继电保护试验方案范文

导语：如何才能写好一篇继电保护试验方案，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

篇1

关键词：母差保护；BP-2CS；变电站；施工技术

引言

母差保护是电力系统继电保护的重要组成部分，母线故障是电力系统中非常严重的故障，它直接影响母线上所连接的所有设备的安全可靠运行，因此随着电力技术的快速发展，对母差保护的快速性、灵敏性、可靠性、选择性的要求也越来越高。某变电站220kV母线采用双母双分段接线方式，每条母线配置1套ABB公司的继电器型REB103 母差保护，属于单套保护配置。根据生产计划，需要将REB103母差保护更换为符合标准的双重化配置 BP-2CS 型微机母差保护。

1 REB103与BP-2CS的主要区别

1.1 交流电流回路

REB103 是继电器型母差保护，电流差动回路是真正的“和电流”接线方式，其交流电流回路如图1所示，TA1，TA2是电流互感器，T1，T2是辅助流变，1G，2G是线路间隔的母线刀闸，1g，2g是1G，2G对应的常开辅助接点启动的双位置继电器扩展接点。该回路的特点如下：

（1） 差动保护得到的差动电流是真正的“和电流”，与微机母差保护有本质区别；

（2） 由于差动电流是真正的“和电流”接线方式，需要辅助流变对二次电流进行折算后才能对电流进行求和运算；

（3） 差动回路比较复杂，需要通过刀闸辅助接点对电流回路进行切换；

（4） I母差动保护与Ⅱ母差动保护分别组屏，即每段母线有1套差动保护；

（5） I 母差动保护与Ⅱ母差动保护之间电流回路存在联系，需要用电缆将 2 面保护屏连接起来。BP-2CS 是微机型母差保护，其交流电流回路如图 2 所示，TA1，TA2 是电流互感器，T1，T2是辅助流变。

该回路具有以下特点：

（1） 用采样得到的数字量进行差流计算，不是真正的“和电流”；

（2） 无需辅助流变对二次电流进行折算，而是利用 CT 变比定值进行折算；

（3） 无需通过刀闸辅助接点对电流回路进行切换，2 套母差保护之间电流回路没有联系，差动回路比较简单；

（4） 每个间隔需要2组 CT次级；

（5） I母差动保护与Ⅱ母差动保护之间电流回路存在联系，需要用电缆将 2面保护屏连接起来。BP-2CS是微机型母差保护，其交流电流回路如图2所示，TA1，TA2 是电流互感器，T1，T2是辅助流变。该回路具有以下特点：

（1） 用采样得到的数字量进行差流计算，不是真正的“和电流”；

（2） 无需辅助流变对二次电流进行折算，而是利用CT变比定值进行折算；

（3） 无需通过刀闸辅助接点对电流回路进行切换，2套母差保护之间电流回路没有联系，差动回路比较简单；

（4） 每个间隔需要2组 CT次级；

（5） I 母差动保护与II母差动保护整合至同一套保护内，而不是将它们分别组屏。

1.2 启动失灵回路

在REB103母差保护中，母差保护不进行失灵电流的判别，在收到失灵开入后，经整定延时，只要复压闭锁开放即可出口跳闸。其失灵电流判别是利用断路器保护来完成的。

在启动失灵回路中，2套线路保护跳闸出口启动失灵接点直接开入断路器保护，与相应的电流继电器接点串联输出。REB103母差保护无法通过线路刀闸位置确定启动失灵的线路所运行的母线，失灵母线的选择是在第 1 套线路保护屏完成的，即第1套线路保护屏内操作箱中母线电压切换板的母线刀闸扩展接点1G或2G闭合就相应启动 I 母或Ⅱ母失灵出口。

BP-2CS与REB103启动失灵回路的区别是：

（1） BP-2CS失灵电流判别回路不是在断路器保护中，而是在母差保护中；

（2） BP-2CS启动失灵回路采用双重化配置，2 套母差保护在启动失灵回路中实现电气完全隔离；

（3） REB103 启动失灵回路仅有1路启动失灵开入，BP-2CS有A相启动失灵、B相启动失灵、C 相启动失灵和三跳启动失灵，共计4路开入。

2 技术难点分析

由于REB103与BP-2CS在交流电流回路及启动失灵回路等方面存在较大差别，母差保护更换过程中需要修改相应间隔保护的接线，涉及的保护屏较多，修改接线较多，因此需要认真分析施工难点及施工方案，尽量减少对电网运行的影响。

2.1 交流电流回路

BP-2CS 的交流电流回路比REB103简单，更换过程中二次接线难度不大。但是，BP-2CS 采用双重化配置，每个间隔需要有2组CT次级分别接入2套母差保护，而原 REB103保护中只需要1组CT次级，因此需要增加1组CT次级用于母差回路。对于线路间隔，原CT有5组次级，各次级分配方式如图3所示。由于母差保护与故障录波器使用相同级别的CT次级，为了减少投资，可不更换CT，而是将原来接至故障录波器的次级改为接至第2套母差保护，故障录波器改接于第2套线路保护的尾端。这样既满足了母差保护双重化的要求，也不影响保护装置及故障录波器的运行。母差改造后各次级分配方式如图4所示。

对于旁路、分段及主变间隔的CT，因其次级个数不满足要求且无备用次级可用，必须更换。

2.2 启动失灵回路

由于BP-2CS启动失灵回路与REB103 存在较大差异，各间隔的保护均需要修改与母差保护间的接线，才能与BP-2CS相配合。

线路保护修改接线部分包括：分别拆除 2套线路保护至断路器保护间启动失灵回路接线；拆除原第1套线路保护选择失灵母线回路；2 套线路保护分别增加与2套母差保护间A相启动失灵、B相启动失灵、C相⒍失灵和三跳启动失灵 4条回路。旁路保护修改接线部分包括：增加旁路线路保护与2套母差保护间A相启动失灵、B相启动失灵、C相启动失灵和三跳启动失灵各4条回路；拆除旁路线路保护至旁路断路器保护间启动失灵回路接线；拆除原旁路线路保护选择失灵母线回路。分段保护修改接线部分包括：拆除原启动失灵回路接线，增加分段保护至I，Ⅱ母2套母差保护及Ⅲ，Ⅳ母2套母差保护间三跳启动失灵4条回路。主变保护修改接线部分包括：分别拆除2套主变保护至 220kV侧失灵保护间启动失灵回路接线；拆除原主变保护选择失灵母线回路的接线；2套主变保护分别增加与 2套母差保护间三跳启动失灵回路；增加主变保护至 2套母差保护间失灵解复压回路；增加母差保护至主变保护间失灵连跳主变三侧回路。

3 施工方案分析

由于各间隔保护修改接线均需要在间隔停电后才能进行，而 220kV间隔数量多，依次停电修改各间隔接线大约要45天才能完成。期间，由于REB103已拆除，但BP-2CS未投入运行，则220 kV母线一直在没有母差保护的情况下运行，这对于电网的安全运行是一个极大的隐患。

220 kV母线无母差保护运行时间过长的根本原因是BP-2CS与REB103启动失灵回路差异较大，施工量大。如果能采取措施减少差异和施工量即可缩短施工周期，尽快投入母差保护。微机母差保护的启动失灵回路与REB103 及BP-2CS 各有异同，属于两者之间的一种过渡接线方式。

微机母差保护启动失灵回路的特点如下：

（1） 线路保护跳闸出口启动失灵接点直接开入断路器保护，再与相应的电流继电器接点串联输出；

（2） 启动失灵回路不区分 A，B，C相，只提供一路开入；

（3）微机母差保护失灵开关所在母线的选择是在母差保护中完成的，通过母差保护内的刀闸位置开入确定线路所运行的母线，就相应启动该段母线失灵出口。

从以上分析可知，如果将 BP-2CS 启动失灵回路先按微机母差保护进行接线，可以大大减少对线路保护屏内启动失灵回路的修改。约耗时5天时间即可完成第1套母差保护施工，并将其投入运行，对电网的安全运行极为有利。经过公司技术人员多次研究论证，决定将工程分为2个阶段进行施工。

具体施工方案如下。

第1阶段：先将REB103退出运行，将其保护屏拆除后安装 BP-2CS。BP-2CS组屏完成后，首先将各间隔接入REB103 的CT次级改接于BP-2CS 第1套母差保护。对于线路间隔，将接入故障录波器的 CT 次级改接于BP-2CS第2套母差保护，对于旁路、分段、主变间隔的CT先不接入第2 套母差保护，待第2阶段CT更换后再接入。各间隔断路器保护的启动失灵回路接入BP-2CS 第1套母差保护三跳启动失灵回路，但第1套母差保护A，B，C 相启动失灵回路及第2套母差保护的启动失灵回路暂不接入，待第2阶段中各间隔启动失灵回路改造后再接入。同时，取消原第1套线路保护失灵母线选择回路。BP-2CS 第1套母差保护相关间隔接线完成后将第 1 套母差保护投入运行。至此，第1阶段完工，该阶段中 220 kV 母线无母差保护运行。

第2阶段：对各间隔轮流停电进行启动失灵回路改造以满足要求。对于线路间隔，分别拆除2套线路保护至断路器保护间启动失灵回路；分别增加 2套线路保护与2套母差保护间A相启动失灵、B相启动失灵、C相启动失灵和三跳启动失灵4条回路，验证正确后接入母差保护。对于旁路、分段及主变间隔，由于CT次级数不够，首先需要更换 CT 以增加次级个数，再将 CT 次级接入相应的母差保护电流回路中，然后对旁路保护、分段保护及主变保护启动失灵回路进行改造，使其满足要求。

4 结束语

经过认真准备和施工，顺利完成了该变电站母差保护改造工程，在施工过程中，没有发生任何的不慎而造成安全隐患和事故，目前该母差保护装置已经正常运行。此次母差保护改造工程的顺利完成可以为今后其他站220kV母差保o更换工作提供一些经验和借鉴。

参考文献

[1]DL/T 995-2006，继电保护及电网安全自动装置检验规程[S].

篇2

关键词：智能变电站;继电保护;系统调试

中图分类号：TM774 文献标识码： A

引言

智能变电站继电保护系统调试是保证变电站顺利投产的重要环节,也是检验变 电站所使用的电气设备功能及性能是否满足设计和运行要求的关键试验,是检查 变电站全站二次设备相互操作性的重要手段。试验结果可作为设备投产依据,也为将来变电站运行维护提供了参考资料。由于不同制造商对IEC61850标准的理解存在差异,导致其生产的IED虽然通过了一致性测试,但不同厂家的IED构成系统时却存在互操作性问题。因此,研究智能变电站的系统调试技术和方法十分必要。本文在总结智能变电站继电保护系统调试工作经验的基础上,研究智能变电站继电保护系统调试方法,有助于提高智能变电站 的调试水平,保障智能变电站的顺利投运。

一、调试条件

智能变电站继电保护系统通过网络进行连接,设备间的连接是基于网络传输的数字信号,原有二次回路中点对点的电缆连接被网络化的光缆连接所取代,因 此调试的方法也较常规变电站发生了较大的变化,在进行继电保护系统调试时应满足以下要求:1、系统及设备安装完毕。2、与一次设备及自动化系统相关的二次电缆巳施工结束。3、网络设备安装及通信线缆(铜缆和光缆)已施工结束,通信线缆测试合格并标示正确。4、现场交直流系统已施工结束,满足现场调试要求。

二、调试步骤

在继电保护系统调试阶段应尽可能发现互操作和运行要求方面的问题,及时进行更正,使智能变电站继电保护系统满足相关标准、规范和运行的要求。系统调试按 如下步骤进行:(1)通用检查;(2)合并单元(MU)的检验;(3)二次回路 系统检查;(4)继电保护和安全自动装置检验;(5)智能终端检验;(6)整组试验;(7) 与调控系统、站控系统配合检验。其中,二次回路系统检査、整组试验、与调控系统和站控系统配合检验部分内容与常规变电站调试方法相同。

1、通用检査

通用检査主要包含外观检査、设备工作电源检查、设备通信接口检査、设备软件版本和通信报文检查等,其中外观检查、设备工作电源检查和设备软件版本检査与传统继电保护设备相同。智能变电站继电保护通用检査增加了设备通信接口检査和通信报文检査等项目。设备通信接口检 査主要检査通信接口种类和数量是否满足要求,检查光纤端口发送功率、接收功率、最小接收功率。要求值如下:一20dBm

2、合并单元栓査

MU检查主要包含MU发送SV报文检验、MU对时误差测试、MU失步再同步性能检验、MU检修状态测试、MU电压切换、并列功能检验。MU发送SV报文检验主要检验SV报文的丟帧率和SV报文发送频率。检査方法:将PC机通过光猫与MU连接,抓取SV报文并进行分析。M U对时误差测试主要测试合并单元对时误差。对时误差的最大值应不大于1畔。在外部同步信号消失后,MU至少能在Wmin内继续满足4/is同步精度要求。MU输人电流电压信号的同步检验主要检查MU失去同步信号再获得同步信号后, MU传输SV报文的误差。检验方法:将MU的外部对时信号断开,过1min再将外部对时信号接上,进行SV报文的记录和分析。MU 检修状态测试: MU发送SV报文检修品质应能正确反映MU装置检修压板的投退。检验方法:投退MU装置检修压板,抓取SV报文并分析“test”是否正确置位,通过装置面板观察。MU电压切换/并列功能检验:检验MU的电压切换和电压并列功能是否正常。

三、智能变电站继电保护装置配置方案

1、网络配置

站控层采用单星型以太网络；过程层推荐全站配置单星型以太网络，采用GOOSE与SV共网方式。

1.1 这里推荐不按照电压等级进行组建过程层网络，主要是因为为了减少交换机投资，另外，也考虑到间隔数比较少的情况。

1.2 过程层网络单重化配置，则是由于110kV侧由于间隔保护单套配置。要是考虑到主变保护双套配置的情况，应该GOOSE点对点方式在第二套主变保护与100kV桥备自投之间采用。

1.3 在不考虑母差保护、间隔间无配合的情况下，10kV推荐采用常规互感器，在用于自投、分段保护测控装置等相关配合的时候，应该配置GOOSE单网；另外，对于第二套主变保护动作信号来说，采用电缆连接智能终端输出硬接点与备自投、分段保护测控装置；不配置SV网。

2、间隔层及过程层设备配置

2.1互感器配置

110kV线路、内桥采用三相电子式电流互感器；110kV母线采用三相电子式电压互感器；变压器高压侧中性点采用单相电子式电流互感器、低压侧采用三相电子式电流电压互感器。10kV母线采用三相常规电压互感器、各间隔采用三相常规电流互感器。

2.2 合并单元配置

110kV 线路、内桥及母线合并单元需与双套变压器保护配合，因此需要双套配置；母线合并单元按每两段母线双套配置；每套合并单元含电压并列功能。

变压器高压侧中性点合并单元双套配置，接入高压侧中性点互感器；低压侧合并单元双套配置，接入低压侧ECVT。

2.3 智能终端配置110kV智能终端单套配置

变压器各侧智能终端单套配置，本体智能终端单套配置。两段母线单套配置一台智能终端。35(10)kV及以下采用户内开关柜布置不配置智能终端(主变低压侧除外)。

2.4 保护装置配置

线路间隔采用保护测控一体化装置，单套配置，包含完整的主后备保护功能。桥间隔采用保护测控一体化装置，单套配置。

变压器电气量保护双套配置，每套含完整的主后备保护功能。变压器保护应接入110kV线路电流合并单元、110kV桥电流合并单元、l10kV母线电压合并单元、高压侧中性点电流合并单元。

2.5 测控装置配置

每台主变配置1台测控装置。每段母线配置1台测控装置。

四、智能终端检验

智能终端检查包含智能终端动作时间、传送位置信号、SOE精度、检修状态测试 等内容。检修状态测试同MU检修状态测试。智能终端动作时间测试:检查智能终端响应GOOSE命令的动作时间。测试仪发送一组GOOSE跳、合闸命令,智能终端应在7ms内可靠动作。检验方法: 由测试仪分别发送一组GOOSE跳、合闸命令,并接收跳、合闸的节点信息, 记录报文发送与硬接点 输出时间差。传送位置信号测试: 检查智能终端应能通过GOOSE报文准确传送开关位置信息。检验方法: 通过数字继电保护测试仪分别输出相应的电缆分、合信号给智能终端,再接收智能终端发出的GOOSE命令，解析相应的虚端子位置信号,观察是否与实端子信号一致。

结束语

智能电网是当今世界能源产业发展变革的最新动向，体现了社会的进步，代表着电网未来发展的方向。继电保护做为电网中重要的二次设备，在技术成熟、可靠的基础上应积极探索其他实现方式。

篇3

[关键词] 二次设备 继电保护 自动装置 验收试验

0　引言

进入21世纪以来,我国电网发展及装备水平提升最快,投运微机综合自动化变电所最多。但是,在新投入变电所二次设备的竣工验收上,常因时间紧,任务重,验收标准和验收项目制定不周密,验收过程把关不严而导致电气二次回路在投运后,继电保护装置拒动或误动以及漏报或误报中央信号的现象时有发生,给主设备的正常运行和维护带来麻烦。因此,搞好新投入变电所二次设备的竣工验收,及时发现和消除设备安装时的隐性缺陷,对保证投运后电网的运行安全尤为重要。笔者就在验收过程中所存在的问题和解决措施与同行探讨并祈请指正。

1　工程竣工验收中存在的问题

(1)有些新建变电站,是为了服务当地新上大型工业项目而配套建设的,大多是纳入“里程碑计划”,因输变电工程项目和大型工业项目在科研、立项、设计、审批、资金落实等环节在各自系统走完程序所需时间上的差异,一定程度上存在工业项目急等用电的现象,从而导致新建变电站施工周期短,安装任务重,验收不到位,资料交不全的现象。

(2)一般情况下,重要变电站的竣工验收多有相关部门重要领导到场,安排一天的验收时间较多,若在一天内全部对新建枢纽变电站的二次设备和继电保护及安全自动装置进行逐条线路、逐台设备的检查试验和重要设备、重要线路的充电运行,从时间的安排上,要想进行细致的检查和试验较为困难。

(3)新建枢纽变电站,因其设备和进出线回路多,因此导致继电保护和安全自动装置整组联动试验项目多,有时会造成必要的试验项目遗漏。容易忽略的项目有:

①中央信号部分:断路器、隔离开关在远方、就地分合时后台机显示器主接线图所对应的变位信号;六氟化硫断路器“压力异常信号”和弹簧操动机构的“弹簧未储能”信号;

②继电保护部分:35kV以及10kV系统的绝缘监察装置和主变瓦斯保护定值有时在保护方案中忘记整定;主变压器的瓦斯继电器只有出厂试验报告,大多情况下现场都未作试验。

2　应采取的对策

(1)重要变电站的安装竣工验收,相关职能部门,应提前根据站内主接线和投运时的运行方式安排,提前制定工程验收启动方案,合理确定验收日期。明确参加验收人员的责任分工,二次验收人员应提前一至两个工作日到施工现场,严格按照《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》及有关技术规定的要求,进行认真详细的检查验收。

(2)在验收时,施工安装单位应移交下列资料和文件:

①工程竣工草图,全部继电保护及自动装置的竣工草图(红图),图纸符合二次实际接线现状。

②变更设计的证明文件。

③制造厂提供的产品说明书、调试大纲、试验方法、试验记录、合格证及安装图纸等技术文件。

④根据合同提供的备品备件清单。

⑤安装技术记录。

⑥调整试验记录。核对检验项目及试验参数符合检验条例和有关规程的规定。核对电流互感器变比及伏安特性,其二次负载满足误差要求。

3　变电所二次接线竣工后验收要点

所谓的二次接线是指表明电气设备的操作、保护、测量、信号等回路及其回路中的操动机构的线圈、接触器、继电器、仪表、互感器二次绕组等相互关系的接线。其验收要点为:

(1)按图施工,接线正确。

(2)导线与电器元件间每个螺栓连接、端子连接、插接、焊接或压接等,牢固可靠。

(3)屏、柜内的导线不应有接头,导线线芯应无损伤。

(4) 电缆芯和所配导线的端部均应标明其回路编号,编号正确,字迹清晰且不易脱色。

(5)屏前、后的设备应整齐、完好,回路绝缘良好,标志、名称齐全正确。配线应整齐美观清晰且无损伤,导线绝缘根据规程规定,摇测二次回路绝缘要用1000V的摇表,其绝缘标准:新投入的回路,室内不低于20MΩ,室外不低于10MΩ。端子箱密封良好,屏底和端子箱电缆引出处,用胶泥封堵。

(6)每个接线端子的每侧接线宜为一根,不得超过两根。对于插接式端子,不同截面的两根导线不得接在同一端子上;对于螺栓连接端子,当接两根导线时,中间应加平垫片。

(7)二次回路的接地应设专用螺栓。

(8)引入屏、柜内的电缆应排列整齐,标明走向,端子号和连接片编号清晰、接线避免交叉,并应固定牢固,不得使所接的端子排受到较大的机械应力。

(9)铠装电缆在进入屏、柜后,应将钢带切断,切断出的端部应扎紧,并应将钢带可靠接地。

(10)使用静态保护、控制等逻辑回路的控制电缆,应采用屏蔽电缆。其屏蔽层应按设计要求的接地方式可靠按地。

(11)橡胶绝缘的芯线应采用外套绝缘管保护。

(12)屏、柜内电缆线芯,应按垂直或水平有规律的配置,不得任意歪斜交叉连接。备用线芯应留有适当余量并结扎整齐。

(13)交直流电回路严禁使用同一根电缆,并应成束分开排列。

(14)在油污环境中,应采用耐油的绝缘导线。在日光直射环境,橡胶或塑料绝缘导线应采取防护措施。

(]5)电压互感器二次的四根开关场引入线和互感器三次的两根开关场引入线是否分别用两根电缆引到控制室,再将二次和三次绕组的N600并联后,在控制室一点接地;同时,要保证在开关场无接地点,严禁两点接地。

4 变电站二次屏验收

(1)屏、柜的布置美观整齐,固定及接地应可靠,屏、柜漆层应完好、清洁,屏顶所标的使用名称、编号正确。

(2)屏、柜内所装电器元件应齐全完奸,电气距离符合要求,安装位置正确,固定牢固。

(3)屏、柜内照明完好,屏、柜及端子箱门及机械弹锁开合自如,柜门关后密封良好。

(4)直流熔断器应检查“每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器供电,而保护装置的直流回路由另一组直流熔断器供电”。直流熔断器的通流容量符合该回路负载电流的保护要求。在验收中,可采用分别拉开每一断路器的控制、信号回路及保护装置的熔断器的方法,然后根据图纸,在熔断器之后的回路中检测电位,确保无寄生回路或与另一断路器的控制、信号回路及保护回路有电的联系。

(5)装置的运行监视灯,电源指示灯应点亮,装置无告警信号。

(6)屏、柜、端子箱内无遗留物。

5 蓄电池的验收

(1)布线应排列整齐,极性标志清晰、正确。

(2)所有电池应编号正确,外壳清洁,液面正常。

(3)极板应无弯曲、变形及活性物质脱落。

(4)初充电、放电容量及倍率校验的结果应符合要求。

(5)蓄电池组的绝缘应良好,绝缘电阻应不小于0.5MΩ。

(6)蓄电池在验收时应提交下列资料:

①制造厂提供的产品使用维护说明书及有关技术资料。

②设计变更的证明文件。

③安装技术记录,充、放电记录及放电曲线。

④材质化验报告及备品备件清单。

6 继电保护及自动装置的验收要点

(1)检验项目及结果符合检验条例和有关规程的要求。

(2)继电保护校验人员在移交前要打印出各CPU所有的定值区的定值,并签字。

(3)由运行人员打印出微机保护装置在移交前最终状态下的各CPU当前区定值,并与继电保护整定方案核对无误,确保这些定值区均设置可靠。继电保护与运行双方人员在打印报告上签字。

(4)制造厂提供的软件框图和有效软件版本说明。

(5)保护屏插件与插座插接状况验收:将保护屏的插件插回底座中,要保证插接可靠牢固。根据断路器的控制,信号回路图纸,对每一回路进行传动和试验。在保护端子排上加入电气模拟量,检验保护定值,同时在保护出口压板处检测电位,保证每一种保护动作后,跳闸正电源经出口接点到达保护出口压板处;同时检查远动,中央信号的正确性;再用保护传动所对应断路器,检查防跳回路,闭锁回路的正确性。

(6)回路接线完整性检查:有大的升流设备时,可用施加一次工作电流和工作电压的方法。进行保护传动试验,以判断从互感器到保护装置整个接线回路的极性、变比及其整个回路有无开路、短路现象。

(7)检查核对有无35kV、10kV系统绝缘监察装置零序电压定值和主变压器瓦斯继电器现场试验报告,若无定值和试验报告,可要求保护计算整定部门给定值,切忌不整定不试验。以防止设备运行后电力线路发生单相接地时报不出“35kV及10kV I段母线接地或Ⅱ段母线接地”信号以及主变压器内部故障时因无保护和对应信号报出而导致事故扩大。

(8)为防止在对继电保护及自动装置进行整组联动试验时,发生漏试项目,必须详细按照继电保护计算整定方案的内容,详细制定继电保护及安全自动装置联动试验清单,按清单中所列项目逐项试验,其试验的要求和注意事项:

①试验前根据调度部门制定的继电保护计算整定方案的要求,检查所有应投入保护切换连片确在投入位置。保护切换连片的名称、投、退标志正确清晰。

②每一套继电保护的试验应按其所对应控制、保护的电气一次设备单元进行。断路器试验含本断路器及两侧隔离开关的变位信号,不能漏项,试验中发现问题应及时做好详细记录。

③控制回路断线应包括110kV、35kV、10RV各配出分路的上传信号。可采用拔下熔断器的方法进行试验。

④后台机信号应包括设备单元内所操作的开关、刀闸的远方、就地卜传的“红灯、绿灯、文字显示信号及语音提示信号等。

⑤直流“正”、“负”极接地试验,可采用一根中间串接一适当电阻的引线,在控制或合闸回路分别进行正、负极模拟接地试验。

⑥主变通风机故障可采用拔下通风机交流回路任意一相保险进行模拟实验。

⑦重瓦斯保护可采用按动瓦斯继电器试验探针进行模拟实验;轻瓦斯保护可短接瓦斯继电器接线进行模拟实验。

⑧新投变电站继电保护及自动装置传动试验样单见表1。

要求:继电保护及自动装置传动清单应一式三份,工程监理人员、施工单位、接收单位共同签字后各存一份。

⑨传动试验完成的设备,即处于正常的待运状态,为防止二次工作人员在消除其他设备二次接线缺陷时造成已传动试验设备接线的变动,应对已传动试验正常的设备端子箱、机构箱落锁,在对应的保护装置屏的前后柜门关好后贴封条,如确需改动,验收人员应会同二次接线施工人员和变电运行人员,一起对设备接线进行改动,并在对应的图纸中注明改动的部分,再视具体情况可否重新进行保护传动试验。

篇4

关键词：电力系统；电气继电保护装置；状态检修；运行维护

前言

目前，电力系统因继电保护引起的事故呈上升趋势，造成局部电网解列失压。带来不少经济损失，对电网安全构成很大威胁。因此，合理有效应用继电保护可减少损失，提高供电效率。继电保护装置在电力系统中具有独特的地位和作用，一旦电力系统出现故障，令靠它快速准确地将故障隔离，防止事故进一步扩大，保证事故以外的电力设备正常运行。继电保护装置进行“状态检验”，其基本思路是依据继电保护装置的“状态”安排检修和试验，基准点足继电保护装置的“状态”。继电保护装置榆验在实际操作过程中存在较大的难度，需要长期的经验积累才能准确判断电力设备的“状态”。

1继电保护装置需满足的要求

根据继电保护装置在电力系统中所担负的任务，继电保护装置必须满足以下四个基本要求：选择性、快速性、灵敏性、可靠性。

1.1 选择性。当供电系统发生事故时，继电保护装置应能有选择地将事故段切除。即断开距离事故点最近的开关设备，从而保证供电系统的其他部分能正常运行。

1.2 快速性。短路时，可以快速切除故障，以缩小故障范围，减少短路电流引起的破坏。提高系统的稳定性。在有些情况下，快速动作与选择性的要求是有矛盾的。在6― 1OkV的配电装置中，如果不能同时满足以上两个要求时，则应菖先满足选择性的要求。但是如果不快速地切除故障会对生产造成很大的破坏时，则应选用快速但选择性较差的保护装置。

1.3 灵敏性继电保护装置对保护设备可能发生的故障和正常运行的情况，能够灵敏的感受和灵敏地作，保护装置的灵敏性以灵敏系数衡量。

1.4 可靠性对各种故障和不正常的运方式，应保证可靠动作，误动也不拒动， 即有足够的可靠性。

2继电保护装置的状态检修要求

2.1注意继电保护装置的校验周期和内容

为了保证电力系统故障情况下，继电保护装置能正确动作，对运行中的继电保护装置及其二次回路应定期进行校验和检查。对一般lOkV用户的继电保护装置。应每两年进行一次校验：对供电可靠性要求较高的用户以及60KV及以上的用户。 ‘般每年应进行一次校验。此外，在继电保护装置进行设备改造、更换：检修后以及在发生事故后，都应对其进行补充校验。对于变压器的瓦斯保护应结合变压器大修同时进行检验。对瓦斯继电器，一般每三年进行一次内部检查，每年进行一次充气试验。对运行中的继电保护装置，应按下列项目进行验：(1)对继电器进行机械部分检查及电气特性试验；(2)二次回路绝缘电阻测量；(3)二次通电试验；(4)保护装置的整组动作检验。

2.2注意对继电保护装置及二次线巡视检查

变、配电所的值班人员应定期对继电保护装置及其二次线进行巡视检查，具体内容包括： 各类继电器外壳有无破损， 整定值的位置是否变动； 查看继电器有无接点卡住、变位倾斜、烧伤、脱轴、脱焊等情况：感应型继电器的圆盘转动是否正常，经常带电的继电器接点有无人的抖动及磨损，线圈及附加电阻有无过热现象；压板及转换开关的位置是否与运行要求一致：各种信号指示是否正常：有无异常声响、发热冒烟以及烧焦等异常气味。

2.3注意继电保护装置的运行维护

在继电保护装置的运行过程中，发现异常现象时，应加强监视并立即向主管部门报告；继电保护动作开关跳闸后，应检查保护动作情况并查明原因，恢复送电前，应将所有的掉牌信号全部复归，并记人值班记录及继电保护动作记录中：检修工作中。如涉及供电部门定期校验的进线保护装置时，应与供电部门进行联系：值班人员对保护装置的操作，一般只允许接通或断开压板，切换转换开关及卸装保险等工作：在二次回路上的一切工作，均应遵守《电气安全工作规程》的有关规定，并有与现场设备符合的图纸作依据。传统的变电站二次设备检修，依据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求，对继电保护、安全自动装置及二次回路接线进行定期检验，以确保装置完好、功能正常，确保回路接线及定值正确。

若保护装置在两次校验之间出现故障，只有等保护装置功能失效或等下一次校验才能发现。如果这期间电力系统发生故障，保护将不能正确动作。保护装置异常是电力系统非常严重的问题。因此，电气二次设备同样需要进行状态监测，实行状态检修模式。

注意变电站二次设备的状态监测

要监测二次设备工作的正确性和可靠性，进行寿命估计。站内二次设备的状态监测对象主要有：交流测量系统，包括TA、TV二次回路绝缘良好、回路完整，测量元件的完好；直流操作、信号系统(包括直流电源、操作及信号回路绝缘良好、回路完整)；逻辑判断系统(包括硬件逻辑判断回路和软件功能)；以及通信系统和屏蔽接地系统等。与一次设备不同的是二次设备的状态监测对象不是单一的元件，而是一个单元或一个系统。监测的是各元件的动态性能，有些元件的性能仍然需要离线检测，如TA 的特性曲线等。因此，电气二次设备的离线检测数据也是状态监测与诊断的依据。

3继电保护装置的运行维护

(1)在继电保护装置的运行过程中，发现异常现象时，应加强监视并立即向主管部门报告。

(2)继电保护动作开关跳闸后，应检查保护动作情况并查明原因。恢复送电前，应将所有的掉牌信号全部复归，并记入值班记录及继电保护动作记录中。

(3)检修工作中，如涉及供电部门定期校验的进线保护装置时，应与供电部门进行联系。

(4)值班人员对保护装置的操作，一般只允许接通或断开压板，切换转换开关及卸装保险等工作。

(5)在二次回路上的一切工作，均应遵守《电气安全工作规程》的有关规定，并有与现场设备符合的图纸作依据。传统的变电站二次设备检修，依据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求，对继电保护、安全自动装置及二次回路接线进行定期检验，以确保装置完好，功能正常，确保回路接线及定值正确。若保护装置在两次校验之间出现故障，只有等保护装置功能失效或等下一次校验才能发现。如果这期间电力系统发生故障，保护将不能正确动作。保护装置异常是电力系统非常严重的问题。因此，电气二次没备同样需要进行状态监测，实行状态检修模式。

4继电保护装置的定期检验

笔者认为， 继电保护装置的“状态” 并非无规律可循，只要我们换个角度去考察，对继电保护装置的逻辑功能以及它的灵敏性、可靠性、选择性和速动性进行分析判断是可行的。继电保护装置的考察，要运用统计学原理去分析和研究，应放在一个较大的背景下进行，例如，可从其制造特性和运行特性两个方面去研究。

4．1制造方面

厂家可以根据所用元器件的使用寿命和制造工艺的优劣等，对继电保护装置进行评价，给出装置的可靠使用期限及最短维护时间间隔等。

4．2运行方面

要由专业组织去分类统计和研究使用中的继电保护装置的运行状况和动作特性，并在继电保护装置的维护和检验方而给子指导。通过以上研究，可找出继电保护装置的最佳维护方案，即定期检验的周期和检验项目等。几十年来，我国在继电保护装置的维护和检验方面，积累了较为丰富的经验，特别是常规保护方面做得很好，各种运行和检验规程都很系统和完善，检验周期也较为合理。但随着新技术的不断开发和应用，也出现了一些新情况和新问题，有待进一步研究和解决。

篇5

[关键词] 电容;电压;保护;试验;探讨

（一）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。

（二）电力电容器组传统差压和零压保护的试验方法存在的问题

由于电容器的零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。如果电容器三相平衡配置，能提升电压质量稳定系统正常运行，熔断一只（或几只）将造成电容器中性点电压的偏移，达到整定值，差压或零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，放电压变二次回路的接线正确性都需要通过送电进行验证，方法如下：

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，拆除一只（或几只）电容器熔丝（以下简称“拔熔丝”试验），再送电，测试零压或差压，以验证回路的正确性及定值的配置，一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一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，就无法作零压或差压试验，来验证保护。

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二次回路，试验只注重单个一次设备的电气性能，对二次回路正确性关心不够; 而继电保护工只对二次回路认真维护，对一次回路关心较少，导致压差保护和零差保护这样的重要保护投产调试操作麻烦，安全风险大。

（三）改进措施

篇6

关键词：继电保护装置；绝缘性能；检验

引言

继电保护装置能反应电气设备的故障和不正常工作状态并自动迅速、有选择性地动作于断路器将故障设备从系统中切除，保证无故障设备继续正常运行；将事故限制在最小范围，提高系统运行的可靠性；最大限度地保证向用户安全、连续供电。然而继电保护装置的绝缘性能是继电保护装置的重要安全指标。它是继电保护装置在电力系统中可靠运行的基本保证,无论是设计人员还是检验、运行人员都应给予高度的重视。本文笔者总结了有关继电保护产品绝缘性能的引用标准、检测方法、检测过程中比较常见的一些问题及解决这些问题的方案。

2绝缘性能分析

2.1绝缘电阻检验

继电保护装置的绝缘电阻性能是装置基本性能的重要指标, 它的大小将影响到继电保护装置的工作性能。如继电保护装置的绝缘电阻下降到一定的数值时, 绝缘材料的绝缘性能将会发生严重的恶化, 从而造成人身、电气设备事故, 对于要求输入阻抗很大的电气回路, 可能会由于回路信号入口处的绝缘性能不佳（如电压采集回路）, 而影响其正常工作性能。

影响绝缘电阻的因素很多, 除了直接与绝缘材料本身的绝缘性能好坏有关外, 还与绝缘材料的加工工艺和导体间的绝缘间隙有关。另外, 周围的环境条件, 如温度、湿度及阳光照射、粉尘等, 都要影响绝缘电阻的大小, 而其整个影响的过程是一个复杂而又漫长的过程。

任何绝缘材料都不是理想的绝缘体, 它的内部存在着“自由的”带电粒子, 这些带电粒子在无外界电场作用时, 其运动方向是杂乱无章的。当有电场作用时, 这些带电粒子就按电场方向运行, 形成传导电流（又称为泄漏电流）。泄漏电流的大小与电场的大小有关,电场强度越大, 参与定向运动的离子数越多, 因而传导电流越大, 反映的绝缘材料的绝缘电阻就越小。

在均匀强度的电场中, 电场强度与外加电压大小有关, 外加电压越大, 电场强度就越大。所以, 绝缘电阻的测量与外加电压的大小有关。相应标准也明确规定了在绝缘电阻测试中, 不同电压等级的电路所对应的试验电压。

2.2介质强度检验

继电保护装置在运行中, 除了要受正常工作电压的作用, 有时还要受到短时间的过电压作用。如果在设计时, 对绝缘材料的选用欠佳, 或绝缘间隙过小, 或者在运行过程中, 绝缘材料受潮或老化, 都会造成绝缘材料的击穿或出现闪络现象, 甚至会造成人身和电气设备事故。介质强度试验就是检验绝缘材料和电路的设计缺陷, 及时排除由于绝缘材料不佳, 或绝缘间隙过小而存在的事故隐患,

绝缘材料在强电场的作用下，将引起材料内部结构发生变化, 即当作用于绝缘材料的电场强度达到某一临界值时, 材料内部的物质构成, 如分子或离子发生破裂或分解, 使其固有的绝缘性能完全丧失而转变为导体, 泄漏电流剧增,这种现象称为绝缘材料的击穿。

2.3冲击电压

在电力系统中, 继电保护装置常常还会受到一些短时间过电压的影响, 这种短时间过电压除了负载切除或各种故障发生而产生的短时间工频过电压外, 在自然界的雷击过以及一次回路的各种操作过程中, 也会通过不同途径传人到继电保护装置中, 对其绝缘性能的可靠性, 具有相当程度的危险。

冲击电压试验（又称浪涌试验）主要用于检验继电保护装置各导电回路的电气间隙, 也可检验装置固体绝缘承受冲击电压的能力。它是用标准规定的雷电波施加到继电保护装置的各个规定回路, 模拟电力系统开关操作或雷击所产生的冲击过电压, 对继电保护装置的绝缘性能进行考核, 试验过程中继电保护装置处于非工作状态。看是否会对继电保护装置的绝缘和电气元件造成损坏。

3. GB/T14598.5对量度继电器和保护装置的绝缘试验和要求

3.1 每个电路和外露导电部件之间,每个独立电路的端子连接在一起

检验过程中主要考察装置的电源回路，PT回路、CT回路、开入回路、开出回路、通信回路等各导电回路对装置外露的导电部分如外壳包括面板、背板、插件金属导轨、印制板上的接地线以及和接地线连在一起的元器件安装支架和印制板固定螺钉等的绝缘性能。上述各回路的工作额定电压不同, 试验的电压等级也不同。

3.2独立电路之间, 每个独立电路的端子连接在一起

这主要是检验各导电回路之间的绝缘情况, 如电源回路和电压回路之间、电源回路和电流回路之间、或电压回路和电流回路之间、开入回路和开出回路之间, 等等，主要是没有直接电气联系的各导电回路都要进行测试, 防止这些不同电路之间在设计、生产、装配等各环节可能存在的绝缘隐患。此外, 经制造厂和用户商定，也可对动合触点的电路进行试验。

有关绝缘电阻的测试, 介质强度和冲击电压的试验电压等级的选择, 具体的试验方法和试验验收准则GB/T14598.5中都有规定，本文不再赘述。

4. 提高继电保护装置绝缘性能的防范措施

绝缘试验是继电保护产品型式试验中经常容易出问题的试验项目，尽管出问题的原因很多，但还是有一定的规律和特点。只要我们根据它的规律和特点进行针对性的产品设计，就可以有效地提高产品的绝缘性能。

在从事产品设计的过程中, 首先就是选择具有良好特性的绝缘材料和元器件。一般情况下, 新型工程塑料的绝缘特性要优于普通酚醛塑料, 尤其是在湿热环境下。如果酚醛塑料的压制过程和处理工艺不合理, 将导致其绝缘性能严重下降, 在试验过程中常常遇到采用酚醛塑料压制的端子或机壳出现绝缘问题。

线路印制板的绝缘性能差别也很大。其中环氧酚醛层压玻璃布板作基材的印制板的绝缘性能, 要优于其它基材的印制板, 尤其是在湿热环境下的绝缘性能。

不同材料的绝缘性能在正常大气条件下，可能没有明显差别，但在湿热条件下将出现明显差别，要注意选择耐湿热性能好的绝缘材料。

另外，电路的设计和制作、安装工艺常常会影响产品的介质强度和冲击电压试验。在设计电路时，要统揽全局、对各个电路的构成都要做到心中有数，各个电路之间特别是没有直接电气联系的电路在布局时，它们之间一定要留有足够的电气间隙，其间隙的大小可参考的相关要求。对选用的元器件，特别是具有隔离作用的元器件的基本结构和主要电气性能,也要有大致的了解。这样，就能做到有的放矢，进行合理的、有效的、具有针对性的设计。

下面根据继电保护装置的主要特点, 提出以下注意事项：

4.1 电压回路

对PT输入回路要注意各相之间的电气间隙, 尤其是印制板焊装形式的PT更要注意。各PT间的布线都应保持一定的距离, 各相之间接线端子的焊盘间隙也应给予足够的关注。PT屏蔽层接地线也应小心布置, 与PT的输入线保持足够的间距。另一方面, 各个PT的输入、输出布线也应尽可能地分开。这一方面是安全的需要, 此外, 对电磁兼容要求来说也是必须的(PT的输入、输出布线间距过小, 使PT对干扰信号的隔离作用将大受影响)。在实际检验过程中, 我们就曾发现有的装置为布线方便, 将PT输出回路上的限幅二极管, 从输入线上跨过，而该输出线又离接地线很近, 从而造成耐压试验中, 交流电压回路对地击穿（即使对地不会击穿, 这样的布线对装置今后的安全可靠性运行也是一个很大的隐患）。

4.2 电流回路

CT回路的输入端, 一般都是采用截面较大的导线直接用螺钉固定在接线端子上。由于导线截面较大,有一定的强度。另一方面, 在微机保护装置中,交流插件的空间比较窄小，给CT输入线的布局、安装带来一定的困难，因而在安装过程中常常造成其绝缘的损坏。在检验过程中就曾多次发现, 输入线的绝缘因安装过程受到损伤破坏, 引起相间、或对地（CT铁芯、安装支架等）击穿。

4.3 继电器输出回路

继电保护装置的输出回路很多,一般都采用继电器触点输出，各个输出之间的布线要注意根据负载的电压等级，留有足够的间隙。在输出回路布线时,比较容易忽视的是输出继电器触点和线圈之间的布线和绝缘。输出继电器一方面是提供较大的负载能力另一方面是起到系统内、外强电和弱电的隔离作用。我们所选用的继电器触点和线圈间要有足够的绝缘电阻和介质强度(现在多采用微型继电器, 受结构、材料和工艺的限制，有许多继电器常常无法保证其应有的介质强度，使线圈和触点之间发生击穿)。在布线上也要保证线圈引线和触点引线彼此保持足够的间距，试验中常常出现因为输出继电器线圈引线和触点引线意外地混排在一起或间距过小，导致耐压试验发生击穿现象。如果间隙不够，即使耐压试验中能侥幸过关，对继电保护装置在以后的现场运行中，也会带来一定的安全隐患。

4.4 印制板固定螺钉的选位

一些装置的印制板都是通过固定螺钉直接固定在金属机箱内, 许多装置常常在印制板布置线时, 特别是一些布线密度较大的印制板，往往不能在印制板安装螺钉孔周围留出足够的间隙, 这样就会在试验中造成介质强度击穿或被试装置的损坏。

4.5 地线的处理

在开关电源、PT、CT等元件上都有功能地线, 即抗干扰地线或屏蔽层地线, 这些地线一般都接机壳和直接接大地。这些地线通常布在印制板上, 并常常和其它导电回路混排在一起, 在设计中我们必须保证这些地线和其它导电回路保持足够的间距。

也常有另外一种情况, 有些印制板设计者出于某些电磁兼容方面的需要, 总是在印制板的四周布置一圈地线。这时地线框内的所有电路都应与其保持足够的间撇, 以防耐压试验中出问题。

4.6 不干胶标签

在产品的生产过程中, 有些产品的印制板上的某个部位贴上一个不干胶标签, 记录其生产、调试人员编号等等, 以备检查。有些则就是一个合格标志, 对这样一个不干胶标签, 如随意粘贴, 则很可能对装置的一些绝缘性能带来伤害。如把这些标签贴在印制板的输入或输出电路上, 在正常环境条件下, 这些标签的绝缘性能尚可, 一般不会出现什么意外, 但在潮湿环境下，其绝缘性能就大大下降, 使绝缘电阻和介质强度都难以合格。

4.7液晶显示器和薄膜键盘

液晶显示器在金属面板上安装时, 要注意两者之间的电气绝缘，这也是常常引起介质强度不合格的原因, 甚至还会在冲击电压检验时, 造成液晶显示器的损坏。早期的微机型保护装置, 使用薄膜键盘时, 常将其镶嵌在金属面板上, 处理不得当时, 键盘引线也有可能造成耐压击穿。

4.8插件间隙

随着保护装置功能的增多, 装置内部的功能插件也越来越多, 插件之间的间距或插件与金属机箱之间的间距过小, 有时也会造成耐压试验击穿, 更多的是在冲击试验中出现闪络, 对印制板上的电路造成伤害。

4.9表面处理

装置在生产过程中, 在其端子、印制板等部位常常留有助焊剂, 汗溃或其它东西留下的污渍。这些东西如不清除干净, 也会对产品的绝缘性能带来危害。在PCB板或其它元件上喷涂绝缘介质, 也可提高产品的绝缘性能, 特别是有些部位绝缘间隙过小时, 喷涂绝缘介质可减小表面放电的产生。但要注意使用的喷涂材料的质量, 喷涂的绝缘材料应耐湿热,不吸潮，还要注意喷涂工艺，涂层应全面、均匀、厚度适宜。

篇7

关键词：继电保护，运行管理，管理制度，运检一体

一、继电保护运行管理中的人员问题

虽然设备是继电保护运行管理中的一个重点内容，但是，在日常的运行管理过程中，离不开专业的人员对继电保护设备进行安装、检查、故障维修等问题，而这些都需要有专业的继电保护技能人员来负责。因此，无论是怎样的继电保护问题都会涉及到人员，而在继电保护的运行管理中所涉及到的人员问题主要包括以下三个方面：

第一，继电保护运行管理中的现场运行人员问题。对于现场运行人员来说，存在的最大问题就是他们对回路与继电保护装置没有充分的了解，因为，在变电站中所使用的各种电力设备与装置，让工作人员对他们的构造、使用等各方面能够熟练的掌握具有一定的难度。尤其是继电保护中的设备运行都需要有先进技术作支持，同时，而二次设备的安装、维护、故障检修等都是由继电保护的专业人员来负责，对现场运行人员的工作难以控制。目前的管理模式是：运行人员在现场进行设备的日常巡查，继电保护装置出现问题甚至简单的报警复归等问题，自己都没有能力也没有资格去处理，就直接上报给主管部门，请专业的继电保护人员进行处理。但在现实工作中，与继电保护设备相处的时间最长的就是现场运行人员，他们较其他人员来说对于电力装置和设备的实际运作情况的了解程度最高。如果他们掌握了继电保护的相关知识，对一些简单的继保故障和问题能够准确掌握一定故障处理方法，对继电保护出现的隐患能够及时发现并及时报告给专业人员，就能够在很大程度上避免发生由于继保原因而发展成的设备损坏或者电网事故，同时，也会节省大量的人力资源和物资供给。

第二，继电保护运行管理中的专业人员问题。即使是继电保护人员，也存在着对继电保护知识掌握不够的问题。虽然他们所掌握的关于继保的相关原理、回路等方面的知识较之现场运行人员相对多一些，但是，即使基础专业知识掌握水平再高，对于继电保护装置的实际状况仍然要定期的对设备进行检查才能够发现实际问题，而提出问题，解决问题对于继电保护人员来说又是一大考验，不仅是对他们技术的考验，也是对他们经验的考验。各相关部门非常重视电力系统的继电保护专业人员的技术和技能的提高，并定期的举行继电保护相关的活动来促进继电保护人员技能的提高。然而，从实际情况来看，很多的继电保护专业人员的技能和技术水平远未达到实际工作状况的要求，亟需努力提高。

第三，继电保护人员与现场运行人员之间的合作问题。尽管工作有分工，但仍离不开合作，这也成为了继电保护运行管理中的又一人员问题，而且，它在继电保护运行管理中也是常常被忽视的问题。而需要合作的原因是因为两边的人员分别隶属于不同的部门，导致继电保护在发生问题时会出现相互推诿的现象等。为了避免这一状况，我们可以采取共同问责的管理机制，也就是说，如果对于某一继电保护问题能够明确责任是属于哪一方，那么就由这一方对问题负责，如果责任不能被查明，那么责任就由双方人员共同承担。还有另一种方法就是实行继电保护人员单方面的问责管理制度，就是如果继电保护人员对现场出现的问题不能证明是因为现场运行人员所导致，那么就由继电保护人员单方面的对其负责。而实行单方问责机制的主要原因就是继电保护人员比现场运行人员对继电保护的了解更为深入，对相关装置的性能、状态、运行等相关技术掌握的更为全面，可以及时对继电保护问题给以处理，避免出现问题模糊的状况，而逃避责任。这两种方法相比较，我们很明显的就可以看出继电保护人员的问责管理制度更具有优越性，也更具有合理操作性，但是第一种方法对于人员之间的相互合作却更有利，能够共同努力而降低继电保护出现问题的概率。但是无论选择哪一种方法，只有建立更有效的监督管理机制才是遏制继电保护运行管理人员方面问题的关键之所在。

针对以上提出的管理中存在的问题，响应国家电网公司“大检修”体系建设总体方案，实行分电压等级运维和检修一体化管理，实现“运检一体化”的管理模式。即培养一批既熟悉运行，对继电保护工作又能够胜任的人员负责设备的运行、维护。由主管部门对继保工作进行整理分类，既对发现的继保较为简单的故障和隐患，能够及时处理和消除；对计划性检修和一些继保较为严重故障，可由专业继保人员进行处理。同时，制定相应的管理制度，建立相应的监督管理机制，形成严格的奖惩办法，不能够相互推卸责任，确保生产管理方式的顺利转变。

二、继电保护运行管理中的制度问题

制度问题是目前的继电保护运行管理中存在的一种比较普遍的问题，而制度问题主要包括两个方面，一是制度不够完善，细致。在目前所实行的继电保护运行管理制度中，制度的内容与执行都是不够细致的，二次设备的档案记录也没有按照一定的规范来进行，而且还存在不及时、存在缺项、漏项、错误记录等情况。例如，要求对新建项目进行设计修改，但是没有相应的更改通知单，同时，扩建项目也没有相应的竣工资料，被存档的图纸、方案说明等项目资料也不是有效的实际运行的设备版本，存档图纸也不是当期的施工图纸，或者项目更改并没有切实的体现在图纸上等，这些问题都是二次设备建档中存在的主要问题，而导致这一问题的主要原因就是二次建档相较于一次建档来说工作不够细致，同时也缺少对建档方面的考核方法，而且，对施工前后的资料移交和交代等环节也没有进行监督管理。因此，为了有效的解决继电保护的制度问题，我们就要提高对继电保护的重视，并加强对它的监督管理，制定相应的管理制度作为管理的基础。

另一个是制度的执行问题。管理制度的执行情况取决于继电保护人员的执行态度。现场运行人员的巡查工作每日都是必须进行的，而且是单一乏味、枯燥的，而继电保护在运行过程中出现的问题也多是插件老化、螺丝松动、灰尘过多等问题，这些都是继电保护设备在长期运行中所累积起来的，这就需要现场运行人员在工作中要投入到极大的耐心，并足够认真才能够发现这些问题。但是，在实际的运行中，很多人员的工作态度马马虎虎，只要不发生大的故障即可。

针对管理中的制度问题，需要健全生产技术管理标准体系。按照大检修体系建设的目标和要求，对现行各项生产规章制度和技术标准进行全面梳理，完成产技术管理标准化建设体系，真正做到制度服务于实际。同时，必须做到有章必循，也为了提高工作人员工作的积极性，制定相应的奖励机制和考核制度。

三、继电保护运行管理中的检验方面问题

管理制度能够指导继电保护的运行管理，而相关的技术规章制度、检验标准等规范要求就是制度制定的依据。但是，在继电保护运行实际中，我们通常都会发现，这些规范、规程等在现场实际中都是不实用的。所以，就需要由现场继电保护的一线员工根据实践而提出有效的修改意见，进而提高继电保护的制度建设服务，使其更具合理性和实践性。

在对继电保护装置进行验收、安装等各类的设备检查过程中，检查人员常常会发现继电保护装置或者二次回路自身都具有固定的或者已经发生的隐患，例如，装置所显示的结果与运行现场所检测出的结果有所差异、个别回路没有处于正常的工作状态等问题，继电保护人员只将这些问题向相关人员做口头汇报，并没有用文字的形式将它记录下来，所以，如果下一次发生类似的问题，还需要重新查出原因，这大大的增加了继电保护人员的工作量和设备维护 的难度。

此外，继电保护运行管理的检验工作也要有检验的侧重点，例如对新安装的继电保护设备和二次回路，在检查时要与其他高标准要求有所区别。当新安装的二次回路进行验收检验时，也是为其进行检验的最佳时间，对二次回路的接线质量、端子等部分在定期检验时很难发现其发现的问题，同时对它们进行检查与修改也不方便，因此，对二次回路进行检查要特别注意。

在继电保护的运行管理中，还存在着一个广泛存在的观念，就是继电保护人员对回路而言更加重视继电保护装置，这也是继电保护长期存在的问题。现在普遍使用的继电保护装置都是用计算机进行控制，与传统的装置相比更具有可靠性，所以，最近几年的继电保护出现的问题和不正确的动作主要是由二次回路以及周边问题引起的。然而现在继电保护的检验工作存在的最大问题是缺乏检验重点或者重点错位，有时还将对继电保护装置进行的检验等同于保护检验，但是，对二次回路进行的检验就比较简单，只是针对二次回路的界限，计算机保护屏内外的二次回路等项目进行简单的检验。

同时，继电保护的检验规范的使用也是继电保护运行管理中存在的一个重要问题，一般使用的规程中对检验步骤并没有做出比较详细的规定，及时很多步骤并没有被严格地区分先后顺序，可以以任意形式进行，但是，在现场的检验规程中，却存在对检验步骤的操作顺序，而且要严格按照此顺序进行，这样可以避免在检验时出现盲目性和发生项目漏检的现象。例如，某个检验规程规定，定制检验要放在整组的功能检验后面，很容易看出这是不合理的。整组检验的作用是对整套保护装置和回路的性能与稳定性进行最终的确认，它不仅可以对保护装置的内部组件的性能进行检验，还可以对各个组件之间的协调性进行检验。而且，只有在整组功能检验完成之后才能够进行最终的检验定制，如果发生检验错误或者输入错误，还可以对前面的减压结果给以，进而保证整组检验的正确性。

针对保护检验工作中的问题，一是修订完善生产管理所涉及交接验收、运行维护、检修试验、状态检修等工作的管理标准、技术标准和工作标准。二是完善生产技术工作标准。建立健全规范高效的生产业务流程，形成适应精益化管理要求，规范高效、安全有序的生产工作机制，达到工作流程固化的工作要求。三是深化现场标准化作业。制订公司统一的设备检修工艺标准，完善现场标准化作业指导书和工序质量控制卡，提高设备检修工作效率和检修质量，减少现场作业人身安全风险。

小结

本文对继电保护运行生产管理中存在的问题进行了阐述，主要涉及到人员、制度和现场检验工作等方面的突出问题。为解决矛盾，只有加强对继电保护人员的技能和技术培训，制定完善的管理制度，加快“运检一体化”生产管理模式进程，完善标准化作业流程，建立健全合理的监督管理机制，制定相应的奖励机制和考核制度，才能更好地促进继电保护工作的有序开展，确保电网安全稳定可靠运行和现场作业人员的安全风险。

参考文献

[1]于旭东，曾铁军，宋艳：《继电保护检验规程中的几点不足》[J]，《电气应用》，2009年第28期

[2]高艳萍，常风然：《继电保护检验工作中的若干问题分析》[J]，《继电器》，2003年第1期

[3]杨耕耘：《继电保护运行管理工作的建议》，《水利电力劳动保护》，2003年第4期

[4]尹其云：《对当前继电保护运行方面几个问题的分析》[J]，《电力系统自动化》，1999年第3期

篇8

关键词：电气设备；安装调试；质量控制；方法研究

引言

电气设备的安全性及可靠性是稳定电能生产的基本保证，这就要求相关的企业和从业人员在对电气设备进行安装及调试的过程中，必须采取一定的控制措施，从而保证施工的质量。

一、电气设备的安装

1、设计上的问题。一般情况下，电气设备安装是在建筑工程的主体施工完成后进行，施工人员在电气设备安装施工过程中，按照设计安装的图纸对安装预留孔洞与空间，来保证电气设备准确和及时安装。

2、施工中的问题。施工人员不按照施工规范和设计图纸的要求进行施工，就会很容易造成施工质量问题的存在，运输通道和孔洞封堵不严的问题就是施工不规范造成的问题。工作人员在电缆敷设安装完成之后需要将孔洞封堵，但是施工人员的失误造成了孔洞封堵不严的问题。

3、其他方面的问题。电气设备安装中还存在的比较严重的问题就是电气设备自身质量不达标的问题。目前很多施工单位选用了可再生的塑料管来做线管，这种管子具有安装省事和质地较软的优点，但是其在施工中也很容易受到挤压，阻燃性的性能不好，很容易引起火灾。

二、电气设备的调试

1、电气设备调试内容。工作人员与技术人员在电气设备安装完工之后，需要对电气设备进行相关的调试与试运行，具体来讲，是指相关技术人员按照技术和国家规范的要求对设备进行逐一的调整和试验，对设备的安装质量和运行效果进行确定。调试的内容包括了所有设备的通电检查、电气设备在带负荷下和空载情况下的调整试验、设备在正常情况下和过度工作情况下的运行情况、继电保护定值的核对、图纸的审核校对以及调试方案、试验方案和启动方案的编写等等。调试人员在调试之前需要对图纸、试验报告和现场进行了解，来制定不同调试方案与试验项目。

2、电气设备试验。电气设备试验主要包括设备绝缘试验和继电保护装置调试试验。绝缘试验还可以分绝缘强度试验和绝缘特性试验两种，两种试验目的都是为了检验电气设备可靠程度和发生绝缘损坏的概率。继电保护装置调试过程需要注意动作的灵活性、可靠性以及准确性，对机组的安全和故障的破坏范围进行最大限度的保证，尽量避免停机以及保护装置的拒绝动作和错误动作。此外，还包括差动保护装置的调试，调试人员要重点对差动回路的装置和接线进行调试。进行电气设备调试试验的还有很多，比如变压器、发电机的静态与动态试验、电动机与高压断路器的试验、电压电流互感器的试验、绝缘油的试验、避雷器和电容器的试验以及接地电阻的试验等等。

三、电气设备安装与调试的质量控制

电气设备的安装与调试是电气设备在运行前所必须做的工作，电气设备的安装与调试也是相辅相成的，两项工作需要配合紧密才能保证电力系统的安全性、可靠性及稳定性。电气设备的安装在调试之前，因此，安装过程中的质量如何影响着后期的调试工作，而电气设备的调试方法也会随着所安装的设备的性质而发生改变。但是总体来说，对电气设备进行调试都是为了使设备安装后能够规范化，并且依照合理的参数开始运行。所以，无论是电气设备的安装还是调试，我们都要保证电力系统的安全，操作中要严格按照有关规范来进行施工，尤其是在带电的情况下工作时就更需要注意人身安全及设备安全，同时还要协调好安装人员及调试人员，以便工作的进行。通常来说电气设备的安装及调试主要包括电机、变压器及保护装置等方面。

1、电机安装及调试过程中的质量控制

在安装电机之前一定要对电机及其安装环境进行仔细地检查。若电机外部有损坏或是异常情况出现，一定要仔细分析与判断，看其是否会对使用的安全性产生影响。对电机内部的检查则通常采用直流感应法，主要针对其内部连接进行检查，以将其内部故障排除。经检查明确电机安全之后才可进行安装。在安装时要严格按照有关规范来操作，根据具体的工艺要求来选择操作方式，保证所有线路的连接都要牢固，其次还要注意电机与底座的连接也要固定好，以避免出现电机在运行时有震动现象产生。电机安装好后就可对其进行调试，调试一般是在空载的状况下开始的，要观察电机的转向、换向器及电刷等，同时还要注意听电机所发出来的声音，看其在运行的过程当中是否能保持稳定，可以的话还要进行电机温度的测量。若电机出现异常则立即停止运行并检查。根据工作人员的经验，结合测量的数据来对电机出现异常的原因进行分析，故障排除后再进行调试以让电机达到理想的运行状态。

2、变压器安装及调试过程中的质量控制

变压器是电力系统中比较常用的设备，变压器的安装对于电气设备来说也非常重要，在安装进行之前要对其绕组时的直流电阻进行检测，同时还要检查其变压比和变压相位，以确保所选择的变压器与安装需求相符。在进行初步检查之后才可进行安装。安装变压器的过程当中要严格按照设计图来操作，对其基础导轨进行固定时也要符合有关规定。固定变压器及导轨通常都是利用可拆卸固定装置来连接的，因此，一定要做好连接处的防锈工作，这也是为以后的检修及更换等工作打好基础。安装好变压器之后就可对其进行调试。对变压器进行调试主要做以下两方面的工作：首先是对一次侧的电压和电流进行测量，其是对二次侧的电压和电流进行测量，将测量参数代入有关公式，并将变压器的一些固定参数计算在内。为使误差减少，在对数据进行测量时要进行多次操作，通过处理、计算和分析数据情况，再与额定的数值进行比较，找到问题并分析问题产生原因，随后再对变压器进行调节以保证其能正常工作。

3、保护装置安装与调试过程当中的质量控制

电力系统是一个庞大的网络，其不可避免地会出现很多问题，而且随着经济的发展，我国的电网建设也逐渐增加，使得电力系统越来越复杂，若电力系统有问题出现，要进行故障的排除也越来越困难。然而在电气设备的安装时若能加上保护装置，那么这些问题就能迎刃而解了。保护装置在电力系统运行的过程当中能对电力系统起到监督及自动将事故处理的作用。现比较常用的电力系统的保护装置有以下几种：继电保护装置、差动保护装置、避雷保护装置等。对继电保护装置进行安装调试时要注意保证其灵活性、准确性及可靠性，以便其能对系统问题做出及时的反应，使得故障发生的范围得以控制。对避雷保护装置进行安装调试时，首先要对避雷装置进行科学合理地选择，要选择符合标准的避雷设备材料，同时在安装时要严格按照有关规范来进行操作。

结束语

总而言之电气设备安装的质量不但关系到整体建筑工程的质量，还对居民生命财产安全以及社会健康有序发展有一定的联系。电气设备安装与调试是一种专业性和技术性极强的作业，国家相关监督部门需要对施工单位进展实时监督与管理，施工单位管理人员还要按照施工方案来加强管理，以整体上提升电气设备安装的质量，最终保证电气设备安全运行。

参考文献

[1]谢宏志.电气设备安装与调试过程中的质量控制探析[J].科技风.2014（01）.

篇9

关键词：火电厂；电气；安装；调试

中图分类号：TM621 文献标识码：A

火电厂电气的安装与调试涉及多个方面的内容，其中最关键的部分在于电气设备安装以及电气设备调试之间的有效协调。想要做好火电厂电气安装与调试的构建工作，就必须要对其进行统一管理，发挥出总工程师的带头作用，使得各项安装与调试工作的制度和措施的协调性得到保证，还需要在保证监督机制的独立性和权威性前提下，做好电气设备的安装与调试技术的相互配合，使工作的人员的安装水平有显著的提高，为之后的调试工作打下良好的基础。但是现阶段火电厂在电气安装与调试的构建方面还存在一定的问题，本文就此进行了研究分析。

一、电气安装与调试

（一）电气安装与调试概念

火电厂在电气安装和电气调试方面有着十分紧密的联系，这两者不管在技术要求方面，还是在理论知识方面都存在较大的相似之处。在电气设备调试方面，主要是针对火电厂的一次设备和二次设备，需要在完成安装之后进行，一定要注意避免出现次序混乱现象。在进行通电检查时，需要按照设备的相互关系要求来进行，由专人负责具体的调试，保证调试流程的规范性。火电厂不同生产工艺在电气设备的要求方面存在一定的区别，在实际的安装调试过程中，需要结合电气设备使用说明来开展各项调试工作，通过这种方式，可以使调试的合理性得到有效保证。在实际的调试过程中还需要保证设备运行状态的有效性，避免有过度工况现象出现，严格按照预先的方案来完成调试。在进行电气设备图纸的校对和审核时，只有确保不存在问题之后，才可以进行之后的操作。做好对继电保护整定值的核对。参与到分布实验技术指导工作中，为设备启动过程电气调试工作提供技术方面的指导。

（二）电气安装调试注意事项

因为电气调试工作经常需要带电作业，必须要保证人员和设备的安全。第一，电气调试人员需要定期参与到《电业安全工作规程》的学习中；第二，工作人员还需要掌握一些基本的急救触电人员常识；第三，工作人员在调试过程中，要严格按照试验方案来进行，同时需要对反事故措施有全面的了解和掌握；第四，在开展电气调试工作时，工作人员数量不能少于两人；第五，调试人员的调试工具需要有良好的绝缘性，在调试工作中，需要注意绝缘装备的佩戴；第六，火电厂任何区域的设备、回路，如果没有进行调试，严禁投入运行，对于回路还需要悬挂相应的指示牌；第七，需要做好对仪器量程以及设备容量等方面因素的分析考虑；第八，在进行高压试验时，需要预先设置好隔离带，保证接地连接的可靠性，在试验结束后判断是否需要放电，如果需要，则充分放电；第九，在进行二次调试时，一定要避免出现电压回路短路等现象，只有保证各个回路处于绝缘状态，才可以展开通电试验。

二、电气安装与调试构建中存在的问题

我国大部分火电厂一般会由调试单位、电建公司来负责电气设备的安装与调试，这两者在部门方面有着较高的独立性，实际工作过程中也会有共同操作现象出现。需要做好对安装调试的统一管理。但是在实际的管理工作中，不管是进行整合管理，还是按部门进行单独管理，都会出现相应的管理问题，两个部门之间的沟通性较低，在配合以及技术交底方面存在较大的难度。通过统一管理的方式，虽然可以一定程度上增强安装和调试工作之间的配合性，但是因为调试工作在技术方面具有一定的独立性，调试的结果很大程度上受到设备安装质量等因素影响，必须要结合相关的操作规程来进行，如果安装和调试都是进行现场管理，那么将很难保证监管工作的客观性，导致部分问题被忽略。如果将两者分工，很多新的调试人员缺乏对安装程序和过程的了解和掌握，难以有效分析安装过程中存在的各类异常现象，部分人员没有搞清安装程序或者设备状况就开展盲目调试工作，将会造成重大事故。

三、火电厂电气安装与调试构建策略

（一）发电机安装注意事项

在发电机安b方面，因为发电机很容易被烧，首先要保证机房的防水性能，避免受到雨水的侵蚀，做好基础平台的建设，其次要注意排风，保证机组良好的排风和散热；在发电机的安装过程中，一定要注意安装好减振胶垫。机房内要保持干净，避免发电机风扇中吸入过多的灰尘。机组外壳要设置好保护接地，部分有中性点直接接地发电机，需要由专业人员来完成中性点接地工作，同时安装相应的防雷设备。要保证发电机与市电双向开关之间的牢固性，避免有倒送电现象出现，在进行双向开关接线牢靠性的检查方面，需要上报当地供电部门来进行。

（二）解决好变压器泄露问题

在电气安装过程中，一旦有变压器泄露问题出现，需要吊罩检查存在调压开关的变压器，保证其满足电气调试要求。在安装时，将变压器开关固定至油箱位置，保证变压器的压紧度符合相关要求，可以良好运行。另一方面，部分差动保护设备会有误动问题出现，主要是因为其二次电缆线截面面积不足，可以通过更换大截面电缆线的方式，维持引风机的正常运行。

（三）电气设备调试策略

首先，进行设备试验，第一步对设备进行绝缘性试验，可以分为绝缘特性以及绝缘强度两个方面来进行。在绝缘特性试验方面，主要是为了实现对设备绝缘特性的了解，一般需要通过电阻试验、介质损耗角正切值试验等方式来进行；在绝缘强度试验方面，需要做好对交流耐压、直流耐压以及冲击电压等方面的试验，可以通过观察不同状况下设备的绝缘能力的方式来进行。

其次，在继电保护配置方面，当前继电保护装置需要有较高的灵敏性、安全性以及精确性，通过这些特性，能够很大程度上降低异常停机现象的出现，降低破坏程度，另外，如果装置出现拒动或者误动方面问题，可以实现自动处理。

最后，在差动保护装置方面，差动保护主要是指变压器、发电机在出现故障时对其外部电源进行隔离的一种保护方式，属于继电保护中的重点内容。在进行调试时，需要从相位补偿控制、差动保护装置的检验等多个方面出发综合分析考虑。相位补偿控制主要是针对低压侧电流相位，一般会低于高压侧的相位；在差动保护装置检查方面，主要是检查动力电缆相序，保证其正确，发现电动机存在反转现象，及时对相位进行调整。

（四）转变管理方式

需要不断优化和完善电气安装与调试的管理方式，在进行电气设备安装与调试时，首先要对调试人员的数量进行确定，在之后的安装过程中做好人员的分配，通过这种方式，不仅可以提高安装速度，同时还能帮助调试人员对设备安装方面信息由及时了解和掌握，做好对设备安装的技术指导工作，为之后的调试工作打下良好的基础。还需要让安装人员参与到调试工作中，做好技术交底，进而使安装与调试工作的质量得到有效保证。

结语

火电厂电气安装与调试，从专业方面分析，既存在一定的独立性，又有着非常密切的联系，通过保证两者之间的技术配合衔接，才能使电气设备的安装质量得到有效保证，使设备可以正常、稳定运行。在构建火电厂电气安装与调试时，首先要解决好变压器泄露问题，其次要遵循电气设备调试策略，最后要转变管理方式。在完成安装和调试之后，进行必要的技术总结，从多个方面出发，提高电气安装与调试的有效性。

参考文献

篇10

关键词 时间质量监测；脉冲触发；通讯计算偏差；动态网络延时；时间偏差补偿

中图分类号：tm769 文献标识码：a 文章编号：1671-7597（2013）15-0156-02

时间同步是变电站保护设备运行的基础，时间信息对变电站实时数据采集、控制、事故追忆和事故分析具有重要意义。目前常规变电站时间同步多采用时间信息单向下发（广播）方式，被授时设备并不对接收的时间质量效果做回馈，对于站内智能设备是否正确接收时间信息站内综自系统无法主动监测，特别对装置内部板卡的时间信息更是缺乏监测手段。对于保护设备内部时间精度是否满足需要（毫秒级别），由于缺乏必要手段值班人员现场很难通过现场人工识别。

不同时期变电站由于存在设备硬件老化、线缆接触不良、时间处理软件缺陷、存在多时间源、对时网络延时、管理等原因，导致变电站内不同保护设备时间不统一的现象时有发生，给变电站运行及故障分析带来诸多，特别是在无人（少人）值守情况下该问题的发现更为困难，给故障分析定位带来的不便更加突出。

本方案对保护设备时间监测设备（tmu）对设备的时间信息采集方式进行了优化创新，通过已有网络利用通讯软报文方式实现对保护设备的时间信息采集，通过动态测算网络延时，保证设备偏差监测精度满足故障定位需要，避免对保护设备过分改动，并在变电站得到了充分的验证，具有大规模推广的可能。

1 常规方案

常规保护设备时间质量监测手段是时间监测设备（tmu）通过输出可编程脉冲，利用脉冲触发保护装置遥信节点，产生对应的soe时间信息，时间监测设备（tmu）通过通讯网络采集保护设备的soe时间，通过分析设备soe时间信息来判别该装置的时间质量及偏差程度。常规时间监测原理如图1所示。

这种做法的优点是时间监测精度较高，但是该方式存在以下几点不足。

1）时间监测面不够细致甚至太粗，方案不具备实用价值。由于受不同保护装置性能限制，一般采用时脉冲触发保护设备遥信点soe信息。这是因为触发脉冲太过频繁容易影响保护性能，并导致监控系统太多无效信息，影响正常信息监测，同时这种方式对于保护设备时间跳变或者多时间源等异常难以快速监测。

2）对保护设备要求太高。需要被监测保护设备能提生soe遥信节点，在现场多数低压保护由于很少有备用开入量，很难满足该要求。

3）现场工程量较大，成本较高。方案由于需要为监测保护设备提供脉冲触发回路，需要在现场布设大量的脉冲信号线。特别对于已建成变电站改造难道会更大。

常规方案的缺陷导致在实际使用效果有限 ，在新建或已建成变电站推广应用过程不足需克服来自保护厂家各种不便，从而导致该方案无法大规模推广应用。

2 优化方案

本方案通过对现有变电站网络结构及通讯模式的充分调研分析，对常规时间监测设备（tmu）对保护设备的时间信息采集方式进行了优化创新，避免对保护设备遥信节点配置过分依赖及减少施工节省投资，保证方案具有推广价值。

tmu监测系统架构如下图所示。

目前iec60870-5-103规约已经在常规变电站大规模推广使用，tmu设备利用变电站已有监控系统通讯网络即可方便实现对保护设备的时间信息通讯软报文方式的实时采集，即通过iec60870-5-103规约定时总召模式和常规问询设备变位信息方式获得保护设备时间质量信息。

tmu软件优化分析通讯过程通过定时测算动态测算网络延时，进而对采集到保护设备时间偏差进行动态补偿，保证设备偏差监测精度（500ms以内）满足绝大部分故障分析需要。tmu对于脉冲触发保护产生soe信息不再作为主要获得保护设备时间信息手段，仅作为一种补充手段对重要设备时间质量监测及获得网络延时标准判断方式之一。

3 监测原理

iec60870-5-103规约中有两类时间信息表示方式：4个八位位组的二进制时间（cp32time2a）和7个八位位组的二进制时间（cp56time2a），

两种时间信息的精度均为毫秒级。

总召唤响应应用服务数据单元（asdu1）均包含时间信息，满足提取保护设备时间信息需要。通过对iec60870-5-103规约总召唤及遥信变位信息上送流程分析，经过对通讯延时的科学修正后的保护设备时间信息能满足站内保护事件定位分析的需要。总召唤及遥信变位信息上送流程见下图所示。

3.1 时间信息获取

1）tmu设备定时（默认10分钟）发出总召命令以收到设备第一帧总召遥信响应时间为t1，则通过提取报文内保护上送时间信息并根据网络延时对时间进行修正后对比，超出时间定值偏差定值则告警输出。

2）tmu设备通过召唤一/二级数据命令获取保护设备实时变为信息，通过提取报文中时间信息，和tmu获取报文时时间信息对比，超出时间定值偏差定值则告警输出。

对于通讯方式获得保护设备时间信息的方式，影响监测精度的主要原因为程序及通讯延时，产生延迟原因见下图说明，可以看出影响保护设备时间偏差的主要包含程序处理时间t1、t3，网络传输延时t2，由于程序处理延时相对固定，对时间监测影响最为主要的是网络延时t2的测算。因此要保证监测信息的精度重点是对通讯延时时间的修正。

3.2 网络延时偏差修正

1）对于重要设备通过可编程脉冲触发遥信产生soe方式精确判断装置时间偏差及网络延时数据。

2）多数设备通过定时统计方式计算网络延时，具体方式为设定发送报文时间为t1，则得到响应报文时间为t2，则网络延时?t=（t2-t1）/2（含程序处理延时）。

4 试验验证

该方案在山西某110kv变电站实际运行，通过测试各种不同背景流量及保护状态实验效果对比分析，试验方法为每种状态下各试验三次，所得数据如表1所示。

通过实验数据可以看出在不同网络流量及保护状态下，通过报文计算得出的时间偏差数据精度满足<500 ms，满足变电站站内保护故障定位需要。

5 结论

本文提出基于常规变电站利用已有网络采取通讯模式获取保护设备时间信息，并通过对程序动态测算网络延时对时间信息补充，最后达到对设备时间质量监测的目的。这种实现方法具有一定的创新性，该方案具有现场实施方便、时间监测面广、时间监测密度大、监测效果精度较高的特点，使得该变电站设备时间监测方案具有极强可行性，并在变电站实际使用验证过程效果良好，具有一定的推广应用价值。

参考文献

[1]于跃海，张道农，胡永辉，等.电力系统时间同步方案[j].电力系统自动化，2008，32（7）：82-86.

[2]dl/t 667-1999.继电保护设备信息接口配套标准[s].北京：中国电力出版社，1999.