004-启备变保护系统调试措施
电力建设发电项目汽轮机控制油及调节保安系统调试措施
电力建设发电项目汽轮机控制油及调节保安系统调试措施电力建设发电项目汽轮机控制油及调节保安系统是发电项目中非常重要的一部分，它涉及到汽轮机的运行稳定性和安全性。
在进行调试工作时，需要采取一系列的措施，以确保系统的正常运行。
下面是一个1200字以上的调试措施方案：1.调试前的准备工作在进行汽轮机控制油及调节保安系统的调试工作之前，需要做好以下准备工作：-根据系统设计要求，准备好所需的调试设备和工具；-检查系统的安装情况，确保各部件的连接稳固和密封可靠；-清理系统内的杂质和污物，并检查油路是否通畅；-检查系统的电气接线和仪表表盘的准确度。
2.调试步骤（1）进行系统预试运行在正式调试之前，首先进行系统预试运行。
在预试运行中，要检查控制油路的正常供油和返回情况，调节保安系统的工作是否正常，并进行相关参数的调整和检查。
同时，还需对系统的自动化控制部分进行测试和调整。
（2）进行系统功能测试在确认系统预试运行正常后，需要进行系统的功能测试。
主要包括以下内容：-对控制油泵进行试运行，检查其供油压力和流量是否符合要求；-测试调节阀的工作情况，如调整阀位来改变控制油流量，观察阀位的变化是否灵敏准确；-对调节保安系统进行试验，检查系统的工作是否正常、可靠，如在设定的条件下，观察调节保安系统的动作和反馈情况。
（3）进行系统稳定性测试在完成系统功能测试后，对系统的稳定性进行测试。
主要包括以下内容：-进行系统负荷试验，观察系统在不同负荷下的运行情况，检查系统的响应速度和稳定性；-进行急停试验，检验系统在突发情况下的响应速度和保护措施是否得当；-进行恶劣工况试验，检查系统在极端环境下的运行状况及安全性。
（4）进行参数调整和优化根据测试结果，对系统的参数进行调整和优化。
主要包括以下内容：-根据测试数据对控制油泵的供油压力和流量进行调整，保证其在正常工作区间内；-对调节阀的灵敏度和准确度进行调整，使其在不同负荷情况下能够精准地调整控制油流量；-对调节保安系统的工作参数进行调整，确保其能够及时、准确地响应并采取相应的保护措施。
发电厂启备变检修工作总结
发电厂启备变检修工作总结一、背景介绍发电厂是一个重要的能源供应单位，为了保证其运行的可靠性和安全性，定期进行设备的检修维护工作是必不可少的。
启备变作为发电厂的重要设备之一，负责将发电机输出的交流电转换为直流电供给电站的自用电、充电电流以及无功功率等。
因此，启备变的检修维护工作对于发电厂的正常运行至关重要。
二、工作内容本次启备变检修工作主要包括以下几个方面：1. 设备检查首先，需要对启备变的各项设备进行仔细的检查。
包括检查冷却系统、绝缘系统、连杆系统以及控制系统等。
需要确保设备正常运行、无损坏和漏油等现象。
同时，还需要对发电机侧和电压满足器侧的连接进行检验，确保线路连接可靠。
2. 清洁维护在检查设备的基础上，还需要对启备变进行一次全面的清洁维护。
清洁维护包括设备表面的清洁、端子线路的清理和紧固、设备内部的除尘和散热片清洗等。
通过清洁维护，可以提高设备的散热效果，保证设备长时间的正常运行。
3. 零部件更换在检查设备并清洁维护之后，还需要根据设备的实际情况，对一些老化、损坏或者不满足规范要求的零部件进行更换。
更换的零部件包括冷却器、线圈、电容器等。
零部件更换需要按照设备的技术要求和规范进行，确保更换的零部件符合设备的工作要求。
4. 质量检验在完成设备的检查、清洁和零部件更换之后，需要对启备变进行一次质量检验。
质量检验包括对设备进行试运行，测试设备的电压、电流、频率和波形等参数，确保设备正常工作。
同时，还要进行设备保护及自动化系统的试验，确保设备在故障情况下能够正常保护自己和发电系统。
三、存在的问题在本次启备变检修工作中，还存在一些问题需要进一步解决：1. 部分设备检查不够严谨，造成了一些设备问题未能及时发现和解决；2. 清洁维护工作的过程中，对设备内部的除尘工作不彻底，导致设备在使用过程中散热不好；3. 部分零部件更换工作没有按照设备的技术要求和规范进行，有一定的隐患；4. 质量检验工作中的一些测试方法和参数设置不合理，导致测试结果不准确。
变配电系统调试
变配电系统调试变配电系统调试为了保证新安装的变配电装置安全投入运行和保护装置及自动控制系统的可靠工除对单体元件进行调试外，还必须对整个保护装置及各自动控制系统进行一次全面试工作。
调试人员在系统调试前，应熟识各种保护装置和自动控制系统的原理图；了解安装布置、设计意图及保护动作整定值等。
以做到胸有成竹，有助于调试工作的顺利进10KV变配电系统的调试工作主要是对各保护装置(过流保护装置、差动保护装置、保护装置、瓦斯保护装置及零序保护装置等)，进行系统调试和进行变配电系统的运行。
1、系统调试前的检查(—)—般检查此项工作主要是用肉眼从外部观察各种装置的相互关系是否与图纸相符，保护装置作状况是否合理，装置之间的联结是否有误等。
其主要检查内容如下：(1)检查保护装置与其他盘箱的距离是否符合要求。
(2)信号继电器有无装置在受震动的地方扩致使在油断路器分、合闸时，因震动而误动作。
(3)接线的排列是否合理，接线标志是否齐全，每个接线螺钉下是否都有弹簧垫。
(4)逐一检查各接线板、元件、设备上的接线螺钉是否全部拧紧，不可忽视。
因为事故往往出现在螺丝松动，接触不良上。
(5)查对二次回路接线是否正确；当为多层配线或隐蔽配线，直接观察难以发现问，应采用导通法按原理图进行校对。
应特别注意电流互感器二次回路不得有开路现电压互感器二次回路不得有短路现象。
(6)总回路、分支回路等各处装设的熔断器是否良好，熔体容量是否符合要求。
(7)检查各限位开关、安全开关和转换开关等是否处在正常位置；手动检查各控制继电器，其动作应灵敏可靠。
(8)变电所内应清扫干净，无用的调试仪器、设备等均应撤离现场，柜内应无遗留的工具、杂物等。
(二)二次回路部分的校验(1)对自动断开操作电源的辅助接点的检验。
两对主要的辅助接点一般接在合闸回路中和分闸回路中，是分合闸保护装置回路中比较重要的环节，须认真检查并应进行开关辅助接点和主接点断开时间差的测定。
试验时，为了避免测定有误或发生短路，被测的辅助接点应与接线系统断开。
发电机主变压器保护调试措施
发电机主变压器保护调试措施发电机和主变压器是电力系统中重要的设备，保护措施的调试对于确保设备的安全运行至关重要。
下面将详细介绍发电机和主变压器保护调试的具体措施。
发电机保护调试措施：1.电压保护调试：a.检查电压互感器的接线是否正确，并校正电压互感器的变比。
b.检查并设置电压保护的起动值和动作时间延迟。
c.确保电压保护装置能正确地读取相电压，并进行故障判读。
d.检查电压保护在动作时，能否准确地切断发电机电流。
2.过电流保护调试：a.检查过电流互感器的接线是否正确，并校正过电流互感器的变比。
b.检查并设置过电流保护的起动值和动作时间延迟。
c.确保过电流保护能正确地读取相电流，并进行故障判读。
d.检查过电流保护在动作时，能否准确地切断发电机电流。
3.频率保护调试：a.检查并设置频率保护的起动值和动作时间延迟。
b.确保频率保护能正确地读取系统频率，并进行故障判读。
c.检查频率保护在动作时，能否准确地切断发电机电流。
4.温度保护调试：a.检查并设置温度保护的起动值和动作时间延迟。
b.确保温度保护能正确地读取发电机的温度，并进行故障判读。
c.检查温度保护在动作时，能否准确地切断发电机电流。
主变压器保护调试措施：1.油温保护调试：a.检查并设置油温保护的起动值和动作时间延迟。
b.确保油温保护能准确地读取主变压器的油温，并进行故障判读。
c.检查油温保护在动作时，能否准确地切断主变压器的电流。
2.油位保护调试：a.检查并设置油位保护的起动值和动作时间延迟。
b.确保油位保护能准确地读取主变压器的油位，并进行故障判读。
c.检查油位保护在动作时，能否准确地切断主变压器的电流。
3.压力保护调试：a.检查并设置压力保护的起动值和动作时间延迟。
b.确保压力保护能准确地读取主变压器的压力，并进行故障判读。
c.检查压力保护在动作时，能否准确地切断主变压器的电流。
4.保护装置之间的协调调试：a.检查主变压器保护及其配合的其他保护装置之间的动作时间延迟关系，确保在故障发生时能够准确切除故障设备的电流。
启备变分系统调试方案
茂名电厂5、6号机组烟气脱硫工程工艺分析调试工艺分析调试方案目录1 概况 (35)2 试验目的 (35)3 试验依据 (35)4 试验范围 (35)5 试验前应具备的条件和准备工作 (36)6 试验项目 (36)7 危险点分析和预控 (37)南海发电一厂二期2×300MW发电工程启备变分系统调试方案1 概况1.1 新田电厂本次建设的＃2启备变为新扩建的2×300MW超临界3、4号机燃煤机组启动/备用变压器。
2 试验目的按照各相关规程，通过对南海新田电厂＃2启备变的各保护装置、自动装置以及相应的控制、信号、保护二次回路进行全面详细检验调试，检查各项性能、技术指标、参数以及保护、控制逻辑均符合规程及行业标准的要求，满足运行的需要。
3 试验依据3.1 原电力工业部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）电建〔1996〕159号。
3.2 原电力工业部颁发的《火电工程启动调试工作规定》建质〔1996〕40号。
3.3 原电力部颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）建质〔1996〕111号。
3.4 原电力工业部颁发的《火电机组达标投产考核标准（1998年版）》电综〔1998〕112号。
3.5 国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150—91）。
3.6 国家标准《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》（GB50171—92）。
3.7 国家标准《继电保护及安全自动装置技术规程》（GB14285—93）。
3.8 《电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施要点》。
3.9 网、省电力公司颁发的《继电保护“反措”要点实施细则》。
4 试验范围4.1 ＃2启备变高压开关系统的分系统调试（包括断路器、隔离刀闸、接地刀闸、CT等二次回路及功能检查）。
4.2 ＃2启备变保护分系统调试。
4.3 ＃2启备变故障录波分系统调试。
4.4 ＃2启备变监控分系统调试。
变压器保护调试及应用
变压器保护调试及应用变压器是电力系统中常见的重要设备之一，用于将高电压输电线路的电能转化为低电压的电能供应给用户，起到了极其重要的作用。
因此，变压器的保护与调试工作也是电力系统中至关重要的一环。
在本文中，我们将会详细介绍变压器的保护与调试内容，并探讨一些常见的变压器应用场景。
变压器保护变压器的保护是指对于变压器过载、短路等异常情况进行监测和保护措施，保护变压器的安全和稳定运行。
变压器的保护主要包括电气保护和机械保护两部分。
电气保护电气保护是变压器保护的主要内容，主要针对变压器的电气故障进行监测和处理。
在正常情况下，变压器的电气环境应该是稳定的，但是由于外界因素的干扰或者变压器本身的问题，很容易造成一些电气故障，如过载、短路、接线误差等，这些故障将对变压器造成不同程度的损害。
电气保护主要包括过载保护、短路保护、欠压保护、过压保护等。
其中，过载保护是最常见的保护方式，可以通过监测变压器的电流来判断是否处于过载状态，从而采取相应的保护措施。
短路保护则是对于变压器的短路故障进行保护，一旦发现短路，并能及时断开供电源，从而防止变压器进一步受损。
机械保护机械保护主要是针对变压器的机械故障进行监测和保护。
这些故障通常是由于变压器的内部机械构件出现故障引起的，如绕组变形、绝缘老化、油泄漏等。
这些故障将严重影响变压器的性能，甚至可能导致变压器的失效。
机械保护主要包括油位保护、油温保护、防爆保护等。
油位保护可以通过监测变压器内的冷却油液位来实现，一旦油液位过低，就会采取相应的措施，从而保证变压器的正常运行。
油温保护则是通过监测变压器的油温变化来检验变压器是否工作正常。
变压器调试对于刚安装的变压器，为了确保其安全和稳定化运行，需要进行一系列调试工作。
这些工作包括回路检查、初始接地电流测试、局部放电测试等。
回路检查回路检查是中枢控制系统部件间的一个物理连线检查，主要目的是确保安装和配置正确。
回路检查可以帮助工程师检查所有安装是否符合容量要求并排除因安装错误而导致的隐患。
启备变保护误动原因分析及整改方案
289启备变保护误动原因分析及整改方案电1、2号机组共设两台启备变，启备变参数为：40MVA ，(220±8×2.5%)kV/6.3 kV ，Y/Y-12接线方式，两台启备变共用一台开关。
选用美国BECKWITH 公司生产的M-3311变压器微机保护装置，共计三台，其中每台启备变各一台，另有一台作为短引线保护，保护装置在2003年5月17日厂用电受电时投入使用。
1 保护动作情冴2003年9月4日下午16:18:46，1号机组调试期间起动6KV 1BBB 段1号电动给水泵时，01号启备变差动保护动作出口跳01、02号启备变各侧开关。
现场检查01号启备变差动保护，保护面板显示为B 、C 相差动元件动作，保护面板显示各侧电流采样值数据如表1所示：其中W1取自启备变高压侧套管CT ，接线方式为三角形；W2取自1BBC 分支进线CT ，接线方式为星形；W3取自1BBB 分支进线CT ，接线方式为星形。
下载差动保护录波文件进行分析， W1线圈电流超前W3线圈电流210度，各侧电流相位正确。
2 M-3311差动保护原理M-3311保护差动电流和制动电流的计算公式如下： 差动电流：332211op I W W W W W W TAP I TAP I TAP I --=制动电流：2I 321RES W W W I I I ++=其中TAP W1、TAP W2和TAP W3分别是W1、W2和W3线圈CT 平衡调节系数，用于将W1,W2,W3电流转换为P.U.值。
通过CT 平衡调节系数对保护装置引入的变压器高低压侧CT 二次电流进行调节，平衡各侧CT 变比不一致引起的差流。
290 CT 平衡调节系数的计算公式为： WNCTR L -L 3 U 310K MVA TAP ⨯⨯⨯=启备变高压侧CT 变比为1000/1,计算出的平衡调节系数TAP W1为0.1，而保护装置平衡调节系数整定范围为0.2-2.0，使保护无法整定。
变压器保护调试方法
变压器保护调试方法变压器作为电力系统中重要的电气设备，其正常运行对于电力系统的稳定运行具有重要意义。
为了保证变压器的运行安全性和可靠性，需要进行相应的保护调试工作。
本文将介绍变压器保护调试的方法，并在此基础上进行详细阐述。
相对电流差动保护是变压器的主要保护手段之一，其调试方法如下：(1)首先，确保差动保护装置的接线正确，差动电流互感器的极性一致。
(2)检查接线柜的接线，确保接线准确可靠。
(3)进行差动保护测试，检测保护装置的工作性能。
通过注入一定的电流，检验保护装置的动作时间和可靠性。
(4)调整差动保护的灵敏度和动作时间，确保保护装置的可靠性和正确性。
过电压保护用于检测变压器周围的电源系统中的过电压情况，以防止变压器损坏。
其调试方法如下：(1)检查过电压保护装置的接线是否正确，保护装置的动作值设置是否准确。
(2)通过人工注入过电压信号，测试保护装置的动作时间和可靠性。
注入的信号应符合电源系统的实际过电压情况，可以使用特定的测试设备进行测试。
(3)调整过电压保护的动作值和延时时间，使其符合变压器的额定工作条件。
低油压保护是保护变压器油箱内的绝缘油，防止因为油位过低而导致变压器内部绝缘故障。
其调试方法如下：(1)检查低油压保护回路的接线，确保接线准确可靠。
(2)检查低油压保护装置的工作值设置是否准确。
(3)通过人工降低变压器油位或注入特定的低油压信号，测试保护装置的动作时间和可靠性。
(4)根据测试结果，调整低油压保护装置的动作值和延时时间，以确保其对于变压器的保护性能。
电流保护是变压器常用的一种保护手段，用于检测变压器的额定电流以防止变压器因为电流过载而损坏。
其调试方法如下：(1)检查电流保护装置的接线是否准确，电流互感器的极性是否正确。
(2)进行电流保护测试，人工注入一定的电流，测试保护装置的动作时间和可靠性。
(3)调整电流保护的灵敏度和动作时间，确保保护装置的可靠工作和正确性。
总结起来，变压器保护调试的方法主要包括相对电流差动保护、过电压保护、低油压保护和电流保护等。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
宁夏吴忠热电厂“上大压小”新建项目2×350MW工程启备变保护系统调试方案国电科学技术研究院二○一六年四月宁夏吴忠热电厂“上大压小”新建项目2×350MW工程启备变保护系统调试方案会签单宁夏吴忠热电厂“上大压小”新建项目2×350MW工程启备变保护系统调试方案编写：审核：批准：目录1. 编制目的 (5)2. 编制依据 (5)3. 调试对象和范围 (5)4. 调试质量目标 (6)5. 调试前应具备的条件和准备工作 (6)6. 调试方法、工艺、步骤及作业程序 (7)7. 调试质量验评标准 (10)8. 调试仪器设备 (10)9. 安全技术措施 (10)10. 环境、职业健康安全风险因素控制措施 (11)11. 组织分工 (12)12. 精细化措施 (14)1.编制目的为明确启备变保护系统的调试内容及调试流程，确保启备变保护系统满足各项技术规范和设计要求，使启备变保护系统安全、可靠投入运行，特制订本措施。
2.编制依据2.1.《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T 5437-2009）2.2.《火力发电建设工程机组调试技术规范》（DL/T 5294-2013）2.3.《火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程》（DL/T 5295-2013）2.4.《电力安全工作规程电力线路部分》（GB26859-2011）2.5.《电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分》（GB26860-2011）2.6.《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB 50150-2006）2.7.《继电保护和安全自动装置基本试验方法》（GB 7261-2008）2.8.《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T 995-2006）2.9.《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285-2006）2.10.《微机继电保护装置运行管理规程》（DL/T 587-2007）2.11.《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全[2014]161 号）2.12.《中国国电集团重大事故预防措施》（国电集生[2003]260号）2.13.《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（国家电网生[2012]352号）2.14.厂家技术说明书和设计院的设计图纸2.15.电厂继电保护整定通知书3.调试对象和范围3.1.系统及设备概述启备变高压侧绕组经架空短引线引自330kV 户外升压站启备变间隔，启备变低压侧绕组经共箱母线接至#1、#2机组6kV备用进线开关柜。
在#1机组电子间安装两面保护柜，内装两套完全电气量保护及所有非电量保护。
其中A屏为启备变的第一套电气量保护及非电量保护，B屏为启备变的第二套电气量保护及启备变操作箱。
启备变保护装置采用长园深瑞自动化有限公司生产的PRS778S、PRS761A型产品，断路器操作箱为WBC-22C型操作箱。
3.2.调试范围宁夏吴忠热电厂“上大压小”新建项目2×350MW工程启备变保护系统调试范围包括保护装置的单体调试及相关二次回路的核查传动工作，CT、PT二次回路核查及极性确认，启备变330kV断路器保护跳闸回路核查传动工作，本体非电量保护、有载调压系统、低压侧中性点接地电阻柜、测温、冷却系统二次回路核查工作。
4.调试质量目标4.1.符合《火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程》（DL/T 5295-2013）中有关系统及设备的各项质量标准要求，满足机组正常运行的要求。
4.2.在调试过程中严格按照控制措施对重要环境因素和重大危险源进行控制，防止发生触电、火灾及高空坠落，防止CT二次开路、PT二次短路，防止系统运行后保护误动、拒动。
5.调试前应具备的条件和准备工作5.1.启备变保护屏安装完毕，二次电缆接线完毕，符合设计及规程要求，按国家标准验收签证合格。
启备变保护装置具备单体调试条件。
5.2.330kV升压站启备变间隔内各一、二次设备安装单体交接试验技术资料和试验报告齐全，并经三方签证验收认可，质检部门审查通过。
5.3.保护屏设备名称编号清楚、正确，带电部分设有警告标志。
5.4.各部位的交直流熔丝配备齐全，容量符合要求。
5.5.所有与电气保护有关的设备及其附近应整齐清洁，道路通畅，照明良好，门锁完好，配备消防设施。
5.6.有关调试定值已经确认，具备经建设单位正式审核批准的保护整定通知书以及启动期间的临时整定通知书。
5.7.准备好图纸和相关设备资料。
5.8.各保护装置的软件版本和逻辑已得到确认。
5.9.各盘柜的交直流电源已具备受电条件，现场具备调试临时电源。
5.10.调试所需的工器具已准备齐全并经校验合格。
5.11.调试人员已学习调试措施，专业负责人已向参与调试人员进行技术和安全交底。
6.调试方法、工艺、步骤及作业程序6.1.通电前检查6.1.1.全面检查保护的各机械部分应完好无损；拔出所有插件，检查插件上的元件是否有松动及脱焊现象，背部接线是否被扯断。
6.1.2.检查保护装置的铭牌及电气参数是否与设计相符，各插件面板及内部小开关应在正确位置。
6.1.3.各套保护装置的电源工作正常，输入、输出电压符合设计要求。
6.1.4.所有保护在图纸上所标的接地点应可靠接地。
6.2.输入电源检查及交直流回路绝缘检查6.2.1.交流回路绝缘及直流电阻检查。
6.2.2.直流回路绝缘及直流电阻检查。
6.2.3.保护柜内外部接线正确性检查。
6.3.装置送电送上直流，装置显示无异常。
6.4.整定值整定按电厂下达定值通知单进行装置定值整定，对继电保护装置软件版本核对。
6.5.保护装置静态调试6.5.1.交流采样检查在启备变保护柜分别加入三相电压、三相电流，检查启备变保护装置电压、电流采样值，并满足精度及线性度要求。
6.5.2.开入、开出量检查6.5.3.保护逻辑功能试验6.6.交流电压、电流回路检查6.6.1.PT的极性、变比与接线组别。
6.6.2.电压回路接线检查。
6.6.3.电压回路的接地点检查。
6.6.4.CT的极性、变比与接线组别。
6.6.5.电流回路接线检查。
6.6.6.电流回路的接地点检查。
6.7.信号回路的检查6.7.1.检查所有外部输入直流信号回路。
6.7.2.检查所有外部输入位置信号回路。
6.7.3.检查所有保护信号回路与DCS、NCS、故障录波、厂用电快切装置连接的正确性。
6.8.保护出口回路检查检查启备变保护柜内所有出口回路接线正确性，与设计要求一致。
6.9.整组试验6.9.1.二次回路通流、通压试验6.9.1.1.CT回路二次通流和极性试验：CT二次所加电流为1A，测量CT根部电流是否为1A，并测量此时回路电压并计算其交流阻抗。
用直流法确定CT接性的正确性。
6.9.1.2.PT回路进行二次通压试验：PT二次加压试验中，所加电压为正序三相电压，有效值均为57.7V；查相序时A、B、C三相分别加10V、30V、50V。
开口三角电压加入50V，测量二次输出。
6.9.2.保护信号回路传动通过模拟保护动作，检查所有保护信号至NCS、DCS系统、故障录波、厂用电快切装置的正确性。
6.9.3.启备变保护带开关传动试验6.9.3.1.电气量保护带开关传动试验依据保护定值单，按照保护各种出口方式划分，依此用继电保护测试仪在启备变保护A、B屏分别模拟各电气量保护动作，检查保护出口逻辑正确，动作值准确、各开关动作正确可靠，无拒动、误动情况。
6.9.3.2.非电量保护带开关传动试验在起备变本体，按照保护定值单，模拟各种非电量保护动作，检查保护出口逻辑正确，各开关动作正确可靠，无拒动、误动情况。
6.9.3.3.启备变保护带开关传动试验方案6.10.启备变保护带负荷向量校验待启备变带一定负荷后，退出启备变差动保护，进行保护电压、电流六角图测量，同时检查启备变差动保护方向，检查启备变保护功率方向，检查差动电流和制动电流的大小。
7.调试质量验评标准8.调试仪器设备调试过程中所用到的仪器设备有：9.安全技术措施9.1.所有在现场的调试人员必须遵守《电力安全工作规程》的有关规定。
9.2.调试人员要熟悉试验方案及有关技术资料，提前做好试验前的各项准备工作。
9.3.参加调试的工作人员要明确试验步骤及方法，调试过程中要加强联系，并根据当时的设备情况做好事故预想。
9.4.试验接线在核实正确无误后方可加电，防止损坏试验设备。
9.5.试验中一旦出现异常，应立即暂停试验，待分析研究后再决定试验是否继续进行。
9.6.在保护装置加电前，确认设备参数与设计的电源、交流回路一致，避免参数不一致烧坏插件。
9.7.加电前要确保CT回路不开路和PT回路不短路，二次加电压时要断开外部回路，防止反送电。
9.8.试验人员在处理连接线时，要注意确认有无电，防止触电。
9.9.仪器使用时，要按照正确操作流程进行，正确接地，避免烧坏仪器。
9.10.与运行设备有联系的跳闸回路要预先做好防反措施，避免误动已投运设备。
9.11.与升压站接口处做好防反措施。
9.12.试验结束后，应正确恢复原有接线。
9.13.调试的组织和管理程序已经明确。
9.14.在试验开始前，调试负责人在开工前，进行安全技术交底，对调试人员讲清危险点，做到互相监督。
10.环境、职业健康安全风险因素控制措施10.1.环境因素的控制10.1.1.本项目可能造成的影响环境因素为：10.1.1.1.废弃物污染环境；10.1.2.针对本项目可能造成的影响环境因素所采取的控制措施：10.1.2.1.保持现场整洁，工器具摆放整齐划一；10.1.2.2.办公区、生活区分开设置，区划明确；10.1.2.3.进入调试现场，严禁乱扔、乱放各种废弃杂物。
10.2.职业健康安全风险因素的控制10.2.1.本项目可能出现的危险源识别如下：10.2.1.1.高处作业（离地面2米及以上），脚手架、板不符合《安规》规定，造成脚手架折断或倒塌，导致人员坠落；10.2.1.2.高处作业，未系安全带或挂系不牢，可能导致人员跌落；10.2.1.3.生产现场未配备安全帽或未正确佩带安全帽，被落物击中身体；10.2.1.4.生产现场有沟、孔、洞，楼梯无防护栏，照明不足，在调试服务现场行走不慎跌落；10.2.1.5.未按规定着装；未正确穿戴；工作时注意力不集中违章作业，设备未隔离，在检查设备时，人体碰到转动设备，被转动设备绞、碾、扎等；10.2.1.6.电气设备金属外壳接地不良，设备漏电时人体接触，造成人员伤亡；10.2.1.7.P T回路短路、接地造成仪器损坏，PT反充电造成人员触电伤害；10.2.1.8.C T回路开路造成设备损坏；10.2.1.9.操作人员误入带电间隔，造成人员触电伤害。
10.2.2.针对本项目可能出现的危险源采取的控制措施：10.2.2.1.高处工作用的脚手架、板须能足够承受站在上面的人员和材料等的重量，搭设脚手架、板的工作负责人应对所搭的脚手架、板进行检验合格并出具书面证明后方准使用；10.2.2.2.高处作业正确挂系安全带；10.2.2.3.在生产工作场所配备足够安全帽，要求所有调试人员正确佩戴安全帽，发现高空有施工工作，禁止进入；10.2.2.4.进入现场时，注意警戒标志，对不符合规定的走道和明显危及人身安全的工作场所，禁止进入，照明不良的场所不得进入和工作；10.2.2.5.生产场所按照规定着装，靠背轮无防护罩禁止启动；10.2.2.6.检查电气设备必须有良好的接地；10.2.2.7.模拟通电试验前认真按照图纸对所有PT二次接线进行查线并测量回路绝缘，取下互感器一、二次电压保险，防止一次侧感应电压和反充电；10.2.2.8.模拟通电试验前认真按照图纸对所有CT二次接线进行查线并测量回路直流电阻，检查二次电流使用钳型电流表进行；10.2.2.9.进入带电间隔进行工作时，严格执行安规，办理工作许可手续，对带电间隔设置防误装置。