110kV变电站专项电气试验及调试方案

110kV高压新装供电线路工程专项电气试验及调试方案项目部2024年7月核准：核定：审查：校核：目录TOC\o"1-2"\h\u227611、编制依据 、110kV变电站设备调试方案为了保证试验数据的可靠和准确性，严格执行相关标准及规范，结合厂家资料的要求进行试验。试验设备、仪表必须经检验验定合格并在有效期内使用。合理选择测量仪表的量程及各项试验的接线方式，尽量避免因人为因素或环境因素给试验结果带来的不利影响。准确详细记录被试设备的各项试验数据，并在提交试验报告。温湿度对试验结果有影响的试验项目必须有准确的湿温度记录，并进行换算。5.1110kV主变压器试验开始开始注满油并静置规定的时间注满油并静置规定的时间绝缘油取样化验绝缘油取样化验绝缘电阻、吸收比或极化指数测量绝缘电阻、吸收比或极化指数测量测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ电气试验电气试验是否发现异常是是是否发现异常是是解决处理，确认合格解决处理，确认合格否否施工记录施工记录完成完成图5.1-1主变压器调试作业流程图（1）绝缘电阻测量：根据交接试验标准要求进行变压器绕组绝缘电阻测试。测量时，断开变压器电源，拆除或断开对外的一切连线，并将其对地放电。放电操作应利用绝缘工具（如绝缘棒、绝缘钳等）进行，不得用手直接接触放电导线。测量吸收比时，分别读取15S和60S时的电阻值，测量极化指数时，还应读取10min时的电阻值。测量结束后应对被试品进行充分的对地放电。变压器绝缘电阻测试结果与厂家出厂测试值相比不能有明显差异，测试结果应换算到同一温度下进行比较。当R60S的绝缘电阻测试值大于3000MΩ时，可不对绝缘电阻进行考核。变压器铁心及夹件的绝缘电阻检查应用绝缘摇表的500V档位进行测量，同时记录15s和60s的绝缘电阻值，并计算吸收比，与厂家资料进行对比（2）直流电阻测量：用压降法测量：电压降法是利用在被测绕组中加稳定的直流电流，因而在绕组上产生电压降，测量出通过绕组的电流及绕组上的电压降，根据欧姆定律计算出绕组的电阻值，要求其阻值差小于2%。测量接线如图5.1-1所示：图5.1-1压降法测量绕组直流电阻原理图（a）测量大电阻（b）测量小电阻直流电阻测试必须在各个分接头的所有位置进行，各相测得值的相互差值应小于平均值的2％，线间测得的差值应小于平均值的1％。直流电阻测量值换算到同温度下与厂家值比较，变化应不大于2％。（3）介损测试：为检验有机绝缘材料的绝缘性能，对部分高压设备测量其有功损耗正切值。因测量结果常受试品表面状态和外界条件的影响，如电场干扰、空气湿度等。故应将变压器周围的干扰源，如电焊机等停用，并选择较好的天气进行试验。试验接线：接线方式采用对角接线法。试验结果判断：被测绕组的tgδ值不应大于产品出厂试验值的130%。（4）极性变比及励磁特性试验测试：确认设备线圈极性及二次保护接线正确可防止保护误动和拒动,极性检查一般采用直流感应法。（5）变比检查现场应用变压器变比测试仪测量变压器的变比及进行变压器的连接组标号，其连接组标号检查结果用变压器变比测试仪测量。结果应与变压器铭牌标注一致。变比检查确认设备到货是否与设计相符，以避免设备投运后出现故障。（6）变压器绝缘油试验项目变压器油色谱分析应在注油静止、耐压、和局部放电试验24h后进行色谱分析。)新装变压器油中总烃含量不应超过20L/L,H2含量不应超过10L/L,C2H2含量不应超过0.1uL/L。绝缘油中微水对110kV变压器不超过20ppm。新装变压器油还需进行电气强度试验、简化分析、介损测试。（7）测量绕组连同套管的直流泄流有绕组的被试品进行直流高电压试验时，应将被试绕组自身的端子短接，非被试绕组亦应短接并与外壳连接后接地。直流高电压试验加至预定试验电压后的持续时间，应满足具体试验项目规定的试验时间。对分阶段升压要求的试验，应严格按照标准升压程序操作。在试验前，应针对被试品直流高电压试验的性质和目的，以及与其他试验项目的验证关系，考虑直流高电压试验在试品试验项目中的顺序。在进行直流高压试验时，如无特殊要求，均采用负极性接线。对试品施加电压时，应从足够低的数值开始，缓慢地升高电压。从试验电压值的75%开始，以每秒2%的速度上升，通常能满足上述要求。（8）短路阻抗试验在短路试验前，应将变压器本体的电流互感器二次短路。测试时，被加压绕组和被短接绕组均应置于最高分接位置。首次电抗法检测，还应在变压器铭牌上标有短路阻抗值(或出厂试验报告上有实测值)的分接位置测量短路阻抗。测试时，先将被测绕组对的不加压侧所有接线端全部短接，短接线及其接触电阻的总阻抗不得大于被测绕组对短路侧等值阻抗的0.1%。对加压侧绕组为YN接线的三相变压器，用三相法测试时，变压器被加压绕组的中性点（Ν）、测试系统的中性点和测试电源的中性点应良好连接。测100MVA以上容量变压器的绕组参数时，测试系统引向被试变压器的电流线和电压线应分开。交流耐压试验1）绕组连同套管的交流耐压试验，应符合下列规定：a）110kV的变压器，线端试验应按表5.1-1进行交流耐压试验。b）绕组额定电压为110kV的变压器，其中性点应进行交流流耐压试验，试验耐受电压标准为出厂试验电压值80%(见表5.1-2)。表5.1-1电力变压器交流耐压试验电压标准（kV）系统标称电压设备最高电压交流耐受电压油浸式电力变压器110126160注：1上表中，变压器试验电压是根据现行国家标准《电力变压器第3部分：绝缘水平和绝缘试验和外绝缘空气间隙》GB1094.3规定的出厂试验电压乘以0.8制定的。表5.1-2额定电压110kV的电力变压器中性点交流耐压试验电压值（kV）系统标称电压设备最高电压中性点接地方式出厂交流耐受电压交接交流耐受电压110126不直接接地9576（10）变压器冲击合闸试验在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间宜为5min，应无异常现象；冲击合闸宜在变压器高压侧进行；对中性点接地的电力系统，试验时变压器中性点必须接地。5.2110kV电流和电压互感器试验5.2.1110kV电流互感器（1）试验前将每个电流互感器表面擦拭干净；（2）测量电流互感器的绝缘电阻：用2500V摇表测量一次绕组对二次及地的绝缘电阻；用2500V摇表分别测量二次绕组间及地的绝缘电阻；绝缘电阻值不宜低于1000MΩ。（3）电流互感器的极性检查：用试验线将蓄电池和电流互感器的一次绕组连接，用指针万用表（挡位放在最小电流挡上）的表笔分别接在被测的二次绕组端子上。将蓄电池的“＋”极线碰接到一次绕组的“L1”，同时观察指针万用表的指针是否先向正方向后回复到“0”摆动。然后拉开蓄电池的“＋”试验线，同时观察指针万用表的指针是否先向负方向后回复到“0”摆动。（4）电流互感器一、二次绕组直流电阻测量。（5）测量保护组CT的励磁特性曲线：试验时电压从零递升上去，以电流为基准，读取电压值，直至额定电流；保护组应进行此项试验。（6）变比检查：在一次绕组通入电流，二次绕组接电流表，读取一、二次绕组电流值。5.2.2110kV电压互感器（1）试验前检查1）电压互感器安装固定牢固,外观检查无异常，标识清楚正确。2）二次接线和设备接地完成，高压一次回路断开，临近设备做好接地防止感应触电。3）现场环境满足试验进行,试验场所不得有显著的交直流外来电磁场干扰。4）所有使用的测量仪表均经检验合格，并在检定周期内。（2）试验方法1）测量电压互感器一、二次绕组的绝缘电阻：用2500V摇表测量绝缘电阻；用2500V摇表测量二次绕组之间及对地的绝缘电阻。2）电压互感器（中间电压端子已引出）的极性检查：用试验线将蓄电池和电压感器中间变压器的一次绕组连接，用指针万用表（挡位放在最小电流挡上）的表笔分别接在被测的二次绕组端子上。将蓄电池的“＋”极线碰接到一次绕组的“L1”，同时观察指针万用表的指针是否先向正方向摆动后回复到0”。然后拉开蓄电池的“＋”试验线，同时观察指针万用表的指针是否先向负方向摆动后回复到0”。3）电压互感器绕组直流电阻测量：用直流电阻测试仪，按仪器要求进行接线和操作，分别测量初级绕组和二次绕组的直流电阻值，记录试验环境温度以便进行换算比较。4）电压互感器的变比检查：按试验仪器厂家使用说明书进行接线和操作，用测试仪测量电压互感器的电压比，与变比计算值进行比较。5）电压互感器的励磁特性试验：用互感器综合测试仪进行测量，将电压互感器一次绕组恢复至运行状态，即为A端悬空，N端可靠接地，从二次绕组的保护级绕组接线进行试验，试验结果应与厂家出厂资料对比。6）电压互感器耐压：110kV电压互感器进行184kV感应耐压，时间为40s。安全措施：将试验现场用警示带打围，清出围栏外除实验人员外的无关人员，并派专人进行安全监督，升压过程应缓慢匀速进行，降压过程也应缓慢匀速，电压降为零后，试验人员挂放电棒后方可进行更换接线。5.3110kVSF6断路器试验5.3.1测量断路器的绝缘电阻值：整体绝缘电阻值测量，应参照制造厂的规定。5.3.2每相导电回路的电阻值测量，宜采用电流不小于100A的直流压降法。测试结果应符合产品技术条件的规定。5.3.3交流耐压试验，应符合下列规定：（1）在SF6气压为额定值时进行。试验电压按出厂试验电压的80%；断路器出厂耐压为230kV，本次试验184KV，1min。（2）110kV以下电压等级应进行合闸对地和断口间耐压试验；5.3.4测量断路器的分、合闸时间，应在断路器的额定操作电压、气压或液压下进行。实测数值应符合产品技术条件的规定。5.3.5测量断路器的分、合闸速度，应在断路器的额定操作电压、气压或液压下进行。实测数值应符合产品技术条件的规定。现场无条件安装采样装置的断路器，可不进行本试验。5.3.6测量断路器主、辅触头三相及同相各断口分、合闸的同期性及配合时间，应符合产品技术条件的规定。5.3.7测量断路器合闸电阻的投入时间及电阻值，应符合产品技术条件的规定。5.3.8测量断路器分、合闸线圈的绝缘电阻值，不应低于10MΩ；直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。5.3.9测量断路器内SF6气体含水量(20℃的体积分数)，应符合下列规定：（1）与灭弧室相通的气室，应小于150µL/L；（2）不与灭弧室相通的气室，应小于250µL/L；（3）SF6气体含水量的测定应在断路器充气48h后进行。5.3.10密封试验可采用下列方法进行：（1）采用灵敏度不低于150µL/L(体积比)的检漏仪对断路器各密封部位、管道接头等处进行检测时，检漏仪不应报警；（2）必要时可采用局部包扎法进行气体泄漏测量。以24h的漏气量换算，每一个气室年漏气率不应大于1%；（3）泄漏值的测量应在断路器充气24h后进行。5.4110kV隔离开关试验5.4.1隔离开关与负荷开关的有机材料传动杆的绝缘电阻值,不低于6000MΩ。5.4.2测量高压限流熔丝管熔丝的直流电阻值，与同型号产品相比不应有明显差别。5.4.3测量负荷开关导电回路的电阻值，宜采用电流不小于l00A的直流压降法。测试结果，不应超过产品技术条件规定。5.4.4交流耐压试验，应符合下述规定：三相同一箱体的负荷开关，应按相间及相对地进行耐压试验，其余均按相对地或外壳进行。5.4.5检查操动机构线圈的最低动作电压，应符合制造厂的规定。5.4.6操动机构的试验（1）动力式操动机构的分、合闸操作，当其电压或气压在下列范围时，应保证隔离开关的主闸刀或接地闸刀可靠地分闸和合闸。1)电动机操动机构：当电动机接线端子的电压在其额定电压的80%～110%范围内时；（2）隔离开关的机械或电气闭锁装置应准确可靠。5.5110kV避雷器试验5.5.1金属氧化物避雷器绝缘电阻测量（1）绝缘电阻测试：用2500V兆欧表，绝缘电阻不小1000M；5.5.2测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下泄漏电流，应符合下列规定（1）金属氧化物避雷器对应于直流参考电流下的直流参考电压整支或分节进行的测试值，不应低于现行国家标准《交流无间隙金属氧化物避雷器》GB11032的规定，并符合产品技术条件的规定。实测值与制造厂规定值比较，变化不应大于±5％；（2）0.75倍直流参考电压下的泄漏电流值不应大于50μA，或符合产品技术条件的规定；（3）试验时若整流回路中的波纹系数大于1.5％时，应加装滤波电容器，可为0.01～0.1μF，试验电压应在高压侧测量。5.5.3检查放电计数器的动作应可靠，避雷器监视电流表指示应良好。5.610kV无功补偿装置试验5.6.1试验方法摇绝缘：将绝缘电阻表的L端分别接至串联电抗器、并联电容器、放电线圈的桩头，N端分别接至串联电抗器外壳接地、并联电容器外壳接地、放电线圈外壳接地，用2500V档位分别进行绝缘试验，分别读取15秒与60秒的读数，并记录。绝缘试验完成后，用放电棒对串联电抗器、并联电容器、放电线圈分别进行充分放电；交流耐压：将试验PT的上端引线接至串联电抗器、并联电容器、放电线圈的桩头，检查设备下端是否可靠接地，检查完毕后将人员清至围栏外，经确认所有人员都在安全区域内方可进行试验，升压过程应缓慢且匀速，串联电抗器交接试验耐压值为出厂试验电压35kV的80%即为28kV，时间为60s。并联电容器交接试验耐压值为出厂试验电压42kV的75%即为31.5kV，时间为10s。放电线圈交接试验耐压值为出厂试验电压42kV的80%即为33kV，时间为60s。串联电抗器、并联电容器、放电线圈耐压试验完成后试验人员穿戴绝缘手套进行充分放电。待放电结束后方可进行更换接线。5.6.2串联电抗器用电桥法测量：应用电桥平衡的原理来测量绕组直流电阻的方法称为电桥法，选择合适的电桥测量设备的直流电阻，要求其阻值差小于2%。常用的直流电桥有单臂电桥及双臂电桥，单臂电桥常用来测量1Ω以上的电阻。双臂电桥适宜测量准确度较高的小电阻。直流电阻测试必须在各个分接头的所有位置进行，各相测得值的相互差值应小于平均值的2％，线间测得的差值应小于平均值的1％。直流电阻测量值换算到同温度下与厂家值比较，变化应不大于2％。5.6.3并联电容器应用电容量测试对电容进行测量，具体方法：将福禄克17B+型号万用表调至电容测试档位，将两表笔分别接至电容器两桩头，测量电容值，待读数稳定后记录电容值。5.6.4放电线圈变比、直阻、励磁特性及极性测量1、试验方法1）测量放电线圈一、二次绕组的绝缘电阻：用2500V摇表测量绝缘电阻；用2500V摇表测量二次绕组之间及对地的绝缘电阻。2）放电线圈的极性检查：用互感器综合测试仪测试测试放电线圈的极性。3）放电线圈绕组直流电阻测量：用直流电阻测试仪，按仪器要求进行接线和操作，分别测量初级绕组和二次绕组的直流电阻值，记录试验环境温度以便进行换算比较。4）放电线圈的变比检查：按试验仪器厂家使用说明书进行接线和操作，用测试仪测量放电线圈的电压比，与变比计算值进行比较。5）放电线圈的励磁特性试验：用互感器综合测试仪进行测量，将放电线圈一次绕组恢复至运行状态，即为A端悬空，N端端悬空，从二次绕组的保护级绕组接线进行试验，试验结果应与厂家出厂资料对比。5.710kV电流互感器试验5.7.1试验作业方法（1）试验前将每个电流互感器表面擦拭干净；（2）测量电流互感器的绝缘电阻：用2500V摇表测量一次绕组对二次及地的绝缘电阻；用2500V摇表分别测量二次绕组间及地的绝缘电阻；绝缘电阻值不宜低于1000MΩ。（3）电流互感器的极性检查：用试验线将蓄电池和电流互感器的一次绕组连接，用指针万用表（挡位放在最小电流挡上）的表笔分别接在被测的二次绕组端子上。将蓄电池的“＋”极线碰接到一次绕组的“L1”，同时观察指针万用表的指针是否先向正方向后回复到“0”摆动。然后拉开蓄电池的“＋”试验线，同时观察指针万用表的指针是否先向负方向后回复到“0”摆动。（4）电流互感器一、二次绕组直流电阻测量。（5）测量保护组CT的励磁特性曲线：试验时电压从零递升上去，以电流为基准，读取电压值，直至额定电流；保护组应进行此项试验。（6）变比检查：在一次绕组通入电流，二次绕组接电流表，读取一、二次绕组电流值。5.810kV电压互感器试验5.8.1试验作业方法（1）试验前检查1）电压互感器安装固定牢固,外观检查无异常，标识清楚正确。2）二次接线和设备接地完成，高压一次回路断开，临近设备做好接地防止感应触电。3）现场环境满足试验进行,试验场所不得有显著的交直流外来电磁场干扰。4）所有使用的测量仪表均经检验合格，并在检定周期内。（2）试验方法1）测量电压互感器一、二次绕组的绝缘电阻：用2500V摇表测量绝缘电阻；用2500V摇表测量二次绕组之间及对地的绝缘电阻。2）电压互感器（中间电压端子已引出）的极性检查：用试验线将蓄电池和电压感器中间变压器的一次绕组连接，用指针万用表（挡位放在最小电流挡上）的表笔分别接在被测的二次绕组端子上。将蓄电池的“＋”极线碰接到一次绕组的“L1”，同时观察指针万用表的指针是否先向正方向摆动后回复到0”。然后拉开蓄电池的“＋”试验线，同时观察指针万用表的指针是否先向负方向摆动后回复到0”。3）电压互感器绕组直流电阻测量：用直流电阻测试仪，按仪器要求进行接线和操作，分别测量初级绕组和二次绕组的直流电阻值，记录试验环境温度以便进行换算比较。4）电压互感器的变比检查：按试验仪器厂家使用说明书进行接线和操作，用测试仪测量电压互感器的电压比，与变比计算值进行比较。5）电压互感器的励磁特性试验：用互感器综合测试仪进行测量，将电压互感器一次绕组恢复至运行状态，即为A端悬空，N端可靠接地，从二次绕组的保护级绕组接线进行试验，试验结果应与厂家出厂资料对比。5.910kV真空断路器试验5.9.1试验作业方法（1）测量分、合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻：用500V摇表分别测量分闸线圈和合闸线圈对地的绝缘电阻，用万用表分别测量分闸线圈和合闸线圈的直流电阻。（2）断路器操作机构试验：1）储能电机检查：用500V摇表测量电机的绝缘电阻；加入电机额定的电压，检查电机运转是否正常和储能机构工作是否正常。2）检查分、合闸线圈的最低动作电压值。3、测量断路器导电回路对地的绝缘电阻：断路器在合闸状态，分别测量每相导电回路对地的绝缘电阻。4、测量每相导电回路的直流电阻：用大电流回路电阻测试仪分别测量每相导电回路的直流电阻。（3）断路器的特性试验：用高压开关特性测试仪分别测量断路器的分、合闸时间及速度、同期性、低电压动作等。断路器特性测试进行示意图5.1010kV避雷器试验5.10.1准备措施将避雷器上端引线拆除，下端可靠接地，用警示带将试验现场打围，将作业之外的人员清至围栏外；5.10.2试验方法摇绝缘：将绝缘电阻表的L端接至避雷器上端，N端接至避雷器下端，用2500V档位进行绝缘试验，分别读取15秒与60秒的读数，并记录。绝缘试验完成后，用放电棒对避雷器进行充分放电；直流耐压：将直流高压发生器的上端引线接至避雷器的上端，检查避雷器下端是否可靠接地，检查完毕后将人员清至围栏外，并大声吆喝“直流耐压试验即将开始”，经确认所有人员都在安全区域内方可进行试验，升压过程应缓慢且匀速，当泄流电流达到1mA时，停止升压，按下计时器，及时60s读取此时的试验电压，即为1mA泄流电流下的参考电压，，再按下控制器面板上的0.75倍参考电压按钮，读取此时的泄流电流，并记录。耐压完成后，开始缓慢匀速降压，直至电压降为零，用放电棒对避雷器充分放电。方可拆除试验接线。检查放电计数器动作情况用放电计数器动作仪进行，并将所有的放电计数器归至0档位。5.11高压开关柜及母线试验5.11.1绝缘电阻测试使用检定合格的绝缘电阻表进行测试。测试前应将开关柜与其他附属设备的连接全部打开。绝缘电阻值参照制造厂规定，在耐压前后分别进行电阻测量。10kV母线绝缘电阻值不低于2500MΩ。5.11.2交流耐压试验开关柜及母线耐压只对相间及地进行，耐压值升至28kV持续1min，开关柜耐压试验时，如回路中带有其它设备，则其耐压值按较低的绝缘水平。5.12电力电缆线路试验5.12.1电力电缆线路的试验（1）对电缆的主绝缘做耐压试验或测量绝缘电阻时，应分别在每一相上进行。对一相进行试验或测量时，其他两相导体、金属屏蔽或金属套需临时接地；（2）对额定电压为0.6/1KV的电缆线路应用2500V兆欧表测量导体对地绝缘电阻代替耐压试验，试验时间1min。5.12.2测量各电缆导体对地或对金属屏蔽层间和各导体间的绝缘电阻，应符合下列规定：（1）耐压试验前后，绝缘电阻测量应无明显变化；（2）电缆外护套、内衬层的绝缘电阻不应低于0.5MΩ/km；（3）测量绝缘用兆欧表的额定电压，宜采用如下等级：1)0.6/1kV电缆用1000V兆欧表；2)10kV电缆用2500V兆欧表；5.12.3交流耐压试验，应符合下列规定：（1）橡塑电缆优先采用20～300Hz交流耐压,耐压试验电压和时间试验见表5.12.3。表5.12.3橡塑电缆20～300Hz交流耐压试验电压和时间额定电压U0/U(kV)试验电压时间(min)18/30及以下2U05（2）不具备上述试验条件或有特殊规定时，可采用施加正常系统对地电压24h方法代替交流耐压。5.13.线路保护装置调试5.13.1外部检查本部分在不通电的情况下对保护装置外部进行检查，主要包含以下项目：（1）确认装置：记录本次调试的继电保护装置的屏号，型号，确认与本次调试任务相符。（2）检查外观：对保护屏体和保护装置的外观进行检查，主要观察有无破损，有无污损。（3）检查接点及接线：对装置上的接点和二次接线进行检查，重点检查有无错接，漏接和虚接。（4）绝缘检查：用兆欧表摇测交流电流、电压回路对地绝缘电阻；直流回流对地绝缘电阻；交直流回路之间绝缘电阻；保护接点之间及对地绝缘电阻。如果不带二次回路，各绝缘电阻应大于10MΩ，如果带二次回路，各绝缘电阻应大于1MΩ。（5）耐压检查：用摇表施加工频1000V电压，历时1分钟，观察耐压情况。5.13.2通电检查检查装置电源情况后，给装置通电，进行以下检查项目：（1）查验版本：记录调试装置的软件版本号以及校验码，应与厂家提供的软件版本和校验码一致。（2）检查显示屏：检查液晶显示屏显示是否正常，有无花屏黑屏等现象。（3）检查键盘：各个键盘按键应灵活可控，各按键功能应与装置说明书一致。（4）检查菜单：各菜单目录结构应与装置说明书一致，同时对菜单功能进行熟悉。5.13.3模拟量通道检查本部分对继电保护装置各个交流输入通道进行检查和校正，确保各个通道测量正常。（1）零漂检查：将各交流回路开路，且不连接测试仪器的情况下，记录各个模拟量通道的数值，并且与装置的额定电流In，额定电压Un进行比对，一般要求电流量零漂数值不大于1%In，电压量零漂数值不大于5%Un。装置说明书对零漂数值有特定要求的参照说明书进行检查（2）模拟量校正：继电保护装置的模拟量通道一般测量准确无误，如果通道测量出现偏差，将会对保护功能产生影响,因此对模拟量通道进行检查和校正非常必要。可以通过继电保护测试仪作为标准电源输出，进行通道校正，校正精度可以参照装置说明书的具体调试要求，而且必须包含幅值和相角两个方面。5.13.4开关量通道检查开关量通道检查包括开入量检查和开出量传动两个方面。（1）开入量检查：在开入量的对应端子上模拟开入信号的通断（可以使用直接短接和按钮开关的方式进行），然后在保护装置的开入量观测菜单里面查询相应的开入量是否动作，相应的指示灯是否点亮。（2）开出量传动：在保护装置的开出传动菜单里对各个开出量依次进行传动，同时在各个出口测量是否有输出（可以使用万用表欧姆档测量通断），相应指示灯是否点亮，并且信号接点的类型（瞬动或者保持）是否满足要求。5.13.5保护逻辑功能实验试验前整定压板定值中的内部压板控制字“闭锁重合压板”软压板置0。试验时必须接入零序电流，在做反方向故障时，应保证所加故障电流ZD1I<U/Z,U为额定电压，ZD1Z为阻抗Ⅰ段定值。为确保故障选相及测距的有效性，试验时请确保试验仪在收到保护跳闸命令20ms后再切除故障电流。（1）纵联差动保护1)将NR1213插件上两个通道单模光纤的接收“Rx”和发送“Tx”用尾纤短接，构成自发自收方式，将“纵联差动保护”、“通道1通信内时钟”和“通道2通信内时钟”控制字均置1，“两侧差动方式”压板退出，“本侧识别码”、“通道1对侧识别码”和“通道2对侧识别码”整定为相同，通道异常灯不亮。下列校验实验中Icdqd为“差动动作电流定值”。模拟对称或不对称故障（所加入的故障电流必须保证装置能启动），使故障电流为：I＝m*0.34*(Icdqd)；zm＝0.95时差动保护不动作；m＝1.05时差动保护I段能动作，动作时间在40ms左右，当m=2时，动作时间在20ms左右。（2）距离保护1)投距离保护软、硬压板，保护定值中“投Ⅰ段接地距离”置1、“投Ⅰ段相间距离”置1。2)加正常运行状态电压和电流，等保护PT断线报警灯灭，重合闸充电灯亮。3)加故障电流I=In，故障电压1*2**ZDUmIZφφ=（Uφφ为故障相相间电压，1ZDZ为相间距离Ⅰ段定值），模拟正方向瞬时性相间短路故障，m=0.95时距离Ⅰ段动作，装置面板上相应灯亮，液晶上显示“距离Ⅰ段动作”，动作时间为10～30ms，动作相为“ABC”；m=1.05时距离I段不动作；在m=0.8时测距离I段的动作时间。4)加故障电流I=In，故障电压1*(1)**ZDUmKIZφ=+（Uφ为故障相电压，K为零序补偿系数，1ZDZ为接地距离Ⅰ段定值），模拟正方向瞬时性单相接地故障（非故障相电流为0），m=0.95时距离Ⅰ段动作，装置面板上相应灯亮，液晶上显示“距离Ⅰ段动作”，动作时间为10～30ms；m=1.05时距离Ⅰ段不动作；在m=0.8时测距离I段动作时间。5)同1～4条分别校验Ⅱ、Ⅲ段距离保护，注意加故障量的时间应大于保护定值时间。6)加故障电流4In，故障电压0V，分别模拟单相接地、两相和三相反方向故障，距离保护不动作。（3）零序保护1)投零序保护Ⅰ段软、硬压板，保护定值中“投零序Ⅰ段方向”控制字置1。2)加正常运行状态电压和电流，等保护PT断线报警灯灭，重合闸充电灯亮。3)加故障电压30V，故障电流m*I01ZD（I01ZD为零序过流Ⅰ段定值），模拟单相正方向故障（非故障相电流为0），故障时间大于零序过流Ⅰ段整定时间。m=1.05时，保护动作，装置面板上相应灯亮，液晶上显示“零序过流Ⅰ段”；m=0.95时，零序过流保护Ⅰ段不动作；在m=1.2时测零序过流保护Ⅰ段动作时间。4)加故障电压30V，故障电流1.2*I01ZD，模拟单相反方向故障，零序过流保护Ⅰ段不动。5)同1～3条校验零序过流Ⅱ～Ⅳ段保护，注意加故障量时间应大于保护定值整定时间。（4）PT断线相过流保护1)投距离保护软、硬压板，投入距离Ⅰ段、距离Ⅱ段、距离Ⅲ段任一控制字，且使装置报“PT断线”告警。2)加故障电流ptdx1=*ImIφ（其中ptdx1I为PT断线过流Ⅰ段定值），故障时间大于“PT断线过流Ⅰ段时间”定值。m=1.05时PT断线过流Ⅰ段动作，m=0.95时PT断线过流Ⅰ段不动作，m=1.2时测试PT断线过流Ⅰ段的动作时间。3)同1～2条校验PT断线过流Ⅱ段保护，注意加故障量时间应大于保护定值整定时间。（5）光纤通道联调将保护使用的光纤通道连接可靠，通道调试好后装置上“通道异常灯”应不亮，没有“通道异常”告警，TDGJ接点不动作。1）对侧电流及差流检查将三侧保护装置的“CT变比系数”定值整定为1，在某一侧加入三相对称的电流，大小为In，在另外两侧“模拟量”→“保护测量”菜单中查看对应通道对侧的三相电流及差动电流应该为In。若三侧保护装置“CT变比系数”定值整定不全为1，相应的三相电流和差动电流还要进行相应折算。假设M侧保护的“CT变比系数”定值整定为km，二次额定电流为INm，N侧保护的“CT变比系数”定值整定为kn，二次额定电流为INn，在M侧加电流Im，N侧显示的对侧电流为Im*km*INn/(INm*kn)，若在N侧加电流In，则M侧显示的对侧电流为In*kn*INm/(INn*km)。若两侧同时加电流，必须保证三侧电流相位的参考点一致。2）三侧装置纵联差动保护功能联调模拟线路空冲时故障或空载时发生故障：N、L侧开关在分闸位置（注意保护开入量显示有跳闸位置开入，且将相关差动保护压板投入），M侧开关在合闸位置，在M侧模拟各种故障，故障电流大于差动保护定值，M侧差动保护动作，N、L侧不动作。模拟弱馈功能：N、L侧开关在合闸位置，主保护压板投入，加正常的三相电压34V（小于65％Un但是大于PT断线的告警电压33V），装置没有“PT断线”告警信号，M侧开关在合闸位置，在M侧模拟各种故障，故障电流大于差动保护定值，M、N侧差动保护均动作跳闸。远方跳闸功能：使M、L侧开关在合闸位置，“远跳经本侧控制”控制字置0，在N侧使保护装置有远跳开入，M、L侧保护能远方跳闸。在M、L侧将“远跳经本侧控制”控制字置1，在N侧使保护装置有远跳开入的同时，在M、L侧使装置启动，M、L侧保护能远方跳闸。（6）通道调试说明（a）通道良好的判断方法：1）保护装置没有“通道异常”告警，装置面板上“通道异常灯”不亮，TDGJ接点不闭合。2）“装置状态”→“纵联通道状态”中有关通道状态统计的计数应恒定不变化（长时间可能会有小的增加，以每天增加不超过10个为宜）。必须满足以上两个条件才能判定保护装置所使用的光纤通道通信良好，可以将差动保护投入运行。（b）通道调试前的准备工作1）通道调试前首先要检查光纤头是否清洁？光纤连接时，一定要注意检查FC连接头上的凸台和砝琅盘上的缺口对齐，然后旋紧FC连接头。当连接不可靠或光纤头不清洁时，仍能收到对侧数据，但收信裕度大大降低，当系统扰动或操作时，会导致纵联通道异常，故必须严格校验光纤连接的可靠性。2）若保护使用的通道中有通道接口设备，应保证通道接口装置良好接地，接口装置至通讯设备间的连接线选用应符合厂家要求，其屏蔽层两端应可靠接地，通讯机房的接地网应与保护设备的接地网物理上完全分开。（c）专用光纤通道的调试步骤：1）用光功率计和尾纤，检查保护装置的发光功率是否和通道插件上的标称值一致，常规插件波长为1310nm的发信功率在-14dBm左右，超长距离用插件波长为1550nm的发信功率在－11dBm左右。2）用光功率计检查由对侧来的光纤收信功率，校验收信裕度，常规插件波长为1310nm的接收灵敏度为－40dBm；应保证收信功率裕度（功率裕度＝收信功率－接收灵敏度）在8dB以上，最好要有10dB。若对侧接收光功率不满足接收灵敏度要求时，应检查光纤的衰耗是否与实际线路长度相符（尾纤的衰耗一般很小，应在2dB以内，光缆平均衰耗：1310nm为0.35dB/km；1550nm为0.2dB/km）。3）分别用尾纤将两侧保护装置的光收、发自环，将相关通道的“通信内时钟”控制字置1，“本侧识别码”和“对侧识别码”整定为相等，经一段时间的观察，保护装置不能有“纵联通道异常”告警信号，同时通道状态中的各个状态计数器均维持不变。4）恢复正常运行时的定值，将通道恢复到正常运行时的连接，投入差动压板，保护装置纵联通道异常灯应不亮，无纵联通道异常信号，通道状态中的各个状态计数器维持不变。（d）复用通道的调试步骤：1）检查两侧保护装置的发光功率和接收功率，校验收信裕度，方法同专用光纤。2）分别用尾纤将两侧保护装置的光收、发自环，将“通信内时钟”控制字置1，“本侧识别码”和“对侧识别码”整定为相等，经一段时间的观察，保护装置不能有纵联通道异常告警信号，同时通道状态中的各个状态计数器均维持不变。3）两侧正常连接保护装置和MUX之间的光缆，检查MUX装置的光发送功率、光接收功率（MUX的光发送功率一般为－13.0dBm，接收灵敏度为－30.0dBm）。MUX的收信光功率应在－20dBm以上，保护装置的收信功率应在－15dBm以上。站内光缆的衰耗应不超过1～2dB。4）两侧在接口设备的电接口处自环，将“通信内时钟”控制字置1，“本侧识别码”和“对侧识别码”整定为相等，经一段时间的观察，保护不能报纵联通道异常告警信号，同时通道状态中的各个状态计数器均不能增加。5）利用误码仪测试复用通道的传输质量，要求误码率越低越好（要求短时间误码率至少在1.0E-6以上）。同时不能有NOSIGNAL、AIS、PATTERNLOS等其它告警。通道测试时间要求至少超过24小时。6）如果现场没有误码仪，可分别在两侧远程自环测试通道。方法如下：将“通信内时钟”控制字置1，“本侧识别码”和“对侧识别码”整定为相等，在对端的电口自环。经一段时间测试（至少超过24小时），保护不能报纵联通道异常告警信号，同时通道状态中的各个状态计数器维持不变（长时间后，可能会有小的增加），完成后再到对侧重复测试一次。7）恢复两侧接口装置电口的正常连接，将通道恢复到正常运行时的连接。将定值恢复到正常运行时的状态。8）投入差动压板，保护装置纵联通道异常灯不亮，无纵联通道异常信号。通道状态中的各个状态计数器维持不变（长时间后，可能会有小的增加）。（e）通道状态和告警信息1）通道状态信息“本侧主机方式”：本侧的主从机状态。“对侧识别码”：接收到的对侧识别码，如果没有收到数据，则显示“”。“通道延时”：光纤通道的路由延时（单位：微秒），纵联通道异常时显示“”。“误帧总数”：接收到错误帧（通不过CRC校验）时累加。“报文异常数”：由于通道的异常原因引起的帧接收错误时累加。“丢帧总数”：约定时间内接收不到帧时累加。“对侧异常数”：对侧装置接收不到正确的帧时累加。“严重误帧秒”：通道在连续1s内超过7帧报文通不过CRC校验报警或丢帧，1s累加一次。“失步次数”：收到有效数据，但两侧不同步时累加。2）通道告警信息“纵联通道无有效帧”：通道接收不到正确的数据延时100ms，展宽1s返回。“纵联通道严重误码”：通道在连续1s内有13帧报文通不过CRC校验报警。“纵联通道识别码错”：接收到的对侧识别码和本侧装置的定值“对侧识别码”不一致，延时100ms，展宽1s报“识别码错”。“差动退出”：保护装置启动后出现通道异常报差动退出，通道异常恢复后报警返回。“长期有差流”：差动电流大于差动启动值延时10s报警，展宽10s返回。纵联通道异常＝无有效帧＋识别码接收错。通道异常时，装置面板上纵联通道异常灯亮，TDGJ接点动作。注意：上述异常仅在“纵联差动保护”控制字=1时才会出现告警信息，否则液晶及后台报文均不出现。注意：上述异常仅在“纵联差动保护”功能投入时（即差动保护硬压板、软压板、差动控制字均为1），BJJ才会动作。（f）光纤及光纤连接注意事项1)概述光纤、尾纤是通过光砝琅盘进行连接。单模光纤的纤芯直径很细，约为∅9μm。为了保证光纤连接时衰减（损耗）最小，必须保证两根光纤在对准时的同心度。而光砝琅盘内最内层是一瓷芯套管，这是保证光纤连接精度的关键部件，为了使光纤插头的瓷芯能插入光砝琅盘，瓷芯套管必须纵向开槽，（开槽瓷芯套管保证了光纤既能插入，又能保证一定的松紧度及连接的精度）由于瓷管本身很薄，又开槽，所以当受到外力超过一定程度时就极易碎裂。在现场施工中由于操作人员对光器件使用不甚了解及野蛮操作，所以光砝琅内瓷芯碎裂时有发生。一但发生内瓷芯碎裂，光通信必然中断。而且这类中断是很难查找到故障砝琅盘的。必须借助于专用仪表（光功率计、ODTR、光衰耗器等）。尤其是当光接收端的砝琅盘内瓷芯碎裂时，通过光功率的测量也无法发现，必须要通过灵敏度检查才能发现问题。砝琅盘内瓷芯严重碎裂时，通过肉眼观测就能发现碎裂、碎片。砝琅盘内瓷芯发生较轻的碎裂时，一般只有裂纹，通过肉眼观测比较难发现，只有通过传输光功率测量才能发现。（必须说明：尽管瓷芯比较脆弱，但在正确操作时是非常耐用的，又因为材料是陶瓷，非常耐磨而且光滑，所以光砝琅连续插拔数千次乃至上万次都不会损坏，而且还能保证光纤的连接精度。）2)清洁处理光纤在通过光砝琅盘连接时，光跳线（尾纤）的瓷芯端面必须干净清洁。有时甚至在肉眼都看不到有脏物、灰尘时，由于瓷芯端面未擦拭干净都会产生较大衰减，甚至达几十dB。清洁：光纤在插入砝琅前，纤芯的瓷芯端面应用浸有无水酒精的纱布擦干净，并用吹气球吹干（吹气球可用医用“洗耳球”）。酒精必须是纯净的无水酒精，最好用分析纯或化学纯。擦拭干净后的光纤端面在插入光砝琅的过程中不得碰到任何物品。光纤和光砝琅在未连接时都必须用相应的保护罩套好，以保证脏物不进入光砝琅或污染光纤端面。光纤端面被弄脏后与另一端光器件连接时，可能会把脏物转移到对端。在现场安装时这一后果有时是严重的，如被转移对端是光端机的光接收端，由于脏物存在，接收到光信号被衰减，但尚且能正常工作，当这种设备运行一段时间后，由于器件老化等原因，当光信号有所衰减就会出现故障，即使原来系统的设计是留有足够的冗余度的。3)光纤与砝琅连接光纤与砝琅在连接前必须经过上面第2步的处理。必须在眼睛可视的情况下，做光纤与光砝琅的连接，绝不能仅凭手的感觉进行操作。光纤在插入光砝琅时，要保持在同一轴线上插入；并且光纤上的凸出定位部分要对准砝琅的缺口。光纤插入砝琅时一般都有一定阻力，可以把光纤一边往里轻推，一边来回轻轻转动，直到插到位，最后拧紧。注意：光纤插入砝琅过程中千万不能左右、上下晃动，这样会使光砝琅内的陶瓷套管破裂。4)光纤、尾纤的盘绕与保护尽量避免光纤弯曲、折叠，过大的曲折会使光纤的纤芯折断。在必须弯曲时，必须保证弯曲半径必须大于3cm（直径大于6cm），否则会增加光纤的衰减。光缆、光纤、尾纤铺放、盘绕时只能采用圆弧型弯曲，绝对不能弯折，不能使光缆、光纤、尾纤呈锐角、直角、钝角弯折。对光缆、光纤、尾纤进行固定时，必须用软质材料进行。如果用扎线扣固定时，千万不能将扎线扣拉紧。5.13.6整组试验(1)整组试验应在回路结线正确的基础上检查连接端子,恢复临时拆除的接线，并全面复查所有电气连接。（2）对保护装置通入各种模拟故障量进行模拟故障试验。进行试验前，应列出预期的效果，便于试验中核对试验。交流回路的每一相及各套保护间相连接的每一直流回路都应检查。(3)整组试验必须通知有关作业面的工作人员，退出工作，设监护人并在熟悉图纸与了解设备性能的基础上进行，既要确保人身安全(不光是触电问题，且应防止机构等传动部件伤人)，还应避免设备损坏。(4)整组试验后，拆除试验接线恢复所有拆除线。

5.13.7投运前检查调试即将投入或者处于运行状态的继电保护装置，在以上调试步骤完成以后，必须进行投运前检查，主要包含以下内容：(1)核对定值：将保护装置的保护功能按照定值清单设定，检查定值已按正式定值整定，控制字已按要求投退，硬压板已按要求投退。(2)检查回路开关：检查装置电源开关，各个二次回路开关，送电把手等均按要求处于正确的位置上。5.14母线保护装置调试5.14.1调试资料准备1)装置说明书和被试保护屏组屏设计图纸；2)设计院有关被试保护屏与其他外部回路连接的设计图册；3)被试保护屏所保护的一次设备主接线及相关二次设备的相关图纸和参数。5.14.2通电前检查1)退出保护所有压板，断开所有空开；2)检查装置的型号和参数是否与订货一致，注意直流电源的额定电压应与现场匹配；3)检查插件是否松动，装置有无机械损伤，各插件的位置是否与图纸规定位置一致；4)检查配线有无压接不紧，断线等现象；5)用万用表检查电源回路有否短路或断路；6)确认装置可靠接地。5.14.3上电顺序先合直流电源空开DK2（操作电源），再合直流电源空开DK1（装置电源）。5.14.4上电检查1)上电后，若装置的软件开始正常运行，此时装置指示灯“运行”点亮，可以简单判断各CPU板件和程序是否正常；2)液晶是否正常显示，若亮度异常，调节液晶对比度；3)主界面上CPU间通信指示符号是否正常闪烁；4)若第一次上电，进入【预设】→“时钟设置”，手动调整时钟；5)参考装置使用说明，进入【查看】→“装置信息”窗口，校对软件版本是否符合要求；6)检查装置的参数设置，若装置出厂缺省设置不符合现场要求，参考装置使用说明，进行相应的设置。5.14.5功能压板操作1)倒闸操作倒排前，手动合上“母线互联”硬压板或投入互联软压板，实现单母方式（强制互联）。操作过程应观察相应切换指示灯有“互联”信号发出，且不可复归。倒排结束后，手动打开“母线互联”硬压板及退出互联软压板，恢复双母方式，复归“互联”信号。装置调试与投运5.14.6整机调试装置的整机调试按以下基本步骤进行：交流量调试调试时应按照装置的原理接线图在交流端子输入额定工频电量，在【调试】→“交流量”菜单下进行模拟量调试。交流量显示应与外部输入一致，各路交流量显示误差应小于±1％。输入开关量调试在【调试】→“开入量”菜单下进行开入量调试。在相应外端子加入开入电压，检查外部加入开入量与界面显示是否一致。保护功能调试（1）母线区外故障条件：不加电压。1)任选同一条母线上的两条变比相同支路，在这两条支路A相（或B相或C相）同时加入电流，电流的大小相等（1-10A）方向相反。2)母线差动保护不应动作。3)观察面板显示中：大差电流、小差电流应等于零。（2）母线区内故障条件：不加电压；可适当抬高CT断线闭锁定值。1）验证差动保护启动电流定值：任选Ⅰ母线上的一条支路，在这条支路B相加入电流，调节电流大小，大于差动保护启动电流定值时，母线差动保护应瞬时动作，切除母联及该支路所在母线上的所有支路，该母线差动动作信号灯应亮。2）验证大差比率系数高值（可适当降低差动保护启动电流定值）：3)零序过流保护a)投入过流保护软硬压板及零序过流保护控制字。b)在母联加A相电流（大于零序电流过流定值），零序过流保护动作，母联动作信号灯亮。c)用实验仪检验母联出口延时（零序电流过流延时）是否正确。d)查看事件记录内容是否正确。4)用实验仪检验母联出口延时（母联非全相延时）是否正确。5)查看事件记录内容是否正确。（5）主变变低断路器跳闸联跳该低压侧母线其他断路器装置调试与投运1)接入主变变低断路器跳闸联切双开入。2)经不需整定的30ms延时后，切除主变所在母线上所有支路。（6）复合电压闭锁1)在Ⅰ母PT回路加额定正常电压。2)在Ⅰ母任一支路加电流（大于差动启动电流值），差动保护不动作，经9s延时，报“CT断线”和“CT告警”信号。3)合上Ⅰ母任一支路失灵启动开入接点，同时使该支路失灵电流条件满足，失灵保护不动作，经10s延时，报“失灵启动误开入”及“运行异常”告警。（7）CT断线及闭锁差动试验1）在Ⅰ母PT和Ⅱ母PT回路中加载正常电压；2）任选母线上的一条支路，在这条支路中加载A相电流，电流值大于CT断线闭锁定值，大于差动保护启动电流定值；3）差动保护应不动作，经9s延时，装置发出“CT断线”信号；4）保持电流不变，将母线电压降至0V；5）母线差动保护不应动作。（8）CT告警试验1）任选母线上的一条支路，在这条支路中加载B相电流，电流值大于CT断线告警定值，小于CT断线闭锁定值及差动启动电流值。2）经9s延时，装置发出“CT告警”信号。3）调节电流，使其大于差动保护启动电流定值。4）母线差动保护动作。13.PT断线告警1）任选同一条母线上的两条变比相同支路，在这两条支路同时加入电流，电流的大小相等（大于0.1In）方向相反。2）在试验支路所在的母线的PT回路中加载正常电压。3）任意断开某相电压。4）经9s延时，装置发出“PT断线”及“运行异常”告警信号。（9）开入变位告警1）改变母差任一开入接点。2）装置发出“刀闸告警”信号。（10）刀闸变位修正1）任选同一母线上变比相同的支路，加大小相同，方向相反的电流。此时装置无差流；2）将两者其中一条支路的刀闸位置断开；3）装置发出“刀闸告警”信号，同时断开的刀闸被修正合上，此时装置仍无差流。（11）特殊工程根据具体情况增加相应的调试手段。（12）投保护出口压板，恢复连线，做连动试验。通信功能调试首先确认变电站内各保护装置连续编号，且无重复的地址编号。将装置与通讯管理机相连，并接至监控后台。进入装置调试菜单，模拟母差遥信开入及动作信号至后台，在后台进行取测量值、取保护定值、远方复归、保护校时、变位召唤、取保护动作事件信息及故障录波信息等操作，检查保护装置是否能正常响应命令并正确执行；同时可以通过监视通讯管理机及后台报文，观察保护装置与上位机的通信是否正常。装置调试与投运打印功能调试先关闭打印机电源，连好打印线，再打开打印机电源，进行保护动作事件、保护定值、录波记录的打印，保证装置打印功能正常。注意：严禁带电拔插打印口。调试完毕应将调试记录归档，并与装置出厂调试记录做对比分析。在经过上述调试，确认装置性能完好可投入使用后，应使用【预设】菜单功能，清除装置内所有相关记录。5.14.7装置投入运行操作步骤1)确认所有压板退出；2)检查屏后电缆，确认与安装图纸一致，确认所有临时接线和防误措施已经恢复；3)合直流电源；4)校验交流回路良好，电压电流幅值及其相位无异常；5)装置液晶界面显示的大小差均无差流（5A制工程的差流要求：无负荷运行情况下零漂上限为0.12A；带负荷正常运行差流不超过0.2A）；6)确认装置液晶界面的母线模拟图的显示与实际的运行方式相对应；7)校对装置时钟；8)严格按调度定值整定通知单整定装置定值（注意应将所有未使用的保护段的投退型定值设为“退出”，未使用的间隔CT一次值整定为0，数值型定值过量保护恢复至最大值，欠量保护恢复至最小），打印一份清单核实无误后存档；9)装置其它各项经检查无误后，根据调度的要求，投入相应的跳闸出口压板、保护压板以及其他功能压板，装置正式投入运行；10)装置正常运行后，可进入【查看】菜单在线查看模拟量、开关量、保护定值和各种记录信息而不影响保护运行。5.15变压器保护装置调试5.15.1试验注意事项1.试验前请仔细阅读本试验大纲及有关说明书。2.尽量少拔插装置插件，不触摸插件电路，不带电插拔插件。3.使用的电烙铁、示波器必须与屏柜可靠接地。4.试验前应检查屏柜及装置在运输中是否有明显的损伤或螺丝松动。特别是CT回路的螺丝及连片，不允许有丝毫松动的情况。5.校对程序校验码及程序形成时间。6.试验前请对照说明书，检查装置的CPU插件、电源插件、出口插件上的跳线是否正确。7.试验前请检查插件是否插紧。8.通讯试验前请检查装置规约设置、信息文本是否与后台相匹配。5.15.2事故分析注意事项为方便事故分析，特别建议用户妥善保存装置的动作报告。清除装置报告或者频繁试验覆盖当时的故障信息，不利于用户和厂家进行事后分析和责任确定。为可靠保存当时的故障信息，可以参考以下方法：1.在进行传动或者保护试验前，对装置的内部存储的信息以及后台存储的信息进行完整的保存（抄录或打印）。2.保存的信息包括装置动作报告、自检报告、故障录波、装置参数和定值以及各种操作记录。3.现场的其他信息也应记录，包括事故过程、保护装置指示灯状态、主画面显示内容，如确定有插件损坏，在更换插件时须仔细观察插件状态（包括有无异味、烧痕、元器件异状等）。4.装置本地信息有条件的情况接打印机打印，监控后台的信息为防止被覆盖进行另外存储。5.如有特殊情况，请通知厂家协助故障信息获取与保存。6.事故分析需要原始记录、装置版本信息以及现场故障处理过程的说明。5.15.3交流回路检查进入“模拟量”->“保护测量”子菜单，在保护屏端子上（或者装置背板）各侧先后分别加入三相对称电流量，电流大为m*In（m=0.5、1、3、5，In为各侧二次额定电流），在液晶显示屏上显示的采样值应与实际加入量相符，其误差应小于±2.5％或0.01In；相角误差小于2度。5.15.4输入接点检查进入“状态量”->“输入量”子菜单，在保护屏上（或装置背板端子）分别进行各接点的模拟导通和断开，在液晶显示屏上显示的开入量状态应有相应改变。5.15.5整组试验下面提到的试验方法适用于PCS-9671N变压器差动保护装置，试验方法并不与软件逻辑判据完全一致，请参照说明书上提到的保护功能对照调试大纲进行调试。进行装置整组实验前，请将对应元件的控制字、软压板、硬压板设置正确；整组试验后，请检查装置记录的动作报告、SOE事件记录是否正确，对于有通讯条件的试验现场可检查后台监控软件记录的事件是否正确。附注：调校保护精度时，试验设备输出电流时，从零开始逐步增加到试验值。(1)差动保护校验)变压器的额定参数、定值示例及额定电流计算校验保护时先根据变压器的额定参数、装置定值单计算各侧二次等值额定电流Ie，2)差流平衡校验通过测试仪模拟与运行状态一致的负荷，检验主变差动保护电流回路接线和整定值的正确性。a.三相校验如果测试仪可以提供6路电流，根据变压器接线方式，用测试仪模拟正常负荷电流，使用一侧与二侧、一侧与三侧、一侧与四侧进行三相差流平衡试验。试验时相位设置以一侧（高压侧）A相为基准（0°，B相为240°、C相为120°），各侧三相电流以正极性接入。一侧与二侧三相差流平衡校验：在一侧加入大小为本侧二次等值额定电流的三相电流，在二侧加入大小为本侧二次等值额定电流的三相电流，相位关系依据该侧接线方式钟点数确定。本例中二侧接线方式钟点数为12，故二侧加入的三相电流相位分别设置为180°、60°、300°（一侧电流超前二侧的对应相电流180°）。一侧与三侧三相差流平衡校验方法参考一侧与二侧三相差流平衡校验。一侧与四侧三相差流平衡校验：在一侧加入大小为本侧二次等值额定电流的三相电流，在四侧加入大小为本侧二次等值额定电流的三相电流，相位关系根据该侧接线方式钟点数确定。本例中四侧接线方式钟点数为11，故四侧加入的三相电流相位分别设置为210°、90°、330°（一侧电流超前四侧的对应相电流150°）。加入电流后装置无差流（各相差流应小于0.05Ie），各相制动电流为1.0Ie。b.单相校验如果测试仪仅能提供3路电流，可在每侧只加入单相或两相电流，对一侧与二侧、一侧与三侧以及一侧与四侧进行差流平衡校验。为避免△接线侧受零序电流消除功能的影响，本项试验前应将各侧零序电流消除功能投退控制字退出。根据变压器接线方式和电流调整方法可确定加入各侧电流的大小与相位关系。本装置通过Y→Δ变换实现相角补偿，对于Y/△-11接线的变压器，Y形接线侧的调整方法为：一侧与二侧单相差流平衡校验：本例中二侧接线方式钟点数为12，校验时在一侧加入大小为本侧二次等值额定电流的单相电流（例如A相0°），在二侧加入大小为本侧二次等值额定电流的方向相反的同相别电流（例如A相180°）。一侧与三侧单相差流平衡校验方法参考一侧与二侧单相差流平衡校验。一侧与四侧单相差流平衡校验：本例中四侧接线方式钟点数为11，根据公式8.5-1，校验时在一侧加入大小为3倍本侧二次等值额定电流的单相电流（例如A相0°），在四侧加入大小为本侧二次等值额定电流的方向相反的同相别电流、方向相同的超前相电流（例如A相180°、C相0°）。若四侧接线方式钟点数为1，根据公式8.5-2，校验时在一侧加入大小为3倍本侧二次等值额定电流的单相电流（例如A相0°），在四侧加入大小为本侧二次等值额定电流的方向相反的同相别电流、方向相同的滞后相电流（例如A相180°、B相0°）。加入电流后装置无差流（各相差流应小于0.05Ie），某一相或两相制动电流为1.0Ie。（3）差动速断校验投入[差动速断投入]控制字，对应的软压板投入、差动保护硬压板投入。在某Y接线侧（例如一侧）加入单相大小为Isdzd（4）比率差动校验投入[比率差动投入]控制字，对应的软压板投入、差动保护硬压板投入。1）差动启动定值校验在某Y接线侧（例如一侧）加入单相大小为Icdqd2）比率制动特性校验a）比率制动特性校验原理比率差动特性校验方法示意图如图8.5-1所示。试验在两侧进行，设两侧电流为I1、I2，b）三相校验三相校验的电流加入方法与类似，仅加入的电流大小不同。校验前计算各平衡点的两侧电流有名值、各测试点的两侧电流有名值。通过加入一侧与二侧三相电流校验比率制动特性。本例中各测试点、平衡点的电流有名值如5.15.6二侧电流I2（A）（1）平衡点一侧与三侧三相电流校验比率制动特性方法参考一侧与二侧三相电流校验方法。通过加入一侧与四侧三相电流校验比率制动特性。本例中各测试点、平衡点的电流有名值如下表所示。（2）单相校验单相校验的电流加入方法与2类似，仅加入的电流大小不同。校验前计算各平衡点的两侧电流有名值、各测试点的两侧电流有名值。通过加入一侧与二侧单相电流校验比率制动特性。本例中各测试点、平衡点的电流有名值如下表所示。通过加入一侧与四侧单相电流校验比率制动特性。本例中各测试点、平衡点的电流有名值如下表所示。（3）二次谐波闭锁校验投入[比率差动投入]控制字，对应的软压板投入、差动保护硬压板投入。在某侧（例如一侧）加入单相（例如A相）大小为3倍本侧二次额定值（如3Ie1）的基波电流分量，使比率差动保护可靠动作。再在该相电流中叠加二次谐波电流分量，二次谐波含量大于整定值，比率差动保护应不动；逐渐减小到使比率差动保护动作，此时二次谐波已降到不能闭锁比率差动保护，即为二次谐波制动值。由此可计算实测的二次谐波闭锁系数，与定值比较可得其误差（误差<±5%或0.01）。（4）零序电流消除校验投入[比率差动投入]控制字，对应的软压板投入、差动保护硬压板投入。用测试仪模拟故障电流试验，同时在某侧加入三相电流，电流大小为该侧二次等值额定值，且三相同相位。某侧为Y形接线侧时，加入电流后装置无差流（各相差流应小于0.05Ie），且无制动电流。5.15.7运行异常报警试验下面提到的试验方法适用于PCS-9671N变压器差动保护装置，试验方法并不与软件逻辑判据完全一致，请参照说明书上提到的报警功能对照调试大纲进行调试。进行运行异常报警试验前，请将对应元件的控制字设置正确；试验项完毕，请检查装置记录的自检报警事件、SOE事件记录是否正确，对于有通讯条件的试验现场可检查后台监控软件记录的事件是否正确。（1）差流异常报警最大相差流大于CT断线告警电流定值，则装置延时10秒，报警灯亮，液晶主画面将立即显示“差流异常报警”等自检报警信息。（1）CT断线投入比率差动保护，按差流平衡三相校验方法加入6路电流至某两侧，且两侧电流大小为各自侧二次等值额定电流，此时差流应为零，制动电流为1.0Ie。将任一相电流直接减到零，比率差动保护动作（是否动作出口由控制字[CT断线闭锁比率差动]控制）装置报警灯亮，液晶界面显示CT断线。装置报警一直保持，报警灯不熄灭，直到按“确认”键或有信号复归开入或在远方复归。5.15.8输出接点检查（1）断开保护装置的出口跳闸回路，投入比率差动保护，模拟故障使保护动作，保护跳闸遥信接点（0804～0805），保护跳闸出口接点（0908～0909，0910～0911，0912～0913，0914～0915，0916～0917，0918～0919，0806～0807，0808～0809，0810～0811，0812～0813）应由断开变为闭合，保护跳闸中央信号接点（0904～0905，0906～0907）应由断开变为闭合并自保持。（2）关闭装置电源，闭锁接点（0901～0902，0801～0802）闭合，装置处于正常运行状态，闭锁接点断开。（3）发生报警时，若报警灯点亮，则装置报警接点（0901～0903，0801～0803）应闭合，报警事件返回，该接点断开。注：输出接点检查可以借助“调试”->“装置测试”->“出口传动”子菜单完成。5.15.9装置试验菜单的说明辅助测试功能用于厂家生产调试或现场停电检验通讯、出口回路，可减少调试的工作量、缩短调试工作时间。增加遥信对点、出口传动和相应的报告记录功能。本功能可以产生出口、遥信变位报文，需慎重使用。（1）遥信对点功能用于远动遥信对点试验。操作方法为：进入“调试”->“装置测试”->“保护元件”、“自检元件”、“变位事件”等菜单的“全部测试”采用自动方式或者“选点测试”子菜单采用选点方式将相应的动作元件、自检报警信息、保护压板、保护开入等遥信信号自动置位和复归，产生的SOE报告可在就地查看也可经通讯上送远方。选择“全部测试”后，装置遥信状态自动地按遥信量条目顺序变位，同时会形成对应的遥信变位报告。进入“选点测试”子菜单后，用户按“▲”、“▼”键进行浏览查看，光标停在需要测试的遥信点所在行，按“确认”键，进行遥信选点试验，试验完成后用户可以按“取消”键退出菜单或者继续浏览遥信点并进行试验。（2）出口传动试验进入“出口传动”菜单，可以进行保护跳闸出口、保护跳闸信号、报警接点传动试验。特别说明：使用出口传动试验功能时，装置的检修压板必须投入、装置背板电流端子不接入电进入“调试”->“装置测试”->“出口传动”子菜单（三位密码为“111”），用户按“▲”、“▼”键进行浏览查看，光标停在需要测试的出口项目所在行，按“确认”键进行对应的出口传动试验，试验完成后用户可以按“取消”键退出菜单或者继续浏览出口项目并进行试验。使用遥信对点、出口传动功能都有相应的操作记录便于事后分析。5.15.10装置与监控后台联调的说明（1）装置与后台进行通讯联调时信息文本的说明装置与后台进行通讯联调时，为使装置上送信息与后台解析的内容一致，注意信息文本的匹配。5.16监控系统调试5.16.1装置外观检查：装置外观应完整，插件内应无灰尘，插件内焊点应无漏焊、虚焊现象。5.16.2绝缘检查：用1000V摇表摇测，要求大于10MΩ（1）摇测交流电流回路对地的绝缘电阻摇测交流电流回路对地的绝缘电阻。（2）摇测交流电压回路对地的绝缘电阻（3）摇测直流回路对地的绝缘电阻（4）摇测交直流回路之间的绝缘电阻（5）摇测本体监控接点之间及对地的绝缘电阻5.16.3监控装置直流逆变电源输出电压正常（1）后台机逆变电源自启动电压不大于80%的额定电压（2）直流电源拉合正常（3）初步通电正常5.16.4监控失电功能检查：拉合三次直流工作电源及将直流电源缓慢变化(降或升)，监控装置应不误动和误发信号，失电后各种信号应不丢失；5.16.5装置软件版本号检查：软件版本应正确；5.16.6监控装置电流、电压、功率精度测试：从端子排上加入三相电流、三相电压对装咂进行试验，误差应小于±%；5.16.7监控装置压板检查：后台显示屏显示的遥控状态应和实际压板投退一一对应；5.16.8整组检验及信号核对，检查断路器动作情况：后台显示屏显示的开关位置及信号应与实际相同，各种信号及开关动作均正常；5.16.9遥控，遥信，遥测值核对：试验值符合规范要求；5.17通信系统调试5.17.1站内光缆熔接，光纤衰耗测试，测试值符合规范要求；5.17.2站内电话安装就位，通话正常，调度电话通话通话正常；5.17.3连通电能量采集系统正常；5.17.4连通站内装置间的2M连线正确；5.17.5通信48V200AH蓄电池放电实验，试验值符合规范要求；5.18直流系统调试：系统接线完毕、调试通电前检查及绝缘测试完成后，进行系统通电调试。5.18.1一般性检查（1）外观检查柜体应无明显划痕及变形，柜内插件和零部件应无缺漏，铭牌标志完整且与设计要求相符。（2）操作机构检查各操作机构应灵活、可靠、接触良好。（3）检查交、直流母线固定可靠并测母线绝缘。（4）检查设备所有外部接线正确，符合设计要求。并用500V摇表分别检测线间及线对地绝缘合格（>10MΩ）。5.18.2电源柜及智能高频开关电源模块检查（1）断开所有交、直流开关后，送入交流临时工作电源，检查输入电源合格，检查交流电源输入的电压、电流等状态量显示正确。（2）合上交流开关送入交流输入电源，交流电源指示红灯亮。依次合电源模块面板上的空气开关和启动按钮，启动各模块。约5秒钟，电源模块面板上的工作指示红灯亮，电源模块工作，从其显示器检查充电机的输入、输出电压电流及工作状态，并调整其指示及限制。（3）通过修改定值的方法模拟检查输入及输出的欠压、过压故障报警，通过摘除二次线的方法模拟输入失电、缺相等故障报警。（4）检查盘柜及监控单元各表记指示正确。5.18.3集中监控装置检查（1）将直流送入母线后，开启监控装置，检查参数设定符合要求。（2）交流配电监视功能检查检查输入的电压、电流等指示正确，检查失电、缺相等故障报警。（3）直流配电监测检查母线电压、电流，蓄电池电压电流等指示正确，检查重要回路（带开关反馈、熔丝熔断等）的状态指示正确。依次检查模块地址编码的正确性。（4）检查直流绝缘监测装置来的故障报警等信号正确，信号输出正确。（5）检查充电模块监控包括遥控充电模块的开/关机、及均/浮冲功能，调整充电模块的输出电压。监测充电模块的输出电压电流指示及工作状态，（6）电池管理试验手动定时均冲，及自动均冲等充电功能正确。检查电池状态量指示正确，修改定值进行过压、欠压报警试验。5.18.4检查直流绝缘监测装置功能正确。模拟在母线和各支路加入20K的接地电阻，检测直流绝缘监测装置动作正确，报警信息与接入支路对应，测量电阻正确。5.18.5馈线柜及输出检查。依次合各负荷输出小开关，检查各路输出正确、指示正确，检查电压异常、熔丝断及开关脱扣等报警，在监控模块检查开关分合状态。5.18.6蓄电池充电、放电检查。检查电池安装连接正确后，对蓄电池组进行初充电，采用均冲方式，每节电池均冲电压为2.35V。如要对电池进行100%深度放电测试，放电前必须均充72小时，小于100%深度放电测试，放电前均充48小时即可。在对电池组进行初充电结束后，电池组需散热8小时才能进行放电容量测试。连接好放电回路，放电的环境温度应尽量达到25℃，如温度高于或低于25℃，放电数据须依照电池