继电保护装置试验方案范文篇1
关键词：继电保护；改造工程；安全措施；二次系统
变电站二次继电保护系统是电力系统的一种复杂而特殊的系统，近几年来，我局的电网进行了比较大的自动化技术改造，变电站的无人值守化、综合自动化大部分工程都是与二次继保系统的施工相关联的。尤其是在一些旧的变电站施工改造时，为了用户的利益，只能分区域或分时间段停电，因此二次继保设备改造大部分都在二次系统带电或者部分带电的情况下进行的。为了保证变电站运行设备的安全可靠，在二次系统改造时必须采取严密的技术措施和安全措施，对此，作者提出几点建议:
1必须做足改造工程开工前的安全技术措施
继电保护改造工程项目的开工，必须按照电力施工要求经过一整套完全的手续。包括提前审批施工方案，提前向上级生产技术负责部门及调度运行部门审报停电计划和改造申请，并且与上级主管继电保护部门进行技术交底和沟通，确保施工的必要性和可行性。只有在各方面对整个改造项目的制定与计划完全落实情况下，由施工管理人员为继电保护人员创造条件，协调各部门、厂家和本部门的施工需要后才可以开工。另外，班组人员使用的工作票和继电保护安全措施票的落实也至关重要。对于继电保护安全票措施的执行，不能马虎应付，要求有执行有监督，真正做到继电保护措施票的项目详尽，真正起到确保安全的作用。
在开工前，我们采取江门局推行的准军事化管理要求，要求班员列队由工作负责人讲解工作票内容和安全措施，并且做好了如下准备工作：
1.1布置工作任务“三交待”，交待工作任务，要清楚明了；交待安全措施，要具体详尽；交待注意事项，要全面细致。
1.2接受工作任务“三明白”，明白工作任务，明白注意事项，明白安全措施执行。
1.3措施执行过程中不准工作人员凭经验工作，不履行职责，擅自扩大工作范围和变更工作内容。
1.4工作前，安全措施执行完后要由工作负责人检查安全措施是否漏项，检查设备运行是否正常，检查材料工器具的准备是否齐全合适。
1.5要求工作负责人对班组成员的着装、精神状态进行检查，确保班员状态良好、工作效率高。
2了解工程施工方案及相关进度
继电保护人员在收到有关施工方案及相关资料后，应该立即按照施工方案及进度情况，制定本班的工作安排，人员分配，并向工程项目的负责人了解具体执行计划，向工程有关负责人提出本班在执行有关计划时遇到的疑问及要求，按照本班的工作计划提前准备，制定班内工程期间工作通道、机动车行使路线、定点停放点设置，设备摆放区设置等。
3编写危险点分析与预控
按照本班工作计划，班长必须在有关计划执行前贯彻有关方案的执行思路，让全班人员都了解工作的流程及要求，各人的具体分工情况等，在技改工程施工前，全面核查改造站低压交、直流回路的负荷分配、电缆编号及走向，并绘制简图，注明可能需要解除的接线，方便在施工过程或工作结束后验收，也方便运行人员在施工中及时提出相应的意见或改造建议。
4在二次继保施工中应注意的事项
4.1在二次继电保护改造工程中，《继电保护及安全自动装置检验条例》中规定：现场工作应按图纸进行，严禁凭记忆作为工作依据。二次继电保护施工图纸也可能经过很多人的手改变更，现场实际接线难免与图纸资料内容不一致，在拆设备前一定认真核对，并做好记录，对拆除旧设备，决不能采用破坏性拆除，应保持其完整性，否则当设备改造后发现新设备不能投入运行时，需要对其进行恢复时，难以恢复原状，势必对电网的运行存在影响。所以，现场拆除二次线时，首先做好标记和记录，并做好相应的核实，防止无标记拆除后，给改造项目带来不必要的麻烦。在拆除过程中，先拆有电侧，后拆无电侧，并将无用的电缆抽出，用绝缘胶布把露出的电线头包起来，切忌由于拆除不彻底引起新设备有寄生回路，给新投设备的运行带来安全隐患。
4.2在现场工作时如果遇到技术性的难题，首先停下来，与继保及运行工作人员、厂家、设计人员进行讨论、协商，找出解决问题的办法，并在图纸上进行相应的变更，确认后方可继续进行下一步的工作。更改接线后要在继电保护记录本作过好记录，切忌擅自变更回路，使得以后运行调试工作难以进行。
4.3在电流互感器二次回路上工作时，首先用钳型电流表测量并记下电流回路的电流，接着短接从电流互感器过来的那一侧端子排，然后用钳型电流表测量短接线内和被短接部分的电流，如果短接线内的电流和短接前所测电流相等而被短接部分的电流为零，这就说明短接好了，之后便可以安全打开电流端子中间的连接片，进行下一步的工作。一般短接时应该先短N相，再短依次其他三相。在拆除工作中如果有明显的火花时说明外部二次有问题，应立即恢复短接线，待重新检查处理后在继续工作。
4.4新接电压回路或者小母线引下线时，首先检查装置内部的电压回路应该没有短路、绝缘良好，再将即将接入的线对好线，套上清晰的标示号头，先接上装置不带电的那一端，再接带电的一端或者小母线。
5保护装置调试中应注意的几点问题
5.1切忌用短接出口接点的方法来传动保护装置，防止不小心走错间隔而误短接出口，引起其他运行设备跳闸。继电器和插件的插拔，应在断电的条件下进行，并做好记录，防止继电器和插件插拔错位置，防止出现出口错乱的误整定事件的发生。
5.2保护装置上电试验时，特别注意安全措施是否完备，接线是否正确，应当取下的压板是否取下。对交流回路加电流、电压时，要注意把外回路断开，防止引起反充电或其它保护装置误动，而引起其他运行设备跳闸。
5.3防止整定单中由于计算错误而出现的误整定外，还应注意试验中把定值修改，工作结束时忘校回，因此校验工作结束后，必须进行校核，并打印一份最新定值存档。
5.4在保护装置试验完毕后，对试验前所做的安全措施进行逐一核对，对试验结果进行分析，分析装置正常，满足保护逻辑功能后，将打开的二次线进行逐一恢复，对CT、PT和跳闸回路恢复后，要进行核实，保证恢复的正确性，防止在恢复过程中误碰而引起其他运行设备跳闸。
6加强监视，确保改造设备顺利投运
6.1保护装置投运后，必须进行电流、电压向量检查，通过画相量图分析接线的正确性后，方可投入运行。
6.2保护装置在一次设备操作过程中，发现装置异常，停止投运设备，立即对装置发生的异常进行分析研究，并与厂家人员探讨，研究对策，采取补救措施，防止设备因抗干扰问题引起保护装置误动。
6.3对设备投运后发现的缺陷和异常，经过研究讨论后，无法马上解决的问题需报请上级部门和向调度运行部门进行技术交底，以便在今后运行中加强监视。在未拿出对策以前，切忌贸然对运行设备作处理，如果必须要处理，必须经上级部门批准和采取相应的安全措施。
6.4如果出现两段PT反供电的情况一定要查清二次遥测及电度等回路的接线是否有电压并联情况，并立即采取措施断开并联电压回路。
6.5在投运过程中，要求不断对保护、测控、电度计量各个屏的电流、电压进行监控，若出现电流缺相可判断为CT断线，必须停止投运设备，排除故障后才可继续进行。
7结束语
随着保护装置的微机化程度不断提高，对二次继保改造工程的施工质量和人员技术的要求也越来越高，因此我们在施工中应该不断总结提高，在执行继电保护反措方面要不折不扣地落实，并且进行逐一核实，才能高标准高质量地完成二次继保改造工程任务。
参考书目：
继电保护装置试验方案范文
关键词：继电保护智能化电力
引言：电力系统的高速发展不断对继电保护系统的相关技术提出新要求，计算机技术、通讯技术与电子技术的快速发展为智能继电保护技术不断注入新的活力，所以，继电保护技术有得天独厚的条件。随着智能保护的不断发展，新的改善继电保护性能的方案和原理不断被提出，这些方案和原理同时也对智能化继电保护装置的硬件提出相应的要求。
一、继电保护系统的发展现状
1、当下继电保护测试流程
目前继电保护测试多为相关人员到现场用笔记本控制测试仪手动完成测试并记录报告。若需要上交电子报告的，还需要回单位后整理现场的测试数据，输入到电子报告中，完成后再发给相关的领导审核。具体的说明如下：
（1）现场测试：很难保证测试按照检验规程/标准执行；需要人为判断测试结果是否合格；测试过程中需要测试和记录同时进行，效率过低；测试人员现场测试经验直接影响到测试的质量；测试仪输出模拟故障电流电压前，需要修改投退压板、定值，须按照试验的要求进行接线等；测试人通常容易忽略许多的细节，导致试验失败，甚至引起严重事故。
（2）填写试验报告：需要手动填写试验的报告，不能保证数据的有效性且效率低。
（3）人工携带进行传递试验报告，导致报告审核周期长。
（4）纸张试验报告对试验报告的统计、查询极方便。
2、当前继电保护测试系统软（硬）件的结构
继电保护测试软（硬）件的结构为“测试仪+笔记本电脑+保护装置”，测试过程为在笔记本电脑上运行厂家提供的保护测试仪软件，依据不同相关测试的功能选择不同测试的模块，测试的同时进行记录。
二、智能化测试对继电保护系统的重要性和意义
1、智能化测试对继电保护系统的意义
随着我国社会的飞速发展，我们工作和生活的各个方面都需要用到电，这使得我国对电力的需求量不断增加，因为一定时期电力的供应速度非常有限，所以我国大部分地区会出现电力紧张的情况。为缓解电力紧张给人们生产、生活带来不便，部分地区采取了定时限电、停电措施。由于我国电力系统十分庞大，在采取节约用电措施的同时，更要保证电力系统运行的安全性，这样才可以保证电力系统正常供应。这就需要做好智能化继电保护发挥其作用。我国大部分地区皆采取智能化继电保护来维护电力系统安全，这彰显了智能化在继电保护系统中的意义。
如果智能化继电保护系统在电力系统中的应用达到预期目标，首先，调试人员不需要提着沉重的测试仪及携带大量的测试工具和测试导线奔赴保护装置的现场，只需使用轻便的计算机及新型测试仪即可；其次，在规范了调试流程、调试方法后，继电保护将变得更为合理规范；最后，在统一了自动校验方法和试验项目后，继电保护将更加智能化。
2、智能化测试继电保护在电力系统运用中的重要性
（1）根据保护配置原理，在计算机上输入相应信息，就可以实现电流和电压采样值传输到保护装置，不再要大量试验的导线；
（2）保护装置的输入和输出都通过G00SE报文传输完成，只要在计算机有关软件上输入相应开入量就能使装置接收到对应信号量，不需要用外部回路短接的方式模拟开入量输入；
（3）通过各种保护功能的校验，根据表现出来的情况和保护动作的习惯，就能判断出SCD文件集成的正确性以及保护逻辑的正确性。
三、智能化测试在继电保护系统发展中的运用策略
1、智能化继电保护系统要结合计算机技术。
网络和计算机技术的发展，为各种行业的发展做出了重要的技术力量的贡献，因此被广泛应用。所以，继电保护装置需要紧跟时代潮流，向智能化的方向发展，继电保护中要用最为先进的计算机技术，不仅要体现出继电保护的功能，还要体现其智能化。为实现这个目的，要求系统提供各种状态下的具体信息，为控制系统的判断工作提供可靠依据。当下，计算机技术发展已经日渐趋于成熟阶段，技术更新周期不断缩短，计算机具有信息储存量大、体积小和运行高速化等特点。因此，要更好实现继电保护系统的智能化，需要有效利用计算机技术。
2、在继电保护中建立智能电网模式。
信息时代的重要标志就是网络技术的发展，这一发展对社会生产及人们的生活产生巨大影响，对工业的变革和发展更是起到决定性作用，计算机网络技术为各领域发展提供有力的通信支持。在智能化继电保护系统中，单个保护装置难以对整个继电保护系统进行有效控制，这就需要建立智能电网对继电保护的模式，这样才能使继电保护和智能电网融为一个有机的整体，从而保证整个继电保护系统运行的平稳性和安全性，充分发挥智能化电网的优势来进行继电保护的工作。
3、实现智能化电网环境保护管理信息系统
电网内部人员是完善和建设电网保护管理信息系统的主体，完成电网环境保护管理信息系统，最主要的就是建立电网内部相关人员的责任体系。
建立完善的有关责任体系，将责任落实到每一个人，增强相关工作人员的责任心，推动工作人员积极主动地采取措施来保障智能化电网继电保护管理信息系统安全运行；推行奖罚激励机制，让工作与个人利益挂钩，实行奖罚有秩的激励方法，从而调动相关工作人员的积极性，充分落实智能化电网环境保护系统的正常运行状态。
参考文献
【1】靳丹，韩旭杉，姜梅。省级电网环境保护管理信息系统设计开发与应用【J】《电力信息化》2013、11
【2】王慧敏，刘沪平，郭伟。可视化发电厂继电保护整定计算系统的研究【J】《继电器》2005
继电保护装置试验方案范文篇3
关键词：煤矿；供电系统；继电保护；管理措施
中图分类号：U223.6文献标识码：A
Abstract:Coalisanimportantnaturalresource,coalminingsupplysystemisessentialtotheprocessofcriticalsystems,accordingly,securityprotectiondevicessafeandstableoperationofthepowersupplysystemisalsoacommondevicetypemines.Inordertopromotecoalproductionmoresafe,orderly,wellminepowersystemprotectionmanagementisparticularlyimportant.Thisarticledescribesthemeasurestostrengthentheprotectionmanagementandaccordinglydiscussed.
Keywords:coal;supplysystem;protection;managementmeasures
0引言
供电系统是煤矿生产不可或缺的重要组成部分，也是煤矿动力的源泉。继电保护能够保障供电系统安全、有序运行，它特有的工作原理使它能够在一些事故萌芽阶段发挥作用，及时遏制可能导致重大安全生产问题的因素，从而使得供电系统顺利运行。因此，继电保护是煤矿中比较重要的安全装置，应积极做好继电保护管理工作。
1.加强煤矿供电系统继电保护管理的措施
做好煤矿供电系统继电保护管理工作应注意以下几个方面的内容：
2.1对误动和拒动现象要控制得当
误动和拒动是多数继电保护系统最常出现也最难避免的问题，一旦发生，往往会对整个供电系统产生重要影响。而煤矿是非常敏感的区域，任何意外都有可能引发难以想象的悲剧，在安全生产重于泰山的今天，避免拒动及误动造成的潜在危害更显得尤为重要。拒动与误动的发生有很多错综复杂的原因，元件问题、回路设计问题、维护水平不足、试验分析不到位、装置配置不良、整定配合不合理等，都会导致拒动及误动现象的发生[1]。虽然煤矿与超高压输电线路对继电保护误动及拒动方面的精准要求并不相同，但碍于煤矿生产井下作业、人员密集度大、不易逃生等多方面因素，对煤矿供电系统的继电保护也应做好拒动及误动的控制工作。因此，最好注意以下两点：首先，重要的元件能够互相作为备用。其次，保护配置及整定配合时应充分考虑到开关拒动及保护等情况。
2.2注意继电保护的可靠性、速动性、选择性与灵敏性
保护装置能够在短时间内有所反应会增强整体的有效性与可靠性。结合继电保护装置在电力系统中的整体作用可见，多数多相故障都从单相故障中发展出来，假如保护装置可以较快动作的话就能够在一定程度上降低多相故障的发生率。对于煤矿供电系统而言，无论是单相故障还是多相故障都会给煤矿安全带来巨大威胁，因此，应极力避免任何故障的发生，这就要继电保护尽量提高速动性。同样的道理，选择性与灵敏性也是多数继电保护装置所面临的基本要求，无疑也应做好这几个方面的工作。
2.3注重保护装置的简便性与实用性
对于继电保护装置来说，简化保护的复杂程度能够有效地提升保护效果，增加装置整体的可靠性。在满足供电系统需求的前提下，做到恰当安排、统筹兼顾，尽量使保护装置简洁化、实用化。不过需要注意，给保护装置减负的同时不能造成安全隐患的增加，要能够使“减肥”后的保护装置不失保护作用，也不会留下安全漏洞，这样才能够通过“减肥”增强整体的稳定性与可靠性。
2.4积极借鉴先进的经验
煤矿安全问题一直牵动着国人的神经，电能也是煤矿运行中的重要能源，保障电能的稳定可靠对于保障煤矿安全意义重大，对此，我们不仅要充分结合国内煤矿供电系统继电保护管理的先进经验，还要放眼世界煤矿开采行业的继电保护管理，选择性地学习并吸取先进的管理经验，从而使我们的管理工作更上一层楼。继电保护属于很实用的一门技术，不同国家都在自身传统习惯的基础上结合了现代的技术手段，摸索出比较适合于本国国情的技术模式，我们在借鉴时要注重对方国家的实际情况，比如地质问题以及煤矿生产情况等，通过对比研究，并结合我们自己的实际情况，一步步进行摸索和实践，这个过程中一定要以安全为第一要务，务必保障井下工人的人身安全。
2.5合理设计及选择保护装置
保护装置的选择要依照煤矿供电系统的运行与接线特点来配备。比如煤矿电压在10kv大小的供电系统，基本上相间短路的保护装置与单相接地的高压漏电装置就能够满足实际保护需求[2]。在安装时最好遵循以下原则：首先，地面的变电所中，高压开关应能够实现过电流保护、选择性检漏保护及电流速断保护；其次，当容量在三百二十千伏安以下时，一次侧变压器可使用熔断器进行短路保护，二次侧应通过自动的空气开关实施短路保护，电力电容器应采取电流速断的保护方式,对于电容器可能发生的内部故障，可进行熔断器保护；第三，矿井下的变电所的高压开关，可以采取瞬时动作过流脱扣器进行电流保护，还要兼具失压保护与高压选漏的保护方式。低压开关可以采用电流保护与检漏保护。
2.6合理设计整定方案
整定方案对于继电保护装置的稳定运行意义重大，因此，应对整定方案做好设计工作，计算出短路电流与保护定值，变电所的母线适宜采取分段运行的方式，以便减小总进线盘，并缩小事故范围。不过，分段运行还需要保证任一回路有能力负载全部负荷。另外，选择时限要能够与最大设备起动电流的时间错开。除此之外也不要忘记对灵敏系数进行校验。
2.7做好定期检查及日常管理工作
如果继电保护设备是新安装的，那么应及时做好全面检查工作，对于已经投入运行的保护装置，也要进行定期的检查。因为负荷基本上是经常变化的，而且煤矿特殊的工作环境也需要人们进行定期检查。原则上讲，应该每年都进行一次电气试验，不过目前的实验设备基本上不防爆，因此采矿区的变电所中的继电保护装置一般只有一次全面试验机会，就是在下井之前的进风巷中进行电气试验。做好定期检查的同时，也要做好日常管理工作。应该采用包制到人的方式，任命专门的技术员等，使继电保护管理能够落到实处。并且还要做好相关技术资料管理工作。
2.结语
煤是我国重要的能源之一，某种意义上，煤属于不可再生资源，随着我国领土之中的煤矿资源探测的深入推进以及煤矿开采的不断投入，煤矿作业的难度也在不断攀升，因为地表浅层的煤矿开采完毕后必然涉及到深入地底的部分，越是向下深入，安全风险也就越大。因此，做好煤矿安全生产工作的压力机责任只会越来越重。基于供电系统对煤矿作业的重要意义，做好供电系统继电保护管理工作势在必行。相关人员应秉持“安全生产，以人为本”的重要理念，积极履行职责，保障煤矿生产安全。
【参考文献】
继电保护装置试验方案范文篇4
关键词：变电站自动化；现场调试；对策；
Abstract:WiththerapiddevelopmentofChina'selectricpowersubstationrequirementsgettinghigherandhigher.Thisreviewfocusesonsubstationautomationsitecommissioninganddebugging.Andsubstationautomationdebuggingtheproblem,thecorrespondingsolutionstooptimizethedesignandimprovingthesitecommissioningwork.
Keywords:substationautomation;sitecommissioning;countermeasures.
中图分类号：U224.9文献标识码：A文章编号：
一、现场调试及调试情况分析
（一）现场调试
SAS系统，概括起来可由3部分组成：继电保护系统、监控系统、事件记录系统。现场调试必须执行部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条例》、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》以及相关的检验技术规定。现场试验的目的，重点是检查被试装置是否符合制造厂规定的技术要求和调度的定值要求，为定期试验提供复核的技术数据，同时检查有关二次回路是否正确、可靠。制造厂应保证新安装装置的质量，因此新安装试验不需要重复厂家出厂试验的全部项目，也不需要测量全部参数值，而应进行下列项目：1、录取各组成元件的主要运行性能技术数据
2、所有保护装置、安全自动装置、交流采样系统通道平衡性及精确度检查。
3、保护装置、操作箱、电压切换箱以及监控单元内部继电器校验。
4、保护装置开入量及开出量检查
5、保护装置的整组试验保护装置的整组特性试验，以及同一被保护设备上几套保护装置间的整套配合关系，是新安装试验的重点。试验应由连接电流互感器与电压互感器二次电缆的入口端子上通入模拟试验电流及电压，在保护装置到操作断路器的出口端子处接上模拟断路器后进行，最后继之以必要的直接操作断路器的跳、合闸试验。
新安装装置的整组试验，还应包括检查有关整个二次回路的设计以及接到保护装置的电压和电流互感器二次回路极性是否正确，是否与保护装置相互协调配合，例如电压二次回路电缆电阻是否适应规定压降的要求，能否与PT断线判据的定值相配合，电流互感器的二次回路电缆电阻及回路阻抗是否满足10%误差要求等。
6、监控系统测控装置及计量精度测试
7、保护装置、安全自动装置以及直流系统等与监控系统联调。
8、与各调度端的信息远传
（二）现场调试情况分析
1、系统对时
系统对时分软件对时和硬件对时。站内所有的保护装置都采用硬件对时，测控装置既有软件对时，也有硬件对时。调试中发现，保护小间中GPS输出的授时信号精度较差，达10ms以上，采用软件对时的测控装置精度也不高。分析其原因主要是现场总线的局限性，如F-NET（双绞线）网络是在RS-485基础上开发的，是用于小数据量工业控制领域的廉价网络，总体性能随节点数的增长迅速下降；有限的带宽使传输延时大大增加。这种条件下建议保护及测控装置全部采用硬件对时，装置应具有接点信号对时或差分信号对时功能。
2、直流逆变连接
所有微机保护装置都配有独立的直流逆变电源作为硬件系统的工作电源，其可靠性对微机保护的正常运行起着重要作用，电压过高或过低都会影响保护装置的正常工作。因此在微机保护调试过程中应检验逆变电源的可靠性。但近几年各保护生产厂家为了追求工艺和消除干扰，不再将电源输出端引至检验测孔，使该项目无法实施。建议各保护厂家增加电源输出采集，并通过串口消息传至监控系统，使值班人员做到实时监测，确保装置正常运行。
3、软压板与硬压板设置
近几年，河北南网新上监控系统保护压板方式大多为硬压板配置和软压板、硬压板关联配置两种方式。软压板配置方式由于检查难度大、操作复杂且易受其他因素影响，建议运行部门尽量不采用此种方式。软、硬压板关联配置如采用“与”的关系，往往给运行单位带来很大的操作量，使工作效率降低；如采用“或”的关系，易发生误投退压板，造成误操作，给运行带来不必要的麻烦。单纯的硬压板配置方式虽然使运行人员操作范围加大，但操作简单、直观，使各种保护运行可靠。因此，在监控系统尚处于发展阶段的今天，采用单独的硬压板配置是最为简便、可靠的方式。软压板配置是大势所趋，现在也可以将出口压板设为硬压板，其余设为软压板。
4、定值管理
综合自动化系统一般都具有远方定值管理功能，在保护设备正常运行状态下，通过监控系统可以直接调用各保护装置定值清单并具备打印功能，为保护的状态管理提供了有利条件，增加了保护设备运行的可靠性。在有的监控系统中，除具备调用定值功能外，还具备定值修改功能，但由于保护装置的多样性及厂家不同等原因，造成定值管理功能不完善、不可靠，在后台机修改定值缺少必要的现场核对和验证，甚至在运行状态下随意操作后台机可能会造成误修改定值而使保护人为退出运行，从而使电气设备失去保护功能，因此在现阶段这项功能并没有什么实际意义。
5、监控系统
监控系统的通信网络大多采用现场总线和10M/100M以太网混用的方案，即间隔层采用现场总线，变电站层采用宽带网，这种方案不能解决通信的瓶颈问题，要求增加专用的异种网络接口设备，并需要同时维护两种网络,使系统复杂性增加。
6、防跳回路
近期使用的进口断路器，多带有一只汇控箱，与断路器控制操作直接有关的电气回路就设在这里。从控制技术看，并联防跳回路有它的优点，即：接线简单而可靠；仅与断路器有密切联系；检修调试方便；就地操作与主控制室操作的关系好处理；与主控制室联系电缆芯数较少。这种电路易于实现完善的跳合闸回路监视，不论断路器是处在合闸位置还是分闸位置。
二、存在的问题及对策
（一）简化保护装置调试，完善装置说明书
目前微机保护在安装调试、整组试验及说明书的编排上还有不足之处，影响到装置的正确使用、调试与安全运行，主要表现两方面，第一：微机型保护的优点之一是一旦硬件确定下来，软件修改非常方便，功能的增加也很容易。第二：在装置的说明书中，一些必要的内容如保护原理、动作逻辑、调试方法等编入较少，且不详细，即使详细读过说明书后也无法独立进行调试。
继电保护装置试验方案范文篇5
【关键词】微机线路保护；重合闸充；故障处理；研究
0.前言
我国微机保护装置经过近二十年的发展、更新、升级，其理论、原理、性能、功能、硬件已经相当完善，能够最大程度适应电力系统运行需要，过多对微机保护装置的干预，对电网的安全运行反而是不利的。目前，我们运行管理的理念和观念却还处在一个趋向保守的状态，在微机保护装置运行、管理上存在不少的误区，已经严重影响到变电站自动化进程。本文主要分析了微机线路保护装置重合闸的充电条件及发生“异常自动重合”的主要原因，并提出了相应的现场解决方案。
1.故障事例
电力系统的故障中，大多数是送电线路的故障（特别是架空线路），电力系统的运行经验表明架空线路的故障大都是瞬时的，因此，线路保护动作跳开开关后再进行一次合闸，就可提高供电的可靠性。进入20世纪90年代后，微机保护装置开始推广应用，继电保护微机化率已达100％。但多年的现场实际应用中，发现中低压线路微机保护（如：LFP-900系列线路微机保护）的控制回路与重合闸回路之间的配合有问题，导致微机线路保护出现多次“异常自动重合”的现象。
事例1：2011年10月28日，某110kV变电站1台10kV出线开关（该开关为SIEMENS-8BK20手车开关，保护配置为LFP-966微机线路保护）在线路故障时重合未成，调度发令将该开关置于“试验”位置（即将线路转为检修状态），值班员在将手车开关由“工作”位置移至“试验”位置后开关即自行合上，保护装置的保护动作报告为重合闸动作。
事例2：2011年11月1日，某220kV变电站1台110kV出线开关（该开关为GIS组合电气开关，保护配置LFP-941微机线路保护）在线路故障时重合未成，调度发令该出线改线路检修状态，值班员在将该单元的线路刀闸拉开后，将GIS汇控柜内的“远方/就地”开关切至“远方”时开关自行合上，保护装置的保护动作报告亦为重合闸动作。
以上2个事例中，实际动作情况均出现“异常自动重合”现象，为现场工作带来极大困扰。
2.原因分析
针对上述情况，继电保护人员结合现场操作的步骤及微机线路保护的重合闸充、放电条件，进行了详细的分析。
LFP-966，LFP-941微机线路保护装置的重合闸充电条件有3个（见图1）：（1）保护装置内的双位置继电器KKJ在合闸状态；（2）保护装置内的跳闸位置继电器TWJ在分闸状态；（3）外部无闭锁重合闸信号。
这3个条件为“与”的关系，只有三者全部满足，重合闸才会充电。图1中，KKJ为双位置继电器；BC为外部闭锁合闸开入量；TWJ为分闸位置继电器；CH为重合闸投退软压板；CHJ为重合闸出口中间继电器；tcd为重合闸充电时间；tch为重合闸延时时间。由此可见，现场运行操作中，必是由于在特定条件下，全部满足了3个条件，才会出现“异常自动重合”的现象。
事例1中，当开关重合未成后，值班员未将保护的双位置继电器KKJ复位，至使开关的控制回路在“不对应”状态（KKJ在合闸状态，断路器在分闸状态），当手车开关由“工作”位置移至“试验”位置过程中，开关的联锁机构位置辅助接点S33断开，造成TWJ继电器失磁返回，此时满足重合闸充电条件，重合闸开始充电，手车开关到“试验”位置时（时间超过15s，重合闸已充好电），S33接点接通，TWJ继电器励磁动作，此时满足重合闸不对应启动条件，重合闸保护动作出口合上开关（见图2）。
图中，S33为联锁机构位置行程接点（试验、工作位置通）；S1为开关辅助接点；S3为弹簧储能接点。事例2中，当开关重合未成后，值班员亦未将保护的双位置继电器KKJ复位，至使开关的控制回路在“不对应”状态。而GIS组合电气开关的二次回路设计，将刀闸的操作切换开关的接点接在断路器的控制回路中，这种设计考虑了就地操作刀闸时可以闭锁断路器的操作。因此实际运行中，当运行人员操作出线刀闸时，一旦将GIS汇控柜内“远方/就地”切换开关切至“就地”时，断路器的合闸回路断开，造成TWJ失磁返回，此时重合闸开始充电，而操作完出线刀闸后，运行人员将切换开关切至“远方”时又接通断路器的合闸回路，TWJ励磁动作，此时重合闸充电完成，保护装置又判断路器在“不对应”状态，满足重合闸不对应启动条件，重合闸保护动作出口合上开关。
而在正常遥控、手动分开断路器时，KKJ继电器被复位（分闸状态），重合闸不能充电，无论TWJ如何动作，不能满足重合闸充电条件，也就不会出现“自动重合”的现象了。
3.解决方案
根据以上分析，解释了断路器在特定条件下发生“异常自动重合”现象的原因。据此分析，结合现场情况，继电保护人员提出了4种解决方案：
（1）运行人员在发生断路器保护动作跳闸、重合不成后调整断路器状态时，必须先用人工方式对微机线路保护的双位置继电器KKJ进行复位，使微机线路保护的重合闸不能充电，再进行其他的操作；
（2）运行人员在发生断路器保护动作跳闸、重合不成后调整断路器状态时，必须先将保护装置的直流电源断开，操作结束后再恢复保护装置的直流电源；
（3）考虑将保护装置的TWJ、HWJ继电器的常闭接点串接后作为闭锁重合闸保护的开入量接入保护，在控制回路断线时闭锁重合闸，但保护装置的备用接点中无符合此要求的接点，不能实现；
（4）联系厂家修改保护程序，将充电条件的第二条改为由合闸位置继电器HWJ判别，但改动已成熟运行的保护装置内部程序，是否会对其他保护的正确性和可靠性造成影响，难以评估。
经过比较，可行的为第一条方案，继电保护人员将造成微机线路保护在特定条件下发生“异常自动重合”的原因给运行人员做了详尽的分析，公司运行部门亦梳理了所有特定条件下会出现“异常自动重合”现象的线路，并修改现场运行规程，明确规定了操作步骤。
通过规范操作步骤的方法，一举解决了中、低压线路微机保护控制回路与重合闸回路之间存在的配合问题，经过实际运行，该措施是有效的。目前，公司此类线路保护均运行正常，且在特定条件下均再未出现“异常自动重合”现象。
参考文献：
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继电保护装置试验方案范文1篇6
关键词：校企合作职业技术教育实训基地
中图分类号：G42
文献标识码：A
D01：10.3969/j.issn.1672-8181.2015.03.009
电力行业是国民经济的基础产业，根据国家电网公司“一特四大”的发展战略、将建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网。电力系统继电保护技术进入到智能化、集成化、网络化的发展阶段，电力企业急需一大批既掌握先进的电力系统及继电保护相关理论知识，又具有很强实践动手能力的继电保护专业人才。同时，为了解决电力企业员工在职培训无场地、无师资的培训难题。四川电力职业技术学院与四川省电力公司合作共建综合性继电保护实训基地，自2010年开始建设，历时近3年，通过大量的企业调研，分析了当前继电保护专业中存在的主要问题，根据学院的实际情况，确立了实训基地建设的思路。在学院领导的重视和支持下，于2013年基本完成基地的建设。
1校企共建电力系统继电保护与自动化实训基地的意义
高职专科院校电力系统继电保护与自动化专业普遍存在着学生继电保护工程实践能力培养力度不够的现象。与此同时，广大电力企业急需一大批既掌握先进的电力系统及继电保护相关理论知识，又具有很强实践动手能力的继电保护专业人才。校企共同建设电力系统继电保护与自动化专业实训基地，促进理论知识学习与实践能力培养、教学与生产及师生与一线技术人员紧密结合。既能在学生培养、师资培训、员工培训方面发挥积极的作用，又能加强学校与企业间沟通，真正实现合作共赢的目标。由此可见，通过校企合作共建电力系统继电保护与自动化专业实训基地在当前具有十分重要的意义。
2电力系统继电保护与自动化专业实训基地建设内容及功能
本专业教师到相关的企业及院校进行调研，与相关的企业技术人员开展技术交流，深入了解企业对电力系统继电保护与自动化专业人才实际岗位对专业知识和技术技能的要求。邀请电力企业专家参与实训基地建设研讨，通过典型工作任务分析，结合企业员工岗位培训及在校学生的实践的需求，建立一个具有先进技术代表性的电力系统继电保护与自动化专业实训基地。实训基地的建设以四川省电力公司投资、学院提供场地合作共建的方式进行建设。
2.1实训基地的构成
2.1.1微机继电保护实训基地
微机继电保护实训基地分别由llOkV、220kV和500kV变电站微机继电保护实训室共3个实训室组成，由学院提供专门场地，总建筑面积约900余平米，实训基地现场主要设备、仪器仪表和工器具等完全按照《国家电网公司生产技能人员职业能力培训规范》Ⅲ级能力要求进行配置，共有保护屏152面，同步生产现场，功能完备。保护装置结合生产现场进行典型配置，覆盖了四川省电力公司系统普遍采用的国内主流保护厂家如南瑞继保、国电南自、许继电气、深圳南瑞等的典型保护设备。
2.1.2调度自动化子站实训基地
拟建设一个面积为245平方米的调度子站实训基地，可提供约40个工位，能够达到《国家电网公司生产技能人员培训规范》Ⅲ级能力培训的标准。主要设备参照国网自动化竞赛设备和四川主流子站设备配置，工位及培训硬件和软件设施满足调度自动化子站专业岗位资格考试、职业技能鉴定、技能调考、竞赛比武等要求。同时，为了适应智能电网和智能变电站自动化专业培训的的需求，配置智能变电站测控及监控系统。
2.1.2.1传统监控系统配置方案
按照国网四川省电力公司高技能人才实训基地配置清单要求至少配置4套，并至少3家以上不同监控厂家的配置要求，结合自动化子站人员培训量的需求，配置国内主流厂家220kV传统监控系统6套。传统监控配置如下：南瑞科技2套，南瑞继保2套，深圳南瑞1套，国电南自1套。每套系统按照三面屏柜进行配置，第一面屏为测控单元屏，屏内设备为各种常用测控装置，包括220kV线路测控，主变高、低压测控，220kV母联及公用测控各一台；第二面为远动屏，屏内设备包括远动双机通过104、101通道与调度主站通信、GJPS装置、网络及通信设备（路由器、交换机、纵向加密设备）；第三面为操作箱开关柜，设备包括所有专用操作箱及相应间隔的模拟开关刀闸，相关的遥信回路、遥控回路接人对应间隔操作箱。
2.1.2.2智能变电站自动化系统配置方案
智能变电站自动化系统根据典型的220kv智能站配置，配置一个220kV线路间隔、一个220kV主变间隔和母联间隔对应的保护及测控单元，并配置相应的合并单元和智能终端及操作模拟装置。配置智能站系统相应的通信、远动及监控系统设备。为满足培训多元化的需求以及智能自动化系统互操作性培训及科研等需求，考虑线路保护及测控、主变保护及测控、母线保护及测控，监控及通信等分别采用不同厂家设备。
2.1.3llOkV校内实训智能变电站
llOkV校内实训智能变电站由四川省电力公司绵阳电业局承建，采用2×31500kVA智能化主变；llOkV采用内桥接线，半高型布置，一次设备全部智能化；lOkV采用单母线分段接线，一段为中置式固定柜，另一段采用中置式手车柜，总路采用智能化设备，出线为常规设备，同时配置2×4008Kvar组架式电容器组、1×630kVA消弧线圈、2台室外布置站用变；二次设备全部采用智能化设备；全站采用一体化电源。
7.2实训基地功能
2.2.1llOkV微机继电保护实训室
开展的实训项目包括35kV及以下电容器保护装置调试，llOkV及以下线路保护装置调试（含电抗器llOkV及以下变压器保护装置调试（含站用变），低周及低压减载调试，调阅故障录波报告和保护装置事故报告，一般二次回路故障处理等。
2.2.2220kV微机继电保护实训室
开展的实训项目包括220kV线路保护装置调试及综合故障处理，220kV变压器保护装置调试及带负荷测试（220kV变压器保护装置调试），220kV母线及失灵保护装置调试及综合故障处理，备自投装置调试，继电保护简单事故分析，220kV二次回路审图等。
2.2.3500kV微机继电保护实训室
开展的实训项目包括500kV二次回路审图，500kV主变调试及综合故障处理，500kV线路调试及综合故障处理，500kV母线调试及综合故障处理，继电保护复杂事故分析等。
2.2.4调度自动化子站实训室
开展的实训项目包括厂站端遥信数据异常处理，后台监控系统检修，测控装置异常处理，远传数据处理装置异常处理，调度数据网络设备的调试及异常处理，站内监控系统通信调试与检修，变电站时间同步系统调试等。
2.2.5llOkV校内实训智能变电站
开展的实训项目包括llOkV智能变电站二次系统保护装置调试，智能变电站交直流一体化电源调试，智能变电站站域控制单元调试，故障录波及网络分析仪现场调试，交换机及网络性能试验等。
3电力系统继电保护与自动化专业实训基地的效果分析
3.1能实现真实的生产环境和形成浓厚的企业文化氛围
在实训基地的建设方案设计上，能充分发挥企业专家的咨询作用，尽可能贴近生产、技术、管理、服务第一线，努力体现真实的职业环境，能使学生在这种环境熏陶下，按照未来职业岗位群对基本技能的要求，进行实际操作训练和综合素质的培养。其中，更重要的是可以借鉴企业文化理念，营造企业文化氛围，使学生从思想上不断提升自己的职业道德和对企业的归宿感，从而实现“零距离”上岗，缩短从学校到工作的磨合期的培养目标。
3.2推行“双证书”制度，强化学生的职业能力培养
学院充分利用继电保护实训基地的条件，有计划有步骤安排学生进行实习实训，使学生专业技能有了普遍提高。将“双证书”教育引入教学计划，重视职业技能考核，鼓励学生积极参加专业职业资格鉴定考核。实训基地可进行继电保护工种的初级、中级和高级工、技师培训与鉴定毕业生在取得毕业证的同时，可以获得继电保护中级工职业资格证书，保汪了毕业生获取“双证书”比例达95%以上。
3.3为电力企业员工提供技能提升服务
电力系统继电保护与自动化实训基地建成投用以来，该实训基地先后举办了四川省电力公司继电保护专业在职员工履职能力培训、高技能人才培训、国家电网公司新人职员工培训及职业技能鉴定等共计31期，1100余人次，实施了2013年度四川省电力公司继电保护专业优秀技能人选拔和直流设备专业优秀技能人选拔工作，并举行了2013年度四川省电力公司继电保护专业技能竞赛。
3.4有利于构建一流的“双师型”教师队伍
学院充分发挥实训基地的作用，让本专业教师到实训基地学习锻炼，与在电力企业聘请的继电保护或自动化专家参签订一年的师徒合同，参与电力企业在职员工的履职能力培训、职业鉴定等工作。专业教师在达到一定工作年限后可以参加技能鉴定获得继电保护或自动化专业技师的技能等级证书，较大的提高自身的实践操作能力，积极促进“双师型”教师队伍的形成。
4结束语
该实训基地建设方案融合了继电保护、二次回路、电网监控等专业方向的相关实训内容，建立一个具有先进技术代表性的电力系统继电保护与自动化专业综合实训基地。实训基地的专业实践环境与企业生产现场相吻合。实训基地的功能集学生实践教学、员工培训和科研技术开发于一体。专业实训基地开发的实训项目与企业实际生产现场相一致。通过基地建设，既能在学生培养、教师科研、员工教育、成果转化方面发挥积极的作用，又能加强学校与企业间的沟通，真正实现“产、学、研”合作共赢的目标，充挥发挥平台的作用。
参考文献：
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继电保护装置试验方案范文1篇7
Abstract:Mutualinductorisanimportantpartofpowersystem,ifitcouldplayitsrolemattersmuchtothesafetyandstableoperationofpowersystem.Thereasonofmis-wiringofsecondarycircuitintransformermutualinductorisanalyzedandtheanti-accidentmeasuresofthemis-wiringofsecondarycircuitintransformermutualinductorareproposedinordertoimprovetheoperationlevelofrelayprotectionandautomechanismsafetyandreliability.
关键词:互感器;误接线;反事故措施;研究
Keywords:mutualinductor;mis-wiring;anti-accidentmeasures;research
中图分类号:F270文献标识码:A文章编号:1006-4311(2010)03-0064-01
1误接线原因分析
1.1班组之间、专业之间的沟通协调欠缺,对新建、改造、更换或预试工作中有关互感器二次方面的工作前期管理、监督和关注不够,工作的配合、沟通、衔接、交接不畅,隐留互感器二次方面的安全隐患。
1.2工作票、操作票、施工方案、预试方案、作业指导书等对防止互感器二次回路误接线的内容和措施编写不全面或交待不清楚,特别是现场安全措施制定缺乏针对性,未将危险点和容易出问题的地方予以专门交待,且各级管理人员逐级审核把关不严,未能提前有效防止并杜绝互感器二次回路误接线的发生。
1.3互感器二次回路误接线造成继电保护及安全自动装置不正确动作事故频发,且原因大同小异,反映出各级管理人员和现场工作人员吸取事故教训不彻底,对制定的各类反事故措施不能始终如一的坚持和严格执行。
1.4互感器上工作涉及专业较多,部分专业工作人员只注重本专业工作,对在互感器上工作对二次设备的影响考虑不周全,甚至不加考虑,造成安全措施缺失,致使继电保护及安全自动装置不正确动作时有发生。
1.5随着一、二次设备的更新改造,二次设备图纸同步更新难度加大,图实不符问题日显突出,使工作人员养成随意工作、凭记忆工作等不良工作习惯,造成二次工作安全措施票的执行流于形式,标准化作业得不到有效实施,滋生了互感器二次回路误接线隐患的产生。
2误接线反事故措施
2.1误接线反事故措施总的要求
(1)主管部室和基层单位管理人员,应充分发挥各自的管理职能,对开展的各项工程或预试工作要统筹安排,协调各专业按工作程序进行工作,严格防止由于工作失误、考虑不全及安排不当造成各专业交叉工作出现漏洞,隐留事故隐患。
(2)现场工作人员应具备高度的工作责任心,精心细致的搞好现场工作,严格防止现场工作人员防范事故意识不强造成误接线,要牢固树立“安全第一,预防为主”的思想。
(3)在现场工作中,各专业班组要认真执行一对一监护制度,应做好详尽的记录;恢复时严格核对,确保接线正确无误。
(4)更换互感器或更改电流互感器变比时,相关部室必须履行互感器变更会签制度,确保各部室、各专业工作的有效衔接。
(5)加大对保护、试验、检修和运行人员对电流互感器二次绕组组别使用的培训。
(6)继电保护专业是互感器二次回路正确性检查的最后一道关口,在互感器变更,以及互感器在高压试验、检修专业工作后,应及时通知继电保护人员进行互感器二次回路检查和向量测试,确保二次回路接线的正确性。
2.2管理部门误接线反事故措施
(1)主管部室要深入分析互感器二次回路误接线造成继电保护及安全自动装置不正确动作的原因,研究制定防止互感器二次回路误接线的反事故措施并积极组织改进,同时监督制定的各类反事故措施在现场得到严格遵守和执行。
(2)主管部室和基层单位要加强对新建、改造、更换或预试工作中有关互感器二次方面工作的前期管理。
(3)主管部室和基层单位应加强对与互感器有关的保护、试验、检修、电测计量和变电运行等专业人员的技术培训,以确保所从事工作的安全性。
2.3继电保护专亚误接线反窜故措施
(1)新建、改造、定期检验和定期检查等工作,继电保护人员应结合现场工作,认真核对二次回路图纸,及时修改保护图纸,做到二次回路接线与图纸完全相符。
(2)继电保护人员在现场工作中,必须严格执行规程的要求,规范、标准、有序地进行互感器二次回路方面的工作,保证二次回路接线正确完好,确保继电保护及安全自动装置动作行为正确。
(3)互感器与继电保护和电测计量装置关系紧密,保护人员应根据互感器绕组使用情况正确接线,检查互感器各绕组使用的正确性、合理性,并通过点极性和向量测试验证二次回路接线的正确性,确保接于保护、测量、计量装置电流电压正确无误。
(4)继电保护人员要加强对互感器二次回路完整性、正确性及机械部分的检查。
2.4高压试验专业误接线反事故措施
(1)高压试验工作仅限于对互感器本体进行,所加电气量不得加入继电保护、自动装置、电测仪表、计量装置及监控系统,必须采取可靠的安全措施以防止试验时加错线通错量。
(2)在互感器上工作时,为确保与之有关的继电保护及自动装置的安全运行,所有在互感器上的工作均必须打开二次接线。
(3)高压试验人员在断开有关二次线前,必须仔细核对设备铭牌。
2.5变电运行专业误接线反事故措施
(1)加强变电运行基础管理工作,充分发挥规章制度的作用,严格执行典型操作卡、现场运行规程和规程制度中有关互感器二次回路运行维护的要求。
(2)在电流互感器进行预试检修时,为防止电流互感器试验时造成保护误动作,运行人员应断开有关电流回路的联片或旋钮,要仔细检查是否可靠断开及隔离紧固,严格防止联片滑动接通。
(3)在电压互感器进行预试检修时,为防止电压互感器二次反送电,运行人员必须可靠断开有关电压回路的快速开关或熔断器。
3结语
电网建设是我国重要的基础建设项目,电网建设的安全能带来巨大的效益和良好的社会影响。发包方在建设项目的安全管理中处于核心地位,要积极主动地全方面、全过程参与建设项目的安全管理工作,与外包单位共同把安全工作抓好。
参考文献:
继电保护装置试验方案范文篇8
关键词：电力系统，自动化继电保护装置
中图分类号：F407文献标识码：A
电力自动化系统的发展在很大程度上受继电保护装置技术的制约[1]，因而加快继电保护装置技术的发展是十分迫切和必要的，然而继电保护装置的发展离不开测试技术的进步。继电保护测试就是进行继电保护试验和测量继电保护的特性参数[2]，在保证电力系统安全可靠运行方面起着重要作用。本文针对继电保护测试技术的发展，介绍了继电保护测试装置的基本原理，并研究分析了自动化继电保护装置的测试技术特点。
1.继电保护测试装置的类型和发展阶段
1.1继电保护测试装置的类型[3]
第一种类型由功能强大的仿真软件包和先进的实时数字仿真器件组成，主要模拟电力系统的电磁暂态过程。其特点是硬件结构复杂，电力系统元件模型库较齐全，应用面广，但价格昂贵。比较典型的有法国DTNA数字暂态网络分析仪、西门子NETOMA电力系统仿真软件包等。
第二种类型是针对某一类专门用途而设计的测试系统，具有结构简单，便于携带，价格较便宜的特点。
1.2继电保护测试装置的发展阶段[2，3，4]
第一代微机型继电保护试验仪，以单片机为智能控制器，计算速度较慢，精度较差。
第二代微机型继电保护试验仪，以PC机（笔记本电脑）做为智能控制器，采用DOS操作系统，具有较强的计算功能，精度能达到0.5级。
第三代微机型继电保护试验仪，以PC机和串口为硬件基础；软件采用Windows界面，界面友好；功能模块化，具有可扩展电压、电流插件，能实现连续变频。
第四代微机型继电保护试验仪，充分利用网络技术和数据库技术，具有良好的技术支持、方便的用户服务及灵活的硬件扩展特点；性能高、精度高，能实现实时仿真，可自动生成试验报告，具有辅助专家功能等。
2.继电保护测试装置的基本原理[3，4]
继电保护测试装置一般由主机、计算机及辅助设备组成。
主机将标准的电流、电压信号经过内部处理转化成所设定测试条件下的电流、电压信号，加载到被试验的继电保护装置上，检测其逻辑功能和动作特性，并且根据国际、国家标准对测试结果进行标定和评价。
继电保护测试装置的试验方式分手动和自动试验两种。手动试验可以通过主机上的手动控制开关，使变量按设置的步长进行增减，也可以通过计算机上的鼠标和键盘上的功能键来完成变量的递增或递减。自动试验是通过计算机的软件，将试验项目全部试验过程中所有参数变化的要求进行编程，自动完成产品的试验。
3.自动化继电保护装置测试技术的研究分析
3.1数字化继电保护装置与传统继电保护装置的差别[5，6]
随着IEC61850规约的推广和智能电气设备的发展，电气系统自动化继电保护技术进入了新的数字化阶段。符合IEC61850标准的数字化保护装置与传统的继电保护装置在结构上有着相当大的差别，其差别体现在以下几个方面：
1.硬件差别。传统保护由模拟量输入接口单元、开关量输入输出接口、数据处理单元、人机接口、通信接口等组成。采用IEC61850标准的保护则由光接口单元、中央处理单元、开入开出单元、人机接口和通信接口等组成。
2.产品检测方式的不同。⑴装置测量准确度方面。传统方式通过PT/CT交流采样，而IEC61850的方式是接收过程层送来的数字信号――光PT/CT或者电子式PT/CT。⑵SOE分辨率试验。传统方式的考核对象是继电保护装置。IEC61850方式的考核对象是过程层数字模块。
3.时间同步性。IEC61850要求测试系统的各个单体光数字转换装置、数字保护设备等之间信号的传输必须满足同步性要求。传统模式没有要求一定同步。
4.实时性要求。IEC61850要求闭环仿真测试系统各个环节满足实时性要求。传统模式没有这种要求。
由于IEC61850标准的数字化保护装置与传统的继电保护装置在结构上的巨大差别，传统的测试技术不能用于IEC61850标准的数字化保护装置。
3.2数字化继电保护测试系统的搭建方法[6，7]
数字化继电保护对测试系统的基本要求有3点：⑴能够输出基于IEC61850-9标准的采样值报文，并且能够模拟电力系统的各种故障，故障参数可以设置；⑵能够发送GOOSE报文给被测装置，模拟变电位置信息、闭锁信号等各种开入量信息；⑶能够接收被测装置发送的GOOSE报文并正确解析，给出GOOSE报文携带的信息。
在数字化继电保护测试系统中必须有光速据转化装置（合并装置）将模拟信号转化为GOOSE报文传送给被测继电保护装置，同时接收被测继电保护装置发出的GOOSE动作信号并解析为开关模拟量信号.并反馈至继电保护测试仪，以此形成数字继电保护装置的闭环测试系统。
3.3统一建模的继电保护测试装置[8-10]
电力系统日趋复杂化和智能化，微机型智能继电保护测控装置的种类也日趋多样化。在这种情况下需要提供统一的整机自动测试平台。
统一建模的系统要求：⑴测试仪必须具有全自动，全闭环校验的能力；⑵测试仪本身需要具有数据通讯的能力，可以接收命令和执行命令，并接受上位机的控制。
用一台主机同时控制多台测试仪一起工作。每一台测试仪调试一台保护装置，测试结束后，各台测试仪通过数据通信，将测试结果上送到主机，形成历史文档。如果和保护测控装置的条形码识别系统结合，其历史记录将更加完整。采用这样的调试方式，可以最大限度的减少调试人员的工作量，实现对大批量测试对象的测试。中央控制PC机在开始调试之前对每台测试仪进行单独的远程配置，并将测试方案导入到相应的测试仪中，设置测试标准；在调试过程中，对多台测试仪的调试过程进行集中监控管理；调试结束后，对每台被测试仪完成调试报告并且存入数据库。所以，在整机调试线上，只要有一位管理员控制中央控制PC机，即可同时对多台装置进行全自动调试。
开发这样的系统主要在于开发继电保护测试装置各类I/O接口插件和整机测试模型组态软件。基于数字化继电保护装置的硬件架构实现这样的系统并不困难，关键是整机测试模型组态软件的开发。
软件系统可以使用三层体系结构：⑴界面层。界面层上按照用户使用的位置不同分为远程界面部分和现场界面部分，分别对应于远程工作站和现场控制上位机。⑵逻辑层。逻辑层中包含了所有本系统的核心模块，每个模块都是按面向对象的程序设计思想对其功能进行封装，被上层的界面层的操作来调用，其结果返回给界面或是存入数据库中。⑶数据层。数据层即数据库存储部分，可以用系统自带的单机型数据库，也可使用联机数据库。
4.结论
自动化继电保护装置在电网中的应用越来越普遍，对该装置的安装校验和定期检验日益成为一项繁重的工作，研究和采用新的适应当前和今后继电保护装置的测试系统的方法十分重要，也具有很好的现实意义。
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继电保护装置试验方案范文篇9
关键词：智能变电站;继电保护;系统调试
中图分类号：TM774文献标识码：A
引言
智能变电站继电保护系统调试是保证变电站顺利投产的重要环节,也是检验变电站所使用的电气设备功能及性能是否满足设计和运行要求的关键试验,是检查变电站全站二次设备相互操作性的重要手段。试验结果可作为设备投产依据,也为将来变电站运行维护提供了参考资料。由于不同制造商对IEC61850标准的理解存在差异,导致其生产的IED虽然通过了一致性测试,但不同厂家的IED构成系统时却存在互操作性问题。因此,研究智能变电站的系统调试技术和方法十分必要。本文在总结智能变电站继电保护系统调试工作经验的基础上,研究智能变电站继电保护系统调试方法,有助于提高智能变电站的调试水平,保障智能变电站的顺利投运。
一、调试条件
智能变电站继电保护系统通过网络进行连接,设备间的连接是基于网络传输的数字信号,原有二次回路中点对点的电缆连接被网络化的光缆连接所取代,因此调试的方法也较常规变电站发生了较大的变化,在进行继电保护系统调试时应满足以下要求:1、系统及设备安装完毕。2、与一次设备及自动化系统相关的二次电缆巳施工结束。3、网络设备安装及通信线缆(铜缆和光缆)已施工结束,通信线缆测试合格并标示正确。4、现场交直流系统已施工结束,满足现场调试要求。
二、调试步骤
在继电保护系统调试阶段应尽可能发现互操作和运行要求方面的问题,及时进行更正,使智能变电站继电保护系统满足相关标准、规范和运行的要求。系统调试按如下步骤进行:(1)通用检查;(2)合并单元(MU)的检验;(3)二次回路系统检查;(4)继电保护和安全自动装置检验;(5)智能终端检验;(6)整组试验;(7)与调控系统、站控系统配合检验。其中,二次回路系统检査、整组试验、与调控系统和站控系统配合检验部分内容与常规变电站调试方法相同。
1、通用检査
通用检査主要包含外观检査、设备工作电源检查、设备通信接口检査、设备软件版本和通信报文检查等,其中外观检查、设备工作电源检查和设备软件版本检査与传统继电保护设备相同。智能变电站继电保护通用检査增加了设备通信接口检査和通信报文检査等项目。设备通信接口检査主要检査通信接口种类和数量是否满足要求,检查光纤端口发送功率、接收功率、最小接收功率。要求值如下:一20dBm
2、合并单元栓査
MU检查主要包含MU发送SV报文检验、MU对时误差测试、MU失步再同步性能检验、MU检修状态测试、MU电压切换、并列功能检验。MU发送SV报文检验主要检验SV报文的丟帧率和SV报文发送频率。检査方法:将PC机通过光猫与MU连接,抓取SV报文并进行分析。MU对时误差测试主要测试合并单元对时误差。对时误差的最大值应不大于1畔。在外部同步信号消失后,MU至少能在Wmin内继续满足4/is同步精度要求。MU输人电流电压信号的同步检验主要检查MU失去同步信号再获得同步信号后,MU传输SV报文的误差。检验方法:将MU的外部对时信号断开,过1min再将外部对时信号接上,进行SV报文的记录和分析。MU检修状态测试:MU发送SV报文检修品质应能正确反映MU装置检修压板的投退。检验方法:投退MU装置检修压板,抓取SV报文并分析“test”是否正确置位,通过装置面板观察。MU电压切换/并列功能检验:检验MU的电压切换和电压并列功能是否正常。
三、智能变电站继电保护装置配置方案
1、网络配置
站控层采用单星型以太网络；过程层推荐全站配置单星型以太网络，采用GOOSE与SV共网方式。
1.1这里推荐不按照电压等级进行组建过程层网络，主要是因为为了减少交换机投资，另外，也考虑到间隔数比较少的情况。
1.2过程层网络单重化配置，则是由于110kV侧由于间隔保护单套配置。要是考虑到主变保护双套配置的情况，应该GOOSE点对点方式在第二套主变保护与100kV桥备自投之间采用。
1.3在不考虑母差保护、间隔间无配合的情况下，10kV推荐采用常规互感器，在用于自投、分段保护测控装置等相关配合的时候，应该配置GOOSE单网；另外，对于第二套主变保护动作信号来说，采用电缆连接智能终端输出硬接点与备自投、分段保护测控装置；不配置SV网。
2、间隔层及过程层设备配置
2.1互感器配置
110kV线路、内桥采用三相电子式电流互感器；110kV母线采用三相电子式电压互感器；变压器高压侧中性点采用单相电子式电流互感器、低压侧采用三相电子式电流电压互感器。10kV母线采用三相常规电压互感器、各间隔采用三相常规电流互感器。
2.2合并单元配置
110kV线路、内桥及母线合并单元需与双套变压器保护配合，因此需要双套配置；母线合并单元按每两段母线双套配置；每套合并单元含电压并列功能。
变压器高压侧中性点合并单元双套配置，接入高压侧中性点互感器；低压侧合并单元双套配置，接入低压侧ECVT。
2.3智能终端配置110kV智能终端单套配置
变压器各侧智能终端单套配置，本体智能终端单套配置。两段母线单套配置一台智能终端。35(10)kV及以下采用户内开关柜布置不配置智能终端(主变低压侧除外)。
2.4保护装置配置
线路间隔采用保护测控一体化装置，单套配置，包含完整的主后备保护功能。桥间隔采用保护测控一体化装置，单套配置。
变压器电气量保护双套配置，每套含完整的主后备保护功能。变压器保护应接入110kV线路电流合并单元、110kV桥电流合并单元、l10kV母线电压合并单元、高压侧中性点电流合并单元。
2.5测控装置配置
每台主变配置1台测控装置。每段母线配置1台测控装置。
四、智能终端检验
智能终端检查包含智能终端动作时间、传送位置信号、SOE精度、检修状态测试等内容。检修状态测试同MU检修状态测试。智能终端动作时间测试:检查智能终端响应GOOSE命令的动作时间。测试仪发送一组GOOSE跳、合闸命令,智能终端应在7ms内可靠动作。检验方法:由测试仪分别发送一组GOOSE跳、合闸命令,并接收跳、合闸的节点信息,记录报文发送与硬接点输出时间差。传送位置信号测试:检查智能终端应能通过GOOSE报文准确传送开关位置信息。检验方法:通过数字继电保护测试仪分别输出相应的电缆分、合信号给智能终端,再接收智能终端发出的GOOSE命令，解析相应的虚端子位置信号,观察是否与实端子信号一致。
结束语
智能电网是当今世界能源产业发展变革的最新动向，体现了社会的进步，代表着电网未来发展的方向。继电保护做为电网中重要的二次设备，在技术成熟、可靠的基础上应积极探索其他实现方式。
继电保护装置试验方案范文篇10
【关键词】煤矿；井下；全面漏电保护
由于矿井电网一般采用电缆供电，但是由于工作环境恶劣，为此不可避免的发生单相漏电以及单相接地故障，从而引发人员伤亡或者是有毒有害气体爆炸。在《煤矿安全规程》的第457条规定中规定：井下低压馈电线上必须装设带有漏电闭锁的检漏保护装置或有选择性的检漏保护装置，如果无此种装置必须装设自动切断漏电馈电线的检漏装置。为此基于漏电保护原理提出了一种全面漏电保护方案，从而实现了系统的安全可靠。
1、矿井漏电保护概述
（1）矿井漏电故障种类。根据煤矿矿井电网实际情况的不同可以将漏电故障分为分散性以及集中性漏电。其中分散性漏电指的是在整条线路或者是整个线路电网的对地绝缘电阻均小于允许水平，而集中性漏电指的是漏电仅发生于某一点或者是某处，而其他位置的对地绝缘水平保持正常。
（2）漏电故障原因。导致漏电故障的原因很多，但是大致可以分为以下几大类：井下电缆因故障短路导致局部对地绝缘损坏；运行中电气设备由于绝缘受潮或者是进水导致相与地之间的绝缘下降；电气设备中的相线绝缘老化或者是接头脱落而导致火线接触金属外壳；电缆受到机械或者吉他压力、过度弯曲、挤压等导致裂口，加之受潮而引发漏电故障。
（3）漏电危害。矿井漏电故障的发生可能导致人身触电、引发瓦斯以及煤尘爆炸、设备电气短路火灾等。
（4）漏电保护设备的安装。在设备安装之前要进行相应的检查与试验：核对内部安装接线是否正确、额定电压是否与电网电压一致、原件是否损坏；检查设备的防爆性能；测定直流电源的电压值、动作时间以及动作电阻；进行耐压试验；结合自动馈电开关或者是电磁起动器继续拧漏电保护跳闸以及闭锁试验；如果检漏继电器具有电容电流补偿要进行模拟实验。此外在下井安装时也要进行如下的检查：跳闸线圈的活动是否灵活、线圈的绝缘电阻值、拉力弹簧是否调整好、中间跳闸转轴是否灵活以及馈电开关操作机构是否卡住等。
（5）设备运行维护。对于矿井漏电保护设备要每天、每月进行定期检查。每天的检查内容包括：检查欧姆表所指示的绝缘电阻值、是否安放平稳、有无淋水现象、周围是否清洁干燥、接地极是否安设良好、进一步检查检漏继电器的防爆性能、实施跳闸试验。不同的设备实施跳闸试验方法不同，分断电跳闸试验或不断电跳闸试验，在现有一些开关上设有历史检阅记录。每月的检查内容包括：导线是否破损、受潮；内部元件、指示灯以及熔断器是否损坏；闭锁装置以及执行继电器是否灵活；检查检漏继电器的隔爆性能；检查零序电抗器是否达到最佳状态。
2、漏电保护装置原理分析
我国使用的漏电保护装置共有以下几种类型：旁路接地式漏电保护、零序功率方向式漏电保护、零序电流式漏电保护、零序电压式漏电保护、无附加电源直流检测式漏电保护以及附加电源直流检测式漏电保护。漏电保护作为煤矿矿井安全供电的三大保护之一，不仅要对供电电缆以及负荷的绝缘水平进行检测，同时也要检测对地绝缘电阻，在电阻下降到一定程度是闭锁合闸回路，从而防止负荷投入运行。
2.1旁路接地式漏电保护
在旁路接地式漏电保护中，如果发生了单相触电。此时经过检测选相器的确认就可以输出动作指令，从而强迫故障相旁路接地，并利用专门设置的接地极电阻分流，从而有效地降低漏电点的电流。这种漏电保护方案具有很高的安全性，为此可以有效地减弱断电后发动机返电势以及电网电容储能。但是其不足也很明显，表现出保护范围单纯以及电路较为复杂的缺点。
2.2零序功率方向式漏电保护
这一保护方案由零流取样、零压取样、放大整形、相位比较以及执行电路构成。当电网出现非对称性漏电时，此时取样电路就会从电路中取出零序电压以及零序电流的信号，然后经过放大后，经由相位比较来判定故障支路，并最终启动执行电路来切断支路的电源，从而实现有选择性的漏电保护。这种漏电保护方法具有很强的横向选择性，但是由于动作电阻值固定不变，为此具有不能保护对称性漏电以及不能补偿电容电流等缺点。
2.3零序电流式漏电保护
零序电流式漏电保护主要针对于电网非对称性漏电，当漏电发生时电网产生的零序电压及零序电流会通过零序电流互感器驱动继电器，从而实现漏电保护。这种漏电保护方式可以有效地实现放射式电网横向选择性漏电保护，也可以适用于中性点接地及不接地系统中。但是其缺陷在于动作电阻固定不变，从而对于对称性漏电没有保护作用，同时也不能补偿电容电流。
2.4零序电压式漏电保护
当电网出现非对称性的漏电情况后就会导致三相对地电压的不平衡，从而导致零序电压的出现。然后出现的零序电压经由电压互感器的二次侧开口的三角形取出，并通过取出电压值的大小反应对地绝缘程度。如果取出的绝缘电压超过一定数值就会促使执行回路发生动作，从而导致馈电开关发生跳闸，以此实现漏电保护。
这种漏电保护方案可以对电网漏电过程中的零序电压进行有效检测，可谓是一种行之有效的漏电保护措施。但是这种漏电保护方式缺乏漏电保护选择性，从而不能对对称性漏电故障予以保护，加之动作电阻不固定，为此仅能适用于变压器中性点非直接接地的电网中。
2.5无附加电源直流检测式漏电保护
这种漏电保护方法借助于3个整流管构成了漏电保护装置，在保护电路中将3个整流管分别连接到电网的三相，而将另一端星形连接后经电阻接地。由于整个电网中的中性点不接地，为此3个整流管的直流电流需要经过电阻R以及大地和电网的对地绝缘电阻才能返回电源。为此返回电流的大小可以直接的反应电网的对地绝缘状况，从而只需要检测直流大小就可以实现漏电保护。
无附加电源直流检测式漏电保护欲附加电源直流检测式漏电保护的原理一致，不仅漏电保护结构简单，同时较高的直流电压可以如实的反应电网的绝缘水平。但是不可忽视的是这种保护方式没有选择性，同时漏电保护值会很大程度上受到电源电压波动的影响。
2.6附加电源直流检测式漏电保护
在这一漏断保护方案中涉及到了三相变抗器、KD继电器以及零序电抗器，并且其电阻为定值，但是电网的对地绝缘电阻值为可变值。如果实际使用中直流KD继电器中的电流值随着电网对地绝缘电阻变化，并且当绝缘电阻下降到一定程度就会导致直流KD继电器动作，此时常开接点接通自动馈电开关的分励脱扣线圈，从而实现馈电开关跳闸，实现漏电保护。
这种漏电保护方式较之其它保护方式具有保护全面、没有动作死区，同时对于整个供电单元也具有电容电流补偿的效果。但是这种漏电保护方式依然不具有选择性以及电容电流补偿静态性，同时其漏电保护动作较慢。
2.7新型漏电保护系统
借助于数字信号处理器（DSP）可以有效地缩短保护的动作时间，从而提升了数据处理能力。数字信号处理器主要由DSP运算处理、CT/PT信号调理板、母板以及继电器输出板组成。输入的信号经过以上及部分的处理得到输出信号。
CT/PT信号调理板。这一部分主要负责将输入的零序电压滤序器以及零序电流互感器输出的信号转换为电压或者电流信号转换为可以被DSP直接处理的信号，同时可以对信号进行适当的放大、调理、滤波等处理。
DSP运算处理板。这一处理模块主要由TMS320F206DSP芯片构成，这一处理板接受电网中的被监测支路的零序电压以及零序电流，同时对信号进行适当的放大与转换后送达DSP芯片中，此时智能化的DSP芯片就可以对接收到的信号进行相应的处理及运算，从而对操作进行判断，最后将判断结果显示在显示面板，从而实现了人机对话，极大地方便了技术人员对故障的查找。
母板：母板主要提供多种接口，例如DSP运算处理器、CT/PT信号调理板、电源板、继电器输出板以及面板电源、通信接口等。
人机交换系统：这一系统主要由按键、显示屏、运行状态灯等组成，其核心为单片机，借助于C语言编制显示程序。这一系统可以实时的显示每一块DSP板中的零序电压及电流，如果发现某条支路发生故障，液晶屏就会显示某支路漏电保护动作，同时故障灯与保护等点亮直到故障消除。
这一系统软件主要分为三大部分：初始化程序、中断程序以及数据处理程序。其中初始化程序是保证DSP芯片正确运行的关键，中断程序负责控制转换器的采样速度以及DSP与数据显示板之间的通讯。而数据处理程序主要是借助于A/D转换器对采集到的数据进行判断，控制继电器动作。
总之，基于DSP的新型煤矿井下电网选择性漏电保护装置不仅有效地改善了原有保护装置的性能，同时也保证了电网纵向漏电保护以及选择性漏电保护。由于这一漏电保护方案具有良好的人机界面，方便了技术人员对故障的判断以及故障的排除。实际运行表明这一系统具有较高的可靠性，有效地保证了矿井下作业人身的触电安全问题。
3、井下低压漏电保护存在问题及完善措施
3.1井下低压漏电保护普遍存在的问题
目前多数的矿井中普遍采用检漏继电器与漏电保护单位构成的漏电保护系统。但是由于零序电压与漏电电阻、电网电压、系统容抗有很大关系，为此会在系统电压以及系统电容的影响下导致动作时间误差。有时即便已经调整好了分馈与总馈的关系，但是随着电缆长度的延长，系统的电容不断变化，从而当支路发生漏电后并未引发分路开关动作以及总开关以及误动的现象。在实行分级保护的低压电网中，要求一级保护器的额定动作时间要小于上一级保护器的极限不动时间。而对于下级保护要求动作时间最快，从而尽快的切出故障；对于上一级的保护要进行一定的延时，从而躲过下级保护在动作过程所需要的时间。
3.2提升低压供电保护准确性的措施
动作时间作为漏电保护的重要指标，一般要求分支馈电的漏电保护动作时间要控制在50ms内，总馈线的漏电动作时间设为250ms，从而保证选择性漏电的需要。对于系统电容的变化要及时的进行修正，尤其是对于零序电压法检测漏电支路的方式中要适当的系统电容修正，从而减小电容变化对于零序电压的影响。
同时当总馈电下面的分路馈电大于10台是会导致分路开关动作迟缓，从而导致大规模的停电。同时在单母线分段供电的情况下，如果其中一台进线开关出现故障会导致运行开关的附加电流在故障开关叠加，促使所测得的漏电电阻增加以及设备拒动。为此可以分别在两台进线开关后增加一台分段开关，从而即使一台进线开关停止，负荷侧的开关也会分段，从而保障了选择性漏电的可靠性。此外为了保护线路安全还要配合采用接地、结零保护措施，从而保证人身安全。
4、矿井漏电综合保护方案
鉴于以上单一的漏电保护方案各有利弊，为此需要集中不同漏电保护方案的优势，从而形成一个综合性的漏电保护方案。漏电保护的基本要求包括可靠性、安全性、灵敏性以及选择性。其中可靠性指的是漏电保护装置自身具有一定的可靠性，在保护单元内发生漏电现象时不能拒动或者是在保护单元内发生故障时不能误动；安全性指的是漏电保护从最严重的人身触电事故发生到切除之间的时间与最小电流的乘积要满足一定条件。对于单相接地等故障要保证发生间歇性漏电或者切断电源时接地点的楼电火花小于0.28MJ；灵敏性指的是漏电保护电路对于保护单元内的临界漏电故障具有极强的反应能力；选择性指的是在发生漏电事故后，漏电保护装置仅切除供电单元中的漏电部分，而保留非漏电单元中的电源。并且保证无论是在干线式还是放射式供电中均能有效地将故障停电范围减小到最小。
这里我们提出一种旁、直、零式选择性综合漏电保护方案，在这一系统中共使用到了5种不同的保护单元及插件：直流检测式漏电保护插件、附加三相接地电容器组、旁路式接地漏电继电器、若干块直流检测式漏电闭锁插件、零序功率方向式漏电保护插件。其中将一台旁路接地定人员、定时间、定责任、定标准、定措施继电器设置于总开关处，从而极大地提升保护系统的安全性以及保障了靠延时的纵向选择性的实现；其中附加三相接地电容器组设置于总开关的负荷侧，通过将其星形点连接于接地网来消除方向型保护所导致的动作死区；将一块直流检测式漏电保护插件设置于动作死区，同时作为整个漏电保护的总后备；此外除了总开关以外，在其余所有的馈电开关以及磁力启动器中均设置一块零序功率方向式漏电保护插件；同时如上述插件装设位置一样增设若干块直流检测式漏电闭锁插件。
当这一保护单元中的某一支线W9上发生了单相漏电现象时：首先在漏电发生20s内2QA、4QA、9QC所设置的方向插件以及在1QA处设置的旁路插件均启动，同时1QA处的直流检测式保护插件也同时启动，而保证其余的保护插件不动；然后再50ms内旁路继电器发生动作，从而在1QA处将漏电相接地，从而使得漏电处的实际电流小于10ma。经过0.5s的延时作用，9QC中的方向保护插件开始动作，从而导致9QC跳闸，达到切断故障之路的目的。在此之后旁路接地继电器中直流检测式保护插件以及2QA、4QA中的方向保护插件全部返回，经过0.5s后的整个供电电路除了故障电路外的单相旁路接地运行自动转为正常状态。
继电保护装置试验方案范文
【关键词】牵引变电所；综合自动化；自投；拒动
引言
电气化铁路牵引变电所均要求具有双电源、双主变压器固定备用。备用电源及主变压器自动投切功能占有重要地位。当运行进线失压或主变压器故障时，通过自投动作，尽快投入备用进线或主变，防止发生全所停电事故。
由于牵引变电所自投系统涉及到大量的隔离开关、断路器及保护装置联动，故障率较高，因此自投系统的定期试验非常重要。2011～2012两年间宝鸡供电段对宝成铁路管内各牵引变电所进行的自投试验中，多次出现断路器、隔离开关拒动和自投拒动问题，为了能够弄清楚自投系统存在的问题并采取措施避免因自投失败而造成的停电事故，本文对3次自投试验失败的故障案例进行分析，并提出了自投试验的改进措施。
1自投功能
（1）自投工作原理：自投装置能够自动识别当前运行方式、自投允许条件、备用电源进线或主变的工作状态和牵引变电所主接线形式，当出现进线失压或主变故障时，根据定值中设定自投方式，实现备用电源或备用主变压器的自动投入。
（2）系统运行方式识别
宝鸡供电段宝成铁路管内多为成都交大许继TA21型综合自动化系统，自投功能由两套主变测控装置共同完成。由两套主变测控装置分别对牵引变电所当前的运行方式进行识别，执行自投逻辑。变电所主接线如图1所示：
2自投试验故障案例分析：
案例1：2011年5月10日，徽县变电所自投试验失败。故障现象为主变故障自投试验时，主变差动保护动作主变自投成功，而重瓦斯保护动作主变自投失败。故障原因为保护装置内部主变高、低压侧断路器的消抖延时设置不匹配，造成自投失败。
案例2：2011年10月6日，阳平关变电所自投试验失败。故障原因为保护装置内部与外部断路器、隔离开关电气参数设置不匹配，造成自投失败。
案例3：2012年5月12日，朝天变电所自投试验失败。1QS、2QS、5QS隔开都出现拒动现象。最终查明故障原因为5QS隔开位置转换后，由于保护内部消抖延时设置不合理，主变测控装置未及时检测到5QS的位置信号，而5QS对2QS、1QS隔开都有分合闸闭锁条件，造成保护装置无法正确判断隔离开关的位置，中断自投程序。（见变电所主接线图1）
结合实际运行经验，以及近年来牵引变电所备自投系统试验的故障实例，分析可以发现，造成自投失败的原因多为综合自动化设备与断路器、隔离开关之间电气参数不匹配所造成的。在现场实际自投试验中，只做了整体联动试验，未作分部检查试验，自投试验时一旦出现故障，不能迅速找到故障点，延误恢复设备的安全运行。因此对牵引变电所自投试验、故障查找方法的改进势在必行。
3解决措施：
主变测控装置可以通过所内以太网与试验工具软件通信，试验人员可以通过试验工具软件查看装置内、外部设备的运行状态，修改装置的内部参数设置。
3.1试验前完成以下检验工作：
（1）保护插件版本校验。利用试验工具软件检查主变测控装置硬、软件效验码，若检测出问题，可进行硬件及软件更换。
（2）自投整定值设定检查：检查失压延时、进线失压及有压值、隔开动作时间、自投联络延时、失压及主变故障判别投入等整定值。
（3）消抖延时设定：正确配置室外开入（断路器和隔离开关的位置信号）及室内开入（保护内部与自投相关的信号）的消抖延时。
3.2若自投过程中出现故障，立即转入自投模拟试验。以检测是保护装置故障还是外部隔离开关、断路器故障。清楚界定故障范围，便于故障处理。
（1）开入信号（进线失压、有压，主变故障）检验。采用试验工具软件中的传动试验，在本侧装置上进行开出试验，检查开入信号。
（2）自投联络信号检验。采用试验工具软件中的传动试验，在对侧主变测控装置上进行开出试验，查看本侧开入信号。
（3）主变高低压侧断路器、进线隔开、跨条隔开、中性点隔开位置信号开入检查。采用盘前进行断路器、隔开分合闸操作检查本侧开入量。
（4）若检查结果各种信号显示均正常，则说明保护装置运行正常，故障点在外部设备。外部设备的故障情况，可以根据信号的显示情况，迅速判断故障设备，进行检修。
将以上试验方法应用于宝成铁路牵引变电所自投试验中，取得了良好的试验效果。
4结束语
随着铁路建设的迅速发展，先进技术、设备的更新换代，一、二次设备电气参数的匹配问题不断出现，直接危及安全供电。通过对自投试验方法的改进，提前预防和消除了设备隐患，确保了牵引变电所设备的安全可靠运行。
参考文献：
继电保护装置试验方案范文篇12
论文关键词：继电保护；自动化改造；安全运行
近年来，随着电网改造的深入开展，大量的变电站综合自动化改造工程（以下简称“综自改造”）的工作正在进行中。变电站的综自改造与继电保护及二次回路的改造关系密切，它主要表现在信号的传送方面。对于老变电站来说，就是把一次设备的信息状态通过二次回路和继电保护装置传递到网络监控后台机上，以达到减少运行人员对现场设备操作和巡视次数的目的。
一、变电站综合自动化改造工程概述
综自改造工程是一项复杂的工作。对于老变电站的改造来说，它牵扯到对用户的停电、运行人员的操作、一次专业设备改造的工作和二次专业技术改造的工作。为了保障对用户的可靠供电，电力生产者有义务对停电时间进行严格地规划和控制。应提前对要进行综自改造的变电站进行现场勘查工作，做好“三措一案”（组织措施、技术措施、安全措施和施工方案）后，对于需要停电的工作，就要制定停电计划并报上级生产部门审批，然后在规定的时间内向运行方式部门提交停电申请，提前在规定的时间内通知用户，并且与上级主管部门及相关专业进行沟通，确保施工过程中各专业工种之间的衔接配合，以最大化地缩短工期，减少停电时间，及时为用户供应优质的电能。
综自改造工程是一个需要多专业班组相互配合的复杂工作，以阜阳供电公司（以下简称“我公司”）为例，运行人员属运行工区管辖；一次人员由修试所管辖，又分属变压器、开关、试验和油化专业；二次专业人员由计量所和调度所管辖，在变电站的综自改造二次回路中，表计由计量专业负责，计量回路以外的二次回路由调度所负责，而调度所又分为保护专业、自动化专业和通信专业。众多的专业人员在同一个工作中同时出现，安全问题就成为了综自改造工程的关键所在。
二、做好变电站综合自动化改造工程的途径和方法
结合笔者作为继电保护工作者20年的工作经验和体会，主要从保证人身安全、确保继电保护装置安全运行的设备安全和杜绝继电保护“三误”发生的角度论述如何做好变电站综自改造工程工作。
1.防治人身触电，确保工作人员的人身安全
在综自改造工程施工开始前，为了确保工作人员的人身安全，必须按照《继电保护及安全自动装置现场保安规定》的要求做好开工前的各项准备工作，办理相关手续，制定具有可操作性的“标准化作业指导书”和符合实际的“现场操作票”，具备经过审核符合实际的施工图纸，工程施工所必需的设备、材料、施工风险分析，等确保人身安全和设备安全的措施。
工作负责人是现场工作的第一责任人。进入变电站实施变电站综自改造工程后，确保人身安全，就要充分履行工作负责人的安全职责。工作负责人在开工前应做好以下几点工作。
（1）开工前“三交待”：交待工作任务要清楚明了；交待安全措施要具体详尽；交待技术要求要全面细致。
（2）接受任务“三明确”：工作任务明确，安全措施明确，操作步骤明确。
（3）严格执行现场工作“八不准”，即精神不振不能工作、应办工作票而未办工作票不准工作、应停电不停电不准工作、应验电接地不验电接地不准工作、不经许可不准工作、安全距离不够不准工作、无人监护不准工作、安全措施不明确不准工作。
（4）要求对工作班成员进行“三查”，即查着装是否符合要求，查精神状态是否良好，查使用的安全工器具是否符合要求。
（5）工作许可人许可工作后，工作负责人要陪同工作许可人到现场再一次确认工作票所列安全措施是否符合现场实际和施工安全后，方可对工作班进行工作安全交底。待交待完现场工作任务、工作地点、人员分工、带电部位、现场安全措施和注意事项后，确保每一个工作班成员均已知晓并签字确认后方可对许可其工作。在施工过程中不准凭经验工作，不得擅自扩大工作范围和随意变更安全措施，必须改变安全措施或扩大工作范围的要重新办理工作票并重新履行许可手续。
为了确保施工过程中的人身安全，必须要有工作负责人在现场监护。但也不能完全依赖工作负责人对工作班成员的监护，现场施工地点分散、工作班组混乱、人员分散，工作负责人不可能监护到每一名工作班成员，因此分工作负责人在综自改造工作中是必不可少的。由各个专业设立本专业的工作小组负责人（为了有效区分工作负责人与分工作负责人，我公司的工作负责人穿印有“工作负责人”的红马甲，分工作负责人穿印有“专责监护人”的红马甲），该小组负责人对自己的专业工作任务和人员进行监护，工作人员之间互相提醒，以保证工作安全，由此达到人人有人监护的目的。
2.确保继电保护装置安全运行的设备安全
综自改造施工往往时间短、任务重，小组之间的配合工作一定要做好，合理地安排工作顺序是笔者总结出的重要经验。在我公司，工作许可手续完成后，首先由修试人员进行一次设备的改造工作，同时保护及计量人员分别到保护室和端子箱拆除的需要拆除二次回路接线，自动化人员进行后台调试，保护及计量拆除的二次线工作结束后，立即组织人员敷设电缆，大约修试所进行的一次设备工作结束，二次电缆基本敷设完成。一次人员撤离现场后，由二次人员在开关端子箱和保护室同时进行二次电缆工作，三个小组同时工作，互相配合，电缆头制作、对线工作完成后，三个小组又分开，各自完成所属专业的接线工作。最后进行调试和做传动工作。在做继电保护装置调试的过程中，自动化专业小组联系运行人员核对保护装置上传到后台的信号与保护装置发出的信号、集控站收到的信号是否一致，若不一致则再次更正。
为了保证在保护装置调试过程中不发生微机保护装置设备的损坏事故，结合笔者工作的实际经验，主要应做到以下几点。
（1）试验前应仔细阅读试验大纲及有关说明书。
（2）尽量少拔插装置模件，不触摸模件电路，不带电插拔模件。
（3）使用的电烙铁、示波器必须与屏柜可靠接地。
（4）试验前应检查屏柜及装置在运输中是否有明显的损伤或螺丝松动。特别是ct回路的螺丝及连片，不允许出现丝毫松动的情况。
（5）校对程序校验码及程序形成时间。
（6）试验前对照说明书，检查装置的cpu插件、电源插件、出口插件上的跳线是否正确。
（7）试验前检查插件是否插紧。
（8）试验前检查装置规约设置是否与后台相匹配。
3.杜绝继电保护“三误”的发生
通过以上各点的严格执行，保护装置本身基本上不会发生人为原因造成的设备损坏事故，但是这还不能保证继电保护“三误”不发生。要杜绝继电保护“三误”，还必须从以下几个方面做好工作。
（1）防误传动：严禁使用短接出口接点的方法来传动保护装置，以防止不小心跑错位置而误动运行设备。插拔继电器和插件，应先断电，防止继电器和插件插错位置，严防继电保护“三误”事故的发生。
（2）防其它保护误动作：保护装置上电试验前，应检查接线是否正确，校验功能、出口压板是否正常。对交流回路加电流、电压时，要注意把外回路断开，防止反充电或引起其它保护装置误动。
（3）防误整定：因为试验的需要而修改定值，一定要牢记在调试工作结束时务必改回原定值。工作终结前会同运行人员对定值核对，确认无误，并打印、双方签名并交运行人员存档。
（4）防短路、短路和接地：在保护装置试验完毕后，将打开的二次回路、连片按照继电保护安全票和措施票进行逐项恢复，并要求第二人进行核对，保证其正确性，防止出现开路、短路、断路等可能影响安全运行的事故发生。
三、确保设备安全运行的具体措施
在变电站综自改造工作调试试验结束后，人身安全得到了保障，继电保护装置不会发生人为原因的设备事故。继电保护“三误”得到有效控制后，还应保证改造后的设备安全运行，工作人员还要进一步做一些工作，确保改造设备安全运行。
带负荷测向量工作在改造工作完成后，是必不可少的一道工作程序，电力设备投运后，必须进行保护的带负荷测向量检查，通过向量图分析交流回路接线，确认正确后，方可将保护投入运行。例如，笔者在进行110kv东平变电站综自改造时，由于10kv高压室内设备改造成保护测控装置与开关柜一体工作，承包给安装公司施工，在#1主变低压侧141开关改造结束后，#1主变保护投入运行前进行带负荷测向量的工作中发现，#1主变低压侧差动保护回路和低压侧后备保护回路中电流回路的向量为反极性，给保护设备的正确动作带来了隐患，因此保护班人员及时采取措施，将电流回路的极性及时调整回路，保证设备的安全稳定运行。