论文部分内容阅读
继电保护验收工作，直接关系到电网、设备和人身安全，验收人员必须严格执行现场安全工作规程，全过程落实执行好安全措施，确保验收工作安全、有序、优质顺利地完成。
变电站110kV线路备自投现场验收内容包括：
1、外部检查。检查備自投装置的插件接触可靠，压板、按钮、转换开关、空开等安装牢固，接触良好，操作灵活可靠。保护屏外观良好、安装牢固、无变形，柜门旋转灵活。保护屏内照明必须经专用空气开关控制。
2、直流电源回路检查。保护装置及控制直流供电电源及其直流断路器配置符合要求。
3、二次回路绝缘检查。按照《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T 995－2006）相关要求进行绝缘检查。
4、备自投装置功能试验
（1）、备自投装置版本与调度发布的版本要求一致，与定值单要求一致。（2）、按照《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T 995－2006）相关要求进行装置电源检查。（3）、检查备自投装置零漂及采样精度，符合保护厂家技术要求。（4）、检查备自投装置所有开入量，对应的开入量变位正确。（5）、检查备自投装置所有开出量，对应的开出接点动作正确。
5、寄生回路检查，检查保护电源、信号电源、交流电源之间应无寄生回路。
6、二次回路试验
（1）、备自投装置跳闸回路试验。试验备自投跳线路1开关回路正确，同时闭锁线路1重合闸；试验备自投跳线路2开关回路正确，同时闭锁线路2重合闸。压板及回路接线试验正确。（2）、备自投装置合闸回路试验。试验备自投合线路1开关回路正确；试验备自投合线路2开关回路正确。压板及回路接线试验正确。（3）、试验手跳线路开关闭锁备自投回路正确。（4）、开关位置开入回路试验。试验线路1、线路2开关跳位开入回路正确。（5）、开关合后位置开入回路试验。试验线路1、线路2开关合后位置开入回路正确。（6）、备自投装置联切回路试验。实际带开关试验，试验备自投装置联切回路正确，压板及回路接线试验正确。（7）、CT回路升流检查。
7、整组传动开关试验
（1）、实际带开关试验，模拟线路1失压，试验备自投动作跳线路1开关、合线路2开关正确。（2）、实际带开关试验，模拟线路2失压，试验备自投动作跳线路2开关、合线路1开关正确。
根据以上验收要求，部分已带电运行的备自投调试过程中往往存在很大的安全隐患。下面举个例子：某变电站某已验收的10kV备自投需更改定值，验收要求按照新定值整定后进行逻辑验证。
某天11：00左右作10kV备自投调试前准备工作，内容包括：在10kV备自投屏处解开801、802、812开关的跳位及801合后开入线芯，短接801合后位置；并解开备自投开出至801、802、812开关的正电源、跳闸回路、合闸回路的线芯。然后按照图纸接入模拟断路器的开关位置及跳闸、合闸回路的试验线。
下午15：00左右，按照新定值单整定好10kV备自投定值，然后开始带模拟断路器调试备自投逻辑。因为涉及定值变改，原设计进线备自投功能压板及厂家内部线均未配置，后与设计方沟通把变压器备自投功能压板开入线改接至进线备自投功能开入。验证正确性后，进行进线备自投的逻辑试验，投上跳801开关压板，发现801开关拒跳，备自投逻辑不成功；疑为压板接线错误，将以下压板投入：合801、跳802、合802、跳812、合812，重复几次均为相同情况。怀疑为模拟断路器接线问题，造成拒跳；检查模拟断路器接线，并手动短接正电源与模拟断路器的1DL、3DL分合闸线圈来分合模拟断路器开关，模拟断路器可以正常分合，未发现拒动原因，故查看备自投原理图及接线图。此时，调试人员发现10kV I段母线失压，到后台查看，发现812分段开关已断开。随即分析后台报文，未发现有任何保护动作情况。然后检查人员到10kV高压室812开关柜处检查接线，分别拆开#1、#2接地变及备自投跳812开关线芯，用万能表检查各线芯无正电源开入。
此时接到供电局继保人员通知，不改变现场任何接线等待其人员到达后调查事故原因。后将备自投跳812开关线芯上回原端子，用绝缘胶布包好#1、#2接地变跳812开关两条线芯。随即所有人员撤回主控室。此时，调试人员关掉继保仪及模拟断路器电源并等待调查人员；后接命令需保留现场所有调试状态，故重新打开继保仪及模拟断路器电源，并等待调查人员。
17时左右，供电局调查人员到达变电站。调查人员向现场值班员了解完情况后随即展开调查。调查人员在备自投屏处检查10kV备自投所有接线，并对试验接线的正确性进行检查，未发现问题。于是对10kV备自投保护装置已拆掉的电缆接线的绝缘情况进行检查，发现除备自投屏至821分段开关的跳闸线芯（33’/BZT-215）用绝缘胶布包裹松动外，其它线芯绝缘良好。随即对备自投装置、812分段开关保护装置内所有开关位置开入报文及保护事件等时间进行比较排查，未发现有保护出口动作；但发现由模拟断路器返回的3DL分合位置接点开入备自投装置的时间与812分段开关分合位置接点开入其保护装置的时间相符。 故判断由于备自投屏至821分段开关的跳闸线芯（33’/BZT-215）绝缘胶布包裹松动，露出铜芯部分，误碰模拟断路器3DL分闸线圈接至10kV备自投跳分段812开关出口的位置，导致在手动短接正电源与模拟断路器的3DL分合闸线圈来分合模拟断路器开关时，同时导致10kV分段812开关跳闸。
有了初步的分析结论后，由供电局调查人员办理变电站第二种工作票对10kV备自投二次接线进行了查线，并无发现错线现象。故在做足相应二次设备及回路工作安全技术措施单前提下，重演10kV分段812开关跳闸时间段发生的一系列操作，发现备自投装置内所有开关位置开入报文与10kV分段812开关跳闸时的报文相符。故调查人员判断跳闸原因与初步分析结果一致。
变电站110kV线路备自投现场验收内容包括：
1、外部检查。检查備自投装置的插件接触可靠，压板、按钮、转换开关、空开等安装牢固，接触良好，操作灵活可靠。保护屏外观良好、安装牢固、无变形，柜门旋转灵活。保护屏内照明必须经专用空气开关控制。
2、直流电源回路检查。保护装置及控制直流供电电源及其直流断路器配置符合要求。
3、二次回路绝缘检查。按照《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T 995－2006）相关要求进行绝缘检查。
4、备自投装置功能试验
（1）、备自投装置版本与调度发布的版本要求一致，与定值单要求一致。（2）、按照《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T 995－2006）相关要求进行装置电源检查。（3）、检查备自投装置零漂及采样精度，符合保护厂家技术要求。（4）、检查备自投装置所有开入量，对应的开入量变位正确。（5）、检查备自投装置所有开出量，对应的开出接点动作正确。
5、寄生回路检查，检查保护电源、信号电源、交流电源之间应无寄生回路。
6、二次回路试验
（1）、备自投装置跳闸回路试验。试验备自投跳线路1开关回路正确，同时闭锁线路1重合闸；试验备自投跳线路2开关回路正确，同时闭锁线路2重合闸。压板及回路接线试验正确。（2）、备自投装置合闸回路试验。试验备自投合线路1开关回路正确；试验备自投合线路2开关回路正确。压板及回路接线试验正确。（3）、试验手跳线路开关闭锁备自投回路正确。（4）、开关位置开入回路试验。试验线路1、线路2开关跳位开入回路正确。（5）、开关合后位置开入回路试验。试验线路1、线路2开关合后位置开入回路正确。（6）、备自投装置联切回路试验。实际带开关试验，试验备自投装置联切回路正确，压板及回路接线试验正确。（7）、CT回路升流检查。
7、整组传动开关试验
（1）、实际带开关试验，模拟线路1失压，试验备自投动作跳线路1开关、合线路2开关正确。（2）、实际带开关试验，模拟线路2失压，试验备自投动作跳线路2开关、合线路1开关正确。
根据以上验收要求，部分已带电运行的备自投调试过程中往往存在很大的安全隐患。下面举个例子：某变电站某已验收的10kV备自投需更改定值，验收要求按照新定值整定后进行逻辑验证。
某天11：00左右作10kV备自投调试前准备工作，内容包括：在10kV备自投屏处解开801、802、812开关的跳位及801合后开入线芯，短接801合后位置；并解开备自投开出至801、802、812开关的正电源、跳闸回路、合闸回路的线芯。然后按照图纸接入模拟断路器的开关位置及跳闸、合闸回路的试验线。
下午15：00左右，按照新定值单整定好10kV备自投定值，然后开始带模拟断路器调试备自投逻辑。因为涉及定值变改，原设计进线备自投功能压板及厂家内部线均未配置，后与设计方沟通把变压器备自投功能压板开入线改接至进线备自投功能开入。验证正确性后，进行进线备自投的逻辑试验，投上跳801开关压板，发现801开关拒跳，备自投逻辑不成功；疑为压板接线错误，将以下压板投入：合801、跳802、合802、跳812、合812，重复几次均为相同情况。怀疑为模拟断路器接线问题，造成拒跳；检查模拟断路器接线，并手动短接正电源与模拟断路器的1DL、3DL分合闸线圈来分合模拟断路器开关，模拟断路器可以正常分合，未发现拒动原因，故查看备自投原理图及接线图。此时，调试人员发现10kV I段母线失压，到后台查看，发现812分段开关已断开。随即分析后台报文，未发现有任何保护动作情况。然后检查人员到10kV高压室812开关柜处检查接线，分别拆开#1、#2接地变及备自投跳812开关线芯，用万能表检查各线芯无正电源开入。
此时接到供电局继保人员通知，不改变现场任何接线等待其人员到达后调查事故原因。后将备自投跳812开关线芯上回原端子，用绝缘胶布包好#1、#2接地变跳812开关两条线芯。随即所有人员撤回主控室。此时，调试人员关掉继保仪及模拟断路器电源并等待调查人员；后接命令需保留现场所有调试状态，故重新打开继保仪及模拟断路器电源，并等待调查人员。
17时左右，供电局调查人员到达变电站。调查人员向现场值班员了解完情况后随即展开调查。调查人员在备自投屏处检查10kV备自投所有接线，并对试验接线的正确性进行检查，未发现问题。于是对10kV备自投保护装置已拆掉的电缆接线的绝缘情况进行检查，发现除备自投屏至821分段开关的跳闸线芯（33’/BZT-215）用绝缘胶布包裹松动外，其它线芯绝缘良好。随即对备自投装置、812分段开关保护装置内所有开关位置开入报文及保护事件等时间进行比较排查，未发现有保护出口动作；但发现由模拟断路器返回的3DL分合位置接点开入备自投装置的时间与812分段开关分合位置接点开入其保护装置的时间相符。 故判断由于备自投屏至821分段开关的跳闸线芯（33’/BZT-215）绝缘胶布包裹松动，露出铜芯部分，误碰模拟断路器3DL分闸线圈接至10kV备自投跳分段812开关出口的位置，导致在手动短接正电源与模拟断路器的3DL分合闸线圈来分合模拟断路器开关时，同时导致10kV分段812开关跳闸。
有了初步的分析结论后，由供电局调查人员办理变电站第二种工作票对10kV备自投二次接线进行了查线，并无发现错线现象。故在做足相应二次设备及回路工作安全技术措施单前提下，重演10kV分段812开关跳闸时间段发生的一系列操作，发现备自投装置内所有开关位置开入报文与10kV分段812开关跳闸时的报文相符。故调查人员判断跳闸原因与初步分析结果一致。