前言：想要寫出一篇令人眼前一亮的文章嗎？我們特意為您整理了5篇繼電保護故障案例分析范文，相信會為您的寫作帶來幫助，發現更多的寫作思路和靈感。

繼電保護故障案例分析范文第1篇

[關鍵詞] 繼電保護電壓保護負序電壓延時整定

一、引言

在電力系統繼電保護課的教學中，對于主變壓器保護的重要性及對事故原理的分析沒有一個直觀的認識和理解，學生在理論學習中感知不深。我校與公司繼電保護工程師校企合作，經常共同對售后服務中的事故案例分析，在主變保護課的教學中，結合一起典型的主變保護誤動作案例分析，獲得了對主變保護原理及重要性的深刻認識。

繼電保護是電力網的重要環節，可以說是電力網安全穩定的可靠保證，在電力網中具有舉足輕重的作用。對于繼電保護，其電氣回路的接線，以及定值的整定計算必須符合規程。在實際的電網運行中，一次小小的疏忽所造成的隱患往往是致命的，會給電力網的安全穩定運行帶來很大的危害。

二、事故案例介紹

（一）事故描述

2006年7月1日21：00左右，河南電網220KV系統發生系統振蕩時，220KV虎嶺站1#主變發生三側跳閘事故，原因不明確。

（二）現場檢查情況

1.事故相關運行方式的了解

虎嶺站現有2臺220KV變壓器，Y/Y/ 繞組類型。220KV母線采用單母分段帶旁母接線，35KV和6KV母線采用單母分段接線。220KV側為電源端，其它兩側為負荷側。35KV側中性點經消弧線圈接地，無放電間隙。變電所處在特種鋼廠院內，主要為鋼廠供電。

2.值班記錄

2006年7月1日21時左右，事故音響喇叭響起，1#主變三側開關位置信號燈綠燈閃光，控制屏“主變保護動作”光字牌亮。220KV復合電壓動作、6KV復合電壓動作。

3.值班記錄的保護動作報告

當時主變跳閘很快就恢復了供電，由于過負荷類保護啟動比較頻繁，我們檢查時當時動作報告已被沖丟。保護值班員當時記錄了幾次主變動作報告，全部為復合電壓動作，從中隨機選取兩個：

① 高壓側復合電壓保護

負序電壓啟動值整定值：6.000V

動作電壓整定值：65.00V

2006年7月01日21：06：50.890保護動作

負序電壓 動作量：6.333 V

AB相電壓動作量：91.89 V

BC相電壓動作量：74.42 V

CA相電壓動作量：77.67 V

持續時間 動作量：0.012s

②低壓側復合電壓保護

負序電壓啟動值整定值： 6.000V

動作電壓 整定值： 65.00V

2006年7月01日21：08：10.051保護動作

負序電壓 動作量： 0.5883 V

AB相電壓動作量： 65.25 V

BC相電壓動作量： 64.92 V

CA相電壓動作量： 66.52V

持續時間 動作量： 0.010 s

4.故障錄波器記錄

本站設南京銀山錄波器裝置，記錄了220KV系統振蕩時振蕩波形，從波形看主要表現為電壓幅值有規律的振蕩。

5.保護檢查

①對保護定值進行檢查，沒有發現定值整定異常或超規：

②對保護運行實時參數檢查，運行參數正常。

③對保護性能進行測試，保護特性正常，且能正常跳開主變三側開關

④對相關回路搖絕緣，絕緣正常。

⑤由于值班記錄比較簡單，通過跟當時值班人員耐心溝通，他們仔細回憶，他們復歸保護盤信號時，ZFZ-981操作箱保護信號燈和A、B、C相跳閘信號燈亮，非電量有信號燈亮。

⑥對施工圖紙檢查，主變保護動作信息不通過RTU上調度，集中在當地控制盤用“主變保護動作”光字牌反映。

（三）保護動作分析

錄波器記錄的220KV系統震蕩波形主要表現為電壓幅值有規律的震蕩，肯定對交流量電壓繼電器或線圈會有影響。

在系統振蕩時復合電壓保護會啟動，由于復合電壓保護只發信號，故此次跳閘事故排除了復合電壓保護動作因素的影響。

本次跳閘為三側跳閘，能導致三側跳閘行為的保護主要有：各側的后備二段保護、差動保護、零序保護、重瓦斯、壓力釋放、溫度二段、冷卻器故障等。由于沒有發現短路和接地故障，所以各側的后備二段保護、差動保護、零序保護不會動作。對變壓器本體進行檢查，無異常現象，故重瓦斯、壓力釋放、溫度二段等非電量保護也不會動作跳閘。那么受交流電壓影響的冷卻器故障動作的可能性就比較大了。

在冷卻器機構中，其電氣回路接所用變交流電源，如果交流電長時間斷電或其電氣回路有故障，變壓器本體所產生的溫升不能被冷卻，就會向保護盤發出冷卻器故障信號而跳閘。1#主變冷卻器故障信號電氣回路分長延時t1和短延時t2，長延時t1直接向保護盤發信號，短延時t2和溫升節點串接后向保護盤發信號。當主變本體達到一定的溫升如果冷卻器超過一定時限會啟動短延時t2向保護盤發冷卻器故障信號；在冷卻器故障時間較長時啟動長延時t1直接向保護盤發冷卻器故障信號。

現場檢查發現長延時t1整定為24s，短延時t2整定為1620s，很明顯長延時和短延時整定反了。此種情況下交流電源短時間斷電或雙回路交流電源切換，就有可能引起誤發冷卻器故障信號。同時與運行人員溝通了解到當時只投入了Ⅰ回路交流電源，Ⅱ回路退出，但檢查發現Ⅰ回路交流電源斷電時，控制盤上的“Ⅰ回路交流失電”光字牌不能正確顯示。據用戶反映，系統振蕩最嚴重的情況大概有20多秒，所用變的交流電壓的幅值肯定會隨著振蕩而反復降低或升高，如果冷卻器電氣回路的繼電器或線圈動作值和返回系數較高，就會繼電器或線圈節點抖動，在長延時t1誤整定24s的情況下會向保護盤誤發冷卻器故障信號從而引起主變冷卻器故障保護跳閘。

通過對冷卻器回路模擬交流電源幅值振蕩，在長延時t1誤整定24s的情況下發出了冷卻器故障信號，進一步證實了這一分析。

針對此次事故，我們和用戶通過商討和分析，建議采取以下整改措施：

1.將長延時t1和短延時t2整定值調整正確。

2.仔細查找控制盤上的“Ⅰ回路交流失電”光字牌不能正確顯示的原因。

3.將延時繼電器由交流電源調整為直流電源。（原來我們工程圖紙里已考慮，只是用戶將SJ的兩個延時整定為0，未使用）

（四）結論

通過分析，我們和用戶一致認為，長延時和短延時誤整定是系統發生振蕩時主變跳閘的主要原因；同時認為在以上情況下主變保護動作是正確的。

通過對此案例分析，學生在實際的事故分析中去理解主變保護原理，同時也掌握了事故分析思路，達到了理實一體化教學的要求。

參考文獻

[1]賀家李. 電力系統繼電保護原理[M].北京：中國電力出版社，2004

繼電保護故障案例分析范文第2篇

關鍵詞：智能電網；智能變電站；繼電保護

隨著科學技術的不斷發展，行業創新層出不窮。在此背景下，國家電網公司也開拓創新，大力發展建設智能電網。在智能電網的建設中，變電站是電網建設的關鍵環節，要順應智能化的發展趨勢，使智能變電站成為建設的重心，而智能變電站最終實現高效運作，離不開配套的繼電保護裝置[1]。文章討論了智能變電站繼電保護中的關鍵問題，并就如何提高繼電保護的可靠性提供了一些建議。

1智能變電站概述

智能變電站是指使用數字化智能設備的新型變電站，其配套的智能化裝置可自動收集、監視和控制電網信息，并操控電網，從而使電網系統能夠實現智能調節[2]。智能變電站的結構如圖1所示。智能變電站是變電站的最終發展模式，采用了智能終端柜和合并單元的模式，使保護就地化，具有保護可靠性高、智能化程度高、維護工作量少的優點[3]。針對智能變電站這一綜合、復雜、智能化的新生事物，運行人員需要認真學習智能站的運維細則，刻苦鉆研智能站的信息流圖，吃透其原理和內部邏輯，成為一個合格的智能變電站運維人員。

2智能變電站繼電保護的要點

2.1可靠性

繼電保護的可靠性主要包括以下兩個方面：（1）保護的選擇性。當智能變電站發生保護區域內故障時，應及時采取保護措施。（2）保護的可靠性。在電力系統正常運行時，保護裝置應避免誤動或異動[4]。隨著整個電力系統的自動化和數字化，電子信息技術正逐漸成為智能變電站的核心。鑒于此，信息電子設備必須被正確應用在繼電保護中。許多因素會影響電子設備的穩定性，如設備電池的兼容性和設備的使用頻率，這些都會影響繼電保護的可靠性。為確保智能變電站繼電保護的高可靠性，必須使用高穩定性的光纜，并采取措施減少來自電子設備頻率的干擾。因此，有必要研發更先進的電子信息技術，并將其應用于智能變電站的繼電保護系統自檢，確保能及時響應系統的錯誤告警，采取預控措施。電網故障診斷的流程如圖2所示。此外，應建立數學模型以定量分析繼電保護的可靠性[5]。

2.2實時性

實時性是電力系統智能變電站繼電保護的重要性能指標[6]。在數字采樣的過程中，數字采集器可能在某些因素的影響下產生時間誤差，在傳輸過程中發生嚴重的數據丟失。基于以上原因，在電力系統的采樣過程中，采樣方法應科學可行，應預估產生錯誤的可能性，再實施采樣。在實際操作的過程中，應并行計算采樣結果，以盡量減小采樣結果的誤差和減少延遲，從而全面提高繼電保護的實時性。

2.3同步性

在傳統變電站中，變壓器等電力設備的使用不需要通過時間函數同步，因此傳統電力系統缺乏同步保護[7]。智能變電站的信息采集依賴數字化的方法，因此繼電保護需要同步。有以下兩種方法可以提高智能變電站繼電保護的同步性：（1）將同步檢測裝置和差動保護裝置用于線路保護，由于同一條線路的本側和對側的同步裝置收集的是來自不同變電站的信號幅值和相位，因此最重要的是要確保整個系統的保護同步和正確執行；（2）電力系統實施過流和過壓保護，這兩個保護功能很容易實現，只需在繼電保護系統中輸入正確的定值，保護功能實現期間不需要同步過程。

3提高智能變電站繼電保護可靠性的策略

3.1加強對變壓器的保護

在電力系統中，電力設備的額定電壓是固定的。當系統電壓高于或低于額定值時，將對系統和設備產生不良的影響。電力系統中最重要的調壓裝置是變壓器，它也是繼電保護中的重要裝置。因此，將數字式電壓互感器裝置用于智能變電站繼電保護系統時，變壓器可采用分布式配置方式，以充分利用繼電保護中的差動功能。此外，智能變電站可通過集中配置變壓器裝置實現后備保護，以加強智能變電站繼電保護的可靠性。

3.2保護電壓延時元件

智能變電站在日常運行中很容易受到外部因素的影響，如電流、電壓因素等，任何異常狀態都可能導致不必要的跳閘或電流過載問題。雖然過載電流與正常電流沒有明顯區別，但是，在電流過載的情況下，如果智能變電站同時發生外部干擾的故障，跳閘的可能性會很大，這將嚴重威脅智能變電站繼電保護的動作可靠性。為此，在智能變電站的系統電路中采用電壓限制延遲動作元件時，需要通過計算每條電路的電流量準確計算總電流量，如果系統中出現過載電流問題，系統就可以立即發出告警信息，所有相關分支系統會實時激活保護命令，從而顯著提高繼電保護的可靠性。

3.3加強線路保護

在電力系統中，線路的保護極為重要，線路保護不僅可以有效保護各級電壓中的單元間隔，切除站外的故障，而且在電力系統的控制、測量、通信監控等功能實現中起著重要作用。在繼電保護中實施正確可靠的線路保護配置工作，可以顯著提高整個系統繼電保護的可靠性。因此，技術人員應做好線路保護的正確、有效配置。可以采用垂直差動聯動保護方式，這種保護方式靈敏、可靠，基本可以使所有的系統線路得到有效保護。垂直差動聯動的原理如圖3所示。當線路正常運行的時候，線路電流I1、I2的大小相同、方向相同，差動電流為零；當線路上發生接地故障時，I1、I2的方向發生變化，差動電流達到保護啟動值。在線路保護中，差動保護動作主要有主保護和后備保護兩種保護方式。在兩者有效結合的情況下，如果線路中任何一個保護出現問題，配置的另一個保護都能及時動作、切除故障，從而提高電力系統的可靠性。

3.4完善線路保護機制

目前，智能變電站繼電保護的主要方法是加強雙重保護配置。對于后備保護，可以采用集中配置實現調節，以避免交換機故障。同時，在線路保護相鄰區間和整個系統中應用雙向總線，可以便于利用后備保護反饋保護信息，通過后備保護可以判斷整個電網的運行情況，并對問題進行預處理，從而防止事故發生。此外，技術人員還應制訂合理的策略解決線路跳閘問題[8]。在目前的保護機制下，應努力尋找更多更完善、合理的技術，以實現智能變電站的技術調整。同時，需要根據電網的整體運行情況，科學有效地分析變電站內的設備運行方式，以確保運行計劃科學合理，從而進一步提高智能變電站繼電保護的可靠性水平。

4繼電保護案例分析

4.1案例概況

2021年4月19日，某換流站極2的最后斷路器保護動作閉鎖。最后斷路器一般用于換流變交流進線，最后斷路器跳開前需要閉鎖直流，以防對設備造成損壞，斷路器保護以最后一個開關的輔助接點跳開作為檢測判據。故障前，雙極為全壓600MW平衡運行，故障后，極2功率轉移至極1，未造成功率損失。閉鎖前，該站極2換流變僅帶5041邊開關運行，5042中開關正在進行某Ⅱ線擴建后的保護定檢。經分析，故障原因為該站最后斷路器保護存在軟件缺陷，軟件以跳開關的命令作為保護判據，而正確的邏輯應以開關的輔助接點作為判據。現場人員在校驗時發現，開關失靈保護時發出了跳邊開關的命令，而之前的安全措施已將失靈保護跳邊開關的壓板退出，因此邊開關雖沒有跳閘，但由于誤采用了跳開關命令作為判據，導致了最后斷路器保護誤動作。

4.2電力條例

此案例涉及的相關電力條例如下。（1）最后斷路器保護設計應可靠，應避免僅以斷路器輔助接點位置作為最后斷路器跳閘的判斷依據，防止接點誤動導致直流雙極強迫停運。（2）新建、擴建或改建工程的繼電保護和安全自動裝置應零缺陷投入運行；在新建、擴建或改建工程中，繼電保護和安全自動裝置缺陷處理記錄等資料在投運前應移交運維檢修單位，由運維檢修單位負責統計存檔；對于工程質保期內發生的繼電保護和安全自動裝置缺陷，由建設單位負責處理，運維檢修單位配合。（3）在設計保護程序時，應避免使用斷路器和隔離開關輔助觸點位置狀態量作為選擇計算方法和定值的判據，應使用能反映運行方式特征，且不易受外界影響的模擬量作為判據。若必須采用斷路器和隔離開關輔助觸點作為判據，斷路器和隔離開關應配置足夠數量的輔助觸點，以確保每套控制保護系統采用獨立的輔助觸點。

4.3應對措施

此案例事故的應對措施如下。（1）繼電保護檢驗人員應了解有關設備的技術性能及調試結果，并認真檢驗自保護屏柜引至斷路器（包括隔離開關）二次回路端子排處的電纜線的連接的正確性及螺釘壓接的可靠性。（2）對保護裝置進行計劃性檢驗前，應編制保護裝置標準化作業書；檢驗期間，應認真執行繼電保護標準化作業書，不應為趕工期而減少檢驗項目和簡化安全措施。（3）對運行中的保護裝置外部回路接線或內部邏輯進行改動工作后，應做相應的試驗，確認接線及邏輯回路正確后才能投入運行。（4）對于試運行的新型保護裝置，應進行全面的檢查、試驗，并由電網公司繼電保護運行管理部門進行審查。（5）在現場進行檢驗工作前，應認真了解被檢驗保護裝置的一次設備情況，相鄰的一、二次設備情況，與運行設備關聯部分的詳細情況等，并據此制訂檢驗工作計劃。在檢驗工作的全過程中都要確保系統的安全運行。

5結束語

智能變電站繼電保護的要點包括繼電保護的可靠性、實時性和同步性。繼電保護的可靠性關系到整個智能變電站和電力系統的安全穩定運行。因此，電力企業應重點關注智能變電站的特殊保護需求，不斷加強變壓器保護、電壓限延時、線路保護機制等，以有效提高繼電保護的可靠性，推動智能變電站和電力系統的發展，最終實現電網的持續、穩定、健康發展。

參考文獻：

[1]蔡志峰.電力系統中電氣主設備繼電保護技術研究[J].光源與照明,2021(6):81-82.

[2]雍明月,張秉楠,高尚,等.變電站在線監測智能電子設備自動化測試研究[J].工程技術研究,2020,5(21):115-116.

[3]陳宇翔.智能變電站保護系統可靠性研究[D].廣州:廣東工業大學,2021.

[4]鄔小坤,趙武智,牛靜,等.一種智能變電站二次設備狀態評價方法[J].電子器件,2021,44(3):664-669.

[5]劉元生,王勝,白云鵬,等.面向智能變電站的威脅與風險評價模型研究與實現[J].重慶大學學報,2021,44(7):64-74.

[6]李輝,張孝軍,潘華,等.面向智能變電站通信網絡可靠性研究[J].電力系統保護與控制,2021,49(9):165-171.

[7]朱寰,劉國靜,李琥,等.“新基建”下變電站資源綜合利用發展研究[J].電網與清潔能源,2021,37(3):54-64.

繼電保護故障案例分析范文第3篇

關鍵詞：變電運行；繼電保護；問題探討

中圖分類號：F407.61文獻標識碼：A 文章編號：

一、前言

近年來，我國的國民經濟不斷發展，電力系統各在國民經濟發展和社會發展中的作用也日益重要。并且伴隨著新技術的出現，繼電保護技術的發展也出現了嶄新的發展前景。同時，我國電力系統的運行與發展也對繼電保護的運行可靠性提出了新的更高要求。繼電保護是電網安全和穩定運行的必要條件，擔負的職責是極其重大的，相關單位應該及時提高繼電保護運行可靠性的相關措施和技術，以保證電網的健康運行。

二、排除故障的相應措施

1. 工作人員應對繼電保護按照獨立裝置類型進行檢查和統計。如，對目前系統運行的各種線路保護裝置、變壓器保護裝置、母差保護裝置、電抗器保護裝置、電容器保護裝置、重合閘裝置或繼電器、備用電源自投切裝置、開關操作箱、電壓切換箱，以及其他保護或安全自動裝置等，進行檢查和統計。

2. 對繼電保護故障分類，如，除對設備或電網運行影響程度分為一般、嚴重和危急 3 類外，還可按照故障產生原因，將故障分為設計不合理、反措未執行、元器件質量不良、工作人員操作失誤等情況，這樣，就科技更加方便地對故障進行責任歸類和針對性整改，從根本上解決故障再次發生的可能性。

3. 了解繼電保護的缺陷。這樣有助于逐步掌握設備的運行規律，不斷提高繼電保護人員的運行維護水平。應對繼電保護設備中出現的各種故障進行及時、全面地統計，確保每次故障都能及時統計，為通過缺陷管理尋找設備運行規律奠定堅實基礎。

三、提高繼電保護的措施分析

1.加強繼電保護運行的智能化程度

提高繼電保護運行可靠性的一項重要措施是智能化，同時這也是一項重要的技術創新。人工智能化應用的領域已經越來越廣泛，行業也不斷得到拓展。很多先進的技術和理念也已經開始在電力系統中出現。諸如神經網絡、進化規劃、遺傳算法、模糊邏輯等技術在電力系統中已經得到了應用,在繼電保護領域應用的研究也正在進行并不斷深化。人工智能技術的引進具有強大的優勢。人工智能將會從很大程度上提高繼電保護裝置的穩定性能，并且還可以對繼電保護裝置原有的工作隱蔽性以及連續性等不可靠因素進行有效的控制。人工智能的顯著優勢是可以進行快速處理，并且具有極強的邏輯思維能力。實踐表明，人工智能在在線評估中所發揮的作用是重要的，其明顯優勢是不可忽略的，并且具有一定的主導地位。人工智能在電力系統，尤其是在繼電保護工作中的普及和應用將會給繼電保護運行的可靠性帶來極高的效率。

2.廣泛使用性能極其優良的數字控制器件

性能優良的數字控制器件的使用將會大大提高繼電保護的質量。CPLD和FPGA等器件在繼電保護領域被廣泛使用。CPLD是一種復雜可編程序邏輯器件，FPGA是一種現場可編程序門陣列，這兩種器件在繼電保護中都具有極其強大的優勢，因為，CPLD和FPGA作為現代可編程序專用集成電路(ASCI)，具有功能高度集成的特點，并且他們還會把多個微機系統的功能集中在同一塊芯片上。這一類性能優良的數字控制器件的使用將會給電子系統設計帶來極大變革，并且會展示出強大生命力。因為保護系統的高度集成、快速響應以及較高的可靠性的實現都離不開這一類控制器件。同時，這一類器件有效縮短了保護裝置的研發周期，從很大程度上保證了繼電保護運行的可靠性。

3.處理繼電保護故障的對策

（一）跟蹤繼電保護設備運行情況。這樣，就可以隨時掌握設備的運行情況，做到心中有數。一旦發生故障，可以及時處理，以確保設備的安全和平穩運行。

（二）提前預防。即對在生產通過安全處理、掌握故障數據、了解其性質，均在未發生事故之前，就及時地分析和制定相應的對策，以便盡快消除故障，同時安排人員消缺。

四、案例分析

1.2008 年 4 月 23 日，110 kV A 變電所備用 121 開關保護定校，工作結束后在進行功能壓板投退驗收時，發現重合閘功能壓板（控制字軟壓板）無故退出。經過詢問，當時專業檢修班組沒有進行相關修改，并且外部沒有任何遙控操作干擾。只是檢修班組在對保護裝置輸入定值后，對裝置重新上電，按理不會對保護裝置有任何影響。檢修班組當時認為裝置沒有異常，可以正常投運。

2.2010 年 1 月 14 日，為配合某 A 變電所投運，由 B 變電所通過 110 kV 開關對 A 變 110 kV 設備沖擊 1 次。調度要求對110 kV 開關進行線路保護定值更改，停用方向零序 I 段保護及重合閘。更改定值當天，首先由繼電保護班按調度定值單將臨時定值放入保護的臨時定值區（03 區），其中臨時定值單中的方向零序 I 段保護及重合閘軟壓板均置 0。隨后由調度發令操作將此 110 kV 開關保護定值切換至臨時定值區，切換后打印并與繼保人員核對準確。隨后當筆者發現旁邊剛打印出的正常定值區（00 區）的方向零序 I 段保護及重合閘軟壓板狀態也為0 時，立即詢問是否為繼保人員誤整定，繼保人員當即否定，但查看裝置后發現與打印的定值單一致，然后在后來的恢復正常定值的時，對臨時定值區的軟壓板進行修改后，正常定值區軟壓板狀態會跟著一起變化，此時大家才恍然大悟，明白了為何正常定值區軟壓板狀態會詭異地發生變化。發現了保護裝置這一隱患后，調度決定在進行相類似工作時，只通過硬壓板的操作來實現保護的相應投退。工作結束后，迅速匯報，提醒對同型號保護裝置進行重合閘停啟用狀態進行檢查，得到上級重視，迅速安排在日常工作中采用，并且對裝置各項功能、定值狀態等進行了全面細致的檢查，避免相同情況的發生。

3.2011 年 11 月 19 日，監控通知：110 kV A 變主變低后備保護動作，1 號主變 101 開關跳閘；10 kV 湯奔線 119 開關、湯葉線 131 開關過流Ⅰ段保護動作跳閘，重合閘動作，合成功。到達現場后，后臺機、現場與監控通知信息一致，所內設備無任何異常現象，當即匯報調度，此時巡線人員已經在查看跳閘過的線路。2條線路故障，都重合成功，卻又導致越級跳閘，讓人疑惑，先來想想會發生越級跳閘的幾種可能性。

第一，線路故障，開關拒動，越級跳次總。處理方式：將故障開關隔離后，卷次總開關，恢復供電，然后通知檢修班組檢查實際情況并檢修。

第二，線路故障，保護拒動，越級跳次總。處理方式：由于無法判別是何線路故障，所以先將此母線上所有出線開關拉開，然后送主變次總，各線路依次送電，當送到又一次越級跳閘時，則可認為該條線路的保護故障。將故障開關隔離后，最后通知檢修班組檢查實際情況并檢修。與調度再次聯系后，確認 2 條線路上確實都存在永久性故障。于是拉開119與131兩條線路開關，合上主變次總101開關，恢復Ⅰ段母線其它線路的供電，然后將 119 與 131 線路轉檢修，檢修完畢后復役。

五、結束語

作為一名變電運維人員，最重要的職責是保證人身、設備和電網的安全穩定連續運行，只有在工作中不斷學習，提高自己的業務知識水平，才能勝任變電站值班員這個崗位。還要有認真負責的工作態度和豐富的經驗，只有這樣，才能適應工作崗位的要求。

參考文獻：

[1]施智祥.論繼電保護在變電運行中的可靠性應用.大科技-2012年6期.

[2]李金琚.淺談變電站繼電保護的運行維護及故障處理.中國科技縱橫-2012年7期.

[3]王露華.淺談電力系統中的變電運行故障問題及處理方法.廣東科技-2011年22期.

[4]胡勇兵.淺談220kV變電站繼電保護系統的運行.大科技：科技天地-2011年24期.

繼電保護故障案例分析范文第4篇

關鍵詞：備自投原理，拒動，案例分析，預防措施

中圖分類號：TM732

一、前言

電力系統對發電廠廠用電、變電所所用電的供電可靠性要求很高，因為發電廠廠用電、變電站站用電一旦供電中斷，可能造成整個發電廠停電、變電站無法正常運行，后果十分嚴重。因此發電廠、變電站、站用電均設置有備用電源。當工作電源因故障被斷開后，能自動而迅速地將備用電源投入工作，保證用戶連續供電的裝置即為備用電源自動投入裝置，簡稱備自投裝置。若工作電源因故障斷開后，備自投裝置因某些原因發生拒動，將會導致其保護范圍內的負荷失電，造成不可避免的損失甚至更為嚴重的后果。因此，分析導致備自投裝置拒動的原因并采取相應的措施進行預防，具有重要的意義。

二、備自投裝置原理

以母聯備投方式為例，正常情況下母線工作在分段狀態，靠母聯斷路器取得相互備用。這是一種典型的暗備用。在暗備用方式中，取線路電流作為母線失壓的閉鎖判據，從而防止TV斷線時備自投誤動。采用供電元件受電側斷路器的常閉輔助觸點作為備用電源和設備的斷路器合閘起動依據。備自投裝置由獨立的低電壓元件起動保護，從而使工作母線和設備上的電壓不論何種原因消失時均起動備自投。正常運行時，母聯在斷開狀態，I、II段母線分別通過各自的供電設備或線路供電，當某一段母線因供電設備或線路故障跳開或偷跳時，若此時另一條進線斷路器為合位，則母聯斷路器自動合閘，從而實現供電設備或線路互為備用。該過程可分解為以下動作邏輯：

1、充電條件：兩個進線開關均在合位，母聯開關在分位，且I母、II母均有壓時備自投裝置充電。

2、放電條件：只要其中一個進線開關在分位，或母聯開關在合位，或I母、II母同時無壓時備自投裝置放電。

3、I母失壓時起動條件：I母無壓且進線I無流，同時II母有壓且進線2開關在合位，則備自投起動后經延時跳進線1開關，合母聯開關，發出動作信號，同時動作于信號繼電器。

4、II母失壓時起動條件：II母無壓且進線II無流，同時I母有壓且進線1開關在合位，則備自投起動后經延時跳進線2開關，合母聯開關，發出動作信號，同時動作于信號繼電器。

閉鎖備自投的條件包括：變壓器或母線發生故障，保護動作跳開進線開關并閉鎖備自投；手跳進線斷路器，也必須閉鎖備自投。前者通過外部接線至備自投裝置的閉鎖備自投開入，后者通過進線開關的合后繼電器變位來實現備自投的閉鎖。當備自投裝置拒動時，首先核對備自投裝置定值中的備自投功能控制字及備自投總功能壓板是否投入，接著查看備自投裝置的電流、電壓采樣及開關量是否正常，然后檢查閉鎖備自投的外部回路是否接線正確，再結合事故情況進行事故模擬，找出備自投裝置拒動的原因。接下來結合兩個備自投裝置拒動的案例，分析導致備自投裝置拒動的原因有哪些，如何加以防范。

三、備自投裝置拒動案例分析

案例一

某年某月某日03時左右110kV甲線出現B相接地故障。對側線路保護距離一段動作后，重合閘動作，由于故障一直存在，對側后加速動作，再次跳掉此110kV線路開關，導致本側#2主變停運，10kVII母失壓，但此時 500B所配置分段備自投放電拒動，造成本側變電站10kV II母失壓。經過現場試驗檢驗可以判定為該線路B相故障時，在故障未切除前110kV乙線（#1主變變高）B相電壓也同時下降，從而#1站用變為500B裝置所在的直流系統提供的交流電壓也受到影響，由于該直流系統的蓄電池組損壞，因此在該過程中直流電源電壓出現波動導致500B備自投裝置相關開關量變化，從而備自投裝置放電不動作。

備自投裝置的充電條件包括進線開關及母聯開關的開關位置開入，而直流供電電源的穩定性對開入量的保持和變位有著重要的影響。發生該拒動事故的變電站內備自投裝置配置的是ISA-358GA裝置。為防止現場遙信開入防抖時間設置不合理影響保護邏輯，ISA-358GA備自投裝置配置有兩類遙信防抖處理機制。對于保護邏輯使用到的遙信，使用軟件內部固化防抖時間：保護硬壓板固化為50ms，加速、閉鎖備自投固化為5ms，開關位置固化為10ms，合后位置固化為20ms。當直流系統波動導致開入抖動時間大于保護遙信內部固化防抖時間，則會導致備自投放電拒動。因此，在日常維護定檢中做好直流供電系統的定檢工作十分重要。保護直流供電電源要求供電支路熔斷器、小斷路器逐級配合，無越級跳閘隱患，互為冗余配置的兩套主保護的直流供電電源取自不同直流母線段，斷路器跳閘回路直流供電回路壓降滿足標準，兩組跳閘回路直流供電電源取自不同段直流母線 。對于變電站內直流系統及蓄電池，應定期檢查直流系統無異常、無接地隱患，定期蓄電池核容滿足標準，處理更換不合格蓄電池組，并將直流系統、蓄電池、饋線屏相關告警信號正確接入監控后臺。

案例二

某110kV變電站主供電源線路發生永久性故障，保護跳開開關后重合閘于故障，加速跳開開關，但是備自投裝置啟動后放電拒動。經過檢查，發現該備自投裝置的進線開關跳位取的是操作箱的跳閘位置輔助接點，該接點與開關機構的彈簧儲能接點串聯，而開關重合閘后彈簧儲能需要一段時間，備自投裝置在啟動后需要確定進線開關在跳位后才能繼續發出合母聯開關的命令，因開關彈簧儲能時間超出備自投裝置確認進線開關在跳位的時間，故備自投因未及時收到主供電源線路的TWJ開入而放電拒動。

大部分110kV舊變電站的備自投裝置的進線開關位置判別多習慣使用開關分位，且開關分位信號習慣上從保護操作箱中取用。如果保護操作箱中TWJ監視了開關的彈簧儲能接點，那么在主供線路故障重合閘后由于彈簧儲能的原因容易導致備自投裝置判別不出開關的分閘狀態而拒動。因此，建議進線開關的位置判別在回路設計上盡量采用開關合位，若使用開關分位進行位置判別，則必須直接采用開關輔助接點。為了防止類似原因導致的備自投裝置拒動事故發生，在新建備自投工程設計和驗收時，應特別注意開關位置開入接點的取用問題，并對已經投入運行中的采用開關操作箱跳位進行位置判別的備自投裝置進行反措整改。

五、結束語

隨著電網規模不斷擴大，網絡結構日益復雜，用戶對電網安全可靠性的要求也越來越高。備自投裝置在變電站中的應用越來越廣泛，備自投裝置作為繼電保護的最后一道防線，是否正確動作也直接關系到電網系統的安全穩定運行及供電可靠性。因此，在設計上，設計人員應多與設備廠家溝通，避免因為設備與設備之前的配合問題導致備自投拒動；在驗收中，驗收人員應盡量多地模擬實際運行別是故障狀態下的動作；在投產后要定期維護，嚴格按照規范及要求對備自投裝置及其相關設備包括蓄電池都應逐項排查缺陷，消除隱患。這樣，才能有效預防備自投裝置拒動，對系統穩定運行、提高供電可靠性有著重要的意義。

參考文獻

【1】國家電力調度通信中心，國家電網公司繼電保護培訓教材，中國電力出版社，2009.

繼電保護故障案例分析范文第5篇

[關鍵詞] 備用電源； 自動投入； 案例分析

[中圖分類號] F272； TM63 [文獻標識碼] A [文章編號] 1673 - 0194（2013）20- 0061- 02

1 備用電源自動投入裝置基本動作邏輯

110 kV變電站主要有內橋、單母線或線變組接線方式，低壓側主要是單母線分段接線方式。正常運行時內橋和單母線接線方式下高壓側通常采用進線電源一主一備，低壓側各段母線分列運行，母線分段開關熱備用狀態。為提高供電可靠性，在高壓側設有高壓側備自投，在低壓分段上裝設低壓側備自投裝置。

高壓側備自投動作邏輯：判某段母線三相無壓，對應進線開關無流，另一段母線有壓后，延時跳開失電段母線進線開關，合上橋開關。設有主變后備保護動作（或高壓側母線故障）、開關手動分閘等閉鎖功能；低壓側備自投動作邏輯：判某段母線三相無壓，對應主變次總開關無流，另一段母線有壓后，延時跳開失電段母線的次總開關，合上分段開關。設有主變后備保護動作、次總開關手動分閘及主變和電流等閉鎖功能。

2 備用電源自動投入失敗的案例分析

在運行中不可避免存在備用電源自動投入失敗的情況，下面本文將進行具體分析。

2.1 和電流閉鎖定值設置偏低，低壓側備自投裝置未動作，導致低壓側母線失電

某站高壓側內橋接線、低壓側單母線分段接線。2號主變故障導致2號主變及10 kVⅡ段母線失電。低壓側備自投由于和電流閉鎖正確閉鎖。

原因分析：當時兩臺主變低壓側和電流為主變額定的1.25倍。

改進措施：為防止單臺主變的嚴重過載，調度規程明確當主變有功負荷之和超過單臺主變容量1.4倍時考慮停用備投裝置。綜合考慮夏季高溫時調度有適當的時間壓降負荷，將和電流閉鎖定值由1.2 Ie調整為1.4 Ie。

2.2 裝置內部參數設置不匹配導致低壓側備自投誤動

某站高壓側內橋接線、低壓側單母線分段接線。低壓側母線故障，主變低壓側后備保護裝置動作經1.5 s切除故障母線后，低壓側備自投動作合上分段開關，最終由10 kV分段保護經1.1 s切除故障。

原因分析：檢查發現裝置內部“遙信設置”參數中的“遙信去抖時間”默認設置“1號主變故障開入”為200 ms。現場實際低后備動作出口到開關跳閘、保護返回整個過程僅84 ms。裝置無法收到低后備保護的閉鎖信號，導致備自投裝置誤動。

整改情況：將遙信去抖時間調整至70 ms，并對針對此情況對其他設備進行了排查整改。

2.3 接入裝置的電流接錯導致低壓側備自投未能正確動作

某站高壓側線變組接線、低壓側單母線分段接線。高壓側進線故障，10 kVI、III段母線分段自投裝置未正確動作，導致10 kVI段母線失電。

原因分析：檢查發現對應接入自投裝置的主變次總開關電流接錯，自投裝置采到的電壓、電流量不對應，自投裝置未能正確動作。

整改情況：本次拒動是施工質量引起，因此在對該變電站低壓側備自投裝置的回路改接線的同時加強設備驗收管理。

2.4 裝置正電源接觸不良導致低壓側備自投未能正確動作

某站高壓側線變組接線、低壓側單母線分段接線。高壓側進線故障，10 kVⅠ、Ⅱ母母線失電，分段開關未自投成功。

原因分析：現場檢查低壓側備自投裝置正確執行跳101開關合110開關的邏輯，但由于101開關跳閘正電源接觸不良導致開關未分閘，因此低壓側備自投裝置可靠未動作。

整改措施：由于101開關跳閘回路接線松動造成本次自投不成功。該變電站為新投變電站，施工工藝和竣工驗收的質量有待加強。

2.5 非常規操作開關導致高壓側備自投未能正確動作

某站高壓側內橋接線、低壓側單母線分段接線。主供的高壓側進線2電源故障，高壓側備自投裝置未動作，造成該站失電。

原因分析：現場檢查發現進線2開關合保護裝置操作箱內合后繼電器KKJ位置未變位，自投裝置判斷開關在手分位置，不滿足自投裝置充電條件而沒有充電，現場確認前次操作采用了非常規的匯控柜就地操作方式。后臺或測控屏操作后41 QK的“⑤⑥”或“①②”接點會閉合，KKJ繼電器閉合，但直接在就地匯控柜操作不會啟動KKJ繼電器閉合，無法滿足自投裝置充電的條件。

整改措施：一是禁止隨意在GIS匯控柜內分合開關操作。二是為適合無人值班變電站的現狀，對備自投裝置進行自適應改造，將自投回路從控制回路中4n110接點改接至4n112接點，確保自投動作分合開關后不需要手工復位41QK操控開關即能滿足自投裝置的充電條件（見圖1）。

3 結 語

隨著電網規模的不斷擴大，電網供電可靠性的要求進一步提高，備用電源的投入變得更為重要，為確保電網連續供電，應該在定值整定、設備安裝、邏輯驗證、設備操作等各方面加強管理，從而進一步提高備用電源的投入率。