1、智能变电站220kV电压等级主变保护现场调试施工作业指导书编 制： 审 核： 批 准： 版 本 号: ESZAQDGF001 编 制： 审 核: 批 准： 发 布： 二XX年X月目 录1.应用范围12.引用文件13.调试流程14.调试前准备24.1 准备工作安排24.2 作业人员要求34.3 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55.1 电源和外观检查55.2 绝缘检查65.3 配置文件检查75.4 光纤链路检验75.5 SV输入检查85.6 GOOSE开入开出检查95.7 保护校验96.分系统功能调试186.1 SV整组186.2 GOOSE整组196.3 站控层功2、能测试217.全站功能联调227.1 一次升流227.2 一次加压238.带负荷测试239.竣工23附录：调试报告251. 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。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3、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Q4、/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Q/GDW XXX 智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）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：图1 220kV主变保护调试流程图4. 调试前准5、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6、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7、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8、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/220V1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9、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10、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11、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12、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13、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14、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15、于10M。c）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：配置文件版本及SCD虚端子检查结果数据记录于调试报告表616、.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：配置文件一致性检测结果数据记录于调试报告表6.2。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17、主变保护的发送端口（Tx），读取光功率值（dBm）即为该接口的发送光功率。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。5.4.2 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。5.4.3 光纤连接检查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CT电流、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18、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光纤，保护装置相应的GOOSE链路异常信号复归。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）主变保护仅投入高压侧SV接收软压板，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19、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；d）修改相应配置，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，主变保护各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20、SCD配置文件，采用模拟MU延时功能进行SV输出，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SV接收软压板，测试仪选择输出主变保护的高压侧合并单元SV、中压侧合并单元SV、低压1分支合并单元SV、低压2分支合并单元SV以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21、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：SV采样同步性测试数据记录于调试报告表9。5.6 GOOSE开入开出检查5.6.1 GOOSE开入检查a）测试仪接入主变保护高压侧组网GOOSE接口，选择发送主变保护的“高压侧失灵联跳开入” GOOSE信号，分别模拟GOOSE信号变位，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；5.6.2 GOOSE开出检查a）测试仪依次接入主变保护GOOSE输出口，接收主变保护GOOSE输22、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）保护装置模拟“跳高压侧断路器”动作，检查对应的GOOSE信号应变为“1”，保护装置上该信号返回，对应GOOSE信号变为“0”，其他GOOSE信号应无变化。c）采用上述相同的方法，根据实际GOOSE输出配置情况，检查其余GOOSE信号的正确性。注： GOOSE开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23、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CT、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的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GOOSE输出口，监测GOOSE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倍纵差保护定值的电流，纵差保护可靠不动作24、，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25、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，并计算出平衡电流I3和I4，测试仪输出I3和I4；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。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性曲线基26、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，二次谐波电流系数低于整定值时，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11.2.4。2差动速断保护测试1）测试仪接入装置的任一GOOSE输出口，监测GOOSE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27、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SV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28、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“高压侧后备保护”软压板，投入“高压侧电压”软压板；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29、流I段1时限”且小于“复压过流I段2时限”，保护应不动作；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）电压不变，满足复压条件，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时限应不动作；5）电压不变，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）电压不变，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30、”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；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时限应不动作。11）采用上述1）10）步骤，测试复压过流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段不带方向。a）测试时，其他保护功能控制字31、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）电流定值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%。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32、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时限动作时间；4）电压不变，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）电压不变，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”33、控制字，重复上述3）和5）步骤，保护均应不动作； 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。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）电流定值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%。4.3过负荷1）测试仪施加主变保护高压侧电流34、，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GOOSE报文，检查调压闭锁数据是否变位。a）电流定值误差应不大于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/GDW175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）测试方法同高压侧复压过流；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，仅相应测试支路的SV接收软压板投入35、，其他SV接收软压板退出；c）电流定值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%。5.2零序方向过流保护1）测试方法同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）电流定值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%。5.3过负荷1）测试方法同高压侧过负荷；2）施加电流为中压侧电流。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36、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）测试方法同高压侧复压过流；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）电流定值误差应不大于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间。a）投入低1后备“零序过压告警”控制字；b）电压值误差应不大于5%，动作时限应于整定值相符。6.3过负荷1）测37、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）电流定值误差应不大于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）测试方法同低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38、测试支路的SV接收软压板投入，其他SV接收软压板退出；c）电流定值误差应不大于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）电压值误差应不大于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39、他SV接收软压板退出；c）电流定值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%。8.2过负荷1）测试方法同高压侧过负荷；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GOOSE接口发送高压侧母线保护的失灵联跳GOOSE报文，同时给装置发送高压侧SV；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GOO40、SE接口发送中压侧母线保护的失灵联跳GOOSE报文，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过流值，50ms后主变保护应跳三侧。投入“中压侧失灵经主变跳闸”控制字。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41、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：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%。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42、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接收压板，施加高压侧电流I，检查差动保护的差流为0；3）采用相同的方法验证其它SV接收压板的正确性；12.3GOOSE出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信息，投入相应的出口压板时，GOOSE报文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GOOSE报文中对应43、数据不变位。12.4GOOSE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）主变高压侧合并单元P级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44、量一致，双AD数据应基本一致，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3P级电压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3P绕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45、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SV通道试验同高压侧。注：SV通道试验数据记录于调试报告表12.1。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“SV数据异常”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46、施加额定电压，主变高压侧“PT断线”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SV告警信号应返回，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断线”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；合并单元施加额定电压，主变高压侧“PT断线”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检修机制测试数据记录于调试报告表12.2。6.247、 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48、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灯亮；分别投入高压侧智能终端的A、B、C相出口硬压板，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、C相出口硬压板和低压1分支、低49、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整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50、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51、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检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6.3.1 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52、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。6.3.2 远方操作1）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；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，53、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。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）定值区切换 退出 “远方切换定值区”软压板； 在监54、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. 全站功能联调7.1 一次升流主变投入运行前需要检查主变55、高压侧、中压侧、低压1分支、低压2分支CT以及主变高、中、低压侧和公共绕组套管CT的回路、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CT之间，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56、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。7.2 一次加压257、20kV主变一次加压需要检查主变高、中、低压侧PT回路、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380V动力电源，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。8. 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58、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DL59、/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60、智能终端技术规范Q/GDW XXX 智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）1.2 整定依据_ 号主变保护依据 _ 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61、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开入端子对地3信号输出端子对地4二次回路对地新安装时大于10M，定检时大62、于1M5二次回路之间结论：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要求高压侧SV接口光波63、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中压侧SV接口低压1分支SV接口低压2分支SV接口公共绕组SV接口高压侧GOOSE直跳接口中压侧GOOSE直跳接口低压1分支GOOSE直跳接口低压2分支GOOSE直跳接口高压侧组网GOOSE接口中压侧组网GOOSE接口备注：光波长： nm，表示不需要测试结论：8. SV精度通道相别AD施加量（参考值）显示值（软压板投入）要求高压侧电压AAD1100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1AD220064、BAD130240AD240240CAD150120AD260120高压侧电流AAD10.10AD20.20BAD10.5240AD20.6240CAD11120AD21.2120中压侧电压AAD1100AD2200BAD130240AD240240CAD150120AD260120中压侧电流AAD10.5-90AD20.8-90BAD11.2150AD21.5150CAD12.530AD22.830低压1分支电压AAD1100AD2200BAD130240AD240240CAD150120AD260120低压1分支电流AAD110AD220BAD13240AD24240CAD15120AD265、6120低压2分支电压AAD1100AD2200BAD130240AD240240CAD150120AD260120低压2分支电流AAD110AD220BAD13240AD24240CAD15120AD26120公共绕组电流AAD10.50AD20.60BAD10.7240AD20.8240CAD10.9120AD21120结论：9. 采样同步性9.1 高-中压侧（平衡电流）通道相别施加量（参考值）高压侧电流/电压中压侧电流差流高压侧电压A57.50B57.5240C57.5120高压侧电流A0.50B0.5240C0.5120中压侧电压A57.5-10B57.5230C57.5110中压侧电66、流A(0.5/Km)0B(0.5/Km)240C(0.5/Km)120要求差流应基本为0备注：各SV双AD通道设置相同的值，测试仪模拟合并单元延时，延时取实际合并单元的值。Km为中压侧电流平衡系数；表示不需要检查结论：9.2 高-低压侧（平衡电流）通道相别施加量（参考值）高压侧电流/电压低压侧电流差流高压侧电压A57.50B57.5240C57.5120高压侧电流A0.50B0.5240C0.5120低压1分支电压A57.5-10B57.5230C57.5110低压1分支电流A(0.5/Kl)210B(0.5/Kl)90C(0.5/Kl)-30低压2分支电压A57.5-10B57.5230C567、7.5110低压2分支电流A(0.5/Kl)180B(0.5/Kl)60C(0.5/Kl)-60要求差流应基本为0备注：各SV双AD通道设置相同的值，测试仪模拟合并单元延时，延时取实际合并单元的值。Kl为低压侧电流平衡系数。表示不需要检查结论：10. GOOSE开入开出检查10.1 GOOSE开入检查序号项目检查结果要求1高压侧“失灵联跳主变”开关量正确变位2中压侧“失灵联跳主变”结论：10.2 GOOSE开出检查序号项目检查结果要求1跳高压侧断路器开出变位正确，报文变化符合DL/T860要求2启动高压侧断路器失灵3跳高压侧母联4跳高压侧分段15跳高压侧分段26跳中压侧断路器7启动中压侧断路器68、失灵8跳中压侧母联9跳中压侧分段110跳中压侧分段211跳低压1分支断路器12跳低压1分支分段13闭锁低压1分支备自投14跳低压2分支断路器15跳低压2分支分段16闭锁低压2分支备自投17保护动作18过负荷结论：11. 主变保护功能及定值校验11.1 基本参数高压侧中压侧低压1分支低压2分支公共绕组变压器接线方式变压器容量-一次额定电压-PT一次值-CT变比计算值变压器一次额定电流I1N变压器二次额定电流I2N平衡系数KPH-11.2 纵差保护11.2.1 纵差平衡调节系数检查试验侧接线方式试验电流1试验电流2差流DIaDIbDIc侧和侧侧和侧侧和IV侧侧和侧侧和IV侧要求差流应为0备注：I侧69、为高压侧，II侧为中压侧，III侧为低压1分支，IV侧为低压2分支结论：11.2.2 纵差差动保护动作值测试 SV输入整定值动作值/A动作时间/ms高压侧IaIbIc中压侧IaIbIc低压1分支CTIaIbIc低压2分支CTIaIbIc要求定值误差应不大于5%，动作时间应不大于30ms结论：11.2.3 纵差比率制动试验序号电流I1电流I2制动电流标幺值动作电流标幺值制动系数K标幺值有名值标幺值有名值计算实测侧和侧123456侧和侧123456侧和IV侧123456II侧和侧123456II侧和IV侧123456要求制动曲线的每一折线取两个点，画出制动特性曲线，和厂家提供的制动特性曲线基本相吻70、合，计算的K1与K2值误差不应超过5备注：I侧为高压侧开关，II侧为中压侧，III侧为低压1分支，IV侧为低压2分支结论：11.2.4 二次谐波制动系数试验制动系数整定值制动值（A）高压侧通入基波电流InA相通二次谐波电流B相通二次谐波电流C相通二次谐波电流要求定值误差应不大于5%结论：11.3 差动速断保护定值测试 SV输入整定值动作值/A动作时间/ms高压侧IaIbIc中压侧IaIbIc低压1分支IaIbIc低压2分支IaIbIc要求定值误差应不大于5%，动作时间应不大于20ms；结论：11.4 故障分量差动保护定值测试SV输入动作值/A动作时间/ms高压侧IaIbIc中压侧IaIbIc低71、压1分支IaIbIc低压2分支IaIbIc要求定值误差应不大于5%，动作时间应不大于30ms备注：SV输入为相应故障分量，可以是零序分量、负序分量、变化量的其中一种结论：11.5 高压侧后备保护保护定 值 名 称高压侧要求整定值试验值A（AB）B（BC）C（CA）复压过流低电压闭锁定值电流定值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%负序电压闭锁定值复压过流段定值/指向复压过流段1时限复压过流段2时限复压过流段3时限复压过流II段定值/指向复压过流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段定值复压过流III段1时限复压过流III段2时限零序过流零序过流段定值/指向电流定72、值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%零序过流段1时限零序过流段2时限零序过流段3时限零序过流段定值/指向零序过流段1时限零序过流段2时限零序过流段3时限零序过流段定值零序过流段1时限零序过流段2时限过负荷定值电流定值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%时间结论：11.6 中压侧后备保护保护定 值 名 称高压侧要求整定值试验值A（AB）B（BC）C（CA）复压过流低电压闭锁定值电流定值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%负序电压闭锁定值复压过流段定值/指向复压过流段1时限复压过流段2时限复压过流段3时限复压过流II段定值/指向复压过流II段1时限复压过流II段2时限复压过流II段373、时限复压过流III段定值复压过流III段1时限复压过流III段2时限零序过流零序过流段定值/指向电流定值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%零序过流段1时限零序过流段2时限零序过流段3时限零序过流段定值/指向零序过流段1时限零序过流段2时限零序过流段3时限零序过流段定值零序过流段1时限零序过流段2时限过负荷定值电流定值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%时间结论：11.7 低压侧1分支后备保护保护定 值 名 称中压侧要求整定值试验值A（AB）B（BC）C（CA）复压过流低电压闭锁定值电流定值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%负序电压闭锁定值复压过流段定值/指向复压过流段1时限复压74、过流段2时限复压过流段3时限复压过流II段定值/指向复压过流II段1时限复压过流II段2时限复压过流II段3时限零压告警定值电压值误差应不大于5%时间过负荷定值电流定值误差不大于5%，时间误差不大于5%时间结论：11.8 低压侧2分支后备保护保护定 值 名 称中压侧要求整定值试验值A（AB）B（BC）C（CA）复压过流低电压闭锁定值电流定值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%负序电压闭锁定值复压过流段定值/指向复压过流段1时限复压过流段2时限复压过流段3时限复压过流II段定值/指向复压过流II段1时限复压过流II段2时限复压过流II段3时限零压告警定值电压值误差应不大于5%时间结论：11.75、9 公共绕组后备保护保护定 值 名 称公共绕组要求整定值试验值ABC零序过流定值电流定值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%时间过负荷定值时间结论：11.10 失灵联跳类别定 值 名 称内部定值试验值要求高压侧开关失灵定值电流定值误差应不大于5%，动作时间误差不大于5%。时间中压侧开关失灵定值时间结论：11.11 异常告警类别定 值 名 称内部定值试验值要求CT断线定值电流定值误差应不大于5%，时间PT断线相电压电压定值误差应不大于5%，负序电压零序电压时间结论：11.12 软压板功能验证类别压 板 名 称验证结果要求功能压板主保护仅相应功能压板投入时，保护功能正确动作高压侧后备保护高压侧76、电压中压侧后备保护中压侧电压低压侧1分支后备保护低压侧2分支后备保护低压侧1分支电压低压侧2分支电压公共绕组后备保护SV接收压板高压侧SV接收中压侧SV接收低压侧1分支SV接收低压侧2分支SV接收公共绕组SV接收GOOSE出口压板跳高压侧断路器仅相应GOOSE出口压板投入时，模拟保护动作，相应GOOSE跳闸出口变位启动高压侧失灵跳高压侧母联跳高压侧分段1跳高压侧分段2跳中压侧断路器启动中压侧失灵跳中压侧母联跳中压侧分段1跳中压侧分段2跳低压1分支断路器跳低压1分支分段闭锁低压1分支备自投跳低压侧2分支断路器跳低压2分支分段闭锁低压2分支备自投GOOSE接收压板高压侧失灵联跳开入仅相应GOOSE77、接收压板投入时，失灵联跳功能正确动作中压侧失灵联跳开入结论：12. SV整组试验12.1 通道整组测试通道绕组相别施加量(参考值)主变保护主变测控高压侧母线保护中压侧母线保护电度表故录网络记录分析仪高压侧电压3PA400B50240C601200.2SA400B50240C601205高压侧电流5PA0.50B0.8240C11200.2SA0.50B0.8240C1120中压侧电压3PA400B50240C601200.2SA400B50240C601205中压侧电流5PA0.50B0.8240C11200.2SA0.50B0.8240C1120低压侧1分支电压3PA400B50240C6078、1200.2SA400B50240C601205低压侧1分支电流5P A0.50B0.8240C11200.2SA0.50B0.8240C1120低压侧2分支电压3PA400B50240C601200.2SA400B50240C601205低压侧2分支电流5P A0.50B0.8240C11200.2SA0.50B0.8240C1120公共绕组电流5PA0.50B0.8240C1120要求各绕组采样对应正确，各装置采样幅值和相位正确备注：表示不需要检查结论：12.2 SV检修机制测试合并单元检修状态主变保护220kV母线保护110kV母线保护主变高压侧MU检修一致检修不一致主变中压侧MU检修一79、致检修不一致主变低压侧1分支MU检修一致检修不一致主变低压侧2分支MU检修一致检修不一致要求保护与合并单元检修压板一致时，保护采样显示正常，采样值参与逻辑计算；检修压板不一致时，保护采样有显示，但不参与逻辑计算，或采样显示为0结论：13. GOOSE整组试验13.1 GOOSE开出整组试验故障类型保护装置高压侧智能终端中压智能终端低压智能终端结果高压侧中低1分支低2分支低1分支低2分支GOOSE跳闸出口GOOSE启动失灵出口GOOSE跳闸出口GOOSE启动失灵出口GOOSE跳闸出口GOOSE跳闸出口A相跳闸出口B相跳闸出口C相跳闸出口跳闸出口跳闸出口跳闸出口A相瞬时故障(参考)要求检查内容包括80、各侧智能终端动作情况、各侧开关跳开情况、高压侧开关保护和中压测母线保护的启动失灵信号结论：13.2 保护整组时间动作时间/ms高压侧中压侧低压侧1分支低压侧2分支13.3 GOOSE检修机制信号接收装置主变保护开出信号检修状态检查结果（智能终端动作情况，相关保护开入情况）高压侧智能终端跳高压侧断路器检修一致检修不一致中压侧智能终端跳中压侧断路器检修一致检修不一致低压侧1分支智能终端跳低压侧断路器检修一致检修不一致低压侧2分支智能终端跳低压侧断路器检修一致检修不一致高压侧母线保护启动高压侧失灵检修一致检修不一致高压侧母联能终端跳高压侧母联检修一致检修不一致高压侧分段智能终端1跳高压侧分段1检修一81、致检修不一致高压侧分段智能终端2跳高压侧分段2检修一致检修不一致中压侧母线保护启动中压侧失灵检修一致检修不一致中压侧母联智能终端跳中压侧母联检修一致检修不一致中压侧分段智能终端1跳中压侧分段1检修一致检修不一致中压侧分段智能终端2跳中压侧分段2检修一致检修不一致低压1分支分段智能终端跳低压1分支分段检修一致检修不一致低压1分支备自投装置闭锁低压1分支备自投检修一致检修不一致低压2分支分段智能终端跳低压2分支分段检修一致检修不一致低压2分支备自投装置闭锁低压2分支备自投检修一致检修不一致要求主变保护与智能终端检修状态一致时，智能终端跳闸动作，检修状态不一致时，智能终端不动作；主变保护与母线保护、82、母联保护、分段保护检修状态一致时，相应保护有启动失灵开入结论：14. 站控层功能测试14.1 保护信息上传类别信号名称是否上传上传描述正确性上传时间正确性保护动作信息纵差保护纵差差动速断故障分量差动零序分量差动负序分量差动变化量差动高复压过流I段1时限高复压过流I段2时限高复压过流I段3时限高复压过流II段1时限高复压过流II段2时限高复压过流II段3时限高复压过流III段1时限高复压过流III段2时限高零流I段1时限高零流I段2时限高零流I段3时限高零流II段1时限高零流II段2时限高零流II段3时限高零流II段1时限高零流III段1时限高零流III段2时限高断路器失灵联跳中复压过流I段1时83、限中复压过流I段2时限中复压过流I段3时限中复压过流II段1时限中复压过流II段2时限中复压过流II段3时限中复压过流III段1时限中复压过流III段2时限中零流I段1时限中零流I段2时限中零流I段3时限中零流II段1时限中零流II段2时限中零流II段3时限中零流III段1时限中零流III段2时限中断路器失灵联跳低压1分支复流I段1时限低压1分支复流I段2时限低压1分支复流I段3时限低压1分支复流II段1时限低压1分支复流II段2时限低压1分支复流II段3时限低压2分支复流I段1时限低压2分支复流I段2时限低压2分支复流I段3时限低压2分支复流II段1时限低压2分支复流II段2时限低压2分支复84、流II段3时限公共绕组零序过流保护告警信息保护CPU插件异常高压侧PT断线中压侧PT断线低压侧1分支PT断线低压侧2分支PT断线高压侧CT断线中压侧CT断线低压侧1分支CT断线低压侧2分支CT断线公共绕组CT断线纵差差流越限管理CPU插件异常开入异常高压侧过负荷中压侧过负荷低压侧1分支过负荷低压侧2分支过负荷公共绕组过负荷对时异常SV总告警GOOSE总告警SV采样数据异常SV采样链路中断GOOSE数据异常GOOSE链路中断中间节点信息保护启动纵差A相闭锁纵差B相闭锁纵差C相闭锁纵差A相二次谐波闭锁纵差B相二次谐波闭锁纵差C相二次谐波闭锁CT断线闭锁纵差纵差A相动作纵差B相动作纵差C相动作纵差速85、断A相动作纵差速断B相动作纵差速断C相动作故障分量A相动作故障分量B相动作故障分量C相动作零序分量差动高复压过流动作高零序过流动作高失灵联跳中复压过流动作中零序过流动作中失灵联跳低1分支复流动作低2分支复流动作公共绕组零序过流动作要求监控后台信息与保护装置一致，包括描述、时间及信息顺序备注：保护信息因具体装置型号不同以及实际工程需求不同而存在差异，具体工程调试过程中可对上述保护事件进行调整、修改结论：14.2 远方操作遥控软压板名称状态正确性遥控结果“远方投退压板”投入“远方投退压板”退出主保护高压侧后备保护高压侧电压中压侧后备保护中压侧电压低压1分支后备保护低压2分支后备保护低压侧1分支电压86、低压侧2分支电压公共绕组后备保护高压侧电SV接收中压侧SV接收低压1分支SV接收低压2分支SV接收公共绕组SV接收跳高压侧断路器启动高压侧失灵跳高压侧母联跳高压侧分段1跳高压侧分段2跳中压侧断路器启动中压侧失灵跳中压侧母联跳中压侧分段1跳中压侧分段2跳低压1分支断路器跳低压1分支分段闭锁低压1分支备自投跳低压1分支断路器跳低压1分支分段闭锁低压1分支备自投高压侧失灵联跳开入中压侧失灵联跳开入远方复归功能远方调阅录波功能要求“远方投退压板”投入时，远方遥控功能正常，“远方投退压板”退出时，远方不能遥控备注：若因变压器类型、保护设备型号以及实际工程应用需求不同，可将所需测试的软压板补充列入本表格结87、论：14.3 定值操作操作类型压板状态操作结果要求远方召唤定值-监控后台与装置定值一致远方切换定值区“远方切换定值区”投入“远方切换定值区”投入，定值区远方切换正常；退出，定值区远方不能切换“远方切换定值区”退出远方修改定值“远方修改定值” 投入“远方修改定值”投入，定值远方修改正常；退出，定值远方不能修改“远方修改定值” 退出结论：15. 一次升流加压15.1 主变参数参数名数值参数名数值参数名数值高压侧额定容量高压侧额定线电压高压侧额定线电流中压侧额定线电压中压侧额定线电压中压侧额定线电流低压侧额定容量低压侧额定线电压低压侧额定线电流U（1-2）%U（1-3）%U（2-3）%XT1（归算高88、压侧）XT2（归算高压侧）XT3（归算高压侧）XT（1-2）（归算高压侧）XT（1-3）（归算高压侧）XT（2-3）（归算中压侧）15.2 高压侧-中压侧升流CT回路合并单元绕组级别相别电流/角度高压侧电流变比：高压侧合并单元A5P主变保护A220kV母线保护A主变故障录波ABC0.2S监控电度表ABC高压侧合并单元B5P主变保护B220kV母线保护B主变故障录波ABC中压侧电流变比：中压测合并单元A5P主变保护A110kV母线保护A主变故障录波ABC0.2S监控电度表ABC中压测合并单元B5P主变保护B主变故障录波ABC公共绕组电流变比：公共绕组合并单元A（视现场情况而定）5P主变保护A主变89、故障录波ABC公共绕组合并单元B（视现场情况而定）5P主变保护B主变故障录波ABC要求CT各绕组对应关系正确，极性正确注：高压侧和中压侧应都为S1接入，报文记录仪每个合并单元只检查一次结论：15.3 中压侧-低压侧升流CT回路合并单元绕组级别相别电流/角度低压1分支CT电流低压1分支合并单元A5P主变保护A主变故障录波ABC0.2S监控电度表ABC低压1分支合并单元B5P主变保护主变故障录波ABC中压侧电流中压测合并单元A5P主变保护AABC要求CT各绕组对应关系正确，极性正确注：低压侧都应为S1接入，报文记录仪每个合并单元只检查一次，中压测电流回路已在15.2中检查完毕，此表中只需获知其电流90、大小结论：CT回路合并单元绕组级别相别电流/角度低压2分支CT电流低压2分支合并单元A5P主变保护A主变故障录波ABC0.2S监控电度表ABC低压2分支合并单元B5P主变保护主变故障录波ABC中压侧电流中压测合并单元A5P主变保护AABC要求CT各绕组对应关系正确，极性正确注：低压侧都应为S1接入，报文记录仪每个合并单元只检查一次，中压测电流回路已在15.2中检查完毕，此表中只需获知其电流大小结论：15.4 一次加压PT回路合并单元绕组级别相别电压/角度高压侧电压高压侧合并单元A3P主变保护A监控主变故障录波ABC0.2电度表ABC高压侧合并单元B3P主变保护B主变故障录波ABC主变故障录波中91、压侧电压中压测合并单元A3P主变保护A监控主变故障录波ABC0.2电度表ABC中压测合并单元B3P主变保护B主变故障录波ABC主变故障录波低压侧1分支电压低压1分支合并单元A3P主变保护A监控主变故障录波ABC0.2BC电度表低压1分支合并单元B3P主变保护B主变故障录波报文记录仪ABC主变保护B主变故障录波低压侧2分支电压低压2分支合并单元A3P主变保护A监控主变故障录波ABC0.2BC电度表低压2分支合并单元B3P主变保护B主变故障录波ABC主变保护B主变故障录波要求PT各绕组对应关系正确，极性正确结论：16. 带负荷测试16.1 核相（表格格式调整一下，2分支电压需要）基准电压高压侧电压92、中压侧电压低压1分支电压低压2分支电压相别ABCABCABCABCABC注：基准电压在投产试验时根据启动方案选取结论：16.2 CT带负荷1）高压侧CTCT编号合并单元装置理论值(mA/)实际值(mA/)极性主变保护AS1220kV母线保护A主变故障录波器监控S1电度表主变保护BS1220kV母线保护BS1主变故障录波器S1结论：2）中压侧CTCT编号合并单元装置理论值(mA/)实际值(mA/)极性主变保护AS1110kV母线保护S1主变故障录波器S1监控S1电度表主变保护BS1主变故障录波器S1结论：3）低压侧CT低压1分支：CT编号合并单元装置理论值(mA/)实际值(mA/)极性主变保护A93、S1低压1分支备自投S1主变故障录波器S1监控S1电度表主变保护BS1主变故障录波器S1结论：低压2分支：CT编号合并单元装置理论值(mA/)实际值(mA/)极性主变保护AS1低压2分支备自投S1主变故障录波器S1监控S1电度表主变保护BS1主变故障录波器S1结论：4）公共绕组CTCT编号合并单元装置理论值(mA/)实际值(mA/)极性主变保护AS1主变故障录波器S1主变保护BS1主变故障录波器S1结论：16.3 保护复校1）主变保护A相别高压侧中压侧低压1分支低压2分支纵差差流ABC结论：2）主变保护B相别高压侧中压侧低压1分支低压2分支纵差差流ABC相别高压侧中压侧低压1分支低压2分支纵差差流ABC结论：17. 结论