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甘肃省电力公司继电保护验收规范

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甘肃省电力公司继电保护验收规范
( 试行)

甘肃省电力公司

6月

目 次
1 范围 3
2 规范性引用文件 3
3 总则 3
4 验收管理 4
4.1 验收的流程 4
4.2 验收的组织 4
4.3 一般规定 5
5 通用项目验收 6
5.1 资料验收 6
5.2 反措验收 6
5.3 二次回路接线验收 7
5.4 屏柜、 端子箱及电缆敷设验收 7
5.5 TV、 TA及其相关二次回路验收 8
5.6 变电站内部交、 直流回路绝缘验收 9
5.7 公共回路验收 9
6 保护验收 9
6.1 线路保护验收 9
6.2 变压器保护验收 14
6.3 电抗器保护验收 17
6.4 断路器辅助保护及操作箱验收 19
6.5 母线保护验收 22
7 故障录波及测距装置验收 24
7.1 故障录波器验收 24
7.2 行波测距验收 25
8 自动化监控系统验收 26
8.1 测控装置验收 26
8.2 监控功能验收 26
9 时钟同步验收 27
9.1 同步验收 27
9.2 同步应用验收 28
编 制 说 明 29

前 言

为了规范公司系统新建及改扩建工程继电保护的验收, 切实提高变电站二次系统验收质量, 规范验收项目、 内容、 步骤和方法, 减少验收过程中的随意性, 实现二次设备投产验收的规范化、 标准化, 保证变电站继电保护、 安全自动装置与保护有关的自动化监控系统零缺陷投运, 特制定本规范。
本规范的主要内容包括: 验收的管理、 线路保护、 主变保护、 母线保护、 断路器辅助保护、 录波装置以及与保护有关的自动化监控系统和全站时钟验收等。从反事故措施、 二次回路、 装置检验、 整组和传动试验、 投产前后的验收等方面依据有关国标、 行业标准和企业标准,系统的概括了验收的项目和内容, 并强调了一部分验收试验的方法、 步骤, 是甘肃电网继电保护新建及改扩建工程中遵照的规范。
本规范由甘肃省电力公司提出。
本规范由甘肃省电力公司调度通信中心负责解释。
本规范主要起草单位: 兰州超高压输变电公司、 甘肃省电力公司调度通信中心
本规范主要起草人: 任伟、 姚旭、 何世恩、 刘罡、 杨贤明、 陈新、 赵杰、 茹秋实、 沈利平、 郑伟、 肖峻、 王飞行、 李成学、 王春光、 司军章、 杨军、 龚晖、 任建新、 石永安、 王栋。

1 范围
本规范规定了220kV及以上变电站新建及改扩建继电保护及自动装置( 以下简称”继电保护”) 、 与保护有关的自动化监控系统等二次系统的验收管理、 验收项目、 验收内容和要求, 对于110kV及以下变电站继电保护的验收可参照执行。
本规范适用于甘肃省电力公司系统施工、 设计、 监理、 运行维护单位和部门。
2 规范性引用文件
本《甘肃省继电保护验收规范》是根据以下规范标准、 规程以及对继电保护专业的相关管理要求编写:
GB 7261- 《继电器及继电保护装置基本试验方法》
GB50150－91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》
GB/T 14285- 《继电保护和安全自动装置技术规程》
GB50171-92《电气装置安装工程盘、 柜及二次回路结线施工及验收规范》
DL/T 995- 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》
DL/T 587- 《微机继电保护装置运行管理规程》
DL/T 782- 《110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程》
Q/GDW 157- 《750kV电力设备交接试验标准》
Q/GDW 239- 《1000kV继电保护和电网安全自动装置检验规程》
Q/GDW120- 《750kV变电所电气设备施工质量检验及评定规程》
Q/GDW 214- 《变电站计算机监控系统现场验收管理规程》
Q/GDW 213- 《变电站计算机监控系统工厂验收管理规程》
Q/GDW 161- 《线路保护及辅助装置标准化设计规范》
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》
《西北750kV输变电工程竣工预验收及分系统调试指导意见》西北电网生技 48号文
《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护重点实施要求
《国家电网公司继电保护全过程管理规定》
3 总则
3.1 本规范中继电保护的验收, 是指新建及改扩建工程中施工单位安装调试完毕后, 验收单位与施工单位共同完成的竣工验收。
3.2 本规范中自动化监控系统的验收, 是指与继电保护有关的自动化监控系统的验收项目, 并非自动化设备竣工验收的全部项目, 自动化设备的竣工验收应依据国家电网公司《变电站计算机监控系统现场验收管理规程》( Q/GDW 214- ) 等相关规程执行。
3.3 本规范中继电保护验收项目为竣工验收必做项目, 对于装置具有的其它定值和功能或设计的其它回路, 在施工调试和验收时也要进行相关试验, 特别是装置的厂家内部定值也要进行核对, 条件允许时做相关试验进行验证, 验收单位应依据本规范和装置说明书以及图纸编制验收细则, 用于指导现场验收工作, 只有验收全部完成并合格后方允许投入运行。
3.4 施工单位和验收单位应制定科学合理的施工及验收安排, 确保验收质量, 相关生产、 基建部门应予以支持配合。
4 验收管理
4.1 验收的流程
4.1.1 新建及改扩建工程安装调试完毕后施工单位负责组织自检验收, 并向验收单位提供自检报告。
4.1.2 工程正式验收之前, 成立验收组织机构, 并制定验收细则及验收安排。
4.1.3 验收单位审查安装单位提供的自检报告, 符合实际要求后验收单位启动验收程序。
4.1.4 验收单位开展设备验收, 并出具相应验收报告。
4.1.5 工程负责部门确认验收结果。
4.2 验收的组织
验收组织机构由验收领导小组和验收工作小组组成, 验收工作小组包括工程项目负责部门、 施工单位、 验收单位、 设计单位和监理单位。
4.2.1 工程项目负责部门职责:
1) 负责组建验收工作组;
2) 负责提出变电站验收计划;
3) 针对验收过程中发现的问题组织设计、 施工单位、 生产厂家进行处理;
4) 负责确认是否符合设计和验收规范要求, 是否具备运行及系统调试条件。
4.2.2 验收单位主要职责:
1) 协助工程项目负责部门组织协调具体验收工作;
2) 依据图纸、 技术协议及有关规程、 规定、 标准开展变电站验收工作;
3) 确认设备验收的范围;
4) 负责设备验收工作计划的执行;
5) 负责相关验收细则的编制及审定;
6) 参加设备验收工作并确认具体验收结果;
7) 出具设备验收报告等文件。
4.2.3 施工单位主要职责:
1) 全面配合验收工作;
2) 组织具体实施安装调试人员参加设备验收, 按验收组要求进行测试工作;
3) 按要求提供必要的测试设备;
4) 针对验收组提出的问题, 提出整改方案并认真落实。
4.2.4 设计单位主要职责:
1) 参加新建及改扩建工程的验收;
2) 审查验收范围与技术协议及联络会文件的差异;
3) 核对图纸与现场实际设备出厂图纸的符合性;
4) 按工程需求修改和完善设计图纸;
5) 提供竣工图纸和可供修改的电子版图纸。
4.2.5 监理单位主要职责:
1) 参加新建及改扩建工程的验收;
2) 对验收质量、 进度、 安全全过程控制;
3) 参与审查验收计划、 验收方案、 验收措施及验收报告。
4.3 一般规定
4.3.1工程正式验收之前, 安装单位向验收单位应提供以下资料及仪器:
1) 符合实际的图纸( 包括电气一次接线图、 设计原理图、 二次接线图、 材料及电缆清册等) ;
2) 全部保护的厂家资料( 包括厂家组屏图、 技术说明书、 使用说明书、 调试大纲、 合格证等) ;
3) 电压、 电流互感器的变比、 极性等实测参数;
4) 安装调试过程中设计和设备的变更及缺陷处理的全过程记录;
5) 全部保护调试报告( 包括试验内容、 试验数据、 装置打印报告等) ;
6) 安装单位配置必备的检验用仪器仪表并检定合格, 保护装置精度检验应使用不低于0.5级的仪器、 仪表; 测控装置应使用不低于0.2级的仪器、 仪表检验, 确保检验质量。
4.3.2 验收单位编制的验收细则应满足:
1) 验收细则根据本规范、 设计施工图纸和相关技术资料编制;
2) 验收细则应具体到每个设备的验收项目、 内容、 方法、 测试或短接位置等;
3) 验收细则编制由班组完成, 工区进行审核, 公司审批后执行。
4.3.3 现场验收应严格按照验收规范和验收细则进行, 安装单位应积极配合, 试验操作和缺陷处理应由施工单位执行, 验收单位对验收内容、 试验数据、 逻辑功能等进行记录和分析。验收内容完成后, 施工单位和验收单位的人员需共同在验收细则的对应位置签字确认。
4.3.4 每日开展由工程管理、 安装单位和验收单位等参加的验收汇报总结会, 对验收内容和存在的缺陷进行汇总, 提出整改措施。
4.3.5 验收中应严格执行《电力安全工作规程》, 由安装单位完成保证安全的安全措施和技术措施, 对于与运行有关二次回路工作, 应填用二次安全措施票并认真执行。
4.3.6 验收完毕设备投运前, 安装单位应向运行单位移交调试报告、 厂家说明书及设备技术资料、 制造厂随同设备供应的备品备件、 生产试验仪器和专用工具等。如整理工作困难而无法全部移交时, 可与运行单位协商, 但投入运行后一个月以内必须全部移交完毕, 竣工图纸的移交要求设计单位在工程竣工投产后一个月内移交。
5 通用项目验收
5.1 资料验收
1) 所有施工图齐全、 正确;
2) 所有调试报告及安装记录齐全、 正确;
3) 专用工具及备品备件齐全, 要求与装箱记录单一致;
4) 厂家说明书、 技术资料、 组屏图纸等技术文件齐全, 要求与装箱记录单一致, 技术资料要求至少一式四份。
5.2 反措验收
1) 所有保护屏地面下应用截面不小于100mm2的接地铜排( 缆) 直接连接构成等电位接地母线, 接地母线应首尾可靠连接形成环网, 并用截面不小于50 mm2、 不少于4根铜排( 缆) 与厂站的接地网直接连接; 屏柜装置上的接地端子应用截面不小于4 mm2的多股铜线和接地铜排相连, 接地铜排应用截面不小于50 mm2 的铜排( 缆) 与地面下的等电位接地母线相连, 所有二次电缆和高频电缆屏蔽层应使用截面不小于4 mm2 多股铜质软导线可靠连接到等电位接地网的铜排上;
2) 安装通信设备的小室, 在屏地面下应用截面不小于100mm2 的接地铜排( 缆) 直接连接构成等电位接地母线, 接地母线应首尾可靠连接形成环网, 并和保护室保护屏下敷设的接地铜排用不小于100mm2 铜线直接连接;
3) 交流和直流回路不应合用同一电缆; 强电和弱电回路不应合用同一电缆; 交流电流和交流电压回路不应合用同一电缆; 保护用电缆和电力电缆不应同层敷设;
4) 高频同轴电缆屏蔽层应在两端分别接地, 并沿高频同轴电缆敷设截面不小于100mm2、 两端接地的铜导体。结合滤波器高频电缆侧的接地点应与耦合电容的一次接地点分开, 结合滤波器高频电缆侧的接地点应在距一次接地点3～5m处与地网连接;
5) 所有电流互感器、 电压互感器的二次绕组必须有且只能有一个接地点; 有电气直接连接的电流互感器的二次回路, 其接地点应在控制室一点接地; 经控制室零相小母线( N600) 连通的几组电压互感器的二次绕组必须在控制室一点接地。各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关和接触器, 来自电压互感器二次的4根开关场引入线和电压互感器开口三角回路的2根开关场引入线必须分开且应使用各自独立的电缆;
6) 两套主保护的交流电流、 交流电压应分别取自电流互感器和电压互感器互相独立的绕组。其保护范围应交叉重叠, 避免死区;
7) 两套主保护的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段;
8) 两套主保护的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应;
9) 两套完整、 独立的电气量保护和一套非电气量保护应使用各自独立的电源回路( 包括直流空气小开关及其直流电源监视回路) , 在保护柜上的安装位置应相对独立;
10) 保护电源和控制电源应该分别由独立的的空气开关控制; 两组跳闸线圈的断路器, 各跳闸回路应分别由专用的直流熔断器从不同的直流母线段供电; 对于由一套保护装置控制的多组断路器, 每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器供电; 信号回路由专用熔断器供电, 不得与其它回路混用;
11) 每一套独立的保护装置应有直流电源消失报警的回路;
12) 上、 下级熔断器之间的容量配合必须有选择性, 上、 下熔体之间( 同一系列产品) 额定电流应大于4级;
13) 保护装置至辅助保护、 母差、 失灵等重要起动和跳闸回路均应使用各自独立的电缆;
14) 断路器和隔离开关的辅助触点、 切换回路与不同保护配合的相关回路应遵循相互独立的原则;
15) 断路器防跳应采用断路器本体配置的保护;
16) 断路器三相不一致保护应采用断路器本体配置的保护;
17) 变压器、 电抗器非电量保护应防水、 防油渗漏、 密封性好, 非电量保护由其就地端子箱引至保护室的二次回路不宜存在过渡或转接;
18) 非电量保护应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。
5.3 二次回路接线验收
1) 电缆固定应牢固, 装置及与之相连接的二次回路的接线应整齐美观、 紧固可靠, 电缆牌及回路编号标示清晰、 正确、 无褪色;
2) 所有二次电缆都应采用阻燃铠装屏蔽电缆, 屏蔽层在开关场、 控制室同时接地, 严禁采用电缆芯两端接地的方法作为抗干扰措施, 多股软线必须经压接线头接入端子;
3) 电流电压回路电缆芯截面≥4mm2; 控制电缆或绝缘导线芯截面、 强电回路电缆芯截面≥1.5mm2; 弱电回路电缆芯截面≥0.5mm2; 屏柜内导线的芯线截面应不小于1.0mm2;
4) 所有端子排接线稳固, 不同截面的电缆芯不许接入同一端子, 同一端子接线不宜超过两根。
5.4 屏柜、 端子箱及电缆敷设验收
5.4.1 屏柜、 端子箱内端子排布置验收:
1) 屏柜上的端子排按照”功能分区、 端子分段”的原则设置, 端子排按段独立编号, 每段应预留备用端子, 端子排名称运行编号应正确, 符合设计要求;
2) 端子排的安装位置应便于更换和接线, 离地高度应大于350mm;
3) 正、 负电源之间以及正电源与跳合闸回路之间不应相邻, 至少隔开一个端子。
5.4.2 保护屏上设备及其编号、 标示验收:
1) 保护屏上的所有设备( 压板、 按钮、 把手等) 应采用双重编号, 内容标示明确规范, 并应与图纸标示内容相符, 满足运行部门要求;
2) 转换开关、 按钮、 连接片、 切换片等安装中心线离地面不宜低于300mm , 便于巡视、 操作、 检修;
3) 压板不宜超过5排, 每排设置9个压板, 不足一排时用备用压板补齐, 宜将备用压板连片拆除; 压板在屏柜体正面自上而下, 从左至右依次排列; 保护跳合闸出口压板及与失灵回路相关压板采用红色, 功能压板采用黄色, 压板底座及其它压板采用浅驼色, 标签应设置在压板下放。
5.4.3 保护屏屏顶小母线验收:
1) 保护屏屏顶小母线的截面应不小于6.0mm2, 在小母线断开处用导线连接时应用截面不小于6.0mm2 的多股软线连接。小母线两侧应有标明其代号或名称的绝缘标志牌, 字迹清晰、 不宜脱色;
2) 屏顶小母线裸露部分与未经绝缘的金属体之间的电气间隙不得小于12mm。
5.4.4 保护屏、 户外端子箱( 包括开关、 互感器端子箱) 、 端子盒验收:
1) 端子箱应有升高座, 孔洞等密封良好, 端子箱、 端子盒应有防雨、 防潮、 防尘措施, 其外壳与主地网焊接;
2) 屏、 柜、 箱的接地应牢固良好。可开启的门, 应以裸铜软线与接地的金属构架可靠连接;
3) 安装结束后, 屏、 柜、 箱的预留孔洞及电缆管口应封堵好。
5.4.5 电缆沟电缆敷设验收:
电缆沟电缆敷设应整齐, 标志清晰, 一二次电缆应分层布置, 二次电缆置于一次电缆下层。
5.5 TV、 TA及其相关二次回路验收
5.5.1 电流互感器及其相关回路验收:
1) 互感器所有绕组的极性、 变比、 准确级、 容量应满足对应保护、 测量和计量的要求, 电流互感器的变化与定值通知单应一致;
2) 利用饱和电流、 励磁电流和电流互感器二次回路阻抗近似校验各绕组是否满足10%误差要求;
3) 互感器各次绕组的连接方式、 极性应满足设计和装置实际要求;
4) 对电流互感器二次绕组接线的验收, 可采用二次通流的方法( 从电流互感器接线盒处分别通入电流) 检验接入保护、 盘表、 计量、 录波、 母差等的二次绕组的连接组别的正确性和回路完整性;
5) 所有电流二次回路必须经带负荷测试来验证回路是否正确和完整;
6) 对于运行后无法测量的变压器中性点零序等电流回路, 在调试及验收时采用一次通流的方法验证变比的正确性;
7) 备用电流回路短接且必须可靠接地, 防止电流互感器二次回路开路。
5.5.2 电压互感器及其相关回路验收:
1) 验收互感器各绕组的极性、 变比、 准确级应满足对应保护、 测量和计量的要求, 电压互感器的变化与定值通知单应一致;
2) 互感器各次绕组的连接方式、 极性应满足设计和装置实际要求;
3) 对电压互感器二次绕组接线的验收, 要求对电压互感器二次绕组进行通电压试验( 采用在电压互感器接线盒处将接线打开并分别通入二次电压的方法) 检验接入保护、 盘表、 计量等二次绕组的连接组别的正确性和回路的完整性;
4) 测量电压回路自电压互感器引出端子至屏柜电压母线的每相电阻, 并计算电压互感器在额定容量下的压降, 其值不应超过额定电压的3%;
5) 所有电压二次回路均应直接利用工作电压检查验证回路的正确和完整;
6) 备用接线端子应防止电压互感器二次回路短路, 备用绕组必须可靠接地。
5.6 变电站内部交、 直流回路绝缘验收
1) 在保护屏的端子排处将所有外部引入的回路及电缆全部断开, 分别将电流、 电压、 直流控制信号回路的所有端子各自连接在一起, 用1000V摇表测量绝缘电阻, 各回路对地、 各回路之间的阻值均应大于10MΩ;
2) 跳、 合闸回路间及对地绝缘, 阻值均应大于10MΩ。
5.7 公共回路验收
1) 电压并列柜、 公用测控柜等公共信号回路接入的所有遥信量在监控后台数据库定义的正确性;
2) 各间隔电气闭锁回路逻辑合理, 符合变电站”五防”闭锁技术要求, 回路接线正确。
6 保护验收
6.1 线路保护验收
6.1.1 线路保护装置验收
6.1.1.1 线路保护装置参数核对:
1) 保护装置基本参数核对( 定值区、 通信地址、 被保护设备名称) 符合要求;
2) 保护装置交流插件参数与一次设备参数一致;
3) 保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致;
4) 保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内, 线路两侧保护型号版本应一致;
5) 光纤通道两侧通道一一对应, 收发路由一致;
6) 打印机参数与装置打印参数设置;
7) GPS对时正确。
6.1.1.2 收发信机参数和设置核对:
1) 收发信机通道、 频率两侧应一致, 设置频率与本装置晶振频率、 线滤一致;
2) 收发信机和保护配合参数核对设置正确。
6.1.1.3 线路保护装置电源的验收:
1) 输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内;
2) 电源缓慢上升至80%额定电压时自启动性能和在80%额定电压下拉合直流开关试验, 电源应可靠启动并指示正确。
6.1.1.4 线路保护装置的数模转换精度的验收:
装置零漂值、 电压、 电流、 相位角度测量采样应在允许范围之内。
6.1.1.5 线路保护装置开关量的验收:
1) 依次检查输出触点的通断状态, 装置开出回路与压板对应( 应在保护屏端子排处用万用表测试通断) ;
2) 屏柜把手各位置及保护压板投退的开入符合要求;
3) 开关位置的开入: 对单开关分别使A、 B、 C相位置动作验收其正确性; 对3/2接线要求用把手切换、 投退相应压板配合使相应断路器位置动作来验证接线的正确性;
4) 其它开入量( 所有开入状态应模拟实际状态检查保护装置的对应情况) 。
6.1.1.6 线路保护装置定值校验:
1) 操作输入和固化定值;
2) 1.05倍、 0.95倍定值及时间测试。
6.1.1.7 线路保护保护功能检验( 主要验收正、 反向区内、 外故障动作逻辑) :
1) 纵联保护;
2) 接地距离Ⅰ、 Ⅱ、 Ⅲ段保护;
3) 相间距离Ⅰ、 Ⅱ、 Ⅲ段保护;
4) 零序Ⅰ、 Ⅱ、 Ⅲ、 Ⅳ段、 零序反时限保护;
5) 电压互感器断线过流保护;
6) 电压互感器断线闭锁功能;
7) 振荡闭锁功能;
8) 重合闸后加速功能;
9) 手合后加速功能。
6.1.2 失灵远跳判别验收
6.1.2.1 失灵远跳判别装置参数核对:
1) 装置基本参数核对( 定值区、 通信地址、 被保护设备名称) 符合要求;
2) 装置交流插件参数与一次设备参数一致;
3) 装置直流插件参数与本站直流额定电压一致;
4) 装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内;
5) 光纤通道两侧应一一对应;
6) 打印机参数与装置打印参数设置;
7) GPS对时正确。
6.1.2.2 失灵远跳装置电源的验收:
1) 输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内;
2) 电源缓慢上升至80%额定电压时自启动性能和在80%额定电压下拉合直流开关试验, 电源应可靠启动并指示正确。
6.1.2.3 失灵远跳装置的数模转换精度的验收: 装置电压、 电流、 相位角度测量采样应在允许范围之内。
6.1.2.4 失灵远跳装置开关量的验收:
1) 依次检查输出触点的通断状态, 装置开出回路及与压板的对应( 应在保护屏端子排处用万用表测试) ;
2) 屏柜把手各位置及保护压板投退的开入符合要求;
3) 开关位置的开入: 对单开关分别使A、 B、 C相位置动作验收其正确性;
4) 其它开入量( 所有开入状态应模拟实际状态检查保护装置的对应情况) 。
6.1.2.5 失灵远跳装置的定值校验:
1) 操作输入和固化定值;
2) 1.05倍、 0.95倍定值及时间测试。
6.1.2.6 失灵远跳装置保护功能检验:
1) 过电压保护;
2) 低功率保护;
3) 过流保护;
4) 收信加就地判别跳闸。
6.1.3 线路保护的相关告警信号验收
1) 保护异常告警信号( 包括保护动作、 重合闸动作、 保护装置告警等, 要求声光信号正确) ;
2) 回路异常告警信号( 包括控制回路断线、 电流互感器和电压互感器回路断线、 切换同时动、 直流电源消失、 操作电源消失等, 要求声光信号正确) ;
3) 高频或光纤通道告警信号( 要求声光信号正确) ;
4) 其它信号( 要求验收声光信号正确) 。
6.1.4 线路保护录波信号验收
1) 保护动作或跳闸接点作为启动量;
2) 重合闸动作接点作为启动量;
3) 收信输入( 闭锁式纵联保护要录”收信输入”接点, 允许式要求发信也录波) ;
4) 高频模拟量。
6.1.5 通道传输装置及回路验收
6.1.5.1 高频保护专用收发信机验收:
1) 收发信机发信振荡频率;
2) 收发信机发信输出功率;
3) 收发信机的输出阻抗及输入阻抗的测定;
4) 检验通道监测回路工作应正常;
5) 收信机收信灵敏启动性能的检测;
6) 两侧收发信机通道交换逻辑正确;
7) 测量通道的传输衰耗、 工作衰耗;
8) 3dB告警验收;
9) 验收收信电平, 设置衰耗值, 验收收信裕度(15～16dB)。
6.1.5.2 保护专用载波机验收( 保护人员应配合通信人员做相关检查验收) :
1) 载波机与保护联系的开入开出接入正确;
2) 载波机各使用通道时间设置正确;
3) 载波机发生异常告警应在主控后台或光字牌发出告警信号。
6.1.5.3 失灵远跳专用收发信机验收:
1) 收发信机发信振荡频率;
2) 收发信机发信输出功率;
3) 收发信机的输出阻抗及输入阻抗的测定;
4) 检验通道监测回路工作应正常;
5) 收信机收信灵敏启动性能的检测;
6) 模拟本侧失灵出口, 对侧收到远跳命令;
7) 模拟对侧失灵出口, 本侧收到远跳命令。
6.1.5.4 光纤通道光电转换装置验收:
1) 本侧电路自环验收保护装置和光电转换装置通道指示状况;
2) 本侧光路自环验收保护装置和光电转换装置通道指示状况;
3) 恢复至通道正常状态验收保护装置和光电转换装置通道指示状况;
4) 光电转换装置屏内尾纤排列整齐, 标志清晰, 固定可靠。
6.1.5.5 光纤通道调试:
1) 光纤通道能够采用自环的方式验收光纤通道是否完好;
２) 传输设备发信光功率, 收信灵敏度及通道裕度( 对于专用光纤通道应对其发信电平, 收信灵敏启动电平进行测试并保证通道的裕度满足要求) ;
３) 通道远跳信号试验( 分别模拟两侧失灵出口, 验收对侧收到远跳命令) 。
6.1.5.6 高频保护联调:
1) 模拟区内故障( 对于闭锁式, 高频保护短时发信5ms后停信; 对于允许式, 高频保护发允许跳闸信号, 对侧高频保护在收到允许跳闸信号动作跳闸。要求对侧高频保护投入, 断路器在断开位置) ;
2) 模拟正方向区外故障( 对于闭锁式, 高频保护短时发信5ms后停信, 但由于本侧收到对侧闭锁信号, 本侧高频保护不动作; 对于允许式高频保护不向对侧发允许跳闸信号, 本侧高频保护不动作跳闸。要求对侧高频保护投入, 断路器在合闸位置) ;
3) 模拟反方向故障( 对于闭锁式, 高频保护发信后不停信, 由于两侧收到闭锁信号, 两侧高频保护不动作; 对于允许式, 高频保护不向对侧发允许跳闸信号, 本侧高频保护不动作跳闸。要求对侧高频保护投入,断路器在合闸位置) 。
6.1.5.7 光纤保护联调:
1) 通入三相电流( 两侧分别加入三相电流, 验收本侧和对侧显示误差值应不大于5%) ;
2) 区内各种短路故障, 保护动作;
3) 对于传输远传命令的通道, 两侧分别模拟失灵动作, 对侧验收是否正确收到命令。
6.1.6 线路保护整组试验( 带模拟开关)
条件1: 设有可靠稳压装置的厂站直流系统, 经确认稳压性能可靠后, 进行整组试验时, 应按额定电压进行。
条件2: 同一被保护设备的各套保护装置的电流回路临时串联, 相应电压回路并联, 分别模拟A、 B、 C相单相故障, 验收各装置在同一故障时的动作情况、 跳闸回路和重合闸回路的正确性, 要求保护与模拟开关动作情况一致。
条件3: 分别在所有回路压板投入和仅断开该回路压板的情况下试验同一回路, 保证回路的唯一性, 防止寄生回路存在。
1) 模拟单相瞬时接地故障( 重合闸置于单重位置) ;
2) 模拟单相永久性接地故障( 重合闸置于单重位置, 验收各装置在同一故障时的动作情况、 跳闸回路和重合闸回路的正确性、 保护后加速功能正确性。对于3/2接线的开关, 重合短延时开关单跳单合后三相跳闸, 重合长延时开关单跳后三相跳闸) ;
3) 模拟两相接地瞬时故障( 重合闸置于单重位置, 验收各装置在同一故障时的动作情况、 跳闸回路和重合闸回路的正确性、 保护三跳回路正确性) ;
4) 永跳TJR和三跳TJQ动作( 对有三跳停信的保护需要验收保护三跳停信) ;
5) 重合闸启动回路( 用两套保护分别带辅助保护和开关, 验收保护出口启动重合闸回路是否正确) ;
6) 对双母线应模拟甲乙母切换, 装置切换和回路应正确。
6.1.7 线路保护传动试验
1) 单相瞬时接地故障( 重合闸置于单重位置, 分别模拟A、 B、 C相单相故障, 验收跳闸回路和重合闸回路的正确性, 保护与开关动作一致, 信号指示正确) ;
2) 单相永久性接地故障( 重合闸置于单重位置, 模拟B相单相永久性接地故障, 验收跳闸回路和重合闸回路的正确性, 保护与开关动作一致, 信号指示正确) ;
3) 两相接地瞬时故障( 重合闸置于单重位置, 模拟A、 C两相接地瞬时故障, 保护与开关动作一致, 信号指示正确) 。
6.1.8 线路保护装置投运前验收
1) 试验数据、 试验结论完整正确, 打印定值与定值单核对( 与定值单要求一致) ;
2) 所有信号应全部复归, 清除试验过程中保护及录波器产生的故障报告、 告警记录等所有报告;
3) 恢复所有打开的接线( 电流回路应进行紧固, 所有临时线拆除, 接线恢复到运行状态) ;
4) 压板以及把手等( 测试保护压板上下桩头的电位, 验收是否存在回路接点粘合情况, 把手等恢复至运行状态) ;
5) 打印机( 打印机指示正确, 打印纸放置良好, 打印机防尘盖放置正确) 。
6.1.9 线路保护带负荷后的测试验收
1) 装置显示及信号指示( 装置面板显示模拟量符合系统潮流大小及方向, 开关量正确, 信号指示无异常) ;
2) 测量电流互感器所有绕组( 包括备用绕组) 电压与电流的幅值及相位关系( 要求与当时系统潮流大小及方向核对) , 对于电流回路的中性线应进行不平衡电流测量;
3) 线路光纤差动保护差流的验收( 验收其差流大小是否正常, 并记录存档) ;
4) 高频通道信号复测( 测收信和发信电平, 观察是否与供电前一致, 若不一致, 应进行通道裕量和3dB衰耗告警调试) ;
5) 测量电压互感器所有绕组( 包括备用绕组) 电压( 包括并接回路) 数值正确。
6.2 变压器保护验收
6.2.1 变压器保护相关二次回路验收
1) 变压器有载、 本体重瓦斯投跳闸; 轻瓦斯、 压力释放、 绕组温度高、 油温高、 冷控失电等根据变压器运行要求投信号或跳闸;
2) 非电量保护不启动断路器失灵保护。
6.2.2 变压器保护装置验收
6.2.2.1 变压器保护装置参数核对:
1) 保护装置基本参数核对( 定值区、 通信地址、 被保护设备名称) 符合要求;
2) 保护装置交流插件参数与一次设备参数一致;
3) 保护装置直流插件参数与本站直流额定电压一致;
4) 保护装置版本和校验码在规定的有效版本范围之内;
5) 打印机参数与装置打印参数设置;
6) GPS对时正确。
6.2.2.2 变压器保护装置电源的验收:
1) 输出电压及其稳定性在装置技术参数正常范围以内;
2) 电源缓慢上升至80%额定电压时自启动性能和在80%额定电压下拉合直流开关试验, 电源应可靠启动并指示正确。
6.2.2.3 变压器保护装置的数模转换精度的验收:
装置零漂值、 电压、 电流、 相位角度测量采样应在允许范围之内。
6.2.2.4 变压器保护装置开关量的验收:
1) 依次检查输出触点的通断状态, 装置开出回路及与压板的对应( 应在保护屏端子排处用万用表测试) ;
2) 屏柜把手各位置及保护压板投退的开入符合设计要求;
3) 各侧电压闭锁的投入: 变位情况应与装置及设计要求一致;
4) 非电量保护: 非电量保护作用于跳闸的启动功率应大于5W, 动作电压在额定电源电压的55%-70%范围内, 动作时间为10ms-35ms;
5) 其它开入量( 所有开入状态应模拟实际状态检查保护装置的对应情况) 。
6.2.2.5 变压器保护定值校验:
1) 操作输入和固化定值;
2) 1.05倍、 0.95倍定值及时间测试。
6.2.2.6 变压器保护功能检验:
1) 差动保护( 包括纵差保护、 零差保护、 分相差动、 小区差动) ;
2) 高压侧相间方向复压过流;
3) 中压侧相间方向复压过流;
4) 低压侧相间方向复压过流;
5) 零序过流保护;
6) 间隙零流保护;
7) 零压保护;
8) 阻抗保护;
9) 过励磁保护;
10) 过负荷保护;
11) 保护装置跳闸矩阵的正确性;
12) 本体保护。
6.2.3 变压器保护相关告警信号
1) 保护异常告警信号( 包括保护动作、 重合闸动作、 保护装置告警信号等, 要求验收声光信号正确) ;
2) 回路异常告警信号( 包括控制回路断线、 电流互感器和电压互感器回路断线、 切换同时动、 直流电源消失、 操作电源消失等, 要求验收声光信号正确) ;
3) 本体保护验收: 包括本体瓦斯、 有载瓦斯、 油位、 油温高、 绕组温度高、 冷却器全停、 释压器、 油压速动等, 要求验收声光信号正确。
6.2.4 变压器保护录波信号
1) 差动保护跳闸作为启动量;
2) 后备保护跳闸作为启动量;
3) 本体保护跳闸作为启动量。
6.2.5 变压器保护整组试验
条件1: 设有可靠稳压装置的厂站直流系统, 经确认稳压性能可靠后, 进行整组试验时, 应按额定电压进行。
条件2: 同一被保护设备的各套保护装置的电流回路临时串联, 相应电压回路并联, 分别模拟故障, 验收各装置在同一故障时的动作情况、 跳闸回路的正确性, 要求保护与模拟开关动作情况一致。
条件3: 分别在所有回路压板投入和仅断开该回路压板的情况下试验同一回路, 保证回路的唯一性, 防止寄生回路存在。
1) 差动保护: 验收比例制动, 谐波制动, 电流互感器断线闭锁等;
2) 高压侧后备保护: 方向过流保护、 复压过流保护等;
3) 中压侧后备保护: 方向过流保护, 复压过流保护等;
4) 低压侧后备保护: 方向过流保护, 复压过流保护等;
5) 定时限、 反时限零序保护;
6) 阻抗保护;
7) 间隙零序过压及过流保护;
8) 本体非电量保护: 非电量保护分别投跳闸和信号, 模拟本体与有载的重瓦斯和轻瓦斯、 压力释放、 冷控失电、 油温高等非电量保护动作, 观察报文和后台信息; 模拟过负荷, 观察启动风冷和试验闭锁有载调压。
6.2.6 主变保护传动试验( 带开关进行)
1) 区内单相瞬时接地故障;
2) 模拟高压侧区外两相瞬时故障;
3) 模拟中压侧区外两相瞬时故障;
4) 模拟低压侧区外三相瞬时故障;
5) 模拟重瓦斯、 有载瓦斯、 冷控失电保护动作。
6.2.7 主变