继电保护的试验范文1
【关键词】220kV变压器；死区故障；继电保护；动模试验
1 引言
近年来，随着我国建设坚强智能电网的深入，电力需求不断增加，电网架构日益复杂，220kV电压等级是我国区域电网主网络架构，220kV变压器保护对保障电网安全有着重要作用。下文将就此展开讨论，分析220kV变压器死区故障的继电保护及其动态模拟试验验证。
2 变压器死区保护
对于死区故障，为大众所熟知的是母线保护的死区故障，目前我国继电保护行业对变压器的死区故障领域开展的理论研究较少。变压器死区故障指发生在变压器某一侧的断路器与该侧变压器差动保护使用的电流互感器之间的短路故障。
死区故障由于在变压器纵差保护保护范围之外，因此，即使故障侧的后备保护或其它保护（如母线保护）动作，跳开变压器该侧断路器，但故障仍然存在，只有靠变压器电源侧后备保护动作或采用本侧后备保护动作跳变压器各侧出口回路跳开变压器电源侧断路器才能最终切除故障，切除故障时间一般较长，会严重损坏变压器。
尤其对于220kV及以上电压等级，由于输电等级相对较高，因此，大容量变压器得到普遍使用，以提升电网的供电容量，主变压器的重要性进一步提升。一旦主变压器因为死区故障受到影响，不仅可能造成主变压器烧毁，还有可能带来较大的停电损失。因此，研究220kV变压器死区故障的继电保护技术，对提升电网安全性能，有着重要作用。
3 变压器死区故障的继电保护
目前，国内对于变压器死区故障的继电保护进行的研究尚不多，2012年，郑州供电公司通过对220kV主变压器中压侧死区故障的研究，提出了对中压侧后备保护进行设计改进，增设中压侧死区保护的思路；2013年，镇江供电公司针对无锡电网220kV变压器中压侧死区故障，结合保护动作特征，提出了4种快速切除死区故障的方案。
本文基于某主流保护厂家的变压器保护实例，来对变压器死区故障的继电保护展开研究，该厂家开发的含快速切除死区故障功能的变压器保护装置逻辑图如下图1：
图1 变压器保护快切死区故障逻辑图
其中，输出“封该侧TA，差动跳各侧”的指令分为两个判据：判据1判据2，分别如上图所示，切除本侧开关的后备保护电流起动标志实际使用本侧后备保护启动标志。通过上述逻辑，当系统中发生死区故障，满足相关判据后，通过封变压器相应侧TA，使得保护计算出现差流，当达到定值时，死区保护能够动作。
4 变压器死区故障的动态模拟试验
4.1 动态模拟试验简介
动态模拟试验是指通过缩小化的物理模型或通过数字实时仿真（RTDS），来模拟电力系统一次系统工况，验证各种不同工况下发生短路故障时，保护的动作行为。其中，RTDS实时仿真是近年来最为流行的检验保护动作性能的方法，在各大电网公司、科研院所、高校都获得了普及和应用。
4.2 变压器死区故障的RTDS实时仿真
对上文所述厂家产品进行动态模拟试验，检验其死区保护功能。试验包括220kV电压等级、110kV电压等级的含快速切除死区故障功能的变压器保护装置各一台，两台装置死区保护逻辑功能一致，仅需要在220kV电压等级保护装置通过动模试验验证死区保护逻辑。
（1）试验模型要求
依据220kV电力变压器原型系统参数，在实时数字仿真装置（RTDS）上建立变压器保护试验模型，系统主接线图及故障点设置如下，220kV侧、110kV侧均有电源,变压器模型为普通三卷变，变压器模型参数按220kV变压器典型值设置。如下图2所示为模型的主接线图：
图2 RTDS模型主接线示意图
RTDS系统能模拟输出高、中压侧母差保护出口接点，高、中、低压侧开关分位接点，接入变压器保护装置作为死区故障判别用，要求能按故障时实际的动作时序输出，故障发生后20ms输出母差动作接点，断路器动作时间60-80ms。
模拟高压侧、中压侧母线保护跳令，故障后20ms母线保护动作，母线区内故障跳令持续100ms；死区故障跳令持续500ms；开关失灵情况下，跳令持续2000ms。
220kV、110kV、35kV侧断路器跟TA之间分别设置K1、K2、K3三个死区故障点，试验时还需考虑相对于死区故障的区外故障，故障点设在各侧母线上或各侧差动CT和变压器之间引线上。各故障点故障类型A（B/C）N、ABN、BCN、CAN、AB、BC、CA、ABC。
试验模型参数如下表1所示：
表1 试验模型参数
系统元件名称 元件参数
无穷大系统 高压侧S1：短路容量为10000MVA和2000MVA；
中压侧S2：短路容量为5000MVA和1000MVA；
发电机G1 UN=20kV ，IN=10.2kA ，Xd=1.997 ，Xd’=0.296 ，
Xd”=0.176，功率因数=0.85
线路L1 长度为100kM
正序阻抗：0.078+j0.3475 Ω/km
零序阻抗：0.254+j1.09 Ω/km
220kV三绕组变压器 容量240MVA
高中：14%，高低：24%，中低：9%
低压并联电容 C1：318.48uF
负荷F1、F2 10MW，电动机负荷占35%，电阻性负荷占65%
变比 220kV：CT1 =1200/1，TV1=220/0.1
110kV：CT3 =2400/1，TV2=110/0.1
10kV：CT4 =5000/1，TV3=10/0.1；
（2）装置定值整定如下：
① 差动保护定值
纵差差动速断电流定值6.0In、纵差保护启动电流定值0.5 In、差流越限门槛0.15 In、二次谐波制动系数0.15。
② 死区保护定值：
高压侧死区保护有流定值：0.8A
高压侧死区保护负序过流定值：0.8A
高压侧死区保护零序过流定值：0.8A
中压侧死区保护有流定值：1.1A
中压侧死区保护负序过流定值：1.1A
中压侧死区保护零序过流定值：1.1A
低压侧死区保护有流定值：6.0A
低压侧死区保护负序过流定值：6.0A
低压侧死区保护零序过流定值：0.5A
（3）具体试验过程
变压器差动保护和各侧后备保护定值均合理整定投入，模拟下述故障：
① 变压器各侧正常运行情况下，高压侧K1点、中压侧K2点、低压侧K3点发生各种类型死区故障，考核保护装置的动作行为。
保护动作行为：死区故障下变压器死区保护和比率差动保护能够正确动作。
② 模拟各侧开关分别处于分位，该侧发生死区故障时，考核保护装置的动作行为。
保护动作行为：死区故障下变压器死区保护和比率差动保护能够正确动作。
③ 模拟高、中、低压侧母线分别区内故障，高、中、低压侧开关分别失灵，考核保护装置的动作行为。
保护动作行为：母线故障，开关失灵情况下，变压器死区保护和比率差动保护能够正确动作。
④ 模拟相对于死区故障的各种区外故障，死区保护不应误动作。
保护动作行为：母线故障，相对于死区故障的区外故障，变压器死区保护和比率差动保护均不动作。
⑤ 模拟转换性故障，转换时间分别为100ms，200ms，500ms，各侧区外故障转死区故障，考核保护装置的动作行为。
保护动作行为：不同转换时间的转换性故障下，变压器死区保护和比率差动保护在转换为区内故障后能够正确动作。
⑥ 模拟空充于死区故障，中压测、低压侧死区故障，空投故障变压器，考核保护装置的动作行为。
保护动作行为：变压器死区保护和比率差动保护能够正确动作。
⑦ 模拟各侧死区故障CT饱和，饱和深度5ms左右，考核保护装置的动作行为。
保护动作行为：变压器死区保护和比率差动保护能够正确动作。
RTDS动态模拟试验的结果表明，各类不同故障下，装置的动作行为正确，死区保护的判据是有效的。
5 结语
随着我国构建特高压、交直流混联、各级电网协调发展的智能电网体系，我国电网的容量进一步增大，220kV及以上的变压器不断增多，并对电网供电起到重要作用，一旦变压器因故停电，会给电网带来巨大损失。本文基于对变压器死区故障的研究，结合相应的死区故障判据、定值整定、动态模拟等过程，深入研究了变压器死区故障的继电保护技术。
参考文献：
[1]汤大海,陈永明,曹斌,潘书燕,龙锋.快速切除220kV变压器死区故障的继电保护方案[J].电力系统自动化,2014(2).
继电保护的试验范文2
关健词：变电站;继电保护;验收
O 弓l言
随着数字化技术的不断发展, 数字化变电站将是变电站建设的趋势, 到目前为止, 国内已有多座数字化变电站投运。由于数字化变电站设备与常规变电站不同, 继电保护传统的一些调试方法已不再适合数字化变电站的要求。因此, 探讨数字化变电站继电保护的验收工作具有重要意义。
1数字化变电站介绍
数字化变电站是指基于IEC 61850标准建立全站统一的数据模型和数据通信平台, 实现站内一次设备智能化和二次设备网络化, 以全站为对象统一配置保护和自动化功能的变电站。其主要特点[l]有:一次设备智能化;二次设备网络化;测量系统数字化;信号传输均由计算机通信技术实现;二次接线大为减少;良好的互操作性;数据易于共享;自动化水平高。数字化变电站与常规变电站对比如图1所示。
（b）向常规变电站
图1数字化变电站与常规变电站的比较
数字化变电站对继电保护的影响[2]主要体现在以下几个方面。
(l)采用ETA/ETV, 实现数字化输出, 并借助光纤传输, 不仅增强系统抗干扰能力, 也完全摒弃传统互感器的二次交流回路, 真正实现了一、 二次系统之间的电气隔离。
(2)现场智能开关作为终端设备接受并执行控制命令, 不仅可减少现场继保工作人员误操作, 也可简化断路器控制回路的二次接线设计, 减少继电保护装置的I/0插件。
(3)由于继电保护直接处理数字信号, 因此, 其保护逻辑算法相对更加简单。
(4)由于GOOSE通信技术的应用, 可以在同一标准平台上实现实时信息数据共享, 从而简化继电保护的配置。
2 数字化变电站继电保护验收应注意的问题
随着IEC61850技术的发展和应用, 数字化变电站的验收项目闭, 要增加的调试内容有:继电保护装置间通信报文的评估;基于功能的EIC6185。过程层采样值测试;继电保护装置输出信号(GOOSE)性能测试。
由于数字化变电站的电子式互感器既不输出电流,也不允许施加电流信号, 因此电子式互感器的验收将有待研究。
数字化变电站验收应注意的问题有以下两方面。
(l) 加强对工具软件及通信网络的验收。在数字化变电站中, 由于设备间的联系完全依靠GOOSE网络来完成, 软件逻辑连接替代了传统的控制电缆连接, 工具软件的可靠性和兼容性必须重点考虑;再者, 数字化变电站的数字信息传送依赖可靠的通信网络, 因此如何对相关的通信设备及网络进行调试检验, 保证通信网络的可靠, 对于验收工作非常重要。
(2) 加强对数字化回路的完整性校验。对数字化变电站而言, 尽管二次接线大为减少, 但信号及时、可靠传输依然是保证继电保护系统正确可靠动作的前提。为适应新技术的发展, 应当采取相应的技术手段来保证数字化回路完整性。另外, 相关的辅助设备也应重视其调试验收。
3 数字化变电站继电保护验收方法
常规变电站广泛采用微机继电保护测试仪对继电保护装置进行调试, 同时通过各种手段检查相关外回路的完整性。由于数字化变电站是以数字化方式传输信息, 因此其继电保护的验收也应采用数字化的调试设备和手段。 目前, 一部分改造后的数字化变电站, 仍保留传统的一些控制方式, 其调试方法更复杂[4]。
数字化变电站继电保护的配置方案和常规变电站相同, 区别主要在信号输入方式, 其验收调试可采用如下两种方法。如下两种方法。
(1) 利用传统测试仪结合数据采集转换器进行继保校验。此种方法是利用传统的测试仪做信号发生源,通过1个数据采集装置来采集测试仪的交流信号, 并转换成相当于ETA/ETV 的信号输出格式送至合并单元.这样, 整个验收的调试方法就可以借用传统的一些手段, 尤其是继电保护的逻辑功能检验部分。相对而言, 保护人员更熟悉和容易掌握这种方法。其调试方案如图2所示。此种方法是过渡阶段的一种简单方式, 尽管容易实现, 但在调试上存在一些局限性。比如, 由于继电保护的输出为数字量, 如果保护没有提供硬接点, 则不能进行闭环校验, 当然也无法对动作时间进行调试, 对一些通信问题(如乱码! 传输延时等)更无法校验。
图2传统测试仪结合数据采集转换器进行继保校验
(2)采用全数字化测试仪进行继保校验, 其调试方案如图3所示。根据IEC61850的通信标准设计开发出的全新数字式测试仪应当能输出数字化的交流信息,同时能接收符合标准的保护及智能开关单元的动作信息, 实现智能闭环校验。该校验过程对数字化测试仪的要求很高, 尤其是在保护和智能开关设备等的互操作性上, 同时它对网络的测试要求也很高。全数字化侧试仪不仅能完成对保护逻辑功能的校验, 而且由于采用数字化、网络化校验, 因此对方法(1) 中的通信问题也能进行校验。
图3全数字化侧试仪进行继保校验
全数字化的校验手段是未来数字化变电站继电保护调试的发展趋势, 目前已经有一些测试仪厂家研制出了数字化测试仪, 但仍需要相关的单位不断研究、摸索, 研制出适合数字化变电站的保护测试仪。
4 结束语
由于数字化变电站的发展, 继电保护技术面临着进一步发展的趋势, 这给继电保护的验收工作带来新的挑战, 需要从事继电保护验收的工作者在原有工作经验的基础上, 根据电网的发展要求, 在发展数字化变电站背景下继续研究继电保护验收工作。
参考文献
[1]高翔.数字化变电站应用技术1Mj.北京:中国电力出版社, 2008
[2]林金洪.110kV数字化变电站继电保护配方案[J].南方电网技术, 2009, 3(2):71~ 73
继电保护的试验范文3
【关键词】可编程逻辑控制器构件；继电保护系统；二次设备
新形势下智能电网建设不断深入，智能变电站作为智能电网的重要部分之一，已成为二十一世纪我国电网建设的核心。智能变电站的继电保护系统调试区别于传统的变电站，主要表现在数据采集，数据传输、数据处理等阶段。智能变电站的电气设备包括智能终端，合并单元、网络交换机等，其功能，特点、性能、各设备间的配合等因素会对智能变电站的安全运行产生直接作用。在智能变电战中继电保护系统的性能及其反应力，由其装置下是否同步的合并单元采样、安全可靠的过程层网络来决定。
1 智能站继电保护系统基本配置
智能变电站监控系统调试是运用三层两网结构。智能变电站三层是指间隔层，过程层设备、站控层；两网是指过程层网络，站控层网络。其中通信网络可分为MMS、GOOSE这两种方式，各保护设备间闭锁，联锁、控制分合命令等由GOOSE网络将其传送至智能终端。由网络连接，数据传输质量来决定继电保护系统反应能力与性能，这一点与传统变电站中的二次回路相同。网络系统的核心是交换机，交换机具有端口自由镜像，VLan划分功能、报文优先级QoS、广播风暴抑制、安全功能测试、告警功能测试等多项功能；其功能、性能的可靠程度将决定智能变电站的安全与稳定。
智能变电站监控系统调试结构如下图1所示：
图1 智能变电站基本结构
智能变电站基本结构图中间隔层网络是双星型拓扑结构，主要用于传送MMS、GOOSE报文，运用其他网络设施使各间隔设备、站控层建立起网络通讯，实现人机交流。其中过程层组网方式是根据电压级别来划分，110kV、220kV电压由GOOSE网、SV网共同设置，其网络使用星形结构，继电保护设施与间隔智能终端应用GOOSE直跳方法；而闭锁信息、失灵、启动、各项设备位置及其状态等信息应用GOOSE网络将其互换与传送；继电保护设施与合并单元应用SV直采，通过SV网络来传送网络分析仪、故障录波器、电压采样信息、电流采样信息等。
站控层校应用SNTP网络校时方法，间隔层设备、过程层设备运用硬接点、1588协议，可实现光纤B码同步校时，不过此项功能需相应设备支持的情况下得以实施。
2 智能变电站继电保护系统的调试内容
2.1 继电保护调试之电压、电流采样的检测
智能变电站通过应用数字化保护测试仪，由保护设备光纤直采口输入合并单元光数字量，校验保护的精确度，可靠性、灵敏性。继电保护对跨间隔数据有一定要求，可同时利用两根光缆输入各种间隔的合并单元光数字量，完成电流数据、数字电压的采集。继电化保护测试仪可见下图2：
图2 继电化保护测试仪
2.2 继电保护调试之输出保护设备
保护设备光缆从直跳口出发，传送到智能终端向其下达系统跳闸命令，然后由GOOSE组网口输送各级设施间的联闭锁信号，运用保护设备对GOOSE报文输出信号进行检验，保证传送信号的准确与及时；由GOOSE虚端子表支持GOOSE报文输出信号，实现各信号均能得到检验。继电保护测试系统中的单间隔保护，如下图3所示：
图3 继电保护测试系统
根据上图所述连接线路，采用原有的试验仪向合并单元输送一定量的电压与电流，观测单间隔保护设备的相位角与加压后的相位角是否相同，对其电压采样、电流采样进行检测，观测其差距是否符合非倍数周期；根据设计图上的电路及设备的连接，再次输送定量的电压与电流，运用网络分析仪检测电压及其电流波形是否存在突变情况；对其电压采样、电流采样进行检测，观测其差距是否符合整数周期倍数，运用此种方式检测单间隔保护设备上电流、电压是否同步。校对与检验各种间隔数据的同步性有利于保护跨间隔信息，根据上图3装置连接，运用原有的保护测试仪同时向输送各种间隔合并单元电流量并进行验证，观测其差距是否符合非倍数周期，整数周期倍数、保证电压采样、电流采样的同步性；观测各种间隔合并单元由不同步至同步的过程中，其主变保护、母差保护的动作性能变化。
2.3 继电保护调试之检修状态测试
智能终端与保护设备的检修状态不同的时候，智能终端主动归于闭锁状态；当智能终端与保护设备的检修状态相同的时候，智能终端处于安全工作状态。合并单元与保护设备的检修状态不同的时候，保护装置处于闭锁状态；当合并单元与保护设备的检修状态相同的时候，保护装置处于安全工作状态。智能终端，合并单元、保护装置的检修状态均不相同的时候，断路器处于短路状态；当智能终端，合并单元、保护装置的检修状态均相同的时候，保护装置处于安全工作状态，断路器则会自动跳闸。
将合并单元，投退智能终端、保护设备的检修状态组成一个整体，可实现多种保护装置的试验。
在智能变电站中主要由光缆传输指令，电压、电流等信息，同样在继电保护系统中光缆发挥着重要的作用，光纤回路试验也是保护系统中不可或缺的内容，其意义等同于以往变电站中的电缆绝缘。具体的实验内容如下：首先对每条光缆芯做光收发器件功率测试，其中包括备用芯测试。对光通道衰耗、误码率进行测试并做好相应的记录，对每条光缆芯的断链警告信号进行核对。此处以220kV线路间隔举例，线路保护包括对合并单元，接收母差保护GOOSE中断、智能终端GOOSE中断、设备异常对时做出保护，
母差保护包括其接收合并单元S中断，接收保护GOOSE中断、接收线智能终端GOOSE中断等。测控包括接收合并单元SV中断，接收智能终端GOOSE中断、接收合并单元GOOSE中断。合并单元包括接收PT合并单元SV中断，接收测控GOOSE中断、接收智能终端GOOSE中断及其对时异常。智能终端包括接收母差保护GOOSE中断，接收测控GOOSE中断、接收保护GOOSE中断及其对时异常。
3 结束语
现阶段供电技术、电力设备改进与更新速度很快，基于传统的变电站继电保护设备调试的方法来检验智能化变电站继电保护系统性能，难以保证检测结果的可靠性，也不能确保智能电网的顺利运行，供电企业应转变以往的继电保护装置调试方法与调试方向，找出适合智能变电站继电保护系统的调试内容。本文通过分析智能变电站继电保护系统的调试，为继电保护系统调试提供更多的实验方法和可操作的实验项目，为后续的智能变电站继电保护系统的调试开创了新思路；为智能变电站的继电保护系统奠定了良好的基础；有利于智能变电站调试工作的顺利开展。
参考文献：
[1]贾景东，李振磊.智能变电站继电保护系统调试探讨[J].中小企业管理与科技（中旬刊），2013（12）.
[2]皮志勇.智能变电站继电保护系统调试技术探讨[J].机电信息，2013（27）.
[3]陈飞洋.基于PLC构件的继电保护系统调试探讨[J].中国新技术新产品，2013（20）.
继电保护的试验范文4
关键词：智能变电站；继电保护调试；信息数字化；电力系统；网络通信技术；光电技术 文献标识码：A
中图分类号：TM76 文章编号：1009-2374（2016）26-0138-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.26.067
电力事业在不断发展，在整个电力系统中变电站起到了电力接收、分配传输及电压变换等作用，所以变电站的正常运行对电力系统的正常运营具有重要促进意义。随着科学技术的不断发展，电子信息、网络化也不断发展，人们对生产、生活用电安全及稳定的要求不断提高，变电站的设备及技术也随之不断革新和改进，在IEC 61850标准下，变电站逐步向规范化的智能运行方向发展，实现了数字化传输的自动化运行目标，不断提高了变电站供电服务的水准。为此，工作人员对继电保护调试工作的探索力度及重视度不断加强，为能够更有效地使继电保护装置起到提示故障、保护变电站设备的能力，不断对继电保护调试工作进行探索，力求为人们的生产、生活提供安全、稳定的用电。
1 智能化变电站介绍
智能化变电站的技术应用较传统技术改变很大，不仅应用了网络通信技术、光电技术、信息化技术等先进科学技术，而且在二次系统中使用了数字化程序，完全实现了变电站的自动化运行目标。在国家通用智能化标准的要求下，对变电站进行了有关信息化技术的改革，利用网络技术来实现电能信息的交互、转换和控制等工作，促使变电站在数字化信息基础上进行自动化运行，完全创新了信息技术，而且有效减低能耗，提高变电站各设备工作的紧凑性和高效性。智能变电站的智能化通过数字化技术实现，在整个电力系统的运行中通过以太网对信息进行数据分析、接收和转换、传输，形成标准、规范的信息模式，来实现智能化和自动化。具体通过三方面来体现：首先是数字化的数据采集，智能技术利用光电式互感器，对一二次系统的信号进行采集并实现数字化转化，有效地防止了二者电气连接现象，同时提高了信号数字化的接收精准度，进一步提高了信息集成化的利用率；其次是分布化的系统分层，采用分布化系统分层技术可以根据具体分配面采取对应性分布，具体利用CPU模式，有效起到数据处理的单独性；最后是网络化的信息交互，信息交互在智能变电系统中，主要由过程层中智能传感器接收信息与间隔层设置之间的交互，及层与层之间发生的内部信息交互、传输。
2 继电保护调试的意义
智能变电站正常运行需要继电保护装置及技术的保障工作，继电保护就是继电保护装置及继电保护技术的综合名称。继电保护装置的存在结合有效的调试技术，可以在变电站相关元件出现故障时，或者变电站设备发生异常情况时起到一种自动跳闸或发出提示异常信号的作用，即继电保护就是自动化反事故的有效措施。它可以对智能变电站内的发电机、输电线路、变压器及母线等设备、设施进行有效的保护，防止其发生损害而导致电力系统不能正常运行。而确保继电保护正常运行的技术就是调试，在继电保护装置按规范原理、配置及相关技术设计无误后，要通过调试来确保装置的正常使用，通过继电保护调试来保证继电保护满足选择性、速动性、灵敏性和可靠性等要求，以此才能保证电气设备发生异常或出现故障时其能有效反应并及时工作。在智能变电站中继电保护的对象很多，既能对变电站主要设备元件及相关输电线路进行保护，又可以在发生过电流、过电压或瓦斯时进行电气设备保护和提示，同时在发生短路或设备失磁等情况时进行提示和保护。在智能变电站中，继电保护调试的最终目的就是在电力系统发生故障时，能够保证继电保护装置快速、有对应性、自动进行跳闸切断工作，保证发生故障的设备或线路不会受到损坏，同时又能通过跳闸转换确保供电系统正常运营；另外在电气系统发生异常情况时及时反映、有效辨别并发出提示信号，便于工作人员在巡查中发现，给予检修。
3 智能变电站继电保护调试方法
3.1 继电保护装置元件的调试
继电保护装置设备元件进行调试前，工作人员必须认真对相关设备装置进行仔细检查。检查中要观察插件是否完好、齐全；端子排和压板是否发生松动不稳等情况；另外在交直流回路的检查中，要保障其处于绝缘状态，检查操作一定要断开电源，拔出相关逻辑插件，确保检查工作安全、顺利进行。在检查电压、电流是否为零漂值过程中，端子排电压回路需要短接，并断开对应电流回路，然后进行查看。对采样进行精确度检验中，需要把交流电压和电流分别接到保护装置的端子排上进行观看检验，记录检测数值，正常情况下仪器显示值应与现实检测值的误差相差不大，标准要求不大于5%。开关量进行检测期间，需要进行各种情况的多种模拟操作，通过各种实验来保证输出接点动作测量结果的准确性，保证检测质量。保护装置进行有效检查后，再对定值进行校验和调试。需要进行定值校验涉及的内容、项目和工作很多，也比较繁杂，如对纵联差动保护定值校验、距离保护定值校验和零序定时限过流保护定值的校验等，另外还包括对零序反时限过流保护定值的校验以及对工频变化量距离定值的校验和PT断线相过流定值的校验等。校验工作完成以后，还需对光纤通道的联调进行调试，调试工作进行前要做好相关检查工作，观察光纤通道连接得是否可靠，纵联状态是否出现异常灯亮着的情况，有无异常警报等，标准要求是光纤通道确保连接牢靠、异常灯必须不亮、没有异常警报发生。光纤通道联调的具体工作内容中，首先要检查对侧电流、流差以及装置情况，之后进行纵联调试操作。
3.2 通道调试
通道调试工作进行前，工作人员要对当下通道状态观察和断定，掌握具体情况后再进行调试工作，首先要确保继电保护装置内涉及光纤通道处于优良状态内，一定要保证保护设备未发生纵联通道的不正常警报，异常灯也未出现闪亮情况，通道内相关计数情况均处于稳定状态。还需要对光纤头进行调试前的清理工作，保证其干净、清洁，在确定通道内还出现其他设备通路接口后，要保障接地处理的有序性和安全性，一定要按照相关规范进行，同时要符合厂家连接操作的标准，还需保证接地网间要留有一定距离，保证其彻底分开，避免发生重叠或缠绕等情况，以免影响安全性。
通道调试工作的具体内容分为两项：一个是对专用光纤通道的调试工作；另一个是对复用通道调试的工作。对专用光纤通道进行调试，首要工作是对装置的发光功率仔细、认真地进行检验和调整，再观察通道上插件标准值是否与其相符。之后仔细检查光纤收信率，验证收信裕度，通信时钟操作的过程中，识别码的设置要注意，本侧与对侧需要同样的设置，然后观察有无纵联通道异常信号的警报出现，若未出现异常警报，证明通道内操作均处于正常状态。
3.3 GOOSE调试
对通信与报文统计等的配置，需在设备调试的菜单栏中进行，一般有GOOSE-A网网络风暴报警、GOOSE-B网网络风暴报警、GOOSE-A网断链和GOOSE-B网断链、GOOSE配置不符合等信号警报内容。GOOSE调试的功能，状态最好的情况下可以进行8个模板的发送，为调试工作的便利，便于现场工作顺利进行，一般发送压板配置多以10个或12个为宜，避免发送压板一旦出现退出使用系统而产生工作不能正常进行的现象。正常使用中，对GOOSE相关发送信息的处理都是采用清零方式来操作，发送信息的内容中既有GOOSE发送的信息数据，也存在投检修态开入的信息，而且它还能够进行信号的接收。同时GOOSE也是一种具备较强接收功能的设置，其接收信号的作用为调试工作同样带来了便利。
4 智能变电站继电保护调试应用
在智能变电站继电保护调试的应用中，GOOSE的连线很重要，传统变电站应用硬电缆接线，其应用与GOOSE连线的作用相同，在配置调试后对信号进行接收、传输，GOOSE还可详细对信息进行记录，一旦在实际的应用中出现了问题，例如保护装置跳闸，光网口灯出现提示，且没有信息传送，这时需要对数据开入信息进行检查，沿着端口依次查找、检验，由于GOOSE信号通信与报文通路独立，每检查一个需要做好记录，一一将可能存在问题的设置进行检查和试验，避免遗漏存在问题的重要装置，这样可以确保查出问题所在，从而及时给予检修和调试，确保智能变电站正常运行。同时这种一一排查的操作是继电保护调试设置操作的优点，它可对存在隐形问题的装置或线缆进行检出，避免遗漏。
5 结语
智能变电站的自动化运行完全符合IEC 61850通用标准，具有一定的规范化智能系统，其中继电保护的反事故特点确保了变电站智能化的自动运行处于正常状态，而继电保护调试的有效性在智能变电站运行中起到了不可替代的故障提示及变电站设备保护等作用，实现了继电保护的灵敏性、可靠性及实效性，最终通过继电保护的调试保障了智能变电站的正常运行，确保了人们生产、生活用电的安全性和稳定性。
参考文献
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继电保护的试验范文5
关键词：继电保护；安全运行；基本要求；措施
中图分类号：TM58文献标识码： A 文章编号：
1.前言
提高继电保护装置的安全运行水平，降低设备事故发生的概率，是每个继电保护工作者的神圣的职责与使命。同时，继电保护安全运行也是衡量与评价继电保护装置性能的重要指标和依据。对继电保护安全运行的基本要求之间是互相联系而又互相矛盾的，只有在不断解决保护装置应用中出现的基本要求之间的矛盾，使之既要达到平衡，又要尽可能地满足各方面的要求，保证继电保护的安全运行。
2.继电保护装置的基本要求
继电保护安全管理运行的基本要求主要包括以下四个，如图1所示。
（1）选择性。当电力系统中出现故障时，继电保护装置发出跳闸命令，仅将故障设备切除，使得故障停电范围尽可能的小，保证无故障部分继续运行。
（2）速动性。快速地切除故障以提高电力系统并列运行的稳定性，减少用户在电压降低的情况下工作的时间，以及缩小故障元件的损坏程度。
（3）灵敏性。在事先规定的保护范围内部发生故障时，不论短路点的位置，短路的类型如何，以及短路点是否有过渡电阻，都能敏锐感觉，正确反应。
（4）可靠性。在保护装置规定的保护范围内发生了它应该动作的故障时，它不应该拒绝动作，而在任何其他该保护不应该动作的情况下，则不应该误动作
图1
3.继电保护安全管理运行的目标体系
继电保护安全管理运行的目标体系是继电保护可靠运行的前提与保障。
（1）应该通过建立健全完善的继电保护专业化、标准化管理体系，加强对继电保护专业的全过程管理，确立目标，保证保护设备运行可控，使电网继电保护投入率达到100%，正确动作率保持在98%以上，从而使继电保护真正发挥电力系统安全卫士的作用。
（2）明确管理范围。继电保护专业应该实行全过程技术监督管理，从功能配置、设备选型、初步设计、施工安装、调试验收，到运行维护、定期检验、设备老化、安全寿命评估、更新改造等等各阶段实行监督到位。
4.继电保护安全运行管理措施分析
继电保护安全可靠运行是衡量继电保护装置性能的重要指标，也是评价各种原理构成的继电保护装置的主要依据，做好继电保护安全运行管理工作，可从以下几个方面做起：
4.1继电保护装置检验应注意的问题
在继电保护装置检验过程中必须注意：将整组试验和电流回路升流试验放在本次检验最后进行，这两项工作完成后，严禁再拔插件、改定值（包括改定值区）、改变二次回路接线等工作。
整组试验是一整套保护装置及其二次回路最终性能正确性的关键检验手段。如果在整组试验进行完毕后再进行上述工作，有可能造成定值区错误、定值错误或回路接触不良而无从发现，将给设备的安全运行带来重大隐患。
电流回路升流、电压回路升压试验，也必须在其它试验项目完成后最后进行。保证装置电流回路的正确性的最佳办法就是升流通电试验。最好是通过大电流发生器在电流互感器一次侧加大电流进行该试验，要用钳形电流表进行测量，还要在保护装置液晶显示器检查采样值。如果电流电压虽正确进入了微机保护内，但是装置的模数转换出现故障的话，势必会造成保护装置的拒动或误动。
4.2管理制度措施
继电保护专业人员应严格遵循“发现问题及时、分析问题到位、处理问题彻底”的原则，针对电网中发生的各类继电保护异常和缺陷，实现PDCA闭环管理，并在此基础上制定防范措施，避免了类似情况重复发生。
（1）应认真落实继电保护专业各级安全生产责任制，做到“凡事有人负责，凡事有据可查，凡事有人监督，凡事有章可循”，将安全目标、责任层层分解，落实到人，提高了继电保护专业安全生产管理工作的执行力。加强对微机继电保护装置的软件版本管理，严格执行南方电网微机保护软件版本管理规定，杜绝了由于软件版本管理不善而导致继电保护装置不正确动作的事故，积极开展防止“误整定、误调整”专项活动，排查二次设备和继电保护管理隐患，规范安全管理，确保继电保护设备的可靠运行。强化继电保护专业规范化、标准化建设，着眼于入网管理、现场投运前验收把关管理、装置软件版本管理、反措管理、整定管理等相关工作的全过程，注重系统性和可操作性。
（2）严格按照标准化工作。①按照继电保护设备检验周期，科学安排检修试验；作业严格按照继保作业指导书和作业表单要去进行工作；②定期开展继电保护设备运行分析，全面掌握设备情况，总结设备存在的问题目，并据此采取相应措施计划进行维护整改；③归纳分析继电保护管理上的漏洞，不断完善继保管理制度；④多渠道掌握相关新技术，落实多项措施用于整改缺陷和提高运行管理水平；⑤继电保护工作专业性强，知识更新快，对从业人员素质要求高。可通过邀请合作厂家人员或聘请行业专家对继保人员进行有目标有计划的有针对性的系统培训。
4.3 继电保护绩效考核措施
（1）应建立绩效评价的指标体系，比如继电保护定检完成率应该在100%水平，继电保护正确投入率也是100%，继电保护正确动作率不应小于98%。
（2）对于继电保护绩效评价结果的应用，应对未完成继电保护装置定检计划、保护装置不正确动作的情况，根据事故造成的损失影响对相关责任人进行考核，并将其工资奖金挂钩，从而能够通过绩效考评，充分发挥职工主观能动性，增强了工作责任心，经过评价——整改——提高——再评价的循环过程，使各项考核指标均得到稳固提高。
5.结束语
随着电力系统的发展和计算机通信技术的进步，继电保护技术的发展向计算机化、网络化、一体化、智能化方向发展，这对继电保护工作者提出了新的挑战。只有对继电保护装置进行定期检查和维护，按时巡检其运行状况，及时发现故障并做好处理，保证系统无故障设备正常运行，这对防止继电保护不正确动作，提高继电保护的安全运行，提高供电可靠性，具有十分重要的意义。
参考文献：
【1】广东省电力系统继电保护反事故措施2007版 广东省电力调度中心
【2】潘力志 浅议保护装置的正确动作与电网安全 山西电力
继电保护的试验范文6
关键词：继电保护；电网；安全管理；重要性；措施
中图分类号： U665 文献标识码： A 文章编号：
继电保护装置是电力系统不可缺少的重要组成部分，电力系统必须认真执行继电保护和电网安全自动装置运行管理有关规定，健全继电保护标准化管理体系，强化继电保护的全方位、全过程管理
一、继电保护对电网安全管理的重要性
继电保护工作作为电网工作中的一个重要组成部分，其工作责任大、技术性强、任务繁重。继电保护工作人员每天面对诸如电网结构、保护配置、设备投退、运行方式变化及故障情况等各种信息，对它们进行正确的分析、处理和统计，工作十分繁重，并且上下级局之间、局与各厂站之间存在着许多重复性数据录入及维护工作。为了减轻继电保护工作人员的工作强度，提高劳动生产率,开发继电保护信息管理系统已成为电网发展的一个必然要求。
二、继电保护安全管理的原则
成功的安全管理可以减少事故，并节约大量的成本，一些企业因其成功的安全管理而一举成名。这就要求电网企业强化继电保护工作，让继电保护真正成为电网发展的前提。
1、继电保护的设制，就是告知人们，所有电网事故都是可预防的，但失去了保护、或保护拒动失灵，那电网出现事故的在所难免的。
2、电力企业的管理人员对事故的预防有直接责任的，下级对上级有义务，上级对下级有责任，所以强化继电保护工作，是预防事故的前因。
3、对于电网安全运行是有条件的，其对于电力企业而言，继电保护工作和生产、质量、成本控制同等重要。
4、对于从事继电保护的从业者来说，需要通过培训来获得相关的安全知识，要建立健全继电保护工作的规程及安全性能标准，实行安全审核和检查制度。
5、采用修正缺陷，更改工艺过程，是电网继电保护工作的重点所在，继电专业要不断改善培训以及执行具有建议性的记录，使保电方面的缺点得到坚决改正。
三、继电保护安全管理措施
1 、保证继电保护安全要抓好继电保护新设备的验收工作
基建、技改工程中的继电保护设备验收管理工作必须贯穿电力建设的全过程。设备到货、安装调试、启动投运等阶段要严把质量关, 验收项目要详细和规范, 针对验收项目逐项检查, 发现问题及时处理和解决, 保证新设备在投运前回路清楚、标志齐全正确, 不存在任何遗留问题和事故隐患, 为以后继电保护的安全工作打好基础。
2、 保证继电保护安全要做好继电保护二次图纸资料的管理
对于继电保护来说，继电保护的试验、检修和事故处理都离不开二次图纸资料。在《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》明确指出： 现场工作应按图纸进行，严禁凭记忆作为工作的依据。对于图纸资料要图实相符。所以必须重视图纸资料的管理，若发现图纸与接线不符时，应查线核对,确认接线正确后，在原图纸上改正， 如改动较大，在原图纸上修改已不清晰， 须尽快绘制新图以符合实际情况，同时，班组留用资料及档案资料也须作相应修改。要求做到图纸资料的规范化管理工作，保证改动前有人审核签名，改动后有人跟踪存档。
3 、保证继电保护安全要做好继电保护定期检验的管理
必须根据季节特点，负荷情况，并结合一次设备的检修，根据检修周期合理地制定年、季、月的保护装置检修计划。对于制造质量优良、运行情况良好的保护装置, 可根据具体情况列表报请单位的分管副经理批准后, 可适当延长检验期限; 凡装置拒绝动作、误动作或动作原因不明时,均应根据事故情况, 有目的地拟定具体检验项目及检验顺序, 尽快进行事故后检查。继电保护装置检验工作结束后, 应要求继保人员及时整理检验试验报告。
4、 保证继电保护安全要做好继电保护定值的整定计算和更改工作
继电保护的定值计算中，要求继保整定人员严格执行有关规程及上级有关要求，一丝不苟， 仔细计算，并根据运方要求调整定值及保护的正确投退，保证继电保护的可靠性、选择性、速动性、灵敏性, 严防误整定事故的发生。继电保护装置调试的定值，必须根据最新整定值通知单规定，先核对通知单与实际设备是否相符。根据电话通知整定时，应在正式的运行记录薄上作电话记录，并在收到整定通知单后，将试验报告与通知单逐条核对， 保证定值更改的正确性。
5 、保证继电保护安全要做好继电保护的动作分析和缺陷统计工作
继电保护装置动作跳闸后， 应要求变电运行人员先检查动作情况并判明原因, 做好记录。在恢复送电前，要将所有掉牌信号全部复归， 并尽快恢复电气设备运行。事后做好保护动作分析记录及运行分析记录。凡属不正确动作的保护装置, 应及时组织相关人员现场检查和分析处理，找出原因，提出防范措施, 避免重复性事故的发生。同时应做好对继电保护设备缺陷的分类、整理、统计的工作, 掌握第一手的继电保护设备运行状况资料，并形成综合性的评价意见, 为今后的设备选型、技改立项、设备运行分析提供有力依据。
6、提升保护试验设备的规范
现在继电保护三相试验台基本上都是微型机试验台，这种试验台的使用提高了保护校验工作的效率，降低了保护校验工作人员的劳动强度。但是在微机型保护试验台的应用中，应注意两个问题：一是这些试验台的电流和（或）电压输出为自产模式，与外界电源无关，在现场使用时间过长后，就有可能出现输出不稳定，波形畸变等问题，影响校验精度，所以必须注意加强试验台的定检工作，制定一套检验办法。二是这些试验台在校验保护时大都不接外接表，仅凭计算机显示的数据为准，而其负载的大小往往会对其校验时精度降低，因此在校验保护时一定要了解保护装置的输入阻抗值，决定是否用外接表。同时，目前市面上的微型机试验台各式各样，性能和质量，各有千秋，在购买时一定要注意选择和比较。
7、 保证继电保护安全开展继电保护标准化作业
在继电保护中，因工作中布置的安全措施不完善或者工作终结时应恢复而未恢复接线而导致事故或障碍时有发生。因此要求在继电保护专业工作中强调了标准化作业和危险点分析与控制。要求在作业前应对各项工作的危险点进行认真的分析，编制标准作业指导书，并要求继保人员工作中克服习惯性违章的毛病，就可以大大降低事故发生的可能性。
8、 保证继电保护安全要做好继电保护专业工作人员的素质
要提高装置管理水平，离不开人，人员素质低，责任心差，装置管理水平就上不去，所以必须加强继电保护工作人员的技术培训工作。现场继电保护人员技能水平的高低直接关系到其工作完成质量和效率，和电网的安全稳定运行紧密连接。人员的培养不仅要抓技术培训，而且要抓敬业精神的培养。同电力系统的其他专业一样，继电保护技术也处在飞速发展之中，新技术、新设备不断在现场应用。其他相关专业正在加速和
继电保护专业融合，继电保护专业的工作正在发生深刻变化。同时随着综合自动化系统的出现和广泛应用，还要培养一批即懂保护又懂计算机监控也懂通信的复合型人才。在技术培训上，要充分利用自己人才的优势，要积极发挥个人主观能动性，学习上的钻研性和刻苦性，建立自己培训体系，适应继电保护的快速发展。
在我国电力事业是基础性的设施建设，在发展电力系统工作方面，继电保护工作是前提，只有将继电保护工作做好，才能对电力事业的发展有所保障。继电保护工作含有很高的技术性，不仅要求从业人员要有专业的基础知识，而且要有强烈的责任感，在工作当中，工作人员要严格要求自己，使继电保护工作得到有力的发展。继电保护工作是一项长期的艰苦的工作，为了我国的电力事业能在未来的时间里为国家和人民作出更大的贡献，我们应该将继电保护事业放到重要的位置，高度的重视。
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