110kV变电站微机型继电保护的现场调试

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110kV变电站电气设备安装及调试施工方案

XXXX工程电气设备安装及调试项目审核：校核：编制：XXX工程有限公司二〇一七年七月二十七日目录第一章工程概况工程名称工程内容第二章施工准备临时设施劳动力安排：技术准备主要施工器具施工顺序第三章所有电气设备安装的具体措施主变器安装方案配电装置安装施工工序和施工方法施工准备基础检查设备临时就位主母线安装分支母线连接电压互感器连接施工用具注意事项高中低压开关柜安装（开关柜，电压配电柜，继保通信装置，监控装置等）施工准备安装安全注意事项系统安装适用范围施工准备成品保护工艺流程施工用具注意事项隔离开关安装方案施工准备成品保护开箱检验隔离开关安装与调整使用工具安全注意事项站用变压器，接地变压器安装准备工作安装安全注意事项全站电缆设备调试第四章工期目标和施工进度控制工期目标第五章安全、质量措施安全措施质量措施质量程序及检验项目第六章安全目标安全保证体系安全管理目标安全管理组织机构及主要职责安全管理制度和办法重点专业的安全控制措施第七章环境保护及文明施工环境保护加强施工管理严格保护环境文明施工的目标及实施方案文明施工考核管理办法工程名称工程电气设备安装及调试项目。

工程内容、主变压器及其附属设备安装；、中性点成套装置安装；、站用配电干式变压器安装；、中低压成套配电装置安装；、无功补偿成套装置安装；、计算机监控系统；、继电保护及安全自动装置安装；、组合电器及避雷器安装；、电力电缆、电力电缆、控制电缆的安装；、设备调试。

临时设施根据现有的临时的设施，安排好人工的临时宿舍，选择好堆放材料与工具的仓库，按照现场电工的要求，接好临时机械的用电。

劳动力安排：技术准备、认真学习熟悉施工图纸，理解设计的意图，搞好图纸会审。

、编制施工方案和施工操作要点，对可能出现问题的部位和工序提出注意事项和措施，对关键工序有专门的单项施工方案。

110KV及以下线路微机保护装置调试的安全及技术措施

110KV及以下线路微机保护装置调试的安全及技术措施一、110KV及以下微机保护装置调试工作前的准备1、检修作业5天前做好检修准备，并在检修作业前2天提交相关工作申请。

准备工作主要包括检查设备状况、反措计划的执行及设备的缺陷统计等。

2、根据本次校验的项目，组织作业人员学习作业指导书，使全体作业人员熟悉作业内容、进度要求、作业标准、安全注意事项。

3、开工前一天，准备好作业所需的仪器仪表、相关材料、工器具。

要求仪器仪表、工器具应试验合格，满足本次作业的要求，材料应齐全。

仪器仪表：1000V摇表、微机继电保护测试仪、钳形相位表、数字万用表工器具主要包括个人工具箱、（模拟断路器）4、最新定值单、相关图纸、上一次的试验报告，技术资料（图纸、技术说明书、使用说明书、校验规程，要求图纸及资料应与现场情况保持一致5、准备安全控制卡、工作票二、安全技术措施（以下分析基于110KV 及以下线路微机保护装置调试现场功能工作危险点及控制）（一）人身触电1、防止误入带电间隔：熟悉工作地点、带电部位，设立运行标志、地线、安全围栏2、试验仪器电源的使用：必须装有漏电保安器，工具包绝缘、至少两人进行，一人操作、一人监护，禁止从运行设备上取电源。

3、保护调试及整组试验：工作人员之间应相互配合，通电、摇绝缘、传动开关负责人之间做好联系。

（二）防“三误”事故的安全技术措施1、执行安全措施票（安全控制卡）2、不允许在未停运的保护装置上进行试验和其他测试工作。

3、不允许用卡继电器触点、短路触电等人为手段作为保护装置整组试验。

4、现场工作使用的图纸的正确性、唯一性及修改二次回路的流程及相应的传动检查方案5、记录开工前状态（压板、保险、把手）做措施（电流、电压、故障录波、通讯接口）验电验地、清扫紧固、核对端子排接线、整定定值、测量压板电位、电压切换试验、盘上盘下电阻试验、摇绝缘、测正负之间电阻、恢复措施。

“不能以传动代替查线、也不能以查线代替传动”。

110kV变电站电气安装调试技术要点及对策探析_2

110kV变电站电气安装调试技术要点及对策探析发布时间：2021-09-02T17:02:14.100Z 来源：《建筑实践》2021年40卷第4月11期作者：尹顺瑞[导读] 电力事业在时代与社会飞速发展的过程中发挥着重要作用尹顺瑞身份证号码：37292619821119****摘要：电力事业在时代与社会飞速发展的过程中发挥着重要作用，同时也对其安全运行提出更高的标准，而变电站运行质量取决于电气设备的支持。

因此，电气设备安装调试技术应用情况将直接影响电力系统运行。

但在技术实际应用中，经常出现变压器渗漏油与设备受潮损坏等质量问题。

因此，本文对110kV变电站电气安装调试技术应用要点进行分析，阐述主要技术问题，并提出有效解决对策，为从业人员提供技术参考。

关键词：110kV变电站；电气安装调试；技术要点；对策引言在社会经济迅猛发展的背景下，电力建设迅猛进步，国家电网建设属于国家建设的重点内容，智能电网运行之下，电网发展必须向着大规模、大检修、大营销及大生产等方向转变。

变电站建设中不可或缺的重要部分就是电气设备的安装，所以这就需要强化变电站电气设备的安装技术应用，以强化变电站电气安装质量，保障变电站能够稳定运行。

1变电站电气设备安装概述变电站电气设备的安装主要包括两个方面：室外电气设备的安装和内部电气设备的安装。

电气设备安装，包括变压器、断路器、电流互感器、电压互感器、避雷器、电抗器、防雷装置，设备接线盒、站用电源设备、消防设备、室外电缆敷设等；安装的二次设备包括：控制系统、继电保护系统、主要交流元件的线路保护、保护电阻、故障录波、故障测距、数据采集系统、通信系统、控制系统，交流站供电系统等。

2变电站电气安装工程项目冲突事件调查为发现冲突在变电站电气安装工程项目中的特点，结合某电力开发公司承包的48所变电站电气设备安装工程项目的实施记录以及153位项目管理人员的对安装项目中的冲突事件的记录，通过筛选（将发生次数小于5且综合专家认为不具有代表性的事件筛除），最终选取有效样本数量为136份，并分析数据、合并同类项得到关于变电站冲突事件的种类与频率。

微机型继电保护装置的现场调试方案优化

相电流，并拆掉端子排至主控 ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ或柜上装
置电流线，在后台机上观察三相电流数据显示是否正确变化，由此可排查电流相序的正确性；若电流相序正确，应查电流极性是否正确，各电压电流等级母线上进出有功功率应平衡，各母线上所有受电间隔有功功率之和与送电间隔有功功率之和应相等。如不相等，可根据变电所实际运行状态判断哪个功率方向不正确，功率反的功率点将ＴＡ极性对调即可。
Ｑ１盟Ｑ：Ｑ（王）
工业技术
ＣｈｉｎａＮｅｗＴｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓａｎｄＰｒｏｄｕｃｔｓ
微机型继电保护装置的现场调试方案优化
韩军马艳红（宾县电业局，黑龙江宾县１５０４００）
通过对系统调试环节的优化，实现对号应跳主变各侧断路器，轻瓦斯、温度高信系统运行状态的有效检测，以解决运作过号应报警。变压器测温电阻有３根出线，一程中的相关隐患。实现其差动保护极性的根接测温电阻一端，另两根共同接测温电有效检验。针对其主变压器的相关负荷问阻另一端，用以补偿从主变到主控室电缆题，解决主变压器差动极性的相关问题。通的显示名称、时间要正确；重瓦斯、压力信
摘要；为了满足电力系统的稳定运行的需要，针对其微机型机电保护装置展开优化，从而实现其电力系统的正常运行。本

浅谈微机型主变保护调试的要点

浅谈微机型主变保护调试的要点摘要微机型主变保护装置以其灵活性强、可靠性高、调试方便等特点得到广泛应用。

结合现场调试中出现的问题，提出一些自己的看法。

关键词微机型主变保护；继电保护；调试电力变压器在电力系统变电、输电和配电每个环节中广泛应用，它又是变电站内最重要的设备之一，它的安全运行对电力客户安全用电起决定性作用。

现在微机型保护代表了继电保护技术发展的重要方向，随着电力系统的发展，电网结构日趋复杂，微机型保护装置可满足保护种类多、保护配置复杂、反应速度快的需要，而这些也正是变压器保护所需要的，所以近几年微机型变压器保护在电力系统中的运用越来越广泛。

本文结合变电站现场安装调试过程中碰到的一些微机型变压器保护的问题，在理论及实际应用上作一些探讨与说明。

1 微机继电保护测试装置接地、功放老化及软件出错问题1.1 现场调试发现的问题1）在某变电站施工现场进行调试，给主变压器保护装置加工作电流、工作电压，发现电压与电流幅值和角度均不稳定，而单独加单相电压和电流则显示正确，把测试仪的接地与保护装置的接地连接，不稳定的现象消失。

在另一次调试中发现，在高、低压侧加电流做比例差动，所加电流与显示电流无法平衡，而用钳表测量电流，显示输出正常，但输出的N流过的电流与装置所显示的电流差的和刚好为N里原应该流过的电流。

如果我们断开保护装置的接地，该现象消失。

这现象说明了保护装置的接地分流了。

2）目前继电保护调试工作中基本都是使用微机保护测试仪，它使用方便，功能全面。

由于每一项保护调试工作都需要依赖微机保护测试仪，因此仪器的使用频率非常高，长时间的使用大大加速仪器内部元件的老化，尤其以功放老化最为严重。

一般测试仪使用一年半左右都会出现功放老化的情况，如大电流、大电压输出无法快速达到，经常出现在大电流下所测数据超标，即表现为带负载能力下降的现象。

3）由于一般微机测试仪都是与电脑配合使用，Windows系统的不稳定，施工现场环境的恶劣，经常造成文件缺失或错误，硬件的损坏，引起测试仪软件运行的不正常，导致试验结果误差的增大或错误。

110kV智能变电站继电保护综合调试

- 77 -工业技术０　引言智能电网是世界电网发展的方向，智能变电站是智能电网的枢纽和核心。

智能变电站采用先进、可靠、集成的智能化设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基础，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和检查等功能，其特征是一次设备智能化、二次设备网络化、通信平台标准化。

１　智能变电站结构IEC 61850是电力系统自动化领域全球通用标准，它规定了从产品设计制造、工程集成、项目管理、设备运行维护等项目环节中信息交换的标准化方法。

IEC 61850标准体系通过对变电站自动化系统中的对象统一建模，采用面向对象技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口，解决了变电站自动化系统设备的互操作性和协议转换问题，使变电站自动化设备具有自描述、自诊断和即插即用的功能，使不同厂家的设备之间可以无缝连接，方便了系统集成，降低了工程费用[1]。

智能变电站按照IEC 61850标准，采用3层两网结构，3层即站控层、间隔层和过程层，两网即站控层网络和过程层网络，智能变电站层架构如图1所示。

站控层设备主要包括监控主机、操作员站、数据通信网关、数据服务器和综合应用服务器等，间隔层设备包括保护装置、测控装置和故障录波等，过程层设备包括智能终端、合并单元和智能组件等。

过程层设备将交流模拟量、直流模拟量、状态量就地转化为数字信号，通过过程层网络把数字信号传输给上层，并接受和执行上层下发的控制命令。

间隔层设备采集本间隔一次设备的信号、控制操作一次设备，并通过站控层将相关信息上送给站控层设备和接受站控层设备的命令。

站控层可实现对全站一、二次设备进行监视、控制以及与远方控制中心通信。

２　工程概况广州110 kV 美林站按智能变电站设计，于2021年1月投运，一次建成3台63 MVA 主变，3回110 kV 进线，采用线变组接线，10 kV 出线48回，单母分段接线，电容器6组，站用变2台。

二次设备主要包括微机自动化系统、智能录波系统、交直流电源系统、时间同步系统、电能计量系统、电能质量检测系统以及电压质量检测系统等。

变电站继电保护检修工作及调试管控

变电站继电保护检修工作及调试管控摘要：变电站继电保护综合调试是变电站投运前最重要的一项技术把关工作，其目的是对变电站二次回路在设计以及安装中存在的不足和问题进行检查并解决。

通过调试，发现和解决变电站二次回路在设计和安装中存在的问题，检验保护和测控装置动作与矫正电力系统的通信，确保各设备以及保护和测控系统安全稳定运行。

关键字：变电站；继电保护；调试变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。

1变电站继电保护检修工作的必然性与必要性随着智能变电站技术应用的推进，变电站一次设备具备状态监测功能成为一种技术发展趋势，全寿命周期管理模式的推进，传统的一次设备定期检修模式正在逐步演变为状态检修。

在此技术背景下，大大提高了因保护系统检修要求一次设备停运的可能性，或者说继电保护系统必须研究智能变电技术背景下的在线检测技术，在确保继电保护系统安全的前提下，减少一次设备的停电几率，维护开展一次设备状态检修的效果，提高电网的可靠性，同时，降低继电保护隐形故障的几率。

变电站是电力系统中的重要组成部分，其运行状态直接关系到整个供电系统的安全，而通过对变电站继电保护状态的定期检修与维护，可以对变电站运行情况进行持续监测，及时发现设备运行当中出现的故障，并做出相应的预防和处理，有效避免了设备故障，老化等因素给变电站运行造成的不良影响，进而保证了供电系统运行的安全。

因此我们有必要强化变电站继电保护状态检修工作。

2 变电站继电保护检修工作概述近年来，随着国家电网公司电网规模的增长及设备装备水平的不断提升，检修工作量剧增和人员不足矛盾日益突出，难以适应精益化管理的要求和电网发展的需要。

为此，国家电网公司大力推进生产管理模式的变革，实施输变电设备状态检修。

微机型继电保护装置的调试及问题解决对策

器、隔离开关编号，｜、ＴｒＶＡ变比，将模拟量、脉冲量系数设置正确。系统图、网络图、图、时报表、历史报表等图表按实际进行设计、棒实
组态，做到完整准确。１装置打印、声音报警功能的调试．４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３）适应标准规约的通信能力。１回路调试表、五防等装置的通讯应正确。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，以满在最后阶段还应对整个综自系统完善，确保综白系统防雷抗干扰，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、检查各屏上标签框上应做好正确标识。２系统调试监控、打印等功能的全面校验和调试。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。１１一次、二次系统的接线检查．２１差动保护极性校验．１１１开关控制回路的调试。．．送出直流屏控制电源、合闸电源，检查一次开关侧储能电源或合闸电源保险是否合上，手动逐一合上装置电源开关和控制回路开关，检查控制回路、断路器位置指示灯是否对应，分合闸是否正常ｉ如不正常要立即关闭控制电源，查找原因。１．开关状态在后台机上的反应。．２１手动逐一分合一次侧断路器、隔离开关、接地刀等，查看后台机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— ，Ｂ— ，ａｂＣｃ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，且最大值相加应为０。对于三圈变压器，送点侧与受电侧各。如相反，则需等停电以后在上的显示名称、时间是否正确对应，断路器、隔离开关、接地刀状态侧电流波形相反且最大值相加应为０Ａ显示是否正确。若与实际相反，检查断路器、隔离开关、接地刀辅助Ｔ二次侧更改极性接线。２２带方向保护的方向校验．触电常开常闭点是否接反，或检查后台机遥信量组态改正。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１１变压器等设备信号的检查。．．３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。变压器测温电阻有３根出线，一根接测温电阻一端，另两根共同接测温电阻另一端，用以补偿从主变到主控室电缆本身的电阻，提高测温的精度。１１二次交流部分的检查。．．４用升流器在一次侧分别对Ａ、Ｂ、Ｃ三相加单相电流，对二次电流回路进行完整性检查，不应出现开路或者串到其他回路的现象，在保护装置面板查看保护和测量回路电流的数值、相别，用钳流表在电度表测量计度电流，最后在后台查看电流显示是否正确。用升压器在ＴＶ二次侧分别对Ａ、Ｂ、ｃ三相加单相电压，检查对应母线上所有保护、测量、计量电压回路应有电压，其他母线上应无电压，保护装置面板、后台机电压显示值对应正确，用万用表测量计量柜电压也应该正确。加三相电压，用相序表测量保护、测量、计量电压相序与所加电压相序对应，如保护装置有Ｔｖ切换功能，模拟运行实际条件，满足柜工作、试验位置逐一进行切换。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（大最不超过１０度）８，即同半波数据内电流最大值落后电压最大值几个采样

110kV变电站设备安装调试技术的要点、难点分析

110kV变电站设备安装调试技术的要点、难点分析摘要：变电站是将电力系统中的电流进行升降压的变电和配电处理,再由输电线路输出。

本文主要详细的分析了 110kV 变电站装置安装调试的时候出现的一些技术方面的问题，从一些相关方面而且根据这么长时间在电力装置安装调试以及电力系统设计时候的一些有用的经验。

关键词：110kV变电站；设备安装调试技术；随着社会的不断发展，人们对电的需求量在不断的增加，电网的结构也日趋复杂。

变电站在电网运行中起着重要作用，变电电气设备运行的好坏直接影响到电力能源的输送，进而影响人们的生产工作和生活，因此，必须要加强对变电电气设备的安装与运行维护技术研究，以确保变电站能够稳定的运行。

一、110kV变电站设备安装调试技术的难点1.底座与预制基础尺寸不匹配。

目前，我国的变压器并不是直接安装在地面上，通常安装在具有基础型的钢座上。

基础型的钢座焊接在接地干线上，并固定在地面上。

变压器则是利用螺栓固定在钢座上。

然而在安装变压器时，常会出现变压器底盘与钢座的尺寸不匹配的问题，影响设备的顺利安装。

2.安装过程的合理操作。

变电站加强对操作人员的技术培训，落实责任，完善质量管理体系，贯彻操作注意事项、安装事项，保障安装调试质量。

仪表等设备安装位置要严格遵守设计文件图纸规定。

然而安装调试过程中，由于技术人员对仪表不合理的敲击、震动，造成仪表安装的不牢固、不平正或是仪表与设备、线路管道或设备的连接、固定处受力不均，一旦遭到非正常的外力就会使得设备不牢固。

在穿线前没有对线路管路安装与链接其进行吹扫，清扫污物，进而对线路的链接造成影响。

电气设备安装地多尘、潮湿时，需要进行防潮防尘处理的却没有采取及时的防范措施3.缺少全面的电缆防护措施。

电力电缆通常是铺设在地下，在地下的电缆管孔，通常不被重视。

通常在安装电缆过程中，疏忽了对管孔的管理，而造成漏堵等问题，发生小动物误入和外部水渗入现象。

在铺设电缆时缺少与变电站的其他的工程相互之间的交流和配合，从而导致电缆沟内出现积水等隐患。

110kv变电所调试方案

试验维保方案一、工程概况：二、该电气工程共分为110KV变电站、10KV配电所、车间区。

电气试验主要工程量在110KV变电站、10KV 配电所。

二、试验依据标准五、试验项目、方法和注意事项：开展所有试验之前,提前一天给业主发送请检通知电力变压器项目测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；绝缘油试验；额定电压下的冲击合闸试验；试验验方法（过程：按图接线校线试验）在测量直流电阻开始之前，首先搬动变压器的分接开关转动一周重复3到4次，然后按照试验接线图接线，夹线钳夹到设备线夹上，要紧固以便减小误差，接线完毕后应由其他试验工程师核对，确按tgδ；在开展绝缘油试验时，要选在气候干燥风速小的时候开展（采用全自动试油机）a、用洁净的汽油洗涤试油杯，调整平板电极间距为2.5mm;b、油样送到试验地点要静止一段时间后再开展试验;断路器试验项目（110KV）：5.2.1.1.测量绝缘拉杆的绝缘电阻；5.2.1.2.测量每相导电回路的电阻；5.2.1.3.断路器操动机构的试验；5.2.1.10.套管式电流互感器的试验;5.2.2.试验方法（过程：按图接线校线试验）5.2.2.1.用5000V兆欧表测试绝缘电阻，阻值不能低于6000MΩ;5.2.2.2.;测范围内.试验,闸的同期性及配合时间.试验接线按照开关特性测试仪接线图连接,核线确认无误后开始试验,记录实验结果,试验完毕.5.2.2.7.用500V兆欧表测量分和闸线圈的绝缘电阻,绝缘电阻值不应低于10MΩ;用福禄克177测量分合闸线圈直流电阻;5.3.1.真空断路器试验项目（10KV）5.3.1.1.测量绝缘拉杆的绝缘电阻；5.3.2.试验方法（过程：按图接线校线试验）5.3.2.1.用2500v兆欧表测量绝缘拉杆电阻；5.3.2.2.首先合上断路器,然后按照直流电阻测试仪的接线图接线,核线确定无误后开始试验,待读数稳定后作下记录,试验完毕;5.3.2.3.交流耐压分两部分进行一是：合闸状态下；二是：在分闸状态下及检验真空灭弧室断口间的耐压水平。

继电保护现场调试需要注意的几个问题

继电保护现场调试需要注意的几个问题作者：邓雪云来源：《科技资讯》 2014年第24期邓雪云(广东连州市潭岭水电厂广东连州 513400)摘要:伴随电力行业的快速发展,电是现代社会人们平时生活中不可或缺的重要资源。

努力保证继电保护工作的正常运作,可以有效避免一些意外事故的发生,能够从基础环节确保电网的运行安全,这对实际生活具有着重要的意义。

本文主要通过叙述在继电保护过程中会遇到的问题,并针对问题提出了合理的解决方案,仅供同行参考。

关键词:继电保护现场调试问题解决方案中图分类号:TM62 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2014)08(c)-0121-02电力系统是个统一的有机整体,随意哪个环节若出现问题都能对其造成严重影响。

但是,进行继电保护设置可以实时掌握电力器备的运行情况,将电力系统出现的问题切除,最大程度的降低电力故障对整个系统造成的影响。

另外,继电保护还可以有效提升电网运行时的分析及处理效率,给相关工作人员带来更大的便捷,可以让他们及时掌握微机保护的实际情况并实时对录波装置进行监控。

继电保护紧急控制系统可以对所发现的故障及时作出判断并启动继电保护装置,以最快的速度恢复电力系统正常工作,保障电力系统工作时的稳定性。

因此,为了保证电力系统的稳定安全运行,必须重视继电保护的实际意义。

1 继电保护现场工作中常发生的主要故障1.1 微机继电保护装置故障微机继电保护装置其主要故障的具体表现是静电和电源作用。

电压在进行输出时由于输出的电源功率不能达到既定的要求而被迫降低,长时间的低电压会导致基准数值出现波动,同时还会减短电路的充电时间,以至于对其保护装置的逻辑配合能力造成严重影响,致使继电保护装置丧失整个逻辑功能。

缜密的制作程序能够大大缩进导线和设备元件之间的间隔距离,通过长时间的工作,微机继电保护装置必然产生了大量的静电污染,灰尘将导致导电通道出现短路情况,以至于运行发生故障。

1.2 电流互感器故障电力系统规模以及系统电流值之间成正比关系,其数值越大,造成短路现象的几率就越大。

微机型继电保护装置的现场调试

整理和移交。
２回路调试阶段
回路调试阶段包括一次、二次系统的接线、保护、监控等功能的全部校验和调试。
２１检查一次、．二次系统的接线情况
（）１开关控制回路的调试。给直流屏控制电源、储
温度、压力等信号在后台机上显示的名称、时间是否正确；重瓦斯信号、压力信号应跳主变各侧断路器、
轻瓦斯、温度高信号应报警。
查变压器温度在后台机显示是否正确。一般主变
压器测温电阻有３根出线，一根接测温电阻一端，另两根共同接测温电阻的另一端，用以补偿从主变压器
（）２开关状态在后台机上的反应。逐一拉合一次侧
断路器、隔离开关，查看后台机事件名称、时间是否正确，断路器、隔离开关状态显示是否正确。若状态与实际相反，一定是断路器、刀闸辅触点常开常闭接反。此时，可通过更改电缆接线或后台机遥信量组态
能电源或合闸电源，检查一次开关侧储能电源或合闸电源保险是否合上。合上装置电源开关和控制回路开
关，手动逐一分合断路器，检查控制回路、断路器位
置指示灯颜色是否正确，反应是否正常，如有异常要立即关闭控制直流电源，查找原因。
功能，达到进行系统调试的要求。回路调试阶段即结合设计要求和系统功统调试阶段即在所有一、二

110kV变电站微机型继电保护的现场调试

打印功能及时准确，整；合运行管理要求。完符准备阶段主要有以下几方面工作：．１１做好系统调试前的各项准备工作，首先应对变电站的综合自动２５声音报警功能．对断路器、隔离开关等开关量加声响报警功能；保护动作信息对化系统设备进行全面的了解。
阶段、回路调试阶段、统调试阶段、尾阶段。准备阶段主要是对变２２系统保护功能的调试系收．电站一次设备、次系统进行全面了解．握综保系统性能、置及屏二掌装保护功能的调试一般根据线路、压器、动机等继电保护装置变电柜功能，到系统调试的要求。回路调试阶段即结合设计要求和系统类型，照设计定值，升流器在线路一次或者用升压器在互感器二达依用
２１年００
第１期７
ＳＩＮＥ＆ＴＣＮＬＧＦＲＡＩＮＣＥＣＥＨＯＯＹＮＯＭＴＯＩ
Ｏ电力与能源０
科技信息
ｌ０Ｖ变电站微机型继电保护的现场调试ｋｌ
凡山泉孟松涛张书红（东油田工程监督中心河北唐山０３０冀６２０）
功能进行全面细致的试验，以满足变电站的试运行条件。系统调试阶次侧对保护装置模拟输入相应的电流、压做试验．验装置动作精电检段即在所有一、次设备带电、护系统全部功能均投入运行的情况度并传达至断路器．后台机上应报告保护装装信息、关变位信息二保在开下，保护系统运行反应的正确性。系统调试运行将结束后，对和显示动作时间数据。检验在针试运行过程中反映的问题进行消缺处理。最后．收尾阶段做好维护２３监控部分（信）能的调试在＿遥功

浅谈变电站自动化系统的现场调试

浅谈变电站自动化系统的现场调试随着电力系统的发展，变电站自动化系统在电力系统中的地位越来越重要。

它可以实现对变电站运行状态的实时监测和远程控制，提高运行效率和可靠性。

而变电站自动化系统的现场调试是系统投入运行前至关重要的一环。

下面我们就来浅谈一下关于变电站自动化系统的现场调试。

一、现场调试的意义在变电站自动化系统投入运行之前，必须进行现场调试，以保证系统的可靠性和稳定性。

现场调试的目的是验证系统的功能和性能是否符合设计要求，及时发现和解决系统中存在的问题，确保系统投入运行后能够正常工作。

现场调试还是对系统运行和维护人员的一次培训机会。

通过现场调试，工作人员可以了解系统的结构和工作原理，掌握系统操作的方法和技巧，提高对系统的操作水平和技术能力。

1. 系统搭建和连接调试系统搭建和连接调试是现场调试的第一步。

首先要确保系统的设备和线缆安装正确并且可靠，然后进行系统的硬件连接和线路接地的检查，确保各个部件之间的连接正确无误。

2. 硬件设备调试硬件设备调试是现场调试的重要环节。

包括对各个设备的供电和接地情况进行检查，确认设备的工作状态是否正常，如开关操作机构、遥测仪表、继电保护设备等。

通过对硬件设备的调试，可以确保系统各个设备的正常工作。

3. 软件系统调试软件系统调试包括对系统的各个功能模块和控制逻辑进行调试。

首先要确认系统的软件版本和功能是否符合设计要求，然后对各个功能模块进行调试和联调，确保系统的各个功能正常工作。

同时要进行设备的通信测试和数据交换测试，确保各个设备之间的通信正常稳定。

1. 安全第一现场调试是在变电站现场进行的，安全问题是首要考虑的。

在进行现场调试前，必须严格遵守变电站的安全操作规程，如戴好安全帽、穿戴好绝缘服、避开高压设备等，并严格执行现场操作规程，确保人员和设备的安全。

2. 严格遵守设计要求现场调试必须严格遵守设计要求，包括硬件设备的连接和接线、软件系统功能的验证和联调、系统整体性能的测试等。

微机型主变保护调试中出现的问题

其带负载能力下降的表现。还由于一般微机测试仪都是与电脑配合使用，Ｗｉｏｓｎｗ系统的不稳定，现场环境的恶ｄ劣，经常造成文件缺失或错误，硬件的损坏，引起测试仪软件运行的不正常，导致试验结果误差的增大或错误。
１２注意事项．
使用测试仪时，必须把测试仪与装置共地，虽然很多厂家售服人员声称测试仪接地与否无所谓，该接地仅仅是为了消除感应电，但好像事实上并非如此，且要把
多组ＴＡ公用的接地点解开，不然变电所的接地网也参
收稿日期：２０－５２０７０・２图１饱和曲线
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继电保护技术定值改小后校验，校验完后再改回原定值（这种现象在校验中经常出现，因为有校验人员懒得到后面去改接线），这样将无法发现中问变压器和中间变流器存在的饱和问题。现场调试时可使用输出较大的试验仪，现场若使用
１校验仪装置接地、软件出错及功放老化问题２Ｖ时，“ １７零序过压保护” 动作，此时保护装置采样值为
１１问题的发现．
在现场进行校验，加工作电流、工作电压，电压与电流幅值和角度均不稳定，而单独加单相则显示正确，把校验仪的接地与装置的接地连接，不稳定的现象消失。但有一次校验，在高、低压侧加电流做比例差动，
所加电流与显示电流无法平衡，而用卡钳表卡电流，显示输出正常，但输出的Ｎ里流过的电流与装置所显示的
１０。经多点测试发现交流变换插件中的中间变压器，Ｖ７当小于１０Ｖ时装置采样值与外加电压值相同，呈线性６变化。当大于１０Ｖ时装置采样值与外加电压值呈非线６性变化。在其它微机型保护装置的交流插件中，中间变

110KV变配电系统调试方案

110KV / 6KV变配电系统调试方案1.编制依据1) 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150－91。

2) 《电力系统继电保护及电网安全自动装置检验条例》。

3) 《电气安装工程施工及验收规范》GBJ303－89。

4) 《保护继电器校验》。

2.调试程序1) 人员、试验设备、仪表、仪器、消耗材料的准备。

2) 技术资料准备、熟悉、会审图纸。

3) 电气设备的高压试验。

4) GIS装置内SF6含水量分析。

5) 盘柜的外观检查、元器件复核、盘内线校接。

6) 保护继电器及综合保护单元校验整定；计量表计的校验。

7 )盘柜间二次联络线校接。

8) 直流盘柜调试。

9) 中央信号系统调试。

10)进线柜、母联柜本体调试。

11)PT柜二次回路的调试。

12)交流二次回路计量表计线路调试。

13)交流二次保护回路调试。

14)进线、母联及公用系统与微机远方监测控制，保护、信号整组试验（BZT）。

15)变压器控制、保护、信号回路与微机系统远控监测整组试验。

16)调试资料的整理，填写试验报告。

17)安装调试工作的检查确认及送电的准备。

3.调试方法和技术要求1) 高压一次电气设备试验。

变压器、断路器（六氟化硫断路器）、电流互感器、电压互感器、避雷器、电力电缆、绝缘子、电容器、隔离开关等。

2) 试验项目及试验的标准按照国标GB50150－91执行。

主要的试验方法参照《高压电器试验方法》。

常规的几种试验方法如下：3.1绝缘电阻的测试按照被试设备的额定电压等级选择兆欧表。

正常情况下，待表指示稳定后读取测试值，特殊情况下指60s时的测试值，注意将兆欧表的L端子接被试物，将E接地，G端接屏蔽位置。

3.2交流耐压试验试验时，注意复核接线和设备接地的连接。

检查试验器过流保护定值，正确选择试验器的容量，试验时采用静电电压表监视一次侧电压或球隙放电器和保护用水电阻串入试验的高压侧。

3.3直流漏泄试验试验时注意接线正确，观察漏泄电流的变化，升压时要均匀。

110KV变电站现场运行规程

110KV变电站现场运⾏规程1 总则1.1 本规程的说明：1.1.1 本规程根据设计资料和设备的技术要求及有关规程结合现场实际编制⽽成，是本站⼀、⼆次设备的运⾏依据。

1.1.2 本规程主要是规定现场运⾏监视、运⾏操作、事故及异常情况处理的要求和对⼀些设备的⼯作原理、使⽤操作⽅法及影响设备操作正确性的关键操作步骤。

1.1.3 编写依据：1、《电业安全⼯作规程》2、《电⽓事故处理规程》3、《电⼒变压器的运⾏规程》 DL/T572-954、《⾼压断路器的运⾏规程》电供（1991）30号5、《江苏电⼒设备交接和预防性试验规程》 2001年12⽉6、《继电保护及安全⾃动装置运⾏管理规程》（82）⽔电⽣产第11号7、《继电保护和电⽹安全⾃动装置现场保安规定》（87）电⽣供字第254号8、《微机继电保护装置运⾏管理规范》 DL/T587-19969、其它相关规程、调度、反措及技术资料。

1.1.4 适⽤范围：1、本规程仅适⽤于中电电⽓南京科技园110KV变电站。

2、变电站全体运⾏⼈员均应熟悉本规程并严格按照本规程之规定进⾏设备的运⾏维护和事故处理⼯作。

同时有关部门领导、技术⼈员亦应熟悉和掌握本规程。

3、本规程与上级有关规程、规定相抵触时，按上级规程规定执⾏。

1.2 对运⾏⼈员的基本要求：1.2.1 严格执⾏两票三制（⼯作票、操作票、交接班制、巡回检查制、定期切换试验制。

）做好安全措施、检查验收，把好安全质量关。

1.2.2 正确执⾏调度命令、倒闸操作及事故异常处理。

1.2.3 按时准确抄表，及时做好各项记录。

做到字迹⼯整清楚，内容简明正确，认真进⾏监屏和设备巡视检查⼯作。

1.2.4 严格遵守公司的各种规章制度，按站内分⼯做好设备的维护管理⼯作。

管理好各种技术资料、图纸、记录和报表；管理好各类安全⽣产⼯具、仪器设备、材料及⽣活设施。

1.2.5 严格执⾏变电站出⼊制度，对变电站的安全保卫负责，不允许外⼈擅⾃进⼊。

1.2.6 重视岗位培训⼯作，钻研业务技术，积极开展岗位练兵，提⾼运⾏分析能⼒和处理设备异常及事故的⽔平。

继电保护调试经验参考

继电保护调试经验参考1、过流保护调试要点根据所保护的对象不同,现场常采用一段、二段或三段过流保护，下面以三段式过流保护为例，简要叙述现场调试中应把握的几个要点,以抛砖引玉.校验过流保护一般选择“交流试验”模块进行测试。

如果保护不具方向性，则只需给保护加入故障电流，如果有方向性，电压源也应接入保护。

点击界面上“短路计算”按钮进行相应短路计算，并注意选择故障的方向.单独给保护输入故障电流时，若三相同时输入,请将测试仪IA、IB、IC三相电流设为正序相位，即0º、—120º、120º。

● 采用自动试验方式搜索保护定值时，若拟动作的那段保护的整定动作时间为tms，则应将（t+200)ms及以上的数值填入界面中的“间隔时间”框内，以保证测试值的准确性。

● 一般采用“全自动"或“半自动"方式，通过“递增”或“递减”变量来测试保护的动作值，而采用“手动"方式测试保护的动作时间.由于无论是继电器还是微机保护，在临界动作附近，其故障量与动作时间总是存在一定的“反时间特性”，即故障量越大(距离保护是越小)，保护的动作时间就越小。

为了使动作时间测试得更准确,在手动方式下，由测试仪输出的故障量（电压、电流幅值）应为整定值的1.2倍以上。

若是距离保护,测试仪输出的故障阻抗应为整定值的0。

8倍以下。

这样，保护才能可靠动作，并且动作时间趋于稳定,更接近保护整定的动作时间. ● 对三段过流保护，最好应先校验动作电流较小的III段动作值，在校验II段时,应退出III段过流保护，在校验I段时，应退出II段和III段过流保护，以防止其它段误动作而干扰试验。

● 有时I段，也即速断保护的整定动作电流很大,超出了测试仪单相输出的最大电流值,此时可将测试仪的两相或三相电流并联输出。

● 被并联的两相或三相电流的相位应设置为相同，这样实际输出的电流大小即为它们的幅值之和.● 为方便记录数据，只需选择其中的一相电流作为变量，以增减并联输出的电流大小使保护动作.● 流回测试仪IN的电流往往较大，试验时请尽量采用较粗导线，或将两根导线并接当一根使用，并且，大电流输出的时间应尽可能短，以保证设备安全。