桥梁自动保护系统

桥梁自动保护系统（共12篇）

桥梁自动保护系统 篇1

桥梁自动保护系统可以对超载车辆进行限制, 这样可以更好的避免桥梁受到超载车辆的影响, 在系统是由重量感应器和自控式栏杆组成的, 车辆在接近桥梁的时候, 重量感应器就可以对车辆的载重情况进行感应, 在出现超重情况以后, 自控式栏杆就会阻止车辆行驶进桥梁, 桥梁自动保护系统可以避免桥梁出现断裂的情况。

1 桥梁倒塌原因分析

桥梁出现坍塌去原因是多方面的, 对出现坍塌的情况进行分析, 可以在日后的桥梁建设中多加注意。桥梁在进行设计的时候, 考虑的不全面导致构件在稳固性方面出现问题, 这样就会导致桥梁出现坍塌的情况, 在进行桥梁设计的时候, 一定要对桥梁施工附近的环境进行必要的分析, 桥梁在铁路附近进行施工, 就可能会受到火车行驶中产生的震动, 对桥梁的地基造成一定影响。在进行桥梁施工的时候, 施工材料的质量一定要得到保证, 同时在施工的时候, 要避免出现偷工减料的情况, 这样都是会对桥梁的使用情况带来一定影响的。桥梁在使用的过程中会出现和桥梁上行驶的车辆发生共振的情况, 这样也会导致桥梁出现坍塌的情况。在桥梁使用过程中, 重型车辆通过桥梁会给桥梁带来很大的压力, 在造成桥梁坍塌的原因中, 重型货车对桥梁造成的压力是重要的原因之一, 因此, 在对桥梁进行保护的时候, 可以在车辆载重方面进行探讨, 这样可以将桥梁遭受到的损害程度降到最小。

2 桥梁保护系统的设计及其可行性分析

桥梁保护系统是在对桥梁出现过大的压力进行保护, 同时避免出现桥梁损坏的情况, 对车辆的总量进行限制, 这样可以避免承重过大的车辆给桥梁带来影响。车辆在行驶的过程中会产生一定的压力, 这些压力都会作用于桥体, 桥体在承受压力方面也是有一定的限制的, 如果车辆的承重过大就会导致桥梁的寿命减少, 为了更好的保证桥梁的使用效果, 采用桥梁自动保护系统对桥梁进行保护是非常必要的。桥梁自动保护系统是由三部分组成的, 分别是重量感应器、自控式栏杆和桥梁限高保护。

2.1 重量感应器

重量感应器是根据称的原理进行设计的, 使用中也是通过一个地磅对车辆的重量进行检测, 同时对车辆是否超重进行提示。重量感应装置在使用的时候可以预先设定超载警戒重量, 这样一旦车辆的重量超过规定的重量就会发出信号, 信号可以通过传递对自控式栏杆进行控制。

2.2 自控式栏杆

自控式栏杆在进行设计的时候要有感应的开关、限位开关、驱动电路和红绿指示灯, 这样在使用的时候才能更好的达到效果。在限位开关上还要安装摄像头, 这样在车辆经过重量感应器的时候, 感应的开关就可以对车辆的重量进行感应, 同时感应的开关还可以感应是否有车辆到来, 通过电压的变化可以对车辆是否到来进行判断。在限位开关上安装摄像头, 可以在车辆到来的时候对车辆的情况进行记录, 在摄像工作完成以后, 限位开关就会被触动, 在对车辆是否是否超重判断以后, 可以对栏杆的指示灯进行影响, 栏杆的指示灯在绿灯的情况下, 栏杆应该是抬起的, 这就说明车辆的重量没有超重, 在指示灯是红灯的情况下, 就说明车辆的重量已经超重了, 不能通过桥梁。在车辆离开重量感应器以后, 感应开关要恢复到打开的状态, 这样才能保证车辆的顺利同行。当车辆陆续上桥以后, 感应器会被重新启动。在车辆经过的时候, 自动保护系统要对车辆的重量数据进行处理, 在进行处理以后才能更好的控制信号灯的变化情况。车辆没有出现超载的情况, 红外感应装置就会做出相应的感应, 使信号灯变成绿色, 将自控式栏杆抬起, 使车辆通行。在没有车辆经过的时候, 自控式栏杆会处于闭合的状态, 这时的信号灯将是红色。在有车辆经过桥梁的时候, 先要经过重量感应器, 感应器会对车辆的重量进行判断, 在车辆不超载的时候, 可以对自控式栏杆进行控制, 同时在桥梁自动保护系统中, 也可以增加限高功能。未出现超载的车辆在经过桥梁的自控式栏杆时, 指示灯会便成为绿色, 在车辆通过以后, 自控式栏杆会自动闭合, 指示灯也会变成红色, 等待下一辆车辆的到来。经过桥梁的车辆出现超重的情况, 自控式栏杆会没有任何的动作, 同时指示灯也会一直是红色的。

2.3 桥梁限高保护

车辆超重过桥对桥梁损害严重, 超高车辆从桥下经过, 碰擦甚至撞击桥体带来的危害也是不小的。车辆碰擦桥体, 虽然只是对桥梁底部表面产生细小损伤, 但是量变到了一定的“量”也会变成质变的, 桥梁收到损坏的同时, 车辆和人身安全也受到了威胁。所以, 限制经过桥梁底部车辆的高度也是保护桥梁的一项重要措施。在距离桥梁最近的路口前方约20米处设置光传感器, 传感器放置高度为桥梁允许通过车辆高度上限, 传感器有两个端口, 一个发出信号, 另一个接收信号。当车辆通过传感器时, 如车辆高度低于传感器高度, 传感器正常工作, 车辆正常运行。当车辆高度高于或等于传感器高度, 即有超高可能, 车辆中断传感器一端发出的信号, 此时传感器向计算机发出车辆超高信号, 并在路口前方10米处的LED板上显示前方桥梁限制的高度和警示当前有车辆超高, 需从路口绕道行驶的内容。

2.4 桥梁保护系统可行性分析

设计桥梁自动保护系统就是为了减少桥梁出现的坍塌情况, 桥梁出现坍塌的情况不但会影响交通的顺畅, 同时也会对人们的生命带来很大威胁。桥梁自动保护系统有利于确保经济的发展, 同时对人民和交通的安全也是很大的保障。桥梁自动保护系统一直都是受到很大的关注的, 因此, 其在社会上是非常可行的。桥梁自动保护系统运用的技术是非常简单的, 这样就使得用于设计的资金非常的少, 投入的资金相对于建造一座桥梁的是微不足道的, 因此, 桥梁自动保护系统在经济上也是可行的。桥梁自动保护系统在使用的技术方面也是非常广泛的, 这些技术在现在应用都是非常广的, 在桥梁自动保护系统中应用到的重量感应器技术和自控式栏杆技术在原理上都是非常简单的, 而且在操作上也是非常方便的, 这样就使得操作人员在进行操作的时候是非常简单的, 自动保护系统在制造方面也是非常简单的, 在出新问题以后进行维修的时候难度较小, 这样就使得桥梁自动保护系统自技术上也是非常可行的。桥梁自动保护系统在社会方面、经济方面和技术方面都是可行的, 这样就使得系统的整体可行性得到了保证。

结束语

桥梁出现受损的情况原因是很多的, 对不同的情况进行分析, 可以找到解决受损情况的出现, 这对于桥梁的保护是非常重要的。在对桥梁进行保护的时候, 可以从车辆限重方面进行研究。在限重方面保护桥梁, 通过称重, 拦截超重车辆, 让桥梁免受过大压力, 从而大幅度减轻桥梁的损伤程度, 此外还可以进行桥梁限高防撞保护系统的设计。桥梁自动保护系统旨在从各个方面对桥梁进行保护, 维护国家交通财产和人民生命安全, 共创和谐社会。

参考文献

[1]韩全立.自动控制原理与应用.[M]西安:西安电子科技大学出版社, 2006:25-30.

桥梁自动保护系统 篇2

一、原理

1、电力设备中的绝缘材料在直流电压作用下，电介质（绝缘材料）中有微弱电流流过；

2、这部分电流可由电容电流i1，吸收电流i2，泄漏电流i3，三部分电流组成，即i= i1+ i2+ i3；

3、电容电流i1和吸收电流i2，经过一段时间后趋近于零，故绝缘电阻指加于试品上的直流电压与流过试品的泄漏电流之比，即R=U/i3;

4、绝缘电阻有体积绝缘电阻和表面绝缘电阻之分，当绝缘受潮或有其他贯通性缺陷时，体积绝缘电阻降低，因此应才采用屏蔽措施，排除表面绝缘电阻的影响；

5、对大容量试品（如变压器）除测量其绝缘电阻外，还要求测量吸收比或极化指数；

6、吸收比K等于60s的绝缘电阻与15s的绝缘电阻之比，即K=R60s/R15s>=1.3~1.5时绝缘是良好的；

7、当吸收比小于1.3时，试品测量其10min与1min的绝缘电阻之比，即极化指数P>=1.5时合格。

二、绝缘电阻表的使用（2500V 电动式兆欧表，智能型兆欧表）1、2500V 电动式兆欧表

“L”端子——线路端子，输出负极性直流高压，测量时接于被试品的高压导体上；

“E”端子——接地端子，输出正极性直流高压，测量时接于被试品外壳或地上；

“G”端子——屏蔽端子，输出负极性直流高压，测量时接于被试品的屏蔽环上。

判别绝缘电阻表正常与否：

1、将“L”、“E”端子（短时）短接，此时指针指“0”；

2、将“L”、“E”端子间开路时，指针指“∞”。

2、智能型兆欧表

先选择量程

25kV 或 5kV

然后高压通按钮

三、①试验项目：主变绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数

试验地点：云南新立钛业总降变——#1变压器、#2变压器

试验仪器：智能型兆欧表

试验日期：2010.11.12~2010.11.20

②试验项目：耦合电容器的绝缘电阻测量

试验地点：云南新立钛业总降变——#1电容器室、#2电容器室

试验仪器：2500V 绝缘电阻表

试验日期：2010.11.13~2010.11.14

③试验项目：220kV GIS汇控室各CT绝缘检查

试验地点：云南新立钛业总降变——三楼 220kV GIS汇控室

试验仪器：2500V 绝缘电阻表

试验日期：2011.2.22 „„

四、影响绝缘电阻的因素：

1、一般情况下，绝缘电阻随温度升高而降低、故必须记录试验温度（环境温度及设备本体温度）；

2、空气相对湿度增大和电力设备表面脏污越严重，其绝缘电阻越低；

3、大容量设备运行中残余电荷或试验中形成的残余电荷未完全放尽，会造成绝缘电阻偏大或偏小，测量绝缘电阻时，必须充分接地放电；

1）、残余电荷的极性与绝缘电阻表的极性相同时，测得量大于真实值；

2）、残余电荷的极性与绝缘电阻表的极性相反时，测得量小于真实值；

4、现场预试中，由于带电设备与停电设备之间的电容耦合，使得停电设备带有一定电压等级的感应电压；

绝缘电阻表最大的输出电流值（输出站经毫安表短路测得）对吸收比和计划指数测量有影响。

五、绝缘电阻的测试及其注意事项：

1、测试步骤

a、实验前先检查安全措施，被试品电源及一切对外连接应拆除。被试品接地放电，勿用手直接触放电导线；

b、根据表面脏污及潮湿情况决定是否采取表面屏蔽或烘干及清擦干净表面脏污；

c、放稳绝缘电阻表，检验是否指“0”或“∞”，短接时应瞬间、低速；

d、将被试品测量部分接于“L”与“E”端子之间，“L”接高压测量部分，“E”接低压或外壳接地部分；

e、测量吸收比时，读数后先断开“L”端子与被试品连接（用绝缘柄），再停止，防止反充电损坏表计；

f、试验完毕或重复试验时，必须将被试品对地或两极间充分放电，以保证人身、仪器安全和提高准确度；

g、记录被试品设备铭牌、运行编号、本体温度、环境温度及使用的绝缘电阻表型号。

2、测试注意事项：

a、测试时，“L”与“E”端子引线不要靠在一起，并用绝缘良好的导线；

b、测量的绝缘电阻过低时分析过低的原因，应尽量分解试验，找出绝缘电阻最低部分；

c、为了便于比较，每次测量同类设备最好用同型号绝缘电阻表，并于同一时间下读数；

d、同杆双回架空线，当一回路带电时，另一回的绝缘电阻不能测量；

e、测量电力电容器极间绝缘电阻时，试验前后应直接对两极充分放电（采用火花法）。

直流泄漏电流试验及直流耐压试验

一、特点

1、直流泄漏电流试验所用的电源一般采用可调的直流高压装置；

2、泄漏电流随加压时间的变化实际上是吸收电流的变化过程，正常良好的绝缘，泄漏电流与一定范围内的外加电压成线性关系。

二、试验接线——单相半波整流电路

组成：

1、交流高压电源：Ud=1.414U1=1.414KU2，U1、U2为其一、二次电压；

2、整流部分：稳压电容器电容C：3~10kV时，C>0.06uf；15~20kV时，C>0.015uf；30kV时，C>0.01uf；

3、保护电阻R1：限制被试品击穿时的短路电流；

4、微安级电流表：三种接线方式

（1）接在试品高压端：测出的泄漏电流准确，接线简单，在被试品接地端无法断开时采用；

（2）接在试验变压器T2一次绕组尾部：当被试品的接地端能与地断开并有绝缘时（避雷器）不常用；

（3）接在试品低压端：当被试品的接地端能与地断开并有绝缘时（避雷器）常用。

直流高压的测量——在试验变压器低压侧测量

UDC=1.414KU2

其中：UDC—被试品所加直流电压，V；

K—变压器变比；

U2—变压器低压侧电压的有效值

三、①试验项目：氧化锌避雷器试验

试验地点：云南新立钛业总降变——35kV 高压室

试验mA表接线：接在被试品的低压端

试验过程：（1）可靠接地，正确接线（直流高压发生器）

（2）开电源→高压通（升压只1mA）→读取电压（切换）→读取泄漏电

流（<=50uA）

（3）将电压降为0→高压断→断电源

试验时间：2010.11.7

②试验项目：10kV 室外氧化锌避雷器预防性试验

试验地点：广州换流站

试验mA表接线：接在被试品的高压压端

试验时间：2011.2.14 „„

四、影响泄漏电流测量的因素

1、高压引线的影响：接在被试品低压端应着重考虑其设备接地端对地绝缘是否良好；

2、温度的影响：温度升高，绝缘电阻下降，泄漏电流增大；

3、电源电压的非正弦波形对测量结果的影响；

4、加压速度对泄漏电流测量结果的影响；

5、残余电荷的影响：极性与直流输出电压同极性时，泄漏电流有偏小误差，因此应充分放电；

6、直流输出电压极性对泄漏电流测量结果的影响，一般为负极性高压并读取5min后的值；

7、湿度及表面脏污的影响。

五、异常分析

1、泄漏电流过大：应先对试品、试验接线、屏蔽、加压高低等进行检查，排除外界影响因素；

2、泄漏电流过小：可能由接线有问题，加压不够，微安级电流表有分流等引起的；

3、对无流在试品低压侧进行测量的试品，当泄漏电流偏大时，可考虑采用差值法。

六、注意事项

1、按要求接线，检查操作部分外壳及其他是否已可靠接点，试验安全距离是否正确后，方可通电升压；

2、升压应均匀分级进行，不可太快；

3、升压中若出现击穿，闪络等异常现象，应立刻降压断开电源，并查明原因；

4、试验完毕，降压、断开电源后，均应先对被试品充分放电才能更改接线；

5、针对较大容量被试品放电，应使用高压电阻放电棒进行放电。

过程：

逐渐接近试品；

一定距离时，声音由有至无时再用放电棒放电；

直接用接电线放电。

介质损耗因素tanδ试验

一、tanδ测量的原理和意义

1、电介质电导引起的损耗：在电场作用下电介质电导产生的泄漏电流会造成能量损耗；

2、极化引起的损耗：在交流电压作用下，电介质由于同期性的极化过程，质点克服极化分子间的内摩擦力而造成的能量损耗；

3、局部放电引起的损耗：尽量避免内部气隙、毛刺等引起的局部放电；

4、介质损耗角：α的余角δ，α称功率因素角，是交流电压U与电介质中流过电流I的夹角α；

I=IC+IR

tanδ=IR/IC=1/wCPR

介质损耗：P=UIR=UICtanδ=U2wCPtanδ，因此当外加电压及频率一定时，介质损耗P与tanδ成正比，即可用tanδ来表示介质损耗的大小

5、结论：多个电介质绝缘的综合tanδ值总是小于等值电路中个别tanδ的最大值，而大于最小值，tanδ对局部缺陷反映不明显。

二、测量tanδ的仪器——QS1型高压西林电桥

所测得的CX:

CX=CN R4(100+R3)/n（R3+P）

1、对耦合电容器，若CX明显增加，常表示电容层间有短路或水分浸入；

2、对耦合电容器，若CX明显减小，常表示内部渗油严重或层间有断线。

接线方式：

1、正接法：试品两端对地绝缘，电桥处于低电位，试验电压不受电桥绝缘水平限制；

2、反接法：适用于被试品一端接地，测量时电桥处于高电位，试验电压受电桥绝缘水平限制；

3、侧接法：适用于试品一端接地，而电桥又没有足够绝缘强度进行反接法测量时，试验电压不受电桥绝缘水平限制；

4、低压法接线：在电桥内装有一套低压电源和标准电容器，一般只用来测量电容量。

三、①试验项目：电力变压器介质损耗因素tanδ试验

试验地点：云南新立钛业总降变——#1变压器、#2变压器

试验接线：反接法

试验时间：2010.11.15

②试验项目：CT套管介质损耗因素tanδ试验

试验地点：深圳换流站——35kV 间隔

试验接线：正接法

试验时间：2011.2.18

③试验项目：电容式电压互感器的电容分压器的tanδ和电容量测量

试验地点：深圳换流站——35kV 间隔

试验接线：自激法

试验时间：2011.2.19 „„

补充：自激法

1、PT绕组间、绕组对地的介损，不需要外加试验用电压互感器；

2、只要给被试品PT二次绕组（一般为辅助二次绕组aDxD）施加一较低电压（不超过5~10kV）。

四、影响tanδ测量的因素

1、湿度的影响：tanδ随温度的升高而增高；

2、电压的影响；

3、频率的影响：升→f0→降；

4、局部缺陷的影响：现场测试时能分解试验的尽量分解试验以减小影响； 5表面的影响：空气相对湿度较大或表面脏污时，瓷表面泄漏电流的影响。

解决方法：

1、用电热风机将瓷表面中的四裙吹干；

2、等天气干燥后再测。

交流耐压试验

一、交流耐压试验的目的与意义

1、绝缘的击穿电压值不仅与试验电压的幅值有关，还与加压的持续时间有关；

2、一般规定工频耐压时间为1min；

3、交流耐压试验有3种加压方法：

（1）、工频（45~65Hz）耐压试验：检验被试品对工频电压升高的绝缘承受能力；

（2）、感应耐压试验：工频感应耐压试验及倍频（100~400Hz）感应耐压试验，针对变压器、电磁式电压互感器等，采用从二次加压而使一次得到高压的试验方法来检查被试品绝缘；

（3）、冲击耐压试验：波冲击电压试验、雷电冲击电压试验；

4、可灵敏有效地检查出某些局部缺陷、考验被试品绝缘承受各种过电压的能力。

二、交流耐压试验原理

1、交流耐压试验接线分为五个部分：交流电源部分、调压部分、控制保护部分、电压测量部分和波形改善部分。

（1）交流电源部分：从系统中抽取

小容量被试品交流耐压试验多采用220V、380V试验电源，对试验电源电压波形要求较高时多采用线电压380V；

大容量超高压试验变压器多采用6~10kV移圈式调压变压器进行调压。

2、调压部分：要求是电压应能从零开始平滑地进行调节，并使其电压波形不发生畸变。

（1）、自耦调压器：一般用于电压50kV以下小容量试验变压器的调压；

（2）、移圈式调压器：100kV以上试验变压器常用的配套调压装置；

（3）、高压试验变压器：串联谐振装置（电感与被试品串联）。

三、交流高压的测量

1、低压侧测量：被试品电容量较小时，如油断路器、瓷绝缘、绝缘用具等；

方法：试验变压器的低压侧或测量绕组的端子上，测量出二次电压。UH=KUL

2、高压侧测量：当被试品的电容量较大及对电压幅值及波形要求较高时；

“容升现象”：△U=UL=UC×2πfCX×(UN2/SN)×ZK(％)

当试验变压器选定，被试品为电容性，且试验电压一定时，被试品电容量愈大，则被试品上电压UC较U升高愈多。

方法：

（1）、用电压互感器测量：不常用；

（2）、用静电电压表测量：将静电电压表与被试品并接；

（3）、用球隙测量：不宜现场使用；

（4）、电容分压器测量：串联电容器上电压按电容值反比分配，使被测电压通过串联的电容分压器进行分压，测出低压电容CZ上的电压UL:UH=KUL=(C1+C2)/C1×UL

四、交流耐压试验方法

1、采用并联电抗器补偿法：现场输出电流大小时采用；

2、采用串联电抗器谐振法：若被试品额定电压较高时采用；

3、采用变频串联谐振法：解决现场10~500kV电力设备交流耐压试验工作； 通常并联电容器补偿法与串联电抗器谐振法组合采用。

五、①试验项目：220kV GIS汇控室交流耐压试验

试验地点：新立钛业总降变——三楼GIS室

试验方法：变频串联谐振法

试验日期：2010.12.11

②试验项目：35kV 高压室 交流耐压试验

试验地点：新立钛业总降变——二楼35kV 高压室

试验方法：串联电抗器谐振法

试验日期：2011.1.6

③试验项目：10kV 高压室 交流耐压试验

试验地点：新立钛业总降变——一楼10kV 高压室

试验方法：并联电抗器谐振法

试验日期：2011.1.12

④试验项目：35kV 室外各间隔避雷器的交流耐压试验

试验地点：深圳换流站

试验方法：直接加压法

试验日期：2011.2.17 „„

六、交流耐压试验的操作要点

1、试验前，应了解被试品的试验电压，同时了解被试品的其他试验项目及以前的试验结果；

2、试验现场应围好遮拦或围绳，挂好标示牌，并派专人监护。被试品应断开与其他设备的连线；

3、试验前，被试品表面应擦拭干净，将被试品的外壳和非被试绕组可靠接地；

4、加压前，首先要检查变压器是否在零位；

5、升压过程中不仅要监视电压表的变化，还应监视电流表的变化，以及被试品电流的变化；

6、试验中若发现问题应立即缓慢均匀降下电压，拉开电源，在高压侧挂上接地线； 7交流耐压试验前后均应测量被试品的绝缘电阻，有条件时，还要测量局部放电。

七、交流耐压试验中异常现象的分析

1、电流增大，电压基本不变或有下降趋势，可能是被试品容量较大或试验变压器容量不够或调压器容量不够，可改用大容量的试验变压器或调压器；

2、电流表突然上升或突然下降，电压表突然下降，都是被试品击穿的象征；

3、调节调压器，电压表无指示，可能是自耦变压器碳刷接触不良，或电压表回路不通，或变压器的一次绕组、测量绕组有断线的地方；

4、若给调压器加上电源，电压表就有指示，可能是调压器不在零位；电流表异常读数，调压器输出侧可能有短路和类似短路的情况，如接地棒忘记摘除等；

5、试验时被试品是合格的，无明显异常，试验后却发现被击穿了，这往往是由于试验后没有降压就直接拉掉电源造成的。

电力设备局部放电测量试验

一、局部放电的产生机理

1、局部放电：电力设备绝缘中部分被击穿的电气放电，可以发生在导体附近，也可以发生在其他地方，称为局部放电；

2、高压电力设备绝缘内部由于各种原因，存在一定绝缘缺陷，如气泡、杂质、导体的毛刺等缺陷引起局部放电；

3、局部放电起始电压Ui：试验电压从较低值开始上升，升到局部放电量达到某一规定值的最低电压；

局部放电熄灭电压Ue：试品上电压从超过局部放电起始电压的较高值逐渐下降，到局部放电量降到规定值的最高电压；

局部放电的试验电压：试品在此电压作用下的局部放电水平应不超过规定值。

二、局部放电检测方法

1、脉冲电流法：局部放电产生时，试品两端产生一个瞬时电压变化，接入检测回路，就会产生脉冲电流；

2、介质损耗法：利用局部放电消耗能量，使介质增加附加损耗；（一般不用）

3、气相色谱法：充油设备（如变压器、互感器等）产生局部放电时，使油低分子分解，产生各种气体，主要是H2、CH4、C2H2、CO、CO2等；（不停电取样分析，适应于运行中设备的在线检测）

4、超声波法：辅助方法；

5、光测量：利用局部放电产生的辐射进行检测。

三、脉冲电流法检测局部放电

1、在试验电压下，试品充电电流超过测量阻抗Zm的电流允许值或试品固定接地时，则采用测量阻抗Zm与耦合电容器Ck串联的直接法；

2、若试验回路有过高的干扰信号时，则采用平衡法；

3、局部放电测试仪显示有放电波形特征的示波器与显示视在放电量等参数的指示仪表。

四、电力变压器的局部放电试验（高压试验）

1、电力变压器局部放电试验电压值低于耐压试验电压值，高于设备运行电压值，加压时间远大于耐压时间；

2、对于套管是电容式的，可利用其主电容作为耦合电容器Ck。末屏端子对地串接测量阻抗。

当三相励磁时，也可以通过中性点串联测量阻抗Zm；

3、局部放电试验电源一般采用中频电源，100~200Hz。发电机和变频器产生中频电源。

4、U1=1.7Um/1.713，U2=1.5Um/1.713，U3=1.1Um/1.713.五、试验注意事项

1、防止套管放电，在试验前给套管加均压装置；

2、电容器Ck、电源升压变压器应选用无局部放电设备；

3、分级绝缘变压器试验时，测量在线端进行，而自耦变压器连接的一对较高电压和较低电压线圈的线端也同时进行测量；

4、放电量以相对稳定的最高重复脉冲为准；

5、在进行均不放电试验时，如果发现放电量特别大，应立即停止试验，并查明原因。

电力变压器试验

一、电力变压器预防性试验项目

1、测量绕组绝缘电阻和吸收比或极化指数；

2、测量绕组泄漏电流；

3、测量绕组介质损耗因素tanδ；

4、交流耐压试验

5、测量 铁梁和穿芯螺栓（可接触到的）的绝缘电阻，测量铁芯对地、铁芯对 铁梁、穿芯螺栓对铁芯的绝缘电阻；

6、测量绕组直流电阻

7、测量电容型套管的介质损耗因素tanδ和电容值；

8、检查绕组所有分接头的电压比；

9、校正三相变压器的组别或单相变压器的极性；

10、测量空载电流和空载损耗

11、绝缘油试验及油中溶解气体色谱分析；

12、检查有载分接头开关的动作情况。

二、变压器绝缘电阻、吸收比和极化指数试验

1、测量方法：依次测量各绕组对地和对其他绕组的绝缘电阻值，测量时，被测绕组各引线端均应短接在一起，其余非被测量绕组皆短路接地。

2、测量顺序：

1）、双绕组变压器：低压绕组（外壳及高压绕组接地）→高压绕组（外壳及低压侧绕组接地）→高压绕组及低压绕组（外壳接地）

2）、三绕组变压器：低压绕组（外壳、高压绕组及中压绕组）→中压绕组（外壳、高压绕组及低压绕组）→高压绕组（外壳、中压绕组及低压绕组）→高压绕组及中压绕组（外壳及低压绕组）→高压绕组、中压绕组及低压绕组（外壳接地）

3、测量绝缘电阻时，对额定电压为1000V以上的绕组用2500V绝缘电阻表，其量程一般不低于10000MΩ，1000V以下用1000V绝缘电阻表；测量前后均应将被测绕组与外壳短路充分放电，放电时间不少于2min；

4、同一变压器绝缘电阻测量结果，一般高压绕组测量值大于中压绕组测量值，中压绕组测量值大于低压绕组测量值；

5、绝缘电阻表屏蔽法解决绝缘值偏低的具体部位；

测量部位：

1）、高压绕组—低压绕组（L—高压绕组，E—低压绕组，G—中压绕组及外壳）

2）、高压绕组—中压绕组（L—高压绕组，E—中压绕组，G—低压绕组及外壳）

3）、高压绕组—地

（L—高压绕组，E—中压绕组及低压绕组，G—外壳）

6、铁芯，穿芯螺栓、铁梁对地及相互之间的绝缘应选用1000V量程进行。

三、变压器介质损耗因素tanδ试验

1、由于变压器外壳均直接接地、现场一般采用QS1电桥反接法测量tanδ；

2、双绕组变压器tanδ：高压绕组加压（低压绕组+铁芯接地）→低压绕组（高压绕

组+铁芯）→高压绕组+低压绕组（铁芯）

三绕组变压器tanδ：高压绕组（中压绕组、低压绕组、铁芯）→中压绕组（高压绕组、低压绕组、铁芯）→低压绕组（高压绕组、中压绕组、铁芯）→高压绕组、低压绕组（中压绕组、铁芯）→高压绕组、中压绕组（低压绕组、铁芯）→低压绕组、中压绕组（高压绕组、铁芯）→高压绕组、中压绕组、低压绕组（铁芯）3、35kV及以下tanδ<=1.5;66~220kV: tanδ<=0.8;330~500kV: tanδ<=0.6.四、变压器交流耐压试验

1、试验时被测试绕组的引出线端头均应短接，非被测试绕组引出线端头均应短路接地；

2、加规定电压持续1min时，听到正常的电晕声，变压器油箱内无声音，指示仪表指示正常，球隙无放电等；

五、变压器直流电阻试验

1、测量方法：

降压法：测量小电阻时电压表在前，电流表在后，测量大电阻时，电流表在前，电压表在后；

电桥法：单臂电桥（被测电阻10Ω以上），双臂电桥（被测电阻10Ω以下）

2、使用方法：变压器绕组的电感较大，同样需等充电电流稳定后，再给上检流计开关；

读数后拉开电源之前，先断开检流计（220kV及以上时应将被试品接入电桥的测量电压线也断开）

3、导线与仪表及测试绕组端子的连接必须良好，用单臂电桥测量时测量结果应减去引线电阻；

测量时双臂电桥的四根线（C1、P1、C2、P2应分别连接），C1、C2引线应接在被测绕组外侧，P1、P2接在被测绕组内侧，以避免将C1、C2与绕组连接处的接触电阻测量在内）；

4、有载调压变压器应在所有分接头上测量直流电阻；无载调压变压器大修后应在各侧绕组的所有分接头位置上测量直流电阻。

六、变压器的变比试验

变压的电压比，是变压器空载时高压绕组电压U1与低压绕组电压U2的比值，即变比K=U1/U2

七、变压器的极性和组别试验

1、减极性：两绕组绕向相同，在同一磁通穿过时，两绕组内的感应电动势在同名端子间任何瞬间都有相同的极性，此时一、二次电压UAX和Uax相位相同，连接X和x，UAa等于两电压的向量差；

加极性：同名端子间的电动势方向相反，电压相位相差180°，连接X和x后，UAa等于两电压的向量和；

2、试验方法：

1）、用一个电池，将其“+”极接于变压器一次绕组A端，“—”极接于X端；

2）、将毫安表或毫伏级电压表“+”端接于二次绕组a端，“—”端接于x端；

3、操作方法：

先接好测量回路（接入毫安级电流表、毫伏级电压表、极性表）、后接通电源。

正偏（减极性）、反偏（加极性）

八、变压器空载试验

从变压器任意一侧绕组（一般为低压绕组）施加正弦波形，额定频率的额定电压，在其他绕组开路的情况下测量变压器空载损耗和空载电流的试验。

互感器试验

一、互感器交接和预防性试验项目

1、测量互感器绕组及末屏的绝缘电阻；

2、测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗因素tanδ；

3、测量连同套管一起对外壳的交流耐压试验；

4、油箱和套管中绝缘油试验及油中溶解气体色谱分析；

5、测量铁芯夹件螺栓（可接触到的）绝缘电阻；

6、互感器的极性、变比、励磁特性等特性试验；

7、局部放电试验

二、绝缘电阻和泄漏电流试验

1、电压互感器绝缘试验

1）、按绝缘结构分：电磁式电压互感器、串级式电压互感器和电容式电压互感器；

2）、测量时，一次绕组用2500V绝缘电阻表，二次绕组用1000V或2500V绝缘电阻表，非被测绕组接地；

3）、串级式电压互感器tanδ的测量

a）、常规法试验接线：考虑到接地末端“X”的绝缘杆和QS1电桥的测量灵敏度一般选择2kV电压试验；

b）、自激法试验：给被试互感器二次绕组（一般为辅助二次绕组aDxD）施加一较低电压（5~10kV）,利用互感器本身的感应关系，即可在高压绕组上产生一个较高的试验电压；

c）、末端屏蔽法测量：测量时被试互感器一次绕组A端加高压，末端X接电桥屏蔽（正接线时X端接地）；

d）、末端加压法：测量时，一次绕组的高压端A接地，末端X施加试验电压（2~3kV），二次绕组开路

4）、电容式电压互感器tanδ的测量

a）、电容式电压互感器由电容分压器、电磁单元（包括中压互感器、电抗器）和接线端子盒组成；

b）、没有A端子引出的电容式电压互感器tanδ和电容量C的测量

主电容C1和tanδ1的测量接线采用自激法；由中压互感器辅助二次绕组加压，XT点接地，按QS1电桥正接法测量；分压电容C2的“δ”点接高压电桥的标准电容器CN的高压端，主电容C1的高压端接高压电桥的CX线。（试验电压不宜超过3kV）

分压电容C2和tanδ2的测量接线采用自激法；C2的“δ”端子接电桥CX线，由中压互感器辅助二次绕组加压，XT点接地，接正接线测量，由于C2电容较大，加压时应考虑容升电压。（4kV以下）

中压互感器电容量CTV和tanδTV的测量接线及等值电路C2和中压互感器一次绕组并联，将C2末端“δ”点与C1首端相连，XT悬空，中压互感器二次绕组短路接地，QS1电桥反接法，CX接线C2末端与C1首端短接线。（3kV以下）

2、电流互感器绝缘试验

1）、测量一次绕组对二次绕组及地，及二次绕组对地，末屏对二次绕组及地的绝缘；

2）、L—110型串级式电流互感器没有末屏端子，用正接线测量时，一次绕组加高压，二次绕组短路（引线拆除）后，接电桥CX线，用反接线测量，CX线接高压及一次绕组，二次绕组短路接地；

3）、电容型电流互感器tanδ和C的测量，用QS1电桥正接线进行测量，一次绕组加压，二次绕组短路接地，电桥CX线接末屏端子。

三、互感器特性试验

1、测量互感器的绕组的直流电阻（单臂电桥）；

2、极性试验：直流法——电源应加在互感器一次侧，测量仪表接在互感器的二次侧；

3、变比试验：

1）、CT变比检查：非被试电流互感器二次绕组短路，严防开路；比较法（标准CT与被试CT变比相同）；

2）、PT变比检查：应通过调压器和变压器向高压侧施加电压，在二次侧测量。

4、互感器励磁特性试验

1）、CT伏安特性试验：将二次绕组引线和接地线均拆除，实验室，一次侧开路，从二次侧施加电压；

2）、PT空载励磁特性试验：PT高压侧开路，低压侧通以额定电压，读取其空开电流及空载损耗。

断路器试验

一、高压断路器的预防性试验项目

1、绝缘电阻试验； 2、40.5kV及以上少油断路器的泄漏电流试验； 3、40.5kV及以下非纯瓷套管和多油断路器的介质损耗因素tanδ试验；

4、测量分、合闸电磁铁绕组的绝缘电阻；

5、测量断路器并联电容的CX和tanδ；

6、测量导电回路电阻；

7、交流耐压试验；

8、断路器分闸、合闸的速度、时间，同期性等机械特性试验；

9、检查分、合闸电磁铁绕组的最低动作电压；

10、远方操作试验；

11、绝缘油试验；

12、SF6断路器的气体泄漏及微水试验。

二、绝缘电阻和泄漏电流试验

1、断路器导电回路对地的绝缘电阻，测量时应采用2500V绝缘电阻表；

2、对空气断路器，实际是测量其支持瓷套管的绝缘电阻，一般数值很高，最低不得小于5000mΩ；

3、对于少油和多油断路器还应测量绝缘提升杆的绝缘电阻；

4、提升杆绝缘受潮：合闸状态下测得的绝缘电阻远低于分闸状态下的测量值； 5、40.5kV及以上的少油断路器、空气断路器和SF6断路器，应测量其支持瓷套管、绝缘提升杆以及断口间的直流泄漏电流。

三、40.5kV及以上多油断路器介质损耗因素tanδ试验

1、对断路器应进行分闸和合闸两种状态下的tanδ试验；

2、分闸状态下应对断路器每支套管的tanδ进行测量；

3、合闸状态下应分别测量三相对地的tanδ（分解试验）；

四、交流耐压试验

1、从试验变压器低压侧测量并换算至高压侧；

2、多油断路器应在分、合闸状态下分别进行交流耐压试验；

3、三相共处于同一油箱的断路器，应分相进行；试验一相时，其他两相应接地

五、SF6断路器和GIS的预防性试验——成套性

六、断路器速度测量、动作时间测量

1、固有分闸时间——由发布分闸命令（指分闸回路接通）起到灭弧触头刚分离的一段时间；

2、合闸时间——由发布合闸命令（指合闸回路接通）起到灭弧触头刚接触为止的一段时间。

七、断路器导电回路直流电阻测量

1、断路器导电回路直流回阻包括套管导电杆电阻、导电杆与触头连接处电阻和动静触头之间的接触电阻等；

2、导电杆电阻一般不会变化，其他两处的连接电阻和接触电阻常常有所增加；

3、测量前将断路器电动合闸后测量，只有允许手动合闸的断路器才可在手动合闸后进行测量；

4、若测量值偏大，可将断路器跳合几次，以消除可能的触头之间氧化膜影响。

八、SF6断路器和GIS耐压试验

1、“老练净化”——混入设备的导电微颗移到低电场强度区域或微颗陷进中和烧蚀电场表面的毛刺、尖端或杂质，对绝缘强度不产生危害作用；

2、交流耐压试验应采用变频串联谐振法，电压波形应接近正弦，两个半波完全一样，且峰值与有效值之比应等于1.414+-0.07，试验电压的频率为10~300HZ,试验电压为出长试验值的80％。

电容器试验

一、电力电容器交接试验项目

1、测量两极对外壳的绝缘电阻；

2、测量极间电容值；

3、泄漏油检查；

4、交流耐压试验； 5冲击合闸试验；

6、并联电阻测量。

二、测量绝缘电阻

1、测量前后对电容器两极之间，两极与地之间，均应充分放电，尤其对电力电容器应直接从两个引出端上直接放电，而不应仅在连接导线板上对地放电；

2、电力电容器电容量较大，储存电荷多，不允许长时间遥测电力电容器两极之间的绝缘电阻；

3、对两极放电的放电引线两端应接在短绝缘棒上，人身不能直接接触放电引线，放电引线应采用裸铜导线。

三、冲击合闸试验

1、试验的目的是检查电容器补偿容量是否合适，电容器所用熔断器是否合适以及三相电流是否平衡；

2、电容器组及与之相配套的断路器及控制保护回路电流，电压测量装置等安装好后，在额定电压作用下，对电容器组进行三次合闸、分闸冲击试验；

3、冲击合闸试验时，应测量每相电流。试验前应将测量电流互感器TA事先接于测量回路中；

4、电容器组为星形接线，应将测量电流互感器TA接于电容器中性点侧的回路内；

5、电容器组为三角形接线，应将测量电流互感器TA只能串接在各相高压回路内。

避雷器试验

一、避雷器分类

1、普通阀式避雷器。可分为FS型（不带并联电阻）和FZ型（有并联电阻）；

2、磁吹避雷器。可分为FCZ型（变电所用）和FCD型（旋转电机用）；

3、金属氧化物避雷器是由具有良好非线性的金属氧化物阀片组成的一种过压保护装置。其中：

1、普通阀式避雷器是由火花间隙和阀片（非线性电阻）串联而成；

2、FZ型在间隙上并联了电阻使每个间隙的放电电压比较均匀；

3、磁吹避雷器主要是由火花间隙和阀片，采用磁场驱动电弧来提高灭弧性能。

二、避雷器的主要预防性试验项目及要求

1、测量绝缘电阻：FS型>=2500mΩ；FZ、FCD、FCZ型与前一次比较不应有显著变化；

2、测量电导电流：FZ、FCD、FCZ型电导电流应在规定的范围内，其差值不大于30％，FS型不做；

3、检查串联组合元件的非线性因素：FZ、FCD、FCZ型同一相内各串联元件α差值不大于0.05，FS不做；

4、测量工频放电电压：仅对FS型进行，FZ解体大修后进行；

5、测量直流1mA电压U1mA及75％U1mA电压下的泄漏电流，U1mA与初始值比较，变化不大于+-5％，75％U1mA泄漏电流不大于50uA；

6、测量交流运行电压下的电导电流：当电导电流的有功分量增加为初始值的2倍后，应停电检查；

7、基座绝缘及放电计数器动作试验。

三、FS型避雷器试验

1、采用2500V绝缘电阻表，测得绝缘电阻不应低于2500mΩ，若绝缘电阻低于规定值时，可增加直流电导电流测量，规定电压下测得的电导电流不超过10uA为合格；

2、工频放电电压测量检查FS型避雷器火花间隙的结构及放电铁性是否正常及在过电压下动作的可靠性；

3、对每只避雷器应测量三次工频放电电压值，并取其平均值作为工频放电电压，测量时，升压速度不宜太快，以免电压表由于惯性作用而带来偏大的测量误差，一般以3~5kV/S为宜，保护电阻R用于限制工频放电时流过避雷器火花间隙的电流，防止工频电流将间隙烧坏。

四、FZ、FCD、FCZ型避雷器试验

1、对FZ、FCD、FCZ型多元件串联组成的避雷器要求用2500V绝缘电阻表测量每一单独元件的绝缘电阻；

2、在避雷器两端施加一定的直流电压时，流过避雷器本体的电流称为电导电流。

五、金属氧化物（MOA）避雷器试验

1、金属氧化物避雷器由金属氧化物阀片串联组成，没有火花间隙与并联电阻，用2500V或5000V，每节都测；

2、测量直流1mA电压U1mA及75％U1mA电压下的泄漏电流。受温度影响，每升10°C，U1mA均降低1％；

3、运行电压下交流泄漏电流测量，测量阻性电流可以有效性地监测避雷器绝缘状况；

4、三相成直线排列的同类型避雷器其阻性电流与有功损耗PX有明显差异，一般情况下，A相测量数值偏大，B相居中，C相偏小。（由三相避雷器间的相间干扰，电容耦合所致。

六、避雷器基座及放电计数器试验

1、记录放电计数器试验前后的放电指示位数；原则上将放电计数器指示位数通过多次动作试验恢复到试验前位置；

2、对避雷器基座要求用2500V绝缘电阻表测量，其绝缘电阻一般应在100mΩ以上；

3、MOA在计数器前边串一只全电流mA表，在运行电压下测量全电流值，判断其运行状态。

电力电缆试验

一、电力电缆的试验项目

1、电力电缆主要由电缆芯、绝缘层和保护层三部分组成；

2、电力电缆的薄弱环节是电缆的终端头和中间接头；

3、绝缘电阻测量，对护层有绝缘要求的电缆，应用500V绝缘电阻表测护层的绝缘电阻；

4、直流耐压试验并测量泄漏电流，U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压，U为导体与导体之间的设计电压；

5、检查电缆线路的相位，两端相位应一致。

二、电力电缆绝缘测量

1、指电缆芯线对外皮或电缆某芯线对其他芯线及外皮间的绝缘电阻； 2、1000V以下的电缆可用1000V绝缘电阻表，1000V及以上的电缆用2500V绝缘电阻表，6kV及以上电缆也可用5000V绝缘电阻表。

三、电力电缆直流耐压和泄漏电流试验

1、对长电缆线路进行耐压试验时，所需试验设备容量小；

2、在直流电压作用下，介质损耗小，高电压下对良好绝缘的损伤小；

3、在直流耐压试验的同时监测泄漏电流及其变化曲线，微安级电流表灵敏度高；

4、试验前先对电缆验电，并接地充分放电；

5、每次耐压试验完毕，应先降压，切断电源。

四、电力电缆的相位检测

检查电缆相位时，依次在一端将芯线接地，在另一端用万用表或绝缘电阻表测量对地的通断，每芯测3次，共测9次。

五、电缆故障探测

1、接地故障，指电缆一芯或数芯接地故障，分为低阻接地故障和高阻接地故障；

2、短路故障，指电缆两芯或三芯短路，或者是两芯或三芯短路且接地；

3、断线故障，指电缆一芯或数芯被故障电流烧断或受机械外力拉断，形成完全断线或不完全断线的故障；

4、闪络性故障，多出现在电缆中间接头和终端内；

5、判断电缆故障性质，一般采用1000V或2500V绝缘电阻表及万用表进行测量

1）、首先在任意一端用绝缘电阻表测量电缆各芯对地绝缘电阻值，判断是否有接地；

2）、测量各芯间的绝缘电阻，判断有无相间短路故障；

3）、如测得绝缘电阻为0，可用万用表测量各相对地或各相间的电阻，判断是低阻故障还是高阻故障；

4）、因为运行中有可能发生断线故障，所以还应作电缆导通性检查：在一端将A、B、C三相短路但不接地，在另一端用万用表测量各相间是否完全通路，相间电阻是否完全一致。相间电阻不一致时，应用电桥测量各相间电阻，检查有无低阻断线故障。

绝缘子试验

一、绝缘子概述

1、绝缘子承担绝缘和机械固定作用；

2、按形状和使用场所可分为悬式绝缘子、支柱绝缘子、棒式绝缘子、针式绝缘子、套管绝缘子、防污绝缘子；

3、按绝缘子材料构成上看，瓷质绝缘子、玻璃绝缘子、合成绝缘子；

4、当电力系统出现过电压及工频电压升高等情况时，有零值绝缘子的绝缘子串易形成闪络。

二、测量绝缘电阻

1、由于绝缘子数量多，用绝缘电阻表遥测其绝缘电阻工作量太大，因此仅在带电检测出零值绝缘子位置后，停电更换该零值绝缘子前，为保证准确性才遥测绝缘电阻；

2、用2500V及以上绝缘电阻表遥测绝缘子绝缘电阻，多元件支持绝缘子的每一元件和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于300MΩ。

三、交流耐压试验

1、根据试验变压器容量，可选择一只多多只相同电压等级的绝缘子同时试验，交流电压加1min；

2、耐压过程中，绝缘子无闪络，无异常声响为合格；

3、对于35kV绝缘子（多元件支持），当试验电压不够时，可分节进行。

由两个胶合元件组成的，每节试验电压为50kV/min；

由三个胶合元件组成的，每节试验电压为34kV/min。

四、带电检测绝缘子

1、火花间隙法

用一个适当间隔的开口杈搭在绝缘子两侧，良好的绝缘子两端有相当的电位差，电位差通过导电杈传到一个可调的很小的间隙上，间隙被击穿发出放电声；

2、电阻杆法

测量绝缘子两端点之间电位差的接线，以其电位差大小来判断，接地线应连接可靠。

母线试验及定相试验

一、母线试验

1、试验项目：检查连接部分的接触情况，在运行条件下还可采用红外线温仪测量；在停电条件下对母线进行交流耐压试验；

2、母线耐压试验时母线所带电压互感器、避雷器等设备应当与母线断开，并保证有足够的安全距离；

3、对有两段母线且一般运行或母线所带线路一侧带电的情况，做母线耐压试验时应注意母线与带电部位距离是否足够。两者距离承受电压应按交流耐压试验电压与运行电压之和考虑。间隔距离不够时应设绝缘挡板或不再进行耐压试验，而对母线用2500V绝缘电阻表摇绝缘。

4、母线耐压时间为1min，无击穿、无闪络、无异常声响为合格。

二、定相试验

1、当两台新投变压器要并列运行，新架输电线路与系统并网，新装电力电缆交接运行中电力电缆重装接线盒或终端头后投运等情况下，必须进行定相试验；

2、高压定相（110kV及以下系统）

1、将需要并网运行的两端电压分别送至一隔离开关或断路器两侧；

2、当两侧电压相位相同时，高压定相电流表PA指示为0或一较小数值；

3、当两侧电压相位不同时，PA指示为一较大数值，其值大约为U/R

U——系统线电压

R——两电阻杆阻值之和

3、低压定相（110kV及以上系统）

1、通过电压互感器二次电压定相；

2、两侧电压同相，PV指示为0；

3、两侧电压不同，PV指示为线电压（100V）。

保护装置异常报警试验

1、频率异常报警

三个线电压大于40V，频率小于49.5HZ,延时10S报警灯亮。

2、接地报警

A(B、C)相电压大于75V，时间大于15S，报警灯亮。

3、PT断线报警

保护定值中“PT断线检测”控制字投入，加单相电压57.7V，延时10S，报警灯亮。

4、控制回路断线报警

“辅助参数”中“检测控制回路断线”置1，装置TWJ和HWJ状态均为0（在“开关量状态”查看，延时3S报警灯亮。

5、TWJ异常报警

电流大于0.06倍额定电流，装置TWJ状态为1，延时10S报警灯亮。

6、CT断线报警

仅在A相加0.5倍额定电流，延时10S报警灯亮。

7、弹簧未储能报警

装置“弹簧未储能”开入有分到合（“开关量状态”），经整定延时报警灯亮。

8、过压报警

过压保护的控制字，软压板和硬压板至少有一个不投，加三相电压，使任一线电压大于过压定值，经整定延时发过压报警。

保护装置输出接点检查

1、发生保护跳闸或者开关偷跳时，事故总信号接点闭合3S；

2、手动分合或者遥控分合断路器，KKJ（合后继电器）相应的断开和闭合；

3、进行遥控合闸操作，遥合接点应闭合；

4、进行遥控分闸操作，遥跳接点应闭合；

5、断开保护装置的出口合闸回路，模拟重合闸，相应的合闸接点应闭合；

6、断开保护装置的出口跳闸回路，模拟跳闸，相应跳闸接点应闭合；

7、关闭装置电源，闭锁接点闭合，装置正常运行时，闭锁接点断开；

8、发生报警时，报警接点闭合，报警事件返回时该接点断开；

9、操作回路的控制回路断线时，接点应闭合；

10、开关在跳位时，TWJ（跳闸继电器）输出接点应闭合；

11、开关在合位时，HWJ（合闸继电器）输出接点应闭合；

12、某一保护元件动作时，出口组态中设定的相关出口接点均应动作。

RCS-9611CS线路保护整组试验调试

一、过流保护（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段）——反时限，动作延时应和相应反时限特性计算出来的延时一致

1）、整定定值控制字中“过流Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段投入”置1，“过流Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段经复压闭锁”置1，“过流Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段经方向闭锁”置1，软压板中“过流Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段”置1；

2）、模拟正方向相间故障，使得电压满足复压定值，电流满足电流定值，电压超前电流的夹角在—45~135°之间。此时过流Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段经整定延时跳闸。

二、零序保护（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段）

1）、整定定值控制字中“零序Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段投入”置1，软压板中“零序Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段投入”置1；

2）、若零序电流选择外加，则在其端子加入电流，若零序电流选择自产，则在相电流回路加入电流；

3）、当零序电流超过定值时，零序Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）即经整定延时跳闸。

三、重合闸保护

1）、整定定值控制字中“重合闸投入”置1，“重合闸检同期”及“重合闸检无压”置0，软压板中“重合闸投入”置1，“闭锁重合闸”硬压板退出；

2）、开关在手合位置，待15S后重合闸充电；

3）、模拟故障，跳闸后撤去故障，此时重合闸经整定延时动作。

四、（零序）过流加速保护

1）、重合闸功能投入；

2）、整定定值控制字中“（零序）过流加速段投入”置1；“前加速投入”置0，软压板中“（零序）过流加速段投入”置1；

3）、待重合闸充电后模拟故障跳闸，待跳闸后撤去故障，重合闸应动作，待重合闸动作后，再立即加故障电流，此时（零序）过流加速经整定延时动作。

五、过负荷保护

1）、整定定值控制字中“过负荷投入”置1，软压板中“过负荷投入”置1，此时过负荷选择的是跳闸；

2）、加故障电流，当电流超过定值时，过负荷保护经延时跳闸。

六、低频保护

1）、整定定值控制字中“低周保护投入”置1，“DF/DT闭锁投入”置1，软压板中“低周保护投入”置1，“低频减载”硬压板投入；

2）、加三相电压，使各线电压均大于“低周保护低压闭锁定值”，频率高于“低周保护低频定值”；

3）、频率开始下降，下降的速度应低于“DF/DT闭锁定值”；

4）、待频率低于定值后即经整定延时跳闸。

七、低压保护

1）、整定动作控制字中“投低压保护”置1，“投过流闭锁低压”置1，软压板中“投低压保护”置1，“投低压保护”硬压板投入；

2）、断路器在合位；

3）、加三相正常额定电压，然后降低电压使各线电压小于低压定值，同时使电流小于电流闭锁定值，此时低压保护经整定延时跳闸。

RCS-9700系列C型测控装置调试

一、主控室各测控装置分布情况： 1、220kV 线路测控柜：腰新Ⅰ线—RCS—9701C；腰新Ⅱ线—RCS—9701C；

2、#1主变测控柜：变高—RCS—9705C；变中—RCS—9075C；变低—RCS—9703C；

3、#2主变测控柜：变高—RCS—9705C；变中—RCS—9075C；变低—RCS—9703C； 4、220kV 分段测控及备自投：RCS—9705C；

5、站变备投保护测控柜：RCS—9709C；

6、公用测控柜：测控装置一RCS—9702C；测控装置二RCS—9702C；测控装置三 RCS—9702C

二、测控装置功能测试

1、遥测功能测试

1）、选定测试回路，调出该数据所在的单线圈；

2）、在测量回路端子排加入试验电压及电流，调整其值及相位角；

3）、记录数据并与试验表计对数，并检查后台机和远动机数据变化的响应时间；

4）、对电压、电流、功率、频率各类模拟量各加5次量进行测试。

2、遥信功能测试

1）、测试遥信数据的正确性及传输时间；

2）、对其开入量进行试验，在相应屏柜端子上加0→1和1→0的变位信号，检查显示是否一致。

3、遥控功能测试

1）、选择一个断路器或刀闸，进行“遥控”；

2）、开关刀闸在手动强制解锁或逻辑条件满足情况下，进行“遥控执行”；

3）、从系统中对相关的遥控点进行试验，用万用表在相应输出端子上测量输出接点的动作情况，对遥控的准确性和响应时间进行测试。

4、联锁组态功能测试

1）、通过改变相关开入量状态来模拟闭锁条件；

2）、通过后台遥控操作来验证站控层逻辑闭锁结果是否正确；

3）、通过装置就地操作来验证间隔层逻辑闭锁结果是否正确；

4）、逻辑满足时应能可靠动作，逻辑不满足时应能可靠闭锁。

5、检同期功能测试

1）、测试检同期，检无压功能的正确性；

2）、整定有关同期定值，并对装置加相应的电压及相角量；

3）、对有关同期的“压差闭锁”、“频差闭锁”、“角差闭锁”、“检无压”、“同期复归时间”等功能进行测试；

4）、同期时间设置为30S，当同期电压不满足条件时，不能进行同期合闸，当30S内同期条件满足时，不用再进行按钮合闸，自动进行同期鉴定，自动合闸。注：建议定值

低压闭锁值：40V

同期复归时间：25S

压差闭锁值：10V

线路补偿角：0

频差闭锁值：0.1HZ

检无压比率：30％

频差加速度闭锁：1HZ/S

允许合闸角：30°

RCS-931BM超高压线路成套保护装置调试

一、纵差差动保护定值校验：

1、差动电流高定值校验

1）、模拟对称故障或不对称故障，使故障电流为：I=m×0.5×（Imax1）；

2）、Imax1为“差动电流高定值”、4Un/4Xc1两者的大值；

3）、m=0.95时差动保护Ⅰ段应不动作，m=1.05时差动保护Ⅰ段能动作。

2、差动电流低定值校验

1）、模拟对称故障或不对称故障，使故障电流为：I=m×0.5×（Imax2）；

2）、Imax2为“差动电流低定值”、1.5Un/4Xc1两者的大值；

3）、m=0.95时差动保护Ⅱ段应不动作，m=1.05时差动保护Ⅱ段能动作。

3、正序容抗定值（零序差动）试验

1）、抬高差动电流高、低定值，建议整定为2In，零序起动电流可整定为0.1In；

2）、整定Xc1，使Un/Xc1>0.1In，建议为0.4In，Xc0定值整定比Xc1适当大一点；

3）、加正常三相对称电压，大小为Un，三相对称电流电流超前电压90°，大小为In=Un/2Xc1，使差动满足补偿条件；

4）、增加任意一相电流（另外两相电流不变），使零序电流大于0.3In；

5）、零序差动保护选相动作，动作时间为120ms左右。

二、距离保护定值校验

1）、投入距离保护压板，重合把手切换至“综重方式”。将保护控制字中“投Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段距离”、“投Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段相间距离”置1，等待保护充电直至充电灯亮；

2）、加故障电流I=In，故障电压U=m×I×Zzd1（Zzd1为相间距离Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段阻抗定值），模拟三相正方向瞬时故障，m=0.95时可靠动作，m=1.05时可靠不动作；

3）、加故障电流I=In，故障电压U=m×（1+k）I×Zzd1（Zzd1为接地距离Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段阻抗定值，k为零序补偿系数），模拟正方向单相接地瞬时故障；

4）、加故障电流4In，故障电压为0V，分别模拟单相接地、两相或三相反方向故障，距离保护不动作。

三、零序保护定值校验

1）、仅投入零序保护压板，重合闸把手切换至“综重方式”。将相应的保护控制字投入，等待保护充电，直至充电灯亮； 2）、加故障电压30V，故障电流1.05×I01ZD(其中I01ZD为零序过流Ⅰ段定值)，模拟单相正方向故障，其保护动作；

3）、加故障电压30V，故障电流0.95×I02ZD，模拟单相正方向故障，其保护不动作。

四、工频变化量距离定值校验

1）、投入距离保护压板，分别模拟A、B、C相单相接地瞬时故障和AB、BC、CA相间瞬时故障；

2）、模拟故障电流固定（其数值应使模拟故障电压在0~Un范围内）模拟故障前电压为额定电压；

3）、模拟单相接地故障时：U=(1+k)×I×DZset+（1-1.05m）×Un

模拟相间短路故障时：U=2I×DZset+（1-1.05m）×1.732Un

其中：m——系数，0.9,1.1（m=0.9时可靠不动作，m=1.1时可靠动作）

DZset——工频变化量距离保护定值

五、TV断线相过流，零序过流定值校验

1）、仅投入距离保护压板，使装置报“TV断线”告警，加故障电流I=m×Ipt成dx1（TV断线相过流定值）

2）、仅投入零序保护压板，使装置报“TV断线”告警，加故障电流I=m×Ipt成dx2（TV断线零序过流定值）

RCS-915AB-HB型微机母线保护装置调试

一、母线差动保护

投入母差保护压板及投母差保护控制字。

1、区外故障

1）、短接元件 1 的I 母刀闸位置及元件2 的II 母刀闸位置接点；

2）、将元件 2TA 与母联TA 同极性串联，再与元件1TA 反极性串联，模拟母线区外故障；

3）、通入大于差流起动高定值的电流，并保证母差电压闭锁条件开放，保护起动。

2、区内故障

1）、短接元件 1 的I 母刀闸位置及元件2 的II 母刀闸位置接点； 2）、将元件 1TA、母联TA 和元件2TA 同极性串联，模拟I 母故障； 3）、通入大于差流起动高定值的电流，并保证母差电压闭锁条件开放，保护动作跳I 母；

4）、将元件 1TA 和元件2TA 同极性串联，再与母联TA 反极性串联，模拟II 母故障；

5）、通入大于差流起动高定值的电流，并保证母差电压闭锁条件开放，保护动作跳II 母；

6）、投入单母压板及投单母控制字。重复上述区内故障，保护动作切除两母线上所有的连接元件

3、比率制动特性

1）、短接元件 1 及元件2 的I 母刀闸位置接点；

2）、向元件 1TA 和元件2TA 加入方向相反、大小可调的一相电流，则差动电流为|I1+I2|，制动电流为K×（|I1|+|I2|）。分别检验差动

电流起动定值Hcd I 和比率制动特

4、电压闭锁元件

在满足比率差动元件动作的条件下，分别检验保护的电压闭锁元件中相电压、负序和零序电压定值，误差应在±5％以内。

5、投母联带路方式

1）、将“投母联兼旁路主接线”控制字整定为1，投入母联带路压板，短接元件1的I 母刀闸位置和I 母带路开入；

2）、将元件 1TA 和母联TA 反极性串联通入电流，装置差流采样值均为零；

3）、将元件1TA 和母联TA 同极性串联通入电流，装置大差及I 母小差电流均为两倍试验电流

4）、投入带路TA 极性负压板，将元件1TA 和母联TA 同极性串联通入电流装置差流采样值均为零，反极性，两倍。

二、母联充电保护

1）、投入母联充电保护压板及投母联充电保护控制字；

2）、短接母联 TWJ 开入（TWJ＝1），向母联TA 通入大于母联充电保护定值的电流，同时将母联TWJ 变为0，母联充电保护动作跳母联。

三、母联过流保护

1）、投入母联过流保护压板及投母联过流保护控制字；

2）、向母联 TA 通入大于母联过流保护定值的电流，母联过流保护经整定延时动作跳母联

四、母联失灵保护

1）、模拟母线区内故障，保护向母联发跳令后，向母联TA 继续通入大于母联失灵电流定值的电流；

2）、保证两母差电压闭锁条件均开放，经母联失灵保护整定延时母联失灵保护动作切除两母线上所有的连接元件

五、母联死区保护

1、母联开关处于合位时的死区故障

1）、用母联跳闸接点模拟母联跳位开入接点，模拟母线区内故障；

2）、保护发母线跳令后，继续通入故障电流，经整定延时Tsq 母联死 区保护动作将另一条母线切除。

2、母联开关处于跳位时的死区故障

1）、短接母联 TWJ 开入（TWJ＝1），模拟母线区内故障，保护应只

跳死区侧母线；

2）、故障前两母线电压必须均满足电压闭锁条件

六、母联非全相保护

1）、投入母联的非全相保护压板及投母联非全相保护控制字；

2）、保证母联非全相保护的零序或负序电流判据开放，短接母联的 THWJ 开入，非全相保护经整定时限跳开母联。3）、分别检验母联非全相保护的零序和负序电流定值，误差应在±5％以内。

七、断路器失灵保护

1）、投入断路器失灵保护压板及投失灵保护控制字，并保证失灵保护电压闭锁条件开放。

2）、对于分相跳闸接点的起动方式：短接任一分相跳闸接点，并在对应元件的对应相别TA 中通入大于失灵相电流定值的电流（若整定了经零序/负序电流闭锁，则还应保证对应元件中通入的零序/负序电流大于相应的零序/负序电流整定值），失灵保护动作。

3）、对于三相跳闸接点的起动方式：短接任一三相跳闸接点，并在对应元件的任一相TA 中通入大于失灵相电流定值的电流（若整定了经零序/负序电流闭锁，则还应保证对应元件中通入的零序/负序电流大于相应的零序/负序电流整定值），失灵保护动作。

4）、失灵保护起动后经跟跳延时再次动作于该线路断路器，经跳母联延时动作于母联，经失灵延时切除该元件所在母线的各个连接元件。

5）、在满足电压闭锁元件动作的条件下，分别检验失灵保护的相电流、负序和零序电流定值，误差应在±5％以内。

6）、在满足失灵电流元件动作的条件下，分别检验保护的电压闭锁元件中相电压、负序和零序电压定值，误差应在±5％以内。

7）、将试验支路的不经电压闭锁控制控制字投入，重复上述试验，失灵保护电压闭锁条件不开放，同时短接解除失灵电压闭锁接点（不能超过1s），失灵保护应能动作。

其中：

桥梁自动保护系统 篇3

最近我的电脑不知道为什么总是时不时的在右下方的任务栏里弹出一个“Windows帮助和支持”窗口，提示数据执行保护（DEP）检测到有害的程序可能试图攻击Windows（如图）。但是我换了几个杀毒软件都没在系统中发现任何问题，请问该怎么让这个提示窗口不再显示？

数据执行保护（DEP）是一种系统自带的防病毒服务，不过当某些第三方程序试图将自己写入到系统关键进程时（如支付宝、网银等安全输入组件），会造成它的误报。用户可以同时按下“开始键+R”快捷键，并在弹出的“运行”窗口中输入“bcdedit.exe/set {current} nx AlwaysOff”关闭这一功能。

插上U盘后提示文件夹不存在

不久前我给自己的U盘安装了一个PE系统，但从此以后这台电脑插任何USB设备总是会弹出一个“文件夹M：不存在”的错误窗口，虽然不影响正常使用，但总弹出这个窗口太讨厌了，请问怎么让它消失？

这可能是你的系统开启了USB设备的自动播放功能引起的，在“运行”窗口中输入“gpedit.msc”进入本地安全策略组，并依次选择“计算机配置/管理模板/系统”，再从右侧窗口中找到“关闭自动播放”项后，选择“启用”即可。

用户库内文件夹变成英文

我使用了一款Windows 7资料转移的小工具移动了用户“库”里的文件夹后，发现“库”里面原本如“我的文档”、“下载”等中文目录变成了“Documents”、“Download”这样的英语文件夹，请问该怎么让它变回中文呢？

Windows 7“库”内的文件夹显示名同它实际路径中的文件名并不是一致的，用户只需在“库”中右击相应的文件夹，并选择“属性”，即可在弹出窗口的“常规”项中自行修改显示名了。

使用IE下载文件名后出现[1]字符

我使用IE浏览器在下载文件时一直有一个奇怪的问题，某些文件在下载完成后文件名的后面会自动多出一个[1]字符，开始以为我下载了2次同样的文件，但仔细检查后并没有这类问题，这是怎么回事？

当用户IE下载一个存在多个“.”的文件名时（如setup.exe.zip），在解析URL的过程中会自动在这个圆点前添加一个[1]，变成setup[1].exe.zip，用户如果不想让这个[1]字符出现，只需在下载提示时将文件名中的“.”删掉即可。

运行计算机管理提示IE版本过低

我在“我的电脑”中右键选择“管理”时，会得到一个“MMC无法在比Internet Explorer 5.5以前的Internet Explorer 版本上运行”，接着就自动关闭了，但我已经是IE8的浏览器了，请问这是什么原因？

这可能是由于储存在注册表中的IE版本信息出错导致的，在运行中输入“REGEDIT”进入注册表界面，并依次打开“HKEY_LOCAL_MACHINESOFTWAREMicrosoftInternet Explorer”键值，接下来双击右侧“Version”字符串，并将其数值改为“8.0.6001.18702”即可。

使用无线USB网卡提示“RPC服务不可用”

最近我买了一个无线的USB网卡，已经按说明安好驱动，并且准备将它变成WiFi热点了，但是我用手机连接这个WiFi时总是在“获取IP地址”处自动断开，而且桥接本地连接时出现“RPC服务器不可用”，这是怎么回事？

冲床自动保护系统设计 篇4

目前,许多企业在利用冲压方法生产时,仍沿用着简单的手工作业。在这种情况下,如果冲压设备和模具没有安全防护系统,就极易发生伤手事故[1]。但据调查,在涉及冲压作业的现场中,各类冲压设备安装了保护系统的仅占少数。截止2004年底经政府部门监督和资助后,已经安装了防护系统的冲压设备仅占总数的6%,安全隐患依然十分严重[2]。所以,开发一种通用的、具有高可靠性的冲床保护系统已成为减少生产事故,提高生产效率的必然选择。本文介绍了一种基于双单片机和安全光幕的高可靠性冲床保护系统,该系统具有可靠性高、安装方便、操作简单等优点。

2 系统整体方案

2.1 方案选择

冲压设备的防护系统形式较多,按结构类型可分为机械式、感应式、光电式等。机械式和感应式防护系统结构简单、制造方便,但是对作业干扰较大,但该系统存在适应性差的缺点。

光电式系统是由一套光幕与机械系统组合而成的,当操作者的手进入模具区内时,光束受阻,向滑块发出停止信号,从而达到滑块停止动作,不能下行的目的,保证了操作者的安全。光电保护系统有红外线光电保护系统和白炽光电保护系统。由于光电式保护系统使用方便,对作业基本无干扰,故应用较广。本系统基于此原理设计。

2.2 整体方案设计

本系统可分为控制电路和机械、传感部件两部分。控制电路主要由单片机、液晶显示器、键盘和接口电路组成;机械、传感部件包括编码器、光幕、控制按钮和安装架等。系统的可靠性是本设计的重要指标,所以本系统以两片单片机为控制器,用来实现系统自身状态的检测、外部传感部件的实时状态检测、外部设定值输入和运行状态显示等功能;工人的身体检测部分采用OMRON生产的F3SJ-A系列安全光幕来实现,该光幕的安全等级为4级,具有高可靠性及易于使用的特点;冲头位置通过连接在主轴上的增量式光电编码器测得,编码器的高精度保证了对冲头位置的准确检测;系统的接口也是设计的重点,它既要保证输入、输出的可靠性,又要防止外部干扰的引入,这里采用安全继电器和光电隔离技术完成上述要求。系统整体方案原理如图1所示。

3 工作原理

冲床分开始、停止和微动三种状态,当按动开始按钮后,冲头就会随主轴的转动而上下往复运动,工人在冲床的两侧上料和下料。停止按钮按动后冲头将立即停止运动。微动按钮一般在调整系统时使用。而本系统只在冲头运行时起保护作用。光幕安装于工人和冲床之间且紧贴冲床的进料口和出料口,当工人上下料穿过光束时,将遮挡平行光束,此时光幕将发送报警信号给单片机。单片机在收到光幕的报警输入信号以后,判断此时冲头所在的位置。当冲头处于保护区间时,一旦有物体穿过光束,单片机立刻发出报警信号并停止主轴电机,此时冲头停止运动。报警指示灯被点亮,LCD显示系统出错信息。此状态一直保持到物体不再遮挡光束,并且开始按钮再次被按动时,系统恢复正常工作。在上行阶段或下行阶段的非保护区间内,即使有物体穿过光束,系统也不会发出报警信号,仍按前述状态运行。保护系统安装示意图如图2所示:

冲头的位置通过一个光电编码器来测得。如图2所示,光电编码器安装在冲床的曲轴上,冲头的一个行程曲轴转360度,冲头的上下行程曲轴均转180度,曲轴转多少度编码器也就随之转了多少度,编码器转一度输出一个脉冲信号,编码器将转动信号转换为脉冲信号给单片机,单片机通过计算输入的脉冲数和脉冲方向来确定冲头所在的位置。

4 控制电路及其可靠性设计

工厂条件下要求保护系统具有较强的抗电磁噪声、抗环境噪光以及抗长期剧烈震动的能力。所以系统的控制电路设计就要求元器件要有高的可靠性和抗干扰能力以及电路板的抗振动及抗干扰能力。因此本系统控制电路包括以下几部分:单片机控制电路、电源电路、编码器信号防抖电路、输入电路、输出电路。

4.1 单片机控制电路

这里,单片机选用Microchip公司的PIC16F系列,该单片机具有高抗干扰性、可靠性和较高的运行速度,能够保证系统性能的实现。同时,为了保证单片机系统的可靠运行,我们采用双单片机的冗余结构,两片单片机之间通过I/O口连接,用I/O口电平的定时变化实现实时相互检测。光幕的报警输入信号要求单片机能够及时响应,所以这里它的输入与单片机的外部中断引脚相连作为外部中断,当有物体穿过光束,光幕发出报警信号时,单片机外部中断引脚由低电平变为高电平,触发程序进入中断子程序对系统的状态作出及时判断。同时,单片机1完成系统状态显示、设置参数输入、限位状态检测等功能;单片机2实现编码器状态检测[3,4]。两块单片机互检电路如图3所示。

4.2 电源电路

电源是保证系统正常运行的关键,电源有干扰或不稳定将会导致整个系统的不稳定甚至是无法运行,所以这里我们对电源进行了设计。在工作现场只提供380V或220V交流电源,而该保护系统使用的是5V和24V直流电源,这里我们采用稳定性好的AC/DC开关电源,在电路中,我们又把不同的电源采用DC/DC隔离,实现了对接口电路、编码器、光幕和主电路的分离。另外,大量滤波电容的使用也保证了各器件电源的良好性能。

4.3 编码器信号防抖电路

由于编码器的安装位置距控制箱较远,所以其脉冲信号在传输过程中会由于干扰而产生毛刺,会出现错误触发而引起计数错误。所以设计了防抖电路来去除编码器脉冲毛刺,实现计数器的准确计数。防抖电路中,编码器信号分A、B相输入给译码器,经译码处理,再通过触发器进行消抖处理后的脉冲分别从DIR1和DIR2输出[5]。

4.4 输入电路

外部信号,如限位、光幕、控制按钮等的输入一般为AC220V或DC24V,要与单片机连接,必须经过电平转换,这里采用OMRON继电器来实现该功能。同时,为防止外部干扰信号的引入,这里对所有的输入信号要经过光电隔离。无论是外部中断还是I/O口都是电平触发电路,都要求对一些脉冲触发的外部输入(如限位输入)信号进行转换,即在信号经过光电隔离后送入触发器,从而保证触发信号一直有效。

4.5 输出电路

输出电路主要指给控制电机停止电磁阀的控制输出,该输出用于在单片机发出报警信号时立即停止电机,它的可靠性直接决定了整个系统的可靠性。所以,这里采用了多重安全措施来保证输出的可靠性。SSR1、SSR2都为常开触点。其中,SSR1为主控制继电器,由两片单片机输出的信号经过一个逻辑与门后进行控制,当两个单片机都输出安全信号即高电平时继电器触点闭合。SSR2为辅助控制继电器,它是与SSR1串联并且功能相同的一个冗余设计。正常工作时,SSR1与SSR2都闭合以使主电路导通,从而主电机开始运行。当一片单片机发出报警信号给继电器的同时,会发报警信号给另一片单片机,由另一片单片机通过串连在控制输出电路上的检测继电器K3检测报警信号是否执行,即SSR1是否断开,当SSR1没有断开时,它会向SSR2发报警信号以使控制输出断开,这样,就保证了输出的高可靠性。同时,我们选用的OMRON无触点固态继电器,也避免了普通继电器在特殊情况下发生粘连的情况[6]。

5 软件及其可靠性实现

本系统软件要求具有高的实时性和可靠性,所以在主程序简洁的基础上,要实现对系统各个模块的实时检测。程序分为mcu1和mcu2两部分,分别在单片机1和单片机2中运行。mcu1要实现键盘输入、液晶显示、光幕检测、限位检测、输出检测以及对单片机2的检测等。mcu1的程序流程图如图4所示。

由于系统使用了看门狗监视定时器,所以在程序初始化以后要检查是否发生了看门狗复位,如果复位则应该提示系统错误并停止系统运行,否则进入主循环程序。在主循环程序中,要完成与单片机2的互检、报警信号处理、参数设置、限位检测、输出检测、出错检测等任务,而对编码器脉冲的计数、定时以及光幕的检测等功能要在中断程序中完成。

mcu2除完成对单片机1的检测以外还要实现对编码器状态的检测。在系统开始运行后,各个重要的器件始终处于被检测中。如光幕在正常运行时,安全输出为低电平,并每隔15ms会发出2个宽度大约65的脉冲,其间隔为140。我们利用这一特性在中断中检测安全输出是否正常。当某一器件发生异常时,单片机程序会很快检测出异常情况并及时停止电机运行、显示出错提示。

单片机2中的程序mcu2与mcu1的结构基本相同,只是在实现的功能上有些差别,如在mcu2中没有参数设置和限位检测,而是要实现对编码器的检测。这样设计的目的是为了平衡两片单片机的运行时间及负载程度,提高系统的实时性[4,5]。

6 结束语

本设备可直接安装在有凸轮的冲床上,无凸轮的冲床可采用一套冲头行程开关,调整行程开关的工作状态可保证冲头在回程时不防护,冲头下行到一定位置时保护系统才开始防护,且开始保护区间可根据生产需要调整,保证系统能够适应不同的冲剪设备。X-Y方向连续可调的安装架,使光幕收发器的安装既方便又可调。其安装位置不影响冲床的正常工作。设备采用自动复位工作模式,选用抗振性高的元器件,采用双CPU监控的技术措施,电源开关起双重作用,而且防护器本身具有自检功能。本文论述的冲床自动保护系统结合哈尔滨电机厂冲床设计,它可以实现对各种冲压机床一侧或两侧的安全保护,系统硬件可靠性设计及程序冗余设计保证了整体的可靠性,已经通过实验验证。该系统响应速度快、可靠性高,满足了在工厂环境下安全生产的要求。

摘要：为防止冲床在冲压工件过程中发生伤残事故,设计了一种自动保护系统。该系统硬件采用安全光幕和增量式编码器作为检测元件,以固态继电器作为执行元件,采用双PIC单片机的冗余结构。软件采用冗余设计,C语言编程,实现了系统的稳定性。该自动保护系统具有高可靠性,保证了在工厂恶劣环境下的安全运行。

关键词：冲床,保护系统,双单片机,可靠性,安全光幕

参考文献

[1]张惠萍,任锁厚.冲床伤指事故的预防措施[J].安全管理.2005(4):10-12.

[2]刘爱华.冲床自动保护装置的设计[J].传感器技术.2005.24(9):56-62.

[3]陈国先.PIC单片机原理与接口技术[M].北京:电子工业出版社.2004.11

[4]牟致忠.可靠性设计[M].北京:机械工业出版社.1993.2

[5]马净,王峰,李晓光,李南.编码器原理及应用[M].中国仪器仪表,2002.12:67-74.

桥梁自动保护系统 篇5

2、在控制面板里面，找到“网络和Internet”和“Internet选项”;    3、Internet属性窗口打开之后，将其切换至“内容”选项，接着在自动完成的地方点击“设置”;    4、系统会窗口弹出，自动完成设置窗口里面直接把“在保存密码之前询问我”取消勾选，需要设置保存密码的时候它会提示你的，到时候再打勾，

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桥梁自动保护系统 篇6

关键词：电力调度；自动化系统；防雷装置；防雷保护；电力行业 文献标识码：A

中图分类号：TM734 文章编号：1009-2374（2015）22-0139-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.22.068

随着计算机的发展和网络自动化系统的发展，电力行业在发展中也大量应用这些高科技技术产品作为支持。同时，在电力行业供电过程中，电路或供电设备经常会受到外界雷电天气的影响而出现湿潮等故障问题，因此利用防雷保护装置来解决供电系统因雷电天气所造成的故障是目前电力企业普遍使用的措施。

1 什么是防雷保护

所谓的防雷保护就是利用一些避雷设备将容易遭受雷电袭击而发生危险的区域保护起来。目前电力行业普遍使用的是避雷带和避雷网，这两种防雷保护装置的主要作用在于可以准确地接收闪电，并且可以将闪电快速引入到地下线或接地防雷装置中，从而将接收到的雷电流释放到大地中，对供电系统的正常运行起着一定的保护作用。一般来讲，防雷装置由电气设备与防雷装置共同组成，电气设备的防雷主要包括发电厂防雷设备。供电站防雷设备以及架空电线路防雷设备等，目前根据各供电线路对防雷要求的不同，防雷保护装置也有着本质上的区别。

2 防雷保护的重要性

防雷保护对电力系统供电线路的正常运行具有十分重要的作用。首先，一般情况下，各地区用于供电的线路及设备均有低伏和高伏之分，而某些供电线路只需低电压就可以使其正常运行。这些低电压的线路所传递出的电流信息量也是很小的，因此很容易受到来自外界各方面的影响。同时，当雷电发生时可以瞬间产生变电磁场并快速过入到电压中去，从而使电压受到影响。尤其是在夏季或多雨的季节里，雷电发生的几率是相对较高的，也因此电力调度自动化系统所受到影响而发生事故的几率也是较高的。因此，为保证低电压设备正常运行且降低其受外界影响发生事故的几率，电力调度自动化系统运行时就必须加设防雷保护装置，以此来保证供电系统的安全性。其次，一般来说，高于45V电压都会对人体产生一定的影响，而电力系统中电压的伏数一般在220kV左右，也就是说，一旦电力调度自动化系统因雷击出现故障，其所释放出的电能量会对人体产生巨大的影响，甚至会对工作人员的生命安全造成威胁。因此，在电力调度自动化系统中增加防雷保护是保证人员生命安全的关键所在。

3 雷电所造成的危害

雷电是夏季或多雨季节经常性发生的自然现象，根据雷电发生时状态的不同，所造成的危害也是不同的。另外，雷电因气候的变化不同也分为不同的类型。下面就简单介绍三种雷电对电力调度自动化系统所造成的

危害：

3.1 直击雷对电力调度自动化系统的危害

直击雷是一种最常发生的自然现象，也是相对来说危害性较大的一种雷电事故。所谓的直击雷主要是指其对电力调度自动化系统或建筑物产生的直接放电的现象。一般来讲，当雷电形成时，云层中所夹带的电流可瞬间高达几十万kV，当如此高的电流直接对电力调度自动化系统放电或直接对建筑物放电时，就会使电力调度自动化系统产生较高的热量及电磁破坏，因此很容易造成电力事故。另外，相对于一些高架空线路及安装于外界的电气设备来说，一旦遭受严重的直击雷袭击，就会瞬间受到破坏，从而使电气设备及架空线路发生供电事故，甚至会因电气设备及架空线路的破坏而使周围区域内邻近的线路设备也受到影响而发生故障，严重者会引起火灾的发生。

3.2 感应雷对电力调度自动化系统的危害

所谓的感应雷主要是指当雷电袭来时，电力调度自动化系统因受静电感应而与区域内其他邻近的物体发生电位差而引起的，从而发生放电现象的一种雷电形式，它相较于直击雷对设备的危害性相对要小一些。一般说来，当雷电袭来并发生放电时，电力调度自动化系统以及其他安装于外界的电气设备会因电磁感应的影响而使雷电磁波快速传入到电气线路中，从而对电气设备线路造成一定的影响。因为感应雷是通过感应磁电对电气设备造成破坏的，因此也称感应雷为二次破坏雷。

3.3 滚球雷对电力调度自动化系统的危害

所谓的滚球雷就是一些可以通过人体肉眼就可以直接观察到的火球。一般情况下，当雷电发生时，这些小火球就会分散在空气中，并且随着风的走向直接滚入到地面上或是直接落入到电气设备线路上。当这些火球随风落入到电气设备线路中时，由于其极高的温度会使电路设备外绝缘体瞬间熔化，造成电路电缆的裸露。当这些裸露在外的电缆再次受到火球侵袭时，就会发生严重的火灾，从而造成电力调度自动化系统的故障。

4 电力调度自动化系统的防雷保护措施

电力调度自动化系统是采用计算机通讯系统与计算机网络系统相结合的高科技供电系统，同时也是保障电力系统正常供电状态的关键所在，因此，为防止其因雷击而发生故障，就必须对其做好防雷保护措施，具体的措施如下：

4.1 电压和UPS过电保护

一般来说，当雷电袭击进入电力调度自动化系统中时，会使其电气设备的电源电压瞬间增大，从而给UPS设备造成极大的影响。同时，一旦当雷电发生时，即使发生的地点与电气设备系统较远，雷电磁流也会通过电网系统快速地流入到供电系统的终端中。即便是一些小型的雷电流也会对电气设备造成一定的影响，因此，必须加强UPS保护。但目前单对UPS进行保护是远远达不到系统保护要求的，因此必须还要同时增加以下保护措施：其一，在第一级保护中，首先要使用三级气体放电管对雷电放电产生的电流进行控制，从而使雷击电流在电流值上所产生的电流量可以控制在电力调度自动化系统及电气设备所能承受的范围之内。其二，在第二级与第三级保护中，要利用防雷装置中的限流模式与压敏电阻将雷击电流所产生的磁流量控制在系统所能够承受的负荷之内。其三，在第四级保护中，要使用TVS管，这种设备对于雷击所产生的错位电差有较好的控制和约束作用。

4.2 完善接地保护

防雷保护的主要目的就在当雷电发生时，可以通过一系列的手段及防雷装置将雷电所产生的有危害性的电流控制住，从而保证电气设备的安全。而接地保护主要是当雷电发生时将雷电所产生的电流量引入到大地中去，最大限度降低雷电对电气设备的危害。一般，根据雷电流的不同分为信号防雷和电源码防雷两种，根据电流量的强弱不同设置不同的防雷措施。另外，在整个防雷接地工作中，首先要加强接地线路的设计和施工；其次减少电阻的使用量，从而使电压降低；同时，在接地机房内部，要设置均压带装置，并且在机房内要设置一个必要的环形接地母线装置；最后，要保证保险器设计与接地网之间进行有效的连接，以最大限度保证雷击时设备可以将雷击流快速引入到大地，保证防雷的有效性，提高供电系统的防雷能力。

5 结语

综上所述，电力调度自动化系统中防雷保护对提高电气设备的供电能力，保证线路的供电安全都具有十分重要的意义，因此，在进行防雷保护时，必须要根据电气系统实际的运行情况制定出合理有效的防雷保护措施，以最大限度保证电力调度自动化系统运行的安全性及稳定性。

参考文献

[1] 陈俊.浅谈电力调度自动化主站系统防雷保护[J].价值工程，2012，（27）.

[2] 田军.配电变压器防雷保护措施分析[J].科技资讯，2013，（2）.

[3] 郑华.浅谈变电所存在的干扰及提高继电保护安全运行的措施[J].广东科技，2014，（22）.

作者简介：刘伟（1980-），男，山西平定人，国网公司太原供电公司工程师，硕士，研究方向：电气工程及其自

动化。

桥梁自动保护系统 篇7

安钢永通球墨铸铁管有限责任公司公司供电系统除110kV变电站和380m3变电所采用的是微机自动保护系统为外, 烧结变电所、球团变电所及铸管变电所均采用传统电磁继电器保护, 已经不能满足我公司快速发展对电力系统稳定性、运行可靠性的要求。

随着生产规模的不断扩大, 生产自动化和各种信息的收集的要求越来越高, 在某个变电所内的高压设备出现故障后, 为了缩短事故的排查、排除时间, 需加强各个变电所之间的信息流通。在电力调度自动化系统建立之前, 当高压设备出现故障膈, 值班室与电力调度之间的联系均通过电话联系, 这必然导致处理事故效率低, 而这种低效率的管理方法已无法适应新的形势, 建立新的电力调度自动化控制中心势在必行!为此2005年9月在进行变电站自动化系统的研制工作的同时开始进行电力调度自动化系统的研制。

1 研制措施

保留原有一次设备, 为了准确实现遥信功能, 在烧结变电所、球团变电所的隔离开关上加装F4-8型辅助开关, 在铸管变电所手车断路器上引出手车位置和弹簧未储能信号。

改造电气二次控制回路, 以满足综合自动化系统要求。微机保护单元安装于各高压开关柜的仪表门上, 为此在本次改造中更换了高压开关柜的仪表门。采用这种安装方式可缩短开关柜至微机保护单元间的连线, 便于维修, 同时减小投资。

为了节省资金, 在本次改造中, 尽量使用原有的二次控制设备, 如转换开关、指示灯、按钮、切换片等。

在本次系统建立时, 报警系统实现了集成化, 不仅能从后台以声音和屏幕闪烁的方式告知运行人员, 而且也能从保护装置上发现告警事件, 实现了双保险。

微机保护单元选用国电南自的NS9000系列保护测控装置, NS9000系列产品包括电动机综合保护测控、低压变压器综合保护测控以及线路 (母线分段) 保护测控等, 它提供了厂用电自动化系统完整的保护和测控功能。通讯管理机用于实现微机保护装置与本站监控台后、电力调度中心控制后台间的通信, 完成通信转换和通信规约的转换。微机保护单元NS9000与通讯管理机NS 956之间采用CAN网, 通讯介质采用双绞线。

2 建立变电所本站监控系统

在本次工程中, 在烧结变电所、球团变电所、铸管变电所建立了本站监控系统。对本站内的间隔设备进行实时监控。监控系统由NS PRO计算机监控管理系统和外围设备构成, 主要完成信息的收集与综合处理。

NS PRO计算机监控系统是基于Windows2000的集成开放式平台。监控系统不仅具备基本的监控和数据采集 (SCADA) 功能, 还包括微机保护设备的监视信息采集及分析等管理功能, 并且还具备了与管理系统 (MIS) 互联, 构成更大规模的信息系统的功能。

3 建立电力调度自动化系统。

电力调度系统采用的是远方监控的方式, 对110kV变电站、3803m高炉变、铸管变、烧结变、球团变的设备进行远方监控。

各变电站计算机监控系统和电力调度自动化系统之间的通讯网络采用以太网, 通过光纤进行链接。

电力调度系统与各变电站组成的电力通信网络采用TCP/IP通信协议的以太网。网络主干网的传输速率=100Mbps。

永通铸管公司可监控的变电站有5个 (110kV变、380变、烧结变、球团变、铸管变) , 每个变电站与电调系统联网的过程基本一样, 并且该系统具有可扩展性, 可以按照前面5个站的操作过程实施。

原有的电力调度和变电站之间采用电话联系, 由值班人员通知调度, 调度员在查明现场事故情况后再向变电站/所值班人员下达进行各项操作命令, 所以发生电力故障后, 处理故障效率、安全性较低, 故障不能及时排除。

电力调度系统自动化建立后, 为了保证电力调度实时监控任务的不中断, 监控主机分为两台, 工作方式为双机热备用, 同时, 监控系统还有两套工程师站:一套用于电网调度值班对各站设备的远程监视;一套用于对各站设备的远程操作、监控。电力调度系统提供了可靠的安全管理机制, 每台机器所能完成的任务、进行的操作可在线设置, 每个调度员只能在自己指定的机器上完成调度操作。人员根据工作性质分为不同的级别, 对应于不同的操作权限。人员级别可分为:系统管理员、调度员、操作员和一般用户。

电力调度系统具有110kV变电站、3803m高炉变、铸管变、烧结变、球团变控制子系统所具备的所有监控功能, 这五个变电所中任意一个监控系统出现故障, 甚至于完全瘫痪, 不影响电力调度系统网络的正常运行。

4 改造完成后达到的效果

通过变电站综合自动化系统对各种数据实时采集、分析, 并制成报表实时存储。计算机屏幕上直观地显示系统接线图, 实时显示电压、电流、有功、无功、功率因数等各种运行参数、实时显示负荷曲线, 掌握负荷变化规律。

变电站综合自动化系统能够自动记录所有信号、各种保护动作信息, 操作人员的操作记录, 并将数据保存, 以供分析、统计时使用, 克服人工抄表时误差大、可信度低的缺点。

系统具有极高的可靠性。当电力调度自动化系统出现故障后, 各变电站综合自动化系统均可以独立地执行本站电气设备所有操作, 保护。

可以在微机保护单元上对高压断路器直接进行分、合闸操作, 也可以在本站监控系统及电力调度自动化系统的监控画面对断路器进行远方操作。

具有故障录波功能, 可以进行事故分析和判断。

线路发生故障时, 其所在的变电所的后台系统能及调度中心均能够立即报警、提示, 使故障设备能够得到及时处理。缩短停电时间, 减少事故造成的损失。

具备操作票功能。能生成、打印操作票, 保证操作的安全、可靠。

实现变电站无人值守, 精减变电站值班人员出来, 节约了公司成本。

结束语

供电系统综合自动化及电力调度的研制工程从2005年9月开始到2006年1月竣工, 共经4个月, 永通铸管公司完全依靠自身技术力量, 独立完成了该系统的设计、安装, 并在南京南自科技发展有限公司的协助下完成了系统的调试工作。

该系统自投运以来, 未发生过一起继电保护越级跳闸事故和误动作事故, 高压设备运行的可靠性和灵敏性等都得到了极大提高, 保障了公司的安全供电, 为公司各部门的安全生产提供了强有力的电力支持。

摘要：介绍了安钢永通球墨铸铁管有限责任公司公司供电系统综合自动化和电力调度自动化系统的改造措施和取得的效果。

关键词：供电系统综合自动化保护,电力调度自动化系统,改造

参考文献

电力系统继电保护自动化研究 篇8

一、继电保护自动化概述

继电保护自动化, 是指当电力系统出现故障, 或发生危及电力系统安全的事故时, 继电保护装置可以根据电流和电压等指标的变化状况, 采取自动跳闸等方式来保护电力系统。它与传统的电力系统保护方式有很大不同, 即不需要借助于人力来对电力系统的故障等做出合理的处置, 这大大缩短了故障的处理时间, 对电力系统起到了很好的保护作用。继电保护自动化的运行机理与其内部装置结构密切相关, 从结构的构成来看, 主要包括测量模块、逻辑模块和执行模块三个部分[1]。测量模块的主要功能在于, 随时监测电力系统中电流、频率等指标, 并将数据传递给逻辑模块, 在逻辑模块对相关数据进行一定的分析之后, 会发出相应的指令, 执行模块则根据指令采取适当的保护措施。

二、继电保护自动化技术概述

继电保护自动化技术, 可以从三个方面来展开叙述, 第一个方面是电力系统在运行当中出现故障的时候, 第二个方面是故障已经发生的时候, 第三个方面是电力系统由于故障等原因出现了重大损失的时候[2]。对于第一个方面而言, 由于继电保护能够对电力系统中的故障迅速做出反应, 切断用电设备与供电装置的电源, 从而及时的保护了整个电力系统。当进展到第二个方面时, 由于故障已经发生, 继电保护装置会迅速的向值班的工作人员发出警告信息。工作人员在接到警告信息之后, 一般会第一时间对电力系统进行抢修, 使电力系统在最短时间内恢复正常运行状态。当事故进展到第三个方面时, 继电保护装置会在其控制的电力系统范围内, 采取相应的保护措施, 避免故障给电力系统造成更大的危害。

三、电力系统中继电保护自动化的应用研究

1、变压器的应用。在电力系统中, 变压器也是一个非常重要的组成部分, 它对于电力的正常输送起着举足轻重的作用。因此, 电力企业常常将继电保护自动化, 应用于变压器之中。具体来看, 其保护方法有以下几种。第一, 瓦斯保护法。变压器在运行过程中, 如果出现油箱使用不正常的情况时, 那么电流中产生的电弧会引起油发生分解。与此同时, 也会使绝缘体失去效果, 产生大量的有毒气体。此时, 由于变压器应用了瓦斯保护法, 继电保护装置能够检测到这些有害气体, 并发出警报信号。第二, 接地保护法。在这里应区分两种情况, 一种是接地的变压器, 另一种是不接地的变压器。对于第一种情况, 可以采取零序电压保护的方法, 以达到保护变压器的作用;对于第二种情况, 应采取零序电流的保护方法。但无论哪一种保护方法, 可以统一称之为接地保护法。第三, 短路保护法。短路保护法应区分两种类型, 即阻抗继电保护以及过电流继电保护[3]。第一种类型的保护方法的工作原理是, 当电力系统出现故障时, 就会刺激阻抗元件发生作用, 并迅速的切断电源, 以保护电力设备。第二种类型的保护方法的工作原理是, 在设备和电源之间添加过电流继电保护装置, 一旦电力系统出现问题, 该装置就能迅速切断电源, 并发出警报信号。

2、发电机中的应用。将继电保护应用于发电机装置中, 也能对发电机产生很好的保护作用。就其保护方法来看, 主要有两种, 第一种是重点保护法, 第二种是备用保护法。重点保护法的工作机制是, 在发电机内部的定子绕组上安装保护装置, 一旦定子绕组匝间出现短路故障, 保护装置就会发生作用, 限制发电机中单相接地的电流, 使电流不超过规定值。与此同时, 在保护装置的作用下, 还能实现对发电机的纵联差动保护。其保护机制是, 将发电机的中性点和电流结合起来, 通过调节相位的高低, 来保护发电机。另外, 在电力系统的运行过程中, 一旦出现低负荷状态, 就很有可能使发电机产生绝缘击穿的问题。此时, 继电保护自动化就会迅速切断电源, 并发出警报。这种保护方法, 就是前面提到的备用保护法。比较两种保护方法可以知道, 第一种是主要的保护方法, 第二种保护方法使用频率相对低一些, 因此, 将第一种称之为重点保护法, 第二种称之为备用保护法。

结束语:本文首先对继电保护自动化和继电保护自动化技术进行了简要概述, 之后, 对电力系统中继电保护自动化的应用作了阐述, 主要分为两点:第一, 变压器的应用;第二, 发电机中的应用。希望通过文章分析, 能使读者对继电保护自动化有一个较为清晰的了解, 同时, 也希望能促进继电保护自动化应用于电力系统的深入研究。

参考文献

[1]任晓军.论继电保护自动化技术在电力系统中的应用[J].城市建设理论研究, 2014, (14) .

[2]肖三.电力系统继电保护自动化浅析[J].中国新技术新产品, 2015, (22) :6.

桥梁自动保护系统 篇9

继电保护故障信息系统在电力系统运行中起着非常重要的作用,它为电力系统故障分析和处理提供了可靠的依据,进一步提高了电网安全运行的调度系统信息化与智能化水平[1]。为规范保信系统主站-子站间通信接口标准,保证主-子站之间的互联、互通、互识,中国南方电网制定并发布了《中国南方电网继电保护故障信息系统主站-子站通信与接口规范》(以下简称南网103规范),用以指导制造企业进行产品设计开发和保信系统运行维护[2]。

在南网103规范的基础上,中国南方电网、广东电网陆续进行了保信系统建设,并制定了相应的技术规范。保信系统作为继电保护运行、电网故障分析及专业管理的一体化技术平台,对提高继电保护管理的智能化程度,加快电网事故处理与分析,提高电网安全运行水平具有重要的现实意义。

广东电网自2006年进行保信系统建设以来,随着新建变电站越来越多,每年都要进行大量的保信子站入网测试,但是目前缺乏专用保信系统入网测试工具和全面的测试内容,入网测试工作繁重、测试项目不全面且工作效率低,不能完成对保信系统的全面考查,给系统安全运行带来隐患。

基于以上情况,文中介绍了基于南网103规范的保信系统自动化测试系统,目的是方便完成对保信系统子站自动化入网测试,特别适应于非通信协议专业人员的测试。自动化测试系统能够准确、全面地完成人工测试难以完成的测试任务,提高测试效率,保证测试质量,增强产品可靠性[3]。

1 自动测试系统的特点

在测试过程中引入自动化工具进行自动化测试是一种非常高效实用的方法[4]。自动化测试具备测试可重复性,保证测试工作的可追溯性;自动化测试可以利用其系统具备多种测试手段的优势,拓展测试覆盖范围,保证测试的完整性;自动化测试中测试任务自动生成和报告的自动生成,减少人工因素干扰,排除测试随机性和重复测试,可提高测试效率和测试的可靠性[5]。

2 设计思想和测试系统构成

2.1 设计思想

现代软件系统的设计系统通常是将一个复杂的应用系统按照各自的功能不同,分成不同的组件模块[6]。本测试系统采用保信系统模拟主站(以下简称模拟主站)与被测保信系统子站(以下简称子站)进行通信。模拟主站仿真各种通信命令向子站发送(图1中“激励”),子站对模拟主站的命令进行响应(图1中“响应”),模拟主站将子站的响应与期望结果相比较,给出结果判定。主要设计思想有以下三个方面。

1)测试案例自动生成。在通用测试案例库的基础上,根据子站信息,自动生成特定测试方案。

2)测试过程自动化。模拟主站依次自动执行测试方案,无需人工干预。测试过程可被中断或暂停。

3)结果判定智能化。针对每一个测试方案具备一个预期结果,采用测试结果与预期结果相对比,自动完成结果判定,自动输出测试报告。

2.2 测试系统硬件组成

基于以上设计思想的测试系统结构如图2。

测试系统结构包括模拟主站、交换机、被测子站、继电保护装置及故障录波器[7,8,9]。

模拟主站硬件采用x86架构计算机平台,处理器1.6 G,内存1 G,硬盘160 G,至少2个以上千兆网络接口,采用便携式设计方便移动测试。软件采用分层结构和跨平台设计,适合windows,linux等多种操作系统,支持mysql,mssql,oracle等多种数据库。

3 工作原理

模拟主站由报文仿真、报文发送和接收、报文检查、报文解析以及结果判定等环节组成。测试系统工作原理图见图3。

如图3所示,模拟主站工作原理如下:

1)根据测试方案对主站命令报文进行仿真。然后向子站发送主站仿真报文并接收子站响应报文。

2)对主站与子站之间的通信报文进行APCI信息、ASDU信息以及报文顺序进行检查,根据报文顺序检查结果,确认下一帧主站命令,例如在收到子站响应的总召唤结束帧(ASDU7,COT=10)后,模拟主站发送校时命令。

3)对通信报文进行解析,并与预期结果进行比较,给出结果判定,并自动输出测试报告。

4 测试系统软件设计

4.1 自动化测试案例设计

本测试系统具备一个通用测试案例库,它覆盖了文献[2]中所有技术要求。通用测试案例库包括通信可靠性测试案例(代码:BCRT)、APCI传输层测试案例(代码:BTT)、ASDU格式测试案例(代码:BASDUT)、时间同步测试案例(代码:BSYNCT)、保护事件/自检信息/开关量变位信息/故障测距值上送测试案例(代码:BPT)、读模拟量测试案例(代码:BAT)、定值功能测试案例(代码:BSGT)、总召唤测试案例(代码:BGIT)、故障录波数据传输测试案例(代码:BFWT)、通用文件传输测试案例(代码:BCFT)和召唤装置故障历史信息测试案例(代码:BEFHT)。

测试案例设计流程图如图4所示。测试案例数据库分为两部分:静态部分和动态部分,静态部分主要指在动态生成测试方案时,不需做改动的部分,例如:BCRT,BTT,BASDUT,BSSYNCT,BGIT等。动态部分指需要根据子站信息进行修改之后才能动态生成特定的测试方案,例如:BPT,BSGT,BFWT等。

当子站信息点表导入完毕后,测试案例数据库提取子站信息,根据子站信息补充测试数据库中动态部分的参数,例如:定值区数、定值最大值、最小值、模拟量单位、遥信类型等参数。

将测试案例数据库中动态部分和静态部分相结合自动生成特定测试方案,测试方案命名为***(子站编号)测试方案。每一个测试方案通常会包括多个测试案例。

4.2 自动化测试过程设计

自动化测试过程设计流程图如图5所示。针对被测子站特定测试方案生成后,仿真模块根据测试方案对各种命令进行仿真,然后由通信前置进行对仿真缓存,并根据文献[2]传输规则通过延时控制与子站进行通信。

测试方案中多个测试案例按照设计的先后顺序自动依次完成,每个测试案例的测试结果是否通过,不影响下一个测试案例的进行。整个测试过程自动完成,无需人为干预。

4.3 智能结果判定设计

智能化结果判定设计流程图如图6所示。本测试系统在通信前置设计一个预期结果,即测试结果评定标准,测试结果评定标准根据文献[2]的要求针对每一个测试案例生成结果评定标准,评定标准主要包括标准的APCI信息、标准的ASDU信息和标准的通信过程。

当特定测试方案生成后,通信前置根据测试方案中的测试内容,对预期结果中的动态参数调整评定内容以及评定参数,生成针对特定测试方案的评价标准。

在测试过程中,通信前置将测试系统与子站的通信报文与评价标准相比较,当每一个测试案例测试完成后,对此测试案例的测试结果进行评价,当与评价标准符合时,测试结果为通过;当与评价标准不符合时,测试结果为失败,测试失败时,则对测试失败中的原因和异常信息进行解析。

5 自动化测试流程

如图7所示,自动化测试流程如下:

1)首先输入子站初始化或子站信息点表导入操作,操作完成后,将子站初始化或子站信息点表导入的信息存入数据库,然后对两种方式得到子站信息点表进行比对。

2)根据子站信息点表导入得到的子站信息,在通用测试案例库的基础上,自动生成特定的测试方案。

3)对测试方案中的内容进行主站命令仿真。

4)发送主站仿真报文,与子站进行通信。并对测试结果进行分析判定。

5)检查测试方案内容是否执行完毕,如果没有则继续发送主站仿真报文;如果执行完毕,则输出测试报告。

6 测试内容

根据文献[2]以及目前入网试验需要,设计了如表1测试项目。

由表1项目可以看出,采用自动测试技术,可以大大丰富试验项目,许多采用人工试验不易实现的项目都可以利用程序的自动运行、分析来完成,大大降低了人工劳动强度,力求做到测试内容更加丰富。

7 现场运行结果分析

7.1 运行环境

本测试系统于2011年6月下旬应用于广东电网保信子站入网试验,运行历时10天,完成了对10个厂家10个保信系统子站产品的入网测试。

7.2 运行结果分析

从本测试系统运行结果来看,共检测出10个不同厂商子站各类问题共计49个,单个子站测试周期由原来的人工测试3天缩短到1天,测试项目由原来的13项增加到300项。以往问题查找平均时间需要15 min左右,采用自动化测试系统,1 min内即可判断出问题源。

在以往人工测试中,由于子站通信中断导致测试中断的问题时有发生,当问题发生时,只能简单记录中断时间,然后让子站重新上电继续进行测试,现在通过自动测试系统的报文监视功能,可以清楚地查看子站断开时的报文信息并保存下来,为子站厂家解决问题提供了重要的参考依据。

另外,在以往人工测试中,子站入网测试大多以主站为标准来测试子站各项功能,但实际由于主站自身存在缺陷,导致测试结果与预期结果不一致,而误将问题归于子站,导致错误的判断,增加了问题处理的时间。另外对于保护装置码表的核查,主要通过人工将现场保护装置的定值码表打印出来,然后与子站组态召唤的定值等信息一一核查[1]。而现在通过自动测试系统,自动测试系统自动将子站信息与通过通信读取的信息进行比对,减少了比对时间,且比对结果更客观、公正。

从测试结果分析可以看出,本自动化测试系统能够完成对保信系统子站的全面测试、提高测试效率、缩短测试周期,保证产品质量。

8 结论

随着智能电网建设的发展,对系统中的各种设备质量提出了更高要求,除了设备自身的可靠性外,设备与设备之间,设备与系统之间的互操作性问题也非常重要,依靠传统手工方式进行更加全面的试验已经不能满足电网发展和建设的需要,自动测试技术是摆在所有电力用户、电力科研院所、设备制造企业面前的一个重要课题。本文给出的保信系统自动测试技术切实解决了保信子站入网测试问题。通过现场运行结果分析,本技术对完成子站入网全面测试,解决现场问题快速查找、提高工作效率有重要意义。

摘要：目前国内针对继电保护故障信息系统子站缺乏成熟的测试方法和测试工具,给子站入网测试带来了困难。介绍了针对继电保护故障信息系统子站开发的自动测试系统,自动测试系统采用基本测试案例库与子站信息结合的方式实现测试方案的自动生成、测试过程的自动执行及测试结果的自动判断。对测试系统在现场试验运行结果进行分析和总结。现场运行结果表明本测试系统能够完成对继电保护信息系统子站的全面测试,切实解决目前系统入网测试困难问题。

关键词：继电保护,故障信息系统,子站,自动测试

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桥梁自动保护系统 篇10

一、矿用综合保护插件全自动系统的设计内容

笔者设计的综合保护器插件通用测试系统, 主要是对各种不同类型电子保护插件进行模拟、检测试验和维护, 以作为煤矿各保护插件安全检测设备。其研究内容主要包括测试系统硬件设计 (其中包括测试台设计) 、测试系统的软件设计。

二、设计前准备工作

了解煤矿用各种保护器类型、各种保护器需要完成的测试项目、对保护器测试精度要求, 是设计前要考虑的内容。本文, 笔者针对插件自动测试系统的系统构建及设计实现, 主要做了以下工作。

1. 研究了当前矿用磁力启动器综合保护插件测试的情况以及插件的发展状况。

2. 建立了插件检测结构模型, 对于不同种类的插件的不同测试需求进行了综合分析, 抽象出了具有共性的插件检测测试模型。

对各种被测对象进行综合分析、概括抽象, 合理地抽象出插件的共有特性, 以保证测试系统的顺利完成。

三、设计方案和测试要求

1. 该测试系统采用的技术方案。

(1) 明确被测试对象和设计目标, 从总体上建好系统框架, 定义设计目标和测试方法, 进行模块分割和软硬件划分, 对软硬件进行总体设计。

(2) 搭建系统的基本应用框架, 定义基本的数据结构、各模块之间的接口关系, 然后从基本模块开始, 首先实现关键模块, 再逐步实现其他模块, 最后完善整个测试系统。

2. 测试系统的硬件功能。

模拟电气保护装置的实际工作环境与实际工作条件, 产生出各种可控参数, 人为模拟各种故障, 检测各种保护器能否按照设计技术要求正常工作。例如, 检测保护器在过载情况下, 是否按照延时要求准确动作, 并准确测量动作时间;在短路情况下, 能否速动;在漏电情况下的漏电电阻的大小以及漏电动作时间等。即开发既能定性又能定量检测, 采用键盘或屏幕菜单式输入, 由电脑自动控制, 即刻打印出各类测试数据的自动测试系统。

3. 通用测试系统设计注意事项。

通用测试系统设计时, 需综合考虑各种因素, 如测试系统的测试框架的搭建, 测试系统采用的故障检测和故障诊断方法, 测试系统的软硬件功能的划分。

(1) 硬件注意事项。从硬件上来说, PC机的选择 (主频、内存的大小等) 、接口电路的选择以及信号采集的方式、进行逻辑分析的方式等都需综合分析。

(2) 软件注意事项。从软件上来说, 操作系统、软件开发平台的选择, 测试信号点的选择, 数据结构的描述等都是设计时的难点, 也是测试系统完成预定目标和确定研制周期长短的关键因素。

四、矿用综合保护插件全自动系统设计

1. 该系统采用集成仪器的概念, 采用通用的硬件平台, 为插件检测的通用性提供基础。

2. 建立自动测试体系结构, 能在计算机的控制和Windows多窗口的管理下完成插件的自动测试。

3. 加快不同类型的插件共享系统的硬件和软件资源的测试和开发, 以降低了成本。

4. 在系统构成上, 在实现激励和响应的检测时, 通过测试系统中的计算机进行数字处理和分析, 并得出测试结果。

5. 使用通用软件技术简化硬件电路设计, 使测试系统的使用更灵活、自动化程度更高, 同时为用户提供更友好的人机界面。

五、设计创新点

该插件自动测试系统顺应测试系统的发展趋势, 融入了当前的最新技术和思想, 采用了集成仪器的概念和自动测试的体系结构, 将通用软件技术与人工智能技术相结合, 使测试系统具有更强大的功能。

1. 测试种类全。

常用的不同功能、不同型号、不同生产厂家的矿用综合保护插件均可用一套测试系统进行测试, 即矿用高压开关用综合保护插件、低压馈电用综合保护插件、移动变电站用综合保护插件、电动机用综合保护插件、煤电钻用综合保护插件、照明通信用综合保护插件等, 不同大类矿用综合保护插件可用一套该测试系统进行测试, 实现了一机多用;同一大类中不同型号的矿用综合保护插件均可用该测试系统进行测试;同一型号不同生产厂家的综合保护插件也可用该测试系统进行测试, 解决了不同生产厂家的综合保护插件测试的通用性问题。

2. 测试项目全。

可进行漏电、短路、过载、断相等全部项目测试。因此, 该设计将计算机测控技术应用于矿用综合保护器测试, 在测试系统构成上采用组件式结构, 提高了测试效率和测试精度, 并使系统具有良好的可扩充性, 具有一定的学术意义。

桥梁自动保护系统 篇11

[关键词] 保护测控装置 自动测试软件 IEC 61850

[中图分类号] TM7 [文献标识码] A [文章编号] 1674-2583（2014）01-0030-06

1 引言

随着国家智能电网的快速发展和变电站自动化程度的提高，自动化继电保护和测控装置在电网中的应用越来越普遍，对该类装置的要求也越来越高，因此全国许多电力公司对于220kV及以上电压等级变电站中新入网的所有测控装置都需要进行精度校验，但该类校验需要对大量数据和参数进行检测分析，耗费许多人力物力，日益成为一项繁重的工作，也迫切需要寻找一种自动高效的检测方法。

目前电力系统智能保护测控装置的检测工具都是单一变量输出模式，需要人为手动变换变量参数才能改变输出电气量，测试功能比较简单固定，无法根据用户需求自动变换变量输出和接收装置反馈数据。本文主要从这一需求出发，根据现有的技术规程和技术标准，开发编制自动测试系统，并模块化各种试验软件，形成适用于多种厂家、多种型号的保护测控装置的自动测试系统，提高工作效率和自动化水平，减少人为失误和劳动强度，使试验仪器更好的服务于电力生产，该类产品和应用软件具有较高的实用性和广阔的应用前景。[1-3]

2 继电保护测控装置自动测试系统概论

2.1 继电保护测控装置的发展历程[4-6]

第一代微机型继电保护试验仪，以单片机为智能控制器，计算速度较慢，精度较差。第二代微机型继电保护试验仪，以PC机做为智能控制器，采用DOS操作系统，具有较强的计算功能，精度能达到0.5级。第三代微机型继电保护试验仪，以PC机和串口为硬件基础；软件采用Windows界面，界面友好；功能模块化，具有可扩展电压、电流插件，能实现连续变频。

第四代微机型继电保护试验仪，充分利用网络技术和数据库技术，具有良好的技术支持、方便的用户服务及灵活的硬件扩展特点；性能高、精度高，能实现实时仿真，可自动生成试验报告，具有辅助专家功能等。

2.2 继电保护测控装置的检测现状

电网的安全稳定离不开保护测控装置的安全可靠运行，保护测控装置安全可靠运行的基础是提高保护测控装置的完好率和运行率。由于各种原因，必然会出现影响保护测控装置安全运行的种种缺陷，如果这些缺陷在检验工作中没有及时检查出来，就可能成为电网系统安全稳定运行的隐患，因此，测控装置检验质量对电网安全稳定具有重大意义。

目前我国对保护测控装置的检测主要由人工完成。但是随着我国电力系统快速发展和减人增效策略的实施，各单位人均维护设备数量不断增多，加之新产品、新技术不断采用，尽管测试人员付出巨大努力，但由于人员素质、仪器仪表等方面因素，使得保护测控装置检验工作不够规范，未能严格按照国网公司规程和省公司颁发的规程或作业指导书执行。保护测控装置检验工作中经常出现检验项目“缺项、漏项”，试验报告不够统一、规范等问题。而且检验工作因人而异，使得检验质量受到影响，同时变电站现场停电检修时间较短，人工检测保护测控装置效率较低。

3 保护测控装置自动测试系统的原理

保护测控装置自动测试系统分为硬件和软件两部分，硬件部分由保护测控装置主机、保护测控装置校验仪、PC计算机三部分组成。软件部分由保护测控装置软件和自动测试系统软件两部分组成。保护测控装置自动测试系统软件由报告模板编辑模块、测试模板编辑模块、测试主程序、通信规约引擎、通信模板编辑模块组成。保护测控装置自动测试系统原理如图1所示。

如图1所示测试系统根据检验规程系统向测控装置校验仪发送控制命令，校验仪输出对应的测试状态，保护测控装置响应测试并通过通信规约返回给测试系统，测试系统根据保护测控装置的当前状态智能计算保护测控装置的测试项目是否合格，并能够生成规定格式的测试报告。

4 自动化测试软件的关键技术实现

4.1 脚本语言

目前软件开发领域常用的开发工具VC，Delphi，VB，PowerBuilder等，这些开发工具都是当前较为流行的系统开发工具，基本上都能满足开发要求，各有所长、各具优势。

在保护测控装置自动测试系统中选择通用的开发平台Visual C++，结合数据库和图表绘制软件，使开发的软件平台具有界面友好、操作方便、功能完善等优点，并兼顾可扩展性和兼容性等系列问题。

4.2 通信方式

电力系统日趋复杂化和智能化，微机型智能继电保护测控装置的种类也日趋多样化。元件保护，线路保护，辅助保护，智能配网终端及用于测量控制的各类测控装置层出不穷。随着变电站自动化技术的发展，越来越多的多功能智能电子设备（intelligent electronic device，IED）被集成到系统中[7]，它们具有强大的处理能力和通信能力，但缺乏统一的通信标准，IED 间无法方便地进行信息共享。实践证明，IEC 61850标准能很好地解决各厂商设备间的互操作性问题，同时运用抽象通信服务接口技术将应用与具体协议分离，是一种面向未来的标准（具有后向兼容性）[8]。IEC 61850标准的引入改变了传统变电站自动化系统的功能结构、通信结构，也对变电站的设计、实现、测试、运行、培训、维护等工作提出了新的要求。

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随着IEC 61850标准的推广实施，越来越多的厂商加入到该阵营中，更多的基于标准的设备将投入变电站自动化系统中。为了适应市场的需求，通过分析国内各大保护测控装置生产厂家的测控规约情况，保护测控装置自动化测控软件设计开发了基于IEC 61850 标准的规约平台，建立了可用于编辑各种类型的保护测控装置的通讯规约模块，并建立了保护测控装置通讯规约模块库。该规约模块具有良好的扩展性，规约库可以不断添加，以支持多个厂家的保护和测控装置。

目前该规约数据库提供了：南瑞继保、南瑞科技、国电南自、北京四方、许继电气、东方电子、上海惠安等主要测控装置生产厂家主流产品的通讯规约支持，并可按用户要求定制规约。在此保护测控装置自动化测试系统中设计了“同期测试-规约选择”对话框，以用来选择适当的规约文件。

5 保护测控装置自动化测试软件的实现

5.1 软件开发

该自动化测试软件是与电力自动化测试装置配套使用的专用测试软件。测试软件安装在台式或便携式计算机上，运行在Windows XP或Win7操作系统下。测试装置使用USB信号线或以太网双绞信号线与计算机连接，由测试软件对测试装置进行联机控制。该软件主要由报告模板编辑模块、测试模板编辑模块、测试主程序、通信规约引擎、通信模板编辑模块组成。该自动化测试平台主界面分为系统配置、测试项目、系统工具、技术支持等页面，该软件的可实现功能如图2所示。

在软件测试项目中，列出了该测试软件的各个测试功能单元，点击这些测试功能即可进入相应测试单元对保护测控装置进行相关测试。该测试软件开发了手动测试、交流采样自动测试、测控装置同期测试、开关量测试（包括SOE顺序测试、遥信测试、遥控测试等）、谐波测试、电测量变送器自动测试等多个测试功能单元，针对变电站测控单元、变电站计算机监控系统、电测量变送器等电力自动化设备、系统提供了完备的测试解决方案。

5.2 交流采样自动测试单元

交流采样自动测试单元可用程控方式自动校验测控装置的交、直流采样误差。该测试单元依照国家电网公司《Q/GDW 140-2006交流采样测量装置运行检验管理规程》等规程的要求，用于自动校验测控装置、RTU等交、直流采样设备的测量准确度和进行频率、三相不平衡等影响量测试。

（1）交流采样基本原理

交流采样是指按一定规律对被测信号的瞬时值进行采样，再用一定的数值算法求得被测量，它与直流采样的差别是用软件功能代替硬件功能。交流采样自动测试单元可用程控方式自动校验测控装置的交、直流采样误差。采用微机检测交流电量主要是对电压（U）、电流（I）、有功功率（P）、频率（f）等进行监测。其中频率F的测量比较简单，一般是选母线电压通过过零比较器转换为方波计算出方波的周期，再求倒数即得频率。

将其离散化处理，以一个周期，以一个周期内有限个采样电压数字量来代替一个周期内的连续变化的电压函数值。则：

注：△Tm—相邻两次采样的时间间隔；

Um—第n-1个时间间隔的电压采样瞬时值；

N—一个周期内的采样点数。

同理，交流电流有效值计算公式：

计算一相有功功率的离散化公式为：

（2）交流采样的软件实现

该自动化测试软件测试单元可实现全自动闭环校验，测控装置通过通讯线与测试用计算机联机，测试软件与测控装置通讯，实时获取和解析遥测、遥信等测控装置上传报文，可自动得到交直流采样测量值的测试过程。

校验仪顺序按设定的校验点自动输出，与测控装置进行通讯，自动读取相应的校验结果报文，自动计算校验误差和进行结果评估。

5.3 手动测试单元开发

为方便对自动测试过程中出现的问题进行重复测试和分析，自动测试软件开发了手动测试的功能。手动测试单元提供了对测试装置输出、测量、开关量等功能的灵活控制。可以直接设置或按变化步长设置交、直流电压、电流、功率输出和开关量输出状态，并实时查看小信号模拟量测量结果和开关量输入状态。

本文对保护测控装置自动检测系统原理进行了分析，并在此基础上开发了一套自动检测软件。实际应用表明，该自动测试软件能够对变电站保护测控装置按照测试规程要求完成各个测试项目的自动测试，且比人工测试的时间缩减了60%，大大提高了测试效率，降低了测试人员的技术门槛。该自动测试软件的成功应用，减小了变电站的停电时间，提高了经济效益。

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2013年全球处理器芯片出货量增加24%

据外媒EETasia报道，市场调研机构IHS发布预测指出，2013年受智能手机及平板电脑销量大幅增长的推动，全球处理器芯片出货量将增加24%。预计全球处理器微出货量今年年底将达到15亿片，2012年为12.1亿片。市场分析公司补充，今年每季度的数字与去年同期相比都将会有显著提升。

今年上半年取得了稳健增长，第一季度较去年同期增长27%，二季度高达24%。同时三季度预计为19%，而第四季度的增长预计将达到24%。

“如果不是因为智能手机和平板电脑整个处理器市场不会如此健康，”IHS处理器研究

部门的高级分析师Gerry Xu说。“推动微处理器业务增长的PC市场增速放缓，新的移动平台奋起直追，带动处理器出货量的快速增长。”

平板电脑处理器出货量数量特别巨大，从2012年二季度的3830万增长到今年同期的5350万，相当于40%的增长。智能手机处理器出货量略为逊色，仅从1478万增加到2042万提升38%。

PC方面笔记本电脑处理器出货量今年下降2%，台式机则更为显著下降13%。高性能服务器部分处理器出货量有比较好的增长，二季度与去年460万提高至480万。（EETasia）

电力系统继电保护自动化策略分析 篇12

随着家用电器、大功率设备的不断增多, 无论是居民用电还是工业用电, 对于电能的需求都在日益增加。电能的增多给电力系统的工作带来的巨大的压力, 加强对电力系统的保护与维修成为确保其安全工作的有效措施。继电保护不仅能够保护电力系统正常有序的运行, 还能够有效的消除电力故障。继电保护自动化以其快速、准确、可靠等优越的工作性能已经应用于有关电力的各个行业, 因此, 加强对继电保护自动化的研究成为促进电力行业不断发展动力。

1 继电保护自动化简述

电力系统作为一个全面、综合工作的网络系统, 需要专门的保护装置与专业的技术人员确保其安全工作。继电保护的最基本职能就是在电力系统在运行不够稳定或出现一些故障时实施有效的保护措施, 将故障带来的损失降到最低, 防止电力系统的进一步恶化。

继电保护自动化在实施保护措施时主要表现在一下两个方面:

第一:当运行中的电力系统发生故障时, 继电保护就会迅速的做出保护措施, 将出现故障的零件或者设备与整个系统隔离, 这样能够防止故障对其他的设备或整个电力系统带来影响, 避免故障的进一步扩散, 将故障造成的损失降到最低。

第二:当故障已经发生时, 继电保护装置就会迅速的发出报警信号, 提醒工作人员及时的对设备进行修理。当故障发生较为严重时, 我们要停止整个电力系统的工作, 对其进行一次全面的检查, 对于存在安全隐患的设备或零件尽快的更换, 确保整个电力系统安全的运行, 为客户提供高质量的电能。继电保护系统通过解决这些出现的小问题, 能够有效的防止电力系统出现较大的安全事故。

2 继电保护自动化性能的标准

继电保护自动化的组成部分包括感受元件、比较元件和执行元件等, 继电保护不仅能够降低装置由于单相接地、变压器轻、重瓦斯信号、变压器温升过高等带来的损失, 还能够自动的进行故障的调整与发出不同的危险信号, 根据其工作的职能与性质其设计原理应遵循以下标准。

2.1 灵敏性

灵敏性是反应由于设备在保护范围内发生故障或运行不够稳定时继电保护系统做出保护措施的反应能力, 通常以灵敏系数来评价其保护能力, 灵敏系数与保护能力成正比例关系。在对设备选择继电保护装置时, 灵敏度是首先要考虑的关键因素, 它是电力系统安全运行的保障。高灵敏度的保护装置在设备发生故障时可以迅速的切断故障与设备或整个系统的联系, 从而有效的提高系统的稳定性。

2.2 可靠性

可靠性是指继电保护在系统正常工作时, 继电保护不会采取任何措施去影响系统的正常工作, 或者是发出错误的信号, 只有在出现故障时, 针对故障的出现的位置做出准确的判断, 及时的发出报警信号。如若设备没有出现任何的异常而继电保护却发出报警信号说明继电保护装置出现了问题, 需要及时的对其进行修理。任何电力设备如线路、母线、变压器等都不允许在无继电保护的状态下运行, 因此, 我们要严格的选用可靠性指标较高的继电保护装置。

2.3 快速性

快速线是指在出现故障时, 继电保护能够及时的切断故障设备与系统之间的联系, 防止故障的进一步扩散。此外, 快速性还包括设备在出现故障之后能够及时的排除故障, 快速的使设备恢复正常的使用状态。

2.4 选择性

选择性是指在故障发生之后, 继电保护能够对出现故障的位置准确的判断切除。并不是对整个系统或者大范围的切除。选择性的切除能够确保哪里有故障就将哪里切除, 其他的设备还能够正常的工作。当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时, 才允许由相邻设备保护、线路保护或断路器失灵保护来切除故障。

3 继电保护自动化策略分析

3.1 与计算机系统相结合

计算机软件的使用能够有效的提高继电保护自动化的能力, 在实际的工作中, 继电保护要想真正的实现自动化就必须与先进的计算机技术进行充分的融合, 这样不仅能够实现电路的基本保护功能, 提高清除故障的能力, 还能够提高继电保护的综合水平。随着计算机向着微型化、高存储量与高速处理数据方向的发展, 继电保护的自动化已经离越来越不开计算机。

3.2 控制、检测、保护数据通信一体化

继电保护是一个包含多方面工作的设备, 电力系统的继电保护装置不但可从网上获取电力系统运行和故障的各种停息和数据, 还可以将它所获得的被保护元件的任何数据以及信息传送给网络控制终端。随着科学技术的发展, 将控制、检测、保护数据通信一体化能够有效的提高继电保护的效率, 这也是未来继电保护自动化需要研究的方向。

4 结语

电力系统的保护措施时促进电力行业不断发展的前提, 继电保护的专业技术人员要不断的对其进行研究与改进, 在理论与实际结合的基础上, 深入探讨继电保护的工作性能, 不断的创新, 只有这样才能够确保电力系统更加安全准确的运行。

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