繼電保護故障案例分析范文
時間：2023-12-22 17:50:52
導語：如何才能寫好一篇繼電保護故障案例分析，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。
篇1
隨著我國社會主義市場經濟的不斷發展，國家基礎設施方面的建設也在不斷地完善，國家電網事業發展迅速。就電力行業來說，各種繼電保護設備的性能也在進一步優化。但是，我們不得不注意到這樣一個現象：由于各種主客觀限制性因素的影響，繼電保護裝置的運行過程中很容易出現一些故障，嚴重影響了繼電保護裝置的正常運行，也給電網企業造成了沉重的經濟負擔。近年來，相關企業都十分重視繼電保護裝置的運行，并采取各種積極措施，努力解決各種運行故障。下面，保證將結合繼電保護裝置運行中的某一故障實例，對故障出現的原因及應采取的措施進行相關探討。
1 繼電保護誤動故障案例分析
當電力系統中的電力元件（如發電機、線路等）或電力系統本身發生了故障危及電力系統安全運行時，能夠向運行值班人員及時發出警告信號，或者直接向所控制的斷路器發出跳閘命令以終止這些事件發展的一種自動化措施和設備，實現這種自動化措施的成套設備，一般通稱為繼電保護裝置，其原理見如圖1。
圖1 繼電保護裝置原理圖
然而，近年來，部分地區電力企業運行過程中各種繼電保護誤動故障多發，給企業的發展和人民的生命安全都造成了較為嚴重的影響。以廣東某電力公司的繼電事故為例，2012年該公司投入運行一座新的35KV的變電站，采用主變單母線不分段運行的方式工作。在這個變電站中，總共有5條10KV的出線，總負荷達到3200kw，在繼電保護裝置方面，該公司選用了清大繼保電力有限公司THL-302A型的保護裝置。在大約4個月的時間里，該系統一直維持正常運轉。但是，在11月上旬，系統的保護裝置突然跳閘，無法正常運行。隨即，相關工作人員展開檢測，通過排除，最后確定保護裝置無法正常工作的原因是線路落上小鳥，造成電路相間的短路。
2 故障出現的原因
就上述案例來說，10KV架空線路的運行過程中，極容易發生單相接地、兩相或者三相短路的情況，在該裝置的應用過程中，工作人員也十分注意這幾個故障點，但由于繼電保護配置的計算不合理，設定的值過小，導致保護誤動故障的發生。
就當前電網系統中繼電保護誤動的情況來看，繼電保護誤動故障發生的原因不是唯一的，而是多種因素相互作用導致的。結合自己的工作經驗，筆者總結出繼電保護誤動的幾個原因：
第一，工作電源可能使用不當。作為繼電保護裝置運行的關鍵部分，工作電源的使用合理與否將會對繼電保護誤動故障的發生起到十分重要的作用。很多電力企業為了節省成本投入，購買并使用一些質量較差的電源，由于其穩定性能較差，電壓值不斷變化，影響繼電保護裝置的運行。一旦出現電源波紋系數過高的情況，繼電保護裝置就會誤跳閘。
第二，電流互感器的接線方式不正確。接線方式將會直接影響繼電保護誤動。很多施工人員的專業素質較低，同時接線工作又相對復雜，在接線過程中很容易出現各種失誤，比如相序接反，接線松動等這會導致繼電保護裝置不能正常運行。
第三，繼電保護裝置的元件存在問題。每個繼電保護裝置都是由多個不同的元件構成的，因此元件的溫度及濕度等都會對裝置作用的發揮造成十分重要的影響。尤其是那些差異較大以及使用時間過長、老化的元件，工作人員更要十分注意。除了這幾個方面之外，繼電保護誤動故障的發生會受到一些外來因素的影響，如繼電保護裝置切換接觸點時會產生強高頻的電磁信號或者浪涌電壓等，都會導致裝置運行故障。
3 故障處理的相關措施
3.1 案例故障處理措施
通過上面案例分析，不難發現，之所以會出現上述故障是由于電網的送電方式不合理以及保護值的設置不當。因此，為避免此類事故的再次發生，工作人員必須完善以下兩個方面的工作：
第一，優化送電方式。根據繼電保護裝置的線路負荷的基本特點，工作人員最好選擇分片分級的送電方式，盡量地減少同時送電的變壓器的數量，從而減少送電過程中變壓器產生的勵磁涌流，盡量避免產生保護值過小導致故障的情況。第二，要適當調整保護定值。工作人員要科學計算，按照變壓器勵磁流量的大小來適當調整保護值，防止保護裝置故障誤動或拒動情況出現。
3.2 故障處理的一般措施
針對當前繼電保護誤動引起的故障，結合自己的工作經驗，筆者認為，相關工作人員應該采取以下措施 ：
第一，提高工作人員的專業技術及綜合素質。縱觀當前繼電保護裝置運行中出現的各種問題，筆者發現其中很重要的原因就是工作人員的失誤造成的。為了避免這些人為失誤，企業必須采取各種積極有效的措施，提高工作人員的專業技術及綜合素質，使他們熟悉繼電保護裝置運行的原理及各個環節，并能及時解決各種難題。同時，每個工作人員要嚴格要求自己，做到與時俱進，不斷充實自己。
第二，完善繼電保護裝置的管理制度。制度是保障工作進行的基礎。因此，企業必須完善繼電保護裝置的管理制度，保證各項工程的順利進行。制度內容應盡可能詳細，涉及各種安裝規范等，為工作人員裝置的安裝提供有力的參照。同時，要落實各項工作責任制度，將各個工作環節落實到每個人。一旦出現問題，要追究個別工作人員的責任。這是保證繼電保護裝置運行合理的重要措施之一。
第三，要加強對繼電保護裝置的定期維護工作。在長期的使用過程中，各個繼電保護裝置的各個元件很容易出現老化，容易造成裝置故障。因此，工作人員要加強裝置的維護工作，及時發現各種問題，并進行設備的替換，保證裝置的高效運行，避免出現繼電保護裝置誤動故障的現象。
除了以上幾個方面之外，相關工作人員還要努力創新，不斷提高技術水平，完善繼電保護裝置的性能，盡量避免故障的發生。
4 總結
就現實情況來說，繼電保護裝置的運行過程中很容易出現各種故障，既影響了整個電網系統的運行效率，又對企業的經濟效益造成一定的損失。因此，企業必須重視繼電保護裝置的運行過程，認真分析裝置運行過程中出現各種誤動故障的原因，并采取各種積極有效的措施，避免各種故障的發生。相信未來，我國繼電保護裝置誤動故障的發生率將會進一步降低，電力行業發展會更為迅速。
參考文獻：
[1]劉偉，李江林，楊恢宏，張曉華，楊紅旗，何錫點.智能變電站智能告警與輔助決策的實現[J].電力系統保護與控制，2011（15）.
篇2
關鍵詞：繼電保護 可靠性 問題 措施
中圖分類號：TM774 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2013）04（a）-0140-01
在電網安全、穩定運行過程中，繼電保護起到關鍵性的作用，其中繼電保護的可靠性是保證電網安全運行的重要因素。目前，電網系統運行中常出現一些故障，嚴重影響到電網的安全運行。因此，采取繼電保護裝置不僅可以排除電力系統故障，維護電網的穩定和安全，而且能夠提高城市的發展腳步和居民的生活水平。因此，提高繼電保護的可靠性已勢在必行。
1 繼電保護的概念及意義
繼電保護是對電力系統的供電和電氣設備的安全運行進行保護。繼電保護的可靠性是指保護裝置在規定的時間內和預定的條件下完成規定功能的能力。繼電保護裝置是一種自動裝置，在電力系統中肩負著保證電力系統安全、穩定運行的重任，并通過使用監控系統，在短時間內發現系統故障，能夠盡快地排除故障，恢復系統的安全運行。目前，由于電網系統的多變性和復雜性，所以如何能夠提高繼電保護可靠性具有非常重要的研究意義。
2 供電系統繼電保護問題分析
2.1 設備問題
電磁型繼電保護的保護形式和現在技術較先進的微機型保護相比存在著元件數量多、連線較復雜、體積較大和靈敏度低等缺陷，嚴重影響繼電保護的可靠性，不能很好地滿足可靠性的要求。特別是近年來這種繼電器越來越頻繁暴漏出一些不足，出現一些故障（如繼電器觸點振動、觸點絕緣降低等原因引起的斷路器跳閘故障）。
2.2 配合級差問題
繼電保護裝置的級差配合，是保證系統安全運行的重要環節。由于眾多供電系統結構越復雜，運行難度加大，必然影響變送電設備的安全。因此，配合級差的問題尤為突出，若新總變作為一級6 kV高配電源，配出回路速斷時間定為0.8 s，而下一級高配所如三催高配所、二循高配所的進線開關的時間也定為0.8 s，這就在故障狀態下難以區分哪個開關先動作，上級開關動作必將帶來更大的不利影響。
2.3 整定值問題
整定值是保護線路和設備的主要參數，整定值的計算相對比較復雜，需要很強的專業要求。如果繼電保護的整定值出線問題，比如有同樣型號和容量相同的兩臺設備具有不同的過流、速斷值，下一級設備的整定值大于上一級設備的整定值，將造成在下級設備出現事故卻跳開上級開關的現象，致使事故范圍不斷擴大，并造成電力系統出現一些安全隱患。
2.4 管理問題
繼電保護的管理是電氣管理中的重要部分之一，其實設備落后和配合級差問題的出現就是缺少專人管理的重要表現，繼電保護的管理需要系統、全面地進行，從整體上進行合理的調整，對于新設備應進行合理地選用，并對全公司各級別參數進行復核，所有這些工作需要專人進行。
3 提高繼電保護可靠性的有效措施
（1）做好裝置檢查工作。在繼電保護工作中，應加強機組試驗和電流回路檢查，對于各種插件和二次回路接線不能同時進行，而是放在最后階段。
（2）強化一般性檢查。一般性檢查是提升繼電保護可靠性的組成部分。其工作主要體現以下幾點：首先檢查各類連接件的穩固性和焊接點是否到位。其次應重新檢查繼電保護裝置的插件，看是否正常連接。最后，需要控制好繼電保護屏和控制屏的螺絲質量。
（3）做好線路的接地工作。接地工作對繼電保護可靠性起到關鍵作用。如繼電保護裝置機箱必須連接在屏內的銅排上。另外，保護屏內的銅排導線應穩定地固定在接地網上。
（4）充分利用網絡技術。近年來，隨著網絡技術發展，在繼電保護中的應用也越來越廣泛，對網絡技術的充分利用，不僅讓繼電保護中的保護單元實現共享的作用和故障數據的分享，從中讓繼電保護系統更加完善與協調，提高電力系統的總體質量。
4 故障案例分析
4.1 故障分析
某發電公司2011年因繼電保護引起的故障有：（1）因保護裝置引起的故障有6次，原因為：保護裝置元件和中間繼電器受到了損壞；（2）因人為因素引起的有4次，原因為：操作人員缺乏專業知識，造成操作出現錯誤；（3）因二次回路引起的故障有3次，原因為：接線線路出現斷線、短路現象；（4）因勵磁系統引起的故障有7次，原因為：勵磁調節裝置出現了損壞和老化現象等。
4.2 解決故障問題的對策
（1）二次回路管理。
要解決二次回路的故障問題，應做好以下幾方面的檢查工作：①加強基礎建設中二次回路的檢查力度，并確認備用的電壓互感器二次線圈的端子開路情況；②工程完工后，要對二次回路的線路布置進行檢查，加強圖紙與現場的實際情況的核對，看是否有漏項，以防止圖紙上出現錯誤或設備接線出現錯誤等，從中造成繼電保護的誤動。
（2）勵磁系統管理。
在勵磁系統引起的故障當中，非停次數占重要很大的比例，因此，應重視以下幾個方面的管理工作：①定期對勵磁的動態系統進行檢查和試驗；②加強發電機轉子的檢查，及時調整電流的變化情況，保障勵磁系統的安全性，避免系統出現故障，引起機組出現停機現象。
（3）電壓互感器控制。
電壓互感器熔斷器的自動熔斷多是由于發電機振動引起的。主要體現在發電機振動時石英砂會不斷摩擦熔絲，使其截面變小，熔絲通流容量變小。因此，應定期更換熔斷器，以防止由于熔斷器自動熔斷引起保護裝置損壞或勵磁系統出現誤動。
（4）備用自投入裝置。
加強備用自投入裝置的檢驗力度，按照繼電保護及安全自動裝置檢驗的標準，對其做模擬試驗，有條件的可進行帶負荷試驗，以確保這些裝置隨時能正確地投切。
5 結語
綜上所述，本文主要分析了電網供電系統中的繼電保護系統和裝置的可靠性問題，著重探討了提高繼電保護的可靠性的措施，旨在有效地提升電網運行的安全性及穩定性，保證電網的供電需求，同時為繼電保護人員提供有利的參考。
參考文獻
篇3
關鍵詞：保護通道 通道測試 異常
縱聯保護通道是電力系統縱聯保護的重要環節，通道性能的好壞，直接影響到縱聯保護能否正常投運。在運行過程中，通道經常會出現一些異常，比如：通道對試試驗不能完成[1]等。
本文從縱聯保護通道異常的現象出發，總結提煉出不同異常現象下通道檢查、排除故障的思路和方法，對繼電保護運維人員在通道異常情況下快速定位故障部位，消除故障提供了有效的理論依據和解決方法。
一、通道對試試驗不能完成
當通道對試試驗不能完成時，可按照以下方法逐項進行檢查。
1.外觀檢查
兩側的收發訊機、保護裝置有無異常及電源損壞情況。
2.檢查收發訊機有無發訊指示
當按下試驗按鈕后收發訊機無任何發訊指示，應檢查：
收發訊機各電源及試驗按鈕接觸是否良好；繼電保護裝置是否有通道試驗的開關量輸入；收發訊機切換把手的接點導通情況；在收發訊機背板端子排啟動發訊開入端，檢查收發訊機是否發訊；如按下收發訊機后發訊指示燈亮，而信號指示燈無指示：令收發訊機發訊，用選頻電平表測量通道口處信號，以確認信號指示表指示是否正確；在收發訊機發訊狀態下測量收發訊機載供（晶振）、前置放大、功率放大、線濾等插件處的電平情況，以確定問題所在；如果載供處信號正常，而在收發訊機發訊指示燈點亮的情況下無高頻信號輸出，可懷疑控制回路存在問題[2]。
3.當收發訊機有發訊指示，收發訊機通道口有信號，應檢查本側高頻通道
如果結合濾波器電纜側無信號，一般認為高頻電纜存在問題，最常見的為高頻電纜斷線。推薦檢查方法為自收發訊機出口斷開高頻電纜與收發訊機的連接，將高頻電纜的芯線和屏蔽線短接并接地。在結合濾波器處分別測量芯線和屏蔽層以及分別對地的電阻即可確定高頻電纜是否有斷線。
如果高頻電纜沒有斷線，要考慮是否存在高頻電纜的長度接近高頻信號波長的四分之一或四分之一的整數倍。這時也會出現高頻電纜類似開路的情況，從而使高頻信號不能傳輸。
還有一種情況就是高頻電纜與結合濾波器以及收發訊不匹配，使通道衰耗急劇增大，出現高頻信號近似不能傳遞的情況。
還需要檢查高頻電纜的芯線與屏蔽線或地線有無短路。因為高頻電纜芯線或屏蔽層處理不好以及芯線和屏蔽層之間絕緣損壞都會造成芯線與屏蔽層之間短路，使高頻信號被短路點屏蔽。
4.本側發訊正常，在耦合電容器處測量信號正常的情況下，考慮對側配合檢查
令本側收發訊機長發訊，在收發訊機通道口測量有無信號，如果信號正常而收發訊機無收訊指示則可以分別在收發訊機濾波單元、收訊單元、解調單元等處的測量信號狀態以確定問題所在。這里還要考慮控制單元是否有問題，因為如果信號切換部分不能正常工作也會造成信號不能進入收發訊機解調單元。
如果在收發訊機通道口測量高頻信號不正常，則應分別在結合濾波器耦合電容器側、結合濾波器高頻電纜側處測量高頻信號，檢查有無異常，從而確定或排除異常點。
5.對側發訊及本側收訊均正常，則應檢查本側收發訊機收訊輸出單元是否有問題，測量在收訊時收訊輸出的接點是否閉合；在收訊輸出接點閉合的情況下，檢查保護裝置是否有收訊開關量輸入。
二、結語
縱聯保護通道的好壞關乎保護能否安全可靠運行，本文對通道對試試驗不能完成的異常現象進行了深入分析，詳細總結了處理方法和步驟，為繼電保護人員快速排除故障提供了思路和方法。
參考文獻
[1]國家電力調度通信中心.電力系統繼電保護典型故障分析[M].北京：中國電力出版社，2001.
[2]薛峰 .電網繼電保護事故處理及案例分析[M].北京：中國電力出版社，2012.
作者簡介：易炳星（1986-），男，本科，研究方向為電力系統繼電保護；
劉彪（1986-），男，本科，研究方向為電力系統繼電保護；
篇4
【關鍵詞】電壓互感器特點；常見故障；案例分析
一、概述
1、電壓互感器的作用
電壓互感器作為電力系統中的重要電氣設備，擔負著把高電壓按比例變成低電壓的任務。電壓互感器作為各種測量、計量、儀表和繼電保護的重要器件，是電氣二次回路與一次系統相連絡的樞紐。可使儀表、繼電保護及運行人員與高壓系統絕緣、隔離，解除高電壓給二次回路及運行人員帶來的威脅，確保人的生命及設備的安全。
2、電容式電壓互感器的特點
電容式電壓互感器結構簡單，使用維護方便，又由于其絕緣耐壓強度高，故使用可靠性高。電容式電壓互感器不僅體積小，而且其電容分壓器能兼做高頻載波用的耦合電容器，有效地節省了投資和占地面積。電壓互感器是電力系統重要的一次設備，負責將高電壓轉換為較低的標準電壓，提供給系統中的電氣測量裝置、電能計量裝置、繼電保護裝置和自動裝置。由于傳統電磁式電壓互感器（PT）易產生鐵磁諧振，而電容式電壓互感器（CVT）不會與外部元件（開關斷口電容）形成鐵磁諧振，且具有結構簡單、造價較低、耐絕緣沖擊強度高、絕緣裕度大等優點，在高壓系統中廣泛使用
二、電壓互感器常規檢查及常見故障
1、常規檢查，可通過巡視，從以下幾方面進行判斷，發現缺陷。（1）所接表計指示是否正常、保護裝置是否誤動作。
（2）電壓互感器燒壞，二次側和外殼接地是否良好。
（3）電壓互感器運行中，本體有較大的不均勻噪聲。
（4）電壓互感器運行時，本體有較高的溫升，有異味。
（5）端子箱清潔、受潮情況。
（6）檢查二次回路的電纜及導線有無腐蝕和損傷現象。
（7）電壓互感器瓷瓶是否清潔、完整，有無損壞及裂紋，有無放電現象。
（8）電壓互電容式電壓互感器的特點及其二次回路異常處理無漏油現象。
2、常見故障原因
（1）電壓互感器因內部故障過熱（若匝間短路、鐵芯短路）產生高溫，使其油位急劇上升，并由于膨脹作用產生漏油。
（2）電壓互感器內發生臭味或冒煙，說明其連接部位松動或互感器高壓側絕緣損傷等。
（3）繞組與外殼之間或引線與外殼之間有火花放電，說明繞著內部絕緣損壞或連接部位接觸不良。
（4）引起電壓互感器二次回路短路故障原因較多，下面簡述幾種常見的原因：①回路中聯結電纜短路。②二次回路導線受潮、腐蝕及損傷而發生一相接地，又發展成二相接地短路。③內部存在有金屬短路缺陷，造成二次回路短路。④戶外端子箱嚴重受潮，端子聯結處產生銹蝕。⑤電壓互感器接線中的隱患。⑥在預試、檢修過程中遺忘接線。⑦電壓切換開關接觸不良。
3、處理原則
（1）不得用近控方法操作異常運行的電壓互感器的高壓刀閘。“保人身、保電網、保設備”是事故處理的基本原則。任何事故處理，必須首先考慮保證人身安全。電壓互感器一次發生異常，特別是出現異常響聲時，為防止電壓互感器爆炸造成人身傷亡，故明確要求不得就地拉開異常運行的電壓互感器的高壓刀閘。
（2）不得將故障的電壓互感器二次與正常運行的電壓互感器的二次并列。
（3）停用受電壓影響的保護，做好轉移負荷準備。
三、案例分析
案例一：2011年某220kV變電站220kV接線方式為雙母帶旁路形式，220kV母線并列運行。220kV1M、2M各帶一臺電壓互感器，電壓互感器二次側分列運行。220kV出線兩回，分別掛220kV1、2M運行，其中一回220kV出線雙套保護均為高頻保護。后臺機發：“220kV1M 電壓消失、220kV保護裝置異常”等信號。
經檢查，該站220kV多個間隔保護發出電壓回路斷線及保護裝置異常信號，判斷為220kVⅠ母PT電壓發生異常，現場檢查220kVⅠ母PT一次設備無異常，發現PT端子箱二次空氣開關跳閘。試送一次后，二次空氣開關又跳開，進一步檢查發現PT端子箱二次空氣開關與PT小母線之間A相電纜導線有一處絕緣損壞，此時處理故障不能用并列PT二次側的方法進行處理，也不能用正常的倒母線方法進行轉換PT電壓，否則會擴大故障。應采取：
1、對采用方向元件或阻抗元件的保護必須申請退出運行。
2、本站1條220kV線路保護是一套光纖差動保護（RCS－931）、一套高頻保護（RCS－902），退出高頻保護后原則上還可以繼續運行，但運行時間不宜過長。
另1條220kV線路保護兩套主保護均是高頻保護，因受電壓影響，需退出高頻保護，退出后相當于是無主保護運行，但實際上不允許220kV線路無主保護運行，可采取以下方式隔離故障：一是可用220kV旁路代線路開關運行，將電壓故障的線路倒至正常電壓的母線運行。方法是：若旁路掛在正常電壓母線，則直接用旁路代路運行，使電壓故障的線路保護裝置等恢復正常；若旁路掛在電壓故障的母線，則要先將旁路冷倒至正常電壓母線，然后代路運行。
3、主變的帶電壓的保護是后備保護，失去電壓影響不大，暫時可以原來狀態繼續運行。
4、若處理時間較長，則可將線路開關冷倒至正常電壓母線，然后恢復該線路開關運行，或用旁路開關代主變運行。
案例二、2007年4月某變電站發生一起高頻保護區外誤動事故，220kV甲線和乙線同運行在II母線上，在乙線發生單相故障時乙線保護正確動作，而甲線的對端B屏保護誤動跳閘，甲線保護為高頻閉鎖，事后檢查從錄波圖上看到，甲線保護對側誤動主要是本側保護在故障反相時沒發高頻閉鎖信號造成。經過錄波圖分析發現對一個時刻的電壓，電流幅值兩者相加合成后的零序功率方向為正方向。所以故障期間由于電壓的異常導致零序功率誤判正方向是甲線本側B相高頻保護停信的原因。零序電壓的不正常主要問題在電壓回路，當對裝置N600走線進行檢查，同時測量兩套保護N600對地電壓，發現正常情況下A屏保護對地電壓為0.01V，而B屏保護對地電壓為0.3V（同一表計測量），存在較大的區別，同時審查甲兩套保護的電壓回路圖并現場核對，發現兩者N600走線的確存在較大區別，其走線如下圖：
由圖可以看出，甲線兩套保護LFP901A與LFP902A的PTN線走向存在明顯區別，其A屏保護（LFP901A）所用N線由母線PT端子箱直接引入控制室，且在控制室控制屏上一點接地后引入保護裝置，在保護裝置上通過跳線與甲線TYD的N600聯通；而B屏保護所用N線則直接從甲線線路TYD的N600引入，兩套保護所用的N600不同，雖然在A屏保護處母線PTN600與線路TYDN600有跳通，但由于B屏保護的N600到跳通點距離相當長（距離約有1km多）。在乙線故障時，由于本站側入地的短路電流較大（從保護數據可以看約18kA），使得地網電位升高，導致甲線TYD的N600擊穿保險導通，從而在該N600回路上形成兩點接地，短路電流使兩接地點存在一定的壓差，同時由于二次聯接電纜阻抗一般較小，因而在回路中形成較大的環流，造成擊穿保險導流片炭化，并使得B屏保護的N600與母線PT的N600不等電位，產生附加零序電壓，致使零序功率方向由反變正，保護停信。
所有經控制室零相小母線（N600）連通的幾組電壓互感器二次回路，只應在控制室將N600一點接地，各電壓互感器二次中性點在開關場地接地點應斷開；為保證接地可靠，各電壓互感器的中性線不得接有可能斷開的斷路器或接觸器等。
四、結束語
電壓互感器及其二次回路異常給電網安全運行帶來極大壓力，處理不慎將嚴重危及電網安全運行。加強對電壓互感器日常巡視、維護工作顯得尤為重要，同時變電檢修、運行人員應提高電壓互感器異常情況下處理能力，確保電網、設備安全可靠運行。
參考文獻：
[1]劉凡遠.電壓互感器原理與故障分析，湖南電機，2011年7月.
[2]賀家李 宋從矩. 電力系統繼電保護原理，中國電力出版社，第三版.
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【關鍵詞】：繼電保護；調試；技術分析；安全管理
中圖分類號： TU714 文獻標識碼： A 文章編號：
1變電所繼電保護
繼電保護動作的原理，就是當電力系統中某些部分出現短路或故障，導致電流或者電壓等發生變化，當然在這個過程中，還要其他的物理量的變化，如變壓器油箱內部發生故障時，油流速度增大，大量瓦斯產生，油壓強度增高。一旦故障發生，繼電保護裝置就會發生跳閘命令，并且通過斷路器的控制，將故障元件與電力系統有效斷開，這樣，既可以減少元件的損壞，而且可以保障電力系統的運行，滿足電力系統對安全性以及其他特定要求。繼電保護在電力系統中作用大體表現為以下幾點：一、可以在最短的時間內，迅速恢復電壓，確保電力系統的穩定性，降低對用戶的影響；二，可以通過繼電保護裝置，預防和控制故障的進一步擴大，使得電氣設備的損壞程度減輕，提高重合閘的成功率。
2電力系統中繼電保護調試的技術分析
繼電保護裝置是為了保證電力系統在運行過程中的突發故障而采取的保護措施，當電力運行過程中出現故障時，這一線路上的繼電保護裝置就會自動切斷故障電路，從而避免了故障的擴大，給電力系統造成更大的損害。因此繼電保護裝置在運行過程中就需要具有可靠的安全性，在動作時要安全可靠，所以對于繼電保護裝置在調試的過程中要具有相應的規范，并嚴格按照規范的要求來進行調試。
3繼電保護裝置調試中應注意的問題
3.1工作開始前應檢查工作人員是否已將應斷開的連接片斷開，此外，應檢查應斷開的交、直流電源空氣開關確已斷開。
3.2在調試工作開始前應打印一份定值和正式定值核對，對定值單上沒有的定值應認真記錄裝置內調整的系數，需將裝置插件拔出檢查并記錄。
3.3工作開始前需根據工作內容要求認真填寫二次回路安全措施單。
3.4與保護裝置相關的閉鎖條件必須一一模擬檢驗其閉鎖功能是否正常，對定值投入的信號要逐一進行檢驗，如過負荷閉鎖有載調壓及TA斷線等。
3.5帶有方向的保護必須做正、反兩方向試驗，結合TA的一次與二次極性接法，對照保護定值的方向要求來驗證保護裝置的方向性是否正確。
3.6調試時需加入最大負荷電流與三相平衡的額定電壓，然后瞬間斷合保護裝置的直流電源，檢查保護裝置是否發生誤動及信號是否正確。然后，再瞬間逐一斷合單相、兩相及三相交流電壓，檢查裝置是否出現誤動，信號是否正確。
3.7整組試驗完成后應調度核對裝置的保護定值，對于定值單上沒有的值及參數需與試驗開始前做的記錄相核對。
3.8調試工作完成，投入跳合閘連接片之前，用萬用表的直流電壓檔分別測量連接片上下端對地電位，而不能用萬用表直接測量連接片上下端之間的電位，以防萬用表檔位選擇不當而發生誤動。
4繼電保護裝置調試工作的安全管理措施
4.1遵循質量管理體系要求，開展標準化作業繼電保護調試需嚴格遵循質量手冊規定開始標準化調試工作，在繼電保護設備調試前，應首先確定需要使用的儀表及儀器等是否在有效期內，有沒有損壞及破損的情況，另外，做調試記錄時，應填寫清楚所用的儀器、儀表及調試裝置。
4.2培養嚴謹細致的工作作風
以前老一輩的繼電保護調試的工作人員由于具有較強的安全意識，同時工作作風也較嚴謹，所以對于調試過程中的經常發生的燒回路保險的問題都能很好的避免，燒毀情況發生的較少，但在現在年輕的調試人員當中，往往安全意識缺乏，工作經驗少，又缺少鉆研性，所以在調試過程中使設備燒毀的情況較為多見，嚴重影響了電力系統的安全運行。
4.3加強技術培訓與崗位練兵工作
隨著計算機和通信技術的快速發展，繼電保護裝置的技術提升很大，發展速度的增快就對技術人員提出了更高的需求，調試人員的技術素質需要加強，對于繼電保護調試人員的水平的提高可以從以下二方面入手：一是請廠家的專業調試人員來企業進行現場指導，或是為企業的技術人員進行培訓。二是企業定期組織培訓，強化調試人員的技能和對新知識的認知。
4.4做好二次圖紙及資料的管理工作
應首先查線核對，確認到貨正確，待接線準確后，再進行調試工作；對已經完成的工作內容，需進行修改的內容應在圖紙上及時修改，一方面可為自己的下一步工作創造條件，此外，為施工圖紙的最后移交打下基礎。
4.5必須做到“三戒三忌”
一戒重設備安裝安全，輕保護調試安全，忌無安全調試作業指導書。二戒個人主義，輕協調作戰，忌無全局觀念。三戒重直流回路，輕交流回路，忌無系統觀念。
4.6建立繼電保護校驗備忘錄
應組織繼電保護人員將每一次校驗、缺陷處理及發生的事故或障礙等的原因、處理過程、經驗教訓等詳細記錄在班組公用的繼電保護校驗備忘錄上并予以公開，及時組織討論學習，這樣可以避免同樣的事情再次發生，團隊人員整體的技術素質也會逐步得以提高。
5案例分析
5.1.2008年4月23日，110kVA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。
5.2.2010年1月14日，為配合某A變電所投運，由B變電所通過110kV開關對A變110kV設備沖擊1次。調度要求對110kV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110kV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。
6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
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篇6
【關鍵詞】備自投；拒動；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
備用電源自動投切裝置（簡稱備自投）是指當工作電源因故障或失電被斷開后，能自動而且迅速的將備用電源投入工作或將客戶切換到備用電源，從而使客戶端不停電的一種裝置。可以達到正確隔離故障、減少故障范圍、保障運行設備正常供電的目的。
備自投工作方式主要有明備用和暗備用兩種方式，其中，明備用是指裝設有專門的備用電源或設備。暗備用是指不裝設專門的備用電源或設備，而是工作電源或設備之間的互為備用。根據系統一次接線方案不同，備自投又可分為進線備自投、橋開關分段備自投和低壓母線分段備自投等功能模式。
備自投裝置使環形電網可以開環運行，變壓器可解列運行，從而簡化繼電保護二次接線，減小短路電流。由于它的實現原理簡單、費用較低，可以適應不同接線的多種運行方式，在電網中得到了廣泛的應用。
1 備自投裝置基本要求
備自投裝置正常工作時可以起到隔離故障、減小故障范圍、保障設備持續供電，但若備自投發生拒動或者誤動，也可能造成電網故障范圍擴大，影響電網安全穩定運行，因此，備自投裝置應有如下五方面的要求：
（1）保證在工作電源或設備確實斷開后，才投入備用電源或設備。
假如工作電源發生故障，當其斷路器尚未斷開就投入備用電源，勢必造成將備用電源投入到故障元件上，擴大事故，加重故障設備的損壞程度。
（2）不論因任何原因工作電源或設備上的電壓消失，備自投裝置均應動作。為實現這一要求，備自投應設有獨立的低電壓啟動部分。
（3）備自投裝置應保證只動作一次。
當工作母線發生永久性故障或引出線上發生未被其斷路器斷開的永久性故障時，備用電源第一次投入后，由于故障仍然存在，繼電保護裝置動作將備用電源斷開。以后，不允許再次投入備用電源，即備自投放電，閉鎖備自投。
（4）備用電源不滿足有壓條件時，備自投不應動作。
電力系統故障有可能使工作母線、備用母線同時失電，此時備自投不應動作，以免負荷由于備自投動作而轉移。特別是當一個備用電源對多段工作母線備用的情況，如此時備自投動作造成所有工作母線上的負荷轉移到備用電源上，易引起備用電源過負荷。
（5）人工切除工作電源時，備自投不應動作。
備自投引入各工作斷路器的合后接點，就地或遠控跳斷路器時，其合后接點斷開，備自投放電。
2 備自投典型邏輯
裝置引入了兩段母線電壓，用于有壓無壓判別。引入兩段進線電壓作為自投準確及動作的輔助判據。每個進線開關各引入一相電流，為了防止PT三相斷線后造成備自投裝置誤動，也是為了更好的確認進線開關已跳開。
裝置引入電源1、電源2和分段開關的位置接點（TWJ），用于系統運行方式的判別，自投準備及自投動作。
引入電源1、電源2和分段開關的合后位置信號（從開關操作回路引來KKJ）作為各種運行情況下自投的手跳閉鎖。
另外還分別引入了閉鎖方式1、2、3、4（1、2為進線備自投閉鎖，3、4為分段備投閉鎖）及自投總閉鎖5。
裝置輸出接點有跳電源1、電源2各兩付同時動作的接點。用于跳開1DL、2DL。輸出合電源1、電源2各兩付獨立動作的接點。輸出跳、合3DL的動作接點。
圖1 進線備自投主接線示意圖
圖2 分段備自投主接線示意圖
3 事故案例分析
本文以某110kV內橋接線變電站備自投拒動為例，對其拒動原因進行分析，并提出整改措施。
3.1 現場運行方式及事故經過
圖3 事故變電站主接線圖
事故前進線一運行，進線二熱備用，橋開關3DL運行，見圖3。2011年5月3日14：02分，由于線路永久性故障，進線一失電，該站110kV備自投拒動，全站失壓；14：11分，調度緊急將全站負荷調進線二供電。故障時進線一帶全站負荷約55MW，停電9分鐘，共計損失電量0.825萬kWh。
3.2 檢查經過及原因分析
故障發生后，由專業技術人員對該站備自投裝置及一次設備進行檢查，確認二次接線緊固良好，裝置外回路、開入量和一次設備無異常，但在備自投裝置記錄中發現橋開關3DL合后開入在故障時異常消失5秒鐘，導致備自投放電、退出。之后對開關合后位置異常的相關回路和插件進行了檢查，確認插件存在缺陷，并于5月12日，對備自投裝置和橋開關操作裝置插件進行了更換和全部檢驗，備自投裝置運行恢復正常。
3.3 事故暴露問題
備自投裝置由人工切除工作電源后，備自投不應動作，因此裝置開關量引入了兩進線斷路器及橋斷路器的合后位置信號。在對斷路器進行合閘操作之后，合后位置信號存在并磁保持，該信號只在人工對斷路器進行跳閘操作后返回。工作進線和橋斷路器的合后信號作為備自投放電條件之一，若工作進線和橋斷路器的合后信號消失則造成備自投自動放電而不會動作。該站操作插件存在隱患是此次備自投拒動的根本原因。
經調取裝置記錄信息發現合后位置存在自動返回記錄，但是上述記錄沒有引起運行及檢修人員注意以致引起事故發生，是導致此次事故等次要原因。
3.4 防范措施
3.4.1 故障發生后，公司立即組織召開專業分析會，針對該裝置出現的問題，于5月5日-6日對在運同一廠家（某公司ISA-358F型號）10套備自投裝置的程序版本、臺帳記錄、檢驗情況、各單元模擬輸入量回路、裝置開關輸入量、記錄之間是否對應、告警信息記錄、壓板投入情況等進行了認真細致檢查，未發現異常。
3.4.2 針對本次故障，于5月8日邀請國網技術學院保護專家開展了備自投及其它自動裝置研討培訓，進一步提高了繼電保護人員對備自投、自動切負荷等裝置的原理和運維要點的理解和掌握。
4 結束語
隨著電網自動化程度的提高，備自投應用越來越廣泛，備自投裝置本身的可靠性對電網的安全穩定運行影響越來越大，運行和檢修部門應加大對裝置的日常巡視和檢驗力度，實現對設備運行裝置的可控、在控、能控，保障電網的安全。
【參考文獻】
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篇7
【關鍵詞】牽引變電所；綜合自動化；自投；拒動
引言
電氣化鐵路牽引變電所均要求具有雙電源、雙主變壓器固定備用。備用電源及主變壓器自動投切功能占有重要地位。當運行進線失壓或主變壓器故障時，通過自投動作，盡快投入備用進線或主變，防止發生全所停電事故。
由于牽引變電所自投系統涉及到大量的隔離開關、斷路器及保護裝置聯動，故障率較高，因此自投系統的定期試驗非常重要。2011～2012兩年間寶雞供電段對寶成鐵路管內各牽引變電所進行的自投試驗中，多次出現斷路器、隔離開關拒動和自投拒動問題，為了能夠弄清楚自投系統存在的問題并采取措施避免因自投失敗而造成的停電事故，本文對3次自投試驗失敗的故障案例進行分析，并提出了自投試驗的改進措施。
1 自投功能
（1）自投工作原理：自投裝置能夠自動識別當前運行方式、自投允許條件、備用電源進線或主變的工作狀態和牽引變電所主接線形式，當出現進線失壓或主變故障時，根據定值中設定自投方式，實現備用電源或備用主變壓器的自動投入。
（2）系統運行方式識別
寶雞供電段寶成鐵路管內多為成都交大許繼TA21 型綜合自動化系統，自投功能由兩套主變測控裝置共同完成。由兩套主變測控裝置分別對牽引變電所當前的運行方式進行識別，執行自投邏輯。變電所主接線如圖1 所示：
2 自投試驗故障案例分析：
案例1：2011年5月10日，徽縣變電所自投試驗失敗。故障現象為主變故障自投試驗時，主變差動保護動作主變自投成功，而重瓦斯保護動作主變自投失敗。故障原因為保護裝置內部主變高、低壓側斷路器的消抖延時設置不匹配，造成自投失敗。
案例2：2011年10月6日，陽平關變電所自投試驗失敗。故障原因為保護裝置內部與外部斷路器、隔離開關電氣參數設置不匹配，造成自投失敗。
案例3：2012年5月12日，朝天變電所自投試驗失敗。1QS、 2QS、5QS隔開都出現拒動現象。最終查明故障原因為5QS隔開位置轉換后，由于保護內部消抖延時設置不合理，主變測控裝置未及時檢測到5QS的位置信號，而5QS對2QS、1QS隔開都有分合閘閉鎖條件，造成保護裝置無法正確判斷隔離開關的位置，中斷自投程序。（見變電所主接線圖1）
結合實際運行經驗，以及近年來牽引變電所備自投系統試驗的故障實例，分析可以發現，造成自投失敗的原因多為綜合自動化設備與斷路器、隔離開關之間電氣參數不匹配所造成的。在現場實際自投試驗中，只做了整體聯動試驗，未作分部檢查試驗，自投試驗時一旦出現故障，不能迅速找到故障點，延誤恢復設備的安全運行。因此對牽引變電所自投試驗、故障查找方法的改進勢在必行。
3 解決措施：
主變測控裝置可以通過所內以太網與試驗工具軟件通信，試驗人員可以通過試驗工具軟件查看裝置內、外部設備的運行狀態，修改裝置的內部參數設置。
3.1 試驗前完成以下檢驗工作：
（1）保護插件版本校驗。利用試驗工具軟件檢查主變測控裝置硬、軟件效驗碼，若檢測出問題，可進行硬件及軟件更換。
（2）自投整定值設定檢查：檢查失壓延時、進線失壓及有壓值、隔開動作時間、自投聯絡延時、失壓及主變故障判別投入等整定值。
（3）消抖延時設定：正確配置室外開入（斷路器和隔離開關的位置信號）及室內開入（保護內部與自投相關的信號）的消抖延時。
3.2 若自投過程中出現故障，立即轉入自投模擬試驗。以檢測是保護裝置故障還是外部隔離開關、斷路器故障。清楚界定故障范圍，便于故障處理。
（1）開入信號（進線失壓、有壓，主變故障）檢驗。采用試驗工具軟件中的傳動試驗，在本側裝置上進行開出試驗，檢查開入信號。
（2）自投聯絡信號檢驗。采用試驗工具軟件中的傳動試驗，在對側主變測控裝置上進行開出試驗，查看本側開入信號。
（3）主變高低壓側斷路器、進線隔開、跨條隔開、中性點隔開位置信號開入檢查。采用盤前進行斷路器、隔開分合閘操作檢查本側開入量。
（4）若檢查結果各種信號顯示均正常，則說明保護裝置運行正常，故障點在外部設備。外部設備的故障情況，可以根據信號的顯示情況，迅速判斷故障設備，進行檢修。
將以上試驗方法應用于寶成鐵路牽引變電所自投試驗中，取得了良好的試驗效果。
4結束語
隨著鐵路建設的迅速發展，先進技術、設備的更新換代，一、二次設備電氣參數的匹配問題不斷出現，直接危及安全供電。通過對自投試驗方法的改進，提前預防和消除了設備隱患，確保了牽引變電所設備的安全可靠運行。
參考文獻：
篇8
關鍵詞：變壓器、瓦斯繼電器、誤動、故障、本體重瓦斯
中圖分類號：TM4文獻標識碼： A
1、引言、結論
選題的背景和意義
電力系統正常運行過程時常會發生由于變壓器本體瓦斯保護誤動而引起變壓器跳閘的故障，使電力系統和變壓器可靠性運行水平以及供電可靠性都受到很大的影響；同時瓦斯保護裝置對反映變壓器繞組匝間短路或內部絕緣電弧故障具有高度靈敏性和重要作用，一旦誤動必須徹底查清誤動原因，確認變壓器本體無故障后方可投運，增加了大量現場工作，因此必須采取預防措施杜絕瓦斯保護誤動。
主變瓦斯保護的現狀和發展趨勢
變壓器做為電力系統變電及配電的核心設備，起到了升壓及降壓的作用，在電力系統中起到至關重要的作用。所以保護變壓器的安全運行也成為供電部門工作的重點，瓦斯保護就是利用反應氣體狀態的瓦斯繼電器來保護變壓器內部故障的，瓦斯保護是一種比較成熟的保護技術，其主要優點是安裝接線簡單、靈敏度高、動作迅速、能反映變壓器內部發生的各種故障。
2 主變瓦斯保護的原理
2.1主變瓦斯保護的基本原理
瓦斯保護是變壓器內部故障主保護,當油浸式變壓器的內部發生故障時, 電弧使絕緣材料分解產生大量氣體, 其強烈程度隨故障的嚴重程度而不同, 瓦斯保護就是利用反應氣體狀態的瓦斯繼電器來反應變壓器內部故障。
目前使用的瓦斯繼電器有浮筒式、擋板油杯式等型式,它們的動作原理基本相同,由于浮筒式瓦斯繼電器存在滲油和接點易振動等原因,易造成誤動的缺點, 所以近年采用了擋板油杯式瓦斯繼電器即QJ-80型繼電器，QJ-80 型瓦斯繼電器是較有代表性的產品，該繼電器的動作原理是：正常運行時，開口杯浸在油內，開口杯的外殼和附件在油內的重量所產生的力矩，比平衡重錘所產生的力矩小，因而開口杯處于向上傾斜位置，干簧接點均斷開。當變壓器內部發生輕微故障時，所產生的氣體聚集在繼電器上部，迫使繼電器內油面下降或因漏油導致油面下降，則開口杯側所產生的力矩超過平衡重錘所發生的，使上開口杯下降并帶動永久磁鐵，使干簧接點閉合發出輕瓦斯信號。當變壓器內部發生嚴重故障時，油流沖動擋板，當擋板運動到某一限定位置時，永久磁鐵使另一對干簧接點閉合，接通跳閘回路，稱為重瓦斯保護。它具有較好防振結構, 它用開口杯代替了密封浮筒, 用磁力接點代替了水銀接點。
2.2主變瓦斯保護的正常接線及其分析
瓦斯保護接線簡單，動作可靠、靈敏。其原理接線圖如圖所示。
當變壓器內部發生輕微故障使油位降低時，瓦斯繼電器KG的上接點KG1 動作，接通信號繼電器1KS 發出信號。當變壓器內部發生嚴重故障，瓦斯繼電器KG 的下接點KG2 動作，接通信號繼電器2KS 和中間繼電器KM，發出信號并使斷路器跳閘。
3主變瓦斯保護誤動案例分析
220kV某變電站2號主變頻繁報本體輕瓦斯動作，值班員立即匯報工區，工區派檢修人員到現場進行檢查，對2號主變取油樣、取氣并進行了色譜分析，取出的氣體經過化驗后為空氣，從而判定輕瓦斯保護頻繁動作不是由于變壓器內部故障引起的。檢修人員將氣體釋放后，每隔1-2天仍會發生一次此現象。檢修人員會同運行人員對2號主變進行了詳細檢查，發現3號潛油泵處有漏點存在。2號主變為強油風冷變壓器，由于潛油泵密封不嚴導致泵運行時空氣隨油循環進入變壓器油箱，空氣積聚在氣體繼電器內，達到輕瓦斯動作的量時，輕瓦斯保護就頻繁發信。檢修人員更換了3號潛油泵密封圈后2號主變未繼續發輕瓦斯動作信號。
4 瓦斯保護誤動的原因及防范措施
4.1 瓦斯保護誤動的原因
(1)瓦斯保護的二次電纜絕緣擊穿使得瓦斯保護跳閘回路被接通而誤動作。
(2)冷卻系統密封不嚴，導致空氣隨著油循環進入變壓器油箱，達到一定程度后導致瓦斯保護誤動作。
(3)油枕內的膠囊安裝不良，造成呼吸器堵塞或呼吸系統不暢，當油溫發生變化后，呼吸器被沖開，油流使得氣體繼電器誤動作。
(4) 繼電器接線端子無防雨罩,密封不嚴導致接線端子內積水,二次回路中瓦斯繼電器接點導通導致瓦斯保護誤動作。
(5)變壓器受到較強的振動（如地震、施工爆破等）造成氣體繼電器接點誤接觸，導致瓦斯保護誤動作。
(6)瓦斯繼電器本身存在質量問題
4.2 瓦斯保護誤動的防范措施
(1)嚴格把好工程質量驗收關，細化主變檢修及其保護的驗收項目，完善主變一、二次檢修試驗后的驗收規范，重要部位和重要項目驗收到位。特別要保證電纜中間不得有接頭。
(2)嚴格做好密封，避免由于進氣而引起保護誤動作。主變檢修應進行檢漏試驗。主變投運前，注意排除主變內部空氣，盡早啟用油泵，借助油循環將殘留空氣排除。
(3) 為防止瓦斯繼電器因漏雨水而短路, 應在其接線端子處和電纜引線端子箱上采取防雨措施。同時應該對瓦斯繼電器二次回路定期檢查, 并測試其絕緣情況。
(4)預防呼吸器堵塞。投運前應將儲油柜內充滿油，排盡儲油柜中全部空氣。
(5)在運行中的主變進行濾油、加油、更換硅膠、處理呼吸器，以及其他可能造成氣體繼電器誤動作之前，一定要將瓦斯保護改接信號。工作完畢后，主變空氣排盡后，方可瓦斯保護重新投跳閘。
(6)加強相關人員的技術和現場處理能力的培訓，做好運行設備的日常維護工作，提高發生事故時的應急處理能力。
5主變瓦斯保護運行維護及注意事項
(1)瓦斯繼電器連接管上的閥門應在打開位置。
(2)變壓器的呼吸器應在正常工作狀態。
(3)重瓦斯保護連接片投跳閘，輕瓦斯投信號。
(4)油枕的油位應在合適位置, 繼電器內充滿油。
(5)戶外變壓器應保證瓦斯繼電器的端蓋有可靠保護及防雨裝置且安裝牢固，以免水分侵入。
(6)繼電器接線端子處不應滲油, 并應防止雨雪、灰塵侵入,二次回路要有防水、防油和防凍措施, 并在春秋二季進行檢查。
(7)變壓器在運行中進行如下工作時應將重瓦斯保護改接信號。
1) 用一臺斷路器控制兩臺變壓器時, 當其中一臺轉入備用,則應將備用變壓器重瓦斯改接信號。
2) 濾油、補油、換潛油泵或更換凈油器的吸附劑和開閉瓦斯繼電器連接管上的閥門時。
3) 在瓦斯保護及二次回路上進行工作時。
4) 除采油樣, 瓦斯繼電器上部放氣閥放氣外, 在其它所有地方打開放氣、放油和進油閥門時。
5) 當油位計的油面異常升高或呼吸系統有異常現象, 需要打開放氣或放油閥門時。（在瓦斯跳閘連接片未改接至信號位置前，禁止打開各種放氣放油閥門，以防誤跳閘）
6) 在地震預報期間, 應根據主變具體情況和瓦斯繼電器的抗震性能, 確定重瓦斯保護運行方式。地震引起重瓦斯保護動作停運變壓器, 投運前應對變壓器瓦斯保護進行檢查試驗, 確認無問題后方可投運。
(8)新裝變壓器或停電檢修進行過濾油，從底部注油，調換瓦斯繼電器、散熱器、強迫油循環裝置以及套管等工作，在投入運行時，須待空氣排盡，方可將重瓦斯保護投入跳閘。
(9)當變壓器輕瓦斯保護信號動作后，應盡快查明原因，并作好記錄，如信號動作時間間隔逐漸縮短時，說明變壓器內部有故障，可能會跳閘，此時應將每次信號動作時間作詳細記錄，并立即向上級領導匯報。
6 總結
通過對變壓器氣體瓦斯保護的工作原理、變壓器瓦斯保護誤動作的案例分析，總結出誤動原因，提出了瓦斯保護誤動的防范措施。以及對主變瓦斯保護運行維護及注意事項的分析，闡述了變壓器瓦斯保護動作的相關問題。有利于在變壓器出現故障時能盡快做出正確的判斷和處理，提高變壓器可靠性運行水平，對保證電力系統的穩定運行及電力事業的發展有著重大的意義。
參考文獻
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篇9
關鍵詞：10kV配網；開閉所；自動化
作者簡介：郭衡（1983-），女，陜西西安人，西安供電局運維檢修部，助理工程師；呂信岳（1984-），男，浙江溫州人，西安供電局運維檢修部，助理工程師。（陜西 西安 710032）
中圖分類號：TM726 文獻標識碼：A 文章編號：1007-0079（2013）36-0227-02
配網主要包括配電變電站、配電線路、配電變壓器以及繼電保護等相關的設施，是保證發電和輸電系統與用戶之間聯系的一個重要的環節。根據各電壓的等級的不同，可以將其分為高壓配網、中壓配網以及低壓配網，而本文所選用的10kV屬于中壓配網，且中壓配網根據地域的不同，配網的電壓也是不同的。能夠適用于10kV配網的系統主要有饋線、配網開閉所自動化、廂式變系統。10kV配網根據其系統，可以涉及多個方面，分別是遠動、通訊、繼電保護、負荷監控、遠程抄表、調度自動化或是配電所等。為了能夠更為直觀對10kV配網進行了解，下文將針對10kV配網、自動系統的結構、微機系統、工作原理、特點、功能等，以案例的方式對其進行簡要的分析。
一、10kV配網簡介
配網也可以稱為配電網，其主要的組成部分別是導線、電桿、電纜以及檔距。10kV配網的導線主要采用JKLYJ-240。高度不同，其所能夠覆蓋的區域也是不同的。因此電桿的高度決定了送電范圍，大中型城市的電桿高度一般是在18米，小城市或鄉鎮一般是在15米。10kV電纜采用的是YJV22-240或200。檔距是兩根電桿之間的水平距離，計算好兩根電桿之間的檔距，就可以了解到電桿所涉及的區域，從而減少電桿的浪費。檔距在城市中的距離是60m，農村的距離是80m。根據供電區的功能以及電壓的不同，可以將配網分為城市配網、農村配網以及工廠配網，而10kV配網一般是用在城市配網上。[1]
1.10kV配網開閉所的自動化系統
配網自動化是一個非常龐大、復雜并且綜合性非常高的系統性工程，其主要的作用是對電力企業以及跟配電系統有關的功能數據進行控制，滿足用戶對于用電的需求，降低用電的運行費用。而根據配網的自動化系統，考慮到其開放性、可擴展性，可以將其建立成分層分布式總線結構，也就是由調度控制中心進行劃分，將其劃分為多個站區控制中心，并由站區控制中心再進行劃分，劃分為配電單元群、前置單元群、開閉所單元群以及廂變單元群。[2]根據這多個單元群對城市居民、工廠職工或者農村的居民進行合理的供電。詳細情況見圖1。
2.配電網中的通訊方式
從圖1可以看到，調度中心通過通訊線對各地區的站區控制中心進行控制和下達指令，而配網的自動化通信系統的通訊方式主要有以下幾種：光纖通信、電力載波、無線通訊、電話線。每一種通訊方式都有其獨特的優勢和劣勢。
光纖通信是最早在10kV配網中使用的通訊方式，利用該種通訊方式，其數據比較穩定、抗外界干擾能力比較強。在初期時使用該種通訊方式，投資的費用較大，但是隨著各種通信設備樣式的不斷出現，導致光纖通信設備的價格也在不斷下降，根據目前的趨勢，其極有可能會成為最為實用的通訊方式。
電力載波通信主要是利用輸電線路進行傳輸，其可以在最大程度上降低電能損失，但是該種方式必須要解決在通信期間可能出現的電路故障，保障電路傳輸的安全性。
無線通訊系統主要是利用公共頻段進行數據的傳輸，特點是投資的費用較小，進行維護時也比較簡單。而該種方式受到的限制也比較多，主要適用于中小型城市郊區或是鄉鎮中，因為在鄉鎮或中小型城市郊區的建筑物比較少，而該種通信系統的傳輸距離會因為建筑物的多少而受到影響。
電話線通訊主要是以城市中的電話網絡為基本的依托，并在調制解調器與電話網之間建立起通訊的通道。[3]
3.微機系統
現階段，配網自動化系統的自動化主要是采用微機進行控制的，針對不同千伏電壓配網的微機系統，其規模、監控、配置以及調度自動化的系統也是不同的。[4]
10kV的微機系統規模的控制數量必須要遠遠大于調度自動化系統的規模，也就是通過微機對各區域的站區控制中心進行控制。可以說站區控制中心是調度自動化系統，而微機系統則是調度控制中心。
微機系統要對整體區域的調度自動化系統進行監控，那么在選擇監控軟件的時候就需要根據不同電壓的大小進行監控。而10kV配網監控軟件選擇SY-2000。
10kV配網自動化微機系統的外部配置主要有PC機，系統選擇的是windows98以及通訊控制器。
二、10kV配網開閉所自動化的主要特點以及功能
10kV配網開閉所的自動化可以自動對電路中出現的故障進行檢測，對故障進行定位以及隔離，并且可以在網絡重構之后自動恢復供電。
10kV配網開閉所的自動化具有一定的獨立繼電保護性能，也就是當電力系統中的電力元件發生故障會威脅到電力系統安全運行時，就會自動進行保護或是跳閘，保證用戶用電的安全。
10kV配網開閉所所使用的接口一般都是用Moden接口，采用該種接口，可以組成一個通信網絡，對整個配網進行管理和監測，并根據收取到的數據報告進行命令和應答。
采用分站微機監控系統，可以對各地的站區控制中心進行靈活的控制。
當10kV配網開閉所出現了故障或問題時，將會由控制中心站發出警告，并自動將閥門關閉，等待故障解決后恢復供電。
三、10kV配電網開閉所的工作原理
從圖2中可以看出，開閉所在整個10kV的配網中處在一個關鍵的位置，任何項目都需要經過開閉所。
當圖中的故障點發生故障時，變電所Q1和變電所Q2將會自動關閘，直到故障修復完畢則會重新開啟閘門，恢復供電。
當各變電所收到了故障信息時，可以根據情況判斷其是否為永久性的故障，如果是永久性的故障，各變電站中的智能單元會根據情況自動進行跳閘，并將發生故障的部位進行隔離。
當控制中心站接到了各變電所和智能單位所傳來的跳閘信息之后，就會根據實際情況對變電所周圍的閘門進行選擇性的關閘和開閘，力圖保證用戶能夠正常用電。
四、實現10kV配網開閉所自動化的主要影響因素
10kV配網開閉所的自動化設計需考慮配網所處地理位置、開閉所在配網中所占的位置以及配電自動化系統的一體化。
1.對于自動化系統的可靠性要求
變電站在設計10kV配網開閉所自動化時，要考慮在惡劣的自然條件下，各設備都能夠正常運行，無論是高溫還是嚴寒的天氣都不會受到影響。因此在選擇開閉所中的終端設備產品時，產品需要通過高溫、低溫、抗電磁、抗干擾的檢測。
2.開閉所自動化設計在10kV配網中的整置
開閉所在整體的配網中占有極為重要的位置，開閉所自動化能力的大小，直接會對配網自動化產生影響。因此在設計的時候，對于開閉所的自動化要有前瞻性和全局性。需要在開閉所中安裝能夠進行終端測控和保護的設備，對于規模比較大的開閉所，就應當在其中加入數據采集和數據處理的功能，這樣才能夠保證開閉所自動化的功能得到滿足。
3.對應整體對開閉所進行改造
為了保證變電站配網的整體和諧，在創建開閉所時，首先就應當對配電自動化的基本特性、現狀進行了解。其中主要包括整個配網對于城市、人口的用電需求，從而對開閉所進行設計。保證開閉所對于配電線路的用電量不會造成浪費，不會隨時發生遙控操作時開關發生跳躍的現象。
五、案例分析
為了更為直觀對10kV配網開閉所的自動化進行了解，下文將結合上述理論，對紹南瑞配電公司在杭州地區所配備的開閉所在10kV配網中的作用進行分析。
圖3是紹南瑞配電公司在杭州地區所配備的開閉所設備終端在出現了故障時的示意圖。當開閉所內部分支線與母線之間產生故障時，開閉所自動化檢測到了該數據，會將支線與母線所產生的故障電流切斷，保護斷路器。并在配電自動化的配合下，將故障點隔離，從而恢復供電，將停電的面積降到最小，保證了整個區域用戶的供電。
六、結語
現階段，我國對于變電站的投入越來越大，配網自動化建設也不斷加快，而為了能夠適應配網自動化的發展，開閉所的自動化發展是不可或缺的。本文主要以10kV配網為例，對開閉所的自動化的實現進行了分析。為了能夠對總體理論進行更為詳細的分析，本文選取了紹南瑞配電公司在杭州地區開閉所設備配電終端出現故障時的示意圖，旨在能夠給予相關工作者一些啟示。
參考文獻：
[1]龐志明，李煜柱.10千伏省委開閉所輸變電工程啟動送電[N].山西日報，2008.
[2]席建國.電力系統繼電保護技術發展歷程和前景展望[J]；黑龍江科技信息，2009，（26）：55-56.
篇10
本文主要針對變電站直流系統在日常運行中出現的接地故障進行分析，并通過具體案例詳細闡述了接地故障的查找與處理方法。
【關鍵詞】變電站 直流系統 接地故障 拉回路 絕緣
1 變電站直流系統接地故障產生的原因及危害
1.1 接地故障產生的原因
1.1.1 由下雨天氣引起的接地
若戶外的二次接線盒沒有密封嚴實，在下雨的天氣里，極易導致雨水的滲入，這樣會使接線樁頭和外殼導通起來，引起接地故障。
1.1.2 由小動物破壞引起的接地
在引起直流接地故障的原因中，由于密封不好導致的二次接線盒被小動物破壞，也是很重要的原因。例如，蜜蜂在盒內筑巢引起直接接地，由于老鼠咬裂的電纜外皮也易發生直流接地故障。因此，嚴防小動物破壞也是防止直流接地的重要措施。
1.1.3 由擠壓磨損引起的接地
擠壓磨損主要發生于二次線與轉動部件之間，二次線與轉動部件連接，隨著時間的增加，會使二次線的絕緣皮受到磨損破壞，引起直流接地。
1.1.4 誤接線引起接地
由于誤接線引起的接地，屬于人為的接線失誤。例如，在二次接線中，電纜芯的一頭會接在端子上進行運行，而另一頭會作人員誤認為是備用芯或者不帶電的芯，而使其在鐵桿上，從而引起接地。
1.2 危害
在變電站直流接地故障中，兩點接地是危害較大的。其中正接地會導致斷路器的誤跳閘，而負接地則會導致斷路器的拒跳閘，這兩種接地都會導致嚴重的后果。直流系統兩點接地會成繼電保護、信號、自動裝置誤動或拒動外，還有可能造成直流保險熔斷，這樣便使得保護及自動裝置和控制回路失去電源，進而導致越級跳閘，使事故擴大。
2 變電站直流系統接地故障的查找方法與處理技巧
2.1 查找的方法
2.1.1 拉回路法
拉回路法的原理很簡單，就是直接斷掉故障回路的直流電源，該方法也是作為直流接地故障最簡單的方法被沿用至今。拉斷回路的正常順序一般為：信號回路照明回路操作回路保護回路。但是隨著變電站二次系統復雜程度的加大，導致現在信號、控制、保護回路的區分已經沒有那么嚴格了，除此之外，一些不正常的閉環回路也逐漸形成。這樣拉回路法便不再適應這種復雜的系統程序，會大大增加查找故障點的難度。
2.1.2 直流接地選線裝置監測法
直流接地選線裝置可以實現在線的實時監測，即通過該裝置能夠對直流系統各個部分的對地絕緣情況進行監視，這樣對監測到的接地故障可以做到及時報告，并清晰顯示該回路的編號。但直流接地選線裝置監測法也存在技術上的缺點，該方法能夠對直流回路接地的具體接地回路進行監測，但是卻無法定位到具體的接地點，這也是需要在以后的研究中完善的。
2.1.3 便攜式直流接地故障定位裝置故障定位法
便攜式直流接地故障定位裝置故障定位法是通過故障定位裝置查找直接接地故障點。該方法具有前兩種方法無法比擬的優點，即能夠在不需斷開直流回路的情況下帶電查找故障點，這大大提高了故障點查找的效率和安全性。另外，該方法還可以對接地故障點進行準確定位，彌補了上一種方法的劣勢。
以上三種接地故障的查找方法各有優缺點，在實際的變電站直流接地故障查找中，需要將集中查找方法結合使用，以實現接地故障的快速準確查找。例如，在接地故障發出報警提示后，可以首先通過在線絕緣監測裝置來判斷故障可能發生的回路，然后然后利用拉回路法斷開回路對故障進行檢驗，若斷開回路故障消失，那么就需要工作人員再利用便攜式故障檢測儀對故障點進行定位查找。三種方法結合能夠大大加快查找的速度，同時提高查找的準確性。
2.2 處理的技巧
2.2.1 及時查找
直流接地的故障應做到及時查找，因為故障的發生隨著環境、氣候是不斷變化的，具有不穩定性，若出現事故不及時查找，那么就容易造成一些難以查找的事故，給變電站的正常運行帶來干擾。
2.2.2 定期巡檢直流系統的對地絕緣
定期巡檢直流系統接地是利用精度較高的查找裝置定期對各個易發生故障的直流回路進行檢查，這樣就避免了在故障出現時再去查找的緊迫。在定期查找中，要認真做好記錄，比如要記下絕緣較差的直流回路，等到氣候發生變化時，再進行重點監測。
3 案例分析
3.1 某變電站故障經過
2013年12月12日10點43分，某330kV變電站后臺上傳報文“1號充電屏直流故障動作，2號充電屏直流故障動作”，10點46分，經運維人員巡視檢查，發現330kV保護一小室直流分屏一報“直流母線一段11支路接地，直流母線二段4支路接地”，同時直流分屏一、二均顯示“正極對地電壓為0V，負極對地電壓為228V”，330kV保護二小室直流分屏一、二均顯示“正極對地電壓為78V，負極對地電壓為164V”。
3.2 故障的查找過程
3.2.1 斷開接入失靈線
由于直流接地故障是在母差保護屏處接入3322開關相關母差失靈線后出現的，檢修人員隨即對接入的失靈線斷開，對該線重新校線并進行500V對地絕緣試驗，試驗結果顯示正常，并無電纜絕緣損壞情況出現。與此同時，觀察直流接地巡檢儀，直流接地報警并無消除，裝置仍然報“正極對地電壓為0V，負極對地電壓為228V”。
3.2.2 拉回路法
通過拉合法進一步檢查發現，對3322、3320斷路器的兩組控制電源以及31326紅廣梁線線路遠傳保護裝置一CSC-125和遠傳保護裝置二RCS-925裝置電源共計6個空開依次拉合，發現若將這6個直流電源空開拉開其中任一一個，直流接地故障消失，電壓恢復正常；或者將3320、3322開關不全斷開，這時即使合上以上6個空開，直流接地故障也會消失，電壓恢復正常。
3.2.3 檢查回路
通過對回路進行檢查，發現3320開關保護屏3PD端子排處TWJ節點外部接線錯誤，同時在線路保護二屏RCS-925遠傳裝置9D端子排處，從3320取來的TWJ節點線接到RCS-925A裝置的負電端子上，造成回路接線錯誤。
4 故障原因分析
由于遠傳保護裝置一CSC-125A和遠傳保護裝置二RCS-925所取3320開關TWJ節點的外部接線錯誤，并且設計圖紙將3320TWJ節點直接接入RCS-925A裝置的負電上，在用兩段直流母線對CSC-125A和RCS-925分別供電的情況下，現場實際二次回路已造成一、二段直流母線混接情況。但是因為3320開關位置在之前手跳操作后并未進行復位操作（開關在手跳后需要在匯控柜重新復位才能上傳位置），導致3320開關位置沒有上傳，操作箱在未上傳位置時默認為合位。所以，3320的TWJ2兩個節點都沒有閉合，回路沒有導通，并不會有直流接地報警信號。
在母差保護屏接入3322開關相關失靈線后，現場人員隨后在3320開關匯控柜處對開關進行復位操作，與此同時直流接地故障出現。因為3320開關位置正確上傳，TWJ2兩個節點都閉合，回路接通，導致二段直流母線負電通過TWJ2直接與一段母線正電相接，造成正電假接地出現，接地巡檢儀報接地故障。
5 故障處理措施
更改3320開關保護屏處TWJ2的外部接線，同時對RCS-925引入3320的線進行更改端子，回路正確，直流接地故障消失，并對3320、3322開關再次進行傳動試驗，試驗正確。
參考文獻
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