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【摘 要】随着電力系统的飞速发展，微机型继电保护装置的应用越来越广泛，而电力系统二次调试是一个相对复杂的过程。本文针对电力系统二次回路及继电保护调试进行了具体分析，供继电保护人员参考借鉴。
【关键词】继电保护；二次回路；调试
【中图分类号】F407.61
【文献标识码】A
【Abstract】With the rapid development of electric power system， the microcomputer relay protection device type used more widely， and power system secondary debugging is a relatively complex process. This article in view of the power system and the secondary circuit relay protection commissioning a concrete analysis for the relay protection personnel for reference.
【Key words】Relay protection；The secondary circuit；Debugging
1. 电力系统二次回路调试
1.1 准备工作阶段。
（1）全面掌握整个变电站系统的各种设备，主要内容如综合自动化装置的安装方式，保护屏、电度表屏、直流屏、交流屏等的数量和主要功能的相关控制操作；（2）掌握一次主接线，检查其运行状态和各间隔实际位置是否正常；（3）检查二次设备的外观，如接线是否折断、脱落，屏内元件有没有保持好，装置外观有没有损坏等；（4）检查各屏电源接法有没有符合相关规定要求，无误后对装置逐一上电，以判断装置反应是否正确，之后借助软件组态查看、设置装置地址；（5）接连各设备之间通讯线，进行调试，当所有装置通讯都运行正常时，最后在后台机可观察到装置上送数据。
1.2 二次回路调试阶段。
变电站的调试阶段内容包括一次、二次系统的电缆连接、保护功能等的全面校验和调试。由于保护调试不是单独存在的，因此本文也结合其他内容分析变电站二次回路调试内容。
1.2.1 电缆连接的调试。一次、二次系统电缆连接的检查调试，其内容主要有：（1）断路器控制回路的调试，主要检查控制回路、断路器位置指示灯颜色是否正确，若发现控制断路器位置指示灯红绿灯全亮或熄灭，应马上关闭控制直流电源，并查找原因；（2）控制信号回路按常规站方法安装调试，经过前期的安装及二次回路调试，以就地智能终端箱为中心，确保断路器、刀闸、主变本体等控制信号回路到智能终端控制及采集端子的正确性，为后期联调扫清障碍；（3）其它如信号回路，包括断路器运行状态信号、事故跳闸信号与事故预告信号。
1.2.2 断路器本身信号和操动机构信号调试。对于液压操动机构，检验压力信号是否齐全，如：时间显示或报警是否正确；对于弹簧操动机构及带SF6气体闭锁的断路器，应检验弹簧未储能及SF6气体闭锁接点及信号是否正确，因为在未储能或SF6气体低于闭锁值时，由于储能限位开关接点及SF6闭锁接点串接在合闸回路中，相应接点断开用以闭锁合闸回路，禁止断路器合闸。
1.2.3 开关量状态。查看后台机SOE事件名称，断路器、刀闸状态等显示是否正确。如果状态与实际不符合，原因一般为断路器、刀闸辅助触点常开、常闭接反。可改正后台机遥信量组态或更改电缆接线，但值得注意的是改后台机遥信量特性组态“常开”为“常闭”时，要适当改动调度端。
1.2.4 主变压器本体信号的检查。主变压器测温电阻通常应有三根出线，以提高测温的精度，其中两根为补偿从主变压器到主控室电缆本身的电阻，接测温电阻一端，另一根接测温电阻另一端。建议在测温装置上也应按该方式连接，以避免测出的温度不准。其它就是检查主变压器温度、压力释放、瓦斯、油位等信号在保护装置及后台机上显示的状态、时间是否正确，现在一般来说本体及有载重瓦斯、冷却器全停是发信并跳主变各侧断路器，其它只发信号不跳闸。尤其是瓦斯保护，即指利用气体形成的压力动作的保护，其原理为：由于变压器用变压器油作冷却和绝缘介质，当变压器内部发生故障时，变压器油和其他绝缘物就会因短路电流所产生的电弧而分解，同时大量气体将产生，而这整个过程中可利用这些气体形成的冲力或压力可使其保护动作。
1.2.5 功能调试检查。主要检查内容包括：
（1）保护装置定值、精度及传动断路器调试：在后台机上应报开关变位信息、保护动作信息及显示动作时刻数据。具体做法：根据继电保护系统调试相关调试技术标准，调试继电保护装置及定值执入，进行模拟量、开关量测试；进行故障模拟，测试保护装置动作的正确性。
（2）监控部分功能的调试：检查后台并遥控断路器、电动刀闸及主变压器分接头是否正确无误。如若装置带同期功能时，应找准线路侧电压和母线侧电压基准点。若遥控断路器不成功，通常有几个主要原因：断路器位置不能在后台机上正确显示；控制回路接线不正确；断路器处合闸保险未给上或直流屏合闸电源未合；装置远方/就地切换开关在就地位置；装置未采到远方/就地切换开关位置；控制回路未上电或测控装置未接通；相应遥控压板未投入；遥控点执入错误等。同时要求监控厂家按最终完整一次系统图纸做好监控一次系统图，进行相关数据信息详细核对，并将模拟量、脉冲量系数设置正确，并按要求进行设计、组态，做到系统图、历史报表、实时报表、网络图等图表的完整准确。
（3）远动功能的调试：投运前要先和调度端协调以下技术内容：准确的通讯速率；通讯方式为同步或异步；通道为模拟方式或数字方式；调度端站址和本站站址；调度端遥控序号为10进制或16进制；帧功能码（一般按标准CDT规约即可）；向调度端提供遥测、遥信、遥控、遥脉信息表；电度量数量、顺序及名称；遥测量数量、顺序及名称，频率数据采用格式（普通模拟量或BCD码）；遥控量数量、顺序及名称；遥信量数量、顺序及名称。为了避免数据传送出错，或甚至无法进行通讯，因此以上各项协调内容应与调度端完全一致。在调试过程中，要分别调试变电站上行信息和下行信息。上行信息包括调度端反映遥信量应正确，模拟量反映正确，电度量正确，SOE量、遥信变位能正确捕捉。下行信息有调度端遥控断路器、刀闸正确，遥调主变档位正确；需要调度端校时应校时正确。 （4）其它功能：a.声音报警功能：对断路器、刀闸等开关量加声音报警功能；对保护动作信息加声音报警功能。b打印功能的调试：要求打印机设置正确，打印图形、报表完整美观，大小合适。
1.3带负荷测试。
主要是差动保护极性校验和带方向保护的方向校验。主变压器及线路带上一定负荷后，才能判断出保护极性。具体为：其一，可通过对各侧各相电流的大小和角度分析差动极性做出六角图或参看采样数据中的差流数据的大小判断差动极性（电流0.5A以上）是否正确；其二，带方向保护的线路带上一定负荷之后，通过对保护装置的测量及实时采样值，将同一时刻相电压与同相电流之间的电压电流数据进行分析，可判断该线路是送出还是送进负荷，是为感性、容性、还是纯阻性负荷等等。同时也验证了二次接线的正确性，从而确保设备的安全稳定运行。
2. 继电保护调试
2.1 继电保护装置，主要分三个基本部分，其相应作用为：（l）逻辑部分，是判断被保护设备的工作状态，以决定保护是否应该动作；（2）测量部分，是测量被保护设备工作状态的一个或几个有关的电气量；（3）执行部分，是执行保护装置所承担的任务。简言之，继电保护装置是能反映被保护设备的故障或不正常运行状态并使断路器跳闸或发出信号的一种保护装置。在电力系统中，当被保护设备出现不正常运行状态时，保护装置能发出信号，以便值班人员及时采取有效措施，从而恢复设备正常运行；当被保护设备发生故障时，继电保护能使故障设备免于继续遭受破坏。
2.2 变压器保护。
变压器的继电保护配置主要有主保护（差动保护、瓦斯保护）；后备保护（距离、零序、间隙、过负荷保护等）。具体的如：（1）变压器差动保护：对于变压器，由于瓦斯保护无法反应变压器油箱外部故障，因此除了应装设反应变压器油箱内部故障最灵敏而快速的瓦斯保护外，还应装设以反映油箱外部电源侧套管及引出线故障的电流型快速差动保护，两者互相配合，从而构成变压器的主保護；（2）变压器后备保护：为了反应变压器因内部或外部短路引起的过电流，同时作为变压器本身故障的后备保护。
2.3 线路保护。
线路的继电保护配置主要有距离保护、方向保护、高频保护、自动重合闸等。（1）距离保护：根据故障点到保护安装处的距离（阻抗）发出跳闸命令；（2）方向保护：根据故障电流的方向，有选择性的发出跳闸命令；（3）高频保护：利用弱电高频信号传递故障信号来进行选择性跳闸；（4）自动重合闸：对于一些瞬时性故障（雷击、架空线闪路等）故障迅速切除后，不发生永久性故障，此时再进行合闸，可以继续保证供电。重合一次后不允许再重合的称为一次重合闸，允许再重合一次的称为二次重合闸（一般很少使用）；同时还分为单重、三重、综重及停用四种重合闸方式。有了重合闸功能之后，在发生故障后，继电保护先不考虑保护整定时间，马上进行跳闸，跳闸后，再进行重合闸，重合后故障不能切除，然后再根据继电保护整定时间进行跳闸，此种重合闸为前加速重合闸。发生事故后继电保护先根据保护整定时间进行保护跳闸，然后进行重合闸，重合闸不成功无延时迅速发出跳闸命令，此种重合闸称为后加速重合闸。
2.4 备用电源自投装置。
备用电源自投：两路或多路电源进线供电时，当一路断电，其供电负荷可由其它电源供电，也就是要进行电源切换。自投方式有：利用桥断路器或母联断路器进行自投的（用于多路电源同时运行）和进线电源自投（一路电源为主供，其它路电源为热备用）等多种形式。对于不允许供电电源并列运行的还应加自投闭锁。
2.5 弧光保护。
为了有效抑制35kV和10kV母线和断路器故障引起主变压器损坏事故的发生，最新要求在110kV变电站35kV和10kV开关柜配置弧光保护，作为35kV和10kV母线的快速母线保护。（1）弧光保护应接入主变中/低压侧电流作为辅助判别元件，即弧光+电流综合判据，以防止误动。电流判别元件采用三相电流检测方式，整定值应按躲过该主变实际最大负荷电流整定，动作后瞬时跳开主变进线断路器；（2）弧光保护出口跳闸继电器应满足启动功率不小于5W、动作电压介于55%～70% Ue、动作时间不小于10ms的反措要求；（3）弧光保护应至少能提供“弧光保护动作”、“弧光保护故障”的硬接点信号至计算机监控系统。同时为了避免弧光保护无选择性跳闸，简化二次回路，要求110kV变电站35kV和10kV母线采取分列运行方式。
3. 调试收尾阶段
调试结束后，根据运行期间反映出的问题进行相关消缺处理。值得注意的是，事后要做好数据备份，即计算机监控软件信息，还要做好和变电站资料的整理交接。至此，综合自动化变电站的现场调试工作结束。最后强调要抓好继电保护的验收工作，继电保护调试完毕，还要进行严格自检、专业验收，再提交验收单由相关单位组织保护所、运行、生产三个部门进行保护整组及断路器跳合试验，最后合格并确认拆动的接线、标志、元件、压板已恢复正常，现场清理处理干净后，才能在验收单上签字。
4. 结语
随着电力系统的不断发展和改进，它不仅在硬件上经历了多次更新换代，在软件技术上也日臻完善，现场施工与调试越来越复杂，这就要求我们调试、验收人员应对整个变电站的各种保护装置等掌握明了，不断提高理论能力和调试经验，从而能熟练地完成整个调试、验收过程，保证电力系统设备的安全、可靠、稳定运行。
[文章编号]1619-2737（2018）06-12-880
【关键词】继电保护；二次回路；调试
【中图分类号】F407.61
【文献标识码】A
【Abstract】With the rapid development of electric power system， the microcomputer relay protection device type used more widely， and power system secondary debugging is a relatively complex process. This article in view of the power system and the secondary circuit relay protection commissioning a concrete analysis for the relay protection personnel for reference.
【Key words】Relay protection；The secondary circuit；Debugging
1. 电力系统二次回路调试
1.1 准备工作阶段。
（1）全面掌握整个变电站系统的各种设备，主要内容如综合自动化装置的安装方式，保护屏、电度表屏、直流屏、交流屏等的数量和主要功能的相关控制操作；（2）掌握一次主接线，检查其运行状态和各间隔实际位置是否正常；（3）检查二次设备的外观，如接线是否折断、脱落，屏内元件有没有保持好，装置外观有没有损坏等；（4）检查各屏电源接法有没有符合相关规定要求，无误后对装置逐一上电，以判断装置反应是否正确，之后借助软件组态查看、设置装置地址；（5）接连各设备之间通讯线，进行调试，当所有装置通讯都运行正常时，最后在后台机可观察到装置上送数据。
1.2 二次回路调试阶段。
变电站的调试阶段内容包括一次、二次系统的电缆连接、保护功能等的全面校验和调试。由于保护调试不是单独存在的，因此本文也结合其他内容分析变电站二次回路调试内容。
1.2.1 电缆连接的调试。一次、二次系统电缆连接的检查调试，其内容主要有：（1）断路器控制回路的调试，主要检查控制回路、断路器位置指示灯颜色是否正确，若发现控制断路器位置指示灯红绿灯全亮或熄灭，应马上关闭控制直流电源，并查找原因；（2）控制信号回路按常规站方法安装调试，经过前期的安装及二次回路调试，以就地智能终端箱为中心，确保断路器、刀闸、主变本体等控制信号回路到智能终端控制及采集端子的正确性，为后期联调扫清障碍；（3）其它如信号回路，包括断路器运行状态信号、事故跳闸信号与事故预告信号。
1.2.2 断路器本身信号和操动机构信号调试。对于液压操动机构，检验压力信号是否齐全，如：时间显示或报警是否正确；对于弹簧操动机构及带SF6气体闭锁的断路器，应检验弹簧未储能及SF6气体闭锁接点及信号是否正确，因为在未储能或SF6气体低于闭锁值时，由于储能限位开关接点及SF6闭锁接点串接在合闸回路中，相应接点断开用以闭锁合闸回路，禁止断路器合闸。
1.2.3 开关量状态。查看后台机SOE事件名称，断路器、刀闸状态等显示是否正确。如果状态与实际不符合，原因一般为断路器、刀闸辅助触点常开、常闭接反。可改正后台机遥信量组态或更改电缆接线，但值得注意的是改后台机遥信量特性组态“常开”为“常闭”时，要适当改动调度端。
1.2.4 主变压器本体信号的检查。主变压器测温电阻通常应有三根出线，以提高测温的精度，其中两根为补偿从主变压器到主控室电缆本身的电阻，接测温电阻一端，另一根接测温电阻另一端。建议在测温装置上也应按该方式连接，以避免测出的温度不准。其它就是检查主变压器温度、压力释放、瓦斯、油位等信号在保护装置及后台机上显示的状态、时间是否正确，现在一般来说本体及有载重瓦斯、冷却器全停是发信并跳主变各侧断路器，其它只发信号不跳闸。尤其是瓦斯保护，即指利用气体形成的压力动作的保护，其原理为：由于变压器用变压器油作冷却和绝缘介质，当变压器内部发生故障时，变压器油和其他绝缘物就会因短路电流所产生的电弧而分解，同时大量气体将产生，而这整个过程中可利用这些气体形成的冲力或压力可使其保护动作。
1.2.5 功能调试检查。主要检查内容包括：
（1）保护装置定值、精度及传动断路器调试：在后台机上应报开关变位信息、保护动作信息及显示动作时刻数据。具体做法：根据继电保护系统调试相关调试技术标准，调试继电保护装置及定值执入，进行模拟量、开关量测试；进行故障模拟，测试保护装置动作的正确性。
（2）监控部分功能的调试：检查后台并遥控断路器、电动刀闸及主变压器分接头是否正确无误。如若装置带同期功能时，应找准线路侧电压和母线侧电压基准点。若遥控断路器不成功，通常有几个主要原因：断路器位置不能在后台机上正确显示；控制回路接线不正确；断路器处合闸保险未给上或直流屏合闸电源未合；装置远方/就地切换开关在就地位置；装置未采到远方/就地切换开关位置；控制回路未上电或测控装置未接通；相应遥控压板未投入；遥控点执入错误等。同时要求监控厂家按最终完整一次系统图纸做好监控一次系统图，进行相关数据信息详细核对，并将模拟量、脉冲量系数设置正确，并按要求进行设计、组态，做到系统图、历史报表、实时报表、网络图等图表的完整准确。
（3）远动功能的调试：投运前要先和调度端协调以下技术内容：准确的通讯速率；通讯方式为同步或异步；通道为模拟方式或数字方式；调度端站址和本站站址；调度端遥控序号为10进制或16进制；帧功能码（一般按标准CDT规约即可）；向调度端提供遥测、遥信、遥控、遥脉信息表；电度量数量、顺序及名称；遥测量数量、顺序及名称，频率数据采用格式（普通模拟量或BCD码）；遥控量数量、顺序及名称；遥信量数量、顺序及名称。为了避免数据传送出错，或甚至无法进行通讯，因此以上各项协调内容应与调度端完全一致。在调试过程中，要分别调试变电站上行信息和下行信息。上行信息包括调度端反映遥信量应正确，模拟量反映正确，电度量正确，SOE量、遥信变位能正确捕捉。下行信息有调度端遥控断路器、刀闸正确，遥调主变档位正确；需要调度端校时应校时正确。 （4）其它功能：a.声音报警功能：对断路器、刀闸等开关量加声音报警功能；对保护动作信息加声音报警功能。b打印功能的调试：要求打印机设置正确，打印图形、报表完整美观，大小合适。
1.3带负荷测试。
主要是差动保护极性校验和带方向保护的方向校验。主变压器及线路带上一定负荷后，才能判断出保护极性。具体为：其一，可通过对各侧各相电流的大小和角度分析差动极性做出六角图或参看采样数据中的差流数据的大小判断差动极性（电流0.5A以上）是否正确；其二，带方向保护的线路带上一定负荷之后，通过对保护装置的测量及实时采样值，将同一时刻相电压与同相电流之间的电压电流数据进行分析，可判断该线路是送出还是送进负荷，是为感性、容性、还是纯阻性负荷等等。同时也验证了二次接线的正确性，从而确保设备的安全稳定运行。
2. 继电保护调试
2.1 继电保护装置，主要分三个基本部分，其相应作用为：（l）逻辑部分，是判断被保护设备的工作状态，以决定保护是否应该动作；（2）测量部分，是测量被保护设备工作状态的一个或几个有关的电气量；（3）执行部分，是执行保护装置所承担的任务。简言之，继电保护装置是能反映被保护设备的故障或不正常运行状态并使断路器跳闸或发出信号的一种保护装置。在电力系统中，当被保护设备出现不正常运行状态时，保护装置能发出信号，以便值班人员及时采取有效措施，从而恢复设备正常运行；当被保护设备发生故障时，继电保护能使故障设备免于继续遭受破坏。
2.2 变压器保护。
变压器的继电保护配置主要有主保护（差动保护、瓦斯保护）；后备保护（距离、零序、间隙、过负荷保护等）。具体的如：（1）变压器差动保护：对于变压器，由于瓦斯保护无法反应变压器油箱外部故障，因此除了应装设反应变压器油箱内部故障最灵敏而快速的瓦斯保护外，还应装设以反映油箱外部电源侧套管及引出线故障的电流型快速差动保护，两者互相配合，从而构成变压器的主保護；（2）变压器后备保护：为了反应变压器因内部或外部短路引起的过电流，同时作为变压器本身故障的后备保护。
2.3 线路保护。
线路的继电保护配置主要有距离保护、方向保护、高频保护、自动重合闸等。（1）距离保护：根据故障点到保护安装处的距离（阻抗）发出跳闸命令；（2）方向保护：根据故障电流的方向，有选择性的发出跳闸命令；（3）高频保护：利用弱电高频信号传递故障信号来进行选择性跳闸；（4）自动重合闸：对于一些瞬时性故障（雷击、架空线闪路等）故障迅速切除后，不发生永久性故障，此时再进行合闸，可以继续保证供电。重合一次后不允许再重合的称为一次重合闸，允许再重合一次的称为二次重合闸（一般很少使用）；同时还分为单重、三重、综重及停用四种重合闸方式。有了重合闸功能之后，在发生故障后，继电保护先不考虑保护整定时间，马上进行跳闸，跳闸后，再进行重合闸，重合后故障不能切除，然后再根据继电保护整定时间进行跳闸，此种重合闸为前加速重合闸。发生事故后继电保护先根据保护整定时间进行保护跳闸，然后进行重合闸，重合闸不成功无延时迅速发出跳闸命令，此种重合闸称为后加速重合闸。
2.4 备用电源自投装置。
备用电源自投：两路或多路电源进线供电时，当一路断电，其供电负荷可由其它电源供电，也就是要进行电源切换。自投方式有：利用桥断路器或母联断路器进行自投的（用于多路电源同时运行）和进线电源自投（一路电源为主供，其它路电源为热备用）等多种形式。对于不允许供电电源并列运行的还应加自投闭锁。
2.5 弧光保护。
为了有效抑制35kV和10kV母线和断路器故障引起主变压器损坏事故的发生，最新要求在110kV变电站35kV和10kV开关柜配置弧光保护，作为35kV和10kV母线的快速母线保护。（1）弧光保护应接入主变中/低压侧电流作为辅助判别元件，即弧光+电流综合判据，以防止误动。电流判别元件采用三相电流检测方式，整定值应按躲过该主变实际最大负荷电流整定，动作后瞬时跳开主变进线断路器；（2）弧光保护出口跳闸继电器应满足启动功率不小于5W、动作电压介于55%～70% Ue、动作时间不小于10ms的反措要求；（3）弧光保护应至少能提供“弧光保护动作”、“弧光保护故障”的硬接点信号至计算机监控系统。同时为了避免弧光保护无选择性跳闸，简化二次回路，要求110kV变电站35kV和10kV母线采取分列运行方式。
3. 调试收尾阶段
调试结束后，根据运行期间反映出的问题进行相关消缺处理。值得注意的是，事后要做好数据备份，即计算机监控软件信息，还要做好和变电站资料的整理交接。至此，综合自动化变电站的现场调试工作结束。最后强调要抓好继电保护的验收工作，继电保护调试完毕，还要进行严格自检、专业验收，再提交验收单由相关单位组织保护所、运行、生产三个部门进行保护整组及断路器跳合试验，最后合格并确认拆动的接线、标志、元件、压板已恢复正常，现场清理处理干净后，才能在验收单上签字。
4. 结语
随着电力系统的不断发展和改进，它不仅在硬件上经历了多次更新换代，在软件技术上也日臻完善，现场施工与调试越来越复杂，这就要求我们调试、验收人员应对整个变电站的各种保护装置等掌握明了，不断提高理论能力和调试经验，从而能熟练地完成整个调试、验收过程，保证电力系统设备的安全、可靠、稳定运行。
[文章编号]1619-2737（2018）06-12-880