湖北武汉500kv柏泉智能变电站验收方案

湖北武汉 500kV柏泉智能变电站系统联调验收方案2012 年 9 月目 录1. 概述 .11.1. 项目计划 11.2. 设备配置、调试 21.2.1. 合并单元部分 21.2.2. 智能终端部分 21.2.3. 保护部分 31.2.4. 测控部分 31.2.5. 同步时钟部分 31.2.6. 网络分析部分 31.2.7. 故障录波部分 31.2.8. 电度表部分 31.2.9. 保护信息子站部分 41.2.10. 后台监控系统部分 41.2.11. 一体化信息平台部分 41.2.12. 远动通信控制器部分 41.2.13. 在线监测部分 41.2.14. 调试仪器部分 42. 工作方案 .52.1. 原则与要求 52.2. 成立联合小组 62.3. 工作计划 82.3.1. 9 月 24 日10 月 3 日工作内容安排（准备工作） 82.3.2. 10 月 4 日10 日工作内容安排（单机调试） 82.3.3. 10 月 11 日工作内容安排（500kV 第一串 SV 虚端子验证） 92.3.4. 10 月 12 日工作内容安排（500kV 第二串 第三串 SV 虚端子验证） 112.3.5. 10 月 13 日工作内容安排（220kV 66kVSV 虚端子验证） 162.3.6. 10 月 15 日工作内容安排（500kV 第一串 GOOSE 虚端子验证） 342.3.7. 10 月 16 日工作内容安排（500kV 第二串 GOOSE 虚端子验证） 392.3.8. 10 月 17 日工作内容安排（500kV 第三串 GOOSE 虚端子验证） 422.3.9. 10 月 18 日工作内容安排（220kV 第一套 GOOSE 虚端子验证） 452.3.10. 10 月 19 日工作内容安排（220kV 第二套 GOOSE 虚端子验证） 502.3.11. 10 月 20 日工作内容安排（66kV GOOSE 虚端子验证） .552.3.12. 10 月 2227 日工作内容安排（全站系统级联调） .572.3.13. 10 月 29 日内容安排（VLAN 及对时检查） .602.3.14. 10 月 3031 日内容安排（消缺和总结） .603. 附录（计算机监控验收测试项目） .603.1. 后台监控测试 603.1.1. 遥信变位 603.1.2. SOE 测试 .613.1.3. 实时数据遥测量测试 613.1.4. 遥控测试 613.1.5. 保护功能测试 623.1.6. 画面响应时间测试 623.1.7. 历史数据及告警信息的测试 623.1.8. 后台应用维护功能测试 633.1.9. 报表浏览功能 643.1.10. 画面及图元编辑功能 643.1.11. 人员权限维护功能 653.1.12. 告警功能测试 653.1.13. 控制台 663.1.14. 事故追忆 663.1.15. 测试 SNTP 对时 663.2. 远动系统测试 663.3. 保护信息及录波器信息子站 67第 1 页 共 84 页1. 概述1.1. 项目计划湖北武汉500kV柏泉智能变电站是湖北省第一座500kV 智能化变电站，项目整体计划在2012年12月底投运。柏泉变电站的建设，将为保障武汉城区电力负荷增长的需要，满足武汉江北区域220千伏电网解环创造条件，对提高湖北电网运行的经济性和可靠性具有重要的意义。柏泉变本期两台主变，远期4台，500kV为3/2接线，建设1个完整的串，2个不完整串，出线2回；远期按照4个完成串考虑；一次采用HGIS的形式。 220kV为双母双分段，本期7条线路，2个母联，2个分段，一次采用GIS的形式。66kV为本期2段独立式单母线，远期4段独立单母线，一次采用AIS的形式。全站所有互感器均为常规互感器，采用就地常规采样合并单元，所有的模拟量（包括线路电压、电路电流、母线电流等）通过合并单元采集，转换为数字量后通过IEC61850-9-2规约传输，500kV 、220kV线路PT均为三相PT 。开关设备仍采用常规的开关，就地采用智能终端设备，所有的开入量（开关、闸刀、地刀位置以及本体设备其他信号）在智能终端柜就地完成采集，转换为数字量后通过IEC61850标准传输；所有的开出控制以及控制的联闭锁由GOOSE 报文完成，在智能终端转换为硬接点输出，最后通过二次电缆连接开关、闸刀或地刀等实现分合控制；继电保护设备之间的联闭锁完全由GOOSE报文取代，取消了常规的二次回路接线。本项目二次部分系统联调由集成商南京南瑞继保电气有限公司负责，调试地点为南瑞继保公司胜太路厂区8号楼1楼。第 2 页 共 84 页1.2. 设备配置、调试1.2.1. 合并单元部分间隔名称 供货厂家500kV母线合并单元 南瑞继保500kV线路（开关）合并单元 1 南瑞继保500kV部分500kV线路（开关）合并单元2北京四方220kV母线合并单元 南瑞继保220kV线路合并单元1 南瑞继保220kV线路合并单元2 长园深瑞220kV部分母联合并单元 北京四方66kV母线合并单元 南瑞继保66kV部分 66kV线路合并单元（智能终端、合并单元一体化装置）南瑞继保220kV电流合并单元66kV电流合并单元主变部分（220kV和66kV） 本体合并单元北京四方1.2.2. 智能终端部分间隔名称 供货厂家母线PT智能终端 南瑞继保500kV线路智能终端1 南瑞继保500kV部分500kV线路智能终端2 北京四方220kV母线智能终端 南瑞继保220kV线路智能终端1 南瑞继保220kV线路智能终端2 长园深瑞220kV部分母联智能终端 北京四方66kV母线智能终端 南瑞继保66kV部分 66kV线路智能终端（智能终端、合并单元一体化装置）南瑞继保220kV智能终端主变部分（220kV和 66kV智能终端北京四方第 3 页 共 84 页66kV） 本体智能终端第 4 页 共 84 页1.2.3. 保护部分应用间隔 供货厂家500kV母线保护1 北京四方500kV母线保护2 国电南自500kV线路保护及远跳1 南瑞继保500kV线路保护及远跳2 北京四方500kV断路器保护1 南瑞继保500kV部分500kV断路路保护2 北京四方220kV母线保护1 北京四方220kV母线保护2 国电南自220kV线路保护1 南瑞继保220kV线路保护2 长园深瑞220kV母联保护1 北京四方220kV部分220kV母联保护2 北京四方主变保护1 北京四方主变部分主变保护2 北京四方66kV站用变保护 南瑞继保66kV电抗器保护 南瑞继保66kV部分66kV电容器保护 南瑞继保1.2.4. 测控部分本站测控装置由南瑞继保提供。1.2.5. 同步时钟部分本站同步时钟系统由XXXX 提供。1.2.6. 网络分析部分本站网络分析系统由思维奇提供。1.2.7. 故障录波部分本站故障录波器由中元华电提供。1.2.8. 电度表部分本站电度表由XXXX 提供。第 5 页 共 84 页1.2.9. 保护信息子站部分本站保护信息子站由XXXX 提供。1.2.10. 后台监控系统部分本站后台监控系统由南瑞继保提供。1.2.11. 一体化信息平台部分本站一体化信息平台及高级应用由南瑞继保提供。1.2.12. 远动通信控制器部分本站远动通信单元由南瑞继保提供。1.2.13. 在线监测部分本站在线监测由西安金源提供。1.2.14. 调试仪器部分1、 两台数字测试仪（数字化保护、测控测试用）2、 两台常规试验仪（合并单元测试用）3、 一台凯默手持式光数字测试仪第 6 页 共 84 页2. 工作方案2.1. 原则与要求1、 对于虚端子配置：南瑞继保按照设计院提供的虚端子图完成全站 SCD 文件的配置。2、 调试过程中各单位紧密配合，出现问题相互讨论，必要时请业主协调。3、 每单位应安排相应技术等人员在现场，做到随时发现问题，随时现场解决，直至调试、验收结束。4、 提前完成任务的单位，离开南京前应征得业主、南瑞继保公司联调负责人同意，方可离开。5、 为确保任务顺利进行，成立联合领导小组、联合工作小组。6、 调试过程中进行调试记录，联调结束完成后作为验收依据。第 7 页 共 84 页2.2. 成立联合小组为保证本次调试和评测保质保量完成，希望各参与厂家密切配合，为此，由南瑞继保公司和此次参与调试的厂家共同组成“湖北柏泉500kV智能变电站联调验收小组”，小组由各单位主要领导以及现场负责人组成，主要负责实施过程中本单位需要协调事情、负责所提供设备调试、按照调试计划安排内部工作、向工作小组和本单位领导汇报在调试过程中出现的问题、尽快解决调试现场出现的问题等。成员结构图如下：调试总负责保护、合并单元、智能终端验收组一体化平台验收组仪器操作员 数据记录员协调负责人 各个智能厂家工程技术人员仪器操作员 数据记录员测控、对时及网络验收组仪器操作员 数据记录员后勤负责人具体组成如下：湖北柏泉500kV智能变电站联调验收小组姓名 联系电话 所在单位湖北省电力公司调试总负责 何健南瑞继保湖北省电力公司协调负责人 陆伟南瑞继保湖北省电力公司吕航南瑞继保（研发中心）李鹏南瑞继保（工程中心）成员胡先强南瑞继保（工程中心）第 8 页 共 84 页陈义友南瑞继保（工程中心）国电南自北京四方长园深瑞西安金源后勤保障人王乐新南瑞继保工作小组每天下午16点召开当天调试总结会议，汇总当天出现问题，形成每天日志，上报给相关领导，并提出可行的解决办法，安排第二天工作。第 9 页 共 84 页2.3. 工作计划2.3.1. 9 月 24 日10 月 3 日工作内容安排（准备工作）a）开始装置 ICD 文件的一致性测试，各厂家将所提供设备的 ICD 文件在 24 日前以邮件方式发送给南瑞继保何健（ ，并电话确认。各厂家需保证提供的 icd 文件为与程序符合的最终 icd 文件。b）设计院分批次逐步提供站内虚端子图。c）调试现场电源、光纤接线，设备提供厂家根据自己屏柜和装置情况接线，不组屏的装置，预先选取适当的位置将电源和光纤敷设到具体位置，做好调试前的准备工作。d）将所到设备按照设计院提供图纸具体化，指定具体间隔，并给以标识。e）南瑞继保根据接入站控层设备的情况，对站控层网络地址进行分配。f）南瑞继保根据接入过程层设备的情况，对过程层网络地址进行分配。g）南瑞继保根据设计院提供的虚端子，制作全站 SCD 文件。h）后台监控系统调试前准备；i）在线监测调试准备；2.3.2. 10 月 4 日10 日工作内容安排（单机调试）a） 保护装置单体调试；b） 智能终端单体调试；c） 合并单元单体调试；d） 测控装置单体调试；e） SCD 审核；第 10 页 共 84 页2.3.3. 10 月 11 日工作内容安排（500kV 第一串 SV 虚端子验证）1. 进行 500kV 第一串第一套合并单元虚端子配置、调试，由保护、测控、故障录波、网络分析厂家牵头开始 SV 相关的调试，涉及 5011 断路器、5012 断路器、木兰线，具体分配为5011 断路器保护1（南瑞继保）5011 断路器测控（南瑞继保）5012 断路器保护 1（南瑞继保）5012 断路器测控（南瑞继保）木兰线路保护 1（南瑞继保）木兰线测控（南瑞继保）1 母保护1（北京四方）2 母保护1（北京四方）故障录波1（中元华电）网络记录分析1（思维奇）5011 MU1（南瑞继保）5012 MU1（南瑞继保）木兰线电压MU1（南瑞继保）注：本表为本内容 MU 虚端子涉及到的设备以及提供厂家，行列交叉空白部分供配置、调试、调试过程中标记或记录用，此说明也适用后面表格。第 11 页 共 84 页2. 进行 500kV 第一串第二套合并单元虚端子配置、调试，由保护、故障录波、网络分析厂家牵头开始 SV 相关的调试，涉及 5011断路器、5012 断路器、木兰线，具体分配为5011 断路器保护2（北京四方）5012 断路器保护2（北京四方）木兰线路保护2（北京四方）1 母保护 2（国电南自）2 母保护 2（国电南自）故障录波2（中元华电）网络记录分析2（思维奇）5011 MU2（北京四方）5012 MU2（北京四方）木兰线电压MU2（南瑞继保）注：本表为本内容 MU 虚端子涉及到的设备以及提供厂家，行列交叉空白部分供配置、调试、调试过程中标记或记录用，此说明也适用后面表格。第 12 页 共 84 页2.3.4. 10 月 12 日工作内容安排（500kV 第二串 第三串 SV 虚端子验证）1. 进行 500kV 第二串第一套合并单元虚端子配置、调试，由保护、测控、故障录波、网络分析厂家牵头开始 SV 相关的调试，涉及 5021 断路器、5022 断路器、5023 断路器、孝感线、#2 主变高压侧，具体分配为5021 断路器保护1（南瑞继保）5021 断路器测控（南瑞继保）5022 断路器保护1（南瑞继保）5022 断路器测控（南瑞继保）5023 断路器保护1（南瑞继保）5023 断路器测控（南瑞继保）孝感线保护1（南瑞继保）孝感线测控（南瑞继保）#2 主变保护1（北京四方）#2 主变测控（南瑞继保）1 母保护1（北京四方）2 母保护1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）500kV 1母电压MU1（南瑞继保）500kV 2母电压MU1（南瑞继保）#2 主变电压MU1（南瑞继保）孝感线电第 13 页 共 84 页压MU1（南瑞继保）5021 断路器MU1（南瑞继保）5022 断路器MU1（南瑞继保）5023 断路器MU1（南瑞继保）注：本表为本内容 MU 虚端子涉及到的设备以及提供厂家，行列交叉空白部分供配置、调试、调试过程中标记或记录用，此说明也适用后面表格。第 14 页 共 84 页2. 进行 500kV 第二串第二套合并单元虚端子配置、调试，由保护、故障录波、网络分析厂家牵头开始 SV 相关的调试，涉及 5021断路器、5022 断路器、5023 断路器、孝感线、#2 主变高压侧，具体分配为5021 断路器保护 2（北京四方）5022 断路器保护 2（北京四方）5023 断路器保护 2（北京四方）孝感线保护2（北京四方）#2 主变保护2（北京四方）1 母保护2（国电南自）2 母保护2（国电南自）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）500kV 1 母电压MU2（南瑞继保）500kV 2 母电压MU2（南瑞继保）#2 主变电压MU2（南瑞继保）孝感线电压MU2（南瑞继保）第 15 页 共 84 页5021 断路器MU2（北京四方）5022 断路器MU2（北京四方）5023 断路器MU2（北京四方）注：本表为本内容 MU 虚端子涉及到的设备以及提供厂家，行列交叉空白部分供配置、调试、调试过程中标记或记录用，此说明也适用后面表格。3. 进行 500kV 第三串第一套合并单元虚端子配置、调试，由保护、测控、故障录波、网络分析厂家牵头开始 SV 相关的调试，涉及 5031 断路器、5032 断路器、#3 主变高压侧，具体分配为5031 断路器保护1（南瑞继保）5031 断路器测控（南瑞继保）5032 断路器保护 1（南瑞继保）5032 断路器测控（南瑞继保）#3 主变保护1（北京四方）#3 主变测控（南瑞继保）1 母保护1（北京四方）2 母保护1（北京四方）故障录波1（中元华电）网络记录分析1（思维奇）5031 MU1（南瑞继保）第 16 页 共 84 页5032 MU1（南瑞继保）#3 主变电压MU1（南瑞继保）注：本表为本内容 MU 虚端子涉及到的设备以及提供厂家，行列交叉空白部分供配置、调试、调试过程中标记或记录用，此说明也适用后面表格。4. 进行 500kV 第三串第二套合并单元虚端子配置、调试，由保护、故障录波、网络分析厂家牵头开始 SV 相关的调试，涉及 5031断路器、5032 断路器、#3 主变高压侧，具体分配为5031 断路器保护2（北京四方）5032 断路器保护2（北京四方）#3 主变保护2（北京四方）1 母保护 2（国电南自）2 母保护 2（国电南自）故障录波2（中元华电）网络记录分析2（思维奇）5031 MU2（北京四方）第 17 页 共 84 页5032 MU2（北京四方）#3 主变电压MU2（南瑞继保）注：本表为本内容 MU 虚端子涉及到的设备以及提供厂家，行列交叉空白部分供配置、调试、调试过程中标记或记录用，此说明也适用后面表格。2.3.5. 10 月 13 日工作内容安排（220kV 66kVSV 虚端子验证）1. 进行 220kV 第一套合并单元虚端子配置、调试，由保护、测控、故障录波、网络分析厂家牵头开始 SV 相关的调试，涉及台商 I线、台商 II 线、#2 主变中压侧、#3 主变中压侧、 #1 母联、#2 母联、#1 分段、#2 分段，具体分配为台商 I 线保护 1（南瑞继保）台商 I 线测控（南瑞继保）1 母保护 1（北京四方）2 母保护 1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMB 母电压MU1（南瑞继保）第 18 页 共 84 页220kV IIMB 母电压MU1（南瑞继保）台商 I 线 MU1（南瑞继保）台商 II 线保护 1（南瑞继保）台商 II 线测控（南瑞继保）1 母保护 1（北京四方）2 母保护 1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMB 母电压MU1（南瑞继保）第 19 页 共 84 页220kV IIMB 母电压MU1（南瑞继保）台商 II 线 MU1（南瑞继保）#2 主变保护 1（北京四方）#2 主变测控（南瑞继保）1 母保护 1（北京四方）2 母保护 1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMA 母电压MU1（南瑞继保）第 20 页 共 84 页220kV IIMA 母电压MU1（南瑞继保）#2 主变 MU1（北京四方）#3 主变保护 1（北京四方）#3 主变测控（南瑞继保）1 母保护 1（北京四方）2 母保护 1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMB 母电压MU1（南瑞继保）第 21 页 共 84 页220kV IIMB 母电压MU1（南瑞继保）#3 主变 MU1（北京四方）#1 母联保护 1（北京四方）#1 母联测控（南瑞继保）1 母保护 1（北京四方）2 母保护 1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMA 母电压MU1（南瑞继保）第 22 页 共 84 页220kV IIMA 母电压MU1（南瑞继保）#1 母联 MU1（北京四方）#2 母联保护 1（北京四方）#2 母联测控（南瑞