REE-OAT变桨系统现场调试手册
REE-OAT变桨系统现场调试手册
版本:V1.0
REE-OAT变桨系统现场调试手册
发布日期:2009年9月9日
版本:1.0 MY1.5Se
日期:2009-9 REE-OAT变桨系统现场调试手册
资料提供部门: 级别:
客户中心工程调试部
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REE-OAT变桨系统现场调试手册
本文件用于指导1.5MW(低温型)风机用变桨系统的现场调试，变桨系统的调试要严格按照调试步骤进行，做好调试记录。
一、调试工具
, 调试软件Windbench;
, 笔记本电脑一台;
, 万用表一个;
, 工具箱一个:配有一字型、十字型螺丝刀、一套内六角扳手和尖嘴钳等
工具;
, REE-OAT变桨系统原理图一份;
二、上电前的常规检查
, 确认变桨系统各部件间的电缆连接正确，且各航空插头连接牢靠;
, 检查各控制箱内及箱外的元器件是否完好无损;
, 确认各控制箱和电池箱的电源开关均处于断开状态，箱内的电路保护开
关均处于断开状态;
, 电池电压在满电状态应为246V，如低于241V，电池已处于充电状态，
此时充电激活以及充电电流项的指示灯应为绿色，电池电流值为负值。
- 1 - 广东明阳风电技术有限公司
广东省中山市火炬开发区建业路 528437
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充电器激活
注意:系统上电前一定要确保三相400V电压正常和相序正确，N线和PE接地线连接正确且固定牢靠，电源不能缺项，否则容易造成模块烧毁。
三、单独调试步骤
1. 首先一定要先合上三个电池箱的开关1Q2，2Q2，3Q2;
2. PC调试步骤(按照以下示意图分步完成):
, 检查Q1(400VAC)进线端电压是否正常，出线端是否对地短路，正常
则合上Q1;
, 检查S1(230VAC)进线端电压是否正常，出线端是否对地短路，正常
则合上S1，检查照明灯是否正常;
, 检查Q11，Q21，Q31(400VAC)进线端是否正常，出线端是否对地短路，正常则合上Q11，Q21，Q31;
, 检查F11，F21，F31(230VAC)进线端是否正常，出线端是否对地短路，正常则合上F11，F21，F31;
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, 接通电源，打开Windbench软件并选择通讯接口并且打开测试软件
，
, PMM测试
接通电源，打开Windbench软件并选择通讯接口 ,
点击ok确定。 ,
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检测通讯是否正常。 ,
通讯接口计算机端与设备端指示灯均为绿色。
根据自身需要选择登录权限 ,
用户—>登录—>选择权限3—>输入密码(OAT300)
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点击【功能】选择设备 ,
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在设备栏中分别选择各个桨叶中的PMM的test子目录，检查其中的每个参, 数。(如变桨设备长时间未通电，应着重关注电池状态)
电池电压在满电状态应为246V，如低于241V，电池已处于充电状态，此
时充电激活以及充电电流项的指示灯应为绿色，电池电流值为负值。
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如发现异常项目，则该项目所对应的设备或元件故障。
, 参数设定
设置重要电机参数，以符合客户要求。 ,
在修改参数前应注意首先点进start读取参数，之后stop。
电机参数设置应在每个轴箱的PMC->parameter中修改。(如明阳)修改
6091中的1为26549，6091中的2为15，687e改为192，6891中1为
139，6891中2为11.
每次修改参数后点击回车，使修改的参数得以保存。在修改过后电机参数
后点击save apply。之后重新读取。
关闭中控箱后45S，重新上电，再次读取数据以确定参数修改成功。
“0”点设置和PMC测试
调整轮毂桨叶轴承至0位，通过手动控制设置0位。 ,
在设备栏中分别选择各个桨叶中的PMC的test子目录，选择“运动方式”，, 分别对每个功能进行电机测试。
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如发现异常状态，检测相应的设备或元件。
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, “91?”限位开关测试
选择各个桨叶中的PMC的test子目录，选择“运动方式”为位置1，将位, 置1设为90?
点击“开始”或者快捷键F6 ,
电机将在PMC的控制下转动，桨叶向90?转动。
在电机转动过程中拨动91? 的限位开关。 ,
当限位开关被按下时，电机停止转动。当松开限位开关时，电机继续转动，至90?时停止。
选择各个桨叶中的PMC的test子目录，选择“运动方式”为位置1，将位, 置1设为0?
点击“开始”或者快捷键F6 ,
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在电机转动过程中拨动91? 的限位开关。 ,
当限位开关被按下时，电机继续转动，直至桨叶达到0?位置时停止。
, “95?”限位开关测试
选择各个桨叶中的PMC的test子目录，选择“运动方式”为位置1，将位, 置1设为90?
点击“开始”或者快捷键F6 ,
电机将在PMC的控制下转动，桨叶向90?转动。
在电机转动过程中拨动95?的限位开关。 ,
当限位开关被按下时，电机停止转动，并且系统报错。当松开限位开关时，电机不再继续转动，此时应按“Reset”键或“F10”复位，再次点击“开
始”或者快捷键F6，桨叶继续转动至90?时停止。
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选择各个桨叶中的PMC的test子目录，选择“运动方式”为位置1，将位, 置1设为0?。
点击“开始”或者快捷键F6 ,
在电机转动过程中拨动95?的限位开关。 ,
当限位开关被按下时，电机停止转动，并且系统报错。当松开限位开关时，电机不再继续转动，此时应按“Reset”键或“F10”复位，再次点击“开
始”或者快捷键F6，桨叶继续转动至0?时停止。
, 测试加热器功能
将加热器的工作温度参数从0?C修改为50?C使其开始工作。 ,
加热器的温度参数设置应在每个轴箱的PMM->parameter中修改。修改
3201中的1为500，
中控箱加热器的温度参数设置应在3号轴箱的PMM->parameter中修改。
修改3203中的1为500，点击回车。
在修改参数前应注意首先点进start读取参数，之后stop。
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在修改参数后，加热器将开始工作。
在确认加热器可以正常工作时，将参数修改回初始值(0?C)，使加热器
关闭。
, 测试电机散热风扇
在每个轴箱中的PMM->parameter中添加参数3204(1)。 ,
点击PMM->parameter后，打开参数页。点击Editor或者快捷键F2，打开FrmparameterEditor窗口，点击左上角的Load EDS-File按钮，打开EDS 中的PMM01 文件。此时在Load EDS-File按钮下方的空白处将出现3个objects选项，点开第3个objects(Manufacturerobjects)，在其中找到参数3204。单击3204，在其右侧的表格中将出现4个参数。选择中3204(1) 后，点击其下方的Add selecter items按钮，此时参数3204(1)已加入参数列表。关闭FrmparameterEditor窗口。
将电机散热风扇的工作温度参数从80?C修改为0?C使其开始工作。 , 电机散热风扇的温度参数设置应在每个轴箱的PMM->parameter中修改。
修改3204中的1的800为0。
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在修改参数后，电机散热风扇将开始工作。
在确认电机散热风扇可以正常工作时，将参数修改回初始值(80?C)，使电机散热风扇关闭。
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连铸机现场调试手册
连铸机现场调试手册 一.调试前的准备工作： 1.外出调试前检查一下如下资料是否准备齐全： 工控机的钥匙和CP5611网卡； 调试常用的软件光盘（启动盘、STEP7-V5.1、 WinCC-V5.0）和程序文件； 电气图纸和装箱清单； CPU存贮卡和MPI通讯电缆； 万用表和电工工具； 九芯插头、插座及九芯屏蔽电缆,多项电源插座； 身份证； 2.到现场后应首先跟连铸机工程负责人取得联系，并尽快 了解设备安装进展情况； 3.到现场检查一下电气设备和装箱清单是否吻合； 4.接地装置是否可靠，屏蔽电缆接地是否符合要求； 5.要求用户尽快把电脑架设起来，并且连好MPI网线； 二.调试过程： 1.根据电气原理图把各PLC柜之间的MPI通讯电缆做好； 2.各电控柜送电过程： 把所有电控柜的断路器断开；
检查配电柜到各电控柜的电源线是否正确； 用万用表检查进电源三相火线及N线的电压，一切正 常后开始送电； 首先把主电源送上，然后在配电柜中把各电控柜的电 源送上，检查各电控柜的电源指示灯是否亮； 在PLC柜送时一定要自上而下分级送电，并观察柜门 上各电压表的指示是否正确； 3. 4. 三.调试后的交接工作： 四.设备调试参数： 1.爱默森EV2000系列变频器参数设定： FP.01设为0（全部参数允许改写）； F0.00设为3（VCI端子模拟电压给定DC0~10V）； F0.00设为1（多段频率给定时使用）； F0.02（多段频率给定时的初始频率）； F0.03设为1（端子运行命令通道）； F0.10（加速时间设定）； F0.11（减速时间设定）； F3.23~F3.29（多段频率1~多段频率7的频率差值设定）； F7.00~F7.07（多功能输入端子X1~X8的功能选择）；
SSB变桨系统试验常见故障
1.SSB变桨系统地面出厂试验时，在调整95°限位开关及挡块位置时操作人员不慎将60947-5-1#95°限位开关直动头冲断。 2.G8-064315变桨控制柜，实验时变桨速度过快，执行速度远大于设定速度。初步判 断电机驱动器损坏，造成无法正常使用。 3. 473399－60#旋编编码器做变桨功能试验时，编码器存在角度无变化故障 4、466631－04#旋编编码器做变桨功能试验时，编码器存在角度跳变故障 5. 叶轮功能试验时，由于操作人不慎误将G8-070588变桨控制柜内的1F1防雷模块的火线与零线接反，导致1F1防雷模块烧坏。 6.变桨控制柜实验时系统报电机过温PTC故障，经更换柜内9A1模块后此故障消除。 7、变桨控制柜实验时系统报电机过温PTC故障，经更换柜内9A1模块后此故障消除。 8、G8-070093#变桨控制柜实验时柜内12A1模块指示灯不亮，经更换此故障消除。 9. 旋编编码器做变桨功能试验时，编码器角度始终保持在0°无变化，无法正常使用。 10、旋编编码器旋转时有卡阻现象，并且内部有异响。无法正常使用 11. 95°限位开关压下直动头不能正常复位，造成该95°限位开关无法正常使用。 12. 变桨系统中有2个限位开关触头有卡阻现象，活动不自如，无法正常使用。 13. 叶轮组在调试时发现，闭合电容开关时，9U1不动作，面板上显示9U1故障，无法正常使用 14. LED显示H.N,面板显示：变流器故障，散热片温度故障，无法正常使用。 15. 变桨柜G8-065677打开电容开关后面板显示电容电压9U1为故障状态，9U1不动作，无法正常使用。 16. SSB控制柜配套带来的旋转编码器形状不同, 一套三个旋编信号线接头位置不同,装后性能不受影响。
变桨系统维护培训资料
变桨系统维护
华锐风电科技有限公司 风力发电机组培训教材 变桨部分 1.变桨控制系统简介
变桨控制系统包括三个主要部件，驱动装置－电机，齿轮箱和变桨轴承。从额定功率起，通过控制系统将叶片以精细的变桨角度向顺桨方向转动，实现风机的功率控制。如果一个驱动器发生故障，另两个驱动器可以安全地使风机停机。 变桨控制系统是通过改变叶片迎角，实现功率变化来进行调节的。通过在叶片和轮毂之间安装的变桨驱动电机带动回转轴承转动从而改变叶片迎角，由此控制叶片的升力，以达到控制作用在风轮叶片上的扭矩和功率的目的。在90度迎角时是叶片的工作位置。在风力发电机组正常运行时，叶片向小迎角方向变化而达到限制功率。一般变桨角度范围为0～86度。采用变桨矩调节，风机的启动性好、刹车机构简单，叶片顺桨后风轮转速可以逐渐下降、额定点以前的功率输出饱满、额定点以的输出功率平滑、风轮叶根承受的
动、静载荷小。变桨系统作为基本制动系统，可以在额定功率范围内对风机速度进行控制。 变桨控制系统有四个主要任务： 1. 通过调整叶片角把风机的电力速度控制在规定风速之上的一个恒定速度。 2. 当安全链被打开时，使用转子作为空气动力制动装置把叶子转回到羽状位置（安全运行）。 3. 调整叶片角以规定的最低风速从风中获得适当的电力。 4. 通过衰减风转交互作用引起的震动使风机上的机械载荷极小化。 2.变桨轴承
2.1安装位置 变桨轴承安装在轮毂上，通过外圈螺栓把紧。其内齿圈与变桨驱动装置啮合运动，并与叶片联接 2.2工作原理 当风向发生变化时，通过变桨驱动电机带动变桨轴承转动从而改变叶片对风向地迎角，使叶片保持最佳的迎风状态，由此控制叶片的升力，以达到控制作用在叶片上的扭矩和功率的目的。
继电保护调试报告
目录 第一章 VENUS 测试软件快速入门 (1) 1软件功能特点 (1) 2 界面介绍 (1) 3试验界面介绍 (1) 4公共操作界面 (2) 5开始进行试验 (3) 6常规试验 (4) 7试验步骤 (5) 8 实验项目 (6) 第二章微机保护装置调试报告 (13) （一）WBTJ-821微机备自投保护装置 (13) 1.1 三段式复压闭锁电流保护 (14) 1.2 电流加速保护 (16) 1.3零序电流保护 (17) 1.4 零序加速保护 (18) 1.5 过负荷保护 (19) （二）WXHJ-803微机线路保护装置 (20) 2.1 差动保护调试 (21) 2.2 距离保护调试 (24) 2.3零序电流(方向)保护调试 (27) 2.4 重合闸调试 (31) （三）WHB-811变压器保护装置 (35) 3.1比率差动保护 (35) 3.2 过负荷保护 (38) 3.3 通风启动保护 (39) 3.4 有载调压闭锁保护 (40) 第三章实习总结 (41)
继电保护毕业调试实习 第一章 VENUS 测试软件快速入门 1软件功能特点 VENUS 测试软件是本公司经过多年的开发经验，全新开发的面向继电器的测试软件。 该软件包具有以下的功能特点: 模块化设计 灵活的测试方式 试验方式逐级进化 保护装置测试模板化 完整的报告解决方案 完整的测试模块 清晰的试验模块分类 完整的试验相关量的显示 试验帮助和试验模块对应 方便灵活的测试系统配置 2 界面介绍 界面布局 VENUS 继电保护测试仪第二版的主界面的布局如图所示，此界面分为左右两个部分，左边是试验方式选择栏，右边是试验方式控制栏。 在试验方式控制栏中有三个按钮代表三种不同的试验方式：元件试验、装置试验、电站综合试验，按下相应的按钮则表示将要用按钮所代表的试验方式进行试验。 试验控制栏--元件试验 在元件试验方式对应的控制栏的画面中按照常规试验、线路保护、发电机/变压器保护 三个部分分别列出了相应的试验模块，每个试验模块用一个图形按钮代表，在按钮的下方有试验模块的名称，用户只要用鼠标双击相应的试验模块按钮就可以直接进入试验界面。 3试验界面介绍 界面布局 从图中我们可以看出，试验界面分为：菜单、工具条、试验控制台、操作信息栏、任务 执行状态栏和状态条七个部分。 菜单 VENUS 测试软件的菜单栏位于界面的最上方，通过选择菜单中的菜单项，可以完成测 1
Lust变桨系统调试相关事项说明_更新
Lust变桨系统调试说明 1、操作说明： 为确保系统调试安全，必须预先进行以下措施： ①现场调试人员必须佩戴好安全帽； ②400V电源的三相线、零线和地线必须可靠连接，避免缺相或漏接； ③上电前确认主控箱和轴控箱的开关处于断开状态； ④所有连接电缆连接正确（电机后面的编码器电缆号是S1、S2和S3；冗 余编码器的电缆号是T1、T2和T3，若反接，会出现飞车故障）； ⑤上电前将电机的轴键拆除或利用扎带将其捆扎牢固； ⑥上电前确认电机与底座是否可靠固定； ⑦电池箱箱盖闭合（完成检查）； 2、系统紧急顺桨： ①Profibus通信故障（或者不正常）； ②Pitch Master故障； ③电机侧编码器故障； ④安全链信号输入无＋24V（硬输入点）； ⑤未提供＋24COM(硬输入点)； ⑥Emergency mode位为1； 3、手动模式 手动模式用于机械调零和现场安装调整用，转动速度为2.5度/秒。 手动模式前提条件： ①手动模式信号为1（硬输入点），并观察主控箱的9A1的第8通道的灯是 否点亮； ②Profibus通信正常，或者短接17K7的13、14引脚； ③Normal Operation Mode设置为0； ④Emergency Mode位为0； ⑤转动任一个桨叶时，另外两个桨叶为91度位置（或者通过关闭轴箱的电 源模拟）； ⑥轴箱电池开关处于断开状态； ⑦手动旋钮的通道选择的0、1、2和3分别对应空档、轴控箱1、轴控箱2 和轴控箱3；转动方向旋钮控制的是电机的正传和反转； 4、自动模式
自动模式必须满足以下条件： ①先闭合主控箱的400V电源； ②Profibus通信正常； ③将Fault Reset置位1，然后置0； ④闭合轴箱的电池开关和电源开关前确保通信的Emerge Mode（读）为0 和Normal Operation Mode（写）为0；硬接点的Safety Signal（为高电平）、+24V和0V有正常连接，Manual Operation为0。否则会出现飞车现象； ⑤轴控箱上电顺序：先闭合电池开关（5Q1），然后闭合电源开关（6S1）。 正常状态下电机会由于内部的电路的控制不会出现转动； ⑥自动控制是通过通信软件控制，先设置好控制桨叶的目标角度、转速（建 议为3度/秒以下）和加速度（建议0.5～2度/秒2），然后将Normal Operation Mode置1，启动自动模式；若要中途停止，只能通过以下任一方式：将Normal Operation Mode置0、将对应的91度限位开关触发和关闭轴控箱电源（6S1）； 5、限位开关 91度限位开关用于控制Pitch Master（主控变频器）的输出控制，当触发了该限位开关后，7K6复位，然后电机会停止，相对而言动作比较缓慢； 96度限位开关用于控制电机和Ptich Master的ENPO信号，当触发了该限位开关后，6K2和6K3复位，然后电机立即停止，相对而言动作比较迅速。 6、Bypass Bypass信号是用于旁通2个限位开关触发了以后继续启动电机转动，有硬信号和软信号之分。 Bypass软信号是对应91度限位开关。当91度触发了以后，利用通信将对应桨叶的Bypass信号置1，然后电机才可以往96度方向转动；而需要往0度方向转动不需要将对应桨叶的Bypass信号置1（实际上该Bypass信号用途不大）； Bypass硬信号是对应96度限位开关，当96度触发了以后，利用硬结点的Bypass信号置1，然后电机只可以往0度方向转动； 7、温度预处理说明 根据通信中的所有温度值，需要在控制当中进行预处理，其温度的预处理值建议如下（根据Lust技术人员的建议）： ①Pitch Master停机温度值为80度；
2-10kV变压器保护调试报告
工程名称：阳光城假日广场(时代广场）10kV配电工程试验日期：2014年10月30日安装位置: 1AH 出线柜 1.铭牌: 型号SNP-2316 额定值5A 直流工作电源220V 制造厂上海南自电力自动化系统有限公司2.校验码检查: 校验码0X9B9E 版本V1.00 生成日期2011.09 3.逆变电源检查： 序号项目检查结果 1 直流电源由0V缓慢升至80%Ue，逆变电源工作情况逆变电源工作正常 2 直流电源升至80%Ue，突然拉合直流电源，逆变电源工作情况逆变电源工作正常 3 直流电源在80%Ue至115%Ue内变化时，逆变电源工作情况逆变电源工作正常 4.零漂检查： 通道IA IB IC I0 I1 I2 IOL 零漂0.001 --- 0.001 0.000 / / / 通道Ua Ub Uc Uab Ubc Uca U2 零漂0.002 0.001 0.002 0.003 0.003 0.002 0.001 5.通道有效值检查： 加入电流0.2In 0.5In 1.0In 加入电压0.35Un 0.70Un 1.0Un IA 0.999 2.500 5.010 Ua 20.190 40.388 57.720 IB --- --- --- Ub 20.187 40.397 57.750 IC 0.999 2.500 4.998 Uc 20.193 40.430 57.740 I0 0.980 2.490 4.999 Uab 34.960 69.980 99.998 I1 / / / Ubc 34.990 69.960 100.210 I2 / / / Uca 34.970 69.980 100.190 IOL / / / U0sum 20.195 40.394 57.870 6．开入量检查： 序号压板/端子号开入量名称投入退出 1 803 断路器位置 1 0 2 805 手车试验位置 1 0 3 807 手车工作位置 1 0 4 809 接地刀位置 1 0 5 811 开关量输入 1 0 6 813 储能位置 1 0 页脚内容
变桨系统带载测试平台要求
变桨系统带载测试平台试验大纲 1 前言 本部分规定了各种型号的电动变桨驱动系统工作性能的测试要求和测试方法。适用于各种电动 变桨驱动系统出厂性能验收和新产品性能测试。 2 测试内容 电机负载测试内容主要分成三个部分： 1）变桨系统带载功能性测试 2）变桨系统带载故障模拟测试 3）变桨系统带载连续运行测试 测试的主要部件为：变桨电机、刹车系统、伺服驱动器、蓄电池、编码器。 3 测试依据 2MW 风机根据《变桨驱动系统采购规范》SB-030.02.05-A 3.6MW 风机根据《变桨驱动系统采购规范》V-69.2-BV.MR.00.00-A-D GB/T 1311-2008《直流电机试验方法》 GB/T 1029-2005《三相同步电机试验方法》 4 变桨系统带载功能测试 4.1 变桨电机额定负载测试 需测试电机在额定负载下的变桨位置、电机转速、转矩响应特性。位置给定范围为（0°～30°）， 测试变桨速度为2°/S。 测试需要得到如下响应曲线图：电机运动位置给定曲线、电机位置响应曲线、电机速度响应曲 线、电机转矩响应曲线、电机电流变化曲线、电机温升曲线。 Y520000064-2 变桨系统带载测试平台试验大纲共3 页第 2 页 FDJL-JS-027 4.2 变桨电机变化负载测试 需测试电机在变化负载下的变桨位置、电机转速、转矩响应特性。位置给定范围为（0°～30°）， 变化负载范围为额定负载的±50%，测试变桨速度为2°/S。 测试需要得到如下响应曲线图：电机运动位置给定曲线、电机位置响应曲线、电机速度响应曲 线、电机转矩响应曲线、电机电流变化曲线、电机温升曲线。 4.3 变桨电机最大负载测试 需测试电机在最大负载下（3s 内）的变桨位置、电机转速、转矩响应特性。位置给定范围为（0°～ 30°），测试变桨速度为2°/S。 测试需要得到如下响应曲线图：电机运动位置给定曲线、电机位置响应曲线、电机速度响应曲
保信子站现场调试大纲
保信子站现场调试大纲 编写：廖辉 1.概述 保信系统与监控系统属于变电站内的两个并列系统，监控系统监视站内的遥测、遥信和遥脉，并可分合断路器和调节变压器档位，而保信系统则管理保护装置的定值、动作信息和故障录波等，两者侧重点不同，内容互补。 一般而言，保信系统与监控系统各自独立，采用各自的通讯网络，获取不同的装置信息。结构示意图如下图。 2.系统配置 监控系统采集变电站内的所有信息，而保信系统仅采集与保护有关的装置信息。因此，保信系统的配置来源于监控系统的数据库，但区别于监控系统的数据库。其配置方法同监控系统，均采用ISA300+系统配置工具实现。 保信系统需配置保护装置、故障录波器（220kV站要求接入，110kV站一般不作要求），不需配置测控装置、直流屏、交流屏、电度表和小电流接地选线等其他智能设备。保信子站一般配置为远动工作站或301C总控。 保信系统配置时，要求保护装置模板中的保护信息一定要与实际装置一致，包括定值、保护测量值、录波通道、事件、自检及遥信等。事件分两类：动作事件（动作类型为2）、告警与自检（动作类型为1和3）。录波通道包括模拟量通道和开关量通道（开关量通道号=FUN×256+INF）。 3.子站建模 系统配置完成后，需使用StationConfig工具对子站建模。该工具自动读取系统配置，转换为保信系统子站模型，然后在该工具中可对模型进行修改。 当子站建模工具读取系统配置出错时，需使用ISA300＋数据库维护工具升级ISA300+及ISA300model数据库。 子站建模工具的界面如下图。 3.1.装置模板 【装置模板】下有如下页面：模板属性、保护遥测、遥信信号、事件信号、自检信号、定值、定值组、CPU定义和分组信息。 模板属性：装置类型编号的定义：0：子站；1：母差保护；2：变压器保护；3：线路保护；4：发变组保护；5：断路器保护；6：电抗器保护；8：电容器保护；10：故障录波器；11母联保护；12低频解列装置；13：测控装置；14：安全自动装置；15：其他装置。 保护遥测：最大值、最小值和二次变比根据实际情况设置，二次变比一般为1。
35KV变电站保护调试
35KV变电站保护调试 主变保护部分 一、高后备保护试验。 1、复压I段过流速断保护 保护装置满足条件：高后备保护复压过流投退硬压板（投入）、高后备保护检修硬压板（退出）、高后备跳高压侧硬压板（投入）、高后备跳低压侧硬压板（投入）；I段方向过流保护投入、I段方向过流复压元件投入、I段正方向投退退出、I段反方向投退退出、I段方向过流电流定值（例2A）、I段方向过流时限（例2S）。 检测仪满足条件及判别结果：不加电压情况下三相加电流 2.1A，高低压侧均跳闸；加电压情况下复压闭锁低压定值小于检测仪输出电压的√3倍（线电压）以防止复压闭锁误导。 2、复压I段过流方向保护 判别结果：与复压I段过流速断保护情况一致，在I段正方向投退和I段负方向投退选择上判断动作情况，在正反方向均退的情况下一般默认为正方向，保护能动作，在负方向情况下不能动作。 3、复压闭锁保护 要点：保护装置的复压闭锁低压定值决定闭锁的界限，检测仪输入电压（实际显示电压*√3的线电压）高于复压闭锁低压定值时，闭锁作用，保护不动作；低于复压闭锁低压定值时，闭锁解除，保护动作。 保护装置满足条件：高后备保护复压过流投退硬压板（投入）、高后备保护检修硬压板（退出）、高后备跳高压侧硬压板（投入）、高后备跳低压侧硬压板（投入）；I段方向过流保护投入、I段方向过流复压元件投入、I段正方向投退退出、I段反方向投退退出、I段方向过流电流定值（例2A）、I段方向过流时限（例2S）。 判别结果：三相加电流2.1A，输入复压闭锁低压定值（例70），检测仪输出电压（实际显示电压*√3的线电压）在57.74V（线电压100V）大于低压定值，闭锁作用，保护不跳闸；当步长以10V逐渐递减时，在37.74V（线电压65V）小于低压定值，闭锁解除，保护动作。 4、复压I段闭锁方向保护 要点：复压I段的反方向和复压闭锁低压定值两个因素均影响保护动作。 判别结果：在复压闭锁保护试验基础上，加入I段正反方向变量进行试验。I段方向过流电流定值（例2A）三相加电流2.1A，输入复压闭锁低压定值（例70），检测仪输出电压（实际显示电压*√3的线电压）在57.74V（线电压100V），改变I段的正反方向，保护均不动作；检测仪输出电压（实际显示电压*√3的线电压）改为37.74V（线电压65V），I段正方向情况下动作，I段反方向情况下不动作。
二次调试报告
卷内目录 1、1#主变差动保护试验报告····························2—7 2、1# 主变后备保护实验报告···························8—17 3、1#主变测控保护试验报告··························18—22 4、2# 主变差动保护试验报告··························23—28 5、2# 主变后备保护实验报告··························29—38 6、2#主变测控保护试验报告··························39—43 7、35KV一回线保护试验报告·························44—50 8、35KV二回线保护试验报告·························51—57 9、35KV母联保护实验报告···························58—64 10、35KV电压互感器保护试验报告····················65—68 11、公共测保护实验报告······························69—73 12、10KV线路保护实验报告··························74—103 13、10KV电容器保护试验报告·······················104—109 14、10KV厂用变保护实验报告························110—116 15、直流系统实验报告·······························117—118 16.向量试验报告 (119)
RCS-978主变保护装置调试方法
RCS-978主变保护装置调试方法 一、装置铭牌对数： 装置型号：RCS-978 版本号：1.10 CPU 校验码：F1565E26 管理序号：SUBQ 00090844 二、装置调试技巧： 变压器参数计算: 项目 高压侧（I 侧） 中压侧（II 侧） 低压侧（III 侧） 变压器全容量e S 180MV A 电压等级e U 220kV 115kV 10.5kV 接线方式 Y 0 Y 0 Δ-11 各侧TA 变比TA n 1200A/5A 1250A/5A 3000A/5A 变压器一次额定电流 472A 904A 9897A 试验项目 一、 纵差保护定值检验 1、差动速断定值校验 2、差动启动值校验 3、比率制动特性校验 4、二次谐波制动特性校验 计算数值：各侧额定 电流 计算公式：nTA Un S Ie **3 其中：S 为容量，Un 为各侧额定电压，nTA 为各侧额定电流 计算数据：I 1e =180*103/(1.732*220*240)=1.96A I 2e =180*103/(1.732*115*250)=3.61A I 3e =180*103/(1.732*10.5*600)=16.5A 各侧平衡 系数k 高压侧（I 侧） 中压侧（II 侧） 低压侧（III 侧） 4.000 2.177 0.476 试验项目一 差动速断定值校验 整定定值 (举例) 差动速断电流定值：5Ie ， 试验条件 1. 硬压板设置：投入主保护压板 1LP2、退出其他功能压板 2. 软压板设置：投入主保护软压板 3. 控制字设置：“差动速断”置“1” 计算方法 计算公式：I=m*I zd 注：m 为系数 计算数值： 单相校验法： 高压侧Izd=5I 1e =5*1.96*1.5=14.7A
国电 变桨 调试
PROJECT GUP CCV风场变桨调试TO GUP Customer ENGINEER MOOG Service Remark GUP CCV风场变桨调试 1、变桨柜内无电检查 1.1 查验系统元器件包括电缆有无缺陷。 a、检查柜体在运输过程中是否存在由于震动造成的一些元器件损伤，主要是看元器件有无硬件损伤。 b、检查所要连接的重载电缆有无绝缘破损情况，Harting有无损坏。 c、查看柜内有无铁屑、铜丝等金属危险品 确保上电后设备及人身的安全。 1.2 校线检查 1.2.1 24V控制滑环线缆检查 使用万用表对从滑环进轮毂的线缆进行校线检查，确保接线没有错误。 注意：防雷模块的区别 6R1：接Profibus通讯线为5V防雷模块 16R1、17R1为24V防雷模块 注：此项接线必须校线检查，不然24V如果接线短路，就会造成防雷模块的损坏。 1.2.2 400V线缆检查 使用万用表对从机舱进轮毂的线缆进行校线检查。 注：400V的线缆校线检查必须提高警惕，严禁出现零线与火线或者地线与火线接反的情况！！！ 目前在已经调试的风场中 1）尚义风场发现400V的防雷模块损坏较多，查出原因为机舱出火线与地/零线接反导致防雷模块的损坏2）在武川风场出现有，机舱零线未接紧，上电之后，系统缺零导致烧坏AC400充电器以及24V开关电源。 1.2.3 测量Canbus终端电阻60±5? 可测量BVL E线harting上，白棕两线间阻值 1.2.4 激活profibus终端电阻 DP插头上拨动开关处于ON状态 1）未接主控通讯线时，可测得6R1：1-2间阻值为220±10? 2）若连接主控通讯线之后阻值在110±5? 注：此阻值测量是在主控与变桨均未上电情况下测量的 1.2.5 线路测量 连接外部电源线之后（外部给变桨供电400V电源开关必须保持断开），闭合变桨柜体内所有开关（电池柜5Q1,axis1,axis2,axis3开关保持断开），做上电之前的线路测量 1）检测L1、L2、L3、N、PE线间的短路测量。 2）24+与L1、L2、L3、N、PE线间的短路测量。 3）24-与L1、L2、L3、N、PE线间的短路测量。 4）测量柜内各个端子排N线与N线以及PE线间的导通性。 注意：各个电压等级之间不能有回路电压串入 5）检测PITCHmaster进线进出线的对地的短路测量 确保上电之前线路无短路情况，保护设备及人身安全 1.2.6 电池电压测量 查看连接电池的短接线，保证电池短接线完全连接好，不能有虚接现象。 依次测量每个电池柜的电压，查看电池柜电压是否平衡，一般在230V左右，若出现电池柜电压偏低情况，上电后优先闭合这个电池柜开关，优先充电。
风机变桨控制系统简介
风力发电机组变桨系统介绍
一．风力发电机组概述 双馈风机
1.风轮：风轮一般由叶片、轮毂、盖板、连接螺栓组件和导流罩组成。风轮是风力机最关 键的部件，是它把空气动力能转变成机械能。大多数风力机的风轮由三个叶片组成。 叶片材料有木质、铝合金、玻璃钢等。风轮在出厂前经过试装和静平衡试验，风轮的叶片不能互换，有的厂家叶片与轮毂之间有安装标记，组装时按标记固定叶片。 组装风轮时要注意叶片的旋转方向，一般都是顺时针。固定扭矩要符合说明书的要求。 风轮的工作原理：风轮产生的功率与空气的密度成正比﹑与风轮直径的平方成正比﹑与风速的立方成正比.风力发电机风轮的效率一般在0.35—0.45之间(理论上最大值为0.593)。贝兹（Betz）极限 2.发电机与齿轮箱 双馈异步发电机 变频同步发电机 同步发电机---风力发电机中很少采用(造价高﹑并网困难) (同步发电机在并网时必须要有同期检测装置来比较发电机侧和系统侧的 频率﹑电压﹑相位,对风力发电机进行调整,使发电机发出电能的频率与系 统一致;操作自动电压调压器将发电机电压调整到与系统电压相一致;同时, 微调风力机的转速,从周期检测盘上监视,使发电机的电压与与系统的电压 相位相吻合,就在频率﹑电压﹑相位同时一致的瞬间,合上断路器,将风力发 电机并入电网.) 永磁发电机---是一种将普通同步发电机的转子改变成永磁结构的发电机.组. 异步发电机---是异步电机处于发电状态,从其激励方式有电网电源励磁(他励)发电和并联电容自励(自励)发电两种情况.
电网电源励磁(他励)发电是将异步电机接到电网上, 电机内的定子绕组产 生以同步转速转动的旋转磁场,再用原动机拖动,使转子转速大于同步转速, 电网提供的磁力矩的方向必定与转速方向相反,而机械力矩的方向则与转 速方向相同,这时就将原动机的机械能转化为电能. 异步电机发出的有功 功率向电网输送,同时又消耗电网的有功功率作励磁,并供应定子与转子漏 磁所消耗的无功功率,因此异步发电机并网发电时,一般要求加无功补偿装 置,通常用并联电容补偿的方式. 异步发电机的起动﹑并网很方便,且便于自动控制﹑价格低﹑运行可靠﹑ 维修便利﹑运行效率也较高,因此在风力发电机并网机组基本上都是采用 异步发电机,而同步发电机则常用于独立运行. 3.偏航控制系统 风力机的偏航系统也称对风装置.其作用在于当风速矢量的方向变化时,能够快速平稳地对准风向,以便风轮获得最大的风能. 大中型风力机一般采用电动的偏航系统来调整风轮并使其对准风向. 偏航系统一般包括感应风向的风向标, 偏航电机, 偏航行星齿轮减速器,回转体大齿轮等. 解缆 大多数风机的发电机输出功率的同轴电缆在风力机偏航时一同旋转,为了防止偏航超出而引起的电缆旋转,应该设置解缆装置,并增加扭缆传感器以监视电缆的扭转状态. 4. 变桨控制系统 5. 变流器 6. 塔架
主变保护二次调试报告
#Ⅱ主变保护试验1、绝缘检查（备注:使用１000V摇表） 试验仪器:摇表 2.保护装置及端子箱得外部检查 2、1二次回路检验
2、2装置外部检查 2、3 保护装置得上电检验 3、保护装置型号、CRC校验码 3、1保护装置型号、Ｃ RC校验码确认 4、1保护装置零漂检查
4、1、1差动保护: 4、1、2高后备保护 4、1.３低后备保护 4、2采样值精度检查(电压通道加入电压57、7４V,电流通道加入电流5A) 4、２、1差动保护 ４、2、2高后备保护
4、２、３低后备保护 ５、保护定值试验 5、1差动保护校验 (由系统参数计算得高压侧额定电流为: 2、59 Ａ,低压侧额定电流为：2、１6 A) Ａ差动保护动作值效验: (任选一相试验，启动值IqｄH=0、5Ｉe=0、5* 2、59 ＊√3= 2、24 A, IｑdL=0、5Ｉe＝0、5* ２、16 = 1、0８A)? B 差动速断: （任选一相试验，动作值ＩsdH=６Ie=６*2、59 *√3= 26、9１A ，Ｉsdl=6Ｉｅ＝6＊ 2、1６ = 1２、9６ A)
C、差动谐波制动系数得测试（二次谐波原理)： 谐波制动测试包括二次谐波 在单相通入一定比例得基波与二次谐波得叠加电流。 基波５ A 二次谐波 0、82 Ａ二次谐波含量 (１、１倍）不动作。 基波 5 A 二次谐波０、67 Ａ二次谐波含量 (0、9倍) 动作。 5、２高压侧后备保护校验 *A)复压过流校验Izd=1０ＡＴ1= ０、３ｓ，T2＝ 0、5 ｓ, T3= 1、2 s) 备注: a.退出负序电压闭锁,模拟相间故障，加相间电压0、95U1ｚｄ,电流≥1、1Izd(Ⅱ段定值),复合电压闭锁Ⅱ 段可靠动作;加相间电压1、05Ｕ1zｄ,电流≥1、１Izd(Ⅱ段定值)，复合电压闭锁Ⅱ段可靠不动作。 b.退出低电压闭锁，只加两相相间电压2×1、05U２zd，电流≥１、１Izd（Ⅱ段定值）,复合电压闭锁Ⅱ段 可靠动作;只加两相相间电压2×0、9５Ｕ２ｚｄ,电流≥1、1Izｄ(Ⅱ段定值)，复合电压闭锁Ⅱ段可靠不动作。 *B) 过负荷保护效验(定值Izd＝4、6 A 过负荷， T=９ s) E)闭锁有载调压(定值Izd＝4、2 Ａ T= 5 ｓ)
南瑞变桨系统日常维护手册
风力发电机电气变桨系统日常维护手册 国电南瑞科技股份有限公司 2014年1月
目录 一总则 (3) 二变桨驱动器故障代码及其解决方法 (3) 三后备电源充电器常见故障及其维护 (9) 四变桨电机常见故障及其维护 (10) 五PLC常见故障及其维护 (12)
一、总则 本手册主要针对南瑞变桨控制系统，汇总了变桨控制系统在日常运行及维护过程中可能出现的一些常见故障及相对应的解决方法，驱动器及PLC故障代码的相应信息等内容。 二、变桨驱动器故障代码及其解决方法 2.1、驱动器报“RF”故障 故障原因：主控板控制芯片（主要是 AD采样芯片）受干扰引起。 处理方法：如果有两次及以上记录则更换驱动器。 2.2、驱动器报“NH”故障（超速故障） 故障原因： （1）故障阀值设置过低； （2）电机空载； （3）测速发电机故障。 相对应处理方法： （1）重新设置超速故障阀值； （2）给电机加上负载； （3）检测测速发电机输出是否线性。 2.3、驱动器报“9L”或“9R”。 故障原因： （1）驱动功率模块坏； （2）驱动器受干扰。 处理方法： （1）首先确认驱动器功率模块是否损坏，若模块已损坏，需更换驱动器。（2）若模块没有损坏且复位后能正常运行，则更换改制后的浪涌吸收后再运行观察。功率模块（ IGBT）测量方法（动力线端子）：①、驱动器输入400V 断电10分钟后，用万用表二级管档测量驱动器的动力线端子红表笔对 2脚，黑表笔分别对 9和14；黑表笔对 3，红表笔分别对9和14，值都为350左右。 ②、驱动器输入400V不断电，用万用表直流档（1000V）测量驱动器的动
REE-OAT变桨系统现场调试手册
版本：V1.0 REE-OAT变桨系统现场调试手册 发布日期：2009年9月9日
REE-OAT变桨系统现场调试手册 本文件用于指导1.5MW（低温型）风机用变桨系统的现场调试，变桨系统的调试要严格按照调试步骤进行，做好调试记录。 一、调试工具 ●调试软件Windbench； ●笔记本电脑一台； ●万用表一个； ●工具箱一个：配有一字型、十字型螺丝刀、一套内六角扳手和尖嘴钳等 工具； ●REE-OAT变桨系统原理图一份； 二、上电前的常规检查 ●确认变桨系统各部件间的电缆连接正确，且各航空插头连接牢靠； ●检查各控制箱内及箱外的元器件是否完好无损； ●确认各控制箱和电池箱的电源开关均处于断开状态，箱内的电路保护开 关均处于断开状态； ●电池电压在满电状态应为246V，如低于241V，电池已处于充电状态， 此时充电激活以及充电电流项的指示灯应为绿色，电池电流值为负值。
充电器激活 注意：系统上电前一定要确保三相400V电压正常和相序正确，N线和PE接地线连接正确且固定牢靠，电源不能缺项，否则容易造成模块烧毁。 三、单独调试步骤 1.首先一定要先合上三个电池箱的开关1Q2，2Q2，3Q2； 2.PC调试步骤（按照以下示意图分步完成）： ●检查Q1（400V AC）进线端电压是否正常，出线端是否对地短路，正常 则合上Q1； ●检查S1（230V AC）进线端电压是否正常，出线端是否对地短路，正常 则合上S1，检查照明灯是否正常； ●检查Q11，Q21，Q31（400V AC）进线端是否正常，出线端是否对地短 路，正常则合上Q11，Q21，Q31； ●检查F11，F21，F31（230V AC）进线端是否正常，出线端是否对地短路， 正常则合上F11，F21，F31；
电气专业调试报告
编号：汇能电厂1#机组/电气 陕西神木汇能化工有限公司 发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组 调试报告 江苏华能建设集团有限公司 编制时间：2014年6月 科技档案审批单 报告名称：陕西神木汇能化工有限公司发电工程1×30MW+1×150T/h 发电机组调试报告 编号：汇能电厂1#机组/电气报告日期： 2014年5月 保管年限：长期密级：一般 调试负责人：王琨调试地点：汇能化工有限公司 调试人员：胡小兰董博 调试单位：江苏华能建设集团有限公司 编写：胡小兰 审核：王琨 目录 1.概述 (3) 2.分系统调试 (3) 3.开机前及升速时的测试 (10) 4.短路状态时的测试 (11)
5.空载状态时的测试 (13) 6.带负荷及72小时满负荷试运中的测试 (17) 7.调试中发现问题及改进意见 (18) 8.调试结论 (18) 1、概述： 陕西神木汇能化工有限公司发电工程，发电机、主变压器及厂用电系统的单体试验、分系统及整套启动调试，由江苏华能建设集团有限公司负责。在业主、安装、监理等有关各方的大力协作配合下，于2014年3月15日完成发电系统倒送电，经5月1日至8日发电系统空负荷测试，于2014年5月9日 1 时 52 分并网发电，于 6月10 日完成满负荷连续72小时试运，又接着完成了24小时试运，后即转入商业运行。 在本报告中，列举出各项分系统、整套调试、检验的详细数据，并作了逐项分析、判断，得出明确结论。凡有出厂数据可供对比者（如发电机空载、短路特性）均一一对比分析。各测试、检验项目（如极性、绝缘电阻、相序、电压、电流、差流、残压、轴压、灭磁、同期、励磁、联锁、传动、保护、信号、手自切换等）均达到了合格，良好的要求。 通过满负荷的连续考验，几次开停、并网，各一、二次设备及其保护、信号、仪表等均良好，无异、未出现放电、过热、误动、拒动、错发信号等。达到了机组投入商业运行要求。 2、分系统调试 2.1发电机控制、保护、信号回路传动试验 （1）发电机出口开关动作分、合闸，指示灯指示正确，后备保护装置显示正常，综合控制系统能发出与之对应的信号。 （2）在同期屏动作合闸时，各同期开关位置正确，并且合闸回路闭锁可靠。 （3）发电机出口开关柜隔离刀控制可靠，信号正确。 （1）差动保护（整定值：纵差 4In ）纵差保护：模拟差动保护动作，装置参数显示正确，保护动作能可靠跳开主开关及灭磁开关，综合控制系统能发出与之对应的信号。
主变保护检验规程
主变保护检验规程 1. 应用范围 本检验规程适用于龙里风电场变电站110kV电压等级主变保护工作，规定了现场调试的准备、调试流程、调试方法和标准及调试报告等要求。本指导书中所涉及变压器以高压侧双母接线、中压侧双母接线、低压侧双分支单母分段接线的110kV电压等级自耦变压器为基础型号，其他接线情况可参照执行。本规程适用我厂所有35KV以上充油主变检验。 2.引用文件 下列标准及技术资料所包含的条文，通过在本作业指导书中的引用，而构成为本作业指导书的条文。本作业指导书出版时，所有版本均为有效。所有标准及技术资料都会被修订，使用作业指导书的各方应探讨使用下列标准及技术资料最新版本的可能性。 GB 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 15147 电力系统安全自动装置设计技术规定 DL/T 572 电力变压器运行规程 DL/T 587 微机继电保护装置运行管理规程 DL/T 769 电力系统微机继电保护技术导则 DL/T 995 继电保护及电网安全自动装置检验规程 Q/GDW 175 变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范 Q/GDW XXX 智能变电站标准化现场调试规范
国家电网安监〔2009〕664号国家电网公司电力安全工作规程（变电部分） 3 我场主变简介 4. 主变正常检查项目: （1）声音正常; （2）主变的油温和温度计应正常,油枕的油位应与温度相对应,油色透明,本体及附件无渗漏油现象；（3）套管油位正常，套管外部无破裂、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象； （4）引线接头紧固、无松动，电缆和母线无过热现象； （5）压力释放阀或安全气道及防爆膜应完好无损； （6）瓦斯继电器内应充满油； （7）呼吸器畅通，硅胶应干燥； （8）冷却系统运行正常； （9）主变的电源控制箱门及照明应完好，无漏水，温度正常。
风力发电机变桨系统
风力发电机变桨系统 1 综述 变桨系统的所有部件都安装在轮毂上。风机正常运行时所有部件都随轮毂以一定的速度旋转。 变桨系统通过控制叶片的角度来控制风轮的转速，进而控制风机的输出功率，并能够通过空气动力制动的方式使风机安全停机。 风机的叶片（根部）通过变桨轴承与轮毂相连，每个叶片都要有自己的相对独立的电控同步的变桨驱动系统。变桨驱动系统通过一个小齿轮与变桨轴承内齿啮合联动。 风机正常运行期间，当风速超过机组额定风速时（风速在12m/s到25m/s之间时），为了控制功率输出变桨角度限定在0度到30度之间（变桨角度根据风速的变化进行自动调整），通过控制叶片的角度使风轮的转速保持恒定。任何情况引起的停机都会使叶片顺桨到90度位置（执行紧急顺桨命令时叶片会顺桨到91度限位位置）。 变桨系统有时需要由备用电池供电进行变桨操作（比如变桨系统的主电源供电失效后），因此变桨系统必须配备备用电池以确保机组发生严重故障或重大事故的情况下可以安全停机（叶片顺桨到91度限位位置）。此外还需要一个冗余限位开关（用于95度限位），在主限位开关（用于91度限位）失效时确保变桨电机的安全制动。 由于机组故障或其他原因而导致备用电源长期没有使用时，风机主控就需要检查备用电池的状态和备用电池供电变桨操作功能的正常性。 每个变桨驱动系统都配有一个绝对值编码器安装在电机的非驱动端（电机尾部），还配有一个冗余的绝对值编码器安装在叶片根部变桨轴承内齿旁，它通过一个小齿轮与变桨轴承内齿啮合联动记录变桨角度。 风机主控接收所有编码器的信号，而变桨系统只应用电机尾部编码器的信号，只有当电机尾部编码器失效时风机主控才会控制变桨系统应用冗余编码器的信号。 2 变浆系统的作用 根据风速的大小自动进行调整叶片与风向之间的夹角实现风轮对风力发电机有一个恒定转速；利用空气动力学原理可以使桨叶顺浆90°与风向平行，使风机停机。 3 主要部件组成
主变保护二次调试报告
#Ⅱ主变保护试验 试验仪器：摇表 2．保护装置及端子箱的外部检查 2.1二次回路检验 2.2装置外部检查 2.3 保护装置的上电检验
3.保护装置型号、CRC校验码 3.1保护装置型号、CRC校验码确认 4.保护装置零漂检查,测量及保护精度校验 4.1保护装置零漂检查 4.1.1差动保护: 4.1.2高后备保护 4.1．3低后备保护 4.2采样值精度检查(电压通道加入电压57.74V，电流通道加入电流5A) 4.2.1差动保护 4.2.2高后备保护
4.2.3低后备保护 5.保护定值试验 5.1差动保护校验 (由系统参数计算得高压侧额定电流为： 2.59 A，低压侧额定电流为：2.16 A) A 差动保护动作值效验： （任选一相试验，启动值IqdH=0.5Ie=0.5* 2.59 *√3= 2.24 A, IqdL=0.5Ie=0.5* 2.16 = 1.08 A） B 差动速断： （任选一相试验，动作值IsdH=6Ie=6*2.59 *√3= 26.91A ,Isdl=6Ie=6* 2.16 = 12.96 A） C、差动谐波制动系数的测试（二次谐波原理）： 谐波制动测试包括二次谐波 在单相通入一定比例的基波和二次谐波的叠加电流。 基波 5 A 二次谐波0.82 A 二次谐波含量(1.1倍)不动作。 基波 5 A 二次谐波0.67 A 二次谐波含量(0.9倍) 动作。 5.2高压侧后备保护校验 *A）复压过流校验Izd=10 A T1= 0.3 s,T2= 0.5 s, T3= 1.2 s) 备注：
a．退出负序电压闭锁，模拟相间故障，加相间电压0.95U1zd，电流≥1.1Izd（Ⅱ段定值），复合电压闭锁Ⅱ段可靠动作；加相间电压1.05U1zd，电流≥1.1Izd（Ⅱ段定值），复合电压闭锁Ⅱ段可靠不动作。 b．退出低电压闭锁，只加两相相间电压2×1.05U2zd，电流≥1.1Izd（Ⅱ段定值），复合电压闭锁Ⅱ段可靠动作；只加两相相间电压2×0.95U2zd，电流≥1.1Izd（Ⅱ段定值），复合电压闭锁Ⅱ段可靠不动作。 *B) 过负荷保护效验(定值Izd=4.6 A 过负荷，T=9 s) T= 5 s) E）闭锁有载调压(定值Izd=4.2 A *A）过流保护校验Izd=10 A T1= 0.3 s,T2= 0.5 s, T3= 1.2 s） B）过负荷保护效验(定值Izd=5 A T=9 s) 6、整组实验 已按调试定值效验正确，保护装置正确出口。可以投入运行