第一篇：变电站二次设备台帐
综自化变电站二次设备竣工投运验收要点
孙建中1 杨红举1 许世清2 吴传建2 1.淅川电业局 2.南阳市电业局
0引言
进入二十一世纪以来，是我国电网发展及装备水平提升最快，投运微机综合自动化变电所最多的时期。但是，在新投入变电所二次设备的竣工验收上，常因时间紧，任务重，验收标准和验收项目制定不周密，验收过程把关不严而导致电气二次回路在投运后，继电保护装置拒动或误动以及漏报或误报中央信号的现象时有发生，给主设备的正常运行和维护带来麻烦。因此，搞好新投入变电所二次设备的竣工验收，及时发现和消除设备安装时的隐性缺陷，对保证投运后电网的运行安全尤为重要。笔者就在验收过程中所存在的问题和解决措施与同行探讨并祈请指正。
1 工程竣工验收中存在的问题
1.1 有些新建变电站，是为了服务当地新上大型工业项目而配套建设的，大多是纳入“里程碑计划”，因输变电工程项目和大型工业项目在科研、立项、设计、审批、资金落实等环节在各自系统走完程序所需时间上的差异，一定程度上存在工业项目等着用电的现象，从而导致新建变电站施工周期短，安装任务重，验收不到位，资料交不全的现象。
1.2 一般情况下，重要变电站的竣工验收多有相关部门重要领导到场，安排一天的验收时间较多，若在一天内全部对新建枢纽变电站的二次设备和继电保护及安全自动装置进行逐条线路、逐台设备的检查试验和重要设备、重要线路的充电运行，从时间的安排上，要想进行细致的检查和试验较为困难。
1.3新建枢纽变电站，因其设备和进出线回路多，因此上导致继电保护和安全自动装置整组联动试验项目多，有时会造成必要的试验项目遗漏。容易忽略的项目有：
1.3.1 中央信号部分：断路器、隔离开关在远方、就地分合时后台机显示器主接线图所对应的变位信号;六氟化硫断路器“压力异常信号”和弹簧操动机构的“弹簧未储能”信号;
1.3.2 继电保护部分：35kV以及10kV系统的绝缘监察装置和主变瓦斯保护定值有时在保护方案中忘记整定;主变压器的瓦斯继电器只有出厂试验报告，大多情况下现场都未作试验。
2 应采取的对策
2.1重要变电站的安装竣工验收，相关职能部门，应提前根据站内主接线和投运时的运行方式安排，提前制定工程验收启动方案，合理确定验收日期。明确参加验收人员的责任分工。二次验收人员应提前一至两个工作日到施工现场，严格按照《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》及有关技术规定的要求，进行认真详细的检查验收。
2.2 在验收时，施工安装单位应移交下列资料和文件：
2.2.1 工程竣工草图，全部继电保护及自动装置的竣工草图(红图)，图纸符合二次实际接线现状。
2.2.2 变更设计的证明文件。
2.2.3 制造厂提供的产品说明书、调试大纲、试验方法、试验记录、合格证及安装图纸等技术文件。
2.2.4 根据合同提供的备品备件清单。
2.2.5安装技术记录。
2.2.6 调整试验记录。核对检验项目及试验参数符合检验条例和有关规程的规定。核对电流互感器变比及伏安特性，其二次负载满足误差要求。
3 变电所二次接线竣工后验收要点
所谓的二次接线是指表明电气设备的操作、保护、测量、信号等回路及其回路中的操动机构的线圈、接触器、继电器、仪表、互感器二次绕组等相互关系的接线。其验收要点为：
3.1 按图施工，接线正确。
3.2 导线与电器元件间每个螺栓连接、端子连接、插接、焊接或压接等，牢固可靠。
3.3 屏、柜内的导线不应有接头，导线线芯应无损伤。
3.4 电缆芯和所配导线的端部均应标明其回路编号，编号正确，字迹清晰且不易脱色。
3.5屏前、后的设备应整齐、完好，回路绝缘良好，标志、名称齐全正确。 配线应整齐美观清晰且无损伤，导线绝缘根据规程规定，摇测二次回路绝缘要用1000V的摇表，其绝缘标准：新投入的回路，室内不低于20MΩ，室外不低于10MΩ。端子箱密封良好，屏底和端子箱电缆引出处，用胶泥封堵。
3.6 每个接线端子的每侧接线宜为一根，不得超过两根。对于插接式端子，不同截面的两根导线不得接在同一端子上;对于螺栓连接端子，当接两根导线时，中间应加平垫片。
3.7 二次回路的接地应设专用螺栓。
3.8 引入屏、柜内的电缆应排列整齐，标明走向，端子号和连接片编号清晰、接线避免交叉，并应固定牢固，不得使所接的端子排受到较大的机械应力。
3.9 铠装电缆在进入屏、柜后，应将钢带切断，切断出的端部应扎紧，并应将钢带可靠接地。 3.10 使用静态保护、控制等逻辑回路的控制电缆，应采用屏蔽电缆。其屏蔽层应按设计要求的接地方式可靠接地。
3.11 橡胶绝缘的芯线应采用外套绝缘管保护。
3.12 屏、柜内电缆线芯，应按垂直或水平有规律的配置，不得任意歪斜交叉连接。备用线芯应留有适当余量并结扎整齐。
3.13 交直流电回路严禁使用同一根电缆，并应成束分开排列。
3.14 在油污环境中，应采用耐油的绝缘导线。在日光直射环境，橡胶或塑料绝缘导线应采取防护措施。 3.15电压互感器二次的四根开关场引入线和互感器三次的两根开关场引入线是否分别用两根电缆引到控制室，再将二次和三次绕组的N600并联后，在控制室一点接地;同时，要保证在开关场无接地点，严禁两点接地。
4 变电站二次屏验收
4.1屏、柜的布置美观整齐，固定及接地应可靠，屏、柜漆层应完好、清洁，屏顶所标的使用名称、编号正确。
4.2屏、柜内所装电器元件应齐全完好，电气距离符合要求，安装位置正确，固定牢固。 4.3 屏、柜内照明完好，屏、柜及端子箱门及机械弹锁开合自如，柜门关后密封良好。
4.5 直流熔断器应检查“每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器供电，而保护装置的直流回路由另一组直流熔断器供电”。直流熔断器的通流容量符合该回路负载电流的保护要求。在验收中，可采用分别拉开每一断路器的控制、信号回路及保护装置的熔断器的方法，然后根据图纸，在熔断器之后的回路中量电位，确保无寄生回路或与另一断路器的控制、信号回路及保护回路有电的联系。
4.6 装置的运行监视灯，电源指示灯应点亮，装置无告警信号。 4.7 5 蓄电池的验收
5.1 布线应排列整齐，极性标志清晰、正确。 5.2 所有电池应编号正确，外壳清洁，液面正常。 5.3 极板应无弯曲、变形及活性物质脱落。
5.4 初充电、放电容量及倍率校验的结果应符合要求。 5.5 蓄电池组的绝缘应良好，绝缘电阻应不小于0.5兆欧。 5.6 蓄电池在验收时应提交下列资料：
5.6.1 制造厂提供的产品使用维护说明书及有关技术资料。 5.6.2 设计变更的证明文件。
5.6.3 安装技术记录，充、放电记录及放电曲线。 5.6.4 材质化验报告及备品备件清单。
6 继电保护及自动装置的验收要点
6.1检验项目及结果符合检验条例和有关规程的要求。
6.2 继电保护校验人员在移交前要打印出各CPU所有的定值区的定值，并签字。
6.3 由运行人员打印出微机保护装置在移交前最终状态下的各CPU当前区定值，并与继电保护正定方案核对无误，确保这些定值区均设置可靠。继电保护与运行双方人员在打印报告上签字。
6.4 制造厂提供的软件框图和有效软件版本说明。
6.5 保护屏插件与插座插接状况验收：将保护屏的插件插回底座中，要保证插接可靠牢固。根据断路器的控制，信号回路图纸，对每一回路进行传动和试验。在保护端子排上加入电气模拟量，检验保护定值，同时在保护出口压板处量电位，保证每一种保护动作后，跳闸正电源经出口接点到达保护出口压板处;同时检查远动，中央信号的正确性;再用保护传动所对应断路器，检查防跳回路，闭锁回路的正确性。
6.6 检回路接线完整性检查：有大的升流设备时，可用施加一次工作电流和工作电压的方法，进行保护传动试验，以判断从互感器到保护装置整个接线回路的极性、变比及其整个回路有无开路、短路现象。
6.7 检查核对有无35kV、10kV系统绝缘监察装置零序电压定值和主变压器瓦斯继电器现场试验报告，若无定值和试验报告，可要求保护计算整定部门给定值，切忌不整定不试验。以防止设备运行后电力线路发生单相接地时报不出“35kV及10kVⅠ段母线接地或Ⅱ段母线接地”信号以及主变压器内部故障时因无保护和对应信号报出而导致事故扩大。
屏、柜、端子箱内无遗留物。
6.8 为防止在对继电保护及自动装置进行整组联动试验时，发生漏试项目，必须详按照继电保护计算正定方案的内容，详细制定继电保护及安全自动装置联动试验清单，按清单中所列项目逐项试验，其试验的要求和注意事项：
6.8.1试验前根据调度部门制定的继电保护计算整定方案的要求，检查所有应投入保护切换连片确在投入位置。保护切换连片的名称、投、退标志正确清晰。
6.8.2 每一套继电保护的试验应按其所对应控制、保护的电气一次设备单元进行。断路器试验含本断路器及两侧隔离开关的变位信号，不能漏项，试验中发现问题应及时做好详细记录。
6.8.3 控制回路断线应包括110kV、35kV、10kV各配出分路的上传信号。可采用拔下熔断器的方法进行试验。
6.8.4 后台机信号应包括设备单元内所操作的开关、刀闸的远方、就地上传的“红灯、绿灯、文字显示信号及语音提示信号等。
6.8.5 直流“正”、“负”极接地试验，可采用一根中间串接一适当电阻的引线，在控制或合闸回路分别进行正、负极模拟接地试验。
6.8.6 主变通风机故障可采用拔下通风机交流回路任意一相保险进行模拟实验。
6.8.7 重瓦斯保护可采用按动瓦斯继电器试验探针进行模拟实验;轻瓦斯保护可短接瓦斯继电器接线进行模拟实验。
6.8.8 新投变电站继电保护及自动装置传动试验单样单见下表： (此表仅供参考，内容可根据各站设备及继电保护实际配置增、减)
传 动 设 备 名 称
传动试验项目
变位信号
号
试验动作结果：正常(√)异常(×) 断路器
隔离开关
变位信
灯
后台机显示信号 红
绿
字 灯
文 显
断 路 器 ×1#主变××母线输电线路配电线路交流绝缘监察
示
1.远方、就地分、合
2.压力异常告警 3.弹簧未储能 主变本体重瓦斯主变本体轻瓦斯主变有载重瓦斯主变有载轻瓦斯主变差动保护高后备复压闭锁过流中后备复压闭锁过流低后备复压闭锁过流高压中性点零序高压中性点间隙零序本体压力释放器过负荷温度启动风冷主变超温跳闸过负荷闭锁有载调压中性点间隙零序主变压力释放器过负荷温度启动风冷母线纵差保护母联备自投保护光纤纵差保护相间距离1段相间距离2段相间距离3段零序1段零序2段零序3段综合重合闸接地距离1段接地距离2段接地距离3段综合重合闸功率方向保护相间过电流1段相间过电流2段相间过电流3段接地零序1段接地零序2段35KVⅠ段母线接地
10KVⅠ段母线接地
电压回路控制回路低压屏 主变通风 直流绝缘监察
直流电压监视
110KV电压回路断线 35KV电压回路断线 10KV电压回路断线 110KV控制回路断线 35KV控制回路断线 10KV控制回路断线 交流电源自动切换 主变通风机故障 正极接地 负极接地 直流电压过高 直流电压过低
要求：继电保护及自动装置传动清单应一式三份，工程监理人员、施工单位、接收单位共同签字后各存一份。
6.8.9 传动试验完成的设备，即处于正常的待运状态，为防止二次工作人员在消除其他设备二次接线缺陷时造成已传动试验设备接线的变动，应对已传动试验正常的设备端子箱、机构箱落锁，在对应的保护装置屏的前后柜门关好后贴封条。如确需改动，验收人员应会同二次接线施工人员和变电运行人员，一起对设备接线进行改动，并在对应的图纸中注明改动的部分，再视具体情况可否重新进行保护传动试验。
7结语
新投变电站的继电保护及自动装置的验收传动试验工作，项目多、任务重，所有参加验收的工作人员需要有很大的耐心和责任心去完成。来不得半点的马虎，必须逐项逐条的检查试验，尽量把所发现的缺陷消除在萌芽状态。否则，有些隐患将会给以后的变电安全运行工作带来许多麻烦和损失。
参考文献：
[1] 《电力系统继电保护规定汇编》,1997,北京,中国电力出版社. [2] 《电气装置安装施工及验收规范》,1999 ,北京, 中国计划出版
第二篇：基于智能变电站二次设备模块化设计探讨论文
摘要：
模块化二次设备对国内厂家生产技术水平的提高具有重要的作用，其能够避免社会资源的浪费，显著提高经济效益和社会效益。本文从二次设备集成化思路及关键技术入手，进而探讨了模块化二次设备设计方案，智能化变电站电气二次模块化设计，以其为相关设计人员作理论依据和重要的参考。
关键词：
模块化设计;二次设备;变电站
1 二次设备集成化思路及关键技术
1.1需求分析
二次设备整合和集成是实现新一代智能变电站最终目标的首要任务及重要途径。从技术和产业发展需求的角度来分析，二次设备按面向间隔配置，每个间隔部署保护、测控、PMU、计量、录波等装置，各装置功能相互独立，可靠性高，维护方便。随着计算机技术发展及芯片集成化处理能力不断提高，在保障电网安全运行可靠的前提，将现有成熟应用的功能、设备进行集成或整合。
1.2整合方案
针对新一代智能变电站新技术的提出，可以采用面向多间隔进行同类功能集成;面向单间隔进行不同类的多功能集成;智能化变电站系统在逻辑上可分为站控层，间隔层和过度层三个层次，站控层设备集成则采用一体化业务平台。对站控层进行优化整合，设置两套本地功能监控主机，一台集成监控主机，操作员站，数据服务器，保护故障信息子站功能，另一台集成监控主机，操作员站，数据服务器，工程师站功能，其余功能独立设置。
间隔层设备集成方式采用多功能测控装置、多合一集成装置、保护测控装置、站域保护控制装置、集中式保护;例如将故障录波装置和网络记录仪一般独立配置和组屏，实现两者大部分采集单元的共享。35KV线路、并联电容器、电抗器、站用变在保护测控一体化的同时，增加计量插件即可实现计量功能。在间隔层实现全站打印机优化配置。
过程层设备集成方式采用合并单元智能终端集成装置，就地柜安装;完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量采集，设备运行状态监测、控制命令的执行等。 .
1.3关键技术
新型二次设备的关键技术有：
(1)集成化二次设备硬件平台化技术，采用通用一体化硬件平台和插件式功能板件设计，达到“插件易更换，装置易互换”的应用效果;模块化的二次设备由不同的功能单元组成，包括保护、测控、故障录波、网络分析仪、同步时钟、服务器、交换机j辅助控制设备、交直流馈线单元、交流ATS、直流充电模块、数据网设备、二次安防设备、光端机、PCM等等、通过不同类型、数量的功能单元进行排列组合，来形成适用于不同电压等级不同规模变电站的模块。同进采用模块化的多CPU硬件架构加速内部总线统一高效的数据采样、数据处理、数据存贮、数据传输处理。
(2)二次设备功能模块化和配置组态技术，通过装置支撑软件提供接口，将应用功能与硬件平台解耦;选配不同的插件和功能模块组建合适的应用装置;应用功能模块支持可视化编程和配置组态;具有结构清晰、集成度高、扩展性好、适应性强等特点。
(3)二次设备运行状态采集和监视技术，由自检信息扩展至物理板件、通信端口以及逻辑链路等监测;采用嵌入式采集方式;为二次设备可视化运维、健康评估和状态检修提供数据支持。
(4)时间同步状态监测技术，闭环时间同步状态管理，监测量包括对时状态测量数据和设备状态自检数据，前者对二次设备外部进行对时同步侦测，后者对于二次本身故障进行快速侦测，如对时信号状态等。采用SNTP问答机制进行时间同步状态监测;以告警直传上送时间同步状态给调度。
2二次设备模块化设计
二次设备采用模块化设计，解决传统建设模式存在的现场施工量大、施工周期长、建设质量难以掌控、二次设备接线工作量大的问题。采用预制电缆，实现一次设备本体与智能控制柜间的标准化“即插即用”连接;减少现场接线、调试工作量，最终实现一次设备与二次设备、二次设备间的标准化“即插即用”方案。
模块的安装如搭积木玩具一样，将模块组装在相应的位置上。便于现场施工，提高施工进度与质量。首先需要将模块接口标准化能够同时实现多个模块之间的机械拼接，电气拼接与网络拼接。机械方面拼接是指模块的安装、固定。电气方面拼接是指多个模块的装置电源，外部强弱电开入等接口进行整合;网络方面拼接是指将多个模块的以太网、现场总线等网络通信方式进行整合。
2.1模块化设计方案
2.1.1组合二次设备的模块式设计
结合变电站标准配送式理念，针对组合式二次设备的特点，在现有硬件系统及生产丁艺不需大改的基础上，设计组合式二次柜体，集成多个功能模块设备(后台、服务器、电源等)，在厂家生产、拼装、调试后，以整体形式发往现场，减少现场施工量及施工周期。组合柜内采用固定模块式设计，方便后期更换及运维。
2:1.2组合二次设备的即插即用
由厂家在柜内设置集中接线区，将柜间装置的输入输出信号及电源在集中接线区进行航空插头配置，通过与柜外的预制光缆和预制电缆直接连接，达到与系统沟通的功能。建议采用装置加标准件的模式安装于模块安装于本体上，尽量不用或少用紧固件，支持功能单元的在线更换。组合柜与外部预制线缆在现场可进行快速对接，实现即插即用。
2.2模块化组屏及内部接线方案
二次设备室组屏采用模块化组屏方式，模块柜内通过采用一体化底座完成屏柜固定及预制线缆储纤功能;通过屏间侧壁开孔，完成模块内部走线，减少现场安装接线。
2.3模块柜组合二次设备的即插即用方案
各模块间及与各一次设备之间，采用航空插头实现电气设备本体与汇控柜间的标准化连接，采用预制光缆等“即插即用”连接方式替代现场熔接，减少现场接线、调试工作量，最终实现一次设备与二次设备、二次设备间的标准化连接方案。
参考文献
[1]曹楠，王芝茗，李刚等.智能变电站二次系统动态重构初探[J].电力系统自动化，2014(5).
[2]郭鑫.智能变电站二次设备仿真测试技术研究[D].华北电力大学2015.
第三篇：变电站电气二次系统验收规范
750kV变电站电气二次系统
验收规范
酒泉超高压输变电公司
2010年3月
甘肃酒泉超高压输变公司
750kV变电站电气二次系统现场验收规范
目 次
前 言 ...................................................................... II 1 范围 ....................................................................... 1 2 规范性引用文件 .............................................................. 1 3 验收准备 ................................................................... 2 3.1 根据验收规范编制二次系统现场验收细则 ...................................... 2 3.2 检验仪器、仪表、工器具及材料 .............................................. 2 3.3 人员分工 .................................................................. 2 4 验收项目及内容 .............................................................. 2 4.1 通用验收项目 .............................................................. 2 4.2 线路保护验收项目 .......................................................... 5 4.3 变压器保护验收项目 ....................................................... 10 4.4 母线保护验收项目 ......................................................... 13 4.5 故障录波器验收项目 ....................................................... 15 5 自动化系统、故障信息管理系统验收项目 ....................................... 16 5.1 故障信息管理系统检查 ..................................................... 16 5.2 测控装置验收项目 ......................................................... 16 5.3 网络交换机验收项目 ....................................................... 17 5.4 监控系统软件功能验收项目 ................................................. 17 5.5 监控电源系统 ............................................................. 20 5.6 全站对时系统验收项目 ..................................................... 21 6 站用直流系统验收 ........................................................... 21 6.1 直流屏接线 ............................................................... 21 6.2 硬母线连接 ............................................................... 21 6.3 直流系统反措验收 ......................................................... 21 6.4 直流系统微机监控器 ....................................................... 22 6.5 直流充电装置 ............................................................. 23 6.6 绝缘检测装置 ............................................................. 23 6.7 电压调节装置 ............................................................. 23 6.8 事故照明装置 ............................................................. 23 附件(范例) 750KV线路保护及二次回路验收细则 ................................. 23
I 甘肃酒泉超高压输变公司
750kV变电站电气二次系统现场验收规范
前 言
为了加强750kV变电站继电保护及二次系统的管理，使验收内容、步骤、项目、方法、验收行为规范化，实现电气二次设备投产验收的规范化、标准化，确保750kV变电站电气二次设备零缺陷投运。依据电力行业、国家电网公司、西北电网有限公司及甘肃省电力公司相关标准、规程、导则、规范，特制定此验收规范。
本验收规范由酒泉超高压输变电公司进行编制并负责解释。 本规范审核人：杨德志
张宏军
本规范审核人：刘 罡
张东良
司军章
范晓峰 李玉明
苏军虎康 鹏
张致海
本规范主要起草人：任
伟
龚
晖
石永安
刘培民
魏
佳 王建刚
海世杰
张国林
牛
毅
王
晖
II
茹秋实 高宝龙
甘肃酒泉超高压输变公司
750kV变电站电气二次系统现场验收规范
1 范围
本规范根据相关规程和反措规定了750kV变电站继电保护、安全自动装置及其二次回路的验收内容、项目和要求。
本规范适用于750kV变电站继电保护及二次系统的现场验收工作。 其它电压等级变电站继电保护、安全自动装置及其二次回路的验收参照本规范执行。
2 规范性引用文件
本《750kV变电站二次系统验收规范》是根据以下规范标准、规程以及对继电保护专业的相关管理要求编写：
Q/GDW 157-2007《750kv电力设备交接试验标准》
Q/GDW 239-2009《1000kv继电保护和电网安全自动装置检验规程》 《西北750KV输变电工程竣工预验收及分系统调试指导意见》西北电网生技2009年48号文
GB 7261-2001《继电器及继电保护装置基本试验方法》 GB50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 Q/GDW120-2005《750KV变电所电气设备施工质量检验及评定规程》 DL/T 995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》 GB/T 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》 DL/T 587-2007《微机继电保护装置运行管理规程》 Q/GDW 161-2007《线路保护及辅助装置标准化设计规范》
Q/GDW 175-2008《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》
GB50171-92《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范
《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护重点实施要求 《国家电网公司继电保护全过程管理规定》 电力工程直流系统设计技术规程(DL/T5044-2000) 国家电网公司 《直流电源系统技术标准》 国家电网公司 《直流电源系统运行规范》 国家电网公司 《直流电源系统技术监督规定》
1 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。
4 验收项目及内容
4.1 通用验收项目 4.1.1 资料验收 4.1.1.1 施工图纸：
所有施工图齐全、正确，竣工图纸及其电子版图纸要求设计单位在工程竣工投产后三个月内移交。
4.1.1.2 调试报告及安装记录：
检查所有调试报告及安装记录是否齐全、正确。 4.1.1.3 专用工具及备品备件：
检查专用工具及备品备件是否齐全，要求与装箱记录单上所记载的一致。 4.1.1.4 厂家说明书、技术资料、组屏图纸等的技术文件：
检查说明书、组屏图纸等技术文件齐全，要求与装箱记录单上所记载一致，图纸资料及技术说明书要求至少一式四份。 4.1.2 外观检查 4.1.2.1 反措验收
1)交、直流的二次线不得共用电缆;动力线、电热线等强电路不得与二次弱电回路共用电缆;各组电流和电压线及其中性线应分别置于同一电缆;双重化配置的保护的电流回路、电压回路、直流电源、双跳闸绕组的控制回路等，两套系统不应合用一根多芯电缆。
2)二次回路电缆不得多次过渡、转接;变压器、电抗器非电量保护由其就地端子箱引至保护室的二次回路不宜存在过渡或转接。
3)高频同轴电缆屏蔽层应在两端分别接地，并沿高频同轴电缆上方敷设截面不小于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
2 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
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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：
22 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：
2 1)安装通信设备的小室，在屏地面下宜用截面不小于100mm 的接地铜排直接连接构成等电位接地母线，接地母线应首尾可靠连接形成环网，并和保护室保护屏下敷设的接地铜2 排用不小于100mm铜线直接连接。
2)传输保护信息的接口装置至距保护装置、光纤配线架大于50m时(特殊设备应以厂家技术要求为准)应采用光缆。
3)分相电流差动保护应采用同一路由收发的通道。 4.1.3 TV、TA及其相关二次回路检查 4.1.3.1反措验收
1)双重化配置两套保护的电流回路应分别取自电流互感器互相独立的绕组，二次绕组的分配应避免主保护出现死区。
2)双重化配置的两套保护之间不应有任何电气联系，两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器的不同二次绕组。 4.1.3.2其它部分验收
4.1.3.2.1 电流互感器及其相关回路检查：
1)检查、试验互感器所有绕组的极性、变比、准确级应满足对应保护、测量和计量的要求，电流互感器的变化与定值通知单应一致。
2)利用饱和电流、励磁电流和电流互感器二次回路阻抗近似校验各绕组是否满足10%误差要求。
3)互感器各次绕组的连接方式、极性应满足设计和装置实际要求。
4)对电流互感器二次绕组接线进行检查：可采用二次通流的方法(在电流互感器接线盒处分别短接各绕组、保护屏处通入电流方法或在保护屏处分别短接各绕组、电流互感器接线盒处分别通入二次电流的方法)检验接入保护、盘表、计量、录波、母差等的二次绕组的连接组别的正确性和回路完整性。
5)所有电流二次回路必须经带负荷测试来检查回路是否正确和完整。 6)备用电流回路的短接必须可靠，防止电流互感器二次回路开路。 4.1.3.2.2 电压互感器及其相关回路检查：
1)检查、试验互感器各绕组的极性、变比、准确级应满足对应保护、测量和计量的要求，电压互感器的变化与定值通知单应一致。
2)互感器各次绕组的连接方式、极性应满足设计和装置实际要求。
3)对电压互感器二次绕组接线进行检查：要求对电压互感器二次绕组进行通电压试验(可采用在电压互感器接线盒处将接线打开并分别通入二次电压的方法)检验接入保护、盘表、计量等二次绕组的连接组别的正确性和回路的完整性。
4)测量电压回路自电压互感器引出端子至屏柜电压母线的每相电阻，并计算电压互感器在额定容量下的压降，其值不应超过额定电压的3%。
5)所有电压二次回路均必须经带负荷测试来检查回路是否正确和完整。
6)对于带切换的电压回路，实际分合1G、2G，观察操作箱切换继电器动作情况及指示灯指示情况是否正确。
6)试验端子等备用接线端子验收，防止电压互感器二次回路造成短路。
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4.1.4 变电站内部交、直流回路绝缘检查
1)在保护屏的端子排处将所有外部引入的回路及电缆全部断开，分别将电流、电压、直流控制信号回路的所有端子各自连接在一起，用1000V摇表测量绝缘电阻，各回路对地、各回路之间的阻值均应大于10MΩ。
2)检查跳、合闸回路间及对地绝缘，阻值均应大于10MΩ。 4.1.5 公共回路检查
4.1.5.1 公共信号回路检查：
检查电压并列柜、公用测控柜接入的所有遥信量在监控后台数据库定义的正确性。 4.1.5.2 各间隔电气闭锁回路检查：
检查闭锁逻辑是否合理，是否符合变电站“五防”闭锁技术要求，回路接线是否正确。 4.2 线路保护验收项目
4.2.1 线路保护二次回路检查 4.2.1.1反措验收
1)断路器操作电源与保护电源分开且独立：两组操作电源分别引自不同直流母线段，两套主保护装置直流电源分别取自不同直流母线段且与其对应的跳闸线圈操作电源一一对应，其他辅助保护电源、不同断路器的操作电源应有专用直流电源空气开关供电。
2)保护装置至辅助保护、母差、失灵等重要起动和跳闸回路均应使用各自独立的电缆。 3)断路器和隔离开关的辅助触点、切换回路与不同保护配合的相关回路应遵循相互独立的原则。
4)检查防跳回路正确，断路器防跳保护应采用断路器本体配置的保护。 断路器三相不一致保护应采用断路器本体配置的保护 4.2.1.2其它部分验收
4.2.1.2.1 电源之间寄生回路的检查：
试验前所有保护、操作电源均投入，断开某路电源，分别测试由其供电的直流端子对地电压，其结果均为0V且不含交流分量。 4.2.1.2.2 断路器防跳跃检查：
断路器处于分闸状态，短接跳闸接点，手动合断路器并保持合后状态一段时间，此过程中断路器应只合分一次。
4.2.1.2.3 断路器操作回路压力闭锁情况检查：
断路器应具备SF6压力、空气压力/油压降低闭锁重合闸、闭锁操作等功能。当压力降低至闭锁重合闸时，保护装置应显示“压力闭锁重合闸”;当压力降低至闭锁操作时，无法分合开关。上述几种情况信号系统应发相应声光信号。 4.2.2 线路保护装置检查
4.2.2.1 线路保护装置参数核对：
1)保护装置基本参数核对(定值区、通信地址、被保护设备名称)符合要求。 2)保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。
3)保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。 4)保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。 5)光纤通道两侧通道一一对应，收发路由一致。 6)打印机参数与装置打印参数设置。 7)检查GPS对时是否正确。 4.2.2.2 收发信机参数和设置核对：
1)收发信机通道、频率两侧应一致，设置频率与本装置晶振频率、线滤一致。 2)收发信机和保护配合参数核对设置正确。
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4.2.2.3 线路保护装置电源的检查：
1)检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。
2)检查正、负极对地电压;检查工作地与保安地是否相连(要求不连);检查逆变输出电源对地有电压。
4.2.2.4 线路保护装置的数模转换精度的检查：
装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。 4.2.2.5 线路保护装置开关量输入的检查：
1)检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。 2)保护压板投退的开入符合设计要求。
3)开关位置的开入：对单开关分别使A、B、C相位置动作检查其正确性;对3/2接线要求用把手切换、投退相应压板配合使相应断路器位置动作来验证接线的正确性。
4)其他开入量。
4.2.2.6 线路保护装置定值校验：
1)1.05倍及0.95倍定值校验。 2)操作输入和固化定值。
4.2.2.7 线路保护保护功能检验(主要检查正、反向区内、外故障动作逻辑)：
1)纵联保护。
2)工频变化量阻抗保护。
3)接地距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护。 4)相间距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护。
5)零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段、零序反时限保护。 6)电压互感器断线过流保护。 7)弱馈功能。
8)电压互感器断线闭锁功能。 9)振荡闭锁功能。
10)重合闸后加速功能。 11)手合后加速功能。 4.2.3 失灵远跳判别检查
4.2.3.1 失灵远跳判别装置参数核对：
1)装置基本参数核对(定值区、通信地址、被保护设备名称)符合要求。 2)装置交流插件参数与一次设备参数一致。 3)装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。 4)装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。 5)光纤通道两侧应一一对应。
6)打印机参数与装置打印参数设置。 7)检查GPS对时是否正确。 4.2.3.2 失灵远跳装置电源的检查
1)检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。
2)检查正、负极对地电压;检查工作地与保安地是否相连(要求不连);检查逆变输出电源对地有电压。
4.2.3.3 失灵远跳装置的数模转换精度的检查：
装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。 4.2.3.4 失灵远跳装置开关量输入的检查：
1)检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。
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2)保护压板投退的开入符合设计要求。
3)开关位置的开入：对单开关分别使A、B、C相位置动作检查其正确性。 4)其他开入量。
4.2.3.5 失灵远跳装置的定值校验：
1)1.05倍及0.95倍定值校验。 2)操作输入和固化定值。
4.2.3.6 失灵远跳装置保护功能检验：
1)过电压保护。 2)低功率保护。 3)过流保护。
4)收信直跳(分别试验二取
一、二取二方式)。 4.2.4 线路间隔的断路器辅助保护检查
4.2.4.1 线路间隔的断路器辅助保护基本参数核对：
1)保护装置基本参数核对(定值区、通信地址、被保护设备名称)符合要求。 2)保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。
3)保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。 4)保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。 5)打印机参数与装置打印参数设置。 6)检查GPS对时是否正确。
7)操作箱跳、合闸回路与断路器跳合闸线圈参数核对(电流启动或保持的数值小于等于跳合闸回路电流数值的50%)。
8)操作箱出口继电器动作值核对涉及直接跳闸的重要回路继电器动作电压在额定直流电源电压的55%-70%，动作功率不低于5W)。
4.2.4.2 线路间隔的断路器辅助保护电源的检查：
1)检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。
2)检查正、负极对地电压;检查工作地与保安地是否相连(要求不连);检查逆变输出电源对地有电压。
4.2.4.3 线路间隔的断路器辅助保护装置数模转换精度的检查：
装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。 4.2.4.4 线路间隔的断路器辅助保护开关量输入的检查：
1)检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。 2)保护压板投退的开入符合设计要求。
3)开关位置的开入：对单开关分别使A、B、C相位置动作检查其正确性;对3/2接线要求用把手切换或投退相应压板配合相应断路器位置动作来验证接线的正确性。
4)其他开入量。
4.2.4.5 线路间隔的断路器辅助保护定值校验：
1)1.05倍及0.95倍定值校验。 2)操作输入和固化定值。
4.2.4.6 线路间隔的断路器辅助保护功能、回路检验：
1)重合闸。
2)断路器失灵保护。 3)死区保护。 4)过流保护。
5)失灵启动及出口回路。
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6)三相不一致启动回路。 7)重合闸启动回路。 8)闭锁重合闸回路。
9)先合、后合相互闭锁回路。
4.2.5 线路间隔的相关告警信号检查：
1)开关本体告警信号(包括气体压力、液压和弹簧未储能、三相不一致、电机就地操作电源消失等，要求检查声光信号正确)。
2)保护异常告警信号(包括保护动作、重合闸动作、保护装置告警信号等，要求检查声光信号正确)。
3)回路异常告警信号(包括控制回路断线、电流互感器和电压互感器回路断线、切换同时动、直流电源消失、操作电源消失等，要求检查声光信号正确)。
4)跳、合闸监视回路。
5)高频或光纤通道告警信号(要求检查声光信号正确)。 6)其他信号(要求检查声光信号正确)。 4.2.6 线路保护录波信号检查：
1)保护动作或跳闸接点作为启动量。 2)重合闸动作接点作为启动量。
3)收信输入(闭锁式纵联保护要录“收信输入”接点，允许式要求发信也录波)。 4)高频模拟量。
4.2.7 通道传输装置及回路检查
4.2.7.1 高频保护专用收发信机检查：
1)收发信机发信振荡频率。 2)收发信机发信输出功率。
3)收发信机的输出阻抗及输入阻抗的测定。 4)检验通道监测回路工作应正常。 5)收信机收信灵敏启动性能的检测。 6)两侧收发信机通道交换逻辑正确。 7)测量通道的传输衰耗、工作衰耗。 8)3dB告警检查。
9)检查收信电平，设置衰耗值，检查收信裕度(15～16dB)。 4.2.7.2 失灵远跳专用收发信机检查：
1)收发信机发信振荡频率。 2)收发信机发信输出功率。
3)收发信机的输出阻抗及输入阻抗的测定。 4)检验通道监测回路工作应正常。 5)收信机收信灵敏启动性能的检测。
6)模拟本侧失灵出口，检查对侧是否收到远跳命令。 7)模拟对侧失灵出口，检查本侧是否收到远跳命令。 4.2.7.3 光纤通道光电转换装置检查：
1)本侧电路自环检查保护装置误码及延时和光电转换装置通道指示状况。 2)本侧光路自环检查保护装置误码及延时和光电转换装置通道指示状况。
3)恢复至通道正常状态检查保护装置误码及延时和光电转换装置通道指示状况。 4)光电转换装置屏内尾纤排列整齐，标志清晰，固定可靠。 4.2.7.4 光纤通道调试：
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1)光纤通道可以采用自环的方式检查光纤通道是否完好。
-62)传输延时及误码率检查(光纤通道的误码码率和传输时间进行检查，误码率小于10，两侧的传输延时应接近相等)。
3)传输设备发信光功率，收信灵敏度及通道裕度(对于专用光纤通道应对其发信电平，收信灵敏启动电平进行测试并保证通道的裕度满足要求)。
4)通道远跳信号试验(分别模拟两侧失灵出口，检查对侧是否收到远跳命令)。 4.2.7.4 高频保护联调：
1)模拟区内故障(对于闭锁式，高频保护短时发信5ms后停信;对于允许式，高频保护发允许跳闸信号，对侧高频保护在收到允许跳闸信号动作跳闸。要求对侧高频保护投入，断路器在断开位置)。
2)模拟正方向区外故障(对于闭锁式，高频保护短时发信5ms后停信，但由于本侧收到对侧闭锁信号，本侧高频保护不动作;对于允许式高频保护不向对侧发允许跳闸信号，本侧高频保护不动作跳闸。要求对侧高频保护投入，断路器在合闸位置)。
3)模拟反方向故障(对于闭锁式，高频保护发信后不停信，由于两侧收到闭锁信号，两侧高频保护不动作;对于允许式，高频保护不向对侧发允许跳闸信号，本侧高频保护不动作跳闸。要求对侧高频保护投入,断路器在合闸位置)。 4.2.7.5 光纤保护联调：
1)通入三相电流(两侧分别加入三相电流，检查本侧和对侧显示误差值应不于5%)。 2)区内各种短路故障，保护动作。
3)对于传输远传命令的通道，两侧分别模拟失灵动作，对侧检查是否正确收到命令。 4.2.8 线路保护整组试验(带模拟开关)：
1)单相瞬时接地故障(重合闸置于单重位置，同一被保护设备的各套保护装置的电流回路临时串联，相应电压回路并联，分别模拟A、B、C相单相故障，检查各装置在同一故障时的动作情况、跳闸回路和重合闸回路的正确性，要求保护与模拟开关动作情况一致)。
2)单相永久性接地故障(重合闸置于单重位置，同一被保护设备的各套保护装置的电流回路临时串联，相应电压回路并联，任意模拟一次单相永久性接地故障，以检查各装置在同一故障时的动作情况、跳闸回路和重合闸回路的正确性、保护后加速功能正确性。对于3/2接线的开关，重合短延时开关单跳单合后三相跳闸，重合长延时开关单跳后三相跳闸)。
3)两相接地瞬时故障(重合闸置于单重位置，同一被保护设备的各套保护装置的电流回路临时串联，相应电压回路并联，分别模拟两相故障，检查各装置在同一故障时的动作情况、跳闸回路和重合闸回路的正确性、保护三跳回路正确性)。
4)永跳TJR和三跳TJQ动作(对有三跳停信的保护需要检查保护三跳停信)。
5)重合闸启动回路(用两套保护分别带辅助保护和开关，检查保护出口启动重合闸回路是否正确)。
6)闭锁重合闸回路(用手跳和永跳、单重方式时三跳闭锁重合闸等检查重合闸回路是否正确;模拟断路器压力降低锁重合闸，检查其回路正确性)。
7)失灵启动及出口回路(包括保护启动失灵触点、失灵电流判别元件及TJR启动失灵触点检查。用两套保护分别带辅助保护，模拟A、B、C和三相保护动作相应开关失灵，用导通法在失灵保护屏测启动失灵的正确性，以按相检验失灵回路中每个触点、压板接线的正确性)。
8)失灵、母差出口跳本间隔检查(在确保失灵、母差保护屏内回路正确的前提下，打开本间隔开关回路接线，用短接方法检查失灵、母差出口跳本开关回路是否正确。应闭锁重合闸，开放对侧纵联保护)。
9)失灵远跳试验(分别模拟两侧失灵出口，检查对侧是否收到远跳命令就地判别满足 9 甘肃酒泉超高压输变公司
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动作)。
4.2.9 线路保护传动试验：
1)单相瞬时接地故障(重合闸置于单重位置，分别模拟A、B、C相单相故障，检查跳闸回路和重合闸回路的正确性，保护与开关动作一致，信号指示正确)。
2)单相永久性接地故障(重合闸置于单重位置，模拟B相单相永久性接地故障，检查跳闸回路和重合闸回路的正确性，保护与开关动作一致，信号指示正确)。
3)两相接地瞬时故障(重合闸置于单重位置，模拟A、C两相接地瞬时故障，保护与开关动作一致，信号指示正确)。
4)断路器三相不一致保护检查(分别模拟断路器A、B、C三相不一致，保护开入和动作出口回路的正确，信号指示正确)。
5)断路器防跳检查(断路器处于分闸状态，短接跳闸接点，手动合断路器并保持合后状态一段时间，此过程断路器应只合分一次)。 4.2.10 线路保护装置投运前检查：
1)打印定值与定值单核对(与定值单要求一致)。
2)恢复所有打开的接线(电流回路应进行紧固，所有临时线拆除，接线恢复到运行状态)。
3)压板以及把手等(测试保护压板上下桩头的电位，检查是否存在回路接点粘合情况, 把手等恢复至运行状态)。
4)打印机(打印机指示正确，打印纸放置良好，打印机防尘盖放置正确)。 4.2.11 线路保护带负荷后的向量测试、检查：
1)装置显示及信号指示(装置面板显示模拟量符合系统潮流大小及方向，开关量正确，信号指示无异常)。
2)测量电压、电流的幅值及相位关系，对于电流回路的中性线应进行幅测量(测量中性线不平衡电流，要求与当时系统潮流大小及方向核对)。
3)线路光纤差动保护差流的检查(检查其差流大小是否正常，并记录存档)。
4)高频通道信号复测(测收信和发信电平，观察是否与供电前一致，若不一致，应进行通道裕量和3dB衰耗告警调试)。 4.3 变压器保护验收项目
4.3.1 变压器保护相关二次回路检查： 4.3.1.1反措验收
1)保护电源配置情况：两套完整、独立的电气量保护和一套非电气量保护应使用各自独立的电源回路，两套电气量保护的直流电源分别取自不同直流母线段，两套主保护和两组操作电源应一一对应。
2)非电量保护应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。 4.3.1.2其它部分验收
1)变压器本体回路检查：
有载、本体重瓦斯投跳闸;轻瓦斯、压力释放、绕组温度高、油温高、冷控失电等根据变压器运行要求投信号或跳闸;
2)各侧断路器防跳跃检查： 各侧断路器分别处于分闸状态，短接跳闸接点，手动合断路器并保持合后状态一段时间，此过程断路器应只合分一次。
3)操作回路闭锁情况检查(断器SF6压力、空气压力/油压降低和弹簧未储能禁止重合闸、闭锁操作等功能，其中闭锁重合闸回路可以和保护装置开入量验收同步进行。由开关专业人员配合，实际模拟空气压力/油压降低，当压力降低至闭锁重合闸时，保护显示”闭锁 10 甘肃酒泉超高压输变公司
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重合闸开入量”变位;当压力降低至闭锁操作时，无法分合开关。上述几种情况信号系统应发相应声光信号)。
4)非电量保护不启动断路器失灵保护 4.3.2 变压器保护装置检查
4.3.2.1 变压器保护装置参数核对：
1)保护装置基本参数核对(定值区、通信地址、被保护设备名称)符合要求。 2)保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。
3)保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。 4)保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。 5)打印机参数与装置打印参数设置。 6)检查GPS对时是否正确。
4.3.2.2 变压器保护装置电源的检查：
1)检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内
2)检查正、负对地是否有电压;检查工作地与保安地是否相连(要求不连);检查逆变输出电源对地是否有电压。
4.3.2.3 变压器保护装置的数模转换精度的检查：
装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。 4.3.2.4 变压器保护装置开关量输入的检查：
1)检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。 2)保护压板投退的开入符合设计要求。
3)各侧电压闭锁的投入：变位情况应与装置及设计要求一致。
4)非电量保护：非电量保护作用于跳闸的启动功率应大于5W，动作电压在额定电源电压的55%-70%范围内，动作时间为10ms-35ms。 4.3.2.5 变压器保护定值校验：
1)1.05倍及0.95倍定值校验。 2)操作输入和固化定值。 4.3.2.6 变压器保护功能检验：
1)差动保护。
2)高压侧相间方向复压过流。 3)中压侧相间方向复压过流。 4)低压侧相间方向复压过流。 5)零序过流保护。 6)间隙零流保护。 7)零压保护。 8)本体保护。
4.3.3 主变间隔的断路器辅助保护及操作箱检查
4.3.3.1 主变间隔的断路器辅助保护及操作箱基本参数核对：
1)保护装置基本参数核对(定值区、通信地址、被保护设备名称)符合要求。 2)保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。
3)保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。 4)保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。 5)打印机参数与装置打印参数设置。 6)检查GPS对时是否正确。
7)操作箱跳、合闸回路与断路器跳合闸线圈参数核对：电流启动或保持的数值小于等 11 甘肃酒泉超高压输变公司
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于跳合闸回路电流数值的50%。
8)操作箱出口继电器动作值核对：涉及直接跳闸的重要回路继电器动作电压在额定直流电源电压的55%-70%,动作功率不低于5W。
4.3.3.2 主变间隔的断路器辅助保护及操作箱电源的检查：
1)检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。
2)检查正、负对地是否有电压;检查工作地与保安地是否相连(要求不连);检查逆变输出电源对地是否有电压。
4.3.3.3 主变间隔相关断路器的辅助保护装置精度的检查：
装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。 4.3.3.4 主变间隔的断路器辅助保护装置开关量输入的检查：
1)检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。 2)保护压板投退的开入符合设计要求。
3)开关位置的开入：变位情况应与装置及设计要求一致。 4.3.3.5 主变间隔的断路器辅助保护装置定值校验：
1)1.05倍及0.95倍定值校验。 2)操作输入和固化定值。
4.3.3.6 主变间隔的断路器辅助保护功能检验：
1)断路器失灵保护。 2)死区保护。 3)过流保护。
4)失灵启动及出口回路。
5)三相不一致启动回(检验屏内启动回路、开关本体三相不一致保护是否按定值单要求整定)。
4.3.4 变压器间隔相关告警信号：
1)开关本体告警信号(包括气体压力、液压和弹簧未储能、三相不一致、电机就地操作电源消失等，要求检查声光信号正确)。
2)保护异常告警信号(包括保护动作、重合闸动作、保护装置告警信号等，要求检查声光信号正确)。
3)回路异常告警信号(包括控制回路断线、电流互感器和电压互感器回路断线、切换同时动、直流电源消失、操作电源消失等，要求检查声光信号正确)。
4)跳、合闸监视回路。
5)本体保护检查：包括本体瓦斯、有载瓦斯、油温高、风冷全停、释压器、油压速动信号、要求检查声光信号正确。 4.3.5 变压器保护录波信号：
1)差动保护跳闸作为启动量。 2)后备保护跳闸作为启动量。 3)本体保护跳闸作为启动量。
4.3.6 变压器保护整组试验(两套保护时应用电流回路串联、电压回路并联的方法进行)：
1)差动保护：检查比例制动，谐波制动，电流互感器断线闭锁等。 2)高压侧后备保护：方向过流保护、复压过流保护等。 3)中压侧后备保护：方向过流保护，复压过流保护等。 4)低压侧后备保护：方向过流保护，复压过流保护等。 5)定时限、反时限零序保护。 6)阻抗保护。
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7)间隙零序过压及过流保护。
8)本体非电量保护：非电量保护分别投跳闸和信号，模拟本体与有载的重瓦斯和轻瓦斯、压力释放、冷控失电、油温高等非电量保护动作，观察报文和后台信息;模拟过负荷，观察启动风冷和试验闭锁有载调压。
4.3.7 变压器相关断路器的跳闸、失灵启动和三相不一致保护回路检查： 4.3.7.1 失灵启动回路：
1)保护启动失灵触点、失灵电流判别元件触点及三跳启动失灵启动失灵触点。
2)用两套保护分别带辅助保护、开关，模拟A、B、C和三相保护动作相应开关失灵，用导通法在失灵保护屏测启动失灵的正确性，按相检验失灵回路中每个触点和压板接线的正确性。
3)变压器高压侧断路器失灵保护动作后跳变压器各侧断路器，变压器高压侧失灵动作开入后，应经灵敏的、不需整定的电流元件并带50 ms延时后跳变压器各侧断路器。
4)变压器中压侧断路器失灵保护动作后跳变压器各侧断路器，变压器中压侧失灵动作开入后，应经灵敏的、不需整定的电流元件并带50 ms延时后跳变压器各侧断路器。 4.3.7.2 失灵、母差出口跳本间隔检查：
在确保失灵、母差保护屏内回路正确和打开本间隔开关回路接线的情况下用短接的方法检查失灵、母差出口跳本开关回路是否正确，应闭锁重合闸，开放对侧纵联保护。 4.3.7.3 三相不一致启动回路检查：
检查启动回路和开关三相不一致保护是否按定值单整定。 4.3.7.4 出口跳、合闸回路：
主保护、后备保护出口跳闸各侧断路器和母联断路器回路的正确性 4.3.8 主变保护传动试验(带开关进行)：
1)区内单相瞬时接地故障。
2)模拟高压侧区外两相瞬时故障。 3)模拟中压侧区外两相瞬时故障。 4)模拟低压侧区外三相瞬时故障。 5)模拟重瓦斯、有载瓦斯保护动作. 4.3.9 主变保护投运前检查：
1)打印定值与定值单核对(与定值单要求一致)。
2)恢复所有打开的接线(电流回路应进行紧固，所有临时线拆除，接线恢复到运行状态)。
3)压板以及把手等(测试保护压板上下桩头的电位，检查是否存在回路接点粘合情况, 把手等恢复至运行状态)。
4)打印机(打印机指示正确，打印纸放置良好，打印机防尘盖放置正确)。 4.3.10 主变保护带负荷向量测试、检查：
1)测量电流差动保护各组电流互感器的相位以及各侧电压，电流的幅值及相位关系。对于电流回路的中性线也应进行幅值测量(测量流过中性线的不平衡电流): 要求与当时系统潮流大小及方向核对。
2)差动保护的差流测试：检查其大小是否正常，并记录存档。 3)方向零序保护及方向过流的方向测试：通过系统潮流方向核对。 4.4 母线保护验收项目
4.4.1 母线保护电流、电压回路检查：
1)检查各间隔电流互感器的变比、极性、准确级应正确，应与定值单要求相一致(应特别注意母差保护对母联TA极性的要求)。
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2)检查母线电压闭锁是否正确。 4.4.2 母线保护相关二次回路的检查：
1)检查接入母差保护每一间隔的接点与电流二次回路接线的一致性：要求接入母差保护每一间隔的隔离开关接点应能正确反映本间隔一次隔离开关的位置，对间隔的隔离开关与电流二次回路接线的一致性进行检查。
2)隔离开关切换检查：分别切换1G、2G，检查装置切换变位是否一致。 3)失灵启动、母差跳闸回路。此项分别在各间隔验收时进行试验。 4.4.3 母线保护装置检查
4.4.3.1 母线保护装置参数核对：
1)保护装置基本参数核对(定值区、通信地址、被保护设备名称)符合要求。 2)保护装置交流插件参数与一次设备参数一致。
3)保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致。 4)保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。 5)打印机参数与装置打印参数设置。 6)检查GPS对时是否正确。 4.4.3.2 母线保护电源的检查：
1)检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。
2)检查正、负对地是否有电压;检查工作地与保安地是否相连(要求不连);检查逆变输出电源对地是否有电压。
4.4.3.3 母线保护保护装置的数模转换精度的检查：
装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。 4.4.3.4 母线保护装置开关量输入的检查：
1)检查软连接片和硬连接片的逻辑关系。 2)保护压板投退的开入符合设计要求。
3)各间隔隔离开关切换触点(包括母联间隔)：应直接操作隔离开关进行检查，并且要结合电流回路进行检查。
4.4.3.5 母线保护定值检查：
1)1.05倍及0.95倍定值校验。 2)操作输入和固化定值。 4.4.3.6 母线保护功能检验：
1)差动保护：分别模拟母线区内、外故障，并检查母差保护的动作行为及测量保护动作时间。保护动作后应同时跳开接于故障母线上的各断路器。
2)失灵保护启动和母差跳闸：按间隔进行，对于双母线接线，分别模拟接入I、II段母线断路器失灵，失灵保护动作后应先断开母联断路器，后断开相应母线上的各断路器;若母联断路器失灵，应跳开两段母线上的所有断路器。
3)充电保护。 4)死区保护。 5)过流保护。
4.4.4 母线保护电压切换的检查：能够正常自动切换。 4.4.5 母线保护告警信号：
1)保护异常告警信号。 2)回路异常告警信号。 3)电压异常告警。
4)电流互感器断线告警信号。
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4.4.6 母线保护录波信号：
1)母差动作作为启动量。
2)电压闭锁不要求作为启动量。
4.4.7 母线保护整组传动试验：检查选择故障母线功能的正确性。
1)模拟甲母故障。 2)模拟乙母故障。
3)模拟甲母某间隔失灵。 4)模拟乙母某间隔失灵。 5)模拟母联充电保护动作。 4.4.8 母线保护投运前检查：
1)打印定值与定值单核对(与定值单要求一致)。
2)恢复所有打开的接线(电流回路应进行紧固，所有临时线拆除，接线恢复到运行状态)。
3)压板以及把手等(测试保护压板上下桩头的电位，检查是否存在回路接点粘合情况, 把手等恢复至运行状态)。
4)打印机(打印机指示正确，打印纸放置良好，打印机防尘盖放置正确)。 4.4.9 母线保护带负荷后向量测试、检查：
1)测量电流差动保护各组电流互感器的幅值及相位关系，对电流回路的中性线也应进行幅值测量(测量流过中性线的不平衡电流)：
要求与当时系统潮流大小及方向核对。
2)母差保护差流测试：检查其大小是否正常，并记录存档。 4.5 故障录波器验收项目
4.5.1 故障录波器电流、电压回路检查：
1)检查各输入模拟量的极性是否正确：包括零序电流极性是否正确。 2)电压回路检查：检查电压回路接入是否正确。 4.5.2 故障录波器装置检查
4.5.2.1 故障录波器装置参数核对：
1)装置基本参数核对(定值区、通信地址、被保护设备名称)符合要求。 2)装置交流插件参数与一次设备参数一致。
3)装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内。 4)打印机参数与装置打印参数设置。 5)检查GPS对时是否正确。
4.5.2.2 故障录波器装置电源的检查：
1)检查输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内。
2)检查正、负对地是否有电压;检查工作地与保安地是否相连(要求不连);检查逆变输出电源对地是否有电压。
4.5.2.3 故障录波器装置的数模转换精度的检查：
装置电压、电流、相位角度测量采样应在允许范围之内。 4.5.2.4 故障录波器开关量输入的检查：
1)各间隔保护的开关量是否齐全。 2)各间隔的开入是否定义正确。 4.5.2.5 故障录波器装置定值校验：
1)1.05倍及0.95倍定值校验。 2)操作输入和固化定值。
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4.5.3 录波检查及波形分析：
1)开关量启动录波：检查各开关量启动录波是否正确。 2)模拟量启动录波：检查各模拟量启动录波是否正确。 3)其他量启动录波：检查频率等其他量启动录波是否正确。 4)就地波形分析(含后台机)：检查是否能够正常进行分析。 5)打印故障波形：检查打印报告是否完整。 4.5.4 故障录波器告警信号：
1)装置异常告警信号。 2)电压异常告警。
4.5.5 故障录波器投运前检查：
1)打印定值与定值单核对(与定值单要求一致)。
2)恢复所有打开的接线(电流回路应进行紧固，所有临时线拆除，接线恢复到运行状态)。
3)压板以及把手等(测试保护压板上下桩头的电位，检查是否存在回路接点粘合情况, 把手等恢复至运行状态)。
4)打印机(打印机指示正确，打印纸放置良好，打印机防尘盖放置正确)。 5 自动化系统、故障信息管理系统验收项目 5.1 故障信息管理系统检查
各种继电保护的动作信息、告警信息、保护状态信息、录播信息及定值信息的传输正确。 5.2 测控装置验收项目
5.2.1 测控装置设备连接及防护：
1)设备连接：采取抗干扰措施，装置外壳具备可靠的接地点。 2)金属结构件：油漆无脱落。
3)隔离端子：直、交流及控制回路加装隔离端子或隔离片。
4)接地：不设置单独的接地网，接地线与变电站主接地网连接;机箱、机柜及电缆屏蔽层均可靠接地。
5)抗干扰：满足电磁兼容性，具有抗辐射电磁场干扰等功能。 6)外壳防护：防止直径12.5mm及以上的固体异物进入。 5.2.2 测控装置基本性能：
1)直流模拟量：
模拟量输入总误差不大于0.2%，输入电流信号最大负载阻抗为5V/mA(电流标称值)，电压信号最小负载阻抗为200kΩ/V;数模转换总误差不大于0.2%，输出电流信号最大负载阻抗为5V/mA(电流标称值)，电压信号最小负载阻抗为200kΩ/V。
2)工频交流模拟量： 输入回路要求：工频交流电量输入回路应有隔离电路，且应有电压互感器和电流互感器回路异常报警;设备上二次电压互感器、电流互感器插件拔插应可靠的保证交流电压输入外回路开路、交流电流输入外回路短路;电压回路要经过熔丝，电流回路要直接与端子牢固连接。功率消耗：工频交流电量每一电流输入回路的功率消耗<0.75VA，每一电压输入回路的功率消耗≤0.5VA。
3)故障电流：故障电流的总误差≤3%。 4)状态量：闭合对应二进制码“1”，断开对应二进制码“0”;输入回路应有电气隔离措施，延迟时间为10ms~100ms。
5)脉冲量：输入回路采用光电隔离;脉宽≥10ms;接口电平为0~24V。 6)与通信系统接口：
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远动设备(DTE)和数据电路终端设备(DCE)间物理距离和最大传输速度之间的关系满足：物理距离1000m时，最大传输速度为1kbit/s;物理距离100m时，最大传输速度为10kbit/s;物理距离10m时，最大传输速度为100kbit/s。
7)远动规约：远动规约可采用DL/T 634，变电站内通信规约可采用DL/T 667。 8)遥控输出(接点容量)：直流：30V、5A，交流：220V、5A。
9)故障告警及闭锁：发生任何软硬件故障能立即告警，视故障类别闭锁其出口;任何软硬件(元器件)发生一处故障不会导致误出口和误闭锁。
10)双电源检查：I/O测控单元柜采用2路220V 直流电源供电;各装置应具有直流快速小开关，与装置安装在同一面柜上;当在该直流回路中任何一处发生断线或短路时，均发告警信号。
11)PT回路：测控柜PT回路接线良好、极性正确。
12)遥信检查：断路器、隔离开关及接地刀闸具有分、合闸信号。 13) 连续通电电源影响：
a)连续通电：进行不少于72小时连续稳定的通电测试，考核其稳定性(交直流电压为额定值)。
b)直流电源：电压在80%~110%额定值220V范围内(176V~242V)变化、纹波系数≤5%时，设备能正常工作。
c)交流电源：电压在80%~110%额定值220V范围内(176V~242V)变化、谐波分量≤5%、频率在47.5~52.5Hz间变化时，设备能正常工作。
14)同期系统回路检查：
检查同期系统公共回路接线是否正确，各间隔模拟手动同期合闸。 5.3 网络交换机验收项目
5.3.1 通讯线/网线接线检查：
1)安装、排列及标识。 2)水晶头、电缆头。 3)线束绑扎松紧、形式。 4)端部弯圈。
5.3.2 装置功能检查：
1)信息处理：每套通讯管理机应能完整、独立的处理所有信息;两套装置之间不应有任何电气联系，当一套装置退出不应影响另一套装置的正常运行。
2)独立性：每套通讯管理机应配置独立的通信设备(包含交换机、光纤收发器、光缆等)，不存在物理连接。
3)运行方式：通讯管理机应采用双机热备用方式。 4)采集数据：采集规约及数据正确性检查。 5)上传数据：上传规约及数据正确性检查。
6)供电电源：两套通讯装置、交换机的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。
5.4 监控系统软件功能验收项目 5.4.1 应用软件检查
1) 应用软件总体要求: 具有实时库、历史库、追忆库管理功能。 2) 系统维护: 可在线、离线修改数据库信息。
3) 数据管理: 按年、月、周、日的电压、电流、有功、无功具有峰、谷值统计等功能。 4) 双机切换: 双机切换时间≤30s。
5) 操作权限: 可设置管理员、监护人、操作人等权限。
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6) 控制操作：具有单人、双人监控操作功能。 7)报警处理：实现实时报警、历史报警查询功能。 8)事件顺序记录SOE：按照事件发生的时间顺序记录。
9)计算及制表：可自定义公式，实现在线计算、制表功能。 10)画面：画面清晰，颜色分明，操作有效。 5.4.2 数据的采集及传输功能检查 5.4.2.1 数据的采集
1) 模拟量：具有有功、无功、电流、电压、温度等采集功能。
2)数字量：具有采集保护、位置、状态、压板信号;事故总、预告信号;保护及综合自动化报文信息等功能。
3)实时数据：智能电子设备IED实时数据(如智能UPS，消防系统，电表等)确认接收端口，查看相应缓冲区报文内容。
4)网络：确认外部网络接收端口，查看相应缓冲区报文内容。
5)辅助设备：其他辅助设备及接口(如大屏幕投影等)检查接口设备与接口服务器数据一致性。
6)循环式规约：循环式规约(如颁布循环远动规约CDT等)上行信息接收与处理正确;下发信息正确;空闲时下发同步字头，同步字可修改，如EB90或者D709。 5.4.2.2 传输功能
1)问答式：(如103发送数据，104接收数据等)在通信机界面查看
2)通道缓存：查看收、发缓冲区信息，对报文原码进行实时监视、截取、锁定，检查强制系统数据报文的自动下发。
3)状态监视：监视通信服务器、通道、路径状态及统计通道误码。 4)数据监视：正确显示各通道的遥测、遥信、电量。
5)数据变化：从前置机模拟遥信变位、事故、遥测变化、事件顺序记录系统SOE、遥控等功能。
6)事项缓冲：事件顺序记录系统SOE在事项缓冲区正确显示。
7)通道告警：正确产生通道报警事项;对通道及通道数据的各类异常(包括失步、误码高、死数据等)进行分类报警。
8)通道切换：设定时间判别，人工中断主通道，通讯中断后备通道正确接收信息，强制指定主通道。
9)保护措施：通讯接口部分采取防护措施。 10)主备切换：自动/人工二种方式。 5.4.3 计算、数据处理
1)算术运算：算术运算(可自定义)，查看计算公式或用户定义过程工程。 2)逻辑运算：逻辑运算(与或非)，查看计算量公式。 3)条件运算：条件运算(if else)，查看用户过程，如将遥信表示的有载调压变压器档位转化为数字量档位。
4)累计计算：电压合格率、超限时间累计计算基于以1分钟为单位的存盘周期平均值统计或基于瞬时存盘值的统计，并在报表中显示。
5)遥信和遥测相关判断：线路开关为分，而其潮流不为0，置遥测可疑标志;条件自动置零(开关分且负荷在零漂范围内，自动置零)。
6)数据存盘：把当前遥测值存入历史数据库。
7)模拟量越限及恢复处理：设置一重或二重越限参数和恢复系数。当系统发生越限或异常时，系统发出区别于系统事故的声光及语音告警，打印越限值记录及相关参数;恢复正 18 甘肃酒泉超高压输变公司
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常后，声光自动解除。
8)遥信人工设置：设置某个遥信为人工设置状态，检查该遥信在画面上的颜色。
9)遥信变位处理：接收并处理正常的变位，根据用户设定的报警类型报警并生成事项。 10)报警确认、禁止及恢复：报警有逐项确认和全部确认两种方式，其中全部确认只确认本站的所有报警信息。画面上的所有信息点的报警均由用户通过人机界面人工设置禁止或恢复，禁止后的信息不再启动相关报警，但还应在事项中可以正常记录，配置定时停闪、手动停闪，检查遥信闪烁，并按设置的方式停闪。
11)开关事故判定逻辑：可用事故总信号、保护信号做判断事故依据。
12)事故追忆：模拟事故，启动追忆过程，在值班员界面中查看追忆数据，事故追忆点可为任何实时数据及计算数据，对重要的遥测量记录事故前后若干周期的量值，形成事故追忆表及显示画面，对追忆数据进行事故重演。
13)异常信号分级别处理：模拟异常信号，系统发出不同于事故情况的声光报警，并产生对应事项。
14)多重事故推图：模拟多次事故，系统正确反应事故画面，并伴有相应的声光报警。当多重报警画面叠加时，不完全覆盖原监控画面。 5.4.4 控制、图形功能 5.4.4.1 控制功能
1) 状态输出控制功能：进行断路器、隔离开关的分/合、电抗器/电容器的投切、有载调压变压器、保护定值的遥控控制。
2)权限：控制权限保护(时限/口令)，设置权限。
3)保护功能：在定时限内如果遥控命令没有执行，将自动撤消这次命令。 4)监护操作：双机监护操作设置权限及相应配置。
5)遥控闭锁：设置闭锁、禁止控制或操作标志，该标志可在线修改并自动保存，禁止同一设备的不同操作或不同用户对同一设备的操作，具有防误闭锁功能。
6)
5.4.4.2 图形操作功能
1)画面种类：监控自动化系统结构工况图、通道结构图、潮流图、主机资源图、通道误码率统计表等。
2)画面调用：具有特殊功能键调用、菜单调用、按光敏区显示调用、右键调用功能。 3)画面刷新：具有周期性刷新(对周期用户可调)、强制性刷新、特殊电网事件触发刷新功能。
4)画面缩放：界面可进行画面缩放操作。
5)画面移动：界面可进行上、下、左、右移动操作。
6)信息常驻：检查时钟、电网潮流、电压、电流、功率等信息常驻界面。 7)历史库界面：允许浏览，维护(增加，删除，修改)等多项操作。 8)权限及口令：支持操作员口令、权限功能限制和严格的验证机制。 5.4.5 网络、数据库功能 5.4.5.1 网络功能
1) 接点配置:：接点任务配置及自启动。 2)服务器切换：服务器切换(人工和自动)。
3)运行监视：网络运行模式及接点、进程状态监视，相应故障事项形成日志记录，拒绝执行相关的控制命令。
4)主备切换：双网络主备切换。 5.4.5.2 数据库功能
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1)表格：支持表格信息的增加，删除。
2)存储密度：历史数据库存储密度可调(分钟级)。 3)监视及报警：硬盘使用率监视及数据库容量报警。 4)备份与恢复：数据库的备份与恢复。 5)存储、查询：历史事项的存储、查询。
6)历史数据：所有历史数据必须及时保存在硬盘中，达到一定容量时能自动将前面部分转存外设，这些数据均可在线显示、处理，并能拷贝及调用。
7)报警、备份：当硬盘达到一定容量时系统应有声光及事项报警。若数据无法自动转存，则系统应自动覆盖最早的历史数据，并保证历史数据以某种方式进行备份。
8)保存数据：所有历史数据均以递推方式或覆盖方式在线保存一年以上。 5.4.6 绘图、报表、打印功能 5.4.6.1 绘图功能
1) 操作：图元、区域、文字操作。
2)自定义：自定义图符(可增加删除)。 3)一体化：图模一体化。
4)绘制：曲线图、棒图、饼图、潮流图、通道状态图等图形的绘制。 5.4.6.2 报表及打印功能
1)报表管理：报表管理(日、月运行报表的制作、显示功能)。 2)参数：参数查询(变电站运行参数表等)。
3)查询、打印：按时段、类别、站名可分别查询、打印历史事项。
4)报表类别：具有按年、月、周、日的电压、电流、有功、无功峰、谷值统计等报表。 5)最大、最小、平均值：显示、打印任一时间段的最大值、最小值、平均值数值及最大值、最小值的发生时间。
6)实时、历史统计值：显示、打印任一日、月、年的实时统计值、历史统计值及其发生时间。
7)运行、停运的时间及次数：显示、打印任一设备的运行时间、停运时间、停运次数。 8)修改、录入：实现对报表数据进行修改的功能，且录入实时或历史数据库，取代原有值参加运算。对历史计算量进行重新计算时，应根据输入的时间，对此时间段内的特定历史计算量进行重新计算，而不影响其它时间段的历史计算量。
9)检索、预览：可从任一接点上检索、预览和使用报表，表格能够自适应各规格纸张，且在纸型更换后无需对报表格式进行调整。
10)打印：支持网络和事项打印。 5.4.7 系统基本技术和实时性指标
1) 扫描周期：系统对装置扫描周期≤2S 2)故障切换：双机故障切换≤30S 3)CPU负荷：系统中各中央处理单元CPU负荷≤30% 4)状态量变化显示：状态量变化传送到人机工作站显示器显示≤2S 5)遥测量变化显示：遥测量变化传送到人机工作站显示器显示≤3S 6)事故信号显示：电网事故信号传送到人机工作站显示器显示≤2S 7)操作命令传送周期：操作命令传送周期(包括返校时间) ≤3S 8)画面调看：显示器画面调看响应时间≤2S 9)数据刷新：显示器画面动态数据刷新时间(可调) ≤3S 5.5 监控电源系统 5.5.1 电源屏柜检查
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1)电源屏检查：检查编号、容量等标识
2)备用电源：装置故障时，应能自动切换到备用电源状态，切换时不引起装置复位 5.5.2 逆变电源检查
1)运行指示灯：指示正确
2)直流输入：直流输入电压在80%~120%额定值220V范围内(176V~264V)变化 3)输出电压：输出电压在97%~103%额定电压220V范围内(213.4V~226.6V)变化 4)过负荷能力：带150%额定负荷运行60s，带125%额定负荷运行10min 5)双机检查：逆变电源双机应采用并联方式 5.6 全站对时系统验收项目
1)外观检查：完好无损坏。 2)运行指示灯：指示正确。
3)准确度：输出时间与协调世界(UTC)时间实现同步准确。 6 站用直流系统验收 6.1 直流屏接线
1)设备屏、柜的固定及接地，应可靠，门与柜之间经截面不小于6 mm2的裸体软导线可靠连接。
2)导线外观，绝缘层完好，无中间接头，排列整齐。 3)配线连接(螺接、插接、焊接或压接)，应牢固、可靠。 4)导线配置符合背面接线图要求。
5)导线端头标志，清晰正确，且不宜脱色。 6)用于可动部位的导线为多股软铜线。
7)电缆标牌标识，电缆型号、截面、起始位置清晰正确。 8)结束绑扎松紧和形式，松紧适当、匀称，形成一致。 9)导线束的固定应牢固、整齐。
10)每个接线端子并接芯线数≤2根。 11)备用芯预留长度至最远端子处。
12)导线接引处预留长度，适当，且各线余量一致。 13)电气回路连接(螺接、插接、焊接或压接)，紧固可靠。 14)导线芯线端部弯曲，顺时针方向、且大小合适。 15)多股软导线端部处理，加终端附件或搪锡。 16)导线端部标志，正确、清晰，不易脱色。 17)接地检查： a)二次回路，设有专用螺栓。
b)屏蔽电缆，屏蔽层按设计要求可靠接地。 18)裸露部分对地距离，负荷>63A，应不小于6mm。 19)盘、柜及电缆穿孔应作好封堵，封堵平整、美观。 6.2 硬母线连接
1)母线应矫正平直，切断面应平整，均匀、无毛刺。 2)母线搭接，直线连接63mm、搭接63mm。
3)主母线、分支母线、引下线及设备连接线，对称一致、平衡、竖直、整齐美观。 6.3 直流系统反措验收
6.3.1系统配置：330KV及以上电压等级变电站应采用三台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。
6.3.2直流母线，应采用分段运行方式，每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设置连络开关，正常运行时开关处于断开位置。
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6.3.3直流屏内空开、熔断器：
1)当直流断路器与熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级差做适当调整，直流断路器下一级不应再接熔断器。
2)各级熔断器的定值整定，应保证级差的合理配合。
3)上、下级熔体之间(同一系列产品)额定电流值，应保证2～4级级差，电源端选上限，网络末端选下线。
4)为防止事故情况下蓄电池组熔断器无选择性熔断，该熔断器与分熔断器之间，应保证3～4级级差。
5)空气开关采用带脱扣直流空气开关，且空开(熔断器)配置满足级差配置要求。 6.3.4馈出网络应采用辐射状供电方式，不应采用环状供电方式。 6.4 直流系统微机监控器
1)外壳接地，可靠、牢固。
2)交流、直流参数，应能监视交流、直流输入电压值。
3)量测交流实际输入量，实测值与微机监控器采样值一致(380V±10%)。 4)监视蓄电池电压，负荷电流和浮充电的电流、电压。
5)自诊断和显示功能，微机监控器能诊断内部的电路故障和不正常的运行状态，并能发出声光告警且远方信号的显示、监测及报警应正常;恢复正常后，故障自动解除。
6)自动充电功能，控制充电装置自动进行恒流限压→恒压充电→浮充电→进入正常运行状态。
7)定期充电功能，控制充电装置定期自动地对蓄电池组进行均衡充电。 8)均、浮充自动、手动转换功能，自动、手动转换工作试验正常。 9)充电电流限流功能，应≤I10(10h率放电电流)。
10)电池均、浮充电压设置功能，根据蓄电池说明书及规程要求对蓄电池均、浮充电压进行参数设置。
11)阀控蓄电池温度补充系数设置功能，基准温度为25℃时，每下降(上升)1℃，单体2V阀控蓄电池浮充电压值应提高(下降)(3-5mV)。
12)“三遥”功能，通过“三遥”接口，能了解和控制控制直流电源装置的运行方式。 a)遥信内容：直流母线电压过高或过低信号、直流母线接地信号，充电装置故障等信号。
b)遥测内容：直流母线电压及电流值、蓄电池组电压值，充电电流值等参数。 c)遥控内容：直流电源装置的开机、停机、充电装置的切换。
13)交流失压及过、欠压告警试验，监控单元显示故障信息、告警且远方信号的显示、监测及报警应正常。
14)控母过、欠压告警试验，监控单元显示故障信息、告警且远方信号的显示、监测及报警应正常。
15)蓄电池电压过、欠压告警试验，监控单元显示故障信息、告警且远方信号的显示、监测及报警应正常。
16)熔断器熔断告警试验，熔断器熔断微机监控器显示故障信号且远方信号的显示、监测及报警应正常。
17)空气开关脱扣告警试验，空气开关脱扣，微机监控器显示故障信号且远方信号的显示、监测及报警应正常。
18)充电模块(通讯)故障告警试验，微机监控器显示故障信号且远方信号的显示、监测及报警应正常。
19)绝缘监测仪(通讯)故障试验，微机监控器显示绝缘监测仪(通讯)故障信号且远 22 甘肃酒泉超高压输变公司
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方信号的显示、监测及报警应正常。 6.5 直流充电装置
1)充电模块固定牢固、外壳可靠接地，连接正确。
2)输出线相色，正-赭色、负-蓝色，与母线、蓄电池极性一致。
3)直流母线绝缘电阻应不小于10MΩ;绝缘强度应受工频2KV,耐压1min，应不闪络、不击穿。
4)手动、自动试验交流互投装置准确、可靠。 5)柜内各表计，显示数据正确，且有校验合格证。 6)恒流充电稳流精度范围，应不大于±(0.5%-1%)。 7)恒压充电稳压精度范围，应不大于±(0.1%-0.5%)。 8)直流母线纹波系数范围，应不大于(0.2%-0.5%)。 9)蓄电池组浮充电压稳定范围：(90%-125%)直流标称电压。 10)蓄电池组充电电压稳定范围：(90%-130%)直流标称电压。 11)充电模块均流不平衡度：≤±5A。
12)充电模块噪声≤55dB(A)，若装设通风机时应不大于60dB(A). 6.6 绝缘检测装置
1)绝缘检测仪固定牢固、外壳可靠接地、连接正确。
2)若装有微机型绝缘监测仪，任何一支路的绝缘状态或接地都能监测、显示和报警。远方信号的显示、监测及报警应正常。
3)母线正负对地电压平衡且无波动现象。 6.7 电压调节装置
1)自动、手动，升、降控制母线电压5-7V。 2)调节继电器接点，满足直流负荷容量要求。 3)连接线缆，满足直流负荷容量要求。 6.8 事故照明装置
1)交、直流回路，切换试验正常、无短路。
2)交、直流接触器接点，满足变电站事故时的负荷容量要求。 3)馈出开关，满足变电站事故时的负荷容量要求。 4)馈出线缆，满足变电站事故时的负荷容量要求。 附件(范例) 750kV线路保护及二次回路验收细则
1)详细内容见附件。
2)其余间隔参考750kV线路间隔内容编制执行。
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第四篇：变电站二次安防系统实施方案
本方案为了加强变电站二次系统安全防护，确保电力监控系统及电力调度数据网络的安全，主要依据国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》和原国家经贸委第30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》编写。
变电站二次系统的防护目标是抵御黑客、病毒、恶意代码等通过各种形式对变电站二次系统发起的恶意破坏和攻击，以及其它非法操作，防止变电站二次系统瘫痪和失控，并由此导致的变电站一次系统事故。实施重点是强化变电站边界防护，加强内部安全措施，保障变电站安全稳定运行。主要包括变电站、换流站、开关站二次系统安全防护，以及发电厂的升压站或开关站的信息安防应用。
变电站二次系统典型结构
变电站监控系统主要包括：变电站自动化系统、五防系统、继电保护装置、安全自动装置、故障录波装置和电能量采集装置等;换流站还包括阀控系统及站间协调控制系统等，有人值班变电站还有生产管理系统等;集控站还包括对受控变电站的监控系统等。变电站二次系统逻辑结构如图所示。
变电站自动化系统按结构可分为分层分布式(站、间隔、设备三层)或全分布式(站、设备二层)，如图所示。
变电站二次系统安全分区
按变电站的电压等级、规模、重要程度的不同以及变电站运行模式(有人值班模式、无人值班少人值守模式、无人值守模式等)差别，变电站二次系统的安全区划分应该根据实际情况，按下列原则确定。
220kV 以上变电站二次系统的生产控制大区应当设置控制区和非控制区，其中生产管理系统仅适合于有人值班变电站。
对于不接入省级以上调度中心的110kV 及以下变电站，其二次系统生产控制大区可不再进行细分，相当于只设置控制区，其中生产管理系统仅适合于有人值班变电站。
变电站二次系统应用IEC 61850 国际标准时，应依据本方案的原则，将IEC 61850 规定的功能模块适当的置于各安全区中，从而实现国际标准与我国电力二次系统安全防护的有机结合。
变电站二次系统安全防护的逻辑结构
变电站二次系统安全防护的总体部署
对于220kV 以上的变电站二次系统，应该在变电站层面构造控制区和非控制区。将故障录波装置和电能量采集装置置于非控制区;对继电保护管理终端，具有远方设置功能的应置于控制区，否则可以置于非控制区。
对于不接入省级以上调度机构的110kV 及以下变电站的二次系统，其生产控制大区可以不再细分，可将各业务系统和装置均置于控制区，其中在控制区中的故障录波装置和电能量采集装置可以通过调度数据网或拨号方式将录波数据及计量数据传输到上级调度中心;在与调度中心数据通信的本侧边界上，可采用简单有效的安全防护措施。
当采用专用通道和专用协议进行非网络方式的数据传输时，可逐步采取简单加密等安全防护措施。厂站的远方视频监视系统应当相对独立，不能影响监控系统功能。
第五篇：浅谈智能变电站的二次运行维护与检修
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浅谈智能变电站的二次运行维护与检修
浅谈智能变电站的二次运行维护与检修
[摘要]：本文通过比较传统变电站与智能变电站二次设备构建上的不同，阐述了智能变电站在二次运行维护与检修方面所要掌握的方法和注意点。
[关键词]：智能变电站 二次设备 运行维护与检修
中图分类号：TM411+.4文献标识码： A
1引言
基于IEC61850标准的智能变电站是以数字化变电站为依托，通过采用先进的传感、信息、通信、控制、人工智能等技术，建立全站所有信息采集、传输、分析、处理的数字化统一应用平台，实现变电站的信息化、自动化、互动化。它以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能。智能变电站的二次设备的构造和功能与传统变电站存在很大的差异，因此智能变电站的发展变革了传统变电站的二次运行及检修模式。
2智能变电站设备组成
过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，完成对一次设备的监测、控制等相关的功能，包括实时运行电气量测采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。
间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。
站控层由主机、操作员站、远动通信装置、保护故障信息子站和其他功能站构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。
3装置之间的联系方式
智能变电站用光纤以网络通信代替了传统的电缆硬接线，GOOSE、
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SV输入输出信号为网络上传递的变量，智能变电站中的GOOSE相当于传统变电站中的二次直流电缆，SV相当于传统变电站中的二次交流电缆。层与层之间的联系通过SV网和GOOSE网进行，SV网主要是交流采样数据的传输，GOOSE网是用来传输控制及信号数据。与传统变电站二次设备相比，智能变电站的交流采样部分增设了合并单元，而直流操作及信号采集部分又增设了智能终端设备，同时彻底改变了变电站内二次设备之间的联系方式，传统变电站内二次设备之间传输的主要是接点及模拟信号，用控制电缆进行传输，智能变电站内二次设备之间传递的是数字信号，靠光纤传输，同时还需配置大量的数据交换设备。
4智能变电站与传统变电站的二次设备运行与检修的不同
4.1装置的检验与故障查找
传统变电站二次交流及直流回路通过控制电缆连接，其原理与接线关系可以通过二次图纸直观体现。变电站的装置检验，主要根据装置具体功能，经交流输入端子、直流端子提供相应的故障模拟量或开关量信息，检验装置的各种逻辑功能及开入开出信号是否符合现场运行需要。智能变电站用光纤以网络通信代替了传统的电缆硬接线，因此智能变电站装置的检验无法通过外加故障模拟量或开关量信息进行，只能通过计算机与装置的调试接口连接，直接向装置输入相关数字量信号检验装置的各种保护动作逻辑及输入输出地正确性。在运行维护与检修中，以往的查点对信号的工作变成了对配置文件参数与配置的核对，因此检修人员需学会查看配置文件及掌握配置方法。传统变电站的日常运行维护中，万用表和钳形电流表是二次检修人员不可或缺的仪表，交流电流回路故障主要通过钳形电流表测量回路电流与装置采样值比较，从而判断交流电流回路的故障点， 交流电压回路及直流回路故障则通过万用表测量相关接点电位查找故障所在。在智能变电站中由于装置与装置之间的联系完全靠网络通信维系，一旦发生故障除了通过装置本生地各种告警信息判断故障外，二次检修人员还必须掌握利用计算机进行信息报文的收发，以便更有效地判断故障点。当然，由于在智能变电站中，网络交换机等通信设备大量使用，因此二次检修人员应具备对相关通信设备进行运行维护的技能。
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4.2带负荷试验
带负荷试验是检验具备方向保护功能或需采集多路电流回路保护装置的电流、电压间极性关系的一项试验。传统变电站引起电流、电压极性关系错误主要是由于流变、压变二次输出反接或连接错误，如果接线错误，则在带负荷试验中相位关系反映非常明显。智能变电站中保护的数据采集模块前移至合并单元，所有二次交流数据必须通过合并单元处理后再通过光纤传送至保护、测控装置，由于各间隔二次数据的采集处理环节相互独立，且在传变过程中存在延时，因此处理不好就会使各间隔输出数据失去同时性，导致装置误发信号甚至误动作：
110kV某变站是一座110kV/10kV两个电压等级的终端变电站，2011年11月该变电站进行数字化改造， 该变电站的110kV系统电流、电压互感器全部使用电子式互感器，10kV系统互感器仍是电磁式互感器。该变电站改造完成之后，运行中发现随着供电负荷的不断提高，主变差动保护差流也在增大，甚至大过差流越限值，导致差流越限告警。由于高压侧电流采样使用光纤信号传输，我们无法检测二次电流值，而低压侧电流测试结果与装置显示相当，无异常。查看差动保护电流采样值发现差流有时高达0.32A，并且高、低压侧角差异常，正常运行高、低压对应相相差应在150°左右(主变为星/三角-11点接线)，但装置显示对应相相差140°左右。经过多方现场排查，终于找出了原因：由于本变电站主变高压侧是电子式互感器、低压侧是电磁式互感器，导致两侧的电流采集存在差异。高压侧电流的采集：①由电子式互感器的传感模块负责采集、调理并转换成数字信号通过光纤传给合并单元。②合并单元负责将各相远端模块传来的数字信号进行同步合并处理后传给保护装置。低压侧电流只需经过合并装置将模拟信号转成数字信号就可以传给保护装置。由此可以看出，高压侧电流经过两次采样后才能到达保护装置，而低压侧电流只需经过一次采样。所有装置采样都会存在一个固有延时约0.75ms(厂家提供数据)，这样高压侧两次采样延时约1.5ms，低压侧采样延时约0.75ms，两侧相差0.75ms，导致采样不同步。可以计算出一个周波的角度差为：(0.75/20)*360=13.5° 厂家现场对差动保护程序经行了升级
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处理，对所差角度进行了补偿，补偿后差流降至0.1A左右。数字式互感器对我们来说是一个全新的事物，但检修人员没能从根本上去认识它，对于电磁式互感器，差动保护带负荷试验时，检修人员首先关注的是差流，总认为一旦接线错误，角度差会非常明显。对于小的角度差通常认为负荷较小形成的测量误差。
4.3设备的运行维护
4.3.1传统变电站通信系统的组成：
1、保护及自动装置与总控之间的通信;
2、总控与主站及后台机的通信。通信中断不会影响保护及自动装置的功能，也不会影响在变电站内对一次设备的操作。因此，通信中断对运行中的一二次设备不会造成太大的影响。
4.3.2智能变电站通信系统的组成：
1、站控层与间隔层之间的通信;
2、间隔层与过程层之间的通信。其中站控层与间隔层之间的通信相当于传统变电站的总控与主站及后台机的通信。间隔层与过程层之间的通信则是取代了传统变电站控制电缆的传输功能。一旦间隔层与过程层之间的通信中断，则该间隔的二次部分完全瘫痪，对一次设备的保护、监控等所有功能全部丧失。
4.3.3运行维护注意点：日常的运行维护中，运行检修人员应及时更新观念，传统变电站中在运行维护中往往存在“重装置轻通信”的弊病，在智能变电站中，如果装置通信中断，则保护控制装置就成了无本之木，失去作用。另外，智能变电站中将原来110kV及以下保护测控一体化装置的交流采样部分划归至合并单元，而直流操作及接点输入输出部分划归至智能终端，对于一台断路器而言，保护及自动装置的跳、合闸信号通过GOOSE网传至智能终端。在智能终端处，分别设计一块跳闸、合闸压板。对于传统变电站，一次设备运行，本间隔部分保护及自动装置检修时，只需退出该套保护及自动装置的跳、合闸压板就不会对运行中设备造成影响。但在智能变电站中，一台断路器只对应一组跳、合闸压板，因此智能通过断开GOOSE网的方法来断开检修设备与运行设备的联系。
5结束语
智能电网的兴起，几乎颠覆了原有对二次系统的认识，在二次运行维护与检修方面需要掌握更多的知识点，许多新设备、新名词不断
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涌出，运行维护人员只有不断加强自身学习，在平时的工作中勤于探索，更新自己的思维方式，才能顺应现代技术发展的潮流。
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