主变受电负荷测试
220kV主变启动
受电负荷测试
1、#1主变二次电流大小和方向测试
序号名称测试位置二次编号变比大小值(A) 相角(°) 潮流方向
1 差动及后备
保护Ⅰ
2201
主变保护A屏
A4011 800/1 0.03 89
Q=9.9MVar
P=0MW
B4011 800/10.03 205
C4011 800/10.03 326
N4011 800/10 /
2 差动及后备
保护Ⅰ
101
主变保护A屏
A4111 1200/1 0.083 269
Q=-19.6MVar
P=0.6MW
B4111 1200/1 0.083 28
C4111 1200/1 0.083 148
N4111 1200/1 0 /
3 差动及后备
保护Ⅰ
501
主变保护A屏
A4211 5000/1 0.11 59
Q=10.1MVar
P=0MW
B4211 5000/10.11 180
C4211 5000/10.11 300
N4211 5000/10 /
4 差动及后备
保护Ⅰ
2201
主变保护B屏
A4021 800/1 0.031 89
Q=9.9MVar
P=0MW
B4021 800/10.031 203
C4021 800/10.031 326
N4021 800/10 /
5 差动及后备
保护Ⅰ
101
主变保护B屏
A4121 1200/1 0.083 269
Q=-19.6MVar
P=0.6MW
B4121 1200/1 0.083 28
C4121 1200/1 0.083 148
N4121 1200/1 0 /
6 差动及后备
保护Ⅰ
501
主变保护B屏
A4221 5000/1 0.11 59
Q=10.1MVar
P=0MW
B4221 5000/10.11 180
C4221 5000/10.11 300
N4221 5000/10 /
7 220kV侧间隙零序主变保护A屏LL031 150/1 0 /
/ NL031 150/1 0 /
8 220kV侧间隙零序主变保护B屏LL041 150/1 0 /
/ NL041 150/1 0 /
9 220kV侧零序主变保护A屏LL011 600/1 0 /
/ NL011 600/10 /
10 220kV侧零序主变故障录
波屏及主变
保护B屏
LL021 600/10
/ NL022 600/10 /
NL021 600/10 /
11 110kV侧间隙零序主变保护A屏LL071 150/1 0 /
/ NL071 150/1 0 /
12 110kV侧间隙零序主变保护B屏LL081 150/1 0
/ NL081 150/1 0
13 110kV侧零序主变保护A屏LL051 600/10 /
/ NL051 600/10 /
14 110kV侧零序主变故障录
波屏及主变
保护B屏
LL061 600/10
/ NL061 600/10 /
NL062 600/10 /
15
220kV起动失灵
2201 主变保护B屏
A4031 800/1 0.031 90
Q=9.9MVar
P=0MW
B4031 800/10.032 204
C4031 800/10.032 328
N4031 800/1/
16
220kV监控测量
2201 主变测控屏
A4061 800/1 0.031 89
Q=9.9MVar
P=0MW
B4061 800/10.031 204
C4061 800/10.031 326
N4061 800/1/
17
220kV电度计量
2201 主变电度表
屏
A4071 800/1 0.031 89
Q=9.9MVar
P=0MW
B4071 800/10.031 204
C4071 800/10.031 326
N4071 800/1/
18
220kV故障录波
2201 主变故障录
波屏
A4081 800/1 0.031 89
Q=9.9MVar
P=0MW
B4081 800/10.031 204
C4081 800/1 0.031 326
N4081 800/1/
19
220kV母差保护Ⅰ
2201 220kV母差保
护Ⅰ屏
A4041 800/10.031 88
Q=9.9MVar
P=0MW
B4041 800/10.031 203
C4041 800/1 0.031 326
N4041 800/1/
20
220kV母差保护Ⅱ
2201 220kV母差保
护Ⅱ屏
A4051 800/10.031 88
Q=9.9MVar
P=0MW
B4051 800/10.031 205
C4051 800/1 0.031 326
N4051 800/1/
21 安稳2201 稳控#1从柜A4091 800/1 0.030 89
Q=9.9MVar
P=0MW
B4091 800/10.031 205
C4091 800/10.030 323
N4091 800/1/
22
110kV测控
101 主变测控屏
A4141 1200/1 0.083 269
Q=-19.6MVar
P=0.6MW
B4141 1200/10.083 27
C4141 1200/10.083 144
N4141 1200/10 /
23
110kV电度
101 主变电度表
屏
A4151 1200/10.083 269
Q=-19.6MVar
P=0.6MW
B4151 1200/10.083 28
C4151 1200/10.083 148
N4151 1200/10 /
24
110kV故障录波
101 主变故障录
波
A4161 1200/10.083 269
Q=-19.6MVar
P=0.6MW
B4161 1200/10.083 28
C4161 1200/10.083 148
N4161 1200/10 /
25
110kV母差保护
101 110kV母差保
护屏
A4131 1200/10.083 269
Q=-19.6MVar
P=0.6MW
B4131 1200/10.083 28
C4131 1200/10.083 148
N4131 1200/10 /
26
10kV监控测量
501 #1主变测控
屏
A4251 5000/1 0.11 59
Q=10.1MVar
P=0MW
B4251 5000/10.11 180
C4251 5000/10.11 300
N4251 5000/10 /
27
10kV电度
501 主变电度表
屏
A4241 5000/10.11 59
Q=10.1MVar
P=0MW
B4241 5000/10.11 180
C4241 5000/10.11 300
N4241 5000/10 /
28 10kVⅠM、ⅡMA分
段备自投及故障
录波
501
10kVⅠM、Ⅱ
MA分段备自
投及故障录
波屏
A4231 5000/10.11 59
Q=10.1MVar
P=0MW
B4231 5000/10.11 181
C4231 5000/10.11 300
N4231 5000/10 /
29 安稳
501
稳控主柜
A4261 5000/10.11 59
Q=10.1MVar
P=0MW
B4261 5000/10.11 181
C4261 5000/10.11 300
N4261 5000/10 /
30
备用
（变高套管CT）
#1主变端子
箱
A4101 800/1 0.031 /
/
B4101 800/10.031 /
C4101 800/10.031 /
N4101 800/10 /
31
备用
（变中套管CT）
#1主变端子
箱
A4171 1200/1 0.082 /
/
B4171 1200/10.082 /
C4171 1200/10.082 /
N4171 1200/1/ /
32
备用
（变中套管CT）
#1主变端子
箱
A4181 1200/1 0.082 /
/
B4181 1200/10.082 /
C4181 1200/10.082 /
N4181 1200/1/ /
33
备用
（变中套管CT）
#1主变端子
箱
A4141 2400/1 0.082 /
/
B4141 2400/10.082 /
C4141 2400/10.082 /
N4141 2400/1/ /
2、向量图： IaL
以变高A相电压为参考量
IaH
IcM
IbM
UaH IbH
IcH
IbL IcL IaM
I*H表示变高电流；I*M表示变中电流；I*L表示变低电流。
UaH表示变高电压
3、结论：合格
审核：试验人员：日期：2007-7-30
220kV则徐站主变启动
受电负荷测试
1、#2主变二次电流大小和方向测试
序号名称测试位置二次编号变比大小值(A) 相角(°) 潮流方向
1 差动及后备
保护Ⅰ
2202
主变保护A屏
A4011 800/1 0.18 270
Q=-57.7MVar
P=-1.3MW
B4011 800/10.18 29
C4011 800/10.18 151
N4011 800/10 /
2 差动及后备
保护Ⅰ
102
主变保护A屏
A4111 1200/1 0.17 90
Q=39.4MVar
P=0.8MW
B4111 1200/1 0.17 210
C4111 1200/1 0.17 330
N4111 1200/1 0 /
3 差动及后备
保护Ⅰ
502甲
主变保护A屏
A4211 (Ⅱa) 5000/1 0.11 57
Q=10.7MVar
P=0MW
B4211（Ⅱa）5000/10.11 180
C4211（Ⅱa）5000/10.11 299
N4211（Ⅱa）5000/10.06 /
4 差动及后备
保护Ⅰ
502乙
主变保护A屏
A4221（Ⅱb）5000/1 0.11 57
Q=10.7MVar
P=0MW
B4221（Ⅱb）5000/10.11 181
C4221（Ⅱb）5000/10.11 301
N4221（Ⅱb）5000/10 /
5 差动及后备
保护Ⅱ
2202
主变保护B屏
A4021 800/1 0.18 270
Q=-57.7MVar
P=-1.3MW
B4021 800/1 0.18 29
C4021 800/1 0.18 150
N4021 800/1 0.01 /
6 差动及后备
保护Ⅱ
102
主变保护B屏
A4121 1200/1 0.17 89
Q=39.4MVar
P=0.8MW
B4121 1200/10.17 210
C4121 1200/10.17 329
N4121 1200/10.01 /
7 差动及后备
保护Ⅱ
502甲
主变保护B屏
A4221 (Ⅱa) 5000/1 0.11 57
Q=10.7MVar
P=0MW
B4221（Ⅱa）5000/1 0.11 181
C4221（Ⅱa）5000/1 0.11 298
N4221（Ⅱa）5000/1 0.01 /
8 差动及后备
保护Ⅱ
502乙
主变保护B屏
A4221（Ⅱb）5000/1 0.11 56
Q=10.7MVar
P=0MW
B4221（Ⅱb）5000/10.11 180
C4221（Ⅱb）5000/10.11 302
N4221（Ⅱb）5000/1/ /
9
220kV侧间隙
零序主变保护A屏
LL031 150/10 /
/
NL031 150/1 0 /
10
220kV侧间隙
零序主变保护B屏
LL041 150/1 0 /
/
NL041 150/1 0 /
11 220kV侧零序主变保护A屏LL011 600/1 0 /
/ NL011 600/1 0 /
12 220kV侧零序主变保护B屏及
主变故障录波
屏
LL021 600/10 /
/
NL021 600/10 /
NL022 600/10 /
13
110kV侧间隙
零序主变保护A屏
LL071 150/10 /
/
NL071 150/10 /
14
110kV侧间隙
零序主变保护B屏
LL081 150/1 0 /
/
NL081 150/10 /
15 110kV侧零序主变保护A屏LL051 600/10 /
/ NL051 600/10 /
16 110kV侧零序主变保护B屏及
主变故障录波
屏
LL061 600/1 0 /
/
NL061 600/10 /
NL062 600/10 /
17 220kV起动失
灵
2202
主变保护B屏
A4031 800/10.18 269
Q=-57.7MVar
P=-1.3MW
B4031 800/1 0.18 29
C4031 800/10.18 150
N4031 800/10 /
18 220kV监控测
量
2202
主变测控屏
A4061 800/10.18 269
Q=-57.7MVar
P=-1.3MW
B4061 800/1 0.18 29
C4061 800/10.18 151
N4061 800/1 0 /
19 220kV电度计
量
2202
主变电度表屏
A4071 800/10.18 269
Q=-57.7MVar
P=-1.3MW
B4071 800/10.18 29
C4071 800/10.18 149
N4071 800/1 0 /
20 220kV故障录
波
2202
主变故障录波
屏
A4081 800/10.18 269
Q=-57.7MVar
P=-1.3MW
B4081 800/10.18 30
C4081 800/10.18 150
N4081 800/1 0 /
21 220kV母差保
护Ⅰ
2202
220kV母差保护
Ⅰ屏
A4041 800/10.18 270
Q=-57.7MVar
P=-1.3MW
B4041 800/1 0.18 29
C4041 800/10.18 149
N4041 800/10 /
22 220kV母差保
护Ⅱ
2202
220kV母差保护
Ⅱ屏
A4051 800/10.18 270
Q=-57.7MVar
P=-1.3MW
B4051 800/1 0.18 29
C4051 800/1 0.18 149
N4051 800/1 0 /
23
110kV测控
102 主变测控屏
A4141 1200/1 0.17 89
Q=39.4MVar
P=0.8MW
B4141 1200/1 0.17 208
C4141 1200/1 0.17 328
N4141 1200/1 0 /
24 110kV电度、
测控
102
主变电度表屏
A4151 1600/1 0.17 89
Q=39.4MVar
P=0.8MW
B4151 1600/1 0.17 210
C4151 1600/1 0.17 329
N4151 1600/1 0 /
25 110kV故障录
波
102
主变故障录波
A4161 1200/1 0.17 90
Q=39.4MVar
P=0.8MW
B4161 1200/1 0.17 210
C4161 1200/1 0.17 328
N4161 1200/1 0 /
26
备用
（变中套管
CT）
#1主变端子箱
A4181 1200/1 0.17 /
/
B4181 1200/1 0.17 /
C4181 1200/1 0.17 /
N4181 1200/1 0 /
27 安稳
2202
稳控主柜
A4091 800/10.18 269
Q=-57.7MVar
P=-1.3MW
B4091 800/1 0.18 30
C4091 800/1 0.18 149
N4091 800/1 0 /
28 110kV母差保
护
102
110kV母差
保护屏
A4131 1200/1 0.17 90
Q=39.4MVar
P=0.8MW
B4131 1200/1 0.17 209
C4131 1200/1 0.17 327
N4131 1200/1 0 /
29 10kV电度计
量
502甲
主变电度表屏
A4241(Ⅱa) 5000/1 0.11 57
Q=10.7MVar
P=0MW
B4241(Ⅱa) 5000/1 0.11 183
C4241(Ⅱa) 5000/1 0.11 301
N4241(Ⅱa) 5000/1 0 /
30 10kV电度计
量
502乙
主变电度表屏
A4241(Ⅱb) 5000/1 0.11 58
Q=10.7MVar
P=0MW
B4241(Ⅱb) 5000/1 0.11 183
C4241(Ⅱb) 5000/1 0.11 301
N4241(Ⅱb) 5000/1 0 /
31 10kV监控测
量
502甲
主变测控屏
A4242(Ⅱa) 5000/1 0.11 57
Q=10.7MVar
P=0MW
B4242(Ⅱa) 5000/1 0.12 182
C4242(Ⅱa) 5000/1 0.11 301
N4242(Ⅱa) 5000/1 0 /
32 10kV监控测
量
502乙
主变测控屏
A4242(Ⅱb) 5000/1 0.11 59
Q=10.7MVar
P=0MW
B4242(Ⅱb) 5000/1 0.11 182
C4242(Ⅱb) 5000/1 0.11 299
N4242(Ⅱb) 5000/1 0 /
33 10kVⅠM、Ⅱ
MA分段备自
投
502甲
10kVⅠM、ⅡMA
分段备自投
A4231(Ⅱa) 5000/1 0.11 60
Q=10.7MVar
P=0MW
B4231(Ⅱa) 5000/1 0.11 181
C4231(Ⅱa) 5000/1 0.11 301
N4231(Ⅱa) 5000/1 0 /
34 安稳
5000/1
稳控主柜N4232(Ⅱa) 5000/1 0.11 60 /
35
故障录波
502甲主变故障录波
屏
A4233(Ⅱa) 5000/1 0.11 57
Q=10.7MVar
P=0MW
B4233(Ⅱa) 5000/1 0.11 179
C4233(Ⅱa) 5000/1 0.11 301
N4233(Ⅱa) 5000/1 0 /
36 10kVⅡMA、Ⅲ
M分段备自投
502乙
10kVⅡMA、ⅢM
分段备自投
A4231(Ⅱb) 5000/1 0.11 58
Q=10.7MVar
P=0MW
B4231(Ⅱb) 5000/1 0.11 183
C4231(Ⅱb) 5000/1 0.11 302
N4231(Ⅱb) 5000/1 0 /
37 安稳
5000/1
稳控主柜N4232(Ⅱb) 5000/1 0.11 58 /
38
故障录波
502乙主变故障录波
屏
A4233(Ⅱb) 5000/1 0.11 57
Q=10.7MVar
P=0MW
B4233(Ⅱb) 5000/1 0.11 181
C4233(Ⅱb) 5000/1 0.11 300
N4233(Ⅱb) 5000/1 0 /
39
备用
（变高套管
CT）
#2主变端子箱
A4101 800/1 0.18 /
/
B4101 800/1 0.18 /
C4101 800/1 0.18 /
N4101 800/1 / /
40
备用
（变中套管
CT）
#2主变端子箱
A4171 1200/1 0.17 /
/
B4171 1200/1 0.17 /
C4171 1200/1 0.17 /
N4171 1200/1 / /
41
备用
（变中套管
CT）
#2主变端子箱
A4181 1200/1 0.17 /
/
B4181 1200/1 0.17 /
C4181 1200/1 0.17 /
N4181 1200/1 / /
2、向量图：
以变高A相电压为参考量
IaM
IaL1 IaL2
IcH IbH
UaH IbL1 IcL2
IbL2 IcL1
IbM IcM
IaH
I*H表示变高电流；I*M表示变中电流；I*L表示变低电流。
UaH表示变高电压
结论：合格
审核：试验人员：日期：2007-7-30
220kV则徐站主变启动
受电负荷测试
#3主变二次电流大小和方向测试
序号名称测试位置二次编号变比大小值(A) 相角(°) 潮流方向
1
差动及后备
保护Ⅰ主变保护A屏
A4011 800/1 0.032 88
Q=9.9MVar
P=0MW
B4011 800/10.032 203
C4011 800/10.032 327
N4011 800/10 /
2
差动及后备
保护Ⅰ主变保护A屏
A4111 1200/1 0.084 268
Q=-19.6MVar
P=0.6MW
B4111 1200/1 0.083 29
C4111 1200/1 0.084 147
N4111 1200/1 0 /
3
差动及后备
保护Ⅰ主变保护A屏
A4211 5000/1 0.11 60
Q=10.1MVar
P=0MW
B4211 5000/10.11 181
C4211 5000/10.11 302
N4211 5000/10 /
4
差动及后备
保护Ⅰ主变保护B屏
A4021 800/1 0.031 87
Q=9.9MVar
P=0MW
B4021 800/10.032 205
C4021 800/10.031 321
N4021 800/10 /
5
差动及后备
保护Ⅰ主变保护B屏
A4121 1200/1 0.084 268
Q=-19.6MVar
P=0.6MW
B4121 1200/1 0.084 30
C4121 1200/1 0.084 150
N4121 1200/1 0 /
6
差动及后备
保护Ⅰ主变保护B屏
A4221 5000/1 0.11 60
Q=10.1MVar
P=0MW
B4221 5000/10.11 183
C4221 5000/10.11 295
N4221 5000/10 /
7
220kV侧间隙
零序主变保护A屏
LL031 150/1 0 /
/
NL031 150/1 0 /
8
220kV侧间隙
零序主变保护B屏
LL041 150/1 0
/
NL041 150/1 0
9 220kV侧零序主变保护A屏LL011 600/1 0 /
/ NL011 600/10 /
10 220kV侧零序
主变故障录波
屏及主变保护B
屏
LL021 600/10
/
NL022 600/10 /
NL021 600/10 /
11
110kV侧间隙
零序主变保护A屏
LL071 150/1 0 /
/
NL071 150/1 0 /
12 110kV侧间隙
零序主变保护B屏
LL081 150/1 0
/
NL081 150/1 0
13 110kV侧零序主变保护A屏LL051 600/10 /
/ NL051 600/10 /
14 110kV侧零序主变故障录波
屏及主变保护
B屏
LL061 600/10
/
NL061 600/10 /
NL062 600/10 /
15 220kV起动失灵主变保护B屏A4031 800/1 0.031 90
Q=9.9MVar
P=0MW
B4031 800/10.032 204
C4031 800/10.032 325
N4031 800/10 /
16 220kV监控测量主变测控屏A4061 800/1 0.031 89
Q=9.9MVar
P=0MW
B4061 800/10.031 204
C4061 800/10.031 326
N4061 800/10 /
17 220kV电度计量主变电度表屏A4071 800/1 0.031 89
Q=9.9MVar
P=0MW
B4071 800/10.031 205
C4071 800/10.031 327
N4071 800/10 /
18 220kV故障录波
主变故障录波
屏A4081 800/1 0.031 89
Q=9.9MVar
P=0MW
B4081 800/10.031 203
C4081 800/1 0.031 326
N4081 800/10 /
19 220kV母差保护Ⅰ
220kV母差保
护Ⅰ屏A4041 800/10.031 89
Q=9.9MVar
P=0MW
B4041 800/10.031 204
C4041 800/1 0.031 326
N4041 800/10 /
20 220kV母差保护Ⅱ
220kV母差保
护Ⅱ屏A4051 800/10.031 89
Q=9.9MVar
P=0MW
B4051 800/10.031 204
C4051 800/1 0.031 325
N4051 800/10 /
21 安稳稳控#1从柜A4091 800/1 0.030 89
Q=9.9MVar
P=0MW
B4091 800/10.031 206
C4091 800/10.030 324
N4091 800/10 /
22 110kV测控主变测控屏
Q=-19.6MVa
r
P=0.6MW B4141 1200/1 0.083 28
C4141 1200/1 0.083 148
N4141 1200/1 0 /
23 110kV电度主变电度表屏A4151 1200/1 0.083 269
Q=-19.6MVa
r
P=0.6MW B4151 1200/1 0.083 29
C4151 1200/1 0.083 148
N4151 1200/1 0 /
24 110kV故障录波主变故障录波A4161 1200/1 0.083 269
Q=-19.6MVa
r
P=0.6MW B4161 1200/1 0.083 29
C4161 1200/1 0.083 148
N4161 1200/1 0 /
25 110kV母差保护
110kV母差保
护屏A4131 1200/1 0.083 269
Q=-19.6MVa
r
P=0.6MW B4131 1200/1 0.083 28
C4131 1200/1 0.083 148
N4131 1200/1 0 /
26 10kV监控测量#3主变测控屏A4251 5000/10.11 59
Q=10.1MVar
P=0MW
B4251 5000/1 0.11 180
C4251 5000/1 0.11 300
N4251 5000/1 0 /
27 10kV电度主变电度表屏A4241 5000/1 0.11 59
Q=10.1MVar
P=0MW
B4241 5000/1 0.11 180
C4241 5000/1 0.11 300
N4241 5000/1 0 /
28 10kVⅠM、ⅡMA分
段备自投及故障
录波
10kVⅠM、ⅡMA
分段备自投及
故障录波屏
A4231 5000/1 0.11 60
Q=10.1MVar
P=0MW
B4231 5000/1 0.11 180
C4231 5000/1 0.11 300
N4231 5000/1 0 /
29 安稳稳控主柜A4261 5000/1 0.11 59
Q=10.1MVar
P=0MW
B4261 5000/1 0.11 181
C4261 5000/1 0.11 299
N4261 5000/1 0 /
30
备用
（变高套管CT）
800/1
#3主变端子箱
A4101 800/1 0.031 /
/
B4101 800/1 0.031 /
C4101 800/1 0.031 /
N4101 800/1 0 /
31
备用
（变中套管CT）
1200/1
#3主变端子箱
A4171 1200/1 0.082 /
/
B4171 1200/1 0.082 /
C4171 1200/1 0.082 /
N4171 1200/1 / /
32
备用
（变中套管CT）
#3主变端子箱/
B4181 1200/1 0.082 /
C4181 1200/1 0.082 /
N4181 1200/1 / /
33
备用
（变中套管CT）
#3主变端子箱
A4141 2400/1 0.082 /
/
B4141 2400/1 0.082 /
C4141 2400/1 0.082 /
N4141 2400/1 / /
2、向量图： IaL
以变高A相电压为参考量
IaH
IcM
IbM
UaH IbH
IcH
IbL IcL IaM
I*H表示变高电流；I*M表示变中电流；I*L表示变低电流。
UaH表示变高电压
3、结论：合格
审核：试验人员：日期：2012-1-30
400T吊车负荷试验方案
哈密三塘湖第一风电场C区200MW工程风机 和箱变安装工程 400T 履 带 吊 负 荷 试 验 方 案 西北水利水电工程有限责任公司 三塘湖风电工程项目部 2015年7月
QUY400吊车负荷试验方案 一、前言部分 1．编制说明 现根据相关技术资料及技术标准和规，特编制该施工方案，用于指导及监控管理整个施工全过程。 2．编制依据 1）《电力建设安全工作规程》 2）QUY400履带式起重机使用手册 3）QUY400履带式起重机起重性能表 二、工程概况及特点 哈密风电基地二期项目三塘湖第一风电场C区200MW工程由中国电建集团哈密新能源开发开发建设。场址区位于维吾尔自治区哈密地区巴里坤县北部，距离巴里坤县城约121km，距离三塘湖乡约80km，距哈密市直线距离约285km，风电场区域的海拔高度约在1180～1330m，场地开阔，地形较平坦，地势南部高、北部低。场址区域位于东经E：92°43′～92°47′、北纬N：44°13′～44°19′之间，场址开发面积约35km2。场址区中部、北部、东部、西部均有风场干道通过，交通便利。本风电场共安装134台单机容量为1500kW的金风科技GW82-1500/70型风力发电机组，总装机容量201MW。 风电场道路路面宽度6米，道路坡度小于10%（小于6°）。三、危险点分析 1）、起重机支垫不平 2）、吊物捆绑不牢 3）、吊物超载 四、实验方案 1、履带吊
1、负荷试验参数 2、作业准备 2.1本工程吊车为400吨中联重工履带式吊车，主臂78米，固定副臂12米，配重190吨。 2.2准备好试验重物，试验重物的的重量=负荷试验荷重。试验重物重量45吨。 3、作业程序 3.1静负荷试验 目的是检验起重机构架的强度和刚度。 在做静负荷试验前，应先做额定负荷试验，吊机先对试验重物缓慢试吊几次，检查人员要仔细观察，确认无问题后再吊起离开地面100mm，静止悬挂5min，经检查确认无异常现象，即可进行该工况下的额定起重量1倍的静负荷试验,试验方法同前,当悬空5min 卸去荷载后,起重机构架不应有永久变形即为静负荷试验合格。3.2动负荷试验 动负荷试验是在静负荷试验合格后再进行检验起重机各转动部分的运行情况是否正常。试验荷重为该工况下额定起重量的0.9倍,起重机吊起试验重物反复提升、下降、旋转，此过程中各部的运行情况正常良好，则确认合格。 4、合格标准:
三方测试报告模板1资料全
XXX项目三方测试报告 年月
一、概况 二、测试容 三、测试环境 四、测试方法 五、存在的问题及建议 六、结论 附件：测试记录
一、概况 XXXXXXXX 上述系统的软件开发、设计，设备的采购、集成、制造、试验、安装，相应基础、管道铺设、线缆安装铺设。系统的整体联调、试运行，及培训、售后服务等工作。 二、测试容 1、硬件系统测试：包括安全保护测试、电源系统、系统功能、系统性能等测试。 安全保护测试：接地电阻、等电位、绝缘； 电源系统：(1)无负载时负荷情况； (2)带负载时负荷情况； (3)外电停电时后备电源投入运行情况。 系统功能：(1)监控功能:远程监控、水文、工况实时采集； (2) 管理功能：日常运行、信息采集、传输、存储、 分析应用、运行决策； (3) 视频显示功能：视频图像监视、语言广播； (4) 网络通信功能：数据传输、网络带宽、网络IP、 VLAN管理、网络安全。 系统性能：(1) 运动技术指标 (2) 系统实时性指标 (3) RTU实时性指标 (4)主站实时性指标
(5) 计算机的CPU负荷率 (6) LAN负荷率 (7)可维护性 (8)安全性 (9)可扩性 2、软件系统测试：包括系统软件、应用软件、数据库软件的界面测试、功能测试、性能测试、安全性和访问控制测试、兼容性测试。 三、测试环境 测试环境在总控制中心控制室和机房常温环境下。 四、测试方法 1、安全保护测试 用接的电阻仪测试系统接地是否满足要求，用万用表测试机柜各接地点是否等电位，使用兆欧表测试对地端绝缘。 接地电阻、绝缘测试记录 2、电源系统测试 使用万用表、电流钳形表测试电源系统在无负荷和带负荷情况，
变压器带负荷测试向量图
带负荷测试题目 一、 变压器带负荷测试 1． 相量图：差动电流：Ida=0 Idb=0.92 Idc= 0 低压侧：平衡系数：10.5*1200/(220*120=0.477 0.96*0.477=0.45792 1．TA 变比计算：理论计算值应为0.46，实际值0.46，二次值吻合，变比正确。 左边为各侧相量图，未归算；右边为差动电流相量图，已归算及相位校正。 Ida= I HA ’+I LA ’=0.46-0.96*0.477=0 Idb= I HA ’+I LA ’=0.46+0.96*0.477=0.92 Idc= I HA ’+I LA ’=0.46-0.96*0.477=0 判断结果：低压侧B 相极性接反。纠正后则有Idb=0.46-0.96*0.477=0A 2.P 低压侧：平衡系数：10.5*1200/(220*120=0.477 0.78*0.477=0.37 1． TA 变比计算：理论计算值应为0.37，B ，C 实际值0.37，A 相实际值0.74的变比不相符合。
左边为各侧相量图，未归算；右边为差动电流相量图，已归算及相位校正。 Ida= I HA ’+I LA ’=(022COS 120*0.37*0.74*20.370.74-+)/1.732-0.78*0.477=0.204 Idb= I HB ’+I LB ’=0.37-0.78*0.477=0 Idc= I HC ’+I LC ’=(022COS 120*0.37*0.74*20.370.74-+)/1.732-0.78*0.477=0.204 判断结果： 高压侧A 相变比为300/5，需改成600/5。纠正后则有Ida=0.37-0.78*0.477=0A ，Idc=0.37-0.78*0.477=0A 3.P 相量图：差动电流：Ida=0 Idb=1 Idc= 1 低压侧：平衡系数：10.5*1200/(220*120=0.477 1.27*0.477=0.6 1．TA 变比计算：理论计算值应为0.6，实际值0.6，二次值吻合，变比正确。 左边为各侧相量图，未归算；右边为差动电流相量图，已归算及相位校正。 1.27*0.477=0.6 Ida=I HA ’+I LA ’ =(0.6-1.27*0.477=0 Idb=I HB ’+I LB ’ =0.6COS 120*0.6*2-0.60.622+0=1 Idc=I HC ’+I LC ’ =0.6COS 120*0.6*2-0.60.622+0=1 判断结果： 低压侧B 、C 相相序接反。纠正后则有Idb=0.6-1.27*0.477=0A ，Idc=0.37-1.27*0.477=0A 4.P 相量图：差动电流：Ida=0 Idb=0.74 Idc=0.74 1.54*0.477=0. 73 低压侧：平衡系数：10.5*1200/(220*120=0.477 低压侧I ＝S*1000/(1.732*10.5*1200)=1.54A 1．TA 变比计算：理论计算值应为0.73，实际值0.73，高压侧二次值吻合变比正确。低压侧B 、C 相变比不正确
周口供电公司用电负荷组织方案
周口供电公司用电负荷组织方案
二O一一年六月二十七日 周口供电公司用电负荷组织方案 2011年度夏期间河南电网将进行大负荷冲击试验，届时河南电网最大负荷预计将突破4000千万千瓦，周口电网最大负荷将达到150万千瓦。为保障大负荷冲击实验期间电网安全稳定运行和大负荷冲击试验成功，特制订周口供电公司用电负荷组织方案。 一、2011年迎峰度夏期间本地区负荷预测情况和供电能力分析 （一）、全社会、网供最大负荷和预计出现日期 根据目前周口电网实际用电情况分析，预计2011年度夏期间周口电网全社会最大负荷150万千瓦，网供最大负荷147万千瓦；与2010年度夏最大负荷120.4万千瓦（考虑断面受限
压负荷影响，最大负荷可达到127万千瓦）相比增加29.6万千瓦，同比增长25%。根据往年度夏负荷曲线分析，周口电网负荷从6月初开始迅猛增长，8月上旬负荷达到最大值。2010年周口电网最大负荷出现时间为8月4日21时，据此预计今年最大负荷出现时间为8月7日左右。 （二）、迎峰度夏期间地方电厂装机情况，运行方式安排和发电能力，可调整区间。迎峰度夏期间本地区供电能力分析，分全社会和网供。 目前周口供电区内有地方生物电厂2座，分别是鹿邑生物电厂装机25MW和扶沟生物电厂装机12MW。地方电厂总装机容量达到37MW，其中可调出力为30MW。 度夏期间周口电网通过2回500千伏邵周线和3回220千伏线路（邵淮线、薛淮线、Ⅰ邵川线）与省网联络，供电能力达到1450兆瓦；隆达电厂2×135兆瓦机组作为网供不足的有效补充，在度夏期间仍然发挥着积极作用。两座生物电厂机组容量小、可调出力仅有30兆瓦，对度夏期间周口电网影响不大。 夏季大负荷时系统送周口断面最大145万千瓦，在隆达电厂和鹿邑、扶沟两座生物电厂全开机方式下，全网最大供电能力173万千瓦，备用23万千瓦，能够满足度夏供电需求。 二、大负荷试验期间用电负荷组织方案 （一）、成立领导小组，加强组织领导，落实工作责任。 建立健全大负荷冲击组织机构，明确各部门职责，要求各县
甩负荷试验方案
编号： 华润电力蒲圻电厂二期（2×1000MW级） 超超临界燃煤发电机组工程 四号机组汽轮机甩负荷试验方案 湖北中兴电力试验研究有限公司 二○一三年四月
合同编号 HT/JS-Z-2011-135 文件编号 HRPQ-4-2123 出版日期 2013-04-30 版 本 号 A/0 编写人：王广庭 审核人：张才稳 批准人：刘绍银
华润电力蒲圻电厂二期（2×1000MW级） 超超临界燃煤发电机组工程 四号机组汽轮机甩负荷试验方案 1 目的 本方案的目的是给出汽轮机甩负荷试验程序，确保甩负荷试验安全、顺利进行，以考核汽轮机调节系统动态特性和各主、辅机设备对甩负荷工况的适应性。 2 编制依据 2.1 《火力发电厂建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009 2.2 《火电工程启动调试工作规定》 建质[1996] 40号 2.3 《电力建设安全施工管理规定》 电建[1995]671号 2.4 《电力安全工作规程（发电厂和变电站）》DL408-91 2.5 《国家电网公司电力安全工作规程（火电厂动力部分）2010版》 2.6 《电力生产安全工作规定》国电办[2000]3号 2.7 《防止电力生产重大事故的二十五项重大要求》国电发[2000]589 号 2.8 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》建质[1996]111 号 2.9 《火力发电厂安全、文明生产达标考核实施细则》 2.10 《汽机启动调试导则》 DL/T 852-2004。 2.11 《汽轮机甩负荷试验导则》建质（1996）40号 2.12 《汽轮机电液调节系统性能验收导则》DL- T 8242002。 2.13 《汽轮机转速控制系统验收试验标准》JB4273-1999。 2.14 《电力建设工程质量监督检查典型大纲(火电、送变电部分)2009版》 2.15 湖北中兴电力试验研究有限公司质量、职业健康安全及环境管理体系。 2.16 有关行业和厂家的技术标准。 2.17 设计院相关图纸及厂家说明书。 2.18 甲方相关管理规定。 3 设备及系统 华润电力蒲圻电厂二期（2×1000MW级）超超临界燃煤发电机组工程的汽轮机由上海汽轮机厂生产，超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机组。 汽机主机采用DEH调节控制系统，机组的启动、停止、正常运行和异常工况
变压器正常巡视检查项目有哪些
001）：变压器正常巡视检查项目有哪些？ 答:(1)变压器运行的音响是否正常； (2)油枕及充油套管中的油色、油位是否正常，有无渗漏油现象； (3)各侧套管有无破损，有无放电痕迹及其它异常现象； (4)冷却装置运行是否正常； (5)上层油温表指示是否正确，有无异常情况； (6)防爆管的隔膜是否完好，有无积液情况； (7)呼吸器变色硒胶的变色程度； (8)瓦斯继电器是否满油； (9)本体及各附件有无渗、漏油； (10)各侧套管桩头及连接线有无发热、变色现象； (11)变压器附近周围环境及堆放物是否有可能造成威胁变压器的安全运行。002）：变压器特殊巡视检查项目有哪些？ 答:(1)大风时检查变压器附近有无容易被吹动飞起的杂物，防止吹落到带电部分，并注意引线的摆动情况； (2)大雾天检查套管有无闪络、放电现象； (3)大雪天检查变压器顶盖至套管连线间有无积雪、挂冰情况，油位计，温度计、瓦斯继电器有无积雪复盖情况； (4)雷雨后检查变压器各侧避雷器记数器动作情况，检查套管有无破损、裂缝及放电痕迹。 (5)气温突变时，检查油位变化情况及油温变化情况。 003）：根据变压器油温度,怎样判别变压器是否正常?
答:变压器在额定条件下运行，铁芯和绕组的损耗发热引起各部位温度升高，当发热与散热达平衡时，各部位温度趋于稳定。在巡视检查时，应注意环境温度、上层油温、负载大小及油位高度，并与以往数值对照比较分析，如果在同样条件下，上层油温比平时高出10℃，或负载不变，但油温还不断上升，而冷却装置运行正常，温度表无失灵，则可认为变压器部发生异常和故障。 004）：影响变压器油位及油温的因素有哪些？ 答:影响变压器油位和油温上升的因素主要是：①随负载电流增加而上升；②随环境温度增加，散热条件差，油位、油温上升；③当电源电压升高，铁芯磁通饱和，铁芯过热，也会使油温偏高些；④当冷却装置运行状况不良或异常，也会使油位、油温上升；⑤变压器部故障（如线圈部分短路，铁芯局部松动，过热，短路等故障）会使油温上升。 005）：变压器出现假油位的原因有哪些？ 答:变压器出现假油位的可能原因有：①油标管堵塞；②呼吸器堵塞；③防爆管通气孔堵塞；④用薄膜保护式油枕在加油时未将空气排尽。 006）：变压器油位标上＋40℃，＋20℃，－30℃三条刻度线的含意是什么？ 答:油位标上+40℃表示安装地点变压器在环境最高温度为+40℃时满载运行中油位的最高限额线，油位不得超过此线，+20℃表示年平均温度为+20℃时满载运行时的油位高度；-30℃表示环境为-30℃时空载变压器的最低油位线，不得低于此线，若油位过低，应加油。 007）：变压器油在变压器中的主要作用是什么？ 答:变压器中的油在运行时主要起散热冷却作用；对绕组等起绝缘和绝缘保养
注氮系统带负荷实验安全技术措施(正式)
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 注氮系统带负荷实验安全技术措施(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-9323-98 注氮系统带负荷实验安全技术措施 (正式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 一、概括 为保证113101首采面顺利回采，经公司领导研究决定，实施一次注氮系统带负荷试验，为确保试验安全顺利，达到预期效果，特编制本安全技术措施。 二、注氮路线 注氮车间→风井→一号总回风巷→113101工作面回风联巷→113101工作面运输联巷→113101辅运顺槽外段→113101辅运顺槽→113101工作面切眼上口。 三、注氮时间 四、注氮效果要求 1、注入的氮气纯度不得低于97%。
2、制氮机组运行1 小时作1 次运行记录。 3、注氮量为1200m3/h，输出压力0.1～0.8MPa。 五、安全技术措施 1、注氮管路使用前，由保供队负责进行压力试验，确保密封不漏气。重点排查113101工作面辅运顺槽末端注氮管路的气密性。 2、加强113101工作面通风系统管理，要求风流必须稳定、可靠，无风流紊乱现象，风量满足规程要求。 3、注氮试验前，由测气员和安检员将113101辅运顺槽外段、6#风门、泄水巷第二联巷设置临时栅栏，揭示警标，禁止人员入内并安排安监员专人看管。 4、注氮试验前，由测气员和安检员巡查113101工作面切眼、113101胶运顺槽、泄水巷里段所有人员撤离情况，并向矿调度汇报。 5、注氮试验前，测气员必须将所有注氮管路闸阀关闭，并悬挂“注氮危险、禁止打开”的标识牌，防止人员误开，以免发生氮气外泄，造成人员伤害。
开关电源测试报告
电源测试报告 一、功率因数与效率测试 1、使用仪器设备：AC SOURCE(交流电源)、电子负载、万用表、功率表； 2、测试条件：输入电压220Vac,输入频率50Hz/60Hz,输出带最大负载1.7A、常温25℃； 3、测试方法： 1）、依规格设定测试条件；输入电压、输入频率、最大负载； 2）、从功率表中读取Pin and PF值，并读取输出电压计算Pout; 3）、功率因数=Pin/(Vin*Iin),效率=Pout/Pin*100﹪; 4、测试数据 二、能效测试 1、使用仪器设备：AC SOURCE(交流电源)、电子负载、万用表、功率表； 2、测试条件：输入电压220Vac,输入频率50Hz/60Hz,输出负载分别为1.7A，1.275A,0.85A,0.425A; 3、测试方法： 1）、在测试前将产品在标称负载条件下预热1分钟; 2)、按负载大小由大到小分别记录220V ac/50Hz/60Hz输入时的输入功率（Pin），输入电流(Iin),输出电压（Vo1,Vo2）,功率因数（PF）,然后计算各负载下的效率； 3）、在空载时记录输入功率与输入电流。 4、测试数据 三、纹波与噪声测试 1、使用仪器设备：AC SOURCE(交流电源)、电子负载、示波器； 2、测试条件：输入电压220Vac,输入频率50Hz/60Hz，负载分别为1.7A，1.275A,0.85A,0.425A，0A，常温25℃； 3、测试方法：按测试回路接好各测试仪器，设备，及待测品，测电源在各负载下的纹波与噪声； 4、测试数据及最大幅值的波形。 四、上升/下降时间测试 1、使用仪器设备：AC SOURCE(交流电源)、电子负载、示波器； 2、测试条件：输入电压220Vac,输入频率50Hz/60Hz，负载为1.7A；
继电保护二次核相、带负荷试验方法
核相、带负荷实验报告 一、实验介绍 核相：新发电站并网，新变电站投产前，经常要做核相试验，现场所说的核相，包括核对相序和核对相位。核对相序，主要是为了发电机、电动机的正常工作。在电力生产实践中，发电机并网前必须核对相序的试验，相序不对，发电机是无法并网的，强行并网会造成设备损坏。在电网的改造中，也应该注意保持电网原有的相序，以免给用户带来麻烦。（变电站常见的二次核相主要是指在一次同源电压下，核准不同电压互感器感应出的二次电压幅值、相序符合要求，验证电压二次回路接线正确性。） 带负荷：带电负荷校验是建设电力系统时必须开展的一项工作，只有进行负荷校验才能够有效判断竣工后的输电工程、投入使用的新型电力设备是否处于正常工作状态。在进行负荷校验的过程中，控制好继电装置，使其处于可靠运行以及安全运行状态，是保障电力工程当中的一次设备能够投入使用的前提条件，同时也是校验二次设备运行质量的重要途径。此外，在建设电力基础设施的过程中，也必须开展负荷校验工作，只有校验带电负荷，才能够对电力系统当中的接线方式以及保护装置设计方案进行有效检查，便于及时找出错误的接线方式，并完善保护装置设计方案。带负荷试验也是验证电流二次回路接线正确性的重要手段，电流回路有改动的工作在投运前均需进行带负荷试验。 二、实验目的 1. 110kV莫宁变110KV I母PT核相试验； 2. 110kV莫宁变新莫1375线带负荷试验； 3. 220kV乐新变110KV I母线PT进行核相试验，并分析故障的类型。 三、实验器材 万用表、核相矢量分析仪、钳形表、一字螺丝刀 四、实验方法 1.110kV莫宁变110KV I母PT核相试验。对110kV莫宁变110kV母设/PT 并列屏进行操作，先了解并列屏电压、电流回路接线，通过母线压变，使用万用表取莫宁变两条母线三相及三相之间的二次电压，得到数据进行分析。 2. 110kV莫宁变新莫1375线带负荷试验。先记录新莫线1375的功率流动情况，以从母线流到线路为正方向，P=-3 3.44MW，Q=8.56Mvar，线路电流为I=252.57A。对110kV莫宁变#1主变保护屏进行操作。使用核相分析仪分别测量高压侧ABC三相新莫线1375电流以及莫宁变低压侧三相电压以及同相电流与电压的角度差。测试原理图如图1所示。
差动保护带负荷测试
差动保护带负荷测试 1引言 差动保护原理简单、使用电气量单纯、保护范围明确、动作不需延时，一直用于变压器做主保护，其运行情况直接关系到变压器的安危。怎样才知道差动保护的运行情况呢？怎样才知道差动保护的整定、接线正确呢？唯有用负荷电流检验。但检验时要测哪些量？测得的数据又怎样分析、判断呢？下面就针对这些问题做些讨论。 2变压器差动保护的简要原理 差动保护是利用基尔霍夫电流定理工作的，当变压器正常工作或区外故障时，将其看作理想变压器，则流入变压器的电流和流出电流（折算后的电流）相等，差动继电器不动作。当变压器内部故障时，两侧（或三侧）向故障点提供短路电流，差动保护感受到的二次电流和的正比于故障点电流，差动继电器动作。 3变压器差动保护带负荷测试的重要性 变压器差动保护原理简单，但实现方式复杂，加上各种差动保护在实现方式细节上的各不相同，更增加了其在具体使用中的复杂性，使人为出错机率增大，正确动作率降低。比如许继公司的微机变压器差动保护计算Y-△接线变压器Y
型侧额定二次电流时不乘以，而南瑞公司的保护要乘以。这些细小的差别，设计、安装、整定人员很容易疏忽、混淆，从而造成保护误动、拒动。为了防范于未然，就必需在变压器差动保护投运时进行带负荷测试。 4变压器差动保护带负荷测试内容 要排除设计、安装、整定过程中的疏漏（如线接错、极性弄反、平衡系数算错等等），就要收集充足、完备的测试数据。 1．差流（或差压）。变压器差动保护是靠各侧CT二次电流和——差流——工作的，所以，差流（或差压）是差动保护带负荷测试的重要内容。电流平衡补偿的差动继电器（如LCD-4、LFP-972、CST-31A型差动继电器），用钳形相位表或通过微机保护液晶显示屏依次测出Ａ相、Ｂ相、Ｃ相差流，并记录；磁平衡补偿的差动继电器（如BCH-1、BCH-2、DCD-5型差动继电器），用0.5级交流电压表依次测出Ａ相、Ｂ相、Ｃ相差压，并记录。 2．各侧电流的幅值和相位。只凭借差流判断差动保护正确性是不充分的，因为一些接线或变比的小错误，往往不会产生明显的差流，且差流随负荷电流变化，负荷小，差流跟着变小，所以，除测试差流外，还要用钳形相位表在保护屏端子排依次测出变压器各侧Ａ相、Ｂ相、Ｃ相电流的幅值和相位（相位以一相PT二次电压做参考），并记录。此处不
带负荷测试的判别
带负荷测试的判别 一、判别线路电压（TYD）和母线电压（PT）核相 1、线路电压Ux取57.7V： （1）方法：在带电后测线路电压Ux和母线电压Ua的压差和相角差。（2）合格标准：如Ux取a相,则测得压差约为零,相角差约为零，如Ux不取a相，则要选择相应的母线相电压作为对比。 2、线路电压Ux取100V： （1）方法：在带电后测线路电压Ux和母线电压Ua的压差和相角差。（2）合格标准：测得压差约为57V，相角差约为30度，如Ux不取a相，则要选择相应的母线相电压作为对比。 二、判别不同母线电压核相 1、同电压等级两PT核相： （1）方法：在带电后测Ua1对Ua2，Ub1对Ub2，Uc1对Uc2的压差和相角差。 （2）合格标准：Ua1对Ua2，Ub1对Ub2，Uc1对Uc2的压差和相角差约为零。 2、不同电压等级两PT核相： （1）方法：在带电后测Ua1对Ua2，Ub1对Ub2，Uc1对Uc2的压差和相角差。 （2）合格标准：如变压器接线组别为Yd11，则Ua1对Ua2，Ub1对Ub2，Uc1对Uc2的压差约30V，相角差约为30度。 三、以负荷特性为基准判别 1、带容性负荷时极性判别： （1）方法：新投运变电站仅投电容器组后带负荷测试，根据测试电流电压做六角图后判别。 （2）标准：送电侧开关潮流P约为零，Q为负值则极性正确(即以母线为极性端)，受电侧反之。 2、带感性负荷时极性判别：
（1）方法：新投运变电站投一般用户负荷(无小水电或无功补偿等负荷)后带负荷测试，根据测试电流电压做六角图后判别。 （2）合格标准：送电侧开关潮流P为正，Q为正值则极性正确(即以母线为极性端)，受电侧反之。 四、以上级已运行设备潮流为基准判别 1、以对侧线路开关潮流为基准： （1）方法：新投运线路开关带负荷测试，根据测试电流电压做六角图后与对侧潮流数据综合判别。 （2）合格标准：两侧开关潮流P和Q值相位相反，大小相同则极性正确(即以母线为极性端)。 2、以同母线的其它开关潮流为基准： （1）方法：新投运线路或变压器开关带负荷测试，根据测试电流电压做六角图后与同母线其它潮流数据综合判别。 （2）合格标准：同母线其它开关潮流之和与本开关潮流P和Q值相位相反，大小相同则极性正确(即以母线为极性端)。 五、变压器差动保护差流测试 1、方法：变压器新投运或大修技改后投运，记录差动保护的差流值； 2、合格标准：差流约等于零正确，正常负荷时一般有0.02In以下的差流（In为CT二次额定值）。 六、母差动保护差流测试 1、方法：母差动保护或接入母差动的新设备启动，记录母差动保护的差流值； 2、合格标准：正常负荷时差流小于2%CT额定值，即0.02In以下（In为CT二次额定值）。 七、线路光差保护差流测试 1、方法：新线路（包括线路开关，保护）投产或技改启动，记录线路光差保护的差流值；
带负荷测相量
带负荷测向量简单分析方法 CT测向量数据分析 一条110kV进线有功-22MW，无功-3Mvar Ia 150A CT600/5 二次侧以A相电压Ua为基准电压测得：Ia 1.2A 滞后基准电压188度 Ib 1.22 A 滞后基准电压307度 Ic 1.21A 滞后基准电压68度 结论：CT变比正确、相位正确、极性正确 我对相量有种简单的办法教给大家，就本例来说，就用各电流量相对于基准量的角度相减，彼此相差120度，且画出后Ia、Ib、Ic分别是按顺时针排列说明为正相序，Ua与Ia（同相间Ua与Ia）角度为锐角（无论正负）有功均为+P,如为钝角（无论正负）均为-P，因为P=UICOSO,O为功率因数角，COSO在第一和第四象限均为正，所以有功均为+P，无功方向大家自己思考即可知道了。大家都是高人，就不多说了。变比就简单了，正确。 新投运的110KV微机线路保护装置带负荷试验 其实最简单的办法就是看一下装置的采样报告，就行了。不过好像没人敢如此大胆不再进行传动的相量检查试验。 而实际上目前的相量检查试验就是: 1.确定一次系统的负荷情况：电流大小，功率性质，功率流向 2.测量二次电流，确定TA变比正确 3.根据设定基准电压（推荐用A相），测量各相电流与电压间的夹角，确定电流相序以及计算P Q，与一次系统对照。 4.对于差动保护，还要记得测量差流或差压。 200KVA变压器低压计量时电流互感器选配多少倍率的? 200*1000/1.732/380=303.9A 300/5 CT 或 I=200/0.38/1.73 =304A 选300/5的电流互感器. 0.2级和0.2S级的区别 S级电能表与普通电能表的主要区别在于小电流时的要求不同，普通电能表5%I b以下没有误差要求，而S级电能表在1%Ib即有误差要求，提高了电能表轻负
变压器差动保护带负荷测试分析
变压器差动保护带负荷测试分析 发表时间：2017-04-25T15:30:32.227Z 来源：《电力设备》2017年第3期作者：欧东辉 [导读] 摘要：变压器是变电站内重要设备，而变压器差动保护是保证变压器安全运行重要保证。 （广东电网有限责任公司河源供电局 517000） 摘要：变压器是变电站内重要设备，而变压器差动保护是保证变压器安全运行重要保证。为防止差动保护在投运后留下隐患引起的拒动或误动给变压器带灾难性影响，必须对差动保护在变压器在投运前进行带负荷测试，以彻底消除差动保护安全隐患。全文结合本人实际工作经验，介绍主变带负荷测试方法，以及用该方法测试具体数据的分析，其分析内容包括了差动保护二次回路相序、CT变比、CT极性及系统参数的整定，并在其中提出了自己工作上遇到实际问题的解决办法。 关键词：带负荷测试；差流；ＣＴ极性；系统参数 ０引言 差动保护是变压器主保护之一，能快速无时限切除其保护范围内各种故障，其范围包括变压器本身、各侧CT及变压器套管引出线之间。所以构成差动保护的二次回路由主变各侧CT汇集到保护装置，接线较为复杂，容易造成安全隐患。长期运行经验表明：新主变投产前或差动二次回路更改后重新投运时进行带负荷测试是确保主变差动回路良好性的最后一道防线。必须用带负荷测试确认主变差流，主变各侧CT变比、极性，二次回路相序及其系统参数的定值的正确性。 1 带负荷测试的方法 带负荷测试就是我们利用相位表在主变带负荷时，一般习惯以高压侧或低压侧A相电压为基准，用钳形相位表保持同一方向在保护屏端子排依次测出变压器各侧Ａ相、Ｂ相、Ｃ相电流的幅值和相位，同时记录下监控后台机主变各侧间隔潮流的有功功率、无功功率送受情况及一次电流大小，然后根据测量数值作出向量图进行具体细致分析，判断出变压器差动保护的运行性能。 2 带负荷测实例分析 2.1实测数据 根据以上带负荷测试方法，实测出我局新建220kV热水变电站主变投运时高低压两侧具体数据如下表1、表2、表3所示。 其中+P、+Q为输出有功无功；-P、-Q为受进有功无功；ia、ib、ic为低压侧保护电流；IA、IB、IC 为高压侧保护电流。 2.2 差动保护二次回路相序分析 根据2.1数据分析可知，主变各侧Ａ相电流超前Ｂ相120°，B相电流超前C相120°，C相电流超前A相120°，且电流幅值基本相等，相位互差120°，可判断为主变各侧为正序电流且相序正确。若有某两相相位偏差大于10%时，则原因一是变压器负荷功率因数波动较大，造成测量一相电流相位时功率因数大，而测另一相时功率因数小，应反复多测几次进行对比分析。我们这次新站投产，还没出线负荷，测试的是电容器负荷，较为稳定，所以不存在此问题；原因二是电流回路存在寄生回路或有两点接地，造成该相电流相位偏移或是分流，应查明
【实战经验】2号机组深度调峰低负荷稳燃试验方案
【实战经验】2号机组深度调峰低负荷稳燃试验方案 一、目的 受到东北电网机组深度调峰影响，根据公司要求，计划对2号机组进行深度调峰低负荷稳燃试验，试验计划将2号机组负荷减至230MW，能够长期稳定运行。 二、低负荷稳燃试验组织机构 组长：姚大春 副组长：张宏伟王宏光 组员：张勇秦英武吕学霞周作发薛云海翟金星于龙原志国当值值长 职责： 1.组长负责低负荷稳燃试验方案的审核和整体工作统筹协调和部署工作；负责对低负荷稳燃试验提出重点要求，并监督工作落实情况。 2.副组长指导低负荷稳燃试验方案的编写，负责审核和整体工作统筹协调和部署工作；负责指导解决试验过程中存在的重点、难点问题；对低负荷稳燃试验提出重点要求，并监督工作落实情况。 3.组员负责低负荷稳燃试验方案技术措施的编写，风险预控落实。试验过程中进行技术指导，对突发事件采取应对措施。 4.组员负责试验后形成试验报告报送公司领导。 三、机组低负荷稳燃试验技术措施 （一）试验条件及准备工作 1.机组运行稳定，无影响机组进行低负荷稳燃试验的设备缺陷。 2.制粉系统组合方式为A、B、C、D或B、C、D、E制粉系统运行。试验时不允许制粉系统断层运行。 3.微油点火油枪及各层点火油枪试验好用，无缺陷，油压保持在3.0MPa。 4.入炉煤煤质发热量在2900大卡以上，煤质稳定。 5.热工火检正常（试验期间退出运行磨煤机2/4无火保护，试验期间观察各层火检情况，确定是否修改为3/4无火）热工负责，无闪烁现象，锅炉燃烧稳定。 6.炉膛吹灰器禁止投入运行。 7.机组供热切换至1号机组供热，2号机组冷再至辅汽调门保持全开位。 8.备用制粉系统油站投入运行，油压正常，磨煤机启动条件允许（热工强制），具备随时启动条件。 9.各层燃烧器摆角保持水平位置。 （二）试验方法及操作步骤 1.机组负荷280MW运行稳定，A、B、C、D制粉系统运行，E磨煤机备用，具备快启条件。 2.申请调度，2号机组减负荷至230MW。
变压器差动保护带负荷测试的内容及数据分析
变压器差动保护带负荷测试的内容及数据 分析 (北方联合电力金桥热电厂，内蒙古呼和浩特 010070) 摘要：文章介绍了变压器差动保护工作原理，结合现场实践工作经验，分析了变压器差动保护带负荷测试的内容及方法。 关键词：变压器差动保护；带负荷测试；测试数据分 中图分类号：TM41 文献标识码：A 文章编号：1007—6921(XX)15—0078—02 差动保护具有保护范围明确，保护原理简单，保护动作快速可靠，属于纯电气量保护，整定定值原理合理，不受自启动电流、负荷电流、非金属故障电流的影响定值精确等特点。差动保护作为变压器的主保护，其能否正确动作关系着变压器的安危，而变压器差动保护定值的整定与接线 1 740)this.width=740" border=undefined> 差动保护是利用基尔霍夫电流定理工作的，当变压器正常工作或区外故障时，将其看作理想变压器，则流入变压
器的电流和流出电流相等，差动继电器不动作。当变压器内部故障时，两侧向故障点提供短路电流，差动保护感受到的二次电流和的 变压器差动保护原理简单，但实现方式复杂，加上各种差动保护在实现方式细节上的各不相同，更增加了其在具体使用中的复杂性，使人为出错机率增大，正确动作率降低。为了防范于未然，就必须在变压器差动保护投运时进行带 2 要排除设计、安装、整定过程中的疏漏，就要收集充 2.1 变压器差动保护是各侧CT二次电流的差流，所以，差流是差动保护带负荷测试的重要内容。电流平衡补偿的差动继电器，用钳形相位表或通过微机保护液晶显示屏依次测出Ａ相、Ｂ相、Ｃ相差流，并记录；磁平衡补偿的差动继电器，用0.5级交流电压表依次测出Ａ相、Ｂ相、Ｃ相差压， 2.2 只凭借差流判断差动保护正确性是不充分的，因为一些接线或变比的小错误，往往不会产生明显的差流，且差流随负荷电流变化，负荷小，差流跟着变小，所以，除测试
带负荷测试项目
110kV _______ 变电所带负荷测试项目 一、110kV、10kV母线PT定相、核相： 1.定相：____________________________________________ 2.核相： ⑴110kV I段母线保护电压核相： ______________________ ⑵110kV I段母线计量电压核相：_______________________ ⑶110kV I段母线保护、计量电压核相：________________________
⑸10kV I段母线计量电压核相：________________________ ⑹10kV □段母线保护电压核相：_______________________ ⑺10kV □段母线计量电压核相：_______________________ ⑻10kV I段、□段母线保护电压核相：_________________________ ⑼10kV I段、□段母线计量电压核相：_________________________
⑽110kV I段、10kV I段母线保护电压核相：_________________________ （11） 110kV I段、10kV I段母线计量电压核相：____________________ 110kV线路带负荷测试：（以U A为基准）_____________________ 110kV线路有功：______ kW ;无功： ______ k var;电流：_______ A （表格内填幅值、角度）
三、#1主变带负荷测试: #1主变有功：_____ kW ;无功：______ kvar;电流：______ A 1. #1主变差动保护差流带负荷测试：________________________ 2. #1主变110kV侧带负荷测试：（以U A为基准）______________________
汽轮机甩负荷方案43989
目录 1 编制依据 (2) 2 试验目的 (2) 3 试验范围 (2) 4 试验要求 (2) 5 试验前应具备的条件 (2) 6 试验方案 (3) 7 甩负荷前的准备工作 (3) 8 试验前的组织分工 (4) 9 试验记录与监测 (5) 10 试验步骤及操作注意项……………………………………………………………… 5 11 安全注意事项 (7) 一、编制依据 1.1《火电工程启动调试工作规定》 1.2《汽轮机甩负荷试验导则》 1.3 制造厂技术资料
二、试验目的 2.1测取汽轮发电机组甩负荷时调节系统动态过程中功率、转速和调门开度等主要参 数随时间的变化规律，以便于分析考核调节系统的动态品质。 2.2 了解机、炉、电部分设备及其自动控制系统对甩负荷工况的适应能力。 三、试验范围 #1汽轮发电机组及主要配套辅助设备，以及相关的自动控制系统。 四、试验要求 4.1机组甩负荷后，最高飞升转速不应使超速保护动作。 4.2调节系统动态过程应能迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。 五、试验前应具备的条件 5.1汽机专业应具备的条件 5.1.1汽机各主辅设备无重要缺陷，操作机构灵活，运行正常。 5.1.2调节系统静态特性符合设计要求，各阀门校验试验合格。 5.1.3各主汽门与调节汽门的总的关闭时间测定完毕且符合设计要求。 5.1.4超速保护动作可靠，提升转速试验合格。 5.1.5远方与就地手动停机试验合格，动作可靠。 5.1.6主汽门严密性试验合格。 5.1.7汽机所有停机保护联锁及顺控经过确认，动作可靠。 5.1.8经空负荷及带负荷试验，汽机主辅设备运转正常，各主要监视仪表指示正确。 5.1.9调节保安系统用油的油质完全符合要求。 5.1.10交、直流润滑油泵启停和联锁正常。 5.1.11旁路暖管充分，可根据需要随时投入。 5.2锅炉专业应具备的条件 5.2.1锅炉主辅设备无重大缺陷，运行正常。 5.2.2过热器及再热器安全门整定合格，向空排汽阀、事故疏水阀及各减温水阀开关灵
带负荷检查
浅谈变压器差动保护带负荷测试 字体大小：大- 中- 小hefeianhe6688发表于 09-02-15 13:16 阅读(120) 评论 (0) 1 引言 差动保护原理简单、使用电气量单纯、保护范围明确、动作不需延时，一直用于变压器做主保护，其运行情况直接关系到变压器的安危。怎样才知道差动保护的运行情况呢？怎样才知道差动保护的整定、接线正确呢？唯有用负荷电流检验。但检验时要测哪些量？测得的数据又怎样分析、判断呢？下面就针对这些问题做些讨论。 2 变压器差动保护的简要原理 差动保护是利用基尔霍夫电流定理工作的，当变压器正常工作或区外故障时，将其看作理想变压器，则流入变压器的电流和流出电流（折算后的电流）相等，差动继电器不动作。当变压器内部故障时，两侧（或三侧）向故障点提供短路电流，差动保护感受到的二次电流和的正比于故障点电流，差动继电器动作。 3 变压器差动保护带负荷测试的重要性 变压器差动保护原理简单，但实现方式复杂，加上各种差动保护在实现方式细节上的各不相同，更增加了其在具体使用中的复杂性，使人为出错机率增大，正确动作率降低。比如许继公司的微机变压器差动保护计算Y-△接线变压器Y 型侧额定二次电流时不乘以，而南瑞公司的保护要乘以。这些细小的差别，设计、安装、整定人员很容易疏忽、混淆，从而造成保护误动、拒动。为了防范于未然，就必需在变压器差动保护投运时进行带负荷测试。 4 变压器差动保护带负荷测试内容 要排除设计、安装、整定过程中的疏漏（如线接错、极性弄反、平衡系数算错等等），就要收集充足、完备的测试数据。 1．差流（或差压）。变压器差动保护是靠各侧CT二次电流和——差流——工作的，所以，差流（或差压）是差动保护带负荷测试的重要内容。电流平衡补偿的差动继电器（如LCD-4、LFP-972、CST-31A型差动继电器），用钳形相位表或通过微机保护液晶显示屏依次测出Ａ相、Ｂ相、Ｃ相差流，并记录；磁平衡补偿的差动继电器（如BCH-1、BCH-2、DCD-5型差动继电器），用0.5级交流电压表依次测出Ａ相、Ｂ相、Ｃ相差压，并记录。 2．各侧电流的幅值和相位。只凭借差流判断差动保护正确性是不充分的，因为一些接线或变比的小错误，往往不会产生明显的差流，且差流随负荷电流变化，负荷小，差流跟着变小，所以，除测试差流外，还要用钳形相位表在保护屏端子排依次测出变压器各侧Ａ相、Ｂ相、Ｃ相电流的幅值和相位（相位以一相
全负荷测试记录
编号：010006010601001 SGJL Ⅸ－7 单位工程220kV五凤变电站生产综合楼建设单位山东电力集团公司（泰安供电公司）仪表型号ZC-8施工单位泰安腾飞实业有限公司 天气情况晴气温(℃) 3 测试日期2010年01月05日 接地类别 设计电阻 （Ω）实测电阻 （Ω） 季节系数测试结果 设计要求 （≤Ω） 生产综合楼电缆层 防雷接地○11 0.3 1.40 0.42 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○21 0.3 1.40 0.42 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○31 0.4 1.40 0.56 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○41 0.35 1.40 0.49 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○5 1 0.35 1.400.49 1生产综合楼电缆层 防雷接地○6 1 0.4 1.400.56 1 试验经过、问题处理及测绘平面布置、测试点位简图 ○60.4Ω○40.4Ω○20.3Ω ○D ○10.3Ω○A ①○19 试验员（二人）年月日 监理单位意见专业监理工程师年月日 设计单位项目专业技术负责人 项目专业 质量检查员班组长 ○50.35Ω生产综合楼○30.35Ω
编号：010006010601002 SGJL Ⅸ－7单位工程220kV五凤变电站生产综合楼建设单位山东电力集团公司泰安供电公司仪表型号ZC-8施工单位泰安腾飞实业有限公司天气情况晴气温(℃) 3 测试日期2010年01月05日 接地类别设计电阻 （Ω）实测电阻 （Ω） 季节系数测试结果设计要求 （≤Ω） 生产综合楼一层 防雷接地○1 1 0.35 1.40 0.491 生产综合楼电缆层 防雷接地○2 1 0.3 1.40 0.4 2 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○3 1 0.4 1.40 0.56 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○4 1 0.35 1.40 0.49 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○5 1 0.35 1.400.4 2 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○6 1 0.4 1.400.56 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○7 1 0.35 1.400.49 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○8 1 0.3 1.400.4 2 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○9 10.35 1.400.49 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○10 10.4 1.400.56 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○11 10.4 1.400.56 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○12 10.35 1.400.49 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○13 10.3 1.400.42 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○14 10.4 1.400.56 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○15 10.3 1.400.42 1 生产综合楼电缆层 防雷接地○16 10.35 1.400.49 1 试验经过、问题 处理及测绘平面 布置、测试点位 简图 见详图 试验员（二人）年月日监理单位意见专业监理工程师年月日 设计单位项目专业技术负责人 项目专业 质量检查员班组长