PRS-713线路保护(110kV)试验报告

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PRS-713线路保护(110kV)试验报告

制动系数K
试验点
Im
In
Id1
Id2
Ir1
Ir2
K=
1
2
制动系数
动作值K
K=（Id2- Id1）/（Ir2- Ir1）=
（3）零序过流保护
试验条件：投入零序I、II、III、IV段保护压板，控制字中零序I、II、III、IV段经方向控制投入，“重合闸投退”投入，“投重合闸不检”投入，重合闸充电灯亮。
六、模数变换系统校验
零漂检查
满足装置技术条件要求
电流回路采样值
加入值
5In(A)
1.0In(A)
0.2In(A)
0.1In(A)
通道名称
差动保护采样值
Ia
Ib
Ic
Ida
Idb
Idc
Id0
Ira
Irb
Irc
Ir0
3I0
3I1
3I2
IL
通道名称
后备保护采样值
Ia
Ib
Ic
Iab
Ibc
Ica
3IO
3I1
3I2
端子排、装置背板螺丝紧固
已紧固
三、屏内绝缘检测
检测部位
500V兆欧表检测结果
交流电流回路端子对其它及地
>20MΩ
交流电压回路对端子对其它及地
>20MΩ
直流电源回路端子对其它及地
>20MΩ
跳合闸回路端子对其它及地
>20MΩ
开关量输入回路端子对其它及地
>20MΩ
信号输出回路端子对其它及地
>20MΩ
四、装置上电及逆变电源检测
UB-UC
UB-IB
UC-UA

一起110kV线路保护装置异常分析与处理

一起110kV线路保护装置异常分析与处理发布时间：2022-05-12T08:34:41.756Z 来源：《福光技术》2022年10期作者：彭昌清[导读] 国网湖北省电力有限公司黄龙滩水力发电厂是国网湖北省电力有限公司直属的大型水力发电企业，电站一期工程于1969年1、2号机组开工建设，装置容量为2*85MW，1974年投产发电，二期工程于2022年3、4号机组开工建设，装置容量为2*170MW，2005年投产发电。

国网湖北省电力有限公司黄龙滩水力发电厂湖北十堰 442000摘要：针对一起110kV线路保护装置保护CPU自检出板2插件有瞬时性故障，保护装置内部设置把程序闭锁住，此时仅靠复归装置“复归按钮”无法将“装置异常”信号复归，经过分析查找原因，最终消除这一隐患，为类似设备异常提供参考。

关键词：线路保护装置异常分析处理一、设备概况国网湖北省电力有限公司黄龙滩水力发电厂是国网湖北省电力有限公司直属的大型水力发电企业，电站一期工程于1969年1、2号机组开工建设，装置容量为2*85MW，1974年投产发电，二期工程于2022年3、4号机组开工建设，装置容量为2*170MW，2005年投产发电。

电站位于鄂西北地区、汉水主要支流堵河的下游、十堰市黄龙镇，以上四公里的峡谷出口处，以发电为主，兼有城市供水、防洪、航运等多项功能，主要担负系统调频、调峰和事故备用等任务。

黄龙滩电厂共有开关站两座，分别为 110kV开关站和220kV开关站，其中110kV开关站向外输送1、2号机组所发电能，主接线为线变组接线，采用单机单变直接将电能输送至十堰电网，线路为110kV柏黄一回线黄线路及110kV柏黄二回线黄线路。

220kV开关站向外输送3、4号机组所发电能，主接线为发变组单元接线，220kV母线为单母线接线，采用单回线路直接将电能输送至十堰电网。

110kV柏黄一回线黄21线路保护装置型号：PRS-713A-G，制造厂家长园XX继保自动化有限公司，随2018年5月黄龙滩电厂110kV开关站整体改造投运至今，同时投运的110kV柏黄二回线黄22线路保护装置此时运行正常（1、2号发电机组的一次接线方式相同）。

南瑞主变试验报告

110kV商业中心变电站1#主变保护全部校验编写：年月日审核：年月日批准：年月日作业日期年月日时至年月日时公司12、装置及二次回路检查2．1、二次回路绝缘：2.23.电源输出检查：4. 零漂检查:4．1采样通道幅值试验：（额定电压：57V；额定电流：5A；允许误差〈5% ）5.差动保护定值测试:Kmode(变压器接线系数)≤3时4.2.1差流的校验:校验保护时先计算各侧等值二次电流额定值,计算公式如下:I e1=S×CT12/U1n×CT11对应变压器Δ侧(第四侧)I e4=S×CT42/1.732U4n×CT41S为变压器额定容量;CT11为Y侧CT一次值; CT12为Y侧CT二次值; U1n为Y侧一次额定电压; CT41为Δ侧CT一次值; CT42为Δ侧CT二次值; U4n为Δ侧一次额定电压;a:在对应变压器的Y侧通入单相大小为本侧二次额定值电流,在显示面板中看到相应的两相为1Ie的差流;在对应变压器的Δ侧通入单相大小为本侧二次额定值电流, 在显示面板中看到一相为1Ie的差流;b:在对应变压器的Y侧通入三相大小为本侧二次额定值相差120°的电流,在显示面板中看到三相大小为1.732Ie的差流; 在对应变压器的Δ侧通入三相大小为本侧二次额定值电流, 在显示面板中看到三相为1Ie的差流;5.2.3谐波制动检查5.2.4比率制动:定值 ; Kmode(变压器接线系数)≤3时a)在对应变压器的Y侧通入单相大小为本侧二次额定值的电流;在对应变压器的△侧通入相应两相大小均为本侧二次额定值的电流,并保证I1a与I4a反向,I4a与I4c反向或I4a与I4b反向.此时差流应为0.此时,差流合制动电流计算公式如下:I cd=I a4/I e4-I a1/I e1①I zd=(I a4/I e4+I a1/I e1)/2②b)减小第一侧电流的大小,保持第四侧电流不变,直到比率差动保动作,记下I1a,I4a的大小,代入公式①、②.得到一组差流和制动电流.小均为3倍本侧二次额定值的电流,并保证I1a与I4a反向,I4a与I4c反向或I4a与I4b反向.此时差流应为0.减小第一侧电流的大小,保持第四侧电流不变,直到比率差动保护动作,记下I1a,I4a大小,代入公式①、②.得到一组差流和制动电流.d) (Icd2-Icd1)/(Izd2-Izd1)即为实际测出的比率制动系数,此系数应与整定值相等.6、高压侧后备保护定值测试6.2复压过流方向保护:6.2.1复压过流方向一段:6.2.2复压过流方向二段:6.2.3复压过流方向三段: a6.2.4过流后备保护:6.3 零序保护定值测试：6.4 零序过流I段：6.5零序过流Ⅱ段：6.6 零序过流III段：6.7 间隙零序过流：6.8零序过压：6.9过负荷：6.10调压闭锁：7、中压侧后备保护定值测试7.2复压过流方向保护: 7.2.1复压过流方向一段:7.2.2复压过流方向二段:7.2.3复压过流方向三段:7.2.4过流后备保护:7.3 零序保护定值测试：7.4 零序过流I段：7.5零序过流Ⅱ段：7.6 零序过流III段：7.7过负荷：8、低压侧后备保护检查8.2复压过流方向保护: 8.2.1复压过流方向一段:8.2.2复压过流方向二段:8.2.3复压过流方向三段:8.3过负荷：9、低压侧限时速断保护检查9.1复压过流方向保护:9.1.1复压过流方向一段:9.1.2复压过流方向二段:9.1.3复压过流方向三段:11.带负荷检查：1.一次功率：2.主变保护二次电流和电压检查：12.反错情况:13.结论:14.使用仪器仪表。

110kV全部检验报告

152康青线保护屏一、铭牌：二、通电前检查：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：装置通电两小时后各通道零漂检验结果如下（要求零漂范围-0.3----+0.3）2、采样值精度校验：误差范围在-3%—+3%之间。

3、保护功能测试：将测试电源IA、IB、IC、IN加在CT的对应相上；UA、UB、UC、UN加在PT对应的端子上。

1）、相间距离的测试：(1) 定值的测定(2)整组测试模拟瞬时故障模拟永久故障2）、零序电流的测试：(1) 定值的测定（2）整组测试模拟瞬时故障模拟永久故障:3）过流保护功能测试：(1)、保护定值的测定：将测试电源IA、IC、IN加在CT的对应相上；在各相上分别加电流，使保护动作并重合。

（2）通入模拟量传动的整组试验：模拟瞬时性故障：装置A、C相分别通入1.05倍的定值和0.95倍的定值，动作情况如下：模拟永久性故障：装置A、C相分别通入1.05倍的电流保护定值和0.95倍的电流保护定值，动作情况如下：4）结论：合格5）试验仪器：S40型深圳凯旋保护校验仪。

110KV线路继电保护课程设计报告

第1章继电保护电力是当今世界使用最为广泛、地位最为重要的能源。

但是，电力系统的组成元件数量多，结构各异，运行情况复杂，覆盖的地域辽阔。

因此，受自然条件、设备及人为因素的影响，可能出现各种故障和不正常运行状态。

需要有专门的技术为电力系统建立一个安全保障体系，其中最重要的专门技术之一就是继电保护技术。

电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求,电力系统的运行要求安全可靠、电能质量高、经济性好。

1.1 什么是继电保护继电保护是指研究电力系统故障和危及安全运行的异常工况，以探讨其对策的反事故自动化措施。

因在其发展过程中曾主要用有触点的继电器来保护电力系统及其元件（发电机、变压器、输电线路、母线等）使之免遭损害。

电力系统继电保护是在全系统围，按指定分区实时的检测各种故障和不正常运行状态，快速及时地采取故障隔离或告警等措施，以求最大限度地维持系统的稳定，保持供电的连续性，保障人身的安全，防止或减轻设备的损坏继电保护装置，是指装设于整个电力系统的各个元件上，能在指定区域快速准确地对电气元件发出的各种故障或不正常运行状态作出反应，并按规定时限动作，时断路器跳闸或发出告警信号的一种反事故自动装置。

继电保护装置的基本任务是：（1）自动、迅速、有选择地将故障元件从电力系统中切除并最大限度地保证其他无故障部分恢复正常运行；（2）能对电气元件的不正常运行状态作出反应，并根据运行维护规和设备承受能力动作，发出告警信号，或减负荷，或延时跳闸；总之，继电保护技术是电力系统必不可少的组成部分，对保障系统安全运行，保证电能质量，防止故障扩大和事故发生，都有极其重要的作用。

1.2 继电保护的发展继电保护技术是随着电力系统的发展而发展的，它与电力系统对运行可靠性要求的不断提高密切相关。

熔断器就是最初出现的简单过电流保护，时至今日仍广泛应用于低压线路和用电设备。

由于电力系统的发展，用电设备的功率、发电机的容量不断增大，发电厂、变电站和供电网的结线不断复杂化，电力系统中正常工作电流和短路电流都不断增大，熔断器已不能满足选择性和快速性的要求，于是出现了作用于专门的断流装置的过电流继电器。

18 PRS-713线路保护校验标准化作业指导书

本标准化作业指导书适用于山西省电力公司110kV线路PRS-713线路保护校验现场作业。
2
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB14285—2006 继电保护和安全自动装置技术规程
试验方法：
1）选取A相通入故障电流大于“TA断线零序电流门槛”或，装置延时4S发出“TA断线告警”信号；
2）选取A相通入故障电流大于“TA断线零序电流门槛”定值，同时通入A相电压大于“TA断线零序电压门槛”定值，装置不报“TA断线告警”信号；
3）试验所需整定值：TA断线零序电流门槛=A，TA断线零序电压门槛=V。
GB/T 15145—2001 微机线路保护装置通用技术条件
GB/T 15147—2001 电力系统安全自动装置设计技术规定
DL/T 478—2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
DL/T 527—2002 静态继电保护装置逆变电源技术条件
DL/T 587—2007 微机继电保护装置运行管理规程
序号
执行
安全措施内容
恢复
1
检查保护跳闸、功能压板全部均在退出位置
2
断开A相电流回路
3
断开B相电流回路
4
断开C相电流回路
5
断开电流回路N
6
断开A相电压回路
7
断开B相电压回路
8
断开C相电压回路
9
断开N600
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
执行人：监护人：恢复人：监护人:

110kV线路保护原理

PRS---711A/B微机线路成套保护装置讲解陈亚东PRS---711A/B微机线路成套保护装置为微机实现的数字式高线路快速保护装置，适用于110kV及以下电压等级、中性点直接地、故障时三相跳闸能满足系统稳定性要求的线路保护。

PRS---711A/B微机线路成套保护装置包括完整的距离和零序保护，适用于无特殊要求的110kV高压输电线路。

另外还包含三相一次重合闸，自带跳合闸操作回路以及交流电压切换回路。

PRS---711A/B微机线路成套保护装置具体保护元件：纵联距离保护纵联零序保护突变量距离继电器四段相间距离三段接地距离四段零序方向过流零序反时限过流弱馈线保护不对称故障相继速动保护双回线相继速动保护合闸于故障保护电压断线检测和紧急状态保护振荡闭锁三相一次重合闸检同期手合滑差/无滑差闭锁低周减载低压减载过负荷保护控制回路断线告警 TA异常告警角差异常告警 TWJ异常告警主要特点(与我们有关的)1、采用32位浮点DSP和16位高精度采样，2、装置包括由超范围距离方向和零序方向元件构成的全线速动纵联保护，动作速度快，全线速动时间小于30ms3、装置有两个CPU板具有独立起动元件两个元件均起动时整套保护装置才能出口，护安全性高。

4、不受振荡影响，在系统振荡(无故障)时可靠不动作，在振荡中发生故障时仍能保持保护动作的快速性与选择性。

5、在手动和自动合闸时有合闸于故障保护快速切除全线各种故障。

6、在TV断线时，可投入可靠的紧急拳术保护，确保装置性能。

7、有完善的事故分析功能，可再现故障情况及故障时保护装置动作行为。

可保存最新的128次动作事件和32次录波记录。

8、后台通信方式较全：三个以太网接口，两个RS485接口，两个CANBUS接口，一个串行打印口，一个GPS脉冲接入口。

部分保护的原理：起动元件：装置的起动元件分为三部分：电流突变量起动、零序过流起动及相过流起动，任一起动条件满足则确认保护起动。

1、电流突主量起动采用相电流的变化量作为判断，且在正常负荷下，可以在三相短路电流较小(小于负荷电流)的情况下起动。

110kV变电站高压试验报告完整版

电气安装工程高压调试报告变电站名称： 110kV尖峰变电站检验类别：交接试验试验人员：编制：审核：批准：目录一、110kV断路器 (2)二、110kV#1主变设备间隔 (12)三、110kGIS交流耐压试验 (24)四、110kV尖 #1主变10kV侧进线003断路器间隔 (25)五、10kV站用变 (33)六、110kV变电站10kV电站电源一008断路器间隔 (35)七、110kV变电站10kV电站电源二009断路器间隔 (40)八、110kV变电站10kV配电电站004断路器间隔 (45)九、110kV变电站10kV备用一005断路器间隔 (50)十、110kV变电站10kV备用二006断路器间隔 (55)十一、110kV变电站10kV配电站电源一001断路器间隔 (60)十二、110kV变电站10kV配电站电源二006断路器间隔 (65)十三、110kV变电站 10kV零序CT (70)十四、110kV变电站10kV母线电压互感器013设备间隔 (72)十五、110kV变电站10kV三相过电压保护器 (75)十六、110kV变电站 10kV#1电容器组011断路器间隔 (76)十七、110kV变电站10kV#2电容器组012断路器间隔 (86)十八、110kV变电站10kV余热发电并网柜007断路器间隔 (103)十九、110kV变电站10kV电容补偿柜一011断路器间隔 (110)二十、110kV变电站10kV电容补偿柜二012断路器间隔 (115)二十一、110kV变电站接地网电气完整性测试试验 (120)一、110kV变电站151断路器间隔六氟化硫断路器试验报告安装间隔：110kVGIS进线151断路器设备间隔3．断路器接触电阻、绝缘电阻试验试验人员：GIS 主回路试验报告安装间隔：110kVGIS进线151断路器间隔金属氧化物避雷器试验报告安装间隔：110kVGIS进线151断路器间隔试验人员：电压互感器试验报告安装间隔：110kVGIS进线151断路器间隔试验人员：电流互感器试验报告安装间隔：110kV151断路器间隔进线侧CT试验人员：电流互感器试验报告安装间隔：110kV151断路器间隔主变侧CT试验人员：二、110kV变电站110kV#1主变设备间隔油浸式电力变压器试验报告安装间隔： 110kV #1主变设备间隔试验人员：金属氧化物避雷器试验报告安装间隔：110kV＃1主变（110kV侧中性点避雷器）试验人员：隔离开关试验报告安装间隔：110kV #1主变高压侧中性点1010接地开关试验人员：变压器升高座电流互感器试验报告安装间隔：110kV #1主变试验人员：放电间隙试验报告安装间隔：110kV #1主变110kV侧中性点放电间隙试验人员：电流互感器试验报告安装间隔： 110kV＃1主变（110kV中性点间隙CT）4．变比试验试验人员：三、110kV变电站110kVGIS交流耐压试验110kV GIS整组交流耐压试验记录试验人员：四、110kV变电站 110kV #1主变10kV侧进线003断路器间隔户内高压真空断路器试验报告安装间隔：110kV#1主变10kV侧进线设备间隔试验人员：电流互感器试验报告安装间隔110kV #1主变10kV侧进线003断路器间隔试验人员：电流互感器试验报告安装间隔110kV #1主变10kV进线设备间隔试验人员：五、110kV变电站10kV站用变干式电力变压器试验报告安装间隔： 10kV站用变试验人员：六、110kV变电站10kV配电站电源一008断路器间隔户内高压真空断路器试验报告安装间隔： 10kV配电站电源一出线设备间隔3．断路器接触电阻、绝缘电阻试验试验人员：电流互感器试验报告安装间隔：10kV配电站电源二出线设备间隔试验人员：七、110kV变电站10kV配电站电源二009断路器间隔户内高压真空断路器试验报告安装间隔： 10kV配电站电源二出线设备间隔试验人员：电流互感器试验报告安装间隔：10kV配电站电源二出线设备间隔试验人员：八、110kV变电站10kV配电电站004断路器间隔户内高压真空断路器试验报告安装间隔： 10kV配电电站电源出线设备间隔试验人员：电流互感器试验报告安装间隔：10kV配电电站电源出线设备间隔试验人员：。

PRS-713,PRS-753D(4U)整机现场调试大纲.2.00.060901

PRS-713/PRS-753D(4U)整机现场调试大纲Ver 2.00.060901编写：审核：批准：深圳南瑞科技有限公司二〇〇六年九月文档升级说明升级序号编辑人戴振儒版本号.定版日期 2.00.060901修订人版本号.定版日期1修订说明修订人版本号.定版日期2修订说明修订人版本号.定版日期3修订说明PRS-713/PRS-753D(4U)光纤纵差保护装置整机现场调试大纲利用昂立定性监测各保护的灵敏性和可靠性（以下文档中的端子号针对的是4U版本的713/753D，6U版本的请类似处理）以下定值以5A系统为例。

1A系统相应的电流定值需除以5。

整定线路参数d310（被保护线路全长）=100KM、d311（保护线路全长正序阻抗）=10Ω、d312（线路正序阻抗角度定值）=80°、d313（保护线路全长零序阻抗）＝30Ω、d314（线路零序阻抗角度定值）=70°；同时整定启动元件d485（零序电流启动定值）=1A，d315（电流突变量启动定值）=1A。

将装置跳闸结点（P16-3、P16-4）接入昂立开入TA，TN1. 差动元件差动实验前需进行通道校验。

1.1. 装置自环1)若本侧识别码等于对侧识别码，则装置进入是单机自环状态，将装置光纤TX口和RX口相连，此时装置对采集到的电流做如下处理：2)输入装置的A相电流和B相电流分别作为装置“本侧”的A相电流和B相电流；3)输入装置的C相电流和B相电流经过光纤自环后分别作为装置“对侧”的A相电流和B相电流；4)装置“本侧”和“对侧”的C相电流始终为0。

5)此时差动实验只能在A相进行。

6)若是双机联调，装置的本侧识别码和对侧识别码需不相同，且一台装置的对侧识别码等于另一台装置的本侧识别码。

本侧装置的光纤TX、RX分别连入对侧装置的光纤RX、TX。

7)以下差动实验以单机自环为例。

1.2. 突变量比率差动1)测试项目a)定值精度测试：0.95倍可靠不动作，1.05倍可靠动作；b)动作时间测试：2倍定值时测量动作时间，应小于30ms；c)验证比率系数。

110kV变电站高压试验报告(完整)版

电气安装工程高压调试报告变电站名称： 110kV尖峰变电站检验类别：交接试验试验人员：编制：审核：批准：目录一、110kV断路器 (3)二、110kV#1主变设备间隔 (13)三、110kGIS交流耐压试验 (25)四、110kV尖 #1主变10kV侧进线003断路器间隔 (26)五、10kV站用变 (34)六、110kV变电站10kV电站电源一008断路器间隔 (36)七、110kV变电站10kV电站电源二009断路器间隔 (41)八、110kV变电站10kV配电电站004断路器间隔 (46)九、110kV变电站10kV备用一005断路器间隔 (51)十、110kV变电站10kV备用二006断路器间隔 (56)十一、110kV变电站10kV配电站电源一001断路器间隔 (61)十二、110kV变电站10kV配电站电源二006断路器间隔 (66)十三、110kV变电站 10kV零序CT (71)十四、110kV变电站10kV母线电压互感器013设备间隔 (73)十五、110kV变电站10kV三相过电压保护器 (76)十六、110kV变电站 10kV#1电容器组011断路器间隔 (77)十七、110kV变电站10kV#2电容器组012断路器间隔 (87)十八、110kV变电站10kV余热发电并网柜007断路器间隔 (104)十九、110kV变电站10kV电容补偿柜一011断路器间隔 (111)二十、110kV变电站10kV电容补偿柜二012断路器间隔 (116)二十一、110kV变电站接地网电气完整性测试试验 (121)一、110kV变电站151断路器间隔六氟化硫断路器试验报告安装间隔：110kVGIS进线151断路器设备间隔3．断路器接触电阻、绝缘电阻试验试验人员：GIS 主回路试验报告安装间隔：110kVGIS进线151断路器间隔金属氧化物避雷器试验报告安装间隔：110kVGIS进线151断路器间隔试验人员：电压互感器试验报告安装间隔：110kVGIS进线151断路器间隔试验人员：电流互感器试验报告安装间隔：110kV151断路器间隔进线侧CT试验人员：电流互感器试验报告安装间隔：110kV151断路器间隔主变侧CT试验人员：二、110kV变电站110kV#1主变设备间隔油浸式电力变压器试验报告安装间隔： 110kV #1主变设备间隔试验人员：金属氧化物避雷器试验报告安装间隔：110kV＃1主变（110kV侧中性点避雷器）试验人员：隔离开关试验报告安装间隔：110kV #1主变高压侧中性点1010接地开关试验人员：变压器升高座电流互感器试验报告安装间隔：110kV #1主变试验人员：放电间隙试验报告安装间隔：110kV #1主变110kV侧中性点放电间隙试验人员：电流互感器试验报告安装间隔： 110kV＃1主变（110kV中性点间隙CT）4．变比试验试验人员：三、110kV变电站110kVGIS交流耐压试验110kV GIS整组交流耐压试验记录试验人员：四、110kV变电站 110kV #1主变10kV侧进线003断路器间隔户内高压真空断路器试验报告安装间隔：110kV#1主变10kV侧进线设备间隔试验人员：电流互感器试验报告安装间隔110kV #1主变10kV侧进线003断路器间隔试验人员：电流互感器试验报告安装间隔110kV #1主变10kV进线设备间隔试验人员：五、110kV变电站10kV站用变干式电力变压器试验报告安装间隔： 10kV站用变试验人员：六、110kV变电站10kV配电站电源一008断路器间隔户内高压真空断路器试验报告安装间隔： 10kV配电站电源一出线设备间隔3．断路器接触电阻、绝缘电阻试验试验人员：电流互感器试验报告安装间隔：10kV配电站电源二出线设备间隔试验人员：七、110kV变电站10kV配电站电源二009断路器间隔户内高压真空断路器试验报告安装间隔： 10kV配电站电源二出线设备间隔试验人员：电流互感器试验报告安装间隔：10kV配电站电源二出线设备间隔试验人员：八、110kV变电站10kV配电电站004断路器间隔户内高压真空断路器试验报告安装间隔： 10kV配电电站电源出线设备间隔试验人员：电流互感器试验报告安装间隔：10kV配电电站电源出线设备间隔试验人员：。

110Kv线路保护试验报告

450
900
实测
误差
实测
误差
实测
误差
Ua-Ia
Ub-Ib
Uc-Ic
Ua-Ub
Ub-Uc
Uc-Ua
六、保护定值检验
1、高频距离保护检验
（1）（Zzd为距离停信定值）
Ф=800
相别
AN
BN
CN
AB
BC
CA
0.95
Zzd
T
反向故障
T
结论：
（2）、高频零序方向保护检验
通入: U= 57VФ= 800
相别
AN
4
各插件应插、拔灵活，各插件和插座之间定位良好，插入深度合适
5
切换开关、按钮、键盘等应操作灵活，手感良好。各部件应清洁良好
6
螺丝紧固
压板螺丝紧固
端子排螺丝紧固
装置背板螺丝紧固
电源开关螺丝紧固
按钮、切换开关螺丝紧固
二、通电初步检验
保护装置的通电自检：
1、打印机与保护装置的联机试验：
2、结论：
3、软件版本号和程序校验码的核查
T
结论：
7、手合于故障线路另序电流保护检验
U=50VФ= 800
相别
AN
BN
CN
0.95I0
T
1.05I0
T
结论：
七、本次校验发现及处理的问题
一、外观及接线检查
序号
检查项目
检查结果
检查人
1
保护装置各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯片应插紧，型号应正确，芯片放置位置正确
2
检查保护装置的背板接线有无断线、短路和焊接不良等现象，并检查背板上抗干扰元件的焊接、连线和元器件外观是否良好

110kV变电站试验报告

c(c-a）相
试验环境
环境温度：℃，油温：℃
试验设备
试验仪器及仪表名称、规格、编号
试验人员
试验日期
年月日
4.所有分接头的电压比及三相接线组别
分接开关位置
高压/中压
高压/低压
计算变比
AB/AmBm误差
BC/BmCm误差
CA/CmAm误差
计算变比
AB/ab误差
BC/bc误差
CA/ca误差
1
2
3
4
5
6
7
8
年月日
1600kVA以上三相油浸式电力变压器交接试验报告
设备名称
1.设备参数
型号
额定容量（kVA）
额定电压
额定电流(A）
接线组别
冷却方式
短路阻抗（%）
空载电流（%)
额定频率（Hz)
出厂日期
产品编号
制造厂
2.实验依据
试验采用标准、设计技术参数及合同要求
3.绕组连同套管的直流电阻
绕组
分接开关
相别
出厂值（mΩ）（℃）
实测值（mΩ）
折算至出厂温度（mΩ）
差值（%)
相间值（%）
高压侧
Ⅰ
A(A-B)相
B(B-C)相
C(C-A)相
Ⅱ
A(A-B)相
B(B-C)相
C(C-A)相
Ⅲ
A(A-B)相
B(B-C)相
C(C-A)相
Ⅳ
A(A-B)相
B(B-C)相
C(C-A)相
Ⅴ
A(A-B)相
B(B-C)相
C(C-A)相
绕组
分接开关位置
高、中、低压对地
tanδ

110KV微机线路保护实验报告

效验码：(2)开出检查:合格4.开入开出接点检查(1)开入检查3.绝缘摇测试验（使用1000V摇表对地摇测，单位为M Ω）（2）精度检查（电流单位为A，电压单位为V）模拟正常运行情况，所加电压57.74,电流为5A。

2.零漂及精度检查（1）零漂检查（电流单位为A，电压单位为V）（7）装置电源空开型号：B4DC 操作电源空开型号：B4DC交流电压空开型号：B2（1）装置面板无划痕、无损坏、机箱固定牢国可靠、无明显变形现象；（2）面板按键灵活，液晶显示完好，面板指示灯指示正确；（3）后排端子接线正确、无松脱，保护装置的背板接线无松脱、无断线；（4）各插件上的元器件外观完好,印刷电路无烧毁现象,芯片插紧可靠；（5）各插件位置正确,固定良好、无松动现象；（6）装置型号：软件版本：RCS-941AV2.004F69110KV微机线路保护实验报告回路名称:110KV代卫线151实验日期:2008.03.071.装置一般性检查5.保护定值校验(1)接地距离定值:ZZD1=2Ω,ZZDP2=4Ω,ZZDP3=6Ω,T2PZD=0.5S,T3PZD=1.5S。

(2)相间距离定值:ZZD1=2Ω,ZZDPP2=4Ω,ZZDPP3=6Ω,T2PPZD=0.5S,T3PPZD=1S(3)零序保护定值:I01=6A,I02=4A,I03=2A,I04=1.2,T02=0.5S,T03=1S,T04=2S。

（4）相电流过负荷相电流过负荷定值=5A，TGFH=5S。

(5)TV断线过流定值:IVTDX1=2A,TTVDX1=0.5S,ITVDX2=1.5A,TTVDX2=1S。

(6)重合闸及后加速定值:重合闸时间TCHZD=2S。

模拟C相永久性短路故障使零序Ⅲ段动作,重合闸及后加速动作,开关跳闸后重合成功,再加速跳开。

动作时间如下：6.低电压跳合闸试验7.二次查线:正确8.整组传动试验(1)分别模拟A、B、C相永久性接地故障，保护动作正确,开关跳闸后重合成功,再加速跳开。

110kv变电站实习报告

110kv变电站实习报告110kV变电站是电力系统中重要的组成部分，具有将电能从高压输电线路转变为低压供电系统的功能。

在我的实习期间，我有机会深入了解并参与了110kV变电站的运行和维护工作。

以下是我对于该变电站的实习报告，包括对其运行原理和维护工作的详细分析。

首先，110kV变电站的主要功能是将来自输电线路的高压电能转变为适合配电系统使用的低压电能。

它包括诸多设备和元件，如变压器、断路器、隔离开关、继电保护装置等。

在110kV变电站中，我们了解到变压器是其中最重要的设备之一。

变压器的作用是通过电磁感应原理将高压电能转换为低压电能，以满足不同电压等级的输电和供电需求。

变压器内部的铁芯和线圈构成了主要的磁路。

通过调整线圈的匝数比例，变压器可以实现升降压的功能。

在变压器的运行过程中，我们要特别关注温度、绝缘和冷却系统等因素，确保其可靠运行和安全性能。

除了变压器，断路器是110kV变电站中另一个重要的设备。

断路器主要用于控制和保护电力系统。

在发生故障时，断路器可以迅速切断电路，以避免电器设备受损或引发事故。

我们在实习期间参与了断路器的检修和保养工作，包括清洁触头、检查联锁装置和测试保护功能等。

在110kV变电站中，还有许多其他设备和元件需要维护和管理，例如隔离开关、继电保护装置和电子监控系统等。

隔离开关用于电路的分离和维护工作，继电保护装置用于监测电力系统的状态并采取保护措施，而电子监控系统则用于实时监测和控制变电站的运行状态。

在我的实习期间，我了解到110kV变电站的维护工作是十分重要和复杂的。

每日的例行检查、定期的设备维护、定期的检修计划以及紧急维修工作都需要及时而专业地完成。

维护工作的目的是确保变电站的正常运行和安全性能，避免因设备故障而引发的事故和停电。

总结起来，110kV变电站是电力系统中不可或缺的重要组成部分。

通过变压器、断路器和其他设备，变电站实现了高压电能向低压供电系统的转换，并保障了电力系统的正常运行和安全性能。

继电保护试验工作总结报告

一、前言为确保电力系统的安全稳定运行，提高电力设备的可靠性，本部门在近期对110kV级和10（6）kV级微机综合继电保护装置进行了全面检测。

现将本次继电保护试验工作总结如下：二、试验目的1. 检测110kV级和10（6）kV级微机综合继电保护装置的定值测试及工作是否正常；2. 发现潜在的安全隐患，提高电力系统的安全稳定性；3. 优化继电保护装置的配置，确保电力设备的可靠运行。

三、试验过程1. 准备阶段：根据试验要求，准备所需设备，包括继电保护测试仪一台、试验负责人及操作人员共3名。

同时，对试验人员进行技术培训，确保试验顺利进行。

2. 试验实施阶段：（1）对110kV系统及与之相关的6或10kV进线的综合保护继电器（线路保护、母联保护、变压器高、低备保护、差动保护、电压保护、接地变保护、备自投保护、常规过流、速断、零序保护）进行保护定值调试；（2）试验人员认真做好调试记录，及时解决调试中出现的问题；（3）试验管理员负责出具调试报告，参与各调试项目的试验人员对调试数据（动作值和时间）与定值单进行核准；（4）对继电保护装置中相关保护功能的定值按照定值单中的计算定值进行整定。

3. 试验总结阶段：对试验过程中发现的问题进行汇总，分析原因，提出改进措施。

四、试验结果1. 继电保护装置的定值测试及工作均符合要求，装置运行正常；2. 发现并消除了部分潜在的安全隐患，提高了电力系统的安全稳定性；3. 优化了继电保护装置的配置，确保了电力设备的可靠运行。

五、存在问题及改进措施1. 存在问题：部分继电保护装置的调试过程中，发现部分保护功能定值与实际运行值存在偏差；2. 改进措施：针对存在问题，对继电保护装置的定值进行重新整定，确保保护功能正常；加强试验人员的技术培训，提高试验准确性。

六、结论本次继电保护试验工作取得了圆满成功，为电力系统的安全稳定运行提供了有力保障。

在今后的工作中，我们将继续加强继电保护试验工作，不断提高电力系统的安全稳定性，为我国电力事业的发展贡献力量。

110kV 线路保护装置检测报告

110kV线路保护装置检测报告
保护装置型号：
制造厂家：
试验日期：年月日温度：℃湿度： % 检验装置：
2、绝缘检查
3、电源检查
3.2空载状态下检测
3.3正常工作状态下检测
6、输入接点测试
7、输出接点测试
7.3、关掉装置直流电源，装置发报警闭锁信号
8、模数变换系统检验
8.1、零漂检查
8.2线性度检查
8.3、模数变换系统相位检查
9、保护功能校验
9.3、零序保护整组模拟试验
9.5、电流差动保护整组模拟试验（试验时用尾纤短接通道，通道自环控制字设为 1）
9.8、相电流过负荷
整定值：I= A t= s
9.9、TA/TV断线试验是否正确：正确
13、结论：该保护装置经检验合格。

线路测控单元
测试项目：
1、电流遥测量检查：二次加电流5A（CT： /5）。