智能变电站220kV主变保护验收卡修改Word文件下载.docx
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高阻变压器应配置低压侧绕组电流互感器，实现后备保护功能
2.
非电量保护反措
瓦斯保护应防水、防油渗漏，密封性好，气体继电器由中间端子箱<
如本体端子箱或主变端子箱）的引出电缆应直接接入保护柜
长电缆引入的非电量重动继电器启动功率应不小于5W，动作电压应介于55%～70%Ue；
额定直流电压下动作时间应介于10ms～35ms
4.
非电量保护功能
主变非电量保护应集成在主变本体智能终端中，并采用常规电缆就地跳闸方式，保护动作信号通过本体智能终端的goose报文转发给测控装置上送至综自系统
非电量保护的电源应在直流电源屏独立配置空开
非电量保护与电量保护应无任何联系
非电量保护出口应跳高压侧开关的双组跳闸线圈
8.
组网口要求
主变保护应配置不同的GOOSE组网口对应高、中压侧GOOSE网，不同网口应采用相互独立的数据接口控制器，防止GOOSE网交叉
9.
辅助功能要求
过负荷启动风冷、过载闭锁有载调压、冷却器全停延时功能由变压器本体实现，信号通过本体智能终端上送至综自系统
10.
二次回路绝缘
核查实验报告，本项实验数据应合格<
在允许范围内），工程应包括交流电流回路、电压回路、直流操作回路对地及回路之间，主变还应有变压器非电量回路对地及回路接点之间绝缘；
应根据实验报告随意抽取不少于三个实验点加以验证
现场抽查
1.2主变保护带开关整组传动实验
技术标准要求及方法
直流电源对保护影响
在空载状态下：
1）拉合直流电源空开；
2）缓慢变化或大幅度变化直流电源电压，保护不应误动或信号误显示保护不应动作
现场核查
由实验装置加入电流、电压，模拟正常运行状态时：
80%额定直流电源下，模拟各种故障性质，检验保护间配合关系和带开关跳闸能力
带开关传动实验，核对两套保护装置压板、智能终端、开关唯一性对应正确
1）合上主变各侧开关及相关开关
2）仅投两套保护功能压板，模拟瞬时故障，保护跳闸信号正确，开关不跳闸
3）在2）基础上增投第一套保护的高压侧开关出口压板，断操作II组直流，模拟瞬时故障，保护装置及操作箱上应有动作信号，开关跳闸出口正确；
并与开关就地现场人员核对所跳开关正确
4）在2）基础上增投第二套保护的高压侧开关出口压板，断操作I组直流，模拟瞬时故障，保护装置及操作箱上应有动作信号，开关跳闸出口正确；
注：
第3）、4）条对应不同的跳闸开关<
高压侧、中压侧、低压侧开关等）应分别模拟。
5）两套保护电流回路串联<
任一相），两套保护均投入与运行方式完全相同的状态<
包括压板、切换把手、直流电源、控制电源等），模拟瞬时故障，差动保护动作，开关动作正确，信号正确，装置打印报告正确、打印波形正确
6）确认主变各侧开关、高中压母联开关、旁路开关、低压分段开关跳闸出口、失灵启动出口、解除失灵保护复压闭锁出口、闭锁备自投装置出口、闭锁有载调压、过负荷启动风冷出口、跳闸矩阵动作情况等均正确
7）在变压器本体实际模拟变压器本体、有载重瓦动作，开关跳闸正确，信号正确。
3.
检修状态配合检查
从某侧合并单元加故障量，合并单元与保护装置检修状态一致时，保护正常动作；
二者检修状态不一致时，应闭锁与该间隔相关保护
保护装置与智能终端检修状态一致时，模拟故障，开关跳闸；
二者检修状态不一致时，保护动作，开关不跳闸
主变保护与其余装置互联信号检修状态检查，检修状态一致时，GOOSE信号正确传送；
检修状态不一致时，GOOSE失灵联跳等暂态开入应清零
6.
校验母差保护动作跳本开关逻辑
将数字保护测试仪接入智能终端的母差保护GOOSE直跳口，模拟母线保护动作跳该间隔，开关应跳闸<
仅限于扩建、技改）
检查报告
7.
校验失灵保护动作跳本开关逻辑
将数字保护测试仪接入智能终端失灵保护GOOSE直跳口<
或GOOSE网络口），模拟失灵保护动作跳该间隔，开关应跳闸<
校验失灵联跳三侧开关逻辑
将数字保护测试仪接入主变保护GOOSE网络口，模拟失灵联跳开入，若主变保护施加该侧电流，主变三侧开关跳闸；
若主变该侧无电流，保护不动作<
校验解除复压闭锁回路<
220kV）
投主变解除失灵保护复压闭锁压板，在主变保护屏模拟故障，检查母线保护有复压闭锁开入指示
校验失灵启动回路
失灵启动回路接入完整，投主变失灵启动压板，退出开关跳闸出口软压板，在主变保护屏模拟永久性故障，同时在母线保护主变间隔加入电流，此时主变保护装置动作、开关未跳；
失灵保护屏上的失灵保护动作。
若失灵屏上不加电流，则失灵应不会动作
11.
启动通风检查
模拟温度、负荷接点动作，检查风扇运行情况
12.
闭锁有载调压回路检查
模拟过负荷动作，调压功能应被闭锁<
若采用本体端子箱过电流继电器动作闭锁调压，应在本体端子箱电流回路中加电流，模拟闭锁功能。
）
13.
闭锁低压侧备自投
在主变保护屏模拟故障，检查备自投装置闭锁开入
14.
级联电压异常逻辑检查
主变合并单元未投检修、母线合并单元投检修时，只闭锁与级联电压有关的主变保护逻辑。
母线合并单元与主变合并单元之间级联光纤断链时，只闭锁与级联电压有关的主变保护逻辑
2主变合并单元验收
2.1合并单元单体调实验收
备注
版本检查
检查软件版本与报告版本一致
同步异常告警及装置告警
外时间同步信号丢失时应有GOOSE告警报文
合并单元光纤链路故障告警，模拟电源中断、电压异常、采集单元异常、同步异常、通信中断等异常情况，检验合并单元能将异常GOOSE信息上送测控，采样值不误输出。
合并单元的零漂、采样值精度<
幅值和相角）
实验数据应在规程允许范围
每个采样通道均要实验，采样精度误差符合规范要求
三相交流模拟信号源分别输出45Hz、48Hz、49Hz、50Hz、51Hz、52Hz、55Hz的电压电流信号<
三相平衡、初始相位角任意），给合并单元。
每个频率持续施加1分钟。
记录合并单元测试仪上显示的幅值误差和相位误差，计算误差改变量。
三相交流模拟信号源向合并单元输出含谐波的额定电压、电流信号，在基波上依次叠加谐波2次～5次<
测量电流和电压）、2次～5次<
保护电流），谐波含量为20%。
每次谐波持续施加1分钟。
通过MU测试仪测量各通道的幅值误差和相位误差，并分析合并单元输出谐波的谐波次数、谐波含量。
谐波下的幅值和相位误差改变量应不大于准确等级指数的200%，保护CT的误差应满足原技术指标要求。
通道延时
采样报文通道延时测试，包括MU级联条件下的测试，通道延时时间小于2ms
采样值状态字测试
投入检修压板（含母线PT合并单元检修压板>
，检测合并单元发送的采样值数据检修指示位应指示正确。
合并单元级联通道断链，相应的通道置无效位。
能正确转发级联合并单元数据及品质信息。
电压切换功能、电压并列功能
间隔合并单元接收母线PT合并单元电压SV<
含双母线电压），同时从GOOSE网接收该间隔刀闸位置信息进行电压切换，按福建省智能变电站二次系统设计规范中的推荐典型切换逻辑校验间隔合并单元的母线电压切换逻辑、母线电压并列逻辑是否正确。
光功率检测
接收和发送的光功率、光纤链路衰耗值、光灵敏度应满足要求<
对于光波长为1300nm发送光功率-20dBm~-14dBm，接收光灵敏度-31~-14dBm；
对于光波长为850nm发送光功率-19~-10dBm；
接收光灵敏度-24~-10dBm）
检查报告、每间隔抽查2个
装置电源检验
合并单元电源在<
80%～120%）范围内缓慢上升或缓慢下降过程中，采样值输出稳定，无异常输出。
合并单元逻辑检查
GOOSE检修不一致时，合并单元GOOSE开入保持上一态。
合并单元GOOSE断链时，GOOSE开入保持上一态
合并单元投入检修压板，相关设备采样值的检修位指示正确
16.
二次通流检查
对保护通道进行二次通流检查，验证采样保护通道虚回路正确性。
现场抽查现场抽查
2.2智能终端单体调实验收
2.2.1智能终端反措内容检查
智能终端回路检查
断路器防跳、跳合闸压力异常闭锁功能由断路器本体实现。
两套智能终端装置失电、装置闭锁等状态应交叉告警。
单套配置的智能终端装置失电、装置闭锁等信号靠邻近装置发告警信号。
智能终端直流空开检查
智能终端的装置电源、遥信电源和控制电源应独立设置空开，并取自同一段直流。
5.
智能终端对时检查
智能终端宜采用光B码对时；
智能终端发送的外部采集开关量应带时标。
智能终端信号命名检查
智能终端的信号应按照省网相关规范命名要求设计。
智能终端信号
智能终端应设计保护跳闸、手合、手跳等信息，并经智能终端上送综自后台。
1.1智能终端单体调实验收
电源检查
检查装置电源指示正常；
拉合直流电源空开、智能终端能正常启动，不出现死机现象；
在80%额定直流电压下，智能终端工作正常
GOOSE命令接收
GOOSE跳、合闸、遥控命令动作正确，且应在动作后，点亮面板相应的指示灯并能自保持，GOOSE命令结束后，面板指示灯只能通过手动或遥控复归
开入、开出关量检查
隔离开关、断路器位置节点等硬接点开入状态是否与GOOSE变位应一致；
开出量检查，断路器、刀闸、地刀遥控分合正确，保护动作出口正确
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