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1、1继电保护验收细则 1 变电站二次设备验收 1.1 微机保护屏的验收 根据电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点(下简称反措要点)的要求，珠海局新投运的变电站在施工设计中的通常做法是：在电缆层用截面大于 100 mm2 的铜排做一环形接地铜网，将所有控制屏、保护屏的接地铜排用 4 mm2 的导线与此接地铜网连接，再将此铜网一点接地。 在验收时要注意：接地铜网要有一个牢固、可靠的接地点，最好选在电缆层，在其地网的引出处连接，以保证接地铜网的接地电阻最小。 1.2 电压互感器(PT)二次回路的验收 根据反措要点规定，将电压互感器二次的 4 根开关场引入线和三次的 2 根开关场引入线分开，避免

2、 YMA、YMB、YMC 三条带交流电压的引入线在 YML 引入线中产生感应电压而影响 YML 的数值。而 N600 的接地问题，以前的一贯设计均在开关场接地。 在验收工作中，要严格按反措要点的要求执行，重点查验电压互感器二次的 4 根开关场引入线和互感器三次的 2 根开关场引入线是否分别用 2 根电缆引到控制室，再将二次和三次绕组的 N600并联后，在控制室一点接地；同时，要保证在开关场无接地点，严禁 2 点接地。 1.3 交直流回路验收 2在历次验收工作中，都发现施工中存在交、直流回路共用 1 条电缆的问题，违反了反措要点中的规定：“严禁交、直流回路共用一条电缆”。这是因为交、直流系统都是

3、独立系统，直流回路是绝缘系统，而交流系统是接地系统。若共用 1 条电缆，两者之间一旦发生短路就会造成直流接地，同时影响交、直流 2 个系统。平时也容易互相干扰，还有可能降低直流回路的绝缘电阻。在验收工作中，对这一问题一定要严格把关。 根据以往的经验，从主变保护屏到主变本体端子箱的电缆，最容易出现此问题，因为在交流控制回路中，主变有载调压控制回路和风冷控制回路里，开关过载闭锁调压接点和过负荷启动风冷接点由保护屏引出，极易和其它直流回路共用 1 条电缆。 因此，在验收中，要重点抽查，既要审核设计图纸，又要在现场检查核对。确保交、直流回路电缆分开铺设。1.4 直流熔断器与相关回路配置的验收 反措要点

4、规定，“信号回路由专用熔断器供电，不得与其它回路混用”；“每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器供电，而保护装置的直流回路由另一组直流熔断器供电”。 在验收中，可采用分别拉开每一断路器的控制、信号回路及保护装置的熔断器的方法，然后根据图纸，在熔断器之后的回路中量电位，确保无寄生回路或与另一断路器的控制、信号回路及保护回路有电的联系。 2 保护装置的验收程序 3保护装置的验收一般按以下程序进行。 2.1 绝缘阻值验收 摇测绝缘的项目有：电流回路对地；控制、信号及保护回路对地等。摇测时要注意：先取下控制、信号及保护回路的熔断器，静态保护要将保护屏上所有插件拔出(可保留电源插件和 VFC 模数

5、转换插件)，严禁带保护插件摇绝缘；摇电流回路的绝缘时，要解开 CT回路在开关端子箱的接地点，这一方法既可检测 CT 回路的绝缘(包括 CT 二次绕组和电缆)，又可发现 CT 回路有无其它接地点，保证一点接地。根据规程规定，摇二次回路绝缘要用 1 000 V 的摇表，其绝缘标准：新投入的回路，室内不低于 20 M ，室外不低于 10 M 。 2.2 保护屏插件与插座插接状况验收 将保护屏的插件插回底座中，要保证插接可靠牢固，并根据定值单整定值的要求，输入定值，并在保护端子排上加入模拟量，检验保护定值，同时在出口压板量电位，保证每一项保护(差动，过流，零序，非电量等)动作后，跳闸正电源经出口接点到

6、达压板处；根据断路器的控制，信号回路图纸，对每一回路进行传动和试验，同时确保远动，中央信号的正确性；用保护传动开关，检查防跳回路，闭锁回路的正确性。2.3 检验回路接线的正确性 在电流互感器二次输出端升流，用钳形电流表在控制屏、保护屏的相应回路测量，保证 CT 回路无开路，且回路接线正确。此外，4要注意 CT 回路必须使用屏蔽电缆，接地点应选在开关场，还要特别注意对 CT 回路的紧线，确保 CT 回路无开路隐患。2 术语和定义2.1 验收指保护装置新安装竣工后，准备移交生产运行维护单位时进行的交接验收。2.2 随工验收指保护装置在新安装过程中，运行维护单位随施工调试同步进行的验收。2.3 报告

7、项目指该验收项目仅需要查验正式提交的安装、调试、检验报告。2.4 抽查项目指该验收项目可不必全部进行查验，仅查验其中的部分子项。3 总则3.1 本标准已明确的装置及回路，验收中不得低于本标准。本标准未特别指明的装置（如收发信机、录波器、信息子站等）及回路，均列为抽查项目。无论采用何种验收方式，设计、安装、调试等单位均应对相应的质量问题负全责。3.2 验收应依据工程的初设批复文件、施工图纸，国家及行业主管部门颁布的有关电力工程的现行标准、规程、法规及反措要求，保护生产厂家的技术要求，以及在建设过程中经过批准的有关变更的内容。53.3 保护专业管理部门接到准备验收通知后，应组织进行验收工作。验收包

8、括资料验收、仪器仪表工具及备品备件验收、保护装置及二次回路验收及投运工作验收等。验收前应参照附录中的表格样式，制订验收记录表，在验收中认真填写。3.4 项目建设部门，包括设计、安装、调试等单位，要全力配合验收工作，配备充足的专业人员，提供所需要的图纸、技术资料、试验报告，保证合理的验收流程、验收时间等。3.5 除非必需，不宜采用随工验收方式。但项目单位的保护专业管理人员和设备维护人员，应参加设计技术交底、施工图审核，可提前介入安装调试。生产介入人员对建设环节中发现的技术问题，应及时做好记录并督促解决。安装调试单位应接受生产运行单位的保护人员跟踪检查，不得以任何理由和任何形式推诿、阻碍生产运行单

9、位的介入。3.6 验收中发现的问题，设计、安装、调试等部门必须进行整改。整改后，验收方应及时予以复验。对影响电网安全稳定运行的问题，必须在投运之前解决。对投产遗留问题，应明确责任部门，并限期解决，保护专业管理部门负责监督检查。3.7 投运后，设计部门要在规定时间内，向项目建设单位提交完整的竣工图；安装、调试单位要在规定时间内，向项目建设单位提交完整的试验报告（随工验收项目，也必须提供相应报告）。项目建设负责部门应按规定向设备调度机构和设备维护单位（部门）各提供一份完整的竣工图纸、试验报告。63.8 验收后投产时，必须满足下列条件：（1） 保护调试检验项目齐全，图纸、资料齐全完整，符合有关规范规

10、定；（2） 所有备品备件、专用工具、仪器仪表齐全完好；（3） 装置及回路没有缺陷，性能指标、安装质量及施工工艺满足要求。3.9 为保证验收质量，验收方和配合验收方都要有充足的人员和时间保证。验收时间一般不得短于本款要求。（1） 资料、仪器仪表、工具及备品备件应在保护装置及二次回路验收前 7 日提交。随工验收也应提前提供必要的资料。（2） 保护装置及二次回路验收按照如下工作量核算，科学安排验收（随工验收时，不按该时间计列） 每个 500 kV 出线间隔，3 人天； 每个 500kV 主变间隔，4 人天； 每个 220kV 线路、旁路、母联间隔，2 人天； 每个 220kV、110 kV 主变间隔

11、，3 人天； 每个 110kV 线路、旁路、母联间隔，1 人天； 母线保护（含失灵），1 人天； 每个 35kV、10kV 间隔，0.5 人天； 每台录波器，0.5 人天，宜与各间隔同步验收相应录制量； 信息子站，2 人天。3.10 为保证继电保护运行的可靠性，相关专业应提供必要的资料。7该资料不由继电保护专业负责验收，但应在投运前提供给继电保护专业作为必要资料备查。继电保护专业也应积极配合其它专业的验收工作，向其它专业提供必要的资料。3.11 继电保护专业验收资料包括：（1） 与实际设备、接线相符的图纸，包括签名确认后的设计变更通知。（2） 安装及调试报告初稿。包括保护装置及相关二次回路的直

12、流电阻、交流阻抗和电流互感器 10误差计算分析等数据，可结合装置验收同步进行详细验收。（3） 安装及调试过程对设计和设备的变更以及缺陷处理的记录。（4） 各套保护装置的技术说明书、使用说明书、调试大纲、出厂实验报告、组屏图、微机保护的分板原理图等必要的装置性资料。3.12 相关专业资料包括：（1） 断路器、隔离开关 断路器的跳闸线圈及合闸线圈的电气回路接线方式(包括防止断路器跳跃回路、三相不一致回路等)。 断路器跳闸及合闸线圈的电阻值及在额定电压下的跳、合闸电流。（2） 电压、电流互感器 实测数据及出厂试验书； 所有绕组及其抽头的变比； 电流互感器各绕组的准确级（级别）、容量及内部安装位置；8

13、 二次绕组的直流电阻（各抽头）。4 二次回路验收4.1 二次回路指：（1） 从电流、电压互感器二次侧端子开始到有关保护装置的二次回路；（2） 从直流分电屏出线端子排到有关保护装置的二次回路；（3） 从保护装置到控制、信号屏间的直流回路；（4） 保护装置出口端子排到断路器端子箱的跳、合闸回路；（5） 非电量保护（指包含变压器瓦斯、温度等非电气量保护出口、信号等继电器的保护装置）的相关二次回路。4.2 二次回路总体验收重点：（1） 检查施工质量、工艺、反措的执行等，回路功能检验随保护装置进行。（2） 检查二次接线的正确性，二次回路应符合设计和运行要求。验收工作中应进行全回路按图查线工作，杜绝错线、

14、缺线、多线、接触不良、标识错误。可以利用传动方式进行二次回路正确性、完整性检查，传动方案应尽可能考虑周全。（3） 在验收工作中，应加强对保护本身不易检测到的二次回路的检验检查，以提高继电保护及相关二次回路的整体可靠性、安全性。4.3 二次设备安装情况：（1） 所有安装设备型号、数量与设计图纸一致。9（2） 所有二次设备工作完工，设备配件齐全（顶盖、面板、把手、标签等）。（3） 施工工艺要满足电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范（GB50171-92）的要求，做到美观、整齐、易于运行维护及检修的要求。（4） 对保护屏、控制屏、端子箱等保护专业维护范围的端子及接线（包括接地线）外观检

15、查，保护屏上的元器件、插件、继电器、抗干扰盒、切换开关、按钮、小刀闸、空气开关、保险、电缆芯、端子排、装置外壳、屏体等应清洁，无损坏，安装紧固，无变形，标识清晰，操作灵活。（5） 保护屏、控制屏、端子箱、机构箱中正负电源之间及电源与跳合闸引出端子之间应适当隔离。（6） 接入交流电源（220V 或 380V）的端子与其它回路（如：直流、TA 、 TV 等回路）端子采取有效隔离措施，并有明显标识。4.4 电缆敷设情况：（1） 缆沟内动力电缆在上层，接地铜排（缆）在上层的外侧。（2） 地下浅层电缆必须加护管，并做防腐防水处理；地下直埋电缆深度不应小于 0.7 米。（3） 户外电缆的标牌，字迹应清晰并

16、满足防水、防晒、不脱色的要求。（4） 电缆屏蔽层应两端可靠接地。穿金属管且金属管两端接地的屏蔽电缆，单端可靠接地。10（5） 检查电缆封堵是否严密、可靠。注意：同屏（箱）两排电缆之间的也不能留有缝隙。（6） 交流回路与直流回路不能共用一根电缆；强弱电回路不能共用一根电缆；交流电流回路和交流电压回路不能共用一根电缆。（7） 交流电流回路的电缆芯截面不能小于 2.5 平方毫米。4.5 二次接线情况：（1） 查看各个屏位的布置是否符合图纸，各种设备压板标识应名称统一规范，含义准确、字迹清晰、牢固、持久。（2） 所有二次电缆及端子排二次接线的连接应准确可靠，芯线标识齐全、正确、清晰，应与图纸设计一致。

17、芯线标识应用线号机打印，不能手写。芯线标识应包括回路编号及电缆或开关编号。屏上配线标识写位置端子号及对侧位置号，如 1D33-1n56，表示线头所在位置为 1D33，对侧为 1n56。（3） 所有控制电缆固定后应在同一水平位置剥齐，每根电缆的芯线应分别打把，接线按从里到外，从低到高的顺序排列。电缆芯线接线端应制作缓冲环。电缆标签应使用电缆专用标签机打印。电缆标签的内容应包括电缆号，电缆规格，本地位置，对侧位置。电缆标签悬挂应美观一致、以利于查线。电缆在电缆夹层应留有一定的裕度。（4） 检查屏端子排、压板的布置符合规程、规范和反事故措施的要求。如端子排距离地面应大于 30 厘米，压板投退时不会碰

18、到相邻压板，保护装置去出口压板的接线应接到压板下口。11（5） 对所有二次接线端子进行可靠性、螺丝紧固情况检查（二次接线端子是指保护屏、端子箱及相关二次装置的接线端子）。抽查屏端子排、装置背板端子、空气开关、保险接线以及小连片的接线联结可靠，符合图纸要求。检查震动场所的二次接线螺丝应有防松动措施。（6） 查看光缆及尾纤安装情况：光纤盒安装牢固，不应受较大的拉力，弯曲度符合要求（尾纤弯曲半径大于 10cm、光缆弯曲半径大于 70cm）。4.6 二次接地情况：（1） 二次电缆及高频电缆的屏蔽层应用不小于 4 平方毫米多股专用接地线可靠连接，接地线应与接地铜排可靠连接，接地铜排应与等电位地网可靠连接

19、。（2） 保护屏底铜排应用不小于 50 平方毫米的铜导线接等电位地网。（3） 端子箱铜排接地良好，用不小于 100 平方毫米的铜导线与等电位地网可靠连接。（4） 高频电缆应使用没有接头的完整电缆。沿高频电缆敷设 100平方毫米的铜电缆，分支铜导线距结合滤波器 35 米接地接地。高频电缆外罩铁管和耦合电容器底座焊接在一起接地，结合滤波器外壳接地。（5） 查保护屏屏体、前后柜门可靠接地。保护装置的箱体，必须经试验确证可靠接地（应小于 0.5）。12（6） 在主控室、保护室屏柜下的电缆层内，应敷设 100 平方毫米的专用铜排，将该专用铜排首末端连接，然后按屏柜布置的方向敷设成“目”字型结构，形成保护

20、室内的等电位接地网。保护室内的等电位接地网必须用至少 4 根以上、截面不小于 50 平方毫米的铜排（缆）与厂、站的主接地网在电缆竖井处可靠连接。沿二次电缆的沟道敷设截面不少于 100 平方毫米的裸铜排（缆），构建室外的等电位接地网。4.7 二次回路绝缘：（1） TV、TA 回路绝缘检查， TV、TA 回路与运行设备采取隔离措施，检修设备的 TV、TA 回路完好，用 1000V 绝缘摇表测量其对地绝缘电阻，要求其阻值应大于 1M。（2） 二次控制回路绝缘检查（抽查项目），断开直流控制电源保险，二次控制回路其余部分完好，用 1000V 绝缘摇表测量控制电源正负极回路、跳合闸回路对地绝缘电阻，要求其

21、阻值应大于 1M。（3） 保护装置电源回路绝缘检查（抽查项目），断开保护装置直流电源小开关，保护装置电源回路其余部分完好，用 1000V 绝缘摇表测量直流电源正、负极回路对地绝缘电阻，要求其阻值应大于1M。4.8 TA 及其回路：（1） TA 圈准确等级、位置满足运行要求（如主变差动保护低压侧TA 圈位置应包含开关）。（2） 交流二次回路接地检查（结合 TA 回路绝缘检查完成）：电流13二次回路接地点位置数量与接地状况，在同一电流回路中有且只能有一个接地点。（3） 各 TA 圈中性线的检查（报告项目）：在断路器端子箱分相向保护装置通流，查看装置采样，用卡钳表测量对应相别和中性线电流，与所通电流

22、一致。（4） 验收每只 TA 的每个保护圈回路编号、使用保护装置、接地点位置、回路绝缘、回路直阻、二次负担、变比极性统计表与实际相符。4.9 TV 及其回路：（1） 接线正确性检查，查 TV 二次、三次绕组在端子箱处接线的正确性。各星型每个绕组的各相引出线和中性线必须在同一电缆内；开口角电压和其中性线必须在同一电缆内；TV 的二次回路和三次回路必须分开，不能共用一条电缆；端子箱各绕组 N600 独立。（2） 二次回路接地检查（结合 TV 回路绝缘检查完成）；TV 二次回路有且只能有一点接地，经控制室零相小母线联通的几组 TV 二次回路只能在控制室将 N600 一点接地，与其它 TV 无电的连接

23、的 TV 中性线可以现场独立接地。（如检查同期回路电压抽取电缆 N600 在开关场接地，保护装置的中性点和抽取的中性点不应有连接）4.10 直流回路：（1） 控制、保护、信号直流熔断器（小开关）分开。（2） 两套主保护分别经专用熔断器（小开关）由不同直流母线供电。 14（3） 有两组跳闸线圈的断路器，每一组跳闸回路应分别由专用熔断器供电，取自不同直流母线。（4） 双重化的保护，每一套保护的直流回路应分别由专用的直流熔断器供电，取自不同直流母线。独立设置的电压切换装置电源与对应的保护装置电源相一致。（5） 直流回路使用的空开应为直流特性；上下级直流熔断器（空开）应有级差配合。级差为 3 到 4

24、级。（6） 检查直流空开接线极性符合产品特性要求。（7） 当任一直流空开（熔断器）断开造成控制、保护和信号直流电源失电时，都有直流断电或装置异常告警。4.11 开关控制回路的验收（1） 手动合闸和手动跳闸回路检查。断路器正常的手合、手跳操作，断路器合跳正常，即可判断操作箱中的手动合闸和手动跳闸回路完好，操作时注意检查微机保护装置的开入变位正常。对于双跳闸线圈断路器的保护，要验证两组控制直流分别和同时作用时断路器的跳、合闸情况。（2） 分相合、跳闸回路检查。在保护装置跳、合断路器整组试验的过程中，断路器的分合闸正常，信号及红、绿指示灯正常，即可判断操作箱中的分相合、跳闸回路完好。（3） 防跳回路

25、检查断路器处于合闸位置，同时将断路器的操作把手固定在合闸位置15（注意五防、同期及相关开关位置，确保合闸脉冲长期存在，）保护装置发三跳令，1TJQ 动作，使断路器三相可靠跳闸，不造成三相断路器合闸，即可判断操作箱中的第一组防跳回路完好。同理，2TJQ 动作，使断路器三相可靠跳闸，不造成三相断路器合闸，即可判断操作箱中的第二组防跳回路完好。（4） 压力闭锁回路检查 断路器的机构压力降低禁止重合闸时，重合闸装置放电闭锁。 断路器的在分闸位置，机构压力降低禁止合闸时，操作断路器操作把手合断路器不成功。 断路器在合闸位置，机构压力降低禁止跳闸时，断路器三相跳闸将闭锁，手动跳闸不成功。 断路器的机构压力

26、异常禁止操作时，断路器手动合闸回路和断路器三相跳闸将闭锁，操作断路器操作把手合断路器不成功，断路器处于合闸位置，手动跳闸操作不成功。（5） 重合闸回路的检查重合闸装置结合保护跳、合断路器试验的过程，三相断路器合闸正常，信号指示正常，即可判断操作箱中的重合闸回路完好。（6） 重合闸闭锁回路检查 断路器的机构压力降低禁止重合闸时，查看微机保护有闭锁重合闸开入或重合闸装置放电。 取下控制保险时，查看微机保护有闭锁重合闸开入或重合闸装置放电。16必须同时满足以上两条。（7） 不一致保护检查 开关本身的不一致保护：开关在断位，分别合 A、B、C 相开关，不一致保护应跳闸。开关在合位，分别跳 A、B、C

27、相开关，不一致保护应跳闸。 保护屏上的不一致保护：开关在断位，分别合 A、B、C 相开关，开关在合位，分别跳 A、B、C 相开关，检查非全相保护接点正确及微机保护装置的开入变位正常；配合加量传动开关跳闸。4.12 线路保护二次回路专用技术要点：（1） 同一条线路的两套保护装置、通道设备和电源均应独立配置。（2） 线路纵联保护装置（除光纤电流纵差保护外）的通道、远方跳闸和就地判别装置亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。（3） 收发信机的输出（入）线应使用与收发信机阻抗相匹配的同轴屏蔽电缆。（4） 高频电缆芯线应直接接入收发信机端子，不应经端子排转接。（5） 纵联方向、纵联距离保护装置应采用单接点

28、方式与专用收发信机配合。（6） 对闭锁（允许）式纵联方向、纵联距离（零序）保护，要接入“其它保护停（发）信”回路，并应使用短延时（510 毫秒）确认；对纵联差动保护，要接入远跳回路，并应使用短延时（51017毫秒）确认，启动“远跳”的同时还应启动“远传”，用于录波。（7） 3/2 接线的失灵保护动作于加速线路对侧纵联保护跳闸的回路，应采用失灵保护出口接点并联的方式。4.13 主变保护二次回路专用技术要点：（1） TA 保护范围核对 低压侧 TA 在开关与母线侧刀闸之间。 旁路转带时，至少有一套保护 TA 能切至旁路开关 TA。 差动保护各侧 TA 准确等级应一致；采用中性点 TA，特别注意其极

29、性应主变侧为正，地侧为负。 根据正式定值单，核对各侧 TA 接线形式、选取位置、变比符合定值要求。（2） 非电量回路核对 跳闸型非电量回路，全回路与直流正电有间隔端子排。 变压器本体的瓦斯、油温表、绕组温度表、压力释放、油位表、压力突变装置电缆进线处应有良好的防水措施。 瓦斯继电器要有防雨罩且安装牢固，瓦斯继电器箭头指向油枕。 QJ-1 型瓦斯继电器流速，按生技部门的要求；进口瓦斯继电器，符合生技部门或厂家推荐值的要求。 非电量保护电源应单独配置。（3） 设置直流分电屏时，主变各侧保护和控制电源按高压侧分类归属。4.14 母线保护二次回路专用技术要点：18（1） 双重化母线保护的断路器和隔离刀

30、闸的辅助接点、切换回路、辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路应遵循相互独立的原则按双重化配置。双母线接线装置刀闸辅助接点的开入宜通过强电回路直接取自开关场。（2） 每套母线保护应接入独立的电流互感器二次线圈，出口同时作用于断路器的两组跳闸线圈。（3） 主变 220kV 侧断路器失灵，失灵保护出口除应跳开其所在母线的所有断路器外，还应跳开该主变其他侧的断路器。母差提供其动作接点，和其他需启动该断路器失灵的保护接点并联，作为失灵保护中主变单元的开入。配置双套装置时，两套母差均启动失灵保护的主变单元。（4） 启动失灵保护（含母联失灵保护）的接点应直接引自各保护装置，各保护启动失灵回路的压板应分相设

31、置于保护动作接点之后。失灵启动回路的二次电缆跨保护小室连接时（分小室布置变电站的保护小室之间，发电厂升压站网控室和机组主控室之间），应在失灵保护侧经强电中间继电器转接。（5） 断路器三相不一致保护、非电量保护不启动断路器失灵保护。（6） 3/2 接线，失灵保护经母线保护直跳时，应采用独立双接点开入，并在母线保护侧经两个强电中间继电器进行转接。（7） 失灵保护及双母线接线的母差动作必须加速线路对侧纵联保护出口。3/2 接线的失灵保护动作于加速线路对侧纵联保护跳闸的19回路，应采用失灵保护出口接点并联的方式。（8） 检查各路电流互感器的极性，以及所有由互感器端子到继电保护屏的连线，注意母联极性应符

32、合装置要求。5 微机型保护装置验收5.1 装置外部及元器件、插件、接线连接可靠性（1） 检查装置的实际构成情况如：装置的配置、装置的型号、额定参数(直流电源额定电压、交流额定电流、电压、跳合闸电流等)是否与要求相符合。（2） 检查装置内、外部，清洁无积尘。（3） 检查装置小开关、拨轮及按钮良好。抽查各插件电路板无损伤或变形，连线良好。检查各插件元件焊接良好，芯片插紧。检查各插件上的变换器、继电器固定良好无松动。（4） 抽查装置内部的焊接点、插件接触的牢靠性，该项属于制造工艺质量的问题，主要依靠制造厂负责保证产品质量。（5） 按照装置技术说明书，根据现场实际需要，检查设定并记录装置插件内的跳线和

33、拨动开关位置正确。（6） 抽查装置端子排螺丝拧紧，配线连接良好。（7） 检查屏柜上的标志应正确完整清晰，满足运行要求。（8） 抽查安装在装置输入回路和电源回路的减缓电磁干扰器件和措施应符合相关标准和制造厂的技术要求。5.2 装置上电（1） 打开装置电源，装置应能正常工作。20（2） 检查装置的硬件和软件版本号、校验码等信息与试验报告、定值单一致。（3） 校对时钟。5.3 逆变电源（1） 对于微机型装置，要求插入全部插件（2） 有检测条件时（即测试端子引出时），测量逆变电源的各级输出电压值。测量结果应符合 DL/T-527-2002静态继电保护逆变电源技术条件。（3） 逆变电源自启动验收（抽查项

34、目）：合上装置逆变电源插件上的电源开关，试验直流电源由零缓慢上升至 80%额定电压值，此时逆变电源插件面板上的电源指示灯应亮。固定试验直流电源为 80%额定电压值，拉合直流开关，逆变电源应可靠启动。5.4 开关量输入回路（1） 在保护屏柜端子排处，对所有引入端子排的开关量输入回路依次加入激励量，观察装置的行为。（2） 按照装置技术说明书所规定的试验方法，分别接通、断开连片及转动把手，观察装置的行为。5.5 输出触点及输出信号（1） 在装置屏柜端子排处，依次观察所有引出到端子排的触点及输出信号的通断状态。（2） 如果几种保护共用一组出口连片或共用同一告警信号时，应将几种保护分别传动到出口连片和保

35、护屏柜端子排。21（3） 如果几种保护共用同一开入量，应将此开入量分别传动至各种保护。5.6 模数变换系统（1） 检查零漂，符合要求。（2） 各电流、电压输入的幅值和相位精度检验（抽查项目）。分别输入不同幅值和相位的电流、电压量，观察装置的采样值满足装置技术条件的规定。5.7 装置功能（1） 应对主保护、不同种类后备保护的任一段进行检查，可结合装置的整组试验一并进行。（2） 测试保护整组动作时间、失灵启动返回时间。（3） 跳闸矩阵检查，检查跳闸矩阵出口行为与定值要求一致。6 保护整组传动验收6.1 整组传动验收原则、注意事项（1） 保护装置、二次回路相关验收完成后，进行整组传动验收。双母线母差

36、、失灵保护的整组试验，可只在具备条件时进行。试验前，应将所有保护投入（作好必要的措施，如：断开起动失灵及联跳压板等），除 TV、TA 回路外所有二次回路恢复正常，然后进行整组传动试验。（2） 整组试验时必须注意各保护装置、故障录波器、信息子站、远动、监控系统、接口屏、中央信号及各一次设备的行为是否正确。注意所有相互间存在闭锁关系的回路，如沟通三跳，3/2 接线的同22一条线路两套保护同时动作启动重合闸的回路、闭锁备自投回路等，其性能应与设计符合。（3） 进行必要的跳、合闸试验，以检验各有关跳合闸回路、防止跳跃回路动作的正确性，每一相的电流、电压及断路器跳合闸回路的相别是否一致。应保证接入跳、合

37、闸回路的每一副接点均应带断路器动作一次。（4） 整组试验时要进行出口压板全退状态下，无其它预期外的跳闸的检验。出口压板全投状态下，无其它预期外的跳闸的检验。（5） 对于双跳闸线圈断路器的保护，要验证分别、同时两组控制直流下断路器的跳、合闸情况。（6） 整组试验结束后，应拆除所有试验接线并恢复所有被拆动的二次线，然后按回路图纸逐一核对，此后设备即处于准备投入运行状态。（7） 整组试验的试验项目可根据此原则，结合保护回路的具体情况拟订。进行试验之前，应事先列出预期的结果，以便在试验中核对并即时做出结论。6.2 线路保护的整组试验（1） 对纵联保护，远方跳闸等装置，应利用通道，两侧保护配合进行整组传

38、动，两侧分别模拟正向区内、正向区外、反方向故障，检查保护动作行为。（2） 不同的保护装置分别传动，同一装置的主保护和后备保护不分别传动断路器。23（3） 分相操作的断路器回路，要分别验证每一相的电流、电压及断路器跳合闸回路的相别是否一致。（4） 传动试验应模拟 A、B、C 单相和 AB 两相瞬时接地短路和任意单相永久性短路。（5） 对于 3/2 接线的线路保护，要配合断路器保护一起进行整组试验。6.3 母线、失灵保护的整组试验（1） 双母线母差、失灵保护，分别实际传动到每个断路器。（2） 3/2 接线的母线保护，不同的母线保护装置分别传动到各断路器。（3） 双母线母线保护刀闸位置要实际操作一次

39、刀闸验证开入量正确。6.4 断路器保护的整组试验（1） 对于 3/2 接线断路器，要配合线路保护装置一起进行交叉传动试验。检查线路跳母线断路器、中间断路器跳闸及母线断路器、中间断路器重合顺序。硬沟三回路需带断路器单独传动。（2） 对于 3/2 接线断路器的短引线保护，模拟任一单相故障，单独传动到断路器。6.5 母联、分段、旁路保护的整组试验（1） 母联、分段保护，模拟任一单相故障，传动到断路器，检查充电或过流保护跳闸行为，注意起动失灵回路的传动。（2） 旁路保护，参照线路保护的试验进行，注意防止跳运行开关，24注意通道切换回路的检查。6.6 变压器保护的整组试验（1） 不同的保护装置分别传动，

40、电量保护和非电量保护分别传动。传动时，要防止误跳运行母联、分段、旁路断路器。（2） 对于电量保护应按定值单项抽查主要项目，跳闸矩阵应能全面得到验证，检查各侧断路器动作行为及其它开出回路的正确性。（3） 非电量保护传动包括重瓦斯、轻瓦斯、调压瓦斯、冷控失电、油面低、油温高、压力释放等，实际传动到各侧断路器，防止仅发信号的非电量误跳闸。非电量保护有条件时从主变本体处实际传动，注意信号保持和不应起动失灵。6.7 与厂站自动化系统、继电保护及故障信息管理系统的配合。（1） 对于厂站自动化系统要检查各种继电保护的动作信息和告警信息的回路正确性及名称的正确性。（2） 对于继电保护及故障信息管理系统要检查各种继电保护的动作信息、告警信息、保护状态信息、录波信息及定值信息的传输正确性。7 投运工作验收7.1 接入运行设备的工作、设备送电前检查项目和向量检查等工作，采用随工验收。7.2 交流电流回路的直流电阻测量验收。7.3 电流、电压二次回路接地点检查验收。7.4 定值清单核对25（1） 工作完成后，现场工作人员打印保护装置正式运行时用的定值，与保护定值通知单进行逐项核对。（2） 软压板检查，查看装置软压板投退情况与定值要求一致7.5 向量检查验收。