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1、毕 业 设 计（论文）（说 明 书）题 目： 姓 名： 学 号： 平顶山工业职业技术学院2014年5月8日概 述现代社会离不开电，随着国民经济的发展，工业及社会的用电量年年增加，电力网络也随着用电量的增大二扩大。面对年年增加的需求，为了确保供电的可靠性和经济性，要考虑日益增长用电需求搞好电源计划，同时必须从电力系统的全局来考虑全系统构成和控制，系统的基本构成应确保各种运行设备所需的服务水平，而且，在运动中还必须针对时时刻刻变化的用户，最大限度的发挥各种设备的能力，使整个系统稳定、优质、经济地运行。新中国成立后，电力工业油了很大的发展，尤其是1978年以来，改革开放、发展国民经济的正确决策和综合
2、国力的提高，使电力工业取得了突飞猛进，举世瞩目的辉煌成就。1974年建成了第一条330KV输出电线路，由甘肃刘家峡水电厂到陕西关地区、1981年建成了第一条500KV输电线，由河南姚梦火电厂到武汉。半个多世界的风雨，铸造了共和国的昌盛，50年的艰苦奋斗，成就了我国电力工业的灿烂辉煌。电力系统是指，电能生产、变换、输送、分配、消费的各种设备，按照一定技术和经济要、求所组成的系统。电能的生产、输送、分配具有以下的特点；1.1电能不能大量储存。1.2电能生产与国民经济各部门的关系密切。1.3过度过程十分短暂。电力系统的上述特点以及电力工业在国民经济中的地位和作用，对电力系统提出下列基本要求；1.1保
3、证供电的可靠性。1.2保证良好的电能质量1.3保证电力系统运行的经济性1.4最大的限度满足用户的用电需要。目 录概 述I目 录II第一章 谢庄变电站一次系统的改造与分析- 22 -1.1 110KV一次系统改造前后对比- 22 -1.2 35KV、6KV一次系统改造前后对比- 23 -1.3 6KV管母及电抗器一次系统改造前后对比- 26 -1.4 1、6KV管母的改造- 26 -1.5谢庄站电气一次主接线改造前后优越性对比- 27 -1.6 谢110北甲2的加装- 28 -1.7管母的改造- 29 -1.8 6KV电抗器的改造- 29 -1.9 谢353东刀闸、谢63南刀闸的加装- 29 -
4、第二章 谢庄变电站继电保护调试- 31 -2.1继电保护调试规范- 31 -2.1 继电保护调试方法及要求- 32 -2.1.1外观检查- 32 -2.1.2绝缘检查- 32 -2.1.3交流耐压试验- 32 -2.2 设备、单元件的校验和回路连接正确性检查- 33 -2.3整组试验- 33 -2.4 二次回路通电试验方式- 34 -2.5安全措施和文明施工- 34 -2.6作业人员的职责和权限- 36 -2.7 直流系统保护调试- 36 -2.8 10kv线路部分(包括谢110)保护调试- 37 -2.9 主变保护调试- 39 -2.10差动速断保护检测(三圈变压器)- 40 -2.11、相
5、关注解- 45 -2.11.1硬压板- 45 -2.11.2定值- 45 -2.11.3软压板- 45 -2.11.4试验过程：- 45 -2.12.试验接线- 46 -2.13故障录波- 47 -1、试验接线- 47 -2备自投放电条件- 47 -3动作过程：- 47 -第三章谢庄地区改造后安全性分析与评价493.1谢庄地区供电系统概况513-2谢庄地区负荷统计513.3谢庄地区各变电站及线路分析533.3.1谢庄站53表3-3谢庄站负荷分析统计表53总 结59参考文献60致 谢61第一章 谢庄变电站一次系统的改造与分析通过增加设备间隔，改进运行方式，使运行方式更加灵活多样。根据谢庄实际运行
6、情况，制定应急运行方案库，提高系统运行稳定度和事故处理灵敏度。提高了谢庄变电站的整体运行水平、提高设备利用率、降低变电站误操作率、提高变电站的供电可靠性、可靠性和持续性，对整个平煤电网的安全生产起着重要的促进和保障作用，确保煤矿安全生产，因此具有显著的经济和社会效益1.1 110KV一次系统改造前后对比110KV改造前110KV改造后对比分析1.1.3原谢110KV北母线上加装了谢110北甲2刀闸，将原110KV北母分成了两段母线：北母I段、北母II段。在谢110KV各间隔、母线计划性停电检修时，不但可以缩小停电范围；而且也提高了供电可靠性。110kv北母线分段以后，在北母I段或II段停电时都
7、能保证谢庄站2台主变运行，从而大大提高安全可靠性，也增加了运行方式的灵活。1.1.4计谢2、滍谢2双回路分段运行，提高安全运行水平。改造前，谢庄站110kv部分的主要运行方式为滍谢线带全站负荷，计谢线做热备用，谢庄站110kv系统单回路运行，一旦滍谢线故障停电将造成谢庄站全站失压。改造后，谢庄站110kv系统分段运行，滍谢线带谢110北母，计谢线带谢110南母，一旦某一回路出现故障停电，只能对谢庄站一半负荷造成影响，提高了谢庄站的安全可靠性。1.2 35KV、6KV一次系统改造前后对比35KV改造前35KV改造后6KV改造前6KV改造后对比分析谢庄3#变容量为20000KVA。原谢3#变中压侧
8、接至谢35KV西母、谢3#变低压侧接至谢6KV北母。谢1#变一旦停运，谢35KV、谢6KV供电压力极大，且需要压限负荷。改造后的谢3#主变中压侧可分别接至谢35KV东、西母；谢3#变低压侧可分别接至谢6KV南、北母。操作方便；运行方式灵活；从根本上提高了谢6KV系统的供电可靠性。1.3 6KV管母及电抗器一次系统改造前后对比6KV管母及电抗器改造前6KV管母及电抗器改造后对比分析1.4 1、6KV管母的改造原谢61、谢62电抗器额定2000A；谢63电缆最大带负荷能力1500A。谢庄6KV系统负荷约为3300A。若谢1#主变停运时，谢6KV系统必须大量压限负荷，甚至影响煤矿生产，使得煤矿供电可
9、靠性大大降低。管母改造后，谢61、谢62带负荷能力提高至4000A。谢63带负荷能力提高至谢3#主变满负荷(1800A)供电。无论哪台主变停电都不会影响供电或压限负荷。2、6KV电抗器的改造原谢61、谢62电抗器额定2000A，谢63没有电抗器；改造后增加谢63电抗器2000A，谢61、谢62、谢63增加短接断路器，并接在电抗器上；正常运行时由短接断路器带负荷运行，当负荷侧发生短路时，会产生数值很大的短路电流。如果不加以限制，要保持电气设备的动态稳定和热稳定是非常困难的。因此，为了满足某些断路器遮断容量的要求，常在出线断路器处串联电抗器，增大短路阻抗，限制短路电流；这时通过保护装置自动断开短接
10、断路器，将电抗器投入运行。由于采用了电抗器，在发生短路时，电抗器上的电压降较大，所以也起到了维持母线电压水平的作用，使母线上的电压波动较小，保证了非故障线路上的用户电气设备运行的稳定性。1.5谢庄站电气一次主接线改造前后优越性对比实现了谢110KV母线分段运行谢庄站改造前，谢庄站采用单电源进线、谢110KV母线不分段运行，并且坑口电厂一回路发电运行，另一回路做馈出线备用至坑口电厂。谢庄站改造后，谢庄站采用双电源进线、谢110KV母线分段运行、坑口电厂双回路发电同时上网的大分段运行方式。谢110KV母线大分段运行的意义如下：性能改善电网运行方式发生了根本性的改变，由原来的单电源进线、110KV母
11、线不分段供电方式，调整为双电源进线、110KV母线分段运行方式，对110KV系统进行了网络分割、形成单元式供电。由于采用母线分段运行方式，使得系统参数发生了变化，使网络系统电抗增大，短路电流及短路容量变小；使得输变配电设备的承载能力及遮断容量有了较大的富裕量，使矿区电网运行更加科学合理。在很大程度上增大了系统运行的稳定性。功能提高双电源进线、110KV母线分段运行方式使矿区电网运行方式更加灵活；由于双电源同时供电，使得矿区电网抗干扰性更强，不会因为其中一个电源故障而导致110KV母线全部停电，影响面减少了一半，供电可靠性增加了一倍。坑口电厂并网点由一点变为两点，使坑口电厂因系统故障而解列的可能
12、性减少了一半；缓解了坑口一点并网的运行压力。双电源进线、110KV母线分段运行方式，实现了由原来的“在事故状态下，全变电站停电与系统并网”到目前的“事故状态下谢庄站无需停电就能带电厂与系统同期并网”的理想运行状态。大大增加了坑口电厂的经济效益及运行稳定性。管理加强1、消除了系统安全隐患，减少了故障环节，实现双电源进线、110KV母线分段运行方式；对110KV系统进行了网络分割，形成单元式供电、单元式管理。2、由于实现了坑口电厂发电两点与系统并网，上级电源事故情况下，可以避免坑口电厂非同期并网。3、避免坑口电厂单线上网，出现异常运行状况时，迅速甩负荷造成系统不稳定运行。1.6 谢110北甲2的加
13、装1、原谢110KV北母线上加装了谢110北甲2刀闸，将原110KV北母分成了两段母线：北母I段、北母II段。在谢110KV各间隔、母线计划性停电检修时，不但可以缩小停电范围；而且也提高了供电可靠性。110kv北母线分段以后，在北母I段或II段停电时都能保证谢庄站2台主变运行，从而大大提高安全可靠性，也增加了运行方式的灵活。2、计谢2、滍谢2双回路分段运行，提高安全运行水平。改造前，谢庄站110kv部分的主要运行方式为滍谢线带全站负荷，计谢线做热备用，谢庄站110kv系统单回路运行，一旦滍谢线故障停电将造成谢庄站全站失压。改造后，谢庄站110kv系统分段运行，滍谢线带谢110北母，计谢线带谢1
14、10南母，一旦某一回路出现故障停电，只能对谢庄站一半负荷造成影响，提高了谢庄站的安全可靠性。1.7管母的改造原谢61、谢62电抗器额定2000A；谢63电缆最大带负荷能力1500A。谢庄6KV系统负荷约为3300A。若谢1#主变停运时，谢6KV系统必须大量压限负荷，甚至影响煤矿生产，使得煤矿供电可靠性大大降低。管母改造后，谢61、谢62带负荷能力提高至4000A。谢63带负荷能力提高至谢3#主变满负荷(1800A)供电。无论哪台主变停电都不会影响供电或压限负荷。1.8 6KV电抗器的改造原谢61、谢62电抗器额定2000A，谢63没有电抗器；改造后增加谢63电抗器2000A，谢61、谢62、谢
15、63增加短接断路器，并接在电抗器上；正常运行时由短接断路器带负荷运行，当负荷侧发生短路时，会产生数值很大的短路电流。如果不加以限制，要保持电气设备的动态稳定和热稳定是非常困难的。因此，为了满足某些断路器遮断容量的要求，常在出线断路器处串联电抗器，增大短路阻抗，限制短路电流；这时通过保护装置自动断开短接断路器，将电抗器投入运行。由于采用了电抗器，在发生短路时，电抗器上的电压降较大，所以也起到了维持母线电压水平的作用，使母线上的电压波动较小，保证了非故障线路上的用户电气设备运行的稳定性。1.9 谢353东刀闸、谢63南刀闸的加装谢庄3#变容量为20000KVA。原谢3#变中压侧接至谢35KV西母、
16、谢3#变低压侧接至谢6KV北母。谢1#变一旦停运，谢35KV、谢6KV供电压力极大，且需要压限负荷。改造后的谢3#主变中压侧可分别接至谢35KV东、西母；谢3#变低压侧可分别接至谢6KV南、北母。操作方便；运行方式灵活；从根本上提高了谢6KV系统的供电可靠性。第二章 谢庄变电站继电保护调试通过对谢庄110KV综合自动化变电站整体改造的过程的跟踪、分析及研究，总结110KV枢纽变电站综自系统设计原理及设计施工步骤，并整理出类型性综自系统设计图纸母版；通过NS9000110KV综自系统的调试及联调，结合其他综自系统调试方法，整理出110KV及以下综自系统调试方案库。2.1继电保护调试规范继电保护调
17、试包括：设备、单元件的检查；二次回路绝缘情况检查；二次回路连接正确性，可靠性检查；二次回路整组特性试验等。调试条件：1.电气设备是经国家两部委鉴定合格、允许厂家生产的合格品，厂家资料齐全，设备参数清楚、合格，出厂试验应符合规程的要求。2.二次整组调试须在二次接线全部结束检查无误后，元器件调试、单元调试合格后方可进行。3.对环境气候的要求：继电保护调试主要在室内进行，因此室内应有良好的通风、采光设施，场地干燥、平整，无杂物。4.各项试验必须事先选用表计、设备的容量与量程、避免损坏设备。5.技术交底要求：每项调试工作应该让调试人员充分了解此项调试工作的工作范围，所涉及的运行设备有那些以及可能发生的
18、危险点，了解被调试设备及系统和所用试验设备、仪器性能。严禁使用有缺陷及有可能危及人身或设备安全的试验设备和仪器。试验中如发生异常应立即中止，并拉断电源，采取有效的处理措施及防范措施后再进行检查工作。2.1 继电保护调试方法及要求2.1.1外观检查1、二次设备的硬件配置和软件版本的标示及内部接线与图纸相符。2、二次设备的外观质量、焊接质量良好，设备上的所有元件固定良好，无松动现象。3、二次设备、回路的绝缘电阻及介质强度的检测，参考国家电气设备交接试验标准。2.1.2绝缘检查1、外观检查所有绝缘部件、控制电缆线芯套管、导线和控制电缆的绝缘状况。发现异常时应采取措施修复和更换。2、二次回路中有电子元
19、件的设备，允许把电子元件拔出用万用表代替摇表测量绝缘电阻值。3、用500V或1000V兆欧表(48V及以下的回路使用不超过500V的兆欧表)测量各分组回路的绝缘电阻，在断开所有其他并联回路的绝缘电阻均应不小于10M。注：在测量某一组回路对地的绝缘电阻时，应将其它回路都接地。4、测量整个二次回路绝缘电阻，将电流回路的接地点解开，其绝缘电阻应不小于1M；在比较潮湿的地方，允许降低到不低于0.5M。2.1.3交流耐压试验交流耐压试验前必须先进行外观检查及绝缘检查，然后做好安全措施，试验区域应加设安全围栏并设专人监护。正式加压前将高压端放在绝缘物上进行空载试升压，确实证明试验回路接线正确，然后才加压。
20、1、试验电压为1000V，当回路绝缘电阻在10M以上时可采用2500V兆欧表代替、试验持续时间为1min。2、对回路中有电子元器件设备，必须认真检查登记清楚，试验时应将插件拔出或将其两端短接，试验电压为1000V；48V及以下回路可不作交流耐压试验。试验完毕后，应将拆除的接地线恢复和将电容器的短路线去掉。2.2 设备、单元件的校验和回路连接正确性检查1、二次设备与单元件在进一步核对原理图、展开图、安装接线图、设计变更通知单等技术文件的基础上，进行认真、细致的检查。2、测量仪表和继电器校验：按照继电器和仪表的校验规程对各种测量仪表和继电器以及互感器、附加电阻箱等二次元件的指示准确性、精确度、电气
21、和机械性能以及接线的正确性等进行检查校验。3、微机主变保护、6KV线路等保护插件检验及联调参照规程及厂家资料进行调试。做整定试验所用的仪表的准确度应为0.5级，插拔插件时应有防静电的措施。2.2.1回路连接正确性检查1、检查电流、电压互感器二次绕组接线的正确性及端子排螺丝压接的可靠性，检查电流、电压互感器二次回路接地点和接地状况。2、检查整个电流电压回路接线的正确性，极性、相序的正确性。电压回路不能短路，电流回路不能开路。3、检查所有保护屏、继电器屏、自动装置屏以及断路器机构箱的直流二次回路接线的正确性。4、交、直流回路不应存在短路和接地现象，强、弱电回路不应相混。交、直流回路不应共用一根电缆
22、。2.3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。2.4 二次回路通电试验方式1、交、直流控制，信号回路通过正式电源系统送电进行检查试验。2、交流电流、电压
23、回路试验可采用加二次电流、二次电压和送一次负荷电流、一次正常电压两种方式。当加二次电压时，应防止由电压互感器反送至一次侧，而造成危险。试验顺序二次调试一般按下列顺序进行：1、电源系统，尤其是直流电源系统。2、按一次设备为单元，分别检验控制、保护回路，同时检验其信号回路部分和保护装置定值的校核，区内、外故障模拟试验。3、进行各设备间的联锁、闭锁试验，先短接或断开有关端子进行模拟，然后作正式传动。4、试验要关自动装置。5、做好设备、元件的校验报告及整组试验调试报告。6、试验时对于发现的问题，应根据其现象进行分析和判断，查明其原因；然后有步骤、有条理地逐项进行处理，试验中保护的定值及接线改动情况由设
24、计单位或甲方确认后进行。2.5安全措施和文明施工安全措施：2.5.1调试人员试验前应认真阅读产品的技术说明书及使用说明书，充分了解被试设备和所用试验设备仪器的性能。核对实际到货设备无误，确保电压、电流量输入端子接线正确。2.5.2试验电源使用应规范，应按电源类别相别、电源等级合理布置，并明确标示。试验台上及台前应根据要求铺设橡胶绝缘垫。2.5.3进行通压试验时，高压侧隔离刀必须断开。二次回路必须与电压互感器断开，以防止向一次侧倒送电压。2.5.4进行通流试验时，电流互感器二次回路严禁开路，经检查无开路并接地完好方可进行试验。2.5.5测量二次回路的绝缘电阻时，暂停被试系统的其它工作，以免触电。
25、2.5.6远距离操作设备时，应在设备附近设专人监视，用对讲机保持联系，并且做好就地可紧急操作的措施。2.5.7应将所试验的回路与暂时不试验的回路或已投入运行的回路解除连线，以免误动作或发生危险(暂时不试验回路可能还有人在工作)。2.5.8交叉作业时，应注意观察作业环境，协调各班组的作业任务，保障试验任务顺利安全地完成。2.5.9试验设备应注意可靠接地,避免发生触电或损坏试验设备。2.5.10通电试验前，与被试设备相连的设备应画为试验区域，且有明显的标示，试验工作点不能直视时，应派人看守。2.5.11被试品必须先放电才能进行拆线、接线和改线工作。2.5.12试验完毕及时拆除（接回）因试验需要而短
26、接（拆除）的接线。文明施工2.5.13试验前应做好试验场地的整理，满足试验要求。2.5.14试验需断开设备接头时，拆前做好标记，接后进行检查。2.5.15试验结束后拆除自装的接地线及临时短接线，必须检查被试设备上有无遗忘的工具和导线及其它物件，拆除遮栏和拉绳，并对被试品进行检查和清理现场。2.5.16试验前后都应做好工器具及试验设备的清点及整理工作。2.6作业人员的职责和权限2.6.1试验人员应清楚试验目的、任务。试验负责人必须向工作人员进行试验的交任务、交技术、交安全等工作；对工作人员的职责进行分项、分工。2.6.2试验人员应听从试验负责人的统一指挥，试验过程中应集中精神，安监人员严密注视试
27、验过程中不安全因素的出现并及时制止，消除事故隐患，做到安全文明生产。2.6.3试验中因发生异常情况试验人员应停止试验，查找原因、分析情况，把情况及时向上反映。原因没查明不准继续试验2.7 直流系统保护调试1、直流电源系统、站内所有保护测控装置接线完毕，检查无误，绝缘和耐压试验合格后，进行实际加电(厂家技术人员在场进行)。2、检查各表计、信号指示正确。与综自后机通讯正常，相关遥测量准确。3、对三个充电模块进行切换，检查表计等指示正确。4、突然中断交流电源，直流母线应连续供电，电压波动应不大于额定电压的10。5、退出电池组后，直流母线应由充电模块正常供电。6、直流母线电压低于或高于整定值时，应发出
28、低压或过压信号及声音(语音)报警。7、直流分支回路在发生正、负极短路，相应分支回路空气开关应可靠动作，并发出信号。8、依次试送各分支回路，检查信号灯的指示正常，检查无接地现象，检查其它未送分支无带电现象。9、在其它直流空气开关（熔断器）均合上时，任一空开继断开后，其下口正、负极对地和正、负极之间不应再有直流电压和交流电压(无寄生回路)。10、测试绝缘监测装置的准确性(装置厂家技术人员在场)。对各分支逐一正、负极加碳膜电阻接地，检查直流母线正负极对地电压，检查绝缘监测装置的选线指示；每一回路全部测试完毕，可进行多个分支模拟接地测试。(实际做时带二次)11、蓄电池组容量试验符合要求(无法做时，以厂
29、家提供的报告为准)。12、充电装置稳流、稳压精度范围符合要求。13、在电池厂家的指导下，对电池进行充放电试验，检查相关表计指示情况。2.8 10kv线路部分(包括谢110)保护调试1、各保护屏、测控屏在确认二次接线正确，逐一加控制及装置电源。备注：由于谢庄改造的特殊性，室外二次电缆头已做，但没有接线，要采取相应的保护措施，防止二次接地，并做好防护工作。2、检查保护测控装置显示正常，操作面板正常，核对版本信息。3、检查与综自后台通讯正常。4、在室外通过模拟断路器和短接的方式，逐一间隔进行模拟操作，检查操作是否灵活，各信号与综自后台是否一一对应(断路器位置，刀闸及地刀位置指示，是否储能，就地及远方
30、指示，气体压力降低)。5、逐一间隔进行远方后台开关操作(通过模拟断路器)，检查操作的正确性，核对信号指示。6、对各保护测控装置进行交流量精度试验，并分别核对装置及后台数值显示。试验前断开保护屏上的出口压板。6.1零漂检验：保护装置不输入交流量。在测电流回路零漂时，对应的电流回路应处在开路状态；在测电压回路零漂时，对应电压回路处在短路状态；要求在一段时间(5min)内，测得零漂值均在0.01A(或0.05V)以内。6.2在室外110kvPT电缆头二次侧加计量回路三相电压(57V相电压)，检查计量电压小母线及所带负荷回路电压指示正常(或通过测量)；在110kvPT二次侧加保护回路三相电压，检查保护
31、电压小母线及所带负荷回路电压指示正常(必要时要送相应的电压空开)，其误差应小于5。6.3分别在各开关二次侧电缆头加三相1A交流电，检查装置及后台显示，其误差应小于5。110kv各出线柜保护装置保护传动(注意相应的软、硬压板的正确投、退)序号保护传动序号保护传动1三段式相间距离8低压减载2三段式接地距离9低周减载3四段式零序保护10重合闸4*高频保护(光纤纵差)*11捕捉同期合闸5二段式过流保护12三段式相间距离6双回线相继速动13三段式接地距离7不对称故障相继速动14注：1)谢110采用PSL621C装置，不具备高频保护；五谢2、谢张1采用PSL622C装置，没有配置收发迅机，不需调试高频保护
32、，I、II谢电1采用PSL622C，配备SF-600收发迅机，需调试高频保护；计谢2采用RCS-941装置，配备收发讯机，但计谢1与计谢2收发迅机不匹配，无法高频联调；滍谢2采用PRS-753D装置，需调试光纤纵差保护。2)捕捉同期合闸采用检同期方式，要根据相角、频率、压差逐一测试；由于谢110的检同期需根据运行方式的不同取谢110kv南母或北母电压，在调试时要分别进行。3)调试谢110保护时，要检验电压切换能否正确自动进行，必要时要加手动切换开关，并注意谢110的充电保护及做旁代时的保护情况。4)装置含有故障录波功能，在调试过程中可做参考及分析。5)做保护传动中，要检测所配的打印机能否正常工
33、作。6)相关注意事项，参考南瑞继保RCS-941、南自PSL622C、PSL621C、深圳南瑞PRS-753D线路保护测控装置说明书。8、拉合外部直流电源，微机保护无误动及异常行为，且工作正常；降低直流电源至0.8倍额定电压，保护装置仍能正常工作。2.9 主变保护调试：1、各保护屏、测控屏在确认二次接线正确，逐一加控制及装置电源。备注：由于谢庄改造的特殊性，室外二次电缆头已做，但没有接线，要采取相应的保护措施，防止二次接地，并做好防护工作。2、检查保护测控装置显示正常，操作面板正常，核对版本信息。3、检查与综自后台通讯正常。4、在室外通过模拟断路器和短接的方式，逐一间隔进行模拟操作，检查操作是
34、否灵活，各信号与综自后台是否一一对应(断路器位置，刀闸及地刀位置指示，是否储能，就地及远方指示，气体压力降低)。5、逐一间隔进行远方后台开关操作(通过模拟断路器)，检查操作的正确性，核对信号指示。6、对各保护测控装置进行交流量精度试验，并分别核对装置及后台数值显示。试验前断开保护屏上的出口压板。7、保护装置保护传动(注意相应的软、硬压板的正确投、退)主保护(差动)序号保护事件序号遥信量1差动速断动作1分接头位置2比率差动保护动作2重瓦斯1序号保护告警3重瓦斯21CT断线4风冷消失2过负荷5压力释放3启动风冷6轻瓦斯14闭锁调压7轻瓦斯25差流告警8油温高9零序选跳2.10差动速断保护检测(三圈
35、变压器)2.10.1.1设置变压器为三圈，接线方式为Y/Y/-11，将差动速断保护投入，速断定值整定为10A,保护定值Uh、Um、Ul、Nh、Nm、Nl分别为110、35、10、200、600、2000,于是Km=(35*600)/(110*200)=0.955,kl=(10*2000*)/(110*200)=1.575;2.10.1.2在高、中、低压侧A、B、C三相分别加入电流直至保护动作,记录动作值，误差应不超过5%2.10.2比例差动保护检测2.10.2.1计算公式：当制动电流Izd起动电流Iblzd；当制动电流Izd拐点电流Ib时,差动电流IcdIblzdKbl(IzdIb)；将比例差
36、动保护投入,比例差动起动电流Iblzd=5A，拐点电流Ib=6A,制动系数Kbl=0.5，制动系数K2=0.2;(选择Y/Y/11高低压侧)2.10.2.2在高压侧Ia相通入测试仪电流Ia，在低压侧Ia相通入测试仪电流Ic,在低压侧Ic相通入测试仪电流Ib,测试仪电流Ia、Ib、Ic相角分别为0度，0度、180度，增大Ic使差动动作。差动电流：Icd=hLKL制动电流：Izd=Max(IH,IM,IL)以下试验分三点来描绘制动曲线，第一点为进入制动特性电流拐点前的点，第二点为制动电流达额定电流两倍的点，第三点为制动电流达额定电流三倍的点。最后计算斜率。定值设定：差动启动电流为In(5A),拐点
37、电流为1.2In(6A)，比率系数为0.5。计算公式：Kb1=(第三点差流-第二点差流)/（第三点制动电流-第二点制动电流）(选择Y/Y/11高中压侧)在高压侧Ia相通入测试仪电流Ia，在中压侧Ia相通入测试仪电流Ic,测试仪电流Ia、Ic相角分别为0度、180度，增大Ic使差动动作。2.10.3CT断线检测为防止变压器轻负荷情况下误报CT断线，装置在检测到比率差动保护启动的情况下才投入CT断线检查功能。因此在做CT断线检测试验时，首先要保证比率差动保护启动，其次某侧一相电流为零。将CT断线闭锁比例差动保护以及比率差动保护投入，变压器接线方式设置为YY，比率差动保护启动值为1A；在高、低压侧A
38、相加入幅值为2A、相位相反的电流，在高、低压侧B、C相加入0.6A电流，断开高压侧A相电流，则发CT断线告警。2.10.4高压侧过负荷检测2.10.4.1将过负荷保护投入，过负荷定值设置为5A；2.10.4.2将过负荷起动风冷投入，起动风冷定值设置为6A；2.10.4.3将过负荷闭锁调压投入，闭锁调压定值设置为7A；2.10.4.4在高压侧B相加入4A电流，逐渐加大电流值分别使过负荷、过负荷起动风冷、过负荷闭锁调压动作，记录动作值，并监视出口继电器状态是否正确。2.10.5变压器分接头位置及本体保护检测2.10.5.1将遥信公共端（X1_7）接装置负电源（X1_2），X1_8X1_10、X2_
39、1X2_16分别加入装置正电源，在测量信息开关量菜单下观察相应的档位变化；2.10.5.2在控制负电源（X5_9）加入装置负电源，X5_1X5_8分别加入装置正电源，在测量信息开关量菜单下观察，相应的状态应从断开变为导通，同时本体信号灯亮；在X5_1X5_7加入正电源，本体跳闸灯亮。后备保护(过流)序号保护事件序号遥信量1过流段一时限1PT断线2过流段二时限2CT断线3过流段一时限3控制回路断线4过流段二时限4过负荷告警5零序段一时限5接地告警6零序段二时限6跳闸失败7零序段一时限7重合闸失败8零序段二时限8定值出错9零序段一时限9过热告警10零序段二时限10熔断器告警11间隙电流一时限11开
40、关偷跳12间隙电流二时限12AD出错13零序电压保护动作13监控选线失败2.5.1电流段保护检测2.10.1.1将电流段保护投入,复合电压及方向闭锁退出，电流动作值整定为6A，段一时限整定为0.5秒跳母联;段二时限整定为1.5秒跳三侧；2.10.1.2在A相加入5.8A电流，步长设置为0.01A,逐步增加电流值直至保护动作,记录动作值，误差应不超过5%。用数字万用表监视相应的出口继电器，继电器接点应闭合。2.10.2电流段保护检测2.10.2.1将电流段保护投入,复合电压及方向闭锁退出，电流动作值整定为8A，段一时限整定为1秒跳高压侧;段二时限整定为1.5秒跳三侧；2.10.2.2在C相加入7
41、A电流，步长设置为0.1A,逐步增加电流值直至保护动作,记录动作值，误差应不超过5%。用数字万用表监视相应的出口继电器，继电器接点应闭合。2.10.3零序电流段保护检测2.10.3.1将零序电流段保护投入,电流动作值整定为2A，段一时限整定为0.5秒选跳;段二时限整定为1.5秒跳三侧；2.10.3.2加入1A零序电流，步长设置为0.1A,逐步增加电流值直至保护动作,记录动作值，误差应不超过5%。用数字万用表监视相应的出口继电器，继电器接点应闭合。2.10.4零序电流段保护检测2.10.4.1将零序电流段保护投入,电流动作值整定为1A，段一时限整定为1秒跳低压侧;段二时限整定为1.5秒跳三侧；2
42、.10.4.2加入0.8A零序电流，步长设置为0.1A,逐步增加电流值直至保护动作,记录动作值，误差应不超过5%。用数字万用表监视相应的出口继电器，继电器接点应闭合。2.10.5间隙零序电流保护检测2.10.5.1将间隙零序电流保护投入,电流动作值整定为2A，一时限整定为0.5秒跳中压侧，二时限整定为1.5秒跳三侧；2.10.5.2加入1A零序电流，步长设置为0.1A,逐步增加电流值直至保护动作,记录动作值，误差应不超过5%。用数字万用表监视相应的出口继电器，继电器接点应闭合。2.10.6零序电压保护检测2.10.6.1将零序电压保护投入,零序电流闭锁退出，零序电压动作值整定为30V，时间整定
43、为1秒；2.10.6.2加入28V零序电压，步长设置为0.5V,逐步增加电压值直至保护动作,记录动作值，误差应不超过5%；2.10.6.3将零序电流闭锁投入，零序电流闭锁定值整定为1A，加入1.2A零序电流、32V零序电压；逐步降低零序电流，直至保护动作,记录动作值，误差应不超过5%。本体保护(非电量)序号保护事件5压力释放1重瓦斯6油温高2轻瓦斯7风冷消失3调压重瓦斯8油位低4调压轻瓦斯9在控制负电源（X5_9）加入装置负电源，X5_1X5_8分别加入装置正电源，在测量信息开关量菜单下观察，相应的状态应从断开变为导通，同时本体信号灯亮；在X5_1X5_7加入正电源，本体跳闸灯亮。注：1)、由
44、于谢353、谢63跨接35kv、6kv两段母线，需根据353(东、西)、63(南、北)开关和刀闸位置，正确切换35kv、6kv相应母线电压。2)、相应注意事项，参考南自NS911、NS912、NS914说明书110KV线路同期（包括谢110）2.11、相关注解2.11.1硬压板LP1检修试验压板，正常投运时，不能投，此为试验用压板，不判断同期，可以直接进行合闸。LP2检同期压板(同期扑捉)。LP3检无压压板(检测线路测电压)。2.11.2定值同期复归T=11S,发出合闸指令时，T秒内会不停采集同期同期延时T=0S,采集到同期后，T秒后会进行合闸操作压差为2V，角差为20，频率50Hz2.11.
45、3软压板同期电压选择AN,BN,CN项，试验选择AN项（实际接CN相）。2.11.4试验过程：2.11.4.1带模拟断路器，接入相关的线路保护柜上，跳合闸，负电源。2.11.4.2测控柜需要接母线三相电压，线路侧电压（实际试验时，母线只要接与线路相同的相电压，即可进行试验，其他的不影响，例如A相比较时，BC相无电压，不影响试验）。2.11.4.3投检同期硬压板，LP1检修试验压板必须退出，LP3检无压压板必须退出。2.11.4.4检同期软压板投，相序设置AN相，就地开关把手打至就地位，同期开关把手打到投入位置。2.11.4.5加三相母线电压(ABCN)，加单相线路电压(AN)2.11.4.5.1加单相线路电压(AN)，角度为100，手动或遥控合闸，同期扑捉成功，合闸成功2.12.试验接线模拟量输出Ix模拟I段母线电压模拟II段母线电压NS931E5n1355ZKK12461355ZKK2246通过手动控制空开5ZKK1.5ZKK2,模拟母线失压情况模拟线路抽取电压5n:313,314,315,316分别为I.II段电流分别对应317.319.321.323分别对应318.320.322.324进线备自投方式时，抽取备线电压，保证充电，放电条件5D:2831对应5n:211214前2个为线1，后为线2模拟断路器信号输入信号输出跳ABC公共端合ABC公共端717
