第一篇：PTS 9500電網繼電保護運行及故障信息處理系統

PTS 9500電網繼電保護運行及故障信息處理系統

（主站系統）技術說明書（簡縮版V2.0）

隨著我國電力體制改革的深入和電力建設的快速發展，對繼電保護運行、事故分析和電網運行的管理水平和決策能力提出了越來越高的要求。尤其在發生嚴重故障或復雜故障的情況下，如何能使調度值班人員和繼電保護運行管理人員及時準確地了解故障情況，快速地判斷故障發生的地點、故障性質及嚴重程度，科學地分析故障原因，并采取及時正確的措施縮小故障范圍、避免事故擴大、減少故障損失，是擺在各級電網調度部門面前的重大課題。

近年來，國內許多省不同程度地開展了繼電保護運行及故障信息處理系統的試點工作，但由于各省的要求和網絡基礎條件的差異，這些試驗系統的功能、標準、實施模式和實用化程度不盡相同。計算機技術、通訊技術和網絡信息技術的發展，使電網的運行管理、保護、控制等各方面都發生了很大的變化。系統和設備的信息采集、加工、傳送、共享和綜合利用，在當今的網絡和軟件技術推動下已變得日益普及。統一規劃、分步建設一個通過網絡將各級調度與變電站、發電廠、集控中心聯接起來，實現繼電保護運行管理、故障分析、輔助決策等主要功能，并與現有的變電站綜合自動化系統、EMS系統、MIS系統等互通互聯的電網繼電保護運行及故障信息處理系統，已為大家所共識。

按照原國家電力公司《全國電力調度系?quot;十五"發展計劃綱要》和《建設國際一流電網調度機構考核實施細則》的要求，建設一個技術先進、安全性高、可靠實用、開放性好、可擴展性強的繼電保護運行及故障信息處理系統，是各級調度機構的當務之急。

江蘇東大金智軟件股份有限公司充分運用自身在電力、計算機、網絡、通信等方面的技術優勢，結合公司對電力自動化、信息化的深刻理解和實踐，在分析總結當前國內外繼電保護領域管理、運行、故障分析的技術、經驗和用戶要求的基礎上，開發了國內領先、實用化程度高的PTS9500繼電保護運行及故障信息處理系統。

系統的主要特點

◇ PTS9500繼電保護運行及故障信息處理系統，是東大金智結合江蘇、福建、貴州等省系統建設的特點和需要的基礎上開發的，系統具有以下主要特點：

◇ 主站與子站的規劃設計遵循統一規劃、分開實施的原則，確保了系統的開放性、規范性，為系統的升級和維護提供了保障，充分保護用戶的利益。

◇ 系統的通信標準和信息規范在遵循國際標準的基礎上，根據系統的實際要求進行必要的補充修改。所有規約和標準由用戶、主站方、國內主要的子站開發商共同參與確定，并對用戶開放。◇ 系統有較長的實際運行經驗，穩定性高；項目實施的工程化程度高，工程實施周期短。

◇ 主站系統已與國內主要子站供應商成功地實現了工程接入，包括南瑞保護、南瑞科技、國電南自、南京中德、北京四方、南京銀山、上海晟泰等。

◇ 系統基于廣域網，能適應ATM/SDH/以太網等多種變電站網絡接入模式和各種網絡技術。

◇ 系統基本功能完整實用；高級應用功能先進適用，可維護性強。功能模塊可根據不同的需要靈活配置。

◇ 軟件系統采用結構化、模塊化的設計思想，大量采用中間件和模塊化的應用軟件，大大提高了整個系統的靈活性和可擴展性。

◇ 系統采用了專業化的圖形平臺，具有功能強大的圖形編輯功能，圖形與元件對象綁定，對象與屬性參數相綁定，實現了圖模一體化，并具有網絡拓撲功能，保證了圖形界面的智能化維護功能，滿足實時監控和管理的雙重需要。

◇ 系統采用標準的商用關系數據庫語言（SQL）和高級程序開發語言（VC），保證了系統對硬件（IBM/HP/DELL等）的適應性和對操作系統（UNIX/WINDOWS）、數據庫（ORACLE/DB2/SYBASE/SQL SERVER）的可移植性。◇ 系統具有豐富的接口功能，可與MIS、DMIS、安控、GIS、整定計算等系統實現互聯。

◇ 系統具有智能化維護功能。當系統發生變化時，僅需要在地理接線圖中修改相應的設備并輸入相關信息后，故障信息系統能自動更新。

系統總體方案 ● 系統典型結構

圖1為一典型的整體系統結構圖。圖2、3為典型的主站系統結構圖，其中圖2為經濟型配置，圖3為標準配置。在圖3所示的系統中，采用雙機互備的通信服務器和數據庫服務器，設保護、調度專業工作站，網關實現本系統與其它系統的隔離；主站與子站之間的通信采用網絡為主、撥號為輔的方式。在圖1 中，子站對上通信一發多收，可以同時滿足省調、地調等的需要，對下與保護和錄波裝置間采用串口或現場總線，與綜自系統間采用串口或以太網方式，綜自系統需要的保護信息由子站提供，本系統與遠動采用相對獨立的網絡通道。

● 引用標準及參考標準

◇ IEC-870-5-101，基本遠動任務的配套標準。

◇ IEC-870-5-103，保護設備的信息接口的配套標準。◇ IEC-870-5-104，利用標準傳輸規約的網絡接口。◇ ANSI/IEEE C37，111－1991，COMTRADE格式。◇ ANSI/IEEE C37，111－1999，COMTRADE格式。◇ DL 516－93，電網調度自動化運行管理規程。

◇ DL/T 623－1997，微機繼電保護裝置運行管理規程。

◇ DL/T 559－1994，220～500kV電網繼電保護裝置運行整定規程。◇ DL/T 584－1995，35～110kV電網繼電保護裝置運行整定規程。

◇ DL/T 623－1997，電力系統繼電保護及安全自動裝置運行評價規程。◇ DL/T 553－94，220－500KV電力系統故障動態記錄技術準則。◇ GB2887，計算站場地技術要求。◇ 國家電力公司一號令，國家電力公司關于嚴肅調度紀律確保電網安全運行的規定。2002年5月。◇ 繼電保護及故障錄波器信息處理系統技術規范（試行），國電華東電力調度通信中心，2001年11月。

◇ 江蘇電網繼電保護運行及故障信息處理系統接口標準與信息規范（試行），江蘇省電力公司電網調度中心，2002年1月。● 系統的用戶

PTS9500繼電保護運行及故障信息處理系統分為四類主要用戶：調度運行人員、繼電保護人員、有關領導及安監人員、電網研究分析人員。◇ 為調度運行人員提供：

→ 電網故障信息，如故障時間、地點、性質等。

→ 保護裝置等的動作信息，如動作時間、動作類型、動作結果等。

→ 故障測距、故障診斷等結果。

→ 保護裝置等的故障信息，如CPU故障、電源故障等。→ 保護裝置等的狀態信息，如保護投退等。

→ 其他相關信息。

◇ 為繼電保護人員提供：

→ 為調度人員提供的所有信息。

→ 故障錄波分析工具，如波形分析、相位分析、諧波分析等。

→ 故障測距分析工具，包括單端測距、雙端測距、非同步測距等。

→ 故障診斷分析工具，利用專家系統診斷發生故障的元件和故障性質等。

→ 保護動作行為分析工具，根據保護原理、整定和實際故障參數，分析保護動作行為的正確性。

→ 運行管理工具，如定值遠方校核整定、電網事故報告的生成發布、動作統計考核、裝置投入率統計考核、信息整理歸檔等。

◇ 為有關領導及安監人員提供WEB信息查詢：

→ 電網事故信息。

→ 保護動作信息。

→ 故障分析報告。

→ 統計、考核情況。

→ 其他有關信息。

◇ 為電網研究分析人員提供：

→ 歷史記錄數據。

→ 故障相關信息，如暫態負荷特性等。

→ 電網結構和運行參數變化的情況。

→ 全網范圍的其他有關數據。

系統基本功能 ● 功能結構

PTS9500繼電保護運行及故障信息處理系統主站采用Client/Server和Browse/Server相結合的結構，Server端包括通信接入、消息中心、數據庫管理和WEB服務等部分，Client端包括應用分析程序和WEB查詢。

PTS9500主站系統的基本功能中，不含一次設備的臺帳參數管理、定值單管理、檢修申請單、阻抗圖定值圖的管理等，因為這幾部分通常已在DMIS系統中完成，本系統可以通過接口方式實現信息共享。對于一些未在DMIS系統中實現上述功能的用戶，本系統可以另外提供上述應用模塊。主站系統的基本應用功能如圖所示：

◇ 主站與子站的接口

接口標準

→ 通信方式

以網絡通信為主，撥號方式為備用。也可根據現場實際情況，采用其他的通訊方式。

→ 網絡協議

TCP/IP。

→ 通信規約

IEC870-5-101、103、104等。

→ 數據格式

事件描述采用IEC870-5-103定義ASDU報文，擾動數據采用COMTRADE。◇ 接口數據

→ 系統初始化信息

103相關的組標題、運行定值組（描述、量綱、量程）、運行模擬量（描述、量綱、量程）、軟壓板描述等。

→ 正常運行信息

電網正常運行情況下，保護裝置的運行定值、區號，各種模擬測量值、遙信開關量，故障錄波裝置的運行定值、壓板和運行狀態信息，以及其他裝置的相關信息。

→ 故障信息

保護和故障錄波動作信息，故障原因，故障相別、跳閘相別及故障錄波數據等。

→ 自檢信息

保護、錄波裝置自檢異常的信息，如CT斷線、EPROM出錯等，子站管理機本身的自檢信息。

→ 歷史信息

存放在子站管理機上的各種歷史信息，包括故障信息、錄波信息和自檢信息等。] 主站高級應用功能

系統性能指標

● 主站系統主要技術規范

◇ 通信服務：單機或雙機熱備，WINDOWS/UNIX操作系統。

◇ 數據庫：單機或雙機熱備，WINDOWS/UNIX操作系統，ORACLE/SYBASE/DB2/SQL SERVER數據庫。◇ 應用服務：WINDOWS 9X/2000/XP。◇ WEB服務：IE4.0以上。◇ 最大可接入子站數：200個。◇ 系統可同時處理的子站數：8個。◇ 信息存儲容量：5年。● 網絡通信主要技術規范

對網絡系統的要求

典型的網絡系統方案如下圖所示：

PTS9500繼電保護運行及故障信息處理系統可適用于變電站采用ATM/SDH/以太網接入，變電站－（縣）－地－省廣域網采用ATM/SDH，局域網采用以太網/千兆網/的網絡環境，具有全省性廣域網運行的豐富實際經驗。

變電站采用SDH/ATM/以太網接入時的相關網絡結構如下圖所示：

地調端的相關網絡接入示意圖如下：

系統實施建議

繼電保護運行及故障信息處理系統的推廣實施，通信與網絡是關鍵。因此，在實施前，首先應充分了解各變電站內保護和錄波裝置的通信接入能力及變電站對外的網絡接入能力，先解決變電站的對外出口問題，后解決變電站內設備的接入問題，變電站內設備的接入可以先易后難，逐步接入。從變電站到地市再到省，確保信息能通過全省廣域網進行傳輸。

在實施啟動前，建議組成統一的領導小組和執行小組，負責保護、通信、自動化及信息、生技、基建等方面的組織協調工作，以及協調處理廠站設備原有生產廠家、子站廠家、主站廠家之間及與省地電力公司之間的相互關系。

其它實施建議如下： ● 確定子站的標準

硬件配置、操作系統；對下通信的接口標準；標準配置/最大可擴展的接口數量；標準配置/最大可擴展的的模塊化規約的種類與數量；標準配置/最大可擴展的開關量采集點數；GPS精度與對時方式，GPS最大可輸出的路數；采集主要的保護和錄波裝置信息的內容、格式、標準術語；對上通信方式、通信協議、規約和數據格式；對上通信信息的內容、代號、標準術語等；子站的人機界面與當地應用功能等。● 確定主站的標準

硬件配置、操作系統、數據庫；基本應用功能、高級應用功能；與子站的通信方式、通信協議、規約和數據格式，通信信息的內容、代號、標準術語等；與EMS、DMIS等外部系統的接口；人機界面、系統管理、系統配置、系統維護的功能和工具等。● 統一規劃、分步實施

在確定上述標準的前提下，按統一規劃、分步實施的原則建設。子站原則上可以通信條件決定實施的先后，通信條件以網絡條件為優先；對于同一地區，先試點實施，運行穩定后再全面實施；子站內設備的接入，結合改造逐步增加；主站先實施基本功能，在子站接入數量逐步增加后，再實施高級應用功能。● 主站、子站分包實施

主站－子站分包實施的最大好處在于保證系統的開放性和規范性，充分保障用戶的利益。此外，主站和子站在技術上有所不同，子站側重于硬件，而主站側重于軟件；子站側重于信息的采集和通信，而主站側重于信息的分析和管理。分包實施可以充分發揮各自的優勢，保證系統整體的先進性。

第二篇：繼電保護及自動裝置的運行及故障處理

繼電保護及自動裝置的運行及故障處理

第一節 一般要求

第1條：除系統運行方式和檢查工作的需要，允許退出的繼電保護及自動裝置外，凡帶有電壓的一次設備均不得無保護運行。

第2條：保護裝置的投退應遵守下列規定：

1、按各級調度的命令執行。

2、變電站調度的設備，正常時投退由值班長決定，如用戶要求，需要改變原運行狀況時，必須有單位提出申請，調度計劃部門批準執行完畢后，匯報隴南地調。

第3條：新型試制或改進的保護，應有施工安裝單位移交的圖紙、有關運行的規定，運行人員學習討論后，先試運行（由局決定試運行期限）試運行良好后由局決定投入使用。

第4條：運行人員在巡視中應及時掌握微機保護的面板溫度，特別是電源面板，處理面板，當發熱嚴重時應及時匯報調度所、局生計科。

第5條：接有交流電壓的保護，交流電壓必須取自相應的一次設備母線，在倒閘操作過程中，禁止使保護失去交流電壓，在交流電壓回路上進行工作，必須采取防止保護誤動的措施。

第6條：二次交流電壓中斷時，應立即停用下列保護及自動裝置。

1、各類距離保護裝置。

2、靈敏度較高的各類電壓閉鎖過流保護。

3、故障錄波器。

第7條：下列情況之一者，應停用有關保護：

1、保護不良有誤動危險或已發生誤動或裝置發告警信號確認需退出保護時。

2、查保護工作時。

3、開關作跨越短接時。

4、其它為安全專門規定條件，如帶電作業時必須退出重合閘等。

第8條：保護投入前后值班人員應按以下規定順序檢查保護裝置：

1、查看繼電器的接點位置正常。

2、繼電器有無掉牌指示。

3、保護裝置的監視表計、燈光指示正確，微機保護指示燈及液晶顯示屏顯示信號正常。

4、切換把手、刀閘、跨線、連片、端子、壓板的位置均應正確。

第9條：保護動作后，由兩人檢查掉牌，作好記錄進行核對后加以恢復，檢查、打印異常情況報告，及時向調度匯報有關情況。

第10條：運行中的保護及二次回路，禁止其它單位人員進行工作，如因基建工作或其它特殊需要，應取得運行人員和保護班的同意，并有本單位保護人員監護。

第11條：基建安裝單位新裝的設備，投運前應由保護工作人員驗收，填寫驗收記錄，并向值班人員進行交代清楚后，方可投入運行。

第12條：當保護檢驗后，由運行、保護人員共同進行開關的傳動試驗，裝置調試，并記錄傳動次數。

第13條：繼電保護工作完畢后，值班人員應按以下內容檢查繼電保護工作人員所填寫的繼電保護記錄。

1、作內容或試驗性質。

2、整定值及接線變更情況。

3、發現問題及帶負荷檢查的結果。

4、操作試驗及帶負荷檢查的結果。

5、對保護使用的意見。

6、值班人員應注意的事項。

7、保護能否投入運行的結論。

第14條：繼電保護工作完畢后，運行值班人員應根據下列內容驗收：

1、檢查試驗中連接的所有臨時線是否已全部拆除。

2、檢查在試驗中所拆動的接線是否已全部正確恢復。

3、盤上的標志是否齊全，工作現場是否已清理完畢。

4、檢查壓板是否恢復正常運行位置。

5、檢查圖紙與實際相符，改動部分是否畫入記錄中。

第15條：兩個設備單元的兩套保護共同作用于一臺開關時其中一個設備單元停運或檢修時，必須退出該單元的所有保護。第16條：裝有微機保護裝置的變電所在周圍50M內不得使用無線電通訊裝置等其它產生高頻電磁波的設備。

第二節 微機保護裝置運行的特殊要求

第1條：裝置投入前按定值通知單要求進行保護壓板投入、接線檢查及整定值輸入等工作。同時，打印一份保護定值清單并存盤。

第2條：正常運行時。要定時進行設備的巡視檢查，查看裝置電源指示燈及有關保護的投入；打印機的電源液晶顯示情況等是否正常，作好日常的運行維護工作。保護如動作，記錄保護動作情況，記錄、打印有關報告，當前定值，及時收集故障錄波情況，打印的資料，復歸有關信號。

第3條：為防止經長期運行后的積灰造成爬電短路現象，每隔一段時間，必須將機箱柜和插件進行清潔處理，平時，要保持裝置柜體清潔，減少灰塵進入。

第4條：正常運行時，不得隨意改變保護定值，定值修改必須有調度部門通知單，同時要退出本套保護裝置，改變后經運行人員核對正確方可投運。

第5條：裝置內部作業、檢查，要停用整套保護裝置。

第6條：保護插件出現異常更換插件后，要對整套裝置重新校驗，無誤后方可投入使用。

第7條：保護裝置本身使用的交流電壓/電流回路，開關量輸出回路作業，要停用本套保護裝置。

第8條：保護裝置動作后，運行人員根據信號指示情況及打印結果，故障錄波裝置輸出波形，及時分析處理，同時向主管調度匯報有關情況，并作好相關的各種記錄，準備好各種分析所需要的資料、報告。

第9條：為保證打印報告的連續性，嚴禁亂撕亂放打印紙，妥善保管打印報告，并及時歸檔。運行人員應在正常巡視時檢查打印紙是否充足，字跡是否清晰，打印機電源是否正確連接。

第10條：裝置故障或需全部停運時，要先斷開出口壓板，再關裝置的直流電源，嚴禁僅用停直流電源的方法停保護裝置。

第11條：運行人員應掌握保護裝置的時鐘校對，采樣值打印、定值清單打印、報告復制、故障錄波器的使用，明確使用規定，按規定的方法、按調令改變定值，進行保護的停投和使用打印機等操作。第12條：改變保護裝置的定值、程序或接線時，要依據調度或有關方面的通知單（或有批準的圖樣）方允許工作，并和有關部門進行校對，嚴禁私自操作、變更。

第13條：運行人員在巡視裝置，發現有端子發熱、放電等異常情況時，應先與運行值長或上級單位取得聯系，及時處理。

第14條：當保護校驗后，由運行、保護人員共同進行傳動試驗。

第15條：下列情況下應停用整套保護裝置：

1、保護使用的交流電壓、交流電流、開關量輸入、開關量輸出回路作業。

2、裝置內部作業。

3、繼電保護人員輸入定值。

第16條：本保護裝置如需停用直流電源，應在兩側保護裝置退出停用后，再停直流電源。

第17條：裝置直流電源停用又恢復后，應重新檢查、校對時鐘。

第18條：裝置出現告警呼喚時，下列情況之一者，應退出相應保護壓板對應的巡檢開關，但允許裝置其它保護繼續動作。

1、告警燈亮，同時某一個保護插件對應的告警指示燈亮。

2、總告警燈亮，顯示（打印）。

3、某保護插件“有報告”燈常亮。（此種情況，在退出該保護后，可查對該CPU的巡檢開關，若是沒投入，則應投入，再復位接口插件，該保護插件如能恢復正常，仍可恢復該保護運行）。

第19條：裝置動作后，則中央信號某保護裝置光字牌打出，出現異常時，裝置告警或裝置呼喚光字牌打出，出現這些異常時，均有報告打印，運行人員根據打印報告，顯示器顯示內容等分析判斷，應詳細記錄裝置各種指示燈并打印報告，處理事故，裝置復歸處理完畢后，立即向主管調度匯報，通知繼電保護人員到現場進行處理。

第20條：保護裝置插件出現異常時，繼電保護人員應用備用插件更換異常插件。更換的故障插件送維修中心（或制造廠）修理。

第21條：如出現PT或CT斷線時，則裝置將啟動中央信號告警光字牌，并且報告打印PT或CT斷線，運行人員可根據內容分析、處理、做好記錄、并上報。第22條：運行人員應熟悉、掌握微機所打印出的各種運行、故障報告的格式、內容及含義。

第23條：退出某一種保護只需將對應的保護出口壓板打開即可，同時，相應保護運行指示燈滅。

第三節 110kv、35kv、10kv線路保護

第1條：110kv線路保護：

1、當保護動作后，中央信號告警出現，并顯示開關跳閘信號，運行人員應找到具體開關微機保護屏，會發現“TT”“TWJ”指示燈亮；再查看打印報告是何種保護動作，故障距離及有關故障參數。

2、將檢查情況匯總匯報調度，若確為保護正確動作，則應根據調度命令決定是否將失電線路恢復供電。

3、若為保護裝置本身故障，則應查明故障并將其隔離。

第2條：35kv線路保護：

1、在保護運行時，如有保護動作，則顯示器顯示最新一次的保護動作時的有關信息如下：

其中動作類型即：若顯示ⅠL1，則為電流Ⅰ段動作；若顯示為ⅠL2，則為電流Ⅱ段動作；若顯示為ⅠL3，則為電流Ⅲ段動作；若顯示有HJS，則表明后加速保護動作；若顯示有CH則表明重合閘動作；Lo則說明零序保護動作；顯示本次跳合閘事故記錄序號。

第3條：10kv線路保護：

1、置動作顯示：裝置動作予跳閘或告警時，顯示窗閃爍顯示動作或告警時的測量值及故障類型，并點亮相應的繼電器類型指示燈，多個繼電器同時動作時，則循環顯示。

2、保護動作后的具體現象：若速斷動作，則速斷指示燈亮，顯示窗顯示故障內容及動作電流；若限時過流動作，其指示燈亮，顯示窗顯示故障內部動作電流；若重合閘或后加速保護動作則重合閘或后加速保護指示燈亮。

3、裝置自檢及報警：裝置在運行過程中，不斷對本體進行自檢，若發現異常，則立即閃爍，顯示異常類型并點亮面板告警燈。顯示異常類型時，還顯示“op out”則表明嚴重異常，保護功能可能已全部退出。第四節 故障錄波裝置

一、錄波裝置的正常操作

第1條：每日交班時進行一次巡視檢查，巡視檢查內容：

1、交直流工作電源開關ZZK、JXK在合閘，前置機面板上各綠色運行指示燈亮：POWER“5V”、“15V”、“24V”、“-15V”、“24V(2)”,CPU1“運行”、CPU2“運行”、CPU3“運行”、CPU4“運行”、MONITOR“運行”。

2、后臺PC機電源控制開關PK在“運行”位置，打印機電源控制開關DK在“斷開”位置WD燈亮。

3、PT電壓切換開關1QK、2QK在正確合理位置（注1）。

4、以上開關位置和指示燈正確，且無異常告警信號，即可認為裝置處于正常狀態。

5、一般1QK控制CPU1、CPU3所屬線路的PT電壓切換，2QK、4QK所屬線路的PT電壓切換，運行人員應熟悉了解CPU1—CPU4各接入哪些線路，從而使電壓切換位置與一次運行方式的對應處于最佳狀態。

第2條：時鐘校對順序是先后臺機、再前置機。

1、后臺機時鐘校對操作步驟：將PK開關置于試驗位置，使PC機與顯示屏接通，打“ESC”鍵，屏幕顯示C：WGL—12〉—，輸入“CD＼”回車。屏幕顯示C：》—，輸入“Date”命令，屏幕顯示C：。??月、日、年，這是機內日期，在下面一行輸入當前日期，然后回車，屏幕顯示C：》—，輸入“Time”命令，屏幕顯示C：》??時、分、秒，這是機內日期，在下面一行輸入當前日期，然后回車。（對時以北京時間為標準與調度值班員對時）

2、前置機時鐘對操作步驟：

（1）、將打印機切換至與前置機相聯。（2）、合上打印機電源開關。

（3）、按前置機MONITOR板的“T”鍵，打印機即打印出當時機內時鐘的計時值。

（4）、前置機與后臺機計時差異在10秒鐘以內，可不調整，再鍵入一個大于9（A—F）的值，即退出“T”鍵服務程序回到運行狀態；若差異在10秒鐘以上，則按照后臺機屏幕上的顯示值鍵入新的年、月、日、時、分、秒值，然后再按“T”鍵，打印出新值，核對無誤后，按“O”鍵，即退出“T”間程序回到運行狀態。（如有衛星同步時鐘，則以該時鐘作為標準比較）

（5）、斷開打印機電源。

（6）、將PK開關扳到“運行”位置，WD燈亮。第3條：每周打印一次正常運行的采樣波形：（1）、將打印機切換至與前置機相聯；（2）、合上打印機電源開關；

（3）、按前置機MONITOR板的“2”鍵和CPU的序號鍵（1—4），即可打印出該CPU四個周波的采樣波形。

（4）、1—4CPU分別檢查完后，斷開打印機電源。

第4條：每當錄波屏或前置機的直流工作電源關斷一次，在恢復供電時都要重新檢查、校對前置機的時鐘。

二、錄波裝置啟動時的監視與操作

第1條：區內故障，裝置啟動時的監視與操作：裝置發出“呼喚”（啟動）信號，一次系統有較大沖擊，本站并伴隨有開關跳閘，可判斷屬區內故障，此時應注意監視錄波屏的工作狀態和正確操作，以免丟失錄波資料。錄波裝置的正確工作程序是：

1、動記錄程序

（1）、中央信號屏“錄波裝置啟動”燈亮，“錄波裝置呼喚”光字牌亮。（2）、后臺機啟動，屏幕顯示：正在接收前臺機資料。（3）、接收完畢，屏幕顯示：資料已保存好，正在制表。（4）、后臺機進入分析處理，其監視燈閃爍。

（5）、分析處理完畢，屏幕顯示出“緊急制表”結果。（6）在自動記錄期間，不要人為干預，以免丟失資料。

（7）自動顯示出的緊急制表結果，可能有兩種不同情況，一是若故障時間較短，在3秒以內，則顯示的就是該次事故的緊急制表。另一情況是若故障時間超過3秒，則會產生兩個緊急制表文件（一為故障開始及過程，一為故障消失過程），屏幕自動顯示的是后一過程，不是我們所需要的，此時則應選擇所需的錄波資料監視與操作。

2、處的區外故障，裝置啟動時的監視與操作：裝置發出“呼喚”（啟動）信號，一次系統只有很微弱的沖擊或感覺不到沖擊，且本站亦無開關跳閘，則可判定為遠處的區外故障或某種干擾引起的裝置啟動，這種情況必需等待后臺機接收完資料后，方可按復位按鈕使“呼喚”信號復歸。

三、錄波裝置啟動后，出現異常現象的處理

1、裝置發出“錄波裝置呼喚”信號，后臺機啟動，但中央信號屏光字牌不亮，應在錄波任務完成后再檢查信號回路予以復歸。

2、裝置發出“錄波裝置呼喚”信號，中央信號屏光字牌亮，但后臺機或顯示器未啟動，應按以下步驟進行處理：

（1）、首先檢查打印機的電源開關。若電源未斷，打印機已通電，則應斷開打印機的電源開關，然后復位后臺機或斷開后臺機的電源開關再合上，后臺機即可啟動接收前置機資料。

（2）、若檢查打印機電源開關在斷開位置未上電，則應檢查后臺機和顯示器的電源回路。此時應注意不要關斷前置機的電源，以免丟失錄波資料。將PK開關從“運行”位置打到“調試”位置，使后臺機上電啟動（錄波完成后，仍維持PK開關在“調試”位置，并通知專業人員查找原因，盡快消除缺陷）。

（3）、若以上兩種方法都不能使后臺機啟動，且一次系統有明顯沖擊，則應維持現狀，盡快通知專業人員到現場處理，不能采取斷開前置機電源的方法來復歸“錄波裝置呼喚”信號，以免將丟失錄波資料。（若一次系統無沖擊，允許斷電源處理）。

（4）如果要打印故障報告，這時打印通訊電纜又接在前置機，要把后臺機電源關閉，把通訊電纜接入后臺機并行口，再打開后臺機電源。（為打印機電子節換開關失靈時的操作）

四、運行中的異常：

1、低壓交流電源斷電時再次來電后，必須將主機電源重新打開。

2、發現主機死機等異常時應立即匯報調度及有關單位。

五、其它

1、本裝置的后臺PC機，從功能上雖可作離線它用，不得做它用，以免造成病毒感染影響完好錄波。

2、打印機的切換開關如臨時有故障，可將打印機的連接電纜插頭直接與前置機或后臺機相聯，不影響使用。

第五節 自動裝置 第1條：自動重合閘裝置；

1、自動重合閘一般均應投入使用，有下列情況之一者應退出運行。（1）重合閘裝置本身不良；（2）線路充電試運行；（3）開關遮斷容量不足；（4）線路上進行帶電作業；

（5）開關跳閘折合次數與允許跳閘次數相差一次時，按調令執行。

第三篇：繼電保護典型故障分析

繼電保護典型故障分析

摘 要 繼電保護對電力系統的安全正常運行具有重要的作用，它能保證電力系統的安全性，還能針對電力系統中不正常的運行狀況進行報警，監控整個電力系統。目前我國電力系統繼電保護工作還是會存在一些問題，容易出現各種故障，造成電力系統無法正常運行。本文即分析了繼電保護的典型故障，并詳細闡述了繼電保護典型故障的防治策略。

【關鍵詞】繼電保護 典型故障 元器件 接線錯誤 短接法 電力系統繼電保護概述

1.1 電力系統繼電保護裝置的構成要素

電力系統機電保護裝置的構成一般包括輸入部分、測量部分、邏輯判斷部分和輸出執行部分。

1.1.1 輸入部分

該部分通過隔離、低通濾波等前置處理方式對電力系統出現的問題和故障進行前置處理。

1.1.2 測量部分

該部分主要負責將測量信號轉換為邏輯信號，進而通過邏輯判斷按照一定的邏輯關系組合運算，最后確定出執行動作，并由輸出執行部分最終完成。

1.2 繼電保護裝置的特征分析

1.2.1 選擇性特征

選擇性特征是繼電保護裝置智能化的表現，在電力系統出現故障時，繼電保護裝置能夠做到有選擇性的對出現故障的部分進行處理，另一方面保證無故障部分的正常運行，這樣便可以保證整個電力系統的穩定及電力供應的連續。

1.2.2 快速性特征

快速性特征是繼電保護裝置高效率的體現，在電力系統出現故障時，繼電保護裝置能夠在第一時間切斷故障系統，從而減輕故障設備和線路的損壞程度。

1.2.3 可靠性

可靠性是指電力系統繼電保護裝置在處理問題和故障時要科學可靠，減少不必要的損失。繼電保護的常見故障

2.1 設備故障

繼電保護裝置是電力系統中不可或缺的一部分，是保護電力系統的基礎和前提。一般設備有裝置元器件的損壞、回路絕緣的損壞以及電路本身抗干擾性能的損壞，具體的表現為整定計算錯誤，這主要是由于元器件的參數值和電力系統運行的參數值與實際電流傳輸的參數值相差甚遠，從而造成整定計無法正常工作。還有，設備很容易受到外界因素的影響，如溫度和濕度。由于設備具有不穩定性，很容易由于溫度和濕度的變化而造成定值的自動漂移，有時候也可能是因為設備零部件的老化和損壞造成的。

2.2 人為操作

人為原因一般就是工作不夠細心，對系統內各項設備數值的讀數觀察不夠仔細，導致讀錯設備整定器上的計算數值，導致繼電保護故障，且對故障的檢查技術水平不夠，無法及時準確地發現故障段，從而造成大面積的電路故障問題，導致系統無法正常供電。

當工作電源出現問題時，電力系統保護出口處的動作過大，造成電路內波紋系數過高，輸出的功率就不夠，電壓便會不穩定，當電壓降低或者電流過大時，如果保護行為不恰當極容易出現一系列的繼電保護故障。繼電保護典型故障的防治策略

3.1 元件替換法

元件替換法，顧名思義，就是用正常的元件將出現故障的元件替換下來，這樣能夠將故障范圍迅速縮小，提高維修人員的維修效率，因此是機電保護裝置故障處理中經常用到的方法。

3.2 參照法

參照法是指通過對不同設備的技術參數的對照，找出不正常設備的故障點。此法主要用于檢查認為接線錯誤，定值校驗過程中發現測試值與預想值有較大出入又無法斷定原因之類的故障。另外需要注意的是，在繼電器訂制校驗時，若發現某一直繼電器的測試值與整定值相差很多，那么此時要用同只表計去測量其他相同回路的同類繼電器進行進一步的比較，錯誤的做法是在發現數值不同時，輕易調整繼電器的刻度表。

3.3 短接法

短接法是縮小故障范圍常用的一種方法，是將回路某一段或一部分用短接線接入為短接，進而判斷出故障是存在短接線的范圍還是范圍外。短接法對判斷電磁鎖失靈、電流回路開路等故障具有明顯的優勢。

3.4 繼電保護典型故障的預防措施

3.4.1 構建完善的電力管理體系是基礎

構建完善的電力管理體系是預防電力系統繼電保護故障的基礎，構建該體系需要做好以下工作：

首先要逐步形成科學有序的管理體系，這其中，一支高素質的管理隊伍是不可或缺的，這需要電力企業加強對管理人員和工作人員的培訓，使其掌握電力系統管理的知識技能。另外管理體系內的各個部分要職權分明、責任落實，這樣才能保證管理體系的井然有序和正常運作。

其次，完善的監測評價體系也是十分必要的。監測評價體系具有監督指導的作用，通過建立該體系，在全電力系統中形成嚴謹的工作氛圍，有利于很大程度上提高電力工作的質量，進而能夠及時正確的發現繼電故障，將故障消滅在萌芽狀態，從而保障電力系統的有序運行。

3.4.2 加強電力系統的技術管理是核心

技術管理作為降低繼電保護故障率的核心，具有十分重要的意義。可以通過采用先進的技術來提高電力系統的智能化水平，從而有效減少繼電保護故障的發生。

第一，提高電力系統的自動化水平。在設計和開發電力系統時，要加強新技術的開發和應用，包括自動控制技術和智能技術。這樣電力系統出現故障時，智能化技術便能有效避免繼電保護障礙的發生。

第二，運用新技術來增加電力系統設備的承受能力。比如，繼電保護中使用CPU容錯技術。由于CPU容錯技術具有一定的恢復能力，所以它能夠在更大程度和范圍內降低電力系統硬件問題帶來的影響，從而起到保護繼電保護裝置的作用。

3.4.3 提高電力工作人員的素質

電力工作人員素質是影響電力系統管理水平的重要因素。因此，電力企業要加強對電力工作人員業務素質的培訓教育，提高其責任意識和安全意識，并通過一些業務培訓，提高其實際操作能力，促使電力企業員工能夠更好的處理電力系統中出現的各種問題。

參考文獻

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國網甘肅省電力公司檢修公司 甘肅省酒泉市 735000

第四篇：繼電保護運行規定

微機繼電保護裝置運行管理規程

3.2 微機繼電保護裝置的運行管理工作應統一領導、分級管理。3.7 對于安裝在開關柜中10kV～66kV微機繼電保護裝置，要求環境溫度在?5℃～45℃范圍內，最大相對濕度不應超過95％。微機繼電保護裝置室內月最大相對濕度不應超過75％，應防止灰塵和不良氣體侵入。微機繼電保護裝置室內環境溫度應在5℃～30℃范圍內，若超過此范圍應裝設空調。

3.8 微機繼電保護裝置的使用年限一般不低于12年，對于運行不穩定、工作環境惡劣的微機繼電保護裝置可根據運行情況適當縮短使用年限。4.2 供電企業、輸電企業和發電企業繼電保護部門。

4.2.1 負責微機繼電保護裝置的日常維護、定期檢驗、輸入定值和新裝置投產驗收工作。

4.2.2 按地區調度及發電廠管轄范圍，定期編制微機繼電保護裝置整定方案和處理日常運行工作。

4.2.3 貫徹執行有關微機繼電保護裝置規程、標準和規定，負責為地區調度及現場運行人員編寫微機繼電保護裝置調度運行規程和現場運行規程。制定、修訂直接管轄范圍內微機繼電保護標準化作業書。、4.2.4 統一管理直接管轄范圍內微機繼電保護裝置的程序版本，及時將微機保護裝置軟件缺陷報告上級繼電保護部門。

4.2.5 負責對現場運行人員和地區調度人員進行有關微機繼電保護裝置的培訓。4.2.6 微機繼電保護裝置發生不正確動作時，應調查不正確動作原因，并提出改進措施。

4.2.7 熟悉微機繼電保護裝置原理及二次回路，負責微機繼電保護裝置的異常處理。4.2.8 了解變電站自動化系統中微機繼電保護裝置的有關內容。4.2.9 提出提高繼電保護運行管理水平的建議。6 技術管理

6.1 為了便于運行管理和裝置檢驗，同一單位（或部門）直接管轄范圍內的微機繼電保護裝置型號不宜過多。

6.2 微機繼電保護裝置投運時，應具備如下的技術文件： a）竣工原理圖、安裝圖、設計說明、電纜清冊等設計資料；

b）制造廠商提供的裝置說明書、保護柜（屏）電原理圖、裝置電原理圖、故障檢測手冊、合格證明和出廠試驗報告等技術文件； c）新安裝檢驗報告和驗收報告； d）微機繼電保護裝置定值通知單；

e）制造廠商提供的軟件邏輯框圖和有效軟件版本說明；

f）微機繼電保護裝置的專用檢驗規程或制造廠商保護裝置調試大綱。

6.3 運行資料（如微機繼電保護裝置的缺陷記錄、裝置動作及異常時的打印報告、檢驗報告、軟件版本和6.2所列的技術文件等）應由專人管理，并保持齊全、準確。6.4 運行中的裝置作改進時，應有書面改進方案，按管轄范圍經繼電保護主管部門批準后方允許進行。改進后應做相應的試驗，及時修改圖樣資料并做好記錄。

6.5 各級繼電保護部門對直接管轄的微機繼電保護裝置應統一規定檢驗報告的格式。對檢驗報告的要求見附錄A。

6.6 各級繼電保護部門應按照DL/T 623對所管轄的各類（型）微機繼電保護裝置的動作情況進行統計分析，并對裝置本身進行評價。對不正確的動作應分析原因，提出改進對策，并及時報主管部門。6.7 微機繼電保護裝置的軟件管理。

6.7.1 各級繼電保護部門是管轄范圍內微機繼電保護裝置的軟件版本管理的歸口部門，負責對管轄范圍內軟件版本的統一管理，建立微機繼電保護裝置檔案，記錄各裝置的軟件版本、校驗碼和程序形成時間。并網電廠涉及電網安全的母線、線路和斷路器失靈等微機保護裝置的軟件版本應歸相應電網調度機構繼電保護部門統一管理。

6.7.2 一條線路兩端的同一型號微機縱聯保護的軟件版本應相同。如無特殊要求，同一電網內同型號微機保護裝置的軟件版本應相同。

6.7.3 運行或即將投入運行的微機繼電保護裝置的內部邏輯不得隨意更改。確有必要對保護裝置軟件升級時，應由微機繼電保護裝置制造單位向相應繼電保護運行管理部門提供保護軟件升級說明，經相應繼電保護運行管理部門同意后方可更改。改動后應進行相應的現場檢驗，并做好記錄。未經相應繼電保護運行管理部門同意，不應進行微機繼電保護裝置軟件升級工作。

6.7.4 凡涉及微機繼電保護功能的軟件升級，應通過相應繼電保護運行管理部門認可的動模和靜模試驗后方可投入運行。

6.7.5 每年繼電保護部門應向有關運行維護單位和制造廠商發布一次管轄范圍內的微機繼電保護裝置軟件版本號。

6.8 投入運行的微機繼電保護裝置應設有專責維護人員，建立完善的崗位責任制。6.9 各級繼電保護部門應結合所轄電網實際情況，制定直接管轄范圍內微機繼電保護裝置的配置及選型原則，統一所轄電網微機繼電保護裝置原理接線圖。10kV～110kV電力系統微機繼電保護裝置應有供電企業、發電廠應用的經驗總結，經省級及以上電網調度機構復核并同意后，方可在區域（省）電網中推廣應用。8。

6.10 微機繼電保護裝置選型。

6.10.1 應選用經電力行業認可的檢測機構檢測合格的微機繼電保護裝置。

6.10.2 應優先選用原理成熟、技術先進、制造質量可靠，并在國內同等或更高的電壓等級有成功運行經驗的微機繼電保護裝置。

6.10.3 選擇微機繼電保護裝置時，應充分考慮技術因素所占的比重。6.10.4 選擇微機繼電保護裝置時，在本電網的運行業績應作為重要的技術指標予以考慮。

6.10.5 同一廠站內同類型微機繼電保護裝置宜選用同一型號，以利于運行人員操作、維護校驗和備品備件的管理。

6.10.6 要充分考慮制造廠商的技術力量、質保體系和售后服務情況。6.11 交流、直流輸電系統保護裝置配置原則按照GB/T 14285執行。6.12 微機保護雙重化配置應滿足以下要求：

a）雙重化配置的線路、變壓器和單元制接線方式的發變組應使用主、后一體化的保護裝置。對非單元制接線或特殊接線方式的發電機?變壓器組則應根據主設備的一次接線方式，按雙重化的要求進行保護配置。

b）每套完整、獨立的保護裝置應能處理可能發生的所有類型的故障。兩套保護之間不應有任何電氣聯系，當一套保護退出時不應影響另一套保護的運行。c）兩套主保護的交流電壓回路應分別接入電壓互感器的不同二次繞組（對雙母線接線，兩套保護可合用交流電壓回路）。兩套主保護的電流回路應分別取自電流互感器互相獨立的二次繞組（鐵芯），并合理分配電流互感器二次繞組。分配接入保護的互感器二次繞組時，還應特別注意避免運行中一套保護退出時可能出現的電流互感器內部故障死區問題。

d）雙重化配置保護裝置的直流電源應取自不同蓄電池組供電的直流母線段。e）兩套保護的跳閘回路應與斷路器的兩個跳閘線圈分別一一對應。

f）雙重化的線路保護應配置兩套獨立的通信設備（含復用光纖通道、獨立光芯、微波、載波等通道及加工設備等），兩套通信設備應分別使用獨立的電源。

g）雙重化配置保護與其他保護、設備配合的回路（例如斷路器和隔離開關的輔助觸點、輔助變流器等）應遵循相互獨立的原則。

6.13 直流輸電系統保護應做到既不拒動，也不誤動。在不能兼顧防止保護誤動和拒動時，保護配置應以防止拒動為主。

6.14 直流輸電系統故障時直流輸電系統保護應充分利用直流輸電控制系統，盡快停運、隔離故障系統或設備。6.15 備用插件的管理。

6.15.1 運行維護單位應儲備必要的備用插件，備用插件宜與微機繼電保護裝置同時采購。備用插件應視同運行設備，保證其可用性。儲存有集成電路芯片的備用插件，應有防止靜電措施。

6.15.2 每年12月底，各運行維護單位應向上級單位報備用插件的清單，并向有關部門提出下一年備用插件需求計劃。

6.15.3 備用插件應由運行維護單位保管。

6.16 繼電保護信息管理系統應工作在第Ⅱ安全區。6.17 對于無人值班的變電站，應制定遠方更改微機繼電保護裝置定值或操作微機繼電保護裝置的規定。

6.18 繼電保護部門應組織制定繼電保護故障信息處理系統技術規范，建立健全主站系統、子站系統及相應通道的運行和維護制度。7 檢驗管理

7.1 微機繼電保護裝置檢驗時，應認真執行DL/T 995及有關微機繼電保護裝置檢驗規程、反事故措施和現場工作保安規定。

7.2 對微機繼電保護裝置進行計劃性檢驗前，應編制繼電保護標準化作業書，檢驗期間認真執行繼電保護標準化作業書，不應為趕工期減少檢驗項目和簡化安全措施。7.3 進行微機繼電保護裝置的檢驗時，應充分利用其自檢功能，主要檢驗自檢功能無法檢測的項目。

7.4 新安裝、全部和部分檢驗的重點應放在微機繼電保護裝置的外部接線和二次回路。

7.5 微機繼電保護裝置檢驗工作宜與被保護的一次設備檢修同時進行。

7.6 對運行中的微機繼電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。

7.7 根據系統各母線處最大、最小阻抗，核對微機繼電保護裝置的線性度能否滿足系統的要求。

7.8 逆變電源的檢查按照DL/T 995的規定執行。

7.9 微機繼電保護裝置檢驗應做好記錄，檢驗完畢后應向運行人員交待有關事項，及時整理檢驗報告，保留好原始記錄。7.10 檢驗所用儀器、儀表應由檢驗人員專人管理，特別應注意防潮、防振。儀器、儀表應保證誤差在規定范圍內。使用前應熟悉其性能和操作方法，使用高級精密儀器一般應有人監護。

第五篇：電力系統繼電保護典型故障分析

電力系統繼電保護典型故障分析

案例11 施土留下隱患，值班員誤碰電纜斷面線路跳閘

事故簡況：1989年2月16日，綏化電業局220kV綏化一次變電所值班員清掃衛生中，見習值班員齊××在清擦1號主變壓器保護屏屏后地面時，拖布碰到該屏后地面上電纜斷面，警報鈴響，220kV分段兼旁路綠燈閃光，“掉牌未復歸”光字牌亮，經檢查直流接地信號繼電器掉牌，無其他信號，一次設備無異常，匯報調度，按調度令拉開220kV綏海線斷路器，合上220kV分段兼旁路斷路器正常，隨后，合上220kV綏海線斷路器正常。

事故原因及暴露問題：按擴建工程二次圖紙設計要求，主變壓器直接接地零序保護接地后，先跳220kV分段兼旁路斷路器，220kV分段兼旁路綜合重合閘屏至1號主變壓器保護屏控制電纜分段屏側的正電“1”與手動跳閘起動回路“R33”兩芯均已接線帶電。1號主變壓器保護屏側電纜芯中的正電“1”與跳閘回路“R33”之間需串入直接接地零序保護2段時間繼電器的滑動觸點。因當時1號主變壓器在運行中，所以未施工安裝，該電纜盤卷在屏后地面上，1號主變壓器保護屏電纜斷面的“1”與“R33”線芯裸露在外。違反《繼電保護和安全自動裝置檢驗保安規程》檢驗工作中對下列各點應特別注意安全謹慎從事之5“拆下的帶電線頭，必須包扎穩固，做好記錄，恢復時逐項核對”的規定，沒有對裸露在外的帶電電纜芯“1”與“R33”進行包扎，是發生事故的主要原因。

值班員對回路和施工情況不清楚，致使拖布碰擦電纜斷面，造成“1”與“R33”兩芯短路，是發生事故的直接原因。

事故暴露出繼電人員工作責任心不強，裸露的電未包扎，也未向運行人員交待。

運行單位驗收不細，把關不好。

防范措施：

(1)運行單位一定要加強驗收把關工作，驗收時一定要嚴、細。

(2)對運行設備的二次電纜，投運要制定詳細的施工方案和安全措施。

(3)繼電人員在工程完工后，要與運行單位進行認真、詳細的交待，特別是遺留下來的未完工程，更應仔細交待，應告誡運行人員要注意的地方。

案例12 觸碰跳閘回路，造成母差保護誤動

事故簡況：1986年7月3日16時16分吉林電業局鐵東變電所倒閘操作，恢復220kV母線固定連接。運行人員在拉開220kV母差保護三極隔離開關時，因帶有正電源的固定三極隔離開關的螺絲竄出，誤碰到220kV母差保護跳閘回路，造成220kV母聯斷路器跳閘。

事故原因及暴露問題：

(1)該220kV母差保護是1986年5月10～20日檢定的，試驗人員對盤內線頭及螺絲都進行了檢查和加緊，但由于對三極隔離開關固定螺絲的管轄分工概念不清，故對三級隔離開關檢查不細，三極隔離開關固定螺絲早已竄出的隱患沒有及早查出，是發生事故的主要原因。

(2)運行人員在拉三極隔離開關前，沒有對三極隔離開關進行檢查，早已竄出的帶正電的螺絲誤碰起動220kV母聯斷路器跳閘繼電器MLJ回路，造成220kV母線差動保護動作，跳開220kV母聯斷路器，是發生事故的直接原因。

防范措施：

(1)繼電人員與運行人員對設備的維護分工要有明確的劃分，消滅管轄分工概念不清的死角，防止因設備分工不明造成事故。

(2)應對端子排20cm以內進行全部細致的檢查，對經常操作的連接片、隔離開關、重合閘試驗按鈕應加強檢查維護，加強復查，將隔離開關固定螺絲焊死，運行人員操作時，應先檢查后操作。案例13 保護裝置元件絕緣老化、臟污，造成線路跳閘

事故簡況：1990年2月10日，營口電業局盤山一次變電所1號所用變屏弧光短路，引起直流正極接地，致

使220kV阜盤線C相繼電器動作，斷路器跳閘重合成功。

事故原因及暴露問題：

盤山一次變電所控制室內與1號所用變壓器交流屏并排按放的直流屏，在弧光作用下，發生直流系統正極弧光接地，是發生事故的直接原因。

繼電人員對所維護的保護裝置未能按《繼自裝置運管規程》4.2.4條“設備專責崗位責任：掌握裝置缺陷情況，及時消除并貫徹和執行本專責設備反事故措施計劃，搞好設備升級、定級工作”的規定執行，其中接地綜合重合閘屏選相元件C相插件絕緣老化、臟污，未能及時發現和消除，在當時特定的潮濕空氣中，使插件座上18端子與地之間絕緣電阻急劇變小，這樣使繼電器動作跳閘經試驗K點絕絕緣電阻在較干燥的天氣下，可達2MΩ，而當時只有0.6MΩ；是發生220kV阜盤線C相跳閘的主要原因。事故暴露出：

(1)直流屏與交流屏之間未加隔板，所以造成相互影響。

(2)盤山地區鹽堿大，空氣較潮濕，門窗密封不好，造成設備臟污。

防范措施：

(1)交、直流屏間應立即加上絕緣隔板，以減少其相互間影響。

(2)要把控制室門窗密封完好，防止塵土過多積存在屏內各端子上，特別要注意和防止室內 裝置受潮。

(3)繼電專責崗位責任制要加強，一定要嚴格執行《繼自裝置運管規程》的各項規定，維護好設備，加強設備的巡視、檢查，及時消除設備的隱患，防止保護裝置誤動作。

案例14 氣體繼電器誤動作，主變壓器兩側斷路器跳閘

事故簡況：1990年5月18日，吉林通化電業局水洞一次變電所直流接地，2號主變壓器輕、重瓦斯保護動作，兩側斷路器跳閘，2號主變壓器停電，次日，經檢查后2號主變壓器恢復運行。

事故原因及暴露問題：氣體繼電器接線柱槽蓋，在制造結構上存在易脫落的缺點，當大風雨時，槽蓋脫落后，槽內進入雨水，是氣體繼電器誤動作的直接原因。

繼電人員未按《繼自裝置運管規程》4.2.4條“設備專責崗位責任：掌握裝置缺陷情況，及時消除并貫徹執行本專責設備反事故措施計劃，搞好設備升級、定級工作”的規定執行，對氣體繼電器接線柱槽蓋易脫落的缺陷掌握不夠，不能及時消除、處理，是發生事故的主要原因。

變電運行人員在巡視檢查工作中，沒有發現氣體繼電器無防雨措施和及時處理，是發生事故的重要原因。

事故暴露出繼電人員、變電運行人員等責任心不強，沒能嚴格按“規程”規定做好本職工作。防范措施

(1)針對此次事故的教訓，應認真對全局各主變壓器的氣體保護接線柱槽蓋進行一次全面檢查，防止同類性質事故再次發生。

(2)氣體繼電器安裝、調試后，應在記錄簿中記錄防雨措施是否完善、好用。

(3)對氣體繼電器接地柱槽蓋易脫落缺點，應列入技改項目，發動科技人員、廣大變電、繼電人員，提出改進意見。

(4)繼電專責人和變電運行人員，要提高責任感，認真檢查、巡視設備，發現問題要及時處理。

案例15 送電線路故障，保護誤動導致一次變電所全停

事故簡況：1990年12月22日，吉林延邊電業局圖門一次變電所，因下雨雪，造成送電線路覆冰，超過設計標準，220kV圖延甲線導線覆冰40mm，覆冰和粘雪使導線不均勻下落，上下跳動，造成線路混線、短路。當天2時10分，圖門一次變電所全停，檢查時，發現220kV琿圖乙線相差高頻動作，斷路器跳閘不重合；220kV圖延甲線兩側高頻方向和距離保護一段動作，斷路器三相跳閘不重合(均在單相重合閘位置)；66kV圖紙線低頻動作，斷路器跳閘。經省調指揮于3時13分圖門一次變電所恢復正常。

事故原因及暴露問題：這次事故的起因是220kV圖延甲線覆冰災害所致。

220kV琿圖乙線琿春電廠側保護誤動造成圖門一次變電所全停的事故，主要是因為琿春電廠側保護裝置中有一寄生回路存在，這是琿春電廠繼電人員違反《繼自現場保安規定》3.14條“保護裝置二次線變動或改進時，嚴防寄生回路存在，沒用的線應拆除”的規定，在保護裝置二次回路線變動和改動時，沒有把沒有用的線拆掉所致，是琿圖乙線保護誤動的主要原因。

電力載波中斷，原因是載波機電源中斷，這主要是所用電源不可靠，通信聯系不通，延誤了變電所恢復送電時間，是事故延長的主要原因。

事故暴露出：

1事故發生后，電廠、變電所等溝通信息時，情況不準確，給判斷事故、恢復送電造成一定的困難。2圖一次變電所所用電源不可靠，地調處理時不果斷，應通過韋子溝變電所送電到圖一次變電所。3圖紙線是供造紙廠，而該廠有自備發電機在運行中，沒有低頻減載裝置，故這次低頻動作，說明該局對用戶自備電源管理不善。

防范措施：

1要對一次變電所和重要的變電所所用電必須做到有外電源并有自動切換裝置，確保所用電不間斷。2要加強對繼電、通信和變電運行人員的技術業務培訓，運行人員的重點是事故處理和各種保護連接片的使用，保護動作信號的分析和故障錄波器的使用；繼電人員的重點是嚴格執行各種檢驗規程、保護和自動裝置的檢驗，最終以整體試驗和模擬運行狀態下檢驗為準；通信人員的重點是熟悉設備和系統，會緊急排除故障。

3通過這次事故，要盡快完善事故時暴露的問題，如用戶自備電源的管理等。

案例16 振動過大，造成保護誤動線路單相跳閘

事故簡況：1992年10月13日，齊齊哈爾電業局繼電人員，在北郊變電所處理220kV二郊甲線重合閘燈不亮的缺陷，因繼電人員不小心，使保護盤受力振動，將B相防跳繼電器觸點閉合，造成B相斷路器跳閘的事故。

事故原因及暴露問題：繼電保護工作人員在處理220kV二郊甲線重合閘燈不亮的缺陷時，違反《安規》(變電)第217條“在保護盤上或附近打眼等振動較大的工作時，應采取防止運行中設備掉閘的措施，必要時經值班調度員或值班負責人同意，將保護暫時停用”，也違反《繼自現場保安規定》第3.6條“盡量避免在運行的保護屏附近進行鉆孔或進行任何有振動的工作，如要進行，則必須采取妥善措施，以防止運行的保護誤動作”等規定，繼電人員在拔重合閘繼電器時，由于用力過猛，致使保護屏(盤)受力振動過大，將B相防跳繼電器的觸點閉合，造成B相斷路器跳閘，是發生事故的直接原因。

運行人員在線路跳閘事故處理時，違反《齊齊哈爾電力系統調度規程》以下簡稱《調度規程》第169條之四“裝有同期裝置的線路斷路器跳閘，在確認線路有電壓且符合并列條件時，可不待調度命令，自行同期并列或環并”的規定，當220kV二郊甲線B相保護誤動造成斷路器跳閘后，運行人員沒有合同期把手，就進行強送，造成強送不成功，經調度同意切開其他兩相后，再次三相合閘成功。運行人員技術素質低，沒按《調度規程》執行，是事故延長時間的主要原因。事故暴露出繼電人員對運行的保護盤上的工作，安全重視不夠、麻痹大意，工作負責人監護指導不利。

防范措施：

(1)在運行的保護盤上工作，對有可能發生較大的振動時，應派有經驗的人員去進行工作，并在工作前詳細研究，制定減輕振動的方法和注意事項。

(2)在運行的控制和保護盤上工作前，要做好危險點的分析，對在盤上工作的繼電人員要詳細交待，使每位繼電工作人員都能提高警惕，并指派有經驗的繼電人員做監護人，監護人要認真負責，不間斷地監護，隨時指導和糾正不安全的動作。

(3)運行人員要加強對技術、業務學習，熟悉有關規程，遇事有章可循，確保設備安全運行，盡力減少事故處理時間。