YB／T 4122.2-2021  冶金企业微机继电保护 第2部分：检验规程

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了解对侧断路器状态、两侧纵联保护和通道投退状态。 6.3.2进行检验工作应确认所在现场的供电系统接线、直流电源容量、各支路直流空开（熔断器）的安装 位置和容量。

了解对侧断路器状态、两侧纵联保护和通道投退状态。 6.3.2进行检验工作应确认所在现场的供电系统接线、直流电源容量、各支路直流空开（熔断器）的安装 位置和容量。 6.3.3对新投人运行设备的保护装置检验，检验前准备工作： a）熟悉二次回路图纸、装置技术说明书和调试大纲，了解定值单中配置的保护功能及其整定； b）了解设备一次接线、投人运行后可能出现的运行方式和设备投入运行的方案；

a） 熟悉二次回路图纸、装置技术说明书和调试大纲，了解定值单中配置的保护功能及其整定； b） 了解设备一次接线、投人运行后可能出现的运行方式和设备投入运行的方案； c）了解和运行设备有关联部分情况，根据现场情况制定安全措施，防止事故发生。 6.3.4对投人运行的保护装置检验，检验前应有与实际状况一致的图纸、前次检验记录、定值通知单、作 业指导书、合格的仪器仪表、备品备件、工具和连接导线。

螺栓标准7.1电流、电压互感器的检验

7.1.1新安装电流、电压互感器检验

电流和电压互感器应具备下列试验资料： a）所有绕组的极性； b）所有绕组及其抽头的变比； c）电压互感器的准确度； d）电流互感器各绕组的准确度及内部安装位置； e）二次绕组的直流电阻； O 电流互感器各绕组的伏安特性

7.1.2安装竣工后电流、电压互感器检验

电流、电压互感器应进行下列检验： a）电流、电压互感器的变比、容量和准确级应符合设计要求； b）互感器各绕组的连接方式及其极性关系应正确； c）宜采用一次分相通人电流方式检查电流互感器工作抽头的变比和回路 d）互感器误差应满足要求

在被保护设备的断路器、电流互感器以及电压互感器与其他单元的回路完全断开后方可进

7.2.2电流互感器二次回路检查

a）电流互感器二次绕组接线的正确性及端子排引线螺钉压接的可靠性； b）电流互感器绕组配置应没有死区； 电流互感器二次回路应分别且只能有一点接地；由几组电流互感器二次组合的电流回路，应在 有直接电气连接处一点接地。

7.2.3电压互感器二次回路检查

a）电压互感器二次、三次绕组接线的正确性及端子排引线螺钉压接的可靠性；

b） 经控制室零相小母线（N600)连通的几组电压互感器二次回路，应在控制室将N600一点接地， 各电压互感器二次中性点在开关场的接地点应断开；各电压互感器的中性线不应接有可能断开 的熔断器（或自动开关)或接触器；独立与其他互感器二次回路没有直接电气联系的二次回路， 宜在控制室或开关场一点接地；电压互感器二次回路的4根开关场引人线和互感器三次回路的 2(3)根开关场引人线应分开，不应共用，开口三角绕组引出端应一点接地； C 电压互感器二次中性点在开关场接地的金属氧化物避雷器击穿电压峰值应大于30ImxV (220kV及以上系统中击穿电压峰值应大于800V）。其中Imx为电网接地故障时通过变电所 的可能最大接地电流有效值，单位为kA； 电压互感器二次回路中所有熔断器（或自动开关)的装设地点、熔断（脱扣)电流应保证选择性； e） 串联在电压回路中的熔断器（或自动开关）、隔离开关及切换设备触点接触的可靠性； 测量电压回路在额定容量下的压降值不应超过额定电压的3%

7.2.4二次回路绝缘检查

7.2.4. 1检查前准备

绝缘检查前应确认被保护设备全部停电，交流电压回路已在电压切换把手或分线箱处与其他单元设 备的回路断开，绝缘测试时应注意： a）试验线连接要紧固； b）进行绝缘试验后，应将试验回路对地放电； c）对母线差动保护和断路器失灵保护装

7.2.4.2新安装保护装置绝缘检查

从保护屏端子处将外部引人回路及电缆全部断开，分别将电流、电压、直流和信号回路自 线各自连接在一起，用1000V兆欧表测量各回路对地和各回路相互间的绝缘电阻，其阻 10M。

7.2.4.3屏柜接线后保护装置及二次回路绝缘检查

7.2.4.3.1对直流控制回路，用1000V兆欧表测量回路对地及相互间绝缘电阻，绝缘电阻应大于 1MQ。 7.2.4.3.2对直流控制回路，用1000V兆欧表测量回路对所有正电源之间绝缘电阻，绝缘电阻应大于 1MQ。 7.2.4.3.3对电流和电压回路，将电流和电压回路的接地点拆开，分别用1000V兆欧表测量各回路对 地绝缘电阻，绝缘电阻应大于1MQ。 7.2.4.3.4对使用触点输出的信号回路，用1000V兆欧表测量电缆每芯对地及各芯间绝缘电阻，绝缘 电阻应大于1MQ。

7.2.4.4新安装保护装置验收检验

验收检验时，进行新安装保护装置绝缘检查、新安装保护装置屏柜接线前电缆绝缘检查和屏柜接线 后保护装置及二次回路绝缘检查的全部项目

7.2.4.5 避雷器接地

对采用金属氧化物避雷器接地的电压互感器二次回路，应检查其接线正确性和金属氧化物避雷器工 频放电电压，

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7.2.5新安装二次回路的验收检验

7.2.5.1对回路的所有部件进行观察、清扫和必要的检修及调整。 7.2.5.2设备新投人或接人新回路时，熔断器（自动开关）额定电流应满足上、下级配合。 7.2.5.3屏柜上的设备及端子接线应正确，接触应牢靠，标号应完整准确且应与图纸相符合。检查电缆 终端和沿电缆敷设路线上的电缆标牌正确完整并应与设计相符。 7.2.5.4直流回路应没有寄生回路存在。

7.3.1检验注意事项

检验时应注意以下问题： 断开保护装置的电源后才允许插、拔插件，且必须有防止因静电损坏插件的措施； b） 用具有交流电源的电子仪器（如示波器、频率计等）测量电路参数时，电子仪器测量端子与电源 侧绝缘必须良好，仪器外壳应与保护装置在同一点接地。

上电步骤及要求如下： a）打开保护装置电源，保护装置应能正常工作； b）记录并校核保护装置硬件和软件版本号、校验码和程序生成时间等信息； c）校对时钟

7.3.3逆变电源检查

7.3.3.1应投人运行时的全部插件。 7.3.3.2加额定直流电压，各级电压输出应正常，保护装置显示正常，无电源异常告警。 7.3.3.3试验直流电源由零缓慢上升至80%额定电压值，逆变电源插件面板上电源指示灯应正常。固 定试验直流电源为80%额定电压值，拉合直流开关时逆变电源应可靠启动。

7.3.4 开关量输入检验

3.4.1开关量输入检验

a）开关量输入应带回路进行检验，不具备带回路检验条件时，采用短接公共端与开人端子的方法 进行检验； b 压板及把手等开关量输人，采用接通、断开压板及转动把手方法进行检验； ） 未接人相关二次回路的开关量输入，采用短接公共端与开人端子的方法进行检验。 7.3.4.2验收检验应对所有引入端子的开关量输入进行检查；全部检验时，仅对已投入使用的开关量输 人进行检查：部分检验时，可随保护装置的整组试验一并进行。

3. 5 开关量输出检验

收人使用 的输出触点的通断状态；部分检验时可随保护装置的整组试验一并进行。 7.3.5.2未接入相关二次回路的开关量输出，在端子处检查输出触点的通断状态。

7.3.6开关量输入输出共用出口压板/告警信号

在7.3.4～7.3.5检验项目中，不同保护共用一组出口压板或共用同一告警信号时，应分别将几种保

护分别传动到出口压板和保护屏柜端子；几种保护共用同一开人量的不同接点，应将此开人量分别传动 至各种保护

7.3.7模数变换系统检验

7.3.7.1检验零点漂移

在没有交流电流和电压量输入时，零漂值应满足保护装置技术条件的规定。

.3.7.2各电流、电压输入幅值和相位精度检验

分别输入不同幅值和相位的电流和电压量，采样值应满

7.3.8整定值的整定及检验

3.8.1整定值整定检验是指将保护装置客有关元件的动作值及动作时间按照定值通知单进行整定后 的试验，应遵守如下原则 a）每一套保护装置应单独进行整定检验，试验接线回路中的交、直流电源和时间测量连线均应直 接接到被试装置屏柜的端子上。交流电压、电流试验接线的极性关系应与实际运行接线中电 压、电流互感器接到屏柜上的相位关系一致； b 整定检验时整套保护装置应与实际运行情况一致； 保护装置动作时间为向屏柜通人模拟故障分量（电流、电压或电流及电压）至保护动作向断路器 发出跳闻脉冲的全部时间

7.3.8.2整定检验要求如下，

a 应依据保护装置技术说明书和调试大纲推荐的试验方法，对保护装置的每一功能元件逐一检 验； b）在全部检验时，对于由相同原理构成的保护元件，如相间I、Ⅱ、Ⅲ段阻抗保护，只需选取任一段 整定项目进行检查； C 对于变压器保护各侧配有相同原理保护元件时，应对变压保护各侧分别进行整定检验； d）部分检验时，可结合装置整组试验一并进行。 7.3.8.3运行中保护装置进行整定值修改或定值区切换时应解除保护跳闸压板

7.4.1操作箱检验应注意

a）进行每一项试验时试验人员应准备详细的试验方案，宜减少断路器的操作次数； b） 对分相操作断路器，应逐相传动检验防止断路器跳跃回路； C 操作箱中出口继电器动作电压应在55%～70%额定电压之间。其他逻辑回路的继电器，应满 足80%额定电压下可靠动作。 7.4.2 操作箱检验应重点检验下列元件及回路的正确性： a) 防止断路器跳跃回路和三相不一致回路（若有）； b） 交流电压的切换回路； C 合闸回路和跳闸回路接线正确性，各回路之间应没有寄生回路。

7.4.3利用操作箱对断路器进行下列传动试验

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d 断路器三相不一致回路传动； e) 断路器操作闭锁功能检查； f 应检查压力低闭锁合闸、闭锁重合闸、闭锁跳闸等功能是否正确； g） 断路器辅助触点检查，远方、就地方式功能检查； 在使用操作箱的防止断路器跳跃回路时，应检验串联接入跳合闸回路的自保持线圈，其动作电 流不应大于额定跳合闸电流的50%，线圈压降小于额定值的5%； 1) 断路器气体压力、液压、弹簧未储能、三相不一致、电机运转、就地操作电源消失等开关本体硬接 点声光信号应正确；综自站监控后台机和集控站后台机遥信应正确。 7.4.4验收检验时，进行7.4.1～7.4.3中所有项目；全部检验时，重点检验7.4.3中的c)、d)、e)、f)项 目：部分检验时可结合装置的整组试验一并进行检查

7.5.1光纤通道的检查项目

7.5.4通道联调项目：

7.6.3整组试验前应进行端子紧固工作，检查屏上所有端子的接线牢固可靠。

整组试验时应检查各保护之间的配合、装置动作行为、断路器动作行为、保护起动故障录波行 为、厂站自动化系统信号、中央信号、监控信息和继电保护信息系统信息； b 采用传输通道的纵联保护和远方跳闸的整组试验，应与线路对侧的相应保护配合模拟区内、区 外故障时保护动作行为； C）对有综合重合闻装置的线路，应检查各保护及重合闸装置间的动作情况与设计相符合；

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d）应检验各有关跳、合闸回路，防止断路器跳跃回路、重合闸停用回路及气（液压闭锁等相关回路 动作的正确性； e）在进行整组试验时，还应检验断路器、合闸线圈的压降不小于额定值的90%。 7.6.5对母线差动保护、失灵保护的整组试验，应在新建变电所投产或全站停电时进行。定期检验时允 许用导通的方法证实到每一断路器接线的正确性。母线差动保护、失灵保护装置回路设计及接线的正确 性，应根据每一项检验结果（尤其是电流互感器的极性关系）及保护本身的相互动作检验结果来判断。 变电站扩建变压器、线路或回路发生变动，宜用母线差动保护、失灵保护装置传动到断路器

的压降不小于领定值的0% 7.6.5对母线差动保护、失灵保护的整组试验，应在新建变电所投产或全站停电时进行。定期检验时允 许用导通的方法证实到每一断路器接线的正确性。母线差动保护、失灵保护装置回路设计及接线的正确 性，应根据每一项检验结果（尤其是电流互感器的极性关系）及保护本身的相互动作检验结果来判断。 变电站扩建变压器、线路或回路发生变动，宜用母线差动保护、失灵保护装置传动到断路器。 7.6.6在整组试验中应检查： a）各套保护间的电压、电流回路的相别及极性应一致； b） 同类型故障下，保护在模拟短路故障中均应能动作，信号指示正确； 有两个线圈以上的直流继电器的极性连接应正确，对于用电流起动（或保持）的回路，其动作（或 保持）性能应可靠； d 所有相互间存在闭锁关系的回路，其性能是否与设计符合； 所有在运行中需要由运行值班员操作的把手及压板、名称、位置标号应正确，在运行过程中与这 些设备有关的名称、使用条件应一致； f 信号装置的指示应正确； g 各套保护应没有寄生回路； 断路器跳、合闸回路的可靠性。对于有双跳闸线圈的断路器，应检查两跳闸接线的极性应一致； i） 自动重合闸动作正确性。 7.6.7 整组试验结束后应在恢复接线前测量交流回路的直流电阻，检查回路没有开路。

7.6.6在整组试验中应检查

7.7与集控站、继电保护信息系统的配合检验

7.7.1检验前的准备

7.7.1.1应熟悉集控站和继电保护信息系统的图纸 钢管标准， 解各传输量的具体定义并与集控站和继电保护 信息系统的信息表进行核对。 7.7.1.2应制定现场配合检验的传动方案。 7.7.1.3定期检验可结合整组试验一并进行

7.7.2重点检查项目

2.2对于继电保护信息系统，重点检查项目如下： a）一、二次设备建模及图形建模与现场情况相符；一、二次设备命名清晰规范，并与调度命名相 致；一次主接线画面与现场一致，一、二次设备关联正确，保护图元与站内保护关联正确； 检查继电保护信息系统子站与系统中各保护装置、录波器的通信和网络功能： 1）保护装置内通信配置参数应配置正确，检查的参数应包括保护地址和波特率等； 2） 协议转换装置通信配置参数应配置正确，检查的参数应包括协议转换装置IP地址、接人端 口号、串口通信方式（232、422、485方式）、波特率、数据位、停止位、校验方式等。 各种保护装置的动作信息、告警信息、保护状态信息、录波信息及定值信息传输的正确性： 1 保护模拟量召唤。完整地接收并保存子站系统所连接的装置的模拟量信息，每项模拟量名 称及数值与保护装置显示一致； 2） 保护开关量召唤。完整地接收并保存子站系统所连接的装置的开关量、软压板信息，每项 开关量、软压板名称及状态与保护装置显示一致，有变位的信息变位时间正确。对于保护

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采用多CPU而产生多组开关量信息的应在子站保护信息描述增加CPU名称或CPU编号 分组显示； 3） 保护定值召唤。完整地接收并保存保护装置的定值信息，包括定值区号、定值名称、大小、 量纲、整定范围（最大值、最小值)及步长。保护定值应按照说明书分组，对应定值区号的定 值名称、大小、单位与保护装置显示一致。对于保护装置未显示的定值信息如整定范围（最 大值、最小值）及步长应与保护装置说明书定义一致； 4） 保护告警信息上送。完整地接收并保存保护装置的告警信息，并将其保存到子站运行日 志，且信息描述及告警时间正确。对于不具备手动触发保护告警信号的保护，子站告警信 息唯一标识应与保护告警信息唯一标识一致。对于保护采用多CPU而产生多组告警信息 的应在子站保护信息描述增加CPU名称或CPU编号分组显示； 5） 保护动作信息上送。完整地接收并保存保护装置在电网发生故障时的动作信息，包括保护 装置动作后产生的事件信息和故障报告，对应的信息描述、故障量及动作时间正确。对于 保护采用多CPU而产生多组保护动作信息的应在子站保护信息描述增加CPU名称或 CPU编号分组显示； 6 保护录波召唤功能。完整地接收并保存保护录波信息。模拟量、开关量通道正确完备，通 道波形和时间轴能够如实反映故障时间、故障现象和保护动作逻辑，子站录波图应与保护 录波图一致； 7）录波器信息上送及录波召唤功能。完整地接收并保存录波器的定值信息及录波器装置在 电网发生故障时的录波信息。录波图模拟量通道、开关量通道与实际相符。 继电保护信息系统子站与主站的通信和功能的检验

保护装置投运按DL/T955—2016中5.5执行，其中DL/T955—2016中5.5.2.7所述的"保护 顶目（表3）”按本文件附录A执行

园林造价附录A （规范性） 微机型保护装置全部、部分检验项目表

表A.1微机型保护装置全部、部分检验项目表