继电保护故障案例分析

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继电保护故障案例分析范文第1篇

[关键词] 继电保护电压保护负序电压延时整定

一、引言

在电力系统继电保护课的教学中，对于主变压器保护的重要性及对事故原理的分析没有一个直观的认识和理解，学生在理论学习中感知不深。我校与公司继电保护工程师校企合作，经常共同对售后服务中的事故案例分析，在主变保护课的教学中，结合一起典型的主变保护误动作案例分析，获得了对主变保护原理及重要性的深刻认识。

继电保护是电力网的重要环节，可以说是电力网安全稳定的可靠保证，在电力网中具有举足轻重的作用。对于继电保护，其电气回路的接线，以及定值的整定计算必须符合规程。在实际的电网运行中，一次小小的疏忽所造成的隐患往往是致命的，会给电力网的安全稳定运行带来很大的危害。

二、事故案例介绍

（一）事故描述

2006年7月1日21：00左右，河南电网220KV系统发生系统振荡时，220KV虎岭站1#主变发生三侧跳闸事故，原因不明确。

（二）现场检查情况

1.事故相关运行方式的了解

虎岭站现有2台220KV变压器，Y/Y/ 绕组类型。220KV母线采用单母分段带旁母接线，35KV和6KV母线采用单母分段接线。220KV侧为电源端，其它两侧为负荷侧。35KV侧中性点经消弧线圈接地，无放电间隙。变电所处在特种钢厂院内，主要为钢厂供电。

2.值班记录

2006年7月1日21时左右，事故音响喇叭响起，1#主变三侧开关位置信号灯绿灯闪光，控制屏“主变保护动作”光字牌亮。220KV复合电压动作、6KV复合电压动作。

3.值班记录的保护动作报告

当时主变跳闸很快就恢复了供电，由于过负荷类保护启动比较频繁，我们检查时当时动作报告已被冲丢。保护值班员当时记录了几次主变动作报告，全部为复合电压动作，从中随机选取两个：

① 高压侧复合电压保护

负序电压启动值整定值：6.000V

动作电压整定值：65.00V

2006年7月01日21：06：50.890保护动作

负序电压 动作量：6.333 V

AB相电压动作量：91.89 V

BC相电压动作量：74.42 V

CA相电压动作量：77.67 V

持续时间 动作量：0.012s

②低压侧复合电压保护

负序电压启动值整定值： 6.000V

动作电压 整定值： 65.00V

2006年7月01日21：08：10.051保护动作

负序电压 动作量： 0.5883 V

AB相电压动作量： 65.25 V

BC相电压动作量： 64.92 V

CA相电压动作量： 66.52V

持续时间 动作量： 0.010 s

4.故障录波器记录

本站设南京银山录波器装置，记录了220KV系统振荡时振荡波形，从波形看主要表现为电压幅值有规律的振荡。

5.保护检查

①对保护定值进行检查，没有发现定值整定异常或超规：

②对保护运行实时参数检查，运行参数正常。

③对保护性能进行测试，保护特性正常，且能正常跳开主变三侧开关

④对相关回路摇绝缘，绝缘正常。

⑤由于值班记录比较简单，通过跟当时值班人员耐心沟通，他们仔细回忆，他们复归保护盘信号时，ZFZ-981操作箱保护信号灯和A、B、C相跳闸信号灯亮，非电量有信号灯亮。

⑥对施工图纸检查，主变保护动作信息不通过RTU上调度，集中在当地控制盘用“主变保护动作”光字牌反映。

（三）保护动作分析

录波器记录的220KV系统震荡波形主要表现为电压幅值有规律的震荡，肯定对交流量电压继电器或线圈会有影响。

在系统振荡时复合电压保护会启动，由于复合电压保护只发信号，故此次跳闸事故排除了复合电压保护动作因素的影响。

本次跳闸为三侧跳闸，能导致三侧跳闸行为的保护主要有：各侧的后备二段保护、差动保护、零序保护、重瓦斯、压力释放、温度二段、冷却器故障等。由于没有发现短路和接地故障，所以各侧的后备二段保护、差动保护、零序保护不会动作。对变压器本体进行检查，无异常现象，故重瓦斯、压力释放、温度二段等非电量保护也不会动作跳闸。那么受交流电压影响的冷却器故障动作的可能性就比较大了。

在冷却器机构中，其电气回路接所用变交流电源，如果交流电长时间断电或其电气回路有故障，变压器本体所产生的温升不能被冷却，就会向保护盘发出冷却器故障信号而跳闸。1#主变冷却器故障信号电气回路分长延时t1和短延时t2，长延时t1直接向保护盘发信号，短延时t2和温升节点串接后向保护盘发信号。当主变本体达到一定的温升如果冷却器超过一定时限会启动短延时t2向保护盘发冷却器故障信号；在冷却器故障时间较长时启动长延时t1直接向保护盘发冷却器故障信号。

现场检查发现长延时t1整定为24s，短延时t2整定为1620s，很明显长延时和短延时整定反了。此种情况下交流电源短时间断电或双回路交流电源切换，就有可能引起误发冷却器故障信号。同时与运行人员沟通了解到当时只投入了Ⅰ回路交流电源，Ⅱ回路退出，但检查发现Ⅰ回路交流电源断电时，控制盘上的“Ⅰ回路交流失电”光字牌不能正确显示。据用户反映，系统振荡最严重的情况大概有20多秒，所用变的交流电压的幅值肯定会随着振荡而反复降低或升高，如果冷却器电气回路的继电器或线圈动作值和返回系数较高，就会继电器或线圈节点抖动，在长延时t1误整定24s的情况下会向保护盘误发冷却器故障信号从而引起主变冷却器故障保护跳闸。

通过对冷却器回路模拟交流电源幅值振荡，在长延时t1误整定24s的情况下发出了冷却器故障信号，进一步证实了这一分析。

针对此次事故，我们和用户通过商讨和分析，建议采取以下整改措施：

1.将长延时t1和短延时t2整定值调整正确。

2.仔细查找控制盘上的“Ⅰ回路交流失电”光字牌不能正确显示的原因。

3.将延时继电器由交流电源调整为直流电源。（原来我们工程图纸里已考虑，只是用户将SJ的两个延时整定为0，未使用）

（四）结论

通过分析，我们和用户一致认为，长延时和短延时误整定是系统发生振荡时主变跳闸的主要原因；同时认为在以上情况下主变保护动作是正确的。

通过对此案例分析，学生在实际的事故分析中去理解主变保护原理，同时也掌握了事故分析思路，达到了理实一体化教学的要求。

参考文献

[1]贺家李. 电力系统继电保护原理[M].北京：中国电力出版社，2004

继电保护故障案例分析范文第2篇

关键词：智能电网；智能变电站；继电保护

随着科学技术的不断发展，行业创新层出不穷。在此背景下，国家电网公司也开拓创新，大力发展建设智能电网。在智能电网的建设中，变电站是电网建设的关键环节，要顺应智能化的发展趋势，使智能变电站成为建设的重心，而智能变电站最终实现高效运作，离不开配套的继电保护装置[1]。文章讨论了智能变电站继电保护中的关键问题，并就如何提高继电保护的可靠性提供了一些建议。

1智能变电站概述

智能变电站是指使用数字化智能设备的新型变电站，其配套的智能化装置可自动收集、监视和控制电网信息，并操控电网，从而使电网系统能够实现智能调节[2]。智能变电站的结构如图1所示。智能变电站是变电站的最终发展模式，采用了智能终端柜和合并单元的模式，使保护就地化，具有保护可靠性高、智能化程度高、维护工作量少的优点[3]。针对智能变电站这一综合、复杂、智能化的新生事物，运行人员需要认真学习智能站的运维细则，刻苦钻研智能站的信息流图，吃透其原理和内部逻辑，成为一个合格的智能变电站运维人员。

2智能变电站继电保护的要点

2.1可靠性

继电保护的可靠性主要包括以下两个方面：（1）保护的选择性。当智能变电站发生保护区域内故障时，应及时采取保护措施。（2）保护的可靠性。在电力系统正常运行时，保护装置应避免误动或异动[4]。随着整个电力系统的自动化和数字化，电子信息技术正逐渐成为智能变电站的核心。鉴于此，信息电子设备必须被正确应用在继电保护中。许多因素会影响电子设备的稳定性，如设备电池的兼容性和设备的使用频率，这些都会影响继电保护的可靠性。为确保智能变电站继电保护的高可靠性，必须使用高稳定性的光缆，并采取措施减少来自电子设备频率的干扰。因此，有必要研发更先进的电子信息技术，并将其应用于智能变电站的继电保护系统自检，确保能及时响应系统的错误告警，采取预控措施。电网故障诊断的流程如图2所示。此外，应建立数学模型以定量分析继电保护的可靠性[5]。

2.2实时性

实时性是电力系统智能变电站继电保护的重要性能指标[6]。在数字采样的过程中，数字采集器可能在某些因素的影响下产生时间误差，在传输过程中发生严重的数据丢失。基于以上原因，在电力系统的采样过程中，采样方法应科学可行，应预估产生错误的可能性，再实施采样。在实际操作的过程中，应并行计算采样结果，以尽量减小采样结果的误差和减少延迟，从而全面提高继电保护的实时性。

2.3同步性

在传统变电站中，变压器等电力设备的使用不需要通过时间函数同步，因此传统电力系统缺乏同步保护[7]。智能变电站的信息采集依赖数字化的方法，因此继电保护需要同步。有以下两种方法可以提高智能变电站继电保护的同步性：（1）将同步检测装置和差动保护装置用于线路保护，由于同一条线路的本侧和对侧的同步装置收集的是来自不同变电站的信号幅值和相位，因此最重要的是要确保整个系统的保护同步和正确执行；（2）电力系统实施过流和过压保护，这两个保护功能很容易实现，只需在继电保护系统中输入正确的定值，保护功能实现期间不需要同步过程。

3提高智能变电站继电保护可靠性的策略

3.1加强对变压器的保护

在电力系统中，电力设备的额定电压是固定的。当系统电压高于或低于额定值时，将对系统和设备产生不良的影响。电力系统中最重要的调压装置是变压器，它也是继电保护中的重要装置。因此，将数字式电压互感器装置用于智能变电站继电保护系统时，变压器可采用分布式配置方式，以充分利用继电保护中的差动功能。此外，智能变电站可通过集中配置变压器装置实现后备保护，以加强智能变电站继电保护的可靠性。

3.2保护电压延时元件

智能变电站在日常运行中很容易受到外部因素的影响，如电流、电压因素等，任何异常状态都可能导致不必要的跳闸或电流过载问题。虽然过载电流与正常电流没有明显区别，但是，在电流过载的情况下，如果智能变电站同时发生外部干扰的故障，跳闸的可能性会很大，这将严重威胁智能变电站继电保护的动作可靠性。为此，在智能变电站的系统电路中采用电压限制延迟动作元件时，需要通过计算每条电路的电流量准确计算总电流量，如果系统中出现过载电流问题，系统就可以立即发出告警信息，所有相关分支系统会实时激活保护命令，从而显著提高继电保护的可靠性。

3.3加强线路保护

在电力系统中，线路的保护极为重要，线路保护不仅可以有效保护各级电压中的单元间隔，切除站外的故障，而且在电力系统的控制、测量、通信监控等功能实现中起着重要作用。在继电保护中实施正确可靠的线路保护配置工作，可以显著提高整个系统继电保护的可靠性。因此，技术人员应做好线路保护的正确、有效配置。可以采用垂直差动联动保护方式，这种保护方式灵敏、可靠，基本可以使所有的系统线路得到有效保护。垂直差动联动的原理如图3所示。当线路正常运行的时候，线路电流I1、I2的大小相同、方向相同，差动电流为零；当线路上发生接地故障时，I1、I2的方向发生变化，差动电流达到保护启动值。在线路保护中，差动保护动作主要有主保护和后备保护两种保护方式。在两者有效结合的情况下，如果线路中任何一个保护出现问题，配置的另一个保护都能及时动作、切除故障，从而提高电力系统的可靠性。

3.4完善线路保护机制

目前，智能变电站继电保护的主要方法是加强双重保护配置。对于后备保护，可以采用集中配置实现调节，以避免交换机故障。同时，在线路保护相邻区间和整个系统中应用双向总线，可以便于利用后备保护反馈保护信息，通过后备保护可以判断整个电网的运行情况，并对问题进行预处理，从而防止事故发生。此外，技术人员还应制订合理的策略解决线路跳闸问题[8]。在目前的保护机制下，应努力寻找更多更完善、合理的技术，以实现智能变电站的技术调整。同时，需要根据电网的整体运行情况，科学有效地分析变电站内的设备运行方式，以确保运行计划科学合理，从而进一步提高智能变电站继电保护的可靠性水平。

4继电保护案例分析

4.1案例概况

2021年4月19日，某换流站极2的最后断路器保护动作闭锁。最后断路器一般用于换流变交流进线，最后断路器跳开前需要闭锁直流，以防对设备造成损坏，断路器保护以最后一个开关的辅助接点跳开作为检测判据。故障前，双极为全压600MW平衡运行，故障后，极2功率转移至极1，未造成功率损失。闭锁前，该站极2换流变仅带5041边开关运行，5042中开关正在进行某Ⅱ线扩建后的保护定检。经分析，故障原因为该站最后断路器保护存在软件缺陷，软件以跳开关的命令作为保护判据，而正确的逻辑应以开关的辅助接点作为判据。现场人员在校验时发现，开关失灵保护时发出了跳边开关的命令，而之前的安全措施已将失灵保护跳边开关的压板退出，因此边开关虽没有跳闸，但由于误采用了跳开关命令作为判据，导致了最后断路器保护误动作。

4.2电力条例

此案例涉及的相关电力条例如下。（1）最后断路器保护设计应可靠，应避免仅以断路器辅助接点位置作为最后断路器跳闸的判断依据，防止接点误动导致直流双极强迫停运。（2）新建、扩建或改建工程的继电保护和安全自动装置应零缺陷投入运行；在新建、扩建或改建工程中，继电保护和安全自动装置缺陷处理记录等资料在投运前应移交运维检修单位，由运维检修单位负责统计存档；对于工程质保期内发生的继电保护和安全自动装置缺陷，由建设单位负责处理，运维检修单位配合。（3）在设计保护程序时，应避免使用断路器和隔离开关辅助触点位置状态量作为选择计算方法和定值的判据，应使用能反映运行方式特征，且不易受外界影响的模拟量作为判据。若必须采用断路器和隔离开关辅助触点作为判据，断路器和隔离开关应配置足够数量的辅助触点，以确保每套控制保护系统采用独立的辅助触点。

4.3应对措施

此案例事故的应对措施如下。（1）继电保护检验人员应了解有关设备的技术性能及调试结果，并认真检验自保护屏柜引至断路器（包括隔离开关）二次回路端子排处的电缆线的连接的正确性及螺钉压接的可靠性。（2）对保护装置进行计划性检验前，应编制保护装置标准化作业书；检验期间，应认真执行继电保护标准化作业书，不应为赶工期而减少检验项目和简化安全措施。（3）对运行中的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。（4）对于试运行的新型保护装置，应进行全面的检查、试验，并由电网公司继电保护运行管理部门进行审查。（5）在现场进行检验工作前，应认真了解被检验保护装置的一次设备情况，相邻的一、二次设备情况，与运行设备关联部分的详细情况等，并据此制订检验工作计划。在检验工作的全过程中都要确保系统的安全运行。

5结束语

智能变电站继电保护的要点包括继电保护的可靠性、实时性和同步性。继电保护的可靠性关系到整个智能变电站和电力系统的安全稳定运行。因此，电力企业应重点关注智能变电站的特殊保护需求，不断加强变压器保护、电压限延时、线路保护机制等，以有效提高继电保护的可靠性，推动智能变电站和电力系统的发展，最终实现电网的持续、稳定、健康发展。

参考文献：

[1]蔡志峰.电力系统中电气主设备继电保护技术研究[J].光源与照明,2021(6):81-82.

[2]雍明月,张秉楠,高尚,等.变电站在线监测智能电子设备自动化测试研究[J].工程技术研究,2020,5(21):115-116.

[3]陈宇翔.智能变电站保护系统可靠性研究[D].广州:广东工业大学,2021.

[4]邬小坤,赵武智,牛静,等.一种智能变电站二次设备状态评价方法[J].电子器件,2021,44(3):664-669.

[5]刘元生,王胜,白云鹏,等.面向智能变电站的威胁与风险评价模型研究与实现[J].重庆大学学报,2021,44(7):64-74.

[6]李辉,张孝军,潘华,等.面向智能变电站通信网络可靠性研究[J].电力系统保护与控制,2021,49(9):165-171.

[7]朱寰,刘国静,李琥,等.“新基建”下变电站资源综合利用发展研究[J].电网与清洁能源,2021,37(3):54-64.

继电保护故障案例分析范文第3篇

关键词：变电运行；继电保护；问题探讨

中图分类号：F407.61文献标识码：A 文章编号：

一、前言

近年来，我国的国民经济不断发展，电力系统各在国民经济发展和社会发展中的作用也日益重要。并且伴随着新技术的出现，继电保护技术的发展也出现了崭新的发展前景。同时，我国电力系统的运行与发展也对继电保护的运行可靠性提出了新的更高要求。继电保护是电网安全和稳定运行的必要条件，担负的职责是极其重大的，相关单位应该及时提高继电保护运行可靠性的相关措施和技术，以保证电网的健康运行。

二、排除故障的相应措施

1. 工作人员应对继电保护按照独立装置类型进行检查和统计。如，对目前系统运行的各种线路保护装置、变压器保护装置、母差保护装置、电抗器保护装置、电容器保护装置、重合闸装置或继电器、备用电源自投切装置、开关操作箱、电压切换箱，以及其他保护或安全自动装置等，进行检查和统计。

2. 对继电保护故障分类，如，除对设备或电网运行影响程度分为一般、严重和危急 3 类外，还可按照故障产生原因，将故障分为设计不合理、反措未执行、元器件质量不良、工作人员操作失误等情况，这样，就科技更加方便地对故障进行责任归类和针对性整改，从根本上解决故障再次发生的可能性。

3. 了解继电保护的缺陷。这样有助于逐步掌握设备的运行规律，不断提高继电保护人员的运行维护水平。应对继电保护设备中出现的各种故障进行及时、全面地统计，确保每次故障都能及时统计，为通过缺陷管理寻找设备运行规律奠定坚实基础。

三、提高继电保护的措施分析

1.加强继电保护运行的智能化程度

提高继电保护运行可靠性的一项重要措施是智能化，同时这也是一项重要的技术创新。人工智能化应用的领域已经越来越广泛，行业也不断得到拓展。很多先进的技术和理念也已经开始在电力系统中出现。诸如神经网络、进化规划、遗传算法、模糊逻辑等技术在电力系统中已经得到了应用,在继电保护领域应用的研究也正在进行并不断深化。人工智能技术的引进具有强大的优势。人工智能将会从很大程度上提高继电保护装置的稳定性能，并且还可以对继电保护装置原有的工作隐蔽性以及连续性等不可靠因素进行有效的控制。人工智能的显著优势是可以进行快速处理，并且具有极强的逻辑思维能力。实践表明，人工智能在在线评估中所发挥的作用是重要的，其明显优势是不可忽略的，并且具有一定的主导地位。人工智能在电力系统，尤其是在继电保护工作中的普及和应用将会给继电保护运行的可靠性带来极高的效率。

2.广泛使用性能极其优良的数字控制器件

性能优良的数字控制器件的使用将会大大提高继电保护的质量。CPLD和FPGA等器件在继电保护领域被广泛使用。CPLD是一种复杂可编程序逻辑器件，FPGA是一种现场可编程序门阵列，这两种器件在继电保护中都具有极其强大的优势，因为，CPLD和FPGA作为现代可编程序专用集成电路(ASCI)，具有功能高度集成的特点，并且他们还会把多个微机系统的功能集中在同一块芯片上。这一类性能优良的数字控制器件的使用将会给电子系统设计带来极大变革，并且会展示出强大生命力。因为保护系统的高度集成、快速响应以及较高的可靠性的实现都离不开这一类控制器件。同时，这一类器件有效缩短了保护装置的研发周期，从很大程度上保证了继电保护运行的可靠性。

3.处理继电保护故障的对策

（一）跟踪继电保护设备运行情况。这样，就可以随时掌握设备的运行情况，做到心中有数。一旦发生故障，可以及时处理，以确保设备的安全和平稳运行。

（二）提前预防。即对在生产通过安全处理、掌握故障数据、了解其性质，均在未发生事故之前，就及时地分析和制定相应的对策，以便尽快消除故障，同时安排人员消缺。

四、案例分析

1.2008 年 4 月 23 日，110 kV A 变电所备用 121 开关保护定校，工作结束后在进行功能压板投退验收时，发现重合闸功能压板（控制字软压板）无故退出。经过询问，当时专业检修班组没有进行相关修改，并且外部没有任何遥控操作干扰。只是检修班组在对保护装置输入定值后，对装置重新上电，按理不会对保护装置有任何影响。检修班组当时认为装置没有异常，可以正常投运。

2.2010 年 1 月 14 日，为配合某 A 变电所投运，由 B 变电所通过 110 kV 开关对 A 变 110 kV 设备冲击 1 次。调度要求对110 kV 开关进行线路保护定值更改，停用方向零序 I 段保护及重合闸。更改定值当天，首先由继电保护班按调度定值单将临时定值放入保护的临时定值区（03 区），其中临时定值单中的方向零序 I 段保护及重合闸软压板均置 0。随后由调度发令操作将此 110 kV 开关保护定值切换至临时定值区，切换后打印并与继保人员核对准确。随后当笔者发现旁边刚打印出的正常定值区（00 区）的方向零序 I 段保护及重合闸软压板状态也为0 时，立即询问是否为继保人员误整定，继保人员当即否定，但查看装置后发现与打印的定值单一致，然后在后来的恢复正常定值的时，对临时定值区的软压板进行修改后，正常定值区软压板状态会跟着一起变化，此时大家才恍然大悟，明白了为何正常定值区软压板状态会诡异地发生变化。发现了保护装置这一隐患后，调度决定在进行相类似工作时，只通过硬压板的操作来实现保护的相应投退。工作结束后，迅速汇报，提醒对同型号保护装置进行重合闸停启用状态进行检查，得到上级重视，迅速安排在日常工作中采用，并且对装置各项功能、定值状态等进行了全面细致的检查，避免相同情况的发生。

3.2011 年 11 月 19 日，监控通知：110 kV A 变主变低后备保护动作，1 号主变 101 开关跳闸；10 kV 汤奔线 119 开关、汤叶线 131 开关过流Ⅰ段保护动作跳闸，重合闸动作，合成功。到达现场后，后台机、现场与监控通知信息一致，所内设备无任何异常现象，当即汇报调度，此时巡线人员已经在查看跳闸过的线路。2条线路故障，都重合成功，却又导致越级跳闸，让人疑惑，先来想想会发生越级跳闸的几种可能性。

第一，线路故障，开关拒动，越级跳次总。处理方式：将故障开关隔离后，卷次总开关，恢复供电，然后通知检修班组检查实际情况并检修。

第二，线路故障，保护拒动，越级跳次总。处理方式：由于无法判别是何线路故障，所以先将此母线上所有出线开关拉开，然后送主变次总，各线路依次送电，当送到又一次越级跳闸时，则可认为该条线路的保护故障。将故障开关隔离后，最后通知检修班组检查实际情况并检修。与调度再次联系后，确认 2 条线路上确实都存在永久性故障。于是拉开119与131两条线路开关，合上主变次总101开关，恢复Ⅰ段母线其它线路的供电，然后将 119 与 131 线路转检修，检修完毕后复役。

五、结束语

作为一名变电运维人员，最重要的职责是保证人身、设备和电网的安全稳定连续运行，只有在工作中不断学习，提高自己的业务知识水平，才能胜任变电站值班员这个岗位。还要有认真负责的工作态度和丰富的经验，只有这样，才能适应工作岗位的要求。

参考文献：

[1]施智祥.论继电保护在变电运行中的可靠性应用.大科技-2012年6期.

[2]李金琚.浅谈变电站继电保护的运行维护及故障处理.中国科技纵横-2012年7期.

[3]王露华.浅谈电力系统中的变电运行故障问题及处理方法.广东科技-2011年22期.

[4]胡勇兵.浅谈220kV变电站继电保护系统的运行.大科技：科技天地-2011年24期.

继电保护故障案例分析范文第4篇

关键词：备自投原理，拒动，案例分析，预防措施

中图分类号：TM732

一、前言

电力系统对发电厂厂用电、变电所所用电的供电可靠性要求很高，因为发电厂厂用电、变电站站用电一旦供电中断，可能造成整个发电厂停电、变电站无法正常运行，后果十分严重。因此发电厂、变电站、站用电均设置有备用电源。当工作电源因故障被断开后，能自动而迅速地将备用电源投入工作，保证用户连续供电的装置即为备用电源自动投入装置，简称备自投装置。若工作电源因故障断开后，备自投装置因某些原因发生拒动，将会导致其保护范围内的负荷失电，造成不可避免的损失甚至更为严重的后果。因此，分析导致备自投装置拒动的原因并采取相应的措施进行预防，具有重要的意义。

二、备自投装置原理

以母联备投方式为例，正常情况下母线工作在分段状态，靠母联断路器取得相互备用。这是一种典型的暗备用。在暗备用方式中，取线路电流作为母线失压的闭锁判据，从而防止TV断线时备自投误动。采用供电元件受电侧断路器的常闭辅助触点作为备用电源和设备的断路器合闸起动依据。备自投装置由独立的低电压元件起动保护，从而使工作母线和设备上的电压不论何种原因消失时均起动备自投。正常运行时，母联在断开状态，I、II段母线分别通过各自的供电设备或线路供电，当某一段母线因供电设备或线路故障跳开或偷跳时，若此时另一条进线断路器为合位，则母联断路器自动合闸，从而实现供电设备或线路互为备用。该过程可分解为以下动作逻辑：

1、充电条件：两个进线开关均在合位，母联开关在分位，且I母、II母均有压时备自投装置充电。

2、放电条件：只要其中一个进线开关在分位，或母联开关在合位，或I母、II母同时无压时备自投装置放电。

3、I母失压时起动条件：I母无压且进线I无流，同时II母有压且进线2开关在合位，则备自投起动后经延时跳进线1开关，合母联开关，发出动作信号，同时动作于信号继电器。

4、II母失压时起动条件：II母无压且进线II无流，同时I母有压且进线1开关在合位，则备自投起动后经延时跳进线2开关，合母联开关，发出动作信号，同时动作于信号继电器。

闭锁备自投的条件包括：变压器或母线发生故障，保护动作跳开进线开关并闭锁备自投；手跳进线断路器，也必须闭锁备自投。前者通过外部接线至备自投装置的闭锁备自投开入，后者通过进线开关的合后继电器变位来实现备自投的闭锁。当备自投装置拒动时，首先核对备自投装置定值中的备自投功能控制字及备自投总功能压板是否投入，接着查看备自投装置的电流、电压采样及开关量是否正常，然后检查闭锁备自投的外部回路是否接线正确，再结合事故情况进行事故模拟，找出备自投装置拒动的原因。接下来结合两个备自投装置拒动的案例，分析导致备自投装置拒动的原因有哪些，如何加以防范。

三、备自投装置拒动案例分析

案例一

某年某月某日03时左右110kV甲线出现B相接地故障。对侧线路保护距离一段动作后，重合闸动作，由于故障一直存在，对侧后加速动作，再次跳掉此110kV线路开关，导致本侧#2主变停运，10kVII母失压，但此时 500B所配置分段备自投放电拒动，造成本侧变电站10kV II母失压。经过现场试验检验可以判定为该线路B相故障时，在故障未切除前110kV乙线（#1主变变高）B相电压也同时下降，从而#1站用变为500B装置所在的直流系统提供的交流电压也受到影响，由于该直流系统的蓄电池组损坏，因此在该过程中直流电源电压出现波动导致500B备自投装置相关开关量变化，从而备自投装置放电不动作。

备自投装置的充电条件包括进线开关及母联开关的开关位置开入，而直流供电电源的稳定性对开入量的保持和变位有着重要的影响。发生该拒动事故的变电站内备自投装置配置的是ISA-358GA装置。为防止现场遥信开入防抖时间设置不合理影响保护逻辑，ISA-358GA备自投装置配置有两类遥信防抖处理机制。对于保护逻辑使用到的遥信，使用软件内部固化防抖时间：保护硬压板固化为50ms，加速、闭锁备自投固化为5ms，开关位置固化为10ms，合后位置固化为20ms。当直流系统波动导致开入抖动时间大于保护遥信内部固化防抖时间，则会导致备自投放电拒动。因此，在日常维护定检中做好直流供电系统的定检工作十分重要。保护直流供电电源要求供电支路熔断器、小断路器逐级配合，无越级跳闸隐患，互为冗余配置的两套主保护的直流供电电源取自不同直流母线段，断路器跳闸回路直流供电回路压降满足标准，两组跳闸回路直流供电电源取自不同段直流母线 。对于变电站内直流系统及蓄电池，应定期检查直流系统无异常、无接地隐患，定期蓄电池核容满足标准，处理更换不合格蓄电池组，并将直流系统、蓄电池、馈线屏相关告警信号正确接入监控后台。

案例二

某110kV变电站主供电源线路发生永久性故障，保护跳开开关后重合闸于故障，加速跳开开关，但是备自投装置启动后放电拒动。经过检查，发现该备自投装置的进线开关跳位取的是操作箱的跳闸位置辅助接点，该接点与开关机构的弹簧储能接点串联，而开关重合闸后弹簧储能需要一段时间，备自投装置在启动后需要确定进线开关在跳位后才能继续发出合母联开关的命令，因开关弹簧储能时间超出备自投装置确认进线开关在跳位的时间，故备自投因未及时收到主供电源线路的TWJ开入而放电拒动。

大部分110kV旧变电站的备自投装置的进线开关位置判别多习惯使用开关分位，且开关分位信号习惯上从保护操作箱中取用。如果保护操作箱中TWJ监视了开关的弹簧储能接点，那么在主供线路故障重合闸后由于弹簧储能的原因容易导致备自投装置判别不出开关的分闸状态而拒动。因此，建议进线开关的位置判别在回路设计上尽量采用开关合位，若使用开关分位进行位置判别，则必须直接采用开关辅助接点。为了防止类似原因导致的备自投装置拒动事故发生，在新建备自投工程设计和验收时，应特别注意开关位置开入接点的取用问题，并对已经投入运行中的采用开关操作箱跳位进行位置判别的备自投装置进行反措整改。

五、结束语

随着电网规模不断扩大，网络结构日益复杂，用户对电网安全可靠性的要求也越来越高。备自投装置在变电站中的应用越来越广泛，备自投装置作为继电保护的最后一道防线，是否正确动作也直接关系到电网系统的安全稳定运行及供电可靠性。因此，在设计上，设计人员应多与设备厂家沟通，避免因为设备与设备之前的配合问题导致备自投拒动；在验收中，验收人员应尽量多地模拟实际运行别是故障状态下的动作；在投产后要定期维护，严格按照规范及要求对备自投装置及其相关设备包括蓄电池都应逐项排查缺陷，消除隐患。这样，才能有效预防备自投装置拒动，对系统稳定运行、提高供电可靠性有着重要的意义。

参考文献

【1】国家电力调度通信中心，国家电网公司继电保护培训教材，中国电力出版社，2009.

继电保护故障案例分析范文第5篇

[关键词] 备用电源； 自动投入； 案例分析

[中图分类号] F272； TM63 [文献标识码] A [文章编号] 1673 - 0194（2013）20- 0061- 02

1 备用电源自动投入装置基本动作逻辑

110 kV变电站主要有内桥、单母线或线变组接线方式，低压侧主要是单母线分段接线方式。正常运行时内桥和单母线接线方式下高压侧通常采用进线电源一主一备，低压侧各段母线分列运行，母线分段开关热备用状态。为提高供电可靠性，在高压侧设有高压侧备自投，在低压分段上装设低压侧备自投装置。

高压侧备自投动作逻辑：判某段母线三相无压，对应进线开关无流，另一段母线有压后，延时跳开失电段母线进线开关，合上桥开关。设有主变后备保护动作（或高压侧母线故障）、开关手动分闸等闭锁功能；低压侧备自投动作逻辑：判某段母线三相无压，对应主变次总开关无流，另一段母线有压后，延时跳开失电段母线的次总开关，合上分段开关。设有主变后备保护动作、次总开关手动分闸及主变和电流等闭锁功能。

2 备用电源自动投入失败的案例分析

在运行中不可避免存在备用电源自动投入失败的情况，下面本文将进行具体分析。

2.1 和电流闭锁定值设置偏低，低压侧备自投装置未动作，导致低压侧母线失电

某站高压侧内桥接线、低压侧单母线分段接线。2号主变故障导致2号主变及10 kVⅡ段母线失电。低压侧备自投由于和电流闭锁正确闭锁。

原因分析：当时两台主变低压侧和电流为主变额定的1.25倍。

改进措施：为防止单台主变的严重过载，调度规程明确当主变有功负荷之和超过单台主变容量1.4倍时考虑停用备投装置。综合考虑夏季高温时调度有适当的时间压降负荷，将和电流闭锁定值由1.2 Ie调整为1.4 Ie。

2.2 装置内部参数设置不匹配导致低压侧备自投误动

某站高压侧内桥接线、低压侧单母线分段接线。低压侧母线故障，主变低压侧后备保护装置动作经1.5 s切除故障母线后，低压侧备自投动作合上分段开关，最终由10 kV分段保护经1.1 s切除故障。

原因分析：检查发现装置内部“遥信设置”参数中的“遥信去抖时间”默认设置“1号主变故障开入”为200 ms。现场实际低后备动作出口到开关跳闸、保护返回整个过程仅84 ms。装置无法收到低后备保护的闭锁信号，导致备自投装置误动。

整改情况：将遥信去抖时间调整至70 ms，并对针对此情况对其他设备进行了排查整改。

2.3 接入装置的电流接错导致低压侧备自投未能正确动作

某站高压侧线变组接线、低压侧单母线分段接线。高压侧进线故障，10 kVI、III段母线分段自投装置未正确动作，导致10 kVI段母线失电。

原因分析：检查发现对应接入自投装置的主变次总开关电流接错，自投装置采到的电压、电流量不对应，自投装置未能正确动作。

整改情况：本次拒动是施工质量引起，因此在对该变电站低压侧备自投装置的回路改接线的同时加强设备验收管理。

2.4 装置正电源接触不良导致低压侧备自投未能正确动作

某站高压侧线变组接线、低压侧单母线分段接线。高压侧进线故障，10 kVⅠ、Ⅱ母母线失电，分段开关未自投成功。

原因分析：现场检查低压侧备自投装置正确执行跳101开关合110开关的逻辑，但由于101开关跳闸正电源接触不良导致开关未分闸，因此低压侧备自投装置可靠未动作。

整改措施：由于101开关跳闸回路接线松动造成本次自投不成功。该变电站为新投变电站，施工工艺和竣工验收的质量有待加强。

2.5 非常规操作开关导致高压侧备自投未能正确动作

某站高压侧内桥接线、低压侧单母线分段接线。主供的高压侧进线2电源故障，高压侧备自投装置未动作，造成该站失电。

原因分析：现场检查发现进线2开关合保护装置操作箱内合后继电器KKJ位置未变位，自投装置判断开关在手分位置，不满足自投装置充电条件而没有充电，现场确认前次操作采用了非常规的汇控柜就地操作方式。后台或测控屏操作后41 QK的“⑤⑥”或“①②”接点会闭合，KKJ继电器闭合，但直接在就地汇控柜操作不会启动KKJ继电器闭合，无法满足自投装置充电的条件。

整改措施：一是禁止随意在GIS汇控柜内分合开关操作。二是为适合无人值班变电站的现状，对备自投装置进行自适应改造，将自投回路从控制回路中4n110接点改接至4n112接点，确保自投动作分合开关后不需要手工复位41QK操控开关即能满足自投装置的充电条件（见图1）。

3 结 语

随着电网规模的不断扩大，电网供电可靠性的要求进一步提高，备用电源的投入变得更为重要，为确保电网连续供电，应该在定值整定、设备安装、逻辑验证、设备操作等各方面加强管理，从而进一步提高备用电源的投入率。