智能变电站继电保护调试及验收规范（.doc

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1、Q/CSG XXXXXX-XXXXQ/CSG中国南方电网有限责任公司 发 布201X-XX-XX 发布201X-XX-XX 发布智能变电站继电保护调试及验收规范（征求意见稿）The Commissioning and Acceptance Specification of Smart Substation ProtectionQ/CSG -201中国南方电网有限责任公司企业标准IQ/CSG -201目 次前 言II1.范围12.规范性引用文件13.术语与定义14.缩略语25.总则36.组态配置检测37.单体调试38.分系统调试229.验收23附录A （资料性附录） 调试及验收项目清单26附录B

2、 （规范性附录） 保护通用逻辑功能检测项目29附录C （资料性附录） 调试及验收工器具表34附录D （资料性附录） 网络及交换机测试方案35前 言为规范智能变电站继电保护调试及验收的工作，保证智能变电站继电保护设备的安全可靠运行，中国南方电网有限责任公司系统运行部组织编制了本标准。本标准在制定过程中，编制组结合南方电网电力建设和发展的新形势，吸收了智能变电站运行维护的成功经验，针对智能变电站的特殊性，进行了科学深入的调研，并广泛征求了南方电网有关施工、调试、运行、维护单位的意见，吸取了国内先进的运行维护经验，最后经审查定稿。凡南方电网内从事继电保护的运行维护、科研、设计、施工、设备制造等单位均

3、应遵守本标准。在智能变电站现场工作中，凡是接触到运行的继电保护装置及相关二次回路的安装调试、运行维护、检修、科研试验或其他人员，均应遵守本标准，还应遵守国家及行业现行有关标准等规定。本标准由中国南方电网系统运行部（中国南方电网电力调度控制中心）提出、归口管理和负责解释。归口并解释。本标准起草单位：广东电网电力科学研究院、中国南方电网系统运行部、贵州电网电力科学研究院、广东电网系统运行部、深圳供电局、遵义供电局、钦州供电局。本标准主要起草人：胡春潮、张延旭、彭业、徐鹏、黄佳胤、张延旭、冯善强、叶皖、文安、丁晓兵、高吉普、张历、陈桥平、张文、罗轩、宁庆泉。 37智能变电站继电保护调试及验收规范1.

4、 范围本标准规定了智能变电站继电保护、过程层交换机、智能终端和相关系统的调试项目和验收内容。本标准适用于新建南方电网110kV500kV电压等级智能变电站继电保护设备及相关二次设备的调试和验收，改、扩建工程可参照本标准执行。35kV及以下智能变电站可参照本标准执行。2. 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 7261 继电保护和安全自动装置基本试验方法GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 15145 输电线路保护装置通用技术条件G

5、B/T 30155 智能变电站技术导则GB/T 32901 智能变电站继电保护通用技术条件 DL/T 478 继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 723 电力系统安全稳定控制技术导则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 继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T 1241 电力工业以太网交换机技术规范Q/CSG 110023 变电站防止电气误操作闭锁装置技术规范Q/CSG 110024 南方电网220kV500kV变电站计算机监控系统技术规范Q/CSG 1100

6、25 南方电网110kV及以下变电站计算机监控系统技术规范Q/CSG 1203005 南方电网电力二次装备技术导则3. 术语与定义GB/T 30155、GB/T 32901、DL/T 860、Q/CSG1203005界定的以及下列术语和定义适用于本标准。3.1 组态配置 Configuration工程调试的一个步骤，包括选择功能单元、功能单元定位和建立它们之间的连接等。3.2 单体调试 Single of Commissioning为保证单个设备和装置功能、配置的正确性而进行的试验。3.3 分系统调试 Subsystem Commissionging为保证分系统功能和配置正确性而对分系统上关联

7、的多个装置进行的试验。3.4 工厂验收 Factory Acceptance智能化设备完成工厂测试后，出厂前进行的验收。3.5 现场验收 Site Acceptance设备现场安装调试完毕后，启动试运前进行的验收。3.6 启动验收 Start Acceptance现场验收完毕且有关问题得到处理后，新设备启动前进行的检查验收。3.7 智能终端出口时间 Export Time of Intelligent Terminal智能终端从收到GOOSE命令到继电器动作出口的时间。3.8 保护出口时间 Export Time of Protection从故障发生到保护GOOSE报文动作变位的时间。4. 缩

8、略语DL/T 860界定的以及下列缩略语适用于本标准。CAL China Accredited Laboratory 中国考核合格检验实验室CMA China Metrology Accredidation 中国计量认证CNAS China National Accreditation Service for Conformity Assessment 中国合格评定国家认可委员会CT Current Transformer 电流互感器 DA Data Attribute 数据属性GOOSE Generic Object Oriented Substation Events 通用面向对象的变电站

9、事件GIS Gas Insulated Switchgear 气体绝缘开关设备IED Intelligent Electronic Device 智能电子装置MAC Media Access Control 介质访问控制MMS Manufacturing Message Specification 制造报文规范PT Potential Transformer 电压互感器 SCL Substation Configuration Language 变电站配置语言SOE Sequence Of Event 事件顺序记录VLAN Virtual Local Area Network 虚拟局域网5.

10、总则5.1 本标准重点规范常规模拟量采样、GOOSE网络跳闸模式的南方电网新建110kV500kV智能变电站二次系统工程的调试和验收。5.2 二次电缆直接接入装置实现采样和跳闸的智能变电站应遵循常规变电站的相关技术要求。SV采样、GOOSE跳闸模式的智能变电站应根据试点方案参照执行。5.3 待调试及验收的装置均应通过具有检测资质单位的型式试验。5.4 调试验收工器具必须通过有检测资质的单位检验合格，并在有效期内。5.5 本标准未提及的智能变电站其他二次装置或回路，可参见相关的调试、验收、检验技术标准。6. 组态配置检测6.1 组态配置内容检查应包括SCD文件、装置配置、网络和交换机配置。6.2

11、 配置前资料检查SCD文件配置之前，应进行下列检查：a) 装置应通过具备CNAS认可、CMA认证、CAL认可等资质的检测机构的通信一致性测试，测试结果应符合DL/T 860.10的有关规定；b) 供货商提供与装置硬件版本一致的ICD文件；c) 设计图纸符合工程要求，包括虚端子接线图、网络配置图、光口分配图等。6.3 配置文件检查SCD文件配置之后，应进行下列检查：a) 检查SCD文件SCL语法合法性、文件模型实例和数据集正确性、数据类型模板和扩展建模一致性、IED命名规范性检查，应符合DL/T 860.6标准和智能变电站IEC 61850工程通用应用模型（试行）要求；b) 检查SCD文件IP地

12、址、组播MAC地址、GOOSEID、APPID唯一性，应符合设计要求；c) 检查SCD文件VLAN、优先级等通信参数的正确性，应符合设计要求；d) 检查SCD文件虚端子连接及描述的正确性和完整性，应符合设计要求，检查GOOSE虚端子信息应包括开关量输入、跳闸出口、信号开出、告警、联闭锁等信息，并配置到DA层次；e) 检查SCD文件文件版本信息，应明确描述修改时间、修改版本号等内容；f) 检查CID文件配置文件下装正确性，由SCD文件中导出CID文件并下装至装置，离线模型配置的信息，在线模型应保持不变；g) 检查CCD文件校验码的正确性。6.4 网络及交换机配置检查交换机配置之后，应进行下列检查

13、：a) 检查交换机IP地址表、VLAN配置表或静态组播表的正确性，应符合设计要求；b) 检查交换机端口配置的正确性，应符合设计要求。7. 单体调试7.1 资料检查待调试装置应进行以下资料检查，资料应完整：a) 装置硬件及系统配置参数清单；b) 装置技术说明书、设计安装手册、运行操作手册、测试检修手册；c) 设备出厂试验报告、合格证；d) 型式试验报告；e) 图纸资料。7.2 外观及标识检查7.2.1 屏柜及屏柜内设备屏柜及屏柜内设备检查内容及要求：a) 屏柜及装置标识检查：屏柜的正面及背面各电器、端子排、切换压板等应标明编号、名称、用途及操作位置，其标明的字迹应清晰、工整，且不易脱色，并与安健

14、环及有关标识规定相符合，装置的铭牌标志及编号应符合设计图样的要求，保护通道及接口设备标识清晰、正确，并与有关标识规定相符合，检查屏柜内应贴有虚实回路连接图；b) 外部观感检查：装置标志应包含产品型号、名称、制造厂名称和商标、出厂日期及编号、安全标志等，标志和安装位置等情况应与设计图纸相符，装置的表面不应有影响质量和外观的擦伤、碰伤、沟痕、锈蚀、变形等缺陷，装置面板键盘完整，操作灵活，液晶屏幕显示清楚，指示灯显示正常，所有紧固件均应具有防腐蚀镀层和涂层，对于既作连接又作导电的零件应采用铜质或性能更优的材料，可运动部件应按设计要求活动自如、可靠，不得有影响运动性能的松动，在规定运动范围内不应与其它

15、零件碰撞或摩擦；c) 装置不带电金属部分应连为一体，并可靠接地。7.2.2 端子箱及汇控柜端子箱及汇控柜检查内容及要求：a) 箱（柜）内应无严重灰尘、无放电、无锈蚀痕迹；b) 箱（柜）内应无严重潮湿、无进水现象；c) 端子箱及汇控柜的驱潮回路、冷却装置、照明应完备；d) 箱（柜）的接地正确完好；e) 箱（柜）内各元器件外观良好，空气开关、熔断器等参数规格符合要求；f) 箱（柜）内各种标识应正确齐全。7.2.3 二次电缆回路接线外观二次回路接线外观检查内容及要求：a) 保护外部接线应与设计图纸相符，端子排上内部、外部连接线以及沿电缆敷设路线上的电缆标号正确、完整，与图纸资料一致，二次回路的接线应

16、该整齐美观、牢固可靠；b) 跳（合）闸引出端子应与正电源适当隔开，至少间隔一个端子；c) 正负电源在端子排上的布置应适当隔开，至少间隔一个端子；d) 为防止开关、刀闸辅助触点拉弧，交流电压窜入直流回路，开关、刀闸的同一层辅助触点只能都接入直流回路或都接入交流回路；e) 对外每个端子的每个端口原则上只接一根线（尽可能优化端子接线），相同截面的电缆芯接入同一端子接线不超过两根，不同截面的电缆芯不得接入同一端子，所有端子接线稳固；f) 交、直流的二次线不得共用电缆，动力线、电热线等强电线路不得与二次弱电回路共用电缆，各相电流线、各相电压线及其中性线应分别置于同一电缆内，二次回路电缆不得多次过渡、转接

17、，电流回路电缆芯截面2.5mm2；g) 电缆在电缆夹层应留有一定的裕度，排列整齐，编号清晰，没有交叉，电缆标签悬挂应美观一致，电缆标签应包括电缆编号、规格型号及起止位置；h) 所有电缆固定后应在同一水平位置剥齐，每根电缆的芯线应分别绑扎，接线按从里到外，从低到高的顺序排列，电缆芯线接线应有一定的裕度；i) 引入屏柜的电缆应固定牢固，不得使所接的端子排受到机械应力；j) 所有二次电缆及端子排二次接线的连接应可靠，芯线标识齐全、正确、清晰，芯线标识应用线号机打印，不能手写，芯线标识应包括回路编号及电缆编号；k) 所有电缆及芯线应无机械损伤，绝缘层及铠甲应完好无破损；l) 所有室外电缆的电缆头，如电

18、流互感器、电压互感器、断路器机构箱等处的电缆头应置于接线盒或机构箱内，不能外露，以利于防雨、防油和防冻，所有室外电缆应预留有一定的裕度；m) 电缆采用多股软线时，必须经压接线头接入端子；n) 电缆的保护套管合适，电缆应挂标识牌，电缆孔封堵严密。7.2.4 光纤回路外观a) 光纤（包括光缆、尾缆、跳线）和装置端口两端应贴有正确的标识，应示意不同屏柜间互连的光缆、尾缆，同一屏柜内不同装置间的光纤跳线；光缆应表示光缆编号、光缆类型、芯数、去向等；尾缆应表示尾缆编号及两端的接头类型。应表示出柜内接有尾缆装置的光口号、光口类型，同时表示所接尾缆的编号、尾缆芯编号及去向。应表示光纤配线架的光配单元号及本侧

19、、对侧的光纤接口类型，各光配单元所接的光缆编号等。光纤跳线应表示跳线两端的光口号、光口类型及去向。应标识过程层交换机的外部去向，包括端口号、光缆（尾缆、网络线）编号及去向等。b) 光纤配盒或光纤配线架应提供光纤熔接表，应明确已熔接（包含备用）的光配单元号及本对侧的光纤接口类型、去向，各光配单元所接的光缆编号；c) 光缆两端应固定良好，缆芯不能承受外力，具备接地条件的室外铠装光缆两端应接地，屏柜内的光纤可固定于光纤终端盒或光纤配线架中；d) 光缆在任何敷设方式及其全部路径条件的上下左右改变部位，均应满足光缆允许弯曲半径要求（铠装光缆敷设弯曲半径不应小于缆径的25倍，室内软光缆（尾纤）弯曲半径静态

20、下应不小于缆径的10倍，动态下应不小于缆径的20倍），光缆布放的过程中应无扭转，严禁打小圈等现象出现。7.2.5 抗干扰接地检查抗干扰接地检查内容及要求：a) 装设静态保护的保护屏间应用截面不小于100mm2专用接地铜排直接连通，形成保护室内二次接地网，保护屏柜下部应设有截面不小于100mm2接地铜排，屏上设接地端子，并用截面不小于4mm2的多股铜线连接到接地铜排上，接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的二次接地网相连；b) 屏本身必须可靠接地；c) 装置的箱体必须可靠接地；d) 所有开关场二次电缆都应采用铠装屏蔽电缆，对于单屏蔽层的二次电缆，屏蔽层应两端接地，对于双屏蔽层的二次电

21、缆，外屏蔽层两端接地，内屏蔽层宜在户内端一点接地，以上电缆屏蔽层的接地都应连接在二次接地网上，严禁采用电缆芯两端接地的方法作为抗干扰措施；e) 线路保护应结合其通道配置进行如下检查：高频同轴电缆的屏蔽层应在两端分别接地，并根据现场实际情况在主电缆沟内紧靠高频同轴电缆敷设截面积不小于100mm2的铜导线，该铜导线在控制室电缆夹层处与地网相连，在开关场一侧，由该铜导线焊接多根截面不小于50mm2的分支铜导线，分别延伸至保护用结合滤波器的高频电缆引出端口，距耦合电容器接地点约35m处与地网连通；f) 结合滤波器的一、二次线圈间接地连线应断开，结合滤波器的外壳和高频同轴电缆外罩铁管应与耦合电容器的底座

22、焊接在一起，高频同轴电缆屏蔽层，在结合滤波器二次端子上，用大于10mm2的绝缘导线连通引下，焊接在上述分支铜导线上，实现接地，亦可采用其他连通方式，在控制室内，高频同轴电缆屏蔽层用1.52.5mm2的多股铜线直接接于保护屏接地铜排；g) 通信机房内继电保护接口装置的外壳应有明显的接地端子，并采用4mm2的多股铜线将该端子直接与屏柜内的接地铜排相连，采用-48V电源的继电保护接口装置电源的抗干扰接地应可靠连接至通信机房的接地铜网。7.3 装置功能检查7.3.1 电源检查检测装置的直流电源，应满足如下要求：a) 装置正常工作时，拉合直流开关，装置应可靠自启动至正常工作状态；b) 电源缓慢上升至80

23、%额定电压值时，装置应能可靠正常工作；c) 电源供电异常时应具备电源故障告警功能。7.3.2 绝缘试验按照装置技术说明书的要求拔出插件，断开与其他装置的弱电联系回路，在屏柜端子排内侧分别短接交流电压回路端子、交流电流回路端子、直流回路端子、信号回路端子，使用开路电压为500V的测试仪器测定其绝缘电阻值，绝缘应满足如下要求：a) 装置各独立电路与外露可导电部分之间，500V兆欧表测量绝缘电阻值不应小于100M；b) 电气上无联系的独立电路之间，500V兆欧表测量绝缘电阻值不应小于100M。7.3.3 光功率检测检查100M光纤端口的发送功率和接收灵敏度，满足如下要求：a) 光波长1310nm光纤

24、：光纤发送功率：-20dBm-14dBm，光接收灵敏度：-31dBm-14dBm；b) 光波长850nm光纤：光纤发送功率：-19dBm-10dBm，光接收灵敏度：-24dBm-10dBm；c) 装置端口接收功率裕度不应低于3dBm。7.3.4 GOOSE报文测试7.3.4.1 GOOSE报文输入测试装置应进行GOOSE输入测试，模拟GOOSE输入，被测装置应符合下列规定：a) GOOSE输入信息应与SCD文件一致，且开入正确；b) GOOSE输入量设置相关联的接收软压板功能应正确；c) 模拟GOOSE报文给相应的被测装置，改变GOOSE中的AppID、GoID、GOCBRef、DataSet

25、、ConfRev等参数异常，当GOOSE的上述参数与实际配置接收参数不一致时，被测装置应不能正确接收并有异常告警。d) 分别模拟StNum异常（如开关量不变位，StNum序号改变，开关量变位，StNum序号不变）和SqNum异常（如先后收到的GOOSE报文的SqNum不变或跳变等），被测装置应有异常告警；7.3.4.2 GOOSE报文输出测试装置应进行GOOSE输出测试，模拟GOOSE输出，被测装置应符合下列规定：a) GOOSE输出信息应与SCD文件一致；b) GOOSE输出量设置相关联的发送软压板功能应正确，GOOSE出口软压板的名称应与现场实际一致；c) 监测调试期间的GOOSE报文，查

26、看监测报文是否有未定义报文，要求被测装置GOOSE输出应与SCD文件一致，被测装置GOOSE输出开关量、模拟量在SCD文件中应有明确定义； d) 模拟开关量变位，智能录波器监测装置发出GOOSE报文的StNum应增加1，SqNum应清零并重新开始累加；在无变位时，stNum不变，sqNum累加；e) 使用智能录波器监测装置发出的GOOSE报文，应满足DL/T860.8的要求，心跳时间间隔宜为5s，在GOOSE变位后连发5帧的时间间隔宜为2ms、2ms、4ms、8ms；f) 使用智能录波器监测装置多网口发出的GOOSE报文，要求装置不同网口发出的GOOSE报文应保持同步且一致。7.3.4.3 G

27、OOSE中断检查模拟被测装置GOOSE光纤通信中断，被测装置应满足如下要求：a) 在通信中断时间超过两倍生存周期时，装置应报GOOSE通信中断，且GOOSE联闭锁处理正确；b) 检查被测装置开入量在GOOSE中断下的处理机制：GOOSE报文接收时应考虑通信中断或发布者装置故障的情况，当GOOSE通信中断或配置版本不一致时，被测装置GOOSE接收信息宜保持中断前状态。7.3.4.4 GOOSE重启检查监测被测装置在上电、重启过程中发送的GOOSE报文，应满足如下要求：a) 装置不应发出跳、合闸GOOSE命令；b) 装置不应发送与外部开入不一致的信息。7.3.4.5 GOOSE报文时标检查在秒脉冲

28、起始时刻，使用测试装置施加变位硬开入，同时抓取智能终端发布的GOOSE变位报文，查看变位时间（t值）与硬开入变位时刻是否一致，要求GOOSE报文中时间（t值）与对时源之间误差应满足对时精度要求。7.3.5 MMS报文通信检查装置应进行MMS报文通信检查，建立被测装置与监控后台、智能远动机等站控层设备通信，被测装置应符合下列规定：a) 装置相关电压、电流等模拟量信息应正确上送；b) 装置的压板状态、装置告警、保护动作事件及通信状态等相关信息应正确上送。7.3.6 保护装置精度检测通过标准模拟信号源按需求输出电压、电流、频率、功率因素模拟量到保护装置，检测保护装置的测量结果，应满足如下要求：a)

29、检测装置采样值的零漂，要求零漂值均在1%额定值以内；b) 检测装置电流采样值的精度，要求与外部输入电流值相对误差不大于2.5%或绝对误差不大于0.02In；c) 检测装置电压采样值的精度，电压在0.01Un1.5Un范围内，要求与外部输入电压值相对误差不大于2.5%或绝对误差不大于0.002Un；d) 检测装置采样值的相位精度，相位误差小于3。7.3.7 开入开出功能检测被测装置开入开出功能应满足如下要求：a) 检测装置硬接点开入功能，装置正确反应并上送监控系统；b) 检测装置硬接点开入防抖功能，防抖时间可配；c) 检测装置GOOSE开入功能，装置正确反应并上送监控系统；d) 检测装置GOOS

30、E开出功能，GOOSE开出应与设计要求一致；e) 检测装置SOE分辨率不大于1ms。7.3.8 通用告警功能检测告警功能测试应满足如下要求：a) 检测CT断线、PT断线、开关位置开入异常等情况，装置应正确报警；b) 检测装置失电、对时异常、控制回路断线、装置异常告警等情况，装置应正确报警；c) 无法模拟的破坏性告警，装置应可以通过主动上送的方式将信号传送到监控系统。7.3.9 定值及软压板功能检测定值及软压板功能检测应满足如下要求：a) 检测装置定值修改功能，装置应该能按照要求正确修改、下装、固化并校核定值；b) 检测远方修改定值功能，装置应正确响应修改、下装、固化并校核定值命令，召唤装置软压

31、板名称、投退定值正确，变位信号可以正常上送监控系统；c) 检测定值区切换功能，装置能够正确实现定值区切换；d) 检测装置所有软压板投退功能正确，重要压板还需结合功能检查，如跳闸、失灵等；e) 定值清单、动作报告、软压板状态打印功能正确。7.3.10 检修机制功能检测7.3.10.1 装置检修状态检修状态通过装置硬压板开入实现，检修压板应只能就地操作，当压板投入时，表示装置处于检修状态，装置应通过状态灯、液晶显示并上送压板变位报文提醒运行、检修人员装置处于检修状态。7.3.10.2 MMS报文检修处理机制被测装置MMS报文检修处理机制应满足如下要求：a) 装置应将检修压板状态上送客户端；b) 当

32、装置检修压板投入时，除装置自身检修压板状态外，本装置上送的所有报文中信号的品质q的Test位应置1；c) 当装置检修压板退出时，经本装置转发的信号应能反映GOOSE信号的原始状态；d) 客户端根据上送报文中的品质q的Test位判断报文是否为检修报文并作出相应处理，当报文为检修报文，报文内容应不显示在简报窗中，不发出音响告警，但应该刷新画面，保证画面的状态与实际相符，检修报文应存储，存储数量应符合相关规范要求，并可通过单独的窗口进行查询。7.3.10.3 GOOSE报文检修处理机制被测装置GOOSE报文检修处理机制应满足如下要求：a) 当装置检修压板投入时，装置发送的GOOSE报文中的Test应

33、置1；b) GOOSE接收端装置应将接收的GOOSE报文中的Test位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将信号作为有效进行处理或动作，不一致时宜保持前一状态；c) 当发送方GOOSE报文中Test置1时，发生GOOSE中断，被测装置应报具体的GOOSE中断告警，但不应报“装置告警（异常）”信号，不应点“装置告警（异常）”灯。7.3.11 保护装置具体保护装置的检验功能项目参照附录B，各保护功能检验方法如下：7.3.11.1 纵联保护检查装置纵联保护功能检查应满足如下要求：a) 纵联零序保护检查：采用通道自发自收或通道自环方式，按照装置说明书检查纵联零序保护的动作行为，应符合设计

34、动作逻辑，在1.05倍定值时，应可靠动作，在0.95倍定值或反方向时，应可靠不动作；b) 纵联距离保护检查：采用通道自发自收或通道自环方式，按照装置说明书检查纵联距离保护的动作行为，应符合设计动作逻辑，在0.95倍定值时，应可靠动作；在1.05倍定值或反方向时，应可靠不动作。7.3.11.2 线路差动保护检查装置差动保护功能检查应满足如下要求：a) 相电流差动保护检查：采用通道自环方式，按照装置说明书检查差动保护的动作行为，应符合设计动作逻辑，在1.05倍定值时，应可靠动作；在0.95倍定值时，应可靠不动作；b) 零序电流差动保护检查：采用通道自环方式，按照装置说明书检查零序电流差动保护的动作

35、行为，应符合设计动作逻辑，在1.05倍定值时，应可靠动作；在0.95倍定值时，应可靠不动作；c) CT断线闭锁差动功能检验：模拟CT断线，验证闭锁差动保护功能正确。7.3.11.3 弱馈功能检查按照装置说明书验证纵联距离保护、弱馈逻辑的正确性；检查差动保护低电压启动选项跳闸逻辑。7.3.11.4 距离保护检查装置距离保护功能检查应满足如下要求：a) 正相距离保护检查：投入距离保护压板，分别模拟A相、B相、C相单相、AB、BC、CA相间正向瞬时故障（每段应至少模拟一种故障类型），并使装置测量阻抗分别为0.95Zzd、1.05Zzd（Zzd为段接地和相间距离保护定值），在0.95倍定值（m=0.9

36、5）时，应可靠动作；在1.05倍定值时，应可靠不动作；b) 反相距离保护检查：分别模拟单相接地、两相和三相反方向故障（测量阻抗取0.1Zzd），距离保护应可靠不动作。7.3.11.5 零序保护检查装置零序保护功能检查应满足如下要求：a) 零序定时限检查：投入零序保护压板，加故障电流I=1.05*I0zd及I=0.95*I0zd（I0zd为零序过流定值）、故障电压U=30V，模拟单相接地故障；观察保护动作情况。模拟反方向故障，零序保护应可靠不动作；b) 零序反时限检查：投入零序保护压板，加故障电流I=1.5*I0zd及I=5*I0zd（I0zd为零序反时限过流起动定值），模拟单相接地故障；保护动

37、作时间与从反时限曲线计算而得的时间原则上一致。7.3.11.6 PT断线过流保护检查装置PT断线过流保护功能检查应满足如下要求：a) PT断线零序过流检查：投入“零序保护投入”压板，在PT断线状态下由测试仪加单相故障电流（必须保证零序能够启动）I=1.05*I0PTzd及I=0.95*I0PTzd（I0PTzd为“PT断线时零序过流”定值），故障态的时间应大于“PT断线时过流时间”（整定值）；b) PT断线相过流检查：投入“距离保护投入”压板，在PT断线状态下由测试仪加三相故障电流（必须保证变化量能够启动）I=1.05*IPTzd及I =0.95*IPTzd（IPTzd为“PT断线相过流定值”

38、），故障态的时间应大于“PT断线时过流时间”（整定值）。7.3.11.7 过流保护检查投入过流保护，分别模拟A相、B相、C相过流，在1.05倍过流电流定值下，应可靠动作；在0.95倍过流定值下，应可靠不动作。7.3.11.8 不一致保护检查装置不一致保护功能检查应满足如下要求：a) 不一致零序过流检查：加不一致零序过流值的1.05倍零序电流，同时给上任一相跳闸位置开入（该相应无流，否则不满足不一致条件），不一致保护应动作；加不一致零序过流值的0.95倍零序电流，同时给上任一相跳闸位置开入，不一致保护应不动作；b) 不一致负序过流检查：加不一致负序过流值的1.05倍负序电流，同时给上任一相跳闸位

39、置开入（该相应无流，否则不满足不一致条件），不一致保护应动作；加不一致负序过流值的0.95倍负序电流，同时给上任一相跳闸位置开入，不一致应保护不动作；c) 三相位置不一致：给上任一相跳闸位置开入，不一致保护应不动作。7.3.11.9 重合闸功能检查投入重合闸功能，分别通过模拟试验，校验重合闸不检、检同期、检线无压母有压、检线无压母无压、检母无压线有压等重合闸充、放电情况以及重合闸逻辑功能的正确性，同时校验检无压定值，应符合规程要求；校验同期功能时，需校验固定角度差定值和同期合闸角定值，应符合要求。7.3.11.10 主变差动保护检查应采用给I、II、III侧中的任意两侧支路加电流，通过固定其中

40、一个支路电流而改变另一个支路电流的方法来调整制动电流和差动电流的大小，从而检验差动保护动作特性。7.3.11.11 平衡电流检查在任两侧加入平衡电流Ie（变压器额定电流），观察差动电流值应为0。7.3.11.12 主变差动速断保护检查投入差动保护压板、主保护投入控制字和差动速断保护投入控制字，在I、II、III侧任两侧分别加入电流，模拟变压器区内相间或接地故障，当差流大于1.05倍差动速断定值，差动速断保护可靠动作，小于0.95倍差动速断定值，差动速断保护可靠不动作。7.3.11.13 主变比率差动保护检查主变比率差动保护功能检查应满足如下要求：a) 功能投退检查：按照装置说明书检查差动保护动

41、作行为，应符合设计动作逻辑，投入差动保护压板、主保护投入控制字和比率差动保护控制字，退出CT断线闭锁比率差动功能；b) 差动电流定值检查：根据比率差动方程计算出差流动作值。在任一侧加入电流，差流大于1.05倍计算差流定值时，可靠动作；小于0.95倍定值时，可靠不动作。在1.2倍定值时，动作时间误差应不大于30ms；c) 比率制动特性检查：在I、II、III侧任两侧分别加入平衡电流，调整一侧电流，使比率差动动作，记录差流值和制动电流值，重复以上试验，计算出比率制动系数K，计算的K值与整定K 误差不超过5；d) 二次（高次）谐波闭锁差动检查：在一侧加入单相电流（幅值大于差动保护电流定值），同时通入

42、二次（高次）谐波分量，当电流二次（高次）谐波含量为0.95倍二次（高次）谐波制动系数时，比率差动保护可靠动作；当电流二次（高次）谐波含量为1.05倍二次（高次）谐波制动系数时，比率差动保护可靠不动作；e) CT断线功能检查：在I、II、III侧中任两侧加入一倍Ie的平衡电流，断开其中一相电流，CT断线告警可靠动作，并闭锁差动保护。7.3.11.14 工频变化量差动保护检查投入差动保护压板、主保护投入控制字和工频变化量差动保护控制字，在I、II侧分别加入电流，产生差电流突变，模拟变压器区内相间或接地故障，使故障电流大于工频变化量差动保护动作定值，此时工频变化量差动保护可靠动作。7.3.11.15

43、 阻抗保护检查装置阻抗保护功能检查应满足如下要求：a) 相间故障阻抗保护检查：以II侧相间阻抗I段1时限为例，II侧其它阻抗保护试验方法同II侧相间阻抗I段1时限。投入II侧相间后备保护压板及II侧后备保护投入控制字；整定II侧相间阻抗I段1时限的跳闸控制字。分别模拟AB、BC、CA相间正向故障（每段应至少模拟一种故障类型），并使装置测量阻抗分别为0.95Zzd、1.05Zzd（Zzd相间阻抗保护定值，相间阻抗灵敏角根据厂家资料取值），在0.95倍定值时，应可靠动作；在1.05倍定值时，应可靠不动作；在0.7倍定值时，测量动作时间。分别模拟AB、BC、CA相间反向故障（每段应至少模拟一种故障类

44、型），并使装置测量阻抗分别为0.95Zzd、1.05Zzd（Zzd相间阻抗保护定值，相间阻抗灵敏角根据厂家资料取值），在0.95倍定值时，应可靠动作；在1.05倍定值时，应可靠不动作；在0.7倍定值时，测量动作时间；b) 接地故障阻抗保护检查：以II侧接地阻抗I段1时限为例，II侧其它阻抗保护试验方法同II侧接地阻抗I段1时限。投入II侧接地后备保护压板及II侧后备保护投入控制字；整定II侧接地阻抗I段1 时限的跳闸控制字。分别模拟A相、B相、C相单相正向故障（每段应至少模拟一种故障类型），并使装置测量阻抗分别为0.95Zzd、1.05Zzd（Zzd接地阻抗保护定值，相间阻抗灵敏角根据厂家资料

45、取值，接地阻抗零序补偿系数值装置根据厂家资料取值），在0.95倍定值时，应可靠动作；在1.05倍定值时，应可靠不动作；在0.7倍定值时，测量动作时间。分别模拟A相、B相、C相单相反向故障（每段应至少模拟一种故障类型），并使装置测量阻抗分别为0.95Zzd、1.05Zzd（Zzd接地阻抗保护定值，接地阻抗灵敏角根据厂家资料取值，接地阻抗零序补偿系数值装置根据厂家资料取值）在0.95倍定值时，应可靠动作；在1.05倍定值时，应可靠不动作；在0.7倍定值时，测量动作时间。7.3.11.16 主变零序电流保护检查以I侧零序过流保护为例，II侧零序过流保护试验方法同I侧。投入I侧接地保护压板和I侧后备保

46、护投入控制字，整定I侧零序过流I段跳闸控制字。由测试仪输出故障态的时间应大于整定时间。模拟A相正向接地故障，故障电压U=30V，加故障电流I=1.05*I0zd（I0zd为零序过流定值），应可靠动作；加故障电流I =0.95*I0zd，应可靠不动作；模拟A相反向故障，加入1.2倍Iset，应可靠不动作。7.3.11.17 间隙零序电流、过压保护检查以I侧间隙零序过流、过压保护为例，II侧零序过流、过压保护试验方法同I侧。投入I侧不接地保护压板和I侧后备保护投入控制字，整定I侧不接地零序过流I段跳闸控制字。由测试仪输出故障态的时间应大于整定时间。加故障电流I=1.05*I0jzd（I0jzd为零

47、序过流定值），应可靠动作；加故障电流I =0.95*I0jzd，应可靠不动作；加故障电压U=1.05*U0zd（U0zd 为零序过流定值），应可靠动作；加故障电流U=0.95*U0zd，应可靠不动作；投入间隙保护方式控制字，加1.05倍定值，模拟间隙零序电流和零序电压交替出现，应可靠动作。7.3.11.18 复压方向过流保护检查装置复压方向过流保护功能检查应满足如下要求：a) 以I侧过流保护为例，II侧，III侧过流保护，试验方法同I侧。投入I侧相间保护压板和I侧后备保护投入控制字，投入过流I段经复压闭锁控制字，整定I侧过流I段跳闸控制字；b) 电流定值检查：分别模拟A相、B相、C相单相正方向故障，并使装置故障电流分别为0.95Iset、1.05Iset（Ise