PRS-713线路保护(110kV)试验报告
PRS-713线路保护(110kV)试验报告
试验点
Im
In
Id1
Id2
Ir1
Ir2
K=
1
2
制动系数
动作值K
K=（Id2- Id1）/（Ir2- Ir1）=
（3）零序过流保护
试验条件：投入零序I、II、III、IV段保护压板，控制字中零序I、II、III、IV段经方向控制投入，“重合闸投退”投入，“投重合闸不检”投入，重合闸充电灯亮。
六、模数变换系统校验
零漂检查
满足装置技术条件要求
电流回路采样值
加入值
5In(A)
1.0In(A)
0.2In(A)
0.1In(A)
通道名称
差动保护采样值
Ia
Ib
Ic
Ida
Idb
Idc
Id0
Ira
Irb
Irc
Ir0
3I0
3I1
3I2
IL
通道名称
后备保护采样值
Ia
Ib
Ic
Iab
Ibc
Ica
3IO
3I1
3I2
端子排、装置背板螺丝紧固
已紧固
三、屏内绝缘检测
检测部位
500V兆欧表检测结果
交流电流回路端子对其它及地
>20MΩ
交流电压回路对端子对其它及地
>20MΩ
直流电源回路端子对其它及地
>20MΩ
跳合闸回路端子对其它及地
>20MΩ
开关量输入回路端子对其它及地
>20MΩ
信号输出回路端子对其它及地
>20MΩ
四、装置上电及逆变电源检测
UB-UC
UB-IB
UC-UA
一起110kV线路保护装置异常分析与处理
一起110kV线路保护装置异常分析与处理发布时间：2022-05-12T08:34:41.756Z 来源：《福光技术》2022年10期作者：彭昌清[导读] 国网湖北省电力有限公司黄龙滩水力发电厂是国网湖北省电力有限公司直属的大型水力发电企业，电站一期工程于1969年1、2号机组开工建设，装置容量为2*85MW，1974年投产发电，二期工程于2022年3、4号机组开工建设，装置容量为2*170MW，2005年投产发电。
国网湖北省电力有限公司黄龙滩水力发电厂湖北十堰 442000摘要：针对一起110kV线路保护装置保护CPU自检出板2插件有瞬时性故障，保护装置内部设置把程序闭锁住，此时仅靠复归装置“复归按钮”无法将“装置异常”信号复归，经过分析查找原因，最终消除这一隐患，为类似设备异常提供参考。
关键词：线路保护装置异常分析处理一、设备概况国网湖北省电力有限公司黄龙滩水力发电厂是国网湖北省电力有限公司直属的大型水力发电企业，电站一期工程于1969年1、2号机组开工建设，装置容量为2*85MW，1974年投产发电，二期工程于2022年3、4号机组开工建设，装置容量为2*170MW，2005年投产发电。
电站位于鄂西北地区、汉水主要支流堵河的下游、十堰市黄龙镇，以上四公里的峡谷出口处，以发电为主，兼有城市供水、防洪、航运等多项功能，主要担负系统调频、调峰和事故备用等任务。
黄龙滩电厂共有开关站两座，分别为 110kV开关站和220kV开关站，其中110kV开关站向外输送1、2号机组所发电能，主接线为线变组接线，采用单机单变直接将电能输送至十堰电网，线路为110kV柏黄一回线黄线路及110kV柏黄二回线黄线路。
220kV开关站向外输送3、4号机组所发电能，主接线为发变组单元接线，220kV母线为单母线接线，采用单回线路直接将电能输送至十堰电网。
110kV柏黄一回线黄21线路保护装置型号：PRS-713A-G，制造厂家长园XX继保自动化有限公司，随2018年5月黄龙滩电厂110kV开关站整体改造投运至今，同时投运的110kV柏黄二回线黄22线路保护装置此时运行正常（1、2号发电机组的一次接线方式相同）。
南瑞主变试验报告
110kV商业中心变电站1#主变保护全部校验编写：年月日审核：年月日批准：年月日作业日期年月日时至年月日时公司12、装置及二次回路检查2．1、二次回路绝缘：2.23.电源输出检查：4. 零漂检查:4．1采样通道幅值试验：（额定电压：57V；额定电流：5A；允许误差〈5% ）5.差动保护定值测试:Kmode(变压器接线系数)≤3时4.2.1差流的校验:校验保护时先计算各侧等值二次电流额定值,计算公式如下:I e1=S×CT12/U1n×CT11对应变压器Δ侧(第四侧)I e4=S×CT42/1.732U4n×CT41S为变压器额定容量;CT11为Y侧CT一次值; CT12为Y侧CT二次值; U1n为Y侧一次额定电压; CT41为Δ侧CT一次值; CT42为Δ侧CT二次值; U4n为Δ侧一次额定电压;a:在对应变压器的Y侧通入单相大小为本侧二次额定值电流,在显示面板中看到相应的两相为1Ie的差流;在对应变压器的Δ侧通入单相大小为本侧二次额定值电流, 在显示面板中看到一相为1Ie的差流;b:在对应变压器的Y侧通入三相大小为本侧二次额定值相差120°的电流,在显示面板中看到三相大小为1.732Ie的差流; 在对应变压器的Δ侧通入三相大小为本侧二次额定值电流, 在显示面板中看到三相为1Ie的差流;5.2.3谐波制动检查5.2.4比率制动:定值 ; Kmode(变压器接线系数)≤3时a)在对应变压器的Y侧通入单相大小为本侧二次额定值的电流;在对应变压器的△侧通入相应两相大小均为本侧二次额定值的电流,并保证I1a与I4a反向,I4a与I4c反向或I4a与I4b反向.此时差流应为0.此时,差流合制动电流计算公式如下:I cd=I a4/I e4-I a1/I e1①I zd=(I a4/I e4+I a1/I e1)/2②b)减小第一侧电流的大小,保持第四侧电流不变,直到比率差动保动作,记下I1a,I4a的大小,代入公式①、②.得到一组差流和制动电流.小均为3倍本侧二次额定值的电流,并保证I1a与I4a反向,I4a与I4c反向或I4a与I4b反向.此时差流应为0.减小第一侧电流的大小,保持第四侧电流不变,直到比率差动保护动作,记下I1a,I4a大小,代入公式①、②.得到一组差流和制动电流.d) (Icd2-Icd1)/(Izd2-Izd1)即为实际测出的比率制动系数,此系数应与整定值相等.6、高压侧后备保护定值测试6.2复压过流方向保护:6.2.1复压过流方向一段:6.2.2复压过流方向二段:6.2.3复压过流方向三段: a6.2.4过流后备保护:6.3 零序保护定值测试：6.4 零序过流I段：6.5零序过流Ⅱ段：6.6 零序过流III段：6.7 间隙零序过流：6.8零序过压：6.9过负荷：6.10调压闭锁：7、中压侧后备保护定值测试7.2复压过流方向保护: 7.2.1复压过流方向一段:7.2.2复压过流方向二段:7.2.3复压过流方向三段:7.2.4过流后备保护:7.3 零序保护定值测试：7.4 零序过流I段：7.5零序过流Ⅱ段：7.6 零序过流III段：7.7过负荷：8、低压侧后备保护检查8.2复压过流方向保护: 8.2.1复压过流方向一段:8.2.2复压过流方向二段:8.2.3复压过流方向三段:8.3过负荷：9、低压侧限时速断保护检查9.1复压过流方向保护:9.1.1复压过流方向一段:9.1.2复压过流方向二段:9.1.3复压过流方向三段:11.带负荷检查：1.一次功率：2.主变保护二次电流和电压检查：12.反错情况:13.结论:14.使用仪器仪表。
110kV全部检验报告
152康青线保护屏一、铭牌：二、通电前检查：1、屏体上的标签与图纸相一致。
2、接线与实际图纸相符。
3、拔出所有插件,检查各插件上的元件无松动、脱落现象，无机械损伤及连线无被扯断等现象。
4、绝缘电阻测试合格（2000V），接地符合要求，屏蔽措施符合规程要求，接线与反措细则一致。
5、通过测CT极性，检查保护、测量、计量电流二次回路均正确。
三、装置通电检查：将插件按顺序全部插入，分别给上直流电源后各装置面板上的工作指示灯点亮，面板上其它指示灯不亮。
四、回路检查：1）手合、手跳装置及回路反映情况正确，红绿灯指示正确。
2）当地监控系统跳合闸操作反映情况正确，报文正确。
３）开出、开入传动核对正确。
（具体详见大纲）4）保护压板核对正确。
五、装置调试1、零漂检验：装置通电两小时后各通道零漂检验结果如下（要求零漂范围-0.3----+0.3）2、采样值精度校验：误差范围在-3%—+3%之间。
3、保护功能测试：将测试电源IA、IB、IC、IN加在CT的对应相上；UA、UB、UC、UN加在PT对应的端子上。
1）、相间距离的测试：(1) 定值的测定(2)整组测试模拟瞬时故障模拟永久故障2）、零序电流的测试：(1) 定值的测定（2）整组测试模拟瞬时故障模拟永久故障:3）过流保护功能测试：(1)、保护定值的测定：将测试电源IA、IC、IN加在CT的对应相上；在各相上分别加电流，使保护动作并重合。
（2）通入模拟量传动的整组试验：模拟瞬时性故障：装置A、C相分别通入1.05倍的定值和0.95倍的定值，动作情况如下：模拟永久性故障：装置A、C相分别通入1.05倍的电流保护定值和0.95倍的电流保护定值，动作情况如下：4）结论：合格5）试验仪器：S40型深圳凯旋保护校验仪。
110KV线路继电保护课程设计报告
第1章继电保护电力是当今世界使用最为广泛、地位最为重要的能源。
但是，电力系统的组成元件数量多，结构各异，运行情况复杂，覆盖的地域辽阔。
因此，受自然条件、设备及人为因素的影响，可能出现各种故障和不正常运行状态。
需要有专门的技术为电力系统建立一个安全保障体系，其中最重要的专门技术之一就是继电保护技术。
电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求,电力系统的运行要求安全可靠、电能质量高、经济性好。
1.1 什么是继电保护继电保护是指研究电力系统故障和危及安全运行的异常工况，以探讨其对策的反事故自动化措施。
因在其发展过程中曾主要用有触点的继电器来保护电力系统及其元件（发电机、变压器、输电线路、母线等）使之免遭损害。
电力系统继电保护是在全系统围，按指定分区实时的检测各种故障和不正常运行状态，快速及时地采取故障隔离或告警等措施，以求最大限度地维持系统的稳定，保持供电的连续性，保障人身的安全，防止或减轻设备的损坏继电保护装置，是指装设于整个电力系统的各个元件上，能在指定区域快速准确地对电气元件发出的各种故障或不正常运行状态作出反应，并按规定时限动作，时断路器跳闸或发出告警信号的一种反事故自动装置。
继电保护装置的基本任务是：（1）自动、迅速、有选择地将故障元件从电力系统中切除并最大限度地保证其他无故障部分恢复正常运行；（2）能对电气元件的不正常运行状态作出反应，并根据运行维护规和设备承受能力动作，发出告警信号，或减负荷，或延时跳闸；总之，继电保护技术是电力系统必不可少的组成部分，对保障系统安全运行，保证电能质量，防止故障扩大和事故发生，都有极其重要的作用。
1.2 继电保护的发展继电保护技术是随着电力系统的发展而发展的，它与电力系统对运行可靠性要求的不断提高密切相关。
熔断器就是最初出现的简单过电流保护，时至今日仍广泛应用于低压线路和用电设备。
由于电力系统的发展，用电设备的功率、发电机的容量不断增大，发电厂、变电站和供电网的结线不断复杂化，电力系统中正常工作电流和短路电流都不断增大，熔断器已不能满足选择性和快速性的要求，于是出现了作用于专门的断流装置的过电流继电器。
18 PRS-713线路保护校验标准化作业指导书
2
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB14285—2006 继电保护和安全自动装置技术规程
试验方法：
1）选取A相通入故障电流大于“TA断线零序电流门槛”或，装置延时4S发出“TA断线告警”信号；
2）选取A相通入故障电流大于“TA断线零序电流门槛”定值，同时通入A相电压大于“TA断线零序电压门槛”定值，装置不报“TA断线告警”信号；
3）试验所需整定值：TA断线零序电流门槛=A，TA断线零序电压门槛=V。
GB/T 15145—2001 微机线路保护装置通用技术条件
GB/T 15147—2001 电力系统安全自动装置设计技术规定
DL/T 478—2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
DL/T 527—2002 静态继电保护装置逆变电源技术条件
DL/T 587—2007 微机继电保护装置运行管理规程
序号
执行
安全措施内容
恢复
1
检查保护跳闸、功能压板全部均在退出位置
2
断开A相电流回路
3
断开B相电流回路
4
断开C相电流回路
5
断开电流回路N
6
断开A相电压回路
7
断开B相电压回路
8
断开C相电压回路
9
断开N600
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
执行人： 监护人： 恢复人： 监护人:
110kV线路保护原理
PRS---711A/B微机线路成套保护装置讲解陈亚东PRS---711A/B微机线路成套保护装置为微机实现的数字式高线路快速保护装置，适用于110kV及以下电压等级、中性点直接地、故障时三相跳闸能满足系统稳定性要求的线路保护。
PRS---711A/B微机线路成套保护装置包括完整的距离和零序保护，适用于无特殊要求的110kV高压输电线路。
另外还包含三相一次重合闸，自带跳合闸操作回路以及交流电压切换回路。
PRS---711A/B微机线路成套保护装置具体保护元件：纵联距离保护纵联零序保护突变量距离继电器四段相间距离三段接地距离四段零序方向过流零序反时限过流弱馈线保护不对称故障相继速动保护双回线相继速动保护合闸于故障保护电压断线检测和紧急状态保护振荡闭锁三相一次重合闸检同期手合滑差/无滑差闭锁低周减载低压减载过负荷保护控制回路断线告警 TA异常告警角差异常告警 TWJ异常告警主要特点(与我们有关的)1、采用32位浮点DSP和16位高精度采样，2、装置包括由超范围距离方向和零序方向元件构成的全线速动纵联保护，动作速度快，全线速动时间小于30ms3、装置有两个CPU板具有独立起动元件两个元件均起动时整套保护装置才能出口，护安全性高。
4、不受振荡影响，在系统振荡(无故障)时可靠不动作，在振荡中发生故障时仍能保持保护动作的快速性与选择性。
5、在手动和自动合闸时有合闸于故障保护快速切除全线各种故障。
6、在TV断线时，可投入可靠的紧急拳术保护，确保装置性能。
7、有完善的事故分析功能，可再现故障情况及故障时保护装置动作行为。
可保存最新的128次动作事件和32次录波记录。
8、后台通信方式较全：三个以太网接口，两个RS485接口，两个CANBUS接口，一个串行打印口，一个GPS脉冲接入口。
部分保护的原理：起动元件：装置的起动元件分为三部分：电流突变量起动、零序过流起动及相过流起动，任一起动条件满足则确认保护起动。
1、电流突主量起动采用相电流的变化量作为判断，且在正常负荷下，可以在三相短路电流较小(小于负荷电流)的情况下起动。
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尖峰变电站检验类别：交接试验试验人员：编制：审核：批准：目录一、110kV断路器 (2)二、110kV#1主变设备间隔 (12)三、110kGIS交流耐压试验 (24)四、110kV尖 #1主变10kV侧进线003断路器间隔 (25)五、10kV站用变 (33)六、110kV变电站10kV电站电源一008断路器间隔 (35)七、110kV变电站10kV电站电源二009断路器间隔 (40)八、110kV变电站10kV配电电站004断路器间隔 (45)九、110kV变电站10kV备用一005断路器间隔 (50)十、110kV变电站10kV备用二006断路器间隔 (55)十一、110kV变电站10kV配电站电源一001断路器间隔 (60)十二、110kV变电站10kV配电站电源二006断路器间隔 (65)十三、110kV变电站 10kV零序CT (70)十四、110kV变电站10kV母线电压互感器013设备间隔 (72)十五、110kV变电站10kV三相过电压保护器 (75)十六、110kV变电站 10kV#1电容器组011断路器间隔 (76)十七、110kV变电站10kV#2电容器组012断路器间隔 (86)十八、110kV变电站10kV余热发电并网柜007断路器间隔 (103)十九、110kV变电站10kV电容补偿柜一011断路器间隔 (110)二十、110kV变电站10kV电容补偿柜二012断路器间隔 (115)二十一、110kV变电站接地网电气完整性测试试验 (120)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3．断路器接触电阻、绝缘电阻试验试验人员：GIS 主回路试验报告安装间隔：110kVGIS进线151断路器间隔金属氧化物避雷器试验报告安装间隔：110kVGIS进线151断路器间隔试验人员：电压互感器试验报告安装间隔：110kVGIS进线151断路器间隔试验人员：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：二、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）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主变试验人员：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）4．变比试验试验人员：三、110kV变电站110kVGIS交流耐压试验110kV GIS整组交流耐压试验记录试验人员：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侧进线设备间隔试验人员：电流互感器试验报告安装间隔110kV #1主变10kV侧进线003断路器间隔试验人员：电流互感器试验报告安装间隔110kV #1主变10kV进线设备间隔试验人员：五、110kV变电站10kV站用变干式电力变压器试验报告安装间隔： 10kV站用变试验人员：六、110kV变电站10kV配电站电源一008断路器间隔户内高压真空断路器试验报告安装间隔： 10kV配电站电源一出线设备间隔3．断路器接触电阻、绝缘电阻试验试验人员：电流互感器试验报告安装间隔：10kV配电站电源二出线设备间隔试验人员：七、110kV变电站10kV配电站电源二009断路器间隔户内高压真空断路器试验报告安装间隔： 10kV配电站电源二出线设备间隔试验人员：电流互感器试验报告安装间隔：10kV配电站电源二出线设备间隔试验人员：八、110kV变电站10kV配电电站004断路器间隔户内高压真空断路器试验报告安装间隔： 10kV配电电站电源出线设备间隔试验人员：电流互感器试验报告安装间隔：10kV配电电站电源出线设备间隔试验人员：。
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相别
整定值/时间
0.95倍定值
1.05倍定值
0.7倍定值下动作时间
跳闸灯、软报文显示
接地距离Ⅰ段
A
动作
不动
正确
B
动作
不动
正确
C
动作
不动
正确
相间距离Ⅰ段
AB
动作
不动
正确
BC
动作
不动
正确
CA
动作
不动
正确
接地距离Ⅱ段A动作源自不动正确B
动作
不动
正确
C
动作
不动
正确
相间距离Ⅱ段
AB
动作
不动
正确
BC
动作
不动
后备保护采样值
UA
UB
UC
UAB
UBC
UCA
3U0
3U1
3U2
注：3U1为正序下三相电压绝对值之和，3U2为负序下三相电压绝对值之和。
相角(加额定三相对称交流电流电压,电流电压相角为0°和-90°，电压为120°和-120°)
通道名称
120°采样
-120°采样
通道名称
0°采样
-90°采样
UA-UB
UA-IA
IL
注：3I1为正序下三相电流绝对值之和，3I2为负序下三相电流绝对值之和，IL为外接零流。
电压回路采样值
加入值
70(V)
60(V)
30(V)
5(V)
通道名称
差动保护采样值
UA
UB
UC
3U0
3U1
3U2
XX间隔6-3
续模数变换系统校验
电压回路采样值
加入值
70(V)
60(V)
30(V)
5(V)
通道名称
保护种类
相别
整定值/时间
0.95倍定值
1.05倍定值
1.2倍定值下动作时间
跳闸灯、软报文显示
TV断线相过流
A
不动
动作
正确
B
不动
动作
正确
C
不动
动作
正确
TV断线零序过流
不动
动作
正确
XX间隔6-5
（5）距离保护
试验条件：分别投“距离Ⅰ段”“距离Ⅱ、Ⅲ段”保护压板，控制字中“Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段接地距离保护”、“Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段相间距离保护”置1，给三相正常电压15秒，TV断线恢复。
故障种类
相别
整定值/时间
0.9倍
定值
1.05倍
定值
1.2倍定值下动作时间
重合闸
情况
跳闸灯、软报文显示
过负荷
A
不动
动作
正确
正确
B
不动
动作
正确
正确
C
不动
动作
正确
正确
九、输出接点检查
输出名称
至跳合闸回路
中央信号
遥信
故障录波
跳闸
正确
正确
正确
正确
重合闸
正确
正确
正确
正确
告警
/
正确
正确
正确
装置异常
/
正确
正确
/
通道故障
制动系数K
试验点
Im
In
Id1
Id2
Ir1
Ir2
K=
1
2
制动系数
动作值K
K=（Id2- Id1）/（Ir2- Ir1）=
（3）零序过流保护
试验条件：投入零序I、II、III、IV段保护压板，控制字中零序I、II、III、IV段经方向控制投入，“重合闸投退”投入，“投重合闸不检”投入，重合闸充电灯亮。
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
检测项目
检测结果
程序版本
差动板校验码
后备板校验码
XX间隔6-2
六、模数变换系统校验
零漂检查
满足装置技术条件要求
电流回路采样值
加入值
5In(A)
1.0In(A)
0.2In(A)
0.1In(A)
通道名称
差动保护采样值
Ia
Ib
Ic
Ida
Idb
Idc
Id0
Ira
Irb
Irc
Ir0
3I0
3I1
3I2
IL
通道名称
后备保护采样值
Ia
Ib
Ic
Iab
Ibc
Ica
3IO
3I1
3I2
UB-UC
UB-IB
UC-UA
UC-IC
七、输入接点检查
差动板
开入量名称
屏内校验时检查
开入量名称
屏内校验时检查
后备板
开入量名称
屏内校验时检查
开入量名称
屏内校验时检查
后备板
开入量名称
屏内校验时检查
开入量名称
屏内校验时检查
XX间隔6-4
八、逻辑检查及定值校验
（1）差动保护
试验条件：将装置自环，仅投差动保护压板，装置参数中“本侧识别码”和“对侧识别码”设为一致，控制字中“投突变量比差”、“投稳态量比差”、“投零序比差”依次投入，“重合闸投退”投入，“投重合闸不检”投入，重合闸充电灯亮。
故障种类
整定值/时间
0.9倍
定值
1.05倍
定值
0.7倍定值下动作时间
重合闸
情况
跳闸灯、软报文显示
低压减载
动作
不动
正确
正确
滑差闭锁
不闭锁
闭锁
/
/
正确
无流闭锁
闭锁
不闭锁
/
/
正确
注：1、此处为线电压，2、三相试验结果均正确。
（8）过负荷报警保护
试验条件：控制字中“过负荷保护”、“过负荷保护跳闸”投入、“重合闸投退”投入，“投重合闸不检”投入，重合闸充电灯亮。
线路保护装置试验报告
工程单体/继电保护（表号：BDTS2014-2-4）
一、铭牌及厂家XX间隔6-1
安装单元
型号
PRS-713
制造厂家
制造日期
装置额定参数
仪表名称及编号
试验人员
试验日期
二、外观检查
检查内容
检查结果
装置的配置、型号、参数
与设计相符
主要设备、辅助设备的工艺质量
良好
压板、按钮标识
与设计相符
故障种类
整定值/时间
0.9倍
定值
1.05倍
定值
0.7倍定值下动作时间
重合闸
情况
跳闸灯、软报文显示
低频减载
动作
不动
正确
正确
滑差闭锁
不闭锁
闭锁
/
/
正确
无流闭锁
闭锁
不闭锁
/
/
正确
备注:三相试验结果均正确。
XX间隔6-6
（7）低压减载保护
试验条件：投入低压减载保护压板，控制字中“低压减载”、“低压滑差闭锁”、“无流闭锁”投入，“重合闸投退”投入，“投重合闸不检”投入，重合闸充电灯亮。
端子排、装置背板螺丝紧固
已紧固
三、屏内绝缘检测
检测部位
500V兆欧表检测结果
交流电流回路端子对其它及地
>20MΩ
交流电压回路对端子对其它及地
>20MΩ
直流电源回路端子对其它及地
>20MΩ
跳合闸回路端子对其它及地
>20MΩ
开关量输入回路端子对其它及地
>20MΩ
信号输出回路端子对其它及地
>20MΩ
四、装置上电及逆变电源检测
/
正确
正确
正确
十、试验备注
备注内容：
十一、结论:符合《继电保护及电网安全自动装置检验规程》（DL/T 995-2016）及产品技术要求，合格。
试验负责人:日期:
审核:日期:
正确
CA
动作
不动
正确
接地距离Ⅲ段
A
动作
不动
正确
B
动作
不动
正确
C
动作
不动
正确
相间距离Ⅲ段
AB
动作
不动
正确
BC
动作
不动
正确
CA
动作
不动
正确
备注:加故障电流4In，故障电压0V，模拟单相接地、两相和三相反方向故障，距离保护不动作。
（6）低频减载保护
试验条件：投入低频减载保护压板，控制字中“滑差闭锁”、“无流闭锁”投入，“重合闸投退”投入，“投重合闸不检”投入，重合闸充电灯亮。
保护种类
整定值/时间
0.95倍
定值
1.05倍
定值
1.2倍定值下动作时间
重合闸
情况
跳闸灯、软报文显示
反方向
故障
零序I段
不动
动作
正确
正确
不动
零序Ⅱ段
不动
动作
正确
正确
不动
零序Ⅲ段
不动
动作
正确
正确
不动
零序Ⅳ段
不动
动作
正确
正确
不动
零序电压闭锁
闭锁
不闭锁
/