继电保护调试及应用

继电保护调试及应用（精选10篇）

继电保护调试及应用 篇1

1 智能化变电站的含义及其应用特点

相对传统意义的变电站而言, 智能化变电站主要以集中大量的光电运用技术为核心, 通过结合网络通讯技术和现代信息技术, 将变电站相关设备参数信息进行模式转化后, 在二次系统中将变电站中的各种电气量问题实现数字化输出的一种现代电技术。基本运用原理就是通过相关技术手段, 对电力系统的相关信息进行统一整理、分析后建模, 再通过网络通讯技术实现信息的交互。因此, 对于智能化变电站的继电保护调试的工作就变得尤为重要, 涉及到的技术问题和应用特点主要有以下几方面内容:

(1) 变电站信息的数字化采集。智能化变电站的数据信息的采用不仅要实现隔离一次系统和二次系统电气连接的作用, 还要确保测量的精准度, 通常采用的光电式互感器可以很好的实现变电站信息的集成化采集和应用。

(2) 分布式系统配置的设计。智能化变电站需要采集和分析的数据数量庞大, 不同的设备以及不同配置的系统设计就需要采用一种面向对象的配置方式, 通过CPU模式的应用, 使系统形成层次性控制, 也就是分布式系统, 在这个系统中不同的配置和装置都具有各自独立的数据处理功能, 从而实现数据的高效采集和处理。

(3) 变电站信息的网络交互性。智能化变电站的电力信息的数字化和自动化系统传输是其最大的特点, 在数据传输方面, 既要满足数据信息在每个分布层系统中的智能化传输, 还要与智能化传感器装置进行有效的信息交互, 实现变电站内部信息通讯的有效交换和应用。

2 智能化变电站继电保护的调试

2.1 智能化变电站继电保护元件的调试

对智能化变电站继电保护的调试首先要从继电保护装置的调试开始, 对调试装置进行全面的检查。确保装置的相关插件齐全、良好, 装置中的端子排和相应的压板也要检查是否有松动现象, 还要对回路的绝缘性能进行检查, 需要注意的是要在电源断开的情况下进行, 并且还要确保设备中相关的逻辑插件均已拔出。在实际的测量结果中通常需要使实际测量得到的数据与仪器测量数据的误差控制在5%范围之内。在完成相关的装置性能检查后, 还需要对保护装置的定值进行校验, 只有两部分工作都完成后, 才能进行下一步的实际调试工作。

2.2 继电保护的通道调试

完成上述的装置调试之后, 接着就要进行后续的通道调试, 在调试之前要保证管线通道的连接都是可靠的, 纵联通通道的异常指示灯是熄灭状态, 无警告信号提示。通道调试主要包含两方面的内容, 其中一个是对于侧电流和岔流的检查, 另一个就是对两侧纵联差动保护装置的功能进行联调。在相关通道的计数状态显示恒定的情况下, 还要做好调试前的光纤头的清洁工作, 确保通道中的其余通道接口设备都有接地设置, 且要保证不同的接地网之间是完全分开的状态。通道的实际调试还要分为专用光纤通道调试和复用通道的调试, 专用通道的调试只需使装置的发光功率同通道插件的标称值一致即可。调试过程中需要注意光纤的收信率以及收裕度是否在相关标准范围之内, 再对通道内式中采取操作, 设置两侧的识别码为一样的时候, 不出现联通通道的异常报警信号, 即说明通道是正常状态。

2.3 智能化变电站继电保护的GOOSE调试

智能化变电站继电保护调试的菜单栏中有一项关于GOOSE通信状态和报文统计的配置项。需要对其进行配置和调试, 不同的GOOSE型号代表着不同的警告内容, 而发生模块又可以根据功能分为八项, 因此, 为了调试的便利性, 配置了不同压板的数量, 每当出现压板停止使用的情况, 相应的GOOSE信息就会采取清零处理。从而保证了继电保护装置接收信息和发送信息的良好冗余问题。

3 智能化变电站继电保护的应用

3.1 控制变电站相关开关的合理闭合, 保护电路

智能化变电站内部的线路情况错综复杂, 受到不同地域环境、工艺设计以及不同用户类型的影响较大, 不同厂家对于继电保护装置的设计和制造也存在差异, 因此实际的应用过程中, 我们需要结合厂家提供的图纸, 有目的的配置继电保护装置的位置, 在经常出现开合闸的回路中、电源回路以及闭锁回路中根据不同需求配置继电保护装置, 可以很好的确保在突发事故, 线路过载或者运行电压、电流超负荷的情况下采取安全控制措施, 保证线路的安全以及供电的稳定性和安全性。

3.2 继电保护装在变电站智能化保险措施中的应用

采用继电保护设计的智能化变电站能够在调试过程中就可以直观的发现线路中相关电压回路设计和电源回路设计以及接线方式的错误, 继电保护装置中的防过压、防过流技术可以很好的协助变电站内部的保险机制, 异常情况下采取对区域电流的隔离和其他支路的保护, 并且可以通过网络交互机制采取定点报警措施, 为及时发现故障和处理事故提供有效的指导和参照。

3.3 智能化变电站继电保护调试可以作为诊断系统工具

首先, 可以对线路的短路和环路情况进行诊断, 可以将线路的绝缘电阻设定在一定的范围之内, 然后对直流电流进行检测, 如果检测仪器可以正常报警, 证明该线路畅通, 如果出现翻倍情况, 就说明线路中有短路或者环路情况。另外一种方法是通过测控信号脉冲的方式, 诊断二次回路中是否存在脉冲宽度的设置问题, 如果二次回路正常, 就需要再次检定分合闸控制问题, 进一步可以确定脉冲宽度的设置是否合理。

4 结语

综上所述, 智能化变电站继电保护调试的内容相对比较多, 涉及的问题也比较复杂, 常规的来讲, 智能化变电站的建造初期和调试阶段是占用时间和投资最大的环节, 但是, 就后续应用过程中的自动化和智能化操作和控制来讲, 对于减少人力资源占用和提高经济效益以及应对电力供输突发性事件方面有着十分重要的实际意义。

参考文献

[1]吴俊兴, 胡敏强.基于IEC61850标准的智能电子设备及变电站自动化系统的测试[J].电网技术, 2007 (02) .

[2]夏勇军, 陈宏.110kv智能变电站的继电保护配置[J].湖北电力, 2010 (01) .

[3]袁桂华, 张瑞芳, 郭明洁.110kv变电站继电保护整定方案优化[J].中国造纸, 2010 (07) .

继电保护调试及应用 篇2

关键词：变电站;二次回路;继电保护;调试技巧

中图分类号：TM773     文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2014）35-0091-01

随着电力事业的发展，特别是科技的发展，现代综合变电站中继电保护装置、二次回路也越来越复杂，给其调试工作带来了一定的难度。现阶段我国正处于高速发展的新时期，各行各业发展都离不开电力系统的支持，加强对变电站二次回路、继电保护调试技巧的研究具有十分现实的意义。

1  变电站二次回路调试技巧

通过对变电站二次回路的调试，能够保证变电站系统运行的安全与稳定，为电力企业的发展创造有利的条件。变电站二次回路调试技巧需要从调试前准备、调试阶段以及带负荷调试三个方面进行，具体表现在以下几个方面。

1.1  变电站二次回路调试前准备工作

在变电站二次回路调试前，需要做好相应的准备工作，主要包括以下几个方面：

①对变电站所有的设备进行全面了解，掌握变电站自动化装置的安装方式、变电站电度表屏、保护屏、直流交流屏等主要功能以及控制方式。

②对变电站一次主接线的运行方式、状态进行检查，检查其间隔位置的正常性。

③对二次设备外观检查，包括对设备接线、屏等外观检查，判断设备外观没有收到损伤。

④对变电站各个屏电源进行接线检查，检查其符合要求后逐一上电，观看其上电后的反应，然后查看系统软件组态等。

⑤对变电站中二次设备进行通讯线的链接，然后进行调试。

1.2  二次回路调试技巧

变电站二次回路调试阶段主要包括对一次、二次系统中所有电缆链接、继电保护等功能的全面检查与调试。具体表现在以下几个方面。

1.2.1  电缆连接调试

对变电站一次二次系统电缆的连接检查调试内容主要包括以下几个方面：①对开关控制回路的调试，包括对控制回路、断路器等位置的指示灯的检查，如果发现指示灯全亮或全熄，需要立即将直流电源关闭，认真寻找发生问题的原因。②用常规的安装调试方式对信号控制回路进行调试，以智能终端箱为中心，终端箱中刀闸、开关、主变本体等控制信号正确性，为后期的联合调试提供便利。③对于电缆其他信号回路的调试，包括事故跳闸信号、运行状态信号、事故预告信号等。

1.2.2  操动机构信号调试以及断路器本身信号的调试

现阶段，变电站二次回路一般采用液压操动机构，需要对其压力信号进行检查，保证其正常与完整，包括时间显示以及报警信号等;弹簧操动机构的检查调试，主要是对其储能信号的检查。

1.2.3  开关量调试

对变电站后台机事件名称查看，检查刀闸、断路器等状态是否正确;如果实际情况与显示状态不符合，一般原因为断路器或刀闸辅助触点常闭或常开接反。需要对后台机遥信量特征组态进行更改，但是在常开与常闭开关变动时，需要对调度端进行适当的改动。对变电站后台系统运行的状态信号进行查看，调整开关量，确保变电站系统运行的安全与稳定。

1.2.4  主变压器本身信号

主变压器测温电阻通常应有三根出线，以提高测温的精度，其中两根为补偿从主变压器到主控室电缆本身的电阻而共同接测温电阻另一端用，另一根接测温电阻一端。建议在测温装置上也应按该方式连接，以避免测出的温度不准。其他就是检查如主变压器温度、压力等信号在后台机上显示的时间是否正确，一般来说压力信号应响电笛并跳主变各侧断路器;又如变压器温度在后台机显示是否正确。尤其是瓦斯保护，即指利用气体形成的压力动作的保护，其原理为：由于变压器用变压器油作冷却和绝缘介质，当变压器内部发生故障时，变压器油和其他绝缘物就会因短路电流所产生的电弧而分解，同时大量气体将产生，而整个过程中可利用这些气体形成的冲力或压力可使其保护动作。

1.2.5  变电站二次回路功能调试

主要的检查项目包括以下几个方面：①根据继电保护系统相关规定与标准，对继电保护装置进行相应的调试，并继续拧开关量、模拟量的测试，同时通过故障模拟，对保护装置运行正确性进行测试。②对后台遥控断路器、主变压器分接头、电闸等进行检查。如果装置具有同期功能，需要找到线路母线与侧电压的基准点，也就是对监控功能进行调试。造成遥控断路器调试失败的原因主要包括控制回路接线错误、断路器位置显示错误、控制回路未接通等。需要根据监控系统图对相关数据进行核对，并正确的设置脉冲系数、模拟量等，同时按照具体要求继续拧组态、设计等，保证相关历史数据报表、系统图资料等的完整正确。③在系统投运前，需要对运动功能进行调试，具体调试内容包括：通讯方式、通讯速率、通道模拟方式、调度遥控序号、点度量名称、数量与顺序等。在调试过程中，要同时对变电站上行与下行信息进行调试，其中上行信息包括电度量、模拟量、SOE量等;下行信息包括刀闸位置、遥控断路器、遥控主变压器档位、调度校对等。④除上述调试功能外，还需要对声音报警功能、打印功能调试等继续进行调试。

2  继电保护调试技巧

继电保护装置由逻辑部分、测量部分、执行部分三个部分组成。其中逻辑部分能够对继电保护设备的工作状态进行判断，为保护设备是否动作提供依据;测量部分是对保护设备工作状态的电气量进行有效的测量;执行部分主要承担了继电保护设备任务。也就是说，继电保护装置能够及时对变电站系统运行中相关设备故障进行检测，并发出一定的信号。当变电设备运行状态不正常时，保护装置会发出保护信号与警报，提醒值班人员及时采取有效的措施，保证变电站的正常运行，同时避免设备遭到破坏。

变压器继电保护装置主要包括瓦斯保护、电流速断保护、过流保护、差动保护等。具体包括：①瓦斯保护在变压器外部故障中无法发挥优势，一般在容量小的变压器中使用瓦斯保护外，其他包括油箱电源侧。引出线故障中，一般采用其他的保护方式与瓦斯保护箱配合的方式。②过流保护就是在变压器外部因素造成的过流，也能为变压器提供后备保护。③备用电源互投装置。两路或多路电源进线供电时，当一路断电，其供电负荷可由其它电源供电，也就是要进行电源切换，人工进行切换的称为手动互投。自动进行切换的称为自动互投。互投有利用母联断路器进行互投（用于多路电源进行同时运行）和进线电源互投（一路电源为主供，其它路电源为热备用）等多种形式，对于不允供电电源并列运行的还应加互投闭锁。

FTU是装设在各分断开关上的馈线终端单元，一般是通过FTU采集故障前的电流、电压等重要信息，并通过通信通道将这些信息上传到主站，主站对数据进行综合分析，确定故障区并制定恢复供电策略，最后通过遥控各开关隔离故障区并恢复对非故障区的供电。

3  结  语

变电站二次回路以及继电保护的调试工作是变电站运行管理工作中重要的组成部分，对变电站的安全运行具有十分重要的意义。本文介绍了变电站二次回路的调试技巧，有效地保证了变电站二次回路运行及继电保护系统运行的安全与稳定，对整个电力系统的发展具有重要的意义。

参考文献：

[1] 唐春华.有关变电站二次回路及继电保护调试技巧分析[J].电力电工，2012，23（4）：124-125.

[2] 钟启青.基于变电站二次回路调试方案研究[J].创新科技与应用，2013，31（15）：563-564.

[3] 李峰，党政军.刍议如何做好机电保护二次回路调试工作[J].科技创新与应用，2013，12（4）：789-790.

继电保护调试及应用 篇3

1.1 电子式互感器

在智能化变电站的继电保护工作中, 电子式互感器为了加强继电保护设备的可操作性和灵活性, 将工作单元和传感模块合并成了一个整体。在进行高压一次侧安装工作时, 需要对一次侧的电力参数进行实际的测量, 这就需要应用信号采集设备对电力参数进行实时的测量, 并对转换为数字信号进行传输和控制。另外在二次侧安装合并单元就需要对各处理器的远端模块信息进行采集, 在采集并整理后传回服务器;将电子互感器的接口和二次设备进行合并不仅可以减小系统的冗余度, 还可以有效增强设备在信号处理和调控电力供应方面的性能。电子式互感器和传统的电压、电流单一互感器相比具有很大的优越性, 主要体现在无饱和现象、频带较宽、测量范围广等方面上;除此之外, 在智能化变电站应用的电子式互感器没有铁芯, 所以抗干扰能力比较强, 测量进度也比较干, 在信号传输上也有可靠的保证。

1.2 采用整齐划一的通讯准则

在智能化变电站中, 通信准则的涵盖范围是非常广的, 包括配置语言、数据库定义和命名、设备子特性以及设备功能行为等都属于通讯准则的内容。通讯准则与传统的标准相比有很大的优越性, 这主要表现在通讯准则能够明显的得出通信规定, 可以得出简介明了的智能化变电站自动化系统和数字化系统的统一标准;通过整齐划一的通讯准则可以有效的提高设备之间的对接性能, 同时还可以增强设备的可操作性和操作效率, 以此来实现不同设备之间的无缝连接, 从而有效的推动智能化变电站的自动化。

1.3 GOOSE技术

GOOSE技术在智能化变电站继电保护工作中应用比较广泛, 主要应用于面向对象的变电站事件, GOOSE技术基于IEC61850通信机制, 可以使变电站信息实现快速而有效的传输。单一GOOSE的信息是由智能电子设备来负责发送的, 是由多个IED负责接收的;在实际工作中, 不管是逻辑量、开关量, 还是诸如电流幅值、压力、温度一类的模拟量, 应用GOOSE技术都可以对其进行高效的传输, 所以GOOSE技术有很大的优越性。

1.4 智能化变电站的特点

智能化变电站相比于传统的变电站有着很大的优越性, 智能化变电站有全站信息数字化、一次设备智能化、二次设备网络化、高级应用互动性、运行控制自动化、标准信息共享化等特点。在智能化变电站中一次设备起着不可或缺的作用, 常用的一次设备主要包括在线监测设备、智能组件、智能终端、合并单元、全光纤式电压互感器、电子式电流互感器等;二次设备网络化即是指全站设备形成了过程层、间隔层和站控层三个等级, 其中过程层和间隔层采用SV网络和GOOSE网络, 站控层采用MMS网络, 都是双网配置且相互独立。

2 智能化变电站继电保护的调试

智能化变电站继电保护的调试工作是有效保证其保护作用发挥的重要工作, 主要包括对继电保护装置元件进行调试、对光纤通道和复用通道进行调试、对GOOSE进行调试三个主要方面, 对每一个调试工作都需要进行重视, 要对每一项调试工作进行分析。

2.1 继电保护装置元件的调试

继电保护装置元件的调试主要包括四项工作: (1) 对继电保护的调试设备进行检查, 在对智能化变电站进行继电保护的调试工作前要先对调试设备进行检查, 要保证调试设备的相关性能完好、插件齐全、端子排和压板安装严实、外观完好无损, 在进行绝缘检查时必须先将设备中所有的插件移出, 另外要保证检查人员的安全还需要切断所有的直流电源, 然后对交流电流、直流回路以及交流电压进行系统的检查, 要保证程序版本和装置的整定定值正确, 通过上电检查确保其可以正常的运行。 (2) 要对开关量、采样值和零漂进行检查, 需要对多种情况查找输出接点动作进行模拟, 以此来保证开关量检查到位;对采样值的观察要保证仪器显示值和测得的实际数值的误差小于5%。 (3) 要对保护定值进行校验, 主要包括对一些距离保护定值进行校验和对一些零序过流定值进行校验, 对这些定值进行校验在继电保护工作是非常重要的, 必须保证定值校验的准确性。 (4) 对光纤通道进行联调, 这项工作主要就是在对定值数据校验之后对差流和对侧电流进行检查, 并且对装置两侧纵联差动的保护性能进行联调, 需要注意的是在联调开始前要保证光纤通道准确连接。

2.2 通道调试

在智能化变电站继电保护调试工作中, 通道调试主要就是对通道的状态进行检查、通道调试前的预备工作等: (1) 通道调试需要在光纤通道良好的状态下进行, 要查看保护装置的纵联通道是否正常, 要检查异常灯的状态, 以此来判断通道是否可以进行调试工作; (2) 要做好通道前的准备工作, 要对光纤头进行清理, 保持光纤头的清洁并校验光纤的连接是否妥当, 要保证屏蔽层两端、通道接口设备按照相关要求接地, 连接线的选择也要符合要求; (3) 通道调试除了光纤通道调试外还包括对复用通道进行调试, 需要注意的是在进行继电保护装置通道调试时, 要对通道有无告警信息和通道状态进行时刻的关注。

2.3 GOOSE调试

在变电站智能化运行的继电保护工作中, 除了通道调试和装置元件调试外还有GOOSE调试, 主要包括对其的通信状态、发送功能进行调试和接收功能进行调试三种: (1) 要在装置调试菜单中对GOOSE的报文统计和通信状态进行配置; (2) GOOSE为了方便现场的调试一般会配置多个发送压板, 其最大支持八个发送压板, 以此为标准对其配置进行检验; (3) GOOSE技术有很好的接收性能, 所以要保证继电保护的效果在应用时还需要对其接收性能进行调试。

3 智能化变电站继电保护应用分析

在智能化变电站继电保护工作中, 一般应用较多的是GOOSE的连线功能。在对GOOSE的连线功能进行配置之前, 要先解决变电站的接收方式无法全部接收数据的问题, 要保证变电站通过添加内外部信号来实现数字信息接收的完整性和有效性, 在对内外部信号进行添加时要实时注意查看日志窗口, 要掌握信号的输入输出记录, 另外需要注意的是所添加的内部信号和外部信号不能相同。要实现智能化变电站继电保护的高效应用就需要对各个技术进行分析:G00SE的虚端子连接方式替代了传统电子设备之间的硬接线通信方式, 将采集的数字信号打包成数据集理并进行对外传输, 这样可以有效提高传输的速度, 再利用互联网技术对技术进行共享, 以此来对智能化变电站的设备进行合理的调整优化, 对继电保护工作进行合理高效的调试, 从而保证智能化变电站运行的高效性、稳定性和安全性。综上所述, 在继电保护设备进行合理高效调控的情况下, 在智能化变电站的继电保护工作中相关设备就可以更高效的运行, 以此来对变电站的智能化运行进行保护。

4 结束语

继电保护工作在智能化变电站的运行中是非常重要的, 要保证并提高智能化变电站运行的质量和安全性就必须对继电保护的应用和调试进行研究;电力企业要适应我国当下电力体制改革也必须加快对变电站继电保护的研究, 提高变电站继电保护工作的质量, 以此来保证智能化变电站运作的稳定性和可靠性, 这样才能获得更高的社会效益和经济效益。

参考文献

[1]付鹏.智能化变电站继电保护调试及应用研究[J].科技向导, 2015 (13) :23~24.

[2]黄嘉昌.阐述智能化变电站继电保护调试及应用研究[J].科技传播, 2015 (1) :134~135.

[3]试论智能化变电站继电保护调试研究及应用[J].电力建设, 2015 (2) :37~38.

[4]段占辉.基于智能化变电站继电保护调试研究及应用的分析[J].水利水电, 2014 (11) :230~231.

继电保护调试及应用 篇4

中关键词：智能变电站；继电保护；检测；调试

中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）06（b）-0000-00

前言

随着科学技术的快速发展，智能变电站得以快速建设起来，为了确保智能变电站能够安全、可靠的运行，继电保护系统具有极为重要的意义。需要确保继电保护系统能够稳定的运行，所以在智能变电站中做好继电保护系统的检测和调试工作，选择科学合理的调试方法，确保继电保护系统能够保障变电站安全、稳定的运行。

1智能变电站继电保护系统的检测

随着计算机技术和智能化技术的快速发展，变电站的运行也加快了智能化发展的步伐，智能变电站开始全面的推广，这在很大程度上提高了变电站运行的安全性。但智能变电站稳定的运行还离不了继电保护系统的支持，所以需要确保智能变电站继电保护系统运行的可靠性，做好智能变电站继电保护装置动作值和动作时间的检测，确保检测效果的良好性，从而有效的确保电力系统安全、可靠的运行。

1.1 装置的动作值以及动作时间的检测

当智能变电站内设备或是线路出现故障时，继电保护系统会在第一时间内进行动作，及时切除故障，确保变电站运行的稳定性。这就需要确保继电保护系统动作时间和动作值要时刻处于良好的状态，因此需要通过设备的电压及电流来对动作时间和动作值进行测试。同时检测的数据需要通过面板来进行显示，并将该值与继电保护检测仪的标准参数值进行比较，从而实现详细记录继电保护装置动作整个过程的数据。

1.2 设备的检测

变电站内具有较多的设备，只有设备处于良好的运行状态才能确保变电站运行的稳定性，特别是继电保护设备，其对智能变电站的运行起到重要的保护作用，所以需要做好设备的检查工作。在对继电保护设备进行检测时，通常会通过合并单元、继电保护测试仪、光功率针、IED配置工具、智能终端、合并单元、网络数据包等来进行检测，只有在设备检测全部合格后才能正式的投入使用，有效的保证智能变电站能够安全、可靠的运行。

2智能变电站继电保护的调试方法

2.1 继电保护系统的总体调试方法

智能变电站安全稳定的运行需要由继电保护系统来进行保障，所以需要做好继电保护系统的总体调试工作，这样变电站运行的质量才能提升。长期以来在我国智能变电站继电保护系统检测工作中，通常都会以电缆作为媒介来对智能操作箱和测试仪器的输出输入方式进行测试，这样能够更好的为智能保护提供有用的信息。但在这个过程中，由于是在闭环测试条件下来接收智能操作箱的信息，继电保护系统的总体调度需要与合并单元之间进行有效的配合，而且需要由互感器进行搭配来进行调试。但如果从继电保护设备的端口处进行测试时，则需要采用光纤装置来进行插拔，同时测试数据也实现了有效的安全隔离。当利用交换机端口来进行测试时，尽管不需要光纤插拔操作，但时需要系统其他设备进行相关的切换操作配合，对继电保护系统的误操作事故进行检查，有效的降低误操作的发一机率。针对当前智能变电站特点，在对继电保护系统进行测试时可以根据实际情况利用插拔光纤设备来测试设备的端口，确保智能变电站继电保护总体调试的完成。

2.2 大电流故障保护调试方法

在日常用电中，经常存在停电故障，其中有一部分故障都是由智能变电站的故障所造成的，因此，对智能变电站继电保护系统的调试也显得更加重要，能够及时的发现电力系统中的大电流故障，并及时对大电流故障采取有效的调试，这样才能进一步保证智能变电站运行的安全性和可靠性。智能变电站大电流发生器产生的一次电流将会供给于标准互感器以及电子式互感器，而且，在对机电跋大电流故障保护的过程中，还要充分掌握合并单元的数据，因此要做好数据的采集工作，整个过程的实施流程为收集、采样、分析等，这样从对运行结果数据的分析中就能得到标准互感器与电子式互感器之间的联系。另外，在对电子式互感器进行精度校验的过程中，需要结合标准互感器的使用来完成。此外，合并单元在应用的过程中，能够实现无死区的全方面检测工作，能够确保智能变电站继电保护运行的可靠性和安全性。在实施大电流故障调试方案中，主要对大电流中存在的合并单元双AD差异、短路故障、组网接口、合并单元失步、合并单元故障等方面进行全面的调试，将电力故障对智能变电站运行的影响降至最低，从而有效的提高了电力系统的运行效率。

2.3 安全隔离措施的调试方法

智能变电站通过可靠的信号网络通信才能保证智能变电站各项数据采集信息的准确性，因此，在对智能变电站继电保护的调试中，安全隔离措施的调试是非常关键的。

首先，在对安全隔离措施调试的过程中，需要调试工作人员及时介入到变电站的运行现场，根据智能变电站的实际故障情况采取有效的调试工作，为了避免调试工作人员在对智能变电站继电保护系统调试过程中造成人员伤亡现象，需要适当的增设安全隔离措施，不仅要保证智能变电站继电保护系统运行的可靠性，更要保证周边人人群以及调试工作人员的人身安全。

其次，要针对变电站具体的运行情况采取合理的安全措施，安全隔离措施主要分为插拔光纤、投退软压板等两种。另外，对母线的安全隔离措施调试，可以通过控制母差装置来出具合并单元，并对其进行数据采样，在对单元数据以及母线差动电流进行计算时，需要将母差动保护装置的合并单元存在的不对应数据进行合理的处理，在此过程中，要保证母线差动保护装置仍然进行数据传输，避免对智能变电站继电保护系统的运行造成影响，从而完成对智能变电站继电保护安全隔离措施的调试工作。

3结束语

在智能变电站运行过程中，继电保护系统发挥着非常重要的作用，有效的保障着智能变电站安全、可靠的运行，所以需要做好智能变电站继电保护系统的检测和调试工作，确保智能变电站能够安全、可靠的运行，使电力系统能够提供稳定的电源供应，加快推动我国电力事业健康、持续发展。

参考文献

[1]刘成君.张恺凯.数字化变电站及其对继电保护的影响[J].电工电气. 2010（04）.

[2]董俊清.微机智能综合保护装置在供电系统中的应用[J].电气传动自动化.2000（04）.

继电保护调试及应用 篇5

一、智能化变电站概述

同以前的变电站相比, 智能化变电站运行中对光电技术的应用很多, 并且对网络通信技术和信息技术的应用相比以前也大大增加。与此同时, 电子信息的应用模式也发生了极大改变, 各种数字化电量的输出也成了现实。通过对以上技术的使用, 智能化变电站的电力系统的模型化、信息化水平不断提升。在装置选择上, 智能化变电站放弃了以前常用的TA和TV, 采用了新的变压器模型, 这种装置具有消耗小和电量低的优点, 同时通过数字信号对电力系统进行了直接的改造。在电力数据的收集方面, 智能化变电站采取了信息统一化模型作为主要的技术特征, 从电子数据显示、电子信号取得方面不仅有效的提高了效率, 并且提高了电子数字的测量精度, 在电子数据的集成化、信息化上也取得了很大的进步。智能化变电站在数据的独立处理能力上相比传统的变电站也有着很大提升。同时在变电系统的自动化数据传输方面取得了突出的进步, 实现了电子信息的相互作用和变电站内部情报的智能交换等。

二、智能化变电站继电保护应用分析

智能化变电站与传统旧式变电站相比, 在控制电路、降低错误造成的损失方面都有着很大的优越性。在装置的设计、内部设备的应用上也有明显的优势, 并且在继电调试及应用方面也具有很大优势。通过对以上这些因素进行考虑, 使得厂商在对变电站的建设时, 对智能化变电站格外青睐。以下从几个方面出发, 对我国智能化变电站继电保护调试及应用进行了分析。

1) 保护装置元件的调试

我国的智能化变电站在继电保护调试及应用时, 应当对相关的调试设备进行必要的检查。保证插件的良好运行, 并确保端子排和对应的板块没有松弛现象的发生, 在对直流及交流电路进行绝缘检查时, 必须提前将电源关闭, 从而保证检查人员的生命安全, 同时要保证所有的逻辑插件已经被拔除。在进行电流的零漂值测试时, 应当将端子排内的电压进行短循环对接, 同时将相关的电流进行切断, 并对电压和电流的零漂值进行观察;与此同时注重对精密实验数据进行采样, 并对交流电压和交流电流装置进行采样观察。在数值观察方面, 应当把实验数值和仪器数值之间的实际测量误差控制在5%内。在进行开关量的检查时, 应当保证被模拟状况的多样性, 在相应的检查结束后, 应当进行保护值的设定, 主要是对保护值的校正, 从而设定保护距离。在设定结束后应当进行保护电流的检查, 并对断电情况下的数据进行校验。在完成各项调试和设定和后, 应当对光纤通道进行检查, 在进行检查之前应该确保光纤通道的可靠性和连接的畅通性, 从而不会出现纵连通道异常灯亮起的情况。

2) 通道调试

在进行通道调试之前, 应当对相应通道的状态进行判断, 并对装置中的光纤频道和其他通道设备进行合理的保护。必须保证没有经常性的警告在纵联通道中出现, 并且异常灯没有亮起现象的发生, 相关的通道状态也应当保持正常;与此同时, 光纤的清扫工作应当在调试前就必须完成, 通道接口装置和其他装置也要保持良好的状态。通道调试的连接线应当满足不同企业的不同需要, 并保证接地网的完全物理分离。通道调试一般包括特殊光纤通道调试和多用途通道的调试, 前者要首先对单位的发光功率讨论, 接下来再对光纤速度进行检查, 在检查时应当对同侧以及对侧的识别代码进行检查, 对设备的纵联通道警报信号进行异常检查, 如果没有则证明是可用的通道。

3) 继电保护综合调试经验

我国智能化变电站工作人员在进行继电保护综合调试工作时应当注意对工作成果进行逻辑分析和经验总结。智能化变电站的工作人员在对调试装置没有精通之前, 应当对相关设备的制作者和技术开发者进行虚心请教, 从而在提升自身专业技术的同时更好的提高调试工作的工作效率。调试工作的第一步主要是对电流、电压、电路的结构进行仔细检查, 从而防止电源、电路等出现问题, 并对绝缘设备、电压循环设备、保险设备等进行及时的调试, 从而防止因为设备的损坏而对智能化变电站的工作带来不好的影响。智能化变电站的工作人员应当把绝缘电阻的最大值设定为20KL, 然后再对直流循环电路进行检查, 通常的检测器在检出结果超出两倍时就会发出警报, 则说明有电路短路现象的发生。智能变电站的工作人员应当对已经发生故障的装置做好记录, 并对整个继电保护调试过程有着足够的了解, 从而保证智能化变电站继电保护调试工作的完整性。

三、结语

随着我国信息化和数字化水平的不断发展, 我国智能化变电站的发展水平也越来越高, 对智能化变电站继电保护调试及应用的研究和实验也越来越多, 并对智能化变电站继电保护调试及应用中出现的问题也提出了更好的解决方法。本文通过对我国的智能化变电站的继电保护调试及应用进行研究, 对在智能化变电站运行中出现的问题提出了相关策略。根据继电保护调试及应用的原则, 对智能化变电站继电保护调试和应用进行了实时分析。继电保护调试在智能化变电站的工作中起着非常重要的作用, 因其工作的复杂性, 因此对相关项目的技术要求非常高。我国智能化变电站继电保护人员应当注意做好继电保护调试和应用分析工作, 在促进我国智能化变电站发展的同时也能更好的推进我国经济的发展。

摘要：在我国变电站自动化技术的发展过程中, 智能化技术的发展与应用有着极其重大意义。智能化变电站与我国传统的老式变电站相比, 能够更好地实现电流与电路的自动化变换, 同时具有更先进的智能网络设备。本文从对智能化变电站进行概述入手, 对我国智能化变电站继电保护调试及应用进行了分析。

关键词：智能化变电站,继电保护调试,应用分析

参考文献

[1]喇青.关于智能化变电站与传统变电站继电保护的对比[J].科技创新与应用.2012, 8 (31) :33.

[2]刘力刚.数字变电站继电保护调试验收探讨[J].企业技术开发.2011, 11 (22) :41-42.

[3]赵春利.基于IEC61850标准数字化变电站继保测试系统研究[J].硅谷.2012, 8 (15) :11-12.

[4]李海彬.变电站继电保护抗干扰措施分析[J].民营科技.2013, 2 (07) :28.

继电保护调试及应用 篇6

关键词：继电保护装置,电力系统,调试,管理

实际工作中电力系统本身是的正常运行在很大程度上要依靠继电保护装置其作用, 继电保护装置保护动作是否精确可靠将直接关系到电力系统的性能。实际工作中电力系统中的继电保护装置要受到各种因素的影响, 为了适应实际发展要求, 今后工作中就需要不断加强对其研究。

1 电力系统继电保护装置的调试

对电力系统继电保护装置进行专门调试是保证实际运行效果的重要措施, 在实际工作中应该高度重视这项设备的调试。在今后工作中对于继电保护装置的调试需要注意以下几个方面的内容:

1.1 调试前的措施

在调试前首先就需要做好准备工作, 实际工作中对工程图纸的会审以及技术设计的交底等工作应该要保持高度重视, 只有充分重视这些工作才能够掌握工程的基本特点以及设计目的, 今后工作中设计一旦确定之后就要尽量避免变更, 一旦进行变更就会给后期工作的开展带来很多麻烦。在实际检查过程中还应该严格按照操作流程来进行操作为了对继电保护调试装备进行核实校正还需要制定出相关的调试质量检验表。

1.2 具体调试

在实际工作中电力系统本身会产生各种各样的问题, 出现故障之后继电保护装置就能够及时有效地采取保护措施, 从而避免故障对电力系统造成影响。为了保证继电保护装置能够正常发挥作用就需要保证其安全性。具体而言就是要进行严格调试。具体而言就是要进行以下工作:

审核调试技术。在实际调试之前对于调试技术、调试方法、调试注意事项等应该进行严格检查审核, 尤其是要重视安全管理技术等措施的检查, 在审核通过之后必须要严格按照规定对那些重要设备及高技术难度的调试项目进行调试。

在调试的时候需要进行严格监控, 调试的时候对于高频电缆以及交流电缆的屏蔽层是否安全接地必须要引起高度重视, 在实际工作中对于开关站到继电保护室的接地线的铺设情况也需要引起重视, 实际工作中要保证继电保护装置室内接地网的施工质量。与此同时还要严格控制浮充直流电源电压波动范围, 这一范围必须要控制在一定范围之内, 波纹系数也需要满足继电保护的要求。

1.3 调试过程中需要注意的问题

在实际调试过程中可能会遇到各种各样的问题, 正是因为如此就需要对其中的细节保持高度重视。在调试之前就应该严格检查连接片是否断开, 同时还要打印一份定值并同正式定值进行核对, 对于二次回路安全措施单也应该进行严格检查。

实际调试过程中对于那些带有方向的保护就需要做正反两方向的试验, 为了验证保护装置的方向是否正确还需要结合TA的一次与二次极性连接法来对其进行有效验证。实际工作中对于这方面的情况必须要引起重视。在调试过程中还应该加入最大负荷电流以及三相平衡的额定电压, 之后就是要瞬间断合保护装置直流电源, 这样做的主要目的是为了检测是否发生误动以及信号是否正确。

在调试工作完成之后需要接入跳合闸连接片之前, 还需要利用万用表直流电压档分别测量连接上下端对地电位, 需要注意的是万用表是不能够直接测量连接片上下端之间的电位的, 万用表一旦选择不当就极有可能出现误动。这是我们在实际工作中需要引起高度重视的。

2 继电保护装置的管理

对于继电保护装置的管理是一项重要工作, 在今后工作中对于这项工作需要引起高度重视。实际工作中应该从以下几个方面入手来进行严格管理:

2.1 完善管理制度, 实现标准化管理

今后工作中需要不断完善各方面的制度, 对于岗位应该进行合理分工, 同时还要进行定期考核。对于那些考核不过关的相关部门以及工作人员必须要进行适当出发, 为了增强工作人员的积极性就需要严格落实责任制, 这样才能够保证继电保护的各项工作都能够得到高质量管理及监督。实际工作中应该严格操作标准来进行操作, 要努力实现标准化管理。

2.2 提升工作人员自身素质

在实际工作中随着工作形势的日益复杂, 为了适应实际情况就必须要不断提升自身素质, 平常工作中就应该不断加强技术培训, 实际工作中可以邀请厂家的专业调试人员来进行现场指导或进行培训。与此同时还可以定期展开组织培训, 通过这样的方式来强化调试人员的技能以及对新知识的认知。在提升专业技能的同时还应该注重提升其他技能以及管理控制能力, 工作人员应该随时掌握新的专业技能以及先进的管理理念以及管理模式, 今后应该努力打造一支继电保护领域中专业技能强、高素质、高职业道德操守的团队。

2.3 加强对二次图纸及资料的管理

在实际工作中首先需要查线核对, 只有在确定到货正确之后才能够对其进行有效调试。对于那些已经完成的工作, 如果是还要进行修改就需要在图纸上及时修改, 这样对于下一步工作的开展有重要意义。这对于以后施工图纸的最后移交也是有帮助的。除此之外, 实际工作中还应该建立起继电保护校验被顽固, 通过这种形式把每一次校验、缺陷处理以及发生事故以及障碍等技能型详细记录, 通过这样的方式有助于避免类似事件的发生。

电力系统中的继电保护装置发挥着重要作用, 在今后工作中为了保证其效果就必须要不断加强对其调试以及安全管理的研究。在实际工作中必须要从实际出发来进行有效调试, 调试过程中要严格按照操作规范来进行调试。今后要不断加强这方面的研究。

参考文献

[1]耿琴兰, 孙芝莲, 蔡炳年.浅谈电力系统继电保护装置调试及安全管理[J].科技创新与应用, 2012, 13 (34) :44-45.

[2]施晓南.继电保护装置调试的技术分析及安全管理的研究[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2011, 31 (32) :21-22.

继电保护调试及应用 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, 施工企业面临着此类系统装置的调试问题。本文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。

二、回路调试

回路调试即结合设计要求和系统功能进行全面细致的试验, 以满足变电所的试运行条件。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。

(一) 一次、二次系统的接线检查

1. 开关控制回路的调试。

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. 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, 或检查后台机遥信量组态改正。

3. 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。

4. 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、试验位置逐一进行切换。

(二) 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。

(三) 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。

(四) 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完善, 确保综自系统防雷抗干扰, 检查各屏上标签框上应做好正确标识。

三、系统调试

系统调试要求详细观察系统的运行状态, 以便及时发现隐患。

(一) 差动保护极性校验

主变压器带上一定的负荷后, 才能判断出主变压器差动极性。在监控后台机上查看某一时刻主变电流采样数据, 根据差流相数据的大小判断差动极性, 也可通过对各相电流的波形分析差动极性。正常状态下, 对于两圈变压器在同一时刻, 主变压器高低压侧A-a, B-b, C-c相电流波形应正好相反, 即高压侧为正半波数据, 低压侧为负半波数据, 且最大值相加应为0。对于三圈变压器, 送点侧与受电侧各侧电流波形相反, 且最大值相加应为0。如相反, 则需等停电以后在TA二次侧更改极性接线。

(二) 带方向保护的方向校验

线路带上一定的负荷后, 在监控后台机上查看某一时刻同相电流电压数据进行分析。例如:线路输送功率为从变电站向线路送电, 则A相电压正半波最大值应超前A相电流正半波最大值一定角度 (最大不超过180°) , 即同半波数据内电流最大值落后电压最大值几个采样点;否则, 线路保护方向错误。根据装置采样频率可以算出两点之间的角度, 如12点采样, 则两点之间为360°/12=30°。同理, 可校验B, C两项。

四、常见问题及解决方法

1.后台机显示电流、电压不准确。应查看后台机TV、TA变比设置是否正确, 再查看二次接线是否有误, TA二次侧是否被短接。

2.后台机显示线路、主变各侧功率不准确。功率方向应沿袭流出母线为正、流入母线为负的规定, 若现场有功率测量装置, 可直接通过测量二次电流、电压、相位即可算出功率。若现场无功率测量装置, 可采用两表法或三表法根据公式P=√3UIcosΦ计算功率, 如算出的功率与显示不一致, 则用相序表测量装置电压相序;电流相序电流极性是否正确, 可以在开关柜端子排依次短接A、B、C三相电流, 并拆掉端子排至主控室或柜上装置电流线, 在后台机上观察三相电流数据显示是否正确变化, 由此可排查电流相序的正确性;若电流相序正确, 应查电流极性是否正确, 各电压电流等级母线上进出有功功率应平衡, 各母线上所有受电间隔有功功率之和与送电间隔有功功率之和应相等。如不相等, 可根据变电所实际运行状态判断哪个功率方向不正确, 功率反的功率点将TA极性对调即可。

需要注意的是主变送点侧、受电侧有功功率, 无功功率不一定完全相等。由于主变传输的是视在功率, 只要送电侧等于受电侧的视在功率即可。

回路调试。系统调试结束后, 针对试运行期间反映出来的问题进行消缺处理, 并做好计算机监控软件的数据备份和调试资料的整理交接。至此, 一个综合自动化变电所的现场调试工作结束。

参考文献

[1]熊为群, 等.继电保护自动装置及二次回路[M].北京:中国电力出版社, 2005.

继电保护调试及应用 篇8

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

[1]宋盛.智能变电站继电保护的运行和维护技术研究[J].科技与企业, 2015 (07) .

[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) .

继电保护调试及应用 篇9

关键词：同杆双回线路;继电保护;原理;应用

进入二十一世纪以来，电力行业在我国国民经济中的地位明显提高，要想提升我国在国际舞台上的整体竞争力，电力企业还必须而结合世纪发展状况，不断进行电网系统改革和创新，力求为提高我国的国际竞争力提供动力保障。同杆双回线路输电技术同时具有输电容量大、输电效率高以及投资回报率大的特点。在我国电力行业的发展建设过程中取得广泛应用。由于同杆双回线路导线数量非常多，双汇线路之间的距离较短、运行方式多种多样，如果线路发生故障见很难完善后期修理工作。下文从同杆双回线路继电保护的特点着手，对其应用效果作了简单介绍。

一、同杆双回线路继电保护的特点

（一）线间互感及跨线故障对继电保护的影响

互感不仅存在于同一线路之间，同杆双回线路也存在互感效应。当系统产生故障时，电压和电流受线路实际状况的影响，如果不及时采取有效的解决措施，很有可能引发保护装置发生拒动和误动问题。另外，如果线路发生了故障，点气量也会随之发生变化，从而影响继电保护装置的运行。

（二）不同运行方式下保护灵敏度的差异

同杆双回线路的实际运行方式非常多，常见的运行方式由双回线同时运行、单回线运行、双回线和全相运行以及双回线或者单回线非全相运行等。在实际应用过程中不同的运行方式将会产生不一样的效益，由于线路之间存在互感效应，在不同运行方式下发生故障时，继电保护装置的灵敏性将会呈现出不不同的姿态。

（三）跨线故障选相

在实际应用过程中，同杆双回线路还会发生异名跨线故障，此时保护装置可能存在误切双回线的问题，对配电网系统的安全运行将会产生严重的影响。因此，线路设计人员必须结合实际应用情况，对线路的跨线故障进行探索，通过选择合适的跨线故障保持两侧系统的联系。

（四）自动重合闸

当同杆双回线路发生跨线故障时，这时候产生的故障通常具有永久性的特点，实际保护工作中应该将两回线分开处理，减少两回线重合引起的故障问题。另外，如果两侧的系统在完成双回线联系工作时，还必须选择最合适的重合闸方式，在保证准确切除跨线故障的同时，还能够保持两侧系统的有效运行，为提高配电网系统的安全性打下坚实的基础。

（五）更高的可靠性要求

与单回线路相比，同杆双回线路所承载的传输功率更高，两侧系统必须具有较强的联系，才能进一步提高同杆双回线路在实际应用过程中的安全性和可靠性。因此，这就对同杆双回线路的可靠性提出了更好高的要求，保护装置不仅要快速又准确地切除故障，还要保障原有系统的稳定性。

二、同杆双回线路继电保护原理及工程应用

（一）纵联距离保护

纵联距离保护是同杆双回线路中使用频率最高的保护形式，这种形式可以有效满足通道条件较差情况下保护动作的实际需求。由于同杆双回线路继电保护中存在互感效应，双回线路纵联距离和纵联方向保护的配置方案显得十分复杂，如果系统中出现跨线故障，将会出现保护系统误动或者错动等问题，因此，可以采用两回线路的六组的电气量计算出阻抗值，保障保护动作的正常运行。

（二）分相电流纵差保护

分相电流纵差保护是同杆双回线路继电保护中效益最高的保护形式。这种保护形式通常通过比较电路两端电流的幅值和相位，判断动作值的实际范围，判断过程中还可以有效切除系统中的故障问题。分相电流纵差保护中系统负荷及振荡不仅不会对保护系统产生影响，还能准确判断系统中故障的位置，能有效提高保护系统的实际效益。下图1是分相电流纵差保护结构图。

图1：分相电流纵差保护结构图

（三）横联差动保护

横联差动保护装置的基本原理是在同一侧位置比较双回线的电流，不需要依靠增加额外的保护通信装置。横联差动保护以电流的方向作为判断依据，通常可以分为横练方向差动保护和电流平衡保护两种类型。横联差动保护装置必须借助双线路的电气量才能顺利完成保护工作。

（四）基于六序分量的保护

如果同杆双回线路继电保护采用六序分量保护方式，双回线路的对称分量将被细分为同序量和反序量两种类型。六序分量对改组行的诊断有严格的先行条件，只有保障六序故障分量发生故障后才能使用六序分量保护形式，此时同杆双回线路的幅值和相位关系相互保持独立。为了确定保护安装位置的序电压故障分量符合保护要求，并明确故障分量与序电流故障分量之间的相互关系，还必须明确保护装设位置到系统中性点之间的阻抗值，此时选相具有较高的灵敏性，通常不受短路点过渡电阻的影响。

（五）纵联零序保护

纵联零序保护是同杆双回线路在继电保护装置中的主要应用形式之一，在配电网系统职工发挥着至关重要的作用。在实际应用过程中，纵联零序保护具有反应迅速的特点，被国内外众多电力系统防范应用。但是，纵联零序保护状态下同杆双回线路产生的互感效应会对继电保护的整定和运行产生严重的影响，在纵联零序保护模式下，将很难实现故障选相跳闸功能，电网系统的安全性也会受到影响。

（六）工程应用

目前，同杆双回线路继电保护在我国配电网系统中已经取得广泛应用，并且取得良好的应用效果。在实际发展建设过程中，我国1500kv电压等级和2300kv电压等级已经综合使用了同杆双回线路继电保护工作原理。以2300kv电压等级同杆双回线路保护配置为例，该电压等级在应用同杆双回线路继电保护后系统一旦发生故障基本能在第一时间确认改组行位置，其应用为提高该等级配电网的实际效益打下了坚实的基础。

结束语

在实际应用过程中，要想同杆双回线路继电保护装置的应用效益，工作人员首先应该明确同杆双回线路继电保护装置的实际特点，只有针对特点才能进一步提高应用效果。由此可见，同杆双回线路继电保护在配电网系统中发挥着不可替代的作用。

参考文献：

[1]李瑞生，鄢安河，樊占峰，曹丽璐.同杆并架双回线继电保护工程应用实践[J].电力系统保护与控制，2010，（05）.

[2]李斌，李学斌，丁茂生，薄志谦.特高压同杆双回线的环流不平衡及其影响[J].电工技术学报，2012，（04）.

继电保护调试及应用 篇10

关键词：电力系统,继电保护装置,调试技术

随着人们生活和生产环境的不断变化, 对电力系统的要求越来越高, 各种先进的智能化和一体化技术的应用越来越多, 这就给电力系统中继电保护装置的调试技术和调试人员的整体素质提出了更高的要求, 需要人们根据继电保护装置不同的特点选择不同的调试方案, 以便及时发现电力系统运行过程中存在的各种问题, 并且做好其调试工作。同时还要确保调试人员具有较高的调试技术和知识, 能够对电力系统继电保护装置中所采用的原理和图纸有深入的了解, 并且能够对其管辖范围内所有线圈进行正确的接入操作, 以确保电力系统能够安全稳定的运行, 为人们提供一个稳定的供电质量。

1 继电保护装置的调试技术

(1) 回路调试技术。回路是电力系统中的重要组成部分, 是电力系统稳定运行的可靠保证, 因此必须定期对其进行调试, 以确保其各项功能的正常运行。回路调试过程中要对电力系统的各项功能进行全面的检查, 使其能够达到电力系统运行的必要条件。回路的调试包括了电力系统中一次和二次系统中的线路、保护、监控以及打印等各个功能的调试。

(2) 开关控制回路的调试。电力系统中的电能通过跟电源连接的开关进行操作, 为了确保电能传送的正常, 必须对其电源开关进行调试。调试过程中可以通过观察开关位置处的指示灯是否能其功能相吻合, 并且查看电源开关是否能够进行正常的分合闸操作, 如果调试过程中发现任何故障都要及时切断电力系统的控制电源, 及时修复故障部位。另外还要观察电源开关的状态在后台机上的反映, 如果将电源开关和断路器均断开, 然后观察后台机上电源开关的显示状态是否跟其操作一致, 如果一致则说明电源开关回路正常, 否则就需要对其故障类型进行判断和修复。

(3) 装置保护功能的调试。调试过程中要根据电力系统线路、变压器或者电动机的类型不同, 设定不同的保护参数, 并且采用专用的继电保护测试仪对其电流或者电压参数的大小进行检测, 然后将其动作精度传送到断路器上, 在后台机上进行准确的显示。

(4) 装置监控功能的调试。后台机应该能够实现对断路器分合闸操作的精确控制, 如果调试过程中发现后台机不能够实现对断路器的精确遥控, 就必须认真检查故障出现的原因, 并且及时进行修复。另外还要查看测控装置是否能够准确的完成上电操作, 切换开是否能够准确的进行位置的切换以及断路器是否能够工作在不同的位置, 控制回路接线是否正确等。

2 电力系统继电保护装置调试中应该注意的问题

电力系统继电保护装置的调试涉及到的问题较多, 在调试过程中要充分考虑以下几个方面的问题:

(1) 调试工作进行之前要认真检查调试人员是否将断路器的连接片断开, 同时还要检查断路器的直流和交流电源开关是否处于断开位置。

(2) 调试工作进行之前要对断路器的定值信息进行核对, 如果定值单上对断路器的定值信息没有相关记录, 调试人员要仔细核对目前断路器中采用的调整系数信息, 并且将相应的插件拨出进行检查, 并且做好详细的记录。

(3) 调试工作进行之前调试人员要仔细核对二次回路调试单上给出的安全调试措施。

(4) 认真检查跟保护装置相关的闭锁功能是否能够实现, 并且对定制投入的信号进行一一检验, 如果出现过负荷闭锁现象必须进行及时修复。

(5) 对具有方向性的调试内容要分别进行正向和反向实验, 然后采用TA的一次与二次极性接法, 对具有方向性的继电保护装置的方向进行判断, 看起是否连接正确。

(6) 调试过程中要适当添加最大负荷电流和三相平衡额定电压, 然后调试人员将保护装置中的电流输入瞬间断开, 检查保护装置是否能够实现正确动作。最后依次瞬间断开单相、两相以及三相中的交流电压, 查看其是否出现了操作错误现象。

3 继电保护装置中调试过程中的相关要求

(1) 对调试人员素质的要求。进行继电保护装置调试工作的人员必须具备相关的调试技能, 并且持证上岗。一方面是由于调试技术本身的特点所决定的, 它要求调试人员具备较高的技术性, 只有通过调试技术的培训或者考试, 并且取得成绩合格以后才能够从事这方面的工作。另一方面要对继电保护装置的安全运行知识和原理非常熟悉, 以便于工作过程中能够针对不同的情况采取不同的应对措施。另外继电保护装置的调试人员还要对继电保护器的各种资料以及图纸非常熟悉, 掌握其工作范围内所有变电站接线圈的调试技术。

(2) 对调试技术的要求。继电保护装置能够在各种突发性故障发生时实现对电力系统中各种设备和设施的保护, 自动切断故障电路, 将故障的范围控制到最小, 以降低电力系统损害所带来的经济损失。因此必须要保证调试过程中设备和装置的安全性以及可靠性, 并且采用严格的调试流程和方法进行电力保护装置的调试。

结语

继电保护装置是电力系统中非常重要的设备, 其安全性能直接关系到整个电力系统运行的安全性和平稳性, 因此必须对电力系统中的继电保护装置进行调试, 包括开关回路的调试、装置保护功能的调试以及装置监控功能的调试等。调试人员是继电保护装置调试过程中的主要操作人员, 对其技术性和素质水平要求较高, 为了确保电力系统继电保护装置调试的正确进行, 调试人员必须掌握足够的调试技术和知识, 并且持证上岗。

参考文献

[1]李存锋.浅谈220k V变电站继电保护调试[J].中国新技术新产品, 2011 (03) .

[2]朱尚春.供电系统继电保护的可靠性初探[J].中国新技术新产品, 2010 (21) .

[3]张洪武.继电保护装置调试及验收注意事项探讨[J].广西轻工业, 2009 (12) .

[4]邱建洲.关于继电保护调试的技术分析与探讨[J].黑龙江科技信息, 2010 (30) .