论智能数模一体化断路器保护调试方法
电力系统中的智能断路器切换与优化调控研究
电力系统中的智能断路器切换与优化调控研究随着电力系统的快速发展和电能需求的不断增长，对电力设备和系统的安全性、可靠性和效率等方面提出了更高的要求。
而智能断路器作为电力系统中的重要组成部分，其切换和调控功能的研究显得尤为重要。
本文将从智能断路器切换和优化调控两个方向对其进行深入研究和探讨。
一、智能断路器切换智能断路器作为电力系统中关键的设备之一，其主要功能是在系统超负荷或异常情况下及时切断电流，从而保护设备和系统的安全运行。
智能断路器的切换性能对整个电力系统的运行有着直接的影响。
因此，智能断路器的切换速度、切换稳定性和切换可靠性是研究和改进的重点。
1. 切换速度：智能断路器的切换速度应该能够快速响应系统中的故障或超负荷条件，并迅速切断电流。
切换速度与断路器的设计、驱动系统和控制策略密切相关。
通过改进断路器的机械结构、优化电磁继电器的响应时间以及采用先进的电子控制系统，可以提高智能断路器的切换速度。
2. 切换稳定性：智能断路器在切换过程中应该保持稳定，并且不产生过压、过电流或击穿等现象。
切换稳定性取决于断路器设计的合理性以及切换过程中的电磁、电力等参数的准确控制。
通过优化断路器的电磁设计以及使用先进的控制算法，可以提高智能断路器的切换稳定性。
3. 切换可靠性：智能断路器在长期运行中应该保持高度可靠性，能够承受高温、高湿等环境条件，并且不容易发生故障。
切换可靠性的提高需要对断路器的结构、材料和制造工艺进行综合考虑，并进行精细化的设计和制造。
同时，智能断路器的运行状态应该能够进行实时监测和故障诊断，以及及时采取措施进行维修或更换。
二、智能断路器优化调控除了切换功能外，智能断路器还可以通过优化调控来提高电力系统的运行效率和供电质量。
智能断路器的优化调控涉及到多个方面，包括负荷均衡、电能质量改善和优化能源管理等。
1. 负荷均衡：电力系统中存在着不平衡负荷的问题，即不同区域或节点的负荷分布不均。
不平衡负荷会导致电力系统的能量损耗和设备寿命的降低。
智能站继电保护装置原理及调试
间隔合并单元PSMU 602GC-E集成电压切换
告警总信号
接收采集器FT3
B码对时同步
接收采集器FT3
电子式互感器合并单元
FT3采样输出接口， 级联至间隔合并单元
B码对时接口 采集器FT3输入接口 采集器FT3输入接口
9-2采样输出接口
组网GOOSE口
调试口，下载程序及 配置
电子式互感器合并单元
智能变电站保护设备原理及调试
主要内容
一、设备概况 二、配置导出与下装
三、保护的基本原理 四、智能站保护调试 五、合并单元配置及关键技术 六、智能终端配置及关键技术
第一部分 设备概况
设备类型
按照智能变电站“三层两网”结构划分，国电南自智能设备分属在间隔层和过 程层。110kV及以上电压等级智能设备分类如下。
母线保护
分布式子机面板布置图
变压器保护
变压器保护
变压器保护
变压器保护
母线保护
背板布置图
母线保护
背板布置图
母线保护
分布式主机背板布置图
SV GOOSE
母线保护
分布式子机背板布置图
电子式互感器合并单元
屏柜间隔：220kV母差第一套保护屏I （220kV母线智能控制柜） 合并单元类型：母线电压合并单元 合并单元型号：PSMU 602
第二部分 配置导出与下装
保护配置
MMI: CID
站控层通讯
CPU：gse.xml smv.xml
CC : sv.xml gs.xml
GOOSE映射 采样值映射 SV端口映射 GOOSE端口映射
CCD范畴
配置导出工具：VSCL 61850 基于SCD导出CID及过程层配置 配置下载工具：SGView 配置下装
基于智能化变电站继电保护调试经验分析及总结
• 83•特征、相关信息等科学地采集与分析，主要的应用核心是特定人群（董云庭，2003—2004年中国电子信息产业回顾与展望[J].电子产品世界，2004(21)）。
例如：对糖尿病患者、癫痫患者、心脏病患者等，实现对患者身体健康状况的长期监测目的，通过对患者身体各指标数据的分析，随时掌握着患者的身体健康状况，通过对患者身体各项指标的了解与掌握，具有针对性地采取治疗措施，再与人机交互界面结合，加进去对患者身体的治疗与控制，具体如图1所示。
射频单元与基带单元，是无线通信终端的核心部件，大多数的都是依靠集成电路构成。
射频单元，主要由半导体器件所构成，而基带单元，则是由互补型金属氧化物半导体所构成（张兴，黄如，刘晓彦，微电子学概论[M].北京：北京大学出版社，2000）。
除此之外，集成电路技术还会对无线通信基站的交换设备、信号处理单元等产生积极的影响，确保信息数据的快速传输，提高整体的工作效率。
对集成电路所承载无线通信功能的科学完善，创新出语音业务，手机阅读器、全球定位导航系统((GPS)等，也是对其内部功能的逐渐扩展，通过对电子设备的使用，在网络技术的支持下，能够通过电子设备上网、视频等，根据用户自身的使用需求，充分发挥出各项功能的重要作用。
所以，受到了集成电路技术的积极影响，丰富无线通信系统功能，提高系统的工作效率，充分展现出无线通信系统的小、快、灵特点，满足所有用户的不同需求，拓展服务业务，为人们的生活提供方便与快捷。
三、集成电路技术的发展前景集成电路技术的发展，已经受到了我国及相关部门的高度重视，并给予了相关政策与资金的大力支持，把相关政策全面地落实到创新研发中，优化整体结构，扩大发展规模逐，提升整体的综合实力。
而对集成电路的设计与制造，使装测试技术能够达到国际水平，对一些重要的生产设备、材料等都能够应用到国内外的生产线中，增强我国的综合能力，提升我国科学技术水平，使我国集聚效应更加明显。
对集成电路的产业研发，虽然会遇到各种各样的问题，但是我们不缺乏创新的能力与持续发展的动力，针对具体的问题详细分析，制定出科学合理的解决措施，注重各环节之间的协同性发展，无论是产品的生产，还是集成电路技术水平，都能在国际化的发展中全面子展现出我国的重要优势。
智能断路器如何实现“智能化”
智能断路器如何实现“智能化”作为电力系统中较重要的控制元件，智能断路器的智能化是智能设备乃至智能电网的基础。
断路器的智能化，靠传感器技术、微电子技术和信息传输技术来共同实现。
智能控制单元是智能断路器实现智能控制的核心。
以微处理器为核心部件，结合传感技术、光电转换技术、数字控制技术、微电子技术和信息技术等，这些技术的综合运用使智能断路器更好的完成开断任务和提高开断的可靠性，实现断路器的智能化操作。
随着我国电网建设的快速发展，数字化变电站成为建设和研究的热点。
数字化变电站的核心在于一次设备的智能化与二次设备的网络化。
对于断路器这种极其重要的电力一次设备而言，其智能化的实现有十分重要的意义。
此外，工业生产或日常生活对电力系统的供电质量要求越来越高，最好能实现不间断供电，或者断电后及时修复，否则将影响生产生活的正常进程。
这就要求供电系统具有比较高的自动化程度和智能化水平，当电力系统出现一些故障时系统中的智能保护设备能及时识别故障类型，快速切除系统中的故障部分，防止故障进一步扩大，使整个系统能够正常运行。
智能断路器能够快速定位故障地点并断开电流，如故障仍存在则拒绝重合闸，并通过云平台发出报警信息，便于工作人员第一时间、全面掌握用电异常情况、快速修复恢复正常用电。
智能断路器只有当故障消失后才进行重合，大大提高用电的安全性和工作效率。
对于非故障性的操作，智能断路器可以在较低的速度下断开，减少断路器断开时的冲击力和机械磨损，从而提高断路器的使用寿命，在工程上达到较好的经济效益和社会效益。
智能断路器已将计量、控制及通信等功能融于一体，使电力设备的系统化、模块化成为可能。
微控制器技术的不断发展又为智能断路器功能的多样化、性能的优化和可靠性的提高提供了技术保障，未来智能断路器将不断优化升级，满足更多的智慧用电需求。
人工智能是新一轮产业变革的核心驱动力，将进一步释放历次科技革命和产业变革积蓄的巨大能量，并创造新的强大引擎，重构生产、分配、交换、消费等经济活动各环节，形成从宏观到微观各领域的智能化新需求，催生新技术、新产品、新产业、新业态、新模式。
供电局智能开关调试流程
供电局智能开关调试流程
1.产品都是嵌入式结构，只需要在开关柜面板上开一个孔，然后固定在面板上；
2.根据端子图接线并检查正确，接通电源；
3.断开和短接各开关输入，并检查其功能是否正常；
4.温湿度控制功能，通过口向传感器吹气，直到加热指示灯亮，加热输出端亮；
5.充电显示器的输入端分别连接到高压充电传感器。
任一相充高电压时，相应的充高电压红色指示灯亮，三相未充时，绿色指示灯亮。
开关柜智能控制装置的主要功能是显示实时动态，时刻掌握内部状态。
主要可以显示断路器的储能状态、各开关的分合闸状态、小车位置的判断等。
当然，作为电气设备，温湿度的控制和监控是不可或缺的。
还可以测量电力综合参数，显示和校验高压带电相位，控制高压带电闭锁。
特别需要注意的是，目前开关柜的智能控制装置有人体感应照明和提示以及智能语音防误提示。
这些功能让开关柜变得简单方便，更重要的是大大增加了开关柜的安全性。
开关柜智能控制装置是现代科学技术的产物，它解决了开关柜的许多缺陷，使开关柜的运行非常智能和安全。
而且它的安装方法简单，只需要按段连接接线功能，校准成功后打开使用即可。
断路器保护调试方案doc
500kV断路器保护调试方案1 调试目的通过试验对500kV断路器保护装置及其交直流回路进行全面检查，确保保护装置安全、可靠投入运行，以保证工程顺利投产。
2 调试对象的原理、构成、系统概况2.1工程机组装机容量为2台600MW机组，两回500kV出线至500Kvxx变，一回500kV出线至XX，为3个完整串，共9个500kV断路器。
2.2 500kV断路器保护均为XXX型断路器保护，其操作箱均为XXX型操作箱。
3 技术标准和规程规范3.1 GB/T7261—2000《继电器及装置基本试验方法》；3.2 GB14285-93《继电保护和安全自动装置技术规程》；3.3 GB/T15145-2001《微机线路保护装置通用技术条件》；3.4 GB50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》；3.5 DL5009.2-2004《电力建设安全工作规程（架空电力线路部分）》；3.6 GB 50171-92《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》；3.7 国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发〔2000〕589号；3.8 设计院、制造厂有关图纸及技术资料。
4 调试应具备的条件4.1保护室灯光照明、空调、试验电源、试验装置已具备可投入使用；4.2所有的二次接线完毕，并经基建单位检查完毕；4.3需要业主和调度部门提供保护的正式定值；4.4提供齐全的设计图纸与厂家资料；4.5直流电源要求全面受电，信号和各控制回路具备使用条件；4.6检查P.T、C.T的安装极性是否满足使用要求，变比是否与整定值要求相一致，P.T、C.T二次保护性接地是否符合“反措”要求；4.7检查直流回路及保险器是否符合《反措要点》之规定。
5 调试方法、步骤、流程5.1断路器保护检测5.1.1 装置铭牌参数5.1.2 打印机及键盘检查5.1.3软件版本及校验码检查:5.1.4.1 逆变电源性能检查：5.1.4.2 逆变电源输出电压检查注: 不能在装置背板接线端子处断接点的方法检查,需模拟外部实际动作接点用开出传动测试: 正确打(∨)5.1.7 模拟变换系统试验.a.电流顺极性串联加额定电流,电压同极性并联加额定电压:定电压:定电压.5.1.8 充电保护定值校验（充电保护软压板退出）5.1.9 三相不一致定值校验：5.1.10 失灵保护定值校验5.1.11 失灵、死区、三相不一致保护动作时间测试:5.1.12 失灵及三相不一致保护动作逻辑测试:5.1.13 重合闸动作逻辑及整组动作时间检查:5.1.13.1 重合闸动作逻辑5.1.13.2 重合闸动作时间测量5.1.14 保护整组试验5.1.14.1 反方向接地短路模拟试验: (重合闸方式置于单重方式)5.1.14.2 正方向永久行性接地短路模拟试验: (单重方式)5.1.14.3 开关传动试验:5.1.14.4 带负荷检查：5.1.15 外部量核对：6 仪器设备测点布置人员分工6.1 器设备6.2 人员分工电气调试人员：4人安装检修人员：4人7 安全措施7.1 应防止C.T二次侧开路。
智能变电站保护调试
传统调试？
4
光纤检查、光功率及裕度测试
合并单元、智能操作单元等装置的准确性 快速性和同步性，CT极性、大电流
虚端子连接，测试的内容和要求均由传统
的硬接点测试转为软触电的测试。
保护逻辑的调试，和常规站一样
保护调试方法
1、装置调试(PSC931)
SCD文件、虚端子图、过程层 GOOSE配置表、全站网络结构 图、交换机端口连接图、数字 测试仪、报文分析仪、光功率 计、
1、资料、仪器仪 表准备
装置调试
2、安全措施（检修 或消缺）
检修压板，光纤、 GOOSE软压板 母差检修压板
3、调试、整组传 动、报告
校验步骤
1
安全措施
2 测试仪和保护装置接线
3 光纤检查、光功率和裕度测试
4
装置调试及整组试验
6
安全措施
投退软硬压板、插拔光纤
检修压板的作用
检修状态压板、母差装置的间隔、合并单元检 修压板。 装置的检修状态压板可以控制装置 GOOSE报文中的检修状态位，投入检修状态压 板后装置发出的GOOSE报文均为检修态报文。 对于处于 检修状态的装置可以接收检修状态 GOOSE报文，对于运行状态（未投入检修状态 压板）的设备不处理检修状态GOOSE报文
保护试验项目
客户端保护动作录波功能检查 客户端控制软压板功能检查：
“远方修改定值” “远方切换定值区” “远方控制压板” 验证GOOSE 出口软压板。
客户端读取定值及切换定值区功能检查 客户端遥控软压板功能检查
保护试验项目
检修信号处理功能检查：
装置检修状态 GOOSE报文检修处理机制： SV报文检修处理机制：
智能操作箱 检修压板
消缺不停电的安全措施
智能断路器的设计方案
智能断路器的设计方案智能断路器是一种可以自主感知电路状况并进行智能控制的电力保护装置。
在电力系统中，断路器的作用是在电路故障时自动切断电路，避免电路继续运行而带来的损失。
与传统断路器相比，智能断路器具有更高的安全性和可靠性，同时也能够实现远程控制和自主检测功能。
智能断路器的设计方案需要考虑以下几个方面：1. 控制系统设计智能断路器的控制系统由微处理器、传感器、执行器和通讯模块等多个组件组成。
其中微处理器是控制系统的核心，主要负责控制断路器的闭合与断开。
传感器可以检测电流、电压的变化，并将这些信息反馈给微处理器；执行器则用于控制断路器的闭合与断开；通讯模块则可以与上位机进行数据交互，实现远程控制和数据传输功能。
2. 硬件组成设计在智能断路器的硬件设计中，需要选择合适的材料和元器件，保证其在恶劣的工作环境下仍然能够稳定运行。
例如，在高电流和高温的环境下，需要使用高品质的电流传感器和温度传感器，以保证设备正常运作。
同时，断路器的开关部分需要采用高质量的材料，以便保证设备的性能和寿命。
3. 算法实现设计在智能断路器的算法实现中，需要考虑到断路器的保护效果和响应速度。
常用的断路器保护算法有过电流保护算法和短路保护算法。
其中，过电流保护算法是在电路出现电流过载问题时进行启动；短路保护算法则是在电路出现短路问题时启动。
这些算法需要在微处理器中进行实现，并根据不同的保护需求进行优化。
4. 人机界面设计智能断路器的人机界面是用来方便人与设备进行交互的界面，主要包括系统状态监控、参数设置和故障诊断等功能。
在设计人机界面时，需要确定用户需求，并根据用户的反馈进行相应的修改和优化。
例如，在人机界面中应该显示设备的工作状态、历史数据记录和报警信息等内容，以便用户能够及时对设备进行维护和修理。
5. 安全性设计智能断路器的安全性设计主要包括两个方面：电气安全和硬件安全。
在电气安全方面，需要保证设备的电路部分符合国际标准，并在运行过程中能够自动切断电源，以保护设备和人员安全。
断路器保护配置与调试课件
通电测试
动作特性测试
保护功能测试
给断路器通电，观察其工作状态，测试其功能是否正常。
测试断路器的动作特性，如分闸时间、合闸时间等是否符合要求。
测试断路器的保护功能，如过流保护、短路保护等是否正常工作。
检查断路器是否正常工作，如有问题需更换或维修。
断路器不动作
检查保护电路是否正常工作，如有问题需维修或更换相关元件。
02
远程调试技术的发展
利用信息技术和通信技术，实现远程调试功能，方便对调试过程的实时监控和远程控制。
THANKS
感谢您的观看。
灵敏性原则
冗余配置
优化定值定期校验加 Nhomakorabea维护01
02
03
04
通过增加备用保护装置，提高系统的可靠性。
根据实际情况调整保护装置的定值，提高保护的灵敏度和可靠性。
对保护装置进行定期校验，确保其正常工作。
加强对保护装置的维护，及时处理异常情况。
03
CHAPTER
断路器调试技术
在给断路器通电前，应先检查接线是否正确，确保无短路或断路现象。
直流断路器的智能化发展
新型保护继电器的研究
针对传统保护继电器存在的不足，研究新型保护继电器，提高保护装置的可靠性和速动性。
03
调试技术与其他技术的融合
将调试技术与状态监测、故障诊断等技术融合，提高设备的可靠性和维护性。
01
智能调试系统的研发
开发智能调试系统，实现自动化、智能化的调试流程，提高调试效率。
保护功能异常
调整断路器的机械参数或电气参数，以改善其动作特性。
动作特性不符合要求
根据需要选择合适的调试工具，正确使用调试工具进行测试和调整。
智能变电站保护调试探讨
智能变电站保护调试探讨摘要：随着智能变电站的快速发展，传统的调试方法和手段已不能适应数字化保护的调试要求。
本文就智能变电站的保护调试方法及步骤进行总结，并提出当前调试过程中存在的问题，对于现场工作具有实际指导意义。
关键词：智能调试数字化1 智能站保护调试特点1）. 智能站的保护的各种信号不再采用电缆接线模式，而采用数字信号传输各种信息。
2）. 保护所需的电流电压模拟量不再通过电缆将TA、TV的采样接入，而由ETA、ETV将模拟量转换为数字信号，经合并处理，通过光纤以数字方式传输。
这样，原传统变电站存在TA饱和、电流开路及电压短路、多点接地等问题都不将存在。
3）. 保护所需的各种开关量亦有变化。
除屏上的功能压板开入等，断路器位置开入、刀闸开入等信息通过网络以数字化的方式传输。
屏柜间的开入信息，可以传统硬接点方式进行。
总之，开入量也可由硬接线方式向数字化发展，目前一些装置以虚开入接点的方式来对应传统的硬接点开入，但整个信号的输入方式发生根本变化。
4）. 保护的逻辑功能方面没有太大的区别，由于信号输入方式的变化，保护直接对数字信号进行处理，其算法相对更加简单。
5）. 在保护的控制输出及信号输出上，由于设备的智能化，以二次电缆进行控制的传统方式变成了网络化的数字式控制方式。
目前，保护和智能操作箱进行数字化交互，就地布置的智能操作箱对一次开关进行控制。
2 智能站保护调试方法传统变电站中广泛采用微机继电保护测试仪对保护装置进行调试，检查相关回路的完整性。
对智能站，由于其交流输入和各种开入更多的以数字化方式提供信息，其控制输出、信号输出也更多的采用数字化的方式，因此智能站也应采用数字化的调试设备和手段。
目前，智能站的保护调试主要有两种方案。
1）传统测试仪+MU方式此种方式利用传统的测试仪做信号发生源，通过数据采集转化器将模拟量转换成相当于ETA、ETV的数字信号送至合并单元。
这样，调试方法可以借用传统的一些手段，尤其是保护的逻辑功能检验部分。
GY-MT智能型模拟断路器系统使用说明书
GY-MT 智能型模拟断路器系统使用说明书使用说明书一、用途武汉恒新国仪智能型模拟断路器系统主要用于电力系统断电保护装置或成套继电保护屏的整组试验，可真实地模拟断路器的跳合闸时间。
在整组试验时模拟高压断路器的跳闸及合闸，以避免由于重复的整组试验造成断路器反复分合带来的不良影响。
二、断路器原理该断路器采用全数字电路，时间为数字拨码设置，可实现模拟断路器跳合闸时间设置、三相/分相操作选择、输入信号逻辑控制等功能，从而模拟断路器的跳、合闸动作。
三、使用方法（1）本仪器跳合闸电源电压为DC220V与DC110V两档，试验前必须选择好电压与输入电压一致。
（2）本模拟断路器可以模拟分相操作断路器，也可模拟三相操作断路器，跳合闸阻抗选择为400欧、200欧、110欧任意选择，当模拟分相操作断路器时，其跳合闸输入端子分别为A合、A跳、B合、B跳、C合、C跳；当模拟三相操作断路器时，其跳合闸输入端子为三跳、三合。
另外，面板上还设有手动合闸和手动跳闸按钮，并设有跳合闸信号灯，分别为A合、B合、C合三个红色信号灯和A跳、B跳、C跳三个绿色信号灯，在模拟三相操作断路器时，A、B、C三相信号灯同时明灭。
（3）在模拟回路中设有继电器A、B、C各输出一组转换触点，动断触点闭合或断开触点断开的触点与操作电源完全隔离，可与微机型继电保护试验设备进行配合。
（4）模拟断路器可模拟跳闸和合闸时间，时间设置为拨码开关设置，精度高。
跳闸时间设置范围为20-200ms，合闸时间设置范围为20-100ms。
四、技术指标（1）供电电源AC200V±10%（2）跳合闸操作为电源电压：DC220V、DC110V（3）跳合闸阻抗选择400Ω、200Ω、110Ω（4）合闸时间选择：20-200ms（5）跳闸时间选择：20-100ms（6）模拟断路器常闭/常开接点容量为AC220V/5A。
五、注意事项（1）检查电源电压是否在模拟开关工作电压的范围内；（2）长期存放或长途运输时应轻取轻放，注意防潮。
综述智能变电站继电保护检测与调试方法
综述智能变电站继电保护检测与调试方法摘要：随着科学技术的快速发展，智能变电站得以快速建设起来，继电保护作为智能变电站安全运行的关键，应根据智能变电站的实际运行情况对其展开相应的检测和调试工作，需要确保继电保护系统能够稳定的运行，所以在智能变电站中做好继电保护系统的检测和调试工作，选择科学合理的调试方法，确保继电保护系统能够保障变电站安全，稳定的运行。
关键词：智能变电站；继电保护；检测；调试方法随着智能变电站应用的推广，变电站的运行效率也有着显著的提高，继电保护作为智能变电站安全运行的关键，应根据智能变电站的实际运行情况对其展开相应的检测和调试工作，作者结合自身多年工作经验，主要从变电装置的动作值、动作时间、设备的检测，以及大电流故障保护、继电保护系统的总体调试、同源相序调试、安全隔离措施的调试等方面对智能变电站继电保护进行分析。
一、我国的智能化变电站发展概况变电站的运行和发展需要与我国现阶段经济社会的发展情况相协调，智能化的发展与应用将是促进我国电力事业不断进步的重要技术保障,特别是在二次运行系统中，智能变电站的的信息应用模式发生了巨大的改变，通过信息技术可以使不同电力设备的电气信息实现数字化传输,这种智能化系统的应用采用了相关的网络技术建模方式，使信息实现了网络化交互。
智能化设备的运行模式是基于电力系统中相关运行宏变量的数据转换、信号采集、程序控制、自动化交互等运行程序的操作，以此完成多个运行程序进行统一、系统化信息建模,完成一系列自动化与智能化调试工作。
二、智能变电站继电保护系统的检测2.1对装置的动作值和动作时间的检测在智能变电站的内部设备出现故障或者是其线路有故障出现的情况下，继电保护系统就会及时地进行动作，使得故障可以在第一时间就被切除，这样就可以使变电站的稳定运行得到有效的保障。
因此这对于继电保护系统就有着极高的要求，一定要使得其动作值以及动作时间一直保持在良好状态。
因此在对继电保护系统的动作值以及动作时间进行测试的时候一定要用设备的电流以及电压来进行测量。
智能变电站自动化设备的调试和运行维护-文档
智能变电站自动化设备的调试和运行维护智能变电站的设备型式、二次回路、监控系统组网方式均与传统的综合自动化变电站存在较大差异，智能变电站相对于传统综自变电站，最核心的保护原理都是相同的，远动的原理变化也不大,其最基本的变化就是:一次设备智能化、二次设备网络化、光纤代替电缆、统一了IEC61850规约通信格式，这些变化使得各种复杂信息的交互成为可能，信息数据更加丰富,这种信息的统一和丰富催生了更多以往看来如程序化操作、智能化五防、在线检测难以实现的高级应用。
随着电网智能化程度越来越高，为确保电网安全,掌握智能变电站自动化设备的调试和运行维护成为智能电网建设中的重要课题。
智能变电站现场调试内容调试工作开展前，应进行站内光纤标牌和网络物理连接正确性确认、光纤裕度检测等工作,并对站内装置的外观、供电电源、绝缘性能、装置配置等项目进行检查，以保证调试工作的顺利开展。
IED单体调试—通用测试项目检修机制检查:投入检修压板后,检查装置发出的各种相关网络传输报文（GOOSE、SV等报文）的检修状态位是否有效.采样检查：检测装置的采样值报文格式及功能是否满足相关标准。
GOOSE开入开出功能测试:检查装置发出GOOSE 报文格式是否正确，并能正确接收GOOSE报文，检查装置的GOOSE开入开出功能是否正常.通信检查：装置与过程层、间隔层的网络通讯功能。
SOE分辨率检测：用数字式继电保护测试仪对装置施加遥信量，检查显示装置的SOE时间是否正确,对时精度：≤1ms.IED单体调试—功能测试项目功能测试的目的是验证装置的基本功能满足相关规程要求，行为与装置技术说明书所述一致。
主要有以下测试项目：同步时钟；保护功能;测控功能;合并单元；智能终端；故障录波装置;故障信息系统;网络分析功能。
系统调试全站对时时钟系统调试；全站SV验证;全站GOOSE验证；保护动作信息的采集测试；测控系统、远动系统调试。
全站整体调试所有装置全部投入运行，模拟故障使多个保护设备动作,对GOOSE跳闸报文进行检查，对网络负荷进行测试，各装置应无丢帧现象,无死机现象。
掌握智能电力技术的调试与故障排除方法
掌握智能电力技术的调试与故障排除方法智能电力技术是当今电力行业中不可或缺的一部分。
然而，由于其复杂性和高度自动化的特点，智能电力技术的调试和故障排除也变得更加具有挑战性。
本文将探讨一些常见的智能电力技术调试和故障排除方法，以帮助读者更好地掌握这一领域。
首先，我们来讨论智能电力技术的调试方法。
在调试智能电力设备时，首要任务是确保设备的正确连接和配置。
这需要仔细检查设备的电源和通信线缆，并确保它们与其他设备正确连接。
此外，还应该检查设备的配置文件，确保设备与系统的其他组件相互配合。
如果发现任何配置错误或连接问题，应及时更正。
其次，针对不同的智能电力设备，调试方法也会有所不同。
例如，针对智能电表，可以通过读取它们的参数来确保其正常运行。
这些参数包括电压、电流、功率因数等。
通过比较这些参数与实际情况的差异，可以判断电表是否出现故障。
如果出现故障，可以尝试重启电表或升级其软件来解决问题。
对于智能开关或断路器，调试方法可能包括检查其开关动作是否正常、检测其电流传感器是否准确、以及测试其防护功能是否可靠。
此外，还可以使用红外热成像仪或示波器等工具来帮助检测设备的故障位置。
在进行智能电力技术的故障排除时，关键是准确定位故障源。
对于大规模的电力系统，故障源可能分布在不同的设备或线路上。
因此，首先需要通过分析系统的运行数据来缩小故障范围。
这可以通过监测不同设备的电压、电流、频率等参数来实现。
一旦确定了故障范围，就可以进一步进行详细的排除工作。
针对不同类型的故障，可以采用不同的故障排除方法。
例如，对于电力负载过高而导致的故障，可以通过减少负载或增加供电设备来解决问题。
对于线路短路或断路引起的故障，可以通过检查导线的连接情况或更换损坏的部件来解决。
此外，还可以利用数字保护继电器等设备来提供故障的定位和切除功能。
在进行智能电力技术的故障排除时，还需要具备一定的故障分析能力。
这要求操作人员具备一定的电力知识和经验，能够快速判断故障的类型和原因，并采取相应的措施。
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论智能数模一体化断路器保护调试方法
发表时间：2018-04-17T15:23:58.510Z 来源：《电力设备》2017年第33期作者：王勇张明昊王楚涵白云飞[导读] 摘要：智能数模一体化断路器保护装置是基于数字化变电站 IEC61850 标准开发的断路器保护装置，具有全开放式数字接口；支持IEC61850 协议的站控层接入，可灵活地用于部分或全部采用智能一次设备的变电站。
（辽宁省送变电工程公司辽宁省沈阳市 110003）摘要：智能数模一体化断路器保护装置是基于数字化变电站 IEC61850 标准开发的断路器保护装置，具有全开放式数字接口；支持IEC61850 协议的站控层接入，可灵活地用于部分或全部采用智能一次设备的变电站。
智能数模一体化断路器保护及自动重合闸装置主要适用于智能变电站 500kV 及以上电压等级的 3/2接线与角形接线的断路器，主要功能包括断路器失灵保护、三相不一致保护、死区保护、充电保护和一次自动重合闸等。
关键词：智能数模一体化；断路器保护；失灵保护 1前言
在110kV及以上电压等级的发电厂和变电所中，当输电线路、变压器或母线发生短路，在保护装置动作于切除故障时，肯能伴随故障元件的断路器拒动，也即发生了断路器的失灵故障。
产生断路器失灵故障的原因是多方面的，如断路器跳闸线圈短线，断路器的操动机构失灵等。
高压电网的断路器和保护装置，都应具有一定的后备作用，以便在断路器或保护装置失灵时，仍能有效切除故障。
相邻元件的远后备保护方案是最简单合理的后备方式，既是保护据动的后备，又是断路器拒动的后备。
但是在高压电网中，由于各电源支路的助增作用，实现上述后备方式往往有较大困难（灵敏度不够），而且由于动作时间较长，易造成事故范围的扩大，甚至引起系统失稳而瓦解。
有鉴于此，电网中枢地区重要的220kV及以上主干线路，系统稳定要求必须装设全线速动保护时，通常可装饰两套独立的全线速动主保护（即保护的双重化），以防保护装置的拒动；对于断路器的拒动，则专门装设断路器失灵保护。
2保护装置原理分析及调试方法 2.1装置的启动元件分四个部分，即突变量启动、零序过流启动、相过流启动和开入启动。
其中，开入启动时展宽 20s，其余元件展宽7s。
2.1.1 电流突变量启动
该元件测量相电流的工频变化量，具体判据为： I 1.25 IT I set （3-1-1）
式中：Φ表示 A、B、C 三种相别， I 为相电流突变量， IT 为浮动门槛， I set 为“变化量启动电流定值”。
当任一相电流突变量大于启动门槛时，该启动元件动作。
2.1.2 零序过流启动
为了防止某些工况下，突变量启动元件的灵敏度不够而设置。
在零序电流大于“零序启动电流定值”并持续 30ms 后，该启动元件动作。
2.1.3 过流启动
当突变量与零序过流启动均不动作且充电过流保护投入的情况下时，若任一相电流大于充电过流保护Ⅰ段定值或充电过流保护Ⅱ段定值并持续 30ms 后，相过流启动元件动作。
2.1.4 开入启动
以下两种情况满足任何一种开入启动元件动作： 1）采集到外部跳闸开入； 2）某些需要位置启动的元件如三相不一致保护、TWJ 启动重合闸等任何一个处于投入状态，并且有 TWJ 位置开入。
2.2 充电过流保护
充电过流保护可经“充电过流保护投退”软压板以及相应段保护投入（控制字）共同作用决定投退。
充电过流保护包括两段相过流及一段零序过流保护。
电流启动元件动作之后，若电流大于某段充电过流电流定值门槛时，经整定延时相应段充电过流保护动作，发三相跳闸命令跳本断路器，同时闭锁重合闸。
在失灵保护控制字投入的情况下，充电过流保护动作，还会启动失灵保护，如失灵开放条件满足，经“失灵跳相邻断路器时间”，继续发失灵保护动作跳相邻断路器。
2.3 断路器失灵保护
断路器失灵保护可由控制字投入，除了充电过流保护动作可以启动失灵保护之外，还有以下几种情况：分相跳闸启动失灵、三跳启动失灵。
这两种情况下的出口均为带延时的两级跳闸：第一级为经“失灵三跳本断路器时间”延时发三相跳闸命令跳本断路器；若本断路器仍未跳开，则经“失灵跳相邻断路器时间”延时发失灵保护动作跳开相邻断路器。
失灵保护的两级跳闸任一动作，发闭锁重合闸信号。
对于智能变电站，保护单相跳闸或三相跳闸订阅的任一 GOOSE 开入异常，认为该路 GOOSE 开入无效。
2.4 分相跳闸启动失灵
收到任一相跳闸信号，相应相电流大于 0.05In 并且满足零负序条件（3Io>“失灵保护零序电流定值”或者 I2>“失灵保护负序电流定值”），启动故障相失灵。
如果是保护单跳失灵引起的第一级出口，实际上等同于传统意义上的单跳失败跳三相。
2.5 三跳启动失灵
由保护三相跳闸启动，分别经“失灵保护相电流定值”、“低功率因数角”、“失灵保护零序电流定值”和“失灵保护负序电流定值”四个判据或门开放。
装置采用的低功率因数元件，该元件开放的条件有二：任一相电流大于 0.05In、电压大于 8V 且对应相满足|COSΦ|<COSΦzd；三相电压均低于门槛值 8V 且满足任一相有流。
其中：Φ 为一相电压与该相电流的相角差测量值；Φzd 为装置低功率因素角整定值，整定值范围为45º～90º。
当交流电压断线告警或者“低功率因数元件”退出时，退出所有相的低功率因素元件，认为低功率因素的条件不满足。
2.6 死区保护
当装置收到三跳信号（包括“保护三相跳闸输入”或 A、B、C 三相跳闸同时动作），且相应断路器跳开，即装置收到三相 TWJ，此时如果任一相电流大于失灵保护相电流定值，则经整定的“死区保护时间”延时启动死区保护。
死区保护的保护范围为断路器和 CT 之间的保护死区。
死区保护动作时间较失灵保护短，可以快速切除对系统影响较大的死区内的故障。
死区保护功能可经控制字“死区保护”投退，动作后跳相邻线断路器，即其对应的出口接点为“失灵”，同时闭锁重合闸。
对于智能变电站，保护单相跳闸或三相跳闸订阅的任一 GOOSE 开入异常，认为该路 GOOSE 开入无效。
2.7 重合闸检定方式
本装置重合闸共有三种检定方式，可通过控制字整定：“重合闸检无压方式”投入：检查线路电压或同期电压小于 30V 时，检无压条件满足；“重合闸检同期方式”投入：三相交流电压及同期电压均大于 40V，若同期电压和相同相位的线路电压之间的相位在整定范围内时，认为检同期条件满足。
不检方式：“重合闸检无压方式”及“重合闸检同期方式”均退出时，认为是不检方式。
以上三种方式只在三相断开检重合时起作用，对于单相重合闸，则不经上述条件闭锁，直接可以重合。
装置引入的同期电压可接任意相电压和线电压，同期电压相别可通过软件自适应。
当交流 PT 断线时，认为检无压、检同期条件不满足；当同期电压断线时，认为检同期条件不满足。
另外，在某些情况下对重合闸的检定方式还有特殊要求。
如发电厂侧为保证不重合于永久性故障，即使是单相重合闸，往往也要求对侧先合上后本侧才允许重合；而对于重合闸后合侧，如果在合闸前三相电压已恢复也有利于判定先合断路器正确合上。
为满足这些运行要求，本装置设有“单相重合闸检线路有压”控制字。
若控制字投入，则需要检查三相交流电压均大于 40V 才能重合。
3 结论
断路器失灵保护是指故障电气设备的继电保护动作发出跳闸命令而断路器拒动时，利用故障设备的保护动作信息与拒动断路器的电流信息构成对断路器失灵的判别，能够以较短的时限切除同一厂站内其他有关的断路器，使停电范围限制在最小，从而保证整个电网的稳定运行，避免造成发电机、变压器等故障元件的严重烧损和电网的崩溃瓦解事故。
断路器拒动是电网故障情况下又叠加断路器操作失灵的双重故障，允许适当降低其保护要求，但必须以最终能切除故障为原则。
在现代高压和超高压电网中，断路器失灵保护作为一种近后备保护方式得到了普遍采用。
参考文献：
[1]《电网运行准则》
[2]《智能变电站技术导则》
[3]Q/GDW 1161—2014《线路保护及辅助装置标准化设计规范》
作者简介：
王勇，1984，10，03，男，汉，辽宁锦州，辽宁省送变电工程有限公司，调试员，工程师，研究方向继电保护。