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电力局继电保护技术范文1
【关键词】客户服务；业务流程；梳理优化
2010年鄂尔多斯电业局启动全局业务流程梳理优化工作，客户服务中心作为重要分支之一，也进行了相关业务流程的梳理优化，特别是新装业务流程。下面就本项目优化情况进行报告。
一、政策依据和管理要求
(一)有关文件
根据内蒙古电力公司《关于下发规范受理用电申请工作的通知》、《关于下发蒙电金牌服务行动实施方案通知》、《关于下发业扩报装工程管理办法（试行）的通知》、《关于下发业扩报装价差评比活动实施方案的通知》、《关于下发内蒙古电力公司供电企业信息公开实施办法（试行）实施方案的通知》等，鄂尔多斯电业局《关于客户服务中心业务集中管理的通知》一系列文件要求，结合本单位实际工作进行开展。
(二)行业管理要求
1.用电业务办理时限
(1)向用户答复供电方案的时限，自受理用户用电申请之日起，居民客户不超过3个工作日，其他低压供电客户不超过8个工作日，高压单电源供电客户不超过20个工作日，高压双电源供电客户不超过45个工作日；(《供电监管办法》要求)
(2)对用户受电工程设计文件和有关资料审核的期限，自受理之日起，低压供电用户不超过8个工作日，高压供电用户不超过20个工作日；(《供电监管办法》要求)
(3)对用户受电工程启动中间检查的期限，自接到用户申请之日起，低压供电用户不超过3个工作日，高压供电用户不超过5个工作日；(《供电监管办法》要求)
(4)对用户受电工程启动竣工检验的期限，自接到用户受电装置竣工报告和检验申请之日起，低压供电用户不超过5个工作日，高压供电用户不超过7个工作日；(《供电监管办法》要求)
(5)给用户装表接电的期限，自受电装置检验合格并办结相关手续之日起，居民用户不超过3个工作日，其他低压供电用户不超过5个工作日，高压供电用户不超过7个工作日。(《供电监管办法》要求)
二、问题的分析和提出
(一)传统业务流程分散管理，不利于一口对外。由于鄂尔多斯地区地域广阔，二级单位分布很散，传统的业务报装都实行分级管理模式，各自为政，十分不利于推行统一的客户服务标准和业务流程，对于兑现国网公司“客户服务工作标准”承诺有一定的障碍。
(二)缺乏统一的处理工作平台，业务统计和技术总结工作不到位。由于管理模式的不统一，业务流程的随意性大，全局对各二级单位的业扩管理工作处于半失控状态，业务数据不全，很难及时反映企业动态。
三、优化思路和新模式
(一)用电业务程序
办理新装、增容(增加容量)用电：
凡属鄂尔多斯市区范围内的新装、增容20千瓦及以上的用电业务，客户应到我局客户服务中心大厅办理(地址：康巴什新区乌兰木伦街电业局D座客户服务大厅)。客户在申请新装、增容用电业务时，须提供用电工程项目的批准文件及相关的用电资料，包括：用电地点、电力用途、用电性质、用电设备清单、用电负荷、保安电力、用电规划等，并依照供电局规定的格式如实填写用电申请表及办理所需手续。
四、运行效果
(一)流转时间缩短。以10千伏高压报装工程为例，经实际测算，全部业务结束平均约为180天，比国网平均210天缩短约30天，大大提高了业务流转速度，切实提高了业务服务水平。日常工作进行及时反馈，使得工作可控在控，形成闭环管理。
电力局继电保护技术范文2
【关键词】220kV变电站；污闪；继电保护；动作分析；高频保护；单相故障
概述
继电保护装置是保障电力设备安全和电力系统稳定的最基本、最重要和最有效的技术手段。继电保护装置的正确动作关系到电力系统的安全稳定运行。消灭和减少继电保护的不正确动作是一项长期而艰巨的任务，除了认真执行规程和反思外，学习已有事故的处理方法和分析思路是非常有效的途径。
一、事故经过
2000年10月，某电力局的一座110kV变电站＃1主变两侧开关因故动作跳闸。根据值班人员反映，当时是由于某10kV线路速断保护动作跳闸，重合成功后＃1主变保护动作，跳开主变两侧开关。后经该局技术人员现场调试、检查时发现：
(1)1主变110kV复合电压闭锁过流保护回路的A相电流继电器(1LJ，DL－21C型)接点卡滞不能返回。
(2)110kV复合电压闭锁回路的电压继电器有一线圈断线(YJ)，从而引起110kV复合电压继电器失压，常闭接点闭合，起动了110kV复合电压闭锁中间继电器YZJ，使到YZJ中间继电器的常开接点闭合，从而起动跳闸回路。
(3)另外，中央信号系统回路中的＋XM正电源熔断器熔断使到开关跳闸时事故信号装置喇叭不响。通过更换110kV复合电压闭锁过流保护的电流、电压继电器及处理中央信号系统的电源熔断器后系统正常。经过试验合格，并送电成功。
二、事故的原因分析
通过该局技术人员的调试和综合事故现场的检查情况分析，该局技术人员一致认为造成主变复合电压过流保护误动作的原因是：电压继电器线圈断线致其常闭接点闭合，使启动回路处于预备状态，10kV线路故障引起电流继电器动作，由于电流继电器动作不能返回而使整个跳闸回路导通，经整定时间1秒后，跳主变两侧开关。造成电流继电器不能返回的原因：电流继电器动、静触点触头间有些错位(检验规程要求动断触点闭合时，动触点距静触点边缘不小于1.5mm)，加上机械弹簧反作用力不足，造成继电器动作不能返回而导通跳闸回路。
造成电压继电器断线原因在于继电器线圈的导线较细，而且，又处于长期带电运行状态，较为容易引起断线。
1、变电站保护动作分析
事故引起变电站失压,后果严重。经事故现场检查,高压室出线电缆头短路引起变电站10kV上排Ⅰ,Ⅱ线F11,F20开关保护装置动作是正确的。由于10kV上排Ⅰ线F11开关辅助接点烧熔,造成跳闸线圈烧毁,故障电流无法切除,引起2号主变、3号主变10kV侧后备过流保护动作使10kV分段开关513,512跳闸。保护装置动作是正确的。而变电站110kVⅡ线124开关保护越级跳闸是错误的。分析微机录波图也证明了这点。
2、变电站110kV开关跳闸分析
10:39:30,在故障前0102s时110kV三相电压波形有些变形,幅值没变。在0103s时110kV三相电压正常,110kV南庄Ⅱ线124开关三相电流A相基本没变,B相电流118kA(已折合到10kV侧),C相电流213kA(已折合到10kV侧)。再经过0137s后三相电压电流恢复正常状态。10:39:34,开始时110kV三相电压波形、幅值没变。110kVⅡ线124 开关三相电流:C相电流恢复正常、A相电流118kA(已折算到10kV侧)、B相电流213kA(已折算到10kV侧)。在013s后110kV三相电压正常,三相电流同时升到213kA(已折算到10kV侧),延时到717s。
从上述情况看:电流值为213kA未达到主变10kV侧后备过流保护动作定值。另从南郊变电站110kV南庄Ⅱ线124开关微机保护打印报告分析,在10:39:31到C相电流最大幅值折算到10kV侧的电流为21857kA。在这里2号、3号主变压器10kV侧后备过流整定值:动作值21965kA,216s跳10kV分段;3s跳主变压器变低。从故障开始到发展成三相电流同时升到213kA(已折算到10kV侧)的时间合计约12s。10kV上排高压室出线电缆头短路故障是发展性的,在10:39:30开始处于小波动直到10:39:43。110kV南庄Ⅱ线124开关微机保护打印报告的分析在10:39:43也就是短路故障持续了13s,A相电流最大幅值(折算到10kV侧)为51419kA,达到整定值,2号、3号主变压器10kV侧后备过流保护动作后,时间继电器的滑动接点216s将10kV分段开关512,513跳闸(合计时间为1516s)。时间继电器的终止接点未滑到3s时(合计时间为16s)已由变电站110kV南庄Ⅱ线124开关跳闸。电站110kV124开关微机保护WXBO11型装置原理及打印报告分析打印报告显示在15590 ms3ZKJCK阻抗距离Ⅲ段出口跳闸。在0采样点后2个周期,电流较小,阻抗不在Ⅲ段范围,在9340采样点后电流比前面增大许多,计算阻抗处于临界Ⅲ段,反复计算。当先判断在Ⅲ段内,后又到Ⅲ段外时,Ⅲ段延时清零。在计算结果为阻抗在Ⅲ段内时,延时出口将重新计时,造成在15590msⅢ段出口跳闸。
从微机保护原理分析保护动作本身不存在问题,只有重新核算本线路保护整定值,原微机保护WXBO11型的距离保护整定值:相间距离Ⅲ段电抗分量定值XX3为6168,而阻抗特性电阻分量的大定值RL也为6168。根据厂家整定要求,RL值用于启动元件动作后的正常Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ段及静稳破坏检测的Ⅲ段阻抗元件,RL值既要考虑反应电阻的能力, 又应躲过最大负荷时的最小阻抗。
三、事故所暴露的问题
1、试验人员在预防性试验时责任心不强，每年的预试只重视对单只继电器的技术数据及整组进行试验，疏忽了对继电器机械部分的检查。
2、此次事故也暴露了“四统一”继电保护存在不少的缺陷，如接点较多，当某一接点出现问题时，容易引起误动作。长期带电运行的继电器容易损坏。
3、加强继电保护整定的管理。110kV微机保护整定工作是一项细致和认真的工作,对于定值单中的每一个项目都要准确计算认真复核,确保不能出错。本次故障就是由于RL值整定不正确引起的。
4、加强对开关机构维护和选型。跳闸开关F11由于辅助接点维护不到位,运行中产生损坏未及时发现,引起事故扩大。
四、今后应采取的措施
1、加强对试验人员的责任心教育，工作中必须认真、细致。
2、继电器试验时必须严格按规程要求检查机械部分，并在每年的试验报告中反映检查结果情况。以后对DL－20C系列继电器的机械部分须重点检查以下几个方面：
(1)检查舌片与电磁铁的间隙。舌片初始位置时的角度α应在77°～88°范围内；(2)调整弹簧。弹簧的平面要求应与轴严格垂直；弹簧由起始角转至刻度盘最大位置时，层间间隙应均匀；(3)检查并调整触点。触点应清洁，无受熏或烧焦等现象。动断触点闭合时，触点应正对动触点距静触点边缘不小于1.5mm，限制片与接触片的间隙不大于0.3mm。
3、运行人员对运行中的闭锁回路继电器与出口中间继电器的位置情况进行定期检查，发现异常，立即处理，使事故防范于未然。
4、今后在对继电保护装置进行技改或新设计时，建议采用微机保护，减少因触点问题而造成的误动作事故的发生。
电力局继电保护技术范文3
关键词：电网调度；危险点预控；继电保护整定；电网事故
中图分类号：TM734
文献标识码：A
文章编号：1009-2374（2012）16-0119-02
电网调度过程实际上就是电网系统的指挥、协调、指导及组织的过程，是一个重要的保证电网安全经济运行的手段。工作人员需根据电网实际运行方式以及运行需要开展电网调度工作，指导变电运行人员进行相关的倒闸操控，实际上，工作中还必须对意外情况有所准备，尽量使电网运行保持正常状态。在电力生产工作所有环节中，电网调度重要性位居首位。
1 调度工作的主要危险点及其特点
在电网调度中容易导致人为失误事故的潜伏点也就是我们平常所说的危险点。如调度指令时无人监护引起调度事故；由于考虑安排不当，在倒闸操作时误甩负荷；调度指令编制错误；误下操作命令；不按规定处理电网突发事故等等。
电网调度工作涉及的人员层次复杂，既包括计划编制人员和保护及运方校核人员，又包括审核的班长和主管的领导，一旦调度发生失误，这些人都负有相关责任。值班人员虽不直接接触相关设备，但他们通过变电运行人员执行调度指令，一个失误的调度指令被下达后，不具有直观性，不易被觉察。同时，调度室值班人员的分配通常两人一班，且二人工作独立性较强，如果某一方出现不安全因素或行为，对方不易察觉，造成二人相互监督失控。事故发生后，值班调度员自己通常不会存在人生安全问题，但却会对变电操作人员和设备检修人员的人身安全构成严重威胁，也影响到整个电网的正常运行。
2 电网调度中危险点预控措施
2.1 加强电网设备检修计划编制危险点预控
检修计划中危险点主要有：由于检修计划本身欠合理性，导致了停电次数较多，而且大多可以避免；工作人员一开始没有对特殊电网运行方式进行清楚的了解，导致倒闸操作误用负荷情况的发生。对此，要做好以下预控措施：检修计划编写时要清除且详细，运行方式的选择要科学、合理；操作要严格遵守生产检修计划；检修申请的办理必须严格遵守调度规程一级公司供电服务承诺；在进行大而复杂的倒闸操作检修申请时，倒闸操作程序需要事先编写好，并提前对可能的事故做好准备。
2.2 加强检修申请审批危险点预控
检修申请过程中危险点主要有：填错检修设备名称；停电范围、主要任务、检修时间信息模糊；为明确调度具体要求；申请时间或申请流程不符合规定。对此，要做好以下预控措施：必须严格遵照调度规定填写检修申请；值班调度员必须逐项审核申请的项目，且要和申请人进行对照；接批申请要在规定时间内进行，开、竣工及延期手续的办理要严格遵守相关规定；值班调度员必须遵照运行方式要求和继电保护审批意见来操作。
2.3 加强运行方式危险点预控
运行方式危险点主要有：不清楚电网设备运行情况，运行方式安排不当；情况特殊且影响较大的设备检修，没有提前进行运行方式的方案及程序的编制，导致误甩负荷或延长倒闸操作时间；电网设备参数的不明确及负荷预测的偏差导致运行方式差异而引起某些设备因负荷太大而损坏。对此，要做好以下预控措施：派专门人员收集整理相关的运行、检修材料，掌握电网具体运行情况、接线方式及负荷情况；依据相关规范，结合具体情况，编制出科学先进的电网运行方案；按月、季、年对电网运行进行定期分析，找出问题，解决问题。
2.4 加强继电保护整定危险点预控
继电保护整定危险点主要有：计算定值时出错；出现装置误整定情况；不了解保护装置性能，定值下达不全。对此，要做好以下预控措施：掌握电网接线方式，确保相关参数的正确性；对有关一次、二次设备图纸要熟悉；熟悉保护装置原理，定值计算要按要求认真做好；设备投运前，调度员好认真核对现场和定值单内容；在调整较为复杂的保护定值，必须派遣专门人员进行现场监督。
2.5 调度值班员工作危险点预控
2.5.1 检修计划审批方面
此方面的危险点主要有：检修申请内容审核为按规定进行或审核存在疏漏；批转、预告、通知工作没有按照规定流程做好；生产检修计划没有执行。对此，要做好以下预控措施：严格遵照调度规程填写电网检修申请的审批意见，一切工作不可违背相关规定以及公司检修计划；运行方式及继电保护审批意见严格执行。
2.5.2 调度操作指令票方面
此方面的危险点主要有：错误运用指令；编制操作程序出现错误。对此，要做好以下预控措施：充分了解操作任务，正确使用单项及综合指令，正确编制操作程序和操作步骤；正确投停继电保护和自动装置；正确预测倒闸操作时系统潮流、电压的变化及可能对系统带来的影响；重要操作必须事先将调度程序编写好，并要通过相关负责人的审核；重大操作必须由调度负责人到现场进行双重监护，防止出现调度事故。
2.6 新设备试运危险点预控
新设备试运危险点主要有：不熟悉新设备联结方式；不熟悉其编号，导致启动方案安排出错；没有完整的试运计划及启动措施，导致出现事故。对此，要做好以下预控措施：相关人员必须但设备运行现场进行对设备及其相关技术指标等资料的了解，仔细核对设备名称和编号，明确设备管辖范围，确定正确的启动运行方式；严格按照调度规程编制试运计划，具体有启动送电程序、试运项目、接带负荷等；明确设备的换相及试验要求。
2.7 电网事故处理危险点预控
电网事故处理危险点主要有：判断事故时只考虑到表面的现象及保护动作；指挥效率低下，指令下达不及时；调度指令出现错误。对此，要做好以下预控措施：在发生电网事故后，相关值班员在了解调度自动化信息的基础上结合事故汇报类容做出准确的判断，立即采取相应的措施，及时终止事故的扩大，之后解决事故的根源问题；于处理事故过程中，调度指令的下达要准确、果断，力求在最短的时间内分析好执行调度指令可能对系统运行产生的影响，可能出现的问题以及相应的处理措施等，总之，就是心里有底。如果经分析需要中断已经下达的命令或者对其进行必要的更改，首先必须向运行人员将改变的原因说明清楚，在进行新命令的下达，并给予运行人员必要的操作指示。
3 结语
调度作业危险点预控关键还在于调度人员，因此提高其专业素质以及责任心尤为重要。另外，要完善相关规定，这是进行良好操作的前提。总之，危险点贯穿于电网调度运行管理各个方面，对其进行准确细致的分析，并采取必要的预控措施具有十分重要的意义。技术管理工作不仅要做到全面，还要做到精细，通过组织、管理、教育等多方面的途径最大限度地减少人为事故的发生，建立多层次、立体化预控系统，才能满足现代化电网安全、经济、优质运行的需要。
参考文献
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[3] 邓岩，王勇，孙硕乾，景智，马晓波．浅谈电网调度运行工作的危险点[J]．科技促进发展（应用版），2011，（4）．
电力局继电保护技术范文4
今天，我们怀着非常高兴的心情，迎来了省电力公司对我局“双达标”工作的正式检查验收，这是上级领导对我局工作的肯定和鞭策。在此，我谨代表武都县电力局对省、地各位领导的亲临指导表示热烈的欢迎和衷心的感谢！各位领导及专家的检查指导，一定会对我局各项工作产生巨大的推动作用，从而加快我局科学化、规范化、标准化建设步伐。
按照省电力公司2002年农电工作会议精神，我局积极向陇南电力局争取，成为2002年陇南地区县供电企业“双达标”建设单位，自2002年6月起开始了安全生产、文明生产“双达标”建设工作。在陇南电力局的正确领导下，通过我局半年的努力，基本达到了省颁《县供电企业安全文明生产达标考核内容及评分标准》要求。现就我局“双达标”工作及自查情况汇报如下：
一、基本情况
我局为国有中二型供电企业，省级文明单位，共辖35KV变电所10座，主变16台4万千伏安，35KV线路12条285.2公里,10千伏线路31条1255.46公里，配电变压器1445台7.9万千伏安，承担着武都城区及全县44个乡镇工农业生产、生活供电任务。现有固定资产3942万元，职工总人数453人，各类专业技术人员86人，下设十五个职能科室、十个供电所及一个小型发电厂和一个经销公司。多年来我局一直致力于标准化、规范化建设工作，其中城关、两水、大岸庙供电所先后被省水利厅评为标准化供电所。
截止2002年12月，全局共完成售电量6800万千瓦时，比去年同期增长726.8万千瓦时，10KV及以上综合线完成10%，比去年同期降低2.7个百分点。完成利润6万元，比去年同期增长5万元。电费回收率100%。
二、精心组织，认真实施“双达标”建设工作。
我局被定为“双达标”建设单位后，立即行动，成立了武都县电力局“双达标”工作领导小组，统一负责领导、督促、检查全局“双达标”工作的实施。全局党政工紧密团结，通力协作，先后多次召开会议，对“双达标”工作进行全面部署，严格按照省颁《标准》的要求和程序，加强基础建设，积极开展工作。
1、制定完善各项规章制度。根据《标准》要求，结合我局实际情况，制定下发了《武都县电力局营销管理制度》、《武都县电力局“三违”处罚规定》、《公用仪表、安全工器具的管理规定》等30余项管理制度、人员职责、管理办法和实施细则，完善了安全、优质服务、生产技术等管理制度，基本做到了各项工作有章可循，检查有标准，考核有依据。同时，投入资金26万元，统一制作了电价标准、报装接火流程、用电须知、供电所职责等共20余种示意图下发各所，按标准悬挂上墙，达到了规范化、标准化管理要求。
2、建立健全了各种表、册、记录、台帐等资料档案，各种台帐、原始记录资料管理工作以前一直是我局工作中的薄弱环节，今年投入资金5.6万元，印制了安全、营销、生产技术管理的各种记录、台帐30种，购置配套文件夹620个，文件柜30个，建立健全了各种资料档案。
3、改造整治所容所貌。6月份投入资金万元，对灰崖子变电站院内及设备区进行了整治；8月份投入资金29.5万元，对建于80年代的佛崖供电所进行了彻底改造，修缮了房屋，硬化了地面，种植了草坪，美化了所内环境，对其它各所的房屋、院内道路和环境都进行了不同程度的修缮、整治和绿化美化，为职工安全、文明生产奠定了基础。
通过以上扎实有效的具体工作，加快了我局“双达标”工作步伐，使我局的安全文明生产逐步迈向规范化、标准化。
三、“双达标”工作自查情况
按照《县供电企业安全文明生产达标考核内容及评分标准》，我局自查情况如下：
（一）安全生产工作
我局始终把安全生产工作放在各项工作的首位，①今年专门建立了每周安全生产早会和每月工作例会制度，会上坚持在计划、布置、检查、总结、评比全局工作时，同时计划、布置、检查、总结、评比安全工作。②对局安全生产委员会成员职责进行了明确分工，通过考核确定了全局工作票签发人、工作负责人和工作责任人，明确了局专职安全员各所安全员的职责。③年初与各单位各部门签订安全责任书，同经济责任制挂钩，年终严格考核兑现奖惩落实了安全责任。从而确保了全局全年送电事故率为零，变电事故率0.07次/台.年，配电事故率0.39次/台.年，农村触电伤亡率为零，无重大设备损坏，无任何交通事故和生产火灾事故。④年初制定了全局职工培训考核制度，把《安规》学习考核制度化，并同工资奖金挂钩。3月份在春检期间对350名职工进行了一次安规考核，8月份对名新分配人员进行了上岗前安全和业务技能培训。⑤严格落实了“两票三制制度”，“两票”合格率基本上达到了100%。⑥在春检、农网改造和季节性安全检查工作中，局领导分组带队经常进行安全检查，现场解决问题。各单位能够每月进行安全检查，局属各单位能够坚持每月一次安全活动，并认真做好记录，但也有个别单位未按规认真做好活动记录，在这方面我们将在今后的工作中进一步加强；⑦在雇佣外用民工和技工工作上，各有关单位都能够严把用人关，能够与外用民工、技工签订安全合同，每天施工前交待安全注意事项。
（二）文明生产工作
我局是全区较早被命名的省级文明单位之一。为保持和巩固创建成果，我局始终坚持把两个文明创建工作放在重要议事日程上，按照“深化、完善、巩固、提高”的，坚持高标准，全方位，重质量的原则，采取综合措施，进行综合治理，形成了党委统一领导，党政工团齐抓共管，职工广泛参与的工作机制。今年开始创建“双达标”活动以来，按照要求（1）我们制订了《职工上下班考勤刷卡管理制度》、《职工持证上岗制度》，在岗职工能够坚守工作岗位，工作秩序井然，变电值班人员佩戴上岗证，有领导检查时能主动介绍值班人员、运行方式、负荷、设备缺陷、安全记录等情况；营业用电人员衣装整洁，窗口实行了挂牌服务，检修人员在现场时一律穿上了工作服，做到了文明工作；对于局里制定的《用电客户服务纪律》和国电公司《供电营业职工文明服务行为规范》，各单位都能坚持执行。（2）生产管理台帐工作上，通过半年的努力完善，各单位记录和原始数据基本得到规范，完整无涂改，按要求将有关图纸、图表和规章制度上墙。（3）全局生产、办公场所无随地吐痰和流动吸烟现象，楼层楼道有专人及时清扫，保持干净整洁。（4）变电站等场所基本无房屋漏雨现象，排水畅通，防洪设施完好，能满足防洪要求。（5）送、变、配设备及杆塔标志基本齐全、醒目。（6）电缆沟底基本干净、无积水，沟道盖板齐全。（7）事故照明基本符合规程要求，安全网门完好并加锁，绝缘、安全用具及带电作业工具齐全，能够坚持定期检验，放置整齐，接地线能够对号入座，送电带电作业工具在一些单位有专用库房，各类工器具基本做到定职管理，合理配置，备有清册。（8）营业室能够经常保持窗明屋净、清洁卫生，用电服务、电价须知、服务公约、电价规定、监督电话等有关规定、制度张贴醒目、齐全。（9）在班组建设工作中，局里能坚持每年年底对各单位进行全面考核，考核合格率达到了90%以上。城关供电所值班维护班被评为省级青年文明号，线路班被评为省级文明班组，一人被评为二00二年度全省优质服务十佳明星。（10）制订并严格执行了《每月生产计划制度》和《派工单制度》，增强了安全生产工作的计划性，避免了盲目性和随意性。（11）注油设备缺陷一经发现能及时处理。
（三）经营管理和设备管理工作
①多年来，全局上下通过不懈努力，在经营管理工作上取得了一定成绩，但由于人员增加等原因，全员劳动生产率仅完成5900元/人.年，距考核指标和年递增率要达到或大于6%还有较大的差距，需继续努力做工作。
全局年电费回收率达到100%。全局高压电网综合线损率为10%。达到了考核指标小于或等于10%的要求。全局平均低压线损率为17.5%左右，还达不到考核指标小于或等于12%的要求，在这方面还需努力做工作。
从2002年1到11月份全局经营情况看，全年经营各项计划指标能够全面完成。
多年来，我们通过农电标准化建设和第一期农网改造中变电站增容改造工程的全面实施，35K千伏输变电站设备完好率达到了大于90%，其中一类设备占有率大于70%以上。全县高耗能配电变压器通过改造达到了全局继电保护投运率达到了100%。电气设备预防性实验完成率和缺陷消除率都达到了100%电侧仪表校验率及调前合格率大于98%
（四）电力营销工作
我局紧抓“两改一同价”历史机遇，积极推进农村用电管理“三公开”、“四到户”、“五统一”步伐，全局实现了“三公开”、“五统一”，农村抄表到户率由于基础差，只达到了21.6%，目胶正在加快农网改造进度，明年可望有较大幅度的增长。
建立健全了营销管理、供电所管理、电工管理制度。逐步建全了客户档案工作，在报装接电工作上实行一口对外。内部各环节紧密协作，积极配合，在电费管理工作上严格执行抄核收工作制度和财务管理制度。每周召开一次生产例会，对全局生产经营情况汇总分析、制定应对措施。
各基层班站在春秋季营业普查工作力度的基础上，不定期开展反窃电，反违度用电工作，对查处的案件按照营销管理制度，要求严肃处理，并能按照标准及时对查处窃电有功人员予以表彰奖励。
（五）优质服务工作
2001年优质服务年之后的2002年，我们按照“求真务实”的要求狠抓作风建设，以党风促行风，以行风带局风，开展优质服务，接受社会各界监督。
结合我局实际，制订公布了《八项承诺服务内容》和《武都电力局优质服务细则》。从处理故障，报装接电，提高供电质量等方面制定具体标准，设立800急修电话，从内外两个方面加强监督检查，落实了内部监督是指公布监督电话，营业窗口设意见箱、意见薄和组成工作组深入农户调查了解客户意见，以及查处“三乱”，外部监督是聘请了来自不同行业、不同身份的行风监督员，构成了我局优质服务和行风建设监督反馈网。由领导重视，措施得力，职工积极认真，有诺必诚，我局优质服务和行风建设工作取得了一定的成绩，在今年7月举行的“武都县电力局行风建设恳谈会”上，武都县纪委、地区行风办等单位领导，地县行风评议代表对我局近年来由“电霸”向“电黄牛”形象的成功转变给予了一致的肯定，我局也连续第五年取得了武都县行风评议第一名的好成绩。
今年7月，按照年初安排，我局由分管领导带队，职能科室参加，邀请武都物价检查所人员参加，组成专门工作组，对全局电价执行情况，优质服务工作及三乱情况进行了一次彻底检查，通过对30个乡镇140多个村逐村逐户摸底调查，全局执行农村分类综合电价合格率100%，农村电价、电费公布100%，供电可靠率和电压合格率分别达到95%以上，尚未进行农网改造的由村电工收费的村均低于县上制定的最高限价。
（六）节能管理与技术进步、现代化管理工作版权所有
全局每月召开一次生产例会，对全局各供电辖区的线损、无功、电压以及输变电、供电可靠性进行了分析，记录齐全，但还没有建立线损、无功、电压及输变电、供电可靠性管理网及成立领导小组，没有明确能胜任工作的节能负责人。线损实行了分压统计分析，线损指标按年进行了分解下达，并严格执行了线损考核、奖惩制度；但线损还未实行公台区统计分析。系统电力和用户电压考核点还未装统计型或记录型电压监测仪进行统计分析考核。
给部分职能科室配置了计算机，由于县调综合自动化系统正在实施当中，尚未建成，未实现系统联网和数据共享，县调与基层变电站的载波通道也未开通，
电力局继电保护技术范文5
【关键词】SCADA；转发；配网；调度；接口
1.引言
杭州电力局地调调度自动化系统包括三部分，第一部分为调度自动化系统主站，第二部分为变电站监控系统，第三部分为数据网络。杭州市电力局地调调度自动化系统基于计算机、通信、控制技术，是在线为杭州电力调度机构生产运行人员提供电力系统运行信息、分析决策工具和控制手段的数据处理系统。包含安装在发电厂、变电站的变电站监控系统、数据采集和控制装置以及安装在杭州市电力局调度大楼的主站设备（包含计算机软硬件及计算机网络），通过通信介质及数据传输网络构成系统。当前杭州市电力局地调调度自动化系统主要功能模块有：监视控制和数据收集系统（SCADA）、电网高级应用分析软件系统（PAS）、区域电压无功控制系统（AVQC），系统采集变电站四遥信息（遥测、遥信、遥脉、遥控），为调度人员及运行人员提供电网运行的实时信息，并为其监控、指挥电网运行提供控制手段，是重要的用于电网实时控制及信息采集、分析的调度生产系统。地调调度自动化系统承载的调度控制业务相对独立。
杭州电力调度SCADA/EMS系统是山东烟台东方电子有限公司生产的DF8900系统，实现对实时运行的电力系统进行数据采集、监视、控制和安全分析功能，是杭州电力调度最重要的系统，整个系统横跨安全I区、安全II区、安全III区。处于安全I区部分是EMS主体，网络设备由系统交换机、广域纵向交换机、广域纵向防火墙构成。安全II区部分是DTS系统，网络设备由系统主交换、广域纵向防火墙构成。安全III区部分是EMS WEB浏览部分，网络设备由系统主交换、防火墙等部分组成。安全I/II之间采用防火墙进行逻辑隔离，安全I/III区、安全II/III区之间采用正方向电力专用安全隔离装置进行隔离。系统通过数据网络直接采集变电站四遥信息。
杭州配网SCADA系统采用的是南瑞科技有限公司生产的OPEN3200系统。国网公司为探索智能电网的建设，把杭州列为第一批配电自动化试点建设城市之一。作为国家电网公司的一项示范工程，杭州市电力局配电自动化试点工程的基本目标是在市中心区域建立完善的配电自动化系统，实现配电SCADA、馈线自动化等功能，显著提高供电可靠性，并在调控一体化、智能配电网方面进行积极的探索和实践。杭州配电自动化主站系统建设基于IEC61968国际标准的信息交互总线，实现与企业内各个与配电相关的系统实现互连，整合配电信息。配网实时信息采集基于配电通信网络进行广域分布式数据采集，获取10kV及以下的配网测控终端实时信息。作为统一支撑平台，按照接入4000个终端、可接入实时数据容量600000设计，信息采集范围为市区220KV、110KV及35KV变电所。截至2011年中，该系统共接入543个终端、5个子站。整个系统处在安全I区，网络设备由系统交换机、前置数采交换机、纵向加密装置、终端主站公钥和验签模块构成。现杭州局配网没有使用公网、全部是专用网络。
配网SCADA系统的变电站10kV及以上实时数据通过调度SCADA系统通过网络方式转发获取，这些实事数据包括变电站设备信息、拓扑信息、实时信息及故障分析信息。采取转发的原因主要有两个：一个是系统建设前期工期紧、工作量大的原因；第二是要考虑二次安全防护的要求。
2.现状
配网SCADA系统需从调度SCADA系统转发的遥信遥测以及事故跳闸信息范围为市区变电所。其中：遥测信息：需要变电所内所有上图设备的有功、无功、档位、温度、电流、电压值等；遥信信息：变电所内所有开关、刀闸状态及变位信息；事故信号：变电所内所有开关故障跳闸信息。要求：遥测信息可以延迟1分钟。其他遥信变位以及事故信息要求在15秒以内，越快越好。
（1）SVG和CIM/XML文件：当监测调度SCADA系统修改了图模信息时，系统会自动生成相应的SVG和CIM/XML文件，由转发程序经物理隔离或防火墙发送到配网侧接收服务器上，再按61968标准形成标准的图模服务，发送给南瑞的IEB，由南瑞的IEB发送给配网SCADA系统。
（2）实时数据：定期在调度SCADA系统上访问实时库获得遥信遥测数据、PAS的潮流、状态估计数据，生成E文件格式的数据文件，同样由转发程序经物理隔离发送到配网侧接收服务器上，再按61968标准形成标准的数据服务，发送给南瑞的IEB，由南瑞的IEB发送给配网SCADA系统。
3.存在的问题
（1）系统传输的稳定问题
连续多次在早上信息繁忙时段，从调度SCADA侧通过物理隔离传到配网侧的服务器，出现数据堵塞，到8点以后才恢复正常。内网侧生成文件时间正常，传输过程不稳定，同时需要检查配网侧接收接口的稳定性。
（2）实时数据的延时性问题：
由于配网SCADA系统馈线自动化功能是以变电所10kV出线开关的跳闸作为启动信号，因此要求配网SCADA系统中变电所10kV的出线开关变位、事故跳闸信息能够即时更新，既要求调度SCADA系统变电所10kV的E文件格式的事故跳闸信息生成及传输到配网SCADA系统底耗时应尽可能短。
但调度SCADA系统已运行10年，不可能无限制的缩短E文件生成时间，影响调度SCADA系统的性能和稳定性，所以在生成E文件时定的时间间隔比较长（约1分钟），再加上物理隔离转发和ESB转发等各中间环节的时延，（这个时延没有仔细测试，正常情况下估计应该大约在5秒左右），所以15秒的要求目前无法达到。
（3）调度SCADA系统与配网SCADA系统之间使用物理隔离的问题：
配网SCADA系统之前使用的ABB、南瑞示范系统，未按照电监会和国网二次安防规定进行安全分区改造，配网SCADA系统和三区的GIS系统未安装物理隔离，如跟调度SCADA系统直连，会严重影响实时系统的运行安全和调度安全。
4.总体思路
（1）方案一
经过综合考虑，对数据的实时性要求分两个等级，重点保证遥信数据满足在15秒内送达的要求（基本可保证8秒），对遥测数据，则按照50～60秒内送达来要求。可以考虑仍然采用目前的E文件方式，但需要对遥信单独处理，发现遥信变化就立刻生成一个仅含该变化遥信的E文件，直接发出去，（为了减少E文件的数量，可以采用3～5秒钟生成一个E文件），而遥测的定时生产E文件的时间间隔考虑调度SCADA稳定运行的基础上再稍微调短一些，如30～50秒生成一个E文件，生成的遥测遥信E文件仍然按目前的流转方式进行。配网SCADA需要对接收程序对接收程序尽快测试调整，保证其稳定性。硬件上，对发送和接收主要设备进行更新升级，提高系统可靠性。对配网SCADA系统安全分区进行改造，在满足电力二次系统安全防护方案的规定下，可以考虑把调度SCADA系统和配网SCADA系统之间的物理隔离改成防火墙，其他方式不变。
该方案的优点：
①对调度SCADA系统负载影响比较小，可以对配网SCADA系统的转发要求进行微调。
②把调度SCADA和配网SCADA进行了有效的安全隔离，对调度SCADA系统进行了有效的保护。
（2）方案二
考虑采用远动转发规约的方式。可以考虑把物理隔离换成防火墙，实现调度SCADA系统的前置机和配网SCADA系统的前置机（或其他服务器）实现直接转发通讯，由两家自动化系统厂家商定按104转发规约来实现。而对实时性要求不高的其他系统仍然按照IEB的模式来进行。
该方案的缺点：
①是要求调度SCADA系统的前置机和配网SCADA系统的前置机能够在网络层面上互通，并且双方自动化厂家需要联调104转发；
②调度SCADA系统2台前置机设备老化，需要增加专用网卡，现已经用了4个网口，在增加有可能影响稳定；
③调度SCADA系统转发熟数据有限制，500个量以上会出不稳定只能生数据转发。生数据转发是需要增加很多的工作量，维护远动参数（如遥测遥信号、变比等），这些参数目前CIM文件里没有，需要对CIM标准进行扩展，配网SCADA系统要做到自动接收，自动更新信息表，调度SCADA系统侧有大量的图形参数更新。
（3）方案三
如果既不想用通讯规约又要考虑遥测的实时性，还可以考虑从三区的SCADA镜像服务器上生成E文件，（这样就可以不用太考虑SCADA实时库的性能及稳定性而设置成5～10秒生成一个E文件），通过南瑞IEB的跨物理隔离功能送到配网SCADA系统中。
缺点：
①因为反向物理隔离按规定只能以文件的形式转发信息，所以原来的SCADA与WEB系统之间通过正向物理隔离进行镜像系统建设所开发的功能没法利用，只能重新开发新的跨反向物理隔离的镜像系统。
②中间环节多，稳定性差，同时反向物理隔离传送数据不一定能满足系统要求。
（4）三种方案综合比较
考虑到对调度SCADA系统的性能影响最小，建议采用第一种方案，同时把物理隔离更换为防火墙。
但要注意以下问题，馈线自动化的启动条件为主网变电站出线开关的事故跳闸信号。配网SCADA系统的对部分配网线路实施馈线自动化全自动试点区域运行，六个变电站的出线开关信息直采到配网SCADA系统中。杭州调度SCADA系统也将变电站内的开关事故变位信号以单独的E文件实时传递给配网SCADA系统。在变电所改造过程中，这两种传输方式将并存会产生同一开关的分合、故障信息重复发送，造成遥信抖动，将对馈线自动化功能的正常运行造成影响。
馈线自动化功能对故障识别的判据有4种：
①开关分闸+保护动作；
②开关事故分闸；
③开关分闸；
④开关分、合、分。
目前杭州配网SCADA系统的事故识别判据采用的是“开关事故分闸”。由调度SCADA系统将开关的动作分析为“事故分闸”后再告知配网调度SCADA系统系统。如果将变电站出线开关的信号直接采入配网SCADA系统，配网SCADA系统应用本身可以对开关的分闸信号进行分析，判断是否为“事故分闸”而后触发配网系统馈线自动化功能进行分析。如果调度SCADA系统仍然向配网系统发送该变电站的事故信息，则会造成馈线自动化重复启动分析。对重复启动的解决方法，将直采的变电站出线开关对应的DA启动判据由“事故跳闸”修改为“开关跳闸+保护动作”。对遥信抖动的解决方法，采取配网SCADA系统进行程序升级，在程序上进行屏蔽。
5.结论
在配网SCADA系统没有条件直接从变电所采集10kV及以上信息的情况下，从调度SCADA系统转发数据，在保障调度SCADA系统安全稳定运行的条件下，SVG和CIM/XML模型通过转发，实时数据通过E文件转发的方式是最合理、最现实的方案。当然，从系统实用化角度来说，电力部门主要关心的是系统的稳定性、数据的可用性，一个系统的主要数据靠别的系统转发，稳定性和可用性都建立在其他系统上，实用性就会大打折扣。配网SCADA的数据来源，随着资金的投入，系统的改造完善，最终会全部改为网络直收到方式。
参考文献
[1]张慎明.基于IEC 61970标准的电网调度自动化系统体系结构[J].电力系统自动化，2002（10）.
[2]潘国伟.消息中间件在电力调度自动化系统中的应用[J].电气应用，2008（10）.
作者简介：
杨帆（1971—），男，北京人，大学本科，高级技师，工程师，现供职于国网浙江省电力公司杭州供电公司电力调度控制中心，主要从事电力系统自动化运行管理工作。
电力局继电保护技术范文6
关键词：10KV供配电系统；成套装置；调试技术
中图分类号：C35文献标识码： A
一、单体试验
1、互感器试验
1.1采用互感器综合测试仪测量互感器的变比、极性、伏安特性等参数，误差在规定范围内。
1.2电压互感器一次绕组直流电阻测量，一般采用万用表测量，主要考虑三相电压互感器一次绕绕直阻的平衡，影响系统电压不平衡。
1.3绝缘电阻测试。一次绕组对所有二次绕组及地，每组二次绕组对一次绕组、其它二次绕组及地，采用2500V兆欧表，绝缘值不应小于10MΩ。
1.4交流耐压试验。按现行规范要求，一次绕组对所有二次绕组及地耐压值为33KV/min。做此项试验时，应注意的事项：所有二次绕组必须短接并可靠接地。避免引发不必要的事故。
2、断路器试验
目前常用的是真空断路器和FS6断路器。其试验项目分别有：开关特性试验、导电回路直阻测试、合闸线圈分闸线圈的绝缘和直阻及最低动作电压测试、交流耐压试验、FS6压力测试和微水含量测试。
2.1开关特性测试
2.1.1合分闸时间及同周期性及合闸弹跳时间
1）测量方法：断路器特性测试仪的合、分控制线分别接入断路器二次控制线中，用试验线将断路器一次各断口的引线接入测试仪的时间通道。将可调直流电源调止额定操作电压，通过控制断路器特性测试仪，对真空断路器进行分、合操作，得出各项合、分闸时间。三相合闸时间中的最大值与最小值之差即为合闸不同期；三相分闸时间中的最大值与最小值之差即为分闸不同期。
2）试验结果判断依据：合分闸时间与合、分闸不同期应符合制造厂；合闸弹跳时间除制造厂另有规定外，应不大于2ms。
3）注意事项：试验时也可以采用站内直流电源作为操作电源；对于电磁操作机构，应将合闸控制线接入合闸接触器线圈回路。
2.1.2合分闸速度及分闸反弹幅值
本项试验可结合断路器合分闸时间试验同时进行，将测速传感器可靠固定，并将传感器运动部分牢固连接到断路器动触杆上。对利用断路器特性测试仪进行断路器合分操作，根据所得的行程――时间曲线求得合分闸速度以及分闸反弹幅值。试验结果判断依据：合分闸速度与分闸反弹幅值应符合制造厂的规定；分闸反弹幅值一般不应大于额定触头开距的1/3。
2.1.3灭弧室的触头开距及超行程
试验方法：断路器处于分闸位置时，用游标卡尺测量动触杆与某一准面的距离L1，同时测量超行程弹簧的长度L3，将短路器合闸，再次测量动触杆与基准面的距离L2，以及超行程弹簧的长度L4，L1 与L2之差即为该相的触头开距；L3 与L4之差即为该相的触头超行程。试验结果和判断依据：触头开距及超行程应符合制造厂的规定。
2.2 导电回路电阻
1）使用仪器:回路电阻试验仪（要求不小于100A）或双臂直流电桥。
2）测量要求:将真空断路器合闸，将导电回路测试仪试验线接止断路器一次线端上，注意电压线接在内侧，电流线接在外侧。
3）试验结果和判断依据:交接时和大修后导电回路电阻数值应符合制造厂的规定，在运行中自行规定，建议不大于1.2倍的出厂值。
4）注意事项:如果采用直流压降法测量，则电流应不小于100A。
2.3 合闸接触器及合分闸电磁铁的最低动作电压
1）试验方法:将直流电源的输出经刀闸分别接入合闸接触器线圈或断路器二次控制线的合闸或分闸回路中，在一个较低电压下迅速合上并拉开直流电源出线刀闸，合闸接触器或断路器不动作，逐步提高此电压值，重复以上步骤，当合闸接触器可靠吸合或断路器正确动作时，记录此前的电压值。则分别为合闸接触器或合、分闸电磁铁的最低动作电压值。
2）试验结果和判断依据:合闸电磁铁的最低动作电压不应大于额定电压的80%，在额定电压的80%-110%范围内可靠动作；分闸电磁铁的最低动作电压应在额定电压的30%-65%的范围内，在额定的65%-120%范围内可靠动作。当电压低至额定电压的30%或更低时不应拖扣动作；对于电磁机构，合闸电磁线圈的端电压为操作电压额定值的80%时，应可靠动作。
2.4断路器交流耐压试验
试验之前，应使用2500V兆欧表进行绝缘测试，绝缘合格后再进行进行断路器合闸对地、断口间以及相间进行耐压，时间为1min，耐压值42KV。试验中无击穿、闪络视为通过。
3、电气测量表、继电保护装置校验
采用微机保护校验仪将标准三相电流5A、三相电压57.7V，相位角相差120度的各参数同时通入电气测量表或继电保护装置，读取显示值，计算误差，应达到各类表计铭牌数据的精度要求。操作时要保证端子排的另一端必须是明显断开，避免信号串入互感器，引起安全事故。另外继保装置的各项保护功能试验以及传动试验也相应可靠动作实现传动。
4、避雷器试验
4.1氧化锌避雷器试验
其目的为了是检查检查氧化锌阀片是否受潮或者是否劣化，确定其动作性能是否符合产品性能要求。其方法有两种。试验之前应使用2500V的兆欧表测量氧化锌避雷器的绝缘电阻，其值不低于1000 MΩ，初步判断避雷器内部是否受潮，并用接地线对避雷器的两极充分放电。
4.1.1直流1mA电压U1mA及0.75U1mA下的泄露电流。
1)操作步骤如下：
a、将避雷器瓷套表面檫拭干净。
b、采用高压直流发生器进行试验接线，泄露电流应在高压侧读表，测量电流的导线应使用屏蔽线。
c、升压。在直流泄露电流超过200uA时，此时电压升高一点，电流将会急剧增大，所以应放慢升压速度，在电流达到1mA时，读取电压值U1mA后，降压至零。
d、计算0.75倍U1mA值。
e、升压至0.75U1mA，测量泄露电流大小。
f、降压至零，断开试验电源。
g、待电压表指示基本为零时，用放电杆对避雷器放电，挂接地线，拆试验接线。
h、记录环境温度。
2)判断方法:避雷器直流1mA电压的数值不应低于规定数值，且U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较变化不应超过±5%，0.75U1mA下的泄露电流不得大于50µA，且与初始值相比较不应有明显的变化。如试验数据虽未超过标准要求，但是与初始数据出现比较有明显变化时应加强分析，并且在确认数据无误的情况下加强监视，增加带电测试的次数等。
3）注意事项:氧化锌避雷器表面的泄漏原因，在试验时尽可能地将避雷器瓷套表面檫拭干净。如果仍然试验直流1mA电压不合格，应在避雷器瓷套表面装一个屏蔽环，让表面泄露电流不通过测量仪器，而直接流入地中；测量时应记录环境温度，阀片的温度系数一般为0.05%-0.17%，即温度升高10℃，直流1mA电压约降低1%，必要时应进行换算。
4.1.2工频参考电流下的工频电压测量。
1）操作步骤：a、进行试验接线；b、升压，并测量避雷器阻性电流，当超过避雷器的阻性电流为工频参考电流（通常取1mA）时，迅速读取工频电压的数值；c、降压；d、记录试验电压；e、断开电源、挂接地线、拆除试验接线。
2）判断方法：避雷器工频参考电流下的工频参考电压必须大于避雷器的额定电压。
3）注意事项：a、试验中的环境温度宜为20±15℃，多节避雷器应该对每节单独进行试验，如果一相中有一节不合格，应更换该节避雷；b、试验中尤其应该注意由于试验电压对于避雷器而言相对较高（超过额定电压），所以在达到工频参考电流时应该缩短试验时间，施加工频参考电压的时间应严格控制在10s以内。
另外，运行电压下的交流泄漏电流测量可在上述试验降压过程中计取。判断方法是将相邻的避雷器试验数据进行比较，并且与以前的数据进行比较来判断设备是否运行正常。
4.2过电压保护器（阀式避雷器）试验
主要是通过测量工频放电电压来是检查避雷器火花间隙的结构及特性是否正常，检查它在内过电压下是否有动作的可能性。
1）操作步骤：
a、测量避雷器及底座绝缘电阻，采用2500V兆欧表测量，并加屏蔽环，以消除表面泄漏电流的影响。绝缘电阻交接时应大于2500MΩ，运行中应大于2000 MΩ，当测量值低于规定值时，应查明原因。
b、测量工频放电电压。作好记录并结合规范和出厂值作出判断。
2）注意事项
a、保护电阻R数值的选择问题。在实际试验当中应控制间隙击穿以后工频电流不超过0.7A。可以参照下面的公式选择R：
I=U/√（XI2B+R2） 式中：
I――通过避雷器的电流，A；
U――估计的避雷器的放电电压，V；
XB――试验避雷器的电抗（折算到高压侧），Ω；
R――加入的限流电阻，Ω；
试验时还应注意，在间隙击穿以后，电流应在0.5S内切断，以免间隙烧坏。
b、升压速度问题。在试验的时候，升压的速度应该控制，不宜太快，以免电压表由于机械惯性作用而得不到正确的读数，升压的速度一般可以按照3～5KV/s的速度来控制。
c、放电的间隙问题。避雷器在进行两次放电之间的间隙应该不小于10S，以免间隙内部没有充分去游离，造成放电电压偏低或分散性较大。
4.3放电计数器试验
可以采用专门的放电计数器测量试验仪器或采用并联电容充放电的方法，测试3-5次。放电计数器均应正常动作。
5、电力电缆试验
通常施工现场都是采用直流耐压及直流泄漏来检查电缆的受潮或缺陷。试验标准执行现行规范。
a、直流耐压试验一般采用直流高压发生器对电缆进行直流耐压和泄漏测试。
b、分相试验。将被试相芯线接高压直流负极，非被试相与铅皮一起接地。如果将被试相芯线接正接，则在直流电压作用下，绝缘体中的水分将被移向铅皮，结果不但不易发现缺陷，而且此时的击穿电压比接负极时约提高10% 。
c、加压应在25%、50%、75%和1倍试验电压下进行，在每一点停留1min，读取各点的的泄漏电流值。当电压加到试验电压后，除读取1min值外，还应读取15min的泄漏电流值。
d、如果在试验过程中泄漏电流一直随时间的延长不断增加，或者随试验电压的上升不成比例地急剧增加，或者微安表突然有闪动现象，说明电缆绝缘有缺陷，应延长耐压时间，或提高试验电压来查找绝缘缺陷。
二、模拟动作试验
（一）开关柜的操作电源检查
直流屏检查有：测试主充机、浮充机充电功能；检查对地绝缘监视是否可靠；检查主、浮充切换功能和充电保护设置；检查直流小母线的敷设和连结是否正确；检查直流小母线的路数、用途、极性是否与控制要求相符；直流屏的输入输出电压是否满足设计要求。
（二）开关柜二次线检查:导线敷设和控制接线是否正确；电流回路，电压回路、控制回路作相应绝缘测试；监测回路和信号回路测量和报警功能；盘柜面板指示、远方通讯、遥控等其他功能；系统控制、保护、联锁模拟试验。
三、系统整组试验
1、各套保护间的电压、电流回路的相别和极性是否一致。
2、各套装置间有配合要求时，各元件在灵敏度及动作时间上是否确实满足配合要求。
3、发出跳闸脉冲的保护在模拟故障试验中是否均能动作，其信号指示是否正确。
4、有两个以上线圈的直流继电器的极性连接是否正确，对于用电流起动的回路，其动作（保持）性能是否可靠。
5、所有相互间存在闭锁关系的回路，其性能是否与设计符合。
6、中央信号装置的动作及有关光、音信号指示是否正确。
7、检查监视继电保护装置状况的信号回路工作情况：跳闸回路的监视信号、直流回路和电压互感器回路信号、熔断器熔断信号及差动回路断线信号等。
8、检查在操作回路发生故障时（灯、继电器、限流电阻等断开、短路或其它情况）是否会引起断路器的误跳闸或误合闸。
9、检查保护装置的信号显示情况，比如：瓦斯保护信号及过负荷信号等。
10、系统整组试验，根据有关单位（电力局、设计院等）出据的保护整定值书，将相关的定值输入保护装置后，从设备一次侧加入相关的电流、电压信号，检查保护装置、开关的动作状态、动作时间以及信号掉牌等。并作好相应试验记录。
四、送电前检查、送电后测量各电气参数
各项试验工作完成后，送电应具备的几个条件以及送电前检查。
1、开关柜主母排检查。检查主母排之间的搭接螺栓是否全部拧紧，是否有遗留的杂物或工具等，彻底清除后封好盖板。
2、室内环境及开关柜内柜外清洁打扫完毕并将所有柜门关好上锁。
3、变配电室内接地电阻复测是否达到设计要求。
4、变配电室的地板绝缘胶垫、消防设施、照明是否达到要求。
5、各开关柜的编号与上墙系统接线图是否一致，墙上必须挂安全操作规程。
6、检查所有开关是否处于冷备用状态。用2500V兆欧表复测线路有无短路或对地现象。
7、按照送电方案中的操作步骤进行送电，并测量系统相电压、线电压、开口电压（绝缘监测用）
8、如果变配电系统主接线是单母分段方式，则需要对两个进线电源进行核相。要求一次核相和二次核相一致。一次核相使用核相仪进行，必须有安全保障措施。二次核相可采取对比法，使用数字万用表，以两段母线PT作参照，并满足条件：一个电源通过母联带两段母线或两个电源时分别带两段母线时，测量两个PT二次相间的电压差，同相差均为零，异相差均为线电压。
五、结束语
成套开关柜装置的广泛应用反映了人们对于电气设备集成、自动化程度提高的需求。应用成套开关柜装置有着较大的实用价值和经济价值。然而要保证装置的安全投入使用，调试工作是最后一道关键工序。选用合规的试验方法和调试设备保证了装置安全运行，提高系统供电可靠性，同时也提高工效，节约成本。因此对上述10KV成套装置调试技术作了总结分析，希望能给从事或即将从事电力工作的人们得到一点启发和帮助。
参考文献
[1]李健发.谈10kV大型生活小区高压供配电系统设计[J].广东科技， 2009（18）：12-13.
