光伏發電站繼電保護技術監督目 次前??言 III范圍 1規范性引用文件 1術語和定義 3目的、原則和要求 3設計階段監督 3基建及驗收階段監督 15運行階段監督 16檢驗階段監督 20IPAGEPAGE1光伏發電站繼電保護技術監督范圍本文件規定了光伏發電站繼電保護技術監督原則、監督范圍、監督內容和監督管理要求。本文件適用于光伏發電站繼電保護技術監督工作。規范性引用文件下列文件中的內容通過文中的規范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。GB1094.5 5部分：承受短路的能力GB15145 輸電線路保護裝置通用技術條件GB/T15544.1 1部分：電流計算GB/T19638.1 固定型閥控式鉛酸蓄電池第1部分：技術條件GB/T19638.2 固定型閥控式鉛酸蓄電池第2部分：產品品種和規格GB/T19826 電力工程直流電源設備通用技術條件及安全要求GB/T26862 電力系統同步相量測量裝置檢測規范GB/T26866 電力系統的時間同步系統檢測規范GB/T32900 光伏發電站繼電保護技術規范GB/T50062 電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規范GB50797-2012 光伏發電站設計規范DL/T1100.1 電力系統的時間同步系統第1部分：技術規范DL/T1153 繼電保護測試儀校準規范DL/T242 高壓并聯電抗器保護裝置通用技術條件DL/T280 電力系統同步相量測量裝置通用技術條件DL/T317 繼電保護設備標準化設計規范DL/T428 電力系統自動低頻減負荷技術規定DL/T478 繼電保護和安全自動裝置通用技術條件DL/T1309 大型發電機組涉網保護技術規范DL/T5044 電力工程直流系統設計技術規程DL/T5136 火力發電廠、變電站二次接線設計技術規程DL/T5137 電測量及電能計量裝置設計技術規程DL/T526-2013 備用電源自動投入裝置技術條件DL/T527 繼電保護及控制裝置電源模塊（模件）技術條件DL/T540 氣體繼電器檢驗規程DL/T553 220～500kV電力系統故障動態記錄技術準則DL/T559 220～750kV電網繼電保護裝置運行整定規程DL/T572 電力變壓器運行規程DL/T584 3～110kV電網繼電保護裝置運行整定規程DL/T587 微機繼電保護裝置運行管理規程DL/T623 電力系統保護與控制裝置運行評價規程DL/T624 繼電保護微機型試驗裝置技術條件DL/T667 5103篇：繼電保護設備信息接口配套標準DL/T670 母線保護裝置通用技術條件DLT671-2010 發電機變壓器組保護裝置通用技術條件DL/T684 大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則DL/T769 電力系統微機繼電保護技術導則DL/T770 變壓器保護裝置通用技術條件DL/T860 變電站通信網絡和系統DL/T866 電流互感器和電壓互感器選擇及計算導則DL/T995 繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程GB/T19964-2012 光伏發電站接入電力系統技術規定GB/T19939-2005 光伏系統并網技術要求GB/T29321-2012 光伏發電站無功補償技術規范Q/GDW619 地區電網自動電壓控制（AVC）技術規范電安生[1994]191號電力系統保護與控制裝置反事故措施要點國能安全[2014]161號防止電力生產事故的二十五項重點要求IEC60255-24（2001-05）Electricalrelays-Part24：Commonformatfortransientdataexchange（COMTRADE）forpowersystems術語和定義本文件沒有需要界定的術語和定義。目的、原則和要求光伏發電站繼電保護技術監督應對光伏逆變器、變電站繼電保護規劃設計、配置選型、安裝調試、驗收投產、運行維護等全過程監督和管理。繼電保護技術監督應包括逆變器、變壓器、母線、電抗器、電容器、線路、電纜、斷路器等設備的繼電保護裝置及自動重合閘裝置，智能運行控制系統、備用電源自動投入裝置及其它安全穩定控制裝置，故障錄波及測距裝置、同步相量測量裝置，繼電保護通道設備、繼電保護二次回路及設備，電力系統時間同步系統，直流電源系統等。繼電保護技術監督內容應包括自動裝置選型配置完好率及其投入率、動作正確率，靜止無功補償裝置等電力電子設備控制系統。設計階段監督一般規定繼電保護設計階段基本要求GB/T14285GB/T14598.301、GB/T15145GB/T22386DL/T242DL/T280DL/T317DL/T478DL/T526DL/T527DL/T553、DL/T667DL/T670DL/T671DL/T770DL/T5044DL/T5136[1994]191號和國能安全[2014]161號的規定。TA變比及繼電保護裝置的性能和條件，并征得繼電保護技術監督主管部門同意。系統設計中，除新建部分外，還應包括對原有系統繼電保護不符合要求部分的改造方案。裝置選型應滿足的基本要求GB/T19964、GB/T32900繼電保護配置應優先選用原理成熟、技術先進、制造質量可靠，并在國內同等或更高電壓等級有成功運行經驗的微機型繼電保護裝置。微機保護裝置應使用符合運行要求的軟件版本。逆變器保護設計階段監督光伏逆變器應具備下列保護功能（集中式、組串式、集散式）：直流過壓保護：光伏方陣直流電壓超過逆變器最大直流電壓時，逆變器應停止工作，并發出警示信號。交流側過欠壓保護：逆變器交流輸出端電壓超過允許范圍時，逆變器應停止向電網供電，并發出警示信號。交流側過欠頻保護：逆變器檢測到電網頻率超出允許范圍時，逆變器應停止向電網供電，并發出警示信號。防孤島保護：逆變器應具備孤島檢測保護功能，檢測到電網停電時，應停止向電網供電。過載保護：光伏方陣輸出功率超過逆變器允許最大直流輸入功率時，逆變器應限流工作在允許的最大交流輸出功率處，溫度超過允許值時，逆變器應停止向電網供電?；謴驼：螅孀兤鲬９ぷ鳌＝拥乇Ｗo：逆變器應具有接地保護功能，檢測到接地線纜中的漏電流超過設置值時，逆變器應停止工作。直流絕緣阻抗監測：檢測出直流絕緣阻抗小于逆變器最大直流開路電壓/30mA時：30mA對于逆變器與電網之間無隔離變壓器或有隔離變壓器但接觸漏電流或著火漏電流不符合要求時，應指示故障，且不應并網。殘余電流監測（RCM）或殘余電流保護（RCD）：對于逆變器與電網之間無隔離變壓器或有隔離（RCD）功能。過流保護：逆變器輸入端口在短路和過載時存在過流危險時應配置短路保護和過流保護。模塊過溫保護：逆變器應實時監測功率模塊的溫度，溫度超過模塊最高工作溫度時，逆變器應能停止運行或降額運行。機內過溫保護：逆變器應實時監測機器內部溫度，當溫度超過設定限值時，逆變器應停止運行或降額運行。電力變壓器保護設計階段監督一般要求GB/T14285DL/T317DL/T478DL/T572DL/T671DL/T684DL/T770的規定。配置監督重點220kV及以上電壓等級變壓器保護應配置雙重化的主、后備保護一體變壓器電氣量保護和一套非電量保護。220kV及以上電壓等級變壓器保護的主保護應滿足：配置縱差保護或分相差動保護。僅配置分相差動保護，在低壓側有外附TA時，應配置不需整定的低壓側小區差動保護?？膳渲貌徽ǖ牧阈蚍至俊⒇撔蚍至炕蜃兓康确从齿p微故障的故障分量差動保護。10kV10MVA及以下的變壓器，采用電流速斷保護。10kV10MVA10kV的重要變壓器，當電流速斷保護靈敏度不符合要求時也可采用縱差保護。主變壓器低壓側經小電阻接地的主變壓器，宜在主變壓器低壓側配置二段式零序電流保護，零序電流保護一段作為主變壓器低壓側及主變壓器低壓側母線的單相接地故障主保護，零序電流保護二段作為主變壓器低壓側母線上連接設備單相接地故障總后備保護。為滿足選擇性的要求，零序電流保護可帶方向，方向指向主變壓器低壓側母線。保護動作第一時限斷開主變壓器低壓側斷路器，第二時限斷開主變壓器各側斷路器。變壓器非電氣量保護不應啟動失靈保護。變壓器非電量保護應同時作用于斷路器兩個跳閘線圈。未采用就地跳閘方式的變壓器非電量保護應設置直流空氣小斷路器及其直流電源監視回路等獨立電源回路和出口跳閘回路，且必須與電氣量保護完全分開。當變壓器采用就地跳閘方式時，應向監控系統發送動作信號。5W，動作電壓在額定直流電源電壓55%～70%10ms～35ms220V工頻交流電壓不應動作。母線保護設計階段監督一般要求母線保護應符合GB/T14285、DL/T317、DL/T670及當地電網要求。并應符合下列要求：保護應正確反應母線保護區內故障，并動作于跳閘。對區外故障，母線保護不應由于短路電流非周期分量引起TA的暫態飽和而誤動作。對構成環路的3/2斷路器接線、雙母線分段接線等母線，保護不應因母線故障時流出母線的短路電流影響而拒動。母線保護應適應被保護母線運行方式。雙母線接線的母線保護，應設有電壓閉鎖元件。母線保護僅實現三相跳閘出口，且應允許接于本母線的斷路器失靈保護共用跳閘出口回路。母線保護動作后，除3/2斷路器接線外，對不帶分支且有縱聯保護的線路，應采取對側斷路器速動跳閘的措施。母線保護應允許使用不同變比的TA。母線保護支路TA變比差不應大于4倍。當交流電流回路不正常或斷線時應閉鎖母線差動保護，并發出報警信號。配置監督重點雙母線接線方式配置雙套含失靈保護功能的母線保護，每套線路保護及變壓器保護各啟動一套失靈保護。保護功能包括：差動保護。失靈保護。母聯（分段）失靈保護。母聯（分段）死區保護。TA斷線判別功能。TV斷線判別功能。主變壓器低壓側母線保護宜按下列規定裝設專用母線保護：母線保護采用完全電流差動保護，保護裝置接入母線所有支路的三相電流。母線保護應允許使用不同變比的電流互感器，并通過軟件自動校正，但支路電流互感器變比差不應大于4倍。母線保護應設電壓閉鎖元件，對低電阻接地系統采用相電壓，對小電流接地系統采用線電壓。保護應反應區內故障，并動作于三相跳閘。對區外故障，母線保護不應由于短路電流中的非周期分量引起電流互感器的暫態飽和而誤動。交流電流回路不正常或斷線時，應閉鎖母差保護，并發出報警信號。送出線路保護設計階段監督一般要求PAGEPAGE10GB/T14285、GB/T15145、DL/T317110kV縱聯距離（方向）保護裝置的零序功率方向元件應采用自產零序電壓。縱聯零序方向保護不應受零序電壓影響，在零序電壓較低時應保證方向元件正確性。平行雙回或多回有零序互感關聯的線路發生接地故障時，應防止非故障線路零序方向保護誤動作。有獨立選相跳閘功能的線路保護裝置發出的跳閘命令，應直接傳送至相關斷路器的分相跳閘執行回路。配置監督重點雙母線接線方式配置雙重化的線路縱聯保護，每套縱聯保護應包括完整的主保護和后備保護以及重合閘功能。系統配置過電壓保護時，配置雙重化的過電壓保護及遠方跳閘保護，過電壓保護應集成在遠方跳閘保護裝置中，遠方跳閘保護采用“一取一”或“二取二”經就地判別方式。配置分相操作箱及電壓切換箱。自動重合閘使用于單相重合閘線路的保護裝置，應具有在單相跳閘后至重合前的兩相運行過程中，健全相再故障時快速動作三相跳閘的保護功能。用于重合閘檢線路側電壓和檢同期的電壓元件，當不使用該電壓元件時，TV斷線不應報警。檢同期重合閘采用的線路電壓應為自適應的，自行選擇任意相間或相電壓。取消“重合閘方式轉換開關”，自動重合閘僅設置“停用重合閘”功能壓板，重合閘方式通過控制字實現。單相重合閘、三相重合閘、禁止重合閘和停用重合閘應有且只能有一項置“1”，不滿足此要求，保護裝置報警并按停用重合閘處理。對220kV及以上電壓等級的同桿并架雙回線路，可采用按相自動重合閘方式。斷路器保護設計階段監督一般要求斷路器保護設計應符合GB/T14285、DL/T317的規定。220kV。斷路器斷路器三相不一致保護功能應由斷路器本體機構實現，斷路器三相位置不一致保護的動作時間應為0.5s~4.0s，應躲開單相重合閘動作周期，并與其它保護動作時間相配合。斷路器防跳功能應由斷路器本體機構實現，防跳繼電器動作時間應與斷路器動作時間配合。斷路器的分、合閘壓力異常閉鎖功能應由斷路器本體機構實現，斷路器應提供兩組完全獨立的壓力閉鎖觸點。集電線路保護設計階段監督一般要求集電線路保護設計應符合GB/T14285、DL/T317、GB/T19964的規定。光伏發電站集電線路對相間短路及單相接地短路應按下列規定裝設相應保護：保護采用遠后備方式，應由主變壓器后備保護作集電線路的遠后備。宜裝設過負荷保護，保護宜帶時限動作于信號，必要時可動作于跳閘。對相間短路，應裝設帶方向或不帶方向的電流速斷保護和過電流保護，必要時，保護可增設復合電壓閉鎖元件。如不滿足選擇性、靈敏性和速動性的要求，宜采用距離保護。保護動作于跳閘，切除故障線路。對小電流接地系統的單相接地故障，宜利用小電流接地選線裝置或零序電流保護快速切除故障。時限宜與相間速斷保護相同。第二段為零序過電流保護，時限宜與相間過電流保護相同。零序實現速斷保護不能保證選擇性需要時，也可配置兩套零序過電流保護。保護動作于跳閘，切除故障線路。TATATATA2TATA接地變保護設計階段監督一般要求接地變保護設計應符合GB/T14285、DL/T317、GB/T19964-2012的規定。接地變壓器應按下列規定裝設相應保護：接地變壓器保護應按GB/T14285的規定配置主保護及相間后備保護。對于低電阻接地系統的接地變壓器，還應配置零序電流保護，零序電流保護的動作不應使運行設備失去接地點，零序電流保護宜與集電線路零序電流保護配合。當接地變壓器不經斷路器直接接于主變壓器低壓側時，第一時限斷開主變壓器低壓側斷路器，第二時限斷開主變壓器各側斷路器。當接地變壓器接于低壓側母線上時，應動作于斷開接地變壓器斷路器及主變壓器低壓側斷路器。零序TATATATA。2TATA對于接地變經小電阻接地方式，零序電流宜取自電阻柜零序電流互感器二次繞組。SVG（SVC）無功補償裝置支路保護設計階段監督GB/T14285DL/T317GB/T19964GB/T29321GB/T19939SVG（SVC）GB/T14285的規定配置主保護及相間后備保護。對單相接地故障還應配置快速切除保護，保護動作于跳閘，切除故障支路。SVGGB/T14285的規定配置主保護。TATA之間的一段TA后接地，使金屬外護層中的電流不致通過零序TA?；芈分杏?根及以上電纜并聯，且每根電纜上分別裝有零序TA時，應將零序TA的二次繞組串聯后接至繼電器。站用變保護設計階段監督GB/T14285、DL/T317、GB/T19964、GB/T19939的規定。GB/T14285的規定配置主保護及相間后備保護。對單相接地故障還應配置快速切除保護，保護動作后，跳開站用變高低壓側斷路器。TATA之間的一段金屬外護層不與大地相接觸。此段電纜TATA。2TATA故障記錄及故障信息管理設計階段監督110kVGB/T14285、GB/T14598.301、DL/T5136的規定。35kV及以上配電裝置宜按電壓等級配置故障錄波裝置。送出線路可與系統故障錄波裝置合用，也可單獨設置。24h與標準時鐘的誤差不應超過±1s。應提供北斗、GPS時1kHz7d。微機型故障錄波裝置記錄量配置：交流電壓量：用于記錄光伏發電站的變電站母線電壓、線路電壓等。/間隙電流、集電線路電流、接地變壓器電流及其中性點電流、站用變壓器電流、無功補償支路電流及母聯、分段等聯絡斷路器電流等。開關量：用于記錄光伏發電站繼電保護及安全自動裝置的保護跳閘/重合觸點、斷路器分閘位置觸點等。電力系統安全自動裝置設計階段監督安全自動裝置應按電力系統要求配置，電力系統同步相量測量裝置和安全穩定控制裝置，可包括光伏發電站有功功率控制系統、無功功率控制系統、電能質量監測設備、光功率預測系統、自動電壓控制系GB/T14285、DL/T280DL/T5136的規定。同步相量測量裝置應與多個調度端和其它子站系統通信，通信信號帶有統一時標。同步相量測量裝置獨立組柜，可分散布置也可集中布置，光伏發電站同步相量測量裝置應組網構成子站，統一上送測量信息。同步相量測量裝置的信息上傳調度端可與調度自動化系統共用通道，也可采用獨立通道。電力系統時間同步系統設計階段監督DL/T317、DL/T1100.1、DL/T5136、GB/T19964、GB/T19939100MW時間同步系統宜單獨組屏，便于設備擴展和校驗。同步時鐘應輸出滿足現場對時設備需求的不同類型時間同步信號。需要時可增加分時鐘以滿足不同使用場合的需要。設備集中且距離主時鐘較遠，無法滿足信號穩定、可靠傳輸的場所可設分時鐘，分時鐘與主時鐘對時。當時間同步系統采用兩路無線授時基準信號時，宜選用不同的授時源。當時間同步系統通過以太網接口為不同安全防護等級的系統提供時間基準信號時，應符合安全防護的規定。光伏發電站同步時鐘系統主時鐘可設在繼電保護室。時間同步設備應包括下列設備：故障錄波器、電氣監控管理系統、網絡監控系統、變電站計算機監控系統、調度自動化系統、自動電壓控制（AVC）裝置、保護信息管理系統等記錄與時間有關信息的設備。微機型繼電保護裝置、安全自動裝置等。有必要記錄作用時間的調度錄音電話、行政電話交換網計費系統等設備。工作原理建立在時間同步基礎上的同步相量測量裝置、線路故障行波測距裝置、雷電定位系統等設備。要求在同一時刻記錄采集數據的電能量計量系統等系統。其它要求時間統一的裝置。7.3.14.2.6確定。表7.3.14.2.6 光伏發電站設備時間同步技術要求序號設備名稱時間同步準確度推薦使用的時間同步信號1安全自動裝置10msIRIG–B或lPPS/1PPM+串口對時報文2同步相量測量裝置1μsIRIG–B或lPPS+串口對時報文3無功電壓自動補償裝置10msIRIG–B或lPPS/1PPM+串口對時報文4線路行波故障測距裝置1μsIRIG–B或lPPS+串口對時報文5微機型保護裝置10msIRIG–B或lPPS/1PPM+串口對時報文6故障錄波器1ms7測控裝置8計算機監控后臺系統1s網絡對時NTP或串口對時報文9RTU／遠動工作站1msIRIG–B或lPPS/1PPM+串口對時報文10電能量計量終端1s網絡對時NTP或串口對時報文12關口電能表13繼電保護管理子站11設備在線監測裝置14圖像監視系統15IRIG–B或網絡對時NTP或串口對時報文繼電保護通道設計階段監督GB/T14285、DL/T317、DL/T5136要求設置。雙重化配置的線路縱聯保護通道應相互獨立，通道及接口設備的電源也應相互獨立。線路縱聯保護應優先采用光纖通道。當構成全線速動線路主保護的通信通道采用光纖通道，且線路長度≤50km時，應優先采用獨立光纖芯通道。50km以上線路宜采用復用光纖，采用復用光纖時，優先采2Mbit/s雙回線路采用同型號縱聯保護，或線路縱聯保護采用雙重化配置時，回路設計和調試過程中應采取防止保護通道交叉使用的措施。分相電流差動保護應采用同一路由收發、往返延時一致的通道。對雙回線路，僅其中一回線路有光纖通道且按上述原則采用光纖通道傳送信息外，另一回線路傳送信息的通道宜采用下列方式：同桿并架雙回線，兩套裝置均采用光纖通道傳送信息，并分別使用不同的光纖芯或PCM終端。非同桿并架雙回線，一套裝置采用另一回線路的光纖通道，另一套裝置采用電力線載波、微波或光纖迂回等通道。500kV線路縱聯保護也可采用雙通道。線路縱聯電流差動保護通道的收發延時應相同。雙重化配置的遠方跳閘保護，通信通道應相互獨立。線路縱聯保護采用數字通道的，遠方跳閘命令經線路縱聯保護傳輸或采用獨立于線路縱聯保護的通道。2Mbit/s75Ω同軸電纜不平衡連接方式。電源，該電源的正端應連接至通道機房的接地銅排。傳輸信息的通道設備應滿足傳輸時間、可靠性的要求。傳輸時間應符合下列要求：傳輸線路縱聯保護信息的數字式通道傳輸時間不應大于12ms，點對點的數字式通道傳輸時間不應大于5ms。傳輸線路縱聯保護信息的模擬式通道傳輸時間，允許式不應大于15ms；采用專用信號傳輸設備的閉鎖式不應大于于5ms。系統安全穩定控制信息的通道傳輸時間應根據實際控制要求確定。點對點傳輸時，傳輸時間要求應與線路縱聯保護相同。信息傳輸接收裝置在對側發信信號消失后收信輸出的返回時間不應大于通道傳輸時間。直流電源、直流熔斷器、直流斷路器及相關回路設計階段監督5.14.1光伏發電站直流系統應符合GB/T14285、GB/T19638.1、GB/T19638.2、GB/T19826和DL/T5044的規定。繼電保護電源回路保護設備配置應符合下列規定：當一個安裝單位只有一臺斷路器時，繼電保護和自動裝置可與控制回路共用一組熔斷器或直流斷路器。當一個安裝單位有幾臺斷路器時，該安裝單位的保護和自動裝置回路應設置單獨的熔斷器或直流斷路器。各斷路器控制回路熔斷器或直流斷路器可單獨設置，也可接于公用保護回路熔斷器或直流斷路器之下。兩個及以上安裝單位的公用保護和自動裝置回路，應設置單獨的熔斷器或直流斷路器。電源回路的熔斷器或直流斷路器均應監視。繼電保護和自動裝置信號回路保護設備的配置，應符合下列規定：繼電保護和自動裝置信號回路均應設置熔斷器或直流斷路器。公用信號回路應設置單獨的熔斷器或直流斷路器。信號回路的熔斷器或直流斷路器應監視。300Ah0m層。15℃~30℃。光伏發電站蓄電池組的配置應與其保護設置相適應。直流系統的電纜應采用阻燃電纜，兩組蓄電池的電纜應分別鋪設在各自獨立的通道內，宜避免與交流電纜并排鋪設，在穿越電纜豎井時，兩組蓄電池電纜應加穿金屬套管。光伏發電站直流系統配置應有設備檢修時的冗余，330kV及以上電壓等級變電站及重要的220kV變電站應采用三臺充電、浮充電裝置，兩組蓄電池組的供電方式。每組蓄電池和充電裝置應分別接于一段直流母線上，第三臺充電裝置（備用充電裝置）可在兩段母線之間切換，任一工作充電裝置退出運行時，手動投入第三臺充電裝置。變電站直流電源供電質量應滿足微機型保護運行要求。光伏發電站的直流網絡應采用輻射狀供電方式，嚴禁采用環狀供電方式。高壓配電裝置斷路器電機儲能回路及隔離開關電機電源如采用直流電源宜采用環形供電，間隔內采用輻射供電。不應小于不應大于110%。0.5%1%、輸出電壓紋波系數不大于0.5%的技術要求。蓄電池出口回路熔斷器應帶有報警觸點，其它回路熔斷器，必要時可帶有報警觸點。對裝置的直流熔斷器或直流斷路器及其回路配置不應出現寄生回路，并增強保護功能的冗余度。由不同熔斷器或直流斷路器供電的兩套保護裝置的直流邏輯回路間不允許有任何電的聯系。有兩組跳閘線圈的斷路器，每一跳閘回路應分別由專用的直流熔斷器或直流斷路器供電。單套配置的斷路器失靈保護動作后應同時作用于斷路器的兩個跳閘線圈。斷路器只有一組跳閘線圈，失靈保護裝置工作電源應與相對應的斷路器操作電源取自不同的直流電源系統。直流斷路器選擇：額定電壓不應小于回路的最高工作電壓。額定電流應大于回路的最大工作電流。對于不同性質的負載，直流斷路器的額定電流按照以下原則選擇：蓄電池出口回路應按蓄電池1h放電率電流選擇。并應按事故放電初期（1min）放電電流校驗保護動作的安全性，且應與直流饋線回路保護電器相配合。斷路器電磁操動機構的合閘回路，可按0.3倍額定合閘電流選擇，但直流斷路器過載脫扣時間應大于斷路器固有合閘時間。直流電動機回路，可按電動機的額定電流選擇。斷流能力應滿足直流系統短路電流的要求。斷路器保護動作電流和動作時間應符合選擇性要求，靈敏系數應根據上、下級差配合確定。熔斷器選擇額定電壓不應小于回路的最高工作電壓。額定電流應大于回路的最大工作電流。對于不同性質的負載，熔斷器的額定電流按照下列原則選擇：蓄電池出口回路應按蓄電池1h放電率電流選擇，并應與直流饋線回路保護電器相配合。0.2～0.3直流電動機回路，可按電動機的額定電流選擇。斷流能力應滿足直流系統短路電流的要求。應滿足熔斷器動作時間選擇性，上、下級差配合要求。上、下級直流熔斷器或直流斷路器之間及熔斷器與直流斷路器之間的選擇性熔斷器上、下級熔體之間額定電流值，應保證至少2級級差。蓄電池組總熔斷器與分熔斷器之間，應保證3～4級級差。各級直流斷路器上、下級之間，應保證至少4級級差。熔斷器裝設在直流斷路器上一級時，熔斷器額定電流應為直流斷路器額定電流的2倍及以上。直流斷路器裝設在熔斷器上一級時，直流斷路器額定電流應為熔斷器額定電流的4倍及以上。4h確定。繼電保護相關回路及設備設計階段監督GB/T14285、DL/T317、DL/T866DL/T5136的規定。250V500V?；ジ衅鞫位芈愤B接的負荷，不應超過繼電保護工作準確等級規定的負荷范圍。導線應采用銅芯的控制電纜和絕緣導線。在絕緣可能受到油侵蝕的地方，應采用耐油絕緣導線。1.5mm2；屏、柜0.5mm2電流回路：應使TA的工作準確等級符合繼電保護的要求。無可靠依據時，最大短路電流可按斷路器的斷流容量確定。電壓回路：當全部繼電保護動作時，TV到繼電保護屏的電纜壓降不應超過額定電壓的3%。10%。在同一根電纜中不宜有不同安裝單元的電纜芯。對雙重化保護的電流回路、電壓回路、直流電源回路、雙組跳閘繞組的控制回路等，兩套系統不應合用一根多芯電纜。保護和控制設備的直流電源、交流電流、電壓及信號引入回路應采用屏蔽電纜。雙母線接線的線路保護，當配置雙操作箱時，監控系統應提供兩組遙跳觸點。光伏發電站重要設備和線路繼電保護和自動裝置，應有經常監視操作電源的裝置。斷路器的跳閘回路，重要設備和線路的斷路器合閘回路，以及裝有自動重合裝置的斷路器合閘回路，應裝設回路完整性的監視裝置。監視裝置可發出光信號或聲光信號，或通過自動化系統向遠方傳送信號。TA12屏、柜和屏、柜上設備前面和后面應有必要的標志。氣體繼電器的重瓦斯保護兩對觸點應并聯或分別引出接入保護裝置，禁止串聯或只用一對觸點引出。在變壓器的瓦斯繼電器與中間端子盒之間的聯線等絕緣可能受到油侵蝕的地方應采用防油絕緣導線。中間端子盒應具有防雨措施，盒內端子排應橫向排列安裝，瓦斯繼電器接入中間端子盒的連線應從端子排下側進線接入端子，跳閘回路的端子與其它端子之間留出間隔端子并單獨用一根電纜。中間端子盒的引出電纜應從端子排上側連接。變壓器瓦斯保護動作后應有自保持。未采用就地跳閘方式的變壓器非電量保護應設置直流空氣小斷路器及其直流電源監視回路等獨立電源回路和出口跳閘回路，且必須與電氣量保護完全分開。如采用就地跳閘方式，非電量保護中就地部分的中間繼電器由強電直流啟動且應采用啟動功率較大的中間繼電器。交流端子與直流端子之間應加空端子，并保持一定距離，必要時加隔離措施。TA的二次回路不宜進行切換。當需要切換時，應采取防止開路的措施。TA的一個二次繞組時，接線順序宜先接指示和積算式儀表，再接變送器，最后接入計算機監控系統。TA的同一個二次繞組時，接線順序應先接保護裝置，再接安全自動裝置，最后接故障錄波器和測量儀表。TA二次回路電纜截面的選擇應保證互感器誤差不超過規定值。計算條件應為系統最大TATADL/T866的規定。TA帶實際二次負荷在穩態短路電流下的準確限值系數或勵磁特性（含飽和拐點）應滿足所接保護裝置動作可靠性要求。TA時，應根據保護裝置特性和暫態飽和可能引起的后果等因素，確定互感器暫態影響TPGB20840.2TA。TVDL/T866TV應避免出現鐵磁諧振。DL/T513650%5%。10ms。隔離開關應有足夠數量的、動作邏輯正確、接觸可靠的輔助觸點供保護裝置使用?？闺姶鸥蓴_措施DL/T5136的規定。DL/T5136的規定，并使用屏蔽電纜，嚴禁使用電纜內的空線替代屏蔽層接地。TVDL/T5136的規定。TATA連接在一起的母差保護、雙斷路器主接線保護等保護裝置，TA二次回路應在保護屏處經端子排接地。55%～70%5W。引起的不正確動作。斷路器失靈啟動母線差動、變壓器側斷路器失靈啟動等重要回路宜采用雙開入接口，必要時，還可增加雙路重動繼電器分別對雙開入量進行重動。24V開入電源應采用不出保護室原則。控制電纜應具有必要的屏蔽措施并妥善接地。繼電保護裝置與場站自動化系統配合繼電保護裝置與計算機監控、SCADAGB/T14285DL/T5136的規定。微機型繼電保護裝置與廠站自動化系統的配合及接口，應用于場站自動化系統中的微機型保護裝置功能應相對獨立，具有與場站自動化系統進行通信的接口DL/T667DL/T860的規定?；膀炇针A段監督繼電保護技術監督部門應會同安裝單位監督安裝人員嚴格執行有關規程、規定、反事故措施等。繼電保護技術監督驗收重點用一次負荷電流和工作電壓進行驗收試驗，并判斷繼電保護裝置極性及其回路的正確性。投入運行時負荷較小，難以用負荷電流檢驗的設備，應創造條件試驗。交接驗收后，應有繼電保護裝置是否存在問題及其處理意見和裝置是否能夠投入運行的結論。安裝、調試企業應向運行企業提交符合實際的竣工圖紙、調試記錄、廠家說明書、設備技術資料以及隨同設備供應的備品、備件、生產用的試驗儀器和專用工具等。新建、擴建、改造工程中的繼電保護裝置在投產前必須具有現場運行規程，并報相關電網調度部門備案。新建、擴建、改造工程中的縱聯保護的通道，必須按電力行業有關技術要求和規定調試，并將調試數據報相關電網調度部門同意。對于基建、更改工程，應以保證設計、調試和驗收質量為前提，合理制定工期。GB/T50976和反事故措施的規定制定驗收標準和驗收計劃。GB50171GB50172GB/T50976DL/T995DL/T5191的規定，以設計文件為依據，按定值通知單進行裝置定值整定，檢驗整定完畢，驗收合格后方可投入運行。并網光伏發電站投入運行時，繼電保護、自動裝置和電力專用通信配套設施等應同時投入運行。110kV及以上的電氣設備參數，應按有關基建工程驗收規程要求，在投入運行前實際測試。新設備投產時應編寫保護啟動方案，做好事故預想，確保設備故障時能被可靠切除。GB50171GB50172DL/T995DL/T5191DL/T587的規定具備整套技術文件。GB50172的規定。裝置安裝及其檢查、檢驗的監督重點安裝裝置的驗收檢驗前應進行的準備工作了解設備的一次接線及投入運行后可能出現的運行方式和設備投入運行的方案，該方案應包括投入初期的臨時繼電保護方式。檢查裝置的原理接線圖（設計圖）及與之相符合的二次回路安裝圖、電纜敷設圖、電纜編號圖、TATVTV根據設計圖紙，到現場核對所有裝置的安裝位置及接線是否正確。運行階段監督定值整定計算與管理繼電保護整定計算原則繼電保護短路電流應按GB/T15544.1計算。主變壓器保護應按DL/T684DL/T1309整定，220kV～750kVDL/T559整定，3kV～110kVDL/T584整定。定值整定完成后應經公司主管生產領導審核后批準使用。光伏發電站應根據電網每年提供的系統阻抗值及時校核繼電保護定值。繼電保護定值整定中，在兼顧“可靠性、選擇性、靈敏性、速動性”時，應按“保人身、保設備及保電網”的原則整定。光伏發電站繼電保護定值整定中，當靈敏性與選擇性難以兼顧時，應以保靈敏度為主，防止保護拒動。對變壓器非電量保護整定計算應符合下列規定：變壓器無特殊要求時，油溫、繞組溫度過高和壓力釋放保護出口方式宜設置動作于信號。重瓦斯保護出口方式應設置動作于跳閘。輕瓦斯保護出口方式應設置動作于信號。油浸（自然循環）風冷和干式風冷變壓器，風扇停止工作時，允許的負載和工作時間應符合制造廠規定。油浸風冷變壓器當冷卻系統部分故障停風扇后，頂層油溫不超過65℃時允許帶額定負載運行，保護應設置動作于信號。定值通知單管理定值通知單的執行涉網保護定值通知單的執行：涉網設備的保護定值按網調、省調等繼電保護主管部門下發的繼電保護定值單執行。運行單位接到定值通知單執行完畢后，應在運行記錄簿上寫出書面交待，并將定值回執打印、簽字、保定值變更后，由現場運行人員與上級調度人員按調度運行規程的相關規定核對無誤后方可投入運行?，F場運行人員應在定值回執單上簽字和注明執行時間?，F場微機繼電保護裝置定值的變更，應按定值通知單的要求執行，并依照規定日期完成。定值更改應及時進行定值通知單的變更，變更的定值單必須經批準后執行。新的定值通知單下發到光伏發電站執行完畢后應由執行人員簽字確認，注明執行情況及日期并向定值下發單位匯報。檢修、預試期間定值管理現場保護裝置定檢后應核對檢驗報告中的保護定值檢驗與定值通知單一致，核對設備整定定值與定值通知單一致，核對設備參數整定定值與現場實際相符。現場保護檢驗工作結束，裝置投運前應打印裝置定值清單，并與定值通知單逐項核對，確認正確無誤后應在定值清單上注明核對日期及核對人姓名，并妥善保管。定值通知單管理定值通知單應有計算人、審核人簽字并加蓋“繼電保護專用章”方能有效。在無效的定值通知單上加蓋“作廢”章。定值通知單應按年度統一編號，注明保護設備簡明參數、執行元件或定值設定名稱、保護是否投入跳閘、信號等。此外還應注明簽發日期、限定執行日期、定值更改原因和作廢的定值通知單號等。定值通知單宜一式四份，其中公司下發部門（安生部）自存1份，檔案室存檔1份，光伏發電站現場及繼電保護專業各1份。定值通知單宜一式四份，其中公司下發部門（安生部）自存1份，檔案室存檔1份，光伏發電站現場及繼電保護專業各1份。對定值通知單的控制字宜給出數值。定值計算管理定值單上66kV及以上系統微機型繼電保護裝置整定計算的電力主設備及線路參數，應使用實測參數值。光伏發電站應根據電網每年提供的系統阻抗值及時校核繼電保護定值，避免保護發生不正確動作行為。定值整定計算書完成后，應經專人全面復核，以保證整定計算的原則合理、定值計算正確，并經公司主管生產領導審核、批準后方可使用。光伏發電站設備保護定值應按照本公司《繼電保護定值管理制度》規定的復核周期（原則上不超過3年），對所轄設備的保護定值定期進行全面復算和校核。軟件版本管理微機型保護裝置保護功能軟件、可編程邏輯均應有軟件版本號、校驗碼和程序生成時間等完整軟件版本信息。加強微機保護裝置軟件版本管理，未經主管部門認可的軟件版本不得投入運行。保護裝置投入運行前，對微機型保護軟件版本核對，核對結果備案，報當地電網的還應將核對結果報調度部門。同一線路兩側的微機型線路保護軟件版本應保持一致。微機型保護軟件變動較大時，應要求制造廠檢測，檢測合格而且經進行現場試驗驗證后方可投入運行。對于涉網的微機型保護軟件升級，由裝置制造廠家向相應調度提出書面申請，經調度審批后方可進行保護軟件升級。運行或即將投入運行的微機型繼電保護裝置的內部邏輯不得隨意更改。未經主管生產領導同意，不得進行繼電保護裝置軟件升級工作。巡視檢查5℃30℃。裝置外部設備檢查運行指示燈、顯示屏無異常，檢查定值區號與實際運行情況相符。裝置內部設備應檢查功能開關、方式開關、壓板投退符合運行狀況。絕緣狀況及防塵應檢查直流檢測裝置無報警、保護裝置運行指示正常、端子排無放電現象，裝置無積塵。GPS對時、與監控后臺、保護信息子站的通訊正常，數據傳輸正確。裝置動作情況應檢查裝置有無啟動記錄及異常動作記錄，及時分析記錄內容，發現設備隱患及時處理。每天巡視時應核對微機型繼電保護裝置及自動裝置的時鐘。并定期核查微機型繼電保護裝置和故障錄波裝置的各相交流電流、各相交流電壓、零序電流、電壓、差電流、外部開關量變位和時鐘，并做好記錄，核查周期不應超過一個月。檢查和分析每套保護在運行中反映的不平衡分量。微機型差動保護應在差流越限時發出報警信號，應建立定期檢查和記錄差流的制度。結合技術監督評價、檢修和運行維護工作，檢查本單位繼電保護接地系統和抗干擾措施是否處于良好狀態。DL/T724的規定。應利用年度檢修機會對充電、浮充電裝置檢查，校驗穩壓、穩流精度和紋波系數，不符合要求的，應及時調整。30℃。運行資料應由專人管理，并保持齊全、準確。保護裝置操作對運行中的保護裝置的外部接線進行改動，應履行如下程序：先在原圖上作好修改，經主管技術領導批準。按圖施工；拆動二次回路時應逐一作好記錄，恢復時核對。完成改動后，應作邏輯回路整組試驗，確認回路、極性及整定值完全正確，然后交由值班運行人員確認后再申請投入運行。完成工作后，應立即通知現場與主管繼電保護部門修改圖紙，工作負責人在現場修改圖上簽字，沒有修改的原圖應作廢。下列情況下應停用整套微機型繼電保護裝置：微機型繼電保護裝置使用的交流電壓、交流電流、開關量輸入、開關量輸出回路作業。裝置內部作業。繼電保護人員輸入定值影響裝置運行時。微機型繼電保護裝置運行中切換已固化好的成套定值時，由現場運行人員按規定方法改變定值，此時不必停用微機型繼電保護裝置，但應立即顯示（打印）新定值，并與主管調度核對定值單。帶縱聯保護的微機型線路保護裝置如需停用直流電源，應在兩側縱聯保護停用后，才允許停直流電源。對重要光伏發電站配置單套母線差動保護的母線宜減少母線無差動保護時的運行時間。嚴禁無母線差動保護時進行母線及相關元件的倒閘操作。遠方更改微機型繼電保護裝置定值或操作微機型繼電保護裝置時，應根據現場有關運行規定操作，并有保密、監控措施和自動記錄功能。同時還應防止干擾經由微機型保護的通訊接口侵入，導致繼電保護裝置的不正確動作。運行中的微機型繼電保護裝置和繼電保護信息管理系統電源恢復后，不能保證時鐘準確，運行人員應校對時鐘。運行中的裝置作改進時，應有書面改進方案，按管轄范圍經繼電保護主管部門批準后方允許進行。改進后應做試驗，及時修改圖樣資料并做好記錄。現場運行人員應保證打印報告的連續性，妥善保管打印報告，并及時移交繼電保護人員。無打印操作時，應將打印機防塵蓋蓋好，并推入盤內?，F場運行人員應每月檢查打印紙是否充足、字跡是否清晰，負責加裝打印紙及更換打印機色帶。防止直流系統誤操作改變直流系統運行方式的操作應執行現場規程規定。直流母線在正常運行和改變運行方式的操作中，嚴禁脫開蓄電池組。充電、浮充電裝置在檢修結束恢復運行時，應先合交流側開關，再帶直流負荷。保護裝置分析評價DL/T6231個事件，繼電保護正確動作率評價以繼電保護裝置內含的保護功能為單位評價。對不正確的動作應分析原因，提出改進對策，并及時報主管部門。對于微機型繼電保護裝置投入運行后發生的第一次區內外故障，繼電保護人員應通過分析微機型繼電保護裝置的實際測量值確認交流電壓、交流電流回路和相關動作邏輯是否正常。應分析相位，也應分析幅值。35kV及以上設備繼電保護動作后，應在規定時間、周期內向上級部門報送管轄設備運行情況和統計分析報表。事故發生后應在規定時間內上報繼電保護和故障錄波器報告，并在事故后三天內及時填報相應動作評價信息。繼電保護動作評價：除繼電保護動作統計報表內容外，還應包括保護裝置動作評價及其次數，保護裝置不正確動作原因等。COMTRADE格式數據文件。保護裝置運行維護變壓器主保護、母線差動保護、斷路器失靈保護、線路快速保護等重要保護應加強運行維護。應將備品配件的配備，以及母線差動等快速主保護因缺陷超時停役納入本廠的技術監督的工作考核之中。備用插件應儲備，備用插件宜與微機型繼電保護裝置同時采購。備用插件應視同運行設備，保證可用性。儲存有集成電路芯片的備用插件，應有防止靜電措施。6年后更換。檢驗階段監督繼電保護裝置檢驗基本要求DL/T995GB/T26862GB/T26866的規定。對繼電保護裝置計劃性檢驗前，應編制繼電保護標準化作業指導書，檢驗期間執行繼電保護標準化作業書。微機型繼電保護裝置檢驗時，應利用自檢功能檢驗自檢功能無法檢測的項目。新安裝、全部和部分檢驗的重點應放在微機型繼電保護裝置的外部接線和二次回路。對運行中的繼電保護裝置外部回路接線或內部邏輯改動工作后，應做試驗，確認回路接線及邏輯正確后，才能投入運行。繼電保護裝置檢驗應做好記錄，檢驗完畢后應向運行人員交待有關事項，及時整理檢驗報告，保留好原始記錄。繼電保護檢驗所選用的微機型校驗儀器應符合DL/T624DL/T1153的規定。檢驗儀器、儀表應由專人管理，應防潮、防震。儀器、儀表的基本要求與配置GB/T7261的規定。定值檢驗儀器、儀表準確級不應小于0.5級。220kV及以上變電站調試載波通道應配置高頻振蕩器和選頻表。220kV及以上變電站或集控站應配置一套至少可同時輸出三相電流、四相電壓的微機成套試驗儀及試驗線等工具。繼電保護班組應至少配置指針式電壓表、電流表，數字式電壓表、電流表，鉗形電流表，相位表，毫秒計，電橋等。500V、100及2500V在檢驗過程中，宜配置便攜式錄波器、模擬斷路器。調試光纖縱聯通道時應配置光源、光功率計、誤碼儀、可變光衰耗器等儀器。繼電保護裝置檢驗種類繼電保護檢驗宜包括新安裝裝置的驗收檢驗、運行中裝置的定期檢驗（以下簡稱“定期檢驗”）和運行中裝置的補充檢驗（以下簡稱“補充檢驗”）。新安裝裝置的驗收檢驗，在下列情況進行：當新安裝的一次設備投入運行時。當在現有的一次設備上投入新安裝的裝置時。運行中保護裝置的定期檢驗分為下列檢驗：全部檢驗。部分檢驗。用保護裝置進行斷路器跳、合閘試驗。運行中保護裝置的補充檢驗分為下列檢驗：對運行中的裝置進行較大的更改或增設新的回路后的檢驗：檢修或更換一次設備后的檢驗。運行中發現異常情況后的檢驗。事故后檢驗。已投運行的裝置停電1年及以上，再次投入運行時的檢驗。定期檢驗的內容與周期DL/T995規定的周期、項目及主管部門批準執行的標準化作業指導書的內容進行。DL/T995驗宜配合在一次設備停電檢修期間進行。220kV電壓等級及以上繼電保護裝置的全部檢驗及部分檢驗周期7.27.3。制定部分檢驗周期計劃時，可視裝置的電壓等級、制造質量、運行工況、運行環境與條件，適當縮短檢驗周期、增加檢驗項目。新安裝裝置投運后1運行情況較差或已暴露電了需予以監督的缺陷，可考慮適當縮短部分檢驗周期，并有目的、有重點地選擇檢驗項目。110kV電壓等級的微機型裝置宜每2～4年進行一次部分檢驗，每6年進行一次全部檢驗。非微機型裝置參照220kV及以上電壓等級同類裝置的檢驗周期。0.4kV2～3應結合斷路器跳閘進行。智能保護器試驗一般分為長時限過流、短時限過流和電流速斷保護試驗。智能保護器試驗一般使用廠家配備的專用試驗儀器進行。利用保護裝置每年進行斷路器的跳、合閘試驗，建議結合一次設備檢修進行。必要時可進行補充檢驗。母線差動保護、斷路器失靈保護及電網安全自動裝置中投切光伏機組、切除負荷、切除線路或變壓7.6.4.4-1、7.6.4.4-2。7.6.4.4-1全部檢驗周期表編號設備類型全部檢驗周期（年）定義范圍說明1微機型裝置6電器、操作機構的輔助觸點、直流控制回路的自動斷路器等2非微機型裝置43接通道6指站端保護裝置連接用光纖通道及光電轉換裝置4保護用載波通道的設備（自動裝置合用且由其它部門維護的設備）6頻器7.6.4.4-2部分檢驗周期表編號設備類型部分檢驗周期（年）定義范圍說明1微機型裝置2～3包括裝置引入端子外的交、直流及操作回路以及涉及的輔助繼電器、操作機構的輔助觸點、直流控制回路的自動斷路器等2非微機型裝置13接通道2～3指光頭擦拭、收信裕度測試等編號設備類型部分檢驗周期（年）定義范圍說明4（護的設備）2～3指傳輸衰耗、收信裕度測試等補充檢驗的內容（TATV等（更換的性質，確定其檢驗項目。運行中的裝置經過較大的更改或裝置的二次回路變動后，均應進行檢驗，并按其工作性質，確定其檢驗項目。凡裝置發生異常或裝置不正確動作且原因不明時，均應根據事故情況，制訂具體檢驗項目及檢驗順序，并盡快進行事故后檢驗。檢驗工作結束后，應及時出具檢驗報告。常規變電站檢修前準備應具備與實際狀況一致的圖紙、上次檢驗的記錄、最新定值通知單、標準化作業指導書、合格的儀器儀表、備品備件、工具和連接導線等。規定有接地端的測試儀表，在現場進行檢驗時，不允許直接接到直流電源回路中，以防止發生直流電源接地的現象。新安裝保護裝置驗收檢驗前的準備工作包括：了解設備的一次接線及投入運行后可能出現的運行方式和設備投入運行的方案，該方案應包括投入初期的臨時繼電保護方式。檢查保護裝置的原理接線圖（設計圖）及與之相符合的二次回路安裝圖，電纜敷設圖，電纜編號圖，斷路器操動機構圖，電流、電壓互感器端子箱圖及二次回路分線箱圖等全部圖紙以及成套保護、自動裝置的原理和技術說明書及斷路器操動機構說明書，電流、電壓互感器的出廠試驗報告等。以上技術資料應齊全、正確。若新裝置由基建部門負責調試，生產部門繼電保護驗收人員驗收全套技術資料之后，再驗收技術報告。根據設計圖紙，到現場核對所有保護裝置的安裝位置是否正確。對保護裝置的整定試驗，應按有關繼電保護部門提供的定值通知單進行。工作負責人應熟知定值通（不應僅限于定值單中設定功能的驗證）。繼電保護檢驗人員在運行設備上進行檢驗工作時，應事先取得發電廠或變電站運行人員的同意，遵照電業安全工作相關規定履行工作許可手續，并在運行人員利用專用的連片將保護裝置的所有出口回路斷開之后，才能進行檢驗工作。檢驗現場應提供安全可靠的檢修試驗電源，禁止從運行設備上接取試驗電源。檢查裝設保護和通信設備的室內的所有金屬結構及設備外殼均應連接于等電位地網。檢查裝設靜態保護和控制裝置屏柜下部接地銅排已可靠連接于等電位地網。檢查等電位接地網與廠、站主接地網緊密連接。電流、電壓互感器的檢驗新安裝電流、電壓互感器及其回路的驗收。檢查電流、電壓互感器的銘牌參數是否完整，出廠合格證及試驗資料是否齊全，如缺乏上述數據，應由有關制造廠或基建、生產單位的試驗部門提供下列試驗資料：所有繞組的極性，所有繞組及其抽頭的變比，電壓互感器在各使用容量下的準確級，電流互感器各繞組的準確級（級別）、容量及內部安裝位置，二次繞組的直流電阻（各抽頭），電流互感器各繞組的伏安特性。電流、電壓互感器安裝竣工后，繼電保護檢驗人員應進行下列檢查：電流、電壓互感器的變比、容量、準確級應符合設計要求。測試互感器各繞組間的極性關系，核對銘牌上的極性標志是否正確。檢查互感器各次繞組的連接方式及其極性關系是否與設計符合，相別標識是否正確。有條件時，自電流互感器的一次分相通入電流，檢查工作抽頭變比及回路是否正確。自電流互感器的二次端子箱處向負載端通入交流電流，測定回路的壓降，計算電流回路每相與中性線及相間的阻抗（二次回路負擔）。按保護的具體工作條件和制造廠家提供的出廠資料，來驗算所測得的阻抗值是否符合互感器10%誤差的要求。二次回路檢驗在被保護設備的斷路器、電流互感器以及電壓回路與其他單元設備的回路完全斷開后方可進行。電流互感器二次回路應進行下列檢查：檢查電流互感器二次繞組所有二次接線的正確性及端子排引線螺釘壓接的可靠性。檢查電流二次回路的接地點與接地狀況，電流互感器的二次回路應分別且只能有一點接地；由幾組電流互感器二次組合的電流回路，應在有直接電氣連接處一點接地。電壓互感器二次回路應進行下列檢查：檢查電壓互感器二次、三次繞組的所有二次回路接線的正確性及端子排引線螺釘壓接的可靠性。經控制室零相小母線（N600）連通的幾組電壓互感器二次回路，只應在控制室將N600一點接地，各電壓互感器二次中性點在開關場的接地點應斷開；為保證接地可靠，各電壓互感器的中性線不得接有可（自動開關4根開關場引入線和互感器三次回路的2（3）根開關場引入線應分開，不得共用。電壓互感器開口三角電壓回路中不得接有可能斷開的熔斷器（自動開關）或接觸器等。檢查電壓互感器二次中性點在開關場的金屬氧化物避雷器的安裝是否符合相關規定。新投入時，檢查電壓互感器二次回路中所有熔斷器（自動開關）的裝設地點、熔斷（脫扣）電流是否合適（自動開關的脫扣電流需通過試驗確定）、質量是否良好，能否保證選擇性，自動開關線圈阻抗值是否合適。檢查串聯在電壓回路中的熔斷器（自動開關）、隔離開關及切換設備觸點接觸的可靠性。測量電壓回路自互感器引出端子到配電屏電壓母線的每相直流電阻，并計算電壓互感器在額定容量下的壓降，其值不應超過額定電壓的3%。二次回路絕緣應進行下列檢查：檢查前應注意以下事項：對二次回路進行絕緣檢查前，應確認被保護設備的斷路器、電流互感器全部停電，交流電壓回路己在電壓切換把手或分線箱處與其他單元設備的回路斷開，并與其他回路隔離完好后，才允許進行。進行絕緣測試時，應注意：試驗線連接要緊固；每進行一項絕緣試驗后，須將試驗回路對地放電；對母線差動保護，斷路器失靈保護及電網安全自動裝置，如果不可能出現被保護的所有設備都同時停電的機會時，其絕緣電阻的檢驗只能分段進行，即哪一個被保護單元停電，就測定這個單元所屬回路的絕緣電阻。新安裝保護裝置的驗收試驗時，從保護屏柜的端子排處將所有外部引入的回路及電纜全部斷開，1000V絕緣電阻表測量各回路對地和各回路相互間絕緣電阻，其阻值均應＞10MΩ。定期檢驗時，在保護屏柜的端子排處將所有電流、電壓、直流控制回路的端子的外部接線拆開，并將電壓、電流回路的接地點拆開，用1000V絕緣電阻表測量回路對地的絕緣電阻，其絕緣電阻＞1MΩ。對使用觸點輸出的信號回路，用1000V絕緣電阻表測量電纜每芯對地及對其他各芯間的絕緣電阻，其絕緣電阻應≥1MΩ。定期檢驗只測量芯線對地的絕緣電阻。對采用金屬氧化物避雷器接地的電壓互感器的二次回路，需檢查其接線的正確性及金屬氧化物避雷器的工頻放電電壓。定期檢查時可用絕緣電阻表檢驗金屬氧化物避雷器的工作狀態是否正常。一般當用100V絕緣電阻表時，金屬氧化物避雷器不應擊穿。而用2500V絕緣電阻表時，則應可靠擊穿。新安裝二次回路的驗收檢驗應進行以下內容：對回路的所有部件進行觀察、清掃與必要的檢修及調整，所述部件包括與保護裝置有關的操作把手、按鈕、插頭、燈座、位置指示繼電器、中央信號裝置及這些部件回路中端子排、電纜、熔斷器等。利用導通法依次經過所有中間接線端子，檢查由互感器引出端子箱到操作屏柜、保護屏柜、自動裝置屏柜或至分線箱的電纜回路及電纜芯的標號，并檢查電纜簿的填寫是否正確。當設備新投入或接入新回路時，核對熔斷器（自動開關）的額定電流是否與設計相符或與所接入的負荷相適應，并滿足上下級之間的配合。檢查屏柜上的設備及端子排上內部、外部連線的接線應正確，接觸應牢靠，標號應完整準確，且應與圖紙和運行規程相符合。檢查電纜終端和沿電纜敷設路線上的電纜標牌是否正確完整，并應與設計相符。檢驗直流回路確實沒有寄生回路存在。檢驗時應根據回路設計的具體情況，用分別斷開回路的些可能在運行中斷開（如熔斷器、指示燈等）的設備及使回路中某些觸點閉合的方法來檢驗。每一套獨立的保護裝置，均應有專用于直接到直流熔斷器正負極電源的專用端子對，這套保護的全部直流回路包括跳閘出口繼電器的線圈回路，都應且只能從這一對專用端子取得直流的正、負電源。信號回路及設備可不進行單獨的檢驗。斷路器、隔離開關及二次回路的檢驗應進行以下內容：繼電保護人員應熟知：斷路器的跳閘線圈及合閘線圈的電氣回路接線方式（包括防止斷路器跳躍回路、三相不一致回路等措施）。與保護回路有關的輔助觸點的開閉情況、切換時間，構成方式及觸點容量。斷路器二次操作回路中的氣壓、液壓及彈簧壓力等監視回路的工作方式：斷路器二次回路接線圖。斷路器跳閘及合閘線圈的電阻值及在額定電壓下的跳、合閘電流。斷路器跳閘電壓及合閘電壓，其值應滿足相關規程的規定：斷路器的跳閘時間、合閘時間以及合閘時三相觸頭不同時閉合的最大時間差，應不大于規定值。斷路器及隔離開關中的一切與保護裝置二次回路有關的調整試驗工作，均由管轄斷路器、隔離開關的有關人員負責進行。繼電保護檢驗人員應了解掌握有關設備的技術性能及其調試結果，并負責檢驗自保護屏柜引至斷路器（包括隔離開關）二次回路端子排處有關電纜線連接的正確性及螺釘壓接的可靠性。新安裝或經更改的電、電壓回路，應直接利用工作電壓檢查電壓二次回路，利用負荷電流檢查電流二次回路接線的正確性。屏柜及保護裝置檢驗檢驗時注意事項檢驗時應注本如下問題以避免保擴裝置內部元器件損壞：斷開保的電源后才允許插、拔插件，且應有防止因靜電損壞插件的措施。調試過程中發現有問題要先找原因，不要頻繁更換芯片。應更換芯片時，要專用起拔器。應注意芯片的插入方向，插入芯片后需經第二人檢查無誤后，方可通電檢驗或使用檢驗中盡量不使用烙鐵，如元件損壞等應在現場進行焊接時，要用內熱式帶接地線烙鐵或烙鐵斷電后再焊接。所替換的元件應使用制造廠確認的合格產品。用具有交流電源的電子儀器（如示波器、頻率計等）測量電路參數時，電子儀器測量端子與電源側絕緣應良好，儀器外殼應與保護裝置在同一點接地。保護裝置外部應進行下列檢查：保護裝置的實際構成情況是否與設計相符合，如：裝置的配置、裝置的型號、額定參數（直流電源額定電壓、交流額定電流、電壓等）。插件接觸的牢靠性等屬于制造工藝質量的問題，主要依靠制造廠負責保證產品質量。進行新安裝保護裝置的檢驗時，試驗人員只做抽查。屏柜上的標志應正確完整清晰，并與圖紙和運行規程相符。檢查安裝在保護裝置輸入回路和電源回路的減緩電磁干擾器件和措施應符合相關標準和制造廠的技術要求。保護裝置檢驗的全過程應保持這些減緩電磁干擾器件和措施處于良好狀態。應將保護屏柜上不參與正常運行的連片取下，或采取其他防止誤投的措施。定期檢驗的主要檢查項目：檢查保護裝置內、外部是否清潔無積塵：清掃電路板及屏柜內端子排上的灰塵；檢查裝置的小開關、撥輪及按鈕是否良好：顯示屏是否清晰，文字是否清楚；檢查各插件印刷電路板是否有損傷或變形，連線是否連接好：檢查各插件上元件是否焊接良好，芯片是否插緊；檢查各插件上變換器、繼電器是否固定好，有無松動；檢查裝置橫端子排螺絲是否擰緊，后板配線連接是否良好；按照裝置技術說明書描述的方法，根據實際需要，檢查、設定并記錄保護裝置插件內的選擇跳線和撥動開關的位置。絕緣試驗步驟及要求如下：僅在新安裝保護裝置的驗收檢驗時進行絕緣試驗。按照保護裝置技術說明書的要求拔出插件。在保護屏柜端子排內側分別短接交流電壓回路端子、交流電流回路端子、直流電源回路端子、跳閘和合閘回路端子、開關量輸入回路端子、廠站自動化系統接口回路端子及信號回路端子。斷開與其他保護的弱電聯系回路。將打印機與保護裝置連接斷開。保護裝置內所有互感器的屏蔽層應可靠接地。測量某一組回路對地絕緣電阻時，應將其他各組回路都接地。用500ⅴ絕緣電阻表測量絕緣電阻值，要求阻值均＞20MΩ。測試后應將各回路對地放電。通電檢查步驟及要求如下：打開保護裝置電源，裝置應能正常工作。按照保護裝置技術說明書描述的方法，檢查并記錄裝置的硬件和軟件版本號、校驗碼等信息。校對時鐘。工作電源檢查步驟及要求如下：對于微機型保護裝置，要求插入全部插件。80%額定工作電源下檢驗保護裝置應穩定工作。80%額定電源值，此時保護裝置運行燈應燃亮，裝置無異常。80%保護裝置斷電恢復過程中無異常，通電后工作穩定正常。在保護裝置上電掉電瞬間，保護裝置不應發異常數據，繼電器不應誤動作。定期檢驗時還應檢查逆變電源是否接近DLT5272013模數變換系統檢驗應按以下進行：檢驗零點漂移。進行本項目檢驗時，要求保護裝置不輸入交流電流、電壓量。觀察裝置在一段時間內的零漂值滿足裝置技術條件的規定。各電流、電壓輸入的幅值和相位精度檢驗。新安裝保護裝置的驗收檢驗時，按照裝置技術說明書技術要求應符合DL/T4782013中相應規定。開關量輸入回路檢驗應按以下要求進行：新安裝保護裝置的驗收檢驗時：在保護屏柜端子排處，按照裝置技術說明書規定的試驗方法，對所有引入端子排的開關量輸入回路依次加入激勵量，觀察裝置的行為。按照裝置技術說明書所規定的試驗方法，分別接通、斷開連片及轉動把手，觀察裝置的行為。全部檢驗時，僅對已投入使用的開關量輸入回路依次加入激勵量，觀察裝置的行為。部分檢驗時，可隨裝置的整組試驗一并進行。技術要求：強電開入回路繼電器的啟動電壓值不大于0.7倍額定電壓值，且不小于0.55倍額定電壓值，同時繼電器驅動功率≥5W。分別接通、斷開開入回路，裝置的開入顯正確。裝置開關量輸入定義采用正邏輯，即觸點閉合為“1”，觸點斷開為“0”，開入量名稱與標準要求描述一致。如果幾種保護共用同一開入量，應將此開入量分別傳動至各種保護。開關量輸出觸點及輸出信號檢查應按以下要求進行：新安裝保護裝置的驗收檢驗時：在裝置屏柜端子排處，按照裝置技術說明書規定的試驗方法，依次觀察裝置所有輸出觸點及輸出信號的通斷狀態。全部檢驗時，在保護裝置屏柜端子排處，按照裝置技術說明書規定的試驗方法，依次觀察裝置已投入使用的輸出觸點及輸出信號的通斷狀態。部分檢驗時，可隨保護裝置的整組試驗一并進行。技術要求：保護裝置的開岀觸點應能可靠保持、返回，接觸良好不抖動，且裝置的動作延時應能滿足工程和設計要求。如果幾種保護共用一組出口連片或共用同一報警信號時，應將幾種保護分別傳動到出口連片和保護屏柜端子排。事件記錄功能記錄保護裝置的動作報告信息、動作報告存儲數量、動作報告分類以及這些能否轉換為電力系統暫態數據交換通用格式。裝置應能記錄保護裝置動作信息，保留8次以上最新動作報告。裝置記錄的所有數據應能轉換為GB/T22386所規定的電力系統暫態數據交換通用格式（commonformatfortransientdataexchange，COMTRADE）。裝置記錄的動作報告應分類顯示。裝置應能提供運行、檢修人員直接在保護裝置液晶屏調閱和打卬的功能，便于值班人員盡快了解情況和事故處理的裝置動作信息，供專業人員分析事故和裝置動作行為的記錄。安全穩定控制裝置信息傳送（負荷）容量等交流量傳輸，線路投停狀態、TWJ/HWJ狀態、壓板信息等開關量傳輸。測試方法。查看穩控系統各裝置間的信息傳輸。技術要求，穩控系統主站、子站、執行站間應能正確傳輸交流量、開關量。安全穩定控制裝置啟動判據測試內容。檢查裝置的啟動判據。測試方法。模擬每一種啟動判據分別滿足啟動條件，檢查裝置能否進入啟動狀態。技術要求。依據實際工程具體要求，應能在滿足任一種判據時，裝置均應能進入啟動狀態。整定值的整定及檢驗整定值的整定檢驗是指將保護裝置各有關元件的動作值及動作時間按照定值通知單進行整定后的每一套保護應單獨進行整定檢驗，試驗接線回路中的交、直流電源及時間測量連線均應直接接到被試保護屏柜的端子排上。交流電壓、電流試驗接線的相對極性關系應與實際運行接線中電壓、電流互感器接到屏柜上的相對相位關系（折算到一次側的相位關系）完全一致。在整定檢驗時，除所通入的交流電流、電壓為模擬故障值并斷開斷路器的跳、合閘回路外，整套保護裝置應處于與實際運行情況完全一致的條件下，而且不得在試驗過程中人為地予以改變。保護裝置整定的動作時間為自向保護屏柜通入模擬故障分量（電流、電壓或電流及電壓）至保護動作向斷路器發出跳閘脈沖的全部時間。電氣特性的檢驗項目和內容應根據檢驗的性質，保護裝置的具體構成方式和動作原理擬定。檢驗保護裝置的特性時，在原則上應符合實際運行條件，并滿足實際運行的要求。每一檢驗項目都應有明確的目的，或為運行所必須，或用以判別元件、裝置是否處于良好狀態和發現可能存在的缺陷等。在定期檢驗及新安裝保護裝置的驗收檢驗時，裝置的整定檢驗要求如下：新安裝保護裝置的驗收檢驗時，應按照定值通知單上的整定項目，依據裝置技術說明書或制造廠推薦的試驗方法，對保護的每一功能元件進行逐一檢驗。在全部檢驗時，對于由不同原理構成的保護元件只需任選一種進行檢查。建議對主保護的整定項目進行檢査，后備保護如相間一段、二段、三段阻抗保護只需選取任一整定項目進行檢査。部分檢驗時，可結合保護裝置的整組試驗一并進行?？v聯保護通道檢驗對于載波通道的檢查項目如下：繼電保護專用載波通道中的阻波器、結合濾波器、高頻電纜等加工設備的試驗項目與電力線載波通信規定的相一致。與通信合用通道的試驗工作由通信部門負責，其通道的整組試驗特性除滿足通信本身要求外，也應滿足繼電保護安全運行的有關要求。在全部檢驗時，只進行結合濾波器、高頻電纜的相關試驗。（高壓1000V絕緣電阻表分別測量結合濾波器二次側（包括高頻電纜）及一次側對地的絕緣電阻及二次間的絕緣電阻。測定載波通道傳輸衰耗。部分檢驗時，可以簡單地以測量接收電平的方法代替（對側發信機發出滿功率的連續高頻信號），將接收電平與最近一次通道傳輸衰耗試驗中所測量到的接收電平相比較。其差若＞3dB時，則須進行進一步檢查通道傳輸衰耗值變化的原因。對于專用收發信機，在新投入運行及在通道中更換了（增加或減少）個別加工設備后，所進行的傳輸衰耗試驗的結果，應保證收信機接收對端信號時的通道裕量≥8.686dB，否則保護不允許投入運行。對于光纖及微波通道的檢查項目如下：對于光纖及微波通道可以采用自環的方式檢查通道是否完好。光纖通道還可以通過下面兩種方法檢査通道是否完好：方法一，拔插待測光纖一端的通信端口，觀察其對應另一端的通信接口信號燈是否正確熄滅和點亮；方法二，采用激光筆照亮待測光纖的一端而在另外一端檢査是否點亮。（承受任何外重，尾纖表皮應完好無損。纖接頭應干凈無異物，如有污染應立即清潔干凈。尾纖接頭連接應牢靠，不應有松動現象。對于與光纖及微波通道相連的保護用附屬接設備應對其繼電器輸出觸點、電源和接口設備的接地情況進行檢查。通信專業應對光纖及微波通道的誤碼率和傳輸時間進行檢查，指標應滿足GB/T14285的要求。對于利用專用水微波通道傳輸保護信息的遠方傳輸設備，應對其發信功率（電平）、收信靈敏度進行測試，并保證通道的裕度滿足運行要求。（繼電保護利用通信設備傳送保護信息的通道操作箱檢驗操作箱檢驗應符合以下要求：進行每一項試驗時，試驗人須準備詳細的試驗方案，盡量減少斷路器的操作次數。對分相操作斷路器，應逐相傳動防止斷路器跳躍回路。對于操作箱中的出口繼電器，還應進行動作電壓范圍的檢驗，其值應在55%~70%額定電壓之間。對于其他邏輯回路的繼電器，應滿足80%額定電壓下可靠動作。操作箱的檢驗根據廠家調試說明書并結合現場情況進行。并重點檢驗下列元件及回路的正確性：交流電壓的切換回路。合閘回路、跳閘1回路及跳閘2回路的接線確性，并保證各回路之間不存在寄生回路。新建及重大改造設備需利用操作箱對斷路器進行下列傳動試驗：斷路器就地分閘、合閘傳動。斷路器遠方分閘、合閘傳動。防止斷路器跳躍回路傳動。斷路器三相不一致回路傳動。斷路器操作閉鎖功能檢查。斷路器操作油壓或空氣壓力繼電器、SF6斷路器輔助觸點檢查，遠方、就地方式功能檢查。在使用操作箱的防止斷路器跳躍回路時，應檢驗串聯接入跳合閘回路的自保持線圈，其動作電流≤額定跳合閘電流的50%，線圈壓降＜額定值的5%。所有斷路器信號檢查。操作箱定期檢驗時可結合保護裝置的整組試驗一并進行。整組試驗（元件整組的檢查試驗，以校驗各保護裝置在故障及重合閘過程中的動作情況和保護回路設計正確性及其調試質量?；ジ衅饕M的第一套保護屏柜的端子排上接入試驗電流、電壓，以檢驗各套保護相互間的動作關系是否正確。如果同一被保護設備的各套保護裝置分別接于不同的電流回路時，則應臨時將各套保護的電流回路串聯后進行整組試驗。（指幾種保護共用一組出口的保護總稱）帶模擬斷路器（或帶實際斷路器或采用其他手段）的整組試驗。每一套保護傳動完成后，還需模擬各種故障用所有保護帶實際斷路器進行整組試驗。新安裝保護裝置或回路經更改后的整組試驗由基建單位負責時，生產部門繼電保護驗收人員應參加試驗，了解掌握試驗情況。部分檢驗時，只需用保護帶實際斷路器進行整組試驗。整組試驗包括如下內容：借助于傳輸通道實現的縱聯保護、遠方跳閘等的整組試驗，應與傳輸通道的檢驗一同進行。必要時，可與線路對側的相應保護配合一起進行模擬區內、區外故障時保護動作行為的試驗。對裝設有綜合重合閘裝置的線路，應檢查各保護及重合閘裝置間的相互動作情況與設計相符合。為減少斷路器的跳合次數，試驗時，應以模擬斷路器代替實際的斷路器。使用模擬斷路器時宜從操作箱出口接入，并與裝置、試驗器構成閉環。將裝置（保護和重合閘）帶實際斷路器進行必要的跳、合閘試驗，以檢驗各有關跳、合閘回路、防止斷路器跳躍回路、重合閘停用回路及氣（液）壓閉鎖等相關回路動作的正確性，每相的電流、電壓及斷路器跳合閘回路的相別是否一致。在進行整組試驗時，還應檢驗斷路器、合閘線圈的壓降不小于額定值的90%。對母線差動保護、失靈保護及電網安全自動裝置的整組試