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繼電保護裝置試驗報告范文1
關鍵詞：電力系統 ，自動化繼電保護裝置， 測試系統 ，IEC61850
中圖分類號：F407.61文獻標識碼：A 文章編號：
Abstract: this article briefly introduc relay protection test device, the types of stage of development and testing; the basic principle of Key research analysis the IEC61850 standard automation relay protection device testing technology, including and traditional testing technology, set up the method and the difference of unified modeling of the relay protection test device of a method.
Key words: electric power system, automatic relay protection devices, test system, IEC61850
電力自動化系統的發展在很大程度上受繼電保護裝置技術的制約[1]，因而加快繼電保護裝置技術的發展是十分迫切和必要的，然而繼電保護裝置的發展離不開測試技術的進步。繼電保護測試就是進行繼電保護試驗和測量繼電保護的特性參數[2]，在保證電力系統安全可靠運行方面起著重要作用。本文針對繼電保護測試技術的發展，介紹了繼電保護測試裝置的基本原理，并研究分析了自動化繼電保護裝置的測試技術特點。
1繼電保護測試裝置的類型和發展階段
1.1 繼電保護測試裝置的類型[3]
第一種類型由功能強大的仿真軟件包和先進的實時數字仿真器件組成，主要模擬電力系統的電磁暫態過程。其特點是硬件結構復雜，電力系統元件模型庫較齊全，應用面廣，但價格昂貴。比較典型的有法國DTNA數字暫態網絡分析儀、西門子NETOMA電力系統仿真軟件包等。
第二種類型是針對某一類專門用途而設計的測試系統，具有結構簡單，便于攜帶，價格較便宜的特點。
1.2繼電保護測試裝置的發展階段[2,3,4]
第一代微機型繼電保護試驗儀，以單片機為智能控制器，計算速度較慢，精度較差。
第二代微機型繼電保護試驗儀，以PC機（筆記本電腦）做為智能控制器，采用DOS操作系統，具有較強的計算功能，精度能達到0.5級。
第三代微機型繼電保護試驗儀，以PC機和串口為硬件基礎；軟件采用Windows界面，界面友好；功能模塊化，具有可擴展電壓、電流插件，能實現連續變頻。
第四代微機型繼電保護試驗儀，充分利用網絡技術和數據庫技術，具有良好的技術支持、方便的用戶服務及靈活的硬件擴展特點；性能高、精度高，能實現實時仿真，可自動生成試驗報告，具有輔助專家功能等。
2 繼電保護測試裝置的基本原理[3,4]
繼電保護測試裝置一般由主機（下位機）、計算機（上位機）及輔助設備組成。
主機將標準的電流、電壓信號經過內部處理轉化成所設定測試條件下的電流、電壓信號，加載到被試驗的繼電保護裝置上，檢測其邏輯功能和動作特性，并且根據國際、國家標準（GB/T 7261-2008《繼電保護和安全自動裝置基本試驗方法》）對測試結果進行標定和評價。
繼電保護測試裝置的試驗方式分手動和自動試驗兩種。手動試驗可以通過主機上的手動控制開關，使變量按設置的步長進行增減，也可以通過計算機上的鼠標和鍵盤上的功能鍵來完成變量的遞增或遞減。自動試驗是通過計算機的軟件，將試驗項目全部試驗過程中所有參數變化的要求進行編程，自動完成產品的試驗。
3 自動化繼電保護裝置測試技術的研究分析
3.1數字化繼電保護裝置與傳統繼電保護裝置的差別[5,6]
隨著IEC61850規約的推廣和智能電氣設備的發展，電氣系統自動化繼電保護技術進入了新的數字化階段。符合IEC61850標準的數字化保護裝置與傳統的繼電保護裝置在結構上有著相當大的差別，其差別體現在以下幾個方面：
⒈硬件差別。傳統保護由模擬量輸入接口單元、開關量輸入輸出接口、數據處理單元、人機接口、通信接口等組成。采用IEC61850標準的保護則由光接口單元、中央處理單元、開入開出單元、人機接口和通信接口等組成。
2.產品檢測方式的不同。⑴裝置測量準確度方面。傳統方式通過PT/CT交流采樣，而IEC61850的方式是接收過程層送來的數字信號——光PT/CT或者電子式PT/CT。⑵SOE分辨率試驗。傳統方式的考核對象是繼電保護裝置。IEC61850方式的考核對象是過程層數字模塊。
3.時間同步性。IEC61850要求測試系統的各個單體光數字轉換裝置、數字保護設備等之間信號的傳輸必須滿足同步性要求。傳統模式沒有要求一定同步。
4.實時性要求。IEC61850要求閉環仿真測試系統各個環節滿足實時性要求。傳統模式沒有這種要求。
由于IEC61850標準的數字化保護裝置與傳統的繼電保護裝置在結構上的巨大差別，傳統的測試技術不能用于IEC61850標準的數字化保護裝置。
3.2數字化繼電保護測試系統的搭建方法[6,7]
數字化繼電保護對測試系統的基本要求有3點：⑴能夠輸出基于IEC 61850-9標準的采樣值報文，并且能夠模擬電力系統的各種故障，故障參數可以設置；⑵能夠發送GOOSE報文給被測裝置，模擬變電位置信息、閉鎖信號等各種開入量信息；⑶能夠接收被測裝置發送的GOOSE報文并正確解析，給出GOOSE報文攜帶的信息。
下面是數字化繼電保護測試系統的搭建示意圖。
圖1 數字化繼電保護測試系統的搭建示意圖
在數字化繼電保護測試系統中必須有光速據轉化裝置（合并裝置）將模擬信號轉化為GOOSE報文傳送給被測繼電保護裝置，同時接收被測繼電保護裝置發出的GOOSE動作信號并解析為開關模擬量信號．并反饋至繼電保護測試儀，以此形成數字繼電保護裝置的閉環測試系統。
3.3統一建模的繼電保護測試裝置[8-10]
電力系統日趨復雜化和智能化，微機型智能繼電保護測控裝置的種類也日趨多樣化。元件保護，線路保護，輔助保護，智能配網終端及用于測量控制的各類測控裝置層出不窮。在這種情況下需要提供統一的整機自動測試平臺。圖2是統一建模的繼電保護測試裝置示意圖。
圖2 統一建模的繼電保護測試裝置示意圖
統一建模的系統要求：⑴測試儀必須具有全自動，全閉環校驗的能力；⑵測試儀本身需要具有數據通訊的能力，可以接收命令和執行命令，并接受上位機的控制。
用一臺主機同時控制多臺測試儀一起工作。每一臺測試儀調試一臺保護裝置，測試結束后，各臺測試儀通過數據通信，將測試結果上送到主機，形成歷史文檔。如果和保護測控裝置的條形碼識別系統結合，其歷史記錄將更加完整。采用這樣的調試方式，可以最大限度的減少調試人員的工作量，實現對大批量測試對象的測試。中央控制PC機在開始調試之前對每臺測試儀進行單獨的遠程配置，并將測試方案導入到相應的測試儀中，設置測試標準；在調試過程中，對多臺測試儀的調試過程進行集中監控管理；調試結束后，對每臺被測試儀完成調試報告并且存入數據庫。所以，在整機調試線上，只要有一位管理員控制中央控制PC機，即可同時對多臺裝置進行全自動調試。
開發這樣的系統主要在于開發繼電保護測試裝置各類I/O接口插件和整機測試模型組態軟件?；跀底只^電保護裝置的硬件架構實現這樣的系統并不困難，關鍵是整機測試模型組態軟件的開發。圖3是軟件測試流程圖。
圖3測試流程圖
軟件系統可以使用三層體系結構：⑴界面層。界面層上按照用戶使用的位置不同分為遠程界面部分和現場界面部分，分別對應于遠程工作站和現場控制上位機。⑵邏輯層。邏輯層中包含了所有本系統的核心模塊，每個模塊都是按面向對象的程序設計思想對其功能進行封裝，被上層的界面層的操作來調用，其結果返回給界面或是存入數據庫中。⑶數據層。數據層即數據庫存儲部分，可以用系統自帶的單機型數據庫，也可使用聯機數據庫。
4 結論
自動化繼電保護裝置在電網中的應用越來越普遍，對該裝置的安裝校驗和定期檢驗日益成為一項繁重的工作，研究和采用新的適應當前和今后繼電保護裝置的測試系統的方法十分重要，也具有很好的現實意義。
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繼電保護裝置試驗報告范文2
關鍵詞：繼電保護；狀態檢修；關鍵技術；電力系統；二次設備 文獻標識碼：A
中圖分類號：TM581 文章編號：1009-2374（2015）22-0141-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.22.069
隨著計算機技術、信息技術、通信技術在電力系統中的嵌入式應用，給電氣設備的狀態檢修技術提供了實施基礎。繼電保護裝置是電力系統非常重要的二次設備，對其開展的狀態檢修工作提高了設備的可用率?，F今繼電保護狀態檢修已逐漸在全部的電網內實施，但在實際應用過程中仍有一些問題困擾著繼電保護專業技術人員。
1 繼電保護狀態檢修現狀及存在的問題
繼電保護狀態檢修是一種在固定時間內對設備進行的檢修方式，這種檢修方式不能從設備實際情況出發，存在很大的約束性和不可視性，會大大降低設備的可用程度。變電站和輸電線路數量的不斷增加使繼電保護檢驗工作量越來越繁重，由于技術上的要求，在人才培養上也需要一定的時間，因而繼電保護檢驗員的數量不能增加，再加上很多線路不能停電或者是停電時間短，導致了繼電保護檢驗不能及時的完成，給繼電保護技術人員的工作帶來了很大的壓力，從而影響了保護檢驗的質量。近幾年來，隨著微機保護應用技術的快速發展，使裝置本身具有了一定的自我檢測功能，從理論上來說可以監視逆變電源、電流、電壓輸出回路、保護定值的完整度、輸入/輸出接點、數據通信環節和裝置信息的數據遠傳，這成為繼電保裝置實現狀態檢修的堅實基礎。
雖然微機保護擁有了狀態檢修的基礎，包括交流輸入、操作控制回路等功能，但是并不包含繼電保護裝置本身，所以必須把繼電保護的狀態檢修作為一個單獨的問題來考慮，把其看成一個系統性的問題，才可以使保護狀態檢修技術在實際應用中得到推廣，由很多繼電器和電纜組成的二次回路，具有點多、分散的特點，若想對其進行全方位的監測具有很大的難度，這就使后續的工作很難進行下去。
由于近幾年來二次回路的故障導致繼電保護裝置不正確的動作所占比例很大。很多數據顯示，交流系統的繼電保護裝置不正確動作達到了十多次之多，包括保護裝置內部參數設置錯誤、TA回路絕緣破損、電源插件異常、電壓測量回路異常。這些問題都發生在兩次檢測之間，如果能在狀態檢測時及時發現，就會對繼電保護正確動作有很大的幫助。
2 繼電保護狀態檢修的關鍵技術
2.1 斷路器狀態的檢測
斷路器作為電力系統一個重要的設備，是繼電保護裝置的一次設備的延長，從實現保護的意義上來說，有效監視斷路器跳閘節點是繼電保護轉臺監測的一個重要的環節。一般采取的方法是檢驗常開、常閉輔助節點，一般情況下常開、常閉輔助接點的狀態是相反的，若狀態一樣，則表示斷路器處于異常狀態，應該在一定時間后選擇報警，如果其一起關閉，有可能輔助接點或二次回路有缺陷，還有一種可能是斷路器有缺陷。如果兩個都斷開，有兩種可能：一種是輔助節點或者二次回路有損壞，導致斷路器處于隔離狀態；另一種是斷路器本身存有問題。
斷路器的檢修要保證跳合閘回路正確，操作動作機構無異常，還要保證斷路器的遮斷容量達到系統的要求，但是這種定期檢測的方式只能給斷路器一些簡單的維修提供指導的技術，要想更細致地為評估斷路器的狀態提供有用的參考信息就需要保存記錄斷路器每次動作的情況。
2.2 TA、TV的監測
電壓回路監測一般由單項或者兩相電壓失卻、帶負荷的三相電壓失卻、線路充電時三相電壓失卻這三個方面組成。如果在零序電壓的情況下檢測的，零、負序的電流都是零，則表示電流回路異常，而且變壓器需要是一次側接地或者是三相五柱式才能在電壓互感器聯接的時候反映出一次側的零序電壓，還要采用瞬間閉鎖和延時警告的邏輯。
2.3 采集繼電保護裝置信息
由原始資料、遺傳缺陷資料和檢修資料三方面組成繼電保護的基礎資料。原始資料即出廠資料、安裝記錄、技術協議、檢驗報告、相關會議紀要等。遺傳缺陷資料就是家族式缺陷、歷次狀態評價報告、歷年缺陷和異常記錄等。檢修資料就是診斷性實驗報告、例行試驗報告、巡檢記錄和消缺記錄等。為了能夠更科學更全面地對繼電保護裝置的狀態進行評估并且制定合理的檢修方案，不僅要有在線監測的保護裝置狀態信息，還要有繼電保護設備的一些基礎資料的收集。開展狀態檢修工作的主要難點就是完整地收集到繼電保護的一些基本資料，當基礎資料的建立健全之后，才可以對繼電保護裝置的情況進行全面的、有效的預估。
2.4 保護二次回路
計算機技術和電子技術正在迅速發展，繼電保護狀態的監測可以用廣泛應用于各個行業中的可編程邏輯的PLC技術進行監測，PLC技術可以讓以前采用硬件式構造的操作箱回路用軟件的編程方式來實現，可以更有效率地將操作箱的智能化擴展到保護裝置的自我檢測的領域里。這種技術還適合用于正在發展中的智能變電站，如果在普通的變電站中使用智能化的操作箱，不但會增加系統的復雜性，還會降低系統的可依賴性，這種技術大量地應用在低壓保護上也十分不經濟，對待普通的變電站，可以使用遠程傳動對二次回路進行檢測，來確定回路的可依賴性。在用電較低的時候可以向用戶發出停電通知，之后就可以進行遠程傳動的測試，在實驗中心對這個保護裝置傳達一個遠程傳動的指令后，進行一次跳閘、閉合的過程，這個過程用時比較短，對廣大的用戶不會造成過大的影響，這個方法可以檢查保護出口和斷路器之間的回路聯接是不是正確，還可以檢查斷路器的動作是否正確。
3 繼電保護狀態的系統檢測
有效率地找出保護系統中的異常、立刻解決保護裝置和回路中的不足是繼電保護狀態檢測和修復中的關鍵所在，所以，精良的狀態監視體系是保護狀態檢測和修理的一個重要環節。保護狀態監視系統是由信息采集、信息分析、信息傳輸三個系統組成的，信息采集系統的作用是采集信息，主要采集跳閘線圈，相關回路和保護裝置的關鍵信息，這些信息是保證繼電保護狀態檢測和修理能夠實現的基本信息。信息分析系統的作用是數據的分析和處理，例如保護自檢報警、定值的管理和動作報警。信息傳輸系統的作用是增加抗干擾的能力，基本上都是使用光纖作為媒介。獲取了繼電保護狀態的信息，利用專家庫里的資料對信息進行分析。用專家的思維對收集到的信息進行分析和判斷，判斷設備有沒有故障，最終得出檢測結果。保護狀態檢測后臺的分析系統從作用上來說一般分基本應用和高級應用兩個功能。根據報警信息的內容，保護狀態檢修系統會將信息進行整理，并且和以往的信息相結合，給健康水平總結出一個比較綜合的評價，從而判斷設備是不是存在一些問題，之后專家會運用推理的原則對繼電保護裝置的報警信息進行分析，用以往總結出來的經驗判斷裝置是否存在
異常。
4 結語
繼電保護裝置狀態檢測的使用正在不斷發展，不僅要了解繼電保護檢測技術的現實狀況，還要把繼電保護檢測技術應用在比較難解決的問題上，要熟練地掌握繼電保護裝置的核心技術，了解繼電保護裝置狀態檢修的基本組成部分和功能應用，多給繼電保護裝置狀態檢測提供一些實驗的平臺，起到正面的引導作用，促使繼電保護裝置早日投放到大范圍的使用中。
參考文獻
繼電保護裝置試驗報告范文3
關鍵詞：大金坪;繼電保護;管理
0 引言
大金坪水電站位于四川雅安市石棉縣境內的松林河上，是一座灣壩河、洪壩河聯合引水式電站。三臺混流式水輪發電機組，總裝機容量129MW，2007年三臺機組相繼并網發電。1#機組采用發變組單元接線，2#、3#機組采用擴大發變組單元接線，匯流至220kV單母線上，經金石線送出至石棉變電站并入四川電網運行。發電機、主變、線路保護裝置均采用國產、雙重化微機保護配置，母線保護和安控裝置各一套，故障錄波裝置三套，全部投入運行。
繼電保護的管理優化是響應四川電網建設管理的要求，也是保證公司經濟發展的重要基礎之一，本文基于作者自身工作，探討了本站繼電保護運行管理中存在的不足，并研究其相關措施，有助于改善今后的工作。
1 大金坪水電站繼電保護運行管理中存在的不足
電站繼電保護設備整體運行情況良好，自投運以來，繼電保護投運率、正確動作率、檢驗合格率均為100%。技術資料、規程齊全并定期更新，但繼電保護運行管理中仍存在一些不足之處，需進一步優化、提高。
1.1 設備臺賬不足
現場設備只對主設備或重要設備建立了相關臺賬，對于小設備及附件沒有進行記錄工作。記錄了的設備也存在內容不全的情況，比如電流、電壓互感器沒有出廠編號、額定二次負荷、二次回路導線面積、出廠日期、投運日期、歷次測試結果及時間、故障情況等信息，現有臺賬只有紙質版，沒有電子版，不符合生產信息化管理的要求。
1.2 繼電保護及安全自動裝置專業技術工作的不足
電站未對保護裝置電氣量進行每月一次的記錄。不符合《微機繼電保護裝置運行管理規程》5.2條要求，出現采樣異常沒有采取措施防止保護誤動或拒動。電站直流中間繼電器試驗報告不完善，未定期采用小量程鉗形電流表對屏蔽電纜接地情況進行檢查，保護裝置部分出口壓板未采用斷路器編號和壓板編號雙重標示等。另外，技術監督安排和記錄不夠完整。
1.3 反措執行情況的不足
電站未按反措要求明確電壓互感器二次回路的空氣開關與電壓回路總路開關在跳閘時限上的配合關系，保護裝置年檢中未進行斷路器失靈保護電流判別元件的動作和返回時間、返回系數校驗，變壓器過勵磁保護的起動、反時限和定時限元件未根據其過勵磁特性曲線分別進行整定，未進行返回系數校驗。
1.4 直流系統技術監督工作的不足
電站未完善直流空開安秒特性測試記錄和報告，未核實直流系統絕緣報警裝置交流竄入直流告警能力，未對直流系統絕緣在線監測裝置接地測試的結果進行記錄。
繼電保護運行管理中存在的不足，主要與這幾個方面有關：其一，在日常工作中對保護重要性認識不夠深入，沒有從根本上發掘問題所在，導致了監督不到位、記錄不全等問題;其二，相關的規程規范有待優化，有些缺乏明確的操作性，導致技術監督、設備臺賬管理等執行不到位，流程欠規范;其三，人才的缺失，沒有足夠的專業技術人才來進行監督，導致工作改善不到位。
2 水電站繼電保護運行管理
2.1 水電站繼電保護的一般性規定
在水電站繼電保護的規定中，要求電站人員掌握《四川電網繼電保護管理規程規定匯編》和《電站繼電保護及自動裝置現場運行規程》，并在運行管理和操作中嚴格執行。電站現場應有運行規程及檢修規程、繼電保護缺陷及處理記錄、保護定值及動作情況記錄等相關資料。開關同期合閘操作分為監控后臺機遙控操作和監控屏就地操作，在實際的操作中，應當應用微機防誤閉鎖系統，減少人員操作時的誤操作。保護裝置必須定期檢驗，以確保其設備及二次回路的完好、定值和特性的正確。在保護裝置及二次回路上工作，要根據與實際相符的圖紙進行。
2.2 水電站繼電保護定值管理
現場使用的保護裝置定值清冊只能保存最新定值通知單，現場對定值的管理應由專人負責。定值更改必須在退出裝置出口壓板的狀態下進行，更改后應和省調下達的定值單認真核對無誤并打印存檔。定值調整后，運行人員應在繼電保護裝置工作和定值記錄薄上簽名，并記錄調整后的定值、調整的時間和下達定值通知的調度員姓名或通知單編號。核對定值要做到調度部門下達的定值通知單、現場定值記錄薄、保護裝置定值、保護整定值“四統一”。
2.3 繼電保護的檢驗與維護工作
繼電保護裝置是電力系統的“無聲衛士”，裝置的不正確動作會給電網和電站造成嚴重的危害。須定期進行繼電保護及安全自動裝置的點檢維護，如運行人員定期對保護屏柜接線端子進行檢查緊固;定期打印采樣數據，開展數據分析和歷史記錄的對比檢查，如出現采樣異常應立即采取措施防止保護誤動或拒動;定期采用小量程鉗形電流表對屏蔽電纜接地情況進行檢查測試并記錄，對出現的問題應及時分析，對可能發生電磁干擾引起的誤動應采取臨時接地措施。
繼電保護裝置在現場投運以前和運行一段時間后，必須按檢驗規程進行全部或部分檢驗。檢驗是發現保護裝置及回路故障的重要手段，大金坪水電站在檢驗中發現了220kV母差保護動作后不能出口、金石線2號保護重合閘不能動作出口、機組失磁保護母線電壓回路采集點不正確等重大安全隱患，予以及時消除，并及時編制繼電保護檢驗報告及隱患排查相關記錄，做到閉環管理，以提高電網和電站的安全運行水平。
3 大金坪水電站繼電保護運行管理的注意事項
電站運維人員要經常查看和采集保護裝置、故障錄波器、監控系統的各種數據，并借助電力電纜故障探測儀、遠紅外測溫儀等先進的監測工具對保護及自動裝置運行狀態進行評估、分析、判斷，從而及時發現設備是否出現異常狀況，一旦發生異常運行，應迅速采取措施予以消除，避免事態擴大。
嚴格執行電力行業和電站現場標準、規程，積極落實繼電保護及安全自動裝置“反措”要求。如運行中修改定值需改變繼電器內部接線時，運行人員一般不得進行，如遇特殊情況需運行人員改變其內部接線時，應有防止電流互感器二次開路、電壓互感器二次短路的措施。調整變壓器、母差等保護定值時，還應退出與該保護相關的聯跳、聯切啟動壓板。任何保護裝置投入運行前，須核對定值及壓板投退正確無誤并檢查保護裝置在正常運行狀態后，才能將它投入運行，必要時應帶負荷檢驗。
為了有效地提高保護裝置檢修質量，應當完善設備檢修制度，以設備的實際運行狀態作為檢修的依據，以狀態檢修取代以往的定期檢修，能夠使設備檢修更加科學有效，更好地利用人力物力，保障設備運行質量。
4 結語
大金坪水電站繼電保護運行管理水平會對電網和電站的安全運行產生重要影響，因而分析其中存在的問題，并有針對性地提出管理措施和注意事項，對確保電力系統安全穩定運行和提升工作效率具有積極意義。
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繼電保護裝置試驗報告范文4
關鍵詞：農村電網；繼電保護；定值計算
1 農村電網的特征
農村電網變電站大多數為35kV變電站，主結線為單母線或單母線分段，電壓比為35/10kV，主變一般為雙卷變，一般按兩臺配置。
主變主保護配置速斷、差動保護和瓦斯保護，主變后備保護配置過電流保護。出線保護配置速斷，限時速斷，過電流保護，并配置一次重合閘。線路串接級數多，分支線多，距離長。負荷率低，負荷變化大，隨機性強，功率因數低。
配電變壓器數量多，勵磁涌流大。線路設備質量相對較差，故障率較高。線路電壓等級大都在10～35kV范圍。
2 正確認識及處理農村電網繼電保護四性關系
2.1選擇性
選擇性是衡量繼電保護運行質量的一個重要指標。由于系統上下級保護不配合，造成大面積停電事故時有發生，對社會造成很大影響，帶來很大的經濟損失。因此，選擇性是四性的靈魂，關鍵在于解決越級跳閘問題。在實際工作中，往往有未核算保護配合問題或在方式安排上只考慮了正常方式的保護配合問題，而未考慮特殊方式下的保護配合問題造成越級跳閘，或者只考慮了相鄰兩級相同元件的保護配合問題，而忽視了相鄰兩級在任何運行方式下的真正配合，埋藏下安全隱患。農村電網因串級級數多，按常規后備保護時間逐級配合，在線路末端出現0s保護動作時間，使用戶保護無法配合。在保護靈敏度滿足的前提下，可適當在某一級退出后備段，以節省系統時間級差，或采用重合閘補救方法。采用后者使末級重合閘動作時間較長，如果線路串級級數很大，則應優先采用前者。如果任選一種方法不能滿足要求，可以采用兩種方法相結合的方案，根據實際情況靈活處理。
2.2速動性
農村電網一般處于電網末端，速動性既是將故障線路在盡可能短的時限內與系統隔離，避免越級跳閘，擴大事故范圍；并且，農村電網一般為放射形線路，在滿足躲過配電變壓器群勵磁涌流（一般持續時間0.2～0.3s）前提下，可將保護動作時限盡可能壓縮。另一方面，農村電網電氣距離遠離系統振蕩中心，主電網都配置有快速保護，系統對農村電網的影響也相對較小，加之農村電網35kV電壓級保護動作時間一般在2s及以下(根據變壓器反措要求，主變后備保護必須在2s內切除故障)，滿足變壓器反措要求。
就用戶而言，負荷的重要性程度及連續性相對較差，負荷主要是照明、小動力、農業排灌等。在2s內切除故障，在一般情況下，不會對用戶電氣設備造成很大影響。隨著城農網改造工程的實施，微機保護覆蓋面進一步擴大，保護時間級差由0.5s減到0.3s，使農村電網整體保護動作時間進一步下降。在用戶端大量采用靜態繼電器及快速空氣斷路器、快速熔斷器后，提高了用戶端的速動性?？傮w來講，保護動作速動性問題隨著系統保護動作時間級差壓縮，保護動作速度還會進一步加快，向好的方向發展。
線路保護后加速問題：在實際運行中，由于農村電網一條線路接入配電變壓器較多，配電變壓器群勵磁涌流較大，所以在手動重合或保護重合時，過電流保護電流元件動作(無電壓閉鎖)造成后加速跳閘。故在投后加速段加速過電流段時應先測量勵磁涌流，其后再決定是否投過電流后加速段。在一般情況下，限時速斷、過電流保護均應投后加速段，以提高切除系統故障的速動性。
2.3靈敏性
靈敏性即保護裝置對其保護范圍內發生故障或不正常運行狀態的反應能力。滿足靈敏性要求的保護裝置應該是：繼電保護在其涉及的保護范圍內發生故障時，不論短路點的位置、短路的類型以及是最大運行方式還是最小運行方式，都應正確動作。
農村電網大都采用固定門檻的判據條件，定時限時間特性，一般配置由電流、電壓元件構成的保護。該保護受電網運行方式影響很大，往往在小運行方式下校核靈敏度時不能滿足要求。
在一般常規35kV變電所中，35kV電源側配置電流速斷或差動為主保護，過電流作為后備保護。如過電流保護靈敏度不夠，最好改為復合電壓或低電壓閉鎖過電流，閉鎖電壓取10kV電壓相對靈敏。在選擇主變保護配置時，應適當超前考慮，以免因運行方式變化出現靈敏度不夠現象。
2.4可靠性
即需要保護動作時必須動作，不能拒動；不需要保護動作時必須不動作，不能誤動。在誤動方面存在以下問題：（1）過負荷問題：由于整定計算提供負荷不準，或對負荷預測不準，尤其在特殊運行方式下，由過負荷引起保護動作；（2）方式和保護不協調：方式安排未考慮保護是否滿足配合要求；（3）不用保護或需要說明的注意事項未交代清楚，運行人員誤投；（4）微機保護控制字取錯。在拒動方面，一是未進行二次回路的負載校驗；二是保護軟硬壓板投錯或漏投。
3 繼電保護定值計算
3.1定值計算的前期工作
定值計算需要充足完備的前期資料。定值計算應具備準確無誤的計算資料，這是進行定值計算的前提。它包括：一、二次圖紙；所帶配電變壓器總容量、電容器、消弧線圈、電抗器等銘牌數據和廠家說明書；電壓互感器、電流互感器變比和試驗報告；實測線路參數或理論計算參數；保護裝置技術說明書等等。
在實際計算中遇到的問題。圖紙或資料與現場實際不符：比如電流互感器變比與實際不符、線路長度、型號與實際不符、變壓器短路阻抗與實際不符、應該實測的參數沒有實測值、圖紙錯誤等等。
定值計算所需資料不全：未提供電容器內部接線形式；架空線沒有分段標注長度和型號；電纜線路在方案中沒有寫清所帶用戶或標注雙電纜。
解決措施：由設備運行維護單位建立由專人負責的設備運行管理數據庫，數據庫要做的時時更新、準確無誤、資源共享。
作為提供資料的單位，應對定值所需資料的正確性負責，這是進行定值計算的基礎工作，錯誤或不準確的資料會直接導致繼電保護裝置不能正確動作，造成嚴重后果。
3.2定值計算工作
定值計算是決定保護裝置正確動作的關鍵環節。定值計算人員應具備高度的工作責任心，樹立全局觀念和整體觀念。
整定計算工作應嚴格遵守整定計算基本原則：局部服從整體；下級服從上級；局部問題自行消化；盡可能的照顧地區電網和下一級電網的需求；保證重要政治用戶供電。滿足繼電保護和安全自動裝置選擇性、速動性、靈敏性、可靠性的要求，在不滿足時應合理取舍。對定值通知單的下達，應詳細說明保護裝置的投運條件及運行中應注意的問題。
由于保護裝置不斷更新換代，特別是微機保護裝置版本不斷升級，使得整定計算人員不得不花費大量時間和精力，逐字逐句的學習研究新內容，與保護裝置廠家技術人員反復溝通，掌握原理和動作邏輯，所以在采用新的微機保護裝置時很容易出錯。由于保護裝置來自不同的廠家，有時會有同一種保護定義不同、名稱各異，容易引起混淆。有些保護廠家說明書寫的不夠詳細，比如缺少邏輯回路圖，使整定計算人員很難判斷保護是否動作。還有的廠家定值菜單內容過于繁瑣，比如設很多控制字和投退壓板。
解決措施：一般應規范繼電保護裝置軟件版本，規范廠家對同一種保護、同一種功能的壓板名稱，規范廠家技術說明書及其必要的內容。整定計算人員應提高業務素質，加強對新裝置的學習，積極參與保護裝置的配置、選型和改進工作。
加強各級各地區整定計算人員之間、與廠家技術人員之間、與現場運行繼電保護調試人員的溝通和學習，取長補短，相互把關。
作為微機保護裝置使用單位，在新裝置的使用初級階段，難免會存在一些問題，因此，讓定值計算人員和現場調試維護人員，盡快掌握微機保護裝置性能，培訓工作十分重要。應加大動態培訓的力度，盡快提高繼電保護人員整體的業務技術水平。
其他容易造成整定計算錯誤的情況：二次接線修改的圖紙變更工作不及時。整定計算人員對于新裝置的內容、含義和二次回路不清楚，沒有很好的掌握，以致定值內容出錯。
保護裝置先天不足，比如有些老型號的裝置，定值單位步進較大，小數點之后調整不出來，影響了定值單的準確性，甚至影響了上下級的配合關系。整定人員沒有參加有關繼電保護配置、設計審查和設備選型等工作，到了計算定值的時候才發現問題，特別是裝置本身存在設計缺陷時很難得到修改，使保護配置先天不足。線路切改或更換變壓器后沒有及時修改系統阻抗，使定值計算出現偏差。
4 定值單的執行工作
一張定值單的產生和執行，要經過組織單位提供資料、確定運行方式、定值計算、定值審核、確定停電時間、保護調試、調度人員核對等諸多環節，其中每一個環節都可能造成定值單在執行中出現問題。
凡運行的繼電保護定值必須有正式的定值單為憑證，保護投入前必須由當值調度員與現場人員進行核對，確認無誤后，調度部門填寫執行日期并蓋章，在一周內返還定值計算部門存檔。
實際遇到的問題有：執行后的定值單不能及時的返還到定值計算部門，使保存的定值單與現場定值出現偏差。定值單在流轉執行過程中或執行完畢丟失，使定值單出錯。
解決措施：應建立繼電保護定值單的閉環管理措施，建立定值單執行簽轉制度。參與定值單執行的各部門人員應嚴肅定值單執行工作，不能認為定值單的執行和保護僅僅是繼電保護人員的責任。
5 定值的管理工作
定值單管理工作應細致認真。管理好定值單、定值計算底稿、資料方案對繼電保護定值計算和運行維護工作十分重要。保存的定值及其資料必須與現場實際相符，才能保證定值計算正確和執行無誤。
實際遇到的問題：工作中定值計算底稿和資料沒有及時歸檔，再次計算時資料不全，出現計算錯誤。每年的定值單現場核對工作流于形式，沒有制定具體的管理措施。停運的線路和改路名的線路沒有通知整定計算人員。
繼電保護裝置試驗報告范文5
關鍵詞 差動保護；過電壓；電流互感器；主變
中圖分類號TM7 文獻標識碼A 文章編號 1674-6708（2014）106-0168-00
1概述
我公司110kV設備采用氣體絕緣金屬封閉開關設備（GIS），主變差動保護裝置配置南京南瑞繼保電氣有限公司RCS-9671CS產品，差動保護電流回路取主變（主變容量：50000kVA 聯接組別號：YN yn0 d11）高、中、低三側電流，比率差動保護整定值0.8Ie（Ie為主變額定一次電流折算到二次側），比率差動制動系數0.475。變電站正常運行方式：萬昆線帶110kVⅠ、Ⅱ母線帶1#主變和2#主變，110kV母聯1150在合位。一次系統接線圖如圖1所示：
圖1
2 事故經過
2013年9月6日，變電站因處理設備線夾隱患需將2#主變由運行轉檢修，當2#主變停運，操作人員拉開2#主變110kV側進線14012隔離刀閘時，1#主變差動保護動作，跳閘報告顯示“13-09-06 19：14：04：245 A DI 000.84Ie 比率差動動作”，造成全公司大規模停電，直接經濟損失達百萬元。
3 1#主變差動保護跳閘原因查找及分析
1#主變投運至今已經安全運行4個月，所帶負荷最高達40000kVA，可能由以下原因引起差動保護動作：
1）1#主變三側電流互感器運行4個月，電流回路接線螺栓松動、接線壓接不實；
2）1#主變高、中、低三側電流互感器極性存在問題；
3）RCS9671CS主變差動保護裝置內部存在故障；
4）1#主變高、中、低三側電流互感器本體有問題；
5）主變繞組本身有問題或內部存在故障；
6）1#主變差動電流回路與14012隔離刀閘操作回路存在必然聯系。
1#主變差動保護動作后，對1#主變本體詳細檢查，發現壓力釋放閥正常，無噴油現象發生，氣體繼電器內無氣體，1#主變油位指示正常，與環境溫度配合正確，無異常，主變油常規試驗報告及色譜分析報告顯示主變油合格，比率差動動作后，1#主變強行送電成功并安全運行5天，綜合主變繞組頻率響應特征曲線、相關系數分析結果顯示差動電流的存在與主變本體無關。
技術人員對1#主變35kV側進線柜和10kV側進線柜內電流互感器本體及接線檢查、緊固。公司聯系當地電業局，電業局試驗人員對電流互感器做極性測量、勵磁特性曲線和繞組直流電阻測量實驗，試驗結果表明1#主變35kV側和10kV側電流互感器各項指標合格，未發現異常。為盡快恢復生產，降低事故損失，公司決定投運1#主變和2#主變，在解除1#主變差動保護壓板后，操作人員對1#主變強行送電，并且一次性送電成功，帶負荷后差動電流一直存在。投運2#主變前，為驗證2#主變110kV側進線14012隔離刀閘操作回路是否同1#主變差動電流回路存在必然聯系，操作人員多次分、合2#主變110kV側進線14012隔離刀閘，RCS9671CS主變差動保護裝置顯示差動電流均一直存在。因1#主變已經運行，公司逐漸恢復生產，1#主變所帶負荷一直變化，差動電流也隨負荷變化，負荷增加，差動電流增加，負荷減小，差動電流減小。因此，可以判斷2#主變110kV側進線14012隔離刀閘操作回路同1#主變差動電流回路沒有聯系。
1#主變聯接組別號：YN yn0 d11，試驗人員采用MG2000D型多功能雙鉗數字相位伏安表測量高壓側電流對中壓側電流相位角約為180o，高壓側電流對低壓側電流相位角約為150o，可判定電流互感器極性正確，相位角大小符合主變連接組別。
為排除RCS9671CS主變差動保護裝置問題，首先對保護裝置參數設置進行校驗，因為兩臺主變型號一致、采用的繼電保護裝置也同廠家、同型號。所以，參照2#主變保護裝置參數及設計院定值單進行對比，1#主變差動保護參數設置合理、正確，排除參數設置問題，試驗人員采用GYJB-C微機繼電保護測試儀對1#主變的差動保護裝置施加電流校驗。試驗結果表明RCS9671CS主變差動保護裝置正常、動作可靠，排除RCS9671CS主變差動保護裝置自身問題。
圖2
當排除以上差動保護動作后經仔細審查圖紙，發現110kV側差動電流互感器端子排上接有CTB-6系列電流互感器過電壓保護器，廠家所供差動電流互感器原理圖中沒有標示電流互感器過電壓保護器，其等效原理圖如圖二所示，即在差動電流互感器的電流流出端并聯電流互感器過電壓保護器。在1#主變匯控柜內，發現電流互感器過電壓保護器指示燈已經變色，表明電流互感器過電壓保護器已經動作。我公司技術人員對電流互感器過電壓保護器CTB-6手動復位后，差動保護裝置顯示差動電流為0.00Ie，差動電流消失。
我公司經與電流互感器過電壓保護器廠家技術人員交流得知“CTB-6系列電流互感器過電壓保護器主要用于CT二次側異常過電壓保護”。當CT二次回路開路或一次繞組出現異常過流時，二次繞組中產生的電壓高于正常運行電壓時，強制電流互感器二次繞組短路且輸出長期保持。由于斷路器分合閘等操作、設備故障或其他原因，使電力系統突然變化，系統由一種狀態轉換為另一種狀態，在此過渡過程中系統本身的電磁能振蕩而產生過電壓。經查閱相關資料，氣體絕緣金屬封閉開關設備（GIS）隔離開關及斷路器操作會產生波頭極陡并伴有高頻震蕩的快速暫態過電壓，當拉開2#主變110kV側進線14012隔離刀閘時，因110kV母聯開關在合為，110kV母線產生暫態過電壓，1#主變110kV側差動電流互感器二次側瞬間產生電壓大于150V，引起電流互感器過電壓保護器動作，強制將差動電流互感器二次繞組短路，導致差動電流互感器二次側無電流輸出，RCS9671CS主變差動保護裝置無法采集到1#主變110kV側差動電流， 保護裝置經內部計算存在差動電流，當差動電流值超過0.8Ie（差動保護裝置整定值0.8 Ie）時，差動保護動作，1#主變跳閘，從而引起本次差動保護動作的發生。
4 預防措施
1#主變差動保護由于電流互感器過電壓保護器動作而動作，電流互感器過電壓保護器動作后，強制將電流互感器二次繞組短路且輸出長期保持。技術人員認為電流互感器過電壓保護器可應用在計量電流回路等非跳閘回路中，保護電流互感器二次側開路引起的過壓。差動電流回路中沒有配置的必要性，由我公司技術人員制定拆除方案，擇機拆除。
結束語 CTB過電壓保護器在實際運行中不能躲過正常操作過電壓，動作后將電流互感器二次繞組強制短接，造成差動保護誤動作。因此，在主變差動電流互感器回路配置過電壓保護器而且僅在主變的一側設置保護，沒有考慮到三圈主變差動保護的要求，因此在電流回路中配置電流互感器過電壓保護器的技術方案并不成熟，在今后的應用中應引起足夠的重視。
參考文獻
[1]嚴俊長，方建華，陳志文.工廠供配電技術.人民郵電出版社，2010-10-01.
繼電保護裝置試驗報告范文6
關鍵詞 業擴報裝；現場勘查；工程驗收
效率電業業擴報裝包括現場勘查，制定供電方案，工程圖紙審核，工程中間檢查，工程驗收，工程送電等幾個方面。怎樣才能提高高壓客戶業擴報裝送電率·鄙人認為，提高高壓客戶業擴報裝送電率重點在現場勘查和工程驗收兩個方面。本文就這兩方面加以闡述，在提高高壓客戶業擴報裝送電率上提出自己的觀點。
1 提高各環節的效率，提高高壓客戶業擴報裝送電效率
1.1 電業業擴報裝業務的環節電業業擴報裝業務的環節包括業務受理、現場勘查、制定供電方案、方案答復、工程圖紙審核、工程中間檢查、工程驗收及工程送電等環節。
1.2 提高各環節的效率，從業務受理環節就要開始注意提高效率市供電公司應向客戶提供營業廳、"95598"客戶服務電話、網上營業廳以及網絡傳真等多種業擴報裝受理渠道。受理渠道多了，客戶辦理業務時，可以理解到更多的相關手續。同時在客戶辦理新裝業務時，客戶代表要詳細告知客戶受理業務所需資料，并向客戶提供"供電業務報裝指南"，確保客戶知曉業務辦理過程以及在辦理業務過程中的權利和義務。這樣一來，在受理的環節過程中，盡量的一次性為客戶辦理好手續，既可以節約我們的工作時間，提高我們的工作效率，同時還可以減少客戶往返的次數，也節約他們的時間。
1.3 業務受理完畢，進入業擴工作的流程后，我們還要指派或由客戶選擇一位客戶經理，客戶經理負責該業擴報裝的全過程的跟蹤、組織、協調、服務監督工作。保障各環節的效率，提高高壓客戶業擴報裝送電效率。
2 仔細實施現場勘查，提高高壓客戶業擴報裝送電率
2.1 現場勘查的主要內容包括：根據《國家電網公司業擴報裝工作管理規定(試行)》的規定，現場勘查的主要內容包括：審核客戶的用電需求、確定客戶用電容量、用電性質及負荷特性，初步確定供電電源（單電源或多電源）、上一電壓等級的電源位置、供電電壓、供電線路、計量方案等。1、核實客戶的用電需求，根據用電設備清單、實際負荷情況、發展需要確定用電總容量和變壓器容量；2、初步確定供電電源（單電源或多電源）、上一電壓等級的電源位置、供電電壓、供電線路及敷設方式、計量方案等；3、核實客戶對電能質量、供電連續性有特殊要求的負荷情況，核實客戶所報負荷的等級，了解是否需要備用電源，是否需要保安電源以及電源容量大小；4、了解客戶的用電負荷中可能導致供電電壓波動、不平衡或波形嚴重惡化的沖擊性負荷、非線性負荷或大容量單相負荷。
2.2 根據《國家電網公司業擴報裝工作管理規定(試行)》的規定，1kV以下電壓等級的客戶，10kV及35kV電壓等級的客戶，110kV及以上電壓等級的客戶等不同的客戶，由客戶服務中心負責組織相關部門到客戶用電現場進行供電勘查，不得越級越權擅自做主。遵守國家的規定，也是一種提高工作效率的有效途徑。
2.3 仔細實施現場勘查，并根據客戶的要求，詳盡描述客戶的實際情況，認真確定供電電源（單電源或多電源）、上一電壓等級的電源位置、供電電壓、供電線路、計量方案等，為下一步的制定供電方案收集詳盡的第一手資料，有利于提高制定供電方案、方案答復等的效率。
3 認真做好工程驗收
提高高壓客戶業擴報裝送電率供電公司根據客戶提交的受送電工程竣工報告，驗證資料齊全后組織竣工檢查。在工程驗收這一環節中，為盡快完成如：客戶工程的施工是否符合審查后的設計要求，隱蔽工程是否有施工記錄；設備的安裝、施工工藝和工程選用材料是否符合有關規范要求等國家要求的竣工檢查的具體內容，我們對需要驗收的項目分成書面材料和工地兩部分。
3.1 竣工資料的驗收?？⒐べY料包括：工程竣工圖及說明（工程竣工圖應加蓋施工單位"竣工圖專用章"）；變更設計的證明文件；主設備（變壓器、斷路器、隔離開關、互感器、避雷器、直流系統等）安裝技術記錄；電氣試驗及保護整定調試報告（含整組試驗報告）；安全工具的試驗報告（含常用絕緣、安全工器具）；主設備的廠家說明書、出產試驗報告、合格證；隱蔽工程施工及試驗記錄；運行管理的有關規定；值班人員名單和上崗資格證書。
