1、智能变电站220kV电压等级线路保护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.工作流程图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危险点分析及安全措施45.单体调试55.1 电源和外观检查55.2 绝缘检查65.3 配置文件版本检查75.4光纤链路检查75.5 采样值输入检查85.6 GOOSE输入输出检查95.7保护校验106.分系统调试136.1带开关传动136.2与其它装置的联动试验146.3 站控层通讯检查12、57.全站功能联调167.1光纤通道联调167.2一次通流升压188.送电试验199.竣工19附录：调试报告20 1. 应用范围本作业指导书适用于国家电网公司智能变电站220kV电压等级线路保护现场调试工作，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。本指导书中所涉及的接线形式为双母线接线，其余接线形式下的同电压等级线路保护调试可参照执行。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，使用作业指导书3、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/G4、DW 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. 工作流程图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划分为以下校验步骤顺序，见图1。图1 调试流程图4. 调试前准备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5、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6、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7、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、SV8、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/500V1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危险点分析及安全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。(9、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10、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11、插拔插件。5. 单体调试5.1 电源和外观检查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12、据。注：检查结果记录于调试报告表32）.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13、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。注：检查结果记录于调试报告表45.2 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14、，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。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 配置文件版本检查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15、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：检查结果记录于调试报告表格表6.1。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：检查结果记录于调试报告表16、6.2。5.4光纤链路检查5.4.1发送光功率检验用光功率计分别接收并读取线路保护的直跳口和组网口的TX的发送光功率。当波长为1310nm时读取的发送功率应在-20dBm-14dBm范围内；光波长为850nm时，发送功率应在-19dBm-10dBm范围内。5.4.2接收光功率检验将线路保护直采口、直跳口、组网口的RX拔下用光功率计测发光功率保护接收端口（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）用红光源检查各线路保护各端口与对端装17、置端口的连接关系是否与设计图纸一致，正确连接线路保护背板上直采口、直跳口、组网口的光纤后，保护装置的SV、GOOSE异常信息应复归。b）通过依次拔掉各光纤连接口观察装置中SV、GOOSE的断链信息来检查各端口的配置是否与设计图纸一致。注：检查结果记录于调试报告表7。5.5 采样值输入检查1）导入SCD文件，正确配置试验仪。2）分别将继电保护测试仪SV发送控制块的第一组、第二组、第三组配置为边断路器合并单元、中断路器合并单元和电压合并单元，并将其发送口设置为第一口、第二口、第三口，选择合适的尾纤将三个光口分别连接到装置背板上的边断路器合并单元直采口、中断路器直采口和线路PT合并单元直采口，三个发18、送光口的指示灯是否正常闪烁，如不闪烁调整光口收发尾纤的位置。 3）设置用继电保护测试仪，改变采样值关联的变量的大小和角度，启动继电保护测试仪输出SV采样值，依次观察装置中的各路采样值，是否与继电保护测试仪所加的量大小和角度一致。4）线路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，保护各SV端口应与设计完全一致。5.6 GOOSE输入输出检查5.6.1 GOOSE输入检查1)TWJ开入检查a) 同时分开边断路器和中断路器的A相，观察装置中的A相T19、WJ 开入是否变位，依次在边断路器A相合位中断路器A相分位、中断路器A相分位边断路器A相合位、边开关A相合位中开关A相合位的状态下观察装置中A相TWJ开入均应为均应为分。b) 将保护屏上断路器检修把手打至中断路器检修位置，分合A相边断路器，观察装置中A相TWJ开入变位是否正确。c) 将保护屏上断路器检修把手打至边断路器检修位置，分合A相中断路器观察装置中A相TWJ开入变位是否正确。d) 用上述步骤中所述方法依次检查B相、C相TWJ开入是否正确。e) 进行上述步骤时如果一次设备不具备传动条件可用报文分析仪在装置背板直跳口模拟断路器变位。需分合断路器时可在二次设备间用报文分析仪模拟保护装置发跳闸令20、或重合令分合断路器。 2）远跳开入检查用报文分析仪从本间过程层交换机或中心交换机上（根据VLAN划分选择报文分析仪所连接的端口）模拟边断路器保护失灵动作、中断路器失灵保护动作、母线保护动作跳本间隔或本线路高抗保护动作观察保护装置中远跳开入是否为变位为1.3）检修压板开入检查a) 投入保护装置的检修压板，观察装置中检修压板开入变位是否正常。b) 当检修压板投入时如果GOOSE链路对端装置检修压板在分的状态则该GOOSE链路告警。4）弹簧压力闭锁重合闸开入检查a) 依次分合A、B、C相边断路器在弹簧储能过程中观察线路保护装置中的弹簧压力闭锁重合闸开入均应为1，并且允许重合指示灯不亮。b) 依次分合21、A、B、C相边断路器在弹簧储能过程中观察线路保护装置中的弹簧压力闭锁重合闸开入均应为1，并且允许重合指示灯不亮。5）闭锁重合闸开入检查a) 用报文分析仪从本间过程层交换机或中心交换机上（根据VLAN划分选择报文分析仪所连接的端口）模拟母差保护goose报文将本间隔对应支路跳闸的变量置1，观察保护装置中闭锁重合闸开入应变为1。b) 从测控装置或后台进行分合闸操作观察装置中的闭锁重合闸开入应变位为1。c) 用报文分析仪从本间母线保护直跳口模拟母差保护goose报文将本间隔对应支路跳闸的变量置1，观察保护装置中闭锁重合闸开入应变为1。注：试验结果记录于调试报告表9.15.6.2 GOOSE输出检查a22、）用便携式报文分析仪连接线路保护直跳口，用报文分析仪的GOOSE报文分析功能监视线路保护装置直跳口GOOSE报文中变量的变位情况。b）从保护装置中模拟“A相跳闸出口”动作，检查直跳口GOOSE报文中对应变量应变位“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：试验结果记录于调试报告表9.25.7保护校验序号项目测试方法备注1差动保护(加上动作时间要求)a将装置背板上保护通道的“RX”和“TX”用尾纤短接，构成自发自收方式；b投入主保护软软压板，投入装置中开关合并单23、元、边开关合并单元、PT合并单元的SV接收压板；c在保护定值中将差动保护和零序差动保护控制字置1；整定控制字使通讯时钟选择内时钟，投入自环试验控制字（如果没有自环试验控制字将装置中对侧纵联码整定与本侧一致），退出电流补偿控制字d如果装置中有电子式互感器或合并单元路由延时定值将其按实际值整定。 E整定重合闸控制字，将重合闸整定至禁止方式。F用数字式继电保护为装置加量。首先加正常电压，边断路器和中断路器电流均为0的状态并保持一段时间，使装置中实测电容电流IC的计算值值归零。G根据说明书中差动保护动作方程和装置中整定的差动保护定值、额定电压定值、线路容抗定值计算出差动保护的动作值I1改变边断路器或中24、断路器电流A相输出值使其等于1.05 *I1则差动保护应正确动作。H重复步骤g使实测电容电流 IC的计算值规零。I改变边断路器或中断路器电流A相输出值使其等于0.95*I1则差动保护应可靠不动。j.重复上述步骤校验B相和C相的差动保护动作值。K退出差动保护压板，重复步骤f使实测电容电流 IC的计算值规零。改变边断路器或中断路器电流A相输出值使其合流大于1.05倍动作值，则差动保护应可靠不动。差动保护控制字投入，其他保护控制字退出；根据实际运行方式整定重合闸方式；“差动定值”具体值为：根据装置具体型号，差动稳态差动I段（快速段）和II段（灵敏段）定值；验证“CT断线闭锁差动”控制字的正确性2纵联25、距离保护(加上动作时间要求)1.将本装置保护纵联通构成自发自收方式。2.投纵联压板，保护定值控制字中“纵联距离保护”置1，“纵联零序保护”置0。3.加正常运行状态电压，等保护PT断线报警灯灭，重合闸充电灯亮。4.加故障量为纵联距离保护整定值的0.95倍，分别模拟单相接地、两相和三相正方向瞬时故障。5.装置面板上相应跳闸灯亮，液晶上显示“纵联距离动作”。6.模拟上述反方向故障，纵联保护不动作。7.加故障量为纵联距离保护整定值的1.05倍，分别模拟单相接地、两相和三相正方向瞬时故障。纵联距离保护应不动作2距离保护通过数字式保护测试仪施加电流、电压量：设置测试仪中的零序补偿系数与装置中的零序补偿系数26、定值相等。如果是圆特性的距离保护设置试验仪输出阻抗值的角度与待测装置中的正序灵敏角相等。 1）加故障电流I=In，模拟短路阻抗0.95Zx.(段定值)，模拟相间正方向瞬时故障,应动作；2）加故障电流I=In，模拟短路阻抗1.05Zx (段定值)，模拟相间正方向瞬时故障,应不动；3）加故障电流I=In，模拟短路阻抗0.7Zx (段定值)，模拟相间正方向瞬时故障，通过测试仪回收GOOSE信号测量保护的动作时间。4）加故障电流I=In，模拟短路阻抗0.95Zx.(段定值)，模拟接地正方向瞬时故障,应动作；5）加故障电流I=In，模拟短路阻抗1.05Zx (段定值)，模拟接地正方向瞬时故障,应不动；627、）加故障电流I=In，模拟短路阻抗0.7Zx (段定值)，模拟接地正方向瞬时故障，通过测试仪回收GOOSE信号测量保护的动作时间。7）加故障电流I=In，模拟短路阻抗0.7Zx (段定值)，模拟相间反方向瞬时故障，保护应可靠不动作8）加故障电流I=In，模拟短路阻抗0.7Zx (段定值)，模拟接地反方向瞬时故障，保护应可靠不动作分别将相间距离保护I（II/III）段、接地距离保护I（II/III）段相应控制字投入，其他保护控制字退出；根据实际运行方式整定重合闸方式；根据实际装置型号，验证工频变化量距离或突变量距离保护功能正确性；若装置设置距离保护软压板则需验证软压板正确性3零序方向过流保护1）28、仅投入零序保护压板，按照装置中的灵敏角定值设置测试仪中的阻抗角参数，重合把手切换至“综重方式”。将相应的保护控制字投入，等待保护充电，直至充电灯亮。2）加故障电压30V，故障电流ZD I01 1.05* （其中ZD I01 为零序过流段定值），模拟单相正方向故障，装置面板上相应灯亮，液晶上显示“零序过流段”，模拟反方向故障保护应可靠不动作。3）加故障电压30V，故障电流ZD I01 0.95* ，模拟单相正方向故障，零序过流段保护不动。4.校验、段零序过流保护同上类似，注意加故障量的时间应大于保护定值整定的时间。0.95倍整定值可靠不动，1.05倍整定值可靠动作4TV 断线相过流1）仅投入距离29、保护压板，重合闸把手切换至综重方式将相应的保护控制字投入，等待保护充电直至充电灯亮。2）加三相相等的正序电压，使电压值低于TV断线正序电压定值使TV断线动作。3）模拟单相故障，故障电流为1.05倍定值时应可靠动作，在0.95倍定值时可靠不动作，并在1.2倍定值下测量保护动作时间。5零序反时限1）投入后备保护软压板，投入中断路器SV链路软压板、边断路器SV链路软压板中、线路电压合并单元SV链路软压板，将零序反时限保护的控制字置1，如果说明书中要求退出零序II段控制字的将零序II段控制字退出。2）整定保护装置中的零序反时限保护动作定值、零序反时限保护时间定值、电流变化量定值、零序电流变化量启动定值30、零序补偿系数定值等使其便于试验。3）合上边断路器或中断路器使装置中TWJ开入置0。4）按照4.8中所述方法为配置并连接继电保护测试仪和待调试装置，打开零序保护调试菜单，将故障电流变量关联与中断路器电流或边断路器电流均可，按照装置定值整定距离保护菜单中的各段零序保护动作定值和时间定值、零序补偿系数定值，选择A相接地瞬时故障，设置较长的故障时间。5）设置故障电流为A倍（A的值应大于并且不能太接近于1，否则装置动作时间太长）的零序反时限保护动作定值，开始试验，等待TV断线告警复归后，触发故障待保护动作后从装置报文中得到启动时间和动作时间的时间差即实际动作时间。6）将故障电流值代入说明书中的零序反时31、限特性曲线方程计算出动作时间，对比计算动作时间和从装置上得到的实际动作时间应基本一致。7）将零序保护调试菜单中故障方向改为反方向重复上述试验保护应可靠不动作。8）将在零序保护调试菜单中设置模拟PT断线重复上述试验，保护在反方向和正方向故障时均应可靠动作。6CT断线1）根据说明书中CT断线的动作逻辑给装置加量模拟CT断线，检查装置中CT断线告警是否正确动作2）将CT断线闭锁差动定值置1，投入差动保护，加量使CT断线告警动作同时满足差动保护动作方程，观察CT断线是否能正确闭锁差动保护。7PT断线检查1）调整三相电压输出值，使零序电压大于零序电压定值定值，负序电压定值和低电压定值不满足。观察装置是否32、有PT断线报文，PT断线告警灯是否点亮。2）调整三相电压输出值，使负序电压定值满足，零序电压定值和低电压定值不满足。观察装置是否有PT断线报文，PT断线告警灯是否点亮。3）调整三相电压输出值，使低电压电压定值满足，负序电压定值和零序电压定值不满足。观察装置是否有PT断线报文，PT断线告警灯是否点亮8远跳保护1）将线路保护通道自环，投入差动保护功能压板，通过投退控制字使远跳/远传保护不经就地判据。用报文分析仪通过网络口模拟母线保护跳闸开入。线路保护中远跳/远传开入应变位为1，并发远跳，通过线路保护通道自发自收后远跳保护应正确动作。2）通过投退控制字使远跳保护经就地判据，投入某一就地判据，加量使该33、就地判据满足，重复步骤1远跳保护应正确动作。3）依次投入各就地判据，加量校验就地判据动作值是否正确。说明：大部分厂家远跳和远传功能相同，只是根据不同型号装置配合选择远跳还是远传通道。某些厂家远传保护动作不直接跳闸只使相应的GOOSE变量变位，这种情况下一般使用远跳保护或在虚端子将远传开出连至断路器跳闸9过压保护1）投入过压保护软压板2）用测试仪加入三相正序电压，使相间电压大于过压保护动作值，过压保护应正确动作。10后加速功能通过投退控制字将重合闸功能投至禁止方式，将相关断路器保护重合闸功能投至单重方式，设置状态序列进行后加速试验注：试验结果记录于调试报告表86. 分系统调试6.1带开关传动6.34、1.1传动前准备 进行保护带断路器传动试验前，控制室和开关场均应有专人监视，并应具备良好的通信联络设备，以便观察断路器和保护装置动作相别是否一致，监视中央信号装置的动作及声、光信号指示（或计算机监控系统信息）是否正确。如果发生异常情况时，应立即停止试验，在查明原因并改正后再继续进行。6.2.2保护带开关传动 1）依次做差动保护A、B、C相单跳，观察开关动作情况以及后台上送报文是否正确。2) 模拟相间故障使保护动作使保护动作于永跳，观察断路器动作情况是否正确。4）用数字式继电保护测试仪同时给两套保护装置同时加量，使两套保护同时动作，观察开关是否跳开，以确认断路器两组线圈极性是否一致。5）断路器在35、跳闸位置，模拟断路器压力闭锁合闸动作，手合断路器，断路器无法合闸；断路器在合闸位置，模拟断路器压力闭锁操作动作，手跳断路器，断路器无法分闸；（闭锁重合/闭锁合闸/分闸，SF6压力闭锁）6）合上断路器，手合开关的同时模拟任一保护动作，断路器正确跳闸，不会出现跳跃现象，对于分相断路器应分别模拟三相的两组跳闸线圈。7）将就地三相不一致延时继电器整定至合适的时间，投入就地三相不一致压板，就地合上三相断路器，并将断路器远方就地把手打至远方。用短接线点分一项断路器，三相不一致延时继电器应动作开始计时，达到整定时间后三相不一致延时继电器三相不一致中间继电器继电器动作跳开三相开关，合上三相开关，点分另外一相重36、复上述试验。注：试验结果记录于试验报告表11.16.2与其它装置的联动试验6.2.1与断路器保护的联动试验1）配置并连接继电保护测试仪和待调试装置，依次做第一套、第二套差动保护A、B、C相单跳并启动断路器保护单重，观察边开关和中开关动作是否正确，装置中的开关量变位及报文是否正确，边中断路器保护中启动失灵重合开入变位是否正确，后台光字和告警信息是否正确。2）退出线路保护启动母线保护失灵压板重复上述试验母线保护失灵开入应可靠不动作。3）待测线路保护装置与边中断路器保护检修压板状态对保护的影响应满足下表线路保护检修状态母线保护检修状态GOOSE开入是否生效投入投入是投入退出否退出投入否退出退出是6.37、2.2与合并单元的联动试验1）用常规试验仪在合并单元处加入电流观察线路保护装置上反应的电流大小、相位关系、组别是否正确。2）上述试验中，在线路保护启动的条件下退出线路保护中相应的SV压板保护装置应仍能正确反应合并单元采样值，并正确动作。停止试验仪输出使保护线路采样值归零，此时退出相应SV压板再次启动试验仪从合并单元加量保护装置采样值应为零，并可靠不动作。3）通过在合并单元加量观察保护装置的动作情况检查线路保护装置与边中断路器合并单元的检修压板配合，检修压板状态与对保护动作的影响应满足下表保护检修状态合并单元检修状态相关保护功能是否闭锁投入投入否投入退出是退出投入是退出退出否6.2.3与智能终端38、的联动试验加量使线路保护动作线路保护装置与边、中断路器智能终端的检修压板状态与智能终端出口情况的关系应满足下表保护检修状态智能终端检修状态保护装置动作智能终端是否出口投入投入是投入退出否退出投入否退出退出是注：试验结果记录于试验报告表11.26.3 站控层通讯检查1）通讯状态检查从后台检查待调试保护装置与后台的通讯状态是否正常2）告警信息检查用装置的通讯传动功能开出或通过使装置开入变位、告警或告警复归、启动、动作等方法使装置向后台上送报告，观察后台告警信息是否正确。3）软压板检查从装置上依次操作使软压板分合（包括功能压板、goose链路压板、SV链路压板等）装置中所有软压板，从后台观察软压板变39、位是否正确。依次从后台遥控软压板从保护装置上观察软压板变位是否正确。4）定值召唤和修改功能够检查a) 依次从后台召唤保护装置各区定值，与装置中各区定值核对是否正确。b) 修改装置各区定值并从后台重新召唤该区定值检查定值变化是否正确。c) 从后台召唤当前定值区区号检查与装置的当前定值区号是否一致,从装置上切换当前定值区，并从后台重新召唤当前定值区号观察，当前定值区号变化是否正确。d) 从后台遥控切换装置当前定值区，从装置上检查当前定值区变化是否正确。5）召唤录波功能检查加量使保护装置启动或动作录波，从后台召唤录波文件，打开录波文件检查与保护装置动作情况是否一致。注：试验结果记录于调试报告表11.40、3。7. 全站功能联调7.1光纤通道联调项目要求备注专用光纤通道调试1）用光功率计和尾纤，检查保护装置的发光功率是否和通道插件上的标称值一致2）用光功率计检查由对侧来的光纤收信功率，校验收信裕度，应保证收信功率裕度（功率裕度收信功率接收灵敏度）满足厂家技术要求，若对侧接收光功率不满足接收灵敏度要求时，应检查光纤的衰耗是否与实际线路长度相符。3）将光纤通道恢复到正常运行方式，将定值设置为正常运行定值，投入差动压板，保护装置纵联通道异常灯应不亮，无纵联通道异常信号，通道状态中的各个状态计数器应维持不变。复用光纤通道调试1）检查两侧保护装置的发光功率和接收功率，校验收信裕度，方法同专用光纤。2）分别41、用尾纤将两侧保护装置的光收、发自环，将如有“通信内时钟”控制字将其置1，“本侧识别码”和“对侧识别码”整定为相等，经一段时间的观察，保护装置不能有纵联通道异常告警信号，同时通道状态中的各个状态计数器均维持不变。3）两侧正常连接保护装置和MUX之间的光缆，检查MUX装置的光发送功率、光接收功率。MUX的收信光功率应在20dBm以上，保护装置的收信功率应在15dBm以上。站内光缆的衰耗应不超过12dB。4）两侧在接口设备的电接口处自环，将“通信内时钟”控制字置1，“本侧识别码”和“对侧识别码”整定为相等，经一段时间的观察，保护不能报纵联通道异常告警信号，同时通道状态中的各个状态计数器均不能增加。542、）利用误码仪测试复用通道的传输质量，要求误码率越低越好。6）如果现场没有误码仪，可分别在两侧远程自环测试通道。方法如下：将“通信内时钟”控制字置1，“本侧识别码”和“对侧识别码”整定为相等，在对端的电口自环。经一段时间测试（至少超过24小时），保护不能报纵联通道异常告警信号，同时通道状态中的各个状态计数器维持不变（长时间后，可能会有小的增加），完成后再到对侧重复测试一次。7）恢复两侧接口装置电口的正常连接，将通道恢复到正常运行时的连接。将定值恢复到正常运行时的状态。通道采样本侧分别加入A、B、C相电流,对侧观察装置中的对侧电流值，应等于本侧电流值乘以本侧CT变比除以对侧CT变比。对侧分别加入A43、B、C相电流,本侧观察装置显示情况，本侧装置中的对侧电流值应等于对侧所加电流乘以对侧CT变比除以本侧CT变比差动保护配合试验模拟线路空冲时故障或空载时发生故障： 对侧开关在分闸位置（注意保护开入量显示有跳闸位置开入， 且将相关差动保护压板投入）， 本侧开关在合闸位置， 在 对侧模拟各种故障，故障电流大于差动保护定值，本侧差动保护动作，对侧不动作。 模拟正常运行时故障：两侧开关均在合闸位置，本侧模拟故障对侧加启动电流，两侧装均应动作。模拟弱馈功能：对侧开关在合闸位置， 主保护压板投入， 加正常的三相电压 34V （小于 65 Un 但是大于 PT 断线的告警电压 33V ）， 装置没有“ PT44、 断线” 告警信号， 本侧开关在合闸位置， 在 本侧模拟各种故障， 故障电流大于差动保护定值， 本侧、对侧差动保护均动作跳闸。 （加上与常规保护配合的）推荐光纤距离保护配合试验1）将线路两侧保护装置通过纵联通道正确连接，确认收发信正常。2）投两侧纵联保护软、硬压板，保护控制字中“纵联距离保护”、“纵联零序保护”均置1。3）模拟线路空充时发生故障，或空载时发生故障。a)本侧保护三相断路器处于分闸位置（保护开入量显示有三相跳位），且三相均无流b)在对侧模拟区内故障，对侧纵联保护应动作，本侧保护不动作。c)交换两侧状态重复上述试验，本侧纵联保护应动作，对侧保护不动作。4）模拟弱馈侧功能a)本侧保护控45、制字“弱电源侧”置1，对侧保护控制字“弱电源侧”置0。b)两侧开关均在合闸位置，本侧保护加三相正序电压小于弱馈电压且大于PT断告警电压。c)在对侧模拟各种区内故障，对侧纵联保护应动作，本侧保护不动作。d)交换两侧状态重复上述试验，本侧纵联保护应动作，对侧保护不动作。远传远跳1）用报文分析仪向保护装置发goose报文模拟并使母差跳闸变位，使本侧发远跳命令1，对侧能收到远传1；2）对侧发远跳命令，本侧能收到远传。3)对侧发本侧收远传的同时通过加量使远跳保护就地判据满足，远跳保护应动作。注：试验结果记录于试验报告表127.2一次通流升压可根据实际工程和施工情况采用以下的一次升流、升压方法进行试验：146、）一次通流试验a)用升流器从电流互感器一次侧注入工频交流电流。b） 依次从所有接收本间隔合并单元SV采样的IED设备（包括本间隔保护装置、本间隔测控、母线保护、故障录波和网络分析装置等）中检查本间隔采样值的大小、相别是否正确。c)在升流试验中可将同一电压等级不同两个间隔的互感器反极性串联注入一次电流，从母线保护装置中检查母线保护差流应为0，这两个间隔电流采样的角度差应为180度。 d）将上述步骤中检查正确的间隔与其它间隔互感器反极性串联注入电流，检查母线保护中的差流和角度差。2）电流互感器极性检查a)电流互感器的极性检查应在一次通流试验过程中进行。b）如果是常规互感器和合并单元的组合，可先用常47、用的直流法检查互感器极性是否正确，然后将蓄电池的负极与合并单元电流输入的N端子连接，再用蓄电池正极点合并单元电流输入的A/B/C端子，同时从网络分析和故障录波装置上观察该组电流的实时波形。如果波形在正半轴则合并单元为正极性输出。c)如果是电子式互感器可将蓄电池负极与互感器P2端连接正极点互感器P1端，同时从网络分析和故障录波装置上观察该组电流的实时波形。如果波形在正半轴则互器器极性为正极性。3）一次升压试验a)依次从电压互感器依次侧加入三相工频交流电压。b）依次从所有接收本间隔合并单元SV采样的IED设备（包括本间隔保护装置、本间隔测控、故障录波和网络分析装置等）中检查本间隔采样值的大小、相别48、是否正确。注：试验结果记录于调试报告表138. 送电试验1）从装置菜单调阅采样值显示，核对保护装置各路采样数值、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。2）观察各差动保护中差流值是否在正常范围内。注：试验结果记录于试验报告表149. 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，办理工作票终结手续附录：调试报告XX工程X49、X线路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 161 线路保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW 267 继50、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_ 线路保护依据 _ 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51、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电源和外观检查序号项目检查结果要求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7装置自检自检正常8装置程序检查程52、序版本与订货合同相同9装置时钟检查对时功能正常10定值整定功能可正常整定定值结论：4.屏柜装置及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绝缘检查序号项目绝缘电阻（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，定检时大于1M5二次回路之间结论： 6配置文件检查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53、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.光纤链路检查端口发光功率/dBm接收光功率/dBm光功率裕度/dB要求直采口光波长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直跳口线路保护组网口备注：光波长：54、 nm，表示不需要测试结论：8.SV输入检查8.1SV采样精度检查通道外加电压和电流值70V/3A50V/1A30V/0.5A10V/0.1A保护电压1UaUbUc保护电压2UaRUbRUcR电流1（启动）Ia1Ib1Ic1电流2（逻辑判断）Ia1RIb1RIc1R9.GOOSE开入开出检查9.1 GOOSE开入检查序号项目检查结果要求1TWJA开关量正确变位2TWJB3TWJC4压力低闭锁重合5闭锁重合闸16闭锁重合闸27远方跳闸1（母差启动远跳）8检修压板开入结论：9.2GOOSE输出检查 序号项目检查结果要求1跳开关A相开出变位正确，报文变化符合DL/T860要求2跳开关B相3跳开关C相55、4重合闸出口5永跳出口6启动母线保护失灵出口结论：10保护定值校验（此处不需精度要求，满足95%，105%即为满足精度要求） 10.1 纵联差动保护定值校验模拟故障相别整定值ABCDI105%整定值下动作行为95%整定值下动作行为动作时间(ms)选相元件动作正确性方向元件动作正确性GOOSE出口动作正确性闭锁重合动作正确性结论：10.2距离保护校验1）接地距离I段保护（圆特性和四边形特性的的区别在指导书中体现）模拟故障相别整定值ABCZI105%整定值下动作行为95%整定值下动作行为动作时间(ms)选相元件动作正确性A相B相C相方向元件动作正确性Goose出口动作正确性闭锁重合动作正确性结论：56、2）相间距离I段保护 模拟故障相别整定值ABBCCAZI105%整定值下动作行为95%整定值下动作行为动作时间(mS)选相元件动作正确性方向元件动作正确性Goose出口动作正确性闭锁重合动作正确性结论：3）接地距离II段保护模拟故障相别整定值ABCZII105%整定值下动作行为95%整定值下动作行为动作时间(mS)选相元件动作正确性方向元件动作正确性Goose出口动作正确性闭锁重合动作正确性结论：4）相间距离II段保护 模拟故障相别整定值ABBCCAZII105%整定值下动作行为95%整定值下动作行为动作时间(mS)选相元件动作正确性方向元件动作正确性闭锁重合动作正确性Goose出口动作正确性57、灵敏角结论：5）接地距离III段保护模拟故障相别整定值ABCZIII105%整定值下动作行为95%整定值下动作行为动作时间(mS)选相元件动作正确性方向元件动作正确性闭锁重合动作正确性Goose出口动作正确性灵敏角结论：6）相间距离III段保护 模拟故障相别整定值ABBCCAZIII105%整定值下动作行为95%整定值下动作行为动作时间(mS)选相元件动作正确性方向元件动作正确性闭锁重合动作正确性Goose出口动作正确性正序灵敏角结论： 10.3零序保护定值检验1）零序过流II段保护模拟故障相别整定值ABCIo105%整定值下动作行为95%整定值下动作行为动作时间(mS)方向元件动作正确性闭锁58、重合动作正确性Goose出口动作正确性正序灵敏角结论：2）零序过流III段保护模拟故障相别整定值ABCIo105%整定值下动作行为95%整定值下动作行为动作时间(mS)方向元件动作正确性闭锁重合动作正确性Goose出口动作正确性正序灵敏角结论：3）零序过流加速段保护模拟故障相别整定值ABCIo105%整定值下动作行为95%整定值下动作行为动作时间(mS)闭锁重合动作正确性Goose出口动作正确性结论：10.4 PT断线过流保护定值检验 模拟故障相别整定值ABC105%整定值下动作行为I= 5At= 6s95%整定值下动作行为动作时间结论：10.5 CT断线 模拟故障相别整定值ABC105%整定59、值下动作行为95%整定值下动作行为动作时间闭锁差动保护试验结论：10.6 TV断线 模拟故障类型整定值零序电压负序电压低电压105%整定值下动作行为95%整定值下动作行为动作时间闭锁距离保护试验结论： 11.分系统调试11.1保护带开关传动序号测试项目要求及指标检测结果保护带开关单跳单重开关动作正确，保护及智能终端动作灯及指令灯正确，2保护带开关永跳保护装置于智能终端检修位置一致时保护装置动作可出口，不一致时保护动作不能出口3就地三相不一致传动线路保护欲断路器保护检修压板位置一致时保护装置动作能够启动断路器保护重合或失灵，不一致时线路保护动作不能启动断路器保护重合或失灵4断路器防跳功能检查断路60、器的防跳功能应满足反措要求，可正确实现远方和就得防跳功能5弹簧压力机SF6压力闭锁功能检查通过试验模拟弹簧压力和SF6压力低于阈值相应的闭锁继电器应正确动作，可正确闭锁断路器动作并可正确上送告警信号5保护整组动作时间测试保护至智能终端整组动作时间结论： 11.2与其它IED设备配合的联动 序号测试项目要求及指标检测结果与合并单元检修位置配合当合并单元与保护装置检修压板位置一致时保护可以动作，不一致时保护装置闭锁2与智能终端检修位置配合保护装置于智能终端检修位置一致时保护装置动作可出口，不一致时保护动作不能出口3与母线保护检修位置配合线路保护欲断路器保护检修压板位置一致时保护装置动作能够启动母线61、保护失灵，不一致时线路保护动作不能启动母线保护失灵5保护整组动作时间测试保护至智能终端整组动作时间结论：11.3站控层通讯检查 113.1与后台通讯检查序号项目要求及指标检查结果1站控层通讯状态检查监视装置的站控层通讯是否稳定，是否有中断、错误等异常情况2定值召唤和修改检查3召唤录波检查4遥控切换定值区结论：11.32软压板位置上送及遥控检查序号压板类型压板名称要求及指标检查结果1硬压板检修压板上送软压板位置与装置中软压板位置一致，在装置中操作软压板后台相应的软压板位置可正确变位。从后台遥控投退软压板装置中软压板正确变位2功能软压板通道1差动保护3通道2差动保护4过电压保护5停用重合闸6远方修62、改定值7远方切换定值区8远方控制压板9GOOSE出口压板A相跳闸出口10B相跳闸出口11C相跳闸出口12重合闸出口13永跳出口14启动母线保护失灵出口15MU接收压板 合并单元MU 接压板结论：12光纤纵差通道检查 项目要求检查结果通道采样本侧分别加入A、B、C相电流,对侧观察装置中的对侧电流值，应等于本侧电流值乘以本侧CT变比除以对侧CT变比。对侧分别加入A、B、C相电流,本侧观察装置显示情况，本侧装置中的对侧电流值应等于对侧所加电流乘以对侧CT变比除以本侧CT变比差动保护配合试验两侧配合加量是差流值满足差动动作值，差动保护应动作。远传远跳两侧配合满足远跳保护动作条件远跳保护正确动作结论：163、3一次通流加压 13.1 一次通流 CT回路合并单元地点相别电流A/角度保护1电流第一套合并单元ABCNABCNABCN测量电流第一套合并单元ABCNABCNABCN保护2电流第二套合并单元ABCNABCNABCN计量电流第二套合并单元ABCNABCN 结论： 13.3 线路PT升压 PT回路合并单元地点相别电压V线路PT保护1中开关第一套合并单元ABCNABCNABCN线路PT测量计量中开关第一套合并单元ABCNABCNABCN线路PT保护2中开关第二套合并单元ABCNABCNABCN线路PT开口角电压中开关第二套合并单元ABCNABCN结论：14带负荷检查14.1 CT带负荷检查 CT回路64、合并单元地点相别电流A/角度电压V保护1电流关第一套合并单元ABCNABCNABCN测量电流第一套合并单元ABCNABCNABCN保护2电流第二套合并单元ABCNABCNABCN计量电流第二套合并单元ABCNABCN14.3电压检查PT回路合并单元地点相别电压幅值电压角度基准值保护电压1第一套合并单元ABCNABCNABCN测量计量第一套合并单元ABCNABCNABCN保护电压2第二套合并单元ABCNABCNABCN计量电压电压1第二套合并单元ABCNABCN线路PT电压1第一套合并单元A线路PT电压2第二套合并单元A结论：14.4差流检查相别本侧电流对侧电流角度差未补偿差流补偿后差流结论ABC结论：