数字化变电站调试方案

1、220kV龙兴北智能化变电站调试方案220kV龙兴北智能化变电站调试方案重庆市送变电工程有限公司2013年10月1.时间安排：2013.10.202013.12.312.组织措施2.1.调试负责人：王伟 职责：负责全站保护、自动化、通讯、直流调试的人员统筹安排、文明施工。 电话：6866692.2 安全负责人：王晓云 职责：负责全站人身安全及生产安全。 电话：6540882.3.继保调试专业质量负责人：甘平 职责：负责全站继电保护方面所有技术管理及生产质量。 电话：6120892.4.通讯自动化调及直流试专业负责人：罗娟 职责：负责全站通讯自动化调及直流方面所有技术管理及生产质量。 电话：67

2、74213. 安全措施序号安全风险辨识内容控制措施1触电风险1. 工作无计划，管理混乱，致使现场安全措施不全。2. 未根据工作需要合理安排工作负责人及工期，致使工期赶进度。3. 现场安全措施不完善。4. 作业前准备工作不充分，作业现场情况核查的不全面，不准确。1. 工作负责人、专责监护人应始终在工作现场，对工作班人员安全认真监护，及时纠正不安全行为。2. 选派的工作负责人应有较强的责任心和安全生产组织能力，并熟练掌握所承担的工作任务及质量。3. 现场工作开始前，工作负责人应检查已做的安全措施是否符合要求，确认后方可进行工作。4. 工作前应检查仪器、仪表等试验设备是否完好，核对保护及自动装置的软

3、件版本号等是否符合要求。2“三误”事故风险1. 误整定。2. 误接线。3. 误碰。1. 整定计算、运行方式、调度命令、定值范围应全面进行检查并核实，然后进行反馈。2. 拆接线工作时应严格执行监护制度，并作好相应记录，防止遗漏，电源防止交叉。3. 现场工作人员在工作前必须做好相应的安全措施，由负责人进行检查，是否全面，然后方可开始工作。3高处坠落伤害风险1. 使用梯子攀登或在梯子上工作时。2. 在变压器上或者高于地面两米的地方工作时。1. 作业人员在用梯子时应穿工作鞋，上下时手要抓稳，脚要踩实，梯子与地面的夹角应为60度，梯子的质量应合格，并且要作定期检查。2. 在高处工作时应正确佩戴全方位抗打

4、击的安全带。4物体打击伤害风险1. 高空作业现场。2. 搬运设备、物品。1. 作业人员必须正确佩戴安全帽，严禁人员在高处作业处的垂直下方，工作点下方应设围栏。2. 要由有经验的人员现场指挥，工作中严禁突然施力，收力，防止挤压。5人员素质1. 工作中人员的身体素质，精神面貌不佳。2. 工作人员的技能不适合现场工作要求。3. 不认真听取工作负责人的意见，工作任务及危险点的交代。4. 外协工作人员安全意识不强，监护不到位。1. 精神不振，注意力不集中，不得工作。2. 每年进行安规陪训考试，经合格后方可上岗。3. 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。4. 运行单位

5、负责外协工作人员的安全管理工作必须到位，加强对厂家等外协工作人员的监护。4.技术措施 4.1.在进行CT升流、PT加压试验时应检查所有回路是否正确，并且在工作时应通知所有现场其他工作人员注意，并与其设备保持安全距离，CT升流时应严禁二次开路，PT加压时应严禁二次短路。4.2.电流回路一次通电在C.T接线盒处、主变压器上面及高于地面两米以上的地方工作时，必须正确佩戴全方位抗打击安全带。4.3.施工电源线必须牢固连接，电源盘必须安装漏电保护器，搭接电源的工具必须绝缘良好，在搭接前应断开电源后方可搭接。4.4.作开关传动试验时，必须通知现场所有人员注意，严禁任何人员接近该设备或者在该设备上的任何回路

6、工作，派人到现场看守，开关上的所有作业必须停止。4.5.电流互感器作一次通电时，不得在二次电流回路上进行改接线，切换仪器仪表等工作，防止开路后的高电压伤人4.6.电压互感器二次回路加压前，必须采取：断开所有小空气开关；在互感器接线盒内撤开电缆线（或短接接线端子）；检查220KV电压切换装置在正确状态，保证不会倒电至其它回路和其它P.T的有效措施。4.7. 电压互感器二次回路加压过程中，必须保证各工作点之间的通信联系畅通，各加压屏位应有人看守，此时不得进行二次回路的改接线工作，发现问题立即断开试验电压。4.8.测量二次回路绝缘电阻时，应停止在二次回路上的所有工作，测量完毕并对回路放电后方可开始工

7、作4.9.二次回路耐压试验必须在二次回路绝缘电阻测试合格后进行，试验时，必须在所有带有试验电压的端子箱、操作箱、保护屏、测控屏等设备处派人看守，防止触电伤人。4.10 对继电保护装置进行单体调试，单体调试按作业指导书进行。4.11 二次回路绝缘及耐压试验，全部二次回路绝缘使用1000V兆欧表测试不得低于1M.对重要回路如：重瓦斯、速动油压、绕组温高，油温高等跳闸接点应专门测试接点之间绝缘最小不能低于10M。4.12 电流回路检查试验，所有电流回路应接线正确，每组CT只能一点接，应对电流回路进行通电试验以检查接线正确。对所有CT应作现场使用变比和极性测试。4.13 二次电压回路试验，检查从PT接

8、线盒开始所有PT二次回路接线正确220kVPT、110kVPT及10kV PT的N600应连每个电压等级各自连通并在相应的电压等级处一点接地。 4.14 站用变配电检查380V低压站用配电柜、站变室交流分配屏和试验电源屏待接线安装完毕后，厂家配合上电、调试检查其正确性。5.试验仪器清单设备仪表名称规格型号数量效验结果昂立继保测试仪A6601合格博电继保测试仪S101合格继保之星数字式效验仪1合格放电检测仪A12201071合格兆欧表ZC25-31合格手持光功率计SUN-OPM3C1合格电流互感器测试仪HQ-2000D1合格电流互感器测试仪750D1合格数字双钳伏安相位表A-151合格绝缘电阻测

9、试仪MS52031合格红光笔2合格- 12 -220kV龙兴北智能变系统简介变压器：最终3×240MVA，本期2×240MVA，有载调压风冷变压器，电压等级220/110/10kV，220kV及110kV侧为双母分段接线，10kV为单母线分段接线，#1、#2号变10kV侧为双分支接线，本期上23段。220kV出线：最终8回，本期2回，母联1回，220kVI、II段母线PT各1组。110kV出线：最终18回，本期8回，预留10回，母联1回，110kVI、II段母线PT各1组。10kV出线：最终出线12回，电容12回，站变2台；本期电容8回，站变2台，电抗4回。 直流系统：本站

10、设置一体化电源1套，其中包含站用交流电源，直流电源，交流不间断电源（UPS），通信直流变换电源（DC/DC)，本站设置有两组阀控式密封铅酸蓄电池，每组容量为500Ah，每组104支。整站建立在DL/T860通信技术规范基础上，按分层分布式来实现智能变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。从整体上分为三层：站控层、间隔层、过程层。全站自动化系统的监控范围按照DL/T51492011规程执行，并且增加一体化电源。l 站控层与间隔层保护测控等设备采用DL/T860通信协议。l 间隔层与过程层合并单元通讯规约采用DL/T860通信协议。l 间隔层与过程层智能终端采用GOOSE通信协议。l 本站设立

11、一套GPS对时系统，站控层系统采用SNTP网络对时，间隔层、过程层设备采用IRIGB码对时。GOOSE信息传输模式：10kV低周低压减载装置、主变保护跳母联（或分段）、母差采用GOOSE网络跳闸，其他保护装置的跳合闸GOOSE信号采用光纤点对点方式直接接入就地智能终端；测控装置的开出信息、逻辑互锁信息、断路器机构的位置和告警信息以及保护间的闭锁、启动失灵信息通过GOOSE网络进行传输。 SMV采样值信息传输模式：保护与合并单元点对点方式直接连接，测控、电度、录波、网络记录通过过程层网络采样。变压器的非电量保护采用电缆直接跳闸。低周减载采样值采用直接采样。 10kV采用常规互感器，配置保护测控一

12、体化装置。220kV龙兴北智能变调试工作 一、调试方案制定依据智能变电站继电保护技术规范国家电网公司2011年新建智能变电站设计补充规定国家电网公司智能变电站优化集成设计建设指导意见220kV智能变电站设计规范DL/T860工程继电保护应用模型通讯协议：DL/T860额定交流电压（数字量）：GB 20840.7-2007额定交流电流（数字量）：GB 20840.8-2007工作环境：GB/T 15145-94继电保护和安全自动装置技术规程：GB14285-1993二、调试前培训内容1包括培训前准备、培训二次调试相关内容、应该掌握的数字化变电站相关基础知识、数字化变电站用调试工具使用方法、调试人

13、员基本素质要求等。2要求相关调试人员熟悉全站装置的联接方式，各类通讯协议的运行方式及站内设备虚端子配置。3要求相关调试人员能熟练操作各类数字化变电站用调试工具及设备，以完成各类相关实验。4要求相关调试人员对数字化变电站相关知识有所了解，对本站配置的特别之处有所了解。三、调试项目： 全站的保护：主变、线路、电容、站变、公用回路以及网络系统。 全站自动化：遥信、遥测、遥控。 全站直流通讯。 四、调试内容1、全站直流的检查及开关、刀闸拉合试验。1.1 对全站开关、刀闸、地刀的就地/远方分合试验，对应到各自的智能操作箱的位置是否正确。2、CT回路检查：包括电流互感器极性、变比、伏安特性、准确级、二次回

14、路以及绝缘的检查。2.1 电流互感器的极性试验：用电流互感器测试仪对电流互感器进行通电试验，通过对电流互感器一次加大电流，然后采集电流互感器二次线圈互感出的电流方向来判断电流互感器的极性。2.2 电流互感器变比试验：用电流互感器测试仪对电流互感器一次进行升流，然后通过采集电流互感器二次线圈互感出的电流大小来确定变比，然后再看相应支路的保护装置显示值是否正确。2.3 电流互感器的伏安特性：电流互感器P级的二次绕组要进行伏安特性试验，通过对电流互感器二次绕组加电压，测出电流互感器的允许负载、拐点电流电压，通过计算来算出电流互感器误差是否满足在10%以内。2.4 绝缘测试：电流回路检查完毕后，要进行

15、绝缘检查，绝缘值必须达到合格值。*注意：CT二次回路在试验过程中严禁开路。3、PT回路检查：包括全站母线PT二次回路、刀闸切换、PT并列、PT加压试验；线路PT二次回路、PT加压试验；全站PT接地、击穿保险绝缘测试。 3.1 母线PT检查。 3.1.1 母线PT回路从二次抽头出来需过单相空开，刀闸辅助节点，然后在去母线PT智能终端。 3.1.2 PT二次加压、刀闸切换及PT并列试验：通过效验仪A660对PT进行二次加压，在加压前必须将PT单相空开断开，加I母保护电压，合上除母联外所有支路的I母刀闸，看相应线路、母差、主变保护装置电压是否显示正确；加II母保护电压，合上除母联所有支路的II母刀闸

16、，看相应线路、母差、主变保护装置电压是否显示正确；加I母计量电压，合上除母联外所有支路的I母刀闸，看相应线路、母线、主变测控装置电压是否显示正确；加II母计量电压，合上除母联外所有支路的II母刀闸，看相应线路、母线、主变测控装置电压是否显示正确；加I母保护及计量电压，合上除母联所有支路的II母刀闸，看相应的线路和主变保护、测控装置和没有电压，合上母联的开关和刀闸，将并列把手打到并列，看线路和主变保护、测控装置电压显示是否正确；加II母保护电压，合上除母联外所有支路的I母刀闸，看相应的线路和主变保护、测控装置没有电压，然后合上母联的开关和刀闸，将并列把手打到并列，看线路和主变保护、测控装置电压显

17、示是否正确。 3.2 线路PT检查： 3.2.1 线路PT回路从二次抽头出来需过单相空开然后分别进电压继电器和相应的线路智能终端柜。 3.2.2 线路PT加压试验：断开线路PT的单相空开，通过效验仪A660对线路PT进行二次加压，看相应的线路保护装置显示是否正确，然后加压让电压继电器动作，然后检查应该不能合上相应线路的线路侧地刀。3.3 PT接地：220kV和110kV的母线PT、线路PT的N600必须全部沟通然后在PT智能终端一点接地，10kV的所有支路的PT的N600必须全部沟通在其中一个分支PT的开关柜接地，N600沟通后，用绝缘电阻测试仪对一点接地进行绝缘测试，绝缘值必须达到合格值。3

18、.4 PT击穿保险绝缘测试：用绝缘电阻测试仪对击穿保险进行绝缘测试，绝缘值必须达到合格值。*注意：试验过程中严禁PT二次回路短路。4、主变本体检查：包括本体的套管CT、间隙CT、非电量、闭锁有载调压、中性点刀闸、过负荷起风冷。 4.1 套管CT、间隙CT二次检查及试验：套管CT通过对线的方式将CT二次 线对到主变汇控柜，由于本站主变本体的套管CT除了零序要用，其他套管CT全部未用，所以在主变本体汇控柜要将其他未用的套管CT二次抽头短接然后接地，零序CT就用效验仪A660进行二次加流试验，看相应的主变保护装置是否显示正确；间隙CT则可以通过一次升流的办法进行试验，看相应的主变保护装置是否显示正确

19、。 4.2 非电量：主变的非电量包括有本体重瓦斯、本体轻瓦斯 、有载重瓦斯、本体压力释放，有载压力释放，本体油位计，有载油位计，压力突变，油温，绕温，我们将这几个信号实发进主变本体智能终端柜，看智能终端上开入显示灯是否正确，然后看主变本体保护装置的开入是否正确，并且可以跳闸的开入能否正确出口，油位计有高油位和低油位，油温的报警和跳闸温度值必须试验。 4.3 闭锁有载调压：检查就地和远方的档位是否对应，分别在就地、远方、和装置进行操作，看是否正确，因为闭锁有载调压是用就地的一个电流继电器，所以我们效验仪给电流继电器加流，达到继电器的动作值后，会闭锁调档。 4.4 过负荷起风冷：检查风冷手动时是不

20、可以正确转动，检查自动时风冷是不会根据温度的变化起动相应的风机，然后温度下降风机是否正常停止转动，当电流达到一定值是不也会相应的起风冷。5、配合厂家组网，梳理全站网络：根据设计原理图和厂家资料将全站的光纤进行整理，将220kV和110kV的间隔层A、B柜、线路保护柜、主变保护柜、线路测控柜、主变测控柜、GIS本体智能终端的光配的光缆编号全部抄出来，然后根据设计图和厂家白图进行光纤的跳接。6、保护装置逻辑效验及整组传动试验。6.1.1主变保护A屏保护试验（1）差动保护动作跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3），启动220KV，110KV失灵。（2）220KV复压过流1T

21、1跳220KV母联一圈、二圈，1T2跳202（3）一圈、二圈，2T2跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3）；启动220KV，110KV失灵（3）220KV零序过流1T1跳220KV母联一圈、二圈，1T2跳202（3）一圈、二圈，2T2跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3）；，启动220KV，110KV失灵（4）220KV间隙保护跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3），启动220KV，110KV失灵（5）220KV过负荷闭锁调压（用就地继电器）（6）110KV复压过流1T1跳110KV母联，1T2跳102（3），2T2

22、跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3）；启动220KV，110KV失灵（7）110KV零序过流1T1跳110KV母联，1T2跳102（3），2T2跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3）；，启动220KV，110KV失灵（8）110KV间隙保护跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3），启动220KV，110KV失灵（9）110KV过负荷闭锁调压（用就地继电器）（10）10KV过流T1跳902（3），T2跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3），启动220KV，110KV失灵。*主变保护B屏保护试验

23、与A屏相同。6.1.2 非电量保护试验（1）主变本体重瓦斯保护动作跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3）（2）主变有载重瓦斯保护动作跳202（3）一圈、二圈，跳102（3），跳902、903（3）（3）主变绕组过温、压力释放、压力突变、本体轻瓦斯、有载轻瓦斯、本体油位异常、有载油位异常、油温高、绕组温高动作报警。6.1.3 启动母差失灵及解除母差复压闭锁（1）主变A、B屏电量保护动作跳202（3），开入202（3）开关失灵装置，启动kV220母差失灵。（2）主变A、B屏电量保护动作跳202（3），开入202（3）开关失灵装置，解除220kV母差复压闭锁。（3）主变A、

24、B屏电量保护动作跳102（3），启动110kV母差失灵。6.2.1线路保护屏（1） 保护A屏试验用尾纤将保护装置的收发连接、控制字投自环、投主保护模拟开关合上并充电成功、投单重、分别设A相、B相、C相单相瞬时故障、单跳单重成功；模拟开关合上并充电成功、投单重、分别设A相、B相、C相单相永久故障、单跳单重后三跳、并记录加速跳闸时间。（2） 沟三压板检查、设单相故障、投沟三压板、单相故障三跳。（3）保护B屏试验用尾纤将保护装置的收发连接、控制字投自环、投主保护。模拟开关合上并充电成功、投单重、分别设A相、B相、C相单相瞬时故障、单跳单重成功。模拟开关合上并充电成功、投单重、分别设A相、B相、C相单

25、相永久故障、单跳单重后三跳、并记录加速跳闸时间。（4）沟三压板检查、设单相故障、投沟三压板、单相故障三跳。6.2.2至重合闸压板检查（1）A屏重合闸停用、投“启动重合闸公共端”压板、B屏的重合闸投入、保护“不对应重合闸”控制字设“0”、保护动作单跳单重成功。（2）B屏重合闸停用、投“启动重合闸公共端”压板、A屏的重合闸投入、保护“不对应重合闸”控制字设“0”、保护动作单跳单重成功。6.2.3失灵启动回路检查（1）分别作A、B、C、单相故障启动失灵、投分相失灵启动压板、检查母差保护1屏、2屏失灵开入情况。（2）三相短路试验、投三相失灵启动压板、短接TJR、TJQ三相动作、检查母差保护1屏、2屏失

26、灵开入情况。（以上保护1屏、2屏均应作试验）。6.2.4带断路器实际跳闸及重合闸试验。（1）A屏分别加入A、B、C单相瞬时故障、启用单重方式。检查保护一跳单跳单重正确情况。（2）B屏分别加入A、B、C单相瞬时故障、启用单重方式。检查保护二跳单跳单重正确情况。6.2.5与对侧联调光纤对调（差动）（1）通道检查24小时无故障。（2）本侧保护加入Ia、Ib、Ic电流、对侧在保护装置上查看相应的电流数值。（3）对侧保护加入Ia、Ib、Ic电流、本侧在保护装置上查看相应的电流数值（4）本侧起动发远跳命令、对侧加起动电流跳开关（5）对侧起动发远跳命令、本侧加起动电流跳开关（6）对侧开关在跳开位置，本侧主保

27、护投入，加保护动作值，开关跳闸。（7）对侧开关在合上位置，本侧主保护投入，加保护动作值，开关不跳闸。（8）本侧开关在跳开位置，对侧主保护投入，加保护动作值，对侧开关跳闸。（9）本侧开关在合上位置，对侧主保护投入，加保护动作值，对侧开关不跳闸光纤对调（差动）（1）通道检查24小时无故障。（2）本侧保护加入Ia、Ib、Ic电流、对侧在保护装置上查看相应的电流数值。（3）对侧保护加入Ia、Ib、Ic电流、本侧在保护装置上查看相应的电流数值（4）本侧起动发远跳命令、对侧加起动电流跳开关（5）对侧起动发远跳命令、本侧加起动电流跳开关（6）对侧开关在跳开位置，本侧主保护投入，加保护动作值，开关跳闸。（7）

28、对侧开关在合上位置，本侧主保护投入，加保护动作值，开关不跳闸。（8）本侧开关在跳开位置，对侧主保护投入，加保护动作值，对侧开关跳闸。（9）本侧开关在合上位置，对侧主保护投入，加保护动作值，对侧开关不跳闸*注意：主变后备保护跳闸矩阵的验证，母差起失灵和解复压的开入，母差跳各支路接永跳。6.3 220kV母差系统调试方案6.3.1 220KV母差保护一屏各回路开关跳闸试验。1E（1）加入故障电流母差保护动作，跳1E开关，且重合闸放电不重合。同时检查1E两保护屏外部跳闸开入情况。（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（3）检查母线刀匝开入情况2E（4）加入故障电流母差保护动

29、作，跳2E开关，且重合闸放电不重合。同时检查2E两保护屏外部跳闸开入情况。（5）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（6）检查母线刀匝开入情况1B（7）加入故障电流母差保护动作，跳#2主变220KV开关，且重合闸放电不重合。同时检查#1主变两保护屏外部跳闸开入情况。（8）主变保护失灵解闭锁开入，失灵动作开入，三相电压大于电压闭锁定值，加母差失灵启动电流，母差失灵动作开关跳闸（9）检查母线刀匝开入情况2B（7）加入故障电流母差保护动作，跳#3主变220KV开关，且重合闸放电不重合。同时检查#3主变两保护屏外部跳闸开入情况。（8）主变保护失灵解闭锁开入，失灵动作开入，三相电压

30、大于电压闭锁定值，加母差失灵启动电流，母差失灵动作开关跳闸（9）检查母线刀匝开入情况#212（10）检查母联开关位置TWJ在母差屏上位置一致。(11)加入故障电流母差保护动作，跳220KV母联开关。(12)检查母联开关位置TWJ在母差屏上位置一致。(13)加入故障电流母差保护动作，跳220KV母联开关。(14)检查母线刀匝开入情况6.3.2 220KV母差保护二屏各回路开关跳闸试验。1E（1）加入故障电流母差保护动作，跳1E开关，且重合闸放电不重合。同时检查1E两保护屏外部跳闸开入情况。（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（3）检查母线刀匝开入情况2E（4）加入故障

31、电流母差保护动作，跳2E开关，且重合闸放电不重合。同时检查2E两保护屏外部跳闸开入情况。（5）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（6）检查母线刀匝开入情况1B（7）加入故障电流母差保护动作，跳#2主变220KV开关，且重合闸放电不重合。同时检查#2主变两保护屏外部跳闸开入情况。（8）主变保护失灵解闭锁开入，失灵动作开入，三相电压大于电压闭锁定值，加母差失灵启动电流，母差失灵动作开关跳闸（9）检查母线刀匝开入情况2B（7）加入故障电流母差保护动作，跳#3主变220KV开关，且重合闸放电不重合。同时检查#3主变两保护屏外部跳闸开入情况。（8）主变保护失灵解闭锁开入，失灵动作

32、开入，三相电压大于电压闭锁定值，加母差失灵启动电流，母差失灵动作开关跳闸（9）检查母线刀匝开入情况#212（10）检查母联开关位置TWJ在母差屏上位置一致。(11)加入故障电流母差保护动作，跳220KV母联开关。(12)检查母联开关位置TWJ在母差屏上位置一致。(13)加入故障电流母差保护动作，跳220KV母联开关。(14)检查母线刀匝开入情况6.4 110KV母差调试方案加入故障电流母差保护动作，跳西永一回开关，且重合闸放电不重合。同时检查西永一回保护屏外部跳闸开入情况。加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。检查母线刀匝开入情况1Y（1）加入故障电流母差保护动作，跳1Y开

33、关，且重合闸放电不重合。同时检查1Y保护屏外部跳闸开入情况。（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（3）检查母线刀匝开入情况2Y（1）加入故障电流母差保护动作，跳2Y开关，且重合闸放电不重合。同时检查2Y保护屏外部跳闸开入情况。（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（3）检查母线刀匝开入情况3Y（1）加入故障电流母差保护动作，跳3Y开关，且重合闸放电不重合。同时检查3Y保护屏外部跳闸开入情况。（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（3）检查母线刀匝开入情况4Y（1）加入故障电流母差保护动作，跳4Y开关，且重合闸放电不

34、重合。同时检查4Y保护屏外部跳闸开入情况。（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（3）检查母线刀匝开入情况5Y（1）加入故障电流母差保护动作，跳5Y开关，且重合闸放电不重合。同时检查5Y保护屏外部跳闸开入情况。（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（3）检查母线刀匝开入情况6Y（1）加入故障电流母差保护动作，跳6Y开关，且重合闸放电不重合。同时检查6Y保护屏外部跳闸开入情况。（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作。（3）检查母线刀匝开入情况2B（1）加入故障电流母差保护动作，跳2#主变110KV开关，且重合闸放电不重合

35、。同时检查2#主变两保护屏外部跳闸开入情况。（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作（3）检查母线刀匝开入情况3B（1）加入故障电流母差保护动作，跳3#主变110KV开关，且重合闸放电不重合。同时检查3#主变两保护屏外部跳闸开入情况。（2）加入失灵动作电流，同时开入失灵启动开关量，母差屏失灵动作（3）检查母线刀匝开入情况#112（1）检查母联开关位置TWJ在母差屏上位置一致。（2）加入故障电流母差保护动作，跳110KV母联开关。6.5主变故障录波调试方案6.5.1电压输入测试（1）检查220KV I母、II母电压Uha、Uhb、Uhc、Uhl、Uhn零漂，各相加入额定电压，检查电压的幅值和相位采样的精度。（2）检