智能变电站母线保护(双母线)标准化作业指导书.doc

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95.5 SV输入检查105.6 GOOSE开入开出检查115.7保护校验116. 分系统功能调试156.1 SV整组156.2 GOOSE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18220kVXX变电站母线保护作业指导书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。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 175 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/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智能变电站标准化调试规范国家电网安监2009664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。图1 220kV母线保护调试流程图4. 调试前准备4.1 准备工作安排序号内容标准备注1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。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。2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。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。3如果是在运行站工作或站内部分带电运行，提前办理工作票，并经运行单位许可；开工前需制定专门的二次安全措施票。1）工作票应按电业安全工作规程相关部分执行；2）二次安全措施票中所要求的安全措施应能有效的将工作范围与运行二次回路隔离。4准备SCD文件、待调试装置ICD文件、保护原理图、二次接线图、光纤联系图、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。材料应齐全，图纸及资料应符合现场实际情况。5检查系统厂内集成测试记录以及出厂验收记录。系统配置文件SCD正确，系统出厂前经相关部门验收合格。6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。7开工前与现场安装、施工人员做好交底工作。了解保护装置及相关合并单元、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。8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作业人员要求序号内容备注1现场工作人员应身体健康、精神状态良好，着装符合要求。2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。3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。4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。4.3试验仪器及材料序号名称规格数量备注1数字式继电保护测试仪支持4路以上9-2 SV输出、4路以上goose输出，支持对时功能。1台2便携式报文分析仪支持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1台3兆欧表1000V/500V1台4光功率计波长：1310/850nm，范围：-40dB10dbB1套5红光笔1支6相关测试软件包括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7尾纤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8试验直流电源9其它设备4.4危险点分析与预防控制措施序号防范类型危险点预控措施1人身触电安全隔离(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。接、拆低压电源(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。2机械伤害落物打击进入工作现场必须戴安全帽。3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，误发报文造成装置误动工作负责人检查、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。测试中需要测试仪仪向装置组网口发送报文时，应拔出装置组网口光纤，直接与测试仪连接，不应用测试仪通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。4防设备损坏保护跳或控制检修、施工过程中的一次设备，造成一次设备损坏保护或监控调试时应断开与一次设备的控制回路，传动一次设备时必须与相关负责人员确认设备可被操作。工作中恢复接线错误造成设备不正常工作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。工作中误短端子造成运行设备误跳闸或工作异常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。工作中恢复定值错误造成设备不正常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。线路保护盘上线路保护通道的尾纤损坏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。5其他(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5.1.1电源检查序号检查项目检查要求备注1屏柜直流电源检查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；2装置电源自启动试验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；3装置工作电源在80%110%额定电压间波动装置稳定工作，无异常；4装置电源拉合试验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。注：检查结果记录于调试报告的表3。5.1.2装置外观检查序号检查项目检查要求注意事项1屏柜及装置外观检查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。2装置自检装置上电运行后，自检正常，操作无异常。 3装置程序检查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。 装置保护程序应符合当地运行要求；4装置时钟检查装置时间应与标准时间一致。5定值整定功能定值输入和固化功能、失电保存功能、定值区切换功能正常。6打印功能检查打印当前定值区的完整定值清单（包括设备参数定值、保护定值、保护控制字、软压板状态）。打印机应正确打印。如果配置打印机检查此项目。注：检查结果数据记录于调试报告表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。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10M。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20M。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。5.5 SV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；注：SV采样同步性测试数据记录于调试报告表8。5.6 GOOSE开入开出检查5.6.1 GOOSE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。5.6.2 GOOSE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保护校验序号调试项目调试方法备注1差动保护差动保护的电流取自各支路电流互感器，电压取双母线电压，通过数字式保护测试仪施加两支路上的电流及母线电压故障量，模拟区内、区外及死区故障。a）投入差动保护软压板；b）投入“差动保护控制字”。1.1区内、区外故障保护动作特性测试施加电流电压量，模拟区内、区外及死区故障：1）在支路1、支路2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；2）在支路1、支路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，永跳线路断路器不重合；3）在支路1、支路2、母联支路中加入A相（或B、C相）电流，模拟死区故障，母线差动保护应瞬时动作，永跳线路断路器不重合。a）仅投入相应测试支路的SV接收软压板，其他支路的SV接收软压板退出；b）测试数据记录于调试报告10.2.1部分。1.2差动启动电流定值校验1）在支路1、支路2中同时加入A相（或B、C相）电流，电流大小相等方向相反，使差流平衡，调整支路1电流大小使差流等于0.95倍差动启动电流定值，保护不动作。调整支路1电流大小，使差流等于1.05倍差动启动电流定值，保护动作，检验保护动作时间。a）测试时，仅投入相应测试支路的SV接收软压板，其他SV接收软压板退出；b）定值误差应不大于5%，动作时间应不大于30ms；c）测试数据记录于调试报告表10.2.2。1.3比率制动特性测试1) 比率制动特性系数高值 母联在合位，投入母线互联压板，在支路1、支路2中同时加入A相（或B、C相）电流I1、I2，电流大小相等方向相反，使差流平衡。固定I1，降低I2，使得差动保护动作，记录动作点；将平衡时的I1、I2数值增大一倍，固定2I1，降低2I2，使得差动保护动作，记录动作点；两个动作点可得比率制动斜率；2)比率制动特性系数低值 母联在分位，投入分列运行压板，在支路1、支路2中同时加入A相（或B、C相）电流I1、I2，电流大小相等方向相反，使差流平衡。固定I1，降低I2，使得差动保护动作，记录动作点；将平衡时的I1、I2数值增大一倍，固定2I1，降低2I2，使得差动保护动作，记录动作点；两个动作点可得比率制动斜率；a）测试时，仅投入相应测试支路的SV接收软压板，其他支路SV接收软压板退出；b）制动曲线的每一折线取两个点，计算的K1与K2值误差不应超过5；c）画出制动特性曲线，和厂家提供的制动特性曲线基本相吻合；测试数据记录于调试报告表10.2.3。1.4CT、PT断线电流定值校验任选母线上的一条支路，在这条支路中加载A相（或B、C相）大于TA断线电流定值的电流，经固定延时“TA断线”、“TV断线”信号灯点亮；将该相电流值增加到大于差动起动电流定值的电流，差动保护应不动作。a）试验时，仅投入一条支路电流SV接收软压板；b）定值误差应不大于5%；c）测试数据记录于调试报告表10.2.4。1.5复压闭锁功能测试在满足比率差动元件动作的条件下，分别检验保护的电压闭锁元件中相低电压、负序和零序电压定值。a）母差复压定值装置内部固定，详情参见说明书；b）试验时，仅投入高压1侧电流SV接收软压板；c）定值误差应不大于5%；d）测试数据记录于调试报告表10.2.5。1.6母联极性校验选择母联CT正极性，在支路1、支路2、母联支路中加入A相（或B、C相）电流，检查大差电流、I母小差电流、II母小差电流。选择母联CT反极性，在支路1、支路2、母联支路中加入A相（或B、C相）电流，检查大差电流、I母小差电流、II母小差电流。a）若差流基本为零，则极性正确。b）测试数据记录于调试报告表10.2.7。1.7大差后备对母线保护施加故障量，使大差差流大于差动动作电流值，并持续150ms以上，大差后备保护动作。记录动作时间及结果。测试数据记录于调试报告表10.2.6。2失灵保护通过数字式保护测试仪施加电流电压量及失灵开入GOOSE：模拟失灵保护动作。a）投入失灵保护软压板；b）投入“失灵保护控制字”。2.1失灵保护定值校验启失灵开入，同时施加故障电流电压量，0.95倍定值不动作，1.05倍定值可靠动作；经短延时t1，保护将切除母联，经长延时t2，保护将切除该支路所在母线上的所有支路。a）测试时，仅投入相应测试支路的SV接收软压板，其他SV接收软压板退出；b）定值误差应不大于5%，动作时间应不大于30ms；c）测试数据记录于调试报告表10.3.1。2.2复压闭锁校验包括低电压闭锁、零序电压闭锁及负序电压闭锁，加入相应闭锁电压量、故障量及失灵GOOSE开入，失灵保护不动作；1.05倍定值不动作，0.95倍定值可靠动作。a）测试时，仅投入相应测试支路的SV接收软压板，其他SV接收软压板退出；b）定值误差应不大于5%，动作时间应不大于30ms；c）测试数据记录于调试报告表10.3.2。3异常告警测试数据记录于调试报告表10.4。3.1CT断线1、采用数字化继电保护测试仪给主变保护施加平衡电流，差流为0，使其中一侧的一相电流突变为0（但差流小于差动保护动作定值，且大于CT断线报警内部定值），经过一定延时（装置内部定值）后，保护应报CT断线；3.2PT断线采用数字化继电保护测试仪给主变保护施加电压量，满足以下条件之一，经过一定延时（装置内部定值）后，保护应报PT断线：1.正序电压小于装置内部PT断线正序电压值且任一相有流或开关在合位；2.负序电压大于装置内部PT断线负序电压值。电压幅值误差应不大于5%。4压板功能验证测试数据记录于调试报告表10.5。4.1功能压板各保护校验过程中，投入相应的保护功能压板，保护正常动作；退出相应功能压板，相应的保护不动作。4.2SV接收压板1）投入支路1电流SV接收压板，退出其它SV接收压板，施加支路1电流，检查差动保护的差流为支路1电流I；2）退出支路1电流SV接收压板，施加支路1电流I，检查差动保护的差流为0；3）采用相同的方法验证其它电流SV接收压板的正确性；4）采用相同的方法验证电压SV接收压板的正确性.4.3GOOSE出口压板在进行保护功能校验时，模拟保护动作，用数字化继电保护测试仪接收保护装置发送的GOOSE信息，投入相应的出口压板时，GOOSE报文中有相应的变位；退出相应的出口压板时，虽然保护动作，但GOOSE报文中相应数据不变位。4.4GOOSE接收压板在进行失灵联跳功能验证时，退出相应的“失灵联跳GOOSE接收软压板”，保护不动作，投入相应“失灵联跳GOOSE接收软压板”后，保护动作。6. 分系统功能调试6.1 SV整组6.1.1 SV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。6.1.2 SV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。6.2 GOOSE整组6.2.1 GOOSE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。6.2.2 GOOSE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 退出 “远方修改定值”、“远方切换定值区”软压板； 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； 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 退出 “远方修改定值”、软压板； 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； 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14.114.3。8. 竣工序号内容备注1全部工作完毕，拆除所有试验接线（先拆电源侧）2仪器仪表及图纸资料归位。3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4状态检查，严防遗漏项目5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、试验结果和存在地问题等6经值班员验收合格，并在验收记录卡上各方签字后 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GB/T 24001 环境管理体系要求及使用指南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 995 继电保护及电网安全自动装置检验规程Q/GDW 175 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/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智能变电站标准化调试规范国家电网安监2009664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 装置基本信息序号项目内容是否为国网标准版本1装置型号是 否2生产厂家3设备唯一编码是 否4程序版本是 否5程序校验码6程序生成时间7icd版本是 否8icd校验码9icd生成时间10SCD版本11SCD校验码12通信程序版本13通信程序校验码14通信程序生成时间2.2 仪器设备基本信息序号仪器名称型号铭牌编号证书号有效期123453. 电源检查序号项目检查结果要求1屏柜输入直流电源幅值DC110V或220V2正常电源装置启动情况正常启动380%电源装置启动情况4110%电源装置启动情况580%电源拉合三次，装置工作情况正常工作6掉电瞬间，装置输出情况不误发异常数据结论：4. 屏柜及装置外观检查序号项目检查结果要求1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2接地端子是否可靠接地3检修压板是否良好4标识是否明晰5光纤连接是否符合要求6电缆布线、接线是否可靠结论：5. 绝缘电阻检查温度： ； 湿度： 序号项目绝缘电阻（M）要求1直流电源对地大于20M2信号输出端子对地结论：6. 配置检查6.1配置文件版本及SCD虚端子检查序号项目检查结果要求及指标1SCD文件检查虚端子连线正确，与设计虚端子图相符。2虚端子对应关系检查检查SCD文件虚端子连接关系与设计图纸是否一致。3过程层数据与装置端口对应关系检查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项目检查结果要求1A网IP地址与SCD配置文件一致2B网IP地址3GOCB数量4GOOSE MAC地址5GOOSE APPID6GOID7GOOSE通道数量结论：7. 光纤回路检验端口发光功率/dBm接收光功率/dBm光功率裕度/dB要求支路1SV接口光波长1310nm，发送功率：-20dBm-14dBm；光波长850nm，发送功率：-19dBm-10dBm；装置端口接收功率裕度不应低于3dBm支路2SV接口支路3SV接口支路nSV接口支路1GOOSE直跳接口支路2GOOSE直跳接口支路nGOOSE直跳接口组网GOOSE接口备注：光波长： nm，表示不需要测试结论：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。8. SV精度8.1 母电压通道刻度检查（ 单位：V ） 通道名称加入量Ua1Ub1Uc1U2-13U0-1零漂20406080技术标准 电压误差不超过额定值的2.5或0.01Un，角度误差不超过1，零漂范围-0.02，+0.02。结论：8.2 母电压通道刻度检查（ 单位：V ） 通道名称加入量Ua2Ub2Uc2U2-23U0-2零漂20406080技术标准 电压误差不超过额定值的2.5或0.01Un，角度误差不超过1，零漂范围-0.02，+0.02。结论：8.3电流通道精度检查（ 单位：A ） 通道名称加入量母联1#线2#线I AI BI CI AI BI CI AI BI C零漂25710技术标准 电流误差不超过额定值的2.5或0.02In，角度误差不超过1，零漂范围-0.02，+0.02。 通道名称加入量1#主变2#主变3#线I AI BI CI AI BI CI AI BI C零漂25710 通道名称加入量4#线5#线6#线I AI BI CI AI BI CI AI BI C零漂25710技术标准 电流误差不超过额定值的2.5或0.02In，角度误差不超过1，零漂范围-0.02，+0.02。 通道名称加入量7#线8#线9#线I AI BI CI AI BI CI AI BI C零漂25710技术标准 电流误差不超过额定值的2.5或0.02In，角度误差不超过1，零漂范围-0.02，+0.02。 通道名称加入量大差差流I母小差差流II母小差差流I AI BI CI AI BI CI AI BI C零漂25710技术标准 电流误差不超过额定值的2.5或0.02In，角度误差不超过1，零漂范围-0.02，+0.02。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。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：8.4 SV通道检查测试项目检测情况检查结果SVGOOSE品质异常装置告警闭锁保护装置告警保护装置开出量不能输出断 链SV量不能加入保护装置并告警及闭锁保护装置告警保护装置开出量不能输出结论：9. GOOSE开入开出检查9.1 GOOSE开入检查序号项目检查结果要求1母联断路器A相（B、C）合位开关量正确变位2支路1刀闸位置3支路2刀闸位置4支路1失灵开入/解闭锁5支路1失灵开入/解闭锁注：按母线保护具体型号及工程实际应用检查各GOOSE开入。结论：92 GOOSE开出检查序号项目检查结果要求1跳母联出口GOOSE开出变位正确，报文变化符合DL/T860要求2跳支路1出口GOOSE3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 试验定值整定差动保护启动电流定值CT断线告警定值CT断线闭锁定值母联分段失灵电流定值母联分段失灵时间低电压闭锁定值零序电压闭锁定值负序电压闭锁定值三相失灵相电流定值失灵零序电流定值失灵负序电流定值失灵保护1时限失灵保护2时限注：按母线保护具体型号及工程实际规模，验证实际定值。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