继电保护装置试验报告

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继电保护装置试验报告范文第1篇

关键词：继电保护；状态维修；方法

中图分类号： F407 文献标识码： A

一、继电保护维修现状

对继电保护及二次回路进行检验的目的是要通过检验来发现和消除设备存在的缺陷，以保证继电保护及二次回路的运行的可靠性和动作的正确性。根据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求，我国继电保护装置的校验目前主要分为以下三类：① 新安装装置的验收检验；② 运行中装置的定期检验；③ 运行中装置的补充检验。其中，《继电保护及电网安全自动装置检验条例》规定，继电保护及安全自动装置新投入运行的第一年内进行一次全部检验，以后每3-5 年进行一次全部检验，每年进行一次部分检验。按照新《继电保护及电网安全自动装置检验规程》（DL/T995-2006），微机型继电保护每6年进行一次全部检验，每2-3年进行一次部分检验。传统的保护定期维修（计划维修）存在着很大的强制性和盲目性，单纯按固定的时间间隔对保护设备进行维修，没有考虑设备的实际情况。

二、继电保护的基本要求

1、可靠性。可靠性包括安全性和信赖性两个方面，它是继电保护性能最根本的要求。安全性要求继电保护在不需要它动作时可靠不动作，即不发生误动作。信赖性要求继电保护在规定的保护范围内发生应该动作的故障时可靠动作，即不发生拒绝动作。

2、选择性。选择性是指保护装置在动作时，在可能最小的区间内将故障部分从电力系统中断开，从而来最大限度地保证系统中无故障部分仍能继续安全稳定运行。

3、 速动性。故障发生时，应力求保护装置能迅速动作切除故障元件，以提高系统稳定性，减少用户经受电压骤降的时间以及故障元件的损坏程度。故障切除时间等于保护装置和断路器动作时间的总和。一般快速保护的动作时间0.06s -0.12s，最快的可达0.01s-0.04s。一般断路器的动作时间为0.06s-0.15s，最快的可达 0.02s-0.06s。保护动作速度越快，为防止保护误动采取的措施越复杂，成本也相应提高。因此，配电网保护装置在切除故障时往往允许带有一定延时。

4、灵敏性。指对于保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。在规定的保护范围内发生故障时，不论短路点的位置、短路的类型如何，以及短路点是否有过渡电阻，保护装置都应能灵敏反应，没有似动非动的模糊状态。保护装置的灵敏性通常用灵敏系数来衡量。根据规程规定，要求灵敏系数在1.2-2之间。

三、继电保护状态检修技术的实际应用

1、收集基础资料基础资料主要包括：原始资料、运行资料、检修资料和其它资料。原始资料包含变电站中继电保护装置出厂资料，即出厂的试验报告、批次号、平均没有出现障碍的时间、维护运行手册、技术的说明书、保护设备的型号等，验收的报告、竣工的图纸、安装的记录、会议相关纪要、试验交接报告、变电站安装时工作的联系单以及供用方技术协议等。运行资料包含继电保护装置投运的日期、从投运期开始到现在运行状况、更换电缆记录、动作保护记录、检修保护记录、定制更改保护记录、更换插件记录、巡视记录、定值保护单以及异常记录和历年缺陷等。

2、巡检周期与巡检项目巡检继电保护装置采取的是定期制，其目的是为了获取装置状态量检查与巡视，包含巡视运行人员与巡检检修的专业人员等。针对 110KV 或以下系统，对应继电保护装置运行巡视项目主要有：

（1）检查继电保护设备现场运行的环境、湿度和温度，确保其符合保护运行要求；

（2） 检查继电保护设备面板各个运行显示屏和指示信息正常与否；

（3）继电保护屏内各个方式开关、功能开关以及压板投退符合现场运行的状态需求与否，符合整定单需求与否、接触可靠与否；

（4）检查保护设备和监控系统、保护管理的机器通讯情况以及GPS 的对时情况正常与否；

（5） 后台监控体系存在异常信号与否，该信号显示情况和保护装置显示情况一致与否；

（6） 对于电缆孔洞防火封堵状况满足要求与否。

3、确定试验项目针对微机的继电保护试验主要分成诊断性和例行试验两种。例行试验目的是为了评估设备的状态、得到设备的状态量以及及早发现设备的隐患等，从而在保护停用的状态下定期开展各类试验。诊断性的试验是建立在例行试验、巡检基础上的试验，在发现装置状态不佳、受到不良的工况、受到了家族缺陷的警告、或者连续运行过长时间前提下，进一步对设备状态评估的试验。

4、分级继电保护检修工作检修工作可以分为停电检修与不停电的检修两种，按照现场继电保护装置实际情况与检修要求可以把停电检修划分成四个等级：A、B、C、D 级，其中 D 级是不停电的检修。

5、确定继电保护检修周期和状态评价继电保护装置状态评价需要准确可信预测与估计设备状况，按照继电保护装置故障性质与概率统计，在借鉴以往从发现到处理故障、缺陷方法、经验和数据基础上，根据现有继电保护装置状态的信息和状态量表达模式，针对现有继电保护装置的状态信息来综合评定继电保护装置运行性能，给设备检修、维护、运行提供基础保障。将间隔作为单位状态评价每套装置和二次回路，每个部件评价结果根据量化分值大小划分成了五个状态，良好状态、正常状态、注意状态、异常状态以及严重的异常状态。

6、一次设备和二次设备其状态检修关系一次设备和二次设备在检修上没有完全独立，二次设备的检修要建立在一次设备其停电检修基础上才可开展。对二次设备的状态检修进行确定时要充分考虑清楚一次设备情况，并做好状态检修其技术经济的分析，不仅要缩减停电的时间，还要降低维护的成本以及减少检修的次数，以及包装保护设备可靠安全运行。

四、继电保护状态维修领域研究的方向

1、建立起不同类型的专家系统在基于大量诊断知识的前提下，对继电保护设备所发生的故障进行诊断，发现专家系统的使用存在着许多需要马上解决的问题，例如，不具备全面的诊断知识，无法对继电保护状态维修过程进行确定性的表达，利用诊断知识得出的推理不具备逻辑性等严重的问题。因此，有必要建立起各种不同类型的专家系统，确保继电保护状态维修能够顺利实施。

2、建立起人工的神经网络（ANN）如今新兴起的一种人工智能的方法就是ANN 的基本理论，该理论为改善专家系统的缺点提供了一种全新而有效的方法。其中，它并行的处理能力与自学习的功能受到了大家的青睐，并且其大规模的并行处理能力可以提高推理速度，更适于诊断结构复杂、故障机理不明显的复杂设备。

结束语：

随着我国电力行业的不断发展，近年来我国的电力行业取得了前所未有的成就。众所周知，继电保护是电气二次设备的重要组成部分，电力系统二次设备实施状态维修，以适应电力系统发展的需要。因此，对于电气设备的继电保护状态维修是至关重要的，我们只有加强对其的进一步研究才能取得更好的发展。

参考文献：

继电保护装置试验报告范文第2篇

关键词：发电厂、继电保护、可靠性

中图分类号：TM6文献标识码： A

引言

随着现代电力发展（包括活力发电、水力发电、核能发电、垃圾焚烧发电、沼气发电及其他生物质能源发电）以及现代供配电系统工业的发展、技术革新，用电设备复杂且用电设备剧增、系统电流增大，短路及其他故障可能性增多；同时，继电保护技术得到迅速发展；继电保护装置的结构经历了机电式保护装置、静态继电保护装置、数字式继电保护装置三个发展阶段。继电保护技术必须要满足一致性好，快速断开，高灵敏度，可靠性的要求。而可靠性包括安全性和信赖性是其最基本也是最重要的一个环节。安全性：要求继电保护在不需要它动作时可靠不动作，即不发生误动。信赖性：要求继电保护在规定的保护范围内发生了应该动作的故障时可靠动作，即不拒动，继电保护的误动作和拒动作都会给发电系统带来严重后果，甚至造成重大经济损失或人身伤亡事故；因此我们在本文中做了继电保护方面的研究。

一、继电保护系统可靠性特点

继电保护属于可修复系统，对其可靠性的影响因素进行归类分析是电力系统进行选取指标、建立模型以及进行可靠性分析的重要前提，继电保护系统的可靠性特点主要包含以下几个方面。

继电保护受到系统运行环境和自身设备运行情况的影响，其灵敏度、可靠度以及系统失效性的具体发生时间具有一定的随机概率性，因此在保护对策制订上具有较高的难度。

发电厂继电保护可靠性所涉及相关制约性因素较多，其建模、指标选取以及计算上具有一定的复杂性。从广义来讲，影响发电厂继电保护可靠性相关的因素包括：保护设备、与保护设备相连的通讯电缆、保护定值、一次设备、主线路、后台监控设备以及人为因素等。同时，发电厂继电保护设计、设备配置、电气运行方式、电网实际运行情况都影响着继电保护的动作情况。从保护装置自身分析看，分为硬件、软件、系统冗余、控制程序逻辑等，其中装置软件的运行可靠程度难预测性较大，主要取决于软件系统的输入、输出形式以及软件框架的设计方案等；装置硬件的可靠程度则取决于各组成部件以及电路系统设计的可靠性等方面。

发电厂继电保护系统的失效可以分为拒动失效和误动失效两种，在继电保护可靠性指标的制定时应综合分析这两种失效情况的产生原因以及外在表现因素，其中每种失效又可以大致分为可被检测和不可被检测两类。

二、影晌继电保护可靠性的因素

（一）设备原因：

一次设备及线路老化，故障率增加，使得保护动作次数增加；继电保护装置生产厂家在生产过程中没有把好质量关、设备不合格、未经出厂检测或试验；主要表现在：电路板或电子板件抗干扰能力差、保护设备环境影响恶劣等因素；如果，周围空气中存在大量的粉尘或有害气体，环境因数加强继电保护装置的老化速度、导致其性能改变。有害气体腐蚀电路板和接插件，造成继电器触点被氧化，接线端子松动引起接触不良，动作不可靠；晶体管保护装置易受干扰源的影响，如电弧、闪电电路、短路故障等诸多因素，导致发生误动或拒动；互感器质量差，长期运行过程特性发生变化，影响保护效果；或者二次线路长期维护不到位，因接线端子松动、电缆中间断线、电缆线芯接地、设备灰尘严重等原因影响保护效果；继电保护设备落后，同一厂内保护既有电磁型的，也有晶体管的，还有微机的，品种多、型号多、厂家多，参差不齐，使得厂内保护方式不合理和上下级保护配合困难；继电保护整定值计算不准确，上下级保护级差配合不准确。

（二）管理原因

运行维护检修人员、继电保护调试人员的安全意识差技术水平低、经验少、责任心不强发现和处理问题的能力差等。缺乏一支过硬的技术队伍；企业内部管理差，外力破坏频发。随着建设改造步伐加快，增加了各种外力破坏电力设施的机率，如一些工人野蛮损坏电缆、运货卡车撞坏电杆等，造成故障频发，保护动作频繁。维护技术人员对厂区安全供电重视不够、对电气维护技术知识接触少、甚至技能差、计划检修少、只要不停电设备就不检修、设备运行多年不检修及相关试验，显然不能做到防患于未然；综保装置、通讯线路、一次设备、主电缆线路、母线等设备应进行相关定值校验及预防性试验等，以保证设备有故障能准确动作，并确保保护不误动。

三、发电厂继电保护运行可靠性增强的措施

（一）提高继电保护的技术水平

1.在系统设计中采用计算机和网络通信技术。随着计算机技术的不断发展，计算机控制的继电保护系统是今后应用的潮流；综保微机装置适用于多种电压、多种自动化设计模型的变电站、发电站、大型供配电系统，通常由距离保护单元、成套变压器保护单元、线路测控保护单元、电容器保护单元、馈线保护测控单元、电动机保护单元、备自投装置、公共测控单元、辅助装置等器件组成；现代微机测控装置采用32位浮点DSP（120M）和16位高精度AD采样，运算与控制逻辑功能强大；分层分布式结构，多CPU并行处理方式提高可靠性：单元化设计、模块化结构、可扩充性墙；实现有人或无人值守、高度智能、有效运行时间长，可有效的节约人力成本、设备占地面积。在微机继电保护中，软件算法是其核心，软件出错将导致保护装置出现误动或拒动，所以在软件设计时要充分考虑用户的现场环境中的不确定因素，要大量的制定其软件纠错机制，由于软件内部逻辑复杂，运行环境不断变化，不同的软件失效机制有不同的错误体现，所以要提高软件的可靠性，适量的增加其软件的编码纠错，软件程序锁，冗余校检等技术措施，提高系统的可靠性。

2.提高系统的智能化水平和更加良好的用户体验。在系统的采集和用户体验方面，微机继电保护要拥有良好的人机操作界面，触摸屏，PC等上位机是必备的，尽可能的完善软件，让用户直观非常好，微机系统有良好的自我诊断技术，一旦出现故障或有报警提示信息，方便用户快速确诊故障点，在系统的控制中，逻辑运算要更加深层次的运用，尽可能的提高系统的自动化、智能化，同时要努力提高系统的可靠性。

（二）提高运行可靠性

1.选择合适的安装地点。减少干扰源，做好保护屏柜外壳接地及控制电缆的屏蔽层接地工作，跳闸出口继电器更换为抗干扰继电器并能承受等值交流电压串入后可靠不动作。

2.微机装置出厂前的相关实验：绝缘耐压、耐湿热、抗震动、抗冲击、抗碰撞性能符合国家GB/T7261-2008标准，绝缘≥20MΩ；把好装置质量的第一道关,提高装置整体质量水平,选用口碑好、故障发生概率低、售后服务好的厂家。

3.通讯接口选择双网通信方式：CAN网、485网、工业以太网，通信速率可整定。

4.电气专业配备专业的保护定值计算人员。计算时要从整个系统考虑,使各级保护整定值准确无误,上下级保护整定值匹配合理、正确，非电量保护投入正确。

5.定期对微机保护屏进行检查、清理、清扫，加强对保护装置的巡检维护、制定巡检维护标准，提高故障处理能力并按继电保护检验规定进行定期定值校验,提高保护装置的可靠性。

6.双重化配置保护、通讯网络冗余配置；当主保护因故障需退出运行检查时，确保其辅助保护能正常投入运行并且制定防护措施，制定相应的防CT开路、PT短路及保护误动措施。

（三）做好设备维护及更换

鉴于，设备对发电厂或大型供配电系统继电保护装置有着重要的生产意义。工作中，电气专业技术人员应对发电厂继电保护装置做到日常巡检及时、定值校验及时、清扫及时、备品备件准备及时、控制逻辑通道定时测试及时。

1.发电厂或大型供配电系统应搞好设备的维护。设备维护是基础性工作，因此发电厂或大型供配电系统应在企业内部建立起完善的维护管理团队、专业技术人员专职管理，对微机保护装置专业维护，请供货厂家现场测试设备性能是否满足要求工况，出具相关试验报告，对出现的故障问题进行及时的处理。

2.要做好设备的更换。发电厂或大型供配电系统继电保护装置以及与其相关的一些设备，在使用一段时间后，就会出现设备耗损，设备陈旧等问题。为保证系统正常运行，技术人员及时做好设备停运、准备备品备件、及时更换，保障发电厂或大型供配电系统继电保护装置能正常投入运行。

结束语

提高继电保护装置可靠性是保证供电系统安全稳定运行的基础条件，而继电保护装置的可靠运行会受到诸多条件的限制，所以要对其影响因素进行分析，进而提出改善的措施。做为在电厂工作的继电保护工作者更因该提高警惕、提高自身水平、提高责任心，为我们发电厂或大型供配电系统的安全稳定运行做出电气专业技术人员应有的贡献。

参考文献：

[1]庄泽宏.电力继电保护的发展及其故障处理方法[J].中国高新技术企业,2014,21:127-128.

[2]周怡彤,武昭旭.浅谈继电保护检修及数字化继电保护[J].民营科技,2014,07:82.

继电保护装置试验报告范文第3篇

关键词：继电保护 整定计算 管理

继电保护装置是保障电力系统安全稳定运行的重要防线，为保证继电保护充分发挥作用，继电保护必须满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求，可以说继电保护是保障电网安全的主要防线，而整定计算是继电保护正确动作的关键环节。整定计算及管理工作内容非常繁杂，并且责任重大，对安全性要求很高，因此做好继电保护定值的整定计算工作是保证电力系统安全运行的必要条件。

一、继电保护整定计算的特点

经过近百年的发展，在继电保护原理不断完善发展的同时，构成继电保护装置的元件、材料等也发生了巨大的变革。继电保护装置先后经历了机电式、整流式、晶体管式、集成电路式、微机式等不列的发展阶段，正向计算机化、网络化、智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展。整定计算工作也应适应继电保护的发展需要，研究新方法，解决新问题。这就要求从事定值整定工作的人员既要有强烈的责任心，又要通过不断的学习，使自己具备扎实的电力系统基础知识和继电保护系统理论知识，掌握新的继电保护原理。

因为各种保护装置适应电力系统运行变化的能力都是有限的，所以继电保护整定也不是一成不变的。如何获得一个最佳的整定方案，要考虑到继电保护的快速性、选择性、可靠性、灵敏性之间求得妥协和平衡。因此继电保护整定计算要综合、辨证、统一的运用。

二、继电保护整定计算的四性关系处理问题

继电保护是建立在电力系统基础之上的，它的构成原则和作用必须符合电力系统的内在规律，满足电力系统的要求：当电力系统发生故障时，自动、迅速地并有选择地切除故障部分，保证非故障部分继续运行；由于“四性”既相辅相成、相互统一，相互制约、互相矛盾，因此在进行继电保护整定计算时必须统筹考虑。

（1）农村电网的四性关系处理方面，应坚持在满足保护灵敏度的前提下，重点解决保护选择性问题，其次是处理好可靠性问题。

（2）为了确保继电保护整定计算准确无误，必须坚持三级审核制。

（3）一次系统运行方式和保护配置必须相协调。

（4）定期修改继电保护整定方案。

（5）对定值通知单的下达，应详细说明保护装置的投运条件及运行中应注意的问题。

三、整定计算相关管理措施

1、定值计算资料管理

定值计算需要准确无误的计算资料，这是进行定值计算的前提。它包括：一、二次图纸；所带变压器、电容器、消弧线圈、电抗器等铭牌数据和厂家说明书；电压互感器、电流互感器变比和试验报告；但是在实际工作中，往往会有各种各样的原因使得基础数据管理出现漏洞。所以，定值计算资料管理这一环节是继电保护整定计算工作的危险点。

2、短路电流计算

短路电流计算是整定计算是否准确的前提，它的准确与否决定整定计算的准确度。系统的运行方式和变压器中性点接地方式又决定短路电流计算的正确性。合理地选择运行方式是改善保护效果，充分发挥保护系统功能的关键之一。但选择运行方式应与运行方式部门进行充分沟通，通过计算确认现有的电气设备是否能满足运行的要求，如有不合理或不符合要求时，及时提出改进方案，使电气设备能满足系统安全稳定运行的要求，不能因为继电保护整定的需要而对电气一次设备的运行做出限制。变压器的接地方式是由继电保护整定计算人员来确定的。合理地选择变压器的接地方式可以改善接地保护的配合关系，充分发挥零序保护的作用。由于接地故障时零序电流分布的比例关系，只与零序等值网络状况有关，与正、负序等值网络的变化无关。零序等值网络中，尤以中性点接地变压器的增减对零序电流分布关系影响最大。因此应合理地选择变压器的接地方式并尽可能保持零序等值网络稳定。在进行短路电流还应注意以下两点：

（1）就是我们假设电网的三相系统完全对称。若系统是不对称的，那么不能用对称分量法来分析化简、进行计算。

（2）除了母线故障和线路出口故障外，故障点的电流、电压量与保护安装处感受到的电流、电压量是不同的。我们分析的是保护安装处的电气量的变化规律。

3、保护装置定值的变更的管理

（1）对于故障时反应数值上升的继电器（如过流继电器等），若定值由大改小则在运行方式变更后进行，定值由小改大则在运行方式变前进行。

（2）对于故障时反应数值下降的继电器（如低电压继电器、阻抗继电器），若定值由大改小则在运行方式变更前进行，定值由小改大则在运行方式变更后进行。

（3）需改变继电器线圈串并联时严防流就二次回路开路，应先将电流回路可靠短接。

四、结束语

继电保护是保障电网安全的主要防线，整定计算是继电保护正确动作的关键环节。随着电网发展的持续增速和智能电网建设的逐步推进，必将对继电保护整定计算工作提出更高的要求。通过对继电保护整定计算的分析，可以使继电保护整定计算人员在实际工作中抓住关键点和重点，减少计算的盲目性，提高继电保护整定计算的安全，使继电保护装置发挥应有的作用，提高电力系统运行的可靠性和安全性。

继电保护装置试验报告范文第4篇

关键词：继电保护 动态管理

继电保护及自动装置是电力系统的重要组成部分。对保证电力系统的安全经济运行，防止事故发生和扩大起到关键性的决定作用。目前，有数据表明：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。

随着电力工业迅速发展，在新型继电保护装置特别是微机保护推广应用中，电力行业加快继电保护设备的新旧更替速度，而忽视甚至没有在保护更替过渡过程中实现动态管理的及时跟进。笔者通过深入调查及事故分析，电力行业在继电保护管理方面各岗位存在的现象如下：

1、问题

(1)调度人员的表现：

①交接班不清或疏漏交待已操作项。

②对于所管辖设备尤其是新上马保护不熟悉，对设备性能不够了解。

保护发生异常表现出不冷静，甚至对保护现象不能做出正确判断。

③对新保护连片投退及保护定值管理和注意事项不能做到心中有数。

诸如哪台保护定值只为充电投入，而哪台保护定值作为运行投入，各定值存于哪个CPU或哪个区等不够熟悉。

④针对具体情况，调令程序中对保护连片投退与否有时候与运行人员不能达成统一。如断路器正常停运该不该先退自动重合闸压板，该不该列入调令程序等。

(2)保护人员的表现：

①对于新型保护装置处于摸索阶段，包括安装调试以及事故后的处理。很少经厂家系统地培训过。

②责任心差，安全意识淡薄，自以为是，思想麻痹。造成工作中误动跳闸事故。

③校验项目不全，校验不准确等，留下事故隐患。

④工作现场携带短路连接线管理混乱，未将其个个编号整齐排列在工具盒，致使工作后不能清点，可能遗留隐患。

⑤对新上保护一些细微地方的改线没有在图纸修改过来，也不向运行人员交待；给后面的工作带来不必要麻烦。

(3)运行人员的表现：

①操作中漏投漏退保护连片。

②处理事故过程中误动保护，例如对微机保护屏上的"重合闸试验按钮"，定值区切换以及键盘操作中的误动等。

③对于新型保护中存在的特殊投退连片要求了解不够，如有的母联保护连片在充电时投入充电后退出等要求。

④对于新型保护的运行经验表现出不足。如旁路保护投退定值区以及对保护的巡视项目、事故、异常的处理等方面。

⑤运行人员与调度每月1号的保护核对流于形式，调度失去监督性职能。运行方面对此没有实现具体管理措施。

(4)继电保护装置拒动或误动表现：

①保护设备存在先天性不足，有薄弱点。比如对直流电压质量要求过于严格；长期运行时温度过高等。

②个别保护插件制造质量不良，如WXH-106微机保护装置保护插件易损坏。

③设备插件保护本身存在缺陷，遇到其它条件影响下会发生误动或拒动。

④保护装置功能不完善，如PXH-100X微机保护不能实现接地选择和断路器位置不对应启动重合闸方式未实现，需改线后完成等。

转贴于 2、解决措施

一切工作的落脚点还是在变电运行上。针对具体情况，要直接或间接地解决问题唯一的途径就是实现动态化。把动态管理工作及时跟上去。变电所通过以下10方面的"跟上去"措施会使上述问题直接或间接地得到解决：

(1)调度、继保、运行人员三方必须做到步调一致，思想统一。使三方人员合作意识与新型保护一道跟上去。

①摆好自己的位置，要明确继保人员与电网调度和基层运行人员一样，是电网生产的第一线人员，干着共同事业，有着共同目标。如果说继电保护人员是"主治医生"，那么调度人员是"负责兼挂号"，运行人员是"医生兼护士"只有三方面相互配合默契，才能更好地医治"患者"，设备才能健康运行。

②专业方面三方必须沟通。比如对于保护连片投退情况，什么方式下不投什么连片，应投什么连片，三方应该达成统一认识形成书面规定，防止误投退连片误调误操作等。

(2)二次设备的建档工作及时跟上去。二次设备建档是一项基础工作，每套设备均应建立本档案，设备规范、性能、投运、停运及更换日期；设备主要缺陷及分析资料；检验报告；出厂试验报告；安装、投运、交接试验报告；设备使用说明书等对于新保护都应俱全。

(3)二次接线修改的图纸变更修改工作应及时跟上去。在安装过程中，出现图纸与实际情况一些微小方面不符时，继保人员应及时修改图纸或采取其它办法，总之在安装后的图纸必须与实际相符。运行人员在验收设备时严把此关。

(4)《运规》中继电保护及自动装置部分的补充内容应及时跟上去。新型保护上马使《运规》在继电保护部分形成真空。以前的那部分条款不能延用，必须根据实际情况重新制定这方面的运行规程。通过设备的进一步应用，《运规》需要不断补充和完善，使之有效地来源于实践而服务于实践。

(5)《典型操作票》中二次保护部分操作填写项修改及补充应及时跟上去。《典型操作票》是变电所根据各自运行方式而编制的固定操作票。随着新型保护上马，保护连片的双重编号以及二次部分操作项的增减需及时修改过来，所以不管是人手一本装订成册的典型卡还是电脑里"操作票专家系统"中的固定票，都应及时修改，尤其对于增项如保护定值切换以及检查项目等应详细补充上去。消灭不合格操作票。

(6)"保护连片投退核对卡"的建立应及时跟上去。这是防止连片误投误退的监督性举措。

(7)"二次设备现场验收卡"的建立应及时跟上去。设备验收是变电所一项很重要的设备把关工作。严格覆行现场验收制度，主要依据是验收人员持"二次设备现场验收卡"。这是防止二次设备工作结束后遗留隐患的重要措施，是变电所春冬检的安全大关。运行人员在值班长带领下依照"二次设备现场验收卡"逐项进行验收。对每项验收情况都应在项后作出评价。

(8)规范危险点预知卡编制应及时跟上去。危险点预知卡能对工作全过程的危险因素进行分析控制，弥补"两票三制"中一些真空，是针对性很强的一种补充安全注意事项。危险点指作业过程中可能发生事故的地点、部位、场所、工器具或行为等，它是诱发事故的因素。通过运行人员不断在工作中积累经验，编制运行工作中的危险点预知卡，对于继电保护及二次部分上的工作做到意料之中，预防在先。

(9)二次设备巡视项目的补充和事故预想分析应及时跟上去。

①新型微机保护的巡视不同于淘汰的电磁式保护，其巡视项目与侧重巡视点不同。新型保护设备巡视项目如：设备插件牢固不松动，信号灯、光字牌指示正确，熔断器选用是否正确，微机时间是否准确，巡视是否正常，稳压电源是否正常，工作指示灯是否正常，保护合闸监视灯是否正常，报警指示正确，打印机良好，保护压板投退是否正确等等。对于微机保护，巡视各面板指示灯与液晶显示就特别重要。

②关于微机保护方面的事故预想不同于电磁式等继电保护，芯片代替了继电器线圈接点等，以前是通过现象判断对各继电器查找故障，现在是通过液晶显示反映出的。

继电保护装置试验报告范文第5篇

【关键词】电流互感器；饱和；10%误差曲线；二次负载；绘制；校核

0 引言

继电保护是保证电力系统安全稳定运行的重要手段。随着电力系统的不断发展和电力市场机制的引入，对继电保护正确动作率要求也越来越高。电流互感器的饱和问题是目前导致微机继电保护装置误动的主要原因。然而，许多发电厂对于继电保护用电流互感器的现场校核工作往往不够重视，尤其是新建电厂，基本未开展此项工作。大部分继保专业人员甚至对CT 10%误差曲线的绘制及校核方法知之甚少。目前的现状是，电流互感器制造厂家不提供CT 10%误差出厂试验报告，调试单位只开展CT伏安特性测试，没有10%误差和二次负载的现场测试，更没有误差曲线的绘制和校核。但是，电流互感器10%误差曲线的绘制及校核工作是安全性评价必查的问题的之一。本文就针对发电厂电流互感器10%误差曲线的绘制及校核过程中遇到的具体问题进行了介绍。

1 电流互感器的误差问题

1.1 电流互感器误差产生的原因

图1

图1为电流互感器的等值电路图。Z1为一次侧漏抗，Z2为二次侧漏抗，Ze为励磁阻抗，Zen为二次负荷阻抗。I1为经过折算到二次侧的一次电流，I2为实际二次电流，Ie为励磁电流，即I1=I2+Ie。电流互感器的比误差为ef=Ie/I1。由此可见，励磁电流Ie的存在是造成电流互感器产生误差的直接原因。

1.2 影响电流互感器误差的因素

当I1增大时，电流互感器铁芯饱和，Ze减小，Ie增大，误差变大。

当Zen增大时，由于二次负荷阻抗分流减少，Ie增大，误差变大。

因此，一次电流和二次负荷阻抗是影响电流互感器误差的主要因素。

1.3 电流互感器误差变大对继电保护的影响

近年来，由于CT饱和，区外故障时差动保护的两侧电流互感器传变电流不一致，而导致保护误动作的情况时有发生。对于发电厂，大容量的电动机启动时，其差动保护也有出现误动作的情况。

2 CT 10%误差的计算及曲线绘制

2.1 10%误差曲线的概念

10%误差曲线是保护用电流互感器的一个重要基本特性。当一次系统出现故障，故障电流通常很大，电流互感器的误差也会变大。为了使保护装置能够正确反应一次故障情况从而正确动作，要求电流互感器的变比误差小于等于10%。

10%误差曲线描述的是当比误差ef为10%时，一次电流I1与额定电流In的比值m10和二次负荷阻抗Zen的关系。即m10=f（Zen）。也可以理解为，在不同的一次电流倍数下，为使电流互感器的变比误差小于等于10%而允许的最大二次负载阻抗。

2.2 10%误差的计算

1）电流互感器的10%误差是根据电流互感器伏安特性的数据计算的。

CT伏安特性是指在电流互感器一次侧开路的情况下，二次侧励磁电流与二次侧所加电压的关系，即U=f（Ie）。

2）由等值电路可知，E=U-Ie（Z2）= U-Ie（R2+jX2），R2可以用电桥测得。对于110kV及以上电压等级的系统，可以近似认为Z2= R2。对于110kV以下电压等级的系统，Z2= 3R2。由此可得E=f（Ie）。

3）由于励磁阻抗Ze=E/Ie，可得Ze= f（Ie）。

4）当电流的比误差等于10%时，励磁电流Ie应为一次电流I1的10%，则二次电流I2为I1的90%， I2=9Ie。所以，一次电流倍数m10= I1/In =10Ie/In。当二次额定电流为1A时，m10=10Ie；当二次额定电流为5A时，m10=2Ie。由此，可以得出Ze= f（m10）的关系。

5）由等值电路可知，Ze与Z2+Zen为并联关系，所以Ze/（Z2+Zen）= I2/Ie=9Ie/Ie=9。因为Z2已知，由Ze= f（m10）的关系可以得出Zen= f（m10）的关系，即m10= f（Zen）的关系，这就是CT的10%误差曲线。

2.3 10%误差曲线的绘制

其实，最终我们得到以下两个关系式：

（1）Zen=U/（9Ie）-10Z2/9

（2）m10=10Ie或m10=2Ie

我们利用CT伏安特性的数据即可绘制m10和Zen的关系曲线，即10%误差曲线。

由此，我们可以编辑excel表格，将伏安特性数据输入，可自动绘制出10%误差曲线，图1：

3 CT 10%误差曲线的校核

CT 10%误差曲线的校核工作，就是要计算出CT安装处的区外最大短路电流（主要是差动保护用CT），得到最大短路电流倍数。根据10%误差曲线查到对应的允许二次负载阻抗，用这个值与我们现场实际的二次负载比较，如果实际二次负载小则满足10%误差曲线要求，大则不满足。

3.1 最大短路电流倍数

根据继电保护整定计算书，可查到各厂实际的一次系统图和等效阻抗。针对不同位置的CT，选取不同的短路点，算出故障时流过该CT的最大短路电流（不一定是三相短路时电流最大，要将各种短路情况进行比较）。用最大短路电流除以CT一次额定电流，就得到最大短路电流倍数。

3.2 现场校核遇到的实际问题

1）要选择差动保护两侧CT保护区外、离CT安装处最近的最大短路电流，以此来校核穿越性故障电流对差动保护两侧CT的影响，判断是否满足10%误差曲线的要求，避免发生穿越性故障时，差动保护两侧CT电流传变不一致而导致保护误动。

2）要注意流过CT的短路电流，不一定全都为发电机和系统两侧的合流，要视具体情况而定。例如主变差动保护的CT，要用主变低压侧短路时系统侧提供的电流与主变高压侧短路时发电机侧提供的电流，二者取大作为最大短路电流来校核。而如果是高厂变差动保护的CT，则要选取高厂变低压侧作为短路点，此时的短路电流为发电机和系统提供的电流的合流。

3）要注意短路电流的折算。例如高厂变差动保护的CT，两侧CT变比不同。校核高压侧CT时，要将短路电流折算到高压侧；校核低压侧CT时，要将短路电流折算到低压侧。

4）对于6kV的电动机，不应该用6kV母线的最大短路电流来校核电机的差动保护CT。因为如果短路点在机端，短路电流实际并未流过差动保护CT；如果短路点在机尾，该电流远远大于电机额定电流，其他保护早已达到动作定值，和差动保护动作的结果一致，即使差动保护误动，并不影响最终切除故障的结果（但故障分析时要明确这一点）。这种情况应该用该电机的启动电流来校核，约为电机额定电流的6-8倍。

5）对于校核主变差动保护在高厂变高压侧的CT，取高厂变高压侧短路电流（此短路电流在高厂变差动保护的区内），校验结果可能不满足。但是即使主变差动保护误动，其结果和高厂变差动保护的出口方式相同，并不影响最终结果（只是在故障分析时有些不妥，需要明确说明这一点）。

6）在实际情况中，最大短路电流倍数一般都比较大，在绘制出的10%误差曲线中往往找不到对应的允许实际二次负载阻抗值。这是因为在做CT伏安特性试验时，没有做到CT二次额定电流这一点，此时我们还可以采用拐点电压法来校核。利用公式K=Ug/I2n/（Z2+Zen），其中K为允许的最大电流倍数，Ug为拐点电压，I2n为二次额定电流，Z2为二次绕组阻抗，Zen为实际的二次负载阻抗。用允许的最大电流倍数与计算出的最大短路电流倍数比较，如果允许的最大电流倍数大于最大短路电流倍数，则认为该CT也是满足10%误差曲线要求的。

4 电流互感器不满足要求时的解决办法

当电流互感器不满足要求时，可以采取以下措施：

1）改用伏安特性较高的电流互感器二次绕组，提高带负载的能力；

2）提高电流互感器的变比，或采用额定电流小的电流互感器，以减小电流倍数m10；

3）串联备用相同级别电流互感器二次绕组，使负荷能力增大一倍；

4）增大二次电缆截面，或采用消耗功率小的继电器，以减小二次侧负荷；

5）将电流互感器的不完全星形接线方式改为完全星形接线方式，差点流接线方式改为不完全星形接线方式；

6）改变二次负荷元件的接线方式，将部分负荷移至互感器备用绕组，以减小计算负荷。

5 结束语

电流互感器饱和是引发微机保护装置不正确动作的主要原因之一，为了最大程度地减小其影响，应该在互感器选型、互感器参数选择、二次负载阻抗计算与现场校核、保护装置采取抗饱和措施等多方面采取合理且有效的措施，以保证发电厂及整个电网的安全稳定运行。

【参考文献】