继电保护装置试验方案范文

导语：如何才能写好一篇继电保护装置试验方案，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。

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关键词：继电保护；可靠性；检修措施

近年来,随着计算机技术和通信技术的发展,电力系统继电保护在原理上和技术上都有了很大的变化。可靠性研究是继电保护及自动化装置的重要因素,由于电力系统的容量越来越庞大,供电范围越来越广,系统结构日趋复杂,继电保护动作的可靠性就显得尤为重要,对继电保护可靠性的研究与探讨就很有必要。鉴于继电保护的重要性,对其定期进行预防性试验是完全必要的,决不能只是在出现不正确动作后再去分析和修复。因此对继电保护检修策略及措施也很重要。本文就这方面的问题,结合本人多年的工作经验进行探讨。

1.影晌继电保护可靠性的因素

继电保护装置是一种自动装置,在电力系统中担负着保证电力系统安全可靠运行的重要任务,当系统出现异常情况时,继电保护装置会向值班人员发出信号,提醒值班人员及时采取措施、排除故障,使系统恢复正常运行。继电保护装置在投入运行后,便进入了工作状态,按照给定的整定值正确的执行保护功能,时刻监视供电系统运行状态的变化,出现故障时正确动作,把故障切除。当供电系统正常运行时,保护装置不动作。这就有 “正确动作”和“正确不动作两种完好状态,说明保护装置是可靠的。 如果保护装置在被保护设备处于正常运行而发生“误动” 或被保护设备发生故障时,保护装置却 “拒动或无选择性动作,则为 “不正确动作”。就电力系统而言,保护装置 “误动或无选择性动作”并不可怕,可以由自动重合闸来进行纠正,可怕的是保护装置的 “拒动”,造成的大面积影响,可能导致电力系统解列而崩溃。而导致继电保护工作不正常的原因可能有以下几种。

(1)继电保护装置的制造厂家在生产过程中没有严格进行质量管理、把好质量关。

(2)继电保护装置在运行过程中受周围环境影响大。由于其周围空气中存在大量的粉尘和有害气体,同时又受到高温的影响,将加速继电保护装置的老化,导致性能改变。有害气体也会腐蚀电路板和接插座,造成继电器点被氧化,引起接触不良,失去保护功能。

(3)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。

(4)保护可靠性在很大程度上还依赖于运行维护检修人员的安全意识、技能和责任心。继电保护的可靠性与调试人员有密切关系,如技术水平低、经验少、责任心不强发现和处理存在问题的能力差等。 (5)互感器质量差,在长期的运行中,工作特性发生变化,影响保护装置的工作效果。

(6)保护方案采用的方式和上下级保护不合理,选型不当。

2.提高继电保护可靠性的措施

贯穿于继电保护的设计、选型、制造、运行维护、整定计算和整定调试的全过程,而继电保护系统的可靠性主要决定于继电保护装置的可靠性和设计的合理性。其中继电保护装置的可靠性又起关键性作用。由于保护装置投入运行后,会受到多种因素的影响,不可能绝对可靠,但只要制定出各种防范事故方案,采取相应的有效预防措施,消除隐患,弥补不足,其可靠性是能够实现的。提高继电保护可靠性的措施应注意以下几点:

(1)保护装置在制造过程中要把好质量关,提高装置整体质量水平,选用故障率低、寿命长的元器件,不让不合格的劣质元件混进其中。同时在设备选型时要尽可能的选择质量好,售后服务好的厂家。

(2)晶体管保护装置设计中应考虑安装在与高压室隔离的房内,免遭高压大电流、断路故障以及切合闸操作电弧的影响。同时要防止环境对晶体管造成的污染,有条件的情况下要装设空调。电磁型、机电型继电器外壳与底座间要加胶垫密封,防止灰尘和有害气体侵入。

(3)继电保护专业技术人员在整定计算中要增强责任心。计算时要从整个网络通盘考虑,认真分析,使各级保护整定值准确,上下级保护整定值匹配合理。

(4)加强对保护装置的运行维护与故障处理能力并进行定期检验,制定出反事故措施,提高保护装置的可靠性。

(5)从保证电力系统动态稳定性方面考虑,要求继电保护系统具备快速切除故障的能力。为此重要的输电线路或设备的主保护采用多重化设施,需要有两套主保护并列运行。

(6)为了使保护装置在发生故障时有选择性动作,避免无选择性动作,在保护装置设计、整定计算方面应考虑周全、元器件配合合理、才能提高保护装置动作的可靠性。

3.新形势下继电保护检修策略及措施

鉴于继电保护的重要性,对其定期进行预防性试验是完全必要的,决不能只是在出现不正确动作后再去分析和修复。继电保护定期检修的根本目的应是 “确保整个继电保护系统处在完好状态,能够保证动作的安全性和可靠性”。因此,原则上定检项目应与新安装项目有明显区别,只进行少量针对性试验即可。应将注意力集中在对保护动作的安全性和可靠性有重大影响的项目上,避免为检修而检修,以获取保护定期检验投资效益的最大回报。建议以下几点:

(1)尽快研究新形势下的新问题,制定新的检修策略修订有关规程 (对大量出现的非个别现象,不宜由运行单位自行批准),指导当前乃至今后一个时期的继电保护检验工作,积极开展二次设备的状态检修,为继电保护人员 “松绑”,使检修对系统安全和继电保护可用性的影响降到最低。

(2)在检修策略的制定上应结合微机保护的自检和通信能力,致力于提高保护系统的可靠性和安全性,简化装置检修,注重二次回路的检验。

(3)今后,在设计上应简化二次回路;运行上加强维护和基础管理,注重积累运行数据,尤其应注意对装置故障信息的统计、分析和处理,使检修建立在科学的统计数据的基础上;在基本建设上加强电网建设和继电保护的更新改造,注重设备选型,以提高继电保护系统的整体水平,为实行新策略创造条件。

(4)大力开展二次线的在线监测,研究不停电检修整个继电保护系统的技术。

(5)着手研究随着变电站综合自动化工作的进展,保护装置分散布置、集中处理、设备间联系网络化、光纤化继电保护运行和故障信息网建成后的保护定检工作发展方向。

(6)厂家应进一步提高微机保护的自检能力和装置故障信息的输出能力,研制适应远方检测保护装置要求的新型保护。

本文讨论了供电系统中的继电保护装置的可靠性问题,提出了探讨继电保护可靠性的必要性、影响继电保护可靠性的因素及提高继电保护可靠性的对策。其可靠性问题不仅与设计、制造、运行维护和检修调试等有密切关系而且继电保护装置维护人员也将起到关键性作用。最后本文讨论了保护检验的目的、建议尽快修订有关规程,研究制定新形势下的继电保护检修策略。

参考文献：

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【关键词】 电力系统 继电保护 可靠性

1 继电保护装置的运行环境极其维护

继电保护装置是实现继电保护的基本条件，要实现继电保护的作用，就必须要具备有科学先进、行之有效的继电保护装置。因此，要做好继电保护的工作，就必须要重视保护的设备。而设备的质量题目，直接决定了继电保护的效果，因而必须对继电保护的装置提出较高的要求，主要体现在‘四性’上。继电保护装置的重要性，不仅要在选用上考虑其是否达到基本运行条件的要求，还要在日常的检测和维护上做好工作。

首先，要全面了解设备的初始状态。继电保护设备的初始状态，影响其日后的正常和有效运行。因此必须留意收集整理设备图纸、技术资料以及相关设备的运行和检测数据的资料。对设备日常状态的检验，要对设备生命周期中各个环节都必须予以关注，进行全过程的治理。一方面是保证设备正常的、安全有效的使用，避免投进具有缺陷的设备。同时在恰当的时机进行状态检验，以便能真正的检测出题目的所在，并及时的找到应对方案。另一方面，在设备使用投进前，要记录好设备的型式试验和特殊试验数据、各部件的出厂试验数据、出厂试验数据以及交接试验数据和运行记录等信息。

其次，要对设备运行状态数据进行及时全面的统计分析。首先要了解设备出现故障的特点和规律，进而通过对继电保护装置运行状态的日常数据的分析，预先判定分析故障出现的部分和时间，在故障未发生时，及时的排查。因此状态检验数据治理就显得非常重要，要把设备运行的记录、设备状态监测与诊断的数据等结合起来，通过正确的完整的技术数据进行状态检验。通过数据的把握和设备运行规律的把握，可以科学地制定设备的检验方案，进步保护装置的安全系数和使用周期，保证电力系统的正常运行。

再次，要了解继电设备技术发展趋势，采用新的技术对设备进行监管和维护。在电力事业高度发展，继电保护日益严重，继电保护设备不够完善的情况下，必须加强对新技术的应用，唯此才能保证保护装置的科学有效，在电力系统的保护中发挥应有的贡献。

2 对继电保护装置的要求

2.1 选择性

选择性就是指当电力系统中的设备或线路发生短路时，其继电保护仅将故障的设备或线路从电力系统中切除，当故障设备或线路的保护或断路器拒绝动作时，应由相邻设备或线路的保护将故障切除。

2.2 速动性

速动性就是指继电保护装置应能尽快地切除故障。对于反应短路故障的继电保护，要求快速动作的主要理由和必要性在于：（1）快速切除故障可以提高电力系统并列运行的稳定性。（2）快速切除故障可以减少发电厂厂用电及用户电压降低的时间，加速恢复正常运行的过程。保证厂用电及用户工作的稳定性。 （3）快速切除故障可以减轻电气设备和线路的损坏程度。（4）快速切除故障可以防止故障的扩大，提高自动重合闸和备用电源或设备自动投人的成功率。

对于反应不正常运行情况的继电保护装置，一般不要求快速动作，而应按照选择性的条件，带延时地发出信号。

2.3 灵敏性

灵敏性是指电气设备或线路在被保护范围内发生短路故障或不正常运行情况时，保护装置的反应能力。

所谓系统最大运行方式，就是在被保护线路末端短路时，系统等效阻抗最小，通过保护装置的短路电流为最大的运行方式；系统最小运行方式，就是在同样的短路故障情况下，系统等效阻抗为最大，通过保护装置的短路电流为最小的运行方式。

2.4 可靠性

可靠性是指在保护范围内发生了故障该保护应动作时，不应由于它本身的缺陷而拒动作；而在不属于它动作的任何情况下，则应可靠地不动作。

以上四个基本要求是设计、配置和维护继电器保护的依据，又是分析评价继电保护的基础。这四个基本要求之间，是相互联系的，但往往又存在着矛盾。因此，在实际工作中，要根据电网的结构和用户的性质，辩证地进行统一。

电力系统保护分为主保护和后备保护，后备保护是指当主保护或断路器拒动时，用来切除故障的保护，后备保护可分为远后备保护和近后备保护2种，远后备保护就是当主保护或断路器拒动时，由相邻的电力设备或线路的保护来实现的后备保护，如变压器的后备保护就是线路的远后备。近后备保护是当主保护拒动时，由本电力设备或线路的另一套保护来实现的后备保护，如线路的零序保护和距离保护就是相互后备的

3 阻抗继电器及其动作特性

阻抗继电器是距离保护装置的核心元件，它主要用来作测量元件，也可以作起动元件和兼作功率方向元件。

3.1 单相阻抗继电器的特性

按相测量阻抗继电器称为单相式阻抗继电器，加入继电器的只有一个电压和一个电流。由于电压与电流之比是阻抗，即，所以测量阻抗电压和电流来实现。继电器动作情况取决于的值（即测量阻抗），当测量阻抗小于预定的整定值时动作，大于整定值时不动作。运行中的阻抗器是接入电流互感器TA和电压互感器TV的二次侧，其测量阻抗与系统一次侧阻抗之间的关系为：

对于单相阻抗继电器的动作范围，原则上在阻抗复数平面上用一个小方框可以满足要求。但是当短路点有过渡电阻存在时，阻抗继电器的测量阻抗将不在幅角为的直线上，此外，应电压互感器、电流互感器都存在角误差，使测量阻抗角发生变化。所以，要求阻抗继电器的动作范围不是以为幅角的直线，而应将其动作范围扩大，扩大为一个面或圆（但整定值不变）（如图1所示）。

3.2 全阻抗继电器

全阻抗继电器的动作特性。

全阻抗继电器动作边界的轨迹在复数阻抗平面上是一个以坐标原点为圆心（相当于继电器安装点），以整定阻抗为半径的圆，如图2所示，圆内为动作区，圆外为非动作区。

其特点如下：

（1）无方向性。当测量阻抗位于圆外时，不满足动作条件，继电器不动作；当测量正好位于圆周上时，处于临界状态，继电器刚好动作，对应此时的阻抗就是继电器的起动阻抗；当保护正方向短路时，测量阻抗位于第Ⅰ象限，当保护反方向短路时，测量阻抗位于第Ⅲ象限，但保护的动作行为与方向无关，只要测量阻抗小于整定阻抗，落在动作特性圆内，阻抗继电器就动作。

（2）无论加入继电器的电压与电流之间的相角为多大，继电器的动作与整定阻抗在数值上都相等，即

图2

3.3 方向阻抗继电器

由于全阻抗继电器的动作没有方向性，在使用中，将它作为距离保护的测量元件，还必须加装方向元件，从而使保护装置复杂化。为了简化保护装置的接线，选用方向阻抗继电器，它既能测量短路阻抗，又能判断故障的方向。

变压器纵差动保护主要是用来反应变压器绕组、引出线及套管上的各种短路故障，是变压器的主保护。变压器差动保护是按照循环电流原理构成的，图3示出了双绕组变压器差动保护单相原理接线图。变压器两侧分别装设电流互感器和，并按图中所示极性关系进行连接。

正常运行或外部故障时，差动继电器中的电流等于两侧电流互感器的二次电流之差，欲使这种情况下流过继电器的电流基本为零，则应恰当选择两侧电流互感器的变化。

图3 压器差动保护的基本原理和接线方式

即

若上述条件满足，则当正常运行或外部故障时，流入差动继电器的电流为：

当变压器内部故障时，流入差动继电器的电流为：

为了保证动作的选择性，差动继电器的动作电流应按躲开外部短路时出现的最大不平衡电流来整定，即减少不平衡电流及其对保护的影响，就是实现变压器差动保护的主要问题。为此，应分析不平衡电流产生的原因，并讨论减少其对保护影响的措施。

4 电力状态检修在继电保护工作中不可或缺

4.1 电力状态检修的概念

就电气设备而言，其状态检修内容不仅包括在线监测与诊断还包括设备运行维护、带电检测、预防性试验、故障记录、设备管理、设备检修和设备检修后的验收等诸多工作，最后要综合设备信息、运行信息、电力市场等方面信息作出检修决策。

在电厂、变电站检修决策时要考虑电网运行状态，如用电的峰段与谷段，发电的丰水期与枯水期；设备所在单元系统其它设备的运行状态，按系统为单元检修与只检修单台设备的合理程度；电力市场的需要，进行决策风险分析。

4.2 电力状态检修的优点

随着社会经济的发展，科学技术水平的提高，电力系统正逐步向状态检修体制过渡。状态检修与其他检修方式相比具有以下优点：

（1）开展状态检修是经济发展的迫切要求。对设备进行检修是为了确保设备的安全、可靠运行，而根据设备的状态进行检修是为了减少设备的检修停电，提高供电可靠性。开展设备的状态监测和分析，可以对设备进行有针对性的检修，使其充分发挥作用，即做到设备的经济运行。

（2）开展状态检修更具先进性和科学性。定期维护和检修带有较大的盲目性，并造成许多不必要的人力和费用的浪费；由于定期检修工作量大，往往使检修人员疲于奔命，加上现场条件和人员素质的影响“，越修越坏”的现象也时有发生。开展状态检修，可减少不必要的工作量，集中了优势兵力，使检修工作有一定的针对性，因而是更为科学，更为先进的方法。

（3）开展状态检修的可行性已经具备：随着科学技术的发展和运行经验的积累，已形成了较为完整的设备状态监测手段和分析判断方法，开展状态检修已有较充分的技术保证。

（4）由于状态检修往往是以设备运行状态下的在线监测结果为依据进行的检修，所以能够预报故障的发生，使我们可以及时掌握设备运行状况，防止发生意外的突发事故。

5 结语

继电保护对我国电力系统的安全运行，起着不可替代的作用，在我国经济持续发展，对电力要求不断增大的情况下，要做好继电保护工作，就要从各方面对继电保护的基本任务和意义，以及起保护作用的继电保护装置有深刻的了解，并要及时掌握未来技术发展的方向。随着保护装置的微机化程度不断提高，对继保工程的施工质量和人员技术的要求也越来越高，因此我们在施工中应该不断的总结提高，在执行继电保护方面要不折不扣地落实到位，并且进行逐一核实，确保继保工程任务的圆满成功。

参考文献：

[1]赵凯，康成华，雷兆江.电力系统的继电保护装置状态检修探析[J].中国科技信息，2008年04期.

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关键词：发电机保护；复压过流保护；差动保护；失磁保护

中图分类号：TV547.3 文献标识码：A

1概述

南水水电厂位于广东省武江流域韶关市乳源县境内，装有3台水轮发电机组，总装机容量93MW，分别为一机一变单元接线方式和两机一变扩展单元接线方式，为电网“黑启动”电源电厂。原发电机保护为南瑞LFP-981/982/983系列微机保护，投运已超过10年，继电保护设备严重老化，特别是在三台机组增容改造后，已不能满足安全生产需要，于2011年进行发电机继电保护改造，并取得良好的效果。

2 发电机继电保护改造工作

由于电厂的微机继电保护装置及自动装置绝大多数为南瑞产品，此次发电机继电保护改造选择了南瑞RCS-985RS/SS系列发电机保护装置，保证满足电厂自动化系统的要求。现对此次继保改造工作过程进行分析，并总结一些工作经验。

首先，在思想上必须清醒的认识到继电保护技术改造工作是一项非常专业的，风险高的工作，改造工作中必须时时保持清醒的头脑，保持严、细、实的工作作风。其次，要精心准备、精心策划，做好事故预想。最后，参与人员要严格遵守各项部颁规程规定及校验规程，采取严格的技术措施和安全措施，在改造工作过程中要耐心、细心的完成每一项工作，规范作业行为，防止继电保护事故发生。例如：

复合电压过流保护作为发电机、变压器、高压母线和相邻线路故障的后备，在本厂是参与到主变压器保护联跳回路中，在改造工作中，严格执行《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》，执行继电保护安全措施票，执行解除和恢复联跳回路接线时，防止触电及短接，做好标识及包扎，并登记在记录本上。在保护装置整组传动试验和投运试验时，严禁投跳回路出口压板，防止出现运行设备误动及人员伤亡事故。

差动保护是发电机的主保护，在改造过程中必须严格执行《继电保护和电网自动安全装置校验规程》，对差动保护回路接线进行检查核对，确保参与机组差动保护的机组中性点电流互感器及机端电流互感器特性要求与机组保护装置要求相符，在此次机组继电保护改造中通过检查，发现机组中性点电流互感器和机端电流互感器电流输出极性相反（如图1），即旧保护装置差动保护电流回路采用的是差流反极性输入，而新保护装置采用的是差流同极性输入(如图2)，随即着手在机组机端电流互感器二次绕组侧更改接线，严禁在保护柜端子侧更改差动电流回路接线，并进行短路试验，检查差动保护电流极性。在投运试验时，按照规程及方案要求，用机组带负荷方法检查差流，防止差动保护误动，造成机组跳机事故。

失磁保护反应发电机励磁回路故障引起的发电机异常运行，由四个判据组合，是较为复杂的保护之一，继保工作人员必须事先查阅资料，熟悉原理，掌握校验方法，完成需要的失磁保护方案，杜绝安全隐患。在保护装置整组传动试验时，保护装置动作正确，信号正确，机组灭磁开关与出口断路器动作正确，与监控系统对信号时发现，唯独无失磁保护动作报警信号。立即检查回路接线，发现无失磁保护动作报警信号开出至监控系统。查看保护装置技术和使用说明书中失磁保护出口逻辑原理，装置设由三段保护功能，失磁保护I段动作于报警（如图3），失磁保护II段动作与跳闸（如图4），失磁保护III段经较长延时动作于跳闸。

再查看保护整定值清单，只投入了失磁保护II段软压板，并未投入失磁保护I段软压板、失磁保护报警，后根据实际情况修改保护整定值清单，增加投入失磁I段软压板、失磁保护报警，重新校验失磁保护，保护动作正确，设备动作正确，监控系统发信号正确。

在保护装置投运试验过程中，开机空载检查保护装置各采样值时，保护装置报警灯亮，发“TA断线”报警信息，进入保护装置采样值显示栏查看为励磁B相电流无采样值。停机检查励磁电流回路接线，发现励磁变定时限过电流保护为两相不完全星型接线，并查看保护柜电流接线图，为星型接线（如图5），这是导致保护装置发报警信号的原因。根据实际情况对励磁电流回路接线进行该线（如图6），模拟励磁电流B相电流输入保护装置，满足工作条件。再次开机空载检查装置各采样值，正确，保护装置工作正常。

结语

通过此次机组保护改造工作，再次说明，在电力生产过程中，只要始终贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，牢固树立“一切事故皆可预防”的安全信念，严格执行规程规定，规范工作人员作业行为，杜绝安全隐患，就能进一步防止事故的发生。

参考文献

[1]DL/T995-2006继电保护和电网自动安全装置校验规程，中国电力出版社[S].

[2]Q／GDW267-2009继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定，中国电力出版社.

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[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5

    传统断路器计数器的电源接在断路器本体的辅助开关S1,断路器动作后S1触点闭合计数器动作。传统断路器计数器存在如下的主要问题。1)传统断路器计数器对断路器分合闸的动作无法加以区分,并且对断路器检修状态动作、正常运行状态动作和故障短路状态动作无法进行区别。2)传统断路器计数器机械机构长期运行可靠性下降,易发生机械故障。由于是机械结构,无法为变电站综合自动化服务。3)由于传统断路器计数器安装于断路器上,且示数装置较小,不方便运行人员读数和记录,会存在漏计现象。

    新型数字式断路器动作计数器的技术要求

    针对传统断路器计数器存在的问题,上海市电力公司奉贤供电公司研制了一种包含数字电路和CPU运算的新型数字式断路器动作计数器(下称数字式断路器计数器)来实现对断路器不同动作情况加以识别,分别记录并加以储存。通过数字式断路器计数器内部CPU的脉冲,始终实现对断路器动作情况的实施监控、数据采集,并最终实现数据上传,这样就可以有效地解决对断路器动作区别计数的问题。对数字式断路器计数器的技术要求如下。为了实现对于断路器不同动作情况的区分,需要从外部引入反映断路器动作情况的状态量。而最直接反映断路器动作环境的量就是当时电网的状态量,可以通过从电网二次侧取得反映电网工况的运行参量,将其和断路器动作信号一同输入到计数器的逻辑判断回路,通过数字式断路器计数器中CUP和预先设定的固定程序,来达到对于断路器动作情况的判别,并将结果分别储存到闪存的不同数据区。而对于断路器检修状态则可以独立的设置一个计数器脱机的状态,使得检修时断路器动作情况不计入总的断路器动作数中。另外,由于数字式断路器计数器采用电子信号采样处理、数字式储存的方式,因此数字式断路器计数器自身受外界不定因素造成计数不可靠的情况得到有效控制,且数据储存形式安全可靠。

    数字式断路器计数器的设计方案

    基本功能为了实现对数字式断路器计数器的技术要求,数字式断路器计数器应满足以下基本功能:①在正常运行状态下,保护动作且断路器动作,计数;②继电保护校验时保护动作、断路器动作,不计数;③检修时断路器动作,不计数;④信号继电器震动掉牌,不计数;⑤断路器正常操作时,不计数;⑥为保证数字式断路器计数器工作可靠性,应具有失电记忆功能。数字式断路器计数器在满足以上基本功能要求的前提下,在信号接入回路上要求二次侧接线尽量简洁,减少对继电保护工作回路的影响。同时在电路设计和原件选用上,在耐压、绝缘、抗干扰、稳定性、离散性等方面都应严格控制,确保数字式断路器计数器工作可靠、稳定。工作原理图数字式断路器计数器工作电源采用独立的小开关从110V直流母线上获取电压,在确保工作电源独立性的前提条件下,也方便了数字式断路器计数器安装和更换时投入和退出运行。在数字式断路器计数器动作信号回路方面,工作信号取自信号小母线,同时结合断路器信号继电器及断路器辅助接点等形成了另一套完整独立的回路。这不但保证了数字式断路器计数器工作信号独立不受干扰,也减少由于从二次侧接线而给继电保护装置造成干扰及不稳定因素。数字式断路器计数器的二次接线图,数字式断路器计数器的工作原理图如图(图略)4.3技术指标结合数字式断路器计数器工作原理图和现场设备实际工作工况,对于数字式断路器计数器的主要技术指标做出如下要求。1)额定电压为直流220、110V。2)信号电压为直流110V。3)功率消耗:装置直流电源回路的功耗,不大于3W。4)介质强度:装置导电部分连在一起对非带电金属部分或外壳的绝缘,应能承受50Hz交流实验电压2000V(有效值)、历时1min的试验而无绝缘击穿或闪络现象。5)装置的电器寿命为6万h。6)电磁兼容试验:对设备进行衰减振荡波试验,能满足GB/6162—1985《静态继电器及保护装置的电气干扰试验》标准要求,冲击电压试验,能满足GB/T7261—2000《继电器及装置基本试验方法》中19.标准要求;静电放电抗扰度试验,能满足IEC-61000-4-2标准要求;耐湿热试验,能满足GB/T7261—2000《继电器及装置基本试验方法》中第20章标准要求;高低温试验,能满足GB/T7261—2000《继电器及装置基本试验方法》中第21章标准要求。数字式断路器计数器与传统断路器计数器的性能比较如表1所示。

    数字式断路器计数器的应用效果

    上海市电力公司奉贤供电公司通过与上海华通自动化设备有限公司的合作攻关,研制了JSQ-1型数字式断路器动作计数器。JSQ-1型数字式断路器动作计数器,目前仅可实现检修状态动作和正常运行状态动作的区分。数字式断路器计数器于2011年2月在奉贤供电公司35kV明城站开始投入运行,使得断路器故障电流动作次数的手工记录变成自动记录。数字式断路器计数器投运至今,已经运行了近一年,运行情况正常,装置的记录数据准确,数据在任何情况下可长期保存,且显示直观、表达清晰、设置方便,大大提高了对断路器动作计数的可靠性。

篇6

关键词：防跳继电器；二次回路；跳跃

“防跳”回路是断路器控制回路的重要组成部分，那么它存在的意义是什么呢？当断路器手动或者重合在有故障的一次设备上时，继电保护装置将动作跳闸，此时，如果断路器控制回路中的合闸触点因人为原因或者设备原因未复归，合闸回路一直接通，断路器将再次合闸，因为一次故障仍未消除，保护继续动作断路器再次跳闸，从而发生多次跳闸合闸现象，这种现象称之为断路器的“跳跃”。这种情况下，不仅对断路器损伤极大，更是对电网造成了重复性的故障冲击，造成电网运行可靠性降低。“防跳回路”就是通过在操作箱或者断路器机构内加装“防跳继电器”，将其接点串入合闸二次回路中去，如果合闸回路一直处于导通的情况，合闸回路中的防跳继电器接点打开，断开合闸回路，使断路器可靠保持在分闸位置，防止跳跃现象的发生。

1防跳的试验方法

首先需要分清两个概念（1）5个电缆芯标号在二次回路里面的位置：标号分别是3、33、07、09和37，其中3和33指的是遥控合闸与遥控跳闸，接入在手合继电器和手跳继电器的后面，即进入操作箱之前，07和37指的是至合闸线圈和至跳闸线圈，位置在从操作箱出来去往机构的第一个点。09是跳闸位置监视回路，负责启动跳闸位置继电器给操作箱提供断路器位置，09可以同07短接在一起，也可以单独接取实际断路器跳闸位置辅助接点。（2）两个防跳继电器：分别是操作箱内部防跳继电器和机构防跳继电器，操作箱的防跳继电器接入在操作箱内部，因此遥控和手动跳合闸时可以启动防跳继电器，但是在断路器机构处分合闸是不经防跳的。机构防跳继电器配置在断路器机构内，无论遥控或者就地操作都经过机构防跳。对于220kV及以上电压等级断路器要求使用机构防跳继电器。220kV某变电站是一座常规变电站，220kV部分采用的是山东泰开高压开关有限公司生产的ZF16-252型GIS断路器机构，220kV部分采用双母接线方式。因为站内220kV断路器使用的是机构防跳，所以目前采用的测试防跳功能的方法是：将开关合闸，在远方遥控把手处将把手打至合闸位置保持不动（或者手动给03接入正电不返回），保证合闸回路接通不复归，使用微机测试仪给保护装置加入故障量（或者给37瞬间接通正电）。此时，如果断路器跳闸，虽然把手打在合闸位置但是断路器不再合闸，说明机构防跳正确。反之，如果断路器再次合上，说明机构防跳异常。

2防跳试验时发生的问题

进行防跳试验后，发现断路器在合闸位置。说明防跳回路异常，控制回路如图1所示。KM4：机构防跳继电器HK1：机构远方就地切换把手HQ：合闸线圈DL：断路器位置接点abc字母仅代表继电器接点编号首先发现的问题是：防跳经远方就地切换把手的接点HK1b，当把手在远方位置切断防跳回路，即正常运行时是没有防跳的。我们采取短接的方式取消掉HK1b接点。在断路器机构处进行分合闸试验正常，在保护屏进行防跳试验后，发现断路器跳闸后未能再次合闸，防跳试验结果也正确。但是进行过防跳试验后即使断开合闸把手，发现开关也无法再次合闸，除非断开控制电源重新上电，这是第二个问题：防跳继电器动作后不复归。我们再次分析改造后的回路图，当断路器合位时，如图2所示。防跳继电器经+TWJ0907DLbKM4形成回路，因为回路中两个继电器TWJ和KM4电阻配合不当，造成KM4左侧有+45V点，KM4两侧电压166V，大于75%额定电压值，继电器动作，分闸之后，虽然DLb接点打开，但是KM4c防跳继电器自保持接点接通，造成防跳继电器一直在动作的状态，无法合闸，需要重新断开一次操作电源，复归防跳继电器KM4，才能进行合闸操作。即取消HK1b后仍然存在问题。

3解决的方法

根据现场具体条件，目前共有两种解决方案：（1）在不短接HK1b的前提下，采用操作箱加机构的“双防跳”。名义上是双防跳，但是当机构远方就地控制把手切至远方时断开就地操作，同时也断开断路器机构内的防跳，仅使用操作箱防跳。把手切换至就地时，断开远方操作和操作箱防跳，仅就地防跳发挥作用。保证在任意情况下实际发挥作用的仅有其中一个防跳继电器。（2）在短接HK1b接点之后，将跳位监视09与07打开，将09从保护室引出至断路器机构，实际串接断路器分闸位置接点，如图3所示。当开关分位时，DLa节点接通但DLc接点分开；当开关合位时，DLc接通但DLa接点分开。不需要担心TWJ和KM4两个继电器的电阻配合。两种解决方法都可以达到使防跳发挥作用的效果。

4结束语

本文针对具体工作中遇到的防跳回路异常情况展开分析，通过对防跳回路试验方法、防跳二次回路的分析，详细说明了防跳回路的运行原理和改良优化的方法，杜绝了因试验方法不对或者对隐形故障的处理不当造成防跳回路“带病”运行。消除了隐患，保证了设备的可靠运行。

参考文献

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【关键词】发电厂 电气系统 安装调试 质量管理

1发电厂电气系统安装调试的概念及内容

发电厂运行的基础条件就是其电气系统，电气系统在运行中就需要加强对电气设备的调试，在对电气设备安装完成后需要对各个设备进行调试，并且在调试中还需要按照相应的标准进行，对于质量的检验工作需要在安装之前进行，并且质量的检验还需要能够和国家的相关的标准和技术要求进行符合，在达到实际的使用要求之后才能够投入使用，这也是发电厂电气设备安装调试的条件。

发电厂的电气安装以及调试之间的关系非常的密切，电气设备的调试主要就是对发电厂当中的电气设备，包含一次设备和二次设备等进行调试，在进行安装调试中还需要重视次序问题；在进行通电检查中，所有设备之间的关系也需要按照相应的要求进行，在调试中需要专业的人员进行并在相关规范流程的基础上进行；并且在电气设备调试中尽可能的确保设备在正常状态下进行运行，不能产生过度工况的情况，并且确保在调试的过程当中根据既定的方案要求就可以；同时还需要注意对调试的电气设备图纸进行审核和校对，保证没有问题后在进行下一项步骤；对继电保护整定值进行核对；参加分部实验的技术指导；负责整套启动过程中的电气调试工作和过关运行的技术指导。

2影响电气安装工程施工质量的因素

发电厂电气系统设备的安装技术水平以及工艺质量的要求非常的高，并且对于安装的人员素质也有很大的要求，主要体现在要求安装人员的专业技术水平以及责任心等方面，因为这些方面安装工程都会产生非常大的影响；发电厂的电气系统的安装是一项内容复杂以及工序多的系统活动，在进行电气安装工程当中不但有电气安装作业，还有土建工程施工，安装的过程当中还需要将影响安装质量的相关因素加强重视，有效进行协调作业，实现安装工程的质量以及工期都能够按照要求进行。

3发电厂电气系统安装中的质量管理

3.1安装准备工作的管理

发电厂电气主体工程在安装之前一定要结合发电厂的实际情况，尤其是对于可能影响安装质量的因素进行有效的总结和梳理，在一些比较容易产生质量问题的工序加强重视，采用针对性的措施加强防范，有效确保电气系统设备安装的质量。具体主要就是对于安装人员进行合理分配，对于安装过程中所应用到的机械的器具有效落实，尤其是需要加强对于安装技术标准以及相关工艺规范的了解。

3.2安装过程中的管理

电气系统安装过程中的质量管理是保证安装质量的重要管理内容，具体而言就是要以安装图纸和安装规范为基础，在施工过程中确保电气系统的安装位置、安装工艺和安装标准都能够达到规范要求，在阶段性施工结束以后，首先要由施工主体进行自我检查，然后与其他施工主体交互检查，严格执行QC质量验收管理体系，确保排除主观因素落实安装质量。同时在阶段性安装结束以后应该及时组织阶段性评定工作，对本阶段完成的安装问题进行梳理、解决，将质量问题处理环节提前，以免在工程结束后留下难以处理的质量问题。

4发电厂电气系统调试质量管理

4.1电气设备调试试验

（1）绝缘调试试验。设备绝缘效果是电气系统长期稳定工作的主要影响因素，所以在调试活动中也应该作为最主要的调试内容进行调试。在具体的调试活动中绝缘试验分为绝缘特性试验和绝缘强度试验，两种试验方法分别针对不同电气设备的不同工况，在电气系统的调试活动中首先应该保证绝缘调试的顺利进行，其次要对电气设备的设计运行环境和可能产生的运行环境变化进行深入分析，合理运用绝缘特性试验和绝缘强度试验确保电气系统整体保持较高的绝缘性能。

（2）保护装置调试试验。为保证发电活动和电气系统自身的安全，继电保护系统是电气系统必不可少的组成部分，在调试活动中其调试内容也是最为复杂的，调试主体既要考虑到继电保护装置对电气系统的有效保护，同时也要为电气系统提供较大的运行功率变化空间。在这一活动中的质量管理应该合理权衡安全和效率两个因素，在保证电气系统安全的前提下，尽量拓展电气系统功率的活动空间。

4.2电气装置的试运行

电气系统安装调试完成之后，要进行不同状态下的试运行，试运行是对电气系统安装和调试活动的整体考察。在这一活动中质量管理主体应该制定相应的试运行操作规程和意外情况处理规程，在试运行过程中严格按照操作规程执行，对试运行数据进行准确的记录，并及时处理试运行中产生的问题。在试运行结束以后对各个电气设备的运行参数进行梳理和分析，在此基础上对试运行中暴露出的问题深入分析、彻底解决，保证电气系统最终能够满足系统设计和相关规程的要求。

5 结语

发电厂电气安装调试是其建设过程中非常重要的内容，在此过程中，主要是对相关的电气设备进行调试与试验，使其能够达到正常的工作行为，电气设备的调试工作中最重要的工作内容是在电气设备安装完成之后，依据国家相关的技术要求及设备有关规定，对电气设备实施有效的调整与测试，并对其安装质量进行有效的检验，保证其在实际的工作中能够正常运行。因此，电气设备的安装与调试应坚持运用科学技术手段，解决其中存在的问题，使电气设备能够发挥真正的功效，为社会发展及人们生活提供重要保障。

参考文献：

[1]郭光友.发电厂的电气设备安装调试运行探讨[J].企业技术开发，2014，11：91+93.

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关键词：电厂电气；调试工作；改进创新

中图书分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）32-0036-02

随着现代电厂正向着大型化、智能化、综合化的方向发展以及电厂电气的复杂化和集中化程度越来越高，使得电气调试工作充满了挑战。虽然经过几十年的研究，已经积累了大量的理论和实际经验，形成了一套较为完善的电气设备的调试方法，并得到了广泛的应用，但由于电气现场调试试验自身的特殊性以及周围环境和其他设备的影响和限制，使得其中的许多试验项目无法按照常规、传统及以往的方法进行，需要寻找一些方便、可靠且实用得新方法。

电厂电气现场调试工作包括设备的单体试验、分系统试验及机组的整体启动运行试验。如何保障各项试验中具体内容步骤的衔接以及各项试验之间互不影响，需要对调试方法进行分析和综合评测，对电气设备的运行情况进行正确调试，进而为机组及系统的稳定运行提供保障。

1 电厂电气设备现有调试方法

1.1 主要一次设备的调试

电厂一次电气设备种类繁多，限于篇幅本文只选择电流互感器进行详述，具体调试内容和方法如表1所示。

除以上两种设备的调试之外，还有母线、互感器、断路器、避雷器、保护器、电缆、电动机、绝缘开关、接地装置等的调试项目。

1.2 二次设备的调试

本文选择继电保护装置进行介绍，具体调试内容和方法如下所述：

通过对装置上电，检查工控机与装置的通讯是否正常，并输入保护定值进行自检；用短接接点的方式返回模拟开关量，观察装置与工控机显示是否一致。在保护屏端子上加入交流电流和交流电压，并与装置的采集值比较，确定各项误差在规定范围内。

2 调试新方法可行性研究

2.1 传统调试方法的优缺点

传统的调试方法是多年来在现场实际中总结得来的经验所得，大多数方法仍然在电厂电气的调试试验中应用广泛，但其中有些调试方法已经逐渐显示出局限性。现总结其优、缺点如下：

①传统调试方法大多是基于现场实际操作得来并通过模拟方法还原实际工况来进行的，因此其生命力较强，但随着现场电气设备的数量、种类极复杂程度的提高，通过设备的逐个调试来总结经验形成固定模式的方法变得不再切合实际。

②传统调试方法一般都结合设备的原理进行试验，调试方法能够良好的遵循设备的工作流程，所以能够很好的反映设备的真实情况。但随着现代机组及其设备的容量、电压等级逐渐提高，还有一些超高压设备的应用使得根据与设备原理结合的调试方法变得不切实际。

③传统调试方法因其理论简单、操作简便而受到大多数一线调试人员的欢迎，能够得到很好的普及和应用。但针对现在电力调试和维护所倡导的以技术提高换取人员精简的口号，传统调试方法已经在这一方面失去了其优势。

2.2 调试新方法的可行性研究

①随着电气设备的更新换代，相应的试验设备及各种调试方法也得到了改进和优化。现在的设备无论在外形、精度、工作原理等方面都较以前更加完善，相对应的试验设备和调试方法可靠性和检出率也需要较大程度的提高，使得许多传统的试验方法显得不太实用，需要改进和创新。

②传统调试方法的固有的优势基础，可以为其革新和改进提供指导，优化和提高只需要对某一方面的设备、原理、参数等进行改进。这种改进的方法起到了承上启下的作用，及对原有的优势进行了继承，又吸收了新的技术应用，为其在设备更新换代中的持续应用打好了基础。

③传统调试方法在得到优化和更新后可以在一段时间内适应技术发展的需要，可以最大化的简化调试步骤和减小成本投入，其安全性特征也将得到显现，可同时保证待调设备和调试人员的安全，另外在调试方法更加智能和有效改进之后，可以实现调试人员的精简。

3 调试新方法的应用示例

电流互感器的变比测定是高压电气试验中的重要项目，在传统的调试中需要在在其一次侧加大电流二次测量，并用标准互感器及标准表测量比较。由于电流发生器笨重不易搬运，而且二次电缆需要进行加粗设计，这些都为现场调试带来了很大困难，基于此，本文对原有方法进行改进，对以下内容进行详细介绍。

同时，电压法在具体进行中还有很多需要完善的地方，由于其并没有建立在模拟互感器工作状态的基础上，而只是单纯的进行变比的测定，所以只适用于交接性试验，另外由于小变比TA的易饱和性较强，所以仍旧沿用电流法进行调试，且只需用较为轻巧的电流源即可完成试验。

4 结 语

本文以电流互感器为例介绍了现有调试方法的情况，并对传统调试方法的优缺点进行了分析，最后基于电流互感器的传统电流法提出了新的电压调试法，经过分析表明该方法可以替代原方法实现较好的调试功能。

本文只是对几种典型设备的现场调试试验进行了介绍，在实际应用中的改进方案还有很多，还有很多的缺陷需要新的调试方法去弥补，有待进一步研究和探讨。

参考文献：

[1] 郑贤艳.电厂电气调试方法的改进及新方法的研究[J].金陵瞭望，2011，（3）.

[2] 许承庆，何幼军.谈三峡左岸电厂电气二次设备安装和调试[J].中国三峡建设，2002，9（12）.