比、准确级应满足对应保护、测量和计量的要求，电流互感器的变化与定值通知单应一致。
2）利用饱和电流、励磁电流和电流互感器二次回路阻抗近似校验各绕组是否满足10%误差要求。
3）互感器各次绕组的连接方式、极性应满足设计和装置实际要求。
4）对电流互感器二次绕组接线进行检查：可采用二次通流的方法（在电流互感器接线盒处分别短接各绕组、保护屏处通入电流方法或在保护屏处分别短接各绕组、电流互感器接线盒处分别通入二次电流的方法）检验接入保护、盘表、计量、录波、母差等的二次绕组的连接组别的正确性和回路完整性。
5）所有电流二次回路必须经带负荷测试来检查回路是否正确和完整。
6）备用电流回路的短接必须可靠，防止电流互感器二次回路开路。
4.1.3.2.2 电压互感器及其相关回路检查：
1）检查、试验互感器各绕组的极性、变比、准确级应满足对应保护、测量和计量的要求，电压互感器的变化与定值通知单应一致。
2）互感器各次绕组的连接方式、极性应满足设计和装置实际要求。
3）对电压互感器二次绕组接线进行检查：要求对电压互感器二次绕组进行通电压试验（可采用在电压互感器接线盒处将接线打开并分别通入二次电压的方法）检验接入保护、盘表、计量等二次绕组的连接组别的正确性和回路的完整性。
4）测量电压回路自电压互感器引出端子至屏柜电压母线的每相电阻，并计算电压互感器在额定容量下的压降，其值不应超过额定电压的3%。
5）所有电压二次回路均必须经带负荷测试来检查回路是否正确和完整。
6）对于带切换的电压回路，实际分合1G、2G，观察操作箱切换继电器动作情况及指示灯指示情况是否正确。
6）试验端子等备用接线端子验收，防止电压互感器二次回路造成短路。
4.1.4 变电站内部交、直流回路绝缘检查
1）在保护屏的端子排处将所有外部引入的回路及电缆全部断开，分别将电流、电压、直流控制信号回路的所有端子各自连接在一起，用1000V摇表测量绝缘电阻，各回路对地、各回路之间的阻值均应大于10MΩ。
2）检查跳、合闸回路间及对地绝缘，阻值均应大于10MΩ。
4.1.5 公共回路检查
4.1.
5.1 公共信号回路检查：
检查电压并列柜、公用测控柜接入的所有遥信量在监控后台数据库定义的正确性。
4.1.
5.2 各间隔电气闭锁回路检查：
检查闭锁逻辑是否合理，是否符合变电站“五防”闭锁技术要求，回路接线是否正确。
4.2 线路保护验收项目
4.2.1 线路保护二次回路检查
4.2.1.1反措验收
1）断路器操作电源与保护电源分开且独立：两组操作电源分别引自不同直流母线段，两套主保护装置直流电源分别取自不同直流母线段且与其对应的跳闸线圈操作电源一一对应，其他辅助保护电源、不同断路器的操作电源应有专用直流电源空气开关供电。
2）保护装置至辅助保护、母差、失灵等重要起动和跳闸回路均应使用各自独立的电缆。
3）断路器和隔离开关的辅助触点、切换回路与不同保护配合的相关回路应遵循相互独立的原则。
4）检查防跳回路正确，断路器防跳保护应采用断路器本体配置的保护。
断路器三相不一致保护应采用断路器本体配置的保护
4.2.1.2其它部分验收
4.2.1.2.1 电源之间寄生回路的检查：
试验前所有保护、操作电源均投入，断开某路电源，分别测试由其供电的直流端子对地电压，其结果均为0V且不含交流分量。
4.2.1.2.2 断路器防跳跃检查：
断路器处于分闸状态，短接跳闸接点，手动合断路器并保持合后状态一段时间，此过程中断路器应只合分一次。
4.2.1.2.3 断路器操作回路压力闭锁情况检查：
断路器应具备SF6压力、空气压力/油压降低闭锁重合闸、闭锁操作等功能。当压力降低至闭锁重合闸时，保护装置应显示“压力闭锁重合闸”；当压力降低至闭锁操作时，无法分合开关。上述几种情况信号系统应发相应声光信号。
4.2.2 线路保护装置检查
4.2.2.1 线路保护装置参数核对：
1）保护装置基本参数核对（定值区、通信地址、被保护设备名称）符合要求。
2）保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。
3）保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。
4）保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。
5）光纤通道两侧通道一一对应，收发路由一致。
6）打印机参数与装置打印参数设置。
7）检查GPS对时是否正确。
4.2.2.2 收发信机参数和设置核对：
1）收发信机通道、频率两侧应一致，设置频率与本装置晶振频率、线滤一致。
2）收发信机和保护配合参数核对设置正确。
4.2.2.3 线路保护装置电源的检查：
1）检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。
2）检查正、负极对地电压；检查工作地与保安地是否相连(要求不连)；检查逆变输出电源对地有电压。
4.2.2.4 线路保护装置的数模转换精度的检查：
装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。
4.2.2.5 线路保护装置开关量输入的检查：
1）检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。
2）保护压板投退的开入符合设计要求。
3）开关位置的开入：对单开关分别使A、B、C相位置动作检查其正确性；对3/2接线要求用把手切换、投退相应压板配合使相应断路器位置动作来验证接线的正确性。
4）其他开入量。
4.2.2.6 线路保护装置定值校验：
1）1.05倍及0.95倍定值校验。
2）操作输入和固化定值。
4.2.2.7 线路保护保护功能检验（主要检查正、反向区内、外故障动作逻辑）：
1）纵联保护。
2）工频变化量阻抗保护。
3）接地距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护。
4）相间距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护。
5）零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段、零序反时限保护。
6）电压互感器断线过流保护。
7）弱馈功能。
8）电压互感器断线闭锁功能。
9）振荡闭锁功能。
10）重合闸后加速功能。
11）手合后加速功能。
4.2.3 失灵远跳判别检查
4.2.3.1 失灵远跳判别装置参数核对：
1）装置基本参数核对（定值区、通信地址、被保护设备名称）符合要求。
2）装置交流插件参数与一次设备参数一致。
3）装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。
4）装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。
5）光纤通道两侧应一一对应。
6）打印机参数与装置打印参数设置。
7）检查GPS对时是否正确。
4.2.3.2 失灵远跳装置电源的检查
1）检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。
2）检查正、负极对地电压；检查工作地与保安地是否相连(要求不连)；检查逆变输出电源对地有电压。
4.2.3.3 失灵远跳装置的数模转换精度的检查：
装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。
4.2.3.4 失灵远跳装置开关量输入的检查：
1）检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。
2）保护压板投退的开入符合设计要求。
3）开关位置的开入：对单开关分别使A、B、C相位置动作检查其正确性。
4）其他开入量。
4.2.3.5 失灵远跳装置的定值校验：
1）1.05倍及0.95倍定值校验。
2）操作输入和固化定值。
4.2.3.6 失灵远跳装置保护功能检验：
1）过电压保护。
2）低功率保护。
3）过流保护。
4）收信直跳（分别试验二取一、二取二方式）。
4.2.4 线路间隔的断路器辅助保护检查
4.2.4.1 线路间隔的断路器辅助保护基本参数核对：
1）保护装置基本参数核对（定值区、通信地址、被保护设备名称）符合要求。
2）保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。
3）保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。
4）保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。
5）打印机参数与装置打印参数设置。
6）检查GPS对时是否正确。
7）操作箱跳、合闸回路与断路器跳合闸线圈参数核对（电流启动或保持的数值小于等于跳合闸回路电流数值的50%）。
8）操作箱出口继电器动作值核对涉及直接跳闸的重要回路继电器动作电压在额定直流电源电压的55%-70%，动作功率不低于5W）。
4.2.4.2 线路间隔的断路器辅助保护电源的检查：
1）检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。
2）检查正、负极对地电压；检查工作地与保安地是否相连(要求不连)；检查逆变输出电源对地有电压。
4.2.4.3 线路间隔的断路器辅助保护装置数模转换精度的检查：
装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。
4.2.4.4 线路间隔的断路器辅助保护开关量输入的检查：
1）检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。
2）保护压板投退的开入符合设计要求。
3）开关位置的开入：对单开关分别使A、B、C相位置动作检查其正确性；对3/2接线要求用把手切换或投退相应压板配合相应断路器位置动作来验证接线的正确性。
4）其他开入量。
4.2.4.5 线路间隔的断路器辅助保护定值校验：
1）1.05倍及0.95倍定值校验。
2）操作输入和固化定值。
4.2.4.6 线路间隔的断路器辅助保护功能、回路检验：
1）重合闸。
2）断路器失灵保护。
3）死区保护。
4）过流保护。
5）失灵启动及出口回路。
6）三相不一致启动回路。
7）重合闸启动回路。
8）闭锁重合闸回路。
9）先合、后合相互闭锁回路。
4.2.5 线路间隔的相关告警信号检查：
1）开关本体告警信号（包括气体压力、液压和弹簧未储能、三相不一致、电机就地操作电源消失等，要求检查声光信号正确）。
2）保护异常告警信号（包括保护动作、重合闸动作、保护装置告警信号等，要求检查声光信号正确）。
3）回路异常告警信号（包括控制回路断线、电流互感器和电压互感器回路断线、切换同时动、直流电源消失、操作电源消失等，要求检查声光信号正确）。
4）跳、合闸监视回路。
5）高频或光纤通道告警信号（要求检查声光信号正确）。
6）其他信号（要求检查声光信号正确）。
4.2.6 线路保护录波信号检查：
1）保护动作或跳闸接点作为启动量。
2）重合闸动作接点作为启动量。
3）收信输入（闭锁式纵联保护要录“收信输入”接点，允许式要求发信也录波）。
4）高频模拟量。
4.2.7 通道传输装置及回路检查
4.2.7.1 高频保护专用收发信机检查：
1）收发信机发信振荡频率。
2）收发信机发信输出功率。
3）收发信机的输出阻抗及输入阻抗的测定。
4）检验通道监测回路工作应正常。
5）收信机收信灵敏启动性能的检测。
6）两侧收发信机通道交换逻辑正确。
7）测量通道的传输衰耗、工作衰耗。
8）3dB告警检查。
9）检查收信电平，设置衰耗值，检查收信裕度(15～16dB)。
4.2.7.2 失灵远跳专用收发信机检查：
1）收发信机发信振荡频率。
2）收发信机发信输出功率。
3）收发信机的输出阻抗及输入阻抗的测定。
4）检验通道监测回路工作应正常。
5）收信机收信灵敏启动性能的检测。
6）模拟本侧失灵出口，检查对侧是否收到远跳命令。
7）模拟对侧失灵出口，检查本侧是否收到远跳命令。
4.2.7.3 光纤通道光电转换装置检查：
1）本侧电路自环检查保护装置误码及延时和光电转换装置通道指示状况。
2）本侧光路自环检查保护装置误码及延时和光电转换装置通道指示状况。
3）恢复至通道正常状态检查保护装置误码及延时和光电转换装置通道指示状况。
4）光电转换装置屏内尾纤排列整齐，标志清晰，固定可靠。
4.2.7.4 光纤通道调试：
1）光纤通道可以采用自环的方式检查光纤通道是否完好。
2）传输延时及误码率检查（光纤通道的误码码率和传输时间进行检查，误码率小于10-6，两侧的传输延时应接近相等）。
3）传输设备发信光功率，收信灵敏度及通道裕度（对于专用光纤通道应对其发信电平，收信灵敏启动电平进行测试并保证通道的裕度满足要求）。
4）通道远跳信号试验（分别模拟两侧失灵出口，检查对侧是否收到远跳命令）。
4.2.7.4 高频保护联调：
1）模拟区内故障（对于闭锁式，高频保护短时发信5ms后停信；对于允许式，高频保护发允许跳闸信号，对侧高频保护在收到允许跳闸信号动作跳闸。要求对侧高频保护投入，断路器在断开位置）。
2）模拟正方向区外故障（对于闭锁式，高频保护短时发信5ms后停信，但由于本侧收到对侧闭锁信号，本侧高频保护不动作；对于允许式高频保护不向对侧发允许跳闸信号，本侧高频保护不动作跳闸。要求对侧高频保护投入，断路器在合闸位置）。
3）模拟反方向故障（对于闭锁式，高频保护发信后不停信，由于两侧收到闭锁信号，两侧高频保护不动作；对于允许式，高频保护不向对侧发允许跳闸信号，本侧高频保护不动作跳闸。要求对侧高频保护投入,断路器在合闸位置）。
4.2.7.5 光纤保护联调：
1）通入三相电流（两侧分别加入三相电流，检查本侧和对侧显示误差值应不于5%）。
2）区内各种短路故障，保护动作。
3）对于传输远传命令的通道，两侧分别模拟失灵动作，对侧检查是否正确收到命令。
4.2.8 线路保护整组试验（带模拟开关）：
1）单相瞬时接地故障（重合闸置于单重位置，同一被保护设备的各套保护装置的电流回路临时串联，相应电压回路并联，分别模拟A、B、C相单相故障，检查各装置在同一故障时的动作情况、跳闸回路和重合闸回路的正确性，要求保护与模拟开关动作情况一致）。
2）单相永久性接地故障（重合闸置于单重位置，同一被保护设备的各套保护装置的电流回路临时串联，相应电压回路并联，任意模拟一次单相永久性接地故障，以检查各装置在同一故障时的动作情况、跳闸回路和重合闸回路的正确性、保护后加速功能正确性。对于3/2接线的开关，重合短延时开关单跳单合后三相跳闸，重合长延时开关单跳后三相跳闸）。
3）两相接地瞬时故障（重合闸置于单重位置，同一被保护设备的各套保护装置的电流回路临时串联，相应电压回路并联，分别模拟两相故障，检查各装置在同一故障时的动作情况、跳闸回路和重合闸回路的正确性、保护三跳回路正确性）。
4）永跳TJR和三跳TJQ动作（对有三跳停信的保护需要检查保护三跳停信）。
5）重合闸启动回路（用两套保护分别带辅助保护和开关，检查保护出口启动重合闸回路是否正确）。
6）闭锁重合闸回路（用手跳和永跳、单重方式时三跳闭锁重合闸等检查重合闸回路是否正确；模拟断路器压力降低锁重合闸，检查其回路正确性）。
7）失灵启动及出口回路（包括保护启动失灵触点、失灵电流判别元件及TJR启动失灵触点检查。用两套保护分别带辅助保护，模拟A、B、C和三相保护动作相应开关失灵，用导通法在失灵保护屏测启动失灵的正确性，以按相检验失灵回路中每个触点、压板接线的正确性）。
8）失灵、母差出口跳本间隔检查（在确保失灵、母差保护屏内回路正确的前提下，打开本间隔开关回路接线，用短接方法检查失灵、母差出口跳本开关回路是否正确。应闭锁重合闸，开放对侧纵联保护）。
9）失灵远跳试验（分别模拟两侧失灵出口，检查对侧是否收到远跳命令就地判别满足
动作）。
4.2.9 线路保护传动试验：
1）单相瞬时接地故障（重合闸置于单重位置，分别模拟A、B、C相单相故障，检查跳闸回路和重合闸回路的正确性，保护与开关动作一致，信号指示正确）。
2）单相永久性接地故障（重合闸置于单重位置，模拟B相单相永久性接地故障，检查跳闸回路和重合闸回路的正确性，保护与开关动作一致，信号指示正确）。
3）两相接地瞬时故障（重合闸置于单重位置，模拟A、C两相接地瞬时故障，保护与开关动作一致，信号指示正确）。
4）断路器三相不一致保护检查（分别模拟断路器A、B、C三相不一致，保护开入和动作出口回路的正确，信号指示正确）。
5）断路器防跳检查（断路器处于分闸状态，短接跳闸接点，手动合断路器并保持合后状态一段时间，此过程断路器应只合分一次）。
4.2.10 线路保护装置投运前检查：
1）打印定值与定值单核对（与定值单要求一致）。
2）恢复所有打开的接线（电流回路应进行紧固，所有临时线拆除，接线恢复到运行状态）。
3）压板以及把手等（测试保护压板上下桩头的电位，检查是否存在回路接点粘合情况, 把手等恢复至运行状态）。
4）打印机（打印机指示正确，打印纸放置良好，打印机防尘盖放置正确）。
4.2.11 线路保护带负荷后的向量测试、检查：
1）装置显示及信号指示（装置面板显示模拟量符合系统潮流大小及方向，开关量正确，信号指示无异常）。
2）测量电压、电流的幅值及相位关系，对于电流回路的中性线应进行幅测量(测量中性线不平衡电流，要求与当时系统潮流大小及方向核对）。
3）线路光纤差动保护差流的检查（检查其差流大小是否正常，并记录存档）。
4）高频通道信号复测（测收信和发信电平，观察是否与供电前一致，若不一致，应进行通道裕量和3dB衰耗告警调试）。
4.3 变压器保护验收项目
4.3.1 变压器保护相关二次回路检查：
4.3.1.1反措验收
1）保护电源配置情况：两套完整、独立的电气量保护和一套非电气量保护应使用各自独立的电源回路，两套电气量保护的直流电源分别取自不同直流母线段，两套主保护和两组操作电源应一一对应。
2)非电量保护应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。
4.3.1.2其它部分验收
1）变压器本体回路检查：
有载、本体重瓦斯投跳闸；轻瓦斯、压力释放、绕组温度高、油温高、冷控失电等根据变压器运行要求投信号或跳闸；
2）各侧断路器防跳跃检查：
各侧断路器分别处于分闸状态，短接跳闸接点，手动合断路器并保持合后状态一段时间，此过程断路器应只合分一次。
3）操作回路闭锁情况检查（断器SF6压力、空气压力/油压降低和弹簧未储能禁止重合闸、闭锁操作等功能，其中闭锁重合闸回路可以和保护装置开入量验收同步进行。由开关专业人员配合，实际模拟空气压力/油压降低，当压力降低至闭锁重合闸时，保护显示”闭锁
重合闸开入量”变位；当压力降低至闭锁操作时，无法分合开关。上述几种情况信号系统应发相应声光信号）。
4）非电量保护不启动断路器失灵保护
4.3.2 变压器保护装置检查
4.3.2.1 变压器保护装置参数核对：
1）保护装置基本参数核对（定值区、通信地址、被保护设备名称）符合要求。
2）保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。
3）保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。
4）保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。
5）打印机参数与装置打印参数设置。
6）检查GPS对时是否正确。
4.3.2.2 变压器保护装置电源的检查：
1）检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内
2）检查正、负对地是否有电压；检查工作地与保安地是否相连(要求不连)；检查逆变输出电源对地是否有电压。
4.3.2.3 变压器保护装置的数模转换精度的检查：
装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。
4.3.2.4 变压器保护装置开关量输入的检查：
1）检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。
2）保护压板投退的开入符合设计要求。
3）各侧电压闭锁的投入：变位情况应与装置及设计要求一致。
4）非电量保护：非电量保护作用于跳闸的启动功率应大于5W，动作电压在额定电源电压的55%-70%范围内，动作时间为10ms-35ms。
4.3.2.5 变压器保护定值校验：
1）1.05倍及0.95倍定值校验。
2）操作输入和固化定值。
4.3.2.6 变压器保护功能检验：
1）差动保护。
2）高压侧相间方向复压过流。
3）中压侧相间方向复压过流。
4）低压侧相间方向复压过流。
5）零序过流保护。
6）间隙零流保护。
7）零压保护。
8）本体保护。
4.3.3 主变间隔的断路器辅助保护及操作箱检查
4.3.3.1 主变间隔的断路器辅助保护及操作箱基本参数核对：
1）保护装置基本参数核对（定值区、通信地址、被保护设备名称）符合要求。
2）保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。
3）保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。
4）保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。
5）打印机参数与装置打印参数设置。
6）检查GPS对时是否正确。
7）操作箱跳、合闸回路与断路器跳合闸线圈参数核对：电流启动或保持的数值小于等
于跳合闸回路电流数值的50%。
8）操作箱出口继电器动作值核对：涉及直接跳闸的重要回路继电器动作电压在额定直流电源电压的55%-70%,动作功率不低于5W。
4.3.3.2 主变间隔的断路器辅助保护及操作箱电源的检查：
1）检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。
2）检查正、负对地是否有电压；检查工作地与保安地是否相连(要求不连)；检查逆变输出电源对地是否有电压。
4.3.3.3 主变间隔相关断路器的辅助保护装置精度的检查：
装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。
4.3.3.4 主变间隔的断路器辅助保护装置开关量输入的检查：
1）检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。
2）保护压板投退的开入符合设计要求。
3）开关位置的开入：变位情况应与装置及设计要求一致。
4.3.3.5 主变间隔的断路器辅助保护装置定值校验：
1）1.05倍及0.95倍定值校验。
2）操作输入和固化定值。
4.3.3.6 主变间隔的断路器辅助保护功能检验：
1）断路器失灵保护。
2）死区保护。
3）过流保护。
4）失灵启动及出口回路。
5）三相不一致启动回（检验屏内启动回路、开关本体三相不一致保护是否按定值单要求整定）。
4.3.4 变压器间隔相关告警信号：
1）开关本体告警信号（包括气体压力、液压和弹簧未储能、三相不一致、电机就地操作电源消失等，要求检查声光信号正确）。
2）保护异常告警信号（包括保护动作、重合闸动作、保护装置告警信号等，要求检查声光信号正确）。
3）回路异常告警信号（包括控制回路断线、电流互感器和电压互感器回路断线、切换同时动、直流电源消失、操作电源消失等，要求检查声光信号正确）。
4）跳、合闸监视回路。
5）本体保护检查：包括本体瓦斯、有载瓦斯、油温高、风冷全停、释压器、油压速动信号、要求检查声光信号正确。
4.3.5 变压器保护录波信号：
1）差动保护跳闸作为启动量。
2）后备保护跳闸作为启动量。
3）本体保护跳闸作为启动量。
4.3.6 变压器保护整组试验（两套保护时应用电流回路串联、电压回路并联的方法进行）：
1）差动保护：检查比例制动，谐波制动，电流互感器断线闭锁等。
2）高压侧后备保护：方向过流保护、复压过流保护等。
3）中压侧后备保护：方向过流保护，复压过流保护等。
4）低压侧后备保护：方向过流保护，复压过流保护等。
5）定时限、反时限零序保护。
6）阻抗保护。
7）间隙零序过压及过流保护。
8）本体非电量保护：非电量保护分别投跳闸和信号，模拟本体与有载的重瓦斯和轻瓦斯、压力释放、冷控失电、油温高等非电量保护动作，观察报文和后台信息；模拟过负荷，观察启动风冷和试验闭锁有载调压。
4.3.7 变压器相关断路器的跳闸、失灵启动和三相不一致保护回路检查：
4.3.7.1 失灵启动回路：
1）保护启动失灵触点、失灵电流判别元件触点及三跳启动失灵启动失灵触点。
2）用两套保护分别带辅助保护、开关，模拟A、B、C和三相保护动作相应开关失灵，用导通法在失灵保护屏测启动失灵的正确性，按相检验失灵回路中每个触点和压板接线的正确性。
3）变压器高压侧断路器失灵保护动作后跳变压器各侧断路器，变压器高压侧失灵动作开入后，应经灵敏的、不需整定的电流元件并带50 ms延时后跳变压器各侧断路器。
4）变压器中压侧断路器失灵保护动作后跳变压器各侧断路器，变压器中压侧失灵动作开入后，应经灵敏的、不需整定的电流元件并带50 ms延时后跳变压器各侧断路器。
4.3.7.2 失灵、母差出口跳本间隔检查：
在确保失灵、母差保护屏内回路正确和打开本间隔开关回路接线的情况下用短接的方法检查失灵、母差出口跳本开关回路是否正确，应闭锁重合闸，开放对侧纵联保护。
4.3.7.3 三相不一致启动回路检查：
检查启动回路和开关三相不一致保护是否按定值单整定。
4.3.7.4 出口跳、合闸回路：
主保护、后备保护出口跳闸各侧断路器和母联断路器回路的正确性
4.3.8 主变保护传动试验（带开关进行）：
1）区内单相瞬时接地故障。
2）模拟高压侧区外两相瞬时故障。
3）模拟中压侧区外两相瞬时故障。
4）模拟低压侧区外三相瞬时故障。
5）模拟重瓦斯、有载瓦斯保护动作.
4.3.9 主变保护投运前检查：
1）打印定值与定值单核对（与定值单要求一致）。
2）恢复所有打开的接线（电流回路应进行紧固，所有临时线拆除，接线恢复到运行状态）。
3）压板以及把手等（测试保护压板上下桩头的电位，检查是否存在回路接点粘合情况, 把手等恢复至运行状态）。
4）打印机（打印机指示正确，打印纸放置良好，打印机防尘盖放置正确）。
4.3.10 主变保护带负荷向量测试、检查：
1）测量电流差动保护各组电流互感器的相位以及各侧电压，电流的幅值及相位关系。对于电流回路的中性线也应进行幅值测量（测量流过中性线的不平衡电流）:
要求与当时系统潮流大小及方向核对。
2）差动保护的差流测试：检查其大小是否正常，并记录存档。
3）方向零序保护及方向过流的方向测试：通过系统潮流方向核对。
4.4 母线保护验收项目
4.4.1 母线保护电流、电压回路检查：
1）检查各间隔电流互感器的变比、极性、准确级应正确，应与定值单要求相一致（应特别注意母差保护对母联TA极性的要求）。
2）检查母线电压闭锁是否正确。
4.4.2 母线保护相关二次回路的检查：
1）检查接入母差保护每一间隔的接点与电流二次回路接线的一致性：要求接入母差保护每一间隔的隔离开关接点应能正确反映本间隔一次隔离开关的位置，对间隔的隔离开关与电流二次回路接线的一致性进行检查。
2）隔离开关切换检查：分别切换1G、2G，检查装置切换变位是否一致。
3）失灵启动、母差跳闸回路。此项分别在各间隔验收时进行试验。
4.4.3 母线保护装置检查
4.4.3.1 母线保护装置参数核对：
1）保护装置基本参数核对（定值区、通信地址、被保护设备名称）符合要求。
2）保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。
3）保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。
4）保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。
5）打印机参数与装置打印参数设置。
6）检查GPS对时是否正确。
4.4.3.2 母线保护电源的检查：
1）检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。
2）检查正、负对地是否有电压；检查工作地与保安地是否相连(要求不连)；检查逆变输出电源对地是否有电压。
4.4.3.3 母线保护保护装置的数模转换精度的检查：
装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。
4.4.3.4 母线保护装置开关量输入的检查：
1）检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。
2）保护压板投退的开入符合设计要求。
3）各间隔隔离开关切换触点（包括母联间隔）：应直接操作隔离开关进行检查，并且要结合电流回路进行检查。
4.4.3.5 母线保护定值检查：
1）1.05倍及0.95倍定值校验。
2）操作输入和固化定值。
4.4.3.6 母线保护功能检验：
1）差动保护：分别模拟母线区内、外故障，并检查母差保护的动作行为及测量保护动作时间。保护动作后应同时跳开接于故障母线上的各断路器。
2）失灵保护启动和母差跳闸：按间隔进行，对于双母线接线，分别模拟接入I、II段母线断路器失灵，失灵保护动作后应先断开母联断路器，后断开相应母线上的各断路器；若母联断路器失灵，应跳开两段母线上的所有断路器。
3）充电保护。
4）死区保护。
5）过流保护。
4.4.4 母线保护电压切换的检查：能够正常自动切换。
4.4.5 母线保护告警信号：
1）保护异常告警信号。
2）回路异常告警信号。
3）电压异常告警。
4）电流互感器断线告警信号。
4.4.6 母线保护录波信号：
1）母差动作作为启动量。
2）电压闭锁不要求作为启动量。
4.4.7 母线保护整组传动试验：检查选择故障母线功能的正确性。
1）模拟甲母故障。
2）模拟乙母故障。
3）模拟甲母某间隔失灵。
4）模拟乙母某间隔失灵。
5）模拟母联充电保护动作。
4.4.8 母线保护投运前检查：
1）打印定值与定值单核对（与定值单要求一致）。
2）恢复所有打开的接线（电流回路应进行紧固，所有临时线拆除，接线恢复到运行状态）。
3）压板以及把手等（测试保护压板上下桩头的电位，检查是否存在回路接点粘合情况, 把手等恢复至运行状态）。
4）打印机（打印机指示正确，打印纸放置良好，打印机防尘盖放置正确）。
4.4.9 母线保护带负荷后向量测试、检查：
1）测量电流差动保护各组电流互感器的幅值及相位关系，对电流回路的中性线也应进行幅值测量（测量流过中性线的不平衡电流）：
要求与当时系统潮流大小及方向核对。
2）母差保护差流测试：检查其大小是否正常，并记录存档。
4.5 故障录波器验收项目
4.5.1 故障录波器电流、电压回路检查：
1）检查各输入模拟量的极性是否正确：包括零序电流极性是否正确。
2）电压回路检查：检查电压回路接入是否正确。
4.5.2 故障录波器装置检查
4.5.2.1 故障录波器装置参数核对：
1）装置基本参数核对（定值区、通信地址、被保护设备名称）符合要求。
2）装置交流插件参数与一次设备参数一致。
3）装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。
4）打印机参数与装置打印参数设置。
5）检查GPS对时是否正确。
4.5.2.2 故障录波器装置电源的检查：
1）检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。
2）检查正、负对地是否有电压；检查工作地与保安地是否相连(要求不连)；检查逆变输出电源对地是否有电压。
4.5.2.3 故障录波器装置的数模转换精度的检查：
装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。
4.5.2.4 故障录波器开关量输入的检查：
1）各间隔保护的开关量是否齐全。
2）各间隔的开入是否定义正确。
4.5.2.5 故障录波器装置定值校验：
1）1.05倍及0.95倍定值校验。
2）操作输入和固化定值。
4.5.3 录波检查及波形分析：
1）开关量启动录波：检查各开关量启动录波是否正确。
2）模拟量启动录波：检查各模拟量启动录波是否正确。
3）其他量启动录波：检查频率等其他量启动录波是否正确。
4）就地波形分析(含后台机)：检查是否能够正常进行分析。
5）打印故障波形：检查打印报告是否完整。
4.5.4 故障录波器告警信号：
1）装置异常告警信号。
2）电压异常告警。
4.5.5 故障录波器投运前检查：
1）打印定值与定值单核对（与定值单要求一致）。
2）恢复所有打开的接线（电流回路应进行紧固，所有临时线拆除，接线恢复到运行状态）。
3）压板以及把手等（测试保护压板上下桩头的电位，检查是否存在回路接点粘合情况, 把手等恢复至运行状态）。
4）打印机（打印机指示正确，打印纸放置良好，打印机防尘盖放置正确）。
5 自动化系统、故障信息管理系统验收项目
5.1 故障信息管理系统检查
各种继电保护的动作信息、告警信息、保护状态信息、录播信息及定值信息的传输正确。
5.2 测控装置验收项目
5.2.1 测控装置设备连接及防护：
1）设备连接：采取抗干扰措施，装置外壳具备可靠的接地点。
2）金属结构件：油漆无脱落。
3）隔离端子：直、交流及控制回路加装隔离端子或隔离片。
4）接地：不设置单独的接地网，接地线与变电站主接地网连接；机箱、机柜及电缆屏蔽层均可靠接地。
5）抗干扰：满足电磁兼容性，具有抗辐射电磁场干扰等功能。
6）外壳防护：防止直径12.5mm及以上的固体异物进入。
5.2.2 测控装置基本性能：
1）直流模拟量：
模拟量输入总误差不大于0.2%，输入电流信号最大负载阻抗为5V/mA（电流标称值），电压信号最小负载阻抗为200kΩ/V；数模转换总误差不大于0.2%，输出电流信号最大负载阻抗为5V/mA（电流标称值），电压信号最小负载阻抗为200kΩ/V。
2）工频交流模拟量：
输入回路要求：工频交流电量输入回路应有隔离电路，且应有电压互感器和电流互感器回路异常报警；设备上二次电压互感器、电流互感器插件拔插应可靠的保证交流电压输入外回路开路、交流电流输入外回路短路；电压回路要经过熔丝，电流回路要直接与端子牢固连接。功率消耗：工频交流电量每一电流输入回路的功率消耗＜0.75VA，每一电压输入回路的功率消耗≤0.5VA。
3）故障电流：故障电流的总误差≤3%。
4）状态量：闭合对应二进制码“1”，断开对应二进制码“0”；输入回路应有电气隔离措施，延迟时间为10ms~100ms。
5）脉冲量：输入回路采用光电隔离；脉宽≥10ms；接口电平为0~24V。
6）与通信系统接口：
远动设备（DTE）和数据电路终端设备（DCE）间物理距离和最大传输速度之间的关系满足：物理距离1000m时，最大传输速度为1kbit/s；物理距离100m时，最大传输速度为10kbit/s；物理距离10m时，最大传输速度为100kbit/s。
7）远动规约：远动规约可采用DL/T 634，变电站内通信规约可采用DL/T 667。
8）遥控输出（接点容量）：直流：30V、5A，交流：220V、5A。
9）故障告警及闭锁：发生任何软硬件故障能立即告警，视故障类别闭锁其出口；任何软硬件（元器件）发生一处故障不会导致误出口和误闭锁。
10）双电源检查：I/O测控单元柜采用2路220V 直流电源供电；各装置应具有直流快速小开关，与装置安装在同一面柜上；当在该直流回路中任何一处发生断线或短路时，均发告警信号。
11）PT回路：测控柜PT回路接线良好、极性正确。
12）遥信检查：断路器、隔离开关及接地刀闸具有分、合闸信号。
13）连续通电电源影响：
a）连续通电：进行不少于72小时连续稳定的通电测试，考核其稳定性（交直流电压为额定值）。
b）直流电源：电压在80%~110%额定值220V范围内（176V~242V）变化、纹波系数≤5%时，设备能正常工作。
c）交流电源：电压在80%~110%额定值220V范围内（176V~242V）变化、谐波分量≤5%、频率在47.5~52.5Hz间变化时，设备能正常工作。
14）同期系统回路检查：
检查同期系统公共回路接线是否正确，各间隔模拟手动同期合闸。
5.3 网络交换机验收项目
5.3.1 通讯线/网线接线检查：
1）安装、排列及标识。
2）水晶头、电缆头。
3）线束绑扎松紧、形式。
4）端部弯圈。
5.3.2 装置功能检查：
1）信息处理：每套通讯管理机应能完整、独立的处理所有信息；两套装置之间不应有任何电气联系，当一套装置退出不应影响另一套装置的正常运行。
2）独立性：每套通讯管理机应配置独立的通信设备（包含交换机、光纤收发器、光缆等），不存在物理连接。
3）运行方式：通讯管理机应采用双机热备用方式。
4）采集数据：采集规约及数据正确性检查。
5）上传数据：上传规约及数据正确性检查。
6）供电电源：两套通讯装置、交换机的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。
5.4 监控系统软件功能验收项目
5.4.1 应用软件检查
1) 应用软件总体要求: 具有实时库、历史库、追忆库管理功能。
2) 系统维护: 可在线、离线修改数据库信息。
3) 数据管理: 按年、月、周、日的电压、电流、有功、无功具有峰、谷值统计等功能。
4) 双机切换: 双机切换时间≤30s。
5) 操作权限: 可设置管理员、监护人、操作人等权限。
变电站电气二次系统设计 摘要:变电站作为电力系统的一个重要组成部分，其电气二次设备的安装质量在关系到变电系统正常运行的同时，也直接影响到电力系统的运行质量。但是现在对于变电站中的电气工程，特别是其中电气二次设备的安装现状仍需要社会各界人士的关注，因为只有这样才能在有效提高变电站电气二次设备安装、调试和校验质量的同时，促进变电站及整个电力系统的正常和高效运行。 关键词:变电站,二次系统,安装,调试,校验 引言 变电站二次部分的安装、调试以及校验工作中，存在大量的容易出错的关键点，变电站设备经常发生过电压损毁事件，对电网的安全运行带来了较大影响，加强和改进电子系统(设备)的防护，严格控制这些关键点，避免重复犯错，减小其遭受雷电等冲击干扰损害造成的直接损失和间接损失，是提高变电站二次系统的安装、调试及校验水平，提高工程质量等级的关键。本文就从变电站二次系统的安装、调试、校验三方面全面的进行论述其系统设计，力求提高系统的运行质量。
一、变电站二次设备安装过程中所面临的问题 现如今，计算机技术在社会各行各业中的普遍使用，使各项工作的处理和运作效率都得到了大大提高，而计算机在电力系统的应用，不仅为电能的控制及调度提供了自动化的手段，还为其高效运作创造了智能化的途径。结合这点我们不难看出，电力事业在不断发展、进步，并已在原有的基础上取得了很大成效。但是尽管如此，我们仍要时刻提高警惕，预防在现有的工作中出现不好的变故;而且我们还要预见在电力系统运行过程中，不断会出现新的问题等待我们去解决。所以，我们应就变电站的二次设备在目前应用中所遇到的问题进行分析，力求在此基础上总结出对变电站二次设备运用和管理的一些经验。 (一)变电站接地不良引起二次设备烧毁 无论是在电厂中，还是在变电站内，合格、有效且良好的接地是促进电力系统安全运行的基本保证，而现在，多数变电站因其接地不良引起二次设备的烧毁，从而导致了电力系统的无法正常运行，最终给人们的生产、生活带来不利影响。 (二)变电站二次设备选择不达标
变电站二次系统防雷介绍 一、二次系统防雷的意义 变电站二次系统指变电站内保护设备、自动化设备、通信系统、计算机网络设备及监控系统、交直流电源系统等各种二次设备的总称。二次系统集中了变电站自动化监控管理的重要设备, 具有微机监测、监控、保护、小电流接地选线、故障录波、低频减载、“四遥”远传等功能, 在电力调度自动化领域起着举足轻重的作用。 近年来，随着现代电子技术的不断发展，微机保护和自动化设备在电力系统中得到大量的应用，调度通讯、网络等信息设备越来越多，规模越来越大，一方面自动化系统、计算机网络、通讯系统等设备核心元件耐过电压、过电流和抗雷电电磁脉冲的能力越来越差，敏感性提高；另一方面由于信号来源路径增多，系统较以前更易遭受雷电波侵入，致使雷电灾害频繁发生，影响二次系统正常运行，特别是雷电多发区，轻者导致设备损坏、性能下降，重者造成系统瘫痪。 变电站二次系统遭受雷击的事例及原因分析如下： 1、重避雷轻接地 事故过程：2008 年7月11日，威海辖属石岛某35kV变电站1#避雷针遭雷击后，其附近电缆沟内二次电缆起火，导致保护装置完全失灵，造成灾难性的事故。 事故分析：我们通常所说的避雷针并不能起到躲避雷击的作用，相反称之为引雷针或接闪器似乎更恰当。它只是把周围强大的雷电能量泄放到大地，起到引雷入地的作用，从而避免周围被保护设备遭到损害。当避雷针遭雷击后，强大的雷电流沿避雷针和接地引下线进入变电站的接地网，再经接地网流入大地时，造成接地网的局部电位迅速
升高。如果该接地网的接地电阻太大，局部电位升高超过一定数值时，就会对附近电缆沟内的电缆产生反击或旁侧闪击，引起电缆着火，造成灾难性的事故。 2、重直击雷轻感应雷 事故过程：2012年7月，汾西矿业集团某110kV变电站在雷电活动时造成该站综合自动化插件损坏，并使35kV开关误动。 事故分析：变电站内的通讯、自动化控制系统的损坏大都是由感应雷造成的。当雷电活动时其周围的磁场发生强烈的变化，雷电所形成的强电场会以静电感应的方式在附近的导体上感应出很高的感应电压，而计算机等电子器件又是对干扰非常敏感的元件，因此极易造成微机保护和综合自动化系统模块损坏，或者导致微机保护误动或拒动。 3、重高压设备轻弱电系统 事故过程：2012年9月，同煤浙能集团某煤矿办公楼10kV变电所遭雷击，高压设备安然无恙，保护装置电源模块损坏。 事故分析：雷电活动时，雷电波沿10kV线路侵入到10kV母线，再经过10kV所用交变电磁耦合，闯入低压出线。由于雷电波的电压、能量极高，虽然经过10kV线路避雷器、母线避雷器和所用交变避雷器三级削锋和所用交变低压出线的平波作用，电压幅值大大降低，但雷电波仍以高幅值、尖脉冲的形式，瞬间加到低压电源系统。由于大多数变电站在低压电源系统没有过电压保护措施，雷电过电压得不到有效抑制，因而在低压电源系统中绝缘薄弱处造成击穿。 相对于二次系统的快速发展，二次系统的的雷击防护工作还存在不少认识误区，还有很多需要完善的地方。在这种环境下，更凸显出变电站二次设备雷击防护工作的必要性和重要性。 二、雷电入侵二次系统途径
变电站验收规范
电力工程有限公司 年月 1.端子箱、机构箱： 1)箱体整齐无锈蚀。 2)电缆排列整齐，端子压接规范无受力。 3)端子箱封堵符合要求。 4)箱内元件齐全。 5)端子箱有明显接地与主接地网可靠相连，可开启门与用软铜导线可靠接地。 6)电缆牌齐全，填写符合要求（包括电缆名称，起止地点，电缆型号，规格长度等）。 7)至微机保护屏去的电缆应采取屏蔽措施，并接地良好。 2.电缆沟： 1)预埋件符合设计，安装牢固。 2)电缆沟的地坪及抹面工作结束。 3)电缆沟清理干净，盖板齐全。 3.电缆管的加工及敷设要求： 1)管口应无毛刺和尖锐棱角，管口宜作成喇叭状，且上管口应封堵。 2)电缆管应安装牢固，并列的电缆管口应排列整齐。
3)室外电缆保护管安装牢固符合规范；电缆保护管直径、弯曲半径符合规范，无锈蚀； 电缆保护管与操作机构箱交接处设置合理；金属软管与设备固定牢固；电缆保护管封堵严密；金属电缆保护管可靠接地。 4．电缆的敷设： 1)电缆敷设时应排列整齐、美观，无明显交叉，弯曲半径符合规范；并加以固定，且 电缆牌清楚。 2)在电缆终端头、拐弯处均应挂电缆标志牌，电缆牌上应注明线路编号及电缆型号、 规格。 3)动力电缆与控制电缆不应同层敷设。 4)电力、控制电缆的弯曲半径： ?交联聚乙烯绝缘电力电缆：单股：１５d、多股：２０d。 ?聚氯乙烯绝缘电力电缆：１０d。 ?橡皮绝缘电力电缆：钢铠护套：２０d，裸铅包护套：１５d，无护套：１０d。 ?控制电缆：１０d。 5)电缆固定： ?垂直敷设或超过４５度倾斜敷设的电缆每一个支架上。 ?水平敷设的电缆，在电缆首末两端、转弯及每隔５00mm－１000m的地方。 ?电缆进入电缆沟、盘柜、及串入电缆保护管时，出入口应封闭，管口应封闭。 6)电缆直埋的安全要求： ?电缆埋置深度至少应距地面０．７m，应埋设于冻土层以下。 ?且电缆上下部应铺以不小于１０0mm厚的软土或沙层并加盖保护板，其覆盖宽度应超过电缆两侧各５０mm，保护板可采用砖块或混凝土盖板。
变电站验收规范标准 2017年2月
一次部分 一、主变压器验收检查项目： 1.主变压器交接试验项目： 1)绝缘油试验或SF6气体试验； 2)测量绕组连同套管的直流电阻； 3)检查所有分接头的电压比； 4)检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性； 5)测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的） 绝缘电阻； 6)非纯瓷套管的试验； 7)有载调压切换装置的检查和试验； 8)测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； 9)测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ； 10)测量绕组连同套管的直流泄漏电流； 11)变压器绕组变形试验； 12)绕组连同套管的交流耐压试验； 13)绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验； 14)额定电压下的冲击合闸试验； 15)检查相位； 16)测量噪音。 1.容量为1600kVA 及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、 5、6、7、8、12、14、15款的规定进行； 2. 干式变压器的试验，可按本条的第2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定 进行； 3. 变流、整流变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、7、8、12、14、1 5款的规定进行； 4. 电炉变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、1款 的规定进行； 5. 穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第9章互感器、第16章的试 验项目进行试验。
6 分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出厂试验项目，现场试验按 本标准执行。 7.0.2 油浸式变压器中绝缘油及SF6气体绝缘变压器中SF6气体的试验，应符合下列规定： 1 绝缘油的试验类别应符合本标准中表20.0. 2 的规定；试验项目及标准应符合本标准中表20.0.1 的规定。 2 油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定：电压等级在66kV 及以上的变压器，应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h 后、冲击合闸及额定电压下运行24h 后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。试验应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。新装变压器油中H2 与烃类气体含量（μL/L ）任一项不宜超过下列数值： 总烃：20， H 2：10， C 2H 2：0， 3 油中微量水分的测量，应符合下述规定：变压器油中的微量水分含量，对电压等级为 110kV 的，不应大于 20mg/L ；220kV 的，不应大于 15mg/L ；330～500kV 的，不应大于 10mg/L 。 4 油中含气量的测量，应符合下述规定：电压等级为330 ～500kV 的变压器，按照规定时间静置后取样测量油中的含气量，其值不应大于1%（体积分数）。 5 对SF6气体绝缘的变压器应进行SF6气体含水量检验及检漏：SF6气体含水量（20℃的体积分数）一般不大于250μL/L 。变压器应无明显泄漏点。 7.0.3 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定： 1 测量应在各分接头的所有位置上进行； 2 1600kVA 及以下电压等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；1600kVA 以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的1%； 3 变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于 2%；不同温度下电阻值按照式7.0.3换算： 1 2 12t T t T R R ++? = （7.0.3）
智能变电站二次系统试验方法综述 发表时间：2016-10-14T14:59:40.457Z 来源：《电力设备》2016年第14期作者：夏磊 [导读] 近年来，智能变电站二次系统试验方法得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。 （泰州供电公司） 摘要：近年来，智能变电站二次系统试验方法得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。本文首先对相关内容做了概述，分析了传统变电站二次系统中的缺陷及不足，并结合相关实践经验，分别从智能变电站二次系统试验流程、试验重点及难点等多个角度与环节，就智能变电站二次系统试验方法展开了研究，阐述了个人对此的几点看法与认识。 关键词：智能变电站；二次系统；试验方法； 1前言 二次系统作为智能变电站应用中的重要方面，二次系统试验方法的关键地位不言而喻。该项课题的研究，将会更好地提升对智能变电站二次系统试验方法的分析与掌控力度，从而通过合理化的措施与途径，进一步优化该项工作的最终整体效果。 2智能变电站概述 智能电网运行的合理性离不开智能变电站的支持，在研究智能变电站过程中需要注重对二次系统的分析，加强对二次系统运行过程中存在的问题进行深入研究，从而确保二次系统运行的可靠性。 在网络通信平台的支持下，智能变电站通过先进的智能设备对一次设备进信息采集、保护、监测、控制。同时，依据智能变电站运行的具体情况，丰富智能变电站的应用功能。例如，自动控制、智能调节、动态决策等 [1]。 智能变电站与常规变电站相比，其中二次系统在对数据的采集、传输、集成等多个方面在本质上都发生了较大变化，不仅增加了检修难度，而且在对系统进行扩建过程中也增加了安全风险。智能变电站的二次回路不再全部通过二次电缆进行功能控制，而是运用光纤通讯手段来实现相应功能，其信息化强，数字化明显，拥有传统变电站所不具备的优势，但是新技术的产生，致使传统的试验方法已经远远不能满足需求，研制新的试验设备、开辟新的试验方法是我们解决问题的方向。本文以智能变电站二次系统作为研究对象，分析讨论了智能变电站二次系统的试验流程、试验重点和难点，为科学学者进一步进行试验工作提供了借鉴经验，并希望智能变电站二次系统试验技术早日完善。 3智能变电站二次系统试验流程 智能变电站二次系统的试验流程主要包括以下几个步骤：第一步是出厂验收，主要针对设备的硬件、功能、可靠性和性能进行检查试验，验收的过程通常在集成商处进行，验收之前设备要符合相应的验收标准：设备的系统集成和软件开发都是在工厂环境下完成的，符合配置要求；集成商提供被测试的设备并模拟出测试环境，其中相关资料的编写工作也有集成商完成。如果是二次设备供应商，其技术规范要达到对应标准。第二步是现场对所有二次设备进行性能和功能测试，其中包括交换机收发功率测试、测控装置的同期功能测试以及保护装置的定值校验等。值得注意的是，调试过程需在所有二次电缆完成接线及光缆熔接后进行。第三步是全站二次系统功能调试，通过系统联调实现数据的共享，在调试过程中还需进行远动通信系统调试和站级监控系统调试。最后一步是启动调试，经过上述功能调试后，整组传动正确，开始进行实际工作的检验，主要测试带电工作情况，但是，碍于条件限制，一般对保护装置在二次侧进行加量试验，以确认相量的准确性[2]。 4试验重点 智能变电站二次系统的试验范畴很广，所以本文主要涉及一些重点试验来介绍，其中包括出场验收、二次设备功能调试、全站二次系统功能调试以及启动调试的试验手段和相关内容，重点分析一些与常规变电站不同的试验内容。 4.1出厂验收 集成后的智能变电站二次系统作为二次系统出厂验收试验的对象，其重要组成部分有测控装置、保护装置、监测一体化装置、网络设备、远动通信单元以及智能终端等，出场验收包括设备系统的安全可靠性、稳定性、硬件质量、功能测试和性能指标等一系列标准。 4.2二次设备功能调试 二次设备功能调试之前，要对二次电缆的连接以及通信网络情况进行检测，以确保其正确性。然后进行整组传动、通流及升压，以确保二次系统的正常运作。进行保护装置的动作模拟，对设备的智能终端和保护出口进行检验；二次设备功能调试还包括远动通信单元相关功能测试以及站级监控系统相关功能，并与调度主站进行联调。 4.3全站二次系统功能调试 全站二次系统功能调试对于智能变电站二次系统意义重大，所以对其性能的要求更加严格。全站二次系统功能调试能够最大程度的模拟实际的工作环境，所以其检验结果具有重要参考价值，检测的内容有：遥信变位传送时间、遥控命令传输执行时间、遥测超越定值传输时间、保护整组动作时间、采样延时及同步性和主备机切换时间等。 4.4启动调试 智能变电站的二次系统的启动调试进行的是相量检测，一般通过保护装置本身的测量模块，以确认相量的准确性。 5试验的难点 5.1采样同步性测试 由于智能变电站对数据源同步精度很高，所以对于一些变电站内的方向距离保护、变压器保护、母线保护以及测控装置来说，需要采用一些特殊的方式进行试验。为保证数据精度，智能变电站对于不同装置采用区域采样点插值同步法和全站时钟源同步法。所以，进行采样同步性测试就显得格外重要，而现场同步性测试得主要目的就是确保二次设备数据采集的同步性[3]。 5.2网络性能测试 网络性能测试是智能变电站最重要的测试内容之一，其检验标标准有丢包率、时延、以及吞吐量。吞吐量反映了交换设备的数据包转
编号:Q／孔目江500kＶ变电站自动化设备竣工验收标准化作业指导书 编写: 年月日 审核: 年月日 批准: 年月日 作业负责人: 作业日期:2０年月日时至２０年月日时 国网江西省电力公司检修分公司 1、范围
本指导书适用于孔目江500kV变电站自动化设备竣工验收作业。 2、引用文件 国家经济贸易委员会第30号令,2002年5月电网与电厂自动化系统及调度数据网络安全防护规定 DL/T ８60-200６《变电站通信网络与系统》 DL/T 137２远动终端设备 DL/Ｔ５1３6 火力发电厂、变电所二次线设计技术规定 DL／T ５137 电测量及电能计量装置设计技术规定 DL/T ５149-2001 ２20—500kV变电所计算机监测系统设计技术规程 ＤＬ/T ６21 交流电气装置得接地 ＤL／T ６30-１99７交流采样远动终端技术条件 DL／Ｔ634.５101 远动设备及系统第５部分:传输规约第101篇基本远动任务配套标准 ＤL/T ６34。51０4 远动设各及系统第5-104部分:传输规约采用标准协议子集得IEＣ60８70-5－101网络访问ＤL/Ｔ63４远动设备及系统第5部分:传输规约第１02篇电力系统电能累计量传输配套标准
DL／T 6６7 远动设备及系统第5部分:传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准 DＬ451 循环式远动规约 DL ４76 电力系统实时数据通信应用层协议 DL/Ｔ５003—2005 电力系统调度自动化设计技术规程 江西电网DL/Ｔ1７９-2000 电力系统电能量计量传输实施细则(试行) 《电力二次系统安全防护总体方案》电监安全〔2006〕３4号 IＥEE Sｔd 1３44—1９９5(R2００１)IEEＥStａnｄaｒd for Synchrophａｓｏrs foｒPoｗｅr Systems Q/GDW 1３1-2０06 电力系统实时动态监测系统技术规范 IＥEＥStｄＣ３７.11８—20０5 电力系统同步相量标准 Q／GDW 273－20０9 继电保护故障信息处理系统技术规范 ３、验收前准备 3、1 人员要求:
变电站二次系统防雷接地 解决方案 设计单位
广州市中能通信科技发展有限公司 2007年7月 目录 一、概述 (3) 二、防雷理论和设计依据 (3) 2.1 雷电对电气设备的影响 ............................................................................... 错误!未定义书签。 2.2 完善的雷电保护系统.................................................................................... 错误!未定义书签。 2.3 防雷方案设计依据........................................................................................ 错误!未定义书签。 三、变电所低压用电系统防雷接地方案 (4) 3.1外接地网 (5) 3.2室内等电位连接 (5) 3.3 通过防雷器建立等电位连接 (6) 3.3.1 交流电源的防雷 (6) 3.3.2 直流电源的防雷 (6) 3.3.3 信号系统防雷 (7) 3.3.4 GPS天馈线的防雷 (7) 3.3.5RS232端口的防雷 (8) 3.3.6 PT回路的防雷 (8) 四、工程图纸 (10) 室内的等电位连接见工程图CSZY-SNJD (11) 变电所电源防雷器配置图CSZY-SPD (12) 五、技术说明 (14) V20－C/3+NPE-AS 声光报警 (15)
一、概述 雷电是一种自然放电现象，它具有极大的破坏力，对人类的生命、财产安全造成巨大的危害。自从人类进入到电气化时代以后，雷电的破坏由以直击雷击毁人和物为主，发展到以通过金属线传输雷电波破坏电气设备为主。随着微机保护系统进入变电站自动控制系统，变电站自动化设备越来越先进，其精密程度越来越高，但从防雷角度来说，其防雷电电磁脉冲侵害的能力却明显下降，近年来，电力二次系统遭雷击灾害的事故也时有发生。因此，广东省电力公司也对此情况越来越重视，并针对变电站自动化的防雷制定了关于广东省电力二次系统的防雷规范。本公司根据对变电站自动控制系统的特点，结合省公司的防雷规范，制定出本方案，旨在最大程度下减轻雷电对二次系统的危害。 二、设计依据 1. 广东电网公司变电站二次系统防雷接地规范（Q/GD001 112 2.03-2007） 2. 建筑物防雷规范（GB50057-94） 3. 计算机房防雷设计规范(GB50174-93) 4. 计算机信息系统防雷保安器（GA173-1998） 5. 通信局（站）雷电过电压保护工程设计规范（YD5098/T-2001） 6. 雷电电磁脉冲的防护（IEC1312） 7. 过电压保护器（VDE0675） 8. 低压配电系统的电涌保护器（SPD）第一部分：性能要求和试验方法GB18802.1-2002
浙电调字…2011?180号 关于加强智能变电站继电保护管理的通知 各市电力（业）局,浙江省火电建设公司,浙江省送变电工程公司,浙江省电力公司超高压建设分公司,浙江省电力试验研究院,浙江省电力设计院： 随着智能电网建设的推进，一大批智能变电站即将于近期在我省陆续投运。为保证这些工程的顺利投运，确保智能变电站继电保护设备的安全可靠运行，现根据国网公司智能变电站相关技术标准和管理规定，结合新技术和新设备特点，对智能变电站继电保护工程管理和运行管理规范如下： 一、工程管理 （一）继电保护工程设计应遵循标准化、通用化设计原 —1—
则；保护配置、设备规范应符合继电保护技术规程、反事故措施和工程要求。 （二）智能变电站以系统配置文件（SCD文件）描述二次回路的联接和功能配合，成为变电站二次系统设计的核心。按照工作职责分工，设计单位负责SCD文件的设计和最终确认，工程调试单位负责SCD文件的验证，运行维护单位负责验收和归口管理，并报送相关调度部门备案。 （三）继电保护设计联络会、装置出厂验收工作应有调度、运行、设计、调试试验单位参加，有关各方共同确定保护设计方案，审核设备出厂试验报告，并进行必要的试验验证。 （四）工程管理部门组织协调继电保护的工程设计和安 装调试、工程验收及设备投运工作。设备安装施工图纸应预先审查，必要时进行现场技术交底。工程设计单位、安装调试单位应密切配合，及时跟踪工程进展情况，解决工程建设、安装调试过程中出现的问题，消除工程隐患。 （五）工程调试应做到项目齐全、试验完整，全面验证保护定值、逻辑功能和动作特性的正确性，调试结果满足设计要求；严格核对微机保护软件版本，并报送相关调度部门确认。运行维护单位应充分考虑工程调试与维护检验的衔接，提前准备，及早介入相关工作。 （六）全面执行工程的三级验收把关制度，工程管理部门组织工程设计、安装调试、运行维护、生产管理单位进行工程验 —2—
变电站自动化系统现场交接验收规范 ***电力公司 二〇一八年十月 1
编制说明 变电站自动化系统担负着电网运行状况监控的重要任务，系统一旦投运将难以停运，因此在系统投运前必须经过规范的交接验收。为规范变电站自动化设备交接验收，提高变电站自动化系统新装调试质量，河南省电力公司组织编制了《变电站自动化系统现场交接验收规范》。 《变电站自动化系统现场交接验收规范》是在施工部门完成变电站自动化系统安装调试基础上进行的部分项目的抽查性检测。其主要内容包括现场验收应具备的条件、验收程序、组织机构、验收项目、验收标准及测试记录等。本规范结构严谨，内容全面、格式规整、操作性强。对于分清设备新装调试与工程验收检验的工作界面、促进基建与生产验收人员各尽其责，规范基建生产交接验收工作具有重要意义，同时也是变电站自动化系统现场交接验收标准化作业的基本依据。 本规范适用于河南电网110kV-220kV变电站自动化系统基建、技术改造项目的验收工作，35KV变电站自动化系统可以参照执行。
目录 1 总则 (5) 2适用范围 (5) 3引用标准 (6) 4现场验收条件 (6) 4.1应具备的条件 (6) 4.2 应提交的图纸资料 (7) 5验收组织管理 (8) 5.1验收时间 (8) 5.2验收组织流程 (8) 5.3验收方案 (8) 5.4验收流程框图 (9) 5.5验收组织机构 (11) 5.6职责 (11) 6验收内容 (12) 6.1验收范围 (12) 3
6.2验收内容 (12) 7 验收要求 (12) 7.1验收记录要求 (12) 7.2验收文件的编制 (13) 8验收项目及记录 (13) 8.1硬件检查 (13) 8.2软件检查 (15) 8.3 遥测功能检查 (18) 8.4遥信功能检查 (18) 8.5遥控功能测试 (19) 8.6遥调功能检查 (19) 8.7同期功能测试 (19) 9综合验收项目 (20) 9.1远动系统验收 (20) 9.2 GPS系统对时检查 (21) 9.3接入本系统的其它智能设备 (21) 10 测试报告及验收结论 (22) 附录A 四遥信息测试表（抽测） (24) 附录B 110kV/220kV自动化系统技术指标汇总 (26) 附录C 验收报告 (26) 附录D 缺陷表 (28)
变电站二次设备简介 1P远动通信及GPS对时屏：内含远动通信装置、规约转换装置和GPS对时装置。远动通信装置负责将站内信息上传至调度监控系统，规约转换装置负责将不同厂家（规约不同）的设备信息转换成本站监控系统可读取的信息，并通过远动通信装置传输至跳读监控系统。GPS对时装置是依靠GPS系统对全站装置进行实时对时。 2P公用测控屏：内含公用测控装置。负责测量直流系统和母线电压（多未35kV变电站）等公用信息。 3P低频低压减载屏：内含低频低压减载装置。它是安自设备，负责在母线电压过低或者频率过低是减载负荷。 4P继电保护试验电源屏：内涵继电保护试验电源。负责在开展保护装置实验时，提供可控的直流电源。 5P 35kV#2主变保护测控屏：内涵主变非电量保护装置、主变差动保护装置、主变高后备保护装置、主变低后备保护装置和主变测控装置。通过采集主变区域的非电气量和电气量，对一侧设备进行实时监控和保护。 7P 35kV线路保护测控屏：内涵线路保护测控装置。通过采集线路区域的电气量，对一侧设备进行实时监控和保护，在线路发生故障致，及时切除故障，从而保护人身、设备和电网安全。
10P 10kV线路电度表屏：内涵电度表。负责实时监控各间隔的计量信息。 11P 直流系统充电屏：内涵直流充电模块和直流监控装置。充电模块负责将交流站用交流电转换为直流电供站内保护测控装置使用。直流监控装置负责监控各条直流馈线是否正常。 12P 直流系统馈线屏：内含直流馈线回路空开，负责向各条直流回路提供可靠直流电。 13P 蓄电池屏：内含蓄电池组。当站用变停电时，为各条直流回路提供可靠直流电，保持保护测控装置等能够正常运行。 15P UPS及通信电源馈线柜：内涵UPS装置。负责向后台监控系统、五方系统和视频监控系统等提供交流不间断电源。 17P 所用电进线柜：负责提供站内所需的交流电。 19P 通信机柜：负责站内与站外的通信互联。 20P视频监控屏：按规定在站内布置摄像头，对站内设备和环境进行实时监控。
浙江电网220千伏智能变电站继电保护首检式验收技术要求 （试行） 1基本要求 1.1本规范根据《浙江电网继电保护验收规范》、《浙江电网220kV变电站继电保护验收规范》的要求，结合目前新建、扩建、技改工程验收工作的实际情况，规范统一全省智能变电站继电保护首检式验收项目和要求。 1.2首检式验收包含原验收规范要求的全部项目，并增加首次检验必需的重要项目，重点验收继电保护系统的隐蔽工程及在运行过程中不能通过装置自检所反映的问题，含资料检查、公用部分检查、直流电源检查、过程层设备检查、间隔层设备检查、站控层设备检查、网络设备及辅助设备七部分内容及《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护专业重点实施要求等项目。 1.3验收前，验收人员应根据变电站设备实际情况，对本规范规定的验收报告内容进行必要的补充和调整。 1.4验收时，验收人员应根据验收报告认真验收、记录，并与施工单位试验报告数据进行核对，发现问题及时记录。 1.5验收结束，各验收小组应将首检式验收报告整理装订，做好移交准备工作。验收组应汇总填写变电站验收报告（格式见附录M），在验收报告中应明确存在的问题、整改要求、验收结论等。验收报告应在工程投产前上报投产启动委员会。 1.6被验收工程如存在不满足本验收规范及反措要求、影响到保护安全运行的项目，在整改完成前不允许投入运行。 2首检式验收应具备的基本条件 2.1所有二次接线安装结束，二次回路检查调试工作完成。 2.2保护装置的调试工作已结束，调试整定单已经执行并完成校验。 2.3合并单元、智能终端、网络分析仪的调试工作已结束。 2.4保护整组传动试验已结束，相应的现场一次设备具备联动试验条件。继电保护故障及录波信息子站调试完成，与各级调度主站调试完成。 2.5施工单位自验收、整改工作已完成。 2.6备品备件、专用工器具移交完成。 2.7设备命名牌和熔丝、空开、压板等正式标签挂设完成。 2.8典型操作票及运行规程编写完成，并经主管部门审批。 3资料验收 3.1验收时建设单位应提供的资料 3.1.1完工报告。 3.1.2监理报告。 3.1.3齐全的继电保护试验报告。 3.1.4断路器、电流互感器、电压互感器的试验报告。 3.1.5保护整定单（正式或调试整定单）。 3.1.6全所电流互感器二次绕组极性、变比的实际接线示意图。 3.1.7设计变更通知单。 3.1.8符合实际的继电保护技术资料，包括出厂检验报告、合格证、设备屏图，集中集成测试报告、说明书。 3.1.9型式试验和出厂验收试验报告（含在集成商厂家所进行的互操作性试验报告）齐全，相关试验数据和功能验收结果满足相关标准和技术协议要求。 3.1.10符合实际的继电保护竣工图纸。 3.1.11最终版本的各种配置文件及注明修改日期的清单，包括全站SCD文件、各装置CID文件；MMS网、GOOSE网、SV网交换机端口分配表；全站设备MAC地址表、IP地址分配表。 3.2配置文件检查 3.2.1SCD文件应视同常规变电站竣工图纸,统一由现场调试单位提供，SCD文件以图纸质料要求管理。
河南省电力公司 变电站自动化系统现场交接验收规范 河南省电力公司
二??七年十月 编制说明 变电站自动化系统担负着电网运行状况监控的重要任务，系统一旦投运将难以停运，因此在系统投运前必须经过规范的交接验收。为规范变电站自动化设备交接验收，提高变电站自动化系统新装调试质量，河南省电力公司组织编制了《变电站自动化系统现场交接验收规范》。 《变电站自动化系统现场交接验收规范》是在施工部门完成变电站自动化系统安装调试基础上进行的部分项目的抽查性检测。其主要内容包括现场验收应具备的条件、验收程序、组织机构、验收项目、验收标准及测试记录等。本规范结构严谨，内容全面、格式规整、操作性强。对于分清设备新装调试与工程验收检验的工作界面、促进基建与生产验收人员各尽其责，规范基建生产交接验收工作具有重要意义，同时也是变电站自动化系统现场交接验收标准化作业的基本依据。 本规范适用于河南电网110kV-220kV变电站自动化系统基建、技术改造项目的验收工作，35KV变电站自动化系统可以参照执行
目录 1总则 (5) 2适用范围 (5) 3引用标准 (6) 4现场验收条件 (6) 4.1应具备的条件 (6) 4.2应提交的图纸资料 (7) 5验收组织管理 (8) 5.1验收时间 (8) 5.2验收组织流程 (8) 5.3验收方案 (8) 5.4验收流程框图 (9) 5.5验收组织机构 (11) 5.6职责 (11) 6验收内容 (12) 6.1验收范围 (12) 6.2验收内容 (12)
7验收要求 (12) 7.1验收记录要求 (12) 7.2验收文件的编制 (13) 8验收项目及记录 (13) 8.1硬件检查 (13) 8.2软件检查 (15) 8.3遥测功能检查 (18) 8.4遥信功能检查 (18) 8.5遥控功能测试 (19) 8.6遥调功能检查 (19) 8.7同期功能测试 (19) 9综合验收项目 (20) 9.1远动系统验收 (20) 9.2 GPS系统对时检查 (21) 9.3接入本系统的其它智能设备 (21) 10测试报告及验收结论 (22) 附录A四遥信息测试表（抽测） (24) 附录B 110kV/220kV自动化系统技术指标汇总 (26) 附录C验收报告 (27)
陕西省电力公司智能变电站继电保护验收规范（试行） 1 适用范围 本规范对陕西省电力公司智能变电站继电保护及相关设备验收的基本原则、组织管理、验收内容、验收标准、验收流程提出了明确要求。 本规范适用于陕西省电力公司110kV及以上电压等级智能变电站新建、改（扩）建和技术改造项目的继电保护验收工作。110kV以下的智能变电站可参照执行。 2 规范性引用文件 下列文件对于本标准的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 DL/Z860.1-2004 变电站通信网络与系统 DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 GB/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 Q/GDW 394-2009 330～750kV智能变电站设计规范 Q/GDW 396-2009 IEC-61850工程继电保护应用模型 Q/GDW 383-2010 智能变电站技术导则 Q/GDW 393-2010 110（66）kV～220kV智能变电站设计规范 Q/GDW 410-2010 高压设备智能化技术导则 Q/GDW 426-2010 智能变电站合并单元技术规范 Q/GDW 428-2010 智能变电站智能终端技术规范 Q/GDW 429-2010 智能变电站网络交换机技术规范 Q/GDW 430-2010 智能变电站智能控制柜技术规范 Q/GDW 431-2010 智能变电站自动化系统现场调试导则 Q/GDW 441-2010 智能变电站继电保护技术规范 西电调字〔2011〕19号《750千伏洛川变电站继电保护运行管理若干规定》 西电调字〔2011〕103号《西北网调直调继电保护设备命名规定》 陕电调〔2011〕44号《陕西省电力公司智能变电站继电保护运行管理规定（试行）》 3 术语和定义 3.1 现场验收 现场验收是设备现场安装调试完毕后，由安装调试单位申请，并由现场验收组织部门组织相关单位进行的启动投运前验收。 3.2 互操作测试 针对基于智能变电站智能设备进行的模型测试、文档检测以及保护、测控装置的互操作功能测试。 3.3 缺陷 在验收测试过程中发现的不满足合同技术协议、相关规范所列基本功能和性能指标要求，影响设备安全稳定运行的问题。 3.4 偏差 在验收测试过程中发现的不满足合同技术协议、相关规范所列基本功能和性能指标要求，但不影响设备稳定运行，可通过简易修改补充得以纠正的问题。 4 验收必备条件
技术标准和要求 1.本标工程采用的技术规范 1.1 工程规范 本标工程设计规范采用中国国家、国家电力公司颁布的有关标准、规范、规程、规定及其它相关的设计要求文件。施工中有关规范、规程及标准发生矛盾时由监理工程师及项目法人负责协调解决。 1.2 工程质量 国家及部（委）颁布的与本标工程有关的各种有效版本的技术规范、规程、设计院和制造厂技术文件上的质量标准和要求适用于本标工程。 本标工程施工质量检验评定标准按国家电力公司颁布的《电力施工质量检验技术评定标准》验评标准执行以及国家电力公司颁布的其它有关规定等。 本标工程执行的有关规范、规程详见本章中的规范、规程及标准清单。 以上标准若有新的标准则执行新标准，替代原有标准及其它相关标准。 除上述国家及原电力工业部颁布的规范、规程以外，检查验收仍需遵照如下图纸、文件： 经会审签证的施工图纸和设计文件； 批准的设计变更； 设备制造厂家提供的图纸和技术文件； 项目法人与施工单位、设备材料供货商单位签订的合同文件中有关质量的条款； 项目法人与监理单位签订的合同文件及相关监理文件； 1.3 施工组织方案编制
施工方案和措施应参照有关规定编制，本标段中标承包人应按照监理工程师的要求，在合同签定后二个月内完成全厂施工组织总设计，并具备审查条件。 1.4 安全生产、文明施工 有关电力建设项目安全管理工作，应遵照电力工业部颁布的《电力建设安全施工管理规定》和《补充规定》以及其它有关安全生产管理文件执行。 2.工程技术条件 2.1 施工范围交接口及施工协调 接口原则是根据施工图的设计界定，接口部位的连接由后完成者实施，现场各单位的要服从监理工程师和项目法人的统一安排、协调。 2.2 图纸交付计划 图纸交付进度根据施工进度安排，提前1 个月交到承包人，特殊项目根据承包人要求提前2 个月提交，届时承包人提出交图计划。 2.3 设备交付计划 设备交货进度按具备安装条件三个月内设备到达现场，交付计划按设备合同规定进度执行。 2.4 竣工移交 按新启规要求执行。资料在系统正常投入运行后，根据国家档案资料规定的要求移交项目法人。 3.图纸 3.1 项目法人在合同或进度计划规定的时间内，项目法人及监理工程师签发有效的按规定的份数提供给承包人用于合同和进度计划的总体布置图、工程施工详图或其它技术文件，项目法人的技术文件和图纸是合同的一部分。
变电站一次设备的基本工作原理 一：高压断路器（开关） 高压断路器是电力系统中改变运行方式，开合和关闭正常运行的电路，能开断和关合负荷电流、空载长线路或电容器组等容性负荷电流，以及能开断空载变压器电感性负荷电流的重要电气主设备之一。与继电保护装置配合，在电网发生故障时，能快速将故障从电网上切除。与自动重合闸配合能多次关合和断开故障设备，以保证电网设备瞬时故障时，能及时切除故障和恢复供电，提电网供电的可靠性。 二、隔离开关（刀闸） 高压隔离开关在结构上没有专门的灭弧装置，不能用来接通和切断负荷电流或短路电流。回路断路器拉开停电后，可以拉开隔离开关使停电设备与高压电网有一个明显的断开点，保证检修设备与带电设备进行可靠隔离，可缩小停电范围并保证人身安全。带接地开关的隔离开关，与隔离开关在机械上互相闭锁，可有效地杜绝在检修工作中发生带电合接地开关的恶性事故。 三、电压互感器 电压互感器相当于开路运行的变压器，将高低压降为二次回路的标准电压，供继自装置、仪表、计量装置使用。有单相和三相两种。 四、电流互感器 电流互感器把大电流按一定比例变为小电流，提供各种仪表使用和继电保护用的电流，并将二次系统与高电压隔离。它不仅保证了人身和设备的安全，也使仪表和继电器的制造简单化、标准化，提高了经济效益。 五、无功补偿 并联电容器、并联电抗器都是电网中的无功补偿装置，目的在于平衡系统无功，同时使电网电压保持在要求的范围内。其中电容器向系统提供容性无功，以补偿系统中电动机等的感性无功；电抗器向系统提供感性无功，以补偿系统中长距离输电线路等产生的容性无功。 六、消弧线圈的作用 小电流接地系统单相接地时，其接地电流为一电容电流，而消弧线圈为一电感线圈，其产生的电感电流可以补偿接地的电容电流，以减小故障点电流使电弧自行熄灭。 消弧线圈的三种补偿方式 （1）完全补偿：消弧线圈的电感电流完全补偿接地时的电容电流。由于此时感抗等于容抗，将可能激发起谐振。所以这种方式不可取。 （2）欠补偿：消弧线圈的电感电流不足以补偿接地时的电容电流。在这种运行方式下，如果有线路跳闸，可能会形成完全补偿，因而也是应该避免的。 （3）过补偿方式：即使有线路跳闸，也不会形成完全补偿。所以在实际运行中多采用这种运行方式。 六、交直流系统 变电站的站用电交流系统是保证变电站安全可靠地输送电能的一个必不可少的环节，站用电交流系统为主变压器提供冷却电源、消防水喷淋电源，为断路器提供储能电源，为隔离开关提供操作电源，为硅整流装置提供变换用电源，另外站用电还提供站内的照明、生活用电以及检修、施工等电源。如果站用电失却将严重影响变电站设备的正常运行，甚至引起系统停电和设备损坏事故。因此，运行人员必须十分重视站用电交流系统的安全运行，熟悉站用电系统及其运行操作。 变电站内的直流系统是独立的电源系统，直流系统为变电站内的控制系统、继电保护、信号装置、自动装置提供电源；同时能供给事故照明用电。 七、母线：母线的作用是汇集、分配和交换电能。 八、故障录波器 故障录波器用于电力系统，可在系统发生故障时，自动地、准确地记录故障前、后过程的各种电气量的变化情况，通过对这些电气量的分析、比较，对分析处理事故、判断保护是否正确动作、提高电力系统安全运行水平均有着重要作用。
摘要 本设计是为35KV变电站设计二次系统。主要内容是对主变压器和进出线路配置完整的保护和进行整定计算。 南阳王村变电站是当地主要供电设施之一，其经过多次改造已变为高容量高自动化达到现代化标准的一所变电站，为这个变电站设计二次系统十分必要，将为这个变电站安全可靠运行打下坚实的基础。 在对变电所一次部分的原始资料进行仔细计算和充分分析之后，本设计首先为一次系统配置了较为全面的继电保护，然后是对变电所的主变压器和进出线路进行相关的继电保护设计，之后在一次系统原始数据的基础上进行短路计算，在短路计算之后对配置的各个保护进行详细的计算和整定，以上也是本设计的核心部分。限于篇幅和知识水准，对其他二次系统部分，比如信号和控制回路等只进行简单设计和说明 关键词：变电站；二次系统；变压器；继电保护；整定计算
Abstract This design is a Relay protection system design.for 35kv/10KV outdoor transformer substation.The key of this transformer substation design is to Configuration and setting calculation.for the tr ansformer substation …s protection Wangcun transformer Substatation in Nanyang city is the most important substations in nanyang area.this Substatation has been automated to achieve high standards of a modern substation After several transformation.It is necessary for the substation to design Secondary system. it will make sure the substation work safely. .After study the original data of this Substatation very carefully ,i design a full protection system for this substation., Especially on the main transformer substation and access lines associated relay design. Then i calculate for all necessary protection.based on the calculate result ,i choose every electricity equipment for this design,The Calculation a is the most important part of this passage. Because the limited of my knowledge and the length of this passage, i introduce other part of this substatation?s Secondary System very simplely Keywords：transformer Substatation；Second Circuit；Transformer；Relay protection;Setting and calculation