2.3保护开出开入功能验证
    实际进行开关位置、闭锁重合闸、SF6压力告警及闭锁、弹簧未储能等开人功能验证，并进行GOOSE断链告警等功能验证。
    2.4保护逻辑验证
    由于该保护装置的1RX同时接收SV及GOOSE信息，在拔掉保护装置该光纤模拟SV输入时，GOOSE信息接收不到，因此在试验前导人SCD文件对应间隔的GOOSE信息，将开关位及合后位置“ON”，并通过试验仪器发送GOOSE，模拟开关在合位时的运行状态。
    该工程保护装置电压通过母设合并单元直采，因此试验仪器需开放另一光口进行电压传输，试验连接如图2所示。线路保护装置

    2.4.1保护装置采样检查
    测试仪选择输出间隔电流SV，在间隔合并单元施加电流量，检查保护装置上显示的电流采样值应与测试仪发送值基本一致，其它各项采样值为零。保护装置显示值误差应满足：电流不超过额定值的±2. 5％或0. 02In，电压不超过额定值的±2. 5％或0. 0 1Un，角度误差不超过1°。
    2.4.2保护逻辑
    （1）距离保护功能验证。
    ①投入距离保护I段软压板、控制字；
    ②施加正常运行状态的电压、电流，等保护PT断线报警灯灭，重合闸充电灯亮；
    ③施加故障电流I= In，相间电压U=m×2×I×相间距离I段阻抗定值，模拟正方向瞬时性相间短路故障，m=0. 95时距离I段动作，m= 1. 05时距离I段不动，m=0. 8时测距离I段动作时间；
    ④施加故障电流I = In，相电压U=m×（1 +K） ×I×接地距离I段阻抗定值，模拟正方向瞬时性单相接地故障，m=0. 95时距离I段动作，m=1. 05时距离I段不动，m=0. 8时测距离I段动作时间；
    ⑤用同样方法校验II、 III段距离保护；
    ⑥施加故障电流41n，故障电压零，分别模拟单相接地、两相和三相反方向故障，距离保护不动作；
    ⑦功能软压板退出后保护不动作。
    （2）零序保护功能验证。
    ①投入零序保护软压板、控制字；
    ②施加正常运行状态的电压、电流，等保护PT断线报警灯灭，重合闸灯亮；
    ③施加故障电压30V，故障电流I=m×零序过流II段定值，模拟单相正方向故障（非故障相电流为零），m=0. 95时保护不动作，m=1. 05时保护动作，m=1. 2时测量保护动作时间；
    ④同样方法校验零序过流III段保护；
    ⑤施加故障电压30V，故障电流I=1. 2×零序过流II段定值，模拟单相反方向故障，零序过流保护不动。
    ⑥功能软压板退出后保护不动作。
    （3）重合闸功能验证。
    ①相关重合闸控制字投入，GOOSE合闸出口压板投入；
    ②施加正常运行状态的电压、电流，使保护报警灯灭，重合闸充电灯亮；
    ③模拟区内瞬时性单相接地故障、相间故障或三相故障，使保护动作且不满足闭重条件，保护应三跳三重。
    （3）联切功能验证。合上518开关，模拟线路保护动作，动作时应联切该开关。
    2.4.3工程验收
    与监控人员进行相关保护信息信号核对，与运维人员进行现场验收，并进行定值单的“三核对”工作，向量试验完毕后投入相关保护。
    3 结束语
    智能变电站新增线路保护工程较以往常规变电站有很大变化，虚回路通过光纤实现连接，因此本次工程无需敷设长光缆，仅通过跳线和尾缆便可实现回路连接，体现出了智能变电站的运维优势。
 

上一页  [1] [2]