220kV开化变110kV220kV线路保护检验作业指导书.docx
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220kV开化变110kV220kV线路保护检验作业指导书
云南火电建设公司调试所
作业指导书
工程名称：
220kV开化变电站工程
项目名称：
110kV、220kV线路保护检验
2012年05月28日发布2012年05月30日实施
云南省火电建设公司调试所发布
前言
为保证220kV开化变电站工程110kV、220kV线路保护调试作业紧张有序地进行，科学合理地利用人力与物力资源，以及确保本工程能安全地生产、按质量按工期地完成，确保各工序全面处于受控状态，根据本工程的施工特点及要求，特编写本作业指导书。
本作业指导书由云南省火电建设公司调试所提出
本作业指导书由云南省火电建设公司调试所总工室归口
本作业指导书起草人：
崔立白春林
本作业指导书审核人：
本作业指导书批准人：
本作业指导书由云南火电建设公司调试所负责解释
目次
1适用范围
2编写依据
3工程概况
4作业流程
5安全风险辨析与预控
6作业准备
7作业方法
8质量控制措施及检验标准
1 适用范围
本作业指导书适用于220kV开化变电站110kV、220kV线路保护检验调试工作。
2 编写依据
表2-1 编 写 依 据
序号
引用资料名称
1
DL/T995—2006《继电保护及电网安全自动装置检验规程》
2
GB14285—2008《继电保护及安全自动装置技术规程》
3
Q/CSG10008—2004《继电保护及安全自动装置检验条例》
4
《继电保护及安全自动装置基本试验方法》
5
《广东省电力系统继电保护反事故措施2007版（释义版）》
6
220kV开化变电站工程设计图纸，施工组织设计等技术文件
3工程概况
3.1、220kV开化变电站工程电气建设规模：
电压等级：
220kV/110kV/35kV
主变压器：
主变最终规模为3x180MVA，三相三卷有载调压变压器，本期建成2台。
电气主接线：
220kV部分：
220kV采用双母线接线，按本期规模建设I、Ⅱ组母线，220kV进出线最终6回，本期新建2回，均至220kV文山变。
110kV部分：
110kV采用双母线接线，按本期规模建设I、Ⅱ组母线，110kV进出线最终14回，本期建成7回，分别至乾塘变2回，至氧化铝变专用变1回，至西山变3回，至城南变1回。
35kV部分：
35kV采用独立单母线接线，本期建成35kVI、II段母线,预留35kVIII段母线，35kV不出线，接所用变及无功补偿装置。
无功补偿装置部分：
变电站按照每台主变配置3组电容器考虑场地布置，最终装设9组电容器组；本期工程建设2台主变低压侧的无功补偿装置，即装设6组并联电容器。
预留装设3组无功补偿装置的场地。
3.2、两回220kV线路保护均采用长园深瑞继保自动化有限公司的产品，每回220kV线路配置型号为PRSC53线路保护柜（含PRC-753S光纤分相纵差线路保护装置和WBC-22C操作继电器装置）和PRSC02线路保护柜（含PRS-702超高压线路保护装置、PRS-789A电压切换装置和PRS-723AH断路器失灵及辅助保护装置），两套主保护通道都采用光纤通道。
3.3、110kV线路配置1套北京四方继保自动化股份有限公司的型号为CSC-163A光纤差动保护装置。
4 作业流程
图4-1 作业（工序）流程图
5 安全风险辨析与预控
表5-1 工作前安全风险辨析及预控措施表
序号
危 险 点
预 控 措 施
检查结果
1
试验人员技术不熟练，损坏设备
试验人员经培训并已参加试验交底
2
试验电源与现场不一致造成保护装置损坏
试验前用万用表测量试验电源电压及装置电源电压，并有漏电开关
3
安全措施不完善误动其他运行设备
坚持工作票及监护制度
4
装置未接地
检查装置接地情况
5
现场安全技术措施及图纸有误，做安全技术措施时可能造成误跳运行设备
工作前须再次核对确认图纸与现场情况一致
6
回路及装置绝缘损坏引起开关误跳
分别检查各回路的绝缘电阻值符合要求
7
保护装置交直流回路的不正确连接造成保护装置异常
检查回路正确，防止交直流串电
8
保护绝缘电阻及介质强度检测时，忘拔保护弱电插件造成保护插件损坏
检测前拔出保护弱电插件
9
检验过程中，误加入不正常电流电压烧坏保护装置
按要求加电流和电压
10
带电插拔保护插件，损坏保护插件
插拔保护插件前先关掉保护装置电源
11
TV短路和TA开路及接地不符合要求造成设备故障
严格检查并做好记录
12
电流回路检查误通入其他间隔
分组通流且需在加入和退出时分别测量
13
直流接地或交直流短路
试验时需解开的连线需做好标识并用绝缘胶布包扎
14
传动试验造成设备及人员伤害
现场传动必须符合条件，现场有人监护
15
压板名称不对造成误传动
严格设备压板双重编号，并做好标识，传动时必须在投合压板时分别传动，保证压板的唯一性
16
寄生回路的存在，造成事故
将全站所有交流、直流开关合上，逐一检查串电情况，测量时必须采用正对地和负对地的方法测量交直流情况
17
光纤损坏
注意对光缆的防护，防止光纤损坏
18
保护定值误整定
认真核对定值清单，工作完成后由两人一起核对定值，并签字
注：
安全风险辨析与控制措施表在有新的风险因素及控制措施时可增加补充。
请您认真检查并签名确认，您的签名意味着将承担相应的安全质量责任。
施工单位检查人：
监理单位检查人：
日期：
日期：
注：
对存在风险且控制措施完善填写“√”，存在风险而控制措施未完善填写“×”，不存在风险则填写“—”，未检查项空白。
6 作业准备
6.1 人员配备
表6-1 作业人员配备
工 序 名 称
建议工作人数
负责人数
监护人数
开始
2
1
1
外观检查
1
1
1
绝缘检查
2
1
1
通电检查
2
1
1
保护装置校验
2
1
1
整组传动试验
3
1
1
电流、电压回路检查
3
1
1
保护通道联调
2
1
1
定值检查
2
1
1
试验记录
2
1
1
结束
2
1
1
注：
作业人数根据具体工程量规模配备。
6.2 工器具及仪器仪表配置
表6-2 主要工器具及仪器仪表配置
序号
名称
规格/编号
单位
数量
备注
1
绝缘电阻表
1000V
只
1
2
常用工具
若干
3
保护专用转接板（视检查
需要而定）
若干
4
FLUKE289万用表
No:
10000014
只
1
5
试验电源盘
只
1
6
微机保护测试装置
台
1
7
模拟断路器
台
1
8
钳型电流相位表
1
7 作业方法
7.1 作业条件检查
7.1.1 检查工作的安全措施完善，二次隔离措施符合作业安全要求。
7.1.2 检查屏柜安装及二次接线完毕，符合试验条件。
7.1.3 试验人员熟悉相关资料和技术要求。
7.1.4 试验仪器符合要求。
7.2 通电前检查
7.2.1 核对保护屏配置的连片、压板、端子号、回路标注等，必须符合图纸要求。
7.2.2 核对保护装置的硬件配置、标注及接线等，必须符合图纸要求。
7.2.3 保护装置各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯片应插紧，型号正确，芯片放置位置正确。
7.2.4 检查保护装置的背板接线有无断线、短路和焊接不良等现象，并检查背板上抗干扰元件的焊接、连线和元器件外观是否良好。
7.2.5 检查保护装置电源电压是否与实际接入电压相符。
7.2.6 检查保护装置所配模块与实际配置的TV、TA相符合。
7.2.7 保护屏接地是否符合要求。
7.2.8 检查回路接线是否正确。
7.3 绝缘检查
7.3.1 分组回路绝缘检查：
将装置CPU插件拔出，在屏柜端子排处分别短接交流电压回路、交流电流回路、操作回路、信号回路端子，用1000V绝缘电阻表轮流测量以上各组短接端子间及各组对地绝缘。
其阻值应大于10M。
7.3.2 整组回路绝缘检查：
将各分组回路短接，用1000V绝缘电阻表测量整组回路对地绝缘。
其阻值应大于1M。
7.4 通电检查
7.4.1 检查保护装置版本信息经厂家确认满足设计要求。
7.4.2 按键检查。
检查装置各按键，操作正常。
7.4.3 时钟的整定与核对检查。
调整时间，装置正常，将保护装置设置为当前时间，使装置停电5min以上，然后恢复电源，时钟走时应准确，保护装置时钟每24h走时误差小于10s；GPS对时已完善，核对各装置时间显示一致，并与后台计算机显示相符。
7.4.4 装置自检正确，无异常报警信号。
7.4.5 对保护装置的保护、信号、控制回路上电应分别进行，检查各个回路之间是否完全独立，不存在串电现象。
7.4.6 逆变电源检查。
试验直流电源由零缓慢上升至80％额定电压值，此时逆变电源插件面板上的电源指示灯应亮；直流电源调至80％额定电压，断开、合上逆变电源开关，逆变电源应能正常启动；装置仅插入逆变电源插件，分别在直流电压为80％、100％、115％的额定电压值时检验逆变电源的空载输出电压。
装置处于正常工作状态，其各项电压输出在允许范围内，一般要求不大于2％的额定输出值；直流电源消失时，保护不应动作，并应有输出接点以启动告警信号。
7.4.7 打印机与保护装置的联机试验：
进行本项试验之前，打印机应进行通电自检。
将打印机与微机保护装置的通信电缆连接好，将打印机的打印纸装上，并合上打印机电源。
将打印切换开关切换须打印的装置，进入主菜单的“打印”菜单，可选择打印定值、波形、报告和开入量变位信息，表明打印机与微机保护装置联机成功。
7.5 保护装置校验
7.5.1 零漂检查。
进行零漂检查时，应对电压端子短接，电流回路断开防止感应引起误差，应在装置上电10min以后，零漂值要求在一段时间内保持在规定范围内；电流回路零漂在0.05～＋0.05A范围内，电压回路在0.05V以内。
7.5.2 通道采样及线性度检查。
在各模拟量通道分别加入20％、50％、100％的额定值，装置采样应正确，同时加入三相对称电流、三相对称电压，查看装置采样，检查电流、电压相角正常。
7.5.3 时钟的整定与核对检查。
调整时间，装置正常，GPS对时已完善，核对各装置时间显示一致，并与后台计算机显示相符。
7.5.4 开入量检查。
短接开入量输入正电源和各开入量输入端子，对照图纸和说明书，核对开入量名称，装置显示屏显示各开入量名称与实际一致。
7.5.5 操作箱检查。
校验操作箱各继电器的动作参数及动作时间满足要求。
用万用表检查各继电器接点的通断情况应正确，返回系数满足要求。
7.5.6 电压切换箱检查。
在电压二次端子通入母线二次电压，模拟母线刀闸的动作情况，用万用表量取切换箱输出电压应正确。
查看装置采样电压应正确。
7.5.7 功能压板投退检查。
分别投入和退出各功能压板时，检查保护显示屏显示信号正确。
7.5.8 保护功能检查。
（1）光纤差动保护功能检查。
检查光纤连接良好，自环时通道显示正常，采样显示正确，校验动作值及动作时间符合要求；检查启动元件定值正确；检查分相差动跳闸正确，跳闸出口时间符合技术说明书要求；校验零序差动正确；检验TA断线闭锁差动动作功能正确；检查TA饱和时区外故障保护不动作；检查收发信通道方式正确；检查通道报警功能正确；检查压板及控制字投退正确；检查输出信号及装置报文正确；与后台联调信号正确。
（2）纵联变化量方向保护功能检查。
检查通道连接良好，自环时通道显示正常，采样显示正确，校验动作值及动作时间符合要求；检查启动元件定值正确；检查分相跳闸正确，跳闸出口时间符合技术说明书要求；检查正方向可靠动作，反方向可靠不动；检查选相功能正确；检查收发信通道方式正确；检查通道报警功能正确；检查压板及控制字投退正确；检查输出信号及装置报文正确；与后台联调信号正确。
（3）纵联距离保护功能检查。
检查通道连接良好，自环时通道显示正常，采样显示正确，校验动作值及动作时间符合要求；检查启动元件定值正确；检查分相跳闸正确，跳闸出口时间符合技术说明书要求；检查正方向可靠动作，反方向可靠不动；检查接地故障及相间故障动作逻辑正确；检查TV断线功能正确；检查闭锁逻辑功能正确；检查选相功能正确；检查收发信通道方式正确；检查通道报警功能正确；检查压板及控制字投退正确；检查输出信号及装置报文正确；与后台联调信号正确。
（4）纵联零序保护功能检查。
检查通道连接良好，自环时通道显示正常，采样显示正确，校验动作值及动作时间符合要求；检查启动元件定值正确；检查分相跳闸正确，跳闸出口时间符合技术说明书要求；检查正方向可靠动作，反方向可靠不动；检查选相功能正确；检查收发信通道方式正确；检查通道报警功能正确；检查压板及控制字投退正确；检查输出信号及装置报文正确；与后台联调信号正确。
（5）距离保护功能校验。
检查采样显示正确，校验动作值及动作时间符合要求；检查启动元件定值正确；检查分相跳闸正确，跳闸出口时间符合技术说明书要求；检查正方向可靠动作，反方向可靠不动；检查选相功能正确；分别校验距离各段动作值及动作时间正确；检查加速距离动作逻辑正确；检查接地故障及相间故障动作逻辑正确；检查工频变法量距离保护逻辑功能正确，动作特性符合技术说明；检查TV断线功能正确；检查闭锁逻辑功能正确；检查压板及控制字投退正确；检查输出信号及装置报文正确；与后台联调信号正确。
（6）零序保护功能校验。
检查采样显示正确，校验动作值及动作时间符合要求；检查启动元件定值正确；检查分相跳闸正确，跳闸出口时间符合技术说明书要求；检查正方向可靠动作，反方向可靠不动；检查选相功能正确；分别校验零序各段动作值及动作时间正确；检查零序过流加速动作逻辑正确；检查接地故障及相间故障动作逻辑正确；检查TV断线功能正确；检查闭锁逻辑功能正确；检查TV断线时过流保护动作定值正确，动作时间符合要求；检查零序反时限功能正确；检查压板及控制字投退正确；检查输出信号及装置报文正确；与后台联调信号正确。
（7）重合闸逻辑功能校验。
检查重合闸充放电逻辑正确，并核对充电时间符合要求；检查重合闸动作逻辑正确，动作时间正确；检查保护启动和不对应启动重合闸功能正确；检查多相故障闭锁单重逻辑正确；检查多段故障闭锁重合闸逻辑正确，检查重合闸检无压、检同期及重合闸不检逻辑正确，并校验无压定值和同期定值；检查单重和综重方式重合闸逻辑正确；检查压板及控制字投退正确；检查输出信号及装置报文正确；与后台联调信号正确。
（8）辅助保护功能校验。
1）充电保护功能检验。
检查采样显示正确；检查各段动作值及动作时间符合要求；检查充电保护动作闭锁重合闸及启动失灵功能正确；检查压板及控制字投退正确；检查输出信号及装置报文正确；与后台联调信号正确。
2）死区保护功能检验。
检查采样显示正确；检查各段动作值及动作时间符合要求；检查保护动作闭锁重合闸及启动失灵功能正确；检查压板及控制字投退正确；检查输出信号及装置报文正确；与后台联调信号正确。
3）失灵保护功能检验。
检查采样显示正确；检查各段动作值及动作时间符合要求；检查闭锁失灵保护功能正确，并校验各闭锁定值；检查失灵保护闭锁重合闸功能正确；检查压板及控制字投退正确；检查输出信号及装置报文正确；与后台联调信号正确。
4）三相不一致保护功能检验。
检查采样显示正确；检查动作值及动作时间符合要求；检查闭锁不一致保护功能正确，并校验各不一致经零序及复序闭锁定值正确；检查压板及控制字投退正确；检查输出信号及装置报文正确；与后台联调信号正确。
（9）过电压保护及远方跳闸保护装置功能检验。
1）远方跳闸保护功能检验。
检查通道连接良好，自环时通道显示正常，采样显示正确，校验动作值及动作时间符合要求；检查通道收信功能正确；检查通道故障切换功能逻辑正确；检查TV断线通道切换功能正确；检查通道报警正确；检查远方跳闸就地判据逻辑正确并校验各判据定值符合要求；检查收发信通道方式正确；检查压板及控制字投退正确；检查输出信号及装置报文正确；与后台联调信号正确。
2）过电压保护功能检验。
检查通道连接良好，自环时通道显示正常，采样显示正确，校验动作值及动作时间符合要求；检查过电压三取一方式正确；检查过电压启动远跳功能正确；检查收发信通道方式正确；检查压板及控制字投退正确；检查输出信号及装置报文正确；与后台联调信号正确。
7.6 保护通道联调
7.6.1 通道联调。
通道路由检查，保护的通道路由应相互独立。
通道收信、发信路由应一致，禁止采用自愈环方式。
7.6.2 测试通道的发信、收信、收信灵敏电平，收信裕度应满足技术要求。
7.6.3 通道传输时间、误码率应满足要求。
7.6.4 两侧保护通道对调，验证通道路由正确，检查通道传输保护命令信号正确或传输数据正确。
对于分相命令传输通道，两侧应检查分相命令收发信的正确。
7.7 整组传动试验
7.7.1 纵联保护联调，应与纵联通道和线路对侧的纵联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，保护动作应正常。
7.7.2 断路器两路操作电源跳闸回路检查。
断开一路操作电源，分别模拟两套保护动作，检查两路跳闸回路、压板及断路器动作情况，应与图纸设计相符。
7.7.3 断路器传动试验。
分别模拟重合闸投单重方式下，单相瞬时接地故障、单相永久性接地故障、两相瞬时故障，检查保护、断路器跳闸行为及后加速动作正确，检查保护与开关动作相别应一致，检查跳闸回路和重合闸回路正确。
并在80％直流电源条件下，模拟单相永久性故障，保护及断路器应动作正确。
7.7.4 两套保护电流回路串联、电压回路并联，同时模拟单相永久性接地故障，重合闸投单重方式，检查两套保护同时动作时，开关单相跳闸、重合后三相跳闸动作行为正确。
7.8 电流电压回路检查
7.8.1 检查所有与保护有关的二次电流、电压回路是否符合施工设计图和制造厂的技术要求。
7.8.2 检查接入的电流、电压互感器准确等级是否符合要求，检查电流、电压互感器的变比是否与保护定值要求相同，检查电流、电压互感器的极性是否符合与保护装置要求。
7.8.3 检查所有电流、电压的二次电缆连接是否正确。
7.8.4 检查电流、电压回路的接地是否正确。
7.8.5 检查所有电流、电压端子的连接片是否已连接、螺栓是否紧固。
7.8.6 在一次侧加入适当的电流、电压在二次侧检查各装置采样正确，检查装置差动电流正确，检查电压切换回路正确。
7.9 二次回路试验
7.9.1 断路器操作回路、防跳回路、压力闭锁回路、同期回路试验正确。
7.9.2 断路器本体及断路器保护三相不一致保护回路试验，断路器本体及断路器保护三相不一致保护功能及定值整定正确。
7.9.3 断路器失灵启动回路试验：
检查失灵回路正确，在失灵保护屏上验证失灵输出接点正确。
7.9.4 重合闸启动回路及闭锁重合闸回路试验。
检查不对应启动重合闸回路及保护启动重合闸回路正确。
试验手分、手合、永跳和单重方式时三跳闭锁重合闸等回路正确。
7.9.5 检查母差及失灵跳线路开关回路正确。
7.9.6 检查五防闭锁二次回路接线正确。
配合检查闭锁逻辑正确合理，符合变电站“五防”闭锁技术要求。
7.9.7 录波回路试验。
电压、电流以及开关量回路应正确接入录波装置。
7.9.8 保护装置与自动化系统、继电保护故障及信息系统联调，核对保护报文、遥控功能、遥测量、遥信量以及GPS对时功能正确。
7.9.9 检查开关本体告警信号、SF6TA、TV本体告警信号、保护动作信号、保护告警信号、二次回路异常告警信号、通道告警信号、跳、合闸监视回路等声光信号正确。
7.10 受电前检查
7.10.1 定值整定。
按定值单要求输入定值；打印各定值清单。
定值核对包括装置系统参数定值、保护定值。
核对系统参数与现场实际参数相符合。
7.10.2 现场恢复。
恢复所有试验过程所解开的连接线，检查各连接端子连接良好。
检查电流、电压回路连接牢固。
核对压板名称标志完善。
7.10.3 检查调试记录。
检查调试记录完整并签字，调试数据符合投产条件并进行。
7.11 带负荷测试
7.11.1 测量电压、电流的幅值及相位关系。
根据线路潮流方向和测试数据检验线路保护、母差保护、开关保护、安稳、录波器、测控装置、计量回路等TA二次接线极性、变比正确。
对于新接的电压互感器二次回路，进行核相检查及测试电压，检查电压回路的正确性。
7.11.2 查看保护装置电压、电流采样幅值和相角及打印保护装置采样录波图，检查保护装置电压、电流采样回路极性、变比正确。
并记录存档。
7.11.3 检查装置显示正确，差流电流及制动电流满足技术要求。
7.11.4 检查开关量状态及自检报告，开关量状态与实际运行状态一致，自检报告无异常信息。
8 质量控制措施及检验标准
8.1 质量控制措施
8.1.1 分组回路绝缘检查要求绝缘值大于10M。
8.1.2 整个二次回路绝缘检查要求绝缘值大于1.0M。
8.1.3 零漂检查要求在小于±0.05。
8.1.4 采样值与实际值要求小于5％。
8.1.5 保护动作时间与整定时间相符。
8.1.6 保护动作要求在过量动作时在1.05倍可靠动作，在0.95倍可靠不动作，时间测试要求在1.2倍动作值时测量。
在欠量动作时要求在0.95倍时可靠动作，在1.05倍时可靠不动作，时间测试在0.7倍时测量。
8.1.7 带负荷测试根据潮流方向功角正确。
8.1.8 所有仪器仪表必须在检定周期内使用。
8.2 质量控制表
表7-1 质量控制表
序号
控 制 点
控制方式
W
H
S
1
保护装置试验
●
2
保护通道联调
●
3
整组传动试验
●
4
投运前检查
●
5
带负荷测试
●
注：
H：
停工待检点；W：
见证点；S：
旁站点。
8.3 检验标准
Q/CSG10008—2004《继电保护及安全自动装置检验条例》、GB14285—2008《继电保护及安全自动装置技术规程》、《继电保护及安全自动装置基本试验方法》。
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