变电站继电器维护

变电站继电器维护（精选10篇）

变电站继电器维护 第1篇

随着微机保护配供电系统的大量投入使用运行。供配电系统的可靠性显得尤为重要。

微机综保系统的优点是程序控制, 动作敏捷, 故障容差可以设置的很低。看起来似乎是没有缺点了, 但是经过大量的值班经验来看, 微机综保系统最大的缺点是执行继电器和中间继电器的可靠性问题。本文主要针对继电器接触器特点, 设计维护实验平台, 在设备上机前将可靠性不高的问题继电器筛选出来。单片机工作在小电压环境下, 其动作迅速, 且可编程。人机接口及数据库接口可以提供一个存储样本继电器的数据空间, 配合图表等手段可以帮助工程技术人员分析事件发生的原因和预判故障产生的原因。

2 继电器工作原理

继电器, 接触器是电磁类之情器件。当线包得电后, 在电磁铁辛中会产生一个磁场, 该磁场会吸引动衔铁, 衔铁带动动触点与静触点结合。触电种类分动合节点和动断节点, 又叫长开节点和长闭节点。继电器接触器线包又分为交流线包和直流线包。交流线包电抗成分大, 直流线包电阻成分大。电磁铁心由于要避免电磁感应之涡流存在, 往往是很多密集的硅钢片叠加而成。由于交流线圈会有电压过零点的问题, 所以其铁心中会有磁场短路环用来避免磁滞场过零点。

综上所述, 继电器内部机械结构多, 电磁震动等现象明显, 杠杆弹簧等易失效器件多。故根据木桶原理, 整个系统的可靠性便由此拉低。为了避免上述问题的发生, 人们发明了固态继电器, 干簧管继电器等等设备。但是就使用环境, 应用广度来说还是无法全面的替代传统的电磁继电器。因为固态设备不能工作在大电流高温的环境下。必要时还要强制冷却, 这样就不得不得增加一套散热设备。增加了成本不说, 还会增加故障点。我们都知道设备的可靠性是各个子系统可靠性的成绩, 当环节越多那么整体的性能就越低。

3 设计初衷

首先, 继电器接触器是电磁动作的器件。那么想要实验就必须要定期周而复始的让其动作。其次, 动作之后要监控其动作结果---节点闭合断开的效果和相应时间。本着实用的原则, 实验环境要模拟综保柜内的环境:温度环境, 湿度环境, 电磁震动环境, 强电磁场环境等等。

4 实验设备原理

系统原理如图1所示:

该系统由上位机系统、计数器及系统、环境变量控制子系统、电阻测量子系统构成。上位机系统负责联络数据库, 对产品库样本进行数学统计, 并为每一个实验对象生成一个身份id。人机接口负责协议的转换等工作。计数器子系统用来产生继电器动作信号及对动作信号的检测相应时间等参变量的收集。环境变量子系统负责模拟控制柜内部的环境, 主要是温度变量, 湿度变量, 加速度变量, 电磁场变量等等。电阻测试子系统又分为动合电阻测量和动断电阻测量。其是最关键的系统, 对其辅助工作的有大电流子系统 (该系统为画出) 。

4.1 计数器子系统

如图2所示, 计数器子系统接口负责与上位机系统进行数据整理和协议转换。这里着重说明一下外部触发计数器。为什么不用单片机内部的计数器呢?因为单片机内部计数器直接输入单片机, 我们知道单片机是弱电控制, 直接进入信号会对整个系统产生危害, 那又为什么不采用光电隔离呢?这是因为本套设计不仅仅应用在大的接触器继电器上, 同时还要应用在微小的继电器上。微小继电器动作时间短, 大继电器动作时间相对较长。那么为了合理的控制触发时间我们选用了专业的外部触发电路计数器, 其触发方式可编程, 触发时间可编程。这就合理的利用的单片机资源, 该芯片型号为8253.

4.2 触点电阻检测子系统

如图3所示, 触点电阻检测子系统由单片机控制, 利用大电流生成器来使触点工作在固定工况下。大电流流过触点后会产生小的压降, 这个压降利用H电桥原理会使电桥不平衡, 那么单片机发出控制信号是对臂电阻调整到电桥平衡, 这样就可以将该电阻值通过ad转换为数字信号送入单片机, 在接口电路经过协议转换送入总系统中。

4.3 环境变量控制子系统

如图4所示, 该子系统负责模拟继电器使用环境。除了单片机控制器外, 每个环境变量都是闭环控制。其中温度加热靠电热丝。湿度控制靠超声波加湿器。震动控制靠大功率陶瓷压电振动仪, 电场控制靠高压线圈升压产生高压静电场。温度控制环节采用数字温度传感器对温度采集, 编程方式采用温度回差控制, 加热方式采用继电器控制电阻丝投入的个数, 并且单个电阻丝采用脉冲宽度调制的方式控制温升。湿度控制采用简易湿度传感器, 因为在高温环境下, 高湿度和高压会产生拉弧放电的问题, 故系统还有相应的湖光检测装置, 该装置一旦动作则高压系统立刻接地处理, 计数器记录一次拉弧放电动作事件给接口电路。如果拉狐现象发生在环境中而非触点之间是, 则该事件不做记录。但是保护电路仍然会动作。为的是不损伤实验仪器。值得一提的震动控制环境。其执行机构采用压电陶瓷, 该类材料可以产生由小到大不同的震动频率和幅值。而且其状态配合放大电路和控制电路还可以实现可编程的优点。综合保护环节 (未画出) 。该环节用来保护实验人员的安全, 当设备门被打开时, 高压加热震动等装置就会强制停止, 保护实验人员的安全。

5 总结

综上所述, 我们研发的这套系统可以使普通继电器工作在人工模拟的环境下。通过使其工作环境更价恶劣, 提前判断出该实验品批次的整体性能, 进而根据其表现情况决定其是否应用在更加重要的环节。

有了这套设备, 我变电站对所使用的继电器做了全面的实验, 实验环境按等级分为四等:

其中A等为及其恶劣环境。B等为相对恶劣环境。C等为常规环境。D等为纯计数环境。

值得说明的是D等级, 纯计数环节, 在该环境下, 继电器动作频率是最大的。就我变电站采用的正太20A接触器来说可以达到2HZ的动态频率。就是说利用频繁的动作来表征出继电器可靠性的高低。

成功的应用这套设备, 可以提高变电站维护水平。

摘要：本文结合单片机系统开发出一套继电器只能检测系统。

变电站继电器维护 第2篇

关键词：保护压板；运行维护

继电保护装置是电力系统的重要组成部分，可有效的切除故障，快速恢复电网的完整性，对电网安全可靠运行起着极为重要的作用。虽然县级电网运行方式比较简单、相对固定，但在设备检修、事故处理和负荷变化等情况下，电网的运行方式需要调整，继电保护装置要进行相应的投、停操作，而继电保护压板是实现继电保护功能的一个关键，只有保护压板管理、执行到位，才能充分发挥继电保护的积极作用，避免因保护功能缺失造成的故障，更好的服务于电网的安全可靠运行。

一、常规管理方面

1、熟悉继电保护的基本原理，重点掌握变电设备的保护配置和功能

农网改造后的县公司变电站基本实现双电源供电或环网供电，常规的电磁式保护逐步更换为微机保护，新建变电站全部采用微机保护。微机保护功能齐全，但压板较多，且不同型号、厂家的微机保护装置的软、硬压板设置均有差异，应全面熟悉保护装置的性能、原理，避免实际操作时的定式思维。例如DSA系列，保护压板比常规的电磁式保护分得更详细，一种保护（如差动和后备保护）就有不同电压等级的多个保护压板，只有掌握每一个压板的具体功能，才能保证保护投停的正确性，才不会因继电保护投停不当而发生事故。

2、规范压板现场管理，对保护压板颜色、双编号名称、接线进行规范

按照规范规定、各厂家出厂设计及现场实际情况相结合，对压板标示颜色进行区分：跳闸出口及启动外回路压板标示用红色，保护功能及辅助投入及回路压板表示用黄色、备用压板标示用白色，如：1号主变差动保护跳闸为红色，1号主变零序电流保护用黄色等；压板屏面布置用相应色系标线进行区划；压板字体为黑色加粗宋体。

根据竣工图图纸设计要求，标明压板功能，严格双编号管理，如：1LP1差动保护跳110kV、高压侧5开关，标示分行，可以讲1 LP1差动保护跳与110kV、高压侧5开关进行分行，1 LP1差动保护跳是功能说明，110kV、高压侧5开关为具体动作开关编号。

依照设计图纸、装置说明书查清压板上下端接线，确实保证功能、接线与标示相吻合，切实实现相应功能，做到不误动、拒动。

3、建立压板信息数据库

对各站现场压板进行统计，整理归档，同时做到数据及时更新，同时将采集统计的压板在实时信息图上予以作图、关联，通过人工置位保留相应位置时的压板位置记录，作为查询及变更时的可靠依据。

4、加强压板的常规检查、维护

定期对各站点压板进行巡视检查，清扫灰尘，检查连片塑料连接部分有无老化、连片螺母及螺杆有无锈蚀、松动等；

二、现场执行方面

1、严格执行电网调度规程

根据规程规定：继电保护装置的投停按值班调度员的命令执行，其他人员（包括保护人员）不得操作运行中的保护装置。这一条款明确规定了继电保护压板操作权限和程序。在实际操作过程中，应该象倒闸操作一样按调度命令执行，并做好投停记录，防止继电保护误投或误停，杜绝设备无保护运行。

2、规范调度术语

调度术语是对操作用语的统一规范，例如：投入××设备××保护，停用××设备××保护；投入××设备××开关××重合闸，停用××设备××开关××重合闸。具体操作过程中，发令人和受令人应互报单位和姓名，并认真执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度。在操作下令过程中调度人员下逐项令，与现场操作人员进行逐项核对，加一层防误保护；下令时做到调度术语规范、清晰，下、受令人对下令内容进行核对确认无误。调度员发布调度令时，语前必须冠以“命令”二字。受令者复诵时，语前必须冠以“重复命令”四字。复诵正确时，下令者应说“对，执行”。受令单位完成命令汇报时，语前必须冠以“汇报”二字，接受汇报者，语前必须冠以“重复汇报”四字。

3、操作命令应明确、清晰，不应千篇一律使用综合令

倒闸操作有综合令，但继电保护的投停有时不宜使用综合命令。例如：DSA系列的110kV变压器冲击时，需要投入全部保护。事实上，变压器的保护除了差动、后备、非电量保护外，还有冷控失电、压力释放、复压投退等保护，有些保护因不符合变电站的现场实际而不需要投。再如：110kV变压器由中性点不接地运行转接地运行或由中性点接地运行转不接地运行时，需要投或退相应的零序过流和零序过压保护，不能只盲目的投入或退出相应的硬壓板，还要考虑是否需要与保护装置内的软压板相配合。因此，这种情况下，使用综合令比较模糊，不便于执行，容易出现保护压板的误操作。

4、现场操作人员操作时进行“唱票”呼应，并采用半智能压板管理方式，加强现场操作规范性及流程

制定压板操作二次工作安全措施票，票样内容包括：执行压板名称、压板分类、压板颜色、压板分区、执行人及监护人等内容，执行过程中逐一打钩并盖“执行”章。

现场执行中采用半智能压板管理方式，即操作时根据统计的压板信息数据库内容，在笔记本上进行模拟预操作，操作也因记入相应统计记录，必要时对通话进行录音。

投入压板之前应用万用表量计压板两侧电位，确认无误后方可操作；操作时戴线手套并站在绝缘垫上；操作时身体不得靠触在屏柜等金属裸露部分；操作时一人操作一人监护；监护人员应对操作人操作的压板进行再次检查，确认操作到位。

5、熟悉并执行好继电保护定值通知单

定值单对变电设备的各种保护及定值、动作时限都有详细交代，熟悉定值单，可以掌握保护的配置，对继电保护的正确投停也是非常有利的。

参考文献：

[1]国家电网公司县供电企业安全性评价工作管理办法，国家电网公司农电工作部发布，2004年10月14日

[2]变电检修技能培训教材，中国电力出版社，江苏南通供电局，张士成编，1998年2月第一版

[3]变电站现场事故处理及典型案例分析（一），中国电力出版社，张全元主编，2008年3月第一版

[4]山东电力集团公司变电运行管理标准，2007

变电站继电保护状态检修与维护探讨 第3篇

在变电站的运行过程中, 继电保护装置能够起着相应的保护作用, 从而防止电力安全事故的发生。随着供电系统规模的日益扩大, 因此对其安全性要求也在不断提高, 所以对变电站继电保护状态的检修与维护已经成为了供电公司日常工作中的一个重要环节。

1 检修与维护变电站继电保护状态的主要技术

1. 1 实施在线监测技术

对变电站的继电保护状态进行检修与维护是一个长期、复杂的过程。在整个检修与维护的过程中, 需要应用到各种技术与仪器设备, 而且继电保护的具体状态还会伴随着变电站的持续运行而发生相应的改变[1]。因此, 专业人员首先需要对变电站的继电保护状态能够有一个充分详实的了解, 从而采取有效的在线实时监测技术来监测变电站继电保护状态的具体运行情况, 进而发现其在运行过程中所出现的一些异常情况, 并能够采取有效的解决措施来保障变电站继电保护设备可以持续、高效、稳定地运行, 提高供电系统的安全性与可靠性。

1. 2 采用数字化保护措施

采用数字化保护措施来检修与维护变电站的继电保护状态。变电站继电保护状态检修与维护中的主要技术手段就是数字化保护技术, 这种技术与传统检修技术相比较, 更具科学性与合理性, 能够使得检修的结果更为可靠与准确。因此, 将数字化保护技术应用到变电站继电保护的检修与维护中, 能够有效提升变电站的运行水平与实际保护效率[2]。但与此同时, 数字化保护技术对专业人员的操作技术提出了更高的要求, 使得相应的专业技术人员需要不断创新操作方法与操作模式, 不断提高自身的专业素养, 进而掌握先进、科学的变电站继电保护状态检修与维护技术, 从而保障供电公司的电力供应系统能够持续稳定地进行供电。

1. 3 分析继电保护的运行状态

基于实施在线实时监测技术的基础上, 供电公司需要有效收集并整理与变电站继电保护状态有关的各项数据信息, 从而使得相关人员能够根据这些所收集到的数据信息来对变电站继电保护的运行状态进行科学合理的研究与分析, 进而作出相应的判断, 这是供电公司在日常管理过程中对变电站继电保护状态进行检修与维护的一项重要工作内容。相关人员通过对所收集到的数据信息进行全面科学地分析, 能够更加准确地了解变电站继电保护状态的运行情况, 从而采取相应的策略及措施来正确应对其实际变化, 进而有效提高检修与维护的效率。

2 检修与维护变电站继电保护状态的措施

2. 1 强化对变电站继电保护装置二次回路的检修

变电站中的继电保护设备的出口控制回路就是二次回路。二次回路主要是由相应的继电器与连接设备的电缆所组成, 但有较多的回路自身缺乏必要的在线监测、自检及数据信息的远程传输功能。所以, 在具体检修与维护变电站继电保护状态的过程中, 会受到二次回路的干扰, 使得相应的检查工作受到阻碍。因此, 相关技术人员需要强化对变电站继电保护装置二次回路的检修, 进而保证其状态检修工作能够顺利、系统地开展。基于对现今的变电站继电保护状态检修的数字化模式进行分析, 变电站继电保护设备在监视自身运行状态的基础上, 还可以同时操控交流输入、直流回路等, 这对实现变电站继电保护设备智能化具有重要的促进作用。

2. 2 保证变电站继电保护设备自检系统能够良性运行

在线实时监测技术与数字化保护技术是变电站继电保护设备发挥自检功能的重要基础, 也是实现检修与维护变电站继电保护状态的重要保障。实现变电站继电保护设备自检功能的重要途径就是计算机编程技术。计算机的理论基础主要为微机保护, 其主要的自检对象包括了电压、电流逆变及电流的输出回路, 其能够利用相关的编辑软件来检验继电保护设备及相关数据的稳定性, 从而完善保护定值, 进而保护相应的输入与输出点, 监视保护回路的可靠性, 最后达到获得良好状态检修效果的目的。

3 结语

供电公司最重要、最核心的工作内容就是要做好对变电站继电保护状态的检修与维护, 这对提高供电公司实际综合效益具有重要意义。只有这样才能够有效保障电力供应系统能够为企业与用户提供高效、稳定、持续的电能, 进而保障社会生产生活能够顺利开展, 从而促进我国国民经济的蓬勃发展。

参考文献

[1]梁超, 冯小意.探讨变电站继电保护状态检修与维护[J].中国新技术新产品, 2015 (18) :69.

智能变电站继电保护配置分析 第4篇

关键词：智能变电站；继电保护配置

中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）17-0106-02

1 概 述

目前，电网建设发展日趋迅猛，智能变电站的推广及应用范围越来越广，尤其智能变电站继电保护配置有关技术。基于传统变电站继电保护配置及相关技术的发展，智能变电站继电保护配置有效运用自动化信息技术，对变电站的继电保护达到智能化目的。

在智能电网系统中，智能变电站继电保护配置使用时，首先应该综合考虑智能变电站继电保护配置的可靠性、选择性、灵敏性以及快速性；基于此，智能变电站继电保护的配置主要分为两类，即智能变电站过程层继电保护以及变电站层继电保护。

2 智能变电站继电保护配置概述

2.1 继电保护配置的基本组成

继电保护配置主要由软件与硬件两部分构成，其中软件部分即计算机程序，其可根据保护原理及功能的要求来控制硬件，可执行的操作主要包括数据采集、数字运算及逻辑判断、外部信息交换，以及执行动作指令等；而硬件部分主要包括数字及模拟电子电路，硬件主要用来建立平台，以此来联系微机保护外部系统的电气，以及支持软件的运行[1]，继电保护的硬件配置主要有以下几个部分，即数字核心部件、模拟量输入接口部件、开关量输入接口部件、外部通信接口部件以及人机对话接口部件。

2.2 智能变电站继电保护配置

通常情况下，在电网系统中，主要依据智能变电站继电保护配置层的不同，来分析继电保护配置，主要有过程层继电保护和变电站层继电保护两种。

智能变电站过程层继电保护配置是对一次设备展开独立主保护的配置，在进行继电保护时，以智能变电站过程层的一次设备状况为依据，过程层继电保护配置可分成两类：

在电网系统中，若智能变电站过程层一次设备自身即智能化设备的保护装置，此时，变电站的一次设备保护配置的安装位置是智能变电站设备内部[2]；

若老设备经过改造而形成了变电站的一次设备，此时，一次设备自身不再是保护装置，需要主保护配置，并将主保护配置、合并器以及测控等功能的设备安装于一次设备附近，以方便智能变电站设备的平稳运行以及后期维护。

3 过程层继电保护

过程层继电保护配置的首要功能是通过快速跳闸，实现对一次设备的主保护，其中包括母线差动保护及线路纵联保护等；而变电站层的集中式保护配置的主要功能是后备保护功能。如此一来，便于简化过程层的保护设计，而将主保护功能作为重点，而后备保护功能能够将配置简单化，甚至可以取消，进而实现了配置硬件设计的简单化[3]；此外，通常，主保护的定值整定较为固定，不受电力系统运行方式的影響。

然而，基于独立保护的限制影响，一次设备与继电保护配置集成后，针对一个开关，若母线保护与线路保护同时进行，必须在硬件上分离，需各自相互独立，可设计的模件形式应具有单独功能。

过程层继电保护配置主要有以下具体保护：线路保护、电抗器保护、变压器保护、母线保护等。其中，过程层的线路保护配置在进行主保护时，主要通过纵联距离或纵联差动来实现，在集中式保护配置内安放后备保护。

主接线采用单断路器方式时，线路保护配置在完成纵联保护功能过程中，主要借助对侧线路保护配置通信以及主保护的光纤通信口；变压器保护使用分布式配置，进而对过程层进行差动保护，后备保护的配置则使用集中式。

独立安装非电量保护，借助电缆直接使断路器跳闸，此外，借助光缆将跳闸指令输入GOOSE与采样的同一网络中；电抗器保护与变压器保护完全相同；对于变电站中的母线保护配置，设计采用分布式，各个间隔中的保护配置独立实现母线保护，若出现故障，只将本间隔的断路器跳闸，集中保护实现失灵保护功能。

4 变电站层继电保护

变电站层继电保护配置主要包括全站所有电压等级集中配置及集中式后备保护，从而实现后备保护功能。

其中集中式后备保护是双重化配置，其有效运用在线实时自整定以及自适应技术，此外，还拥有广域保护的接口，从而不仅具有后备保护功能，而且还具有广域保护功能[4]。

后备保护系统不仅能对本变电站进行保护，而且还能保护相邻变电站，即：一方面，对于本变电站的元件，具有近后备及开关失灵保护作用；另一方面，对于相邻变电站的元件，也能起到远后备保护作用。

故，所有变电站的保护范围均有两部分组成，其一为近后备保护范围，主要有该变电站内的直接出线以及所有的母线；其二为远后备保护范围，主要有连接对端母线的所有线路和直接出线的对端母线。

后备保护系统是独立的，其对本变电站、相邻变电站的有关信息分别进行采集、接收，其中本变电站信息有元件的电流与电压信息、主保护动作信号与断路器状态信息；而相邻变电站的信息有元件的故障方向信息、主保护动作信号与断路器状态信息。后备保护系统以实时信息为依据，对远后备范围中元件的故障进行独立判断，同时制定最优的跳闸措施。

此外，后备保护系统能够与离线定值整定算法相结合，按照不同的运行方法可以提前制定几套定值整定方案，依据实际的电网参数，站内集中保护配置能够确保在系统处于某种运行方式后，保护能够对应地切换至提前设定好的某一定值范围，进而实现保护动作性能的优化作用。

与此同时，变电站层继电保护配置还能够与备用自投配置、低压/低频减载以及过负荷联切等自动配置进行集成。

5 结 语

智能变电站继电保护配置是否可靠、安全地运行，将对智能变电站的运行产生非常重要的影响，直接关系到智能变电站运行的可靠性及安全性。

因此，智能变电站继电保护配置是当今电网行业关注的焦点，也是学者们研究的重点，加强对智能变电站继电保护配置的分析，不仅有利于科学、合理制定智能变电站继电保护配置方案，而且能有效保证智能变电站的安全、平稳地运行，进而有利于促进我国电力行业的进一步发展。

参考文献：

[1] 王同文，谢民，孙月琴，等.智能变电站继电保护系统可靠性分析[J].电力 系统保护与控制，2015，（6）.

[2] 洪鸣.基于智能变电站的继电保护分析[J].中国电业（技术版），2013，（9）.

[3] 张婷，王志刚.500kV智能变电站继电保护配置设计方案分析[J].内蒙 古电力技术，2013，（5）.

变电站继电器维护 第5篇

当电力系统中的电力元件或者电力系统自身, 因出现故障而危及到电力系统的安全运行时, 系统可以自动向值班人员发出警告信号, 或者直接向其控制的断路器附近的装置发出“跳闸”命令, 从而终止事故的发生, 它属于一种自动化的措施和设备。继电保护主要是利用电力系统中的一些构成元件发生短路, 或者异常情况发生时的一种电气量, 其中有电压、电流、功率以及频率的变化;在继电保护中, 还有其他的物理保护动作原理, 比如变压器油箱发生故障时, 会伴随着大量的瓦斯产生, 油的流速也会随着增大或者油压强度随着增高, 进而构成了瓦斯保护动作的原理。配电线路是电力供应系统中的重要组成部分, 其中继电保护又是是维护电力运输系统安全性的重要装置, 当电力运输系统发生故、障导致其难以正常的运行时, 继电保护装置将会及时的、自动向工作人员发出预定的报警信号或自动切断电闸等装置, 以保护电力运输系统的有效运行, 尤其是要保证其安全性与稳定性, 以免发生电力事故。

2 自动化继电保护装置的特点

自动化继电保护装置的特点主要表现在以下几个方面:第一, 装置的维护和调试比较方便, 便于操作, 同时保护性能也得到了非常大的改善;第二, 装置的功能比较多, 而且可灵活选择尤其是逻辑回路的动作正确率比较高;第三, 装置基本上实现了遥测、遥控、遥信以及遥调功能, 进而有效的取代了传统的变电所预选信号和事故音响以及仪表监测之作用, 同时也有效的实现了远方监控, 告别了“有人值守”的时代;第四, 实现了GPS卫星定位系统对时与故障录波功能, 大大方便了电力系统故障的处理。

由当前我国继电保护现状来看, 其运行环境实际上并没有发生太大的转变, 然而, 当前我国的自动化变电站和电力电网系统对继电保护装置提出了更高的要求。如果将其和传统的一些继电保护装置比较, 则其微机设备自身的抗干扰性以及防雷击效果都有所提升。就目前我国的继电保护装置运行实践来看, 变电站的后台监控仍然不太完善, 应当对继电保护设备的相关技术进行改进, 以弥补和完善变电站的相关功能, 从而可以有效的确保电力电网系统的正常运行。

3 继电保护在变电站自动化系统中的应用分析

3.1 选型设计

在变电站自动化系统运行过程中, 应当首先进行统筹和规划, 同时还要选择和使用技术成熟、厂家信誉好以及设计相对比较完善的继保设备和装置, 以确保该设备, 尤其是相关硬件的质量, 使其可以长期而稳定的运行。实践中一定要注意不能选择那些处于过渡型期或者性能不太稳定的一些设备, 这样很容易导致实际运行过程中相关故障的发生, 进而造成大量的人力、物力消耗。同时还要有全局观念的意识, 通过科学合理的设计与配置, 可以使继电保护、测量、信号的控制等有机的配合在一起, 使之有机协调, 从而可以有效的保证该系统一直处在正常的运行状态之中, 进而为变电站的设备更新及其改造创造更大的设计控制。一般而言, 变电站的自动化设计主要适用于传统与自动化两种作业模式, 因此笔者建议可以将传统的变电站预告警铃及电压监测等功能保留下来, 从而可以有效避免出现数据的远传或者网络故障, 可以很快的切换到人工值守的状态或者相关模式, 以确保电力系统的正常运行。实践中我们可以看到, 一些变电站在自动化改造完成以后, 接地网没有改变。电力系统快速发展的过程中, 导致短路容量的不断延伸, 很多继电保护装置因此也对变电站的接地网提出了更高的要求。此外, 笔者认为还应当不断的改进数据库监控系统, 将后台信号分别按照等级及其重要性不同进行编号, 这样就可以实现对其进行有效的分析与判断。

3.2 安装调试

在综合自动化变电站建设中, 继电保护涉及测量表计、直流系统、后台监控等设备。因此必须在调试阶段内, 明确继电保护与这些设备间的责任界限与分工, 相互配合协调;做好基础数据的录入, 系统数据库的建立以及对各设备进行联合调试等等工作。对于继电保护装置的新安装校验, 必须对装置加入额定电压, 模拟系统可能发生的各种故障, 做装置的整组模拟、传动试验, 确保装置各条逻辑回路的正确性得到验证。微机保护功能先进, 但这并不就意味着微机装置工作可靠性大、安全系数高。保证继电保护及自动化装置的背板、端予排、压板、插头的接线牢固, 做好光缆、网络线防外力破坏的措施。应做好工程关键质量点的控制, 因为整个系统最终运行好坏将通过其反映。在变电站综合自动化改造中, 许多运行设备无法停电。但可利用技术手段, 做好安全措施, 采用模拟开关对新装置进行校验, 完成不停电工作。积累施工经验, 制定典型的不停电作业规范和继电保护安全措施, 确保施工安全。

3.3 运行维护

加强运行操作人员的现场培训:运行人员的业务素质和对新设备的熟悉程度, 将直接关系到设备的运行维护质量。运行人员应在设备投运前, 熟悉变电站的运行方式、主接线情况, 学会使用操作微机装置, 并经严格考核后方可担任运行维护工作。在高温酷暑期间, 因空调未开, 某微机装置过于密封而导致局部发热烧损。, 因此应加强设备巡视, 积累运行经验, 在气候恶劣、气温异常时, 要合理调节现场工作环境, 维护微机设备在健康运行状态。完善远方后台装置的遥控、遥测、遥信、遥调功能, 全天候监测设备的运行状态。做好各种事故预测, 能正确分析后台信号, 判断故障情况。建议将GPS卫星对时及故障录波装置列入日常巡视的重点项目, 确保电力系统故障情况能随时记录, 便于分析处理。许多变电站综合自动化改造后, 其保护、控制、信号、电磁锁电源均统一为220伏直流电源, 使室外设备的直流回路增加了。因此, 要做好室外二次回路的维护工作, 减少发生直流接地故障的可能。

结束语

继电保护是电力系统的“哨兵”, 它通过装置反映电力系统元件的不正常和故障信号, 动作于发信号和跳闸, 能迅速、正确地隔离电力系统发生的各种故障。避免大面积地区停电事故, 确保电力系统安全、稳定运行。因此, 在当前的形势下我们只有不断的实现技术创新, 才能保障我国电力事业的持续、快速和健康的发展。

摘要：继电保护是指对电力系统中出现的故障或者异常情况进行检测, 并发出报警信号, 或者直接将故障部分进行隔离、切除的一种重要措施。本文将根据自动化变电站的实际运行情况及继电保护的发展方向, 对继电保护设备设计、管理和维护问题进行分析, 以期为完善自动化变电站功能, 保障电网安全及其稳定, 做一点贡献。

关键词：继电保护,自动化变电站,运行及维护,研究

参考文献

[1]高象国.探讨继电保护在综合自动化变电站中的应用[J].中国科技博览, 2011 (34) .

[2]卢建兵.浅析综合自动化变电站的继电保护[J].科技与企业, 2011 (4) .

[3]臧武平.电网系统综合自动化变电站继电保护的应用及研究[J].机电信息, 2010 (30) .

[4]黄敏飞.继电保护在综合自动化变电站中的应用与探讨[J].广东科技, 2009 (14) .

变电站继电器维护 第6篇

1 GIS设备安装过程中注意事项

下面避开安装技术要求, 在安装过程中变电所现场工程人员注意的问题。 (1) 为保证高纯度的SF6气体性的稳定、绝缘强度和灭弧能力的要求, 安装过程中安装现场环境要求要高, 对开罐的设备要用塑料薄膜及时进行封闭, 严格控制安装现场的空气湿度, 相对温度小于50%。 (2) GIS筒体内、浇注绝缘件和金属零部件必须保持很高的清洁度, 不允许安装现扬尘, 不得附着灰尘及其它微粒, 采用吸尘器进行清扫, 并用高纯度酒精将无毛纸沾湿进行清洗擦拭, 并不得重复反复使用。 (3) 为保证GIS组合电器的漏气量指标和密封持久稳定在组装时严格控制密封精度, 严格控制设备密封的安装工艺。

由于经济性的考虑, 并GIS组合电器的优势, 决定了在各回路的装置间距可取最小的间距, 在技术指标的硬件要求上的完善, 安装工作中或出厂设备人为的因素也是为后期GIS运行起着很重要的作用。不认真细致的安装配线工作不利于运行期间发现外部设备问题的处理, 如:在我们变电所110kV一回路投运前, 汇控柜带电后, 储能指示灯不亮, 由于我们对设备的不熟悉在厂家电话联系帮助下, 查到在储能机构箱内一辅助开关触点接错。就因为装置间距小, 找到一个身体瘦小的工作人员在很困难的条件下调换的辅助开关的触点才将问题解决。这也就要求变电所人员对初期调试的认真是后期运行的安全的前提保证。

2 GIS设备定期维护检修

尽管GIS设备维修期长便于维护, 但定期检查和检修是保证GIS设备安全运行的必要保证。检查检修建立在运行前调试工作的具体完善、设备正常安全运行后的基础上。

在执行安规上要求的GIS设备定期检查和检修的项目及周期的同时, 公司变电所根据企业实际情况制定了GIS维护检修。

当GIS断路器累计分合3000～4000次或累计开断电流4MA以上时, 检查1次其动静耐弧触头, 一般需运行20年及以上时才会达到上述数字。当GIS隔离开关或接地地开关分合闸3000次以上时, 应检查其磨损情况。而GIS装置的第一次解体大修一般需在运行20年后进行或在GIS事故后进行。而对于企业变电所, 有的工作需要厂家或专业有资质的维护人员进行。

3 GIS设备运行中巡视检查

在GIS设备投运后, 平时巡视检查是保护SF6气体绝缘设备及其他附属设备的性能以及预防故障发生, 才能发挥GIS设备无需修理, 检修周期长的优点。我公司变电所要求人员每次进入GIS室前, 检查测漏监视系统报正常压力情况下对室内排风15钟后进入室内对设备进行下列检查。

(1) SF6气体压力是否保持在额定表压。由于设备是由利用SF6气体做为绝缘和灭弧, 维持和控制SF6全封闭组合电器中气体压力是非常重要的。因此只在加强对气体压力的检查, 定期地监视SF6气体压力, 才有可能提前发现漏气征兆。 (2) 异常声音。一旦在金属罐内主回路中出现不正常的局部放电时, 就能听到通过SF6气体、金属罐壁中传出来的, 具有某种特征的声音。此处, 由于电流通过内部导体产生的电磁力、静电力而出现的微振动、螺母松动等不正常情况, 都可以从金属罐中传出的声音变化反映出来。如:在我们变电所一出线回路投运后, 当电流增加时, 运行人员在巡视时听到设备内部声音不正常, 经查是电流互感器二次回路问题, 就是由于巡视时发现问题及时停电处理避免了一次大事故的发生。 (3) 发热、异味。万一带电的内部导体接触不正常, 将会在不正常部位附近的金属罐上出现发热现象。判断操作机构的控制继电器、电动机等是否出现发热、异常气味。在每次巡视检查时运行人员可通过用红外线测温仪对设备金属外壳进行检测, 并参考环境温度、对比以往温度来判断温度是否正常。 (4) 生锈。生锈表明沾水, 还要考虑会发展在为被腐蚀、滑动不灵、接触不良的情况。金属罐法兰连接部分、露在外面的连接导体或操作机构部件等都需要检查、预防生锈的部件。 (5) 其他结构的目测检查。检查组合电器的操作机构、联结机构的轴销、弹簧挡圈、开口销有无损伤, 有无漏气、漏油的痕迹, 连杆有无变形, 不是否渗入外壳, 结构件有无变形, 漆层有无剥落等。SF6全封闭电器独特的结构部分压力表、法兰的绝缘装配、外部连接导体、SF6管道系统、阀门, 应通过目测检查这些部件有无损伤。

4 SF6断路器的泄漏管理

运行中的SF6断路器每隔6个月要检漏一次, 折算年泄漏率在3%以下正常, 超过5%视为一般缺陷, 需加强泄漏监督, 超过20%的退出运行。由于现场尚无精度较高的检漏设备, 所以通常是依靠观测SF6断路器气室压力表来判断。SF6的年泄漏率计算公式为:

除以上变电所人员平时对GIS设备运行安全需要注意的事项外, GIS中气体密度监测、GIS检漏、微水测定等也是保障GIS设备安全运行所要做的工作, 当然这些工作主要还是由有资质的专业人员来进行。

结束语:由于GIS设备具有体积小, 能在较为恶劣的环境中运行, 运行可靠, 维护简单和使用周期长等优点, 所以在电力系统中得到广泛使用, 严格按照相关标准与厂家规定进行安装与试验以及运行维护的认真细致才是可保证更好的发挥其优点, 以确保电网运行安全。

参考文献

[1]陈家斌.变电运行与管理技术[M].北京:中国电力出版社, 2004.

变电站继电器维护 第7篇

SF6气体因其良好的电气性能和稳定的化学结构被广泛应用于高电压、大容量、高参数电气设备中。在SF6电气设备中, 对其电气强度、灭弧性能起决定作用的关键因素是SF6气体密度, 而反映SF6气体密度变化的主要元件是SF6气体密度继电器。因此密度继电器性能的好坏直接影响着SF6电气设备的安全运行。由于SF6气体的密度对六氟化硫电气设备的绝缘效果有很大影响, 所以对SF6气体密度控制器的校验直接关系到高压电气设备的稳定可靠运行。随着SF6高压电气设备的日益增多及GIS系统的广泛应用, 如何正确开展SF6气体密度控制器的现场校验及运行维护工作是一个急需探讨的问题。

SF6密度继电器根据结构和原理可分为机械非指示密度继电器、机械指示密度继电器、数字指示密度继电器、变送输出密度继电器四类。目前我省电网普遍使用的是机械指示密度继电器, 少数为机械非指示密度继电器另加压力表指示压力, 而我十堰电力公司现在全部为机械指示密度继电器。

密度继电器在SF6电器设备中所起的作用:一是当SF6气体密度下降到规定的报警 (补气) 压力值时, 密度控制器动作发出报警 (补气) 信号;二是当SF6气体压力下降到规定的闭锁值时, 密度继电器动作, 闭锁断路器分、合闸操作回路;三是机械指示密度继电器同时可以让运行人员更方便地读出SF6断路器在20 ℃时SF6气体密度。在现场维护工作中, 密度继电器动作性能的检测并根据检测结果保护进行整定是一项非常重要的工作, 应当引起我们电力系统的足够重视。

然而在现场实际工作中, 存在着对密度继电器的认识重视不够, 对其动作性能的检测要求和方法不大了解, 有时出现密度控制器的动作性能多年不进行检测等现象, 还有大部分只是检测而保护人员不进行整定, 这是设备安全运行重大隐患。下面就对密度继电器的校验及运行维护的几个问题和大家一起探讨。

二、SF6密度继电器工作原理

在SF6电气设备内气体体积是不变的, 而SF6气体会随环境温度及通过的电流变化, 因其体积、质量不变 (理想情况下SF6电气设备内SF6气体不泄露) 则密度不变, 而压力在变化, 故普通压力表难以显示SF6气体密度的变化。为统一标准, 在20 ℃时SF6气体压力作为其密度的代表值。所以SF6密度继电器均以20 ℃时SF6气体压力作为SF6气体密度值。为准确判断气体密度的变化情况, 采用带有温度补偿原理来监测SF6气体密度的继电器。

一般密度继电器的原理基本相同, 采用以温度补偿原理。理想状态下, 利用补偿原理的密度继电器监视SF6电气设备的SF6气体密度是不变的, 指示值也没有变化。当SF6电气设备内所充的SF6气体密度因泄露而减小时, 引起断路器所充压力下降。由于波纹管所充气体压力和波纹管截面积不变, 波纹管被压缩产生的弹力将减小, 波纹管被拉长。当断路器气体压力下降到规定的报警值时, 推动微动开关动作, 发出报警;当断路器气体压力下降到规定闭锁值时, 推动微动开关动作, 闭锁分、合闸回路。可见, 密度继电器直接反映了SF6气体密度 (20 ℃) 的变化。

目前, 大多数厂家的密度继电器的温度补偿只有一个点或两个点补偿效果最好, 报警压力点或闭锁压力点补偿较好, 但在额定压力下的补偿效果不很好, 误差偏大, 所以我们在运行监视SF6气体密度时要注意这一点。

三、SF6密度继电器的电接点校验

(一) 校验要求及周期。

对新投运设备, 《电气设备交接试验标准》中明确规定对新投运的SF6电气设备气体密度继电器进行检测, 对运行的设备《电力设备预防性试验规程》规定密度继电器校验时间为:运行设备3年;大修后;必要时。现场新设备运行中, 为保证断路器的开断能力及绝缘性能, 新投运一年进行1次。

(二) 校验内容。

现场对密度继电器性能的校验主要内容有:报警启动压力值, 报警返回压力值, 闭锁启动压力值, 闭锁返回压力值刻度点的上升和下降的校验。

所测压力参数应符合制造厂的密度继电器准确度等级, 并应注意微动开关的启动与返回压差应小于或等于0.02MPa, 所测压力应参照SF6气体温度压力曲线并修正到20 ℃时值。

四、SF6密度继电器校验时注意的问题

现场校验密度继电器, 最好安排在停电时进行, 避免因设备老化而逆止阀或其他气路损坏, 造成漏气, 影响设备正常运行。

经现场对密度继电器进行校验, 如果密度继电器气室不能与SF6电气设备气室断开, 则必须拆下SF6密度继电器进行校验。这时候必须保证密度继电器和SF6电气设备之间的逆止阀可靠断开才可以拆下, 工作时一定要小心, 不要破坏密封圈及损坏逆止阀。

现场校验使用合格的SF6气体, 校验装置应提前预热, 保证更加稳定的工作, 尽可能直接进行温度换算, 将其他温度下的压力值换算到20 ℃的压力值。因此, 现场进行密度继电器校验时, 气路连接时间越长越好。有时候存在在现场对密度继电器校验误差偏大, 而在实验室对密度继电器校验合格, 这是我们在现场试验人员应该注意的一个问题, 不要盲目下结论。

在规程上只要求对密度继电器报警和闭锁的动作值和返回值的误差作分析。

校验完毕装上SF6密度继电器后, 一定要对各密封面进行检漏检测, 无泄漏后, 确保逆止阀或通断阀门打开, 保证设备正常运行。

五、SF6密度继电器报警原因及处理方法

当密度继电器电接点动作时, 主要有以下几种原因:一是密度继电器动作值出现异常, 造成误发信号;或者密度继电器由于长期不动作或者其他原因起不了补偿作用, 误差太大。二是因断路器漏气造成密度继电器发出信号。三是二次接线出现故障。四是温度特性压力差太大, 即SF6电气设备与波纹管内的SF6气体, 因不同的温度变化造成压差增大而误发信号。当设备在运行中出现密度继电器动作的情况时, 要正确判明情况并及时采取相应措施。

首先检查校验密度继电器的误差, 看是否合格, 如确认是密度继电器本身出现问题, 应更换。如果密度继电器合格, 则应进一步判定SF6电气设备是否漏气。

SF6电气设备漏气时, 有以下两种情况:一是SF6电气设备一般规定允许年漏气率为1%, 如果SF6电气设备长期微渗, 会造成气体压力降低, 如果是这种情况, 则按规定进行补气。运行中的设备在补气时停电有困难, 则可以带电进行, 但应防止气体压力进一步下降, 引起断路器闭锁或强分现象出现。二是如果设备出现气体严重泄露, 应及时停电检修, 利用检漏仪找出漏点, 根据检测结果进行处理。

六、SF6密度继电器在运行中的几点建议

(一) 运行人员在日常巡视中必须有对SF6电气设备中SF6气体的密度巡视一项。建议在巡视时间上应大致的统一, 如同一季节应在同一时间段内巡视, 同时应记录下巡视时环境温度值。在同一时间段内巡视, 可以尽量避免每天巡视时环境温度变化太大, 尽量使每天巡视温度相差不太大。SF6密度继电器虽然采取了温度补偿原理, 但是从实际运行经验中可以看出, 在同一天, 环境温度变化时, SF6密度继电器的指示值随着环境温度变化而变化, 补偿效果并不理想。尤其在夏季, 有时候上下波动范围可以在0.02MPa, 假如SF6气体的实际密度在0.58MPa, 在一天中温度较低时巡视可能从密度继电器上反映只有0.56MPa或者更低。

(二) 在巡视时, 读数一定要从垂直于密度继电器表面的角度去看, 避免人为读数误差。在大多数SF6密度继电器里面充满减震油, 而SF6密度继电器在现场安装时多数高于人的身高, 当从下面看时, 由于光的折射原理, 读出的密度值多数会偏差于SF6密度继电器实际示值, 或大或小, 每个人读出的数值都不相同。因此要正面垂直读数, 尽量减小人为读数误差。日常巡视发现SF6密度继电器上所显示SF6气体的密度值较小时, 首先排除读数引起的误差, 确认无误后, 不要轻易下结论上报缺陷, 确认无误后再上报。安装于现场的SF6密度继电器由于长时间不动作, 常出现动作不灵活或指针卡塞的现象, 有时候我们敲敲SF6密度继电器, 会出现SF6密度继电器的指针会摆动, 示值会发生变化。

摘要：介绍了SF6密度继电器原理、现场校验方法, 密度继电器动作时或者SF6电气设备压力下降时的处理方法, 对SF6密度继电器运行维护管理提出建议等。

关键词：SF6密度继电器,现场校验方法,运行维护

参考文献

[1].王娟.SF6断路器优缺点的分析[J].农村电工, 2007

[2].庄兴元.SF6断路器故障特点及检修维护[J].电气时代, 2005

[3].杨红权, 于冰.SF6气体泄漏监控报警系统开发[J].四川电力技术, 2008

变电站继电器维护 第8篇

1.1 更换周期和位置调整方面

1) 考虑地铁车辆5年架修的时间性, 特别关键及关键继电器的更换周期原1年和2年的调整为3年, 原3年和5年的保持不变;非关键继电器的更换周期原5年的调整为10年, 原10年保持不变。更换周期的操作范围允许在实际生产中前后半年内调整。

2) 考虑车门紧急解锁装置整改后, 正线列车若执行清客程序必然导致列车15 min以上晚点, 故将各种车型开关门控制继电器统一调整为特别关键继电器。

3) 原关键位置、更换周期为5年、故障率较低的延时继电器与大型接触器的更换周期统一调整为非关键继电器, 更换周期为10年或故障修。

可见, 调整之后, 特别关键继电器的更换周期统一为3年, 关键继电器的更换周期为5年, 非关键继电器的更换周期为10年。

1.2 继电器换型方面

1) 触点类型为3常开+1常闭的继电器, 因4个触点未全部使用, 在关键位置允许用22E或40E安川继电器替换, 非关键位置暂不考虑替换。

2) 触点类型为3常开+1常闭的非关键继电器后续再考虑用22E或40E GE继电器替换 (尽可能停用31E系列, 逐步减少继电器类型) , 不能替换的再考虑用SMITT替换。

3) 101-122车、123-126车及201-235车的特别关键及关键位置数量较少的GE继电器采用SMITT继电器替换。

4) 考虑西门子8触点3TH42系列继电器已在101-122车使用3年未发生故障, 故用3TH42系列继电器替换带3RH1911系列辅助触头的3RH1122继电器, 需先装车试验3个月未发生异常后再批量装车。

1.3 下车继电器报废和周转方面及库存继电器管理

1) 已使用及存放时间满5年的下车继电器直接报废, 架修及大修下车的继电器直接报废。

2) 下车的3年特别关键继电器需根据需求进行定期检测, 检测合格的可作为大修10年非关键继电器的批量更换备件或检修的故障更换备件。

3) 继电器备件存放区需处于干燥、无尘的环境中, 对继电器按品牌、类型进行分类存放, 要求摆放整齐并指定位置, 且做好出入库登记表。

1.4 其他方面

1) 清单梳理优化方面:相同车型相同功能继电器的使用型号、更换周期需修正一致。

2) 生产作业和计划方面:检修可结合日常生产计划负责更换周期3年的继电器, 大修可结合架大修作业负责更换周期5年及10年的继电器。

3) 日期标记方面:装车前, 使用标签打印机或打标机对继电器进行日期标记, 标记继电器的上车日期, 要求统一的格式如“2015-1-1”。

4) 后续跟进方面:列车备用模式改造后, 将部分改造前的特别关键继电器降级为关键继电器, 故每年此继电器分类清单需再次优化。

2 新维护策略生产作业

2.1 新维护策略

结合继电器故障造成的影响, 规定继电器统一的更换周期及更换时机, 将继电器的重要性位置划分为特别关键、关键及非关键三类, 具体要求如下。

1) 特别关键继电器:导致列车救援的继电器, 更换周期为3年, 纳入第三年均衡修作业更换, 并在下一次检修规程修订中明确与细化, 原则上更换时间最大延期不得超过3个月。

2) 关键继电器:导致列车晚点、清客的继电器, 更换周期为5年, 纳入架修作业更换。

3) 非关键继电器:除特别关键及关键位置的其他的继电器, 更换周期为10年, 纳入大修作业更换。故接触器的更换周期为10年, 或故障更换。

2.2 生产作业

按不同车型分步分阶段实施生产更换作业。

1) 101-122车GE继电器换型为安川继电器。

2) 127-152车、501-530车西门子组合式8触点继电器换型为3TH42系列继电器。

3) 101-122车、123-126车及201-235车少量GE继电器换型为SMITT继电器。

4) 101-122车31E GE继电器换型为22E或40E GE继电器。

3 存在的问题及解决措施

3.1 策略层面疏露的问题

针对备用模式无法旁路的列车激活控制继电器, 均调整为3年特别关键继电器, 且要求更换为安川或SMITT继电器。

3.2 装车过程发现的问题

1) 试验装车安装过程中, 发现安川继电器底座与127-152/501-530车的继电器安装导轨存在干涉现象, 与厂家确认此4个塑料块用于其他类型的卡槽, 在继电器安装导轨中不受力, 可切除或磨平。

2) 新旧策略中部分继电器存在因重要性位置调整后生产更换轮空, 梳理出各种车型的更换清单, 特别注意梳理原策略更换周期原定5或10年, 新策略调整为3年的继电器, 逐步安排生产及早更换。

4 结语

根据调整细则, 从宏观角度统盘出发, 深圳地铁优化列车继电器维护策略后, 有利于全盘继电器的生产管理与后续维护, 有利于指导生产作业, 有利于保障列车继电器的可靠性, 可借鉴其他零部件的维护管理, 值得推广与应用。

摘要：为控制列车继电器的故障率, 确保列车正线表现良好, 深圳地铁于2013年4月首次形成“以批量更换为主、换型为辅”的继电器维护策略。结合原维护策略的执行情况, 综合考虑往年各品牌继电器的故障情况、使用表现及成本等因素, 对原维护策略中继电器的分类、换型、装车及下车备件的周转、库存备件的管理等内容进行优化, 形成科学、可行性和可靠性更高的新维护策略。针对新维修策略生产作业过程中存在的问题, 提出有效的解决措施。

数字变电站继电保护调试验收探讨 第9篇

关键词：数字化变电站；GOOSE；继电保护；试验；调试

中图分类号：TM63文献标识码：A文章编号：1006-8937（2011）22-0120-01

数字化变电站全部选用光电式互感器、智能化开关和网络化二次设备分层技术，利用光纤网络代替了几乎全部的传统二次回路。这一技术更新与传统的变电站有着显著区别，使得二次回路的保护与调试验收工作产生了新的问题。

1110 kV数字化变电站的基本概况

某地区一个由智能化的一次设备（光电式互感器、智能化开关等）以及网络化的二次设备按照IEC61850通讯规范分层建立的110 kV的数字变电站。全站总体上由三层设备（间隔层、站控层、过程层）所构成。该站的监控系统以及保护、测控系统都选择了江苏省南京市新宁公司生产的数字化低压保护性X7000装置。间隔层的设备主要包括按照间隔配置的测控、保护以及计量等装置组成。站控层的设备主要由后台监视控制、远动通讯服务器等组成。过程层主要设备中110 kVgis开关（传统的）和智能单元组成了智能化开关，采取了数字式CT、PT组成了数字化的互感器设备。间隔层和站控层设备间选择微软媒体服务器（MMS）协议方式通信。间隔层和过程层选择光纤点对点接入方式并结合过程总线的方式，也就是交流采样选择的是光纤点对点的方式，而跳合闸回路等开关量信息选择GOOSE网络的方法，两网实施的是单独组网。

2调试的方法

2.1继电保护装置输入交流量的方法

变电站选择的互感器设备为电阻分压电子式和罗氏线圈电子式两种电压互感器。电流、电压输出的信号首先经过就地采样模块，事先采样并且转换成光信号之后传送到电子式合并器。数字式保护测控装置通过电子式合并器获得电流、电压信号，采样过程结束。数字式保护装置输入交流量主要有如下三种方法：第一，选择模拟试验仪生产厂家供应的试验设备实施模数转换之后按照同样的协议输入到数字式保护装置。第二，通过模拟试验仪对数字式互感器进行模拟输出，在数字式互感器采样模块之前增加输出量。第三，通过电子化试验仪把光信号数据传输到保护装置。在现场经过对比，第一种方法尽管简易但是不能对采集器、电子式合并器以及采样通道实施检测，并且使用生产厂家供应的试验仪器检测该生产厂家的保护装置，难以确保测试效果客观公正性；第二种方法可以实现对采集器、电子式合并器以及采样网进行测试，但是因为变电站和保护控制室之间的距离比较远，试验时不便于配合；第三种方法试验最为简便，然而当前在保护装置和试验仪在通讯方面还存在一定的问题，需要对保护装置和试验仪进行通讯方面的综合调试工作，对于调试工作的进程有一定的影响。综上所述，变电站选择了第二种方法进行保护调试，能够对采样网中所有设备的性能进行检验。

2.2监测GOOSE报文的方法

GOOSE报文用快速、安全可靠的方式将变电站内部每个设备状况变化的信息进行传输，包括了母线刀闸状态、断路器、装置保护动作跳闸出口以及保护闭锁备自投等硬接点讯息。监测GOOSE报文的工作是调试过程中的重点工作，与对传统的变电站断路器刀闸位置、保护动作接点以及不同信号进行检测的工作比较类似。监测GOOSE报文的方法就是将计算机通过以太网光电转换器输入GOOSE网，选择合适的分析软件（比如Ethreal网络报文），对于GOOSE网全部报文实施监测分析。

2.3继电保护装置的整组试验方法

变电站继电保护装置的整组测试步骤：第一步，在变电站把所需的模拟试验仪接到试验的电流和电压数据采样模块上，第二步，将智能单元的断路器跳合闸的输出接点接到模拟试验仪上，在主控室通过两台手提电脑各自连接GOOSE网和继电器保护装置，此时试验之前的有关准备工作就算完成。

3调试验收工作的关键问题

①设备的质量检验以及出厂之前的调试工作。光电式互感器数据采样设备、数字化继电保护装置以及智能单元自身的质量是否可靠是决定调试工作能否顺利进行的关键。当前继电保护装置、监视控制系统以及智能化的一次设备尽管采用了IEC61850通讯规范，然而各个厂家对于新规范的理解都不太一致、不一样的传输帧定义使得通讯失去效力，甚至需要对程序进行更改，影响了调试的进程。所以系统中各个设备之间的通讯成为一个制约性的难题，建议各个系统集成商应当在出厂之前对所有厂家的全部保护、监视控制以及智能化的一次设备实施联调，在出厂之前就使这些重大问题得到有效解决。

②光电式互感器的抗干扰措施。由江苏省南京市新宁公司所供应的罗氏线圈电子式电流互感器其保护级额定电压为150 mA、测量级额定电压为1.5 V的小信号。处于变电站的强电磁场中非常容易受到电磁的干扰作用从而在继电保护装置中会产生干扰电流，容易使继电保护装置产生误动作。所以在设计、施工过程中应当尽可能减小数据采集器以及罗氏线圈之间的二次线的长度，强化二次线以及数据采集器的抗干扰的能力，比如采取二次线增加屏蔽层、数据采集器应当在屏蔽箱的里面安装等措施。

③光纤光缆的施工控制。数字化站光纤光缆的用量非常大、光回路十分复杂。所以在光纤光缆进行调试验收的时候应当注意如下几点：第一，全部光纤需要充足的备用芯，最少按照1用1备配置。第二，对于每条光纤芯（包括备用芯）均需要实施光衰耗的测试工作并且做好记录。第三，需要注意光纤光缆的弯曲弧度，以防弯折过度造成纤芯折断。第四，需要对光纤头和光纤盒需采取防尘密封措施。第五，为了方便日后的光回路的维护工作，需要对光纤光缆进行明晰的编号。必须在屏柜后面附上该屏的光纤光缆表，注明其用途以及走向等相关详细情况说明。

④监测网络报文。对于网络报文进行监测是调试过程中一项非常关键的工作。实践操作过程中可以使用生产厂家供应的相关分析软件接入GOOSE网或者数据采样合并器中，对于GOOSE网报文或者数据采样网进行分析监视。至于调试过程中出现的一些特别状况，比如数据采样准确度不够，断路器不能正常操作等，务必使用相关专业软件对于网络报文实施分析才能够找出真正的原因。

⑤保护试验设备的准备工作。与传统的变电站相比，数字变电站的保护试验设备具备网络化、智能化、软件化等特性，需要准备相应的和传统变电站不一样的各种调试设备。包括：具有和继电保护装置相同标准的电子式试验仪、小信号宽频发生器、以太网光电转换器、手提电脑以及网络分析专业软件、光纤光衰耗分析用的光源光功率计以及数字示波器等，如果有必要的话还需要利用生产厂家供应的专业调试软件以及相关设备。

4结语

经过对变电站的继电保护装置进行的调试验收工作发现，第一，调试验收有关人员务必对于数字变电站所有的通讯结构、保护装置、数字化互感器以及智能单元都非常清楚。保证对调试验收工作的全部过程了如指掌。第二，要求生产厂家搞好出厂之前的各项保护调试工作尤其是各个生产厂家之间的联调工作。在当前数字化装置的初步发展阶段，不同生产厂家的设备在质量方面有待完善、通讯标准也不完全一致，使得调试工作过程中的困难加大。如果能够在出厂之前将设备自身的问题解决好，使用现场就会更加方便。第三，需要对验收工作过程中的标签、标示以及各类资料与图纸的归档工作进一步完善，编制统一的光纤光缆的编号，以便于今后的维护以及处置工作。

参考文献：

智能变电站的继电保护 第10篇

快速发展的电力系统不断地给继电保护提出越来越高的要求, 同时快速发展的通信技术、计算机技术、电子技术等又不断地给继电保护技术注入新的活力, 目前, 电力系统的继电保护已经处于微机继电保护的发展时期。硬件、软件是微机型继电保护装置的主要构成部分, 其中硬件就是模拟数字电子电路, 和微机保护外部系统的电气联系以及软件运行平台就是由硬件建立起来的;软件就是计算机程序, 其可以依据保护原理及功能要求控制硬件, 使得逻辑判断与数字运算、采集数据、执行动作指令、交换外部信息等各项操作有序地进行。

1.1 数字核心部件

由中央处理器、控制电路、存储器、计数器、定时器等组成的经过独特设计的微型计算机是继电保护装置的数字核心部件, 其由控制总线、地址总线和数据总线连接为一个整体系统。在数字核心部件内运行的继电保护程序能够对各个外围接口部件的运转进行指挥控制, 从而实现数字信号处理, 使得保护原理得以实现。

1.2 模拟电量输入接口部件

模拟电量是继电保护装置判断电力系统是否处在非正常运行状态或者出现故障的主要判断依据。可以把一次系统的模拟电量分成直流电量、交流电量和各种非电量, 电量包括电压与电流两种形式。把电力传感器输入的模拟电量转换为正确的离散的数字量是微机型继电保护装置模拟电量输入接口部件的主要作用, 这些离散的数字量就可以由数字核心部件识别并处理。

1.3 开关量输入接口部件

只有确切了解开关量的状态, 继电保护装置才能正确地进行动作。为开关量提供输入通道并进行正确的反映, 电气隔离微机型继电保护的内外部, 使得内部弱电电子电路免受外部干扰并保障其安全性, 是开关量输入接口部件的主要作用。

1.4 人机对话接口部件

把使用者与微机型继电保护之间的信息联系建立起来, 方便人工操作、调试装置和得到反馈信息是人机对话接口部件的主要作用。输入控制命令和整定值是继电保护的主要操作, 保护装置运行正常与否、发生动作与否、被保护的一次设备发生故障与否以及发生了什么性质的故障等是主要的反馈信息。使用智能化人机界面的微机型保护丰富了人机信息的交换功能, 也大大地方便了人机的操作。

1.5 外部通信接口部件

提供远程通信网络以及与计算机局域通信网络的信息通道是外部通信接口部件的主要作用。通用计算机网络接口和实现特殊保护功能的专用通信接口是主要的两类外部通信接口, 其中通用计算机网络接口能够同时连接电力系统计算机远程通信网和电站计算机局域网, 从而使得远方操作、数据共享等更高一级的控制、管理功能得以实现。

2 智能变电站继电保护的基本配置

变电站层继电保护和过程层继电保护是电网系统中智能变电站继电保护配置的两种主要功能。其中, 过程层继电保护配置主要依照变电站过程层的一次设备情况, 独立地实现对一次设备的主保护作用。在按照智能变电站过程层一次设备情况配置继电保护时, 主要有两种主保护配置:若电网系统中智能化设备的保护装置就是智能变电站过程层的一次设备, 要在变电站智能设备的内部安装一次设备保护装置;由老设备改造而来的变电站一次设备, 要在其附近就近安装测控、合并器等功能设备和保护设施, 以方便智能变电站设备的日常运行以及日后需要进行的维修工作。以太网是实现过程层继电保护装置中采集、传输电网信息的主要方式。

3 智能变电站和传统变电站的工作方式的不同点

3.1 继电保护设备的不同

在运行原理以及构造方面, 智能电网的继电保护设备和传统变电站的继电保护设备存在很多的不同点, 所以继电保护人员在使用这些设备时需要花费很多时间去学习新设备的构成、运行原理及使用方法, 才能正确地对新设备进行日常的维护管理。

3.2 继电保护设备保护调试方式的不同

与传统继电保护设备的运行方式有所不同, 设备和多条线路的保护相互配合是智能电网继电保护设备的主要运行方式, 并且在调度过程和方式上二者也有很大的不同。因此, 继电保护人员需接受系统的培训, 学习新设备的保护调试方式。

3.3 继电保护设备日常运行方式的不同

智能变电站的运行需要多个设备和线路的共同配合来实现, 因此, 其广域的保护要比传统变电站的保护更加复杂。智能变电站有很好的自动调节能力和智能化控制能力, 可使人为操作大大地简化和减少, 减少智能变电站工作人员的工作量。

3.4 继电保护设备巡检方式的不同

频繁的巡检是传统电网继电保护故障的主要巡检方式, 工作人员的工作量很大。而智能变电站能够自动诊断二次设备, 能够大大地减少继电保护工作人员巡检的工作量。并且其自动诊断技术能够测出故障原因, 方便继电保护工作人员进行相应的设备检查和维修。

4 优化配置智能变电站过程层保护的策略

变电站层继电保护配置和过程层继电保护配置是电网系统中智能变电站继电保护主要的两个配置部分。变电站一次设备的实际情况是智能变电站过程层继电保护配置的主要依据。主保护配置过程层的快速跳闸是智能变电站过程层继电保护的主要方式, 对过程层进行母线差动保护、变压器差动保护、线路纵联保护等都属于此。为了提高智能变电站继电保护的稳定性, 可以简化整个智能变电站的继电保护, 把过程层的后备保护功能转变到变电站层集中保护装置的系统之中。

4.1 变压器差动保护

分布式差动保护配置是智能变电站过程层的变压器差动保护常用的配置方式, 主要做法是在过程层变压器的差动保护部分使用变压器差动保护, 然后在变电站层的集中保护装置中安装其后备保护部分。智能变电站过程层变压器差动保护设置实现差动保护的主要方式为:首先单独安装非电量的保护部分, 然后利用电缆线路将其与变电站的断路器连接起来, 若电路器跳闸, 则光缆线路就会把这个命令传输给全站式网络线路, 之后就会对整个变压器实行差动保护。

4.2 过程层线路纵连保护装置

线路纵连保护系统是智能变电站对其过程层线路实行保护的主要方式。线路纵联距离保护和线路纵联差动保护是两种对智能变电站过程层进行线路纵联保护的方式, 变电站过程层线路的主保护部分是线路纵联保护。变电站层的集中式保护装置设置了过程层线路的后备保护部分。过程层线路纵联保护包括三分之二接线和单断路器两种纵联保护方式。

4.3 其它过程层继电保护部分

智能变电站过程层的继电保护不只有上述两种保护装置, 还有分布式通信保护、母线差动保护、同步采样保护、电抗器保护等多种保护装置, 这些保护装置共同发挥作用, 达到对整个智能变电站过程层进行继电保护配置的目的。

5 智能变电站继电保护未来的发展方向

飞速发展的智能变电站要求继电保护实现越来越高的信息化和智能化, 因此, 必须在对电网运行的实际需要进行深入分析的同时, 尽量采取高信息化、高智能化的继电保护措施。而信息化、智能化的继电保护主要依靠高性能的计算机和快速发展的现代科学技术来实现。只有全面实现继电保护网络化建设, 才能更好地完成继电保护的数据采样与发送功能。GOOSE网络将会在智能变电站的继电保护方面发挥不可替代的重要作用, 因为其可以传递继电保护出口跳闸和其他重要信息。数据网络化、信号传输都受到光互感器应用的重大影响, 因此, 光互感器也将是继电保护未来发展的一个重要方向。

参考文献

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[2]李锋, 谢俊, 兰金波, 等.智能变电站继电保护配置的展望和探讨[J].电力自动化设备, 2012, 32 (2) :122-126

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