四川圣达水电开发有限公司企业标准
Q/ZSDSC-SCSD W
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
继电保护检修规程
第5部分：220kV 母线2号保护装置
2014-08-25发布 2014-09-25实施 四川安谷水电开发有限公司
发布
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
目次
目次.................................................................................I 前言..............................................................................II
1 范围 (457)
2 规范性引用文件 (457)
3 术语和定义 (457)
4 设备规范 (457)
5 检验周期、项目及验收、技术监督 (458)
6 检修前准备工作 (459)
7 检修工艺及质量标准 (461)
8 220kV母线2号保护屏继电保护安全措施票 (467)
9 220kV母线2号保护装置作业指导书 (467)
附录 A （资料性附录） 220kV母线2号保护屏继电保护安全措施票 (477)
附录 B （资料性附录）工作总览 (479)
附录 C （资料性附录）工作申请 (480)
附录 D （资料性附录）资源准备 (481)
附录 E （资料性附录） 220kV母线2号保护屏继电保护安全措施票 (482)
I
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
II
前言
本标准按照Q/ZSDSC-SCSD 00101《标准化工作导则第4部分：技术标准编写规则》给出的规则起草。——第1部分：继电保护管理系统；
——第2部分：220kV线路1号保护装置；
——第3部分：220kV线路2号保护装置；
——第4部分：220kV母线1号保护装置；
——第5部分：220kV母线2号保护装置；
——第6部分：220kV母联保护装置；
——第7部分：主变1号保护装置；
——第8部分：主变2号保护装置；
——第9部分：主变3号保护装置；
——第10部分：发电机保护装置；
——第11部分：厂用电保护装置；
——第12部分：35kV线路保护装置；
本部分为Q-ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014的第4部分《220kV母线2号保护装置》。
本部分的附录A、附录B、附录C、附录D为资料性附录。
本标准由四川圣达水电开发有限公司标准化管理领导小组提出。
本标准由四川圣达水电开发有限公司标准化管理办公室归口。
本标准起草部门：四川圣达公司生产部。
本标准起草人：刘高、梁兵钰、陈红兵。
本标准2014年首次发布.
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
继电保护检修规程
第4部分：220kV母线2号保护装置
1 范围
本规程规定了公司安谷水电站 220kV母线SGB750型微机保护装置的检修周期、检修项目、检修工艺、试验和验收等有关内容。
本规程适用于公司安谷水电站220kV母线SGB750型微机保护装置的大修、小修和日常维护，并通过采用保护作业指导书，推动标准化作业的实施。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所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（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB 继电器及继电保护装置基本试验方法
GB 继电保护和安全自动装置技术规程
DL/T 微机母线保护通用技术条件
DL 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
DL/T 电力系统微机继电保护技术导则
DL/T 继电保护和电网安全自动装置检验规程
DL/T 微机继电保护装置运行管理规程
JB/T 电力系统二次电路用控制及继电保护屏（柜、台）通用技术条件
川电调度【2008】15号四川电网继电保护及安全自动装置检验工作管理规定
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3.1
区内故障
系指母线、线路、发电机、变压器等一次设备中，一次设备两侧所安装的二组或多组电流互感器之间的区域范围发生故障。区内故障差动保护应可靠动作，区外故障差动保护应可靠不动作。
3.2
断路器失灵保护
指当作用于跳开本断路器的保护动作后，开关仍未跳开或未完全跳开，而断路器失灵保护装置检测到此种情况，通过相应模拟量确认后，再次去跳本断路器或跳开相邻的断路器，切除故障。
4 设备规范
4.1 SGB750型微机母线保护装置，适用于各种电压等级的单母线、单母分段、双母线等各种主接线
方式，母线上允许所接的线路与元件数最多为21个（包括母联），并可满足有母联兼旁路运行方式主
457
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
接线系统的要求。安谷水电站220kV母线采用双母线，母线保护装置按双重化配置，南瑞继保SGB750型微机母线保护装置按调度命名编号为安谷水电站220kV 2号母差及失灵保护装置，相应屏柜名称及编号为220kV母线2号保护屏。安谷水电站220kV母线共接入母联212开关、220kV #1~#5主变高压侧201QF~205QF、220kV安天一线261QF、220kV安天二线262QF共8个支路，其相应二次回路分别接入本屏I11D~I16D、I18D~I19D各端子。
4.2 SGB750型微机母线保护装置设有母线差动保护、母联差动保护、母联死区保护、母联失灵保护、母联过流保护、母联非全相保护以及断路器失灵保护等功能。安谷水电站正常运行方式下，启用母线差动保护和断路器失灵保护。
5 检验周期、项目及验收、技术监督
5.1 检验种类（母线保护检验分为三类：新安装装置的验收检验、运行中装置的定期检验、运行中装置的补充检验。）新安装母线保护装置的验收检验，在下列情况时进行：
a)当新装的母线投入运行时。
b)当在现有的母线上投入新安装的保护装置时。
c)对母线上已投入运行中的保护装置，不管何种原因停电达一年及以上者，再次投入生产运行
时。
d)当对运行中的母线保护装置进行较大的更改或增设新的回路时，其检验范围应事先征得四川
省电力公司调度中心继保处的同意。
e)未按本规程要求进行检验的新安装的及经过改造的母线保护装置禁止投入运行。
5.1.1 运行中装置的定期检验（简称定期检验）分为全部检验和部分检验两种。
5.1.2 运行中装置的补充检验（简称补充检验）分为下列四种：
a)装置改造后的检验。
b)检修或更换一次设备后的检验。
c)运行中发现异常情况后的检验。
d)发生事故后的检验。
5.2 定期检验周期
5.2.1 母线保护装置定期检验，应结合220kV母线停电进行，由于母线保护涉及开关站多个一次设备，可以单独申请退出运行进行检验工作。
5.2.2 新安装母线保护装置投入运行后一年内必须进行第一次全部检验。
5.2.3 母线保护装置部分检验每三年进行一次，在装置进行第二次全部检验后，若发现装置运行情况较差或已暴露出了需予以监督的缺陷，可适当考虑缩短部分检验周期，并有重点、有目的地选择检验项目。
5.2.4 母线保护装置全部检验每六年进行一次。
5.2.5 应结合电网实际和本单位实际情况，合理安排220kV母线检修及母线保护装置检验工作，确保母线保护装置按正常周期进行检验。
5.2.6 母线保护装置检验工作凡是超过规定检验时间3个月的，均视为超周期校验。
5.3 检修时间
母线保护装置全部检验时间根据川电调度【2008】15号《四川电网继电保护及安全自动装置检验工作管理规定》要求为3天，部分检验时间为2天。
5.4 检修项目、验收与技术监督
458
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014检修项目、验收与技术监督见表1
表 1 检修项目、验收与技术监督表
序号检验项目新安装全检部检验收技术监督
1 校验前准备工作√√√
2 电流电压互感器检验√H保护监督
3 回路检验√√√
4 二次回路绝缘检查√√√保护监督
5 外观检查√√√
6 绝缘试验√
7 上电检查√√√
8 逆变电源检查√√√保护监督
9 开关量输入回路的检验√√√保护监督
10 输出触点及输出信号检验√√√保护监督
11 模数变换系统检验√√√W保护监督
12 整定值的整定及检验√√√保护监督
13 纵联保护通道检验√√√W保护监督
14 操作箱检验√√√保护监督
15 整组传动试验√√√W 保护监督
16 与厂站自动化系统、继电保护及故障信息管
√√√W 保护监督理系统的配合检验
17 装置投运√√√保护监督
6 检修前准备工作
6.1 工作安排
6.1.1 按照有关工作票申请制度，提前申请220kV母线2号保护装置检验工作，并按作业指导书做好检验前准备工作。
459
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
6.1.2 在进行检验之前，工作（试验）人员应认真学习《国家电网公司电力安全工作规程》原水利电力部颁发的《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》、 DL/T995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》和本规程，理解和熟悉检验内容和要求。
6.1.3 在现场进行检验工作前，应认真了解220kV母线2号保护装置相关的一、二次设备的详细情况，据此制定在检验工作全过程中确保系统安全运行的技术措施。
6.1.4 应具备与实际状况一致的图纸、上次检验的记录、最新定值通知单、标准化作业指导书、合格的仪器仪表、备品备件、工具和连接导线等。
6.1.5 检验人员在对220kV母线2号保护装置与厂站自动化系统、继电保护及故障信息管理系统配合检验前应熟悉图纸，并了解各传输量的具体定义并与厂站自动化系统、继电保护及故障信息管理系统的信息表进行核对。
6.1.6 对新安装母线保护装置的验收检验，应先进行如下的检验工作：
6.1.6.1 了解设备的一次接线及投入运行后可能出现的运行方式和设备投入运行的方案，该方案应包括投入初期的临时继电保护方式。
6.1.6.2 检查装置的原理接线图（设计图）及与之相符合的二次回路安装图、电缆敷设图、电缆编号图、电流电压互感器端子箱图等全部图纸和保护装置原理和技术说明书及电流电压互感器的出厂试验报告等。以上技术资料应齐全、正确。若新装置由其他部门负责调试、生产部门继电保护验收人员验收全套技术资料之后，再验收技术报告。
6.1.6.3 根据设计图纸，到现场核对所有装置的安装位置是否正确。
6.1.7 对220kV母线保护装置的整定试验，应按有关继电保护部门提供的定值通知单进行。工作负责人应熟知定值通知单的内容，核对所给的定值是否齐全，所使用的电流电压互感器的变比值是否与现场实际相符合（不应仅限于定值单中设定功能的验证）。
6.1.8 在现场进行检验工作前，必须事先取得运行人员的同意并遵照电业安全工作相关规定履行工作手续，并在运行人员利用专用的连接片将220kV母线1#保护装置的所有出口回路断开之后，才能进行检验工作。
6.2 人员安排及配备
220kV母线2号保护装置的检验工作至少应配备2名工作成员（包括工作负责人）。
6.3 检验仪器仪表的基本要求
6.3.1 220kV母线2号保护装置的检验工作应配备微机成套试验仪、钳形电流表、相位表、毫秒计、电桥、1000V兆欧表、数字式万用表、专用试验仪器。
6.3.2 220kV母线2号保护装置的检验工作应使用精度不低于0.5级的仪器仪表，仪器仪表必须有计量单位的检验合格证并在合格期限内。指针式检验周期为一年，数字式检验周期为2年，微机型继电保护试验装置的检验周期为2年。如仪器的精度未经检验，试验时必须在电流、电压回路接入合格的仪表作为计量工具。
6.4 试验接线回路的基本要求
6.4.1 220kV母线2号保护装置的检修试验电源必须取自检修电源箱或继电保护试验电源屏。不允许取自运行设备的交、直流电源。
6.4.2 220kV母线2号保护装置试验回路的接线原则，应使通入装置的电气量与实际工作情况相符合。对反应电流的元件，应用突然通入电流的方法进行检验；对反应电压的元件，应将电压由正常运行值突然下降的方法进行检验，在保证按定值通知书进行整定试验时，应以上述符合故障实际情况的方法作为整定的标准。
460
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
6.4.3 220kV母线2号保护装置的交流试验电源应配备至少四相交流电压源和三相交流电流源，每相电压、电流应分别构成独立回路，且幅值、相位和频率应能连续可调。试验电源在电压源输出端短路或电流源输出端开路时，均不应对试验电源自身和被试装置造成危害。回路中加入的试验电压、试验电流相对相位应在0°～360°范围内变化，单相的电流值应能在50A内均匀调节，单相电压值能在0～75V（100V）范围内调节，而模拟的三相短路电流值应不小于20A。
6.4.4 220kV母线2号保护装置的模拟试验回路要有模拟故障发生于切除的逻辑控制回路，一般应可对故障全过程进行模拟，模拟时间断包括故障前时间、故障存在时间、转换性故障的转换时间、模拟断路器分闸与合闸时间。
6.4.5 220kV母线2号保护装置所测定的动作时间应是以向被试装置通入模拟的故障电压、电流量开始，到装置向断路器发出跳闸脉冲为止的全部时限。
6.4.6 在向装置通入交流工频试验电源前，必须首先将装置交流回路中的接地点断开，除试验电源本身允许有一个接地点之外，在整个试验回路中不允许有第二个接地点。当测试仪表的测试端子必须有接地点时，这些接地点应接于同一接地点上。规定有接地端的测试仪表，在现场进行检验时，不允许直接接到直流电源回路中，以防止发生直流电源接地的现象。
6.4.7 检查保护及通信室内的所有金属结构及设备外壳均应连接于等电地网。
6.4.8 检查母线1号保护屏柜下部接地铜排已可靠连接于等电地网。
6.4.9 检查等电位接地网与安谷水电站主接地网紧密相连。
7 检修工艺及质量标准
7.1 新安装电流电压互感器及其回路的验收检验。
7.1.1 检查电流电压互感器的名牌参数是完整，出厂合格证及及试验资料是否齐全。如缺乏上述数据时，应由有关制造厂或基建、生产单位的试验部门提供下列下列试验资料。
a)所有绕组的极性。
b)所有绕组及其抽头的变化。
c)电压互感器在各使用容量下的准确级。
d)电流互感器各绕组的准确级（级别）、容量及内部安装位置。
e)二次绕组的直流电阻。
f)电流互感器各绕组的伏安特性。
7.1.2 电流电压互感器安装竣工后，继电保护检验人员应进行下列检查：
a)电流电压互感器的变比、容量、准确级必须符合设计要求。
b)测试互感器各绕组间的极性关系，核对铭牌上的极性标示是否正确。检查互感器各绕组的连
接方式及其极性关系是否与设计符合、相别标示是否正确。
c)有条件时，自电流互感器的一次分相通入电流，检查工作抽头的变比及回路是否正确（变压
器套管互感器的极性与变比检验可在发电机做短路试验时进行）。
d)自电流互感器的二次端子箱处向负载端通入交流电流测定回路的压降，计算电流回路每相与
中性线及相间阻抗（二次回路负担）。将所测得的阻抗值按保护的具体工作条件和制造厂家
提供的出厂资料来验算是否符合互感器10%误差的要求。
7.2 二次回路检查。
7.2.1 在被保护设备的断路器、电流互感器以及电压回路与其他单元设备的回路完全断开后方可进行。
7.2.2 电流互感器二次回路检查。
461
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
7.2.2.1 检查电流互感器二次绕组所有二次接线的正确性及端子排引线螺钉压接的可靠性。
7.2.2.2 检查电流二次回路的接地点与接地状况，电流互感器的二次回路必须分别且只能有一点接地；由几组电流互感器组合的电流回路，应在有直接电气连接处一点接地。
7.2.3 电压互感器二次回路检查。
7.2.3.1 检查电压互感器二次、三次绕组的所有二次回路接线的正确性及端子排引线螺钉压接的可靠性。
7.2.3.2 经控制室中性线小母线（N600）连通的几组电压互感器二次回路，只应在控制室将N600一点接地，各电压互感器二次中性点在开关场的接地点应断开；为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的熔断器（自动开关）或接触器等。独立的，与其他互感器二次回路没有直接电气联系的二次回路，可以在控制室也可以在开关场实现一点接地。来自电压互感器二次回路的4根开关场引入线和互感器三次回路的2（3）根开关场引入线必须分开，不得共用。
7.2.3.3 检查电压互感器二次中性点在开关场的金属氧化物的避雷器的安装是否符合规定。
7.2.3.4 检查电压互感器二次回路中所有熔断器(自动开关)的装设地点，熔断（脱扣）电流是否合适（自动开关的脱扣电流需通过试验确定）、质量是否良好、能否保证选择性，自动开关线圈阻抗值是否合适。
7.2.3.5 检查串联在电压回路中的熔断器（自动开关）、隔离开关及切换设备触点接触的可靠性。
7.2.3.6 测量电压回路自互感器引出端子到配电屏电压母线的每相直流电阻，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%。
7.2.4 新安装二次回路的验收检验。
7.2.4.1 对回路的所有部件进行观察，清扫与必要的检修及调整。所述部件包括：与装置有关的操作把手、按钮、插座、灯头、位置指示继电器、中央信号装置及这些部件回路中端子排、电缆、熔断器等。
7.2.4.2 利用导通法依次经过所有中间接线端子，检查由互感器引出端子箱到操作屏柜、自动装置屏柜或至分线箱的电缆回路及电缆芯的标号，并检查电缆薄的填写是否正确。
7.2.4.3 当设备新投入或接入新回路时，核对熔断器（自动开关）的额定电流是否与设计相符或与所接入的负荷相适应，并满足上下级之间的配合。
7.2.4.4 检查屏柜上的设备及端子排上内部、外部连线的接线应正确，接触应牢靠，标号应完整准确，且应与图纸和运行规程相符合。检查电缆终端和沿电缆敷设路线上的电缆标牌是否正确完整，并应与设计相符。
7.2.4.5 检验直流回路确实没有寄生回路存在。检验时应根据回路设计的具体情况，用分别断开回路的一些可能在运行中断开（如熔断器、指示灯等）的设备及使回路中某些触点闭合的方法来检验。每一套独立的装置，均应有专用于直接到直流熔断器正负极电源的专用端子对，这一套保护的全部直流回路包括跳闸出口继电器的线圈回路，都必须且只能从这一对专用端子取得直流的正、负电源。
7.2.4.6 信号回路及设备可不进行单独的检验。
7.2.4.7 断路器与装置二次回路有关的调整试验工作，均由管辖断路器有关人员负责进行。继电保护检验人员应了解掌握有关设备的技术性能及其调试结果，并负责检验自保护屏柜引至断路器二次回路端子排处有关电缆线连接的正确性及螺钉压接的可靠性。
7.2.4.8 新安装或经更改的的电流、电压回路，应直接利用工作电压检查电压二次回路，利用负荷电流检查电流二次回路接线的正确性。
7.3 二次回路绝缘检查
7.3.1 在对二次回路进行绝缘检查前，必须确认被保护的设备的断路器、电流互感器全部停电，交流电压回路已在电压切换把手或分线箱处与其他回路断开，并与其他回路隔离完好后，才允许进行。在进行绝缘测试时，应注意以下几点：
462
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
a)试验线连接要紧固。
b)每进行一项绝缘试验后，须将试验回路对地放电。
c)对220kV母线2号保护装置，如果不可能出现被保护的所有设备都同时停电的机会时，其绝
缘电阻的检验只能分段进行即哪一个被保护单元停电，就测定这个单元所属回路的绝缘电阻。
7.3.2 在进行新安装220kV母线2号保护装置验收试验时，从保护屏柜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 兆欧表测量绝缘电阻，其阻值均应大于10MΩ的回路如下：各回路对地，各回路相互间。
7.3.3 定期检验时，在保护屏柜的端子排处将所有电流、电压、直流控制回路的端子的外部接线拆开，并将电压、电流回路的接地点拆开，用1000V兆欧表测量回路对地的绝缘电阻，其绝缘电阻应大于1M Ω。
7.3.4 对使用触点输出的信号回路，用1000V兆欧表测量电缆每芯对地及其他各芯间的绝缘电阻，其绝缘电阻应不小于1MΩ。定期检验只测量芯线对地的绝缘电阻。
7.3.5 对采用金属氧化物避雷器接地的电压互感器的二次回路，需检查其接线的正确性及金属氧化物避雷器的工频放电电压。定期检查时可用兆欧表检验金属氧化物避雷器的工作状态是否正常。一般当用1000V兆欧表时，金属氧化物避雷器不应击穿；而用2500V兆欧表时，则应可靠击穿。
7.4 屏柜及装置检查
7.4.1 检查时需注意如下问题避免装置内部元器件损坏：
a)断开保护装置的电源后才允许插、拔插件，且必须有防止因静电损坏插件的措施。
b)调试过程中发现有问题要先找原因，不要频繁更换芯片。必须更换芯片时，要用专用起拔器，
应注意芯片插入的方向，插入芯片后须经第二人检查无误后，方可通电检验或使用。
c)检验中尽量不使用电烙铁，如元件损坏必须在现场进行焊接时，要用内热式带接地线电烙铁
或电烙铁断电后再焊接。所替换的元件必须使用制造厂确认的合格产品。
d)用具有交流电源的电子仪器（如示波器，频率计等）测量电路参数时，电子仪器测量端子与
电源侧绝缘必须良好，仪器外壳应与保护装置在同一点接地。
7.4.2 装置外部检查
7.4.2.1 装置的实际构成情况如：装置的配置、装置的型号、额定参数（直流电源额定电压、交流额定电流、电压等）是否与设计相符。
7.4.2.2 主要设备、辅助设备的工艺质量，以及导线与端子采用材料的质量；装置内部的所有焊接点、插件接触的牢靠性等属于制造工艺质量的问题，主要依靠制造厂负责保证产品质量，进行新安装装置的检验时，试验人员只做抽查。
7.4.2.3 屏柜上的标志应正确完整清晰，并与图纸和运行规程相符。
7.4.2.4 检查安装在装置输入回路和电源回路的减缓电磁干扰器件和措施应符合相关标准和制造厂
的技术要求。在装置检验的全过程应保持这些减缓电磁干扰器件和措施处于良好状态。
7.4.2.5 应将保护屏柜上不参与正常运行的连接片取下，或采取其他防止误投的措施。
7.4.2.6 定期检验的主要检查项目：
a)检查装置内外部是否清洁无积尘、；清扫电路板及及屏柜内端子排上的灰尘。
b)检查装置的转换开关及按钮是否良好；显示屏是否清晰，文字清楚。
c)检查各插件印刷电路板是否有损伤或变形，连线是否连接好。
d)检查各插件上各元件是否焊接良好，芯片是否插紧。
e)检查各插件上变换器、继电器是否固定好，有无松动。
f)检查装置横端子排螺丝是否拧紧，后板配线连接是否良好。
g)按照装置技术说明书描述的方法，根据实际需要，检查，设定并记录装置插件内的选择跳线
和拨动开关的位置。
463
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
7.4.3 绝缘试验,仅在新安装装置的验收检验时进行绝缘试验，其步骤如下：
a)按照装置技术说明书的要求拔出插件。
b)在保护屏柜端子排内侧分别短接交流电压回路端子、交流电流回路端子、直流电源回路端子、
跳闸和合闸回路端子、开关量输入回路端子、厂站自动化系统接口回路端子及信号回路端子。
c)断开与其他保护的弱电联系回路。
d)将打印机与装置连接断开。
e)装置内所有互感器的屏蔽层应可靠接地，在测量某一组回路对地绝缘电阻时，应将其他各组
回路都接地。
f)用500V兆欧表测量绝缘电阻值，要求阻值均大于20 MΩ。测试后，应将各回路对地放电。
7.4.4 上电检查
7.4.4.1 打开装置电源，装置应能正常工作。
7.4.4.2 按照装置技术说明书描述的方法，检查并记录的装置的硬件和软件版本号、校验码等信息；
7.4.4.3 校对时钟。
7.4.5 逆变电源检查,逆变电源检查按照以下步骤进行：
a)插入全部插件。
b)有检测条件时，应测量逆变电源的各级输出电压值，测量结果应符合DL/T527-2002；定期检
验时只测量额定电压下的的各级输出电压的数值，必要时测量外部直流电源在最高和最低电压下的保护电源各级输出电压的数值。
c)直流电源缓慢上升时的自启动性能检验建议采用以下方法：合上装置逆变电源插件上的电源
开关，试验直流电源由零缓慢上升至80%额定电压值，此时逆变电源插件面板上的的电源指
示灯应亮。固定试验直流电源为80%额定电压值，拉合直流开关，逆变电源应可靠启动。
d)定期检验时还应检查逆变电源是否达到DL/T527-2002所规定的使用年限。
7.4.6 开关量输入回路检验
7.4.6.1 新安装装置的验收检验：
a)在保护屏柜端子排处，按照装置技术说明书规定的试验方法，对所有引入端子排的开关量输
入回路依次加入激励量，观察装置的行为。
b)按照装置技术说明书规定的试验方法，分别接通、断开连接片及转动把手，观察装置的行为。
7.4.6.2 全部检验时，仅对已投入使用的开关量输入回路依次加入激励量，观察装置的行为。
7.4.6.3 部分检验时，可随装置的整组试验一并进行。
7.4.7 输出触点及输出信号检查
7.4.7.1 新安装装置的验收检验时：在装置屏柜端子排处，按照装置技术说明书规定的试方法，依次观察装置所有输出触点及输出信号的通断状态。
7.4.7.2 全部检验时，在装置屏柜端子排处，按照装置技术说明书规定的试方法，依次观察已投入使用的输出接点及输出信号的通断状态。
7.4.7.3 部分检验时，可随装置的整组试验一并进行。
7.4.8 在7.4.6 、7.4.7检验项目中，如果几种保护共用一组出口连接片或共用同一告警信号时，应将几种保护分别传动到出口连接片和保护屏柜端子排，如果几种保护共用同一开入量，应将此开入量分别传动至各种保护。
7.4.9 模数变换系统检验
7.4.9.1 检验零点漂移：进行本项目检验时，要求装置不输入交流电流、电压量，观察装置在一段时间内的零漂值满足装置技术条件的规定。
7.4.9.2 各电流、电压输入的幅值和相位精度检验：新安装装置的验收检验时，按照装置技术说明书规定的试方法，分别输入不同幅值和相位的电流、电压量，观察装置的采样值满足装置技术条件的规定。
464
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
7.4.9.3 全部检验时，可仅分别输入不同幅值的电流、电压量。
7.4.9.4 部分检验时，可仅分别输入额定电流、电压量。
7.5 整定值及定值检验
7.5.1 整定值的整定及检验是指将装置各有关元件的动作值及动作时间按照定值通知单进行整定后的试验，该项试验在屏柜上每一元件检验完毕之后才可进行。具体的试验项目、方法、要求视构成原理而异，一般需遵守如下原则：
a)每一套保护应单独进行整定检验，试验接线回路中的交、直流电源及时间测量连线均应直接
接到被试保护屏柜的端子排上，交流电压、电流试验接线的相对极性关系应与实际运行接线
中电压、电流互感器接到屏柜上的相对相位关系（折算到一次侧的相位关系）完全一致。
b)在整定检验时，除所通入的交流电流、电压为模拟故障值并断开断路器的跳、合闸回路外，
整套装置应处于与实际运行情况完全一致的条件下，而不得在试验过程中人为地予以改变。
c)装置整定的动作时间为自向保护屏柜通入模拟故障分量（电流、电压或电流及电压）至保护
动作向断路器发出跳闸脉冲的全部时间。
d)电气特性的检验项目和内容应根据检验的性质，装置的具体构成方式和动作原理拟定；在检
验装置的特性时，在原则上应符合实际运行条件，并满足实际运行的要求，每一检验项目都
有都应有明确的目的，或为运行所必须，或用于判别元件、装置是否处于良好状态和发现可
能存在的缺陷。
7.5.2 在定期检验及新安装母线保护装置的验收检验时，整定检验要求如下：
a)新安装装置的的验收检验时，应按照定值通知单上的整定项目，依据装置技术说明书或制造
厂推荐的试验方法，对保护的每一功能元件进行逐一检验。
b)在全部检验时，对于由不同原理构成的保护元件只需任选一种进行检查，建议对主保护的整
定项目进行检查。
c)部分检验时，可结合装置的整组试验一并进行。
7.6 整组试验
7.6.1 220kV母线2号保护装置在做完保护装置的定值检验后，需要对保护装置的动作情况做整组的检查试验，以校验装置在故障过程中的动作情况和保护回路设计正确性及其调试质量。
7.6.2 新安装220kV母线2号保护装置的的验收检验或全部检验时，需要先进行每一套保护（指几种保护共用一组出口的保护总称）带模拟断路器（或带实际断路器或采用其他手段）的整组试验；每一套保护传动完成后，还需模拟各种故障，用保护装置带各断路器进行整组试验。
7.6.3 新安装220kV母线2号保护装置及回路经更改后的整组试验由基建单位负责时，生产部门继电保护验收人员应参加试验，了解掌握试验情况。
7.6.4 部分检验时，只需用保护带实际断路器进行整组试验。
7.6.5 220kV母线2号保护装置整组试验应检查各保护之间的配合、装置动作行为、断路器动作行为、保护启动故障录波信号、调度自动化系统信号、中央信号、监控信息等正确无误；
7.6.6 对220kV母线2号差动保护及失灵保护装置的整组试验，可只在开关站投产时进行，定期检验时允许用导通的方法证实到每一断路器接线的正确性，一般情况下，220kV母线2号差动保护及失灵
保护装置回路设计及接线的正确性，要根据每一相检验结果（尤其是电流互感器的极性关系）及保护本身的相互动作检验结果来判断；开关站扩建变压器、线路或回路发生变动，有条件时应利用220kV
母线2号差动保护及失灵保护装置传动到断路器。
7.6.7 220kV母线2号保护装置整组试验中着重检查如下问题：
a)电压、电流回路的相别和极性是否一致。
b)在同一故障下，应该同时动作并发出跳闸脉冲的出口，在模拟短路故障中是否均能动作，其
465
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
466
信号指示是否正确。
c)存在闭锁关系的回路，其性能是否与设计相符。
d)所有在运行中需要由运行值班员操作的把手，及连接片的连线、名称、位置标号是否正确，
在运行过程中与这些设备有关的名称、使用条件是否一致。
e)监控装置的动作及有关报警、音响信号是否正确。
f)保护在直流电源正常及异常状态下，（自端子排处断开其中一套保护的负电源等）是否存在寄
生回路。
g)整组试验结束后应在恢复接线前测量交流回路的直流电阻，工作负责人应在继电保护记录中
注明保护是否可以投入运行，是否需要利用负荷电流及工作电压进行检验以后才能正式投入运行。
7.7 与监控系统、继电保护信息子站及故障录波装置配合检验
与监控系统、继电保护信息子站及故障录波装置配合检验，重点检查以下项目：
a)对于监控系统，各种继电保护的动作信息和告警信息的回路正确性及名称正确性。
b)对于继电保护信息子站及故障录波装置：各种继电保护的动作信息、告警信息、保护状态信
息、录波信息及定值信息的传输正确性。
7.8 装置投运
7.8.1 投入运行前的准备工作
7.8.1.1 220kV母线2号保护装置现场工作结束后，工作负责人应检查试验记录有无漏试项目，核对装置的整定值是否与定值通知单相符，试验数据、试验结论是否完整正确。盖好装置及辅助设备的盖子，对必要的元件采取防尘措施。
7.8.1.2 拆除在检验时使用的试验设备、仪表及一切连接线、清扫现场、所有被拆动的或临时接入的连接线应全部恢复正常，所有信号装置应全部复归。
7.8.1.3 清除试验过程中微机装置及故障录波器产生的故障报告、告警记录等所有报告。
7.8.1.4 填写继电保护工作记录、将220kV母线2号保护装置主要检验项目和传动步骤、整组试验结果及结论、定值通知单执行情况详细记载于内，对变动部分及设备缺陷、运行注意事项应加以说明，并修改有关运行人员保管的图纸资料，向运行负责人交代检验结果，并写明该装置是否可以投入运行，最后办理工作票结束手续。
7.8.1.5 运行人员在将220kV母线2号保护装置投入运行前，必须根据信号灯指示或者用高内阻电压表，一端对地测量端子电压的方法检查并证实装置确实未给出跳闸或合闸脉冲，才允许将装置的连接片，接到投入的位置。
7.8.1.6 检验人员应在规定期间内提出书面报告，主管部门技术负责人应详细审核，如发现不妥或足以危害220kV母线2号保护装置安全运行时、应根据具体情况采取必要的措施。
7.8.2 用一次电流及工作电压进行检验
7.8.2.1 对新安装的220kV母线2号保护装置，各有关部门需分别完成下列各项工作后，才允许进行本条所列的试验工作：
a)符合实际情况的图纸与装置的技术说明及现场使用说明。
b)运行中需由运行值班员操作的连接片、电源开关、操作把手等的名称、用途、操作方法等应
在现场使用中详细注明。
7.8.2.2 220kV母线2号保护装置新安装或回路有较大变动时，在投入运行以前，必须用一次电流和工作电压加以检验和判断：
a)接入保护回路中电流、电压的相别、相位、相对极性关系及变比是否正确。
b)每组电流互感器（包括备用绕组）的接线是否正确，回路连线是否牢靠，定期检验时，如果
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
设备回路没有变动（未更换一次设备电缆、辅助变流器等），只需用简单的方法判明曾被拆动
的二次回路接线确实恢复正常（如对差动保护测量其差电流、用电压表测量继电器电压端子
上的电压等）即可。
7.8.2.3 用一次电流与工作电压对220kV母线2号保护装置检验，一般需进行如下项目：
a)测量电压、电流的幅值及相位关系。
b)对使用零序电流互感器电流的断路器失灵保护，应利用一次电流与工作电压向装置中的相应
元件通入模拟的故障量或改变被检查元件的试验接线方式，以判明装置接线的正确性，由于
整组试验中已判明同一回路中各保护元件间的相位关系是正确的，因此该项检验在同一回路
中只须选取其中一个元件进行检验即可。
c)测量母线差动保护各组电流互感器的相位及差动回路中的差电流（或差电压），以判明差动回
路接线的正确性及电流变比补偿回路的正确性，220kV母线2号母差保护在投入运行前，除
测定相回路和差回路外，还必须测量各中性线的不平衡电流、电压，以保证装置和二次回路
接线的正确性。
d)装置未经本条所述的检验，不能正式投入运行。
e)对用一次电流及工作电压进行的220kV母线2号保护装置检验结果，必须按当时的负荷情况
加以分析，拟定预期的检验结果，凡所得结果与预期的不一致时，应进行认真细致的分析，
查找确实原因，不允许随意改动保护回路的接线。
f)建议使用钳形电流表检查流过220kV母线2号保护装置二次电缆屏蔽层的电流，以确定
100mm2铜排是否有效起到抗干扰的作用，当检测不到电流时，应检查屏蔽层是否良好接地。
（抗干扰措施是保障微机保护安全运行的一个重要环节，在设备投运或是服役前应认真检
查。）
8 220kV母线2号保护屏继电保护安全措施票
见附录A
9 220kV母线2号保护装置作业指导书
9.1 工作总览
见附录B
9.2 工作申请
见附录C
9.3 资源准备
见附录D
9.4 安全风险分析及预防措施
见附录F
9.5 检修程序
9.5.1 概述
本报告为中国水电安谷电站××××年220kV母线 1号保护屏检修报告。本报告编写的依据是厂
467
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
家说明书、图纸及现场调试数据，经各级人员审定后有效。
9.5.2 开工前准备工作确认
开工前准备工作确认见表2
表 2 开工前准备工作确认
序号开工前准备情况确认
1安全风险分析
a)工作票内所列安全措施应全面、准确，得到可靠落实后，方可开工。
b)工作现场照明充足。
c)临时电源的接入满足安全技术要求。
d)仪器、仪表、工具等应检验合格后方可使用。
e)设备已完全隔离。分析设备状况，确定特殊项目。
2现场工作条件
a)通风和照明良好。
b)检修工作场地准备好。
c)设置临时围栏、警戒绳。
3工器具及资料
a)常用检修工具及专用工具齐全。
b)干净的塑料布、破布、毛刷、扎带、标号笔、黑胶布等。
c)资料准备，包括装置说明书、相应图纸、定值单等
4备品备件
a)
b)
9.5.3 检修工序与质量标准
9.5.3.1 检修网络图
检修前准备工具、仪表、仪器----二次回路及保护元件清扫检查----SGB750保护装置功能校验----绝缘电阻、CT回路直阻测量----报警回路检查-----整组传动试验----保护柜整体检查----收工----整理试验报告。
9.5.3.2 二次回路及保护元件清扫检查
依图纸检查接线正确，保护元件外观检查良好，无明显缺陷。
9.5.3.2.1 检查条件：
断开外加所有电源（直流电源及交流电源）。
9.5.3.2.2 机械部分检查：
仔细观察保护柜（屏）及各层机箱，其应无变形、伤迹，柜（屏）颜色符合用户要求。按键及指示灯无损坏；品牌及厂名字迹清晰；各标准插件应插拔灵活，插头无损伤且接触可靠。各接地线及接地铜排固定良好。柜（屏）上的压板及小开关，应固定良好，切换灵活，接线端子上的接线固定牢固。
检查结果：
9.5.3.2.3 柜（屏）后端子排接线的检查
468
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
469 柜后端子排上的标号清晰，接线端子的规格及编号应与设计图纸完全一致。用相应的螺丝刀，拧紧端子排上的接线端子的螺丝，固定螺丝上应套有的弹簧片及其他防震片，以确保接线固定牢靠 而不会松动。在端子排上TA 二次接线内、外端子之间的连片良好，其固定螺丝无松动及滑丝。在端子排上各接线的金属导线应与端子可靠接触，其间不能有绝缘物。各接线端部应套有标号的塑料管，且标号字体清晰可见。
检查结果：
9.5.3.2.4 复归及试验按钮、压板及试验部件的检查
分别操作复归、试验按钮及插件上的小开关，其操作应灵活，无卡及损伤现象。 检查结果：
9.5.3.3 SGB750-HB 保护校验 9.5.3.3.1 保护版本及校验码
保护版本及校验码见表3
表 3 保护版本及校验码
CPU 屏号 装置型号 版本号 校验码 形成时间
管理序号
保护板 220kV 母线2号保护屏
SGB750-HB
管理板 面板
9.5.3.3.2 开入回路检查
9.5.3.3.2.1 SGB750-HB 装置保护硬压板检查
检验依据：保护硬压板检查时要按照断开和闭合硬压板两种状态，通过管理机浏览开关量变位是否置“1”或“0”，同时检查装置报文是否同保护压板名称及投入或退出状态一致。
SGB750-HB 装置保护硬压板检查见表4
表 4 SGB750-HB 装置保护硬压板检查
序号 箱号 保护压板名称 对应压板号 保护压板投入状态 保护压板退出状态 检验结果
1 SGB750 母差保护投入 1RLP1 投入 退出
2 SGB750 失灵保护投入 1RLP2 投入 退出
3 SGB750 强制互联投入 1RLP
4 投入 退出 4 SGB750 母线分列运行投入 1RLP
5 投入 退出 5 SGB750 母联充电过流保护投入
1RLP6 投入 退出
9.5.3.3.2.2 SGB750-HB 保护装置开入检查
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
470 检验方法：切换转换开关，或按下按钮，或用导线一端点击SGB750-HB装置相应开入端子位置，
另一端点正电源（ZD3），并通过管理机浏览开关量变位是否置“1”或“0”。
SGB750-HB保护装置开入检查见表5
表 5 SGB750-HB保护装置开入检查
序号箱号开入量名称柜端子号开入变位
情况
检验结果
1 SGB750信号复归1FA
2 SGB750打印1YA
3 SGB750主变失灵解除复压闭锁ZD7
4 SGB7501号主变失灵开入SD21
5 SGB750安天二线A相跳闸启动失灵开入SD23
6 SGB750安天二线B相跳闸启动失灵开入SD25
7 SGB750安天二线C相跳闸启动失灵开入SD27
8 SGB750安天一线A相跳闸启动失灵开入SD30
9 SGB750安天一线B相跳闸启动失灵开入SD32
10 SGB750安天一线C相跳闸启动失灵开入SD34
11 SGB7502号主变失灵开入SD51
9.5.3.3.3 整柜交流测试
检验依据：分别在SGB750-HB装置的A、B、C三相电流回路中按0A、1A、2A、3A、4A、5A施加正序电流浏览装置采样值，同时检查A、B、C三相电流角度。在电压回路加0V、10V、20V、30V、40V、50V、57.74V正序电压，检验方法同电流。误差应小于±2.5%，如果超差请调整相应的通道系数。
采样通道检验见表6
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
471 表 6 采样通道检验
电流回路检查
序号 支路 通道 端子号 通道采样数据(A)
加入
1
2
3
4
5
1 母
联 A4381
I11D-1 显 示
2 B4381
I11D-2 3 C4381 I11D-3 4 #1 主
变 A4161 I12D-1 5 B4161 I12D-2 6 C4161 I12D-3 7 #2 主
变 A4161 I13D-1 8 B4161 I13D-2 9 C4161 I13D-3 10 #3主
变 A4161 I14D-1 11 B4161
I14D-2 12 C4161 I14D-3 13 #4 主
变 A4161 I15D-1 显 示 14 B4161 I15D-2 16 C4161 I15D-3 16 #5 主
变 A4671 I16D-1 17 B4671 I16D-2 18 C4671 I16D-3 19 安天一
线 A4271 I17D-1 20 B4271
I17D-2 21 C4271 I17D-3 22 安天二
线 A4271 I18D-1 23 B4271 I18D-2 24
C4271
I18D-3
电压回路检查
序号 通道 端子号 通道采样数据(V)
加入
10
20
30
40
50
57.74
1 UA1 A6061 显 示
2 UB1 B6061
3 UC1 C6061
4 UA2 A6071
5 UB2 B6071 6
UC2
C6071
检查结果：
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
472 9.5.3.3.4 保护功能测试 9.5.3.3.4.1 保护功能说明
a) 保护投退说明：
对于动作于跳闸的保护由对应的硬压板、软压板及保护投退控制字进行投退控制。对于动作于告警的保护（或分段保护）由保护投退控制字进行投退控制；
b) 保护动作检查说明： 保护动作后，除了检查面板指示灯和保护动作报告是否正确之外，还要求检查保护的输出触点（跳闸和信号）是否正确动作。对于跳闸的保护在保护动作后应检查该保护对应的信号触点及出口跳闸触点；对于告警的保护在保护动作后应检查该保护对应的信号触点；
c) 3.3.4.1.3测试保护功能时可连接打印机，核对打印动作报告无误； 9.5.3.3.4.2 保护测试
a) 调试保护时请参考工程图纸和技术说明书中相关保护逻辑和保护原理说明，以方便理解。保
护性能及误差范围，可以参看技术说明书中保护主要技术指标相关内容。
b) 调试说明：调试保护时应将其软压板（CPU1和CPU2）、硬压板投入，其余保护软、硬压板全
部退出；有延时定值的保护在测试动作值时应将延时定值整定为最小。
c) 为方便测试，TV 断线、TA 断线保护及闭锁保护的功能，可以放在最后集中测试。 9.5.3.3.5 母线差动保护 9.5.3.3.5.1 最小启动电流
在#1主变、220kV 安天二线、220kV 安天一线、#2主变各支路任一相中加入电流，电流低于整定值，逐步增加电流至差动保护动作，将数据记录填入表格。
最小启动电流见表7
表7 最小启动电流
整定值
Icd.min=1.2A
动作值（A ）
加流支路 A B C #1主变
220kV 安天二线 220kV 安天一线
#2主变
固有动作时间(ms)
比率制动系数测试
向母线上#1主变、220kV 安天二线、220kV 安天一线、#2主变4个支路中任选2支路同一相加入方向相反的电流，固定其中一个支路电流，改变另一支路同名相电流至保护动作，记录保护动作时的差动电流及制动电流，并计算出比率制动系数，将数据填入表格。
#1主变—220kV 安天二线 a) A 相比率制动系数
A 相比率制动系数见表8
Q/ZSDSC-SCSD 1040618.5-2014
表 8 A相比率制动系数
#1主变IA∠0°(A)
220kV安天二线Ia∠180(A)
差流电流Id(A)
制动电流Iz(A)
比率制动系数K
动作时间t（ms）
b)B相比率制动系数
B相比率制动系数见表9
表 9 B相比率制动系数
#1主变IB∠0°(A)
220kV安天二线Ib∠180(A)
差流电流Id(A)
制动电流Iz(A)
比率制动系数K
动作时间t（ms）
c)C相比率制动系数
C相比率制动系数见表10
表 10 C相比率制动系数
#1主变IC∠0°(A)
220kV安天二线Ic∠180(A)
差流电流Id(A)
制动电流Iz(A)
比率制动系数K
动作时间t（ms）
9.5.3.3.5.2 复合电压闭锁元件
向装置加入电流使母线保护差动元件保持动作状态，再向装置加入正常电压，逐步改变电压使相间低电压、零序电压、负序电压闭锁元件开放，记录各元件动作值，并将其填入表中。
复合电压闭锁元件见表11
473
四川省大渡河安谷水电站环境影响报告书 （缩简本）
目录 1 工程概况 1.1流域概况 1.2工程地理位置 1.3工程任务、规模 1.4工程总布置及主要建筑物 1.5工程施工规划 1.6水库淹没及工程占地 2 工程分析 2.1相关符合性分析 2.2工程设计方案合理性分析 2.3工程活动及影响源强分析 2.4工程分析结论 3 工程区环境现状 3.1区域环境质量 3.2环境敏感点 3.3主要环境问题 4 环境影响预测评价 4.1水环境影响分析 4.2环境空气影响预测评价 4.3声环境影响预测评价 4.4对湿地生态影响分析 4.5对工程河段及下游水域景观的影响 4.6对水土流失的影响 4.7社会环境影响分析 4.8水库淹没及移民安置的环境影响
5 环境保护措施 5.1施工期水环境保护措施5.2大气环境保护措施 5.3声环境保护措施 5.4生活垃圾处理措施 5.5运行期水环境保护措施5.6用水保障措施 5.7湿地生态保护措施 5.8鱼类保护措施 5.9水土保持措施 5.10移民安置区环境保护措施 6 结论与建议 6.1评价结论 6.2建议
1 工程概况 1.1 流域概况 大渡河是岷江的最大支流，发源于青海省果洛山东南麓，分东、西两源，东源为足木足河，西源为绰斯甲河，以东源为主源。东西两源于双江口汇合后，向南流经金川、丹巴、泸定、于石棉折向东流，再经汉源、峨边、太平、沙湾等城镇，在草鞋渡纳青衣江后，于乐山城南流入岷江。干流全长1062km，四川境内河长852km。干流天然落差4175m，其中四川境内2788m。流域面积77400km2，其中四川境内70821km2，约占全流域面积的91.5%。流域地势西北高、东南低。泸定以上为上游，集雨面积占全流域的76.1%，泸定至铜街子为中游，集雨面积占全流域的22.6%，铜街子以下至河口为下游，集雨面积占全流域的1.3%。 大渡河干流在铜街子以上，河流行进在高山峡谷之间，河道弯曲，坡陡，流急。铜街子以下河宽逐渐增大。特别是沙湾至乐山段，长约35km，河谷开阔，水流散乱；汊濠纵横，洲岛遍布，是典型的多汊滩险河道。夏秋汛期，众濠分流，江宽水阔，川流交错，状如水网，行船如入迷宫。枯水期，卵石遍滩，沙质岸滩，河滩草地随处可见。河床由沙卵石组成。 大渡河安谷水电站位于乐山市沙湾区安谷镇泊滩村，坝址以上集水面积76717km2，河长约1043km，河道比降1.31‰。 1.2 工程地理位置 安谷水电站工程地理坐标为东经103°33′～103°37′，北纬29°26′～29°30′。枢纽位于四川省乐山市沙湾区嘉农镇（左岸）和市中区安谷镇（右岸）接壤的大渡河干流安谷河段的生姜坡，距上游正建的沙湾水电站约35km，下游距乐山市区15km，有省道S103从枢纽区左岸通过。 1.3 工程任务、规模 安谷水电站开发任务为发电和航运，并兼有防洪、灌溉、供水等作用。安谷水电站采用混合式开发方式，水库正常蓄水位398.00m，总库容6330万m3，电站装机容量680MW，设计引用流量2292.4m3/s，属大（2）型水电站，Ⅱ等工程。
变电站、继电保护基础知识 培训资料 二零一二二月
第一章变电站基础知识 1. 电力系统概述： 1.1 电力系统定义： 电力系统是电能生产、变换、输送、分配、消费的各种设备按照一定的技术和经济要求有机组成的一个统一系统的总称。简言之，电力系统是由发电机、变压器、输电线路、用电设备组成的网络，它包括通过电的或机械的方式连接在网络中的所有设备。 1.2 电力系统的构成 动力系统是由锅炉（反应堆）、汽轮机（水轮机）、发电机等生产电能的设备，变压器、输电线路等变换、输送、分配电能的设备，电动机、电热电炉、家用电器、照明等各种消耗电能的设备以及测量、保护、控制乃至能量管理系统所组成的统一整体。 煤
1.3电力系统的电压等级 1.3.1 额定电压等级 我国国家标准规定的部分标准电压（额定电压）如下表： T +5% -5% 通常取线路始末电压的算术平均值作为用电设备以及电力网的额定电压。 由于用电设备的允许电压偏移为±5%，而延线路的电压降落一般为10%，这就要求线路始端电压为额定值的105%，以保证末端电压不低于95%。发电机往往接于线路始端，因此发电机的额定电压为线路的105%。通常，6.3KV 多用于50MW 及以下的发电机；10.5KV
用于25~100MW的发电机；13.8KV用于125MW的汽轮发电机和72.5MW 的水轮发电机；15.75KV用于200MW的汽轮发电机和225MW的水轮发电机；18KV用于300MW的汽轮发电机。 变压器的一次额定电压：升压变压器一般与发电机直接相连，故与发电机相同，见表中有“*”降压变压器相当于用电设备，故与线路相同。 变压器的二次额定电压：考虑到变压器内部的电压降落一般为5%，故比线路高5%~10%。只有漏抗很小的、二次测线路较短和电压特别高的变压器，采用5%。 习惯上把1KV以上的电气设备称为高压设备反之为低压设备。 1.3.2 电压等级的使用范围： 500、330、220KV多半用于大电力系统的主干线；110KV既用于中小电力系统的主干线，也用于大电力系统的二次网络；35、10KV既用于大城市或大工业企业内部网络，也广泛用于农村网络。大功率电动机用3、6、10KV，小功率电动机用220、380V；照明用220、380V。 1.4电力系统中性点的运行方式 1.4.1 中性点非直接接地系统 小电流接地系统，也称小接地短路电流系统。 供电可靠性高，但对绝缘水平要求高。电压等级较高的系统，绝缘费用在设备总价格中占相当大比重，故多用于60KV级以下的系统。
1 引言 1. 1 摘要? 由于大型水电站的母线、发电机和变压器的结构比较复杂，在运行过程中都可能会发生各种各样的故障和异常运行状态，为了确保在保护范围内发生故障，都能有选择性的快速切除故障，需要配置多种继电保护装置，必要时进行多重化配置，从而将水电站中重要设备的危害和损失降到最小，对电力系统的影响最小。?? 发电机是电力系统中的中的一个重要组成部件，发电机的安全运行对保证电力系统的正常工作和电能质量起着决定性的作用。所以，继电保护装置对大型水电站的正常运行起着至关重要的作用。?? 通过本课程设计，使学生掌握和应用电力系统继电保护的设计、整定计算、资料整理查询和电气绘图等使用方法。在此过程中培养学生对各门专业课程整体观的综合能力，通过较为完整的工程实践基本训练，为全面提高学生的综合素质及增强工作适应能力打下一定的基础。本课程主要设计发电机继电保护的原理、配置及整定计算，给今后继电保护的工作打下良好的基础。 1. 2 原始资料 某水电站（如下图 1）所示：
图 1 水电站系统图 （1）水电站有 3200KW 水轮发电机 2 台，通过 7500KVA 变压器以 35KV 的电压与系统连接，当 35KV 母线短路时，系统供给的最大运行方式下的短路容量为100MVA，最小运行方式下的短路容量为 80MVA。 (2)厂用电、近区出线供电由发电机母线引出，出线为架空线，长度为 5KM，KM。 (3)变压器参数为：容量 7500KVA、变比 35/、 Ud＝％，所用变容量为 100KVA、变比、Ud＝％。 ＝。 (4)发电机参数为：容量 3200KW、功率因素、X′′d＝、X 2 1. 3 设计工作任务 (1) 选择发电机保护所需的电流互感器变比、计算短路电流。 (2) 设置发电机保护并对其进行整定计算。 (3) 绘制出发电机继电保护展开图。 (4) 绘制出发电机保护屏屏面布置图及设备表。 (5) 写出说明书。 (6) 选出所需继电器的规格、型号。
继电保护科学和技术是随电力系统的发展而发展起来的。电力系统发生短路是不可避免的，为避免发电机被烧坏发明了断开短路的设备，保护发电机。由于电力系统的发展，熔断器已不能满足选择性和快速性的要求，于1890年后出现了直接装于断路器上反应一次电流的电磁型过电流继电器。19世纪初，继电器才广泛用于电力系统保护，被认为是继电保护技术发展的开端。1901年出线了感应型过电流继电器。1908年提出了比较被保护元件两端电流的电流差动保护原理。1910年方向性电流保护开始应用，并出现了将电流与电压相比较的保护原理。1920年后距离保护装置的出现。1927年前后，出现了利用高压输电线载波传送输电线路两端功率方向或电流相位的高频保护装置。1950稍后，提出了利用故障点产生的行波实现快速保护的设想。1975年前后诞生了行波保护装置。1980年左右工频突变量原理的保护被大量研究。1990年后该原理的保护装置被广泛应用。与此同时，继电保护装置经历了机电式保护装置、静态继电保护装置和数字式继电保护装置三个发展阶段。20世界50年代，出现了晶体管式继电保护装置。20世纪70年代，晶体管式保护在我国被大量采用。20世纪80年代后期，静态继电保护由晶体管式向集成电路式过度，成为静态继电保护的主要形式。20世纪60年代末，有了用小型计算机实现继电保护的设想。20世纪70年代后期，出现了性能比较完善的微机保护样机并投入系统试运行。80年代，微机保护在硬件结构和软件技术方面已趋成熟。进入90年代，微机保护以在我国大量应用。20世纪90年代后半期，继电保护技术与其他学科的交叉、渗透日益深入。为满足电网对继电保护提出的可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求，充分发挥继电保护装置的效能，必须合理的选择保护的定值，以保持各保护之间的相互配合关系。做好电网继电保护定值的整定计算工作是保证电力系统安全运行的必要条件。 电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断注入新活力。未来继电保护的发展趋势是向计算机化、网络化保护、控制、测量、数据通信一体化智能化发展。 随着电力系统的高速发展和计算机技术、通信技术的进步，继电保护技术面临着进一步发展的趋势。其发展将出现原理突破和应用革命，发展到一个新的水平。这对继电保护工作者提出了艰巨的任务，也开辟了活动的广阔天地。
1.1 220KV 系统介绍 KV 220系统由水电站1W ，2W 和两个等值的KV 220系统1S 、2S 通过六条 KV 220线路构成一个整体。整个系统最大开机容量为MVA 29.1509，此时1W 、2W 水电厂所有机组、变压器均投入，1S 、2S 两个等值系统按最大容量发电，变压器均投入；最小开机容量位MVA 77,1007,此时1W 厂停MVA 302 机组，2W 厂停 MVA 5.77机组一台，1S 系统发电容量为MVA 300，2S 系统发电容量为MVA 240。 KV 220系统示意图如图1.1所示。 1.2 系统各元件主要参数 (1) 发电机参数如表1.1所示： 表1.1 发电机参数 电源 总容量（MVA ） 每台机额定功率 额定电压 额定功率 正序 图1.1 220kV 系统示意图
最大 最小 （MVA ） （kV ） 因数cos φ 电抗 W 1厂 295.29 235.29 235.29 15 0.85 0.35 2*30 11 0.83 0.25 W 2厂 310 232.5 4*77.5 13.8 0.84 0.3 S 1系统 476 300 115 0.5 S 2系统 428 240 115 0.5 对水电厂12 1.45X X =，对于等值系统12 1.22X X = (2) 变压器参数如表1.2所示： 表1.2 变压器参数 变电站 变压器容量（MVA ） 变比 短路电压（%） Ⅰ－Ⅱ Ⅰ－Ⅲ Ⅱ－Ⅲ A 变 20 220/35 10.5 B 变－1 240 220/15 12 B 变－2 60 220/11 12 C 变 3*120 220/115/35 17 10.5 6 D 变 4*90 220/11 12 E 变 2*120 220/115/35 17 10.5 6 (3) 输电线路参数 KM AB 60=，上端KM BC 250=，下端KM BC 230=，KM CD 185=， KM CE 30=，KM DE 170=；KM X X /41.021Ω==，103X X =，080=ΦL 。 (4) 互感器参数 所有电流互感器的变比为5/600，电压互感器的变比为100/220000。由动稳定计算结果，最大允许切除故障时间为S 2.0。 2 整定计算 2.1 发电机保护整定计算 2.1.1 纵联差动保护整定计算 （1）发电机一次额定电流的计算 式中 n P ——发电机额定容量； θ c o s ——发电机功率因数； n f U 1——发电机机端额定电压； （2）发电机二次额定电流的计算 式中 f L H n ——发电机机电流互感器变比； （3）差动电流启动定值cdqd I 的整定：
智能变电站是一种新型的低碳环保可靠的智能设备，主要特点是形成了全站信息的数字化传输和通信的网络化以及达到了信息的共享，采集，测量，控制和保护等功能都能够自动完成，并能够全天候的自动控制变电站运行状态，自动分析并调节的变电站。 智能化是变电站的一个最明显的发展趋势，从现在的技术层面来说，智能化的变电站的组建需要电子互感器，智能开关等一系列的先进的智能化设备，还需要一系列的系统的构建才能实现真正的智能化，并实现变电站智能信息的共享的现代变电站。 变电站的智能化是一个不断发展的过程。就目前技术发展现状而言，智能化变电站是：由电子式互感器、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备分层构建，建立在iec 61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，设备间交换的信息用数字编码表示。 1 传统变电站与智能变电站工作方式的不同 1.1 传统变电站的工作方式 1.1.1 对新建的变电站或者新的电网线路进行继电保护相关设备的调试和验收是很有必要的。在这个过程中，继电保护班的人会和相关班组的人以及送变电工作人员一起对继电保护相关的信号系统进行检验和测试，其目的是保证继电保护装置能够正确的进行继电保护反应，设备动作与采集信息能够相互对应。整定值的确定也很重要，整定值是继电保护人员对设备进行整定的基本依据。 1.1.2 一旦发现电网中有变电站或者线路运行方式发生了改变，就必须根据工作条例对相关的继电保护设备进行调节。例如，有时候会出现保护整定值发生改变的事情，这就需要继电保护的人员对继电保护设备进行重新的定值，定值后要进行一系列的测试，在确保合格之后就可以应用在电网中去。 1.1.3 在变电站的日常运行中，对继电保护设备的维护是很重要的，继电保护人员需要定期的对设备进行测试。一旦在日常的常规测试中发现了问题，就必须立即停止使用有故障的继电保护装置，在处理完成测试合格之后，才可以继续使用。 1.1.4 一旦发生系统故障，这对继电保护设备是很重大的故障，肯定会导致继电保护装置的动作不对应，一旦发生这种情况，就需要立即对继电保护设备进行抢修，使其尽快恢复正常工作。 1.2 智能电网的继保技术带来的挑战 智能电网改变了传统的继电保护工作方式，从技术上说，主要是先进的信息综合测控技术和保护技术的使用，为继电保护工作进行了较大的变化。 继电保护伴随着wams系统的建设势必会经历一次巨大的变革，变电站信息采集中心在未来肯定会建立在智能化变电站中，并且可以通过系统收集到的数据进行智能化的保护。而且，在拥有了广域的保护系统之后，会将各个系统的部分元件相互联系起来，并给这些继电保护设备带来一次根本性的改变。 当然，为了加强对继电保护信息的管理工作，很有必要建设继电保护的管理系统，这个系统是作为变电站综合信息管理系统中的一部分存在的，主要进行继电保护信息的管理和调度工作。这些新的技术，设备的使用都需要继电保护工作人员重新开始学习并掌握整套系统的操作知识，并要学习相关设备的简单维修和检修等。 1.2.1 智能电网的继电保护装备和以前的传统的设备有很大的不同，无论在构造上还是运行的原理上都有区别，因此，需要很长时间去学习并熟悉掌握。由于继保系统构成的原理与现有保护设备有所不同，可能将使用到广域信息采集系统，而保护动作原理也不单使用本元件的信息，因此新的继保设备的使用方法也将与现有保护设备不同。如果对新设备不熟悉，将无法进行日常的管理和维护。因此，继保班工作人员需要对新设备的原理、构成、使用方法进行系统的学习。 1.2.2 智能电网中的继保设备，其保护调试方式与现有继保设备不同。 智能电网的继电保护在运行的时候，是多条线路和设备的保护相互配合进行的，而且调度的过程和传统的调度方式也不一样，这就需要继电保护工作人员，要重新认识设备，并在厂家的指导下进行学习和培训。 1.2.3 在日常的运行方式上，智能电网和传统电网是不同的。在智能变电站中，广域的保护比传统的保护复杂的多，智能变电站需要的是多个线路和设备的共同配合运行。当然，在智能电网中，一旦电网运行的方式发生变化，继电保护人员也会做一些工作，只是和传统的继电保护相比，智能变电站所需要工作人员做的工作就很少，这主要是因为智能变电站的智能化控制和自动调节能力很强，减少了很多人为的操作。 1.2.4 在巡检方式上，智能电网和传统电网的继电保护设备也有很大不同。智能变电站自身具有二次设备的自动诊断技术，这对继电保护设备的巡检是一个巨大的进步，这样一来，就减少了很多的继电保护人员的巡检工作。传统的电网继电保护故障巡
景新公司变电站继电保护知识手册 编写人：唐俊 编写日期：2009年2月5号
目录 1.主变差动保护-----------------------------------（4） 2.主变气体保护-----------------------------------（5） 3.主变过流保护-----------------------------------（6） 4.中性点间隙接地保护------------------------------（6） 5.零序保护--------------------------------------（7） 6.母线差动保护-----------------------------------（9） 7.距离保护-------------------------------------（10） 8.备用电源自投----------------------------------（11） 9.重合闸---------------------------------------（13） 10.母线充电保护-------------------------------（15） 11.故障录波----------------------------------（15） 12.电流闭锁失压保护---------------------------（17） 13.低周减载----------------------------------（17） 14.过电流保护---------------------------------（17） 15.阶段式过电流保护---------------------------（18） 16.复合电压闭锁过电流保护----------------------（18） 17.过电压保护---------------------------------（19） 18.速断过流保护-------------------------------（19） 19.过负荷保护--------------------------------（19） 20.速断保护----------------------------------（19） 21.电流速断保护-------------------------------（20）
110kV环形网络继电保护配置与整定（二） 摘要：继电保护是保证电力系统安全稳定运行的重要组成部分，而整定值是保证保护装置正确动作的关键。本文结合给定110kV电网的接线及参数，对网络进行继电保护设计，首先选择电流保护，对电网进行短路电流计算，确定电网的最大、最小运行方式，整定电流保护的整定值。在电流保护不满足的情况下，相间故障选择距离保护，接地故障选择零序电流保护，同时对距离保护、零序电流保护进行整定计算。本设计最终配置的保护有：电流速断保护、瓦斯保护、纵差动保护等。关键词：继电保护，短路电流，整定计算 Abstract:Relay protection is important part to guarantee the safe and stable operation of the power system, and setting value is the key to ensure the protection correct action. In this paper, with given the wiring and the parameters of 110kV power grid to design 110KV network protection of relay, first ,select the current protection, calculate short circuit current on the grid, determine the Maximum and minimum operating mode of the grid, set the setting value of the current protection. Second ,Selecting the distance protection if the current protection does not meet the case, the phase fault choose the distance protection and the ground fault select zero sequence current protection .while setting calculation the distance protection and zero sequence current protection, . The final configuration of the protection of this design include: current speed trip protection, gas protection, the longitudinal differential protection and so on. Keywords: protection of relay, short-circuit current, setting calculation
220kV智能变电站继电保护及自动化分析吴宗俞 发表时间：2018-06-27T09:41:38.153Z 来源：《电力设备》2018年第6期作者：吴宗俞吕日龙 [导读] 摘要：智能变电站是集先进、可靠、集成和环保于一体的智能设备，能实现信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化的要求。 内蒙古电力（集团）有限责任公司巴彦淖尔电业局内蒙古自治区巴彦淖尔市 015000 摘要：智能变电站是集先进、可靠、集成和环保于一体的智能设备，能实现信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化的要求。从智能变电站继电保护相关介绍入手，重点阐述分析220kV智能变电站继电保护及自动化。220kV智能变电站继电保护高效、有效，在满足供电需求的同时，逐步完善电力系统。 关键词：220kV智能变电站；继电保护；自动化 1、220kV智能变电站的继电保护及自动化系统设计实例 变电站是国家电网建设的一个重要组成部分，如今我国的智能变电站建设工作已经得到了快速地发展。在变电站的建设过程中，想要实现系统的稳定运行，提升系统建设效率，就需要制定一个继电保护和自动化系统的设计方案。文章以某市的智能变电站为例，对智能变电站的系统设计方案进行探讨。 1.1工程基本情况概述 L市计划建设一个智能变电站，既有220kV变电站的情况是有3台主变，每台主变的容量为180MVA；其中220kV出线4回、66kV出线10回。L市打算进行智能变电站的建设，变电站建成之后有4台主变，并且它们每台的容量要达到240MVA；并且要求220kV出线8回、66kV出线26回。 1.2智能变电站继电保护及自动化系统设计方案分析 进行设计方案确定之前，要求工作人员明确该智能变电站的设计原则，在实际的工作中需要坚持标准一致、安全第一、技术过硬等原则。在工作开展中需要按照设计方案开展工作，并且要注重各类先进技术的使用，保障智能变电站的智能化程度。 L市智能变电站在设计中首先明确的就是变电站的总体结构。该220kV的智能变电站主要分为三个结构层次：①过程层。这一部分的结构主要负责三个工作，分别是设备的运行状态监测、电器运行实时监测以及控制操作的驱动和执行。这是智能变电站设备实现自动化运行的基础和前提；②间隔层。该机构的设计运行后的功能主要是对于各类数据进行收集，并且对系统的运行数据进行收集和控制。实际上，这一结构的就是承上启下，接受各类系统信息，然后进行设备的指挥操作；③变电层。变电层的工作任务就是将整体变电站的信息进行总汇之后，将其发送到电网指挥中心。同时变电层还可以接收各类指令，完成人们给系统下达的工作。这个系统主要应用的是电子信息技术、电气自动化技术、以及网络通信技术等。 2、220kV智能变电站的继电保护 2.1要求 例举220kV智能变电站中，继电保护的基本要求，如： 2.1.1可靠性 继电保护的范围内，准确、可靠的检测220kV智能变电站的运行，辅助规划出故障的范围及故障点。 2.1.2灵敏性 继电保护检测220kV智能变电站的故障时，要具备足够的灵敏度，围绕故障特征，给与及时的保护反馈，预防220kV智能变电站失控。 2.1.3检测性 220kV智能变电站的继电保护，其检测性的特征，目的是可以合理的判断系统故障，缩小故障影响的范围，以便准确的切除故障。 2.2原理 220kV智能变电站继电保护的运行原理方面，表现出综合性的特征，继电保护全面检测智能变电站的运行，通过点流量、电压以及功率等特征，判断智能变电站的故障信息，及时提示报警信息，识别相关的故障。例如：220kV智能变电站运行期间，继电保护分析智能变电站的点流量，进而执行相关的跳闸保护，也就是反时限保护，智能变电站的电流量增大，跳闸的速度越快，除此以外，继电保护还可以实行定时间保护，检测超出规范标准的电流量，特定的时间中，有跳闸动作，220kV智能变电站继电保护，在温度、瓦斯方面的保护，汇总为非电量保护。变电站继电保护原理中，设置了比较固定的可靠性系统，其为继电保护的经验值，按照系数计算，决定继电保护的动作值。 2.3职能 220kV智能变电站中的继电保护，负责故障维护，变电站正常运行期间，继电保护没有任何动作，如有故障问题，继电保护及时、快速的动作，反馈智能变电站系统、元件等的故障信息，表现为跳闸的状态，提示管理人员对智能变电站进行检修。继电保护的断路器迅速断开，防止220kV智能变电站的电气元件损坏，避免影响其它的元件应用。 2.4分类 例举220kV智能变电站继电保护的分类，如： 2.4.1变压器保护 继电保护检测变压器的接线、接地灯，利用电流、电压以及负荷检测，完成保护工作，进而解决了变压器的风险问题。 2.4.2电容器保护 此项结构容易发生内部故障，导致连线短路，继电保护在电容器组内，通过过电压检测，实行保护工作。 2.4.3电动机保护 运行时容易有低电压、过负荷的故障，同步电动机的继电保护中，运用非同步冲击电流等方法进行保护。 2.4.4线路保护 继电保护根据220kV智能变电站的电压等级、接地方式以及运输过程，展开接地类型的故障维护。
大渡河安谷水电站 工程截流验收材料 之九 四川省大渡河安谷水电站工程截流验收 右岸太平副坝及排涝洞工程 施工报告 中国水利水电第一工程局有限公司 安谷水电站项目部 二O 一三年十二月
批准：周殿彬 审核：王晓黎 编写：仝飞翟志良
1编制依据 (1) 1.1编制依据............................................................ 1??...2工程概况. (2) 2.1工程概述............................................................ 2?… 2.2合同项目及工程量................................................... 5?… 2.3重大设计及施工变更................................................. 5....3合同履约情况 (8) 3.1施工过程简介....................................................... 8.?… 3.2主要项目工程量完成情况............................................. 8?… 3.3完成施工产值及资金支付情况......................................... 9… 3.4具备过流条件工程面貌评价........................................... .9....4施工过程质量控制. (10) 4.1砂石骨料质量检测情况................................................ 1.0.. 4.1.1砂石骨料质量检测情况 ..................................... 9?… 4.2钢筋、水泥、外加剂等原材料质量检测情况............................. 1.3 4.2.1 钢筋................................................. 11 ........ 4.2.2水泥 ................................................. 13…… 4.2.3外加剂及粉煤灰 ........................................ 13 ??… 4.2.4橡胶止水带、铜止水及雷诺护垫母材检测 ..................... 16 - 4.3锚杆、回填灌浆及喷砼厚度检测情况................................... 1.9
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 2021小型水电站继电保护反事故 措施探讨
2021小型水电站继电保护反事故措施探讨导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 １保护原理与继电器选型 加强继电保护反事故措施管理，是提高小型水电站保护动作正确率，保证设备安全运行的重要途径。继电保护反事故措施是保护装置安全运行方面的基本经验，也是事故教训的总结。由于系统容量、电抗和运行方式等方面的资料收集较为困难，在保护整定计算中，若将系统视作无限大容量时，短路计算的相关值与实际偏差很大，比较合理的方法是，在知道区域变电所引出线上断路器型号后，以该断路器遮断容量作为系统提供的短路容量来进行计算。 在保护整定中，应注意以下几点： １）发电机过电流保护中的电流继电器必须取自接在发电机中性点侧的电流互感器上，这样在发电机投入前发生故障时保护也能工作；整定中返回系数应参考继电器的实际检验值（多数大于０．８５），如果以通常所取０．８５来考虑，则保护的起动电流值可能偏大； ２）当发电机差动保护的动作电流按大于发电机的额定电流来整
智能变电站继电保护题库 第一章判断题 1．智能变电站的二次电压并列功能在母线合并单元中实现。 2．智能变电站内智能终端按双重化配置时，分别对应于两个跳闸线圈，具有分相跳闸功能；其合闸命令输出则并接至合闸线圈。 3．对于500kV智能变电站边断路器保护，当重合闸需要检同期功能时，采用母线电压合并单元接入相应间隔电压合并单元的方式接入母线电压，不考虑中断路器检同期。 4．任意两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机。当采用级联方式时，允许短时丢失数据。5．智能变电站内双重化配置的两套保护电压、电流采样值应分别取自相互独立的合并单元。 6．双重化配置保护使用的GOOSE（SV）网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行。 7．智能变电站要求光波长1310nm光纤的光纤发送功率为-20dBm ~-14dBm，光接收灵敏度为-31dBm ~-14dBm。8．智能变电站中GOOSE开入软压板除双母线和单母线接线外启动失灵、失灵联跳开入软压板既可设在接收端，也可设在发送端。 9．有些电子式电流互感器是由线路电流提供电源。这种互感器电源的建立需要在一次电流接通后迟延一定时间。此延时称为“唤醒时间”。在此延时期间，电子式电流互感器的输出为零。 10．唤醒电流是指唤醒电子式电流互感器所需的最小一次电流方均根值。 11．温度变化将不会影响光电效应原理中互感器的准确度。 12．长期大功率激光供能影响光器件的寿命，从而影响罗氏线圈原理中电子式互感器的准确度。 13．合并单元的时钟输入只能是光信号。 14．用于双重化保护的电子式互感器，其两个采样系统应由不同的电源供电并与相应保护装置使用同一直流电源。 15．电子式互感器采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。 16．现场检修工作时，SV采样值网络与GOOSE网络可以联调。 17．GOOSE跳闸必须采用点对点直接跳闸方式。 18．220kV智能变电站线路保护，用于检同期的母线电压一般由母线合并单元点对点通过间隔合并单元转接给各间隔保护装置。 19．智能变电站母线保护按双重化进行配置。各间隔合并单元、智能终端均采用双重化配置。 20．智能变电站采用分布式母线保护方案时，各间隔合并单元、智能终端以点对点方式接入对应母线保护子单元。 21．智能变电站保护装置重采样过程中，应正确处理采样值溢出情况。 22．与传统电磁感应式互感器相比，电子式互感器动作范围大，频率范围宽。
风江水电站2×65MW设计
摘要 本毕业设计主要是对风江水电站电气部分进行设计，该水电站的总装机容量为2×65=130MW。主接线方式采用单母线分段接线。主要内容包括主接线方案设计、主要设备选择、短路电流计算、电气一次设备的选择、计算。通过对水电站的一次主接线设计、短路电流的计算及主要电气设备的选行型及参数确定，较为细致地完成了风江水电站的设计。 毕业设计的过程是将理论与实际相结合的实践过程，起到学以致用，巩固和提升了对电气工程及自动化专业所学知识的运用和理解，树立工程设计的观念，提高了电力系统设计的能力。通过毕业设计，让我们理论联系实际，系统、全面地掌握所学知识，培养我们分析问题、工程计算和独立工作的能力，让我们树立工程观点，初步掌握发电厂电气部分的设计方法。并在计算、分析和解决工程实际问题等方面得到训练，为今后从事电力行业有关设计、运行、科研等方面的工作奠定坚实的理论基础。 这次毕业设计的课题来源于风江水电站，主要针对风江水电站在电力系统的地位，拟定本电厂的电气主接线方案，通过经济技术经济比较，确定推荐的最佳方案，并对其进行短路电流计算，对发电厂用电设备进行选择，然后对各级电压配电装置进行设计。在这些设计过程中需要用到各种电力工程设计手册，并借用CAD辅助绘图工具绘制电气主接线图。 通过本论文的研究，可以使风江水电站安全、可靠、经济地在系统中运行，保证其持续可靠、稳定地供电，同时也能提高自己使用CAD、word等软件的能力，培养了自己工程设计的概念，是对大学5年所学理论知识与实践的融会贯通的结晶。 关键词: 发电厂变压器主接线短路电流计算设备选型继电保护
智能变电站继电保护在线运检方法 摘要：在智能电网建设持续推进的背景下，智能变电站的继电保护系统虽然已 经得到了一定的完善，但在运行监测方面，传统运检模式却仍然存在着工作量大、有停电风险、有效性存疑等诸多问题，而基于全景信息开放与状态信息集的全新 继电保护系统运检模式，则恰恰能够有效解决问题，为继电保护的正常运行及提 供支持。基于此，本文对继电保护传统运检模式进行了分析，同时对继电保护状 态信息及在线运检模式展开探讨，最后基于全景信息开放提出了一些在线运检方法。 关键词：智能变电站；继电保护；在线运检 一、分析继电保护传统运检模式 （一）传统运检模式有效性分析 继电保护的运检工作主要是为了获取继电保护系统的运行状态信息，并根据运行状态信 息来对其进行评估，明确可能存在的故障隐患，当前智能变电站所实行的传统运检模式虽然 基本能够实现这一工作目的，但由于智能变电站的继电保护信息并未完全开放，而传统运检 模式又存在着较长的周期，因此其有效性使相对较差的。以巡视工作为例，继电保护传统运 检模式要求巡检人员定期对继电保护系统的外观、周边环境、滞留电源状态、装置启动情况 等进行检查，并完成检查信息的记录与比对（与之前巡检记录），巡检周期通常为每日一次，每隔一季度还会进行一次专业巡检[1]。在这样的工作模式下，巡检人员的工作量非常之大， 工作专业性要求也比较高，如果长期处于高压力的工作状态，很容易因精力不足而出现漏检 等情况，并给继电保护系统埋下潜在安全隐患。同时，日常巡检虽然周期较短，但对于继电 保护系统运行状态信息的获取仍然存在着一定的滞后性，在运行状态出现异常后很难在第一 时间发现问题，只能在每日完成巡检记录后再进行运行状态信息的对比分析，不利于故障隐 患的实时处理与影响控制。而从定检工作的来看，传统运检模式下的定检工作一般会通过人 为加量、测量的方式展开，并对继电保护装置的功能及各项回路进行全面检查，由于检查内 容非常多，且大多数检查工作均需要在停电状态下进行，因此继电保护系统在定检期间会出 长时间停电的状态，对智能变电站的正常运行影响较大。另外由于定检工作需要频繁插拔接线，因此还会对继电保护系统的运行可靠性造成影响，这同样是导致运检模式有效性不足的 重要原因。 （二）传统运检模式充分性分析 继电保护系统的定检工作可分为部检与全检两种，二者的检查周期不同（全检周期通常 为六年，部检周期通常为三年），但由于检查工作耗时较长，因此都需要在不同的时间断面 内获取继电保护系统运行状态，并从不同维度展开继电保护系统运行状态评价。在这种工作 模式下，定检工作往往只能获取继电保护系统某一维度下单一保护元件的运行状态及系统加 量时本间隔保护功能情况，而对于相邻间隔加量时本间隔保护响应情况、不同保护元件响应 配合情况、保护原理异常等系统运行状态信息，则很难在定检工作中得到反映，这说明传统 运检模式的充分性存在很大不足。 二、继电保护状态信息集 针对继电保护系统传统运检模式充分性不足且无法实现实时监控的问题，在线运检模式 可基于继电保护系统运检的全景开放信息需求，建立继电保护状态信息集，同时开放继电保 护系统状态评价所需的全部信息，对继电保护系统的运行状态进行全面实时评价[2]。从整体 上来看，根据继电保护系统运检工作的特点，继电保护状态信息集可分为设备状态信息集、
浅谈安谷水电站 2号主变夹件电流异常分析 发表时间：2019-11-18T13:30:19.437Z 来源：《中国电业》2019年14期作者：侯天元 [导读] 本文介绍了安谷水电站2号主变在运行中出现了夹件电流异常，并对产生的原因进行分析。 摘要：本文介绍了安谷水电站2号主变在运行中出现了夹件电流异常，并对产生的原因进行分析，供大家在处理类似问题提供参考。 关键词：主变夹件电流原因分析 1.概述 安谷水电站装机4×190MW+1×120MW，采用发变组单元接线，发电机出口电压13.8kV，经主变压器升至220kV，经220kV两回线路送至20km外的南天变电站，该变压器是山东泰开变压器有限公司生产，2014年12月17日投入运行，1-4号主变低压侧采用全封闭离相母线，高压侧采用SF6全封闭母线。1-4号主变参数如下： 2号主变在2015年的运行中发现夹件接地电流为0，正常情况下测量夹件接地电流6mA左右，同容量的1、3、4号主变空载和满载时，测量夹件接地电流为5-7mA，说明2号主变夹件接地电流出现异常。 2.夹件未接地的危害 大容量的主变在运行中或者冲击合闸瞬间，强电场的作用下会在主变夹件上产生大量电荷，这些电荷与大地之间形成电位差（称之为悬浮电位）。悬浮电位由于电压高，场强较集中，一般会使周围固体介质烧坏或碳化，也会使绝缘油在悬浮电位作用下分解出大量特征气体，从而使绝缘油色谱分析结果超标。当悬浮电位较大时会产生局部放电。因此，大容量的主变压器要求对夹件接地，并定期测量夹件的接地电流。根据国家能源局关于《防止电力生产事故的二十五项重点要求》的通知（国能安全[2014]）第12.2.18条，铁芯、夹件接地电流控制在100mA以下。 3.夹件接地电流异常分析 在2号主变夹件电流出现异常时，停电测量2号主变夹件对地绝缘电阻大于200GΩ，测量1、3、4号主变夹件对地绝缘电阻均在1 GΩ以下，是2号主变夹件引出线出现断裂还是夹件对地绝缘电阻有这么大为了查清原因，决定对2号主变排油后进入器身内部检查。 3.1夹件引出线的检查 将变压器油排完后拆除夹件引线进行检查，用万用表测试夹件引线电阻值无穷大，说明夹件引出线中间出现了断裂，拆开引出线上的绝缘纸，发现线鼻子一端压接过程中使软铜线受伤较大，变压器运行中在电动力的作用逐渐让软铜线断裂，见下图一。 问题似乎已找到，然而是不是夹件引出线的问题？为了真正查清原因，更换夹件引出线后测量夹件对地绝缘电阻0.05MΩ，通过所测绝缘电阻分析夹件对地绝缘有接地现象。 3.2夹件绝缘系统检查 在确定夹件对地绝缘异常后，为了查清原因需要进入器身内检查，对可能发生对地绝缘异常的部位进行详细检查并制定方案，其检查部位及内容如下：