220kV主变保护标准化作业指导书

1、智能变电站220kV电压等级主变保护调试作业指导书批准：审核：编写:作业负责人： TOC o 1-5 h z .应用范围 1.引用文件 1.调试流程 1.调试前准备 2准备工作安排 2作业人员要求 3试验仪器及材料 4危险点分析与预防控制措施 4.单体调试 5电源和外观检查 5绝缘检查 6配置文件检查 7光纤链路检验 7V输入检查 8GOOSE开入开出检查 9护校验 10.分系统功能调试 18SV 整组 18GOOSE整组 19站控层功能测试 21.全站功能联调 22一次升流 22一次加压 23.带负荷测试 23.竣工 23附录：调试报告 25智能变电站220kV电压等级主变保护调试作业指导书

2、 .应用范围本指导书适用于智能变电站220kV电压等级主变保护现场调试工作，规定了现场调试的准备、调试流程、调试方法和标准及调试报告等要求。本指导书中所涉及变压器以高压侧双母接线、中压侧双母接线、低压侧双分支单母分段 接线的220kV电压等级自耦变压器（高 1-中1-低2）为基础型号，其他接线情况可参照执行。.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

3、 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

4、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Q/GDW XX浏能变电站标准化现场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）.调试流程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优化为最佳的校验步 骤顺序，见图1:1、经审核批准的调试方案调试前准备2、图纸、SC由资料准备3、调试工器具检查4、出厂调试及验收记录检查5、危险点分析及安全预控措施送电试验图1 220kV主变保护调试流程图4.调试前准备

5、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、作业标准及女全 注息事项。3如果是在运行站工作或

6、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

7、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。用力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 装置是否止常。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

8、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，并经考试合格方可卜现 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、SM PTR 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/220V1台4光功率计波长：1310/850nm,范围:-40dB 10dbB1套5红光笔1支6相关测试软件包括SC区看

9、软件、报文分 析软件、XM用法校验软件、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人身触电如鹤(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

10、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防设备损保护跳或控制保护或监控调试时应断开与一次设备的控制回路，传动坏检修、施工过程 中的一次设备， 造成一次设备 损坏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 备不止常工作施工过程中拆接回路线， 要后书面记录，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

11、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 备不止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

12、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%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息事项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

13、 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 含固定牢固，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，备用光纤接卬或备用光 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止确齐全，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

14、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、eRm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。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CPUf件、通信插件、开入插件

15、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10MIQOc）新安装时，对装置使用 220V摇表测量各端子之间的绝缘电阻，对内绝缘电阻应大于20MQO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。配置文件检查配置文件版本及 SCD端子检查a）检查SCDt件头部分（Header）的版本号（version ）、修订号（revision ）、和修 订历史（History ）确认SCD：件

16、的版本是否正确。b）采用SCD：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：配置文件版本及SC嘘端子检查结果数据记录于调试报告表6.1。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SCDC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口，解析其输出GOOSE文的MA触址、APPID GOID数据通道等参数是否与 SCDC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接收、发送配置与装置背板端口的对应关系与

17、设计图纸是否一致。注：配置文件一致性检测结果数据记录于调试报告表6.2。光纤链路检验发送光功率检验将光功率计用一根尾纤（衰耗小于0.5dB ）接至主变保护的发送端口（Tx）,读取光功率值（dBmj）即为该接口的发送光功率。主变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。接收光功率检验将主变保护接收端口（ 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3dB。光纤连接检

18、查a）分别恢复主变保护装置接收高压侧电流、中压侧电流、低压侧外附CTt流、低压侧三角内部套管电流、高压侧电压、中压测电压、低压侧电压的SVt纤，保护装置相应的 SV呆样异常应复归。同时检查 S哪口配置是否与设计一致。b）分别恢复主变保护接收高压侧失灵联跳和接收中压测失灵联跳的GOOSE纤，保护装置相应的GOOSE路异常信号复归。同时检查 GOOSE口配置是否与设计一致。注：光纤链路检验结果数据记录于调试报告表7。SV输入检查采样值检查a）数字式继电保护测试仪导入 SCIK置文件，正确配置试验参数；b）主变保护仅投入高压侧 SVg收软压板，测试仪选择发送该主变保护高压侧合并单元SV,施加一定电流

19、量，检查主变保护装置上显示的高压侧电流值应与测试仪发送值基本一致；c）主变保护投入高压侧电压软压板，测试仪施加一定的电压量，检查主变保护装置上显示的高压侧电压值应与测试仪发送值基本一致；应配置，采用上述 b）c）步骤测试主变保护中压侧电流和电压、低压1分支电流和电压、低压2分支电流和电压、公共绕组电流采样值。主变保护显示值误差应满足为：电流不超过额定值的土2.5%或0.02m，电压不超过额定值的士 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，主变保护各S谣口应与设计完全一致。注：SVfl样通道测试数据记录于调试报告表8。采样

20、同步性测试在主变保护各采样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 SC配置文件，采用模拟 M应时功能进行SV俞出，按照实 际合并单元实际延时配置测试仪延时；b）主变保护投入所有 S吸收软压板，测试仪选择输出主变保护的高压侧合并单元SM中压侧合并单元SM低压1分支合并单元SM低压2分支合并单元SVA及公共绕组合并单元 SV, 测试仪端口分别接至保护装置的相应接口 ；c）测试仪以高压侧电压为基准，高压侧电流、中压侧电流输出平衡电流（穿越性电流）， 其他电流输出为0,中压侧电压相位以中压侧电流为基准，检查主变保护装置各支路电流和 差流大小，差流应基本为 0;主变保

21、护上显示高压侧电流与高压侧电压之间相位关系、中压 侧电流与中压侧电压之间相位关系都与测试仪所施加一致；d）采用上述c）步骤测试主变保护高压侧电流、低压 1分支电流、电压2分支电流以及公 共绕组电流的采样同步性，同时测试低压 1分支电流与电压之间同步性、低压2分支电流与电 压之间同步性。注：SVfl样同步性测试数据记录于调试报告表9。GOOSE开入开出检查GOOSE开入检查a）测试仪接入主变保护高压侧组网 GOOSE口，选择发送主变保护的“高压侧失灵联跳 开入 GOOSE1号，分别模拟GOOSE号变位，检查主变保护中“高压侧失灵联跳”开入量 是否变位；b）采用同样的方法检查中压侧联跳开入是否正确

22、；GOOSE开出检查a）测试仪依次接入主变保护 GOOSE出口，接收主变保护 GOOSE出报文，检查保护装 置各GOOSE出口的报文应相同，且与配置一致；b）保护装置模拟“跳高压侧断路器”动作，检查对应的GOOSE号应变为“ 1”，保护装置上该信号返回，对应 GOOSE号变为“ 0，其他GOOSE号应无变化。c）采用上述相同的方法，根据实际 GOOSE出配置情况，检查其余 GOOSE号的正确性。注：GOOS吁入开出检查数据记录于调试报告表10。5.7保护校验序号调试项目调试方法备注1纵差保护纵差保护的电流取自变压器的高压侧CT,中压侧 CT,低压1分支CT 和低压2分支CT;a）投入主保护软压

23、板； b）投入“纵差保护控 制字”。1.1装置平衡调节系 数检查1）根据主变各侧实际变比关系、主 变保护中纵差平衡系数计算方法计 算高压侧、中压侧、低压1分支和低 压2分支CT的平衡电流；2）测试仪按照实际变比、延时参数 配置，输出经1）计算出的高压侧 CT 中压侧CK低压1分支CT和低压2 分支的电流；3）检查保护装置上的纵差电流应基 本为0或小于0.05Ie 。a）参考各自说明书进 行测试；b）仅投入相应测试支 路白S SV接收软压板， 其他支路的SV接收软 压板退出；c）测试数据记录于调试报告表11.2.1 。1.2保护动作值测试1）测试仪接入装置的任意 GOOS输 出口，监测GOOS变

24、位；2）保护仅投入高压侧SV接收软压板，测试仪施加高压侧 A相电流，通 入0.95倍纵差保护定值的电流，纵 差保护可靠不动作，逐渐增大电流 值，记录使纵差保护动作的最小电流 值，即为保护A相动作值；采用相同 方法测试高压侧 B相和C相动作值； 在2.0倍定值的电流时，测试纵差保 护动作时间；3）采用相同方法测试中压侧、低压 1分支和低压2分支的纵差保护动作 值及动作时间。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11.2.2 。1.3比率制动特性测 试1）选择高压侧、中压侧、低压

25、1分支 （或低压2分支）CT中的任意两侧 进行比率制动测试；2）根据保护说明书，选取纵差保护 第一段制动曲线上的一个点，并根据 实际变比和平衡系数计算出平衡电流I1和I2,测试仪输出I1和I2 ;3）固定I1 ,降低I2 ,使得纵差保护 动作，记录动作点1 ;4）选取纵差保护第一段制动曲线上 的另一个点，笄计算出平衡电流I3和I4 ,测试仪输出I3和I4 ;a）参考各自说明书进行测试；b）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；c）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%；d）画出制动特性曲线， 和厂家提供的制动特序号调试项目调试

26、方法备注5）固定I3 ,降低I4 ,使得纵差保护 动作，记录动作点 2;6）通过动作点1和动作点2可得到 第一段比率制动曲线；7）采用与上述2） 6）相同的方法， 并根据保护说明书可测试出纵差保 护的其他段比率制动曲线。性曲线基本相吻合； e）测试数据记录于调 试报告表11.2.3 。1.4二次谐波制动系 数试验高压侧电流通入 A相基波电流In和 一定的二次谐波电流，二次谐波电流 系数彳氐于整定值时，差动保护可靠动 作；增大二次谐波电流，使二次谐波 电流系数大于整定值时，差动保护可 靠制动。a）试验时，仅投入高 压侧电流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

27、11.2.4 。2差动速断保护测 试1）测试仪接入装置的 GOOS输 出口，监测GOOS变位；2）保护仅投入高压侧 SV接收软压 板，测试仪施加高压侧 A相电流，通 入0.95倍差动速断保护定值的电 流，差动速断保护不动作， 逐渐增大 电流值，记录使差动速断保护动作的 最小电流值，即为保护 A相动作值； 采用相同方法测试高压侧B相和C相动作值；在2.0倍定值的电流时， 测试差动速断保护作时间；3）采用相同方法测试中压侧、和低 压侧1分支和低压侧2分支的差动速 断保护动作值及动作时间。a）投入主保护软压板； 投入“差动速断保护” 控制字；b）测试时，仅相应测 试支路的SV接收软压 板投入，其他S

28、V接收 软压板退出；c）定值误差应不大于5%,动作时间应不大于20ms；d）通过装置的保护事 件判断差动速断保护 是否动作；e）测试数据记录于调 试报告表11.3。3故障分量差动保 护故障分量保护包括零序分量、负序分 量或变化量等差动保护，由具体装置 决定。a）投入主保护软压板； 投入“故障分量差动保 护控制字”；b）测试数据记录于调 试报告表11.4。3.1零序分量差动保 护同纵差保护测试，施加电流中必须包 含零序分量。3.2负序分量差动保 护同纵差保护测试，施加电流中必须包 含负序分量。3.3变化量差动保护同纵差保护测试，施加电流中必须包 含突变量分量。4高后备保护a）投入“高压侧后备 保

29、护”软压板，投入“高 压侧电压”软压板；序号调试项目调试方法备注b）测试数据记录于调 试报告表11.5。4.1复压过流1）投入“复压过流I段1时限”、“复 压过流I段带方向”、“复压过流I段 指向母线”、“复压过流I段经复压闭 锁”控制字；2）测试仪施加高压侧额定电压，同 时施加1.05倍“复压过流I段定值” 的电流，方向满足指向母线的方向，时间大于“复压过流I段1时限”且 小于“复压过流I段2时限”，保护 应/、动作；3）降低电压，使其满足“低电压闭 锁定值”或“负序电压闭锁定值”， 电流不变，复压过流I段1时限应动 作；改变电流值，检验复压过流I段 1时限保护动作电流值；4）电压/、艾，满

30、足复压条件，施加 0.95倍“复压过流I段定值”的电流， 方向和时间不变，复压过流I段1时 限应/、动作；5）电压/、艾，满足复压条件，施加1.2倍“复压过流I段定值”的电流， 方向和时间不变，测试复压过流I段 1时限动作时间；6）电压/、艾，满足复压条件，施加 1.05倍“复压过流I段定值”的电 流，时间不变，方向为指向变压器方 向，复压过流I段1时限应不动作； 7）退出“复压过流I段指向母线” 控制字，重复上述 6）步骤，复压过 流I段1时限应动作；重复上述 3） 步骤，复压过流I段1时限应不动作； 8）退出“复压过流I段带方向”，重 复上述6）和3）步骤，复压过流 I 段1时限均应动作；

31、9）退出“复压过流I段经复压闭锁”， 重复上述2）步骤，复压过流I段1 时限应动作。10）退出“复压过流I段1时限”， 重复上述9）步骤，复压过流I段1 时限应/、动作。11）采用上述1） 10）步骤，测试a）测试时，其他保护 功能控制字退出； b）测试时，仅相应测 试支路的SV接收软压 板投入，其他SV接收 软压板退出；C）电流7E值误差应小 大于5%动作时间误 差/、大于5%序号调试项目调试方法备注复压过流I段2时限、复压过流I段 3时限、复压过流II段1时限、复压 过流II段2时限、复压过流II段3 时限、复压过流III段1时限、复压 过流III段2时限保护功能，其中复 压过流III段不

32、带方向。4.2零序过流保护1）投入“零序过流I段1时限”、“零 序过流I段带方向”、“零序过流I 段指向母线”控制字；2）测试仪施加高压侧额定电压，同 时施加1.05倍“零序过流I段定值” 的单相电流，时间大于“零序过流I段1时限”而小于“零序过流 I段2 时限”，保护应不动作；3）降低故障相电压，产生零序电压， 施加1.05倍“零序过流I段定值” 的单相电流，使零序电流方向指向母 线，时间大于“零序过流I段1时限” 而小于“零序过流I段2时限”，保 护应动作；改变电流值，检验零序过 流I段1时限保护动作电流值；增大 故障电流，在1.2倍“零序过流I段 定值”时，测试零序过流I段1时限 动作时

33、间；4）电压/、艾，施加0.95倍“零序过 流I段定值”的单相电流，零序电流 方向指向母线，时间大于“零序过流 I段1时限”而小于“零序过流 I段 2时限”，保护应不动作；5）电压/、艾，施加1.05倍“零序过 流I段定值”的单相电流，使零序电 流方向指向变压器，时间大于“零序 过流I段1时限”而小于“零序过流 I段2时限”，保护应不动作；6）退出“零序过流I段指向母线”控制字，重复上述 5）步骤，保护应 动作；7）退出“零序过流I段带方向”控 制字，重复上述 3）和5）步骤，保 护均应动作；8）退出“零序过流I段1时限”控 制字，重复上述 3）和5）步骤，保 护均应/、动作；a） “零序过流

34、I段采用 自产零流”、“零序过流 II段采用自产零流”、 “零序过流III段采用 自产零流”控制字按照 实际情况整定； b）测试时，其他保护 功能控制字退出； c）测试时，仅相应测 试支路的SV接收软压 板投入，其他SV接收 软压板退出；d）电流7E值误差应小 大于5%动作时间误 差不大于5%序号调试项目调试方法备注9 ）采用上述1） 8）步骤，测试零 序过流I段2时限、零序过流I段3 时限、零序过流II段1时限、零序 过流II段2时限、零序过流II段3 时限、零序过流III段1时限、零序 过流III段2时限保护功能，其中零 序过流III段不带方向。4.3过负荷1）测试仪施加主变保护高压侧电流

35、， 电流值为1.05倍过负荷定值，时间 大于过负荷时间定值，过负荷动作； 过负荷保护定值固定为本侧额定电 流1.1倍，时间固定为10s； 2）模拟过负荷保护动作，接收保护 GOOS服文，检查调压闭锁数据是否 变位。a）电流te值误差应小 大于5%动作时间误 差不大于5%b） 1.1倍本侧额定电流、10s 延时为G/GDW17要求。5中后备保护a）投入“中压侧后备 保护”软压板，投入“中 压侧电压”软压板； b）测试数据记录于调 试报告表11.6。5.1复压过流保护1）测试方法向高压侧复压过流；2）施加电压为中压侧电压，电流为 中压侧电流。a）测试时，其他保护 功能控制字退出；b）测试时，仅相应

36、测 试支路的SV接收软压 板投入，其他SV接收 软压板退出；C）电流7E值误差应小 大于5%动作时间误 差不大于5%5.2零序方向过流保 护1）测试方法向高压侧零序方向过流； 2）施加电流为中压侧电流。a） “零序过流I段采用 自产零流”、“零序过流 II段采用自产零流”、 “零序过流III段采用 自产零流”控制字按照 实际情况整定； b）测试时，其他保护 功能控制字退出； c）测试时，仅相应测 试支路的SV接收软压 板投入，其他SV接收 软压板退出；d）电流7E值误差应小 大于5%动作时间误序号调试项目调试方法备注差不大于5%5.3过负荷1）测试方法向高压侧过负荷；2）施加电流为中压侧电流。

37、电流定值误差应不大 于5%动作时间误差 不大于5%6低1后备保护a）投入“低压1分支 后备保护”软压板，投 入“低压1分支电压” 软压板；b）测试数据记录于调 试报告表11.7。6.1复压过流保护1）测试方法向高压侧复压过流；2）施加电压为低压 1分支电压，电流为低压1分支CT电流；3）复压过流I段3时限，可带方向, 复压过流II段3时限，不带方向。a）测试时，其他保护 功能控制字退出；b）测试时，仅相应测 试支路的SV接收软压 板投入，其他SV接收 软压板退出；C）电流7E值误差应小 大于5%动作时间误 差不大于5%6.2零压告警测试仪施加主变低压 1分支开口三 角电压，校验零压告警定值和时

38、间。a）投入低1后备“零 序过压告警”控制字； b）电压值误差应小大 于5%动作时限应于 整定值相符。6.3过负荷1）测试仪施加主变保护低压1分支电流和低压2分支电流，两个分支电 流和为1.05倍过负荷定值，时间大 于过负荷时间定值，过负荷动作；过 负荷保护定值固定为本侧额定电流 1.1倍，时间固定为10s;a）电流te值误差应小 大于5%动作时间误 差不大于5%b）测试时，投入低压1分支和低压2分支的 SV接收软压板，其他 SV接收软压板退出。7低2后备保护a）投入“低压2分支 后备保护”软压板，投 入“低压2分支电压” 软压板；b）测试数据记录于调 试报告表11.8。7.1复压过流保护1）

39、测试方法向低1分支复压过流保 护；2）施加电压为低压 2分支电压，电 流为低压2分支CT电流。a）测试时，其他保护 功能控制字退出； b）测试时，仅相应测 试支路的SV接收软压 板投入，其他SV接收 软压板退出；序号调试项目调试方法备注C）电流7E值误差应小 大于5%动作时间误差不大于5%7.2零压告警测试仪施加主变低压 2分支开口三 角电压，校验零压告警定值和时间。a）投入低2后备“零 序过压告警”控制字； b）电压值误差应小大 于5%动作时限应于 整定值相符。8公共绕组后备保 护a）投入“公共绕组后备保护”软压板；b）测试数据记录于调 试报告表11.9。8.1零序过流1）投入“零序过流保护

40、跳闸”控制 字；2）测试仪施加主变公共绕组单相电 流，校验零序过流保护的动作定值， 并在1.2倍定值时校验动作时间；a）测试时，其他保护 功能控制字退出； b）测试时，仅相应测 试支路的SV接收软压 板投入，其他SV接收 软压板退出；C）电流7E值误差应小 大于5%动作时间误 差不大于5%8.2过负荷1）测试方法向高压侧过负荷；2）施加电流为公共绕组电流。电流定值误差应不大 于5%动作时间误差 不大于5%9失灵联跳功能测试数据记录于调试 报告表11.10。9.1高压侧失灵联跳1）测试仪给保护装置高压侧组网 GOOSES 口发送高压侧母线保护的 失灵联跳GOOS服文，同时给装置发 送高压侧SV;

41、2）测试仪模拟高压侧母线保护的失 灵联跳主变信号动作，同时高压侧电 流SV电流大于装置内部的失灵联跳 主变过流值，50ms后主变保护应跳 三侧。投入“高压侧失灵经主 变跳闸”控制字。9.2中压侧失灵联跳1）测试仪给置中压侧组网 GOOS藤 口发送中压侧母线保护的失灵联跳 GOOS服文，同时给装置发送中压侧 SV;2）测试仪模拟中压侧母线保护失灵 联跳主变信号动作，同时中压侧SV电流大于装置内部的失灵联跳主变投入“中压侧失灵经主 变跳闸”控制字。序号调试项目调试方法备注过流值，50ms后主变保护应跳三侧。10异常告警测试数据记录于调试报告表11.11。10.1CT断线1、采用测试仪给主变保护施加

42、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；2、退出“CT断线闭锁差动保护”控 制字，采用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,且差流大于差动保 护动作定值，差动保护应动作；3、投入“CT断线闭锁差动保护”控 制字，采用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,且差流大于差动保 护动作定值但小于1.2Ie ,差动保护 不动作动作；继续增大电流，使差流 大于1.2Ie ,差动保护应动作。10.2PT断线

43、采用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：.正序电压小于装置内部 PT断线正 序电压值且相有流或开关在合 位；.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%11非电量保护该项功能见智能终端作业指导书12压板功能验证测试数据记录于调试 报告表11.12。12.1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。12.2SV接收压板1）投入高压侧电 V接收压板，退出 其它SV接收压板，施加高压侧电流， 检查差动保护的差流为高压侧电流I ;2）退出高压侧电流 SV

44、接收压板，施 加高压侧电流I ,检查差动保护的差 流为0；序号调试项目调试方法备注3）采用相同的方法验证其它 SV接收 压板的正确性；12.3GOOSEd 口压板在进行保护功能校验时，模拟保护动 作，用数测试仪接收保护装置发送的 GOOSE言息，投入相应的出口压板 时，GOOSEJ艮义中有对应数据的变 位；退出相应的出口压板时，虽然保 护动作，但GOOS根文中对应数据不 变位。12.4GOOS藤收压板在进行失灵联跳功能验证时，退出相 应的“失灵联跳GOOS藤收软压板”， 保护不动作，投入相应“失灵联跳 GOOS酸收软压板”后，保护动作。6.分系统功能调试SV整组SV通道试验SV1道试验时，投入

45、相应保护装置上 S吸收软压板；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。采用以下方法进 行试验：a）主变高压侧合并单元 呦电流互感器绕组施加三相不同的电流，检查主变保护装置高 压侧电流、220kV母线保护装置相应支路电流、故障录波器相应支路电流、网络报文记录分 析仪相应合并单元电流应与实际施加电流量一致，双ADB据应基本一致，主变高压侧测控装置、电度表上电流应为 0;b）主变高压侧合并单元 S级电流互感器绕组施加三相不同的电流，变高压侧测控装置和 电度表的电流应与实际施加电流一致，所有保护装置上电流应为0;c）主变高压侧合并单元 3峻电压

46、互感器绕组施加三相不同的电压，检查主变保护装置 高压侧电压、主变高压侧测控电压、故障录波器主变高压侧电压、网络报文记录分析仪相应 电压合并单元的3党组电压应与施加电压一致；d）主变高压侧合并单元计量级电压互感器绕组施加三相不同电压，检查主变保护高压 侧电度表电压应与施加电压一致；e）主变高压侧合并单元开口三角电压互感器绕组施加单相电压，检查故障录波其中主 变高压侧零序电压；f） 220kV母线电压合并单元施加单相电压，然后级联至主变高压侧合并单元，检查主变 高压侧测控装置中同期电压应与施加电压一致；g）主变中压侧和低压侧电流、电压以及公共绕组的电流SV1道试验同高压侧。注：SV1道试验数据记录

47、于调试报告表12.1。6.1.2 SV检修机制测试SV佥修机制测试时，保护装置的功能软压板、控制字正常投入、S吸收软压板均投入，采用以下方法进行测试：a）投入主变保护高压侧合并单元检修硬压板，检查主变保护、高压侧母线保护应有 “SV数据检修不一致”或“ $必据异常”类似告警信号（具体信号名称有装置决定），合并单元 施加突变量大电流，保护装置应没有启动也没有动作；合并单元施加额定电压，主变高压侧“P曲线”信号仍存在；b）投入主变保护、高压侧母线保护的检修硬压板，检查保护装置上的S4警信号应返回，合并单元施加突变量大电流，主变保护、高压侧母线保护应动作；合并单元施加额定电 压，主变高压侧“ PT线

48、”信号复归；c）退出主变高压侧合并单元检修硬压板，检查主变保护、高压侧母线保护应有“SV攵据检修不一致”或“ S必据异常”类似告警信号，合并单元施加突变量大电流，保护装置应 没有启动也没有动作；合并单元施加额定电压，主变高压侧“P曲线”信号仍存在；d）主变保护中压侧合并单元与主变保护的检修机制测试同上述a） c）。注：SV佥修机制测试数据记录于调试报告表12.2。6.2 GOOSE 整组6.2.1 GOOSE整组传动a）主变保护所有出口软压板均退出，主变各侧智能终端硬压板均退出，合上主变各侧 开关，主变保护与各合并单元连接正常，常规测试仪给主变任一合并单元的P级绕组施加电流，同时接入各侧智能终

49、端跳闸出口接点。b）模拟主变保护差动保护动作，主变保护装置动作灯亮，且有保护事件，检查主变各 侧智能终端应无跳闸灯亮；检查高压侧母线保护，应无失灵开入信号。C）主变保护“跳高压侧断路器”软压板投入，模拟主变保护差动保护动作，检查主变 高压侧智能终端跳闸动作，相应的跳闸灯亮，测试仪应收到高压侧智能终端跳闸出口闭环接 点，通过此接点测试保护从合并单元直至智能终端出口的整组动作时间；此时，中压侧和低 压侧的智能终端仍无跳闸灯亮，且各侧开关未跳开，故障录波器上应有主变保护跳闸动作信 号，高压侧母线保护、中压侧母线保护仍无失灵开入信号，高压侧母联和分段智能终端无跳 闸灯亮，中压侧母联和分段智能终端无跳闸

50、灯亮；分别投入高压侧智能终端的A、B、Cf出口硬压板，高压侧断路器应分相跳开。d）根据实际工程配置，采用与 c）相同方法验证 “跳中压侧断路器”、“跳低压1分支断路器”、“ 跳低压2分支断路器”、“跳高压侧母联”、“跳高压侧分段1、“跳高压侧分段2、“跳中压侧母联”、“跳中压侧分段1、“跳中压侧分段2”软压板的正确性以及中压侧智能终端 A B、Cf出口硬压板和低压1分支、低压2分支智能终端三相出口 硬压板的正确性。e）主变保护“启动高压侧失灵保护”软压板投入，模拟主变保护差动保护动作，检查 高压侧母线保护，应有主变失灵开入信号和解除失灵电压闭锁信号，故障录波器应有主变保 护启动开关失灵信号，中

51、压侧母线保护仍无失灵开入信号；f）采用与e）相同的方法验证“启动中压侧失灵保护”、“解除中压侧失灵电压闭锁”软压板的正确性注：GOOSE组测试数据记录于调试报告表13.1，保护整组时间数据记录于调试报告表13.2。6.2.2 GOOSE检修机制测试a）主变保护投入检修硬压板，主变保护、高压侧母线保护、中压侧母线保护应有 “GOOSE 检修不一致”类似告警信号；模拟主变保护差动保护动作，检查各侧智能终端应无跳闸动作，高压侧母线保护以及中压侧母线保护应无失灵开入信号；模拟高压侧母线保护失灵动作，主 变保护应无高压侧失灵联跳开入；模拟中压侧母线保护失灵动作，主变保护应无中压侧失灵 联跳开入；b）投入

52、主变高压侧智能终端检修硬压板，模拟主变保护差动保护动作，检查高压侧智 能终端应跳闸动作，跳闸灯亮，其他智能终端应无跳闸；中压侧和低压侧智能终端以及中压 侧母联、分段和低压侧分支智能终端检修机制测试方法相同。C）投入高压侧母线保护检修硬压板，模拟主变保护差动保护动作，检查高压侧母线保 护应有主变失灵开入信号，中压侧母线保护仍无失灵开入信号；高压侧母线保护模拟失灵动 作，主变保护应有高压侧失灵联跳信号开入；中压侧母线保护的检修机制测试方法相同。d）退出主变保护检修硬压板，模拟主变保护差动保护动作，检查各侧智能终端应无跳 闸动作，高压侧母线保护以及中压侧母线保护应无失灵开入信号；模拟高压侧母线保护失

53、灵 动作，主变保护应无高压侧失灵联跳开入；模拟中压侧母线保护失灵动作，主变保护应无中 压侧失灵联跳开入。注：GOOSE修机制测试数据记录于调试报告表13.3。6.3站控层功能测试保护信息上传a）模拟主变保护的主保护动作，根据实际工程的命名规范要求，检查主变保护上送至 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； 主变保护上送至调度的保护事件信息、顺序、和时间应正确。b）主变保护的中间信号等信息可以通过装置模拟进行信息上送，在监控后台检查每个 信号应对应正确，且描述应正确。注：保护信息上传数据记录于调试报告表14.1。远方操作1）软压板遥控a）核对装置所有软压

54、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；2）远方复归功能a）模拟主变保护动作，保护装置的动作等点亮，故障返回后，保护装置动作灯仍点亮， 监控后台远方复归主变保护，保护装置的动作灯熄灭。b）采用与a）相同的方法在调度端对主变保护进行远方复归，保护装置的动作灯应能熄灭。3）录波调阅模拟主变保护动作，在监控后台应能从保护装

55、置中调阅该保护动作的录波文件，并能进 行打印。注：远方操作数据记录于调试报告表14.2。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）定值区切换退出“远方切换定值区”软压板；在监控后台召唤装置当前定值区，并将定值区切换为其他有效区，应切换失败；投入“远方切换定值区”软压板，在监控后台召唤当前定值区，并将定值区切换为 其他有效区，监控后台应切换成功；召唤该定值区定值，并与装置内部定值比较，应一致。c）定值修改退出

56、 “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14.3。.全站功能联调一次升流主变投入运行前需要检查主变高压侧、中压侧、低压1分支、低压2分支C及主变高、中、低压侧和公共绕组套管 CT勺回路、变比、极性的正确性，可根据实际工程和施工情况采 用以下的一次升流方法进行试验：升流电源采用380V动力电源，从中压侧施加，施加点选择在中压侧母线侧隔离刀闸与外附C

57、T间，开关合上；采用两两绕组分别升流的方式进行高-中侧升流、中-低1侧升流和中-低2侧升流。a）高-中：将主变高压侧开关靠近主变侧隔离刀闸合上，开关靠近母线侧隔离刀闸打开，开关靠近母线侧地刀合上，380V电源从中压侧施加，高压侧开关合上，检查主变保护、高压侧母线保护、中压侧母线保护、测控装置、监控后台、故障录波器、网络报文记录分析仪上 高压侧电流值、中压侧电流值、公共绕组电流值，并检查其极性和变比和相序；b）中-低1：将低压1分支母线短接；380V电源从中压侧施加，低压 1分支开关合上，检 查主变保护、中压侧母线保护、测控装置、监控后台、故障录波器、网络报文记录分析仪上 低压1分支电流值，并检

58、查其极性、变比和相序；c）中-低2:将低压2分支母线短接；380V电源从中压侧施加，低压 2分支开关合上，检 查主变保护、中压侧母线保护、测控装置、监控后台、故障录波器上、网络报文记录分析仪 低压2分支电流值，并检查其极性、变比和相序；dc） 一次升流过程中，若保护装置上电流太小而无法识别，可采用调压器将380V电压升高，然后施加至主变中压侧。一次加压220kV主变一次加压需要检查主变高、中、低压侧PTU路、极性的正确性。将主变各侧开关断开，在主变中压侧套管或引出线上施加 380力电源，检查主变保护、测控装置、监 控后台和故障录波器上的各侧电压。注：一次升流加压试验数据记录于表15.115.4

59、 。.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）观察各差动保护中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16.116.3 。9. 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X号主变保护调试报告变电

60、站名称：间隔名称：装置类型：生产厂家：调试负责人：调试人员：调试日期：220kVXX变电站X号主变调试报告 .调试与整定依据调试依据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 782110kV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/GD