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继电保护装置试验方案范文1
关键词：智能变电站；继电保护；继保装置；试验方案；继保检修 文献标识码：A
中图分类号：TM932 文章编号：1009-2374（2015）30-0111-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.30.058
1 智能变电站的智能化
当前智能变电站的智能化主要表现为以下五个方面：（1）一次设备的智能化；（2）二次设备的网络化；（3）运行控制的智能化；（4）信息交互的标准化；（5）功能应用的互动化等。在智能变电站之中常用的一次设备主要是由智能变压器、智能断路器构成的以智能组与常规一次设备构成的智能化设备。在智能变电站一次设备和二次设备间信息交换之中通常运用光纤网络与数字化的电子互感器来使得稳定、高效的运行得以有效实现。在二次设备之中，传统的理念被渐渐削弱，一次设备和二次设备之间主要运用高速光纤来使得资源与数据的共享得以实现。数字化的通讯方式给智能变电站继电系统的可靠性提供了较为稳定的保证，并且有效地优化了变电站控制系统的性能。在智能变电站中应用智能化系统，推动了变电站运行水平的进一步提高，使得有关操作指令能够运用数据的传输而推动控制命令的自动执行，能够运用检测系统自动对设备运行情况予以分析，并上传数据，从而为之后的分析判断提供便利，使得无人化管理得以有效实现。
2 智能变电站继保装置
在现代智能变电站继保系统中，主要有三种组成形式：就地化间隔保护、站域电网保护以及广域电网保护。（1）就地化间隔保护主要应用于保护一次设备，运用电压级别与接线方式等具体形式来采集本地的信息，使得信息的交互保护得以有效实现；（2）站域电网保护具有较为明显的区域性，其故障检测精度与可靠性都需要较高的水平，并且在站域电网保护中对决策主机的性能也有较高的要求；（3）在广域电网保护中，系统中心站通过主机对其所包括的全部变电站予以有效的保护与控制。
智能变电站继电保护应直接采样。对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸。对于涉及多间隔的保护（母线保护），如确有必要采用其他跳闸方式，变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸方式相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。
3 智能变电站继保检修试验方案
当前的智能变电中，光纤基本上已经彻底代替了传统变电站中的控制电缆，各个智能电子设备间完全实现了网络化，二次回路都通过GOOSE网络替代，保护的所有信息都通过GOOSE网络输送至适当的设备中。这对智能变电站继电保护维护工作者而言，若仍用传统的方法开展检修试验必然会有许多不足。
3.1 传统继保检修试验方法
在传统变电站组织中，继电保护装置往往凭借对电缆和所有设备（电压电流互感器、断路器）连接的控制，因此其继保检修试验的目的主要是对继电保护装置技术性能和二次回路的完整性进行检查。试验方法也较为简单，主要是运用继电保护测试仪实现电缆和继电保护装置的连接，从而向保护装置输入电压与电流进行
验证。
3.2 智能变电站继保检修试验方法
由于智能变电站具有网络化的特点，加之实际的工作情况，主要具有两种较为可行的继保检修试验方法：（1）能够运用数字继电保护测试仪进行测试，其所输出的就是光信号，能够直接与相关的继电保护装置相结合。全数字机电保护测试仪与保护设备间主要运用光纤点对点予以连接，运用光纤来传输采样值与跳合闸信号。由于运用的智能变电站继电保护测试仪和传统的继电保护测试仪具有根本的区别，而且在使用过程中需要对整个变电站的SCD文件进行导入，因此其对继电保护工作者的素质具有更高的要求。这一方法能够有效实现对机电保护装置的技术性试验与测试，但是并不包括交换机与合并单元等设备，就智能变电站而言，继电保护已成为一个系统，而非传统意义上的一个装置，因此不可以对继电保护的完整性进行有效的验证。但是对包含众多间隔设备，如母差保护设备，因为其运行中无法对全部设备停电，因此这一方法具有一定的现实意义；（2）在现代智能变电站中，很多地区都会运用一些电磁式互感器，因此可以运用传统的继电保护测试仪开展继电保护系统检验。继电保护设备运用点对点光纤将合并单元与智能终端连接起来，合并单元与智能终端运用电缆实现与传统继电保护测试仪的相互连接。这一方法涉及合并单元、智能终端设备以及继电保护装置，因此能够使得对单一间隔继电保护系统的整体测试得以有效实现。
4 智能变电站继保检修的安全措施
第一，将相应检修设备的GOOSE出口软压退出。这一操作可以由工作人员在后台的监控机上开展操作，与传统保护屏之上跳闸出口的硬压板相对应，在理论上有效确保检修设备不会因为误出口而导致跳闸。
第二，单一间隔检修避免对运行设备造成影响能够退出运行装置之检修间隔的GOOSE接收软板，通过这一方法能够避免在检修设备间隔试验中电压、电流量加入运行设备中影响逻辑判断。运用这项措施时要写上二次安全措施票，从而有效避免检修过后没能及时有效恢复导致的保护误动。
第三，把全部牵涉检修间隔设备的检修状态压板投入。根据《IEC61850工程继电保护应用模型》中的相关规定，继电保护装置的检修状态压板能够对装置GOOSE报文里的检修状态位予以有效的控制。对于位于检修状态下的装置能够收到检修状态的GOOSE报文，就运行状态设备检修状态GOOSE报文不予以处理。通过这一方式能够有效地把检修设备和运行设备隔离开，所以要求装置具有可靠的“检修状态压板”光耦开入高度。
第四，上文所介绍的和检修有关的软硬压板投退都需要以可靠的软件为基础，若必须要有显然的断口安全隔离措施，就应该运用拔插光纤的方法，把运行设备和检修设备相关的光纤有效断开，这样能够使得检修工作的安全性得以有效保证。但是频繁拔插光纤极易导致光纤砝兰内陶瓷片的破坏，所以工作人员在进行光纤拔插时一定要十分小心谨慎。
5 智能变电站中保护定检时常用的安全措施
5.1 主变保护定检时的安全措施
主要包括：（1）退出该变压器保护装置GOOSE母联、分段、失灵启动母差出口软压板；（2）退出母差保护中该间隔投入压板与间隔失灵接收软压板；（3）拔出主变保护装置到母联、分段GOOSE光纤；（4）投入主变保护装置、智能终端以及各侧合并单元压板的检修压板。
5.2 线路保护定检时的安全措施
主要包括：（1）退出该线路保护的GOOSE失灵启动软压板；（2）在母差保护中退出间隔投入压板与间隔失灵接收软压板；（3）投入这一路线合并单元、智能终端以及线路保护装置检修压板。
5.3 母差保护定检时的安全措施
主要包括：（1）退出该保护的GOOSE出口软压板；（2）投入该母差的检修压板。
6 结语
综上所述，在智能变电站中继保装置发挥着非常重要的作用，是有效确保电网稳定、安全运行的重要设备。随着我国科技的不断进步，运用智能网络的开发应用，可以使得继保装置更有效地对电力系统的稳定、安全运行提供保障。我国智能变电站继保检修试验仍然存在许多不足，需要相关工作者继续努力。
参考文献
[1] 朱浙湘.智能变电站继保检修试验方法综述[J].数字化用户，2013，（36）.
[2] 金言，段振坤，范华.智能变电站继电保护系统检修试验方法综述[J].华北电力技术，2013，（10）.
继电保护装置试验方案范文2
关键词：发电厂、继电保护、可靠性
中图分类号：TM6文献标识码： A
引言
随着现代电力发展（包括活力发电、水力发电、核能发电、垃圾焚烧发电、沼气发电及其他生物质能源发电）以及现代供配电系统工业的发展、技术革新，用电设备复杂且用电设备剧增、系统电流增大，短路及其他故障可能性增多；同时，继电保护技术得到迅速发展；继电保护装置的结构经历了机电式保护装置、静态继电保护装置、数字式继电保护装置三个发展阶段。继电保护技术必须要满足一致性好，快速断开，高灵敏度，可靠性的要求。而可靠性包括安全性和信赖性是其最基本也是最重要的一个环节。安全性：要求继电保护在不需要它动作时可靠不动作，即不发生误动。信赖性：要求继电保护在规定的保护范围内发生了应该动作的故障时可靠动作，即不拒动，继电保护的误动作和拒动作都会给发电系统带来严重后果，甚至造成重大经济损失或人身伤亡事故；因此我们在本文中做了继电保护方面的研究。
一、继电保护系统可靠性特点
继电保护属于可修复系统，对其可靠性的影响因素进行归类分析是电力系统进行选取指标、建立模型以及进行可靠性分析的重要前提，继电保护系统的可靠性特点主要包含以下几个方面。
继电保护受到系统运行环境和自身设备运行情况的影响，其灵敏度、可靠度以及系统失效性的具体发生时间具有一定的随机概率性，因此在保护对策制订上具有较高的难度。
发电厂继电保护可靠性所涉及相关制约性因素较多，其建模、指标选取以及计算上具有一定的复杂性。从广义来讲，影响发电厂继电保护可靠性相关的因素包括：保护设备、与保护设备相连的通讯电缆、保护定值、一次设备、主线路、后台监控设备以及人为因素等。同时，发电厂继电保护设计、设备配置、电气运行方式、电网实际运行情况都影响着继电保护的动作情况。从保护装置自身分析看，分为硬件、软件、系统冗余、控制程序逻辑等，其中装置软件的运行可靠程度难预测性较大，主要取决于软件系统的输入、输出形式以及软件框架的设计方案等；装置硬件的可靠程度则取决于各组成部件以及电路系统设计的可靠性等方面。
发电厂继电保护系统的失效可以分为拒动失效和误动失效两种，在继电保护可靠性指标的制定时应综合分析这两种失效情况的产生原因以及外在表现因素，其中每种失效又可以大致分为可被检测和不可被检测两类。
二、影晌继电保护可靠性的因素
（一）设备原因：
一次设备及线路老化，故障率增加，使得保护动作次数增加；继电保护装置生产厂家在生产过程中没有把好质量关、设备不合格、未经出厂检测或试验；主要表现在：电路板或电子板件抗干扰能力差、保护设备环境影响恶劣等因素；如果，周围空气中存在大量的粉尘或有害气体，环境因数加强继电保护装置的老化速度、导致其性能改变。有害气体腐蚀电路板和接插件，造成继电器触点被氧化，接线端子松动引起接触不良，动作不可靠；晶体管保护装置易受干扰源的影响，如电弧、闪电电路、短路故障等诸多因素，导致发生误动或拒动；互感器质量差，长期运行过程特性发生变化，影响保护效果；或者二次线路长期维护不到位，因接线端子松动、电缆中间断线、电缆线芯接地、设备灰尘严重等原因影响保护效果；继电保护设备落后，同一厂内保护既有电磁型的，也有晶体管的，还有微机的，品种多、型号多、厂家多，参差不齐，使得厂内保护方式不合理和上下级保护配合困难；继电保护整定值计算不准确，上下级保护级差配合不准确。
（二）管理原因
运行维护检修人员、继电保护调试人员的安全意识差技术水平低、经验少、责任心不强发现和处理问题的能力差等。缺乏一支过硬的技术队伍；企业内部管理差，外力破坏频发。随着建设改造步伐加快，增加了各种外力破坏电力设施的机率，如一些工人野蛮损坏电缆、运货卡车撞坏电杆等，造成故障频发，保护动作频繁。维护技术人员对厂区安全供电重视不够、对电气维护技术知识接触少、甚至技能差、计划检修少、只要不停电设备就不检修、设备运行多年不检修及相关试验，显然不能做到防患于未然；综保装置、通讯线路、一次设备、主电缆线路、母线等设备应进行相关定值校验及预防性试验等，以保证设备有故障能准确动作，并确保保护不误动。
三、发电厂继电保护运行可靠性增强的措施
（一）提高继电保护的技术水平
1.在系统设计中采用计算机和网络通信技术。随着计算机技术的不断发展，计算机控制的继电保护系统是今后应用的潮流；综保微机装置适用于多种电压、多种自动化设计模型的变电站、发电站、大型供配电系统，通常由距离保护单元、成套变压器保护单元、线路测控保护单元、电容器保护单元、馈线保护测控单元、电动机保护单元、备自投装置、公共测控单元、辅助装置等器件组成；现代微机测控装置采用32位浮点DSP（120M）和16位高精度AD采样，运算与控制逻辑功能强大；分层分布式结构，多CPU并行处理方式提高可靠性：单元化设计、模块化结构、可扩充性墙；实现有人或无人值守、高度智能、有效运行时间长，可有效的节约人力成本、设备占地面积。在微机继电保护中，软件算法是其核心，软件出错将导致保护装置出现误动或拒动，所以在软件设计时要充分考虑用户的现场环境中的不确定因素，要大量的制定其软件纠错机制，由于软件内部逻辑复杂，运行环境不断变化，不同的软件失效机制有不同的错误体现，所以要提高软件的可靠性，适量的增加其软件的编码纠错，软件程序锁，冗余校检等技术措施，提高系统的可靠性。
2.提高系统的智能化水平和更加良好的用户体验。在系统的采集和用户体验方面，微机继电保护要拥有良好的人机操作界面，触摸屏，PC等上位机是必备的，尽可能的完善软件，让用户直观非常好，微机系统有良好的自我诊断技术，一旦出现故障或有报警提示信息，方便用户快速确诊故障点，在系统的控制中，逻辑运算要更加深层次的运用，尽可能的提高系统的自动化、智能化，同时要努力提高系统的可靠性。
（二）提高运行可靠性
1.选择合适的安装地点。减少干扰源，做好保护屏柜外壳接地及控制电缆的屏蔽层接地工作，跳闸出口继电器更换为抗干扰继电器并能承受等值交流电压串入后可靠不动作。
2.微机装置出厂前的相关实验：绝缘耐压、耐湿热、抗震动、抗冲击、抗碰撞性能符合国家GB/T7261-2008标准，绝缘≥20MΩ；把好装置质量的第一道关,提高装置整体质量水平,选用口碑好、故障发生概率低、售后服务好的厂家。
3.通讯接口选择双网通信方式：CAN网、485网、工业以太网，通信速率可整定。
4.电气专业配备专业的保护定值计算人员。计算时要从整个系统考虑,使各级保护整定值准确无误,上下级保护整定值匹配合理、正确，非电量保护投入正确。
5.定期对微机保护屏进行检查、清理、清扫，加强对保护装置的巡检维护、制定巡检维护标准，提高故障处理能力并按继电保护检验规定进行定期定值校验,提高保护装置的可靠性。
6.双重化配置保护、通讯网络冗余配置；当主保护因故障需退出运行检查时，确保其辅助保护能正常投入运行并且制定防护措施，制定相应的防CT开路、PT短路及保护误动措施。
（三）做好设备维护及更换
鉴于，设备对发电厂或大型供配电系统继电保护装置有着重要的生产意义。工作中，电气专业技术人员应对发电厂继电保护装置做到日常巡检及时、定值校验及时、清扫及时、备品备件准备及时、控制逻辑通道定时测试及时。
1.发电厂或大型供配电系统应搞好设备的维护。设备维护是基础性工作，因此发电厂或大型供配电系统应在企业内部建立起完善的维护管理团队、专业技术人员专职管理，对微机保护装置专业维护，请供货厂家现场测试设备性能是否满足要求工况，出具相关试验报告，对出现的故障问题进行及时的处理。
2.要做好设备的更换。发电厂或大型供配电系统继电保护装置以及与其相关的一些设备，在使用一段时间后，就会出现设备耗损，设备陈旧等问题。为保证系统正常运行，技术人员及时做好设备停运、准备备品备件、及时更换，保障发电厂或大型供配电系统继电保护装置能正常投入运行。
结束语
提高继电保护装置可靠性是保证供电系统安全稳定运行的基础条件，而继电保护装置的可靠运行会受到诸多条件的限制，所以要对其影响因素进行分析，进而提出改善的措施。做为在电厂工作的继电保护工作者更因该提高警惕、提高自身水平、提高责任心，为我们发电厂或大型供配电系统的安全稳定运行做出电气专业技术人员应有的贡献。
参考文献：
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[2]周怡彤,武昭旭.浅谈继电保护检修及数字化继电保护[J].民营科技,2014,07:82.
继电保护装置试验方案范文3
【关键词】数字化继电保护；110kV；智能变电站
1.数字化继电保护系统中的基本概述
1.1确保二次回路的接线更为简化、方便
MU 和电子互感器设备的互相配合，可以实时地将其测量到的值进行数字化处理，并且通过光纤进行传送。那么这一数字化系统具有比较强的抗干扰能力，能够改变以往的二次电缆传送回路运行缺陷，从而确保有效地实现了变电器中一、二次设备的隔离运行。数字化继电保护技术是于现场加装好智能操作箱并且组建GOOSE 网络之后方能够起到保护作用，同时对于隔离开关还能够起到遥控控制。由此看来数字化继电保护装置和最终的执行机构控制间并没有了以往的电缆连接，那么目前现场的各间隔间的界限将更加清晰、明了，因此显著地杜绝了智能变电站中的不慎连接、碰触电缆情况发生，能够非常有效地避免了事故发生。
1.2数字化继电保护装置的应用可以提高可靠性
电子式互感器设备具有比较良好的抗干扰能力，因此其在绝缘性能方面也得到了一定加强，其中线性范围较广等显著特点，装置的先进性保障了最终测量值的安全性和准确性。与此同时智能操作箱的主要作用，就是可以利用过程层网以及保护装置进行实时通信，将智能变电站中一次设备的实际运行情况进行及时传递，从而还能够对相关设备是否保持正常的运行具有充分了解。
1.3数字化继电保护技术具有高度的开放性与互操作性
发展至今，国家为了能够大力促进智能电网的快速发展，显著提高智能变电站运行的效率和效益，国家电网公司已经于2010 年正式制定并实施了《Q/GDW441-2010智能变电站继电保护研究规范》，该保护规范中明确规定了继电保护以及设备配置的基本原则，其中还包括继电保护装置以及技术标准，继电保护的基本信息互换原则等方面，因此分析和研究数字化继电保护于智能变电站中的具体应用，是完全离不开该具体规范的规定。
2.110kV 智能变电站的保护配置情况
110kV变电站使用常规开关作为主开关。以某地为例，目前，该变电站内设有电子式互感器，但尚未实现一体化平台及智能应用，然而，在变电站内的自动化系统结构、继电保护装置及合并单元的配置、网络方式都可以作为智能变电站建设的参考。三层侧设备，两级网络结构，符合智能变电站要求。变电站内过程层运用的是GOOSE网、SV网方式，与智能变电站要求独立组网有所差距。保护配置包括所需要的母差保护装置、线路纵差保护装置、故障录波器等，此外，110kV母差、主变及智能终端，合并单元按双重化配置，均体现了智能变电站的配置要求。
3.110kV 智能变电站相关设备的保护配置
（1）线路保护。相对110kV智能变电站而言，应将站内保护、监测和控制功能综合为一体，根据间隔情况单套设置。对线路的保护直接采样，直接跳到断路器；在GOOSE网使用断路器失灵、重合闸等相关功能。线路间隔内设有保护测控装置，仅与GOOSE网络进行交换信息，其余全部使用点对点连接，其数据传输方式是直接与合并单元和智能终端连接，期间对数据进行打包，再由光纤传送到SV网，同时传送给保护测控装置；如遇跨间隔信息接入保护测控装置，则使用GOOSE网传输。
（2）变压器保护。根据规程要求，110kV变压器电量保护应配置双套，并应采用主、后备保护一体化配置，如单独配置，后备保护应与测控装置一体化。变压器保护使用双套配置时，合并单元（MU）的每一侧，智能终端的每一侧都要使用双套配置；中性点以及间隙电流分别并入对应侧（MU）；直接采样，直接跳到一侧断路器；如遇跳母联、分段断路器和启动失灵等情况下，则使用GOOSE网进行传输。
（3）母联（分段）保护。母联保护与线路保护基本相同，但结构上更简单。母联保护装置与合并单元、智能终端直接相连，不必进行数据交换，就可以实现直接采样、直接跳闸；并且，母联保护装置、合并单元、智能终端，都可以经过彼此独立的GOOSE网和SV网，实现跨间隔传输信号。根据规程的相关要求，110kV母联保护使用单套配置，应满足保护、监测和控制综合一体化。跳闸方式应用点对点直接跳闸，主变保护则应用GOOSE网络跳闸；母联保护在母线失灵的情况下，可以使用GOOSE网络传输。
4.数字化继电保护在110kV 智能变电站中的应用
继电保护作为保证电网安全稳定运行的首道防线至关重要。智能变电站应在保持变电站基础功能之外，改进增加继电保护设备之间交换信息的方式。智能变电站中，使用了电子式互感器，变压器，断路器装上了智能单元，连接介质全部使用光纤，信息传输实现了网络化。针对各部变化，下面提出新的测试检验方法：
（1）原来输入保护装置的电压、电流模拟量被合并器的光数字信号所取代。前提是要考虑有跨间隔数据要求的保护装置，在不同间隔间传输数据时，到达时间的同步性，如不确定或差距较大，则可能无法满足保护装置的要求。
（2）同等设备条件下，原有变电站继电保护使用接点直接跳闸，而智能变电站则使用GOOSE网络，信号经网络传输到智能终端后跳闸（有智能开关时除外），其可靠性更强，运行检修扩建的安全性更高。
（3）原有变电站保护装置，输出信号都是经过GOOSE协议下进行网络传输，智能变电器则增设了优先级别，使用GOOSE报文传输。我们可以通过整组传动试验，检验变电站保护装置输入和输出信号的精度和实时传输。
（4）光纤数字电压、电流信号的输入方式，决定了检验数据同步性的测试显得尤为重要，如变压器差动保护、母差保护，需要对不同的同步间隔的数据进行验证。
（5）光纤以太网主要针对误码率和光收发器件的功率进行检验，从而保证其物理连接的准确性和可靠性。检验过程可以借助网络分析仪、网络负载模拟器等工具进行。
（6）合并单元的检验主要是看其可否及时准确地传输一次电压和电流信号；智能单元的检验则是看可否及时准确地传输数据，控制设备，保护报文，并做出相应的处理。
5.结束语
目前国内电子式互感器设备、开关智能操作箱设备等比较先进的保护装置相继投入使用，确保了光纤于传递数字信号方面的及时性和精确性，那么也确保智能变电站具有了数字化继电保护刺痛的基本特征。本文中笔者为将来数字化继电保护技术于智能变电站具体应用提供了一定的研究根据，希望能够有效地推动国内智能变电站继电保护方面的数字化建设进程。
【参考文献】
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继电保护装置试验方案范文4
一．一年工作简况
一年来，继电保护人员精心维护、坚守岗位，及时、准确地处理了运行中继电保护和安全自动装置出现的异常问题。全年共计处理二次缺陷126项，节假日抢修42次，为电网的安全、可靠运行提供了有力的保障。
一）设备运行指标版权所有
二）主要生产技术指标完成情况
三）继电保护及安全自动装置定检完成情况
继电保护及安全自动装置每年一次的定期检验是继电保护工作的重点，对于防范事故、消除隐患、完善回路等具有积极作用。2003年的继电保护定检工作已按计划100％完成。其中，完成主系统（包括110kv保护、主变、备自投、录波器、低周减载、dwk）装置定期校验224套，完成10kv系统（包括10kv馈线、站变、电容、消弧线圈、10kv母联、公共回路）装置定期校验692套。
通过定期校验，共发现并更换了存在隐患或已发生故障的保护插件39件，处理二次回路异常问题6次，处理ct二次回路绝缘降低缺陷8次，较好地消除了设备和二次回路存在的事故隐患。
四）继电保护及安全自动装置动作情况
1.110kv线路保护共动作4次，正确动作4次，正确动作率100％，重合闸动作4次，重合成功2次，重合闸成功率为50％。
2.110kv线路备自投装置动作3次，正确动作3次，正确动作率100％。备自投装置的可靠运行对nn电网安全度夏和保证变电站连续供电起了应有的作用。
3.故障录波器动作一次，正确录波1次。
4.10kv保护动作855次，正确动作855次，正确动作率为100％；重合闸动作711次，重合成功511次，重合成功率为71.2％。
二．继电保护及安全自动装置现状及运行情况分析
一）设备现状
nn供电分公司属下现有35座110kv变电站，各种继电保护及安全自动装置的数量统计如下：
二）运行情况分析
1、isa系列保护：
isa保护是我公司使用面最广、运行时间最长的微机保护，主要型号有isa-1、isa-1h、isa-200、isa-300四个系列，共计有主变保护44套，10kv保护（包括10kv母联保护）400套，低周减载装置2套。各型号的数量统计如下表：
isa-1保护1992－1996年间在我公司安装使用较多，至今共有24套主变保护、208套10kv保护在运行中。isa-1是最早期的数码管微机保护，大部分运行时间已接近十年，保护插件内的元器件已逐渐老化，插件故障率明显偏高。2003年，共有5套主变保护、41套10kv保护的电源插件和cpu插件发生故障需要更换。另外，isa-1保护的设计也存在不足，如其出口继电器设计在电源插件内，若电源插件发生故障，将可能导致保护拒动或误动。
isa-1保护的故障率逐年升高，运行维护成本不断加大，必须逐步进行淘汰。2003年，调度中心已安排更换了oo站、oo站的isa-1保护，2004年将结合四遥改造更换oo站的isa-1保护。
isa-351d、e是isa-1h型10kv保护的换代产品，分别在oo站安装了70套，但运行情况并不理想。主要问题是电源插件和cpu插件的故障率较高。如小塘站自1999年投产至今，其10kv2、5段的28套isa-351e保护已有16块cpu插件因发生“eprom故障”需要更换。
2002、2003年的改造和扩建工程主要使用最新版的isa-351ea、351f型保护（351f型为测控一体化保护），共有106套。运行至今未发生保护故障的情况，但其配套使用的isa-301a型通讯管理机由于参数设置烦琐、软件运行不稳定已3次出现装置死机的现象。对于测控一体化的保护来说，通讯管理机死机意味着调度人员不能准确掌握设备的运行情况且不能对10kv开关进行分、合闸操作，因此，此缺陷将使无人值班变电站的调度工作变得很被动。
isa-200、300主变保护在我公司共有18套，其运行状况较为稳定，但插件的硬件质量一般，特别是操作插件内的继电器较易损坏。小塘、民乐站2003年已发生2次因主变保护操作插件问题而不能进行合闸操作的情况。
可见，深圳南自所的isa系列保护虽然经过多次改版、升级，但其硬件质量仍有待进一步提高。
2、lfp（rcs）系列保护：
我公司从1999年开始使用南京南瑞继保公司的lfp－900及rcs－9000系列保护（rcs－9000是lfp－900的换代产品）。首先是使用在网内运行经验丰富、口碑较好的lfp-941型110kv线路保护取代ckj-4型集成保护，结果运行状况良好。于是，从2000年开始引进该公司的测控一体化rcs-9000保护。至今，我公司共有332套lfp-900和rcs-9000系列保护在运行。其保护装置数量统计如下：
lfp（rcs）-941型110kv线路保护性能稳定、动作可靠性高、自检功能完善、插件工艺水平好，在我公司运行3年多未发生误动、拒动的情况，只有2套保护因cpu故障而更换插件。
rcs-9000主变保护运行较稳定，至今未发生过设备故障。
南京南瑞继保公司过去一直以开发、生产高压系统继电保护产品为主，2000年才推出配置低压电网保护装置的rcs-9000综合自动化系统，因此，其低压系统保护装置的质量水平不如主系统保护装置。
2001年在我公司oo等站安装的rcs-900010kv保护两年多来的运行状况并不理想。出现较多的问题主要是电源插件内的双位置继电器hhj和“保护动作”等信号接点容易损坏，oo站在2003年的保护定检中已因此而更换了7块插件。
另外，与rcs-9000综合自动化系统配套使用的rcs-9692通讯管理机运行不够稳定，较易发生保护与rtu的通讯中断故障。金沙、盐步站的rcs-9692已因硬件故障更换了3块插件和部分通讯口的芯片。
2002、2003年生产的rcs-9000综合自动化系统（应用于oo等站）对硬件进行了改进，质量有了较大提高，以上问题已基本不再出现。
总的来说，rcs-9000保护运行稳定，硬件使用较先进的表贴工艺，软件设计合理，厂家售后服务到位，是运行情况较好的保护系列。
3、四方公司的csc2000综合自动化系统
我公司oo站使用的是经省公司招标进网的广州四方公司的csc2000综合自动化系统。从2002年12月和2003年8月oo站先后投产至今，两站的保护装置运行基本稳定，未发生设备故障。
但从设备投产前调试所出现的问题看，csc2000保护的软、硬件水平并不理想，主要问题有：
(1)插件质量差，工艺粗糙。夏教站调试时，就发现主变保护及10kv保护装置普遍存在插件插槽缺少或松动、vfc芯片松脱、装置背板接线松动、面板复归按钮易坏等现象，后经厂家专门派人处理后，情况才有所好转。
(2)部分保护的软件设计不合理。如主变过负荷功能由差动保护实现、10kv馈线的零序保护只能选择告警或退出（选择跳闸功能则需要更换保护程序）、110kv线路备自投没有低周闭锁功能等。
(3)控制回路通过外加操作箱实现，完全脱离保护装置。控制回路的监测只能通过操作箱内的twj、hwj继电器实现，而不能通过保护自检完成，降低了控制回路的可靠性。另外，该操作箱由广州四方邦德公司自行生产（广州四方是北京四方的分公司），其工艺水平必然比不上流水线生产的产品，质量是否过关仍需时间验证。
(4)保护定值的控制字设置过于复杂、不够直观，不便于定值的整定、核对和更改。
(5)保护装置的液晶显示面板过小，不方便查看，且界面不够友好。
四方公司的产品在某些方面也具有其先进性，如通讯网络采用以太网、lonworks方式，继保工程师站的设立等。但产品硬件质量的问题将是制约该公司产品在我公司全面推广的主要因素。
另外，广州四方邦德公司作为北京四方公司的分公司，主要进行图纸设计、工程调试、售后维护等工作，并无产品设计、开发能力，其产品研发力量主要依托北京四方公司。因此，用户工程的资料存档、保护程序管理和备品备件配置等均须由北京四方公司完成。
4、dlp保护：
美国ge公司的dlp-a、c为早期的110kv线路保护，1992－1997年，我公司共安装了40套该型号的保护。1999年，00站新建工程中，又与西门子综合自动化系统配套使用了5套dlp-d型110kv线路保护。
dlp保护的优点是精度准确、硬件工艺水平高，其九十年代产品的工艺水平甚至比现在国产保护的工艺还要好。缺点是分立元件多，需外加继电器实现同期合闸、重合闸、后加速等功能，使动作可靠性降低。另外，由于通讯规约的限制，该保护与我公司使用面最广的dr-2000、gr-90型rtu均无法实现通讯，只能通过硬接点方式上送保护信号。
由于保护运行年限长，dlp-a、c型保护插件内的电子元件老化速度已经加快，2002年，共有2块电源插件、1块a/d转换插件故障，2003年则有3块电源插件发生故障。
另外，美国ge公司现已不生产dlp-a、c型的保护装置，发生故障的插件需经商检测后再辗转回厂维修，手续烦琐，且保护备品备件的购买也相当困难。为此，调度中心已计划逐步淘汰此型号的保护，在此类保护未全部淘汰前，将利用更换下来的装置作为备品备件以应付不时之需。2003年，已将00站的dlp-c保护更换为rcs-941a保护。
5、西门子sel、abb等进口保护：
我公司使用的进口保护数量统计如下表：
从多年的运行情况来看，进口保护装置的硬件质量高、保护精度准确、出口回路可靠、装置故障率低，运情况行较稳定。
进口保护难以解决的主要是通讯问题。由于通讯规约的差异，进口保护与国产rtu一般较难实现保护报文的收发，如abb的保护只能以硬接点方式发送保护动作信息；sel-300保护只能通过sel-2020通讯管理机进行通讯。这既不利于调度人员全面掌握现场设备的运行状况，也由于现场遥信信号增多，使二次回路变得复杂。
另外，进口保护备品备件的购置也是一个难题。进口保护一般由经销商，而商对专业知识知之甚少，根本无法有效建立用户的档案库，而这正是用户若干年后购置备品备件的依据。所以，运行多年的进口保护一般较难购买到相同型号、相同版本的备品备件。
鉴于以上原因，且国产微机保护的可靠性、兼容性已相当高，建议今后设备选型时不再考虑进口保护装置。
7、备自投装置
我公司共有30个变电站安装了32套备自投装置，各型号的数量统计如下：
isa-258是我公司使用最多的备自投装置，其动作逻辑合理、功能完善、动作可靠，且程序软件中具有低周闭锁功能，符合我公司的运行方式要求。缺点是装置插件故障率偏高，2003年，罗村、盐步、海北站的isa备自投装置共有3块cpu插件和1块电源插件发生故障。
rcs-9652备自投装置硬件质量较好、精度准确、运行可靠，缺点是低周闭锁功能需要外加继电器实现，既增加了回路的复杂性，也降低了该功能的可靠性。
csb-21a备自投装置的逻辑为可编程设计，通过调试人员编程可适应多种运行方式。这样虽然增加了备自投装置的灵活性，但同时也降低了其可靠性，因为逻辑程序由厂家人员在现场编写、修改，既没有对程序进行固化，也没有经过严格的动模试验，受人员主观因素影响，其合理性必然降低，而程序修改的随意性也相应增大。
备自投装置关系到变电站供电的连续性，是保证用户正常供电的重要设备，选型时应以硬件可靠、逻辑简单、程序合理直观为主，尽量避免使用灵活性过大、人工编程过多的备自投装置。
8、故障录波器
我公司已有11个变电站安装了故障录波器，其分布情况如下：
1997年安装的5套录波器经过多年的运行，已出现设备老化现象，主要表现在以下几方面：
(1)零漂和启动量误差偏大。如2003年里水站录波器定检时，发现其cpu3的第十路模拟量通道的零漂达95ma，而a相电压突变量启动值误差达5v。
(2)电源件和vfc插件极易损坏。2003年，已有8块电源插件和2块vfc插件故障需要更换。
(3)后台机故障率高。松岗、狮山站录波器的后台机由于显示器和硬盘故障不能正常接收录波数据，已更换新的后台机。
以上现象表明，早期安装的故障录波器的运行状况已逐年下降，“养兵千日，用兵一时”，安装在枢纽变电站的录波器在电网发生故障时若不能有效启动录波，将失去其对电网的监测作用。因此，必须考虑尽快更换以上5套故障录波装置。
三．认真落实反措，保证电网安全运行
2003年，我们根据设备运行中出现的问题及时提出解决方法，努力提高继电保护运行水平，全年共完成反措项目7项。
一）110kv线路备自投功能完善
根据佛山供电分公司调度中心的要求，为确保低周减载装置能正确有效地切除负荷，我们对xx10个变电站的isa-258al型110kv线路备自投装置的程序进行了升级，在装置中增加“低周闭锁备自投”逻辑功能。同时，在黄岐、联新站的rcs-9652型110kv线路备自投装置屏增加检测110kv线路电压的低频继电器，并相应增加了“低周闭锁”压板和回路。
二）针对isa-1保护装置故障率偏高，且其出口继电器故障后不能自检告警的问题，我们在2003年的定检方案中对isa-1保护的电源插件状况和跳闸出口继电器及其配线的连接情况进行重点检查，有异常时立即更换。结果，共发现18块电源插件存在缺陷。
三）认真组织各专业学习各级安全事故通报，积极落实通报中的反事故措施，针对通报中出现的问题，自觉联系自身实际，及时提出解决方案。如：广电集团第24期《安全运行简报》的事故通报中，提到由于lfp-941j型距离保护的程序存在缺陷，导致韶关供电分公司的一条110kv线路重合闸后由于保护拒动造成越级跳闸的事故。联系到我分公司的情况，发现xx站110kvxx线的距离保护同样是lfp-941j型，于是马上联系南京南瑞继保公司将升级后的新版程序邮寄到我公司，并安排时间对红大线的保护程序进行了更换。在同一期的简报中，还提到清远供电分公司一台北京四方公司的csr-22a主变本体保护由于二极管击穿而导致主变保护跳闸的事故，于是，对我公司夏教、横江变电站运行中的4台csr-22a型主变本体保护进行了检查，发现其使用的均为四方公司针对此问题而改进后的硬件版本，不存在二极管可能击穿的问题。
四．改善设备运行状况，开展技术改造工作
2003年，继电保护专业共完成技改项目13项。通过淘汰部分运行年限较长、故障率较高的保护设备，并在部分变电站新装10kv母联保护和故障录波器装置，有效改善了保护装置的运行状况。主要技改项目包括：
1、安排更换了xx站的dlp-c型110kv线路保护。版权所有
2、更换了xx的电磁型主变保护、xx站的isa-1型主变保护、xx站的isa-1型主变和10kv保护及xx站isa-1型10kv保护。
3、为有效提高电网的监控和故障记录能力，分别在xx5个枢纽变电站安装了故障录波器。
4、为提高10kv馈线近端故障的后备保护能力，增加10kv母线的主保护设备，改变10kv母线故障时只依赖主变后备保护切除故障的现状，调度中心从2001年开始逐步在10kv母联开关上安装保护装置。2003年，分别在xx等9个变电站的10kv母联开关上安装了保护装置。至此，我公司所有10kv母联开关均已安装了独立的保护装置。
五．发现存在问题，提高设备管理水平
1．技改工程、保护定检等工作现场的安全问题仍需加强。由于旧站改造、保护定检等工作现场均有运行设备，且现场的联跳回路复杂，工作中安全措施不足够或工作人员稍有麻痹大意都有可能引起运行设备跳闸停电的事故。因此，如何从制度上、技术上、思想上保证工程调试现场的安全是今后班组安全生产工作的重点和难点。
2．工程验收必须实行规范化管理，二次设备安装验收项目和验收表格仍需进一步完善。调度中心针对工程现场已制订了一份详细的验收表格，但由于各变电站现场实际情况不同，此验收表格仍需在实际执行中不断滚动修编，逐步完善，以形成规范化的标准文本。
3．在变电站的日常维护、反措工作中，对二次回路进行小改造时，往往只是改动一、两根接线，回路改动量很小，若要求设计室同步提供相应的二次图纸有一定困难。因此，对于此类回路改动，一般是将改动部分直接画在现场图纸上。但回路改动后，其相关图纸及更改方案的存档若不及时，则会给以后的维护工作带来困难。因此，今后需加强此类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。
4．根据广电集团和佛山供电分公司的计划，2004年将逐步推行设备规范化检修abc，这对于规范设备检修流程和试验方法、提高设备的状态检修水平具有积极作用。但由于每种型号保护装置的规范化检修文本由不同分公司编制，其操作方法和操作步骤在我公司现场的可操作性仍有待检验，而我公司继保专业已根据各变电站设备状况制订了详细的定检方案，因此，如何协调《佛山nn供电分公司2004年定检方案》与规范化检修文本的差异，保证规范化检修率与定检完成率均按指标完成，将是2004年继保定检工作需要重点处理的问题。
六．展望2004年，未雨绸缪早准备
1.保证定检质量，落实反事故措施。根据反措要求，对2002年8月前投运的所有南京南瑞继保电气公司的lfp-941a保护版本进行升级，以改善该保护的程序逻辑。
2.针对目前紧张的供电形势，将低频减载、备自投等自动装置的校验列为2003年定检工作的重点，提前制订有针对性的试验方案并抓紧落实，做到早安排、早准备，以保证安全自动装置健康可靠运行。
3.改进部分保护及安全自动装置的联跳和闭锁回路，提高装置的动作可靠性，减少装置拒动、误闭锁的可能性。如改进xx等站的110kv线路联跳电厂线开关的回路，取消各站备自投装置的刀闸闭锁回路，增加穆院站备自投装置的“低周闭锁”投入压板等。
4.加深继保人员对技改工程的介入深度。从技改项目立项批复就确定项目负责人，由负责人全程跟踪项目的图纸设计、图纸审核、技术交底、合同签订、进度安排、现场施工、竣工图纸编制等流程，并成立施工图纸审核小组，严把设计关，保证图纸与施工现场的一致性，确保技改工程能够环环紧扣、有条不紊地开展。
5.加强继电保护设备缺陷的跟踪和处理。通过对继电保护设备缺陷的分类、整理、统计，掌握第一手的设备运行状况资料，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.加强对保护型号、程序版本、装置密码等基础资料的收集、更新工作，保证随时掌握所有二次设备的基本信息，为专业工作提供有用的资料支持。
7.建立继电保护技改项目库。通过评价分析、缺陷统计等基础数据对继电保护设备的运行状况进行排序，按顺序制订改造计划，逐步淘汰运行时间长、故障率高、可靠性降低的保护装置。
8.修编各类二次设备的订货、设计、施工技术规范书，并装订成册，为二次设备订货、施工图纸设计、工程施工、工程调试验收提供统一的技术标准。
继电保护装置试验方案范文5
摘要：
电流互感器是电力系统中重要的采样装置，其饱和特性直接影响电网的安全稳定。本文通过小电流测试，推导CT的临界饱和电流；并根据运行CT的工况条件，设计稳态、暂态大电流测试；暂态测试中，通过叠加衰减直流分量和设计重合闸的过程，模拟CT在极限峰值电流和极限剩磁水平条件下的暂态传变特性。以某区域电网为例，设计的电流互感器串联测试系统提高了测试效率，所得结论将为CT饱和特性评估和差动保护动作分析提供有力支撑。
关键词：
电流互感器；饱和测试方案；临界饱和电流；稳态测试；暂态测试
电流互感器是电力系统中传变电流信号的重要元件，其可靠工作对电力系统的安全、稳定至关重要[1]。目前，电网中运行的电流互感器大多安装于10年前，当时系统容量较小，短路电流水平相对也较低；同时，电磁式继电保护的保护动作时间较长。因此，保护用CT的稳态响应受到重点关注，作为衡量其一、二次传变特性的重要指标。近年来，随着电网规模增加，系统短路电流水平不断攀升，经核算，某地的110kV系统短路电流水平已达40kA，330kV系统也达到48kA。同时，微机保护的应用几乎覆盖全网，其动作速度加快，在一次系统故障后1~1.5个周波完成故障判断并动作，因此，CT的暂态响应特性事实上对保护的动作性能起决定作用[2-4]。当系统经历暂态故障，一次侧的大短路电流使互感器励磁饱和，二次电流就不能与一次电流满足线性关系，由于二次波形畸变产生的误差极有可能影响继电保护装置不正确动作[5-6]。
1本文拟开展的工作
目前，国内外对电流互感器饱和特性的研究，关键在于电流互感器铁磁回路曲线的绘制，常用的方法为数值分析法和现场试验法，但研究成果大多停留在稳态状况下，主要存在以下问题：
1）数值分析法能够绘制电流互感器的普通磁滞回线，并通过人工神经网络对局部（暂态）磁滞回路曲线进行拟合，但该方法目前仍不成熟，不能建立更为精确的电流互感器暂态模型[7-8]。
2）现场试验方法可对电流互感器的测量误差进行检测，间接地分析电流互感器的饱和特性，但其常用的10%误差特性曲线法的试验电流远小于一次侧发生短路时的电流，因此该方法不能分析电流互感器的暂态传变特性。
3）对CT在实际大电流，特别是含暂态非周期分量大电流的传变特性研究较少。继电保护的可靠性和故障诊断的准确性受CT的暂态传变特性影响较大，当一次侧出现含较大非周期分量的暂态故障电流时，P级CT将过饱和，其二次波形失真严重[9]。
4）对差动保护两侧CT的传变一致性研究不足。以变压器差动保护为例，两侧所配CT的变比、准确级、额定容量的不同都会导致其在暂态大电流条件下传变特性的不一致，造成区外故障误动作时有发生。除此之外，还存在不同厂家电流互感器的负载大小、工况条件、铁磁材料的老化差异，对互感器饱和特性的影响程度不尽相同，对互感器传遍特性的研究也造成了困难。综上所述，电流互感器一、二次传变特性，特别是暂态饱和传变特性，对电力系统的安全、稳定和经济运行有着重要影响。为更精确、深入研究电流互感器的饱和传变特性，本文提出按照CT的实际运行工况，设计稳态、暂态测试的通流水平；叠加衰减的非周期分量来模拟短路故障电流；控制重合闸时机获得最大剩磁；采用实际电缆、保护和故障录波装置反映真实的负载状况；运用数据采集系统、保护和故障录波装置对CT一、二次侧电流进行多路、同步采样。
2电流互感器的暂态运行特性
为获得更为准确的CT饱和传变特性，需进行稳态、暂态大电流测试，试验环境需模拟CT的实际运行工况，因此首先分析P级电流互感器的暂态运行特性。对保护用P级电流互感器，着重考虑的是稳态大电流误差，而其暂态传变特性较差。本文根据上述对短路电流的数学描述，设计含衰减直流分量的暂态大电流，使第一个周期内出现最大暂态峰值电流。由分析得知，影响电流互感器饱和特性的关键因素为负载、剩磁和通流情况。因此，本试验的总体思路为：
1）通过设置不同大小的二次负载，模拟负载对电流互感器饱和程度的影响。由于现有继电保护装置大多采用主后一体化，且双套保护接入不同的电流互感器绕组，电流互感器所承担二次负载较轻，一般不到2VA，远小于电流互感器额定负载。因此，电流互感器的实际饱和倍数较理论值偏高，但是否满足系统短路电流水平的要求，还需进行通流测试。
2）通过人为模拟磁滞效应，评估剩磁对电流互感器铁芯饱和的影响程度，同时，采取可行的去磁手段，降低剩磁对大电流通流测试的影响。
3）通过稳态和暂态通流来校核电流互感器一、二次传变特性。稳态通流代表正常运行时电网较大的负荷电流；暂态通流代表电网发生短路故障，并考虑瞬时故障的重合闸过程。
3P级电流互感器饱和特性测试方案
本文以某区域电网330kV变电站为例，研究线路光差、母线差动、变压器差动P级CT在大电流下的传变特性及其对继电保护装置动作特性的影响。所采用的测试系统，能够发生实际工况条件下的稳态短路电流，并可叠加峰值为其80%左右的衰减直流分量，时间常数可调。故障发生的时间间隔，即重合闸的过程可调节。不仅对330kV站内330kV、110kV的P级电流互感器开展大电流饱和测试研究，还对传统站向智能站改造所安装的电子式电流互感器开展大电流物理试验，全面对比分析2种电流互感器的稳态、暂态传变性能[10]。本试验对多只电流互感器线圈进行串联测试，试验通流一次完成，能模拟差动保护所接多组电流互感器的实际工况；同时，多组电流互感器线圈的试验数据一次采集完成，提升了试验效率，电流互感器串联试验系统如图3所示。
3.1被试电流互感器的选择
对所选定的某区域电网潮流控制断面处330kV变电站的CT进行调研，并核算该区域的短路电流水平，该区域330kV系统的最大短路电流为48kA，110kV系统最大短路电流为40kA。经筛查，该区域内330kV、10P20和110kV、5P202种CT的饱和倍数普遍超标，存在暂态饱和的风险，可能造成差动保护不正确动作。因此，本文选取上述2种CT作为测试对象，参数见表1。
3.2试验接线设计
整体试验的接线设计见图4，图中对互感器进行了编号。1~5V•A范围内的负载，均设计为实际装置构成的回路用以模拟真实工况，见表2。此外，根据表1中被试CT的额定负荷为30VA，二次侧额定电流为1A，确定额定负载阻抗为30Ω。为全面模拟由实际负载到额定负载范围内CT的饱和特性，特增加由纯无感电阻构成的1/4额定负载（7.5Ω）和额定负载（30Ω）。
3.3采集回路设计
图4中，数据采集装置能同时采样CT一、二次侧的电流（一次侧电流峰值最高达86kA），其回路设计如图5所示。数据采集装置运用阻值为0.001Ω的标准电阻分流器，将一次侧的大电流信号转换为电压信号；二次侧采样负载两侧的电压值；将CT一、二次侧电压信号转换为光信号，同步输入暂态误差测量装置进行对比分析。为确保数据采样装置在强电磁环境中录波的准确性和稳定性，CT3、CT4二次侧用精度更高的DL850采样（采样频率为3200Hz），采样光纤长10m，确保与强电磁环境的物理隔离。
3.4保护系统的模拟
根据图4，得大电流试验所模拟的保护系统如图6所示。试验共采用了4套保护装置：
1）CSC-103B线路差动保护2套，分别接CT2和CT7，通过光纤通道进行通信，模拟线路纵差；
2）PST-1200变压器差动保护1套，接CT3#和CT8#，其高\中压侧A相电流通道模拟变压器差动；
3）BP-2B母线差动保护1套，接CT3#和CT8#。
4大电流稳态、暂态测试
4.1小电流测试
临界饱和电流的核算在进行大电流测试前，需确定通流取值的范围，过大将受设备条件的限制，费用较高；过小将使CT未能进入饱和状态，测试所得数据无意义。本文通过小电流测试，获得CT的内阻、拐点电压、伏安特性曲线，进而反推核算出CT的临界饱和电流。同时，选取额定负载为50VA的CT，与表1第一类CT进行对比，研究负载对CT饱和特性的影响。小电流伏安特性测试的结果见表3。按下式计算CT在不同输出负载下的临界饱和电流I=E2N（R1+Z2cos）2+（X1+Z2姨sin）2（3）式中：Z2为二次输出负载阻抗；cos为输出负载的功率因数，取0.8；R1为二次回路内电阻，取表中平均内电阻；X1为二次回路内电抗，取表中平均内电抗；E2为平均拐点电压；N为电流互感器变比。将式（3）绘制曲线，如图7所示。在该区域电网中，5P20和10P20互感器均接微机保护，负载较轻，因此，1~5V•A负载所对应的试验结果较能体现实际情况，结论分析如下：
1）1200/1电流互感器的拐点电压高于600/1电流互感器，其抗饱和能力更强，饱和电流值更高。
2）变比和准确级相同时，提高额定负载容量，可提升电流互感器的拐点电压与抗饱和能力。
3）1200/1互感器在1~2VA轻载情况下，饱和电流较额定负载（30VA）下提升4.92倍，而600/1互感器提升了7.01倍。因此，轻载能有效提升互感器的饱和倍数，且变比越小，提升效果越好。
4）通过核算，CT在1~5VA负载情况下，一次侧临界饱和电流均大于该区域电网的最大短路容量48kA，所以，在稳态大电流试验中，电流互感器应不发生饱和。小电流测试均采用变频升压的方法，通过获取CT的单值磁化曲线，建立CT的数学模型，模拟CT在稳态大电流下的传变特性。综上，根据小电流试验的测试结论，确定稳态大电流测试的最大峰值电流为48kA，暂态峰值电流在此基础上叠加80%的衰减直流分量，重点验证轻载稳态通流时CT不发生饱和；重点研究CT暂态通流时的特殊传变规律。由于该方法获得的磁化曲线为单值曲线，未考虑剩磁的影响；拐点电压的寻找基于稳态通流，未考虑铁磁材料在暂态环境下的影响因素。因此，需设计稳态、暂态大电流测试方案，对CT大电流下实际的铁磁环境予以模拟，该方案应能表征真实的二次回路情况，且通流方式简便，易于操作。
4.2通流的选择
根究CT的临界饱和电流和极限暂态短路电流，设计出大电流试验分稳态试验和暂态试验两部分，通流大小和通流方式如下。
1）稳态大电流试验共进行4次，电流有效值为6~48kA，每次通流持续时间为200ms。
2）暂态通流试验共进行4次，与稳态通流试验相比，暂态通流试验有以下特点：1）暂态通流试验中的工频分量有效值同样为6~48kA，但暂态通流试验中电流叠加直流分量，直流分量为80%稳态分量峰值，衰减时间常数为100ms；2）暂态通流中进行重合闸，通流顺序为150ms通流—600ms无电流—150ms通流，用以模拟剩磁对暂态饱和的影响。
4.3大电流测试结果
按照上述步骤实施稳态、暂态测试，并叠加每个互感器回路一、二次侧的所有波形，显示在一张图中，测试结论如下：
1）所有测试CT在4.4Ω及以下负载，均未发生稳态饱和，稳态误差为5%~10%。因此，对于本文所构建的4.4Ω及以下负载，10P20、1200/1和5P20、600/1两种电流互感器适应该区域电网的所有正常运行方式。
2）稳态通流24kA、负载7.7Ω时，9#CT二次侧波形发生稳态的饱和畸变，见图8，并随负载增加和通流升高，饱和效应更加严重。所以，当负载大于7.5Ω（1/4额定负载），稳态通流高于24kA时，该区域电网CT将发生饱和，实际中，若不考虑CT二次回路接触不牢靠的问题，CT实际负载不会大于7.5Ω，即24kA为该区域电网中CT的极限稳态饱和电流值。
3）暂态通流试验中，负载仅为1.4Ω，暂态通流为12kA时，3号CT就发生了暂态饱和，见图9。短路情况下，区域电网很容易达到该门槛值，十分易于进入暂态饱和。若差动保护两侧CT的饱和特性不一致，将会引发保护误动作。
4）图9中BP-2B母差保护的录波数据，较DL850幅值低很多，因此，在保护动作行为分析时，还需考虑保护装置中小电流变换器与大CT饱和特性的不一致问题。5）48kA暂态测试中，电子式CT二次波形未发生饱和畸变，但电子式CT的采集器受电磁兼容影响，二次录波会有跳点。
5结论
1）本文在总结目前单一CT饱和特性研究的基础上，提出对区域电网中不同变比、不同额定饱和倍数、不同负载的CT进行统筹分析，模拟出区域电网的差动保护系统，真实的还原了CT在大电网中的安装位置及所受极限暂态电流等运行工况。
2）提出依据临界饱和电流计算，选择大电流稳态、暂态测试的通流大小。同时，通过模拟非周期分量、重合闸过程中电流互感器的暂态传变特性，得到了极限剩磁水平条件下，电流互感器的暂态传变波形。本文所得的稳态测试结论能够指导该区域电网中CT二次负载的选择，避免因负荷电流过大造成CT的稳态饱和。
3）本文提出的电流互感器串联同步测试方法，通过一次通流测试，能够采集多组CT的测试结果，提升了测试效率，解决了差动保护CT录波的时间同步问题。
4）本文将CT一、二次侧，所接保护、故障录波的测试数据予以叠加，该方法能对比分析CT本体的传变特性，以及保护装置内部变送器的传变特性，为研究CT饱和的具体发生环节提供思路。
5）进一步，依据本文中CT的大电流实测数据，由B-H曲线方程，反推CT的励磁曲线，优化CT的磁滞模型，建立基于CT一、二次电流波形和结构参数的CT仿真评估系统，该系统将能够解决现场测试接线复杂、测试成本较高等问题。
参考文献：
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[9]隆万军.暂态保护互感器暂态绕组励磁特性及剩磁测试[J].高电压技术，2000，26（3）：73-78.
继电保护装置试验方案范文6
随着特高压电网的全面落地和电网规模的逐步扩大，变电站的母线短路容量不断增大，为避免电流互感器（以下简称CT）严重饱和、电流传变特性变差，需对存在饱和风险的CT开展变比调整工作，以满足继电保护装置可靠运行需要。以往，调整CT变比后，特别是CT二次改抽头方式调整变比的情况，因CT极性的正确性在投运前难以验证，需要在投运过程中组织负荷电流验证调整后的CT极性，给电网一次运行方式带来较大变化，如双母线接线一般需要采用母联串带单支路运行方式、3/2接线一般采用破串运行方式等，相应需要大量一、二次设备操作，且电网处于非正常运行方式，不利于电网安全。
为了保障CT调整变比现场作业和试验的有序性、科学性，优化一次设备送电方案，我们对调整CT变比作业内容进行了深入研究，提出了一种全新的作业和试验方法。下面就调整变比的方式、测试方法及成效具体介绍。
1 调整变比的方式
根据CT一、二次绕组型式，CT变比调整可分为一次调变比和二次调变比两种方式。一次调变比是通过改变一次绕组串、并联关系实现变比调整；二次调变比是通过改变二次绕组抽头实现变比调整。
2 CT测试方法
在调整已投运CT变比时，若采用一次调变比方式，因CT本体与一次导线和二次回路的接线均未改动，原一、二次电流的相位关系不会发生变化，所以只需验证调整后的CT变比即可，无需重新验证CT极性的正确性；若采用二次调变比方式，由于CT本体与二次回路的接线发生变化，除进行CT变比测试外，还需再次验证CT极性的正确性。
2.1 CT变比测试方法
目前，普遍采用的CT变比测试方法有两种，即一次升流测试法和互感器综合测试仪检测法。
（1）一次升流测试法
在CT一次侧通入稳定的试验电流，利用钳形电流计测量CT二次电流值，将一次通入电流值与二次测量电流值相比，计算得出CT变比。试验接线如图1所示。
（2）互感器综合测试仪检测法
互感器综合测试仪中一般带有CT变比测试功能，利用综合测试仪可以方便的测得CT变比。试验结果如图2所示。
2.2 CT极性测试方法
目前，普遍采用的CT极性测试方法有点极性测试法和互感器综合测试仪检测法，但是仅通过这两种试验方法还不能保证CT极性完全正确。在此依据参照比对原理，提出一种新的极性测试方法，即一次升流比对测试法，将这种新方法与传统测试方法相结合，能够可靠验证二次调变比后CT极性的正确性，无需再组织负荷电流检查极性，仅在送电后进行必要的复核即可。
（1）点极性测试法
点极性测试法试验原理如图3所示，用1块干电池和1个指针式检流计测试CT极性。当开关SA闭合瞬间，互感器一次侧线圈中的电流由P1流向P2，二次侧线圈中电流由S2流向S1；对于二次回路，电流由S1流入，经检流计流向S2，此时检流计指针向正极偏转（刻度盘右方）。当开关SA断开瞬间，根据电磁感应原理，二次侧线圈感应电流方向发生反转，在二次回路中，电流由S2流入，经检流计流向S1，此时检流计指针向负极偏转（刻度盘左方）。
（2）互感器综合测试仪检测法
互感器综合测试仪中一般带有CT极性测试功能，利用综合测试仪可以进行CT极性测试。试验方法与利用互感器综合测试仪检测变比相同。
（3）同名相CT一次升流比对测试法
在已运行CT进行二次调变比工作前，选取同一CT内处于使用状态且不需调变比的一个二次绕组作为基准，利用钳形电流计测量预调整变比的CT二次绕组与基准二次绕组间的电流相位差，并记录作为参考。待CT停电二次调变比后，将CT二次侧短接，在CT一次侧通入稳定试验电流，利用钳形电流计测量调整变比后的CT二次绕组与基准二次绕组间的电流相位差，并与之前记录的参考值进行比较，如果相位差一致则确定极性正确，反之则确定极性错误，需纠正二次绕组接线。
示例调整A411绕组变比。首先，选取同一支CT内的A451绕组为基准，测得调整前A411绕组和A451绕组极性一致，ΦA411/ΦA451=0°；然后，将A411绕组由原1S1-1S2抽头（变比300/1）调整为1S1-1S3抽头（变比600/1）；接着，在CT一次侧通入稳定的试验电流，如果二次接线正确，则调整后钳形电流计测量结果为ΦA411/ΦA451=0°，极性一致，如图4所示；如果二次回路接反，则调整后钳形电流计测量结果为ΦA411/ΦA451=180°，极性相反，如图5所示。
（4）异名相CT一次升流比对测试法（适用于单相或两相CT更换）
在一次设备停电后，选取不需更换的CT为基准，将基准CT和需更换的CT一次侧按同极性顺序串接，通入稳定的试验电流，利用钳形电流计测量预更换的CT二次绕组与基准CT二次绕组间的电流相位差，并记录作为参考。待CT更换后，再次将基准CT和需更换的CT一次侧按同极性顺序串接，CT二次侧各自短接，通入稳定的试验电流，利用钳形电流计测量调整更换后CT的二次绕组与基准CT二次绕组间的电流相位差，并与之前记录的参考值进行比较，如果相位差一致则确定极性正确，反之则确定极性错误，需纠正二次绕组接线。
示例更换A相CT。首先，选取B相CT为基准，测得更换前B411绕组和A411绕组极性一致，ΦB411/ΦA411=0°；然后，更换A相CT；接着，在CT一次侧通入稳定的试验电流，如果二次接线正确，则调整后钳形电流计测量结果为ΦB411/ΦA411=0°，极性一致，如图6所示；如果二次回路接反，则调整后钳形电流计测量结果为ΦB411/ΦA411=180°，极性相反，如图7所示。
3 调整变比作业典型工作流程
以下列出已投运CT调整变比作业和试验的典型工作步骤，现场实际工作过程中，宜结合具体情况优化应用。
3.1 一次调变比工作
a.一次设备停电后，在相应端子箱处做好相关技术措施，特别要防止误向母线保护、3/2接线同串内相邻间隔保护等运行设备通入试验电流。
b.调整CT一次串、并联接线。
c.采用一次升流法或互感器综合试验仪进行CT变比测试。
d.验证CT变比正确后，恢复端子箱所做技术措施。
e.以上工作完毕后，向相应调度机构报：“CT变比调整工作结束，变比试验检查正确，可以投运”。
f.一次设备送 电后，利用工作电压和负荷电流做好向量的复核工作。注意检查相关二次设备电流、差流、相位显示正常，使用钳形电流计检查中性线电流值正常。
3.2 二次调变比工作
同一CT的部分二次绕组和全部二次绕组需调整变比的情况略有不同，需全部调整时参照部分调整执行（先暂时保留一组二次绕组变比不变做临时基准，分两组进行即可）。下面以同一CT部分二次绕组调变比工作为例说明，例如仅继电保护用二次绕组需调整变比，计量和测量用二次绕组不需要调整变比。
a.一次设备停电前，选取同一CT内处于使用状态且不需调整变比的一个二次绕组作为基准（可选择计量或测量绕组），使用钳形电流计测量需调整变比的CT二次绕组与基准二次绕组的电流幅值和相位差，并记录有关数据作为参考。
b.一次设备停电后，在相应端子箱处做好有关技术措施，特别要防止误向母线保护、3/2接线同串内相邻间隔保护等运行设备通入试验电流。
c.调整需改变比的CT二次绕组抽头接线，改变CT变比。
d.调整CT变比后，进行相应回路绝缘测试（带二次电缆）和直阻测试。
e.使用点极性法或互感器综合测试仪，对调整接线的CT绕组进行极性测试。
f.使用互感器综合测试仪进行CT变比、伏安特性测试。
g.在CT一次侧通入稳定的试验电流，使用钳形电流计测量调整后的CT二次绕组与基准二次绕组的电流幅值和相位差，将测量数据与未调整CT变比前测试的数据进行比对，若电流相位差一致、幅值变化正确，则可确定CT极性和变比正确。
h.试验完毕后，恢复端子箱所做技术措施。
i.以上工作完毕后，向相应调度机构报：“CT变比调整工作结束，极性、变比试验检查正确，可以投运”。
j.一次设备送电后，利用工作电压和负荷电流做好向量的复核工作。注意检查相关二次设备电流、差流、相位显示正常，使用钳形电流计检查中性线电流值正常。
4 实施效果评估
4.1 创新“一次升流比对测试法”，打破了传统的调整CT变比工作模式，通过将传统试验方法进行优化，结合现有试验设施，将运行状态和停电状态数据相结合进行对比，试验方法简单易行。
4.2 建立CT调整变比典型试验方法，作业流程统一规范，为今后标准化作业奠定了基础，保证了现场安全。
4.3 实现投运工作的最大效益化。通过该方法大大降低了因为传统试验方法下继电保护装置向量不确定，不得不通过电网方式和继电保护定值调整来验证向量正确而带来的电网风险，简化了投运方案，减少了倒闸操作，提高了投运工作效率，缩短了电网非正常方式时间，安全意义重大。
4.4 此方法适用于对10kV至220kV各个电压等级的CT一二次变比调整及单相或多相CT更换工作，已在河北南部电网广泛应用，取得了良好效果，更是实际验证了测试方案的可行性、科学性和合理性，具备推广应用价值。
结语
“一次升流比对测试法”是一项成功的创新经验，在电网短路电流水平日益提高，CT变比调整工作显著增加的形势下，此典型作业方式的实施必将发挥出更大的优势。
参考文献
