继电保护试验方案
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继电保护试验方案范文第1篇
【关键词】电容;电压;保护;试验;探讨
0.引言
随着国民经济的快速发展，电力用户对电力供应的可靠性和电压质量的要求越来越高，为提高系统供电电压，降低设备、线路损耗，各种形式的无功补偿装置在电力系统中得到了广泛的应用。因此，对变电所电力电容器保护进行正确的试验，保证电容器的正常安全运行至关重要。
1.电力电容器组传统差压和0压保护的试验方法存在的问题
由于电容器的0压或差压保护在电容器组正常运行时，其输出接近于0V，有可能存在电压回路开路保护拒动的事故，也可能存在电压回路误接线，保 护误动的隐患。如果电容器3相平衡配置，能提升电压质量稳定系统正常运行，熔断1只（或几只）将造成电容器中性点电压的偏移，达到整定值，差压或0压保护 就会动作跳开高压开关。因此，这两种电压保护在真正投运前，放电压变2次回路的接线正确性都需要通过送电进行验证，方法
1.1新电容器及保护带负荷试验时，首先进行对电容器冲击试验，观察正常。电容器改试验，拆除1只（或几只）电容器熔丝（以下简称“拔熔丝” 试验），再送电，测试0压或差压，以验证回路的正确性及定值的配置，1次系统多次操作带来安全风险，且时间长，工作效率低下。这种试验方法对于传统的熔丝 安装于电容器外部的安装形式才有效，但对于集合型电容器组，因内部配置多个熔断器，停电也不能单独拆除其内部的1只熔断器的安装形式（如上海思源电气有限 公司生产的并联电容器成套装置，型号为TBB35-1200/334-ACW），电容器与连接排之间安装非常紧凑，就无法作0压或差压试验，来验证保护。
1.2专业分工导致试验方法存在纰漏。由于高压试验工不熟悉继电保护的2次回路，试验只注重单个1次设备的电气性能，对2次回路正确性关心不 够; 而继电保护工只对2次回路认真维护，对1次回路关心较少，导致压差保护和0差保护这样的重要保护投产调试操作麻烦，安全风险大。
2.改进措施
怎么验证压差或0差保护回路的正确性呢？从放电压变1次侧加试验电压，让0压和差压保护达到整定值后动作跳闸，便是1个的较好的选择。笔者认为：
2.1理论计算上可行
35kV及10kV电压互感器的变比都不是很大，差压保护和0压保护的整定值也不是很高，这为从放电压变1次加压试验保护的动作性能提供了先 决条件。例如： 35kV放电压变的变比为35000/1.732/100=202.08/1，即1000V的电压就可以在2次侧感应到约4.9V的电压; 对于10kV的放电压变在1次加1000V电压则可在2次侧可感受到约17.3V的电压。1000V的电压不算太高，这为从放电压变1次加压试验差压和0 压保护提供了可能。
2.2电力系统生产的安全性、可靠性、高效性的要求
通过1次加1定量的电压的方法，达到保护动作的目的，将放电压变1次和2次电压回路接线的正确性和0差、压差保护的定值试验全都包括，避免了繁琐的送电、停电、拔电容器熔丝后再送电的试验操作模式，达到安全和0停电目的。
2．3现代继电保护整定技术成熟性允许
对于电容器这样的设备，专业的继电保护整定部门可以保证整定值的正确，也有成功的运行经验，不需要用“拔熔丝”这样的手段来验证保护定值。因 此，“拔熔丝”试验的作用，也只能是粗略验证压差或0差保护回路的正确性，包括放电压变1次接线的正确性。换句话说，如果能从放电压变1次侧加压试验，证 明压差或0差保护动作正确，就可以不做“拔熔丝”试验了。
3.试验方法
主要设备是3相调压装置、3只试验变压器SB1～3、3只放电压变YB1～3。该试验变压器需定制，3只变压器的1致性要好，变比为 1000V/57.74V，作升压变使用，目的是和继电保护3相试验设备配套，主要由继电保护人员来操作。试验方法： 试验压变和放电压变各自接成3相星形接线，从放电压变1次侧加入1定量正相序电压，在2次回路检测序开口3角电压（即0压保护两端电压）是否为0V; 改变某相电压使至达到整定值（或改变电压相序），保护动作，如此可直接检查及验证保护动作值和放电压变1、2次回路的正确性。（见图2） 请登陆:输配电设备网 浏览更多信息。
差压保护的试验方法:
主要设备是3相调压装置、2只试验变压器SB1～2、3只放电压变YB1～3，图中是某相放电压变如A相放电压变试验接线图，B、C相同样分 别接线试验。试验方法： 从放电压变高压侧加入1定量同相序电压，2次回路检测差电压（即差压保护动作电压）接近0V。改变某侧电压使差电压达到保护整定值，保护动作，这样便检查 及验证了放电压变1、2次回路的接线正确性。
4.试验步骤
第1步: 将电容器组改检修;
第2步: 将放电压变与电容器组连接线拆开;
第3步: 按实际电容器保护原理，按图采用差压保护或0压保护的相应试验接线;
第4步: 加压试验，验证差压保护或0压保护的正确性。由于试验电压较高，放电压变和试验压变周围要用绝缘胶带做好隔离，防止触电，必要时请高试班的人员进行指导。
第5步: 恢复接线并检查接线正确牢固。
第6步: 带负荷试验时，只需要测量保护安装处的不平衡电压在允许范围内既可，不必要再将电容器组停电，用拔电容器的熔丝方法来验证保护接线的正确性了。
5.运用效果总结
2007年7月，在我集团公司#1、2电容器改造后投产试验时，由于安装的是上海思源电力有限公司的电容器成套装置，熔断器安装在电容器内 部，无法采用“拔熔丝”试验的方法，而采用从电容器放电压变的1次侧加压试验的方法，问题迎刃而解，简单方便且确保试验安全; 由于该方法确实安全、简便和有效，对于熔丝安装在外部的电容器组的投产试验，也提供了1个更好的的选择。
这种方法，由于是在主设备送电前完成的，压变2次回路存在的问题可以事先发现并及时处理，减少了送电后发现问题再2次停电的风险，是事前控制 的技术手段。对于新投产的变电所，在验证计量压变、保护压变、开口3角压变1、2次接线正确性时，也可在压变投运前采用这种试验方法，结合压变投运后2次 回路的带负荷试验，达到全过程控制，就可减少工作失误，极大地提高工作效率，保证设备安全运行。
参考文献
继电保护试验方案范文第2篇
关键词：电力系统 ，自动化继电保护装置， 测试系统 ，IEC61850
中图分类号：F407.61文献标识码：A 文章编号：
Abstract: this article briefly introduc relay protection test device, the types of stage of development and testing; the basic principle of Key research analysis the IEC61850 standard automation relay protection device testing technology, including and traditional testing technology, set up the method and the difference of unified modeling of the relay protection test device of a method.
Key words: electric power system, automatic relay protection devices, test system, IEC61850
电力自动化系统的发展在很大程度上受继电保护装置技术的制约[1]，因而加快继电保护装置技术的发展是十分迫切和必要的，然而继电保护装置的发展离不开测试技术的进步。继电保护测试就是进行继电保护试验和测量继电保护的特性参数[2]，在保证电力系统安全可靠运行方面起着重要作用。本文针对继电保护测试技术的发展，介绍了继电保护测试装置的基本原理，并研究分析了自动化继电保护装置的测试技术特点。
1继电保护测试装置的类型和发展阶段
1.1 继电保护测试装置的类型[3]
第一种类型由功能强大的仿真软件包和先进的实时数字仿真器件组成，主要模拟电力系统的电磁暂态过程。其特点是硬件结构复杂，电力系统元件模型库较齐全，应用面广，但价格昂贵。比较典型的有法国DTNA数字暂态网络分析仪、西门子NETOMA电力系统仿真软件包等。
第二种类型是针对某一类专门用途而设计的测试系统，具有结构简单，便于携带，价格较便宜的特点。
1.2继电保护测试装置的发展阶段[2,3,4]
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（笔记本电脑）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 继电保护测试装置的基本原理[3,4]
继电保护测试装置一般由主机（下位机）、计算机（上位机）及辅助设备组成。
主机将标准的电流、电压信号经过内部处理转化成所设定测试条件下的电流、电压信号，加载到被试验的继电保护装置上，检测其逻辑功能和动作特性，并且根据国际、国家标准（GB/T 7261-2008《继电保护和安全自动装置基本试验方法》）对测试结果进行标定和评价。
继电保护测试装置的试验方式分手动和自动试验两种。手动试验可以通过主机上的手动控制开关，使变量按设置的步长进行增减，也可以通过计算机上的鼠标和键盘上的功能键来完成变量的递增或递减。自动试验是通过计算机的软件，将试验项目全部试验过程中所有参数变化的要求进行编程，自动完成产品的试验。
3 自动化继电保护装置测试技术的研究分析
3.1数字化继电保护装置与传统继电保护装置的差别[5,6]
随着IEC61850规约的推广和智能电气设备的发展，电气系统自动化继电保护技术进入了新的数字化阶段。符合IEC61850标准的数字化保护装置与传统的继电保护装置在结构上有着相当大的差别，其差别体现在以下几个方面：
⒈硬件差别。传统保护由模拟量输入接口单元、开关量输入输出接口、数据处理单元、人机接口、通信接口等组成。采用IEC61850标准的保护则由光接口单元、中央处理单元、开入开出单元、人机接口和通信接口等组成。
2.产品检测方式的不同。⑴装置测量准确度方面。传统方式通过PT/CT交流采样，而IEC61850的方式是接收过程层送来的数字信号——光PT/CT或者电子式PT/CT。⑵SOE分辨率试验。传统方式的考核对象是继电保护装置。IEC61850方式的考核对象是过程层数字模块。
3.时间同步性。IEC61850要求测试系统的各个单体光数字转换装置、数字保护设备等之间信号的传输必须满足同步性要求。传统模式没有要求一定同步。
4.实时性要求。IEC61850要求闭环仿真测试系统各个环节满足实时性要求。传统模式没有这种要求。
由于IEC61850标准的数字化保护装置与传统的继电保护装置在结构上的巨大差别，传统的测试技术不能用于IEC61850标准的数字化保护装置。
3.2数字化继电保护测试系统的搭建方法[6,7]
数字化继电保护对测试系统的基本要求有3点：⑴能够输出基于IEC 61850-9标准的采样值报文，并且能够模拟电力系统的各种故障，故障参数可以设置；⑵能够发送GOOSE报文给被测装置，模拟变电位置信息、闭锁信号等各种开入量信息；⑶能够接收被测装置发送的GOOSE报文并正确解析，给出GOOSE报文携带的信息。
下面是数字化继电保护测试系统的搭建示意图。
图1 数字化继电保护测试系统的搭建示意图
在数字化继电保护测试系统中必须有光速据转化装置（合并装置）将模拟信号转化为GOOSE报文传送给被测继电保护装置，同时接收被测继电保护装置发出的GOOSE动作信号并解析为开关模拟量信号．并反馈至继电保护测试仪，以此形成数字继电保护装置的闭环测试系统。
3.3统一建模的继电保护测试装置[8-10]
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。在这种情况下需要提供统一的整机自动测试平台。图2是统一建模的继电保护测试装置示意图。
图2 统一建模的继电保护测试装置示意图
统一建模的系统要求：⑴测试仪必须具有全自动，全闭环校验的能力；⑵测试仪本身需要具有数据通讯的能力，可以接收命令和执行命令，并接受上位机的控制。
用一台主机同时控制多台测试仪一起工作。每一台测试仪调试一台保护装置，测试结束后，各台测试仪通过数据通信，将测试结果上送到主机，形成历史文档。如果和保护测控装置的条形码识别系统结合，其历史记录将更加完整。采用这样的调试方式，可以最大限度的减少调试人员的工作量，实现对大批量测试对象的测试。中央控制PC机在开始调试之前对每台测试仪进行单独的远程配置，并将测试方案导入到相应的测试仪中，设置测试标准；在调试过程中，对多台测试仪的调试过程进行集中监控管理；调试结束后，对每台被测试仪完成调试报告并且存入数据库。所以，在整机调试线上，只要有一位管理员控制中央控制PC机，即可同时对多台装置进行全自动调试。
开发这样的系统主要在于开发继电保护测试装置各类I/O接口插件和整机测试模型组态软件。基于数字化继电保护装置的硬件架构实现这样的系统并不困难，关键是整机测试模型组态软件的开发。图3是软件测试流程图。
图3测试流程图
软件系统可以使用三层体系结构：⑴界面层。界面层上按照用户使用的位置不同分为远程界面部分和现场界面部分，分别对应于远程工作站和现场控制上位机。⑵逻辑层。逻辑层中包含了所有本系统的核心模块，每个模块都是按面向对象的程序设计思想对其功能进行封装，被上层的界面层的操作来调用，其结果返回给界面或是存入数据库中。⑶数据层。数据层即数据库存储部分，可以用系统自带的单机型数据库，也可使用联机数据库。
4 结论
自动化继电保护装置在电网中的应用越来越普遍，对该装置的安装校验和定期检验日益成为一项繁重的工作，研究和采用新的适应当前和今后继电保护装置的测试系统的方法十分重要，也具有很好的现实意义。
参考文献：
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继电保护试验方案范文第3篇
【关键词】 电力系统 继电保护 可靠性
1 继电保护装置的运行环境极其维护
继电保护装置是实现继电保护的基本条件，要实现继电保护的作用，就必须要具备有科学先进、行之有效的继电保护装置。因此，要做好继电保护的工作，就必须要重视保护的设备。而设备的质量题目，直接决定了继电保护的效果，因而必须对继电保护的装置提出较高的要求，主要体现在‘四性’上。继电保护装置的重要性，不仅要在选用上考虑其是否达到基本运行条件的要求，还要在日常的检测和维护上做好工作。
首先，要全面了解设备的初始状态。继电保护设备的初始状态，影响其日后的正常和有效运行。因此必须留意收集整理设备图纸、技术资料以及相关设备的运行和检测数据的资料。对设备日常状态的检验，要对设备生命周期中各个环节都必须予以关注，进行全过程的治理。一方面是保证设备正常的、安全有效的使用，避免投进具有缺陷的设备。同时在恰当的时机进行状态检验，以便能真正的检测出题目的所在，并及时的找到应对方案。另一方面，在设备使用投进前，要记录好设备的型式试验和特殊试验数据、各部件的出厂试验数据、出厂试验数据以及交接试验数据和运行记录等信息。
其次，要对设备运行状态数据进行及时全面的统计分析。首先要了解设备出现故障的特点和规律，进而通过对继电保护装置运行状态的日常数据的分析，预先判定分析故障出现的部分和时间，在故障未发生时，及时的排查。因此状态检验数据治理就显得非常重要，要把设备运行的记录、设备状态监测与诊断的数据等结合起来，通过正确的完整的技术数据进行状态检验。通过数据的把握和设备运行规律的把握，可以科学地制定设备的检验方案，进步保护装置的安全系数和使用周期，保证电力系统的正常运行。
再次，要了解继电设备技术发展趋势，采用新的技术对设备进行监管和维护。在电力事业高度发展，继电保护日益严重，继电保护设备不够完善的情况下，必须加强对新技术的应用，唯此才能保证保护装置的科学有效，在电力系统的保护中发挥应有的贡献。
2 对继电保护装置的要求
2.1 选择性
选择性就是指当电力系统中的设备或线路发生短路时，其继电保护仅将故障的设备或线路从电力系统中切除，当故障设备或线路的保护或断路器拒绝动作时，应由相邻设备或线路的保护将故障切除。
2.2 速动性
速动性就是指继电保护装置应能尽快地切除故障。对于反应短路故障的继电保护，要求快速动作的主要理由和必要性在于：（1）快速切除故障可以提高电力系统并列运行的稳定性。（2）快速切除故障可以减少发电厂厂用电及用户电压降低的时间，加速恢复正常运行的过程。保证厂用电及用户工作的稳定性。 （3）快速切除故障可以减轻电气设备和线路的损坏程度。（4）快速切除故障可以防止故障的扩大，提高自动重合闸和备用电源或设备自动投人的成功率。
对于反应不正常运行情况的继电保护装置，一般不要求快速动作，而应按照选择性的条件，带延时地发出信号。
2.3 灵敏性
灵敏性是指电气设备或线路在被保护范围内发生短路故障或不正常运行情况时，保护装置的反应能力。
所谓系统最大运行方式，就是在被保护线路末端短路时，系统等效阻抗最小，通过保护装置的短路电流为最大的运行方式；系统最小运行方式，就是在同样的短路故障情况下，系统等效阻抗为最大，通过保护装置的短路电流为最小的运行方式。
2.4 可靠性
可靠性是指在保护范围内发生了故障该保护应动作时，不应由于它本身的缺陷而拒动作；而在不属于它动作的任何情况下，则应可靠地不动作。
以上四个基本要求是设计、配置和维护继电器保护的依据，又是分析评价继电保护的基础。这四个基本要求之间，是相互联系的，但往往又存在着矛盾。因此，在实际工作中，要根据电网的结构和用户的性质，辩证地进行统一。
电力系统保护分为主保护和后备保护，后备保护是指当主保护或断路器拒动时，用来切除故障的保护，后备保护可分为远后备保护和近后备保护2种，远后备保护就是当主保护或断路器拒动时，由相邻的电力设备或线路的保护来实现的后备保护，如变压器的后备保护就是线路的远后备。近后备保护是当主保护拒动时，由本电力设备或线路的另一套保护来实现的后备保护，如线路的零序保护和距离保护就是相互后备的
3 阻抗继电器及其动作特性
阻抗继电器是距离保护装置的核心元件，它主要用来作测量元件，也可以作起动元件和兼作功率方向元件。
3.1 单相阻抗继电器的特性
按相测量阻抗继电器称为单相式阻抗继电器，加入继电器的只有一个电压和一个电流。由于电压与电流之比是阻抗，即，所以测量阻抗电压和电流来实现。继电器动作情况取决于的值（即测量阻抗），当测量阻抗小于预定的整定值时动作，大于整定值时不动作。运行中的阻抗器是接入电流互感器TA和电压互感器TV的二次侧，其测量阻抗与系统一次侧阻抗之间的关系为：
对于单相阻抗继电器的动作范围，原则上在阻抗复数平面上用一个小方框可以满足要求。但是当短路点有过渡电阻存在时，阻抗继电器的测量阻抗将不在幅角为的直线上，此外，应电压互感器、电流互感器都存在角误差，使测量阻抗角发生变化。所以，要求阻抗继电器的动作范围不是以为幅角的直线，而应将其动作范围扩大，扩大为一个面或圆（但整定值不变）（如图1所示）。
3.2 全阻抗继电器
全阻抗继电器的动作特性。
全阻抗继电器动作边界的轨迹在复数阻抗平面上是一个以坐标原点为圆心（相当于继电器安装点），以整定阻抗为半径的圆，如图2所示，圆内为动作区，圆外为非动作区。
其特点如下：
（1）无方向性。当测量阻抗位于圆外时，不满足动作条件，继电器不动作；当测量正好位于圆周上时，处于临界状态，继电器刚好动作，对应此时的阻抗就是继电器的起动阻抗；当保护正方向短路时，测量阻抗位于第Ⅰ象限，当保护反方向短路时，测量阻抗位于第Ⅲ象限，但保护的动作行为与方向无关，只要测量阻抗小于整定阻抗，落在动作特性圆内，阻抗继电器就动作。
（2）无论加入继电器的电压与电流之间的相角为多大，继电器的动作与整定阻抗在数值上都相等，即
图2
3.3 方向阻抗继电器
由于全阻抗继电器的动作没有方向性，在使用中，将它作为距离保护的测量元件，还必须加装方向元件，从而使保护装置复杂化。为了简化保护装置的接线，选用方向阻抗继电器，它既能测量短路阻抗，又能判断故障的方向。
变压器纵差动保护主要是用来反应变压器绕组、引出线及套管上的各种短路故障，是变压器的主保护。变压器差动保护是按照循环电流原理构成的，图3示出了双绕组变压器差动保护单相原理接线图。变压器两侧分别装设电流互感器和，并按图中所示极性关系进行连接。
正常运行或外部故障时，差动继电器中的电流等于两侧电流互感器的二次电流之差，欲使这种情况下流过继电器的电流基本为零，则应恰当选择两侧电流互感器的变化。
图3 压器差动保护的基本原理和接线方式
即
若上述条件满足，则当正常运行或外部故障时，流入差动继电器的电流为：
当变压器内部故障时，流入差动继电器的电流为：
为了保证动作的选择性，差动继电器的动作电流应按躲开外部短路时出现的最大不平衡电流来整定，即减少不平衡电流及其对保护的影响，就是实现变压器差动保护的主要问题。为此，应分析不平衡电流产生的原因，并讨论减少其对保护影响的措施。
4 电力状态检修在继电保护工作中不可或缺
4.1 电力状态检修的概念
就电气设备而言，其状态检修内容不仅包括在线监测与诊断还包括设备运行维护、带电检测、预防性试验、故障记录、设备管理、设备检修和设备检修后的验收等诸多工作，最后要综合设备信息、运行信息、电力市场等方面信息作出检修决策。
在电厂、变电站检修决策时要考虑电网运行状态，如用电的峰段与谷段，发电的丰水期与枯水期；设备所在单元系统其它设备的运行状态，按系统为单元检修与只检修单台设备的合理程度；电力市场的需要，进行决策风险分析。
4.2 电力状态检修的优点
随着社会经济的发展，科学技术水平的提高，电力系统正逐步向状态检修体制过渡。状态检修与其他检修方式相比具有以下优点：
（1）开展状态检修是经济发展的迫切要求。对设备进行检修是为了确保设备的安全、可靠运行，而根据设备的状态进行检修是为了减少设备的检修停电，提高供电可靠性。开展设备的状态监测和分析，可以对设备进行有针对性的检修，使其充分发挥作用，即做到设备的经济运行。
（2）开展状态检修更具先进性和科学性。定期维护和检修带有较大的盲目性，并造成许多不必要的人力和费用的浪费；由于定期检修工作量大，往往使检修人员疲于奔命，加上现场条件和人员素质的影响“，越修越坏”的现象也时有发生。开展状态检修，可减少不必要的工作量，集中了优势兵力，使检修工作有一定的针对性，因而是更为科学，更为先进的方法。
（3）开展状态检修的可行性已经具备：随着科学技术的发展和运行经验的积累，已形成了较为完整的设备状态监测手段和分析判断方法，开展状态检修已有较充分的技术保证。
（4）由于状态检修往往是以设备运行状态下的在线监测结果为依据进行的检修，所以能够预报故障的发生，使我们可以及时掌握设备运行状况，防止发生意外的突发事故。
5 结语
继电保护对我国电力系统的安全运行，起着不可替代的作用，在我国经济持续发展，对电力要求不断增大的情况下，要做好继电保护工作，就要从各方面对继电保护的基本任务和意义，以及起保护作用的继电保护装置有深刻的了解，并要及时掌握未来技术发展的方向。随着保护装置的微机化程度不断提高，对继保工程的施工质量和人员技术的要求也越来越高，因此我们在施工中应该不断的总结提高，在执行继电保护方面要不折不扣地落实到位，并且进行逐一核实，确保继保工程任务的圆满成功。
参考文献：
[1]赵凯，康成华，雷兆江.电力系统的继电保护装置状态检修探析[J].中国科技信息，2008年04期.
继电保护试验方案范文第4篇
关键词：继电保护；课程体系；人才培养
中图分类号：G642.0 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2014）36-0104-02
大学教育理念是大学的思想、精神和灵魂，是人们对大学的理性认识、理想追求及所持教育观念，它是建立在对教育规律和时代特征深刻认识基础之上的。大学要根据经济社会发展的需要，遵循教育规律和人才成长规律，强化以创新精神、创造能力、实践能力和高尚品德人格为核心的素质教育观念[1，2]。随着我国电网技术的飞速发展，电力行业对继电保护技术要求也在不断提高，电力系统继电保护专业作为电气工程及其自动化专业的重要的专业方向之一，需要适时调整课程体系，深化教学改革，注重能力培养与职业素养的养成[3，4]，构建“知识、能力、素质”为一体化的培养模式，达到理论与实践相融合，以确保为电力行业培养出高素质的应用型人才。
一、传统课程体系存在的问题
在我国电力企业中，继电保护专业方向的技术人员所涉及的工作有：新建变电站保护的安装与调试，保护装置的相关测试与维护，电力设计院二次回路设计等。按照我校培养方案，目前与电力系统继电保护专业方向课程群的相关教学主要包括：“电力系统继电保护原理”、“电气二次回路”、“电力系统继电保护技术的新发展”等3门课程，以及“继电保护课程设计”和“电力系统继电保护毕业设计”2个实践环节。
结合目前电网继电保护技术发展现状与现场对保护技术人员能力的要求，传统继电保护教学存在以下问题：
1.保护原理的理论教学内容更新不够
随着特高压输电技术的发展、大容量发电机变压器的应用、智能变电站、分布式发电、以及量测和通信技术的发展，传统电力系统继电保护教学存在理论教学内容更新不够，特别是直流保护技术、超大容量机组的保护技术、新型光纤差动线路保护技术、工频故障分量保护技术等，这些目前现场中的广泛发展与应用的保护原理技术讲授内容不足。
2.部分教学内容与现场要求不对应
电网公司要求继电保护技术人员具备进行继电保护整定计算、保护装置的安装、调试、运行维护等工作能力，不仅要求入职人员具备继电保护的基本理论，还要求掌握电气二次回路的基本知识和继电保护的测试技术。其中，电气二次回路是现场工作人员进行变电站施工、维护、检修、测试试验、调度控制与运行等实际工作中所必须扎实掌握的基本内容。而目前“电气二次回路课程”开设学时相对较少，缺少现场常用的二次回路资料，并且现有教材二次回路标准符号不统一，难以满足现场二次回路读图的需要。另外，继电保护的测试技术目前在本科课程中没有进行相关内容的开设。
3.实践教学环节存在的问题
实践教学作为继电保护专业方向教学内容的重要部分，目前主要存在以下问题：第一，实践教学环节所参照的设计手册出版时间较早，设计规范与电力设计院的设计规范有较大偏差；第二，实践教学的设计题目需要按照现场的发展进行调整与更新，缺少现场广泛应用的微机保护装置的相应实验内容；第三，实验教学环节所用实验器材需要更新，如保护测试仪器的使用等。
二、继电保护专业方向课程体系改革思路
我国高等教育分为专科教育、本科教育与研究生教育，其中要求本科教育应当使学生比较系统地掌握本学科、专业必须的基础理论、基本知识，掌握本专业必要的基本技能、方法和相关知识，具有从事本专业实际工作和研究工作的初步能力。因此，电力系统继电保护课程的改革也应从这个要求出发，由市场需求引导和推进教学改革。
根据对当前我校继电保护方向相关专业课程的设置与现场需求存在的问题分析，继电保护专业课程体系改革需要包括四个环节：
（1）调整“电力系统继电保护原理”教学内容，并扩展继电保护实验内容；（2）扩展“电气二次回路”课程内容；（3）调整继电保护课程设计与毕业设计等实践环节；（4）开设“高压直流输电保护技术”选修课程。
1.电力系统继电保护原理
“电力系统继电保护原理”课程主要讲授线路和主要设备保护的工作原理、整定计算方法、动作行为分析、试验方法等内容，培养学生综合运用基础理论分析、解决实际问题的能力。对该课程的教学内容与实验内容改革如下：
（1）理论教学方面：绪论内容中重点介绍微机式保护的硬件和软件构成、各部分的主要功能及微机式保护的特点。
1）加大基于工频故障分量距离保护的介绍，包括工频故障分量的提取与特点、工频故障分量距离保护的工作原理、动作特性与应用特点；2）输电线路保护中，增加新型光纤分相差动线路保护原理的介绍；3）距离纵联保护与零序纵联保护的广泛应用，调整输电线路方向纵联保护一节的学时，加大这两种原理纵联保护的工作原理介绍；4）由于现场自耦变压器的广泛应用，需要加大自耦变压器故障特点及相关保护的介绍；5）增加3/2母线故障与母线保护的介绍。
（2）实验教学方面：现有实验内容包括：电磁型电流继电器特性分析、整流型功率方向继电器特性分析、整流型阻抗继电器特性分析实验、BCH―2 型差动保护继电器特性分析等8学时实验内容。而现场继电保护测试试验是继电保护技术人员需要掌握的重要内容。因此，在现有实验内容基础上增设继电保护测试试验综合性实验内容，包括：保护测试仪的使用；500kV线路保护整组实验；变压器保护测试试验等。特别加强学生对保护测试试验接线环节的训练。另外，随着2012年以来智能变电站在国家电网公司的推广建设，对应智能变电站保护调试、安装技术在实验室条件不能允许的前提下，可通过视频课件等给学生普及相关知识。
2.电气二次回路课程的调整
由二次设备相互连接，构成对电气一次设备进行监测、控制、调节和保护的电气回路称为电气二次回路。电气二次回路是电力系统的安全稳定运行的重要保证。电气二次回路主要包括：控制回路、调节回路、保护及自动装置回路、测量回路（记录参数及运行状态）、信号回路、操作电源回路等内容。教学大纲要求学生掌握电力系统二次回路的基本原理和构成以及工程识图的基本知识及分析方法。为学生毕业后从事本专业领域的工作打下必要的理论知识和实际应用知识的基础。
不论是变电站的运行、检修与维护，保护与安全自动装置的调试与维护，还是配电网开关柜的运行、检修与维护，都离不开二次回路识图能力，二次回路图纸作为一次设备与二次设备的纽带，无处不在。因此，现有18学时的“电气二次回路”本科选修课程远远不能满足现场技能的需要，这就需要按照现场二次回路不同工种的需求，增加学时调整教学内容，编写新的教学大纲，以满足现场的需求。
另外，目前220kV和110kV变电站气体绝缘金属封闭开关设备GIS的广泛应用，在现有电气二次回路课程中需增设GIS组合电器中断路器操作机构箱汇控柜二次回路的介绍。使学生了解断路器本体防跳回路、断路器本体三相不一致延时继电器二次回路图等内容。
3.高压直流输电保护技术
近年来，我国高压直流输电工程投入运行的已有9项，另外在建工程7项。随着750kV、1000kV输变电工程以及±800kV、±1000kV直流输电工程的建设，跨区联网逐步加强，特高压交直流线路将承担起更大范围、更大规模的输电任务。现场高压直流输电技术在电力系统中已广泛应用，而高压直流输电的相关电气设备、直流系统的故障特点、以及对应高压直流输电保护技术在本科课程中还没有增设对应的内容。因此，电力系统继电保护专业可通过开设“高压直流输电保护技术”课程，介绍高压直流输电系统中换流器故障、直流开关场设备故障、接地极故障、换流站交流设备故障、直流线路故障等故障特点、以及现场使用的保护原理与技术，为学生就业后从事高压直流输电保护的相关工作打下初步基础。
4.保护实践环节的改革
实践教学环节是理论应用于实践的重要训练环节。目前，继电保护专业的实践教学环节包括2周的35kV线路继电保护课程设计和18周的电力系统规划与继电保护设计的毕业设计。
（1）课程设计环节。35kV线路继电保护课程设计主要开展阶段式电流保护的整定计算、保护配合能力的训练，以及对应保护原理接线图和交、直流展开图等图纸的绘制。整个过程都是手算、手绘，在实验条件允许前提下，该环节可以适当增设DDRTS仿真软件开展计算机仿真，验证手算定值同时，进行线路各种故障情况下保护动作仿真，使学生对保护整定计算以及动作情况认识形象化，从而提升课程设计的效果。
（2）毕业设计环节。毕业设计环节是学生对所学专业知识综合运用的重要的实践环节，目前电力系统规划与继电保护毕业设计主要开展了电源规划、电网规划及发变组主保护的配置与整定，以及相应的图纸的绘制。毕业设计环节需要解决的主要问题是设计缺乏规范标准。另外，毕业设计所需要的各类数据无从查找，如线路型号、价格，高压电气造价、运行维护价格等缺乏，现场常用设备型号等。这就需要到省级电力设计院广泛调研，编写标准、完善的设计手册，以保证设计内容的规范。
三、相关先修课程的调整
继电保护原理课程的先修课程包括：电路、电机学、信号处理、电力系统分析等课程。其中电机学课程中变压器、发电机的结构与工作原理是后续主设备保护的重要基础；电流互感器、电压互感器作为各类保护电气量量测的重要元件，其工作原理及特性，以及接线特点等内容也是继电保护原理实现的重要基础。而目前，电机学课程中互感器的以上内容介绍偏少，需要适当增加相应内容的介绍。另外，建议电力系统分析课程中应增设高压直流输电系统故障分析的介绍，为后续高压直流输电保护的开设奠定基础。
四、职业素质的培养
“知识、能力、素质”为一体化的培养模式，是培养高素质的应用型人才的根本。继电保护专业方向课程体系的改革的实施同样要遵循这一培养模式。通过理论教学与实践环节的相互渗透，构建符合现场需求的实践训练环节，让学生深入体会继电保护配合逻辑的严密性、二次接线的复杂性，向学生灌输继电保护工作的严谨态度、安全意识和责任意识，帮助学生树立正确的职业意识和职业道德，明确继电保护专业技术人员应具备的职业素养和职业技能。通过实习环节、课程设计、毕业设计等实践环节让学生达到对现场的职业认知实习，了解岗位职业技能要求、工作职责、岗位设置、工作规范、工作环境等，形成对继电保护技术专业的认同感，激发学习热情，让学生实地感受继电保护技术应用的广泛性和重要性。
五、结论
在电力系统迅猛发展的形势下，电力企业对继电保护专业人才有着新的需求和特点。服务于学校培养应用型高级人才的目标，建立健全符合学校自身实际和体现自身特色的继电保护理论和实践教学课程体系，构建“知识、能力、素质”为一体化的培养模式，达到理论与实践相融合，力争为电力企业输送更多的优秀专业人才做出贡献。
参考文献：
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[2]梁国艳.应用型本科院校继电保护教学改革的探索与思考[J].中国电力教育，2010，161（10）：67-68.
继电保护试验方案范文第5篇
[关键词] 继电保护 反事故 反措
随着电力技术的发展，电力系统继电保护反事故无论是在重要性认识还是实践经验方面都取得了长足的进步，并且制定了继电保护反事故操作标准和相关规则，但由于各个地区电力系统存在着一定差异性，需要进一步进行深入的研究，以保证电力系统的安全稳定运行。继电保护反事故措施是在事故调查分析、技术监督、设备评估、安全评价、电网稳定分析等工作的基础上，针对电力系统存在的安全问题，提出的人员、设备等安全防范措施，简称为反措，一般又分为技术措施和管理措施两种，技术措施应结合电力工程建设、设备检修和改造实施，管理措施一般应纳入生产运行规程的修订予以实施。文章在此主要结合电力系统继电保护实际对几种重要的反事故措施进行研究，主要包括继电保护CT死区反措、继电保护操作回路反措、电压互感器二次回路多点接地反措这三个重要组成部分。
1.继电保护CT死区反措
在实际运行过程中，220kV和500kV两套主保护的CT配置之间会存在动作死区，这主要是由220kV和500kV电流互感器二次绕组的错误配置所造成的，因此需要制定保护CT死区反措。
保护CT死区反措是为防止主保护存在动作死区，两个相邻设备保护之间的保护范围应完全交叉；同时应注意避免当一套保护停用时，出现被保护区内故障时的保护动作死区。500kV系统的母差保护应与线路保护范围要有交叉；母差保护与发变组保护范围要有交叉；断路器失灵保护用绕组与两间隔保护用绕组之间要有交叉，不能存在保护动作死区。针对500kV开关单侧电流互感器、双侧电流互感器、中开关双侧电流互感器、有串外电流互感器的二次绕组要正确配置。220kV系统的母差保护应与线路（或主变）保护的范围交叉、断路器失灵保护所用绕组位于主变与母差保护所用绕组之间。针对500kVAIS变电站220kV线路、主变CT、500kVAIS变电站220kV母联、分段CT、500kVGIS变电站220kV线路、主变CT、500kVGIS变电站220kV母联、分段CT、220kVAIS变电站CT、220kVGIS变电站CT的二次绕组也要正确配置。
对变电站220kV母差保护的CT死区问题可通过在开关端子箱调换220kV母差保护绕组与其他保护绕组的方式消除死区。对于由于各220kV开关汇控箱内CT端子短接不可靠的变电站，需结合停电实施改造，改造办法为开关间隔停电后，做好母差保护及其它保护电流回路安全技术措施后，在开关端子箱调换220kV母差保护I（11）绕组与其他保护绕组，然后对电流二次回路进行检查，确保调换后的母差及相关保护电流二次回路正常，送电前（合开关前）申请退出调换过绕组的母差保护及其它相关保护，进行带荷测试，结果应正确，并做好记录。对于主变变中开关因无多余保护绕组，而不具备整改条件的变电站，需结合GIS设备实施机会改造，其余220kV线路开关间隔可先申请退出220kV母差保护I和安稳执行站，在开关端子箱调换220kV母差保护I绕组和安稳及故障录波绕组来消除死区，绕组全部调换后，对母差及相关保护带负荷测试，结果应正确，并做好记录。
2.继电保护操作回路反措
继电保护操作回路的复杂性致使很容易留下安全隐患，因此，调试工作中需要在熟练掌握操作回路特点及应用的基础上，灵活的处理相关问题。实践经验表明，继电保护中电压切换回路、远跳回路、防跳回路等地方容易出现故障，产生误动作。在此，笔者主要结合操作回路中电压切换回路、远跳回跳和防跳回路出现的故障，展开反事故措施研究。
2.1电压切换回路反措
电压切换回路主要用于解决双母线接线形式下，保护不能自行选择母线电压的问题。此外，在传统设计中，也利用该回路实现失灵启动核母差失灵保护的出口跳闸功能。传统电压切换回路的“切换继电器同时动作”信号采用母线刀闸的常开辅助接点串接常规电压继电器的做法，没自保持功能，有可能导致误启动失灵保护和母差失灵保护误动的严重事故。可通过将110kV线路和220kV线路、主变PT电压切换回路的“切换继电器同时动作”信号改用IYQJ4和ZYQJ4的串联接点，如图1所示，以消除因电压切换回路故障导致的电网事故。
图1 22Okv电压切换同时动作信号
2.2远跳回路反措
远跳回路反措是为了发生母线故障，母线保护动作但有断路器失灵时，除本侧母线失灵保护动作使本侧系统脱离故障点外，可通过该失灵断路器所在线路的纵联保护采取措施，使对侧纵联保护跳闸，快速切除故障。当故障发生在线路的电流互感器和断路器之间时，能够快速可靠地隔离故障。对于不满足要求的制定远跳回路反措方案，在此主要结合许继公司的WXH-801、802、803型线路保护远跳回路进行分析。
①对于WXH-803光纤差动保护装置，可直接利用其自身具备的远跳功能:利用母差保护跳闸经各断路器操作箱的TJR（永跳继电器）接点，接入WXH-803的远跳开入（N2-DD端子，24V开入）来实现远跳功能，远跳出口是否经就地闭锁由保护控制字选择。
②对于WXH-801、802纵联方向和距离保护装置（均为光纤通道，允许方式），由于装置本身没有其他保护发信开入，需要利用母差保护跳闸经过断路器操作箱的TJR（永跳继电器）接点，接入光纤保护自身的备用发信接点2，通过光纤通道传到对侧保护，促使对侧保护跳闸。
③由于线路配置的许继WDLK-860系列断路器保护配有三相不一致保护功能，其出口接点接到操作箱的TJR上，三相不一致保护动作后，同样会启动对侧WXH-801/2/3远跳，不满足反措要求，为满足三相不一致保护动作后三跳，闭重且不启动失灵、不启动远跳的功能，需在操作箱增加一块操作插件，将三相不一致保护跳闸经独立的TJF继电器跳闸，本项工作由厂家技术人员现场配合完成。
为了方便现场操作实施，制定典型实施设计图，WXH-800系列保护远跳回路改造简图如图2所示。
图2 WXH-800系列保护远跳回路改造简图
2.3防跳回路反措
操作回路的一个重要作用是提供防跳功能。因为一旦发生开关跳跃，会导致开关损坏，严重的还会造成开关爆炸，所以防跳功能是操作回路里一个必不可少的部分。因为开关跳跃是非常严重的故障，所以有些开关本身带有防跳回路。为了防止产生寄生回路，按规定只能保留一套防跳，常规一般是保留保护本身的。有时候也会保留开关的防跳，就要求取消保护的防跳功能。特别是500kV开关的防跳功能是由开关本体机构箱的防跳继电器实现，而不是由保护装置的防跳回路来实现。由于开关本体机构箱在高压场，工作环境恶劣，本体机构箱
内继电器容易受潮生锈变形，严重情况下本体机构箱内继电器会出现卡滞现象。为防止500kV开关再出现类似的故障，特制定防跳回路反措方案，将开关本体的防跳回路改为保护装置的防跳回路，在操作箱内，将开关操作箱内nl04与nl09之间的跳线拆除，端子排接线及电缆无需改动，改造后开关操作箱内合闸回路图见图3；断路器本体防跳继电器部分，需短接防跳继电器的31，32接点，并将防跳继电器线圈两端接线解开，改造后开关本体合闸回路见图4所示，以保证电力系统的安全稳定运行。
图3断路器本体防跳回路图
图4 开关本体合闸回路图
3.电压互感器二次回路多点接地反措
对于由于保护用电压互感器二次回路多点接地引起的220kV及以上保护误动事件，检查所管辖的所有变电站电压互感器二次回路，发现有两个接地点的，及时采取了相应的改正措施，消除电压互感器二次回路N600中多余的接地点，以消除继电保护重大安全隐患。
首先是电压互感器二次回路多点接地查找。在控制室PT并列屏零相小母线(N600)一点接地位置按照图5接好试验接线。一般用电阻法判断PT电压二次回路N6OO是否一点接地。合上刀闸K，断开控制室一点接地的联接线；调整滑线电阻R为0欧，合上刀闸Kl，断开刀闸K，测量滑线电阻R上电流(用高精度钳型电流表)为140mA；合上刀闸K，断开刀闸Kl，滑线电阻R增加为10欧，合上刀闸Kl，断开刀闸K，测量滑线电阻R上电流为7mA；对滑线电阻R上电流进行分析，电流发生变化，判断该站PT二次回路N60O存在两点(或多点)接地。
对于各支路PT二次回路N600多个接地点的查找则采用电流法，在通过电阻法的基础上确认有两点接地后，可用电流法来排除接地点具体在哪条支路上。按照图5接好试验接线，合上刀闸K，调整滑线电阻R为10欧，断开控制室一点接地的联接线，合上刀闸Kl。依次执行下列查找步骤:对PT二次回路N600每一支路用高精度钳型电流表钳住线不动；合上刀闸K，测量出N60O线支路1电流值I；断开刀闸K，测量出N6OO线支路1电流值I；合上刀闸K，测量出N600线支路2电流值I；断开刀闸K，测量出N600线支路2电流值I；……(n+l)合上刀闸K，测量出N6OO线支路n电流值I；断开刀闸K，测量出N600线支路n电流值I。在对以上每一次合、断刀闸测出同一支路电流I进行比较，电流没有发生变化，则该支路N60O线不存在接地点；电流发生变化，该支路N600线存在接地点。
图5 PT二次回路N600只一点接地检查
其次，为了防止多点接地的产生，需明确以下反措要求：按照国家电网要求对所辖范围内电压互感器二次回路N600接地线上实际电流值进行测量，并填写记录表格。测量后如发现问题，可按照电压互感器二次回路多点接地查找方法进行全面核查，对多点接地情况依照反措原则进行整改，并填入记录表格；应加强对电压互感器二次回路接地情况的运行管理：针对新建、扩建工程应保证电压互感器二次回路一点接地，并对N600接地线测试数据进行记录存档，针对运行中的变电站，220kV及以上变电站应半年进行一次N600接地线测试，并记录存档，110kV变电站应每年进行一次N600接地线测试，并记录存档。
4.结语
文章结合具体实例对继电保护反事故重要措施进行探究，可为相关工作的工作实践提供参考，但在具体实践中还需结合电网实际加以操作，比如文章对许继公司的WXH-800型线路保护远跳回路反措的分析，对于有些电网就不能完全是照搬，但原理相似，可提供参考。总之，需要综合性的应用继电保护反事故措施，以保证电网正常运行。
参考文献：
[1] 林煌.PT多点接地对微机保护的影响[J].华北电力技术,2000,9(2).
继电保护试验方案范文第6篇
关键词：在线监测；IEC61850；闭环监测；数字化
中图分类号：TM58文献标识码:A
引言
随着电网容量的增加，继电保护设备也在相应增加，由于国内电力系统继电保护是开放性系统，以往定期传动校验的做法已越来越不适应形势的发展。在线监测是实现状态检修的基础，本文针对浙江省杭州220kV凤川变科研试点的技术成果，深入探讨数字化继电保护的状态在线监测技术。
1 数字化在线监测技术简介
1.1现状分析
目前，国内对于电力系统二次回路的正确性检查是采用传动试验方法实现的，该方法存在的主要问题：
1)无法监视装置的交流输入回路和装置的数据采集回路；2)无法监视跳闸出口压板状态；3)无法监视常规操作箱的状态。
1.2解决方案
该方案是在原有的继电保护二次系统的基础上增加状态监测控制装置（综合测控）、全站数字录波装置、数字式采集单元（合并单元），把传统操作箱更换为智能操作箱，与原来的继电保护二次系统构成闭环监测系统，采用光缆和交换机实现信息传输，信息传输基于IEC61850标准[1]。
状态监测装置一方面通过合并单元直接在PT/CT端子箱采集交流信号和开关量信号，另一方面通过保护装置通信口采集信号和相关报告。利用PLC功能完成各种逻辑诊断，通过状态监测总控制器记录和分析结果的正确性，及时发现保护交流回路、控制回路的异常情况，并通过后台计算机接入保护故障信息系统远传到保护管理部门[2]。如图1所示。
图1保护状态在线监测原理图
2 数字化在线监测构成与特点
2.1基本构成
通过合并单元对模拟量的就地采集，规约转换器对保护装置接收模拟量和相关报告的转换收集，以及智能操作箱对状态量的采集等等，获取在线监测所需的数据信息，信息模型与传输基于IEC61850标准[3]，经过交换机的汇聚整理后提供给综合测控和网络故障录波分析记录，再传输到后台，由在线监测可视化系统进行逻辑判断、全局分析。
2.1.1数据信息采集
1)模拟量的就地采集
利用合并单元就地安装于PT/CT端子箱旁，同步采集保护装置的电流电压输入量，并按IEC61850-9-2格式上送给综合测控。就地安装确保能监测保护装置交流输入回路的状态，其它装置集中组屏。
为考虑安全因素，采用钳型测量装置采集交流电流信号，确保无损接入，这种采集器与电力系统无直接的电气上联接，安全可靠；交流电压信号采用并接方式接入，并在合并单元的接收端安装速断熔丝。
2)模拟量的转换收集
规约转换器通过保护装置通信口收集交流采样信号，并在内部转换成IEC61850标准信号，上送给监测分析系统，完成监测保护装置交流回路的状态。
3)状态量采集
智能操作箱代替传统常规操作箱，接收相应保护装置和测控装置的开入/开出状态量，在完成传统常规操作箱功能的同时监测保护二次回路，并采用GOOSE方式将变位信号送给综合测控，通过对监测运行信息的分析比较，以监测保护控制回路的状态。
智能操作箱对保护装置的信息采集所有连接全部采用空接点接入，它只获取信号，这种连接方式不对保护装置产生任何干扰，安全可靠。项目前期可采用智能操作箱与传统常规操作箱并列运行，各自二次回路完全独立，实现逐步安全可靠过渡。
4)其他信息采集
规约转换器在采集保护装置交流采样信号的同时，通过保护的通信口采集相关报告与录波文件，以便为后期的数据处理提供比对依据。
2.1.2数据信息汇聚和处理
对采集的数据信息要求唯一、同步、共享、标准。
交换机除了数据汇聚和信息交换功能外，还支持IEC61588时钟同步功能，供综合测控装置同步采样使用，确保综合测控装置与合并单元采样同步。
综合测控完成数据收集、处理、传输等功能，与监测分析系统采用IEC61850-8-1进行通信。
网络和故障录波实现网络报文记录、故障电流电压记录和分析功能。
2.1.3状态监测可视化
通过状态监测可视化软件对采集数据分析处理，完成各种逻辑判断，并且记录和分析结果的正确性。
1)状态监测可视化系统实现六角图显示和状态显示等功能；
2)实现保护元件PLC逻辑图的可视化；
3)对输入/输出回路在线监测装置的开入/开出状态量以及继电器接点的状态检修告警。
2.2系统结构
以一个220kV线路间隔为例，具体工程实施结构如图2。
图2保护状态在线监测系统工程结构图
2.3主要特点
（1）合并单元采集就地化
就地化的安装使现场施工极为方便，直接安装到PT/CT的端子箱，采用钳型采集器无损接入，通过采集装置测量交流电流信号并转换成光信号接入合并单元，保证数据采集的可靠性。这样对装置的抗干扰性、运行可靠性提出了很高的要求。
合并单元必须具有的特性：
1)满足环境条件要求的可靠硬件，高等级元器件，装置运行环境温度零下40度到零上70度；2)防水、防尘、抗振动设计；3)具有优异的抗干扰性能，安装于开关场时运行稳定；4)无整定值、固件或维护端口的硬件装置；5)通过标准化的借口消除过程的可变性；6)当外界同步脉冲丢失时，利用内部同步时钟仍可继续工作。
（2）智能操作箱代替传统操作箱
利用数字化技术实现操作箱的各种功能，兼容传统操作箱；操作回路结构简单，使用软件完成防跳继电器功能，实现出口继电器接点和出口压板的在线监测、状态检修以及数据远传功能。
（3）状态监测可视化软件的先进性
用户或服务工程师可通过监测状态可视化软件进行配置，以满足监测状态可视化的实际需求。首先应该能够对逻辑通道和通道组的属性进行配置，其中包括模拟通道的比例系数，开出的保持属性等；支持基本的运算和逻辑比较功能外，提供简单逻辑组态功能；能进行通道映射，将物理通道与逻辑通道进行映射关联，提高装置的硬件无关性；能进行功能集定义和功能集投退，可以根据需要退出部分实际现场不用的功能；能进行参数、定值管理以及定值映射，能够根据现场实际设置参数，提炼用户定值；能够收集显示装置运行时工程PLC逻辑图[4]的状态信息；能够导入变电站系统配置描述文件SCD（Substation Configuration Description）[5]，自动配置装置的通讯参数，GOOSE、SOE等信息；
3数字化在线监测分析与展望
3.1实用性分析
在不影响原有继电保护二次系统安全、可靠运行的基础上，通过信号的多点采集，与原有设备形成闭环监测系统，运用多种监测、逻辑判断手段，解决了传统保护二次回路状态监测难以实现的技术难题。
1)有效监视装置的交流输入回路和装置的数据采集回路。利用IEC61850标准建立全变电站光纤数字采集和录波系统与传统保护装置进行闭环分析，实现传统保护装置交流输入回路状态监视
2)有效监视出口压板状态。用CPU逻辑功能实现控制操作全过程的方案，使操作回路的结构只需用简单的开关量输入和开关量输出即可实现，取消了硬件结构上的防跳继电器，大大简化了操作回路的逻辑接线，减轻了现场工作人员的工作量，同时为保护实现状态检修提供了重要的应用基础。
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3)有效监视操作回路状态。在线监测控制回路断线状态，从图中可知，利用对装置（IN2）输入信号的在线监测，实现了电气二次回路断路器机构箱辅助接点（LD）状态的在线监测。
4)智能组件评估间隔内设备各板件的运行状态。使用智能操作箱更换传统常规操作箱，在完成传统常规操作箱功能的同时监测保护二次回路，通过对监测运行信息的分析比较，判断保护二次回路和操作箱回路是否正常运行。
5)综合测控、网络和故障录波装置、后台可视化系统全局分析、判断。后台分析系统，根据综合测控、网络和故障录波装置提供的全站信息，利用一定的判据，分析被监测间隔保护装置自身的可靠性，分析判断保护交流回路、控制回路的异常情况，并接入保护故障信息系统上送到保护管理部门。
3.2先进性分析与展望
目前，国内各网省公司都进行了数字化变电站试点，全国已建成一定数量的数字化变电站，未来，在智能电网建设的大背景下，数字化变电站快速发展与分阶段实现是必然趋势[6]。已建数字化变电站对IEC61850标准的应用程度和技术水平各不相同，有的仅在变电站层应用层的，也有在过程层试点的，还有结合电子式互感器应用的。
数字化变电站应当做到数字采集数字化、过程层设备智能化、数据模型标准化、信息交互网络化、设备检修状态化、设备操作智能化[7]。
数字化在线监测系统，对数据信息的建模完全基于IEC61850标准，传输采用标准以太网接口，支持IEC61850-9-2、GOOSE、IEEE1588、MMS标准规范[8]，具备互操作能力。目前的实现形式是，原有的保护装置/保护回路不变；就地化安装合并单元；用智能操作箱代替常规操作箱，在此基础上可设想进行有步骤的逐级过渡演变：智能操作箱同样就地化处理数字化的保护/测控一体化装置与原有保护并列运行完全取代原有保护二次系统。当前的在线监测可视化后台系统独立配置，以后的逐级演变中就变成集成在线监测功能的数字化监控系统。
如果按这种方式对传统变电站数字化进行改造，从闭环监测原有保护与回路，到增加保护功能并列运行，再到完整功能替换，平稳过渡，提高了保护可靠性，也是一种切实可行的改造方案。
4结束语。本文深入探讨了数字化在线监测在传统变电站中的应用，分析了如何实现常规变电站无法实现的监测功能，对实现手段、实现标准以及具体的功能要求都做出了详细说明，并展望这种变电站应用新技术的未来发展，确定其在未来智能电网建设、改造中的特殊意义。
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继电保护试验方案范文第7篇
关键词：电厂；电气系统设备；调试措施
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）23-0113-02
1 电厂电气系统设备调试的主要内容
电厂电气系统设备调试主要是指在电气设备完成相应的安装及验收工作以后，再根据行业相关规定、程序以及技术要求等内容对各个电力设备进行调试工作。电气系统设备调试的目的是通过对设备质量以及设备安装进行检验，看它们是否符合相关技术要求以及设计标准，从而确保设备可以正常投入使用。电气系统设备调试主要包括以下八点内容：①电气系统设备调试方案和启动方案的制定；②图纸的审核及校对；③所有电气设备（包括一次设备和二次设备）的调整及试验；④设备间的通电检测；⑤继电保护整定值的核查；⑥设备的负荷以及空载试验；⑦电气设备启动运行和过关运行的调试；⑧分部试验的技术支持。由于电气系统设备的调试工作事关整个电厂的正常运作以及电厂产电任务的顺利完成，影响重大，这就要求调试人员认真对待设备的调试工作，采取适当的调试措施，维护电力系统的正常运行。
2 电厂电气系统设备调试的主要项目
电气系统设备调试主要分单体调试和联合调试两种类型，在设备调试过程中首先进行的是单体调试，其次进行联合调试。单体调试项目主要包括发电机、变压器、互感器以及继电保护器等装置的调试工作。
当电气设备所有的单体完成调试以后，紧接着对设备单体进行试运行测验，然后再开始联合调试项目。电气系统设备的联合调试项目主要包括对继电保护装置、同期装置以及中压母线及其二次设备的调试等等。
3 电厂电气系统设备调试的主要方法
3.1 一次设备的调试措施
由上文所述，电气系统一次设备的调试主要包括发电机、变压器以及电流互感器等装置的调试工作。设备的调试工作与设备的正常运行以及电厂的正常作业息息相关，因此，设备的调试工作显得至关重要，下文将针对这三种装置的调试问题详细阐述其调试措施。
3.1.1 发电机的调试。
调试项目不同所需要的调试措施也有所不同，正确选择适当的调试方法有助于快速获取调试结果，并保障调试工作安全顺利地进行。发电机的调试项目主要包括定子绕组绝缘电阻的测定和定子绕组直流电阻的测定两种。下面分别对两种测试项目的调试方法进行阐述：
①定子绕组绝缘电阻的测定，此项目要求将定子吹干至冷态状况。调试过程中首先需要使用2 500 VMΩ表对发电机进行测量，并分别记录其1 min和10 min的绝缘电阻。结果出来以后，测试人员应仔细进行比对，如果发电机在1 min和10 min时的测量绝缘电阻值吸收比大于或者等于1.6，极化指数接近出厂值或与之相等，并且各相绝缘电阻的不平衡系数小于或者等于2，则发电机的定子绕组的绝缘电阻就是与设计要求相符合的。最后，在绝缘电阻的测量工作完成以后，测试人员应该将发电机里残留的剩余电量排放干净。
②定子绕组直流电阻的测定，此项目也需要在冷态状况下进行。定子绕组直流电阻的测试需要测试人员一边对绕组的直流电阻进行测量，一边记录绕组的温度。无论是用双臂电桥还是直流电阻测试仪对定子绕组的直流电阻进行测量，都要求测试人员在测试完成以后将绕组温度与环境温度进行比较，假如二者温差在3 ℃以内则为正常状态。
此外，还需将各相直流电阻进行对比，假如它们之间的差值小于最小值的2%，则定子绕组的直流电阻就是符合设计要求的。
3.1.2 变压器的调试
变压器的调试项目主要包括绕组和套管直流电阻的测定以及分接头变压比的测量两种。下面将对两种测试项目的调试方法进行简要介绍：
①绕组和套管直流电阻的测定，此项目需要对变压器所有的分接头进行直流电阻测量。测试人员需要使用直流电阻测量仪对各个位置分接头的直流电阻进行测量，并对绕组的温度进行记录。假如各相直流电阻测量值的差值小于或者等于平均值的2%，且线间测量值的差值小于或者等于平均值的1%，则变压器的绕组和套管的直流电阻符合技术要求；
②分接头变压比的测定，此项目需要对变压器各个分接头进行直流电阻测量。
测试人员需要使用全自动变压比测试仪对不同位置分接头的变压比进行测量，测量时应使出线端与外界断开，对变压器的接线进行检查。假如测试结果接近厂商的试验数据，并且符合变压比规律，那么，变压器分接头的变压比就是与技术要求相符合的。
3.1.3 电流互感器的调试
电流互感器的调试是电厂电气系统设备调试中的一个重要环节，具有隔离高压和变换电流的作用。电流互感器利用电磁感应将一次绕组的电流传递到二次绕组，对电气系统的正常运行具有重要作用，被列为重要试验项目之一。
电流互感器的调试不仅要求测试人员对影响其变比的因素进行考虑和估算，同时也要求测试人员在试验之前对线圈匝数进行仔细检查。在电流互感器的调试中主要采用的是电压法，这种试验方法比较适合现场试验，具有所需设备轻便且便于携带等特点，可以在实际测试中取代电流法。
3.2 二次设备的调试措施
继电保护试验方案范文第8篇
四川电网新设备投运管理细则全文第一章 总则
第一条 为适应电力体制改革，厂网分开的新形势，做好新建以及改(扩)建电力系统设备并入电网的调度运行管理工作，保证四川电网安全稳定运行，根据电力调度有关法律、法规、规章、政策、标准和上级单位的规章制度规定，结合四川电网的实际，特制定本办法。
第二条 本办法适用于四川省电力公司调度中心(以下简称省调)调度管辖范围内的新建以及改(扩)建发电、输电、变电设备的启动试运行和并网管理工作，包括新建发电机组及其附属一/二次系统、新建和改(扩)建变电站(含升压站、开关站)电气一/二次设备、新建和改建电力线路及及其附属一/二次设备。
第三条 不属省调调度管辖的新建电厂(机组)，但其接入对省调调度管辖电网有重大影响的，管辖该新建电厂(机组)的调度机构应按照本办法的具体要求将有关手续报省调备案。第二章 新建发电设备并网具备的技术条件
第一条 第四条 新建发电厂(机组)中涉及四川电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、励磁系统和调速系统、发电厂高压侧和升压站电气设备、电力通信和调度自动化设备应纳入电网统一规划、设计、运行管理，以满足电网安全稳定运行的需要。
第二条 第五条 火电单机容量100MW及以上，水电机组单机容量50MW及以上的新投机组，必须装设电力系统稳定器(PSS)装置，以确保并网运行的安全、稳定。装置需满足国家电力调度通信中心调运[20xx]59号文有关要求。
火电单机容量200MW及以上，水电机组单机容量40MW及以上的新投电厂(机组)必须具备AGC调节功能并参与系统AGC调节，同时要求具备两种控制模式，即全厂控制模式和单机控制模式。
第六条 装机容量100MW及以上的水电厂应按照《电力系统水调自动化功能规范》、《电力系统实时数据通信应用层协议DL476-92在水调自动化系统中的应用》、《电网水调自动化系统实用化要求及验收细则》的规定，装设水调自动化系统，并在投产前完成与省调水调自动化系统接口、调试工作。
第七条 根据安全性评价的结果，决定是否装设安全稳定控制装置。安全稳定控制装置应与一次设备同步调试正常投运。
第八条 发电机组调峰能力、一次调频能力、无功调整能力、自动化水平已满足四川电网发电机组并网必备技术条件。
第九条 并网的新建发电设备继电保护装置和安全自动装置应符合有关电力行业标准、规范以及四川电网有关技术要求、配置原则等规定。
第十条 新建发电设备并网应安装发供电计划管理系统并达到以下通信技术要求：
(一)电厂至省调须具备两种不同路由的、相互独立的传输通道;
(二)开通调度电话的主、备电路，同时安装公网市话作为应急通信手段;
(三)开通自动化信息专用通道，电路性能指标达到自动化信息传输要求;
(四)开通电能量计费及报价系统传输电路;
(五)按保护、安控的要求，开通保护、安控的专用电路;
(六)按水调的要求，开通水调自动化专用电路;
(七)按稳定监控的要求，开通稳定监录专用电路;
(八)按要求，开通其他与电网安全有关的新业务专用通信电路。
第十一条 新建发电设备并网应当满足安全运行相关的其它技术条件，并具备以下自动化技术要求
(一)调度自动化设施、电量装置、AGC、AVC、功角测量装置的设计应符合国家电监委的相关规定、电力行业标准、规范以及四川电网技术要求等规定。
(二)自动化装置与其它系统间联接应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》(原国家经贸委[20xx]第30号令)和《电力二次系统安全防护规定》(国家电监委[20xx]第5号令)的要求。
(三)新建电厂的远动信息接入原则需按照《四川新建并网电厂接入四川省调主站系统的自动化技术规范》的规定执行。
(四)新建电厂作为四川电力调度数据网络的接入接点，应按照四川调度数据网络的接入接点的技术规范进行建设，严格执行四川电力调度数据网络的有关规定。
(五)远动RTU装置(或监控系统)与省调EMS系统之间采用IEC 60870-5101和网络通讯规约IEC60870-6 TASE.2的规约通信;电厂电量计量装置与省调TMR系统间采用IEC60870-102或四川规约;与地调主站间的通信规约请及时与有关地调联系。
第三章 新建发电设备投运前资料填报要求
第十二条 新建发电设备并网前，运行单位应当按照以下要求向省调填报资料：
(一)凡新建、扩建和改建的发、 输、变电设备(以下统称新设备)需接入系统，该工程的业主必须在新设备投运前90天向调度部门提供有关资料(各相关专业需要报送的资料详见附件)，供调度部门完成并网相关的各项工作。
(二)新设备投入运行前30天，由设备运行单位按《新设备加入系统运行申请书》的要求向调度部门提出申请，申请书一式三份，其内容包括：投产设备名称及启动投产设备范围、预定启动日期和启动计划、启动运行负责人及接受调度命令人员名单，调度部门接到申请后，在启动投产前10天进行批复。
第四章 新设备投运必备条件与调度管理
第十三条 新设备投运必须具备以下条件：
(一)设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，有关运行单位向调度部门已提出新设备投运申请。
(二)所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并报送有关单位(如需要在投运过程中测量参数者，应在投运申请中说明)。
(三)待投产设备已调试合格，按调度规定完成现场设备和模拟图板命名编号，继电保护和安全自动装置已按给定的定值整定并启用。
(四)与有关调度部门已签定并网调度协议，相关设备及厂、站具备启动条件。
(五)调度通信、自动化设备准备就绪，通道畅通。计量点明确，计量系统准备就绪。
(六)新建发电厂和变电站具备两种以上不同方式的调度专用通讯通道。
(七)生产准备工作已就绪(包括运行人员的培训、厂站规程和制度已完备、运行人员对设备和启动试验方案及相应调度方案的熟悉等)。
(八)启动试验方案和相应调度方案已批准。
(九)由省调管辖的新设备只有得到省调值班调度员的命令或征得其许可后方能投入系统运行。自得到值班调度员的命令或许可时起，即应按调度规程的规定对设备进行调度管理。
第十五条 新设备投运前，调度部门应当参加以下工作：
(一)参与新设备接入系统审查;
(二)参与继电保护、通信自动化设备选型评标工作;
(三)签订《并网调度协议》;
(四)新设备并网必备技术条件的审查和验收;
(五)新设备并网必要技术资料的收集;
(六)有关运行人员调度业务培训和考试;
(七)确定新建发电厂调度名称，确定新设备调度命名及编号;
(八)新设备启动投产方案、220kV及以上系统继电保护方案编制;
(九)新建发电厂通信电路的接入和管理;
(十)新建发电厂(机组)远动和电量计量信息接入管理;
(十一)新建水利发电厂水调自动化系统接入管理和人员培训;
(十二)通信、自动化设备的联网调试;
(十三)新建发电厂(机组)AGC功能联调;
(十四)电力市场技术支持系统电厂端设备、软件的安装调试、接入管理及有关人员培训;
(十五)新设备启动投产的方式安排和调度指挥。
第五章 附则
第十六条 本办法主要适用于发、输、变电的新设备并网管理工作，涉及有关安全生产的技术标准应按相关国家标准、电力系统电业生产相关规定和各发电公司有关规定执行。
第十七条 新建电厂安全性评价按照各发电集团制定的安全性评价细则或国网公司有关发电企业安全性评价细则执行。
第十八条 本办法的解释权属四川省电力公司调度中心。
第十九条 本办法自之日起执行。
电网是什么在电力系统中，联系发电和用电的设施和设备的统称。属于输送和分配电能的中间环节，它主要由联结成网的送电线路、变电所、配电所和配电线路组成。通常把由输电、变电、配电设备及相应的辅助系统组成的联系发电与用电的统一整体称为电力网。简称电网。
正常运行的电网频率，规定上下波动不得超过0.2Hz。
我国电力工业部颁规程规定：
频率低于49.5Hz运行的时间不能超过60min。
频率低于49.0Hz运行的时间不能超过30min。