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220kV线路保护标准化作业指导书_图文

智能变电站 220kV 及以上电压等级线路保护调试 作业指导书

批 审 编

准: 核: 写:

作业负责人:

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目 1. 2. 3. 4.



应用范围 ........................................................................................................................... 1 引用文件 ........................................................................................................................... 1 工作流程图 ....................................................................................................................... 1 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 ............................................................................................... 8 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

智能变电站 330kV 及以上电压等级线路保护作业指导书

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220kV电压等级线路保护现场调试工作, 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。

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调试前准备

1、图纸、SCD等资料准备 2、调试工器具检查 3、出厂调试及验收记录检查 4、危险点分析及安全预控措施

电源和外观 检查 单体设备调试

绝缘检查 保护功能校 验

配置文件检 查 GOOSE开入 开出检查

光纤链路检 查 SV输入检查

分系统功能调试 带开关传动

与其它装置 的联动试验

站控层功能测 试

全站功能联调

一次升流加压

光纤通道联调

送电试验(带负荷)

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 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。 标准 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。 备注

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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。

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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。 1)工作票应按《电业安全 如果是在运行站工作或站内部分带电 工作规程》相关部分执行; 运行,提前办理工作票,并经运行单 2)二次安全措施票中所要 位许可;开工前需制定专门的二次安 求的安全措施应能有效的 全措施票。 将工作范围与运行二次回 路隔离。 准备 SCD 文件、 待调试装置 ICD 文件、 材料应齐全,图纸及资料 保护原理图、二次接线图、光纤联系 应符合现场实际情况。 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。 检查系统厂内集成测试记录以及出厂 系统配置文件 SCD 正确, 验收记录。 系统出厂前经相关部门验 收合格。 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。 开工前与现场安装、施工人员做好交 了解保护装置及相关合并 底工作。 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。 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 1 内容 现场工作人员应身体健康、精神状态良好,着装符合要求。 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。 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。 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。
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备注

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4.3 试验仪器及材料 序号 1 名称 数字式继电保护测试仪 规格 数量 备注

支持 4 路以上 9-2 SV 输出、 4 路以上 goose 输出,支持 1 台 对时功能。 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 1000V/500V 波长:1310/850nm, 范围:-40dB~10dbB

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便携式报文分析仪

1台

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兆欧表 光功率计 红光笔 相关测试软件 尾纤

1台 1套 1支

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 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

7 8 9 试验直流电源 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 安全隔离 1 人身触电 接、拆低压电源 预控措施 (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。 (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。 进入工作现场必须戴安全帽。 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。

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机械伤害

落物打击

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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, 测试中需要测试仪仪向装置组网口发送报文时, 应拔出 误 发 报 文 造 成 装置组网口光纤, 直接与测试仪连接, 不应用测试仪通 装置误动 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。 保 护 跳 或 控 制 保护或监控调试时应断开与一次设备的控制回路, 传动 检修、施工过程 一次设备时必须与相关负责人员确认设备可被操作。
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4

防设备损 坏

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中的一次设备, 造成一次设备 损坏 工作中恢复接 线错误造成设 备不正常工作 工作中误短端 子造成运行设 备误跳闸或工 作异常 工作中恢复定 值错误造成设 备不正常工作 线路保护盘上 线路保护通道 的尾纤损坏 5 其他 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。

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。 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。 (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 屏柜直流电源检 查 检查要求 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; 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; 装置稳定工作,无异常; 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。
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备注

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装置电源自启动 试验 装置工作电源在 80% ~ 110% 额 定 电压间波动

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装置电源拉合试 验

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序号

检查项目

检查要求

备注

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 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)检查屏柜内个独立装置、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。 装置上电运行后,自检正常,操作无异 常。 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。 装置时间应与标准时间一致。 定值输入和固化功能、失电保存功能、 定值区切换功能正常。 装置保护程序应符合当 地运行要求。 注意事项

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屏柜及装置外观 检查

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装置自检

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装置程序检查 装置时钟检查 定值整定功能

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。
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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线路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。
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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)用红光源检查各线路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)分别将继电保护测试仪SV发送控制块的第一组、第二组、第三组配置为边断路器合 并单元、中断路器合并单元和电压合并单元,并将其发送口设置为第一口、第二口、第三口, 选择合适的尾纤将三个光口分别连接到装置背板上的边断路器合并单元直采口、中断路器直 采口和线路PT合并单元直采口,三个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)设置用继电保护测试仪,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
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a) 同时分开边断路器和中断路器的A相,观察装置中的A相TWJ 开入是否变位, 依次在边断路器A相合位中断路器A相分位、中断路器A相分位边断路器A相合位、边开关 A相合位中开关A相合位的状态下观察装置中A相TWJ开入均应为均应为分。 b) 将保护屏上断路器检修把手打至中断路器检修位置,分合A相边断路器,观察装置中 A相TWJ开入变位是否正确。 c) 将保护屏上断路器检修把手打至边断路器检修位置,分合A相中断路器观察装置中A 相TWJ开入变位是否正确。 d) 用上述步骤中所述方法依次检查B相、C相TWJ开入是否正确。 e) 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)远跳开入检查 用报文分析仪从本间过程层交换机或中心交换机上(根据VLAN划分选择报文分析仪所连 接的端口)模拟边断路器保护失灵动作、中断路器失灵保护动作、母线保护动作跳本间隔或 本线路高抗保护动作观察保护装置中远跳开入是否为变位为1. 3)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。 4).弹簧压力闭锁重合闸开入检查 a) 依次分合 A、B、C 相边断路器在弹簧储能过程中观察线路保护装置中的弹簧压力闭 锁重合闸开入均应为 1,并且允许重合指示灯不亮。 b) 依次分合 A、B、C 相边断路器在弹簧储能过程中观察线路保护装置中的弹簧压力闭 锁重合闸开入均应为 1,并且允许重合指示灯不亮。 5).闭锁重合闸开入检查 a) 用报文分析仪从本间过程层交换机或中心交换机上(根据 VLAN 划分选择报文分析 仪所连接的端口)模拟母差保护 goose 报文将本间隔对应支路跳闸的变量置 1,观察保护装 置中闭锁重合闸开入应变为 1。 b) 从测控装置或后台进行分合闸操作观察装置中的闭锁重合闸开入应变位为 1。

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c) 用报文分析仪从本间母线保护直跳口模拟母差保护 goose 报文将本间隔对应支路跳 闸的变量置 1,观察保护装置中闭锁重合闸开入应变为 1。

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“A相跳闸出口”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 a.将装置背板上保护通道的“RX”和“TX”用尾纤 短接,构成自发自收方式; b. 投入主保护软软压板, 投入装置中开关合并单元、 边开关合并单元、PT 合并单元的 SV 接收压板; c.在保护定值中将差动保护和零序差动保护控制字 置 1;整定控制字使通讯时钟选择内时钟,投入自环 试验控制字 (如果没有自环试验控制字将装置中对侧 纵联码整定与本侧一致) ,退出电流补偿控制字 d.如果装置中有电子式互感器或合并单元路由延时 定值将其按实际值整定。 E.整定重合闸控制字,将重合闸整定至禁止方式。 F. 用数字式继电保护为装置加量。 首先加正常电压, 边断路器和中断路器电流均为 0 的状态并保持一段 时间,使装置中实测电容电流 IC 的计算值值归零。 G.根据说明书中差动保护动作方程和装置中整定的 差动保护定值、 额定电压定值、 线路容抗定值计算出 差动保护的动作值 I1 改变边断路器或中断路器电流 A 相输出值使其等于 1.05 *I1 则差动保护应正确动 作。 H.重复步骤 g 使实测电容电流 IC 的计算值规零。 I.改变边断路器或中断路器电流 A 相输出值使其等 于 0.95*I1 则差动保护应可靠不动。 j.重复上述步骤校验 B 相和 C 相的差动保护动作值。 备注

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差动保护 (加上动 作时间要 求)

差动保护控制字投 入,其他保护控制字 退出; 根据实际运行方式整 定重合闸方式; “差动定值”具体值 为:根据装置具体型 号,差动稳态差动 I 段(快速段)和 II 段(灵敏段)定值; 验证“CT 断线闭锁差 动”控制字的正确性

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K.退出差动保护压板,重复步骤 f 使实测电容电流 IC 的计算值规零。改变边断路器或中断路器电流 A 相输出值使其合流大于 1.05 倍动作值,则差动保护 应可靠不动。 1.将本装置保护纵联通构成自发自收方式。 2.投纵联压板, 保护定值控制字中“纵联距离保护” 置 1,“纵联零序保护”置 0。 3.加正常运行状态电压,等保护 PT 断线报警灯灭, 重合闸充电灯亮。 4.加故障量为纵联距离保护整定值的 0.95 倍,分别 模拟单相接地、两相和三相正方向瞬时故障。 5.装置面板上相应跳闸灯亮, 液晶上显示“纵联距离 动作”。 6.模拟上述反方向故障,纵联保护不动作。 7.加故障量为纵联距离保护整定值的 1.05 倍,分别 模拟单相接地、 两相和三相正方向瞬时故障。 纵联距 离保护应不动作 通过数字式保护测试仪施加电流、 电压量: 设置测试 仪中的零序补偿系数与装置中的零序补偿系数定值 相等。 如果是圆特性的距离保护设置试验仪输出阻抗 值的角度与待测装置中的正序灵敏角相等。 1)加故障电流 I=In,模拟短路阻抗=0.95Zx.(Ⅰ~ Ⅲ段定值),模拟相间正方向瞬时故障,应动作; 2)加故障电流 I=In,模拟短路阻抗=1.05Zx (Ⅰ~ Ⅲ段定值),模拟相间正方向瞬时故障,应不动; 3)加故障电流 I=In,模拟短路阻抗=0.7Zx (Ⅰ~ Ⅲ段定值),模拟相间正方向瞬时故障,通过测试仪 回收 GOOSE 信号测量保护的动作时间。 4)加故障电流 I=In,模拟短路阻抗=0.95Zx.(Ⅰ~ Ⅲ段定值),模拟接地正方向瞬时故障,应动作; 5)加故障电流 I=In,模拟短路阻抗=1.05Zx (Ⅰ~ Ⅲ段定值),模拟接地正方向瞬时故障,应不动; 6)加故障电流 I=In,模拟短路阻抗=0.7Zx (Ⅰ~ Ⅲ段定值),模拟接地正方向瞬时故障,通过测试仪 回收 GOOSE 信号测量保护的动作时间。 7)加故障电流 I=In,模拟短路阻抗=0.7Zx (Ⅰ~ Ⅲ段定值),模拟相间反方向瞬时故障,保护应可靠 不动作 8)加故障电流 I=In,模拟短路阻抗=0.7Zx (Ⅰ~ Ⅲ段定值),模拟接地反方向瞬时故障,保护应可靠 不动作 1)仅投入零序保护压板,按照装置中的灵敏角定值 设置测试仪中的阻抗角参数, 重合把手切换至 “综重 方式” 。将相应的保护控制字投入,等待保护充电,

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纵联距离 保护(加 上动作时 间要求)

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距离保护

分别将相间距离保护 I(II/III)段、接地 距离保护 I(II/III) 段相应控制字投入, 其他保护控制字退 出; 根据实际运行方式整 定重合闸方式; 根据实际装置型号, 验证工频变化量距离 或突变量距离保护功 能正确性; 若装置设置距离保护 软压板则需验证软压 板正确性

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零序方向 过流保护

0.95 倍整定值可 靠 不动,1.05 倍整定值 可靠动作
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直至充电灯亮。 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,装置面板上相应灯亮,液晶上显示“零序过流Ⅰ 段” ,模拟反方向故障保护应可靠不动作。 3)加故障电压30V,故障电流ZD I01 0.95* ,模拟 单相正方向故障,零序过流Ⅰ段保护不动。 4.校验Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段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。 1)仅投入距离保护压板,重合闸把手切换至综重方 式将相应的保护控制字投入, 等待保护充电直至充电 灯亮。 2)加三相相等的正序电压,使电压值低于TV断线正 序电压定值使TV断线动作。 3)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。 1)投入后备保护软压板,投入中断路器SV链路软压 板、 边断路器SV链路软压板中、 线路电压合并单元SV 链路软压板,将零序反时限保护的控制字置1,如果 说明书中要求退出零序 II段控制字的将零序 II段控 制字退出。 2)整定保护装置中的零序反时限保护动作定值、零 序反时限保护时间定值、 电流变化量定值、 零序电流 变化量启动定值、零序补偿系数定值等使其便于试 验。 3)合上边断路器或中断路器使装置中TWJ开入置0。 4) 按照4.8中所述方法为配置并连接继电保护测试仪 和待调试装置, 打开零序保护调试菜单, 将故障电流 变量关联与中断路器电流或边断路器电流均可, 按照 装置定值整定距离保护菜单中的各段零序保护动作 定值和时间定值、零序补偿系数定值,选择A相接地 瞬时故障,设置较长的故障时间。 5)设置故障电流为A倍(A的值应大于并且不能太接 近于1,否则装置动作时间太长)的零序反时限保护 动作定值,开始试验,等待TV断线告警复归后,触发 故障待保护动作后从装置报文中得到启动时间和动 作时间的时间差即实际动作时间。 6)将故障电流值代入说明书中的零序反时限特性曲 线方程计算出动作时间, 对比计算动作时间和从装置 上得到的实际动作时间应基本一致。 7)将零序保护调试菜单中故障方向改为反方向重复 上述试验保护应可靠不动作。 8)将在零序保护调试菜单中设置模拟PT断线重复上
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TV 断 线 相过流

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零序反时 限

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述试验,保护在反方向和正方向故障时均应可靠动 作。 1)根据说明书中CT断线的动作逻辑给装置加量模拟 CT断线,检查装置中CT断线告警是否正确动作 2)将CT断线闭锁差动定值置1,投入差动保护,加量 使CT断线告警动作同时满足差动保护动作方程, 观察 CT断线是否能正确闭锁差动保护。 1)调整三相电压输出值,使零序电压大于零序电压 定值定值, 负序电压定值和低电压定值不满足。 观察 装置是否有PT断线报文,PT断线告警灯是否点亮。 2)调整三相电压输出值,使负序电压定值满足,零 序电压定值和低电压定值不满足。 观察装置是否有PT 断线报文,PT断线告警灯是否点亮。 3)调整三相电压输出值,使低电压电压定值满足, 负序电压定值和零序电压定值不满足。 观察装置是否 有PT断线报文,PT断线告警灯是否点亮 1)将线路保护通道自环,投入差动保护功能压板, 通过投退控制字使远跳/远传保护不经就地判据。用 报文分析仪通过网络口模拟母线保护跳闸开入。 线路 保护中远跳/远传开入应变位为1, 并发远跳, 通过线 路保护通道自发自收后远跳保护应正确动作。 2)通过投退控制字使远跳保护经就地判据,投入某 一就地判据,加量使该就地判据满足,重复步骤1远 跳保护应正确动作。 3)依次投入各就地判据,加量校验就地判据动作值 是否正确。 1)投入过压保护软压板 2)用测试仪加入三相正序电压,使相间电压大于过 压保护动作值,过压保护应正确动作。 说明:大部分厂家远 跳和远传功能相同, 只是根据不同型号装 置配合选择远跳还是 远传通道。某些厂家 远传保护动作不直接 跳闸只使相应的 GOOSE 变量变位,这 种情况下一般使用远 跳保护或在虚端子将 远传开出连至断路器 跳闸

6

CT 断线

7

PT 断线检 查

8

远跳保护

9

过压保护

通过投退控制字将重合闸功能投至禁止方式, 将相关 10 断路器保护重合闸功能投至单重方式, 设置状态序列 进行后加速试验 注:试验结果记录于调试报告表 8 后加速功 能 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,监视中央信号装置的动作及

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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)依次做差动保护A、B、C相单跳,观察开关动作情况以及后台上送报文是否正确。 2) 模拟相间故障使保护动作使保护动作于永跳,观察断路器动作情况是否正确。 4)用数字式继电保护测试仪同时给两套保护装置同时加量,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。 5)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;(闭锁 重合/闭锁合闸/分闸,SF6压力闭锁) 6)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。 7)将就地三相不一致延时继电器整定至合适的时间,投入就地三相不一致压板,就地 合上三相断路器,并将断路器远方就地把手打至远方。用短接线点分一项断路器,三相不一 致延时继电器应动作开始计时,达到整定时间后三相不一致延时继电器三相不一致中间继电 器继电器动作跳开三相开关,合上三相开关,点分另外一相重复上述试验。 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 与断路器保护的联动试验 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、第二套差动保护A、B、C 相单跳并启动断路器保护单重,观察边开关和中开关动作是否正确,装置中的开关量变位及 报文是否正确,边中断路器保护中启动失灵重合开入变位是否正确,后台光字和告警信息是 否正确。 2)退出线路保护启动母线保护失灵压板重复上述试验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 线路保护检修状态 投入 投入 退出 退出 母线保护检修状态 投入 退出 投入 退出 GOOSE 开入是否生效 是 否 否 是
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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,在线路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线路保护装置与边中断路器合并 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 投入 投入 退出 退出 合并单元检修状态 投入 退出 投入 退出 相关保护功能是否闭锁 否 是 是 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边、中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 投入 投入 退出 退出 智能终端检修状态 投入 退出 投入 退出 保护装置动作智能终端是否出口 是 否 否 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。
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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 7.1 光纤通道联调 项目 要求 1)用光功率计和尾纤,检查保护装置的发光功率是否和 通道插件上的标称值一致 2)用光功率计检查由对侧来的光纤收信功率,校验收信 裕度,应保证收信功率裕度(功率裕度=收信功率-接收 灵敏度)满足厂家技术要求,若对侧接收光功率不满足接 收灵敏度要求时, 应检查光纤的衰耗是否与实际线路长度 相符。 3)将光纤通道恢复到正常运行方式,将定值设置为正常 运行定值,投入差动压板,保护装置纵联通道异常灯应不 亮,无纵联通道异常信号,通道状态中的各个状态计数器 应维持不变。 1)检查两侧保护装置的发光功率和接收功率,校验收信 裕度,方法同专用光纤。 2)分别用尾纤将两侧保护装置的光收、发自环,将如有 “通信内时钟”控制字将其置 1,“本侧识别码”和“对 侧识别码”整定为相等,经一段时间的观察,保护装置不 能有纵联通道异常告警信号, 同时通道状态中的各个状态 计数器均维持不变。 3)两侧正常连接保护装置和 MUX 之间的光缆,检查 MUX 装置的光发送功率、光接收功率。MUX 的收信光功率 应在-20dBm 以上,保护装置的收信功率应在-15dBm 以 上。站内光缆的衰耗应不超过 1~2dB。 4)两侧在接口设备的电接口处自环,将“通信内时钟” 控制字置 1,“本侧识别码”和“对侧识别码”整定为相
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备注

专用光纤通道调 试

复用光纤通道调 试

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等,经一段时间的观察,保护不能报纵联通道异常告警信 号,同时通道状态中的各个状态计数器均不能增加。 5)利用误码仪测试复用通道的传输质量,要求误码率越 低越好。 。 6)如果现场没有误码仪,可分别在两侧远程自环测试通 道。方法如下:将“通信内时钟”控制字置 1,“本侧识 别码”和“对侧识别码”整定为相等,在对端的电口自 环。经一段时间测试(至少超过 24 小时) ,保护不能报纵 联通道异常告警信号,同时通道状态中的各个状 态计数器维持不变(长时间后,可能会有小的增加) ,完 成后再到对侧重复测试一次。 7)恢复两侧接口装置电口的正常连接,将通道恢复到正 常运行时的连接。将定值恢复到正常 运行时的状态。 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 模拟线路空冲时故障或空载时发生故障: 对侧开关在分 闸位置(注意保护开入量显示有跳闸位置开入, 且将相 关差动保护压板投入) , 本侧开关在合闸位置, 在 对侧 模拟各种故障,故障电流大于差动保护定值,本侧差动保 护动作,对侧不动作。 模拟正常运行时故障:两侧开关均在合闸位置,本侧模拟 故障对侧加启动电流,两侧装均应动作。 差动保护配合试 验 模拟弱馈功能:对侧开关在合闸位置, 主保护压板投入, 加正常的三相电压 34V (小于 65 % Un 但是大于 PT 断线的告警电压 33V ) , 装置没有“ PT 断线” 告警信 号, 本侧开关在合闸位置, 在 本侧模拟各种故障, 故 障电流大于差动保护定值, 本侧、对侧差动保护均动作 跳闸。 (加上与常规保护配合的)推荐 1)将线路两侧保护装置通过纵联通道正确连接,确认收 发信正常。 2)投两侧纵联保护软、硬压板,保护控制字中“纵联距 离保护”、“纵联零序保护”均置 1。 3)模拟线路空充时发生故障,或空载时发生故障。 a)本侧保护三相断路器处于分闸位置 (保护开入量显示有 三相跳位) ,且三相均无流
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通道采样

光纤距离保护配 合试验

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b)在对侧模拟区内故障,对侧纵联保护应动作,本侧保护 不动作。 c)交换两侧状态重复上述试验,本侧纵联保护应动作,对 侧保护不动作。 4)模拟弱馈侧功能 a) 本侧保护控制字“弱电源侧”置 1 ,对侧保护控制字 “弱电源侧”置 0。 b)两侧开关均在合闸位置, 本侧保护加三相正序电压小于 弱馈电压且大于 PT 断告警电压。 c)在对侧模拟各种区内故障,对侧纵联保护应动作,本侧 保护不动作。 d)交换两侧状态重复上述试验,本侧纵联保护应动作,对 侧保护不动作。 1)用报文分析仪向保护装置发 goose 报文模拟并使母差 跳闸变位,使本侧发远跳命令 1,对侧能收到远传 1; 2)对侧发远跳命令,本侧能收到远传。 3) 对侧发本侧收远传的同时通过加量使远跳保护就地判 据满足,远跳保护应动作。

远传远跳

注:试验结果记录于试验报告表 12 7.2 一次通流升压 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。
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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 1 2 3 4 5 试验结果和存在地问题等 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 6 手续 内容 全部工作完毕,拆除所有试验接线(先拆电源侧) 仪器仪表及图纸资料归位。 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 状态检查,严防遗漏项目 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、 备注

19

附录:调试报告

XX 工程 XX 线路保护调试报告

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 689 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〕664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 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 项目 装置型号 生产厂家 设备唯一编码 程序版本 程序校验码 程序生成时间 icd 版本 icd 校验码 icd 生成时间 SCD 版本 SCD 校验码 通信程序版本 □是 □否 □是 □是 □否 □否 内容 是否为国网标准版本 □是 □否

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13 14

通信程序校验码 通信程序生成时间

2.2 仪器设备基本信息 序号 1 2 3 4 5 仪器名称 型号 铭牌编号 证书号 有效期

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

4.屏柜装置及外观检查 序号 1 2 3 4 5 6 结论: 项目 接线是否可靠 接地端子是否可靠接地 检修压板是否良好 标识是否明晰 光纤连接是否符合要求 电缆布线、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 检查结果 要求

5.绝缘检查
1

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序号 1 2 3 4

项目 直流电源对地 开入端子对地 信号输出端子对地 二次回路对地

绝缘电阻(MΩ )

要求 大于 20MΩ 新安装时大于 10MΩ ,定检时 大于 1MΩ

5 结论:

二次回路之间

6.配置文件检查 6.1 配置文件版本及 SCD 虚端子检查 序号 1 2 3 项目 SCD 文件检查 虚端子对应关系检 查 过程层数据与装置 端口对应关系检查 检查结果 要求及指标 虚端子连线正确,与设计虚端 子图相符 检查 SCD 文件虚端子连接关系 与设计图纸是否一致 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 1 2 3 4 5 6 7 结论: 项目 A 网 IP 地址 B 网 IP 地址 GOCB 数量 GOOSE MAC 地址 GOOSE APPID GOID GOOSE 通道数量 与 SCD 配置文 件一致 检查结果 要求

7.光纤链路检查 接收光功率 /dBm

端口 直采口 直跳口 线路保护组网口

发光功率/dBm ————

光功率裕度/dB

要求 光波长 1310nm, 发 送 功 率 : -20dBm ~ -14dBm;光波长
2

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850nm ,发送功 率 : -19dBm ~ -10dBm; 装置端口接收功 率裕度不应低于 3dBm 备注:光波长: 结论: nm,————表示不需要测试

8.SV 输入检查 8.1SV 采样精度检查 通道 外加电压和 电流值 Ua 保护电压 1 Ub Uc UaR 保护电压 2 UbR UcR Ia1 电流 1 (启动) Ib1 Ic1 Ia1R 电流 2(逻辑 判断) Ib1R Ic1R 70V/3A 50V/1A 30V/0.5A 10V/0.1A

9.GOOSE 开入开出检查 9.1 GOOSE 开入检查 序号 1 2 3 4 5 TWJA TWJB TWJC 压力低闭锁重合 闭锁重合闸 1
3

项目

检查结果

要求

开关量正确变位

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6 7 8 结论:

闭锁重合闸 2 远方跳闸 1(母差启动远跳) 检修压板开入

9.2GOOSE 输出检查

序号 1 2 3 4 5 6 结论: 跳开关 A 相 跳开关 B 相 跳开关 C 相 重合闸出口 永跳出口

项目

检查结果

要求

开出变位正确,报 文 变 化 符 合 DL/T860 要求

启动母线保护失灵出口

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 105%整定值下动作行为 DI 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: 整定值 A B C

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 105%整定值下动作行为 ZI 95%整定值下动作行为 动作时间(ms) 选相元件动作正确性

整定值

A

B

C

A相

B相

C相
4

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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 105%整定值下动作行为 ZI 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:

整定值

AB

BC

CA

3)接地距离 II 段保护

模拟故障相别 105%整定值下动作行为 ZII 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

整定值

A

B

C

模拟故障相别 105%整定值下动作行为 ZII 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

整定值

AB

BC

CA

5

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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 105%整定值下动作行为 ZIII 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

整定值

A

B

C

模拟故障相别 105%整定值下动作行为 ZIII 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:

整定值

AB

BC

CA

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 Io 105%整定值下动作行为 95%整定值下动作行为

整定值

A

B

C

6

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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 105%整定值下动作行为 Io 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:

整定值

A

B

C

3)零序过流加速段保护

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

整定值

A

B

C

10.4 PT 断线过流保护定值检验

模拟故障相别 105%整定值下动作行为 95%整定值下动作行为 动作时间

整定值 I= 5A t= 6s

A

B

C

7

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结论:

10.5 CT 断线

模拟故障相别 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:

整定值

A

B

C

10.6 TV 断线 模拟故障类型 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: 整定值 零序电压 负序电压 低电压

11.分系统调试 11.1 保护带开关传动

序 号


测试项目
保护带开关单 跳单重 保护带开关永 跳 就地三相不一 致传动

要求及指标
开关动作正确, 保护及智能终端动作灯及指 令灯正确, 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 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断路器保护重合 或失灵, 不一致时线路保护动作不能启动断 路器保护重合或失灵 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 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

检测结果

2

3

4 5

断路器防跳功 能检查 弹簧压力机 SF6 压力闭锁

8

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功能检查 5 结论: 保护整组动作 时间

锁断路器动作并可正确上送告警信号 测试保护至智能终端整组动作时间

11.2 与其它 IED 设备配合的联动

序 号


测试项目
与合并单元检 修位置配合 与智能终端检 修位置配合 与母线保护检 修位置配合

要求及指标
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 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 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 测试保护至智能终端整组动作时间

检测结果

2

3

5 结论:

保护整组动作 时间

11.3.站控层通讯检查 11.3.1 与后台通讯检查 序号 1 2 3 4 结论: 11.3.2 软压板位置上送及遥控检查 序号 1 2 3 4 5 功能软压板 压板类型 硬压板 压板名称 检修压板 通道 1 差动保护 通道 2 差动保护 过电压保护 停用重合闸 要求及指标 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
9

项目 站控层通讯状态检查 定值召唤和修改检查 召唤录波检查 遥控切换定值区

要求及指标 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

检查结果

检查结果

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6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 结论: 12 光纤纵差通道检查 项目 MU 接收压板 GOOSE 出口压板

远方修改定值 远方切换定值区 远方控制压板 A 相跳闸出口 B 相跳闸出口 C 相跳闸出口 重合闸出口 永跳出口 启动母线保护失灵出口 合并单元 MU 接压板

正确变位

要求 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。

检查结果

通道采样

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 两侧配合加量是差流值满足差动动作值,差 动保护应动作。 两侧配合满足远跳保护动作条件远跳保护正 确动作

差动保护配合试 验 远传远跳 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 A

电流 A/角度

保护 1 电流

第一套合并 单元

B C N A
10

智能变电站 330kV 及以上电压等级线路保护作业指导书

B C N A B C N A B C N A 测量电 流 第一套合并 单元 B C N A B C N A B C N A 保护 2 电流 第二套合并 单元 B C N A B C N A B C 计量电 流 第二套合并 单元 N A B C N 结论:

11

智能变电站 330kV 及以上电压等级线路保护作业指导书

13.3 线路 PT 升压

PT 回路

合并单元

地点

相别 A B C N A

电压 V

线路 PT 保护 1

中开关第一 套合并单元

B C N A B C N A B C N A

线路 PT 测量计 量

中开关第一 套合并单元

B C N A B C N A B C N A

线路 PT 保护 2

中开关第二 套合并单元

B C N A B C N
12

智能变电站 330kV 及以上电压等级线路保护作业指导书

A B 线路 PT 开口角 电压 C 中开关第二 套合并单元 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 A B C N A

电流 A/角度

电压 V

保护 1 电流

关第一套合 并单元

B C N A B C N A B C N A

测量电 流

第一套合并 单元

B C N A B C N
13

智能变电站 330kV 及以上电压等级线路保护作业指导书

A B C N A 保护 2 电流 第二套合并 单元 B C N A B C N A B C 计量电 流 第二套合并 单元 N A B C N 14.3 电压检查 PT 回路 合并单元 地点 相别 A B C N A 保护电 压1 B 第一套合并单元 C N A B C N A B 测量计 量 第一套合并单元 C N A B
14

电压幅值

电压角度

基准值

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C N A B C N A B C N A 保护电 压2 第二套合并单元 B C N A B C N A B 计量电 压电压 1 C 第二套合并单元 N A B C N 线路 PT 电压 1 线路 PT 电压 2 结论: 第一套合并单元 第二套合并单元 A A

14.4 差流检查 相别 A B C 结论: 本侧电流 对侧电流 角度差 未补偿差流 补偿后差流 结论

15


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