启备变保护传动试验报告
安全事件报告单(启备变跳闸)
#01启备变差动保护投入，高压侧差动电流正常接入启备变保护，低压侧IA、IB、IIA、IIB、公A、公B六段差动电流因倒送电方案需要全部短接，未接入启备变保护，启备变保护准备做带负荷试验。
3.2事件过程：
3.2.110月15日10:36:14，新昌电厂6KVIA段引风机A根据调试单位安排启动运行，网络监控系统警报响，220kV 230开关跳闸信号闪烁，6kV61A03、61B04、62A03、62B04、6JA02、6JB02备用电源开关跳闸信号闪烁，启备变差动保护动作信号闪烁，全厂停电。相关单位人员立刻查找故障，在确认故障后将跳闸及检查汇报中调，14:01:02经申请中调同意，新昌电厂合上230开关恢复＃01启备变送电。
4.1.2在准备启动大负荷前调试单位未按启备变启动方案的要求及时统筹安排启备变的带负荷试验，导致负荷启动时启备变差动保护跳闸。
4.1.3参与调试过程中的各单位电气继保专业人员对整体把握不够，未相互提醒。
4.2纠正措施(Corrective Action)：
4.2.110月15日11：30由公司领导现场组织了专项事件分析会，生产技术部、运行项目部、调试单位、工程公司的领导和专工参加，对事件进行了深刻的分析，确认了事故的原因并向中调用电话进行说明，16:00又用传真件形式向中调再次进行说明。
4.事件原因及纠正行动(Reasons & Correction)
4.1 原因分析(Reasons)：
4.1.1经检查为＃01启备变保护A屏变压器比率差动保护动作，保护动作共跳开220kV230开关和6kV61A03、61B04、62A03、62B04、6JA02、6JB02共七个开关。经调看启备变录波装置跳闸时的启备变高压侧二次电流为0.1A，波形为正弦波无突变或高次的谐波分量，对引风机等一次设备检查未发现异常。故分析此次跳闸原因为引风机启动电流较大达到启备变差动保护动作值而引起启备变差动保护动作。
启备变试验记录
150kV升压站母线保护二次回路检查
9
150kV升压站线路保护二次回路检查
10
150kV升压站断路器保护二次回路检查
11
150kV升压站故障录波装置二次回路检查
12
150kV升压站NCS及五防系统二次回路检查
13
150kV升压站RTU远动系统二次回路检查
14
150kV升压站电量计费系统二次回路检查
15
150kV升压站PT、CT二次回路检查
16
启备变保护装置静态试验
17
启备变保护二次回路ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ查
18
启备变故障录波装置静态试验
19
启备变故障录波二次回路检查
20
启备变风冷及有载调压系统调试
调试负责人：年月日
150kV升压站及启/备变受电试验记录
编号
试验内容
试验结果
备注
1
150kV升压站母线保护静态试验
2
150kV升压站线路保护静态试验
3
150kV升压站断路器保护静态试验
4
150kV升压站故障录波装置静态试验
5
150kV升压站NCS及五防系统静态试验
6
150kV升压站RTU远动系统静态试验
7
150kV升压站电量计费系统静态试验
电气传动实验报告(手写)
实验一 直流电机转速特性测定一、实验目的1.了解转速开环直流调速系统的组成。
2.测定晶闸管-电动机调速系统的转速特性。
二、实验系统组成及工作原理采用闭环调速系统, 可以提高系统的静、动态性能指标。
转速开环直流调速系统是闭环系统的基础, 实验图1-1是转速开环直流调速系统的实验线路图。
实验图1-1 带电流截止负反馈的转速单闭环直流调速系统图中电动机的电枢回路由晶闸管组成的三相桥式全控整流电路VT 供电, 转速给定信号 作为移相触发器GT的控制电压 , 由此组成转速开环直流调速系统。
三、实验设备及仪器 1.主控制屏MC012.直流电动机-负载直流发电机3.直流调压器 7.万用表 四、实验内容1.检查实验装置的有关单元2.测定晶闸管-电动机系统的开环转速特性 五、实验步骤及方法1.主控制屏开关按实验内容需要设置2.调压设备的检查和调整检查和调整电位器调节偏置电压, 使控制电压 -220, 并用万用表检测。
3.调压-电动机系统开环机械特性的测定（动机空载(发电机负载回路开路), 慢慢加电压, 使电动机转速慢慢上升至额定转速, 改变负载变阻器的阻值, 使主回路电流达到额定电流, 此时即为额定工作点（, ）。
然后再改变负载变阻器,使主回路电流从额定电流减少至空载电流, 画出转速特性。
n（r/min）I a（A）六、实验注意事项1. 调压电路正常后, 方可合上主回路电源开关SW。
2．不允许突加给定开关起动电动机, 这时, 每次起动时必须慢慢增加给定, 以免产生过大的冲击电流。
更不允许通过突合主回路电源开关SW起动电动机。
七、实验思考题n1. 电枢电压不变, 电机转速随电枢电流如何变化?答：根据Ua=CeΦn+RaIa , 由于电枢电压Ua不变, 电枢电流Ia增大, 电枢绕组等效电阻Ra上的分压变大, 而感应电动势CeΦn减小, 所以转速n下降。
实验二直流电机调压调速一、实验目的1.了解转速开环直流调速系统的组成。
传动试验报告1
Uab测量电压
Ubc测量电压
Uca测量电压
线路Ia、Ic的保护动作试验：
相序
二次侧过流试验电流(根据定值填写)(A)
过流动作电流值(A)
过流动作定值设定延时时间(根据定值填写)（s）
过流动作实际测量延时时间(s)
A相
C相
相序
二次侧速断试验电流(根据定值填写)(A)
速断动作电流值(A)
速断动作定值设定延时时间(根据定值填写)（s）
传动试验报告
开闭所名称：
板号及线路名
板号：
线路名：
设备型号ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
遥测量试验数据（通流试验）：
相序
一次侧
试验电流
测量电流
（换算为一次值）
保护电流
（换算为一次值）
相序
二次侧
试验电流
测量电流
(二次值)
保护电流
(二次值)
A相
20A
A相
1A
30A
2A
C相
20A
C相
1A
30A
2A
母线电压（对于未投运开闭所需试验母线电压,施加线电压应为100V，三相相位各差120°）：
速断动作实际测量延时时间(s)
A相
C相
遥信量试验数据：
遥信名称
上传位置是否正确
遥信名称
上传位置是否正确
开关合位
线路Ia速断
远方位置
线路Ic速断
弹簧未储能
线路Ia过流
小车工作位置/
上隔离刀合位
线路Ic过流
小车试验位置/
下隔离刀合位
线路总告警
接地刀合位
线路保护动作
遥控试验数据：
#8机组保护定检及传动试验报告
编号：_______________糯扎渡电厂#8机组保护定检及传动试验报告试验结论：合格批准：生技部审核：审核：校核：编写：工作负责人：闫兴建工作班成员：刘东、郑霜糯扎渡电厂运维部2015年03月25日糯扎渡电厂#8发变组保护A、B、C柜装置定检试验报告一、检修时间：2015 年03月14日到2015年03月18日二、检修性质：发变组保护A、B、C柜装置检修三、检修标准GB/T 14285-2006 《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 7261-2008 《继电保护和安全自动装置基本试验方法》DL/T 995-2006 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 770-2001 《微机变压器保护装置通用技术条件》四、设备参数五、检修项目六、检查结果1、外观及回路检查七、试验结果1.1发变组保护A柜发电机保护装置1.1.1装置外观检验：1.1.2二次回路绝缘检查：注意：回路绝缘数据见附件一。
1.1.3装置上电检查：1.1.4软件检查：1.1.5 装置开入量检查：1.1.6 装置零漂检验：1.1.6.1电流零漂检验：1.1.6.2 电压零漂采样检验：1.1.7装置采样精度检验：1.1.7.1 电流采样检验：1.1.7.2电压采样检验：1.1.8定值检验：1.1.8.1发电机差动：1）启动值：（定值：I cdqd =0.3Ie，机端Ie=0.77A，中性点一、二分支Ie=0.77A）2）比率制动：（定值：比率制动起始斜率--K bl1=0.07，比率制动最大斜率--K bl2=0.50）3）动作出口及信号接点检验：(投入相应保护功能压板和出口压板，模拟发电机差动保护动作，检验以下对应出口接点是否可靠闭合)1.1.8.2发电机裂相横差保护：（裂相差动启动定值0.3Ie，裂相差动速断定值 4.0 Ie，Ie=0.77A）1）启动定值检验：2）比率制动：（比率制动起始斜率Kbl1=0.10，比率制动最大斜率Kbl2=0.50, 发电机中性点额定电流0.77 A）3）动作出口及信号接点检验：(投入相应保护功能压板和出口压板，模拟发电机裂相横差保护动作，检验以下对应出口接点是否可靠闭合)1.1.8.3发电机匝间保护：1）定值检验2）动作出口及信号接点检验：(投入相应保护功能压板和出口压板，模拟发电机匝间保护动作，检验以下对应出口接点是否可靠闭合)1.1.8.4发电机过电压保护：1）动作值检验：2）动作出口及信号接点检验：(投入相应保护功能压板和出口压板，模拟发电机过电压保护动作，检验以下对应出口接点是否可靠闭合)1.1.8.5开关失灵保护：1）定值检验2）动作出口及信号接点检验：(投入相应保护功能压板和出口压板，模拟发电机开关失灵保护动作，检验以下对应出口接点是否可靠闭合)a）开关失灵一时限b）开关失灵二时限1.1.8.6励磁后备保护：2）动作出口及信号接点检验：(投入相应保护功能压板和出口压板，模拟励磁后备保护动作，检验以下对应出口接点是否可靠闭合)1.1.8.7传动试验1）模拟发电机差动保护动作，保护出口跳开808、灭磁开关、启动808开关失灵、启动停机，动作行为及信号正确；2）模拟发电机开关失灵二时限保护动作，保护出口跳开5041、5042开关，动作行为及信号正确。
传动试验报告
整组试验报告
整组试验5-1
试验人
员
刘飞、范兵兵试验日期2016.7
试验单
元
35kV母线保护
序号试验项目结论
1 保护加入同一额定电流、电压相位正确
2 模拟瞬时故障,各保护能同时动
作出口
均能同时正确动作
3 模拟单相瞬时故障保护正确启动重合,
且只重合一次
4 保护动作后启动故障录波，上传
保护报文，启动监控信号与自动
化信号
正确
5 手动合闸时模拟瞬时故障断路器正常无跳跃
6 弹簧未储能时，手动分合断路器断路器能够正确闭
锁不动作
7 手动分合断路器，测量分合闸线
圈两端电压压降不小于额定电压的90％
8 保护各开关量输入符合设计要求
9 各保护压板与操作把手名称与位
置符号
正确
试验单
元
35kV防孤岛保护
序号试验项目结论
1 保护加入同一额定电流、电压相位正确
2 模拟瞬时故障,各保护能同时动
作出口
均能同时正确动作
3 模拟单相瞬时故障保护正确启动重合,
且只重合一次
4 保护动作后启动故障录波，上传
保护报文，启动监控信号与自动
化信号
正确
5 手动合闸时模拟瞬时故障断路器正常无跳跃
6 弹簧未储能时，手动分合断路器断路器能够正确闭
锁不动作
7 手动分合断路器，测量分合闸线
圈两端电压压降不小于额定电压的90％
8 保护各开关量输入符合设计要求
9 各保护压板与操作把手名称与位正确。
变电站10kV保护装置试验检报告(微机保护)1
10kV 备用705 开关二次设备投运前试验报告绝缘测量
. 装置信息
三. 外观检查外观及接线检查：正确。
四. 开入试验
试验人员：赵丽春、魏顺和、陈石飘、梁向明、杨凯、盘良森
五. 开出传动检查：
六.保护装置零漂检查
七. 交流电流、电压通道测试
1.交流电压通道平衡度及线性度检查(U An=U Bn=U Cn=57.7V ，U Xn =100V)
2.交流电流通道平衡度及线性度检查
(In=1.0A)
试验人员：赵丽春、魏顺和、陈石飘、梁向明、杨凯、盘良森
3.交流电流、电压通道测试结果
1）.交流电流通道测试结果: 合格。
2） .交流电压通道测试结果: 合格。
八. 控制字检查
九. 定值传动试验
Izd ＝4.0A，T＝0S）
1.电流速断保护（整定值：
过流Ⅰ段保护（整定值：Izd ＝1.3A，T＝0.5S）
过流Ⅱ段保护保护（整定值：＝，＝）
4. 过负荷保护（整定值：I ＝1.0A，T＝9.0S）
试验人员：赵丽春、魏顺和、陈石飘、梁向明、杨凯、盘良森
试验人员：赵丽春、魏顺和、陈石飘、梁向明、杨凯、盘良森
用户名称： 110kV 裕丰站 十 . 核对压板 1.外部硬压板检查
2.内部软压板检查
十一 . 整组试验
给装置加入 额定直流电压。
十二. 遥信试验
十三. 遥测试验
十五.CT 回路检查
1.10kV 开关CT 回路检查
试验人员：赵丽春、魏顺和、陈石飘、梁向明、杨凯、盘良森
六．小电流接地选线试验
试验人员：赵丽春、魏顺和、陈石飘、梁向明、杨凯、盘良森。
变电站10kV保护装置试验检报告(微机保护)1
10kV备用705开关二次设备投运前试验报告绝缘测量
装置信息
二
三.外观检查
外观及接线检查：正确。
四
开入试验
试验人员：赵丽春、魏顺和、陈石飘、梁向明、杨凯、盘良森
五.开出传动检查:
六.保护装置零漂检查
七.交流电流、电压通道测试
交流电压通道平衡度及线性度检查,
交流电流通道平衡度及线性度检查
试验人员：赵丽春、魏顺和、陈石飘、梁向明、杨凯、盘良森
3.交流电流、电压通道测试结果
1）.交流电流通道测试结果：合格。
2）.交流电压通道测试结果：合格。
控制字检查
八
九.定值传动试验
1.电流速断保护（整定值：Izd = 4.0A, T = 0S）
I段保护（整定值：Izd = 1.3A , T = 0.5S）
2.过流
段保护保护（整定值：Izd = 1.3A , T = 0.5S）
过负荷保护（整定值：= , = ）
试验人员：赵丽春、魏顺和、陈石飘、梁向明、杨凯、盘良森
1.外部硬压板检查
用户名称：110k V裕丰站十.核对压板
内部软压板检查
十一.整组试验
给装置加入额定直流电压。
试验人员：赵丽春、魏顺和、陈石飘、梁向明、杨凯、盘良森
试验人员：赵丽春、魏顺和、陈石飘、梁向明、杨凯、盘良森 十二
遥信试验
十三.遥测试验
十五.CT 回路检查
开关回路检查
备注：1.保护、测量CT 回路在开关柜一点接地。
试验人员：赵丽春、魏顺和、陈石飘、梁向明、杨凯、盘良森。
4号高备变启动报告
广东台山发电厂二期（首两台1000MW级机组）扩建工程04号高备变启动试验报告上海电力建设启动调整试验所2010年2月目 录1. 设备系统概况.................................................................. 1 2. 试验目的........................................................................ 1 3. 试验过程简况.................................................................. 1 4. 试验的结果及评价 (3)5. 试验发现的问题及处理建议 (3)附录一： 试验所用仪器附录二： 试验数据记录报告编写： 审核： 批准：S PC T I一. 设备系统概况1.1 广东铜鼓发电厂6、7号机组均系容量为1000MW 的燃煤发电机组，接线方式为发电机变压器组单元制，通过500kV 升压站并网运行，供给机组备用电源的04号高备变接入一期升压站220kV 母线第10间隔（2213）。
1.2 04号高备变（52MVA ）为常州西电变压器有限责任公司生产的SFFZ10-52000/220TH 型变压器，变压器高压侧开关采取新东北电气（沈阳）高压开关有限公司生产的六氟化硫封闭式组合电器（GIS），接至已投运的220kV 升压站。
1.3 220kV 母线保护为双配置的南京南瑞RCS-915A 产品。
二. 试验目的为了使6号机组分系统全面进入试运调试的用电有可靠的保障，需进行04号高备变的启动试验。
通过本次启动调试的工作，使全厂6kV 电源系统进入工作状态，为机组各系统、各设备进入试运转创造条件。
通过启动调试，检验断路器、高备变本体、母线、保护系统、操作系统等启动范围内一、二次设备及回路的正确性，分析及解决所遇到的技术问题，使机组厂用电源系统达到可靠、安全、可用的状态。
004-启备变保护系统调试措施
宁夏吴忠热电厂“上大压小”新建项目2×350MW工程启备变保护系统调试方案国电科学技术研究院二○一六年四月宁夏吴忠热电厂“上大压小”新建项目2×350MW工程启备变保护系统调试方案会签单宁夏吴忠热电厂“上大压小”新建项目2×350MW工程启备变保护系统调试方案编写：审核：批准：目录1. 编制目的 (5)2. 编制依据 (5)3. 调试对象和范围 (5)4. 调试质量目标 (6)5. 调试前应具备的条件和准备工作 (6)6. 调试方法、工艺、步骤及作业程序 (7)7. 调试质量验评标准 (10)8. 调试仪器设备 (10)9. 安全技术措施 (10)10. 环境、职业健康安全风险因素控制措施 (11)11. 组织分工 (12)12. 精细化措施 (14)1.编制目的为明确启备变保护系统的调试内容及调试流程，确保启备变保护系统满足各项技术规范和设计要求，使启备变保护系统安全、可靠投入运行，特制订本措施。
2.编制依据2.1.《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T 5437-2009）2.2.《火力发电建设工程机组调试技术规范》（DL/T 5294-2013）2.3.《火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程》（DL/T 5295-2013）2.4.《电力安全工作规程电力线路部分》（GB26859-2011）2.5.《电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分》（GB26860-2011）2.6.《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB 50150-2006）2.7.《继电保护和安全自动装置基本试验方法》（GB 7261-2008）2.8.《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T 995-2006）2.9.《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285-2006）2.10.《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T 587-2007）2.11.《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全[2014]161 号）2.12.《中国国电集团重大事故预防措施》（国电集生[2003]260号）2.13.《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（国家电网生[2012]352号）2.14.厂家技术说明书和设计院的设计图纸2.15.电厂继电保护整定通知书3.调试对象和范围3.1.系统及设备概述启备变高压侧绕组经架空短引线引自330kV 户外升压站启备变间隔，启备变低压侧绕组经共箱母线接至#1、#2机组6kV备用进线开关柜。
启备变保护传动试验报告
3、启备变故障录波装置录波启动，“启备变零序过流t21保护”光字牌动作；
4、DCS启备变保护动作告警。
A分支解列
1．仅投入“跳启备变A分支”跳闸出口压板；
2．合启备变A分支6千伏进线开关63A0；
3．在保护装置“出口传动”模块模拟“A分支过流”动作。
A分支过流保护动作，出口A分支解列：
失灵t2动作，出口启动系统失灵：
1、保护装置面板启动、信号、跳闸灯亮，面板发出“失灵t1”动作信号；
2、在母线保护屏检测到“启动系统失灵”信号；
3、DCS启备变保护动作告警；
4、启备变故障录波装置录波启动，“失灵启动保护”光字牌动作。
失灵启动2（出口2）
1．仅投入“启动系统失灵2”出口压板；
2．在保护装置“出口传动”模块模拟“失灵t2”动作。
正确
23
启备变压力释放
分别模拟启备变保护C屏压力释放动作
正确
24
调压开关重瓦斯
分别模拟启备变保护C屏调压开关重瓦斯动作
正确
25
调压开关压力释放
分别模拟启备变保护C屏调压开关压力释放动作
正确
26
齐备变温度高报警
分别模拟启备变保护C屏温度高报警动作
正确
27
启备变温度高跳闸
分别模拟启备变保护C屏温度高跳闸动作
模拟2211开关合闸
正确
2
2211开关分闸位置
模拟2211开关分闸
正确
3
打压超时
模拟断路器KT接点动作
正确
4
电机打压
模拟断路器KM接点动作
正确
5
三相远控信号
SPT打在远控位置
正确
传动特性研究实验报告(3篇)
第1篇一、实验目的本实验旨在通过实验研究，验证和探究不同传动方式（如带传动、齿轮传动、链传动等）的传动特性，包括传动效率、承载能力、工作平稳性等，为实际工程应用提供理论依据。
二、实验原理1. 传动效率：传动效率是指输入功率与输出功率之比，即η = P出 / P入，其中P出为输出功率，P入为输入功率。
2. 承载能力：承载能力是指传动装置在正常运行条件下所能承受的最大载荷。
3. 工作平稳性：工作平稳性是指传动装置在运行过程中，传动部件的振动、冲击和噪声等影响程度。
三、实验仪器与设备1. 实验台：包括带传动、齿轮传动、链传动等不同传动方式的实验装置。
2. 功率计：用于测量输入功率和输出功率。
3. 承载力测试仪：用于测量传动装置的承载能力。
4. 振动测试仪：用于测量传动装置的振动情况。
5. 噪声测试仪：用于测量传动装置的噪声情况。
四、实验步骤1. 准备实验装置，确保各传动装置安装正确。
2. 根据实验要求，调整传动装置的参数，如带轮直径、齿轮模数、链条张紧力等。
3. 测量传动装置的输入功率和输出功率，计算传动效率。
4. 测量传动装置的承载能力，确保其在正常工作条件下能够承受所需的载荷。
5. 测量传动装置的振动和噪声情况，评估其工作平稳性。
6. 重复实验步骤，验证实验结果的可靠性。
五、实验结果与分析1. 传动效率：实验结果显示，带传动、齿轮传动和链传动的传动效率分别为97.5%、96.8%和95.3%。
由此可见，带传动和齿轮传动的传动效率较高，链传动略低。
2. 承载能力：实验结果显示，带传动、齿轮传动和链传动的承载能力分别为5kN、8kN和6kN。
齿轮传动的承载能力最高，带传动次之，链传动最低。
3. 工作平稳性：实验结果显示，带传动、齿轮传动和链传动的振动和噪声情况分别为0.5mm、1.2mm和0.8mm，55dB、60dB和50dB。
齿轮传动的工作平稳性最好，带传动次之，链传动最低。
六、实验结论1. 带传动、齿轮传动和链传动在传动效率、承载能力和工作平稳性方面存在一定差异。
变压器保护试验报告参考模板
（e）启动风冷功能测试
整定值
2.7A 4S
1.05倍
可靠动作
0.95倍
可靠不动作
（f）闭锁调压功能测试
整定值
4.1A 4S
项目
1.05可靠动作
0.95可靠不动作
结果
动作
不动作
8、高压侧后备保护
复合电压闭锁过流I段保护
电流定值测试
整定值
动作电流5.2A 时限1.1S 跳两侧
低压、负序投入
相别
A相
B相
正确
2
故障录波信号接点检查
正确
3
联跳接点检查
正确
4
装置掉电接点检查
正确
5
装置异常接点检查
正确
12、整组试验
序号
项目
检查结果
存在问题及处理情况
1
差动保护跳闸逻辑功能检查
正确
2
后备保护跳闸逻辑功能检查
正确
3
非电量保护跳闸逻辑功能检查
正确
4
CT断线保护功能检查
正确
5
无时限速动保护整组时间不大于25ms
正确
35KV变电站
继电保护装置检验报告
2013.04
#！变压器保护装置试验报告
变电站
35kv变
被检设备
主变保护
检验类型
定捡
保护装置型号
GSP-842 844 816A
生产厂家
英博
主要试验仪器
ONLLY-2000
1、装置外观及接线检查
序号
检查项目
检查结果
存在问题及处理情况
1
装置内外部检查是否良好
良好
2
最新电力传动实验报告
最新电力传动实验报告
在本次实验中，我们对最新的电力传动系统进行了一系列的测试和分析。
实验的主要目的是评估该系统在不同负载条件下的性能表现，并
探究其在能效和稳定性方面的优势。
实验开始前，我们首先对电力传动系统的基本组成进行了检查，确保
所有组件均处于良好状态。
系统主要由电机、变频器、传动机构和控
制系统组成。
在确认无误后，我们开始了实验的第一步，即对系统进
行空载测试。
在空载测试中，我们记录了电机的启动电流、空载电压以及系统的噪
音水平。
数据显示，电机启动平稳，电流和电压均在正常范围内，噪
音水平也符合预期标准。
接下来，我们进行了满载测试。
在此阶段，我们逐步增加负载，直至
系统达到其最大承载能力。
在此过程中，我们密切关注电机的输出功率、效率和温升情况。
实验结果显示，随着负载的增加，电机的效率
略有下降，但仍保持在较高水平，且温升控制在安全范围内。
为了评估系统的稳定性，我们还进行了长时间的连续运行测试。
在这
一过程中，系统表现出良好的稳定性，没有出现任何异常情况，这表
明电力传动系统的设计和制造质量均达到了高标准。
最后，我们对系统进行了能效测试。
通过对比不同负载条件下的能耗，我们发现该电力传动系统在中等负载下能效最佳，这与系统的设计预
期相符。
总结来说，本次实验验证了最新电力传动系统在性能、稳定性和能效
方面的优越性。
这些结果为该系统的进一步开发和应用提供了有力的数据支持。
未来的工作将集中在进一步优化系统设计，以实现更高的能效和更广泛的应用场景。
2015-SSL-BH-003十三陵1号机起励变保护检验报告
国网新源控股有限公司检修分公司检测报告报告编号2015－SSL－BH－003电站名称国网新源控股有限公司北京十三陵蓄能电厂设备名称 1号机起励变10KV开关保护检测项目 1号机起励变10KV开关保护检验检测日期2015-3（检测机构专用章）Stamp 批准:审核: 王晓军编写: 杨伟强本报告提供的结果仅对本次被检测的样品有效。
未经本公司书面批准，不得部分复制本报告。
1、本次检测所依据的技术标准/规范(代号、名称)GB14285-2006 《继电保护和安全自动装置技术规程》GB7261-2008 《继电保护和安全自动装置基本试验方法》DL/T995-2006 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》2、本次检测所使用的主要仪器设备型号及名称资产编号保护校验仪PW4366751202万用表FLUKE8729310017WS兆欧表FLUKE1508293100593、检测的地点、环境条件地点10KV配电室户外条件/环境温度20℃相对湿度 56 %大气压10k Pa4、检测结果装置型号：SPAJ140C 装置编号：AK134.1保护屏后接线、插件外观检查及压板线检查内容结果(√) 检查装置内、外部是否清洁无积尘；清扫电路板及屏柜内端子排上的灰尘（对于背插式装置不进行内部清扫）√检查各插件上变换器、继电器是否固定好，有无松动√检查装置横端子排螺丝是否拧紧，后板配线连接是否良好，压板端子接线压接是否良好√4.2逆变电源检验检验内容检验结果逆变电源自启动功能正确拉合直流电源正确逆变电源稳定性80%Un 100%Un 115%Un 正确正确正确4.3绝缘测试检查内容标准试验结果交流电流回路对地要求大于1MΩ100MΩ直流回路（控制、保护、信号回路）对地要求大于1MΩ100MΩ4.4定值核对项目说明整定值备注I>In I>起动电流0.66t>,k I>动作时间或倍率 1.00I>>/In I>>起动电流11.2SGF1功能开关组SGF2功能开关组SGF3功能开关组1 I>动作方式0 0 1 I>信号复归方式0 0 1 △I>退出0 02 0 0 2 I>>信号复归方式0 0 2 I>复归时间0 03 0 0 3 I>>>信号复归方式0 0 3 0 04 不用0 0 4 I0>信号复归方式0 0 4 I0>复归时间0 05 I>>定值自动加倍0 0 5 I0>>信号复归方式0 0 5 0 06 I0>动作方式1 32 6 I>>退出 1 32 6 I>>闭锁反时限I>1 327 1 64 7 I>>>退出0 0 7 I>>>闭锁反时限I>1 648 1 128 8 I0>>退出0 0 8 I0>闭锁反时限I0>>1 128 SGF1校验和= 224 SGF2校验和= 32 SGF3校验和= 224 SGF4出口开关组SGB1闭锁开关组SGB2闭锁开关组1 TS1出口自保持0 0 1 BS1闭锁I>段0 0 1 BS2闭锁I>段0 02 TS1出口自保持0 0 2 BS1闭锁I>>段0 0 2 BS2闭锁I>>段0 03 不用0 0 3 BS1闭锁I0>段0 0 3 BS2闭锁I0>段0 04 不用0 0 4 BS1闭锁I0>>段0 0 4 BS2闭锁I0>>段0 05 信号TS2起动CBFP 0 0 5 BS1控制定值切换0 0 5 BS2控制定值切换0 06 不用 1 32 6 BS1闭锁△I>段 1 32 6 BS2控制跳闸指示灯1 327 不用0 0 7 BS1控制跳闸指示灯0 0 7 BS2控制跳闸指示灯0 08 不用0 0 8 BS1记录跳闸指示灯0 0 8 BS2记录跳闸指示灯0 0SGF4校验和= 032 SGB1校验和= 032 SGB2检验和= 032 SGR1出口开关组SGR2出口开关组SGR3出口开关组1 I>起动信号到SS1 1 1 1 I>跳闸信号到SS11 1 1 I>>起动信号到SS10 02 I>起动信号到TS2 1 2 2 I>跳闸信号到TS10 0 2 I>>起动信号到TS11 23 I>起动信号到SS2 1 4 3 I>跳闸信号到SS20 0 3 I>>起动信号到SS24 I>跳闸信号到TS2 1 8 4 I>跳闸信号到TS21 8 4 I>>起动信号到TS21 85 I>起动信号到SS3 0 0 5 I>跳闸信号到SS30 0 5 I>>起动信号到SS30 06 不用0 0 6 不用0 0 6 不用0 07 不用0 0 7 不用0 0 7 不用0 08 不用0 0 8 不用0 0 8 不用0 0 SGR1校验和= 015 SGR2检验和= 009 SGR3检验和= 010 SGR4出口开关组SGR5出口开关组SGR6出口开关组1 I>>跳闸信号到SS1 1 1 1 I>>>起动信号到SS11 1 1 I>>>跳闸信号到SS10 02 I>>跳闸信号到TS1 1 2 2 I>>>起动信号到TS10 0 2 I>>>跳闸信号到TS11 23 I>>跳闸信号到 14 3 I>>>起动信号0 0 3 I>>>跳闸0 0SS2 到SS2 信号到SS24 I>>跳闸信号到TS2 1 8 4 I>>>起动信号到TS21 8 4 I>>>跳闸信号到TS21 85 I>>跳闸信号到SS3 0 0 5 I>>>起动信号到SS30 0 5 I>>>跳闸信号到SS30 06 不用0 0 6 不用0 0 6 不用0 07 不用0 0 7 不用0 0 7 不用0 08 不用0 0 8 不用0 0 8 不用0 0SGR4校验和= 015 SGR5检验和= 009 SGR6检验和= 0104.5保护逻辑及时间校验：1）过流一段保护（定值：11.2A 延时：0秒）A相C相动作电流11.67A 11.67A动作时间延时0秒2）过流二段保护（定值：0.66A 延时：1秒）A相C相动作电流0.65A 0.65A返回值0.62A 0.62A动作时间延时1.013秒4.6与监控系统信号传动检查现地控制柜(S10+AK14)监控柜结果序号信号内容设备名称端子号端子号盘柜号P-M-B1微型空气开关跳闸和保护继电器内部故障K101:72 X5/1-7 A05T1/1BX U02+GA043-5-270 正确2 保护动作信I>>,I>>>K101 X5/1-11 A05T1/2BX U02+GA043-5-271正确3 起励变断路器合闸状态Q0S3 X5/15-20 A12T1/1AX P01+GA17 11-3-120 正确4起励变开关跳闸回路监视KC1:22 X5/15-21 A12T1/2AX P01+GA17 11-3-121 正确5起励变开关断路器小车在试验位置Q0S8 X5/15-18 A12T1/3AX P01+GA17 11-3-122 正确4.7电流回路直阻检查序号端子号直阻端子连接片1 X4:6/7（CT侧）0.3欧姆6# 0.1欧姆2 X4:6/7（装置侧）0.2欧姆7# 0.1欧姆3 X4:8/9（CT侧）0.3欧姆8# 0.2欧姆4 X4:8/9（装置侧）0.20欧姆9# 0.1欧姆4.8开关动作试验步骤内容动作情况1 现地操作把手手合开关正确2 现地操作把手手分开关正确3 现地操作把手手合开关正确4 通流利用过流保护分开关正确5 现地操作把手手合开关正确6 通流利用速断保护分开关正确4.9继电器校验记录序号继电器线圈直阻动作值返回值1 KC1 15.63KΩ118.5V 53.6V2 KB1 15.75KΩ132.8V 62.4V3 KA2 15.92KΩ120.7V 63.5V4 KA1 15.33KΩ121.8V 47V4.10用一次电流及工作电压的检验保护装置显示三相电流、三相电压幅值和相位均正确。
220KV传动试验报告1
短接1D（27—30）模拟差动保护告警，信号正确。
3
短接1D（27—32）模拟重合闸动作，信号正确。
4
短接1D（27—33）模拟光纤通道出错，信号正确。
5
短接1D（27—34）模拟差动保护失电，信号正确。
6
短接线路保护1 4D（15—18）模拟三相不一致，信号正确。
7
短接4D（15—19）模拟控制回路断线，信号正确。
8
就地操作合分3G1接地开关正常，远方微机信号正确。
9
就地操作合分3G2接地开关正常，远方微机信号正确。
三、保护传动
结论
1
SPT打至“远”位置，短接线路保护1的1D（22—91）模拟重合
闸动作出口合SF6开关正常，信号正确。
2
依次短接线路保护1 1D（21—86）、（21—87）、（21—88）模拟
4
短接母线保护1 XD（10—15），模拟母差其它异常，信号正确
5
短接母线保护1 XD（10—16），模拟母差跳Ⅱ母，信号正确。
6
短接母线保护1 XD（10—17），模拟母差跳Ⅰ母，信号正确。
7
短接母线保护1 XD（10—18），模拟母差跳Ⅲ母，信号正确。
8
短接母线保护1 XD（10—19），模拟母差跳母联，信号正确。
A相、B相、C相保护动作出口跳SF6开关正常，信号正确。
3
远方手合开关，短接线路保护1 1D（21—89）模拟三跳动作出
口跳SF6开关正常，信号正确。
220KV变电站监控系统传动试验报告（1.3）
4
远方手合开关，短接线路保护1 1D（21—90）模拟永跳出口跳SF6
开关正常，信号正确。
5
远方手合开关，短接母线保护1 2CD（6—9）模拟保护出口跳SF6
电厂启备变及厂用电系统带电试验方案 (1)
山西国锦煤电一期2×300MW机组工程启备变及#1、#2机厂用系统受电调试措施启备变及#1、#2机厂用系统受电调试措施目录1. 概述2. 带电目的3. 编写本方案的主要依据和引用标准4. 带电范围5. 各参建单位主要职责6. 带电前应具备的条件7. 带电前的检查8. 启备变冲击带电9. 6kV厂用电IA、IB段母线带电10. 6kV厂用电IIA、IIB段母线带电11. 启备变带负荷后的检查试验12. 低压厂变及各PC段受电13. 验收控制的技术标准14. 安全、环境控制措施15. 附图:带电一次系统图1 概述：本措施描述山西国锦煤电一期工程2X300MW机组工程启备变及#1、#2机组6kV 厂用系统受电程序和试验项目。
启备变高压侧110kV配电装置由电网调度，受电操作由电网调度指挥，如本措施与电网调度所出受电措施有所不同时，以电网调度受电措施为准。
1.1 系统接线1.1.1 工程概况本期工程建设规模为2×300MW机组，两台机组均采用发变线串接入夏家营变电站220kV母线；启动/备用变压器电源接至夏家营变电站110kV母线。
1.1.2 6kV工作厂用电接线每台机组设1台容量为50MVA的分裂绕组的高压厂用变压器，其高压侧从发电机主回路离相母线上T接，两台机设一台同容量的分裂绕组启动/备用变压器，其高压侧接至夏家营变电站110kV母线，直接降压至6kV分别接入厂内6kVIA、IB、IIA、IIB 段。
1.1.3 厂用电中性点接地方式高厂变、启备变6kV中性点采用低电阻接地方式，单相接地时跳闸；全厂0.4kV 系统采用中性点直接接地方式。
1.1.4 0.4kV厂用电接线0.4kV采用动力中心（PC）和电动机控制中心（MCC）的供电方式。
动力中心和电动机控制中心成对设置，建立双路电源通道。
动力中心采用单母线分段，每段母线由一台干式变压器供电，两台低压变压器间互为备用，远方手动切换。
继电保护技术监督工作总结
继电保护技术监督工作总结继电爱护技术监督工作总结120xx年紧紧围绕“平安第一、预防为主、综合治理”的方针，根据各项工作部署，扎实做好技术监督工作,现将有关状况总结如下： 1、扎实做好技术监督常规工作继电爱护及平安自动装置技术监督的对象为发电机、变压器、输电线路、母线等电力设备的继电爱护〔包括发电机励磁系统〕、平安自动装置及所属的二次回路、用于继电爱护远方信号传输的通道设备、回路。
继电爱护及平安自动装置技术监督的内容包括规划设计、产品质量、安装调试、交接验收、运行管理、校验维护、系统改造、新技术开发、反事故措施及技术措施的执行等，对电力建设和生产的全过程实施技术监督。
班组完成了继电爱护和励磁专业监督的日常管理工作：〔1〕根据公司要求在每次的检修中预备作业指导书，并按作业指导书中的要求仔细完成检修中的每一项工作，准时做好工作记录，工作结束后准时完成试验报告的整理工作。
〔2〕仔细检查班组的技术资料，20xx年6#发电机监控系统技术改造工作完成后，准时完善了6#发电机的技术改造图纸并把与之相关的原理图进行了修改。
〔3〕对在电气专项检查中提出的问题进行了整改工作，如：主变温度表做防雨罩；主变、5#机微机爱护盘接线端子换端子号等。
〔4〕在工作中发觉设备缺陷做到准时处理，如遇到不能处理的缺陷与生产厂家准时联系，催促厂家准时到现场处理，保证发电机组的平安稳定运行。
〔5〕对检修工作结束前仔细进行传开工作，对新设备的安装调试工作仔细对待，并催促每个员工仔细学习，尽快把握新设备。
2、20xx年技术监督重点工作〔1〕连续完善技术监督工作，根据公司要求检查应具备的技术资料并建立技术档案。
〔2〕加强检修工作的监督，保质保量的完成检修工作。
〔3〕针对明年的技改工作加强技术培训工作，保证技改工作平安顺当地完成。
继电爱护技术监督工作总结220xx年，依据厂部的统一部署和部门工作的整体支配，电测仪表测量工作按原打算有条不紊地进行。
201201启备变春检报告
2012年01#启备变春检报告
5月25日，1#启备变进行停电春检。
在这次检修中，我们进行了以下工作：
1、210汇控柜
a、柜内外清扫擦拭，回路检查，端子紧固；
c、回路绝缘检查(用500V摇表测量) 绝缘正常
d、CT回路一点接地正确。
2、启备变就地端子箱
a、柜内外清扫擦拭，回路检查，端子紧固；
c、回路绝缘检查(用500V摇表测量) 绝缘正常
d、CT回路一点接地正确。
3、启备变本体设备
将瓦斯继电器、压力释放继电器、油位继电器二次接线盒处进行了卫生清扫，并对接线盒进行了密封处理。
4、6KV备用进行柜
a、对1BBA04AA000、1BBB04AA000、2BBA04AA000、2BBB04AA000开关保护间隔进行了卫生清扫，回路检查，端子紧固；
b、CT回路检查:
c、回路绝缘检查(用500V摇表测量) 绝缘正常
d、CT回路一点接地正确。
5、启备变保护柜：
a、对启备变保护A、B、C柜进行了卫生清扫、回路检查、端子紧固；
b、回路绝缘检查(用500V摇表测量) 绝缘正常
c、对保护A、B、C柜保护装置进行检查，装置正常；
d、对保护A、B对进行了定值核对。
2012年5月25日
仪电部电气二次班。
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28
启备变冷却器故障
分别模拟启备变保护C屏冷却器故障
正确
29
启备变油位异常
分别模拟启备变保护C屏油位异常动作
正确
30
启备变轻瓦斯
分别模拟启备变保护C屏轻瓦斯动作
正确
31
启备变保护装置故障
分别模拟启备变保护C屏保护装置故障
正确
3、220kV启备变间隔信号回路检查试验
序号
试验回路
试验方法
试验结果
1
2211开关合闸位置
1．投入“跳高压侧1DL线圈2”、“跳启备变A分支”、“跳启备变B分支”、“启动失灵”、“保护总出口”出口压板；
2．合上启备变高压侧开关2211，仅保留启备变高压侧开关跳闸1控制电源；
3．合上启备变低压侧A分支6千伏进线开关63A0、B分支6千伏进线开关63B0。
4．在保护装置“出口传动”模块模拟“启备变差动保护”动作。
正确
在就地柜的2211开关合闸指示
正确
在就地柜的2211开关跳闸指示
正确
在就地柜的2211开关三相不一致保护功能校验
正确
油压低报警功能
正确
油压低闭锁合闸功能
正确
油压闭锁跳闸功能
正确
低气压报警
正确
低气压闭锁
正确
22111
I母侧
隔离开关
（GS201）
220kV就地控制柜就地合闸操作试验
正确
220kV就地控制柜就地跳闸操作试验
2、在母线保护屏检测到“解除失灵复压闭锁”信号；
3、DCS启备变保护动作告警；
4、机组故障录波装置录波启动，“失灵启动保护”光字牌动作。
5、监控装置：“故障录波启动”告警。
解除失灵复压闭锁2（出口2）
1．仅投入“解除失灵复压闭锁2”出口压板；
2．在保护装置“出口传动”模块模拟“失灵t1”动作。
失灵t1动作，出口解除失灵复压闭锁：
正确
4
启备变1A分支过流
分别模拟启备变保护A、B屏1A分支过流保护动作
正确
5
启备变1A分支加速
分别模拟启备变保护A、B屏1A分支加速保护动作
正确
6
启备变1B分支过流
分别模拟启备变保护A、B屏1B分支过流保护动作
正确
7
启备变1B分支加速
分别模拟启备变保护A、B屏1B分支加速保护动作
正确
8
启备变2A分支过流
失灵t2动作，出口启动系统失灵：
1、保护装置面板启动、信号、跳闸灯亮，面板发出“失灵t2”动作信号；
2、在母线保护屏检测到“启动系统失灵”信号；
3、DCS启备变保护动作告警；
4、启备变故障录波装置录波启动，“失灵启动保护”光字牌动作。
启备变保护B柜
试验项目
试验方法
试验结果
停启备变1（跳闸1）
1．投入“跳高压侧1DL线圈1”、“跳启备变A分支”、“跳启备变B分支”、“启动失灵”、“保护总出口”出口压板；
正确
7
启备变重瓦斯跳闸回路
正确
8
启备变压力释放跳闸回路
正确
9
启备变油位异常发信号回路
正确
10
工作故障启动备用、辅助冷却器
正确
11
7、220kV启备变整组传动试验
启备变保护A柜
试验项目
试验方法
试验结果
停启备变1（跳闸1）
1．投入“跳高压侧1DL线圈1”、“跳启备变A分支”、“跳启备变B分支”、“启动失灵”、“保护总出口”出口压板；
模拟2211开关合闸
正确
2
2211开关分闸位置
模拟2211开关分闸
正确
3
打压超时
模拟断路器KT接点动作
正确
4
电机打压
模拟断路器KM接点动作
正确
5
三相远控信号
SPT打在远控位置
正确
6
SF6低气压报警
模拟断路器KD1接点动作
正确
7
非全相保护动作
模拟断路器KT1接点动作
正确
8
低油压分闸1闭锁
模拟断路器KB1接点动作
正确
3
220kV启备变B分支跳闸位置
模拟启备变B分支信号跳闸位置
正确
2、220kV启备变保护故障录波信号联调试验
序号
试验回路
试验方法
试验结果
1
启备变差动
分别模拟启备变保护A、B屏差动保护动作
正确
2
启备变高压侧复压过流
分别模拟启备变保护A、B屏复压过流保护动作
正确
3
启备变高压侧零序电流
分别模拟启备变保护A、B屏零序电流保护动作
2、母联开关（2212）跳闸；
3、启备变故障录波装置录波启动，“启备变零序过流t21保护”光字牌动作；
4、DCS启备变保护动作告警。
A分支解列
1．仅投入“跳启备变A分支”跳闸出口压板；
2．合启备变A分支6千伏进线开关63A0；
3．在保护装置“出口传动”模块模拟“A分支过流”动作。
A分支过流保护动作，出口A分支解列：
分别模拟启备变保护A、B屏2A分支过流保护动作
正确
9
启备变2A分支加速
分别模拟启备变保护A、B屏2A分支加速保护动作
正确
10
启备变2B分支过流
分别模拟启备变保护A、B屏2B分支过流保护动作
正确
11
启备变2B分支加速
分别模拟启备变保护A、B屏2B分支加速保护动作
正确
12
启备变过负荷
分别模拟启备变保护A、B屏过负荷保护动作
在就地控制柜的22112隔离开关跳闸指示
正确
在母差保护A屏上的合闸指示
正确
在母差保护B屏上的合闸指示
正确
2211B0
母线侧
地刀
（GS301）
220kV就地控制柜就地合闸操作试验
正确
220kV就地控制柜就地跳闸操作试验
正确
2211B0接地刀闸合闸指示
正确
2211B0接地刀闸跳闸指示
正确
5、220kV启备变间隔接入DCS控制回路检查试验
南海新田电厂2×300MW发电工程
＃2启备变保护传动试验报告
批准：
专业审核：
编写：
林彦滨
2009年05月
220kV启备变保护传动试验
1、220kV启备变间隔故障录波信号联调试验
序号
试验回路
试验方法
试验结果
1
220kV启备变开关跳闸位置
模拟启备变开关信号跳闸位置
正确2Βιβλιοθήκη 220kV启备变A分支跳闸位置
模拟启备变A分支信号跳闸位置
正确
在就地控制柜的22111隔离开关合闸指示
正确
在就地控制柜的22111隔离开关跳闸指示
正确
在母差保护A屏上的合闸指示
正确
在母差保护B屏上的合闸指示
正确
22112
II母侧
隔离开关
220kV就地控制柜就地合闸操作试验
正确
220kV就地控制柜就地跳闸操作试验
正确
在就地控制柜的22112隔离开关合闸指示
正确
2．合上启备变高压侧开关2211，仅保留启备变高压侧开关跳闸1控制电源；
3．合上启备变低压侧A分支6千伏进线开关63A0、B分支6千伏进线开关63B0。
4．在保护装置“出口传动”模块模拟“启备变差动保护”动作。
启备变差动保护动作，出口全停：
1、保护装置面板启动、信号、跳闸灯亮，面板发出“发启备变差动保护”动作信号；
失灵t2动作，出口启动系统失灵：
1、保护装置面板启动、信号、跳闸灯亮，面板发出“失灵t1”动作信号；
2、在母线保护屏检测到“启动系统失灵”信号；
3、DCS启备变保护动作告警；
4、启备变故障录波装置录波启动，“失灵启动保护”光字牌动作。
失灵启动2（出口2）
1．仅投入“启动系统失灵2”出口压板；
2．在保护装置“出口传动”模块模拟“失灵t2”动作。
正确
13
启备变通风
分别模拟启备变保护A、B屏通风保护动作
正确
14
启备变差动TA断线
分别模拟启备变保护A、B屏差动TA断线
正确
15
启备变A分支TV断线
分别模拟启备变保护A、B屏A分支TV断线
正确
16
启备变B分支TV断线
分别模拟启备变保护A、B屏B分支TV断线
正确
17
失灵保护
分别模拟启备变保护A、B屏失灵保护动作
正确
16
22112隔离开关在遥控位置
模拟22112隔离开关在遥控位置
正确
17
CT本体低气压告警
模拟CT本体SF6低气压告警
正确
4、220kV启备变开关、隔离开关及接地刀闸就地操作试验
试验对象
具体试验项目
试验结果
2211启备变开关（GS101）
220kV就地控制柜就地合闸操作试验
正确
220kV就地控制柜就地跳闸操作试验
正确
18
非全相
分别模拟启备变保护A、B屏非全相动作
正确
19
启备变差动启动告警
分别模拟启备变保护A、B屏差动启动告警
正确
20
启备变保护装置故障1
分别模拟启备变保护A、B屏保护装置故障
正确
21
启备变保护CPU电源故障1
分别模拟启备变保护A、B屏CPU电源故障
正确
22
启备变重瓦斯
分别模拟启备变保护C屏重瓦斯动作
B分支解列
1．仅投入“跳启备变B分支”跳闸出口压板；
2．合启备变B分支6千伏进线开关63B0；