智能变电站标准化验收卡母差保护母线PT合并单元母线智能终端监控后台公用测控远动机及站控层讲Word格式文档下载.docx
《智能变电站标准化验收卡母差保护母线PT合并单元母线智能终端监控后台公用测控远动机及站控层讲Word格式文档下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《智能变电站标准化验收卡母差保护母线PT合并单元母线智能终端监控后台公用测控远动机及站控层讲Word格式文档下载.docx（84页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
5
……
验收总体评价和结论
验收各方签字
调试人员：
验收人员：
年月日
2、全站配置文件检查
验收项目
技术标准要求
检查情况及整改要求
备注
配置文件检查
调试单位已落实完成全站SCD文件与设计图纸一致的检查工作，并提交竣工的SCD文件给运行维护单位验收。
检查报告、核对文件
调试单位已落实完成检查现场SCD/CID等配置文件与归档配置文件一致的检查工作。
核对文件
调试单位已落实完成归档SCD/CID的系统功能及通信参数与设计文件一致的检查工作
调试单位已落实完成归档SCD/CID的虚回路配置与虚回路设计表一致的检查工作。
3、试验报告（原始记录）及技术资料检查
试验报告或原始记录（试验数据须采用手填）
应记录装置制造厂家、设备出厂日期、出厂编号、合格证等
检查报告
应记录测试仪器、仪表的名称、型号；
应使用经检验合格的测试仪器（合格有效期标签）
应记录试验类别、检验工况、检验项目名称、缺陷处理情况、检验日期等
应记录保护装置的版本号及校验码等参数
试验项目完整（按《福建电网智能变电站继电保护检验规程》要求），定值按照调试定值/正式定值进行试验，试验数据合格（应有结论性文字表述）
两侧保护装置联调试验报告（出厂联调或集成联调报告）
三级验收单
应有试验负责人和试验人员及安装调试单位主管签字并加盖调试单位公章的三级验收单
工作联系单
工作联系单问题已处理，设计修改通知单已全部执行
图实相符核对工作
调试单位已落实完成图实相符核对工作（对照施工图及设计变更通知单，核对屏柜电缆、光纤、网络接线是否与设计要求一致，光纤标识是否按照相关光纤标识规范粘贴），并提交一套完整的已图实核对的施工图（或由设计单位提供竣工草图）给运行维护单位验收
核对图纸、现场核查
传统电流互感器差动保护CT10%误差曲线
差动保护用的常规CT绕组应有完整CT10%误差曲线分析，且使用其二次回路阻抗与10%误差曲线比较，应有结论
6
现场CT变比、极性等交底单
调试人员应认真完成现场CT变比、绕组、极性的核对，并向运行维护单位提交电流互感器技术交底单
4、设备外观、二次回路、光纤、网络安装及回路绝缘检查
1.
保护屏柜、测控屏、就地智能汇控柜、网络交换机柜、保护通信接口柜的安装
保护室内的二次地网与主地网的铜缆连接可靠；
各保护屏底座四边应用螺栓与基础型钢连接牢固。
现场核查
保护屏柜门开、关灵活；
漆层完好、清洁整齐；
屏柜门应有4mm2以上的软铜导线与柜体相连。
屏柜内二次专用铜排接地检查：
屏内铜排用不小于50mm2的铜排（缆）接至二次地网铜排；
就地智能汇控柜内二次专用铜排应用不小于100mm2的铜缆接至地网，二次电缆屏蔽层应可靠连接至柜内专用接地铜排上
屏柜内小开关、电源小刀闸、空开电气接触良好；
切换开关、按钮、键盘操作灵活，装置背面接地端子接地可靠
铭牌及标示应齐全、清晰、正确
2.
端子排的安装
端子排应无损坏，固定良好，端子排内外两侧都应有序号
3.
电缆及二次回路接线检查
线与端子排的连接牢固可靠，每段端子排抽查十个，发现有任何一个松动，可认定为不合格
缆芯线和较长连接线所配导线的端部均应标明其回路编号，号头应有三重编号（本侧端子号、回路号、电缆号），且应正确，字迹清晰且不易脱色，不得采用手写
屏内电缆备用芯都应有号头（标明电缆号），且每芯应用二次电缆封堵头套好，不脱落，导线芯线应无损伤，且不得有中间接头
交流回路接线号头应用黄色号头管打印，与其他回路区别开。
直流回路电缆接线套头宜使用白色标示
配线应整齐、清晰、美观，符合创优施工工艺规范要求
8.
二次回路绝缘
试验报告中保护、智能终端、合并单元、就地智能汇控柜中刀闸开关控制电源等的供电直流电源以及交流回路的绝缘试验数据应合格；
应根据试验报告随意抽取不少于三个试验点加以验证。
检查报告和现场抽查
9.
光缆、尾纤、光纤盒、网络线检查
光纤连接应设计图纸一致；
光纤与装置的连接牢固可靠，不应有松动现象，光纤头干净无灰尘
跨屏柜光缆必须使用尾缆或铠装光缆，光缆、尾缆应穿PVC管或经光缆槽盒
光缆、光纤盒（光纤配线架）、尾纤应标识正确、规范，号头应有四重编号（线芯编号或回路号/连接的本柜装置及端口,光缆编号/光缆去向（对侧装置及端口号）描述,连接的对侧设备端口，如：
1-SV/2-13n4X0UT1，EML-232/中心交换机RX1），保护直跳光纤应用红色标签标识、GOOSE网应用红色标签标识；
SV采样采用黄色标签标识；
SV与GOOSE共网采用黄色，GPS对时、MMS网采用白色标签标识，且应字迹清晰且不易脱色，不得采用手写。
备用纤芯均应布至正常使用端口旁。
检查备纤数量及标识是否正确、规范，号头应有三重编号（线芯编号,光缆编号/光缆去向），采用白色标签标识，如：
1-SV，EML-232/220kV母联保护柜，且备用纤芯均应布至正常使用端口旁。
尾纤的连接应完整且预留一定长度，多余的部分应采用弧形缠绕，尾纤在屏内的弯曲内径大于6cm（光缆的弯曲内径大于70cm），并不得承受较大外力的挤压或牵引，严禁采用硬绑扎带直接固定尾纤
尾纤不应存在弯折、窝折现象，不应承受任何外重，不应与电缆共同绑扎，尾纤表皮应完好无损
备用的光纤端口、尾纤应带防尘帽
网线号头应有三重编号（连接的本柜装置及端口、网线编号、网线去向名称），水晶头与装置网口连接可靠，网线号头应有标签或挂牌标识
17.
现场设备标识
各保护、测控屏柜、网络交换机柜等的空开、压板标识应清晰明确、标准规范，并逐一拉合试验确认对应关系
各保护、测控屏柜命名应符合调度命名规范
19.
其他
屏内电缆、光缆悬挂号牌，挂牌为硬塑号牌，悬线使用硬导线；
应按规范标明其电缆、光缆编号（含开关编号）等，且不得采用手写
屏内各独立装置、继电器、切换把手和压板标识正确齐全，且其外观无明显损坏
智能控制柜应具备温度、湿度的采集、调节功能，现场温湿度应保持在规定的范围内，并可通过智能终端GOOSE接口上送温度、湿度信息，厂家应提供柜体温湿度试验报告。
5、保护主要反措内容检查
查交直流、强弱电是否混缆
交、直流以及强、弱电不得在同根电缆中
端子排的反措
正、负电源之间以及经常带电的正电源与合闸或跳闸回路之间，应至少以一个空端子隔开，或者用隔板隔开
直流空开
双重化配置的每套保护装置、合并单元、智能终端、交换机等装置应独立配置一个专用直流空开，连接于同一GOOSE及SV网络的装置电源应接在同段直流母线上且一一对应，直流空开应上下级配合
双重化配置的每组操作回路独立配置一个专用直流空开，并分别接于不同直流母线上。
若每套保护单独跳一个断路器线圈的，则保护电源应与所作用断路器的控制电源应挂接在同一段直流母线
6.
保护配置
双重化的保护在采样、逻辑、出口跳闸等回路上应完全独立
智能终端应具备直跳、网跳光纤回路独立跳闸，不得交叉
结合整组检查
GOOSE组网应按照电压等级、保护功能进行划分，在需要跨GOOSE网络实现相关功能时，宜采用点对点直连方式实现
PT二次回路（常规电流互感器）
独立的、电气回路上没有直接联系的每组PT二次回路接地点应独立配置就地一点接地，并在就地智能汇控柜接地铜排上采用独立螺栓固定，不必经击穿保险接地。
（区别于常规N600一点接地规定）
①来自开关场的PT二次回路4根引入线和互感器三次回路的2根引入线均应使用各自独立的电缆，不得公用。
②PT具备双二次绕组用于计量回路的电压互感器4根引入线也应使用各自独立的电缆，不得与保护公用。
合并单元引入PT绕组的N线，应确认不经空气开关或熔断器，接入保护装置
两套合并单元的电压回路应分别配置有空气开关，PT交流电压空开应带辅助报警接点
应采用专用黄绿接地线（多股铜导线），截面不小于4mm2；
且必须用压接圆形铜鼻子与接地铜排连接（接地线的两端均应采用铜鼻子单独压接工艺），不得与电缆屏蔽层共用接地端子（螺栓）
14.
失灵启动方式
新建工程线路保护与母差失灵保护采用“单对单”方式，即线路一套启动其中一套母差失灵保护，另一套启动另一套母差失灵，要求对应套线路装置的电源应与相应的母差失灵保护装置、网络交换机挂接在同一段直流母线，防止其中一段直流电源失电后造成全站220kV母差失灵保护的失去，线路保护装置的失灵开出以及母差失灵启动应经软压板
6、母差保护
6.1单体验收
技术标准要求及方法
装置软件版本检查
检查装置软件版本、程序校验码、制造厂家等与调试定值单或正式定值单一致
上电检查
电源检查：
直流电源输入80%Ue和115%Ue下，电源输出稳定，拉合装置电源，装置无异常。
检查试验报告，现场抽查
无异常报警
定值整定功能：
定值输入和固化功能、失电保护功能、定值区切换功能正常
压板投退功能：
功能软压板及GOOSE出口软压板投退正常；
检修硬压板功能正常
对时功能测试：
检查装置的时钟与GPS时钟一致
7.
光功率检查
SV采样端口、直跳端口、GOOSE端口的光功率检查，包括光纤接收功率、光纤灵敏接收功率、光纤输出功率，要求光功率裕度大于5dB
每间隔抽查3个
通信检查
MMS网络通信讯检查：
①检查站控层各功能主站（包括录波）与该保护装置通讯正常，能够正确发送和接收相应的数据；
②检查网络断线时，保护装置和操作员站检出通信故障的功能
现场抽查
GOOSE网络通信讯检查：
①GOOSE连接检查装置与GOOSE网络通讯正常，可以正确发送、接收到相关的GOOSE信息；
②GOOSE网络断线和恢复时，故障报警和复归时间小于15s
SV采样网络通信讯检查：
装置与合并单元通讯正常，可以正确接收到相关的采样信息
光纤物理回路断链应与监控后台断链告警内容一致
12.
压板检查
软压板命名应规范，并与设计图纸一致
进行出口软压板唯一性检查。
SV数据采集精度及采样异常闭锁试验
保护装置的采样零漂、精度及线性度检查；
每个采样通道的试验数据均应在允许范围
每间隔抽查
SV采样通道投退软压板检查，当退出某支路采样通道投退软压板时，该支路的SV采样数据应不计入逻辑运算
SV断链检查：
拔出装置SV光纤，模拟保护动作，应闭锁相关保护
检查双AD采样值是否一致。
当SV采样值无效位为“1”时，模拟保护动作，应闭锁相关保护
7
开入、开出量检查
硬接点开入检查，要求与设计图纸一致，功能正常
GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致，并要求与设计图纸一致，功能正常
GOOSE通道软压板检查：
GOOSE开入软压板退出，该GOOSE报文不参与逻辑；
GOOSE开出软压板退出，该GOOSE报文不发送；
8
检修状态检查
仅当GOOSE报文的检修位与本装置检修状态一致时，GOOSE报文才参与本装置逻辑；
不一致时，GOOSE开关位置、刀闸等稳态量保持上一态，启动失灵等暂态开入应清零。
仅当采样数据的检修位与本装置检修状态一致时，采样值才参与本装置逻辑；
不一致时，应闭锁相关保护（除母联支路）。
本装置投入检修后，发送的所有GOOSE报文检修位置“1”
本装置投入检修状态时应将MMS报文置检修标志，操作员站仅在检修窗口应显示相关报文
9
两套保护装置定值抽检
1）再次核查试验报告原始记录，本项试验数据应合格（在允许范围内）
2）核对间隔的CT变比或变比系数已整定正确，并与现场实际的CT变比核对一致
3）按照调度下达的正式定值（或调试定值）单，随意选取几个定值项，模拟相应的故障，所测试验数据与试验报告上的数据相比较，偏差应较小
10
失灵启动开入回路试验
1）逐个确认各间隔失灵启动GOOSE开入，并确认失灵启动软压板的正确性和唯一性；
2）应检查失灵长期开入和复合电压闭锁开放长期启动信号的正确性
11
刀闸等开入量记忆试验
1）检查开关量电源消失后，母差保护能够记忆之前的运行状态。
2）保护装置与智能终端检修状态不一致时，刀闸位置能够保持上一态。
3）某间隔GOOSE断链时，刀闸位置能够保持上一态
12
母线互联试验
1）投入母线互联压板，模拟任意段母线故障，互联的两段母线应同时动作跳闸；
2）模拟任意间隔刀闸双跨，模拟任意段母线故障，互联的两段母线应同时动作跳闸；
13
远方遥控
1）功能软压板、SV软压板和GOOSE软压板分别抽取2~3块，从操作员工作站遥控；
2）定值查看、远方修改及定值区切换，选取2~3个定值，从操作员工作站进行抽查；
6.2带开关整组传动试验（220kV母差保护）
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。
由试验装置加入电流、电压，模拟正常运行状态时：
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。
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
第一套保护带开关传动试验
1）模拟母线故障，从汇控柜合并单元端子排通入差动动作值，确认母差动作逻辑的正确性，核对装置软压板、智能操作箱、开关唯一性对应正确。
2）模拟线路故障，从汇控柜合并单元端子排通入失灵动作值，同时从线路保开入跳闸信号，确认失灵动作逻辑的正确性，核对装置软压板、智能操作箱、开关唯一性对应正确。
第二套保护带开关传动试验
2）模拟线路故障，从汇控柜合并单元端子排通入失灵动作值，同时从线路保护开入跳闸信号，确认失灵动作逻辑的正确性，核对装置软压板、智能操作箱、开关唯一性对应正确。
检修状态配合试验
1）模拟母线故障，从汇控柜合并单元端子排通入差动动作值，检查合并单元和母线保护检修状态在不同组合下母差动作逻辑，检修状态一致保护动作、不一致不动作（母联支路除外）。
2）模拟母线故障，检查智能终端和母线保护检修状态在不同组合下智能终端动作逻辑，检修状态一致开关动作、不一致开关不动作。
3）模拟线路（主变）故障，同时从线路保护开入跳闸信号，检查线路保护（主变保护）和母线保护检修状态在不同组合下母差动作逻辑失灵动作逻辑，检修状态一致保护动作、不一致不动作。
7、母线PT合并单元
7.1试验报告（原始记录）及技术资料
合并单元检验
应对MU合并单元进行如下检查，检查结果应满足相应规程要求：
1.MU发送SV报文检验
2.MU失步再同步性能检验
3.MU检修状态测试
4.MU电压切换功能检验
5.MU电压并列功能检验
6.MU准确度测试
7.MU传输延时测试
现场PT变比、极性交底单
调试人员应认真完成现场PT变比、极性的核对，并向运行维护单位提交电压互感器技术交底单
7.2合并单元主要反措内容检查
合并单元级联检查
合并单元的级联方式应事先确定，宜采用FT3或9-2方式进行合并单元的级联,优先采用9-2方式级联。
合并单元采样发送格式检查
SV采样至虚端子通道宜采用AABBCC方式排列。
7.3合并单元单体调试验收
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。
4.
合并单元的零漂、采样值精度（幅值和相角）
试验数据应在规程允许范围
每个采样通道均要试验，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。
10.
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。
11.
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。
13.
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。
检修状态测试
1）装置输出报文的检修品质应能正确反映装置检修压板的投退。
装置检修压板投入后，发送的SV报文检修品质应置位；
装置检修压板打开后，发送的SV报文检修品质应不置位。
2）输入的GOOSE报文检修品质与装置检修状态不对应时，GOOSE报文不参与本装置逻辑。
18.
双母线PT并列功能
升级会员 