继电保护故障案例分析精选(九篇)

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第1篇：继电保护故障案例分析范文

高压线路带电检修工（500kV输电线路）实施方案

一、指导思想

激发和调动职工努力钻研技术，熟练掌握职业技能，岗位成才。以竞赛促培训，全面提升企业生产技能水平，推进企业培养和造就适应新时代、新形势和电力工业发展要求的高技能、高素质职工队伍。

二、竞赛原则

坚持公开、公正、公平的原则，以交流经验、切磋技艺、提高技能、选拔优秀技能人才为宗旨。

三、选手资格和参赛队构成

1.选手资格

（1）热爱本职工作，具有高压线路带电检修工（500kV输电线路）中级工（国家职业资格四级）及以上职业资格，遵纪守法，有良好的职业道德；

（2）从事高压线路带电检修（500kV输电线路）工作的在职职工；

（3）参赛选手由参赛单位组织选拔赛产生。

2.参赛队构成

由各参赛单位指派领队1人，教练1人；各网、省（自治区、直辖市）电力公司各组1个参赛队，每参赛队队员8人，其中参加比赛队员7人，替补队员1人。

四、竞赛方式和内容

本次竞赛依据高压线路带电检修工国家职业标准及鉴定规范高级工及以上职业资格的理论知识和技能要求为考核标准，并适当增加新知识新技术进行命题。竞赛由理论笔试和技能操作两部分内容组成。其中理论笔试成绩占总成绩的30%，技能操作成绩占总成绩的70%。

1.理论笔试

理论笔试内容分理论知识、案例分析处理两部分，每支参赛队的8名队员全部参加考试。理论笔试采用闭卷笔答形式，时间120分钟，题型为：单选、多选、判断、问答、计算、绘图和案例分析处理。

2.技能操作

严格按照第八届全国电力行业职业技能竞赛（高压线路带电检修（500kV输电线路））标准化作业指导书：《500kV线路带电更换悬垂单串单片玻璃绝缘子》、《500kV线路带电更换双联耐张绝缘子串单片绝缘子》、《500kV线路带电更换导线间隔棒》，详细规范要求见中电联网站技能鉴定与教育培训频道。

继电保护工实施方案

一、指导思想

激发和调动职工努力钻研技术，熟练掌握职业技能，岗位成才。以竞赛促培训，全面提升企业生产技能水平，推进企业培养和造就适应新时代、新形势和电力工业发展要求的高技能、高素质职工队伍。

二、竞赛原则

坚持公开、公正、公平的原则，以交流经验、切磋技艺、提高技能、选拔优秀技能人才为宗旨。

三、选手资格和参赛队构成

1.选手资格

（1）热爱本职工作，具有继电保护中级工（国家职业资格四级）及以上职业资格，遵纪守法，有良好的职业道德；

（2）从事继电保护工作的在职职工；

（3）参赛选手由参赛单位组织选拔赛产生。

2.参赛队构成

由各参赛单位指派领队1人，教练1人；每参赛队队员2人。发电集团公司可组成5支继电保护工代表队；独立发电（集团）公司可组成1-3支继电保护工代表队参加竞赛。

四、竞赛方式和内容

本次竞赛依据继电保护工国家职业标准及鉴定规范高级工及以上职业资格的理论知识和技能要求为考核标准，并适当增加新知识新技术进行命题。

1.考核办法

竞赛分为理论知识考试、故障分析判断考试和技能操作考试三部分进行，满分各100分。竞赛个人总成绩按理论知识、故障分析判断考试成绩和技能操作考试成绩所占总成绩的比例折算后以100分计算，竞赛团体总成绩为参赛队个人成绩之和。技能操作考试抽签决定每个队的考试次序。

2.具体方式和内容

（1）理论知识考试。占总成绩的30%，理论知识笔试时间为120分钟。笔试类型为:选择题、判断题、问答题、计算题、识绘图题。

（2）故障分析判断考试。占总成绩的20%，以笔试形式进行，时间60分钟。主要针对电力系统事故现象、故障报告及故障录波波形文件进行故障原因分析,写出故障分析报告。

（3）技能操作考试。占总成绩的50%，时间为135分钟。其中：实际操作（保护装置排除故障和保护校验）占总成绩的40%，时间60分钟；排除故障前的安措和排除故障后的试验报告以书面评分占总成绩的10%，写安措30分钟，写试验报告45分钟。

实际操作中，保护装置排除故障考试：

1）排除故障的保护装置有三种: 发变组保护RCS985、线路保护RCS931AM、母差保护BP-2B。

2）每位选手独立完成两种类型装置的操作考试，发变组保护装置必考。分A、B组考试工位（A：发变组保护RCS985、线路保护RCS931AM；B：发变组保护RCS985、母差保护BP-2B），抽签决定选手的考试工位。

3）赛前抽签决定每位选手的考试次序。

4）每道故障排除题含故障点若干，根据选手排除故障点数、排除故障时间、排除故障前的安措和排除故障后的试验报告等评分。

5）排除故障考试针对生产运行单位的继电保护工应掌握的内容进行。即：保护装置的功能、在电力系统中的应用、投产、试验和现场检验、装置的外回路等。

6）竞赛提供的测试仪有:北京博电PWD30D、广州昂立ONLLY- AD461。参赛队也可自带测试仪。

五、竞赛参考资料

竞赛内容以《中华人民共和国国家职业标准（继电保护工）》和《技能鉴定规范（继电保护工）》规定的知识、技能要求为依据。参考书目如下：

1.《职业技能鉴定指导书（继电保护）》电力行业职业技能鉴定指导中心编

2.《电力系统继电保护实用技术问答》（第二版）国调中心汇编

3.《电力系统继电保护规定汇编》（第二版）国调中心汇编

4. GB/T 14285-2006 《继电保护和安全自动装置技术规程》

5. GB/T 50062-2008 《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》

6. DL/T 5153-2002 《火力发电厂厂用电设计技术规定》

7. DL/T 587-2007 《微机继电保护装置运行管理规程》

8. DL/T 623-2010 《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》

9. DL/T 995-2006 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》

10. DL/T 684-1999 《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》

11. DL/T 584-2007 《3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程》

12. 电安生[1994]191号 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》

第2篇：继电保护故障案例分析范文

关键词:继电器保护；自动化技术；三段式保护

引言

熔断器是继电保护最初始的形态。经过相当长时间的发展，熔断器开始不断发展进步，其功能逐渐完善、更加能够满足电力系统中电气设备的需求。从继电保护的发展历程中可以看出，每一阶段科学技术的进步将会带来继电器发展的变革。在20世纪80年代集成电路是继电保护的主要组成部分，而随着晶闸管的成功制造，继电保护又开始由电路转为晶闸管系列，随后发展成了电磁式继电器。现阶段，我国已经步入了一个高速发展的信息时代，电能可靠性要求越来越高，使得电力系统承受了很大压力。虽然每年都会增加大量的机组来满足负荷需求，但整体保护技术却没有较大发展，导致继电保护装置经常出现功能故障，如误动作、拒动作等。随着厂网的分离，电力系统正在逐渐走向市场化，因此强化继电保护装置并不断改进其技术水平将降低因故障引发的大规模电力系统事故，从而避免了大量财产损失。计算机技术的广泛应用使得电力系统越来越方便，安全性也大幅度提升，如智能化和数字化系统都是依靠计算机通信技术建立的，它们被应用到电力系统后使自动化水平有显著变化。总之，继电器保护自动化策略是运用高科技手段不仅可以降低系统发生事故的概率，而且对提高电力部门效益有较大作用。表1是继电保护“三误”事故的基本表现及防范措施。图1为常见的继电器保护图形。

1电力系统继电保护的自动化策略

电力系统继电保护自动化策略包括以下几点：第一，实际的电力系统运行过程中，会发生很多种类的故障，如单相接地故障、单相短路故障、两相接地故障等。其中最常见的故障为单相接地故障，当发生这些故障后继电器保护装置就会自动跳开故障相，从而保证非故障相可靠运行，以此来提高电力系统局部供电可靠性。另外，值得一提的是继电保护装置还可以对系统的状态报警或预控，进而减少因电力系统故障而给广大电力用户带来不必要的损失。从根本上讲继电器保护装置为电力系统预防控制设备，只有极大地发挥其作用才能保障系统安全。第二，电力系统中某个关键设备若发生了故障会给系统带来严重的后果，且会威胁到电网运行，此时如果有继电保护装置就会迅速地切除故障部分，从而保证其他线路的安全运行，避免产生大事故。另外，继电保护装置还可以检测到系统的运行状态，一旦出现不正常状况便会及时察觉，与此同时给相关人员发提示警告，这样可以为检修人员提供检修方向，从而保证系统可靠运行。自动化技术应用在继电器后可以自动调整工作模式，能够在第一时间做出合理的处理，避免产生更大危害。正是由于继电保护装置的工作特性及优势，对电力系统设计及运行产生了非常大的影响。第三，继电保护装置有很高的可靠性，当系统的状态为正常情况下，其可靠图1继电器保护图形性可以完全发挥出来，此时可以采取相应保护措施即针对运行设备实施相应保护。但是当电力系统出现故障后，继电器保护设备就会对应形成保护措施，最后达到保护电力系统的目的。继电器最重要的功能就是可以准确判断故障的位置，并规范防护措施。当然没有任何一种设备是完全可靠的，在实际的运行中有时会发生误动作问题，即系统在安全范围内运行但继电器发出了故障信号，该设备的可靠性有待提升，因此在选用继电器时应注重那其可靠性和安全性。众所周知，继电器保护设备评价最关键的指标就是可靠性，电力系统中的设备如电线、配电箱等都需要继电保护来确保其安全运行。第四，继电保护灵敏性较高，可以使电力系统稳定可靠运行，避免系统中某类设备故障影响整条线路不正常运行，不仅节约了维修成本，而且降低了损失。图2为发电厂线路故障图。

2电力系统继电保护的自动化安全管理

2.1选型设计上要具有安全性

自动化管理方式是电力系统中继电器普遍采用的模式，其设计需要根据具体的需求来不断完善。在安全管理中，需要选用高质量的元件完成继电保护设备的制造，只有这样才能保证电力系统稳定可靠运行。设计阶段应以统筹为主体观念，对信号输入、信号输出、变量控制等方面进行科学配置，可以使系统在可靠性较高的情况下运行，且保证充足的扩容空间。最关键的是应用自动化管理措施，依照相关规章规范，采用较高电导率、耐腐蚀性接地线路，从而避免继电器误动作出现故障，造成大量设备损坏。监控设备应具有较高的可靠性，以便将继电器传输的数据信号完整地显示在显示器上，为操作人员提供准确的数据，对及时处理故障提供帮助。

2.2做好设备的安装调试工作

继电器保护系统有较多环节，如直流系统、监测和计量系统等。这些环节之间有很强的联系，其中一个环节出问题有可能会导致整个保护工作出现故障，因此继电器保护设备的设计需要根据实际的情况完善和提高，并进行相应的调试工作。对于系统中新安装的保护装置应进行必要的模拟实验，加入的电压应不低于额定电压的80%，并分析其可能的故障形式。对一些逻辑回路需要严格校验，最终确保其可靠性。计算机系统是一个抗干扰性较弱的系统，外界干扰源极容易干扰系统，为此需要对其工作环境进行严格要求，可以采取以下几点措施：第一在电缆线外部用金属丝缠绕，屏蔽外界不良信号。第二在网线中架设避雷设备，从而提升网络的抵抗外部袭扰的能力。自动化设备主要应用于变电站和供电系统中，通常情况下会应用在高压侧线路或电容器保护，下面简要介绍一下变电站继电器保护：首先需要保护线路即通常所说的三段式保护，分别为电流速断、限时速断、过载保护。然后就是电容器保护主要包括过压和失压保护。目前电力系统中自动化设备无论是技术水平还是制作工艺还十分落后，需要科研工作者在这方面给予高度重视。继电器保护装置在电力系统中具有较大作用，且工作可靠性和稳定性是保证整个电力系统安全供电的基础。图3为自动延时继电器的图形

3对电力系统继电保护的自动化创新

现代社会发展步伐十分迅速，对继电器保护提出了更高的要求，因此对继电器保护自动化控制是十分必要的。继电器自动化控制方法一定要与时俱进，在充分结合现有技术的情况下，不断提升其灵敏性、可靠性。现阶段，计算机网络在人们的生活中占有十分重要的地位，且其发展空间巨大，将计算机系统应用在继电器保护中可以实现高可靠性和高自动化。本文提出的继电保护自动化创新就是结合网络技术，对检测设备是否发生了故障有较强的科学性和可信性。经过大量的实践发现将计算机网络技术的功能应用在继电器保护中是一项创新性极佳的成果，它对发现系统隐藏故障、处理故障等方面具有积极的作用。所以完善设备的各项功能需要充分结合计算机技术，以保障继电器故障处理的准确性和科学性。总之，电力网络中实现电力系统自动化可以有效提升输电和用电的可靠性，保证供电质量和供电效率。只有提升继电保护装置的质量才能够充分发挥其在电力系统中的作用，使系统一直处于稳定状态，不会因为发生故障导致人们的生命或财产安全受到威胁。图4为具体的继电器设计图例。

4案例分析

2015年，湖南某地区电网因继电保护误动作、安全稳定控制装置拒动等原因引发一起重大电网事故，导致该地区电网5条500kV线路和5条220kV线路跳闸、32台发电机组退出运行。导致华中东部电网与川渝电网解列，该电网与南下的电网直流闭锁、与该电网解列。继电器保护出现误动作给整个电网带来了巨大的影响，因此继电器保护自动化策略十分重要。

5结束语

在我国的电力系统中继电保护是一个十分重要的部分，将自动化策略应用在继电器保护中有积极作用。目前社会的发展对继电器保护工作要求不断提升，为此加快保护装置的创新工作是确保电力系统稳定运行、避免大面积停电的重要措施。

参考文献：

[1]黄碧怡.浅谈继电保护应用中存在的问题及解决措施[J].中国高新技术企业,2015(3):23-25.

[2]程理丹,朱峰.浅谈电力系统中继电保护的安全运行的措施[J].华章,2015(34):39-40.

第3篇：继电保护故障案例分析范文

关键词：变电运行；继电保护；问题探讨

中图分类号：TM63 文献标识码：A

一、前言

近年来，我国的国民经济不断发展，电力系统各在国民经济发展和社会发展中的作用也日益重要。并且伴随着新技术的出现，继电保护技术的发展也出现了崭新的发展前景。同时，我国电力系统的运行与发展也对继电保护的运行可靠性提出了新的更高要求。继电保护是电网安全和稳定运行的必要条件，担负的职责是极其重大的，相关单位应该及时提高继电保护运行可靠性的相关措施和技术，以保证电网的健康运行。

二、排除故障的相应措施

1. 工作人员应对继电保护按照独立装置类型进行检查和统计。如，对目前系统运行的各种线路保护装置、变压器保护装置、母差保护装置、电抗器保护装置、电容器保护装置、重合闸装置或继电器、备用电源自投切装置、开关操作箱、电压切换箱，以及其他保护或安全自动装置等，进行检查和统计。

2. 对继电保护故障分类，如，除对设备或电网运行影响程度分为一般、严重和危急 3 类外，还可按照故障产生原因，将故障分为设计不合理、反措未执行、元器件质量不良、工作人员操作失误等情况，这样，就科技更加方便地对故障进行责任归类和针对性整改，从根本上解决故障再次发生的可能性。

3. 了解继电保护的缺陷。这样有助于逐步掌握设备的运行规律，不断提高继电保护人员的运行维护水平。应对继电保护设备中出现的各种故障进行及时、全面地统计，确保每次故障都能及时统计，为通过缺陷管理寻找设备运行规律奠定坚实基础。

三、提高继电保护的措施分析

1.加强继电保护运行的智能化程度

提高继电保护运行可靠性的一项重要措施是智能化，同时这也是一项重要的技术创新。人工智能化应用的领域已经越来越广泛，行业也不断得到拓展。很多先进的技术和理念也已经开始在电力系统中出现。诸如神经网络、进化规划、遗传算法、模糊逻辑等技术在电力系统中已经得到了应用,在继电保护领域应用的研究也正在进行并不断深化。人工智能技术的引进具有强大的优势。人工智能将会从很大程度上提高继电保护装置的稳定性能，并且还可以对继电保护装置原有的工作隐蔽性以及连续性等不可靠因素进行有效的控制。人工智能的显著优势是可以进行快速处理，并且具有极强的逻辑思维能力。实践表明，人工智能在在线评估中所发挥的作用是重要的，其明显优势是不可忽略的，并且具有一定的主导地位。人工智能在电力系统，尤其是在继电保护工作中的普及和应用将会给继电保护运行的可靠性带来极高的效率。

2.广泛使用性能极其优良的数字控制器件

性能优良的数字控制器件的使用将会大大提高继电保护的质量。CPLD和FPGA等器件在继电保护领域被广泛使用。CPLD是一种复杂可编程序逻辑器件，FPGA是一种现场可编程序门阵列，这两种器件在继电保护中都具有极其强大的优势，因为，CPLD和FPGA作为现代可编程序专用集成电路(ASCI)，具有功能高度集成的特点，并且他们还会把多个微机系统的功能集中在同一块芯片上。这一类性能优良的数字控制器件的使用将会给电子系统设计带来极大变革，并且会展示出强大生命力。因为保护系统的高度集成、快速响应以及较高的可靠性的实现都离不开这一类控制器件。同时，这一类器件有效缩短了保护装置的研发周期，从很大程度上保证了继电保护运行的可靠性。

3.处理继电保护故障的对策

（一）跟踪继电保护设备运行情况。这样，就可以随时掌握设备的运行情况，做到心中有数。一旦发生故障，可以及时处理，以确保设备的安全和平稳运行。

（二）提前预防。即对在生产通过安全处理、掌握故障数据、了解其性质，均在未发生事故之前，就及时地分析和制定相应的对策，以便尽快消除故障，同时安排人员消缺。

四.继电保护在发电厂中的运用

1继电保护在发电厂中的智能化运用

在发电厂的电力管理中，运用的是智能化控制管理，这使得发电厂减少很多不必要浪费，并为其它技术运用提供了较为广阔的空间，在这种背景下，继电保护也出现了一定程度的人工智能化，让保护装置的使用更为科学及合理，像很多发电厂已经采用了人工神经网络模拟（ANN）技术进行供电系统保护，对继电保护的智能化进一步进行了推进，在发电过程里，会出现短路的情况通常有几十种，要是用人工来排除，大约需要12h以上，可运用这种神经网络的继电保护法对所采集样本进行故障检测，仅在0.5h以内就可以找出故障原因了，这有效减少了维修时间，并且通过计算机的辅助系统运用，能够让发电厂的发电效率大大提高。

2继电保护在发电厂中的网络化运用

随着网络技术发展，继电保护也得到了网络技术支持，不仅为继电保护提供了直观可靠操作检查空间，还为它的发展提供了广阔的动力支持及保障。发电厂的继电保护功能主要是保障电力系统可靠安全稳定运行，其保护与计算机网络数据的模拟生成系统是密不可分的，通过计算机数据采集及分析对故障原因进行检测，并发出警报。伴随着继电保护网络化发展，可以对数据采集及模拟生成，对各种故障进行综合分析，还能对故障进行显示，其故障位置及缘由等情况，来采取有效措施进行解决。像很多环保发电厂就运用了该装置，经过总调度室内的计算机进行监控，能够对现有线路运行情况及各线路的短路情况进行判断，从而方便了电力维护人员及时准确得进行故障维修护理。

3继电保护在发电厂中自适应性运用

在发电厂中，继电保护的自适应性运用也是很值得关注的，继电保护能够对多种故障检测进行适应运用，能够延长保护时间，让电气设备具有更长使用寿命，继电保护的适应性，提高了发电厂的经济效率，对发电过程里的故障及时进行排除，有效降低了人工操作遇到的麻烦，节省了维护成本。这种自适应真正发挥了继电保护功能，面对各种形式发展，最大程度提高了电力设备使用寿命，并降低了故障发生，从而满足了人们对电力的需求，使得生活能够顺利开展。

五继电保护在发电厂运用中的注意事项

当进行继电保护装置的检验时，应该把电流回路的升流试验及整组试验发在检验的最后来进行，当这两项试验工作完成之后，就不能再改定值、拔插件、该二次回路的接线及改定值区等，而电压回路升压及电流回路升流试验也要放在其它试验完成后再进行，定期检验里，遇到检验完成、投入运行及设备预热状态可暂时没有负荷的情况时，就无法进行符合向量测量及负荷采样值的打印了。

六 保护压板投、退一般原则

保护压板关系到保护的功能和动作出口能否正常发挥作用，因此非常重要。变电站运行人员应了解各类保护压板的功能和投、退原则，特别是当现场运行方式发生变化时，有些保护的压板也要作相应的切换，避免由于误投或漏投压板造成保护误动或拒动等人为误操作事故的发生。

按照压板接入保护装置二次回路位置的不同，可分为保护功能压板和出口压板两大类。 保护功能压板实现了保护装置某些功能(如主保护、距离保护、零序保护等的投、退)。 出口压板决定了保护动作的结果，根据保护动作出口作用的对象不同，可分为跳闸出口压板和启动压板。 跳闸出口压板直接作用于本开关或联跳其他开关，一般为强电压板。启动压板作为其他保护开入之用，如失灵启动压板、闭锁备自投压板等，根据接入回路不同，有强电也有弱电。

当开关在合闸位置时，投入保护压板前需用高内阻电压表测量两端电位，特别是跳闸出口压板及与其他运行设备相关的压板，当出口压板两端都有电位，且压板下端为正电位、上端为负电位，此时若将压板投入，将造成开关跳闸。应检查保护装置上动作跳闸灯是否点亮，且不能复归，否则有可能保护跳闸出口接点已粘死。 如出口压板两端均无电位，则应检查相关开关是否已跳开或控制电源消失。 只有出口压板两端无异极性电压后，方可投入压板。

除了与二次回路直接连接的保护硬压板之外，某些厂家还设置了保护软压板，便于监控后台机、调度后台机远方投、退保护。 软压板与硬压板组成“与”的关系来决定保护功能的投、退，只有两种压板都投入且控制值整定为投入时，保护功能才起作用，任一项退出，保护功能将退出。保护软压板一般设置在投入状态，运行人员只能操作硬压板。正常运行方式下所有保护功能压板按定值整定要求投、退，所有出口压板均投入。 当一套保护装置的主保护和后备保护共用跳闸出口时，退出这套保护装置中的某些保护时只能退其功能压板，而不能退出口压板，否则该套保护装置中的其他保护将失去作用。

七 案例分析

1.2010 年 1 月 14 日，为配合某 A 变电所投运，由 B 变电所通过 110 kV 开关对 A 变 110 kV 设备冲击 1 次。调度要求对110 kV 开关进行线路保护定值更改，停用方向零序 I 段保护及重合闸。更改定值当天，首先由继电保护班按调度定值单将临时定值放入保护的临时定值区（03 区），其中临时定值单中的方向零序 I 段保护及重合闸软压板均置 0。随后由调度发令操作将此 110 kV 开关保护定值切换至临时定值区，切换后打印并与继保人员核对准确。随后当笔者发现旁边刚打印出的正常定值区（00 区）的方向零序 I 段保护及重合闸软压板状态也为0 时，立即询问是否为继保人员误整定，继保人员当即否定，但查看装置后发现与打印的定值单一致，然后在后来的恢复正常定值的时，对临时定值区的软压板进行修改后，正常定值区软压板状态会跟着一起变化，此时大家才恍然大悟，明白了为何正常定值区软压板状态会诡异地发生变化。发现了保护装置这一隐患后，调度决定在进行相类似工作时，只通过硬压板的操作来实现保护的相应投退。工作结束后，迅速汇报，提醒对同型号保护装置进行重合闸停启用状态进行检查，得到上级重视，迅速安排在日常工作中采用，并且对装置各项功能、定值状态等进行了全面细致的检查，避免相同情况的发生。

2.2011 年 11 月 19 日，监控通知：110 kV A 变主变低后备保护动作，1 号主变 101 开关跳闸；10 kV 汤奔线 119 开关、汤叶线 131 开关过流Ⅰ段保护动作跳闸，重合闸动作，合成功。到达现场后，后台机、现场与监控通知信息一致，所内设备无任何异常现象，当即汇报调度，此时巡线人员已经在查看跳闸过的线路。2条线路故障，都重合成功，却又导致越级跳闸，让人疑惑，先来想想会发生越级跳闸的几种可能性。

第一，线路故障，开关拒动，越级跳次总。处理方式：将故障开关隔离后，卷次总开关，恢复供电，然后通知检修班组检查实际情况并检修。

第二，线路故障，保护拒动，越级跳次总。处理方式：由于无法判别是何线路故障，所以先将此母线上所有出线开关拉开，然后送主变次总，各线路依次送电，当送到又一次越级跳闸时，则可认为该条线路的保护故障。将故障开关隔离后，最后通知检修班组检查实际情况并检修。与调度再次联系后，确认 2 条线路上确实都存在永久性故障。于是拉开119与131两条线路开关，合上主变次总101开关，恢复Ⅰ段母线其它线路的供电，然后将 119 与 131 线路转检修，检修完毕后复役。

结束语

作为一名电气运行人员，最重要的职责是保证人身、设备和电网的安全稳定连续运行，只有在工作中不断学习，提高自己的业务知识水平，才能胜任电气运行值班员这个岗位。还要有认真负责的工作态度和丰富的经验，只有这样，才能适应工作岗位的要求。

参考文献：

[1]施智祥.论继电保护在变电运行中的可靠性应用.大科技-2012年6期.

[2]李金琚.浅谈变电站继电保护的运行维护及故障处理.中国科技纵横-2012年7期.

[3]王露华.浅谈电力系统中的变电运行故障问题及处理方法.广东科技-2011年22期.

[4]胡勇兵.浅谈220kV变电站继电保护系统的运行.大科技：科技天地-2011年24期.

第4篇：继电保护故障案例分析范文

关键词：变电站；直流系统；故障

Abstract: dc system is in substation substation relay protection and automation devices all, secondary control circuit, breaker points off institutions, accident lighting equipment work power, and to ensure that in exchange lose electric state uninterrupted power supply. Because of the transformer substation substation dc system safe and reliable operation of the plays a very important role, known as the heart of the transformer substation. Therefore, dc system problem of the transformer substation will have great influence on the safety operation. Substation dc system mainly by the battery pack, charging machine and dc feeder screen and feeder 3 parts. Dc system fault mostly for the dc system internal one-point earthing. In fault, shall be immediately find out ground fault point, and eliminate as soon as possible, otherwise may have serious consequences.

Keywords: substation; Dc system; fault

中图分类号：TM411+.4 文献标识码：A 文章编号：

1直流系统接地的危害

变电站直流系统一般采用悬浮供电方式，电源正负极均不直接接地，这样当直流电源某一极接地时一般不会立即发生短路现象。但由于DC/DC开关电源的大量应用，其EMI抗干扰措施使用了大量的电容，使得直流母线对地电容过大，即图1中C+和C-较大。因此，若K2点发生接地故障，直流系统中的对地电容C+和C-有可能对出口继电器TQ进行充放电，出现电流冲击而造成保护装置误动。当继电器内阻大、动作时间快、动作电压低、电源负极对地电压较高时，一点接地更容易造成保护装置误动。因此，发生直流系统一点接地故障时，必须防止发生两点接地或保护装置误动。

如果直流系统已有一点接地时再发生另一点接地，则容易产生寄生回路，造成直流电源短路、保护装置误动或拒动，从而严重威胁电网的安全运行。如图1所示，若K1和K2点同时接地，保护跳闸出口继电器TQ将动作，从而造成保护误动；若K1和K3点同时接地，则会造成电源短路；若K2和K3点同时接地，即使保护动作跳闸，但是TQ被K2和K3点短路，TQ无法动作，从而造成保护拒动。因此，直流系统均安装了直流绝缘监测装置，在一点接地时装置发出直流电源接地故障报警信号。工作人员在收到直流电源接地报警时必须及时处理接地故障，防止故障扩大。

2直流系统接地原因分析

由于变电站直流系统分布范围广，各部分运行环境不同，所以引起直流系统接地的原因是多方面的，主要有以下几个。

(1)直流系统绝缘老化。经过多年运行，直流系统受灰尘、潮湿或各种腐蚀性气体的腐蚀，某些元件的绝缘性能降低，从而发展为接地故障。

(2)天气的影响。雨、雾、雪等天气可能造成直流系统受潮，某些电缆甚至会浸泡在水中，使某些部位的绝缘性能下降，造成接地故障。

(3)工作人员操作不当。由于二次回路经常有各种施工，工作人员在施工过程中可能留下导线接头、螺丝、垫圈等杂物，这些杂物容易造成直流系统金属性接地。另外，检修过程中检修人员接错电缆芯号、误碰带电部位等也易造成直流系统接地。

(4)产品设计不合理。当直流系统中蓄电池电压巡检设备、绝缘监察设备、端子箱、机构箱等设计不合理时，在受到震动、机械力等作用下容易造成直流系统接地。

3直流系统接地排查方法

由于直流系统接地的原因复杂多样，很难直接判断是何处接地，因此必须根据运行现场的实际情况尽量缩小查找范围，最终准确定位故障点。直流系统接地故障排查的一般原则如下。

(1)严禁故障扩大化。排查故障过程中，严禁二次回路有人工作，防止造成直流短路或另一点接地。

(2)缩小故障查找范围。在查找接地点范围时，应先考虑室外因素，再考虑室内因素。在检查回路时，应先检查对安全影响较小的信号回路，再检查对安全影响较大的控制回路。采用拉回路的方法检查时，要先拉次要回路，再拉重要回路。

故障排查时一般采取如下步骤。

(1)分析运行现场情况。故障排查时首先要考虑接地故障时设备的运行环境。如果故障时是阴雨天气，主要考虑户外装置是否因受潮使绝缘降低造成接地；如果有人员在二次回路工作或有设备检修试验工作，应主要考虑是否是人为失误造成接地。

(2)查看绝缘监察装置报警信号。根据报警信号确定接地发生在哪一条母线上或哪一条馈线上。

对于馈线接地，绝缘监察装置能够准确判断；对于蓄电池、直流母线、充电机3个部位，绝缘监察装置是无法检测的。在没有明确结论的情况下，可以将母线分段开关拉开或闭合退出一组蓄电池，以缩小接地故障的查找范围，此时要注意监视“直流母线接地”信号是否消失，同时测量该段直流母线对地电压。

(3)瞬时停电查找接地点。如果使用上述2种方法都不能找到接地点时，就只能采取瞬时停电的方法。其原则是先停与继电保护无关、不影响电网跳闸的设备，再停继电保护设备。根据现场经验，一般顺序为：停役电源、试验电源、备用电源、事故照明电源、继电保护信号电源、中央信号电源、继电保护设备电源等。

4案例分析

某一年8月，某220 kV变电站发生直流接地故障。由于故障当日曾下雨，所以初步判断故障是由于户外装置受潮使绝缘降低造成的。查看绝缘监察装置，报告显示：110 kV测控环路电源正极对地电压为10 V，正极对地电阻为0，负极对地电阻为99 kΩ。这说明110 kV测控环路电源正极接地故障。由于该站绝缘监察装置未安装支路检测互感器，故不能确定是哪条110 kV测控电源发生接地故障。

因此，只能采用瞬时停电法查找具体接地点。当断开17A9线遥信电源后，测量得直流正极对地电压为105 V，负极对地电压为115 V，电压恢复正常，同时直流接地报警信号消失，这说明是17A9线测控电源正极接地。打开17A9线路间隔户外端子箱发现，其线路侧接地刀闸机构箱进水。于是将该接地刀闸直流电源线拆除，恢复17A9线路间隔直流电源，不再有直流接地现象。这样就确定了17A9线线路侧接地刀闸端子箱受潮造成直流接地。随后，将该端子箱内部端子及导线烘干后恢复送电，一切恢复正常。

5结束语

变电站直流系统接地故障严重影响变电站的正常运行，但在了解直流系统接地主要原因的基础上，按照一定得查找原则及方法，可以缩小故障点的查找范围，快速而准确地找到故障点。

参考文献:

1武春雷．变电站直流接地成因及查找方法[J]．山西电力，2008，(4)：32-33.

2崔战涛，樊丽君．直流接地故障的分析与探讨[J]．宁夏电力，2007，(1)：25-28.

3尹希泉，勒力，陶．快速查找变电所二次回路直流接地的方法[J]．东北电力技术，2007，(3)：47-47.

4沈从树．浅谈变电站直流接地故障点的查找[J]．河南电力，2008，(1)：36-38.

5田瑞敏，崔秀梅，韩晋锋．变电站查找直流接地浅谈[J]．科技情报开发与经济，2006，16(1)：285-286.

6张晓毅，王志强．变电站直流接地故障的分析与查找[J]．中国电力教育，2008，S1：71-73.

第5篇：继电保护故障案例分析范文

【关键词】保护装置;定值;运行环境;温度;可靠性

前言

随着电网的不断发展，变电站自动化程度的不断提高，电子产品包括计算机等应用于我们的继电保护装置中，在我们的运行环境中，有些因素是我们不能掌控的，例如保护装置的运行时间，只要设备投入运行，保护装置在正常情况下是不会退出运行的，有些因素是我们运行维护工作应该做到的，例如运行环境和温度的调控，现行的保护规程规定了“保护室内环境温度应该保持在5℃～30℃，运行值班人员应根据季节与温度变化，及时调整空调，以保持保护室温度”， 但是在运行中经常发生通讯中断、监控死机、保护装置异常等情况，这与设备的运行环境有着直接的影响。本文通过具体案例，分析了环境温度对保护装置硬件，元器件寿命，保护定值和保护装置视频窗口的影响，最后结合实际经验给出了相关建议，提高继电保护装置的寿命和运行可靠性。

1.保护装置运行环境要求

通过对变电站保护室和保护装置的运行温度控制发现“保护室内环境温度应该保持在5℃～30℃”，但是保护装置的运行可靠性存在着明显差异，上述温度的规定还在沿用以前的保护规程规定，当时的保护应用程度还存在于电磁型、半导体、小型集成元件所组成，现在大型集成电路及计算机（服务器）应用于电力生产的保护装置中，对运行温度和环境提出了更高的要求。

参照许继的WXH-820A 110kV 及以上输电线路的成套数字式保护装置的运行环境要求，环境温度：25℃～+55℃，24h内平均不超过35℃;贮运：-25℃～+70℃，在极限值下不加激励量，装置不出现不可逆变化，温度恢复后装置应能正常工作。相对湿度：最湿月的平均最大相对湿度为90%，同时该月的月平均最低温度为25℃且表面无凝露;最高温度为+40℃时，平均最大相对湿度不超过50%。

2.案例分析

2.1 装置硬件

2001年3月1日， 甘肃某220kV XY线L型微机保护动作跳闸，保护打出的故障录波中电压波形正常，电流有三相同相位、同幅值的电流突变。经检查系统无故障也不可能发生这样的故障。因此认定是保护装置抗干扰性能差造成的误动作。原装置送厂家，经试验发现装置中程序存储器2871芯片（E2 PROM）有软故障，对外界温度及干扰特别灵敏。在某一条件下干扰引起采样值错误，使保护误动。该装置在以前就发生过1次类似误动，未查出原因。当时更换了所有插件，但未更换软件存储器芯片。

2.2 温度对元器件寿命的影响

从室温算起温度每升高十度，元件寿命减半。

电解电容器：

105℃时寿命1000小时（标称值）

55℃时寿命1000小时X2E5=32000小时

35℃时寿命1000小时X2E7=128000小时=14.81年。

2.3 定值的自动漂移

引起继电保护定值自动漂移的主要原因有几方面。

（1）温度的影响。电子元器件的特性易受温度的影响，影响比较明显的需要将运行环境的温度控制在允许的范围内。

（2）元器件老化的影响。元器件的老化有一个过程，积累的结果必然引起元器件特性的变化，同时影响到保护的定值。

（3）原件损坏的影响。原件的损坏对继电保护定值的影响最直接，而且是不可逆转的。

2.4 保护装置的视频窗口（液晶屏）

液晶是一种特殊物质态，它可以一定温度呈现出不同于固、液、气三态的形态。用来制造显示器的液晶是热致液晶，该类液晶由温度变化而衍生出来，并且其光电效应受温度控制，所以存在使用温度。如果温度不在其使用温度范围之内，就等于摆脱了电场控制而不会有光电效应，从而出现各种问题。例如，温度过高液晶会变成液体，液晶屏出现高亮度;温度过低则冷却变成晶体，液晶屏出现黑屏现象！液晶显示器正常工作温度一般要在5℃～35℃左右，湿度保持在20%～80%为佳。

3.温度对保护装置的影响及建议

3.1 计算机环境温度要求

通过对上面案例分析和运行中的监测，对保护装置异常运行时的环境温度统计，如何控制保护室温度是保证保护装置正常运行和使用寿命的一个重要环节。参照计算机运行为例，在保护装置中计算机（服务器）担负着重要职能，其它的装置中单片机等应用也非常普遍。

计算机对温度的变化满园要求较高。温度不宜过高、过低，更不能有剧烈的变化，即温度的变化率减至最小。在我国《计算站场地技术条件》国家标准GB2887-89中开机时对机房内温度的要求见表1，停机时对机房内温度的要求见表2。

表1

表2

在我们运行的变电站中，保护装置几乎集中安装在保护室内，可以参照计算机场地技术条件。由上表可以看出温度的过高或过低及陡然变化对设备运行的稳定性、可靠性及寿命都有很大的影响。

3.2 运行环境温度监测

开关电源是保护装置的主要部件，每当环境温度升高10℃时，主要功率元件的寿命减少50%。出现这样寿命迅速下降的原因都是由于温度的变化。2013年2月5日对某变电站保护装置运行监视，室外温度-12℃、室温16℃。

装置的运行温度远高于环境温度，装置在封闭运行的情况下由于散热问题，电源组件已经接近55℃的上限值。冷去方式将发热元件安装在金属散热器上，通过挤压热表面，实现高低不等能量体传递能量，能够依靠大面积的散热片辐射出去的能量并不多。这种热传导方式称为自然冷却，它对热量散失延迟时间较长。换热量Q=KAt（K换热系数，A换热面积，t温度差），若室内环境温度偏高，t的绝对值就小，这时这种传热方式的散热性能就会大大下降。

3.3 对保护装置运行温度的建议

装置是否是运行温度越低越好哪？答案是否定的，湿度过低时，

装置内各种转动设备、活动地板等有磨擦的部位易产生静电和积累静电荷，当静电荷大量积累时，将会引进程序读写错误，烧坏半导体器件。在环境湿度较大时，会使装置产生凝露，当相对湿度大于65%时，物体表面就会附着一层厚为0.001～0.01μm的水膜，这种水膜看不见、摸不着。当空气处于饱和状态时，水膜会增厚到10μm。致使装置锈蚀、老化甚至电子元器件短路损坏。如蓄电池等保护室内低温下运行容量减小、充放电率会大大降低。当相对湿度大于50%，主要设备在一年之内或更短的时间里就可能失去可靠性或可靠性降低，如果相对温度的变化每小时大于6%，上述情况则更加严重。

通过对保护装置的运行监视和对二次设备、保护装置的运行要求和参照相关规定，为了提高保护装置的运行可靠性，建议将保护室夏季温度控制在22±2℃范围内运行，冬季室温控制在16±2℃运行，当低于14℃时可适当加温。如蓄电池单独安装时，保护室可维持室温运行。通讯机房、网络机房、监控机房的温度控制和运行条件也应符合GB2887-89的A级标准运行。

第6篇：继电保护故障案例分析范文

关键词：装置，计算机，运行环境，温度

中图分类号： G623.58 文献标识码： A 文章编号：

随着电网的不断发展，变电站自动化程度的不断提高，电子产品包括计算机等应用于我们的继电保护装置中，在我们的运行环境中，有些因素是我们不能掌控的，例如保护装置的运行时间，只要设备投入运行，保护装置在正常情况下是不会退出运行的，有些因素是我们运行维护工作应该做到的，例如运行环境和温度的调控。我公司现行的保护规程规定了“保护室内环境温度应该保持在5℃～30℃，运行值班人员应根据季节与温度变化，及时调整空调，以保持保护室温度”，通过我们对西营变电站保护室和清河变电站保护装置的运行温度控制发现“保护室内环境温度应该保持在

5℃～30℃”，但是随着温度的变化，保护装置的运行可靠性存在着明显差异，运行环境5℃～30℃”温度的规定还在沿用以前保护规程规定，当时的保护应用程度还存在于电磁型、半导体、小型集成元件所组成，现在大型集成电路及计算机（服务器）应用于我们电力生产的保护装置中，对运行温度和环境提出了更高的要求。

案例一、装置硬件

2001年3月1日, 甘肃某220 kV XY线L型微机保护动作跳闸,保护打出的故障录波中电压波形正常,电流有三相同相位、同幅值的电流突变。经检查系统无故障也不可能发生这样的故障。因此认定是保护装置抗干扰性能差造成的误动作。原装置送厂家,经试验发现装置中程序存储器2871芯片( E2 PROM)有软故障,对外界温度及干扰特别灵敏。在某一条件下干扰引起采样值错误,使保护误动。该装置在以前就发生过1次类似误动,未查出原因。当时更换了所有插件,但未更换软件存储器芯片。

案例二、 温度对元器件寿命的影响

从室温算起温度每升高十度，元件寿命减半。

以电解电容器为例:105℃时寿命1000小时（标称值）

55℃时寿命1000小时X2E5=32000小时

35℃时寿命1000小时X2E7=128000小时=14.81年。

案例三、定值的自动漂移

引起继电保护定值自动漂移的主要原因有几方面。

1、温度的影响。电子元器件的特性易受温度的影响，影响比较明显的需要将运行环境的温度控制在允许的范围内。

2、电源的影响。电子保护设备工作电源电压的变化直接影响到给定点位的变化，所以要选择性能稳定的电源作为保护设备的电源，保证保护的特性不受电源电压变化的影响。

3、元器件老化的影响。元器件的老化有一个过程，积累的结果必然引起元器件特性的变化，同时影响到保护的定值。

4、原件损坏的影响。原件的损坏对继电保护定值的影响最直接，而且是不可逆转的。

案例四 保护装置的视频窗口（液晶屏）

液晶是一种特殊物质态，它可以一定温度呈现出不同于固、液、气三态的形态。用来制造显示器的液晶是热致液晶，该类液晶由温度变化而衍生出来，并且其光电效应受温度控制，所以存在使用温度。如果温度不在其使用温度范围之内，就等于摆脱了电场控制而不会有光电效应，从而出现各种问题。例如，温度过高液晶会变成液体，液晶屏出现高亮度;温度过低则冷却变成晶体，液晶屏出现黑屏现象！液晶显示器正常工作温度一般要在5℃～35℃左右，湿度保持20%～80%为佳。

通过对上面案例分析和我们运行中的监测，对保护装置异常运行时的环境温度统计，如何控制保护室温度是保证保护装置正常运行和使用寿命的一个重要环节。我们参照计算机运行为例，在我们的保护装置中计算机（服务器）担负着重要职能，其它的装置中单片机等应用也非常普遍。

在我们运行的变电站中，保护装置几乎集中安装在保护室内，可以参照计算机场地技术条件。由上表可以看出温度的过高或过低及陡然变化对设备运行的稳定性、可靠性及寿命都有很大的影响。

开关电源是保护装置的主要部件，每当环境温度升高10℃时，主要功率元件的寿命减少50％。

出现这样寿命迅速下降的原因都是由于温度的变化。2012年2月21日对张庄站保护装置运行监视，

室外温度-12℃、室温16℃。

红外测温CSL164B装置刚打开测温

CSL164B装置打开3分钟测温

操作箱装置温度

由测温可以看出，装置的运行温度远高于环境温度，装置在封闭运行的情况下由于散热问题，电源组件已经接近55℃的上限值。（冷却方式将发热元件安装在金属散热器上，通过挤压热表面，实现高低不等能量体传递能量，能够依靠大面积的散热片辐射出去的能量并不多。这种热传导方式称为自然冷却，它对热量散失延迟时间较长。换热量Q＝KAt（K换热系数，A换热面积,t温度差），若室内环境温度偏高，t的绝对值就小，这时这种传热方式的散热性能就会大大下降）。

装置是否是运行温度越低越好哪？答案是否定的，湿度过低时，装置内各种转动设备、活动

地板等有磨擦的部位易产生静电和积累静电荷，当静电荷大量积累时，将会引进程序读写错误，烧坏半导体器件。在环境湿度较大时，会使装置产生凝露，当相对湿度大于65%时，物体表面就会附着一层厚为0.001~0.01μm的水膜，这种水膜看不见、摸不着。

当空气处于饱和状态时，水膜会增厚到10μm。致使装置锈蚀、老化甚至电子元器件短路损

坏。如蓄电池等保护室内低温下运行容量减小、充放电率会大大降低。当相对湿度大于50%，主

要设备在一年之内或更短的时间里就可能失去可靠性或可靠性降低，如果相对温度的变化每小时

大于6%，上述情况则更加严重。

通过对保护装置的运行监视和对二次设备、保护装置的运行要求和参照相关规定，为了提高保护装置的运行可靠性，建议将保护室夏季温度控制在22±2℃范围内运行，冬季室温控制在16±2℃运行，当低于14℃时可适当加温。如蓄电池单独安装时，保护室可维持室温运行。

第7篇：继电保护故障案例分析范文

【关键词】线路旁带；事故原因；运行分析；防范措施

引言

虽然变电站的运行规程对旁代等特殊操作模式做出了明确的规定，旁路转供操作存在并联、等电位、取下旁路及分段断路器操作保险、保护定值区切换及光纤差动保护的投退等问题。如果操作细则不够完善、操作时一旦发生疏漏、操作人员未能有效提醒和把关，就会造成事故发生。因此要熟悉电网运行情况，操作前要对每一步操作多想一下是否存在安全隐患，善于思考、分析和总结就可以避免很多事故发生。

1110kV二西线漏退光纤差动保护的误操作事故案例分析

1.1事故前运行方式

华电哈密电厂通过110千伏二西线、一西线与哈密一电厂联网。哈密一电厂通过110kV一小线带小营房变、一红线带南园变，一红线红光侧断开。华电哈密电厂二西线断路器检修，专旁带二西线运行。

1.2跳闸经过

1.4暴露问题及原因分析

（1）当值调度员责任心不强，没有认真阅读电网日调度任务书中保护、调度专业提出的退出二西线光纤保护要求，工作疏忽大意，没有按照要求退出二西线光纤保护，调度员在工作中未能切实做到“严、细、实”，安全意识淡薄，操作行为不规范，没有把防范措施真正落实到具体工作中。

（2）华电哈密电厂二西线断路器转冷备用，隔离刀辅助接点粘连，故电厂侧保护装置仍存在有三相电压。事故前装置A相电压突降，出现零序电压；试送时，该三相电压和零序电压消失；此问题已通知华电哈密电厂查找。

（3）华电哈密电厂在二西线旁路带路后，二西线断路器在检修状态下，没有将保护装置功能压板退出，违反了《新疆电网继电保护及安全自动装置运行管理规定》第5.4条要求“运行中的一次设备器保护装置所有压板应按规定全部投入，一次设备停运时起保护装置所有压板（含相关联跳压板）应全部退出”。

（4）虽然变电站的运行规程对旁代等特殊操作模式做出了明确的规定，但操作细则不够完善，操作时一旦发生疏漏，操作人员未能有效提醒和把关。

1.5防范措施

（1）调度班进行整顿，加强人员责任心教育，要求调度员对两项以上的操作（含保护装置投退操作）均需填写操作票，并严格执行操作监护制度。

（2）要求所辖范围内各电厂、变电站对《新疆电网继电保护及安全自动装置运行管理规定》进行学习，并将相关内容列入《现场运行规程》，要求所有有人值班的发电厂、变电站对有差动保护的设备每天进行一次差流巡视，对差流发生异常变化的应及时上报调度及相关专业人员。

（3）加强调度、运行人员继电保护学习。熟悉本厂站及网内保护设备基本原理、回路和操作注意事项。

2110千伏线路旁带操作时旁母断路器跳闸事故分析

2.1事故前运行方式

2.2事故经过

操作前，调度令变电站值班员调整1736线路对侧断路器保护定值区。根据调度令，运行人员合上联络线旁母隔离开关17360后，刚回到主控室时，发现110千伏旁母隔离开关1160断路器跳闸，保护动作情况为：CN，三相电流Ia=0.8，Ib=1.3Ic=4.3，零序IV保护动作。对事故跳闸设备进行检查为发现故障。

2.3事故原因分析

2.4防范措施

（1）加强继电保护管理。在旁路断路器带出线断路器（或旁路断路器恢复备用时），由于零序电流保护最末两段电流动作值较小，为防止零序电流保护误动，在断路器并列前，应退出该侧零序电流保护最末两段的出口压板，继电保护定值应随运行方式改变而调整。

第8篇：继电保护故障案例分析范文

关键词：厂用电 越级跳闸 接线设计错误 中性线接反 装置老化

中图分类号：TV737 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2015）06-0324-01

图1：厂用电越级跳闸电气接线简图

一、故障前运行方式

2014年8月3日，公司#61机组运行（见图1），#62机组备用，#61机组高厂变A分支带6kV5A段运行，6kV5A段带6kV公用56A段运行，#4启备变运行，其6kV分支开关断开作为热备用。

二、故障经过

2：30：50，运行人员在DCS上合上三期燃油变6kV开关66047。

2：30：51，高厂变B分支零序电流保护动作，t1时限跳6kV5B段工作电源进线开关66504，t2时限动作于全停，#61机组与系统解列，启动厂用快切。

2：30：52，6kV5A段工作电源开关66503跳闸，备用电源开关66507合闸。

2：30：53，#4启备变A分支零序保护动作，t2时限动作于跳#4启备变高压侧220kV开关207和低压侧6kV开关66507，导致厂用电中断。

三、检查情况

1.检查发现三期燃油泵房A变压器高压侧开关66047高压侧零序保护动作，进一步检查6kV电缆桥架内出现了放电现象。

2.对#61号机发变组保护装置进行检查，A、B屏均为B分支零序过流保护动作，t1时限、t2时限均出口，A分支无保护动作记录。

3.由于66047开关在6kV公用56A段，该段由6kV5A段供电（见图1）。分别在高厂变A分支中性点电阻柜、B分支中性点电阻柜内的零序CT加电流，在发变组保护A/B屏上动作信号及出口完全正确，再解开高厂变A分支中性线、B分支中性线分别对线，发现两分支中性线一次侧接反。

4.对#4启备变保护装置进行检查，A分支零序过流保护动作，动作电流2.5A，但t2时限先于t1时限出口（整定值：1.42A，t1为1S动作于跳66507，t2为1.5S动作于#4启备变跳闸）。

四、越级跳闸分析及应对措施

1.6KV开关二次接线设计错误

图2：66047开关二次接线图

1.1故障分析

6kV高压侧开关66047为西门子公司产品，其高压开关二次接线图见图2。

正常运行时，开关“防跳回路”线圈处于励磁状态，其110V直流电源由“远控合闸”回路，经保护跳闸中间继电器常闭接点（KCO51-52）提供。故障情况下，保护跳闸中间继电器常闭接点由闭合转为断开，此时，“防跳回路”电源被切断，开关防跳回路K1线圈失磁，不能起到开关防止跳跃的作用。

运行人员通过DCS操作，“远控合闸”合上66047开关，其合闸脉冲时间持续为3秒钟，此时，由于6kV开关合闸在故障上，保护动作跳闸，此时“防跳回路”电源被切断，造成开关跳跃。在3秒脉冲内，开关共计分合闸5次，故障未能切除。这是造成越级跳闸的第一级原因。

1.2整改措施

公司与西门子厂家人员经分析认为，此种设计存在缺陷：开关在“远控合闸”时，如合闸在故障上，开关防跳功能退出，将造成开关重合在故障上，进而造成开关反复分合闸。

最终确定解决方案：将串入“远控合闸”回路中的“保护跳闸中间继电器”常闭接点（KCO51-52）进行短接，以确保“防跳回路”的正常供电，防止开关跳跃，及时切除故障，避免开关爆炸。

2.高厂变AB中性线分支接反

2.1 故障分析

6kV5A段与6kV公用56A段之间通过共箱母线中3根Ф130×16mm的大口径铝管连接，无法安装零序CT，所以6kV联络开关66001及66511均未设零序电流保护。

经查看保护动作情况记录，A分支无保护动作记录，发变组保护A、B屏均显示为B分支零序过流动作，而实际情况为A分支在提供故障电流，故分析为零序保护接线接反。其t1时限跳B分支，经t2时限动作于#61发变组全停，机组跳闸，启动厂用快切。这是造成越级跳闸的第二级原因。

2.2整改措施

后经进一步分析检查发现，两分支中性线一次线接反。由于#61高厂变中性线一次侧不方便调换，因此将至发变组保护A/B屏的零序CT二次线进行了调换。

经分析，#61高厂变中性线一次侧接反在基建时期，原因主要是施工人员看错了高厂变中性线标识。高厂变中性线分支一次侧接线，往往不容易引起重视，保护校验也通常是通过中性点CT加电流进行试验，该段接线的正确性成为了检查盲区。为此，在保护校验中，可通过加装辅助线测量导通情况的方式，检查验证一次侧线路是否接线正确。

3.#4启备变保护装置老化

3.1 故障分析

#61机组跳闸后，#4启备变向厂用电供电，其A分支向故障电缆提供故障电流，A分支低压零序保护启动，其t1时限（1秒）跳本分支，其t2时限（1.5秒）跳#4启备变。此次故障，t2时限先动作，#4启备变跳闸，厂用电中断。

经保护装置厂家国电南自分析认为，由于#4启备变保护装置必须是保护的两套CPU均有动作出口要求时才能真正出口，而该保护装置的两套CPU在A分支零序保护启动后的陆续采集弧电流的过程中，出现了两套CPU的t1时限先后到达的情况，当后到达的CPU的t1时限出口的同时，先到达（t1时限）的CPU的t2时限正好也出口，因此出现了#4启备变t2时限动作的情况。这是造成越级跳闸的第三级原因。

3.2 整改措施

按照国电南自厂家建议，对微机保护装置DGT801软件版本进行升级改造，提高保护可靠性。同时建议此保护装置已运行10年，建议对保护装置进行升级改造。

五、结束语

通过这起厂用电越级跳闸原因案例分析，重点从三个越级跳闸点分析原因，采取措施。第一越级点查找到6kV开关二次接线设计错误，存在DCS合闸在故障上时，出现开关反复跳跃，提出短接保护跳闸中间继电器常闭接点建议，消除设计隐患；第二越级点查找到#61高厂变AB中性线一次侧接反，提出用添加辅助线测量导通的方式，检测一次线接线的正确性，消除盲区；第三越级点分析出保护装置硬件及软件版本存在的不足，提出升级改造的必要性。

参考文献

[1]四川广安发电有限责任公司2×600MW电气系统图

[2]四川广安发电有限责任公司2×600MW主机运行规程

[3]四川广安发电有限责任公司2×600MW继电保护及安全自动装置运行规程

[4]四川广安发电有限责任公司2×600MW电气检修规程

[5]四川广安发电有限责任公司2×600MW机组6KV开关二次接线图

第9篇：继电保护故障案例分析范文

关键词：直流系统接地 拉路法 逐段排除法

引言

电力变压器是电力系统的重要电气设备，它广泛应用在电力系统的发电、输电、配电等各个环节，其安全运行关系到整个电力系统能否连续稳定的工作。随着电力变压器容量的增大和电压等级的提高，对系统安全性的影响上了一个台阶，同时大容量变压器也是十分贵重的元件，因此对变压器保护的快速性、安全性、可靠性和灵敏性提出了更高的要求。

变压器差动保护是变压器保护最重要的保护之一。差动保护可以反映各侧引出线的相间短路故障、变压器各绕组的相间短路故障、直接接地侧引出线的接地短路故障以及直接接地侧绕组的接地短路故障。它能够快速可靠地切除故障变压器。

变压器差动保护的保护区是构成差动保护的各侧电流互感器之间所包围的部分，包括变压器本身、电流互感器与变压器之间的引出线。

变压器内部电气故障的危害是非常严重的，立即会造成严重的损坏。绕组和绕组端部的短路和接地故障通常可被差动保护检测出。对应在同一绕组内导线间击穿的匝间故障，若短路的匝数较多，也可被检测出来。匝间故障是变压器电气保护中最难检测出来的绕组故障。差动保护作为变压器的单元保护，可以快速的切除故障变压器。同时差动保护不应在保护区外的故障下误动作。

1.变压器差动保护的构成原理及接线

变压器差动保护不会涉及有电磁感应关系的各侧电流，它的构成原理是磁势平衡原理。

以双绕组变压器为例，假设一次绕组电流为 ，二次绕组电流为 ，它们的正方向均为流入变压器，当变压器外部故障短路或者正常运行时有公式：

+ =

式中： 、 是1侧和2侧绕组的匝数。

如果忽略励磁电流 ，则：

+ =0

当变压器的变比和电流互感器的变比不匹配时，变压器两侧相电流的相位差将不一致，当通过合理的接线方式和补偿方式使得两侧电流的相位差保持一致时，如果变压器发生外部故障短路或者正常运行时，变压器两侧的电流将会相互抵消。即：

=0

因此，当变压器外部故障短路或者正常运行时，流过变压器差动保护装置的电流近似为零，不满足保护动作条件。

当变压器发生内部故障短路时，流过变压器差动保护装置的电流为短路电流，也为一次绕组和二绕组电流的向量之和，其差动保护动作，切除故障变压器。

图1-1画出了模拟的变压器差动保护的单相原理接线图。下面对正常运行或外部短路和内部短路两种情况进行分析来说明变压器差动保护的基本原理。

图1-1变压器差动保护的原理接线图

（a）正方向的规定；（b）正常运行与外部短路；（c）内部短路

1.1.正常运行与外部短路

当变压器各侧以流入变压器的电流为正方向时，如图 1-1（a） 所示，流入差动保护装置中的电流为 + 。在正常运行的情况下如果负荷电流是从上往下流的，或者如图1-1（b）所示的发生外部短路的情况下流过变压器的短路电流也是从上往下流的，那么此时图中 、 的电流方向将与规定的电流正方向刚好相反，差动继电器中的电流为二次绕组电流与一次绕组电流的向量差 。如果变压器和电流互感器的变比匹配，变压器的接线方式和电流互感器的接线方式符合实际要求，就可以使流入差动保护装置中的电流为零，即 =0，此时差动保护装置不动作。

因此当变压器里只流过穿越电流（负荷电流或外部短路时流过变压器的短路电流）时差动保护装置不动作。

1.2.内部短路

当变压器差动保护区内发生短路时，如图1-1（c）所示。由于两侧电源同时向故障点提供短路电流，这时短路电流的实际方向与规定的电流正方向是一致的，且幅值很大。如果把短路电流 归算到TA二次侧的话，流入差动保护装置的电流就等于短路电流，即 = >>0 ，这时差动保护装置动作，可以切除故障点。

2.案例分析

变压器差动保护范围比较大，一旦动作，就会造成变压器停电甚至变电站全停的事故发生。因此分析变压器差动保护动作的原因，找出故障点，尽快恢复送电非常重要。下面通过两起我公司变压器差动保护动作实例进行分析，讨论如何分析变压器差动保护动作的原因。

2.1.案例1

2.1.1.现场情况介绍

故障前运行方式：112带全站负荷，145运行，111备用，1，2号主变并列运行，345运行，545备用；110kV备自投停用（运行方式要求）。

故障发生时当地气象条件：彩亭桥地区中到大雨，湿度很大。

开关跳闸情况：2012年4月24日12时26分，彩亭桥变电站2号主变差动保护动作，112、145、302、502开关掉闸，全站停电。

保护装置动作情况： 12时26分26秒949毫秒311过流1段保护动作