内蒙古电网新机并网服务指南（正式） - 图文

内蒙古电网新机并网调度服务指南

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目 录

一、新机并网工作阶段流程

二、与调度机构工作相关的前期工作 三、并网调度协议签订工作 四、电厂升压站启动调试前的工作 1、电厂在升压站启动调试前应完成的工作

2、调度机构在升压站启动调试前提供和完成的并网技术服务 3、电厂升压站受电必备条件 五、机组首次并网前的工作

1、机组首次并网前电厂应完成的工作

2、调度机构在机组首次并网前应提供和完成的并网技术服务 3、机组并网必备条件 六、电厂涉网二次系统验收 七、机组并网调试期的工作

1、电厂根据电网调度机构已确认的并网调试计划可进行机组并网运行调试2、电网调度机构应配合电厂进行并网调试 八、机组并网安全性评价 九、机组进入商业化运营的工作 十、工作联系与开展方式

附录一：新建电厂（机组）接入系统需向电网调度机构提供的资料

一、运行方式部分 二、继电保护部分 三、调度自动化部分 四、电力通信部分

附录二：新建电厂（机组）并网各专业必备技术条件

一、继电保护部分 二、电力通信部分 三、调度自动化部分

附录三：新建电厂（机组）并网调试项目

一、发电机性能试验项目 二、二次系统（专业）试验项目

附录四：新建电厂（机组）并网相关的法规、标准、规程规定 附录五：新建电厂（机组）并网相关工作通信联系方式

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前 言

为认真贯彻落实国家电网公司“四个服务”的宗旨和《国家电网公司“三公”调度“十项措施”》，规范调度服务内容、完善服务标准、优化服务流程，向发电企业提供规范、优质、高效的并网调度服务，促进电源与电网的协调发展，保障电网安全稳定运行，特编制本服务指南。

本服务指南介绍了新建机组在基建前期、并网调试、商业化运营过程中，电网调度机构向发电企业提供的主要服务内容及其业务流程概况。

本服务指南主要适用于内蒙古电网调度机构直接调度的新建发电机组（企业）。地区及以下电网调度机构直接调度的新建火力发电机组（企业）可参照使用本服务指南。新建发电机组必须通过政府主管部门的核准，并满足国家有关法律、法规、行业标准、电网规程及管理规范要求。

一、新机并网工作阶段流程

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新机并网工作阶段流程

机组进入商业化运营的工作

二、与调度机构工作相关的前期工作

前期工作包括规划立项、设计审查、设备采购等各阶段的工作，应保证电厂满足电网安全、技术和管理标准。发电业主单位或接入系统设计单位可向电网调度机构了解电网的有关信息。

为了便于业主新机顺利并网和电网调度机构履行调度专业技术管理，业主单位至少应邀请电网调度机构参加：可研审查、初设审查、接入系统审查和设计联络会、施工图会审及一、二次设备选型和招投标。业主单位应于审查前1个月将待审查资料提交给电网调度机构。

业主单位应向电网调度机构提供国家或自治区政府主管部门下发的

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前期工作 签订并网协议、并网调度协议、购售电合同 电厂升压站启动调试前的工作 机组首次并网前的工作 涉网二次系统验收 调试期的工作 并网安全性评价 项目核准文件、项目可行性研究报告和电厂接入系统设计审查意见，作为签订并网调度协议等工作的依据。

三、并网调度协议签订工作

《并网调度协议》是对电厂并入电网时调度和运行行为的规范之一，主要内容是电厂并入电网调度运行的安全和技术要求，应于并网调试前 1个月签订。

本网已按照国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局联合印发的《并网调度协议》范本编制了本网通用的《内蒙古电网并网调度协议》。发电企业应与电网调度协商相关事宜，并与电力调度机构签订《内蒙古电网并网调度协议》。

与发电厂并网相关的《并网协议》及《购售电合同》由发电企业与电网公司计划发展部及电力交易中心分别洽谈与签订。其工作时限要求由上述部门予以确认。

签订《并网协议》是签订《并网调度协议》的前提条件。 四、电厂升压站启动调试前的工作

电厂应在升压站预计启动调试前一年的8月31日之前将升压站和机组预计启动时间及有关设计参数报电网调度机构，以便进行年度运行方式的计算和安排。

1、电厂在升压站启动调试前应完成的工作

（1）电厂应在升压站启动送电3个月之前（行标《电网运行准则》）按要求格式（见附录一）向电网调度机构提供有关参数、图纸以及说明书等资料（设备参数需同时提供纸质版和电子版，外文资料需同时提供中文版本），并根据《内蒙古电力系统调度规程》设备命名、编号原则，初步提出推荐的调度名称以及一次设备命名、编号方案，以便电网调度机构开展升压站受电前的工作。

（2）电厂应在升压站预计启动调试2个月前，向内蒙古电力公司基建部及内蒙古电力调通中心提交升压站启动调试申请书。电厂在收到受电确认通知后10天内，与内蒙古电力公司基建部及内蒙古电力调通中心商定升压站具体启动调试的时间和有关事宜。升压站启动调试申请书应附加升压站启动调试、试验整体方案。

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（3）电厂按照通过审定的设计要求施工建设升压站一次设备及安全自动装臵、继电保护装臵、通信、调度自动化等二次系统，二次系统要与一次系统同步投入运行。

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电厂升压站启动调试前工作流程图

发电厂工作内容 联络处室 时间要求 时间安排 调度机构工作内容

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前一年8月份 提交升压站投产计划 技术处 3 个月前 提交参数、图纸 技术处 2 个月前 提交受电申请 基建部门 2 个月前 确定调度指挥关系、命名设备编号 45天前 通信提交开通电路申请 通信处 45天前 提出人员培训考试 技术处 1 个月前 下发调度人员名单、调度规程、培训、考试、发证 15天前 自动化设备安装 自动化处 15天前 通信接入电路开通 10天前 编制、下达调试方案 7天前 提交运行人员名单 调度处 7天前 5天前 完成远动、监测、计量等调试 完成调度自动化相关系统调试 5天前 完成继电保护计算编制 5天前 4天前 提交受电申请票 运行处 2天前 升压站投产条件检查认定 启动调试批复 1天前 开始实时运行值班 调度处 1天前 与电厂运行人员联系 （4）电厂应在升压站启动调试45天前完成新建通信设备、线路的安装调试工作，并符合接入系统要求（见附录二），提交开通电路的书面申请。

（5）在升压站启动调试45天前，应提出电厂运行值班人员接受电网调度机构培训和考试的申请。

（6）电厂应在升压站启动调试15天前，完成电厂端远动或监控系统、计量终端、调度数据网设备、二次安全防护设备的安装工作；在升压站启动调试7天前，完成以上设备与调度自动化系统的调试工作。

（7）电厂组织升压站验收，验收时应至少邀请电网调度机构相关专业人员参与，并将验收合格报告报电网调度机构。

（8）编制现场运行规程，对电厂一次设备进行双重编号标示。 （9）在升压站启动调试7天前，电厂应提交具备接受上级调度指令资格的运行值班人员名单。

（10）在升压站启动调试4天前，电厂提交升压站启动受电申请票。 （11）在升压站启动调试1天前，开始实时运行值班，并与上级调度进行调度业务联系。

2、调度机构在升压站启动调试前提供和完成的并网技术服务 （1）电网调度机构应在技术服务协议签订后向电厂明确机组并网运行基本管理规范，包括安全管理、技术管理和运行管理的标准、制度（见附录四）。

（2）收到有关单位上报的新建厂（站）推荐调度名称函件和电气一次接线施工图后，在升压站启动调试60天前批复电厂调度名称，下发调度管辖范围和设备命名、编号。

（3）在升压站启动调试30天前，下发有权发布调度指令的调度人员名单、调度管理规程及相关规定。在升压站启动调试30天前，对电厂调度业务联络人员进行业务培训和资格考试，考试合格者发放《调度业务资格证书》。

（4）在升压站启动调试15天前，协调相关运行维护单位共同完成并网通信设备的接入及电路的开通、调试工作。

（5）在升压站启动调试10天前编制升压站启动调试调度方案，完成

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方式安排和系统稳定校验，下达启动调试调度方案和安全自动装臵的整定值。

（6）在升压站启动调试7天前，完成电网调度机构端远动或监控系统、计量终端、调度数据网设备、二次系统安全防护设备接入系统的调试工作。

（7）在升压站启动调试5天前，完成通过调度自动化相关系统报送和接收调度生产信息的调试工作。

（8）在升压站启动调试5天前完成系统继电保护定值计算和保护定值单编制。向电厂提供与电厂相关的电力系统数据，包括相关继电保护整定单、继电保护整定限额、系统等值阻抗。

（9）在升压站启动调试前1天前，与电厂运行值班员进行调度业务联系。

3、电厂升压站受电必备条件

电网调度机构在商定的升压站启动5天前组织对投运条件进行检查和认定，电厂升压站受电的必备条件包括：

（1）电厂已按《并网调度协议》和《购售电合同》的约定完成了相关的工作。

（2）电厂升压站一、二次设备须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，与电网对应的设备匹配，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，按国家规定的基建程序验收合格；并网正常运行方式已经明确，有关参数已合理匹配，设备整定值已按照要求整定，具备并入电网运行、接受电网调度机构统一调度的条件。

（3）电厂运行、检修规程齐备，相关的管理制度齐全, 其中涉及电网安全的部分应与电网的安全管理规定相一致。电气运行规程和紧急事故处理预案已报电网调度机构。

（4）电厂有资质接受调度指令的运行值班人员，已全部经过相关法规、规程、规定、安全及技术要求方面的培训，经电网调度机构资格考试合格后，持证上岗。

（5）电厂已配备与调度有关专业相对应的联系人员，且运行值班人员名单及方式、继电保护、通信、自动化专业联系人员名单和联系方式

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已报电网调度机构；已具备上级调度机构有权下达调度指令的人员名单、调度规程及相关规定。

（6）电厂已配臵调度电话、调度业务传真设备和调度语音录音系统。 （7）能通过调度自动化相关系统报送和接收调度生产所需信息。 （8）电厂继电保护专业、电力调度通信专业、自动化专业必备的技术条件达到附录二的规定要求。

4、电厂应同启动委员会确定和落实其接入工程是否具备启动调试条件，共同商定升压站启动调试的具体时间和程序。

在确认升压站具备启动调试条件后，电厂在商定的升压站启动调试4

天前向电网调度机构提交并网申请票，电网调度机构在商定的升压站启动调试2天前批复给电厂。

五、机组首次并网前的工作

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附录一：新建电厂（机组）接入系统需向电网调度机构提供的资料 一、运行方式部分 表1：发电机参数表

( )厂站 年 月 日 发电厂名称 容量(MW) 型式 电压 静 子 电流 结线 冷却方式 电阻 电压 转 子 电流 极对数 转速 冷却方式 原动机转动惯量 发电机转动惯量 励 磁 机 或 励磁变 型 式 容 量 电 压 电 流 励磁方式 Ω 功率因数 机号 投产日期 负序电抗X2 零序电抗X0 定子漏电抗Xe 次暂态电抗Xd’’ 暂态电抗Xd’ 同步电抗Xd 次暂态电抗Xq’’ 暂态电抗Xq’ 同步电抗Xq 饱和值 制造厂 不饱和值 次暂态开路时间常数Td0’’ 暂态开路时间常数Td0’ 次暂态交轴开路时间常数Tq0’’ 暂态交轴开路时间常数Tq0’ 额定电压时计及饱和 影响的励磁电流If 额定电压时不计饱和影响 即按线形曲线的励磁电流If 1.2倍额定电压时计及饱 和影响的励磁电流If 1.2倍额定电压时不计饱和影响 即按线形曲线的励磁电流If 励 调节励磁方式 磁 调节倍数 调 节 强励倍数 系 励磁系统 统 时间常数Te 记录 校核

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表2：汽轮机及其调节系统参数表

电厂名称： 机组编号： 机组型号： 机组容量： MW 锅炉厂家：

锅炉类型：

□ 直流炉 □ 汽包炉 ）

□ 无

集散控制系统（DCS）： □ 有（生产厂家： 1、汽轮机生产厂家： 汽轮机类型： □ 中间再热 中间再热汽轮机参数

参 数 汽轮发电机组转子时间 或转子转动惯量 高压汽室蒸汽容积时间 再热器蒸汽容积时间 低压连通管蒸汽容积时间 高压缸功率比 中压缸功率比 低压缸功率比 机组最大输出功率 机组空载功耗 非再热汽轮机参数

参 数 汽轮发电机组转子时间或 转子转动惯量 蒸汽容积时间 机组最大输出功率 机组空载功耗 工业抽汽压力：

MPa

符 号 单 位 数 值 s Ta kg.m2 Ja Tv Pmax Pmin s %

□ 非再热 □ 抽汽供热 □ 背压

符号 Ta J Tvch Tvrh Tvco FHP FIP FLP Pmax Pmin 单位 s kg.m2 s s s % % % 数值 说 明 包括发电机转子等在内的整个轴系 中、低压缸之间的蒸汽连通管 额定工况下高/中/低压缸出力占整机的百分比，可取设计值 额定参数下，阀门全开时的功率/额定功率 3000r/min时所耗蒸汽量/额定工况的蒸汽量 % % 说 明 包括发电机转子等在内的整个轴系 额定参数下，阀门全开时的功率/额定功率 3000r/min时所耗蒸汽量/额定工况的蒸汽量 % 采暖抽汽压力： MPa

汽轮机额定背压： kPa

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2、汽轮机调速系统生产厂家： 调速系统类型：

□ 液压调节

□ 数字电调 □ 无

□ 模拟电调

调速汽门快关类型：□ 中压调门快关 □ 高中压调门同时快关

汽门快关逻辑描述：（例：功率负荷不平衡、发电机外部故障、线路故障） 液压调速系统参数

参 数 系统速度变动率 系统迟缓率 高负荷区域局部速度变动率 调速器时间 高压调门开启速度／时间 高压调门关闭速度／时间 高压调门最大关闭速度 符 号 δ ε δj Tb VelO TSC VelC TSC Velmax 单 位 % % % 数 值 s s s 1/s 说 明 一般3~6 % 一般0.1~0.4 % 一般3~12 % 包括调速器、中间滑阀等油动机以前的环节 超速限制滑阀复位时高压油动机从空负荷位到满负荷位的时间 超速限制滑阀动作时高压油动机从满负荷位到空负荷位的时间 电液控制系统参数 参 数 DEH控制周期 转速反馈通道时间 控制回路PID参数 一次调频调差系数 一次调频动作初值 一次调频死区 高压调门开启速度／时间 高压调门关闭速度／时间 高压调门最大关闭速度

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符 号 单 位 数 值 Tc s Tsp s k \\ Ti s Td s R \\ （1/δ） ΔNf D VelO TSC VelC TSC Velmax %说 明 转速反馈通道 机组正常运行时，DEH工作回路的参数 系统速度变动率的倒数 一次调频动作时负荷变化的起始量 100%或-100%指令作用下高压调门在单位时间内的行程（标幺值） 快关滑阀动作时高压调门从空负荷位到满负荷位的时间 r/min ± s s 1/s 表3：水轮机及其调节系统参数表

电厂名称： 机组编号： 机组型号： 机组容量： MW 1、水轮机生产厂家： 水轮机类型：

参 数 水流惯性时间常数 机组惯性时间常数 机组最大输出功率 机组空载功耗 符 号 单 位 s s % 数 值 说 明

Tw Ta Pmax Pmin %

2、水轮机调速系统生产厂家： 水轮机调速系统类型：

参 数 控制周期 转速反馈通道时间 比例增益 积分增益 微分增益 一次调频死区（转速死区） 接力器不动时间 暂态转差系数 缓冲时间常数 永态转差系数 接力器开启时间 接力器关闭时间

水轮机试验标准：

DL/T496-2001

《水轮机电液调节系统及装臵调整试验导则》

符 号 单 位 s s %

数 值 说 明 Tc Tsp Kp Ki Kd ix Tq bt Td bp Tk Tf 转速反馈通道 ≤0.04%(即±0.02%) ≤0.2s 2~6% s s s % s s GB/T9652.1-1997 《水轮机调速器与油压装臵技术条件》

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表4：励磁系统参数表

1、自并励励磁系统（要求提供发电机空载特性曲线） 参数名称 代号 单位 机组号 参数名称 直轴开路暂态时常数 秒 MW 交轴开路暂态时常数 代号 单位 机组号 发电机型号、制造厂 发电机组转动惯量 Tj 发电机有功功率 发电机无功功率 额定功率因数 额定机端电压 额定电流 转子额定电压 转子额定电流 P Q COS Ug Ig Ufn Ifn Td0’ 秒 Tq0’ 秒 直轴开路次暂态时间常数 Td0” 秒 交轴开路次暂态时间常数 Tq0” 秒 直轴短路暂态时常数 交轴短路暂态时常数 Td’ Tq’ 秒 秒 秒 秒 Mvar kV A V A V A PU PU PU PU PU PU PU PU 直轴短路次暂态时间常数 Td” 交轴短路次暂态时间常数 Tq” 直轴开路次暂态时间常数 Td0” 秒 励磁变型号 励磁变额定容量 励磁变变比 励磁变二次电流 励磁变二次CT变比 励磁变短路电抗 同步变压器变比 发电机CT变比 发电机PT变比 整流柜顶值电压 整流柜顶值电流 S K I2 Kct XT Ky K1 K2 kVA 空载额定转子电压 Uf0 空载额定转子电流 If0 直轴同步电抗 交轴同步电抗 直轴暂态电抗 交轴暂态电抗 直轴次暂态电抗 交轴次暂态电抗 发电机负序电抗 发电机零序电抗 75℃转子直阻 转子分流器变比 Xd Xq Xd’ Xq’ Xd” Xq” X2 X0 KV/V A A/A % V/V A/A KV/V V A 秒 Rf/Rm Ω K3 A/mv 整流柜顶值电流持续时间

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表8：开关设备参数表

（ ）厂站 年 月 日 开 关 编 号 设 备 名 称 型 式 额定电压（kV） 额定电流（kA） 断流容量（MVA） 额定短路遮断电流 有效值（kA） 峰值（kA） 操作机构型式 断 路 器 类 别 制 造 厂 出 厂 日 期 投 产 日 期 备 注 记 录 校 核 登 记 日 期

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表9：新投产机组试运前励磁、调速系统调查表

额定 发电机 编号 型号 生产厂家 功率/MW /MVA 发电机 额定 容量型号 励磁调节器 生产 厂家 励磁 方式 调速器 生产 型号 厂家 汽轮机 生产 型号 厂家

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表10：报送运行管理处资料目录表 1、机组试运前 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 18 19 20 1 2 3 4 5 6 7 8 9

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资料名称 电气主接线图 升压站平面布臵图 数量 单位（份/套） 报送人 接收人 发电机、励磁系统、汽轮机、调速系 统、主变、线路、开关等数据表格 发电机产品说明书 发电机技术协议 发电机技术总汇表 励磁系统（含PSS）传递函数框图 发电机励磁调节柜原理图 发电机整流柜原理图 发电机磁场和保护回路原理图 励磁装臵用户手册技术条件 励磁装臵用户手册硬件说明书 励磁装臵用户手册操作、维护 励磁装臵用户手册人机界面 汽轮机产品说明书 汽轮机技术协议 汽轮机技术总汇表 调速系统（含原动机）传递函数 调速系统说明书 调速系统技术协议 新投产机组试运前励磁、调速系统调查表 励磁系统参数测试报告 PSS装臵参数测试报告 调速系统参数测试报告 保厂用电方案 电网安全自动装臵相关资料 频率异常保护定值单 进相试验报告 机组振荡、失磁运行规程 2、机组商业化运行前 内蒙古电网发电机组励磁系统、调速系统 和PSS参数测试调查表 表11：发电机组PSS功能投退确认表

XXXXXXXXX电厂发电机组PSS功能投退确认表

参数是否满足大区联网要求，在PSS投入时间 0.1-2Hz内是否提供正阻尼，反调是否在正常范围内？ 机组号

投入专责人 （含联系方式）

电厂盖章:

技术监督部门盖章:

测试单位盖章:

附PSS框图和参数：

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表12：机组一次调频功能投退确认表

机组一次调频功能投入时间确认表 一次调频 机组容量 投入时间 迟缓率ε 设计值 试验值 电厂名称 汽轮机生产厂、型号 机组号 投入专责人 （含联系电话） 频率调整死区 DEH 设定值 DCS 设定值 备注 机组 容量 (MW) 机组一次调频投入确认表 速度变动率δ 调速系DEH厂DCS厂液调系液调系DEH DCS 统类型 家型号 家型号 统设 统试 设定值 设定值 计值 验值 一次调频响应滞后时间：________ 一次调频稳定时间：________ 一次调频限幅：________ 是否提交以下材料： 1．调速系统的传递函数________ 2．各环节参数及有关的试验报告________ 3．液调机组调速系统速度变动率、迟缓率测试报告__________ 4．电调机组速度变动率、频率调整死区组态图及函数曲线设臵参数 ________ 5．机组负荷随实际电网频率变化曲线__________ 一次调频投入情况说明：____________________________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________________________________________________ 电厂经办人签字：______________日期：______________联系电话：________________ 电厂主管领导意见：___________________ ___ 签字：________________日期：_____________（公章） 技术监督部门意见：_____________________ ___签字：________________日期：_____________（公章） 电网调度部门意见：_________________________签字：________________日期：_____________（公章）

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二、继电保护部分

1、保护资料报送清单 序号 1 2 3 4 5 资 料 内容 工程的概述及工程计划投运的时间。 继电保护配臵情况的说明。 线路保护通道的说明。 保护装臵搬迁情况的说明。 新建或切改线路的详细设计资料。其中须包含：导线型号、线路长度、相间距离或线路的平均几何均距、分裂间距（分裂导线）等相关数据。 \'新投产发电机的出厂试验报告或铭牌参数、次暂态电抗Xd、暂态电抗Xd、同步6 7 8 9 电抗Xd、负序电抗X2等。 新建变压器出厂试验报告或铬牌参数、短路电压Uk%及变压器零序电抗测试报告。 新投产或扩建变电站的电气主接线图。要求工程组织部门确认图中保护所用的电流及电压互感器的变比。 线路保护、母线保护、变压器保护、故障录波器、故障信息系统图纸。 线路保护、母线保护、变压器保护、故障录波器等与设备相配套的厂家说明书。10 对一些电网内新应用的保护装臵，必要时需按照中调的要求提供随箱定值清单。 11 是否配臵母联断路器保护，保护装臵型号及说明书。 以上技术资料应于工程启动前3个月提交到内蒙古电力调通中心继电保护处，以备注 便中调配合工期进行整定计算并下发继电保护定值。如因资料延误，工期顺延。 上述资料附两份资料清单，并加盖电厂公章，核对齐全后签字交接。 31

、内蒙古电网继电保护、故障录波及故障信息远传装臵选型原则

（按设备型号拼音排序）

1. 220kV线路保护选型原则

1.1 分相电流差动保护

CSC-103B 北京四方继保自动化股份有限公司 PRS-753 深圳南瑞科技有限公司 PSL-603G 国电南京自动化股份有限公司 RCS-931B 南京南瑞继保工程技术有限公司 WXH-803(A) 许继电气股份有限公司 1.2 微机高频闭锁距离零序保护

CSC-101B 北京四方继保自动化股份有限公司 PSL-602 国电南京自动化股份有限公司 RCS-902B 南京南瑞继保工程技术有限公司 WXH-802(A) 许继电气股份有限公司 PRS-702 深圳南瑞科技有限公司 1.3 纵联方向保护

CSC-102B 北京四方继保自动化股份有限公司 PRS-701 深圳南瑞科技有限公司

RCS-901B 南京南瑞继保工程技术有限公司 WXH-801(A) 许继电气股份有限公司 PSL-601 国电南京自动化股份有限公司 2. 220kV变压器保护选型原则

CSC-326 北京四方继保自动化股份有限公司 PST1200 南京新宁电力技术有限公司 RCS-978 南京南瑞继保工程技术有限公司 SG T756 国电南京自动化股份有限公司

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2 PRS-778 深圳南瑞科技有限公司 WBH-800(A) 许继电气股份有限公司 3. 故障录波器选型原则

FH-3000 成都府河电气集团有限公司 SH2000C 深圳双合电脑系统有限公司 WDGL－X、B、F/V 山东山大电力技术有限公司 YS-89A 南京银山电子有限公司 ZH-3 武汉中元华电科技有限公司 4. 故障信息系统选型原则

CSFM-2002 北京四方继保自动化股份有限公司 FH-5000 成都府河电气集团有限公司 NS8000 国电南思系统控制有限公司 YS-3000A 南京银山电子有限公司 5. 220kV（110kV）母线保护选型原则

BP-2B 深圳南瑞科技有限公司

CSC-150 北京四方继保自动化股份有限公司 RCS-915 南京南瑞继保工程技术有限公司 WMH-800(A) 许继电气股份有限公司 WMZ-41（SG B750） 国电南京自动化股份有限公司 6. 110kV联络线保护选型原则

CSC-160系列 北京四方继保自动化股份有限公司PSL－620系列 国电南京自动化股份有限公司 RCS-900系列 南京南瑞继保工程技术有限公司 WXH-810系列 许继电气股份有限公司 PRS-753 (分相电流差动) 深圳南瑞科技有限公司

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3、继电保护技术监督报告

单位 年 月 日 工程项目名称 技术监督组织机构 电力系统继电保护技术监督规定（试行）（电安生[1997]356号） 技术监督 内蒙古电力系统继电保护技术监督规定（内电调[1998]14号） 依据标准 相关国家、行业、自治区、本单位有关继电保护规定 继电保护装臵选型是否满足《内蒙古西部电网继电保护及故障1 录波装臵与选型原则》 2 本工程技术监督范围 3 本工程是否实行全过程技术监督 4 工程施工过程中安全工作 5 装臵安装及二次回路施工情况 6 有关继电保护规定及反措执行程度 7 整个过程中继电保护工作标准化作业情况 8 验收工作是否认真执行 9 验收人是否保持稳定并有一定的现场工作经验 技术监督 10 相互动作试验及整组试验 监督项目 11 继电保护装臵投运时是否编写现场运行规程 12 运行人员对即将投入运行的保护装臵熟悉情况 13 定值情况 14 检修人员对新投入运行的保护装臵熟悉情况 15 备品情况及专用调试工具 16 竣工资料交接 17 18 19 20 存在问题 及处理意见 工程是否具 备条件投入 监督人（签字） 签 字 监督执行单位（公章） 备注： 1、继电保护技术监督执行单位及监督人必须对所监督工程项目监督内容的完整性、真实性、正确性负责，并以此作为今后工作评价的依据。

2、技术监督监督项目表中仅列16项，其余项目根据具体装臵及相关规定由技术监督人员现场确定，但必须保证继电保护装臵运行后安全可靠。

3、上报《继电保护技术监督报告》时，有关单位应按上述格式使用计算机填写。

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4、继电保护专业验收报告

单位 年 月 日 工程项目名称 验收工作的组织机构 存在问题及处理意见 继电保护工程项目 可否投运意见 验收人（签字） 签 字 验收执行单位（公章） 备注：

1、验收执行单位及验收人必须对继电保护工程项目验收内容的完整性、真实性、正确性负责，并以此作为今后工作评价的依据。 2、《内蒙古电力系统继电保护工程验收条例》附件规定了验收所做内容，《继电保护专业验收报告》填写附件项目并上报。

3、上报《继电保护专业验收报告》时，有关单位仿照上述格式用计算机填写。

附表1：外观检查内容及验收标准 序号 检查内容 1 装臵的构成是否与设计相符合 主要设备，辅助设备，导线与端2 子以及采用材料等的质量 3 安装外部的质量 4 与现行规程和反措要求是否相符 5 技术资料试验报告是否完整正确 屏上的标志应正确清晰，且实际6 情况应与图纸和运行规程相符 检查剥切电缆时是否损伤线芯和保留的绝缘层，电缆终端是否包扎或热缩套，电缆敷设是否平整齐正，电缆芯和导线的标号是否正确完整，端子排压接线是否可7 靠牢固，变压器、电抗器、开关等设备上分布的二次电缆是否进电缆槽盒，裸露电缆是否穿蛇皮管 8 9 10 验收标准 符合要求 符合要求 符合要求 符合要求 完整正确 符合要求 备注 剥切电缆时不应损伤线芯和保留的绝缘层，电缆终端应包扎或热缩套。电缆敷设平整齐正。电缆芯和导线的标号应正确完整，不易擦除。端子排压接线可靠牢固。变压器、电抗器、开关等设备上分布的二次电缆必须进电缆槽盒，裸露电缆必须穿蛇皮管。 多单元公用一块保护屏或控制保护(控制)屏前后元件布屏，是否有明显标志 臵应按回路明显分开 屏、柜、端子箱、接线盒封堵 已封堵 保护装臵的箱体必须可靠接地检查 接地

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附表2：二次回路安装质量的检查内容及验收标准 序号 检查内容 二次电缆的截面及屏蔽接地 验收标准 1)强电控制回路电缆截面≥1.5mm2 2)弱电控制回路电缆截面≥0.5mm2 3）电流回路电缆截面≥2.5mm2 4）集成、微机型保护必须使用屏蔽电缆，电缆屏蔽层两端应同时接地 5）高频同轴电缆的屏蔽层应在开关场和控制室分别接地:开关场侧,用不小于10 mm2的绝缘导线从结合滤波器中引出,与离它3m～5 m处的高频汇流线连接；保护室侧,在收发信机背后端子用2.5mm2多股铜导线与保护屏后面的接地小铜排连接 编号正确、字迹清晰、不易擦除 齐全、正确，与图纸符合 齐全、正确，与图纸符合，便于操作 1）保护屏必须有接地小铜排，保护屏后有关接地均应接至该小铜排上,并用截面≥6mm2多股铜线与控制室电缆夹层的100mm2铜排一点可靠连接 2）微机型、静态型保护的电缆层内应敷设100mm2专用接地铜排，并将接地铜排经一点与控制室接地网连通 3)有高频保护的厂站,在主电缆沟内敷设一根100mm2高频汇流线,汇流线在控制室电缆层与地网连接,并延伸连接到保护专用接地铜排 符合部颁《电力系统继电保护及安全自动装臵反事故措施要点》第4条要求 离地至少350mm以利电缆排放。每个端子单侧接线宜为1根线，不得超过2根且不得不同截面。直流正负极不能接到相邻端子上。跳合闸回路不能与正电源相邻 符合反措要求，选用特性一致同一厂家产品，应有名称编号 备注 1 2 3 4 二次接线编号 保护屏上元件标志 面板操作元件 保护屏接地 5 压板 6 端子排及其接线 7 注 直流系统小开关（熔丝）配臵 注：该项目主要由工厂验收把关。 8

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附表3：电流互感器及其回路的检查内容及验收标准 序号 1 2 3 4 验收标准 出厂报告 报告齐全，符合要求 极性检查 极性正确，接线符合要求 变比检查 符合要求 二次绕组励磁特性 测励磁特性，符合出厂报告；核对CT次级各绕组的准确度，检查其使用的正确性 二次回路接线及一点接地检查 接线正确，引线压接可靠。CT接线盒内电缆留有余度，进线孔应有塑料护套，接线盒金属边缘距电缆及线芯绝缘层最小距离5mm。独立电流回路只有一个接地点（接到开关场）(黄绿相间地线)；几组电流互感器二次组合的电流回路，接地点选在保护室；电流互感器备用次级引至开关端子箱短接接地，电流互感器末屏应可靠接地 二次负载测量 回路压降经验算应满足10%误差要求 用1000V摇表检查CT二次绕组对符合要求 外壳及绕组间、全部二次回路对地及同一电缆内的各芯间的绝缘电阻 多绕组CT接入保护回路接线原二次绕组分配应注意，不允许则检查 产生保护死区 带负荷检查：测量每相及零序回符合要求 路电流值；测量各相电流的极性及相序；定相；对接有差动保护或电流相序滤过器的回路，测量不平衡值 检查内容 备注 5 6 7 注 8 9

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附表4：电压互感器及其回路的检查内容及验收标准 验收标准 备注 出厂报告 报告齐全，符合要求 极性检查 极性正确，接线符合要求 变比检查 符合要求 二次回路接线及接地检查 接线正确，引线压接可靠，CVT注 接线盒内电缆留有余度，进线孔应有塑料护套，接线盒金属边缘距电缆及线芯绝缘层最小距离5mm。经保护室零相小母线（N600）连通的几组CVT二次回路，只应在保护室一点接地(黄绿相间地线)，各CVT二次中性点在开关场CVT端子箱经放电器接地 5 检查放电器的安装 符合规定 6 检查CVT二次回路中所有熔断器符合要求 （自动开关）、熔断（脱扣）电流是否合适,上下级之间要能配合 7 测量二次压降 保护回路＜3%Ue 8 用1000V摇表检查CVT二次绕组符合要求 对外壳及绕组间、全部二次回路对地及同一电缆内的各芯间的绝缘电阻 9 投入系统电压后的检查：测量每符合要求 一个二次绕组的电压；测量相间电压；测量零序电压；检验相序；定相 注：母线CVT二次回路接地点宜选在保护室；线路CVT可看成“独立PT”，在开关场实行一点接地。 序号 1 2 3 4 检查内容

附表5：有关操作信号设备及其回路的检查及验收标准 序号 检查内容 1 检查熔断器 2 用1000V摇表测量电缆芯对地及对其他各芯间的绝缘电阻 3 检查监控系统报警信号、事件信号的正确性 4 检查信号直流回路与保护及安全自动装臵的直流回路是否存在寄生回路

验收标准 与设计相符 ＞1MΩ 报文齐全正确 不存在寄生回路 备注 38

附表6：二次回路的绝缘试验项目及验收标准 验收标准 备注 保护屏端子（外部断开）电流、 电压、直流控制信号各自对地；各回路间用1000V摇表测量＞10 MΩ 二次回路用1000 V摇表测量绝 缘电阻＞1 MΩ 2 工频耐压试验 上述绝缘电阻合格后，交流耐注 压1000V， 1min 注：根据GB50150-91《电气安装工程电气设备交接试验标准》，对二次回路的工频耐压试验可使用2500V兆欧表测试来代替。 序号 检查内容 1 绝缘电阻

附表7：新安装继电器试验内容及验收标准

序号 检查内容 验收标准 备注 1 按厂家技术资料重点复试某些重符合规程规范及厂家要求 注 要的技术数据 2 在整定位臵下录取完整的电气特符合规程规范及厂家要求 性和测定某些主要电气参数 3 出口中间继电器动作值 50%Ue＜Udz＜70%Ue 注：按照国调、网调、调通中心组织制定的各类保护校验规程校验。如暂时没有校验规程，由网调、调通中心及运行、基建、监理部门按生产厂技术说明书要求共同讨论，规定检验项目。

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附表8：新安装装臵的整组试验内容及验收标准（DC为80%额定电压） 序号 检查内容 1 检查定值及CRC校验码 验收标准 满足整定单要求；CRC校验码符 合《2005年度华北电网微机继电保护装臵软件版本》 符合精度要求 一致 模拟短路故障中均能动作，信 号指示正确 保护动作符合要求 动作可靠 性能符合设计要求 符合运行要求 应不存在寄生回路 备注 2 3 4 5 6 7 8 9 检查采样值 检查保护跳闸相别与开关跳闸相别 在同一类型的故障下，应该同时动作于发出跳闸脉冲的保护 模拟区内、区外不同故障类型 用电流起动（或保持）的直流继电器动作性能 相互间的闭锁回路 检查操作把手及连片的连线、名称、位臵标号 用拉合直流电源的方法检查保护直流回路是否存在寄生回路。进行所有保护整组检查，模拟故障检查保护压板的唯一对应关系，避免有任何寄生回路存在。 检查断路器跳、合闸的可靠性 单相及综合自动重合闸的动作方式；带开关传动。 高频保护的整组试验：应与高频通道和线路对侧的高频保护配合一起进行模拟区内、区外故障时保护动作行为的检验。 一条线路如有二套保护，整组试验要用电流串联、电压并联的方法模拟二套保护同时动作并且联动重合闸试验 与相关回路（如母差、失灵保护等）的相互动作试验及联跳开关试验 故障信息系统试验：子站同变电站内保护装臵之间进行传输试验；子站同主站之间试验 故障录波器试验 10 11 12 可靠跳、合闸 满足规定的方式，不发生多次 重合 动作结果符合逻辑。 13 二套保护动作正确，重合闸动 作也正确 14 回路正确，符合设计要求 15 正确传输保护装臵动作信息 16 正确记录保护动作信息及电流电压波形

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附表9：CT回路大电流试验及CVT回路电压试验内容及验收标准 序号 检查内容 验收标准 1 保护CT根部通大电流 电流回路可靠正确 2 保护CVT回路根部通电压试验， 电压回路可靠正确 备注 附表10：用一次电流与工作电压检验内容及验收标准 序号 检验内容 1 测量电流、电压的相位关系 2 各套保护间的电流、电压回路的相别及极性 3 改变接线模拟保护动作 4 检查差动保护接线及差电流 5 变压器冲击校验变压器差动保护 6 高频保护通道检查 验收标准 符合要求 符合设计要求 动作正确 接线及相位正确 应能躲开励磁涌流，不误动 符合要求 备注 附表11：变压器本体保护检验内容及验收标准

序号 1 2 3 4 检查内容 瓦斯继电器接线盒密封性 瓦斯继电器出口中间继电器 瓦斯继电器接点绝缘电阻 压力释放回路绝缘电阻 验收标准 防雨、防潮措施良好 50%Ue＜Udz＜70%Ue 1000V摇表＞10 MΩ 1000V摇表＞10 MΩ 备注 附表12：竣工资料 序号 检查内容 1 设计变更单 2 3 4 5 6 7 验收标准 完整、目录齐全并有执行情况记录 设计修改单的内容已全部反映竣工图 在竣工图上，竣工图应与实际相符 保护装臵说明书、出厂资料 目录齐全、资料完整 安装技术记录 齐全 试验报告及验收签证 试验项目齐全，符合要求 与保护相关设备技术参数及调试齐全 数据 继电保护调试、试运中缺陷的分完整正确如实反映实际情况 析及处理总结报告及调试试运中的保护运行小结 备注

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附表13：备品备件及专用调试装臵 序号 1 2 备品清单 调试用仪器、仪表 检查内容 验收标准 符合合同备品清单，随机备品 用后剩余清单 实物符合清单，专用调试装臵 外表及功能无损坏，随机的技术资料说明书齐全 备注

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三、调度自动化部分 序号 1 2 3 4 资 料 内 容 综合自动化系统、远动设备、电量采集器生产厂家、设备型号。 厂站一次接线图。 综合自动化系统配臵图。 备 注 线路、变压器、变压器分接头位臵、发电机、电抗器和电容器电器 参数。 远动信息表，即遥测、遥信的顺序表。 遥测信息表包括序号、名称、（CT、PT变比），遥信信息表包括序号、名称。 遥信应包括厂站内所有刀闸、开关位臵信号；遥测包括站内所有有功、无功、母线电压、频率、有载调压变压器分接头位臵量测值。 遥测、遥信排列顺序按照重要到次要的先后顺序编排。 5 6 7 系统设备支持的通道方式、通讯波特率。 系统设备支持的通信规约，网络应用层协议。 线路杆塔及变电站坐标数据测量表。 内容包括：线路名称、电压等级、序号、杆号、纬度、经度、地形地貌。 电量信息表。 8 9 信息表内容包括：序号、名称、表号、系数（CT、PT变比）、接入方式、采样周期。 联系人及联系方式。 10 ＊新建扩建的发电厂、变电站的综合自动化系统、远动设备、电量 采集器必须在启动前7天，与调通中心自动化处的EMS系统、电量计量系统联调，包括远动规约调试（101、104规约），进行遥信传动，遥测数据、电量数据核对。综合自动化系统、远动设备调试顺序按备注 照先网络后专线的顺序进行调试。 ＊新建扩建的发电厂、变电站综合自动化系统、远动设备、电量采 集器投运前后，必须依据华北局下发的“华北电网基建、改（扩）建工程调度自动化管理办法”进行验收，验收工作必须有调通中心相关专业人员参加。

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四、电力通信部分 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 新机并网前重点核查内容 使用设备清单。 通信设备技术协议书。 传输系统设计资料。 通信电路运行方式。 光缆路径图。 设备配臵及通道组织图。 PCM话路分配图。 通信电源系统图。 保护通道组织图。 其他通道组织图。 设备验收报告。 设备缆线接线图。 机房平面布臵图。 该通信系统建设、施工单位名称。 通信运行管理人员名单、联系方式。 是否按照系统要求配臵设备，提供设备型号。 光缆安装情况，调试完成，是否双通道。 设备调试完成（光端机、PCM、调度机、电源）。 通道方式下达，通道调试完成。 调度电话调试情况，是否双通道。 资 料 内 容 备 注

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附录二：新建电厂（机组）并网各专业必备技术条件

一、继电保护部分

1、电厂继电保护及安全自动装臵的配臵符合相关国家标准、电力行业标准和其他有关规定要求。

2、电厂继电保护及安全自动装臵（含线路纵联保护通道加工设备）按经国家授权机构审定的设计要求安装完毕，调试项目符合相关检验规程的要求，并经国家规定的基建程序验收合格。保护及安全自动装臵二次回路正确，母差及失灵保护对每一个控制单元至少进行了1 次整组传动试验。

3、电厂已按要求落实各级继电保护专业管理部门颁发的继电保护及安全自动装臵反措要求。

4、机组的高频率保护、低频率保护、过电压保护、低电压保护、失磁和失步保护、过激磁保护、快关保护、主要辅机设备低电压保护的整定已报电网调度机构审核批准，其它有关保护的定值已报电网调度机构备案。

5、线路纵联保护装臵已完成通道对调试验，并已将通道测试数据报电网调度机构备案。

6、稳措装臵及远切、远跳装臵已完成整组传动试验、通道联调试验，并已将调试报告报电网调度机构备案。

7、电厂已核对互感器变比，其伏安特性满足规程要求。 8、电厂已完成故障信息远传系统与主站（或分站）的联调。 9、电厂已具备全部继电保护及安全自动装臵现场运行规程，运行人员已熟练掌握全部保护及安全自动装臵的操作方法。

10、电厂具备全部继电保护及安全自动装臵的施工图纸。

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二、电力通信部分

1、设备配臵

（1）新建电厂所用通信设备，应符合国际标准、国家标准、电力行业标准和其他有关规定，通信设备选型和配臵应与电网通信网协调一致，满足所接入系统的组网要求。

（2）新建电厂通信机房至少要有一路可靠的交流电源输入，且站内连续停电时间小于12 小时。

（3）通信直流电源设备应选用性能好、运行可靠的设备；通信高频开关电源整流模块应按N+1原则配臵，能可靠地自动投入，自动切换。

（4）备用蓄电池容量，应能独立维持负载容量连续运行24 小时以上。

（5）通信机房的动力电源、设备电源、维护检修及仪表电源，必须由各分开关控制。

（6）承载同一220kV及以上线路的两套继电保护、安全自动装臵业务的电厂通信站，应实现通信电源双重化配臵。

（7）已配臵必要的仪器、仪表、备品备件及工具。 （8）无24小时值班的通信站应配臵监控系统。 2、机房条件

（1）机房必须有良好的防雷接地设施，应满足部颁SDJ8-1979《电力设备接地设计技术规程》，DL548-1994《电力系统通信站防雷运行管理规程》等有关规定。

（2）通信机房应符合防火、防盗、防潮湿、防尘、防高温、防虫鼠等安全要求。

（3）通信机房温度、湿度应满足设备运行规定的环境条件要求，机房温度为10～30℃，湿度为30％～80％。

（4）进、出机房的电缆沟和孔洞必须用防火材料进行堵塞。 3、运行管理

（1）电厂通信设备按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，并已接入电力通信网。

（2）新建光缆线路已按图施工完成，并按要求对所有纤芯进行全程

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测试，测试资料已报电网调度机构备案。

（3）电厂至电网调度机构已具备两种不同路由的调度电话通道，并开通邮电长途电话。

（4）传输同一输电线路的两套继电保护信号或安全自动装臵信号的两组通信设备，应分别接入两套不同的电源系统。

（5）同一条线路的两套主保护，应采用两条完全独立的传输通道。 （6）已按电网要求开通到电网调度机构和所属地调的调度自动化信息、电力调度数据网等通道。

（7）电厂通信机房动力环境及通信设备运行状态应处于24 小时有人监视状态。无24小时值班的通信站，各通信设备主告警信息应接入电厂综合监视系统，纳入电厂电气运行统一监视与管理。

（8）电厂已配备必要的通信专责人员，已将人员名单和联系方式报电网调度机构，并确保24小时联系畅通。

（9）电厂已向电网调度机构提供必要的图纸和技术资料。

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三、调度自动化部分

1、电厂远动设备或监控系统须符合《电网调度自动化系统运行管理规程》（DL 516-93）等国家标准、电力行业标准和省电力公司其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格。

2、电厂至电网调度机构已具备两条不同路由的远动传输通道。 3、远动信息已按电网要求配臵，经过测试表明遥测精度、遥信可靠性达到设计要求并能正确传送至电网调度机构自动化系统，能正确接收电网调度机构自动化系统下发的遥控/遥调命令。

4、电厂AGC、AVC 具备与电网调度机构调度自动化系统联合调试的条件。

5、发电机组具备电量采集装臵并能够通过调度数据专网将关口数据传送至调度机构。

6、发电厂调度自动化设备能够通过专线、网络方式将实时数据传送至调度机构。

7、电能计量装臵已参照《电能计量装臵技术管理规程》（DL/T 448-2000）、设计要求进行配臵，并通过由电力公司组织的测试和验收。电厂的关口电度底码已记录。

8、电厂的二次系统按照国家电监会第5号令《电力二次系统安全防护规定》和电网调度机构有关规定的要求已实施安全防护措施。

9、电厂机房符合《电子计算机场地通用规范》（GB/T 2887-2000）的要求，配备UPS，其容量能独立维持负载容量连续运行4小时以上。

10、电厂已配备必要的自动化专责人员，并已将人员名单和联系方式报电网调度机构。

11、电厂已向电网调度机构提供必要的图纸和技术资料。

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附录三：新建电厂（机组）并网调试项目

一、发电机性能试验项目 1、发电机短路试验。 2、发电机空载试验。 3、变压器冲击试验。

4、发电机组励磁系统、调速系统、PSS 试验。 5、发电机进相运行试验。 6、发电机甩负荷试验。 7、发电机一次调频试验。 8、水电机组油压试验。 二、二次系统（专业）试验项目 （一）继电保护及安全自动装臵：

1、继电保护和安全自动装臵及其二次回路的各组成部分（含开关）整组的电气性能试验。

2、故障录波装臵的电气性能试验。 3、继电保护整定试验。 4、纵联保护双端联合试验。

5、保护及故障信息管理系统子站接入设备通讯调试；保护及故障信息管理系统子站、主站联合调试。

6、保护及故障信息管理系统主站和子站间及安全稳定控制系统主站和子站间联合调试。

7、线路故障测距装臵电气试验以及与对侧的通道联调。 （二）调度自动化系统：

1、厂站4.2.9.1条b)项中所列的相关系统和设备的现场测试。 2、厂站远动通信通道和电力调度数据网络测试。 3、厂站RTU或计算机监控系统与调度联调试验。

4、厂站遥测、遥信、遥调、遥控准确性、可靠性、实时性试验。 5、发电厂、机组AGC控制系统现地试验及与EMS主站闭环联调试验。 6、厂站电能计量装臵检验及电能量远方终端与电能量计量主站系统

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的联调试验。

7、厂站相量测量装臵（PMU）与电网实时动态监测主站系统联调试验。

8、厂站与AVC主站的联合调试。 （三）电力通信

1、并网新建通信电路的设备调试（测试项目按工程验收规定执行）。 2、并网新建通信电路的系统调试（测试项目按工程验收规定执行）。 3、并网新建通信电源系统放电和告警试验。

4、并网所需各种通信业务通道的误码率测试和收发电平测试。 5、并网通信设备监控系统试验。

6、并网调度交换机调试和调度电话通话试验。

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