2智能变电站110kV主变保护标准化验收卡.doc

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1、110kV主变保护标准化验收卡1 设备验收概况及总结（本项作为工程验收完成的确认内容）单位名称变电站名称验收性质新建（ ） 扩建（ ） 技改（ ）工程名称间隔名称第一套保护设备型号制造厂家出厂日期软件版本校验码程序形成时间第二套保护设备型号制造厂家出厂日期软件版本校验码程序形成时间第一套合并单元设备型号制造厂家出厂日期软件版本校验码程序形成时间第二套合并单元设备型号制造厂家出厂日期软件版本校验码程序形成时间第一套智能终端设备型号制造厂家出厂日期软件版本校验码程序形成时间第二套智能终端设备型号制造厂家出厂日期软件版本校验码程序形成时间软件版本要求各保护的软件版本应符合省调最新发布的年度微机保护适

2、用软件版本规定要求符合（ ） 不符合（ ）验收发现遗留问题序号问题的描述整改建议12345验收总体评价和结论验收各方签字调试人员：验收人员：年 月 日2 全站配置文件检查序号验收项目技术标准要求检查情况及整改要求验收方法1.配置文件检查调试单位已落实完成全站SCD文件与设计图纸一致的检查工作，并提交竣工的SCD文件给运行维护单位验收。检查报告调试单位已落实完成检查现场SCD/CID等配置文件与归档配置文件一致的检查工作。检查报告调试单位已落实完成归档SCD/CID的系统功能及通信参数与设计文件一致的检查工作检查报告调试单位已落实完成归档SCD/CID的虚回路配置与虚回路设计表一致的检查工作。检

3、查报告3 试验报告(原始记录)及技术资料检查序号验收项目技术标准要求检查情况及整改要求验收方法2.试验报告或原始记录（试验数据须采用手填）应记录装置制造厂家、设备出厂日期、出厂编号、合格证等检查报告应记录测试仪器、仪表的名称、型号；应使用经检验合格的测试仪器（合格有效期标签）检查报告应记录试验类别、检验工况、检验项目名称、缺陷处理情况、检验日期等检查报告应记录保护装置的版本号及校验码等参数检查报告试验项目完整（按福建电网智能变电站继电保护检验规程要求），定值按照调试定值/正式定值进行试验，试验数据合格（应有结论性文字表述）检查报告两侧保护装置联调试验报告（出厂联调或集成联调报告）检查报告3.三

4、级验收单应有试验负责人和试验人员及安装调试单位主管签字并加盖调试单位公章的三级验收单检查报告4.工作联系单工作联系单问题已处理，设计修改通知单已全部执行检查报告5.图实相符核对工作调试单位已落实完成图实相符核对工作（对照施工图及设计变更通知单，核对屏柜电缆、光纤、网络接线是否与设计要求一致，光纤标识是否按照相关光纤标识规范粘贴），并提交一套完整的已图实核对的施工图（或由设计单位提供竣工草图）给运行维护单位验收核对图纸、现场核查6.传统电流互感器差动保护CT10%误差曲线差动保护用的常规CT绕组应有完整CT10%误差曲线分析，且使用其二次回路阻抗与10%误差曲线比较，应有结论检查报告7.现场CT

5、变比、极性等交底单调试人员应认真完成现场CT变比、绕组、极性的核对，并向运行维护单位提交电流互感器技术交底单检查报告4 设备外观、二次回路、光纤、网络安装及回路绝缘检查序号验收项目技术标准要求检查情况及整改要求验收方法1.保护屏柜、测控屏、就地智能汇控柜、网络交换机柜、保护通信接口柜的安装保护室内的二次地网与主地网的铜缆连接可靠；各保护屏底座四边应用螺栓与基础型钢连接牢固。现场核查保护屏柜门开、关灵活；漆层完好、清洁整齐；屏柜门应有4mm2以上的软铜导线与柜体相连。现场核查屏柜内二次专用铜排接地检查：屏内铜排用不小于50mm2的铜排（缆）接至二次地网铜排；就地智能汇控柜内二次专用铜排应用不小于

6、100mm2的铜缆接至地网，二次电缆屏蔽层应可靠连接至柜内专用接地铜排上现场核查屏柜内小开关、电源小刀闸、空开电气接触良好；切换开关、按钮、键盘操作灵活，装置背面接地端子接地可靠现场核查就地智能汇控柜、保护屏柜等底座的电缆孔洞封堵良好（由运行人员认可）现场核查就地智能汇控柜内每一根二次电缆屏蔽层应可靠连接至屏柜专用接地铜排上，不得与PT、CT二次回路接地共用一个接地端子（螺栓）现场核查就地智能汇控柜应与主地网明显、可靠连接，接地扁铁涂黄绿漆标识现场核查就地智能汇控柜内二次接地铜排应与箱体外壳接点共同接至临近的接地网（或经临近接地构架接地）。现场核查分相式开关本体非全相保护应采用数字式或自锁式继

7、电器；对于采用弹操作机构的断路器，非全相继电器严禁挂装在开关机构箱上，防止开关分合闸时造成非全相保护误动现场核查铭牌及标示应齐全、清晰、正确现场核查2.端子排的安装端子排应无损坏，固定良好，端子排内外两侧都应有序号现场核查3.电缆及二次回路接线检查线与端子排的连接牢固可靠，每段端子排抽查十个，发现有任何一个松动，可认定为不合格现场核查缆芯线和较长连接线所配导线的端部均应标明其回路编号，号头应有三重编号（本侧端子号、回路号、电缆号），且应正确，字迹清晰且不易脱色，不得采用手写现场核查屏内电缆备用芯都应有号头（标明电缆号），且每芯应用二次电缆封堵头套好，不脱落，导线芯线应无损伤，且不得有中间接头现

8、场核查现场核查交流回路接线号头应用黄色号头管打印，与其他回路区别开。直流回路电缆接线套头宜使用白色标示现场核查配线应整齐、清晰、美观，符合创优施工工艺规范要求现场核查4.二次回路绝缘试验报告中保护、智能终端、合并单元、就地智能汇控柜中刀闸开关控制电源等的供电直流电源以及交流回路的绝缘试验数据应合格；应根据试验报告随意抽取不少于三个试验点加以验证。检查报告和现场抽查5.光缆、尾纤、光纤盒、网络线检查光纤连接应设计图纸一致；光纤与装置的连接牢固可靠，不应有松动现象，光纤头干净无灰尘现场核查跨屏柜光缆必须使用尾缆或铠装光缆，光缆、尾缆应穿PVC管或经光缆槽盒现场核查光缆、光纤盒（光纤配线架）、尾纤应

9、标识正确、规范， 号头应有四重编号（线芯编号或回路号/连接的本柜装置及端口,光缆编号/光缆去向（对侧装置及端口号）描述, 连接的对侧设备端口，如：1-SV/2-13n4X 0UT1，EML-232/中心交换机RX1），保护直跳光纤应用红色标签标识、GOOSE网应用红色标签标识；SV采样采用黄色标签标识；SV与GOOSE共网采用黄色，GPS对时、MMS网采用白色标签标识，且应字迹清晰且不易脱色，不得采用手写。备用纤芯均应布至正常使用端口旁。现场核查检查备纤数量及标识是否正确、规范，号头应有三重编号（线芯编号,光缆编号/光缆去向），采用白色标签标识，如：1-SV，EML-232/220kV母联保护

10、柜，且备用纤芯均应布至正常使用端口旁。现场核查尾纤的连接应完整且预留一定长度，多余的部分应采用弧形缠绕，尾纤在屏内的弯曲内径大于6cm（光缆的弯曲内径大于70cm），并不得承受较大外力的挤压或牵引，严禁采用硬绑扎带直接固定尾纤现场核查尾纤不应存在弯折、窝折现象，不应承受任何外重，不应与电缆共同绑扎，尾纤表皮应完好无损现场核查备用的光纤端口、尾纤应带防尘帽现场核查网线号头应有三重编号（连接的本柜装置及端口、网线编号、网线去向名称），水晶头与装置网口连接可靠，网线号头应有标签或挂牌标识现场核查6.现场设备标识各保护、测控屏柜、网络交换机柜、通信接口屏、直流屏（含通信直流屏）、就地智能汇控柜等的空开

11、、压板标识应清晰明确、标准规范，并逐一拉合试验确认对应关系现场核查各保护、测控屏柜命名应符合调度命名规范现场核查7.2M屏柜命名应符合要求调度通信命名要求通道标识应按如下规范标识：“上行：“XX kV某某路XX保护，下行：“2M复用（或专用光纤）收信（或发信、备用）”，打两遍对折粘至相应尾纤。（基建、技改工程要求：备用纤芯，2M备用线均应布至正常使用纤芯、2M线旁）。至ODF或DDF架以及2M装置电源的尾纤、2M数据线以及空开应用红色标签标识现场核查8.其他屏内电缆、光缆悬挂号牌，挂牌为硬塑号牌，悬线使用硬导线；应按规范标明其电缆、光缆编号（含开关编号）等，且不得采用手写现场核查屏内各独立装置

12、、继电器、切换把手和压板标识正确齐全，且其外观无明显损坏智能控制柜应具备温度、湿度的采集、调节功能，现场温湿度应保持在规定的范围内，并可通过智能终端GOOSE接口上送温度、湿度信息，厂家应提供柜体温湿度试验报告。检查报告和现场抽查5 保护主要反措内容检查序号验收项目技术标准要求检查情况及整改要求备注1.查交直流、强弱电是否混缆交、直流以及强、弱电不得在同根电缆中核对图纸、现场核查2.端子排的反措正、负电源之间以及经常带电的正电源与合闸或跳闸回路之间，应至少以一个空端子隔开，或者用隔板隔开核对图纸、现场核查3.直流空开双重化配置的每套保护装置、合并单元、智能终端、交换机等装置应独立配置一个专用直

13、流空开，连接于同一GOOSE及SV网络的装置电源应接在同段直流母线上且一一对应，直流空开应上下级配合核对图纸、现场核查双重化配置的每组操作回路独立配置一个专用直流空开，并分别接于不同直流母线上。若每套保护单独跳一个断路器线圈的，则保护电源应与所作用断路器的控制电源应挂接在同一段直流母线核对图纸、现场核查核对图纸、现场核查4.保护配置双重化的保护在采样、逻辑、出口跳闸等回路上应完全独立核对图纸、现场核查智能终端应具备直跳、网跳光纤回路独立跳闸，不得交叉结合整组检查GOOSE组网应按照电压等级、保护功能进行划分，在需要跨GOOSE网络实现相关功能时，宜采用点对点直连方式实现核对图纸、现场核查5.C

14、T二次回路（常规电流互感器）独立的、电气回路上没有直接联系的每组CT二次回路接地点应独立配置就地一点接地，并在就地智能汇控柜接地铜排上采用独立螺栓固定。核对图纸、现场核查应采用专用黄绿接地线(多股铜导线)，截面不小于4mm2；且必须用压接圆形铜鼻子与接地铜排连接（接地线的两端均应采用铜鼻子单独压接工艺），不得与电缆屏蔽层共用一个接地端子（螺栓）现场核查现场本体的CT变比设定情况及极性确认验收，应与提交的电流互感器交底单一致核对图纸、现场核查6.PT二次回路（常规电流互感器）独立的、电气回路上没有直接联系的每组PT二次回路接地点应独立配置就地一点接地，并在就地智能汇控柜接地铜排上采用独立螺栓固定

15、，不必经击穿保险接地。（区别于常规N600一点接地规定）核对图纸、现场核查来自开关场的PT二次回路4根引入线和互感器三次回路的2根引入线均应使用各自独立的电缆，不得公用。PT具备双二次绕组用于计量回路的电压互感器4根引入线也应使用各自独立的电缆，不得与保护公用。现场核查合并单元引入PT绕组的N线，应确认不经空气开关或熔断器，接入保护装置现场核查两套合并单元的电压回路应分别配置有空气开关，PT交流电压空开应带辅助报警接点现场核查应采用专用黄绿接地线(多股铜导线)，截面不小于4mm2；且必须用压接圆形铜鼻子与接地铜排连接（接地线的两端均应采用铜鼻子单独压接工艺），不得与电缆屏蔽层共用接地端子（螺栓

16、）现场核查6 合并单元验收6.1 合并单元主要反措内容检查序号验收项目技术标准要求检查情况及整改要求1.合并单元级联检查合并单元的级联方式应事先确定，宜采用FT3或9-2方式进行合并单元的级联, 优先采用9-2方式级联。2.合并单元采样发送格式检查SV采样至虚端子通道宜采用AABBCC方式排列。6.2 合并单元单体调试验收序号验收项目技术标准要求检查情况及整改要求备注1.版本检查检查软件版本与报告版本一致现场抽查2.同步异常告警及装置告警外时间同步信号丢失时应有GOOSE告警报文现场抽查合并单元光纤链路故障告警，模拟电源中断、电压异常、采集单元异常、同步异常、通信中断等异常情况，检验合并单元能

17、将异常GOOSE信息上送测控，采样值不误输出。现场抽查3.合并单元的零漂、采样值精度（幅值和相角）试验数据应在规程允许范围现场抽查每个采样通道均要试验，采样精度误差符合规范要求现场抽查三相交流模拟信号源分别输出 45Hz 、 48Hz 、 49Hz 、 50Hz 、 51Hz 、 52Hz 、 55Hz 的电压电流信号（三相平衡、 初始相位角任意），给合并单元。 每个频率持续施加 1 分钟。 记录合并单元测试仪上显示的幅值误差和相位误差，计算误差改变量。现场抽查三相交流模拟信号源向合并单元输出含谐波的额定电压、 电流信号， 在基波上依次叠加谐波 2 次 5 次（测量电流和电压）、 2 次 5

18、次（保护电流）， 谐波含量为 20% 。 每次谐波持续施加 1 分钟。 通过 MU 测试仪测量各通道的幅值误差和相位误差，并分析合并单元输出谐波的谐波次数、 谐波含量。谐波下的幅值和相位误差改变量应不大于准确等级指数的 200% ， 保护 CT 的误差应满足原技术指标要求。现场抽查4.通道延时采样报文通道延时测试，包括MU级联条件下的测试，通道延时时间小于2ms现场抽查5.采样值状态字测试投入检修压板(含母线PT合并单元检修压板)，检测合并单元发送的采样值数据检修指示位应指示正确。合并单元级联通道断链，相应的通道置无效位。能正确转发级联合并单元数据及品质信息。现场抽查6.电压切换功能、电压并列

19、功能间隔合并单元接收母线PT合并单元电压SV（含双母线电压），同时从GOOSE网接收该间隔刀闸位置信息进行电压切换，按福建省智能变电站二次系统设计规范中的推荐典型切换逻辑校验间隔合并单元的母线电压切换逻辑、母线电压并列逻辑是否正确。现场抽查7.光功率检测接收和发送的光功率、光纤链路衰耗值、光灵敏度应满足要求（对于光波长为1300nm发送光功率-20dBm-14dBm，接收光灵敏度-31-14 dBm；对于光波长为850nm发送光功率-19-10 dBm；接收光灵敏度-24-10 dBm）检查报告、每间隔抽查2个8.装置电源检验合并单元电源在（80% 120%）范围内缓慢上升或缓慢下降过程中，采

20、样值输出稳定，无异常输出。现场抽查9.合并单元逻辑检查GOOSE检修不一致时，合并单元GOOSE开入保持上一态。现场抽查合并单元GOOSE断链时，GOOSE开入保持上一态合并单元投入检修压板，相关设备采样值的检修位指示正确10.二次通流检查对保护通道进行二次通流检查，验证采样保护通道虚回路正确性。现场抽查现场抽查7 智能终端验收7.1 智能终端反措内容检查序号验收项目技术标准要求检查情况及整改要求1.智能终端回路检查断路器防跳、跳合闸压力异常闭锁功能由断路器本体实现。两套智能终端装置失电、装置闭锁等状态应交叉告警。单套配置的智能终端装置失电、装置闭锁等信号靠邻近装置发告警信号。2.智能终端直流

21、空开检查智能终端的装置电源、遥信电源和控制电源应独立设置空开，并取自同一段直流。3.闭重逻辑检查220kV线路保护闭重、智能终端手跳闭重、母差保护跳闸、失灵保护跳闸、另一套智能终端闭重、收GOOSE三跳令等“或”逻辑后发一总闭重令给断路器/线路保护。4.智能终端对时检查智能终端宜采用光B码对时；智能终端发送的外部采集开关量应带时标。5.智能终端信号命名检查智能终端的信号应按照省网相关规范命名要求设计。6.智能终端信号智能终端应设计保护跳闸、手合、手跳等信息，并经智能终端上送综自后台。7.2 智能终端单体调试验收序号验收项目技术标准要求检查情况及整改要求备注1.版本检查检查软件版本与报告版本一致

22、现场核查2.电源检查检查装置电源指示正常；现场核查拉合直流电源空开、智能终端能正常启动，不出现死机现象；现场核查在80%额定直流电压下，智能终端工作正常现场核查3.GOOSE命令接收GOOSE跳、合闸、遥控命令动作正确，且应在动作后，点亮面板相应的指示灯并能自保持，GOOSE命令结束后，面板指示灯只能通过手动或遥控复归现场抽查4.开入、开出关量检查隔离开关、断路器位置节点等硬接点开入状态是否与GOOSE变位应一致；现场抽查开出量检查，断路器、刀闸、地刀遥控分合正确，保护动作出口正确现场抽查5.告警功能检查GOOSE链路中断告警功能正常，GOOSE链路中断应点亮面板告警指示灯，同时发送GOOSE

23、断链告警报文现场抽查智能终端时间同步信号丢失以及失步，应发GOOSE告警报文现场抽查6.继电器检查核查对应开关机构的跳闸电流，电流保持型防跳继电器动作电流应大于跳闸电流的15%且小于跳闸电流的50%，线圈压降小于10%Ue，并进行实际带开关模拟试验；检查厂家提供的出口中间继电器动作电压数据（介于55%70%Ue合格）现场抽查7.非全相继电器检查抽取几个出口继电器动作电压测试（介于 55%70%Ue 合格） ，动作功率应大于5W。现场抽查线路间隔非全相出口时间继电器应整定在2.5秒，（主变间隔非全相出口时间继电器应整定在0.5秒，误差不超过5%，）具有两组非全相回路的，应分别试验，检查继电器动作

24、时限及出口的正确性 现场抽查8.两个跳闸线圈同极性确认试验 送上第一组、第二组控制电源，模拟两组三相跳闸，检查开关应能正确跳闸，若正确则两线圈同极性接线，不会拒动 现场抽查9.检修功能检查智能终端投入检修后，发送的所有GOOSE报文检修位置“1”现场抽查仅当GOOSE报文的检修位与本装置检修状态一致时，GOOSE报文才参与本装置逻辑，当GOOSE报文的检修位与本装置检修状态不一致时，GOOSE报文不参与本装置逻辑现场核查10.光功率检测接收和发送的光功率、光纤链路衰耗值、光灵敏度应满足要求（对于光波长为1300nm发送光功率-20dBm-14dBm，接收光灵敏度-31-14 dBm；对于光波长

25、为850nm发送光功率-19-10 dBm；接收光灵敏度-24-10 dBm）现场抽查11.与间隔层装置的互联检验与另一套智能终端的闭重信号开入及本装置GOOSE开出正确现场核查与保护装置、测控、故障录波及网络报文分析仪的互联正确现场核查上送的温度、湿度等模拟量信息正确检查报告非电量保护信号应从源端模拟进行全面检查，及光耦动作电压检查（重瓦斯保护等应在本体实际模拟），并进行信号核对确认（本体智能终端）现场抽查涉及跳闸的非电量重动继电器启动功率或动作功率应不小于5W，动作电压应介于55%70%Ue；额定直流电压下动作时间应介于10ms35ms（本体智能终端）现场抽查12.遥测遥调检查油温及绕组温

26、度上送误差应保持在规定的范围内现场抽查档位调整功能正常，档位显示正确现场抽查8 保护单体验收序号验收项目技术标准要求及方法检查情况及整改要求备注1.装置软件版本检查检查装置软件版本、程序校验码、制造厂家等与调试定值单或正式定值单一致现场核查2.上电检查电源检查：直流电源输入80%Ue和115%Ue下，电源输出稳定，拉合装置电源，装置无异常。检查试验报告，现场抽查无异常报警定值整定功能：定值输入和固化功能、失电保护功能、定值区切换功能正常压板投退功能：功能软压板及GOOSE出口软压板投退正常；检修硬压板功能正常对时功能测试：检查装置的时钟与GPS时钟一致3.光功率检查接收和发送的光功率、光纤链路

27、衰耗值、光灵敏度应满足要求（对于光波长为1300nm发送光功率-20dBm-14dBm，接收光灵敏度-31-14 dBm；对于光波长为850nm发送光功率-19-10 dBm；接收光灵敏度-24-10 dBm每间隔抽查3个4.通信检查MMS网络通信讯检查：检查站控层各功能主站（包括录波）与该保护装置通讯正常，能够正确发送和接收相应的数据；检查网络断线时，保护装置和操作员站检出通信故障的功能现场抽查GOOSE网络通信讯检查：GOOSE连接检查装置与GOOSE网络通讯正常，可以正确发送、接收到相关的GOOSE信息；GOOSE网络断线和恢复时，故障报警和复归时间小于15sSV采样网络通信讯检查：装置

28、与合并单元通讯正常，可以正确接收到相关的采样信息光纤物理回路断链应与监控后台断链告警内容一致5.压板检查 软压板命名应规范，并与设计图纸一致 现场核查进行出口软压板唯一性检查。6.SV数据采集精度及采样异常闭锁试验保护装置的采样零漂、精度及线性度检查；每个采样通道的试验数据均应在允许范围每间隔抽查现场核查现场核查SV采样通道投退软压板检查，当退出某支路采样通道投退软压板时，该支路的SV采样数据应不计入逻辑运算SV断链检查：拔出装置SV光纤，模拟保护动作，应闭锁相关保护（与对侧联调时）检查双AD采样值是否一致。当SV采样值无效位为“1”时，模拟保护动作，应闭锁相关保护7.检修状态检查仅当GOOS

29、E报文的检修位与本装置检修状态一致时，GOOSE报文才参与本装置逻辑；不一致时，GOOSE开关位置、刀闸等稳态量保持上一态，闭锁重合等暂态开入应清零。现场核查仅当采样数据的检修位与本装置检修状态一致时，采样值才参与本装置逻辑；不一致时，应闭锁相关保护。现场核查本装置投入检修后，发送的所有GOOSE报文检修位置“1”现场核查本装置投入检修状态时应将MMS报文置检修标志，操作员站仅在检修窗口应显示相关报文现场核查8.开入、开出量检查硬接点开入、开出检查，要求与设计图纸一致，功能正常现场核查装置的GOOSE虚端子开入、开出应与设计图纸、SCD文件一致（结合传动试验检查）9.保护装置定值检验按照调度下

30、达的正式定值（或调试定值）单，各选取两个主保护、后备保护定值项，模拟相应的故障，所测试验数据与试验报告上的数据相比较，偏差应较小现场抽查10.功能联调试验遥控软压板试验：在保护装置上把“远方控制压板”置1，在监控后台投退相应软压板，检查保护装置对应的变位状况和监控后台的变位状况现场抽查整组传动及相关GOOSE配置检查：动作情况应和保护装置出口要求和设计院的GOOSE虚端子连接图（表）一致，包括启动断路器保护失灵及重合闸等相关逻辑检查（结合传动试验检查）检修状态配合检查：进行每一个试验都需检查全站所有间隔的动作情况，无关间隔不应误动或误启动（新建站）跳闸出口回路唯一性检查：拔出装置GOOSE直跳

31、光纤，模拟保护动作，智能终端不应动作。11.远方遥控1） 功能软压板、SV软压板和GOOSE软压板分别抽取23块，从操作员工作站遥控；现场抽查2）定值查看、远方修改及定值区切换，选取23个定值，从操作员工作站进行抽查；现场抽查9 线路保护验收9.1 主变保护功能规范检查序号验收项目技术标准要求检查情况及整改要求验收方法1.保护配置各套主变电量保护必须配置双主双后保护，独立且完整。两套保护在电流、电压、出口跳闸等回路上应完全独立核对图纸主变各侧CT配置应互相包绕，无死区核对图纸主变各侧开关控制电源应在直流电源屏采用单对单独立配置核对图纸主变高压侧断路器失灵联跳功能由主变保护实现，主变保护接收失灵

32、联跳开入（应配置GOOSE接收软压板）经无需整定的电流定值及50ms延时跳主变各侧核对图纸低压侧过流保护应具备联跳三侧开关的功能核对图纸高阻变压器应配置低压侧绕组电流互感器，实现后备保护功能核对图纸2.非电量保护反措瓦斯保护应防水、防油渗漏，密封性好，气体继电器由中间端子箱（如本体端子箱或主变端子箱）的引出电缆应直接接入保护柜核对图纸长电缆引入的非电量重动继电器启动功率应不小于5W，动作电压应介于55%70%Ue；额定直流电压下动作时间应介于10ms35ms核对图纸3.非电量保护功能主变非电量保护应集成在主变本体智能终端中，并采用常规电缆就地跳闸方式，保护动作信号通过本体智能终端的goose报

33、文转发给测控装置上送至综自系统核对图纸非电量保护的电源应在直流电源屏独立配置空开核对图纸非电量保护与电量保护应无任何联系核对图纸非电量保护出口应跳高压侧开关的双组跳闸线圈核对图纸4.组网口要求主变保护应配置不同的GOOSE组网口对应高、中压侧GOOSE网，不同网口应采用相互独立的数据接口控制器，防止GOOSE网交叉核对图纸5.辅助功能要求过负荷启动风冷、过载闭锁有载调压、冷却器全停延时功能由变压器本体实现，信号通过本体智能终端上送至综自系统核对图纸6.二次回路绝缘核查试验报告，本项试验数据应合格（在允许范围内），项目应包括交流电流回路、电压回路、直流操作回路对地及回路之间，主变还应有变压器非电

34、量回路对地及回路接点之间绝缘；应根据试验报告随意抽取不少于三个试验点加以验证现场抽查9.2 主变保护带开关整组传动试验序号验收项目技术标准要求及方法检查情况及整改要求验收方法1.直流电源对保护影响在空载状态下：1）拉合直流电源空开；2）缓慢变化或大幅度变化直流电源电压，保护不应误动或信号误显示保护不应动作现场核查由试验装置加入电流、电压，模拟正常运行状态时：1）拉合直流电源空开；2）缓慢变化或大幅度变化直流电源电压，保护不应误动或信号误显示保护不应动作现场核查80%额定直流电源下，模拟各种故障性质，检验保护间配合关系和带开关跳闸能力现场核查2.带开关传动试验，核对两套保护装置压板、智能终端、开

35、关唯一性对应正确1）合上主变各侧开关及相关开关 2）仅投两套保护功能压板，模拟瞬时故障，保护跳闸信号正确，开关不跳闸3）在2）基础上增投第一套保护的高压侧开关出口压板，断操作II组直流，模拟瞬时故障，保护装置及操作箱上应有动作信号，开关跳闸出口正确；并与开关就地现场人员核对所跳开关正确4）在2）基础上增投第二套保护的高压侧开关出口压板，断操作I组直流，模拟瞬时故障，保护装置及操作箱上应有动作信号，开关跳闸出口正确；并与开关就地现场人员核对所跳开关正确注：第3）、4）条对应不同的跳闸开关（高压侧、中压侧、低压侧开关等）应分别模拟。5）两套保护电流回路串联（任一相），两套保护均投入与运行方式完全相

36、同的状态（包括压板、切换把手、直流电源、控制电源等），模拟瞬时故障，差动保护动作，开关动作正确，信号正确，装置打印报告正确、打印波形正确6）确认主变各侧开关、高中压母联开关、旁路开关、低压分段开关跳闸出口、失灵启动出口、解除失灵保护复压闭锁出口、闭锁备自投装置出口、闭锁有载调压、过负荷启动风冷出口、跳闸矩阵动作情况等均正确7）在变压器本体实际模拟变压器本体、有载重瓦动作，开关跳闸正确，信号正确。现场核查3.检修状态配合检查从某侧合并单元加故障量，合并单元与保护装置检修状态一致时，保护正常动作；二者检修状态不一致时，应闭锁与该间隔相关保护现场核查保护装置与智能终端检修状态一致时，模拟故障，开关跳

37、闸；二者检修状态不一致时，保护动作，开关不跳闸现场核查主变保护与其余装置互联信号检修状态检查，检修状态一致时，GOOSE信号正确传送；检修状态不一致时，GOOSE失灵联跳等暂态开入应清零现场核查4.校验母差保护动作跳本开关逻辑将数字保护测试仪接入智能终端的母差保护GOOSE直跳口，模拟母线保护动作跳该间隔，开关应跳闸（仅限于扩建、技改）检查报告5.校验失灵保护动作跳本开关逻辑将数字保护测试仪接入智能终端失灵保护GOOSE直跳口（或GOOSE网络口），模拟失灵保护动作跳该间隔，开关应跳闸（仅限于扩建、技改）检查报告6.校验失灵联跳三侧开关逻辑将数字保护测试仪接入主变保护GOOSE网络口，模拟失灵

38、联跳开入，若主变保护施加该侧电流，主变三侧开关跳闸；若主变该侧无电流，保护不动作（仅限于扩建、技改）现场核查7.校验解除复压闭锁回路（220kV）投主变解除失灵保护复压闭锁压板，在主变保护屏模拟故障，检查母线保护有复压闭锁开入指示现场核查8.校验失灵启动回路失灵启动回路接入完整，投主变失灵启动压板，退出开关跳闸出口软压板，在主变保护屏模拟永久性故障，同时在母线保护主变间隔加入电流，此时主变保护装置动作、开关未跳；失灵保护屏上的失灵保护动作。若失灵屏上不加电流，则失灵应不会动作现场核查9.启动通风检查模拟温度、负荷接点动作，检查风扇运行情况现场核查10.闭锁有载调压回路检查模拟过负荷动作，调压功

39、能应被闭锁（若采用本体端子箱过电流继电器动作闭锁调压，应在本体端子箱电流回路中加电流，模拟闭锁功能。）现场核查11.闭锁低压侧备自投在主变保护屏模拟故障，检查备自投装置闭锁开入现场核查12.级联电压异常逻辑检查主变合并单元未投检修、母线合并单元投检修时，只闭锁与级联电压有关的主变保护逻辑。母线合并单元与主变合并单元之间级联光纤断链时，只闭锁与级联电压有关的主变保护逻辑10 信号核对（含综自后台及调度主站）序号验收项目检查情况及整改要求备注1.与综自后台监控机进行信号核对（查是否满足信号命名和分类规范，是否存在不同类信号合并问题）现场核查2.与调度主站（调控一体站）进行信号核对，跳闸信号可结合带

40、开关整组传动试验进行核对，并提交经调度自动化专业签字确认的报告现场核查3.与故障录波装置的联调检查，结合整组传动试验，应在主站、子站调阅保护装置录波信息，并确认正常，与网络分析仪的联调检查，结合整组传动试验，应调阅采样值、动作信息等，并确认正常现场核查4.与保护故障信息系统的联调检查，结合整组传动试验，应在主站、子站调阅动作信息、保护装置录波信息，并确认正常现场核查备注业主单位应有调度自动化（远动）、运行、保护等相关专业人员参加，按福建电网地区调度控制中心监控系统信号规范（闽电调2009870号）验收11 启动前及启动期间验收序号验收项目技术标准要求及方法检查情况及整改要求备注1调度正式定值验

41、收要求应从每套保护装置中打印出完整定值清单（包含系统参数、变比信息、控制字定值、软压板定值等内容），与调度下达正式保护定值整定单（含说明内容）逐项核对正确一致，变比与现场实际确认一致。具体定值核对工作需经继电保护专业技术人员确认无误，对于委托外单位调试的工程，应由业主运行维护单位的保护人员核对确认无误。（包含对侧母差退出、对侧单供变等不同运行方式下本站配合的设定定值的核对）现场核查2母差失灵保护CT变比核对核对母差失灵保护装置内的对应线路、主变、母联间隔的CT变比或变比系数已整定正确，并与现场实际的CT变比核对一致；核对母差保护出口跳对应线路、主变或母联间隔的软压板以及对应间隔启动母差失灵的开入软压板正确性现场核查3启动前二次回路及光纤的检查投产前所有二次回路及光纤链路的检查,开关、刀闸位置是否正常，包括CT、PT一点接地检查，防止CT二次开路和PT二次短路（常规互感器） 现场核查4相量测试查看测控装置、合并单元采样情况；钳形表、数字相位表测量电流、电压；查看保护装置差流情况现场核查