变电站电气二次系统验收规范.doc

750kV750kV 变电站电气二次系统变电站电气二次系统 验收规范验收规范 酒泉超高压输变电公司酒泉超高压输变电公司 20102010 年 3 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 I 目目 次次 前前 言言 IIII 1 1 范围范围 1 1 2 2 规范性引用文件规范性引用文件 1 1 3 3 验收准备验收准备 2 2 3.13.1 根据验收规范编制二次系统现场验收细则根据验收规范编制二次系统现场验收细则.2 3.23.2 检验仪器、仪表、工器具及材料检验仪器、仪表、工器具及材料.2 3.33.3 人员分工人员分工.2 4 4 验收项目及内容验收项目及内容 2 2 4.14.1 通用验收项目通用验收项目.2 4.24.2 线路保护验收项目线路保护验收项目.5 4.34.3 变压器保护验收项目变压器保护验收项目10 4.44.4 母线保护验收项目母线保护验收项目14 4.54.5 故障录波器验收项目故障录波器验收项目15 5 5 自动化系统、故障信息管理系统验收项目自动化系统、故障信息管理系统验收项目 1616 5.15.1 故障信息管理系统检查故障信息管理系统检查16 5.25.2 测控装置验收项目测控装置验收项目16 5.35.3 网络交换机验收项目网络交换机验收项目17 5.45.4 监控系统软件功能验收项目监控系统软件功能验收项目18 5.55.5 监控电源系统监控电源系统21 5.65.6 全站对时系统验收项目全站对时系统验收项目21 6 6 站用直流系统验收站用直流系统验收 2121 6.16.1 直流屏接线直流屏接线21 6.26.2 硬母线连接硬母线连接22 6.36.3 直流系统反措验收直流系统反措验收22 6.46.4 直流系统微机监控器直流系统微机监控器22 6.56.5 直流充电装置直流充电装置23 6.66.6 绝缘检测装置绝缘检测装置23 6.76.7 电压调节装置电压调节装置23 6.86.8 事故照明装置事故照明装置24 附件（范例）附件（范例） 750KV750KV 线路保护及二次线路保护及二次回回路验收细则路验收细则 2424 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 II 前前 言言 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 茹秋 实 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 高宝龙 王建刚 海世杰 张国林 牛 毅 王 晖 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 1 1 范围范围 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 2 规范性引用文件规范性引用文件 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 157-2007750kv 电力设备交接试验标准 Q/GDW 239-20091000kv 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 GB5015091电气装置安装工程电气设备交接试验标准 Q/GDW120-2005750KV 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 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 2 国家电网公司 直流电源系统技术监督规定 国家电网公司 预防直流电源系统事故措施 3 3 验收准备验收准备 3.13.1 根据验收规范编制二次系统现场验收细则根据验收规范编制二次系统现场验收细则 3.23.2 检验仪器、仪表、工器具及材料检验仪器、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。 3.33.3 人员分工人员分工 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 4 验收项目及内容验收项目及内容 4.14.1 通用验收项目通用验收项目 4.1.14.1.1 资料验收资料验收 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。 4.1.24.1.2 外观检查外观检查 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 100mm2、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 35m 处与地网连接。 4）所有保护屏地面下宜用截面不小于 100mm2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，并用截面不小于 50 mm2、不少于 4 根铜排与厂站 的接地网直接连接；屏柜装置上的接地端子应用截面不小于 4 mm2的多股铜线和接地铜排 相连，接地铜排应用截面不小于 50 mm2 的铜排与地面下的等电位接地母线相连，所有二 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 3 次电缆和高频电缆屏蔽层应使用截面不小于 4 mm2 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 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。 6）电流回路电缆芯截面2.5mm2；控制电缆或绝缘导线芯截面、强电回路电缆芯截面 1.5mm2；弱电回路电缆芯截面0.5mm2；屏柜内导线的芯线截面应不小于 1.0mm2。 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 6.0mm2，两屏之间的小母线应用截面不小于 6.0mm2 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。 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 4 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 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 100mm2 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 铜排用不小于 100mm2 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。 4.1.34.1.3 TVTV、TATA 及其相关二次回路检查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%。 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 5 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。 4.1.44.1.4 变电站内部交、直流回路绝缘检查变电站内部交、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 10M。 2）检查跳、合闸回路间及对地绝缘，阻值均应大于 10M。 4.1.54.1.5 公共回路检查公共回路检查 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。 4.24.2 线路保护验收项目线路保护验收项目 4.2.14.2.1 线路保护二次回路检查线路保护二次回路检查 4.2.1.14.2.1.1 反措验收反措验收 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 4.2.1.24.2.1.2 其它部分验收其它部分验收 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。 4.2.24.2.2 线路保护装置检查线路保护装置检查 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。 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 6 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。 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、段保护。 4）相间距离、段保护。 5）零序、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。 4.2.34.2.3 失灵远跳判别检查失灵远跳判别检查 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。 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 7 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。 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） 。 4.2.44.2.4 线路间隔的断路器辅助保线路间隔的断路器辅助保护检查护检查 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。 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 8 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。 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。 4.2.54.2.5 线路间隔的相关告警信号检查：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） 。 4.2.64.2.6 线路保护录波信号检查：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。 4.2.74.2.7 通道传输装置及回路检查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(1516dB)。 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。 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 9 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： 1）光纤通道可以采用自环的方式检查光纤通道是否完好。 2）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 10-6，两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。 4.2.84.2.8 线路保护整组试验（带模拟开关）：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 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 10 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 动作） 。 4.2.94.2.9 线路保护传动试验：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） 。 4.2.104.2.10 线路保护装置投运前检查：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） 。 4.34.3 变压器保护验收项目变压器保护验收项目 4.3.14.3.1 变压器保护相关二次回路检查：变压器保护相关二次回路检查： 4.3.1.14.3.1.1 反措验收反措验收 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。 4.3.1.24.3.1.2 其它部分验收其它部分验收 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 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 11 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 4.3.24.3.2 变压器保护装置检查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。 4.3.34.3.3 主变间隔的断路器辅助保护及操作箱检查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： 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 12 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。 4.3.3.2 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） 。 4.3.44.3.4 变压器间隔相关告警信号：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。 4.3.54.3.5 变压器保护录波信号：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。 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 13 4.3.64.3.6 变压器保护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）：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。 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。 4.3.74.3.7 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：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 4.3.84.3.8 主变保护传动试验（带开关进行）：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. 4.3.94.3.9 主变保护主变保护投运前检查：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） 。 4.3.104.3.10 主变保护带负荷向量测试、检查：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。 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 14 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。 4.44.4 母线保护验收项目母线保护验收项目 4.4.14.4.1 母线保护电流、电压回路检查：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） 。 2）检查母线电压闭锁是否正确。 4.4.24.4.2 母线保护相关二次回路的检查：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。 4.4.34.4.3 母线保护装置检查母线保护装置检查 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