变电站保护调试及报告讲解共40页
电网保护调试实验报告
一、实验目的1. 了解电网保护的基本原理和组成。
2. 掌握电网保护调试的基本方法和步骤。
3. 熟悉各类电网保护装置的功能和调试方法。
4. 提高对电网保护装置的故障排除能力。
二、实验设备1. 电网保护装置：继电保护装置、自动化装置、测控装置等。
2. 实验台架：模拟电网运行环境。
3. 测试仪器：电流表、电压表、频率表、万用表等。
三、实验原理电网保护是确保电力系统安全稳定运行的重要措施。
本实验通过模拟电网运行环境，对各类电网保护装置进行调试，验证其功能是否正常，并学会故障排除方法。
四、实验内容1. 继电保护装置调试（1）了解继电保护装置的组成和原理。
（2）根据实验要求，对继电保护装置进行接线。
（3）设置保护装置的参数，如整定值、时间等。
（4）进行模拟故障试验，观察保护装置的动作情况。
（5）分析保护装置的动作情况，判断是否存在故障。
2. 自动化装置调试（1）了解自动化装置的组成和原理。
（2）根据实验要求，对自动化装置进行接线。
（3）设置自动化装置的参数，如控制逻辑、通信等。
（4）进行模拟故障试验，观察自动化装置的动作情况。
（5）分析自动化装置的动作情况，判断是否存在故障。
3. 测控装置调试（1）了解测控装置的组成和原理。
（2）根据实验要求，对测控装置进行接线。
（3）设置测控装置的参数，如采样频率、报警阈值等。
（4）进行模拟故障试验，观察测控装置的动作情况。
（5）分析测控装置的动作情况，判断是否存在故障。
4. 故障排除训练（1）了解故障排除的基本方法。
（2）根据实验要求，对电网保护装置进行故障设置。
（3）观察故障现象，分析故障原因。
（4）进行故障排除操作，恢复电网保护装置的正常运行。
五、实验结果与分析1. 继电保护装置调试结果继电保护装置在模拟故障试验中，能够正确地动作，实现保护功能。
但在部分试验中，存在保护装置动作时间过长、动作不灵敏等问题。
经分析，发现部分继电保护装置的整定值设置不合理，导致保护装置动作时间过长；部分保护装置的继电器接触不良，导致动作不灵敏。
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。
保护装置调试报告
保护装置调试报告1. 引言在电力系统中，保护装置的作用是及时检测并隔离任何可能导致设备故障或人员伤害的异常情况。
确保电力系统的安全运行对于供电可靠性和人身安全至关重要。
本文档旨在报告对保护装置的调试过程及结果。
2. 背景保护装置是电力系统中用于检测和处理各种电气故障的设备，包括电流过载、短路、地故障等。
在新建电力装置投入运行前，对保护装置进行调试是必要的。
调试的目标是确保保护装置能够准确地检测故障并采取相应的保护动作，从而保证电力系统的安全运行。
3. 调试步骤3.1 收集资料在开始调试之前，需要收集和准备一些资料。
这些资料包括设备的接线图、保护装置的技术规格和调试手册等。
这些资料将帮助调试人员了解设备的基本情况和正确的调试步骤。
3.2 验证保护装置设置首先，需要验证保护装置的设置是否正确。
调试人员应仔细检查保护装置的设置参数，比如电流互感器的额定比、保护装置的固有时间延迟等。
这些参数的设置应符合设备制造商的建议和相关标准，以确保保护装置能够正确地检测故障。
3.3 模拟故障接下来，需要模拟电力系统中可能发生的故障。
这些故障包括电流过载、短路、地故障等。
通过模拟故障，可以测试保护装置的检测能力和正确性。
调试人员需要确保模拟故障的方式和参数符合相关标准和设备制造商的要求。
3.4 调整保护装置设置如果在模拟故障时保护装置没有正确地检测到故障或动作时间延迟过长，需要对保护装置的设置进行调整。
调试人员可以根据故障检测结果和设备制造商的建议，逐步调整保护装置的设置参数，直到达到准确检测和及时动作的要求。
3.5 记录和报告结果在调试过程中，调试人员需要详细记录每次调试的步骤、故障模拟的参数和保护装置的动作情况。
这些记录将作为调试结果的依据，并为日后维护和升级提供参考。
最后，在调试完成后，调试人员需要撰写调试报告，详细说明调试过程、问题及解决方法以及调试结果。
4. 结果通过对保护装置的调试，我们得出以下结论：1.保护装置的设置参数已经按照相关标准和设备制造商的建议进行了调整。
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。
变电站保护调试及报告讲解
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。
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。
线路保护调试报告
线路保护调试报告1.引言1.1 概述概述部分：在电力系统中，线路保护是保障系统正常运行的重要组成部分。
线路保护的作用是在线路发生故障时，迅速切除故障区段，保护系统不受进一步损坏，并恢复系统的正常供电。
线路保护调试是确保线路保护设备可靠运行的关键环节，其目的是验证保护设备在各种故障情况下的动作是否正确，并且通过调整和设置，使接触器、继电器等保护设备能够更好地适应系统的运行状态。
本文旨在对线路保护调试进行详细探讨和总结，希望通过对线路保护调试的要点进行分析和说明，使读者对线路保护调试的工作流程、注意事项和技巧有一个全面的了解。
本文将重点介绍线路保护调试的要点，包括线路保护设备的检查、故障分析与处理、参数设置和校验等内容。
通过对这些要点的深入研究，将有助于读者在实际的线路保护调试工作中能够更加准确、高效地完成任务。
值得一提的是，本文结构清晰，内容严谨，旨在给读者提供一份详尽的线路保护调试报告。
通过阅读本文，读者将会对线路保护调试的流程和步骤有一个清晰的认识，并且能够掌握一些实用的技巧和经验，以提高线路保护调试的效率和准确性。
总之，通过本文的阅读，读者将能够全面了解线路保护调试的概况，并对线路保护调试的要点有一个清晰的认识。
希望读者通过本文的指导，能够在实际工作中运用所学知识，提升线路保护调试的水平，保障电力系统的安全稳定运行。
1.2 文章结构文章结构部分的内容:文章结构部分旨在介绍本文的组织架构和内容安排。
通过清晰地定义各个章节的主题和目标，读者可以更好地了解文章的整体框架和逻辑结构。
在本文中，我们将按照以下结构展开对线路保护调试的研究和分析:1. 引言：本章将概述文章的背景和目的，并简要介绍线路保护调试的重要性和现实意义。
2. 正文：本章将详细介绍线路保护调试的两个要点。
在"2.1 线路保护调试要点1"中，我们将探讨一个重要的调试要点，并提供相关的理论知识和实际操作指导。
在"2.2 线路保护调试要点2"中，我们将继续探讨另一个关键的调试要点，并提供相应的实例和解决方案。
电力变压器系统调试报告
正确 可靠正确 可靠Fra bibliotek正确 可靠
断路器机构箱
接线正确情况 接线压接情况
正确 可靠
正确 可靠
正确 可靠
隔离开关机构箱
接线正确情况 接线压接情况
正确 可靠
正确 可靠
正确 可靠
接线正确情况
正确
本体端子箱
接线压接情况 各绕组接地点和接地状况
可靠 各绕组分别且只有一点接地
接线正确情况
正确
主变端子箱
接线压接情况
可靠
正确 正确
控分
接地刀闸 FES11
正确
控合
正确
控分 控合
断路器 0
正确 正确
控分 控合
隔离开关 Q1
正确 正确
控分 控合
中性点地刀 0G
正确 正确
升档 降档
有载调压
正确 正确
近控结论 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确
本体
接地开关合闸位置 断路器弹簧未储能
接地控制 SF6 压力低报警 SF6 压力高报警 MCB 跳闸信号
电缆测无压 低压侧操作箱控回断线
低压侧事故总 低后备保护装置闭锁 低后备保护装置报警 低后备保护装置跳闸信号
低后备保护过负荷 电机故障信号 相序故障信号 电机电源信号 控制电源信号 加热电源信号 近控信号 远控信号 隔离开关合位 隔离开关分位
正确
3
低后备保护动作
正确
主变故障录波器
4
非电量保护动作
正确
5
常规站主变保护调试报告(主保护;非电量;3503、103A、103B开关控制回路传动)
微机主变保护装置调试报告厂站名称：装置型号：被保护设备：调试负责人：调试人员：审核人：日期：1调试与整定依据1.1调试依据DL/T 860 变电站通信网络和系统DL/T 995 继电保护和电网安全自动装置校验规程Q/GDW 1175 变压器、高压并联电抗器、母线保护及辅助装置标准化设计规范《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》(2018修订版)《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》国家电网公司变电站继电保护专业精益化管理评价细则变电站系统设计图纸设备技术说明书2基本信息2.1装置基本信息2.2仪器设备基本信息3电源和外观检查结论：合格4屏柜装置及外观检查结论：合格5绝缘检查结论：合格6采样值检验6.1采样相序效验Ua、Ub、Uc分别加入10V、20V、30V电压，Ia、Ib、Ic分别加入0.2A、0.4A、0.6A电流,观察保护装置采样相序是否正确结论：合格6.2采样精度效验结论：合格7开入开出检查7.1硬压板检查结论：合格7.2硬接点输出检查结论：合格8保护定值校验（此处不需精度要求，满足95%，105%即为满足精度要求）8.1差动保护定值校验结论：合格8.2高、低压侧复压过流保护校验10.2.1高复流I段1时限（圆特性和四边形特性的的区别在指导书中体现）结论：合格8.2.2高复流I段2时限结论：合格8.2.3高复流I段3时限结论：合格8.2.4低复流I段1时限结论：合格8.2.5低复流I段2时限结论：合格8.2.6低复流I段3时限结论：合格结论：合格9分系统调试9.1保护带开关传动结论：合格9.3站控层通讯检查9.3.1与后台通讯检查结论：合格9.3.2软压板位置上送及遥控检查结论：合格10总体结论该保护经检验合格，符合相关规定，可以投入运行。
双绕组变压器保护调试报告模板（精）
双绕组变压器保护调试报告模板（精）变压器主保护装置调试报告调试人员：调试时间：调试装置：调试仪器：一、外部检查：1.确认调试装置：（对调试装置的屏号，型号进行记录确认，并说明其主要保护功能）a.调试屏号：出厂调试略过b.装置型号：c.主要保护功能说明：2.检查装置外观：a.破损情况说明：b.污损情况说明：c.其他情况说明：3.二次线连接检查：（对照端子排图纸，对调试装置的二次线连接进行检查，看是否虚接，错接以及漏接，如有，请记录）出厂调试略过a.虚接端子说明：b.错接端子说明：c.漏接端子说明：4.绝缘耐压检查：（无摇表略过）A．绝缘电阻装置的带电部分和非带电金属部分及外壳之间，以及电气无联系的各电路之间，被试回路用开路电压500V或〔250V（当U≤60V时）〕的兆欧表检测其绝缘电阻值，在正常试验大气条件下，各电路绝缘电阻不小于100 。
B．介质强度在正常试验大气条件下，装置应能承受频率为50Hz，历时1min 的工频耐压试验而无击穿闪络及元器件损坏现象。
试验电压如下表所示：C．冲击电压装置应能承受1.2/50μs的标准雷电波的短时冲击电压试验，小于60V试验电压为1kV，大于60V小于250V之间承受试验电压为5kV 标准雷电波的短时冲击电压，装置无绝缘损坏二、通电检查：1.检查屏幕：（检查液晶显示屏显示是否正常，有无花屏黑屏等现象。
）2.检查按键：（记录各个按键功能，各个按键应该灵活可控）3.检查菜单：（记录菜单结构，对各个最小子菜单进行简要说明。
）4.查验版本信息：（记录调试装置的软件版本号与校验码）三、模拟量通道检查与校正：1.确认装置模拟量通道：（罗列所用模拟量通道名称，查阅说明书，记录各个通道的额定值）2.零漂检查：3.模拟量通道校正：（要求电压通道误差不超过0.1V，电流通道误差不超过4.线性度检查：（要求电流测试1～10A，电压测试10～100V）四、开关量通道检查：1.开关量输入通道检查：2.开关量输出通道检查：（输出类型为瞬动或保持）3.指示灯检查：（调试装置可检查则进行该项目）五、保护逻辑检查：1.变压器参数设定与检查：进入变压器参数设置，设置参数如下：（连接组别为2）a．计算变压器二次侧额定电流：（计算方法参照说明书）b．检查变压器二次侧额定电流：（依次在各个变压器差动保护电流通道通入电流，测试各个通道额定电流是否同a项计算值一致。
主变保护调试报告
主变保护检验调试报告
一.铭牌型号
1.主变压器基本参数
三.微机保护装置检查
1．各保护外观及内部插件检查
3.装置电源检验
（2）、检验工作电源的自启动性能
（3）、装置故障告警接点检查：
测试主变差动CSD-326GD故障告警接点：X1-c16，X1-a16 正常
测试主变高后备CSD-326GH故障告警接点：X1-c16，X1-a16 正常测试主变低1后备CSD-326GL故障告警接点：X1-c16，X1-a16 正常测试主变低2后备CSD-326GL故障告警接点：X1-c16，X1-a16 正常测试主变非电量CSD-336C3B1故障告警接点：X1-c16，X1-a16 正常4．开关量输入回路检验
5. 模数变换系统检验
（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<0.05V
(2)、模拟量输入的相位特性
1．差动保护
（2）比率差动制动特性:(六相加流法)
（3）二次谐波制动:
（4）CT断线闭锁定值校验
2.高压侧后备保护定值校验
3.低压1侧后备保护定值校验（1）复合电压闭锁过流定值校验
（2）过负荷(零序电压)告警校验
（1）复合电压闭锁过流定值校验
5.主变非电量保护检验
（5）主变温度传动试验
六.本次检验结论：
合格
试验单位：试验时间：试验人：。
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。
所有插件均插入，加额定直流电压，各项电压输出均应正常。
√
合上装置逆变电源插件上的电源开关，试验直流电源由零缓慢上升至80%额定电压值，此时逆变电源插件面板上的电源指示灯应亮。
√
直流电源调至80%额定电压，断开、合上逆变电源开关，逆变电源应能正常启动。
√
保护装置处于正常运行状态，各出口压板处于投入位置，拉合保护直流电源，检查保护运行情况，应无异常现象。
√
保护范围不存在死区。
√
检查电流回路不开路，三相电阻平衡。
√
二次绕组不能采用压敏电阻及二次过压保护器作为二次开路的保护措施。
√
电流互感器的极性、变比
CT变比：800/1
极性指向：P1指母线
零序CT变比：150/1
√
电流互感器配Βιβλιοθήκη 原则检查保护采用的电流互感器绕组级别是否符合有关要求，是否存在保护死区的情况，是否与设计要求一致。
√
检查防跳回路正确。
根据设计要求采用相应的防跳回路，取消不用的防跳回路，断路器处合闸状态，短接合闸控制回路，手动分闸断路器，此时开关不应出现合闸情况。
√
断路器操作闭锁检查
检查各级压力继电器触点输出正确。
主变保护调试模版
变压器保护调试报告（变）调试日期：调试地点：调试负责人：调试人员：1 保护装置总体检查1.1 外观及接线检查1)装置的型号和各电量参数与定货一致。
正确2)装置厂家名牌1.2 装置通电检验1)保护装置通电自检。
正确2)元器件完整无损，接线正确，紧固可靠。
正确3)绿色‘运行’指示灯点亮，液晶屏上显示正确。
正确4)版本信息检查3 保护采样值检查3.1 电流精度测试(单位：A)3.2 电压精度测试(单位：V)主变本体（中性点电流、间隙电流）4 主变差动保护变压器差动保护包括差动速断保护、比率差动保护、工频变化量差动保护，以及CT断线闭锁差动保护。
4.1 差动速断保护4.1.1 高压侧加电流实验方法：(1)分别投入以下软压板：变压器主保护软压板、差动速断保护软压板、高压侧接收软压板。
(2)分别退出以下软压板：中压侧接收软压板、低压侧接收软压板，高压侧电压接收软压板、中压侧电压接收软压板、低压侧电压接收软压板。
(3)分别在高压侧A相、B相、C相加入单相电流，值为I1＝1.5×4I He。
0.95倍I1时差动速断不动作，1.05倍I1时差动速断动作。
(4)在高压侧加入三相正序电流，值为I1＝4×I He。
0.95倍I1时差动速断不动作，1.05倍I1时差动速断动作。
(5)记录差动速断定值，以及动作时间于下表。
4.1.2 低压侧加电流实验方法：(1)分别投入以下软压板：变压器主保护软压板、差动速断保护软压板、低压侧接收软压板。
(2)分别退出以下软压板：高压侧接收软压板、中压侧接收软压板，高压侧电压接收软压板、中压侧电压接收软压板、低压侧电压接收软压板。
(3)分别在低压侧A相、B相、C相加入单相电流，值为I2＝1.732×2I Le。
0.95倍I2时差动速断不动作，1.05倍I2时差动速断动作。
(4)在低压侧加入三相正序电流，值为I2＝2×I Le。
0.95倍I2时差动速断不动作，1.05倍I2时差动速断动作。
继电保护装置调试报告模板
继电保护装置（变压器主保护）调试报告调试人员:一．调试时间:外部检查:1.确认调试装置：（对调试装置的屏号, 型号进行记录确认, 并说明其主要保护功能）2.检查装置外观:a.破损情况说明:b.污损情况说明:c.其他情况说明:3.二次线连接检查:（对照端子排图纸, 对调试装置的二次线连接进行检查, 看是否有虚接, 错接以及漏接,如有, 请记录）（对照端子排图纸，对调试装置的二次线连接进行检查，看是否有虚接，错接以及漏接，如有，请记录）4.绝缘耐压检查:通电检查:1.检查屏幕：（检查液晶显示屏显示是否正常, 有无花屏黑屏等现象。
）2.检查按键: （记录各个按键功能, 各个按键应该灵活可控）3.检查菜单: （记录菜单结构, 对各个最小子菜单进行简要说明。
）4.查验版本信息: （记录调试装置的软件版本号与校验码）拟量通道检查与校正:开关量通道检查:保护逻辑检查:1.变压器参数设定与检查:a．进入变压器参数设置, 设置参数如下：变压器为双绕组变压器（yy-12连接方式）, 变压器容量200MV A, Ⅰ侧额定电压115.5kV, CT变比200, Ⅱ侧额定电压38.5kV, CT变比600；计算变压器二次侧额定电流: （计算方法参照说明书）检查变压器二次侧额定电流:2.差动速断保护功能检查:a. 保护功能设定：差动速断定值:软硬压板投入情况:b. 保护动作试验记录实测速断动作值:施加两倍动作值电流动作时间:3.比率制动差动保护功能检查:a. 保护功能设定：差动启动电流定值:比率制动系数:二次谐波制动系数:b．软硬压板投入情况:保护动作试验记录:最小动作电流（差动启动电流）:差动动作时间:比率制动特性试验：（测量特征点, 计算出斜率, 观点）特性曲线绘制:(将变压器为双绕组变压器（yΔ-11连接方式）, 其他参数不变, 重复上述步骤)。
220kV主变保护调试报告1
1LP10
正确
11
退低压侧电压投入
1RD1-2B19
-----
1LP11
正确
12
置检修状态
1RD1-4B12
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1LP12
正确
13
打印
1RD1-4B13
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1LP13
正确
14
复归
1RD1-2B20
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1LP14
正确
备注
应根据现场实际接线和装置配置 ，检查所有开入量
8 装置开出量检验
时钟整定好后，通过断、合逆变电源的方法，检验在直流失电一段时间的情况下，走时仍准确
合格
3
GPS对时功能检查，改变保护装置的秒时间，检查GPS对时功能
合格
5.4 定值整定及其失电保护功能检查
序号
项 目
检查结果
1
保护定值能进行正常修改和整定
合格
2
定值整定好后，通过断、合逆变电源的方法，检验在直流失电一段时间的情况下，整定值不发生变化
合格
3
CT二次回路一点接地核查，一点接地点位置 各侧开关端子箱
合格
4
PT二次回路空开及其级配检查
合格
3.2 其他二次回路
1
对回路的所有部件进行观察、清扫与必要的检修及调整。所述部件：与装置有关的操作把手、按钮、插头、 打印机及这些部件中端子排、电缆、熔断器等。
合格
2
利用导通法依次经过所有中间接线端子（端子排），检查保护屏、操作屏、故障录波屏等相关各屏以及到断路器、隔离开关、CT、PT等户外端子箱的二次接线正确性，并检查电缆回路、电缆标牌及电缆芯的标示与设计图纸相符，其中端子排安装位置正确，质量良好，数量与图纸相符
35kV电网继电保护(共40张)
（三）可能(kěnéng)出现过负荷的电缆线路或电缆与架空混合线 路，应装设过负荷保护，保护宜带时限动作于信号，必要时可 动作于跳闸。
瓦斯保护优缺点：
瓦斯保护的主要优点是结构简单，灵敏性高，能反应变压器油箱内的各种 故障(gùzhàng)。特别是能反应轻微匝间短路。它也是油箱漏油或绕组、铁芯烧损 的唯一保护。
瓦斯保护不能反应变压器套管和引出线的故障，需与纵差动保护一起作 为变压器的主保护。
第25页，共40页。
电力变压器保护
2、电流速断保护
3、电流Ⅲ段的保护(bǎohù)范围：能保护(bǎohù)本线路和相邻线路全长。 电流Ⅲ段一般做后备保护。
Ⅲ段的后备作用： 1)近后备——同一地点电流Ｉ、Ⅱ段拒动的后备 2）远后备——下一个变电站的保护和断路器拒动的后备（防止短路点不切除
）
第12页，共40页。
35kV电网线路保护
4、评价
简单可靠，灵敏性好。
变压器的故障类型:
油箱内部故障：绕组匝间，绕组相间，中性点接地侧的接地短路。 油箱外部故障：套管和引出线上发生的相间短路和接地短路。
变压器的不正常工作状态：
外部短路引起的过电流；外部短路引起的中性点过压；过负荷； 油面降低；油温升高；过励磁。
第19页，共40页。
电力变压器保护
变压器主保护(bǎohù)配置
变压器安装时， 应使顶盖与水平 面之间夹角应有1 ％～1．5％的坡 度，连接管有2 ％～4％的升高坡 度。
电力变压器保护
瓦斯保护分为: 重瓦斯和轻瓦斯
变电所电气保护装置调试与运行
变电所电气保护装置调试与运行随着电网建设的不断完善，电气保护装置已经成为保障电力系统安全稳定运行的重要组成部分。
而变电所电气保护装置的调试与运行也不容忽视。
本文将从变电所电气保护装置的调试和运行两方面出发，对其进行探讨。
一、变电所电气保护装置调试在电气保护装置的调试过程中，需要注意的问题非常多，只有将每一个问题都仔细考虑和处理，才能确保电气保护装置的正常调试和使用。
1. 排查电气保护装置的故障在调试变电所电气保护装置的时候，首先需要确定故障是否由电气保护装置引起。
这时候需要结合原理图、接线图、技术资料和实际场景等信息进行全面排查，找出故障点，并迅速采取相应的措施。
2. 初次投运前检查在进行初次投运前，需要查看电气保护装置的接线、动作电流、动作时间、重复性试验等参数是否符合设计要求。
同时，需要检查电气保护装置内的元器件是否正常，防护措施是否到位，运行指示灯是否正常等，确保其可靠性和稳定性。
3. 确定电气保护装置的保护范围电气保护装置的保护范围应该确定清楚，并对电气保护装置进行试验和校准，以确保其实际保护范围与设计要求一致。
4. 确定电气保护装置的动作逻辑在保护设备的调试中，需要根据场景和要求将保护逻辑编制进电气保护装置中。
这需要根据设备主要故障形式、保护容错能力、保护速度要求等方面进行评估，以确保保护逻辑的合理性和正确性。
二、变电所电气保护装置运行电气保护装置的运行与调试有很大的不同。
运行是在设备正式使用后，对设备日常运行进行检查和维护，以保障设备正常高效地运行。
1. 定期检查变电所电气保护装置要保证定期检查，以确保电气保护装置的正常运行。
定期检查包括检查设备内部元器件和连线是否正常、是否存在磨损和老化等问题。
同时，还需要检查传感器和动作器件等核心部件是否正常工作，并对其进行防护和维护。
2. 预防性维护在日常运行中，需要对变电所电气保护装置进行预防性维护，以防止设备因长时间使用而导致出现故障。
预防性维护包括校准、依据检查情况进行维护和更换部件等。