继电保护改造调试（共10篇）
继电保护改造调试 篇1
前言
随着经济的发展和社会的进步, 人们对于用电的要求越来越高, 110k V变电站继电保护的改造调试关系到变电站运行的稳定与安全。110k V变电站继电保护改造调试有着危险性高、技术难度大等特点, 因此在改造调试工作中要多加注意, 不仅要保证施工人员的安全, 还要保证整个改造调试工程的质量。基于以上, 文章简要分析了110k V变电站继电保护的改造调试问题。
1 改造调试前的安全准备
在改造调试之前, 技术人员应当以相关图纸为依据, 对110k V变电站的一次设备以及二次设备进行一一比对, 对电缆的二次走向进行确定。尤其要对设备施工人员的操作进行检验, 对于设备中联跳回路连接片、远跳回路连接片等进行查看, 看这些连接片是否切除, 此外, 应当结合改造调试现场的实际情况来制定相关技术规定和安全标准, 为110k V变电站继电保护改造调试工作打下良好的基础[2]。此外, 应当做好改造调试工作的技术交接, 改造调试人员应当明确技术方法以及调试过程, 对现场设备实际进行考察, 填写二次回路凭单, 做好改造调试之前的准备工作, 避免出现误触设备而引发的安全事故。
2 严格审核设计图纸
设计图纸是110k V变电站继电保护改造调试工作的重要依据, 因此改造调试工作人员在进行接线以及电气设备安装的过程中要严格以最新的设计图纸为依据, 保证改造调试的准确性和规范性, 例如在线路铺设的过程中要以线路铺设图纸为依据, 在设备安装时要以设备安装技术说明书为依据, 在设备调试时要以设备调试大纲为依据, 在二次回路安装时要以二次回路施工设计图纸为依据等。
在改造调试的过程中, 技术人员和工作人员要肩负起检查监督的责任, 对于图纸中的一些设计问题要及时发现并上报, 分析缺陷产生的后果, 并对设计进行积极改进。此外, 在改造调试过程中要明确工作的重点和难点, 针对性的制定技术措施, 建立改造调试工程预案和技术清单, 建立改造调试进度控制方案, 保证改造调式进度目标的实现。例如, 某110k V变电站继电保护改造调试过程中, 工作人员在核对开关柜图时发现了馈线柜厂家引出的接线图与二次回路馈线CT不符, 有效避免了改造调试中的一些差错。
此外, 工作人员应当做好技术准备, 根据图纸核对一次设备和二次设备, 明确线缆的走向。
3 防止二次回路故障对设备的影响
在变电系统中, 电压互感器的二次回路故障对继电保护设备会产生一定的影响, 具体来说有以下几个方面: (1) 电压互感器的断线故障会导致继电器的误动作, 从而使继电保护失去作用; (2) 电压互感器二次回路的多点接地可能导致相电压出现异常, 引起相位变化, 从而导致功率继电器、工频变化量继电器的误动作; (3) 电压互感器二次回路阻抗过大故障会导致保护处电压变小, 同时产生零序电压, 造成PT断线, 对继电保护的正常运行产生影响。
在调试的过程中应当加强对互感器的断线检测, 避免出现保护误动作, 互感器二次回路阻抗过大故障很难被先测出来, 因此在调试的过程中应当充分利用停电安排, 对互感器二次回路阻抗进行检测, 之后进入到检修规程中。
4 防止直流接地
110k V变电站的继电保护改造调试工作并不单纯的指相关保护及一次设备的更换, 对于继电保护中一些一次设备出现的问题也要积极完善, 一次设备出现运行故障, 或运行时间较长比较老旧, 或元件、连线替换不完全等问题都可能引发直流接地的故障, 因此, 在改造调试的过程中应当积极完善一次设备, 例如对温度计、电压计进行检查, 及时更换性能故障的电压计和温度计, 如果出现直流接地故障警报则要检查警报原因, 对不合格的一次设备予以更换, 防止直流接地。
总结来说, 直流接地出现的原因主要有以下几个方面: (1) 是系统长时间运行中没有得到良好的保养和养护, 导致二次设备出现绝缘, 从而出现直流接地; (2) 下雨天气使得端子箱内积水潮湿, 导致二次回路对地绝缘遭到破坏, 可能导致直流接地; (3) 直流二次的插头或插座出现问题, 使得金属部分与二次回路接触, 从而出现直流接地。
直流接地故障会影响变电系统的正常运行, 因此应当有效的预防, 首先, 应当发挥工作人员的主观能动性, 采取有效措施来防止直流接地, 例如对端子箱进行密封处理, 避免潮湿积水, 对直流插头和插座进行检查, 保证其绝缘性良好, 对于老化的直流绝缘要及时更换等;第二, 应当积极执行机械传动设备的操作规程, 加强对一次设备的巡视, 避免传动机构操作不规范引发接地故障;第三, 要对蓄电池的输出电压进行监视, 保证其在放电终止电压以上。
如果发生直流接地, 则应当采取有效措施进行消缺处理, 做好调试过程中二次接线系统的检查, 主要有二次接线及系统的性能试验、设备传动试验、接线、查线等等, 要根据相关要求进行仔细核对, 保证调试的准确性和全面性, 以此来消除回路缺陷。
5 避免出现互感器的错误接线
互感器的错误接线很可能导致CT极性出现错误, 与设计图纸不符, 在改造调试的过程中, 工作人员要对新设备主变套管的CT极性进行严格的检查, 如果变压器套管的安装出现问题, 则应当与设计图纸进行比对, 并反映给相关部门, 只有对套管CT进行重配, 保证其极性正确才能够进行安装, 避免因互感器接线错误而引发安全事故。
6 与运行设备的交直流隔离
继电保护与运行设备之间的交直流隔离至关重要, 如果二者之间的绝缘性不好, 则很可能引发安全事故, 因此技术人员在进行110k V变电站继电保护改造调试的过程中要检查继电保护与运行设备之间的交直流隔离, 保证二者之间良好的绝缘性, 避免事故发生。
7 校验继电保护闭锁功能
继电保护通常有许多与其相关的闭锁条件, 对于这些闭锁条件要一一进行其闭锁功能的模拟检验, 对于投入的定值信号要逐一检查, 例如对过负载闭锁功能的检验, 对有载调压的检验, 对TA断线的检验等等[4]。
任何电力设备和线路都有两套独立的保护装置起到保护作用, 其中一套保护装置或断路器出现故障, 另一套保护装置会发生作用, 为了防止过流电压的出现, 通常在线路中会增加复合电压闭锁过流保护, 以此来避免过流而引发故障, 这就要求在改造调试的过程中要对继电保护闭锁功能进行检验, 以此来避免过流而产生故障。
8 结束语
综上所述, 文章首先对110k V变电站继电保护改造调试的要求进行了分析, 明确了改造调试工作的重要性和危险性, 之后提出了几点在110k V变电站继电保护改造调试过程中的注意要点, 旨在规范110k V变电站的继电保护改造调试工作, 保证变电系统的运行稳定。
参考文献
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[4]黄健聪.110kV变电站继电保护中的问题与措施分析[J].中国城市经济, 2011, 20:162.
智能变电站继电保护系统调试探讨 篇2
关键词：智能变电站 调试 继电保护系统 二次设备
0 引言
随着智能电网的发展，智能化变电站已成必然趋势。智能变电站继电保护系统调试不同于常规变电站，其特殊的信息采集、信息传输和信息处理模式与普通变电站有本质区别。新型电气设备（合并单元、智能终端、网络交换机）本身的功能和特性，以及电气设备与二次设备之间的配合程度，都有可能对变电站的稳定运行造成影响。在智能供电系统中，继电保护装置的快速反应能力主要取决于合并单元采样是否同步以及过程层网络是否稳定可靠。
当前，电网设备和供电技术频繁更新换代，只通过以往常规变电站单类保护装置的试研方法来检测智能变电站继电保护系统的整体性能似乎已无法满足智能电网的检测和运行要求。鉴于此，供电单位应该与时俱进，及时调整系统调试方向，研究新的调试方法。本文对智能变电站继电保护系统的调试阐述了个人的见解，以期为智能化变电站的调试提供一些有益的参考。
1 所调智能站继电保护系统配置情况
所调试的智能变电站监控系统采用三层两网结构，由站控层、间隔层、过程层设备及站控层网络（MMS）、过程层网络（GOOSE）组成。如图1。
间隔层网络为双星型拓扑结构，传输MMS报文与GOOSE报文，借助相关网络设备实现与本间隔其它设备、其它间隔设备以及站控层之间的网络通信。
过程层按电压等级组网，220、110kV电压等级GOOSE网和SV网共网设置，网络采用星形结构。220kV双重化配置的保护和安全自动装置分别与对应的过程层网络相连接，测控装置双跨两个网络，而110kV单套配置的保护及安全自动装置、测控装置接入过程层网络。
A（B）套继电保护设备与本间隔的A（B）套智能终端采用GOOSE直跳方式，闭锁信息及失灵启动，位置状态等交换信息采用GOOSE网络方式传输；A（B）套继电保护设备与本间隔的A（B）套合并单元采用SV直采方式，故障录波器、网络分析仪等电压电流采样信息采用SV网络方式传输。
站控层校时：采用SNTP网络校时方式；间隔层与过程层设备采用硬接点IRIG-B（DC）、1588协议（需功能满足），光纤B码同步对时或校时；IRIG-B（DC）应能够方便地扩展。保护及安全自动装置需满足插值同步功能，不依赖于外部同步时钟源。
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
2.1.1 电压、电流采样的检测。在智能变电站中，使用数字化保护测试仪，直接从保护装置的光纤直采口输入来自合并单元的光数字量，以此来校验保护装置的精度、灵敏度、功能。对于有跨间隔数据要求的保护装置，可以用两根光纤同时输入来自不同间隔合并单元的数字量，实现数字电压、电流数据的采样。具体见图2。
2.1.2 保护装置的输出。保护装置光纤通过直跳口向智能终端发送跳闸令，通过GOOSE组网口传送相互之间的联闭锁信号。通过保护装置实际传动来验证GOOSE报文输出信号的正确性与实时性，依据设计院的GOOSE虚端子表，确保每个信号验证到。
2.1.3 同步测试。① 对于单间隔的保护，按图3接线，用传统试验仪给合并单元同时加电压量、电流量，查看装置的相位角与所加量的相位角是否一致，检查电压、电流采样是否相差非周期倍数；然后按相同的接线方式，突然增加电流量或电压量，通过网络分析仪查看电压、电流波形是否同时突变，检查电压、电流采样是否相差整数倍周期，以此来判断电压、电流是否同步。②对于跨间隔数据的保护，校验不同间隔数据的同步性尤为重要。按图3所示，用传统保护测试仪给不同间隔合并单元同时加电流量，验证不同间隔合并单元电流量是否相差非整数倍周期和整数倍周期，确保采样的同步性，除此还要测试不同间隔合并单元由失步再同步过程中主变、母差保护的动作性能。
2.1.4 检修状态测试。①调试要点及要求。智能终端检修状态与保护装置检修状态不一致时，智能终端闭锁动作；一致时，智能终端正常动作。合并单元检修状态与保护装置检修状态不一致时，保护应闭锁；一致时，保护正常动作。智能终端检修状态、合并单元检修状态、保护装置检修状态三者中任一不对应，断路器不动作，均一致时，保护正常动作，断路器正常跳闸。②调试方法。通过投退智能终端、合并单元和保护装置的各种检修状态组合，完成相关保护试验。
2.2 光纤回路调试
智能变电站大量使用光纤传输，光纤已经成为继电保护系统不可或缺的一部分。光纤回路的试验犹如传统站电缆的绝缘、对芯一样必不可少，试验主要内容有：第一，每条光纤芯（含备用芯）做光收发器件功率测试、光通道衰耗和误码率测试等工作并且做好记录。第二，核对装置背后每个光芯的断链告警信息，以220kV线路间隔为例：①线路保护：保护接收合并单元SV中断（直采）、保护接收母差保护GOOSE中断（组网）、保护接收智能终端GOOSE中断（组网）、保护装置对时异常。②母差保护：母差保护接收合并单元SV中断（直采）、母差保护接收**线智能终端GOOSE中断（直跳口收）、母差保护接收**保护GOOSE中断（组网）。③测控：测控接收合并单元SV中断（组网）、测控接收合并单元GOOSE中断（组网）、测控接收智能终端GOOSE中断（组网）。④合并单元：合并单元接收PT合并单元SV中断（直采口）、合并单元接收智能终端GOOSE中断（组网）、合并单元接收测控GOOSE中断（组网）、合并单元对时异常。⑤智能终端：智能终端接收母差保护GOOSE中断、智能终端接收保护GOOSE中断（直跳口）、智能终端接收测控GOOSE中断、智能终端对时异常。
2.3 其它回路调试
智能变电站“三层两网”的通信网络包括MMS网与GOOSE网络两部分，保护间相互闭锁、遥控分合命令都通过网络以GOOSE 形式传输到智能终端。继电保护装置能否快速反应主要取决于网络连接和数据传输的质量，这与常规变电站二次回路相仿。整个网络系统的核心部件是交换机，变电站能否稳定运行在很大程度上取决于交换机的功能和特性是否可靠。交换机主要有六项功能：一是端口自由镜像功能，即在目的端口能否观察到源端口的数据包；二是VLan 划分功能，检查划分为不同VLan 的端口之间是否实现了有效的隔离；三是报文优先级QoS 功能，测试GOOSE 报文能否优先传输；四是交换机广播风暴抑制功能；五是交换机安全功能测试，检查是否存在管理上的安全漏洞，以及对交换机进行DoS 攻击测试，验证其是否具有抗攻击能力；六是交换机告警功能测试，当交换机端口工况异常（ 如失电、端口速率不匹配） 时，应能告警并记录。
3 结束语
本文对智能站继电保护系统的调试进行了有益的分析和探讨，分析智能变电站继电保护系统的试验项目、试验方法，希望可以给今后智能站的调试提供些思路。
参考文献：
[1]冯军.智能变电站原理及测试技术[M].北京：中国电力出版社，2011.
[2]林冶，唐志军等.智能变电站二次系统现场调试技术研究[J].电力与电工，2012.6，32（2）：4-6.
[3]沈冰，杨凌辉，陈建民等.Q/GDW 691-2011智能变电站合并单元测试规范[S].
继电保护改造调试 篇3
广州城区电力系统是一个庞大的供电系统, 下有104个110 k V变电站。110 kV变电站采用的继电保护装置类型达50余种, 其中大部分为微机型保护装置, 还有小部分是原始的电磁型保护装置和旧式的集成型保护装置。从近几年的继电保护装置动作情况来看, 电磁型、集成型保护装置动作不正确主要是由继电器质量问题所引起的。由于电磁型、集成型保护装置大量使用继电器, 维护工作繁琐, 且投运时间较长, 从而导致继电器老化, 故障隐患突出。因此, 广州供电局每年都会有几个110 k V变电站进行继电保护更换, 而相关一次设备却不更换的工程项目。
110 k V变电站继电保护改造工程有些换主变保护, 有些换线路保护, 有些则是整个控制室一起更换成微机保护。不管工程量多少, 其改造都有共同特点:涉及带电设备、危险性高、技术难度大、工期短, 所以要求施工人员要保安全、保质量、保工期地完成改造工程。
1 继电保护改造调试的基本要求
(1) 持证上岗。继电保护现场工作是一项对专业技能要求很高的工作, 工作人员应到职业技能鉴定部门进行培训, 取得继电保护工职业资格证书后方可参与工作。 (2) 必须熟练掌握一次系统的相关知识。由于继电保护装置为电力系统中的一次设备和电网安全运行服务, 一次系统和继电保护装置有着密不可分的关系, 所以继电保护专业人员必须熟练掌握一次系统的相关知识。 (3) 对图纸、资料应熟练掌握, 熟悉各个变电站的一次主接线图及相关二次图纸。
2 继电保护改造调试的注意事项
目前, 大部分电力施工单位的电气安装、继电保护接线、继电保护调试为不同的班组, 在技术和管理上相对独立, 但明确的分工给专业性极强的工作带来诸多不便, 在技术接口上造成脱节和“死区”, 增加了继电保护调试工作的难度和危险性。另外, 明确分工后, 调试人员往往对安装及二次接线工程了解不够, 对原系统和运行设备也不甚了解, 不熟悉变电站现场工作中设备的运行和停电状况, 相关的技术交底和二次回路措施都没有准备好就盲目进行调试工作, 从而留下安全隐患, 容易造成事故。针对110 kV变电站继电保护改造的特点和难点, 笔者在安装和调试过程中积累了一些经验和注意事项, 供大家参考:
(1) 做好调试前安全技术工作, 保证带电设备的安全运行。在整个工程开始前, 先看旧图纸, 对照现场的一、二次设备, 查明各二次电缆走向。特别检查运行人员是否已将应断开的连接片断开, 重点检查联跳连接片、远跳回路连接片、联切小电源连接片、跳合本间隔的连接片等是否按工作票要求切除, 检查应断开的交、直流电源空气开关、备自投是否已断开。按变电站现场的具体情况制定在调试工作全过程中确保安全运行的安全措施和技术措施, 并对全体工作人员作必要的技术交底, 根据工作内容要求填写二次回路安全措施单, 以防发生误触碰运行设备事故。
(2) 做好新继电保护装置接线图的设计图审图工作, 及时更正设计缺陷。在电气安装、接线时, 调试人员可先翻阅新更换的微机保护装置的原理接线图及与之相符的二次回路安装图、电缆敷设图、电缆编号图、开关操作机构图等全部图纸, 以及新微机保护装置的技术说明书、调试大纲等, 及时发现设计缺陷, 了解调试的薄弱环节和难点, 便于在调试过程中重点对待。最好结合工程项目的施工方案自拟一份调试技术方案和调试进程表, 列出所有试验项目, 可有效控制调试时间, 以保证工期。例如, 110 kV山村站改造工程中, 二次回路馈线CT、接线图和馈线柜厂家引出的端子排不相符, 柜内0.5级那组应接在计量组411上, 但按设计图纸却接在保护组421上, 而10P20级那组应接在保护组421上, 图纸上却接在了计量组411上, 幸好调试人员查看开关柜图纸时及时发现。因此, 调试人员提前介入审图工作, 可以使调试工作少走很多弯路。
(3) 注意核对10 kV电容器放电PT的极性和变比。电容器放电PT安装时, 如果不是接线人员的工作, 接线人员往往不会注意放电PT的极性和变比的正确性。例如, 110 kV东圃站改造工程, 接线人员将电容器放电PT二次线星形、开口三角形接线接错变比组别, 正确的应是星形接 (10 kV/1.732) / (100/1.732) , 开口三角形接 (10 kV/1.732) / (100/3) , 等调试人员发现再重新更正接线时, 原本非常美观的接线就会变得非常凌乱。
(4) 注意核对变压器电流互感器差动保护组接线的正确性, 判断CT的极性, 防止接线错误。例如, 110 kV钟落潭站改造工程中对主变套管CT进行新安装设备常规测试, 在做伏安特性试验时, 发现该变压器的0.5级套管测量CT配置于主变套管最外侧, 将保护用P级CT安置于测量CT的下面, 而按照设计院的图纸, 当差动保护电流回路接于主变套管CT时, 通常将差动保护接于最外侧一组套管CT上, 以求尽可能扩大差动保护范围。所以变压器套管CT配置与图纸不相符, 造成差动保护的电流回路接于主变套管0.5级测量CT上, 而不是在10P10保护CT上。我们根据广州电调所[2002]13号文《关于核对主变差动保护用CT等级正确性的通知》向设计人员反应了这一情况, 后设计人员同生技、运行人员、厂家共同研讨、协商, 最后决定由厂家更改套管CT配置, 将差动用CT按设计图纸安置于套管最外侧, 从而确保设备的安全运行, 消除保护死区。
正确判断CT的极性, 防止接线错误。条件允许的站, 最好在主变高压侧一次三相加小电流, 中、低压侧对地短接, 查看装置差流大小, 由此判断CT接线是否正确。例如, 110 kV盘福站综自系统改造二期工程中, 测试差动CT极性时, 将变低压柜10 kV母线的方向判断错误, 因赶工期又没有在变压器一次加电流校验差流, 直至投运时带负荷测试向量六角图, 才发现差动组极性错误。
(5) 消除直流电源系统的寄生回路, 避免直流接地造成事故。对于只换保护而不换一次设备的工程, 因一次设备残旧, 或没有更换原有的部分接线和辅助元件, 极可能会引起直流接地。例如, 在110 kV坦尾站 (为室外站) 改造二期工程中, 因#1主变只换保护, 其一次辅助元件温度计、气压计却没有更换, 当开始调试时, 一合上非电量保护, 电源就发出直流接地报警信号。经仔细检查, 才发现原温度计、气压计均灌满雨水, 接点生锈, 导致接地, 重新更换气压计、温度计后, 才消除直流接地报警, 排除了继电保护装置的事故隐患。
(6) 在试验开始前应打印一份定值与正式定值核对, 定值单上没有的定值应认真记录, 将装置插件拔出检查并记录装置内调整的系数。整组试验完成后, 应与调度核对装置的保护定值, 对于定值单上没有的值和参数值, 要与试验开始前做的记录核对。
(7) 继电保护调试时, 应同步进行“三遥”系统调试, 以便及时发现问题并解决, 以免影响工期。例如, 110 kV山村站改造工程以为原运行着的一次设备“三遥”系统应该正常, 继电保护调试完后才联系区局调度后台人员进行“三遥”联调, 却发现好多保护装置发出的信号和区局调度后台机收到的信号定义有歧义, 这就容易导致运行人员判断错误, 但因工期紧, 区局调度后台人员赶不及重新定义, 联调未完成就送了电, 所以只能安排运行人员在变电站现场值班, 待后台机重新定义报文时再申请停电联调信号。
3 结语
以上是笔者在变电站继电保护改造调试过程中积累的一些经验和注意事项。在调试人员正式进行工作时, 除了做好安全措施和技术交底外, 还应做好每天工作的过程记录和缺陷记录, 以便及时跟进工程进度和解决问题。只有认真、细心、全面地做好各项措施, 才能有效地解决工作中的漏洞, 避免技术接口上的脱节, 从而较好地保证设备运行的安全可靠和继电保护调试工作的有效完成。
摘要：110kV变电站继电保护改造调试危险性高、技术难度大、工期短, 在安装和调试过程中, 针对110kV变电站继电保护改造的特点和难点, 提出了一些基本要求和注意事项。
关键词：变电站,继电保护改造调试,注意事项
参考文献
[1]陈菁, 张少凡, 苏忠阳, 等.广州城区110kV变电站继电保护系统运行管理分析[J].广东电力, 2003 (4)
继电保护改造调试 篇4
关键词：智能化变电站 继电保护调试 应用分析
中图分类号：TM72 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）07（b）-0068-01
目前中国随着改革的浪潮一浪高过一浪，经济不断的发展，从而使科技为了适应日益多变的现代化大潮的发展方向，也在不断地进行着革新。尤其在当今中国的变电站的领域，自动化、以及智能化的水平相比较来说，旧的模式下的变电站在很大程度上已经有了明显的改善，并且能够很好地控制自动化系统以及设备的更好使用。而且也能够在其工作的系统中有效的减少建设的费用。
1 智能化变电站
当今中国的变电站发展过程中，变电站的电力保护系统是由继电保护调试和应用等重要的组成部分所构成的。应用了此项技术在变电站工程工作的过程中，智能化变电站的相关操作人员可以通过对于该系统的相关调试来找到解决变电站设置的问题的。并且在很大的程度上帮助了智能化的变电站所具有的电力控制与装置之间的保护协调系统甚至是电路的检修方面更好的运行工作。应用智能化的变电站继电保护调试和应用上能够行之有效的增强提升了变电站的各个装置上的控制水平以及安全保护系统，更能增强工作中的变电站的自动化与智能化的水平。同时能够使变电站工作中对于事故的处理能力大大的加强了。促使变电站装置的运算能力以及适应性也大大的提升。由此乐观的前景下，对于革新与改变智能化的变电站继电保护调试以及应用上又有了新的要求[1]。
相对于旧的模式下的变电站，对于光电技术的大量应用就是智能化变电站所具有的突出优势了，并且对于网络以及电子信息技术的应用也在某种程度上对于旧有模式下的变电站的工作模式有着很大的冲击力。另一方面，应用大量的电子信息技术模式也在某种程度上发生着极大的改变，有机的实现了不同类数字化的电量输出。通过应用以上的先进技术，有效的促进了智能化的变电站在电力系统中向模型化的结构转变以及大大的提高了信息化的水平。在对于装置的选择问题上，智能化的变电站在工作的过程中有机的剔除了旧有模式下的常用的TA与TV的模式，并且推陈出新的采用了新的变压器模型，这种装置所具有的优点是消耗少，电量低，而此时通过数字信号来对电力系统直接的进行了系统的改造，在对于收集电力数据的方面，智能化的变电站系统的最为主要的技术特征则为采用了信息化的统一模型来进行工作。而对于电子信号的取得方面以及电子数据的显示上，也使其效率大大的提高了。并且对于电子数字的测量精度也是有着明显的提高的。在对于集成化的电子数据以及信息化上取得的进步也是极大的。
2 继电保护系统的应用分析
相对于旧有的传统旧式的变电站与智能化的变电站相比较，对于在电路上的控制以及降低出现错误导致的不必要的损失上存在的优越性都是很大的，所具有的优势在设计装置以及应用内部的设备等方面所具有的优势也是十分的明显的，而且针对于上述因素的考虑，变电站在处于建设的同时，采用智能化的变电站是十分有必要的。
2.1 维护保护装置
在对于当今中国的智能化变电站在应用以及维护的时候，对相关的设备所采取的调试以及必要的检查与维护，以确保良好的运行其插件不出现纰漏，而且要格外注意端子排以及对应的模块不会出现松弛的现象。而对于绝缘检查交流与直流电路的同时对于电源的开关则必须要提前将其关闭，从而确保相关工作人员的人身安全不受到侵害。同时也要将相关的电子元件逻辑插件都被移除，并仔细的观察电压与电流的零漂值，同时将端子排里的电压进行短循环对接，并一同的切断相关的电流。在此，对于相关的精密试验中所涉及到的实验数据进行收集采样，并且仔细的观察其交流电压以及交流电流装置的采样结果。在对于各项的调试以及设定的完成后，应该及时的对于光纤通道进行仔细的检查和校验。在检查之前就应该确保光纤通道的可靠性与畅通的连接，使纵连通道的异常灯亮起的状况是不会发生的[2]。
2.2 调试通道
在对于通道调试的先头工作上，应该先对于通道的状态进行相应的判断，并且有效的合理的保护好装置中的光纤频道与其他的通道设备。使在纵连通道中出现的警报必须尽可能的减少。而相关的通道其处在的状态也是必须要保持正常的。当然，同时来说清扫光纤通道的工作也是应该在调试之前就完成的。连接通道接口的装置与其他的装置也是需要保持着一个良好的状态的。对于不同企业所不同的要求通道调试的连接线都是应该给予不同的满足的。并且也要使接地网的完全性物理分离[3]。
2.3 综合调试
目前中国在对于智能化的变电站的继电保护上的综合调试工作所进行时就应当注意对于工作成果上的逻辑分析以及应用成果的经验总结。相关的智能化变电站的工作人员在对于调试的装置没有精通之前，对于不懂得的知识应当及时的向相关设备的制作者以及技术的开发者进行虚心的求教，从而使相关的基层工作者自身的专业技能以及综合素质有着明显的提升从而大大的提升测试工作的工作效率[4]。
3 结语
在变电站的工作中的继电保护调试维护是极为重要的。同时也是有着深远意义的。所以要十分严格的要求相关人员的专业素养，当今中国的相关的智能化变电站继电保护人员对于继电保护调试以及应用分析等工作要扎扎实实的做好，从而从根本上促进未来中国的智能化变电站事业的发展。
参考文献
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[2]高鹏.智能化变电站继电保护技术的发展研究[J].赤峰学院学报：自然科学版，2014（16）：23-25.
[3]李渊.浅谈智能变电站继电保护调试方法及应用[J].科技创新与应用，2014（34）：194.
继电保护改造调试 篇5
关键词：智能变电站,继电保护,调试方式,实际运用
智能变电站以其紧凑的结构设计、占用空间较小的特点, 越来越受到重视。与传统继电保护相比, 智能继电保护还具有很多使用优势, 例如噪音比较小, 可实现全自动化操作, 节省了劳动力, 也适合应用在海拔较高、环境较为恶劣的地区, 且建设过程中耗费资金少, 切实将经济效益与环境效益融而为一。智能化变电站的功能优势与其内部结构升级密切相关, 因此在调试方面也要具体情况具体分析。
一、智能变电站继电保护调试特征和方式
(一) 智能变电站继电保护调试特征
智能变电站继电保护调试和传统变电站继电保护相比有很多运行优势, 这主要与其“三层两网”的基本结构特征有关。采用IEC61850通信规范对建立智能化变电站基本结构有着重要的作用, 尤其在智能化技术实现的过程中, 利用计算机互联网技术, 对继电保护系统进行实时的监控, 管理其组织形态和运行机制。以智能化技术为依托的智能变电站继电保护装置具有很强的技术优势。智能化变电站的分布系统可以实现网络化与交互化相结合的形式, 智能变电站的最主要特点是电力信息数字化和系统信息的自动化功能, 这在极大程度上解放了人力劳动, 可以实现对所有数据信息的智能化传输作用, 提高系统和光电式传感器装置之间的信息交互功能, 这就将变电站内部的信息更好地分享在开放的平台上。
(二) 智能变电站继电保护调试方式
通常智能变电站继电保护调试主要有保护装置元件、通道调试与GOOSE调试三种方式。
保护装置元件是确保智能变电站继电保护调试正常运行的前提和基础, 该项操作目的是检查各类配件齐全并能确保其正常功能, 另外也要格外注意端子排与配套的压板是否出现了松动等问题, 发现问题要及时处理, 防止运行故障的产生。在检查过程中要确保交流电路和直流电路具有良好的绝缘效果, 先要将电源断开进行检查, 同时要把相连接的逻辑插件都拔出来, 避免操作人员触电。随后对电流零漂状况、短循环问题进行分析, 将电流断开后, 对电流电压的零漂值测量, 收集整理精度较高的实验数据, 同时在继电保护装置的端子排接入交流电压和电流, 此时再进行数据的采集, 同时要提高精度, 误差控制在5%以内。开关的检查也非常重要, 采用模拟开关装置实验, 对装置元件的各种数据变化情况进行观察与记录, 从而准确找出接点运行的基本规律, 这样可以充分发现在实际运行时可能出现的问题, 提前解决做到防患于未然。
此外, 针对继电保护装置元件的检查与维护也是对继电保护定值和保护距离科学设定的基础。校正保护值目的是校验纵联差动保护定值的准确性, 以及零序定时限过流保护定值, 工频变化量距离定值等。需要注意的是在完成各项定值的校验之后一定要检查光纤通道的顺畅与否。
通道的调试不仅包括光纤通道的调试, 还包括对复用通道的调试。光纤通道的调试关键在于确保发光功率的正常化, 并且要检查通道插件上的标称值与实际值之间是否一致。对光纤的速度、收信率以及校验两侧的识别码进行检查与核对。通信时间段内, 要确保时钟的准确性, 防止在调试过程中因计时不准确产生的误差。
GOOSE调试的报文统计和通信情况对变电站设备菜单栏调试过程控制质量非常重要。调试中要检查GOOSE-A网、B网网络风暴报警效果是否良好, 检查GOOSE-A网、B网断链情况, 确保GOOSE相关配置保持一致性, 完善及时报警的功能。为提高现场调试的速度与效率, 可以选用多个发送压板, 虽然增加压板可能会增加工作量, 但检测效果良好, 只需要注意在撤去发送压板的同时, 将GOOSE相关的信息也一并清除即可。
对继电保护装置进行检测时, 对工具的选用效果也会影响到检测的质量。通常使用的IED配置工具、网络数据包和相关分析器等对设备进行检测。对设备动作值与动作时间的测试可以在自动化的平台服务中对设备所施加的电压和电流实时评估, 然后将相关数据记录下来。通常的连接方式如图1所示。
调试的过程要注意对IED配置工具、网络数据包信息分析仪器、实践校准仪器、光功率仪器等工具功能是否能够正常使用做出正确的评估, 确保调试每一环节的成效, 提高整个系统运行的功效。
二、案例分析智能变电站继电保护方式和运用
智能变电站继电保护过程中, 确保GOOSE连线功能的正常发挥至关重要, 尤其是通过GOOSE来进行电缆接线, 数据信息传输的准确性和高效性关系到电缆接线的质量。然而智能变电站接收信息设备尚未配备完全接收数据信息的功能。因此在实践中应该先尽力解决好这一问题, 让接收信息的双方都能够实现消息互通, 这样可以保证智能变电站继电保护装置正常运行, 为电力供应提供保障。
某220k V变电站继电保护装置, 使用智能继电保护校验设备, 实时监测继电保护装置的开入量通道, 经过实践发现该保护装置内部没有同开入量通道相匹配的信息, 由此断定保护装置出现了故障。变电站工作人员对校验仪器的IEC61850配置进行了反复监测, 起初发现仪器配置不存在显著问题, 并且光网口的指示灯持续闪烁, 这就表明硬件终端数据口信息的发送处于正常状态下。随后对模型档的相关配置进行了监测, 针对母差的模型档, 对和其匹配的数据集合进行分析与研究, 依照该种方式, 继续探寻第二条调试出路的节点所在位置, 然后开启模型档, 这时发现External Signal Reference Name数据集合同External Signal IED Name数据集, 均与母差模型档存在相同之处。再检查母差模型档的具体内容, 于其出口位置发现dsc GOOSE1与dsc GOOSE两个数据集, 这两个数据集是记录跳闸情况的, 内容上基本相同。但是, 通常情况下, 母差所发送的数据集只有dsc GOOSE1, 具体内容见表1。
根据以上的研究表明, GOOSE开始产生的异常是因为所用的名称不相同, 查阅继电保护设备使用说明书发现该种类型的保护装置对基本参数和数据集名称都有特殊的要求, 不仅要校对GOOSE基本参数, 同时还要准确识别数据集的名称, 防止由于设定的名称不一致出现开入故障。这样才能够确保变电站继电保护装置和相关设备的安全运行。
此外提高智能变电站继电保护调试水平的关键还在于对人才的培养和任用, 技术人员必须要熟练掌握相关的技术和专业知识, 以便在调试工作中能够将理论联系实际, 及时有效地解决相关问题。在智能化应用非常普遍化的今天, 智能变电站继电保护调试质量也要依靠技术人员对计算机系统的科学准确操作和控制, 对整个装置内部结构和线路连接的具体情况也要了如指掌, 如此可为变电站运行安全性与稳定性保驾护航。
结语
综上所述, 科学技术的日新月异推动了电网建设水平的不断发展, 尤其是智能化技术的应用, 对传统的变电站技术是一个技术革新, 也促进了电力事业不断向前, 为电网供电系统稳定运行提供了安全保证。针对智能变电站继电保护调试方式出现的新变化, 从业人员要通过不断的学习和实践来积极应对挑战, 完善自身专业技能, 为我国电力供应奠定良好的人才基础。
参考文献
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[2]李孝尊, 何平.HGIS在新一代智能变电站中的应用[J].山东冶金, 2015 (01) .
继电保护改造调试 篇6
智能化设备在变电站建设中的广泛应用不但大幅度提高了变电站的整体技术含量, 还提高了变电站内部系统的工作效率。然而, 如果变电站的继电保护调试工作没能紧跟时代的发展, 会导致智能化变电站的效率提升受到阻碍。为此, 介绍智能化变电站继电保护机制, 及其调试方式与运用。
1 智能化变电站继电保护架构体系
(1) 智能变电站要求继电保护结构包括“三层”和“两网”。“三层”指智能变电站的站控层、过程层以及间隔层, 两网指过程层网络和站控层网络。
(2) IEC 61850标准体系。智能化变电站的IEC61850标准体系主要体现在通信协议。
(3) 运行机制、组织形态以及网络同步对时系统。在智能化变电站继电保护运行机制中, 最重要的是对过程层网络的设计和处理。因为智能化变电站继电保护运行机制的独特性, 其对传输基础、网络依赖度以及网络性能约束力有较高的要求。现阶段的智能化变电站继电保护装置是以多个模块组和而成的形态存在, 这是对传统的继电保护装置形态的一种改进和革新。智能化变电站继电保护摒弃用了传统的对时模式, 采用网络对时的方式, 更加灵活多变, 也让通信网络高冗余、高可靠以及实时监测的优点得以充分发挥。
2 智能变电站的优势
2.1 简化智能化设备的二次接线
测控或保护装置内部不需要以往A/D的复杂回路, 不但大大缩短安装时间, 而且可以提升设备的稳定性。从A/D转换单元到就地控制柜、间隔层测控/保护单元, 直至站控层设备, 全部采用光纤通信方式, 减少了电缆的数目, 提升了站内数据传输的有效性。
2.2 实现智能化的高级应用
虽然目前的传统变电站已经实现自动化操作模式, 但是在调配电力的过程中比较被动, 而智能变电站则在这方面有较大的改进。智能变电站运用全景模式进行大批量的信息量采集, 通过站内的信息一体化平台以及变电站自动化系统的高级应用模块, 对采集数据进行初步的分析和判断, 实现智能告警、顺序控制、事故综合分析决策等。智能化变电站更加强调通信平台网络化、信息数字化以及资源共享, 升级、维护、改造等更加容易。
3 智能变电站继电保护调试方法
3.1 通道调试
继电保护设备通道调试内容:设备内部路径的全方位检查和维修;处理和预防异常报警;对光纤的处理, 如清洁处理、接口接地处理, 主要是为了保障通信和独立于其他地网。通道调试的前提条件是调试信号的实时性和识别码的同步性。通常只有在规定时间段内未发生信息传递异常的通道才是正常工作状态。
3.2 保护设备调试
保护装置调试工序:对设备插件的完备性和职能性进行检测;对连接稳固性的检查;进行设备回路完整以及电源直、交流的切断后正常操作检测;模拟实验;对保护定值进行检测、报告以及调整, 该过程主要是对距离、纵联差动、零序定时限和反时限等保护定值进行检测和调整, 校准完成后进行二次设置, 保障通道符合正常工作的需求。
3.3 GOOSE调试
GOOSE的应用可以给系统提供更高的快速、及时响应能力。在具体的调试过程中, 要认真对待报文统计和通讯信息的配置和整理工作;对调试过程中出现的网络断链、网络警告以及配置不合理等问题要进行全面详细的区别定义;提前准备好足够的调试。设备并进行清零工作;对GOOSE连线方式进行细致的调试在事件处理的过程中, 提前对目标信号完成添加工作, 保证内外信号连接的有效性, 严格监控相关信号的添加工作, 确保信息传输的实效性和可靠性。
3.4 继电保护系统的现场调试工作
如果采用直接从装置端口进行测试的方法, 需要将继电保护装置的接口光纤抽下来然后再接上, 这种测试方法可以得到可靠的安全隔离数据;若采用交换机端口进行测试, 就不用将光纤断开和接上, 但需要对其他装置进行功能性的投退操作, 还要涉及交换机配置的更改。相比之下, 前者的操作相对简便, 而且获取的测试数据也更符合实际的需求。
4 结语
继电保护系统涉及面广, 任何细微的差别都可能造成整个电网的运行隐患。不断通过智能变电站继电保护调试, 可提高其保护功能的稳定性, 最终确保其在系统中安全、有序、持续地运行。
参考文献
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[3]颉海明.智能变电站继电保护配置探究[J].电子制作, 2015, (08) :213
继电保护改造调试 篇7
随着电力系统的高速发展和计算机技术、通信技术的进步,微机型继电保护装置的应用越来越广泛,全国供电企业面临着系统保护装置的调试问题越发集中,这就要求我们对微机型继电保护装置的回路、性能及参数进行详细了解。通过对微机型继电保护装置回路和系统的现场调试,提出现场调试的注意事项以及常见问题的解决方法。
2 回路调试
回路调试包括一次、二次系统的接线、保护、监控、打印等功能的全面校验和调试。
2.1 一次、二次系统的接线检查
2.1.1 二次交流部分的检查
用升流器在一次侧分别对A、B、C三相加单相电流,对二次电流回路进行完整性检查,不应出现开路或者串到其他回路的现象,在保护装置面板查看保护和测量回路电流的数值、相别,用钳流表在电度表测量计度电流,最后在后台查看电流显示是否正确。用升压器在TV二次侧分别对A、B、C三相加单相电压,检查对应母线上所有保护、测量、计量电压回路应有电压,其他母线上应无电压,保护装置面板、后台机电压显示值对应正确,用万用表测量计量柜电压也应该正确。加三相电压,用相序表测量保护,测量、计量电压相序与所加电压相序对应,如保护装置有TV切换功能,模拟运行实际条件,满足PT柜工作、试验位置逐一切换。
2.1.2 变压器等设备信号的检查
变压器本体瓦斯、稳定、压力等信号在后台机上的显示名称、时间是否正确;重瓦斯、压力信号应跳主变各侧断路器,轻瓦斯、温度高信号应报警。变压器测温电阻有3根出线,一根接测温电阻一端,另两根共同接测温电阻另一端,用以补偿从主变到主控室电缆本身的电阻,提高测温的精度。
2.1.3 开关控制回路检查
送出直流屏控制电源、合闸电源,检查一次开关侧储能电源或合闸电源保险是否合上,手动逐一合上装置电源开关和控制回路开关,检查控制回路、断路器位置指示灯是否对应,分合闸是否正常;如不正常要立即关闭控制电源,查找原因。
2.1.4 开关状态在后台机上的反应
手动逐一分合一次侧断路器、隔离开关、接地刀等,查看后台机上的显示名称、时间是否正确对应,断路器、隔离开关、接地刀状态显示是否正确。若与实际相反,检查断路器、隔离开关、接地刀辅助触电常开常闭点是否接反,或检查后改正台机遥信量组态。
2.2 装置监控功能的调试
装置遥控功能的检查:后台应能可靠准确地遥控断路器分合闸。如遥控失败,查找原因。测控装置或控制回路是否上电;直流屏合闸电源或者一次开关处保险是否投入;测控装置通讯是否已通;装置远方、就地切换开关是否切到远方位置;断路器分合位置、工作试验位置是否在后台上正确反映;控制回路接线是否正确。
按最终版一次系统图纸做好后台监控一次系统图,详细核对断路器、隔离开关编号,TV、TA变比,将模拟量、脉冲量系数设置正确。系统图、网络图、棒图、实时报表、历史报表等图表按实际进行设计、组态,做到完整准确。
2.3 装置保护功能的调试
装置保护功能的调试一般根据线路、变压器、电动机等继电保护装置类型,依据设计定值,用专用继电保护测试仪在保护装置上加电流或者电压,检查装置动作精度并传动断路器,在后台机上应正确显示保护动作信息,开关变位信息和动作时间数据。
2.4 装置打印、声音报警功能的调试
要求打印机设置正确,打印图形、报表完整美观,大小合适。能够实现自动打印和手动打印。对断路器、隔离开关等开关量加声响报警功能,对保护动作信息加声响报警功能。与智能直流屏、智能电度表、五防等装置的通讯应正确。
在最后阶段还应对整个综自系统进行完善,确保综自系统防雷抗干扰,检查各屏上标签框上是否做好正确标识。
3 以110k V微机保护装置现场校验为例说明
3.1 现场试验项目及试验方法
3.1.1 外观质量检查
检查插件与背板接线的装配是否正确良好,图纸与实物是否相符;接插部分接触是否良好;检查液晶显示器是否接触不良;液晶溢出或屏幕字符是否出现缺笔划等异常情况;检查键盘是否存在按键时不可靠;光标上、下是否灵活;装置是否可以整机复位或各CPU插件分别复位;运行灯或OP灯是否亮;保护装置自检是否正常。
3.1.2 绝缘试验
试验时退出弱电插件,用1000V摇表摇测电流、电压、控制、信号回路、地之间的绝缘电阻,其阻值均应大于10MΩ。整个二次回路对地绝缘电阻应大于1MΩ。
3.1.3 逆变电源检验
(1)逆变电源自启动性能检验
在确定了保护插件的绝缘完好性后,经专用双极闸刀,接入专用试验直流电源,并注意使屏上其他装置的直流电源开关处于断开位置。专用试验直流电源由零缓慢升至80%额定电压,保护的逆变电源插件上的电源指示灯应亮。此时断开、合上逆变电源开关,逆变电源指示灯应正确指示。
(2)逆变电源输出电压检验
用高内阻电压表测量。误差标准分别为:+5±0.2V,±12V±1V,24V±2V,独立24V±2V。
3.1.4 数据采集系统的检验
为了保证模数转换插件的正确变换,在保护逻辑功能之前还应检验零点漂移、各电流电压的平衡度、线性度以及特性。
零点漂移:待微机保护装置开机达半个小时,各芯片插件热稳定后方可进行该项目检验。先将微机保护装置交流电流回路短路,交流电压回路开路,通过人机对话显示,分别检查各CPU的通道采样值和有效值。采样值应在-0.3~+0.3范围内。若检查的结果不符合要求,可直接通过人机对话显示调出相应的菜单进行调整。
3.2 检验各电流、电压回路的平衡度
在检查二次接线完好后,还要检验电流电压回路中各变换器极性的正确性。各电流端子顺极性串接,在IA与IN两端加5A的电流。将各电压端子同极性并联。在UA与UN之间加50V电压。在“不对应”状态下,用打印机打印采样值,查看采样报告,即检查所接入的相位与大小是否一致。若在采样报告中,各电压通道采样值由正到负过零时刻相同,各电流通道采样值过零时刻相同,即说明各交流量的极性正确。
3.3 通道线性度检查
所谓线性度是指改变试验电压或电流时,采样获得的测量值应按比例变化并且满足误差要求。该试验主要用于检验保护交流电压、电流回路对高、中、低值测量的误差是否都在允许范围内,尤其要注意低值端的误差。按照微机保护的适用条件,调整试验电压分别加入60V、30V、5V、1V,电流通入为4IN(时间不超过1s)、IN、0.2IN、0.1IN,监视屏幕菜单中各通道的电压、电流采样值的线性度。对于低试验值:1V、0.2IN、0.1IN与外部测量表计误差应不大于10%,其它误差应不大于2%。
3.4 相位特性检验
试验接线改为分别按相加入电压与电流的额定值,并改变电压与电流的相角:0°、45°、90°、120°。在液晶显示屏菜单中查询其相位差值,或采用打印波形方法比较相位,要求与外部表计误差小于3°。
3.5 硬件回路的主要检查项目及方法
3.5.1 开关量输入回路检验
保护的正确逻辑判断及接线的正确性还有赖于开关量输入回路的正确可靠动作。实际校验的方法是:投退压板、切换开关或用短接线将输入公共端与开关量输入端子短接,通过查询保护装置的变位来校验是否与短接的端子的开关量相同。对每个CPU插件的开关量均要仔细检查,并做好记录。
3.5.2 告警信号
新一代的微机保护装置可直接通过人机对话显示和键盘调出相应的菜单,从而检查启动继电器和告警信号继电器是否完好,也可通过模拟告警故障器达到告警值,看装置是否发出告警信号的方式进行检查。
3.5.3 定值输入功能
可通过人机对话显示和键盘,直接写入定值并固化,再通过查看功能检查写入定值的正确性。当定值被重新写入或修改后,应重新加入电流或电压信号进行检验。
3.6 定值与保护逻辑功能检验
如在保护逻辑试验时,特别是在交接试验时间,应该严格按照保护原理结合装置技术说明书,逐一进行试验,要全面考虑各个方面,不得漏项。在调试时,还应注意保护各段之间的配合。在平常的检查性试验中,就按照定值单上的要求逐一进行试验,不得漏项。
保护定值校验时,应将故障量加准,并打印试验动作报告,认真检查动作报告,看动作是否正确、合理。
3.7 整组传动试验
验证装置与外部设备直流连接回路的正确性,是否存在寄生回路,测试整组动作时间,而且能检查微机保护之间的配合情况。继电保护的整组试验必须采用从电流、电压端子加入故障分量的方法,不允许用卡住或短路触点的方法取代之。整组传动试验时通入保护屏的直流电源电压应为额定电压的80%。
3.8 系统工作电压及负荷电流下的检验项目(带负荷试验检验交流回路的相序和极性、方向元件和差动回路的正确性)
利用系统工作电压及负荷电流进行检验,是检验微机保护装置二次回路接线是否正确的最后一关,因此必须认真对待。接入系统电压,通入负荷电流,使装置处于正常运行状态。根据实际情况投退相应保护压板。此时,调出相应菜单,检查Ua、Ub、Uc和Ia、Ib、Ic是否符合以下要求:Ua超前Ub120°,Ub超前Uc120°,Ia超前Ib120°,Ib超前Ic120°,Ua和Ia,Ub和Ib、Uc和Ic之间的夹角应基本相等,并与系统功率因数一致。同时检查U0、Ux、I0显示是否正确,在正常运行及接线正确的情况下U0及I0应该为零或者很小的不平衡值,Ux应该为100V(或100/1.732V),且相位应该与实际相对应。如果是差动保护还应该检查装置的差流。在正常运行及接线正确的情况下应该为零或者很小的不平衡值。如果不正确则应该检查电流回路接线方式、电流互感器的极性。若符合以上要求,说明三相电压和电流对称且为正相序,且负荷电流相位正确。否则,应检查装置交流电压、交流电流回路接线(包括屏内连线)是否正确。
4 现场试验中需要注意的问题
(1)只有断开直流电源后才允许插、拔插件,不可在带电状态下拔出和插入插件;在插拔插件时,先应对手放电;在插拔芯片的同时要注意手尽量不要接触印刷板电路及芯片的管脚。
(2)发现装置工作不正常时,应仔细分析,判断故障原因及部位,不可轻易更换芯片;如确需更换芯片,应注意芯片插入的方向,且应保证芯片的所有引脚与插座接触良好。
(3)如需对插件板上某些焊点进行焊接,应将电烙铁脱离交流电源后再进行焊接,或用带有接地线的内热式电烙铁焊接。
(4)存放程序的EPROM芯片的窗口要用防紫外线的不干胶封死,以防止日光照射芯片而使程序发生变化。
(5)试验接线应保证在模拟短路时电压和电流变化的同时性;在检验屏内配件及线路时,电压、电流应从屏上端子排上加入;所有继电保护定值试验必须在现场进行,而且试验时的保护状态应符合正式运行条件(如:加上盖子、关好柜门等)。
(6)若在交流电压(或电流)回路对地之间接有抗干扰电容,且试验时所加电压、电流为不对称量时,则应将抗干扰电容的接地点断开,以防止由于抗干扰电容的锅台而在非故障相产生电压,从而造成保护装置的误动作。
(7)在运行状态下需断开电流、电压线时,应保证电流互感器二次线不开路,电压互感器二次线不短路或接地。
5 结束语
随着微机保护广泛应用于电力行业,微机保护功能日趋成熟,由于电力系统设备性质和使用环境不同,对微机保护各项功能的参数应根据实际情况灵活配置,尽可能发挥微机保护装置的保护功效,保证电力系统设备的安全、可靠、稳定运行,而在保护装置的现场校验过程中,应善于摸索、总结、归纳,按照国标及行业标准、各发电企业的检修制度,做好微机保护装置的定期校验工作。
参考文献
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继电保护改造调试 篇8
综合自动化系统调试按时间大致可以分为4个阶段:1) 前期准备阶段;2) 调试阶段;3) 验收阶段;4) 调试收尾阶段。前期准备阶段的主要工作是对变电站的一次设备和二次设备进行初步的了解, 充分掌握设备的系统性能和具体装置以及屏功能, 让设备达到进行系统调试的要求;调试阶段的主要工作是结合系统功能与设计要求对设备进行全面、细致地试验, 主要包括:一次、二次系统的电缆连接、监控、保护等功能的全面调试、校验, 从而达到满足变电站试运行的条件;验收阶段的主要工作是在综合自动化系统的全部功能都投入运行和所有的一、二次设备带电的情况下, 对系统反应的正确性进行检验。在系统验收结束后, 针对系统试运行过程中出现的问题及时处理;调试收尾阶段的主要工作是做好运行人员、维护人员的培训工作和文件资料的整理、移交。
2 继电保护操作回路现场调试中常见故障
2.1 控制回路故障
控制回路断线的常见原因包括:1) 断路器分合闸线圈烧坏;2) 断路器辅助触点异常;3) 保护操作箱的位置继电器损坏;4) 断路器机构的闭锁继电器损坏或其他闭锁触点未闭合;5) 接线松动。还可以用正电源短接操作回路中的跳、合闸线圈, 看断路器是否能正常分合。如果开关能正常分合, 还可以根据再分以下几种情况来判断:1) 当手动或者遥控分合一次后发现开关位置和保护装置显示的不对应或者保护装置无位置显示时, 拆去开关的防跳回路即可;2) 检查开关控制回路是否有刀闸的辅助接点进行电气闭锁, 如果有正确分合刀闸到符合要求的位置即可;3) 检查操作回路的的气压闭锁接点是否闭合, 这些接点在闭合的状态会导致开关不能正常分合。
控制回路断线故障处理步骤:1) 检查控制电源是否正常, 查看分合闸回路接线是否松动或者信号触点是否有问题;2) 用万用表在开关机构上测量分合闸线圈是否完好, 分合闸回路线圈完好, 一般测量电阻是30Ω~200Ω。如果测量值正常, 则说明分合闸线圈没问题, 若测量发现分合闸线圈有问题, 应该立刻对线圈进行更换;3) 检查发现线圈完好, 如果控制电源空开跳闸, 说明分合闸回路上有短路点, 应该进行绝缘检查, 逐级排除。
2.2 保护装置异常
现代微机保护出现装置异常时, 主要是由元器件损坏引起。引起元器件损坏的原因主要包括:1) 电源损坏:电源损坏的主要原因是电源的质量不佳或超期运行所致;2) 元器件质量不良:器件质量不良引起的缺陷主要有跳闸位置继电器 (KCT) 损坏、液晶显示失灵、A/D转换故障等;3) 设计不良:软件设计或者回路参数设计不良, 特别是厂家的软件程序Bug与版本控制问题比较突出。出现些类情况时, 应及时联系厂家, 对设计进行升级处理;4) 电磁干扰:早期微机型保护装置的电磁兼容水平较低, 整体抗干扰能力不高, 从而造成元器件损坏;5) 元器件老化:运行年限较久的保护装置出现保护异常主要是由电源插件老化引起的。这类故障, 只需要先退出保护装置, 更换电源插件后, 便可恢复正常。
2.3 事故总信号
事故总信号是根据位置不对应原理产生, 即事故总=KKJ+TWJ。KKJ继电器是一个双圈磁保持的双位置继电器, 该继电器有一动作线圈和复归线圈, 当动作线圈加上一个触发动作电压后, 接点闭合。此时如果线圈失电, 接点也会维持原闭合状态, 直至复归线圈上加上一个动作电压, 接点才会返回;如果线圈失电, 接点也会维持原打开状态, 手动/遥控合闸时同时启动KKJ的动作线圈, 手动/遥控分闸时同时启动KKJ的复归线圈。而保护跳闸则不启动复归线圈, 保护跳闸和手动/遥控跳闸回路之间加有的二极管可以实现此目的。KKJ=1代表开关为人为 (手动或遥控) 合上;KKJ=0代表开关为人为 (手动或遥控) 分开。TWJ一般并接于合闸回路, 该回路在开关合圈之前串有断路器常闭辅助触点。当开关在分位时, 其常闭辅助触点闭合, TWJ线圈带电, TWJ=1表明开关分位。TWJ为电压圈, 线圈本身电阻就较大, 加上回路上串的电阻, 整体阻值约40K。事故总的产生主要是由于保护跳闸或者开关不对应启动, 现在的开关出现不对应跳闸的现象比较少, 如果现场出现开关不对应跳闸的情况, 这时就需要检查机构看是否正常, 如果机构正常, 需要更换操作回路后再行观察。
3 结论
继电器保护原因很多, 包括:原理和软件缺陷、不正确的调试和安装、接线错误、误操作、维修和操作不良等。在综合自动化系统现场调试中, 作为继电保护工作人员, 会碰到各种各样的问题, 只要能够熟练掌握操作回路的基本原理, 就可以快速地解决大多数的操作回路问题。同时在遇到操作回路问题时, 要思维清晰、沉着冷静, 仔细对照原理图进行分析, 从而快速恢复继电保护的正常运行, 确保电网安全、稳定地运行。
摘要：随着通信、计算机、微电子技术的不断发展, 变电站的监控、保护等二次领域的实现方式、方法发生了巨大的变化。在综合自动化系统现场调试中碰到的很多问题都跟开关等二次控制回路有关, 经常遇到保护显示控制回路断线、断路器不能正常分合等现象发生。本文主要对继电保护操作回路现场调试中常见故障进行了分析。
关键词：继电保护,操作回路,现场调试,控制回路故障,事故总信号
参考文献
[1]贾文彬, 杨帆.继电保护操作回路现场调试中常见问题分析[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2012 (11) .
[2]方汀, 王宽, 陈佑健, 等.变电站综合自动化系统现场调试若干问题阐述[J].电力系统保护与控制, 2010 (3) :118121.
继电保护改造调试 篇9
西藏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，详细阅读保護装置的使用说明书，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
当前，社会正处于飞速发展当中，随着我国各领域建设事业的稳定、顺利开展，社会生产与生活已经离不开各领域工程项目建设的支持，随着社会用电需求的不断增大，水电水电工程建设成为确保向社会持续供电、配电、输电，实现电力生产与使用得以高效、安全的关键。本文主要对水电厂机组继电保护技术改造工作进行了详细分析与介绍，从而表现了做好水电厂继电保护改造工作对水电厂稳定供电、规范做好电力生产的重要性。
继电保护改造调试 篇10
关键词：继电保护,二次回路,调试工作,调试技巧
1 继电保护二次回路在电网正常安全运行中的重要性
综合自动化变电站通过各种先进的设备试现了电力系统运行的调控、保护以及数据的采集和传输, 继电保护二次回路是综合自动化变电站的一个重要组成。继电保护主要由继电保护装置和相关的二次回路构成的一个统一的整体, 它对整个电力系统的运行状态起着决定性的作用[1]。二次回路是由若干电器元件和继电器以及连接这些元件的电缆所组成, 它主要负责对电网设备的运行状况进行调节、控制、检测和保护, 同时它还能为电气检修人员提供信号指导和运行状态指示, 以便运行人员观察、判断, 并实现控制。继电保护二次回路的运行是否正常是电网安全稳定运行的重要保障。继电保护中二次回路常常会因调试不当或安装错误引起故障, 一旦发生故障就会使继电保护装置的使用性能大大降低, 对电力系统的正常运行造成极大影响。因此, 在继电保护调试工作中, 必须要加强对继电保护二次回路工作的监督和管理, 对操作人员的操作规范性进行严格的要求, 只有加强对继电保护装置运行的维护工作, 才能使保护装置的准确性、安全性和可靠性得到大幅度的提高。
2 继电保护二次回路的调试工作
2.1 二次回路在调试工作中的调试
在二次回路调试中, 调试人员要对整个变电站的各种设备都有全面的掌握和了解, 并且对二次设备的外观、各屏电源接法以及连接各个设备之间的通讯线进行检查和调试, 准备工作做好之后, 按照以下步骤进行调试工作。
(1) 首先要对电缆的连接进行调试, 其中主要包括对开关控制回路的运行状况进行调试, 同时对信号回路的控制进行调试, 以及对其他信号回路 (包括事故跳闸信号和开关运行状态信号的调试) , 若发现有异常应立即关闭直流电源, 并查找原因。
(2) 对操作结构的信号和断路器本身的信号状态进行调试, 其中包括对压力信号的调试, 如时间显示或者报警系统;对弹簧动作机构的调试, 如, 检查液压操动机构压力信号是否齐全;检查弹簧操动机构弹簧未储能的信号显示状态, 这主要是通过未储能时接点闭合状态下装置面板上的充电标志, 等等[2]。
(3) 开关量的状态, 检查后台机断路器、刀闸等的状态是否正确, 如果有异常, 一般可通过改正后台机遥信量组态或者电缆接线即可解决, 必要时还要注意改动调度终端。
(4) 检查主变压器本体的信号显示是否正常, 这各部分主要检查变压器轻重瓦斯信号发出是否正常, 主要检查有载重瓦斯和本体重瓦斯动作是否能够跳开主变各侧断路器。
(5) 对后台遥控断路器、电动刀闸还有主变压器分接头的正确性进行确认, 对带有同期功能的装置要对其监控部分的功能进行调试。
(6) 远动功能调试。在远动功能调试过程中, 必须保证电度量、遥控量等各项数据传输正确, 确保与调度端完全相同, 必要时要对变电站数据库数据以及上行信息和下行信息进行调试。
2.2 继电保护在调试工作中的调试
变电站继电保护调试主要可以分为三个基本部分:逻辑部分、测量部分和执行部分。其中逻辑部分主要是对保护设备的工作状态进行判断, 进而做出科学、合理的决定;测量部分主要是对保护设备工作状态的数据记录;执行部分则是作出决策之后要将其付诸执行。在调试过程中, 要求工作人员要熟悉全站二次回路的设计, 制定出切试可行的调试方案。
首先, 准备好继电保护调试用的各项仪器设备和工具, 然后才能开始进行检查和调试。调试之前要先进行接线检验, 主要包括对设备外观和内部接线以及外部二次回路接线的检查, 包括二次回路连线的检查, 站用直流电系统的检查和调试, 按照图纸检查二次回路的接线是否对应, 位置是否正确。如果检查正确后, 再决定对各馈路、主变以及电容器等继电保护装置的调试, 在对保护装置的调试过程中, 还要对刀闸和断路器远动和现场操作调试、站用直流电系统的检查和调试、以及电流电压互感器回路试验。
在对各继电保护装置进行调试的过程中, 要严格按照装置技术说明提供的设计图纸、参数设置方法以及保护功能进行调试, 为确保保护装置和动作的准确性, 要采用继电保护测试仪在系统的端子处增加相关的电流电压量和开关量。调试内容主要分为以下几步:
(1) 检查反事故措施条款的执行情况是否合格, 比如接地线的安装、端子的防污闪等。
(2) 二次安装还没有开始之前, 试验员应该进场进行绝缘检查。接线前, 分别用500V摇表和1000V摇表分别对装置绝缘和外回路绝缘进行测量。
(3) 对逆变电源的自启动装置、拉合空开以及装置弱电开入电源输出进行检验, 检查方法为逐项检查。
(4) 对装置的自检功能、运行灯、定值整定、空开设置、固化以及切换等项目进行检查。检查中首先要对设备进行初步通电, 确定回路并无异常现象;然后对寄生回路进行通电检查, 确定无寄生串电现象;对于所有有可能穿点的电源应先空开, 然后逐个断开, 检查有无发生串电现象。
(5) 对零漂、采样、内部开入以及外部开入进行检查, 在零漂值的记录中, 为了确保记录的准确性, 记录员要持续观察一段时间才能记录数据, 在外部开入检查中可以通过短接端子进行模拟, 内部开入检查必要进行实际模拟。
(6) 按照各项保护功能的逻辑方框图对保护装置逻辑校验功能进行检验, 以对跳闸、重合闸等动作逻辑的检查为重点, 注重定值准确性的检验。
(7) 采用保护试验仪对开关的跳闸、重合闸以及三跳、重合等进行分相试验, 以确保传动的顺利进行, 提高系统运行的可靠性。传动时, 要注意观察后台信号的状态, 以及信号发出的时间顺序是否正确。
(8) 最后, 要对站用直流电系统以及电流电压互感器回路的安全性和稳定性进行检查和试验, 这主要分为两次试验, 一次为通流试验, 一次为二次升压试验。在通流试验汇总首先用大电流发生器给CT通电, 判断电流互感器的变化是否正常。在二次升压试验中, 先要将端子箱的以后的二次电压回路全部连接好, 在一个电压回路中加上额定电压, 然后利用万用表检查回路中各处电压值是否正常。
3 总结语
随着微机继电保护二次回路装置的应用和推广, 目前我国机电保护装置逐渐向自动化发展, 电力系统对于继电保护二次回路调试工作的基本要求为“快速、灵敏、可靠”, 在日常的继电保护二次回路调试工作中, 工作人员应该严格按照要求对系统进行检查和调试, 使其能够在电力系统的安全稳定运行中发挥其应有的作用。
参考文献
[1]张恩伊.我国电力系统继电保护技术的现状与趋势[J].黑龙江科技信息.2011 (02) :65-67.