智能变电站失步解列装置通用技术规范(范本)

智能变电站失步解列装置通用技术规范（范本）

本规范对应的专用技术规范目录

序号名称编号

1 智能变电站失步解列装置专用技术规范2803002-0000-b1

智能变电站失步解列装置采购标准

技术规范（范本）使用说明

1、本标准技术规范（范本）分为通用部分、专用部分。

2、项目单位根据需求选择所需设备的技术规范（范本），通用技术规范（范本）部分条款及专用技术规范（范本）部分固化的参数原则上不能更改。

3、项目单位应按实际要求填写“项目需求部分”。如确实需要改动以下部分，项目单位应填写专用部分“项目单位技术差异表”并加盖该网、省公司物资部（招投标管理中心）公章，与辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会：

①改动通用部分条款及专用部分固化的参数；

②项目单位要求值超出标准技术参数值；

③需要修正污秽、温度、海拔等条件。

经标书审查会同意后，对专用部分的修改形成“项目单位技术差异表”，放入专用部分中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。

4、对扩建工程，项目单位应在专用部分提出与原工程相适应的一次、二次及土建的接口要求。

5、技术规范（范本）的页面、标题、标准参数值等均为统一格式，不得随意更改。

6、投标人逐项响应专用技术规范（范本）部分中“1 标准技术参数表”、“2 项目需求部分”和“3 投标人响应部分”三部分相应内容。填写投标人响应部分，应严格按招标文件专用技术规范（范本）部分的“招标人要求值”一栏填写相应的招标文件投标人响应部分的表格。投标人填写技术参数和性能要求响应表时，如有偏差除填写“技术偏差表”外，必要时应提供相应试验报告。

7、一次设备的型式、电气主接线和一次系统情况对二次设备的配置和功能要求影响较大，应在专用部分中详细说明。

目次

智能变电站失步解列装置采购标准技术规范（范本）使用说明----------------------------- 3 1 总则----------------------------------------------------------------------------- 5 1.1 引言--------------------------------------------------------------------------- 5

1.2 供方职责---------------------------------------------------------------------- 5

2 技术规范要求-------------------------------------------------------------------- 5 2.1 使用环境条件------------------------------------------------------------------ 5 2.2 装置额定参数------------------------------------------------------------------ 6 2.

3 装置功率消耗------------------------------------------------------------------ 6 2.

4 装置总的技术要求-------------------------------------------------------------- 6

2.5 柜结构的技术要求--------------------------------------------------------------- 9

3 试验--------------------------------------------------------------------------- 10 3.1 工厂试验--------------------------------------------------------------------- 10

3.2 现场试验--------------------------------------------------------------------- 10

4 技术服务、设计联络、工厂检验和监造 --------------------------------------------- 10 4.1 技术文件--------------------------------------------------------------------- 10 4.2 设计联络会议----------------------------------------------------------------- 11 4.3 工厂验收和现场验收----------------------------------------------------------- 11 4.4 质量保证--------------------------------------------------------------------- 12 4.

5 项目管理--------------------------------------------------------------------- 12 4.

6 现场服务--------------------------------------------------------------------- 12 4.

7 售后服务--------------------------------------------------------------------- 12 4.

8 备品备件、专用工具、试验仪器 ------------------------------------------------- 12

1 总则

1.1 引言

提供设备的厂家、投标企业应具有ISO9001质量保证体系认证证书，宜具有ISO14001环境管理体系认证证书和OHSAS18001职业健康安全管理体系认证证书及年检记录，宜具有AAA级资信等级证书、重合同守信用企业证书并具备良好的财务状况和商业信誉。提供的装置应在国家或电力行业级检验检测机构通过型式试验、动模试验和IEC61850的一致性测试（本批投标设备型式试验报告、动模试验报告和IEC61850的一致性测试报告可在供货前提供）。

投标厂商应满足2.4.2中的规定、规范和标准的要求。招标方在技术规范（范本）专用部分提出的要求投标方也应满足。

投标方除满足本通用技术规范（范本）要求外，应提供常规变电站、数字化变电站同类设备近2年运行业绩表。

提供的产品除满足国网公司规范要求外，还应满足设备应用区域的相关规定。

产品使用方如有特殊技术与服务要求，需在招标专用技术规范（范本）中规定。

1.1.1 本通用技术规范（范本）提出了装置的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

1.1.2 本通用技术规范（范本）提出的是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方应提供符合本通用技术规范（范本）和工业标准的优质产品。

1.1.3 如果投标方没有以书面形式对本通用技术规范（范本）的条文提出异议，则表示投标方提供的设备完全符合本通用技术规范（范本）的要求；如有异议，应在报价书中以“对规范（范本）的意见和同规范（范本）的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。

1.1.4 本通用技术规范（范本）所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致按较高的标准执行。

1.1.5 本通用技术规范（范本）经招、投标双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等效力。

1.2 供方职责

供方的工作范围将包括下列内容，但不仅仅限于此内容。

1.2.1 提供标书内所有设备及设计说明书及制造方面的说明。

1.2.2 提供国家或电力行业级检验检测机构出具的型式试验报告，以便确认供货设备能否满足所有的性能要求，并经国家电网（含应用区域网省公司）调度和运行管理部门认可。

1.2.3 提供设备安装、使用的说明书。

1.2.4 提供试验和检验的标准，包括试验报告和试验数据。

1.2.5 提供图纸，制造和质量保证过程的一览表以及标书规定的其它资料。

1.2.6 提供设备管理和运行所需有关资料。

1.2.7 所提供设备应发运到规定的目的地。

1.2.8 如标准、规范与本标书的技术规范（范本）有明显的冲突，则供方应在制造设备前，用书面形式将冲突和解决办法告知需方，并经需方确认后，才能进行设备制造。

1.2.9 在更换所用的准则、标准、规程或修改设备技术数据时，供方有责任接受需方的选择。

1.2.10 现场服务。

2 技术规范要求

2.1 使用环境条件

2.1.1 设备储存温度：-25---+70℃

2.1.2 设备工作温度：-5---+45℃

2.1.3 大气压力： 86kPa---106kPa

2.1.4 相对湿度：5%---95%

2.1.5 抗地震能力

地面水平加速度0.3g，垂直加速度0.15g，同时作用。

2.2 装置额定参数

2.2.1 额定直流电源：220V (110V)

2.2.2 打印机工作电源:交流220V,50Hz

2.3 装置功率消耗

2.3.1 装置直流消耗：当正常工作时，不大于50W。供方投标时必须提供确切数值。

当招标方提出特殊要求导致装置的接入量超过一定规模时，该指标可适当放宽，具体数值在招标专用技术要求中体现。

2.4 装置总的技术要求

2.4.1 环境温度在－5～＋45℃时，装置应能正常工作并且满足规范（范本）所规定的精度。

通过传统互感器、电缆直接采样的装置，装置交流采样及交流二次回路的技术要求，应符合已有的相应规范和标准以及《国家电网公司物资采购标准安全稳定自动控制装置卷》相关部分要求。

通过电缆直接跳闸装置，装置跳合闸及二次回路的技术要求，应符合已有的相应规范和标准以及《国家电网公司物资采购标准安全稳定自动控制装置卷》相关部分要求。

2.4.2 装置至少应满足最新版本的以下规定、规范和标准的要求，但不限于以下规定、规范和标准：

标准号标准名称

GB/T 191 包装储运图示标志

GB/T 2423 电工电子产品环境试验

GB/T 4598.17 电气继电器第22-6部分:量度继电器和保护装置的电气骚扰试验—射频场感应的传导骚扰的抗扰度

GB/T 4598.18 电气继电器第22-5部分:量度继电器和保护装置的电气骚扰试验—浪涌抗扰度试验

GB/T 7261 继电保护和安全自动装置基本试验方法

GB/T 8367 量度继电器直流辅助激励量的中断与交流分量（纹波）

GB/T 11287 电气继电器第21部分：量度继电器和保护装置的振动、冲击、碰撞和地震试验第1篇：振动试验（正弦）

GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T 14537 量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验

GB/T 14598.3 电气继电器第5部分：量度继电器和保护装置的绝缘配合要求和试验

GB/T 14598.9 电气继电器第22-3部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验—辐射电磁场骚扰试验

GB/T 14598.10 电气继电器第22-4部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验—电快速瞬变/脉冲群抗扰度试验

GB/T 14598.13 电气继电器第22-1部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验—1 MHz脉冲群抗扰度试验

GB/T 14598.14 量度继电器和保护装置的电气干扰试验第2部分：静电放电试验

GB/T 14598.19 电气继电器第22-7部分:量度继电器和保护装置的电气骚扰试验—工频抗扰度试验

GB/T 17626.8 电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验GB/T 17626.9 电磁兼容试验和测量技术脉冲磁场抗扰度试验

标准号标准名称

GB/T 17626.10 电磁兼容试验和测量技术阻尼振荡磁场抗扰度试验

GB/T 20840.7 互感器第7部分：电子式电压互感器(GB/T 20840.7,MOD IEC60044-7：1999)

GB/T 20840.8 互感器第8部分：电子式电流互感器(GB/T 20840.8,MOD IEC60044-8：2001)

GB/T 22386 电力系统暂态数据交换通用格式

DL 428 电力系统自动低频率减负荷技术规定

DL/T 478 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件

DL/T 667 远动设备及系统第5部分：传输规约第103篇：继电保护设备信息接口配套标准

DL/T 688 电力系统远方跳闸信号传输装置

DL/T 720 电力系统继电保护柜、屏通用技术条件

DL/T 723 电力系统安全稳定控制技术导则

DL 755 电力系统安全稳定导则

DL/T 769 电力系统微机继电保护技术导则

DL/T 860 变电站通信网络和系统

DL/T 993 电力系统失步解列装置通用技术条件

DL/T 995 继电保护和电网安全自动装置检验规程

DL/T 1040 电网运行准则

DL/T 5147 电力系统安全自动装置设计技术规定

Q/GDW 161 电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点Q/GDW 383 智能变电站技术导则

Q/GDW 393 110（66）kV~220kV 智能变电站设计规范

Q/GDW 394 330kV～750kV 智能变电站设计规范

Q/GDW Z 410 高压设备智能化技术导则

Q/GDW Z 414 变电站智能化改造技术规范

Q/GDW 441 智能变电站继电保护技术规范

Q/GDW 421 《电网安全稳定自动装置技术规范》

电安生（1994）191号电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施要点

国调[2005]222 号《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）及《继电保护专业重点实施要求》

IEC 61588 Precision clock synchronization protocol for networked measurement and control systems网络测量和控制系统的精密时钟同步协议

IEC 62439 High availability automation networks

2.4.3 装置快速瞬变干扰试验、高频干扰试验，辐射电磁场干扰试验、冲击电压试验和绝缘试验应至少符合国标。

2.4.4 装置与外部的信号交换都须经光电隔离、继电器转接、带屏蔽层的变压器磁耦合等隔离措施，不得有直接电的联系。

2.4.5 屏柜中的插件应接触可靠，并且有良好的互换性，以便检修时能迅速更换。

2.4.6 装置应具有直流电源快速小开关，与装置安装在同一柜上。装置的逻辑回路应由独立的直流/直流变换器供电。直流电压消失时，装置不应误动，同时应在装置内部有输出触点以起动告警信号，且直流消失和装置故障信号应分开。直流电源电压在80%～120%额定值范围内变化时，装置应正确

工作。在直流电源恢复(包括缓慢的恢复)到80%Ue时，装置电源应能自动启动。直流电源波纹系数≤5%时，装置应正确工作。拉合直流电源以及插拔熔丝发生重复击穿火花时，装置不应误动作。直流电源回路出现各种异常情况(如短路、断线、接地等)时装置不应误动作。

2.4.7 装置应具备DL/T 860.92或IEC60044-8接口与合并单元通讯、GOOSE接口与智能终端通讯、MMS接口与站控层设备通信。装置内部MMS接口、GOOSE接口、采样接口应采用相互独立的数据接口控制器接入网络。110KV及其以上电压等级的元件采样和跳闸网络应采用点对点直采直跳方式。

2.4.8 装置的主要电路、装置异常及交直流消失等应有监视及自诊断功能以便在动作后起动告警信号、远动信号、事件记录等。

2.4.9 装置中作信号应自保持，在直流电源消失后应能维持动作。只有当运行人员复归后，信号才能复归，复归按钮装在屏上的适当位置，以便于操作，并应有远方复归功能。用于远动信号和事件记录信号的触点不应保持（如果有保持要求，应在招标专用技术规范（范本）中体现）。

2.4.10 装置中任一元件损坏时，装置不应误动作。

2.4.11 跳闸出口采用GOOSE方式，装置应有足够的跳闸GOOSE网络输出口，满足不同电压等级以及双网冗余的要求。

2.4.12 各装置中的时间元件的刻度误差，在本条款中所列的工作条件下应小于60ms。

2.4.13 供方应提供装置已经运行的情况以及在运行或制造过程中改进情况资料。

2.4.14 装置向站控层提供的信息符合《Q/GDW 396 IEC 61850工程继电保护应用模型》。装置向子站或监控系统提供的信息包括: 装置的运行定值及控制字；装置的当前运行定值区；装置的动作信号、动作时间；装置的自检状态，自检出错的类型，出错时刻；装置的当前功能压板状态；装置的当前采样信息。装置需具备不少于2组的监控系统以太网通信接口和一个打印机接口。

2.4.15 装置应具有事件记录、故障录波功能，为分析装置动作行为提供详细、全面的数据信息。

装置对故障信息记录的要求：

a)事件记录内容应包括动作原因、动作时间、动作前后的模拟量（含频率）和开关量。

b)故障录波内容应包括输入模拟量（含频率）和开关量。

c)应能保证发生多重复杂故障或装置频繁起动时不丢失装置动作的记录信息。

d)应能存储6次以上最新动作报告，每个报告应包含启动前0.2s至启动后20s的数据，数据

应满足事故分析需要。

*数据记录存储数据的时间可根据实际需要加长，不限于20s。

*数据存储空间大小有特殊要求的，应在招标专用技术规范（范本）中规定。

*如有其他要求，应在招标专用技术规范（范本）中规定。

e)应能保证在装置直流电源消失时，不丢失已记录信息。

f)装置记录的动作报告应分类显示。

1)供运行、检修人员直接在装置显示屏调阅和打印的功能，便于值班人员尽快了解情况

和事故处理的装置动作信息；

2)供专业人员分析事故和装置动作行为的记录。

g)装置记录的所有数据应能转换为 GB/T 22386-2008 的电力系统暂态数据交换通用格式。

2.4.16 低频低压解列装置应具有接收GPS时钟装置对时信号的功能,要求具备IRIG-B（DC）对时接口，并通过屏柜端子排接线

2.4.17 装置功能要求

2.4.17.1 装置应能通过线路三相电压、三相电流，进行失步振荡的判断（接入电压和主接线方式有关，线路电压或母线切换后的电压）。

2.4.17.2 在系统发生失步振荡事故时，振荡中心在预定的动作范围内装置应正确动作，当振荡中心不在预定的动作范围内装置不应误动。在线路零功率附近时，装置不应误动。

2.4.17.3 在系统发生各种故障、转换性故障、同步振荡等非失步振荡以及线路在零功率附近运行情况下，装置不应误动作。

2.4.17.4 对于周期大于等于160ms的失步振荡，装置应能正确判断失步振荡周期次数并正确动作。

2.4.17.5 系统在非全相运行时，装置不应误动作。

2.4.17.6 装置应具有动作区域判别功能，并能方便地确定装置的动作范围。

2.4.17.7 装置应具有振荡周期次数的整定，整定范围1～10次。

2.4.17.8 装置开关量输入定义采用正逻辑，即触点闭合为“1”，触点断开为“0”。开关量输入“1”和“0”的定义应统一规范为：

a)“1”肯定所表述的功能；

b)“0”否定所表述的功能。

2.4.17.9 装置功能控制字“1”和“0”的定义应统一规范为：

a)“1”肯定所表述的功能；

b)“0”否定所表述的功能；或根据需要另行定义；

c) 不应改变定值清单和装置显示屏显示的“功能表述”。

2.4.17.10装置的定值应采用一次值。装置中需要用户整定的定值应尽量简化，宜多设置自动的辅助定值和内部固定定值；需要运行人员进行功能投/退，可以在装置中设置相应的压板，远方修改定值功能的投/退必须经硬压板控制。

2.4.17.11装置打印的定值清单应与装置显示屏显示的实际内容一致。实际执行的定值应与显示屏显示、装置打印的内容一致。

2.4.17.12 装置在正常运行时显示的测量值为一次值。

2.4.17.13 采样网络异常、CT、PT断线、直流电源消失、装置故障等应有防止装置误动作的措施，并发出报警信号，以便运行人员及时检查，排除故障。装置在异常消失后自动恢复，解除闭锁。2.4.17.14 如有特殊要求，在专用技术规范（范本）部分中体现。

2.4.18 装置的实时时钟及主要动作信号在失去直流电源的情况下不能丢失，在电源恢复正常后能重新正确显示并输出。

2.4.19 在正常情况下，装置不应出现程序走死情况，当装置因受干扰进入死循环或“死”机后，应由硬件检查，并发出装置复归信号，让装置重新进入正常工作状态。

2.4.20装置出口动作回路应使用硬件和软件的多重判据以提高安全性。

2.5 柜结构的技术要求

2.5.1 屏体要求详见《国家电网继电保护柜、屏制造规范》。

2.5.2 内部配线的额定电压为 1000V，应采用防潮隔热和防火的交联聚乙烯绝缘铜绞线，直流回路最小等效截面不小于 1.5mm2，导线应无划痕和损伤。卖方应提供配线槽以便于固定电缆，并将电缆连接到端子排。卖方应对所供设备的内部配线、设备的特性和功能的正确性全面负责。所有连接于端子排的内部配线，应按照相对编号法以标志条和有标志的线套加以识别。

2.5.3 所有端子采用额定值为 1000V、10A的压接型端子。端子排间应有足够的绝缘，端子排应根据功能分段排列，并加入可进行标注的隔离件，至少留有 10%的备用端子，且可在必要时再增加。端子排间应留有足够的空间，便于外部电缆的连接。直流电源的正负极不应布置在相邻的端子上，便于外部电缆的连接。

屏上电源回路应采用能接 4 mm2截面电缆芯的端子，并且要求正、负级之间应有端子隔开。

端子应采用阻燃型，V0级端子。

2.5.4 所以外部光缆接入屏柜应经过光纤终端盒，通过尾纤经过配线槽接入到装置光纤接口。所以屏柜内部的尾纤配线，应按照相对编号法以标志条和有标志的线套加以识别。

2.5.5 屏面上信号灯和复归按钮的安装位置应便于运行监视、操作和维护。

2.5.6 屏上的所有设备（包括继电器、控制开关、熔断器、空气开关、指示灯及其它独立安装的设备），均应在屏面上有便于识别铭牌或标签框, 且在屏体内按制造厂家的配线标示原则进行标示，所有标示应牢固、不脱落、不褪色。

2.5.7 柜上设备应采用嵌入式或半嵌入式安装和背后接线。

2.5.8 对于必须按制造厂的规定才能进行更换的部件和插件，应有特殊的符号标出。

2.5.9如有特殊要求，应在招标专用技术规范（范本）中规定。

3 试验

3.1 工厂试验

卖方提供的设备试验标准应符合IEC及国标、行标的有关规范，并提供每一种型式产品的动模试验报告和型式试验报告。

卖方提供的每一套设备出厂之前都应按国家和行业标准以及工厂规定的调试大纲进行出厂检查、性能试验，试验报告应随产品提供。当需做动态模拟试验或数字仿真试验时，模拟系统的接线和参数由卖方与买方在试验前协商确定，按实际系统参数进行试验。

3.2 现场试验

现场实际设备接入后，应按照DL/T995在一次设备不带电和带电试运行时作现场试验，卖方应该按买方需求配合完成买方组织的装置功能验证与系统联调试验。。现场投运前和试运行中发现的设备缺陷和元件损坏,卖方应及时无偿修理或更换，直至符合规范要求。

4 技术服务、设计联络、工厂检验和监造

4.1 技术文件

卖方提供的技术文件应提供买方所要求的性能信息，并对其可靠性和一致性负责，卖方所提供的技术文件（包括资料和数据）将成为合同一部分。

4.1.1 投标时应提供的技术文件

卖方应随投标书一起提供一般性技术文件，并且应是与投标产品一致的最新版本：

1）产品的技术说明书；

2）产品的型式试验报告、动模试验报告和IEC61850一致性测试报告；

3）产品的用户运行证明；

4.1.2 签约后提供设计用的技术文件

卖方应在签约后3周内向买方提供设计用的技术文件：

1）产品的技术说明书；

2）产品及屏原理框图及说明，模件或继电器的原理接线图及其工作原理说明；

3）组屏的正面布置图、屏内设备布置图、端子排图及图例说明；

4）屏所用的辅助继电器和选择开关采用的标准；

5）屏的安装尺寸图，包括屏的尺寸和重量、基础螺栓的位置和尺寸等。

在收到买方最终认可图纸前，卖方所购买的材料或制造所发生的费用及其风险全由卖方单独承担。

生产的成品应符合合同的技术规范。买方对图纸的确认并不能解除卖方对其图纸的完善性和准确性应承担的责任。

设计方在收到图纸后 3 周内返回主要确认意见，并根据需要召开设计联络会。卖方在提供确认图纸时必须提供为审核该张图纸所需的资料。买方有权要求卖方对其图纸中的任一装置任一部件作必要修改，在设计图纸完成之前应保留设计方对卖方图纸的其它确认权限，而买方不需承担额外费用。

4.1.3 设计确认后应提供的技术文件

在收到确认意见后，卖方应在规定时间内向买方提供下列技术文件：

1）4.1.2所列的修改后的正式技术文件；

2）装置的内部接线及图例说明，屏内部接线图及其说明（包括屏内布置及内部端子排图）；4.1.4 设备供货时提供的技术文件

设备供货时提供下列技术文件和资料:

1）设备的开箱资料清单；

2）产品的技术说明书、使用说明书和组屏图纸；

3）出厂调试试验报告；

4）产品质量检验合格证书；

5）合同规定的出厂验收试验报告等。

4.1.5 技术文件的格式和分送要求

1）全部图纸应为A4幅面，并有完整图标，采用国标单位制。

2) 提供的技术文件除纸质文件外，还应包括一份电子文档，并提供可供修改的最终图纸电子文件(图形文件能够被PC机AutoCAD for windows 2000版支持)。

3) 技术文件（图纸和资料）分送单位、套数和地址在专用部分明确。

4.2 设计联络会议

4.2.1 买方在收到卖方签字的第一批文件后的3周内将举行设计联络会议。

设计联络会议内容：

1)卖方应对修改后的供确认的资料和图纸进行详细的解释，并应解答买方对这些资料和图纸所提的问题，经过共同讨论，买方给予确认，以便卖方绘制正式图纸提供给买方。

2)买方或设计方应明确装置的SV采样值接口、GOOSE接口及MMS接口的类型与数量。

3) 卖方应介绍合同产品已有的运行经验。

4) 卖方应提供验收大纲，工程参数表。

4.2.2 会议需要签订会议纪要，该纪要将作为合同的组成部分。

4.3 工厂验收和现场验收

按买方和卖方约定的时间，买方派出人员在卖方工厂检查验收试验和设备包装等情况，进行人员培训。工厂验收会议内容：

1）在买方代表在场的情况下，卖方按照买方确认的标准和技术规范（范本）完成验收实验。

2）在设备的性能和质量不满足确认的标准和技术要求的情况下，买方有权提出异议，卖方应做必要的改进以确保设备质量。

3）讨论有关装置的运输、安装，运行和现场试验等问题。

4）参加设备验收试验，由卖方提供试验用的图纸资料供试验人员使用。

5）其它为履行合同，双方需要协调的问题。

现场验收内容：

1）一般检查。

2）通入直流电源检查。

3）采样（SV）网络、GOOSE网络、MMS网络检查。

4）绝缘试验。

5）屏内所有接线的正确性检查及试验。

6）性能试验。

7）整组试验。

8）稳控系统的联合调试试验。

4.4 质量保证

4.4.1 卖方应保证制造过程中的所有工艺、材料、试验等(包括卖方的外购件在内)均应符合本通用技术规范（范本）的规定。若买方根据运行经验指定卖方提供某种外购零部件，卖方应积极配合。卖方对所购配套部件设备质量负责，采购中应进行严格的质量检验，交货时必须向买方提供其产品质量合格证书及有关安装使用等技术文件资料。

4.4.2 对于采用属于引进技术的设备、元器件，卖方在投标文件中应向买方提供主要进口元器件报价表。引进的设备、元器件应符合国标，当标准与本通用技术规范（范本）有矛盾时，卖方应将处理意见书面通知买方，由买卖双方协商解决。假若卖方有更优越的设计和材料，足以使卖方的产品更为安全、可靠、灵活、适用时，卖方可提出并经买方的认可，然而必须遵循现行的国家工业标准，并且有成熟的设计和工艺要求以及工程实践经验。

4.4.3 双方签订合同后，卖方应按工程设计及施工进度分批提交技术文件和图纸，必要时，买卖双方尚需进行技术联络，以讨论合同范围内的有关技术问题。

4.4.4 卖方保证所提供的设备应为由最适宜（安全可靠）的原材料并采用先进工艺制成、且未经使用过的全新产品；保证产品的质量、规格和性能与投标文件所述一致。

4.4.5 卖方提供的设备运行使用寿命应不小于15年。

4.4.6 卖方保证所提供的设备在各个方面符合招标文件规定的质量、规格和性能。在合同规定的质量保证期内（设备到货后24个月或SAT后18个月），卖方对由于设计、制造和材料、外购零部件的缺陷而造成所供设备的任何破坏、缺陷故障，当卖方收到买方的书面通知后，卖方在2天内免费负责修理或更换有缺陷的设备(包括运输费、税收等)，以达到技术规范（范本）的要求。质保期以合同商务部分为准。

质保期后发生质量问题，卖方应提供免费维修服务，包括硬件更换和软件版本升级。

4.5 项目管理

合同签订后，卖方应指定负责本工程的项目经理，负责卖方在工程全过程的各项工作，如工程进度、设计制造、图纸文件、包装运输、现场安装、调试验收等。

4.6 现场服务

在设备安装调试过程中视买方工作情况卖方及时派出工程技术服务人员，以提供现场服务。卖方派出人员在现场负责技术指导，并协助买方安装、调试。同时，买方为卖方的现场派出人员提供工作和生活的便利条件。

当变电站内设备分批投运时,卖方应按合同规定及时派工程技术人员到达现场服务。

根据买方的安排，卖方安排适当时间对设备的正确安装和试验给予技术培训。

4.7 售后服务

4.7.1 现场投运前和试运行中发现的设备缺陷和元件损坏,卖方应及时无偿修理或更换，直至符合规范要求。保修期内产品出现不符合功能要求和技术指标要求，卖方应在4小时内响应，并在24小时内负责修理或更换。保修期外产品出现异常、设备缺陷、元件损坏或不正确动作, 现场无法处理时，卖方接到买方通知后，亦应在4小时内响应，并立即派出工程技术人员在24小时内到达现场进行处理。

4.7.2 对反事故措施以及软件版本的升级等，应提供技术服务。

4.8 备品备件、专用工具、试验仪器

4.8.1 对每套装置，卖方应提供必要的备品备件。

4.8.2 卖方应提供安装、运行、检修所需的专用工具，包括专用调试、测试设备。

RCS 一993型失步解列装置运行规程

RCS 一993型失步解列装置运行规程本规程根据厂家提供的图纸和说明书，并依据国家相关的规程规定编写，适用于南煤龙川发电有限公司的失步解列保护。 14.1 设备简介 RCS-993型失步解列装置作为电力系统失步时的跳闸启动装置，当电力系统失步时，做出相应的处理：解列、切机、切负荷或启动其它使系统再同期的控制措施。 14.2 保护装置介绍 14.2.1 装置指示灯 “运行”灯为绿色，装置正常运行时点亮； “TV断线”灯为黄色，当发生电压回路断线时点亮； “TA断线”灯为黄色，当发生电流回路断线时点亮； “装置异常”灯为黄色，当装置异常时点亮； “跳闸”灯为红色，当保护动作出口点亮，在“信号复归”后熄灭。 14.2.2 按钮和开关 14.2.2.1 装置前面的按钮 保护复归按钮(1FA)用于复归RCS-993A保护信号。 打印按钮(1YA)用于RCS-993A保护装置动作后打印信息。 14.2.2.2 装置背后的开关 装置电源开关：用于给装置供电的，装置启动前投入此开关。 220KVPT开关：220KV电压互感器来的电压信号开关，保护投入前投入此开关。 14.2.3 装置保护压板 “检修状态”：投入此压板时，保护装置动作时不发出告警和动作信号。 “投211线路失步解列”：投入此压板时，失步解列保护投入。 “RCS-993跳201开关出口Ⅰ”：投入此压板时，保护装置动作时跳RCS-993跳201开关跳闸线圈Ⅰ。 “RCS-993跳201开关出口Ⅱ”：投入此压板时，保护装置动作时跳RCS-993跳201开关跳闸线圈Ⅱ。 “RCS-993跳202开关出口Ⅰ”：投入此压板时，保护装置动作时跳RCS-993跳202

智能变电站功率振荡解列装置通用技术规范(范本)

智能变电站功率振荡解列装置通用技术规范（范本）

本规范对应的专用技术规范目录 智能变电站功率振荡解列装置采购标准 技术规范（范本）使用说明 1、本标准技术规范（范本）分为通用部分、专用部分。 2、项目单位根据需求选择所需设备的技术规范（范本），通用技术规范（范本）部分条款及专用技术规范（范本）部分固化的参数原则上不能更改。 3、项目单位应按实际要求填写“项目需求部分” 。如确实需要改动以下部分，项目单位应填写专用部分“项目单位技术差异表”并加盖该网、省公司物资部（招投标管理中心）公章，与

辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会： ①改动通用部分条款及专用部分固化的参数； ②项目单位要求值超出标准技术参数值； ③需要修正污秽、温度、海拔等条件。 经标书审查会同意后，对专用部分的修改形成“项目单位技术差异表” ，放入专用部分中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。 4、对扩建工程，项目单位应在专用部分提出与原工程相适应的一次、二次及土建的接口要求。 5、技术规范（范本）的页面、标题、标准参数值等均为统一格式，不得随意更改。 6、投标人逐项响应专用技术规范（范本）部分中“ 1 标准技术参数表”、“ 2 项目需求部分”和“ 3 投标人响应部分”三部分相应内容。填写投标人响应部分，应严格按招标文件专用技术规范（范本）部分的“招标人要求值”一栏填写相应的招标文件投标人响应部分的表格。投标人填写技术参数和性能要求响应表时，如有偏差除填写“技术偏差表”外，必要时应提供相应试验报告。 7、一次设备的型式、电气主接线和一次系统情况对二次设备的配置和功能要求影 响较大，应在专用部分中详细说明

基于智能变电站的调试流程及方法探讨

基于智能变电站的调试流程及方法探讨 发表时间：2017-07-17T15:36:08.923Z 来源：《电力设备》2017年第8期作者：温治超 [导读] 摘要：随智能电网是电力工业将来的发展方向，在智能电网规划的推动下，智能变电站建设已逐渐成为新建变电站的主流。 （国网辽宁省电力有限公司盘锦供电公司辽宁盘锦 124010） 摘要：随智能电网是电力工业将来的发展方向，在智能电网规划的推动下，智能变电站建设已逐渐成为新建变电站的主流。因此，本文对智能变电站的调试流程以及相关调试方法进行了探讨，并指出其中的难点。 关键词：智能变电站；调试流程；方法 一、智能变电站 智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制；过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。 这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。 二、智能变电站调试流程 2.1变电站调试流程简述 变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。出厂验收是对即将出售的设备进行质量检查；调试工作是对现场安装的设备进行现场调试，现场调试按照流程可分为单体调试、分系统调试、系统调试。 2.2智能变电站调试流程 按照《智能变电站调试规范》执行，职能变电站的调试可按照一下流程：组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现场调试→投产试验。 2.2.1组态配置。组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。 2.2.2系统测试。系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。 2.2.3系统动模。系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。 2.2.4现场调试。现场调试是为了确保系统和设备现场安装连接和功能的正确性而进行的实验。现场调试实验包括回路、通信链路检验及传动试验。同时，设备辅助系统的调试也在现场调试阶段进行。 2.2.5投产试验。投产实验是设备在安装投入使用中用一次电流及工作电压进行检验和判定的试验。投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷检查。 2.3现阶段智能变电站调试流程 2.3.1出厂调试。出厂调试阶段是相对应于标准调试工作流程中的系统测试、组态配置、动模试验阶段，主要在设备即将出厂强在厂区或者设备使用商制定的地点进行。在这个阶段，调试的主要内容包括验证和完善SCD文件，确保二次系统构造正确，以及完成构建全站网络配置工作。这些工作由设计单位、调试单位和系统集成商共同完成。出厂调试时应该建设与现场安装调试相一致的二次系统网络，所有设备的调试流程与现场安装调试相一致。 2.3.2现场调试。现场调试阶段是标准调试流程中的调试与投产实验阶段，一般在变电站安装现场进行。调试工作在现场进行，主要是与设备安装相结合，这样可以检查设备是否完整的到达安装现场，完成出出厂阶段遗留的内容，另一方面可以对设备安装的二次光纤、电气回路进行检查，并进行传动试验、网络性能测试等难以在出厂调试阶段进行的项目。这个阶段需要进行全站网络配置和检查、单间隔和跨间隔传动试验、现场SCD文件配置和下装、站域控制保护功能检查、网络记录和故障录波系统检查、一次通流通压检查直至带负荷检查。因此现场调试是调试工作最密集的阶段。 三、智能变电站调试方法及工具 3.1智能变电站调试方法 在智能变电站中，一个间隔只有在保控装置、智能终端和合并单元同时接入的时候才能实现其完整的保护控制功能，因此调试应当把组成“间隔”的二次设备当做一个整体进行，可以灵活采用以下方式进行智能变电站继电保护试验：（1）采用数字继电保护测试仪进行继电保护装置的检验，保护设备和数字继电保护测试仪之间采用光纤点对点连接，通过光纤传送采样值和跳合闸信号；（2）针对采用常规互感器的整间隔调试，采用传统继电保护测试仪进行继电保护设备的检验。保护设备通过点对点光纤连接合并单元和智能终端，合并单元和智能终端通过电缆连接传统继电保护测试仪。 3.2智能变电站调试工具 根据具体的测试内容，按照在智能变电站调试中的重要性，建议配置以下仪器仪表：①基本配置：常规继保测试仪、光数字式继电保护测试仪、光电转换器。②调试合并单元应配置：电子式互感器综合校验仪。③建议配置：便携式录波及网络记录分析仪、模拟断路器、光源和光功率计。 四、智能变电站调试的技术难点 4.1虚端子联接检查 设计院根据各智能设备的ICD文件编制了虚端子表，规定了虚端子的联接，系统集成商根据虚端子表的描述来编译SCD文件。虚端子联接表相当于常规站的二次回路图纸，尤其是保护IED之间的虚端子联接十分重要，如果连错，正常的保护配合关系有可能不能实现，或者

关于智能变电站的二次设备调试与检修 牛振华

关于智能变电站的二次设备调试与检修牛振华 发表时间：2019-10-16T14:52:44.590Z 来源：《电力设备》2019年第11期作者：牛振华姚俊[导读] 摘要：现阶段，随着我国城市化建设步伐的加快，传统变电站已经不能满足当今社会的发展。（国网朔州供电公司山西省朔州市 036002）摘要：现阶段，随着我国城市化建设步伐的加快，传统变电站已经不能满足当今社会的发展。因此，电气设备进入了不断更新的重要阶段，逐渐向智能化、网络化、科技化方向发展。智能变电站具有自我监控、信息共享、传感监测的功能，可以使各种基础设施形成一个庞大的电网系统，时刻监测这些电气设备的运行情况，降低成本投入，减少检修养护工作，提高电气设备的运行效率。另外，智能变电站 具有继电保护作用，确保电气设备使用的安全性和可靠性，已经在我国大部分地区广泛应用，而且取得了良好的使用效益。关键词：智能变电站；二次设备；调试；检修引言电已经成为人们衣食住行的一部分，也是国民经济发展的基础产业。智能化变电站在硬件方面具有设备功能集成化、扩展方便、接口规范和安装模块化的特点，软件方面具有通信可靠、信息共享、控制灵活和网络一体化等特点。在智能化变电站电气设备安装中，要加强对主变压器、断路器、室外高压隔离开关以及无功补偿装置的安装。在电气设备调试环节中，要重视对保护装置、启动调试、断路器的调试。 1研究智能变电站二次设备调试与检修的现实意义智能变电站就就是通过继承、环保、稳定、可靠的各项智能设备的应用，她难过一次设备掺量数字化、规范化、标准化等各项信息平台，自主的完成对各项信息内容的筹集、测量、计算、调控等各项工作。从我国电力行业的整体发展情况来看，智能变电站近几年的应用越来越广泛，在该背景下，为了使智能变电站的作用能够得到合理发挥，应当做好二次设备的调试与检修作业。做好对二次设备的调试与检修，可以确保智能变电站中应用的各项二次设备的性能都可以满足应用标准，进而实现对一次设备的合理检查，测量，控制，保护，调节，从而保证智能变电站运行的稳定性，从而为人们提供稳定的电能，满足人们的生活和生产需求。 2智能变电站二次设备的调试对于智能变电站二次系统，其主要具有很强的系统集成化、信息交换标准化特色，智能变电站二次系统的结构十分紧凑，站内与控制中心可以进行无缝通信，在采集设备状态特征时，没有盲区，能保证系统维护、配置的简单。同时智能变电站二次系统还具有控制自动化与保护控制协同化的特点，其电流、电压的采集可以通过数字化完成，能对各种数据信息进行高度集成，整合优化了以往的分散二次系统，实现了通信、数据共享。在实际中，开展智能变电站二次设备调试时，应该重点从以下几个方面进行：（1）智能二次设备测试仪，在智能变电站二次设备中，保护测控装置的输入数据接口转变成新的数据化接口，所以，在进行调试时，要利用数字化光电测试仪进行。就目前而言，常用的数字式光电测试仪有omicron公司提供的数字信号新型测试设备、模拟信号测试设备、模拟信号联合数字信号转换的设备检测方式。（2）继电保护装置功能测试，其测试内容主要有采样功能、精度、各种保护逻辑、动作时间、定值、动作报告标准化、软硬压板、对时功能等。（3）测控装置功能测试，其测试的主要内容有收发GOOSE报文、采样功能及精度、同期合闸功能、间隔五防闭锁逻辑功能、记录程序版本等。（4）合并单元功能测试，其测试内容主要有采样精度、合并单元输出幅值及角度误差、同步精度、守时精度、采样值输出、报文实时、电压切换功能、电压并列功能、检修试验、合并单元自诊断功能等。（5）智能终端功能测试，其主要测试内容有动作时间、智能终端执行控制、智能终端发送开关量、智能终端上送遥测量测试、功率消耗、验证报警、GOOSE开关量延时等。 3智能化变电站电气设备的安装问题 3.1人为因素智能变电站电气设备的安装直接影响电力系统的使用寿命，所以相关工作人员安装前需要经过专业培训，提高专业知识和技能、丰富工作经验、提升综合素质，全面了解电气设备的安装事项，做好安全指导工作，保证智能化变电站电气设备安装的可靠性和稳定性。 3.2其他因素一是施工材料问题。材料在购买和入库时没有经过严格的监测和审核，导致一些使用性能不合格的材料运用到智能化变电站系统中。二是设计图纸和安装程序问些问题都会导致智能化变电站出现运行故障。 4智能变电站二次设备的检修在实际中，开展智能变电站二次设备检修活动时，应该严格的按照相关运行程序进行，避免因为程序出现漏洞从而造成了检测结果不准确，影响到检修工作质量的情况。一般情况下，进行智能变电站二次设备检修工作时，要结合设备的当前状态，实施故障分类，要针对存在故障、潜存故障、正常运行设备采用不同的检修方式，从而保证检修活动的顺利进行。此外，在进行智能变电站二次设备检修工作时，还需要结合设备的工作性质，分类进行设备故障修理工作，如将需要停电修理的故障划分成一类，将需要更换零件的设备划分成一类，实现高效率维修活动。在进行智能变电站二次设备故障处理时，对于保护装置故障，需要及时找出故障原因，并退出保护出口软压板，将检修压板装入装置中，重新启动，如果保护装置恢复正常，则保护装置是跳至跳闸状态，如果重新启动后，装置没有恢复，需要结合检修单位的指令进行保护装置运行方式调整、维护。在具体工作中，可以从以下两个角度分析智能变电站二次设备检修工作：（1）从有关MU合并器装置的检修角度看，变电站交流信号源输出的模拟电流、电压信号指标会表现出一致性相位状态，在此条件下，MU合并器可以接受电子互感器装置正常运行下的电流、电压信号，同时这些电流、电压信号会通过汇通GPS信号方式，进行信号同步传递。在实际中，可以立足于信号同步的角度，比较信号相位，从而判断出信号同步执行情况的可靠性。（2）从有关电子互感器采集器装置检修角度看，智能变电站在正常运行下，采样器获取的采样值数据很容易受到电子互感器装置差动保护性能的影响，由于一般情况下的电流互感器装置对应的变比指标、极性指标处于既定状态，对于其互感器装置的检修，可以利用专门的仪器进行测试。在智能变电站中，电子互感器装置的电力极性指标十分灵活，可以在MU合并器装置中进行灵活调整，需要注意的是，MU合并器装置对互感器电流极性调整必然会对后期的二次设备检修作业带来极大的影响，所以在事前必须事先制定相应的调整规范。同时在二次设备停电检修工作中，还可以利用一次加流的方法，对电子式互感器装置变比指标进行有效检查，当二次电流的方向和潮流方向表现出相互一致，那么就代表了极性端为线路侧位置。 结语

(完整版)《智能变电站运行管理规范》(最新版).doc

《智能变电站运行管理规范》（最新版） 为进一步规范电网智能化变电站运行管理工作，保证智能设备安全可靠运行，本规范结合国家电网公司及相关网、省电力公司相关管理标准及现场运行实际，参考各省的《智能变电站运行管理规范》，完成现《智能变电站运行管理规范（最新版）》，供各单位参考和借鉴。 目录 1 总则 2 引用标准 3 术语 4 管理职责 4.1 管理部门职责 4.2 运检单位职责 5运行管理 5.1 巡视管理 5.2 定期切换、试验制度 5.3 倒闸操作管理 5.4 防误管理 5.5 异常及事故处理 6设备管理 6.1 设备分界 6.2 验收管理 6.3 缺陷管理 6.4 台账管理 7智能系统管理 7.1 站端自动化系统 7.2 设备状态监测系统 7.3 智能辅助系统 8资料管理 8.1 管理要求 8.2 应具备的规程 8.3 应具备的图纸资料 9培训管理 9.1 管理要求 9.2 培训内容及要求 1总则 1.1 为规范智能变电站设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能变电 站设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。 1.2 本规范依据国家和电力行业的有关法规、规程、制度，智能变电站技术标准、规范等， 并结合智能变电站变电运行管理的实际而制定。 1.3 本规范对智能变电站设备的管理职责、运行管理、设备管理、智能系统管理、资料管理 和培训管理等六个方面的工作内容提出了规范化要求。 1.4 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。常规变电站中的智能设

备的运行管理参照执行。 1.5 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。 2引用标准 Q/GDW 383-2010 《智能变电站技术导则》 Q/GDW 393-2010 《 110（ 66） kV ～ 220kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW394 《 330kV ～ 750kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW 410-2010 《高压设备智能化技术导则》及编制说明 Q/GDW 424-2010 《电子式电流互感器技术规范》及编制说明 Q/GDW 425-2010 《电子式电压互感器技术规范》及编制说明 Q/GDW 426-2010 《智能变电站合并单元技术规范》及编制说明 Q/GDW 427-2010 《智能变电站测控单元技术规范》及编制说明 Q/GDW 428-2010 《智能变电站智能终端技术规范》及编制说明 Q/GDW 429-2010 《智能变电站网络交换机技术规范》及编制说明 Q/GDW 430-2010 《智能变电站智能控制柜技术规范》及编制说明 Q/GDW 431-2010 《智能变电站自动化系统现场调试导则》及编制说明 Q/GDW 441-2010 《智能变电站继电保护技术规范》 Q/GDW580 《智能变电站改造工程验收规范（试行）》 Q/GDWZ414 《变电站智能化改造技术规范》 Q/GDW640 《 110（ 66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW6411 《 220kV 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW642 《 330kV 及以上 330～ 750 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW750-2012 《智能变电站运行管理规范》 国家电网安监 [2006]904 号《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》 国家电网生 [2008]1261 号《无人值守变电站管理规范（试行）》 国家电网科 [2009]574 《无人值守变电站及监控中心技术导则》 国家电网安监 [2009]664 号国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》 国家电网生 [2006]512 号《变电站运行管理规范》 国家电网生 [2008]1256 号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》 3 术语 3.1 智能变电站 采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，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， 并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变 电站。 3.2 智能电子设备 包含一个或多个处理器，可以接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装 置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等，为具有一个或多个特定环境中特定逻辑 接点行为且受制于其接口的装置。 3.3 智能组件 由若干智能电子装置集合组成，承担主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。 可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。 3.4 智能终端 一种智能组件，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对

智能变电站二次系统调试方法研究

智能变电站二次系统调试方法研究 变电站作为现代电力系统中的重要组成部分，肩负着电力系统中电能的电流以及电压的转换，是电力供电系统电流及电压集中分配的重要场所。随着科技的发展，智能变电站凭借其自身的优势在当前我国电力系统中得到了广泛的应用。智能化变电站二次系统运行的安全性、稳定性直接关系着我国经济的健康发展。智能化变电站二次系统作为整个供电系统的核心，智能化技术在整个系统中发挥着很大的作用，能有效地提高二次系统自动化的工作效率，实现供电系统的自动化控制。文章对智能变电站二次系统调试方法进行了相关的研究。 标签：智能变电站；二次系统；调试方法 引言 智能变电站作为现代科学技术发展形势下所形成的一种产物，其在电力系统中的作用越来越大。变电站是电力系统中对电能的电压计电流进行交换、集中和分配的重要场所，变电站二次系统的质量好坏直接关系到电力系统的正常运行。在这个快速发展的社会当中，人们对用电的需求越来越大，要想保障我国社会发展以及人们的正常需求，就必须对变电站二次系统的调试工作引起足够的重视，从而保障供电质量。 1 传统变电站二次系统中存在的问题 1.1 不能满足现代电力系统高可靠性的要求 在变电站二次系统中，变电站的继电保护和自动装置、远动装置等采用的都是电磁型或晶体管式设备，这些设备结构复杂、可靠性不高，缺乏自我检查故障的能力。一旦出现故障，都是依靠对常规二次系统进行定期的测试和校验来发现问题，这样的工序相当复杂，而且装置的可靠性能差。另外维护人员在定期检测中由于粗心弄错了装置，以至于存在隐患，这种状况经常发生。传统的变电站硬件设备功能是独立的，彼此间的联系很少，设备型号庞杂，在组合过程中协调性差，也容易造成设计隐患。 1.2 供电质量缺乏科学的保证 随着经济的持续发展，人民生活水平和生活质量不断的提高，人们用电量越来越大，加上工业用电和农业用电，使得电网供电负荷加大，电网运行随时可能出现故障。电能质量主要是通过电压、电流强度来体现的，电压合格与否不单单是靠发电厂调节，各变电站，特别是枢纽变电站也应该通过调节分接头位置和控制无功补偿设备进行调整，使其运行于合格的范围。传统的变电站，大多数不具备调压手段，以至于很容易出现各种问题，一旦问题发生，不能采取有效的补救措施，且缺乏科学的电能质量考核办法，不能满足目前发展的电力市场的需求。

智能变电站合并单元技术规范(清晰版)讲解(汇编)

Q / GDW 212 — 2008 ICS 29.240 国家电网公司企业标准 Q / GDW 426 — 2010 智能变电站合并单元技术规范 The technical specification for merging unit in Smart Substation 2010-××-××发布 2010-××-××实施 国家电网公司发布 Q/GDW Q / GDW 426 — 2010 I 目次 前言···································································································································································II 1 范围·····························································································································································1 2 引用标准······················································································································································1 3 基本技术条件··············································································································································1 4 主要性能要求·········································································································

智能变电站失步解列装置通用技术规范(范本)

智能变电站失步解列装置通用技术规范（范本）

本规范对应的专用技术规范目录 序号名称编号 1 智能变电站失步解列装置专用技术规范2803002-0000-b1

智能变电站失步解列装置采购标准 技术规范（范本）使用说明 1、本标准技术规范（范本）分为通用部分、专用部分。 2、项目单位根据需求选择所需设备的技术规范（范本），通用技术规范（范本）部分条款及专用技术规范（范本）部分固化的参数原则上不能更改。 3、项目单位应按实际要求填写“项目需求部分”。如确实需要改动以下部分，项目单位应填写专用部分“项目单位技术差异表”并加盖该网、省公司物资部（招投标管理中心）公章，与辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会： ①改动通用部分条款及专用部分固化的参数； ②项目单位要求值超出标准技术参数值； ③需要修正污秽、温度、海拔等条件。 经标书审查会同意后，对专用部分的修改形成“项目单位技术差异表”，放入专用部分中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。 4、对扩建工程，项目单位应在专用部分提出与原工程相适应的一次、二次及土建的接口要求。 5、技术规范（范本）的页面、标题、标准参数值等均为统一格式，不得随意更改。 6、投标人逐项响应专用技术规范（范本）部分中“1 标准技术参数表”、“2 项目需求部分”和“3 投标人响应部分”三部分相应内容。填写投标人响应部分，应严格按招标文件专用技术规范（范本）部分的“招标人要求值”一栏填写相应的招标文件投标人响应部分的表格。投标人填写技术参数和性能要求响应表时，如有偏差除填写“技术偏差表”外，必要时应提供相应试验报告。 7、一次设备的型式、电气主接线和一次系统情况对二次设备的配置和功能要求影响较大，应在专用部分中详细说明。

智能变电站的调试流程及方法

智能变电站的调试流程及方法 一、智能变电站 智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制；过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。 这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。 二、智能变电站调试流程 2.1变电站调试流程简述 变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。出厂验收是对即将出售的设备进行质量检查；调试工作是对现场安装的设备进行现场调试，现场调试按照流程可分为单体调试、分系统调试、系统调试。 2.2智能变电站调试流程 按照《智能变电站调试规范》执行，职能变电站的调试可按照一下流程：组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现

场调试→投产试验。 2.2.1组态配置。组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。 2.2.2系统测试。系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。 2.2.3系统动模。系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。 2.2.4现场调试。现场调试是为了确保系统和设备现场安装连接和功能的正确性而进行的实验。现场调试实验包括回路、通信链路检验及传动试验。同时，设备辅助系统的调试也在现场调试阶段进行。 2.2.5投产试验。投产实验是设备在安装投入使用中用一次电流及工作电压进行检验和判定的试验。投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷检查。

RCS-993E型失步解列及频率电压紧急控制装置调试大纲

报告编号: 武安发电公司2×300MW机组工程 失步解列装置静态 调试大纲 电控维护班 2011-12-27编制人:韩辉

工程名称:大唐武安发电有限公司2×300MW机组工程报告名称：失步解列装置静态调试报告 报告编号: 编制:大唐武安发电有限公司生产准备部电控维护报告编写: 审核: 批准:

目录 ~~~~~~~~~~~~~~~

1 概述 武安发电有限公司2×300MW机组工程失步解列装置采用国网电力科学研究院稳定技术研究所南京南瑞集团公司稳定技术分公司生产的RCS-993E型失步解列及频率电压紧急控制装置，两条线路共配置两套装置，一条线路对应一套装置。该装置主要用于失步震荡解列，同时可完成低频、低压自动解列、切负荷功能。 2 调试目的 本次单体调试是对失步解列装置进行定值整定试验、逻辑功能试验以及整组传动等试验，保证装置可靠动作，确保系统安全运行。 3编制标准和依据 3.1《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995-2006 3.2《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285-2006 3.3《河北南部电网继电保护运行管理规程》冀电调（2007）27文 3.4 《RCS-993E型失步解列及频率电压紧急控制装置技术及使用说明书》 4调试使用仪器 4.1天进MC2000系列继电保护测试仪 4.2 Kyoritsu 3007A型绝缘摇表（500V） 5 实验前注意事项 5.1试验前应检查屏柜及装置在运输过程中是否有明显的损伤或螺丝松动。 5.2一般不要插拨装置插件,不触摸插件电路,需插拨时,必须关闭电源，释放手上静 电或佩带静电防护带 5.3使用的试验仪器必须与屏柜可靠接地。 ＊以下除传动试验，均应断开保护屏上的出口压板。 5.4 RCS993E 频率电压紧急控制功能判断的对象是同一系统的两段母线电压或线路电压，所以试验时如果两组电压输入都加了量时，必须两组电压输入的正序电压或频率同

电网第三道防线问题分析及失步解列

电网第三道防线问题分析及失步解列 摘要：三道防线是电力系统安全防御体系的重要组成部分，第一道是继电保护系统，第二道是包括稳控装置及切机、切负荷等措施在内的电力系统安全稳定控制系统，第三道由失步解列、频率及电压紧急控制装置构成。鉴于目前第三道防线尚存漏洞或不足，分析了振荡中心转移至主网内部、故障点切除不掉引起远后备保护无选择动作、重要联络线的相继开断造成的潮流大转移引起受端系统电压不稳定、距离保护三段在线路严重过载时误动作引起的连锁反应及大机组保护装置参数与电网不协调引发的事故等五种情况。针对这些情况提出了若干解决的对策，特别是研究和提出了构建互联电网的综合解列控制系统的方案，解决了振荡中心转移到主网内部时能及时采取解列等优化措施，解决了电压不稳定事故发生前隔离故障区域或将难以控制的电压崩溃事故转化为 容易解决的频率稳定问题等，这些对策可显著增强电网的第三道防线。 关键词：电力系统安全；三道防线；失步振荡；综合解列系统 Analysis on the Problems about the Third Defense Line of Power Systems and the Concept of Dealing with the Separation Relay after Loss of Synchronism Abstract：“Three Defence Lines”is a concept of the whole security defence system for power systems being used for a long time but clearly defined in this paper as follows: the first is the protection relay system; the second line the stability and security control including generator rejection and load shielding and the third line the separation relay after loss of synchronism followed by the frequency and the voltage emergency control. The paper argues that there exist indentation and deficiency in the third line and analyzes in detail the following five scenarios.

智能变电站调试方案

长征220kV变电站新建工程电气调试方案 编写： 校对： 审核： 中国葛洲坝集团电力有限责任公司试验中心 2012年12月

长征220kV变电站新建工程电气系统调试方案 1 概述 长征220kV变电站位于兴义市威舍镇发哈村，距威舍镇中心直线距离4km,公路距离约8km，距212省道约90m。 电压等级为220kV/110kV/10.5kV：主变最终容量为3X180MVA，本期建设1X180MVA，220kV终期出线6回，本期建设4回；110kV终期出线14回，本期建设5回；10kV不出线，仅作为无功补偿和站用变用；10kV无功补偿装置最终容量为12X7500kvar,本期建设4X7500kvar。 所有电气设备安装结束后按GB50150-2006《电气设备交接试验标准》进行单体试验。特殊试验在行业要求适用范围内按业主要求进行。分部试运指从单体试验结束，经验收合格后至整套启动过程中所进行的控制、保护和测量功能试验。整组启动指完成对整个工程的各种参数的测试和使之处于安全、高效、可靠的运行状态。 2、工作准备 2.1 建立调试班组：组建一个有效、精干和确有技术保障的调试班组，包括高压、继保和仪表三个作业小组以及技术人员若干名，具体人数视设备的类型、数量和工期而定。以下是本公司调试骨干人员资料。

2.1．1调试主要负责人必须具有调试过多个变电站的调试经验，熟悉变电站的调试过程及技术标准，小组负责人也应具有一定的调试经验，能在主要负责人和技术员的指导下进行作业；一般工作人员也应了解电气一、二次设备的基本知识。 2.1.2工作前全体作业人员应对变电站设计图、设计说明书及作业指导书进行学习，使每个作业人员明确各项目的作业程序、分工及具体工作内容。 2.1.3参加调试的人员应通过安全规程的考试，具备一定的安全作业知识。2.1.4熟悉设计图及施工现场的环境，对设备的性能及操作相当了解；试验负责人员要有高度的责任心和相关资格，能独立带领试验人员进行对各项目的调试。 2.2 制定工作技术措施 2.2.1 编制调试作业指导书 2.2.2 作业指导书交底 2.2.3 调试作业必须做好安全围栏、警示标志，认真仔细检查试验接线，防止接线错误或误操作引起设备、人身安全事故。 2.3试验仪器：

智能变电站智能终端技术规范

Q / GDW212—2008 ICS 29.240 Q/GDW 国家电网公司企业标准 Q / GDW428—2010 智能变电站智能终端技术规范The technical specification for Intelligent terminal in Smart Substation 2010-××-××发布2010-××-××实施 国家电网公司发布

Q / GDW 428 — 2010 目 次 前言.............................................................................................................................. II 1范围 .. (1) 2引用标准 (1) 3基本技术条件 (1) 4主要性能要求 (3) 5安装要求 (4) 6技术服务 (4) 编制说明 (7) I

Q / GDW 428 — 2010 II 前 言 由于现行国家标准、行业标准、企业标准和IEC标准等未统一智能变电站智能组件中的智能终端技 术要求等内容，为使智能变电站智能终端选型、设备采购等工作有所遵循，特编制本标准。 本标准提出的技术性能参数基于国内变电站中智能终端的设计、制造和运行经验。由于智能变电站技术仍处于发展阶段，本技术规范的相关技术原则将随着技术的发展与成熟逐步修订和完善。 本规范由国家电网公司基建部提出并解释。 本规范由国家电网公司科技部归口。 本规范主要起草单位：河南省电力勘测设计院、中国电力工程顾问集团公司、江苏省电力设计院、四川电力设计咨询有限责任公司，四川电力试验研究院、山东电力工程咨询院有限公司。 本规范参与起草单位：浙江省电力设计院、陕西省电力设计院、安徽省电力设计院、国网电力科学研究院、浙江电力试验研究院。 本规范主要起草人：于广耀、戴敏、陈志蓉、曾健、黄晓博、耿建风、王哲、鲁东海、郑旭、李琪林、黄萍、郭宗香、黄国方、阮黎翔、钱锋、宋雪燕、葛斌。

浅析失步解列装置及应用

浅析失步解列装置及应用 发表时间：2018-12-12T15:57:51.107Z 来源：《基层建设》2018年第29期作者：王信 [导读] 摘要：大电网的稳定运行是电力系统的基本要求，大电网中最严重的事故事稳定性破坏即系统发生失步振荡，如处理不当会发生大面积停电。 中国水利水电第十二工程局机电安装分局浙江 323000 摘要：大电网的稳定运行是电力系统的基本要求，大电网中最严重的事故事稳定性破坏即系统发生失步振荡，如处理不当会发生大面积停电。当系统失步后，首先要解决的问题是从失步断面断开失步机群间的电气联系，消除系统振荡，然后通过切机、减载等措施实现解列后电气孤岛的稳定运行，最后当条件允许时，再逐步恢复整个系统的互联同步稳定运行。 关键词：系统振荡、失步解列、两机等值系统 一、概念阐述 在电网中，保证电力系统稳定的第三道防线由失步解列、频率及电压紧急控制装置构成，当电力系统发生失步振荡、频率异常、电压异常等事故时采取解列、切负荷、切机等控制措施，防止系统崩溃。 实际测量中，我们通常将振荡中心两侧母线电压相量之间的相角差从正常运行角度逐步增加并超过180°的现象定义为该系统已失去同步。 失步解列是电力系统稳定破坏后防止事故扩大的基本措施，在电网结构的规划中应遵循合理的分层分区原则，在电网的运行时应分析本电网各种可能的失步振荡模式，制定失步振荡解列方案，配置自动解列装置，即在预先选定的输电断面，以断开输电线路或解列发电厂或变电所母线来实现。按系统解列的不同目标，一般采用不同的起动方式。在选择系统解列断面时，应使解列后各部分系统分别保持同步和功率尽量保持平衡，并应考虑以最少的解列点和最少的断路器来实现。 二、基本原理和类型 电力系统失步时，一般可以将所有机组分为两个机群，用两机等值系统分析分析其特性。如图1所示两机等值系统电势向量图。Zm、Zn分别为装置安装处到两侧系统的等效阻抗。 图1 目前常用的有三种失步判据，以下分别介绍其原理： 1.视在阻抗轨迹判据（以南瑞继保RCS-993A失步解列装置为例）： 原理为当系统发生失步振荡时，装置安装处测量的阻抗值会随着功角的变化而变化，因此通过测量阻抗轨迹来判断失步。视在阻抗轨迹在阻抗平面上表现为6个区域，如图2所示，电力系统振荡时，测量阻抗轨迹沿曲线1、2顺次移动，加速失步时依曲线1的方向移动，减速失步时依曲线2的方向移动。 图2 2.视在阻抗角判据（以南京南电SSD-540U失步解列装置为例）： 相位角通过公式算出，系统振荡时，根据相位角的变化规律，将四个象限内的相位角划分为六个区（如图3）： 1~ 2、 2~90°、90°~ 3、 3~ 4、 4~270°、270°~ 1。系统正常情况下一般运行在Ⅰ区或Ⅳ区，把Ⅰ-Ⅱ-Ⅲ-Ⅳ作为正方向判别区，把Ⅳ-Ⅴ-Ⅵ-Ⅰ作为反方向判别区，把Ⅰ-Ⅳ作为振荡中心判别区。

智能变电站调试步骤(精)

智能变电站调试大概步骤 一、设计联络会 召开设联会，召集所有相关厂家并确定工程实施方案，供货时间，技术落实，对整个工程的设计有个总体的概念。制定调试计划，规划好具体的时间节点。（系统分公司目前不具备这方面的技术水平，61850和系统构架） 二、厂内调试阶段 1、全站SCD 文件的配置 由集成商收集各厂家ICD 文件，设计院提供一次主接线图、网络布局图、光纤联络图和设计虚端子图（由设计院提供）等。并由集成商负责全站SCD 文件的配置。 模型文件发布必须受控，纳入程序版本管理。遇到问题怎么处理？（模型文件有问题尚不能处理） 2、过程层调试 由各个厂家和用户负责调试网络环境的搭建，过程层调试要实现装置的正确跳闸、遥测采样、遥控、遥信上送、对时等。并且要根据实际现场要求，实现装置的相关功能，如调试中发现问题，需要及时确立好方案并及时更改。 3、一体化信息平台配置 根据全站配置SCD 文件，完成后台导库工作，画面制作，数据库关联、分画面制作、要实现基本的“三遥”功能，保护定值召唤、修改，软压板遥控，录波功能的实现等（所有已发货和在调工程后台都由研 发进行装机）。 4、一体化五防。

5、高级应用（一键式顺控、智能告警、源端维护、小电流接地 选线、VQC 无功调节等）。 6、智能辅助系统。 7、远动装置及规约转换器的装机、调试（所有已发货和在调工 程都由研发进行装机并调试，一个站大约需要两天）。 8、用户验收。 三、现场调试阶段 1、清点货物 对所发的货进行清点，统计损毁情况，少发、漏发、错发货物清单、并根据清点情况抓紧时间联系家里补发货等。 2、光纤、网络的布置 根据设计院所出图纸负责完成现场光纤、网络的布置，并熔接光纤。 3、全站SCD 配置 全站根据虚端子图配置SCD ，但是一旦模型更换，与该模型相连的虚端子都需要重新连，各个厂家模型都在不断升级，SCD 不断重复配置，贯穿整个变电站的调试过程。绵阳东220kV 中等规模的变电站，工程人员现场配置SCD 配合单装置调试已花费60人天。 4、过程层调试 根据配置的SCD 导出相关装置配置，下到装置中。配合测控装置、智能终端、保护装置等厂家完成过程层调试、需要不断更改配置