智能变电站 220KV(母联)分段保护标准化作业指导书

智能变电站

分段保护调试作业指导书

              批      准：                 

              审      核：                 

              编      写：                  

              作业负责人：                  

目   次

1.    应用范围    1

2.    引用文件    1

3.    工作流程图    1

4.    调试前准备    2

4.1 准备工作安排    2

4.2作业人员要求    3

4.3试验仪器及材料    4

4.4危险点分析及安全措施    4

5.    单体调试    5

5.1 电源和外观检查    5

5.2 绝缘检查    6

5.3 配置文件版本检查    7

5.4光纤链路检查    7

5.5 采样值输入检查    8

5.6 GOOSE输入输出检查    9

5.7保护校验    10

6.    分系统调试    13

6.1带开关传动    13

6.2与其它装置的联动试验    14

6.3 站控层通讯检查    15

7.    全站功能联调    16

7.1光纤通道联调    16

7.2一次通流升压    18

8.    送电试验    19

9.    竣工    19

附录：调试报告    20

 

1.应用范围

本作业指导书适用于国家电网公司智能变电站分段保护现场调试工作，主要内容包括现场调试的准备、调试流程、调试方法及标准和调试报告等要求。

本作业指导书内容均为指导性，供现场调试工作参考。本指导书中所涉及的接线形式为双母线双分段接线，其余接线形式下的同电压等级线路保护调试可参照执行。

2.引用文件

下列标准及技术资料所包含的条文，通过在本作业指导书中的引用，而构成为本作业指导书的条文。本作业指导书出版时，所有版本均为有效。所有标准及技术资料都会被修订，使用作业指导书的各方应探讨使用下列标准及技术资料最新版本的可能性。

DL/T 860    变电站通信网络和系统

DL/T 995    继电保护和电网安全自动装置校验规程

Q/GDW 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 431  智能变电站自动化系统现场调试导则

Q/GDW 396  IEC61850工程继电保护应用模型

Q/GDW 426  智能变电站合并单元技术规范

    Q/GDW 428  智能变电站智能终端技术规范

    Q/GDW 431  智能变电站自动化系统现场调试导则

Q/GDW 441  智能变电站继电保护技术规范 

Q/GDW 679  智能变电站一体化监控系统建设技术规范

Q/GDW 678  智能变电站一体化监控系统功能规范

Q/GDW XXX    智能变电站标准化现场调试规范

《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》国家电网公司

变电站系统设计图纸

设备技术说明书

3.工作流程图

根据调试设备的结构、校验工艺及作业环境，将调试作业的全过程划分为以下校验步骤顺序，见图1。

 

图1调试流程图

4.调试前准备

4.1 准备工作安排

序号	内容	标准	备注
1	调试工作前提前2至3天做好摸底工作，结合现场施工情况制定本次工作的调试方案以及安全措施、技术措施、组织措施，并经正常流程审批。	1）摸底工作包括检查现场的调试环境，试验电源供电情况，保护装置及相关合并单元、智能终端及相关一次设备的安装情况、光纤铺设情况； 2）调试方案应细致合理，符合现场实际能够指导调试工作。
2	根据调试计划，组织作业人员学习作业指导书，使全体作业人员熟悉作业内容、危险源点、安全措施、进度要求、作业标准、安全注意事项。	要求所有工作人员都明确本次校验工作的内容、进度要求、作业标准及安全注意事项。
3	如果是在运行站工作或站内部分带电运行，提前办理工作票，并经运行单位许可；开工前需制定专门的二次安全措施票。	1）工作票应按《电业安全工作规程》相关部分执行； 2）二次安全措施票中所要求的安全措施应能有效的将工作范围与运行二次回路隔离。
4	准备SCD文件、待调试装置ICD文件、保护原理图、二次接线图、光纤联系图、虚端子表、交换机配置表、设备出厂调试报告、装置技术说明书、装置厂家调试大纲。	材料应齐全，图纸及资料应符合现场实际情况。
5	检查系统厂内集成测试记录以及出厂验收记录。	系统配置文件SCD正确，系统出厂前经相关部门验收合格。
6	检查调试所需仪器仪表、工器具。	仪器仪表、工器具应试验合格，满足本次作业的要求。
7	开工前与现场安装、施工人员做好交底工作。	了解保护装置及相关合并单元、智能终端等设备的具体情况、现场的可开展试验情况，告知其他工作人员安全风险点及危险区域。
8	试验电源进行检查。	用万用表确认电源电压等级和电源类型无误，应采用带有漏电保护的电源盘并在使用前测试漏电保护装置是否正常。

4.2作业人员要求

序号	内容	备注
1	现场工作人员应身体健康、精神状态良好，着装符合要求。
2	工作人员必须具备必要的电气知识，掌握本专业作业技能，熟悉保护设备，掌握保护设备有关技术标准要求，持有保护调试职业资格证书；工作负责人必须持有本专业相关职业资格证书并经批准上岗。
3	全体人员必须熟悉《国家电网公司电力安全工作规程》的相关知识，并经考试合格。
4	新参加电气工作的人员、实习人员和临时参加劳动的人员(管理人员、临时工等)，应经过安全知识教育后，并经考试合格方可下现场参加指定的工作，并且不得单独工作。

4.3试验仪器及材料

序号	名称	规格	数量	备注
1	数字式继电保护测试仪	支持4路以上9-2 SV输出、4路以上goose输出，支持对时功能。	1台
2	便携式报文分析仪	支持goose、SV、PTP、MMS报文的在线分析和离线存储分析，有一定统计分析功能	1台
3	兆欧表	1000V/500V	1台
4	光功率计	波长：1310/850nm， 范围：-40dB～10dbB	1套
5	红光笔		1支
6	相关测试软件	包括SCD查看软件、报文分析软件、XML语法校验软件、保护测试仪应用软件等
7	尾纤	根据装置背板光口类型和调试仪器输出光口类型选择尾纤类型	若干
8	试验直流电源
9	其它设备

4.4危险点分析及安全措施

序号	防范类型	危险点	预控措施
1	人身触电	安全隔离	(a)工作前应在危险区域设置明显的警示标识，带电设备外壳应可靠接地。
		接、拆低压电源	(a)必须使用装有漏电保护器的电源盘。
			(b)螺丝刀等工具金属裸露部分除刀口外包绝缘。
			(c)接拆电源线时至少有两人执行，必须在电源开关拉开的情况下进行。
5	机械伤害	落物打击	进入工作现场必须戴安全帽。
6	防运行 设备误动	如果是在运行站工作或站内部分带电运行，误发报文造成装置误动	工作负责人检查、核对试验接线正确，二次隔离措施到位并确认后，下令可以开始工作后，工作班方可开始工作。
			测试中需要测试仪仪向装置组网口发送报文时，应拔出装置组网口光纤，直接与测试仪连接，不应用测试仪通过运行的过程层网络向装置发送报文，以防止误跳有网路跳闸的设备。
8	防设备损坏	保护跳或控制检修、施工过程中的一次设备，造成一次设备损坏	保护或监控调试时应断开与一次设备的控制回路，传动一次设备时必须与相关负责人员确认设备可被操作。
		工作中恢复接线错误造成设备不正常工作	施工过程中拆接回路线，要有书面记录，恢复接线正确，严禁改动回路接线。
		工作中误短端子造成运行设备误跳闸或工作异常	短接端子时应仔细核对屏号、端子号，严禁在有红色标记的端子上进行任何工作。
		工作中恢复定值错误造成设备不正常工作	工作前核对保护定值与最新定值单相符，工作完成后再次与定值单核对定值无误。
		线路保护盘上线路保护通道的尾纤损坏	试验前必须在线路保护盘上拔掉线路保护通道的尾纤，做好标记并将光纤头防护罩盖好。试验完成后恢复线路保护通道的尾纤，恢复前必须用酒精清洗尾纤头，尾纤恢复后才允许做通道对调。
13	其他		(a)工作前，必须具备与现场设备一致的图纸。
			(b)禁止带电插拔插件。

5.单体调试

5.1 电源和外观检查

1）.电源检查

序号	检查项目	检查要求	备注
1	屏柜直流电源检查	1）万用表检查装置直流电源输入应满足装置要求，检查电源空开对应正确 2）推上装置电源空开，打开装置上电源开关，装置应正常启动，内部电压输出正常；
2	装置电源自启动试验	将装置电源换上试验直流电源，且试验直流电源由零缓调至80%额定电源值，装置应正常启动，“装置失电”告警硬接点由闭合变为打开；
3	装置工作电源在80%～110%额定电压间波动	装置稳定工作，无异常；
4	装置电源拉合试验	1）在80%额定电源下拉合三次装置电源开关，逆变电源可靠启动，保护装置不误动，不误发信； 2）保护装置掉电瞬间，装置不应误发异常数据。
注：检查结果记录于调试报告表3

2）.装置外观检查

序号	检查项目	检查要求	注意事项
1	屏柜及装置外观检查	1）检查屏柜内螺丝是否有松动，是否有机械损伤，是否有烧伤现象；电源开关、空开、按钮是否良好；检修硬压板接触是否良好； 2）检查装置接地端子是否可靠接地，接地线是否符合要求； 3）检查屏柜内电缆是否排列整齐，是否固定牢固，标识是否齐全正确；交直流导线是否有混扎现象；  4）检查屏柜内光缆是否整齐，光缆的弯曲半径是否符合要求；光纤连接是否正确、牢固，是否存在虚接，有无光纤损坏、弯折、挤压、拉扯现象；光纤标识牌是否正确，备用光纤接口或备用光纤是否有完好的护套； 5）检查屏柜内个装置、继电器、切换把手和压板标识是否正确齐全，且外观无明显损坏； 6）柜内通风、除湿系统是否完好，柜内环境温度、湿度是否满足设备稳定运行要求。
2	装置自检	装置上电运行后，自检正常，操作无异常。
3	装置程序检查	通过装置液晶面板检查保护程序、通信程序的版本、生成时间、CRC校验码正确。	装置保护程序应符合当地运行要求。
4	装置时钟检查	装置时间应与标准时间一致。
5	定值整定功能	定值输入和固化功能、失电保存功能、定值区切换功能正常。
注：检查结果记录于调试报告表4

5.2 绝缘检查

按照DL/T 995-2006标准的6.2.4的要求，采用以下方法进行绝缘检查：

a）将CPU插件、通信插件、开入插件拔出，并确认直流电源断开后将直流正负极端子短接，对电源回路、开入量回路、开出量回路摇测绝缘。

b）对二次回路使用1000V摇表测量各端子之间以及端子对地之间的绝缘电阻，新安装时绝缘电阻应大于10MΩ。

c）新安装时，对装置使用500V摇表测量各端子之间的绝缘电阻，对内绝缘电阻应大于20MΩ。

注：1）绝缘电阻摇测前必须断开交、直流电源；绝缘摇测结束后应立即放电、恢复接线；

2）绝缘检查结果数据记录于调试报告表5。

5.3 配置文件版本检查

5.3.1 配置文件版本及SCD虚端子检查

a）检查SCD文件头部分（Header）的版本号（version）、修订号（ revision）、和修订历史（History）确认SCD文件的版本是否正确。

b）采用SCD工具检查本装置的虚端子连接与设计虚端子图是否一致，待调试保护装置相关的虚端子连接是否正确。

注：检查结果记录于调试报告表格表6.1。

5.3.2 装置配置文件一致性检测

a）检查待调试装置和与待调试装置有虚回路连接的其它装置是否已根据SCD文件正确下装配置。

b）采用光数字万用表接入待调试装置过程层的各GOOSE接口，解析其输出GOOSE报文的MAC地址、APPID、GOID、数据通道等参数是否与SCD文件中一致；光数字万用表模拟发送GOOSE报文，检查待调试装置是否正常接收。

c）检查待调试装置下装的配置文件中GOOSE的接收、发送配置与装置背板端口的对应关系与设计图纸是否一致。

注：检查结果记录于调试报告表6.2。

5.4光纤链路检查

5.4.1发送光功率检验

用光功率计分别接收并读取分段保护的直跳口和组网口的TX的发送光功率。当波长为1310nm时读取的发送功率应在-20dBm～-14dBm范围内；光波长为850nm时，发送功率应在-19dBm～-10dBm范围内。

5.4.2接收光功率检验

将线路保护直采口、直跳口、组网口的RX拔下用光功率计测发光功率保护接收端口（Rx）上的光纤拔下，接至光功率计，读取光功率值（dBm）即为该接口的接收光功率。

接收端口的接收光功率减去其标称的接收灵敏度即为该端口的光功率裕度，装置端口接收功率裕度不应低于3dB。

5.4.3光纤连接检查

a）用红光源检查分段保护各端口与对端装置端口的连接关系是否与设计图纸一致，正确连接线路保护背板上直采口、直跳口、组网口的光纤后，保护装置的SV、GOOSE异常信息应复归。

b）通过依次拔掉各光纤连接口观察装置中SV、GOOSE的断链信息来检查各端口的配置是否与设计图纸一致。

注：检查结果记录于调试报告表7。

5.5 采样值输入检查

1）导入SCD文件，正确配置试验仪。

2）将继电保护测试仪SV发送控制块配置为分段合并单元，并将其发送口设置为与分段保护直采口连接的端口，发送光口的指示灯是否正常闪烁，如不闪烁调整光口收发尾纤的位置。

 3）设置继电保护测试仪，改变采样值关联的变量的大小和角度，启动继电保护测试仪输出SV采样值，依次观察装置中的各路采样值，是否与继电保护测试仪所加的量大小和角度一致。

4）线路保护显示值误差应满足为：电流不超过额定值的±2.5％或0.02In，电压不超过额定值的±2.5％或0.01Un，角度误差不超过1°。

测试过程中，保护各通道采样精度应选择10%~120%额定值的多个量测试多次，保护各SV端口应与设计完全一致。

5.6 GOOSE输入输出检查

5.6.1  GOOSE输入检查

1)TWJ开入检查

a)分开分段断路器，观察装置中的TWJ 开入是否正确变位，

b) 进行上述步骤时如果一次设备不具备传动条件可用报文分析仪在装置背板直跳口模拟断路器变位。需分合断路器时可在二次设备间用报文分析仪模拟保护装置发跳闸令或重合令分合断路器。 

2）检修压板开入检查

a) 投入保护装置的检修压板，观察装置中检修压板开入变位是否正常。

b) 当检修压板投入时如果GOOSE链路对端装置检修压板在分的状态则该GOOSE链路告警。

注：试验结果记录于调试报告表9.1

5.6.2  GOOSE输出检查

a）用便携式报文分析仪连接线路保护直跳口，用报文分析仪的GOOSE报文分析功能监视线路保护装置直跳口GOOSE报文中变量的变位情况。

b）从保护装置中模拟“跳闸出口”动作，检查直跳口GOOSE报文中对应变量应变位“1”，保护装置上该信号返回，对应GOOSE信号变为“0”，其他GOOSE信号应无变化。

c）采用上述相同的方法，根据实际GOOSE输出配置情况，检查其余GOOSE信号的正确性。

注：试验结果记录于调试报告表9.2

5.7保护校验

序号	项目	测试方法	备注
1	充电零序过流保护	1）仅投入充电零序过流压板， 2）加故障电压30V，故障电流ZD I01 1.05* （其中ZD I01 为零序过流Ⅰ段定值），模拟单相正方向故障，保护应可靠动作，装置面板上相应灯亮，液晶上显示“零序过流Ⅰ段”。 3）加故障电压30V，故障电流ZD I01 0.95* ，模拟单相故障，零序过流Ⅰ段保护不动。 4）校验Ⅱ段充电零序过流保护同上类似，注意加故障量的时间应大于保护定值整定的时间。 5）3）用报文分析仪检查保护动作时保护启动I-III母差失灵和启动II-IV母差失灵是否均正确动作。	0.95倍整定值可靠不动，1.05倍整定值可靠动作
2	充电过流保护	1）充电过流保护压板。 2）模拟单相故障，故障电流为1.05倍定值时应可靠动作，在0.95倍定值时可靠不动作，并在1.2倍定值下测量保护动作时间。 3）用报文分析仪检查保护动作时保护启动I-III母差失灵和启动II-IV母差失灵是否均正确动作。
注：试验结果记录于调试报告表8

6.分系统调试

6.1带开关传动

6.1.1传动前准备

 进行保护带断路器传动试验前，控制室和开关场均应有专人监视，并应具备良好的通信联络设备，以便观察断路器和保护装置动作相别是否一致，监视信号装置的动作及声、光信号指示（或计算机监控系统信息）是否正确。如果发生异常情况时，应立即停止试验，在查明原因并改正后再继续进行。

6.2.2保护带开关传动

 1）做充电过流保护跳闸，观察开关动作情况以及后台上送报文是否正确。

2）用数字式继电保护测试仪同时给A、B套分段保护装置同时加量，使两套保护同时动作，观察开关是否跳开，以确认断路器两组线圈极性是否一致。

3）断路器在跳闸位置，模拟断路器压力闭锁合闸动作，手合断路器，断路器无法合闸；断路器在合闸位置，模拟断路器压力闭锁操作动作，手跳断路器，断路器无法分闸；

 4）合上断路器，手合开关的同时模拟任一保护动作，断路器正确跳闸，不会出现跳跃现象，对于分相断路器应分别模拟三相的两组跳闸线圈。

注：试验结果记录于试验报告表11.1

6.2与其它装置的联动试验

6.2.1与母线保护的联动试验

1）配置并连接继电保护测试仪和待调试装置，依次做第一套、第二套分段保护充电过流动作，观察开关动作是否正确，装置中的开关量变位及报文是否正确，I-III母线保护和II-IV母线保护中相应的失灵启动开入变位是否正确，后台光字和告警信息是否正确。

2）退出装置中启动I-III母线保护失灵压板重复上述试验I-III母线保护失灵开入应可靠不动作。退出装置中启动II-IV母线保护失灵压板重复上述试验II-IV母线保护失灵开入应可靠不动作。

3）待测线路保护装置与边中断路器保护检修压板状态对保护的影响应满足下表

分段保护检修状态	母线保护检修状态	GOOSE开入是否生效
投入	投入	是
投入	退出	否
退出	投入	否
退出	退出	是

6.2.2与合并单元的联动试验

1）用常规试验仪在合并单元处加入电流观察线路保护装置上反应的电流大小、相位关系、组别是否正确。

2）上述试验中，在分段保护启动的条件下退出线路保护中相应的SV压板保护装置应仍能正确反应合并单元采样值，并正确动作。停止试验仪输出使保护线路采样值归零，此时退出相应SV压板再次启动试验仪从合并单元加量保护装置采样值应为零，并可靠不动作。

3）通过在合并单元加量观察保护装置的动作情况检查分段保护装置与断路器合并单元的检修压板配合，检修压板状态与对保护动作的影响应满足下表

保护检修状态	合并单元检修状态	相关保护功能是否闭锁
投入	投入	否
投入	退出	是
退出	投入	是
退出	退出	否

6.2.3与智能终端的联动试验

加量使线路保护动作线路保护装置与断路器智能终端的检修压板状态与智能终端出口情况的关系应满足下表

保护检修状态	智能终端检修状态	保护装置动作智能终端是否出口
投入	投入	是
投入	退出	否
退出	投入	否
退出	退出	是

注：试验结果记录于试验报告表11.2

6.3 站控层通讯检查

1）通讯状态检查

从后台检查待调试保护装置与后台的通讯状态是否正常

2）告警信息检查

用装置的通讯传动功能开出或通过使装置开入变位、告警或告警复归、启动、动作等方法使装置向后台上送报告，观察后台告警信息是否正确。

3）软压板检查

从装置上依次操作使软压板分合（包括功能压板、goose链路压板、SV链路压板等）装置中所有软压板，从后台观察软压板变位是否正确。依次从后台遥控软压板从保护装置上观察软压板变位是否正确。

4）定值召唤和修改功能够检查

a) 依次从后台召唤保护装置各区定值，与装置中各区定值核对是否正确。

b) 修改装置各区定值并从后台重新召唤该区定值检查定值变化是否正确。

c) 从后台召唤当前定值区区号检查与装置的当前定值区号是否一致,从装置上切换当前定值区，并从后台重新召唤当前定值区号观察，当前定值区号变化是否正确。

d) 从后台遥控切换装置当前定值区，从装置上检查当前定值区变化是否正确。

5）召唤录波功能检查

加量使保护装置启动或动作录波，从后台召唤录波文件，打开录波文件检查与保护装置动作情况是否一致。

注：试验结果记录于调试报告表11.3。

7.全站功能联调

可根据实际工程和施工情况采用以下的一次升流、升压方法进行试验：

1）一次通流试验

a)用升流器从电流互感器一次侧注入工频交流电流。

b） 依次从所有接收本间隔合并单元SV采样的IED设备（包括本间隔保护装置、本间隔测控、母线保护、故障录波和网络分析装置等）中检查本间隔采样值的大小、相别是否正确。

c)在升流试验中可将同一电压等级不同两个间隔的互感器反极性串联注入一次电流，从母线保护装置中检查母线保护差流应为0，这两个间隔电流采样的角度差应为180度。 

d）将上述步骤中检查正确的间隔与其它间隔互感器反极性串联注入电流，检查母线保护中的差流和角度差。

2）电流互感器极性检查

a)电流互感器的极性检查应在一次通流试验过程中进行。

b）如果是常规互感器和合并单元的组合，可先用常用的直流法检查互感器极性是否正确，然后将蓄电池的负极与合并单元电流输入的N端子连接，再用蓄电池正极点合并单元电流输入的A/B/C端子，同时从网络分析和故障录波装置上观察该组电流的实时波形。如果波形在正半轴则合并单元为正极性输出。

c)如果是电子式互感器可将蓄电池负极与互感器P2端连接正极点互感器P1端，同时从网络分析和故障录波装置上观察该组电流的实时波形。如果波形在正半轴则互器器极性为正极性。

3）一次升压试验

a)依次从电压互感器依次侧加入三相工频交流电压。

b）依次从所有接收本间隔合并单元SV采样的IED设备（包括本间隔保护装置、本间隔测控、故障录波和网络分析装置等）中检查本间隔采样值的大小、相别是否正确。

注：试验结果记录于调试报告表13

8.送电试验

1）从装置菜单调阅采样值显示，核对保护装置各路采样数值、电压电流相序、电压电流之间的相位等参数是否与实际负荷状况相符。

2）观察各差动保护中差流值是否在正常范围内。

注：试验结果记录于试验报告表14

9.竣工

序号	内容	备注
1	全部工作完毕，拆除所有试验接线（先拆电源侧）
2	仪器仪表及图纸资料归位。
3	全体工作人周密检查施工现场、整体现场，清点工具及回收材料
4	状态检查，严防遗漏项目
5	工作负责人在检修记录上详细记录本次工作所修项目、发现的问题、试验结果和存在地问题等
6	经值班员验收合格，并在验收记录卡上各方签字后，办理工作票终结手续

附录：调试报告

XX工程XX分段保护调试报告

变电站名称：

间隔名称：

装置类型：

生产厂家：

调试负责人：

调试人员：  

调试日期：

1．调试与整定依据

1.1 调试依据

GB 14285  继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T 15147  电力系统安全自动装置设计技术规定

DL/T 478  继电保护和安全自动装置通用技术条件

DL/T 587  微机继电保护装置运行管理规程

DL/T 769  电力系统微机继电保护技术导则

DL/T 782  110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程

DL/T 860  变电站通信网络和系统

DL/T 995  继电保护及电网安全自动装置检验规程

Q/GDW 161 线路保护及辅助装置标准化设计规范

Q/GDW 267  继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定

Q/GDW 441 智能变电站继电保护技术规范

Q/GDW 396 IEC 61850工程继电保护应用模型

Q/GDW 6 智能变电站调试规范

Q/GDW 431 智能变电站自动化系统现场调试导则

Q/GDW 414 变电站智能化改造技术规范

Q/GDW 426 智能变电站合并单元技术规范

Q/GDW 428 智能变电站智能终端技术规范

Q/GDW XXX 智能变电站标准化现场调试规范

国家电网安监〔2009〕6号  国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）

1.2 整定依据

____ 线路保护依据 _______ 提供的调试定值单进行调试，投运时使用正式定值单。

2．基本信息

2.1 装置基本信息

序号	项目	内容	是否为国网标准版本
1	装置型号		□是     □否
2	生产厂家
3	设备唯一编码		□是     □否
4	程序版本		□是     □否
5	程序校验码
6	程序生成时间
7	icd版本		□是     □否
8	icd校验码
9	icd生成时间
10	SCD版本
11	SCD校验码
12	通信程序版本
13	通信程序校验码
14	通信程序生成时间

2.2 仪器设备基本信息

序号	仪器名称	型号	铭牌编号	证书号	有效期
1
2
3
4
5

3．电源和外观检查

序号	项目	检查结果	要求
1	屏柜输入直流电源幅值		DC110V或220V
2	正常电源装置启动情况		正常启动
3	80%电源装置启动情况
4	110%电源装置启动情况
5	80%电源拉合三次，装置工作情况		正常工作
6	掉电瞬间，装置输出情况		不误发异常数据
7	装置自检		自检正常
8	装置程序检查		程序版本与订货合同相同
9	装置时钟检查		对时功能正常
10	定值整定功能		可正常整定定值

结论：

4.屏柜装置及外观检查

序号	项目	检查结果	要求
1	接线是否可靠		所有端子接线可靠、标识明确、布局合理，接地端子接地可靠
2	接地端子是否可靠接地
3	检修压板是否良好
4	标识是否明晰
5	光纤连接是否符合要求
6	电缆布线、接线是否可靠

结论：

5．绝缘检查

序号	项目	绝缘电阻（MΩ）	要求
1	直流电源对地		大于20MΩ
2	开入端子对地
3	信号输出端子对地
4	二次回路对地		新安装时大于10MΩ，定检时大于1MΩ
5	二次回路之间

结论：

 

6．配置文件检查

6.1配置文件版本及SCD虚端子检查

序号	项目	检查结果	要求及指标
1	SCD文件检查		虚端子连线正确，与设计虚端子图相符
2	虚端子对应关系检查		检查SCD文件虚端子连接关系与设计图纸是否一致
3	过程层数据与装置端口对应关系检查		GOOSE、SV接收发送与端口的对应关系正确与设计图纸相符

 6.2装置配置文件一致性检查

序号	项目	检查结果	要求
1	A网IP地址		与SCD配置文件一致
2	B网IP地址
3	GOCB数量
4	GOOSE MAC地址
5	GOOSE APPID
6	GOID
7	GOOSE通道数量

结论：

7.光纤链路检查

端口	发光功率/dBm	接收光功率/dBm	光功率裕度/dB	要求
直采口	————			光波长1310nm，发送功率：-20dBm～-14dBm；光波长850nm，发送功率：-19dBm～-10dBm； 装置端口接收功率裕度不应低于3dBm
直跳口
线路保护组网口
备注：光波长：    nm，————表示不需要测试

结论：

8.SV输入检查

8.1SV采样精度检查

通道	外加电压和电流值	70V/3A	50V/1A	30V/0.5A	10V/0.1A
保护电压	Ua
	Ub
	Uc
电流1（启动）	Ia1
	Ib1
	Ic1
电流2（逻辑判断）	Ia1R
	Ib1R
	Ic1R

9.GOOSE开入开出检查

9.1 GOOSE开入检查

序号	项目	检查结果	要求
1	TWJ开入		开关量正确变位
4	压力低闭锁重合
5	闭锁重合闸1
6	闭锁重合闸2
7	远方跳闸1（母差启动远跳）
10	检修压板开入

结论：

9.2GOOSE输出检查

 

序号	项目	检查结果	要求
1	跳开关A相		开出变位正确，报文变化符合DL/T860要求
2	跳开关B相
3	跳开关C相
4	重合闸出口
5	永跳出口
6	启动母线保护失灵出口

结论：

10．保护定值校验（此处不需精度要求，满足95%，105%即为满足精度要求）    

10.1 纵联差动保护定值校验

模拟故障相别		整定值	A	B	C
DI	105%整定值下动作行为
	95%整定值下动作行为
	动作时间(ms)
选相元件动作正确性
方向元件动作正确性
GOOSE出口动作正确性
闭锁重合动作正确性

结论：

10.2距离保护校验

1）接地距离I段保护（圆特性和四边形特性的的区别在指导书中体现）

模拟故障相别		整定值	A	B	C
ZI	105%整定值下动作行为
	95%整定值下动作行为
	动作时间(ms)
选相元件动作正确性			A相	B相	C相
方向元件动作正确性
Goose出口动作正确性
闭锁重合动作正确性

结论：

2）相间距离I段保护                                                  

模拟故障相别		整定值	AB	BC	CA
ZI	105%整定值下动作行为
	95%整定值下动作行为
	动作时间(mS)
选相元件动作正确性
方向元件动作正确性
Goose出口动作正确性
闭锁重合动作正确性

结论：

3）接地距离II段保护

模拟故障相别		整定值	A	B	C
ZII	105%整定值下动作行为
	95%整定值下动作行为
	动作时间(mS)
选相元件动作正确性
方向元件动作正确性
Goose出口动作正确性
闭锁重合动作正确性

结论：

4）相间距离II段保护                                                  

模拟故障相别		整定值	AB	BC	CA
ZII	105%整定值下动作行为
	95%整定值下动作行为
	动作时间(mS)
选相元件动作正确性
方向元件动作正确性
闭锁重合动作正确性
Goose出口动作正确性
灵敏角

结论：

5）接地距离III段保护

模拟故障相别		整定值	A	B	C
ZIII	105%整定值下动作行为
	95%整定值下动作行为
	动作时间(mS)
选相元件动作正确性
方向元件动作正确性
闭锁重合动作正确性
Goose出口动作正确性
灵敏角

结论：

6）相间距离III段保护                                                  

模拟故障相别		整定值	AB	BC	CA
ZIII	105%整定值下动作行为
	95%整定值下动作行为
	动作时间(mS)
选相元件动作正确性
方向元件动作正确性
闭锁重合动作正确性
Goose出口动作正确性
正序灵敏角

结论：

 

10.3零序保护定值检验    

1）零序过流II段保护

模拟故障相别		整定值	A	B	C
Io	105%整定值下动作行为
	95%整定值下动作行为
	动作时间(mS)
方向元件动作正确性
闭锁重合动作正确性
Goose出口动作正确性
正序灵敏角

结论：

2）零序过流III段保护

模拟故障相别		整定值	A	B	C
Io	105%整定值下动作行为
	95%整定值下动作行为
	动作时间(mS)
方向元件动作正确性
闭锁重合动作正确性
Goose出口动作正确性
正序灵敏角

结论：

3）零序过流加速段保护

模拟故障相别		整定值	A	B	C
Io	105%整定值下动作行为
	95%整定值下动作行为
	动作时间(mS)
	闭锁重合动作正确性
	Goose出口动作正确性

结论：

10.4 PT断线过流保护定值检验

 

模拟故障相别	整定值	A	B	C
105%整定值下动作行为	I= 5A t= 6s
95%整定值下动作行为
动作时间

结论：

10.5  CT断线

 

模拟故障相别	整定值	A	B	C
105%整定值下动作行为
95%整定值下动作行为
动作时间
闭锁差动保护试验

结论：

10.6  TV断线

模拟故障类型	整定值	零序电压	负序电压	低电压
105%整定值下动作行为
95%整定值下动作行为
动作时间
闭锁距离保护试验

结论：

 

11.分系统调试

11.1保护带开关传动

序号	测试项目	要求及指标	检测结果
１	保护带开关单跳单重	开关动作正确，保护及智能终端动作灯及指令灯正确，
2	保护带开关永跳	保护装置于智能终端检修位置一致时保护装置动作可出口，不一致时保护动作不能出口
3	断路器防跳功能检查	断路器的防跳功能应满足反措要求，可正确实现远方和就得防跳功能
4	弹簧压力机SF6压力闭锁功能检查	通过试验模拟弹簧压力和SF6压力低于阈值相应的闭锁继电器应正确动作，可正确闭锁断路器动作并可正确上送告警信号
5	保护整组动作时间	测试保护至智能终端整组动作时间

结论：

 

11.2与其它IED设备配合的联动

 

序号	测试项目	要求及指标	检测结果
１	与合并单元检修位置配合	当合并单元与保护装置检修压板位置一致时保护可以动作，不一致时保护装置闭锁
2	与智能终端检修位置配合	保护装置于智能终端检修位置一致时保护装置动作可出口，不一致时保护动作不能出口
3	与母线保护检修位置配合	线路保护欲断路器保护检修压板位置一致时保护装置动作能够启动母线保护失灵，不一致时线路保护动作不能启动母线保护失灵
5	保护整组动作时间	测试保护至智能终端整组动作时间

结论：

11.3．站控层通讯检查

 11．3.1与后台通讯检查

序号	项目	要求及指标	检查结果
1	站控层通讯状态检查	监视装置的站控层通讯是否稳定，是否有中断、错误等异常情况
2	定值召唤和修改检查
3	召唤录波检查
4	遥控切换定值区

结论：

11.3．2软压板位置上送及遥控检查

序号	压板类型	压板名称	要求及指标	检查结果
1	硬压板	检修压板	上送软压板位置与装置中软压板位置一致，在装置中操作软压板后台相应的软压板位置可正确变位。从后台遥控投退软压板装置中软压板正确变位
2	功能软压板	通道1差动保护
3		通道2差动保护
4		过电压保护
5		停用重合闸
6		远方修改定值
7		远方切换定值区
8		远方控制压板
9	GOOSE出口压板	跳闸出口
12		重合闸出口
13		永跳出口
14		启动母线保护失灵出口
15	MU接收压板	合并单元MU 接压板

结论：

12光纤纵差通道检查   

项目	要求	检查结果
通道采样	本侧分别加入A、B、C相电流,对侧观察装置中的对侧电流值，应等于本侧电流值乘以本侧CT变比除以对侧CT变比。
	对侧分别加入A、B、C相电流,本侧观察装置显示情况，本侧装置中的对侧电流值应等于对侧所加电流乘以对侧CT变比除以本侧CT变比
差动保护配合试验	两侧配合加量是差流值满足差动动作值，差动保护应动作。
远传远跳	两侧配合满足远跳保护动作条件远跳保护正确动作

结论：

13．一次通流加压

 13.1  一次通流

 

CT回路	合并单元	地点	相别	电流A/角度
保护1电流	第一套合并单元		A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N
测量电流	第一套合并单元		A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N
保护2电流	第二套合并单元		A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N
计量电流	第二套合并单元		A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N

   结论：

 

13.3 PT升压

 

PT回路		合并单元	地点	相别	电压V
线路PT保护1		中开关第一套合并单元		A
				B
				C
				N
			A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N
	线路PT测量计量	中开关第一套合并单元		A
				B
				C
				N
				A
				B
				C
				N
				A
				B
				C
				N
	线路PT保护2	中开关第二套合并单元		A
				B
				C
				N
				A
				B
				C
				N
				A
				B
				C
				N
	线路PT开口角电压	中开关第二套合并单元		A
				B
				C
				N
				A
				B
				C
				N

结论：

14．带负荷检查

14.1 CT带负荷检查

 

CT回路	合并单元	地点	相别	电流A/角度	电压V
保护1电流	关第一套合并单元		A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N
测量计量电流	第一套合并单元		A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N

14.3电压检查

PT回路	合并单元	地点	相别	电压幅值	电压角度	基准值
保护电压1	第一套合并单元		A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N
测量计量	第一套合并单元		A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N
			A
			B
			C
			N
线路PT电压1	第一套合并单元		A
线路PT电压2	第二套合并单元		A

结论：

14.4差流检查

相别	本侧电流	对侧电流	角度差	未补偿差流	补偿后差流	结论
A
B
C

结论：