1继电保护调试专项施工方案
馆陶齐堡扩建35kV变电站2号主变扩建工程
继电保护调试专项施工方案
施工项目部（章）：馆陶齐堡扩建35kV变电站2号主变扩建工程项目部 年 月 日
批 准： 年 月 日
审 核： 年 月 日
编 写： 年 月 日 年 月 日 年 月 日
继电保护调试专项施工方案
一、编制目的
为确保馆陶齐堡扩建35kV变电站2号主变扩建继电保护调试质量，确保调试工作符合河北省
电力公司、邯郸供电公司反措验收要求，特制定本方案。
二、编制依据
1、《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161-2002
2、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006
3、《河北省电力公司电气设备交接试验标准》2010年版
4、《河北省电力公司输变电设备反事故措施汇编》生产[2008]33号
5、《河北南网继电保护二次系统接地技术方案》试行
6、《华北电网继电保护基建工程验收规范》试行
7、《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护专业重点实施要求
8、《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》Q/GW248-2008
9、电子式电流互感器技术规范Q/GDW 424-2010
10、电子式电压互感器技术规范Q/GDW 425-2010
11、智能变电站合并单元技术规范Q/GDW 426-2010
12、智能变电站继电保护技术规范Q/GDW 441-2010
13、智能变电站技术导则Q / GDW 383 — 2009
14、《基建类和生产类标准差异协调统一条款》变电部分
15、《关于强化输变电工程施工过程质量控制数码采集与管理的工作要求》基建质量[2010]322
号
16、《国家重大建设项目文件归档要求与档案整理规范》DA/T28-2002
17、电力工程竣工文件编制规定----DL/T5229-2005
三、适用范围
本方案仅适用于馆陶齐堡扩建35kV变电站2号主变扩建工程。
四、施工组织
调试工作负责人：贾文继
调试工作技术员：祁秀芳
调试工作安全员：张磊
调试工作人员：邢周、徐树鹏等。
五、调试范围及主要内容
1、调试范围
站内CT特性调试，变压器保护、35kV线路备自投保护、10kV出线保护、10kV电容器保护、
10kV接地变保护调试，低频低压减载装置调试，交直流系统调试，站内监控系统调试，远动系统调试。
配合厂家进行遥视系统、信息网络系统、通讯系统调试。
2、调试内容
电流互感器变比试验；常规CT伏安特性、变比、极性、直阻、绝缘电阻测试；微机保护装置
测试；二次回路直阻、绝缘电阻、CT回路总体极性测试，回路传动测试；GIS联锁回路测试；综自系统工程师站调试；站内监控系统遥测、遥信、遥控信号核对，监控信号远传；蓄电池充放电试验，直流系统模拟接地试验；PT及中央信号系统调试。
六、保护装置的调试
1、调试前的资料准备
1.1 装置说明书和被试屏组屏图纸
1.2 设计院有关被试屏与其它外部回路有关的设计图纸
1.3 被试屏所相关的一次设备主接线及二次设备相关的图纸和参数
2、通电前的检查
2.1 退出所有压板，断开所有空开
2.2 检查装置的型号和参数是否与订货一致，注意直流电源的额定电压应与现场匹配
2.3 检查插件是否松动，装置有无机械损伤，各插件位置是否与图纸设计位置一致。
2.4 检查配线有无压接不紧、断线等现象
2.5 用万用表检查电源回路是否有短路或断路现象
2.6 确认装置可靠接地
3、上电检查
3.1 上电后，若装置软件开始正常运行，此时装置指示灯“运行”点亮，可以判断各CPU板
件和程序正常
3.2 检查过程层通讯是否正常
3.3 检查液晶显示是否正常，若亮度不够则调节液晶对比度
3.4 主界面上CPU间通信指示符号是否正常闪烁
3.5 ，恢复出厂定值并下传定值
3.6
“时钟设置”，手动调节时钟
3.7
3.8 检查装置的参数设置，若装置出厂设置不符合现场要求，参考装置使用说明，进行相应
的设置
4、整机调试
4.1 交流量调试
行模拟量调试。交流显示应与外部输入一致，各路交流量显示误差应小于±1%。
4.2 输入开关量调试
35kV相关部分从智
能单元加入）开入量电压，检查外部加入开入量与界面显示是否一致。
4.3 保护功能调试
按照调试大纲对保护功能进行调试，核对各条记录的显示和上送。
4.4 通信功能调试
首先确定变电站内各装置连续编号，装置地址无重复编号。 将装置与相关装置连接，在后台
进行各种操作，检查装置是否响应指令并正确执行，同时正确反映所监测装置的在线状态。
4.5 打印功能调试
先关闭打印机电源，连好打印机数据线，再打开打印机电源，进行记录打印，保证打印功能
正常。
调试完毕应将调试记录归档，并与出厂调试记录进行比对分析。
调试完毕后使用【预置】功能，清除装置内所有相关记录。
5、常见异常现象及相应处理措施
七、关键技术要点
1、本站采用开关机构内部防跳，操作箱装置内防跳一律取消。
2、35kV进线间隔、2号主变三侧主进间隔配置全光纤电流互感器，需要和继保厂家配合完成
全光纤电流互感器的校准工作。35kV全光纤电流互感器电流值由光缆送至35kV配电室相应的合并单元屏汇总后，分别送至相关联的站控层设备。
3、35kV母线电压互感器、35kV线路电压互感器采用电子式电压互感器，需要和厂家配合完
成电子式电压互感器的校准工作。35kV线路电压互感器通过光纤送入35kV配电室内的对应35kV线路合并器屏后再经光纤送入光交换机(GOOSE交换机和过程层SV交换机)由站控层相关的35kV线路测控装置和35kV桥保护装置等设备进行采集、上送。同样35kV母线电压互感器电压值由光缆送至主控室母线电压合并单元屏汇总后，分别送至相关联的保护装置、测控装置、35kV线路合
并单元等站控层设备。
4、四遥表应依照规定送运行工区、调度所审批，最后由调度所下发远动系统信息量定值单，
依照定值单制作监控数据库，确保收发数据的一致性。
5、监控系统网线由厂家提供，厂家负责网络设备的接入并对连接质量把关，确保准确无误。
监控系统通讯布线应严格按照设计要求方式实施，在厂家的指导下完成，欣和电建变电公司敷设，光缆、尾缆应在专用的槽盒内敷设，通讯电缆末端应跨接75欧姆无感电阻以避免行波反射远距离的通讯设备应采用光电转换装置通信。
6、监控系统安装完毕、各终端设定完毕后，应绘制监控系统布线网络图，标明光端交换机、
HUB等设备安装位置，标明网络连接方式，详细说明各装置的光口用途、网线接口型号、通讯规约以及通讯地址等。
7、监控系统调试应先就地后远方。就地调试时，每一信源都必须模拟运行状态进行调试验证，传动断路器位置时应通过拉合开关方式进行，不得短接辅助节点，传动遥测量时应通入电压电流，不得使用各终端测控自带的数据对调功能。就地调试结束后进行远方对调时，为加快工作进度可以采用模拟对调和短接设备辅助节点的方式对调。
8、由于目前监控系统遥控功能采用地址对位方式，因此制作操作画面时要格外认真，操作画面与数据库应严格对应。进行遥控传动开关时，应合上站内所有开关的远方传动压板，力争最大限度的暴露问题、改正问题，确保开关与监控画面的一一对应。
9、监控系统调试时，应认真填写调试记录卡。确保工作依序进行，确保调试工作无遗漏。
10、保护传动前应认真熟悉图纸、研读厂家技术说明书，严防发生继电保护“三误”事故。
11、保护传动时，开关处设专人看护，并保持通讯畅通，以便异常问题、现象能够得到及时处理。
12、保护传动时，应采取一二次设备对位传动和通入电压电流的模拟传动方式，不得依靠短接节点、模拟开出的方式进行传动。
13、要加强寄生回路检查，传跳开关时先给上屏上其他压板，仅断开跳本开关压板，传动时本开关应不跳闸，断开其他压板，给上吊本开关压板，开关应可靠跳闸。
14、注意保护动作时间配合，主变保护动作时间与高压侧备自投保护的动作时间应错开一个级差，防止保护越级动作。
16、35kV、10kV系统进行PT二次通电时，核对电压相应PT二次电压的到位情况，并通过改变二次通电电压数值的方法核对二次线的相序正确。
17、进行交直流给断电试验，合上空开后，该空开回路电压正常，其他相应回路应无电压，断开本回路空开，给上其他回路空开，本回路应无电压。
18、对保护二次回路做整体检查，查看CT圈的使用是否实现了保护范围交叉功能。
19、对直流系统模拟动态直流接地，实际检验直流接地选线装置的动作可靠性和灵敏性。 20、35kV、10kV系统CT伏安特性试验，特性曲线应做到拐点，并要认真核对CT的10%误差特性。
21、五防联锁逻辑检查应实际操作验证。
22、调试完毕后开关柜及保护屏上压板应规范其名称，如不得使用“主变保护跳高压侧开关”等模糊字眼，应写明什么保护跳什么开关，如“1号主变差动保护跳101开关”。
23、运行注意事项是指导接收方验收和进行保护维护的关键资料，本工程将实行严格的编审
批制度。编制运行注意事项时，应重点写明保护的关键特殊点，写明掉闸逻辑，写明运行方式变化时压板的投退说明，文字表达有困难时，应绘制图表。
八、安全技术措施
1、试验电源必须经触电保安器，接电源两人进行，严禁私拉乱接。严格执行一机、一闸、一漏。
2、高空作业人员必须经过培训，作业人员不得有进行妨碍高空作业的疾病。高空作业人员必须正确使用安全带及二次保险绳。
3、进入室内前应通风并检测是否存在SF6气体泄漏。
4、预留空洞要及时封堵，尤其是风机空洞，堵空洞用的材料要密实，确保足够承受人员踩踏的冲击力，严防发生孔洞高空坠落现象。
5、开关传动时，开关处设专人看护，严防误传动引发机械伤害。
6、弹簧机构二次线改动时，应释放掉能量，断开操作及合闸电源。
7、35kV、10kV系统进行PT通电时，取下一、二次保险，PT处装围栏设专人监护，严防反充电。