谢庄变压器改造 毕业设计.doc

平顶山工业职业技术学院毕业设计（论文）说明书 i 毕 业 设 计（论文） （说 明 书） 题 目：谢庄变压器改造 姓 名： 学 号：20112004xxx 平顶山工业职业技术学院 2013 年 5 月 20 日 ii 摘 要 变电站综合自动化系统是在计算机和网络通信技术基础上发展起来的，在我国近 几年发展迅速，产品的更新换代及定型也越来越快。从这几年应用和实践看，变电站 综合自动化给变电站设计安装、调试和运行、维护、管理等方面都带来了一系列自动 化技术的变革。我国综合自动化技术在全国“两网”改造背景的帮助下有了长足的进 步，技术趋于成熟，并在全国推广，特别是近年来通讯及计算机技术的迅猛发展，极 大的提高了综合自动化技术水平，促使其具有了网络化、综合智能化、多媒体化等新 的特点。中平能化集团电网广泛分布于百里矿区，担负着矿区生产，生活供电任务。 随着煤矿采掘面的深入，采掘环境的复杂化，对电力正常供应及安全保障提出了新的 更严格的要求，而我集团公司电网变电站自动化水平偏低的现状，难以符合其高质量 的要求，老式变电站的改造已经迫在眉睫，最近几年也在不断引进变电站综合自动化 系统，但大多数为 35kv 系统，而且随着综自系统的不断发展，大多数设备已经趋于 落后， 如何组建电压等级高、系统线路多、系统综合集成度高及结构运行方式复杂的 大型枢纽变电站，及相关新的设备和新的技术引进后我们维护人员怎么消化吸收是面 临的主要难题。 谢庄作为我集团公司西部电网枢纽变电站，关系到西部大部分电站供电及安全保 障，电力系统情况复杂，要求高难度大，涉及面广，其综自改造极大的缓解了我集团 电网西部电网安全供电的压力，并通过对其改造全过程的分析研究、比对，并对系统 结构设计、运行维护、状态分析、故障排查等相关信息的收集，将提高我厂综合自动 化整体水平，对未来我厂老式变电站的改造，新站建设，及相关综自站的运行维护， 安全生产具有重要意义。 ii 目录 摘摘 要要.i 目录目录ii 第一章第一章 谢庄变电站一次系统的改造与分析谢庄变电站一次系统的改造与分析.1 1.1 110kv 一次系统1 1.1.1 改造前后对比 1 1.1.2 对比分析 .2 1.1.3 2 1.1.4 2 1.2 35kv、6kv 一次系统3 1.2.1 改造前后对比 .3 1.2.2 对比分析 .4 1.3 6kv 管母及电抗器一次系统5 1.3.1 改造前后对比 .5 1.3.2 对比分析 .6 1.4.谢庄站电气一次主接线改造前后优越性对比.6 1.4.1 实现了谢 110kv 母线分段运行6 1.4.2 性能改善 .7 1.4.3 功能提高 .7 1.4.4 管理加强 .7 1.4.5 谢 110 北甲 2 的加装 .8 1.4.6 管母的改造 .8 1.4.7 6kv 电抗器的改造.8 1.4.8 谢 353 东刀闸、谢 63 南刀闸的加装 .9 第二章第二章 谢庄变电站继电保护调试谢庄变电站继电保护调试.10 2.1、继电保护调试规范10 2.1.1 调试条件： .10 2.2 继电保护调试方法及要求.11 2.2.1.外观检查 .11 2.2.2 绝缘检查 .11 2.2.3 交流耐压试验 .11 2.2.4 设备、单元件的校验和回路连接正确性检查 .12 2.2.5 回路连接正确性检查回路连接正确性检查 .12 2.2.6.整组试验 .12 ii 2.2.7 二次回路通电试验方式 .13 2.3 直流系统保护调试.15 2.4 110kv线路部分(包括谢 110)保护调试16 2.5、主变保护调试：18 2.6、备用电源自投调试：24 2.7、110kv 线路同期（包括谢 110）25 2.8、故障录波26 总结总结.27 参考文献参考文献.28 致谢致谢.29 平顶山工业职业技术学院毕业设计（论文）说明书 1 第一章 谢庄变电站一次系统的改造与分析 通过增加设备间隔，改进运行方式，使运行方式更加灵活多样。根据谢庄实际运 行情况，制定应急运行方案库，提高系统运行稳定度和事故处理灵敏度。 提高了谢庄变电站的整体运行水平、提高设备利用率、降低变电站误操作率、提 高变电站的供电可靠性和持续性，对整个平煤电网的安全生产起着重要的促进和保障 作用，确保煤矿安全生产，因此具有显著的经济和社会效益 1.1 110kv 一次系统 1.1.1 改造前后对比 110kv 改造前 第 2 页 110kv 改造后 1.1.2 对比分析 1.1.3 原谢 110kv 北母线上加装了谢 110 北甲 2 刀闸，将原 110kv 北母分成了两段母 线：北母 i 段、北母 ii 段。在谢 110kv 各间隔、母线计划性停电检修时，不但可以缩 小停电范围；而且也提高了供电可靠性。 110kv 北母线分段以后，在北母 i 段或 ii 段停电时都能保证谢庄站 2 台主变运行， 从而大大提高安全可靠性，也增加了运行方式的灵活。 1.1.4 计谢 2、滍谢 2 双回路分段运行，提高安全运行水平。 改造前，谢庄站 110kv 部分的主要运行方式为滍谢线带全站负荷，计谢线做热备 用，谢庄站 110kv 系统单回路运行，一旦滍谢线故障停电将造成谢庄站全站失压。 改造后，谢庄站 110kv 系统分段运行，滍谢线带谢 110 北母，计谢线带谢 110 南 第 3 页 母，一旦某一回路出现故障停电，只能对谢庄站一半负荷造成影响，提高了谢庄站的 安全可靠性。 1.2 35kv、6kv 一次系统 1.2.1 改造前后对比 35kv 改造前 35kv 改造后 第 4 页 6kv 改造前 6kv 改造后 1.2.2 对比分析 谢庄 3#变容量为 20000kva。原谢 3#变中压侧接至谢 35kv 西母、谢 3#变低压侧 接至谢 6kv 北母。 谢 1#变一旦停运，谢 35kv、谢 6kv 供电压力极大，且需要压限负荷。 第 5 页 改造后的谢 3#主变中压侧可分别接至谢 35kv 东、西母；谢 3#变低压侧可分别接 至谢 6kv 南、北母。操作方便；运行方式灵活；从根本上提高了谢 6kv 系统的供电 可靠性。 1.3 6kv 管母及电抗器一次系统 1.3.1 改造前后对比 6kv 管母及电抗器改造前 6kv 管母及电抗器改造后 第 6 页 1.3.2 对比分析 1、6kv 管母的改造 原谢 61、谢 62 电抗器额定 2000a；谢 63 电缆最大带负荷能力 1500a。 谢庄 6kv 系统负荷约为 3300a。若谢 1#主变停运时，谢 6kv 系统必须大量压限 负荷，甚至影响煤矿生产，使得煤矿供电可靠性大大降低。管母改造后，谢 61、谢 62 带负荷能力提高至 4000a。谢 63 带负荷能力提高至谢 3#主变满负荷(1800a)供电。无 论哪台主变停电都不会影响供电或压限负荷。 2、6kv 电抗器的改造 原谢 61、谢 62 电抗器额定 2000a，谢 63 没有电抗器；改造后增加谢 63 电抗器 2000a，谢 61、谢 62、谢 63 增加短接断路器，并接在电抗器上；正常运行时由短接断 路器带负荷运行，当负荷侧发生短路时，会产生数值很大的短路电流。如果不加以限 制，要保持电气设备的动态稳定和热稳定是非常困难的。因此，为了满足某些断路器 遮断容量的要求， 常在出线断路器处串联电抗器，行，并且坑口电厂一回路发电运行， 另一回路做馈出线备用至坑口电厂。谢庄站改造后，谢庄站采用双电源进线、谢 110kv 母线分段运行、坑口增大短路阻抗， 限制短路电流；这时通过保护装置自动断 开短接断路器，将电抗器投入运行。 由于采用了电抗器，在发生短路时，电抗器上的电压降较大，所以也起到了维持 母线电压水平的作用，使母线上的电压波动较小，保证了非故障线路上的用户电气设 备运行的稳定性。 1.4.谢庄站电气一次主接线改造前后优越性对比 1.4.1 实现了谢 110kv 母线分段运行 谢庄站改造前，谢庄站采用单电源进线、谢 110kv 母线不分段运电厂双回路发电 同时上网的大分段运行方式。谢 110kv 母线大分段运行的意义如下： 第 7 页 1.4.2 性能改善 电网运行方式发生了根本性的改变，由原来的单电源进线、110kv 母线不分段供 电方式，调整为双电源进线、110kv 母线分段运行方式，对 110kv 系统进行了网络分 割、形成单元式供电。由于采用母线分段运行方式，使得系统参数发生了变化，使网 络系统电抗增大，短路电流及短路容量变小； 使得输变配电设备的承载能力及遮断 容量有了较大的富裕量，使矿区电网运行更加科学合理。在很大程度上增大了系 统运行的稳定性。 1.4.3 功能提高 双电源进线、110kv 母线分段运行方式使矿区电网运行方式更加灵活；由于双电 源同时供电，使得矿区电网抗干扰性更强，不会因为其中一个电源故障而导致 110kv 母线全部停电，影响面减少了一半，供电可靠性增加了一倍。 坑口电厂并网点由一点变为两点，使坑口电厂因系统故障而解列的可能性减少了 一半；缓解了坑口一点并网的运行压力。 双电源进线、110kv 母线分段运行方式，实现了由原来的“在事故状态下，全变 电站停电与系统并网”到目前的“事故状态下谢庄站无需停电就能带电厂与系统同期 并网”的理想运行状态。大大增加了坑口电厂的经济效益及运行稳定性。 1.4.4 管理加强 1、消除了系统安全隐患，减少了故障环节，实现双电源进线、110kv 母线分段运 行方式；对 110kv 系统进行了网络分割，形成单元式供电、单元式管理。 2、由于实现了坑口电厂发电两点与系统并网，上级电源事故情况下，可以避免坑 口电厂非同期并网。 3、避免坑口电厂单线上网，出现异常运行状况时，迅速甩负荷造成系统不稳定运 行。 第 8 页 1.4.5 谢 110 北甲 2 的加装 1、原谢 110kv 北母线上加装了谢 110 北甲 2 刀闸，将原 110kv 北母分成了两段 母线：北母 i 段、北母 ii 段。在谢 110kv 各间隔、母线计划性停电检修时，不但可以 缩小停电范围；而且也提高了供电可靠性。 110kv 北母线分段以后，在北母 i 段或 ii 段停电时都能保证谢庄站 2 台主变运行， 从而大大提高安全可靠性，也增加了运行方式的灵活。 2、计谢 2、滍谢 2 双回路分段运行，提高安全运行水平。 改造前，谢庄站 110kv 部分的主要运行方式为滍谢线带全站负荷，计谢线做热备 用，谢庄站 110kv 系统单回路运行，一旦滍谢线故障停电将造成谢庄站全站失压。 改造后，谢庄站 110kv 系统分段运行，滍谢线带谢 110 北母，计谢线带谢 110 南 母，一旦某一回路出现故障停电，只能对谢庄站一半负荷造成影响，提高了谢庄站的 安全可靠性。 1.4.6 管母的改造 原谢 61、谢 62 电抗器额定 2000a；谢 63 电缆最大带负荷能力 1500a。 谢庄 6kv 系统负荷约为 3300a。若谢 1#主变停运时，谢 6kv 系统必须大量压限 负荷，甚至影响煤矿生产，使得煤矿供电可靠性大大降低。管母改造后，谢 61、谢 62 带负荷能力提高至 4000a。谢 63 带负荷能力提高至谢 3#主变满负荷(1800a)供电。无 论哪台主变停电都不会影响供电或压限负荷。 1.4.7 6kv 电抗器的改造 原谢 61、谢 62 电抗器额定 2000a，谢 63 没有电抗器；改造后增加谢 63 电抗器 2000a，谢 61、谢 62、谢 63 增加短接断路器，并接在电抗器上；正常运行时由短接断 路器带负荷运行，当负荷侧发生短路时，会产生数值很大的短路电流。如果不加以限 制，要保持电气设备的动态稳定和热稳定是非常困难的。因此，为了满足某些断路器 第 9 页 遮断容量的要求， 常在出线断路器处串联电抗器， 增大短路阻抗， 限制短路电流； 这时通过保护装置自动断开短接断路器，将电抗器投入运行。 由于采用了电抗器，在发生短路时，电抗器上的电压降较大，所以也起到了维持 母线电压水平的作用，使母线上的电压波动较小，保证了非故障线路上的用户电气设 备运行的稳定性。 1.4.8 谢 353 东刀闸、谢 63 南刀闸的加装 谢庄 3#变容量为 20000kva。原谢 3#变中压侧接至谢 35kv 西母、谢 3#变低压侧 接至谢 6kv 北母。 谢 1#变一旦停运，谢 35kv、谢 6kv 供电压力极大，且需要压限负荷。 改造后的谢 3#主变中压侧可分别接至谢 35kv 东、西母；谢 3#变低压侧可分别接 至谢 6kv 南、北母。操作方便；运行方式灵活；从根本上提高了谢 6kv 系统的供电 可靠性。 第 10 页 第二章 谢庄变电站继电保护调试 通过对谢庄 110kv 综合自动化变电站整体改造的过程的跟踪、分析及研究，总结 110kv 枢纽变电站综自系统设计原理及设计施工步骤，并整理出类型性综自系统设计 图纸母版；通过 ns9000110kv 综自系统的调试及联调，结合其他综自系统调试方法， 整理出 110kv 及以下综自系统调试方案库。 2.1、继电保护调试规范 继电保护调试包括：设备、单元件的检查；二次回路绝缘情况检查；二次回路连 接正确性，可靠性检查；二次回路整组特性试验等。 2.1.1 调试条件： 1.电气设备是经国家两部委鉴定合格、允许厂家生产的合格品，厂家资料齐全，设 备参数清楚、合格，出厂试验应符合规程的要求。 2.二次整组调试须在二次接线全部结束检查无误后，元器件调试、单元调试合格后 方可进行。 3.对环境气候的要求：继电保护调试主要在室内进行，因此室内应有良好的通风、 采光设施，场地干燥、平整，无杂物。 4.各项试验必须事先选用表计、设备的容量与量程、避免损坏设备。 5.技术交底要求：每项调试工作应该让调试人员充分了解此项调试工作的工作范围， 所涉及的运行设备有那些以及可能发生的危险点，了解被调试设备及系统和所用试验 设备、仪器性能。严禁使用有缺陷及有可能危及人身或设备安全的试验设备和仪器。 试验中如发生异常应立即中止，并拉断电源，采取有效的处理措施及防范措施后再进 行检查工作。 第 11 页 2.2 继电保护调试方法及要求 2.2.1.外观检查 1、二次设备的硬件配置和软件版本的标示及内部接线与图纸相符。 2、二次设备的外观质量、焊接质量良好，设备上的所有元件固定良好，无松动现 象。 3、二次设备、回路的绝缘电阻及介质强度的检测，参考国家电气设备交接试验 标准 。 2.2.2 绝缘检查 1、外观检查所有绝缘部件、控制电缆线芯套管、导线和控制电缆的绝缘状况。发 现异常时应采取措施修复和更换。 2、二次回路中有电子元件的设备，允许把电子元件拔出用万用表代替摇表测量绝 缘电阻值。 3、用 500v 或 1000v 兆欧表(48v 及以下的回路使用不超过 500v 的兆欧表)测量 各分组回路的绝缘电阻，在断开所有其他并联回路的绝缘电阻均应不小于 10m。注： 在测量某一组回路对地的绝缘电阻时，应将其它回路都接地。 4、测量整个二次回路绝缘电阻，将电流回路的接地点解开，其绝缘电阻应不小于 1m；在比较潮湿的地方，允许降低到不低于 0.5 m。 2.2.3 交流耐压试验 交流耐压试验前必须先进行外观检查及绝缘检查，然后做好安全措施，试验区域 应加设安全围栏并设专人监护。正式加压前将高压端放在绝缘物上进行空载试升压， 确实证明试验回路接线正确，然后才加压。 1、试验电压为 1000v，当回路绝缘电阻在 10m 以上时可采用 2500v 兆欧表代 替、试验持续时间为 1min。 2、对回路中有电子元器件设备，必须认真检查登记清楚，试验时应将插件拔出或 第 12 页 将其两端短接，试验电压为 1000v；48v 及以下回路可不作交流耐压试验。 试验完毕后，应将拆除的接地线恢复和将电容器的短路线去掉。 2.2.4 设备、单元件的校验和回路连接正确性检查 1、二次设备与单元件在进一步核对原理图、展开图、安装接线图、设计变更通知 单等技术文件的基础上，进行认真、细致的检查。 2、测量仪表和继电器校验：按照继电器和仪表的校验规程对各种测量仪表和继电 器以及互感器、附加电阻箱等二次元件的指示准确性、精确度、电气和机械性能以及 接线的正确性等进行检查校验。 3、微机主变保护、6kv 线路等保护插件检验及联调参照规程及厂家资料进行调试。 做整定试验所用的仪表的准确度应为 0.5 级，插拔插件时应有防静电的措施。 2.2.5 回路连接正确性检查 1、检查电流、电压互感器二次绕组接线的正确性及端子排螺丝压接的可靠性，检 查电流、电压互感器二次回路接地点和接地状况。 2、检查整个电流电压回路接线的正确性，极性、相序的正确性。电压回路不能短 路，电流回路不能开路。 3、检查所有保护屏、继电器屏、自动装置屏以及断路器机构箱的直流二次回路接 线的正确性。 4、交、直流回路不应存在短路和接地现象，强、弱电回路不应相混。交、直流回 路不应共用一根电缆。 2.2.6.整组试验 1、 整组试验应在回路结线正确的基础上检查连接端子, 恢复临时拆除的接 线，并全面复查所有电气连接。 2、对保护装置通入各种模拟故障量进行模拟故障试验。进行试验前，应列出预期 的效果，便于试验中核对试验。交流回路的每一相及各套保护间相连接的每一直流回 第 13 页 路都应检查。 3、整组试验必须通知有关作业面的工作人员，退出工作，设监护人并在熟悉图纸 与了解设备性能的基础上进行，既要确保人身安全(不光是触电问题，且应防止机构等 传动部件伤人)，还应避免设备损坏。 4、整组试验后，拆除试验接线恢复所有拆除线。 2.2.7 二次回路通电试验方式 1、交、直流控制，信号回路通过正式电源系统送电进行检查试验。 2、交流电流、电压回路试验可采用加二次电流、二次电压和送一次负荷电流、一 次正常电压两种方式。当加二次电压时，应防止由电压互感器反送至一次侧，而造成 危险。 2.2.8 试验顺序二次调试一般按下列顺序进行： 1、电源系统，尤其是直流电源系统。 2、按一次设备为单元，分别检验控制、保护回路，同时检验其信号回路部分和保 护装置定值的校核，区内、外故障模拟试验。 3、进行各设备间的联锁、闭锁试验，先短接或断开有关端子进行模拟，然后作正 式传动。 4、试验要关自动装置。 5、做好设备、元件的校验报告及整组试验调试报告。 6、试验时对于发现的问题，应根据其现象进行分析和判断，查明其原因；然后有 步骤、有条理地逐项进行处理，试验中保护的定值及接线改动情况由设计单位或甲方 确认后进行。 7、安全措施和文明施工 7.1 安全措施： 7.1.1 调试人员试验前应认真阅读产品的技术说明书及使用说明书，充分了解被试 设备和所用试验设备仪器的性能。核对实际到货设备无误，确保电压、电流量输入端 第 14 页 子接线正确。 7.1.2 试验电源使用应规范，应按电源类别相别、电源等级合理布置，并明确标示。 试验台上及台前应根据要求铺设橡胶绝缘垫。 7.1.3 进行通压试验时，高压侧隔离刀必须断开。二次回路必须与电压互感器断开， 以防止向一次侧倒送电压。 7.1.4 进行通流试验时，电流互感器二次回路严禁开路，经检查无开路并接地完好 方可进行试验。 7.1.5 测量二次回路的绝缘电阻时，暂停被试系统的其它工作，以免触电。 7.1.6 远距离操作设备时，应在设备附近设专人监视，用对讲机保持联系，并且做 好就地可紧急操作的措施。 7.1.7 应将所试验的回路与暂时不试验的回路或已投入运行的回路解除连线， 以免误动作或发生危险(暂时不试验回路可能还有人在工作)。 7.1.8 交叉作业时，应注意观察作业环境，协调各班组的作业任务，保障试验任务 顺利安全地完成。 7.1.9 试验设备应注意可靠接地,避免发生触电或损坏试验设备。 7.1.10 通电试验前，与被试设备相连的设备应画为试验区域，且有明显的标示，试 验工作点不能直视时，应派人看守。 7.1.11 被试品必须先放电才能进行拆线、接线和改线工作。 7.1.12 试验完毕及时拆除（接回）因试验需要而短接（拆除）的接线。 7.2 文明施工 7.2.1 试验前应做好试验场地的整理，满足试验要求。 7.2.2 试验需断开设备接头时，拆前做好标记，接后进行检查。 7.2.3 试验结束后拆除自装的接地线及临时短接线，必须检查被试设备上有无遗忘 的工具和导线及其它物件，拆除遮栏和拉绳，并对被试品进行检查和清理现场。 7.2.4 试验前后都应做好工器具及试验设备的清点及整理工作。 8、作业人员的职责和权限 第 15 页 8.1 试验人员应清楚试验目的、任务。试验负责人必须向工作人员进行试验的交任 务、交技术、交安全等工作；对工作人员的职责进行分项、分工。 8.2 试验人员应听从试验负责人的统一指挥，试验过程中应集中精神，安监人员严 密注视试验过程中不安全因素的出现并及时制止，消除事故隐患，做到安全文明生产。 8.3 试验中因发生异常情况试验人员应停止试验，查找原因、分析情况，把情况及 时向上反映。原因没查明不准继续试验 2.3 直流系统保护调试 1、直流电源系统、站内所有保护测控装置接线完毕，检查无误，绝缘和耐压试验 合格后，进行实际加电(厂家技术人员在场进行)。 2、检查各表计、信号指示正确。与综自后机通讯正常，相关遥测量准确。 3、对三个充电模块进行切换，检查表计等指示正确。 4、突然中断交流电源，直流母线应连续供电，电压波动应不大于额定电压的 10。 5、退出电池组后，直流母线应由充电模块正常供电。 6、直流母线电压低于或高于整定值时，应发出低压或过压信号及声音(语音)报警。 7、直流分支回路在发生正、负极短路，相应分支回路空气开关应可靠动作，并发 出信号。 8、依次试送各分支回路，检查信号灯的指示正常，检查无接地现象，检查其它未 送分支无带电现象。 9、在其它直流空气开关（熔断器）均合上时，任一空开继断开后，其下口正、负 极对地和正、负极之间不应再有直流电压和交流电压(无寄生回路)。 10、测试绝缘监测装置的准确性(装置厂家技术人员在场)。对各分支逐一正、负极 加碳膜电阻接地，检查直流母线正负极对地电压，检查绝缘监测装置的选线指示；每 第 16 页 一回路全部测试完毕，可进行多个分支模拟接地测试。(实际做时带二次) 11、蓄电池组容量试验符合要求(无法做时，以厂家提供的报告为准)。 12、充电装置稳流、稳压精度范围符合要求。 13、在电池厂家的指导下，对电池进行充放电试验，检查相关表计指示情况。 2.4 110kv 线路部分(包括谢 110)保护调试 1、各保护屏、测控屏在确认二次接线正确，逐一加控制及装置电源。 备注：由于谢庄改造的特殊性，室外二次电缆头已做，但没有接线，要采取相应 的保护措施，防止二次接地，并做好防护工作。 2、检查保护测控装置显示正常，操作面板正常，核对版本信息。 3、检查与综自后台通讯正常。 4、在室外通过模拟断路器和短接的方式，逐一间隔进行模拟操作，检查操作是否 灵活，各信号与综自后台是否一一对应(断路器位置，刀闸及地刀位置指示，是否储能， 就地及远方指示，气体压力降低)。 5、逐一间隔进行远方后台开关操作(通过模拟断路器)，检查操作的正确性，核对 信号指示。 6、对各保护测控装置进行交流量精度试验，并分别核对装置及后台数值显示。试 验前断开保护屏上的出口压板。 6.1 零漂检验：保护装置不输入交流量。在测电流回路零漂时，对应的电流回路应 处在开路状态；在测电压回路零漂时，对应电压回路处在短路状态；要求在一段时间 (5min)内，测得零漂值均在 0.01a(或 0.05v)以内。 6.2 在室外 110kvpt 电缆头二次侧加计量回路三相电压(57v 相电压)，检查计量电 压小母线及所带负荷回路电压指示正常(或通过测量)；在 110kvpt 二次侧加保护回路 三相电压，检查保护电压小母线及所带负荷回路电压指示正常(必要时要送相应的电压 空开)，其误差应小于5。 6.3 分别在各开关二次侧电缆头加三相 1a 交流电，检查装置及后台显示，其误差 第 17 页 应小于5。 7、110kv 各出线柜保护装置保护传动(注意相应的软、硬压板的正确投、退) 注：1)、谢 110 采用 psl621c 装置，不具备高频保护；五谢 2、谢张 1 采用 psl622c 装置，没有配置收发迅机，不需调试高频保护，i、ii 谢电 1 采用 psl622c， 配备 sf-600 收发迅机，需调试高频保护；计谢 2 采用 rcs-941 装置，配备收发讯机， 但计谢 1 与计谢 2 收发迅机不匹配，无法高频联调；滍谢 2 采用 prs-753d 装置，需 调试光纤纵差保护。 2)、捕捉同期合闸采用检同期方式，要根据相角、频率、压差逐一测试；由于谢 110 的检同期需根据运行方式的不同取谢 110kv 南母或北母电压，在调试时要分别进行。 3)、调试谢 110 保护时，要检验电压切换能否正确自动进行，必要时要加手动切 换开关，并注意谢 110 的充电保护及做旁代时的保护情况。 4)、装置含有故障录波功能，在调试过程中可做参考及分析。 5)、做保护传动中，要检测所配的打印机能否正常工作。 6)、相关注意事项，参考南瑞继保 rcs-941、南自 psl622c、psl621c、深圳南 瑞 prs-753d 线路保护测控装置说明书。 序 号 保护传动序 号 保护传动 1三段式相间距离8低压减载 2三段式接地距离9低周减载 3四段式零序保护10重合闸 4*高频保护 (光纤纵差) *11捕捉同期合闸 5二段式过流保护12三段式相间距离 6双回线相继速动13三段式接地距离 7不对称故障相继速动14 第 18 页 8、拉合外部直流电源，微机保护无误动及异常行为，且工作正常；降低直流电源 至 0.8 倍额定电压，保护装置仍能正常工作。 2.5、主变保护调试： 1、各保护屏、测控屏在确认二次接线正确，逐一加控制及装置电源。 备注：由于谢庄改造的特殊性，室外二次电缆头已做，但没有接线，要采取相应 的保护措施，防止二次接地，并做好防护工作。 2、检查保护测控装置显示正常，操作面板正常，核对版本信息。 3、检查与综自后台通讯正常。 4、在室外通过模拟断路器和短接的方式，逐一间隔进行模拟操作，检查操作是否 灵活，各信号与综自后台是否一一对应(断路器位置，刀闸及地刀位置指示，是否储能， 就地及远方指示，气体压力降低)。 5、逐一间隔进行远方后台开关操作(通过模拟断路器)，检查操作的正确性，核对 信号指示。 6、对各保护测控装置进行交流量精度试验，并分别核对装置及后台数值显示。试 验前断开保护屏上的出口压板。 7、保护装置保护传动(注意相应的软、硬压板的正确投、退) 7.1 主保护(差动) 序 号 保护事件序 号 遥信量 1差动速断动作1分接头位置 2比率差动保护动作2重瓦斯 1 序 号 保护告警3重瓦斯 2 1ct 断线4风冷消失 2过负荷5压力释放 第 19 页 7.1.1 差动速断保护检测 (三圈变压器) 7.1.1.1 设置变压器为三圈，接线方式为 y/y/-11，将差动速断保护投入，速断定 值整定为 10a,保护定值 uh、um、ul、nh、nm、nl 分别为 110、35、10、200、600、2000,于是 km=(35*600)/(110*200)=0.955, kl=(10*2000*)/(110*200)=1.575; 3 7.1.1.2 在高、中、低压侧 a、b、c 三相分别加入电流直至保护动作,记录动作值， 误差应不超过5% 7.1.2 比例差动保护检测 7.1.2.1 计算公式： 当制动电流 izd 起动电流 iblzd； 当制动电流 izd 拐点电流 ib 时,差动电流 icdiblzdkbl(izdib)； 将比例差动保护投入, 比例差动起动电流 iblzd=5a，拐点电流 ib=6a ,制动系数 kbl=0.5，制动系数 k2=0.2; (选择 y/y/11 高低压侧) 7.1.2.2 在高压侧 ia 相通入测试仪电流 ia，在低压侧 ia 相通入测试仪电流 ic, 在低 压侧 ic 相通入测试仪电流 ib,测试仪电流 ia、ib、ic 相角分别为 0 度，0 度、180 度， 增大 ic 使差动动作。 差动电流：icd= h lkl . i . i 制动电流：izd=max(ih,im,il) 以下试验分三点来描绘制动曲线，第一点为进入制动特性电流拐点前的点，第二 点为制动电流达额定电流两倍的点，第三点为制动电流达额定电流三倍的点。最后计 3启动风冷6轻瓦斯 1 4闭锁调压7轻瓦斯 2 5差流告警8油温高 9零序选跳 第 20 页 算斜率。 定值设定：差动启动电流为 in(5a),拐点电流为 1.2in(6a)，比率系数为 0.5。 计算公式：kb1=(第三点差流-第二点差流)/（第三点制动电流-第二点制动电流） (选择 y/y/11 高中压侧) 在高压侧 ia 相通入测试仪电流 ia，在中压侧 ia 相通入测试仪电流 ic, 测试仪电流 ia、ic 相角分别为 0 度、180 度，增大 ic 使差动动作。 7.1.3 ct 断线检测 为防止变压器轻负荷情况下误报 ct 断线，装置在检测到比率差动保护启动的情况 下才投入 ct 断线检查功能。因此在做 ct 断线检测试验时，首先要保证比率差动保护 启动，其次某侧一相电流为零。 将 ct 断线闭锁比例差动保护以及比率差动保护投入，变压器接线方式设置为 yy，比率差动保护启动值为 1a； 在高、低压侧 a 相加入幅值为 2a、相位相反的电流，在高、低压侧 b、c 相加入 0.6a 电流，断开高压侧 a 相电流，则发 ct 断线告警。 7.1.4 高压侧过负荷检测 7.1.4.1 将过负荷保护投入，过负荷定值设置为 5a； 7.1.4.2 将过负荷起动风冷投入，起动风冷定值设置为 6a； 7.1.4.3 将过负荷闭锁调压投入，闭锁调压定值设置为 7a； 7.1.4.4 在高压侧 b 相加入 4a 电流，逐渐加大电流值分别使过负荷、过负荷起动 风冷、过负荷闭锁调压动作，记录动作值，并监视出口继电器状态是否正确。 7.1.5 变压器分接头位置及本体保护检测 7.1.5.1 将遥信公共端（x1_7）接装置负电源（x1_2） ，x1_8x1_10、 x2_1x2_16 分别加入装置正电源，在测量信息开关量菜单下观察相应的档位变化； 7.1.5.2 在控制负电源（x5_9）加入装置负电源，x5_1x5_8 分别加入装置正电 源，在测量信息开关量菜单下观察，相应的状态应从断开变为导通，同时本体信号灯 第 21 页 亮；在 x5_1x5_7 加入正电源，本体跳闸灯亮。 7.2 后备保护(过流) 7.2.1 电流段保护检测 7.2.1.1 将电流段保护投入,复合电压及方向闭锁退出，电流动作值整定为 6a， 段一时限整定为 0.5 秒跳母联; 段二时限整定为 1.5 秒跳三侧； 7.2.1.2 在 a 相加入 5.8a 电流，步长设置为 0.01a,逐步增加电流值直至保护动作, 序 号 保护事件序 号 遥信量 1过流段一时限1pt 断线 2过流段二时限2ct 断线 3过流段一时限3控制回路断线 4过流段二时限4过负荷告警 5零序段一时限5接地告警 6零序段二时限6跳闸失败 7零序段一时限7重合闸失败 8零序段二时限8定值出错 9零序段一时限9过热告警 1 0 零序段二时限10熔断器告警 1 1 间隙电流一时限11开关偷跳 1 2 间隙电流二时限12ad 出错 1 3 零序电压保护动作13监控选线失败 第 22 页 记录动作值，误差应不超过5% 。用数字万用表监视相应的出口继电器，继电器接点 应闭合。 7.2.2 电流段保护检测 7.2.2.1 将电流段保护投入,复合电压及方向闭锁退出，电流动作值整定为 8a， 段一时限整定为 1 秒跳高压侧; 段二时限整定为 1.5 秒跳三侧； 7.2.2.2 在 c 相加入 7a 电流，步长设置为 0.1a,逐步增加电流值直至保护动作,记录 动作值，误差应不超过5% 。用数字万用表监视相应的出口继电器，继电器接点应闭 合。 7.2.3 零序电流段保护检测 7.2.3.1 将零序电流段保护投入,电流动作值整定为 2a，段一时限整定为 0.5 秒 选跳;段二时限整定为 1.5 秒跳三侧； 7.2.3.2 加入 1a 零序电流，步长设置为 0.1a,逐步增加电流值直至保护动作,记录动 作值，误差应不超过5% 。用数字万用表监视相应的出口继电器，继电器接点应闭合。 7.2.4 零序电流段保护检测 7.2.4.1 将零序电流段保护投入,电流动作值整定为 1a，段一时限整定为 1 秒跳 低压侧; 段二时限整定为 1.5 秒跳三侧； 7.2.4.2 加入 0.8a 零序电流，步长设置为 0.1a,逐步增加电流值直至保护动作,记录 动作值，误差应不超过5% 。用数字万用表监视相应的出口继电器，继电器接点应闭 合。 7.2.5 间隙零序电流保护检测 7.2.5.1 将间隙零序电流保护投入,电流动作值整定为 2a，一时限整定为 0.5 秒跳中 压侧， 二时限整定为 1.5 秒跳三侧； 7.2.5.2 加入 1a 零序电流，步长设置为 0.1a,逐步增加电流值直至保护动作,记录动 作值，误差应不超过5% 。用数字万用表监视相应的出口继电器，继电器接点应闭合。 第 23 页 7.2.6 零序电压保护检测 7.2.6.1 将零序电压保护投入,零序电流闭锁退出，零序电压动作值整定为 30v，时 间整定为 1 秒； 7.2.6.2 加入 28v 零序电压，步长设置为 0.5v,逐步增加电压值直至保护动作,记录 动作值，误差应不超过5% ； 7.2.6.3 将零序电流闭锁投入，零序电流闭锁定值整定为 1a，加入 1.2a 零序电流、 32v 零序电压；逐步降低零序电流，直至保护动作,记录动作值，误差应不超过5% 。 7.3 本体保护(非电量) 在控制负电源（x5_9）加入装置负电源，x5_1x5_8 分别加入装置正电源，在 测量信息开关量菜单下观察，相应的状态应从断开变为导通，同时本体信号灯亮；在 x5_1x5_7 加入正电源，本体跳闸灯亮。 注：1)、由于谢 353、谢 63 跨接 35kv、6kv 两段母线，需根据 353(东、西)、 63(南、北)开关和刀闸位置，正确切换 35kv、6kv 相应母线电压。 2)、相应注意事项，参考南自 ns911、ns912、ns914 说明书 2.6、备用电源自投调试： 1、试验接线 序 号 保护事件5压力释放 1重瓦斯6油温高 2轻瓦斯7风冷消失 3调压重瓦斯8油位低 4调压轻瓦斯9 第 24 页 ia in ua1 ub1 uc1 un1 ua2 ub2 uc2 un2 u1 u1 继电保护试验仪 模拟量输出 ix 模拟 i 段母线电 压 模拟 ii 段母线电压 ns931e 5n 135 5zkk1 246 135 5zkk2 246 通过手动控 制空开 5zkk1.5zk k2,模拟母 线失压情况 模 拟 线 路 抽 取 电 压5n:313,314,315,316 分别为 i.ii 段电流 分别对应 317.319.321.323分别对应 318.320 .322.324 进线备自投 方式时，抽 取备线电压， 保证充电， 放电条件 5d:2831 对应 5n:211214 前 2 个为线 1，后为线 2 模拟断路器模拟断路器 信号输入 信号输出 跳 a b c 公共端 合 a b c 公共端 7175 77 59 7362 a 对应的是 1dl b 对应的是 2dl c 对应的是 3dl 输入的是控制信 息，让相关 dl 或合或跳 公共端 36 42 44 201203 62 信号输出是给 装置采集断路 器的开关量， 只有 1dl,2dl，且 只采集合位， 但不用采集 3dl ,因为