变电二次设计

变电二次设计（精选十篇）

变电二次设计 篇1

1 变电站二次设计的主要内容

测量、控制、保护、信号回路以及外部控制和连锁电缆设计是变电站二次电路设计的主要内容, 通常设计工作都是采用变电站综合自动化微机保护装置进行的, 同时还包括变电站自动化装置与微机保护装置之间的电源以及其他相关装置的通信电缆设计要求。

1.1 变电站的后台系统

在传统的变电站综合自动化系统设计工作中, 后台监控的设计往往都容易被人们所忽视, 其主要表现在监控机的选择、监控线路的布置和电缆线的选择等。在这种情况之下, 由于检测控制设备需要持续, 不间断的进行运行, 这就极容易造成数据处理出现误差和其他隐患, 同时由于其对数据处理要求不仅是十分精确的过程, 同时对数据处理速度要求较高, 在其运行之中要时刻保持高效的运行状态, 并且使得其能够处于强电磁环境之中。因此, 在后台系统的设计中, 通常都是将工作重点放在环境和设备稳定运行中。就目前我国大众性变电站自动化系统设计分析而言, 一般在工作中都是采用家用机或者商用机作为主要的后台监控设备, 这就容易造成设备运行之中经常发生故障问题, 使得工作进行程度出现隐患与不足, 造成工作顺利开展难度较大, 甚至造成变电系统的不安全运行因素;因此为了确保该设备的安全性、稳定性运行, 在设计过程中可以为后台监控机设备配置不间断的高品质电源。在设计过程中, 应考虑采取交直形式, 以两路输入电源为主, 一路为可两用的逆变器, 另一路为变电源。在正常运行的情况下, 只采用站用变交流电源即可, 而通过逆变之后, 已经形成净化的交流电源, 可供后台监控设备使用。如果站用电已经消失此时直接启动直流系统中的直流电源, 完成逆变交流之后, 可供后台监控设备运行所用;如果站用电已经恢复, 可保持正常运行状态, 则采取站用电进行供电。一般情况下逆变器容量约为500~1000VA。通过采用逆变器形式, 可有效避免后台运行的交流电源发生中断, 减少站用电流的波动性, 有效控制谐波干扰问题, 获得良好效果。

1.2 零序保护作用

对于110kv以及110kv以上的电压系统, 一般出现单相接地故障的可能性较大。因此在保护线路中, 通过零序电流保护形式快速将单相接地故障切除。一般情况下, 零序电流保护中的电流为3I0, 电压为3U, 以方向元件形式作业。

1.3 母线电压的切换作用

在变电站中采取双母线接线形式, 对于每个间隔中保护作用所需要的直流电源、二次母线电压等, 都可以通过正在运行的母线辅助接点, 完成二次切换过程。在运行过程中, 如果隔离倒闸所用的辅助接点发生故障, 可能造成保护失压问题, 并以此引发误动作, 后果不堪设想。因此为了解决这一问题, 可以将切换继电器改变成双位置继电器, 就可有效改善这一问题。

2 变电二次设计的注意事项

在变电二次设计过程中, 往往忽略了一些细节性问题, 而正是细节的失误, 可能引发无法挽回的损失。这种细节的问题, 可能在调试过程中不会发现、在运行过程中也不会表现出来, 但是一旦发生某一节点的故障, 细节问题将成为最后的“推动剂”。因此结合以往工程经验, 加强对二次设计的细节关注, 非常重要。

2.1 二次电缆的设计

二次强调主要指直流110v电源与直流220v电源;二次弱电则是24v以下的直流电源。如果出现强电传入弱电回路现象, 其引发的事故后果不堪设想。随着微机型二次装置的应用与完善, 可有效保障装置的抗干扰能力, 同时不宜设计过多的电容量。在直流电源的回路中, 全站等效电容是非常重要的因素, 如果不能加强注意, 可能给交流回路进入直流回路提供可能性。因此在二次设计时, 应充分考虑交直流回路之间、强弱电回路之间的干扰问题。另外, 强电与弱电、交直流等不能共用一根电缆, 在对保护屏的端子进行排列过程中, 应注意将强电、弱电以及交直流端子分隔;为了更好地避免电磁干扰问题, 确保微机保护设备的正常运行, 应该加设抗干扰电容器, 对于保护装置中的电压、电流以及信号引入线等, 应该选择屏蔽电缆。

2.2 防控二次寄生回路问题

在变电站的二次设计过程中, 不允许某一个独立保护的回路连接到另一个独立保护的专用端子中, 避免引入直流正电源或者负电源。但是这一问题却往往在二次设计中被忽视。对于一套独立的保护装置来说, 如果直流回路并没有全部来自该保护中, 那么不会对运行过程产生过大影响;但是一旦需要处理运行缺陷, 并且需要将二次接线打开, 那么二次回路中电阻的分配就会出现变化, 进而形成寄生回路, 引发保护误动现象。

在设计专用电源端子过程中, 应考虑端子排是否设计充足, 且确保端子排中每一颗螺丝都压在一根线中。对于不同熔断器的供电装置或者不同端子对供电系统实行的保护装置, 在直流逻辑回路之间不能产生任何联系, 如果不能避免, 则应该采取空接点形式进行输出。

2.3 典型设计回路问题

在常规性的保护设计中, 具有诸多典型的设计方案, 但是随着综合化系统、自动化运行系统以及新型一次设备等应用, 很多典型设计的回路已经不适应现场实际情况, 必须作出相应调整, 才能更好地发挥效应。

结束语

变电站二次电路设计需要根据变电站综合自动化 (微机保护) 装置功能与端子定义、电流与电压互感器型号与规格与断路器操动机构的信型号与规格来进行。上述设备功能改进后二次电路设计也需要改进。

摘要：在变电站的二次系统中, 其主要包括测量、控制、和保护以及信号回路等, 是现阶段电力变电站检测与控制系统中的主要组成部分。在变电站运行中, 一旦发生二次回路故障, 极容易引起继电保护装置出现误动、拒动, 从而造成严重的电网损耗和变电站停机事故。因此, 在变电站工作中, 只有合理科学的提高回路的安全性、稳定性和可靠性, 才能够确保变电站以及相应电力系统的正常合理运行, 进而提高变电站工作效益。本文就变电站二次设计要点进行深入总结和分析, 并提出了各项相关注意事项, 为日后变电站二次设计的合理、科学进行提供一定的参考。

智能变电站二次系统设计论文 篇2

过程层、间隔层、站控层是变电站二次系统在功能逻辑方面的划分。其中站控层对间隔层以及过程层起到一个全面监测与管理的作用。其主要构成是操作员站、主机、保护故障信息子站、远动通信装置、功能站。间隔层具有独立运作的能力，能够在没有网络的状态下或是站控层失效的状态下独立完成监控，由测量、保护、录波、相量测量等组成。过程层主要进行采集电气量、监测设备运行状态以及执行控制命令的工作，由合并单元、互感器、智能终端构成。

2.2网络结构

过程网络的组网标准是电压等级。主要的网络形式有双星形、单星形、点对点等。通常要依据不同电压等级和电气一次主接线配置不同的网络形式。单套配置的保护及安全自动装置、测控装置要采用相互独立的数据接口控制器同时接入两套不同的过程层网络。双重化配置的保护及安全自动装置应分别接入不同的过程层网络。单星形以太网络适合用于110KV变电站站控层、间隔层网络。双重化星形以太网络适合用于220KV及以上变电站站控层、间隔层网络。考虑到变电站网络安全方面以及运行维护。智能变电站，特别是高电压等级、联网运行的变电站，在兼顾网络跳闸方式的同时仍保留直采直跳的方式。

2.3二次系统网络设计原则

本文以220KV变电站为例，分析站控层设备的配置。远动通信装置与主机均采用双套配置，无人值班变电站主机可兼操作员工作站和工程师站。保护及故障信息子站与变电站系统共享信息采集，无需独立配置。

1)网络通信设备配置需按一定原则进行。特别是交换机的端口数量一定要符合工程规模需求，端口规格在100M~1000M范围内。两台智能电子设备所接的数据传输路由要控制在4个交换机以内。每台交换机的光纤接入量要控制在16对以内。由于网络式数据连接中交换机起到重要的作用，为保证智能变电站的安全运行，交换机必须保证安全稳定，避免故障的`发生。

2)应对独立配置的隔层设备测控装置进行单套配置，采用保护测控一体化装置对110KV及以下电压等级进行配置，采用保护测控一体化装置对继电保护就地安装的220KV电压等级进行配置。继电保护装置的配置原则与常规变电站一致，220KV变电站故障录波及网络分析记录装置按照电压等级分别配置，统一配置110KV及以下变电站，单独配置主变压器。

3)过程层的配置。对于110KV及以上主变压器本体配置单套的智能终端，对于采用开关柜布置的66KV及以下配电装置无需配置智能终端。在配电装置场地智能组件柜中分散布置智能终端。

4)合并单元的配置。110KV及以下电压等级各间隔单套配置，双重化保护的主变各侧冗余配置，同一间隔内电压互感器和电流互感器合用一个合并单元。

3结束语

变电二次设计 篇3

【关键词】变电站；继电保护；二次设计；注意事项

一、前言

近年来，随着科学水平的不断提高，我国的电力行业也取得了突破性的发展。在电力系统中，微机型二次继电保护设备在电力企业中广泛运用。但是，由于目前我国生产二次继电器保护设备的企业很多，二次继电保护产品在定制、报告、端子等方面存在很大的区别，设备不符合规范的情况比较严重，设备操作、保养等方面复杂，使变电站的管理更为困难。所以，为进一步加强二次变电站的装置的规范性，电网调度系统在符合我国有关规定的基础上，结合企业的自身特点逐步完善和制定了相应的标准，使二次继电保护的开展更为规范。

二、二次继电保护设备的选型问题

2.1母线电压切换

在二次继电保护中应用双母线接线，必须运用侧母线隔离开关操作，这样可以实现两个开关直流电源和二母线电压的二次切换。假如在二次继电器保护运行过程中，出现隔离开关接触不良的情况，则会引起距离保护退出运行的风险，甚至还会导致操作出现错误的问题。所以，为了避免这种情况，可以改变设备制造供应商，在电压开关盒使用双位置继电器来替代继电器。

2.2变电站后台系统的管理

在变电站自动化系统的设计和运用期间，电力工作人员很容易忽视后台监控机型号的查询问题。后台监控机是处于一个持续的全天候运行状态，这就对继电器速度要求比较高，并且对电磁环境具有较高的数据交换量和很强的适应能力。所以，工作人员在选择变电站系统的过程中，必须要选择应用性能比较强的。

2.3零序保护

当额定电压大于110KV时，很容易发生单相接地故障，这是经常出现的一种故障类型，发生率比较高，这个问题的发生率能达到总故障率的90%。所以设计中零序保护常采用自产的3U0，故110KV零序保护设计要考虑3U0的接线方式。110KV线路保护中逐渐采用110KV光纤保护作为主保护。

三、继电保护组屏与配置方法

3.1母线保护与断路器失灵保护

从变电站继电保护以往的经验以及统计研究来看，错误的启动方法索引发的故障是导致误操作保护系统故障的主要原因。这种问题出现的主要原因是在于失灵电流判别是通过系统独立设置的失灵启动装置运行来实现的，而不是通过最后完成跳闸的失灵保护。所以，在这两个方面中应该按照以下两个要求来设计：第一，在双重保护分配失败后，必须立即采取故障保护措施，即每套线路运用一对一的启动方法，可以简化故障启动的移动设备，可以把取消110kV间隔的独立配置的相关故障启动装置；第二，完整的双母线保护中应包括两套故障保护的有关功能，来对双母线进行保护。

3.2电压切换箱接线

在电压开关箱的设计时可以采用双接触位置的方式，能够有效避免接触不良所引起的压力损失问题。但是在维护电压开关箱方面，必须要使用恰当的维护措施，否则很容易引起反送电的情况，从而使整个电力系统的安全性与稳定性受到影响，严重时甚至使设备受到损坏。所以，在这两个典型的设计过程中，在双电压开关盒防护设备的基础上，往往需要采用单位置输入方式，以便隔离开关辅助触点设计。假如一个系统的开关辅助触点出现接触不良现象，那么开关电路则是不正常的，这种情况下必须结合实际情况来采用相应的应对方法。

3.3110kv线路重合闸

母线保护的主要功能是根据有关需求增加二次继电保护，独立的配置往往不再采用断路器辅助保护装置配置，普通的设计增加了重合闸所有套线路保护装置的作用。为使电路得到进一步简化，保持独立的运行模式，在典型设计系统时，应该采用重合闸保护方式。另外，断路器控制应该保持其位置，需要不断地重合闸与每套线路保护的同时也运行或退出。

3.4断路器与母线保护失灵

在变压器主单元内，由主变压器故障或系统母线故障所引起的变压器侧断路器失灵和保护失灵，一般通过母线保护来判别。故障保护使用双重化配置，保证每套线路都是运用了一对一的模式进行故障保护，以便简化故障启动设备。利用电流判别故障来进行母线保护，取消各个110kv间隔的失灵启动设备的独立配置。

四、继电保护运用中的注意事项

4.1一次设备的要求

进一步简化二次回路，防止出现误操作的情况，二次典型设计（除变压器、母联元件保护）一般不需要实施三相一致的断路器保护，在断路器本体机制的前提下，要采用跳合闸压力锁定、断路器防跳等功能。在同一时间，在典型设计二次保护时，在满足双母线电压互感器的接线要求下，把三相线路电压互感器放置于每个双母线间隔之中，不仅可以使电压切换电路简化，还可以有效的提高安全性与可靠性。

4.2协调通信专业

在正常情况下，由于通信设备两个专业的规定不同，需要继电保护与通信系统之间进行相应的调整，主要表现在一下三方面：第一，如果一回路两套纵联保护采用的是专门的通信发射机，必须分别建设光通信设备通道，并进行单独的传输；第二，如果系统线路保护采用的是光纤特殊的通道，可以使用保护的光纤和通信光纤配线架直接连接；第三，对于50公里以下的短线路，可以在缺乏光电缆道的基础上，设置双电缆双回线路。

五、结束语

在初步设计与可行性研究报告阶段，变电站二次典型设计必须重视项目接入系统设计和协调。采用屏幕系统必须要有合适的配置，要对继电保护典型设计进行优先考虑，对各个区域平时使用的方式也可以加以适当考虑。在设备采购招标中，在典型设计阶段，国家电网规模招标系统的招标文件和国家电网继电保护企业的标准，典型设计应把企业标准作为前提，基于投标而采用的典型的系统设计。在设计过程中，不光要加强设计关键环节部分，还应注重管理细节部分，对于常见的问题，根据实际情况进行具体的分析，全面分析变电站两路继电器配制方法和组屏原则，从而达到设计的科学性合理的。另外，还必须注重选择二次继电器保护设备，运用优化设计，提高变电站继电保护系统的安全性和可靠性。

参考文献

[1]冯肇海.浅谈变电站电气二次系统设计[J].广东科技，2010（08）

[2]顾金.220kV变电所线路保护二次设计[J].科技风，2010（20）

变电二次设计中的问题研究 篇4

一、变电二次设计中的相关问题分析

1.关键要点

(1) 加强后台系统设计管理

在新时代背景下, 随着经济发展与科学进步, 在电力系统日常运行进程当中, 计算机技术以及通信技术能够有效地融合于电力系统工作中, 使得变电站后台系统基本可以完成24小时全天工作, 保障实时针对电力系统整个运行进行的全面监测。在此需要注意的是, 若要实现上述功能, 则要求后台系统拥有高水平质量以及高效率监控性能, 同时还要求颇具较强灵活可操作性。所以, 进行变电二次设计时, 设计者需综合考虑各方面多元因素, 譬如说包括相关使用要求在内的主观因素或者是涵盖有电磁干扰问题等的客观因素, 全面结合多元化内容, 科学合理地展开设计工作, 旨在获取满足实际需求的变电二次设计。

(2) 加强零序保护设计管理

通常而言, 在常规情况中, 若是电压系统处于110k V或者是以下状态的时候, 建议选择使用双相接地手段方式。然而, 在进行变电二次设计的时候, 某些时候则需结合实际情况合理选择使用单向接地模式, 但是实践证明, 此类方式运用常常会造成各类故障问题的出现, 所以, 建议设计中应针对使用单相接地方式的变电系统必须配套采取有效的零序电流保护措施, 尽可能将故障问题的出现率降至最低, 并为及时排除故障奠定良好基础, 基于此, 设计者需强化开展零序电流设计管理工作。

(3) 加强母线电压切换工作

一般来说, 纵观整个变电系统运行进程, 为实现其运行方式的有效切换, 变电站通常会选用双母线接地手段, 旨在针对不同的电源电压进行对应母线保护的合理提供, 与此同时, 能够运用母线侧隔离刀闸的辅助接点, 完成针对二次母线电压以及直流电源的有效二次切换。在实际的设计进程中, 如果多出一条母线可能会发生何种问题展开综合分析, 因为传统意义上的继电器难以充分满足双母线同时接入需求, 进而应运用双位置继电器设备, 促使两条线路相互不存在影响情况, 将故障发生率尽可能降低。

(4) 加强反事故措施的应用

在实际的运行时, 即使是再好的设计, 也难以全面避免意外情形的出现, 因此, 在开始实施二次系统变电设计之前, 理应将可能会形成的问题情况充分考虑在内, 同时制定具体的合理措施积极进行防范应对, 有效结合设计跟反事故措施应用, 旨在形成问题时能够更为快速冷静地完成优化解决。

2.细节问题

针对变电系统展开二次设计工作时, 一般常常会忽略掉很多细节情况, 但是, 正是因为这些细节问题的存在, 会让系统运行受到较大影响, 在实际测试中若尚未发现问题, 历经长期运行之后, 一旦设备形成事故情况, 细节问题则会起到推波助澜的消极作用, 非常不利于系统运行的相关因素。因此, 要求设计人员在实际的设计活动开展中, 必须全面积累丰富设计经验, 给予细节问题更多关注, 尽可能合理规避对装置及设备工作实施带来的十分严重的影响。 (1) 二次电缆设计问题

针对二次电缆进行设计的时候, 应充分结合二次回路自身所具备的主要特性, 就电缆取向展开合理设置, 譬如在某些设计中, 设计人员为图省力, 在主变瓦斯继电器闭合电路中仅仅运用一根电缆, 然而事实上, 主变本体上是拥有两个瓦斯继电器的, 加之这两个继电器所处位置是各不相同的, 若只是使用一根电缆则会造成部分电缆器会暴露出来, 即使在安装进程中采取有效的防护措施, 但是防护措施却没有电缆改装保护耐用性强, 历经较长时间运行之后, 电缆不可避免地会出现损伤问题, 一旦遭遇恶劣天气情况, 十分容易造成盲流接地, 因此, 设计人员针对二次电缆实施设计时候需综合考虑让独立设备单独使用一根电缆, 如此一来, 上述问题现象能够得到合理规避。

(2) 防止二次寄生回路

“通过不同熔断器供电或者不同专业端子对提供电力的保护设备的直流逻辑同路之间不能有一点点的联系。”譬如说, 进行微机型设备的合理使用时, 跟实际输入输出的开关量是息息相关的。若要使得微机设备跟外部保护形成某种必然联系, 基于设备光电耦合分隔装置应用, 外部保护无源空接点能够实现向此设备的合理接入;若是外部保护要跟微机设备形成必然联系的时候, 那么, 基于外部设备光电耦合分隔器件应用问题, 使得微机设备无源空接点可以完成向外部保护设备的合理接入。由此可以得出, 保护设备无论是外部还是内部对应的何种回路, 均需针对设备内部电源装置展开使用。要求外部联系相关的闭合电路只能够是无源的, 否则会导致各个电源相互间产生寄生回路, 严重损伤电源设备。

(3) 装置电源选用的问题

结合实际情况能够知道, 在变电二次设计中, 变电站内部所使用的各类设备大都为220V直流电, 然而, 也并非全部都是如此, 其中, 监视控制主义以及其他相关设备所要求的则为交流电, 现如今, 多数变电站内部应用电压尚且缺乏一定的稳定性, 十分容易催发各类安全事故问题, 时常会向低电压进行跳换, 220V电压能够就设备实施交流充电行为, 若电压向低压跳动, 进行设备充电则会造成失电情况出现, 如此一来, 电压则演变成为放电进程, 为就此类故障展开有效处理, 要求设计人员需使用三组电源完成电力的有效提供, 保障交流负荷用电颇具较强安全性, 唯有确保变电站内部涉及的全部设备均能够顺利运行, 方能保障二次变电系统各项工作安全开展。

(4) 直流回路极差配合

纵览变电站内部, 若是直流空气开关即直流熔断器做出了包括熔断等不正确动作, 则会造成相应事故问题实际范围的不断扩大, 基于此, 为实现对事故的合理规避以及有效控制, 在变电二次设计中, 应综合考虑直流空气开关即直流熔断器的极差配合问题。通常而言, 直流回路中所涉及的上级设备以及下级设备一般都是由不同厂家进行提供的, 所以, 只能够通过二次设计工作人员针对上下级直流空气开关即直流熔断器相互间所需的极差配合情况展开细化考虑。

(5) 电力互感器极性

在整个变电站系统内, 其中所涉及的电流互感器通常选用的是同名端P1朝母线侧配置手段, 基于此类状况, 主变差动保护各侧对应的电流互感器相关二次回路都是选择使用同名端S1出现, 使得差动保护差流计算条件能够获取全面保障。然而, 纵观实际设计进程, 其中涉及的电流互感器同名端P1朝向存在着一定差别, 此时则需针对电流互感器二次回路接线进行优化调整, 使得差动保护插柳计算条件获得充分满足, 在日常设计中必须就此提起特别关注。

结语

综上可知, 在变电站电力系统日常工作中, 为保障其稳定运行, 认真开展变电二次设计工作显得愈发重要, 相关设计人员需重点关注设计中涉及的各类细节问题, 尽可能避免其对系统日后整体运行造成直接损害, 比如催发或损坏电力设备等, 使得经济利益免遭损失, 同时不会对居民用电产生消极影响。所以说, 变电二次设计设计者在实际设计时, 需全面考虑二次系统安全稳定运行以及系统工作持久性, 促使相关设备拥有高水平质量, 并尽力做好相应的设备维修养护, 推动变电站的可持续健康发展。

摘要：近些年来, 随着社会的不断进步以及经济的迅猛发展, 科技水平显著提升, 微机继电保护装置以及综合自动化电力控制等各类新型技术的优化应用, 使得变电站日常运行保护实施以及变电二次设计工作开展更为便捷。纵观整个变电站的后台管理系统, 二次系统实现运行的目的主要在于针对一次设备细化完成各项保护工作, 占据着十分关键的应用地位, 其重要性不容忽视。在此, 本文将针对变电二次设计中涉及的相关问题进行简要探讨。

关键词：变电运行,二次设计,问题

参考文献

[1]张雄飞.有关变电二次设计的分析与探讨[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2015 (18) :33-34.

[2]印茹.试论变电二次设计过程中的细节问题[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2014 (34) :199-200.

[3]庞海燕.探究变电二次设计过程中要注意的细节[J].科技创新与应用, 2015 (11) :77-78.

[4]余开龙.变电二次检修常见问题浅析[J].中国科技纵横, 2015 (17) :287-288.

[5]张云伟.浅谈变电二次设计过程中的细节问题[J].低碳世界, 2015 (18) :56-57.

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

750kV变电站电气二次系统现场验收规范

 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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750kV变电站电气二次系统现场验收规范

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。

变电二次设计 篇6

【关键词】10kv；自动化；变电站；二次设计

0.前言

当前，综合自动化变电系统在我国很多大用户工程、称为以及农网等都得到了广泛的应用，它的推广与发展不断促进着我国电网自动化系统的发展，与当前国家供电需求相适应。我国所采用的综合自动化变电系统能够有效的提升电网的运行安全性、使劳动生产效率得到提升，同时还能够加强对电网的管理，是一项极为重要的变电站控制措施。这一系统的深入应用所产生的经济效益以及社会效益主要表现在：使电网供电的质量和可靠性得到提升、能够使操作的失误得到有效的减少，使变电站的运行成本和劳动生产效率得到提升。在使相关操作人员的技术水平得到提升的同时使整个电力系统的先进性也得到了明显增强，从而带动了企业的不断发展和进步。

1.10kv综合自动化变电站简介

过去的10kv综合自动变电站主要是采用成熟、安全、可靠以及稳定的直流系统来进行操作。但是一套智能化的直流屏造价较高，一般情况下都是15万以上，这一资金数目，对于资金链本来就较为紧张的工矿企业或者是农电企业来说是一笔不小的数目，在进行资金筹措时会遇到一定的困难。为了使资金能够得到有效的节约，将直流操作系统转变为交流操作系统，取消直流屏，成为了相关单位考虑的重点内容。通过这种方式结余下来的资金能够持续购买5-8次综合自动化变电站的所有二次保护设备，所以，交流操作系统的深入应用是当前我国综合自动化变电站发展的主要方向。

为使交流操作系统的电源具备稳定性、可靠性及后备性，可以运用下列方法解决：相对于直流操作系统中由直流屏直接提供的直流220V电源，在交流操作系统中改用UPS输出的交流220V电源直接或间接替代，具体措施如下：①保护、测控等微机装置工作电源采用交流220V，由UPS输出提供；②跳合闸回路使用交流220V，由UPS输出提供；③机构储能电源使用交流220V，由UPS输出提供；④后台机使用交流220V，由UPS输出提供；⑤跳、合位继电器采用直流24V，由外部开关电源提供，开关电源的输入为UPS输出的交流220V；⑥中央信号回路采用直流24V，由外部开关电源提供，开关电源的输入为UPS输出的交流220V；⑦装置面板信号及开入量采用直流24V，由装置电源模块提供。

2.屏位及屏面布置

交流操作综自站因其10kV开关多采用户外杆上操作机构，其二次保护适于集中组屏。屏面布置应注意以下几点：①相同或相似性质的保护测控装置及其控制元件，应考虑安装于同一屏（柜）面上；②不同柜体间相同性质的安装单元（比如保护装置、KK把手、红绿灯等），在屏（柜）面上的高度、位置等宜对应一致；③两套变压器的保护设备、控制元件等宜布置在不同屏（柜）面上；为节省空间，也可考虑安装于同一屏（柜）面上，但应一左一右明确区分；④屏（柜）面布置元件时应满足调试和运行巡查方便的要求；⑤同一安装单元各套独立保护配置在一块屏（柜）面上，应明确区分布置，以便巡查、维护和调试。

3.变电所二次设计应注意的问题

3.1断路器控制回路应注意的问题

目前，在10kV变电所设备选型中，10kV断路器主要选用真空断路器，该断路器采用弹簧机构。按照南方电网运行规定，正常运行情况下不使用断路器本体防跳回路，而使用操作箱中的防跳回路。断路器本体防跳回路应在投运前彻底解除，并且断路器应有足够数量的、动作逻辑正确、接触可靠的辅助接点供保护装置和综合自动化系统使用。

3.2无功补偿装置应注意的问题

微机综合自动化变电所最终要实现无人值班，对电容器应要求具备自动投切功能。目前10kV变电所主变通常都选用有载调压变压器，所以，应选用能实现对电容器分级自动投切以及能对主变进行调档的综合自动化装置，通过综合自动化装置结合母线电压实现对有载调压主变的档位进行升、降、停的调节及电容器开关位置的跳合，从而将电压维持在额定电压附近。

3.3接地选线功能应注意的问题

新建的10kV变电所多数是户外式变电所，10kV线路单相接地短路是最常见的故障，虽然小电流接地系统在单相接地时可继续运行1～2h，但是，当系统发生单相接地后，非接地的两相对地电压将升高1.732倍，可能在绝缘薄弱处引起击穿或继续造成短路，或使电压互感器铁芯严重饱和，导致电压互感器严重过负荷而烧毁。

以往所选用的10kV馈线保护装置大都具备接地选线功能，可用零序TA产生的零序电流，但是零序TA只能用于电缆出线，架空出线只能用自产的3IO，而单相接地时故障电流为线路对地电容电流，数值非常小，在故障前后的变化量非常微弱，此外单相接地故障状况复杂，不同系统在馈线长度、中性点接地方式等方面都有较大差异，而且系统运行方式多变，要求选线装置有较高的灵活性和适应性，因此最好选用专门的接地选线装置，其准确率就比较高，应用独立的小接地电流选线装置，将小电流系统所有出线引入装置进行判断及选线，正确判别或切除故障线路。

4.结束语

综上所述，单交流操作系统是当前我国综合自动化变电站应用得最为广泛的电力操作系统。它具有着维护简便、成本低廉以及接地簡单的显著优势，在很多电力企业都得到了推广。但是，它也存在着明显的不足，与直流操作系统比较，其安全性、综合性以及可靠性等都还存在着一定的差距。在实际的应用设计中，将实用性、方便性以及可靠性作为进行设计的主要原则，按照相关规定对变电所的综合自动化系统装置进行严格的选型和把关，规范每一个环节。通过科学的选型，使其能够与当前社会发展需求相适应，不断推动综合自动化装置的功能、技术等的发展，增强系统的适用性、性价比以及可扩展性，使电力企业的经济效益得到提升，使人民和用电企业的需求得到满足。 [科]

【参考文献】

[1]刘贵水，赵逢荣.变电二次设计相关问题探讨[J].科技资讯，2008（19）.

[2]梁卫忠.浅谈某110kV变电站的二次设计[J].广东科技，2007（10X）.

智能变电站二次系统设计方法分析 篇7

关键词：智能变电站,二次系统,系统设计方法

智能变电站在智能电网中得到重要应用, 变电站二次系统设计能直接影响到变电站的经营管理与运行情况, 并为变电站创新发展提供机遇。在智能变电站进行二次设计时, 最具有影响力的系统设计是指通信网络取代了常规的二次回路, 物理上的电气信号逐渐被网络中的虚拟数字代替, 二次系统的功能信息与信息逻辑和输入输出的关系, 有一定差异, 电缆和光缆只能对通信上的连接关系进行反应, 无法进行实际的操作与通信。这种智能化的装置, 是一种通用的运行平台, 无法反应变电站的配置情况。

1 智能变电站二次系统设计的意义

在进行系统设计中, 智能变电站的二次设计, 应对设计单位进行具体规划, 确保该设计过程符合IEC61850标准的CID、SCD等文件。但是从目前的情况来看, 设计单位无法为变电站提供系统的这种文件类型, 就算变电站中有SCD、CID的建模工具, 但是无法进行全面的系统设计, 相关工作人员没有结合IEC61850与设计图纸的实际情况。所以在这种情况下, 没有对SCD和CID文件进行一个统一的要求, 只能通过生产厂方、变电站工作人员与设计人员的共同努力实现, 这些设计参与方需要全面整合设计的相关信息, 并对系统进行相应调试和检验, 确保能够正确配置文件, 加快工作效率, 增加施工成本。

为了解决变电站中的这种问题, 工作人员应掌握智能变电站的二次系统的设计方法, 并以虚拟二次回路为基础, 在设计完成后, 形成全面而标准的SCD和CID文件, 并供应给装置生产厂方和现场工作人员, 然后通过智能变电站的二次系统设计能够切实有效。

智能变电站在运作中, 可以通过XML的基础SCL文件要求, 对系统设计和过程改造进行描述, 并交换信息。所以智能化变电站的二次系统, 从设计到施工完成, 都是通过二次装置生产厂商以及设计人员和现场施工人员运用SCL中SCD和CID文件之间的交互关系来完成的, 在智能变电站中, 二次装置功能的设置情况与功能之间的通信关系, 必须按照IEC61850的SCL配置文件标准, 以此进行承载和描述。这些文件是智能变电站设计过程的关键性文件, SCD、ICD和CID文件是XML的基础文件, 通过智能变电站系统设计发挥作用, 在IEC61850的标准下, 配置语言的定义文件类型, 然后通过属性和元素描述一次系统和二次系统, 文件一般以“.ICD”、“.SCD”和“.CID”来命名。

智能变电站的IED装置的数据模型可以通过ICD文件进行描述, 这个过程中描述了IED的整体能力, 并根据系统需要描述了数据模板, 包括所有逻辑节点的相关内容, 以及智能变电站的通讯描述。SCD文件是整个系统设计的数据源, 所有IED实例配置通过文件进行描述, 并描述了通信参数和通信配置, 以及智能化变电站的系统设计和信号联系信号。CID文件在智能变电站的系统设计中, 属于实例配置, 并描述了一个实例化的IED和通信信息系统。所以文件属性和元素, 应该严格按照IEC61850标准中的变电站配置云烟进行描述和设计。

2 智能变电站二次系统设计

设计人员在进行智能变电站二次系统设计时, 关键是进行二次虚回路设计, 与常规变电站相比, 智能变电站在设计过程中, 应关注以下几方面发生的变化:

在常规变电站中, 智能功能与装置本身存在对应关系, 工作人员能够确认智能装置包含的明确定义, 并确定了产品型号和版本, 从而推断出系统功能的具体情况;而展开进行智能变电站系统设计中, 智能装置只是一个通用的运作平台, 通过这个运行装置无法推断出系统功能的实际情况, 智能在分析软件实例中掌握这些功能, 工作人员也要注重每个软件的开发厂商、版本和型号。

常规变电站是通过电缆进行信号传递, 信号与电缆有着密切的关系, 并相互对象, 在智能变电站中, 包括数字化变电站, 信号与网络之间的信心传输, 智能变电站在电缆和光缆中反映出装置的物理关系, 无法真正描述系统的实际功能与传输关系。

智能变电站中, 工作人员可以通过配置的数据对系统功能的安置情况和功能质检单额通信联系进行描述, 这种数据的配置过程也是智能电网运作的关键所在, 常规变电站就无法使用这些数据。常规变电中的二次工程设计是通过二次接线作为主要依据, 该表现形式在智能变电站中, 不存在传统的二次电缆回路, 所有信息都涵盖在光缆中。在实际上, 智能变电站的每个GOOSE信息应进行仔细配置, 并在设计时, 注意应用能够体现配置手段的文件, 否则无法将虚拟二次回路的连接方法完好的表达出来。所以系统二次设计应当以一定形式, 解决智能变电站需要处理的问题, 具体设计流程如图1。

2.1 虚端子

在智能变电站的二次系统设计中, 工作人员要注意各保护装置之间的信息传输以及分合闸出口间的传输过程, 及时记录网络传输的数据信息, 这些数字信息可以在一根光缆中进行传输, 无需应用传统的端子。但是二次系统回路的相关原理并没有因为网络传输而产生变化, 对于智能变电站中的应用装置来讲, SV输入信号与GOOSE之间的端子存在一定对应关系, 这些装置都具有其所涵盖的ICD文件, 所以在SV信号进行传输低, 应按照常规政治的模拟来那个将端子排输入;GOOSE输出信号与开关量输出端子存在对应关系;GOOSE输入信号与开关量输入端子, 为了维持更加深入的理解和应用SV信号和GOOSE, 所以将这些信号称之为虚端子。

虚端子能够一对多, 但是不能进行多对一, 一个开出信号能够提供给多个IED设备进行应用, 但是开入信号却无法完成串联, 智能一对一进行传输, 十端子则正好相反。例如子啊220k V的线路间隔中, 开入短路器位置应考虑两套线路的保护与线路测控装置, 在常规设计中, 每种装置都需要懂就地开关机构中, 选取辅助阶段, 然后将智能变电站设计中的一会位置信号传入智能终端中, 各个装置中都能够通过网络上的位置确定该位置信号, 对接线过程进行简化, 实现一对多的信心传输。

虚端子无法对常规变电站汇总可见断开点进行设置, 其中的保护装置都是通过在硬压板的出口处进行设置, 从而保证保护功能的使用, 回路整体可以拥有明显的断开点。在回路进行虚拟化之后, 目前很过继电保护厂商, 最长使用的做法进行通过GOOSE出口软压板设置, 确保信息能够正常从发送方大搜接受方, 从逻辑上保证接受方和发送方在隔离基础上的传输。

2.2 设计流程

根据智能变电站的二次系统设计特点, 采用SV和GOOSE数据流向图以及装置物理连接图, 对变电站的额二次回路设计进行完善, 并通过全站的虚端子连接表在设计中不断优化。变电站的二次设计图纸, 应按照设备电压等级和配电装置和间隔划分内容, 进行如下设计:

下一步是绘制装置物理连接图及全站光缆清册。装置物理连接图反映了设备间光缆连接情况, 可以清晰的表达各二次装置光口之间的物理连接关系, 全站光缆清册, 可以体现出全站光缆的接线方式, 直接用于指导现场光缆溶接。

首先要根据设计图纸确定二次系统设计技术方案, 明确该过程二次设备的订货情况, 并各个电压等级的SV数据流程图和GOOSE流程图表进行绘制。这个过程与常规变电站有一定类似之处, 其电流、电压回路和控制信号回路以及保护回路图可以得到良好的应用。变电站设备之间电流与电压数据六的连接方式, 能够通过SV数据流图进行标示, 上传信号。断路器和隔离开关控制和各保护间的联系, 可以通过GOOSE数据流程来进行完善。

然后是全站虚端子的连接, 二次设备厂商在绘制外部物理接口示意图的同时提供相应Excel表格形式的装置输入/输出虚端子定义。设计人员根据这种定义情况, 结合相关原理设计GOOSE和SV之间的连接, 然后将虚端子的绘制表格, 发送给全站系统集成商, 形成系统设计的SCD文件, 最后完成整个二次系统回路设计。

3 结束语

通过上文对智能变电站二次系统设计方法的分析, 可以得出智能变电站的设计开展, 是二次系统设备对生产厂家的发展趋势, 工作人员要充分理解这个过程的意义, 并掌握设计方法, 通过虚端子的设计和应用, 对二次系统设计进行完善, 确保变电站能够更好的为人们的服务。

参考文献

[1]李萼青.智能变电站二次系统调试方法研究[D].上海交通大学, 2013 (5) :154-155.

[2]张跃丽.智能变电站二次系统可靠性及相关问题研究[D].上海交通大学, 2013 (1) :165-165.

[3]李昊炅.智能变电站二次系统优化及应用研究[D].华北电力大学 (北京) , 2011 (3) :127-128.

[4]张跃丽, 陈幸琼, 王承民, 栗君, 袁桂华, 张瑞芳, 魏燕, 张英杰.智能变电站二次系统可靠性评估[J].电网与清洁能源, 2012 (11) :179-180.

变电站二次系统防雷设计探讨 篇8

关键词：变电站,二次系统,防雷,设计,安全性

电力设备自动化改造带动综合自动化变电站的数量不断增加, 雷电对弱电设备的危害越发严重, 其中, 变电站二次系统遭遇雷击的情况尤为突出。变电站属于二级防雷建筑物, 站内带有强电, 当线路受到雷击时, 会产生上万伏的过电压和过电流, 并产生强大的交变电磁场, 导致建筑物内部设备损坏。改进变电站二次系统的防雷设计, 可以大大提高电网运行的安全性和稳定性。下面, 先分析自然雷电对变电站二次系统带来的危害性。

1 雷电对变电站二次系统的危害分析

一般来说, 雷电危害变电站二次系统的途径主要有配电线路、通信线路、雷击电磁场、地反击四种。

在遭遇雷击时, 配电线路可能产生过电压, 过电压直接传到弱电设备, 造成弱电设备损坏。根据配电线路上过电压产生的原因和造成的危害。一般情况下, 雷击入侵配电线路的途径有六种:1) 架空配电线路被雷电直接击中;2) 架空配电线路受到感应雷击;3) 埋在地下或位于地缆沟内的配电线路受到感应雷击;4) 室内配电线路彼此感应产生过电流;5) 室内配电线路与避雷引下线的电磁场发生感应而形成雷电流;6) 室内配电线路与发生在室外不远处的落雷产生感应电流。

通信线路感应雷电后, 雷电直接传到设备, 造成设备损坏。雷电电磁场对变电站二次系统的侵害是指, 当建筑物及其临近点产生雷击时, 会使建筑物内形成蕴含着较高能量的交变电磁场, 位于交变电磁场内的仪器设施很可能被磁场的能量所破坏。雷击入侵通信线路的途径也有6种:1) 户外架空设置的通信线路被雷电直接击中;2) 户外架空设置的通信线路同附近的雷击发生感应;3) 户外地下通信线路在雷击时产生感应电流;4) 室内通信线路与避雷引下线的电磁场发生感应后形成雷电流;5) 室内通信线路与发生在室外不远处的落雷产生感应电流;6) 室内线路排列过于紧密而导致彼此感应。

地反击:

雷击会导致地电位升高, 升高的电位可以经地线导向设备, 若设备有外接线位于低电位, 就会产生足以破坏设备的电位差;反之, 若设备未连接外接线或线路处于隔断状态, 就不会产生电位差, 设备也不会受损。当接地装置不符合要求是就可能会产生地反击, 导致同一设备或统一系统连接到互相没有直接电气连接的地网。在遭遇雷击时, 各地网之间存在高电位差, 破坏二次系统设备。

2 变电站二次系统的防雷设计

2.1 防雷设计的指导思想

无论变电站二次系统遭遇雷击损坏的途径是什么, 防雷设计的原则都是讲雷电以尽可以短的路径和尽可能短的时间泄放到大地, 使雷击波及的范围最小化, 尽可能地减小受牵连设备各部位的电位差, 并缩短影响时间。

2.2 电源部分的设计

首先, 两路变电站要使用交流电, 分别配备一个第一级电涌保护器, 通常采用FLT PLUS CTRL-1.5/I、相-地、零-地保护器各1只, 共计4只。第一级电涌保护器的泄放雷电能力可以达到50k A, 并对工频续流和后续雷电流有灭弧功能。如果同二级电涌保护器搭配使用, 那么二级输出端的残余电压能降至900伏, 从而将雷电过电压压制在可以承受的范围内。

其次, 高频的开关电源交流两路进线和通信电源的交流进线, 分别配备交流三级防雷组块, 使额定工作电压的范围更宽一些。

再次, 对主控室内合闸母线、外设开关合闸电源线、10k V高压开关室防护设施等配备直流一、二级的避雷器, 并在主控室的正母线和负母线之间引入两个10k V的保护设备。

2.3 信号线路

从信号线路设计上来避免变电站二次系统遭遇雷击侵害, 主要包括5个方面:1) 载波线防雷, 避免载波线路感应雷电进入机房;2) 通信线防雷, 防止雷击过电压经通信线路导入设备, 产生破坏;3) 天馈线防雷, 防止其将室外雷击导入设备;4) 设备间通信线路防雷, 防止雷害所致的通信端口和集成电路芯片损坏。

2.4 接地、屏蔽系统

对变电站二次系统来说, 按要求执行变电站设施的接地、屏蔽操作, 是增强防雷能力最直接有效的手段。首先, 将变电站相关二次系统和设备统一连接到主地网, 接地电阻电阻越小, 设备抗干扰的能力就越强, 通常接地网的接地电阻不超过0.5Ω。其次, 主控室接地网的铜排粗细要满足一定的规格, 其截面积应保持100mm2以上, 铜牌之间采用多股绝缘铜导线连接。第三, 高压开关场及高压开关柜的接地网布局应尽量保持一致, 高压开关柜及主控室的接地网布局也要尽量一致, 并保证接地网与高压开关柜之间相互绝缘, 此外, 选择接地点时要注意, 使其远离避雷器接地点15米以上, 以改善接地网电位分布。第四, 各接地网都应包括以下二次设备, 二次设备盘柜和端子箱应直接接地。

2.5 温度检测系统设计, 加装电涌保护器

变电站所有设备中, 变压器是最重要的设备, 为了让变电器平稳的运行工作, 就需要在变电站二次系统中增加温度检测系统模块, 对变压器的温度进行检测。如若变压器产生了较高的温度, 那么温度检测系统中的警铃以及降温风扇就会工作, 实现变压器的自动化报警行为以及自动化降温行为。在发送雷击时, 会在回路中形成高强度的感应电压, 进而损坏回路中的设备。为了避免回路中的装置得到损坏, 可以在温度传感器位置安放电涌保护器, 加强对回路装置的保护。

2.6 二次系统防雷设备的选择

当前, 防雷设备的选择主要参照我国的《建筑防雷设计规范》、IEC防雷专业委员会的系列标准等。在防雷设备选择上, 要遵循低残压、全保护、热备份的原则, 压制雷电压, 对二次系统中的各线、各线-地进行全面保护, 提高防雷器的保护功能。

3 结论

当变电站二次系统发生雷害时, 维修人员不得不进行频繁抢修, 期间还可能发生高压跳闸、一次线路运行监控中断等情况, 影响电网的安全稳定运行, 同时妨碍用电企业的正常生产工作。分析二次系统遭遇雷害的途径和原因, 在其设计时即进行预防, 采取综合保护措施, 最大限度地消除雷害干扰, 从而减小雷害造成的损失。

参考文献

[1]王鹏.变电站二次系统防雷保护[J].科技风, 2013 (2) .

[2]仇炜, 李景禄, 马福.变电站二次系统防雷措施的探讨[J].电瓷避雷器, 2009 (2) .

[3]曾凡超.变电站二次系统防雷技术[J]自动化应用, 2010 (10) .

智能变电站二次系统设计方法研究 篇9

1 智能变电站二次系统配置方案

1.1 保护配置

保护配置主要从变压器保护、线路保护以及母线保护三个方面进行[3]。在进行线路保护时要注意提高采样值差量和暂态量的速度。在进行变压器保护时要注意励磁涌流的影响, 通常会采用广义瞬时功率保护原理来辅助差动保护。这两点都是易于实现的主保护原理。

广域后备保护系统由于其具有智能决策功能, 可以在进行后背保护在线整定时集中全网信息, 利用最少的通信量最快的数据更新速度完成决策工作。

智能变电站二次系统在进行保护时简化了原来的布线, 将主保护功能由原集控室下放到设备单元内, 使通信网络的负担减轻。并利用集中式母线保护和具有主站的分布式差动来实现母线主保护。

1.2 通信配置

在通信配置这一方面, 智能变电站与传统变电站的差别不大, 但是就其发展而言, 数据的更快速的传播与数据量的加大会对通信配置提出更加安全可靠的要求。

1.3 计量配置

采用三态数据为预处理数据的计量模块, 进行误差量溯源实现现场检验和远程检验[4]。根据计量模块所具有的通信优势, 促进变电站与大用户之间的互动, 进行信息采集与资源的优化配置, 促进各个智能化电网环节的协调运行。

2 智能变电站二次系统设计方案及应用

2.1 系统构成

过程层、间隔层、站控层是变电站二次系统在功能逻辑方面的划分。其中站控层对间隔层以及过程层起到一个全面监测与管理的作用。其主要构成是操作员站、主机、保护故障信息子站、远动通信装置、功能站。间隔层具有独立运作的能力, 能够在没有网络的状态下或是站控层失效的状态下独立完成监控, 由测量、保护、录波、相量测量等组成。过程层主要进行采集电气量、监测设备运行状态以及执行控制命令的工作, 由合并单元、互感器、智能终端构成。

2.2 网络结构

过程网络的组网标准是电压等级。主要的网络形式有双星形、单星形、点对点等。通常要依据不同电压等级和电气一次主接线配置不同的网络形式。单套配置的保护及安全自动装置、测控装置要采用相互独立的数据接口控制器同时接入两套不同的过程层网络。双重化配置的保护及安全自动装置应分别接入不同的过程层网络。单星形以太网络适合用于110KV变电站站控层、间隔层网络。双重化星形以太网络适合用于220KV及以上变电站站控层、间隔层网络。考虑到变电站网络安全方面以及运行维护。智能变电站, 特别是高电压等级、联网运行的变电站, 在兼顾网络跳闸方式的同时仍保留直采直跳的方式。

2.3 二次系统网络设计原则

本文以220KV变电站为例, 分析站控层设备的配置。远动通信装置与主机均采用双套配置, 无人值班变电站主机可兼操作员工作站和工程师站。保护及故障信息子站与变电站系统共享信息采集, 无需独立配置。

1) 网络通信设备配置需按一定原则进行。特别是交换机的端口数量一定要符合工程规模需求, 端口规格在100M~1000M范围内。两台智能电子设备所接的数据传输路由要控制在4个交换机以内。每台交换机的光纤接入量要控制在16对以内。由于网络式数据连接中交换机起到重要的作用, 为保证智能变电站的安全运行, 交换机必须保证安全稳定, 避免故障的发生。

2) 应对独立配置的隔层设备测控装置进行单套配置, 采用保护测控一体化装置对110KV及以下电压等级进行配置, 采用保护测控一体化装置对继电保护就地安装的220KV电压等级进行配置。继电保护装置的配置原则与常规变电站一致, 220KV变电站故障录波及网络分析记录装置按照电压等级分别配置, 统一配置110KV及以下变电站, 单独配置主变压器。

3) 过程层的配置。对于110KV及以上主变压器本体配置单套的智能终端, 对于采用开关柜布置的66KV及以下配电装置无需配置智能终端。在配电装置场地智能组件柜中分散布置智能终端。

4) 合并单元的配置。110KV及以下电压等级各间隔单套配置, 双重化保护的主变各侧冗余配置, 同一间隔内电压互感器和电流互感器合用一个合并单元。

3 结束语

综上所述, 智能变电站的发展、变革以及建设是实现电网发展完善的基础。智能变电站二次系统设计方法的不断发展优化会促进智能变电站作用及优势的更好的发挥。针对我国智能化变电站二次系统设计的实践经验及相关原则, 其应用发展道路一定会更广阔。

摘要：在经济的发展, 国民对电的使用越来越依赖的情况下, 变电站的发展打开了新的篇章。自动化技术、电力电子技术以及计算机网络通信技术的发展为变电站提供了各种各样的技术支持, 电力系统更加复杂化。本文将对智能变电站二次系统设计方法进行分析研究。希望为变电站二次系统的设计方法提供有效的参考。

关键词：变电站,二次系统,设计方法

参考文献

[1]张跃丽, 陈幸琼, 王承民, 栗君, 袁桂华, 张瑞芳, 魏燕, 张英杰.智能变电站二次系统可靠性评估[J].电网与清洁能源, 2012.

[2]修黎明, 高湛军, 黄德斌, 唐毅.智能变电站二次系统设计方法研究[J].电力系统保护与控制, 2012.

[3]曹楠, 王芝茗, 李刚, 李冰, 王冬青.智能变电站二次系统动态重构初探[J].电力系统自动化, 2014.

基于变电二次设计过程中的问题探讨 篇10

在变电二次设计中, 质量与精准度是很重要的点, 因此, 在设计中, 设计者必须十分重视这两个因素, 两者其中一方发生问题都会影响到整个电力系统的正常运转。如果质量达到了设计的标准, 却没有考虑到其精细度, 因此在电力系统工作的时候会给整个系统的稳定性带来一定程度的影响, 严重时会使变电站内的主要装置损坏。二次系统的安全问题以及精准度都是保证整个电力系统正常运转的关键所在, 所以在设计过程中应该谨慎处理这一问题。

1.1 变电站后台系统设计需要注意的要点

变电站后台监控系统的主要作用是监控变电站电力系统的工作情况, 同时能及时报告变电站的工作情况, 因为变电站后台系统的工作时间较长, 对变电站后台系统的设备也有了更高的要求, 希望能确保后台系统的工作效率。

根据以上几点情况, 设计者在设计变电站系统的时候一定要考虑系统的工作环境等因素对系统运转带来了的不利影响。如果系统出现了问题, 处理这些问题的方法必需是要对系统的运转进行长远考虑, 从而确保工作的顺利进行, 保证电力系统安全性和可靠性, 降低系统工作中出现电源中断与电流波动的现象, 避免系统运转中受到外界信号的干扰等。

1.2 设计零序保护作用时需要注意的问题

在我国, 通常情况下在110k V或者是110k V以上工作的电力系统往往会出现单向接地的现象, 因此在设计程序保护系统的时候, 设计者必须谨慎考虑, 确保此保护系统在发生单向接地现象的时候能够及时的关闭电流, 能够起到保护变电站的作用。

1.3 设计母线电压切换时需要注意的问题

变电站中一般采取的是双母线的接线形式, 在变电站的工作中, 往往是直流电源以及二次母线电压支持系统的运转, 而这些都能够通过母线的辅助连接来进行一切的安全保护任务, 如果母线电压发生了故障, 那么就会产生失压的危险问题, 继而就会使系统出现错误运转, 出现比较严重的现象。所以, 为了防止这样的现象发生, 设计人员在设计系统的过程中最好的方法就是把切换继电器转变成双位置继电器。

2 二次设计需注意的细节问题

在变电二次设计过程中, 往往会忽视许多细节问题, 而某些细节问题产生的影响是很大的, 也许在测试过程中没有被发现, 也许经过长期运转后也不会发生什么问题, 但是很有可能在事故发生中起到推涛作浪的不利因素。所以设计者一定要在设计中不断丰富经验, 注重细节问题, 不然会给设备、装置的工作造成严重的影响。

2.1 二次电缆的相关问题

设计二次电缆时要按照二次回路的主要特性来设置电缆的趋向。例如在部分设计中设计者为了省事, 在主变瓦斯继电器的闭合电路中只使用了一根电缆, 其实在主变本体上有两个瓦斯继电器, 并且这两个继电器不位于同一位置, 采用一根电缆会使一些电缆芯露出来, 虽然安装的时候会做一定的防护措施, 不过防护措施还是没有电缆的改装保护经用, 长期这样就会导致电缆出现损伤, 在恶劣的天气下就极易引起盲流接地。所以设计者在设计二次电缆时应该仔细考虑一个独立设备使用单独的电缆, 这样就能防止出现上述这种现象。

2.2 防止二次寄生回路

“通过不同熔断器供电或者不同专业端子对提供电力的保护设备的直流逻辑同路之间不能有一点点电的联系。”例如使用微机型设备, 就关系到输入输出的开关量。微机设备如果需要与外部保护产生某种联系, 外部保护的无源空接点通过此设备的光电耦合分隔装置接入本设备;外部保护要与此设备产生联系的时候, 此设备的无源空接点通过外部设备的光电耦合分隔器件接入外部保护设备。总而言之, 保护设备不管是内部还是外部的哪一种回路都需要全部使用此设备的内部电源。外部联系的闭合电路只允许是无源的, 不然就会使不同电源之间形成寄生回路, 使电源遭到损坏。

2.3 装置电源的选用需要注意和避免的问题。

一般来说, 变电二次设计变电站内部采用的设备大部分是220伏的直流电, 不过也不是全部都是这样, 监视控制主机与其他的一些设备要求的是交流电, 现在大部分变电站内应用的电压还不够稳定, 极易发生事故, 经常跳换到低压电, 220伏的电压对设备进行交流充电, 如果电压跳到低压, 设备充电就会出现失电的现象, 这样电压就变成了放电过程, 为了很好的处理这样的故障, 设计者应用三组电源提供电力, 这样就能够确保交流负荷用电的安全性, 唯有当变电站内的所以设备顺利的工作, 才能确保整个二次变电系统的安全工作。

2.4 变电二次设计过程中远动系统的调试需要注意的问题

按照不同的调度端来测试变电站的远动系统, 把不同的连接形式当做输送的介质, 确保一起装置的信息输送速度和质量都能够达到标准, 同时确保不会使信息的传输中断, 而影响工作的正常运转[3]。在测试远动系统的自动化设置的时候, 设计者必须注意不要只局限于装置自身的情况, 应该把相关的电源和通讯作为自动化设置的主要因素, 在测试中重视细节, 细化一些设计过程, 以免这些细节问题带来严重的损坏。比如:变电站建设在公路附近, 这就需要此地方非常平坦, 土质为黏土, 海拔在两百米左右, 输电线路通道要够宽敞, 这样方便线路的安装以及电气装置的安放, 整个线路为黄土层带, 地基承载力为2.4kg/cm², 天然重度为2g/cm³, 内擦角为23°, 这样的条件能够给变电二次设计提高更好的环境, 使变电二次设计在运转中更稳定。

3结论

总而言之, 在各种新型技术不断开发和运用的情况下, 给变电二次系统的建设、保护和运转带来了很大的利益, 不过电力系统的运转环境还没有得到改变, 这对变电二次设计提出了更多的要求。变电二次设计不仅仅是要抓住重点, 更要注重细节问题, 使二次系统能真正作为电力系统的可靠屏障。

692013·12 (上) 《科技传播》

摘要：在科技快速发展的今天, 我国的电力系统中开始引进了各种先进新型技术, 比如综合自动化系统、微机型继电化保护设备等, 方便了变电站二次系统的维修、保护以及正常的工作。但是, 因为这几年来, 人们对变电站二次系统没有进行精准的设计, 在某些程度上给我国电力系统的正常运转带来了影响。对于变电二次的设计进行了分析, 同时对于设计中的一些细节问题提出了意见, 便于相关人员参考。

关键词：变电二次设计,变电站,注意事项,问题探讨

参考文献

[1]张晓亮, 李江龙.谈变电二次设计过程中的细节问题[J].科技情报开发与经济, 2006 (24) .

[2]刘贵水, 赵逢荣.变电二次设计相关问题探讨[J].科技资讯, 2008 (19) .