继电保护故障案例分析范文
时间：2023-12-22 17:50:52
导语：如何才能写好一篇继电保护故障案例分析，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。
篇1
随着我国社会主义市场经济的不断发展，国家基础设施方面的建设也在不断地完善，国家电网事业发展迅速。就电力行业来说，各种继电保护设备的性能也在进一步优化。但是，我们不得不注意到这样一个现象：由于各种主客观限制性因素的影响，继电保护装置的运行过程中很容易出现一些故障，严重影响了继电保护装置的正常运行，也给电网企业造成了沉重的经济负担。近年来，相关企业都十分重视继电保护装置的运行，并采取各种积极措施，努力解决各种运行故障。下面，保证将结合继电保护装置运行中的某一故障实例，对故障出现的原因及应采取的措施进行相关探讨。
1 继电保护误动故障案例分析
当电力系统中的电力元件（如发电机、线路等）或电力系统本身发生了故障危及电力系统安全运行时，能够向运行值班人员及时发出警告信号，或者直接向所控制的断路器发出跳闸命令以终止这些事件发展的一种自动化措施和设备，实现这种自动化措施的成套设备，一般通称为继电保护装置，其原理见如图1。
图1 继电保护装置原理图
然而，近年来，部分地区电力企业运行过程中各种继电保护误动故障多发，给企业的发展和人民的生命安全都造成了较为严重的影响。以广东某电力公司的继电事故为例，2012年该公司投入运行一座新的35KV的变电站，采用主变单母线不分段运行的方式工作。在这个变电站中，总共有5条10KV的出线，总负荷达到3200kw，在继电保护装置方面，该公司选用了清大继保电力有限公司THL-302A型的保护装置。在大约4个月的时间里，该系统一直维持正常运转。但是，在11月上旬，系统的保护装置突然跳闸，无法正常运行。随即，相关工作人员展开检测，通过排除，最后确定保护装置无法正常工作的原因是线路落上小鸟，造成电路相间的短路。
2 故障出现的原因
就上述案例来说，10KV架空线路的运行过程中，极容易发生单相接地、两相或者三相短路的情况，在该装置的应用过程中，工作人员也十分注意这几个故障点，但由于继电保护配置的计算不合理，设定的值过小，导致保护误动故障的发生。
就当前电网系统中继电保护误动的情况来看，继电保护误动故障发生的原因不是唯一的，而是多种因素相互作用导致的。结合自己的工作经验，笔者总结出继电保护误动的几个原因：
第一，工作电源可能使用不当。作为继电保护装置运行的关键部分，工作电源的使用合理与否将会对继电保护误动故障的发生起到十分重要的作用。很多电力企业为了节省成本投入，购买并使用一些质量较差的电源，由于其稳定性能较差，电压值不断变化，影响继电保护装置的运行。一旦出现电源波纹系数过高的情况，继电保护装置就会误跳闸。
第二，电流互感器的接线方式不正确。接线方式将会直接影响继电保护误动。很多施工人员的专业素质较低，同时接线工作又相对复杂，在接线过程中很容易出现各种失误，比如相序接反，接线松动等这会导致继电保护装置不能正常运行。
第三，继电保护装置的元件存在问题。每个继电保护装置都是由多个不同的元件构成的，因此元件的温度及湿度等都会对装置作用的发挥造成十分重要的影响。尤其是那些差异较大以及使用时间过长、老化的元件，工作人员更要十分注意。除了这几个方面之外，继电保护误动故障的发生会受到一些外来因素的影响，如继电保护装置切换接触点时会产生强高频的电磁信号或者浪涌电压等，都会导致装置运行故障。
3 故障处理的相关措施
3.1 案例故障处理措施
通过上面案例分析，不难发现，之所以会出现上述故障是由于电网的送电方式不合理以及保护值的设置不当。因此，为避免此类事故的再次发生，工作人员必须完善以下两个方面的工作：
第一，优化送电方式。根据继电保护装置的线路负荷的基本特点，工作人员最好选择分片分级的送电方式，尽量地减少同时送电的变压器的数量，从而减少送电过程中变压器产生的励磁涌流，尽量避免产生保护值过小导致故障的情况。第二，要适当调整保护定值。工作人员要科学计算，按照变压器励磁流量的大小来适当调整保护值，防止保护装置故障误动或拒动情况出现。
3.2 故障处理的一般措施
针对当前继电保护误动引起的故障，结合自己的工作经验，笔者认为，相关工作人员应该采取以下措施 ：
第一，提高工作人员的专业技术及综合素质。纵观当前继电保护装置运行中出现的各种问题，笔者发现其中很重要的原因就是工作人员的失误造成的。为了避免这些人为失误，企业必须采取各种积极有效的措施，提高工作人员的专业技术及综合素质，使他们熟悉继电保护装置运行的原理及各个环节，并能及时解决各种难题。同时，每个工作人员要严格要求自己，做到与时俱进，不断充实自己。
第二，完善继电保护装置的管理制度。制度是保障工作进行的基础。因此，企业必须完善继电保护装置的管理制度，保证各项工程的顺利进行。制度内容应尽可能详细，涉及各种安装规范等，为工作人员装置的安装提供有力的参照。同时，要落实各项工作责任制度，将各个工作环节落实到每个人。一旦出现问题，要追究个别工作人员的责任。这是保证继电保护装置运行合理的重要措施之一。
第三，要加强对继电保护装置的定期维护工作。在长期的使用过程中，各个继电保护装置的各个元件很容易出现老化，容易造成装置故障。因此，工作人员要加强装置的维护工作，及时发现各种问题，并进行设备的替换，保证装置的高效运行，避免出现继电保护装置误动故障的现象。
除了以上几个方面之外，相关工作人员还要努力创新，不断提高技术水平，完善继电保护装置的性能，尽量避免故障的发生。
4 总结
就现实情况来说，继电保护装置的运行过程中很容易出现各种故障，既影响了整个电网系统的运行效率，又对企业的经济效益造成一定的损失。因此，企业必须重视继电保护装置的运行过程，认真分析装置运行过程中出现各种误动故障的原因，并采取各种积极有效的措施，避免各种故障的发生。相信未来，我国继电保护装置误动故障的发生率将会进一步降低，电力行业发展会更为迅速。
参考文献：
[1]刘伟，李江林，杨恢宏，张晓华，杨红旗，何锡点.智能变电站智能告警与辅助决策的实现[J].电力系统保护与控制，2011（15）.
篇2
关键词：继电保护 可靠性 问题 措施
中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2013）04（a）-0140-01
在电网安全、稳定运行过程中，继电保护起到关键性的作用，其中继电保护的可靠性是保证电网安全运行的重要因素。目前，电网系统运行中常出现一些故障，严重影响到电网的安全运行。因此，采取继电保护装置不仅可以排除电力系统故障，维护电网的稳定和安全，而且能够提高城市的发展脚步和居民的生活水平。因此，提高继电保护的可靠性已势在必行。
1 继电保护的概念及意义
继电保护是对电力系统的供电和电气设备的安全运行进行保护。继电保护的可靠性是指保护装置在规定的时间内和预定的条件下完成规定功能的能力。继电保护装置是一种自动装置，在电力系统中肩负着保证电力系统安全、稳定运行的重任，并通过使用监控系统，在短时间内发现系统故障，能够尽快地排除故障，恢复系统的安全运行。目前，由于电网系统的多变性和复杂性，所以如何能够提高继电保护可靠性具有非常重要的研究意义。
2 供电系统继电保护问题分析
2.1 设备问题
电磁型继电保护的保护形式和现在技术较先进的微机型保护相比存在着元件数量多、连线较复杂、体积较大和灵敏度低等缺陷，严重影响继电保护的可靠性，不能很好地满足可靠性的要求。特别是近年来这种继电器越来越频繁暴漏出一些不足，出现一些故障（如继电器触点振动、触点绝缘降低等原因引起的断路器跳闸故障）。
2.2 配合级差问题
继电保护装置的级差配合，是保证系统安全运行的重要环节。由于众多供电系统结构越复杂，运行难度加大，必然影响变送电设备的安全。因此，配合级差的问题尤为突出，若新总变作为一级6 kV高配电源，配出回路速断时间定为0.8 s，而下一级高配所如三催高配所、二循高配所的进线开关的时间也定为0.8 s，这就在故障状态下难以区分哪个开关先动作，上级开关动作必将带来更大的不利影响。
2.3 整定值问题
整定值是保护线路和设备的主要参数，整定值的计算相对比较复杂，需要很强的专业要求。如果继电保护的整定值出线问题，比如有同样型号和容量相同的两台设备具有不同的过流、速断值，下一级设备的整定值大于上一级设备的整定值，将造成在下级设备出现事故却跳开上级开关的现象，致使事故范围不断扩大，并造成电力系统出现一些安全隐患。
2.4 管理问题
继电保护的管理是电气管理中的重要部分之一，其实设备落后和配合级差问题的出现就是缺少专人管理的重要表现，继电保护的管理需要系统、全面地进行，从整体上进行合理的调整，对于新设备应进行合理地选用，并对全公司各级别参数进行复核，所有这些工作需要专人进行。
3 提高继电保护可靠性的有效措施
（1）做好装置检查工作。在继电保护工作中，应加强机组试验和电流回路检查，对于各种插件和二次回路接线不能同时进行，而是放在最后阶段。
（2）强化一般性检查。一般性检查是提升继电保护可靠性的组成部分。其工作主要体现以下几点：首先检查各类连接件的稳固性和焊接点是否到位。其次应重新检查继电保护装置的插件，看是否正常连接。最后，需要控制好继电保护屏和控制屏的螺丝质量。
（3）做好线路的接地工作。接地工作对继电保护可靠性起到关键作用。如继电保护装置机箱必须连接在屏内的铜排上。另外，保护屏内的铜排导线应稳定地固定在接地网上。
（4）充分利用网络技术。近年来，随着网络技术发展，在继电保护中的应用也越来越广泛，对网络技术的充分利用，不仅让继电保护中的保护单元实现共享的作用和故障数据的分享，从中让继电保护系统更加完善与协调，提高电力系统的总体质量。
4 故障案例分析
4.1 故障分析
某发电公司2011年因继电保护引起的故障有：（1）因保护装置引起的故障有6次，原因为：保护装置元件和中间继电器受到了损坏；（2）因人为因素引起的有4次，原因为：操作人员缺乏专业知识，造成操作出现错误；（3）因二次回路引起的故障有3次，原因为：接线线路出现断线、短路现象；（4）因励磁系统引起的故障有7次，原因为：励磁调节装置出现了损坏和老化现象等。
4.2 解决故障问题的对策
（1）二次回路管理。
要解决二次回路的故障问题，应做好以下几方面的检查工作：①加强基础建设中二次回路的检查力度，并确认备用的电压互感器二次线圈的端子开路情况；②工程完工后，要对二次回路的线路布置进行检查，加强图纸与现场的实际情况的核对，看是否有漏项，以防止图纸上出现错误或设备接线出现错误等，从中造成继电保护的误动。
（2）励磁系统管理。
在励磁系统引起的故障当中，非停次数占重要很大的比例，因此，应重视以下几个方面的管理工作：①定期对励磁的动态系统进行检查和试验；②加强发电机转子的检查，及时调整电流的变化情况，保障励磁系统的安全性，避免系统出现故障，引起机组出现停机现象。
（3）电压互感器控制。
电压互感器熔断器的自动熔断多是由于发电机振动引起的。主要体现在发电机振动时石英砂会不断摩擦熔丝，使其截面变小，熔丝通流容量变小。因此，应定期更换熔断器，以防止由于熔断器自动熔断引起保护装置损坏或励磁系统出现误动。
（4）备用自投入装置。
加强备用自投入装置的检验力度，按照继电保护及安全自动装置检验的标准，对其做模拟试验，有条件的可进行带负荷试验，以确保这些装置随时能正确地投切。
5 结语
综上所述，本文主要分析了电网供电系统中的继电保护系统和装置的可靠性问题，着重探讨了提高继电保护的可靠性的措施，旨在有效地提升电网运行的安全性及稳定性，保证电网的供电需求，同时为继电保护人员提供有利的参考。
参考文献
篇3
关键词：保护通道 通道测试 异常
纵联保护通道是电力系统纵联保护的重要环节，通道性能的好坏，直接影响到纵联保护能否正常投运。在运行过程中，通道经常会出现一些异常，比如：通道对试试验不能完成[1]等。
本文从纵联保护通道异常的现象出发，总结提炼出不同异常现象下通道检查、排除故障的思路和方法，对继电保护运维人员在通道异常情况下快速定位故障部位，消除故障提供了有效的理论依据和解决方法。
一、通道对试试验不能完成
当通道对试试验不能完成时，可按照以下方法逐项进行检查。
1.外观检查
两侧的收发讯机、保护装置有无异常及电源损坏情况。
2.检查收发讯机有无发讯指示
当按下试验按钮后收发讯机无任何发讯指示，应检查：
收发讯机各电源及试验按钮接触是否良好；继电保护装置是否有通道试验的开关量输入；收发讯机切换把手的接点导通情况；在收发讯机背板端子排启动发讯开入端，检查收发讯机是否发讯；如按下收发讯机后发讯指示灯亮，而信号指示灯无指示：令收发讯机发讯，用选频电平表测量通道口处信号，以确认信号指示表指示是否正确；在收发讯机发讯状态下测量收发讯机载供（晶振）、前置放大、功率放大、线滤等插件处的电平情况，以确定问题所在；如果载供处信号正常，而在收发讯机发讯指示灯点亮的情况下无高频信号输出，可怀疑控制回路存在问题[2]。
3.当收发讯机有发讯指示，收发讯机通道口有信号，应检查本侧高频通道
如果结合滤波器电缆侧无信号，一般认为高频电缆存在问题，最常见的为高频电缆断线。推荐检查方法为自收发讯机出口断开高频电缆与收发讯机的连接，将高频电缆的芯线和屏蔽线短接并接地。在结合滤波器处分别测量芯线和屏蔽层以及分别对地的电阻即可确定高频电缆是否有断线。
如果高频电缆没有断线，要考虑是否存在高频电缆的长度接近高频信号波长的四分之一或四分之一的整数倍。这时也会出现高频电缆类似开路的情况，从而使高频信号不能传输。
还有一种情况就是高频电缆与结合滤波器以及收发讯不匹配，使通道衰耗急剧增大，出现高频信号近似不能传递的情况。
还需要检查高频电缆的芯线与屏蔽线或地线有无短路。因为高频电缆芯线或屏蔽层处理不好以及芯线和屏蔽层之间绝缘损坏都会造成芯线与屏蔽层之间短路，使高频信号被短路点屏蔽。
4.本侧发讯正常，在耦合电容器处测量信号正常的情况下，考虑对侧配合检查
令本侧收发讯机长发讯，在收发讯机通道口测量有无信号，如果信号正常而收发讯机无收讯指示则可以分别在收发讯机滤波单元、收讯单元、解调单元等处的测量信号状态以确定问题所在。这里还要考虑控制单元是否有问题，因为如果信号切换部分不能正常工作也会造成信号不能进入收发讯机解调单元。
如果在收发讯机通道口测量高频信号不正常，则应分别在结合滤波器耦合电容器侧、结合滤波器高频电缆侧处测量高频信号，检查有无异常，从而确定或排除异常点。
5.对侧发讯及本侧收讯均正常，则应检查本侧收发讯机收讯输出单元是否有问题，测量在收讯时收讯输出的接点是否闭合；在收讯输出接点闭合的情况下，检查保护装置是否有收讯开关量输入。
二、结语
纵联保护通道的好坏关乎保护能否安全可靠运行，本文对通道对试试验不能完成的异常现象进行了深入分析，详细总结了处理方法和步骤，为继电保护人员快速排除故障提供了思路和方法。
参考文献
[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护典型故障分析[M].北京：中国电力出版社，2001.
[2]薛峰 .电网继电保护事故处理及案例分析[M].北京：中国电力出版社，2012.
作者简介：易炳星（1986-），男，本科，研究方向为电力系统继电保护；
刘彪（1986-），男，本科，研究方向为电力系统继电保护；
篇4
【关键词】电压互感器特点；常见故障；案例分析
一、概述
1、电压互感器的作用
电压互感器作为电力系统中的重要电气设备，担负着把高电压按比例变成低电压的任务。电压互感器作为各种测量、计量、仪表和继电保护的重要器件，是电气二次回路与一次系统相连络的枢纽。可使仪表、继电保护及运行人员与高压系统绝缘、隔离，解除高电压给二次回路及运行人员带来的威胁，确保人的生命及设备的安全。
2、电容式电压互感器的特点
电容式电压互感器结构简单，使用维护方便，又由于其绝缘耐压强度高，故使用可靠性高。电容式电压互感器不仅体积小，而且其电容分压器能兼做高频载波用的耦合电容器，有效地节省了投资和占地面积。电压互感器是电力系统重要的一次设备，负责将高电压转换为较低的标准电压，提供给系统中的电气测量装置、电能计量装置、继电保护装置和自动装置。由于传统电磁式电压互感器（PT）易产生铁磁谐振，而电容式电压互感器（CVT）不会与外部元件（开关断口电容）形成铁磁谐振，且具有结构简单、造价较低、耐绝缘冲击强度高、绝缘裕度大等优点，在高压系统中广泛使用
二、电压互感器常规检查及常见故障
1、常规检查，可通过巡视，从以下几方面进行判断，发现缺陷。（1）所接表计指示是否正常、保护装置是否误动作。
（2）电压互感器烧坏，二次侧和外壳接地是否良好。
（3）电压互感器运行中，本体有较大的不均匀噪声。
（4）电压互感器运行时，本体有较高的温升，有异味。
（5）端子箱清洁、受潮情况。
（6）检查二次回路的电缆及导线有无腐蚀和损伤现象。
（7）电压互感器瓷瓶是否清洁、完整，有无损坏及裂纹，有无放电现象。
（8）电压互电容式电压互感器的特点及其二次回路异常处理无漏油现象。
2、常见故障原因
（1）电压互感器因内部故障过热（若匝间短路、铁芯短路）产生高温，使其油位急剧上升，并由于膨胀作用产生漏油。
（2）电压互感器内发生臭味或冒烟，说明其连接部位松动或互感器高压侧绝缘损伤等。
（3）绕组与外壳之间或引线与外壳之间有火花放电，说明绕着内部绝缘损坏或连接部位接触不良。
（4）引起电压互感器二次回路短路故障原因较多，下面简述几种常见的原因：①回路中联结电缆短路。②二次回路导线受潮、腐蚀及损伤而发生一相接地，又发展成二相接地短路。③内部存在有金属短路缺陷，造成二次回路短路。④户外端子箱严重受潮，端子联结处产生锈蚀。⑤电压互感器接线中的隐患。⑥在预试、检修过程中遗忘接线。⑦电压切换开关接触不良。
3、处理原则
（1）不得用近控方法操作异常运行的电压互感器的高压刀闸。“保人身、保电网、保设备”是事故处理的基本原则。任何事故处理，必须首先考虑保证人身安全。电压互感器一次发生异常，特别是出现异常响声时，为防止电压互感器爆炸造成人身伤亡，故明确要求不得就地拉开异常运行的电压互感器的高压刀闸。
（2）不得将故障的电压互感器二次与正常运行的电压互感器的二次并列。
（3）停用受电压影响的保护，做好转移负荷准备。
三、案例分析
案例一：2011年某220kV变电站220kV接线方式为双母带旁路形式，220kV母线并列运行。220kV1M、2M各带一台电压互感器，电压互感器二次侧分列运行。220kV出线两回，分别挂220kV1、2M运行，其中一回220kV出线双套保护均为高频保护。后台机发：“220kV1M 电压消失、220kV保护装置异常”等信号。
经检查，该站220kV多个间隔保护发出电压回路断线及保护装置异常信号，判断为220kVⅠ母PT电压发生异常，现场检查220kVⅠ母PT一次设备无异常，发现PT端子箱二次空气开关跳闸。试送一次后，二次空气开关又跳开，进一步检查发现PT端子箱二次空气开关与PT小母线之间A相电缆导线有一处绝缘损坏，此时处理故障不能用并列PT二次侧的方法进行处理，也不能用正常的倒母线方法进行转换PT电压，否则会扩大故障。应采取：
1、对采用方向元件或阻抗元件的保护必须申请退出运行。
2、本站1条220kV线路保护是一套光纤差动保护（RCS－931）、一套高频保护（RCS－902），退出高频保护后原则上还可以继续运行，但运行时间不宜过长。
另1条220kV线路保护两套主保护均是高频保护，因受电压影响，需退出高频保护，退出后相当于是无主保护运行，但实际上不允许220kV线路无主保护运行，可采取以下方式隔离故障：一是可用220kV旁路代线路开关运行，将电压故障的线路倒至正常电压的母线运行。方法是：若旁路挂在正常电压母线，则直接用旁路代路运行，使电压故障的线路保护装置等恢复正常；若旁路挂在电压故障的母线，则要先将旁路冷倒至正常电压母线，然后代路运行。
3、主变的带电压的保护是后备保护，失去电压影响不大，暂时可以原来状态继续运行。
4、若处理时间较长，则可将线路开关冷倒至正常电压母线，然后恢复该线路开关运行，或用旁路开关代主变运行。
案例二、2007年4月某变电站发生一起高频保护区外误动事故，220kV甲线和乙线同运行在II母线上，在乙线发生单相故障时乙线保护正确动作，而甲线的对端B屏保护误动跳闸，甲线保护为高频闭锁，事后检查从录波图上看到，甲线保护对侧误动主要是本侧保护在故障反相时没发高频闭锁信号造成。经过录波图分析发现对一个时刻的电压，电流幅值两者相加合成后的零序功率方向为正方向。所以故障期间由于电压的异常导致零序功率误判正方向是甲线本侧B相高频保护停信的原因。零序电压的不正常主要问题在电压回路，当对装置N600走线进行检查，同时测量两套保护N600对地电压，发现正常情况下A屏保护对地电压为0.01V，而B屏保护对地电压为0.3V（同一表计测量），存在较大的区别，同时审查甲两套保护的电压回路图并现场核对，发现两者N600走线的确存在较大区别，其走线如下图：
由图可以看出，甲线两套保护LFP901A与LFP902A的PTN线走向存在明显区别，其A屏保护（LFP901A）所用N线由母线PT端子箱直接引入控制室，且在控制室控制屏上一点接地后引入保护装置，在保护装置上通过跳线与甲线TYD的N600联通；而B屏保护所用N线则直接从甲线线路TYD的N600引入，两套保护所用的N600不同，虽然在A屏保护处母线PTN600与线路TYDN600有跳通，但由于B屏保护的N600到跳通点距离相当长（距离约有1km多）。在乙线故障时，由于本站侧入地的短路电流较大（从保护数据可以看约18kA），使得地网电位升高，导致甲线TYD的N600击穿保险导通，从而在该N600回路上形成两点接地，短路电流使两接地点存在一定的压差，同时由于二次联接电缆阻抗一般较小，因而在回路中形成较大的环流，造成击穿保险导流片炭化，并使得B屏保护的N600与母线PT的N600不等电位，产生附加零序电压，致使零序功率方向由反变正，保护停信。
所有经控制室零相小母线（N600）连通的几组电压互感器二次回路，只应在控制室将N600一点接地，各电压互感器二次中性点在开关场地接地点应断开；为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的断路器或接触器等。
四、结束语
电压互感器及其二次回路异常给电网安全运行带来极大压力，处理不慎将严重危及电网安全运行。加强对电压互感器日常巡视、维护工作显得尤为重要，同时变电检修、运行人员应提高电压互感器异常情况下处理能力，确保电网、设备安全可靠运行。
参考文献：
[1]刘凡远.电压互感器原理与故障分析，湖南电机，2011年7月.
[2]贺家李 宋从矩. 电力系统继电保护原理，中国电力出版社，第三版.
篇5
【关键词】：继电保护；调试；技术分析；安全管理
中图分类号： TU714 文献标识码： A 文章编号：
1变电所继电保护
继电保护动作的原理，就是当电力系统中某些部分出现短路或故障，导致电流或者电压等发生变化，当然在这个过程中，还要其他的物理量的变化，如变压器油箱内部发生故障时，油流速度增大，大量瓦斯产生，油压强度增高。一旦故障发生，继电保护装置就会发生跳闸命令，并且通过断路器的控制，将故障元件与电力系统有效断开，这样，既可以减少元件的损坏，而且可以保障电力系统的运行，满足电力系统对安全性以及其他特定要求。继电保护在电力系统中作用大体表现为以下几点：一、可以在最短的时间内，迅速恢复电压，确保电力系统的稳定性，降低对用户的影响；二，可以通过继电保护装置，预防和控制故障的进一步扩大，使得电气设备的损坏程度减轻，提高重合闸的成功率。
2电力系统中继电保护调试的技术分析
继电保护装置是为了保证电力系统在运行过程中的突发故障而采取的保护措施，当电力运行过程中出现故障时，这一线路上的继电保护装置就会自动切断故障电路，从而避免了故障的扩大，给电力系统造成更大的损害。因此继电保护装置在运行过程中就需要具有可靠的安全性，在动作时要安全可靠，所以对于继电保护装置在调试的过程中要具有相应的规范，并严格按照规范的要求来进行调试。
3继电保护装置调试中应注意的问题
3.1工作开始前应检查工作人员是否已将应断开的连接片断开，此外，应检查应断开的交、直流电源空气开关确已断开。
3.2在调试工作开始前应打印一份定值和正式定值核对，对定值单上没有的定值应认真记录装置内调整的系数，需将装置插件拔出检查并记录。
3.3工作开始前需根据工作内容要求认真填写二次回路安全措施单。
3.4与保护装置相关的闭锁条件必须一一模拟检验其闭锁功能是否正常，对定值投入的信号要逐一进行检验，如过负荷闭锁有载调压及TA断线等。
3.5带有方向的保护必须做正、反两方向试验，结合TA的一次与二次极性接法，对照保护定值的方向要求来验证保护装置的方向性是否正确。
3.6调试时需加入最大负荷电流与三相平衡的额定电压，然后瞬间断合保护装置的直流电源，检查保护装置是否发生误动及信号是否正确。然后，再瞬间逐一断合单相、两相及三相交流电压，检查装置是否出现误动，信号是否正确。
3.7整组试验完成后应调度核对装置的保护定值，对于定值单上没有的值及参数需与试验开始前做的记录相核对。
3.8调试工作完成，投入跳合闸连接片之前，用万用表的直流电压档分别测量连接片上下端对地电位，而不能用万用表直接测量连接片上下端之间的电位，以防万用表档位选择不当而发生误动。
4继电保护装置调试工作的安全管理措施
4.1遵循质量管理体系要求，开展标准化作业继电保护调试需严格遵循质量手册规定开始标准化调试工作，在继电保护设备调试前，应首先确定需要使用的仪表及仪器等是否在有效期内，有没有损坏及破损的情况，另外，做调试记录时，应填写清楚所用的仪器、仪表及调试装置。
4.2培养严谨细致的工作作风
以前老一辈的继电保护调试的工作人员由于具有较强的安全意识，同时工作作风也较严谨，所以对于调试过程中的经常发生的烧回路保险的问题都能很好的避免，烧毁情况发生的较少，但在现在年轻的调试人员当中，往往安全意识缺乏，工作经验少，又缺少钻研性，所以在调试过程中使设备烧毁的情况较为多见，严重影响了电力系统的安全运行。
4.3加强技术培训与岗位练兵工作
随着计算机和通信技术的快速发展，继电保护装置的技术提升很大，发展速度的增快就对技术人员提出了更高的需求，调试人员的技术素质需要加强，对于继电保护调试人员的水平的提高可以从以下二方面入手：一是请厂家的专业调试人员来企业进行现场指导，或是为企业的技术人员进行培训。二是企业定期组织培训，强化调试人员的技能和对新知识的认知。
4.4做好二次图纸及资料的管理工作
应首先查线核对，确认到货正确，待接线准确后，再进行调试工作；对已经完成的工作内容，需进行修改的内容应在图纸上及时修改，一方面可为自己的下一步工作创造条件，此外，为施工图纸的最后移交打下基础。
4.5必须做到“三戒三忌”
一戒重设备安装安全，轻保护调试安全，忌无安全调试作业指导书。二戒个人主义，轻协调作战，忌无全局观念。三戒重直流回路，轻交流回路，忌无系统观念。
4.6建立继电保护校验备忘录
应组织继电保护人员将每一次校验、缺陷处理及发生的事故或障碍等的原因、处理过程、经验教训等详细记录在班组公用的继电保护校验备忘录上并予以公开，及时组织讨论学习，这样可以避免同样的事情再次发生，团队人员整体的技术素质也会逐步得以提高。
5案例分析
5.1.2008年4月23日，110kVA变电所备用121开关保护定校，工作结束后在进行功能压板投退验收时，发现重合闸功能压板（控制字软压板）无故退出。经过询问，当时专业检修班组没有进行相关修改，并且外部没有任何遥控操作干扰。只是检修班组在对保护装置输入定值后，对装置重新上电，按理不会对保护装置有任何影响。检修班组当时认为装置没有异常，可以正常投运。
5.2.2010年1月14日，为配合某A变电所投运，由B变电所通过110kV开关对A变110kV设备冲击1次。调度要求对110kV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110kV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。
6结束语
作为一名变电运维人员，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，才能胜任变电站值班员这个岗位。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]邱建洲.关于继电保护调试的技术分析与探讨[J].科技信息，2005.
篇6
【关键词】备自投；拒动；合后位置；故障分析
【Abstract】On a110kV substation 110kV auto-switching malfunction accident， the accident of power network operation mode， the device of entry and open volume change， which we can analyze that the blemish exists on the associated circuit breaker closed position relay， combined with auto-switching operation principle. The blemish causes device hidden safety problems， and then we put forward the improvement measures.
【Key words】Spare Power Auto-switching；Malfunction；Closed position；Fault analysis
0 引言
备用电源自动投切装置（简称备自投）是指当工作电源因故障或失电被断开后，能自动而且迅速的将备用电源投入工作或将客户切换到备用电源，从而使客户端不停电的一种装置。可以达到正确隔离故障、减少故障范围、保障运行设备正常供电的目的。
备自投工作方式主要有明备用和暗备用两种方式，其中，明备用是指装设有专门的备用电源或设备。暗备用是指不装设专门的备用电源或设备，而是工作电源或设备之间的互为备用。根据系统一次接线方案不同，备自投又可分为进线备自投、桥开关分段备自投和低压母线分段备自投等功能模式。
备自投装置使环形电网可以开环运行，变压器可解列运行，从而简化继电保护二次接线，减小短路电流。由于它的实现原理简单、费用较低，可以适应不同接线的多种运行方式，在电网中得到了广泛的应用。
1 备自投装置基本要求
备自投装置正常工作时可以起到隔离故障、减小故障范围、保障设备持续供电，但若备自投发生拒动或者误动，也可能造成电网故障范围扩大，影响电网安全稳定运行，因此，备自投装置应有如下五方面的要求：
（1）保证在工作电源或设备确实断开后，才投入备用电源或设备。
假如工作电源发生故障，当其断路器尚未断开就投入备用电源，势必造成将备用电源投入到故障元件上，扩大事故，加重故障设备的损坏程度。
（2）不论因任何原因工作电源或设备上的电压消失，备自投装置均应动作。为实现这一要求，备自投应设有独立的低电压启动部分。
（3）备自投装置应保证只动作一次。
当工作母线发生永久性故障或引出线上发生未被其断路器断开的永久性故障时，备用电源第一次投入后，由于故障仍然存在，继电保护装置动作将备用电源断开。以后，不允许再次投入备用电源，即备自投放电，闭锁备自投。
（4）备用电源不满足有压条件时，备自投不应动作。
电力系统故障有可能使工作母线、备用母线同时失电，此时备自投不应动作，以免负荷由于备自投动作而转移。特别是当一个备用电源对多段工作母线备用的情况，如此时备自投动作造成所有工作母线上的负荷转移到备用电源上，易引起备用电源过负荷。
（5）人工切除工作电源时，备自投不应动作。
备自投引入各工作断路器的合后接点，就地或远控跳断路器时，其合后接点断开，备自投放电。
2 备自投典型逻辑
装置引入了两段母线电压，用于有压无压判别。引入两段进线电压作为自投准确及动作的辅助判据。每个进线开关各引入一相电流，为了防止PT三相断线后造成备自投装置误动，也是为了更好的确认进线开关已跳开。
装置引入电源1、电源2和分段开关的位置接点（TWJ），用于系统运行方式的判别，自投准备及自投动作。
引入电源1、电源2和分段开关的合后位置信号（从开关操作回路引来KKJ）作为各种运行情况下自投的手跳闭锁。
另外还分别引入了闭锁方式1、2、3、4（1、2为进线备自投闭锁，3、4为分段备投闭锁）及自投总闭锁5。
装置输出接点有跳电源1、电源2各两付同时动作的接点。用于跳开1DL、2DL。输出合电源1、电源2各两付独立动作的接点。输出跳、合3DL的动作接点。
图1 进线备自投主接线示意图
图2 分段备自投主接线示意图
3 事故案例分析
本文以某110kV内桥接线变电站备自投拒动为例，对其拒动原因进行分析，并提出整改措施。
3.1 现场运行方式及事故经过
图3 事故变电站主接线图
事故前进线一运行，进线二热备用，桥开关3DL运行，见图3。2011年5月3日14：02分，由于线路永久性故障，进线一失电，该站110kV备自投拒动，全站失压；14：11分，调度紧急将全站负荷调进线二供电。故障时进线一带全站负荷约55MW，停电9分钟，共计损失电量0.825万kWh。
3.2 检查经过及原因分析
故障发生后，由专业技术人员对该站备自投装置及一次设备进行检查，确认二次接线紧固良好，装置外回路、开入量和一次设备无异常，但在备自投装置记录中发现桥开关3DL合后开入在故障时异常消失5秒钟，导致备自投放电、退出。之后对开关合后位置异常的相关回路和插件进行了检查，确认插件存在缺陷，并于5月12日，对备自投装置和桥开关操作装置插件进行了更换和全部检验，备自投装置运行恢复正常。
3.3 事故暴露问题
备自投装置由人工切除工作电源后，备自投不应动作，因此装置开关量引入了两进线断路器及桥断路器的合后位置信号。在对断路器进行合闸操作之后，合后位置信号存在并磁保持，该信号只在人工对断路器进行跳闸操作后返回。工作进线和桥断路器的合后信号作为备自投放电条件之一，若工作进线和桥断路器的合后信号消失则造成备自投自动放电而不会动作。该站操作插件存在隐患是此次备自投拒动的根本原因。
经调取装置记录信息发现合后位置存在自动返回记录，但是上述记录没有引起运行及检修人员注意以致引起事故发生，是导致此次事故等次要原因。
3.4 防范措施
3.4.1 故障发生后，公司立即组织召开专业分析会，针对该装置出现的问题，于5月5日-6日对在运同一厂家（某公司ISA-358F型号）10套备自投装置的程序版本、台帐记录、检验情况、各单元模拟输入量回路、装置开关输入量、记录之间是否对应、告警信息记录、压板投入情况等进行了认真细致检查，未发现异常。
3.4.2 针对本次故障，于5月8日邀请国网技术学院保护专家开展了备自投及其它自动装置研讨培训，进一步提高了继电保护人员对备自投、自动切负荷等装置的原理和运维要点的理解和掌握。
4 结束语
随着电网自动化程度的提高，备自投应用越来越广泛，备自投装置本身的可靠性对电网的安全稳定运行影响越来越大，运行和检修部门应加大对装置的日常巡视和检验力度，实现对设备运行装置的可控、在控、能控，保障电网的安全。
【参考文献】
[1]PSP数字式备用电源自投装置技术说明书[Z].国电南京自动化股份有限公司，2003，11.
[2]RCS-9000分散式保护测控装置技术说明书[Z].南京南瑞继保电气有限公司，2002，8.
[3]ISA变电站综合自动化系统说明书[Z].深圳南瑞科技有限公司，2001，12.
[4]贺家李，宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京：中国电力出版社.
[5]DL/T 526-2002静态备用电源自动投入装置技术条件[M].北京：中国电力出版社，2002.
[6]栗维勋，齐雅彬，吕凡.一起110kV备自投装置异常动作的分析[J].电力安全技术，2011，8（13）：28-31.
篇7
【关键词】牵引变电所；综合自动化；自投；拒动
引言
电气化铁路牵引变电所均要求具有双电源、双主变压器固定备用。备用电源及主变压器自动投切功能占有重要地位。当运行进线失压或主变压器故障时，通过自投动作，尽快投入备用进线或主变，防止发生全所停电事故。
由于牵引变电所自投系统涉及到大量的隔离开关、断路器及保护装置联动，故障率较高，因此自投系统的定期试验非常重要。2011～2012两年间宝鸡供电段对宝成铁路管内各牵引变电所进行的自投试验中，多次出现断路器、隔离开关拒动和自投拒动问题，为了能够弄清楚自投系统存在的问题并采取措施避免因自投失败而造成的停电事故，本文对3次自投试验失败的故障案例进行分析，并提出了自投试验的改进措施。
1 自投功能
（1）自投工作原理：自投装置能够自动识别当前运行方式、自投允许条件、备用电源进线或主变的工作状态和牵引变电所主接线形式，当出现进线失压或主变故障时，根据定值中设定自投方式，实现备用电源或备用主变压器的自动投入。
（2）系统运行方式识别
宝鸡供电段宝成铁路管内多为成都交大许继TA21 型综合自动化系统，自投功能由两套主变测控装置共同完成。由两套主变测控装置分别对牵引变电所当前的运行方式进行识别，执行自投逻辑。变电所主接线如图1 所示：
2 自投试验故障案例分析：
案例1：2011年5月10日，徽县变电所自投试验失败。故障现象为主变故障自投试验时，主变差动保护动作主变自投成功，而重瓦斯保护动作主变自投失败。故障原因为保护装置内部主变高、低压侧断路器的消抖延时设置不匹配，造成自投失败。
案例2：2011年10月6日，阳平关变电所自投试验失败。故障原因为保护装置内部与外部断路器、隔离开关电气参数设置不匹配，造成自投失败。
案例3：2012年5月12日，朝天变电所自投试验失败。1QS、 2QS、5QS隔开都出现拒动现象。最终查明故障原因为5QS隔开位置转换后，由于保护内部消抖延时设置不合理，主变测控装置未及时检测到5QS的位置信号，而5QS对2QS、1QS隔开都有分合闸闭锁条件，造成保护装置无法正确判断隔离开关的位置，中断自投程序。（见变电所主接线图1）
结合实际运行经验，以及近年来牵引变电所备自投系统试验的故障实例，分析可以发现，造成自投失败的原因多为综合自动化设备与断路器、隔离开关之间电气参数不匹配所造成的。在现场实际自投试验中，只做了整体联动试验，未作分部检查试验，自投试验时一旦出现故障，不能迅速找到故障点，延误恢复设备的安全运行。因此对牵引变电所自投试验、故障查找方法的改进势在必行。
3 解决措施：
主变测控装置可以通过所内以太网与试验工具软件通信，试验人员可以通过试验工具软件查看装置内、外部设备的运行状态，修改装置的内部参数设置。
3.1 试验前完成以下检验工作：
（1）保护插件版本校验。利用试验工具软件检查主变测控装置硬、软件效验码，若检测出问题，可进行硬件及软件更换。
（2）自投整定值设定检查：检查失压延时、进线失压及有压值、隔开动作时间、自投联络延时、失压及主变故障判别投入等整定值。
（3）消抖延时设定：正确配置室外开入（断路器和隔离开关的位置信号）及室内开入（保护内部与自投相关的信号）的消抖延时。
3.2 若自投过程中出现故障，立即转入自投模拟试验。以检测是保护装置故障还是外部隔离开关、断路器故障。清楚界定故障范围，便于故障处理。
（1）开入信号（进线失压、有压，主变故障）检验。采用试验工具软件中的传动试验，在本侧装置上进行开出试验，检查开入信号。
（2）自投联络信号检验。采用试验工具软件中的传动试验，在对侧主变测控装置上进行开出试验，查看本侧开入信号。
（3）主变高低压侧断路器、进线隔开、跨条隔开、中性点隔开位置信号开入检查。采用盘前进行断路器、隔开分合闸操作检查本侧开入量。
（4）若检查结果各种信号显示均正常，则说明保护装置运行正常，故障点在外部设备。外部设备的故障情况，可以根据信号的显示情况，迅速判断故障设备，进行检修。
将以上试验方法应用于宝成铁路牵引变电所自投试验中，取得了良好的试验效果。
4结束语
随着铁路建设的迅速发展，先进技术、设备的更新换代，一、二次设备电气参数的匹配问题不断出现，直接危及安全供电。通过对自投试验方法的改进，提前预防和消除了设备隐患，确保了牵引变电所设备的安全可靠运行。
参考文献：
篇8
关键词：变压器、瓦斯继电器、误动、故障、本体重瓦斯
中图分类号：TM4文献标识码： A
1、引言、结论
选题的背景和意义
电力系统正常运行过程时常会发生由于变压器本体瓦斯保护误动而引起变压器跳闸的故障，使电力系统和变压器可靠性运行水平以及供电可靠性都受到很大的影响；同时瓦斯保护装置对反映变压器绕组匝间短路或内部绝缘电弧故障具有高度灵敏性和重要作用，一旦误动必须彻底查清误动原因，确认变压器本体无故障后方可投运，增加了大量现场工作，因此必须采取预防措施杜绝瓦斯保护误动。
主变瓦斯保护的现状和发展趋势
变压器做为电力系统变电及配电的核心设备，起到了升压及降压的作用，在电力系统中起到至关重要的作用。所以保护变压器的安全运行也成为供电部门工作的重点，瓦斯保护就是利用反应气体状态的瓦斯继电器来保护变压器内部故障的，瓦斯保护是一种比较成熟的保护技术，其主要优点是安装接线简单、灵敏度高、动作迅速、能反映变压器内部发生的各种故障。
2 主变瓦斯保护的原理
2.1主变瓦斯保护的基本原理
瓦斯保护是变压器内部故障主保护,当油浸式变压器的内部发生故障时, 电弧使绝缘材料分解产生大量气体, 其强烈程度随故障的严重程度而不同, 瓦斯保护就是利用反应气体状态的瓦斯继电器来反应变压器内部故障。
目前使用的瓦斯继电器有浮筒式、挡板油杯式等型式,它们的动作原理基本相同,由于浮筒式瓦斯继电器存在渗油和接点易振动等原因,易造成误动的缺点, 所以近年采用了挡板油杯式瓦斯继电器即QJ-80型继电器，QJ-80 型瓦斯继电器是较有代表性的产品，该继电器的动作原理是：正常运行时，开口杯浸在油内，开口杯的外壳和附件在油内的重量所产生的力矩，比平衡重锤所产生的力矩小，因而开口杯处于向上倾斜位置，干簧接点均断开。当变压器内部发生轻微故障时，所产生的气体聚集在继电器上部，迫使继电器内油面下降或因漏油导致油面下降，则开口杯侧所产生的力矩超过平衡重锤所发生的，使上开口杯下降并带动永久磁铁，使干簧接点闭合发出轻瓦斯信号。当变压器内部发生严重故障时，油流冲动挡板，当挡板运动到某一限定位置时，永久磁铁使另一对干簧接点闭合，接通跳闸回路，称为重瓦斯保护。它具有较好防振结构, 它用开口杯代替了密封浮筒, 用磁力接点代替了水银接点。
2.2主变瓦斯保护的正常接线及其分析
瓦斯保护接线简单，动作可靠、灵敏。其原理接线图如图所示。
当变压器内部发生轻微故障使油位降低时，瓦斯继电器KG的上接点KG1 动作，接通信号继电器1KS 发出信号。当变压器内部发生严重故障，瓦斯继电器KG 的下接点KG2 动作，接通信号继电器2KS 和中间继电器KM，发出信号并使断路器跳闸。
3主变瓦斯保护误动案例分析
220kV某变电站2号主变频繁报本体轻瓦斯动作，值班员立即汇报工区，工区派检修人员到现场进行检查，对2号主变取油样、取气并进行了色谱分析，取出的气体经过化验后为空气，从而判定轻瓦斯保护频繁动作不是由于变压器内部故障引起的。检修人员将气体释放后，每隔1-2天仍会发生一次此现象。检修人员会同运行人员对2号主变进行了详细检查，发现3号潜油泵处有漏点存在。2号主变为强油风冷变压器，由于潜油泵密封不严导致泵运行时空气随油循环进入变压器油箱，空气积聚在气体继电器内，达到轻瓦斯动作的量时，轻瓦斯保护就频繁发信。检修人员更换了3号潜油泵密封圈后2号主变未继续发轻瓦斯动作信号。
4 瓦斯保护误动的原因及防范措施
4.1 瓦斯保护误动的原因
(1)瓦斯保护的二次电缆绝缘击穿使得瓦斯保护跳闸回路被接通而误动作。
(2)冷却系统密封不严，导致空气随着油循环进入变压器油箱，达到一定程度后导致瓦斯保护误动作。
(3)油枕内的胶囊安装不良，造成呼吸器堵塞或呼吸系统不畅，当油温发生变化后，呼吸器被冲开，油流使得气体继电器误动作。
(4) 继电器接线端子无防雨罩,密封不严导致接线端子内积水,二次回路中瓦斯继电器接点导通导致瓦斯保护误动作。
(5)变压器受到较强的振动（如地震、施工爆破等）造成气体继电器接点误接触，导致瓦斯保护误动作。
(6)瓦斯继电器本身存在质量问题
4.2 瓦斯保护误动的防范措施
(1)严格把好工程质量验收关，细化主变检修及其保护的验收项目，完善主变一、二次检修试验后的验收规范，重要部位和重要项目验收到位。特别要保证电缆中间不得有接头。
(2)严格做好密封，避免由于进气而引起保护误动作。主变检修应进行检漏试验。主变投运前，注意排除主变内部空气，尽早启用油泵，借助油循环将残留空气排除。
(3) 为防止瓦斯继电器因漏雨水而短路, 应在其接线端子处和电缆引线端子箱上采取防雨措施。同时应该对瓦斯继电器二次回路定期检查, 并测试其绝缘情况。
(4)预防呼吸器堵塞。投运前应将储油柜内充满油，排尽储油柜中全部空气。
(5)在运行中的主变进行滤油、加油、更换硅胶、处理呼吸器，以及其他可能造成气体继电器误动作之前，一定要将瓦斯保护改接信号。工作完毕后，主变空气排尽后，方可瓦斯保护重新投跳闸。
(6)加强相关人员的技术和现场处理能力的培训，做好运行设备的日常维护工作，提高发生事故时的应急处理能力。
5主变瓦斯保护运行维护及注意事项
(1)瓦斯继电器连接管上的阀门应在打开位置。
(2)变压器的呼吸器应在正常工作状态。
(3)重瓦斯保护连接片投跳闸，轻瓦斯投信号。
(4)油枕的油位应在合适位置, 继电器内充满油。
(5)户外变压器应保证瓦斯继电器的端盖有可靠保护及防雨装置且安装牢固，以免水分侵入。
(6)继电器接线端子处不应渗油, 并应防止雨雪、灰尘侵入,二次回路要有防水、防油和防冻措施, 并在春秋二季进行检查。
(7)变压器在运行中进行如下工作时应将重瓦斯保护改接信号。
1) 用一台断路器控制两台变压器时, 当其中一台转入备用,则应将备用变压器重瓦斯改接信号。
2) 滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂和开闭瓦斯继电器连接管上的阀门时。
3) 在瓦斯保护及二次回路上进行工作时。
4) 除采油样, 瓦斯继电器上部放气阀放气外, 在其它所有地方打开放气、放油和进油阀门时。
5) 当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象, 需要打开放气或放油阀门时。（在瓦斯跳闸连接片未改接至信号位置前，禁止打开各种放气放油阀门，以防误跳闸）
6) 在地震预报期间, 应根据主变具体情况和瓦斯继电器的抗震性能, 确定重瓦斯保护运行方式。地震引起重瓦斯保护动作停运变压器, 投运前应对变压器瓦斯保护进行检查试验, 确认无问题后方可投运。
(8)新装变压器或停电检修进行过滤油，从底部注油，调换瓦斯继电器、散热器、强迫油循环装置以及套管等工作，在投入运行时，须待空气排尽，方可将重瓦斯保护投入跳闸。
(9)当变压器轻瓦斯保护信号动作后，应尽快查明原因，并作好记录，如信号动作时间间隔逐渐缩短时，说明变压器内部有故障，可能会跳闸，此时应将每次信号动作时间作详细记录，并立即向上级领导汇报。
6 总结
通过对变压器气体瓦斯保护的工作原理、变压器瓦斯保护误动作的案例分析，总结出误动原因，提出了瓦斯保护误动的防范措施。以及对主变瓦斯保护运行维护及注意事项的分析，阐述了变压器瓦斯保护动作的相关问题。有利于在变压器出现故障时能尽快做出正确的判断和处理，提高变压器可靠性运行水平，对保证电力系统的稳定运行及电力事业的发展有着重大的意义。
参考文献
[1] 贺家李,宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京中国电力出版社,1994
[2] DL/T 572-95，电力变压器运行规程
[3] 宋志学，杜道奎.变压器的瓦斯保护[J]. 北京:农村电气化，2005
篇9
关键词：10kV配网；开闭所；自动化
作者简介：郭衡（1983-），女，陕西西安人，西安供电局运维检修部，助理工程师；吕信岳（1984-），男，浙江温州人，西安供电局运维检修部，助理工程师。（陕西 西安 710032）
中图分类号：TM726 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）36-0227-02
配网主要包括配电变电站、配电线路、配电变压器以及继电保护等相关的设施，是保证发电和输电系统与用户之间联系的一个重要的环节。根据各电压的等级的不同，可以将其分为高压配网、中压配网以及低压配网，而本文所选用的10kV属于中压配网，且中压配网根据地域的不同，配网的电压也是不同的。能够适用于10kV配网的系统主要有馈线、配网开闭所自动化、厢式变系统。10kV配网根据其系统，可以涉及多个方面，分别是远动、通讯、继电保护、负荷监控、远程抄表、调度自动化或是配电所等。为了能够更为直观对10kV配网进行了解，下文将针对10kV配网、自动系统的结构、微机系统、工作原理、特点、功能等，以案例的方式对其进行简要的分析。
一、10kV配网简介
配网也可以称为配电网，其主要的组成部分别是导线、电杆、电缆以及档距。10kV配网的导线主要采用JKLYJ-240。高度不同，其所能够覆盖的区域也是不同的。因此电杆的高度决定了送电范围，大中型城市的电杆高度一般是在18米，小城市或乡镇一般是在15米。10kV电缆采用的是YJV22-240或200。档距是两根电杆之间的水平距离，计算好两根电杆之间的档距，就可以了解到电杆所涉及的区域，从而减少电杆的浪费。档距在城市中的距离是60m，农村的距离是80m。根据供电区的功能以及电压的不同，可以将配网分为城市配网、农村配网以及工厂配网，而10kV配网一般是用在城市配网上。[1]
1.10kV配网开闭所的自动化系统
配网自动化是一个非常庞大、复杂并且综合性非常高的系统性工程，其主要的作用是对电力企业以及跟配电系统有关的功能数据进行控制，满足用户对于用电的需求，降低用电的运行费用。而根据配网的自动化系统，考虑到其开放性、可扩展性，可以将其建立成分层分布式总线结构，也就是由调度控制中心进行划分，将其划分为多个站区控制中心，并由站区控制中心再进行划分，划分为配电单元群、前置单元群、开闭所单元群以及厢变单元群。[2]根据这多个单元群对城市居民、工厂职工或者农村的居民进行合理的供电。详细情况见图1。
2.配电网中的通讯方式
从图1可以看到，调度中心通过通讯线对各地区的站区控制中心进行控制和下达指令，而配网的自动化通信系统的通讯方式主要有以下几种：光纤通信、电力载波、无线通讯、电话线。每一种通讯方式都有其独特的优势和劣势。
光纤通信是最早在10kV配网中使用的通讯方式，利用该种通讯方式，其数据比较稳定、抗外界干扰能力比较强。在初期时使用该种通讯方式，投资的费用较大，但是随着各种通信设备样式的不断出现，导致光纤通信设备的价格也在不断下降，根据目前的趋势，其极有可能会成为最为实用的通讯方式。
电力载波通信主要是利用输电线路进行传输，其可以在最大程度上降低电能损失，但是该种方式必须要解决在通信期间可能出现的电路故障，保障电路传输的安全性。
无线通讯系统主要是利用公共频段进行数据的传输，特点是投资的费用较小，进行维护时也比较简单。而该种方式受到的限制也比较多，主要适用于中小型城市郊区或是乡镇中，因为在乡镇或中小型城市郊区的建筑物比较少，而该种通信系统的传输距离会因为建筑物的多少而受到影响。
电话线通讯主要是以城市中的电话网络为基本的依托，并在调制解调器与电话网之间建立起通讯的通道。[3]
3.微机系统
现阶段，配网自动化系统的自动化主要是采用微机进行控制的，针对不同千伏电压配网的微机系统，其规模、监控、配置以及调度自动化的系统也是不同的。[4]
10kV的微机系统规模的控制数量必须要远远大于调度自动化系统的规模，也就是通过微机对各区域的站区控制中心进行控制。可以说站区控制中心是调度自动化系统，而微机系统则是调度控制中心。
微机系统要对整体区域的调度自动化系统进行监控，那么在选择监控软件的时候就需要根据不同电压的大小进行监控。而10kV配网监控软件选择SY-2000。
10kV配网自动化微机系统的外部配置主要有PC机，系统选择的是windows98以及通讯控制器。
二、10kV配网开闭所自动化的主要特点以及功能
10kV配网开闭所的自动化可以自动对电路中出现的故障进行检测，对故障进行定位以及隔离，并且可以在网络重构之后自动恢复供电。
10kV配网开闭所的自动化具有一定的独立继电保护性能，也就是当电力系统中的电力元件发生故障会威胁到电力系统安全运行时，就会自动进行保护或是跳闸，保证用户用电的安全。
10kV配网开闭所所使用的接口一般都是用Moden接口，采用该种接口，可以组成一个通信网络，对整个配网进行管理和监测，并根据收取到的数据报告进行命令和应答。
采用分站微机监控系统，可以对各地的站区控制中心进行灵活的控制。
当10kV配网开闭所出现了故障或问题时，将会由控制中心站发出警告，并自动将阀门关闭，等待故障解决后恢复供电。
三、10kV配电网开闭所的工作原理
从图2中可以看出，开闭所在整个10kV的配网中处在一个关键的位置，任何项目都需要经过开闭所。
当图中的故障点发生故障时，变电所Q1和变电所Q2将会自动关闸，直到故障修复完毕则会重新开启闸门，恢复供电。
当各变电所收到了故障信息时，可以根据情况判断其是否为永久性的故障，如果是永久性的故障，各变电站中的智能单元会根据情况自动进行跳闸，并将发生故障的部位进行隔离。
当控制中心站接到了各变电所和智能单位所传来的跳闸信息之后，就会根据实际情况对变电所周围的闸门进行选择性的关闸和开闸，力图保证用户能够正常用电。
四、实现10kV配网开闭所自动化的主要影响因素
10kV配网开闭所的自动化设计需考虑配网所处地理位置、开闭所在配网中所占的位置以及配电自动化系统的一体化。
1.对于自动化系统的可靠性要求
变电站在设计10kV配网开闭所自动化时，要考虑在恶劣的自然条件下，各设备都能够正常运行，无论是高温还是严寒的天气都不会受到影响。因此在选择开闭所中的终端设备产品时，产品需要通过高温、低温、抗电磁、抗干扰的检测。
2.开闭所自动化设计在10kV配网中的整置
开闭所在整体的配网中占有极为重要的位置，开闭所自动化能力的大小，直接会对配网自动化产生影响。因此在设计的时候，对于开闭所的自动化要有前瞻性和全局性。需要在开闭所中安装能够进行终端测控和保护的设备，对于规模比较大的开闭所，就应当在其中加入数据采集和数据处理的功能，这样才能够保证开闭所自动化的功能得到满足。
3.对应整体对开闭所进行改造
为了保证变电站配网的整体和谐，在创建开闭所时，首先就应当对配电自动化的基本特性、现状进行了解。其中主要包括整个配网对于城市、人口的用电需求，从而对开闭所进行设计。保证开闭所对于配电线路的用电量不会造成浪费，不会随时发生遥控操作时开关发生跳跃的现象。
五、案例分析
为了更为直观对10kV配网开闭所的自动化进行了解，下文将结合上述理论，对绍南瑞配电公司在杭州地区所配备的开闭所在10kV配网中的作用进行分析。
图3是绍南瑞配电公司在杭州地区所配备的开闭所设备终端在出现了故障时的示意图。当开闭所内部分支线与母线之间产生故障时，开闭所自动化检测到了该数据，会将支线与母线所产生的故障电流切断，保护断路器。并在配电自动化的配合下，将故障点隔离，从而恢复供电，将停电的面积降到最小，保证了整个区域用户的供电。
六、结语
现阶段，我国对于变电站的投入越来越大，配网自动化建设也不断加快，而为了能够适应配网自动化的发展，开闭所的自动化发展是不可或缺的。本文主要以10kV配网为例，对开闭所的自动化的实现进行了分析。为了能够对总体理论进行更为详细的分析，本文选取了绍南瑞配电公司在杭州地区开闭所设备配电终端出现故障时的示意图，旨在能够给予相关工作者一些启示。
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篇10
本文主要针对变电站直流系统在日常运行中出现的接地故障进行分析，并通过具体案例详细阐述了接地故障的查找与处理方法。
【关键词】变电站 直流系统 接地故障 拉回路 绝缘
1 变电站直流系统接地故障产生的原因及危害
1.1 接地故障产生的原因
1.1.1 由下雨天气引起的接地
若户外的二次接线盒没有密封严实，在下雨的天气里，极易导致雨水的渗入，这样会使接线桩头和外壳导通起来，引起接地故障。
1.1.2 由小动物破坏引起的接地
在引起直流接地故障的原因中，由于密封不好导致的二次接线盒被小动物破坏，也是很重要的原因。例如，蜜蜂在盒内筑巢引起直接接地，由于老鼠咬裂的电缆外皮也易发生直流接地故障。因此，严防小动物破坏也是防止直流接地的重要措施。
1.1.3 由挤压磨损引起的接地
挤压磨损主要发生于二次线与转动部件之间，二次线与转动部件连接，随着时间的增加，会使二次线的绝缘皮受到磨损破坏，引起直流接地。
1.1.4 误接线引起接地
由于误接线引起的接地，属于人为的接线失误。例如，在二次接线中，电缆芯的一头会接在端子上进行运行，而另一头会作人员误认为是备用芯或者不带电的芯，而使其在铁杆上，从而引起接地。
1.2 危害
在变电站直流接地故障中，两点接地是危害较大的。其中正接地会导致断路器的误跳闸，而负接地则会导致断路器的拒跳闸，这两种接地都会导致严重的后果。直流系统两点接地会成继电保护、信号、自动装置误动或拒动外，还有可能造成直流保险熔断，这样便使得保护及自动装置和控制回路失去电源，进而导致越级跳闸，使事故扩大。
2 变电站直流系统接地故障的查找方法与处理技巧
2.1 查找的方法
2.1.1 拉回路法
拉回路法的原理很简单，就是直接断掉故障回路的直流电源，该方法也是作为直流接地故障最简单的方法被沿用至今。拉断回路的正常顺序一般为：信号回路照明回路操作回路保护回路。但是随着变电站二次系统复杂程度的加大，导致现在信号、控制、保护回路的区分已经没有那么严格了，除此之外，一些不正常的闭环回路也逐渐形成。这样拉回路法便不再适应这种复杂的系统程序，会大大增加查找故障点的难度。
2.1.2 直流接地选线装置监测法
直流接地选线装置可以实现在线的实时监测，即通过该装置能够对直流系统各个部分的对地绝缘情况进行监视，这样对监测到的接地故障可以做到及时报告，并清晰显示该回路的编号。但直流接地选线装置监测法也存在技术上的缺点，该方法能够对直流回路接地的具体接地回路进行监测，但是却无法定位到具体的接地点，这也是需要在以后的研究中完善的。
2.1.3 便携式直流接地故障定位装置故障定位法
便携式直流接地故障定位装置故障定位法是通过故障定位装置查找直接接地故障点。该方法具有前两种方法无法比拟的优点，即能够在不需断开直流回路的情况下带电查找故障点，这大大提高了故障点查找的效率和安全性。另外，该方法还可以对接地故障点进行准确定位，弥补了上一种方法的劣势。
以上三种接地故障的查找方法各有优缺点，在实际的变电站直流接地故障查找中，需要将集中查找方法结合使用，以实现接地故障的快速准确查找。例如，在接地故障发出报警提示后，可以首先通过在线绝缘监测装置来判断故障可能发生的回路，然后然后利用拉回路法断开回路对故障进行检验，若断开回路故障消失，那么就需要工作人员再利用便携式故障检测仪对故障点进行定位查找。三种方法结合能够大大加快查找的速度，同时提高查找的准确性。
2.2 处理的技巧
2.2.1 及时查找
直流接地的故障应做到及时查找，因为故障的发生随着环境、气候是不断变化的，具有不稳定性，若出现事故不及时查找，那么就容易造成一些难以查找的事故，给变电站的正常运行带来干扰。
2.2.2 定期巡检直流系统的对地绝缘
定期巡检直流系统接地是利用精度较高的查找装置定期对各个易发生故障的直流回路进行检查，这样就避免了在故障出现时再去查找的紧迫。在定期查找中，要认真做好记录，比如要记下绝缘较差的直流回路，等到气候发生变化时，再进行重点监测。
3 案例分析
3.1 某变电站故障经过
2013年12月12日10点43分，某330kV变电站后台上传报文“1号充电屏直流故障动作，2号充电屏直流故障动作”，10点46分，经运维人员巡视检查，发现330kV保护一小室直流分屏一报“直流母线一段11支路接地，直流母线二段4支路接地”，同时直流分屏一、二均显示“正极对地电压为0V，负极对地电压为228V”，330kV保护二小室直流分屏一、二均显示“正极对地电压为78V，负极对地电压为164V”。
3.2 故障的查找过程
3.2.1 断开接入失灵线
由于直流接地故障是在母差保护屏处接入3322开关相关母差失灵线后出现的，检修人员随即对接入的失灵线断开，对该线重新校线并进行500V对地绝缘试验，试验结果显示正常，并无电缆绝缘损坏情况出现。与此同时，观察直流接地巡检仪，直流接地报警并无消除，装置仍然报“正极对地电压为0V，负极对地电压为228V”。
3.2.2 拉回路法
通过拉合法进一步检查发现，对3322、3320断路器的两组控制电源以及31326红广梁线线路远传保护装置一CSC-125和远传保护装置二RCS-925装置电源共计6个空开依次拉合，发现若将这6个直流电源空开拉开其中任一一个，直流接地故障消失，电压恢复正常；或者将3320、3322开关不全断开，这时即使合上以上6个空开，直流接地故障也会消失，电压恢复正常。
3.2.3 检查回路
通过对回路进行检查，发现3320开关保护屏3PD端子排处TWJ节点外部接线错误，同时在线路保护二屏RCS-925远传装置9D端子排处，从3320取来的TWJ节点线接到RCS-925A装置的负电端子上，造成回路接线错误。
4 故障原因分析
由于远传保护装置一CSC-125A和远传保护装置二RCS-925所取3320开关TWJ节点的外部接线错误，并且设计图纸将3320TWJ节点直接接入RCS-925A装置的负电上，在用两段直流母线对CSC-125A和RCS-925分别供电的情况下，现场实际二次回路已造成一、二段直流母线混接情况。但是因为3320开关位置在之前手跳操作后并未进行复位操作（开关在手跳后需要在汇控柜重新复位才能上传位置），导致3320开关位置没有上传，操作箱在未上传位置时默认为合位。所以，3320的TWJ2两个节点都没有闭合，回路没有导通，并不会有直流接地报警信号。
在母差保护屏接入3322开关相关失灵线后，现场人员随后在3320开关汇控柜处对开关进行复位操作，与此同时直流接地故障出现。因为3320开关位置正确上传，TWJ2两个节点都闭合，回路接通，导致二段直流母线负电通过TWJ2直接与一段母线正电相接，造成正电假接地出现，接地巡检仪报接地故障。
5 故障处理措施
更改3320开关保护屏处TWJ2的外部接线，同时对RCS-925引入3320的线进行更改端子，回路正确，直流接地故障消失，并对3320、3322开关再次进行传动试验，试验正确。
参考文献
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