继电保护装置试验报告篇1
关键词：继电保护智能化电力
引言：电力系统的高速发展不断对继电保护系统的相关技术提出新要求，计算机技术、通讯技术与电子技术的快速发展为智能继电保护技术不断注入新的活力，所以，继电保护技术有得天独厚的条件。随着智能保护的不断发展，新的改善继电保护性能的方案和原理不断被提出，这些方案和原理同时也对智能化继电保护装置的硬件提出相应的要求。
一、继电保护系统的发展现状
1、当下继电保护测试流程
目前继电保护测试多为相关人员到现场用笔记本控制测试仪手动完成测试并记录报告。若需要上交电子报告的，还需要回单位后整理现场的测试数据，输入到电子报告中，完成后再发给相关的领导审核。具体的说明如下：
（1）现场测试：很难保证测试按照检验规程/标准执行；需要人为判断测试结果是否合格；测试过程中需要测试和记录同时进行，效率过低；测试人员现场测试经验直接影响到测试的质量；测试仪输出模拟故障电流电压前，需要修改投退压板、定值，须按照试验的要求进行接线等；测试人通常容易忽略许多的细节，导致试验失败，甚至引起严重事故。
（2）填写试验报告：需要手动填写试验的报告，不能保证数据的有效性且效率低。
（3）人工携带进行传递试验报告，导致报告审核周期长。
（4）纸张试验报告对试验报告的统计、查询极方便。
2、当前继电保护测试系统软（硬）件的结构
继电保护测试软（硬）件的结构为“测试仪+笔记本电脑+保护装置”，测试过程为在笔记本电脑上运行厂家提供的保护测试仪软件，依据不同相关测试的功能选择不同测试的模块，测试的同时进行记录。
二、智能化测试对继电保护系统的重要性和意义
1、智能化测试对继电保护系统的意义
随着我国社会的飞速发展，我们工作和生活的各个方面都需要用到电，这使得我国对电力的需求量不断增加，因为一定时期电力的供应速度非常有限，所以我国大部分地区会出现电力紧张的情况。为缓解电力紧张给人们生产、生活带来不便，部分地区采取了定时限电、停电措施。由于我国电力系统十分庞大，在采取节约用电措施的同时，更要保证电力系统运行的安全性，这样才可以保证电力系统正常供应。这就需要做好智能化继电保护发挥其作用。我国大部分地区皆采取智能化继电保护来维护电力系统安全，这彰显了智能化在继电保护系统中的意义。
如果智能化继电保护系统在电力系统中的应用达到预期目标，首先，调试人员不需要提着沉重的测试仪及携带大量的测试工具和测试导线奔赴保护装置的现场，只需使用轻便的计算机及新型测试仪即可；其次，在规范了调试流程、调试方法后，继电保护将变得更为合理规范；最后，在统一了自动校验方法和试验项目后，继电保护将更加智能化。
2、智能化测试继电保护在电力系统运用中的重要性
（1）根据保护配置原理，在计算机上输入相应信息，就可以实现电流和电压采样值传输到保护装置，不再要大量试验的导线；
（2）保护装置的输入和输出都通过G00Se报文传输完成，只要在计算机有关软件上输入相应开入量就能使装置接收到对应信号量，不需要用外部回路短接的方式模拟开入量输入；
（3）通过各种保护功能的校验，根据表现出来的情况和保护动作的习惯，就能判断出SCD文件集成的正确性以及保护逻辑的正确性。
三、智能化测试在继电保护系统发展中的运用策略
1、智能化继电保护系统要结合计算机技术。
网络和计算机技术的发展，为各种行业的发展做出了重要的技术力量的贡献，因此被广泛应用。所以，继电保护装置需要紧跟时代潮流，向智能化的方向发展，继电保护中要用最为先进的计算机技术，不仅要体现出继电保护的功能，还要体现其智能化。为实现这个目的，要求系统提供各种状态下的具体信息，为控制系统的判断工作提供可靠依据。当下，计算机技术发展已经日渐趋于成熟阶段，技术更新周期不断缩短，计算机具有信息储存量大、体积小和运行高速化等特点。因此，要更好实现继电保护系统的智能化，需要有效利用计算机技术。
2、在继电保护中建立智能电网模式。
信息时代的重要标志就是网络技术的发展，这一发展对社会生产及人们的生活产生巨大影响，对工业的变革和发展更是起到决定性作用，计算机网络技术为各领域发展提供有力的通信支持。在智能化继电保护系统中，单个保护装置难以对整个继电保护系统进行有效控制，这就需要建立智能电网对继电保护的模式，这样才能使继电保护和智能电网融为一个有机的整体，从而保证整个继电保护系统运行的平稳性和安全性，充分发挥智能化电网的优势来进行继电保护的工作。
3、实现智能化电网环境保护管理信息系统
电网内部人员是完善和建设电网保护管理信息系统的主体，完成电网环境保护管理信息系统，最主要的就是建立电网内部相关人员的责任体系。
建立完善的有关责任体系，将责任落实到每一个人，增强相关工作人员的责任心，推动工作人员积极主动地采取措施来保障智能化电网继电保护管理信息系统安全运行；推行奖罚激励机制，让工作与个人利益挂钩，实行奖罚有秩的激励方法，从而调动相关工作人员的积极性，充分落实智能化电网环境保护系统的正常运行状态。
参考文献
【1】靳丹，韩旭杉，姜梅。省级电网环境保护管理信息系统设计开发与应用【J】《电力信息化》2013、11
【2】王慧敏，刘沪平，郭伟。可视化发电厂继电保护整定计算系统的研究【J】《继电器》2005
继电保护装置试验报告篇2
【关键词】电力系统继电保护安全措施
一、继电保护的概念
继电保护装置就是在供电系统中用来对一次系统进行监视、测量、控制和保护的自动装置。它能反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并使断路器跳闸或发出信号。其基本任务是自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其它无故障部分迅速恢复正常运行。另外，它还能反映出电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件，发出信号、减负荷或跳闸。
二、继电保护的要求
（1）可靠性。可靠性是对继电保护性能的最根本要求。可靠性主要取决于保护装置本身的制造质量、保护回路的连接和运行维护的水平。一般而言，保护装置的组成元件质量越高、回路接线越简单，保护的工作就越可靠。同时，正确地调试、整定，良好地运行维护以及丰富的运行经验，对于提高保护的可靠性具有重要的作用。要防止继电保护的误动和拒动给电力系统造成严重的危害。
（2）选择性。继电保护的选择性，是指保护装置动作时，在可能最小的区间内将故障从电力系统中断开，最大限度地保证系统中无故障部分仍能继续安全运行。
（3）速动性。继电保护的速动性，是指尽可能快地切除故障，其目的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。
（4）灵敏性。继电保护的灵敏性，是指对于其保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。
三、确保继电保护安全运行的措施
（一）调度保护定值整定单应采取的措施：
①对于新保护的投运，必须要求提供周全的技术资料，包括装置的技术说明书、一二次图纸、Ct回路变比、相关设备的出厂试验报告等，在熟悉相关的技术资料后出具调试定值单，提供给施工单位完成现场的保护调试。其中应该特别注意有关保护程序的更改在保护技术说明书中可能没有反映，因此施工人员在调试过程中必须将保护程序更改的情况及时反馈给调度保护定值整定人员，在调试工作完成后由调度定值整定人员出具符合现场实际的保护定值单，该定值单必须由相关部门业务领导审核确认后方可交给施工单位现场放定值。定值放置验收合格后必须与调度核对现场使用的定值单正确。②保护定值单的整定应考虑到利用一定的延时使本线路的后备保护与主保护正确配合外，还必须注意相邻元件后备保护之间的正确配合，以满足选择性的要求；注意装置速动保护、充分发挥零序接地瞬时段保护及相间速断保护的作用，减少继电器固有动作时间和断路器跳闸时间等方面入手来实现速动性的要求。
（二）保护设备安装检查应采取的措施
新保护屏抵达生产现场后一般性检查非常重要，大致包括以下几个方面：①清点连接件是否紧固、焊接点是否虚焊、机械特性等。保护屏后的端子排端子螺丝非常多，特别是新安装的保护屏经过运输、搬运，大部分螺丝已经松动，在现场就位以后，必须认认真真、一个不漏地紧固一遍，否则就是保护拒动、误动的隐患。②是应该将装置所有的插件拔下来检查一遍，将所有的芯片按紧，螺丝拧紧并检查虚焊点。在检查中，还必须将各元件、保护屏、控制屏、端子箱的螺丝紧固作为一项重要工作来落实。③保护屏的各装置机箱、屏障等的接地问题，必须接在屏内的铜排上，一般生产厂家已做得较好，只需认真检查。最重要的是，保护屏内的铜排是否能可靠地接入地网，应该用较大截面的铜辫或导线可靠紧固在接地网上，并且用绝缘表测电阻是否符合规程要求。④电流、电压回路的接地也存在可靠性问题，如接地在端子箱，那么端子箱的接地是否可靠，也需要认真检验。
（三）继电保护装置现场调试应采取的措施
在继电保护装置检验过程中必须注意：①对保护装置的功能进行认真检验，不能漏项、缺项，发现问题及时联系调度继电保护人员和生产厂家，整改到位；②应严格检验二次回路接线是否正确、是否与厂家屏图及二次施工图纸相一致，在检验过程中发现二次回路有设计错误需要修改图纸应上报设计人员和调度保护管理人员，经三方确认后由设计人员出具设计修改通知单后方可进行二次回路修改并在二次施工图上做相应更正，待施工完成后将修改的施工图送交设计单位出竣工图。③将整组试验和电流回路升流试验放在本次检验最后进行，这两项工作完成后，严禁再拔插件、改定值、改定值区、改变二次回路接线等工作。电流回路升流、电压回路升压试验，也必须在其它试验项目完成后最后进行。④检验结束后，必须将调试报告和二次接线的变更情况上报调度二次保护管理及现场运维单位。⑤检验结束后，由保护及运维管理单位组织对保护装置交接验收，交接验收应该按照规定的流程进行，发现问题及时整改到位。应特别注意现场保护装置定值区的放置与核对。
继电保护装置试验报告篇3
【关键词】继电保护装置自动测试系统研究应用
自动测试是测试继电保护装置的一种有效测试方法。由于传统变电站继电保护装置对外接口不统一，这就导致自动测试方法无法有效应用于传统变电站继电保护装置测试中。当前，我国多数企业对继电保护装置的测试主要运用继电保护测试仪手动测试的传统方法来完成，这种方法有着很大的不足，比如测试效率比较低，受人为因素影响比较大等。智能变电站的继电保护装置在ieC61850标准的基础上，有效实现了输入与输出信息的标准化，尤其是在建模、软压板以及对外接口信息等方面使用了规范化设计，在良好运用网络的前提下可以实现数据的共享，这就为继电保护装置的自动测试提供了有利条件。
1继电保护装置自动测试系统概述
通常来说，继电保护装置主要包括四个阶段的测试，分别是研发测试、入网测试、生产测试以及现场校验。依据自动测试系统的测试内容与测试要求，可以将继电保护装置的测试分为两个阶段，分别是研发阶段与生产检测阶段。
继电保护装置自动测试的研发阶段：根据继电保护装置研发过程的工作要求，需要对继电保护装置进行非常严格的测试，通常是以组建实时仿真系统，来完成对继电保护装的自动化及实时性的系统测试。从继电保护装置研发阶段的测试内容来说，主要包括四个方面的内容：其一，继电保护装置性能测试。主要分为动作性能、时间参数以及功能性检测；其二，继电保护装置电磁兼容性测试。主要分为快速瞬变、静电放电以及辐射电磁场；其三，继电保护装置软、硬件测试。主要测试软、硬件的稳定性；其四，继电保护装置其他相关性测试。主要分为温升、绝缘以及机械[1]。
继电保护装置自动测试的生产检测阶段：从继电保护装置生产检测的要求来说，通常是检测继电保护装置的硬件稳定性、动作性能、保护功能以及其他一般性检测项目。从继电保护装置生产检测的内容来说，主要包括四个方面，分别是保护硬件常规检测、软件动作性能参数检测、时间同步功能检测以及通信协议检测。
2自动测试系统设计
本文的设计思路主要是在现有智能继电保护测试仪的基础上，进行自动测试系统软件的开发，建立一整套继电保护装置自动测试系统。设计的总体结构如图1所示。
在该系统中，自动测试系统软件通过套接字同测试仪客户端软件进行连接，以实现两者之间的顺畅通信，进而完成控制命令的下发和测试结果的反馈等任务。被测继电保护装置主要是实现下发保护装置控制命令，以及获取继电保护装置动作报告、录波以及遥信变位等信息的功能。通过该系统可以对测试任务进行调度控制，并对反馈的结果信息进行判断，从而实现全自动闭环测试[2]。
在该自动测试系统软件中主要包括六个模块：其一，执行控制模块。该模块主要负责整个系统任务的调度执行与结果判断工作；其二，通信模块。该模块主要负责通信功能，即完成与测试仪客户端程序以及继电保护装置的通信，与此同时，该模块还应执行控制模块控制命令的下发，并对测试的结果进行接收与分析；其三，用例编辑模块。该模块主要是对测试用例进行编辑，在设计的时候应该遵循容易操作的原则；其四，用例管理模块。该模块主要是对用例进行备份，同时对某些用例实现加载的功能；其五，日志模块。该模块主要对整个自动测试系统工作过程中的所有信息进行自动记录，从而有利于问题的发现；其六，报告生成模块。该模块主要是在测试完成之后，自动生成指定格式的测试报告。
3继电保护装置自动测试系统的应用
3.1应用实例分析
在220kV线路光纤差动保护装置中应用本文中设计的自动测试系统，其具体应用流程如下。
第一步，制定具体的测试方案，规定测试项目，并确定测试要求。线路保护的测试方案主要包含四个保护模块，分别是差动保护、距离保护、零序保护以及重合闸功能。对保护模块测试主要内容包含两个方面，其一是性能方面的测试，主要包含了定值精度以及动作时间两个指标，其二是保护逻辑方面的测试，主要包含了各种区内外瞬时故障、转换型以及永久性故障。
第二步，建立测试用例库。以第一步中的具体测试方案为依据，对测试的项目进行细化，并编制测试用例，完成之后再对测试用例的有效性进行验证，等到合格之后将其提交给测试用例库。
第三步，在进行测试的过程中，从测试用例库中提取对应测试用例直接进行加载，并开始进行自动测试。
3.2应用效果分析
在智能继电保护测试仪的基础上建立的继电保护装置自动测试系统达到了以下几个方面的效果：第一，该系统实现了继电保护装置的全自动测试，从而使得继电保护装置的测试流程更加优化，并大大提高了继电保护装置自动测试的效率[3]；第二，该系统可以支持继电保护装置重复测试，并能够将测试过程中的小概率问题进行充分的暴露，从而使得自动测试更加完善而全面；第三，该系统的运用排除了人工测试中容易出现的不确定因素，不仅保证了测试的一致性，同时还保证了测试结果的精确性。
4结语
综上所述，继电保护装置的可靠性对电力系统的正常运行起着重要作用，因此对继电保护装置的测试就显得尤为重要。本文以智能继电保护测试仪为平台，开发了一套自动测试系统软件，阐述了智能变电站继电保护自动测试的方法。该系统能够大大降低作业人员的工作量，并能够保障测试结果的准确率。随着信息技术的不断发展，高新技术在智能变电站中的应用越来越成熟，在整个变电站工程的调试与验收环节，本文设计的自动测试系统具有很好的参考借鉴价值。
参考文献：
[1]于朝辉，张颖红，张锋等.微机继电保护装置主板自动测试系统的设计与应用[J].继电器，2011.
[2]应站煌，胡建斌，赵瑞东等.继电保护装置自动测试系统研究和设计[J].电力系统保护与控制，2012.
继电保护装置试验报告篇4
【论文摘要】:继电保护装置在电力系统中发挥着重要作用,其正常工作与否将对电力系统的运行造成重大影响,因此如何提高继电保护装置的可靠性也就成为人们日益关注的重要课题。文章分析了继电保护装置状态检修的时机,以及如何利用状态检修提高继电装置的安全性。
继电保护装置在电力系统中发挥着重要作用,其正常工作与否将对电力系统的运行造成重大影响,如何提高继电保护装置的可靠性也就成为人们日益关注的重要课题。因此,有必要对电力系统"状态检修"进行梳理和分析,以期对今后的工作有所助益。
一、状态检修定义
状态检修,也叫预知性维修,顾名思义就是根据设备运行状态的好坏来确定是否对设备进行检修。状态检修是根据设备的状态而进行的预防性作业。状态检修的目标是减少设备停运时间,提高设备可靠性和可用系数,延长设备寿命,降低运行检修费用,改善设备运行性能,提高经济效益。
二、继电保护装置的"状态"识别
1.重视设备初始状态的全面了解
设备的初始状态如何,对其今后的安全运行有着决定性的影响。设备良好的初始状态是减少设备检修维护工作量的关键,也是状态检修工作的关键环节。因此,实现状态检修首先要做好设备的基础管理工作。需要特别关注的有两个方面的工作,一方面是保证设备在初始时是处于健康的状态,不应在投入运行前具有先天性的不足。另一方面,在设备运行之前,对设备就应有比较清晰的了解,掌握尽可能多的'指纹'信息。包括设备的铭牌数据、型式试验及特殊试验数据、出厂试验数据、各部件的出厂试验数据及交接试验数据和施工记录等信息。
2.注重设备运行状态数据的统计分析
要实行状态检修,必须要有能描述设备状态的准确数据。也就是说,要有大量的有效信息用于分析与决策。设备部件在载荷和环境条件下产生的磨损、腐蚀、应力、蠕变、疲劳和老化等原因,最后失效造成设备损坏而停止运行。这些损坏是逐渐发展的,一般是有一定规律的,在不同状态下,有的是物理量的变化,有的是化学量的变化,有的是电气参数的变化,另外,还有设备的运转时间、启停次数、负荷的变化、越限数据与时间、环境条件等。因此要加强对继电保护装置历史运行状态的数据分析。
3.应用新的技术对设备进行监测和试验
开展状态检修工作,大量地采用新技术是必然的。在目前在线监测技术还不够成熟得足以满足状态检修需要的情况下,只有在线数据与离线数据相结合,进行多因素地综合分析评价,才有可能得到更准确、可信的结论。此外,还可以充分利用成熟的离线监测装置和技术,如红外热成像技术、变压器绕组变形测试等,对设备进行测试,以便分析设备的状态,保证设备和系统的安全。
三、开展继电保护状态检修应注意的问题
1.要严格遵循状态检修的原则
实施状态检修应当依据以下原则:一是保证设备的安全运行。在实施设备状态检修的过程中,以保证设备的安全运行为首要原则,加强设备状态的监测和分析,科学、合理地调整检修间隔、检修项目,同时制定相应的管理制度。二是总体规划,分步实施,先行试点,逐步推进。实施设备状态检修是对现行检修管理体制的改革,是一项复杂的系统工程,而我国又尚处于探索阶段,因此,实施设备状态检修既要有长远目标、总体构想,又要扎实稳妥、分步实施,在试点取得一定成功经验的基础上,逐步推广。三是充分运用现有的技术手段,适当配置监测设备。
2.重视状态检修的技术管理要求
状态检修需要科学的管理来支撑。继电保护装置在电力系统中通常是处于静态的,但在电力系统中,需要了解的恰巧是继电保护装置在电力系统故障时是否能快速准确地动作,即要把握继电保护装置动态的"状态"。因此,根据对继电保护装置静态特性的认识,对其动态特性进行判断显然是不合适的。因此,通过模拟继电保护装置在电力事故和异常情况下感受的参数,使继电保护装置启动和动作,检查继电保护装置应具有的逻辑功能和动作特性,从而了解和把握继电保护装置状况,这种继电保护装置的检验,对于电力系统是很有必要的和必须的。
3.开展继电保护装置的定期检验
实行状态检验以后,为了确保继电保护和自动装置的安全运行,要加强定期测试,所有集成、微机和晶体管保护要每半年进行一次定期测试,测试项目包括:微机保护要打印采样报告、定值报告、零漂值,并要对报告进行综合分析,做出结论;晶体管保护要测试电源和逻辑工作点电位,现场发现问题要找出原因,及时处理。
4.高素质检修人员的培养
高素质检修人员是状态检修能否取得成功的关键。在传统的检修模式中,运行人员是不参与检修工作的。状态检修要求运行人员与检修有更多联系,因为运行人员对设备的状态变化非常了解,他们直接参与检修决策和检修工作对提高检修效率和质量有积极意义。其优点是可以加强运行部门的责任感;取消不必要的环节,节约管理费用;迅速采取检修措施,消除设备缺陷。
综上所述,状态检修是根据设备运行状况而适时进行的预知性检修,"应修必修"是状态检修的精髓。状态检修既不是出了问题才检修,也不是想什么时候检修才检修。实行状态检修仍然要贯彻"预防为主"的方针,通过适时检修,提高保护装置运行的安全可靠性,提高继电保护装置的正确动作率。因此,实行"状态检修"的单位一定要把电力设备的"状态"搞清楚,对设备"状态"把握不准时,一定要慎用"状态检修"。
参考文献
[1]陈维荣,宋永华,孙锦鑫.电力系统设备状态监测的概念及现状[J].电网技术,2000(11).
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[3]郭伟.论继电保护装置的"状态检修"[J].水利电力机械,2007年9月.
[4]李万宝.浅议继电保护信息化管理[J].大众科技,2004(12).
[5]李永丽,李致中,杨维.继电保护装置可靠性及其最佳检修周期的研究[J].中国电机工程学报,2001年6月.
[6]陈德树.继电保护运行状况评价方法的探讨[J].电网技术,2000(3).
[7]李彤.从状态监测实践探讨状态检修工作的开展[J].农村电气化,
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[8]陈三运.输变电设备的状态检修[m].北京:中国电力出版社,2004年.
[9]张锋.关于供电设备状态检修的思考[J].中国资源综合利用,2008年第1期.
[10]倪强冰.探讨继电保护的状态检修及实施[J].广东科技,2007年第2期.
继电保护装置试验报告篇5
关键词：继电保护;电力系统;状态检修;维修
中图分类号：tm77文献标识码：a文章编号：
引言：
继电保护在电力系统中发挥着重要作用,其正常工作与否将对电力系统的运行造成重大影响,因此，有必要对电力系统"状态检修"进行梳理和分析，以期对今后的工作有所助益。
电力系统的正常运转是关乎国民经济和人民生活的重要因素。随着我国电力技术和通信技的不断发展，给继电保护技术也带来了新的变革。继电保护在系统中的作用日益重要，继续采用以往周期性检修的负面效应也体现出来，比如检修管理人员的工作量不断加大，设备的频繁检修缩短了设备寿命，降低了经济效益等等，基于以上认识，我们提出了状态检修的检修策略。状态检修就是通过在线的和离线的监测手段，收集电气设备的运行工况信息，通过系统的分析诊断，判断设备的健康状态，决定设备的检修对策，进行大修、小修或暂缓检修，可在设备检修周期到来之前根据设备状况提前进行检修。
1.继电保护的发展现状
随着电力状况的不断变化，给我国的继电保护技术提出了挑战，同时电子通信信息技术的发展也给继电保护技术带来了新的变化，我国的继电保护在近40年的时间里完成了4个历史阶段的发展。20世纪50年代至60年代是我国继电保护技术人才组建和完善继电保护研究、设计、制造及教学的阶段；60年代中到80年代是晶体管继电保护蓬勃发展的时代；80年代至90年代是我国集成电路保护时代；90年代开始我国继电保护技术已进入了微机型保护的时代。
2.继电保护的基本要求
2.1选择性
基本含义是保护装置动作时，仅将故障元件从电力系统中切除，使停电范围尽量减小，以保证系统中非故障部分继续安全运行。
2.2速动性
速动性是指继电保护装置应以尽可能快的速度断开故障元件。这样就能减轻故障设备的损坏程度，减小用户在低电压情况下工作的时间，提高电力系统运行的稳定性。
2.3灵敏性
保护装置对其保护范围内的故障或不正常运行状态的反应能力称为灵敏性（灵敏度）。灵敏性常用灵敏系数来衡量。它是在保护装置的测量元件确定了动作值后，按最不利的运行方式、故障类型、保护范围内的指定点校验，并满足有关规定的标准。
2.4可靠性
可靠性是指在保护装置规定的保护范围内发生它应该反应的故障时，保护装置应可靠地动作（即不拒动）。而在不属于该保护动作的其他任何情况下，则不应该动作（即不误动）。
3.开展继电保护状态检修应注意的问题
3.1要严格遵循状态检修的原则
实施状态检修应当依据以下原则：一是保证设备的安全运行。在实施设备状态检修的过程中，以保证设备的安全运行为首要原则，加强设备状态的监测和分析，科学、合理地调整检修间隔、检修项目，同时制定相应的管理制度。二是总体规划，分步实施，先行试点，逐步推进。实施设备状态检修是对现行检修管理体制的改革，是一项复杂的系统工程，而我国又尚处于探索阶段，因此，实施设备状态检修既要有长远目标、总体构想，又要扎实稳妥、分步实施，在试点取得一定成功经验的基础上，逐步推广。三是充分运用现有的技术手段，适当配置监测设备。
3.2重视状态检修的技术管理要求
状态检修需要科学的管理来支撑。继电保护装置在电力系统中通常是处于静态的,但在电力系统中，需要了解的恰巧是继电保护装置在电力系统故障时是否能快速准确地动作，即要把握继电保护装置动态的"状态"。因此，根据对继电保护装置静态特性的认识，对其动态特性进行判断显然是不合适的。因此，通过模拟继电保护装置在电力事故和异常情况下感受的参数，使继电保护装置启动和动作，检查继电保护装置应具有的逻辑功能和动作特性，从而了解和把握继电保护装置状况，这种继电保护装置的检验，对于电力系统是很有必要的和必须的。
3.3开展继电保护装置的定期检验
实行状态检验以后，为了确保继电保护和自动装置的安全运行，要加强定期测试，所有集成、微机和晶体管保护要每半年进行一次定期测试，测试项目包括：微机保护要打印采样报告、定值报告、零漂值，并要对报告进行综合分析，做出结论；晶体管保护要测试电源和逻辑工作点电位，现场发现问题要找出原因及时处理。
3.4高素质检修人员的培养
高素质检修人员是状态检修能否取得成功的关键。在传统的检修模式中,运行人员是不参与检修工作的。状态检修要求运行人员与检修有更多联系,因为运行人员对设备的状态变化非常了解,他们直接参与检修决策和检修工作对提高检修效率和质量有积极意义。其优点是可以加强运行部门的责任感;取消不必要的环节,节约管理费用;迅速采取检修措施,消除设备缺陷。
4.在线监测技术研究应用
状态检修是以设备的运行现状为基础的检修方式，对设备运行状态信息进行收集并对设备未来发展趋势进行预测，从而实现真正的状态检修。
4.1输变电在线监测技术的分类。输变电在线监测技术现阶段主要分为以下六类。变压器在线监测技术、断路器在线监测技术、GiS在线监测技术、综合在线监测技术和电容性设备在线监测技术、氧化锌避雷器在线监测技术。设备状态监测和故障诊断的实施顺序是：信号采集、信号处理、状态识别、故障诊断。
4.2在线监测数据分析的意义。电气二次设备元件的劣化，缺陷的发展虽然具有统计性，发展的速度也有快慢，但大多具有一定的发展期。在这期间，会有各种前期征兆，表现为物理，电气等特性有少量渐进的变化。随着计算机技术，电气技术，数字信号处理技术，光电技术和各种传感器技术的发展，可以对电力二次设备进行在线的状态监测，及时提取各种即使是很微弱的信息，通过信息系统对这些信息进行综合分析和处理后，根据故障诊断系统对设备可靠性实时做出判断和预测，从而能够及早发现潜伏的问题，必要时可提供报警或操作。在线监测技术的实际应用表明，其可靠性还需要进一步完善和提高，目前其应用也还需要进一步积累经验；但勿庸置疑的是，这种技术的成熟应用将为电力主设备的安全运行构筑一道坚强的安全防线，其实时性将取代现有的试验技术而成为电力设备安全运行的第一道防线。
4.3设备状态监测应用存在的问题。由于目前各地在线监测系统应用水平参差不齐，给生产运行管理带来了不少麻烦，尤其是一些不成熟的产品在运行时经常误报故障，成为在线监测技术推广应用的巨大阻碍。这一方面反映了在线监测产品生产应用的不规范，也反映了用户在线监测设备的运行管理尚无明确的管理要求。
5.结束语
随着电力系统的发展，系统的稳定性对继电保护及自动装置的要求越来越高，不但要求继电保护装置具有良好的可靠性，同时也要求其具有较好的稳定性。所以，继电保护人员应当在施工、检修及试验过程中，规范作业，才能保证保护装置可靠性、稳定性。
参考文献：
继电保护装置试验报告篇6
【论文摘要摘要：继电保护装置在电力系统中发挥着重要功能,其正常工作和否将对电力系统的运行造成重大影响,因此如何提高继电保护装置的可靠性也就成为人们日益关注的重要课题。文章分析了继电保护装置状态检修的时机，以及如何利用状态检修提高继电装置的平安性。
继电保护装置在电力系统中发挥着重要功能,其正常工作和否将对电力系统的运行造成重大影响,如何提高继电保护装置的可靠性也就成为人们日益关注的重要课题。因此，有必要对电力系统"状态检修"进行梳理和分析，以期对今后的工作有所助益。
一、状态检修定义
状态检修，也叫预知性维修，顾名思义就是根据设备运行状态的好坏来确定是否对设备进行检修。状态检修是根据设备的状态而进行的预防性作业。状态检修的目标是减少设备停运时间，提高设备可靠性和可用系数，延长设备寿命，降低运行检修费用，改善设备运行性能，提高经济效益。
二、继电保护装置的"状态"识别
1.重视设备初始状态的全面了解
设备的初始状态如何，对其今后的平安运行有着决定性的影响。设备良好的初始状态是减少设备检修维护工作量的关键，也是状态检修工作的关键环节。因此，实目前状况态检修首先要做好设备的基础管理工作。需要非凡关注的有两个方面的工作，一方面是保证设备在初始时是处于健康的状态，不应在投入运行前具有先天性的不足。另一方面，在设备运行之前，对设备就应有比较清楚的了解，把握尽可能多的''''指纹''''信息。包括设备的铭牌数据、型式试验及非凡试验数据、出厂试验数据、各部件的出厂试验数据及交接试验数据和施工记录等信息。
2.注重设备运行状态数据的统计分析
要实行状态检修,必须要有能描述设备状态的准确数据。也就是说,要有大量的有效信息用于分析和决策。设备部件在载荷和环境条件下产生的磨损、腐蚀、应力、蠕变、疲惫和老化等原因，最后失效造成设备损坏而停止运行。这些损坏是逐渐发展的，一般是有一定规律的，在不同状态下，有的是物理量的变化，有的是化学量的变化，有的是电气参数的变化，另外，还有设备的运转时间、启停次数、负荷的变化、越限数据和时间、环境条件等。因此要加强对继电保护装置历史运行状态的数据分析。
3.应用新的技术对设备进行监测和试验
开展状态检修工作，大量地采用新技术是必然的。在目前在线监测技术还不够成熟得足以满足状态检修需要的情况下，只有在线数据和离线数据相结合，进行多因素地综合分析评价，才有可能得到更准确、可信的结论。此外，还可以充分利用成熟的离线监测装置和技术，如红外热成像技术、变压器绕组变形测试等，对设备进行测试，以便分析设备的状态，保证设备和系统的平安。
三、开展继电保护状态检修应注重的新问题
1.要严格遵循状态检修的原则
实施状态检修应当依据以下原则摘要：一是保证设备的平安运行。在实施设备状态检修的过程中，以保证设备的平安运行为首要原则，加强设备状态的监测和分析，科学、合理地调整检修间隔、检修项目，同时制定相应的管理制度。二是总体规划，分步实施，先行试点，逐步推进。实施设备状态检修是对现行检修管理体制的改革，是一项复杂的系统工程，而我国又尚处于探索阶段，因此，实施设备状态检修既要有长远目标、总体构想，又要扎实稳妥、分步实施，在试点取得一定成功经验的基础上，逐步推广。三是充分运用现有的技术手段，适当配置监测设备。
2.重视状态检修的技术管理要求
状态检修需要科学的管理来支撑。继电保护装置在电力系统中通常是处于静态的,但在电力系统中，需要了解的恰巧是继电保护装置在电力系统故障时是否能快速准确地动作，即要把握继电保护装置动态的"状态"。因此，根据对继电保护装置静态特性的熟悉，对其动态特性进行判定显然是不合适的。因此，通过模拟继电保护装置在电力事故和异常情况下感受的参数，使继电保护装置启动和动作，检查继电保护装置应具有的逻辑功能和动作特性，从而了解和把握继电保护装置状况，这种继电保护装置的检验，对于电力系统是很有必要的和必须的。
3.开展继电保护装置的定期检验
实行状态检验以后，为了确保继电保护和自动装置的平安运行，要加强定期测试，所有集成、微机和晶体管保护要每半年进行一次定期测试，测试项目包括摘要：微机保护要打印采样报告、定值报告、零漂值，并要对报告进行综合分析，做出结论；晶体管保护要测试电源和逻辑工作点电位，现场发现新问题要找出原因，及时处理。
4.高素质检修人员的培养
继电保护装置试验报告篇7
随着电力系统的高速发展与计算机通信技术的进步，继电保护技术逐渐向计算机化、网络化、一体化与智能化方向发展，这对继电保护装置调试技术提出了更高的要求。继电保护装置的调试技术十分关键，关系到继电保护装置的稳定运行。因此，应切实做好继电保护调试工作，为继电保护装置的正常与稳定运行，打下良好基础。
一、继电保护装置的基本任务
电力系统继电保护装置是在电力系统发生故障和运行不正常时，能够及时向运行值班人员发出告警信号，或直接发出跳闸命令，快速切除故障，消除不正常运行状态的重要自动化技术和设备。继电保护的基本任务：①能够自动迅速，有选择的跳开特定的断路器，使电力系统的故障部分快速从电力系统中分离，达到最大限度地减少对电力系统元件本身的损坏，同时将电力系统安全供电影响降到最小。②能够反映电气元件的不正常运行状态，同时要依据不正常运行状态以及设备运行维护条件的不同向值班人员发出信号，以便及时进行处理，反应电力系统不正常状态的继电保护装置通常带有一定的延时动作。电力系统对继电保护装置要求具备速动性、选择性、灵敏性以及可靠性。
二、继电保护装置的调试技术
2.1微机型继电保护装置的系统调试。系统调试要求详细观察系统的运行状态，以便及时发现隐患。
2.1.1带方向保护的方向校验。线路带上一定的负荷后，在监控后台机上查看某一时刻同相电流电压数据进行分析。例如：线路输送功率为从变电站向线路送电，则a相电压正半波最大值应超前a相电流正半波最大值一定角度（最大不超过180度），即同半波数据内电流最大值落后电压最大值几个采样点；否则，线路保护方向错误。根据装置采样频率可以算出两点之间的角度，如12点采样，则两点之间为360度/12=30度。同理，可校验B，C两相。
2.1.2差动保护极性校验。主变压器带上一定的负荷后，才能判断出主变压器差动极性。在监控后台机上查看某一时刻主变电流采样数据，根据差流相数据的大小判断差动极性，也可通过对各相电流的波形分析差动极性。正常状态下，对于两圈变压器在同一时刻，主变压器高低压侧a-a，B-b，C-c相电流波形应正好相反，即高压侧为正半波数据，低压侧为负半波数据。
2.2微机型继电保护装置的回路调试。回路调试即结合设计要求和系统功能进行全面细致的试验，以满足变电所的试运行条件。回路调试包括一次、二次系统的接线、保护、监控、打印等功能的全面校验和调试。
2.2.1装置打印、声音报警功能的调试。要求打印机设置正确，打印图形、报表完整美观，大小合适。能够实现自动打印和手动打印。对断路器、隔离开关等开关量加声响报警功能，对保护动作信息加声响报警功能。与智能直流屏、智能电度表、五防等装置的通讯应正确。在最后阶段还应对整个综自系统完善，确保综自系统防雷抗干扰，检查各屏上标签框上应做好正确标识。
2.2.2装置监控功能的调试。装置遥控功能的检查：后台应能可靠准确地遥控断路器分合闸。如遥控失败，查找原因。测控装置或控制回路是否上电；直流屏合闸电源或者一次开关处保险是否投入；测控装置通讯是否已通；装置远方、就地切换开关是否切到远方位置；断路器分合位置、工作试验位置是否在后台上正确反映；控制回路接线是否正确。
2.2.3装置保护功能的调试。装置保护功能的调试一般根据线路、变压器、电动机等继电保护装置类型，依据设计定值，用专用继电保护测试仪在保护装置上加电流或者电压，检查装置动作精度并传动断路器，在后台机上应正确显示保护动作信息，开关变位信息和动作时间数据。
2.2.4一次、二次系统的接线检查。①开关控制回路的调试。在送出电源后，进行开关电源的操作，这个过程中观察指示灯是否能够吻合，分合闸的状态是否正常，如出现故障要关闭控制电源进行检修。②开关状态在后台机上的反应。对于各个开关和断路器逐一的手动操作，然后观察后台机上对应状态的显示结果，如果一致则合格，如相反则需查找原因。③变压器等设备信号的检查。变压器本体瓦斯、稳定、压力等信号在后台机上的显示名称、时间是否正确；重瓦斯、压力信号应跳主变各侧断路器，轻瓦斯、温度高信号应报警。
三、继电保护装置调试中应注意的问题
3.1工作开始前应检查工作人员是否已将应断开的连接片断开，并重点检查联跳连接片、远跳回路连接片、启动失灵保护连接片、联切小电源连接片及跳合闸连接片等是否按技术要求切除，此外，应检查应断开的交、直流电源空气开关确已断开。
3.2在调试工作开始前应打印一份定值和正式定值核对，对定值单上没有的定值应认真记录装置内调整的系数，需将装置插件拔出检查并记录。
3.3工作开始前需根据工作内容要求认真填写二次回路安全措施单。二次设备与回路安全技术措施单栏目填写内容的顺序为：“解除并包扎其它断路器回路与启动失灵回路解除本间隔跳闸回路短接电流回路解除并包扎电压回路解除并包扎信号回路。”二次设备与回路安全技术措施单中“安全技术措施”栏目的填写内容统一为：“屏名称、回路名称、回路编号及位置（内侧、外侧）、安装单位端子编号、采取的措施（解脱、短接）与防护措施（包好、封号）”。
3.4与保护装置相关的闭锁条件必须一一模拟检验其闭锁功能是否正常，对定值投入的信号要逐一进行检验，如过负荷闭锁有载调压及ta断线等。
3.5带有方向的保护必须做正、反两方向试验，结合ta的一次与二次极性接法，对照保护定值的方向要求来验证保护装置的方向性是否正确。
3.6调试时需加入最大负荷电流与三相平衡的额定电压，然后瞬间断合保护装置的直流电源，检查保护装置是否发生误动及信号是否正确。然后，再瞬间逐一断合单相、两相及三相交流电压，检查装置是否出现误动，信号是否正确。
3.7整组试验完成后应调度核对装置的保护定值，对于定值单上没有的值及参数需与试验开始前做的记录相核对。
3.8调试工作完成，投入跳合闸连接片之前，用万用表的直流电压档分别测量连接片上下端对地电位，而不能用万用表直接测量连接片上下端之间的电位，以防万用表档位选择不当而发生误动。
结束语
继电保护的应用对我国电力的稳定运行具有十分重要的意义，对我国的经济发展有极大的促进作用。为了保证继电保护装置可以稳定的运行，需要将其运行状态调整到最佳，保证各项系统都能够正常运行。因此，调试技术人员要不断的丰富自己的专业知识，提高自己的个人素养，在工作中能够严格按照规范执行，保证继电保护装置的运行性能处于最佳状态，为电网的稳定运行创造有利的环境。
参考文献
[1]邱建洲.关于继电保护调试的技术分析与探讨[J].科技信息，2005.
[2]张洪武.继电保护装置调试及验收注意事项探讨[J].广西轻工业，2009.
（作者单位：国网蒙东检修公司呼伦贝尔运维分部）
继电保护装置试验报告篇8
关键词：数字化变电站数字化设备调试方法
中图分类号：tm7721文献标识码：a文章编号：1007-9416（2013）02-0097-01
进入智能变电站时代，由于智能变电站与常规变电站网络通信技术上的差异，调试内容和调试手段上必然会有所不同。检修部门的现场调试是一项系统性的工作，是将间隔单元各个层次的设备进行整套的测试，包括对保护测控设备、监控系统和网络系统的单个设备功能的独立校验，以及校验设备间互操作性、协作性的整组试验和启动试验。
本文根据我局继保检修专业现场工作的实际需要，技能水平和现场设备使用情况，提出数字化设备调试的基本方法以及基本内容，为在今后的数字化变电站调试工作中给予帮助和指导。
1调试设备的变化
智能变电站继电保护装置及其相应二次设备与传统设备在制造原理上存在较大差异，模拟信号变为光纤数字信号，调试的方式方法都发生了改变，调试仪器也与传统的调试设备不同。
传统变电站的过程层和间隔层都是通过电缆连接的，模拟量信号通过电缆直接输入保护装置的i/o接口单元。而数字化变电站在二次回路由光纤取代了传统的电缆连接，装置的i/o接口单元也由光电收发模块取代，在装置内部简化了模拟量采样、低通滤波和模数转换等元件，直接将数字信号接入数据处理单元进行数据处理。同时，保护装置之间通过交换机以GooSe和SmV的形式发送给对方，改变了传统的点对点的传输方式。
2现场调试的基本方法
数字化保护装置因为没有了模拟量输入接口，我们不能再用传统的保护测试仪进行调试了，取代的则是具有数字信号输入输出功能的数字式保护测试仪。数字式保护测试仪配备有光信号输出口，我们只需将其每一个光口定义成电流电压的输出，以及开关动作后的位置信息的输出，然后用光纤将数字式保护测试仪同保护装置连接起来就可以进行调试了。同时通过报文分析软件接入GooSe网络，抓取网络报文进行分析。
3数字化设备调试内容
3.1保护及测控装置调试
在校验开始时，都需要对操作仪器进行相应的61850配置，其中包括输出光纤配置及GooSe接点配置。校验方法与常规站类似，但重要的是对全站配置文件SCD的导入和光口的定义。SCD文件包含全站保护设备信息，从中选择我们需要调试的对象，下面对应有GooSe输入、GooSe输出、SmV输入三项，“输入”、“输出”是相对保护装置而言的。“GooSe输入”模拟的是试验前智能终端输入保护装置的位置信息，“GooSe输出”模拟的是试验过程中智能终端的输入保护装置的位置信息，“SmV输入”则是模拟合并单元输出的数据提供给保护进行故障判断的电流电压量。在对“GooSe输入”、“GooSe输出”和“SmV输入”分别进行配置完毕后，再次进入“通用测试”，比如“电压电流（手动试验）”，进行试验，方法同以往常规站一样。
3.2监控系统调试
与常规变电站监控系统调试一样，对数字化监控系统的调试，主要包括遥信和遥控功能的检查。
当测试仪发出测量信号至设备a/D输入端时，监控设备应能反应测量信号的精度和实时性；模拟现场设备的开关信号时，监控设备应能查看变位信息的正确性和实时性。当设备异常时，监控设备应能准确提供Soe报文及故障信息。进行遥控试验时，应验证五防闭锁逻辑及防误闭锁功能，并实时反应设备动作情况。
3.3网络调试
在单间隔保护调试中，要保证站控层、间隔层和过程层内相关设备网络通道连接的正确性，即保护设备至合并单元、保护设备至交换机、合并单元至智能终端等光纤连接的正确性，并在光线故障或通道异常时能及时发出告警信号。主要的方法就是通过插拔两个设备之间的连接光纤，并查看设备显示的报文。当拔出两个设备间的连接光纤后，设备的“通信中断”告警灯亮，同时后台应收到“通信中断”的告警信号；当设备间的光纤连接后，设备的“通信中断”告警灯灭，同时后台应收到“通信恢复”的信号。
3.4整组试验
整组试验是在智能电子设备检验完成、二次回路相关检查完成，光缆接入完毕，通讯正常，断路器本体检查传动完成后，进行带断路器的整组传动试验，确认GooSe网络的正确性。试验前做好安全措施，防止设备损坏和人身伤害。数字化变电站中有别于常规变电站的整组试验项目，即网络通道上的测试，包括GooSe报文检查、采样通道检查、GooSe通道监测和通道检验试验等。
3.5启动调试
启动调试主要包括核相和带负荷试验。启动调试过程中，由于二次设备都是直接通过光纤进行连接，无法使用电压表和钳形电流表进行幅值和相位的测量，主要通过保护装置本身的测量量确认相量是否正确。为保证变电站二次系统向量的正确性，一般在数字化变电站投运前采用一次通流通压方式检测相位的正确性。
4结语
本文介绍了针对数字化变电站在日常运行维护中，基层继保专业人员在进行单间隔保护调试中所需要做的调试内容和基本方法。由于对传统保护调试的惯性思维使得数字式保护调试难免产生概念上的偏差。所以本文结合自身实际出发，探讨适应基层保护专业在设备维护中的检查要点，为今后的数字化变电站调试提供一些借鉴和参考。
参考文献
[1]姜振超，刘明忠.智能变电站二次系统调试技术研究[J].电网技术，2011，35（1）：12-17.
[2]周春霞，詹荣荣，姜建宁，等.500kV数字化变电站试验研究[J].电网技术，2010，34（6）：193-197.
继电保护装置试验报告篇9
【关键词】稳控装置；配置原理；运行维护
1引言
安全稳定控制系统（简称“稳控系统”）：指由分散安装于若干厂站并有信息交换的稳控装置和其间的通信网络构成的电力系统安全稳定紧急自动控制系统。安全稳定控制装置（简称“稳控装置”）：指在电力系统发生大扰动时防止功角暂态稳定破坏或频率、电压、设备负载严重越限的具有通信功能的紧急自动控制装置。安稳控装置在主从结构的安全稳定控制系统中的地位及作用可分为控制主站、控制子站和执行站。
为了分析的方便，我们把电力系统运行状态分为：正常状态，警戒状态，紧急状态，恢复状态。
对应相应的状态，我们设置三道防线。
第一道防线：快速可靠的继电保护、有效的预防性控制措施，确保电网在发生常见的单一故障时保持电网稳定运行和电网的正常供电；
第二道防线：采用稳定控制装置及切机、切负荷等紧急控制措施，确保电网在发生概率较低的严重故障时能继续保持稳定运行；
第三道防线：设置失步解列、频率及电压紧急控制装置，当电网遇到概率很低的多重严重事故而稳定破坏时，依靠这些装置防止事故扩大、防止大面积停电。
2500kV深圳站稳控装置介绍
2.1500kV深圳控制子站稳控装置简介
500kV深圳站为广东电网安全稳定控制系统控制子站，上接鹏城站作为控制主站，下设简龙站、水贝站、李朗站、东湖站共四个切负荷终端执行站，稳控装置按双套系统设置，设稳控主机a柜、从机a柜、主机B柜、从机B柜以及通信接口柜。与主机B柜相比，主机a柜多装设了用于通过以太网/2m接口与省中调管理系统通信的HUB、光电转换接口装置。除此以外，两系统完全相同，均由一台RCS-992a主机、一台RCS-990a从机组成。a、B双套系统，互为备用。主机（RCS-992a）用于实现各种逻辑，接收和发送各种数据，接收本站从机采集的数据和判别结果；从机负责数据采集、计算，判别线路是否运行、及判别线路是否调整及故障形式等，并执行主机下发的跳闸命令（深圳控制子站无跳闸出口）。深圳控制子站稳控装置接入的所有电气量有主变变中电流、电压、功率；主变变高电压、220kV线路电压及500kV线路电压及电流；接入的开关量有。所有500kV元件均需设置运行压板，500kV主变按4台主变配置。
2.2装置压板功能
2.2.11FLp1-总功能压板
总功能压板退出时，闭锁出口，深圳控制子站不下发执行站切负荷的命令，执行站装置不能出口切负荷；正常通信功能不受影响，告警、异常判断等逻辑也不受影响。装置正常运行时需要投入该压板，投信号状态时可退出该压板。
2.2.21FLp2-试验压板
当本站装置需要试验，采用试验定值时，投入该压板。当该压板投入后，装置可以读取试验定值。正常运行时，所有试验定值必须整定为0，且退出试验压板。
2.2.31FLp3-监控信息闭锁压板
设置监控信息闭锁压板，以阻止装置本地动作、异常报文和录波数据上送至本地监控系统或管理主站监控系统。在装置调试、检修期间投入该压板，从而消除对本地和远方监控系统的影响。
2.2.41FLp4-aB数据交换允许
该压板投入后，若深圳控制站a系统或B系统与其中一个执行站通信异常时，装置可以从另一套系统获取该执行站的负荷数据，以保证双套系统负荷数据的一致性。a、B两套系统与执行站通信均正常时，装置不取另套数据。该压板退出后，a，B两套系统独立运行，互不影响。正常运行时需要投入该压板，其中一套系统退出检修时，需要退出该压板。
2.2.52FLp1-2FLp5XX站通道压板
各执行站通道压板投入时，稳控装置对应的通信通道正常对外发送信息，并处理该通信通道收到的信息；某通道压板退出时，稳控装置对应的通信通道既不对外发送信息，也不处理该通信通道收到的信息，同时消除通道异常告警。当通道两侧稳控装置压板投退状态不对应时，未退出通道压板侧的稳控装置因未收到数据而告警，运行人员需注意。
2.2.63FLp1-3FLp4XX线路运行压板；4FLp1-4FLp3XX主变运行压板
在500kV线路（主变）退出运行时，为防止由于试验或其它原因导致稳控装置对相应元件运行状态的误判断，甚至造成装置误动作，所有500kV线路（主变）均设置元件运行压板。当运行压板退出时，对应线路（主变）判为停运状态，且其过流切负荷、跳闸切负荷功能退出，但采样和显示不受影响。
2.3运行人员注意事项
（1）运行人员必须定期检查稳控装置是否正常运行，压板投退是否正确，pt空气开关有否跳开，当工作班组进行与稳控装置电流电压回路有关工作时，提醒和检查工作班组有否做好安全措施；
（2）当电力系统发生事故，稳控系统装置动作时，运行人员应迅速、准确、全面记录、打印装置动作信号及有关信息，到相关录波器打印录波图，立即向当值调度员汇报；
（3）当稳控装置出现异常告警信号时，运行人员应马上打印自检报告，初步分析告警原因，向中调当值调度员汇报情况，通知专业班组进行处理；
（4）当工作人员在稳控装置上进行试验工作需投入“XX站通道压板”并有可能发出跳闸命令时，运行人员必须联系调度，退出深圳站下属各执行站的跳闸出口压板；
（5）当稳控装置告警灯亮，并显示某接口告警，运行人员应马上查出告警接口所对应的通道，联系通讯公司，了解通道情况，如通道无问题，则联系继保班组进行处理；
（6）稳控装置上工作需要把稳控装置退出运行时，必须把装置的“XX站通道压板”退出，把两套系统的允许数据交换压板退出；
（7）稳控装置的通道设备的维护和调试均由通信人员负责。当通信人员在通信设备或复用通道上工作而影响稳控装置的正常工作时，应由通信人员通知变电站运行值班人员，由运行值班人员向上级调度申请退出有关稳控装置，经上级调度批准后，由上级调度下令，将有关稳控装置退出，由运行值班人员通知通信人员进行工作；
（8）运行压板操作应遵循“先退后投”的原则：一次设备停电操作前，先退出相应元件的运行压板；一次设备复电后，再投入运行压板。注意：2/3接线的500kV线路，如只有一个开关退运而线路不退运时不应退出该压板。主变任一侧开关退运主变不退运不应退出该压板。
3结语
本文主要从运行人员的角度全面深入分析和探讨稳控装置的功能、运行及操作注意事项，是作者的一些工作经验总结，希望本文对从事变电运行的工作人员有所帮助。
参考文献：
[1]深圳供电局有限公司，《500kV深圳站运行规程》，2012.09.
继电保护装置试验报告篇10
关键词：变电工程；竣工；验收。
中图分类号：K826.16文献标识码：a文章编号：
正文：
近年来我国电网及电力装备水平发展较快。因工程时间紧、任务重、验收标准和验收项目制定不周密,验收过程还存在一些问题,给主设备的正常运行和维护带来麻烦。因此,搞好变电设备的竣工验收,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。
一、变电工程竣工验收程序和基本要求
变电设备安装、调试完毕，经施工单位进行三级自检后，向工程建设单位提交自检报告，然后由工程建设单位，根据施工单位三级自检和监理单位的初检报告，组织运行、设计等单位进行预检，预检结束并安排消缺、复检合格后，向竣工验收组提交竣工预检（预验收）报告和相关资料，同时向竣工验收组提出竣工验收申请。变电竣工验收组在收到工程建设单位的竣工预检（预验收）报告和竣工验收申请以及相关资料后组织进行竣工验收。
变电设施投入运行前必须进行工程竣工验收。工程竣工验收是全面检查工程设计、设备制造、施工、调试和生产准备的重要环节，是保证系统及设备，安全、可靠投入运行的关键性程序。
变电工程竣工验收检查是在施工单位进行三级自检的基础上，由监理单位进行初检。初检后由建设单位会同运行、设计等单位进行预检。预检后由启委会工程验收检查组进行全面的检查和核查，必要时进行抽查和复查，并将结果向启委会报告。
变电工程的竣工验收，应以批准的文件、设计文件、国家及行业主管部门和省公司颁发的有关输变电工程建设的现行标准、规范、规程和“反事故技术措施”为依据。变电工程的质量必须经电力建设质量监督机构审查认可，并出具质量监督报告。变电工程必须成立工程启动验收委员会，下设工程竣工验收组和启动组。工程施工停电计划应纳入生产综合年度计划。工程竣工验收目标是通过加强工程竣工验收，促进优质工程的建设。
二、验收前工作
1.土建方面关注土建收尾工作，绿化清洁工作，为工程创造良好的环境。
2.落实设备差缺、缺陷、材料物资差缺的问题。无论问题大小，都需要落实。
3.关注计算机监控系统通讯组织、故障录波工程师站通讯组织、电能量采集系统通讯组织及相关调试工作。
4.落实设计变更的处理情况、关注现场存在的设计存在问题
5.关注工程通讯、远动的工作开展情况，落实高频电缆、光纤电缆敷设、熔接方面和调试方面存在的问题。
6.关注工程调试试验的情况，掌握工程调试试验的进展情况，对关键项目进行重点落实，现场监督检查和交底。关注需要外委中试院进行的比角差试验，提前落实是否已按要求完成。
三、竣工验收工作各部门职责
1.竣工验收组
核查工程质量的预验收报告，组织各专业验收检查，听取各专业验收检查组的验收检查情况汇报，审查验收检查报告，责成有关单位消除缺陷并进行复查和验收；确认工程是否符合设计和验收规范要求；协调并监督工程移交和备品备件、专用工器具、工程资料的移交等。
2.设计单位
应配合施工单位，提供完整的、符合实际的工程竣工图纸，并提供设计更改联系单等。
3.建设项目法人
工程建设管理单位应做好启委会成立之前的准备工作，全面协助启委会做好工程验收、启动等过程的组织管理，检查、协调竣工验收的日常工作，并参与竣工验收。
4.施工单位
负责提供工程安装调试等有关文件、资料和质量检查报告、试验报告，提供为启动用的备品备件和专用工具等。线路施工单位还应做好验收必须的安全措施
5.质量监督部门
工程质量监督部门负责对工程质量进行有效的监督，对工程总体质量出具意见，并参与竣工验收。
6.工作人员
生产运行人员应在工程建设过程中提早介入，以便熟悉设备，编写或修订完成现场运行规程和典型操作票。完成人员培训、岗位考试、岗位定编，建立设备档案、运行记录簿册，设备命名和标签的制作。配备安全工器具、备品备件和保证安全运行的各种设施。负责接受调度命令并进行各项运行操作。
7.监理单位、
按合同负责工程全面的质量管理，负责提供工程监理报告，并参与竣工验收。
四、工程竣工验收中存在的问题
1.变电工程,因其设备和进出线回路多,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：
①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
②继电保护部分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
③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。
重点检查开关柜五防措施
对折臂式隔离开关设计中应充分了解不同厂家对静触头安装的要求及特点，特别应注意在不同静触头安装型式下应不影响刀闸的安全运行。
测控屏、开关柜上用于断路器用于断路器分合闸控制开关应选用带钥匙闭锁的转换开关，且钥匙不通用。
主变铁芯接地不应通过外壳过渡接地，应直接引下接地。中性点接地系统中性点应安装放电间隙，间隙应水平布置，间隙间距需符合要求。
开关柜厂家将pt二次侧n零线直接接在开关柜小母线上接地，应该是二、三次n应分别引至电压切换柜一点接地。
主接线为内桥接线时，需特别注意主变保护及备自投动作后不应启动线路开关重合闸。
通讯DC/DC直流变换器－48V输出和直流配电单元的“正极”均需接地，“负极”均需配置防雷器，通讯DC/DC直流变换器－48V输出开关容量应大于直流配电单元输入开关容量。检查DC/DC直流变换器是否接入电源监控系统。
视频与火灾报警、防盗报警需实现联动
检查室内与室外电缆沟交接处的防水设计。
2.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，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。
3.重要变电站的竣工验收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。
五、变电工程的竣工验收措施
1.变电工程竣工验收组，根据各单位和专业的分工情况，组成若干个验收小组，各单位具体负责以下专业的竣工验收：
①一次设备验收。
②生产运行准备验收
③变电站计算机监控验收
④通信验收
⑤计量、仪表验收
⑥消防保卫验收
⑦继电保护、自动装置验收
⑧土建验收
⑨档案资料验收
2.在验收前形成工程的书面情况汇报，主要汇报工程的概况、基本的施工情况以及公司验收的情况，提供基本数据。同时，应检查项目部施工组织管理的资料、施工调试资料等是否齐备完善，变电管理处督促项目部整改，组织工程项目部迎接质检站的检查。
3.在验收时,施工安装单位应移交下列资料和文件:
①安装技术记录。
②工程竣工草图,全部继电保护及自动装置的竣工草图。
③制造厂提供的产品说明书、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变更设计的证明文件。
⑥调整试验记录。
4.变电管理处督促工程处、项目部完成队级、处级质检，变电管理处督促完善施工记录和调试试验记录，除一些工期紧张的工程二次保护调试的记录可以稍后，其他记录应与工作同步完成。变电管理处组织公司级质检验收，出具公司级质检记录，变电管理处督促整改封闭。
5.根据实际情况，变电管理处组织启委会组织的竣工验收，协调相关事宜，重点关注影响工程投产的关键问题，确定需要整改的工作，变电管理处还应督促项目部在投产前落实完毕。对于启委会验收组提出的问题清单，应保留问题清单归档，同时组织项目部一一对应的进行消缺
6.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,严格按照有关技术规定的要求,进行认真详细的检查验收。
结语：
变电工程的验收工作,需要所有参加验收的工作人员有耐心和责任。必须逐项逐条的检查试验,尽量把所发现的缺陷消除在萌芽状态。为工程以后的投产使用做好铺垫，保证工程项目能更好的服务社会。
参考文献：
[1]建筑电气工程施工质量验收规范GB50303-2002.
[2]王岩.浅析电力工程造价的控制措施[J].科技传播，2011(12)：149-150.