继电保护拒动主要原因范文1篇1

关键词：变电运行、事故、处理方式

引言

变电站对电力系统来说一直处于核心地位，在电力系统中的作用是对电能进行变换、汇集和分配。变电站发生故障所引来的后果可能是一系列连锁反应，设备故障发生就可能演变为系统故障，影响系统的稳定性，破坏某些设备。所以在事故发生时进行正确的判断就是值班人员不可懈怠的责任，只有在作出正确的判断之后，才能够对症下药，对事故的发生范围、发生原因、性质，以及是哪些设备的损坏而引起的故障等等了解清楚，然后及时准确的汇报现场的情况，再根据调度命令进行处理。

变电运行事故一般分为两种情况，一种是非跳闸故障，一种是跳闸故障，下面我们就具体的分下一下这两种情况。

一、非跳闸故障

非跳闸故障在变电运行中也叫一般故障，就是指的那些不是因为某些原因而引起的挑战导致的故障，一般这种故障包括系统接地、断线、PT保险熔断、谐振等，这四种故障经常发生在小电流接地系统中，如不直接接地和经消弧线圈接地中，故障发生时，中央信号中的测控装置会发出“10千伏系统接地”光子牌或报文，信号产生的原理主要是电压继电器的状态是否稳定，这种电压继电器安装在小电流接地系统的母线PT辅助线圈的开口三角处，如果三角电压近于零，那么说明系统三相平衡运行，如果三相电压发生不平衡，那么就有可能发生了上述的几种故障导致开口三角电压达到整定值，这个时候电压继电器就会动作，发出信号。

信号的发出只能说明变电运行出现了非跳闸故障，至于故障的性质和原因以及范围等具体的事情都不能通过接地信号了解到，只能再结合其他的现象来具体判断。若是PT保险熔断，则情况应该是只有一相或两相电压为零，其他两相或一相为相电压；接地故障的具体表现是其中有一相开始降低或者已经为零，剩下的两相超过了相电压而小于等于线电压；如果发生了谐振故障则有一相就会降低，而另两相则会一直升高达到了线电压，或者是另一种情况就是三相都超过了相电压而且其中还有摆动；线路断线就是一相升高而另两相降低。

故障发生的原因不同，具体表现不同，在处理事故时的应对方式就不相同，要断定是不是PT保险熔断就应该测取PT二次电压，根据数值确定是高压熔断还是低压熔断；接地巡视设备，看看是不是设备损坏；谐振的消除方式是瞬间改变设备的运行方式。

二、跳闸引起的故障

跳闸故障也有好几种情况：

1、线路跳闸导致的故障

运行中的10千伏线路常常会因为很多原因而发生跳闸的情况，例如雷、风、雪等自然灾害，或者是外力的干扰还有环境的污染等等，线路跳闸会造成该线的全部或者是部分线路的大面积停电，不仅会造成用户的不便，也一定会给很多用电企业造成无法估价的经济损失，所以一旦发生线路跳闸情况，就应该尽早的查处事故发生的地点和原因，越早处理，就越会减轻其所造成的直接后果。线路一旦跳闸后，要在第一时间检查保护动作的情况，从线路CT到线路出口检查线路事故的范围，若是发现这些都没有什么异常，然后就将重点放在跳闸开关、三相拐臂和开关位置的指示器上，开关的装置机构不同，检查的重点就不同，电磁机构的开关还要检查开关动力保险接触是否良好，弹簧机构的开关就要检查弹簧储能，液压机构的开关检查压力，如果所有情况都正常运行，在确定保护掉牌已经恢复以后再强送一次。

2、主变低压侧开光跳闸

这种事故的发生一般会有三种情况，第一种是母线发生故障，第二种是越级跳闸，也是保护拒动和开关拒动，第三种情况是开关误动，要想确定是哪一种情况，就要进行二次侧和一次设备检查，如果主变低压侧过流有保护动作，就可以通过保护动作的情况进行初步判断，除了保护动作的情况，还要对站内设备进行检查，保护的检查既包括主变的检查也包括线路的检查。

（1）、只有主变低压侧过流保护动作

发生这种情况时，首先最应该做的就是确定是不是因为主变低压侧开关误动，还是线路故障开关拒动，如若这两种情况都不是，然后再通过对设备的检查确定是母线故障，或者是线路故障因保护动作而越级导致事故的发生。一次设备检查的重点是主变低压侧过流保护区，二次设备检查的重点是所有设备的保护压板是否有漏投。

（2）、主变低压侧过流保护动作同时伴有线路保护动作

线路开关没有跳闸，主变保护也有动作，线路保护也有动作，在这种情况下有故障出现一般都会断定是线路故障，但是在巡视设备时，要想确定是线路故障开关拒动，除了检查线路故障CT至线路出口之外，还要对线路进行检查，主变低压侧CT至线路CT均无异常，这时候方可断定为线路故障开光拒动。

（3）、没有保护动作信号

开关跳闸没有保护动作信号，主要原因有这几种情况，第一是设备故障因保护动作而没发信号，第二是直流发生两点接地使开关跳闸，第三是开关自由脱扣。直流绝缘检测装置的接地报警信号是否存在异常也是确定是不是没有保护动作信号的故障的一点，若是直流接地引起保护动作没有信号，找出事故发生地点时，马上进行隔离，防止事故扩大。

3、主变三侧开光跳闸

主变三侧开关跳闸的原因主要有四种：（1）、主变内部发生故障。（2）、主变差动区发生故障。（3）、主变低压侧母线故障造成的越级，原因是低压侧过流保护区拒动，又或者是故障侧主开关拒动。（4）、线路保护拒动，保护动作而开关拒动的情况出现，同时主开关拒动或是主变低压侧过流保护拒动造成了越级，而导致主变低压侧母线所连接线路发生故障。确定故障发生原因，就得通过保护动作信号和一次设备进行检查。

4、瓦斯保护动作

瓦斯保护动作发生的情况下，会有两种原因，变压器内部发生故障或者是二次回路故障，此时要加强对变压器的检查，看看是不是有发生着火、变形，除此之外，还要看看检查呼吸器、压力释放阀、二次回路的情况，是否有喷油、短路、接地等现象。

5、差动保护动作

差动保护是按循环电流原理装设的，是变压器的主保护，差动保护不仅能反映主变内部线圈匝间，还能反映相间短路，轻瓦斯或重瓦斯保护动作一般都会在内部故障中发生，如果差动保护发生动作，那主变三侧主CT间，包括主变压器都是一次设备的检查范围，这时候无论是油色、油位，还是瓦斯继电器、套管等，都是主变中应该细致检查的地方。

结语

变电运行在电力系统管理过程中，既是电网运行管理，也是事故处理和倒闸操作的执行机构，处于以一牵百的地位，所以变电运行一旦发生故障，除了会造成设备的损坏之外，对用户的正常供电造成的影响是最重要的，不仅会造成国家的经济损失，同时多人民的生命财产安全也是一大威胁，因为变电运行事故处理方式的不得当而造成的安全隐患问题已经不是一件两件了，因此保证变电的正常运行就是关乎社会的一个国家大事。在这个过程当中，值班人员就是保证电网稳定、安全的执行者。实践证明，除了在故障发生时科学准确的进行处理，开展危险点分析，及时的做好预控工作也是必不可少的工作之一，工作者做好安全预控工作，值班人员在故障发生时作出正确的判断才能双管齐下，保证系统的正常运行。

参考文献：

[1]刘国中、张勇军、李哲等，基于CREAM追溯法的变电运行人因失效分析[J1．中国电力，2007，40(5)：85～89．

[2]鲍晓峰、董博武、黄北刚，变电站倒闸操作与事故处理[M1．北京：中国电力出版社，2008．

继电保护拒动主要原因范文篇2

关键词:继电保护；研究；风险评估

中图分类号：F407文献标识码：A

一、智能变电站继电保护的配置和原则

继电保护设备作为变电站的重要部分，在满足灵活性、安全性、可靠性等的前提下，可将其配置分为过程层和变电站层两个方面内容。过程层:一次设备配置独立的主保护，就近下放安装或和一次设备实现一体化，各间隔保护实现分布式安装，双重化配置。变电站层:后备保护集中式配置，站内各电压等级统一集中配置，集中式后备保护采用自适应和在线实时整定技术，同时具备广域保护的接口，能够实现广域保护的功能，也是双重化配置。继电保护配置见1示图。

图1继电保护配置原理图

以110kV变电站为例，该站的连接，变电站电压等级更高的对比度，连接形式及设备相对简单。保护配置只需要满足以下几点:

(1)对传统继电保护，选择性，灵敏可靠，快速等四项性能要求，被称为“四性”。智能变电站继电保护，继续满足“安全要求四性能”等实际工程的要求。

(2)110kV变电站以上的电压等级高，为两段连接形式的双和单总线，具备一定的条件，可以安装电子式电流、电压互感器。

(3)变电站110kV电压等级高，基于SV,GOOSE网络中网络层，站控层和MMS的网络之间互不十扰，每个网络访问保护，每个数据之间的控制器是独立的。

(4)110kV及以下电压等级变电站在本地安装保护装置，可与智能终端功能的集成。

(5)110kV变电站电压等级低，为保护和监控装置。

(6)110kV变电站电压等级低，对主变压器，合并单元，每一方应进行冗余配置，用于配置单套其他合并单元之间的间隔。

(7)所有的合并单元，过程层网络信息应被记录，并记录故障记录和分析网络报告纪录。数据接口控制器和记录装置对应的SV的两套，MMS和COOSE网络应该是互不十涉。

对于一次设备，过程层配置单独主保护，如果该设备是智能设备，那么保护设备是可在设备内部安装，否则可将保护设备、合并器和测控设备等安装在离设备较近的汇控柜中，以便简化设备的运行及维护。全站通过以太网统一传输GOOSE和采集量。除了分布式保护之间的数据实现同步，无需IEEE1558外，其余系统全站都运用IEEE1588对时。

该方案不仅简化全站保护，同时也大大缩短了保护与被保护设备间的距离，可避免通信链路。如跳闸及采样等不可靠性引起的保护功能失效。这样，全站网络带宽的消耗将集中在录波及监控上，从而继电保护的网络消耗将减少。

二、继电保护过程层

智能变电站的继电保护，重要的过程层设备，设备部件和设备。具有快速跳闸功能的装置的主保护配置，包括线路保护，变压器保护、母线差动保护。智能变电站中的变压器保护分布式双套配置，这是主保护，后备保护装置，如主、后备保护单独的配置，后备保护应与集成控制装置一同时要彼此合并单元，智能终端配置相应数量。

保护直接对变压器各数据进行采样分析，直接跳开各侧断路器。其他如启动失灵及其他保护配合信号由GDOSE网络进行数据和信息传输。变压器非电量保护就地直接通过电缆接入断路器跳闸，现场配置本体智能终端，跳闸、控制等信号通过光纤上传上GOOSE网络。如图2所示

图2变电站的变压器保护方案图

智能变电站的母线保护，我们一般采用分布式设计，如图3所示。

各间隔之间都独立实现母线保护功能，只跳间隔本身的断路器。而失灵保护另外统一由集中保护完成。

图3母线保护的配置图

三、变电站层的继电保护配置

智能变电站的变电站层后备保护采用集中式进行配置，此配置应用自适应和在线实时自整定等技术，具有广域保护的功能，可实现双重化配置。后备保护可为本变电站提供近后备保护功能，实现开关失灵保护，同时也可以实现相邻变电站远后备保护。近后备的保护范围包括母线和出线，而远后备的保护范围则包括出线对侧母线及相连的所有线路。后备保护系统可通过采集电气设备的电流电压信息，断路器状态量以及相邻变电站的各类信息，实时判别在远后备范围内的设备故障，并独立做出有效的跳闸策略。

四、继电保护隐患的风险评估方法

由不合理的保护定值引起的风险评估及计算方法。从继电保护的工作原理可知，在继电保护运行之前，需要通过设置相应的保护定值来提高继电保护的灵敏度，以及设置好其选择性，而对定值的设定则存在三种不同的效果:①当保护定值难以满足继电保护的灵敏度时，将产生继电保护隐患的发生。②当保护定值的设置难以满足选择性的要求时，比如对越级跳闸的选择，对上下级保护失配的选择。③对相间距离三段保护的值设定难以满足大负荷时的选择。通过对不同的定值设定，所产生的隐患和危害也是不同的，当不合理定值发生在不同的位置上，其危害也是不同的，同时，对于不同的电网运行方式和负荷水平，其危害也是不同的。

对继电保护定值的不合理性的隐患范围的确定。对于继电保护定值的不合理情况，从其对周围可能造成的保护不正确动作的范围，就是继电保护不合理定值的隐患范围。

由于硬件系统的内部缺陷而造成的风向评估问题。针对不同的硬件缺陷，其对继电保护的不正确动作的影响也不同，从其误动结果来看主要分为三类:①当电力设备发生故障的时候，由于设备本身的保护出现问题，对其相邻的其他设备的保护也会产生误动；②当电力设备发生故障的时候，由于其自身硬件出了问题，也可能因自身的缺陷而拒动；③在无故障情况下，由于电网周围区域发生扰动，从而导致继电保护系统的硬件产生缺陷而导致误动操作。

结合故障点事件树的发展规律来看，当起始故障产生硬件缺陷时，会产生相应的后续事故，同样也容易对其他硬件产生不正确的继电保护动作。比如对于常见的硬件故障缺陷而造成的事故，其对相邻电力设备的误动概率将会增加，对于因硬件缺陷而爆发的后续设备的拒动事故，则使得原发性故障的概率，再乘以线路上的全部拒动的概率，如果配置了双套线路保护，则其拒动的概率会更小。

五、结束语

综上所诉，继电保护作为保证智能变电站良好运行的基础条件之一，能否构建优良的继电保护系统就由显其重要。通过对停电事故频发现象的研究，从众多不确定因素中发现，因继电保护系统出现的隐性故障占了绝对的优势。所以仍然需要不断的总结分析，促进继电保护技术的不断发展和创新，从而提高电力运行的安全和可靠性。

参考文献

[l]夏勇军，陈宏，等.110kV智能变电站的继电保护配置[J].湖北电力，2010,1:56-58.

[2]杨超.110kV智能变电站的继电保护分析[J].数字技术与应用(学术论坛),2012,12(08).

[3]哀桂华，张瑞芳，郭明洁.110kV变电站继电保护整定方案优化[J].中国造纸，2010,7:31-33.

继电保护拒动主要原因范文

【关键词】低压断路器；“拒分”；“拒合”；“误分”；“误合”；判断处理

0引言

在笔者从事电气检修维护工作中处理过一些因为断路器自身原因而引发的故障，虽然因为种种原因没有酿成更为严重的故障，但由于此类故障造成的影响确实不容忽视，轻则控制回路动作异常故障信号频发，重则使断路器线圈烧毁，保护装置拒动造成更为严重的后果。从排除故障到事后的原因分析结果来看笔者认为造成故障原因主要有电气和机械两方面（排除人为误操作因素后），其中“拒分”、“拒合”、“误分”、“误合”是断路器运行中的常见故障，结合笔者的经验体会对现场运行的断路器常见故障的判断和处理方法做一些简单论述，供运行维护人员参考。

1断路器常见的故障原因

1.1若合闸操作前红、绿灯均不亮，说明无控制电源或控制回路有断线现象。可检查控制电源和整个控制回路上的元件是否正常，如：操作电压是否正常，熔断器是否熔断，防跳继电器是否正常，断路器辅助接点接触是否良好等。

1.2当操作合闸后绿灯闪光，而红灯不亮，仪表无指示，喇叭响，断路器机械分、合闸位置指示器仍在分闸位置，则说明操作手柄位置和断路器的位置不对应，断路器未合上。其常见的原因有：合闸回路熔断器熔断或接触不良；合闸接触器未动作；合闸线圈发生故障。

1.3当操作断路器合闸后，绿灯熄灭，红灯瞬时明亮后又熄灭，绿灯又闪光且有喇叭响，说明断路器合上后又自动跳闸。其原因可能是断路器合在故障线路上造成保护动作跳闸或断路器机械故障不能使断路器保持在合闸状态。

1.4操作电压过低，电压为额定电压的80%以下，断路器线圈无法正常工作。

2发生“拒合”故障时的判断和处理

发生“拒合”情况，基本上是在合闸操作和重合闸过程中。判断断路器“拒合”的原因及处理方法一般可以分三步。

2.1检查前一次拒绝合闸是否因操作不当引起（如控制开关放手太快等），用控制开关再重新合一次。

2.2若合闸仍不成功，检查电气回路各部位情况，以确定电气回路是否有故障。检查项目是：合闸控制电源是否正常；合闸控制回路熔断器和合闸回路熔断器是否良好；合闸接触器的触点是否正常；将控制开关扳至“合闸时”位置，看合闸铁芯动作是否正常。

2.3如果电气回路正常，断路器仍不能合闸，则说明为机械方面故障，应停用断路器，报告调度安排检修处理。

3发生“拒分”故障时的判断与处理

断路器的“拒分”对系统安全运行威胁很大，当设备发生故障时，断路器拒动，将会使电气设备烧坏或越级跳闸而引起电源断路器跳闸，使变配电所母线电压消失，造成大面积停电。对“拒分”故障的判断处理方法如下：

3.1根据事故现象，判断是否属断路器“拒分”事故。当出现表记全盘摆动，电压表指示值显著降低，回路光字牌亮，信号掉牌显示保护动作，则说明断路器拒绝分闸。

3.2在检查“拒分”断路器除属可迅速排除的一般电气故障（如控制电源电压过低，或控制回路熔断器接触不良，熔丝熔断等）外，对一时难以处理的电气或机械性故障，均应联系调度，作为停用、转检修处理。

3.3检查是否为跳闸电源的电压过低所致。

3.4检查跳闸回路是否完好，如果跳闸铁芯动作良好而断路器拒分，则说明是机械故障。

3.5如果电源良好，若铁芯动作无力、铁芯卡涩或线圈故障造成拒分，可能是电气和机械方面同时存在故障。

常见的发生“拒分”故障时电气方面原因有：控制回路熔断器熔断或跳闸回路各元件如控制开关触点、断路器操动机构辅助触点、防跳继电器和继电保护跳闸回路等接触不良；跳闸回路断线或跳闸线圈烧坏；继电保护整定值不正确；直流电压过低，低于额定电压的80%以下。机械方面原因有：跳闸铁芯动作冲击力不足，说明铁芯可能卡涩或跳闸铁芯脱落；触头发生焊接或机械卡涩，传动部分故障（如销子脱落等）。

4发生“误分”故障时的判断与处理

如果断路器自动跳闸而继电保护未动作，且在跳闸时系统无短路或其他异常现象，则说明断路器“误分”。对“误分”的判断和处理一般分以下三步进行。

4.1根据事故现象的特征，即在断路器跳闸前表计、信号指示正常，跳闸后，绿灯连续闪光，红灯熄灭，该断路器回路的电流表及有功、无功表指示为零，则可判定属“误分”。

4.2检查是否属于因人员误碰、误操作，或受机械外力振动而引起的“误分”，此时应排除开关故障原因，立即送电。

4.3若因为电气或机械部分故障而不能立即送电，则应联系调度将“误分”断路器停用转检修处理。

常见发生“误分”故障时的电气方面故障有：保护误动作或整定值不当，或电流、电压互感器回路故障；二次回路绝缘不良，直流系统发生两点接地，使直流正、负电源接通，这相当于继电保护动作，产生信号而引起跳闸。机械方面故障有：跳闸脱扣机构维持不住；定位螺杆调整不当，使拐臂三点过高；拖架弹簧变形，弹力不足；滚轮损坏；拖架坡度大、不正或滚轮在拖架上接触面少。

5发生“误合”故障时的判断与处理

若断路器未经操作自动合闸，则属“误合”故障。一般应按如下方法判断处理。经检查确认为未经合闸操作。若手柄处于“分后”位置，而红灯连续闪光，表明断路器已合闸但属“误合”。此时应拉开误合的断路器。对“误合”的断路器，如果拉开后断路器又再“误合”，应取下合闸熔断器，分别检查电气和机械方面的原因，联系调度将断路器停用转检修处理。“误合”的原因可能有：

5.1直流回路中正、负两点接地，使合闸控制回路接通。

5.2自动重合闸继电器内某元件故障接通控制回路（如内部时间继电器常开接点误闭合），使断路器合闸。

继电保护拒动主要原因范文篇4

关键词：110KV变电所10KV开关柜合主变差动保护故障实例

1.1基本情况

我局110KV变电所原有主变一台，容量为2万千伏安。35KV三回出线，10KV八回出线。其中10KV配电系统采用的开关型号为SN10-10II型少油断路器，配CD10型直流电磁操动机构。10KV线路配置了电流速断保护和过电流保护，10KV10#开关对城关大部分地区的负荷供电。

1.2现象

10KV10#开关，自89年投运后，运行情况较好。随着城关地区的负荷迅速上升，配变的容量不断增大。至九四年初，该开关出现拒合现象，即该开关在合闸时，发出连续的跳合声响，而后开关有时能合上，有时不能合上。运行人员开出“开关跳跃”的缺陷通知单，局领导要求生技部门组织人员进行消缺。

1.3原因分析

该该台开关出现的现象，对其定性分析如下：根据缺陷通知单的内容“开关跳跃”，对10KV10#开关的控制和保护回路进行了测试和检查，排除了“开关跳跃”的可能。若开关存在跳跃，首选线路存在永久性相间短路故障，再则控制开关的接点焊死或控制开关在合闸位置卡死，不能复位。这两个条件都满足的情况下“开关跳跃”才会出现。我们通过分析，这两个条件都不具备，帮排除“开关跳跃”的可能性。再次对该开关进行试验和检查，没有发现异常，继电保护人员再次对开关的控制和保护回路进行检查，也没有发现问题。但该开关在恢复运行时，拒合现象仍然存在。

通过仔细分析现场情况，发现该故障可能与保护装置动作有关。因为在开关拒合时，发现过流信号掉牌，但运行人员认为掉牌是因为开关柜（GG-1A）振动较大引起的（以前发现过类似现象）。为此，继保人员重新检查控制和保护回路，终于发现了10#开关的过流保护没有时限。过电流保护时间继电器的延时闭合常开接点没有接入回路，而把瞬动常开接点接入了回路。正、误电路如下图1、2所示。

把时间继电器接点改接后，开关恢复运行，一切正常，拒合现象消失。

开关虽然恢复了运行，但造成开关拒合的原因是什么呢？我们分析认为应该是开关合闸时的冲击电流。在该台开关刚投入运行时，虽然过电流保护回路接线错误，但由于该线路较短、负荷较小，合闸时的冲击电流启动不了过电流保护装置。但当城关地区的负荷不断增加，配变容量不断增大，开关合闸时的冲击电流也随之增大，当该电流增至能启动过流保护装置时，开关在合闸时保护动作，将开关跳开，出现开关拒合。但随着运行方式的改变，使合闸冲击电流减小，开关又能合上闸。当我们把回路改接后，定值虽然不能完全躲过合闸时的冲击电流，但从时限上，保护装置完全可以躲过该冲击电流。

1.4吸取的教训

10KV10#开关的拒合现象，几经努力，终于得到解决，同时也从中得到深刻的教训。

1.4.1运行人员素质需进一步提高，加强对问题的分析判断能力，要做到汇报准确。

1.4.2安装验收把关要严。

1.4.3继保人员在对装置作整组试验时方法不当，数次试验都没有发现异常，工作不到位。

2城关110KV变电所主变差动保护误动

2.1基本情况

城关110KV变电所是岳西县的枢纽变电所。一期工程上20000KVA主变一台，电压等级为110KV/35KV/10KV，35KV侧为单母线接线方式。10KV侧为单母线分段带旁路接线方式。为满足负荷增长的需要，于99年第四季度上二期工程，增加一台主变，其容易为10000KVA。主变保护采用南京自动化设备总厂生产的CST231型微机保护，35KV侧单独供一条线路运行。

2.2事故现象及原因分析

二期工程竣工后，于2000年5月29日投入主变试运行。合上主变110KV侧开关，主变空载运行二十四小时无任何异常现象，再投入35KV侧开关带线路运行时，主变差动保护运作。微机打印的事故报告显示，B相差动保护出口，动作值0.81，大于整定值0.8。

根据运行记录，主变差动保护动作时，其保护范围内未出现任何异常，经初步分析为CT极性接错。经检查证实极性接反，改正后再次投入主变110KV侧，35KV侧开关试运行（10KV侧不投）。当35KV侧所带负荷增加到约620KW时，差动保护发出差流越限告警信号。该信号是延时5秒发出，表明回路存在较大不平衡电流，其值已大于0.2A的告警整定值，怎么会出现如此大的不平衡电流？在差动保护范围内进行仔细测量和检查，均未发现任何问题。因此，对不平衡电流进行计算，如图3所示：

当P为额定负荷时，计算差动不平衡电流Ibp=0.01A

继电保护拒动主要原因范文篇5

【关键词】电力系统；继电保护；电网；调度

【中图分类号】TM77【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2012）09-0047-01

0、引言

电力系统通信网为电网生产运行、管理、基本建设等方面服务。其主要功能应满足调度电话、行政电话、电网自动化、继电保护、安全自动装置、计算机联网、传真、图像传输等各种业务的需要。

在电力系统运行中，外界因素（如雷击、鸟害呢）、内部因素（绝缘老化，损坏等）及操作等，都可能引起各种故障及不正常运行的状态出现，常见的故障有：单相接地；三相接地；两相接地；相间短路；短路等。电力系统非正常运行状态有：过负荷，过电压，非全相运行，振荡，次同步谐振，同步发电机短时失磁异步运行等。电力系统继电保护和安全自动装置是在电力系统发生故障和不正常运行情况时，用于快速切除故障，消除不正常状况的重要自动化技术和设备。电力系统发生故障或危及其安全运行的事件时，他们能及时发出告警信号，或直接发出跳闸命令以终止事件。

1、继电保护工作回路

要完成继电保护任务，除了需要继电保护装置外，必须通过可靠的继电保护工作回路的正确工作，才能完成跳开故障元件的断路器、对系统或电力元件的不正常运行发出警报、正常运行状态不动作的任务。继电保护工作回路一般包括：将通过一次电力设备的电流、电压线性地转变为适合继电保护等二次设备使用的电流、电压，并使一次设备与二次设备隔离的设备，如电流、电压互感器及其与保护装置连接的电缆等；断路器跳闸线圈及与保护装置出口问的连接电缆，指示保护动作情况的信号设备：保护装置及跳闸、信号回路设备的工作电源等。

2、继电保护在电力系统中的任务

1）自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其他无故障部分迅速恢复正常运行。

2）反应电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件（如有无经常值班人员）而动作于信号，以便值班员及时处理，或由装置自动进行调整，或将那些继续运行就会引起损坏或发展成为事故的电气设备予以切除。此时一般不要求保护迅速动作，而是根据对电力系统及其元件的危害程度规定一定的延时，以免暂短地运行波动造成不必要的动作和干扰而引起的误动。

3）继电保护装置还可以与电力系统中的其他自动化装置配合，在条件允许时，采取预定措施，缩短事故停电时间，尽快恢复供电，从而提高电力系统运行的可靠性。

3、简述继电保护的基本原理和构成方式

继电保护主要利用电力系统中元件发生短路或异常情况时的电气量（电流、电压、功率、频率等）的变化，构成继电保护动作的原理，也有其他的物理量，如变压器油箱内故障时伴随产生的大量瓦斯和油流速度的增大或油压强度的增高。大多数情况下，不管反应哪种物理量，继电保护装置将包括测量部分（和定值调整部分）、逻辑部分、执行部分。

4、继电保护的可靠性

可靠性主要由配置合理、质量和技术性能优良的继电保护装置以及正常的运行维护和管理来保证。任何电力设备（线路、母线、变压器等）都不允许在无继电保护的状态下运行。220kV及以上电网的所有运行设备都必须由两套交、直流输入、输出回路相互独立，并分别控制不同开关的继电保护装置进行保护。当任一套继电保护装置或任一组开关拒绝动作时，能由另一套继电保护装置操作另一组开关切除故障。在所有情况下，要求这两套继电保护装置和开关所取的直流电源均经由不同的熔断器供电。

5、继电保护的选择性

上、下级电网（包括同级和上一级及下一级电网）继电保护之间的整定，应遵循逐级配合的原则，满足选择性的要求，即当下一级线路或元件故障时，故障线路或元件的继电保护整定值必须在灵敏度和动作时间上均与上一级线路或元件的继电保护整定值相互配合，以保证电网发生故障时有选择性地切除故障。

何种情况可牺牲继电保护部分选择性：

1）接入供电变压器的终端线路，无论是一台或多台变压器并列运行（包括多处T接供电变压器或供电线路），都允许线路侧的速动段保护按躲开变压器其他侧母线故障整定。需要时，线路速动段保护可经一短时限动作。

2）对串联供电线路，如果按逐级配合的原则将过分延长电源侧保护的动作时间，则可将容量较小的某些中间变电所按T接变电所或不配合点处理，以减少配合的级数，缩短动作时间。

3）双回线内部保护的配合，可按双回线主保护（例如横联差动保护）动作，或双回线中一回线故障时两侧零序电流（或相电流速断）保护纵续动作的条件考虑；确有困难时，允许双回线中一回线故障时，两回线的延时保护段间有不配合的情况。

4）在构成环网运行的线路中，允许设置预定的一个解列点或一回解列线路。

6、继电保护中“远后备”与“近后备”的运用

“远后备”，当元件故障而其保护装置或开关拒绝动作时，由各电源侧的相邻元件保护装置动作将故障切开。

“近后备”，用双重化配置方式加强元件本身的保护，使之在区内故障时，保护拒绝动作的可能性减小，同时装设开关失灵保护，当开关拒绝跳闸时启动它来切除与故障开关同一母线的其它开关，或遥切对侧开关。

7、电力系统振荡对继电保护装置的影响

电力系统振荡时，对继电保护装置的电流继电器、阻抗继电器会有影响。

1）对电流继电器的影响。当振荡电流达到继电器的动作电流时，继电器动作；当振荡电流降低到继电器的返回电流时，继电器返回。因此电流速断保护肯定会误动作。一般情况下振荡周期较短，当保护装置的时限大于1.5秒时，就可能躲过振荡而不误动作。

2）对阻抗继电器的影响。周期性振荡时，电网中任一点的电压和流经线路的电流将随两侧电源电动势间相位角的变化而变化。振荡电流增大，电压下降，阻抗继电器可能动作；振荡电流减小，电压升高，阻抗继电器返回。如果阻抗继电器触点闭合的持续时间长，将造成保护装置误动作。

继电保护拒动主要原因范文篇6

关键词110kV；智能变电站；继电保护

中图分类号TM7文献标识码A文章编号1674-6708（2013）101-0078-02

变电站由于科技的发展，电气设备越来越先进化、集成化，运行越来越可靠等，这些优点使得智能变电站在电力系统得到了空前的应用。继电保护器作为变电站的重要组成，在任何形式的变电站中都是管理的重点与难点。统计数据显示，智能变电站中的故障多数都出现在110kV变电站中，故障原因多数为继电保护的问题。基于此本文依据笔者工作中的实例阐述了在继电保护中常见的几个问题，其次分析了产生此种情况的原因并给出了相应的解决措施。

1110kV智能变电站继电保护的开关拒合

1.1基本情况与发生的现象

某变电所具有一台容量为2万kV安的主变一台，输出线路中配有两种保护设备，分别为电流速断保护和过电流保护设备，线路中10#开关的通断决定着对大部分地区负荷供电的通断。10#开关自从投入运行后，运行状况一直较好。但是随着居民用电负荷的增大，配变的容量日益增大。当变电所运行了5年时间后，10#开关出现了拒合现象，工作人员在无法排除故障的时候，记录并开具了“10#开关跳合”异常通知单。

1.210#开关产生此种情况的原因

开关在运行的过程中务必要同时满足两个条件才能出现出现“开关跳跃”的故障：其一，开关所在线路出现永久性相间短路故障；其二，开关的节点焊死或者合闸位置卡死，无法复位。但是，当工作人员对这两种情况进行测试和检查时，完全正常。因此，10#开关并非是“开关跳跃”，但是在恢复运行时，10#开关仍然会出现拒合。工作人员再次进行仔细的分析研究，发现出现这种情况的原因在于此开关的过流保护没有时限。

1.3采取的措施及事后反思

出现上述情况的原因在于过电流保护的时间继电器在进行连接时，仅将其常开接点连到了回路中，而没有将瞬动常开接点连入到回路。将线路进行改接后，一切正常，10#开关再未出现拒合现象。

分析产生此种现象的原因主要在于合闸时的冲击电流。刚开始投入运行时负荷较小，冲击电流也较小，无法启动过电流保护装置。后来，冲击电流随着负荷的增大而增大，当增大到可以启动过流保护装置时，开关出现自动拒合。如果运行方式发生变化，致使冲击电流减小，则又能合上。电路进行改装后，也许并不能完全躲过合闸电流，但时限保护装置能够躲过冲击电流。

2110kV智能变电站的主变差动保护

2.1基本情况及发生的现象

例如：某变电所一期工程。初始设计主变容量为2万kV安一台，电压等级有3种，分别为110kV，35kV和10kV，接线方式根据不同电压，设35kV的为单母线方式，10kV的为单母线分段带旁路方式。随后建立二期工程，根据需要，增设了一台主变，容量为1万千安伏，经过试运行，全部正常，测试110kV的侧开关，空载24时没有任何故障，但是测试到35kV侧开关时，出现了主变差动保护设施的启动。

2.2原因分析

根据多次出现这种情况的记录可知，当出现主变差动保护动作时，在其保护的范围内并没有发生异常情况，因此判断出现故障的原因应该是CT极性接错，测试结果发现确实如此。进行重新连接后，再次投入运行，发现当35kV侧的负荷功率达到620kW时，保护装置发出告警信号。而设定值为是0.2A，延时5S后发出，说明线路中存在超过限定值的不平衡电流，当进行检查时，并未发现异常。所以对其进行计算，发现35KV侧差动平衡系数KPM=1.39，而结果将35KV侧的CT变比的200/5误认为是400/5。将此进行更正后运行在未出现异常情况。

2.3采取的措施及事后反思

将35kV侧的CT变比进行更正，投入运行后再未出现此种异常情况。这种情况的出现，主要是由于使用了不同厂家的开关，装配完成后没有进行匹配测试。所以在接线时，一定要仔细核对各设备的参数值和保护限定值，以防由于人为因素而造成的失误。

310kV线路继电保护的线路问题

在继电保护线路中，为了起到更好的保护效果，一般将大电流发生器设备和保护测试仪进行组合。但是两种设备并非简单的用导线连接在一起，还务必使两者相位固定、时间同步。如果两者不同步，在保护线路中将会出现异常情况。

3.1相位问题

在电网中，大电流发生器和保护测试仪都是独立的设备，因此，测试的时候，就只能采取电源电压值，从而得到大电流发生器与保护测试仪之间的电压电流相位关系。对电压与电流相角进行调整，确保两者保持固定的相位角。经过时候试验证明，此种方法可行，即将两种设备组合在一起，并且前两者对保护装置加入故障电流，后者加入故障电压。

3.2时间同步配合问题

如果上述两种电气设备的时间不同步，就会出现故障电流和电压不能同时加入到保护装置，使保护装置显得不可靠。因此在时间同步的问题上，可以采取这种方法：利用遥控器控制回路实现同步配合，进行传动试验。结果证明，此种方法可靠、稳定，大大提高工作人员的校验效率，从而保证了110kV继电保护装置的可靠稳定运行。

4结论

综上所述，笔者对于110kV智能电网中常见的问题进行了探讨和分析，希望能对同仁在诊断故障时起到一定的参考和帮助作用。

参考文献

继电保护拒动主要原因范文篇7

关键词：变压器；后备保护；可靠性；电网运行；电力系统文献标识码：A

中图分类号：TM772文章编号：1009-2374（2016）32-0034-02DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.32.016

变压器设备的安全可靠运行是保障电网正常运行的关键因素之一，目前大多数电网均为超高压、大容量系统，因此变压器也向大容量方向发展，在安装数量上也随着电网容量的增加而明显增加。但是在变压器的实际应用过程中，经常出现高、低压测后备保护灵敏度不足、断路器拒动或误动、母线故障等问题，造成变压器故障、烧毁甚至大面积电力系统故障、停电事故等严重后果，对此需采取有效的措施提高变压器后备保护装置的可靠性。

1变压器后备保护简介及常见问题

1.1变压器后备保护

按照《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》中的相关规范，3～110kV电网的继电保护均应遵循远后备原则，具体为在同故障点相邻的断路器位置安装继电保护装置，目的是在变压器断路器设备本身发生拒动故障时启动电源侧的继电保护，从而保证及时将故障切除。输电线路的保护通常分为3段，第一段和第二段是主保护，第三段是后备保护，其中后备保护又分有远后备与近后备两种，在第三段保护中应至少装置有近保护，当第一段和第二段的距离保护出现误动或者拒动现象时由第三段距离保护做出跳闸保护动作。远后备保护范围是变压器低压侧的母线故障范围，因此在装置远后备保护时需要考虑变压器阻抗值、接线组别等问题。变压器后备保护主要有以下五种类型：（1）复合电压闭锁过流：主要作为变压器短路故障中的后备保护，用于变压器内部以及相邻元件的后备保护。部分元件经常因为灵敏度不足的问题而未能在出现短路故障时及时闭合电路，因此需增加复合电压闭锁回路。若是发生不对称故障时，在满足对称性故障和负序电压故障保护安装位置的三相电压低于定值时方可开放过电流启动保护，这样可以降低复合电压闭锁过流电流定值。（2）过电流保护：变压器高、低压侧过电流的多电流保护元件均是按照变压器最大负荷电流设置的，但是并没有针对短路进行选择性配合，动作时间会超过出线路保护的最长时间，当达到最大负荷时需警惕电路过负荷。（3）瓦斯保护：瓦斯保护为变压器常用的后备方式之一，包括重瓦斯保护与轻瓦斯保护两种，前者保护动作为直接将断路器断开，后者则是在发生故障时发出相应的警报信号，从而提示有关工作人员。瓦斯保护主要适用在油浸式的变压器中，其作用原理是根据检测到的油箱气体指数判定是否需要动作，变压器发生接地、内部短路等故障时，故障处电弧及电流会在短时间内产生大量热能，变压器油箱内的油会在热能作用下蒸发并分解为气体，油枕受到气体的冲击之后就会触发瓦斯保护装置，进而做出保护动作。瓦斯保护不仅成本较低、结构简单，而且具有较高的灵敏度，因此对于匝数比较少的绕组端变压器比较适合。但是瓦斯保护只能对变压器内部的故障做出保护反应，若是发生外部故障时瓦斯保护装置并不能在较短的时间内做出保护，会导致故障时间持续时间长、范围扩大。（4）差动保护：目前越来越多的变压器使用差动保护装置，差动保护能够有效判别保护元件本身是否存在故障，若是元件本身发生故障会立即启动保护将故障切除，保障其他设备不会受到干扰。（5）接地保护：在中性点直接接地电力系统的运行中，经常会发生接地故障，变压器设备也是，因此会安装相应的接地保护装置，可以同时发挥差动保护、瓦斯保护的故障保护功能。

1.2变压器后备保护常见问题

变压器后备保护常见的故障问题主要有误动和拒动两种，均是由后备保护装置的灵敏度不足、可靠性降低等原因导致。（1）误动：误动指的是在变压器发生故障时没有及时有效地识别故障并做出相应动作或者是在变压器设备并未出现故障时做出跳闸等保护动作。引起后备保护误动的因素有很多种，例如直流偏磁、应涌流以及励磁涌流均会导致差动保护拒动，变压器零序阻抗、交流电压回路断线以及二次电压回路多个中性点接地均会引起零序保护误动。（2）拒动：变压器相邻线路远端出现故障时，若故障线路本身保护装置发生断路器拒动且该侧主变后备的保护灵敏度不足时，会导致后备保护拒动问题，从而不能及时有效地将故障切除，最后会导致事故范围不断扩大。变压器内部出现故障时，比如在三绕组变压器中，后备保护会按“跳母联――跳本侧――跳三侧”的顺序原则启动保护，最终变压器三侧断路器均需跳开，而若是变压器只有一侧发生故障时，例如断线、短路等问题时，应只跳该侧断路器即可，另外两侧仍可以继续正常运行。如果变压器闭锁过流保护灵敏度较差，变压器任意一侧线路出现三相短路故障，且故障点处于变压器线路远端，高压侧电压值会比低压侧电压元件的设定值高，导致低压侧电压元件以及过流保护不能正常启动，于是就出现了复合电压元件无法动作，主变压器复压过电流保护设备拒动的现象。

2提高变压器后背保护可靠性的有效措施

2.1延长设备接地放电间隙过流的保护时间

在变电站运行过程中，当系统出现故障时，放电间隙过流保护经常会使未采取接地措施的变压器出现越级跳闸或者抢先动作的现象，因此放电间隙过流保护不大理想。为了减少这类现象的发生，可将放电间隙的过流保护时间适当地延长，确保放电间隙能够在合理的时间点做出保护，并且有充足的时间解除接地故障，从而改善因未采取接地措施的变压器放电间隙发生抢先动作的现象而引起其他故障。此外，新建的变电站不应立即去除母线三相电压互感器，而是应将其同过电压保护以及中性点零序过流保护相融合，进一步完善变电站的配置方式，从而有效提升变压器设备运行的灵活性，最终达到有效保障、提高接地保护的可靠性和安全性。

2.2提高设备负荷电压元件灵敏度

当外部相间短路时极易引起变压器过流现象，造成变压器故障，为了避免这一现象，需要在变压器设备中装置相间短路后备保护，同时采取过电流保护。因为负荷电压闭锁多电流保护设备有灵敏度高以及安全性优等特点，在变电站主变压器后备保护中的应用十分广泛。为了提高后备保护的可靠性，还应提高后备保护设备负荷元件的灵敏度，可同时安装两套复压方向过流保护，且两套设备间完全相互独立，分别从两个不同的电流互感器中取电流，直流电流也同样从两个不同直流母线中取，这样可以极大地提升后备保护的可靠性。此外，若是变压器高压侧负荷电压闭锁过流装置相对低压母线一侧的灵敏度低时，可于低压侧位置添加一套不带电压闭锁且定值较高的纯过流保护设备。这样一来，高压侧与低压侧的两套后备保护是完全相互独立的，不仅能够独立运行发挥保护作用，而且还不会相互干扰，减少了因低压侧过流保护出现拒动现象而导致变压器受损的现象。同时，低压侧过流保护还可将一个时间段的跳总出口延长，即低压侧和高压侧分先后顺序跳，这样就能够避免因低压侧断路而导致失灵的情况，并且低压侧与高压侧两者复合电压闭锁应采取并联方式连接，提升高压侧复合电压闭锁装置与低压侧断路的灵敏度。

2.3于靠近断路器位置安装电流互感器

靠近断路器的母线侧位置是变压器低压侧的差动保护装置最为理想的安装位置，因为将电流互感器安装在靠近断路器的一侧能够在断路器发生故障时立即启动差动保护，及时、快速、有效地切除故障。此外，若是电流互感器无法仅靠母线侧位置安装，则应保证安装位置同断路器紧密相邻，尤其是相间过流电流互感器，应尽量靠近变压器位置安装，确保变压器引线和套管均在保护装置的保护范围之内，从而保证在变压器发生故障时，电流互感器能够在第一时间启动保护，及时切除故障。

2.4优化保护装置的配置方案

部分后备保护拒动或者误动问题是由于配置不合理引起的，因此可通过优化保护装置的配置方案来达到提高后备保护可靠性的目的。（1）在变压器尤其是大型变压器正式投入运行使用之前应先进行空载合闸试验，通过试验选取合适的变压器后备保护方式，并合理设计后备保护装置方案；（2）在选取后备保护装置时需综合考虑实际保护范围、设备性能等多种因素，并在装置后进行数次电磁试验，确保装置正确且不会受到电磁干扰；（3）因为变压器的结构是比较复杂的，在运行的过程中可能会出现异常状态、内外部故障，需要安装的后备保护多达几十种，但是在变压器实际工作中某些故障类型发生的概率是极小的，因此各类型保护装置的灵敏度也存在一定的差异。对此在选取保护方式和设计配置方案时应遵循四个原则：（1）各项保护装置的功能完备，目的是保证能够对变压器的异常状态和故障及时做出有效的保护措施；（2）充分考虑变压器的容量等参数确定单套配置还是组合配置；（3）应选取性能优良、运行经验丰富成熟、技术达标的保护装置以及保护原理；（4）合理进行组屏，对于容量大的变压器最好选用两套保护系统，并分屏装置，采取分屏设置可实现在保障变压器继续运行的条件下进行系统的调试与检修。

3结语

变压器后备保护在电力系统运行过程中有着不可忽视的作用，其可靠性高低直接关系着电力系统能否正常、稳定、安全运行，因此提高变压器后备保护灵敏度、可靠性具有十分重要的意义。受到多种因素的影响，变压器后备保护在实际运行中经常出现误动、拒动的问题，不仅会延误故障的切除，还会延长故障持续的时间、扩大故障的影响范围，造成严重的后果。对此需要采取有效措施提升后备保护装置的可靠性：（1）应延长设备接地放电间隙过流的保护时间；（2）要提高设备负荷电压元件灵敏度；（3）应于靠近断路器位置安装电流互感器；（4）应优化保护装置的配置方案，通过有效的措施降低后备保护装置误动或者拒动的现象，保障电力系统运行稳定性以及安全性。

参考文献

[1]吴水兰，宋小会，刘洋，等.变压器高、低压侧后备保护的配合问题分析[J].电力系统保护与控制，2014，（1）.

[2]杨剑梅，杨雪梅，高辉.变压器后备保护选择性与灵敏性配合问题的分析[J].电气技术，2015，（3）.

继电保护拒动主要原因范文篇8

【关键词】广域继电保护；故障元件；判别机制；原理分析

继电保护作为电网安全运行的重要防线，广泛应用于电网建设中。随着电网建设规模的不断扩大，传统的继电保护依靠离线整定的固定定值工作方式，已不能满足现在电网系统的建设需求，尤其在电网运行方式变化时难以满足各继电保护装置之间相互配合。为了保障电网安全运行，研究快速识别与隔离故障，简化保护整定计算的广域保护原理及配置方案，成为重要内容。

1.传统继电保护应用于现代电网中面临的难题

继电保护以切除电网故障为己任，但在现代复杂的电网保护过程中往往因其动作不当而导致事故扩大。其主要表现为：

1.1定值整定与配合困难

对于现在高速发展的大电网而言，结构和运行方式复杂多变，各个相关后备保护之间动作整定值的配合非常复杂，且通过就地检测量和延时实现配合的方式在很多情况下难以确保选择性，致使人们愿意形成采取“加强主保护，简化后备保护”措施的趋向。例如：取消保护Ⅱ段、简化保护Ⅲ段定值等。值得注意的是，在大电网发生高阻故障的时候，即便采用双套主保护也不能完全杜绝其拒动发生。当主保护因灵敏度不足等原因发生拒动时，容易造成延时过长及扩大范围的跳闸，增加紧急状态下发生局部电网瘫痪的风险。

1.2远后备保护延时过长

多级阶梯延时配合可能导致远后备保护延时过长，对于电网系统安全极其不利。

1.3缺乏自适应应变能力

传统的后备保护整定配合运行方式有限，缺乏自适应应变能力，在电网网架结构及运行方式因故障而发生频繁和大幅改变时，易导致后备保护动作的性能失配而可能造成误动或事故扩大。

1.4存在潜在的误动风险

在电网结构或运行工况突发非预性改变而出现大范围的大负荷潮流转移时，极易造成距离保护Ⅲ段非预期连锁跳闸，甚至导致系统解列或大范围停电事故。出现这种问题的主要原因在于传统继电保护的动作依据仅仅是靠保护安装处设备本身的信息。若后备保护可以获取当前系统运行方式变化及远方被保护设备相关区域的信息，就能产生更加有效的故障判断和动作，那么基于广域信息有可能解决传统继电保护的一些难题，从而对电网运行进行更有效的全面保护。

2.广域继电保护原理分析

2.1广域电流差动保护和广域方向比较式保护

电流差动保护和方向比较式保护是传统继电保护中最常用的保护原理，被广泛应用于各种电力主设备和输电线路的主保护中；而方向比较式保护动作速度快、选择性好、灵敏度高，也是输电线路常用的主保护。然而这两种保护方式性能虽然优越，但只能作为主保护，无法提供后备保护，一旦主保护误动，就只能依靠延时长、选择性差的其它原理后备保护来切除故障，这对电力系统的稳定运行产生不利影响。随着电网系统环网和短线路大量出现，造成后备保护之间的整定配合非常困难。当短暂的通信数据不正确或者中断后，差动保护闭锁较长时间才能重新运行。此时如果发生区内故障保护拒动，方向比较原理的广域继电保护在通信短暂中断恢复后仍能正确判别故障。因此，在实际的广域继电保护装置中应同时配置这两种保护原理，并根据实际情况进行实时切换，实现最佳保护。

2.2基于广域信息的自适应继电保护

广域电流差动保护和广域方向比较式保护，只能提高后备保护的性能，但是对于电网系统安影响最大的还是主保护的性能。为了满足系统选择性和灵敏性的要求，必须对最不利的运行方式进行定值整定和定值校验，并采取各种措施防止继电保护在极端运行状态下拒动或误动，使保护装置的逻辑变得复杂，且降低了保护动作速度、动作可靠性等。传统电网保护一套定值要适用于多种运行方式，很难同时满足系统对保护选择性、速动性、灵敏性和可靠性的要求。利用广域信息进行自适应优化整定，在电网运行方式发生变化的情况下，保护系统能够及时更正与其不相适应的保护定值，重新优化整定从而提高保护适应电网运行方式变化的能力。例如保护定值在线预警系统能通过广域信息获得电网的实时运行方式，实现定值校核功能，对不正确的保护定值进行预警。

3.故障元件判别机制

实现故障元件判别原理（FEI）的广域继电保护的关键是故障元件判别机制。主要表现为以下三种形式：

3.1基于故障电压分布实现故障元件判别

利用一侧的电压故障分量的测量值对另一侧的电压故障分量进行估算，可以同时获得线路两侧的电压故障分量的测量值和估算值。线路发生外部故障时，任意一侧的电压故障分量的测量值和估算值是一致的，若发生内部故障，至少一侧的测量值和估算值会产生较大差异，通过这种差异构成故障元件的识别判据。结合零序分量、正序分量、和负序分量三种判别元件，综合利用线路两侧的元件形成组合判据，实现对接地故障、不对称相间故障和三相短路故障的判断。

3.2基于广域综合阻抗实现故障元件判别

基于综合阻抗的纵联保护能克服分布电容的影响，灵敏度较高，利用综合阻抗实现故障元件判别，克服广域电流差动保护的缺陷。该原理利用区域多端电压和电流构造综合阻抗，定义公式为：

Z==

式中M、N分别广域继电保护区域边界母线数及进出线路数。当N=M=2时为两端输电系统，当N=M=3时为三端输电系统。

3.3基于遗传信息融合技术实现故障元件判别

该方法基于故障方向的广域继电保护原理，利用遗传算法的信息融合数学模型求解各保护状态的期望函数。根据状态值与期望值之间的差异构造适应度函数。通过遗传算法的种群建立快速搜索运算寻找最优解，达到故障方向决策和故障元件判别。

4.总结

自上世纪80年代以来，广域继电保护是我国电力系统一直研究的重点课题，本文提出几种通过故障元件判别原理实现继电保护的方法，从不同角度解决了传统继电保护中所面临的难题，为我国电力系统的发展奠定了基础，促进我国大电网的发展与完善。[科]

【参考文献】

[1]丁伟，何奔腾，王慧芳.广域继电保护系统研究综述[J].电力系统保护与控制，2012，40（1）：145-146.

[2]苏盛，段献忠，曾祥军.基于多Agent的广域电流差动保护系统[J].电网技术，2005，29（14）：15-19.

继电保护拒动主要原因范文篇9

关键词：隔离开关辅助接点；位置不对应；电压切换回路；风险；防范措施

中图分类号：TM5文献标识码：A

隔离开关的辅助接点是电压切换回路中重要的组成部分，其工作状态的正常与否，直接影响着二次电压的切换情况。倘若隔离开关辅助接点发生误分误合、或者拒分拒合的现象，将可能造成电压切换回路无切换后电压输出，造成保护装置失压，极有可能造成保护装置误动；同时也可能造成二次电压误并列，在电压切换回路中形成电流环流，引起电压二次回路空开跳闸，烧毁电压切换箱，甚至可能导致失灵保护误动。所以隔离开关辅助接点位置不对应风险在电压切换回路中就显得尤为重要。

1电压切换回路的工作原理

对于双母线系统上所连接的电气元件，为保证其一次系统和二次系统在电压上保持对应，要求保护及自动装置的二次电压随同一次运行方式改变同步进行切换。

电压切换回路的工作原理：如图1、2所示，Ⅰ母、Ⅱ母隔离开关常开/常闭辅助接点用来启动和复归电压切换继电器（1YQJ1-7、2YQJ1-7）。

当主变或线路挂在Ⅰ母运行时（Ⅱ母隔离开关拉开），图1中，Ⅰ母隔离开关的常开辅助接点闭合，常闭辅助接点断开，1YQJ1～1YQJ3继电器动作，1YQJ4～1YQJ7磁保持继电器动作且自保持。Ⅱ母隔离开关的常开辅助接点断开，常闭辅助接点闭合将2YQJ4～2YQJ7复归。对应图2中1YQJ5～1YQJ7磁保持继电器接点闭合，2YQJ5～2YQJ7磁保持继电器接点断开，将Ⅰ母二次电压引入保护或自动装置中，实现了电压切换。主变或线路挂在Ⅱ母同理。

当Ⅰ母、Ⅱ母隔离开关常开接点均闭合，常闭接点均断开时，即一次系统出现隔离开关双跨时，则两组继电器同时励磁，二次电压并列，保护或自动装置的交流电压由Ⅰ母、Ⅱ母电压互感器同时提供。此时应发“切换继电器同时动作”信号。

当两把母线隔离开关的位置同时消失或切换继电器失电，两个继电器均返回，发出“PT失压”信号。

电压切换回路的部分继电器接点分别送至失灵保护、母差保护及有关信号回路。

2隔离开关与其辅助接点位置不对应对电压切换回路的影响及防范措施

经分析总结，隔离开关与其辅助接点位置不对应对电压切换回路的影响可归纳为如下四种情况：

2.1隔离开关常开辅助接点误合/拒分对电压切换回路的影响及防范措施

（1）正常运行时

某间隔挂Ⅰ母（Ⅰ母隔离开关合位，Ⅱ母隔离开关分位），若Ⅱ母隔离开关常开辅助接点误闭合，将使Ⅱ母切换继电器的启动线圈和复归线圈同时励磁，按照双位置继电器的动作特性，Ⅱ母切换继电器仍保持复归状态，其对应图2中的常开接点断开，此时切换后电压仍为Ⅰ母电压。该种情况对电压切换回路无影响，但此时亦无告警信号发出。

防范措施：不影响电压切换回路及保护、自动装置运行。当再次进行倒闸操作，Ⅰ母倒至Ⅱ母过程中，出现刀闸双跨而无“切换继电器同时动作”信号时，则判断可能为该种问题发生，应立即进行检查处理。

（2）倒闸操作时

某间隔由Ⅱ母倒至Ⅰ母，若Ⅱ母隔离开关常开辅助接点拒分，Ⅱ母切换继电器的启动线圈和复归线圈同时动作，按照双位置继电器的动作特性，图2中Ⅱ母切换继电器接点仍保持在闭合状态。当合上Ⅰ母侧隔离开关后，Ⅰ母切换继电器动作，图2中Ⅰ母继电器接点闭合。此时Ⅰ母、Ⅱ母电压切换回路同时导通，二次电压并列。若此时一次系统I、II母间存在电压差，则电压互感器二次侧I、II母间也同样存在电压差，将在电压切换回路中形成电流环流，若电流较大，则会引起电压二次回路空开跳闸，烧坏电压切换箱，甚至可能导致失灵保护误动作。

防范措施：若倒闸操作完成后“切换继电器同时动作”信号不消失，则判断可能为该种问题发生，应立即进行检查处理。因此运行人员在倒闸操作结束后必须查看此信号。

2.2隔离开关常开辅助接点误分/拒合对电压切换回路的影响及防范措施

（1）正常运行时

某间隔挂Ⅰ母，若Ⅰ母隔离开关常开辅助接点误分，图1中Ⅰ母电压切换继电器不励磁，由于电压切换回路使用双位置保持接点，图2中1YQJ5-7接点仍闭合，电压切换回路正常运行，所以切换后电压仍为Ⅰ母输出，不影响保护及自动装置的运行。

防范措施：正常运行时发生常开接点误分，不影响保护运行，同时会发出“PT失压”信号，可以进行有效监视。

（2）倒闸操作时

倒闸操作时，某间隔由Ⅰ母倒闸至Ⅱ母，若Ⅱ母隔离开关常开辅助接点拒合，Ⅱ母电压切换继电器不励磁，图2中Ⅱ母继电器触点2YQJ5-7处于断开状态。当断开Ⅰ母侧隔离开关后，Ⅰ母切换继电器返回，图2中Ⅰ母继电器触点断开，则整个电压切换回路断开，切换后电压无输出，造成保护及自动装置失压。此时若系统再出现扰动等引起保护装置启动，则极有可能保护装置误动作跳闸。

防范措施：倒闸过程中在隔离开关双跨时发生常开辅助接点拒合，则不会发出“切换继电器同时动作”的信号，因此运行人员在倒闸操作时必须查看此信号，若隔离开关双跨时无此信号，则判断可能为该种问题发生，应立即进行检查处理。

2.3隔离开关常闭辅助接点误合/拒分对电压切换回路的影响及防范措施

（1）正常运行时

某间隔挂Ⅰ母，若Ⅰ母隔离开关常闭辅助接点误合，图1中Ⅰ母切换继电器的启动线圈和复归线圈同时励磁，按照双位置继电器的动作特性，双位置继电器两个线圈同时励磁时，辅助接点保持线圈先励磁的那种状态，图2中Ⅰ母切换继电器的辅助触点保持闭合，电压切换回路正常运行，切换后电压仍为Ⅰ母电压，但此时亦无告警信号。

防范措施：正常运行时发生隔离开关常闭辅助接点误合，不会影响电压切换回路，故不影响保护及自动装置运行，但此时亦无告警信号发出，仅当再次进行Ⅰ母刀闸合闸操作时才可发现。

（2）倒闸操作时

倒闸操作时，某间隔由Ⅰ母倒闸至Ⅱ母，若Ⅱ母隔离开关常闭辅助接点拒分，图1中Ⅱ母切换继电器的启动线圈和复归线圈同时励磁，按照双位置继电器的动作特性，图2中Ⅱ母切换继电器触点仍保持在断开状态。当断开Ⅰ母侧隔离开关后，Ⅰ母切换继电器返回，图2中Ⅰ母继电器触点断开，则整个电压切换回路断开，切换后电压无输出，保护及自动装置失压。若此时系统出现扰动等引起保护装置启动，则保护装置极可能误动作跳闸。

防范措施：倒闸过程出现常闭辅助接点拒分，则在隔离开关双跨时不会发出“切换继电器同时动作”的信号，因此运行人员在倒闸操作时必须查看此信号，若隔离开关双跨时无此信号，则判断可能为该种问题发生，应立即进行检查处理。

2.4隔离开关常闭辅助接点误分/拒合对电压切换回路的影响及防范措施

（1）正常运行时

某间隔挂Ⅰ母，若Ⅱ母隔离开关常闭辅助接点误分，Ⅱ母切换继电器的复归线圈失磁，由于电压切换回路使用双位置继电器，启动线圈未励磁，所以图2中Ⅱ母继电器接点2YQJ5-7仍保持断开，电压切换回路运行正常，切换后电压仍为Ⅰ母输出，不影响保护及自动装置运行。

防范措施：正常运行时发生常闭接点误分，不影响电压切换回路，不影响保护及自动装置运行，但无任何告警信号，暂时无法监视。

（2）倒闸操作时

某间隔由Ⅱ母倒闸至Ⅰ母，当断开Ⅱ母隔离开关时常闭辅助接点拒合，Ⅱ母切换继电器不返回，则图2中Ⅱ母隔离开关辅助接点2YQJ5-7保持接通状态。倒闸完成时，则图2中Ⅰ母隔离开关辅助接点1YQJ5-7、Ⅱ母隔离开关辅助接点2YQJ5-7同时导通，二次电压并列。若此时一次系统I、II母间存在电压差，则电压互感器二次侧I、II母间也同样存在电压差，将在电压切换回路中形成电流环流，若电流较大，则会引起电压二次回路空开跳闸，烧坏电压切换箱，甚至可能导致失灵保护误动作。

防范措施：倒闸过程发生隔离开关时常闭辅助接点拒合，则在倒闸操作完成后，“切换继电器同时动作”信号不消失。因此运行人员在倒闸操作结束后必须查看此信号，若倒闸操作完毕后仍有此信号，则判断可能为该种问题发生，应立即进行检查处理。

3关于电压切换回路设计的几点建议

3.1电压切换继电器应使用双位置继电器。因为如果使用单位置继电器，一旦出现隔离开关辅助接点位置不对应，将可导致切换后无电压输出或电压二次误并列。

3.2宜使用隔离开关常开辅助接点启动双位置电压切换继电器、常闭接点复归双位置电压切换继电器；若隔离开关辅助接点不够用，在保证不存在寄生回路的情况下可使用I母的一个常开接点启动I母继电器，同时复归II母的继电器；II母类似。

3.3电压切换回路应使用保持接点。若使用不保持接点，一旦隔离开关常开接点出现误分/拒合，将导致切换后无电压输出或电压二次误并列。

3.4“切换继电器同时动作”信号应使用双位置保持接点，“PT失压”信号应使用常开接点启动的单位置不保持接点。

3.5启动失灵回路宜使用切换继电器的双位置保持接点。

结语

综上所述，隔离开关与其辅助接点出现位置不对应情况将可能对电压切换回路产生很大的影响，进而影响到保护及自动装置的安全稳定运行，影响电网安全。故在日常生产运行中，对于防范隔离开关辅助接点位置不对应引起的电压切换回路风险就显得尤为重要。所以要在装置的制造、二次回路的设计、现场的安装调试、以及运维操作等方方面面把好关，确保二次回路正确可靠，保护自动装置稳定运行，才能最终达到保障电网安全的目的。

参考文献

继电保护拒动主要原因范文篇10

[关键词]环网运行;整定计算;研究探讨

中图分类号：TM771文献标识码：A文章编号：1009-914X（2016）22-0044-02

引言

随着社会经济迅猛发展，110千伏供电需求日益增长。110千伏电网宜采用环网布置、开环运行的方式。但在实际运行过程中，在220千伏变电站内，部分大容量火电机组通过双回线并入110千伏母线环网运行;某线重负荷特殊性质的重要用户为了保证可靠性通过110千伏双回线环网供电。110千伏采用的环网供电方式，相当于110千伏母线站内有母联，站外仍有环网形成的“母联”，110千伏出线故障，变压器后备保护虽然能够动作跳开站内母联，但电网故障仍无法隔离，最终要跳中压侧或者三侧。如果110千伏母线上其他断路器拒动时，环网内保护配合非常复杂，在断路器发生拒动情况下各种整定方案均存在弊端，可能会导致不必要切机、扩大停电范围或延长主变等主设备跳闸时间，不利于主设备安全和供电可靠性。110千伏母差保护配置失灵功能后能解决断路器拒动问题，但若110千伏线路保护拒动，仍要越级到主变。本文以实例分析、整定了在并网双回线、110kV母线上其他出线发生故障时，本身线路保护能够正确切除故障的情况，以及某保护或断路器拒动后各级保护能够合理有序动作的动作行为，以确保电网安全。

1.主结线示意图

1.1火电机组通过双回线上网

运行方式：A站110kV111、113、115、117、101断路器上西母，112、114、116、118、102上东母，母联110合位，1#主变中性点接地运行;C电厂1#、2#机通过L6、L7双回线上网，2#主变中性点接地运行。

1.2变电站带重要及重载负荷环网运行

运行方式：A站110kV133、117、141、101断路器上东母，134、138、139、102上东母，母联130合位，1#主变中性点接地运行;

2保护配置原则

2.1110kV线路均配置阶段式相间距离、接地距离和零序电流保护。

2.2图1中C电厂双回上网线路及图2中双回用户线路两侧均配置为一套光差加一套独立后备保护

图中双回线配置光差保护原因为：符合110kV双侧电源线路装设一套全线速动保护条件之一，在电力网的某些线路采用全线速动后，不仅改善本线路保护功能，而且能改善整个电网保护的性能。

2.3主变电量保护主要配置差动、各侧复压闭锁过流保护、各侧零序电流保护、间隙保护、过负荷保护

与电网配合有关的变压器保护涉及变压器各侧零序电流和相电流保护。其主要作用是作为变压器、母线、母线上的出线及其他元件的后备保护。

3故障点设置及故障电流流向

3.1线路发生故障，保护正确动作，断路器跳闸切除故障点

3.1.1110kV环网双回线故障：由光差保护动作跳开两侧断路器

3.1.2110kV母线上其他线路故障：由本线路保护动作跳开电源侧断路器。

3.2线路上发生故障，线路保护或断路器拒动

3.2.1相间短路

3.2.1.1图1A站内：线路L5发生故障，线路保护或112断路器拒动

相间短路电流流向：

a.系统A2#变112故障点

b.系统A1#变110112故障点

c.电厂两台机提供电流至厂内110kV母线再通过双回线提供至故障点112

3.2.1.2图1A站内：出线115线路保护或断路器拒动

短路电流流向：

a.系统A1#变115故障点

b.系统A2#变110115故障点

c.电厂两台机提供电流至厂内110kV母线内再通过双回线提供至故障点115

3.2.2接地短路

3.2.2.1图1A站内：L5线路保护或112断路器拒动

零序短路电流流向：

a.112故障点110A1#变

b.112118C111100C2号变

c.112110117C112C2号变

3.2.2.2图1A站内：出线115线路保护或断路器拒动

a.115故障点A1#变

b.115117C112C2号变

3.3在图2相同位置设置故障点：

短路电流流向与图1的主要区别为：在图2A站母联130断路器断开前，由于对侧无电源且不接地故障电流不流经双回线路。在图2A站母联130断路器断开后，故障电流流向参考图1流向。

4环网内整定方案：

整定依据：《3-110kV电网继电保护装置运行整定规程》、《继电保护和安全自动装置技术规程》。整定方案在满足保证各设备保护能够正确动作的基础上，主要讨论在图1A站中110kV母线其他出线故障但断路器拒动情况下环网内保护的动作行为和次序。同时，只考虑一级断路器拒动，不考虑两级拒动。以图1分析，设置L5发生故障但112断路器拒动：

4.1方案一

由于L6、L7双回线并列运行，对A站110kV母线形成外环，在发生所设置故障时，先跳开A站母联110断路器，形成新环网关系后，将L7双回线C电厂侧断路器作为解环点。

4.2方案二

将L6、L7双回线C电厂侧断路器作为解环点。只要发生所设置故障，都会先跳C电厂侧111断路器，跳开111后，故障电流通过112-110流到A站1#主变，112-110-117-112-C2#主变，由A站1#主变跳母联110和101，或由C2#主变跳本侧再由A站1#主变跳母联110和101。此方案存在问题：电厂单机单线或单机双线上网，L6、L7双回线线区外故障可能导致C电厂解网;扩大停电范围，损失A站无故障母线所带负荷。

4.3方案三

将L6、L7双回线A站侧断路器作为解环点。先跳A侧117、再跳C侧111。但系统侧仍需A站母联110断路器跳开后，由A2#变跳102。方案优点为七侧无故障母线保证运行，但最大问题为皓七线区外故障直接导致永皓电厂解网，对电厂供电可靠性减弱。

4.4方案四

将C电厂母联100断路器作为解环点，只要发生所设置故障，先C主变跳开C电厂母联100断路器，时限与A110kV出线主保护段最长时限配合，再延时T跳开A站母联110断路器。问题：1）C电厂主变跳开母联100时限与L6、L7双回线C侧断路器II段时间不配合。2）C电厂侧为用户管理单位，不可完全依靠其动作行为;如果考虑其断路器其拒动，L6、L7双回线两侧断路器只能再按照方案一整定执行，但如此会更延长A主变跳闸时间，对主设备更为不利。

4.5故障点设置及故障电流流向分析

4.5.1相间短路

4.5.1.1A112断路器拒动

A110断路器跳开后短路电流流向：

a.系统A2#变112

b.系统A1#变A117C112100C111A118112

c.电厂两台机提供电流至场内110kV母线通过111-118提供至故障点112

4.5.1.2A115断路器拒动

A110断路器跳开后短路电流流向：

a.系统A1#变A115

b.系统A2#变A118C111100C112A117115

c.电厂两台机提供电流至场内110kV母线通过通过112-117提供至故障点115

4.5.2接地短路

4.5.2.1A112断路器拒动

A110断路器跳开后零序短路电流流向：

a.112故障点118皓111100112117七1号变

b.112118皓111100皓2号变

4.5.2.2A115断路器拒动

A110断路器跳开后零序短路电流流向：

115故障点A1#变

115117C112C2号变

4.6最终整定方案

综上所述，四种方案各有利弊;比较而言，采用第一种方案对于保系统和保电厂较为有利，同时配合考虑通过C电厂主变跳母联100断路器解环。理想的动作逻辑为：发生接地故障且断路器拒动时，A站主变零序后备保护先跳开母联110，再由双回线中与故障点在同一条母线上的线路对侧C侧断路器跳开解列机组，区分出故障线路所在A站母线，由系统A站主变零序后备或间隙保护跳开主变110kV侧。发生接地故障且断路器拒动时，C电厂主变跳母联100断路器，A站主变复压过流保护再跳开母联110，再由双回线中与故障点在同一条母线上的线路对侧C侧断路器跳开，由系统A站主变复压过流保护跳开主变110kV侧。

4.6.1运行要求：L6、L7双回线环网运行，光差保护必须投入运行;在光差保护因故不能运行时，将皓七双回线分列运行。

4.6.2保护配合方案

4.6.2.1A站主变零序过流I段I时限跳母联110断路器时间与A站110kV母线上所有出线接地距离、零序二段保护跳闸最长时限配合;A站主变零序过流I段II时限跳A本侧断路器时间与L6、L7C侧断路器接地（零序）二段最长时限配合;A站主变零序过流II段I时限跳本侧断路器时间与A站出线接地距离、零序最末一段最长时限配合。

4.6.2.2A站主变复压过流跳跳母联110断路器时间与A站110kV母线上所有出线距离III段最长时限配合。

4.6.2.3L6、L7双回线C电厂侧111（112）与东（西）母所有出线进行定值配合。

4.6.2.4117只作为环网内另一条线路的后备保护。118拒动后，应由112后备动作，但由于将皓侧开关作为解列点，所以不考虑

4.6.2.5C电厂复压过流应与C电厂110kV母线上所有出线距离III段最长时限配合，与厂内主变低压侧复压过流保护时限配合。但由于双回线是光差，由于受躲所带负荷影响，C电厂侧111（112）距离III段定值无法作为A站出线长线路末端故障的后备保护，可能发生A站2台主变都跳本侧断路器后，C电厂才跳开，扩大停电范围。所以将C电厂主变跳100断路器直接与双回线光差保护配合，并与厂内主变低压侧复压过流保护时限配合，保证系统供电可靠性。存在不配合点，设置与七复压跳七分段时间一致。

4.6.2.6在A站短线路如L1首端故障，114断路器拒动时，L6C电厂侧断路器接地II段有可能先跳，再跳A110，再跳A102。

4.6.2.7L6、L7双回线中某条线路故障，如果无光差运行，C电厂侧断路器拒动，A站117和118会同时动作，使电厂解列，扩大了停电范围。所以双回线线路光差保护必须投入运行。

4.6.2.8由于助增系数太大，在七110分段断开前，受二段考虑主变另一侧母线故障的整定原则，测量阻抗无法小于定值，110动作。

4.6.2.9双回线C电厂侧断路器接地距离0.3秒，由于接地二段按保灵敏度整定，在110母联断开前测量阻抗远小于定值不启动。同时考虑缩短主变零序过流I段跳分段及本侧的时间。

4.6.2.10双回线C电厂侧断路器距离1.5秒，与A站出线距离二段时限配合，因为在线路首端故障时，C电厂侧断路器有可能切除双回线，导致电厂解网。

继电保护拒动主要原因范文1篇11

【关键词】主变备投;降耗;跳位;合后;出口

据统计江门电网约有40多个110kV变电站负荷低于30%，涉及80多台变压器轻载运行，每台变压器每天铁损约600kWh，每年这些轻载的变压器铁损约8760MWh，造成很大的损耗。调度中心提出节能降耗的措施，从原来的双主变分列运行方式，通过加装主变备投功能，将运行方式调整为一台主变运行，一台主变热备用，10kV两条母线并列运行。通过分析对比110kV骑龙站和110kV吉溪站应用的两种不同保护型号的主变备投工程实例，提出新装置的一些建议。

1.110kV主变备自投的优越性

1.1双主变分列运行（原正常采用方式）

图1双主变分列运行

优点：可靠性高，一台主变失压，可通过10kV分段备自投自动恢复失压母线供电。

缺点：低负荷时损耗较大，运行不经济。

1.2一台主变运行，一台热备用（改造后正常运行方式）

图2一台主变运行一台热备用

原理：一台主变运行，一台热备用，10kV母联合上。运行主变失压，主变备自投则自动隔离故障主变，投入备用主变，恢复10kV母线供电。

优点：保护改造前，可靠性低，10kV分段备自投不起作用。运行主变失压需人工恢复备用主变供电。保护改造后，兼顾供电可靠性与运行经济型。负荷率在30%以下时，可一台主变运行，投入主变备投功能。需要主变分列运行，则可投入分段备投功能。并且备用电源自投装置现在都设计有方式自动识别功能，能够根据不用的运行方式，满足条件的均可分别实现进线备投、主变备投和分段备投。

2.110kV主变备自投的改造的注意事项

2.1自动投入装置的功能设计应符合下列要求《（GB_T_14285-2006）继电保护和安全自动装置技术规程》

2.1.1除发电厂备用电源快速切换外，应保证在工作电源或设备断开后，才投入备用电源或设备;

2.1.2工作电源或设备上的电压，不论何种原因消失，除有闭锁信号外，自动投入装置均应动作;

2.1.3自动投入装置应保证只动作一次。

2.2RCS-9651C备用电源自投装置的改造

分段断路器和进线（变压器）两种电气元件的备用电源自投功能，包括四种备自投方式。方式1和2：对应1#和2#进线（或变压器）互为明备用的两种动作方式。方式3和4：对应通过分段断路器实现Ⅱ母和Ⅰ母互为暗备用的两种动作方式。

装置引入电源1、电源2和分段开关的位置接点（TWJ）或断路器的辅助接点（常开），用于系统运行方式判别，自投准备及自投动作。对于的RCS-9651C的保护装置，一台主变只有一个TWJ开入接点和一个KKJ开入接点。

2.3ISA358G备用电源自投装置的改造

为了实现BBZT逻辑，需接入11个开入量1DL、2DL和3DL的合后;1DL、2DL、3DL、1HDL和2HDL的跳位，BBZT投退切换把手、加速BBZT接点、2个闭锁BBZT接点;对于的ISA358G的保护装置，一台主变有两个TWJ开入接点和两个KKJ开入接点。

3.关于电源的TWJ接点的开入接线理论分析

RCS-9651C的保护装置的保护装置的装置引入电源1、电源2和分段开关的位置接点（TWJ）或断路器的辅助接点（常开），用于系统运行方式判别，自投准备及自投动作。如果是电源进线，直接引1DL、2DL的位置即可;下文将探讨主变电源备投时，1DL和1HDL（变高）的TWJ的几种接入方式的可行性。

3.1TWJ接点使用高低两个开关的常闭接点串接

当高低两侧开关必须都在分位时，TWJ=1，满足隔离主供电源的要求，若发生高低其中一侧开关拒动，均不能备自投及时动作。当两个开关其中一个开关在合位时，TWJ=0，装置判定为电源在合位。不满足断开电源和闭合电源的实际需求。对于RCS-9651C保护装置备自投动作，第一时限合上备用电源变高HDL开关，装置判TWJ=0，将结束程序，无法完成第二延时，合上变低DL开关。不满足实际需要。

3.2TWJ接点使用高低两个开关的常闭接点并接

当高低两侧开关只有一个开关在合位时，TWJ仍为1，当高低两侧开关都在合位时TWJ=0，装置判定为电源在合位，满足备自投动作后的要求。

当两个开关只需其中一个开关在跳位时，TWJ=1，装置判定为电源在分位。满足母线失压后，备自投动作的启动要求。但若发生变低开关拒动，就不满足隔离故障主变的情况。

4.关于电源的合后位置信号KKJ接点的开入接线分析

（1）KKJ接点使用高低两个开关的常开接点串接。

高低两侧开关的合后KKJ接点串接，确保电源高低两侧开关都在合后，才表明的电源在合后。只要其中一个开关的合后消失，即电源的合后消失。串接满足电源合后的要求。

（2）KKJ接点使用高低两个开关的常开接点并接。

高低两侧开关的合后KKJ接点并接，其中一个开关在合后，电源的合后即为1，不满足实际情况。

5.电源单个TWJ开入的工程实际应用安全性分析

在实际施工工程中，我们使用方法是KKJ是高低两侧开关串接，TWJ只取变低开关的TWJ。原因如下：

初始运行方式：#1主变运行，#2主变热备用，母联在合位。

情况1：进线失压，主供电源变高开关拒跳。

电源1进线失压，备自投动作，发命令跳1HDL和1DL，1HDL拒跳，1DL跳开，TWJ1=1，备自投动作合上2HDL和2DL，恢复供电。

情况2：进线失压，主供电源变低开关拒跳。

电源1进线失压，备自投动作，发命令跳1HDL和1DL，1DL拒跳，1HDL跳开，TWJ1=0，备自投判电源1拒跳，备自投失败。母线无法恢复供电。

如果使用TWJ并接方法，TWJ1=1，备自投将会继续动作，恢复供电。

情况3：主变内部故障，主供电源变低开关拒跳。

备自投的闭锁条件中，一般有低后备闭锁备自投和高后备闭锁备自投。低后备的保护范围低压侧套管CT指向母线侧所有设备。高后备保护范围是高压侧开关CT指向主变侧所有设备。当主变由于内部严重故障时，故障电流达到差动保护和高后备保护定值，差动保护动作，跳主变两侧开关。高后备保护接点返回，无法闭锁备自投装置。若1DL开关拒动，1HDL跳开，造成母线失压。由于变低开关拒跳，TWJ=0，所以备自投不会动作合上备用电源，故障电流将不会冲击#1主变和#2主变，影响设备性能。

如果使用TWJ并接方法，TWJ1=1，备自投将会继续动作，故障电流将会冲击#1主变和#2主变，影响设备性能。这一原因，就是使用变低开关的TWJ的根本原因，为了避免主变内部故障时，无法闭锁备自投装置，导致主变承受故障电流。

情况4：备用电源，变低开关拒合。

电源1进线失压，备自投动作，发命令跳开1HDL和1DL，1HDL和1DL均跳开，TWJ1=1，备自投动作合上2HDL和2DL，2HDL拒动，2DL合上，TWJ2=0，装置判动作正常，备自投动作成功。但实际没有恢复供电。

6.施工验收及运行维护的注意事项

按照反措要求，保护装置的TWJ开入接点要求是开关机构箱的常闭辅助接点，不允许使用操作箱的TWJ接点。这措施是避免装置异常等引起TWJ的不正确反应开关的真实位置。由于经过主变备投改造之后，保护装置能够根据开关的实际位置以及保护装置的参数设定来识别备自投的方式，因此相应的压板以及运行规程都需要作相应的变化。如“闭锁分段备投”的压板功能应改为“闭锁备自投”，运行规程中充放电条件也会根据实际情况变化。

7.结论

经过四种情况分析，采用电源变高和变低两个TWJ并接接入备自投保护装置的TWJ，可以确保装置正确动作，并报文正确。只采用变低TWJ接入备自投装置，可以避免主变内部故障时，主变变低开关拒跳，高后备保护无法闭锁备自投装置的情况，导致备用主变合闸与故障点的情况。为了确保保护能够正确动作，确保供电可靠性和设备的安全性能，建议对应用一个主电源只有一个TWJ开入的备自投装置，使用变低开关的常闭辅助接点。对于新研发的保护装置可以通过增加TWJ开入接点，由程序逻辑真实判断主变两侧开关的实际位置。对于新采购的保护装置要求满足一台主变需要两个TWJ开入的保护装置。

参考文献

[1]降低轻载变电站主变损耗[G].江门供电局电力调度控制中心.

[2]9651C_080486备用电源自投装置技术和使用说明书[J].南瑞继保电气有限公司.

继电保护拒动主要原因范文

关键词：变电运行，故障，处理方法

一、变电运行的常见故障

在变电运行的过程中，我们常见的故障一般包括电力系统的接地故障、电压互感器的保险熔断故障、潴振故障、断线等。当电力系统是小电流的接地系统，并且不采用直接接地和经消弧线圈的接连方式时，如果变电运行发生了以上四种常见故障，电力系统的信号处理系统就会发出系统接地的相应报文警告。而造成这种现象的主要原因是：如果电力系统是小电流接地系统，它的母线辅助线圈开口处的三角接处具有电压继电器，而系统的三相在处于平衡状态时，母线辅助线圈出的开口三角接之间的电压接近于零。因此，一旦电力系统发生故障，系统三相的电压的平衡状态就会遭到破坏，因此，中央信号就会发生相应的信号警告。但是仅凭借信号并不能准确地断定出电力系统发生的是那种故障，所以，还要对电力系统的其他状况进行检查，将各个项目的检查结果相结合来判断。只有对具被故障发生可能性的项目进行全面的分析，才能够准确的判断出故障的性质。

二、电力系统变电运行的跳闸故障与处理方法

1、变电运行过程中的线路跳闸故障及处理方法

电力系统在发生线路跳闸故障之后，应该对电力系统的保护状况进行严格的检查。而对电力系统的线路故障检查主要有以下几种状况：第一，如果没有发现特殊异常，就对跳闸开关给以重点检查，尤其是消弧线圈的状况；第二，电力系统的开关故障。开关出现故障与开关所采用的结构相关：如果电力系统的线路开关采取的是电磁结构的，那么就要对对开关的动力保险进行检查，看其是否处于良好状态；如果电力系统的线路开关采取的是弹簧结构的，那么就要对弹簧的储能性能进行检查，看其是否处于正常运转状态，因为这两者之间的关系紧密相连。但是，如果电力系统采用液压结构的开关，顾名思义就要对开关灯压力进行检查，确定它具有足够的压力承载能力。

只有将电力系统的所有项目都进行检查，并确认都处于正常状态之后，才能进行强送，但是在强送之前，还要检查保护掉牌的复归。

2、变电运行过程中的主变低压侧开关跳闸故障及处理方法

关于主变低压侧开关发生的故障，主要包括开关的母线故障、开关误动和开关越级跳闸，也就是保护拒动和开关拒动三种。但是，不管主变低压侧开关发生的故障是哪一种，首先要做的都是对二次侧和一次设备进行检查，只有检查过后才能够确定故障进行进一步的分析和判断。而且，在检查故障的时候，技术人员也不能仅凭借经验进行主观臆断。同时，如果要对保护拒动的运作状态以开关的内部设备进行故障分析，可以对三卷变中的主编低压侧开关的过流保护动作进行检查。但是，在检查保护拒动时，要对主变保护与线路保护同时进行检查，不要只单对一方面进行，此外，它还包括以下三种情况：第一，只具有主变低压侧过流保护动作，而没有线路保护动作与保护掉牌；对这种情况进行处理要做到：首先，要对主变低压侧开关所产生的误动和线路开关所产生的误动情况给以排除。但是完成这一环节要先明确这两类故障的区别，所以，要对产生故障的设备进行检查，以便准确区分出这两类故障。当对二次备进行检查时，检查的重点是二次设备的保护压板和开关的直流保险，看它们是否发生漏投现行和熔断现象。而对一次设备进行检查，则是看一次设备的主变低压侧过流保护区，也就是所有与母线相连接的设备与他们之间的线路的出口。

第二，同时具有主变低压侧过流保护动作与线路保护动作。如果电力系统的线路开关没有发生跳闸现象，而主变低压侧过流保护动作又与线路保护动作同时发生，凭借此两点就可以判断电力系统的线路出现了故障。因此，在对电力系统进行循例检查时，操作人员不仅要对发生故障的线路到线路的出口进行重点检查，还要对线路进行严格的检查，这一点是故障检查人员时刻注意的重点事项。只有当主变低压侧开关到线路都没有发生异常现象时，才能够断定是线路出现故障，开关拒动。而处理这种拒动故障的方法与其他故障相比较较为简单，只要对发生故障的节点进行隔离，然后将拒动开关断开，即拉开开关两侧的刀闸，对其他的变电设备继续供电。

第三种情况是缺乏保护掉牌。当主变低压开关发生跳闸现象，又缺少线路和保护掉牌时，就要对相关设备是否发生故障以及发生故障的原因进行检查。产生这种故障问题的原因一般有三个方面：第一，保护动作没有发生提示信号；第二，直流线路中的两点接地，进而使得开关发生跳闸现象；第三是开关自身原因，即自己发生了脱扣现象。当导致故障发生的是第一种原因时，主变保护产生了信号，根据信号就可以判断出线路保护发生了拒动，主变低压过流保护动作，当两种情况同时发生就增加了故障的处理难度，就要将母线上的所有开关都断开，对主变低压开关进行试送，然后再将母线上的开关按次序连接，指导主变低压保护动作发生跳闸时为止，在确定拒动线路保护。但是，如果发生的是第二种或者第三种情况，就要采取其他方法，并按照规范进行。以上所提出的故障处理方式都不是固定的，因此，在排除故障时要具体问题具体分析，要与开关发生的故障相结合，采取适当的处理方法，避免将故障扩大化。

3、变电运行过程中的主变三侧开关跳闸故障及处理方法

主变三侧开关的内部故障和差动区故障时造成主变三侧开关发生跳闸的主要原因。而如果主开关发生拒动或者低压侧过流保护拒动都会引起母线发生故障。无论电力系统的线路出现保护拒动或者是保护动作，开关都会导致与主变侧线相连接的线路发生故障，导致这种现象的原因是主变低压侧的过流保护或者拒动引起了越级现象。因此，检查故障发生的明确原因就要对保护掉牌和一次设备进行严格检查，只有这样才能够对原因进行准确判断。如果出现了瓦斯保护动作，就可以据此来断定出现故障的位置是变压器的内部，因为瓦斯保护是根据变压器内部故障时会产生会产生和分解气体这一特点制造的，其保护范围是变压器内部多相短路、匝间短路、匝间与铁芯或外部短路，铁芯故障，油面下降或漏油，分接头接触不良或导线焊接不良。如果重瓦斯保护动作，应重点检查变压器本身有无着火、爆炸、喷油等情况；检查气体继电器内有无气体积聚；检查变压器本体及有载分解开关油位情况。在未查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。此外，如果遇到的是差动保护动作，对一次设备进行检查可以将范围转换为主变三侧的差动区，主要包括主变压器各侧差动CT之间的一次设备：变压器引出线及绕组多相短路，单相严重的匝间短路，大电流接地系统中保护线圈及引出线上的接地故障。通过主变三侧的差动保护，我们可以断定主变压器的内部是否处于正常运作中，所以，当差动保护之后，应检查保护装置（包括气体继电器和压力释放阀）的动作信号情况，检查现场一次设备（特别是差动保护范围内）有无着火、爆炸、喷油、放电的痕迹、导线断线、短路、小动物爬入引起短路等。在未查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。除了瓦斯和差动保护外还有主变低压侧母线故障因故障侧总路开关拒动或低压侧过流保护拒动而造成越级跳闸和主变低压侧母线所连接的线路发生故障，因回路保护拒动或是保护动作而开关拒动，同时主变低压侧过流保护拒动或是总路开关拒动造成二级越级，这两种故障较复杂，故障原因要通过保护信号和一次设备进行检查来分析判断，这里不一一阐述了。

小结

变电运行是对电力系统中对各种设备、环节进行管理和故障处理的专门机构，因此，变电运行的操作人员要充分的认识到它的重要性，并积极的学习变电运行的专业知识，丰富自己的操作经验，只有这样才能够为电力系统的正常运转提供保证。

参考文献

[1]辛亮：《变电运行安全管理初探》[J]，《科技资讯》，2009,年第3期

[2]蔡洪：《变电运行中隐患成因分析及应对措施》，《中国新技术新产品》，2010年第4期