电力系统继电保护与自动化专业自荐信

电力系统继电保护与自动化专业自荐信（精选8篇）

1.电力系统继电保护与自动化专业自荐信 篇一

绝缘电阻和吸收比试验

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：

1）、所有短接工作均应短时接触，防止破坏相应开入； 2）、保护电流值应超过对应整定值，但不亦过大。

2.电力系统继电保护与自动化专业自荐信 篇二

1 自动化和继电保护设备可靠性研究

电力系统中的继电保护设备是确保相关电气设备安全的关键,也是提高整个电力系统可靠性的重要条件。当电力系统中的设备出现故障的时候,继电保护设备能快速发现故障并且判断故障发生区域,,同时发出警报,尽快切断电路以保护用电设备和防止故障范围扩大。当前,继电保护设备一般都是由一套或者多套设备组成,这些设备都是独立工作的,这样在保护设备安全上更加可靠。

电力系统中的自动化装置对于电力系统的正常运行有发挥着重要作用。自动化装置主要是对系统中的参数进行检测,同时完成自动化操作的。设备自动化是当前的一个主要趋势,自动化的性能可以说是对电力系统可靠性起着决定性作用的。在对电力系统中自动化和继电保护设备的可靠性研究的问题上,应从下面几点进行。

第一,对继电保护设备自动化装置和初始状态进行分析。当前,继电保护设备中的自动化装置较为复杂,设备的初始状态设置对其运行影响重大。因而,在对其进行分析中对装置的结构以及参数设置要充分了解。

第二,统计自动化设备的运行状态,结合设备特点和规律,对可能出现的漏洞加以分析。检修继电保护设备的过程中,应以科学的方法对有可能存在的漏洞进行严格的分析,以确保设备的可靠性。一般情况下,自动化装置运转了一段时间之后都会有设备问题,因而定期对设备进行检查和维护,利于改善设备的自动化水平及可靠性。

第三,在对电力系统进行更新的过程中,继电保护设备的可靠性也会相应的受到影响。在设计继电保护设备自动化时应对电力系统升级可能对自动化性能的影响加以考虑。同时,在选择继电保护设备时也要根据实际情况选择不同原理和不同厂家的设备,这样对于提高设备的整体自动化可靠性有很好的效果。

2 自动化和继电保护装置可靠性的改善

2.1 优化冗余设计

为满足设计要求,可通过硬件冗余的方式对继电保护系统容错进行优化设计。冗余几技术是指当继电器中的某个装置出现错误动作也不会对系统产生较大影响。使用硬件冗余方式,能改善误动率和可用度。即使在误动率相发生恶化的情况下,也可以通过硬件冗余使其显示。在使用的过程中,选择何种冗余方式需要考虑继电保护系统的运行状况,符合系统指标要求,可使用硬件优化冗余实现最少装置量和最小投资的目的。

2.2 做好维护工作

日常管理的过程中,做好继电保护装置的维护工作是确保系统可靠性的关键。

首先,对继电保护装置要定期检修,包括对二次设备元件的标志,名称是否齐全,以及开关动作是否灵活等项目的查评。此外,还应对红绿指示灯和光字牌是否完好进行检查。同时,各种继电器和接螺钉情况也应定期排查。

其次,排查断路器操作机构故障,查评保护装置后,根据设备运行状况分类 :确保一类设备完好运行以保证系统安全 ;继电保护装置中的二类设备只要在不危及设备和人安全的情况下,即使存在小缺陷但整体完好也是允许的 ;继电保护装置中的三类设备如果有严重的故障,对系统的安全和稳定会产生直接的影响。因此在维护过程中,此列故障要及时处理,且做好维修记录便于今后维修可作参考。

2.3 提高辅助设备的可靠性

对继电保护可靠性管理中,要确保装置指标计算合理和准确。我们在对继电保护设备运行正确率的计算过程中,应该包含区外故障动作。继电保护和自动回路中通常是利用继电保护的辅助设备对其加以保护。这些辅助设备对于继电保护装置是否能正常运行有着直接的关系。因而,对这些继电保护辅助设备的可靠性加以重视,通过多种方法确保其可靠性是提高整个继电保护装置可靠性的前提。

2.4 提高设备生产质量

生产继电保护设备和自动化装置时,有的厂家为减少成本,往往会使用质量较差的材料生产电磁器和继电保护装置的零部件,致使这些部件无法满足规定精度,进而对整个自动化和继电保护设备的可靠性产生不良影响。晶体管波中的保护装置的元件存在差异或是元件质量差这些都会使得自动化和继电保护装置运行不协调,进而使得误动出现次数加大。此外,有的自动化和继电保护设备在没有测试和检验的情况下就被使用 [4]。因此,在实际生产中,厂家要具备较高的技术支持,提高自身的责任感,严格控制设备的生产质量,避免影响整体设备可靠性,对电力系统安全运行造成不良影响。

3 结论

3.电力系统继电保护与自动化专业自荐信 篇三

【关键词】电力系统继电保护与自动化；教学资源库；策略

一、教学资源库对力系统继电保护与自动化专业教学的重要意义

（一）有利于提高实践教学效率和资源利用率

电力系统继电保护与自动化专业是一门要求实践性非常强的学科，要求学生们必须有大量的时间来进行实际操作，从而在最大程度上提高学生们实际动手能力和创新能力，然而在目前的学校教学过程中，却是很少涉及到实践教学这一方面，无论是实验场地还是实验设施，都远远满足不了学生们的需求，这对培养技术性、专业性、创新性电力系统继电保护与自动化人才来说，是一个非常严重的问题，因此，为了能够在最大程度上培养学生们动手能力、创新能力和综合性应用人才，改变传统的教学模式，可以加强电力系统继电保护与自动化专业教学资源库的建设，该数据库能够在最大程度上满足学生、教师的各种要求，该数据库能够将传统的实验项目演变成主动型和设计型方向上转变，对培养学生们的动手能力、创新能力起着非常重要的促进意义。

（二）有利于电力系统继电保护与自动化专业教学师资队伍的建设

教师在教学过程中主要是起着引导作用，因此教师要不断加强电力系统继电保护与自动化专业有关内容的学习和研究，从而能够为学生们提供更多、更好的知识，而电力系统继电保护与自动化专业对学生们的实践能力具有非常高的要求，因此，就要求教师必须要有一个可以提供实践教学的平台，从而帮助教师有更多地时间和精力去进行创作、研发和整理，通过资源库可以在很大程度上提高教师的实践教学能力，另外，教师还可以通过Web网络，实现跟校外优秀教师的深入交流，加强跟企业有关人员的合作，甚至还能够参与一些远程合作，这些都对提高教师实践能力起着非常重要的作用，从而在最大程度上提高了教学师资队伍的建设，进而促进了学生们实践动手能力的培养。

二、教学资源库建设的模型及功能

（一）课程体系设计

电力系统继电保护与自动化专业在对教学资源库课程体系进行设计时，改变传统的以课程内容来进行划分的方式，而是选择以学习者职业成长路径及认知规律为重点来进行相应的划分，从而能够在最大程度上使学生能够知道学习什么、怎样学习，学习起来就变得非常主动。另外还要充分考虑到学生的基础不同、接受能力的不同，要求教学资源库根据学生们的实际情况，具有针对性进行模块学习，使学生能够找出适合自己学习的模块，动态呈现与学习者当前学习能力最相关的教学内容，从而使学生们对学习充满兴趣，还能够更加准确的找出自己的不足之处，具有针对性的进行学习，所以，学生可以在此基础上进行针对性的选择，构建适合自己的课程体系充分满足学生的多样化需求。具体模块表现在以下四个方面：

（1）实验教师教学管理模块

电力系统继电保护与自动化专业是对学生们的动手能力具有很高的要求，因此实验是该专业一个非常重要的模块，教师作为实验教学过程中的指导者，必须具有丰富的实践教学经验，能够将网络教学和经验有效的结合在一起，从而能够帮助学生们更好的去学习，引导学生们做学习实践活动中的主体。

（2）学生实验与实践模块

学生们能够对实验内容和实验时间可以根基自己的时间来进行相应的选择，从而是数据库具有自由、开放式的运行模式，因此，在对电力系统继电保护与自动化专业数据库建设过程中，可以充分考虑到学生们的实际能力不同设计出具有不同层次的实验项目，从而方便学生们根据自己的实际情况来选择实验项目，提高学生们的自信心，从而在最大程度上激发学生们学习电力系统继电保护与自动化专业的兴趣。这样教师可以根据学生们选择实验项目的人数来合理的安排实验时间；另外，在教学计划之外的实践实验，就要求学生们自行组织创新性组织来进行预约，只有获得批准的组织才能够申请实验的项目和时间，由此可见，资源库平台一方面肩负着实验教学活动组织的完成情况，另一方面还能够根据实际情况设计一些标准化的题库，从而能够有效地组织学生们进行网上技能大赛，这将会在很大程度上激发学生们学习电力系统继电保护与自动化专业的兴趣，提高其课堂教学效率。

（3）实践教学资源模块

资源内容非常丰富、信息获取非常方便是资源库的一个重要特点，由此可见，一个资源优质、检索快捷的学习资源库对提高学生们的学习水平来说起着非常重要的作用。结合本专业的教学特点，将实践分为校内实践和校外实践两大部分，校内实习的子模块主要包括实践进程查询、实验项目列表等，不同的实验项目其细分也是不同的，这样又可以细分为实验背景描述、实验操作演示、实验指导课件、虚拟仿真实验等内容，这里的实验项目都是取材于企业的实际应用，职业性更强；校外实习的子模块主要包括实习基地资料库、实习基地视频和设备素材库和思考题库，其实习的资源内容是丰富多彩的，而且还具有非常方便的获取资源信息的特点，这对提高学生们的学习兴趣来说起着非常重要的作用，从而能够在最大程度上提高学生们的动手实践能力、创新能力以及综合应用能力，非常有利于将学生们培养成为对社会发展有用的人才。

（二）就业指导

电力系统继电保护与自动化专业从业人员工作环境一般来说比较苦，而且工作任务也比较繁重，因此，该专业在加强对学生们专业技能培养的同时，还要加强对学生们职业发展方面的教育，使学生们在学习过程中就能够了解社会、了解将来的工作环境，以便帮助学生们做出合理的选择，从而使学生们能够在将来为社会发展提供出更好地服务，使他们能够树立爱岗敬业、忠于职守、勇于奉献正确理念。

（三）名师专家

该平台能够将全国各个省份的优秀教师、优秀企业技术专家的信息、实践经验、工作总结等详细的写出来，以便使学生们能够更加自主的进行学习，实现跟专家优秀教师之间的互动。

三、结论

随着网络信息技术的不断发展，加强电力系统继电保护与自动化专业教学资源库建设，已经成为学校一件迫在眉睫的事，该平台非常有利于提高学生们的动手实践能力，这对提高课堂的教学效率起着非常重要的促进作用。

参考文献

[1]龙艳红.电力系统继电保护与自动化专业建设方案与实施[J].中国电力教育，2011（4）：56-61.

[2]韩绪鹏.高职电力系统继电保护与自动化专业人才培养新模式探索[J].湖南工业职业技术学院学报，2011，11 （4）113-115.

4.电力系统继电保护与自动化专业自荐信 篇四

7.1直流系统概况

7.1.1我厂两台集控机组均设有独立的110V和220V直流系统。110V和220V直流系统都采用单母线接线方式，均设有三套硅整流充电装置，其中两套分别接于两台机组的直流系统，另一套作备用。

7.1.2110V和220V直流系统各接有一组蓄电池，＃1机组110V直流系统的蓄电池型号规格为:TFM-300,共53只，是一种装有安全阀的气体再化合铅酸蓄电池。＃2机组110V直流系统的蓄电池型号规格为:GF-300,共53只。＃

1、2机组220V直流系统的蓄电池型号规格均为：GF-800,共107只。110V和220V直流系统均不设端电池。

7.1.3110V和220V直流母线上均装设一套ZYJ-1型直流绝缘监察装置,110V直流母线上还装有一套闪光装置。7.2直流系统设备规范

7.2.1110V直流系统硅整流充电装置规范：

7.2.2220V直流系统硅整流充电装置规范：

7.2.3110V、220V直流系统蓄电池规范：

注：除＃1机组110V蓄电池为广西沙湖蓄电池有限公司产品外，其余均为重庆蓄电池总厂产品。

7.3直流系统正常运行方式

7.3.1正常情况下，两台机组的直流系统单独运行，直流母线上的蓄电池和硅整流充电装置并列运行，硅整流装置按浮充方式对蓄电池充电外，还供直流母线上的所有负荷。7.3.26kV、0.4kV工作段，保安段和照明段配电装置的直流电源采用合环供给。

7.3.3公用段配电装置的直流电源正常情况下采用合环运行，亦可开环运行：

a.对于220V直流电源，只有当公用Ⅱ段#2屏的双投开关投向#1机220V直流时才可合环运行，其它位置为开环运行；

b.对于110V直流电源，只有当公用Ⅱ段#4屏的双投开关投向#1机110V直流时才可合环运行，其它位置为开环运行。

7.3.4化水段配电装置的直流电源只能开环运行。7.3.5除尘段、除灰段配电装置直流电源运行方式：

a.除尘Ⅰ段220V直流电源只能由#1机220V直流电源供给；

b.除尘Ⅱ段和除灰段配电装置的220V直流电源正常情况下应合环运行，且只有当除灰段#19屏的开关合上，除尘Ⅱ段#1屏及除灰#1屏的双投开关都投至#2机220V直流时才能实现，其它情况应开环运行；

c.除尘Ⅰ段的110V直流由#1机110V直流供给，除尘Ⅱ段的110V直流电源可由#1,#2机110V直流取得；

d.除灰配电装置通过改变双投开关的位置可从#1,#2机110V直流取得电源。

7.4直流系统的运行操作、监视与检查

7.4.1直流110V、220V硅整流器作浮充运行时的投运操作：

a.应先检查设备内有无异常，如：紧固体有无松动，导线连接部位有无松动，焊接处有无脱焊等；

b.测量主回路绝缘合格；

c.将转换开关FK投向所需位置；

d.将主电路开关投向“稳压”（向下）位置； e.将各调节旋扭旋至最小位置；

f.将切换开关K1切至“稳压”位置；

g.将切换开关K2切至“手动”（或“自动”）位置； h.合上主电路空气开关ZK；

i.按下运行按钮QA，“运行”灯亮；

j.调节手动电压调节电位器（或“电压调节”旋扭，“电压微调”旋钮），使输出达到所需值。7.4.2直流110V、220V硅整流器停运的操作与投运的操作顺序相反。

7.4.3正常运行时，硅整流器对蓄电池进行浮充的电流值按下式计算：浮充电流＝0.001C（C为标称容量的安时数）,浮充电流过大或过小时应及时进行调整。7.4.4220V直流母线电压应保持在225～230伏之间，110V直流母线电压应保持在110～115伏之间。

7.4.5ZYJ-1型直流绝缘监察装置应投入运行,运行中不允许调整已整定好的“绝缘信号整定”电阻的位置。

7.4.6蓄电池在运行中严禁过放电，即蓄电池的单体电压不得降至1.6V以下。7.4.7蓄电池放电以后，必须立即进行补充充电。

7.4.8正常运行时，值班人员每班至少两次对直流系统母线电压绝缘情况，硅整流充电装置，蓄电池进行全面检查。

7.4.9直流系统母线屏检查项目：

a.直流母线电压应在允许范围内，否则应调整硅整流器的输出电流； b.测量直流系统对地绝缘，应无接地现象；

c.检查直流屏上各表计、灯光应正常，试验闪光装置应正常；

d.各开关运行位置与运行方式相符；

e.母线联接处无松动过热现象，盘内开关、开关、熔断器、电缆头接触良好无发热及损坏。7.4.10硅整流充电装置的检查项目：

a.硅整流装置屏上各电压、电流表指示正常；

b.屏上开关位置及各种信号、指示灯与实际运行方式相符； c.各部件联接良好，接头无松动发热现象； d.硅元件、隔离变等设备无过热、冒烟现象； e.柜内元件声音正常，无放电现象。7.4.11蓄电池检查项目：

a.检查蓄电池及其周围环境应清洁干燥，自然通风良好。b.开启通风设备，检查其运行情况；

c.检查有无短路、变形变色、背梁上生盐、漏酸、沉淀物过高、有没有落后电池等（每个蓄电池的电压为2.15～2.20伏）；

d.检查蓄电池液面、密度是否正常（密度为1.210～1.220，25℃）； e.防酸栓是否已拧紧；

f.极栓与连接条之间的螺栓有无松动现象；

g.检查蓄电池壳体是否有破损、漏液现象。7.4.12蓄电池运行的注意事项：

a.不能使用二氧化碳泡沫灭火器扑灭蓄电池火灾，应使用干粉灭火器。b.若溢出的硫酸接触到人体皮肤，应立即用大量的水冲洗。5直流系统异常运行和事故的处理 7.5.1直流母线电压过高或过低 a.现象：

1）预告信号铃声响，发“直流母线故障”光字牌；

2）直流电压表指示偏高或偏低；

3）ZYJ-1型直流绝缘监察装置上的“电压高”或“电压低”按钮灯亮。

b.处理：

1）检查直流屏上的表计指示是否正常，ZYJ-1型直流绝缘监察装置是否正常； 2）检查硅整流充电装置是否正常运行，同时调整其输出；

3）如因硅整流充电装置故障引起，应将其停运，切换至备用硅整流充电装置运行。7.5.2硅整流装置故障 a.现象：

1）面板上的蜂鸣器响，故障灯亮； 2）交流接触器跳闸。

b.处理：

1）如属自动稳压、稳流部分发生故障，可转换至手动调节位置运行；

2）按面板上所发信号处理仍无法恢复运行者，应将其退出运行，投入备用硅整流装置。7.5.3直流系统接地 a.现象：

1）发“直流母线故障”光字牌；

2）ZYJ-1型直流绝缘监察装置的“绝缘低”按钮灯亮。b.处理：

1）检测直流母线正、负极对地绝缘，判断接地极性，查出接地支路； 2）通知继保人员处理。

第八章继电保护及自动装置运行规程 8.1概况

6KV厂用电源快切装置是东大金智电气自动化有限公司生产的MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置。发电机自动准同期装置是深圳市智能设备开发有限公司生产的SID-2V型发电机微机准同期装置。发变组、高厂变、启备变、自用变保护均采用国电南京自动化股份有限公司生产的数字式GDGT801A型保护装置。工作变和备用变采用南京自动化设备厂生产的晶体管式保护。

8.2继电保护及自动装置的投入和退出

8.2.1电气设备禁止在无保护及保护装置不完善的条件下投入运行，系统设备的保护定值及运行方式由调度给定，厂用设备的保护定值及运行方式由生技部给定，不得随意更改。8.2.2正常情况下，保护和自动装置必须根据值长和调度命令投入和退出。因故停运的保护装置，经中调或生技部批准可使用备用保护或设置临时保护装置代替。

8.2.3当接到投入和退出某种继电保护及自动装置的命令时，必须重复清楚无疑，记录发令人姓名及保护投退的时间、内容后，方可执行。并及时将执行结果报告命令发布人。8.2.4继电保护和自动装置投运前的检查项目

a.继电器外壳清洁完整，铅封、玻璃完好，线圈不发热，接点无伤痕、不振动，轴承不脱落，罩内无水珠； b.有无掉牌现象；

c.晶体管保护各插件插入良好，无突出、接触不良现象；

d.应注意检查各保护屏信号灯和表计是否正常，继电器有无胶臭味等；

e.保护定值正确无误，保护插板和出口压板的投退情况是否与当时运行方式一致； f.保护装置及自动装置的投、停应与当时运行方式一致；

g.保护屏的电流试验端子接触良好，无开路现象。运行人员切不可将此端子误作保护压板断开，防止电流互感器二次回路开路；

h.各端子接线牢固，无松动现象；

i.各连接线布置整齐，电缆有联络标签，备用芯可靠接地并固定好； j.电流互感器二次回路无开路现象，电压互感器二次回路无短路现象。k.保护室环境温度不大于35（40）℃ 8.2.5投入保护压板应按下列顺序进行： a.核对保护名称。

b.检查试验端子是否紧固接好。

c.检查保护压板无氧化现象。

d.用万用表测量保护压板两端间无电压及两端对地极性正确后，方可投入保护压板。e.保护压板上好后，用万用表测量保护压板应接触良好(对于微机保护装置的保护插板，保护插板插入后应检查插板信号灯亮)。

8.2.6在继电保护回路上工作或继电保护盘上进行打孔等振动较大的工作时，凡对运行有影响者应将有关情况汇报值长及有关负责人，在得到他们同意后方可工作，工作前应采取防止运行中设备误掉闸的措施，必要时应经调度和值长同意将有关保护暂时停用，并作好安全措施。

8.2.7保护的退出：只要将保护压板断开或将保护插板拔出即可。

8.2.8设备停运后如保护回路无工作或没有特殊要求时，不必操作保护压板。8.2.9继电保护装置及自动装置的投、退必须有监护人在场进行监护和核对。

8.3改变继电保护装置工作状态的规定 8.3.1系统设备继电保护装置定值的变更，应根据调度所继电保护整定值通知书或电话命令；厂用设备继电保护装置定值的变更，应根据厂生技部的保护定值更改通知单。经核对无误后由继电保护人员担任执行。改变继电保护定值前，必须将相应保护退出，改变后由改变定值的工作负责人将改变情况详细记入继电保护记录薄内并向运行值班做书面交待。

8.3.2系统设备继电保护装置及自动装置的结线回路改变必须根据调度所有关领导批准的图纸进行；厂用设备继电保护装置及自动装置的结线回路改变必须根据厂有关领导批准的图纸进行。经验收合格后，继保人员将设备异动报告及改动原因、内容和修改后的图纸送交运行分场。

8.3.3上述工作结束后，值班人员会同工作负责人进行全面检查无误后，方可投入已退出的保护。重要改接线必须经验收合格，全面试验方可投运。

8.3.4新安装的继电保护及自动装置在投入运行前，其定值单、图纸、规程应齐备，并使运行人员掌握后方可投入运行。

8.4继电保护装置及自动装置的运行和维护

8.4.1值班员每日接班后，必须查看继电保护记录本，了解继电保护和自动装置变更情况，并及时在继电保护记录本上对新改变部分签名示知。

8.4.2电气值班人员在值班期间必须对继电保护及自动装置进行两次全面检查,检查项目如本规程8.2.4款,每班清扫一次控制盘面和保护屏正面继电器等。

8.4.3值班人员检查时不应操作装置内的开关、按钮等，只能操作引至保护屏上的开关及按钮。

8.4.5值班人员发现保护装置和自动装置有异常时，应立即汇报调度或值长，并按下列规定处理：

a.电流互感器二次回路开路或电压互感器二次回路短路时，应迅速将与互感器连接的保护退出，通知继保人员处理或值班人员自行处理；

b.发“电压回路断线”光字牌时，应退出相关的保护，并进行处理或通知继保人员处理； c.当发现装置异常，有误动作可能（如继电器掉牌、冒烟着火或接点开闭异常，阻抗元件异常等）应立即将该保护退出，通知继保人员处理。

8.4.6直流系统发生接地现象时，应立即通知继保人员进行检查。

8.4.7发生事故时，值班人员应及时检查并准确记录保护装置及自动装置的动作情况： a.哪些开关跳闸，哪些开关自投；

b.出现哪些灯光信号；

c.哪些保护信号继电器掉牌（检查掉牌时必须由两人进行，得到值长同意后方可恢复）； d.保护装置及自动装置动作时间；

e.电压、周波、负荷变化情况及故障原因；

f.如果为保护误动作，则应尽可能保持原状，并通知继保人员处理。

8.4.8在所有设备的同期回路上工作后，应由继保人员对同期装置工作情况进行检查并试验其正确性。

8.4.9所有在差动保护、方向保护、距离保护等的电流、电压回路上工作后，必须检查工作电流、电压向量之后方可正式投入运行。

8.4.10采用晶体管保护的保护屏、箱、柜、金属外壳应可靠接地，金属外皮的控制电缆外皮两端接地，无金属外皮的控制电缆，备用芯在两端应接地。8.4.11运行中的设备不允许同时退出以下主保护： a.发电机差动与发变组大差动

b.发变组大差动与主变、厂高变重瓦斯 c.启备变差动与启备变重瓦斯

8.5发变组和高厂变保护装置

8.5.1发变组和高厂变保护由A、B、C柜组成，A、B柜的配置和功能完全相同并互为冗余。8.5.2发变组和高厂变保护A柜主要由两套微机、保护插板、出口压板、打印机、电源开关等组成。第一套微机有两块CPU即1CPU1和1CPU2，这两块CPU共同运算的保护有：发电机差动、主变差动、发电机逆功率、发电机定子接地、发电机过电压、主变零序、高厂变低压过流、断路器失灵、主变通风、高厂变通风、转子过负荷。第二套微机有两块CPU即2CPU1和2CPU2，这两块CPU共同运算的保护有发变组差动、高厂变差动、程序逆功率、定子匝间、发电机对称过负荷、发电机不对称过负荷、发电机过激磁、主变阻抗、高厂变Ⅰ分支过流、高厂变Ⅱ分支过流、发电机失磁、转子一点接地、转子两点接地、非全相。8.5.3C柜主要由非电量微机保护、分相双跳操作箱、保护压板、出口压板等组成。非电量保护有：主变冷却器全停t1、主变冷却器全停t2（＃2机组已取消）、发电机断水t1、发电机断水t2、主变重瓦斯、高厂变重瓦斯、灭磁开关联跳、紧急停机。

8.5.4A、B、C柜均有两路工作电源，一路交流220V电源由UPS电源配电柜引至发电机电度表屏中间端子，再由中间端子分三路分别引至A、B、C柜经电源小开关供柜内照明、打印机使用。另一路直流110V电源由#2集控室电气电源柜经电源小开关引至保护屏，再经电源小开关向相应部件供电。8.5.5A、B、C柜均有保护插板和出口压板，保护插板在需要退出某个保护或改定值等情况下退出，出口压板在保护装置检修或调试情况下退出。

8.5.6＃1机组C柜的主变冷却器全停t1、主变冷却器全停t2、发电机断水t1、发电机断水t2保护，在改变其保护压板的投、退状态时，须在控制面板上输入9999密码，装置才确认保护的更改。8.5.7转子一点接地保护在转子负极固定叠加直流电压50V。正常情况下，测量转子负极对地电压为50V，正极对地电压等于正负极电压加上负极对地电压。

8.5.8在停机对发电机转子摇绝缘时，须将信号继电器盘后LDK开关拉开；开机前应将LDK开关投入。

8.5.9正常运行时，A、B柜的转子一点接地保护只能投入一套运行。当A柜或B柜保护装置出现异常时，退出故障柜的转子一点接地保护，投入正常柜的转子一点接地保护。（转子一点接地保护投、退小开关在保护屏后）

8.5.10转子两点接地保护正常运行时在退出状态，当转子一点接地保护动作时，经厂级领导批准或经检查核实转子回路确实出现接地时，方能投入转子两点接地保护。

5.电气工程与自动化专业自荐信 篇五

电气工程与自动化专业自荐信、大学生简历网还推荐一份电子信息与电气工程专业自荐信范文为应聘时写个人简历参考。大学毕业生在求职过程中都不知道怎样写一份个人求职简历以这份电气工程求职自荐信为参考模板。

尊敬的人事经理：

您好!非常感谢您在百忙之中抽空审阅我的来信!

我叫***，是中国矿业大学电气工程与自动化专业本科应届毕业生。我想应聘的是贵公司的电气工程师岗位。贵公司有良好的培训和合适的工作氛围，我真诚地希望能够在贵公司提高自己并为公司作出应有贡献。

得益于百年矿大的雄厚师资和优良学风，我得以在大学期间打下了坚实的专业基础，系统地学习了电路、单片机、电机学、plc、自动控制原理等一系列电气行业人员应当掌握的理论知识;掌握了相关行业软件的设计方法与编程语言;通过了计算机国家二级和英语六级考试，能熟练使用office系列办公软件并能阅读相关英文文献。 <本文信息来源于大学生个人简历网请注明>

本人在大学期间参加过省级数学建模和校编程大赛等多项竞赛并获奖，创新意识强，有锲而不舍和团队合作的精神;一直进行勤工俭学并带过家教，培养了相当好的敬业精神;喜欢钻研，善于用理论知识来解决实际问题;担任过班长等职务，有一定组织能力和全局把握能力;乐观自信，兴趣广泛，与人友善，人际关系融洽。

我的.目标是从底层做起，勤奋而诚恳地向他人学习，努力把所学到的理论知识与实际联系起来，争取在不远的将来成为一个优秀的设计师，进而通过不断的努力和经验的积累，争取作一名优秀的工程师来更好的为社会和本公司服务。

我的地址是江苏省徐州市中国矿业大学南湖校区松三b4092室，电话为15162242816，邮箱是 luopeijin521@163.com。真诚地希望您能给我一次面试的机会，给我一次迈向成功展示自己的机会。敬盼回音!

再次感谢您抽空阅读我的简历及求职书。

此致

6.电力系统继电保护与自动化专业自荐信 篇六

首先，要了解继电保护技术发展趋势，采用新的技术对设备进行监管和维护。武汉中试高测电气在电力系统高速发展、继电保护设备不断更新换代、继电保护设备不够完善的情况下，必须加强对新技术的应用，唯此才能保证保护装置的科学有效，从而在电力系统的保护中发挥应有的作用。

其次，要全面了解设备的初始状态。继电保护设备的初始状态，影响其日后的正常和有效运行。因此，必须注意收集整理设备图纸、技术资料以及相关设备的运行和检测数据的资料。对设备日常状态的检修，武汉中试高测电气要在设备生命周期中各个环节都必须予以关注，进行全过程的管理。

7.电力系统继电保护与自动化专业自荐信 篇七

一、变电站综合自动化概述

所谓变电站综合自动化, 是指将变电站的二次设备, 包括:测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等进行的功能重新组合、设计的优化处理, 并结合先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术以及信号处理技术, 对全站主要的设备、 (输) 配电线路进行自动监视、测量、控制、保护、调度通信等, 是一个具有综合功能的计算机监控系统。

变电站综合自动化系统特点:功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等, 变电站综合自动化系统使得变电站小型化、智能化、广泛化、安全化成为可能、并使得经济运行得以实现。

二、系统构成

以电网角度来分析电网继电保护综合自动化系统信息获取的途径, 将电网结构和参数, 是调度中心获取;而一次设备运行状态和输送潮流, 则是由EMS系统实时监控获取得;通过调度下令, 由现场执行获取保护装置的投退信息, 因此, 调度管理能从系统中获取信息, 并且将变电站监控系统进行执行情况检验;并且对装置故障进行保护以及异常监控, 微机保护装置处能收集这些信息;电网故障信息, 通过微机保护及微机故障录波器处理后获得。因此, 不难理解, 实现变电站继电保护综合自动化系统的信息资源是相当丰富的。

三、电网出现故障的问题所在

相比传统电磁继电保护装置, 综合自动化的继电保护, 是微机型继保装置, 因此具有以下特点:保护装置功能丰富、设备技术领先、逻辑回路动作操作简单, 可靠性相对于传统保护装置较高, 并且调试灵敏, 操作简易方便等优势。因此, 微机型继保装置能取代传统变电站预警信号、仪表监测以及员工轮流值班等复杂的工作模式, 并能很好的实现远程监控, 并建立在GPS卫星技术基础上, 具有及时报警故障录波等功能, 很大意义上, 使得电力系统出现的故障问题得到解决。但就当前的使用情况, 现代化电网、综合自动化变电站使得继电保护全方位的功能复杂化要求越来越多。比较电磁型保护, 微机装置在对抗干扰、防雷击、适应工作环境、电源电压等外部条件上要求较高。并且在变电站远方后台监控上, 还有待进一步的研究, 如, 改进继电保护的管理、改善继保设备设计、维护的方法, 去补充、完善综合自动化变电站的功能, 加大电网安全性、稳定性。

四、出现故障的处理方案

对微机保护装置进行试验时, 需要注意几方面:第一, 仪器仪表的应用上:万用表、电压表、示波器等获取电压信号的设备仪器都需要选择较高输入阻抗的设备。第二, 试验操作上:独立分开的供电电源系统, 试验电源则必须满足三相为正序和对应电压, 与此同时, 还需要严格检查正弦波及中性线工作良好。在实践中, 可以采取以下的处理方法:

1、逆序检查

该方法主要是用在保护装置产生误动时, 如, 使用微机事件记录、故障录波难以在较短的时间内找出事故发生的原因时, 就需要根据事故发生的结果, 逐级的查找, 直到查出根源为止。

2、顺序检查法

此方法广泛的应用在微机保护出现拒动或者逻辑问题产生时, 传统的检验调试手段获取故障根源较难, 可以根据外部检查、绝缘检测、定值检查、电源性能测试、保护性能检查等顺序进行。

3、运用整组试验法

这种方法检测的目的在于检查保护装置动作逻辑、动作时间, 并且能在较短时间内处理产生的事故, 并根据事故对问题的根源进行判断, 还可以结合以上方法进行检查。

总之, 实现综合自动化改造和加强继电保护技术处理问题上, 对实现安全性、稳定性强的运行环境, 还需要在今后的实践中不断的探索总结经验。

参考文献

[1]于波、原宇:《浅谈电网继电保护综合自动化系统》, 《黑龙江科技信息》。

[2]LauperP.Protection Against Self-Excitation of Synchronous Machines with Capacitive Load[J].Bulletin Oerlikon, 1957, 322:45-49.

8.电力系统继电保护的自动化探析 篇八

关键词：电力系统；继电保护；自动化

中图分类号：TM202 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）11-0128-03

随着人们越来越多地关注安全生产、安全用电，从事故障检查、故障排除及中断危险的继电保护技术得到了快速的发展。继电保护通过对电力系统及设备的实时监控来发现系统工作中的异常，并能及时地发出危险信号，并作出相应的处理，在很大程度上暂时保障了电力系统的安全运行，减少了安全隐患带来的重大损失。因此，继电保护系统的自动化发展在很大程度上影响着电力系统全面自动化的建设，所以，我们要加大相关技术的研究。

1 电力系统继电保护工作的相关概念

电力系统继电保护的基本任务：当电力系统发生故障或异常工作时，在可能实现的最短时间和最小区域内，自动将故障设备从系统中切除或发出警告由工作人员消除异常根源，以减轻或避免设备的损坏和对相邻区域供电的

影响。

电力系统继电保护的常见用途：当电网发生足以损坏设备或危及电网安全的故障时，使被保护设备快速脱离电网；对电网的非正常运行及某些设备的非正常工作状态能及时发出警报，以便得到迅速有效的处理；实现电力系统自动化以及工业生产的自动控制等。

电力系统继电保护的常见类别：按继电保护装置的职能可分为主保护、后备保护以及辅助保护。主保护的功能是快速切除故障，即称为速断保护。后备保护有远后备保护和近后备保护两种，主要实现在主保护不反应，或下一级主保护拒动时，切除故障。常见的后备保护策略有：过电流保护、低电压启动的过电流保护、复合电压启动的过电流保护以及负序过电流保护等。

2 我国电力系统继电保护的现状

随着电力系统发展速度的提高以及相关技术的改进，继电保护技术应运而生。在此之后，继电保护技术不断的改进，在科技创新以及科学技术的发展带动之下，继电保护技术不断完善，继电保护系统逐渐发展壮大。

继电保护装置的最初模型为熔断器，从继电保护技术的起步阶段到现在的发展成熟阶段，继电保护技术的发展历程可根据一定的标准细化成四个具体阶段，即采用电磁保护装置的继电保护阶段、采用晶体管保护装置的继电保护阶段、采用集成电路策略的继电保护阶段、采用计算机技术的继电保护阶段。

因为计算机系统的强大功能，继电保护装置发展到采用计算机技术阶段是势在必行的。计算机系统的强大功能在一定的程度上影响了我国各项生产和管理工作，它带动了企业以及各项生产技术的创新。将网络化、智能化、数字化、一体化的计算机技术应用到继电保护系统中已成为必然。

但就目前我国的电力系统的现状看来，电力系统庞大、地理环境相对复杂等现实条件，决定了我国电力系统实现持续的扩容工作比较困难。单纯地依靠熔断技术以及继电保护的相关措施，远远满足不了电力系统持续化建设以及多元化发展的需求。

3 我国电力系统继电保护自动化的技术指标

3.1 自动化装置的灵敏度要高

继电保护自动化系统的灵敏度高，可以使保护装置以最快的速度排除电力系统中的短路故障，从而提高整个系统有效性、稳定性等相关的工作性能，有效减少各种设备在运行当中出现故障的次数，使电力系统一旦出现故障时的危害程度以及波及范围控制在最小的程度之内。在落实电力系统的安全运行维护工作中，能通过提高灵敏度，提高备用设备和自动重合闸主动参与运行的效果，使生产运行当中的经济损失和安全状况得到合理的控制。继电保护装置的灵敏程度反映了设备在安全生产的模式下发生故障或出现非正常状态运行时的反应能力，在电力系统继电保护的运作当中，灵敏度的高低用其灵敏度系数来体现。高灵敏度的继电保护系统是电力系统安全投产使用的有效保证。

3.2 故障排除选择性、针对性高

选择性在电力系统继电保护工作中的体现是，当系统发生故障时，继电保护装置能够根据故障发生于哪台设备的什么部位、哪条线路等，准确快速地采取相应的定位切除措施，并不是在故障发生的时候没有针对性地、大范围地选择切除。

如果电力系统的故障排除采用了针对性、选择性不高地系统，将对电力系统有效地实现稳定供电产生严重的危害。因不能有效地实现在故障部位的切除目的，造成故障切除范围过大，在经济上造成严重的损失。在实际的状况中，故障切除是先从距离故障点最近的地方开始切除，如果这个范围内的断路器拒动，再相应地放大切除范围。

3.3 继电保护工作可靠性高

可靠性在电力系统继电保护中是指，保护装置能顺利的完成合理的保护工作。即电力系统正常运转状态下，继电保护装置不会有任何动作，更不会采取任何保护措施，当故障发生时才采取相应的保护措施。如果系统本身并没有出现任何故障，而继电保护装置却让电力系统的某段电路出现跳闸停电的现象，又或者是没有危险状况发生，报警信号却已经响起等，这会造成系统工作的混乱，给电力系统相关的工作人员以及用电居民造成很大的困扰。

4 我国电力系统继电保护自动化的发展策略

综合以上继电保护系统的任务以及继电保护装置的性能指标，在电力系统继电保护的研究中，我们应该深入贯彻创新意识，不断完善继电保护装置，使之多元化的特点得到更好的应用。将计算机技术、网络技术融汇到电力系统继电保护装置以及继电保护系统的研发中。使继电保护系统在实现最基本的保护工作的基础上，应用智能化的技术，使继电保护装置的各项技术指标更加地合理。

我们应该利用先进的技术和管理理念，创建电力系统继电保护管理的相关规定，利用科学的调研，不断分析研究故障参数，综合应用计算机强大的运行功能，充分发挥计算机系统在电力系统继电保护自动化中所体现出的数据存储能力强、运算速度快结果准确、决策能力强等特点，不断地创新发展继电保护技术。

与此同时，不能忽略电力系统继电保护装置的网络化建设，形成整个系统网络化、一体化的形式，减少继电保护装置的单个独立使用。利用网络资源共享的特点，建立更加完备的故障分析及检验校准体制，为继电保护装置有效地运行提供技术保障。在继电系统的运行中，我们要把单一的继电保护装置作为整个电网系统中的一个终端设备，保证整个系统上的所有继电保护装置数据处理是一体的，通过故障信息的反馈整理、网络资源的获取，及时上传继电保护装置，用于构建完善电力系统等。

5 结语

促进继电保护技术的创新和发展，是我们在电力事业领域，提高电力系统的服务质量，提高供电配电质量，以及提高生产效益和居民生活质量的保障。将先进的计算机科学技术、网络技术应用到继电保护系统的建设中，提高继电保护装置的工作性能，建立和完善健全的电力系统，从而真正地提高我国电网系统的运行效率，实现经济可持续发展的同时，更好地落实各项措施的便民、益民目的。

参考文献

[1]李涛，代学信，康萍，吴金民.浅谈电力系统继电保护隐形故障[J].中国科技信息，2011，（3）.

[2]王全亮.浅谈电力系统的继电保护措施[J].中国新技术新产品，2011，（2）.

[3]张恩伊.我国电力系统继电保护技术的现状与趋势[J].黑龙江科技信息，2011，（2）.

[4]张健康.电力系统继电保护技术的现状及发展趋势[J].装备制造技术，2011，（2）.

[5]季利明.浅谈电力系统继电保护的意义现状及前景[J].科技致富向导，2011，（5）.