电力继电保护现状及发展的探究

电力继电保护现状及发展的探究（共8篇）

1.电力继电保护现状及发展的探究 篇一

电力系统继电保护现状及完善途径

摘 要：电力系统的继电保护成为我们电力网络正常运转和稳定进行的重要保障。然而，目前我国的继电保护还不够成熟，还存在很多的漏洞和弊端，我们应该加强控制直流电压脉动系数、加强一般性检验、改善定值区问题、保护装置检验，这样才能加强电力系统的安全性，文章针对电力系统继电保护的现状及完善途径作出了讨论。

关键词：电力系统；继电保护；现状；完善途径

前言

随着我国经济的不断发展，工业和生活上对电力能源的需求也在不断增加。而随着电力系统的不断复杂，电力网络的不断交叉，导致我们电路系统经常会出现不正常状况，因此，我们要加强继电保护设备的研究和应用。目前，我国在继电保护上还处于不成熟阶段，因此，要及时发现不足，并通过研究、学习，不断改进设备和完善继电保护系统。继电保护的现状

在19世纪后期，电力系统变的逐渐复杂，经常发生短路等故障，随着电力系统的发展，继电保护也开始逐步发展，一直到了20世纪初期，继电保护开始逐渐发展，出现了电磁型的继电保护装置，后来更多的静态继电器不断应用和生产，继电器广泛应用到电网系统中来，它具有较高的灵敏度及维护简单、消耗功率小、作速度、寿命长、体积小等优点，但是却容易受到干扰。

继电保护与高科技相结合。现代的继电保护技术已经随着科技不断改进，逐渐实现了网络化和测量、保护、数据通讯的一体化。网络作为信息和数据的通讯工具，将现代电力系统的安全和稳定相结合。现代的继电保护系统要求每个单元都能共享安全系统，因此可以在保护单元装置重合闸，对这些信息和数据进行处理和分析，将运行中的故障进行协调。实现这种继电保护就要将全部系统和计算机网络连接起来，实现微机保护装置网络化。但目前，我国在危机保护上还处于初级阶段，发展还比较不完善，因此需要加强科技的进步和工作人员的努力。

使用人工智能以及自适控制算法，进行继电保护。现在，人工智能技术已经被广泛的应用到继电保护系统中，这对比传统的方法，有着不可替代的作用。人工智能AI的思维逻辑和处理数据的能力都比较快，因此越来越多的AI被运用到电力系统中，尤其是在控制管理以及规划领域，发挥着重要的作用。另外，自适继电保护也逐渐应用于继电保护系统中，这是在20世纪80年代的开始出现的概念，它会根据继电运行方式中出现的错误和漏洞进行适当的改变保护性能和特征，也就是它可以适应各种情况的电力系统故障，这对于增强电力保护的可靠性，提高经济效益都有重要的作用。这种自适控制在变压器保护、发电机保护等领域已经广泛的使用。继电保护的作用和基本要求

2.1 作用

继电保护是整个电网系统的保护者，它是维护电力装置的安全和稳定运行的重要保障，它被形象的称为电网的“安全卫士”。当电力系统出现故障或者不正常的运转的情况下，继电保护就会对主控设备发出讯号，迅速、准确的判断故障系统元件并将它切除，保证电网的正常运作，同时发出的讯号可以使工作人员根据不正常的信号对电力系统的工作状态进行处理，保证了电力系统其他部分继续正常运转，减少安全事故。例如，当受到保护的元件由于一些不良情况发生故障时，继电保护会马上判断数据，并作出相应的反应，比如跳闸，这样就对不良元件进行了保护，同时，不影响其他部分正常运作，避免了突发状况带来的损失和后果。

2.2 基本要求

继电保护有选择性、灵敏性、速动性和可靠性等特点，这些也是他的基本要求，其中，可靠性是最根本的要求。可靠性主要是依靠继电保护的性能优良、装置正常、配置合理来维护和管理来保证的，这样可以使继电保护正常运行，保证由于提法状况导致的损失。其选择性说的是线路和设备首先进行自身的保护切除，进一步才对相邻的设备和线路进行保护切除，这是根据判断数据选择的。其灵敏性指的是当线路和设备发生金属短路时，继电保护可以及时、快速的进行反应，切除故障，具备必要的灵敏系数，这就是它的灵敏性。最后，它的速动性指的是，在线路发生故障时，能及时的切除线路的故障，从而减小事故的发生和损失。继电保护的完善途径

3.1 控制直流电压脉动系数

在直流系统中，直流电压脉动系数很大，导致晶体管和微机保护经常发生不正常运转的现象，我们可以将原硅整流装置改造为整流输出装置，这样输出交流分量小并且可靠性高，这样就形成集成电路硅整流充电装置。而对于平时阴雨天或雨季比较潮湿的天气情况之下，会发生直流失电的现象，这就需要将升压站户外端子箱中的易老化端子更换为陶瓷端子，这样可以提高二次绝缘，然后进行二次回路的整改，将控制、保护等步骤分开进行，随后查找直流失电的问题，安装熔断器分路开关箱，对避免直流失电起保护作用。而我国的电路规定电压是110kV、220kV，因此要将不满足要求的电网进行更换微机线路保护。

3.2 一般性检验

继电现场的一般性检验是继电保护很重要的一个环节，但是却常常被人忽略，这会给继电保护带来一定的隐患，因此，要加强对一般性检验的重视程度。一般性检验大概分为两个方面：首先，要清点连接件是否紧固，焊接点是否虚焊，机械特性是否良好等。由于目前我国继电保护的保护屏后方的端子排端子螺丝非常密且多，因此对于螺丝的加固就要严格检验，尤其是新安装的保护屏，经过运输和移动，大部分的螺丝已经有松动的现象，因此要在现场检验、确认，并且一个一个的将螺丝拧紧，否则可能出现因为保护拒动、误动造成的隐患。其次，我们还应该将继电保护装置上所有的插件卸下来，注意检验，看看是否有损坏，芯片是否拧紧，螺丝是否拧紧，以及焊接点是够虚焊。我们在检查中，还必须将每一个元件护屏、端子箱、控制屏的螺丝拧紧，把这件事作为一项重要的措施来落实。

3.3 定值区问题

现在的微机保护有一个优点，是可以有很多个定值区，在如今的电网运行方式的变化情况之下，定值更改问题成为了至关重要的问题。但是，我们还必须要注意的一个问题是，定值的错误会对微机保护产生重大的不良后果，这是微机保护的一个大忌。为了避免这种状况的发生，我们需要采取严格的管理手段和相应的技术手段来确保微机保护的定值的正确性。我们可以在定值修改完成后，打印定值单，并且标注好定值区号、变电站、注意日期、修改人员及设备名称，并且要在继电保护工作记录中明确的标注定制编号，加强每一环节的审核，这样可以减少错误的细节的数目，有利于保证这些数值的准确性和可靠性，这样对于域定值区的问题才可以圆满解决。

3.4 保护装置检验

我们在继电保护中，必须加强检验，这是对于继电保护设备良好运行的重要环节。我们在保护装置检验时，应该将电流回路升流实验和整组试验放在保护装置检验的最后进行，在检验完成有以后，还要严格禁止再拔插件、修改定值、改变定值区、改变二次回路等工作网。而电流回路升流实验和电压回路升压试验也是需要最后要完成的程序。同时，我们要进行定期的检验，在检验中，当设备进入被热状态或者是在检验完成以后，不能测负荷向量，也不能打印负荷采样值，同样的在投入运行而暂时没负荷的时候，也不能进行这两项活动，这是保证继电保护设备正常运行的必要方式。结束语

综上所述，在众多的能源中，电力能源作为一项重要的能源系统，在我们的生产、生活中不断运用。随着社会的发展，我们在电力系统继电保护上要不断加强研究，对现行的继电保护系统缺陷进行完善，然后不断改进继电保护设施，真正的做到使我们的电力网络系统的稳定和正常运行。继电保护系统作为我们电路的重要保证和安全卫士，将在未来发展的路途上不断完善和发展。

参考文献

[1]张耀天.电力系统继电保护技术现状与发展研究[J].现代商贸工业，2010（24）.[2]赵永昱.继电保护技术的发展历程和前景展望[J].科学之友，2011（10）.[3]张宇.继电保护技术的分析及其安全运行措施[J].中国新技术新产品，2010（21）.

2.电力继电保护现状及发展的探究 篇二

电力能源已经是人类生存、生产不可或缺的一部分。然而现实的情况是快速增长的电力需求还难以满足经济快速发展的需要, 电力系统在安全持续正常运转上还需要进一步完善。继电保护是维护电力系统安全正常运行的主要措施, 在电力系统发生故障时, 可以利用继电保护技术和装置在最短的时间内自动终止系统中的故障设备, 及时发出报警信息, 以便维护人员及时排除故障, 最大程度地减小造成的损失以及带来的不利影响, 提高电力系统的安全运行水平。由此可见, 继电保护技术的应用具有重要的意义。

1 电力系统继电保护技术的现状

1.1 继电保护技术的发展历程

20世纪初是继电保护技术发展的开端, 电力系统的迅速发展促进了继电保护技术的发展, 继电保护装置被大量应用在电力系统保护中, 其后经历了20世纪50年代到90年代末40余年的发展, 继电保护技术经历了电磁式继电保护装置、晶体管型继电保护装置、集成电路型继电保护装置以及目前普遍适用的微机继电保护装置4个阶段。相对于国外, 我国的继电保护研究起步较晚, 但经过不懈的努力已经取得了瞩目的成果, 特别是在微机继电保护的保护软件、算法等方面成果显著, 在实践中得到了广泛的应用。

1.2 当前普遍应用的继电保护技术

当前的继电保护技术已经发展到微机继电保护阶段, 微机继电保护技术还在进一步快速发展。微机继电保护是以微型计算机或微处理机为基础构成的继电保护, 相较于传统的继电保护, 微机继电保护在保护电力系统及自身的灵活性等方面具有很大优点, 除了具有传统的继电保护装置的功能, 现在已发展到能进行参数实时显示、观测故障距离以及故障录波等功能。

在现代微机继电保护的应用中, 越来越多的新技术都在微机继电保护的领域中得以运用: (1) 应用IT技术, 实现了继电保护从测量、控制、保护全过程的数据通信的一体化, 在继电保护装置中应用可编程的控制器, 就可以将其看成是具有特殊结构体系结构的工业计算机, 具有比一般计算机更强大的与工业过程连接的接口, 其编程语言更容易满足控制要求, 通过继电保护装置构成的控制系统, 将各部分的元件如继电器、接触器、电子元件等连接起来就可以实现更加复杂的逻辑关系和操作任务; (2) 在继电保护中应用人工神经网络, 用传统的方法很难解决电力系统里存在的众多的非线性问题, 而通过运用人工神经网络理论, 就能很好地解决这些问题, 如对配电网的线损问题分析、电网的静态分析和动稳态分析, 都可以运用人工神经网络理论的保护装置进行解决; (3) 随着光电技术和计算机的飞速发展, 在继电保护技术中运用新型的光学数字式电压、电流互感器, 具有很广的应用前景, 新型光学数字式电压、电流互感器将超越电磁式互感器而成为继电保护技术未来重要的发展方向; (4) 广域保护是一种将各个分立的电网作为一个统一的整体, 通过实时监测、快速计算分析、网络通信技术等, 采用最为适宜的措施切断或阻止控制产生故障的电力设备的电力系统保护措施。广域保护系统的建设和发展对我国建设以特高压电网为骨干网架的各级电网, 实现电力系统保护的信息化、自动化, 实现更精确、更快速的智能电力系统网络的建设具有十分重要的意义。

当前常用的继电保护装置按照其装置类型主要有变压器保护、发电机保护、线路保护 (从10 k V到500 k V) 、母线保护等, 比如南瑞公司生产的继电保护装置RCS900系列, 线路保护装置就有RCS901、902、931、941, 变压器保护RCS978、非电量RCS974, 按照装置保护的对象又可分为电流保护、电压保护、瓦斯保护、差动保护、距离保护、高频保护、方向保护、平衡保护等装置类型, 而目前普遍应用的微机继电保护装置有BOJB-902型继电保护测试仪、三相继电保护测试仪、六相继电保护测试仪等。

2 电力系统继电保护技术的发展前景

当前微机继电保护仍是主流, 它也是未来很长一段时间内电力系统继电保护技术发展的方向, 结合上文所提到的内容, 未来的电力系统继电保护技术的发展主要体现在以下方面:

2.1 继电保护向着更加智能化、网络化、一体化的方向发展

随着计算机技术在电力系统继电保护技术中的广泛应用, 继电保护技术未来趋势是向计算机化、网络化、智能化, 保护、控制、测量和数据通信一体化发展。微机继电保护的软件和硬件也在跟着被研发和运用, 电力系统更加依赖于微机继电保护, 一方面其具备基本的保护功能, 另一方面还具有能够存储故障信息和数据的大容量的存放空间以及超强、快速的数据处理功能、通信能力, 能够跟其他的保护、控制装置和调度联网以实现全系统数据、信息和网络资源的共享, 而现在又出现了功能、速度、存储容量极大增加的工控机, 实现了成套的工控机用作继电保护, 使得继电保护更加简便有效, 计算机化取代人工成为继电保护向着网络化、一体化和智能化发展的重要力量。

(1) 继电保护网络化。因为没有强有力的数据通信手段, 到现在为止现有的继电保护装置除差动保护装置和纵联保护装置外, 仅仅只能反映出被保护安装处的电气量, 继电保护的功能也仅仅是故障元件的报警切除, 尽可能减小事故带来的影响;继电保护中的各个保护单元还不能共享整个系统中的运行以及故障信息等方面的数据, 每个独立的保护单元与重合闸装置就不能实现协调地处理这些信息和数据, 系统的安全持续运行也就不能很好保证。由此可见, 实现系统安全持续运行的最主要条件是实现整个系统相关设备的保护装置的网络连接, 也就是实现微机继电保护的网络化, 继电保护装置的计算机网络连接使得继电保护装置可以共享到系统中的故障信息, 实现准确地判断系统的故障性质、位置和检测故障距离。实现继电保护的计算机网络化以及微机继电保护装置的网络化, 能够极大地提高保护的可靠性, 这是微机继电保护技术发展的长久趋势。

(2) 继电保护一体化, 即实现其保护、控制、测量、数据通信各个功能合为一体。实现了继电保护的计算机化和网络化, 继电保护装置实际上就可以看成是性能先进、功能多的整个电力系统保护网络上的智能终端, 能够从保护网络中共享到整个电力系统运行以及故障的相关信息和数据, 还能够采集和传送它取得的被保护元件的相关信息和数据给整个网络的控制中心。如此, 各个单独的微机保护装置一方面实现了继电保护功能, 更为重要的是在电力系统正常运行时能够实现测量、控制、数据通信功能, 融保护、控制、测量、数据通信功能为一身。

(3) 继电保护的智能化。科技的进步使更多的技术应用到电力系统继电保护中, 特别是人工智能技术, 如神经网络、模糊逻辑、遗传算法等, 神经网络不是一种线性映射的方法, 因此对于那些不能够以方程式求解的较为复杂的非线性问题, 采取神经网络方法非常有效。智能化的继电保护, 除了一般的自动化功能 (如自动报警、小电流接地选线、生成报表、故障录波、判别事故与处理、无功调节电压等) 外, 还具有主动的强大的自我诊断功能, 实时地将相关数据信息传送到网络控制中心, 取代了常规变电所的被动模式, 在未来人工智能技术在继电保护领域会得到更为广泛深入的应用, 以解决更加复杂的问题。

2.2 继电保护技术向着更加环保的方向发展

环境保护对于电力系统的继电保护来说同样需要关注, 协调好电力系统发展与环境保护的关系, 以实现可持续发展。电力系统实质是将其他能源转化为电力的过程, 在这个过程中会有一部分能源在转化、传输及变电的过程中损耗掉。我们应该认识到电力系统存在的能源损耗的现实问题, 继电保护技术的开发和应用应当以保护环境、避免浪费为前提, 将继电保护的环保型研究作为未来永恒的主题。

2.3 其他方向的发展

这方面主要是对于超高压、特高压电网建设中继电保护存在的如继电保护的非整数次谐波及低频分量、衰减直流分量出现大幅的波动等问题对电力系统整体性能的影响, 未来需要进一步加以研究。

3 结语

随着我国电力产业建设的飞速发展, 电力系统的建设发展对于继电保护技术也有了更高层次的要求。继电保护技术能够有效遏制电力系统出现故障, 进一步提高电力系统的运行效率。

参考文献

[1]赵美荣.电力系统继电保护相关问题的浅析[J].中国城市经济, 2012 (2)

[2]王修江, 杨书军.电力系统继电保护方向性分析[J].新疆电力, 2004 (1)

3.电力系统继电保护的现状与发展 篇三

【关键词】电力系统；继电保护；现状

1.当前电力系统继电保护现状分析

回顾我国电力系统继电保护装置的使用与发展历程，在1960年代起，晶体管继电保护器初步应用于电力系统的运行之中，随着之后所开发出的集成运算放大器为基础的集成电路保护技术的应用，晶体管继电保护器逐渐为之所替代。1990年后，微机保护继电保护器在电力系统的运行与维护中得到了推广与应用。随着我国社会科技技术的快速发展，加上网络化、科技化、计算机化、自动化等技术的不断推广，现针对电力系统继电保护技术的应用现状进行分析，如下所述。

1.1继电保护与先进技术相结合

由于我国的电网系统正处于不断发展与完善的过程之中，加上当前微机化水平的不断发展，电力系统对于继电保护技术具有更高的要求。其中，继电保护技术必须确保各个保护单元可以有效、快速的共享电力系统中的各项系统运行及故障信息、数据，确保各个保护单元在电力系统的运行与维护过程中具备高度协调性。当前，我国的继电保护技术逐步与其他先进技术相结合，包括网络化、计算机化、一体化、虚拟化、智能化技术等方面，促使继电保护技术不断发展与完善。

1.2继电保护与微机技术相结合

众所周知，微机技术的数学运算能力与逻辑处理能力、速度是极高的，通过结合其相应的理论知识与数据信息，可以有效的提高继电保护技术的应用效果。因此，近几年来我国逐渐将微机技术与继电保护技术相结合，电力系统中继电保护中的微机化程度越来越高，其效果也是极其显著的。

2.电力系统继电保护技术的发展趋势

2.1网络化

由于相应的数据资源共享程度不高，大部分继电保护装置只可以反应保护安装处的实际电气量，而且只可以在电力系统发生故障时通过将其故障元件切除掉来避免故障范围的扩大。随着当前我国及世界上网络化技术的不断发展，加上网络化技术对我国其他科技信息技术的强大影响力，为了便于各个保护单元可以及时与重合闸装置对电力系统运行中的各项数据与故障信息进行分析、协调处置，从而保证电力系统运行的稳定性与安全性，必须确保各个保护单元可以有效、快速的共享相关的数据与信息。

因此，电力系统继电保护技术将逐步朝网络化方向发展，通过将电力系统运行中的各部分主要装置及保护设备以网络化技术相互联接起来，从而真正实现网络化的微机保护装置。通过将继电保护技术与网络化技术相结合，可以促使继电保护装置在处理、保护电力系统时，更快速、更精确、更有效的检测其具体的故障位置及故障信息、故障距离等信息。由此可见，将继电保护装置实现网络化发展是未来电力系统发展的必然趋势。

2.2智能化

当前，我国的智能化技术发展迅猛，由于电力系统继电保护的控制属于离散型控制技术，继电保护可以有效的对电力系统运行过程中或出现故障时进行快速、全面化的状态评估，以便及时解决故障，从而保障电力系统运行的安全性与正常性，而智能化技术可以有效的提高机械设备求解非线性问题的精确度与速度。因此，现今的继电保护正与人工智能技术相结合，从而保证电力系统运行的高效性与稳定性。

通过将智能化技术与继电保护装置技术相结合，可以实现电力系统运行的高效性，由此可见，电力系统继电保护技术朝智能化方向发展亦是其未来的发展趋势。

2.3计算机化

随着计算机硬件的迅猛发展，微机保护硬件也在不断发展。电力系统对微机保护的要求不断提高，除了保护的基本功能外，还应具有大容量故障信息和数据的长期存放空间，快速的数据处理功能，强大的通信能力，与其它保护、控制装置和调度联网以共享全系统数据、信息和网络资源的能力，高级语言编程等。现在，同微机保护装置大小相似的工控机的功能、速度、存储容量大大超过了当年的小型机，因此，用成套工控机作成继电保护的时机已经成熟，这将是微机保护的发展方向之一。继电保护装置的微机化、计算机化是不可逆转的发展趋势。但对如何更好地满足电力系统要求，如何进一步提高继电保护的可靠性，如何取得更大的经济效益和社会效益，尚须进行具体深入的研究。

2.4虚拟化

继电保护产品虚拟化，即通过虚拟现实技，由计算机全部或部分生成的多维感觉环境，给参与者产生各种感官信息，使参与者有身临其境的感觉，能体验、接受和认识客观世界中的客观事物，深化概念和建造新的构想和创意。虚拟化创造了新的仪器模式——虚拟仪器，特别适用于现代越来越复杂的测试系统。软件是虚拟仪器的核心，利用计算机、一组软件和极少的必需硬件，就可在屏幕上虚拟出与传统仪器相似的显示面板，使用者通过鼠标和键盘操纵面板上的虚拟按钮、开关、旋钮来实现传统仪器的各种功能操作，并通过面板上的虚拟显示屏、数码显示器和指示灯了解仪器的状态读取或打印测量结果。因此，随着虚拟技术的不断完善，继电保护虚拟化产品也将是继电保护技术发展的一个趋势。

2.5一体化

随着用电环境的复杂化和用户需求的多样化，对电力系统继电保护提出了新的要求。继电保护技术一体化，在实现继电保护的计算机化和网络化的条件下，是继电保护和综合自动化的紧密结合，通过利用计算机网络技术的集成与资源共享，对整个电力系统进行保护。每个微机保护装置不但可完成继电保护功能，而且还能将变电过程中传输的数据录入计算机系统，由此可见，继电保护技术一体化是实现保护、控制、测量和数据通信的一体化。

在电力系统继电保护技术的发展过程中，继电保护技术一体化与传统的继电保护相比具有明显的优势，它打破了传统的二次系统对各专业界限的设定和划分，因此是电力系统继电保护未来发展趋势。

3.结束语

综上所述，由于电力系统的不断发展，加上当前我国科技信息技术的发展越来越快，电力继电保护技术将不断创新、发展，从而促使电力系统运行更为安全、稳定、高效。结合我国发展快速的计算机信息科技技术及网络化技术，继电保护技术将逐渐朝一体化方向及虚拟化方向发展，成为电力系统安全运行的保护网，从而有效的保证电力系统在运行过程中执行各项控制、管理、测量与维护等方面的任务，提高电力系统运行的经济效益与社会效益。

【参考文献】

[1]王峰.浅析电力继电保护装置问题及防范措施[J].广东科技，2011（14）：64.

[2]张东.主设备继电保护在变电站的应用[J].数字技术与应用，2010（11）：101-104.

[3]欧阳宏昌.浅谈电气主设备的继电保护技术[J].民营科技，2008（9）：83.

[4]张东.浅谈继电保护在电力系统中的技术应用[J].数字技术与应用，2010（10）：57.

[5]张耀天.电力系统继电保护技术现状与发展研究[J].现代商贸工业，2010（24）：11-13.

4.电力继电保护现状及发展的探究 篇四

一、原理

1、电力设备中的绝缘材料在直流电压作用下，电介质（绝缘材料）中有微弱电流流过；

2、这部分电流可由电容电流i1，吸收电流i2，泄漏电流i3，三部分电流组成，即i= i1+ i2+ i3；

3、电容电流i1和吸收电流i2，经过一段时间后趋近于零，故绝缘电阻指加于试品上的直流电压与流过试品的泄漏电流之比，即R=U/i3;

4、绝缘电阻有体积绝缘电阻和表面绝缘电阻之分，当绝缘受潮或有其他贯通性缺陷时，体积绝缘电阻降低，因此应才采用屏蔽措施，排除表面绝缘电阻的影响；

5、对大容量试品（如变压器）除测量其绝缘电阻外，还要求测量吸收比或极化指数；

6、吸收比K等于60s的绝缘电阻与15s的绝缘电阻之比，即K=R60s/R15s>=1.3~1.5时绝缘是良好的；

7、当吸收比小于1.3时，试品测量其10min与1min的绝缘电阻之比，即极化指数P>=1.5时合格。

二、绝缘电阻表的使用（2500V 电动式兆欧表，智能型兆欧表）1、2500V 电动式兆欧表

“L”端子——线路端子，输出负极性直流高压，测量时接于被试品的高压导体上；

“E”端子——接地端子，输出正极性直流高压，测量时接于被试品外壳或地上；

“G”端子——屏蔽端子，输出负极性直流高压，测量时接于被试品的屏蔽环上。

判别绝缘电阻表正常与否：

1、将“L”、“E”端子（短时）短接，此时指针指“0”；

2、将“L”、“E”端子间开路时，指针指“∞”。

2、智能型兆欧表

先选择量程

25kV 或 5kV

然后高压通按钮

三、①试验项目：主变绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数

试验地点：云南新立钛业总降变——#1变压器、#2变压器

试验仪器：智能型兆欧表

试验日期：2010.11.12~2010.11.20

②试验项目：耦合电容器的绝缘电阻测量

试验地点：云南新立钛业总降变——#1电容器室、#2电容器室

试验仪器：2500V 绝缘电阻表

试验日期：2010.11.13~2010.11.14

③试验项目：220kV GIS汇控室各CT绝缘检查

试验地点：云南新立钛业总降变——三楼 220kV GIS汇控室

试验仪器：2500V 绝缘电阻表

试验日期：2011.2.22 „„

四、影响绝缘电阻的因素：

1、一般情况下，绝缘电阻随温度升高而降低、故必须记录试验温度（环境温度及设备本体温度）；

2、空气相对湿度增大和电力设备表面脏污越严重，其绝缘电阻越低；

3、大容量设备运行中残余电荷或试验中形成的残余电荷未完全放尽，会造成绝缘电阻偏大或偏小，测量绝缘电阻时，必须充分接地放电；

1）、残余电荷的极性与绝缘电阻表的极性相同时，测得量大于真实值；

2）、残余电荷的极性与绝缘电阻表的极性相反时，测得量小于真实值；

4、现场预试中，由于带电设备与停电设备之间的电容耦合，使得停电设备带有一定电压等级的感应电压；

绝缘电阻表最大的输出电流值（输出站经毫安表短路测得）对吸收比和计划指数测量有影响。

五、绝缘电阻的测试及其注意事项：

1、测试步骤

a、实验前先检查安全措施，被试品电源及一切对外连接应拆除。被试品接地放电，勿用手直接触放电导线；

b、根据表面脏污及潮湿情况决定是否采取表面屏蔽或烘干及清擦干净表面脏污；

c、放稳绝缘电阻表，检验是否指“0”或“∞”，短接时应瞬间、低速；

d、将被试品测量部分接于“L”与“E”端子之间，“L”接高压测量部分，“E”接低压或外壳接地部分；

e、测量吸收比时，读数后先断开“L”端子与被试品连接（用绝缘柄），再停止，防止反充电损坏表计；

f、试验完毕或重复试验时，必须将被试品对地或两极间充分放电，以保证人身、仪器安全和提高准确度；

g、记录被试品设备铭牌、运行编号、本体温度、环境温度及使用的绝缘电阻表型号。

2、测试注意事项：

a、测试时，“L”与“E”端子引线不要靠在一起，并用绝缘良好的导线；

b、测量的绝缘电阻过低时分析过低的原因，应尽量分解试验，找出绝缘电阻最低部分；

c、为了便于比较，每次测量同类设备最好用同型号绝缘电阻表，并于同一时间下读数；

d、同杆双回架空线，当一回路带电时，另一回的绝缘电阻不能测量；

e、测量电力电容器极间绝缘电阻时，试验前后应直接对两极充分放电（采用火花法）。

直流泄漏电流试验及直流耐压试验

一、特点

1、直流泄漏电流试验所用的电源一般采用可调的直流高压装置；

2、泄漏电流随加压时间的变化实际上是吸收电流的变化过程，正常良好的绝缘，泄漏电流与一定范围内的外加电压成线性关系。

二、试验接线——单相半波整流电路

组成：

1、交流高压电源：Ud=1.414U1=1.414KU2，U1、U2为其一、二次电压；

2、整流部分：稳压电容器电容C：3~10kV时，C>0.06uf；15~20kV时，C>0.015uf；30kV时，C>0.01uf；

3、保护电阻R1：限制被试品击穿时的短路电流；

4、微安级电流表：三种接线方式

（1）接在试品高压端：测出的泄漏电流准确，接线简单，在被试品接地端无法断开时采用；

（2）接在试验变压器T2一次绕组尾部：当被试品的接地端能与地断开并有绝缘时（避雷器）不常用；

（3）接在试品低压端：当被试品的接地端能与地断开并有绝缘时（避雷器）常用。

直流高压的测量——在试验变压器低压侧测量

UDC=1.414KU2

其中：UDC—被试品所加直流电压，V；

K—变压器变比；

U2—变压器低压侧电压的有效值

三、①试验项目：氧化锌避雷器试验

试验地点：云南新立钛业总降变——35kV 高压室

试验mA表接线：接在被试品的低压端

试验过程：（1）可靠接地，正确接线（直流高压发生器）

（2）开电源→高压通（升压只1mA）→读取电压（切换）→读取泄漏电

流（<=50uA）

（3）将电压降为0→高压断→断电源

试验时间：2010.11.7

②试验项目：10kV 室外氧化锌避雷器预防性试验

试验地点：广州换流站

试验mA表接线：接在被试品的高压压端

试验时间：2011.2.14 „„

四、影响泄漏电流测量的因素

1、高压引线的影响：接在被试品低压端应着重考虑其设备接地端对地绝缘是否良好；

2、温度的影响：温度升高，绝缘电阻下降，泄漏电流增大；

3、电源电压的非正弦波形对测量结果的影响；

4、加压速度对泄漏电流测量结果的影响；

5、残余电荷的影响：极性与直流输出电压同极性时，泄漏电流有偏小误差，因此应充分放电；

6、直流输出电压极性对泄漏电流测量结果的影响，一般为负极性高压并读取5min后的值；

7、湿度及表面脏污的影响。

五、异常分析

1、泄漏电流过大：应先对试品、试验接线、屏蔽、加压高低等进行检查，排除外界影响因素；

2、泄漏电流过小：可能由接线有问题，加压不够，微安级电流表有分流等引起的；

3、对无流在试品低压侧进行测量的试品，当泄漏电流偏大时，可考虑采用差值法。

六、注意事项

1、按要求接线，检查操作部分外壳及其他是否已可靠接点，试验安全距离是否正确后，方可通电升压；

2、升压应均匀分级进行，不可太快；

3、升压中若出现击穿，闪络等异常现象，应立刻降压断开电源，并查明原因；

4、试验完毕，降压、断开电源后，均应先对被试品充分放电才能更改接线；

5、针对较大容量被试品放电，应使用高压电阻放电棒进行放电。

过程：

逐渐接近试品；

一定距离时，声音由有至无时再用放电棒放电；

直接用接电线放电。

介质损耗因素tanδ试验

一、tanδ测量的原理和意义

1、电介质电导引起的损耗：在电场作用下电介质电导产生的泄漏电流会造成能量损耗；

2、极化引起的损耗：在交流电压作用下，电介质由于同期性的极化过程，质点克服极化分子间的内摩擦力而造成的能量损耗；

3、局部放电引起的损耗：尽量避免内部气隙、毛刺等引起的局部放电；

4、介质损耗角：α的余角δ，α称功率因素角，是交流电压U与电介质中流过电流I的夹角α；

I=IC+IR

tanδ=IR/IC=1/wCPR

介质损耗：P=UIR=UICtanδ=U2wCPtanδ，因此当外加电压及频率一定时，介质损耗P与tanδ成正比，即可用tanδ来表示介质损耗的大小

5、结论：多个电介质绝缘的综合tanδ值总是小于等值电路中个别tanδ的最大值，而大于最小值，tanδ对局部缺陷反映不明显。

二、测量tanδ的仪器——QS1型高压西林电桥

所测得的CX:

CX=CN R4(100+R3)/n（R3+P）

1、对耦合电容器，若CX明显增加，常表示电容层间有短路或水分浸入；

2、对耦合电容器，若CX明显减小，常表示内部渗油严重或层间有断线。

接线方式：

1、正接法：试品两端对地绝缘，电桥处于低电位，试验电压不受电桥绝缘水平限制；

2、反接法：适用于被试品一端接地，测量时电桥处于高电位，试验电压受电桥绝缘水平限制；

3、侧接法：适用于试品一端接地，而电桥又没有足够绝缘强度进行反接法测量时，试验电压不受电桥绝缘水平限制；

4、低压法接线：在电桥内装有一套低压电源和标准电容器，一般只用来测量电容量。

三、①试验项目：电力变压器介质损耗因素tanδ试验

试验地点：云南新立钛业总降变——#1变压器、#2变压器

试验接线：反接法

试验时间：2010.11.15

②试验项目：CT套管介质损耗因素tanδ试验

试验地点：深圳换流站——35kV 间隔

试验接线：正接法

试验时间：2011.2.18

③试验项目：电容式电压互感器的电容分压器的tanδ和电容量测量

试验地点：深圳换流站——35kV 间隔

试验接线：自激法

试验时间：2011.2.19 „„

补充：自激法

1、PT绕组间、绕组对地的介损，不需要外加试验用电压互感器；

2、只要给被试品PT二次绕组（一般为辅助二次绕组aDxD）施加一较低电压（不超过5~10kV）。

四、影响tanδ测量的因素

1、湿度的影响：tanδ随温度的升高而增高；

2、电压的影响；

3、频率的影响：升→f0→降；

4、局部缺陷的影响：现场测试时能分解试验的尽量分解试验以减小影响； 5表面的影响：空气相对湿度较大或表面脏污时，瓷表面泄漏电流的影响。

解决方法：

1、用电热风机将瓷表面中的四裙吹干；

2、等天气干燥后再测。

交流耐压试验

一、交流耐压试验的目的与意义

1、绝缘的击穿电压值不仅与试验电压的幅值有关，还与加压的持续时间有关；

2、一般规定工频耐压时间为1min；

3、交流耐压试验有3种加压方法：

（1）、工频（45~65Hz）耐压试验：检验被试品对工频电压升高的绝缘承受能力；

（2）、感应耐压试验：工频感应耐压试验及倍频（100~400Hz）感应耐压试验，针对变压器、电磁式电压互感器等，采用从二次加压而使一次得到高压的试验方法来检查被试品绝缘；

（3）、冲击耐压试验：波冲击电压试验、雷电冲击电压试验；

4、可灵敏有效地检查出某些局部缺陷、考验被试品绝缘承受各种过电压的能力。

二、交流耐压试验原理

1、交流耐压试验接线分为五个部分：交流电源部分、调压部分、控制保护部分、电压测量部分和波形改善部分。

（1）交流电源部分：从系统中抽取

小容量被试品交流耐压试验多采用220V、380V试验电源，对试验电源电压波形要求较高时多采用线电压380V；

大容量超高压试验变压器多采用6~10kV移圈式调压变压器进行调压。

2、调压部分：要求是电压应能从零开始平滑地进行调节，并使其电压波形不发生畸变。

（1）、自耦调压器：一般用于电压50kV以下小容量试验变压器的调压；

（2）、移圈式调压器：100kV以上试验变压器常用的配套调压装置；

（3）、高压试验变压器：串联谐振装置（电感与被试品串联）。

三、交流高压的测量

1、低压侧测量：被试品电容量较小时，如油断路器、瓷绝缘、绝缘用具等；

方法：试验变压器的低压侧或测量绕组的端子上，测量出二次电压。UH=KUL

2、高压侧测量：当被试品的电容量较大及对电压幅值及波形要求较高时；

“容升现象”：△U=UL=UC×2πfCX×(UN2/SN)×ZK(％)

当试验变压器选定，被试品为电容性，且试验电压一定时，被试品电容量愈大，则被试品上电压UC较U升高愈多。

方法：

（1）、用电压互感器测量：不常用；

（2）、用静电电压表测量：将静电电压表与被试品并接；

（3）、用球隙测量：不宜现场使用；

（4）、电容分压器测量：串联电容器上电压按电容值反比分配，使被测电压通过串联的电容分压器进行分压，测出低压电容CZ上的电压UL:UH=KUL=(C1+C2)/C1×UL

四、交流耐压试验方法

1、采用并联电抗器补偿法：现场输出电流大小时采用；

2、采用串联电抗器谐振法：若被试品额定电压较高时采用；

3、采用变频串联谐振法：解决现场10~500kV电力设备交流耐压试验工作； 通常并联电容器补偿法与串联电抗器谐振法组合采用。

五、①试验项目：220kV GIS汇控室交流耐压试验

试验地点：新立钛业总降变——三楼GIS室

试验方法：变频串联谐振法

试验日期：2010.12.11

②试验项目：35kV 高压室 交流耐压试验

试验地点：新立钛业总降变——二楼35kV 高压室

试验方法：串联电抗器谐振法

试验日期：2011.1.6

③试验项目：10kV 高压室 交流耐压试验

试验地点：新立钛业总降变——一楼10kV 高压室

试验方法：并联电抗器谐振法

试验日期：2011.1.12

④试验项目：35kV 室外各间隔避雷器的交流耐压试验

试验地点：深圳换流站

试验方法：直接加压法

试验日期：2011.2.17 „„

六、交流耐压试验的操作要点

1、试验前，应了解被试品的试验电压，同时了解被试品的其他试验项目及以前的试验结果；

2、试验现场应围好遮拦或围绳，挂好标示牌，并派专人监护。被试品应断开与其他设备的连线；

3、试验前，被试品表面应擦拭干净，将被试品的外壳和非被试绕组可靠接地；

4、加压前，首先要检查变压器是否在零位；

5、升压过程中不仅要监视电压表的变化，还应监视电流表的变化，以及被试品电流的变化；

6、试验中若发现问题应立即缓慢均匀降下电压，拉开电源，在高压侧挂上接地线； 7交流耐压试验前后均应测量被试品的绝缘电阻，有条件时，还要测量局部放电。

七、交流耐压试验中异常现象的分析

1、电流增大，电压基本不变或有下降趋势，可能是被试品容量较大或试验变压器容量不够或调压器容量不够，可改用大容量的试验变压器或调压器；

2、电流表突然上升或突然下降，电压表突然下降，都是被试品击穿的象征；

3、调节调压器，电压表无指示，可能是自耦变压器碳刷接触不良，或电压表回路不通，或变压器的一次绕组、测量绕组有断线的地方；

4、若给调压器加上电源，电压表就有指示，可能是调压器不在零位；电流表异常读数，调压器输出侧可能有短路和类似短路的情况，如接地棒忘记摘除等；

5、试验时被试品是合格的，无明显异常，试验后却发现被击穿了，这往往是由于试验后没有降压就直接拉掉电源造成的。

电力设备局部放电测量试验

一、局部放电的产生机理

1、局部放电：电力设备绝缘中部分被击穿的电气放电，可以发生在导体附近，也可以发生在其他地方，称为局部放电；

2、高压电力设备绝缘内部由于各种原因，存在一定绝缘缺陷，如气泡、杂质、导体的毛刺等缺陷引起局部放电；

3、局部放电起始电压Ui：试验电压从较低值开始上升，升到局部放电量达到某一规定值的最低电压；

局部放电熄灭电压Ue：试品上电压从超过局部放电起始电压的较高值逐渐下降，到局部放电量降到规定值的最高电压；

局部放电的试验电压：试品在此电压作用下的局部放电水平应不超过规定值。

二、局部放电检测方法

1、脉冲电流法：局部放电产生时，试品两端产生一个瞬时电压变化，接入检测回路，就会产生脉冲电流；

2、介质损耗法：利用局部放电消耗能量，使介质增加附加损耗；（一般不用）

3、气相色谱法：充油设备（如变压器、互感器等）产生局部放电时，使油低分子分解，产生各种气体，主要是H2、CH4、C2H2、CO、CO2等；（不停电取样分析，适应于运行中设备的在线检测）

4、超声波法：辅助方法；

5、光测量：利用局部放电产生的辐射进行检测。

三、脉冲电流法检测局部放电

1、在试验电压下，试品充电电流超过测量阻抗Zm的电流允许值或试品固定接地时，则采用测量阻抗Zm与耦合电容器Ck串联的直接法；

2、若试验回路有过高的干扰信号时，则采用平衡法；

3、局部放电测试仪显示有放电波形特征的示波器与显示视在放电量等参数的指示仪表。

四、电力变压器的局部放电试验（高压试验）

1、电力变压器局部放电试验电压值低于耐压试验电压值，高于设备运行电压值，加压时间远大于耐压时间；

2、对于套管是电容式的，可利用其主电容作为耦合电容器Ck。末屏端子对地串接测量阻抗。

当三相励磁时，也可以通过中性点串联测量阻抗Zm；

3、局部放电试验电源一般采用中频电源，100~200Hz。发电机和变频器产生中频电源。

4、U1=1.7Um/1.713，U2=1.5Um/1.713，U3=1.1Um/1.713.五、试验注意事项

1、防止套管放电，在试验前给套管加均压装置；

2、电容器Ck、电源升压变压器应选用无局部放电设备；

3、分级绝缘变压器试验时，测量在线端进行，而自耦变压器连接的一对较高电压和较低电压线圈的线端也同时进行测量；

4、放电量以相对稳定的最高重复脉冲为准；

5、在进行均不放电试验时，如果发现放电量特别大，应立即停止试验，并查明原因。

电力变压器试验

一、电力变压器预防性试验项目

1、测量绕组绝缘电阻和吸收比或极化指数；

2、测量绕组泄漏电流；

3、测量绕组介质损耗因素tanδ；

4、交流耐压试验

5、测量 铁梁和穿芯螺栓（可接触到的）的绝缘电阻，测量铁芯对地、铁芯对 铁梁、穿芯螺栓对铁芯的绝缘电阻；

6、测量绕组直流电阻

7、测量电容型套管的介质损耗因素tanδ和电容值；

8、检查绕组所有分接头的电压比；

9、校正三相变压器的组别或单相变压器的极性；

10、测量空载电流和空载损耗

11、绝缘油试验及油中溶解气体色谱分析；

12、检查有载分接头开关的动作情况。

二、变压器绝缘电阻、吸收比和极化指数试验

1、测量方法：依次测量各绕组对地和对其他绕组的绝缘电阻值，测量时，被测绕组各引线端均应短接在一起，其余非被测量绕组皆短路接地。

2、测量顺序：

1）、双绕组变压器：低压绕组（外壳及高压绕组接地）→高压绕组（外壳及低压侧绕组接地）→高压绕组及低压绕组（外壳接地）

2）、三绕组变压器：低压绕组（外壳、高压绕组及中压绕组）→中压绕组（外壳、高压绕组及低压绕组）→高压绕组（外壳、中压绕组及低压绕组）→高压绕组及中压绕组（外壳及低压绕组）→高压绕组、中压绕组及低压绕组（外壳接地）

3、测量绝缘电阻时，对额定电压为1000V以上的绕组用2500V绝缘电阻表，其量程一般不低于10000MΩ，1000V以下用1000V绝缘电阻表；测量前后均应将被测绕组与外壳短路充分放电，放电时间不少于2min；

4、同一变压器绝缘电阻测量结果，一般高压绕组测量值大于中压绕组测量值，中压绕组测量值大于低压绕组测量值；

5、绝缘电阻表屏蔽法解决绝缘值偏低的具体部位；

测量部位：

1）、高压绕组—低压绕组（L—高压绕组，E—低压绕组，G—中压绕组及外壳）

2）、高压绕组—中压绕组（L—高压绕组，E—中压绕组，G—低压绕组及外壳）

3）、高压绕组—地

（L—高压绕组，E—中压绕组及低压绕组，G—外壳）

6、铁芯，穿芯螺栓、铁梁对地及相互之间的绝缘应选用1000V量程进行。

三、变压器介质损耗因素tanδ试验

1、由于变压器外壳均直接接地、现场一般采用QS1电桥反接法测量tanδ；

2、双绕组变压器tanδ：高压绕组加压（低压绕组+铁芯接地）→低压绕组（高压绕

组+铁芯）→高压绕组+低压绕组（铁芯）

三绕组变压器tanδ：高压绕组（中压绕组、低压绕组、铁芯）→中压绕组（高压绕组、低压绕组、铁芯）→低压绕组（高压绕组、中压绕组、铁芯）→高压绕组、低压绕组（中压绕组、铁芯）→高压绕组、中压绕组（低压绕组、铁芯）→低压绕组、中压绕组（高压绕组、铁芯）→高压绕组、中压绕组、低压绕组（铁芯）3、35kV及以下tanδ<=1.5;66~220kV: tanδ<=0.8;330~500kV: tanδ<=0.6.四、变压器交流耐压试验

1、试验时被测试绕组的引出线端头均应短接，非被测试绕组引出线端头均应短路接地；

2、加规定电压持续1min时，听到正常的电晕声，变压器油箱内无声音，指示仪表指示正常，球隙无放电等；

五、变压器直流电阻试验

1、测量方法：

降压法：测量小电阻时电压表在前，电流表在后，测量大电阻时，电流表在前，电压表在后；

电桥法：单臂电桥（被测电阻10Ω以上），双臂电桥（被测电阻10Ω以下）

2、使用方法：变压器绕组的电感较大，同样需等充电电流稳定后，再给上检流计开关；

读数后拉开电源之前，先断开检流计（220kV及以上时应将被试品接入电桥的测量电压线也断开）

3、导线与仪表及测试绕组端子的连接必须良好，用单臂电桥测量时测量结果应减去引线电阻；

测量时双臂电桥的四根线（C1、P1、C2、P2应分别连接），C1、C2引线应接在被测绕组外侧，P1、P2接在被测绕组内侧，以避免将C1、C2与绕组连接处的接触电阻测量在内）；

4、有载调压变压器应在所有分接头上测量直流电阻；无载调压变压器大修后应在各侧绕组的所有分接头位置上测量直流电阻。

六、变压器的变比试验

变压的电压比，是变压器空载时高压绕组电压U1与低压绕组电压U2的比值，即变比K=U1/U2

七、变压器的极性和组别试验

1、减极性：两绕组绕向相同，在同一磁通穿过时，两绕组内的感应电动势在同名端子间任何瞬间都有相同的极性，此时一、二次电压UAX和Uax相位相同，连接X和x，UAa等于两电压的向量差；

加极性：同名端子间的电动势方向相反，电压相位相差180°，连接X和x后，UAa等于两电压的向量和；

2、试验方法：

1）、用一个电池，将其“+”极接于变压器一次绕组A端，“—”极接于X端；

2）、将毫安表或毫伏级电压表“+”端接于二次绕组a端，“—”端接于x端；

3、操作方法：

先接好测量回路（接入毫安级电流表、毫伏级电压表、极性表）、后接通电源。

正偏（减极性）、反偏（加极性）

八、变压器空载试验

从变压器任意一侧绕组（一般为低压绕组）施加正弦波形，额定频率的额定电压，在其他绕组开路的情况下测量变压器空载损耗和空载电流的试验。

互感器试验

一、互感器交接和预防性试验项目

1、测量互感器绕组及末屏的绝缘电阻；

2、测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗因素tanδ；

3、测量连同套管一起对外壳的交流耐压试验；

4、油箱和套管中绝缘油试验及油中溶解气体色谱分析；

5、测量铁芯夹件螺栓（可接触到的）绝缘电阻；

6、互感器的极性、变比、励磁特性等特性试验；

7、局部放电试验

二、绝缘电阻和泄漏电流试验

1、电压互感器绝缘试验

1）、按绝缘结构分：电磁式电压互感器、串级式电压互感器和电容式电压互感器；

2）、测量时，一次绕组用2500V绝缘电阻表，二次绕组用1000V或2500V绝缘电阻表，非被测绕组接地；

3）、串级式电压互感器tanδ的测量

a）、常规法试验接线：考虑到接地末端“X”的绝缘杆和QS1电桥的测量灵敏度一般选择2kV电压试验；

b）、自激法试验：给被试互感器二次绕组（一般为辅助二次绕组aDxD）施加一较低电压（5~10kV）,利用互感器本身的感应关系，即可在高压绕组上产生一个较高的试验电压；

c）、末端屏蔽法测量：测量时被试互感器一次绕组A端加高压，末端X接电桥屏蔽（正接线时X端接地）；

d）、末端加压法：测量时，一次绕组的高压端A接地，末端X施加试验电压（2~3kV），二次绕组开路

4）、电容式电压互感器tanδ的测量

a）、电容式电压互感器由电容分压器、电磁单元（包括中压互感器、电抗器）和接线端子盒组成；

b）、没有A端子引出的电容式电压互感器tanδ和电容量C的测量

主电容C1和tanδ1的测量接线采用自激法；由中压互感器辅助二次绕组加压，XT点接地，按QS1电桥正接法测量；分压电容C2的“δ”点接高压电桥的标准电容器CN的高压端，主电容C1的高压端接高压电桥的CX线。（试验电压不宜超过3kV）

分压电容C2和tanδ2的测量接线采用自激法；C2的“δ”端子接电桥CX线，由中压互感器辅助二次绕组加压，XT点接地，接正接线测量，由于C2电容较大，加压时应考虑容升电压。（4kV以下）

中压互感器电容量CTV和tanδTV的测量接线及等值电路C2和中压互感器一次绕组并联，将C2末端“δ”点与C1首端相连，XT悬空，中压互感器二次绕组短路接地，QS1电桥反接法，CX接线C2末端与C1首端短接线。（3kV以下）

2、电流互感器绝缘试验

1）、测量一次绕组对二次绕组及地，及二次绕组对地，末屏对二次绕组及地的绝缘；

2）、L—110型串级式电流互感器没有末屏端子，用正接线测量时，一次绕组加高压，二次绕组短路（引线拆除）后，接电桥CX线，用反接线测量，CX线接高压及一次绕组，二次绕组短路接地；

3）、电容型电流互感器tanδ和C的测量，用QS1电桥正接线进行测量，一次绕组加压，二次绕组短路接地，电桥CX线接末屏端子。

三、互感器特性试验

1、测量互感器的绕组的直流电阻（单臂电桥）；

2、极性试验：直流法——电源应加在互感器一次侧，测量仪表接在互感器的二次侧；

3、变比试验：

1）、CT变比检查：非被试电流互感器二次绕组短路，严防开路；比较法（标准CT与被试CT变比相同）；

2）、PT变比检查：应通过调压器和变压器向高压侧施加电压，在二次侧测量。

4、互感器励磁特性试验

1）、CT伏安特性试验：将二次绕组引线和接地线均拆除，实验室，一次侧开路，从二次侧施加电压；

2）、PT空载励磁特性试验：PT高压侧开路，低压侧通以额定电压，读取其空开电流及空载损耗。

断路器试验

一、高压断路器的预防性试验项目

1、绝缘电阻试验； 2、40.5kV及以上少油断路器的泄漏电流试验； 3、40.5kV及以下非纯瓷套管和多油断路器的介质损耗因素tanδ试验；

4、测量分、合闸电磁铁绕组的绝缘电阻；

5、测量断路器并联电容的CX和tanδ；

6、测量导电回路电阻；

7、交流耐压试验；

8、断路器分闸、合闸的速度、时间，同期性等机械特性试验；

9、检查分、合闸电磁铁绕组的最低动作电压；

10、远方操作试验；

11、绝缘油试验；

12、SF6断路器的气体泄漏及微水试验。

二、绝缘电阻和泄漏电流试验

1、断路器导电回路对地的绝缘电阻，测量时应采用2500V绝缘电阻表；

2、对空气断路器，实际是测量其支持瓷套管的绝缘电阻，一般数值很高，最低不得小于5000mΩ；

3、对于少油和多油断路器还应测量绝缘提升杆的绝缘电阻；

4、提升杆绝缘受潮：合闸状态下测得的绝缘电阻远低于分闸状态下的测量值； 5、40.5kV及以上的少油断路器、空气断路器和SF6断路器，应测量其支持瓷套管、绝缘提升杆以及断口间的直流泄漏电流。

三、40.5kV及以上多油断路器介质损耗因素tanδ试验

1、对断路器应进行分闸和合闸两种状态下的tanδ试验；

2、分闸状态下应对断路器每支套管的tanδ进行测量；

3、合闸状态下应分别测量三相对地的tanδ（分解试验）；

四、交流耐压试验

1、从试验变压器低压侧测量并换算至高压侧；

2、多油断路器应在分、合闸状态下分别进行交流耐压试验；

3、三相共处于同一油箱的断路器，应分相进行；试验一相时，其他两相应接地

五、SF6断路器和GIS的预防性试验——成套性

六、断路器速度测量、动作时间测量

1、固有分闸时间——由发布分闸命令（指分闸回路接通）起到灭弧触头刚分离的一段时间；

2、合闸时间——由发布合闸命令（指合闸回路接通）起到灭弧触头刚接触为止的一段时间。

七、断路器导电回路直流电阻测量

1、断路器导电回路直流回阻包括套管导电杆电阻、导电杆与触头连接处电阻和动静触头之间的接触电阻等；

2、导电杆电阻一般不会变化，其他两处的连接电阻和接触电阻常常有所增加；

3、测量前将断路器电动合闸后测量，只有允许手动合闸的断路器才可在手动合闸后进行测量；

4、若测量值偏大，可将断路器跳合几次，以消除可能的触头之间氧化膜影响。

八、SF6断路器和GIS耐压试验

1、“老练净化”——混入设备的导电微颗移到低电场强度区域或微颗陷进中和烧蚀电场表面的毛刺、尖端或杂质，对绝缘强度不产生危害作用；

2、交流耐压试验应采用变频串联谐振法，电压波形应接近正弦，两个半波完全一样，且峰值与有效值之比应等于1.414+-0.07，试验电压的频率为10~300HZ,试验电压为出长试验值的80％。

电容器试验

一、电力电容器交接试验项目

1、测量两极对外壳的绝缘电阻；

2、测量极间电容值；

3、泄漏油检查；

4、交流耐压试验； 5冲击合闸试验；

6、并联电阻测量。

二、测量绝缘电阻

1、测量前后对电容器两极之间，两极与地之间，均应充分放电，尤其对电力电容器应直接从两个引出端上直接放电，而不应仅在连接导线板上对地放电；

2、电力电容器电容量较大，储存电荷多，不允许长时间遥测电力电容器两极之间的绝缘电阻；

3、对两极放电的放电引线两端应接在短绝缘棒上，人身不能直接接触放电引线，放电引线应采用裸铜导线。

三、冲击合闸试验

1、试验的目的是检查电容器补偿容量是否合适，电容器所用熔断器是否合适以及三相电流是否平衡；

2、电容器组及与之相配套的断路器及控制保护回路电流，电压测量装置等安装好后，在额定电压作用下，对电容器组进行三次合闸、分闸冲击试验；

3、冲击合闸试验时，应测量每相电流。试验前应将测量电流互感器TA事先接于测量回路中；

4、电容器组为星形接线，应将测量电流互感器TA接于电容器中性点侧的回路内；

5、电容器组为三角形接线，应将测量电流互感器TA只能串接在各相高压回路内。

避雷器试验

一、避雷器分类

1、普通阀式避雷器。可分为FS型（不带并联电阻）和FZ型（有并联电阻）；

2、磁吹避雷器。可分为FCZ型（变电所用）和FCD型（旋转电机用）；

3、金属氧化物避雷器是由具有良好非线性的金属氧化物阀片组成的一种过压保护装置。其中：

1、普通阀式避雷器是由火花间隙和阀片（非线性电阻）串联而成；

2、FZ型在间隙上并联了电阻使每个间隙的放电电压比较均匀；

3、磁吹避雷器主要是由火花间隙和阀片，采用磁场驱动电弧来提高灭弧性能。

二、避雷器的主要预防性试验项目及要求

1、测量绝缘电阻：FS型>=2500mΩ；FZ、FCD、FCZ型与前一次比较不应有显著变化；

2、测量电导电流：FZ、FCD、FCZ型电导电流应在规定的范围内，其差值不大于30％，FS型不做；

3、检查串联组合元件的非线性因素：FZ、FCD、FCZ型同一相内各串联元件α差值不大于0.05，FS不做；

4、测量工频放电电压：仅对FS型进行，FZ解体大修后进行；

5、测量直流1mA电压U1mA及75％U1mA电压下的泄漏电流，U1mA与初始值比较，变化不大于+-5％，75％U1mA泄漏电流不大于50uA；

6、测量交流运行电压下的电导电流：当电导电流的有功分量增加为初始值的2倍后，应停电检查；

7、基座绝缘及放电计数器动作试验。

三、FS型避雷器试验

1、采用2500V绝缘电阻表，测得绝缘电阻不应低于2500mΩ，若绝缘电阻低于规定值时，可增加直流电导电流测量，规定电压下测得的电导电流不超过10uA为合格；

2、工频放电电压测量检查FS型避雷器火花间隙的结构及放电铁性是否正常及在过电压下动作的可靠性；

3、对每只避雷器应测量三次工频放电电压值，并取其平均值作为工频放电电压，测量时，升压速度不宜太快，以免电压表由于惯性作用而带来偏大的测量误差，一般以3~5kV/S为宜，保护电阻R用于限制工频放电时流过避雷器火花间隙的电流，防止工频电流将间隙烧坏。

四、FZ、FCD、FCZ型避雷器试验

1、对FZ、FCD、FCZ型多元件串联组成的避雷器要求用2500V绝缘电阻表测量每一单独元件的绝缘电阻；

2、在避雷器两端施加一定的直流电压时，流过避雷器本体的电流称为电导电流。

五、金属氧化物（MOA）避雷器试验

1、金属氧化物避雷器由金属氧化物阀片串联组成，没有火花间隙与并联电阻，用2500V或5000V，每节都测；

2、测量直流1mA电压U1mA及75％U1mA电压下的泄漏电流。受温度影响，每升10°C，U1mA均降低1％；

3、运行电压下交流泄漏电流测量，测量阻性电流可以有效性地监测避雷器绝缘状况；

4、三相成直线排列的同类型避雷器其阻性电流与有功损耗PX有明显差异，一般情况下，A相测量数值偏大，B相居中，C相偏小。（由三相避雷器间的相间干扰，电容耦合所致。

六、避雷器基座及放电计数器试验

1、记录放电计数器试验前后的放电指示位数；原则上将放电计数器指示位数通过多次动作试验恢复到试验前位置；

2、对避雷器基座要求用2500V绝缘电阻表测量，其绝缘电阻一般应在100mΩ以上；

3、MOA在计数器前边串一只全电流mA表，在运行电压下测量全电流值，判断其运行状态。

电力电缆试验

一、电力电缆的试验项目

1、电力电缆主要由电缆芯、绝缘层和保护层三部分组成；

2、电力电缆的薄弱环节是电缆的终端头和中间接头；

3、绝缘电阻测量，对护层有绝缘要求的电缆，应用500V绝缘电阻表测护层的绝缘电阻；

4、直流耐压试验并测量泄漏电流，U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压，U为导体与导体之间的设计电压；

5、检查电缆线路的相位，两端相位应一致。

二、电力电缆绝缘测量

1、指电缆芯线对外皮或电缆某芯线对其他芯线及外皮间的绝缘电阻； 2、1000V以下的电缆可用1000V绝缘电阻表，1000V及以上的电缆用2500V绝缘电阻表，6kV及以上电缆也可用5000V绝缘电阻表。

三、电力电缆直流耐压和泄漏电流试验

1、对长电缆线路进行耐压试验时，所需试验设备容量小；

2、在直流电压作用下，介质损耗小，高电压下对良好绝缘的损伤小；

3、在直流耐压试验的同时监测泄漏电流及其变化曲线，微安级电流表灵敏度高；

4、试验前先对电缆验电，并接地充分放电；

5、每次耐压试验完毕，应先降压，切断电源。

四、电力电缆的相位检测

检查电缆相位时，依次在一端将芯线接地，在另一端用万用表或绝缘电阻表测量对地的通断，每芯测3次，共测9次。

五、电缆故障探测

1、接地故障，指电缆一芯或数芯接地故障，分为低阻接地故障和高阻接地故障；

2、短路故障，指电缆两芯或三芯短路，或者是两芯或三芯短路且接地；

3、断线故障，指电缆一芯或数芯被故障电流烧断或受机械外力拉断，形成完全断线或不完全断线的故障；

4、闪络性故障，多出现在电缆中间接头和终端内；

5、判断电缆故障性质，一般采用1000V或2500V绝缘电阻表及万用表进行测量

1）、首先在任意一端用绝缘电阻表测量电缆各芯对地绝缘电阻值，判断是否有接地；

2）、测量各芯间的绝缘电阻，判断有无相间短路故障；

3）、如测得绝缘电阻为0，可用万用表测量各相对地或各相间的电阻，判断是低阻故障还是高阻故障；

4）、因为运行中有可能发生断线故障，所以还应作电缆导通性检查：在一端将A、B、C三相短路但不接地，在另一端用万用表测量各相间是否完全通路，相间电阻是否完全一致。相间电阻不一致时，应用电桥测量各相间电阻，检查有无低阻断线故障。

绝缘子试验

一、绝缘子概述

1、绝缘子承担绝缘和机械固定作用；

2、按形状和使用场所可分为悬式绝缘子、支柱绝缘子、棒式绝缘子、针式绝缘子、套管绝缘子、防污绝缘子；

3、按绝缘子材料构成上看，瓷质绝缘子、玻璃绝缘子、合成绝缘子；

4、当电力系统出现过电压及工频电压升高等情况时，有零值绝缘子的绝缘子串易形成闪络。

二、测量绝缘电阻

1、由于绝缘子数量多，用绝缘电阻表遥测其绝缘电阻工作量太大，因此仅在带电检测出零值绝缘子位置后，停电更换该零值绝缘子前，为保证准确性才遥测绝缘电阻；

2、用2500V及以上绝缘电阻表遥测绝缘子绝缘电阻，多元件支持绝缘子的每一元件和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于300MΩ。

三、交流耐压试验

1、根据试验变压器容量，可选择一只多多只相同电压等级的绝缘子同时试验，交流电压加1min；

2、耐压过程中，绝缘子无闪络，无异常声响为合格；

3、对于35kV绝缘子（多元件支持），当试验电压不够时，可分节进行。

由两个胶合元件组成的，每节试验电压为50kV/min；

由三个胶合元件组成的，每节试验电压为34kV/min。

四、带电检测绝缘子

1、火花间隙法

用一个适当间隔的开口杈搭在绝缘子两侧，良好的绝缘子两端有相当的电位差，电位差通过导电杈传到一个可调的很小的间隙上，间隙被击穿发出放电声；

2、电阻杆法

测量绝缘子两端点之间电位差的接线，以其电位差大小来判断，接地线应连接可靠。

母线试验及定相试验

一、母线试验

1、试验项目：检查连接部分的接触情况，在运行条件下还可采用红外线温仪测量；在停电条件下对母线进行交流耐压试验；

2、母线耐压试验时母线所带电压互感器、避雷器等设备应当与母线断开，并保证有足够的安全距离；

3、对有两段母线且一般运行或母线所带线路一侧带电的情况，做母线耐压试验时应注意母线与带电部位距离是否足够。两者距离承受电压应按交流耐压试验电压与运行电压之和考虑。间隔距离不够时应设绝缘挡板或不再进行耐压试验，而对母线用2500V绝缘电阻表摇绝缘。

4、母线耐压时间为1min，无击穿、无闪络、无异常声响为合格。

二、定相试验

1、当两台新投变压器要并列运行，新架输电线路与系统并网，新装电力电缆交接运行中电力电缆重装接线盒或终端头后投运等情况下，必须进行定相试验；

2、高压定相（110kV及以下系统）

1、将需要并网运行的两端电压分别送至一隔离开关或断路器两侧；

2、当两侧电压相位相同时，高压定相电流表PA指示为0或一较小数值；

3、当两侧电压相位不同时，PA指示为一较大数值，其值大约为U/R

U——系统线电压

R——两电阻杆阻值之和

3、低压定相（110kV及以上系统）

1、通过电压互感器二次电压定相；

2、两侧电压同相，PV指示为0；

3、两侧电压不同，PV指示为线电压（100V）。

保护装置异常报警试验

1、频率异常报警

三个线电压大于40V，频率小于49.5HZ,延时10S报警灯亮。

2、接地报警

A(B、C)相电压大于75V，时间大于15S，报警灯亮。

3、PT断线报警

保护定值中“PT断线检测”控制字投入，加单相电压57.7V，延时10S，报警灯亮。

4、控制回路断线报警

“辅助参数”中“检测控制回路断线”置1，装置TWJ和HWJ状态均为0（在“开关量状态”查看，延时3S报警灯亮。

5、TWJ异常报警

电流大于0.06倍额定电流，装置TWJ状态为1，延时10S报警灯亮。

6、CT断线报警

仅在A相加0.5倍额定电流，延时10S报警灯亮。

7、弹簧未储能报警

装置“弹簧未储能”开入有分到合（“开关量状态”），经整定延时报警灯亮。

8、过压报警

过压保护的控制字，软压板和硬压板至少有一个不投，加三相电压，使任一线电压大于过压定值，经整定延时发过压报警。

保护装置输出接点检查

1、发生保护跳闸或者开关偷跳时，事故总信号接点闭合3S；

2、手动分合或者遥控分合断路器，KKJ（合后继电器）相应的断开和闭合；

3、进行遥控合闸操作，遥合接点应闭合；

4、进行遥控分闸操作，遥跳接点应闭合；

5、断开保护装置的出口合闸回路，模拟重合闸，相应的合闸接点应闭合；

6、断开保护装置的出口跳闸回路，模拟跳闸，相应跳闸接点应闭合；

7、关闭装置电源，闭锁接点闭合，装置正常运行时，闭锁接点断开；

8、发生报警时，报警接点闭合，报警事件返回时该接点断开；

9、操作回路的控制回路断线时，接点应闭合；

10、开关在跳位时，TWJ（跳闸继电器）输出接点应闭合；

11、开关在合位时，HWJ（合闸继电器）输出接点应闭合；

12、某一保护元件动作时，出口组态中设定的相关出口接点均应动作。

RCS-9611CS线路保护整组试验调试

一、过流保护（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段）——反时限，动作延时应和相应反时限特性计算出来的延时一致

1）、整定定值控制字中“过流Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段投入”置1，“过流Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段经复压闭锁”置1，“过流Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段经方向闭锁”置1，软压板中“过流Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段”置1；

2）、模拟正方向相间故障，使得电压满足复压定值，电流满足电流定值，电压超前电流的夹角在—45~135°之间。此时过流Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段经整定延时跳闸。

二、零序保护（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段）

1）、整定定值控制字中“零序Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段投入”置1，软压板中“零序Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段投入”置1；

2）、若零序电流选择外加，则在其端子加入电流，若零序电流选择自产，则在相电流回路加入电流；

3）、当零序电流超过定值时，零序Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）即经整定延时跳闸。

三、重合闸保护

1）、整定定值控制字中“重合闸投入”置1，“重合闸检同期”及“重合闸检无压”置0，软压板中“重合闸投入”置1，“闭锁重合闸”硬压板退出；

2）、开关在手合位置，待15S后重合闸充电；

3）、模拟故障，跳闸后撤去故障，此时重合闸经整定延时动作。

四、（零序）过流加速保护

1）、重合闸功能投入；

2）、整定定值控制字中“（零序）过流加速段投入”置1；“前加速投入”置0，软压板中“（零序）过流加速段投入”置1；

3）、待重合闸充电后模拟故障跳闸，待跳闸后撤去故障，重合闸应动作，待重合闸动作后，再立即加故障电流，此时（零序）过流加速经整定延时动作。

五、过负荷保护

1）、整定定值控制字中“过负荷投入”置1，软压板中“过负荷投入”置1，此时过负荷选择的是跳闸；

2）、加故障电流，当电流超过定值时，过负荷保护经延时跳闸。

六、低频保护

1）、整定定值控制字中“低周保护投入”置1，“DF/DT闭锁投入”置1，软压板中“低周保护投入”置1，“低频减载”硬压板投入；

2）、加三相电压，使各线电压均大于“低周保护低压闭锁定值”，频率高于“低周保护低频定值”；

3）、频率开始下降，下降的速度应低于“DF/DT闭锁定值”；

4）、待频率低于定值后即经整定延时跳闸。

七、低压保护

1）、整定动作控制字中“投低压保护”置1，“投过流闭锁低压”置1，软压板中“投低压保护”置1，“投低压保护”硬压板投入；

2）、断路器在合位；

3）、加三相正常额定电压，然后降低电压使各线电压小于低压定值，同时使电流小于电流闭锁定值，此时低压保护经整定延时跳闸。

RCS-9700系列C型测控装置调试

一、主控室各测控装置分布情况： 1、220kV 线路测控柜：腰新Ⅰ线—RCS—9701C；腰新Ⅱ线—RCS—9701C；

2、#1主变测控柜：变高—RCS—9705C；变中—RCS—9075C；变低—RCS—9703C；

3、#2主变测控柜：变高—RCS—9705C；变中—RCS—9075C；变低—RCS—9703C； 4、220kV 分段测控及备自投：RCS—9705C；

5、站变备投保护测控柜：RCS—9709C；

6、公用测控柜：测控装置一RCS—9702C；测控装置二RCS—9702C；测控装置三 RCS—9702C

二、测控装置功能测试

1、遥测功能测试

1）、选定测试回路，调出该数据所在的单线圈；

2）、在测量回路端子排加入试验电压及电流，调整其值及相位角；

3）、记录数据并与试验表计对数，并检查后台机和远动机数据变化的响应时间；

4）、对电压、电流、功率、频率各类模拟量各加5次量进行测试。

2、遥信功能测试

1）、测试遥信数据的正确性及传输时间；

2）、对其开入量进行试验，在相应屏柜端子上加0→1和1→0的变位信号，检查显示是否一致。

3、遥控功能测试

1）、选择一个断路器或刀闸，进行“遥控”；

2）、开关刀闸在手动强制解锁或逻辑条件满足情况下，进行“遥控执行”；

3）、从系统中对相关的遥控点进行试验，用万用表在相应输出端子上测量输出接点的动作情况，对遥控的准确性和响应时间进行测试。

4、联锁组态功能测试

1）、通过改变相关开入量状态来模拟闭锁条件；

2）、通过后台遥控操作来验证站控层逻辑闭锁结果是否正确；

3）、通过装置就地操作来验证间隔层逻辑闭锁结果是否正确；

4）、逻辑满足时应能可靠动作，逻辑不满足时应能可靠闭锁。

5、检同期功能测试

1）、测试检同期，检无压功能的正确性；

2）、整定有关同期定值，并对装置加相应的电压及相角量；

3）、对有关同期的“压差闭锁”、“频差闭锁”、“角差闭锁”、“检无压”、“同期复归时间”等功能进行测试；

4）、同期时间设置为30S，当同期电压不满足条件时，不能进行同期合闸，当30S内同期条件满足时，不用再进行按钮合闸，自动进行同期鉴定，自动合闸。注：建议定值

低压闭锁值：40V

同期复归时间：25S

压差闭锁值：10V

线路补偿角：0

频差闭锁值：0.1HZ

检无压比率：30％

频差加速度闭锁：1HZ/S

允许合闸角：30°

RCS-931BM超高压线路成套保护装置调试

一、纵差差动保护定值校验：

1、差动电流高定值校验

1）、模拟对称故障或不对称故障，使故障电流为：I=m×0.5×（Imax1）；

2）、Imax1为“差动电流高定值”、4Un/4Xc1两者的大值；

3）、m=0.95时差动保护Ⅰ段应不动作，m=1.05时差动保护Ⅰ段能动作。

2、差动电流低定值校验

1）、模拟对称故障或不对称故障，使故障电流为：I=m×0.5×（Imax2）；

2）、Imax2为“差动电流低定值”、1.5Un/4Xc1两者的大值；

3）、m=0.95时差动保护Ⅱ段应不动作，m=1.05时差动保护Ⅱ段能动作。

3、正序容抗定值（零序差动）试验

1）、抬高差动电流高、低定值，建议整定为2In，零序起动电流可整定为0.1In；

2）、整定Xc1，使Un/Xc1>0.1In，建议为0.4In，Xc0定值整定比Xc1适当大一点；

3）、加正常三相对称电压，大小为Un，三相对称电流电流超前电压90°，大小为In=Un/2Xc1，使差动满足补偿条件；

4）、增加任意一相电流（另外两相电流不变），使零序电流大于0.3In；

5）、零序差动保护选相动作，动作时间为120ms左右。

二、距离保护定值校验

1）、投入距离保护压板，重合把手切换至“综重方式”。将保护控制字中“投Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段距离”、“投Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段相间距离”置1，等待保护充电直至充电灯亮；

2）、加故障电流I=In，故障电压U=m×I×Zzd1（Zzd1为相间距离Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段阻抗定值），模拟三相正方向瞬时故障，m=0.95时可靠动作，m=1.05时可靠不动作；

3）、加故障电流I=In，故障电压U=m×（1+k）I×Zzd1（Zzd1为接地距离Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ）段阻抗定值，k为零序补偿系数），模拟正方向单相接地瞬时故障；

4）、加故障电流4In，故障电压为0V，分别模拟单相接地、两相或三相反方向故障，距离保护不动作。

三、零序保护定值校验

1）、仅投入零序保护压板，重合闸把手切换至“综重方式”。将相应的保护控制字投入，等待保护充电，直至充电灯亮； 2）、加故障电压30V，故障电流1.05×I01ZD(其中I01ZD为零序过流Ⅰ段定值)，模拟单相正方向故障，其保护动作；

3）、加故障电压30V，故障电流0.95×I02ZD，模拟单相正方向故障，其保护不动作。

四、工频变化量距离定值校验

1）、投入距离保护压板，分别模拟A、B、C相单相接地瞬时故障和AB、BC、CA相间瞬时故障；

2）、模拟故障电流固定（其数值应使模拟故障电压在0~Un范围内）模拟故障前电压为额定电压；

3）、模拟单相接地故障时：U=(1+k)×I×DZset+（1-1.05m）×Un

模拟相间短路故障时：U=2I×DZset+（1-1.05m）×1.732Un

其中：m——系数，0.9,1.1（m=0.9时可靠不动作，m=1.1时可靠动作）

DZset——工频变化量距离保护定值

五、TV断线相过流，零序过流定值校验

1）、仅投入距离保护压板，使装置报“TV断线”告警，加故障电流I=m×Ipt成dx1（TV断线相过流定值）

2）、仅投入零序保护压板，使装置报“TV断线”告警，加故障电流I=m×Ipt成dx2（TV断线零序过流定值）

RCS-915AB-HB型微机母线保护装置调试

一、母线差动保护

投入母差保护压板及投母差保护控制字。

1、区外故障

1）、短接元件 1 的I 母刀闸位置及元件2 的II 母刀闸位置接点；

2）、将元件 2TA 与母联TA 同极性串联，再与元件1TA 反极性串联，模拟母线区外故障；

3）、通入大于差流起动高定值的电流，并保证母差电压闭锁条件开放，保护起动。

2、区内故障

1）、短接元件 1 的I 母刀闸位置及元件2 的II 母刀闸位置接点； 2）、将元件 1TA、母联TA 和元件2TA 同极性串联，模拟I 母故障； 3）、通入大于差流起动高定值的电流，并保证母差电压闭锁条件开放，保护动作跳I 母；

4）、将元件 1TA 和元件2TA 同极性串联，再与母联TA 反极性串联，模拟II 母故障；

5）、通入大于差流起动高定值的电流，并保证母差电压闭锁条件开放，保护动作跳II 母；

6）、投入单母压板及投单母控制字。重复上述区内故障，保护动作切除两母线上所有的连接元件

3、比率制动特性

1）、短接元件 1 及元件2 的I 母刀闸位置接点；

2）、向元件 1TA 和元件2TA 加入方向相反、大小可调的一相电流，则差动电流为|I1+I2|，制动电流为K×（|I1|+|I2|）。分别检验差动

电流起动定值Hcd I 和比率制动特

4、电压闭锁元件

在满足比率差动元件动作的条件下，分别检验保护的电压闭锁元件中相电压、负序和零序电压定值，误差应在±5％以内。

5、投母联带路方式

1）、将“投母联兼旁路主接线”控制字整定为1，投入母联带路压板，短接元件1的I 母刀闸位置和I 母带路开入；

2）、将元件 1TA 和母联TA 反极性串联通入电流，装置差流采样值均为零；

3）、将元件1TA 和母联TA 同极性串联通入电流，装置大差及I 母小差电流均为两倍试验电流

4）、投入带路TA 极性负压板，将元件1TA 和母联TA 同极性串联通入电流装置差流采样值均为零，反极性，两倍。

二、母联充电保护

1）、投入母联充电保护压板及投母联充电保护控制字；

2）、短接母联 TWJ 开入（TWJ＝1），向母联TA 通入大于母联充电保护定值的电流，同时将母联TWJ 变为0，母联充电保护动作跳母联。

三、母联过流保护

1）、投入母联过流保护压板及投母联过流保护控制字；

2）、向母联 TA 通入大于母联过流保护定值的电流，母联过流保护经整定延时动作跳母联

四、母联失灵保护

1）、模拟母线区内故障，保护向母联发跳令后，向母联TA 继续通入大于母联失灵电流定值的电流；

2）、保证两母差电压闭锁条件均开放，经母联失灵保护整定延时母联失灵保护动作切除两母线上所有的连接元件

五、母联死区保护

1、母联开关处于合位时的死区故障

1）、用母联跳闸接点模拟母联跳位开入接点，模拟母线区内故障；

2）、保护发母线跳令后，继续通入故障电流，经整定延时Tsq 母联死 区保护动作将另一条母线切除。

2、母联开关处于跳位时的死区故障

1）、短接母联 TWJ 开入（TWJ＝1），模拟母线区内故障，保护应只

跳死区侧母线；

2）、故障前两母线电压必须均满足电压闭锁条件

六、母联非全相保护

1）、投入母联的非全相保护压板及投母联非全相保护控制字；

2）、保证母联非全相保护的零序或负序电流判据开放，短接母联的 THWJ 开入，非全相保护经整定时限跳开母联。3）、分别检验母联非全相保护的零序和负序电流定值，误差应在±5％以内。

七、断路器失灵保护

1）、投入断路器失灵保护压板及投失灵保护控制字，并保证失灵保护电压闭锁条件开放。

2）、对于分相跳闸接点的起动方式：短接任一分相跳闸接点，并在对应元件的对应相别TA 中通入大于失灵相电流定值的电流（若整定了经零序/负序电流闭锁，则还应保证对应元件中通入的零序/负序电流大于相应的零序/负序电流整定值），失灵保护动作。

3）、对于三相跳闸接点的起动方式：短接任一三相跳闸接点，并在对应元件的任一相TA 中通入大于失灵相电流定值的电流（若整定了经零序/负序电流闭锁，则还应保证对应元件中通入的零序/负序电流大于相应的零序/负序电流整定值），失灵保护动作。

4）、失灵保护起动后经跟跳延时再次动作于该线路断路器，经跳母联延时动作于母联，经失灵延时切除该元件所在母线的各个连接元件。

5）、在满足电压闭锁元件动作的条件下，分别检验失灵保护的相电流、负序和零序电流定值，误差应在±5％以内。

6）、在满足失灵电流元件动作的条件下，分别检验保护的电压闭锁元件中相电压、负序和零序电压定值，误差应在±5％以内。

7）、将试验支路的不经电压闭锁控制控制字投入，重复上述试验，失灵保护电压闭锁条件不开放，同时短接解除失灵电压闭锁接点（不能超过1s），失灵保护应能动作。

其中：

5.电力继电保护现状及发展的探究 篇五

全国2011年4月高等教育自学考试

电力系统微型计算机继电保护试题

课程代码:0231

3一、单项选择题(本大题共10小题，每小题1分，共10分)

在每小题列出的四个备选项中只有一个是符合题目要求的，请将其代码填写在题后的括号内。错选、多选或未选均无分。

1.单位阶跃信号1(t)的采样信号Z变换是

11z1

2.如果离散信号f(k)的Z变换为F(z)，则f(k+1)的Z变换为z[F(z)-f(0)]

3.如果采样频率是500Hz，无失真采样时，连续时间信号的最高允许频率是250Hz

4.对于图示离散系统如果Z[G1(s)]=G1(z)，Z[G2(s)]=G2(z)，Z[G1(s)G2(s)X(s)]=G1G2X(z)，则y(n)的Z变换Y(z)为G1G2X(z)

5.某正弦电气量的两个采样值为6和8，采样点间隔的电角度为90°，则该正弦量的幅值是10

6.数字滤波器y(n)=x(n)-2x(n-2)+3x(n-3)，在采样周期是515ms时，时间窗是ms 3

37.全周期傅立叶算法利用N点周期采样值x(0)~x(N)计算二次谐波正弦分量幅值a2的计算公24πk式是x)Nk0NN1

8.输电线路发生CA两相短路时，使用解微分议程算法时，电压u(t)应选为uca(t)，电流i(t)应选为ica(t)

9.100Hz正弦电气量采样周期为5(ms)时，相邻两个采样点间隔的电角度是60° 3

10.输电线路始端相电流故障分量的特征是B、C两相幅值相同，相量之和为零，A相幅值为零，则线路发生的故障是BC两相短路

二、填空题(本大题共20小题，每小题1分，共20分)

请在每小题的空格中填上正确答案。错填、不填均无分。

11.与常规继电保护相比，微型机继电保护提供的故障信息和保护动作行为信息更多。

12.在控制系统中，只要有一处信号是时间的离散函数，则称之为离散控制系统。

浙02313# 电力系统微型计算机继电保护试卷

13.在开关量输出电路中，采用光电隔离技术的目的是提高微型机继电保护装置的抗干扰能力。

14.VFC型数据采集系统中的计数器用于计量VFC元件输出的电压信号积分值。

15.逐次比较式数据采集系统将模拟电气量转换成数字量时，需要一定的转换时间。

16.采样周期是T的离散控制系统，其频率特性H(ejωT)是W的周期函数，周期是2π/T。

17.合理设置数字滤波器脉冲传递函数极点可以把模拟量中有用的频率分量提取。

18.输电线路正常运行时，相电流瞬时采样值差突变量起动元件△Ica等于零。

19.两点乘积算法的计算精度与电网频率变化值有关。

20.采用傅立叶算法时，不需要对电流、电压的周期采样数据进行滤波。

21.解微分方程算法采用电流的平均值代替其采样值。

22.在电力系统正常运行时，三相电压采样值之和为零。

23.零点滤波器用于将输入信号中的某些频率信号滤除。

24.从信号中提取其中有用频率分量的过程称为滤波。

25.微型机距离保护的软件程序主要有三个模块——始化及自检循环程序、采样中断服务子程序。

26.在电力系统发生故障时，相电流差突变量起动元件用来起动微型机距离保护程序中的故障处理程序。

27.发电机正常运行时，其中性点与机端同相电流之差等于零。

28.与比率制动式动作特性相比，折线式比率制动特性，在电气元件内部故障时，纵差保护动作的灵敏性较高。

29.以串联方式出现于信号回路的干扰称为差模干扰。

30.微型机发电机纵差保护方案主要有：采样瞬时值法、基波比率制动法和故障分量发电机纵差保护算法。

三、简答题(本大题共5小题，每小题4分，共20分)

31.画出逐次比较式数据采集系统原理构成图。

32.周期为TP信号的傅立叶级数表达式是什么?给出计算基波正弦分量和余弦分量幅值a1、b1的计算公式。

周期为TP信号的傅立叶级数表达式是什么?给出计算基波正弦分量和余弦分量幅值a1、b1的计算公式。

答：x(t)(ansinnw1tbncosnw1t)

浙02313# 电力系统微型计算机继电保护试卷

其中基波角频率为ω1=2πf

1基波分量为x(t)(asinwtbcoswt)11111

a1b12k2)x(k)sin(NN2x(0)k2x(N)x(k)cosN2N2（k=1，2，...,N-1）

33.什么是三点乘积算法?给出计算正弦电流量有效值的计算公式。

什么是三点乘积算法?给出计算正弦电流量有效值的计算公式。

答：三点乘积算法是利用正弦电压和电流的三个连续的等时间采样间隔的采样值计算出正弦电压、电流有效值和测量阻抗的数值的算法。此算法可以避免系统频率f的变化对计算结果的影响。

224i

22(i2i1i3)2I224i(ii)213

34.鉴别变压器励磁涌流有哪些方法? 鉴别变压器励磁涌流有哪些方法?

答：鉴别变压器励磁涌流的方法主要有：1）鉴别短路电流与励磁涌流波形差别的间断角制动。

2）二次谐波制动。

35.干扰进入微机保护装置后可能产生什么后果? 干扰进入微机保护装置后可能产生什么后果?干扰进入微机保护装置后可能产生下列后果：1）运算或逻辑出现错误。2）运行程序出轨。

3）损坏微型机芯片。

四、计算题(本大题共2小题，每小题6分，共12分)

36.某离散控制系统的差分方程为y(n+2)+0.6y(n+1)+O.08y(n)=

1其中：y(O)=O，y(1)=1，u(k)=1，(k=0，1，2，…)。试求：①y(2)，y(3)。②分析稳定性。某离散控制系统的差分方程为y(n+2)+0.6y(n+1)+O.08y(n)=1

其中：y(O)=O，y(1)=1，u(k)=1，(k=0，1，2，…)。试求：①y(2)，y(3)。②分析稳定性。解：（1）n=0时y(2)+0.6y(1)+0.08y(0)=1

y(2)+0.6+0=1∴y(2)=

4n=1时y(3)+0.6y(2)+0.08y(1)=1

y(3)+0.6*0.4+0.08=1∴ y(3)=0.68

（2）对差分方程y(n+2)+0.6y(n+1)+0.08y(n)=1两边取Z变换，得

Z2 {Y(z)-[y(0)+y（1）Z-1]}+0.6Z{Y(z)0.4Z2 =-0.2∣Zi∣＜1所以系统稳定

37.离散系统差分方程为y(n)=x(n)+3(n-1)+x(n-2)

离散系统差分方程为y(n)=x(n)+(n-1)+x(n-2)

试求：(1)脉冲传递函数H(z)及其零点。(4分)

(2)频率特性表达式。(2分)

解：（1）对差分方程两边取Z变换得Y（z）=X（z）（1+3 Z-1+Z-2）

Y（z）∴H(z)= 3 Z-1+Z-2 = X(z)z23z1z2Z2+z+1=0 Z1=31122jZ2=22j

（2）H（e jwT）= H（z）∣z = e jwT =1+3 e-jwT +e –j2wT

试求：(1)脉冲传递函数H(z)及其零点。(4分)

(2)频率特性表达式。(2分)

五、分析题(本大题共2小题，每小题6分，共12分)

38.半周期傅立叶算法的使用条件是什么?给出利用故障电气量的半周期采样值x(1)、x(2)、…、x(N)计算其基波分量幅值x1的计算公式。

2半周期傅立叶算法的使用条件是什么?给出利用故障电气量的半周期采样值x(1)、x(2)、…、N

x(2)计算其基波分量幅值x1的计算公式。

答：半周期傅立叶算法的使用条件是要求在电流或电压信号中，只含有基波频率和基波频率奇数倍频的信号。

4k2Nax(k)sin,(k1,2,...,)1NN2b4x(k)cosk2,(k1,2,...,N)1NN2浙02313# 电力系统微型计算机继电保护试卷

x1(t)a1sin(w1t)b1cos(w1t)

幅值 X12a1b1

239.与傅立叶算法相比，最小二乘法有何特点?

.与傅立叶算法相比，最小二乘法有何特点?

答：在电力系统发生故障时，短路电流中含有衰减性非周期分量，在实际使用傅立叶算法时，要考虑对衰减性非周期分量的补偿。

最小二乘法是一种拟合的算法，将电力系统的故障电流和电压拟合成由衰减性非周期分量、基波到基波整数倍频的五次谐波的形式，利用冗余的故障电流和电压的采样值计算出被拟合的各谐分量的幅值和相角。因此不必考虑对衰减性非周期分量的补偿。

六、应用题(本大题共2小题，每小题6分，共12分)

40.发电机纵差保护方案中，基波相量法标积制动式如何提高内部故障的灵敏性和外部故障的选择性?

发电机纵差保护方案中，基波相量法标积制动式如何提高内部故障的灵敏性和外部故障的选择性?

答：标积制动式

∣IN-IT∣2＞S(INITcosθ）

θ为IN与IT的相位角，INITcosθ为标积量；S为标积制动系数。

(1)区外发生短路

在区外发生短路时，有IN=IT，θ值较小，因此制动量分别为SINITcosθ>0。

(2)区内发生短路

标积制动原理制动量当θ值较大，大于90 °，SINITcosθ就变成了负值。负值的制动量在数学上就是动作量，更有助于保护动作。标积制动原理反应区内短路故障的灵敏度很高。

(3)发电机未并网前或解列运行时的内部短路

在发电机并网前发生的内部短路，由于发电机机端无电流，仅有中性点有短路电流，因此标积原理的制动量为0，而比率制动原理不为0，显然，标积原理的动作裕度更大，对动作更可靠。

41.简要说明异步采样和同步采样的特点。

简要说明异步采样和同步采样的特点。

答：异步采样，也称为定时采样，即采样周期或采样频率永远地保持固定不变。

同步采样也称为跟踪采样，即为了使采样频率始终与系统实际运行频率保持固定的比例关系，必须使采样频率随系统运行频率的变化而实时地调整。

七、综合题(本大题共2小题，每小题7分，共14分)

42.分析差分滤波器y(k)=x(k)+x(k-3)的滤波性能。

分析差分滤波器y(k)=x(k)+x(k-3)的滤波性能。

浙02313# 电力系统微型计算机继电保护试卷

解：差分滤波器

加法滤波器y(k)x(k)x(k3)y(k)x(k)x(km)

mH(z)1Z脉冲传递函数为

jTjmTH(e)1e1cosmTjsinmT 频率特性

幅频特性H(ejT)(1cosmT)2sin2(mT)2

mT)22

令2f,f1为基波，fs1Nf1T，N12，fkf1 则当mT32kf1k(2n1)22Nf142

即可滤除，（n=1,2,3……）时，H(ejT)0k2(2n1)4n2次谐波，(n1,2,3...)

即

43.设采样频率为600Hz，要求保留三次谐波分量，完全滤除直流和其它谐波分量，(最高谐波次数为k=5)，试用零点配置法设计数字滤波器。

设采样频率为600Hz，要求保留三次谐波分量，完全滤除直流和其它谐波分量，(最高谐波次数为k=5)，试用零点配置法设计数字滤波器。

H0(z)=1-Z-1H1(z)=1-1.732Z-1+Z-2

H2(z)=1-Z-1+Z-2H3(z)=1+Z-2

H4(z)=1+Z-1+Z-2H5(z)=1+1.732Z-1+Z-2

H(z)= H0(z)H1(z)H2(z)H4(z)H5(z)

6.电力系统继电保护技术的简要探讨 篇六

关键词:电力系统;继电保护;微机继电保护;发展

在电力系统的运行中,为了防止或减少故障的发生,必须采用保护装置来检测和监测系统的运行状况,这种保护装置通常由继电器或其附属设备组成,称为继电保护。

一、我国继电保护技术发展现状

电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求,电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断地注入了新的活力,因此,继电保护技术得天独厚,在40余年的时间里完成了发展的4个历史阶段。建国后,我国继电保护学科、继电保护设计、继电器制造工业和继电保护技术队伍从无到有,在大约10年的时间里走过了先进国家半个世纪走过的道路。20世纪50年代,我国工程技术人员创造性地吸收、消化、掌握了国外先进的继电保护设备性能和运行技术。

1.建成了一支具有深厚继电保护理论造诣和丰富运行经验的继电保护技术队伍,对全国继电保护技术队伍的建立和成长起了指导作用。阿城继电器厂引进消化了当时国外先进的继电器制造技术,建立了我国自己的继电器制造业。因而在60年代中我国已建成了继电保护研究、设计、制造、运行和教学的完整体系。这是机电式继电保护繁荣的时代,为我国继电保护技术的发展奠定了坚实基础。

2结束了500kV线路保护完全依靠从国外进口的时代。在此期间,从70年代中,基于集成运算放大器的集成电路保护已开始研究。到80年代末集成电路保护已形成完整系列,逐渐取代晶体管保护。到90年代初集成电路保护的研制、生产、应用仍处于主导地位,这是集成电路保护时代。

3.天津大学与南京电力自动化设备厂合作研制的集成电路相电压补偿式方向高频保护也在多条220kV和500kV线路上运行。我国从70年代末即已开始了计算机继电保护的研究。

4.高等院校和科研院所起着先导的作用。华中理工大学、东南大学、华北电力学院、西安交通大学、天津大学、上海交通大学、重庆大学和南京电力自动化研究院都相继研制了不同原理、不同型式的微机保护装置。

5.揭开了我国继电保护发展史上新的一页,为微机保护的推广开辟了道路。在主设备保护方面,东南大学和华中理工大学研制的发电机失磁保护、发电机保护和发电机变压器组保护也相继于1989、1994年通过鉴定,投入运行。随着微机保护装置的研究,在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果,可以说从90年代开始我国继电保护技术已进入了微机保护的时代。

二、继电保护的未来发展

继电保护技术未来趋势是向计算机化,网络化,智能化,保护、控制、测量和数据通信一体化发展。

1.计算机化:随着计算机硬件的迅猛发展,微机保护硬件也在不断发展。原华北电力学院研制的微机线路保护硬件已经历了3个发展阶段:从8位单CPU结构的微机保护问世,不到5年时间就发展到多CPU结构,后又发展到总线不出模块的大模块结构,性能大大提高,得到了广泛应用。华中理工大学研制的微机保护也是从8位CPU,发展到以工控机核心部分为基础的32位微机保护。南京电力自动化研究院一开始就研制了16位CPU为基础的微机线路保护,已得到大面积推广,目前也在研究32位保护硬件系统。东南大学研制的微机主设备保护的硬件也经过了多次改进和提高。现在,同微机保护装置大小相似的工控机的功能、速度、存储容量大大超过了当年的小型机,因此,用成套工控机作成继电保护的时机已经成熟,这将是微机保护的发展方向之一。

继电保护装置的微机化、计算机化是不可逆转的发展趋势。但对如何更好地满足电力系统要求,如何进一步提高继电保护的可靠性,如何取得更大的经济效益和社会效益,尚须进行具体深入的研究。

2.网络化:计算机网络作为信息和数据通信工具已成为信息时代的技术支柱,使人类生产和社会生活的面貌发生了根本变化。它深刻影响着各个工业领域,也为各个工业领域提供了强有力的通信手段。到目前为止,除了差动保护和纵联保护外,所有继电保护装置都只能反应保护安装处的电气量。继电保护的作用也只限于切除故障元件,缩小事故影响范围。这主要是由于缺乏强有力的数据通信手段。国外早已提出过系统保护的概念,这在当时主要指安全自动装置。因继电保护的作用不只限于切除故障元件和限制事故影响范围(这是首要任务),还要保证全系统的安全稳定运行。这就要求每个保护单元都能共享全系统的运行和故障信息的数据,各个保护单元与重合闸装置在分析这些信息和数据的基础上协调动作,确保系统的安全稳定运行。显然,实现这种系统保护的基本条件是将全系统各主要设备的保护装置用计算机网络联接起来,亦即实现微机保护装置的网络化。这在当前的技术条件下是完全可能的。对于一般的非系统保护,实现保护装置的计算机联网也有很大的好处。继电保护装置能够得到的系统故障信息愈多,则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确。对自适应保护原理的研究已经过很长的时间,也取得了一定的成果,但要真正实现保护对系统运行方式和故障状态的自适应,必须获得更多的系统运行和故障信息,只有实现保护的计算机网络化,才能做到这一点。对于某些保护装置实现计算机联网,也能提高保护的可靠性。微机保护装置网络化可大大提高保护性能和可靠性,这是微机保护发展的必然趋势。

3.保护、控制、测量、数据通信一体化:在实现继电保护的计算机化和网络化的条件下,保护装置实际上就是一台高性能、多功能的计算机,是整个电力系统计算机网络上的一个智能终端。它可从网上获取电力系统运行和故障的任何信息和数据,也可将它所获得的被保护元件的任何信息和数据传送给网络控制中心或任一终端。因此,每个微机保护装置不但可完成继电保护功能,而且在无故障正常运行情况下还可完成测量、控制、数据通信功能,亦即实现保护、控制、测量、数据通信一体化。目前,为了测量、保护和控制的需要,室外变电站的所有设备,如变压器、线路等的二次电压、电流都必须用控制电缆引到主控室。所敷设的大量控制电缆不但要大量投资,而且使二次回路非常复杂。但是如果将上述的保护、控制、测量、数据通信一体化的计算机装置,就地安装在室外变电站的被保护设备旁,将被保护设备的电压、电流量在此装置内转换成数字量后,通过计算机网络送到主控室,则可免除大量的控制电缆。如果用光纤作为网络的传输介质,还可免除电磁干扰。现在光电流互感器(OTA)和光电压互感器(OTV)已在研究试验阶段,将来必然在电力系统中得到应用。在采用OTA和OTV的情况下,保护装置应放在距OTA和OTV最近的地方,亦即应放在被保护设备附近。OTA和OTV的光信号输入到此一体化装置中并转换成电信号后,一方面用作保护的计算判断;另一方面作为测量量,通过网络送到主控室。从主控室通过网络可将对被保护设备的操作控制命令送到此一体化装置,由此一体化装置执行断路器的操作。

4.智能化:近年来,人工智能技术如神经网络、遗传算法、进化规划、模糊逻辑等在电力系统各个领域都得到了应用,在继电保护领域应用的研究也已开始。神经网络是一种非线性映射的方法,很多难以列出方程式或难以求解的复杂的非线性问题,应用神经网络方法则可迎刃而解。

7.电力继电保护现状及发展的探究 篇七

关键词：继电保护,现状,发展

随着电力系统继电保护技术的飞越, 在电力系统继电保护技术开始涉及计算机技术、网络技术等学科, 但是随着继电保护技术的不断提升, 电网结构的扩大, 电力系统继电保护系统想要进一步发展就必须要继续创新。

二、继电保护发展的现状

在建国初期我国没有自己的电力系统, 都是在学习国外发达国家的科学技术, 然后建立了自己的继电保护单位, 并且构建了属于中国自主的继电把偶技术队伍, 我国在接下来的几年也相继实现了继电技术的自主研发, 并且逐渐组建了继电保护研究、设计、制造、运行的教学完整体系, 也为我国继电保护技术的发展奠定了基础。

在上世纪60年代初期, 我国电力系统继电保护技术就进入蓬勃发展的时代, 其中天津大学与南京电力自动化设备厂合作研究的500kv晶体管方向高频变化和南京电力自动化研究院研制的晶体管高频比索闭锁距离保护, 运行于葛洲坝500kv线路上, 结束了500kv线路保护完全依靠从国外进口的时代, 这也代表着我国电力系统继电保护技术的飞越。

直到70年代末, 我国开始设计集成运算放大器的集成电路保护研究, 在这个过程中就逐渐将晶体管继电保护系统所取代, 直到现在很多工厂还在沿用集成运算放大器的集成电路技术, 在此南京电力自动化研究院起到了巨大作用, 不仅实现了继电保护技术上的突破, 也完成了许多实验性继电技术的实践, 为我国机电保护技术的发展打下了坚实的基础。

随着集成运算放大器集成电路的不断发展, 科学研究工作者又开始研究计算机继电保护技术, 在这个过程中高等院校和科研所起到了不可替代的作用, 主要是我国一些重点大学和研究所参与到了其中, 根据计算机继电保护技术的原理, 在1984年原华北电力学院研制的输电线路微机保护装置首先通过鉴定, 并且在实际工作中得到了应用, 也证实了我国独立自主创造计算机继电保护技术的开始。自此以后我国各个高等院校和研究所都开始专注于继电保护技术的研究, 不同原理、不同机型的微机线路和主设备保护各具特色, 为电力系统提供了一批新一代性能优良、功能齐全、工作可靠的继电保护装置。随着微机保护装置的研究, 在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果。可以说从90年代开始我国继电保护技术已进入微机保护的时代。

三、继电保护的未来发展

1计算机化

随着计算机技术的快速发展, 在微机硬件保护系统方面的要求也在不断提升, 这个过程中微机线路保护硬件主要经历了3个阶段, 由最初的原始CPU结构发展到多CPU结构, 然后到最后的大模块结构, 这个过程的发展也代表着继电保护技术的不断突破。电力系统对微机保护的要求不断提高, 除了保护的基本功能外, 还应具有大容量故障信息和数据的长期存放空间, 快速的数据处理功能, 强大的通信能力, 与其他保护、控制装置和调度联网以共享全系统数据、信息和网络资源的能力, 高级语言编程等。这就要求微机保护装置具有相当于一台pc机的功能。在许多小型计算机中都采用了继电保护技术, 不仅在计算机体积上进行了改进, 还在计算机运行速度上进行了提升, 通过技术上的创新, 实现了防震、防过热、防电磁干扰的设计, 在微机模块上也有进一步的突破, 加强了电力系统继电保护技术的可靠性, 也为相关企业创造了巨大的经济效益, 为今后发展奠定了基础。

2网络化

计算机技术的诞生和广泛应用其中最为关键的就是其网络性的存在, 网络化技术的出现不仅让信息在最短时间内实现流通, 也让生产力在很大程度上更进一层。直到今天计算机网络技术已经广泛应用到各个工业领域, 我们所使用的任何生活生产用品都有其技术的应用, 在国外一些发达国家将计算机网络技术应用到极点保护技术中, 对于继电故障的检查与判断予以应用, 并且实现了故障信息的共享, 将整个系统利用网络连接到一起, 实现了微机保护装置的网络化。而且在继电保护装置中运用计算机网络技术还是有很多优势的, 能够准确直观地找到系统故障点, 然后准确地对故障点进行定位分析、监测。在这个过程中就可以真正实现保护对系统运行方式和故障状态的自适应。

3保护、控制、测量、数据通信一体化

在实现继电保护的计算机和网络化的条件下, 保护装置实际上就是一台高性能、多功能的计算机, 使整个电力系统计算机网络化上的一个智能终端。它可从网上获取电力系统运行和故障的任何信息和数据, 也可将他所获得的被保护元件的任何信息和数据传送给网络控制中心或任意终端。因此。每个微机保护装置部但可完成机电保护功能, 而且在无故障正常运行情况下还可完成测量、控制、数据通信功能, 亦实现保护、控制、测量、数据通信一体化。目前我国很多地区都开始将室外变电站和变压器设备等进行自动化运行系统, 在这个过程中就需要有一个专门的指挥中心, 依照在电力设备中出现地电压和电流作为媒介, 实现电力系统的运行, 这时也就可以更好地对电力系统进行监测, 完成数据的实时传输, 在发生电力故障时可以在最短时间内确定故障点, 并采取相应措施, 从而在最短时间内完成电力系统的正常运行。

4智能化

随着电力系统继电保护技术的不断创新发展, 越来越多地科学研究者开始将智能系统应用到电力系统继电保护系统中, 使用遗传算法、进化规划等先进技术, 这些智能技术的应用不仅为电力系统继电保护技术的发展提供了新思路, 还在很大程度上解决了一些疑难杂症, 比如输电线两侧系统电势角度问题, 还有就是神经网络方法将改变电力继电故障的时间, 这些技术的出现也更为贴切地证实了继电保护技术的飞越, 而且很多智能技术已经取得了不小地成绩, 相信在不久地将来, 电力系统继电保护技术将会出现在各个领域, 也将为继电保护领域开拓更多地新思路。

结语

建国以来我国政府加大了对电力行业的投入, 无论从电力设施建设还是电力系统技术研发上都取得了很大进步, 其中最为重点地一方面就是电力系统继电保护技术, 随着时代的发展, 电力系统继电保护技术主要经历了计算机化, 网络化, 保护、控制、测量、数据通讯一体化和人工智能化。

参考文献

8.电力继电保护现状及发展的探究 篇八

关键词：电力系统；继电保护；技术现状；趋势

中图分类号：TM771 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 18-0000-01

近些年以来，在我国社会和经济都取得了迅猛的发展的同时，我国基础设施领域也得到了大力的发展，而电力行业作为关系国计民生的关键，其发展尤为迅速。由于我国东西部经济和人口发展不均衡，同时电力需求增长迅猛，造成我国许多地方在特定时期出现不同程度地用电紧张的局面，甚至有些城市需要采取停电或者限电的措施。因此.保证电力系统的平稳安全运行并加强电力系统的保护措施对保证经济生活稳定起着越来越重要的作用，而电力系统保护的一个主要措施无疑就是继电保护技术。继电保护技术对于我国电力系统的主要意义有以下几个方面：（1）能够有效地防止电力系统出现大面积的停电事故，保证社会经济生活稳定运转，维持和谐稳定的社会秩序；（2）为人们的生活和生命财产提供了可靠地保障。继电保护措施可以在最大程度上保证电力系统的正常运行。当电力系统运行出现故障时。继电保护措施可以在最快时间内做出响应.对故障设备进行切除并向监控中心发出告警信息，提醒工作人员及时作出响应。从而可以保证故障设备不出现大程度的损坏和烧伤。

一、当今电力系统继电保护技术的发展

随着科学技术的发展，当今继电保护技术不断地取得新的突破。结合我国国情，我国电力系统继电保护技术虽然起步晚，但这些年也取得了不俗的成绩。按照技术更新，继电保护技术的发展可以划分为四个不同的阶段，即：电机式继电保护、晶体管式继电保护、集成电路式继电保护以及计算机式继电保护这四个阶段。上世纪50年代开始.我国科研人员开始引进3_3时国外先进的继电保护设备和技术。结合我国当时具体国情加以调整.形成了一套符合我国国情的继电保护理论和相应的技术人员队伍。这段时间我国建立了属于我国的继电器制造业。到了60～80年代，我国继电器制造业进入了晶体管继电保护时代。此时，晶体管继电保护得到了蓬勃的发展。其中，我国南京电力自动化设备厂和天津大学合作研制出了500kV晶体管方向高频保护并成功运用于葛洲坝500kV线路上.结束了我国需要依靠国外进口500kV线路保护的历史。随着我国晶体管继电保护技术不断成熟，我国逐渐建立起了集成电路保护体系。到90年代，我国已经可以实现集成电路保护研制、生产、应用一体化工作。我国从70年代开始着手研制计算机继电保护，各大研究院联手高校共同研究相继研制出了不同型式和原理的微机保护装置。具有里程碑式的研究成果是我国原华北电力学院研制出的输电线路微机保护装置通过检查并获得成功运用。为我国微机保护研究提供了

坚实的基础。随着微机保护装置研究不断深入，我国在微机保护软件和算法等领域取得了重大的研究成果。从上世纪90年代开始我国继电保护事业进行了微机时代。

二、当今继电保护技术的发展展望

（一）继电保护技术的网络化趋势

随着计算机技术的高速发展，继电保护技术也得到了飞速的发展，继电保护技术的网络化使电力系统更加方便管理，使分散的电力系统继电保护更加的聚集，这样，电力系统继电保护的管理也就随之更加的一体化，总之，电力系统继电保护的网络化使电力系统继电保护更加方便管理。

（二）继电保护技术的计算机化趋势

伴随相关技术的不断创新，计算机的软硬件都得到了快速的发展，而其中计算机的硬件发展最为迅猛，按照著名的摩尔定律，芯片上的集成度每隔18～24个月翻一番。其结果是不仅计算机硬件的性能成倍增加，价格也在迅速降低。

（三）自适应继电保护技术

在继电保护技术中，自适应控制技术可以定义为能实时监测电网的运行方式和故障状态的变化而实时改变保护性能、特性或定值的新型继电保护。自适应继电保护的基本思想是使保护能尽可能地適应电力系统的各种变化，进一步改善保护的性能。这种新型保护原理的出现引起了人们的极大关注和兴趣，是微机保护具有生命力和不断发展的重要内容。

（四）继电保护技术的智能化趋势

继电保护技术伴随着科技的飞速发展，近些年来取得了长足的进步，而社会的进步使计算机的使用越来越普遍，现在许多的产品都离不开智能化的设备，如智能化手机、智能化汽车等，所以，相应的电力系统继电保护也离不开智能化，智能化使电力系统继电保护更加高端化，也使使用者更加方便，效果也更加明显，更加有效率。总之，电力系统继电保护的智能化必然使得继电保护技术进入了一个全新的发展阶段，开辟了新的道路，使电力系统继电保护发展的更加久远，同时也拥有了更加广阔的发展空间。

（五）电力系统继电保护的控制

变电所综合自动化技术现代计算机技术、通信技术和网络技术为改变变电站目前监视、控制、保护和计量装置及系统分割的状态提供了优化组合和系统集成的技术基础。高压、超高压变电站正面临着一场技术创新。以远方终端单元（R TU）、微机保护装置为核心，能够降低变电所的占地面积和设备投资，提高二次系统的可靠性。综上所述，电力系统继电保护的发展前景是十分明朗的，它的发展随着社会的改变经济的增长其未来还会有一个更加广阔的空间，这个空间需要人们进行更加深入的研究与探索，才能发现更多地奥秘，电力系统继电保护才能拥有一个更加稳定更加长远的发展，才能在未来发展的又快又好。

三、结束语

近些年来，计算机技术与电力系统继电保护的结合使电力系统继电保护进入了一个全新的时代，虽然电力系统继电保护与计算机技术的结合到目前为止还不够成熟，不够稳定，但不可否定的是电力系统继电保护的发展前景是明朗的是光明的，在未来，电力系统继电保护将开启一个新的篇章。

参考文献：

[1]李秀琴，焦彦军，梁旭.电力系统继电保护通用试验平台设计[J].实验室研究与探索，2011（06）：44-47.

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