220kV主变保护调试报告1
220kV横县变电站综合调试
【 摘 要 】 根据新建２０Ｖ横县变电站工程的综合调试 ２ｋ 任务和 相关 技术 规范 要求， 合变电 结 站电气 设备及相应保护、 监
控 装 置 的 具 体 情 况 ， 制 调试 方案 并 完 成 了变 电站 的 综 合 调 试 ， 结 经验 。 编 总
（ ２ ０ Ｖ线路 配置 ： １） ２ ｋ 每条线路 配 Ｒ Ｓ ９ １ Ｃ 一 ３ ＡＭ超 高压
线路电流差动保护装置 １ ， Ｃ 一 ０ Ｃ超高压线路成套快速 台 Ｒ Ｓ９２
保护装置 １台， Ｃ 一 ２ Ａ断路器失灵 及辅助保 护装置 １台 ， Ｒ Ｓ９３ Ｆ Ｘ一 １ Ｏ ４ 继电保护光纤通信接 口装置 １台 ， Ｚ １ Ｒ２ Ｃ Ｘ一 ２ 操作继 电器箱 １台。 （ １ ２）＃主变 配置 ： Ｓ 一 ２ Ｂ数字式变压 器保 护装置 ２ Ｃ Ｃ ３６ 台 ， Ｓ 一 ３ Ｃ数 字式非 电量保护装 置 １台 ， Ｓ 一 ２ Ｔ数字 Ｃ Ｃ ３６ Ｃ Ｃ １２ 式断路器辅助保护装置 １台 ，Ｆ 一 ３ Ｊ Ｚ １ Ｔ组合操作箱 １台。
器和隔离开关 可实现就 地及远方 电动操作 ， 接地刀闸只能就地
操作 。
２ 施 工技 术依 据及 标 准
（１）电气装置安装工程电缆线路施工及验 收规范 》ＧＢ 《 （ ： ５ １ ８ ９ ）（ 《 ０ ６ — ２ ； ２） 电气装置安装工程盘 、 柜及二次 回路结线 施
Ｐ Ｔ间隔、撑主变进线 间隔 、 回母联 间隔 、 １ 一 五回 出线 间隔共七 台断路器 ；５ Ｖ采用单母线接线方式 ， 台所 用变压器 、 ３ｋ 二 三组 补偿电容器、 四回出线 间隔。 二次部份除 ２ ０ Ｖ线路保护采用 ２ｋ 南瑞继保公 司的微机保护装置外 ， 其它采用北京 四方公 司的微
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。
2kV怡明智能变电站二次调试报告(out)
220kV怡明智能变电站二次调试报告(out)智能变电站调试报告XXXXXXXX20XX年10月220kV怡明智能变电站调试报告调试单位:XXXXXXX炫加单位：XXXXXXXX 负责人:XXXXXXXXT 作人员:XXXXXXXX工作时间：20XX年8月至20XX年10月编制：审核：批准：220kV怡明智能变电站调试报告目录一、220KV密怡I线保护测控一体化装置调试报告1 ................................. 二、220KV密怡n线保护测控一体化装置调试报告145 ............................. 三、220KV母联保护测控一体化装置调试报告27四、220KV 母差保护调试报33五、#1主变保护调试报告46六、#2主变保护调试报告61........................... 七、110KV 备用一线保护测控一体化装置调试报告77 .................... 八、110KV备用二线保护测控一体化装置调试报告84 .................... 九、110KV备用三线保护测控一体化装置调试报告90 .................... 十、110KV母联保护测控一体化装置调试报告97十一、110KV怡迪吕线保护测控一体化装置调试报告100 ........................ 十二、110KV 怡解线保护测控一体化装置调试报告107 十三、110KV怡悦线保护测控一体化装置调试报告113 十四、110KV母线保护调试报120十五、35KV母线保护调试报告126十六、故障录波器调试报告131十七、低周低压减载装置调试报告136十八、35KV#1电容器保护测控装置调试报告139十九、35KV#2电容器保护测控装置调试报告143二+、35KV#3电容器保护测控装置调试报告147220kV怡明智能变电站调试报告二十一、35KV#4电容器保护测控装置调试报告151 ................................... 二十二、35KV#5电容器保护测控装置调试报告155 .................................. 二十三、35KV#6电容器保护测控装置调试报告158 .................................. 二十四、35KV马庄线保护测控装置调试报告162二十五、35KV祥春二站线保护测控装置调试报告166 二十六、35KV 孟嶂线保护测控装置调试报告170二十七、35KV箭口线保护测控装置调试报告174二十八、35KV程戈庄线保护测控装置调试报告177 .................................. 二十九、35KV石桥子线保护测控装置调试报告181 .................................................................................. 三+ 、35KV 分段保护测控装置调试报告....185 三^一、35KV #1站用变保护测控装置调试报告188 .................................. 三十二、35KV #2 站用变保护测控装置调试报告193 .................................. 三十三、#1 主变、#2主变局放后色谱分析报告199 .................................... 三+ 四、220KV GIS 六氟化硫微水报告200三十五、220KV GIS机械特性试验报告...... 202 三十六、同步时钟测试报告204220kV怡明智能变电站调试报告一、220kV密怡I线保护测控一体化装置调试报告密怡I线A套CSC-103B型线路保护1装置自检外观检查无损伤，安装牢固，装置上电后，软件正常运转，装置指示灯、液晶显示和界面显示检查装置均正常。
220kV主变测控调试报告
继电保护试验报告变电站220kV **变单元名称#1主变测控装置检验类别安装调试检验时间2011.11.18-12.10 试验人员校核审核****电力工程有限公司2011年12月12日目录1、#1主变高压侧测控装置调试报告……………………………………P2-P82、#1主变中压侧测控装置调试报告……………………………………P9-P143、#1主变低压侧测控装置调试报告……………………………………P15-P204、#1主变本体测控装置调试报告………………………………………P21-P251 试验仪器仪表2 铭牌参数5装置上电运行情况检查10.遥测10.1 电流幅值检验10.1.1 高压侧10.2 电压幅值检验10.2.1高压侧测控装置10.3 功率测量检验11 遥信15 检验结论：经过试验， #1主变高压侧测控装置合格。
1 试验仪器仪表2 铭牌参数5装置上电运行情况检查10.遥测10.1 电流幅值检验10.1.1中压侧10.2 电压幅值检验10.2.1中压侧测控装置11 遥信13 远动通信规约检查15 检验结论：经过试验， #1主变中压侧测控装置合格。
1 试验仪器仪表2 铭牌参数5装置上电运行情况检查10.遥测10.1 电流幅值检验10.1.1 低压侧10.2 电压幅值检验10.2.1低压侧测控装置11 遥信12 控制13 远动通信规约检查14 系统检查15 检验结论：经过试验， #1主变低压侧测控装置合格。
1 试验仪器仪表2 铭牌参数5装置上电运行情况检查#1 号主变油温 1#1 号主变油温#1 号主变绕组温度10 操作员工作站功能测试11遥信14 系统检查15 检验结论：经过试验， #1主变本体测控装置合格。
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
220KV升电站调试方案
摘要：本方案对德能天然气发电有限公司的220KV变电站一次高压设备及控制、保护系统做了简单介绍，叙述了高压调试、系统调试和注意事项，供参加此项工作的调试人员参考。
关键词：一次高压电器设备设备调试与试验项目受电及带负荷试验联合调试一：工程概况德能天然气发电厂规划容量：2*42MW+2*20MW发电机组，通过220KV升压站与湖州电网相连。
1、设备配置：主变两台选用山东电力设备厂SF9—90000 242/10.5KV型变压器。
断路器选用河南平高电气股份有限公司的分相式LW10B—252W。
电流互感器选用河南平高电气股份有限公司LVQB—220型SF6电流互感器，电压互感器选用TYD1—220/√3型电容式电压互感器，避雷器选用Y10W—200/520W氧化锌避雷器，隔离开关及接地开关分别选用GW16—252I型及JW6—252I型。
2、保护、监控配置：主变保护选用北京四方继电自动化股份有限公司，主保护配两套型号CSC—326B，本体非电量保护型号CSC—336A，辅助保护型号CSC—122T。
线路保护选用北京四方继电自动化股份有限公司及南京南瑞继保电气有限公司。
主保护型号CSC—101A、RCS—931A，辅助保护型号CSC—122A，线路失步解列型号CSC—391，远方信号传输型号CSY—102AZ。
母差保护选用深圳南瑞科技有限公司型号BP—2B微机母线成套保护装置。
故障录波选用深圳双合电脑系统股份有限公司型号SH2000C型电力故障录波测距装置。
保护信息收集选用北京四方继保自动化股份有限公司型号CSFM—2002故障信息管理系统子站系统。
主变、220KV线路、母线设备监控系统选用上海惠安系统控制有限公司型号WesconGroupD25系统。
同期装置选用南京南瑞继保电气有限公司型号MAS—2微机自动准同期装置。
二：设备调试与试验项目（一）高压调试1．主变试验项目：1）测量绕组的直流电阻,各相测得的值相互差值应小于平均值的2%，线间测得的值应小于1%，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不大于2%。
220kV变电站二次设备的安装调试分析
220kV变电站二次设备的安装调试分析摘要：变电站二次设备的安装调试不仅影响变电站自身的可靠运行，也关系电网的安全稳定，而且随着技术的发展，变电站智能化水平越来越高，对二次设备的安装调试提出了更高要求，因此本文对这方面内容进行了分析。
关键词：220kV变电站；二次设备；安装；调试电力是社会经济发展的基础，变电站是电网中的关键节点。
随着计算机技术、通信技术和遥测技术的迅速发展，一次设备智能化、二次设备网络化、运行管理自动化成为变电站的鲜明特征，尤其二次设备是变电站的“神经中枢”和“安全哨兵”，对于保障电网安全具有非常重要的作用[1]。
二次设备的安装调试对变电站工程质量有直接影响，必须采用科学的方法和合理的管理策略才能保证安装调试工作的高效、经济和可靠[2]。
因此，本文对220kV变电站二次设备的安装调试进行了分析。
1 220kV变电站二次设备的安装1.1二次设备安装工艺施工环境整理→设备开箱检查→屏柜安装→光电缆敷设→二次接线→标识牌、电缆挂牌整理。
1.2施工环境整理二次设备安装前，应对安装环境进行检查和清理，例如天棚、地面、墙面、门窗已施工完毕，没有渗漏现象，基础及预埋件、预留孔符合设计要求，杂物已清理干净等。
1.3设备开箱检查对运至现场的设备、线缆、备品附件等比照装箱清单进行核对，并做好记录。
一个是型号规格、数量要对得上，没有缺漏、不符情况；二是外观没有损伤、变形、油漆剥落等现象。
三是产品技术文件（如合格证、说明书、生产制造许可证、检定证书等）齐全。
1.4屏柜安装屏柜安装前，应对基础进行找平，例如水平误差小于1mm/m（全长误差小于2mm），直线度误差小于1mm/m（全长误差小于5mm）等。
根据屏柜安装孔位在基础型钢上钻孔，再用叉车将屏柜放置在基础型钢上，套上螺栓、垫片和螺母。
然后对屏柜进行找平和对齐，例如成列屏柜顶部误差小于5mm，相邻屏柜面误差小于1mm。
调整好后紧固螺栓。
1.5光电缆敷设控制电缆、光缆不能与电力电缆放在电缆沟同一层支架上。
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。
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。
数字化变电站工程系统调试报告
大唐卓资风电场数字化工程调试报告间隔名称:1#主变高压侧合并单元1设备名称：PCS221EB合并单元注意：NR1125板卡面板PWR和DATA口光纤不能接反，否则会损坏远端模块。
请勿在装置上电情况下将NR1125板卡的PWR输出对准到人身或相关二次设备；在插上PWR和DATA光纤前，应该检查光纤白色陶瓷插针是否完好，如果发现陶瓷插针端面有划痕或污秽，应该更换光纤或用光纤专用清洁器清洁后才能使用，否则有问题的光纤插到PWR口后，在合并单元上电时，会损坏NR1125板卡上的激光器。
测试内容：合并单元同步精度；GMRP测试；GPS同步和不同步情况下的功能测试；异常情况模拟测试；与变压器保护联调。
1．外部检查2．装置检验2.1电源检验2.2通电检查2.3.异常告警功能2.5.合并单元装置测试2.7.互联测试间隔名称：1#主变保护I设备名称：PCS978主变保护装置测试条件：数字化试验仪一台；交换机。
测试内容：变压器差动保护、后备保护功能；GPS同步和不同步情况下的测试；GOOSE、SMV检修逻辑测试；SNTP对时。
PCS-978主变保护1.外部检查2.主保护装置检验2.1电源检验2.2通电检查2.3采集量检查2.3.1开入检查2.3.2采样零漂及采样精度检查零漂的标准_______；误差的标准：___5%_____；2.4合并单元异常告警闭锁2.5整定试验2.5.1差动保护平衡度校验通过合并单元MU加入主变高、低压侧的差动所用的电流，模拟穿越性负荷电流或区外故障情况，检查装置的差流，检查各支路电流相角。
2.5.2比率制动特性试验2.5.3二次谐波制动试验2.5.3差动速断试验2.5.4CT断线闭锁试验2.5.4高压侧复压、方向过流试验2.5.4.1高压侧复压过流试验2.5.4.2高压侧复压过流方向试验过流保护方向指向为：_主变：校验出方向动作区为：-165度至15度；2.5.5高压侧零序方向过流试验2.5.5.1高压侧零序过流试验2.5.5.2高压侧零序方向试验零序过流保护方向指向为：：校验出方向动作区为：不经方向；2.5.6低压侧复压、方向过流试验2.5.6.1低压侧复压过流试验2.5.6.2低压侧复压过流方向试验过流保护方向指向为：：校验出方向动作区为：不经方向；2.5.7高压侧接地零序试验2.5.7低压侧零序后备试验2.5.7低压侧简易母差功能试验2.5.8异常报警功能试验及其他试验3.整组试验3.1开出检查3.280%额定工作电源下保护整组传动试验4．对时及网络对保护的影响4.1间隔名称：1#主变操作箱I设备名称：PCS-222智能操作箱测试内容：GMRP；线路、主变、母差、备自投保护跳合闸功能；测控遥控；开入测试；GOOSE检修逻辑测试。
PCS-915AB母线保护检验调试报告
***kV****变电站
220kV母线保护检验调试报告
(RCS-915AB)
一.检验设备的基本信息
1.1保护装置基本信息
1.2保护软件版本及程序校验码核查
二．检验条件
三.RCS-915AB微机母线差动保护校验
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
3.4.1开关量输入回路1
3.4.2开关量输入回路刀闸辅助接点
3.4.3开关量输入回路3—失灵启动接点
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<0.05V
3.5.1.1保护板液晶屏显示值
3.5.1.2管理板液晶屏显示值
3.5.2 模拟量输入的相位特性
液晶屏显示相角以U A为基准值
3.6保护定值检验
3.6.1差动起动电流定值检验
3.6.2差动保护比率制动特性检验
3.6.3差动保护复合电压定值校验
3.6.4 支路TA断线、TA异常定值校验
3.6.5 母联TA断线、TA异常定值校验
3.6.6失灵保护复合电压定值校验
3.6.6失灵保护动作时间定值校验
3.6.7母联过流、充电保护定值校验
3.7出口回路检查
3.8信号输出接点检查
3.9整组试验
四.结合定检完成的其他工作及尚存在的缺陷:
五.本次检验结论：
工作负责人签名。
华润渤海新区220kV升压站及一号主变带电调试措施)
表A48调试方案申报单工程名称：华润电力渤海新区2×350MW热电联产机组工程编号：CRPBH-HBTS-A48-1DQ-001本表一式四份，由承包单位填报，建设单位两份，项目监理机构、承包单位各一份。
调试措施华润电力渤海新区2×350MW热电联产机组工程220kV升压站及#1主变压器带电调试措施措施编号：CRPBH-HBTS-A48-1DQ-001措施编写：措施审核：(调试单位)(施工单位)(监理单位)(建设单位)批准：河北省电力建设调整试验所 2014－07－15河北省石家庄体育南大街238号 No238 South Tiyu Street Shijiazhuang City Hebei Province.P.R.C邮政编码/PC:050021 电话/Tel:86-311-66672222 传真/Fax：86-311-66672119目录1 系统简介 (1)2 调试目的 (1)3 措施编制标准和依据 (1)4 受电范围 (2)5 调试前应具备的条件 (2)6 带电步骤及其内容 (4)7 调试使用的仪器 (7)8 调试质量的检验标准 (7)9 环境和职业安全健康管理 (7)10 危险源分析及预防措施措施 (9)11 调试项目的记录内容 (9)12 调试组织分工 (9)附图: (12)附表1: 分系统调整试运质量检验评定表 (13)附表2: 现场调试记录表 (15)附表3: 调试措施安全技术交底记录 (16)1 系统简介华润电力渤海新区2×350MW热电联产机组设计为发变组单元接线方式，一号机组、二号机组经各自主变接入220kV升压站，该升压站为双母线接线，设计为两条220kV出线至对侧变电站，发电机出口装设GCB，取消启备变，两台机组的厂变互为停机备用。
升压站内共有7个间隔，分别是：#1发变组间隔、#2发变组间隔、润徐线间隔、润新线间隔、母联断路器间隔和两段母线TV间隔。
BP-2C母线保护检验调试报告
***kV****变电站220kV母线保护检验调试报告(BP-2B)一.检验设备的基本信息1.1保护装置基本信息1.2保护软件版本及程序校验码核查二．检验条件三.BP-2B微机母线差动保护校验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3.4.1开关量输入回路13.4.2开关量输入回路2--刀闸辅助接点3.4.3开关量输入回路3—失灵启动接点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以L1 A相电流为基准,校验各单元三相电流与L1 A相间的相角3.6保护定值检验3.6.1差动保护3.6.1.1差动保护门槛定值检验3.6.1.2差动保护比率制动特性检验注: 大差K r = I d /( I r - I d ) ， I d =I 2 , I r =2*I 1+I 2 小差K r = I d /( I r - I d ) ， I d =I 2－I 1, I r =I 1 +I 23.6.1.3差动保护复合电压定值校验3.6.1.4差动保护TA断线定值校验3.6.2失灵保护3.6.2.1失灵保护复合电压定值校验3.6.2.2失灵保护时间定值校验3.6.3母联过流、充电保护定值校验3.7出口回路检查3.8信号输出接点检查3.9整组试验四.结合定检完成的其他工作及尚存在的缺陷:五.本次检验结论：工作负责人签名。
主变保护二次调试报告
主变保护二次调试报告主变保护是电力系统中保护设备的重要组成部分，对主变进行二次调试是确保主变正常运行和安全运行的关键步骤之一、本文将介绍主变保护二次调试的步骤和方法，并针对调试过程中可能遇到的问题进行分析和解决。
1.主变保护二次调试的步骤（1）准备工作：在开始调试之前，需要进行一系列的准备工作。
首先，检查主变保护设备的接线和连接器，确保其完好无损。
其次，对所需要的测试仪器和设备进行校验和准备，并确保其正常可用。
最后，查阅设备的技术资料和相关标准规范，了解主变的技术参数和保护要求。
（2）调试参数确定：在进行主变保护二次调试之前，需要确定各个保护元件的参数。
通过查阅主变的技术资料以及与厂家进行沟通，确定各个保护元件的参数设置，并用测试仪器对这些参数进行测量和调整。
主要包括电流、电压、频率等参数的设置。
（3）功能测试：在确定了各个保护元件的参数后，进行功能测试。
包括过流保护、差动保护、接地保护、过频保护等功能的测试。
通过输入各种故障和事件信号，检查保护元件的动作是否正确，保护是否可靠。
（4）设备校验：功能测试完成后，需要对保护设备进行校验。
包括对设备的反应时间、测量精度、自动复归功能等进行衡量和校验。
与其他测试设备进行对比和校验，确保保护设备的正常运行和准确性。
2.主变保护二次调试中可能遇到的问题及解决方法（1）参数设置不准确：由于主变保护设备数量较多，参数设置不准确是常见的问题。
可以通过查阅文档和与厂家沟通来解决这个问题，并使用测试仪器对参数进行准确测量和调整。
（2）设备接线错误：在调试过程中，由于接线错误可能导致调试结果不准确。
可以通过对保护设备的接线进行检查和校验，查找接线错误并进行修正。
（3）保护元件动作不准确：在功能测试中，保护元件动作不准确可能是由于设备的故障或者程序设置错误导致的。
可以通过检查设备的状态和参数设置来解决这个问题，并进行必要的调整和修复。
（4）设备校验不通过：如果设备校验不通过，可能是设备本身存在问题，也可能是测试设备的问题。
220kV变电站工程调试大纲
220kV变电站工程调试大纲签字栏批准:审核:编制:目录第一章编制目的和依据 (1)第二章工程概况 (2)第三章人员及仪器仪表配备 (5)第四章职业健康安全和环境管理 (8)第五章质量管理 (18)第六章进度管理 (22)第七章施工现场管理 (24)第八章调试工作内容 (25)第一章编制目的和依据一、编制目的为了使调试施工管理人员及调试人员明确本工程的工程规模、工程特点、工作范围、工程的安全健康与环境目标、质量目标、进度目标，安全、优质高效的完成本工程调试工作，特编制本大纲。
二、编制依据1、相关的法律法规（见《2015年适用法律法规清单》）2、国家标准：2.1《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150-2006；2.2《工程建设施工企业质量管理规范》GB/T 50430-2007；2.3《职业健康安全管理体系实施指南》GB/T 28002-2011等。
3、行业标准：3.1《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995-2006；3.2《微机变压器保护装置通用技术条件》DL/T 770—2012；13.3《继电保护微机型试验装置技术条件》DL/T 624-2010 ；3.4《电力安全工作规程》（变电所部分）DL 5009.3-2013等.4、企业标准及相关文件4.1 国家电网公司建设安全工作规程（变电部分）Q/GDW 665-20114.2 《电力系统继电保护规定汇编第三版》（中国电力出版社2014年）4.3《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）及编制说明》4.4防止电力生产重大事故的二十五项重点要求及编制释义4.5《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》4.6 调试各专业《作业指导书》；4.7 设计图纸；4.8产品说明书、试验报告及厂家技术资料等。
第二章工程概况一、工程概况21、工程名称：2、建设单位：3、设计单位：4、监理单位：5、施工单位：6、调试单位：7、建设地址：二、调试工程概述1、本期工程建设规模：*220kV变电站，本期建设规模：1 主变压器两台，容量180MVA，电压等级220/121/38.5kV/10.5kV，联接组YNyn0yn0+d112 、220kV部分为双母单分段接线方式（分段无断路器，只有刀闸），包括I母PT间隔，II母PT间隔，III母PT间隔，I II母母联间隔，1#主变进线间隔，2#主变进线间隔，对侧*I线出线间隔，*II线出线间隔,7组母线地刀。
主变冷却器调试报告
中中中国国国水水水利利利水水水电电电第第第三三三 工工工程程程局局局有有有限限限公公公司司司 主变冷却器风机调试报告一、概述及主要参数勐乃河位于云南省德宏州盈江县境内，属于伊洛瓦底江水系，为伊洛瓦底江一级支流、中缅界河穆雷江的上游河段。
那邦水电站位于勐乃河干流上，是勐乃河四个梯级水电开发的最后一个梯级。
工程以发电为主，为引水式电站。
电站安装三台立轴水斗式水轮发电机组。
引水方式为一管三机，设有调压井。
每台机组设置主进水阀，主进水阀采用液压操作球阀。
机组调速系统选用具有PID 调节规律的微机电液调速器。
电站总装机容量3×60MW ，开关站GIS 采用四角形接线，送出电压等级为220kV ，采用一回220kV 线路与系统连接。
发电机、变压器采用单元接线，发电机出口装设断路器。
电站按照 “无人值班，少人值守”的方式设计 主变参数1号强迫油循环冷却器型号 YF4-200 额定冷却容量 210KW 进口油温60℃ 进口风温20℃ 重量1300Kg 出厂编号FS11059-2 标准编号JB/T8315-2007 制造日期2012.1 中国沈阳丰晟电力设备有限公司 2号强迫油循环冷却器型号 YF4-200 额定冷却容量 210KW 进口油温60℃ 进口风温20℃ 重量1300Kg 出厂编号FS11059-1 标准编号JB/T8315-2007 制造日期2012.1 中国沈阳丰晟电力设备有限公司 3号强迫油循环冷却器型号 YF4-200 额定冷却容量 210KW 进口油温60℃ 进口风温20℃ 重量1300Kg 出厂编号FS11059-3 标准编号JB/T8315-2007 制造日期2012.1 中国沈阳丰晟电力设备有限公司中中中国国国水水水利利利水水水电电电第第第三三三 工工工程程程局局局有有有限限限公公公司司司 主变冷却器风机调试报告1号变压器油泵型号GBP80-5/2.2V 功率2.2KV 电压380v 电流6A 频率50HZ 转速900r/min 重量94kg 生产日期2011.7出厂编号11680450 北京富特盘式电机有限公司 2号变压器油泵型号GBP80-5/2.2V 功率2.2KV 电压380v 电流6A 频率50HZ 转速900r/min 重量94kg 生产日期2011.7出厂编号11680505 北京富特盘式电机有限公司 3号变压器油泵型号GBP80-5/2.2V 功率2.2KV 电压380v 电流6A 频率50HZ 转速900r/min 重量94kg 生产日期2011.7出厂编号11680452 北京富特盘式电机有限公司 模块智能型风冷控制箱型号PFM-6100/2+1 重量200kg 工作电压AC380V/220V 频率50Hz 控制电源DV220V 冷却器数量3组 生产日期2011.1.5 防护等级IP55出厂编号K111-123 新疆特变电工自控设备有限公司一、试验依据1.水轮机基本技术条件GB/T15468-2006 2.水轮发电机基本技术条件GB/T7894-20093.大中型水电机组自动化元件及其系统基本技术 GB/T11805-20084.水轮发电机组安装技术规范GB/T8564-20035.大中型水轮发电机基本技术条件 SL321-20056.水轮发电机组启动试验规程 DL/T507-20027.工业金属管道施工及验收规范 GB50235-20108.电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB50150-20069.设备厂家技术资料和说明书10.DL/T478-2001Q/SZPLD001-2002 GTB7261-2000标准二、试验目的机组运行，主变投入运行时，能够正常运行。
玉龙分系统报告
西藏玉龙220KV变电站扩建工程分部分项调试报告（站用变）二、外观检查外观无破损，划伤，字符清晰，紧固件无缺损，安装牢固。
三、绝缘检查试验时短接弱电回路，带电缆外回路一起试验。
绝缘电阻用500V，500MΩ摇表测量，保护装置上电运行正常，各信号指示灯指示正确。
五、时钟整定及对时功能检查：七、开入开出检查开关量输入正确，开出接点正确。
八、保护功能校验：九、整组传动防跳回路采用就地防跳，回路正确，五防逻辑正确。
十、结论判断：十一、检测使用仪器：以下空白西藏玉龙220KV变电站扩建工程分部分项调试报告（2#主变系统A柜）二、外观检查外观无破损，划伤，字符清晰，紧固件无缺损，安装牢固。
三、绝缘检查试验时短接弱电回路，带电缆外回路一起试验。
绝缘电阻用500V，500MΩ摇表测量，四、装置上电检查保护装置上电运行正常，各信号指示灯指示正确。
六、电流互感器检查：八、相位检查九、开入开出检查开关量输入正确，开出接点正确，防跳回路验证正确，五防逻辑验证正确。
十、变压器纵差保护2、差动速断与启动电流定值校验：注：低压侧差动速断在2 Ie下进行。
比率差动动作时间测得：19ms;速断时间：20ms。
3、二段式比率差动特性分别在高中侧单相通入相位相反的电流，整定值：差动启动电流定值0.2Ie，装置固定第一段比率制动系数0.5，第二段比率制动系数0.7，第一个制动电流拐点0.8 Ie，第二个制动电流拐点3Ie。
4、二次谐波制动特性整定值：二次谐波制动系数K2=0.15十一、高侧保护功能校验：注：指向主变，灵敏角80°，指向母线，灵敏角260°，正向动作，反向不动作。
注：指向主变，灵敏角-30°，指向母线，灵敏角150°，正向动作，反向不动作；过流保护受复压元件闭锁，通过控制字投退，复压元件低电压定值75V，动作值为43.1V；负序电压4V，动作值为4.03V，经验证，判据正确。
向动作，反方向可靠不动作。
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B
0.4
2.81
C
0.39
2.76
A
0.45
3 低压侧差动及后备
B
0.44
（ 4311）
C
0.45
2.084 2.059 2.047
4 核算 CT容量及所带负载满足 CT的 10％误差要求：（ √ ）
备注 在（ ）内填入回路编号；试验时加入电流 5A时测得电压
3 二次回路及外观检查
序号
项目
3.1 交流电流、电压二次回路
闭合的方法来检验
合格
7 核查保护装置接地线以及保护屏柜接地铜排，应接地网连接可靠正确 3.3 保护装置外部检查
1 保护盘固定良好，无明显变形及损坏现象，各部件安装端正牢固 2 切换开关、按钮、键盘等应操作灵活、手感良好，保护装置液晶显
示对比度合理。
所有单元、端子排、导线接头、电缆及其接头、信号指示等应有明 3 确的标示，标示的字迹清晰无误
8
生产厂家
南瑞继保电气有限公司
9
变压器接线方式
YO/ d11/ YO
2 电流、电压互感器的检验
2.1 互感器检查
序号
项目
1
高压开关侧 CT
2 高压侧间隙零序 CT
3 高压侧套管零序 CT
电流互感器变比 1200/5 靠母线 组别 1S1-1S2 电流互感器变比 200/5 靠主变 组别 1S1-1S2 电流互感器变比 600/5 靠地 组别 1S1-1S2
检查保护屏中的设备及端子排上内部、外部连线的接线应正确，接触 3
应牢靠，标号应完整准确，并应与设计图纸、运行规程相符
0.308 0.308 0.56 0.564 0.552 0.417 0.412 0.41
检查结果 合格 合格 合格 合格
合格
合格
合格
2
所有二次电缆的连接与图纸相符，施工工艺良好，端子排引线螺钉压 4 接可靠，导线绝缘无裸露现象；装置后板配线连接紧固良好，插件螺
1 检查二次电缆标识以及电缆芯的标示正确性，并与设计图纸相符
PT 二次回路一点（ N600）接地核查，一点接地点位置 高压侧 PT 2 一点接地在 220kV 继保室 220kv 公用测控屏，中压侧 PT一点接地
在 35kV 继保室 35kV 公用测控屏， 低压侧 PT一点接地在主控继保 室 10kV 公用测控屏。
用 500V兆欧表；⑥每进行一项绝缘试验后，须将试验回路对地放电
4.2 装置二次回路绝缘检查
丝紧固良好
合格
5
核对自动空气小开关（或熔断器）的额定电流与设计相符或与所接入 的负荷相适应，并满足上下级之间级配要求
合格
检查保护装置以及与其它直流电源回路的对应性以及独立性，检验直
6
流回路确实没有寄生回路存在。检验时应根据回路设计的具体情况， 用分别断开回路的一些可能在运行中断开的设备及使回路中某些触点
主变保护
1 装置型号及参数
序号
项目
主要技术参数
1
装置型号
RCS-978H
2
屏内主要配置
RCS974A非电量及辅助保护、 CJX 操作箱
3
直流工作电源
DC220V
4
交流额定电流
5A
5
交流额定电压
57.7V
6
额定频率
50Hz
7
出厂序列号及出厂日期
出厂序列号 :7343110900901 ； 出厂日期： 2011.03
2.2 电流互感器 序号 功能及回路编号
CT二次绕组直阻、 CT二次回路的交流阻抗测试
相别
CT二次绕组直阻 R(Ω )
加入电流 5A 时电压 （ V）
二次阻抗（ Ω）
1
A
0.12
1.54
0.308
1
B
0.12
1.54
高压侧差动及后备
（ 4111）
C
0.12
1.54
A
0.38
2.79
2
中压侧差动及后备 A 柜（ 4211
项目 使用容量 30VA
使用容量 40VA
使用容量 50VA
准确级 5P40 极性端 准确级 5P30 极性端 准确级 5P30 极性端
4
中压开关侧 CT
电流互感器变比 2500/5 使用容量 30VA 准确级 5P15 极性端 靠母线 组别 1S1-1S2
5
低压开关侧 CT
电流互感器变比 6000/5 使用容量 30VA 准确级 5P15 极性端 靠母线 组别 1S2-1S1
9 装置插件内的选择跳线和拨动开关位置正确
10 检查装置内、外部是否清洁无积尘，各部件应清洁良好
4 绝缘试验
4.1 二次回路绝压回路对地
2
交流电流回路对地
3
直流保护回路对地
4
直流信号回路对地
5
交流电压与交流电流回路之间
6
交流电压与直流各回路之间
7
交流电流回路与直流各回路之间
8
直流各回路之间
合格
合格
合格
合格 合格 合格 合格
绝缘电阻（ MΩ 300 200 100 60 300 200 200 100
3
9
跳闸回路各接点之间
10
结论
100 合格
①各回路 （除信号回路） 对地绝缘电阻应大于 10MΩ；②信号回路对地绝缘电阻应大于 1MΩ； 要求 ③所有回路对地绝缘电阻应大于 1MΩ ；④采用 1000V兆欧表；⑤对于弱电源的信号回路，宜
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
4 PT 二次回路空开及其级配检查
3.2 其他二次回路
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： 1 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。
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 2 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
6
主变低压侧套管
CT
电流互感器变比 4000/5 靠母线 组别 1S1-1S2
使用容量
50VA
准确级 5P30 极性端
7
高压侧电压
电压互感器变比 220/0.1 使用容量 30VA 准确级 0.5
8
中压侧电压
电压互感器变比 37/0.1 使用容量 30VA 准确级 0.5
9
低压侧电压
电压互感器变比 10/0.1 使用容量 25VA 准确级 0.5
合格 合格 合格
合格
4 保护屏上的连片（压板）应有双重标示应与设计图纸、运行规程相 符，连片安装符合反措要求
5 各插件插、拔灵活，各插件和插座之间定位良好，插入深度合适
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 6 紧，型号正确，芯片放置位置正 确 7 插件印刷电路板是否有损伤或变形，连线是否良好 8 各插件上变换器、继电器应固定良好，没有松动