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1、发变组继电保护装置全部检验第一部分：试验准备1 试验性质：全部检验2 试验人员：3 试验日期：2011年 月 日至2011年 月 日4 定值编号、区号定值编号区 号5 设备参数5.1AB柜保护装置型号生产日期生产厂家投运日期出厂编号装置额定值电源额定电压：=220V ,交流额定电流：5A 交流额定电压：100V软 件 版 本软 件 版 本校验码日期保护板管理板面 板管理序号5.2C柜非电量保护装置型号生产日期生产厂家投运日期出厂编号装置额定值电源额定电压：=220V 软 件 版 本软 件 版 本校验码日期保护板管理序号5.3操作箱型号生产日期生产厂家投运日期出厂编号6 试验仪器 序号名 称型号
2、规格准确等级编号校验日期1微机继保校验仪2万用表3兆欧表7 CT参数名 称型 号变 比误差等级额定容量发电机中性点1LH（A套）发电机中性点2LH（B套）发电机中性点3LH（录波）发电机中性点4LH（测量）发电机机端5LH（励磁）发电机机端6LH（计量）发电机机端7LH（A套）发电机机端7LH（B套）主变高压12LH（计量）主变高压13LH（测量）主变高压14LH（母保）主变高压15LH（录波）主变高压16LH（B套）主变高压17LH（A套）主变零序1LLH主变间隙零序2LLH厂变高压1LH（测量）厂变高压2LH（保护）厂变高压3LH（保护）厂变高压4LH（保护）厂变A分支15LH（测量）厂变
3、A分支16LH（保护）厂变B分支25LH（测量）厂变B分支26LH（保护）励磁变高压（测量）励磁变高压（保护）8 PT变比名 称变 比110KV母线PT6KV母线PT6KV母线PT发电机1PT发电机2PT发电机3PT发电机中性点PT第二部分：A套保护装置检验记录1 保护装置外观检查清扫：序号项 目结 果1检查CT参数、PT变比与定值单相符2外观检查及插件检查3接线及装置接地检查4装置清扫及端子紧固2、绝缘检查：序号项 目结 果1交流电压回路对地2交流电流回路对地3直流电源回路对地4非电量电源回路对地5各回路之间3、逆变电源检查：3.1逆变电源自启动试验序号项 目结 果1直流电源缓慢上升时自启动
4、性能检验（升至80%Ue）2拉合直流电源时的自启动性能检验（80%Ue）3.2逆变电源输出稳定性试验输入电压输出稳定性直流额定电压的115%直流额定电压直流额定电压的80%4、装置通电初步检验：检 验 项 目检 验 结 果保护装置通电自检液晶显示检验检验键盘打印机与保护联机软件版本核查程序校验码核查时钟的整定与校核5、定值功能检查：序号项 目结 果1核对定值与定值通知单相符2核对装置掉电定值能可靠保存功能6、保护开入接点检查：6.1主变保护部分：序号开入量名称保护板状态管理板状态退投退投1发变组差动保护投入2主变差动保护投入3主变相间后备保护投入4主变接地保护投入5主变间隙保护投入6.2励磁厂
5、变保护部分：序号开入量名称保护板状态管理板状态退投退投1励磁变差动投入2励磁后备投入3高厂变差动保护投入4高厂变高压后备保护投入5高厂变A分支后备保护投入6高厂变B分支后备保护投入6.3 发电机保护部分 序号开入量名称保护板状态管理板状态退投退投1发电机差动保护投入2发电机相间后备保护投入3发电机匝间保护投入495%定子接地保护投入5100%定子接地保护投入6转子一点接地保护投入7转子两点接地保护投入8定子过负荷保护投入9负序过负荷保护投入10失磁保护投入11失步保护投入12过电压保护投入13过励磁保护投入14逆功率保护投入15频率保护投入16误上电保护投入17起停机保护投入18打印19对时2
6、0复归6.4 辅助接点保护部分序号开入量名称保护板状态管理板状态退投退投1发电机出口开关跳位2断路器A开关跳位3主汽门位置开入6.6 电源监视部分序号开入量名称保护板状态管理板状态退投退投1强电开入电源监视7 模数变换系统检验 7.1 零漂检验断开装置交流回路与外回路接线，检查装置零漂值。 7.1.1电压回路(单位：V)保护板相别UaUbUcUabUbcUca3U0主变高压电压发电机机端2PT电压-发电机机端3PT电压-A分支电压B分支电压机端零序电压中性点零序电压纵向零序电压转子电压管理版相别UaUbUcUabUbcUca3U0主变高压电压发电机机端2PT电压-发电机机端3PT电压-A分支电
7、压B分支电压机端零序电压中性点零序电压纵向零序电压转子电压7.1.2 电流回路(单位：A)保护板A相B相C相正序负序零序主变高压侧电流发电机机端电流发电机中性点电流厂变高压侧电流1厂变高压侧电流2励磁变高压电流厂变A分支电流厂变B分支电流主变零序电流主变间隙零序电流管理板A相B相C相正序负序零序主变高压侧电流发电机机端电流发电机中性点电流厂变高压侧电流1厂变高压侧电流2励磁变高压电流厂变A分支电流厂变B分支电流主变零序电流主变间隙零序电流7.2 模拟量输入幅值检验 从端子排上每个电压电流回路依次加入对称三相电压电流，在额定电流时采样电流相位，在50V电压采样电压相位。7.2.1 电压回路(单位
8、：电压为V，相位为度)7.2.1.1主变高压电压相别UaUbUcUabUbcUca正序负序10V保护板管理版30V保护板管理版50V保护板管理版70V保护板管理版50V相间相位-7.2.1.2发电机TV1电压相别UaUbUcUabUbcUca正序负序10V保护板管理版30V保护板管理版50V保护板管理版70V保护板管理版50V相间相位-7.2.1.3发电机TV2电压相别UaUbUcUabUbcUca正序负序10V保护板管理版30V保护板管理版50V保护板管理版70V保护板管理版50V相间相位-7.2.1.4厂变A分支电压相别UabUbcUca正序负序10V保护板管理版30V保护板管理版50V保
9、护板管理版70V保护板管理版50V相间相位-7.2.1.5厂变B分支电压相别UabUbcUca正序负序10V保护板管理版30V保护板管理版50V保护板管理版70V保护板管理版50V相间相位-7.2.1.6零序电压发电机PT、6KV母线PT输入值10V30V50V100V发电机机端零序电压保护板管理版发电机中性点零序电压保护板管理版发电机纵向零序电压保护板管理版A分支零序电压保护板管理版B分支零序电压保护板管理版110KV母线PT输入值10V30V50V170V保护板管理版7.2.1.7转子电压输入值30V70V100V170V保护板管理板7.2.2 电流回路采样试验(单位：电压为A，相位为度)
10、7.2.2.1主变高压侧电流输入值A相B相C相正序负序0.5A保护板管理板1A保护板管理板5A保护板管理板25A保护板管理板5A相位-7.2.2.2发电机机端电流输入值A相B相C相正序负序0.5A保护板管理板1A保护板管理板5A保护板管理板25A保护板管理板5A相位-7.2.2.3发电机中性点电流输入值A相B相C相正序负序0.5A保护板管理板1A保护板管理板5A保护板管理板25A保护板管理板5A相位-7.2.2.4高厂变高压侧电流1电流输入值A相B相C相正序负序0.5A保护板管理板1A保护板管理板5A保护板管理板25A保护板管理板5A相位-7.2.2.5高厂变高压侧电流2电流输入值A相B相C相
11、正序负序0.5A保护板管理板1A保护板管理板5A保护板管理板25A保护板管理板5A相位-7.2.2.6高厂变低压侧A分支电流输入值A相B相C相正序负序0.5A保护板管理板1A保护板管理板5A保护板管理板25A保护板管理板5A相位-7.2.2.7高厂变低压侧B分支电流输入值A相B相C相正序负序0.5A保护板管理板1A保护板管理板5A保护板管理板25A保护板管理板5A相位-7.2.2.8励磁变高压侧电流输入值A相B相C相正序负序0.5A保护板管理板1A保护板管理板5A保护板管理板25A保护板管理板5A相位-7.2.2.8主变零序、间隙零序电流输入值保护板管理板0.5A1A5A25A0.5A1A5A
12、25A主变零序主变间隙7.2.3 相位差试验 7.2.3.1主变差动通入主变高压侧和机端（高厂变）额定三相对称电流，设定主变高压侧超前机端（高厂变）三相电流0和90。主变高压侧和机端设定角度（）A相相位差B相相位差C相相位差090主变高压侧和高厂变设定角度（）A相相位差B相相位差C相相位差0907.2.3.2发电机差动通入发电机机端和中性点额定三相对称电流，设定发电机机端超前中性点三相电流0和90。设定角度（）A相相位差B相相位差C相相位差0907.2.3.3高厂变差动通入高厂变高压和低压A分支（B分支）额定三相对称电流，设定高厂变高压超前低压A分支（B分支）三相电流0和90。高厂变高压和低压
13、A分支设定角度（）A相相位差B相相位差C相相位差090高厂变高压和低压B分支设定角度（）A相相位差B相相位差C相相位差0907.2.3.4主变阻抗通入主变高压侧额定三相对称电压电流，设定主变高压侧电压超前电流0和90。设定角度（）A相相位差B相相位差C相相位差0908 保护功能检验8.1主变差动保护比率差动启动定值：0.4Ie ；起始斜率：0.1 ；最大斜率：0.7 ；二次谐波制动系数：0.15速断定值：5Ie ； (保护装置计算定值：主变高压侧Ie=3.97A 发电机机端Ie=4A)8.1.1比率差动试验：主变高压侧与发电机机端序号主变高压侧电流发电机机端电流制动电流( / I e)差动电流
14、( / I e)(A)( / Ie)(A)( / Ie)试验值计算值1001.670.420.210.420.4222.60.383.430.860.570.470.4738.661.267.791.951.600.670.69412.141.7610.502.512.190.860.865344.94532.548.146.543.173.19主变高压侧与高厂变高压侧序号主变高压侧电流发电机机端电流制动电流( / I e)差动电流( / I e)(A)( / Ie)(A)( / Ie)试验值计算值1001.670.420.210.420.4222.60.383.430.860.570.470
15、.4738.661.267.791.951.600.670.69412.141.7610.502.512.190.860.865344.94532.548.146.543.173.198.1.2 比率差动动作时间试验：序号实测值（ms）134.88.1.3 二次谐波制动系数试验：从一侧电流回路同时加入三相基波电流分量和三相二次谐波电流分量，减小二次谐波电流分量的百分比，使差动保护动作。试验位置整定值实测值高压侧0.150.158.1.4 主变差动速断试验(高压侧三相做，低压侧分相做)试验位置整定值（A）实测值（A）ABC机端侧20.05高压侧19.98.1.5 主变差动速断时间试验序号实测值（
16、ms）128.58.1.6 CT断线闭锁比率差动功能试验加入装置额定电流，满足保护差流为0，断开任一侧一相电流，当CTDX闭锁比率差动整定为1，差动保护不动作，立即发CT断线信号，当CTDX闭锁比率差动整定为0，差动保护动作，立即发CT断线信号。8.2 主变相间后备保护8.2.1阻抗段试验阻抗段正方向定值Z1：0.07； 阻抗段反方向定值Z2：0.71；阻抗段一时限延时：1.2S 阻抗段二时限延时：1.5S8.2.1.1 阻抗段保护定值试验整定阻抗倍数阻抗值（）动作情况0.95 Z10.0665动作1.05 Z10.074不动0.95 Z20.675动作1.05 Z20.746不动8.2.1.
17、2 阻抗特性圆试验如下图：8.2.1.3 阻抗段保护延时试验序号一时限延时试验二时限延时试验整定值（S）实测值（S）整定值（S）实测值（S）11.21.2301.51.5318.2.1.4 TV断线及闭锁功能试验TV断线功能试验序号试验方法结果1第一状态加入三相正常电压，任一相电流大于0.04In，第二状态降低三相正序电压至14V,装置不发TV断线告警信号。正确2第一状态加入三相正常电压，任一相电流大于0.04In，第二状态降低三相正序电压至12V,装置延时1.2S发TV断线告警信号。正确3第一状态加入三相正常电压57V，第二状态降低任一相电压至48V，装置延时1.2S发TV断线告警信号。正确
18、4第一状态加入三相正常电压57V，第二状态降低任一相电压至50V，装置不发TV断线告警信号。正确8.2.1.5 断线闭锁功能试验设置5A正序电流，电压设置使阻抗保护动作在区外，同时将电压电流加入保护装置，保护不动，模拟TV断线故障，保护不动作，装置延时1.2S发TV断线告警信号。8.2.2 启动风冷试验起动风冷电流定值：3.18A ， 起动风冷保护延时：10S 8.2.2.1启动风冷定值试验序号整定值（A）动作值（A）返回值（A）返回系数A相3.18B相3.18C相3.182.2.2 启动风冷延时试验序号整定值（S）实测值（S）1108.3 主变接地后备保护8.3.1零序过流保护试验零序段定值
19、： 6.7A；零序段一时限：3S；零序段二时限：3.5S；零序段定值：4A；零序段一时限：6S；零序段二时限：6.5；零序电压闭锁定值：10V8.3.1.1 零序段过流保护定值试验序号整定值（A）动作值（A）返回值（A）返回系数16.78.3.1.2 零序段过流保护延时试验项 目整定值（S）实测值（S）一时限延时试验二时限延时试验8.3.1.3 零序段过流保护定值试验序号整定值（A）动作值（A）返回值（A）返回系数148.3.1.4 零序段过流保护延时试验项 目整定值（S）实测值（S）一时限延时试验二时限延时试验8.3.1.5零序电压闭锁试验序号整定值（V）实测值（V）1108.3.2 主变间
20、隙零序保护试验间隙零序过电压定值：180V； 间隙零序过电压延时定值：0.3S；间隙零序过流定值：5A； 间隙零序过流延时定值：0.3S；8.3.2.1 间隙零序过电压定值试验序号整定值（V）实测值（V）1180180.78.3.2.2 间隙零序过电压延时试验序号整定值（S）实测值（S）10.30.33358.3.2.3 间隙零序过流定值试验序号整定值（A）动作值（A）返回值（A）返回系数158.3.2.4 间隙零序过流延时试验序号整定值（S）实测值（S）10.30.3388.4 发电机差动保护试验8.4.1 比率差动试验比率差动启动定值：0.3Ie ；起始斜率：0.05 ；最大斜率：0.5
21、；差动速断：4Ie(保护装置计算定值：发电机机端Ie=3.89A 发电机中性点Ie=3.89A)8.4.1.1 比率差动定值试验序号机端电流中性点电流制动电流( / I e)差动电流( / I e)(A)( / Ie)(A)( / Ie)试验值计算值1001.20.3080.1540.2990.3021.50.3862.860.7350.550.340.345351.2856.951.7891.530.50.508471.7999.532.452.120.660.6565153.85621.85.5964.641.761.7438.4.1.2 比率差动动作时间试验序 号实测值（ms）141.1
22、8.4.2 差动速断保护试验8.4.2.1 差动速断保护定值试验：试验位置整定值（A）实测值（A）ABC中性点15.56机端15.568.4.2.2 差动速断动作时间试验：序号实测值（ms）131.28.4.3CT断线闭锁比率差动功能试验加入装置额定电流，满足保护差流为0，断开任一侧一相电流，当CTDX闭锁比率差动整定为1，差动保护不动作，立即发CT断线信号，当CTDX闭锁比率差动整定为0，差动保护动作，立即发CT断线信号。8.5 发电机匝间保护试验8.5.1 纵向零序电压灵敏段试验纵向零序电压灵敏段定值：2V；电流制动系数：2（装置固有）； 8.5.1.1 纵向零序电压灵敏段正相试验：序号发
23、电机电流（A）最大相电流Imax(A)负序电流3I2（A）整定值（V）动作值（V）1110.9922.0224.58.5.1.2 纵向零序电压灵敏段反相试验：序号发电机电流（A）最大相电流Imax(A)负序电流3I2（A）整定值（V）动作值（V）12224.0564.0724.54.54.57.257.288.5.2 纵向零序电压高定值试验：纵向零序电压高定值：8V序号整定值（V）实测值（V）正相88.04反相8不动8.5.3 纵向零序电压保护延时试验：纵向零序电压保护延时：0.2S；序号整定值（S）实测值（S）10.20.238.5.4 模拟3PT一次断线，延时60ms发PT断线信号，闭锁纵
24、向零序电压保护。8.6 发电机复合电压过流保护试验8.6.1过流试验8.6.1.1 过流定值试验过流定值：5.3A ；延时定值：4S相别整定值（A）动作值（A）返回值（V）返回系数A5.3BC8.6.1.2过流延时时间试验：序号整定值（S）实测值（S）144.0288.6.2复合电压闭锁试验负序电压定值：3.46V ；低电压定值：60V（线）8.6.2.1 负序电压定值试验序号整定值（V）动作值（V）返回值（V）返回系数13.468.6.2.2 低电压定值试验序号整定值（V）动作值（V）返回值（V）返回系数1608.6.3 TV断线及闭锁功能试验TV断线功能试验序号试验方法结果1第一状态加入三
25、相正常电压，任一相电流大于0.04In，第二状态降低三相正序电压至19V,装置不发TV断线告警信号。正确2第一状态加入三相正常电压，任一相电流大于0.04In，第二状态降低三相正序电压至17V,装置延时10S发TV断线告警信号。正确3第一状态加入三相正常电压57V，第二状态降低任一相电压至48V，装置延时10S发TV断线告警信号。正确4第一状态加入三相正常电压57V，第二状态降低任一相电压至50V，装置不发TV断线告警信号。正确TV断线保护投退原则检验“TV断线保护投退原则”整定为1：加两相电压，不加电流，等待“TV断线”报文出现，再加入1.2倍整定值电流，保护不动作。8.7发电机定子接地保护
26、试验8.7.1 基波零序电压定子接地保护试验基波零序电压定值：10V；基波零序电压高定值：20V；零序电压保护延时：4S； 8.7.1.1 灵敏段基波零序电压值试验序号整定值（V）实测值（V）11010.048.7.1.2 基波零序电压闭锁值试验：8.7.1.2.1 主变高压侧零序电压闭锁序号实测值（V）139.618.7.1.2.2 机端开口三角零序电压闭锁序号实测值（V）1108.7.1.3 基波零序电压高定值试验序号整定值（V）实测值（V）1208.7.1.4 基波零序电压延时时间试验序号保护类别整定值（S）实测值（S）1灵敏段42高定值段48.7.1.5 TV断线功能试验：在机端二次线
27、圈加入三相正序电压大于0.9Un，零序电压三次谐波分量小于0.1V，延时10S发TV断线报警信号。8.7.2 三次谐波电压定子接地保护8.7.2.1三次谐波电压比率定子接地保护试验并网前三次谐波比率定值：1.5； 并网后三次谐波比率定值：1.2；序号整定值实测值并网前1.51.495并网后1.21.28.7.2.2三次谐波电压差动定子接地保护试验结果：动作正常。8.7.2.3三次谐波电压定子接地保护延时试验序号保护类别整定值（S）实测值（S）1三次谐波电压比率2三次谐波电压差动8.8发电机定子过负荷8.8.1 定时限试验8.8.1.1 定时限跳闸试验 定时限电流定值：15.12A ；定时限延时
28、：0.5S8.8.1.1.1定时限跳闸定值试验 相别整定值（A）动作值（A）返回值（A）返回系数A15.12B15.12C15.128.8.1.2 定时限跳闸延时试验 序号整定值（S）实测值（S）10.58.8.1.2 定时限报警试验 报警电流定值：4.3A ；报警延时：9S8.8.1.2.1 定时限报警定值试验 序号整定值（A）动作值（A）返回值（A）返回系数A4.3B4.3C4.38.1.2.2定时限报警时间试验 序号整定值（S）实测值（S）199.0248.8.2 反时限试验 反时限启动电流值：4.51A； 反时限上限时间定值：0.5S ； 定子绕组热容量：37.5；散热效应系数：1.0
29、58.8.2.1 反时限启动电流定值试验 序号整定值（A）实测值（A）14.518.8.3.2 反时限过负荷曲线试验 1.5Ie2Ie3 Ie5 Ie加入电流A5.847.7811.9719.45实测时间S计算时间S32.6012.934.751.578.9发电机负序过负荷试验 8.9.1 定时限试验 定时限报警电流值：0. 4A；定时限报警延时：9S8.9.1.1报警值试验 序号整定值（A）动作值（A）返回值（A）返回系数10.48.9.1.2 报警时间试验 序号整定值（S）实测值（S）199.028.9.2 反时限过负荷试验 反时限启动电流值：0.47A；反时限上限时间定值：3.5S负序转
30、子发热常数：8；长期允许负序电流：0.31A8.9.2.1 起动电流试验 序号整定值（A）实测值（A）10.478.9.2.2 反时限过负荷曲线试验 0.51Ie1.5 Ie1.8 Ie加入电流A1.953.895.837实测时间S计算时间S32.788.053.573.58.10发电机失磁保护试验 8.10.1失磁保护阻抗判据试验 阻抗定值1 ：2.8； 阻抗定值2：-30.56；序号转子阻抗1判据试验电流值（A）电压值（V）整定阻抗（）实测阻抗（）11027.812.82.781序号转子阻抗2判据试验电流值（A）电压值（V）整定阻抗（）实测阻抗（）1130.6530.5630.65失磁保护阻抗特性圆试验如下图：8.10.2失磁保护转子
