智能变电站母线保护双母线标准化作业指导书讲解.docx
《智能变电站母线保护双母线标准化作业指导书讲解.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《智能变电站母线保护双母线标准化作业指导书讲解.docx（27页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
智能变电站母线保护双母线标准化作业指导书讲解
智能变电站
220kV母线保护调试
作业指导书
批准：
审核：
编写：
作业负责人：
目次
1.应用范围..................................................................32.引用文件..................................................................33.工作流程图................................................................34.调试前准备................................................................44.1准备工作安排...........................................................44.2作业人员要求...........................................................54.3试验仪器及材料.........................................................54.4危险点分析与预防控制措施...............................................65.单体调试..................................................................75.1电源和外观检查.........................................................75.2绝缘检查...............................................................85.3配置文件检查...........................................................95.4光纤链路检查...........................................................95.5SV输入检查...........................................................105.6GOOSE开入开出检查....................................................115.7保护校验..............................................................116.分系统功能调试...........................................................156.1SV整组...............................................................156.2GOOSE整组............................................................156.3站控层功能测试........................................................167.带负荷测试...............................................................178.竣工.....................................................................17附录：
调试报告..............................................................18
3
1.应用范围
本指导书适用于国家电网公司智能变电站220kV母线保护现场调试工作，规定了现场调试的准备、调试流程图、调试方法及标准和调试报告等要求。
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母线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。
GB14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T15147电力系统安全自动装置设计技术规定DL/T478继电保护和安全自动装置通用技术条件DL/T587微机继电保护装置运行管理规程DL/T769电力系统微机继电保护技术导则
DL/T782110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程DL/T860变电站通信网络和系统
DL/T995继电保护及电网安全自动装置检验规程
Q/GDW175变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW267继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定Q/GDW441智能变电站继电保护技术规范Q/GDW396IEC61850工程继电保护应用模型Q/GDW689智能变电站调试规范
Q/GDW431智能变电站自动化系统现场调试导则Q/GDW414变电站智能化改造技术规范Q/GDW426智能变电站合并单元技术规范Q/GDW428智能变电站智能终端技术规范智能变电站标准化调试规范
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）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。
4
图1220kV母线保护调试流程图
4.调试前准备4.1准备工作安排
5
4.2作业人员要求
4.3试验仪器及材料
4.4危险点分析与预防控制措施
5.单体调试5.1电源和外观检查5.1.1电源检查
5.1.2装置外观检查
5.2绝缘检查
按照DL/T995-2006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
将光功率计用一根尾纤（衰耗小于0.5dB）接至母线保护的发送端口（Tx），读取光功率值（dBm）即为该接口的发送光功率。
母线保护装置各发送接口都需进行测试，光波长1310nm，发送功率：
-20dBm～-14dBm；光波长850nm，发送功率：
-19dBm～-10dBm。
5.4.2接收光功率检验
将母线保护接收端口（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3dBm。
5.4.3光纤连接检查
a）分别恢复保护装置接收各支路电流、母线电压的SV光纤，保护装置相应的SV采样异常应复归。
同时检查SV接口配置是否与设计一致。
b）分别恢复保护装置接收的GOOSE光纤，保护装置相应的GOOSE异常应复归。
注：
光纤链路检验结果数据记录于调试报告表7。
5.5SV输入检查5.5.1采样值检查
a）数字式继电保护测试仪导入SCD配置文件，正确配置试验参数；
b）母线保护仅投入支路1电流SV接收软压板，测试仪端口1选择发送该支路1电流的合并单元SV；c）测试仪端口1发送口接至母线保护装置支路1电流SV接收口，测试施加一定电流量，检查母线保护装置上显示的支路1电流值应与测试仪发送值基本一致；
d）修改相应配置，采用上述b）~c）步骤测试母线保护各支路电流和母线电压采样值。
e）在上述施加电流量的同时，检查母线保护装置上的大差电流、I母小差、II母小差电流值。
若施加电流各支路电流为一个标幺的电流时，差流应不大于0.05Ie。
母线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，母线保护各SV端口应与设计完全一致。
注：
SV采样通道测试数据记录于调试报告表8。
5.5.2采样同步性测试
在母线保护各支路都投入运行的情况进行各支路采样同步性测试：
a）数字式继电保护测试仪导入SCD配置文件，且采用模拟MU延时功能进行SV输出，按照实际合并单元输出延时配置测试仪延时；
b）母线保护投入所有SV接收软压板，测试仪分别选择输出该母线保护的支路1、支路2电流合并单元SV和I母母线电压合并单元SV，且测试仪端口分别接至保护装置的相应接口，保护装置其他SV接口正常接至相应合并单元；
c）测试仪以I母母线电压为基准，支路1、支路2电流输出为穿越性电流，检查母线保护装置支路1、支路2电流和差流大小，差流应基本为0；母线保护上显示支路1电流、支路2电流与I母母线电压之间相位关系与测试仪所施加一致；
d）测试仪以I母母线电压为基准，支路1电流、支路2电流输出为区内故障电流，检查母线保护装置支路1电流、支路2电流和差流大小，差流应为故障电流；
e）采用上述b）~d）步骤测试母线保护其他各支路电流及母线电压的采样同步性；
11
注：
SV采样同步性测试数据记录于调试报告表8。
5.6GOOSE开入开出检查5.6.1GOOSE开入检查
a）母联断路器位置、SHJ开入检查
若一次设备具备传动条件，可实际分合母联断路器，观察装置中显示的开入状态是否正确。
若一次设备不具备传动条件，可用数字式继电保护试验仪模拟断路器变位。
b）各间隔刀闸位置开入检查
方法同母联断路器位置开入检查。
c）启失灵/解闭锁开入检查
可使各支路的保护装置动作，开出启失灵信号，观察母线保护装置中显示的启失灵开入状态是否正确。
若现场不具备条件，可用数字式继电保护试验仪模拟断路器变位。
d）检修压板开入检查
投入母线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。
当母线保护装置的检修压板投入时如果GOOSE链路对端装置的检修压板在退出状态则该GOOSE链路告警。
注：
GOOSE开入检查测试数据记录于调试报告表9.1。
5.6.2GOOSE开出检查
a）采用光数字万用表或数字式继电保护测试仪依次接入母线保护GOOSE输出口，接收母线保护GOOSE输出报文，检查保护装置各GOOSE输出口的报文应相同，且与配置一致；
b）GOOSE开出变位通道数据的正确性在保护功能中同时验证；
注：
GOOSE开入开出检查数据记录于调试报告表9.2。
5.7保护校验
12
13
14
15
6.分系统功能调试6.1SV整组6.1.1SV通道试验
SV通道试验时，投入保护装置上相应支路SV接收软压板；合并单元所有输入绕组都应施加电流验证，且不同绕组与保护装置、测控装置、电度表等的对应关系应正确。
注：
SV通道试验数据记录于调试报告表11.1。
6.1.2SV检修机制测试
检验母线保护装置与MU的检修压板功能配合的正确性。
检验保护装置与间隔合并单元的检修压板不一致时，电流是否参与差流计算，是否闭锁母线保护。
保护装置投检修压板，MU不投检修，保护装置报SMV检修不一致，闭锁保护逻辑功能并把SMV检修不一致信号上传后台。
MU投检修，保护不投检修压板保护报相应间隔的检修不一致，闭锁保护，并上传修不一致信号到后台。
注：
SV整组测试数据记录于调试报告表11.2。
6.2GOOSE整组6.2.1GOOSE整组传动
退出待测保护装置、各间隔单元的合并单元及智能终端的检修压板，投入保护装置中各出口压板，配置并连接继电保护测试仪和待调试装置，依次做差动保护及失灵保护试验，检验各间隔单元断路器动作的正确性，线路间隔断路器不重合。
注：
GOOSE整组测试数据记录于调试报告表12.1、12.2。
6.2.2GOOSE检修机制测试
校验母线保护装置与智能终端、其他各支路保护的检修压板功能配合的正确性。
检验保护装置与间隔智能终端的检修压板不一致时，母线保护是否闭锁，断路器是否动作。
线路保护装置投检修压板，母线保护装置不投检修，
母线保护装置发失灵GOOSE检修不一致报文，闭锁本间隔的失灵开入，其他间隔失灵开入不闭锁，上传修不一致信号到后台。
线路保护装置与母线保护装置同时投入检修，失灵开入只能是投检修不一致的间隔有效，其他间隔失灵开入闭锁。
保护装置投检修压板，智能终端不投检修，保护装置报GOOSE检修不一致，保护功能可以动作出口相应智能终端收到打检修位的GOOSE报文，但智能终端不动作。
并把GOOSE检修不一致信号上传后台。
智能终端投检修，保护不投检修，母线保护动作GOOSE出口跳闸，但只有投检修的间隔智能终端不动作，其他不投检修的智能终端动作跳开断路器，并报GOOSE检修不一致信号上传后台。
注：
GOOSE整组测试数据记录于调试报告表12.3。
6.3站控层功能测试6.3.1保护信息上传
模拟保护动作验证，根据实际工程的命名规范要求，检查保护上送至监控后台的保护动作等事件信息应正确，且保护事件的顺序和时间应与保护装置面板一致；保护上送至调度的保护事件信息、顺序、和时间应正确。
注：
保护信息上传数据记录于调试报告表13.1。
6.3.2远方控制
a）核对装置所有软压板状态应与监控后台一致；
b）投入“远方投退压板”，在监控后台逐一遥控装置的每个软压板（除远方遥控软压板、远方修改定值、远方切换定值区），并且每次遥控改变软压板状态后应与装置中实际状态核对，软压板遥控应正常，状态正常；
c）退出“远方投退压板”，在监控后遥控装置软压板，应遥控失败；在装置上就地修改软压板，应能正常修改；
d）远方复归；
注：
软压板遥控数据记录于调试报告表13.2。
6.3.3定值操作
a）定值召唤
①退出“远方修改定值”、“远方切换定值区”软压板；
②在监控后召唤当前定值区，并召唤该区定值，监控后台应能正常召唤定值，且定值和控制字的数据范围、单位等应正确；
③将监控后台召唤的定值与装置内定值进行比较，应一致。
b）定值修改
①退出“远方修改定值”、软压板；
②在监控后召唤装置当前定值区，并召唤定值，修改其中的定值内容，并下装，应下装失败；③投入“远方修改定值”软压板，在监控后台召唤当前定值区，并召唤定值，修改其中的定值内容，并下装，应下装成功；重新召唤当前定值区，确认修改定值是否正确。
注：
定值操作数据记录于调试报告表13.3。
7.带负荷测试
a）从装置子菜单调用采样值显示，核对保护装置各路模拟量采样数值、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。
b）观察大差、I母小差、II母小差差流值是否在正常范围内。
注：
送电试验的测试数据记录于调试报告表14.1~14.3。
8.竣工
附录：
调试报告
XX工程220kV母线保护调试报告
变电站名称：
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
GB14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T15147电力系统安全自动装置设计技术规定GB/T24001环境管理体系要求及使用指南
DL/T478继电保护和安全自动装置通用技术条件DL/T587微机继电保护装置运行管理规程DL/T769电力系统微机继电保护技术导则
DL/T782110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程DL/T995继电保护及电网安全自动装置检验规程
Q/GDW175变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW267继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定Q/GDW441智能变电站继电保护技术规范Q/GDW396IEC61850工程继电保护应用模型Q/GDW689智能变电站调试规范
Q/GDW431智能变电站自动化系统现场调试导则Q/GDW414变电站智能化改造技术规范Q/GDW426智能变电站合并单元技术规范Q/GDW428智能变电站智能终端技术规范智能变电站标准化调试规范
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
____号母线保护依据_______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
2.2仪器设备基本信息
3.电源检查
结论：
4.屏柜及装置外观检查
结论：
5.绝缘电阻检查
结论：
21
6.配置检查
6.1配置文件版本及SCD虚端子检查
6.2装置配置文件一致性检查
结论：
7.光纤回路检验
结论：
注：
按母线保护具体型号及工程实际应用检查各元件SV、GOOSE链路。
22
8.SV精度
8.1Ⅰ母电压通道刻度检查（单位：
V）
结论：
8.2Ⅱ母电压通道刻度检查（单位：
V）
结论：
8.3电流通道精度检查（单位：
A）
23
注：
按母线保护具体型号及工程实际规模，检查各元件的零漂值。
结论：
8.4SV通道检查
24
结论：
9.GOOSE开入开出检查9.1GOOSE开入检查
注：
按母线保护具体型号及工程实际应用检查各GOOSE开入。
结论：
9．2GOOSE开出检查注：
按母线保护具体型号及工程实际应用检查各GOOSE输出。
结论：
10.保护功能测试10.1试验定值整定
注：
按母线保护具体型号及工程实际规模，验证实际定值。
25
10.2母差保护功能测试10.2.1区内、区外故障测试
1）区外故障
在元件1、元件2支路中同时加入A相（或B、C相）电流，电流大小相等方向相反，母线差动保护不应动作。
结果（）
2）区内故障
在元件1、元件2支路中同时加入A相（或B、C相）电流，电流大小相等方向相同，母线差动保护应瞬时动作，母线选择正确‘母差动作’信号灯点亮。
结果（）结论：
10.2.2差动起动电流定值校验
结论：
10.2.3比率制动系数定值校验
母联在合位，投互联压板，验证比率制动系数高值。
26
结论：
母联在分位、投分列运行软压板验证比率制动系数低值。
结论：
10.2.4TA断线电流定值校验
TA断线闭锁差动保护功能检查
任选母线上的一条支路，在这条支路中加载A相（或B、C相）电流（）A（大于TA断线电流定值），经（）延时‘TA断线’信号灯点亮；将该相电流值增加到（）A（大于差动起动电流定值），差动保护应不动作。
结果（）结论：
10.2.5复压闭锁定值校验
结论：
10.2.6大差后备功能校验
27
结论：
10.2.7母联极性
结论：
10.3失灵保护功能测试10.3.1失灵保护定值校验
结论：
10.3.2电压闭锁定值校验
结论：
10.4异常告警
28
10．5软压板功能验证
注：
按母线保护具体型号及工程实际应用检查各压板投退功能。
结论：
11.SV整组试验11.1通道整组测试
29
注：
按母线保护具体型号及工程实际应用测试SV通道。
结论：
11.2SV检修机制
注：
按母线保护具体型号及工程实际应用测试机修机制。
结论：
12.GOOSE整组试验12.1GOOSE开入整组试验12.1.1位置开入整组试验
30
注：
按母线保护具体型号及工程实际规模，检查断路器及刀闸位置的正确性。
结论：
12.1.2启失灵/解闭锁开入整组试验
220kVXX变电站母线保护作业指导书注：
按母线保护具体型号及工程实际规模，检查失灵/解闭锁开入。
结论：
12.2GOOSE开出整组试验项目支路1跳闸goose开出支路2支路3相关回路号母联支路2间隔支路3间隔试验方法及现象模拟母线保护动作，跳相应间隔智能终端的TJR开入，永跳断路器。
模拟母线保护动作，跳相应间隔智能终端的TJR开入，永跳断路器。
模拟母线保护动作，跳相应间隔智能终端的TJR开入，永跳断路器。
结果注：
按母线保护具体型号及工程实际规模，检查各支路实际动作行为。
结论：
12.3GOOSE检修机制12.3.1母线保护与智能终端检修机制检修状态检修一致检修不一致检修一致检修不一致母线保护装置检修一致检修不一致检修一致检修不一致检修一致检修不一致检修一致检修不一致要求保护与合并单元检修压板一致时，保护采样显示正常，采样值参与逻辑计算；检修压板不一致时，保护采样有显示，但不参与逻辑计算，或采样显示为0支路1智能终端支路2智能终端支路3智能终端支路n智能终端注：
按母线保护具体型号及工程实际规模
升级会员 