继电保护试验方案精选(九篇)

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第1篇：继电保护试验方案范文

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）.

第2篇：继电保护试验方案范文

拉萨某水电厂建设初期，设计安装了4台水轮发电机组，发电机组的总电容量为6MW，连接采用的是一机一个单元、两机一变扩展单元的连接方法。原有的发电机保护类型为传统的电磁型继电保护，当正式投运以后，已经历经了10多年的时间，继电保护设备出现了严重老化情况，尤其是在几个机组同时改造以后不能最大限度的满足安全生产需求，在2009年，水电厂对发电机组继电保护进行了改造与升级，并最终取得了良好的改造效果。下面将对具体的改造工作进行介绍。

一、发电机继电保护改造工作

该次的发电机继电保护改造工作将南瑞公司RCS-965RS系列发电机保护装置作为了改造装置，这样确保了电厂自动化系统要求得以实现，最终实现了对继电保护改造工作的有效分析，总结出了一系列工作经验。首先，在改造思想上不断转变，并要时刻认识到技术改造工作的重要性，并且技术改造对技术要求较高，改造风险较大，要时刻增强对风险的辨别能力与分析处理能力，改造工程中始终保持严谨、务实的工作态度。其次，要做好改造工作的规划、设计与策划，及时分析事故预防。最终，参与改造的人员要在改造工作开展中严格遵守相关规范与标准，并要在改造工作中随时保持耐心、细心的态度，在这种心态下完成改造工作的任务才能确保改造工作的合理、高效，实现作业的规范、合理，将继电保护事故发生几率降到最低。比如，可以将复合电压过流保护当成是发电机、变压器以及高压母线、相邻线路故障的保护的后备设施，在该水电厂机组改造工作中，要严格遵守行业规定，比如《继电保护与电网安全自动装置现场工作保定规定》，严格执行继电保护安全规范，在执行或者是恢复联跳回路接线时，要防止出现触电或者是短路情况，及时做好线路标记，对线路状况及时做好标记，将具体问题登记在记录本上。保护装置整组传动试验试验开始以后，就要严禁将联跳回路出口压板投入进来，进而防止出现运行故障或者是人员伤亡。其次，做好差动保护工作。发电机的主要保护就是差动保护，在差动保护过程中，改造工作必须要在《继电保护与电网自动装置校验规程》指导下进行，并要确保其符合装置校验要求，还要对差动保护回路接线进行仔细的检查与核验，进而确保回路接线与机组差动保护的电流互感器能有效运行。中性点电流互感器、机端电流互感器特性要与机组的保护装置达到一致要求，在此次机组继电保护改造试验中，我们通过检查发现机组的中性点电流互感器与机端电流互感器在一次接线相反的情况二次侧输出的电流是相反的，没有做相应的改变，机端侧从K2引出，中性点侧从K1引出，具体见下图1所示：

这时的旧保护装置差动保护电流就会变成两个电流相加的和流输入到装置中，就会造成差动保护误动作，为了防止差动保护误动作，此时需要在差动电流互感器的绕组上进行接线更改，值得注意的是，在保护柜端子排处，也能够对差动电流回路接线进行更改，不过我们还是建议从电流电流互感器的绕组上进行改线，为今后工作维护省下不少麻烦。在开展短路试验过程中，就要做好对保护电流极性的检查。等到正式开始投运试验操作时，就可以按照规章流程方案中的规定进行试验，使用机组中带有负荷的方法进行差流检查，最终防止出现差动保护误动造成机组跳停事故的发生。制定失磁保护方案，及时对故障做出处理。在继电保护技术改造过程中，失磁保护反应发电机励磁回路故障会时常发生，进而造成发电机运行异常，这是明确负责保护线路的关键。首先继电保护的调试人员要先查找相关资料，对继电保护的原理有所了解，进而掌握到有效的校验方法，使失磁保护方案得以顺利完成，减少出现安全事故。二是当对保护装置整组开展传动试验时，保护装置只有在动作、信号上均准确无误，才能确保灭磁开关与出口断路动作的准确性。三要对保护装置技术与使用有详细了解，详细阅读保护装置的使用说明书，并判断其逻辑原理，失磁保护装置通常有三段保护，失磁保护中的I段动作，其功能是报警，而失磁保护跳闸属于II段，最后III段动作跳闸时间最长作为后备保护。对保护整定值清单进行查看，虽然投入了失磁保护II段，但是I段软压板、失磁保护报警并没有投入进去，最后，可以结合实践的修整整定清单，将失磁的I段软压板、失磁保护报警装置新增到改造投入中，对新的校验失磁保护进行重新检验，如果保护动作是正确的，则监控系统发送的信号就是正确的。最后，对试验进行观察，做好试验结果分析。保护装置开展正式投运试验以后，当开机的空载检查保护装置进行采样时，保护装置报警灯点亮并发出了“TA断线”的报警信号，这时可以在保护装置的采样值内查看励磁B相的电流采样值为零。在停机以后，对照保护柜电流接线图对励磁电流回路连接情况进行检查，发现励磁变电流回路采用的是两相的不完整型接线形成，该型接线为星型接线的一种，这就是造成保护装置发出报警信号的原因。按照实际的施工情况将励磁电流回路接线重新连接如下图所2示：

当模拟的励磁电流B相电流流入到保护装置中以后，就满足了改造工作要求。当再一次进行开机空载检查装置取样时，保护装置的工作就恢复到了正常状态。总之，继电保护技术改造工作是确保发电厂稳定发电、持续供电的重要基础，一定要按照相关规范开展继电保护技术改造工作。

结束语

第3篇：继电保护试验方案范文

关键词：发电机保护；复压过流保护；差动保护；失磁保护

中图分类号：TV547.3 文献标识码：A

1概述

南水水电厂位于广东省武江流域韶关市乳源县境内，装有3台水轮发电机组，总装机容量93MW，分别为一机一变单元接线方式和两机一变扩展单元接线方式，为电网“黑启动”电源电厂。原发电机保护为南瑞LFP-981/982/983系列微机保护，投运已超过10年，继电保护设备严重老化，特别是在三台机组增容改造后，已不能满足安全生产需要，于2011年进行发电机继电保护改造，并取得良好的效果。

2 发电机继电保护改造工作

由于电厂的微机继电保护装置及自动装置绝大多数为南瑞产品，此次发电机继电保护改造选择了南瑞RCS-985RS/SS系列发电机保护装置，保证满足电厂自动化系统的要求。现对此次继保改造工作过程进行分析，并总结一些工作经验。

首先，在思想上必须清醒的认识到继电保护技术改造工作是一项非常专业的，风险高的工作，改造工作中必须时时保持清醒的头脑，保持严、细、实的工作作风。其次，要精心准备、精心策划，做好事故预想。最后，参与人员要严格遵守各项部颁规程规定及校验规程，采取严格的技术措施和安全措施，在改造工作过程中要耐心、细心的完成每一项工作，规范作业行为，防止继电保护事故发生。例如：

复合电压过流保护作为发电机、变压器、高压母线和相邻线路故障的后备，在本厂是参与到主变压器保护联跳回路中，在改造工作中，严格执行《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》，执行继电保护安全措施票，执行解除和恢复联跳回路接线时，防止触电及短接，做好标识及包扎，并登记在记录本上。在保护装置整组传动试验和投运试验时，严禁投跳回路出口压板，防止出现运行设备误动及人员伤亡事故。

差动保护是发电机的主保护，在改造过程中必须严格执行《继电保护和电网自动安全装置校验规程》，对差动保护回路接线进行检查核对，确保参与机组差动保护的机组中性点电流互感器及机端电流互感器特性要求与机组保护装置要求相符，在此次机组继电保护改造中通过检查，发现机组中性点电流互感器和机端电流互感器电流输出极性相反（如图1），即旧保护装置差动保护电流回路采用的是差流反极性输入，而新保护装置采用的是差流同极性输入(如图2)，随即着手在机组机端电流互感器二次绕组侧更改接线，严禁在保护柜端子侧更改差动电流回路接线，并进行短路试验，检查差动保护电流极性。在投运试验时，按照规程及方案要求，用机组带负荷方法检查差流，防止差动保护误动，造成机组跳机事故。

失磁保护反应发电机励磁回路故障引起的发电机异常运行，由四个判据组合，是较为复杂的保护之一，继保工作人员必须事先查阅资料，熟悉原理，掌握校验方法，完成需要的失磁保护方案，杜绝安全隐患。在保护装置整组传动试验时，保护装置动作正确，信号正确，机组灭磁开关与出口断路器动作正确，与监控系统对信号时发现，唯独无失磁保护动作报警信号。立即检查回路接线，发现无失磁保护动作报警信号开出至监控系统。查看保护装置技术和使用说明书中失磁保护出口逻辑原理，装置设由三段保护功能，失磁保护I段动作于报警（如图3），失磁保护II段动作与跳闸（如图4），失磁保护III段经较长延时动作于跳闸。

再查看保护整定值清单，只投入了失磁保护II段软压板，并未投入失磁保护I段软压板、失磁保护报警，后根据实际情况修改保护整定值清单，增加投入失磁I段软压板、失磁保护报警，重新校验失磁保护，保护动作正确，设备动作正确，监控系统发信号正确。

在保护装置投运试验过程中，开机空载检查保护装置各采样值时，保护装置报警灯亮，发“TA断线”报警信息，进入保护装置采样值显示栏查看为励磁B相电流无采样值。停机检查励磁电流回路接线，发现励磁变定时限过电流保护为两相不完全星型接线，并查看保护柜电流接线图，为星型接线（如图5），这是导致保护装置发报警信号的原因。根据实际情况对励磁电流回路接线进行该线（如图6），模拟励磁电流B相电流输入保护装置，满足工作条件。再次开机空载检查装置各采样值，正确，保护装置工作正常。

结语

通过此次机组保护改造工作，再次说明，在电力生产过程中，只要始终贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，牢固树立“一切事故皆可预防”的安全信念，严格执行规程规定，规范工作人员作业行为，杜绝安全隐患，就能进一步防止事故的发生。

参考文献

[1]DL/T995-2006继电保护和电网自动安全装置校验规程，中国电力出版社[S].

[2]Q／GDW267-2009继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定，中国电力出版社.

第4篇：继电保护试验方案范文

关键词:继电保护;可靠性;检修措施

近年来，随着计算机技术和通信技术的发展，电力系统继电保护在原理上和技术上都有了很大的变化。可靠性研究是继电保护及自动化装置的重要因素，由于电力系统的容量越来越庞大，供电范围越来越广，系统结构日趋复杂，继电保护动作的可靠性就显得尤为重要，对继电保护可靠性的研究与探讨就很有必要。鉴于继电保护的重要性，对其定期进行预防性试验是完全必要的，决不能只是在出现不正确动作后再去分析和修复。因此对继电保护检修策略及措施也很重要。本文就这方面的问题，结合本人多年的工作经验进行探讨。

1、影晌继电保护可靠性的因素

继电保护装置是一种自动装置，在电力系统中担负着保证电力系统安全可靠运行的重要任务，当系统出现异常情况时，继电保护装置会向值班人员发出信号，提醒值班人员及时采取措施、排除故障，使系统恢复正常运行。继电保护装置在投入运行后，便进入了工作状态，按照给定的整定值正确的执行保护功能，时刻监视供电系统运行状态的变化，出现故障时正确动作，把故障切除。当供电系统正常运行时，保护装置不动作。这就有 “正确动作”和“正确不动作两种完好状态，说明保护装置是可靠的。 如果保护装置在被保护设备处于正常运行而发生“误动” 或被保护设备发生故障时，保护装置却 “拒动或无选择性动作，则为 “不正确动作”。就电力系统而言，保护装置 “误动或无选择性动作”并不可怕，可以由自动重合闸来进行纠正，可怕的是保护装置的 “拒动”，造成的大面积影响，可能导致电力系统解列而崩溃。而导致继电保护工作不正常的原因可能有以下几种。

(1)继电保护装置的制造厂家在生产过程中没有严格进行质量管理、把好质量关。

(2)继电保护装置在运行过程中受周围环境影响大。由于其周围空气中存在大量的粉尘和有害气体，同时又受到高温的影响，将加速继电保护装置的老化，导致性能改变。有害气体也会腐蚀电路板和接插座，造成继电器点被氧化，引起接触不良，失去保护功能。

(3)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。

(4)保护可靠性在很大程度上还依赖于运行维护检修人员的安全意识、技能和责任心。继电保护的可靠性与调试人员有密切关系，如技术水平低、经验少、责任心不强发现和处理存在问题的能力差等。

(5)互感器质量差，在长期的运行中，工作特性发生变化，影响保护装置的工作效果。

(6)保护方案采用的方式和上下级保护不合理，选型不当。

2、提高继电保护可靠性的措施

贯穿于继电保护的设计、选型、制造、运行维护、整定计算和整定调试的全过程，而继电保护系统的可靠性主要决定于继电保护装置的可靠性和设计的合理性。其中继电保护装置的可靠性又起关键性作用。由于保护装置投入运行后，会受到多种因素的影响，不可能绝对可靠，但只要制定出各种防范事故方案，采取相应的有效预防措施，消除隐患，弥补不足，其可靠性是能够实现的。提高继电保护可靠性的措施应注意以下几点:

(1)保护装置在制造过程中要把好质量关，提高装置整体质量水平，选用故障率低、寿命长的元器件，不让不合格的劣质元件混进其中。同时在设备选型时要尽可能的选择质量好，售后服务好的厂家。

(2)晶体管保护装置设计中应考虑安装在与高压室隔离的房内，免遭高压大电流、断路故障以及切合闸操作电弧的影响。同时要防止环境对晶体管造成的污染，有条件的情况下要装设空调。电磁型、机电型继电器外壳与底座间要加胶垫密封，防止灰尘和有害气体侵入。

(3)继电保护专业技术人员在整定计算中要增强责任心。计算时要从整个网络通盘考虑，认真分析，使各级保护整定值准确，上下级保护整定值匹配合理。

(4)加强对保护装置的运行维护与故障处理能力并进行定期检验，制定出反事故措施，提高保护装置的可靠性。

(5)从保证电力系统动态稳定性方面考虑，要求继电保护系统具备快速切除故障的能力。为此重要的输电线路或设备的主保护采用多重化设施，需要有两套主保护并列运行。

(6)为了使保护装置在发生故障时有选择性动作，避免无选择性动作，在保护装置设计、整定计算方面应考虑周全、元器件配合合理、才能提高保护装置动作的可靠性。

3、新形势下继电保护检修策略及措施

鉴于继电保护的重要性，对其定期进行预防性试验是完全必要的，决不能只是在出现不正确动作后再去分析和修复。继电保护定期检修的根本目的应是 “确保整个继电保护系统处在完好状态，能够保证动作的安全性和可靠性”。因此，原则上定检项目应与新安装项目有明显区别，只进行少量针对性试验即可。应将注意力集中在对保护动作的安全性和可靠性有重大影响的项目上，避免为检修而检修，以获取保护定期检验投资效益的最大回报。建议以下几点:

(1)尽快研究新形势下的新问题，制定新的检修策略修订有关规程 (对大量出现的非个别现象，不宜由运行单位自行批准)，指导当前乃至今后一个时期的继电保护检验工作，积极开展二次设备的状态检修，为继电保护人员 “松绑”，使检修对系统安全和继电保护可用性的影响降到最低。

(2)在检修策略的制定上应结合微机保护的自检和通信能力，致力于提高保护系统的可靠性和安全性，简化装置检修，注重二次回路的检验。

(3)今后，在设计上应简化二次回路;运行上加强维护和基础管理，注重积累运行数据，尤其应注意对装置故障信息的统计、分析和处理，使检修建立在科学的统计数据的基础上;在基本建设上加强电网建设和继电保护的更新改造，注重设备选型，以提高继电保护系统的整体水平，为实行新策略创造条件。

(4)大力开展二次线的在线监测，研究不停电检修整个继电保护系统的技术。

(5)着手研究随着变电站综合自动化工作的进展，保护装置分散布置、集中处理、设备间联系网络化、光纤化继电保护运行和故障信息网建成后的保护定检工作发展方向。

(6)厂家应进一步提高微机保护的自检能力和装置故障信息的输出能力，研制适应远方检测保护装置要求的新型保护。

4、结语

本文讨论了供电系统中的继电保护装置的可靠性问题，提出了探讨继电保护可靠性的必要性、影响继电保护可靠性的因素及提高继电保护可靠性的对策。其可靠性问题不仅与设计、制造、运行维护和检修调试等有密切关系而且继电保护装置维护人员也将起到关键性作用。最后本文讨论了保护检验的目的、建议尽快修订有关规程，研究制定新形势下的继电保护检修策略。

参考文献

[1] GB50062292.电力装置的继电保护和自动装置设计规范[Z]. 北京:中国计划出版社。1992.

[2]JGJ/T16292.民用建筑电气设计规范[z].北京:中国计划出版 社.1994.

第5篇：继电保护试验方案范文

关键词：数字化 继电保护 智能变电站 运用

中图分类号：TM77文献标识码： A

1 数字化于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

上文中笔者提到了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 智能变电站以及有关设备的保护配置

首先，智能变电站的线路保护。目前智能变电站中的保护措施应该是站内的保护与检测、管理多项功能协调统一的系统保护装置，根据其间隔的具体情况来进行单套设置。变电线路的保护通常采取直接采样形式，直接地跳到断路器中。其具体的保护措施及方案设计如下图所示。智能变电站中的线路间隔内需要设有相应保护测控设备，该设备只能够和 GOOSE 网之间互相传递信息，与其他的设备之间都需要通过点对点方式进行联系，同时数据的传递也是直接连接合并单元以及智能终端，在传递过程中需要对数据进行打包处理，还需要及时利用光纤传递到 SV 网内，并且也传递到保护测控装置中进行实时监测。

其次，智能变电站中的变压器保护。对于变压器的保护措施应该严格地按照规范中的要求进行，对于不同级别的变压器设备还需要设置不同的保护装置。以 110kV 变压器设备为例，需要按照规范的标准应该配置好双套―――主、后备保障一体化配置，并且此时需要在合并单元的两侧位置以及智能终端的两侧位置都配置好双套; 与此同时采用直接采样措施，确保其能够直接地跳到每一侧断路器位置上。

第三，智能变电站中的母联保护。变电站中的母联保护和线路保护基本相似，其保护措施仅仅是在结构方面进行了优化，对于母联保护装置的直接连接合并单元以及智能终端，不能够进行数据传递。同时在规范中需要对母联保护标准用单套配置，以确保实现继电保护、监测以及控制的一体化。

3.数字化继电保护在变电站应用中的关键技术

3.1 基于过程层的分布式母线保护技术

传统的集中式母线存在一些缺点，如易受干扰、二次接线复杂、不易扩展等，而与集中式母线保护不同，分布式母线保护的保护面向间隔，使得母线保护具有分散处理的能力。但分布式母线保护对数据提出更高的要求，如通信量较大、数据实时性强。传统的变电站保护达到这些要求相对困难，而数字化变电站能够为这些问题的解决提供条件。网络化的变电站采用合并单元的数据采集模式和分布式的电子互感器。系统时钟源选择精确同样的时钟，同时使用精密的对时技术进行数据采集单元间的时钟和保护装置时钟的精确同步，这样可以实现同步数据采集和保护信息相互之间的配合和交互。

3.2基于电子式互感器的数字保护接口技术。常规保护配置方案按对象进行，如保护线路、保护母线、保护开关、保护主变等等。传统的保护系统中，电缆将电压和电流信号从互感器转入保护装置，然后进行采样，同时利用保护装置的时钟抽取采样点，整个采用过程是一个“主动”过程，继电保护装置根据设置确定采用时间的间隔，或通过A/D采样芯片配置确定采样值格式。然而，电子式互感器和保护系统接口采用数字量接口，保护装置接收采样值数据具有被动性。IEC61850标准中指出，保护装置和合并单位的数据采样频率不等，不能采用抽点方式完成。只有完成合并单元数据采样频率和保护装置要求的采样频率的配合，才能符合采集数据要求。电子式互感器数据接口采用PLL同步锁相技术和基于插值的采样值计算，实现了依据频率测量值进行实时调整数字接口的采样频率。这样实现了电子式互感器数据进行符合要求的高精度同步采集，具有很好的实用性。

4数字化继电保护技术于智能变电站中的具体应用

目前想要确保智能变电站的正常运行以及安全高效，首先一道防线就是需要全面做好继电保护措施，笔者认为当前的数字化继电保护则是应用在智能变电站中的最为有效保护手段，实践中根据运行设备的实际变化，笔者提出了如下几种新的检测和试验方法:

第一，相对传统的保护方式，就是将变电站中的电压、电流模拟量全部输入到保护装置中，目前发展成为了光纤数字信号。这种光纤数字信号的具体要求，就是需要对存在有跨间隔数据需求的继电保护设备，传递数据假如是于不同间隔间还需要尽量保持时间方面的一致性，假如实际中无法确定或者是有明显超出了接受范围的问题，该保护装置也就根本无法正常地发挥其作用。

第二，从实际中的总结来看，相对传统的智能变电站继电保护措施大多都使用了接点直接跳闸方式，逐渐发展到智能变电站保护措施中，目前新的网络保护系统被逐渐应用于继电保护措施中，那么数字信号就能够通过这一网络系统输送到智能终端后进行跳闸，这样一来增加了系统有序运行的安全以及可靠性。并且在测试检验过程中还可以运用整组传动进行试验，对于智能变电站的继电保护装置输入以及输出信号的传输，还可以进行准确度以及时间方面的实时检验。

第三，当前数字化继电保护措施中，所采取的光纤数字信号输入手段是最先进的技术应用方式，因此必须要加强对实时数据以及同步性方面的测试和检验。

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，这一应用在国内外都处于领先地位，也是继电保护的主要发展方向和趋势。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

第6篇：继电保护试验方案范文

【关键词】差动保护；牵引变压器；极性；升压仪器

引言

随着中国铁路电气化进程的加快，高速、重载列车已成当今趋势，对牵引变电所而言，这就需要更高电压等级及更大容量的变压器来提供更大的牵引电流。这使得传统的校验差动回路的方法已难以满足当前要求。

为了在差动回路校验过程中能够更真实地反映出各种模拟量，就必须采用特定的升压设备在主变高压侧进线处施加更高的电压来产生更大的短路电流以满足保护装置的检测精度。

1 牵引变压器差动保护原理

变压器的差动保护是变压器的主保护，是按循环电流原理装设的。主要用来保护双绕组或三绕组变压器绕组内部及其引出线上发生的各种相间短路故障。

在绕组变压器的两侧均装设电流互感器，其二次侧按循环电流法接线，即如果两侧电流互感器的同级性端都朝向母线侧，则将同级性端子相连，并在两接线之间并联接入电流继电器。在继电器线圈中流过的电流是两侧电流互感器的二次电流差。

从理论上讲，正常运行及外部故障时，差动回路电流为零。当变压器内部发生相间短路故障时，在差动回路中由于I2改变了方向或等于零（无电源侧），这时流过继电器的电流为I1与I2之和，即 Ik=I1+I2=Iumb 能使继电器可靠动作。

注：IKA、IKB、IKC分别为A、B、C相差动电流，ISD为差动电流保护定值。

2 差动保护现场检验方法简介

2.1 以往的实验方法在检验差动保护中存在的问题

以往差动保护现场检验的方法一般采用继电保护测试仪或主变一次侧外接电源法。用继电保护测试仪测试继电保护装置仅能验证保护装置的正确性及可靠性，而不能校验差动回路接线和极性；主变一次侧外接电源法能够彻底验证差动回路接线和极性是否正确，但由于实验条件及方法所限，往往无法满足继电保护装置对电流精度的要求。

2.2 克服以往差动保护现场检验存在问题的思路

为满足继电保护装置对电流下限的要求，现场只有采用提高电源电压的方法来获得更大的短路电流。为此，就需要设计一种升压装置，它既能将电压升高，又要有足够的容量能承受住短路电流，同时，该装置必须灵活轻便，方便现场搬运和使用。

2.3 自主设计升压装置简介

根据升压装置设计思路，需要一台调压控制台及相应三台单相升压变压器。到现场后将三台单相升压变联接后，在调压控制台上进行控制即可输出0～1100V三相电压，可用作变压器差动回路接线和极性的校验，也适用于变电所模拟整组加压通流试验、牵引网低压侧短路试验等。

该套设备具有如下特点：

容量大：可在1100V电压下输出超过10A的一次电流，满足大容量变压器差动保护回路校验对短路电流的要求。

电压可调：电压可在0～1100V间任意调节，适用范围广，满足不同容量、不同电压等级、不同接线方式的变压器差动保护极性校验，可以在升压的过程中监视短路电流大小，防止因短路电流过大损坏装置。

灵活轻便：采用分体式设计，调压控制台和升压变分离，升压变由三台单相变到现场联接而成，每一单件不超过80kg，对场地和运输设备要求低，方便现场使用。

3 差动保护现场检验方式方法详析

以某客运专线牵引变电所1#系统来进行示例，该系统由两台单相变压器组成V/X接线方式对牵引网进行AT供电，设备主要技术参数如下表：

3.1 以往试验方法存在的不足

在220kV侧进行加压加流实验，所加电压为0.38kV。27.5kV侧短路时，一次、二次侧的最大短路电流值估算如下：

高压侧一次短路电流：Ihd1=181.82/0.1/（220000/380）=3.14A

低压侧一次短路电流：Ild1=3.14×（220000/27500）=25.12A

折算到二次侧电流为：

高压侧二次短路电流：Ihd2=3.14/800=0.0039A

低压侧二次短路电流：Ild2=25.12/1500=0.0167A

从上述计算结果可以看出高压侧短路电流为0.0167A，小于现有微机保护装置检测电流下限值0.01A。加之现场电压电流波动和变压器二次侧至短路点的线路阻抗值的影响，实际短路电流比理论计算值更小。所以难以模拟差动电流和制动电流，无法系统模拟牵引变压器的差动保护。

3.2 升压装置在差动保护实验中的分析及应用

3.2.1 原理分析

参照变压器短路试验原理，在变压器低压侧短路时其自身的短路阻抗具有限流作用，利用产生的短路电流作为一次电流直接作用在设备上，然后从保护装置上看各相电流、差动电流和制动电流的大小，只要电流显示正确就可以说明整个差动回路接线和极性完全正确。

3.2.2 技术参数的选择

依据电气主接线图及相应电气参数，计算三相调压器控制台容量Sty及单相升压变容量Ssy的计算过程如下：

Ihe=Se/ Uhe=40000/220=181.82A；

Ihd1=0.01×800=8A；

因为：Ihd1=Ihe/Uk/（ Uhe/ Ux）

所以：Ux=（ Ihd1UkUhe）/ Ihe=8×0.1×220000/181.82=968V

注：

Ihe：高压侧额定电流；

Se：牵引变压器额定容量；

Uhe：牵引变压器一次侧额定电压；

Ihd1：牵引变压器高压侧一次短路电流；

Uk：牵引变压器阻抗电压；

Ux：产生8A短路电流需要在牵引变压器一次侧施加的电压；

考虑到电压裕量，取Ue=1.1Ux=1.1×968V=1064.8≌1100V

升压变计算容量为Ssy=8A×968V=7.75kVA

综合考虑升压变的过载能力和中相为合成相的情况，故取单相升压变容量为15kVA，则：

升压变一次侧电流Isy1=Ssy/Usy1=15000/380=39.5A

三相调压器容量为Sty=1.732 Isy1 Usy1=1.732×39.5×380=26kVA；

故选取三相调压器的额定容量为30kVA；

综上所述，该套装置的三相调压器额定容量选择30kVA，输入电压380V，输出电压0～420V，额定输出电流为40A，单相升压变额定容量为15kVA，变压比为380/1100V，额定输出电流为13.6A。

上述选择是基于两台单相变压器组成V/X接线的牵引变电所得出的，对于三相变压器可将三台升压变联接成Yy接线型式也完全能够满足要求，计算过程不再赘述。

4 现场实例

在客运专线营口牵引变电所采用这套升压装置将高压侧电压升至1100V并在牵引网二次侧短路时的最大短路电流理论估算值、实测值和微机保护装置显示值如下表所示：

备注：1.受变压器二次侧至短路点的线路阻抗值的影响以及变压器本身的损耗，实际的短路电流比理论估算值要小，但这并不影响对差动回路极性的校验。

2.根据微机保护装置的要求，变压器的平衡系数Kph =2.67。

从上表中数据分析，变压器差动电流均为0，制动电流与理论计算值一致，说明变压器差动回路接线和极性正确。表中主变高、低压侧实际引入保护装置的电流均大于0.01A的保护装置最低检出下限值，表明该套升压装置完全能够满足现场差动回路接线和极性校验的要求。

5 结束语

通过一年多来在多个不同接线型式的变电所的运用，此套装置能够模拟变压器带负荷运行情况，所施加的电流量值完全可以满足现场判断的要求，能够利用一次设备来验证整个差动电流回路和电流互感器极性的正确性，系统地对差动回路进行检查，为变电所的顺利开通运行提供可靠保证。

参考文献：

[1]谭秀炳.铁路电力与牵引供电系统继电保护.西南交通大学出版社，2007.

[2]成都交大许继电气有限责任公司.TA21型牵引变电所安全监控与综合自动化系统说明书.

[3]刘魏.V/V接线变压器差动保护方案研究.电力系统保护与控制，2011（10）.

第7篇：继电保护试验方案范文

关键词：保护 重合闸 差动

中图分类号：TM58 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）11（c）-0037-02

SEL系列保护自90年代引进以来，主要应用于厂矿企业以及发电厂，在供电主网中目前尚无应用记录，由于该保护为原装进口美国产品，在应用中没有用户比较系统和严格要求，因而首次应用于主网，必将产生诸多问题。

宜昌供电公司新建220 kV点军变，是宜昌江南片首座220 kV变电所，它担负着长江铝业等重负荷工业生产用电，设计220 kV线路6条，其中至葛洲坝电厂2回，至铝厂2回。葛洲坝电厂至铝厂两条线实际上以前已经有，现在在线路中间开断接入点军变，两条线路配双光纤保护，其中一套就是美国SEL系列保护，另一套为南瑞保护：RCS-931A。设计时由于考虑兼顾性，所以保护均按原有保护配置，原配SEL-311保护为三相跳闸方式且不需重合闸功能，因而方式结构比较简单。但此次接入点军变，相应的方式就发生根本性的变化，首先点军变作为一座220 kV枢纽变电所，葛点2线必须能够在线路故障时选相跳闸且自动重合，这一变化会使保护复杂很多，从而要考虑很多问题，厂家根据这一要求，首次引进了SEL-311L-7型保护装置，该装置具有分相出口功能，在点军变属第一次应用。通过交接验收试验，发现了很多以往未曾出现过的问题。通过3个多月的调试工作，解决了很多与我国电网不兼容性，保证点军变一次送电成功。

1 工程简介

SEL系列保护最大的特点是SELogical逻辑编程功能，由于所有的保护功能和输入输出都可以通过编程来组合分配，使得装置保护功能具有强大的灵活性，可以根据现场的不同需要编制不同的保护逻辑（SELogical），而国内保护要考虑区域统一性，是不会让用户有更多的发挥余地。所以我们主要工作是消化掌握装置性能，编写大量的保护逻辑公式。作出适合主网要求的保护方案并验证，为引进国外保护提供一手材料。

2 详细技术内容

由于保护要选相跳闸且自动重合，需要解决问题汇总如下。

2.1 选相跳闸问题

SEL-311L-7装置中，除纵联保护固定能选相跳闸外，其他如接地距离、零序过流保护动作都三相跳闸，究其原因是纵联保护中有其逻辑元件TRPA87、TRPB87、TRPC87（纵联选相跳闸元件），而距离和零序没有，于是借用SELogical逻辑编程功能作了一选相元件。

2.2 纵联保护出口问题

在作试验时厂家提供了其他地方已投运的逻辑，通过试验发现纵联保护出口不经压板控制，反复通过多次试验，最终得知该装置中有一特殊元件――快速出口（EHST），当定值ESHT≥1时继电器字位TRIP87直接控制一个或更多高速输出接点OUT201～OUT206（逻辑元件）在

原设置：ESHT = 6；

OUT201=TRPA87+其他跳闸；

现设置：ESHT = N；

OUT201=TRPA87*IN104+其他跳闸。

2.3 纵联保护远跳问题

国内光纤纵差保护附加类似高频保护中母差停信功能DD发远跳，同时要考虑到收远跳令可靠性，于是在本地增加一判据，常规是用启动元件。而SEL保护没有现成的，于是我们仿造以上原理制作了远跳元件如图2所示。

2.4 重合闸问题

重合闸功能此工程是在SEL351装置中实现，所以保护同重合闸之间的配合特别重要，要考虑重合闸的启动、保护选相、以及闭锁等问题。其重合闸原厂逻辑如下，其中CLOSE为重合闸令，条件是下面所有都为真：

（1）解除合闸条件没有置位（ULCL=逻辑0）。

（2）回路断路器打开（52A=逻辑0）。

（3）重合闸启动状态（79RI）没有产生上升沿转换（逻辑0到逻辑1）。

（4）以及合闸失灵状态不存在（继电器字位CF=0）。

（5）执行串行通讯口CLOSE命令。

以上仅为不对应方式，现需增加保护启动，所有这些功能都必须通过编逻辑实现（逻辑略），通过多次试验验证所编逻辑完全正确。

2.5 纵差两次CT变比不同的应用

在点铝I、II回送电时，发现差流越限，进一步检查发现两侧开关CT二次电流不同引起，铝厂侧CT：2 000/1，点军侧CT：1 600/5。而原版说明书中选择CTR匹配本侧CT变比描述是：CTR_X和 CTR_Y（对侧CT变比），允许你对于对侧线路端选用不同CT变比每个继电器的差流均以最大的CTR定值为基准定值CTR，CTR_X和CTR_Y的最大值，举例如图3所示。

但以上例子，并没有考虑到CT二次不同的情况，中调整定定值，点军侧为：CTR=320，CTR_X=2 000；铝厂侧为：CTR=2 000，CTR_X=320。结果在实际应用中，问题就出现了，由于装置之间通讯交换数据是不知道这一差异，装置为1 A的接受对侧5A数据作1A的处理，其结果是放大了。装置为5 A的接受对侧1A数据作5A的处理，其结果是缩小了，导致正常运行时差流增加，于是针对这一情况，笔者将定值作以下调整：点军侧为：CTR=320，CTR_X=2 000/5=400；铝厂侧整定为：CTR=2 000，CTR_X= 320*5=1 600。再次投运后，差流为零。

3 结语

该文首先认识了国外保护的一些特性和结构，掌握SELogical逻辑编程方法，结合电网实际要求编制了有关逻辑，并在现场得到验证，解决首次引进到转化的衔接问题，编制了有关试验方法和规程，为同类产品调试积累了经验。

参考文献

[1] 葛耀中.新型继电保护与故障测距原理与技术[M].西安：西安交通大学出版社，2004.

第8篇：继电保护试验方案范文

【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】

[1]徐晓菊.数字化继电保护在110kV智能变电站中的应用研究[J].数字技术与应用，2011（10）.

[2]夏勇军，蔡勇，陈宏，陶骞，胡刚.110kV智能变电站继电保护若干问题研究[J].湖北工业大学学报，2011（01）.

[3]蒋睿智.变电站保护多信息融合应用探讨[J].硅谷，2008（23）.

[4]东春亮，牛敏敏.关于数字化变电站继电保护技术的分析与探讨[J].电子制作，2014（06）.

第9篇：继电保护试验方案范文

关键词 调试原则；调试要求；装置检查；绝缘耐压试验；调试步骤

中图分类号 TM76 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-（2012）111-0144-01

无人值班变电站保护及远动后台系统的调试与常规有人值班站调试存在着较大的区别，常规的有人值班变电站由于设备比较成熟，调试经验充分，分系统间为弱联系，常规的调试模式效果较好，但对于无人值班变电站来说，由于存在大量新技术新设备的应用，分系统间为强联系，需要对调试原则进行归纳，并在此基础上对调试规范进行研究，以指导具体的调试工作。

1 调试要求

在无人值班变电站保护及远动后台系统综合调试具体实施过程中，为保证变电站的可靠运行，应做到如下各点：

1）保护及自动化专业人员参与设计、施工和调试，有利于自动化人员熟悉现场，熟悉自动化设备的工作过程，便于今后的日常维护和故障处理。

2）保护及远动后台系统和监控设备要根据调式大纲一步步地调试。

3）对于大量的遥信信息，应在电气设备投运前，结合微机保护做实际的传动试验，以确保遥信信息接线、保护回路、自动化设备处理等环节的正确性。

4）要解决好信号的抗干扰问题，包括强、弱电信号分开，做好接地及屏蔽措施等。

5）保护及自动化专业人员熟悉一、二次设备的基本原理，有助于自动化设备的调试和维护。

2 保护及自动化装置的一般性检查

2.1 箱体内容检查

1）装置外壳应清洁无灰尘。

2）箱体安装牢固、端正，各部件完好无损；罩门开关灵活、封闭良好；所有标志齐全、正确。

3）轨道应完整无变形现象，插件插拔灵活，接触良好。大电流端子插头插入后，其断路机构应明显断开，且插入深度适当。

2.2 插件外观检查

1）拔出所有插件，检查插头，应清洁干净。

2）各插件应符合相应的装配图纸，磁性元件、二极管、电解电容等有极性的元件焊接应正确无误。

3）焊点应圆、亮、饱满，并无虚焊、漏焊现象。

4）所有固定支架的螺丝及电流端子螺丝应拧紧。元件排列整齐、互相之间无接触及过热现象。带点部分距边框金属件大于3 mm。

5）插件板上各元件及导线的高度不超过框架的厚度。

2.3 端子排及背板检查

1）保护各层端子排及屏总端子排连接紧固，标记明确，符合运行的要求。

2）背板接线正确无误。

3）所有导线无过分受力、压板及断头等现象。

2.4 压板、操作开关等检查

1）所有跳闸压板、合闸压板及其他功能的切换片应逐一试验，确保压板退出回路断开，压板投入回路接通。对于一些环境潮湿的场所，对上述部件更应注意防止接触不良的现象发生。

2）有关的操作开关及按钮等，在做相应回路检验时应一并进行检查。

3 绝缘和耐压试验

3.1 绝缘电阻测试

将装置的交流电流、电压回路，直流控制回路和信号回路等所有端子分别用导线连到一起，焊开有关线头，拆除接地点。交流电流、电压回路和强电直流回路，可以整屏运行检验。强电回路用1000 v摇表测试，要求绝缘电阻大于10 MΩ；定检时带全部回路，要求绝缘电阻大于1 MΩ。弱电回路用不大于500 v摇表测试，绝缘电阻大于10 MΩ。

3.2 工频耐压试验

所有强电回路对地加压1000 v，历时1 min，应无闪络放电现象。测耐压后重测绝缘电阻，与耐压前数据相比较应无明显变化。由于受条件限制，允许用2500 v摇表历时1 min代做耐压试验。

4 调试前的准备工作

4.1 对试验电源的要求

在进行保护校验时，一般要求用单独 的供电电源作为试验电源。若条件不允许时，则应核实所用电源能否满足三相为正序和对称的电压，并检查正弦波是否良好、中性线连接是否可靠、容量是否足够。

4.2 对仪器、仪表的要求

调试前各种测量、计量仪表装置齐全，符合设计要求。对万用表、电压表、示波器一类取电压信号的仪器，须选用具有高输入阻抗者。移相器、三相调压器应注意其性能稳定、对称性好。毫秒计算精度要高。另外，有条件者可选用经过鉴定的综合试验仪器，如：继电保护综合测试仪等专用仪器，以更方便、快捷、多功能实现调试中各种试验要求且简化接线。

5 调试步骤

保护和监控装置调试完以后，应进行联合试验及带开关的传动试验，试验内容如下：

5.1 断路器手动跳、合闸试验

断路器手动跳闸、合闸传动试验应正常，灯光指示应正确无误。

5.2 保护跳闸试验

将线路装设的所有保护及重合闸互相配合作联合试验，要求每一直接带断路器的跳闸出口继电器进行跳闸一次，以检验出口回路到断路器操作回路之间接线的正确性及中间继电器动作的可靠性。对并列启动上述出口继电器的各路信号，要求每路分别检验，保证能启动出口继电器即可。

5.3 重合闸装置合闸试验

按重合闸的运行方式进行试验。

5.4 信号系统检验

在断路器、合闸试验及保护联合试验的过程中，应对事故音响信号、预告音响信号、后台信号及远动主站信号作全面检查，要求各信号正确无误，远方传输信号应传输正确，对每一个信号都必须进行现场模拟，看在总站接受的信号是否正确。

5.5 遥调和遥信功能的调试

在主站发遥控和遥调命令，看现场的断路器是否正确跳合、变压器的分接头是否能准确投调。

只有在做完整组试验和联调后，变电站的整套保护和监控装置方能投入运行。

6 结束语

无人值班变电站保护及远动后台系统调试原则是在有人值班变电站调试的基础上，针对无人值班站特点和特有设备，进行全面的分阶段的调试验证。无人值班站的系统调试的规范性整理，在电力行业内还处于初级阶段并不完善，各调试部门往往在具体实施时根据自身的作业指导书、试验方案等进行；同时各类设备生产厂商的现场工作人员技术水平对系统调试也具有很大的影响。鉴于这些存在客观因素，总结以往调试工作的经验，结合现阶段变电站技术设备革新的特点，全面系统的对无人值班变电站综合调试工作方法进行探讨和整合，以此进一步为无人值班变电站安全、可靠、高效运行提高坚实的技术依据和安全保障。

参考文献

[1]李骏年.电力系统继电保护[M].中国电力出版社，1993，10（1）.