110kv金谷园智能变电站现场规程(试行版)

洛阳供电公司 金谷园数字化变电站运行规程 批准： 审核： 审核： 校对： 编制： 2007-12-20 发布 2008-1-1 实施 2 2 前 言 金谷园变电站于 2008 年年初进行了数字化改造，目前已投入运行，数字化 改造后，站内采用了先进的一次高压 PASS M0 开关设备智能接口设备，实现 一次开关设备的智能化、采用电子式互感器实现数据采集，二次部分通过过程 层网络代替传统电缆传输实现数据的采集和控制命令的传送，保护、测控、电 能计量等设备均满足 IEC 61850 标准通信规约，通过过程层网络实现信息共享 并完成多种网络化保护设计、后台系统实现 IEC 61850 规约统一建模，进一步 提高变电站自动化运行水平。为确保变电站安全、可靠、经济运行，适应数字 化变电站管理要求，并为运行值班人员及操作人员提供准确、可执行的运行维 护依据，根据国家及电力行业的相关规程和规章制度，结合金谷园变电站现场 设备的特点编写本规程。 如本规程与上级有关规程，制度有抵触时，按上级规程制度执行。 本规程由变电运行部提出； 本规程批准： 本规程审定： 本规程审核： 本规程主要编写人： 3 纲 要 1、一次设备部分 1.1 本站设备调度范围的划分 1.2 一次设备运行方式 1.3 站内一次电器设备组成及作用 1.4 变压器的运行规定 1.5 110kV PASS MO 组合电器的运行规定 1.6 110kV 光电互感器（PT、CT）的运行规定 1.7 110kV 隔离开关的运行规定 1.8 110kV 避雷器的运行规定 1.9 110kV 母线的运行规定 2、继电保护及安全自动装置部分 2.1 WXH-811B 微机线路保护装置 2.2 WCH-821B 充电保护装置（金 110 及 110kV 进线备自投） 2.3 FCK-851B 测控装置 2.4 WZH-831B 综保装置 2.5 X7210（110kV）数字式变压器保护装置 2.6 X7110(110kV 及以下)数字式线路保护装置 2.7 光电互感器合并器 2.8 保护屏背后空开说明 2.9 压板说明 2.10 整体运行、操作注意事项 3、变电站自动化监控系统部分 3.1 在线监控使用说明 3.2 远动系统使用说明 3.3 工程师站使用说明 3.4 电压无功综合调节系统 3.5 网络连接 4、防误闭锁装置运行管理规定 5、站用电及直流系统部分 5.1 380V 站用电及直流系统介绍 5.2 380V 站用电及直流系统正常运行方式、网络构成 5.3 交直流保险配置 5.4 站用电及直流系统巡视检查、运行维护、异常处理及注意事项 5.5 站用电及直流系统各装置使用方法及注意事项 6、其它设备部分 7、附录 4 4 1、一次设备部分 1.1 本站设备调度范围的划分 1.1.1 地调调度的设备： 金 110kV 设备、金 1 主变、金 2 主变、金 3 主变、金 10kV 母线及所属 设备、金 10kV 分路、金 1 电容器、金 2 电容器、金 3 电容器、金 4 电 容器、金 1 消弧线圈、金 2 消弧线圈。 1.1.2 城区集控中心东区操作队调度的设备： 金 1 所用变、金 2 所用变。 1.2 一次设备运行方式 金谷园变电站经过改造后，目前 110kV 线路 4 条，分别为 1、2 陡金，1、2 朝金线，正常运行时由 1、2 朝金带南、北母运行，110kV 母联金 110 开关投入， 现有主变 3 台，1#主变运行在南母，3主变运行在北母，2主变跨接在南北 母线，10kV 母线 3 段，正常时分列运行，检修或停运时由相邻主变接母联带负 荷。 1.3 站内一次电器设备组成及作用 金谷园变电站 110kV 断路器、隔离/接地开关（1 陡金 2、2 陡金 2、1 朝金 2、2 朝金 2、金 110、金 111、金 112、金 112 间隔）采用 PASS MO 组合电器设 备，实现对线路、母线、变压器的高压侧进行运行方式的控制。电压互感器和 电流互感器电子式互感器，实现对一次系统电压量、电流量的采集，为保护和 计量回路提供电压量、电流量。 1.4 变压器的运行规定 1.4.1 变压器的巡视检查 1.4.1.1 变压器的正常巡视： 1） 变压器各部是否渗油，油位、油色是否正常； 2） 油温是否正常，散热器温度是否均匀，油温指示是否正确； 3） 声音是否均匀，有无异常响声； 4） 各侧套管瓷质部分是否清洁，有无破损、裂纹，放电痕迹； 5 5） 瓦斯继电器内有无气体，漏油，接线腐蚀现象； 6） 压力释放阀是否动作，干燥剂是否失效； 7） 强油风冷的油泵电机转速是否正常，有无过大震动及异常响声， 油流继电器指示是否正确，控制箱内的接头有无发热，灯光指示 是否良好； 8） 有载调压器指示本体与监视是否一致； 9） 外壳各部接地是否良好。 1.4.1.2 有载调压开关的巡视检查应与主变巡视同时进行，项目如下： 1) 控制屏上的分接开关位置指示器指示与实际相符； 2) 有载调压箱油枕油位指示是否正常； 3) 调压箱密封是否良好； 4) 调压瓦斯继电器内有无气体，有无渗漏油现象。 1.4.2 变压器维护项目及周期 1) 变压器的套管、本体油箱、调压箱应每半年及变压器事故后取 油样化验； 2) 变压器调压箱当跳换次数超过 2500 次时必须换油； 3) 主变风冷装置备用情况下每月应投入试验一次； 4) 备用变压器每3月应投入运行24小时。 1.4.3 变压器投运前及检修后的验收项目 1） 检查安装检修各种试验记录，图纸等技术资料正确齐全； 2） 变压器上有无遗留物； 3） 各部阀门是否打开； 4） 各部接线是否完好正确，螺丝是否紧固； 5） 各部有无渗漏油，油位适宜，油位监视线清晰； 6） 强油风冷系统油泵、风扇电机试运行正常，运转方向正确，备 用、 辅助、冷却器自投良好； 6 6 7） 瓦斯继电器内无气体； 8） 保护及二次回路接线正确，经传动试验动作信号良好； 9） 各侧套管相别标志正确，明显清晰； 10） 有载调压装置，手动或电动调节无卡涩及错位显示，显示数值 与实际位相符。 1.4.4 变压器运行及操作注意事项 1.4.4.1 主变压器的运行注意事项： 1) 变压器外壳上应有铭牌，各组散热器有顺序编号，变压器有设 备 标志，引出线涂有相色； 2) 变压器本体和有载调压装置油位指示表计上应有清晰的油位监 视线（-30 +20 +40） ； 3) 变压器附近应设置有完好，适当的消防器材，事故排油坑与储 油 畅通，坑内应铺设250毫米厚直径均匀的卵石层，并保持清 洁、 卫生； 4) 变压器呼吸器内应装满合格的蓝色硅胶，在2/3失效变红后应及 时更换并添加密封油； 5) 新投入运行的变压器在第一个月内应按规定取油样检查，有载 调 压开关箱内油每3个月取一次油样做试验； 6) 主变冷却器连通管阀门、本体与油枕阀门正常运行时应开放； 7) 正常运行中的变压器上层油温不得超过75，事故情况下最多 不 能超过85； 8) 变压器一次所加电压不得超过相应分接头电压的5%； 9) 变压器在规定的冷却条件下负荷可按额定数值运行。 1.4.4.2 主变允许过负荷 1) 主变可以在正常和事故过负荷情况下运行，若有备用变压器禁 止 过负荷运行； 2) 主变事故过负荷只允许在事故情况下运行； 主变事故过负荷的允许值和持续时间如下： 7 事故过负荷 倍数 过负荷允许 时间（分） 1.3 120 1.6 30 1.75 15 2.0 7.5 3) 主变正常过负荷可以连续运行，其运行值根据过负荷前上层油 位 的温升确定，超过规定 1.4.4.3 主变有载调压装置的运行 1) 主变有载调压动力箱控制电源取于风控箱； 2) 主变有载调压开关的操作按调度命令由集控站值班人员执行， 每 次改变抽头位置应记录在值班记录本内并填明电压变动数 值； 3) 调压操作一般应在变压器控制屏上利用“升” ， “降”按扭进 行。要提高110KV母线电压应按“升” ，运行灯亮，调压机构箱 切换挡位后红灯熄灭，每按一下分接开关变化一挡，变压 器分接 开关的档位由分节开关指示器指明分接开关的实际位置。 降压操 作按“降” ； 4) 有载调压装置操作一档后要详细检查调压后实际位置及室内外 是否一致，每调一档后至少间隔一分钟以上才可操作下一档； 5) 每调一次有载调压开关的前后，均应检查电压的指示情况并记 录。一般情况下110KV系统电压应保持在合格范围运行，即 110KV-117KV； 6) 当主变负荷大于额定负荷的80%时，禁止进行调压操作； 7) 对新接或检修过的变压器，投运前应把调压档位放在规定档位； 1.4.4.4 主变强油风冷装置的运行 1) 主变在额定负荷运行时，上层油温不得超过70，超过70时 应 加强监视并汇报调度； 8 8 2) 主变运行前风冷装置应手动试验传动运行良好后，将风冷控制 把 手由手动切至自动位置，45及以上风扇运转，45以下 风扇自 动停止； 3) 负荷控制启动风扇的电流为额定值的67，按规定进行整定； 1.4.5 变压器的异常及事故处理 在有载开关操作过程中，若出现异常情况应作如下处理： 1) 出现联动滑挡时应按“紧急停车”按钮，调压机构箱内空气开 关 将立即跳闸切断装置电机电源，此时应用手动进行调压； 2) 手动调压：取下摇柄，插入电机轴内，升压时按顺时针方向迅 速 摇动摇柄，当听到“卡嗒”一声响后说明已调整一挡，观 察档位 指示器应指示在某档位处，降压时逆时针方向摇动摇柄； 3) 远方调压时，分接开关位置指示器已变动各母线电压不改变时， 可到现场电动操作，观察视听机构箱动作情况及调压箱变档位 的 音响，若无音响则为传动机构故障，应断开电机电源向调 度及有 关领导汇报； 4) 调压操作不能进行时，首先应检查电源保险，同时检查调压机 构 箱内的空气开关是否跳闸，若正常而室内外操作都失灵时 应汇报 调度及有关领导进行处理。 1.5 110kV PASS MO 组合电器的运行规定 1.5.1 PASS MO 组合电器的技术参数 PASS MO SBB 插接式 SF6 高压开关装置 设备编号 1 陡金 2 编号 90447 制造日期 2007 年 12 月 额定电压 145KV 额定电流 2500A 额定短时耐受电流（3S） 40KV 9 额定峰值耐受电流 100KA（峰值） SF6 额定压力 0.58MPa SF6 报警压力 0.52MPa SF6 闭锁压力 0.50MPa 三相 SF6 气体总重量 36kg 设备总重量 1900kg 环境温度 +40-40 相间、对地 650KV 断口间 750KV 额定工频耐受电压 相间、对地 275KV 断口间 315KV 额定频率 50HZ 断路器技术参数 额定短路开断电流 40KA 额定线路充电开断电流 63A 额定电缆充电开断电流 160A 首相开断系数 1.5 额定操作顺序 00.3S-CO-lmin-CO 操作机构 弹簧 储能电机 220V DC、900W 额定失步开断电流 10KA 分合闸线圈 220V DC、1.1A 隔离开关技术参数 操作机构 BES7 电机 220V DC、180W 中电（北京）高压电力设备有限公司 10 10 1.5.2 PASS MO 组合电器的巡视检查 1.5.2.1 PASS M0 设备断路器位置的确定： 1) 控制回路的断路器位置指示或保护装置上断路器位置指示在相 应位置； 2) PASS M0 设备汇控柜内断路器红绿灯位置指示在相应位置（红 灯 亮为合，绿灯亮为分） ； 3) PASS M0 设备本体断路器红绿色位置指示器在相应位置（断路 器 位置指示器表示位置的含义为：红色-闭合/绿色-分开） 。 1.5.2.2 PASS M0 设备隔离开关位置的确定： 1) PASS M0 设备就地操作控制箱内隔离开关位置指示在相应位置 （红灯亮为合，绿灯亮为分） ； 2) PASS M0 设备本体隔离开关红绿位置指示在相应位置（识别组 合 式隔离开关及接地开关位置标记的含义均为：红色-闭合/绿色- 分开） ； 3) PASS M0 设备本体隔离开关观察窗内动、静触头在合适位置 （动、 静触头接触为合，动、静触头分离为分） ； 1.5.2.3 开关就地操作控制箱内的控制转换开关： 其转换开关必须用专用的钥匙打开，其分三种位置状态： 就地；就地电动操作断路器、隔离开关； 人工：就地手动操作隔离开关； 远方：通过后台机或在主控室遥控电动操作断路器、隔离开关； 注意：只有转换开关打在“远方”位置时，才能取下该钥匙，设备 运行过程中应将开关置于远方位置。 1.5.2.4 开关的正常巡视项目： 1) 绝缘体应无破损及放电痕迹； 2) 开关本体内部无放电声。各连接处应无发热现象； 3) 储 能 电 源 正 常 ， 操 作 机 构 储 好 能 ； 4) 分、合闸机械指示、电 气 指 示 、 控制开关操作把手的位置及指 11 示灯的显示与实际相符； 5) 各 电 源 二 次 空 气 开 关 在 规 定 位 置 ； 6) 检 查 开 关 本 体 上 的 开 关 、 刀 闸 和 地 刀 的 位 置 指 示 器 的 “红 、 绿 ”指 示 与实际相符； 7) 操作机构箱的门及开关的门应关闭良好，机构箱无渗水、露水； 8) 检查 SF6压力表指示在规定范围内； 9) 开关外壳接地良好，无锈蚀、折断。 1.5.3 PASS MO 组合电器维护项目及周期 1.5.3.1 维护与维修 PASS 产品除套管外工作状况基本不受大气环境的影响，而硅橡胶复 合绝缘套管具有更强的耐污能力，所以实际上 PASS 产品可以长时间免 维护运行。 1.5.3.2 定期检查 1) 运行第 1 年后：重新紧固所有螺栓连接； 2) 每年一次的检查，设备不退出运行，检查下列项目： a. 套管、SF 6压力表外观； b. 汇控箱门密封垫； c. 记录断路器操作次数； d. 加热器功能； e. 继电器是否过热； f. 目视检查多极插头、接地连接等，以及设备是否有变形、腐蚀、 损伤。 3) 每两年一次的检查：除上述项目外，对于操作次数很少的设备，建 议进行就地和远方操作各 1 次。 4) 每五年一次的检查： a. SF6压力表动作值校核； b. 气室 SF6气体水份测量； c. 操作机构润滑及罩子密封情况检查； 12 12 d. 机械操作检查； e. 主回路电阻测量； f. 根据环境条件确定是否需清洁套管； g. 检查多极插头、接地连接等，以及设备是否有变形、腐蚀、损 伤。 1.5.3.3 维修 设备达到下列条件之一时应大修： 1) 5000 次操作后； 2) 短路开断次数达到下表所列数值： 开断次数 5000 800 200 89 50 32 20 13 9 短路电流，kA 2 5 10 15 20 25 30 35 40 3) 运行 15 年后。 大修的作业项目见下表。15 年之后重复执行下表周期 PASS M0 维修周期及作业项目 进行的工作 周期（年） 部件 作业项目 运行 中 退 出 运 行 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 套管 目视检查 压力表目视检 查 动作值校核 SF6 气室 水分测量 2 次分合操作 * 操作机构润滑 机械试验 隔离 开关 大修 记录操作次数 2 次分合操作 * 操作机构润滑 机械试验 断 路 器 大修 13 主 回 路 测量电阻 检查门密封 总体检查 汇 控 箱 加热器功能 材料表面腐蚀 钢支 架和 接地 重新紧固螺栓 所有 部件 目视检查 注：*- 对操作次数很少的设备提出的建议检查项目 1.5.4 PASS MO 组合电器投运前及检修后的验收项目 1） 高压试验、SF6 微水测试合格并有合格结论； 2） 外观检查无损伤及锈蚀痕迹。外壳接地良好。钢架构紧固螺栓应紧 固； 3） 观察孔玻璃、防爆膜应完好无破损，密封良好； 4） 对断路器、隔离/接地开关进行传动试验，操动机构润滑良好且动 作正常。机械位置指示、汇控柜位置指示、测控装置位置指示、远 动后台位置指示正确一致； 5） 对断路器、隔离/接地开关操动机构定位销均已取下，开口销齐全 并开口； 6） 汇控柜密封良好。汇控柜光纤通道正常无告警信息； 7） SF6 密度计校验合格并有合格结论； 8） 引线线夹完好无裂纹且螺丝紧固； 9） 汇控柜加热除湿器及柜内照明回路能正常投入使用。 1.5.5 PASS MO 组合电器运行及操作注意事项 1）PASS MO 组合电器正常运行时汇控柜断路器远方-就地转换开关、 隔离/接地远方就地手动转换开关应在远方位置。运行人员严 禁操作上述两开关。 2）运行后 PASS MO 设备汇控柜断路器储能电机回路电源开关不要断开， 因为断开此开关可能造成储能电机反转，烧毁电机，损坏设备。 1.5.6 PASS MO 组合电器的异常及事故处理 14 14 正常操作断路器、隔离/接地开关拒动的原因及查找： a、操作直流电源空气开关跳闸。 b、GOOSE 通道异常。 c、智能终端装置电源消失。 d、SF6 气体密度下降至闭锁值。 e、传动机构机械故障。 f、断路器操动机构弹簧储能回路异常。 上述原因除 a、c 设法先恢复电源外，均应汇报地调通知有关班组处理。 1.6 110kV 光电互感器（PT、CT）的运行规定 1.6.1 光电互感器（PT、CT）的技术参数: OET 711VTZ 型 PT 技术参数: 序号 项目 数据 1 额定电压 110kV 2 额定最高电压 126kV 3 额定频率 50HZ 4 准确度等级 0.2/3P 5 额定工频耐受电压 230kV 6 额定雷电冲击耐受电压 550kV 7 局部放电 20PC 8 额定输出标准值 15V OFT 711 ACTP 型 CT 技术参数 序号 项目 数据 1 额定电流 400A 2 设备最高电压 126kV 3 额定频率 50HZ 4 准确度等级 0.2S/5TPE/5TPE 5 额定短时热稳电流 63KA 6 额定短时动稳电流 150KA 1.6.2 光电互感器（PT、CT）的巡视检查 1.6.2.1 投入运行后应检查相应指示正常和相应合并器通道灯显示正常 1.6.2.2 运行中的电压、电流互感器的巡视检查项目： 15 1) 各接头接触良好，无松动、发热现象； 2) 套管无裂纹和放电； 3) 无异响、异味； 4) 间隔智能终端箱内端子接触良好； 5) 间隔智能单元运行正常，端子箱门应关闭良好。 1.6.3 光电互感器（PT、CT）的异常及事故处理 1.6.3.1 发现 PT 有下列故障现象之一时，应立即汇报调度，得到同意 后采用正常操顺序停用 PT： 1) 高压熔断器连续熔断两次； 2) 接头或外皮过热； 3) 套管有破损裂纹。 1.6.3.2 当发现 PT 有下列故障现象之一时，应立即汇报当值调度员， 用上一级断路器来退出故障 PT： 1）PT 内部有较太的劈啪声或其它噪声； 2）PT 过热严重冒烟，发出臭味； 3）线组与外壳之间或引线与外壳之间有火花放电。 1.6.3.3 停运 PT 时，应慎重考虑有关保护及自动装置的切除运行，防 止引起保护和自动装置的误动作，计量等方面不应出现异常和 遗漏。 1.6.3.4 当发现 CT 有下列故障现象之一时，对 CT 二次负载做详细检查， 同时检查相应指示是否正常，并立即汇报调度，执行调度命令： 1) 接头或外皮过热； 2) 套管有破损裂纹； 3) 过热严重冒烟，发出臭味； 4) 内部声音异常。 1.7 110kV 隔离开关（PT）的运行规定 1.7.1 运行规定： 1.7.1.1 隔离开关的引线接头和隔离开关口温度不得超过 70。 16 16 1.7.1.2 严禁带负荷拉、合隔离开关。 1.7.1.3 所有室外隔离开关，禁止解合系统环路电流和接地电流。 1.7.1.4 操作隔离开关的注意事项： 1) 操作隔离开关前，必须检查断路器确在分闸位置； 2）操作隔离开关应迅速、正确。在操作终了时，不可用力过猛， 避 免过大冲击损坏隔离开关，拉闸时，当刀片离开触头时要迅速 果 断，以便迅速灭弧。 3）操作隔离开关应正确使用防误闭锁装置。 1.7.2 巡视检查 1.7.2.1 隔离开关的双重编号清楚，无异常响声，接头无过热现象，绝 缘子无裂纹、放电现象 1.7.2.2 检查隔离开关闭锁装置正确，可靠闭锁 1.7.3 异常及事故处理 1.7.3.1 发现隔离开关引线过热，应立即汇报当值调度员，加强监视， 调整负荷，减低过热情况或按调令停电处理； 1.7.3.2 发现隔离开关绝缘子有裂纹，应及时汇报当值调度员，并严禁 操作此隔离开关； 1.7.3.3 操作隔离开关发现拉不开时，不许强作操作，应找出抗劲原因， 尽力处理并及时汇报当值调度员，暂停操作； 1.7.3.4 如果发生带负荷误拉隔离开关，已经拉开时，严禁再合上，当 误合隔离开关时，在任何情况下，严禁将误合隔离开关再 拉开， 应立即如实汇报当值调度员，执行调度命令。 1.8 110kV 避雷器的运行规定 1.8.1 运行规定: 1.8.1.1 严禁在装有避雷针、避雷线的构筑物上架设通讯线，广播线和 低压线 1.8.1.2 雷雨天，严禁人员靠近避雷器和避雷针 1.8.1.3 每周抄录全站避雷器作动作次数记录，雷雨后或事故后，检查 17 避雷器动作次数并作记录 1.8.1.4 严禁用隔离开关直接切断已接地或有弧光放电的避雷器 1.8.2 巡视检查 1.8.2.1 避雷器的瓷质部分应清洁，无破损裂纹 1.8.2.2 避雷器内部无音响 1.8.2.3 记录放电记数器动作情况 1.8.2.4 所有设备的接地线应连接牢固，无断股腐蚀，损伤现象 1.8.2.5 避雷针构架无弯曲倾斜，底座牢固，铁管和构架无腐蚀 1.8.3 异常及事故处理 1.8.3.1 避雷器发现瓷瓶裂纹，引线松动，内部有音响等，应立即汇报 当值调度员，加强监视，执行调度命令，作好记录 1.8.3.2 避雷器发现有异响炸裂或闪络而尚未造成接地者，禁止人员接 近，立即汇报当值调度员，执行调度命令，采用断开断路 器的 方法来切除故障避雷器 1.8.3.3 避雷器因雷击爆炸，应根据其情况作如下处理： 1) 如雷击后瓷套管完全粉碎，引线悬空对地放电终止，立即汇报当 值 调度员，将其停运 2) 如雷击后瓷套裂纹严重，并对地继续放电应作如下处理：立即汇 报 当值调度员，征得调度同意，断开故障避雷器相应的电源开 关，将其停电。严禁用隔离开关直接隔离故障避雷器 1.9 110kV 母线的运行规定 1.9.1 运行规定 1) 母线清洁、相位标志清楚，无松动、抖动情况 2）110kV 母线在晴天条件下，不应产生可见电晕 3）母线接头温度不应超过 70 4）新投母线运行前应做三次冲击试验 5）瓷瓶无裂纹、破裂、松动、抖动、清洁 6）构架应牢固不倾斜，无腐蚀，断裂、弯曲、水泥无脱灰、裂纹 18 18 1.9.2 巡视检查 1) 注意监视导线的驰度的变化 2) 检查软母线有无断股、过热、松动现象，硬母线有无松动，过热现 象 3) 检查母线有无振动音响 4) 检查瓷瓶有无破损裂纹，打火和放电现象 5) 检查构架有无异常变形，基础下沉现象 1.9.3 异常及事故处理 1) 发现接头发热，应立即汇报当值调度员，加强监视，作好记录 2) 发现瓷质严重破损的瓷瓶，立即汇报当值调度员，作好记录 3) 母线发生短路故障，应检查瓷瓶，穿墙套管。母线等设备有无明显 异常，向当值调度员汇报检查情况 4) 发现构架异常，被盗要及时汇报当值调度员，作好记录 2、继电保护及安全自动装置部分 2.1 WXH-811B 微机线路保护装置 2.1.1 应用范围及保护配置 WXH-811B 保护装置主要用于 110kV 电压等级数字化变电站的线路保护。 WXH-811B 装置包括三段相间及接地距离保护、四段零序保护等保护功能， 此外，还配置有三相一次重合闸功能。 装置配置有 2 个与智能一次设备接口的过程层以太网口，支持 IEC61850- 9-1 或 IEC61850-9-2 通讯规约；配置有 2 个与站控层通信的以太网口，支 持 IEC61850 通讯规约。 WXH-811B 保护配置 功能名称 WXH-811B 三段相间及接地距离 四段零序电流 三相一次重合闸 保护 功能 TV 断线后过流 19 双回线相继速动 不对称故障相继速动 2.1.2 面板布置及键盘说明 1) 显示屏下方有一个8键键盘，显示屏右侧还有一个复归键 键盘中各键功能如下： “”、“”、“”、“”为方向键； “+”、“-”为参数修改键； “退出”、“确认”、“复归”为命令键 2） 指示灯说明 屏幕下方排列有六个指示灯，分别是“运行”、“告警”、“跳闸” 其它三个“备用”。 3） 人机接口采用大屏幕320240彩色液晶显示屏，画面显示保护软压 板的投退情况、当前运行定值区、保护采样值、主接线图、通 道状 态，重合闸充电情况等，如下图。 20 20 表示软压板投入 x 表示软压板退出 表示通道正常/重合闸充电 表示通道正常/重合闸放电 2.1.3 菜单操作说明 参考WXH-811B 技术使用说明书 2.1.4 背板插件说明 参考WXH-811B 技术使用说明书 2.1.5 运行注意事项 1）正常运行时， “运行”指示灯为绿色长亮，当运行灯异常时，应做好 记录并立即报告，由相关部门通知厂家相关联系人，处理异常情况； 2）正常运行时， “告警”指示灯应保持绿色长亮，当装置运行异常时， “告警”为红色长亮，同时装置屏幕会自动弹出显示框，报告相应 告警 事项，应做好告警记录，如果是装置内部告警，如“装置参 数出错” 、 “定值出错”等，应立即报告，由相关部门通知厂家相关 联系人，处理装置异常情况，如果外部运行告警，如“TA 异常” 、 “TV 断线” 、 “过负荷”等，应做好记录并通知相关部门处理异常。 3）正常运行时， “跳闸”指示灯应保持绿色长亮，当线路出现故障，保 护动作跳闸后，跳闸灯为红色长亮，同时面板开关指示为绿色，当 跳闸指示灯亮时，应立即报告并做好记录。 4）正常运行时， “”SMV 通道状态、 “GOOSE 通道状态”应显示绿色正常， 21 出现异常红色时，应及时记录并报告，通知处理。 5）正常运行时， “检修压板”在退出状态，当线路检修时，应投入“检 修压板” 。 6）当弹出事件或告警对话框后，如果已经是确认的信息，可以按“复归” 按钮消除对话框，返回初始界面，查看历史记录，祥见操作说明的 菜单说明。 2.2 WCH-821B 充电保护装置（金 110 及 110kV 进线备自投） 2.2.1 应用范围及保护配置 WCH-821B 充电保护测控装置实现母联(分段)开关的保护和测控功能， 主要用于 110kV 及以下各级电压等级的母联(分段)开关的保护。WCH- 821B/R1 装置包括充电保护、过流保护、零序过流保护及分段备自投，并含 有分布式母线保护功能及测控功能。WCH-821B/R2 装置包括充电保护、过流 保护、零序过流保护及进线备自投功能。 装置配置有 2 个与智能一次设备接口的过程层以太网口，支 IEC61850- 9-1 或 IEC61850-9-2 通讯规约；配置有 2 个与站控层通信的以太网口，支 持 IEC61850 通讯规约。 WCH-821B 装置的保护配置 功能名称 WCH-821B/R2 两段充电保护 三段过流保护 三段零序过流保护 分段备自投 进线备自投 保护 功能 分布式母线保护 遥信开入采集、装置遥信变 位、事故遥信 正常断路器遥控分合 测控 功能 模拟量的遥测 2.2.2 面板布置及键盘说明 22 22 同 WXH-811B，图形界面如下图： 2.2.3 菜单操作说明 详见WCH-821B 技术使用说明书 2.2.4 背板插件说明 详见WCH-821B 技术使用说明书 2.2.5 运行注意事项 同 WXH-811B 2.3 FCK-851B 测控装置 2.3.1 应用范围 FCK-851B 型测控装置是完成间隔层测控功能的设备，主要用于全数 字化变电站自动化系统。除了具有测量、控制、监视、记录、同期、间 隔层逻辑自锁互锁等传统测控功能之外，还支持分布式备自投保护控制 功能，支持 IEC 61850 协议。 2.3.2 面板布置及键盘说明 同 WXH-811B，图形界面如下图： 23 2.2.3 菜单操作说明 详见FCK-851B 技术使用说明书 2.2.4 背板插件说明 详见FCK-851B 技术使用说明书 2.2.5 运行注意事项 同 WXH-811B 2.4 WZH-831B 综保装置 2.4.1 应用范围 WZH-831B 型综保装置是完成间隔层测控及过程层智能接口功能的设 备，主要用于全数字化变电站自动化系统中变压器低压侧，该装置与过 程层设备的合并器和智能断路器接口共同完成传统的测控功能。除了具 有测量、控制、监视、记录、同期、间隔层逻辑自锁互锁等传统测控功 能之外，还支持分布式备自投和分布式母线保护等保护控制功能，支持 IEC 61850 协议。 2.4.2 面板布置及键盘说明 同 WXH-811B，图形界面如下图： 24 24 2.4.3 菜单操作说明 详见WZH-831B 技术使用说明书 2.4.4 背板插件说明 详见WZH-831B 技术使用说明书 2.4.5 运行注意事项 同 WXH-811B 2.5 X7210（110kV）数字式变压器保护装置 2.5.1 应用范围及保护配置 X7210 数字式变压器保护装置是 X7200 系列数字式变压器保护装置 的简化版，适用于 110kV 及以下电压等级的电力变压器。本系列电量保 护装置基本配置设有完全相同的硬件回路，分别完成变压器差动保 护及 变压器各侧后备保护功能，各种保护功能均由软件实现。本系 列数字式 变压器保护装置的保护配置和各保护时限的跳闸逻辑可在 线编程。 2.5.1.1 X7211 变压器差动保护装置 本保护装置采用独立 4U 半层机箱，适用 110KV 电压等级变压器的 差 动保护。波形识别的二次谐波原理的差动保护主要包括波形对称制动元 件、二次谐波制动元件、比率制动元件、差动速断过流元件、差动 元件 和 TA 断线判别元件等；同时还包括变压器过负荷启动风冷元件、 变压器 过负荷闭锁调压元件等, 主要适用于 110KV 及以下电压等级的电力 变压 器；可实现最多四侧差动保护功能，增加数据集中器可支持最多六 侧差 保护功能，并支持变压器本体保护的遥信与遥控功能。 25 2.5.1.2 X7212 变压器后备保护装置 本保护装置采用独立 4U 半层机箱，适用变压器 110KV 及以下电压 等 级后备保护，保护配置复合电压闭锁过流保护(一段三时限)、复合方向 闭锁过流保护(一段三时限)、零序保护、间隙保护、过负荷保护。 2.5.2 面板布置及键盘说明 1) 装置面板上特殊信号灯显示的信息含义: “运行”灯：绿色，正常运行时常亮；有任一保护启动时闪烁。 “过负荷”灯：绿色，正常运行时不亮；变压器任一侧负荷电流超过定 值。 “保护动作” 灯：红色，当有保护出口跳断路器时点亮。 “CT 断线”灯：红色，正常运行时不亮；“CT 断线”或“差流越限” 时 该灯点亮。装置报“差流越限”的几个可能性：某侧 CT 变比 定值 整定有误（定值中 CT 变比与实际不符） ；某侧额定电压定值 与变 压器的实际值 不一致（尤其调压变） ；区外故障切除时 间长时。 “PT 断线”灯：黄色，正常运行时不亮；变压器任一侧 PT 三相失压或 PT 断线时点亮。 “告警” 灯：红色，有报警信号时点亮或装置自检有错误时点亮。 2) 按键操作 26 26 2.5.3 菜单操作说明 详见X7210-使用说明书 2.5.4 运行注意事项 2.6 X7110(110kV 及以下)数字式线路保护装置 2.5.1 保护应用范围及配置 X7110 数字式线路保护测控装置是以距离保护、零序保护及三相一 次 重合闸为基本配置的成套线路保护装置。本装置采用保护测控一体化设 计，各种保护功能均由软件实现。本装置的保护配置可在线编程， 并且 可以通过 GOOSE 来实现跳闸功能。 2.5.2 面板布置及键盘说明 同 X7210 2.5.3 菜单操作说明 详见X7110-使用说明书 2.5.4 运行注意事项 2.7 光电互感器合并器 2.7.1 面板布置及键盘说明 定 值 区 切 换 键 (增 加 ) 定 值 区 切 换 键 (减 少 ) 修 改 键 (增 加 ) 修 改 键 (减 少 ) 方 向 键 (向 左 ) 方 向 键 (向 上 ) Q键 (放 弃 ) 回 车 键 (确 认 ) 方 向 键 (向 右 ) 方 向 键 (向 下 ) 27 - 复归 运行 采集1 采集2 采集3 采集4 采集5 采集6 采集7 采集8 采集9 合并1 合并2 同步 告警 Q + O E M U 7 0 1 光电互感器合并器装置 南京新宁光电自动化有限公司 该合并器用于线路保护装置和 110kVPT 测控装置，接收来自最多达 9 路 采集器的采样光信号、两路母线电压合并器的数字信号，对原始数据处理 之后按照 IEC-61850 规约以光信号形式对外提供采集数据； “运行”灯、 “告警”灯表示合并器的工作状态。 “采集 1”“采集 9”表示 9 个采集器 的通讯状态， “合并 1”、 “合并 2”表示 2 个外接合并器的通讯状态。当指示 灯亮时，表示对应采集器（合并器）通讯正常；当指示灯闪时，表示对应采 集器（合并器）通讯异常；当指示灯暗时，表示对应采集器（合并器）没有 使用。 “同步”灯表示当前合并器的同步状态，亮表示已经同步上，暗表示 失去同步。 采集1 采集2 采集3 采集4 采集5 采集6 采集7 采集8 合并器 1 采集1 采集2 采集3 采集4 采集5 采集6 采集7 采集8 合并器 2 O E M U 7 0 1 - T 光电互感器合并器装置 南京新宁光电自动化有限公司 28 28 合并器用于变压器保护装置，其中合并器 1 用于差动保护，合并器 2 用于高后备保护。其指示灯表示各路采集器的通信状态。 “采集 1”“采 集 8”表示 8 个采集器的通讯状态。当指示灯亮时，表示对应采集器（合 并器）通讯正常；当指示灯闪时，表示对应采集器（合并器）通讯异常； 当指示灯暗时，表示对应采集器（合并器）没有使用。 2.7.2 合并器运行注意事项 2.8 保护屏背后空开说明 2.8.1 1、2 陡金线（许继）保护屏 编号 功能 1-8DK 1 陡金 2 合并器电源 2-8DK 2 陡金 2 合并器电源 1-44DK 1 陡金 2 交换机电源 2-44DK 2 陡金 2 交换机电源 1-9DK 1 陡金 2 测控装置电源 2-9DK 2 陡金 2 测控装置电源 1-1DK 1 陡金 2 保护装置电源 2-1DK 2 陡金 2 保护装置电源 AK 照明电源 2.8.2 1、2 朝金线（许继）保护屏 编号 功能 1-8DK 1 朝金 2 合并器电源 2-8DK 2 朝金 2 合并器电源 1-44DK 1 朝金 2 交换机电源 2-44DK 2 朝金 2 交换机电源 1-9DK 1 朝金 2 测控装置电源 2-9DK 2 朝金 2 测控装置电源 1-1DK 1 朝金 2 保护装置电源 2-1DK 2 朝金 2 保护装置电源 AK 照明电源 2.8.3 1、2 陡金线（新宁光电）保护屏 编号 功能 29 1-8DK 1 陡金 2 合并器电源 2-8DK 2 陡金 2 合并器电源 1DK 1 陡金 2 保护装置电源 2DK 2 陡金 2 保护装置电源 2.8.4 金 110 保护屏 编号 功能 8DK 金 110 合并器电源 44DK 金 110 交换机电源 3DK 金 110 保护装置电源 9DK 金 110 测控装置电源 AK 照明电源 2.8.5 金 1、2、3 主变保护屏（新宁光电） 编号 功能 1DK 主变差动保护装置电源 2DK 主变高后备保护装置电源 3DK 主变低后备保护装置电源 8DK1 主变差动合并器电源 8DK2 主变高后备合并器电源 2.8.6 金 1 主变保护屏（许继） 编号 功能 1DK 金 1 主变保护装置电源 8DK 金 1 主变数据集中器电源 9DK 金 1、2、3 主变温度测控装置电源 AK 照明电源 2.8.7 110kVPT 测控屏 编号 功能 8DK 110kVPT 合并器电源 1-9DK 110KV 南 PT 测控装置电源 2-9DK 110KV 北 PT 测控装置电源 1-44DK 1交换机电源 2-44DK 2交换机电源 3-44DK 3交换机电源 AK 照明电源 2.8.8 金 1、2、3 主变测控屏 编号 功能 30 30 1-9DK 金 1 主变高压侧测控装置电源 2-9DK 金 2 主变高压侧测控装置电源 3-9DK 金 3 主变高压侧测控装置电源 1-5DK 金 1 主变低压侧测控装置电源 2-5DK 金 2 主变低压侧测控装置电源 3-5DK 金 3 主变低压侧测控装置电源 1-44DK 金 1 主变交换机电源 2-44DK 金 2 主变交换机电源 3-44DK 金 3 主变交换机电源 AK 照明电源 2.9 压板说明 与传统变电站不同，金谷园变电站保护装置无硬压板（主变本体保护除外） ， 支持 IEC 61850 协议 GOOSE 服务，放弃传统的开入开出压板。压板为装置内软 压板实现，可在后台机进行投退保护功能软压板，保护无出口压板（主变本体 保护除外） 。软压板功能如下： 2.9.1 许继线路保护装置（WXH-811B） 序号 名称 说明 1 距离保护软压板 当需要投入距离保护时投入此压板 2 零序保护软压板 当需要投入零序保护时投入此压板 3 重合闸软压板 当需要投入重合闸保护时投入此压板 4 双回线相继速动软压板 当需要投入双回线相继速动保护时投入此压板 5 不对称相继速动软压板 当需要投入不对称相继速动保护时投入此压板 6 检修压板 当需要检修时投入此压板 2.9.2 母联充电保护及 110kV 备自投保护装置（WCH-821B） 序号 名称 说明 1 充电保护软压板 当需要投入充电保护时投入此压板 2 过流保护软压板 当需要投入过流保护时投入此压板 3 零序过流软压板 当需要投入零序过流保护时投入此压板 4 备自投软压板 当需要投入备自投保护时投入此压板 5 检修压板 当需要检修时投入此压板 2.9.3 主变高压侧、110kVPT 及 110kV 线路测控装置（FCK-851B） 序号 名称 说明 1 检修压板 当需要检修时投入此压板 2 联锁压板 装置尚不具备此功能，无用处 3 远方/就地压板 当需要从后台/集控站操作时投入此压板，需要在本装置上操作时退出此压板 2.9.4 主变低压侧测控装置（WZH-813B） 31 序号 名称 说明 1 分布式母线软压板 当需要投入分布式母线保护时投入此压板 2 远方/就地压板 当需要从后台/集控站操作时投入此压板，需要在本装置上操作时退出此压板 3 联锁压板 装置尚不具备此功能，无用处 4 检修压板 当需要检修时投入此压板 2.9.5 许继差动保护（WBH-815B） 序号 名称 说明 1 差动压板 当需要投入差动保护时投入此压板 2 检修压板 当需要检修时投入此压板 2.9.6 新宁光电差动保护（X7211） 序号 名称 说明 1 差动保护软压板 当需要投入差动保护时投入此压板，投入前先投入通道检查压板，退出后退出通道检查压板 2 通道检查 用于投/退通道检查功能，正常应投入 2.9.7 新宁光电高后备保护（X7212） 序号 名称 说明 1 复压方向过流投入 当需要投入复压方向过流保护时投入此压板 2 复压过流投入 当需要投入复压过流保护时投入此压板 3 零序过流投入 当需要投入零序过流保护时投入此压板 4 间隙保护投入 当需要投入间隙保护时投入此压板 5 复压元件投入 复合电压取本侧时退出，取两（三）侧时投入 2.9.8 新宁光电低后备保护（X7212） 序号 名称 说明 1 复压方向过流投入 当需要投入复压方向过流保护时投入此压板 2 复压过流投入 当需要投入复压过流保护时投入此压板 3 零序过流投入 当需要投入零序过流保护时投入此压板 4 间隙保护投入 当需要投入间隙保护时投入此压板 5 复压元件投入 复合电压取本侧时退出，取两（三）侧时投入 2.9.9 新宁光电线路保护装置（X7110） 序号 名称 说明 1 相间距离投入 当需要投入相间距离保护时投入此压板 2 接地距离投入 当需要投入接地距离保护时投入此压板 3 零序方向 I 段投入 当需要投入零序方向 I 段保护时投入此压板和零序总投压板 4 零序方向 II 段投入 当需要投入零序方向 II 段保护时投入此压板和零序总投压板 5 零序总投入 当需要投入零序保护时投入此压板 6 重合闸投入 当需要投入重合闸保护时投入此压板 7 低周减载投入 当需要投入低周减载保护时投入此压板 8 低压减载投入 当需要投入低压减载保护时投入此压板 32 32 2.10 整体运行、操作注意事项 2.10.1 正常运行时 110kV 汇控柜断路器远方/就地控制把手严禁打在就地位 置。除特殊情况外，严禁在就地进行操作。 2.10.2 特殊情况下在就地进行跳闸操作时，对于线路保护，其重合闸保护 将会动作，但由于断路器控制把手在就地位置时保护跳合闸回路被 切断，开关实际不会重合。注意：请不要在分闸后立刻将断路器控 制把手打在远方位置（1.5s 以内） ，这有可能导致开关重合成功。 2.10.3 金 112 为两母线跨接设计，当金 112 南、北母刀闸均拉开或均合上 时，金 2 主变高压侧电压仍保持为前一状态时的母线电压。110kV 其它间隔电压始终为所接入的母线电压，不受母线刀闸分合影响。 2.10.4 当电机总电源（1DK）空开跳开后，刀闸、地刀不能分合，断路器 不能储能；当断路器控制电源（4DK）空开跳开后，开关不能分合。 2.10.5 许继线路保护装置不能判别相间故障的故障相别，只要是相间故障， 均报 ABC 三相故障。 2.10.6 由于变电站监控系统不能直接监视过程层交换机运行状态，而是通 过装置的