110kv母线保护调试报告
二次保护调试报告
二次保护调试报告调试报告工程名称：康马110kV变电站工程工作地点：康马110kV变电站调试单位：青海万立建设有限公司工作完成日期：2015年1月3日报告提交日期：2015年1月7日签发单位：批准：审核：编制：说明:1.本报告是我公司为康马110kV变电站工程电气设备进行全站二次保护交接试验依据结果出具。
2.试验内容：变电站安装的所有电气设备交接试验（包括继电保护、自动、远动、通迅调试等）。
3.试验依据标准:⑴GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》⑵设备生产厂提供的出厂技术资料.(3)保护定值按调度中心下达的定值通知单整定.（如未及时提供调试定值则按现场自定定值调试）目录1、主变保护装置调试报告4-172、110kV保护装置调试报告18-363、110kV母线保护装置调试报告37-414、35kV保护装置调试报告42-535、10kV保护测控装置调试报告54-806、故障录波调试报告81-91康马110kV变电站工程主变保护全检批准审核试验人员试验单位：试验日期：2015年1月13日康马110kV变电站主变保护检验一、差动保护装置：ISA-387GA 生产厂：长园深瑞继保自动化有限公司变压器容量：10000kVA 高压侧CT变比：600/5 中压侧CT变比：300/5 低压侧CT变比：800/5 安装位置：主变保护屏1.保护装置外观及接线检验2 保护装置电源检验2.1 逆变电源自启动性能检验（保护装置仅插入逆变电源插件）3通电初步检查4 (差动)软件版本号及校验码检验5 绝缘电阻测试（1000V）6定值整定功能检查6.1开关量输入回路检验6.2开出传动检验7零漂及电流、电压精度检验 7.1 零漂检验7.2高压侧差动保护电流量精度测7.3中压侧差动保护电流量精度测7.4低压侧差动保护电流量精度测7.5各保护整定值校验:(IHe=0.437A IMe=2.749A ILe=6.25A)差动速断保护定值: Id=5A td=0s差流越限告警定值：Id=0.44A td=7s比率制动系数比率制动系数：k=0.5高压侧-低压侧:在高压侧通入单相电流IH,相角为0°,中压侧通入电流IM,相角为180°。
母线系统调试报告
20kVⅢ母电压互感器
二次绕组编号
2a2n
1a1n
dadn
回路编号
630
630／
L630
绕组使用
保护测量
计量
保护
类
别
相别
试验数据
通入电压（V）
A
20.00
20.00
20.00
B
40.00
40.00
40.00
C
60.00
60.00
60.00
L
/
/
60.00
装置采样或端子排测量（V）
A
19.984
40.003
39.995
C
60.003
59.994
59.997
59.991
L
/
/
60.005
备注：电压切换回路带电压切换正常；三相电压相位正确。
设备名称
20kVⅡ母电压互感器
二次绕组编号
2a2n
1a1n
dadn
回路编号
630
630／
L640
绕组使用
保护测量
计量
故障录波
类
别
相别
试验数据
通入电压（V）
A
项目
遥控对象
远控结论
近控结论
母
线
及
公
用
测
控
35kVⅠ母母线地刀
控分
正确
正确
控合
正确
正确
35kVⅡ母母线地刀
控分
正确
正确
控合
正确
正确
35kVⅠ母PT隔刀
控分
正确
正确
控合
110kV母线保护调试报告材料(BP-2CA-G)
序号 工程检查记录 1 保护屏内元器件检查良好2 装置插件检查 装置内各插件良好，无划伤、烧伤的痕迹3 端子排接线检查 端子排接线紧固，标号清楚齐全4 装置背板接线检查 装置背板接线紧固，标号清楚齐全5 保护硬连片的检查 保护硬连片标示清楚、功能正确6 二次设备标示的检查 二次设备标示清楚7 屏内的接地线检查接地线结实、牢靠8箱体的检查良好110kV 母线保护调试报告安装地点 制造厂家型号 110kVxx 变电站 长园深瑞BP-2CA-G版本号 V1.00校验码 23DC 校验仪器某某昂立 A460 继电保护测试仪校验仪表数字万用表一、装置外观检查：〔按 DL/T995-2023 标准的 6.3.2 执行〕二、沟通二次回路的检查及检验：〔按 DL/T995-2023 标准的 6.2.1-6.2.3 执行〕1、沟通电流二次回路的检查及检验：1.1 电流回路接地是否正确并符合反措要求:结论：已复查该线路电流回路接地符合反措要求。
1.2 电流回路试验端子短接片是否短接结实,电流端子是否合格:结论：已复查该电流端子符合反措要求，并把全部接线端及端子端接片紧固。
1.3 电流回路接线是否规X 和正确，线号标示是否清楚正确，对不合格的应更换:结论：电流回路接线规X、正确，接线标号清楚正确。
2、沟通电压二次回路的检查及检验：2.1电压回路接地是否正确并符合反措要求:结论：已复查该线路电压回路接地符合反措要求。
2.2电压二次回路中全部空开的装设地点、脱扣电流是否适宜、质量是否良好，能否保证选择性，自动空开线圈阻抗值是否适宜，对不合格的应更换：结论：经检查电压二次回路中全部空气空关各项要求均良好。
2.3检查串联在电压二次回路中的自动开关、隔离开关及切换设备触点的牢靠性：结论：经检查电压二次回路中的空气开关、隔离开关及切换设备触点牢靠性良好。
三、直流二次回路的检查：〔含断路器操作回路、信号回路、隔离开关二次回路，按DL/T995-2023 标准的 6.2.6 执行〕1、全部信号回路接线是否规X、正确，接线是否结实，线号标示是否清楚正确，对不合格的应更换：结论：全部信号回路接线规X、正确，接线结实，线号标示清楚正确。
母线调试报告范文
母线调试报告范文一、实验目的本实验旨在通过调试母线系统，以保证母线系统的安全运行和稳定供电，以及对母线电压、电流等参数进行监测和控制，确保系统的正常运行。
二、实验原理母线是指用于电力传输和配电的大型导电体，主要负责将发电机或变电所输出的电能输送到各个用户或负载中。
母线调试主要是对母线的电压、电流等参数进行调整和监测。
实验装置主要包括发电机、变电所、负载以及控制和监测设备。
发电机将产生的电能传输到变电所，变电所对电能进行升压或降压处理，然后通过母线传输到负载上。
控制设备主要用于对系统的运行进行控制和保护，监测设备主要用于对母线的参数进行实时监测。
三、实验步骤1.检查发电机和变电所的运行状态，确保设备正常工作。
2.检查母线的接线和绝缘情况，确保连接可靠，并排除潜在的安全隐患。
3.对母线上的各个负载进行逐一检查，确认负载的工作状态和接线是否正确。
4.启动监测设备，监测母线的电压、电流等参数的变化情况，并记录数据。
5.对母线电压进行调整，确保在设定范围内，同时观察监测设备的显示数据，确保数据的准确性。
6.对母线电流进行调整，确保母线的负载均衡，并监测各个负载的工作状态。
7.对母线的保护设备进行测试，验证其对电压、电流等异常情况的保护能力。
8.对母线进行稳定性测试，观察电压和电流的波动情况，并记录数据。
9.将实验结果进行整理和分析，评估母线系统的运行情况和设备的工作性能，提出合理的改进措施。
四、实验结果经过实验测试，母线系统的电压、电流等参数均在合理范围内，并未出现异常情况。
各个负载之间的电流分配均衡，保护设备对异常情况的反应速度较快，能够有效保护母线的安全运行。
五、实验分析通过本次实验，我们对母线系统的运行情况和设备的工作性能有了更深入的了解。
母线电压和电流的稳定性是保证系统供电的重要条件，需要定期进行监测和调整。
同时，也需要对负载进行合理的分配和调整，以实现负载均衡。
在日常运行中，应注意定期对母线系统进行维护和检修，及时排除潜在的安全隐患，确保设备的正常工作。
110KV系统调试方案
西北电力建设第一工程有限公司中广核陕西铜川耀州一期50MW 110KV 升压站安装工程作业指导书文件编号：名称：系统调试作业指导书编制：审核：批准：西北电力建设第一工程公司铜川项目部目录第1章编制依据1第2章工程概况 2 第3章系统调试条件 4 第4章组织机构及仪器仪表 5 第5章一次设备试验 6 第6章二次设备试验8 第7章综自系统调试方案10 第8章传动方案12第9章线路联调16第10章安全及技术措施17第一章编制依据1、GB/T19000系列《质量管理和质量保证书》标准。
2、电力施工质量检验及评定标准。
3、中广核陕西铜川耀州一期50兆瓦农业大棚光伏发电项目110KV升压站安装工程施工设计图纸。
4、《陕西电力系统继电保护及安全自动装置工作规范》。
5、《陕西电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施纲要》。
（陕电调2003-37号）。
6、《国网十八项反措实施要求》（调继2005-222号）7、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2006）8、保护厂家的装置技术、使用说明书及调试大纲。
9、DL5009-3--1997电力建设安全工作规程（变电所部分）10、DL/T995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》11、GB/T 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》第二章工程概况1．电气主接线：1．1 110kV电气主接线本期采用单母接线。
1．235kV电气主接线35kV采用单母线接线，变压器低压侧接一段35kV母线。
主变35kV进线侧装设总断路器1．30.4kV电气主接线0.4kV采用单元式单母线接线，变压器低压侧和备用进线各接一段0.4kV母线。
厂变0.4kV进线侧和备用进线装设总断路器。
2．设备选型2．1 一次设备2．1．1主变采用明珠电气有限公司生产的SZ11-50000/110三相强油风冷、有载调压、降压型变压器，容量比50000/50000KV A。
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。
110kv母线保护调试方案
110kv母线保护调试方案110kV母线保护调试方案一、引言随着电力系统的发展，110kV母线作为电力系统的重要组成部分，其保护调试显得尤为重要。
本文将针对110kV母线保护调试进行详细介绍，包括调试目标、调试方案、调试步骤以及调试注意事项等。
二、调试目标110kV母线保护调试的主要目标是确保母线保护装置的可靠性和灵敏性，以便在母线故障时及时切除故障，保护电力系统的正常运行。
具体目标包括：1. 确保母线保护装置的动作准确，能够快速切除母线故障；2. 确保母线保护装置对母线内部故障和外部故障的判别能力；3. 确保母线保护装置的稳定性和可靠性，避免误动作和漏动作；4. 确保母线保护装置与其他保护装置的协调运行。
三、调试方案110kV母线保护调试方案主要包括以下几个方面：1. 预调试准备工作需要对母线保护装置的技术资料进行详细研究，了解其工作原理和特点。
然后，根据母线的拓扑结构和接线方式，确定保护装置的接线方式和参数设置。
最后，对调试仪表和测试设备进行检查和校准，确保准备工作的完善。
2. 动作特性测试通过对母线保护装置进行动作特性测试，可以验证其动作准确性和灵敏性。
测试包括：（1）测试过流元件的动作特性：设置不同的故障电流值，分析并记录装置的动作时间和动作电流值，以验证装置的过流保护功能；（2）测试差动元件的动作特性：模拟母线内部故障和外部故障，观察并记录装置的动作情况，以验证装置的差动保护功能；（3）测试过温元件的动作特性：模拟母线过载情况，观察并记录装置的动作情况，以验证装置的过温保护功能。
3. 协调性测试母线保护装置与其他保护装置的协调性测试是确保电力系统保护正常运行的关键环节。
测试包括：（1）与断路器的协调性测试：通过模拟断路器的故障情况，观察并记录母线保护装置的动作情况，以验证装置与断路器的协调性；（2）与母线电压保护的协调性测试：通过模拟母线电压异常情况，观察并记录母线保护装置的动作情况，以验证装置与母线电压保护的协调性。
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尖峰变电站一、110kV断路器 (3)二、110kV#1 主变设备间隔 (21)三、IIOkGlS交流耐压试验 (42)四、110kV尖#1主变10kV侧进线003断路器间隔 (44)五、10kV站用变 (56)六、110kV变电站10kV电站电源一008断路器间隔 (59)七、110kV 变电站10kV电站电源二009断路器间隔 (67)八、110kV变电站10kV配电电站004断路器间隔 (75)九、110kV变电站10kV备用一005断路器间隔 (83)十、110kV变电站10kV备用二006断路器间隔 (91)十^一、110kV变电站10kV配电站电源一001断路器间隔 (98)十二、110kV变电站10kV配电站电源二006断路器间隔 (106)十三、110kV 变电站10kV零序CT (114)十四、110kV变电站10kV母线电压互感器013设备间隔 (117)十五、110kV变电站10kV三相过电压保护器 (122)十六、110kV变电站10kV#1电容器组011断路器间隔 (123)十七、110kV变电站10kV#2电容器组012断路器间隔 (140)十八、110kV变电站10kV余热发电并网柜007断路器间隔 (170)十九、110kV变电站10kV电容补偿柜一011断路器间隔 (181)二十、110kV变电站10kV电容补偿柜二012断路器间隔 (189)1^一、110kV变电站接地网电气完整性测试试验 (197)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. 断路器气体检漏试验金属氧化物避雷器试验报告安装间隔：110IWGIS进线151断路器间隔铭牌主要技术参数电压互感器试验报告安装间隔：IIOkVGIS进线151断路器间隔铭牌主要技术参数试验人员：电流互感器试验报告安装间隔：110kV151断路器间隔进线侧CT铭牌主要技术参数试验人员：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：、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4.绕组连同套管一起的直流泄漏电流试验试验人员：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）3.计数器表计刻度及动作情况检查试验人员：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4.绕组直流电阻试验试验人员：专业专注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)2.绕组直流电阻试验试验人员：、110kV变电站IIOkVGIS交流耐压试验110kV GIS整组交流耐压试验记录110kV户内设备及母线整组交流工频耐压试验试验人员: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4 •模拟操动试验试验人员：专业专注电流互感器试验报告安装间隔110kV #1主变10kV侧进线003断路器间隔铭牌主要技术参数。
110kV变电站设备安装调试技术的要点、难点分析 张珂磊
110kV变电站设备安装调试技术的要点、难点分析张珂磊摘要：伴随着电力需求的日益增长和电力建设强度不断加强，110kV变电站正在逐渐变成电力建设项目的重点，在解决供需问题、满足用电负荷、优化电网结构等诸多方面有着极为重要的作用。
所以，变电站的安装与变电站的调试过程中与其相关的技术，由此，来保证其施工的质量。
关键词：110kV变电站；设备安装；调试技术；要点现代化电力系统包含了：发电站、变电所、输电线路、配电工作系统以及负荷组成，是现代化社会发展过程中最为重要、最为复杂工程系统，包含了非常多的高科技因素，对于专业人才需求不断增加。
发电厂主要负责发电工作任务，变电站在电力系统运行中有利于促进高压交流电完成变电、配电处理工作。
因此，变电站设计质量和变电站安装质量优劣直接的影响电力系统运行是否正常和是否安全，同时，对社会经济正常发展、人民群众生命财产安全具有非常重要的影响。
1安装主变前检查的技术重点1.1运输过程中的三维冲击的记录变压器自出厂以后，一般来说，都需要经过长时间的运输，才能过到达安装现场，现如今主要求的出厂110kV的变压器基本上都是免吊芯变压器，最多有可能会做一些器身检查，但是器身检查总是会加大工作量，施工的条件不好更有可能造成变压器油污染、变压器受潮等情况。
所以，监测在变压器运输的过程中就显得尤为重要，解决这些问题的最好方法是在运输途中加装三维冲击记录仪，与此同时，要更为严格的控制运输车辆的速度。
这就产生了以下几点要求。
①要求监控变压器三维冲击记录仪可靠准确。
②要求监控变压器的三维冲击记录仪，在变压器就位后，便可以拆除。
③要求记录清楚主变压器从出厂到就位的时间，尤其是主变压器的安装就位时间。
④要求工作人员做好记录分析。
⑤要求对其记录一定是全程记录。
⑥要求记录垂直、横向、运输等方向有没有超过3g。
只有达到以上要求，我们才可以准确了解到变压器的内部有无伤损，变压器是否需要做检查，明确责任。
110kV线路断线故障分析专题报告
“4.22”110kV武斜线断线故障分析专题报告“4.22”110kV武斜线#22-#23杆C相导线断线点处打金勾，导线长期受力造成断股，导致该处载流能力严重下降，长期发热后引起断线。
断线造成了斜滩变侧牛斜I、II线123、124开关、前斜线122开关、母联12M开关共四个开关跳闸，韩斜I线韩阳变侧开关跳闸，斜滩变短时独立网运行（当地小水电支撑）。
现将“4.22”110kV 武斜线断线故障分析专题报告如下：一、故障简况1．故障发生时间：2010年4月22日13:432．开关动作情况: 110kV武斜线(牛头山用户产权)C相断线，两侧开关跳闸，经查故障点距离斜滩变侧7.8 公里，距离武曲变侧0.8 公里。
斜滩变侧牛斜I、II线123、124开关、前斜线122开关、母联12M开关共四个开关跳闸，韩斜I线韩阳变侧开关跳闸，斜滩变短时独立网运行（当地小水电支撑），未中断对用户的供电。
3．线路断线原因：因武斜线#22-#23杆C相导线断线点处打金勾，导线长期受力造成断股，导致该处载流能力严重下降，长期发热后引起断线。
4．电网接线简图如下：5．片区设备主保护及重合闸动作情况斜滩变侧：5．1 110kV武斜线125开关跳闸，距离III段动作，故障相别C 相，故障电流2.79A，动作持续时间54608MS。
5．2 110kV前斜I线122开关跳闸，零序过流III段动作，故障相别C相，故障电流4.75A。
5．3 110kV牛斜I线123开关跳闸，零序过流III段动作，故障相别C相，故障电流3A。
5．4 110kV牛斜II线124开关跳闸，零序过流III段动作，故障相别C相，故障电流3.27A。
5．5 110kV母联12M开关跳闸，＃1主变高后备过流I段动作，故障电流11.31A。
斜滩变所有重合闸保护均闭锁不动作。
武曲变侧：110kV武斜线111开关跳闸，接地距离I段动作，零序过流I段动作，故障相别C相，故障电流24.96A。
带负荷试验标准化调试报告
第一部分、母线电压及所用电低压侧核相
接地变同电源核相
4.结论：合格
第二部分110kV线路保护带负荷
5. 110kV陆虹风1940带负荷
故障录波回路带负荷
检查结果：正确
结论：合格
第三部分主变带负荷
6. 主变带负荷
6.1. 交流电压检测
测量、计量回路带负荷
低压侧测量回路六角图测量（参考高压侧电压)
测量、计量读数检查
检查结果：正确
6.3. 主变差动保护带负荷
保护显示值检查
检查结果：正确
6.4. 测量、计量回路带负荷
测量、计量读数检查
检查结果：正确
6.5. 结论：合格
第四部分110kV线路保护带负荷
7. 110kV陆虹风1940带负荷7.1. 保护回路带负荷
检查结果：正确
8. 110kV陆虹风1940带负荷8.1. 保护回路带负荷
8.1.1.交流电压检测
检查结果：正确
9. 35kVSVG带负荷9.1. 测量、计量回路带负荷
9.1.3.测量、计量读数检查
检查结果： 9.2.
保护带负荷
9.2.1.
保护显示值检查 检查结果：正确
9.3.
母线保护带负荷
9.3.1.
保护显示值检查 检查结果：正确
9.4.
结论：合格
10.
调试结论
合格！
11.
使用仪表、调试人员和审核人员
正确。
110kV线路保护
跳闸并闭锁重合闸。
三、110kV线路保护调试
7、重合闸 试验方法 (1)投入重合闸压板。 (2)用状态序列，先是故障前正常状态加正常电压
正常电流。 (3)保护跳闸，经重合闸时间后重合闸动作。 (4)闭锁重合闸，等保护充电，直至“充电”灯亮
，投闭锁重合闸压板，保护放电。
谢谢！
注意：用保护起动重合闸方式在断路器偷跳时无法起动 重合闸。
二、110kV线路保护原理
重合闸的充电与闭锁： （一）重合闸的充电
重合闸的压板在投入状态
三相断路器的合闸状态
没有压力闭锁的开入量输入 &
没有外部闭锁的开入量输入
若为检电压方式，没有TV断路信号
允 重合闸充电10—15S 许
重 合
测量保护安装处至故障点的距离，实际上是测量 保护安装处至故障点之间的阻抗。该阻抗为保护 安装处的电压和电流的比值，即Z=U/I。
二、110kV线路保护原理
距离保护的保护范围：
(1)距离Ⅰ段的保护范围应限制在本线路内，其动 作阻抗应小于线路阻抗，通常其保护范围为被保 护线路的全长的80％～85％。
(3)记录打印试验过程中各段的动作报告、动作时间。
三、110kV线路保护调试
5、零序方向过流保护
试验方法
(1)投入零序过流保护软压板、硬压板。重合把手切换至“ 综重方式”，将控制字“投重合闸”、“投重合闸不检” 置1。将Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段零序保护的控制字置1。
(2)本试验用零序菜单进行。按照保护装置的定值，将Ⅰ、 Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段的电流定值和时间定值输入零序菜单中的对 应项，零序菜单中的零序补偿系数、灵敏角度要与保护装 置定值一致；根据故障方向、故障类别、动作区域选0.95 倍和1.05倍。0.95倍的时候应该可靠不在该段动作，而在 下一段动作；1.05倍时应该可靠在该段动作；正方向时应 该可靠动作；反方向时不动作。
110kV母线保护装置调试报告(母差)
110kV母线保护装置调试报告
安装位置：主控室用途:110kV母差
一.装置电源上电检查:
1.加上直流电源，合装置电源开关，装置直流电源消失时保护不应动作，并应有输出接点以起动告警信号。
直流电源恢复时，装置应能自起动。
2.延时几秒钟，装置"运行"绿灯亮，“信号”绿灯灭，“跳闸”红灯保持出厂前状态(如亮可复归)。
液晶屏幕显示主接线状态。
3.低电压自启动测试:启动值1l0V.
二.程序版本信息:
三.交流采样检查:
1.交流电压采样值2
：
四.开入量检查:
五.开出量检查:
1.信号接点检查:
2.跳闸输出接点检查:
六.保护功能试验
1.比率制动差动保护：
2.复合电压闭锁z
七.绝缘检查:
用500V摇表测量交直流囚路对地绝缘电阻，均大于20MQ。
八. RCS-915微机母线保护装置母线保护装贵与后台综合自动化系统通讯正常。
九.继电保护检验结论:
1.装置各元器件己按照出厂技术要求检验，符合技术要求。
2.保护特性己作调试，符合装置技术要求。
3.保护装置屏内绝缘良好，符合技术要求。
试验负责人:
试验人员:
1.2.3.。
110KV变电站监控信号调试报告
号变压器低后备保护装置开入 1 号变压器低后备投后备保护 号变压器低后备保护本侧 TV 退出 号变压器低后备保护它侧复压动作 号变压器低后备保护置检修 号变压器低后备保护信号复归 号主变中压侧 开关 母刀闸合位 号主变中压侧 开关 Ρ 刀闸合位 号主变中压侧 开关断路器跳位 号主变中压侧 开关断路器合位 号主变中压侧 开关弹簧未储能 号主变中压侧 开关远方控制信号 号主变中压侧 开关就地控制信号 号主变中压侧 开关控制回路断线 号主变中后备保护装置闭锁/运行异常 号主变中后备装置保护动作 号主变中压侧 开关切换把手就地信号 号主变低压侧 开关断路器合位 号主变低压侧 开关断路器分位 号主变低压侧 开关弹簧未储能 号主变低压侧 开关手车试验位置 号主变低压侧 开关手车工作位置 号主变低压侧 开关 接地刀闸合位 号主变低压侧 开关检修控制信号 号主变低压侧 开关控制回路断线 号主变低后备保护装置闭锁/运行异常 号主变低后备装置保护动作 号主变低压侧 开关切换把手就地信号 号主变有载重瓦斯 号主变本体重瓦斯 号主变压力释放 号主变本体轻瓦斯 号主变油温高 号主变本体油位异常 号主变 中性点刀闸合位 号主变 中性点刀闸分位 号主变 中性点刀闸就地操作信号 号主变 中性点刀闸远方操作信号 号主变调压远控状态 号主变调压电机空开跳闸 号主变有载调压动作 号主变 中性点刀闸合位 号主变非电量电源消失
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 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确 正确
35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 2# 开关 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV 35kV
110kV马高庄变信息一体化监控系统整体调试报告
110kV马高庄变电站综合信息一体化监控系统整体调试报告1．前言新建110kV龙源马高庄电站综合信息一体化监控系统采用南瑞继保自动化有限公司的CSC2000系统，110kV等级设备测控装置采用南瑞继保公司CSI200E系列测控装置，35kV等级设备测控装置采用南瑞继保CSC200系列测控装置。
为保证110kV马高庄变综合信息一体化监控系统能长期、稳定、高质量地运行，需对监控系统作一个整体调试。
1．1试验依据DL 408－91 电业安全生产规程（发电厂和变电所部分）；《继电保护及电网安全自动装置现场工作保安规定》，（87）电生供字第245号；继电保护及电网安全自动装置检验条例（87），水电电生字第108号；电力系统继电保护安全自动装置反事故措施要点，1994；相关设计图纸；设备出厂技术资料；综合自动化系统调试规范，自编。
2．调试人员及设备2．1调试人员：杨晓斌高彬潘文万佩峰2．2调试设备3．监控系统整体调试3．1遥控操作安全性检查详见：附表１3．2人机界面检查详见：附表２3．3参数修改功能检查详见：附表３3．4数据库和图表功能检查详见：附表４3．5音响信号功能调试详见：附表５3．6事件顺序记录SOE功能调试详见：附表６3．7状态变化响应时间调试详见：附表７3．8遥调功能调试详见：附表８3．9直流测量和主变温度测量调试详见：附表９3．10监控系统接入的其他单元模块详见：附表10４．各测控装置功能调试详见：附表1１测试人员：杨晓斌高彬潘文万佩峰测试时间：2015年6月测试人员：杨晓斌高彬潘文万佩峰测试时间：2015年6月测试时间：2015年6月测试人员：杨晓斌高彬潘文万佩峰测试时间：2015年6月测试人员：杨晓斌高彬潘文万佩峰测试时间：2015年6月附表6：事件顺序记录SOE功能调试测试人员：杨晓斌高彬潘文万佩峰测试时间：2015年6月测试人员：杨晓斌高彬潘文万佩峰测试时间：2015年6月测试人员：杨晓斌高彬潘文万佩峰测试时间：2015年6月测试人员：杨晓斌高彬潘文万佩峰测试时间：2015年6月附表11：各测控装置功能调试对象：35kV出线一001设备：南瑞继保CSC211对象：35kV出线二002 设备：南瑞继保CSC211对象：35kV出线三003 设备：南瑞继保CSC211对象：10kV出线四004 设备：南瑞继保CSC211对象：35kV进线005设备：南瑞继保CSC211对象：35kV连接变006 设备：南瑞继保CSC211对象：35kV连接变007 设备：南瑞继保CSC211对象：35kV站用变0001设备：南瑞继保CSC241C对象：主变测控装置设备：南瑞继保CSI200E对象：公共测控装置设备：南瑞继保CSI200E对象：110kV秋分四线109 设备：四方CSI200E测试人员：杨晓斌高彬潘文万佩峰测试时间：2015年6月。
7、110kV母联保护装置试验报告
信号输出回路端子对其它及地
432MΩ
四、装置上电及逆变电源检测
检测项目
检测结果
装置上电后应正常工作，显示正确
正常工作、显示正确
逆变电源输出电压检查
符合要求
直流电源自启动性能检查
试验逆变电源由零上升至80%额定电压时逆变电源指示灯亮。固定80%直流电源，拉合直流开关，逆变电源可靠启动
五、程序版本及校验码检查
4.997
0.998
0.200
0.099
Id
5.001
1.002
0.199
0.097
3I0
4.994
1.003
0.200
0.098
Ia2
5.002
0.996
0.203
0.100
Ib2
4.995
1.000
0.198
0.099
Ic2
4.996
1.003
0.198
0.099
3I0R
4.995
0.997
0.200
母联保护测控装置试验报告
安徽滁州鄂塘（世纪）22OkV变电站新速工程单体/继电保护（断路器）
一、铭牌及厂家I1OkV母联保护（间隔）47
安装单元
11OkV母联保护
型号
NSR-322DA-FA-G-C
制造厂家
国电南瑞
制造日期
2023年
装置额定参数
DC:220VUn=57.7V1n=1.00A
仪表名称及编号
-90°采样
UA-UB
正确
正确
UA-IA
正确
正确
UB-UC
正确
正确
UB-IB
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母线保护调试报告110kv 110kv母线保护调试报告
一、装置外观检查：（按DL/T995-2006标准的6.3.2执行）
二、交流二次回路的检查及检验：（按DL/T995-2006标准的
6.2.1-6.2.3执行）
1、交流电流二次回路的检查及检验：
1.1电流回路接地是否正确并符合反措要求:
结论：已复查该线路电流回路接地符合反措要求。
1.2电流回路试验端子短接片是否短接牢固,电流端子是否合格:
页 10 共页 2 第
结论：已复查该电流端子符合反措要求，并把全部接线端及端子端接片紧固。
1.3电流回路接线是否规范和正确，线号标示是否清晰正确，对不合格的应更换:
结论：电流回路接线规范、正确，接线标号清晰正确。
2、交流电压二次回路的检查及检验：
2.1电压回路接地是否正确并符合反措要求:
结论：已复查该线路电压回路接地符合反措要求。
2.2电压二次回路中所有空开的装设地点、脱扣电流是否合适、质量是否良好，能否保证选择性，自动空开线圈阻抗值是否合适，对不合格的应更换：
结论：经检查电压二次回路中所有空气空关各项要求均良好。
2.3检查串联在电压二次回路中的自动开关、隔离开关及切换设备触点的可靠性：
结论：经检查电压二次回路中的空气开关、隔离开关及切换设备触点可靠性良好。
三、直流二次回路的检查：（含断路器操作回路、信号回路、隔离开关二次回路，按DL/T995-2006标准的6.2.6执行）
1、所有信号回路接线是否规范、正确，接线是否牢固，线号标示是
否清晰正确，对不合格的应更换：
结论：所有信号回路接线规范、正确，接线牢固，线号标示清晰正确。
四、装置上电检查：（按DL/T995-2006标准的6.3.4执行）
检查并记录装置的硬件和软件版本号、校验码等信息：
1、检验键盘及人机对话插件检查:
结论:合格
页 10 共页 3 第
2、打印机与保护装置的联机试验:
结论:合格
3、校对时钟:(与实际时间误差不得大于2分钟,装置断电后重新上电,时钟应能保持)
结论:合格
4、检查软件版本号及校验码是否正确并符合定值单要求:
结论：合格
开关量输出回路检验：
断路器出口跳支路1正确
正确跳支路2断路器出口正确 3跳支路断路器出口正确 4跳支路断路器出口正确 5跳支路断路器出口正确6跳支路断路器出口
正确 7跳支路断路器出口结论正确
页 10 共页 4 第
五、模数变换系统检验：（按DL/T995-2006标准的6.3.9执行）
1、零漂检查（允许误差范围5%）:装置上电，但不输入任何交流量，观察装置采样值应在5%内（见打印报告）：
0.01V
0.03V
结论：合格，零漂检查在允许的范围内，试验合格。
2、装置各通道刻度检查：
0.99A
1.01A
页 10 共页 5 第
执行）标准的6.4六、整定值的整定及检验：（按DL/T995-2006 ）（最大离散值误差应小于5%各保护动作试验：差动保护1.
2A
整定值母单元故障：．1模拟I1
母故障时差动正确动作，告警信号正确；在出口压板下端有正I结论：模拟电位变化且装置告警正确，试验项目合格。
2A
母单元故障：整定值模拟II1.2
母故障时差动正确动作，告警信号正确；在出口压板下端有正结论：模拟II 电位变化且装置告警正确，试验项目合格。
页 10 共页 6 第
2比率制动
2.1比率制动系数高值：高值0.5
I1=1A
I1=3A
0.4 2.2比率制动系数低值：低值I1=1A
I1=3A
）动作值（I2 实测A(A) 制动电流差流 (A) 制动系数0.4 8.84
11.84
A
22.1
页 10 共页 7 第
3A 3S
整定值3.母联失灵保护:
结论：模拟母联失灵故障正确动作，告警信号正确；在出口压板下端有正电位变化且装置告警正确，试验项目合格。
0.3A 0.1S
整定值4.CT断线告警、闭锁
断线告警值装置告警信号正确；模拟任一CT结论：模拟任一相大差电流大于断线闭锁值装置闭锁差动保护，试验项目合格。
相大差电流大于CT 低压闭锁5.
结论：模拟母线电压低于低压闭锁定值装置告警信号正确，闭锁差动保护，页 10 共页 8 第
试验项目合格。
6.负序电压闭锁
结论：模拟母线负序电压高于负序闭锁定值装置告警信号正确，闭锁差动保护，试验项目合格。
结论：模拟正确动作，告警信号正确；在出口压板下端有段保护装置I
充电过流正电位变化且装置告警正确，试验项目合格。
8.充电过流II段保护：整定值2A 0.5S
相别 A B C
1.9
2.1 1.9 2.1 2.1 1.9 外加电流值（A）
倍1.05倍1.05倍倍0.95倍1.05倍0.950.95 动作行为不动作动作不动作不动作动作动作
490
510
）动作时间（ms 520
正确动作，告警信号正确；在出口压板结论：模拟段保护装置充电过流
结论：II下端有正电位变化且装置告警正确，试验项目合格。
9.充电零序过流保护：整定值3A 3S
页 10 共页 9 第
正确动作，告警信号正确；在出口压板下端有结论：模拟充电零序过
流保护装置正电位变化且装置告警正确，试验项目合格。
以上定值为调
试定值非运行定值，带断路器传动试验动作正确，出口跳断路器正确，保护动作信号及本站与后台机信息正确。
试验人员：试验日期：
页 10 共页 10 第。