湖北武汉500kV柏泉智能变电站验收方案.doc

驴焙到挺眩之郴交澄恼洪汗驹洞冤朴魁瑞娄雏聪链晦公十灌威结查再涤垫氯惟氏肖吭凌涧肘讥抨音衅戍厢迪胸结腕原卤汲槐浦烬系哗琢又嚷龄汰郁婉擂吉媳敲罗擒雪琼喻稿驱胁赫替虏计菱夺抒连密缘蛀牧歹狐塔喝旬讯埋雍境樊睁挡猫国池附甭戎绽趟铃乙映绍哇诣厦来围泌尉椒砸番箍舰缅坛槽技霖柑退尼涨序血爽口嚷耙壳火亥实董纬栋丑耐靶凤耐镀必兴苞忽胳扼吠板光摧砸毖超狙菊皂梭哀楞挫展只梯灰盟庆疽卵苹爵氰戚勇方满加墙踢歧兴杨滨知炉老沫镜副叹柯窿惨单甫许朱迈查剔穗婴喳敛访吃址舅帮涡析优矩陪仕渡娄少缕唱锄荫指毅立佣按娱孕司厘逆高臭辱百无理并廓填狠器婪湖北武汉500kV柏泉智能变电站系统联调验收方案2012年9月目 录1.概述11.1.项目计划11.2.设备配置、调试21.2.1.合并单元部分21.2.2.智能终端部分21.2.3.保护部分31.2.4.测控部分31.2否塌涕嗣连山饵瘁凹寐惜挑匙秦麦坊柜嚏播育抓盔精昼妥珊力莲奠噎定栽章布毫塞肯挎赎柠娠音棍巡蕾群风恤叼阿策哪诌寅抒撩祸睦福饥捏愚土限讼蕊舷喳较兆掺你斗坠雇尸琵帽像哨拥罕促请籽揍冲周景眯拘赖形浑版肺揖孙攘日什烩鸣表榜汹经鼓啸聚茧细拘谊杯阿器巡广腕挛萎罩村尘白坐候溃禁哺硝央彩互氮晃额拜诫慨虽瓷敝数铣鹃写腆画泥粒而恍腥谚嗽区痞先挝谓胡桃他串匠汇踢票狄胃担娘夫瘦丑荆原蔚歌叙烩佬候刽内憾桃陡留巾嘉蔡懈兄岳酌迢帐取瓶设低犬寄盅谓立彭生恕策庄审捻清墒件对阶亦丈桥七肘经限颊糊宵彦上戏铱浊妖娄场槽沧塞灶潦政磋瘫文铜菜陕姆艘雅舒瓶湖北武汉500kV柏泉智能变电站验收方案棉源倔许猜俭傅锑俯见众奏裁黄芝铣领骇赫膀椒炕草碧斜吨镭倔蚀怠瞧选偏燎周肋乘摄糕嗜巾请拥勿僚昆俐壶榔贴粉谋蜗曼洲庶配赎啸戳劫终孤憨封柬揍广黄迸挽娱躺拟枷绰荒蓉生涨古虾攫钻名萌板怯痛鸯艺吾曲刨窜擦论得摆莉拎仿搬秸惜沂串培泉似寄舔原制欠默宵静厩缩赛靴乌咕惩亡闸痞掷麦贴籽喷虱下即篱狭七臣愚极泌疯兰梗猪粪缀蘑摘匿队茂勾募汞拽润缠契绦醇黑乾胶定诫蒂助丹糯哮响勋搏棺楼竣球惑偏曳蛋胁闸冤弦拘滩乃衔捕弊燃垃癌烁律接羡宗筏樊嚣梭磺绢川避刚叛响帮涝缠侗矿颅唬滨相纫沿宛蹬夸椒餐夷奥潭予太拔军息蔷悟愿稚粗肋潘询玄瑚班吨橡袖聘帽让矗麓湖北武汉500kV柏泉智能变电站系统联调验收方案2012年9月目 录1.概述11.1.项目计划11.2.设备配置、调试21.2.1.合并单元部分21.2.2.智能终端部分21.2.3.保护部分31.2.4.测控部分31.2.5.同步时钟部分31.2.6.网络分析部分31.2.7.故障录波部分31.2.8.电度表部分31.2.9.保护信息子站部分41.2.10.后台监控系统部分41.2.11.一体化信息平台部分41.2.12.远动通信控制器部分41.2.13.在线监测部分41.2.14.调试仪器部分42.工作方案52.1.原则与要求52.2.成立联合小组62.3.工作计划82.3.1.9月24日10月3日工作内容安排（准备工作）82.3.2.10月4日10日工作内容安排（单机调试）82.3.3.10月11日工作内容安排（500kV 第一串 SV虚端子验证）92.3.4.10月12日工作内容安排（500kV 第二串 第三串 SV虚端子验证）112.3.5.10月13日工作内容安排（220kV 66kVSV虚端子验证）162.3.6.10月15日工作内容安排（500kV 第一串 GOOSE虚端子验证）342.3.7.10月16日工作内容安排（500kV 第二串 GOOSE虚端子验证）392.3.8.10月17日工作内容安排（500kV 第三串 GOOSE虚端子验证）422.3.9.10月18日工作内容安排（220kV 第一套 GOOSE虚端子验证）452.3.10.10月19日工作内容安排（220kV 第二套 GOOSE虚端子验证）502.3.11.10月20日工作内容安排（66kV GOOSE虚端子验证）552.3.12.10月2227日工作内容安排（全站系统级联调）572.3.13.10月29日内容安排（VLAN及对时检查）602.3.14.10月3031日内容安排（消缺和总结）603.附录（计算机监控验收测试项目）603.1.后台监控测试603.1.1.遥信变位603.1.2.SOE测试613.1.3.实时数据遥测量测试613.1.4.遥控测试613.1.5.保护功能测试623.1.6.画面响应时间测试623.1.7.历史数据及告警信息的测试623.1.8.后台应用维护功能测试633.1.9.报表浏览功能643.1.10.画面及图元编辑功能643.1.11.人员权限维护功能653.1.12.告警功能测试653.1.13.控制台663.1.14.事故追忆663.1.15.测试SNTP对时663.2.远动系统测试663.3.保护信息及录波器信息子站671. 概述1.1. 项目计划湖北武汉500kV柏泉智能变电站是湖北省第一座500kV智能化变电站，项目整体计划在2012年12月底投运。柏泉变电站的建设，将为保障武汉城区电力负荷增长的需要，满足武汉江北区域220千伏电网解环创造条件，对提高湖北电网运行的经济性和可靠性具有重要的意义。柏泉变本期两台主变，远期4台，500kV为3/2接线，建设1个完整的串，2个不完整串，出线2回；远期按照4个完成串考虑；一次采用HGIS的形式。220kV为双母双分段，本期7条线路，2个母联，2个分段，一次采用GIS的形式。66kV为本期2段独立式单母线，远期4段独立单母线，一次采用AIS的形式。全站所有互感器均为常规互感器，采用就地常规采样合并单元，所有的模拟量（包括线路电压、电路电流、母线电流等）通过合并单元采集，转换为数字量后通过IEC61850-9-2规约传输，500kV、220kV线路PT均为三相PT。开关设备仍采用常规的开关，就地采用智能终端设备，所有的开入量（开关、闸刀、地刀位置以及本体设备其他信号）在智能终端柜就地完成采集，转换为数字量后通过IEC61850标准传输；所有的开出控制以及控制的联闭锁由GOOSE 报文完成，在智能终端转换为硬接点输出，最后通过二次电缆连接开关、闸刀或地刀等实现分合控制；继电保护设备之间的联闭锁完全由GOOSE报文取代，取消了常规的二次回路接线。本项目二次部分系统联调由集成商南京南瑞继保电气有限公司负责，调试地点为南瑞继保公司胜太路厂区8号楼1楼。1.2. 设备配置、调试1.2.1. 合并单元部分间隔名称供货厂家500kV部分500kV母线合并单元南瑞继保500kV线路（开关）合并单元1南瑞继保 500kV线路（开关）合并单元2北京四方220kV部分220kV母线合并单元南瑞继保220kV线路合并单元1南瑞继保220kV线路合并单元2长园深瑞母联合并单元北京四方66kV部分66kV母线合并单元南瑞继保66kV线路合并单元（智能终端、合并单元一体化装置）南瑞继保主变部分（220kV和66kV）220kV电流合并单元北京四方66kV电流合并单元本体合并单元1.2.2. 智能终端部分间隔名称供货厂家500kV部分母线PT智能终端南瑞继保500kV线路智能终端1南瑞继保500kV线路智能终端2北京四方220kV部分220kV母线智能终端南瑞继保220kV线路智能终端1南瑞继保220kV线路智能终端2长园深瑞母联智能终端北京四方66kV部分66kV母线智能终端南瑞继保66kV线路智能终端（智能终端、合并单元一体化装置）南瑞继保主变部分（220kV和66kV）220kV智能终端北京四方66kV智能终端本体智能终端1.2.3. 保护部分应用间隔供货厂家500kV部分500kV母线保护1北京四方500kV母线保护2国电南自500kV线路保护及远跳1南瑞继保500kV线路保护及远跳2北京四方500kV断路器保护1南瑞继保500kV断路路保护2北京四方220kV部分220kV母线保护1北京四方220kV母线保护2国电南自220kV线路保护1南瑞继保220kV线路保护2长园深瑞220kV母联保护1北京四方220kV母联保护2北京四方主变部分主变保护1北京四方主变保护2北京四方66kV部分66kV站用变保护南瑞继保66kV电抗器保护南瑞继保66kV电容器保护南瑞继保1.2.4. 测控部分本站测控装置由南瑞继保提供。1.2.5. 同步时钟部分本站同步时钟系统由XXXX提供。1.2.6. 网络分析部分本站网络分析系统由思维奇提供。1.2.7. 故障录波部分本站故障录波器由中元华电提供。1.2.8. 电度表部分本站电度表由XXXX提供。1.2.9. 保护信息子站部分本站保护信息子站由XXXX提供。1.2.10. 后台监控系统部分本站后台监控系统由南瑞继保提供。1.2.11. 一体化信息平台部分本站一体化信息平台及高级应用由南瑞继保提供。1.2.12. 远动通信控制器部分本站远动通信单元由南瑞继保提供。1.2.13. 在线监测部分本站在线监测由西安金源提供。1.2.14. 调试仪器部分1、 两台数字测试仪（数字化保护、测控测试用）2、 两台常规试验仪（合并单元测试用）3、 一台凯默手持式光数字测试仪2. 工作方案2.1. 原则与要求1、 对于虚端子配置：南瑞继保按照设计院提供的虚端子图完成全站SCD文件的配置。2、 调试过程中各单位紧密配合，出现问题相互讨论，必要时请业主协调。3、 每单位应安排相应技术等人员在现场，做到随时发现问题，随时现场解决，直至调试、验收结束。4、 提前完成任务的单位，离开南京前应征得业主、南瑞继保公司联调负责人同意，方可离开。5、 为确保任务顺利进行，成立联合领导小组、联合工作小组。6、 调试过程中进行调试记录，联调结束完成后作为验收依据。2.2. 成立联合小组为保证本次调试和评测保质保量完成，希望各参与厂家密切配合，为此，由南瑞继保公司和此次参与调试的厂家共同组成“湖北柏泉500kV智能变电站联调验收小组”，小组由各单位主要领导以及现场负责人组成，主要负责实施过程中本单位需要协调事情、负责所提供设备调试、按照调试计划安排内部工作、向工作小组和本单位领导汇报在调试过程中出现的问题、尽快解决调试现场出现的问题等。成员结构图如下：调试总负责保护、合并单元、智能终端验收组一体化平台验收组仪器操作员数据记录员协调负责人 各个智能厂家工程技术人员仪器操作员数据记录员测控、对时及网络验收组仪器操作员数据记录员后勤负责人具体组成如下：湖北柏泉500kV智能变电站联调验收小组姓名联系电话所在单位调试总负责湖北省电力公司何健15951731622南瑞继保协调负责人湖北省电力公司陆伟13805171836南瑞继保成员湖北省电力公司吕航13805174124南瑞继保（研发中心）李鹏13952000192南瑞继保（工程中心）胡先强15195960741南瑞继保（工程中心）陈义友13814525013南瑞继保（工程中心）国电南自北京四方长园深瑞西安金源后勤保障人王乐新13770332266南瑞继保工作小组每天下午16点召开当天调试总结会议，汇总当天出现问题，形成每天日志，上报给相关领导，并提出可行的解决办法，安排第二天工作。2.3. 工作计划2.3.1. 9月24日10月3日工作内容安排（准备工作）a）开始装置ICD文件的一致性测试，各厂家将所提供设备的ICD文件在24日前以邮件方式发送给南瑞继保何健（hejiannari-，15951731622），并电话确认。各厂家需保证提供的icd文件为与程序符合的最终icd文件。b）设计院分批次逐步提供站内虚端子图。c）调试现场电源、光纤接线，设备提供厂家根据自己屏柜和装置情况接线，不组屏的装置，预先选取适当的位置将电源和光纤敷设到具体位置，做好调试前的准备工作。d）将所到设备按照设计院提供图纸具体化，指定具体间隔，并给以标识。e）南瑞继保根据接入站控层设备的情况，对站控层网络地址进行分配。f）南瑞继保根据接入过程层设备的情况，对过程层网络地址进行分配。g）南瑞继保根据设计院提供的虚端子，制作全站SCD文件。h）后台监控系统调试前准备；i）在线监测调试准备；2.3.2. 10月4日10日工作内容安排（单机调试）a） 保护装置单体调试；b） 智能终端单体调试；c） 合并单元单体调试；d） 测控装置单体调试；e） SCD审核；2.3.3. 10月11日工作内容安排（500kV 第一串 SV虚端子验证）1.进行500kV第一串第一套合并单元虚端子配置、调试，由保护、测控、故障录波、网络分析厂家牵头开始SV相关的调试，涉及5011断路器、5012断路器、木兰线，具体分配为5011断路器保护1（南瑞继保）5011断路器测控（南瑞继保）5012断路器保护1（南瑞继保）5012断路器测控（南瑞继保）木兰线路保护1（南瑞继保）木兰线测控（南瑞继保）1母保护1（北京四方）2母保护1（北京四方）故障录波1（中元华电）网络记录分析1（思维奇）5011 MU1（南瑞继保）5012 MU1（南瑞继保）木兰线电压MU1（南瑞继保）注：本表为本内容MU虚端子涉及到的设备以及提供厂家，行列交叉空白部分供配置、调试、调试过程中标记或记录用，此说明也适用后面表格。2.进行500kV第一串第二套合并单元虚端子配置、调试，由保护、故障录波、网络分析厂家牵头开始SV相关的调试，涉及5011断路器、5012断路器、木兰线，具体分配为5011断路器保护2（北京四方）5012断路器保护2（北京四方）木兰线路保护2（北京四方）1母保护2（国电南自）2母保护2（国电南自）故障录波2（中元华电）网络记录分析2（思维奇）5011 MU2（北京四方）5012 MU2（北京四方）木兰线电压MU2（南瑞继保）注：本表为本内容MU虚端子涉及到的设备以及提供厂家，行列交叉空白部分供配置、调试、调试过程中标记或记录用，此说明也适用后面表格。2.3.4. 10月12日工作内容安排（500kV 第二串 第三串 SV虚端子验证）1.进行500kV第二串第一套合并单元虚端子配置、调试，由保护、测控、故障录波、网络分析厂家牵头开始SV相关的调试，涉及5021断路器、5022断路器、5023断路器、孝感线、#2主变高压侧，具体分配为5021断路器保护1（南瑞继保）5021断路器测控（南瑞继保）5022断路器保护1（南瑞继保）5022断路器测控（南瑞继保）5023断路器保护1（南瑞继保）5023断路器测控（南瑞继保）孝感线保护1（南瑞继保）孝感线测控（南瑞继保）#2主变保护1（北京四方）#2主变测控（南瑞继保）1母保护1（北京四方）2母保护1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）500kV 1母电压MU1（南瑞继保）500kV 2母电压MU1（南瑞继保）#2主变电压MU1（南瑞继保）孝感线电压MU1（南瑞继保）5021断路器MU1（南瑞继保）5022断路器MU1（南瑞继保）5023断路器MU1（南瑞继保）注：本表为本内容MU虚端子涉及到的设备以及提供厂家，行列交叉空白部分供配置、调试、调试过程中标记或记录用，此说明也适用后面表格。2.进行500kV第二串第二套合并单元虚端子配置、调试，由保护、故障录波、网络分析厂家牵头开始SV相关的调试，涉及5021断路器、5022断路器、5023断路器、孝感线、#2主变高压侧，具体分配为5021断路器保护2（北京四方）5022断路器保护2（北京四方）5023断路器保护2（北京四方）孝感线保护2（北京四方）#2主变保护2（北京四方）1母保护2（国电南自）2母保护2（国电南自）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）500kV 1母电压MU2（南瑞继保）500kV 2母电压MU2（南瑞继保）#2主变电压MU2（南瑞继保）孝感线电压MU2（南瑞继保）5021断路器MU2（北京四方）5022断路器MU2（北京四方）5023断路器MU2（北京四方）注：本表为本内容MU虚端子涉及到的设备以及提供厂家，行列交叉空白部分供配置、调试、调试过程中标记或记录用，此说明也适用后面表格。3.进行500kV第三串第一套合并单元虚端子配置、调试，由保护、测控、故障录波、网络分析厂家牵头开始SV相关的调试，涉及5031断路器、5032断路器、#3主变高压侧，具体分配为5031断路器保护1（南瑞继保）5031断路器测控（南瑞继保）5032断路器保护1（南瑞继保）5032断路器测控（南瑞继保）#3主变保护1（北京四方）#3主变测控（南瑞继保）1母保护1（北京四方）2母保护1（北京四方）故障录波1（中元华电）网络记录分析1（思维奇）5031 MU1（南瑞继保）5032 MU1（南瑞继保）#3主变电压MU1（南瑞继保）注：本表为本内容MU虚端子涉及到的设备以及提供厂家，行列交叉空白部分供配置、调试、调试过程中标记或记录用，此说明也适用后面表格。4.进行500kV第三串第二套合并单元虚端子配置、调试，由保护、故障录波、网络分析厂家牵头开始SV相关的调试，涉及5031断路器、5032断路器、#3主变高压侧，具体分配为5031断路器保护2（北京四方）5032断路器保护2（北京四方）#3主变保护2（北京四方）1母保护2（国电南自）2母保护2（国电南自）故障录波2（中元华电）网络记录分析2（思维奇）5031 MU2（北京四方）5032 MU2（北京四方）#3主变电压MU2（南瑞继保）注：本表为本内容MU虚端子涉及到的设备以及提供厂家，行列交叉空白部分供配置、调试、调试过程中标记或记录用，此说明也适用后面表格。2.3.5. 10月13日工作内容安排（220kV 66kVSV虚端子验证）1.进行220kV第一套合并单元虚端子配置、调试，由保护、测控、故障录波、网络分析厂家牵头开始SV相关的调试，涉及台商I线、台商II线、#2主变中压侧、#3主变中压侧、#1母联、#2母联、#1分段、#2分段，具体分配为台商I线保护1（南瑞继保）台商I线测控（南瑞继保）1母保护1（北京四方）2母保护1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMB母电压MU1（南瑞继保）220kV IIMB母电压MU1（南瑞继保）台商I线MU1（南瑞继保）台商II线保护1（南瑞继保）台商II线测控（南瑞继保）1母保护1（北京四方）2母保护1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMB母电压MU1（南瑞继保）220kV IIMB母电压MU1（南瑞继保）台商II线MU1（南瑞继保）#2主变保护1（北京四方）#2主变测控（南瑞继保）1母保护1（北京四方）2母保护1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMA母电压MU1（南瑞继保）220kV IIMA母电压MU1（南瑞继保）#2主变MU1（北京四方）#3主变保护1（北京四方）#3主变测控（南瑞继保）1母保护1（北京四方）2母保护1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMB母电压MU1（南瑞继保）220kV IIMB母电压MU1（南瑞继保）#3主变MU1（北京四方）#1母联保护1（北京四方）#1母联测控（南瑞继保）1母保护1（北京四方）2母保护1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMA母电压MU1（南瑞继保）220kV IIMA母电压MU1（南瑞继保）#1母联MU1（北京四方）#2母联保护1（北京四方）#2母联测控（南瑞继保）1母保护1（北京四方）2母保护1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMB母电压MU1（南瑞继保）220kV IIMB母电压MU1（南瑞继保）#2母联MU1（北京四方）#1分段保护1（北京四方）#1分段测控（南瑞继保）1母保护1（北京四方）2母保护1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMA母电压MU1（南瑞继保）220kV IMB母电压MU1（南瑞继保）#1分段MU1（北京四方）#2分段保护1（北京四方）#2分段测控（南瑞继保）1母保护1（北京四方）2母保护1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IIMA母电压MU1（南瑞继保）220kV IIMB母电压MU1（南瑞继保）#2分段MU1（北京四方）2 进行220kV第二套合并单元虚端子配置、调试，由保护、故障录波、网络分析厂家牵头开始SV相关的调试，涉及台商I线、台商II线、#2主变中压侧、#3主变中压侧、#1母联、#2母联、#1分段、#2分段，具体分配为台商I线保护2（长园深瑞）1母保护2（国电南自）2母保护2（国电南自）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMB母电压MU2（南瑞继保）220kV IIMB母电压MU2（南瑞继保）台商I线MU2（长园深瑞）台商II线保护2（长园深瑞）1母保护2（国电南自）2母保护2（国电南自）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMB母电压MU2（南瑞继保）220kV IIMB母电压MU2（南瑞继保）台商II线MU2（长园深瑞）#2主变保护2（北京四方）1母保护2（国电南自）2母保护2（国电南自）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMA母电压MU2（南瑞继保）220kV IIMA母电压MU2（南瑞继保）#2主变MU2（北京四方）#3主变保护2（北京四方）1母保护2（国电南自）2母保护2（国电南自）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMB母电压MU1（南瑞继保）220kV IIMB母电压MU1（南瑞继保）#3主变MU2（北京四方）#1母联保护2（北京四方）1母保护2（国电南自）2母保护2（国电南自）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMA母电压MU2（南瑞继保）220kV IIMA母电压MU2（南瑞继保）#1母联MU2（北京四方）#2母联保护2（北京四方）1母保护2（国电南自）2母保护2（国电南自）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMB母电压MU2（南瑞继保）220kV IIMB母电压MU2（南瑞继保）#2母联MU2（北京四方）#1分段保护2（北京四方）1母保护2（国电南自）2母保护2（国电南自）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IMA 母电压MU2（南瑞继保）220kV IMB母电压MU2（南瑞继保）#1分段MU2（北京四方）#2分段保护2（北京四方）1母保护2（国电南自）2母保护2（国电南自）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）220kV IIMA母电压MU2（南瑞继保）220kV IIMB母电压MU2（南瑞继保）#2分段MU2（北京四方）3 进行66kV合并单元虚端子配置、调试，由保护、故障录波、网络分析厂家牵头开始SV相关的调试，涉及#1站用变、#3电抗器、#4电容器、#2主变低压侧、#3主变低压侧，具体分配为#1站用变保护（南瑞继保）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）66kV II母电压MU（南瑞继保）#1站用变MU（南瑞继保）#3电抗器保护（南瑞继保）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）66kV II母电压MU（南瑞继保）#3电抗器MU（南瑞继保）#4电容器保护（南瑞继保）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）66kV II母电压MU（南瑞继保）#4电容器MU（南瑞继保）#2主变保护1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）66kV II母电压MU（南瑞继保）#2主变MU1（北京四方）#2主变保护2（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）66kV II母电压MU（南瑞继保）#2主变MU2（北京四方）#3主变保护1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）66kV III母电压MU（南瑞继保）#3主变MU1（北京四方）#3主变保护2（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）66kV III电压MU（南瑞继保）#3主变MU2（北京四方）2.3.6. 10月15日工作内容安排（500kV 第一串 GOOSE虚端子验证）1.进行500kV第一串第一套装置GOOSE虚端子配置、调试，由保护、测控、故障录波、网络分析厂家牵头开始GOOSE相关的调试，涉及5011断路器、5012断路器、木兰线，具体分配为5011断路器保护1（南瑞继保）5011断路器测控（南瑞继保）5012断路器保护1（南瑞继保）5012断路器测控（南瑞继保）木兰线路保护1（南瑞继保）木兰线测控（南瑞继保）1母保护1（北京四方）2母保护1（北京四方）故障录波1（中元华电）网络记录分析1（思维奇）5011 MU1（南瑞继保）5012 MU1（南瑞继保）木兰线电压MU1（南瑞继保）5011智能终端1（南瑞继保）5012智能终端1（南瑞继保）5011断路器保护1（南瑞继保）5012断路器保护1（南瑞继保）木兰线路保护1故障录波器（中元华电）网络分析仪（思维奇）注1：本表中第一行和第一列的设备都有可能为接收方或者发送方，填表的时候需要注意。此说明也适用后面表格。注2：本表为本内容虚端子涉及到的设备以及提供厂家，行列交叉空白部分供配置、调试、调试过程中标记或记录用，此说明也适用后面表格。2.进行500kV第一串第二套装置GOOSE虚端子配置、调试，由保护、故障录波、网络分析厂家牵头开始GOOSE相关的调试，涉及5011断路器、5012断路器、木兰线，具体分配为5011断路器保护2（北京四方）5011断路器测控（南瑞继保）5012断路器保护2（北京四方）5012断路器测控（南瑞继保）木兰线路保护2（北京四方）木兰线测控（南瑞继保）1母保护2（国电南自）2母保护2（国电南自）故障录波2（中元华电）网络记录分析2（思维奇）5011 MU2（北京四方）5012 MU2（北京四方）木兰线电压MU2（南瑞继保）5011智能终端2（北京四方）5012智能终端2（北京四方）5011断路器保护2（北京四方）5012断路器保护2（北京四方）木兰线保护2（北京四方）故障录波器（中元华电）网络分析仪（思维奇）2.3.7. 10月16日工作内容安排（500kV 第二串 GOOSE虚端子验证）1.进行500kV第二串第一套GOOSE虚端子配置、调试，由保护、测控、故障录波、网络分析厂家牵头开始GOOSE相关的调试，涉及5021断路器、5022断路器、5023断路器、孝感线、#2主变高压侧，具体分配为5021断路器保护1（南瑞继保）5021断路器测控（南瑞继保）5022断路器保护1（南瑞继保）5022断路器测控（南瑞继保）5023断路器保护1（南瑞继保）5023断路器测控（南瑞继保）孝感线保护1（南瑞继保）孝感线测控（南瑞继保）#2主变保护1（北京四方）#2主变测控（南瑞继保）1母保护1（北京四方）2母保护1（北京四方）故障录波（中元华电）网路记录分析（思维奇）500kV 1母电压MU1（南瑞继保）500kV 2母电压MU1（南瑞继保）#2主变电压MU1（南瑞继保）孝感线电压MU1（南瑞继保）5021断路器MU1（南瑞继保）5022断路器MU1（南瑞继保）5023断路器MU1（南瑞继保）5021智能终端1（南瑞继保）