变电站工程保护调试记录综合.rar

500kVII 母线保护 A 调试报告调试负责人：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500kVII 母母线保护依据说明书推荐的调试定值单进行调试，投运时使用正式定值单。2 基本信息序号项目内容是否为国网标准版本1装置型号WMH-800B1G(BG5)是 否2生产厂家许继电气4程序版本1.04是 否5程序校验码DC273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正确2正常电源装置启动情况正确正常启动6掉电瞬间，装置输出情况正确不误发异常数据7装置自检正确自检正常8装置程序检查正确程序版本与订货合同相同9装置时钟检查正确对时功能正常10定值整定功能正确可正常整定定值4.屏柜装置及外观检查 序号项目检查结果要求1接线是否可靠正确2接地端子是否可靠接地正确3检修压板是否良好正确4标识是否明晰正确5光纤连接是否符合要求正确6电缆布线、接线是否可靠正确所有端子接线可靠、标识明确、布局合理，接地端子接地可靠5绝缘检查序号项目绝缘电阻（M）要求1直流电源对地正确2开入端子对地正确3信号输出端子对地正确大于 20M4二次回路对地正确新安装时大于10M，定检时大于 1M5二次回路之间正确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 文件检查正确虚端子连线正确，与设计虚端子图相符2虚端子对应关系检查正确检查 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正确GOOSE、SV 接收发送与端口的对应关系正确与设计图纸相符7.光纤链路检查端口检查结果要求5013 直采正确5023 直采正确5033 直采正确5013 直跳正确5023 直跳正确5033 直跳正确电压直采正确组网口正确与对端装置端口的连接于图纸一致，光口指示灯正确 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/0.1AUa700150.0230.0010.01Ub70.0250.0030.0110.02保护电压 1Uc70.0050.0230.0110.00Ia13011.010.510.10Ib13.001.000.500.115013 电流Ic13.011.000.510.10Ia1R3.011.000.510.10Ib1R3.001.010.510.115023 电流Ic1R3.021.010.500.11Ia23.011.020.500.11Ib23.001.010.500.105033 电流Ic23.021.020.510.1010保护功能及逻辑校验10保护功能及逻辑校验10.1母差保护功能测试1）区外故障在元件 1、元件 2 支路中同时加入 A 相（或 B、C 相）电流，电流大小相等方向相反，母线差动保护不应动作。结果（正确）2）区内故障在元件 1、元件 2 支路中同时加入 A 相（或 B、C 相）电流，电流大小相等方向相同，母线差动保护应瞬时动作，母差动作信号灯点亮。结果（正确 ）10.2 母差保护定值校验1）差动起动电流定值校验投入母差保护A 相B 相C 相项 目0.95 倍1.05 倍0.95 倍1.05 倍0.95 倍1.05 倍动作情况不动作动作不动作动作不动作动作技术标准0.95 倍可靠不动作，1.05 倍可靠动作，2 倍整定值下测出口时间。2）比率制动系数定值校验投入母差保护，向元件 1 和元件 2 加入方向相反，大小可调的两路电流 I1、I2。母联在合位，投互联压板，验证比率制动系数高值。公 式Id=|I1+I2|，Ir=|I1|+|I2|，K=Id/Ir，说明：I1 和 I2 是矢量整定斜率I1（A）I2（A）Id（A）Ir（A）制动系数实测值0.51A3A2A4A0.5技术标准制动系数实测值与整定值误差不大于53）TA 断线电流定值校验整定值实测值技术标准0.5A0.5A实测值与整定值误差不大于5TA 断线闭锁差动保护功能检查4）投入失灵保护压板，模拟失灵开入测试项目0.95 倍失灵电流定值1.05 倍失灵电流定值结果5013 失灵启动不动作动作正确5023 失灵启动不动作动作正确5033 失灵启动不动作动作正确2）电压闭锁定值校验投入低电压闭锁 测试项目1.05 倍定值0.95 倍定值结果低电压闭锁不动作动作正确投入零序电压闭锁 测试项目1.05 倍定值0.95 倍定值结果零序电压闭锁不动作动作正确投入负序电压闭锁 测试项目1.05 倍定值0.95 倍定值结果负序电压闭锁不动作动作正确11 保护整组传动试验11 保护整组传动试验13.1 母线保护功能校验（母线保护由 GOOSE 直跳/网跳智能终端）项目试验方法及现象结果5013模拟母线保护动作，跳相应间隔智能终端的 TJR开入，永跳断路器。正确5023模拟母线保护动作，跳相应间隔智能终端的 TJR开入，永跳断路器不重合。正确5033模拟母线保护动作，跳相应间隔智能终端的 TJR开入，永跳断路器不重合。正确跳闸goose开出13.2 检修状态检验（校验保护装置与 MU、智能终端的检修压板功能配合的正确性）项目对应装置检修压板对应状态及动作情况结果母线保护装置与 MU保护装置投检修压板，MU 不投检修，保护装置报SMV 检修不一致，闭锁保护逻辑功能并把 SMV 检修不一致信号上传后台。MU 投检修，保护不投检保护报相应间隔的检修不一致，闭锁本间隔的保护，并上传修不一致信号到后台。正确母线保护装置与线路保护线路保护装置投检修压板，母线保护装置不投检修，母线保护装置发失灵 GOOSE 检修不一致报文，闭锁本间隔的失灵开入，其他间隔失灵开入不闭锁，上传修不一致信号到后台。线路保护装置与母线保护装置同时投入检修，失灵开入只能是投检修不一致的间隔有效，其他间隔失灵开入闭锁。正确检修状态检验母线保护装置与智能终端保护装置投检修压板，智能终端不投检修，保护装置报 GOOSE 检修不一致，保护功能可以动作出口相应智能终端收到打检修位的 GOOSE 报文，但智能终端不动作。并把 GOOSE 检修不一致信号上传后台。正确智能终端投检修，保护不投检修，母线保护动作GOOSE 出口跳闸，但只有投检修的间隔智能终端不动作，其他不投检修的智能终端动作跳开断路器，并报 GOOSE 检修不一致信号上传后台。12结论12结论 500kVII 母线保护 B 调试报告调试负责人：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500kVII 母母线路保护 B 依据说明书推荐的调试定值单进行调试，投运时使用正式定值单。2 基本信息序号项目内容是否为国网标准版本1装置型号WMH-800B1G(BG5)是 否2生产厂家许继电气4程序版本1.04是 否5程序校验码DC273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正确2正常电源装置启动情况正确正常启动6掉电瞬间，装置输出情况正确不误发异常数据7装置自检正确自检正常8装置程序检查正确程序版本与订货合同相同9装置时钟检查正确对时功能正常10定值整定功能正确可正常整定定值4.屏柜装置及外观检查 序号项目检查结果要求1接线是否可靠正确2接地端子是否可靠接地正确3检修压板是否良好正确4标识是否明晰正确5光纤连接是否符合要求正确6电缆布线、接线是否可靠正确所有端子接线可靠、标识明确、布局合理，接地端子接地可靠5绝缘检查序号项目绝缘电阻（M）要求1直流电源对地正确2开入端子对地正确3信号输出端子对地正确大于 20M4二次回路对地正确新安装时大于10M，定检时大于 1M5二次回路之间正确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 文件检查正确虚端子连线正确，与设计虚端子图相符2虚端子对应关系检查正确检查 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正确GOOSE、SV 接收发送与端口的对应关系正确与设计图纸相符7.光纤链路检查端口检查结果要求5013 直采正确5023 直采正确5033 直采正确5013 直跳正确5023 直跳正确5033 直跳正确电压直采正确组网口正确与对端装置端口的连接于图纸一致，光口指示灯正确 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/0.1AUa700150.0230.0010.01Ub70.0250.0030.0110.02保护电压 1Uc70.0050.0230.0110.00Ia13011.010.510.10Ib13.001.000.500.115013 电流Ic13.011.000.510.10Ia1R3.011.000.510.10Ib1R3.001.010.510.115023 电流Ic1R3.021.010.500.11Ia23.011.020.500.11Ib23.001.010.500.105033 电流Ic23.021.020.510.1010保护功能及逻辑校验10保护功能及逻辑校验10.1母差保护功能测试1）区外故障在元件 1、元件 2 支路中同时加入 A 相（或 B、C 相）电流，电流大小相等方向相反，母线差动保护不应动作。结果（正确）2）区内故障在元件 1、元件 2 支路中同时加入 A 相（或 B、C 相）电流，电流大小相等方向相同，母线差动保护应瞬时动作，母差动作信号灯点亮。结果（正确 ）10.2 母差保护定值校验1）差动起动电流定值校验投入母差保护A 相B 相C 相项 目0.95 倍1.05 倍0.95 倍1.05 倍0.95 倍1.05 倍动作情况不动作动作不动作动作不动作动作技术标准0.