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繼電保護裝置試驗方案范文1
關鍵詞：智能變電站；繼電保護；繼保裝置；試驗方案；繼保檢修 文獻標識碼：A
中圖分類號：TM932 文章編號：1009-2374（2015）30-0111-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.30.058
1 智能變電站的智能化
當前智能變電站的智能化主要表現為以下五個方面：（1）一次設備的智能化；（2）二次設備的網絡化；（3）運行控制的智能化；（4）信息交互的標準化；（5）功能應用的互動化等。在智能變電站之中常用的一次設備主要是由智能變壓器、智能斷路器構成的以智能組與常規一次設備構成的智能化設備。在智能變電站一次設備和二次設備間信息交換之中通常運用光纖網絡與數字化的電子互感器來使得穩定、高效的運行得以有效實現。在二次設備之中，傳統的理念被漸漸削弱，一次設備和二次設備之間主要運用高速光纖來使得資源與數據的共享得以實現。數字化的通訊方式給智能變電站繼電系統的可靠性提供了較為穩定的保證，并且有效地優化了變電站控制系統的性能。在智能變電站中應用智能化系統，推動了變電站運行水平的進一步提高，使得有關操作指令能夠運用數據的傳輸而推動控制命令的自動執行，能夠運用檢測系統自動對設備運行情況予以分析，并上傳數據，從而為之后的分析判斷提供便利，使得無人化管理得以有效實現。
2 智能變電站繼保裝置
在現代智能變電站繼保系統中，主要有三種組成形式：就地化間隔保護、站域電網保護以及廣域電網保護。（1）就地化間隔保護主要應用于保護一次設備，運用電壓級別與接線方式等具體形式來采集本地的信息，使得信息的交互保護得以有效實現；（2）站域電網保護具有較為明顯的區域性，其故障檢測精度與可靠性都需要較高的水平，并且在站域電網保護中對決策主機的性能也有較高的要求；（3）在廣域電網保護中，系統中心站通過主機對其所包括的全部變電站予以有效的保護與控制。
智能變電站繼電保護應直接采樣。對于單間隔的保護應直接跳閘，涉及多間隔的保護（母線保護）宜直接跳閘。對于涉及多間隔的保護（母線保護），如確有必要采用其他跳閘方式，變壓器非電量保護采用就地直接電纜跳閘方式相關設備應滿足保護對可靠性和快速性的要求。
3 智能變電站繼保檢修試驗方案
當前的智能變電中，光纖基本上已經徹底代替了傳統變電站中的控制電纜，各個智能電子設備間完全實現了網絡化，二次回路都通過GOOSE網絡替代，保護的所有信息都通過GOOSE網絡輸送至適當的設備中。這對智能變電站繼電保護維護工作者而言，若仍用傳統的方法開展檢修試驗必然會有許多不足。
3.1 傳統繼保檢修試驗方法
在傳統變電站組織中，繼電保護裝置往往憑借對電纜和所有設備（電壓電流互感器、斷路器）連接的控制，因此其繼保檢修試驗的目的主要是對繼電保護裝置技術性能和二次回路的完整性進行檢查。試驗方法也較為簡單，主要是運用繼電保護測試儀實現電纜和繼電保護裝置的連接，從而向保護裝置輸入電壓與電流進行
驗證。
3.2 智能變電站繼保檢修試驗方法
由于智能變電站具有網絡化的特點，加之實際的工作情況，主要具有兩種較為可行的繼保檢修試驗方法：（1）能夠運用數字繼電保護測試儀進行測試，其所輸出的就是光信號，能夠直接與相關的繼電保護裝置相結合。全數字機電保護測試儀與保護設備間主要運用光纖點對點予以連接，運用光纖來傳輸采樣值與跳合閘信號。由于運用的智能變電站繼電保護測試儀和傳統的繼電保護測試儀具有根本的區別，而且在使用過程中需要對整個變電站的SCD文件進行導入，因此其對繼電保護工作者的素質具有更高的要求。這一方法能夠有效實現對機電保護裝置的技術性試驗與測試，但是并不包括交換機與合并單元等設備，就智能變電站而言，繼電保護已成為一個系統，而非傳統意義上的一個裝置，因此不可以對繼電保護的完整性進行有效的驗證。但是對包含眾多間隔設備，如母差保護設備，因為其運行中無法對全部設備停電，因此這一方法具有一定的現實意義；（2）在現代智能變電站中，很多地區都會運用一些電磁式互感器，因此可以運用傳統的繼電保護測試儀開展繼電保護系統檢驗。繼電保護設備運用點對點光纖將合并單元與智能終端連接起來，合并單元與智能終端運用電纜實現與傳統繼電保護測試儀的相互連接。這一方法涉及合并單元、智能終端設備以及繼電保護裝置，因此能夠使得對單一間隔繼電保護系統的整體測試得以有效實現。
4 智能變電站繼保檢修的安全措施
第一，將相應檢修設備的GOOSE出口軟壓退出。這一操作可以由工作人員在后臺的監控機上開展操作，與傳統保護屏之上跳閘出口的硬壓板相對應，在理論上有效確保檢修設備不會因為誤出口而導致跳閘。
第二，單一間隔檢修避免對運行設備造成影響能夠退出運行裝置之檢修間隔的GOOSE接收軟板，通過這一方法能夠避免在檢修設備間隔試驗中電壓、電流量加入運行設備中影響邏輯判斷。運用這項措施時要寫上二次安全措施票，從而有效避免檢修過后沒能及時有效恢復導致的保護誤動。
第三，把全部牽涉檢修間隔設備的檢修狀態壓板投入。根據《IEC61850工程繼電保護應用模型》中的相關規定，繼電保護裝置的檢修狀態壓板能夠對裝置GOOSE報文里的檢修狀態位予以有效的控制。對于位于檢修狀態下的裝置能夠收到檢修狀態的GOOSE報文，就運行狀態設備檢修狀態GOOSE報文不予以處理。通過這一方式能夠有效地把檢修設備和運行設備隔離開，所以要求裝置具有可靠的“檢修狀態壓板”光耦開入高度。
第四，上文所介紹的和檢修有關的軟硬壓板投退都需要以可靠的軟件為基礎，若必須要有顯然的斷口安全隔離措施，就應該運用拔插光纖的方法，把運行設備和檢修設備相關的光纖有效斷開，這樣能夠使得檢修工作的安全性得以有效保證。但是頻繁拔插光纖極易導致光纖砝蘭內陶瓷片的破壞，所以工作人員在進行光纖拔插時一定要十分小心謹慎。
5 智能變電站中保護定檢時常用的安全措施
5.1 主變保護定檢時的安全措施
主要包括：（1）退出該變壓器保護裝置GOOSE母聯、分段、失靈啟動母差出口軟壓板；（2）退出母差保護中該間隔投入壓板與間隔失靈接收軟壓板；（3）拔出主變保護裝置到母聯、分段GOOSE光纖；（4）投入主變保護裝置、智能終端以及各側合并單元壓板的檢修壓板。
5.2 線路保護定檢時的安全措施
主要包括：（1）退出該線路保護的GOOSE失靈啟動軟壓板；（2）在母差保護中退出間隔投入壓板與間隔失靈接收軟壓板；（3）投入這一路線合并單元、智能終端以及線路保護裝置檢修壓板。
5.3 母差保護定檢時的安全措施
主要包括：（1）退出該保護的GOOSE出口軟壓板；（2）投入該母差的檢修壓板。
6 結語
綜上所述，在智能變電站中繼保裝置發揮著非常重要的作用，是有效確保電網穩定、安全運行的重要設備。隨著我國科技的不斷進步，運用智能網絡的開發應用，可以使得繼保裝置更有效地對電力系統的穩定、安全運行提供保障。我國智能變電站繼保檢修試驗仍然存在許多不足，需要相關工作者繼續努力。
參考文獻
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繼電保護裝置試驗方案范文2
關鍵詞：發電廠、繼電保護、可靠性
中圖分類號：TM6文獻標識碼： A
引言
隨著現代電力發展（包括活力發電、水力發電、核能發電、垃圾焚燒發電、沼氣發電及其他生物質能源發電）以及現代供配電系統工業的發展、技術革新，用電設備復雜且用電設備劇增、系統電流增大，短路及其他故障可能性增多；同時，繼電保護技術得到迅速發展；繼電保護裝置的結構經歷了機電式保護裝置、靜態繼電保護裝置、數字式繼電保護裝置三個發展階段。繼電保護技術必須要滿足一致性好，快速斷開，高靈敏度，可靠性的要求。而可靠性包括安全性和信賴性是其最基本也是最重要的一個環節。安全性：要求繼電保護在不需要它動作時可靠不動作，即不發生誤動。信賴性：要求繼電保護在規定的保護范圍內發生了應該動作的故障時可靠動作，即不拒動，繼電保護的誤動作和拒動作都會給發電系統帶來嚴重后果，甚至造成重大經濟損失或人身傷亡事故；因此我們在本文中做了繼電保護方面的研究。
一、繼電保護系統可靠性特點
繼電保護屬于可修復系統，對其可靠性的影響因素進行歸類分析是電力系統進行選取指標、建立模型以及進行可靠性分析的重要前提，繼電保護系統的可靠性特點主要包含以下幾個方面。
繼電保護受到系統運行環境和自身設備運行情況的影響，其靈敏度、可靠度以及系統失效性的具體發生時間具有一定的隨機概率性，因此在保護對策制訂上具有較高的難度。
發電廠繼電保護可靠性所涉及相關制約性因素較多，其建模、指標選取以及計算上具有一定的復雜性。從廣義來講，影響發電廠繼電保護可靠性相關的因素包括：保護設備、與保護設備相連的通訊電纜、保護定值、一次設備、主線路、后臺監控設備以及人為因素等。同時，發電廠繼電保護設計、設備配置、電氣運行方式、電網實際運行情況都影響著繼電保護的動作情況。從保護裝置自身分析看，分為硬件、軟件、系統冗余、控制程序邏輯等，其中裝置軟件的運行可靠程度難預測性較大，主要取決于軟件系統的輸入、輸出形式以及軟件框架的設計方案等；裝置硬件的可靠程度則取決于各組成部件以及電路系統設計的可靠性等方面。
發電廠繼電保護系統的失效可以分為拒動失效和誤動失效兩種，在繼電保護可靠性指標的制定時應綜合分析這兩種失效情況的產生原因以及外在表現因素，其中每種失效又可以大致分為可被檢測和不可被檢測兩類。
二、影晌繼電保護可靠性的因素
（一）設備原因：
一次設備及線路老化，故障率增加，使得保護動作次數增加；繼電保護裝置生產廠家在生產過程中沒有把好質量關、設備不合格、未經出廠檢測或試驗；主要表現在：電路板或電子板件抗干擾能力差、保護設備環境影響惡劣等因素；如果，周圍空氣中存在大量的粉塵或有害氣體，環境因數加強繼電保護裝置的老化速度、導致其性能改變。有害氣體腐蝕電路板和接插件，造成繼電器觸點被氧化，接線端子松動引起接觸不良，動作不可靠；晶體管保護裝置易受干擾源的影響，如電弧、閃電電路、短路故障等諸多因素，導致發生誤動或拒動；互感器質量差，長期運行過程特性發生變化，影響保護效果；或者二次線路長期維護不到位，因接線端子松動、電纜中間斷線、電纜線芯接地、設備灰塵嚴重等原因影響保護效果；繼電保護設備落后，同一廠內保護既有電磁型的，也有晶體管的，還有微機的，品種多、型號多、廠家多，參差不齊，使得廠內保護方式不合理和上下級保護配合困難；繼電保護整定值計算不準確，上下級保護級差配合不準確。
（二）管理原因
運行維護檢修人員、繼電保護調試人員的安全意識差技術水平低、經驗少、責任心不強發現和處理問題的能力差等。缺乏一支過硬的技術隊伍；企業內部管理差，外力破壞頻發。隨著建設改造步伐加快，增加了各種外力破壞電力設施的機率，如一些工人野蠻損壞電纜、運貨卡車撞壞電桿等，造成故障頻發，保護動作頻繁。維護技術人員對廠區安全供電重視不夠、對電氣維護技術知識接觸少、甚至技能差、計劃檢修少、只要不停電設備就不檢修、設備運行多年不檢修及相關試驗，顯然不能做到防患于未然；綜保裝置、通訊線路、一次設備、主電纜線路、母線等設備應進行相關定值校驗及預防性試驗等，以保證設備有故障能準確動作，并確保保護不誤動。
三、發電廠繼電保護運行可靠性增強的措施
（一）提高繼電保護的技術水平
1.在系統設計中采用計算機和網絡通信技術。隨著計算機技術的不斷發展，計算機控制的繼電保護系統是今后應用的潮流；綜保微機裝置適用于多種電壓、多種自動化設計模型的變電站、發電站、大型供配電系統，通常由距離保護單元、成套變壓器保護單元、線路測控保護單元、電容器保護單元、饋線保護測控單元、電動機保護單元、備自投裝置、公共測控單元、輔助裝置等器件組成；現代微機測控裝置采用32位浮點DSP（120M）和16位高精度AD采樣，運算與控制邏輯功能強大；分層分布式結構，多CPU并行處理方式提高可靠性：單元化設計、模塊化結構、可擴充性墻；實現有人或無人值守、高度智能、有效運行時間長，可有效的節約人力成本、設備占地面積。在微機繼電保護中，軟件算法是其核心，軟件出錯將導致保護裝置出現誤動或拒動，所以在軟件設計時要充分考慮用戶的現場環境中的不確定因素，要大量的制定其軟件糾錯機制，由于軟件內部邏輯復雜，運行環境不斷變化，不同的軟件失效機制有不同的錯誤體現，所以要提高軟件的可靠性，適量的增加其軟件的編碼糾錯，軟件程序鎖，冗余校檢等技術措施，提高系統的可靠性。
2.提高系統的智能化水平和更加良好的用戶體驗。在系統的采集和用戶體驗方面，微機繼電保護要擁有良好的人機操作界面，觸摸屏，PC等上位機是必備的，盡可能的完善軟件，讓用戶直觀非常好，微機系統有良好的自我診斷技術，一旦出現故障或有報警提示信息，方便用戶快速確診故障點，在系統的控制中，邏輯運算要更加深層次的運用，盡可能的提高系統的自動化、智能化，同時要努力提高系統的可靠性。
（二）提高運行可靠性
1.選擇合適的安裝地點。減少干擾源，做好保護屏柜外殼接地及控制電纜的屏蔽層接地工作，跳閘出口繼電器更換為抗干擾繼電器并能承受等值交流電壓串入后可靠不動作。
2.微機裝置出廠前的相關實驗：絕緣耐壓、耐濕熱、抗震動、抗沖擊、抗碰撞性能符合國家GB/T7261-2008標準，絕緣≥20MΩ；把好裝置質量的第一道關,提高裝置整體質量水平,選用口碑好、故障發生概率低、售后服務好的廠家。
3.通訊接口選擇雙網通信方式：CAN網、485網、工業以太網，通信速率可整定。
4.電氣專業配備專業的保護定值計算人員。計算時要從整個系統考慮,使各級保護整定值準確無誤,上下級保護整定值匹配合理、正確，非電量保護投入正確。
5.定期對微機保護屏進行檢查、清理、清掃，加強對保護裝置的巡檢維護、制定巡檢維護標準，提高故障處理能力并按繼電保護檢驗規定進行定期定值校驗,提高保護裝置的可靠性。
6.雙重化配置保護、通訊網絡冗余配置；當主保護因故障需退出運行檢查時，確保其輔助保護能正常投入運行并且制定防護措施，制定相應的防CT開路、PT短路及保護誤動措施。
（三）做好設備維護及更換
鑒于，設備對發電廠或大型供配電系統繼電保護裝置有著重要的生產意義。工作中，電氣專業技術人員應對發電廠繼電保護裝置做到日常巡檢及時、定值校驗及時、清掃及時、備品備件準備及時、控制邏輯通道定時測試及時。
1.發電廠或大型供配電系統應搞好設備的維護。設備維護是基礎性工作，因此發電廠或大型供配電系統應在企業內部建立起完善的維護管理團隊、專業技術人員專職管理，對微機保護裝置專業維護，請供貨廠家現場測試設備性能是否滿足要求工況，出具相關試驗報告，對出現的故障問題進行及時的處理。
2.要做好設備的更換。發電廠或大型供配電系統繼電保護裝置以及與其相關的一些設備，在使用一段時間后，就會出現設備耗損，設備陳舊等問題。為保證系統正常運行，技術人員及時做好設備停運、準備備品備件、及時更換，保障發電廠或大型供配電系統繼電保護裝置能正常投入運行。
結束語
提高繼電保護裝置可靠性是保證供電系統安全穩定運行的基礎條件，而繼電保護裝置的可靠運行會受到諸多條件的限制，所以要對其影響因素進行分析，進而提出改善的措施。做為在電廠工作的繼電保護工作者更因該提高警惕、提高自身水平、提高責任心，為我們發電廠或大型供配電系統的安全穩定運行做出電氣專業技術人員應有的貢獻。
參考文獻：
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繼電保護裝置試驗方案范文3
【關鍵詞】數字化繼電保護；110kV；智能變電站
1.數字化繼電保護系統中的基本概述
1.1確保二次回路的接線更為簡化、方便
MU 和電子互感器設備的互相配合，可以實時地將其測量到的值進行數字化處理，并且通過光纖進行傳送。那么這一數字化系統具有比較強的抗干擾能力，能夠改變以往的二次電纜傳送回路運行缺陷，從而確保有效地實現了變電器中一、二次設備的隔離運行。數字化繼電保護技術是于現場加裝好智能操作箱并且組建GOOSE 網絡之后方能夠起到保護作用，同時對于隔離開關還能夠起到遙控控制。由此看來數字化繼電保護裝置和最終的執行機構控制間并沒有了以往的電纜連接，那么目前現場的各間隔間的界限將更加清晰、明了，因此顯著地杜絕了智能變電站中的不慎連接、碰觸電纜情況發生，能夠非常有效地避免了事故發生。
1.2數字化繼電保護裝置的應用可以提高可靠性
電子式互感器設備具有比較良好的抗干擾能力，因此其在絕緣性能方面也得到了一定加強，其中線性范圍較廣等顯著特點，裝置的先進性保障了最終測量值的安全性和準確性。與此同時智能操作箱的主要作用，就是可以利用過程層網以及保護裝置進行實時通信，將智能變電站中一次設備的實際運行情況進行及時傳遞，從而還能夠對相關設備是否保持正常的運行具有充分了解。
1.3數字化繼電保護技術具有高度的開放性與互操作性
發展至今，國家為了能夠大力促進智能電網的快速發展，顯著提高智能變電站運行的效率和效益，國家電網公司已經于2010 年正式制定并實施了《Q/GDW441-2010智能變電站繼電保護研究規范》，該保護規范中明確規定了繼電保護以及設備配置的基本原則，其中還包括繼電保護裝置以及技術標準，繼電保護的基本信息互換原則等方面，因此分析和研究數字化繼電保護于智能變電站中的具體應用，是完全離不開該具體規范的規定。
2.110kV 智能變電站的保護配置情況
110kV變電站使用常規開關作為主開關。以某地為例，目前，該變電站內設有電子式互感器，但尚未實現一體化平臺及智能應用，然而，在變電站內的自動化系統結構、繼電保護裝置及合并單元的配置、網絡方式都可以作為智能變電站建設的參考。三層側設備，兩級網絡結構，符合智能變電站要求。變電站內過程層運用的是GOOSE網、SV網方式，與智能變電站要求獨立組網有所差距。保護配置包括所需要的母差保護裝置、線路縱差保護裝置、故障錄波器等，此外，110kV母差、主變及智能終端，合并單元按雙重化配置，均體現了智能變電站的配置要求。
3.110kV 智能變電站相關設備的保護配置
（1）線路保護。相對110kV智能變電站而言，應將站內保護、監測和控制功能綜合為一體，根據間隔情況單套設置。對線路的保護直接采樣，直接跳到斷路器；在GOOSE網使用斷路器失靈、重合閘等相關功能。線路間隔內設有保護測控裝置，僅與GOOSE網絡進行交換信息，其余全部使用點對點連接，其數據傳輸方式是直接與合并單元和智能終端連接，期間對數據進行打包，再由光纖傳送到SV網，同時傳送給保護測控裝置；如遇跨間隔信息接入保護測控裝置，則使用GOOSE網傳輸。
（2）變壓器保護。根據規程要求，110kV變壓器電量保護應配置雙套，并應采用主、后備保護一體化配置，如單獨配置，后備保護應與測控裝置一體化。變壓器保護使用雙套配置時，合并單元（MU）的每一側，智能終端的每一側都要使用雙套配置；中性點以及間隙電流分別并入對應側（MU）；直接采樣，直接跳到一側斷路器；如遇跳母聯、分段斷路器和啟動失靈等情況下，則使用GOOSE網進行傳輸。
（3）母聯（分段）保護。母聯保護與線路保護基本相同，但結構上更簡單。母聯保護裝置與合并單元、智能終端直接相連，不必進行數據交換，就可以實現直接采樣、直接跳閘；并且，母聯保護裝置、合并單元、智能終端，都可以經過彼此獨立的GOOSE網和SV網，實現跨間隔傳輸信號。根據規程的相關要求，110kV母聯保護使用單套配置，應滿足保護、監測和控制綜合一體化。跳閘方式應用點對點直接跳閘，主變保護則應用GOOSE網絡跳閘；母聯保護在母線失靈的情況下，可以使用GOOSE網絡傳輸。
4.數字化繼電保護在110kV 智能變電站中的應用
繼電保護作為保證電網安全穩定運行的首道防線至關重要。智能變電站應在保持變電站基礎功能之外，改進增加繼電保護設備之間交換信息的方式。智能變電站中，使用了電子式互感器，變壓器，斷路器裝上了智能單元，連接介質全部使用光纖，信息傳輸實現了網絡化。針對各部變化，下面提出新的測試檢驗方法：
（1）原來輸入保護裝置的電壓、電流模擬量被合并器的光數字信號所取代。前提是要考慮有跨間隔數據要求的保護裝置，在不同間隔間傳輸數據時，到達時間的同步性，如不確定或差距較大，則可能無法滿足保護裝置的要求。
（2）同等設備條件下，原有變電站繼電保護使用接點直接跳閘，而智能變電站則使用GOOSE網絡，信號經網絡傳輸到智能終端后跳閘（有智能開關時除外），其可靠性更強，運行檢修擴建的安全性更高。
（3）原有變電站保護裝置，輸出信號都是經過GOOSE協議下進行網絡傳輸，智能變電器則增設了優先級別，使用GOOSE報文傳輸。我們可以通過整組傳動試驗，檢驗變電站保護裝置輸入和輸出信號的精度和實時傳輸。
（4）光纖數字電壓、電流信號的輸入方式，決定了檢驗數據同步性的測試顯得尤為重要，如變壓器差動保護、母差保護，需要對不同的同步間隔的數據進行驗證。
（5）光纖以太網主要針對誤碼率和光收發器件的功率進行檢驗，從而保證其物理連接的準確性和可靠性。檢驗過程可以借助網絡分析儀、網絡負載模擬器等工具進行。
（6）合并單元的檢驗主要是看其可否及時準確地傳輸一次電壓和電流信號；智能單元的檢驗則是看可否及時準確地傳輸數據，控制設備，保護報文，并做出相應的處理。
5.結束語
目前國內電子式互感器設備、開關智能操作箱設備等比較先進的保護裝置相繼投入使用，確保了光纖于傳遞數字信號方面的及時性和精確性，那么也確保智能變電站具有了數字化繼電保護刺痛的基本特征。本文中筆者為將來數字化繼電保護技術于智能變電站具體應用提供了一定的研究根據，希望能夠有效地推動國內智能變電站繼電保護方面的數字化建設進程。
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繼電保護裝置試驗方案范文4
一．一年工作簡況
一年來，繼電保護人員精心維護、堅守崗位，及時、準確地處理了運行中繼電保護和安全自動裝置出現的異常問題。全年共計處理二次缺陷126項，節假日搶修42次，為電網的安全、可靠運行提供了有力的保障。
一）設備運行指標版權所有
二）主要生產技術指標完成情況
三）繼電保護及安全自動裝置定檢完成情況
繼電保護及安全自動裝置每年一次的定期檢驗是繼電保護工作的重點，對于防范事故、消除隱患、完善回路等具有積極作用。2003年的繼電保護定檢工作已按計劃100％完成。其中，完成主系統（包括110kv保護、主變、備自投、錄波器、低周減載、dwk）裝置定期校驗224套，完成10kv系統（包括10kv饋線、站變、電容、消弧線圈、10kv母聯、公共回路）裝置定期校驗692套。
通過定期校驗，共發現并更換了存在隱患或已發生故障的保護插件39件，處理二次回路異常問題6次，處理ct二次回路絕緣降低缺陷8次，較好地消除了設備和二次回路存在的事故隱患。
四）繼電保護及安全自動裝置動作情況
1.110kv線路保護共動作4次，正確動作4次，正確動作率100％，重合閘動作4次，重合成功2次，重合閘成功率為50％。
2.110kv線路備自投裝置動作3次，正確動作3次，正確動作率100％。備自投裝置的可靠運行對nn電網安全度夏和保證變電站連續供電起了應有的作用。
3.故障錄波器動作一次，正確錄波1次。
4.10kv保護動作855次，正確動作855次，正確動作率為100％；重合閘動作711次，重合成功511次，重合成功率為71.2％。
二．繼電保護及安全自動裝置現狀及運行情況分析
一）設備現狀
nn供電分公司屬下現有35座110kv變電站，各種繼電保護及安全自動裝置的數量統計如下：
二）運行情況分析
1、isa系列保護：
isa保護是我公司使用面最廣、運行時間最長的微機保護，主要型號有isa-1、isa-1h、isa-200、isa-300四個系列，共計有主變保護44套，10kv保護（包括10kv母聯保護）400套，低周減載裝置2套。各型號的數量統計如下表：
isa-1保護1992－1996年間在我公司安裝使用較多，至今共有24套主變保護、208套10kv保護在運行中。isa-1是最早期的數碼管微機保護，大部分運行時間已接近十年，保護插件內的元器件已逐漸老化，插件故障率明顯偏高。2003年，共有5套主變保護、41套10kv保護的電源插件和cpu插件發生故障需要更換。另外，isa-1保護的設計也存在不足，如其出口繼電器設計在電源插件內，若電源插件發生故障，將可能導致保護拒動或誤動。
isa-1保護的故障率逐年升高，運行維護成本不斷加大，必須逐步進行淘汰。2003年，調度中心已安排更換了oo站、oo站的isa-1保護，2004年將結合四遙改造更換oo站的isa-1保護。
isa-351d、e是isa-1h型10kv保護的換代產品，分別在oo站安裝了70套，但運行情況并不理想。主要問題是電源插件和cpu插件的故障率較高。如小塘站自1999年投產至今，其10kv2、5段的28套isa-351e保護已有16塊cpu插件因發生“eprom故障”需要更換。
2002、2003年的改造和擴建工程主要使用最新版的isa-351ea、351f型保護（351f型為測控一體化保護），共有106套。運行至今未發生保護故障的情況，但其配套使用的isa-301a型通訊管理機由于參數設置煩瑣、軟件運行不穩定已3次出現裝置死機的現象。對于測控一體化的保護來說，通訊管理機死機意味著調度人員不能準確掌握設備的運行情況且不能對10kv開關進行分、合閘操作，因此，此缺陷將使無人值班變電站的調度工作變得很被動。
isa-200、300主變保護在我公司共有18套，其運行狀況較為穩定，但插件的硬件質量一般，特別是操作插件內的繼電器較易損壞。小塘、民樂站2003年已發生2次因主變保護操作插件問題而不能進行合閘操作的情況。
可見，深圳南自所的isa系列保護雖然經過多次改版、升級，但其硬件質量仍有待進一步提高。
2、lfp（rcs）系列保護：
我公司從1999年開始使用南京南瑞繼保公司的lfp－900及rcs－9000系列保護（rcs－9000是lfp－900的換代產品）。首先是使用在網內運行經驗豐富、口碑較好的lfp-941型110kv線路保護取代ckj-4型集成保護，結果運行狀況良好。于是，從2000年開始引進該公司的測控一體化rcs-9000保護。至今，我公司共有332套lfp-900和rcs-9000系列保護在運行。其保護裝置數量統計如下：
lfp（rcs）-941型110kv線路保護性能穩定、動作可靠性高、自檢功能完善、插件工藝水平好，在我公司運行3年多未發生誤動、拒動的情況，只有2套保護因cpu故障而更換插件。
rcs-9000主變保護運行較穩定，至今未發生過設備故障。
南京南瑞繼保公司過去一直以開發、生產高壓系統繼電保護產品為主，2000年才推出配置低壓電網保護裝置的rcs-9000綜合自動化系統，因此，其低壓系統保護裝置的質量水平不如主系統保護裝置。
2001年在我公司oo等站安裝的rcs-900010kv保護兩年多來的運行狀況并不理想。出現較多的問題主要是電源插件內的雙位置繼電器hhj和“保護動作”等信號接點容易損壞，oo站在2003年的保護定檢中已因此而更換了7塊插件。
另外，與rcs-9000綜合自動化系統配套使用的rcs-9692通訊管理機運行不夠穩定，較易發生保護與rtu的通訊中斷故障。金沙、鹽步站的rcs-9692已因硬件故障更換了3塊插件和部分通訊口的芯片。
2002、2003年生產的rcs-9000綜合自動化系統（應用于oo等站）對硬件進行了改進，質量有了較大提高，以上問題已基本不再出現。
總的來說，rcs-9000保護運行穩定，硬件使用較先進的表貼工藝，軟件設計合理，廠家售后服務到位，是運行情況較好的保護系列。
3、四方公司的csc2000綜合自動化系統
我公司oo站使用的是經省公司招標進網的廣州四方公司的csc2000綜合自動化系統。從2002年12月和2003年8月oo站先后投產至今，兩站的保護裝置運行基本穩定，未發生設備故障。
但從設備投產前調試所出現的問題看，csc2000保護的軟、硬件水平并不理想，主要問題有：
(1)插件質量差，工藝粗糙。夏教站調試時，就發現主變保護及10kv保護裝置普遍存在插件插槽缺少或松動、vfc芯片松脫、裝置背板接線松動、面板復歸按鈕易壞等現象，后經廠家專門派人處理后，情況才有所好轉。
(2)部分保護的軟件設計不合理。如主變過負荷功能由差動保護實現、10kv饋線的零序保護只能選擇告警或退出（選擇跳閘功能則需要更換保護程序）、110kv線路備自投沒有低周閉鎖功能等。
(3)控制回路通過外加操作箱實現，完全脫離保護裝置?？刂苹芈返谋O測只能通過操作箱內的twj、hwj繼電器實現，而不能通過保護自檢完成，降低了控制回路的可靠性。另外，該操作箱由廣州四方邦德公司自行生產（廣州四方是北京四方的分公司），其工藝水平必然比不上流水線生產的產品，質量是否過關仍需時間驗證。
(4)保護定值的控制字設置過于復雜、不夠直觀，不便于定值的整定、核對和更改。
(5)保護裝置的液晶顯示面板過小，不方便查看，且界面不夠友好。
四方公司的產品在某些方面也具有其先進性，如通訊網絡采用以太網、lonworks方式，繼保工程師站的設立等。但產品硬件質量的問題將是制約該公司產品在我公司全面推廣的主要因素。
另外，廣州四方邦德公司作為北京四方公司的分公司，主要進行圖紙設計、工程調試、售后維護等工作，并無產品設計、開發能力，其產品研發力量主要依托北京四方公司。因此，用戶工程的資料存檔、保護程序管理和備品備件配置等均須由北京四方公司完成。
4、dlp保護：
美國ge公司的dlp-a、c為早期的110kv線路保護，1992－1997年，我公司共安裝了40套該型號的保護。1999年，00站新建工程中，又與西門子綜合自動化系統配套使用了5套dlp-d型110kv線路保護。
dlp保護的優點是精度準確、硬件工藝水平高，其九十年代產品的工藝水平甚至比現在國產保護的工藝還要好。缺點是分立元件多，需外加繼電器實現同期合閘、重合閘、后加速等功能，使動作可靠性降低。另外，由于通訊規約的限制，該保護與我公司使用面最廣的dr-2000、gr-90型rtu均無法實現通訊，只能通過硬接點方式上送保護信號。
由于保護運行年限長，dlp-a、c型保護插件內的電子元件老化速度已經加快，2002年，共有2塊電源插件、1塊a/d轉換插件故障，2003年則有3塊電源插件發生故障。
另外，美國ge公司現已不生產dlp-a、c型的保護裝置，發生故障的插件需經商檢測后再輾轉回廠維修，手續煩瑣，且保護備品備件的購買也相當困難。為此，調度中心已計劃逐步淘汰此型號的保護，在此類保護未全部淘汰前，將利用更換下來的裝置作為備品備件以應付不時之需。2003年，已將00站的dlp-c保護更換為rcs-941a保護。
5、西門子sel、abb等進口保護：
我公司使用的進口保護數量統計如下表：
從多年的運行情況來看，進口保護裝置的硬件質量高、保護精度準確、出口回路可靠、裝置故障率低，運情況行較穩定。
進口保護難以解決的主要是通訊問題。由于通訊規約的差異，進口保護與國產rtu一般較難實現保護報文的收發，如abb的保護只能以硬接點方式發送保護動作信息；sel-300保護只能通過sel-2020通訊管理機進行通訊。這既不利于調度人員全面掌握現場設備的運行狀況，也由于現場遙信信號增多，使二次回路變得復雜。
另外，進口保護備品備件的購置也是一個難題。進口保護一般由經銷商，而商對專業知識知之甚少，根本無法有效建立用戶的檔案庫，而這正是用戶若干年后購置備品備件的依據。所以，運行多年的進口保護一般較難購買到相同型號、相同版本的備品備件。
鑒于以上原因，且國產微機保護的可靠性、兼容性已相當高，建議今后設備選型時不再考慮進口保護裝置。
7、備自投裝置
我公司共有30個變電站安裝了32套備自投裝置，各型號的數量統計如下：
isa-258是我公司使用最多的備自投裝置，其動作邏輯合理、功能完善、動作可靠，且程序軟件中具有低周閉鎖功能，符合我公司的運行方式要求。缺點是裝置插件故障率偏高，2003年，羅村、鹽步、海北站的isa備自投裝置共有3塊cpu插件和1塊電源插件發生故障。
rcs-9652備自投裝置硬件質量較好、精度準確、運行可靠，缺點是低周閉鎖功能需要外加繼電器實現，既增加了回路的復雜性，也降低了該功能的可靠性。
csb-21a備自投裝置的邏輯為可編程設計，通過調試人員編程可適應多種運行方式。這樣雖然增加了備自投裝置的靈活性，但同時也降低了其可靠性，因為邏輯程序由廠家人員在現場編寫、修改，既沒有對程序進行固化，也沒有經過嚴格的動模試驗，受人員主觀因素影響，其合理性必然降低，而程序修改的隨意性也相應增大。
備自投裝置關系到變電站供電的連續性，是保證用戶正常供電的重要設備，選型時應以硬件可靠、邏輯簡單、程序合理直觀為主，盡量避免使用靈活性過大、人工編程過多的備自投裝置。
8、故障錄波器
我公司已有11個變電站安裝了故障錄波器，其分布情況如下：
1997年安裝的5套錄波器經過多年的運行，已出現設備老化現象，主要表現在以下幾方面：
(1)零漂和啟動量誤差偏大。如2003年里水站錄波器定檢時，發現其cpu3的第十路模擬量通道的零漂達95ma，而a相電壓突變量啟動值誤差達5v。
(2)電源件和vfc插件極易損壞。2003年，已有8塊電源插件和2塊vfc插件故障需要更換。
(3)后臺機故障率高。松崗、獅山站錄波器的后臺機由于顯示器和硬盤故障不能正常接收錄波數據，已更換新的后臺機。
以上現象表明，早期安裝的故障錄波器的運行狀況已逐年下降，“養兵千日，用兵一時”，安裝在樞紐變電站的錄波器在電網發生故障時若不能有效啟動錄波，將失去其對電網的監測作用。因此，必須考慮盡快更換以上5套故障錄波裝置。
三．認真落實反措，保證電網安全運行
2003年，我們根據設備運行中出現的問題及時提出解決方法，努力提高繼電保護運行水平，全年共完成反措項目7項。
一）110kv線路備自投功能完善
根據佛山供電分公司調度中心的要求，為確保低周減載裝置能正確有效地切除負荷，我們對xx10個變電站的isa-258al型110kv線路備自投裝置的程序進行了升級，在裝置中增加“低周閉鎖備自投”邏輯功能。同時，在黃岐、聯新站的rcs-9652型110kv線路備自投裝置屏增加檢測110kv線路電壓的低頻繼電器，并相應增加了“低周閉鎖”壓板和回路。
二）針對isa-1保護裝置故障率偏高，且其出口繼電器故障后不能自檢告警的問題，我們在2003年的定檢方案中對isa-1保護的電源插件狀況和跳閘出口繼電器及其配線的連接情況進行重點檢查，有異常時立即更換。結果，共發現18塊電源插件存在缺陷。
三）認真組織各專業學習各級安全事故通報，積極落實通報中的反事故措施，針對通報中出現的問題，自覺聯系自身實際，及時提出解決方案。如：廣電集團第24期《安全運行簡報》的事故通報中，提到由于lfp-941j型距離保護的程序存在缺陷，導致韶關供電分公司的一條110kv線路重合閘后由于保護拒動造成越級跳閘的事故。聯系到我分公司的情況，發現xx站110kvxx線的距離保護同樣是lfp-941j型，于是馬上聯系南京南瑞繼保公司將升級后的新版程序郵寄到我公司，并安排時間對紅大線的保護程序進行了更換。在同一期的簡報中，還提到清遠供電分公司一臺北京四方公司的csr-22a主變本體保護由于二極管擊穿而導致主變保護跳閘的事故，于是，對我公司夏教、橫江變電站運行中的4臺csr-22a型主變本體保護進行了檢查，發現其使用的均為四方公司針對此問題而改進后的硬件版本，不存在二極管可能擊穿的問題。
四．改善設備運行狀況，開展技術改造工作
2003年，繼電保護專業共完成技改項目13項。通過淘汰部分運行年限較長、故障率較高的保護設備，并在部分變電站新裝10kv母聯保護和故障錄波器裝置，有效改善了保護裝置的運行狀況。主要技改項目包括：
1、安排更換了xx站的dlp-c型110kv線路保護。版權所有
2、更換了xx的電磁型主變保護、xx站的isa-1型主變保護、xx站的isa-1型主變和10kv保護及xx站isa-1型10kv保護。
3、為有效提高電網的監控和故障記錄能力，分別在xx5個樞紐變電站安裝了故障錄波器。
4、為提高10kv饋線近端故障的后備保護能力，增加10kv母線的主保護設備，改變10kv母線故障時只依賴主變后備保護切除故障的現狀，調度中心從2001年開始逐步在10kv母聯開關上安裝保護裝置。2003年，分別在xx等9個變電站的10kv母聯開關上安裝了保護裝置。至此，我公司所有10kv母聯開關均已安裝了獨立的保護裝置。
五．發現存在問題，提高設備管理水平
1．技改工程、保護定檢等工作現場的安全問題仍需加強。由于舊站改造、保護定檢等工作現場均有運行設備，且現場的聯跳回路復雜，工作中安全措施不足夠或工作人員稍有麻痹大意都有可能引起運行設備跳閘停電的事故。因此，如何從制度上、技術上、思想上保證工程調試現場的安全是今后班組安全生產工作的重點和難點。
2．工程驗收必須實行規范化管理，二次設備安裝驗收項目和驗收表格仍需進一步完善。調度中心針對工程現場已制訂了一份詳細的驗收表格，但由于各變電站現場實際情況不同，此驗收表格仍需在實際執行中不斷滾動修編，逐步完善，以形成規范化的標準文本。
3．在變電站的日常維護、反措工作中，對二次回路進行小改造時，往往只是改動一、兩根接線，回路改動量很小，若要求設計室同步提供相應的二次圖紙有一定困難。因此，對于此類回路改動，一般是將改動部分直接畫在現場圖紙上。但回路改動后，其相關圖紙及更改方案的存檔若不及時，則會給以后的維護工作帶來困難。因此，今后需加強此類資料的規范化管理工作，保證改動前有人審核簽名，改動后有人跟蹤存檔。
4．根據廣電集團和佛山供電分公司的計劃，2004年將逐步推行設備規范化檢修abc，這對于規范設備檢修流程和試驗方法、提高設備的狀態檢修水平具有積極作用。但由于每種型號保護裝置的規范化檢修文本由不同分公司編制，其操作方法和操作步驟在我公司現場的可操作性仍有待檢驗，而我公司繼保專業已根據各變電站設備狀況制訂了詳細的定檢方案，因此，如何協調《佛山nn供電分公司2004年定檢方案》與規范化檢修文本的差異，保證規范化檢修率與定檢完成率均按指標完成，將是2004年繼保定檢工作需要重點處理的問題。
六．展望2004年，未雨綢繆早準備
1.保證定檢質量，落實反事故措施。根據反措要求，對2002年8月前投運的所有南京南瑞繼保電氣公司的lfp-941a保護版本進行升級，以改善該保護的程序邏輯。
2.針對目前緊張的供電形勢，將低頻減載、備自投等自動裝置的校驗列為2003年定檢工作的重點，提前制訂有針對性的試驗方案并抓緊落實，做到早安排、早準備，以保證安全自動裝置健康可靠運行。
3.改進部分保護及安全自動裝置的聯跳和閉鎖回路，提高裝置的動作可靠性，減少裝置拒動、誤閉鎖的可能性。如改進xx等站的110kv線路聯跳電廠線開關的回路，取消各站備自投裝置的刀閘閉鎖回路，增加穆院站備自投裝置的“低周閉鎖”投入壓板等。
4.加深繼保人員對技改工程的介入深度。從技改項目立項批復就確定項目負責人，由負責人全程跟蹤項目的圖紙設計、圖紙審核、技術交底、合同簽訂、進度安排、現場施工、竣工圖紙編制等流程，并成立施工圖紙審核小組，嚴把設計關，保證圖紙與施工現場的一致性，確保技改工程能夠環環緊扣、有條不紊地開展。
5.加強繼電保護設備缺陷的跟蹤和處理。通過對繼電保護設備缺陷的分類、整理、統計，掌握第一手的設備運行狀況資料，并形成綜合性的評價意見，為今后的設備選型、技改立項、設備運行分析提供有力依據。
6.加強對保護型號、程序版本、裝置密碼等基礎資料的收集、更新工作，保證隨時掌握所有二次設備的基本信息，為專業工作提供有用的資料支持。
7.建立繼電保護技改項目庫。通過評價分析、缺陷統計等基礎數據對繼電保護設備的運行狀況進行排序，按順序制訂改造計劃，逐步淘汰運行時間長、故障率高、可靠性降低的保護裝置。
8.修編各類二次設備的訂貨、設計、施工技術規范書，并裝訂成冊，為二次設備訂貨、施工圖紙設計、工程施工、工程調試驗收提供統一的技術標準。
繼電保護裝置試驗方案范文5
摘要：
電流互感器是電力系統中重要的采樣裝置，其飽和特性直接影響電網的安全穩定。本文通過小電流測試，推導CT的臨界飽和電流；并根據運行CT的工況條件，設計穩態、暫態大電流測試；暫態測試中，通過疊加衰減直流分量和設計重合閘的過程，模擬CT在極限峰值電流和極限剩磁水平條件下的暫態傳變特性。以某區域電網為例，設計的電流互感器串聯測試系統提高了測試效率，所得結論將為CT飽和特性評估和差動保護動作分析提供有力支撐。
關鍵詞：
電流互感器；飽和測試方案；臨界飽和電流；穩態測試；暫態測試
電流互感器是電力系統中傳變電流信號的重要元件，其可靠工作對電力系統的安全、穩定至關重要[1]。目前，電網中運行的電流互感器大多安裝于10年前，當時系統容量較小，短路電流水平相對也較低；同時，電磁式繼電保護的保護動作時間較長。因此，保護用CT的穩態響應受到重點關注，作為衡量其一、二次傳變特性的重要指標。近年來，隨著電網規模增加，系統短路電流水平不斷攀升，經核算，某地的110kV系統短路電流水平已達40kA，330kV系統也達到48kA。同時，微機保護的應用幾乎覆蓋全網，其動作速度加快，在一次系統故障后1~1.5個周波完成故障判斷并動作，因此，CT的暫態響應特性事實上對保護的動作性能起決定作用[2-4]。當系統經歷暫態故障，一次側的大短路電流使互感器勵磁飽和，二次電流就不能與一次電流滿足線性關系，由于二次波形畸變產生的誤差極有可能影響繼電保護裝置不正確動作[5-6]。
1本文擬開展的工作
目前，國內外對電流互感器飽和特性的研究，關鍵在于電流互感器鐵磁回路曲線的繪制，常用的方法為數值分析法和現場試驗法，但研究成果大多停留在穩態狀況下，主要存在以下問題：
1）數值分析法能夠繪制電流互感器的普通磁滯回線，并通過人工神經網絡對局部（暫態）磁滯回路曲線進行擬合，但該方法目前仍不成熟，不能建立更為精確的電流互感器暫態模型[7-8]。
2）現場試驗方法可對電流互感器的測量誤差進行檢測，間接地分析電流互感器的飽和特性，但其常用的10%誤差特性曲線法的試驗電流遠小于一次側發生短路時的電流，因此該方法不能分析電流互感器的暫態傳變特性。
3）對CT在實際大電流，特別是含暫態非周期分量大電流的傳變特性研究較少。繼電保護的可靠性和故障診斷的準確性受CT的暫態傳變特性影響較大，當一次側出現含較大非周期分量的暫態故障電流時，P級CT將過飽和，其二次波形失真嚴重[9]。
4）對差動保護兩側CT的傳變一致性研究不足。以變壓器差動保護為例，兩側所配CT的變比、準確級、額定容量的不同都會導致其在暫態大電流條件下傳變特性的不一致，造成區外故障誤動作時有發生。除此之外，還存在不同廠家電流互感器的負載大小、工況條件、鐵磁材料的老化差異，對互感器飽和特性的影響程度不盡相同，對互感器傳遍特性的研究也造成了困難。綜上所述，電流互感器一、二次傳變特性，特別是暫態飽和傳變特性，對電力系統的安全、穩定和經濟運行有著重要影響。為更精確、深入研究電流互感器的飽和傳變特性，本文提出按照CT的實際運行工況，設計穩態、暫態測試的通流水平；疊加衰減的非周期分量來模擬短路故障電流；控制重合閘時機獲得最大剩磁；采用實際電纜、保護和故障錄波裝置反映真實的負載狀況；運用數據采集系統、保護和故障錄波裝置對CT一、二次側電流進行多路、同步采樣。
2電流互感器的暫態運行特性
為獲得更為準確的CT飽和傳變特性，需進行穩態、暫態大電流測試，試驗環境需模擬CT的實際運行工況，因此首先分析P級電流互感器的暫態運行特性。對保護用P級電流互感器，著重考慮的是穩態大電流誤差，而其暫態傳變特性較差。本文根據上述對短路電流的數學描述，設計含衰減直流分量的暫態大電流，使第一個周期內出現最大暫態峰值電流。由分析得知，影響電流互感器飽和特性的關鍵因素為負載、剩磁和通流情況。因此，本試驗的總體思路為：
1）通過設置不同大小的二次負載，模擬負載對電流互感器飽和程度的影響。由于現有繼電保護裝置大多采用主后一體化，且雙套保護接入不同的電流互感器繞組，電流互感器所承擔二次負載較輕，一般不到2VA，遠小于電流互感器額定負載。因此，電流互感器的實際飽和倍數較理論值偏高，但是否滿足系統短路電流水平的要求，還需進行通流測試。
2）通過人為模擬磁滯效應，評估剩磁對電流互感器鐵芯飽和的影響程度，同時，采取可行的去磁手段，降低剩磁對大電流通流測試的影響。
3）通過穩態和暫態通流來校核電流互感器一、二次傳變特性。穩態通流代表正常運行時電網較大的負荷電流；暫態通流代表電網發生短路故障，并考慮瞬時故障的重合閘過程。
3P級電流互感器飽和特性測試方案
本文以某區域電網330kV變電站為例，研究線路光差、母線差動、變壓器差動P級CT在大電流下的傳變特性及其對繼電保護裝置動作特性的影響。所采用的測試系統，能夠發生實際工況條件下的穩態短路電流，并可疊加峰值為其80%左右的衰減直流分量，時間常數可調。故障發生的時間間隔，即重合閘的過程可調節。不僅對330kV站內330kV、110kV的P級電流互感器開展大電流飽和測試研究，還對傳統站向智能站改造所安裝的電子式電流互感器開展大電流物理試驗，全面對比分析2種電流互感器的穩態、暫態傳變性能[10]。本試驗對多只電流互感器線圈進行串聯測試，試驗通流一次完成，能模擬差動保護所接多組電流互感器的實際工況；同時，多組電流互感器線圈的試驗數據一次采集完成，提升了試驗效率，電流互感器串聯試驗系統如圖3所示。
3.1被試電流互感器的選擇
對所選定的某區域電網潮流控制斷面處330kV變電站的CT進行調研，并核算該區域的短路電流水平，該區域330kV系統的最大短路電流為48kA，110kV系統最大短路電流為40kA。經篩查，該區域內330kV、10P20和110kV、5P202種CT的飽和倍數普遍超標，存在暫態飽和的風險，可能造成差動保護不正確動作。因此，本文選取上述2種CT作為測試對象，參數見表1。
3.2試驗接線設計
整體試驗的接線設計見圖4，圖中對互感器進行了編號。1~5V•A范圍內的負載，均設計為實際裝置構成的回路用以模擬真實工況，見表2。此外，根據表1中被試CT的額定負荷為30VA，二次側額定電流為1A，確定額定負載阻抗為30Ω。為全面模擬由實際負載到額定負載范圍內CT的飽和特性，特增加由純無感電阻構成的1/4額定負載（7.5Ω）和額定負載（30Ω）。
3.3采集回路設計
圖4中，數據采集裝置能同時采樣CT一、二次側的電流（一次側電流峰值最高達86kA），其回路設計如圖5所示。數據采集裝置運用阻值為0.001Ω的標準電阻分流器，將一次側的大電流信號轉換為電壓信號；二次側采樣負載兩側的電壓值；將CT一、二次側電壓信號轉換為光信號，同步輸入暫態誤差測量裝置進行對比分析。為確保數據采樣裝置在強電磁環境中錄波的準確性和穩定性，CT3、CT4二次側用精度更高的DL850采樣（采樣頻率為3200Hz），采樣光纖長10m，確保與強電磁環境的物理隔離。
3.4保護系統的模擬
根據圖4，得大電流試驗所模擬的保護系統如圖6所示。試驗共采用了4套保護裝置：
1）CSC-103B線路差動保護2套，分別接CT2和CT7，通過光纖通道進行通信，模擬線路縱差；
2）PST-1200變壓器差動保護1套，接CT3#和CT8#，其高\中壓側A相電流通道模擬變壓器差動；
3）BP-2B母線差動保護1套，接CT3#和CT8#。
4大電流穩態、暫態測試
4.1小電流測試
臨界飽和電流的核算在進行大電流測試前，需確定通流取值的范圍，過大將受設備條件的限制，費用較高；過小將使CT未能進入飽和狀態，測試所得數據無意義。本文通過小電流測試，獲得CT的內阻、拐點電壓、伏安特性曲線，進而反推核算出CT的臨界飽和電流。同時，選取額定負載為50VA的CT，與表1第一類CT進行對比，研究負載對CT飽和特性的影響。小電流伏安特性測試的結果見表3。按下式計算CT在不同輸出負載下的臨界飽和電流I=E2N（R1+Z2cos）2+（X1+Z2姨sin）2（3）式中：Z2為二次輸出負載阻抗；cos為輸出負載的功率因數，取0.8；R1為二次回路內電阻，取表中平均內電阻；X1為二次回路內電抗，取表中平均內電抗；E2為平均拐點電壓；N為電流互感器變比。將式（3）繪制曲線，如圖7所示。在該區域電網中，5P20和10P20互感器均接微機保護，負載較輕，因此，1~5V•A負載所對應的試驗結果較能體現實際情況，結論分析如下：
1）1200/1電流互感器的拐點電壓高于600/1電流互感器，其抗飽和能力更強，飽和電流值更高。
2）變比和準確級相同時，提高額定負載容量，可提升電流互感器的拐點電壓與抗飽和能力。
3）1200/1互感器在1~2VA輕載情況下，飽和電流較額定負載（30VA）下提升4.92倍，而600/1互感器提升了7.01倍。因此，輕載能有效提升互感器的飽和倍數，且變比越小，提升效果越好。
4）通過核算，CT在1~5VA負載情況下，一次側臨界飽和電流均大于該區域電網的最大短路容量48kA，所以，在穩態大電流試驗中，電流互感器應不發生飽和。小電流測試均采用變頻升壓的方法，通過獲取CT的單值磁化曲線，建立CT的數學模型，模擬CT在穩態大電流下的傳變特性。綜上，根據小電流試驗的測試結論，確定穩態大電流測試的最大峰值電流為48kA，暫態峰值電流在此基礎上疊加80%的衰減直流分量，重點驗證輕載穩態通流時CT不發生飽和；重點研究CT暫態通流時的特殊傳變規律。由于該方法獲得的磁化曲線為單值曲線，未考慮剩磁的影響；拐點電壓的尋找基于穩態通流，未考慮鐵磁材料在暫態環境下的影響因素。因此，需設計穩態、暫態大電流測試方案，對CT大電流下實際的鐵磁環境予以模擬，該方案應能表征真實的二次回路情況，且通流方式簡便，易于操作。
4.2通流的選擇
根究CT的臨界飽和電流和極限暫態短路電流，設計出大電流試驗分穩態試驗和暫態試驗兩部分，通流大小和通流方式如下。
1）穩態大電流試驗共進行4次，電流有效值為6~48kA，每次通流持續時間為200ms。
2）暫態通流試驗共進行4次，與穩態通流試驗相比，暫態通流試驗有以下特點：1）暫態通流試驗中的工頻分量有效值同樣為6~48kA，但暫態通流試驗中電流疊加直流分量，直流分量為80%穩態分量峰值，衰減時間常數為100ms；2）暫態通流中進行重合閘，通流順序為150ms通流—600ms無電流—150ms通流，用以模擬剩磁對暫態飽和的影響。
4.3大電流測試結果
按照上述步驟實施穩態、暫態測試，并疊加每個互感器回路一、二次側的所有波形，顯示在一張圖中，測試結論如下：
1）所有測試CT在4.4Ω及以下負載，均未發生穩態飽和，穩態誤差為5%~10%。因此，對于本文所構建的4.4Ω及以下負載，10P20、1200/1和5P20、600/1兩種電流互感器適應該區域電網的所有正常運行方式。
2）穩態通流24kA、負載7.7Ω時，9#CT二次側波形發生穩態的飽和畸變，見圖8，并隨負載增加和通流升高，飽和效應更加嚴重。所以，當負載大于7.5Ω（1/4額定負載），穩態通流高于24kA時，該區域電網CT將發生飽和，實際中，若不考慮CT二次回路接觸不牢靠的問題，CT實際負載不會大于7.5Ω，即24kA為該區域電網中CT的極限穩態飽和電流值。
3）暫態通流試驗中，負載僅為1.4Ω，暫態通流為12kA時，3號CT就發生了暫態飽和，見圖9。短路情況下，區域電網很容易達到該門檻值，十分易于進入暫態飽和。若差動保護兩側CT的飽和特性不一致，將會引發保護誤動作。
4）圖9中BP-2B母差保護的錄波數據，較DL850幅值低很多，因此，在保護動作行為分析時，還需考慮保護裝置中小電流變換器與大CT飽和特性的不一致問題。5）48kA暫態測試中，電子式CT二次波形未發生飽和畸變，但電子式CT的采集器受電磁兼容影響，二次錄波會有跳點。
5結論
1）本文在總結目前單一CT飽和特性研究的基礎上，提出對區域電網中不同變比、不同額定飽和倍數、不同負載的CT進行統籌分析，模擬出區域電網的差動保護系統，真實的還原了CT在大電網中的安裝位置及所受極限暫態電流等運行工況。
2）提出依據臨界飽和電流計算，選擇大電流穩態、暫態測試的通流大小。同時，通過模擬非周期分量、重合閘過程中電流互感器的暫態傳變特性，得到了極限剩磁水平條件下，電流互感器的暫態傳變波形。本文所得的穩態測試結論能夠指導該區域電網中CT二次負載的選擇，避免因負荷電流過大造成CT的穩態飽和。
3）本文提出的電流互感器串聯同步測試方法，通過一次通流測試，能夠采集多組CT的測試結果，提升了測試效率，解決了差動保護CT錄波的時間同步問題。
4）本文將CT一、二次側，所接保護、故障錄波的測試數據予以疊加，該方法能對比分析CT本體的傳變特性，以及保護裝置內部變送器的傳變特性，為研究CT飽和的具體發生環節提供思路。
5）進一步，依據本文中CT的大電流實測數據，由B-H曲線方程，反推CT的勵磁曲線，優化CT的磁滯模型，建立基于CT一、二次電流波形和結構參數的CT仿真評估系統，該系統將能夠解決現場測試接線復雜、測試成本較高等問題。
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繼電保護裝置試驗方案范文6
隨著特高壓電網的全面落地和電網規模的逐步擴大，變電站的母線短路容量不斷增大，為避免電流互感器（以下簡稱CT）嚴重飽和、電流傳變特性變差，需對存在飽和風險的CT開展變比調整工作，以滿足繼電保護裝置可靠運行需要。以往，調整CT變比后，特別是CT二次改抽頭方式調整變比的情況，因CT極性的正確性在投運前難以驗證，需要在投運過程中組織負荷電流驗證調整后的CT極性，給電網一次運行方式帶來較大變化，如雙母線接線一般需要采用母聯串帶單支路運行方式、3/2接線一般采用破串運行方式等，相應需要大量一、二次設備操作，且電網處于非正常運行方式，不利于電網安全。
為了保障CT調整變比現場作業和試驗的有序性、科學性，優化一次設備送電方案，我們對調整CT變比作業內容進行了深入研究，提出了一種全新的作業和試驗方法。下面就調整變比的方式、測試方法及成效具體介紹。
1 調整變比的方式
根據CT一、二次繞組型式，CT變比調整可分為一次調變比和二次調變比兩種方式。一次調變比是通過改變一次繞組串、并聯關系實現變比調整；二次調變比是通過改變二次繞組抽頭實現變比調整。
2 CT測試方法
在調整已投運CT變比時，若采用一次調變比方式，因CT本體與一次導線和二次回路的接線均未改動，原一、二次電流的相位關系不會發生變化，所以只需驗證調整后的CT變比即可，無需重新驗證CT極性的正確性；若采用二次調變比方式，由于CT本體與二次回路的接線發生變化，除進行CT變比測試外，還需再次驗證CT極性的正確性。
2.1 CT變比測試方法
目前，普遍采用的CT變比測試方法有兩種，即一次升流測試法和互感器綜合測試儀檢測法。
（1）一次升流測試法
在CT一次側通入穩定的試驗電流，利用鉗形電流計測量CT二次電流值，將一次通入電流值與二次測量電流值相比，計算得出CT變比。試驗接線如圖1所示。
（2）互感器綜合測試儀檢測法
互感器綜合測試儀中一般帶有CT變比測試功能，利用綜合測試儀可以方便的測得CT變比。試驗結果如圖2所示。
2.2 CT極性測試方法
目前，普遍采用的CT極性測試方法有點極性測試法和互感器綜合測試儀檢測法，但是僅通過這兩種試驗方法還不能保證CT極性完全正確。在此依據參照比對原理，提出一種新的極性測試方法，即一次升流比對測試法，將這種新方法與傳統測試方法相結合，能夠可靠驗證二次調變比后CT極性的正確性，無需再組織負荷電流檢查極性，僅在送電后進行必要的復核即可。
（1）點極性測試法
點極性測試法試驗原理如圖3所示，用1塊干電池和1個指針式檢流計測試CT極性。當開關SA閉合瞬間，互感器一次側線圈中的電流由P1流向P2，二次側線圈中電流由S2流向S1；對于二次回路，電流由S1流入，經檢流計流向S2，此時檢流計指針向正極偏轉（刻度盤右方）。當開關SA斷開瞬間，根據電磁感應原理，二次側線圈感應電流方向發生反轉，在二次回路中，電流由S2流入，經檢流計流向S1，此時檢流計指針向負極偏轉（刻度盤左方）。
（2）互感器綜合測試儀檢測法
互感器綜合測試儀中一般帶有CT極性測試功能，利用綜合測試儀可以進行CT極性測試。試驗方法與利用互感器綜合測試儀檢測變比相同。
（3）同名相CT一次升流比對測試法
在已運行CT進行二次調變比工作前，選取同一CT內處于使用狀態且不需調變比的一個二次繞組作為基準，利用鉗形電流計測量預調整變比的CT二次繞組與基準二次繞組間的電流相位差，并記錄作為參考。待CT停電二次調變比后，將CT二次側短接，在CT一次側通入穩定試驗電流，利用鉗形電流計測量調整變比后的CT二次繞組與基準二次繞組間的電流相位差，并與之前記錄的參考值進行比較，如果相位差一致則確定極性正確，反之則確定極性錯誤，需糾正二次繞組接線。
示例調整A411繞組變比。首先，選取同一支CT內的A451繞組為基準，測得調整前A411繞組和A451繞組極性一致，ΦA411/ΦA451=0°；然后，將A411繞組由原1S1-1S2抽頭（變比300/1）調整為1S1-1S3抽頭（變比600/1）；接著，在CT一次側通入穩定的試驗電流，如果二次接線正確，則調整后鉗形電流計測量結果為ΦA411/ΦA451=0°，極性一致，如圖4所示；如果二次回路接反，則調整后鉗形電流計測量結果為ΦA411/ΦA451=180°，極性相反，如圖5所示。
（4）異名相CT一次升流比對測試法（適用于單相或兩相CT更換）
在一次設備停電后，選取不需更換的CT為基準，將基準CT和需更換的CT一次側按同極性順序串接，通入穩定的試驗電流，利用鉗形電流計測量預更換的CT二次繞組與基準CT二次繞組間的電流相位差，并記錄作為參考。待CT更換后，再次將基準CT和需更換的CT一次側按同極性順序串接，CT二次側各自短接，通入穩定的試驗電流，利用鉗形電流計測量調整更換后CT的二次繞組與基準CT二次繞組間的電流相位差，并與之前記錄的參考值進行比較，如果相位差一致則確定極性正確，反之則確定極性錯誤，需糾正二次繞組接線。
示例更換A相CT。首先，選取B相CT為基準，測得更換前B411繞組和A411繞組極性一致，ΦB411/ΦA411=0°；然后，更換A相CT；接著，在CT一次側通入穩定的試驗電流，如果二次接線正確，則調整后鉗形電流計測量結果為ΦB411/ΦA411=0°，極性一致，如圖6所示；如果二次回路接反，則調整后鉗形電流計測量結果為ΦB411/ΦA411=180°，極性相反，如圖7所示。
3 調整變比作業典型工作流程
以下列出已投運CT調整變比作業和試驗的典型工作步驟，現場實際工作過程中，宜結合具體情況優化應用。
3.1 一次調變比工作
a.一次設備停電后，在相應端子箱處做好相關技術措施，特別要防止誤向母線保護、3/2接線同串內相鄰間隔保護等運行設備通入試驗電流。
b.調整CT一次串、并聯接線。
c.采用一次升流法或互感器綜合試驗儀進行CT變比測試。
d.驗證CT變比正確后，恢復端子箱所做技術措施。
e.以上工作完畢后，向相應調度機構報：“CT變比調整工作結束，變比試驗檢查正確，可以投運”。
f.一次設備送 電后，利用工作電壓和負荷電流做好向量的復核工作。注意檢查相關二次設備電流、差流、相位顯示正常，使用鉗形電流計檢查中性線電流值正常。
3.2 二次調變比工作
同一CT的部分二次繞組和全部二次繞組需調整變比的情況略有不同，需全部調整時參照部分調整執行（先暫時保留一組二次繞組變比不變做臨時基準，分兩組進行即可）。下面以同一CT部分二次繞組調變比工作為例說明，例如僅繼電保護用二次繞組需調整變比，計量和測量用二次繞組不需要調整變比。
a.一次設備停電前，選取同一CT內處于使用狀態且不需調整變比的一個二次繞組作為基準（可選擇計量或測量繞組），使用鉗形電流計測量需調整變比的CT二次繞組與基準二次繞組的電流幅值和相位差，并記錄有關數據作為參考。
b.一次設備停電后，在相應端子箱處做好有關技術措施，特別要防止誤向母線保護、3/2接線同串內相鄰間隔保護等運行設備通入試驗電流。
c.調整需改變比的CT二次繞組抽頭接線，改變CT變比。
d.調整CT變比后，進行相應回路絕緣測試（帶二次電纜）和直阻測試。
e.使用點極性法或互感器綜合測試儀，對調整接線的CT繞組進行極性測試。
f.使用互感器綜合測試儀進行CT變比、伏安特性測試。
g.在CT一次側通入穩定的試驗電流，使用鉗形電流計測量調整后的CT二次繞組與基準二次繞組的電流幅值和相位差，將測量數據與未調整CT變比前測試的數據進行比對，若電流相位差一致、幅值變化正確，則可確定CT極性和變比正確。
h.試驗完畢后，恢復端子箱所做技術措施。
i.以上工作完畢后，向相應調度機構報：“CT變比調整工作結束，極性、變比試驗檢查正確，可以投運”。
j.一次設備送電后，利用工作電壓和負荷電流做好向量的復核工作。注意檢查相關二次設備電流、差流、相位顯示正常，使用鉗形電流計檢查中性線電流值正常。
4 實施效果評估
4.1 創新“一次升流比對測試法”，打破了傳統的調整CT變比工作模式，通過將傳統試驗方法進行優化，結合現有試驗設施，將運行狀態和停電狀態數據相結合進行對比，試驗方法簡單易行。
4.2 建立CT調整變比典型試驗方法，作業流程統一規范，為今后標準化作業奠定了基礎，保證了現場安全。
4.3 實現投運工作的最大效益化。通過該方法大大降低了因為傳統試驗方法下繼電保護裝置向量不確定，不得不通過電網方式和繼電保護定值調整來驗證向量正確而帶來的電網風險，簡化了投運方案，減少了倒閘操作，提高了投運工作效率，縮短了電網非正常方式時間，安全意義重大。
4.4 此方法適用于對10kV至220kV各個電壓等級的CT一二次變比調整及單相或多相CT更換工作，已在河北南部電網廣泛應用，取得了良好效果，更是實際驗證了測試方案的可行性、科學性和合理性，具備推廣應用價值。
結語
“一次升流比對測試法”是一項成功的創新經驗，在電網短路電流水平日益提高，CT變比調整工作顯著增加的形勢下，此典型作業方式的實施必將發揮出更大的優勢。
參考文獻
