智能变电站500KV断路器保护标准化作业指导书

1、智能变电站330kV 及以上电压等级断路器保护调试 作业指导书批 准:审 核:编 写:作业负责人:目 次1. 应用范围 . 12. 引用文件 . 13. 调试流程 . 14. 调试前准备 . 3 4.1 准备工作安排 . . 3 4.2 作业人员要求 . . 3 4.3 试验仪器及材料 . . 44.4 危险点分析与预防控制措施 . . 45. 单体调试 . 5 5.1 电源和外观检查 . . 5 5.2 绝缘检查 . . 7 5.3 配置文件检查 . . 7 5.4光纤链路检验 . 8 5.5 SV输入检查 . 8 5.6 GOOSE开入开出检查 . 95.7保护校验 . 96. 分系统功能

2、调试 . 12 6.1 SV整组 . 12 6.2 GOOSE整组 . 136.3 站控层功能测试 . . 147. 带负荷测试 . 158. 竣工 . 15附录:调试报告 . . 161. 应用范围本作业指导书适用于国家电网公司智能变电站 330kV 及以上电压等级断路器保护现场调 试工作,主要内容包括现场调试的准备、调试流程、调试方法及标准和调试报告等要求。 本作业指导书内容均为指导性,供现场调试工作参考。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

3、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。DL/T 860 变电站通信网络和系统DL/T 995 继电保护和电网安全自动装置校验规程Q/GDW 414 变电站智能化改造技术规范Q/GDW 441 智能变电站继电保护技术规范Q/GDW 431 智能变电站自动化系统现场调试导则Q/GDW 396 IEC61850工程继电保护应用模型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 431 智能变电站自动化系统现场调试导则Q/GDW 441 智能变电站继电保护技术规范Q/GDW 679 智能变电站一体化监控系统建设技术规范Q/GDW

4、678 智能变电站一体化监控系统功能规范Q/GDW XXX 智能变电站标准化现场调试规范国家电网公司电力安全工作规程(变电部分 国家电网公司变电站系统设计图纸设备技术说明书3. 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图 1断路器保护调试流程图2 4. 调试前准备4.1 准备工作安排 4.2 作业人员要求3 4.3 试验仪器及材料 4.4 危险点分析与预防控制措施4 5. 单体调试5.1 电源和外观检查5.1.1 电源检查 5 5.1.2 装置外观检查6 5.2 绝缘检查按照 DL/T 995-2006标准的 6.2.4的要求,

5、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 ,定期检验时绝缘电阻应大于 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 SCD虚端子检查采用 SCD 工具检查本装

6、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。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。7b 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:配置文件检查结果数据记

7、录于调试报告表 6。5.4 光纤链路检验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 接至断路器保护的发送端口(Tx ,读取光 功率值(dBm 即为该接口的发送光功率。断路器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 接收光功率检验将断路器保护接收端口(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

8、。5.4.3 光纤连接检查a 分别恢复断路器保护装置接收 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 分别恢复断路器保护接收母线保护、线路保护的 GOOSE 光纤,保护装置相应的 GOOSE 链路异常信号远方复归。同时检查 GOOSE 接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。5.5 SV输入检查a 数字式继电保护测试仪导入 SCD 配置文件;b 断路器保护仅投入 SV 接收软压板,测试仪端口 1选择发送该断路器保护所配置的合并 单元 SV ;8c 测试仪端口 1发送口接至断路器保护装置 SV 接收口,测试施加一定

9、数字量,检查断路 器保护装置上显示的采样值应与测试仪发送值基本一致;断路器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,断路器保 护 SV 接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。5.6 GOOSE开入开出检查5.6.1 GOOSE开入检查a 光数字万用表或数字式继电保护测试仪接入断路器保护组网 GOOSE 接口,测试仪选择 发送断路器保护接收的“线路保护 1分相

10、跳闸输入 Ta , Tb , Tc ”和“线路保护 2分相跳闸输入 Ta , Tb , Tc ” GOOSE 信号,分别模拟 GOOSE 信号变位,检查断路器保护中“线路保护 1分相跳 闸输入 Ta , Tb , Tc ”信号和“线路保护 2分相跳闸输入 Ta , Tb , Tc ”信号是否变位; 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断路器保护 GOOSE 输出口,接收 断路器保护 GOOSE 输出报文,检查保护装置各 GOOSE 输出口的报文应相同;b 模拟断路器保护动作,检查 GOOSE 输出报文的 stNum 、 sqNum 变化是否正确, G

11、OOSE 变 位后发送报文的序列应符合 DL/T 860标准要求。注:1 GOOSE 开出变位具体通道数据的正确性可在保护功能中同时验证;2 GOOSE 开入开出检查数据记录于调试报告表 9。 910 11 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,投入相应保护装置上 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。采用以下方法进 行试验:a 断路器开关 CT 合并单元 TPY 绕组施加三相不同的电流,检查断路器保护装置电流、母 线保护装置相应支路电流、故障录波器电流、网络报文记录分析仪相应

12、合并单元 TPY 通道电 流应与实际施加电流量一致,双 AD 数据应基本一致,边开关保护、测控装置以及相对应的测 控装置、电度表上电流应为 0;b 断路器开关 CT 合并单元 5p 绕组施加三相不同的电流,检查断路器保护装置电流、母 线保护装置相应支路电流、故障录波器电流、网络报文记录分析仪相应合并单元 TPY 通道电 流应与实际施加电流量一致,双 AD 数据应基本一致,边开关保护、测控装置以及相对应的测 控装置、电度表上电流应为 0c 断路器开关 CT 合并单元 0.2s 绕组施加三相不同的电流,相对应的测控装置和电度表 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;注:SV 通道

13、试验数据记录于调试报告表 11.1。6.1.2 SV检修机制测试SV 检修机制测试时,保护装置的功能软压板、控制字正常投入、 SV 接收软压板均投入, 采用以下方法进行测试:a 投入断路器开关 CT 合并单元检修硬压板,检查开关保护、母线保护应有“ SV 数据检 修不一致”或“ SV 数据异常”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;12b 投入开关保护、母线保护的检修硬压板,检查保护装置上的 SV 告警信号应返回,合 并单元施加突变量大电流,开关保护、母线保护应动作;c 退出断路器开关 CT 合并单元检修硬压板,检查开关保护、母线保护应有“ SV 数据检 修不

14、一致”或“ SV 数据异常”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;注:SV 检修机制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a 断路器保护所有出口软压板均退出,智能终端硬压板均退出,母线保护相应主变支 路退出,合上对应开关;b 采用数字化测试仪给断路器保护施加 SV ,(从合并单元加量模拟断路器保护动作, 主变保护装置动作灯亮,且有保护事件;检查母线保护,应无失灵开入信号;c 断路器保护跳本开关跳闸出口软压板投入,测试仪接入智能终端跳闸出口节点,断 路器保护动作,检查智能终端跳闸动作,相应的跳闸灯亮,测试仪应收到

15、智能终端跳闸出口 闭环节点,通过此节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;但此时开关 未跳开,故障录波器上应有断路器保护跳闸动作信号,母线保护仍无失灵开入信号;分别投 入开关智能终端的 A 、 B 、 C 相出口硬压板,开关应跳开;d 断路器保护跳相邻开关跳闸出口软压板投入,测试仪接入智能终端跳闸出口节点, 断路器保护动作,检查智能终端跳闸动作,相应的跳闸灯亮,测试仪应收到智能终端跳闸出 口闭环节点,通过此节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;但此时开 关未跳开,故障录波器上应有断路器保护跳闸动作信号,母线保护仍无失灵开入信号;分别 投入开关智能终端的 A 、 B

16、 、 C 相出口硬压板,开关应跳开;注:GOOSE 整组测试数据记录于调试报告表 12.1。6.2.2 GOOSE检修机制测试a 断路器保护投入检修硬压板,模拟断路器保护动作,相邻开关保护、母线保护、线 路保护应有“ GOOSE 检修不一致”类似告警信号;检查智能终端应无跳闸动作,母线保护应 无失灵开入、线路保护应无启动远跳信号;b 投入开关智能终端检修硬压板,模拟断路器保护保护动作,开关智能终端应跳闸动 作,跳闸灯亮;13注:GOOSE 检修机制测试数据记录于调试报告表 12.2。6.3 站控层功能测试6.3.1 保护信息上传采用保护装置中 “通信对点” 功能, 将逐个传动装置保护动作、 告

17、警、 变位等所有信号, 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 13.1。6.3.2 软压板遥控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;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

18、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 “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

19、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。7. 带负荷测试a 从装置子菜单调用采样值显示或直接打印采样报告,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 14.114.2。8. 竣工 附录:调试报告XX 工程 XX 断路器保护调试报告变电站名称: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:1. 调试与整定依据

20、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 161 线路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 698 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_ 号断路器保护依据 _ 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