线路保护校验方法.
RCS-900系列线路保护测试
一、RCS-901A 型超高压线路成套保护
RCS-901A 配置：
主保护：纵联变化量方向，纵联零序，工频变化量阻抗； 后备保护：两段（四段）式零序，三段式接地/相间距离；
1) 工频变化量阻抗继电器：
保护原理：
故障后 F 点的电压 Uf = 0，等价于两个方向相反的电压源串联，
如果不考虑故障瞬间的暂态分量，则根据叠加定律，有
根据保护安装处的电压变化量U ?和电流变化量I ?，保护构造出一个工作电压op U ?来反映U ?和I ?，其定义为 set op
Z I U U ??-?=? ，物理意义如下图所示
当故障点位于不同的位置时，工作电压op
U ?具有不同的特征
正向故障： 区内 f op U U ?>? 区外 f op U U ?
所以：根据工作电压op
U ?的和△Uf 的幅值比较就可以正确地区分出区内和区外故障，而且具有方向性。其中，根据前面的定义，△Uf = 故障前的F 点的运行电压，一般可近似取系统额定电压（或增加5%的电压浮动裕度）。 工频变化量阻抗继电器本质上就是一个过电压继电器；
工频变化量阻抗继电器并不是常规意义上的电压继电器，由于其工作电压op
U ?构造的特殊性（能同时反映保护安装处短路电压和电流的变化），它具有和阻抗继电器完全一致的动作特性，固而称其为阻抗继电器；
● 动作特性分析：
正向故障时：
工作电压
)Z Z (I Z I Z I Z I U U set s set s set op +??-=??-??-=??-?=? 短路点处的电压变化量（注意：f
U ?的方向！） )Z Z (I U f s f
+??=? 所以：动作判据 f op U U ?≥?
等价于 s set s f Z Z Z Z +≤+，
结论：正向保护区是以（-Zs ）为圆心，以 |Zset + Zs| 为半径的圆。
当测量到的短路阻抗 Zf 位于圆内（正向区内）则动作，
位于圆外（正向区外）不动；
反向故障时：
工作电压
)Z Z (I Z I Z I Z I U U set
R
set R set op -??=??-??-=??-?=? 短路点处的电压变化量（注意：f
U ?的方向！） )Z Z (I U f R f
+??-=? 所以：动作判据 f op U U ?≥?
等价于 R set R f Z Z Z )Z (-≤--，
结论：反向保护区是以 ZR 为圆心，以 |ZR –Zset|为半径的圆。
测量到的短路阻抗（-Zf ）永远不可能进入位于第1象限内的动作区，
所以反向不会动作。
测试要点：由于工频变化量阻抗继电器的阻抗特性边界受电源侧等值阻抗Zs 的控制，所以不
能用测试常规阻抗继电器的方法进行测试，而应结合其动作原理，将其视为由电流变化量I
?构成的过压继电器进行测试，
1.05op N
U m U ?= m=1.1时，保护可靠动作； m=0.9时，保护可靠不动作；
测试模型：set N
p set op Z I )U U (Z I U U ??--=??-?=? 正向接地故障：N set p p U *)m 05.11(Z I )K 1(U -+???+= 正向相间故障：N set pp pp U 3*)m 05.11(Z *I U -+?= 反向故障：Up, Upp = 0；
测试菜单----专用测试：“工频变化量阻抗继电器定值校验”；
● 试验举例：
保护定值：工频变化量阻抗：3.2Ω 正序灵敏角： 78° 零序补偿系数： 0.440 1. 投主保护压板和距离保护压板。
2．整定值控制字“投工频变化量阻抗”置1， “投纵联距离保护”置0。 2．测试仪参数设置：
进入“专用测试”——“工频变化量阻抗继电器定值校验”菜单； 设置整定阻抗“定值DZset ”3.2Ω，78°；
“补偿系数K ”为0.44； “短路电流”为5.0A ； “校验点m ”选择1.1倍。
设置故障类型，故障方向。
选择故障启动方式：按键启动，或自启动（故障前时间应足够保护复归和重合闸充
电）；
4. 按下试验按钮后，试验进入故障前状态，等待保护复归，重合闸充电，直至“充电”灯亮； 5．确认后，进入故障状态，保护跳闸，装置面板上相应跳闸灯亮，液晶屏幕上显示“纵联变化量方向”，动作时间为15-30 ms ；
重复以上步骤，模拟m=0.9倍和反方向故障，纵联变化量方向不动作。
2) 纵联变化量方向：
● 保护原理：纵联方向保护利用通道将保护装置对故障方向判别的结果传送到对侧，每侧保护
根据两侧保护装置的动作过程逻辑来判断和区分：区内，或区外故障。
纵联变化量方向采用工频变化量方向元件来判别方向，设有正向和反向两个元件，其原理是比较综合电压变化量（正负序综合分量）和综合电流变化量（正负序综合分量）的相位，算法如下：
正方向元件F +?： 121212arg()COM
D U I Z I Z ?+?-?=?
反方向元件F -?： 12
12arg()D
U I Z ?--?=?
式中 ZD ——模拟阻抗，其阻抗角与线路阻抗角一致；
ZCOM ——补偿阻抗；
1212,U I ——综合电压电流（正负序综合分量）
。 正方向故障时：180,0??+-== ； 反方向故障时：0,180??+-== ；
● 测试要点：准确的短路计算模型，尽可能真实地模拟出短路故障中120序分量的变化情况；
测试菜单----单侧调试：“整组试验”； 两侧对调：“GPS 同步对调”；
● 试验举例：
保护定值：电流变化量启动值：0.2A
1. 单侧调试时：将收发讯机整定在“负载”位置，或将本装置的发信输出接至收信输入构成自发自收；
2. 仅投主保护压板，重合把手切在“综重方式”；
3. 整定保护定值控制字：
“投纵联距离保护”置1、 “允许式通道”置0, “投重合闸”置1、 “投重合闸不检”置1； 4. 测试仪参数设置： 进入“整组试验”菜单，
设置故障类型，故障方向，和短路电流（大于电流变化量启动值）； 选择“直流分量？”为“叠加直流（非周期）分量”，
“衰减时间τ”为“0.050S ”。
4. 按下试验按钮后，试验进入故障前状态，等待保护复归，重合闸充电，直至“充电”灯亮；5．确认后，进入故障状态，保护跳闸，装置面板上相应跳闸灯亮，液晶屏幕上显示“纵联变化量方向”，动作时间为15-30 ms；
重复以上步骤，模拟反方向故障，纵联变化量方向不动作。
3) 高频闭锁零序（纵联零序）
● 保护原理：
纵联零序保护是在阶段式零序保护的基础上增加通信接口和必要的动作逻辑实现； 当通道退出或运行中通道发生故障时纵联零序就是完整的阶段式零序保护； 纵联零序保护利用的远方信号可以是闭锁式也可以是允许式。 闭锁式：由判断为反向故障的一侧负责发信，闭锁两端保护； 允许式：由判断为正向故障的一侧负责发信，允许两端保护跳闸； 以RCS 系列保护为例，
正方向元件：零序方向过流元件和0F +元件相“与”输出； 反方向元件：零序启动过流元件和0F -元件相“与”输出； 若零序阻抗角为0?，则
正方向接地故障： 03U 超前03I 为180°+0?，零序功率为负，0F +元件动作； 反方向接地故障：0
3U 超前03I 为0?，零序功率为正，0F -元件动作。 因此，
0F +动作方程为： ??
+?<<+?270I 3U
3arg 9000
00
0F -动作方程为： ??
+?<<-?90I 3U
3arg 9000
00
● 测试要点：接地故障，故障电流中的零序分量应大于定值（一般选单相故障，3I0 = If ）； 短路阻抗不能太大，否则可能会导致3Uo 相位反180度，导致判方向错误；
测试菜单----单侧调试：“整组试验”； 两侧对调：“GPS 同步对调”；
● 试验举例：
保护定值：零序启动电流：0.5A
零序方向过流定值：2A
1. 单侧调试时：将收发讯机整定在“负载”位置，或将本装置的发信输出接至收信输入构成自发自收；
2．投主保护压板及零序压板，重合把手切在“综重方式”； 3．整定保护定值控制字：
“投纵联零序保护”置1、 “允许式通道”置0、 “投重合闸”置1、 “投重合闸不检”置1；
4. 测试仪参数设置：
进入“整组试验”菜单，
设置整定阻抗：1欧，78度，1.0倍；
选择故障类型（A相接地），故障方向，和短路电流（大于零序方向过流定值）；
选择“直流分量？”为“叠加直流（非周期）分量”，
“衰减时间τ”为“0.050S”。
4. 按下试验按钮后，试验进入故障前状态，等待保护复归，重合闸充电，直至“充电”灯亮；5．确认后，进入故障状态，保护跳闸，装置面板上相应跳闸灯亮，液晶屏幕上显示“纵联零序保护”，动作时间为15-30 ms；
重复以上步骤，模拟反方向故障，纵联零序保护不动作。
二、RCS-902A型超高压线路成套保护
RCS-902配置：
主保护：高频闭锁距离，高频闭锁零序，工频变化量阻抗；
后备保护：两段（四段）式零序，三段式接地/相间距离；
1）高频闭锁距离（纵联距离）：
●保护原理：基本和纵联零序保护相似；
●测试要点：带收发信的距离保护，短路阻抗应小于定值；
测试菜单----单侧调试：“整组试验”；
两侧对调：“GPS同步对调”；
●试验举例：
保护定值：纵联距离阻抗定值：5Ω，78°
1．将收发讯机整定在“负载”位置，或将本装置的发信输出接至收信输入构成自发自收；
2．仅投主保护压板，重合把手切在“综重方式”；
3．整定保护定值控制字：
“投纵联距离保护”置1、“允许式通道”置0、
“投重合闸”置1、“投重合闸不检”置1；
4. 测试仪参数设置：
进入“整组试验”菜单，
设置“整定阻抗Zd”为5欧，78度；
“短路点”0.95倍；
选择“故障类型”，
“故障方向”为正向故障，
“短路电流”5A。
5. 按下试验按钮后，试验进入故障前状态，等待保护复归，重合闸充电，直至“充电”灯亮；
6．确认后，进入故障状态，保护跳闸，装置面板上相应跳闸灯亮，液晶屏幕上显示“纵联距离保护”，动作时间为15-30 ms；
重复以上步骤，模拟反方向故障，纵联距离保护不动作。
2）高频闭锁零序（纵联零序）：参见RCS-901；
3）工频变化量阻抗：参见RCS-901；
三、RCS-943型线路成套保护
RCS-943配置：
纵联分相差动，四段式零序，三段式接地/相间距离；
不对称相继速动，双回线相继速动；
1）光纤纵差：
●保护原理：线路差动保护；
●测试要点：
●试验举例：
1. 将光端机(在CPU插件上)的接收“RX”和发送“TX”用尾纤短接，构成自发自收方式；
2. 仅投主保护压板，重合把手切在“综重方式”；
3. 整定保护定值控制字：
“投纵联差动保护”、
“专用光纤”，“通道自环”、
“投重合闸”和“投重合闸不检”均置1；
4. 等保护充电，直至“充电”灯亮；
2）不对称相继速动保护试验
●保护原理：如图1所示，当线路末端不对称故障时，N侧I段动作快速（三跳）切除故障，由
于三相跳闸，非故障相电流同时被切除，M侧保护测量到任一相电流突然消失，且II段距离元件已经启动，则M侧开关不再经II段延时而直接跳闸，将故障切除。
动作逻辑图如上图2所示。
●试验举例：状态序列菜单
投入“不对称相继速动”压板和“距离保护”压板；
状态1：故障前，三相均有负荷电流且连续时间超过20 ms；
状态2：模拟距离II段相间故障：0.95倍的相间II段阻抗（以BC 相相间故障为例），持续时间大于相间距离II段整定时限；
状态3：模拟对侧I段动作跳闸：任意一相（以A相为例）电流突然消失；
则不对称相继速动保护动作。
3）双回线相继速动
●保护原理：如图4所示双回线路，L2回路末端（F点）发生故障，
对M侧保护1，3，当L2末端（F点）故障时，其Ⅲ段距离元件均启动，分别输出FXJ信号闭锁另一回线Ⅱ段距离相继速动保护。
对于故障线路L2，保护4由距离I段跳开，保护1感受不到故障电流，距离继电器返回，其发出的FXJ信号返回；保护3收不到FXJ信号，同时Ⅱ段距离继电器等待一个短延时不返回，则不等Ⅱ段延时立即跳闸。
对于非故障线路Ll，在保护3跳闸前，因为故障一直存在，保护3的距离继电器一直动作，其发出的FXJ信号一直存在，足以闭锁保护1的相继速动继电器。保护3的相继速动继电器跳闸后，故障线路L2从两端切除故障，保护I的Ⅱ段继电器返回。因此由以上分析可知，非故障线路的相继速动继电器绝不可能误动。
利用双回线上的两个继电器的相互闭锁回路巧妙地实现了相继速动功能，简单可靠，性能良好，适用于各种故障。该相继速动原理在双侧电源的并列双回线上应用良好，动作可靠。当其用于单侧电源并列双回线时，在系统侧出口处三相短路时，故障由电源侧保护I段瞬时切除后，已不存在故障电流，负荷侧的距离Ⅲ段可能不启动，负荷侧由Ⅱ段保护而非相继速动保护切除故障。
●试验举例：状态序列菜单，针对保护3试验
状态1：故障前；
状态2：故障，用开出量发闭锁信号给保护3
故障位置需设在保护3的II段；
状态3：保持故障，开出量返回，闭锁信号消失；
四、RCS-951型线路成套保护
RCS-951配置：
三段式相间距离，四段式过流；
低周保护；
不对称相继速动，双回线相继速动；
1）低周保护
●保护原理：低周减载又称自动按频率减负荷。满足下列任一情况低周减载闭锁：
（1）电压互感器二次回路断线；
（2）保护安装处的正序电压U1低于闭锁值。
（3）保护安装处的负序电压U2>5V（说明是短路故障）
（4）该线路三相电流均小于0.1倍额定电流（说明该线路负荷较小，即使全部切除对系统频率回升也无多大作用）
（5）系统频率低于45Hz；
（6）频率滑差大于闭锁值。频率滑差元件动作后进行自保持，直到频率恢复到低周减载整定频率以上后复归。
●试验举例：选择“频率/低压解列”菜单
国电南自PSL-641
保护定值：频率差定值：2Hz（即低周减载动作频率为48Hz）
滑差定值：5Hz/S
时间定值：1.0S
闭锁电压定值：80V（线电压）
闭锁电流定值：1A
动作值测试：
（1）选择“测试项目”为“动作值”，“变量选择”为“频率”。
（2）设置电压幅值为57.735V，三相对称，电流幅值为2.0A，三相对称。
（3）设置“复归值”为50.0Hz，“复归时间”为1.0S，“滑差d/dt”为1.0Hz/S，“搜索起点”为49.5Hz，“终点”为47.0Hz，“步长”为0.1Hz；
（4）开始试验
动作时间测试：
（1）选择“测试项目”为“动作时间/滑差闭锁”，“变量选择”为“频率”。
（2）设置电压幅值为57.735V，三相对称，电流幅值为2.0A，三相对称。
（3）设置“变化起点”为50.0Hz，“复归时间”为1.0S，
“变化终点”为45.0Hz，“滑差d/dt”为1.0Hz/S，“计时启动值”为“48.0Hz”；
（4）开始试验
滑差闭锁值测试：
（1）选择“测试项目”为“动作时间/滑差闭锁”，“变量选择”为“频率”。（2）设置电压幅值为57.735V，三相对称，电流幅值为2.0A，三相对称。（3）设置“变化起点”为50.0Hz，“复归时间”为1.0S。
设置“整定值”为5.0Hz/S，测试倍数为“0.95”（不闭锁）；
设置“整定值”为5.0Hz/S，测试倍数为“1.05”（滑差闭锁）；
两段或四段零序保护
一、保护原理
零序电流保护反映中性点接地系统中发生接地短路时的零序电流分量。保护安装处的零序电流以母线流向被保护线路为正向，正方向发生接地故障时：
000
33M U I Z =- 0
000
3arg arg()(180)3M M U Z I ?=-=--
式中 Z M0 ——保护安装处背后的零序阻抗
0M ?——Z M0的阻抗角，一般0M ?＝70°～85°。
由式可见，保护正方向发生故障时，0
3U 滞后03I 的相角为110°～95°；而且不受过渡电阻的影响。
反方向发生接地故障时：
'000
33M U I Z = ''0
000
3arg arg()3M M U Z I ?== 式中 '0M Z ——保护安装处正方向的等值零序阻抗 '0M ?——'0M Z 的阻抗角，一般'0M ?＝70°～80°。
由式可见，保护反方向发生接地故障时，0
3U 超前03I 的相角为70°～80°；而且不受过渡电阻的影响。 二、测试方法
保护型号南京南瑞继保RCS-901A 定值清单：零序过流II 段定值：2.5A 零序过流III 段定值：2.0A 零序补偿系数： 0.440 零序过流II 段时间：0.3S 零序过流III 段时间：1.5S
1．仅投零序保护压板，重合把手切在“综重方式”;
2．整定保护定值控制字中“零序III 段经方向”置1、“投重合闸”置1、“投重合闸不检”置1；
继电保护装置调试作业指导书电气调试方案
继电保护装置调试作业指导书电气调试方案 1 编制依据及引用标准: 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2006） 《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》 《继电保护及安全自动装置技术规程》 《电力建设施工及验收技术规范》 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 设计院图纸及厂家技术资料 作业指导书适用范围: 本作业指导书适用于继电保护装置调试。 试验目的: 1）检验保护装置动作的正确性和可靠性 2）检验保护装置跳闸出口逻辑的正确性 3）检验保护二次接线及跳闸回路的正确性 2 工程概况与工程量 工程概况：XX集团XXXX电厂一期2×1000MW工程，#机组由XX省火电建设公司承建，本作业指导书涉及的施工范围为#机组附属的继电保护装置单体调试，含发变组保护装置、厂用快切装置、故障滤波装置装置、同期装置、综合保护装置等。 工程量
工程量一览表 3 施工作业人员配备与人员资格 参加作业人员配置： 参加作业人员配置表 作业人员资质要求： 3.2.1试验至少应有2人以上参加，一名调试负责人； 3.2.2试验人员应熟悉相关仪器的使用，熟悉继电保护装置的基本原理及保护构成情况，具有相关的调试专业的理论知识，
具备国家认可的资格证书； 3.2.3试验人员应具备相关的实际工作经验和必要的安全知识。 4施工所需试验设备及工器具量具、安全防护用品配备：工机具配备表 安全防护用品配备 4.2.1个人安全防护用品配备：安全帽、安全带等； 4.2.2施工区域安全防护用品配备：安全网、安全围栏等。 5 施工条件及施工前准备工作 厂家资料、设计院图纸已到齐并已审核无误； 继电保护装置已安装就位； 继电保护装置经过安装人员清查完毕，并经验收合格； 作业环境安全设施可靠、完善；
1 母线差动保护的带负荷校验
1 母线差动保护的带负荷校验 发电厂和变电所的母线是电力系统的重要设备。如果母线故障不能迅速地被切除，将会引起事故扩大，破坏电力系统的稳定运行，造成电力系统的瓦解事故。因此，母线差动保护正常时均需投入运行。但在新投断路器时，则应在断路器充电前将母差保护停用，带负荷后，测量保护回路的电流极性正确后再加用。因此，母线差动保护回路的电流极性正确后再加用。因此，母线差动保护带负荷校验，具体的步骤如下：①将母线差动保护停用。②进行充电操作。③使断路器带上负荷后，由继电保护人员进行检验工作。④检验保护回路的电流极性正确后，将母线差动保护加用。 母线差动保护带负荷校验时的注意事项：①母线差动保护停用的方法要正确。应先停用母差保护断路出口联接片，再停用保护直流电源。取直流电源熔断器时，应先取正极，后取负极，也可根据现场需要不停用保护直流电源。②带负荷校验时险除测定三相电路及差回路电流外，必须测中性线的不平衡电流，以确保回路的完整正确。③校验完毕，母线差动保护加用的操作要正确。先加直流电源，在检查整个保护装置正常后，使用高内阻电压表测量出口联接片两端无电压后，使用高内阻电压表测量出口联接片两端无电压后，逐一加用各断路器出口联接片。④根据母线的运行方式、母差保护的类型正确将母线差动保护投入。要特别注意断路器电压回路切换和母差失灵保护出口联接片的切换。采用隔离开关重动继电器自动切换的，要注意检查重动继电器状态，防止重动继电器不励磁或不返回。 2 主变差动保护的带负荷校验 纵联差动保护是将变压器各侧的电流互感器按差接法接线。在变压器正常和外部短路时，其各侧流入和流出的一次电流之和为零，差动继电器不动作；内部故障时，各侧所供短路电流之和，流入差动继电器，差动继电器动作切除故障。 因此，对主变差动保护带负荷校验步骤如下：①主变差动保护在主变充电时应加用，因此即使某电流回路极性不正确，在主变充电时，仍能起到保护作用。但带上负荷后，若极性不正确，就会因有差流而误动作，所以，必须在带负荷前停用；停用后，再使主变带上负荷，检测各侧电流、二次接线及极性是否正确和检测差动继电器关压是否满足要求。②检验电流极性是否正确的方法一般采用测量电流相应（通称测六角图）的方法，高压侧对中压侧（低压侧断开）和高压侧对低压侧（中压侧断开）同相电流的相互差180°为正确。③六角图正确，还不能保证差动保护 继电器内部接线正确，因此，还应测差回路的不平衡电流或电压，证实二次接线及极性正确无误后，方可将差动保护投入运行。 主变差动保护校验时的注意事项：①变压器空载投入时，励磁涌流的值可达6 ~倍额定电流。励磁涌流的大小、波形与合闸前铁心内剩磁、合闸初相角、铁心饱 和磁通、系统电压和联系阻抗、变压器三相接线方式和铁心结构形式、电流互感器饱和特性和二次三相接线方式等因素有关。变压器空载合闸时的励磁涌流有可能使主变差动保护动作，但这不能用来判断就是电流回路或继电器内部接线错误，相反可以用来检查差动继电器的选型、整定、接线是否符合要求。②新投变压器充电，应将变压器的所有保护全部加用，差动保护、零序保护即使不能保证其极性正确也应加用。轻瓦斯保护采用短接线接跳闸回路，充电完毕后拆除短接线，恢复到原信号位置。③差动保护带负荷测试内容有两项：一是差动回路“六角相位”，以判别 差另回路接线的正确性，如TA极性接错与否，联接线别或相位正确与否，其二是继
调试作业指导书
调试作业指导书 1.范围 适用于本公司生产的所有开关电源的调试作业。 2.目的 为确保所生产的开关电源产品质量，而制订本调试作业指导书。 3.设备 示波器,万用表,电子负载,耐压测试仪，绝缘电阻测试仪，电参数测试仪，调压器，电源，电阻负载，专用工装 4.调试作业要求 4.1 产品调试人员应掌握设备的使用方法. 4.2产品调试人员应掌握待测产品的技术参数及特性. 4.3所有测试设备应在调试产品之前校准,以确保所测试的产品质量. 4.4按照待测产品的技术参数,分步测试. 4.5 产品所需测试的内容:关键点波形、空载电压输出精度、满载电压输出 精度、源效应、负载调整率、欠压保护、过压保护（如有）、短路保护、满载启动、噪声及客户约定的技术指标等等，具体参数以技术文件为准。 4.6所有测试内容均应满足待测产品技术要求（见工艺文件）. 5.调试作业方法 5.1.调试工作的内容: 调试工作包括调整和测试两个部分，调整主要是 指对电路参数的调整，即对整机内可调元器件及与电气指标有关的调谐 系统、机械传动部分进行调整，使之达到预定的性能要求；测试则是在 调整的基础理论上，对整机的各项技术指标进行系统地测试，使电子产 品各项技术指标符合规定。 5.2.调试仪器的配置 （1）各种仪器的布置应便于操作和观测。 （2）仪器的布置应便于操作，即应根据不同仪器面板上可调旋钮的布置 情况来安排其位置，使调节方便舒适。 （3）仪器叠放置时，应注意安全稳定，把体积小，重量轻的放在上面。 （4）仪器的布置要力求接线最短。 5.3.调试工艺要求 调试人员应按《调试规章制度》做好个人准备，以便调试工作顺利进行，
继电保护校验规程.
继 电 保 护 校 验 规 程 无为严桥风电场2016年5月
目录 1范围 (1) 2规范性引用文件 (1) 3总则 (1) 4检验种类及周期 (2) 5检验工作应具备的条件 (4) 6现场检验 (5) 7本厂自动化系统、继电保护及故障信息管理系统的检验 (13) 8装置投运 (13) 9极化继电器的检验 (15) 10电磁型保护的检验 (24) 12 厂站自动化系统中的各种测量、控制装置的检验项目 (26)
继电保护校验规程 1范围 本标准规定了华电福新安徽新能源有限公司无为严桥风电场继电保护及其二次回路接线(以下简称装置)检验的周期、内容及要求。本标准适用于华电福新安徽新能源有限公司无为严桥风电场继电保护运行的维护和管理。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB／T 7261—2000 继电器及装置基本试验方法 GB／T 14285—2006 继电保护及安全自动装置技术规程 DL/527—2002 静态继电保护装置逆变电源技术条件 3总则 3.1本标准是继电保护及电网安全自动装置在检验过程中应遵守的基本原则。 3.2本标准中的电网安全自动装置，是指在电力网中发生故障或出现异常运行时，为确保电网安全与稳定运行，起控制作用的自动装置，如自动重合闸、备用电源或备用设备自动投入、自动切负荷、低频和低压自动减载、电厂事故减出力、切机等。 3.3各级继电保护管理及运行维护部门，应根据当地电网具体情况并结合一次设备的检修合理地安排年、季、月的保护装置检验计划。相关调度部门应予支持配合，并作统筹安排。 3.4装置检验工作应制定标准化的作业指导书及实施方案，其内容应符合本标准。 3.5检验用仪器、仪表的准确级及技术特性应符合要求，并应定期校验。 3.6微机型装置的检验，应充分利用其“自检”功能，着重检验“自检”功
许继WFB-805A型高备变保护定检作业指导书
01号高备变保护定检作业指导书 编写： 初审： 审核： 批准： 2013.09.03
目次 1 范围 (1) 2 本指导书涉及的资料和图纸 (1) 3 安全措施 (1) 4 备品备件清单 (1) 5 现场准备及工具 (1) 6 定检工序及质量标准 (2)
01号高备变保护定检作业指导书 1 范围 本指导书适用于01号高备变保护定检工作。 2 本指导书涉及的资料和图纸 下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。 01号高备变保护二次回路原理图 WFB-800变压器成套保护装置调试大纲 WFB-800变压器成套保护成套保护装置技术使用说明书及图纸 3 安全措施 3.1严格执行《电业安全工作规程》及《继电保护安全措施票》。 3.2清点所有专用工具齐全，检查合适，试验可靠。 3.3当天定检任务结束后一定要将定检所用试验电源断掉。 3.4参加定检的人员必须熟悉本作业指导书，并能熟记定检项目，工艺质量标准等。 3.5参加本定检项目的人员必需熟记本作业指导书的安全技术措施。 4 备品备件清单(见资源准备页) 5 现场准备及工具 5.1 现场准备（见资源准备页） 5.2 工作准备 □5.2.1工器具已准备完毕，材料、备品已落实。 □5.2.2会同工作班成员熟悉01号高备变保护二次回路图纸；熟悉01号高备变保护原理及□校验方法；熟悉01号高备变保护最新整定值通知单。 □5.2.3工作负责人组织工作班成员做好危险点分析。 □5.2.4带好设备二次回路图纸。 □5.2.5携带本定检作业指导书、现场工作记录薄。 5.3 办理相关工作票 □5.3.1已办理工作票及开工手续,了解现场一、二次设备带电情况及安全措施是否符合工作票要求。。 □5.3.2向工作班成员详细交待安全措施、注意事项及危险点分析，明确工作范围。区别运□行5.3.3按照《继电保护安全措施票》做好安全措施。 6 定检工序及质量标准
kv线路保护整定计算公式汇总
继电保护整定计算公式汇编 为进一步规范供电系统继电保护整定计算工作，提高保护的可靠性快速性、灵敏性，为此，将常用的继电保护整定计算公式汇编如下，仅供参考。有不当之处希指正： 一、 电力变压器的保护： 1、 瓦斯保护： 作为变压器内部故障（相间、匝间短路）的主保护，根据规定，800KVA 以上的油浸变压器，均应装设瓦斯保护。 （1） 重瓦斯动作流速：0.7～1.0m/s 。 （2）轻瓦斯动作容积：S b ＜1000KVA ：200±10%cm 3；S b 在1000～15000KVA ：250± 10%cm 3；S b 在15000～100000KVA ：300±10%cm 3；S b ＞100000KVA ：350±10%cm 3。 2、差动保护：作为变压器内部绕组、绝缘套管及引出线相间短路的主保护。包括平衡线圈 I 、II 及差动线圈。 3、 电流速断保护整定计算公式： （1）动作电流：Idz=Kk ×I (3) dmax2 继电器动作电流：u i d jx K dzj K K I K K I ???=2max )3( 其中：K k —可靠系数，DL 型取1.2，GL 型取1.4 K jx —接线系数，接相上为1，相差上为√3 I (3) dmax2—变压器二次最大三相短路电流 K i —电流互感器变比 K u —变压器的变比 一般计算公式：按躲过变压器空载投运时的励磁涌流计算速断保护值，其公式为： 其中：K k —可靠系数，取3～6。
K —接线系数，接相上为1，相差上为√3 jx —变压器一次侧额定电流 I 1e —电流互感器变比 K i （2）速断保护灵敏系数校验： 其中：I(2) —变压器一次最小两相短路电流 dmin1 —速断保护动作电流值 I dzj K —电流互感器变比 i 4、过电流保护整定计算公式： （1）继电器动作电流： —可靠系数，取2～3（井下变压器取2）。其中：K k K —接线系数，接相上为1，相差上为√3 jx —变压器一次侧额定电流 I 1e K —返回系数，取0.85 f —电流互感器变比 K i （2）过流保护灵敏系数校验： 其中：I(2) —变压器二次最小两相短路电流 dmin2 —过流保护动作电流值 I dzj —电流互感器变比 K i K —变压器的变比 u 过流保护动作时限整定：一般取1～2S。 5、零序过电流保护整定计算公式： （1）动作电流： 其中：K —可靠系数，取2。 k —变压器二次侧额定电流 I 2e
WBH801A变压器保护装置作业指导书
WBH-801系列主变保护装置测试技能实训指导书 调试组: 调试人员: 调试日期: 国网技术学院 2012年4月
1试验过程中应注意的事项 1)断开直流电源后才允许插、拔插件，插、拔交流插件时应防止交流电流回路开路； 2)存放程序的EPROM芯片的窗口要用防紫外线的不干胶封死； 3)打印机及每块插件应保持清洁，注意防尘； 4)调试过程中发现有问题时，不要轻易更换芯片，应先查明原因，当证实确需更换芯片时， 则必须更换经筛选合格的芯片，芯片插入的方向应正确，并保证接触可靠； 5)试验人员接触、更换芯片时，应采用人体防静电接地措施，以确保不会因人体静电而损 坏芯片； 6)原则上在现场不能使用电烙铁，试验过程中如需使用电烙铁进行焊接时，应采用带接地 线的电烙铁或电烙铁断电后再焊接； 7)试验过程中，应注意不要将插件插错位置； 8)因检验需要临时短接或断开的端子，应逐个记录，并在试验结束后及时恢复； 9)使用交流电源的电子仪器(如示波器、毫秒计等)进行电路参数测量时，仪器外壳应与保 护屏(柜)在同一点接地； 2 安全措施 1）检查模拟断路器位置，确保一次设备停电（#1主变：5011、5012、201、301开关，#2主变：5022、5023、202、302开关）。 2）检查并记录主变保护屏所有压板位置后退出所有压板 3）检查并记录主变保护屏后三侧电压空开位置后断开。 4）检查并记录主变保护屏电压、电流端子连接片位置，断开电压回路、电流回路与外部回路 的连接： 电压回路：在端子排U1D处打开端子U1D1、U1D2、U1D3 、U1D5（分别是UHa、UHb、UHc 、UH0）；U2D1、U2D2、U2D3、U3D5（分别是UMa、UMb、Umc、 UL0）；U3D1、U3D2、U3D3、U3D5（分别是ULa、ULb、Ulc、UL0）. 注：电压空开后电压端子1U1D、1U2D、1U3D端子连片均应处于连接位置。 电流回路：在端子排1I1处打开端子1I1D1、1I1D2、1I1D3（分别是I1Ha、I1Hb、I1Hc）；1I1D9、1I1D10、1I1D11（分别是I2Ha、I2Hb、I2Hc）；1I2D1、1I2D2、1I2D3（分别是IMa、IMb、IMc）；1I3D1、1I3D2、1I3D3（分别是ILa、ILb、ILc）；1I3D9、1I3D10、1I3D11（分别是Ira、Irb、Irc）；1I4D1、1I4D2、1I4D3、1I4D9（分别是Iga、Igb、Igc、Igc0） 3通电前检查 1)退出保护所有压板，断开所有空气开关； 2)检查装置内、外部无积尘、无异物；清扫电路板的灰尘； 3)检查保护装置的硬件配置，各插件的位置、标注及接线应符合图纸要求；
继电保护装置带电负荷校验的步骤及注意事项.docx
继电保护装置带电负荷校验的步骤及注意事项摘要：继电保护对于电力设备及变电站的安全、可靠运行具有重要意义，因此要重视校验电力系统中的继电装置，以确保继电装置的保护作用能够得到充分的发挥。为了提高继电装置校验水平，本文结合实际工作经验，对带电符合校验的具体步骤以及注意事项进行了分析，以供参考。 一、带电负荷校验的作用 带电负荷校验是建设电力系统时必须开展的一项工作，只有进行负荷校验才能够有效判断竣工后的输电工程、投入使用的新型电力设备是否处于正常工作状态。在进行负荷校验的过程中，控制好继电装置，使其处于可靠运行以及安全运行状态，是保障电力工程当中的一次设备能够投入使用的前提条件，同时也是校验二次设备运行质量的重要途径。此外，在建设电力基础设施的过程中，也必须开展负荷校验工作，只有校验带电负荷，才能够对电力系统当中的接线方式以及保护装置设计方案进行有效检查，便于及时找出错误的接线方式，并完善保护装置设计方案。 二、继电保护装置带电负荷校验的步骤及注意事项分析 1.母线差动保护的带负荷校验 发电厂和变电所的母线是电力系统的重要设备。如果母线故障不能迅速地被切除，将会引起事故扩大，破坏电力系统的稳定运行，造成电力系统的瓦解事故。因此，母线差动保护正常时均需投入运行。但在新投断路器时，则应在断路器充电前将母差保护停用，带负荷后，测量保护回路的电流极性正确后再加用。因此，母线差动保护回路的电流极性正确后再加用。因此，母线差动保护带负荷校验，具体的步骤如下： ①母线差动保护停用。 ②进行充电操作。
③使断路器带上负荷后，由继电保护人员进行检验工作。 ④检验保护回路的电流极性正确后，将母线差动保护加用。 ⑤母线差动保护带负荷校验时的注意事项： ⑥母线差动保护停用的方法要正确。应先停用母差保护断路出口联接片，再停用保护 直流电源。取直流电源熔断器时，应先取正极，后取负极，也可根据现场需要不停 用保护直流电源。 ⑦带负荷校验时险除测定三相电路及差回路电流外，必须测中性线的不平衡电流，以 确保回路的完整正确。 ⑧校验完毕，母线差动保护加用的操作要正确。先加直流电源，在检查整个保护装置 正常后，使用高内阻电压表测量出口联接片两端无电压后，使用高内阻电压表测量 出口联接片两端无电压后，逐一加用各断路器出口联接片。 ⑨根据母线的运行方式、母差保护的类型正确将母线差动保护投入。要特别注意断路 器电压回路切换和母差失灵保护出口联接片的切换。采用隔离开关重动继电器自动 切换的，要注意检查重动继电器状态，防止重动继电器不励磁或不返回。 2.主变差动保护的带负荷校验 纵联差动保护是将变压器各侧的电流互感器按差接法接线。在变压器正常和外部短路时，其各侧流入和流出的一次电流之和为零，差动继电器不动作；内部故障时，各侧所供短路电流之和，流入差动继电器，差动继电器动作切除故障。 因此，对主变差动保护带负荷校验步骤如下： ①变差动保护在主变充电时应加用，因此即使某电流回路极性不正确，在主变充电时， 仍能起到保护作用。但带上负荷后，若极性不正确，就会因有差流而误动作，所以， 必须在带负荷前停用；停用后，再使主变带上负荷，检测各侧电流、二次接线及极
继电保护调试施工方案设计
一、编制目的及适用范围 为了确保继电保护及安全自动装置调试试验的顺利进行，保证试验工作的安全、优质、高效，特编制本施工方案。 本作业指导书仅适用于鄱北220kV变电站110kV间隔扩建工程全所继电保护及安全自动装置的调试工作及相关二次回路的整组传动工作。 二、执行的质量标准 《继电保护及安全自动装置技术规程》 《继电保护及安全自动装置检验规程》 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 中国电力建设集团江西省电力设计院施工图 五、作业条件 5.1、现场各地施工电源完好，交直流电源质量稳定。 5.2、检查所有试验仪器是否正常、合格。 5.3、试验人员身体健康，具备必要的试验相关专业知识，熟悉作业安全工作规程，并经考试合格。
5.4、试验所需的资料如：试验规程、相关图纸及装置的出厂资料。5.5、设备已到场，经开箱检查无外观问题，其中部分需安装后才进行试验。 六、施工工艺 为完成鄱北220kV变电站110KV扩建间隔的调试工作的顺利进行，我单位组织了多名具有丰富调试经验和较高专业理论水平的专业调试人员负责本工程调试任务。 本调试工作除了执行国家有关调试规程规范及交接验收规范的规定外，并根据鄱北220kV变电站110kV间隔扩建工程的设计要求、设备特点编写方案，应对调试工作的内容、范围、项目、调试步骤、操作方法、技术规定与要求等作出具体规定、说明，经审核、审批，报监理工程师、业主审批后执行。 本工程所有调试项目试验数据应符合国家有关规范、规程的规定，制造商技术说明书的要求。对试验中发现的有争议的问题、试验项目及时汇报监理单位，与制造商技术人员协商解决，做好书面记录及签证。保护装置调试工艺流程：
220kV线路保护检验方法
注意：在试验接线中，将试验仪的UZ接于保护的开口三角电压回路L。 1、纵联方向保护检验：仅投入主保护压板1LP18 （1）短接11D8—11D36，11D9—11D37；1D48—1D55（如有收发信机则将收发信机电源给上，然后将短接片置于“负载”下。 （2）模拟A相接地故障 故障前正常负荷状态为12秒； 直接用阻抗界面时，使Z=0.95*Zzdp2=0.95*2.18=2.07Ω,Φ=Φlm,故障时间=0.1s； 用电流电压界面时，使I=3A，U=0.95*（1+0.83）*3* Zzdp2=11.37V,故障相电压超前故障相电流为零序灵敏角Ps0=80°。（非故障相电压为正常电压，非故障相电流为0A）； （ （4）模拟AB相间故障 故障前正常负荷状态为12秒； 直接用阻抗界面时，使Z=0.95*Zzdpp2=0.95*4.6=4.37Ω,Φ=Φlm,故障时间=0.1s； 用电流电压界面时，使IA=3A，Uab=0.95*2*3* Zzdpp2=26.22V,故障相间电流的超前相IA滞后故障相电压超前相UA为正序灵敏角Ps1=80°，滞后相电流IB与IA 相差180°。（非故障相电压为正常电压，非故障相电流为0A）； （5）模拟BC、CA相间故障，方法同上。 （6）保护信息为D++。 2、纵联零序方向保护。投入主保护压板1LP18和零序保护压板1LP17 （1）短接1D48—1D55、11D8—11D36，11D9—11D37；（如有收发信机则将收发信机电源给上，然后将短接片置于“负载”下。 （2）模拟A相接地故障 故障前正常负荷状态为12秒； 用电流电压界面时，使I=(I0zdF*1.05)A，U=53V,故障相电压超前故障相电流为零序灵敏角Ps0=80°。（非故障相电压为正常电压，非故障相电流为0A）； 故障时间为0.1s 保护发单跳令。
220kV线路保护全部校验标准化作业指导书(修改版)
XXX变220kVXXX线保护全部校验标准化作业指导书 编写：年月日审核：年月日批准：年月日
一、WXH-802保护装臵检验 6 开入量检查（加重合闸把手） 开入量名称 装置显示开入量状态 开入量名称 装置显示开入量状态短接前短接后短接前短接后 投高频保护TWJA 投检修TWJB 投距离保护TWJC 投零序保护压力低闭锁重合闸 打印信号复归 对时输入单跳起动重合闸 7 模数变换系统检查 (1)零漂检验：(试验时电流回路开路、电压回路短接) 交流量I A I B I C3I0U A U B U C U x CPU 要求-0.1--0.1A，-0.2--0.2V (2)电流线性度测试: 通道Ia Ib Ic 3Io 0.1In 0.5In 1In 5In 10In 要求小于±5 % (3)电压线性度测试:（加相位角） 通道Ua Ub Uc Ux 1V 5V 30V 60V 70V 要求小于±5 % 8 整定值检验 （1）高频保护 1）高频距离保护 故障相别K=0.95 K=1.05 K=0.7 K=0.95 且反向AN 相可靠动作可靠不动作可靠不动作
BN 相可靠动作可靠不动作可靠不动作CN 相可靠动作可靠不动作可靠不动作AB 相可靠动作可靠不动作可靠不动作BC 相可靠动作可靠不动作可靠不动作CA 相可靠动作可靠不动作可靠不动作2）高频零序保护 故障相别K=1.05 K=0.95 K=1.2 K=1.05 且反向AN相可靠动作可靠不动作可靠不动作BN相可靠动作可靠不动作可靠不动作CN相可靠动作可靠不动作可靠不动作 （2）距离Ⅰ段 故障相别K=0.95 K=1.05 K=0.7 K=0.95且反向AN相可靠动作可靠不动作可靠不动作BN相可靠动作可靠不动作可靠不动作CN相可靠动作可靠不动作可靠不动作AB相可靠动作可靠不动作可靠不动作BC相可靠动作可靠不动作可靠不动作CA相可靠动作可靠不动作可靠不动作 （3）距离Ⅱ段 故障相别K=0.95 K=1.05 K=0.7 K=0.95且反向AN相可靠动作可靠不动作可靠不动作BN相可靠动作可靠不动作可靠不动作CN相可靠动作可靠不动作可靠不动作AB相可靠动作可靠不动作可靠不动作BC相可靠动作可靠不动作可靠不动作CA相可靠动作可靠不动作可靠不动作 （4）距离Ⅲ段 故障相别K=0.95 K=1.05 K=0.7 K=0.95且反向AN相可靠动作可靠不动作可靠不动作BN相可靠动作可靠不动作可靠不动作CN相可靠动作可靠不动作可靠不动作AB相可靠动作可靠不动作可靠不动作BC相可靠动作可靠不动作可靠不动作CA相可靠动作可靠不动作可靠不动作 （5）距离保护反方向出口故障 故障相别AN相BC相ABC相 故障量：U＝0，I＝6IN，Ф＝180°+Фsen
风电电气二次回路调试(作业指导书)
目录 1.编制依据 2.工程概况及特点 3.施工方案 4.调试方法 5.质量目标及质量管理措施 6.安全、环境目标及安全、环境管理措施 7.现场文明施工 8.成品保护措施 9.技术资料
1编制依据 风电一期工程系统调试文件认真贯彻执行公司安全、质量、环境管理方针，严格执行公司《程序文件汇编》的有关规定。按照国家规程、统一标准、统一规范、统一施工方法、执行如下施工技术依据： 1.1工程设计文件 1.2图纸及设计变更 1.3《电力系统继电保护规定汇编》 1.4《十八项电网重大反事故措施》 1.5《风电一期工程电气专业系统调试方案》 1.6《电力建设施工、验收及质量验评标准汇编》 1.7《电力建设安全施工管理规定》 2工程概况及特点 2.1工程概况 2.1.1风电一期工程地理位置及环境情况： 风电一期工程位于红山口风区处，地理位置合理。电站周围植被希少，呈戈壁荒滩，交通比较便利。 2.1.2调试范围及主要工程量 全站电气二次调试任务包括全所一次设备元件接线检查；保护装置校验；二次回路检查及保护联动调试。 3施工方案 3.1施工准备 3.1.1人员准备 调试负责人员均经过工种培训，具有丰富的调试经验，能够确保调试工作安全顺利进行。 3.1.2技术准备 系统调试工作在遵循相关规程规范的前提下，认真严谨的编制作业指导书，确保调试工作在有正确完整的技术指导下安全顺利进行。 3.1.3人员配置 调试人员4人
4.调试方法 4.1断路器调试 4.1.1若操作箱已带防误闭锁时（防跳回路），应尽可能从操作箱解除防跳回路，如操作箱不具备解除条件，应将断路器机构内部防跳回路解除。 4.1.2在控制回路中若储能闭锁已经在断路器机构箱内实现时，应将保护屏控制箱内闭锁回路短接。 4.1.3断路器内部是否带有电流互感器，若有应按互感器作业指导书进行操作。 4.1.4弹簧断路器储能时间过长会影响重合闸功能 4.1.5接入断路器机构箱内的控制回路应按照相应的正负接直流电源。 4.1.6仔细检查是否有联跳压板或回路，调试时注意联动。 4.1.7 保护校验时应核对跳闸出口，防止误跳事故发生。 4.1.8 应根据继电保护事故解决方法核对保护与断路器配合时是否存在事故隐患。 4.1.9 断路器传动试验时如果传动失败应立即断开操作箱电源，防止损坏设备。 4.2电压、电流互感器检查 4.2.1电压回路严禁短路，电流回路严禁开路。 4.2.2所有电流互感器P1侧应朝向母线侧（看互感器铭牌，U型一次线圈上二次保护绕组应集中在P1侧，反之互感器应P2指向母线侧），电流流向以母线流向线路为正，母联极性应和母差保护保持一致。 4.2.3所有互感器绕组极性必须检测。 4.2.4有些电流互感器没有明显末屏接地，在其二次接线盒中能够找到,电流互感器末屏必须可靠接地。 4.2.5电流回路应尽可能一次通流，不具备一次通流条件时应进行二次通流（主变、高压电抗器）。 4.2.6所有电流电压互感器应查阅相关说明书及出厂资料，电压互感器二次n与三次n应分别引至主控室，公用电压互感器的n应在主控室内一点接地，抗铁磁谐振电压互感器的O不能有二次线引出。 4.2.7计量回路中若主变计量点及高抗计量点的设计在套管中，应在图纸会审中提出，因为无法进行误差试验，在10kV以下系统计量通常采用A、C两相电流，防止B相电流量开路。
线路保护校验方法
RCS-900系列线路保护测试 一、RCS-901A 型超高压线路成套保护 RCS-901A 配置： 主保护：纵联变化量方向，纵联零序，工频变化量阻抗； 后备保护：两段（四段）式零序，三段式接地/相间距离； 1) 工频变化量阻抗继电器： 保护原理： 故障后 F 点的电压 Uf = 0，等价于两个方向相反的电压源串联， 如果不考虑故障瞬间的暂态分量，则根据叠加定律，有 根据保护安装处的电压变化量U ?和电流变化量I ?，保护构造出一个工作电压op U ?来反映U ?和I ?，其定义为 set op Z I U U ??-?=? ，物理意义如下图所示 当故障点位于不同的位置时，工作电压op U ?具有不同的特征
正向故障： 区内 f op U U ?>? 区外 f op U U ?
)Z Z (I Z I Z I Z I U U set s set s set op +??-=??-??-=??-?=? 短路点处的电压变化量（注意：f U ?的方向！） )Z Z (I U f s f +??=? 所以：动作判据 f op U U ?≥? 等价于 s set s f Z Z Z Z +≤+， 结论：正向保护区是以（-Zs ）为圆心，以 |Zset + Zs| 为半径的圆。 当测量到的短路阻抗 Zf 位于圆内（正向区内）则动作， 位于圆外（正向区外）不动； 反向故障时： 工作电压 )Z Z (I Z I Z I Z I U U set R set R set op -??=??-??-=??-?=? 短路点处的电压变化量（注意：f U ?的方向！） )Z Z (I U f R f +??-=? 所以：动作判据 f op U U ?≥? 等价于 R set R f Z Z Z )Z (-≤--， 结论：反向保护区是以 ZR 为圆心，以 |ZR –Zset|为半径的圆。 测量到的短路阻抗（-Zf ）永远不可能进入位于第1象限内的动作区， 所以反向不会动作。 测试要点：由于工频变化量阻抗继电器的阻抗特性边界受电源侧等值阻抗Zs 的控制，所以不
继电保护二次核相、带负荷试验方法
核相、带负荷实验报告 一、实验介绍 核相：新发电站并网，新变电站投产前，经常要做核相试验，现场所说的核相，包括核对相序和核对相位。核对相序，主要是为了发电机、电动机的正常工作。在电力生产实践中，发电机并网前必须核对相序的试验，相序不对，发电机是无法并网的，强行并网会造成设备损坏。在电网的改造中，也应该注意保持电网原有的相序，以免给用户带来麻烦。（变电站常见的二次核相主要是指在一次同源电压下，核准不同电压互感器感应出的二次电压幅值、相序符合要求，验证电压二次回路接线正确性。） 带负荷：带电负荷校验是建设电力系统时必须开展的一项工作，只有进行负荷校验才能够有效判断竣工后的输电工程、投入使用的新型电力设备是否处于正常工作状态。在进行负荷校验的过程中，控制好继电装置，使其处于可靠运行以及安全运行状态，是保障电力工程当中的一次设备能够投入使用的前提条件，同时也是校验二次设备运行质量的重要途径。此外，在建设电力基础设施的过程中，也必须开展负荷校验工作，只有校验带电负荷，才能够对电力系统当中的接线方式以及保护装置设计方案进行有效检查，便于及时找出错误的接线方式，并完善保护装置设计方案。带负荷试验也是验证电流二次回路接线正确性的重要手段，电流回路有改动的工作在投运前均需进行带负荷试验。 二、实验目的 1. 110kV莫宁变110KV I母PT核相试验； 2. 110kV莫宁变新莫1375线带负荷试验； 3. 220kV乐新变110KV I母线PT进行核相试验，并分析故障的类型。 三、实验器材 万用表、核相矢量分析仪、钳形表、一字螺丝刀 四、实验方法 1.110kV莫宁变110KV I母PT核相试验。对110kV莫宁变110kV母设/PT 并列屏进行操作，先了解并列屏电压、电流回路接线，通过母线压变，使用万用表取莫宁变两条母线三相及三相之间的二次电压，得到数据进行分析。 2. 110kV莫宁变新莫1375线带负荷试验。先记录新莫线1375的功率流动情况，以从母线流到线路为正方向，P=-3 3.44MW，Q=8.56Mvar，线路电流为I=252.57A。对110kV莫宁变#1主变保护屏进行操作。使用核相分析仪分别测量高压侧ABC三相新莫线1375电流以及莫宁变低压侧三相电压以及同相电流与电压的角度差。测试原理图如图1所示。
线路定检标准化作业指导书
编号：XXXX年XX月XXX序号 变电站线路及远跳保护全部检验 标准化作业指导书 批准：年月日 审核：年月日 编写：年月日 作业负责人： 作业日期：年月日时至年月日时 单位：中卫供电局运维检修部变电运检组
1．工作概况 1.1 工作班组：保护自动化二班 1.2 工作负责人：郭XX 1.3 工作班成员：田XX、李XX、王XX 1.4 待检保护情况： 序号装臵型号制造厂家通道配臵上次检验日期备注 1 PSL-603 南京南自2M专用通道2012年5月5日 2 CSC－103B 北京四方2M复用通道2012年5月5日 ... ... 1.5工作范围： 室内：主控室 室外：220kV设备区 1.6存在缺陷：说明设备或回路存在何种缺陷，如没有则注明“无” 2．工作前准备 2.1 工作组织措施 人员（职责）分工工作职责工作人员签名1）负责本次工作作业指导书的编制。
工作负责人2）负责检查所准备的工器具及相关材料是否齐备。 3）负责检查工作票所列措施是否正确完备。 4）检查运维（运行）人员所做安全措施是否正确完备。 5）工作前向工作班成员交待工作票所列的工作内容、工作地点、相临的运行设备、危险点、所 做安全措施、工作时应注意的事项。 6）工作中对工作班成员的安全进行监护。 7）负责作业现场全过程的生产、人身、设备安全和工作质量。 8）负责继电保护现场工作记录及电子记录的填写，并向运行人员交待有关注意事项。 工作安全员1）协助现场的安全管理。 2）工作中监督工作成员遵守安全规定和现场安全措施，及时纠正不安全行为。 3）协助《安规》的落实和其他各项安全措施的执行。 4）负责检查、督导现场的安全施工和文明施工，并组织对存在问题的整改，有权制止各种违章行为。 5）监督现场安全施工交底的工作落实。 6）监督现场工作人员正确使用安全工器具和劳动防护用品。 工作班成员1）熟悉工作内容、工作流程，掌握安全措施，明确工作中的危险点并履行确认手续。 2）依据工作计划和进度要求，正确、全面、及时地完成工作。 3）依据调试大纲和技术说明书，对装臵进行调试，及时向工作负责人汇报工作进度及存在的问题。 4）对工作质量和安全生产负有直接的责任。 5）相互关心工作安全,并相互监督《安规》的执行和现场安全措施的执行。 6）开展反违章活动,杜绝习惯性违章. 人员变动情况 2.2 工作仪器仪表及安全工器具准备
线路保护检验作业指导书
（工程名称） 110kv~500kV线路保护检验作业指导书 编码：BDECSY-01 二○一○年十月
作业指导书签名页
目录 1.适用范围 (1) 2. 编写依据 (1) 3. 作业流程............................................................................................. 错误！未定义书签。 作业（工序）流程图 ..................................................................................... 错误！未定义书签。 4. 安全风险辨析与预控 (3) 5. 作业准备 (4) 5.1 人员配备 (4) 5.2 工器具及仪器仪表配置 (4) 6. 作业方法 (4) 6.1作业条件检查 (4) 6.2通电前检查： (5) 6.3绝缘检查 (5) 6.4通电检查 (5) 6.5保护装置校验 (5) 6.6 保护通道联调： (7) 6.6整组传动试验： (7) 6.7电流电压回路检查： (8) 6.9受电前检查： (8) 7. 质量控制措施及检验标准 (8) 7．1质量控制措施 (8) 7．2质量控制表单 (9) 7．3检验标准 (9)
1.适用范围 本作业指导书适用变电工程110kV~500kV线路保护调试，编写时按110kV~500kV线路保护功能编制，现场可根据实际情况进行删减和补充。 2. 编写依据
3. 作业流程 作业（工序）流程图 图3-1 线路保护作业流程图
继电保护检验项目及要求.(DOC)
继电保护检验项目及要求 7.1 检验种类及期限 所有继电保护装置与电网安全自动保护装置及其回路接线(以后简称保护装置)，必须按《继电保护及电网安全自动保护装置检验条例》的要求进行检验，以确保保护装置的元件良好，回路接线、定值及特性等正确。 7.1.1 检验分为三种： ⑴新安装保护装置的验收检验。 ⑵运行中保护装置的定期检验(简称定期检验)。 ⑶运行中保护装置的补充检验(简称补充检验)。 ⑷对新型的保护装置(指未经部级鉴定的产品)，一般不能使用。必须进行全面的检查试验，并经电网(省)局继电保护运行部门审查，其技术性满足电网安全要求时，才能在系统中投入试用。 7.1.2 定期检验分为三种： ⑴全部检验：按保护装置的全部检验项目进行检验。 ⑵部分检验。按保护装置的部分重点检验项目进行检验。 ⑶用保护装置进行断路器跳合闸试验。 7.1.3 补充检验分为四种： ⑴保护装置改造后的检验。 ⑵检修或更换一次设备后的检验。 ⑶运行中发现异常情况后的检验。 ⑷相关设备故障后的检验。 7.1.4 新安装保护装置的验收检验，在下列情况时进行： ⑴当新装的一次设备投入运行时。 ⑵当在现有的设备上投入新安装的保护装置时。 ⑶当对运行中的保护装置进行较大的更改或增设新的回路时，其检验范围由公司总工办根据具体情况确定。
由于制造质量不良，不能满足检验要求的保护装置，原则上应由制造厂负责解决，属于普遍性的问题，应向有关上级部门报告。 7.1.5定期检验期限 定期检验应根据《继电保护及电网安全自动保护装置检验条例》所规定的期限、项目和部颁试验规程所规定的内容进行。检验期限如下表33： 7.1.6对保护装置检验的一般要求 ⑴利用保护装置进行断路器跳闸试验，一般每年至少一次。 ⑵一次设备(断路器、电流和电压互感器等)检修后，分公司根据一次设备检修的性质和内容，确定保护装置的检验项目。 ⑶保护装置的二次回路检修后，均应由继电保护机构进行保护装置的检验，并按其工作性质，由分公司确定其检验项目。 ⑷凡保护装置拒绝动作、误动作或动作原因不明时，均应由公司总工办根据事故情况，有目的地拟定具体检验项目及检验顺序，
微机保护装置调试作业指导书
微机保护装置 调试作业指导书 编制: 审核: 批准： 2018年11月20日发布2018年11月20日实施
1.目的 为保证微机保护装置的试验质量，特制定本规定。 2.范围 本规范仅适用于：线路保护装置；主变保护装置；电容器保护装置；备用电源自投装置；PT并列保护装置；综合测控保护装置；小电流接地检测装置；非电量保护；差动保护等的调试。 3.职责 3.1试验人员负责试验全过程的安全防护； 3.2试验人员负责试验的准备和实施； 3.3试验人员负责试验的结果的记录、试验数据的处理； 3.4试验人员负责试验设备的使用和管理。 4.工作装备 4.1调整必备设备无 5.工作内容 5.1、系统参数定值的整定： 保护CT变比；测量CT变比；零序CT变比；母线PT变比；线路PT（如进线柜PT)变比及接线方式； 严格按照一次系统图结构及参数对CT的接线方式、CT、PT额定值进行设置。不使用的可以不设置。 5.2保护压板投切： 常用的保护段：速断，时限速断，过流，零序过流，欠压，过压，重合闸，低周减载，PT并列，备自投，非电量等保护。 保护压板设为“投”或“1”，则为此保护功能投上。保护定值中有控制字的可通过控制字进行投退，且可通过后台进行投退。只有控制字，软压板状态（若未设置则不判），硬压板状态（若未设置则不判）均有效是才投入相关的保护元件，否则退出该保护元件。 根据各单元柜控制回路原理图，确定所需要的保护类型，其他不用的均需要“退”掉，防止对投入的保护段造成影响。 5.3保护定值修改： 常用的三段电流保护：速断，时限速断，过流。还有零序过流，欠压，过压，重合闸，低周减载，PT并列，备自投，非电量等保护。此类保护定值一般有两部分组成：定值大小，动作时间。仔细阅读保护说明书，根据图纸要求和试验条件合理整定保护参数，定值修改
(完整版)简述保护装置校验方法
简述综合保护测控装置校验 一、合上断路器柜内直流电源空气开关 1．检查装置面板上运行指示灯是否正常。 2．装置带电正常。 二、所用设备 1. 继电保护校验仪。 2. 数字式万用表。 3．电流试验导线1组，电压试验导线1组 三、核准工作 1.分别核准保护装置定值，软压板投退情况与定值单一致。 2.检查保护装置出口跳闸压板、软压板投退情况并做好记录，软压板全部退 出、做那个保护就投对应压板。 3.清除保护装置原有动作报告。 4.将需要用到的模拟量端子连片全部打开。 四、保护装置采样检查。 1. 打开电流端子连接片。 2. 打开电压端子连接片。 3在2D(交流电流回路)2D-1(K01:C01),2D-5(K01:CO5),2D-7(KO1:CO2,N121)端子上用继保仪施加二相平衡电流（1A,— 5A）检查装置电流采样精度。 5. 在2D(交流电压回路)2D-25,2D-26,2D-27,2D-23(N600)端子上用继保仪 施加三相平衡电压（57.74V）检查装置电压采样精度。 五、保护性能校验 1.速断保护 （1）根据电动机速断保护逻辑框图选择正确的(电动机保护电流)模拟量，分别在2D-10（K01:C07），2D-14(K01:C11),2D-16(K01:C08,N111)内侧端子上插入前三相(A，C，N相)电流试验导线并与继保仪连接好 （2）投入电动机速断保护软压板，并将速断保护定制改小在10 A以内。 （3）在继保仪菜单内选择交流试验单元，将前三相电流（A，C相）设定为综保装置改小后的速断电流定值，并将相位设成正序，然后按下继保仪输出开关并开始实验，看综保装置保护电流显示值是否到速断动作电流，如果过大就手动减到定值，如果过小就手动加到定值(步长一般设为0.01或0.02)，直到跳闸灯亮再观察综保装置速断保护是否可靠动作，可靠动作后记录动作电流，动作时间并将速断软压板退出。 2.过流保护 （1）根据电动机过流保护逻辑框图选择正确的(电动机保护电流)模拟量，分别在2D-10（K01:C07），2D-14(K01:C11),2D-16(K01:C08,N111)内侧端子上插入前三相(A，C，N相)电流试验导线并与继保仪连接好 （2）投入电动机过流保护软压板。 （3）在继保仪菜单内选择交流试验单元，将前三相电流（A，C相）设定为综保装置的过流保护定值，并将相位设成正序，然后按下继保仪输出开关并开始实验，看综保装置保护电流显示值是否到过流动作电流，如果过大就手动减到定值，如果过小就手动加到定值(步长一般设为0.01或0.02)，直到跳闸灯亮再观察综保装置过流保护是否可靠动作，可靠动作后记录动作电流，动作时间并将过