PTS 9500电网继电保护运行及故障信息处理系统

第一篇：PTS 9500电网继电保护运行及故障信息处理系统

PTS 9500电网继电保护运行及故障信息处理系统

（主站系统）技术说明书（简缩版V2.0）

随着我国电力体制改革的深入和电力建设的快速发展，对继电保护运行、事故分析和电网运行的管理水平和决策能力提出了越来越高的要求。尤其在发生严重故障或复杂故障的情况下，如何能使调度值班人员和继电保护运行管理人员及时准确地了解故障情况，快速地判断故障发生的地点、故障性质及严重程度，科学地分析故障原因，并采取及时正确的措施缩小故障范围、避免事故扩大、减少故障损失，是摆在各级电网调度部门面前的重大课题。

近年来，国内许多省不同程度地开展了继电保护运行及故障信息处理系统的试点工作，但由于各省的要求和网络基础条件的差异，这些试验系统的功能、标准、实施模式和实用化程度不尽相同。计算机技术、通讯技术和网络信息技术的发展，使电网的运行管理、保护、控制等各方面都发生了很大的变化。系统和设备的信息采集、加工、传送、共享和综合利用，在当今的网络和软件技术推动下已变得日益普及。统一规划、分步建设一个通过网络将各级调度与变电站、发电厂、集控中心联接起来，实现继电保护运行管理、故障分析、辅助决策等主要功能，并与现有的变电站综合自动化系统、EMS系统、MIS系统等互通互联的电网继电保护运行及故障信息处理系统，已为大家所共识。

按照原国家电力公司《全国电力调度系?quot;十五"发展计划纲要》和《建设国际一流电网调度机构考核实施细则》的要求，建设一个技术先进、安全性高、可靠实用、开放性好、可扩展性强的继电保护运行及故障信息处理系统，是各级调度机构的当务之急。

江苏东大金智软件股份有限公司充分运用自身在电力、计算机、网络、通信等方面的技术优势，结合公司对电力自动化、信息化的深刻理解和实践，在分析总结当前国内外继电保护领域管理、运行、故障分析的技术、经验和用户要求的基础上，开发了国内领先、实用化程度高的PTS9500继电保护运行及故障信息处理系统。

系统的主要特点

◇ PTS9500继电保护运行及故障信息处理系统，是东大金智结合江苏、福建、贵州等省系统建设的特点和需要的基础上开发的，系统具有以下主要特点：

◇ 主站与子站的规划设计遵循统一规划、分开实施的原则，确保了系统的开放性、规范性，为系统的升级和维护提供了保障，充分保护用户的利益。

◇ 系统的通信标准和信息规范在遵循国际标准的基础上，根据系统的实际要求进行必要的补充修改。所有规约和标准由用户、主站方、国内主要的子站开发商共同参与确定，并对用户开放。◇ 系统有较长的实际运行经验，稳定性高；项目实施的工程化程度高，工程实施周期短。

◇ 主站系统已与国内主要子站供应商成功地实现了工程接入，包括南瑞保护、南瑞科技、国电南自、南京中德、北京四方、南京银山、上海晟泰等。

◇ 系统基于广域网，能适应ATM/SDH/以太网等多种变电站网络接入模式和各种网络技术。

◇ 系统基本功能完整实用；高级应用功能先进适用，可维护性强。功能模块可根据不同的需要灵活配置。

◇ 软件系统采用结构化、模块化的设计思想，大量采用中间件和模块化的应用软件，大大提高了整个系统的灵活性和可扩展性。

◇ 系统采用了专业化的图形平台，具有功能强大的图形编辑功能，图形与元件对象绑定，对象与属性参数相绑定，实现了图模一体化，并具有网络拓扑功能，保证了图形界面的智能化维护功能，满足实时监控和管理的双重需要。

◇ 系统采用标准的商用关系数据库语言（SQL）和高级程序开发语言（VC），保证了系统对硬件（IBM/HP/DELL等）的适应性和对操作系统（UNIX/WINDOWS）、数据库（ORACLE/DB2/SYBASE/SQL SERVER）的可移植性。◇ 系统具有丰富的接口功能，可与MIS、DMIS、安控、GIS、整定计算等系统实现互联。

◇ 系统具有智能化维护功能。当系统发生变化时，仅需要在地理接线图中修改相应的设备并输入相关信息后，故障信息系统能自动更新。

系统总体方案 ● 系统典型结构

图1为一典型的整体系统结构图。图2、3为典型的主站系统结构图，其中图2为经济型配置，图3为标准配置。在图3所示的系统中，采用双机互备的通信服务器和数据库服务器，设保护、调度专业工作站，网关实现本系统与其它系统的隔离；主站与子站之间的通信采用网络为主、拨号为辅的方式。在图1 中，子站对上通信一发多收，可以同时满足省调、地调等的需要，对下与保护和录波装置间采用串口或现场总线，与综自系统间采用串口或以太网方式，综自系统需要的保护信息由子站提供，本系统与远动采用相对独立的网络通道。

● 引用标准及参考标准

◇ IEC-870-5-101，基本远动任务的配套标准。

◇ IEC-870-5-103，保护设备的信息接口的配套标准。◇ IEC-870-5-104，利用标准传输规约的网络接口。◇ ANSI/IEEE C37，111－1991，COMTRADE格式。◇ ANSI/IEEE C37，111－1999，COMTRADE格式。◇ DL 516－93，电网调度自动化运行管理规程。

◇ DL/T 623－1997，微机继电保护装置运行管理规程。

◇ DL/T 559－1994，220～500kV电网继电保护装置运行整定规程。◇ DL/T 584－1995，35～110kV电网继电保护装置运行整定规程。

◇ DL/T 623－1997，电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程。◇ DL/T 553－94，220－500KV电力系统故障动态记录技术准则。◇ GB2887，计算站场地技术要求。◇ 国家电力公司一号令，国家电力公司关于严肃调度纪律确保电网安全运行的规定。2002年5月。◇ 继电保护及故障录波器信息处理系统技术规范（试行），国电华东电力调度通信中心，2001年11月。

◇ 江苏电网继电保护运行及故障信息处理系统接口标准与信息规范（试行），江苏省电力公司电网调度中心，2002年1月。● 系统的用户

PTS9500继电保护运行及故障信息处理系统分为四类主要用户：调度运行人员、继电保护人员、有关领导及安监人员、电网研究分析人员。◇ 为调度运行人员提供：

→ 电网故障信息，如故障时间、地点、性质等。

→ 保护装置等的动作信息，如动作时间、动作类型、动作结果等。

→ 故障测距、故障诊断等结果。

→ 保护装置等的故障信息，如CPU故障、电源故障等。→ 保护装置等的状态信息，如保护投退等。

→ 其他相关信息。

◇ 为继电保护人员提供：

→ 为调度人员提供的所有信息。

→ 故障录波分析工具，如波形分析、相位分析、谐波分析等。

→ 故障测距分析工具，包括单端测距、双端测距、非同步测距等。

→ 故障诊断分析工具，利用专家系统诊断发生故障的元件和故障性质等。

→ 保护动作行为分析工具，根据保护原理、整定和实际故障参数，分析保护动作行为的正确性。

→ 运行管理工具，如定值远方校核整定、电网事故报告的生成发布、动作统计考核、装置投入率统计考核、信息整理归档等。

◇ 为有关领导及安监人员提供WEB信息查询：

→ 电网事故信息。

→ 保护动作信息。

→ 故障分析报告。

→ 统计、考核情况。

→ 其他有关信息。

◇ 为电网研究分析人员提供：

→ 历史记录数据。

→ 故障相关信息，如暂态负荷特性等。

→ 电网结构和运行参数变化的情况。

→ 全网范围的其他有关数据。

系统基本功能 ● 功能结构

PTS9500继电保护运行及故障信息处理系统主站采用Client/Server和Browse/Server相结合的结构，Server端包括通信接入、消息中心、数据库管理和WEB服务等部分，Client端包括应用分析程序和WEB查询。

PTS9500主站系统的基本功能中，不含一次设备的台帐参数管理、定值单管理、检修申请单、阻抗图定值图的管理等，因为这几部分通常已在DMIS系统中完成，本系统可以通过接口方式实现信息共享。对于一些未在DMIS系统中实现上述功能的用户，本系统可以另外提供上述应用模块。主站系统的基本应用功能如图所示：

◇ 主站与子站的接口

接口标准

→ 通信方式

以网络通信为主，拨号方式为备用。也可根据现场实际情况，采用其他的通讯方式。

→ 网络协议

TCP/IP。

→ 通信规约

IEC870-5-101、103、104等。

→ 数据格式

事件描述采用IEC870-5-103定义ASDU报文，扰动数据采用COMTRADE。◇ 接口数据

→ 系统初始化信息

103相关的组标题、运行定值组（描述、量纲、量程）、运行模拟量（描述、量纲、量程）、软压板描述等。

→ 正常运行信息

电网正常运行情况下，保护装置的运行定值、区号，各种模拟测量值、遥信开关量，故障录波装置的运行定值、压板和运行状态信息，以及其他装置的相关信息。

→ 故障信息

保护和故障录波动作信息，故障原因，故障相别、跳闸相别及故障录波数据等。

→ 自检信息

保护、录波装置自检异常的信息，如CT断线、EPROM出错等，子站管理机本身的自检信息。

→ 历史信息

存放在子站管理机上的各种历史信息，包括故障信息、录波信息和自检信息等。] 主站高级应用功能

系统性能指标

● 主站系统主要技术规范

◇ 通信服务：单机或双机热备，WINDOWS/UNIX操作系统。

◇ 数据库：单机或双机热备，WINDOWS/UNIX操作系统，ORACLE/SYBASE/DB2/SQL SERVER数据库。◇ 应用服务：WINDOWS 9X/2000/XP。◇ WEB服务：IE4.0以上。◇ 最大可接入子站数：200个。◇ 系统可同时处理的子站数：8个。◇ 信息存储容量：5年。● 网络通信主要技术规范

对网络系统的要求

典型的网络系统方案如下图所示：

PTS9500继电保护运行及故障信息处理系统可适用于变电站采用ATM/SDH/以太网接入，变电站－（县）－地－省广域网采用ATM/SDH，局域网采用以太网/千兆网/的网络环境，具有全省性广域网运行的丰富实际经验。

变电站采用SDH/ATM/以太网接入时的相关网络结构如下图所示：

地调端的相关网络接入示意图如下：

系统实施建议

继电保护运行及故障信息处理系统的推广实施，通信与网络是关键。因此，在实施前，首先应充分了解各变电站内保护和录波装置的通信接入能力及变电站对外的网络接入能力，先解决变电站的对外出口问题，后解决变电站内设备的接入问题，变电站内设备的接入可以先易后难，逐步接入。从变电站到地市再到省，确保信息能通过全省广域网进行传输。

在实施启动前，建议组成统一的领导小组和执行小组，负责保护、通信、自动化及信息、生技、基建等方面的组织协调工作，以及协调处理厂站设备原有生产厂家、子站厂家、主站厂家之间及与省地电力公司之间的相互关系。

其它实施建议如下： ● 确定子站的标准

硬件配置、操作系统；对下通信的接口标准；标准配置/最大可扩展的接口数量；标准配置/最大可扩展的的模块化规约的种类与数量；标准配置/最大可扩展的开关量采集点数；GPS精度与对时方式，GPS最大可输出的路数；采集主要的保护和录波装置信息的内容、格式、标准术语；对上通信方式、通信协议、规约和数据格式；对上通信信息的内容、代号、标准术语等；子站的人机界面与当地应用功能等。● 确定主站的标准

硬件配置、操作系统、数据库；基本应用功能、高级应用功能；与子站的通信方式、通信协议、规约和数据格式，通信信息的内容、代号、标准术语等；与EMS、DMIS等外部系统的接口；人机界面、系统管理、系统配置、系统维护的功能和工具等。● 统一规划、分步实施

在确定上述标准的前提下，按统一规划、分步实施的原则建设。子站原则上可以通信条件决定实施的先后，通信条件以网络条件为优先；对于同一地区，先试点实施，运行稳定后再全面实施；子站内设备的接入，结合改造逐步增加；主站先实施基本功能，在子站接入数量逐步增加后，再实施高级应用功能。● 主站、子站分包实施

主站－子站分包实施的最大好处在于保证系统的开放性和规范性，充分保障用户的利益。此外，主站和子站在技术上有所不同，子站侧重于硬件，而主站侧重于软件；子站侧重于信息的采集和通信，而主站侧重于信息的分析和管理。分包实施可以充分发挥各自的优势，保证系统整体的先进性。

第二篇：继电保护及自动装置的运行及故障处理

继电保护及自动装置的运行及故障处理

第一节 一般要求

第1条：除系统运行方式和检查工作的需要，允许退出的继电保护及自动装置外，凡带有电压的一次设备均不得无保护运行。

第2条：保护装置的投退应遵守下列规定：

1、按各级调度的命令执行。

2、变电站调度的设备，正常时投退由值班长决定，如用户要求，需要改变原运行状况时，必须有单位提出申请，调度计划部门批准执行完毕后，汇报陇南地调。

第3条：新型试制或改进的保护，应有施工安装单位移交的图纸、有关运行的规定，运行人员学习讨论后，先试运行（由局决定试运行期限）试运行良好后由局决定投入使用。

第4条：运行人员在巡视中应及时掌握微机保护的面板温度，特别是电源面板，处理面板，当发热严重时应及时汇报调度所、局生计科。

第5条：接有交流电压的保护，交流电压必须取自相应的一次设备母线，在倒闸操作过程中，禁止使保护失去交流电压，在交流电压回路上进行工作，必须采取防止保护误动的措施。

第6条：二次交流电压中断时，应立即停用下列保护及自动装置。

1、各类距离保护装置。

2、灵敏度较高的各类电压闭锁过流保护。

3、故障录波器。

第7条：下列情况之一者，应停用有关保护：

1、保护不良有误动危险或已发生误动或装置发告警信号确认需退出保护时。

2、查保护工作时。

3、开关作跨越短接时。

4、其它为安全专门规定条件，如带电作业时必须退出重合闸等。

第8条：保护投入前后值班人员应按以下规定顺序检查保护装置：

1、查看继电器的接点位置正常。

2、继电器有无掉牌指示。

3、保护装置的监视表计、灯光指示正确，微机保护指示灯及液晶显示屏显示信号正常。

4、切换把手、刀闸、跨线、连片、端子、压板的位置均应正确。

第9条：保护动作后，由两人检查掉牌，作好记录进行核对后加以恢复，检查、打印异常情况报告，及时向调度汇报有关情况。

第10条：运行中的保护及二次回路，禁止其它单位人员进行工作，如因基建工作或其它特殊需要，应取得运行人员和保护班的同意，并有本单位保护人员监护。

第11条：基建安装单位新装的设备，投运前应由保护工作人员验收，填写验收记录，并向值班人员进行交代清楚后，方可投入运行。

第12条：当保护检验后，由运行、保护人员共同进行开关的传动试验，装置调试，并记录传动次数。

第13条：继电保护工作完毕后，值班人员应按以下内容检查继电保护工作人员所填写的继电保护记录。

1、作内容或试验性质。

2、整定值及接线变更情况。

3、发现问题及带负荷检查的结果。

4、操作试验及带负荷检查的结果。

5、对保护使用的意见。

6、值班人员应注意的事项。

7、保护能否投入运行的结论。

第14条：继电保护工作完毕后，运行值班人员应根据下列内容验收：

1、检查试验中连接的所有临时线是否已全部拆除。

2、检查在试验中所拆动的接线是否已全部正确恢复。

3、盘上的标志是否齐全，工作现场是否已清理完毕。

4、检查压板是否恢复正常运行位置。

5、检查图纸与实际相符，改动部分是否画入记录中。

第15条：两个设备单元的两套保护共同作用于一台开关时其中一个设备单元停运或检修时，必须退出该单元的所有保护。第16条：装有微机保护装置的变电所在周围50M内不得使用无线电通讯装置等其它产生高频电磁波的设备。

第二节 微机保护装置运行的特殊要求

第1条：装置投入前按定值通知单要求进行保护压板投入、接线检查及整定值输入等工作。同时，打印一份保护定值清单并存盘。

第2条：正常运行时。要定时进行设备的巡视检查，查看装置电源指示灯及有关保护的投入；打印机的电源液晶显示情况等是否正常，作好日常的运行维护工作。保护如动作，记录保护动作情况，记录、打印有关报告，当前定值，及时收集故障录波情况，打印的资料，复归有关信号。

第3条：为防止经长期运行后的积灰造成爬电短路现象，每隔一段时间，必须将机箱柜和插件进行清洁处理，平时，要保持装置柜体清洁，减少灰尘进入。

第4条：正常运行时，不得随意改变保护定值，定值修改必须有调度部门通知单，同时要退出本套保护装置，改变后经运行人员核对正确方可投运。

第5条：装置内部作业、检查，要停用整套保护装置。

第6条：保护插件出现异常更换插件后，要对整套装置重新校验，无误后方可投入使用。

第7条：保护装置本身使用的交流电压/电流回路，开关量输出回路作业，要停用本套保护装置。

第8条：保护装置动作后，运行人员根据信号指示情况及打印结果，故障录波装置输出波形，及时分析处理，同时向主管调度汇报有关情况，并作好相关的各种记录，准备好各种分析所需要的资料、报告。

第9条：为保证打印报告的连续性，严禁乱撕乱放打印纸，妥善保管打印报告，并及时归档。运行人员应在正常巡视时检查打印纸是否充足，字迹是否清晰，打印机电源是否正确连接。

第10条：装置故障或需全部停运时，要先断开出口压板，再关装置的直流电源，严禁仅用停直流电源的方法停保护装置。

第11条：运行人员应掌握保护装置的时钟校对，采样值打印、定值清单打印、报告复制、故障录波器的使用，明确使用规定，按规定的方法、按调令改变定值，进行保护的停投和使用打印机等操作。第12条：改变保护装置的定值、程序或接线时，要依据调度或有关方面的通知单（或有批准的图样）方允许工作，并和有关部门进行校对，严禁私自操作、变更。

第13条：运行人员在巡视装置，发现有端子发热、放电等异常情况时，应先与运行值长或上级单位取得联系，及时处理。

第14条：当保护校验后，由运行、保护人员共同进行传动试验。

第15条：下列情况下应停用整套保护装置：

1、保护使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路作业。

2、装置内部作业。

3、继电保护人员输入定值。

第16条：本保护装置如需停用直流电源，应在两侧保护装置退出停用后，再停直流电源。

第17条：装置直流电源停用又恢复后，应重新检查、校对时钟。

第18条：装置出现告警呼唤时，下列情况之一者，应退出相应保护压板对应的巡检开关，但允许装置其它保护继续动作。

1、告警灯亮，同时某一个保护插件对应的告警指示灯亮。

2、总告警灯亮，显示（打印）。

3、某保护插件“有报告”灯常亮。（此种情况，在退出该保护后，可查对该CPU的巡检开关，若是没投入，则应投入，再复位接口插件，该保护插件如能恢复正常，仍可恢复该保护运行）。

第19条：装置动作后，则中央信号某保护装置光字牌打出，出现异常时，装置告警或装置呼唤光字牌打出，出现这些异常时，均有报告打印，运行人员根据打印报告，显示器显示内容等分析判断，应详细记录装置各种指示灯并打印报告，处理事故，装置复归处理完毕后，立即向主管调度汇报，通知继电保护人员到现场进行处理。

第20条：保护装置插件出现异常时，继电保护人员应用备用插件更换异常插件。更换的故障插件送维修中心（或制造厂）修理。

第21条：如出现PT或CT断线时，则装置将启动中央信号告警光字牌，并且报告打印PT或CT断线，运行人员可根据内容分析、处理、做好记录、并上报。第22条：运行人员应熟悉、掌握微机所打印出的各种运行、故障报告的格式、内容及含义。

第23条：退出某一种保护只需将对应的保护出口压板打开即可，同时，相应保护运行指示灯灭。

第三节 110kv、35kv、10kv线路保护

第1条：110kv线路保护：

1、当保护动作后，中央信号告警出现，并显示开关跳闸信号，运行人员应找到具体开关微机保护屏，会发现“TT”“TWJ”指示灯亮；再查看打印报告是何种保护动作，故障距离及有关故障参数。

2、将检查情况汇总汇报调度，若确为保护正确动作，则应根据调度命令决定是否将失电线路恢复供电。

3、若为保护装置本身故障，则应查明故障并将其隔离。

第2条：35kv线路保护：

1、在保护运行时，如有保护动作，则显示器显示最新一次的保护动作时的有关信息如下：

其中动作类型即：若显示ⅠL1，则为电流Ⅰ段动作；若显示为ⅠL2，则为电流Ⅱ段动作；若显示为ⅠL3，则为电流Ⅲ段动作；若显示有HJS，则表明后加速保护动作；若显示有CH则表明重合闸动作；Lo则说明零序保护动作；显示本次跳合闸事故记录序号。

第3条：10kv线路保护：

1、置动作显示：装置动作予跳闸或告警时，显示窗闪烁显示动作或告警时的测量值及故障类型，并点亮相应的继电器类型指示灯，多个继电器同时动作时，则循环显示。

2、保护动作后的具体现象：若速断动作，则速断指示灯亮，显示窗显示故障内容及动作电流；若限时过流动作，其指示灯亮，显示窗显示故障内部动作电流；若重合闸或后加速保护动作则重合闸或后加速保护指示灯亮。

3、装置自检及报警：装置在运行过程中，不断对本体进行自检，若发现异常，则立即闪烁，显示异常类型并点亮面板告警灯。显示异常类型时，还显示“op out”则表明严重异常，保护功能可能已全部退出。第四节 故障录波装置

一、录波装置的正常操作

第1条：每日交班时进行一次巡视检查，巡视检查内容：

1、交直流工作电源开关ZZK、JXK在合闸，前置机面板上各绿色运行指示灯亮：POWER“5V”、“15V”、“24V”、“-15V”、“24V(2)”,CPU1“运行”、CPU2“运行”、CPU3“运行”、CPU4“运行”、MONITOR“运行”。

2、后台PC机电源控制开关PK在“运行”位置，打印机电源控制开关DK在“断开”位置WD灯亮。

3、PT电压切换开关1QK、2QK在正确合理位置（注1）。

4、以上开关位置和指示灯正确，且无异常告警信号，即可认为装置处于正常状态。

5、一般1QK控制CPU1、CPU3所属线路的PT电压切换，2QK、4QK所属线路的PT电压切换，运行人员应熟悉了解CPU1—CPU4各接入哪些线路，从而使电压切换位置与一次运行方式的对应处于最佳状态。

第2条：时钟校对顺序是先后台机、再前置机。

1、后台机时钟校对操作步骤：将PK开关置于试验位置，使PC机与显示屏接通，打“ESC”键，屏幕显示C：WGL—12〉—，输入“CD＼”回车。屏幕显示C：》—，输入“Date”命令，屏幕显示C：。„„月、日、年，这是机内日期，在下面一行输入当前日期，然后回车，屏幕显示C：》—，输入“Time”命令，屏幕显示C：》„„时、分、秒，这是机内日期，在下面一行输入当前日期，然后回车。（对时以北京时间为标准与调度值班员对时）

2、前置机时钟对操作步骤：

（1）、将打印机切换至与前置机相联。（2）、合上打印机电源开关。

（3）、按前置机MONITOR板的“T”键，打印机即打印出当时机内时钟的计时值。

（4）、前置机与后台机计时差异在10秒钟以内，可不调整，再键入一个大于9（A—F）的值，即退出“T”键服务程序回到运行状态；若差异在10秒钟以上，则按照后台机屏幕上的显示值键入新的年、月、日、时、分、秒值，然后再按“T”键，打印出新值，核对无误后，按“O”键，即退出“T”间程序回到运行状态。（如有卫星同步时钟，则以该时钟作为标准比较）

（5）、断开打印机电源。

（6）、将PK开关扳到“运行”位置，WD灯亮。第3条：每周打印一次正常运行的采样波形：（1）、将打印机切换至与前置机相联；（2）、合上打印机电源开关；

（3）、按前置机MONITOR板的“2”键和CPU的序号键（1—4），即可打印出该CPU四个周波的采样波形。

（4）、1—4CPU分别检查完后，断开打印机电源。

第4条：每当录波屏或前置机的直流工作电源关断一次，在恢复供电时都要重新检查、校对前置机的时钟。

二、录波装置启动时的监视与操作

第1条：区内故障，装置启动时的监视与操作：装置发出“呼唤”（启动）信号，一次系统有较大冲击，本站并伴随有开关跳闸，可判断属区内故障，此时应注意监视录波屏的工作状态和正确操作，以免丢失录波资料。录波装置的正确工作程序是：

1、动记录程序

（1）、中央信号屏“录波装置启动”灯亮，“录波装置呼唤”光字牌亮。（2）、后台机启动，屏幕显示：正在接收前台机资料。（3）、接收完毕，屏幕显示：资料已保存好，正在制表。（4）、后台机进入分析处理，其监视灯闪烁。

（5）、分析处理完毕，屏幕显示出“紧急制表”结果。（6）在自动记录期间，不要人为干预，以免丢失资料。

（7）自动显示出的紧急制表结果，可能有两种不同情况，一是若故障时间较短，在3秒以内，则显示的就是该次事故的紧急制表。另一情况是若故障时间超过3秒，则会产生两个紧急制表文件（一为故障开始及过程，一为故障消失过程），屏幕自动显示的是后一过程，不是我们所需要的，此时则应选择所需的录波资料监视与操作。

2、处的区外故障，装置启动时的监视与操作：装置发出“呼唤”（启动）信号，一次系统只有很微弱的冲击或感觉不到冲击，且本站亦无开关跳闸，则可判定为远处的区外故障或某种干扰引起的装置启动，这种情况必需等待后台机接收完资料后，方可按复位按钮使“呼唤”信号复归。

三、录波装置启动后，出现异常现象的处理

1、装置发出“录波装置呼唤”信号，后台机启动，但中央信号屏光字牌不亮，应在录波任务完成后再检查信号回路予以复归。

2、装置发出“录波装置呼唤”信号，中央信号屏光字牌亮，但后台机或显示器未启动，应按以下步骤进行处理：

（1）、首先检查打印机的电源开关。若电源未断，打印机已通电，则应断开打印机的电源开关，然后复位后台机或断开后台机的电源开关再合上，后台机即可启动接收前置机资料。

（2）、若检查打印机电源开关在断开位置未上电，则应检查后台机和显示器的电源回路。此时应注意不要关断前置机的电源，以免丢失录波资料。将PK开关从“运行”位置打到“调试”位置，使后台机上电启动（录波完成后，仍维持PK开关在“调试”位置，并通知专业人员查找原因，尽快消除缺陷）。

（3）、若以上两种方法都不能使后台机启动，且一次系统有明显冲击，则应维持现状，尽快通知专业人员到现场处理，不能采取断开前置机电源的方法来复归“录波装置呼唤”信号，以免将丢失录波资料。（若一次系统无冲击，允许断电源处理）。

（4）如果要打印故障报告，这时打印通讯电缆又接在前置机，要把后台机电源关闭，把通讯电缆接入后台机并行口，再打开后台机电源。（为打印机电子节换开关失灵时的操作）

四、运行中的异常：

1、低压交流电源断电时再次来电后，必须将主机电源重新打开。

2、发现主机死机等异常时应立即汇报调度及有关单位。

五、其它

1、本装置的后台PC机，从功能上虽可作离线它用，不得做它用，以免造成病毒感染影响完好录波。

2、打印机的切换开关如临时有故障，可将打印机的连接电缆插头直接与前置机或后台机相联，不影响使用。

第五节 自动装置 第1条：自动重合闸装置；

1、自动重合闸一般均应投入使用，有下列情况之一者应退出运行。（1）重合闸装置本身不良；（2）线路充电试运行；（3）开关遮断容量不足；（4）线路上进行带电作业；

（5）开关跳闸折合次数与允许跳闸次数相差一次时，按调令执行。

第三篇：继电保护典型故障分析

继电保护典型故障分析

摘 要 继电保护对电力系统的安全正常运行具有重要的作用，它能保证电力系统的安全性，还能针对电力系统中不正常的运行状况进行报警，监控整个电力系统。目前我国电力系统继电保护工作还是会存在一些问题，容易出现各种故障，造成电力系统无法正常运行。本文即分析了继电保护的典型故障，并详细阐述了继电保护典型故障的防治策略。

【关键词】继电保护 典型故障 元器件 接线错误 短接法 电力系统继电保护概述

1.1 电力系统继电保护装置的构成要素

电力系统机电保护装置的构成一般包括输入部分、测量部分、逻辑判断部分和输出执行部分。

1.1.1 输入部分

该部分通过隔离、低通滤波等前置处理方式对电力系统出现的问题和故障进行前置处理。

1.1.2 测量部分

该部分主要负责将测量信号转换为逻辑信号，进而通过逻辑判断按照一定的逻辑关系组合运算，最后确定出执行动作，并由输出执行部分最终完成。

1.2 继电保护装置的特征分析

1.2.1 选择性特征

选择性特征是继电保护装置智能化的表现，在电力系统出现故障时，继电保护装置能够做到有选择性的对出现故障的部分进行处理，另一方面保证无故障部分的正常运行，这样便可以保证整个电力系统的稳定及电力供应的连续。

1.2.2 快速性特征

快速性特征是继电保护装置高效率的体现，在电力系统出现故障时，继电保护装置能够在第一时间切断故障系统，从而减轻故障设备和线路的损坏程度。

1.2.3 可靠性

可靠性是指电力系统继电保护装置在处理问题和故障时要科学可靠，减少不必要的损失。继电保护的常见故障

2.1 设备故障

继电保护装置是电力系统中不可或缺的一部分，是保护电力系统的基础和前提。一般设备有装置元器件的损坏、回路绝缘的损坏以及电路本身抗干扰性能的损坏，具体的表现为整定计算错误，这主要是由于元器件的参数值和电力系统运行的参数值与实际电流传输的参数值相差甚远，从而造成整定计无法正常工作。还有，设备很容易受到外界因素的影响，如温度和湿度。由于设备具有不稳定性，很容易由于温度和湿度的变化而造成定值的自动漂移，有时候也可能是因为设备零部件的老化和损坏造成的。

2.2 人为操作

人为原因一般就是工作不够细心，对系统内各项设备数值的读数观察不够仔细，导致读错设备整定器上的计算数值，导致继电保护故障，且对故障的检查技术水平不够，无法及时准确地发现故障段，从而造成大面积的电路故障问题，导致系统无法正常供电。

当工作电源出现问题时，电力系统保护出口处的动作过大，造成电路内波纹系数过高，输出的功率就不够，电压便会不稳定，当电压降低或者电流过大时，如果保护行为不恰当极容易出现一系列的继电保护故障。继电保护典型故障的防治策略

3.1 元件替换法

元件替换法，顾名思义，就是用正常的元件将出现故障的元件替换下来，这样能够将故障范围迅速缩小，提高维修人员的维修效率，因此是机电保护装置故障处理中经常用到的方法。

3.2 参照法

参照法是指通过对不同设备的技术参数的对照，找出不正常设备的故障点。此法主要用于检查认为接线错误，定值校验过程中发现测试值与预想值有较大出入又无法断定原因之类的故障。另外需要注意的是，在继电器订制校验时，若发现某一直继电器的测试值与整定值相差很多，那么此时要用同只表计去测量其他相同回路的同类继电器进行进一步的比较，错误的做法是在发现数值不同时，轻易调整继电器的刻度表。

3.3 短接法

短接法是缩小故障范围常用的一种方法，是将回路某一段或一部分用短接线接入为短接，进而判断出故障是存在短接线的范围还是范围外。短接法对判断电磁锁失灵、电流回路开路等故障具有明显的优势。

3.4 继电保护典型故障的预防措施

3.4.1 构建完善的电力管理体系是基础

构建完善的电力管理体系是预防电力系统继电保护故障的基础，构建该体系需要做好以下工作：

首先要逐步形成科学有序的管理体系，这其中，一支高素质的管理队伍是不可或缺的，这需要电力企业加强对管理人员和工作人员的培训，使其掌握电力系统管理的知识技能。另外管理体系内的各个部分要职权分明、责任落实，这样才能保证管理体系的井然有序和正常运作。

其次，完善的监测评价体系也是十分必要的。监测评价体系具有监督指导的作用，通过建立该体系，在全电力系统中形成严谨的工作氛围，有利于很大程度上提高电力工作的质量，进而能够及时正确的发现继电故障，将故障消灭在萌芽状态，从而保障电力系统的有序运行。

3.4.2 加强电力系统的技术管理是核心

技术管理作为降低继电保护故障率的核心，具有十分重要的意义。可以通过采用先进的技术来提高电力系统的智能化水平，从而有效减少继电保护故障的发生。

第一，提高电力系统的自动化水平。在设计和开发电力系统时，要加强新技术的开发和应用，包括自动控制技术和智能技术。这样电力系统出现故障时，智能化技术便能有效避免继电保护障碍的发生。

第二，运用新技术来增加电力系统设备的承受能力。比如，继电保护中使用CPU容错技术。由于CPU容错技术具有一定的恢复能力，所以它能够在更大程度和范围内降低电力系统硬件问题带来的影响，从而起到保护继电保护装置的作用。

3.4.3 提高电力工作人员的素质

电力工作人员素质是影响电力系统管理水平的重要因素。因此，电力企业要加强对电力工作人员业务素质的培训教育，提高其责任意识和安全意识，并通过一些业务培训，提高其实际操作能力，促使电力企业员工能够更好的处理电力系统中出现的各种问题。

参考文献

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国网甘肃省电力公司检修公司 甘肃省酒泉市 735000

第四篇：继电保护运行规定

微机继电保护装置运行管理规程

3.2 微机继电保护装置的运行管理工作应统一领导、分级管理。3.7 对于安装在开关柜中10kV～66kV微机继电保护装置，要求环境温度在−5℃～45℃范围内，最大相对湿度不应超过95％。微机继电保护装置室内月最大相对湿度不应超过75％，应防止灰尘和不良气体侵入。微机继电保护装置室内环境温度应在5℃～30℃范围内，若超过此范围应装设空调。

3.8 微机继电保护装置的使用年限一般不低于12年，对于运行不稳定、工作环境恶劣的微机继电保护装置可根据运行情况适当缩短使用年限。4.2 供电企业、输电企业和发电企业继电保护部门。

4.2.1 负责微机继电保护装置的日常维护、定期检验、输入定值和新装置投产验收工作。

4.2.2 按地区调度及发电厂管辖范围，定期编制微机继电保护装置整定方案和处理日常运行工作。

4.2.3 贯彻执行有关微机继电保护装置规程、标准和规定，负责为地区调度及现场运行人员编写微机继电保护装置调度运行规程和现场运行规程。制定、修订直接管辖范围内微机继电保护标准化作业书。、4.2.4 统一管理直接管辖范围内微机继电保护装置的程序版本，及时将微机保护装置软件缺陷报告上级继电保护部门。

4.2.5 负责对现场运行人员和地区调度人员进行有关微机继电保护装置的培训。4.2.6 微机继电保护装置发生不正确动作时，应调查不正确动作原因，并提出改进措施。

4.2.7 熟悉微机继电保护装置原理及二次回路，负责微机继电保护装置的异常处理。4.2.8 了解变电站自动化系统中微机继电保护装置的有关内容。4.2.9 提出提高继电保护运行管理水平的建议。6 技术管理

6.1 为了便于运行管理和装置检验，同一单位（或部门）直接管辖范围内的微机继电保护装置型号不宜过多。

6.2 微机继电保护装置投运时，应具备如下的技术文件： a）竣工原理图、安装图、设计说明、电缆清册等设计资料；

b）制造厂商提供的装置说明书、保护柜（屏）电原理图、装置电原理图、故障检测手册、合格证明和出厂试验报告等技术文件； c）新安装检验报告和验收报告； d）微机继电保护装置定值通知单；

e）制造厂商提供的软件逻辑框图和有效软件版本说明；

f）微机继电保护装置的专用检验规程或制造厂商保护装置调试大纲。

6.3 运行资料（如微机继电保护装置的缺陷记录、装置动作及异常时的打印报告、检验报告、软件版本和6.2所列的技术文件等）应由专人管理，并保持齐全、准确。6.4 运行中的装置作改进时，应有书面改进方案，按管辖范围经继电保护主管部门批准后方允许进行。改进后应做相应的试验，及时修改图样资料并做好记录。

6.5 各级继电保护部门对直接管辖的微机继电保护装置应统一规定检验报告的格式。对检验报告的要求见附录A。

6.6 各级继电保护部门应按照DL/T 623对所管辖的各类（型）微机继电保护装置的动作情况进行统计分析，并对装置本身进行评价。对不正确的动作应分析原因，提出改进对策，并及时报主管部门。6.7 微机继电保护装置的软件管理。

6.7.1 各级继电保护部门是管辖范围内微机继电保护装置的软件版本管理的归口部门，负责对管辖范围内软件版本的统一管理，建立微机继电保护装置档案，记录各装置的软件版本、校验码和程序形成时间。并网电厂涉及电网安全的母线、线路和断路器失灵等微机保护装置的软件版本应归相应电网调度机构继电保护部门统一管理。

6.7.2 一条线路两端的同一型号微机纵联保护的软件版本应相同。如无特殊要求，同一电网内同型号微机保护装置的软件版本应相同。

6.7.3 运行或即将投入运行的微机继电保护装置的内部逻辑不得随意更改。确有必要对保护装置软件升级时，应由微机继电保护装置制造单位向相应继电保护运行管理部门提供保护软件升级说明，经相应继电保护运行管理部门同意后方可更改。改动后应进行相应的现场检验，并做好记录。未经相应继电保护运行管理部门同意，不应进行微机继电保护装置软件升级工作。

6.7.4 凡涉及微机继电保护功能的软件升级，应通过相应继电保护运行管理部门认可的动模和静模试验后方可投入运行。

6.7.5 每年继电保护部门应向有关运行维护单位和制造厂商发布一次管辖范围内的微机继电保护装置软件版本号。

6.8 投入运行的微机继电保护装置应设有专责维护人员，建立完善的岗位责任制。6.9 各级继电保护部门应结合所辖电网实际情况，制定直接管辖范围内微机继电保护装置的配置及选型原则，统一所辖电网微机继电保护装置原理接线图。10kV～110kV电力系统微机继电保护装置应有供电企业、发电厂应用的经验总结，经省级及以上电网调度机构复核并同意后，方可在区域（省）电网中推广应用。8。

6.10 微机继电保护装置选型。

6.10.1 应选用经电力行业认可的检测机构检测合格的微机继电保护装置。

6.10.2 应优先选用原理成熟、技术先进、制造质量可靠，并在国内同等或更高的电压等级有成功运行经验的微机继电保护装置。

6.10.3 选择微机继电保护装置时，应充分考虑技术因素所占的比重。6.10.4 选择微机继电保护装置时，在本电网的运行业绩应作为重要的技术指标予以考虑。

6.10.5 同一厂站内同类型微机继电保护装置宜选用同一型号，以利于运行人员操作、维护校验和备品备件的管理。

6.10.6 要充分考虑制造厂商的技术力量、质保体系和售后服务情况。6.11 交流、直流输电系统保护装置配置原则按照GB/T 14285执行。6.12 微机保护双重化配置应满足以下要求：

a）双重化配置的线路、变压器和单元制接线方式的发变组应使用主、后一体化的保护装置。对非单元制接线或特殊接线方式的发电机−变压器组则应根据主设备的一次接线方式，按双重化的要求进行保护配置。

b）每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护退出时不应影响另一套保护的运行。c）两套主保护的交流电压回路应分别接入电压互感器的不同二次绕组（对双母线接线，两套保护可合用交流电压回路）。两套主保护的电流回路应分别取自电流互感器互相独立的二次绕组（铁芯），并合理分配电流互感器二次绕组。分配接入保护的互感器二次绕组时，还应特别注意避免运行中一套保护退出时可能出现的电流互感器内部故障死区问题。

d）双重化配置保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。e）两套保护的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。

f）双重化的线路保护应配置两套独立的通信设备（含复用光纤通道、独立光芯、微波、载波等通道及加工设备等），两套通信设备应分别使用独立的电源。

g）双重化配置保护与其他保护、设备配合的回路（例如断路器和隔离开关的辅助触点、辅助变流器等）应遵循相互独立的原则。

6.13 直流输电系统保护应做到既不拒动，也不误动。在不能兼顾防止保护误动和拒动时，保护配置应以防止拒动为主。

6.14 直流输电系统故障时直流输电系统保护应充分利用直流输电控制系统，尽快停运、隔离故障系统或设备。6.15 备用插件的管理。

6.15.1 运行维护单位应储备必要的备用插件，备用插件宜与微机继电保护装置同时采购。备用插件应视同运行设备，保证其可用性。储存有集成电路芯片的备用插件，应有防止静电措施。

6.15.2 每年12月底，各运行维护单位应向上级单位报备用插件的清单，并向有关部门提出下一年备用插件需求计划。

6.15.3 备用插件应由运行维护单位保管。

6.16 继电保护信息管理系统应工作在第Ⅱ安全区。6.17 对于无人值班的变电站，应制定远方更改微机继电保护装置定值或操作微机继电保护装置的规定。

6.18 继电保护部门应组织制定继电保护故障信息处理系统技术规范，建立健全主站系统、子站系统及相应通道的运行和维护制度。7 检验管理

7.1 微机继电保护装置检验时，应认真执行DL/T 995及有关微机继电保护装置检验规程、反事故措施和现场工作保安规定。

7.2 对微机继电保护装置进行计划性检验前，应编制继电保护标准化作业书，检验期间认真执行继电保护标准化作业书，不应为赶工期减少检验项目和简化安全措施。7.3 进行微机继电保护装置的检验时，应充分利用其自检功能，主要检验自检功能无法检测的项目。

7.4 新安装、全部和部分检验的重点应放在微机继电保护装置的外部接线和二次回路。

7.5 微机继电保护装置检验工作宜与被保护的一次设备检修同时进行。

7.6 对运行中的微机继电保护装置外部回路接线或内部逻辑进行改动工作后，应做相应的试验，确认接线及逻辑回路正确后，才能投入运行。

7.7 根据系统各母线处最大、最小阻抗，核对微机继电保护装置的线性度能否满足系统的要求。

7.8 逆变电源的检查按照DL/T 995的规定执行。

7.9 微机继电保护装置检验应做好记录，检验完毕后应向运行人员交待有关事项，及时整理检验报告，保留好原始记录。7.10 检验所用仪器、仪表应由检验人员专人管理，特别应注意防潮、防振。仪器、仪表应保证误差在规定范围内。使用前应熟悉其性能和操作方法，使用高级精密仪器一般应有人监护。

第五篇：电力系统继电保护典型故障分析

电力系统继电保护典型故障分析

案例11 施土留下隐患，值班员误碰电缆断面线路跳闸

事故简况：1989年2月16日，绥化电业局220kV绥化一次变电所值班员清扫卫生中，见习值班员齐××在清擦1号主变压器保护屏屏后地面时，拖布碰到该屏后地面上电缆断面，警报铃响，220kV分段兼旁路绿灯闪光，“掉牌未复归”光字牌亮，经检查直流接地信号继电器掉牌，无其他信号，一次设备无异常，汇报调度，按调度令拉开220kV绥海线断路器，合上220kV分段兼旁路断路器正常，随后，合上220kV绥海线断路器正常。

事故原因及暴露问题：按扩建工程二次图纸设计要求，主变压器直接接地零序保护接地后，先跳220kV分段兼旁路断路器，220kV分段兼旁路综合重合闸屏至1号主变压器保护屏控制电缆分段屏侧的正电“1”与手动跳闸起动回路“R33”两芯均已接线带电。1号主变压器保护屏侧电缆芯中的正电“1”与跳闸回路“R33”之间需串入直接接地零序保护2段时间继电器的滑动触点。因当时1号主变压器在运行中，所以未施工安装，该电缆盘卷在屏后地面上，1号主变压器保护屏电缆断面的“1”与“R33”线芯裸露在外。违反《继电保护和安全自动装置检验保安规程》检验工作中对下列各点应特别注意安全谨慎从事之5“拆下的带电线头，必须包扎稳固，做好记录，恢复时逐项核对”的规定，没有对裸露在外的带电电缆芯“1”与“R33”进行包扎，是发生事故的主要原因。

值班员对回路和施工情况不清楚，致使拖布碰擦电缆断面，造成“1”与“R33”两芯短路，是发生事故的直接原因。

事故暴露出继电人员工作责任心不强，裸露的电未包扎，也未向运行人员交待。

运行单位验收不细，把关不好。

防范措施：

(1)运行单位一定要加强验收把关工作，验收时一定要严、细。

(2)对运行设备的二次电缆，投运要制定详细的施工方案和安全措施。

(3)继电人员在工程完工后，要与运行单位进行认真、详细的交待，特别是遗留下来的未完工程，更应仔细交待，应告诫运行人员要注意的地方。

案例12 触碰跳闸回路，造成母差保护误动

事故简况：1986年7月3日16时16分吉林电业局铁东变电所倒闸操作，恢复220kV母线固定连接。运行人员在拉开220kV母差保护三极隔离开关时，因带有正电源的固定三极隔离开关的螺丝窜出，误碰到220kV母差保护跳闸回路，造成220kV母联断路器跳闸。

事故原因及暴露问题：

(1)该220kV母差保护是1986年5月10～20日检定的，试验人员对盘内线头及螺丝都进行了检查和加紧，但由于对三极隔离开关固定螺丝的管辖分工概念不清，故对三级隔离开关检查不细，三极隔离开关固定螺丝早已窜出的隐患没有及早查出，是发生事故的主要原因。

(2)运行人员在拉三极隔离开关前，没有对三极隔离开关进行检查，早已窜出的带正电的螺丝误碰起动220kV母联断路器跳闸继电器MLJ回路，造成220kV母线差动保护动作，跳开220kV母联断路器，是发生事故的直接原因。

防范措施：

(1)继电人员与运行人员对设备的维护分工要有明确的划分，消灭管辖分工概念不清的死角，防止因设备分工不明造成事故。

(2)应对端子排20cm以内进行全部细致的检查，对经常操作的连接片、隔离开关、重合闸试验按钮应加强检查维护，加强复查，将隔离开关固定螺丝焊死，运行人员操作时，应先检查后操作。案例13 保护装置元件绝缘老化、脏污，造成线路跳闸

事故简况：1990年2月10日，营口电业局盘山一次变电所1号所用变屏弧光短路，引起直流正极接地，致

使220kV阜盘线C相继电器动作，断路器跳闸重合成功。

事故原因及暴露问题：

盘山一次变电所控制室内与1号所用变压器交流屏并排按放的直流屏，在弧光作用下，发生直流系统正极弧光接地，是发生事故的直接原因。

继电人员对所维护的保护装置未能按《继自装置运管规程》4.2.4条“设备专责岗位责任：掌握装置缺陷情况，及时消除并贯彻和执行本专责设备反事故措施计划，搞好设备升级、定级工作”的规定执行，其中接地综合重合闸屏选相元件C相插件绝缘老化、脏污，未能及时发现和消除，在当时特定的潮湿空气中，使插件座上18端子与地之间绝缘电阻急剧变小，这样使继电器动作跳闸经试验K点绝绝缘电阻在较干燥的天气下，可达2MΩ，而当时只有0.6MΩ；是发生220kV阜盘线C相跳闸的主要原因。事故暴露出：

(1)直流屏与交流屏之间未加隔板，所以造成相互影响。

(2)盘山地区盐碱大，空气较潮湿，门窗密封不好，造成设备脏污。

防范措施：

(1)交、直流屏间应立即加上绝缘隔板，以减少其相互间影响。

(2)要把控制室门窗密封完好，防止尘土过多积存在屏内各端子上，特别要注意和防止室内 装置受潮。

(3)继电专责岗位责任制要加强，一定要严格执行《继自装置运管规程》的各项规定，维护好设备，加强设备的巡视、检查，及时消除设备的隐患，防止保护装置误动作。

案例14 气体继电器误动作，主变压器两侧断路器跳闸

事故简况：1990年5月18日，吉林通化电业局水洞一次变电所直流接地，2号主变压器轻、重瓦斯保护动作，两侧断路器跳闸，2号主变压器停电，次日，经检查后2号主变压器恢复运行。

事故原因及暴露问题：气体继电器接线柱槽盖，在制造结构上存在易脱落的缺点，当大风雨时，槽盖脱落后，槽内进入雨水，是气体继电器误动作的直接原因。

继电人员未按《继自装置运管规程》4.2.4条“设备专责岗位责任：掌握装置缺陷情况，及时消除并贯彻执行本专责设备反事故措施计划，搞好设备升级、定级工作”的规定执行，对气体继电器接线柱槽盖易脱落的缺陷掌握不够，不能及时消除、处理，是发生事故的主要原因。

变电运行人员在巡视检查工作中，没有发现气体继电器无防雨措施和及时处理，是发生事故的重要原因。

事故暴露出继电人员、变电运行人员等责任心不强，没能严格按“规程”规定做好本职工作。防范措施

(1)针对此次事故的教训，应认真对全局各主变压器的气体保护接线柱槽盖进行一次全面检查，防止同类性质事故再次发生。

(2)气体继电器安装、调试后，应在记录簿中记录防雨措施是否完善、好用。

(3)对气体继电器接地柱槽盖易脱落缺点，应列入技改项目，发动科技人员、广大变电、继电人员，提出改进意见。

(4)继电专责人和变电运行人员，要提高责任感，认真检查、巡视设备，发现问题要及时处理。

案例15 送电线路故障，保护误动导致一次变电所全停

事故简况：1990年12月22日，吉林延边电业局图门一次变电所，因下雨雪，造成送电线路覆冰，超过设计标准，220kV图延甲线导线覆冰40mm，覆冰和粘雪使导线不均匀下落，上下跳动，造成线路混线、短路。当天2时10分，图门一次变电所全停，检查时，发现220kV珲图乙线相差高频动作，断路器跳闸不重合；220kV图延甲线两侧高频方向和距离保护一段动作，断路器三相跳闸不重合(均在单相重合闸位置)；66kV图纸线低频动作，断路器跳闸。经省调指挥于3时13分图门一次变电所恢复正常。

事故原因及暴露问题：这次事故的起因是220kV图延甲线覆冰灾害所致。

220kV珲图乙线珲春电厂侧保护误动造成图门一次变电所全停的事故，主要是因为珲春电厂侧保护装置中有一寄生回路存在，这是珲春电厂继电人员违反《继自现场保安规定》3.14条“保护装置二次线变动或改进时，严防寄生回路存在，没用的线应拆除”的规定，在保护装置二次回路线变动和改动时，没有把没有用的线拆掉所致，是珲图乙线保护误动的主要原因。

电力载波中断，原因是载波机电源中断，这主要是所用电源不可靠，通信联系不通，延误了变电所恢复送电时间，是事故延长的主要原因。

事故暴露出：

1事故发生后，电厂、变电所等沟通信息时，情况不准确，给判断事故、恢复送电造成一定的困难。2图一次变电所所用电源不可靠，地调处理时不果断，应通过韦子沟变电所送电到图一次变电所。3图纸线是供造纸厂，而该厂有自备发电机在运行中，没有低频减载装置，故这次低频动作，说明该局对用户自备电源管理不善。

防范措施：

1要对一次变电所和重要的变电所所用电必须做到有外电源并有自动切换装置，确保所用电不间断。2要加强对继电、通信和变电运行人员的技术业务培训，运行人员的重点是事故处理和各种保护连接片的使用，保护动作信号的分析和故障录波器的使用；继电人员的重点是严格执行各种检验规程、保护和自动装置的检验，最终以整体试验和模拟运行状态下检验为准；通信人员的重点是熟悉设备和系统，会紧急排除故障。

3通过这次事故，要尽快完善事故时暴露的问题，如用户自备电源的管理等。

案例16 振动过大，造成保护误动线路单相跳闸

事故简况：1992年10月13日，齐齐哈尔电业局继电人员，在北郊变电所处理220kV二郊甲线重合闸灯不亮的缺陷，因继电人员不小心，使保护盘受力振动，将B相防跳继电器触点闭合，造成B相断路器跳闸的事故。

事故原因及暴露问题：继电保护工作人员在处理220kV二郊甲线重合闸灯不亮的缺陷时，违反《安规》(变电)第217条“在保护盘上或附近打眼等振动较大的工作时，应采取防止运行中设备掉闸的措施，必要时经值班调度员或值班负责人同意，将保护暂时停用”，也违反《继自现场保安规定》第3.6条“尽量避免在运行的保护屏附近进行钻孔或进行任何有振动的工作，如要进行，则必须采取妥善措施，以防止运行的保护误动作”等规定，继电人员在拔重合闸继电器时，由于用力过猛，致使保护屏(盘)受力振动过大，将B相防跳继电器的触点闭合，造成B相断路器跳闸，是发生事故的直接原因。

运行人员在线路跳闸事故处理时，违反《齐齐哈尔电力系统调度规程》以下简称《调度规程》第169条之四“装有同期装置的线路断路器跳闸，在确认线路有电压且符合并列条件时，可不待调度命令，自行同期并列或环并”的规定，当220kV二郊甲线B相保护误动造成断路器跳闸后，运行人员没有合同期把手，就进行强送，造成强送不成功，经调度同意切开其他两相后，再次三相合闸成功。运行人员技术素质低，没按《调度规程》执行，是事故延长时间的主要原因。事故暴露出继电人员对运行的保护盘上的工作，安全重视不够、麻痹大意，工作负责人监护指导不利。

防范措施：

(1)在运行的保护盘上工作，对有可能发生较大的振动时，应派有经验的人员去进行工作，并在工作前详细研究，制定减轻振动的方法和注意事项。

(2)在运行的控制和保护盘上工作前，要做好危险点的分析，对在盘上工作的继电人员要详细交待，使每位继电工作人员都能提高警惕，并指派有经验的继电人员做监护人，监护人要认真负责，不间断地监护，随时指导和纠正不安全的动作。

(3)运行人员要加强对技术、业务学习，熟悉有关规程，遇事有章可循，确保设备安全运行，尽力减少事故处理时间。