。

恢復斷路器閃絡保護延時,加3倍整定值的負序電流測試保護動作時間應與整定值相符,誤差小于5%。

模擬斷路器在合閘位置,斷路器閃絡保護應可靠不動作。

2?6?15?2誤上電保護動作電流及動作時間

將斷路器誤上電保護延時改為05,模擬斷路器、滅磁開關在斷開位置,輸入單相電流至誤上電保護動作,記錄動作值應與整定值相符,誤差小于5%。

恢復斷路器誤上電保護延時,加1.2倍整定值的電流,測試保護動作時間應與整定值相符,誤差小于5%。

2?6?15?3并網后解除誤上電保護延時的測量

模擬斷路器、滅磁開關在斷開位置,加1.2倍整定值的電流使誤上電保護動作,然后模擬斷路器合上,經延時誤上電保護應返回,記錄從斷路器合上到誤上電保護返回的時間應與整定值相符,誤差應小于5%。

2?16?15?4誤上電保護動作阻抗特性檢驗

模擬斷路器在斷開位置,滅磁開關在合閘位置,將誤上電保護和阻抗元件動作延時改為0,輸入三相額定電壓和2A的三相電流(電流滯后電壓90。),緩慢降低三相電壓使誤上電保護動作,檢驗阻抗值應與整定值相符,誤差應小于5%。

恢復阻抗元件動作延時,在最大靈敏角處模擬0.8倍阻抗整定值,記錄保護動作時間應與整定值相符,誤差應小于5%。

2?6?16發電機啟停機保護檢驗

保護原理:發電機斷路器在斷開狀態,當取自發電機中性點TV的電壓高于定值時保護經延時動作。

投人發電機啟停機保護,試驗時所加模擬量應偏離工頻。

2?6?16?1零序電壓定值校驗

模擬發電機斷路器在斷開位置,加零序電壓至發電機啟停機保護動作,動作值應與整定值相符,誤差小于5%。

2?6?16?2發電機啟停機保護動作時間校驗

模擬發電機斷路器在斷開位置,加L2倍整定值電壓,檢驗啟停機保護動作時間應與整定值相符,誤差小于5%。

2?6?1603斷路器閉鎖邏輯檢驗

模擬發電機斷路器在合閘位置,啟停機保護應可靠不動作。

2?6?17復合電壓閉鎖過流保護檢驗

該保護功能適用于發電機?主變壓器、高廠變、高備變復合電壓閉鎖過流保護。

只投人復合電壓閉鎖過流保護

2?6?17?1電流動作值測試,加電流測試動作值、返回值、動作時間應與整定值相符,誤差小于5%。

2?6?17?2低電壓動作值測試,加三相全電壓、1.2倍定值電流,分別降低兩相電壓,檢測動作值、返回值應與整定值相符,誤差小于5%。

2?6?17?3負序電壓動作值測試,加三相全電壓、1?2倍定值電流,降低單相電壓,檢測動作值、返回值應與整定值相符,誤差小于5%。

2?6?18變壓器零序過流保護檢驗

只投人變壓器零序過流保護,外加零序電流測試動作值、返回值、動作時間應與整定值相符,誤差小于5%。

2?6?19變壓器間隙零序保護檢驗

只投人變壓器間隙零序過流保護,間隙零序電流取自變壓器中性點間隙TA,零序電壓取自變壓器高壓側TV的開口三角電壓。

2?6?19?1間隙零序電壓動作值測試,外加間隙零序電壓,測試動作值、返回值、動作時間應與整定值相符,誤差小于5%。

2?6,19?2間隙零序電流動作值測試,外加間隙零序電流,測試動作值、返回值、動作時間應與整定值相符,誤差小于5%。

2?6?20失靈啟動電流元件檢驗

模擬電氣量保護動作后啟動失靈保護(可加判三相位置不一致)。

2?6?20,1相電流動作值測試,分別外加單相電流使相電流元件動作,測試動作值、返回值、動作時間應與整定值相符,誤差小于5%。

2?6?20,2零序電流動作值測試,外加零序電流,便零序電流元件動作,測試動作值、返回值、動作時間應與整定值相符,誤差小于5%。

2?6?20?3負序電流動作值測試,外加負序電流,使負序電流元件動作,測試動作值、返回值、動作時間應與整定值相符,誤差小于5%。

2?6?21通風啟動檢驗

電流動作值測試:各側外加單相電流,測試動作值、返回值、動作時間應與整定值相符,誤差小于5%,檢驗保護信號輸出接點不保持。

2?7非電呈保護測試

非電量保護測試時必須根據實際工程設計圖紙進行測試,并逐個檢查信號和出口接點動作情況。對于跳閘的非電量保護應測動作時間、動作電壓(55%一70%額定直流電壓)和啟動功率。

2?8整組傳動試驗

2?8?1整組動作時間測量

本試驗要求對發變組主保護(包括電量保護和非電量保護)要做整組動作時間測試。整組動作時間為從模擬故障開始至保護跳閘出口的全部動作時間,非電量保護可以從屏后端子短接試驗。試驗時要求必須從故障開始計時,保護跳閘出口停止計時,不能單從微機保護的顯示報告及打印報告讀取動作時間。模擬故障使主保護能可靠動作,注意投退相關的保護出口壓板,要求整組動作時間小于50ms(不包含開關跳閘時間)。

2?8?2非電量保護及開大量傳動

非電量保護傳動應是在各非電量保護單體調試完畢,二次電纜接線完畢后進行。傳動時允許用手壓動接點的方法進行。首先,將變壓器本體保護、發電機及其勵磁系統保護、母線保護、熱工保護等開人信號傳到保護屏,觀察保護的燈光及顯示信號是否正確。信號正確后再將各開關量開出到出口繼電器,檢查各出口及壓板應與圖紙及定值單一致。并檢查非電量保護應可靠不啟動系統失靈保護。

2?8?3發變組保護外部接線正確性檢查

本項試驗要求二次回路接線全部檢查正確,帶全部回路傳動。

2?8,3?1中央信號、故障錄波及DCS等信號回路檢查

根據微機保護與中央信號、故障錄波及DCS等信息傳送數量和方式的具體情況確定試驗項目和方法。但要按設計要求,傳動全部保護工作信息。在做失靈保護回路檢查時,要特別注意做好失靈保護的安全措施。

2?8?3?2電流回路接線檢查

測量各TA回路直阻,檢查各側保護電流接線極性正確。差動電流回路只有一個接地點且接在保護盤上,其他保護電流回路一點可靠接地。

2?9帶斷路器傳動

進行傳動斷路器試驗之前,手動拉合斷路器已全部正確。開關站應有專人監視,控制室監視中央信號及聲、光信號指示是否正確。要求按每個出口繼電器都必須跳一次斷路器為原則。

斷路器在合閘狀態,控制電源正常,多次斷開、合上保護裝置電源,保護裝置不應誤發信號,開關不應誤分閘。

2?10定值及時鐘核對

打印定值報告與定值通知單應核對一致。校核保護裝置時鐘與北京時間一致。打印開關量狀態報告,檢查其與實際運行是否一致。檢查保護裝置有無異常信息。

2?11啟動試驗

2?11?1發變組短路狀態下保護裝置檢驗

發變組(含高廠變)帶短路點零起升流,當發電機電流升至20%時,檢查各TA回路均有電流,記錄各TA的電流及差流值(包括零序電流),檢查保護裝置有無異常信息。

2?11,2發變組空載狀態下保護裝置檢驗

發變組零起升壓,當電壓升至20扒時,檢查各TV回路均有電壓,當電壓升至100拆時,記錄各TV的電壓(包括零序電壓),檢查保護裝置有無異常信息。

按技術說明書整定發電機三次諧波定子接地保護。

2?11?3發變組帶負荷狀態下保護裝置檢驗

機組并網帶一定負荷時,記錄機組有功、無功負荷,計算此時的相角,測量功率方向和帶阻抗元件保護的電流、電壓正確性,當高壓廠用變低壓側無法做短路試驗時可在此項中進行。

2?12試驗結論

試驗結論應包括是否符合設計要求,可否投大運行,有無遺留問題,運行注意事項等。

篇2:電網安全自動裝置檢驗規定

1?總則1.1為了加強和規范安全自動裝置的檢驗管理,提高安全自動裝置的可靠性、安全性,保證電力系統安全穩定運行,依據《中國南方電網安全自動裝置管理規定》(南方電網調【2004】7號),參照《中國南方電網繼電保護及安全自動裝置檢驗條例》等有關標準,特制定本規定。1.2本標準規定了安全自動裝置(以下簡稱裝置)驗收檢驗及定期檢驗的種類、周期、內容及要求。對于兩個及以上安全穩定控制裝置(以下簡稱穩控裝置)及站間通信設備構成的安全穩定控制系統(以下簡稱穩控系統),可以參照執行。1.3所有在中國南方電網中運行的安全自動裝置及其回路接線,必須按本規定的要求進行檢驗,以確定裝置的元件是否良好,二次回路接線、控制策略功能、定值等是否正確,動作特性及電氣性能等是否滿足設計要求。1.4本規定未涉及的常用繼電器及其輔助設備、直流回路、電流互感器或電壓互感器及回路、斷路器或隔離開關傳動裝置內的有關裝置及回路等元件或設備的檢驗,按照《中國南方電網繼電保護及安全自動裝置檢驗條例》等有關標準執行。1.5對于雙機(套)系統,均應進行檢驗。1.6未按本規定要求進行檢驗、或檢驗結果不滿足本規定要求的新安裝及改造裝置禁止投入運行。2?檢驗的分類和周期2.1檢驗的分類安全自動裝置檢驗分為三類:新安裝驗收檢驗;運行裝置的定期檢驗;運行裝置的補充檢驗。2.1.1新安裝驗收檢驗下列情況應進行新安裝驗收檢驗:a)新安裝裝置投入運行前;b)安全自動裝置停止運行時間超過一年及以上,再次投入運行前。2.1.2運行裝置的定期檢驗定期檢驗分為兩種:a)全部檢驗(簡稱“全檢”);b)部分檢驗(簡稱“部檢”)。2.1.3運行裝置的補充檢驗補充檢驗分為五種:a)裝置硬件或外部回路更改后的檢驗;b)檢修或更換一次設備后的檢驗;c)運行裝置軟件更改(含軟件升級)后的檢驗;d)運行中發現異常情況后的檢驗;e)事故后檢驗。2.2定期檢驗內容和周期2.2.1安全自動裝置的全檢及部檢周期見表1和表2:表1全檢期限表編號裝置、設備及其相關回路名稱全檢期限(年)定義范圍及說明1穩控系統(裝置)6相關站點盡量同時檢驗2就地功能的安全自動裝置63裝置交、直流及操作回路6涵蓋裝置引入端子外的相關連接回路以及涉及的輔助繼電器、操作機構的輔助觸點、直流控制回路的自動開關、裝置出口涉及到的斷路器分合閘回路和高壓直流輸電系統的穩定控制功能等4光纖通道6指站端裝置連接用光纖通道及其接口設備,與對應安全穩定控制裝置一起檢驗5載波通道6包含⑴高頻電纜;⑵結合濾波器;⑶載波機;⑷保護接口;⑸線路阻波器。應結合線路停電檢驗。表2部檢期限表編號裝置、設備及其相關回路名稱部檢期限(年)定義范圍說明1穩控系統(裝置)2相關站點盡量同時檢驗2其它安全自動裝置23裝置交、直流及操作回路2涵蓋裝置引入端子外的相關連接回路以及涉及的輔助繼電器、操作機構的輔助觸點、直流控制回路的自動開關、裝置出口涉及到的斷路器分閘回路和高壓直流輸電系統的穩定控制功能等4光纖通道2指光頭擦拭、收信裕度測試等(指安全穩定控制系統專用光纖芯)5載波通道2指傳輸時間測試等(在通信通道年檢中做)2.2.2設備運行維護單位可根據裝置的質量、運行環境、工況等條件,適當縮短檢驗期限,并應將有關情況報告相應調度機構批準后執行。2.2.3新安裝裝置投運一年內必須進行一次全檢。如發現裝置運行情況較差或已暴露出需予以監督的缺陷,可考慮適當縮短其檢驗周期,并有目的、有重點地選擇檢驗項目。2.2.4利用裝置進行斷路器的跳閘、合閘試驗宜與一次設備檢修結合進行,或隨定期檢驗周期進行。必要時,可進行補充檢驗。在系統運行方式不具備條件的情況下,安全自動裝置投切線路,發電機組、負荷的跳、合斷路器的試驗,可利用裝置內部的自檢邏輯或導通方法分別檢驗到每個斷路器及其相關回路接線的正確性。2.2.5穩控系統的光纖通道、載波通道如與保護裝置共用,其定期檢驗宜與保護裝置同時進行。2.2.6涉及遠方廠站的穩控系統(裝置)的定期檢驗由運行維護單位根據具體情況提出申請,相應調度機構統一安排。2.2.7就地功能安全自動裝置的定期檢驗、涉及遠方廠站安全穩定控制系統(裝置)的就地功能的定期檢驗,由運行維護單位根據具體情況自行安排并報相應調度機構批準后執行。2.3補充檢驗的內容2.3.1運行裝置硬件或外部回路更改后,均應由運行維護單位進行補充檢驗,并按其工作性質確定檢驗項目。2.3.2因檢修或更換一次設備(斷路器、電流和電壓互感器等)所進行的補充檢驗,應由運行維護單位根據一次設備檢修(更換)的性質,確定其檢驗項目。2.3.3運行裝置軟件更改(含軟件升級)后,其檢驗范圍可由運行維護單位根據廠家提供的具體更改情況及試驗方案確定,其檢驗范圍應事先征得相應調度機構的同意。2.3.4裝置運行中發生異常或裝置不正確動作且原因不明時,均應由運行維護單位根據異常或事故情況,有目的地擬定具體檢驗項目及檢驗順序,盡快進行補充檢驗。檢驗工作結束后,應及時提交報告,并上報相應調度機構備查。3?檢驗開始前應具備的條件3.1檢驗儀器、儀表必須滿足《中國南方電網繼電保護及安全自動裝置檢驗條例》的規定。3.2檢驗前的準備工作3.2.1在現場進行檢驗工作前,應認真了解被檢驗裝置的一次設備情況及其相鄰的一、二次設備情況,與本站穩控裝置相連的遠方廠站穩控裝置的詳細情況,據此制定在檢驗工作進行的全過程中確保系統安全運行的技術措施。3.2.2應具備與實際狀況一致的圖紙、上次檢驗的記錄、最新整定通知單、檢驗規程(標準化作業指導書)、合格的儀器儀表、備品備件、工具和連接導線等。3.2.3對新安裝驗收檢驗,應先進行如下準備工作3.2.3.1了解設備的一次接線及投入運行后可能出現的運行方式和設備投入運行的方案。3.2.3.2檢查裝置的原理接線圖(設計圖)及與之相符合的二次回路安裝圖,電纜敷設圖,電纜編號圖,斷路器操作機構圖,電流、電壓互感器端子箱圖及二次回路分線箱圖等全部圖紙,安全自動裝置的技術說明及斷路器操作機構說明書,電流、電壓互感器的出廠試驗書等。以上技術資料應齊全、正確。若新裝置由基建部門負責調試,生產部門的驗收人員驗收全套技術資料之后,再驗收技術報告。3.2.3.3根據設計圖紙到現場核對所有裝置的安裝位置及接線是否正確,各裝置所使用的電流互感器的安裝位置是否合適等。3.2.4檢驗工作人員在運行設備上進行檢驗工作時,必須事先取得發電廠或變電站運行人員的同意,遵照電業安全工作規程的規定履行工作許可手續,并在運行人員利用專用的連片將裝置的所有出口回路斷開之后,才能進行檢驗工作。3.2.5檢驗現場應提供安全可靠的檢修試驗電源,禁止從運行設備上接取試驗電源。現場應具備能提供電壓為80%額定值的直流試驗電源。3.2.6檢查裝設保護和通信設備的室內所有金屬結構及設備外殼均應連接于等電位地網。3.2.7檢查裝設安全自動裝置屏柜間敷設的接地銅排的首末端已可靠連接于等電位地網。3.2.8檢查室內等電位地網已與主接地網可靠連接。4?基本檢驗項目4.1新安裝驗收檢驗4.1.1現場開箱檢驗4.1.1.1檢驗設備完好性;4.1.1.2核查技術資料及備品備件;4.1.1.3檢查產品的合格證。4.1.2外部檢查4.1.3絕緣及耐壓試驗4.1.4檢驗逆變電源4.1.5裝置本體功能調試檢驗4.1.5.1記錄并核對程序版本號(校驗碼)及生成日期;4.1.5.2硬件系統時鐘校核;4.1.5.3核對定值及有關參數;4.1.5.4數據采集的精確度和線性度范圍;4.1.5.4.1檢驗零點漂移;4.1.5.4.2檢驗各電流、電壓幅值和相位的精度。4.1.5.5開入和開出回路檢驗;4.1.5.6系統運行方式識別的檢驗;4.1.5.7?控制策略表功能逐項檢查;4.1.5.8裝置異常報警功能檢驗;4.1.5.9中央信號、后臺通信信息輸出功能檢查;4.1.5.10定值準確性校驗及掉電重啟后定值檢查;4.1.5.11檢驗定值區切換功能;4.1.5.12報告完整性檢驗;4.1.5.13其它功能檢驗。4.1.6與其他裝置或系統的聯合調試檢驗(穩控系統)4.1.6.1?通道連接檢驗;4.1.6.2系統(裝置)的通信通道交換信息試驗;4.1.6.3系統運行方式識別的檢驗;4.1.6.4通信報文正確性校驗檢驗;4.1.6.5遠方控制命令確認幀數檢查試驗;4.1.6.6?策略表功能系統聯合調試。4.1.7載波通道及光纖通道的檢驗4.1.8整組試驗4.1.8.1廠站主輔運裝置的配合及切換檢驗;4.1.8.2出口傳動試驗;4.1.8.3整組動作時間測試。4.1.9裝置投運檢查4.2全部檢驗項目4.2.1外部檢查4.2.2絕緣及耐壓試驗(不拔插件)4.2.3檢驗逆變電源4.2.4裝置本體功能調試檢驗4.2.4.1記錄并核對程序版本號(校驗碼)及生成日期;4.2.4.2硬件系統時鐘校核;4.2.4.3核對定值及有關參數;4.2.4.4數據采集的精確度和線性度范圍;4.2.4.4.1檢驗零點漂移;4.2.4.4.2檢驗各電流、電壓幅值和相位的精度。4.2.4.5開入和開出回路檢驗;4.2.4.6系統運行方式識別的檢驗;4.2.4.7控制策略表功能逐項檢查;4.2.4.8裝置異常報警功能檢驗;4.2.4.9中央信號、后臺通信信息輸出功能檢查;4.2.4.10定值準確性校驗及掉電重啟后定值檢查;4.2.4.11檢驗定值區切換功能;4.2.4.12報告完整性檢驗;4.2.4.13其它功能檢驗。4.2.5與其他裝置或系統的聯合調試檢驗(安全穩定控制系統)4.2.5.1通道連接檢驗;4.2.5.2系統(裝置)的通信通道交換信息試驗;4.2.5.3系統運行方式識別的檢驗;4.2.5.4通信報文正確性校驗檢驗;4.2.5.5遠方控制命令確認幀數檢查試驗;4.2.5.6?策略表功能系統聯合調試。4.2.6載波通道及光纖通道的檢驗4.2.7整組試驗4.2.7.1廠站主輔運裝置的配合及切換試驗;4.2.7.2出口傳動試驗;4.2.7.3整組動作時間測試。4.2.8裝置投運檢查4.3部分檢驗項目4.3.1外部檢查4.3.2檢驗逆變電源4.3.3裝置本體功能調試檢驗4.3.3.1記錄并核對程序版本號(校驗碼)及生成日期;4.3.3.2硬件系統時鐘校核;4.3.3.3核對定值及有關參數;4.3.3.4數據采集的精確度和線性度范圍;4.3.3.4.1檢驗零點漂移;4.3.3.4.2檢驗各電流、電壓幅值和相位的精度。4.3.3.5開入和開出回路檢驗;4.3.3.6系統運行方式識別的檢驗;4.3.3.7控制策略表功能逐項檢查;4.3.3.8裝置異常報警功能檢驗;4.3.3.9中央信號、后臺通信信息輸出功能檢查;4.3.3.10定值準確性校驗及掉電重啟后定值檢查;4.3.3.11檢驗定值區切換功能。4.3.3.12報告完整性檢驗4.3.3.13其它功能檢驗4.3.4載波通道及光纖通道的檢驗4.3.5整組試驗4.3.5.1廠站主輔運裝置的配合及切換試驗4.3.5.2出口傳動試驗4.3.6裝置投運檢查4.4補充檢驗項目4.4.1運行裝置軟件更改(含軟件升級)后,其檢驗范圍可由運行維護單位根據廠家提供的具體更改情況及試驗方案確定,宜包含新安裝驗收檢驗項目中裝置本體功能調試檢驗、與其他廠站穩控裝置(系統)的聯合調試、整組檢驗等檢驗項目。其檢驗范圍應事先征得相應調度機構的同意。4.4.2其它類型的補充檢驗由設備運行維護單位依據工作性質確定檢驗項目。5?現場開箱檢驗5.1檢驗設備的完好性:設備在現場開箱后應立即檢驗設備裝箱是否符合運輸的有關規定;檢驗設備的型號、數量及各技術參數是否與訂貨合同一致;檢驗設備外殼、面板、銘牌、開關及背后端子等是否完好無損。如有損壞則應立即與制造廠聯系,由制造廠家負責更換或修理,經確認合格后方可安裝。5.2核查技術資料及備品備件:核對圖紙資料、出廠試驗記錄及備品備件是否與裝箱清單一致。如不齊全則應向制造廠家索取。5.3檢查產品的合格證。如無合格證,則應立即與制造廠家聯系,要求制造廠家給予確切解釋。6?裝置的外部檢查6.1裝置外部檢查的范圍包括:6.1.1裝置屏上的主、輔切換設備及其光電指示信號燈(牌)、連接片、交直流及其它設備連接回路中的內外配線、電纜、端子、接地線的安裝連接及外觀、標識情況。6.1.2涉及裝置用交直流回路中電流、電壓互感器及開關、刀閘端子箱中相應設備和電纜端子安裝連接及外觀、標識情況。6.1.3規定管轄范圍內通信連接回路中有關設備及其連接線、接地線的安裝工藝質量及外觀、標識情況。6.2裝置外部檢查的內容應包括:6.2.1裝置的實際構成情況是否與設計要求相符。6.2.2裝置中設備安裝的工藝質量以及導線、端子的材質是否滿足國家有關要求。6.2.3是否與現行規程或反事故措施、網(省)事先提出的要求等相符。6.2.4裝置外部檢查范圍內的設備標志應正確、完整、清晰,表計、信號燈及信號繼電器、光字牌的計量正確。6.2.5涂去裝置上閑置壓板的原有標志或加標“備用”字樣,該閑置壓板的連線應與圖紙相符合,圖上沒有的應拆掉。6.2.6壓板、把手、按鈕的安裝應端正、牢固,接觸良好。定值整定小開關、撥輪開關、微動開關操作靈活可靠,通、斷位置明確,接觸良好。6.2.7裝置外部檢查范圍內各設備及端子排的螺絲應緊固可靠,無嚴重灰塵、無放電痕跡,端子箱內應無嚴重潮濕、進水現象。6.2.8裝置屏附近應無強熱源、強電磁干擾源。有空調設備的,其所在的環境溫度、濕度應滿足相關規定。6.2.9裝置外部檢查范圍內端子排上內部、外部連接線,以及沿電纜敷設路線上的電纜標號是否正確完整,是否與圖紙資料吻合。裝置外部檢查范圍內設備及回路的接地情況是否符合國家規程和反事故措施要求。7?絕緣及耐壓檢驗7.1在裝置屏的端子排處將外部引入的回路及電纜全部斷開,分別將電流、電壓、直流控制信號回路的所有端子各自連接在一起,用1000V搖表測量下列絕緣電阻,其阻值均應大于10MΩ。檢驗項目包括:7.1.1各回路對地;7.1.2各回路相互間。7.2在裝置屏的端子排處將所有電流、電壓、直流回路的端子連接在一起,并將電流回路的接地點拆開,用1000V搖表測量回路對地的絕緣電阻,其絕緣電阻應大于1MΩ。此項檢驗只有在被保護設備的斷路器、電流互感器全部停電及電壓回路已在電壓切換把手或分線箱處與其他單元設備的回路斷開后方可進行。相應電流、電壓回路的檢驗可選擇在相關間隔保護設備定檢時同時檢驗。如果不允許所有回路同時停電,其絕緣電阻的檢驗只能分段進行,即哪一個單元停電,就測定這個單元所屬回路的絕緣電阻。7.3對信號回路用1000V搖表測量電纜每芯對地及對其他各芯間的絕緣電阻,其絕緣電阻應不小于1MΩ。定期檢驗只測量芯線對地的絕緣電阻。7.4新安裝驗收檢驗時,除按7.1條的絕緣檢驗合格后,還應對全部連接回路用交流1000V進行1min的耐壓試驗。7.5運行的設備及其回路全檢時應進行一次耐壓試驗,當絕緣電阻大于1MΩ時,允許用2500V搖表測試絕緣電阻的方法代替。8?逆變電源檢驗逆變電源在廠家承諾的使用年限到期后必須及時更換。一般使用期限為5~8年。8.1部分檢驗中的逆變電源檢驗項目:8.1.1逆變電源的自啟動性能。直流電源調至直流額定電壓,斷開、閉合逆變電源開關,逆變電源應能正常啟動。8.1.2正常工作狀態下檢驗。裝置所有插件均插入,加直流額定電壓,裝置應處于正常工作狀態。其各級電壓輸出應在允許范圍內(電壓紋波系數應不大于2%)。8.2全部檢驗中的逆變電源檢驗項目:8.2.1逆變電源的自啟動性能。8.2.1.1直流電源緩慢上升時的自啟動性能檢驗。閉合裝置逆變電源插件上的電源開關,試驗直流電源由零緩慢上升至80%額定電壓值,此時逆變電源插件面板上的電源指示燈應亮。8.2.1.2拉合直流電源時的自啟動性能。直流電源調至80%額定電壓,斷開、閉合逆變電源開關,逆變電源應能正常啟動。8.2.2進行8.1.2項試驗。8.3新安裝裝置的逆變電源檢驗項目:8.3.1進行8.2.1項全部試驗。8.3.2空載狀態下檢驗。裝置僅插入逆變電源插件,分別在直流電壓為80%、100%、115%的額定電壓值時檢驗逆變電源的空載輸出電壓。裝置應處于正常工作狀態。其各級電壓輸出應在允許范圍內。8.3.3進行8.1.2項試驗。9?裝置本體功能調試檢驗9.1記錄并核對程序版本號(校驗碼)及生成日期。9.2硬件系統時鐘校核9.2.1在有GPS對時信號條件下,先設定裝置時鐘,過24小時后,確認裝置時鐘誤差在10毫秒以內;9.2.2在無GPS對時信號條件下,先設定裝置時鐘,過24小時后,確認裝置時鐘誤差在10秒以內。9.3核對定值及有關參數檢查裝置輸入定值是否與調度下發的定值單相符;核對各線路、主變、機組的額定線電壓、額定相電壓和額定相電流等參數以及元件位置與定值是否對應;核對壓板投退方式、通道投退與定值是否對應。9.4數據采集的精確度和線性度范圍9.4.1零點漂移檢驗進行本項目檢驗時,要求裝置不輸入交流電流、電壓量。觀察裝置在一段時間內(10s)的零漂值應小于額定值的5‰。9.4.2各電流、電壓輸入的幅值和相位精度檢驗a)出廠驗收及新安裝驗收檢驗時,按照裝置技術說明書規定的試驗方法,分別輸入不同幅值和相位的電流、電壓量,觀察裝置的電流、電壓、功率的采樣值滿足保護裝置技術條件的規定;b)全部檢驗時,可僅輸入不同幅值的電流、電壓量;c)部分檢驗時,可僅輸入額定電流、電壓量。9.5開入和開出回路檢驗9.5.1開入回路檢驗各開入量定義由各站根據本站實際自行填寫,如線路跳閘信號、HWJ信號,各種功能壓板如策略功能投退壓板、通道壓板、方式壓板、旁代壓板等。實際的檢驗方法是投退壓板、切換開關或用短接線將輸入公共端與開關量輸入端子短接,通過查詢裝置來檢驗變位的開關量是否與短接端子的開關量相同。參考記錄表格如表3。表3開入回路檢驗項目定義結果1234*9.5.2開出及出口跳閘回路檢驗在裝置屏柜端子排處,按照裝置技術說明書規定的試驗方法,依次觀察裝置所有輸出觸點及輸出信號的通斷狀態。各開出及出口跳閘回路定義及編號由各站根據本站實際自行填寫。壓板名稱、編號以實際圖紙為準。參考記錄表格如表4。表4開出及出口跳閘回路檢驗項目定義名稱壓板編號結論出口回路壓板1編號壓板2編號結論開出1出口1開出2出口2開出*出口*9.5.3在9.5.1~9.5.2檢驗項目中,如果幾種安自裝置、繼電保護裝置共用一組出口連片或共用同一告警信號時,應將幾種裝置分別傳動到出口連片和安自(繼電保護)屏柜端子排。如果幾種裝置共用同一開入量,應將此開入量分別傳動至各種裝置。9.6系統運行方式識別的檢驗模擬就地線路投停、機組開停、功率變化等運行方式變化,確認裝置能正確識別。9.7控制策略表功能逐項檢驗9.7.1控制策略表功能逐項檢查應基于書面確認的策略表。9.7.2檢驗動作條件完全滿足時裝置的每個策略都能正確動作。9.7.3檢驗驗收人員根據設備生產廠家提供的建議協商確定裝置的防誤動測試方案,測試方案宜抽查策略動作條件不完全滿足、或就地判據等防誤措施不滿足時裝置不會誤動。檢驗驗收人員按照測試方案進行檢驗驗收。參考記錄表格如表5。表5控制策略表檢查項目策略(功能)故障元件及類型動作條件斷面潮流控制措施結論策略(功能)1策略(功能)2策略(功能)*9.8裝置異常報警功能檢驗運行維護單位應參考裝置設計規范書、廠家技術說明書及有關技術資料,根據裝置的具體情況,確定裝置應具有的異常報警功能,并采用適當方法進行驗證。參考記錄表格如表6。表6異常報警功能檢驗項目序號檢驗項目檢驗方法檢驗結果1TV異常2TA異常3HWJ異常4開入異常5運行方式異常6頻率異常7電壓異常8頻率變化率異常9電壓變化率異常****注:上表僅為示例說明,現場應根據具體裝置情況確定檢驗項目。9.9中央信號、后臺通信信息輸出功能檢查檢查裝置到廠站就地監控的中央信號,包括接點給出的信號或通過計算機通信口給到就地監控系統的信號,是否能夠正確顯示。同時還應檢查裝置到遠方后臺管理系統的信息,如定值、裝置告警信號、動作數據(錄波)記錄是否能夠能在遠方后臺管理系統正確顯示。現場應根據裝置具體情況確定試驗項目。參考記錄表格如表7。表7中央信號、后臺通信信息輸出功能檢查項目序號類型檢查方法結果1裝置動作2裝置故障(閉鎖)3裝置異常4直流消失5通道故障*9.10定值準確性校驗及掉電重啟后定值檢查9.10.1電氣特性的檢驗項目和內容應根據檢驗的性質,裝置的具體構成方式和動作原理擬定。9.10.2檢驗裝置的特性時,在原則上應符合實際運行條件,并滿足實際運行要求。每一項檢驗項目都應有明確的目的,或為運行所必須,或用來判別元件、裝置是否處于良好狀態和發現可能存在的缺陷等。9.10.3裝置的定值檢驗要求如下:9.10.3.1應按照整定通知單上的整定項目,按照裝置技術條件或制造廠所規定的試驗方法,對安自裝置的每一功能元件進行逐一檢驗。如要求檢查當動作量為整定值的1.05~1.1倍(反映過定值條件動作的)或0.9~0.95倍(反映低定值條件動作的)時各裝置是否可靠動作,以及檢查當動作量為整定值的0.9~0.95倍(反映過定值條件動作的)或1.05~1.1倍(反映低定值條件動作的)時各裝置是否可靠不動作。若裝置帶方向,還需檢驗正反兩個方向裝置動作行為是否與策略一致。9.10.3.2核實安自裝置在斷電或故障重啟后定值不會發生變化。9.11檢驗定值區切換功能如安自裝置具備定值區切換功能,應測試定值區間能夠可靠切換,且對每個定值區的定值都應進行完整測試。9.12報告完整性檢驗由兩個及以上控制站和執行站裝置通過通信設備聯絡構成的安全穩定控制系統,向其中單個安全穩定控制裝置發送1或2幀指定內容的報文,即使安全穩定控制裝置未出口也應能有相應變位記錄。模擬安自裝置動作,安自裝置應有完整的動作數據(錄波)記錄。9.13其它功能檢驗參照裝置的技術說明書,對裝置的打印、鍵盤、各種切換開關等其它功能進行檢驗,現場應根據具體裝置情況確定檢驗項目。參考記錄表格如表8。表8其它功能檢驗項目序號類型試驗方法結果1打印功能2鍵盤功能3各切換開關功能4定值“禁止”、“允許”功能5裝置掉電不出口6電源電壓低不出口*10?與其他裝置或系統的聯合調試檢驗由兩個及以上控制站和執行站裝置通過通信設備聯絡構成的穩控系統,各控制站和執行站裝置按照第9章的要求完成裝置本體功能調試檢驗以后,還應按照以下規定進行整個系統的聯合調試檢驗。聯合調試檢驗應在統一指揮下各站相互配合進行。10.1通道連接檢驗檢驗前應首先通過通、斷通道檢查通道與對端廠站是否對應,以確保遠方命令不會發送至正常運行中的遠方廠站。通道連接檢驗應包括通道異常告警功能檢查、通道衰耗檢測、通道切換檢查等項目。參考記錄表格如表9。表9通道連接檢驗項目編號項目試驗結果1通道與對端廠站是否對應檢查2通道異常告警功能檢查3通道衰耗檢測****10.2系統(裝置)的通信通道交換信息檢驗有通信連接的兩個廠站的穩控裝置,應對照裝置技術說明書,在本地加入各種模擬量及開關量,檢查是否全部信息均正確傳送到對側的穩控裝置。現場應根據具體裝置情況確定檢驗項目。參考記錄表格如表10。表10通道交換信息檢驗項目站I站J測試結論站J站L測試結論線路功率發電功率最大可切機組容量直流單極運行線路1檢修直流雙極運行線路2檢修線路1檢修轉發線路檢修線路2檢修方式1聯變檢修方式*轉發線路檢修******10.3系統運行方式識別的檢驗應在遠方廠站安全穩定控制裝置模擬線路投停、機組開停、功率變化等運行方式變化,檢查本地裝置是否正確識別。現場應根據具體裝置情況確定檢驗項目。參考記錄表格如表11。表11運行方式識別檢驗項目遠方廠站設置情況本站裝置顯示結果測試結論斷面功率線路1檢修線路2檢修線路1、2同時檢修直流1單極停運檢修直流2單極停運檢修方式1方式****10.4通信報文正確性校驗檢驗供貨商提供報文發送裝置,其發送報文全部內容均可任意設置或按指定規律變化,檢驗人員改變正常報文的任意部分,然后發送給安全穩定控制裝置,檢查安全穩定控制裝置對報文是否嚴格實現了預定的校驗。現場應根據具體裝置情況確定檢驗項目。參考記錄表格如表12。表12報文正確性校驗檢驗測試通道地址碼亂碼測試校驗碼亂碼測試報文內容亂碼測試站I~站J包含正確報文不含正確報文包含正確報文不含正確報文錯1位錯2位錯3位錯4位應通過校驗不應通過校驗應通過校驗不應通過校驗應

通

過

校

驗不

應

通

過

校

驗AB10.5遠方控制命令確認幀數檢查檢驗供貨商提供測試軟件,控制遠方命令發信的次數,檢查安穩裝置是否按照規定的確認次數進行確認。參考記錄表格如表13。表13控制命令確認幀檢驗編號測試內容A系統B系統1一幀命令2二幀命令3三幀命令4不連續命令(兩幀正確+一幀錯誤+兩幀正確)5遠方命令持續發送時間10.6策略表功能系統聯合調試檢驗動作條件完全滿足時安全穩定控制裝置的每個策略都能正確動作。需要動作的遠方裝置也能夠正確動作,其它的安全穩定控制裝置不會誤動。檢驗驗收人員根據設備生產廠家提供的建議協商確定系統的防誤動測試方案,測試方案宜對每一個策略抽查動作條件不完全滿足或就地判據等防誤措施不滿足時穩控系統不會誤動。檢驗驗收人員按照測試方案進行檢驗驗收。參考記錄表格如表14。表14控制策略表功能系統聯合調試項目策略(功能)故障元件及故障類型運行方式動作條件斷面潮流控制措施結論策略(功能)1策略(功能)2策略(功能)*注:上表僅為示例說明,應根據具體策略表功能確定檢驗項目。11?載波通道及光纖通道的檢驗通信部門在穩控系統運行維護單位、專業管理部門配合下,按照通信專業有關規定及相關設備技術說明書進行載波通道、光纖通道的檢驗。11.1載波通道的檢驗11.1.1穩控系統(裝置)專用載波通道中的阻波器、結合濾波器、高頻電纜等加工設備的檢驗項目與電力線載波通信規定的相一致(符合國際標準)。通道的整組試驗特性除滿足通信本身要求外,必須滿足穩控系統(裝置)安全運行的有關要求。11.1.2檢查穩控裝置與復用載波機的接口不是采用電位直接連接,而是用繼電器接點或光耦配合,確認接點容量、時間配合能否滿足啟動、傳送和切斷功率的要求。11.1.3載波通道檢驗項目如下:線路阻波器、結合濾波器、高頻電纜、電力線載波機及其復用的保護接口等。其中,線路阻波器主要進行阻塞阻抗、分流損耗的測量和外觀檢查;結合濾波器主要進行回波損耗的測量;高頻電纜主要對整條電纜外觀、絕緣情況及兩端接頭焊接情況的檢查;電力線載波機的常規參數及其保護接口的主要參數的檢查,站間命令的傳輸時間、展寬時間的測量;檢查雙套穩控系統的接口設備直流電源是否獨立。11.2?對穩控系統(裝置)專用高頻收發信機,其檢驗項目如下:11.2.1絕緣電阻測定。11.2.2附屬儀表的校驗。11.2.3檢驗回路中各規定測試點的工作參數。11.2.4檢驗機內各調諧槽路調諧頻率的正確性。11.2.5測試發信振蕩頻率。部分檢驗時,只檢測工作頻率的正確性。11.2.6發信輸出功率及輸出波形的檢測。11.2.7收發信機的輸出阻抗及輸入阻抗的測定。11.2.8檢驗通道監測回路工作是否正常。11.2.9收信機收信回路通頻帶特性的檢測。11.2.10收信機接收靈敏度的檢測。定期檢驗時,可與高頻通道的檢測同時進行。11.2.11檢驗發信、收信回路應不存在寄生振蕩。11.2.12發信、收信回路展寬時間為零。11.3對于光纖通道的檢驗項目如下:11.3.1采用自環方式檢查光纖通道是否完好。11.3.2對于與復用PCM或SDH設備相連的穩控裝置附屬接口設備應檢查其繼電器輸出接點和其逆變電源,還應檢查雙套穩控系統的通信接口設備直流電源是否獨立。11.3.3應對光纖通道的誤碼率和傳輸時間進行檢查,誤碼率應小于10-9,傳輸時間小于20ms。對跨省網、通信節點多的超長通道,傳輸時間可放寬到30ms。11.3.4對于利用專用光纖通道傳輸信息的遠方傳輸設備還應測試發信電平、收信電平及接收靈敏度,以保證通道的裕度滿足廠家要求。12?整組試驗12.1廠站主輔運裝置的配合及切換檢驗對雙系統(雙機)配置的穩控系統(裝置),兩套系統(裝置)之間有主備(輔)配合關系的,在完成兩套系統(裝置)獨立的調試檢驗后,應根據技術說明書檢驗主備(主輔)系統(裝置)間配合關系及切換的正確性。12.2出口傳動試驗安全自動裝置各種功能檢驗完成以后,應帶上實際控制對象(斷路器或其它控制命令執行裝置)進行傳動試驗,以檢驗出口控制回路的正確性和可靠性。傳動試驗宜與一次設備檢修結合進行,或隨定期檢驗周期進行,必要時,可進行補充檢驗。在系統運行方式不具備條件的情況下,安全自動裝置投切線路、發電機組、負荷的跳、合斷路器的試驗,允許利用裝置內部的自檢邏輯或導通方法分別檢驗到每個斷路器及其相關回路接線的正確性。12.3整組動作時間測試整組動作時間是指從裝置故障判別所需條件全部滿足開始至最后一級裝置控制命令出口的時間(包含出口繼電器動作時間,但不包含人為設定的延時)。不同故障判據整組動作時間示意圖如圖1所示:圖1整組動作時間示意圖對就地裝置應直接測量從故障判據滿足→控制策略查詢→控制命令發出→出口跳閘的整個過程的動作時間。在穩控系統(裝置)全部檢驗項目完成以后,最后應進行穩控系統(裝置)的整組動作時間測試。對穩控系統應利用GPS對時設備測量從故障判據滿足→控制策略查詢→控制命令發出→命令的傳送→遠方執行廠站出口跳閘的整個過程的動作時間。整組動作時間應滿足設計及穩定計算要求。應注意此整組動作時間不含開關動作時間。13?裝置投運檢查13.1投入運行前的準備工作13.1.1填寫裝置試驗記錄,詳細記載試驗結果及結論,核實試驗結論、數據是否完整正確。13.1.2現場工作結束后,現場負責人應檢查試驗記錄有無漏試項目,試驗定值是否完全清零,核對裝置的整定值是否與定值通知單相符。蓋好所有繼電器及輔助設備的蓋子,對必要的元件采取防塵措施。13.1.3拆除在檢驗時使用的試驗設備、儀表及一切連接線,清掃現場,所有被拆動的或臨時接入的連接線應全部恢復正常,所有信號裝置應全部復歸,并應清除裝置內的所有報告。13.1.4對變動部分、設備缺陷及運行注意事項應加以說明并修改值班人員所保存的有關圖紙資料。13.1.5向運行值班負責人交代檢驗結果,并寫明該裝置是否具備投運條件,辦理工作票結束手續。13.1.6值班人員在將裝置投入前,必須根據信號燈指示或者用高內阻電壓表以一端對地測端子電壓的方法檢查并證實被檢驗的安全自動裝置確實未給出跳閘或合閘脈沖,才允許將裝置的連片接到投入的位置。13.1.7檢驗人員應在規定期間內(1周)提出書面報告,經基層局、廠負責人審核、批準并存檔。13.2用一次電流及工作電壓的檢驗生產(或運行)部門應派驗收人員參加用一次電流及工作電壓的檢驗,以了解掌握檢驗情況。13.2.1對新安裝的裝置,各有關部門需分別完成下列各項工作后,才允許進行本章所列的試驗工作:13.2.1.1符合實際情況的圖紙與裝置的技術說明及現場使用說明。13.2.1.2運行中需由運行值班員操作的連片、電源開關、操作把手等的名稱、用途、操作方法等應在現場使用說明中詳細注明。13.2.2對新安裝的或設備回路變動過的裝置,在投入運行以前,必須用一次電流和工作電壓測量電壓、電流的幅值及相位關系。13.2.3對用一次電流及工作電壓進行的檢驗結果,必須按當時的負荷情況加以分析,擬定預期的檢驗結果,凡所得結果與預期不一致時,應進行認真細致的分析,查找確實原因,不允許隨意改動裝置回路的接線。13.2.4宜使用鉗形電流表檢查流過裝置二次電纜屏蔽層的電流,當檢測不到電流時,應檢查屏蔽層是否良好接地。14?附則14.1本規定由中國南方電網電力調度通信中心負責編制、修訂、解釋并協調執行中遇到的問題。14.2本規定自頒布之日起執行。附加說明:本規定由中國南方電網調度通信中心運行方式處提出并歸口。本規定由中國南方電網調度通信中心運行方式處負責起草,中國南方電網有限責任公司安全監察與生產技術部、電網技術研究中心、廣東省電力調度中心、廣西電力調度通信中心、云南電力調度中心、貴州電力調度通信局、海南電網公司電力調度通信中心、南京南瑞繼保電氣有限公司、南京南瑞集團公司穩定技術分公司、北京四方繼保自動化股份有限公司、北京能盛電力系統技術有限公司參與并提出了許多寶貴意見。本規定主要起草人黃河、曾勇剛、候君、周劍、徐光虎。