继电保护施工方案范例(12篇)

继电保护施工方案范文

关键词：继电保护；状态检修；二次检测；在线监测

中图分类号：TM77文献标识码：A

在电力系统中，继电保护正常动作控制决定着整个电力系统的安全稳定运行，对保障电网正常输电起着至关重要的作用。我国对电气设备的在线监测及其状态检修技术研究和应用始于1990-1999年，也即是说以继电器状态检修为代表的电气设备状态检修技术在我国的发展历史远远晚于西方工业国家，这使得我国在继电器状态检修的研究和应用方面与西方国家比还存在明显差距。

继电保护状态检修的目的是减少设备运行过程中的检修停电，释放保护装置的可用率潜力，保障供电的稳定可靠，同时压缩基地保护校验的工作量。开展继电保护状态检修已成为电网发展的必然要求。目前我国继电保护检修方式基本还是以人工定期检验为主，这种方式虽然在一定程度上可以解决一些常见问题，消除一般的安全隐患，但随着电力系统及其设备本身的日益复杂化，面对日趋复杂化的机电检修对象，人工检修方式“人工”特点决定了其必然带有一定的盲目性，极易两次或多次检修间隔期间的故障发生，从而导致出现重复维修、过度维修。此外，由于部分回路尚未有监测手段，导致设备状态无法进行实时技术分析判断，形成了保护监控回路中的空白点。分析目前电气设备状态检修发展趋势，以不断电检修和一次设备状态检修技术带来设备检修但停电时间进一步缩短的革命，二次设备采用新的检修方式成了当期研究的重点。

1继电保护状态检修概念介绍

先了解状态检修概念，电力范畴的状态检修就是以当前电气设备工作状况为检修依据，借助一套状态监测方案来诊断设备健康状况，判定设备是否需要检修或需要检修的最佳时机。状态检修目的和意义就是缩短设备间停时间，增加设备可靠性，改善设备运行性能，延长其寿命，降低运行检修费用，最终提高经济效益。

继电保护状态检修一般分为最主要的设备状态监测，其次是设备故障诊断，还有是检修决策判断，状态监测是状态检修的基础，状态监测是设备诊断的依据，检修决策就是结合在线监测与诊断的情况，综合设备和系统的技术应用，要求确定具体的检修计划或策略。我国由于继电保护状态概念引入时间尚短，使得我国电力系统长久以来一直延续着实行预防性计划检修的“人工”检修手段和思路，然而近几年来我国输电线路和变电站数量剧增，直接导致继电状态保护检修的工作量迅速增强，落后的检查手段与工作量急剧攀升的继电保护状态检修之间矛盾日益突出，使得我国状态保护的检验质量受到明显干扰，而且继电保护技术人员的超负荷工作使得“误碰、误接线、误整定”的“三误”事故频发。因而，如何使继电保护设备在检修体制、检修方法等方面通过合适的技术措施和手段来保证保护设备的可靠运行适应电网安全运行的要求，采取有效地保护设备状态检修成为电力行业发展的必然要求。

2继电保护状态检修存在的难点及实际运行中存在的问题

2.1继电保护状态检修中普遍存在的难点

一是继电保护状态检测存在困难。继电保护检测存在以下特点：①微机保护装置本身带有很强的自检功能，具备状态监测的基础；②继电保护在没有一次设备故障的情况下装置一直处于“静止”状态，只有在被保护设备发生故障时才进入“动作”状态；③继电保护系统除装置本身，还包含交流输入、直流回路、操作控制回路等外部回路。以上三个特点对回路检测手段要求苛刻，但目前检测手段还较单一，且传统，这也是当前外回路造成继电保护不正确动作的比例相当高的主要原因。

2.2回路保护装置介绍及回路设备在实际应用中存在的问题

前面提到的继电保护状态检修存在的难点引出了继电保护设备及装置存在的问题主要是，目前继电保护设备的操作回路不具备自检、在线监测、数据远传功能，因此，要通过在线监测技术完整实现继电器接点的状况、回路接线等的有效监视比较困难。而有文献提出智能操作箱的来有效推进继电保护状态检修的思路，但该理念更适合于智能变电站中的断路器智能单元中应用，而至于对于智能变电站的继电保护装置，一些文献提出了远程校验的一种实现方法，但针对常规变电站的继电保护的状态监测还是没有实质性的进展。

3继电保护状态检修实用化的思路及案例介绍

3.1继电保护状态检修实用化的大致思路

考虑到电气二次设备不同于电气一次设备，其状态监测对象不再是单一的某一元件，而是生成为某一个单元或一个大系统，监测的对象面向各元件的动态性能，而在此背景下发展起来的微机保护及自动装置具备的自诊断技术为二次设备状态监测奠定了相应的技术基础。近年来微机保护装置硬件技术经过一系列实践积累了成熟的运行经验。

基于微机保护技术下的继电保护状态监测工作原理是利用微机保护奠定了技术基础。实现继电保护状态检修首先要利用微机保护、测控等安全自动装置的自检信息，建立一整套反映继电保护设备实际状况的监控系统，来监测保护设备的运行状况，同时结合远程传动以诊断保护装置及断路器的动作行为来确定设备是否需要检修。状态检修必须建立在对设备状态进行有效监测的基础上，根据监测和分析诊断的结果安排检修时间和项目。继电保护设备状态检修实施的重要基础就是在设备状态特征量的采集上不能有盲区。因此对保护设备实行状态检修而言，我国目前现有的二次控制回路操作箱达不到要求。

3.2案例介绍

选取的某电力公司利用基于SEL保护可编程逻辑的PLC功能实现微机操作箱成功案例为分析对象。该案例在实施过程中，大胆用SEL逻辑功能实现操作，突破了原硬件式操作箱结构模式窠臼，使操作回路结构只需用简单的开关量输入和开关量输出即可实现，取消了硬件结构上的防跳继电器，从而大大简化了操作回路的逻辑接线，减轻了现场工作人员的工作量，同时为保护实现状态检修提供了重要的应用基础。在实际操作中涉及到继电保护状态监测相关信息数据，如下表1.

3.2.1实际原因中涉及到的继电保护状态监测信息统计一览表1

3.2.2远程传动对二次回路的试验

上文提到的远程检验法即远程传动，针对检修周期内没有动作过的保护装置或无法确定该装置出口回路是否可靠，远程传动校验法是良好的方案选择。其方案具体操作是：提前向用户发出短时停电通知，选择在用电低谷时段进行远程传动试验。在远程监测中心对保护装置发送一次远程传动命令，保护装置收到命令后，执行一次跳闸-重合闸操作。整个过程仅需要1～2s的短时间停电，对用户影响不大。该方法不仅检验了保护出口到断路器执行机构之间的回路接线以及开入回路是否正确，还可以验证断路器动作的正确性。

判断方法是：继电保护装置收到远程传动试验命令后立即以保护动作的方式出口跳闸，但不启动失灵，同时将开入量变位情况以SOE形式上传监测中心，这些开入量都是与断路器有关的，如：合位、跳位、压力低闭锁合闸、压力低闭锁重合闸、压力低闭锁分闸、控制回路断线、打压、打压超时等等。监控中心记录这些开入变位时间并与以往该保护及断路器的传动的历史数据进行对比，如果差别不大则证明保护出口回路及断路器机构的状态正常，如果某些值偏差太大则需要技术人员专门分析，判断是否存在设备故障、是否需要现场检修。

结语

继电保护装置和二次回路的状态监测是开展状态检修工作的关键，而电气二次设备状态检修代表了未来电力系统应用的趋势，本文提到的微机保护自诊断技术为状态监测技术实施奠定了基础，而采用SEL保护装置能较好地解决二次回路监测的问题，这为有效地监视保护系统的相关回路提供了可能，或者说从保护装置的检测拓展到相关回路的检测，从而使继电保护的状态检修具备了实施的基础。从原理角度上说，继电保护装置状态检修，主要依靠保护自身的机化智能化的特点对软硬件稍作改动而实现，而只需增加局部的监测设备以提高全面诊断设备的健康性。基于SEL保护装置状态分析利用电流和电压比对法与远程传动的方法可以无缝地检查到以往在线监测的无法检测到的盲区，大大提高了故障发现率。本文在最后对继电保护状态的实际应用进行了简单介绍，意在说明该技术的实用化尝试已得到了实际运行环境的检验，具备了进一步推广的条件。

参考文献

[1]赵勇，韩平，王洪涛等.利用IEC61805实现继电保护远程校验[J].电力系统自动化，2010.

[2]IVEYM，AKHLA，ROBINSOND，etal.Gridofthefuture:whitepaperonaccommodatinguncertaintyinplanningandoperations[R].ConsortiumforElectricReliabilityTechnologySolutions，2009.

[3]CaeslitzP，GiebhardtJ，MevenApplicationofconditionmonitoringsysteminwindenergyconverterse[J].ProceedingofEuropeanWindEnergyCouncil.Dubin，

继电保护施工方案范文

关键词：智能变电站；继电保护；检修调试；GOOSE回路安全措施；检修设备文献标识码：A

中图分类号：TM77文章编号：1009-2374（2015）34-0125-02DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.34.064

目前的智能变电站建设正在火热的开展中，现代的智能变电站主要是以IEC61850为标准基础，并且运用网络光纤技术通信取代了以前老旧的二次电缆连线，网络光纤技术还具有很强的抗干扰能力和自动监控能力等优点。而智能变电站继电保护GOOSE回路安全措施需要进一步改善，以前老旧的传统变电站也由相对解耦的保护转化为依靠通信网络联系的分布智能式保护系统，当然在使用新技术的同时也存在不少问题：现在智能变电站普遍采用GOOSE发送软压板、GOOSE接收软压板及其检修压板隔离新技术，这些措施是依靠装置软件实现的，而且很难保证其软件的可靠性；传统的GOOSE软压板及其检修措施都存在很多漏洞，给回路安全措施带来了很多麻烦，需要及时改进，对GOOSE回路安全进行

改善。

1GOOSE回路的安全措施及管理方法

1.1继电保护的GOOSE需求分析

目前，GOOSE回路安全措施的施工人员在施工识别、工作监护等防护措施中是没有变化的，但是要针对GOOSE安全回路的工作事项，由于智能变电站的系统发生变化，所以GOOSE安全措施也发生了变化。电力系统继电保护有三个要求，分别是选择性、速动性和灵敏性。而GOOSE主要影响继电保护的速动性和可靠性，继电保护采用GOOSE报文经网络发信给智能变电站增加了安全保障。相对于智能变电站来说，与以往传统的变电站有很多优点，就技术方面来说就有很多数据的收集大多呈现数字化。通过光电形式把收集的信号转化为数字形式，不仅提高了电气体系的链接，还能增强其测算的精确度，从而保证信息的高效性、合理性。系统的分层呈现分布化。分层体系呈现的是分布式配置，主要是针对目标的配置和中央处理器分布模式，以此来确保分布形式的体系可以单独进行信息处理、工作。

信息的交流呈现网络化。采用GOOSE后继电保护通过网络的传输跳闸和相互之间的启动来完成，可以增加继电保护的安全性。

1.2智能变电站GOOSE安全措施的实施

根据智能变电站GOOSE安全设备的特征采用了特别的实施方案，因为智能变电站内光纤大量增加，所以有些合并单位提供了采用激光供电的功能。目前我国标准的技术模式对智能变电采样主要有两个主要问题：第一，采样值传输数据远远大于GOOSE报文数据流量，应该采用网络采样模式，对于多间隔保护都采用千兆以太网口。更严重的是要保护还需实时解析如此大量的采样值报文，但是现在还没有能够单一实时解析超过5个间隔的采样报告；第二，以太网网络传输延时的问题而无法接收和采样，这违背了继电保护不依赖外部同步技术的功能，对于单双接线的必要性不必太高，所以采用了直接传输方式。与GOOSE跳闸技术还不一样，GOOSE报文网络流量很低，而且系统发生故障保护动作时报文的也很小；在报文的传输机制、理论和大量实验数据表示，即使在极其严酷的条件下还要采用星型接线的方式把GOOSE带来比较直接而且较长的延时，应用GOOSE点对点方式还要考虑每一根需要留有备用芯和大量光缆敷设都不利于现场施工和维护，应该要求值班人员或工作人员进行检修和调试，避免在使用软件的过程中出现

问题。

1.3GOOSE继电保护的实施效果

相对于GOOSE继电保护来说，在设备不停电的情况下进行保护检验继电保护的安全措施，而相对于GOOSE继电站的保护应用措施来讲，GOOSE的连线功能是最为关键的，因为要用硬电缆接线的方法来进行信息搜集，并且还要将其打包成数据，向外传递。如果智能变电站在内部接受装置，可以将其信号进行记录，并且还要在应用GOOSE进行配制前进行信号接收设备预先添加及外部信号配置，在进行保护测控功能中需要断开保护装置的尾纤，并且一一对应可以防止失误的发生，GOOSE主要影响保护的是速度性与可靠性。如果在相同的继电保护中采用GOOSE报文经网络发给智能操作箱的方法增加了中间环节，而且关键延时也能控制在一定的范围内。在采用GOOSE后，继电保护还能通过网络保护传输跳闸和相互启动闭锁型号来完成，与传统回路式相比，智能变电站更能体现网络的可靠性和运行维修的安全性。报文发送和延时都与装置的处理能力有关，保护装置在设计时还要考虑在最大运输的情况下的延时效果，防止在固定时间内由于接受最大GOOSE报文而引起网口溢出而丢失报文或延时过长，难以抵消网络暴风等网络故障的

影响。

2改善GOOSE继电安全保护

2.1新型继电安全保护措施

与传统的变电站相比，从智能继电保护的数据信息角度来看，智能变电站所带来的影响主要有以下两个方面：（1）电子互感器代替了电磁互感器，并且使得继电保护数据之间产生了很大变化，在传统的电磁互感器中还有一些算法与整定原则需要优化，智能变电站保护的线路大致可以分为交流线路和直线路保护两个方面。（2）在信息实施统一建线容易受到高电阻的影响，利用数据处理方法把设备之间的互通互联的方式给二次信息分离奠定了基础，大量的信息数据存储挖掘保护了配置与双层化，带动了智能变电站的发展，使电线回避负电荷能力变差，在系统遇到震荡时会发生短路，对变电层的继电保护实行双重化配置，并且对保护实行集中式配置是变电系统为变电站提供挂失灵和后备保护的措施，还应该对相邻范围的母线以及相连电路和电流情况进行判断和处理。

适应电网运行的实际情况制定了几套运行方案，对站内的情况进行分析，并且选择最佳的运行实施方案，实现变电站对继电的保护。

2.2GOOSE继电安全改善后的影响

目前，配电网中的电气设施老旧、落伍现象很严重，而且早期的建设也不合理，都普遍偏小；电源点不足，导致了重要影响，需要有效实现变电站之间的互动或电网调节、实施制动系控制与在线分析或电网调度等。在变电站中，一次设备智能化、网络化、交互化是其主要特征，较为先进的应用是常规设备与智能设备所组建的一次设备，能够像变压器及智能断路器一样实现了完全数字化，传统意义上的二次回路被弱化，还有与一次设备间的通信连接成为了统一标准的设备，智能变电站更高效地向前发展。

3结语

与传统变电站相比，智能变电站继电保护GOOSE的安全措施更直观、更方便。设计合理的网络结构是保证智能变电站继电保护实效性和可靠性的基础，而且分析表明，采样合理的网络拓扑可以满足继电保护的实效性和可靠性的需求。目前GOOSE网络跳闸方式也在全国各地都应用成功，它是智能变电站中重要的通信方式，而且适合对实时性较高的报文传输。随着智能变电站的推广，GOOSE报文的分析、解析会大量在智能变电站中

运行。

参考文献

继电保护施工方案范文篇3

摘要：继电保护装置是关系到电网安全稳定运行的重要设备，是电力系统不可缺少的重要组成部分，是电网安全稳定运行的第三道防线，本文对继电保护及自动化装置可靠性特征等进行了初步的研究。分析了当前继电保护工作所面临的形势和继电保护检验工作中存在的主要问题，对新形势下的继电保护检修措施进行了探讨。

关键词：继电保护可靠性检修措施

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。

一、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。

二、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。

三、新形势下继电保护检修策略及措施

继电保护施工方案范文篇4

【关键词】电力系统继电保护安全措施

一、继电保护的概念

继电保护装置就是在供电系统中用来对一次系统进行监视、测量、控制和保护的自动装置。它能反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并使断路器跳闸或发出信号。其基本任务是自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其它无故障部分迅速恢复正常运行。另外，它还能反映出电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件，发出信号、减负荷或跳闸。

二、继电保护的要求

（1）可靠性。可靠性是对继电保护性能的最根本要求。可靠性主要取决于保护装置本身的制造质量、保护回路的连接和运行维护的水平。一般而言，保护装置的组成元件质量越高、回路接线越简单，保护的工作就越可靠。同时，正确地调试、整定，良好地运行维护以及丰富的运行经验，对于提高保护的可靠性具有重要的作用。要防止继电保护的误动和拒动给电力系统造成严重的危害。

（2）选择性。继电保护的选择性，是指保护装置动作时，在可能最小的区间内将故障从电力系统中断开，最大限度地保证系统中无故障部分仍能继续安全运行。

（3）速动性。继电保护的速动性，是指尽可能快地切除故障，其目的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。

（4）灵敏性。继电保护的灵敏性，是指对于其保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。

三、确保继电保护安全运行的措施

（一）调度保护定值整定单应采取的措施：

①对于新保护的投运，必须要求提供周全的技术资料，包括装置的技术说明书、一二次图纸、CT回路变比、相关设备的出厂试验报告等，在熟悉相关的技术资料后出具调试定值单，提供给施工单位完成现场的保护调试。其中应该特别注意有关保护程序的更改在保护技术说明书中可能没有反映，因此施工人员在调试过程中必须将保护程序更改的情况及时反馈给调度保护定值整定人员，在调试工作完成后由调度定值整定人员出具符合现场实际的保护定值单，该定值单必须由相关部门业务领导审核确认后方可交给施工单位现场放定值。定值放置验收合格后必须与调度核对现场使用的定值单正确。②保护定值单的整定应考虑到利用一定的延时使本线路的后备保护与主保护正确配合外，还必须注意相邻元件后备保护之间的正确配合，以满足选择性的要求；注意装置速动保护、充分发挥零序接地瞬时段保护及相间速断保护的作用，减少继电器固有动作时间和断路器跳闸时间等方面入手来实现速动性的要求。

（二）保护设备安装检查应采取的措施

新保护屏抵达生产现场后一般性检查非常重要，大致包括以下几个方面：①清点连接件是否紧固、焊接点是否虚焊、机械特性等。保护屏后的端子排端子螺丝非常多，特别是新安装的保护屏经过运输、搬运，大部分螺丝已经松动，在现场就位以后，必须认认真真、一个不漏地紧固一遍，否则就是保护拒动、误动的隐患。②是应该将装置所有的插件拔下来检查一遍，将所有的芯片按紧，螺丝拧紧并检查虚焊点。在检查中，还必须将各元件、保护屏、控制屏、端子箱的螺丝紧固作为一项重要工作来落实。③保护屏的各装置机箱、屏障等的接地问题，必须接在屏内的铜排上，一般生产厂家已做得较好，只需认真检查。最重要的是，保护屏内的铜排是否能可靠地接入地网，应该用较大截面的铜辫或导线可靠紧固在接地网上，并且用绝缘表测电阻是否符合规程要求。④电流、电压回路的接地也存在可靠性问题，如接地在端子箱，那么端子箱的接地是否可靠，也需要认真检验。

（三）继电保护装置现场调试应采取的措施

在继电保护装置检验过程中必须注意：①对保护装置的功能进行认真检验，不能漏项、缺项，发现问题及时联系调度继电保护人员和生产厂家，整改到位；②应严格检验二次回路接线是否正确、是否与厂家屏图及二次施工图纸相一致，在检验过程中发现二次回路有设计错误需要修改图纸应上报设计人员和调度保护管理人员，经三方确认后由设计人员出具设计修改通知单后方可进行二次回路修改并在二次施工图上做相应更正，待施工完成后将修改的施工图送交设计单位出竣工图。③将整组试验和电流回路升流试验放在本次检验最后进行，这两项工作完成后，严禁再拔插件、改定值、改定值区、改变二次回路接线等工作。电流回路升流、电压回路升压试验，也必须在其它试验项目完成后最后进行。④检验结束后，必须将调试报告和二次接线的变更情况上报调度二次保护管理及现场运维单位。⑤检验结束后，由保护及运维管理单位组织对保护装置交接验收，交接验收应该按照规定的流程进行，发现问题及时整改到位。应特别注意现场保护装置定值区的放置与核对。

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关键词：能力本位；任务驱动；教学改革；继电保护测试技术

作者简介：杨红（1969-），女，重庆人，重庆水利电力职业技术学院电气工程系，副教授；李波（1962-），男，重庆人，重庆水利电力职业技术学院电气工程系，工程师。（重庆402160）

基金项目：本文系重庆市教委2012年度立项教改项目“基于自主控制学习导向的电力系统继电保护与自动化专业教学资源库建设研究”（项目编号：1203171）的阶段性研究成果。

中图分类号：G642.0文献标识码：A文章编号：1007-0079（2013）27-0113-02

“继电保护测试技术”课程是电力系统继电保护与自动化专业的一门专业核心课程，主要任务是帮助学生比较系统地掌握专业测试原理和有关参数的测试方法；熟悉常用测量仪表、专用仪器和设备的构造、工作原理及使用方法；具备测量误差分析和数据处理的能力，能够对各种继电保护装置进行测试。[1]显然，该课程专业性和实践性很强。

但是，由于种种原因，该课程多年来一直采用传统教学模式，一本书、一本教案、一支粉笔就完成了课程的教学。整个教学过程以教师为中心，学生被动地接受学习，师生互动只是通过课堂提问的方式，与工程现场脱节严重。而考核评价也采用的是期末闭卷笔试（占60%）加平时成绩（40%）的单一性、终结性评定方式，教学效果可想而知。老师觉得不好教，学生觉得不好学。因此，为了改善课程教学质量，提高学生的学习热情和主动性，让学生在有限的教学时间里尽快地掌握基本的继电保护测试技能，提升职业综合素质，必须对学科性的教学内容和传统的教学模式进行改革。而高职高专教育改革的出发点和落脚点就是：行业企业需要什么人才？职业岗位技能要求是什么？学生想学什么？老师教什么？怎么教？学生学了到什么？[1]为此，课程组对该课程提出了基于能力本位的课程改革思路，并从课程教学内容、教学方法及考核评价方式等方面进行了改革实践探索。

一、课程教学内容改革

继电保护测试技术内容广泛繁多且发展很快，与多门学科交叉。学生不仅要学习测试理论基本知识，更要学习和掌握测试技能和测试方法，而该课程的计划学时又偏少（40学时），所以合理设计教学内容很关键。

课程设计思路就是，根据“继电保护测试技术”课程最新的教学目标，以电力系统继电保护装置的测试检验为主线，结合电力系统继电保护测试技术特点，以工作过程为导向重新设计该课程的学习内容；并遵循学生职业能力培养成长的基本规律，以真实工作任务及其工作过程为依据序化、整合教学内容；同时，打破传统的学科性章节安排方式，以项目化、模块化的方式对教材结构进行重组。课程组经过实践探索，在调研职业岗位知识和技能需求基础之上，最终将“继电保护测试技术”课程内容整合设计为四个大的学习项目，每个学习项目又根据岗位职业能力需求、工作过程及能力发展过程分解成若干个子任务来具体展现。重新设计后的教材结构框架如下：项目一：（项目名称）；任务一：（任务名称）；教学目标；任务描述；任务准备；任务实施；任务总结。

改革后的教学内容及教材结构，突出职业性和实践性，理论内容服务于实践教学，并与实践教学高度融合，充分体现能力本位的职业教育特点。

为了使得重新设计开发的教学内容尽量与行业企业及就业岗位的需求相符，课程组通过走访行业企业及问卷调查往届毕业生等方式，全面收集来自工程一线的继电保护测试技术内容及应用需求信息，并结合学院现有实训设备及环境条件，最终形成了表1所示的课程教学实施计划：

表1“继电保护测试技术”课程教学计划表

项目名称子任务名称知识

目标技能

目标建议

学时备注

项目一继电保护测试技术基础知识准备熟悉并掌握继电保护测试技术的基础知识…………4学时讲授法、案例分析法

项目二继电保护常用测试仪器及设备的使用任务一电秒表的使用…………2学时演示法、任务驱动法，在实训室进行

任务二工频移相器、相位表的使用…………2学时演示法、任务驱动法，在实训室进行

项目三常规继电器的检验任务一电磁型电流继电器的检验…………2学时任务驱动法，在实训室进行

任务二电磁型低电压继电器的检验…………2学时任务驱动法，在实训室进行

任务三电磁型时间继电器的检验…………2学时任务驱动法，在实训室进行

任务四电磁型中间继电器的检验…………2学时任务驱动法，在实训室进行

任务五常用差动继电器（BCH-2型）的检验…………2学时任务驱动法，在实训室进行

任务六常用阻抗继电器（LZ-21型）的检验…………2学时任务驱动法，在实训室进行

项目四微机保护装置的检验任务一微机保护测试仪的使用…………2学时任务驱动法，在实训室进行（对常规继电器的电气特性参数进行测试）

任务二微机线路保护装置的检验…………6学时任务驱动法，在实训室进行

任务三微机变压器保护装置的检验…………8学时任务驱动法，在实训室进行

任务四微机发电机保护装置的检验…………6学时任务驱动法，在实训室进行

以上教学计划已经在重庆水利电力职业技术学院继电保护11级1、2班实施。

二、课程教学方法改革

基于能力本位的高职教育改革思想，在项目化、模块化的教学内容改革基础之上，为了培养学生分析问题、解决问题的实践综合应用能力，使其能在将来的工作岗位上敢动手、会动手。结合该课程的特点及高职学生理论基础普遍薄弱的特点，课程组研究后决定采用“项目导向，任务驱动，教、学、做一体”的现代教学方法，在做中教、做中学，突出职业技能的训练。[2-4]

教学过程以典型的工作任务（尽量选用真实的仪器、设备或装置）为载体，按照任务布置、讲解示范、分组讨论、任务实施、小结评价等五个步骤来实施，“教、学、做”贯穿整个教学过程。让学生在完成工作任务的过程中，将枯燥的理论知识有机地与实践训练相结合。由于有了看得见摸得着的真实操作对象，学生的探求欲望会更强烈。而且在分组完成任务的过程中，学生的自学能力、团队协作能力、分析问题等能力得到极大的锻炼和提升。

如“电秒表的使用”这个教学任务实施过程中，就以真实的405型电秒表为载体，在学院的实训室先结合实物集中讲解结构组成、工作原理、使用方法及注意事项，然后以测试某电磁型时间继电器的延时动作时间为训练项目，使学生通过真实的测试任务来理解和掌握该仪器设备的使用方法。学生接受任务之后，首先分组讨论写出操作步骤，绘制相应电气接线图（发挥学生的自主能动性），交给老师审查合格后，再按照自己拟制的接线图和操作步骤实施任务，记录数据或者发生的现象，最后写出任务总结报告。老师再根据各组的任务完成情况及出现的问题进行总结点评。

采取这样的教学方式后，学生们的学习积极性和热情大大提高，自我成就感增强，团队协作能力、沟通能力和分析表达能力也得到了锻炼。

三、课程考核方式改革

依据课程教学目标课程，结合课程性质特点，以能力考核为重点，课程组大胆进行了考试改革，采用了以过程性考核为主的多元化考核评价方式。具体做法是：以项目实施过程情况考核学生的实践能力，以多样化方式（编写预习报告、口头提问、小测验）考核学生对知识、技能的掌握情况；采用项目评价、过程评价、目标评价等评价方式，再结合平时考核（考勤、态度）、任务实施、总结报告等环节综合评价学生的成绩，特别注重过程考核与职业能力测评。[5]

由于采取的是教、学、做一体化教学方式，强调的是在做中学、做中教。所以考核主要是以小组（5～6人一组）为单位，以任务目标的完成情况为依据进行评价。在第一堂课的时候就要明确地告诉学生考核的方式、考核的标准，以引起学生足够的重视。

课程组针对新的教学模式，制订了新的考核评分标准：为了量化考核，仍然采用百分制，即每个任务的完成总分为100分，其中态度5分，出勤5分，预习情况10分，职业素质（安全意识、爱护设备及环境等）10分，任务完成情况30分，团队协作5分，小组互评5分，总结报告（是否按时提交、规范性、问题分析及结论的正确性）30分。学期结束，每次任务得分的加权平均就是每个同学的过程性考核得分（如果旷课本次任务得分0分，旷课2次以上直接重修），再根据学期总体表现进行加分或减分后，得出学期综合成绩。采用这样的考核评价方式后彻底改变了过去“平时不好好学，期末临时抱佛脚”也可以应付过关的不良现象，学生的出勤情况及主动参与教学的积极性大为改观，以下这个案例就很能证明这一点。

在“继电保护测试技术”课程教学过程中，曾有个别同学因故缺席了某次课（实际上就是旷课），事后这位同学主动找到任课老师，要求给他机会补做这个任务，以补救因缺课导致的0分而带来的后果。

四、问题思考

在课程教学改革实践过程中还存在以下一些问题需要继续探讨，以找寻更好的解决办法：

1.学生自主学习的能力不够

虽然每次任务之前老师都会提供较详细的任务指导书给学生预习，并要求编写预习报告，但是在任务实施过程中总有相当一部分学生会不停地问老师，而事实上，多数问题指导书上写得很清楚，并不是任务实施过程发生的异常问题。

2.学生的理论知识与实践结合不够

每次任务过程中，大多数同学只对能否顺利完成任务感兴趣，寻根究底的人不多，主动思考的更少。一旦任务结果显示正常，很多同学就不再深入追问分析了，甚至认为那只是一个很简单的问题。

3.对任务后的总结报告不够重视

多数同学虽然能够在老师指导下完成规定的任务，但是课后的总结报告明显看出，他们对任务没有真正理解透彻，半数以上的同学甚至讨厌写总结报告，只是为了应付老师而写。

所以，在以后的教学过程中要加强以上问题的引导和训练，强化职业素质的培养和理论联系实际能力的培养，真正达到“要我学”到“我要学”的自主控制学习状态。

五、结束语

通过课程组的努力，“继电保护测试技术”课程改革得以顺利进行，上述改革思路和做法已经在重庆水利电力职业技术学院继电保护11级1、2班实施。笔者亲自参与了1班的课程教学，教学效果较过去明显提高，师生关系非常融洽，学生学习热情异常高涨，动手实践能力大大提升。尤其是那些过去学习态度不好的“差生”完全变了样，在一体化教室里非常活跃，动手实践能力不亚于那些“优等生”。问卷调查显示，同学们对这样的教学方式和考核方式均表示满意，并认为是本学期收获最大的一门课程。实践证明：本次课程改革是成功的，其思路和做法值得在其他类似课程中推广。

参考文献：

[1]王大鹏.电力系统继电保护测试技术[M].北京：中国电力出版社，

2006.

[2]徐军.《PLC技术及应用》课程的教学改革实践[J].机械职业教育，2009，（5）.

[3]常明，马朝华.“教学做一体化”教学模式探究[J].职教通讯，2011，

（14）：53-53.

[4]李占宣.任务驱动教学法在数据库教学中的应用[J].教育探索，

继电保护施工方案范文篇6

【关键词】GIS综合自动化变电站继电保护

GIS综合自动化变电站具有占地面积小、可靠性强、维护方便等特点，但GIS综合自动化变电站的继电保护比一般变电站的继电保护要求更高，因此，在进行GIS综合自动化变电站施工时，要选择合理的变电设备，并制定科学的继电保护方案，从而保证GIS综合自动化变电站的稳定运行，确保石油化工企业的快速发展。

1GIS综合自动化变电站的接线

在选择GIS综合自动化变电站的主线时，要注意主线的可靠性、灵活性、经济性，GIS综合自动化变电站在运行过程中，如果变电设备发生故障，就可能造成大范围停电，从而对石油化工的正常发展造成很大的影响，因此，为避免变电站局部故障引起大范围停电现象，必须选择合理的变电站主线接线方式。对于六回以上110KV和220KV馈线变电可以采用双母线分段接线方式，对于四回以上110KV和220KV馈线变电可以采用单母线分段接线方式，这两种接线方式具有灵活经济、简单方便、母线检修方便等特点；对于一般的GIS综合自动化变电站可以采用线路变压组器的接线方式，这样可以保证当变电站的一条线路出现故障后，另一条线路能够正常运行。

2电流互感器和电压互感器的继电保护

继电保护的主要特点就是具有不确定性，其主要原因是继电保护装置、技术参数等具有不确定性，并且继电保护装置的定值计算具有不确定性。随着科技的不断进步，越来越多的继电保护装置被研发出来，不同型号的继电保护装置其定值也各不相同，在计算继电保护装置的定值时，需要考虑到保护测量方法、工作人员的经验、电网的构造等多种因素，这些因素的差异会导致GIS综合自动化变电站的继电保护不确定，因此，对变电站的继电保护进行详细的分析有十分重要的意义。

GIS综合自动化变电站电流互感器的工作状态是处于短路，如果边绕组变成开路状态，就会导致原边电流变成励磁电流，从而导致副边的绝缘被高压击穿，对变电设备和操作人员的生命安全造成极大的危害，同时还会造成电流互感器绝缘爆炸现象。电压互感器主要作用是将电力系统一次侧的高压电转变成二次侧低压电，提供给继电保护装置和二次设备使用。

电压互感器的二次接线方法有多种，在实际工作中，要根据保护装置、二次设备等对接入电压的要求确定，常用的接线方式有开口三角形接线方式和星形接线方式。电流互感器和电压互感器都是GIS综合自动化变电站的重要枢纽，因此，对电流互感器和电压互感器的继电保护进行分析十分重要。

电流互感器和电压互感器继电保护的重点是施工管理，在进行GIS综合自动化变电站电流互感器和电压互感器施工前，施工单位要保证施工方案得到相关负责人的审批，施工人员要做好技术交底工作，确保施工的顺利进行；施工人员要认真核对施工图纸和实际情况的差异，如果发现问题，要向相关负责人反应，并根据实际情况进行适当的调整，从而确保施工完成后，电流互感器和电压互感器的继电保护装置能稳定运行。

在进行电流互感器和电压互感器继电保护施工时，施工人员要严格施工图纸进行施工，并严格的按照相关规定进行操作，只有这样才能确保电流互感器、电压互感器继电保护的施工质量。施工结束后，施工人员要采用伏安特试验对电流互感器进行试验，发现故障后要及时的处理，施工人员要对电缆进行变比极性试验，从而保证电缆的铺设方式科学、正确。二次回路连接好以后，施工人员要采用全回路变比试验进行二次回路试验，确保电流互感器的二次回路闭合。

电压互感器继电保护施工结束后，施工人员要进行回路检查，在检查回路时，要结合变电站的一次设备进行，即将相关的一次设备断开，检查二次设备能否进行正确的断开操作。有的施工人员常采用短接节点的方法进行回路检查，这种检查方式的虽然能检查出回路的问题，但这种检查方法的最大弊端是可能出现节点不可靠的现象，因此，采用这种方法进行回路检查时，首先要保证节点的可靠性。只有保证电流互感器和电压互感器继电保护的施工质量，才能保证GIS综合自动化变电站的安全、稳定运行，才能确保石油化工企业的快速发展。

3GIS综合自动化变电站的控制回路

GIS综合自动化变电站的控制回路对设备的运行动作有很大的影响，断路器的控制回路是GIS综合自动化变电站中最重要的。GIS综合自动化变电站对断路器控制回路的操作模式主要有调度远方操作、控制屏就地操作、本站后台机远方操作、汇控柜就地操作等四种操作模式。汇控柜就地操作常用于控制回路最末端操作，因为当合闸出现故障时，由于本站保护不能进行跳闸操作，需要通过断路器进行故障切除，因此，在实际工作中，这种操作方式很少使用。

当合闸处于故障状态，断路器就会处于跳跃的状态，保护动手就会自动跳开断路器，如果通过人工操作或者远程控制将断路器合上，保护动作又会自动跳开断路器。为确保继电保护装置的保护动作，就需要闭锁这种状态，将防跳继电器的防跳点合上，同时将串在合闸回路的防跳点断开，这时防跳继电器的电路会连通，回路断开，断路器就不会合上，从而实现继电保护。

4结语

GIS综合自动化变电站对石油化工企业的快速发展有十分重要的意义，因此，石油化工企业要根据实际情况，制定合理的措施，有效的解决GIS综合自动化变电站的继电保护问题，确保变电站的稳定运行，从而为石油化工企业的快速发展提供保障。

参考文献：

[1]刘畅.GIS综合自动化变电站的继电保护分析[J].科技风，2012（14）：137.

[2]梁辛征.GIS综合自动化变电站继电保护施工方式的研究[J].计算技术与自动化，2012，31（01）：70-72.

继电保护施工方案范文篇7

关键词：电力自动化;标准化作业;安全运行管理;对策

中图分类号：TM774文献标识码：A文章编号：1006-8937（2014）35-0082-03

在整个配电网络系统中，继电保护装置是一个至关重要的设备，它能够及时并快速地处理和诊断各种配电网络故障，并能够及时处理各种问题，使故障线路得以自动恢复，增强整个配电网络的管理水平。因此，必须充分发挥继电保护装置的作用，使继电保护能够与自动化控制系统相结合，增强电力系统的故障处理能力。针对电力自动化系统中出现的各种问题，应当及时提出系统、完善的继电保护安全运行管理对策，从整体上提升电力自动化继电保护的水平，从而提高配电网络的安全性与可靠性。

1开展标准化的作业工作

在继电保护中，因工作中布置的安全措施不完善或者工作终结时应恢复而未恢复接线经常导致事故或障碍发生。在开展的“无违章员工、无违章班组、无违章企业”工作中，强调了标准化作业和危险点分析与控制工作。

目前，要对包括继保专业在内的各专业工作中存在的危险点进行认真的分析，并认真贯彻执行《电网建设施工作业指导书》，将安全防范关口前移，做好对风险的差异化，克服工作中习惯性违章的毛病，使事故发生的可能性大大降低。

1.1案例

2014年8月25日，河源供电局继保人员在220kV河源站进行220kV母差及失灵主一保护验收接入工作。本次接入的支路有#1主变、#2主变、#3主变、新河甲线、新河乙线、河联甲线、河联乙线、热河甲线、热河乙线、旁路及母联共11条支路。接入及测试采用以下方法：

①采用万用表电阻档对线，确认线芯正确。

②母差保护屏的电缆芯线先接入，线路保护屏接入标号为101的芯线时，在母差保护屏用万用表电压档测量正电位是否正常;线路保护屏接入标号为R133的芯线时，在母差保护屏用万用表测量负电位是否正常。事件前运行方式如图1所示，事件后运行方式如图2所示。

19时05分，完成了河联甲线、新河乙线等8个间隔二次回路接入工作。

19时13分，工作班人员何某某在完成220kV河联乙线对线工作后，等待线路保护侧工作人员接入期间，母差保护屏处工作人员想再次确认已接入间隔电位是否正确。工作人员何某某在使用万用表电阻档完成河联乙线两侧对线后，没有将挡位切换至电压档，直接测量已带电的河联甲线间隔，表笔导通母差屏1C6D1、1C6D3端子（出口跳河联甲线跳闸回路），造成开关跳闸。由于站内事故音响声音小，而保护屏相隔控制台较远，该工作人员未听到事故音响，继续进行跳其他回路间隔测量，再次误导通已接入的新河乙线跳闸回路（母差屏1C7D1、1C7D3端子），造成新河乙线开关跳闸。此时，现场监护人员发现万用表测试声音异常，立刻制止了工作人员继续测量。出口跳闸回路示意图如图3所示。

1.2事件定级

依据“35kV以上输变电设备一般误操作、误碰误动、误（漏）接线、误整定、误调试、调度或变电站监控过失”认定为三级事件。

1.3原因分析

1.3.1直接原因

工作班组人员在没有确认万用表挡位的情况下，误用电阻档测量已带电的河联甲线、新河乙线跳闸出口回路，造成河联甲线2226开关及新河乙线2218开关跳闸回路通过万用表误导通跳闸。

1.3.2间接原因

工作班人员现场作业不规范，没有做足二次安全措施，对母差跳闸出口回路认识不足，未能理解二次回路一经接入即视为带电设备的安全警示，现场监督不到位。

①现场工作人员工作随意，在没有通知工作监护人的情况下，自行测量已带电的河联甲线、新河乙线跳闸出口回路;监护人员监护意识不强，未能及时制止不规范的行为。

②二次安全措施单中未针对已接入间隔制定隔离措施（使用绝缘胶布隔离），埋下了后续作业过程中发生误测量的隐患。

③作业全过程对工作危险点评估不足，作业前只有

《10～500kV输变电及配电工程质量验收评定标准》，未制定相应回路接入的作业表单，危险点控制措施卡没有针对本项工作提出具体风险控制措施。

④变电站综合自动化改造后事故音响设备不够响，河联甲线跳闸时，工作人员没能第一时间听到事故音响信号，导致再次误导通新河乙线跳闸回路，造成事件扩大。

1.4暴露的问题

①基层班组人员对风险分析不全面，安全意识淡薄，作业不严谨，行为不规范，风险管控能力不强，现场安全监护不到位，未能有效监督作业人员行为。

②施工方案风险辨析不足，没有针对性防范措施，方案审查过程把关不严。工程全过程安全监护不到位，没有及时发现现场作业的安全隐患。

③安全技术交底不足，班前会流于形式，作业风险点传递不到位，工作班成员未能理解作业风险点。

④工作票填写不规范，危险点控制措施卡无针对性。验收过程未执行验收表单，安全措施落实不到位，无确认记录。

⑤作业方法不恰当，导致作业风险提高，安全措施不足，未对已接入的运行间隔做好隔离措施，未能有效防止误导通已接入回路。

⑥班组业务培训不到位，班组人员业务水平不高。

2电力自动化继电保护的特征

在电力系统的运行过程中，继电保护可以及时检测线路的故障问题，并能够实现自动处理，确保电力系统的正常运行。现阶段，科学技术日新月异，电力系统化也逐渐突破了传统的管理模式，将更多高技术含量的设备运用到配电网络中，使继电保护方式得以不断的更新和完善，也增强了继电保护的快速反应能力。与以往的配电保护设备相比，目前的配电保护装置运用了较为先进的继电保护技术，在技术水平方面已取得了很大的突破和飞跃，在仪表检测等方面充分利用计算机技术和网络技术，事故信号可以通过计算机系统全面地显示出来。电子技术也带动了继电保护装置的转变与更新，使继电保护装置能够实现自动检测与处理，增强了整个配电网络的安全性，在继电保护的集成化程度上也得以提高，也便于继电保护装置的安装与调试。另一方面，继电保护装置的操作也更为便捷，具有了更加全面和强大的功能，增强了配电系统的稳定性与可靠性。总而言之，继电保护装置充分运用了计算机与网络技术，并有效运用了电力技术和通信技术，具有更强的性能特点，能够适应较为恶劣的工作环境，并具有抗干扰和防雷击等功能，提升了电力系统的服务能力与服务水平。

3电力自动化继电保护的安全管理策略

3.1确保继电保护装置的性能与质量，做好继电保护的

选型设计

为了确保配电网络的安全稳定运行，必须要增强继电保护装置的灵敏性和可靠性，构建更加稳定的继电保护系统。要根据电力系统的运行状况选择合适的继电保护装置，并确保及时、准确地安装相关保护装置，确保继电保护装置在故障发生时能够及时发生动作。为了增强继电保护的稳定性，降低电力系统的安全隐患，继电保护装置不能随意干扰配电系统的运行，防止继电保护装置给电力系统带来安全隐患。要将可靠性作为继电保护的重要原则，并要确保电力系统在故障发生时能够做出快速和敏捷的反应，增强继电保护装置的速动性与灵敏度，及时发现和排除电力线路存在的故障和问题，降低故障对电力线路的损坏。要通过继电保护装置的应用，实现线路的自动重合，并能在问题发生时启动备用电源，缩小故障的影响范围，增强电力系统的可靠性与稳定性。对于配电网络系统来说，继电保护可以及时对故障作出迅速的反应，并对线路中的各种设施进行保护。如果线路出现故障，继电保护装置能够及时判别故障发生的位置，并对故障线路发出跳闸指令，将配电网络的故障元件与整个系统相隔离，避免故障造成更大的损坏，确保电力系统的安全运行。

3.2做好继电保护装置的调试与安装，增强继电保护运

行的安全性

在继电保护的安装和运行时，要将安全性和可靠性放在第一位，要根据电力系统的运行要求配置合理的继电保护装置，并不断提高继电保护的质量，提高继电保护装置的技术含量，确保配电网络可以稳定安全运行。要严格遵循相关的要求进行安装、选型和调试，并做好施工和维护过程中的管理工作，通过后台监控仔细检查安装和维护的每一个细节，确保安装施工的准确无误，认真细致地做好各项施工环境，并明确每位工作人员的责任与权限，做到合理分工、权责明确，实现各部门的有机协调和配合，共同做好继电保护装置的安装和维护工作。总而言之，只有加强继电保护调试与安装过程的监管，才能如期完成施工目标，并维护好各种设备，促进电力系统自动化系统的发展。

3.3完善线路网络的安装，做好电力线路的运行维护

要严格管理配电网络线路的安装，并做好电力线路和继电保护的施工验收，依照相关管理规范做好安全运行管理工作。在具体的验收过程中，应当根据继电保护设备的特性做好性能测试，确保各项设备的抗干扰能力和遥控能力都符合电力系统的要求，提高电力系统的安全水平。要根据继电保护装置的特征，制定出相匹配的管理方法与操作规范，控制好继电保护装置的运行环境，贯彻落实好继电保护的相关管理制度。对于验收过程中的相关数据、图纸和报告书等资料，要进行妥善的保管，做好数据内容的备份，并交由上级主管部门存档，便于今后的电力系统管理和维护，为今后电力系统的安全管理提供数据支持，起到指导和借鉴作用。根据电力系统的管理制度，加强对工作人员的培训与教育，通过各种形式的培训活动提高他们的专业能力与技术水平，使他们能够熟练掌握各项设备的运行与管理要领，掌握接线的情况和运行要求，及时准确地发现系统中出现的故障，更加准确地对电力设备的运行情况进行预测与分析。

4结语

继电保护安全运行管理是一项复杂的工作，必须要根据配电系统的实际情况，做好继电保护的控制和管理。要根据继电保护的相关制度和实际需求制定出详细的管理和维护测量，做好选型、施工、调试与安装工作，并做好试运行和维护的保养工作，严格管理继电保护装置的运行环境，提高继电保护装置的安全性与可靠性，为电力系统带来更大的经济效益与社会效益。

参考文献：

[1]陈学建.电力自动化继电保护相关安全管理问题探析[J].中国电力教育，2013，（17）.

继电保护施工方案范文篇8

关键词：定值OMS系统电网管理

中图分类号：TM774文献标识码：A文章编号：1674-098X（2016）11（a）-0171-02

1专业管理的目标描述

1.1专业管理的理念或策略

电网的快速发展给电网的安全稳定运行提出了更高要求，而继电保护装置的正确动作是保证电力系统安全稳定运行的必要条件。为确保电网或电力设备发生任何故障时，继电保护装置正确可靠动作，整定计算显得尤为重要。随着电网规模日益扩大、运行方式多变，整定计算的任务日益繁重，在“三集五大”体系建设的模式下，如何理顺各部门合作关系，完成整定计算任务，如何指导县调相关专业开展工作，如何推广县调定值单由县调计算，由地调进行复核、审核的新工作模式，给调控中心提出了新的挑战。

1.2专业管理的范围和目标

继电保护全过程管理范围主要包括继电保护整定计算和定值管理。通过各部门职责分工合作，确保整定计算正确顺利进行，确保保护及安全自动装置正确动作，保证定值单执行的及时性与准确性。

2主要流程说明

要做到继电保护定值全过程管理，必须做到各部门、各单位职责明确，为此，在“继电保护定值全过程管理办法”中对各部门、各单位的职责进行了明确，主要包括以下内容。

（1）市公司，副总经理（或总工）：批准地调年度继电保护整定方案。电力调度控制中心：负责设备参数及工程资料的收集、归档工作，负责管辖范围内继电保护装置的整定计算、复核、审核工作，下发定值单、建立调度管辖范围内继电保护装置定值库（电子化），配合定值单的执行，编制年度继电保护整定方案，执行上级调度编制的继电保护整定方案。复核、审核县公司定值单。

基建部（项目管理中心）：向调控中心提出新建、扩建、改建输变电工程确切投产日期，提供现场设备参数、二次图纸和保护装置技术说明书等，负责组织线路参数实测并向继电保护部门提供实测报告，组织协调工程施工单位执行调度机构下发的定值单。

运维检修部：向调控中心提供技改工程与已投运变电站的整定计算相关资料，执行调度机构下发的定值单，负责与新建工程的工程施工单位核对定值，向调控中心汇报定值执行情况，完成OMS定值流转。

（2）县公司，分管生产副总经理（或总工）：批准县调年度继电保护运行整定方案。电力调度控制中心：负责设备参数及工程资料的收集、归档工作，负责调度管辖范围内继电保护装置的整定计算。下发定值单，配合做好继电保护整定定值单执行工作。编制年度继电保护整定方案，执行上级调度编制的继电保护整定方案。

运维检修部：向继电保护部门提出新建、扩建、改建输变电工程确切投产日期，提供现场设备参数、二次图纸和保护装置技术说明书等。执行调度机构下发的定值单。

各部门和单位的职责明确后，详细界定了在继电保护定值全过程管理的各环节相应部门和单位的具体工作内容及考核方法。

整定计算应按照选择性、灵敏性、速动性、可靠性且合理取舍的原则，符合DL/T584-2007《3～110kV继电保护装置运行整定规程》和DLT559-2007《220kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程》的要求，为确保整定计算顺利进行，调控中心注重与整定计算资料提供部门及时沟通协调，提高工作效率，根据上级调度下发的归算阻抗，及时对所辖继电保护装置进行整定、校验，对全网定值的配合进行全面的核查，严格履行计算、复核、审核三级把关制度。

2.1地调和县调电网图形拼接

地调和县调电网图形拼接的基础是整定计算软件设备统一规范命名，地调在《关于下发继电保护整定计算软件设备命名及电子化定值库构建的通知》中，要求各县调对整定计算软件设备进行了统一规范命名。为推进整定计算软件使用，举办了县调整定计算培训班，提升了各县调继保整定专职业务素质。

地调和县调电网图形拼接后，一是县调的网络布置一目了然，地调可使用其数据库里的线路及变压器参数，自行进行整定计算，从而复核、审核县调定值单的合理性。二是形成了电网的逐级配合关系，地调容易掌握受电网结构、运行方式、时限过长等因素制约存在的定值失配情况。三是逐步实现整定计算中软件模块相同、整定计算原则相同，定值流转模式相同的地、县调一体化运作。

2.2确保流程正常运行的人力资源保证

为保证继电保护定值全过程管理工作落到实处，对工作流程的每个环节设定了对口的专责联系人。见表1。

3专业管理存在的问题

目前，定值单通过OMS系统进行流转，定值单的执行情况由定值单执行部门登录OMS系统填写回执，无法实现在电子化定值单上填写回执，即对于电子化定值单还无法实现闭环管理。因此，要求定值单执行部门定期把纸质版定值单回执（含调试人员和调试时间）反馈给调控中心。

通^OMS系统已经建立了电子化定值库，实现了定值的在线浏览，但是，OMS系统无法识别某间隔最新定值，只是简单的把该间隔最新的一个定值单标红处理，对于220kV电压等级有双套保护的定值单，难以区分最新定值单和历史定值单，定值单查询浏览需要人工识别最新定值，这给定值单浏览查询带来不便。

参考文献

[1]贺家李.电力系统继电保护原理[M].北京：中国电力出版社，2004：6-8，9-58.

[2]许建安.电力系统继电保护[M].北京：中国水利水电出版社，2005：11-36.

继电保护施工方案范文篇9

关键词高压直流输电线路继电保护技术

中图分类号：TM773文献标识码：A

1高压直流输电线路继电保护的影响因素

1.1电容电流

高压直流输电线路电容大、波阻抗小以及自然功率小的特征，这就给差动保护整定带来较大的影响，为了保障高压直流输电线路运行的安全性与稳定性，必须要对电容电流采取科学合理的补偿措施。此外，在分布电容因素的影响下，一旦高压直流输电线路运行出现故障，故障距离与继电器测量阻抗之间的线性关系就会发生改变，成为双曲正切函数，此时，就不能使用传统继电保护措施。

1.2过电压

高压直流输电线路在出现故障之后，电弧熄灭时间会延长，情况严重时甚至会发生不消弧的情况，在电路电容因素的影响下，两端开关不会在同一时间断开，此时，行波来回折反射就会严重影响整个系统的运行。

1.3电磁暂态过程

高压直流输电线路长，在操作与发生故障时高频分量幅值较大，这就给高频分量的滤除工作带来较大的困难，这不仅会导致电气测量结果发生偏差，此时，半波算法在高频分量的影响下准确性难以保障，此时，电流互感器也会发生饱和现象。

2高压直流输电线路继电保护设计原则与注意事项分析

2.1输电线路的主保护

影响输电线路主保护的因素是多种多样的，必须要根据高压直流电路的实际情况进行选择，在设计时，需要使用两台不同原理的装置，第一套保护装置可以使用分相电流差动纵联保护装置；第二套保护装置可以使用相电压补偿纵向保护装置，两套装置分别来使用不同的通道。

2.2输电线路的后备保护

输电线路后背保护是主保护的重要补充，在进行设计时，需要控制好线路两端切除故障差，配置好完整的接地距离保护与相间距离设备，距离保护特征不应该局限在四边形、圆形与椭圆形几种，可以将微机保护充分的利用起来，从根本上提升系统运行的安全性。

2.3并联电抗器保护

高压直流输电线路中并联电抗器出现故障后，线路会发出相应的命令，启动自动保护装置，此时，并联电抗器就可以充分的发挥出其作用，若故障超过了高压直流输电线路允许的标准，则需要及时将两侧断路器断开。

2.4自动重合闸

高压直流输电线路常用的自动重合闸有三相重合闸、单相重合闸与快速重合闸集中模式，具体选择哪一种模式，还需要根据具体的过电压水平进行分析，为了防止过电压操作情况的发生，在非全相情况下过电压倍数在允许标准范围时，可以使用单相重合闸，若超过标准范围，就需要使用三相重合闸。在进行设置时，需要充分考虑到线路两端的时间间隔与重合顺序，将其控制在标准范围内。

3高压直流输电线路常用的继电保护技术

3.1行波暂态量保护

如果高压直流输电线路出现故障，会出现反行波，要保障系统运行的稳定性，就需要做好行波保护工作，这也是高压直流输电线路的主保护措施。

就现阶段来看，常用的行波保护措施由SIEMENS方案与ABB方案。其中，SIEMENS是基于电压积分原理的一种保护措施，其保护启动时间为16～20s，与ABB方案相比，该种的保护速度相对较慢，但是，抗干扰能力则优于ABB保护方案；ABB行波保护的检测原理是极波与地模波，能够检测到图变量为10ms之内的反行波突变量，在必要的情况下，也可以使用用电压、微分启动与电流图变量几种方式来识别。

以上两种行波保护能力都较为有限，耐过渡电阻能力不理想，此外，还存在着缺乏整定依据、理论体系不严密等缺陷。为了提升行波保护的效果，学界也提出了形态学梯度技术与数学形态学滤波技术，但是，无论是暂态量保护还是行波保护，都存在一些弊端，还需要进行深入的分析。

3.2微分欠压保护

微分欠压保护是一种基于电压幅值水平与电压微分数值的保护措施，兼具主保护与后备保护的功能，在现阶段下，SIEMENS方案与ABB方案检测的对象都是输电线路的电压水平与电压微分。其中，后者上升延时为20ms，在电压变化率上升沿宽度未达到标准的情况下，就能够起到后备保护作用，但是其耐过渡电阻能力并不理想。

微分电压保护动作的可靠性与灵敏度要优于行波保护，但是动作速度则不如行波保护，两者都存在着灵敏度不理想、整定依据不足、耐过渡电阻能力较差的问题。

3.3低电压保护

低电压保护是高压直流输电线路的常用后备继电保护，主要依靠对电压幅值的检测来实现保护工作，根据保护对象的不同，低电压保护包括极控低电压保护措施与线路低电压保护措施，其中，前者保护定值低于后者，前者在线路发生故障时会闭锁故障极，后者在开展保护动作时会启动线路重启程序。

低电压保护的设计简单，但是缺乏科学、系统的整定依据，难以帮助技术人员判断故障的具体类型，动作速度较慢。

3.4纵联电流差动保护

纵联电流差动保护模式使用双端电气量，选择性较好，但是该种保护模式在故障发生较长的时间后才能够做出保护措施，因此，只能够用于高阻故障的诊断与切除中。由于各类因素的影响，现阶段使用的差动保护也未联系到电压变化过程与电容电流问题，很容易出现误动，虽然电流差动保护装置有着动作速度快以及灵敏度高的优势，但是这种优势却未在高压直流输电线路中充分的发挥出来，性能还有待提升。

参考文献

继电保护施工方案范文篇10

关键词：失灵联跳；双重化配置；非电量保护；“六统一”

前言

国家电网公司的《十八项反措》要求：220kV电压等级线路、变压器……等设备微机保护应按双重化配置[1]。而主变的失灵保护又在变压器保护中尤为重要，为此，为保证本地220kV变电站的供电可靠性，我们认真贯彻反措要求，仔细分析和研究了本地区六个220kV变电站主变开关失灵启动回路和失灵联跳回路的双重化配置实现情况。

我们发现本地区的主变失灵联跳回路绝大部分采用主变开关失灵保护出口启动非电量保护直跳继电器的方式实现，然而非电量保护普遍采用了单套配置的方式，这样，实际采用双套配置的“主变失灵联跳回路”并没有实现双套配置[2]，当非电量保护因故或短时退出运行，变压器高压侧断路器将同时失去两套失灵联跳回路。

很明显这种设计是存在缺陷的，为此，我们认真分析和研究这一问题，严格按照反措要求，并结合国网公司“六统一”设计，研究了本地区“主变失灵联跳回路”的改进方案。

1.采用“启动非电量直跳继电器方式联跳主变三侧”的方式实现主变高压侧开关失灵保护的理念。

在廊坊地区，早期220kV变电站的主变高压侧开关是没有失灵保护的，这主要是由于主变电量保护动作较线路、断路器等保护存在启动后返回较慢的特点，失灵保护存在误动的风险。由于失灵保护动作后，对整个变电站影响很大，而本地区早期220kV主干网比较单一，采用开环供电方式，如果一个220kV变电站失去电源，则会造成很大区域失去供电能力，所以，基于上述考虑，廊坊地区早期的主变高压侧开关没有采用失灵保护。

近些年，随着本地区电网的不断发展，电源点的不断增多，220kV变电站逐步采用并列运行方式且站内满足“N-1”的供电方式，因此，我们对主变高压侧的保护设计和加入了失灵保护。由于实际条件的限制，设计上通常采用主变高压侧开关失灵后启动非电量保护的方式来实现高压侧开关失灵隔离主变的功能，这种设计基本上可以满足主变高压侧开关失灵的动作逻辑，但存在以下两个问题。

1.1非电量单套配置问题

由于主变非电量保护通常使用单套配置原则，同时主变高压侧开关失灵保护动作启动非电量采用直跳继电器模式，显然，上述动作逻辑并没有真正意义上实现保护的双重化配置原则。当非电量保护因直流接地等异常行为需短时退出运行时，变压器将会同时失去两套高压侧开关的失灵保护。如果此时出现了高压侧故障，且高压侧开关失灵，那么将有可能造成该系统经110kV并列运行网络或变压器向故障点供出故障电流的情况，更甚的有变压器其他侧电源点经变压器向故障点反供故障电流，这些情况下都不利于故障的快速切除，甚至会加速故障点的损坏[3]。

1.2非电量继电器的延时问题

在母差保护装置失灵模块定值中规定了主变高压侧开关失灵保护的延时，要求毫秒级的精确，而《十八项反措》明确规定“变压器非电量保护装置继电器不要求灵敏动作”[1]，也就是说，失灵保护在直跳继电器层次上无法满足快速性要求，这也为故障切除造成了隐患。

2.“六统一”设计理念下的“主变失灵联跳回路”的改进方案

目前，在本地区，除新投运的XXX变电站按照国家电网公司“六统一”采用变压器电量保护中的失灵保护模块实现失灵联跳主变三侧开关外，所有“主变失灵联跳回路”失灵保护出口启动非电量保护均采用直跳继电器的方式来实现[4]。

我们通过对现在“主变失灵联跳回路”不足的分析和研究，结合国家电网公司“六统一”的设计理念，对“主变失灵联跳回路”采用了母差动作或主变动作节点作为失灵启动节点，采用变压器电量保护中的电流作为故障电流判据，变压器电量保护中的电压判据作为复合电压闭锁判据

根据上述两个原理图，我们能够看出采用“六统一”设计，不但符合了技术规范及实际应用要求，也实现了主变高压侧开关失灵保护的双重化配置，同时，在一套电量保护装置中，将动作节点、电流、电压判据在进入故障计算后同时进行处理，保证了设备处理的同步性和准确性，出口采用电量保护跳闸出口，解决了跳闸延时不准确问题，该设计还用跳闸矩阵或出口控制字实现保护跳开关的设计，保证了失灵保护在不适用地区使用时，“软件退出”的可靠性。

3.对本地区“主变失灵联跳回路”改进措施的建议

根据上述分析，在本地区，应尽快开展“主变失灵联跳回路”的改进工作。首先，明确“六统一”的设计思路，严格遵循“六统一”的设计来完善回路。具体实施方案可有以下几种：

结合技改工作开展。在技改工作前期，一定将“主变失灵联跳回路”作为设计联络议题，保证在技改后设备符合“六统一”标准设计。

对于经常出现非电量部分直流接地且该厂站短时无技改工程的情况，应在负荷较轻时采用轮退保护或例行维护工作开展期间，采用升级软件、更换硬件的方法尽快完善该回路。

在其他基建站，无论是常规变电站或是智能变电站，“主变失灵联跳回路”应作为重点考察项目，要严格检查设计是否满足要求，保证设备设计满足“六统一”的设计标准。

4.结论

某一地区的回路设计存在相应的区域特色，我们应根据电网的不断发展，将原先的“保守设计”升级，充分满足电网运行可靠性的要求，提高设计思路，完善设计方案，新的改进对于系统稳定运行有着极其重要的意义。

参考文献：

[1]国家电网公司十八项电网重大反事故措施[M].国家电网公司，2012.

[2]国家电网公司继电保护培训教材[M].中国电力出版社，2012

[3l李光琦.电力系统暂态分析[M].中国电力出版社，2007

[4l张保全，尹项根.电力系统继电保护[M].中国电力出版社，2005.

作者简介：

王晓光（1983-），男，汉，河北省廊坊市，工程师，主要从事继电保护调试及检修工作。

杨博（1986-），女，汉，河北省廊坊市，工程师，主要从事继电保护调试及检修工作。

继电保护施工方案范文1篇11

关键词：工作票制度图纸二次工作安全措施票事故防范措施

继电保护装置能准确反映电力系统中的不正常运行工况及事故情况，并作用于发信号或跳闸，及时切除故障点，使不正常运行工况得到及时调节。当继电保护装置发生拒动或误动，常造成事故扩大，甚至造成大面积停电。2011年，某单位在本年度内总共发生了三起事故，其中两起都是在继电保护作业时发生的，占全年发生事故率66.7%。造成了设备延误送电、线路跳闸等严重事故。而这两起二次作业引起的事故都与作业人员现场未严格二次工作安全措施票有关。一起是恢复二次安全措施时误接线，一起时在运行设备没有按照措施票的要求进行拆接线引起的线路跳闸。

1、案例分析

案列：误接线。

在完成某变电站2号主变修试工作后，主变送电时，其中压侧断路器由热备用转运行，向2号主变充电操作时，主变保护A屏RCS-978保护装置Ⅱ侧（中压侧）接地阻抗保护动作，中压侧断路器跳闸。原因：作业人员在工作完毕后进行拆接线恢复工作时，没有严格执行二次工作安全措施票的作业项目，误将端子排处电缆线3n错接至第6端子，将第三绕组的3a直接接地。见下图：

图1

图2

（图1）是事故前主变330kVCVT接线盒内端子排接线图，红圈标记为错误处

从以上事故中可看出，现场作业中对作业指导书执行不到位，特别是二次工作安全措施票的执行不认真是造成事故的主要原因。在实际工作中，还存在的问题：（1）编写的二次安全措施票与实际作业现场不相吻合；（2）审核把关不严、监督不到位；（3）作业中不能严格执行二次安全措施票；（4）人员业务能力；⑸作业中的风险点辨识不清等问题。

2、防范措施和对策

2.1认真履行工作票制度

在二次系统上工作，依据工作内容及特点，按照《安规》的规定，均应办理变电站第一种及第二种工作票，确保作业过程中“四清楚”（任务清楚、危险点清楚、程序清楚、措施清楚）。特别在检修中遇有下列情况还应该填用二次工作安全措施票：（1）在运行设备的二次回路上进行拆、接线工作；（2）在对检修设备执行隔离措施时，需拆断、短接和恢复同运行设备有联系的二次回路工作。在电流互感器与短路端子之间导线上进行任何工作，应有严格的安全措施，并填用“二次工作安全措施票”。

2.2认真填写、执行二次工作安全措施票

首先，二次工作安全措施票所有栏目如被试设备及保护名称、工作负责人、工作时间及工作内容、工作条件、措施内容及执行、恢复情况、填写人、签发人、执行人、监护人签名等项目必须在工作现场填写全面。编写措施票的过程中，若对现场情况心存疑惑或问题时，也可提前进行现场勘察，有助于了解现场运行设备及检修设备的情况。

其次，对于与运行设备有联跳回路的保护装置，更应在二次工作安全措施票上的明显位置写清楚，并注明所拆接线回路编号及所接端子号、所断压板名称编号等，包括：（1）退相关装置及操作顺序；（2）正确写明退保护开关及压板名称及编号及操作顺序；（3）正确写明断开跳闸回路标号及具置；（4）交流回路相应措施，回路标号应事先核对，实际接线应与图纸相符，并写在措施票中。在执行情况栏及恢复栏里注明执行标志“√”及已恢复标志“√”，对不需要恢复的项在恢复栏里注明不执行标志“/”。这样做就能充分规避风险，保证运行设备安全，不致因漏、拆线导致试验工作中运行设备跳闸，也不会因忘记恢复接线导致保护装置的拒动。对于定检等工作开始时可能会多次断合某一空开，多次操作某一块压板、把手等，应在二次工作安全措施票增加一条，检查记录工作前的空开、压板、把手等的工作状态，工作结束时将工作设备的工作状态恢复为工作前的状态。

最后，加强二次工作安全措施票的审核和签发管理。工作内容及安全措施内容由工作负责人填写，由技术人员或班长审核并签发。监护人由技术水平较高及有经验的人担任，促使工作负责人提前了解相关工作条件及内容，对即将开展的现场继电保护工作做到心中有数。二次工作安全措施票在具体执行前，经过了编写、审批等手续，所有措施的执行情况均经相关执行人员签字认可，各级人员均应履行自己的安全职责。工作班组人员通过查看及执行二次工作安全措施票，了解工作条件和性质，在工作中就会注意分析危险因素的存在，共同监督安全工作，并提前采取有关防护措施。

3、结语

在《电力系统继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》中，指出“特别复杂或有联跳回路的保护装置，如母线保护、断路器失灵保护等的现场校验工作，应编制经技术负责人审批的试验方案和由工作负责人填写并经技术负责人审批的二次工作安全措施票”。二次作业应严格按照二次工作安全措施票的要求进行，特别是在带电的二次回路进行的作业。做好整套保护装置的检查、试验工作目的是保证继电保护装置的正确、可靠动作。

深刻理解二次工作安全措施票的重要性，重视二次安全措施票的编写并认真正确执行好二次工作安全措施票制度，养成一种良好作业习惯，是二次作业中确保人身、设备安全运行及反映工作质量的一个重要环节。也是避免事故产生的有效手段。

参考文献

[1]国家电网公司电力安全工作规程.中国电力出版社，2009年7月第一版.

继电保护施工方案范文篇12

【关键词】母差保护、失灵保护、改造方案

中图分类号：TM63文献标识码：A

前言：

161kV沃尔特变电所位于非洲加纳海岸城市特马，该变电所是西非电力骨干网络的重要节点。该站采用可靠性较高的3/2接线方式，因此共两条母线。该工程属于全站更新一、二次设备的工程，因其特殊性只能采取停一个间隔改造一个的方案，在这个过程中必然长时间产生新老设备结合搭配的问题。此问题也很大程度上影响了母差改造的方案，国内诸多关于母差保护改造的论文早已详细探讨了安全、技术等方面的细节和措施，本文将着重于此变电所的特殊性而对改造方案和实施过程产生的影响加以总结描述。

1.旧母差保护及相关回路简介

原有每条母线各一套厂家为西屋电气的电磁式继电器的母差保护装置（共计2套），设备较陈旧，该母线保护不具备失灵保护功能，失灵保护在原有线路保护装置上实现。因此原有回路不具备到母差保护装置的开关位置和失灵开入回路。

2．现场施工要求

因为该站的重要地位，导致在改造过程中无法同时长时间停运母线，而线路改造的要求导致在一定时间内同时有新的线路和旧的线路同时运行，业主方要求新母差保护要能同时满足新旧设备的保护功能。

3.新母差保护的特点简介

新母差保护装置采用ABB的REB670装置，该装置针对直接接地或低阻抗接地的电力系统，保护区内各种类型的相-相及相-地故障均能有选择地、可靠地快速切除故障。大多数区内故障，典型为12ms;同时对区外故障，即使CT严重饱和，仍能保证其稳定。除了差动保护功能，装置内置断路器失灵保护。

4.新回路原理介绍

新的母差保护采用低阻抗接地系统，共6台装置，即每相电流一台装置（双母线）。母差保护判据基本和原有相同；失灵保护和原有改动较大，由各间隔主保护（施耐德P442）在保护动作跳母线开关和中间断路器的同时发失灵启动信号给母差保护装置，由母差保护装置根据该失灵开入和电流、电压条件判断如满足失灵保护逻辑即开出启动失灵给该母线上所有间隔的外部跳闸继电器（K402）跳该母线所有开关，同时母差保护装置还开出启动失灵给该间隔的主保护去跳该间隔的中间断路器。除此之外，还需新增各间隔开关位置信号回路和保护动作信号回路。

5.改造方案的制定

首先我们考虑的是将母差改造放在线路改造完成之前还是之后。由于前文所提到的实际问题，导致线路改造期漫长（后来的工期也证明了这点，整个站10条线路由于各种原因整个改造时间长达1年）。在这其间，由于新上的线路保护装置将不承担失灵保护判断功能，如果老母差不改造，而且老母差也不具备失灵保护功能，势必长期存在重大隐患。但是将母差改造放在线路改造完成之前，也会产生不小的问题，首先，新上母差如何取得未改造线路断路器的开关位置信号和电流量；其次，新上母差保护和未改造的线路保护之间的配合问题。经过研究探讨和借鉴过往经验，我们给出以下解决方案：

a.未改造断路器的电流量通过原有电流电缆迁至新的母差保护屏来实现，然后每改造完一条线路，即可更换相应的电流电缆。

b.未改造断流器的开关位置经过设计确认暂不引入新的保护屏，待各线路改造完毕，分别接入。

c.由于老母差保护的跳闸是通过一个外部继电器去扩展给各个线路的保护装置分别跳各自的母线开关，因此我们保留这个外部继电器，从新上母差屏选一个备用母差动作跳闸压板拉一根临时电缆至该继电器，利用原有回路去完善新母差跳为改造线路断路器的回路。待新线路分别改造完毕，只需拆除原有线路保护范围内的电缆即可。同时未改造线路的原有线路保护自带失灵保护功能。

6.改造方案实施

1）.单独改造母差无新线路阶段

a.申请母线停电，拆除线路断路器端子箱至老母差保护屏的电流电缆的保护

屏一端，拆除之前用钳形电流表确认无电流，用专用短接线短接CT回路，

再行拆除。拆除的过程中，给每一芯做好标记标明线路名称及相序。拆除完

毕后将所有电流电缆移至新母差保护屏，接入对应端子。接入后逐相拆除专

用短接线，用万用表确认以及做CT二次升流试验确保CT回路未开路。

b.确认老母差屏的跳闸继电器无电，拆除原有继电器开入回路，接入事先从

新母差屏备用跳闸压板接来的临时电缆，改造原有继电器电源为新母差的操

作电源。注意测量每个出口压板的电位，确保跳闸回路于压板一一对应，申

请并完成新的母差传动试验和失灵保护带断路器保护传动试验。

c.在没有新线路改造的情况下，将老母差定值整定入新母差保护，确认CT

变比、极性等无误。母线重新送电，通过新母差保护装置检查各个间隔电流

和差流。

2）.改造线路阶段

a.当改造某一个新的间隔时，因为不停运母差保护，用钳形相位表确认该线

路已无电流，再短接该线路在新母差保护屏上的CT回路，再随着一次设备

（旧CT本体）的拆除同时拆CT电缆。新的电流电缆理到位。

b.拆除旧的线路保护屏前，拆除母差出口继电器至该线路的跳闸接点。启用

新母差保护跳该线路的跳闸压板，接入新线路保护至新母差保护的失灵启动

开入，这个工作需特别仔细，确保拆除和新增正确的线路和压板一一对应。

c.申请母差保护停运，接入新的电流电缆，修改并检查该线路在母差保护装

置的变比确认无误，电流回路确认完成接好后进行CT二次升流检查装置显

示。

d.接入开关位置并实际检查母差保护装置的开入是否正确，接入保护信号电

缆并检查模拟屏上信号灯是否正确显示。

f.所有二次接入工作完成后，进行母差保护传动和线路开关启动失灵传动试

验，真实跳开开关，仔细确认母差动作和失灵动作的出口压板和动作时限。

g.在所有试验结束后，根据定值通知单整定定值，检查屏后回路接线正确，

特别注意电流、电压连接片，确认所有临时接线和安全措施已经恢复；确认

装置面板显示信息及信号灯正常；确认所有的功能压板、跳闸出口压板、起

动失灵压板已正确投入。最后申请重新投运母差保护装置，在母差保护投运

后检查装置显示差流是否相关规定要求，检查该线路电流和方向是否正确。

3）.线路改造完毕阶段

a.当改造该变电所最后一条线路时，才可拆除老母差保护屏和临时电缆，拆

除时注意用绝缘胶布包好临时电缆的纤芯，防止触电，待停运新母差保护以

搭接回路时拆除新母差保护这一头，同时将临时出口压板退出并撕掉标签。

b．其余步骤同阶段二。

7.改造过程中需注意的细节

a.旧母差保护CT变比为1200/5,新的为1600/5，在改造线路之前，新母差的变比设置为1200/5,每改一个线路将变比改为1600/5。

b．未改造线路的跳闸回路用原有控制电源，新线路用新的控制电源，确保每次改造线路时，两种电源独立分开。

c．电流电缆更换频繁，需确保接入和拆除过程别小心，最好少触及运行间隔的CT回路，以防松动乃至开路。

d.间隔数目较多，在增加压板和增加临时电缆时，确保一一对应，接入完成后，一定要做带开关的传动试验，保证跳闸回路正确。

8.结束语

随着电力系统和科学技术的不断发展，母差保护装置越来越先进，一方面为电力系统的安全可靠运行提供了坚实稳固的基础，一方面对电力施工调试人员的技术业务水平的要求也越来越高。此次加纳沃尔特变电所的母差改造经过前期调试人员查阅图纸和过往工作经验、探讨各种可行性方案，不断完善各方面细节，不断调整和补漏，再经过长达一年的实际操作，在重新发现问题的同时及时改善，在满足业主方的供电需求和尽可能短时间停电要求的基础上，尽量采取有效率、方便于施工且安全可靠的施工方案。希望以上经验能为类似的工作提供一定的参考价值。

【参考文献】