变电站电气二次系统验收规范（精选7篇）
变电站电气二次系统验收规范 篇1
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
甘肃酒泉超高压输变公司
750kV变电站电气二次系统现场验收规范
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
I 甘肃酒泉超高压输变公司
750kV变电站电气二次系统现场验收规范
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 王建刚
海世杰
张国林
牛
毅
王
晖
II
茹秋实 高宝龙
甘肃酒泉超高压输变公司
750kV变电站电气二次系统现场验收规范 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。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》 甘肃酒泉超高压输变公司
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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。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2100mm、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。
24）所有保护屏地面下宜用截面不小于100mm的接地铜排直接连接构成等电位接地母线，2接地母线应首尾可靠连接形成环网，并用截面不小于50 mm、不少于4根铜排与厂站的接地
2网直接连接；屏柜装置上的接地端子应用截面不小于4 mm的多股铜线和接地铜排相连，接地铜排应用截面不小于50 mm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
2频电缆屏蔽层应使用截面不小于4 mm 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 甘肃酒泉超高压输变公司
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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。
26）电流回路电缆芯截面≥2.5mm；控制电缆或绝缘导线芯截面、强电回路电缆芯截面222≥1.5mm；弱电回路电缆芯截面≥0.5mm；屏柜内导线的芯线截面应不小于1.0mm。
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6.0mm，两屏之间的小母线应用截面不小于6.0mm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 3 甘肃酒泉超高压输变公司
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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100mm 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2 排用不小于100mm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。
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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。
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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。
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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。
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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：
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1）光纤通道可以采用自环的方式检查光纤通道是否完好。
-62）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10，两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 9 甘肃酒泉超高压输变公司
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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 10 甘肃酒泉超高压输变公司
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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 11 甘肃酒泉超高压输变公司
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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。
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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）。
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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。
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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。
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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：
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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。
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6)控制操作：具有单人、双人监控操作功能。7）报警处理：实现实时报警、历史报警查询功能。8）事件顺序记录SOE：按照事件发生的时间顺序记录。
9）计算及制表：可自定义公式，实现在线计算、制表功能。10）画面：画面清晰，颜色分明，操作有效。5.4.2 数据的采集及传输功能检查 5.4.2.1 数据的采集
1)模拟量：具有有功、无功、电流、电压、温度等采集功能。
2）数字量：具有采集保护、位置、状态、压板信号；事故总、预告信号；保护及综合自动化报文信息等功能。
3）实时数据：智能电子设备IED实时数据（如智能UPS，消防系统，电表等）确认接收端口，查看相应缓冲区报文内容。
4）网络：确认外部网络接收端口，查看相应缓冲区报文内容。
5）辅助设备：其他辅助设备及接口（如大屏幕投影等）检查接口设备与接口服务器数据一致性。
6）循环式规约：循环式规约（如颁布循环远动规约CDT等）上行信息接收与处理正确；下发信息正确；空闲时下发同步字头，同步字可修改，如EB90或者D709。5.4.2.2 传输功能
1）问答式：（如103发送数据，104接收数据等）在通信机界面查看
2）通道缓存：查看收、发缓冲区信息，对报文原码进行实时监视、截取、锁定，检查强制系统数据报文的自动下发。
3）状态监视：监视通信服务器、通道、路径状态及统计通道误码。4）数据监视：正确显示各通道的遥测、遥信、电量。
5）数据变化：从前置机模拟遥信变位、事故、遥测变化、事件顺序记录系统SOE、遥控等功能。
6）事项缓冲：事件顺序记录系统SOE在事项缓冲区正确显示。
7）通道告警：正确产生通道报警事项；对通道及通道数据的各类异常(包括失步、误码高、死数据等)进行分类报警。
8）通道切换：设定时间判别，人工中断主通道，通讯中断后备通道正确接收信息，强制指定主通道。
9）保护措施：通讯接口部分采取防护措施。10）主备切换：自动/人工二种方式。5.4.3 计算、数据处理
1）算术运算：算术运算（可自定义），查看计算公式或用户定义过程工程。2）逻辑运算：逻辑运算（与或非），查看计算量公式。3）条件运算：条件运算（if else），查看用户过程，如将遥信表示的有载调压变压器档位转化为数字量档位。
4）累计计算：电压合格率、超限时间累计计算基于以1分钟为单位的存盘周期平均值统计或基于瞬时存盘值的统计，并在报表中显示。
5）遥信和遥测相关判断：线路开关为分，而其潮流不为0，置遥测可疑标志；条件自动置零(开关分且负荷在零漂范围内，自动置零)。
6）数据存盘：把当前遥测值存入历史数据库。
7）模拟量越限及恢复处理：设置一重或二重越限参数和恢复系数。当系统发生越限或异常时，系统发出区别于系统事故的声光及语音告警，打印越限值记录及相关参数；恢复正 18 甘肃酒泉超高压输变公司
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常后，声光自动解除。
8）遥信人工设置：设置某个遥信为人工设置状态，检查该遥信在画面上的颜色。
9）遥信变位处理：接收并处理正常的变位，根据用户设定的报警类型报警并生成事项。10）报警确认、禁止及恢复：报警有逐项确认和全部确认两种方式，其中全部确认只确认本站的所有报警信息。画面上的所有信息点的报警均由用户通过人机界面人工设置禁止或恢复，禁止后的信息不再启动相关报警，但还应在事项中可以正常记录，配置定时停闪、手动停闪，检查遥信闪烁，并按设置的方式停闪。
11）开关事故判定逻辑：可用事故总信号、保护信号做判断事故依据。
12）事故追忆：模拟事故，启动追忆过程，在值班员界面中查看追忆数据，事故追忆点可为任何实时数据及计算数据，对重要的遥测量记录事故前后若干周期的量值，形成事故追忆表及显示画面，对追忆数据进行事故重演。
13）异常信号分级别处理：模拟异常信号，系统发出不同于事故情况的声光报警，并产生对应事项。
14）多重事故推图：模拟多次事故，系统正确反应事故画面，并伴有相应的声光报警。当多重报警画面叠加时，不完全覆盖原监控画面。5.4.4 控制、图形功能 5.4.4.1 控制功能
1)状态输出控制功能：进行断路器、隔离开关的分/合、电抗器/电容器的投切、有载调压变压器、保护定值的遥控控制。
2）权限：控制权限保护(时限/口令)，设置权限。
3）保护功能：在定时限内如果遥控命令没有执行，将自动撤消这次命令。4）监护操作：双机监护操作设置权限及相应配置。
5）遥控闭锁：设置闭锁、禁止控制或操作标志，该标志可在线修改并自动保存，禁止同一设备的不同操作或不同用户对同一设备的操作，具有防误闭锁功能。
6）
5.4.4.2 图形操作功能
1）画面种类：监控自动化系统结构工况图、通道结构图、潮流图、主机资源图、通道误码率统计表等。
2）画面调用：具有特殊功能键调用、菜单调用、按光敏区显示调用、右键调用功能。3）画面刷新：具有周期性刷新(对周期用户可调)、强制性刷新、特殊电网事件触发刷新功能。
4）画面缩放：界面可进行画面缩放操作。
5）画面移动：界面可进行上、下、左、右移动操作。
6）信息常驻：检查时钟、电网潮流、电压、电流、功率等信息常驻界面。7）历史库界面：允许浏览，维护（增加，删除，修改）等多项操作。8）权限及口令：支持操作员口令、权限功能限制和严格的验证机制。5.4.5 网络、数据库功能 5.4.5.1 网络功能
1)接点配置:：接点任务配置及自启动。2）服务器切换：服务器切换(人工和自动)。
3）运行监视：网络运行模式及接点、进程状态监视，相应故障事项形成日志记录，拒绝执行相关的控制命令。
4）主备切换：双网络主备切换。5.4.5.2 数据库功能
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1）表格：支持表格信息的增加，删除。
2）存储密度：历史数据库存储密度可调(分钟级)。3）监视及报警：硬盘使用率监视及数据库容量报警。4）备份与恢复：数据库的备份与恢复。5）存储、查询：历史事项的存储、查询。
6）历史数据：所有历史数据必须及时保存在硬盘中，达到一定容量时能自动将前面部分转存外设，这些数据均可在线显示、处理，并能拷贝及调用。
7）报警、备份：当硬盘达到一定容量时系统应有声光及事项报警。若数据无法自动转存，则系统应自动覆盖最早的历史数据，并保证历史数据以某种方式进行备份。
8）保存数据：所有历史数据均以递推方式或覆盖方式在线保存一年以上。5.4.6 绘图、报表、打印功能 5.4.6.1 绘图功能
1)操作：图元、区域、文字操作。
2）自定义：自定义图符(可增加删除)。3）一体化：图模一体化。
4）绘制：曲线图、棒图、饼图、潮流图、通道状态图等图形的绘制。5.4.6.2 报表及打印功能
1）报表管理：报表管理（日、月运行报表的制作、显示功能）。2）参数：参数查询（变电站运行参数表等）。
3）查询、打印：按时段、类别、站名可分别查询、打印历史事项。
4）报表类别：具有按年、月、周、日的电压、电流、有功、无功峰、谷值统计等报表。5）最大、最小、平均值：显示、打印任一时间段的最大值、最小值、平均值数值及最大值、最小值的发生时间。
6）实时、历史统计值：显示、打印任一日、月、年的实时统计值、历史统计值及其发生时间。
7）运行、停运的时间及次数：显示、打印任一设备的运行时间、停运时间、停运次数。8）修改、录入：实现对报表数据进行修改的功能，且录入实时或历史数据库，取代原有值参加运算。对历史计算量进行重新计算时，应根据输入的时间，对此时间段内的特定历史计算量进行重新计算，而不影响其它时间段的历史计算量。
9）检索、预览：可从任一接点上检索、预览和使用报表，表格能够自适应各规格纸张，且在纸型更换后无需对报表格式进行调整。
10）打印：支持网络和事项打印。5.4.7 系统基本技术和实时性指标
1)扫描周期：系统对装置扫描周期≤2S 2）故障切换：双机故障切换≤30S 3）CPU负荷：系统中各中央处理单元CPU负荷≤30% 4）状态量变化显示：状态量变化传送到人机工作站显示器显示≤2S 5）遥测量变化显示：遥测量变化传送到人机工作站显示器显示≤3S 6）事故信号显示：电网事故信号传送到人机工作站显示器显示≤2S 7）操作命令传送周期：操作命令传送周期(包括返校时间)≤3S 8）画面调看：显示器画面调看响应时间≤2S 9）数据刷新：显示器画面动态数据刷新时间(可调)≤3S 5.5 监控电源系统 5.5.1 电源屏柜检查
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1）电源屏检查：检查编号、容量等标识
2）备用电源：装置故障时，应能自动切换到备用电源状态，切换时不引起装置复位 5.5.2 逆变电源检查
1）运行指示灯：指示正确
2）直流输入：直流输入电压在80%~120%额定值220V范围内（176V~264V）变化 3）输出电压：输出电压在97%~103%额定电压220V范围内（213.4V~226.6V）变化 4）过负荷能力：带150%额定负荷运行60s，带125%额定负荷运行10min 5）双机检查：逆变电源双机应采用并联方式 5.6 全站对时系统验收项目
1）外观检查：完好无损坏。2）运行指示灯：指示正确。
3）准确度：输出时间与协调世界（UTC）时间实现同步准确。6 站用直流系统验收 6.1 直流屏接线
1）设备屏、柜的固定及接地，应可靠，门与柜之间经截面不小于6 mm2的裸体软导线可靠连接。
2）导线外观，绝缘层完好，无中间接头，排列整齐。3）配线连接（螺接、插接、焊接或压接），应牢固、可靠。4）导线配置符合背面接线图要求。
5）导线端头标志，清晰正确，且不宜脱色。6）用于可动部位的导线为多股软铜线。
7）电缆标牌标识，电缆型号、截面、起始位置清晰正确。8）结束绑扎松紧和形式，松紧适当、匀称，形成一致。9）导线束的固定应牢固、整齐。
10）每个接线端子并接芯线数≤2根。11）备用芯预留长度至最远端子处。
12）导线接引处预留长度，适当，且各线余量一致。13）电气回路连接（螺接、插接、焊接或压接），紧固可靠。14）导线芯线端部弯曲，顺时针方向、且大小合适。15）多股软导线端部处理，加终端附件或搪锡。16）导线端部标志，正确、清晰，不易脱色。17）接地检查： a）二次回路，设有专用螺栓。
b）屏蔽电缆，屏蔽层按设计要求可靠接地。18）裸露部分对地距离，负荷＞63A，应不小于6mm。19）盘、柜及电缆穿孔应作好封堵，封堵平整、美观。6.2 硬母线连接
1）母线应矫正平直，切断面应平整，均匀、无毛刺。2）母线搭接，直线连接63mm、搭接63mm。
3）主母线、分支母线、引下线及设备连接线，对称一致、平衡、竖直、整齐美观。6.3 直流系统反措验收
6.3.1系统配置：330KV及以上电压等级变电站应采用三台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。
6.3.2直流母线，应采用分段运行方式，每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设置连络开关，正常运行时开关处于断开位置。
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6.3.3直流屏内空开、熔断器：
1）当直流断路器与熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级差做适当调整，直流断路器下一级不应再接熔断器。
2）各级熔断器的定值整定，应保证级差的合理配合。
3）上、下级熔体之间（同一系列产品）额定电流值，应保证2～4级级差，电源端选上限，网络末端选下线。
4）为防止事故情况下蓄电池组熔断器无选择性熔断，该熔断器与分熔断器之间，应保证3～4级级差。
5）空气开关采用带脱扣直流空气开关，且空开（熔断器）配置满足级差配置要求。6.3.4馈出网络应采用辐射状供电方式，不应采用环状供电方式。6.4 直流系统微机监控器
1）外壳接地，可靠、牢固。
2）交流、直流参数，应能监视交流、直流输入电压值。
3）量测交流实际输入量，实测值与微机监控器采样值一致（380V±10％）。4）监视蓄电池电压，负荷电流和浮充电的电流、电压。
5）自诊断和显示功能，微机监控器能诊断内部的电路故障和不正常的运行状态，并能发出声光告警且远方信号的显示、监测及报警应正常；恢复正常后，故障自动解除。
6）自动充电功能，控制充电装置自动进行恒流限压→恒压充电→浮充电→进入正常运行状态。
7）定期充电功能，控制充电装置定期自动地对蓄电池组进行均衡充电。8）均、浮充自动、手动转换功能，自动、手动转换工作试验正常。9）充电电流限流功能，应≤I10(10h率放电电流)。
10）电池均、浮充电压设置功能，根据蓄电池说明书及规程要求对蓄电池均、浮充电压进行参数设置。
11）阀控蓄电池温度补充系数设置功能，基准温度为25℃时，每下降（上升）1℃，单体2V阀控蓄电池浮充电压值应提高（下降）（3-5mV）。
12）“三遥”功能，通过“三遥”接口，能了解和控制控制直流电源装置的运行方式。a）遥信内容：直流母线电压过高或过低信号、直流母线接地信号，充电装置故障等信号。
b）遥测内容：直流母线电压及电流值、蓄电池组电压值，充电电流值等参数。c）遥控内容：直流电源装置的开机、停机、充电装置的切换。
13）交流失压及过、欠压告警试验，监控单元显示故障信息、告警且远方信号的显示、监测及报警应正常。
14）控母过、欠压告警试验，监控单元显示故障信息、告警且远方信号的显示、监测及报警应正常。
15）蓄电池电压过、欠压告警试验，监控单元显示故障信息、告警且远方信号的显示、监测及报警应正常。
16）熔断器熔断告警试验，熔断器熔断微机监控器显示故障信号且远方信号的显示、监测及报警应正常。
17）空气开关脱扣告警试验，空气开关脱扣，微机监控器显示故障信号且远方信号的显示、监测及报警应正常。
18）充电模块（通讯）故障告警试验，微机监控器显示故障信号且远方信号的显示、监测及报警应正常。
19）绝缘监测仪（通讯）故障试验，微机监控器显示绝缘监测仪（通讯）故障信号且远 22 甘肃酒泉超高压输变公司
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方信号的显示、监测及报警应正常。6.5 直流充电装置
1）充电模块固定牢固、外壳可靠接地，连接正确。
2）输出线相色，正-赭色、负-蓝色，与母线、蓄电池极性一致。
3）直流母线绝缘电阻应不小于10MΩ；绝缘强度应受工频2KV,耐压1min，应不闪络、不击穿。
4）手动、自动试验交流互投装置准确、可靠。5）柜内各表计，显示数据正确，且有校验合格证。6）恒流充电稳流精度范围，应不大于±（0.5％-1％）。7）恒压充电稳压精度范围，应不大于±（0.1％-0.5％）。8）直流母线纹波系数范围，应不大于（0.2％-0.5％）。9）蓄电池组浮充电压稳定范围：（90％-125％）直流标称电压。10）蓄电池组充电电压稳定范围：（90％-130％）直流标称电压。11）充电模块均流不平衡度：≤±5A。
12）充电模块噪声≤55dB(A)，若装设通风机时应不大于60dB(A).6.6 绝缘检测装置
1）绝缘检测仪固定牢固、外壳可靠接地、连接正确。
2）若装有微机型绝缘监测仪，任何一支路的绝缘状态或接地都能监测、显示和报警。远方信号的显示、监测及报警应正常。
3）母线正负对地电压平衡且无波动现象。6.7 电压调节装置
1）自动、手动，升、降控制母线电压5-7V。2）调节继电器接点，满足直流负荷容量要求。3）连接线缆，满足直流负荷容量要求。6.8 事故照明装置
1）交、直流回路，切换试验正常、无短路。
2）交、直流接触器接点，满足变电站事故时的负荷容量要求。3）馈出开关，满足变电站事故时的负荷容量要求。4）馈出线缆，满足变电站事故时的负荷容量要求。附件（范例）750kV线路保护及二次回路验收细则
1）详细内容见附件。
2）其余间隔参考750kV线路间隔内容编制执行。
变电站电气二次系统验收规范 篇2
1.1 零序电流
在220k V变电站的等级电压的体系中,经常会发生单一相接触地面这一故障,发生的频率甚至能达到百分之九十以上。但是在实际情况中,针对线路的保护,其主要使用的零序电流,这种电流能够将单一相接触地这一故障进行快速的切除。目前最常使用是3I0的零序电流与3U0的零序电压联合组成的具有同一方向的元件。
1.2 过流线路
当两个相连的变压器进行并列操作时,其对于电流迂回短路的会产生的一定的影响,即会使得在保护过流线路时,会发生无选择性的错误操作,从而使得高压闭合的过电流的时间保护存在极差,并且这种极差会远远高于低电压条件下的过流回路的最小动作时间值。而这时,就能够通过调整过流回路的保护动作的首个时间的限制,并跳开电路的切断器,从而将电流迂回短路的这一故障切断,就能够有效地防止其对应的母线发生失电的现象,使的停电的范围能够加大缩小。
1.3 母线电压
当变电站中存在一个具有双母线式的主接线时,其中所有的间距保护都必须配置一个电源和电压,而在切换直流式电流以及母线所存在得电压时,就必须通过母线侧面的刀闸隔离的辅助的接触点来完成。并且当其在使用的过程中发生了故障时,就会因为接触不灵等问题而造成间距保护失去电压,严重者还会使得间距保护操作失误。因此为了有效地避免在切换电压时所作的操作失误,某些生产厂商就会将电压切换装置中的继电切换器换成具有双向部位的继电器,这样就能有效地解决切换不当的问题。另外当继电器在I母线的刀闸上进行运作时,就会与ZJ1常开的接触点同时进行闭合。并且在双向部位的几点起的运行线圈是带有电流的,且保护的设备一般使用的电压I母。在其使用的过程中,如果常开的接触点效果不佳,就会使得其运行的线圈失去电流,而ZJ1的敞开接触点也不会返回。
1.4 后台系统
在变电站二次电气系统中,后台系统的选择也是非常重要的问题之一。后台的监控装置一般情况下是全天二十四小时不间断的运作的,因此数据信息的输入与输出的量也是非常大的,并且其对于运作的速度要求也非常的高。要确保这个监控装置能够始终保持正常稳定的运作,在设计的过程中就需要给配置具有连续供电效应的电源,并且还需要使用的逆变器也必须是直流式的,这样在正常运作时,其就能够将交流电源转变成直流电源,从而为后台的监控装置提供充足的电源。另外如果变电站本身的用电缺失了,直流电源装置就会自行开始运作,并将电流输送到逆变器上,然后经过逆变器的作用来转换成交流电流,最后输送到后台的监控装置上。
2 220k V变电站中二次电气系统设计中存在的问题
2.1 回路控制
在220k V变电站中,其电路切断器一把使用的是SF6式的,35k V的变电站的电路切断器常使用的是耗油较少的切断器,而10k V的变电站则使用的是真空状态的电路切断器,并且所有的电路切断器的能量储存的设备都使用的是弹簧装置。目前国内的保护设施的功能已经基本成熟,电网在运行时,一般都不会使用电路切断器的本体来阻止的电流的回路跳闸,而使用的是操作箱来进行电流回路的跳闸,因此在进行正式的投入使用时,会将电路切断器的本体进行彻底的清除。而对于电路切断器来说,其数量的要求非常多,并且能够通过连接可靠的辅助性的接触点来达到自动化综合应用以及保护设备的作用。另外,重新闭合的刀闸装置也要进行自动化的投退,当遥控装置与所处地方的操作刀闸进行重合以后,就能够进行自动的投退,如果这时的输出电流回路没有发挥重合作用,其就会自行的断开。
2.2 无功补偿
目前的变电站中,主要使用的是具有压力调节功能的变压器,因此可以选用能够对电流的容器进行自动分级以及偷窃的装置,并且这种装置还必须能够进行自动的调档,从而使得其能够与母线的电压进行有机的联合,从而达到对带有电压调节的主变压器进行档位调整的目的。
2.3 接地选线
对于电流接地量较小的电气系统来说,如果是单一的相接地,一般可以使用一到两个小时,但是在这样的接地方式中,未接地的部分其电压就会逐渐上升到其原来的一点七倍左右,并且还很容易在绝缘性不佳的部位发生短路的现象,从而使得电压的相互感应器的铁芯出现饱和的现象,从而损害一次系统。因此在对接地线进行选择时,可以使用零序电流,因为这个电流的量非常的小,并且即使发生了故障其所产生的变化也非常的小。
3 总结
综上所述,变电站的二次电气系统的设计,不仅能够达到降低成本投入的目的,同时还能使得相关的技术具有良好的经济性与合理性,这对于变电站的发展具有重要的作用和意义。
参考文献
[1]黄和文.220k V及以下综合自动化变电站二次设计及问题分析[J].科技传播,2013(16):40-41.
[2]邹仁剑.关于220k V变电站电气二次设计分析[J].科技展望,2014(11):40.
浅谈变电站的电气二次系统 篇3
关键词：智能电网；数字化变电站；电气二次系统
引言：2009年，我国提出建设坚强智能电网的战略规划。变电站作为电网运行的重要环节和主要监控点，起到联系整个系统的重要作用。变电站的电气二次系统的合理性与可靠性与变电站安全稳定运行有着密切关系，可以视为变电站的神经系统。因此，有必要对变电站二次系统展开研究，以推动整个变电站乃至电网的安全稳定。
一、变电站电气二次系统概述
变电站电气二次系统是一个复杂的系统网络，主要包括变电站内的各类电气设备及其相应的控制、调节、信号、测量回路，以及电气二次系统的继电保护装置、安全自动装置、准同期装置、直流操作电源等。总体来分析，可以将变电站电气二次系统分为以下几个部分：
（1）继电保护和安全自动装置。继电保护和安全自动装置是电气二次系统的重要组成，主要用来保护变电站的安全稳定运行，一旦出现系统故障，立即动作于告警或跳闸。（2）控制回路。变电站二次控制回路主要用来对变电站内各类设备进行控制，主要是各类开关设备的跳合闸操作，继电保护发出跳闸信号后，通过控制回路来执行跳合闸。（3）信号回路。变电站电气二次设备的运行，均依赖于信号回路的运行，通过变电站二次信号回路，准确采集一次设备的工作状态，包括信号的发送、接收和传递网络，来为运行人员进行运行和维护提供依据。（4）调节回路。除了通过控制回路来控制开关的跳合闸以外，有一些变压器主设备还需要通过调节回路来调整期工作参数。（5）其他回路。除了上述回路以外，变电站二次系统还包括绝缘检测回路、系统同期回路、操作电源回路等，是变电站功能实现的辅助回路，随着电网技术的发展，变电站建设水平不断提高，电气二次回路技术水平的高低目前已经成为衡量变电站自动化程度的重要方式。
二、变电站电气二次系统的设计
随着我国建设坚强智能电网的进程不断深入，电气二次系统也经过了从简单到复杂、从单一到多元、从手动到自动的发展历程，从了就地分散、集中控制、单元控制逐步过渡到综合控制。下文结合某220kV数字化变电站电气二次的架构和设计，来详细分析和研究变电站的电气二次系统。
（一）变电站电气二次系统的架构。如下图1所示，为某
220kV数字化变电站的系统架构图，该变电站采用保护集中布置方案，按无人值班变电站考虑设置综合保护室，除10kV保护设备外其他所有保护、监控及通信屏柜均集中布置在综合保护室内。变电站二次系统的架构与设计主要包含了智能化二次设备的选择、通信规约的选择和系统通信网络的设计。
（二）变电站电气二次系统的实现。（1） 智能二次设备的选择。与数字化变电站设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化等特征相适应，变电站二次设备必须选择相应的数字化保护。该220kV数字化变电站的所有模拟量交流采样全部采用光纤点对点，而设备跳合闸采用GOOSE网络方式来传送开关量。 GOOSE服务是数字化变电站实现的一种重要手段，也是数字化变电站进一步发展的方向，通过SV和GOOSE组网，实现了开关二次设备的智能化。
（2）通信规约的选择。根据数字化变电站的架构，其通信网络主要包括站控层网络和过程层网络两个部分，各个不同的通信网络可以使用不同的通信规约。其中，站控层网络规约包括IEC61850和网络103规约，过程层网络规约包括IEC61850和IEC60044-8规约。经过对比和分析，站控层网络中，网络103规约的互操作性较差，同时实时性要求不高，虽然费用较低，但难以为数字化变电站的通信提供充分的保障。而IEC61850规约是目前国标统一的面向数字化变电站的理想通信平台，虽然费用相比网络103较高，但互操作性强，而且实时性好。
基于此，该220kV数字化变电站采用IEC61850规范，构建统一的基于IEC61850规范的快速通信方式，在交流量传输中，采用了国际标准规定的IEC61850-9-1点对点方式，且不接入过程层的总线网络。在开关量传输中，借助GOOSE服务的以太网，来实现开关量信息的快速传递。此外，该变电站取消了间隔层智能终端，借助交换机实现整个过程层设备之间的信息交互和共享，各个智能终端、保护和测控装置之间实时交互，开关量与跳合闸之间全数字化。
（3）系统通信网络的设计。1）间隔层和站控层通信的设计
系统的网络架构采取了星型以太网络，在间隔层与站控层的通讯以及站控层内部的通讯共用同一個通信网络。考虑到该220kV变电站巨大的信息量，为了提升实时通讯的稳定性，该变电站选择了1000/100M自适应的交换以太网。同时，220kV数字化变电站内的站控层设备相对较多，因此专门设计了独立的站控层网络，来为各个站控层设备之间提供信息的交换和传递通道。2）过程层通信的设计。在过程层的通信总线设计方面，通过过程层总线技术实现了过程层设备之间的信息交互，而未采用传统的控制电缆。此外，基于继电保护装置对实时性的要求，过程层通信需要借助至少100M的以太网通信，并需要支持报文优先级和组播功能。3）间隔层通信的设计。间隔层的通信采用了间隔交换机，以更好的提高数字化变电站内各间隔的可靠性和实时性，间隔层的每个间隔都设立一个间隔交换机，该间隔内的所有设备均接入到该间隔的间隔交换机，并仅能通过间隔交换机来进行间隔内的信息交互。各个间隔交换机之间又能够通过级联汇总到总交换机，包括母线差动保护、变压器保护、线路保护等在内的需要接入多个间隔信息的保护设备，则统一直接接入中的交换机。
结语：随着我国智能电网建设的逐步深入，我国电网也朝着特高压输电、交直流混联、暂态特性复杂的方向发展。变电站作为电力系统内部传递和输送电能的重要节点，对电网建设发挥着日益重要的作用，随着智能变电站的普及和推广，变电站的电气二次系统也朝着自动化、智能化的方向不断发展，积极推进变电站电气二次技术的发展和进步，对我国智能电网建设具有重要意义。
参考文献：
[1] 李九虎，郑玉平，古世东，须雷.电子式互感器在数字化变电站的应用[J].电力系统自动化， 2011（7）： 94-98.
变电站电气二次系统验收规范 篇4
本工程电气安装于2011年04月15日开工，2011年06月10日基本施工完毕，并已于2011年06月11日完成了班组级自检验收，于2011年06月12日由项目部组织了自检验收。现将项目部自检情况汇总如下：
一、施工情况概述：
本期110kV戴溪变电站工程由常州电力设计院设计，江苏宏源电力建设监理有限公司负责工程监理，江苏省电力建设第三工程公司负责电气安装。本期共安装1台80MVA三相有载调压变压器，远景安装2组。110kV进线2回，GIS室内布置，电缆进线；10kV出线12回，开关柜布置，电缆出线；10kV电容器装置2组；接地变消弧线圈成套装置1套。
本期工程电气安装工程共6个单位工程，包括主变压器系统设备安装、主控及直流系统设备安装、110kV封闭式组合电器安装、10kV及站用配电装置安装、无功补偿装置安装及全站电缆施工等共6个单位工程。施工项目部已按施工合同约定及全部设计图纸要求施工完成，所有施工质量及工程相关报审资料已全部报监理项目部验收。
各单位工程安装项目完成情况如下： 1.主变压器系统设备安装：本体安装、附件安装、注油及油循环完成；主变耐压试验完成；软母线连接完成；主变本体及附件补漆完成。
2.主控及直流系统设备安装：远动通信屏安装1块，公用测控屏安装1块；主变保护测控柜安装2块；直流及蓄电池柜屏柜安装3块；UPS柜安装1块；低频低压减载柜2块；电能表柜安装1块；视频监控柜安装1块。所有屏柜已全部按设计要求安装完成，并完成了相应的电缆敷设和接线工作。
3.110kV封闭式组合电器安装：110kVGIS间隔安装2个。所有一次设备安装调试完成。
4.10kV及站用配电装置安装：接地变及消弧线圈安装1台；10k配电柜安装22台。所有一次设备安装调试完成。
5.无功补偿装置安装：电容器组2组安装完成；配套设备及连接排安装完成。6.全站电缆施工：110kV高压电缆敷设约330米；10kV中压电缆敷设约80米；低压动力电缆及控制电缆敷设约15公里；电缆头制作完成；电缆标识完成；防火封堵完成。
试验项目完成情况如下：
1、电气设备交接试验：常规试验项目全部完成；主变耐压完成；CT耐压试验完成；支柱绝缘子探伤试验完成。
2、继电保护调试：二次接线和操作回路检查调试完成；保护装置检查调试完成；通信试验完成；保护带开关整组传动试验完成；二次回路通电试验完成。工程安装验收情况如下：
已完成分项工程45项，合格率100%； 已完成分部工程21项，合格率100%； 已完成单位工程6个，优良率100%； 已完成隐蔽工程及记录签证共计2项。
在施工过程中，严格按图纸要求执行，严格执行强制性条文，对出现的问题及时整改。进场材料能按要求报验，资料完整有效；工序报验、隐蔽工程验收程序正确，质量合格，施工资料完整。质量控制资料齐全，内容完整，数据准确，符合验收要求。
二、工程质量验收依据
1、建设单位提交的本工程施工图纸及说明；
2、国家颁布的“工程质量管理条例”等有关的法律法规、规定办法等；
3、国家现行的建筑工程质量验收标准及验收规范，建筑工程标准强制性条文；
三、自检评定
通过班组、项目部二级自检结果，包括分项工程、分部工程检查记录及各项数据资料齐全、符合要求。各设备、材料的选用和安装均符合设计要求和质量验收规范的规定。各项试验及报告数据准确、符合相关规定。
四、分部工程验收组织情况：
班组自检合格后，报项目部质检员和技术负责人验收，项目部验收合格后，报公司质检科验收，层层验收，逐级上报，坚持实行三级自检制度，合格后，最后由项目部报监理验收，参与验收人员的资格、组成、人员数量符合有关规定要求。
二级验收人员组成为：沈亚峰、胡道机、赵卫东、李明、赵军、沈忠慧等。
五、工程质量验收情况
1、分项工程逐项检查验收合格，检测项目符合要求。检测单位资质符合规定要求。
2、分部工程质量验收记录完整齐全，质量控制资料完整正确，原材料质保资料和试验资料齐全，隐蔽工程在监理旁站监督下进行施工。
3、分部工程质量符合设计规范要求，满足安全使用功能。
4、观感质量好，工艺美观。
六、工程质量验收结论
在此次的项目部自检中共提出了与安装质量与工艺相关的6条整改项目，并要求班组立即组织了人员进行整改。上述整改项目现均已整改完成并进行了书面的确认。具体见项目部自检整改项目清单及反馈。
综上所述，工程质量达到“优良”标准，符合验收条件，特申请公司级专检验收。
江苏省电力建设第三工程公司 送变电分公司常州戴溪变电站项目部
信息系统集成项目验收规范 篇5
编 制：
审 核：
批 准：
编 号；
系统安装/验收规范 1.目的：为规范本公司计算机信息系统集成安装调试过程，特制定本规范； 2.范围：本规范适用于本公司的各项计算机信息系统集成安装调试项目； 3.职责：
3.1 技术部负责制定本规范；
3.2 技术部负责在信息系统集成安装及调试过程的质量控制； 4工作程序
4.1.设备的外观检验
各设备包装完好齐全，封条完好，所附装箱单与设备一一对应无遗漏。各设备的表面涂敷应均匀、光滑、满足防腐、防锈的要求；所有喷漆（塑）零件的表面光滑平整、色泽一致、无划痕等脱离和破损，电镀零件的表面应有金属光泽，无裂纹、斑点、毛刺和缺陷。
见<外购设备验收记录>
4.2单设备性能测试
对单个设备按照生产厂家出厂说明书中所具备的各种功能测试，要求设备所具有的功能应与系统要求相符合。
见<项目日志>及<验收报告> 4．3.线缆安装、测试指标标准
系统的接地应采用综合接地，接地电阻应不大于１Ω；
信号线缆与强电线缆平行或交叉敷设时，其间距不得小于0.３m； 线缆的布放应平直，不应受到外力的挤压和损伤； 缆线在布放前两端应贴有标签，表明起始和终端位置；
室外埋地的弱电配管，应该套钢管敷设，埋深应不小于0.8m，并作外防腐处理，结构内预埋管可用PVC管敷设时，每隔0.8m处应同钢筋网绑扎牢固；
控制线缆长度如果超过该设备允许的距离（通常100m）,则增加补偿器； 机房内活动地板下部的低压电路应采用铜芯屏蔽电缆，电源线尽可能远离弱电信号线，并避免并排敷设。
4.4系统联机检测 系统检测时，我公司将提前发出书面通知，有关在何处、何时进行某系统、的何种检测。
如经检验或测试不符合工程规定时，我公司将依照建设方的指示作无偿改善，并且由此引起的延误，不得作为延期的理由。
当建设方对设备的测试、检验感到满意时，应用书面认可通知我公司。如果测试、检验未能通过，我公司将组织在一个合适的时间重复试验，重复试验的费用由我公司承担。
在测试、检验项目完成后的3日内，我公司会将测试检验证书和报告提交建设方。我公司负责提供检验的现场条件、设备和相关专用工具。
4.5系统初步验收
我公司将在初步验收之前提供下列文档： 系统的施工日志 系统的操作手册 产品手册 系统的调试报告 系统竣工图
变电站电气二次系统验收规范 篇6
专业考试规范 2014年目录
1．《建筑设计防火规范》GB 50016（2006）；
2．《小型火力发电厂设计规范》GB 50049（2011）；
3．《供配电系统设计规范》GB 50052（2009）；
4．《低压配电设计规范》GB 50054（2011）；
5．《工程建设标准强制性条文》（电力工程部分）（2011）
6．《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB 50058（1992）；
7．《35-110kV变电所设计规范》GB 50059（2011）；
8．《3-110kV高压配电装置设计规范》GB 50060（2008）；
9．《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB 50062（2008）；
10．《标准电压》GBT 156（2007）；
11．《火灾自动报警系统设计规范》GB 50116（2008，2013版2014年5月1日实施）；
12．《电力工程电缆设计规范》GB 50217（2007）；
13．《并联电容器装置设计规范》GB 50227（2008）；
14．《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB 50229（2006）；
15．《电力设施抗震设计规范》GB 50260（2013）；
16．《高压输变电设备的绝缘配合》GB 311.1（2012）；
17．《高压架空线路和发电厂，变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》 GB/T 16434（1996）；
18．《同步电机励磁系统》GB/T 7409.1～7409.3（2008、2008、2007）；
19．《电力变压器 第一部分 总则》GB 1094.1（1996）；
20．《电力变压器 第二部分 温升》GB 1094.2（1996）；
21．《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T 6451（2008）；
22．《油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级》GB/T 16274（1996）；
23．《电力变压器选用导则》GB/T 17468（2008）；
24．《高压交流架空送电线无线电干扰限值》GB 15707（1995）；
25．《电信线路遭受强电线路危险影响的允许值》GB 6830（1986）；
26．《电能质量 供电电压允许偏差》GB 12325（实为GB/T 2008）；
27．《电能质量 电压波动和闪变》GB 12326（现为GB/T 2008）；
28．《电能质量 公用电网谐波》GB/T 14549（1993）；
29.《电能质量 三相电压不平衡》GB/T 15543（2008）；
30．《继电保护和安全自动装置技术规程》GB 14285（现为GB/T 2006）；
31．《火力发电厂设计技术规程》DL 5000（2000）；
32．《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T 5153（2002）；
33．《水力发电厂机电设计规范》DL/T 5186（2004）；
34．《水力发电厂厂用电设计技术规范》DL/T 5164（2002）；
35．《火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定》DL/T 5044（2004）；
36．《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》DLGJ 56（1995）；
37．《水力发电厂照明设计规范》DL/T 5140（2001）；
38．《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》DL 5061（1996，现为GB 50706-2011水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范）；
39．《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》 DL 5053（2012）；
40．《220～500kV变电所设计技术规程》DL 5218（现为DL/T 5218 2005）；
41．《220～500kV变电所所用电设计技术规程》DL/T 5155（2002）；
42．《330～500kV变电所无功补偿装置设计技术规定》DL 5014（1992）（现为DL/T 5014 2010）；
43.《变电所总布置设计技术规程》DL/T 5056（2007）；
44.《电力设备典型消防规程》DL 5027（1993）；
45.《高压配电装置设计技术规程》DL/T 5352（2006）；
46．《水利水电工程高压配电装置设计规范》SL 311（2004）；
47．《导体和电器选择设计技术规定》DL 5222（2005）（现为DL/T 2005）；
48.《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》DL 583（现为DL/T 583 2006）；
49．《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》DL/T 650（1998）；
50.《35-110kV无人值班变电所设计规范》DL/T 5103（2012）；
51.《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T 5136（2012）；
52．《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T 5137（2001）；
53．《220-500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》DL/T 5149（2001）；
54．《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202（2004）；
55.《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T 620（1997）；
56.《交流电气装置的接地》DL/T 621（1997）；
57.《高压直流输电大地返回运行系统设计技术规定》DL/T 5224（2005）；
58.《水力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则》DL/T 5090（1999）；
59.《水力发电厂接地设计技术导则》DL/T 5091（1999）；
60.《110～500kV架空送电线路设计技术规程》DL/T 5092（1999）；
61.《220～500kV 紧凑型架空送电线路设计技术规定》DL/T 5217（2005）；
62.《高压直流架空送电线路技术导则》DL436（现为DL/T 436 2005）；
63．《光纤复合架空地线》DL/T 832（2003）；
64．《输电线路对电信线路危险和干扰影响防护设计规程》DL 5033（现为DL/T 5033 2006）；
65．《高压架空电线无线电干扰计算方法》DL/T 691（1999）；
66．《电力系统设计技术规程》SDJ 161（1985）（现为DL/T 5429 2009）；
67．《电力系统调度自动化设计技术规程》DL 5003（现为DL/T 2005）；
68．《地区电网调度自动化设计技术规程》DL 5002（2005）；
69．《电力系统安全自动装置设计技术规定》DL/T 5147（2001）；
70.《电力系统电压和无功电力技术导则》SD 325（1989）；
71.《电力系统安全稳定控制技术导则》DL/T 723（2000）；
72.《电力系统安全稳定导则》DL 755（2001）；
73.《35-220kV城市地下变电所设计规定》DL/T 5216（2005）；
74．《透平型同步电机技术要求》GB/T 7064（2008）；
75．《大中型水轮发电机基本技术条件》SL 321（2005）。
变电站电气二次系统验收规范 篇7
尽管《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-2002(以下简称“规范”)第6.1.1条对柜、屏、台、箱、盘的金属框架、基础型钢及可开启式门的接地(PE)或接零(PEN)作了明确的规定,但是在历年国优工程现场复查及其他检查中发现做法不统一,要求不一致的现象仍很普遍。特别可开启式门与框架的连接存在问题尤为突出。下面就其谈一点看法。
1主要问题
对于柜、屏、台、箱、盘不带电器的可开启式箱门要求做接地(PEN)或接零(PE)跨接,不做跨接视为不合格。这种要求显然有悖于《规范》第6.1.1条的规定。
2《规范》的基本规定
《规范》第6.1.1条规定:柜、屏、台、箱、盘的金属框架和基础型钢必须接地(PE)或接零(PEN)可靠;装有电器的可开启门,门与框架的接地端子间应用裸编制铜线连接,并有标识。
2.1从规范的规定看,柜、屏、台、箱、盘必须做接地(PE)或接零(PEN)保护的主要部分有两个:一是柜、屏、台、箱、盘的金属框架和基础型钢,二是装有电器的柜、屏、台、箱、盘的可开启门。对于没有装设电器的柜、屏、台、箱、盘的可开启门可以不做接地(PE)或接(PEN),这点也是规范相对隐含的一个意思。在实际施工或检查中,未装设电器的柜、屏、台、箱、盘的可开启门不做接地(PE)或(PEN)不能判定为错误。
2.2原因分析
2.2.1对于装有电器的柜、屏、台、箱、盘的可开启门,则必须通过裸编铜线将带有电器的可开启门与框架的接地端子之间进行可靠连接,否则一旦可开启门上电器发生相线碰壳,开启门上将带有相当于对地标称电压的故障电压,此时操作人员如触及带电的可开启门则可能产生严重的电击危害;同时,不连接也不能形成完整的电气通路回路,产生足够大的故障电流,使保护装置在规定的时间内动作切除故障。因此,《规范》6.1.1条明确要求装有电器的可开启门必须与框架接地端子间有可靠连接。
2.2.2未装设电器的柜、屏、台、箱的可开启门不做接地(PE)或接零(PEN)的原因。笔者分析,由于金属框体与可开启门是通过金属铰接件连接的。如果金属框体通过金属铰接件与可开启门有良好的电气导通,可开启门相当于有了可靠的接地(PE)或接零(PEN);如果金属框体通过金属铰接件与可开启门没有良好的电气导通,柜、屏、台、箱、盘发生单相接地故障时,故障电压不能传到可开启门上来。因此《规范》第6.1.1条没有明确要求不装设电器的可开启门必须进行接地(PE)或接零(PEN)是可以理解的。
3正确做法
3.1柜、屏、台、箱盘金属框架及其基础型钢必须进行可靠的接地(PE)或者接零(PEN)连接。接地(PE)或接零(PEN)线的规格、种类要符合设计要求,并且连接可靠。当设计无要求时,柜、屏、台、箱、盘内保护导体不应小于表1要求。
注:S指柜、屏、台、箱、盘电源进线相线面积,且两者(S、SP)材质相同.
3.2带有电器的柜、屏、台、箱的可开启门必须通过裸编织铜线与柜、屏、台、箱内接地(PE)或接零(PEN)汇流排可靠连接。不连或使用连接导线种类不正确是不符合《规范》6.1.1条的规定,是必须加以改正的。
3.3未装有电器的柜、屏、台、箱的可开启门不进行接地(PE)或接零(PEN)跨接不违反规范(GB50303-2002)第6.1.1条规定的。
4结束语
正确理解规范条文是搞好建筑电气施工质量的前提。在学习和研究规范时,不但要明白规范条文明确表示的含义,更要最深入理解和掌握条文隐含的意思,只有这样才能全面准确理解和掌握规范要求,才能保证建筑电气工程施工和检查的正确性,从而保证建筑电气工程施工质量。
参考文献
[1]徐伟杰.浅论如何加强建筑工程施工的质量控制[J].中小企业管理与科技(下旬刊),2011(04).
[2]蒋玉杰,张冰.建筑电气工程管理及质量控制[J].中小企业管理与科技(下旬刊),2009(05).
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