智能變電站500KV斷路器保護標準化作業(yè)指導書

1、智能變電站330kV 及以上電壓等級斷路器保護調(diào)試 作業(yè)指導書批 準:審 核:編 寫:作業(yè)負責人:目 次1. 應用范圍 . 12. 引用文件 . 13. 調(diào)試流程 . 14. 調(diào)試前準備 . 3 4.1 準備工作安排 . . 3 4.2 作業(yè)人員要求 . . 3 4.3 試驗儀器及材料 . . 44.4 危險點分析與預防控制措施 . . 45. 單體調(diào)試 . 5 5.1 電源和外觀檢查 . . 5 5.2 絕緣檢查 . . 7 5.3 配置文件檢查 . . 7 5.4光纖鏈路檢驗 . 8 5.5 SV輸入檢查 . 8 5.6 GOOSE開入開出檢查 . 95.7保護校驗 . 96. 分系統(tǒng)功能

2、調(diào)試 . 12 6.1 SV整組 . 12 6.2 GOOSE整組 . 136.3 站控層功能測試 . . 147. 帶負荷測試 . 158. 竣工 . 15附錄:調(diào)試報告 . . 161. 應用范圍本作業(yè)指導書適用于國家電網(wǎng)公司智能變電站 330kV 及以上電壓等級斷路器保護現(xiàn)場調(diào) 試工作,主要內(nèi)容包括現(xiàn)場調(diào)試的準備、調(diào)試流程、調(diào)試方法及標準和調(diào)試報告等要求。 本作業(yè)指導書內(nèi)容均為指導性,供現(xiàn)場調(diào)試工作參考。2. 引用文件下列標準及技術資料所包含的條文,通過在本作業(yè)指導書中的引用,而構成為本作業(yè)指 導書的條文。本作業(yè)指導書出版時,所有版本均為有效。所有標準及技術資料都會被修訂, 使用作業(yè)指導

3、書的各方應探討使用下列標準及技術資料最新版本的可能性。DL/T 860 變電站通信網(wǎng)絡和系統(tǒng)DL/T 995 繼電保護和電網(wǎng)安全自動裝置校驗規(guī)程Q/GDW 414 變電站智能化改造技術規(guī)范Q/GDW 441 智能變電站繼電保護技術規(guī)范Q/GDW 431 智能變電站自動化系統(tǒng)現(xiàn)場調(diào)試導則Q/GDW 396 IEC61850工程繼電保護應用模型Q/GDW 426 智能變電站合并單元技術規(guī)范Q/GDW 428 智能變電站智能終端技術規(guī)范Q/GDW 431 智能變電站自動化系統(tǒng)現(xiàn)場調(diào)試導則Q/GDW 441 智能變電站繼電保護技術規(guī)范Q/GDW 679 智能變電站一體化監(jiān)控系統(tǒng)建設技術規(guī)范Q/GDW

4、678 智能變電站一體化監(jiān)控系統(tǒng)功能規(guī)范Q/GDW XXX 智能變電站標準化現(xiàn)場調(diào)試規(guī)范國家電網(wǎng)公司電力安全工作規(guī)程(變電部分 國家電網(wǎng)公司變電站系統(tǒng)設計圖紙設備技術說明書3. 調(diào)試流程根據(jù)調(diào)試設備的結(jié)構、校驗工藝及作業(yè)環(huán)境,將調(diào)試作業(yè)的全過程優(yōu)化為最佳的校驗步 驟順序,見圖 1:1圖 1斷路器保護調(diào)試流程圖2 4. 調(diào)試前準備4.1 準備工作安排 4.2 作業(yè)人員要求3 4.3 試驗儀器及材料 4.4 危險點分析與預防控制措施4 5. 單體調(diào)試5.1 電源和外觀檢查5.1.1 電源檢查 5 5.1.2 裝置外觀檢查6 5.2 絕緣檢查按照 DL/T 995-2006標準的 6.2.4的要求,

5、采用以下方法進行絕緣檢查:a 將 CPU 插件、通信插件、開入插件拔出,并確認直流電源斷開后將直流正負極端子短 接,對電源回路、開入量回路、開出量回路搖測絕緣。b 對二次回路使用 1000V 搖表測量各端子之間以及端子對地之間的絕緣電阻,新安裝時 絕緣電阻應大于 10M ,定期檢驗時絕緣電阻應大于 10M 。c 新安裝時,對裝置使用 500V 搖表測量各端子之間的絕緣電阻,對內(nèi)絕緣電阻應大于 20M 。注:1絕緣電阻搖測前必須斷開交、直流電源;絕緣搖測結(jié)束后應立即放電、恢復接 線;2絕緣檢查結(jié)果數(shù)據(jù)記錄于調(diào)試報告表 5。5.3 配置文件檢查5.3.1 SCD虛端子檢查采用 SCD 工具檢查本裝

6、置的虛端子連接與設計虛端子圖是否一致,待調(diào)試保護裝置相關 的虛端子連接是否正確。5.3.2 裝置配置文件一致性檢測a 檢查待調(diào)試裝置和與待調(diào)試裝置有虛回路連接的其它裝置是否已根據(jù) SCD 文件正確下 裝配置。7b 采用光數(shù)字萬用表接入待調(diào)試裝置過程層的各 GOOSE 接口,解析其輸出 GOOSE 報文的 MAC 地址、 APPID 、 GOID 、 數(shù)據(jù)通道等參數(shù)是否與 SCD 文件中一致; 光數(shù)字萬用表模擬發(fā)送 GOOSE 報文,檢查待調(diào)試裝置是否正常接收。c 檢查待調(diào)試裝置下裝的配置文件中 GOOSE 的接收、發(fā)送配置與裝置背板端口的對應關 系與設計圖紙是否一致。注:配置文件檢查結(jié)果數(shù)據(jù)記

7、錄于調(diào)試報告表 6。5.4 光纖鏈路檢驗5.4.1 發(fā)送光功率檢驗將光功率計用一根尾纖(衰耗小于 0.5dB 接至斷路器保護的發(fā)送端口(Tx ,讀取光 功率值(dBm 即為該接口的發(fā)送光功率。斷路器保護裝置各發(fā)送接口都需進行測試,光波 長 1310nm ,發(fā)送功率:-20dBm -14dBm ;光波長 850nm ,發(fā)送功率:-19dBm -10dBm 。 5.4.2 接收光功率檢驗將斷路器保護接收端口(Rx 上的光纖拔下,接至光功率計,讀取光功率值(dBm 即 為該接口的接收光功率。接收端口的接收光功率減去其標稱的接收靈敏度即為該端口的光功率裕度, 裝置端口接 收功率裕度不應低于 3dBm

8、。5.4.3 光纖連接檢查a 分別恢復斷路器保護裝置接收 SV 光纖,保護裝置相應的 SV 采樣異常應復歸。同時檢 查 SV 接口配置是否與設計一致。b 分別恢復斷路器保護接收母線保護、線路保護的 GOOSE 光纖,保護裝置相應的 GOOSE 鏈路異常信號遠方復歸。同時檢查 GOOSE 接口配置是否與設計一致。注:光纖鏈路檢驗結(jié)果數(shù)據(jù)記錄于調(diào)試報告表 7。5.5 SV輸入檢查a 數(shù)字式繼電保護測試儀導入 SCD 配置文件;b 斷路器保護僅投入 SV 接收軟壓板,測試儀端口 1選擇發(fā)送該斷路器保護所配置的合并 單元 SV ;8c 測試儀端口 1發(fā)送口接至斷路器保護裝置 SV 接收口,測試施加一定

9、數(shù)字量,檢查斷路 器保護裝置上顯示的采樣值應與測試儀發(fā)送值基本一致;斷路器保護顯示值誤差應滿足為:電流不超過額定值的±2.5%或 0.02In ,電壓不超過 額定值的±2.5%或 0.01Un ,角度誤差不超過 1°。測試過程中,保護各通道采樣精度應選擇 10%120%額定值的多個量測試多次,斷路器保 護 SV 接口應與設計完全一致。注:SV 采樣通道測試數(shù)據(jù)記錄于調(diào)試報告表 8。5.6 GOOSE開入開出檢查5.6.1 GOOSE開入檢查a 光數(shù)字萬用表或數(shù)字式繼電保護測試儀接入斷路器保護組網(wǎng) GOOSE 接口,測試儀選擇 發(fā)送斷路器保護接收的“線路保護 1分相

10、跳閘輸入 Ta , Tb , Tc ”和“線路保護 2分相跳閘輸入 Ta , Tb , Tc ” GOOSE 信號,分別模擬 GOOSE 信號變位,檢查斷路器保護中“線路保護 1分相跳 閘輸入 Ta , Tb , Tc ”信號和“線路保護 2分相跳閘輸入 Ta , Tb , Tc ”信號是否變位; 5.6.2 GOOSE開出檢查a 采用光數(shù)字萬用表或數(shù)字式繼電保護測試儀依次接入斷路器保護 GOOSE 輸出口,接收 斷路器保護 GOOSE 輸出報文,檢查保護裝置各 GOOSE 輸出口的報文應相同;b 模擬斷路器保護動作,檢查 GOOSE 輸出報文的 stNum 、 sqNum 變化是否正確, G

11、OOSE 變 位后發(fā)送報文的序列應符合 DL/T 860標準要求。注:1 GOOSE 開出變位具體通道數(shù)據(jù)的正確性可在保護功能中同時驗證;2 GOOSE 開入開出檢查數(shù)據(jù)記錄于調(diào)試報告表 9。 910 11 6. 分系統(tǒng)功能調(diào)試6.1 SV整組6.1.1 SV通道試驗SV 通道試驗時,投入相應保護裝置上 SV 接收軟壓板;合并單元所有輸入繞組都應施加電 流驗證,且不同繞組與保護裝置、測控裝置、電度表等的對應關系應正確。采用以下方法進 行試驗:a 斷路器開關 CT 合并單元 TPY 繞組施加三相不同的電流,檢查斷路器保護裝置電流、母 線保護裝置相應支路電流、故障錄波器電流、網(wǎng)絡報文記錄分析儀相應

12、合并單元 TPY 通道電 流應與實際施加電流量一致,雙 AD 數(shù)據(jù)應基本一致,邊開關保護、測控裝置以及相對應的測 控裝置、電度表上電流應為 0;b 斷路器開關 CT 合并單元 5p 繞組施加三相不同的電流,檢查斷路器保護裝置電流、母 線保護裝置相應支路電流、故障錄波器電流、網(wǎng)絡報文記錄分析儀相應合并單元 TPY 通道電 流應與實際施加電流量一致,雙 AD 數(shù)據(jù)應基本一致,邊開關保護、測控裝置以及相對應的測 控裝置、電度表上電流應為 0c 斷路器開關 CT 合并單元 0.2s 繞組施加三相不同的電流,相對應的測控裝置和電度表 的電流應與實際施加電流一致,所有保護裝置上電流應為 0;注:SV 通道

13、試驗數(shù)據(jù)記錄于調(diào)試報告表 11.1。6.1.2 SV檢修機制測試SV 檢修機制測試時,保護裝置的功能軟壓板、控制字正常投入、 SV 接收軟壓板均投入, 采用以下方法進行測試:a 投入斷路器開關 CT 合并單元檢修硬壓板,檢查開關保護、母線保護應有“ SV 數(shù)據(jù)檢 修不一致”或“ SV 數(shù)據(jù)異?！鳖愃聘婢盘?合并單元施加突變量大電流,保護裝置應沒有 啟動也沒有動作;12b 投入開關保護、母線保護的檢修硬壓板,檢查保護裝置上的 SV 告警信號應返回,合 并單元施加突變量大電流,開關保護、母線保護應動作;c 退出斷路器開關 CT 合并單元檢修硬壓板,檢查開關保護、母線保護應有“ SV 數(shù)據(jù)檢 修不

14、一致”或“ SV 數(shù)據(jù)異常”類似告警信號,合并單元施加突變量大電流,保護裝置應沒有 啟動也沒有動作;注:SV 檢修機制測試數(shù)據(jù)記錄于調(diào)試報告表 11.2。6.2 GOOSE整組6.2.1 GOOSE整組傳動a 斷路器保護所有出口軟壓板均退出,智能終端硬壓板均退出,母線保護相應主變支 路退出,合上對應開關;b 采用數(shù)字化測試儀給斷路器保護施加 SV ,(從合并單元加量模擬斷路器保護動作, 主變保護裝置動作燈亮,且有保護事件;檢查母線保護,應無失靈開入信號;c 斷路器保護跳本開關跳閘出口軟壓板投入,測試儀接入智能終端跳閘出口節(jié)點,斷 路器保護動作,檢查智能終端跳閘動作,相應的跳閘燈亮,測試儀應收到

15、智能終端跳閘出口 閉環(huán)節(jié)點,通過此節(jié)點測試保護從合并單元直至智能終端出口的整組動作時間;但此時開關 未跳開,故障錄波器上應有斷路器保護跳閘動作信號,母線保護仍無失靈開入信號;分別投 入開關智能終端的 A 、 B 、 C 相出口硬壓板,開關應跳開;d 斷路器保護跳相鄰開關跳閘出口軟壓板投入,測試儀接入智能終端跳閘出口節(jié)點, 斷路器保護動作,檢查智能終端跳閘動作,相應的跳閘燈亮,測試儀應收到智能終端跳閘出 口閉環(huán)節(jié)點,通過此節(jié)點測試保護從合并單元直至智能終端出口的整組動作時間;但此時開 關未跳開,故障錄波器上應有斷路器保護跳閘動作信號,母線保護仍無失靈開入信號;分別 投入開關智能終端的 A 、 B

16、 、 C 相出口硬壓板,開關應跳開;注:GOOSE 整組測試數(shù)據(jù)記錄于調(diào)試報告表 12.1。6.2.2 GOOSE檢修機制測試a 斷路器保護投入檢修硬壓板,模擬斷路器保護動作,相鄰開關保護、母線保護、線 路保護應有“ GOOSE 檢修不一致”類似告警信號;檢查智能終端應無跳閘動作,母線保護應 無失靈開入、線路保護應無啟動遠跳信號;b 投入開關智能終端檢修硬壓板,模擬斷路器保護保護動作,開關智能終端應跳閘動 作,跳閘燈亮;13注:GOOSE 檢修機制測試數(shù)據(jù)記錄于調(diào)試報告表 12.2。6.3 站控層功能測試6.3.1 保護信息上傳采用保護裝置中 “通信對點” 功能, 將逐個傳動裝置保護動作、 告

17、警、 變位等所有信號, 在監(jiān)控后臺檢查每個信號應對應正確,且描述應正確。注:保護信息上傳數(shù)據(jù)記錄于調(diào)試報告表 13.1。6.3.2 軟壓板遙控a 核對裝置所有軟壓板狀態(tài)應與監(jiān)控后臺一致;b 投入“遠方投退壓板”,在監(jiān)控后臺逐一遙控裝置的每個軟壓板(除遠方遙控軟壓 板、遠方修改定值、遠方切換定值區(qū),并且每次遙控改變軟壓板狀態(tài)后應與裝置中實際狀 態(tài)核對,軟壓板遙控應正常,狀態(tài)正常;c 退出“遠方投退壓板”,在監(jiān)控后遙控裝置軟壓板,應遙控失敗;在裝置上就地修 改軟壓板,應能正常修改;注:軟壓板遙控數(shù)據(jù)記錄于調(diào)試報告表 13.2。6.3.3 定值操作a 定值召喚 退出 “遠方修改定值”、“遠方切換定值

18、區(qū)”軟壓板; 在監(jiān)控后召喚當前定值區(qū),并召喚該區(qū)定值,監(jiān)控后臺應能正常召喚定值,且定值 和控制字的數(shù)據(jù)范圍、單位等應正確; 將監(jiān)控后臺召喚的定值與裝置內(nèi)定值進行比較,應一致。b 定值區(qū)切換 退出 “遠方切換定值區(qū)”軟壓板; 在監(jiān)控后臺召喚裝置當前定值區(qū),并將定值區(qū)切換為其他有效區(qū),應切換失敗; 投入“遠方切換定值區(qū)”軟壓板,在監(jiān)控后臺召喚當前定值區(qū),并將定值區(qū)切換為 其他有效區(qū),監(jiān)控后臺應切換成功;召喚該定值區(qū)定值,并與裝置內(nèi)部定值比較,應一致。 c 定值修改 退出 “遠方修改定值”、軟壓板; 在監(jiān)控后召喚裝置當前定值區(qū),并召喚定值,修改其中的定值內(nèi)容,并下裝,應下 裝失敗; 投入“遠方修改定

19、值”軟壓板,在監(jiān)控后臺召喚當前定值區(qū),并召喚定值,修改其 中的定值內(nèi)容,并下裝,應下裝成功;重新召喚當前定值區(qū),確認修改定值是否正確。 注:定值操作數(shù)據(jù)記錄于調(diào)試報告表 14.3。7. 帶負荷測試a 從裝置子菜單調(diào)用采樣值顯示或直接打印采樣報告,核對保護裝置各路模擬量采樣 數(shù)值、電壓電流相序、電壓電流之間的相位等參數(shù)是否與實際負荷狀況相符。b 觀察各差動保護中差流值是否在正常范圍內(nèi)。注:送電試驗的測試數(shù)據(jù)記錄于調(diào)試報告表 14.114.2。8. 竣工 附錄:調(diào)試報告XX 工程 XX 斷路器保護調(diào)試報告變電站名稱:間隔名稱:裝置類型:生產(chǎn)廠家:調(diào)試負責人:調(diào)試人員:調(diào)試日期:1. 調(diào)試與整定依據(jù)

20、1.1 調(diào)試依據(jù)GB 14285 繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程GB/T 15147 電力系統(tǒng)安全自動裝置設計技術規(guī)定GB/T 24001 環(huán)境管理體系要求及使用指南DL/T 478 繼電保護和安全自動裝置通用技術條件DL/T 587 微機繼電保護裝置運行管理規(guī)程DL/T 769 電力系統(tǒng)微機繼電保護技術導則DL/T 782 110kV 及以上送變電工程啟動及竣工驗收規(guī)程DL/T 995 繼電保護及電網(wǎng)安全自動裝置檢驗規(guī)程Q/GDW 161 線路保護及輔助裝置標準化設計規(guī)范Q/GDW 267 繼電保護和電網(wǎng)安全自動裝置現(xiàn)場工作保安規(guī)定Q/GDW 441 智能變電站繼電保護技術規(guī)范Q/GDW 396 IEC 61850工程繼電保護應用模型Q/GDW 698 智能變電站調(diào)試規(guī)范Q/GDW 431 智能變電站自動化系統(tǒng)現(xiàn)場調(diào)試導則Q/GDW 414 變電站智能化改造技術規(guī)范Q/GDW 426 智能變電站合并單元技術規(guī)范Q/GDW 428 智能變電站智能終端技術規(guī)范國家電網(wǎng)安監(jiān) 2009 664號 國家電網(wǎng)公司電力安全工作規(guī)程(變電部分1.2 整定依據(jù)_ 號斷路器保護依據(jù) _ 提供的調(diào)試定值單進行調(diào)試,投運時使用正式定值單。 2. 基本信息2.1 裝置基本信息 2.2 儀器設備基本信