变电站二次设备

变电站二次设备（共12篇）

变电站二次设备 篇1

0 引言

随着华北油田电网改造的不断进行，变电站综合自动化系统在水电厂得到大规模的应用。综合自动化系统技术以通信网络技术为基础，把二次设备经过功能组合和优化设计，通过先进的计算机技术、电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对变电站设备的自动监控，减少了维护工作量，提高了供电可靠性。但由于变电站的特殊环境，使变电站的微机保护装置受到各种各样的干扰，影响了运行的安全可靠性。为此应根据不同的干扰源，采取相应的抗干扰措施，减少其对微机保护装置的影响。

1 干扰的主要来源

所谓干扰，就是指除有用信号外，所有可能对装置的正常工作造成不利影响的内外部信号。干扰信号会通过辐射和传导等途径进入到保护装置逻辑回路中，产生大量虚假信息，影响正常通讯，甚至大量占据后台系统的CPU资源和内存资源，造成后台系统瘫痪，导致值班员无法正常监控。干扰的主要来源有以下几点：

1.1 电磁干扰

华北油田变电站综合自动化系统多采用分层分布式模式，微机保护装置就地安装在开关柜上。安装在一次设备附近的微机保护测控装置需要长期不停地无故障运行。但这些装置所处的工作环境是电磁干扰极其严重的强电场所，特别是在变压器、电容设备的周围。这些交变电磁场会对网络通讯等弱电系统造成干扰，进而导致二次设备CPU运行出错，内存数据异常、显示器图像扭曲闪烁、网络通讯中断，造成设备不能正常运行，给电力系统的安全经济运行带来非常严重的后果。

1.2 地电位差干扰

在变电所内发生工频接地短路时流经接地装置的大电流时产生的地电位差，使站内两端接地缆芯和屏蔽层产生电流形成干扰，包括共模干扰和电容耦合干扰两种干扰形式。如果二次设备接地处置不当，会使保护设备产生一些异常的故障。

1.3 雷电干扰

雨季，雷电直击或者感应于变电站线路等设备时，会产生强大的瞬间电压，进而产生极强的电磁脉冲，通过电源、地网、一次设备的二次线回路串入信号和通讯回路，烧损测控保护设备。华北油田任东220kV变电站近几年就多次发生因雷击造成远动装置烧坏的故障。

1.4 电源系统引入的干扰

华北油田变电站的操作电源和多数测控保护装置的工作电源都采用了220V的直流电源，在断路器跳合闸过程中，会引起直流电压波动，如果装置本身信号电源质量欠佳则可能会引起装置闭锁，造成开关误动或拒动。也会影响到信号回路，可能导致辅助接点处于抖动状态让测控装置产生误判。

1.5 现场电缆布线敷设不合理

开关柜内的高压设备，大的电感性负载，混乱的布线都容易对微机测控装置造成一定程度的干扰。另外，选用普通的电线充当通讯线、电力电缆与控制电缆混合捆绑、各种信号线同走一根电缆，由于导线间存在电容或电感性耦合，使干扰串入二次回路。

变电所的的干扰源还有很多，以上五种较为常见，需采取相应的软硬件措施，对其消除或削弱。

2 干扰的防范措施

2.1 软件抗干扰措施

软件抗干扰是指在软件设计中采取针对性措施，防止窜入微机监控系统的干扰信号。二次设备采取的软件抗干扰措施就是通过算术平均值滤波、加权平均值滤波等数字滤波方法把采集到的干扰信号消除或削弱。这些数字滤波算法无需增加硬件设备，只需修改程序，就可对一些干扰信号进行消除。不同的厂家采取的滤波算法不尽相同，但都取到了不同程度的效果。

2.2 硬件抗干扰措施

2.2.1 选用性能稳定的元器件，强弱电回路分开布线，采用数字滤波、光电隔离、加强程序的冗余自检等软硬件相结合的方法，保证装置本身的可靠性。同时确保测控装置可靠接地，防止电网杂波窜入系统。变电所室内采取辐射防静电木地板、设备机箱外壳接地等方法，减小静电对二次系统的干扰。

2.2.2 华北油田变电站由于建站多年，部分接地网腐蚀严重，甚至有锈断发生。随着变电站综自改造，我们对地网进行了改造，对变电站接地网进行了重新敷设，增大了接地引下线截面，水平地网增加了均压带，避雷针、一次设备接地点等设备区之间建立良好的等电位系统，保证地网良好性能，限制瞬间大电流时地电位升高。

2.2.3 加强电源系统抗干扰防护微机保护装置的工作电源大部分是从由交流220V交换为直流供电，因此许多干扰信号会通过电源电路进入二次系统。为了保证二次设备的可靠运行，需对设电源系统采取相应抗干扰措施：(1)采用电源滤波器抑制高频干扰；(2)采用宽工作电压范围并有隔离作用的开关电源，隔离共模干扰，防止电网噪声干扰窜入控制系统；(3)使输出回路尽可能短，使用的电缆芯不能过小，以减小压降。

2.2.4 二次回路的抗干扰措施(1)采用带屏蔽层的控制电缆，正确安装电缆的屏蔽层；信号线采用带屏蔽层的通讯线、双绞线或光纤，并且与CT、PT的二次线相隔离。(2)禁止交直流回路混用同一根电缆，同时尽量将二次信号电缆与强电导线分开排放，防止交流强电对二次信号回路造成干扰。(3)为二次设备和二次电缆敷设专用接地铜排构造等电位面。(4)电流互感器、电压互感器的二次回路应按规程确保一点接地。(5)规范控制电缆的敷设，避免与电力电缆距离过近。(6)变电所的所有开关量的输入和和数字量输出都应采用光电隔离；可在信号输入端加装无源滤波器，削弱窜入的干扰信号。(7)根据开关的动作特性设置相应遥信的防抖确认时间，以免产生误判。

3 结束语

总之，干扰变电站自动化系统的因素很多，我们在实践中不断总结经验，按其规律性，根据实际情况找到解决实际问题，保证电网安全、可靠、经济运行。

参考文献

[1]邓慧琼.微机继电保护抗干扰研究[J].华北电力大学,2001.

[2]赵波.微机型继电保护装置的抗干扰措施,2003,(5).

变电站二次设备 篇2

一、变电站二次设备的状态检修

1.设备检修就是为了保持或恢复设备完成规定功能的能力而采取的技术活动

管好、用好、修好设备，保证现代化设备在使用过程中经常处于良好的技术状态，以满足生产需要，并使检修费用降到最低，是检修工作要求达到的目的。变电站二次设备状态检修的简单步骤包括：首先通过设备状态监控测量，然后由检测最终结果，严谨地分析结果，最后合理地安排检修项目和该项目的时间。通俗地讲，就是在第一时间去了解设备当前的工作情况，用先进的设备监控仪器开展状态监测（可充分运用通信技术、微电子技术等），再综合各方面因素去判断设备的目前状况。在线监测、诊断都在状况检修的范围之内，其检修内容还包含了设备管理、验收和设备的检修、故障记录等多方面。长期以来，电力系统主要的检修机制为实施的防范性计划检修。改革开放几十年来，随着我国实施科教兴国战略，综合国力迅速提升，科学技术水平不断提升，变电站二次设备检修正在由预防性计划检修朝着预知性状态检修的方向过渡。

2.由各种不同的功能，可将变电站准确地分为一次、二次设备

继电保护的监控系统、远程及自动装置作为二次设备的三大组成部分，任何一部分出现故障，都将导致电力系统及设备无法正常运行。在实际工作状况下，由二次设备引起的事故偶有发生，包括不正确运行的结果，往往影响到运行设计人员、产品保障部门等许多方面。由于微型计算机在继电保护上的投入使用，有效提高了断电保护系统高效可靠地运行，降低了成本，提高了检修准确率。

3.监测内容

设备状态检测是变电站二次设备状态检修的主要基础。变电站二次设备的主要监测对象是：交流测量系统、直流操作、信号系统、逻辑判断系统、通信系统、屏蔽接地系统等。其中在交流测量系统内包含着TA、TV良好二次回路绝缘、完好的测量元件、完整的回路；直流系统则包含了操作和信号回路绝缘良好以及完整的回路。

4.监测方式

变电站二次设备依赖传感器进行状态监测。由此看来，变电站二次设备状态监测无论是在技术上、经济上等方面都更容易实现，在不增加多投入状况下，充分利用当前测量方式，这是一般保护状态监测难以实现的。例如二次保险丝的熔断报警装置、直流回路的绝缘监测、CT、PT断线的监测等。微机保护、微机其自身自诊断装置技术的高速发展，为变电站二次设备状态监测成为电站故障诊断的完善系统夯实了坚实的基础。

二、关于变电站二次设备状态检修应注意的几个事项

1.变电站的二次回路的监测问题

由二次设备相互连接，构成对一次回路设备进行测量、控制、调节、保护和监视运行状况、开关位置等信号的电气回路称为二次回路。变电站的二次回路包括三个回路：断路器的控制回路、变电站的信号回路、变电站的同期回路。其中，断路器控制回路的作用是运行人员通过回路的控制开关发出操作命令，要求断路器分闸或合闸，然后经过中间环节将命令传送给断路器操动机构，使断路器能够分闸或合闸，当断路器完成操作后，由信号装置显示已完成操作。连接保护装置的二次回路包括交流电流回路、交流电压回路、直流操作控制回路和信号回路及测量回路。目前，随着保护装置的微机化，很容易实现状态监测。但是由若干继电器及连接的各个设备的电缆组成的二次回路有一个很大的缺点，即分散并且点多。在监测各个继电器触点的工作状况中，如果要以在线的方式监测回路接线的准确性与否，不但成本高、不经济，而且很难做到。所以若要监测该问题，应从设备管理方法这一关键点着手，比如设备验收管理，最好的方法是可以离线监测资料管理。2.二次设备对电磁抗干扰性的监测问题

目前，变电站二次设备对电磁干扰产生越来越强烈的敏感性，主要是由于大量微电子元件以及高集成电路的广泛使用。采样信号失真、元件损坏、自动装置异常都是电磁波对二次设备产生干扰的表现。在二次设备状态检修中及其重要的一项内容是：对二次设备进行关于电磁兼容性的考核试验。电磁兼容是相对电磁干扰而言的。从电磁能量的发射和接受而言，电气和电子设备在其运行中可同时起发射器和接收器的作用。当不希望的电压或电流信号出现在敏感设备上并影响其性能时，则称之为电磁干扰。所谓电磁兼容就是指设备或系统在包围它的电磁环境中能不因干扰而降低其工作性能，它们本身所发射的电磁能量也不足以恶化环境和影响其他设备或系统的正常工作，相互之间不干扰，各自完成各自正常功能的共存状态。为了实现良好的电磁兼容，需要从控制干扰源、降低干扰源与敏感设备间的耦合程度和提高易受影响设备的抗干扰能力3个方面协调地采取措施。对于设备的电磁发射、抗干扰能力应符合相应的考核及试验标准。对各个不同厂站的敏感器件、干扰源进行必要的监测管理。例如检查二次设备的屏蔽接地状况，关于在微机保护装置旁违规使用移动通讯设备的管理等等。

3.一、二次设备两者在状态检修方面的相互关系

电气一次设备是指直接用于生产、输送和分配电能的生产过程中的高压电气设备，包括发电机、电压器、断路器、隔离开关、自动开关、接触器、刀开关、母线、输电线路、电力电缆、电容器、电抗器、电动机等。二次设备是指对一次设备的工作进行监测、控制、调节、保护，以及为运行、维护人员提供运行工况或生产指挥信号所需要的低压电气设备，如测量仪器、检查装置、信号装置、熔断器、控制开关、继电器、控制电缆等。大多数情况下，只有在一次设备停电检修时，二次设备才可以设备检修。也就是说要首先考虑电气一次设备的情况，然后再对二次设备状态检修进行决策分析，保证二次设备运行可靠，从而缩减停电检修时间，降低检修成本。

4.二次设备检修与设备管理信息系统的关系

设备管理信息系统可以实现计算机管理设备的运行情况，记录历次检修实验，从而实现信息共享。因此，许多供电企业开始建立了该系统，以此来保证在状态检修中做出正确有效的决策。

三、开展状态检修过程中需要注意的一些问题

1.需要更新观念

事物是在不断运动的、变化的，检修工作人员应该解放思想，用变化的思维观念去解决一些设备检修问题，改变传统的预防性设备检修的思考方式。在变电站二次设备检修过程中，要保持冷静，不能急功近利，要有耐性，切忌寻找一种快速的检修方法，要记住不可能在短期内完成这样的系统工程，要养成循序渐进，脚踏实地的工作作风。

2.需要创新体制

国家及企业建立了电力设备检修的一些制度。电力工作人员在只有了解现行专业制度后，才可以更好地做好检修设备的工作，拟好可靠有效地实施方案。比如执行相关专业规定的技术标准、工艺原则等，改进检修内容及方法，合理客观地追究事故责任。总之，要在实践中不断完善变电站二次设备检修制度，不断创新体制，总结探索先进的检修方法，把理论应用到实践中。

3.需要提高检修工作人员专业技术素质

在任何一个大型企业，都需要各类专业工作人员的协调配合工作。状态检修任务艰巨，影响甚大，更需要各类专业人员协同工作，尤其在大型变电站设备的检修过程中，更需要专职人员的密切配合，才能保证检修工作的质量。同时，提高电力工作人员的素质，可以减少不必要的事故发生，因为在电力生产中，许多事故的发生都跟运行人员自身素质有很大关系。同时，随着高电压等级变电站的增多、带电作业的增多、状态检修的推行等，对人员素质提出了更高的要求。因此，加强对工作人员的素质技术培训，提高检修专职人员的素质迫在眉睫，只有这样，才能适应不断增多的高风险作业的要求。

四、结论

变电站二次设备状态检修的问题 篇3

关键词：变电站二次设备 开

一、变电站二次设备状态检修

所谓状态检修，就是在设备状态监测的基础上，根据监测和分析诊断的结果，科学安排检修时间和项目，也可以说是在第一时间对设备需要检修的项目进行检修。对设备当前的工作状况进行状态监测的结果，综合设备状态，利用微电子技术、通信技术等手段来判断目前设备的状态。状态检修的内容不仅包括在线监测与诊断，还包括设备运行维护、带电检测、预防性试验、故障记录、设备管理、设备的检修及验收等许多方面。

变电站设备根据功能不同，可分为一次设备和二次设备。二次设备主要包括继电保护自动装置、监控和远传装置。它们正常可靠的运行是保障电网稳定和电力设备安全的基础。在实际运行中，因变电站二次设备造成的故障时有发生，保护不正确动作的原因涉及到保护人员、运行人员，设计部门，产品质量等许多方面。因此，变电站二次设备在体制、检修方法及检修项目、定检修周期等方面需要改变，实行变电站二次设备状态检修，来保证二次设备的可靠运行，以适应电力发展的需要。

二、变电站二次设备状态检修的问题

（一）变电站二次回路监测问题

变电站二次设备从结构可分为的二次回路和保护（或自动）装置。目前，保护装置微机化，容易实现状态监测。但二次回路是由若干继电器和连接各个设备的电缆所组成，点多、又分散。要通过在线监测。但二次回路是由若干继电器和连接各个设备的电缆所组成，点多、又分散。要通过在线监测继电器触点的状况、回路接线的正确性等则很难，也不经济。对变电站二次回路应重点从设备管理的方面着手，如设备的验收管理，离线检测资料管理，结合在线监测来诊断其状态。

（二）变电站二次设备的电磁抗干扰监测问题

由于大量微电子元件、高集成电路在变电站二次设备中的广泛应用，变电站二次设备对电磁干扰越来越敏感，极易受到电磁干扰。电磁波对二次设备干扰造成采样信号失真、自动装置异常、保护误动或拒动，甚至元件损坏。

（三）二次设备状态检修与一次设备状态检修的关系

一次设备的检修与二次设备检修不是完全独立的。许多情况下，二次设备检修要在一次设备停电检修时才能进行。在作出二次设备状态检修时要考虑一次设备的情况，做好状态检修技术经济分析。既要减少停电检修时间，减少停电造成的经济损失，减少检修次数，降低检修成本，又要保证二次设备可靠正确的工作状态。

三、变电开关设备状态检修对策

根据日常管理出现问题的综合分析，提出采取的开关设备开展状态检修的总体策略是：

（一）SF6断路器由于其技术较先进、性能稳定、开断能力强、防污闪能力高。为此，其应完全依据：①开关触头的电寿命，既开关开断故障电流次数达到产品技术要求时进行大修；②开关机械动作次数达到产品的机械寿命时进行机构的大修；③当开关存在影响正常运行的缺陷时进行针对性消缺检修；④当开关防污能力不满足所在地的要求时进行清扫性检修或外施防污措施；⑤每三年进行一次回路电阻和微水测试。

（二）6-35KV真空断路器由于其故障基本上是由机械引起，特别是国产和无油化改造的真空开关的机构故障大多数是发生在连续动作过程中，小修对它的控制能力并不强。为此，其应完全依据：①严格控制机械动作次数，动作达限时必须及时进行检修、测试、调整；②加强对发生过连续动作开关的管理仁如出现后加速动作的开关，及时进行机械状况的检查；③加强控制回路器件的检查和调整；④加强对真空泡真空度的测试；⑤不论试验与否至少每三年应进行一次机构的检查调试，每年雷雨前有选择性的进行转动模拟试验；⑥每三年进行一次绝缘电阻、回路电阻、交流耐压测试。

（三）油断路器由于其故障有明显的规律性、普遍性和渐变性。为此，应采用①周期性小修和维护方式；②控制开关本体的开断次数，及时进行解体检查；③控制大修周期确保开关油密封性能和电气性能；④运行中每二年进行一次绝缘电阻、回路电阻、泄漏电流测试，每年进行一次绝缘油耐压试验。

（四）对于配国产液压机构，由于液压机构性能不稳定渗漏油严重维护工作量大，我们建议仍延续一年一次的小修制度和二年一次的解体检修。

（五）加强巡检及开关传动模拟试验，强化检修人员的设备状态巡检和消缺工作。首先工作重点做了调整，特别强调开关的实际动作模拟、控制回路的检查、转动部件的检查、设备附件的维护。通过每年的春季、夏季两次针对性巡检，一方面更全面掌握了设备的真实状态，做到心中有底，另一方面通过检查、维护，控制回路、转动部件的缺陷检出率明显提高，起到了提高整体状况的作用。

（六）由于开展状态检修的根本目的是降低成本、提高供电可靠性。所以，我们在进行设备个体状态评估的同时结合设备组结构、电网结构进行间隔综合评估，以实现成本最低化、供电效益最大化的目的。具体原则是：①加强户内母线设备的防污能力仁加绝缘热缩；②逐步提高电缆的绝缘等级（由8.7KV提高到12KV）；③间隔工作坚持“以小靠大”原则，统一时间减少重复停电；④对变电站一、二次设备进行综合评估，根据评估结果制定检修策略。

四、结语

变电站二次设备实行状态检修是电力系统发展的需要。微机保护和微机自动装置的自诊断技术的广泛使用，变电站二次设备的状态监测无论是在技术上还是在经济方面都比较容易做到。随着集成型自动化系统的发展，可大大减少二次设备和电缆的数量，克服目前常规保护状态监测存在的困难。变电站二次设备的状态监测将有助于变电站综合自动化的发展。实施状态检修是对检修制度的一次重大改革，也是企业实现利润最大化的重要手段。供电企业在开展输变电状态检修的各方条件日益具备时，状态检修必将成为变电设备检修的主流。

參考文献：

[1]张金萍，刘国贤等.变电设备健康状态评估系统的设计与实现[J].现代电力，2004，21（4）：45-49

[2]陈维荣，宋永华，孙锦鑫.电力系统设备状态监测的概念及现状[J].电网技术，2000，24 （11）：12-17

智能变电站二次设备集成优化设计 篇4

按照国家电网智能化规划, 目前智能变电站已进入全面建设阶段。智能变电站以高速网络信息平台为信息传输基础, 以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求, 为实现智能设备功能集成, 促进站内信息数据的深化应用奠定了基础。

2 合并单元、智能终端功能集成

2.1 技术现状

在现阶段智能变电站试点工程中, 一般情况下, 合并单元、智能终端大多为独立配置, 为就地智能控制柜安装。在同一个间隔内对于双重化保护, 一般需配置两套合并单元、两套智能终端, 对于设备下放布置而言, 设备过多会造成就地智能控制柜柜体空间相当紧张、散热不利, 而且对于装置本身而言, 存在着功能重复、数量冗余的弊端。

2.2 合并单元和智能终端整合可行性

合并单元最开始是针对数字化输出的电子式互感器而定义的, 在IEC60044-7/8中首次给出了合并单元的定义。合并单元功能实例如图1所示。

合并单元的作用是同步采集多路电压、电流瞬时数据后按照标准规定的格式发送给保护、测控设备。在图1中, 合并单元所采集的12路电流、电压信号均有明确的定义, 合并单元将这些信息组帧发送给保护、控制等二次设备。值得注意的是, 标准没有要求合并单元必须接入所有12路电压、电流, 但如没有完全接入, 必须在其提供给二次设备的信息中包含相应的状态标志位。

智能终端主要完成断路器、隔离刀闸的位置和状态信号等数据采集与转发, 并完成测控、保护单元经GOOSE网络下发的分、合闸命令。

随着计算机处理能力的提高, 合并单元和智能终端整合在硬件处理上已不存在问题。据了解, 目前国内有多个厂家已生产出合并单元和智能终端一体化装置, 合并单元和智能终端整合在工程中应用是可行的。

2.3 整合方案

合并单元和智能终端一体化装置一般采用双CPU的实现方式, 一块用于智能终端的处理, 一块用于合并单元的处理, 功能独立的设计可以有效防止当采样环节CPU故障导致该间隔主保护退出时, 跨间隔保护对该间隔的故障切除, 保证智能终端的优先可靠性。

可以看出, 合并单元和智能终端均为过程层设备, 分别使用IEC61850—9—2和GOOSE传输数据, 但都是通过光纤以太网组播发送的方式来传输数据, 所以理论上物理端口双方是完全可以复用的, 可以实现过程层SV/GOOSE共网共口, 这样就不但节约大量的硬件资源, 也使网络得以简化。合并单元和智能终端下放在就地智能汇控柜内, 采用一个装置, 以各自独立的接口面向互感器和开关设备, 以单一的对外接口通过过程层网上传信息。采用一体化装置后接口的减少数量如图2所示.

合并单元和智能终端一体化装置可以共享一个机箱, 一块电源板, 可以共享CPU进行数据和报文处理, 信息交换在装置内部实现, 可以共享以太网光接口, 可减少装置及过程层交换机端口, 降低交换机投资。同时, 改变就地安放智能控制柜的设备安装空间拥挤的现状, 改善了设备运行条件。

3 故障录波及网络记录仪集成优化

3.1 技术现状

在现阶段智能变电站工程中, 故障录波装置和网络记录仪一般独立配置和组屏。

3.2 故障录波及网络记录分析仪整合的可行性

故障录波装置通过接收、过滤GOOSE网络和SV采样值网络的报文来完成对站内电流、电压、开关状态、异常、故障等信号的记录、存储, 并能自动或手动进行故障录波分析, 直观的给出分析结果。故障录波装置记录分为稳态实时记录和故障记录。

网络记录仪通过对自动化系统通信网络的全过程进行报文接收、记录、存储, 包括MMS网络、GOOSE网络和SV采样值网络的报文记录, 并能自动或手动进行报文详细分析, 并直观的给出分析结果, 同时提供高效的查询手段和统计功能, 帮助查找故障和对网络进行评估, 以提高智能化变电站通信网络的运行安全。

据了解, 目前国内的二次设备厂家已在研制和生产故障录波与网络记录仪一体化装置。可以看出, 故障录波装置与网络记录仪功能单元采集内容一致, 仅分析内容不一样, 故障录波仅在故障时才记录、网络记录分析仪实时监视网络报文, 在网络异常时发出告警信号。因此, 对上述两者进行优化整合, 可实现两者大部分采集单元的共享。

综上所述, 故障录波与网络记录分析仪整合是完全可行的。

3.3 故障录波及网络记录分析仪优化整合方案

故障录波及网络记录分析仪优化整合方案推荐采用“分散采集和实时处理+集中分析”的系统架构。整个系统由一个“分析管理单元”和若干个“过程层报文采集和暂态录波单元”、“站控层报文记录单元”组成, 硬件结构上主要由过程层报文记录子系统、暂态故障录波子系统、站控层报文记录子系统、后台管理子系统组成, 其具体系统的逻辑结构详见图3:

(1) 过程层报文记录子系统

过程层报文记录子系统直接接入到变电站的过程层网络交换机中, 接收来自过程层网络的所有报文 (主要包括SV、GOOSE、GMRP、PTP等) , 并对这些报文进行实时解码分析和存储, 在实时解码分析时检查如丢帧、错序、失步、超时、中断、无效编码、流量突变等各类异常状态, 并实时给出异常事件告警。原始报文数据可根据事件标签在管理界面上随时调阅和分析。同时对SV和GOOSE报文的数据进行同步组合整理和打包, 转发给暂态录波子系统。

(2) 暂态录波子系统

暂态录波子系统接收过程层报文记录子系统转发的报文信息, 进行录波判启动算法, 当满足暂态录波启动条件时实现录波报文的存储记录。

(3) 站控层报文记录子系统

站控层报文记录子系统直接接入到变电站的站控层交换机中, 接收并记录来自站控层网络的所有原始报文 (主要包括MMS报文) , 后台管理软件可根据时间标签随时调取原始报文数据进行报文序列分析。

(4) 后台管理子系统

作为人机交互接口, 实现对过程层报文记录子系统、暂态录波子系统、站控层报文记录子系统进行参数设置、录波定值整定等操作。实现报文分析、电压电流波形分析、综合故障分析等功能。

故障录波、网络记录装置整合后, 数据处理和存储功能单元按报文记录、故障录波分别设置独立模块, 可共享电源模块、数据采集模块、GPS时间基准模块、人机接口模块、数据远传模块, 节省了屏柜, 进而降低工程造价。

结语

本文通过对故障录波装置与网络记录分析装置功能整合、合并单元与智能终端功能整合进行研究分析, 整合方案在工程实施中完全可行, 充分发挥了智能变电站网络优势, 体现功能集成化、结构紧凑化的特点。有效地整合软硬件平台资源, 降低了造价, 减少运维工作量。

摘要：本文围绕智能变电站设备信息数字化、传输网络化、功能集成化、结构紧凑化的特征, 重点对智能变电站过程层、间隔层设备典型设备合并单元和智能终端、故障录波和网络记录分析仪等进行硬件整合和功能融合的可行性和实施方案进行研究和探讨。

关键词：智能变电站,智能化,整合,集成优化

参考文献

[1]张东峰.智能变电站一、二次设备框架分析及配置方案[J].电气技术, 2012 (06) .

变电站电气二次系统验收规范 篇5

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。

变电站二次设备 篇6

【关键词】变电站；二次设备；技术分析；监测

引言

变电站系统在当今社会的发展中变得越来越重要，变电站主要结合了先进性的设备和技术，加上一些环保、集成设备等，进行智能化的处理，再对通信平台中的数字化和信息化技术进行设置，通过设定为工作中所要求的标准后，再进行自动化的信息处理和控制，并加以各种监测等工作。通过对变电站二次设备进行详细分析和研究，从而使变电站二次设备的状态监测技术得到有效的控制，使二次设备在监测技术方面起到重要作用。

1、二次设备在变电站的装置

在传统的变电站逐渐淘汰出市场，新的智能化变电站登上了新的用场。而电力企业部门也大力发函新型变电设备，但目前还存在一些变电站没有充分的重視二次设备，对二次设备认为没有必要去研究和监测。从实际情况来看，二次设备在变电站中的作用很大，其监测要作为一项重要作业来对待。

分析二次设备主要是帮助一次设备来运行的，其在变电站中的装置一般有信号控制装置和绝缘监察装置以及直流电源、继电保护装置这几种。信号控制装置在变电站中起到的作用很大，承担着设备的安全预警信号作用，例如，在变电站出现了某种设备故障，这时信号控制装置就会发出预警。对于变电站中的设备如果出现跳闸等一些情况，信号装置也会发出预警。信号控制装置可以发声，告知事故的发生，使有关工作人员能够及时注意和采取有关措施制止。信号控制装置还可以发出一些灯光指示，提醒有关人员根据灯光的情况了解事故发生的位置，方便工作人员进行维修和检测。

一般情况下，信号和有关测量部分共同组成了绝缘监察装置，这种装置可以对变电站提供较新的情况，并监测变电站状态。如果出现了绝缘电阻出现不良状况，维修和工作人员就可以及时方便地了解情况。变电站运行的动力是电源，也是保证系统稳定的前提。因此，直流电源设备也可以作为一种二次设备来对待，主要是设备电力如果消耗较大，可用气替代，且电源设备对一次设备用电方面也有较大影响。

如果变电站设备出现一些故障，机电保护装置就派上了用场，其能够在变电站出故障时加以保护，具有较强的实用性，及时地发出保护信号，避免有关线路和各种设备出现烧坏等严重后果。继电保护装置能够对故障迅速地发出反应，及时进行断电，使电力设备故障的损失降低。

2、变电站二次设备的状态监测

变电站二次设备和一次设备的不同之处在于，没有与电力有直接的联系以及接触。因此，二次设备可以作为辅助性的设备，也即是二次设备当做一次设备来辅助运行，但这并不代表二次设备就不重要。二次设备的重要性是显而易见的，尤其是在用电的高峰期时候，如果一次设备出现了故障，这时对于二次设备的重要性就显得非常重要，二次设备在辅助一次设备时，才可以安全地将电能输送给用户。所以说，对变电站的二次设备的状态监测是非常有必要的。

对变电站二次设备的状态监测，可以使大量的事故避免发生，从而降低事故的发生率。我国目前的投资项目有许多都与电能有关，对于电力的发展来说，意义重大。而变电站又是电力发展中的重要场所，对电力的输送绝大部分都要受到变电站的运行和影响。二次设备在辅助一次设备的基础上，可以对变电站的故障及时地监测和控制。在进行科学监测和调节时，能够使二次设备正常运行，减少故障发生，对变电站的工作效率显著得到提升。一次设备得到有效的保证之后，对二次设备的工作效率也能有效提升，就使得变电站的工作效率得到保证，使变电站的运行质量达到合格。对维修和电力工作人员可以根据二次设备所发出的有关信号进行及时有效的处理，对一些故障和危险情况及时去排除。

智能变电站还有一个主要作用，可以有效地对电压进行智能改变，使用户在稳定的电压下正常生产、生活使用。二次设备状态监测的技术是一项复杂的技术，可以对故障及时地发出信号，使电力维修和工作人员迅速检修和处理，根据信号发出的情况来判断故障发生的有关原因以及有关方位，缩减对故障的检查，及时地进行电力维修工作。

3、变电站二次设备的状态监测技术研究

智能变电站在运用数字化开关时，可以使二次设备的操作系统通过软件进行智能化，二次设备同时还拥有在线监测的功能，这是常规变电站在操作回路进行在线监控所遇到的困难，在此得到了解决。常规变电站对于连接板中容易出现一些问题，而在智能变电站的使用中能够避免对保护软压板进行控制。

对于变电站目前用光纤来替代铜缆，这样能够更好的保证线路的安全和监测。在使用以太网技术时，不仅可以使智能化变电站在继电保护装置中得到更好的检修，同时变得更加可靠。在集中式的数字化继电保护装置中，能够使IED的功能得到更好的实现，特别是对继电保护装置功能中的测控功能，不仅使继电的维护更加方便，而且使电压有效降低其等级。另外，对于继电保护，在许多变电站中都配置了双套保护装置。对数字化的继电保护，能够减少监测对象，从而在对变电站二次设备状态监测时变得更加快捷。

在智能变电站所使用的技术中，主要是微电子和网络等技术对变电站二次设备的状态监测提供技术上的保证。要注意在变电站中的电压和有关二次电流的输入，其方式和以往的常规变电站输入方式有很大的区别，对于光纤以太网进行传输，可以保护线路，避免出现跳闸。

随着我国科学技术的发展，对于计算机技术的应用和提高，对变电站中运用其计算机应用越来越广泛，在进行处理电能和各种事故等情况下，特别是对于二次设备的状态监测技术等应用了许多计算机技术。

对于数据的收集和处理，对数据的监测等都和计算机的应用密切相关。在变电站二次设备的状态监测技术应用中，对数据的收集要进行大量收集，对时间的控制有一定的要求，使计算机在海量的数据中筛选出有价值和有意义的信息。然后工作人员再进行认真的处理，对数据的处理结果，代表了一个参考和标准，对二次设备的状态分析有很大的帮助。在监测状态数据时，通常情况下回采用有线方式来传递数据。

4、结语

变电站二次设备是作为一次设备的辅助来运行的，其自身并没有直接和电力进行接触和参与。对二次设备的状态监测要引起电力工作人员的重视，从而有效防止变电站事故的发生。

参考文献

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[5]李卓恒.状态监测及故障诊断技术在变电站二次设备状态检修中的应用[J].大科技，2012，（12）：97-98.

变电站二次设备状态检修问题探讨 篇7

作为一种根据变电站二次设备运行状态开展的预防性作业,状态检修技术通过科学分析设备运行参数来准确判断是否应对其进行检修,并在需要的情况下制定合理且具针对性的检修方案。简单的二次设备检修步骤包括:对设备运行状态进行实时的在线监测;分析监测结果并作出判断;安排适当的检修项目及每一项需用的时间。在线监测、诊断都在状态检修的范围之内,其检修内容还包含了设备管理、验收和设备的检修、故障记录等多个方面。在实际工作中,由于状态检修技术具有工作量低、安全性高、成本经济等诸多优点,目前,变电站二次设备的检修工作正在由预防性计划检修朝着预知性状态检修的方向过渡。

二、客观评价

一段时间的检修实践告诉我们,状态检修技术可以在减少检修人员劳动强度的同时,提高系统的供电可靠性,而二次设备检修成本的节约主要是通过减少维护工作量和停电次数及时间实现的。设备状况优良的先进设备或室内设备一般在不要求试验的情况下,原则上都不必全部停掉。由于检修计划的安排科学合理,因此设备维护人员可针对具体问题进行充分准备,从而大大降低发生设备故障或人身事故的可能性,有利于变电站安全运行目标的实现。

三、对状态检修工作的认识偏差

由于状态检修在我国的起步较晚,目前该技术在实施过程中也存在着不少问题,这些问题往往都是因为对状态检修认识不足而导致的。

首先,由于缺乏对状态检修理论的深入研究,一些检修人员未能认识到该技术在实施阶段的复杂性,简单认为状态检修就是减少工作量,盲目拉长检修周期以减少停电次数,使状态检修失去了应有的科学性和合理性。其次,由于缺乏状态检修的实践经验,相关检修技术往往与实际需要相偏离,使检修工作缺乏健康发展的基础。此外,目前适用于状态检修生产实践的管理机制也仍未健全,主要表现在变电站二次设备档案记录及检修记录的提供不及时、不全面、不准确;运行检修记录不详、资料丢失等问题上。只有做好对历史记录的组织和利用,才能根据详细准确的资料进行分析,从而改进二次设备状态检修方法,在实践中去确定适合的新的检修周期及检修项目的变更,这样才能更好的找到每类设备检查或检修较经济的模式,应该说,在当前阶段技术管理人员还有很多的工作要做。

四、二次设备状态检修工作改进对策

1状态检修工作的基本原则

状态检修工作的基本原则是:总体规划、分步展开、试点先行、整体提高。工作中必须紧紧围绕这一原则,认真、科学地制定完善检修机制的长期目标,并以现有技术手段为基础,合理配置监测系统,稳妥、扎实地分步开展工作。在试点实施的过程中,应注意对成功经验和失败教训的总结分析,通过对现行检修机制的不断完善,提高二次设备的安全运行水平。

2提高工作中的技术管理水平

科学的管理是状态检修实现技术优势的必要保障,因此,必须注重技术管理水平的提高。具体到变电站二次设备的检修工作中,以继电保护装置为例,该装置在电力系统中通常是处于静态的,但在电力系统中,需要了解的恰巧是继电保护装置在电力系统故障时是否能快速准确地动作,即要把握继电保护装置动态的”状态”。而根据对继电保护装置静态特性的认识,对其动态特性进行判断显然是不合适的。因此,通过模拟继电保护装置在电力事故和异常情况下感受的参数,使继电保护装置启动和动作,检查继电保护装置应具有的逻辑功能和动作特性,从而了解和把握继电保护装置状况,这种继电保护装置的检验,对于电力系统是很有必要的且必须的。

3重视检修队伍的人才建设

检修技术人员的专业素养是成功实现检修目标的另一个关键,因此必须对检修队伍的人才建设加以重视,提高技术人员对状态检修的认识和理解水平。由于检修技术人员直接参与状态检测技术的运用和决策,因此深入了解状态检修的特点,全面掌握二次设备各个参数的变化规律,极有利于提升检修的效率和质量。在具体的检修实践中,可取消非必要的环节以节约管理成本,而对于对检修质量有重要影响的环节,则应提前制定检修方案,以富有针对性的技术手段消除二次设备运行中存在的故障隐患。此外,还应加强相应的理论研究学习及相关培训,提高运行部门的责任和安全意识。

结语

随着微机保护以及自动装置自我诊断技术的广泛应用,变电站的二次设备状态监测无论在经济方面还是在技术上都是可以解决的。而提高检修人员的检修技能,保证运行设备的健康水平,也已成为电网安全稳定运行的重要条件之一,也是各供电企业的一项重要工作。

综上所述,状态检修是根据设备运行状况而适时进行的预知性检修,“应修必修”是状态检修的精髓。实行状态检修仍然要贯彻“预防为主”的方针,通过适时检修,提高保护装置运行的安全可靠性,提高继电保护装置的正确动作率。因此,实行“状态检修”的单位一定要把电力设备的“状态”搞清楚,通过合理利用新的检修机制和与之配套的检修技术,提高电力系统二次设备运行的可靠性,促进变电站经济效益与社会效益的实现。

摘要：随着我国国民经济的快速发展,国家重点要害部门提高了对供电质量的要求,电力系统的高效性和稳定性也越来越受到各方的重视。作为电力系统正常运行的重要保障,继电保护装置、安全自动装置等二次设备的检修维护已经成为提高系统整体可靠性的关键。而状态检修技术因其工作量低、安全性高、成本经济等诸多优点目前正被广泛应用于变电站二次设备的检修工作中。本文从状态检修的概念出发,对该技术进行了客观评价,并针对当前工作中的不足,提出了改进检修机制的几点建议。

关键词：变电站二次设备,状态检修技术

参考文献

[1]张国峰,梁文丽,李玉龙.电力系统继电保护技术的未来发展[J].中国科技信息,2005(02).

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[6]卢玉林.探索设备评级提高状态检修质量[J].电力安全技术,2007年第11期.

智能变电站二次设备集成方案研究 篇8

关键词：智能化变电站,二次设备,设备集成方案

目前, 智能变电站二次设备的配置主要采用分层分布式结构, 面向间隔, 功能独立。此种模式的运用, 可以提高变电站二次设备应用的可靠性, 使其良好运行。但因采用分层分布式结构设置的智能变电站设备存在硬件配置重复、全站接线复杂的情况, 这使得智能变电站信息共享效果不佳, 各个设备难以及时运用信息来合理运行。对此, 应当对智能变电站二次设备进行集成整合处理, 提升智能变电站的自动化、智能化、先进化、科学化水平。所以, 变电站二次设备集成整合处理是非常有意义的。

一、智能变电站二次设备集成的概述

随着我国经济、科技的发展, 我国电力行业有很大程度的进步。就以变电站来说, 从传统变电站转化为智能变电站, 这使得变电站的运行更加安全、稳定、高效。因为IEC 61850标准在电力系统自动化领域的推广应用, 使得网络采样在变电站中得到有效应用, 推动了智能变电站发展, 也促进了智能变电站二次设备集成装置。同时, IEC 61850标准的推广应用, 就意味着智能变电站在其影响下向数字化、智能化、网络化的方向更好的发展。而要想真正促使智能变电站良好发展, 就需要以IEC 61850标准为基础, 对智能变电站的二次设备进行集成整合处理, 使变电站的二次设备在各种先进技术的支持下, 可以更加自动化的、先进化的、合理化的运行, 为推动智能变电站良好发展创造条件。所以, 在2010年国际电网公司提出“占地少、造价省、效率高”的新一代智能变电站, 为促进智能变电站可以安全可靠、运用灵活、运维简便、节约环保提供保障, 在智能变电站二次设备进行集成整合处理方面显得尤为必要。

二、智能变电站二次设备集成方案研究

伴随着科学技术的发展, 传统变电站已经转变为智能变电站, 使得变电站运行更加高效、稳定。但因智能变电站还存在一些不足, 使其应用存在缺陷。对此, 应当规划设计智能变电站二次设备集成方案, 从而对智能变电站二次设备集成整合处理, 提高二次设备的应用水平, 为使智能变电站可以自动化、先进化、智能化的运行创造条件。对于智能变电站二次设备集成整合, 主要是:

(一) 过程层设备集成

对智能变电站过程层设备进行集成处理, 主要是对过程层设备进行合并单元和智能终端的集成。因为IEC 61850标准推广应用情况下, 过程层设备中的一次设备, 如互感器、断路器等, 需要进行数字化处理, 促使一次设备所采集的信息可以实现数字化的传输。这就使得二次设备的接口必须实现数字化。而将IEC61850标准作为依据, 对过程层二次设备进行合并单元和智能终端集成, 可以使过程层二次设备无论是接受信息还传输信息均实现数字化。在合并单元和智能终端设备应用越来越广泛的情况下, 对过程层二次设备进行合并单元和智能终端的集成, 可以使设备的整体性更加稳定, 并会在设备运行的情况下考虑同一间隔内其他设备情况, 以便高效的完成数据传输, 为降低设备成本、提高设备运行效率创造条件。对于过程层设备的集成, 可以采用两种方法, 其一就是安装同一个机箱, 使设备与机箱有效连接, 利用此机箱来对电力设备进行控制和调整, 促使电力设备在其硬件上仅有一块电源板的情况下依旧可以切实有效的应用。其二就是根据过程层设备应用实际情况以及设备运行要求, 重新设计设置集成装置, 将电源、人机接口、网络通信等都纳入其中, 进而将其与过程层设备进行有效连接, 整合对时功能、遥信采集功能, 改进合并单元的电压并列和切换功能, 如此可以使过程层设备可以在集成处理的情况下, 智能化、数字化、科学化的应用 (如图1所示) 。

(二) 间隔层设备集成

1保护测控集成装置

所谓保护测控集成装置就是针对110k V及以下电压等级, 主要基于安全可靠的原则, 同时考虑现有运行管理方式。在保护测控集成装置应用越来越成熟的情况下, 将其应用于开关柜式10k V、35k V电压等级的线路间隔上, 可以在线路的间隔处安装, 弥补以往保护装置、测控装置难以安装在开关柜上的问题。保证测控集成装置应用于敞开式开关设备 (AIS) 方式的110k V线路间隔处, 可以有效保护110k V线路, 还可以促使此线路创造更多经济效益。

2集中式保护装置

IEC 61850标准的应用推动了网络采样技术发展, 可以实现全站信息共享, 这给母线保护带来了重大改变。以此为依据, 提出的集中式保护装置可以在网络采样的支持下共享全站信息, 并利用网络跳闸来实现多间隔保护电力设备。将集成式保护装置应用到35k V变电站中, 促使集成式保护装置可以实现间隔性保护, 则需要合理设置线路保护插件、主变保护插件等, 使集成式保护装置实时监控和保护电力设备, 促使变电站可以安全、稳定、高效的运行。而将集成式保护装置应用到220k V变电站中, 应当采用“直采直跳”的方式来运用装置。也就是根据220k V变电站的实际情况, 利用多间隔的采样传输光纤来设置集成式保护装置, 这可以使集成式保护装置在220k V变电站中充分发挥作用。

3集成测控装置

集成测控装置与集成保护装置 (集中式保护装置) 类似, 主要针对现有变电站保护和测控分开配置存在设备数量大的现状而提出。由于以往变电站中应用的测控装置对实时性要求较低, 这使得其在应用的过程中难以考虑母线间隔这一问题, 这使得测控装置无法有效的、准确的进行间隔稳态数据的测量, 并对其进行有效控制。而集成测控装置的应用, 则可以弥补传统测控装置的缺陷。以下就对集成式测控设备的集成进行说明。

(1) 3/2接线形式下测控设备集成

3/2接线形式的测控设备的集成, 主要目的是解决传统测控装置经常断路、线路受损、高抗配置的问题。对于3/2接线形式下测控设备的集成是每2串或多串的测控设备相互集成, 进而对整个变电站的电压等级进行测控。但具体进行测控设备集成过程中, 需要重点解决一个问题, 那就是光线端口的宽带问题。根据IEC 61850对于数据帧的定义, 每台Mu发送的IEc61850—9—2格式的数据帧所用宽带, 需要通过其计算公式来合理计算。计算公式为:

注:Ω表示为宽带;C1=9.54×10-7;C2=8;τ表示为每周波采样点数;Nid表示为每帧采样数据通道数量;ε表示为每个数据帧中除采样值外的其他数据占用的字节数。

为保证交换机的合理使用及数据帧传输的完整性, 利用上述公式来计算利用交换机进行数据传输, 所需要的宽带值, 以此为依据, 合理设置测控设备集成的端口宽带, 如此可以实现3/2接线形式的测控设备的有效集成。

(2) 66k V及以下电压等级测控设备集成

由于66k V及以下电压等级的一次主接线常见于两种情况。但目前应用比较广泛的一种是高电压等级变压站的低压侧, 使66k V的侧主线接在测控电压的母线上, 在与变压器、电容器等无功设备进行连接。为了使66k V及以下电压等级测控设备可以有效集成, 可以安装每段母线配置情况, 将具有各种功能的设备通过统一的母线进行连接 (如图2所示) 。需要注意的是母线上设置“直采直跳”的采样跳闸方式, 摒弃了采用独立的功能插件和CUP单元, 如此可以使集成式设备具有整合保护、测量、计量、寻波等多种功能。

(三) 站控层设备集成

因为站控层设备主要由监控主机、数据服务器、综合应用服务器、工程师工作站、PMU数据集中器、计划管理终端等设备构成。综合站控层设备应用情况来看, 说是对站控层设备集成倒不如是一体化监控系统的构建。因为利用站控层设备来构建一体化监控系统, 可以使其有效的梳理和整合变电站的数据流向、应用功能, 如此可以使变电站更加高效、稳定、安全的运行。其实, 利用站控层设备来组建一体化监控系统, 可以减少站控层设备的应用, 降低设备应用成本;可以更加智能化地管理变电站, 提高变电站的运行水平;可以着眼于未来二次电力设备技术的发展趋势, 不断维护、优化、创新变电站, 促使其充分发挥作用。

结语

在我国智能变电站应用越来越重要的情况下, 对智能变电站二次设备进行集成化处理, 可以使智能化变电站设备得到创新、优化和调整, 进而降低变电站设备成本, 提高设备运行效率和质量, 为推动智能变电站朝着自动化、先进化、科学化、智能化的方向发展创造条件。总之, 对智能变电站的过程层设备集成、间隔层设备集成、站控层设备集成处理, 将真正意义上促进智能变电站应用水平的提高。

参考文献

[1]倪益民, 杨宇, 樊陈, 等.智能变电站二次设备集成方案讨论[J].电力系统自动化, 2014 (03) :194-199.

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[3]黄怡毅.智能变电站二次设备的集成整合方案[J].广东科技, 2013, 22 (10) :78-79.

变电站二次设备 篇9

关键词：变电站,二次设备,状态检修

前言

作为一个资产密集型的现代化企业, 供电公司生产管理的大部分内容是设备管理, 各项电力设备是否完好, 其能否发挥正常功能对于电网的安全优质和高效来说有着重要意义。本文针对变电站中二次设备的状态检修进行探讨。

1 变电站二次设备实施状态检修的意义

当前, 在变电站中, 定期检修方法依然是设备管理的主流方法, 在此方法中, 对设备进行检修的依据是检修规程。所以, 这种方法常常会导致检修的盲目性, 有些设备缺陷较多但是没有得到及时充分的检修, 而有些设备是正常的却得到了重复性的无用检修。科学技术的发展、新技术的出现都使得人们开始转换思想, 寻求新的检修方法, 状态检修体制便是在新形势下诞生的检修方法, 相比于传统的定期检修方法, 状态检修法的优势在于: (1) 状态检修方法更有利于对设备运行状态的了解和把握, 在安排检修工作时, 可以根据具体的设备状态进行, 有效避免了做无用功, 同时也可以有效防止设备故障的产生。 (2) 状态检修更科学和更具有针对性。针对定期检修的盲目性, 状态检修能够极大的减少不必要的工作, 在成本管理上具有较大优势[1]。

2 变电站二次设备状态检修的发展

在变电站二次设备的检修中, 传统上是针对安全自动装置以及继电保护装置而言的, 通过对这些元件各项功能的检测, 实现定值和回路接线的正确。但是, 如果在检测继电保护装置中两次检测存在技术故障, 同时又没有被及时发现, 这一故障则只能在下一次检测中才能被发现。二次设备的状态检修技术则大不相同, 其组成环节包括:诊断、状态检测以及检修决策[2]。其中, 判断二次设备是否出现故障的主要依据是在状态检测环节, 他同时也是检测的重要基础, 在检修决策环节, 要将诊断与在线检测状况进行有机结合, 最终制定出最佳的状态检修方案。

3 变电站二次设备状态检修方法

在变电站二次设备的状态检修中, 主要包括以下六个方面的内容: (1) 初始值。所谓二次设备的初始值, 是指二次设备的交接实验值、出厂值以及经过大维修后的首次实验值。它包括了二次设备在投入使用之前的所有过程, 如:订货、设计以及施工等。状态检修是对设备在运行过程中的某一个环节的检测以及管理。 (2) 巡检。对变电站中的二次设备实施巡检是指在设备运行期间, 按照事先确定的巡检周期以及规定的内容进行设备的巡检工作。在这一过程中, 工作人员应该对设备的运行正常值范围有清楚的认识和了解, 对设备的各项操作要熟练。在巡检过程中, 要详细记录好设备的运行状况, 为后面的诊断性和例行性试验提供依据[3]。 (3) 状态周期调整。在状态检修过程中, 如果巡检环节发现有异常设备, 要及时上报给相应的管理人员。经过初步判断, 将这些异常设备列入到例行性试验中, 或者是实施停电进行诊断性试验。 (4) 状态量评估。在状态检修过程中, 当二次设备的运行状态量与标准值之间存在一定出入, 则表明设备很有可能存在缺陷。当设备处于停电状态时, 如果对设备缺陷的程度没有准确的把握, 不准将其投入应用。而正在运行中的设备, 如果发现有缺陷存在的迹象, 则应该实施跟踪监测, 同时将异常情况汇报给上级管理者。 (5) 实验与检修方案的执行。当完成二次设备的巡检后, 掌握了设备的状态量, 则可进行试验与检修计划的实施。 (6) 二次设备运行状态的统计分析。所谓统计分析, 是指通过采用离线和在线检测技术, 对二次设备的运行状态进行分析, 实现有效的监测[4]。

4 变电站二次设备状态检修的评估

在变电站二次设备的状态检修管理中, 最为主要的工作是:依据状态检修评估结果, 通过适当措施的采取, 最终制定出有效的试验以及维修方案。通过对设备的状态检修最终实现设备缺陷的发现与消除, 保证在状态检修期内, 二次设备能够安全稳定的运行。因此, 合理真实的反映出设备状态检修的结果是至关重要的[5]。实施合理有效的状态检修能够避免传统检修方法中存在的盲目性, 也能够将检修期尽量缩短, 最终实现工作效率的提高和设备使用寿命的延长, 二次设备出现误操作的概率也会大大降低。

5 结束语

在电力系统的发展过程中, 变电站二次设备的状态检修是重要内容之一。随着集成型自动化系统的不断发展和逐渐投入应用, 电缆以及二次设备的数量在一定程度上得到了减少。状态检修法不仅大大降低了检修成本, 而且还有效提高了工作效率和设备的可靠性。在新形势下, 加强对电力系统设备状态检修的研究将具有重要意义, 也是电力系统发展的方向, 对于变电站自动化的可持续发展有促进作用。

参考文献

[1]刘冬生.变电站二次设备状态检修方法探析[J].科技信息, 2011 (27) .

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[4]黄海波.新时期变电站设备状态检修技术的探讨[J].商品与质量, 2012 (5) .

变电站二次设备 篇10

就我国整体网络智能变电站的发展状况来说, 对于智能变电站的的二次设备调试处于探索和试探的阶段, 因此在当前最重要的任务就是如何将智能设备的二次调试发展到最好阶段。表1是调试阶段的分类。

1 智能变电站的概念及特征

智能变电站是可以进行自主完成对信息的测量, 采集, 计算, 保护, 检测和控制的智能操作, 以第一次设备来进行参量数字化和标准化, 进而实现信息标准化, 一体化集成和互动协同化。智能变电站具有以下几个特征:①系统高度集中化, 信息交换标准化:要在变电站内实现无缝通信, 尽量在采集上没有盲区, 从而对系统维护, 配置, 工程实施进行简化。②运行控制自动化, 保护控制协同化:对电流电压的采集进行数字化, 将原来的分散二次系统进行装置整合化, 从而实现数据共享。③分析决策在线化:进行设备检测, 有效获取电网的运行状态, 防止电子装置的故障, 动作信息及信号回路。图1为某智能变电站的设计效果图。

2 智能变电站二次设备调试规范程序和状态检测的必须要性

2.1 智能变电站二次设备调试规范程序

智能变电站的二次调倍是非常复杂与繁琐的, 要在二次调北的过程中参与现场的工作经验和教训。如果想要保证程序规范的话, 就要注意:①出厂的验收工作。②设备的全方位调试。③必要的带负荷试验。通过这几个方面及时发现调整操作的问题, 通过验收顺序来进行, 以保证系统的整体运行更符合操作标准。由此, 这一工作设备要进行的一系列调试内容, 是一个不可忽视的环节, 发挥相当关键的作用。

2.2 计算机二次设备状态监测

计算机技术在二次设备监测的作用能够快速处理电能生产和电压变换任务分别为以下几种状态:①收集状态数据:这是二次设备间次使用的第一步, 只有这样才能对二次设备进行分析且得到数据。②处理数据:收集数据为第一步, 工作人员处理数据的书评与准确率也是相当重要的, 数据处理得出的答案作为参考的标准出现在正常范围内。③监测状态数据:智能变电站中一来是通过有线的方式进行数据的传递, 二次设备工作是同样使用有线的方式来进行数据传输的, 但是这种方法是针对不正常数据发出的信号。

2.3 二次设备状态监测的必要性

二次设备和一次设备之间最大的不同就是不和电力的接触和联系。虽然二次设备是对一次设备进行辅助作用, 二次设备的定位是辅助型设备。只有二次设备对一次设备的辅助, 电流才能安全输送给用户。同时能够及时检测运行状态, 只有二次设备的工作效率得到保证, 才能保证工作人员的监测信息, 可以有效监测故障处理与排除。

2.4 系统级测试的最终目的

在明确系统进行系统升级是非常重要的, 主要分为以下几个方面:①进行单元的合并, 智能终端的装置, 已达到更加精确的准确位置。②对设备进行严谨的检测, 进行严密的考核, 对基本的性能又只能操作箱来进行顺利完成。③对单元格合并进行现场模拟, 对即将或者已发生的线路故障进行更加详细的检查。④检查光纤线路, 确保在这个工作无法运行的情况下, 装置功能会受到如何的影响。⑤检测设备是否得到落实, 发挥了怎样的功效。

智能变电站进行二次系统测试的主要目的是:测试智能变电站各个系统单元 (智能终端、保护及测控装置、故障录波器) 的性能及其互操能力;测试保护装置及智能操作箱对goose跳闸机制的可靠性;测试系统对相关标准、规程的执行情况。

2.5 智能变电站二次系统测试方法

智能变电站二次系统测试的主要采用一致性测试法。通过验证通信接口与标准的要求来检验通信线路上的数据流对访问组织、肘间同步、电平、位顺序及错误的处理等信息。通过一致性测试可以有效地提高系统协议间的互操作性。一致性测试既是系统互操作性测试的前提与基础, 也是智能变电站二次系统设备互操作性对各种标准运行的要求。

在智能变电站二次系统测试中, 需要应用rtds仿真系统、模拟信号接口、电子式互感器模拟装置等设备。通过这些装置对智能变电站的系统测试中的模拟量回路联调试验、开关量联调试验、间隔层设备联调试验、监控系统联调试验、远动通信系统检查及操作试验等。

3 管窥系统及调试

3.1 进行测试的载体

二次系统调试是一个发展平台, 主要包括:①智能变电站自身的互相操作性和一致性;②能够对一次系统中中的工作状态进行最真实的模拟, 并且完全符合变电站的规定。

3.2 接受测试的对象

将要接受测试的设备务必进行入网条件, 相对于已经中标的设备就要严格参照具体的工程方案和规定条件。

3.3 环节与手段

在此项研究中, 能够发现通信链路中的数据流是否吻合, 对标准数据的对象进行详细的说明, 在进行提供的设备及相关设置达到标准的同时可以达到一致性的测试。这个主要平台的主要要素主要包括仿真系统, 必要的接口来进行模拟信号, 数字信号的接收, 在测试过程中不能缺少一些相关设备。

3.4 测试内容

系统级的测试无非包括以下几个层面:①对限量进行最逼真的模拟, 以保证单元格的正常合并。②对智能变电站的终端进行必要的测试。③信号方面的互通性检查。④在宏观角度讲, 确认监控系统和间隔层之间的设备到底有无互通性。⑤做好设备最后的严格检查和测试, 做好出现设备故障的应急方案。

4 智能变电站的二次系统组网方式

4.1 过程层

过程层的主要功能在于一次设备与二次设备的结合, 分为以下三类:①电力运行的电量检测。②参数检测的运行设备。③操作控制执行与驱动 (互感器, 合并单元格, 智能终端) 。

4.2 站控层

站控层是汇集全站的数据信息, 提供联系页面, 实现管理的远程中心通信, 这种模型装置能力大大提高, 装置互相操作性大大增强。

5 智能变电站二次设备调试

5.1 智能二次设备测试仪

保护测试装置数据接口多位数字化接口, 在运行设备需要两种方式:①采用数字式光电测试仪;②目前数字式光电测试仪。

5.2 继电保护装置功能测试

主要包括:①检查采样功能。②验证逻辑方式。③检查和收发报文功能。④动作的测试。⑤对软硬压板的检查。⑥检查对时功能。⑦记录实施程序版本。

5.3 智能终端功能测试

对智能终端, 动作时间, 智能终端发送开关量, 延时测试, 记录智能终端的命令, 功率消耗, 记录程序版本。

6 智能变电站二次设备故障处理

6.1 智能设备故障处理原则

保护装置时, 遇到装置应立即查明原因, 并且当即汇报故障程度, 经调度员进行检查, 经调度员统一我们队变电站的处理:①做好万全技术措施。②严格执行两票三制。③规范处理故障流程, 经专业人员文件进行审核装置, 确认装置无误时, 在进行装置验证。

6.2 智能终端故障处理

智能终端出现故障时, 应当立即通知维修人员, 在经过专业人员维修后之前的一次设备的记忆不会受到影响, 继而保护功能不受影响。

6.3 二次设备在智能变电站的应用

我国的二次设备的运用是为了第一次设备进行辅助的, 在二次设备中, 顺应科技水平的发展, 传统的变电站因为吸收国外的科学技术, 继而是传统的变电技术被取代, 为了顺应二次设备在变电中所起到的作用, 就要将二次设备的检测作为重点工作。二次设备因为用来辅助第一次设备包含以下几种装置:①信号控制装置:信号控制装置在变电设备中, 扮演者眼睛和耳朵的角色, 在这其中, 电气设备的运行收到信号装置的监控, 通过圣光发出指示。②绝缘检查装置:信号部分和测量装置组成绝缘装置, 主要来提供变电站的最新情况, 在发生状况时, 绝缘装置发出警报信息, 可以让人及时了解。③直流电源:在智能变电站中, 直流电源是电力系统稳定运行的保证。④继电保护装置:这种装置具有很强的实用性, 在店里发生故障时, 可以及时发出保护的信号, 这样, 继电装置可以对故障的发生产生迅速的回应, 保护电力设备。

7 结束语

综合上述, 智能变电站中, 只要做好系统的二次调试是智能变电站工作的一个至关重要的环节, 发挥着关键性的作用。作为复杂的智能化系统, 智能变电站需要经过多阶段多目标的发展才能完成。在目前社会中, 智能化是变电站发展的趋势。在发展的这个趋势, 变电站的设备工作中, 要重视第一次设备的状态监测, 将一次设备二次设备双管齐下, 发挥关键作用。电气设备在检测中是否具有优良的且精准的检验, 同时用来检验变电设备中第二次设备的操作性, 才能更加客观合理的进行合理的评估检测出性能。逐步改善传统的模式记载只能变电中的应用。

摘要：随着社会经济水平和科学技术的不断发展, 数字信息化, 信息共享成为智能变电站的二次设备提供了有利条件。从我国电网中制定了相关电网智能化的相关规定。本文中, 简要讲述了二次智能变电设备的联系性和智能二次设备的常见故障的处理思路, 如果想要在此顺利完成智能变电站的设计工作, 就要在二次设备检测中, 及时发现设备的安全隐患, 为智能变电站的稳定打基础以及对系统调试的方法进行不断的更新和完善。有力的提供一些意见和建议。

关键词：智能变电站,系统调试,状态监测

参考文献

[1]闫海宁.超高压电网二次设备状态检修探讨[J].宁夏电力, 2015 (12) .

[2]叶景.智能变电站技术及其对继电保护的影响[J].北京电力高等专科学校学报, 2015, 11 (15) :272.

变电站二次设备 篇11

关键词：智能变电站 二次设备 设备调试 问题分析

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）02（b）-0053-02

随着当今科技的快速发展，人们对供电的需求也越来越高，追求更加安全环保的供电设备[1]。智能变电站不仅有着传统变电站的优点，其稳定性保障性使得更为广泛地应用于变电站建设中。然而由于智能变电站在运行过程中存在着一些问题，导致影响其安全性。因此，该文对智能变电站二次设备调试中的问题进行分析。

1 智能变电站的主要特征

（1）运行控制自动化及保护控制协同化。使用智能变电站能够自动地采集电压电流，并有效将运行中的各种数据集中起来，其整合优化的特点，使原本分散的二次系统装置变得集中。有效使信息数据的共享功能得到深化。

（2）系统的高度集成化及信息交换标准化。由于智能变电站系统结构具有紧凑的特点，实现了无缝通信的功能，使变电站内部、变电站本身与变电站控制中心紧密地连接在一起。在系统设备状态特征量采集上更加开阔，降低了维护变电站的工作，有效减轻了工作人员的工作量及成本资源。

（3）分析决策在线化。利用智能变电站能够了解当前的运行状况，对其中的问题能够及时发现并提出有效应对措施。能够实现变电站的在线监测，及时掌握电网运行状态的数据信息，以及信号问路状态等。

2 智能变电站二次设备调试问题分析

由于智能变电站二次设备在运行过程中经常会出现一些问题，所以需要在运行过程中进行适当调试，根据实际的情况采取有效的方法，以下主要分析了智能变电站二次设备调试过程中的问题。

2.1 智能变电站二次设备调试流程问题

在智能变电站二次设备调试过程中，由于调试流程存在不足的地方而使智能变电站受到影响。在调试过程中，不同的设备具有的调试方法有着一定的差异，其调试流程也应有所不同。在二次设备调试工作中应遵守相应的调试流程，才能使二次设备调试更加合理性与科学性。然而有的工作人员忽略了其重要性，没有依照相应的调试流程进行调试，使智能变电站二次设备调试流程存在问题。

2.2 智能变电站二次设备内部元件标识管理问题

由于智能变电站的内部元件较多，这就增大了变电站二次回路的复杂性。其二次回路都是与编号一一对应的，而且都是通过光缆连接的，主要是通过收发两芯的方式达到信息传输的目的[2]。在变电站二次回路过程中，常见的问题有这几点：一是，二次设备接插光口较为复杂，其形式多样，并且光口形式不统一，有的光口出现松动的问题，二是，二次设备的收发标识多样化，导致出现弄混的现象。三是，由于智能变电站纤芯外观上看不出异样，这就增大了光口收发位置接错的可能性。

2.3 智能变电站二次设备装置检修压板使用问题

在智能变电站的智能终端、合并单元与保护测控装置上分别配置装置检修硬压板，能够有效防止设备运行对监控人员实施设备单休检修测试带来干扰[3]。在智能变电站二次设备中的某一设备配置装置检修压板后，如果没有达到合理的需求，那么会导致保护设备出现拒动的现象，或者驱动的问题。只有使检修测试工作处于更为科学合理的状态，才能保证检修测试的准确性。

3 解决智能变电站二次设备调试问题的有效对策分析

上文已详细分析了智能变电站二次设备中存在的问题，这些问题对智能变电站二次设备中运行有着很大影响，对整个智能变电站造成影响，为了防止这种现象的发生，应对其提出相应的措施解决。从而保证智能变电站二次设备中调整正常运行。

3.1 规范并遵循二次设备调试流程

与传统的变电站二次设备调试不同，智能变电站中的二次设备调试需要进行联调测试。联调测试主要是根据变电站现场的工程配置出发，对变电站中有关的设备进行优化组合，并在这个阶段进行工程应用测试。在测试的过程中，需要对变电站中的所有设备的技术技能、配合度、网络协议等进行明确，必须保证这些因素的准确。通过联调测试，可以及时地发现智能变电站中设备出现的问题，从源头上保证了二次设备调试的科学性。在二次设备调试过程中，应严格按照提示的流程实施，并对其中出现的问题采取有效的方法进行解决。

3.2 合理进行智能变电站二次设备内部元件标识管理

智能变电站二次设备中存在着各种不同的元件，使测试人员的调试工作存在一定的难度。如果没有做好标识及管理工作，会导致工作人员容易弄混，分不清哪个是需要调试的元件，增大错误率的发生。为了避免这种问题的出现，在购买同一元件时应指定同一家商店，因为不同厂家的光口收发标识存在差异。在同一家商家购买能够避免出现混乱的问题。因此，工作人员的管理工作应更为细致，在进行元件标识工作中，需要对不清楚的元件做好标识，不断完善元件标识的管理，使二次设备调试工作人员能够正确地辨别出不同的设备与元件。

3.3 正确使用智能变电站二次设备装置检修压板

要想使装置检修压板的问题得到解决，最关键是要保证智能变电站二次设备装置检修压板的准确性。在智能变电站二次设备中使用装置检修压板，其关键的要素是：一是在智能变电站二次设备处于运行过程中，不得投入各设备装置检修压板，这样做的目的是为了防止保护装置发生误动或抗拒的现象。二是检验智能变站二次设备中的保护装置过程中，要了解不同设备之间检修压板的配合关系，防止出现母线等保护装置误闭锁的情况，这样能够避免对保护装置造成影响。三是在使用过程中要充分发挥装置检修压板的多重作用，不能只是简单地将装置检修压板当作投退保护功能以及出口压板使用[4]。

4 结语

总而言之，随着科技的快速发展，智能变电站的结构系统也得到了很大提升，功能上的不足也逐渐得到完善。但是，在二次设备的运行中还存在着一些问题，该文主要对智能变电站二次设备调试中的几个问题进行深入分析，并提出相应的解决措施，对二次调试有着较大的改变，希望使智能变电站结构系统更为完善。

参考文献

[1]郝志刚，白瑞，张悦.智能变电站二次设备调试中几个问题的分析与探讨[J].山西电力，2013（3）：28-30.

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变电站二次设备 篇12

智能变电站是由智能化一次设备 (电子式互感器、智能化开关等) 和网络化二次设备分层 (过程层、间隔层、站控层) 构建, 建立在IEC61850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。智能变电站是应用IEC61850进行建模和通信的变电站, 智能变电站体现在过程层设备的智能化, 整个站内信息的网络化, 以及开关设备实现智能化。智能变电站建设, 二次设备满足智能变电站的要求。整站网络建立在IEC61850通信技术规范基础上, 按分层分布式来实现整站数字化实现变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。整站的网络架构从整体上分为三层:站控层、间隔层和过程层。智能变电站可以实现站内设备的在线监测, 自动化程度较高, 满足设备的状态检修技术要求。

1 智能变电站专业巡检项目的确定

为能正确反映装置的状态, 设备状态评价应基于收集的信息, 由维护人员做出综合判断。鉴于智能电子设备的特点, 主要以运行和检验信息为主。常规项目的检查同常规变电站相同, 智能变电站除常规项目检查外, 还应检查以下项目, 才能正确反应装置的状态: (1) 合并单元 (MU) 应无告警信息, 查看菜单项中的激光功率变化情况; (2) GOOSE交换机信号灯指示正常; (3) GOOSE网络通讯情况无告警信息; (4) 网络记录仪、录波器、信息子站分析历史数据无异常; (5) 户外智能终端箱的防雨、防潮、防冻、防尘等措施应完好。

2 设备状况评价项目的确定

利用收集到的设备各类状态信息, 依据相关标准, 确定设备状态和发展趋势。设备状态评价应基于收集的信息, 由维护人员做出综合判断。鉴于智能电子设备的特点, 主要以运行和检验信息为主。依据相关标准, 设备状态可划分为正常状态、异常状态、严重状态3类。正常状态:各状态量均符合标准要求, 技术性能完好、运行工况稳定, 不存在一般及以上等级的缺陷且与运行条件相适应。异常状态:单项重要状态量已发生明显变化, 接近或超过标准限值, 存在可能影响安全运行的一般缺陷。严重状态:技术性能下降严重, 重要状态量至少有1项严重超出标准限值, 发生严重缺陷或危急缺陷, 运行工况已不能适应运行条件要求。

3 异常处理

由于智能变电站过程层采用光缆作为媒介不同于常规的控制电缆, 以此间隔单元任一智能电子设备关闭电源、故障异常处理及更换时, 对整站一次及二次系统的影响和注意事项如下所示, 维护中应予以特别注意。

间隔单元设备故障处理注意事项: (1) 故障设备:间隔合并单元。注意事项:对双套配置的, 退出相应母差保护及本间隔保护, 相关联装置出现报警信息。对单套配置的, 一次必须停电, 并退出母差相应间隔。 (2) 故障设备:母线PT合并单元。注意事项:对从本合并单元引出电压的装置, 根据装置原理做出失去电压后的相应处理。 (3) 故障设备:线路保护装置。注意事项:对双套配置的, 对于配置线路失灵功能的母差保护, 当保护装置故障可能导致误开出失灵GOOSE时, 退出相应母差保护的失灵功能;反之, 不考虑对母差保护失灵功能的影响, 相关联装置出现报警信息。对单套配置的, 一次必须停电, 并退出母差相应线路间隔。 (4) 故障设备:母联及分段保护装置。注意事项:仅在充电时考虑, 视为无保护状态处理。 (5) 故障设备:备自投装置。注意事项:退出备自投功能, 相关联装置出现报警信息。 (6) 故障设备:主变保护装置。注意事项:对双套配置的, 对于配置主进失灵功能的母差保护, 当保护装置故障可能导致误开出失灵GOOSE时, 退出相应母差保护的失灵功能;反之, 不考虑对母差保护失灵功能的影响, 相关联装置出现报警信息。对单套配置的, 一次必须停电, 并退出母差相应主变间隔。 (7) 故障设备:母线保护装置。注意事项:对双套配置的, 应退出故障母线保护装置防止其对系统造成影响, 相关联装置出现报警信息。对单套配置的, 母线将失去保护。 (8) 故障设备:主变过负荷联切装置。注意事项:主变过负荷时将失去联切功能, 相关联装置出现报警信息。 (9) 故障设备:低周低压保护装置。注意事项:系统将失去低频低压减载功能, 相关联装置出现报警信息。10故障设备:间隔交换机。注意事项:影响本间隔GOOSE链路, 应视失去本间隔保护处理。11故障设备:公用交换机。注意事项:根据交换机所处网络位置以及网络结构确定其影响范围。可能影响母差保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备。12故障设备:线路智能终端。注意事项:双套配置时, 考虑与本智能终端相关联设备的影响。单套配置的, 正常运行时考虑母差、联切装置、自投、低周减载及本保护不能执行本间隔动作的影响。13故障设备:母联智能终端。注意事项:单套配置的, 在充电保护投入时视为控断处理, 正常运行时考虑主变联跳母联 (分段) 、备自投母联 (分段) 不能执行的影响。双套配置时, 考虑与本智能终端相关联设备 (如主变保护、备自投等) 的影响。14故障设备:主进智能终端。注意事项:单套配置时, 正常运行时考虑主变保护跳本侧、母差跳本侧主进不能执行的影响。双套配置时, 考虑与本智能终端相关联设备的影响。15故障设备:主变本体智能终端。注意事项:影响通过本智能终端的遥控、遥调、遥信功能。16故障设备:PT智能终端。注意事项:影响通过本智能终端的遥控、遥信功能。17故障设备:GOOSE光纤通道。注意事项:影响通过该GOOSE链路连接的相关联设备的运行。18故障设备:交流光纤通道。注意事项:影响通过该交流光纤连接的相关联设备的运行。

4 采样通道及GOOSE通道试验方法

4.1 采样数据通道异常试验对PT采集器、电流采集器、PT合并器的光纤输入, 分别进行插拔、临界接触、频繁中断等光纤异常试验, 保护告警灯亮, 报“本侧采样数据异常”事件。装置只对接收数据进行判断, 装置内部定值和压板控制。判断原理, 靠通道数据零漂判断, 无零漂表示某一部分光纤断裂。对保护与间隔合并器的通信光纤进行插拔、临界接触、频繁中断等光纤异常试验, 保护告警灯亮, 报“本侧采样通信中断”事件。

4.2 GOOSE通道中断试验如果配置有GOOSE接收功能, 拔下保护的GOOSE接收光纤, 保护告警灯亮, 报“GOOSE接收中断”事件。拔下保护装置的发送光纤, 也报保护告警灯亮, 报“GOOSE接收中断”事件。

交换机分全双工和半双工模式, 采用全双工模式, 交换机对接收的数据进行判断, 交换机上的GOOSE输入输出端口, 如果输入端口没有数据输入到交换机, 交换机认为此光口出问题, 将屏蔽此光口的输入输出数据, 保护装置报本次采样数据异常, 本侧光纤通道中断。

交换机和智能单元的输入输出模式是:当智能终端的输入端口出现问题 (即交换机的输出端口) , 智能单元将把带有数据出错的数据帧发送到交换机, 由交换机返回到保护装置, 因此交换机能够接收到智能单元发送到交换机的数据, 所以交换机不会报警, 也不会屏蔽这对交换机光端口。应由保护装置判断为智能单元采样异常。

保护装置的光纤通道中断和采样数据异常报警, 报警灯在数据或通道没有恢复之前不应该能够被复归掉。另外, 保护装置内不应该设置, 判断采样数据异常和纤通道中断的控制字, 应当都判。

5 结语

智能变电站技术的应用是电力系统发展的需要, 可大大减少二次设备和电缆的数量, 克服目前常规保护状态监测存在的困难。通过实际运行经验证明智能变电站二次设备的巡检和测试项目是合理的、有效的, 发现了智能变电站二次设备运行中存在的一些问题并提出了解决方案, 为智能变电站二次设备维护提供了有利的参考意见。

参考文献

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