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继电保护装置试验报告范文1
关键词：电力系统 ，自动化继电保护装置， 测试系统 ，IEC61850
中图分类号：F407.61文献标识码：A 文章编号：
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
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（下位机）、计算机（上位机）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（GB/T 7261-2008《继电保护和安全自动装置基本试验方法》）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：
⒈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IEC 61850-9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。
下面是数字化继电保护测试系统的搭建示意图。
图1 数字化继电保护测试系统的搭建示意图
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。元件保护，线路保护，辅助保护，智能配网终端及用于测量控制的各类测控装置层出不穷。在这种情况下需要提供统一的整机自动测试平台。图2是统一建模的继电保护测试装置示意图。
图2 统一建模的继电保护测试装置示意图
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。图3是软件测试流程图。
图3测试流程图
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。
参考文献：
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[3] 孔林. 基于双工控机的微机继电保护测试仪研究与实现[D]. 武汉：华中科技大学，2009.
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继电保护装置试验报告范文2
关键词：继电保护；状态检修；关键技术；电力系统；二次设备 文献标识码：A
中图分类号：TM581 文章编号：1009-2374（2015）22-0141-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.22.069
随着计算机技术、信息技术、通信技术在电力系统中的嵌入式应用，给电气设备的状态检修技术提供了实施基础。继电保护装置是电力系统非常重要的二次设备，对其开展的状态检修工作提高了设备的可用率。现今继电保护状态检修已逐渐在全部的电网内实施，但在实际应用过程中仍有一些问题困扰着继电保护专业技术人员。
1 继电保护状态检修现状及存在的问题
继电保护状态检修是一种在固定时间内对设备进行的检修方式，这种检修方式不能从设备实际情况出发，存在很大的约束性和不可视性，会大大降低设备的可用程度。变电站和输电线路数量的不断增加使继电保护检验工作量越来越繁重，由于技术上的要求，在人才培养上也需要一定的时间，因而继电保护检验员的数量不能增加，再加上很多线路不能停电或者是停电时间短，导致了继电保护检验不能及时的完成，给继电保护技术人员的工作带来了很大的压力，从而影响了保护检验的质量。近几年来，随着微机保护应用技术的快速发展，使装置本身具有了一定的自我检测功能，从理论上来说可以监视逆变电源、电流、电压输出回路、保护定值的完整度、输入/输出接点、数据通信环节和装置信息的数据远传，这成为继电保装置实现状态检修的坚实基础。
虽然微机保护拥有了状态检修的基础，包括交流输入、操作控制回路等功能，但是并不包含继电保护装置本身，所以必须把继电保护的状态检修作为一个单独的问题来考虑，把其看成一个系统性的问题，才可以使保护状态检修技术在实际应用中得到推广，由很多继电器和电缆组成的二次回路，具有点多、分散的特点，若想对其进行全方位的监测具有很大的难度，这就使后续的工作很难进行下去。
由于近几年来二次回路的故障导致继电保护装置不正确的动作所占比例很大。很多数据显示，交流系统的继电保护装置不正确动作达到了十多次之多，包括保护装置内部参数设置错误、TA回路绝缘破损、电源插件异常、电压测量回路异常。这些问题都发生在两次检测之间，如果能在状态检测时及时发现，就会对继电保护正确动作有很大的帮助。
2 继电保护状态检修的关键技术
2.1 断路器状态的检测
断路器作为电力系统一个重要的设备，是继电保护装置的一次设备的延长，从实现保护的意义上来说，有效监视断路器跳闸节点是继电保护转台监测的一个重要的环节。一般采取的方法是检验常开、常闭辅助节点，一般情况下常开、常闭辅助接点的状态是相反的，若状态一样，则表示断路器处于异常状态，应该在一定时间后选择报警，如果其一起关闭，有可能辅助接点或二次回路有缺陷，还有一种可能是断路器有缺陷。如果两个都断开，有两种可能：一种是辅助节点或者二次回路有损坏，导致断路器处于隔离状态；另一种是断路器本身存有问题。
断路器的检修要保证跳合闸回路正确，操作动作机构无异常，还要保证断路器的遮断容量达到系统的要求，但是这种定期检测的方式只能给断路器一些简单的维修提供指导的技术，要想更细致地为评估断路器的状态提供有用的参考信息就需要保存记录断路器每次动作的情况。
2.2 TA、TV的监测
电压回路监测一般由单项或者两相电压失却、带负荷的三相电压失却、线路充电时三相电压失却这三个方面组成。如果在零序电压的情况下检测的，零、负序的电流都是零，则表示电流回路异常，而且变压器需要是一次侧接地或者是三相五柱式才能在电压互感器联接的时候反映出一次侧的零序电压，还要采用瞬间闭锁和延时警告的逻辑。
2.3 采集继电保护装置信息
由原始资料、遗传缺陷资料和检修资料三方面组成继电保护的基础资料。原始资料即出厂资料、安装记录、技术协议、检验报告、相关会议纪要等。遗传缺陷资料就是家族式缺陷、历次状态评价报告、历年缺陷和异常记录等。检修资料就是诊断性实验报告、例行试验报告、巡检记录和消缺记录等。为了能够更科学更全面地对继电保护装置的状态进行评估并且制定合理的检修方案，不仅要有在线监测的保护装置状态信息，还要有继电保护设备的一些基础资料的收集。开展状态检修工作的主要难点就是完整地收集到继电保护的一些基本资料，当基础资料的建立健全之后，才可以对继电保护装置的情况进行全面的、有效的预估。
2.4 保护二次回路
计算机技术和电子技术正在迅速发展，继电保护状态的监测可以用广泛应用于各个行业中的可编程逻辑的PLC技术进行监测，PLC技术可以让以前采用硬件式构造的操作箱回路用软件的编程方式来实现，可以更有效率地将操作箱的智能化扩展到保护装置的自我检测的领域里。这种技术还适合用于正在发展中的智能变电站，如果在普通的变电站中使用智能化的操作箱，不但会增加系统的复杂性，还会降低系统的可依赖性，这种技术大量地应用在低压保护上也十分不经济，对待普通的变电站，可以使用远程传动对二次回路进行检测，来确定回路的可依赖性。在用电较低的时候可以向用户发出停电通知，之后就可以进行远程传动的测试，在实验中心对这个保护装置传达一个远程传动的指令后，进行一次跳闸、闭合的过程，这个过程用时比较短，对广大的用户不会造成过大的影响，这个方法可以检查保护出口和断路器之间的回路联接是不是正确，还可以检查断路器的动作是否正确。
3 继电保护状态的系统检测
有效率地找出保护系统中的异常、立刻解决保护装置和回路中的不足是继电保护状态检测和修复中的关键所在，所以，精良的状态监视体系是保护状态检测和修理的一个重要环节。保护状态监视系统是由信息采集、信息分析、信息传输三个系统组成的，信息采集系统的作用是采集信息，主要采集跳闸线圈，相关回路和保护装置的关键信息，这些信息是保证继电保护状态检测和修理能够实现的基本信息。信息分析系统的作用是数据的分析和处理，例如保护自检报警、定值的管理和动作报警。信息传输系统的作用是增加抗干扰的能力，基本上都是使用光纤作为媒介。获取了继电保护状态的信息，利用专家库里的资料对信息进行分析。用专家的思维对收集到的信息进行分析和判断，判断设备有没有故障，最终得出检测结果。保护状态检测后台的分析系统从作用上来说一般分基本应用和高级应用两个功能。根据报警信息的内容，保护状态检修系统会将信息进行整理，并且和以往的信息相结合，给健康水平总结出一个比较综合的评价，从而判断设备是不是存在一些问题，之后专家会运用推理的原则对继电保护装置的报警信息进行分析，用以往总结出来的经验判断装置是否存在
异常。
4 结语
继电保护装置状态检测的使用正在不断发展，不仅要了解继电保护检测技术的现实状况，还要把继电保护检测技术应用在比较难解决的问题上，要熟练地掌握继电保护装置的核心技术，了解继电保护装置状态检修的基本组成部分和功能应用，多给继电保护装置状态检测提供一些实验的平台，起到正面的引导作用，促使继电保护装置早日投放到大范围的使用中。
参考文献
继电保护装置试验报告范文3
关键词：大金坪;继电保护;管理
0 引言
大金坪水电站位于四川雅安市石棉县境内的松林河上，是一座湾坝河、洪坝河联合引水式电站。三台混流式水轮发电机组，总装机容量129MW，2007年三台机组相继并网发电。1#机组采用发变组单元接线，2#、3#机组采用扩大发变组单元接线，汇流至220kV单母线上，经金石线送出至石棉变电站并入四川电网运行。发电机、主变、线路保护装置均采用国产、双重化微机保护配置，母线保护和安控装置各一套，故障录波装置三套，全部投入运行。
继电保护的管理优化是响应四川电网建设管理的要求，也是保证公司经济发展的重要基础之一，本文基于作者自身工作，探讨了本站继电保护运行管理中存在的不足，并研究其相关措施，有助于改善今后的工作。
1 大金坪水电站继电保护运行管理中存在的不足
电站继电保护设备整体运行情况良好，自投运以来，继电保护投运率、正确动作率、检验合格率均为100%。技术资料、规程齐全并定期更新，但继电保护运行管理中仍存在一些不足之处，需进一步优化、提高。
1.1 设备台账不足
现场设备只对主设备或重要设备建立了相关台账，对于小设备及附件没有进行记录工作。记录了的设备也存在内容不全的情况，比如电流、电压互感器没有出厂编号、额定二次负荷、二次回路导线面积、出厂日期、投运日期、历次测试结果及时间、故障情况等信息，现有台账只有纸质版，没有电子版，不符合生产信息化管理的要求。
1.2 继电保护及安全自动装置专业技术工作的不足
电站未对保护装置电气量进行每月一次的记录。不符合《微机继电保护装置运行管理规程》5.2条要求，出现采样异常没有采取措施防止保护误动或拒动。电站直流中间继电器试验报告不完善，未定期采用小量程钳形电流表对屏蔽电缆接地情况进行检查，保护装置部分出口压板未采用断路器编号和压板编号双重标示等。另外，技术监督安排和记录不够完整。
1.3 反措执行情况的不足
电站未按反措要求明确电压互感器二次回路的空气开关与电压回路总路开关在跳闸时限上的配合关系，保护装置年检中未进行断路器失灵保护电流判别元件的动作和返回时间、返回系数校验，变压器过励磁保护的起动、反时限和定时限元件未根据其过励磁特性曲线分别进行整定，未进行返回系数校验。
1.4 直流系统技术监督工作的不足
电站未完善直流空开安秒特性测试记录和报告，未核实直流系统绝缘报警装置交流窜入直流告警能力，未对直流系统绝缘在线监测装置接地测试的结果进行记录。
继电保护运行管理中存在的不足，主要与这几个方面有关：其一，在日常工作中对保护重要性认识不够深入，没有从根本上发掘问题所在，导致了监督不到位、记录不全等问题;其二，相关的规程规范有待优化，有些缺乏明确的操作性，导致技术监督、设备台账管理等执行不到位，流程欠规范;其三，人才的缺失，没有足够的专业技术人才来进行监督，导致工作改善不到位。
2 水电站继电保护运行管理
2.1 水电站继电保护的一般性规定
在水电站继电保护的规定中，要求电站人员掌握《四川电网继电保护管理规程规定汇编》和《电站继电保护及自动装置现场运行规程》，并在运行管理和操作中严格执行。电站现场应有运行规程及检修规程、继电保护缺陷及处理记录、保护定值及动作情况记录等相关资料。开关同期合闸操作分为监控后台机遥控操作和监控屏就地操作，在实际的操作中，应当应用微机防误闭锁系统，减少人员操作时的误操作。保护装置必须定期检验，以确保其设备及二次回路的完好、定值和特性的正确。在保护装置及二次回路上工作，要根据与实际相符的图纸进行。
2.2 水电站继电保护定值管理
现场使用的保护装置定值清册只能保存最新定值通知单，现场对定值的管理应由专人负责。定值更改必须在退出装置出口压板的状态下进行，更改后应和省调下达的定值单认真核对无误并打印存档。定值调整后，运行人员应在继电保护装置工作和定值记录薄上签名，并记录调整后的定值、调整的时间和下达定值通知的调度员姓名或通知单编号。核对定值要做到调度部门下达的定值通知单、现场定值记录薄、保护装置定值、保护整定值“四统一”。
2.3 继电保护的检验与维护工作
继电保护装置是电力系统的“无声卫士”，装置的不正确动作会给电网和电站造成严重的危害。须定期进行继电保护及安全自动装置的点检维护，如运行人员定期对保护屏柜接线端子进行检查紧固;定期打印采样数据，开展数据分析和历史记录的对比检查，如出现采样异常应立即采取措施防止保护误动或拒动;定期采用小量程钳形电流表对屏蔽电缆接地情况进行检查测试并记录，对出现的问题应及时分析，对可能发生电磁干扰引起的误动应采取临时接地措施。
继电保护装置在现场投运以前和运行一段时间后，必须按检验规程进行全部或部分检验。检验是发现保护装置及回路故障的重要手段，大金坪水电站在检验中发现了220kV母差保护动作后不能出口、金石线2号保护重合闸不能动作出口、机组失磁保护母线电压回路采集点不正确等重大安全隐患，予以及时消除，并及时编制继电保护检验报告及隐患排查相关记录，做到闭环管理，以提高电网和电站的安全运行水平。
3 大金坪水电站继电保护运行管理的注意事项
电站运维人员要经常查看和采集保护装置、故障录波器、监控系统的各种数据，并借助电力电缆故障探测仪、远红外测温仪等先进的监测工具对保护及自动装置运行状态进行评估、分析、判断，从而及时发现设备是否出现异常状况，一旦发生异常运行，应迅速采取措施予以消除，避免事态扩大。
严格执行电力行业和电站现场标准、规程，积极落实继电保护及安全自动装置“反措”要求。如运行中修改定值需改变继电器内部接线时，运行人员一般不得进行，如遇特殊情况需运行人员改变其内部接线时，应有防止电流互感器二次开路、电压互感器二次短路的措施。调整变压器、母差等保护定值时，还应退出与该保护相关的联跳、联切启动压板。任何保护装置投入运行前，须核对定值及压板投退正确无误并检查保护装置在正常运行状态后，才能将它投入运行，必要时应带负荷检验。
为了有效地提高保护装置检修质量，应当完善设备检修制度，以设备的实际运行状态作为检修的依据，以状态检修取代以往的定期检修，能够使设备检修更加科学有效，更好地利用人力物力，保障设备运行质量。
4 结语
大金坪水电站继电保护运行管理水平会对电网和电站的安全运行产生重要影响，因而分析其中存在的问题，并有针对性地提出管理措施和注意事项，对确保电力系统安全稳定运行和提升工作效率具有积极意义。
参考文献：
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继电保护装置试验报告范文4
关键词：农村电网；继电保护；定值计算
1 农村电网的特征
农村电网变电站大多数为35kV变电站，主结线为单母线或单母线分段，电压比为35/10kV，主变一般为双卷变，一般按两台配置。
主变主保护配置速断、差动保护和瓦斯保护，主变后备保护配置过电流保护。出线保护配置速断，限时速断，过电流保护，并配置一次重合闸。线路串接级数多，分支线多，距离长。负荷率低，负荷变化大，随机性强，功率因数低。
配电变压器数量多，励磁涌流大。线路设备质量相对较差，故障率较高。线路电压等级大都在10～35kV范围。
2 正确认识及处理农村电网继电保护四性关系
2.1选择性
选择性是衡量继电保护运行质量的一个重要指标。由于系统上下级保护不配合，造成大面积停电事故时有发生，对社会造成很大影响，带来很大的经济损失。因此，选择性是四性的灵魂，关键在于解决越级跳闸问题。在实际工作中，往往有未核算保护配合问题或在方式安排上只考虑了正常方式的保护配合问题，而未考虑特殊方式下的保护配合问题造成越级跳闸，或者只考虑了相邻两级相同元件的保护配合问题，而忽视了相邻两级在任何运行方式下的真正配合，埋藏下安全隐患。农村电网因串级级数多，按常规后备保护时间逐级配合，在线路末端出现0s保护动作时间，使用户保护无法配合。在保护灵敏度满足的前提下，可适当在某一级退出后备段，以节省系统时间级差，或采用重合闸补救方法。采用后者使末级重合闸动作时间较长，如果线路串级级数很大，则应优先采用前者。如果任选一种方法不能满足要求，可以采用两种方法相结合的方案，根据实际情况灵活处理。
2.2速动性
农村电网一般处于电网末端，速动性既是将故障线路在尽可能短的时限内与系统隔离，避免越级跳闸，扩大事故范围；并且，农村电网一般为放射形线路，在满足躲过配电变压器群励磁涌流（一般持续时间0.2～0.3s）前提下，可将保护动作时限尽可能压缩。另一方面，农村电网电气距离远离系统振荡中心，主电网都配置有快速保护，系统对农村电网的影响也相对较小，加之农村电网35kV电压级保护动作时间一般在2s及以下(根据变压器反措要求，主变后备保护必须在2s内切除故障)，满足变压器反措要求。
就用户而言，负荷的重要性程度及连续性相对较差，负荷主要是照明、小动力、农业排灌等。在2s内切除故障，在一般情况下，不会对用户电气设备造成很大影响。随着城农网改造工程的实施，微机保护覆盖面进一步扩大，保护时间级差由0.5s减到0.3s，使农村电网整体保护动作时间进一步下降。在用户端大量采用静态继电器及快速空气断路器、快速熔断器后，提高了用户端的速动性。总体来讲，保护动作速动性问题随着系统保护动作时间级差压缩，保护动作速度还会进一步加快，向好的方向发展。
线路保护后加速问题：在实际运行中，由于农村电网一条线路接入配电变压器较多，配电变压器群励磁涌流较大，所以在手动重合或保护重合时，过电流保护电流元件动作(无电压闭锁)造成后加速跳闸。故在投后加速段加速过电流段时应先测量励磁涌流，其后再决定是否投过电流后加速段。在一般情况下，限时速断、过电流保护均应投后加速段，以提高切除系统故障的速动性。
2.3灵敏性
灵敏性即保护装置对其保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。满足灵敏性要求的保护装置应该是：继电保护在其涉及的保护范围内发生故障时，不论短路点的位置、短路的类型以及是最大运行方式还是最小运行方式，都应正确动作。
农村电网大都采用固定门槛的判据条件，定时限时间特性，一般配置由电流、电压元件构成的保护。该保护受电网运行方式影响很大，往往在小运行方式下校核灵敏度时不能满足要求。
在一般常规35kV变电所中，35kV电源侧配置电流速断或差动为主保护，过电流作为后备保护。如过电流保护灵敏度不够，最好改为复合电压或低电压闭锁过电流，闭锁电压取10kV电压相对灵敏。在选择主变保护配置时，应适当超前考虑，以免因运行方式变化出现灵敏度不够现象。
2.4可靠性
即需要保护动作时必须动作，不能拒动；不需要保护动作时必须不动作，不能误动。在误动方面存在以下问题：（1）过负荷问题：由于整定计算提供负荷不准，或对负荷预测不准，尤其在特殊运行方式下，由过负荷引起保护动作；（2）方式和保护不协调：方式安排未考虑保护是否满足配合要求；（3）不用保护或需要说明的注意事项未交代清楚，运行人员误投；（4）微机保护控制字取错。在拒动方面，一是未进行二次回路的负载校验；二是保护软硬压板投错或漏投。
3 继电保护定值计算
3.1定值计算的前期工作
定值计算需要充足完备的前期资料。定值计算应具备准确无误的计算资料，这是进行定值计算的前提。它包括：一、二次图纸；所带配电变压器总容量、电容器、消弧线圈、电抗器等铭牌数据和厂家说明书；电压互感器、电流互感器变比和试验报告；实测线路参数或理论计算参数；保护装置技术说明书等等。
在实际计算中遇到的问题。图纸或资料与现场实际不符：比如电流互感器变比与实际不符、线路长度、型号与实际不符、变压器短路阻抗与实际不符、应该实测的参数没有实测值、图纸错误等等。
定值计算所需资料不全：未提供电容器内部接线形式；架空线没有分段标注长度和型号；电缆线路在方案中没有写清所带用户或标注双电缆。
解决措施：由设备运行维护单位建立由专人负责的设备运行管理数据库，数据库要做的时时更新、准确无误、资源共享。
作为提供资料的单位，应对定值所需资料的正确性负责，这是进行定值计算的基础工作，错误或不准确的资料会直接导致继电保护装置不能正确动作，造成严重后果。
3.2定值计算工作
定值计算是决定保护装置正确动作的关键环节。定值计算人员应具备高度的工作责任心，树立全局观念和整体观念。
整定计算工作应严格遵守整定计算基本原则：局部服从整体；下级服从上级；局部问题自行消化；尽可能的照顾地区电网和下一级电网的需求；保证重要政治用户供电。满足继电保护和安全自动装置选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求，在不满足时应合理取舍。对定值通知单的下达，应详细说明保护装置的投运条件及运行中应注意的问题。
由于保护装置不断更新换代，特别是微机保护装置版本不断升级，使得整定计算人员不得不花费大量时间和精力，逐字逐句的学习研究新内容，与保护装置厂家技术人员反复沟通，掌握原理和动作逻辑，所以在采用新的微机保护装置时很容易出错。由于保护装置来自不同的厂家，有时会有同一种保护定义不同、名称各异，容易引起混淆。有些保护厂家说明书写的不够详细，比如缺少逻辑回路图，使整定计算人员很难判断保护是否动作。还有的厂家定值菜单内容过于繁琐，比如设很多控制字和投退压板。
解决措施：一般应规范继电保护装置软件版本，规范厂家对同一种保护、同一种功能的压板名称，规范厂家技术说明书及其必要的内容。整定计算人员应提高业务素质，加强对新装置的学习，积极参与保护装置的配置、选型和改进工作。
加强各级各地区整定计算人员之间、与厂家技术人员之间、与现场运行继电保护调试人员的沟通和学习，取长补短，相互把关。
作为微机保护装置使用单位，在新装置的使用初级阶段，难免会存在一些问题，因此，让定值计算人员和现场调试维护人员，尽快掌握微机保护装置性能，培训工作十分重要。应加大动态培训的力度，尽快提高继电保护人员整体的业务技术水平。
其他容易造成整定计算错误的情况：二次接线修改的图纸变更工作不及时。整定计算人员对于新装置的内容、含义和二次回路不清楚，没有很好的掌握，以致定值内容出错。
保护装置先天不足，比如有些老型号的装置，定值单位步进较大，小数点之后调整不出来，影响了定值单的准确性，甚至影响了上下级的配合关系。整定人员没有参加有关继电保护配置、设计审查和设备选型等工作，到了计算定值的时候才发现问题，特别是装置本身存在设计缺陷时很难得到修改，使保护配置先天不足。线路切改或更换变压器后没有及时修改系统阻抗，使定值计算出现偏差。
4 定值单的执行工作
一张定值单的产生和执行，要经过组织单位提供资料、确定运行方式、定值计算、定值审核、确定停电时间、保护调试、调度人员核对等诸多环节，其中每一个环节都可能造成定值单在执行中出现问题。
凡运行的继电保护定值必须有正式的定值单为凭证，保护投入前必须由当值调度员与现场人员进行核对，确认无误后，调度部门填写执行日期并盖章，在一周内返还定值计算部门存档。
实际遇到的问题有：执行后的定值单不能及时的返还到定值计算部门，使保存的定值单与现场定值出现偏差。定值单在流转执行过程中或执行完毕丢失，使定值单出错。
解决措施：应建立继电保护定值单的闭环管理措施，建立定值单执行签转制度。参与定值单执行的各部门人员应严肃定值单执行工作，不能认为定值单的执行和保护仅仅是继电保护人员的责任。
5 定值的管理工作
定值单管理工作应细致认真。管理好定值单、定值计算底稿、资料方案对继电保护定值计算和运行维护工作十分重要。保存的定值及其资料必须与现场实际相符，才能保证定值计算正确和执行无误。
实际遇到的问题：工作中定值计算底稿和资料没有及时归档，再次计算时资料不全，出现计算错误。每年的定值单现场核对工作流于形式，没有制定具体的管理措施。停运的线路和改路名的线路没有通知整定计算人员。
继电保护装置试验报告范文5
关键词 差动保护；过电压；电流互感器；主变
中图分类号TM7 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2014）106-0168-00
1概述
我公司110kV设备采用气体绝缘金属封闭开关设备（GIS），主变差动保护装置配置南京南瑞继保电气有限公司RCS-9671CS产品，差动保护电流回路取主变（主变容量：50000kVA 联接组别号：YN yn0 d11）高、中、低三侧电流，比率差动保护整定值0.8Ie（Ie为主变额定一次电流折算到二次侧），比率差动制动系数0.475。变电站正常运行方式：万昆线带110kVⅠ、Ⅱ母线带1#主变和2#主变，110kV母联1150在合位。一次系统接线图如图1所示：
图1
2 事故经过
2013年9月6日，变电站因处理设备线夹隐患需将2#主变由运行转检修，当2#主变停运，操作人员拉开2#主变110kV侧进线14012隔离刀闸时，1#主变差动保护动作，跳闸报告显示“13-09-06 19：14：04：245 A DI 000.84Ie 比率差动动作”，造成全公司大规模停电，直接经济损失达百万元。
3 1#主变差动保护跳闸原因查找及分析
1#主变投运至今已经安全运行4个月，所带负荷最高达40000kVA，可能由以下原因引起差动保护动作：
1）1#主变三侧电流互感器运行4个月，电流回路接线螺栓松动、接线压接不实；
2）1#主变高、中、低三侧电流互感器极性存在问题；
3）RCS9671CS主变差动保护装置内部存在故障；
4）1#主变高、中、低三侧电流互感器本体有问题；
5）主变绕组本身有问题或内部存在故障；
6）1#主变差动电流回路与14012隔离刀闸操作回路存在必然联系。
1#主变差动保护动作后，对1#主变本体详细检查，发现压力释放阀正常，无喷油现象发生，气体继电器内无气体，1#主变油位指示正常，与环境温度配合正确，无异常，主变油常规试验报告及色谱分析报告显示主变油合格，比率差动动作后，1#主变强行送电成功并安全运行5天，综合主变绕组频率响应特征曲线、相关系数分析结果显示差动电流的存在与主变本体无关。
技术人员对1#主变35kV侧进线柜和10kV侧进线柜内电流互感器本体及接线检查、紧固。公司联系当地电业局，电业局试验人员对电流互感器做极性测量、励磁特性曲线和绕组直流电阻测量实验，试验结果表明1#主变35kV侧和10kV侧电流互感器各项指标合格，未发现异常。为尽快恢复生产，降低事故损失，公司决定投运1#主变和2#主变，在解除1#主变差动保护压板后，操作人员对1#主变强行送电，并且一次性送电成功，带负荷后差动电流一直存在。投运2#主变前，为验证2#主变110kV侧进线14012隔离刀闸操作回路是否同1#主变差动电流回路存在必然联系，操作人员多次分、合2#主变110kV侧进线14012隔离刀闸，RCS9671CS主变差动保护装置显示差动电流均一直存在。因1#主变已经运行，公司逐渐恢复生产，1#主变所带负荷一直变化，差动电流也随负荷变化，负荷增加，差动电流增加，负荷减小，差动电流减小。因此，可以判断2#主变110kV侧进线14012隔离刀闸操作回路同1#主变差动电流回路没有联系。
1#主变联接组别号：YN yn0 d11，试验人员采用MG2000D型多功能双钳数字相位伏安表测量高压侧电流对中压侧电流相位角约为180o，高压侧电流对低压侧电流相位角约为150o，可判定电流互感器极性正确，相位角大小符合主变连接组别。
为排除RCS9671CS主变差动保护装置问题，首先对保护装置参数设置进行校验，因为两台主变型号一致、采用的继电保护装置也同厂家、同型号。所以，参照2#主变保护装置参数及设计院定值单进行对比，1#主变差动保护参数设置合理、正确，排除参数设置问题，试验人员采用GYJB-C微机继电保护测试仪对1#主变的差动保护装置施加电流校验。试验结果表明RCS9671CS主变差动保护装置正常、动作可靠，排除RCS9671CS主变差动保护装置自身问题。
图2
当排除以上差动保护动作后经仔细审查图纸，发现110kV侧差动电流互感器端子排上接有CTB-6系列电流互感器过电压保护器，厂家所供差动电流互感器原理图中没有标示电流互感器过电压保护器，其等效原理图如图二所示，即在差动电流互感器的电流流出端并联电流互感器过电压保护器。在1#主变汇控柜内，发现电流互感器过电压保护器指示灯已经变色，表明电流互感器过电压保护器已经动作。我公司技术人员对电流互感器过电压保护器CTB-6手动复位后，差动保护装置显示差动电流为0.00Ie，差动电流消失。
我公司经与电流互感器过电压保护器厂家技术人员交流得知“CTB-6系列电流互感器过电压保护器主要用于CT二次侧异常过电压保护”。当CT二次回路开路或一次绕组出现异常过流时，二次绕组中产生的电压高于正常运行电压时，强制电流互感器二次绕组短路且输出长期保持。由于断路器分合闸等操作、设备故障或其他原因，使电力系统突然变化，系统由一种状态转换为另一种状态，在此过渡过程中系统本身的电磁能振荡而产生过电压。经查阅相关资料，气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）隔离开关及断路器操作会产生波头极陡并伴有高频震荡的快速暂态过电压，当拉开2#主变110kV侧进线14012隔离刀闸时，因110kV母联开关在合为，110kV母线产生暂态过电压，1#主变110kV侧差动电流互感器二次侧瞬间产生电压大于150V，引起电流互感器过电压保护器动作，强制将差动电流互感器二次绕组短路，导致差动电流互感器二次侧无电流输出，RCS9671CS主变差动保护装置无法采集到1#主变110kV侧差动电流， 保护装置经内部计算存在差动电流，当差动电流值超过0.8Ie（差动保护装置整定值0.8 Ie）时，差动保护动作，1#主变跳闸，从而引起本次差动保护动作的发生。
4 预防措施
1#主变差动保护由于电流互感器过电压保护器动作而动作，电流互感器过电压保护器动作后，强制将电流互感器二次绕组短路且输出长期保持。技术人员认为电流互感器过电压保护器可应用在计量电流回路等非跳闸回路中，保护电流互感器二次侧开路引起的过压。差动电流回路中没有配置的必要性，由我公司技术人员制定拆除方案，择机拆除。
结束语 CTB过电压保护器在实际运行中不能躲过正常操作过电压，动作后将电流互感器二次绕组强制短接，造成差动保护误动作。因此，在主变差动电流互感器回路配置过电压保护器而且仅在主变的一侧设置保护，没有考虑到三圈主变差动保护的要求，因此在电流回路中配置电流互感器过电压保护器的技术方案并不成熟，在今后的应用中应引起足够的重视。
参考文献
[1]严俊长，方建华，陈志文.工厂供配电技术.人民邮电出版社，2010-10-01.
继电保护装置试验报告范文6
关键词 业扩报装；现场勘查；工程验收
效率电业业扩报装包括现场勘查，制定供电方案，工程图纸审核，工程中间检查，工程验收，工程送电等几个方面。怎样才能提高高压客户业扩报装送电率·鄙人认为，提高高压客户业扩报装送电率重点在现场勘查和工程验收两个方面。本文就这两方面加以阐述，在提高高压客户业扩报装送电率上提出自己的观点。
1 提高各环节的效率，提高高压客户业扩报装送电效率
1.1 电业业扩报装业务的环节电业业扩报装业务的环节包括业务受理、现场勘查、制定供电方案、方案答复、工程图纸审核、工程中间检查、工程验收及工程送电等环节。
1.2 提高各环节的效率，从业务受理环节就要开始注意提高效率市供电公司应向客户提供营业厅、"95598"客户服务电话、网上营业厅以及网络传真等多种业扩报装受理渠道。受理渠道多了，客户办理业务时，可以理解到更多的相关手续。同时在客户办理新装业务时，客户代表要详细告知客户受理业务所需资料，并向客户提供"供电业务报装指南"，确保客户知晓业务办理过程以及在办理业务过程中的权利和义务。这样一来，在受理的环节过程中，尽量的一次性为客户办理好手续，既可以节约我们的工作时间，提高我们的工作效率，同时还可以减少客户往返的次数，也节约他们的时间。
1.3 业务受理完毕，进入业扩工作的流程后，我们还要指派或由客户选择一位客户经理，客户经理负责该业扩报装的全过程的跟踪、组织、协调、服务监督工作。保障各环节的效率，提高高压客户业扩报装送电效率。
2 仔细实施现场勘查，提高高压客户业扩报装送电率
2.1 现场勘查的主要内容包括：根据《国家电网公司业扩报装工作管理规定(试行)》的规定，现场勘查的主要内容包括：审核客户的用电需求、确定客户用电容量、用电性质及负荷特性，初步确定供电电源（单电源或多电源）、上一电压等级的电源位置、供电电压、供电线路、计量方案等。1、核实客户的用电需求，根据用电设备清单、实际负荷情况、发展需要确定用电总容量和变压器容量；2、初步确定供电电源（单电源或多电源）、上一电压等级的电源位置、供电电压、供电线路及敷设方式、计量方案等；3、核实客户对电能质量、供电连续性有特殊要求的负荷情况，核实客户所报负荷的等级，了解是否需要备用电源，是否需要保安电源以及电源容量大小；4、了解客户的用电负荷中可能导致供电电压波动、不平衡或波形严重恶化的冲击性负荷、非线性负荷或大容量单相负荷。
2.2 根据《国家电网公司业扩报装工作管理规定(试行)》的规定，1kV以下电压等级的客户，10kV及35kV电压等级的客户，110kV及以上电压等级的客户等不同的客户，由客户服务中心负责组织相关部门到客户用电现场进行供电勘查，不得越级越权擅自做主。遵守国家的规定，也是一种提高工作效率的有效途径。
2.3 仔细实施现场勘查，并根据客户的要求，详尽描述客户的实际情况，认真确定供电电源（单电源或多电源）、上一电压等级的电源位置、供电电压、供电线路、计量方案等，为下一步的制定供电方案收集详尽的第一手资料，有利于提高制定供电方案、方案答复等的效率。
3 认真做好工程验收
提高高压客户业扩报装送电率供电公司根据客户提交的受送电工程竣工报告，验证资料齐全后组织竣工检查。在工程验收这一环节中，为尽快完成如：客户工程的施工是否符合审查后的设计要求，隐蔽工程是否有施工记录；设备的安装、施工工艺和工程选用材料是否符合有关规范要求等国家要求的竣工检查的具体内容，我们对需要验收的项目分成书面材料和工地两部分。
3.1 竣工资料的验收。竣工资料包括：工程竣工图及说明（工程竣工图应加盖施工单位"竣工图专用章"）；变更设计的证明文件；主设备（变压器、断路器、隔离开关、互感器、避雷器、直流系统等）安装技术记录；电气试验及保护整定调试报告（含整组试验报告）；安全工具的试验报告（含常用绝缘、安全工器具）；主设备的厂家说明书、出产试验报告、合格证；隐蔽工程施工及试验记录；运行管理的有关规定；值班人员名单和上岗资格证书。
