变电站保护调试及报告讲解
变电站电气调试方案
变电站电气调试方案I. 背景信息在建设一个新的变电站或对现有的变电站进行改造时，电气调试是至关重要的一步。
电气调试是指验证和测试变电站电气设备的功能和性能，以确保其正常工作并符合设计要求。
本文将介绍一个变电站电气调试方案，以确保该站的安全运行和可靠性。
II. 调试目标1. 验证电气设备的安装准确性：确认设备的位置、布线和接线是否正确，并进行必要的调整。
2. 检查电气设备的连接和接地系统：测试所有电缆、导线和接地装置的连接是否可靠，确保电气设备的接地符合规定标准。
3. 测试电气设备的运行功能：通过各种试验方法，验证变电站各个部分的电气设备是否正常工作，例如断开试验、闭合试验、负荷试验等。
4. 检测和消除潜在的故障：通过调试，发现并解决可能存在的电气故障，确保变电站的稳定和可靠性。
III. 调试步骤1. 检查设备安装：确认设备的位置和布线是否符合设计要求，检查设备的固定和连接是否稳固。
2. 检查电气连接和接地系统：测试所有电缆、导线和接地装置的连接是否可靠。
对于重要的设备，使用超声波测试仪，确保连接的质量达到标准要求。
3. 进行初次设备试运行：对各个设备进行初次试运行，观察其运行情况和声音，确保没有异常。
4. 进行断开试验：按照设计文件中的要求，对设备进行断开试验，检测其断开的情况和时间。
记录试验结果，以便后续分析和评估。
5. 进行闭合试验：对设备进行闭合试验，测试其闭合性能和时间。
确保设备能够正常闭合并保持稳定运行。
6. 进行负荷试验：逐步加大负荷，测试设备的负荷能力，并观察变电站的电压和频率是否正常。
7. 检查保护装置：测试保护装置的动作和断路器的保护功能，确保能够及时有效地切断电源以保护设备安全。
8. 进行安全测试：检查设备的接地状态和绝缘电阻，确保设备的安全运行。
IV. 调试结果记录和分析在电气调试过程中，必须准确记录每一步的测试结果和观察结果。
这些记录将用于调试结果的评估和后续的故障排除工作。
220KV变电站继电保护的调试问题研究3
关于220KV变电站继电保护的调试问题研究摘要随着社会的不断的进步，全国各地的电网系统逐渐得到改造。
为了满足供电需求大部分省份实行了电网改造，而变电站作为电力系统中的重要的组成部分，主要负责完成对电力资源自动化的调度。
电力系统中的保护控制装置主要是继电保护装置，在运营之前必须对继电保护装置进行调试，通过调试工作发现变电站的安装和设计中存在的问题，保证各种装置运行正常和通信顺畅。
220kV变电站继电保护的调试流程必须明确，有助于调试人员的分工合作，有助于提高调试工作效率和质量，对220kV变电站继电保护调试工作的标准化、规范化、科学化起到促进作用。
本文将对220KV变电站继电保护的调试的相关技术和理论进行研究，对调试中各阶段，不同的手段进行总结和分析，供相关人员参考和学习。
关键字220KV变电站继电保护调试变电站的主要功能是调试电压的变化、电能的接受和分配、电力的流向控制及电压的调整。
这些调试都是变电站通过电力系统而发挥的作用。
其他的功能还有通过变电站的变压器与各级电网进行连接。
利用电流控制继电保护装置，防雷保护装置，调度通信装置等设备。
继电保护的作用第一，保证设备安全，提升性能。
继电保护技术的抗干扰的特性使得能避免设备被破坏和信息安全。
随着技术的越来越进步，继电保护装置和设备更加的复杂和先进，为未来的继电技术的发展奠定了基础。
第二，成本较低。
继电保护装置所起到的作用主要有材料优越性，降低电力系统空间。
快速的故障诊断技术，安装的便捷使得总体的成本偏低。
第三，故障的检测和防范。
继电保护装置在店里系统出现故障是报警，相关人员进行快速的处理，保证了电力系统的安全性。
起到预防的作用。
调试的前期准备工作包括组建专门负责调试的项目小组，准备各种仪器设备和工具，组织相关的调试人员对相关的制度进行学习，增强安全技术，熟悉变电站的二次回路设计图纸。
220KV变电站继电保护调试的范围涉及二次回路的安装接线，各个测控装置与各线路，电容器和主变机电保护装置的调试，故障录波装置的调试，计量回路的检验，1.1二次回路的安装接线的调试依据端子图的线路分布，和电源，电压，控制，保护，计量等回路进行对比，如果发现错接线应该及时改正。
变电站系统调试报告分析(doc13页)
变电站系统调试报告分析（doc13页）投运日期：2011年08月30日10时/分至2011年08月30日22时/分、定值检査检查微机保护内整定定值与调度下发正式定值一致，打印一份完整正式定值核对正确后交予运行。
检查结果：正确二、PT二次定相、核相潔阳220kV变电站系统调试报告L630-B630： 60.35 V L630-N600： 0.212V结论：正确三次圈检验：L630-A630：60・61 VL630-B630： 60・72 V L630-N600： 0.317 V 结论：正确220kV I 母线PT 与II 母线PT 核相三次L630-A630： 60.21 V结论：正确三次圈检验：L630-A630：60・7 VL630-B630： 60.8 V L630-N600： 0・21 V线路PT 与母线PT 定相：线路B609-B630：/V_, B609-N600：三次圈检验：L630-A630：60.9 VL630-B630： 60・7V结论：正确L630-N600： 0.23 V结论：正确结论：正确三次圈检验：L630-A630： 61・8 V三次圈检验：L630-A630： 59・8 VL630-B630： 61・5 V结论：正确L630-N600： 2.08 VL630-B630： 58.4 V L630-N600： 6.57 V结论：正确结论：正确1.1 220kV 251慈滦II线线路i.i.i线路潮流情况：有功P二94・6 MW：无功Q 二10. 5 %本线TA 变比1600/1A ； TV 变比220/0. lkV1.1.2保护I微机打印釆样值和有效值，记录电压、电流值及其的相位差、极性。
结论：向量检查结果正确1.1.3保护II微机打印釆样值和有效值,记录电压电流值及其的相位差、极性。
结论：向量检查结果正确1. 2 220kV 252慈滦I线线路1.2.】线路潮流情况：有功P=22・29 MW：无功Q二-9・ 93 %本线TA 变比1600/1A ； TV 变比220/0. lkV】・2.2保护I微机打印采样值和有效值，记录电压、电流值及其的相位差、极性。
主变保护检验调试报告
***kV ****变电站#*主变保护检验调试报告一.检验设备的基本信息1.1主变压器基本参数1.2主变三侧断路器、独立电流互感器基本参数1.3保护装置基本信息1.4保护软件版本及程序校验码核查二．检验条件三. 保护A屏微机保护校验3.1 保护外观及内部插件检查3.2 绝缘检查3.3保护时钟失电保护功能检验3.4开关量输入回路检验3.5模数变换系统检验3.5.1 零漂及模拟量输入的幅值特性零漂允许范围: -0.01I N<I<0.01I N ,-0.05V<U<0.05V3.5.2 模拟量输入的相位特性3.6保护定值检验3.6.1差动保护3.6.1.1 差动保护定值检验3.6.1.2比例制动系数单位: A3.6.1.3二次谐波制动系数 单位: A3.6.1.4 TA 断线闭锁定值校验3.6.2 复合电压定值校验3.6.3过负荷定值校验3.6.4 高压侧后备保护定值校验3.6.4.1 复合电压闭锁过流定值校验3.6.4.2 复合电压闭锁方向过流方向元件校验3.6.4.3 零序过流定值校验3.6.4.4 零序方向过流方向元件校验3.6.4.5过流(零序电压)定值校验3.6.5中压侧后备保护定值校验3.6.5.1 复合电压闭锁过流定值校验3.6.5.2 复合电压闭锁方向过流方向元件校验3.6.5.3 零序过流定值校验3.6.5.4 零序方向过流方向元件校验3.6.5.5过流(零序电压)定值校验3.6.6低压侧后备保护定值校验3.6.6.1 复合电压闭锁过流定值校验3.7.1 高压侧复压元件并联启动中压侧3.7.2 高压侧复压元件并联启动低压侧3.7.3 中压侧复压元件并联启动高压侧3.7.4 中压侧复压元件并联启动低压侧3.7.5 低压侧复压元件并联启动高压侧3.8输出接点检查3.9 保护内部传动（现场量压板电位的变化，注明保护的动作时间。
）四.保护A屏失灵启动装置校验4.1开关量输入回路检验4.2零漂及模拟量输入的幅值特性零漂允许范围: -0.05A<I<0.05A,4.3失灵启动电流判别定值校验4.4输出接点检验五. 保护B屏PST-1200B微机保护校验5.1 保护外观及内部插件检查5.2 绝缘检查5.3保护时钟及保护定值失电保护功能检验5.4开关量输入回路检验5.5模数变换系统检验5.5.1 零漂及模拟量输入的幅值特性零漂允许范围: -0.01I N<I<0.01I N ,-0.05V<U<0.05V5.5.2 模拟量输入的相位特性5.6保护定值检验5.6.1差动保护5.6.1.1差动保护定值检验5.6.1.2差动保护比例制动特性检验单位: A5.6.1.3 TA断线闭锁定值校验5.6.2复合电压定值校验单位: V5.6.3过负荷定值校验5.6.4 高压侧后备保护定值校验5.6.4.1复合电压闭锁过流定值校验5.6.4.2 复合电压闭锁方向过流方向元件校验5.6.4.3 零序过流定值校验5.6.4.4 零序方向过流方向元件校验5.6.4.5过流定值校验5.6.5中压侧后备保护定值校验5.6.5.1 复合电压闭锁过流定值校验5.6.5.2 复合电压闭锁方向过流方向元件校验5.6.5.3 零序过流定值校验5.6.5.4 零序方向过流方向元件校验5.6.6 低压侧后备保护定值校5.6.6.1 复合电压闭锁过流定值校验5.7复合电压元件并联启动功能测试5.7.1 高压侧复压元件并联启动中压侧5.7.2 高压侧复压元件并联启动低压侧5.7.3 中压侧复压元件并联启动高压侧5.7.4 中压侧复压元件并联启动低压侧5.7.5 低压侧复压元件并联启动高压侧5.7.6 低压侧复压元件并联启动中压侧5.8输出接点检查5.9 保护内部传动（现场量压板电位的变化，注明保护的动作时间。
主变保护检验调试报告
主变保护检验调试报告1.检验目的：本次检验旨在验证主变保护装置的性能和正确性，确保在异常情况下对主变进行及时准确的保护和动作。
2.检验内容：（1）电气连接检查：检查主变保护装置与主变之间的接线是否正确，并使用万用表对各个接点进行测量，确保连接良好。
（2）保护参数校验：校验保护装置中的参数设置，包括定值设定、动作时间设定、及决策逻辑设定等，确保参数设定正确。
（3）保护装置操作检验：通过对主变保护装置进行手动和自动动作检验，验证主变保护动作的准确性和可靠性。
（4）保护软件升级：如有需要，对主变保护软件进行升级，确保其与最新技术要求保持一致。
3.检验过程及结果：（1）电气连接检查：检查发现主变保护装置与主变之间的接线正确，各个接点的电气连接良好，电阻值正常，无明显异常。
因此，电气连接检查通过。
（2）保护参数校验：根据主变的额定参数，对主变保护装置中的各项参数进行校验。
经过比对，发现参数设置正确，与额定参数匹配。
保护装置的定值设定、动作时间设定、决策逻辑设定等均符合设计要求。
因此，保护参数校验通过。
（3）保护装置操作检验：首先进行手动动作检验，按下手动操作按钮，模拟保护装置接收到异常信号后进行动作。
经实际操作，保护装置对异常信号进行了准确的判断，并对主变实施了正确的保护动作。
手动动作检验通过。
随后进行自动动作检验，断开主变输入电源，模拟主变发生故障。
保护装置迅速响应，并在较短时间内将主变与电网切断，有效保护了主变和电网的安全。
自动动作检验通过。
（4）保护软件升级：根据厂家要求，进行主变保护软件升级。
升级过程中，按照操作手册的步骤进行，确保升级操作正确。
升级完成后，进行软件版本检查，确认已升级到最新版本。
保护软件升级通过。
4.总结：通过上述检验过程，确认主变保护装置的性能和正确性。
保护装置能够及时准确地对主变进行保护和动作，有效保障了电网的正常运行和主变的安全运行。
保护参数设置合理，保护装置操作准确可靠。
变电站系统调试报告分析
涞阳 220kV变电站系统调试报告投运日期： 2021年08月30日10时 / 分至 2021年08月30日22时/ 分一、定值检查检查微机保护内整定定值与调度下发正式定值一致，打印一份完整正式定值核对正确后交予运行。
检查结果：正确二、PT二次定相、核相： 60.21 V L630-B630： 60.35 V L630-N600： 0.212V结论：正确三次圈检验：L630-A630： 60.61 V L630-B630： 60.72 V L630-N600： 0.317 V结论：正确结论：正确： 60.7 V L630-B630： 60.7 V L630-N600： 0.23 V结论：正确110kV II母线PT三次圈检验：L630-A630： 60.9 V L630-B630： 60.8 V L630-N600： 0.21 V 线路PT与母线PT定相：线路B609-B630： / V ，B609-N600： / V结论：正确结论：正确三次圈检验：L630-A630： 61.8 V L630-B630： 61.5 V L630-N600： 2.08 V 结论：正确三次圈检验：L630-A630： 59.8 V L630-B630： 58.4 V L630-N600： 6.57 V 结论：正确结论：正确1.1220kV 251慈涞II线线路1.1.1线路潮流情况：有功P= 94.6 MW；无功Q= 10.5 MV ar；本线TA变比 1600/1A ；TV变比 220/0.1kV结论：向量检查结果正确结论：向量检查结果正确1.2220kV 252慈涞I线线路1.2.1线路潮流情况：有功P= 22.29 MW；无功Q= -9.93 MV ar；本线TA变比 1600/1A ；TV变比 220/0.1kV1.2.2保护I微机打印采样值和有效值，记录电压、电流值及其的相位差、极性。
结论：向量检查结果正确1.2.3保护II微机打印采样值和有效值，记录电压、电流值及其的相位差、极性。
变电站二次设备认知及线路保护装置调试实训报告
变电站二次设备认知及线路保护装置调试实训报告一、引言在电力系统中，变电站承担着将高压输电线路的电能转换为适用于配电网的低压电能的重要任务。
为了确保电能的安全可靠传输和配送，变电站的二次设备和线路保护装置的认知和调试尤为重要。
本报告将深入探讨变电站二次设备的认知和线路保护装置调试的实训经验和结果。
二、变电站二次设备认知2.1 变电站二次设备的定义变电站二次设备是指变电站中用于测量、控制、保护和监视电力系统的设备。
主要包括电流互感器、电压互感器、组合电压互感器、采样触头等。
这些设备通过将高压输电线路上的电流和电压信号转换为能够被监测和控制的低压信号，实现对电力系统的监视和调控。
2.2 变电站二次设备的功能变电站二次设备具有以下主要功能：1.测量功能：通过电流互感器和电压互感器，测量高压输电线路的电流和电压信号，用于监视电力系统的运行状态。
2.控制功能：通过组合电压互感器和采样触头，获取电力系统的控制信号，用于实现对电力系统的调控。
3.保护功能：通过差动保护、过流保护等装置，监测电力系统中的异常情况，并采取相应的保护措施，以确保电力系统的安全运行。
2.3 变电站二次设备的分类根据功能和用途的不同，变电站二次设备可以分为以下几类：1.测量设备：包括电流互感器和电压互感器，用于测量电力系统中的电流和电压信号。
2.控制设备：包括组合电压互感器和采样触头，用于获取电力系统的控制信号，实现对电力系统的控制。
3.保护设备：包括差动保护、过流保护等装置，用于监测电力系统中的异常情况，并采取相应的保护措施。
2.4 变电站二次设备的选型和安装要求在选型和安装变电站二次设备时，需要考虑以下几个方面：1.系统要求：根据电力系统的运行要求和特点，选择适合的二次设备，以满足系统的测量、控制和保护需求。
2.信号传输：保证二次设备信号传输的可靠性和准确性，选择合适的传输线路和连接方式。
3.安装环境：考虑变电站的环境条件和特殊要求，选择耐高温、耐腐蚀、防爆等特殊型号的二次设备。
变电站系统调试报告分析【精编版】
变电站系统调试报告分析【精编版】涞阳220kV变电站系统调试报告投运日期：2011年08月30日10时/ 分至2011年08月30日22时/ 分一、定值检查检查微机保护内整定定值与调度下发正式定值一致，打印一份完整正式定值核对正确后交予运行。
检查结果：正确二、PT二次定相、核相三次圈检验：L630-A630：60.21 V L630-B630：60.35 V L630-N600：0.212V 结论：正确三次圈检验：L630-A630：60.61 V L630-B630：60.72 V L630-N600：0.317 V 结论：正确结论：正确110kV I母线PT：60.7 V ：60.7 V ：0.23 V 结论：正确：60.9 V ：60.8 V ：0.21 V 线路PT与母线PT定相：线路B609-B630：/ V ，B609-N600：/ V结论：正确结论：正确：61.8 V ：61.5 V ：2.08 V 结论：正确10kV II母线PT三次圈检验：L630-A630：59.8 V L630-B630：58.4 V L630-N600： 6.57 V 结论：正确结论：正确三、向量检查1.1220kV 251慈涞II线线路1.1.1线路潮流情况：有功P= 94.6 MW；无功Q= 10.5 MV ar；本线TA变比 1600/1A ；TV变比 220/0.1kV1.1.2保护I微机打印采样值和有效值，记录电压、电流值及其的相位差、极性。
结论：向量检查结果正确1.1.3保护II微机打印采样值和有效值，记录电压、电流值及其的相位差、极性。
结论：向量检查结果正确1.2220kV 252慈涞I线线路1.2.1线路潮流情况：有功P= 22.29 MW；无功Q= -9.93 MV ar；本线TA变比 1600/1A ；TV变比 220/0.1kV1.2.2保护I微机打印采样值和有效值，记录电压、电流值及其的相位差、极性。
变电站继电保护装置调试方法
注：试验中，调整电流幅值变化至差动动作时间不要超出9秒，不然，报CT断线，闭锁差动。试验中， 不允许长时间加载2倍以上旳额定电流。
置“0”含义 备用，置“0” TV断线后过流退出 距离Ⅲ段永跳退出 距离Ⅱ段永跳退出 瞬时加速距离Ⅲ段退出 瞬时加速距离Ⅱ段退出
迅速Ⅰ段退出
距离Ⅱ段经振荡闭锁 距离Ⅰ段经振荡闭锁
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
名称 接地电阻定值 接地Ⅰ段电抗定值 接地Ⅱ段电抗定值 接地Ⅲ段电抗定值 接地Ⅱ段时间定值 接地Ⅲ段时间定值 相间电阻定值 相间Ⅰ段电抗定值 相间Ⅱ段电抗定值 相间Ⅲ段电抗定值 相间Ⅱ段时间定值 相间Ⅲ段时间定值
投入距离控制字 投入就地硬压板
假定相间距离和接地距离定值和CSC-103D相同 选择
工频变化量阻抗调试：
相间故障
工频变化量阻抗调试：
单相接地故障
零序保护调试：
投入软压板
投入零序控制字 投入就地硬压板
假定零序保护定值和CSC-103D相同 选择
注意事项： 在试验距离和零序保护时，需使TV
置“0”含义 备用，置“0” 备用，置“0”
三相偷跳不开启重叠闸 单相偷跳不开启重叠闸
检同期方式退出 检无压方式退出 非同期方式退出
单相故障重叠闸模拟
相间故障重叠闸模拟
2、南京南瑞RCS-931保护装置调试
退出
RCS-931保护功能
工频变化量距离 分相差动 3段相间距离 3段接地距离 4段零序过流 自动重叠闸
变电站继电保护调试内容之相量篇(审核完稿王学山版)
变电站继电保护相量分析及调试方法为了确保继电保护装置接线正确，我们需要将电流、电压相量的检查工作贯穿到整个调试工作的始终，也就是说，一套保护的调试，从电流互感器和电压互感器的调试检查开始，到二次回路的检查，再到装置的调试，始终按照我们设计好的相量方式去调整接线，整个过程就会保证我们交流采样回路接线的正确性，装置投入运行后，再将带负荷测量的结果与之比较，就能判断我们接线是否正确，下面，我们就分别从变压器差动保护、110kV线路保护、35kV线路保护、10kV 线路保护、10kV电容器保护等几个方面来分析相量的接线及检测方法。
总则：相量的起因大家知道，我们的发电机原理是导体切割磁力线产生电动势，而发电机定子绕组的三相排列是按照三相平均分360度排列的，随着发电机转子的转动，感应出三相电动势。
发电机顺时针转动，就产生了A相超前B相1200的相位，B相超前C相1200的相位，C相超前A相1200的相位，发电机每分钟转动3000转，那么每秒转数就是3000/60秒=50周，这个就是我们说的50HZ的来由，反过来，每转一周的时间（T=1/f）就是1/50=0.02秒就是20毫秒，也就是说完成一个360度的变化需要20毫秒。
下面我们可以形象的从相量图和波形图看出相位关系。
当电动势作用在负载上时，由于负载的性质由电阻、电感、电容组成的阻抗决定，使得电流与电压之间表现出不同的相位：下面我们就沿着这个主线进一步分析相量在保护中的应用一、电流、电压互感器极性的规定意义及检测方法1、电流、电压互感器减极性标记的含义及意义1.1电压互感器的接线及极性是保证全站所有保护相量正确的最基本的因素，所有需要判断方向的保护都必须首先要求电压极性正确，为了统一标准，我们现在规定：所有电压互感器不论是新投，还是因某种原因检修更换二次线，都必须保证电压互感器二次从极性端正出，也就是说电压互感器正极性。
请看如下示意图1-1：保证了电压互感器的正极性，就为我们在考虑变电站内各个保护装置的方向以及在带负荷测相量的时候，提供了一个基础，因为就算有的保护装置不需要判别方向，也需要通过电流、电压之间的相位关系来确定电流互感器极性是否正确，当做这个工作的时候，我们需要关注的是流经保护安装处的负荷性质、潮流流向、电压互感器极性，只有采集好全部信息，才能确定保护二次回路的接线的正确性。
110kV智能变电站继电保护综合调试
- 77 -工 业 技 术０ 引言智能电网是世界电网发展的方向，智能变电站是智能电网的枢纽和核心。
智能变电站采用先进、可靠、集成的智能化设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基础，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和检查等功能，其特征是一次设备智能化、二次设备网络化、通信平台标准化。
１ 智能变电站结构IEC 61850是电力系统自动化领域全球通用标准，它规定了从产品设计制造、工程集成、项目管理、设备运行维护等项目环节中信息交换的标准化方法。
IEC 61850标准体系通过对变电站自动化系统中的对象统一建模，采用面向对象技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口，解决了变电站自动化系统设备的互操作性和协议转换问题，使变电站自动化设备具有自描述、自诊断和即插即用的功能，使不同厂家的设备之间可以无缝连接，方便了系统集成，降低了工程费用[1]。
智能变电站按照IEC 61850标准，采用3层两网结构，3层即站控层、间隔层和过程层，两网即站控层网络和过程层网络，智能变电站层架构如图1所示。
站控层设备主要包括监控主机、操作员站、数据通信网关、数据服务器和综合应用服务器等，间隔层设备包括保护装置、测控装置和故障录波等，过程层设备包括智能终端、合并单元和智能组件等。
过程层设备将交流模拟量、直流模拟量、状态量就地转化为数字信号，通过过程层网络把数字信号传输给上层，并接受和执行上层下发的控制命令。
间隔层设备采集本间隔一次设备的信号、控制操作一次设备，并通过站控层将相关信息上送给站控层设备和接受站控层设备的命令。
站控层可实现对全站一、二次设备进行监视、控制以及与远方控制中心通信。
２ 工程概况广州110 kV 美林站按智能变电站设计，于2021年1月投运，一次建成3台63 MVA 主变，3回110 kV 进线，采用线变组接线，10 kV 出线48回，单母分段接线，电容器6组，站用变2台。
二次设备主要包括微机自动化系统、智能录波系统、交直流电源系统、时间同步系统、电能计量系统、电能质量检测系统以及电压质量检测系统等。
变电站保护调试流程简述
变电站保护调试流程简述摘要：变电站作为电力系统的一部分，其功能是变换电压等级、汇集配送电能，主要包括变压器、母线、线路开关设备、建筑物及电力系统安全和控制所需的设施。
在变电站投运之前，变电站保护调试是最主要的一项技术把关手段。
在进行变电站保护调试工作时, 合理的流程及手段有利于调试工作的顺利进行, 并起到防漏、防错的作用。
现将调试流程及手段做简要叙述。
关键字：变电站保护；调试流程；手段1.变电站保护调试流程1.1检验准备检验准备包括三方面内容, 即审图、编写调试方案以及调试前的准备工作。
审图工作有利于发现图纸中存在的问题、了解变电站工作量。
对二次回路中的电源回路、模拟量回路、控制回路、信号回路要重点了解。
调试方案编写完成后要交单位审核, 审核批准后方可执行。
1.2电源系统调试电源系统调试包括低压电源系统调试、直流电源及UPS系统调试。
1.3保护装置单体效验在保护装置单体效验时, 要进行保护装置外观检查、保护装置通电检查、保护装置效验。
1.4检查二次接线、核对端子排及配线要检查所有电缆接线的正确性, 用端子排图、厂家原理图及设计院的变更图, 在每一个屏后及机构箱内检查检查实际电缆接线、屏内配线与图应一致, 同时要检查电流、电压二次接线。
1.5 二次回路绝缘检查需进行分组回路绝缘检查与整组回路绝缘检查。
1.6. 所有装置与控制回路通电装置与控制回路通电时, 要及时检查其绝缘情况, 避免接地等故障出现。
1.7隔离开关、断路器就地传动传动时要确保隔离开关、断路器正常工作, 信号正确、对应。
1.8线路、主变保护整组传动确保各装置、设备运行、动作精准, 同时进行断路器防跳回路传动。
1.9失灵、母线保护整组传动在传动前要进行隔离开关接点开入检查, 并将装置各功能进行逐一传动。
1.10断路器远方、同期及机构信号检查包括断路器远方及机构信号核对、远方控制与同期试验。
1.11核对GPS对时、保护报文及硬结点信号、故障录波、故障信号系统信号、报文。
电站调试实践报告范文
电站调试实践报告范文背景介绍电站调试是指在完成电站建设后，对电站设备和系统进行测试、运行和故障排除，以保证电站正常稳定运行的过程。
电站调试是电站建设中非常重要的一环，它是电站正式运行前的最后一步，对于确保电站的可靠性和安全性非常关键。
本实践报告将对一次电站调试实践进行详细描述和总结。
调试目标本次电站调试的主要目标是验证电站设备的运行状态和系统的功能完整性，确保各设备和系统之间的协调配合，以及实现电流、电压等参数的稳定和可控。
调试方案根据电站设计和工程施工图，我们制定了详细的调试方案。
首先，对电站设备进行逐个检查，确保其安装牢固，各连接线路正常，各传感器和仪表的接线正确。
然后，逐个启动各设备和系统，调整参数，观察设备运行情况以及系统响应。
在调试过程中，我们还将进行负荷测试和过载保护测试等特殊测试，以确认电站能够满足设计要求。
最后，对调试过程中发现的问题进行记录和整理，并提出解决方法和改进建议。
调试步骤1. 设备检查首先，我们对电站设备进行逐个检查，包括发电机、变压器、开关设备、控制系统等。
检查内容主要包括设备的外观、安装和固定情况，设备间的接线和连接器的连接情况，设备传感器和仪表的接线是否正确等。
2. 设备启动和参数调整在设备检查完毕后，我们逐个启动各设备，按照设备的启动顺序和要求进行操作。
同时，根据设计要求和技术要求，对设备的参数进行调整，如发电机的电压、频率调整，变压器的接线方式调整等。
3. 系统测试和功能验证在设备启动和参数调整完成后，我们对电站系统进行测试和功能验证。
主要包括系统的自动控制功能、保护功能、监测和报警功能等。
同时，还进行了一系列的特殊测试，如负荷测试、过载保护测试等。
4. 问题记录和总结在调试过程中，我们记录了各个设备和系统运行的情况，以及发现的问题和异常情况。
同时，我们对问题进行整理和分类，并提出解决方法和改进建议。
调试结果设备运行状态稳定通过对各设备和系统的调试，我们成功实现了设备的正常启动和参数调整。
变电站的二次回路及继电保护调试分析
变电站的二次回路及继电保护调试分析摘要：继电保护二次回路是变电站的一个重要组成，主要由继电保护装置和相关的二次回路构成的一个统一的整体，它对整个电力系统的运行状态起着决定性的作用。
继电保护中二次回路常常会因调试不当或安装错误引起故障，一旦发生故障就会使继电保护装置的使用性能大大降低，对电力系统的正常运行造成极大影响。
本文就变电站继电保护二次回路的调试工作进行分析。
关键词：变电站；继电保护；二次回路；调试1变电站的二次回路调试1.1准备工作首先，在对变电站二次回路进行调试前必须要详细了解其系统设备，熟练掌握综合自动化装置的安装方法，如何控制其保护屏、直流屏、电度表屏等；熟练掌握一次主接线；认真检查其运行状态、各系统间的位置是否正确。
其次，检查二次设备的外部情况，查看其接线是否完整，内部元件是否完好，外部有无损坏。
查看各屏之间的电源连接是否符合要求，设置好装置的地址，这样就可以明确判断整个装置的反应情况。
最后，在确保调试设备的通讯线正常连接的情况下，查看系统装置中的数据信息。
1.2电缆连接调试电缆的连接调试主要包括以下几个方面：①对开关控制回路的调试，包括对控制回路、断路器等位置的指示灯的检查，如果发现指示灯全亮或全熄，需要立即将直流电源关闭，认真寻找发生问题的原因。
②用常规的安装调试方式对信号控制回路进行调试，以智能终端箱为中心，终端箱中刀闸、开关、主变本体等控制信号正确性，为后期的联合调试提供便利。
③对于电缆其他信号回路的调试，包括事故跳闸信号、运行状态信号、事故预告信号等。
1.3开关量调试检查后台机刀闸、断路器的状态是否正确，如果与实际情况不吻合需要及时查看刀闸和断路器的触点连接情况，连接不正确时在合适的调度端对电缆中的接线进行更正。
1.4主变压器本体信号的检查主变压器测温电阻通常应有三根出线，以提高测温的精度，其中两根为补偿从主变压器到主控室电缆本身的电阻而共同接测温电阻另一端用，另一根接测温电阻一端。
简述变电站继电保护调试措施
简述变电站继电保护调试措施摘要：变电站作为电力系统的一部分，其功能是变换电压等级、汇集配送电能，主要包括变压器、母线、线路开关设备、建筑物及电力系统安全和控制所需的设施。
在变电站投运之前，电网系统的变电站保护综合调试是最主要的一项技术把关手段。
根据调试，找到并解决变电站二次回路在安装或设计中出现的问题，检查测控与保护装置的运行是否成功，和电信系统间的通信可不可靠，保证每个设备与测控及保护系统运行的安全稳定。
关键词：变电站；继电保护；调试引言：随着变电站电力系统发展、继设备容量不断增大，作为电力系统的重要组成部分——电保护装置，对变电站电力系统的安全、有效运行，防止事故发生等起着决定性作用。
变电站继电保护综合调试的首要任务就是对变电站二次回路中设计及安装过程中问题的解决，这对于整个变电站的电力系统发展都有重要的意义。
一、继电保护对电力系统的作用为了使电力系统能够良好的运行，要对继电保护在电力系统中出现故障进行及时检测，并判断出故障的具体位置，及时有效的处理故障问题。
因此，继电保护的有点在于：1.1维护安全，性能优越。
继电保护技术能够有效的避免外界因素干扰，防止装置受损，能够保证数据信息的安全性。
随着社会科学技术的发展，继电保护技术不仅实现了有效的防范工作，同时还在使用过程中避免了外界的腐蚀影响，为今后继电保护装置产品的性能优化提供了有利的技术发展依据。
1.2投资较少，安装便捷。
继电保护装置因为自身材料的优越性，为电力行业施工创造了有利条件，依据新建电网运行传输通道，大大降低了电力系统占据的空间。
现如今，我国市场上销售的继电保护产品都在进行着积极的内部优化升级，不仅降低了电网运行的成本，还对故障的发生有快速的诊断作用，技术人员在安装过程中操作方便，只需按照安装电气图纸进行安装即可。
1.3检测故障及防范。
当继电保护在电系统的设备或元器件出现故障之后，要对控制的断路器分出跳闸程序操作指令，同时对系统实施报警，提醒值班人员及时进行相应处理，同时还能中断其他受损设备的运行，达到最终的设备和元器件保护的目的，继电保护的这种功能是其他的任何故障防范措施都不能达到的。
变电站调试报告
寄生回路检查
投入本间隔保护的所有交直流电源空气开关，逐个拉合每个直流电源空气开关，分别测量该开关负荷侧两极对地、两极之间的交、直流电压，确认没有寄生回路。
√
抗干扰接地检查
装设静态保护的保护屏间应用截面不小于100mm2专用接地铜排直接连通，形成保护室内二次接地网。保护屏柜下部应设有截面不小于100mm2接地铜排，屏上设接地端子，并用截面不小于4 mm2的多股铜线连接到接地铜排上，接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的二次接地网连接。
√
隔离开关位置触点检查
实际模拟隔离开关合上、拉开，检查电压切换、母差、遥信开入正确。
√
小车工作位置
检查信号指示正确，实际位置与后台信号一致。
√
小车试验位置
检查信号指示正确，实际位置与后台信号一致。
√
接地刀闸
检查信号指示正确，实际位置与后台信号一致。
√
电气闭锁
现场电气闭锁与设计一致。
√
检查结果：合格
（三）重要回路检查及整组试验
√
跳（合）闸引出端子应与正、负电源端子至少间隔一个端子；正负电源在端子排上的布置应适当隔开，至少间隔一个端子。
√
为防止开关、刀闸辅助触点拉弧，交流电压窜入直流回路，开关、刀闸的同一层辅助触点只能都接入直流回路或都接入交流回路。
√
对外每个端子的每个端口原则上只接一根线，相同截面的电缆芯接入同一端子接线不超过两根，不同截面的电缆芯不得接入同一个端子，所有端子接线稳固。
√
保护屏本身必须可靠接地。保护装置的箱体，必须可靠接地
√
开关场二次电缆都应采用铠装屏蔽电缆，对于单屏蔽层的二次电缆，屏蔽层应两端接地，对于双屏蔽层的二次电缆，外屏蔽层两端接地，内屏蔽层宜在户内端一点接地。以上电缆屏蔽层的接地都应连接在二次接地网上。严禁采用电缆芯两端接地的方法作为抗干扰措施。
变电站继电保护装置调试方法
差动电流计算：
1.05×0.5=0.525A
②
相间距离保护调试 压板投退： 退出
退出
距离控制字修改：
位 B8~ B15 B7 B6 B5 置“1”含义 备用，置“0” TV断线后过流投入 距离Ⅲ段永跳投入 距离Ⅱ段永跳投入 置“0”含义 备用，置“0” TV断线后过流退出 距离Ⅲ段永跳退出 距离Ⅱ段永跳退出
a)母联开关断（母联TWJ接点有开入，且分裂压板投入）。
b)任选Ⅰ母线上两条变比相同支路，在B相加入方向相反，大小相同的电流I1。 c)再任选Ⅱ母线上一条变比相同支路，在B相加入电流I2，调节电流大小，使Ⅱ母线差动动作。 d)记录所加电流，验证大差比率系数低值(0.3)。 (4)验证小差比率系数（可适当降低差动保护启动电流定值）： a)任选同一母线上两条变比相同支路，在C相加入方向相反，大小不同的电流。 b)固定其中一支路电流为I1，调节另一支路电流I2大小，使母线差动动作。
整定范围 2 2 4 6 1 2 2 2 4 6 1 2
单位
Ω Ω Ω
4 5
6 7 8 9 10 11 12
Ω Ω
Ω Ω Ω Ω Ω S S
选择
③
零序保护调试 压板投退： 退出 退出
零序控制字修改：
位 B15 B13～B14 B12 B11 B10 B9 B8 B7 置“1”含义 延时130ms开放零序Ⅰ段 备用，置“0” 零序反时限永跳投入 零序反时限带方向投入 零序Ⅳ段永跳投入 零序ⅡⅢ段永跳投入 3U0突变量闭锁投入 加速零序Ⅳ段投入 置“0”含义 零序Ⅰ段不带延时 备用，置“0” 零序反时限永跳退出 零序反时限带方向退出 零序Ⅳ段永跳退出 零序ⅡⅢ段永跳退出 3U0突变量闭锁退出 加速零序Ⅳ段退出
110kV变电站二次调试报告(保护班)
木垒110kV变电站2#变增容保护调试报告批准：审核：调试人员：吴书慧、王彦军、杜晓宇杨斌、刘俊林日期：年月日1# 进线一、二、1、屏体上的标签与图纸相一致。
2、接线与实际图纸相符。
3、拔出所有插件,检查各插件上的元件无松动、脱落现象，无机械损伤及连线无被扯断等现象。
4、绝缘电阻测试合格（2000V），接地符合要求，屏蔽措施符合规程要求，接线与反措细则一致。
5、通过测CT极性，检查保护、测量、计量电流二次回路均正确。
三、装置通电检查：将插件按顺序全部插入，分别给上直流电源后各装置面板上的工作指示灯点亮，面板上其它指示灯不亮。
四、回路检查：1）手合、手跳装置及回路反映情况正确，红绿灯指示正确。
2）当地监控系统跳合闸操作反映情况正确，报文正确。
３）开出、开入传动核对正确。
（具体详见大纲）4）保护压板核对正确。
五、装置调试1、零漂检验：）、UC、UN加在PT对应的端子上。
2）、相间距离的测试3）、接地距离的测试：(1) 定值的测定七、结论试验合格，可以运行八、试验仪器：凯旋KD8302# 进线一、铭牌：二、1、屏体上的标签与图纸相一致。
2、接线与实际图纸相符。
3、拔出所有插件,检查各插件上的元件无松动、脱落现象，无机械损伤及连线无被扯断等现象。
4、绝缘电阻测试合格（2000V），接地符合要求，屏蔽措施符合规程要求，接线与反措细则一致。
5、通过测CT极性，检查保护、测量、计量电流二次回路均正确。
三、装置通电检查：将插件按顺序全部插入，分别给上直流电源后各装置面板上的工作指示灯点亮，面板上其它指示灯不亮。
四、回路检查：1）手合、手跳装置及回路反映情况正确，红绿灯指示正确。
2）当地监控系统跳合闸操作反映情况正确，报文正确。
３）开出、开入传动核对正确。
（具体详见大纲）4）保护压板核对正确。
五、装置调试1、零漂检验：）、UC、UN加在PT对应的端子上。
2）、相间距离的测试3）、接地距离的测试：六、光纤通道联调:1、差动保护:八、结论试验合格，可以运行九、试验仪器：凯旋KD8301#变压器保护调试报告主变差动保护，厂家：SIEMENS，SIPROTEC 7UT61主变高、低后备保护，厂家：南京中德，NSP772主变非电量保护，厂家：南京中德，NSP10一．通电前检查1.检查装置的型号，各电量参数与订货一致。
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第二部分 变电站二次系统调试的项目
7、操作箱检验 （1） 新建及重大改造设备需利用操作箱对断路器进行下 列传动试验： a) 断路器就地分闸、合闸传动。 b) 断路器远方分闸、合闸传动。 c) 防止断路器跳跃回路传动。 d) 断路器三相不一致回路传动。 e) 断路器操作闭锁功能检查。 f) 断路器操作油压或空气压力继电器、SF6密度继电器 及弹簧压力等触点的检查。检查各级压力继电器触点输出 是否正确。检查压力低闭锁合闸、闭锁重合闸、闭锁跳闸 等功能是否正确。
第二部分 变电站二次系统调试的项目
6、整定值的整定及检验 （1）整定值的整定及检验是指将装置各有关元件的动 作值及动作时间按照定值通知单进行整定后的试验。 该项试验在屏柜上每一元件检验完毕之后才可进行。 具体的试验项目、方法、要求视构成原理而异，一般 须遵守如下原则； a) 每一套保护应单独进行整定检验。试验接线回路 中的交、直流电源及时间测量连线均应直接接到被试 保护屏柜的端子排上。交流电压、电流试验接线的相 对极性关系应与实际运行接线中电压、电流互感器接 到屏柜上的相对相位关系（折算到一次侧的相位关系） 完全一致。
第二部分 变电站二次系统调试的项目
g) 断路器辅助触点检查，远方、就地方式功能检 查。 i) 所有断路器信号检查。 （2）操作箱定期检验时可结合装置的整组试验 一并进行。
第二部分 变电站二次系统调试的项目
8、 整组试验 （1）装置在做完每一套单独保护(元件)的整定检验后， 需要将同一被保护设备的所有保护装置连在一起进行 整组的检查试验，以校验各装置在故障及重合闸过程 中的动作情况和保护回路设计正确性及其调试质量。 （2） 若同一被保护设备的各套保护装置皆接于同一 电流互感器二次回路，则按回路的实际接线，自电流 互感器引进的第一套保护屏柜的端子排上接入试验电 流、电压，以检验各套保护相互间的动作关系是否正 确；如果同一被保护设备的各套保护装置分别接于不 同的电流回路时，则应临时将各套保护的电流回路串 联后进行整组试验。
第二部分 变电站二次系统调试的项目
一、试验报告的分类 1、按试验性质分为： 1）交接类调试报告； 2）预防类调试报告； 3）补充类调试报告； 2、按被试设备类别分为： 1）线路保护调试报告 110KV线路保护调试报告和6~35KV线路保护 调试报告； 2）主变保护调试报告
第一部分 二次系统保护调试标准
第二部分
二次系统保护调试项目
一、调试工作应具备的条件 1、仪器、仪表的基本要求与配置 （1）装置检验所使用的仪器、仪表必须经过检 验合格，定值检验所使用的仪器、仪表的准确级 应不低于0.5级。 （2）继电保护班组所配置的仪器、仪表：继电 保护测试仪（至少两台）；500V、1000V绝缘电阻 表；极性组别测试仪；大电流发生器；三相智能 参数测试仪；瓦斯继电器校验台；数字式万用表； 钳形电流表；模拟断路器；
第三部分：试验报告的内容讲解
双绕组变压器调试报告和三绕组变压器调试报 告 3）电力电容器保护调试报告 4）电源备自投保护调试报告 5）单体保护装置调试报告
第二部分 变电站二次系统调试的项目
第二部分 变电站二次系统调试的项目
（5）检验现场应提供安全可靠的检修试验电 源，禁止从运行设备上接取试验电源。 （6）检查装设保护和通信设备的室内的所有 金属结构及设备外壳均应连接于等电位地网。 （7）检查装设静态保护和控制装置屏柜下部 接地铜排已可靠连接于等电位地网。 （8）检查等电位接地网与厂、站主接地网紧 密连接。
第二部分 变电站二次系统调试的项目
d）检验项目中，如果几种保护共用一组出口连接片 或共用同一告警信号时，应将几种保护分别传动到出 口连接片和保护屏柜端子排。如果几种保护共用同一 开入量，应将此开入量分别传动至各种保护。 5、模数变换系统检验。 a) 检验零点漂移； 进行本项目检验时，要求装置不输入交流电流、电压 量。 观察装置在一段时间内的零漂值满足装置技术条件的 规定。
第二部分 变电站二次系统调试的项目
（2）在定期检验及新安装装置的验收检验时，整定检 验要求如下： a)新安装装置的验收检验时，应按照定值通知单上的 整定项目，依据装置技术说明书或制造厂推荐的试验 方法，对保护的每一功能元件进行逐一检验。 b)在全部检验时，对于由不同原理构成的保护元件只 需任选一种进行检查。建议对主保护的整定项目进行 检查，后备保护如相间Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段阻抗保护只需选 取任一整定项目进行检查。 c)部分检验时，可结合装置的整组试验一并进行。
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
第二部分 变电站二次系统调试的项目
4、输出触点及输出信号检查。 a) 新安装装置的验收检验时：在装置屏柜端子排 处，按照装置技术说明书规定的试验方法，依次 观察装置所有输出触点及输出信号的通断状态。 b) 全部检验时，在装置屏柜端子排处，按照装置 技术说明书规定的试验方法，依次观察装置已投 入使用的输出触点及输出信号的通断状态。 c) 部分检验时，可随装置的整组试验一并进行。
第二部分 变电站二次系统调试的项目
b) 各电流、电压输入的幅值和相位精度检验； 1) 新安装装置的验收检验时，按照装置技术说明 书规定的试验方法，分别输入不同幅值和相位的 电流、电压量，观察装置的采样值满足装置技术 条件的规定。 2) 全部检验时，可仅分别输入不同幅值的电流、 电压量。 3) 部分检验时，可仅分别输入额定电流、电压量。
变电站保护调试及报告讲解
电气试验中心 吕锦峰
第一部分：二次系统保护调试标准 第二部分：二次系统保护调试项目 第三部分：试验报告的内容讲解
一、检验的种类及周期 1、检验种类 检验分为三种： （1）新安装装置的验收检验； （2）运行中装置的定期检验(简称定期检验)； （3）运行中装置的补充检验(简称补充检验)。 1.1 新安装装置的验收检验。 新安装装置的验收检验，在下列情况进行： （1）当新安装的一次设备投入运行时； （2）当在现有的一次设备上投入新安装的装置时。
第二部分 变电站二次系统调试的项目
b) 在整定检验时，除所通入的交流电流、电压为 模拟故障值并断开断路器的跳、合闸回路外，整 套装置应处于与实际运行情况完全一致的条件下， 而不得在试验过程中人为地予以改变。 c) 装置整定的动作时间为自向保护屏柜通入模拟 故障分量(电流、电压或电流及电压)至保护动作 向断路器发出跳闸脉冲的全部时间。
第二部分
二次系统保护调试项目
第二部分
二次系统保护调试项目
第二部分
二次系统保护调试项目
第二部分
二次系统保护调试项目
2、检验前的准备工作 （1）在现场进行检验工作前，应认真了解被检 验装置的一次设备情况及其相邻的一、二次设备 情况，及与运行设备关联部分的详细情况，据此 制定在检验工作全过程中确保系统安全运行的技 术措施。 （2）应具备与实际状况一致的图纸、上次检验 的记录、最新定值通知单、标准化作业指导书、 合格的仪器仪表、备品备件、工具和连接导线等。
第二部分 变电站二次系统调试的项目
2、二次回路绝缘检查。 在对二次回路进行绝缘检查前，必须确认被 保护设备的断路器、电流互感器全部停电，交流 电压回路已在电压切换把手或分线箱处与其他回 路断开，并与其他回路隔离完好后，才允许进行。 在进行绝缘测试时，应注意： （1）试验线连接要紧固； （2）每进行一项绝缘试验后，须将试验回路对地 放电；
第二部分 变电站二次系统调试的项目
（6） 整组试验包括如下内容： a) 整组试验时应检查各保护之间的配合、装置动 作行为、断路器动作行为、保护起动故障录波信 号、调度自动化系统信号、中央信号、监控信息 等正确无误。 b) 借助于传输通道实现的纵联保护、远方跳闸等 的整组试验，应与传输通道的检验一同进行。必 要时，可与线路对侧的相应保护配合一起进行模 拟区内、区外故障时保护动作行为的试验。
第二部分 变电站二次系统调试的项目
（3）新安装装置的验收检验或全部检验时，需要先进 行每一套保护(指几种保护共用一组出口的保护总称) 带模拟断路器(或带实际断路器或采用其他手段)的整 组试验。 每一套保护传动完成后，还需模拟各种故障，用所有 保护带实际断路器进行整组试验。 （4）新安装装置或回路经更改后的整组试验由基建单 位负责时，生产部门继电保护验收人员应参加试验， 了解掌握试验情况。 （5）部分检验时，只需用保护带实际断路器进行整组 试验。
第二部分 变电站二次系统调试的项目
（3）从保护屏柜的端子排处将所有外部引入的二 次回路及电缆全部断开，分别对电流互感器和电 压互感器的二次绕组用500V兆欧表测量绝缘电 阻，其阻值均应大于20MΩ.
第二部分 变电站二次系统调试的项目
第二部分
二次系统保护调试项目
3、开关量输入回路检验。 a) 新安装装置的验收检验时： 1) 在保护屏柜端子排处，按照装置技术说明书规定 的试验方法，对所有引入端子排的开关量输入回路依 次加入激励量，观察装置的行为。 2) 按照装置技术说明书所规定的试验方法，分别接 通、断开连接片及转动把手，观察装置的行为。 b) 全部检验时，仅对已投入使用的开关量输入回路 依次加入激励量，观察装置的行为。 c) 部分检验时，可随装置的整组试验一并进行。
第二部分
二次系统保护调试项目
（3）对装置的整定试验，应按有关继电保护 部门提供的定值通知单进行。工作负责人应熟知 定值通知单的内容，核对所给的定值是否齐全， 所使用的电流、电压互感器的变比值是否与现场 实际情况相符合 (不应仅限于定值单中设定功能 的验证)。 （4）继电保护检验人员在运行设备上进行检 验工作时，必须事先取得发电厂或变电站运行人 员的同意，遵照电业安全工作相关规定履行工作 许可手续，并在运行人员利用专用的连接片将装 置的所有出口回路断开之后，才能进行检验工作。
第二部分 变电站二次系统调试的项目