变电站继电保护及二次回路故障分析

1、变电站继电保护及二次回路故障分析目 录 1 课题来源-42 研究内容-53 研究背景-54项目研究-115研究结论-446成果应用-461 课题来源：近年来，随着电力系统的不断发展，湖北超高压公司所辖500KV变电站已由最初的两座增加到目前十九座，运行维护、日常检修、大型基建和技改项目也随之大幅增加，生产任务繁重，安全形势严峻，从而对继电保护专业人员的技术水平和管理水平提出了更高的要求。如何预防和控制继电保护装置及二次回路故障造成的保护误动及异常停运，提高保护装置投运率和正确动作率，确保电网的安全稳定运行，成为一项日益紧迫的研究课题。据统计，我公司2000至2009年来发生的保护装置误动多达3

2、1次，在系统事故总数中占相当的比例，严重影响了公司安全生产，对电网安全稳定运行构成威胁。为此，我们对2000年至2010年湖北超高压电网继电保护异常行为的所有原始数据进行分类统计，建立继电保护及二次回路故障分析体系，分析保护装置异常或不正确动作的原因，针对保护装置及二次回路发生的故障采取有效措施和手段来预防和控制。定期开展典型事故分析，吸取事故教训，加强人员培训，以增强专业人员处理类似故障的能力和速度。对于提升保护装置及二次回路健康水平，提高保护装置投运率和正确动作率，降低其异常停运的时间，更好的保障电网安全稳定运行，提升电网安全运行经济效益是十分必要和可行的。本课题主要研究500KV超高压变

3、电站继电保护装置及二次回路的异常对继电保护设备产生的影响并提出有较强针对性、可操作性的治理策略。通过收集整理历史事例资料，结合现场故障模拟实验，进行理论研究分析，提出解决方案，并通过继电保护安全治理检验研究成果。本项目的研究成果对变电站设计、施工、日常维护有很好的参考作用，并可纳入继电保护反措实施细则中。2 研究内容：本课题针对2000年至2010年湖北超高压电网继电保护及二次回路异常行为的所有原始数据进行分类统计，建立继电保护及二次回路故障分析体系，分析保护装置异常或不正确动作的原因，针对保护装置及二次回路发生的故障采取有效措施和手段来预防和控制。研究一套适合我公司年检、技改、基建、反措等工

4、作可行的继电保护二次回路。具体应用于湖北超高压公司目前所辖500KV十九座变电站的运行维护、日常检修、技术改造和大型基建，以及继电保护反措等工作。有效实施事故预防和确立逐项控制方案。 3.1、课题研究背景3.1.1 保护装置故障造成的误动随着继电保护及自动化技术的发展，保护装置在近10年内已经实现了微机化、智能化。由于目前微机保护装置的高度集成化，装置内部的可视性大大降低，装置内部出现故障或异常无法提前预知，因此造成的保护异常动作时有发生。 2000年以来，由于保护装置自身缺陷，如硬件损坏、设计原理缺陷等造成的保护装置异常动作事故如下：1)2005年01月18日02点19分，兴隆变500kV#

5、2主变WBZ500H保护因保护装置硬件损坏（A/D插件损坏），导致主变差动保护误动作；2）2005年12月20日03点57分，孝感变500kV#1主变WBZ500保护因装置硬件损坏（A/D插件损坏），导致主变差动保护误动作；3）2008年3月5日6时34分，恩施变#1主变第一、二套SGT756差动保护，因本身设计原理存在缺陷，未能躲过主变充电励磁涌流，在送电过程中误动作；4）2009年10月17日晚，十堰变#1主变第二套保护PST-1200在送电操作过程中, 因本身设计原理存在缺陷，未能躲过主变充电励磁涌流而误动作。3.1.2 二次回路故障造成的保护装置误动二次回路是对电网的运行进行监测、控制

6、、调节、保护，并为运行检修人员提供运行工况和指导信号，通过对一次回路的监察、测量来反映一次设备的工作状态，并对一次系统进行控制。变电站二次回路的健康水平，对于继电保护的正确动作、电网的安全稳定运行都具有十分重要的意义。因二次回路故障造成的保护装置误动，在我公司2000年以来保护异常动作事故中占有很大的比例。3.1.2.1 直流接地造成的保护误动 500KV变电站内，直流系统接地现象时有发生，我公司直流接地导致的保护误动有：1）2004年5月24日19时23分，因玉贤变电站#1主变B相油流指示器接点对地绝缘击穿，引起站内110V直流系统正极接地故障，造成220KV玉马线玉40开关A、B相和汉玉二

7、回玉36开关B、C相无故障跳闸，未重合。2）2007年3月25日16时50分，500kV凤凰山变电站因110V#1直流系统瞬时接地干扰，造成220kV#4远切屏凤关二回发讯机（YTF-500型）误动作出口，220kV关山变远切收讯转切两条110kV线路负荷（约30MW）。3.1.2.2 二次回路电磁干扰造成的保护误动500KV变电站内，电磁场干扰十分严重。2007年11月21日22时37分15秒，运行人员在拉开孝50312刀闸时，斗孝线第二套CSL101A、CSI125A保护动作，孝5032开关三相跳闸。事故原因是操作孝50311刀闸时产生的高频干扰影响到远方跳闸收信回路，斗孝二回线CSI-1

8、25A装置误收信，远方跳闸动作并跳开孝5032开关。这是一起典型的站内操作过程中电磁干扰引起的保护误动。3.1.2.3 二次回路检修维护质量不过关造成的保护不正确动作由于我们日常检修维护工作不到位和不仔细，留下的二次回路隐患也会导致保护的不正确动作。1）2009年02月12日，220kV咸汪线发生A相永久性故障，保护A相瞬时动作，咸27开关A相单跳后，开关本体的三相不一致时间继电器损坏，其延时接点瞬时（29ms）误动作，未等重合闸动作，开关即经三相不一致跳闸回路三相跳开。2）2000年5月24日至25日，武汉地区普降大暴雨，25日17时09分220KV凤塘一回凤42开关B相机构箱汇控柜内受潮，

9、引起手跳出口7#端子与8#（QA+）端子短路，造成凤42开关三相跳闸。3）2001年1月13日08时56分，凤凰山变电站1#主变RADSE差动保护误动作，1#主变三侧开关跳闸。原因是凤236刀闸CT切换位置继电器辅助接点接触不良 ，中压侧电流被中间继电器自封，当负荷接近40万KW时，差流达到整定值，差动保护出口动作跳闸。3.1.3 “三误”造成的保护误动继电保护及自动化装置是保障电力设备安全和防止电力系统长时间大面积停电的最基本、最重要、最有效的技术手段。继电保护装置一旦不能正确动作，往往会扩大事故，酿成严重后果。在对继电保护装置进行日常维护、检修、技术改造中，由于继电保护工作人员操作流程不规

10、范、危险点分析不全面、安全隔离措施不到位等，发生误整定、误碰、误接线的“三误”事故，引起继电保护装置不正确动作，直接影响到电力系统的供电可靠性。3.1.3.1 误整定造成的保护误动继电保护的正确动作必须有两方面的保证：继电保护整定值计算准确及现场继电保护定值整定正确。由于种种主、客观的原因，使得保护整定定值与现场实际不符，因而导致电网中存在安全隐患，甚至引起保护不正确动作。近10年来我们在平时的继电保护定值整定、校核、运行中也发生了几起误整定事故：1）2006 年4月21 日19时，在220kV玉徐一回A 相接地故障同时，凤凰山1主变第一套保护SGT756 中压侧过流一段第一时限误动出口，跳开

11、1主变220kV侧凤23 开关。误动原因为SGT756 中压侧过流一段定值整定错误，应为1.03A，实际为0.21A。2）2006年11月12日晚，在500kV斗孝二回线送电操作过程中，由于斗侧WDK-600型电抗器保护装置的内部整定值（出厂定值）整定错误，导致斗孝二回线斗侧电抗器后备保护的匝间保护误动作。3.1.3.2 二次回路误碰导致保护装置误动继电保护人员在现场工作中因为危险点分析不全面，安全措施执行不到位，重点危险回路没有有效隔离，而误碰二次回路，导致保护装置误动：1）2006年5月13日13时22分14秒，500KV磁1#主变压器第一套差动保护（国电南自PST-1203型保护A柜）动

12、作出口，跳开磁1#主变三侧磁5011开关、磁26开关和磁51开关。事故原因为保护人员误碰导致CT回路两点接地，在母差保护内产生差流。2）2006年07月2日12时，500kV咸宁变电站基建单位工作人员更换所用变压器仪表，引起110V直流接地，导致500KV1、2#母线保护失灵开入动作，500kV#1、#2母线保护WMZ-41B误动，咸5032、咸5033开关、1主变高压侧咸5021开关发生三相跳闸。3）2008年05月26日18时39分，湖北输变电工程公司人员在磁湖变电站三期扩建工程#2主变间隔施工中，由于磁5022开关接入#2母差保护的CT回路未拆除，当在#2主变保护屏进行新电缆对芯工作时，

13、将5022开关CT回路每相对地短接，造成母差保护CT回路产生差流，导致500kV磁#2母线两套母差保护误跳闸。3.1.3.3 二次回路误接线导致保护装置异常动作继电保护人员在现场工作中因为没有及时发现图纸设计错误，或对二次回路的检查不到位，没有采取全面有效的检查手段，未能发现二次回路误接线，导致保护装置误动：1）2006 年4月2日13 时，在葛凤线发生A相瞬时接地故障的同时，500kV凤磁一回在线路无故障情况下，两侧CSL101C 装置纵联零序保护误动出口。原因为凤磁一回（500kV凤凰山变电站侧）保护所接UN 接触不良，引起保护感受电压的相位发生偏移误动。2）2006 年07月09 日16

14、 时38分，500kV凤磁一回线发生故障，由于凤500kV1主变保护公共绕组零序CT 极性设计接反导致区外故障时#1主变两套保护误动。 3)2008年08月14日11时49分，500kV凤磁二回线磁湖变电站侧A相遭雷击故障，凤侧保护单跳重合成功。磁侧5012、5013开关A相跳开180ms后磁5012、5013开关直接三跳，未重合。经检查发现凤磁二回CSL-101保护设计图中的“单跳启动重合闸”、“三跳启动重合闸”回路与保护实际接线不符，导致单相故障时，磁5012、5013开关保护误收保护“三跳启动重合闸”开入，两开关保护沟通三跳出口，未能重合。3.1.4 高频通道故障导致保护装置异常动作或停

15、运由于纵联保护在电网中可实现全线速动，因此它可以保证电力系统并列运行的稳定性和提高输送功率、缩小故障造成的损坏程度、改善与后备保护的配合性能。其中，高频闭锁式保护作为220kV线路的主保护，在全国范围内得到广泛的应用。从而对高频保护装置和高频通道的维护提出了更高的要求。2008年07月01日16时29分，樊城变220kV樊东二回线A相区外（220kV东米线故障）瞬时故障，樊东二回线第二套纵联保护WXH-802误动，分析其误动原因为区外故障时，对侧的闭锁信号发生间断，WXH-802纵联保护收不到对侧的闭锁信号而误动作跳闸。如何有效预防和控制高频装置故障或高频通道问题引起的保护异常动作或停运，提高

16、高频保护正确动作率和投运率是需要我们认真研究的课题。3.2总体方案3.2.1 收集我公司历年来因继电保护及二次回路故障引起保护误动作原始资料，组织专业技术人员进行理论分析，在现场和实验室模拟故障情况，验证误动的原因。3.2.2 从理论上对继电保护及二次回路故障引起保护误动的原因进行全面分析，结合实验数据得出各种经验曲线。3.2.3 根据理论研究结果，结合现场实际情况，提出解决方案和实施措施。3.2.4 结合生产实际推广、验证研究成果。4.项目研究 本项目根据其特点又大致分为三部分：即继电保护装置故障、二次回路故障和保护人员“三误”问题。4.1.继电保护装置故障的问题4.1.1继电保护装置故障引

17、起保护误动原因分析与防范对于设备自身缺陷所造成的保护异常动作，由于其不可预见性，使得预防工作不容易开展，这种情况下，有效的手段是加强监控及事故发生后的快速响应处理，做好常用插件的备品备件准备工作。同时，对于原理存在缺陷的保护，我们及时与厂家联系，要求其迅速提出解决方案，并全面清理同型号同版本的保护，结合年检安排停电计划，及时升级有问题的软件版本，消除误动隐患。另一方面有关部门应要求厂家加强对元器件的筛选和整机通电实验，完善出厂前的各种调试和检查手段，且在选择元器件过程中，不能只为了压低产品成本，而降低元器件档次，更不能以次充好，才能保证装置的稳定可靠。4.2 二次回路故障问题4.2.1 直流接

18、地引起保护误动原因分析与防范变电站直流系统等效电路图如下：+KM、-KM表示母线电压，R1、R2、R组成电桥。一般情况下，R1、R2电阻大小相等，阻值大于30K，在40K300K之间，C+、C-为直流系统对地分布电容。 当直流系统发生一点接地的情况下，继电器可能会误动。如下图所视：当A点发生直流接地时，KM继电器会流过电流。图2一点接地造成继电器误动示意图站用直流系统对地电容分析，当直流系统对地电容增大到一定数值时，直流负母线对地电压高于继电器动作电压时，直流系统的一点接地就有可能致使继电器误动。如图2所示：继电器误动当在A点接地时，C对继电器充电，C对继电器放电（等效为C与C并联对继电器放电

19、）。这时继电器内部就有电流流过，当电容器上的电压大于继电器动作电压时继电器就有可能误动。继电保护出口继电器的一端按惯例都接在直流电源负极这一侧，因此直流系统的负对地电压和负对地电容C-的大小决定在一点接地时是否有可能造成出口继电器误动。继电器动作电压一般规定大于50工作电压为最低动作值，当直流系统负对地电压为50时或小于50，可以保证不管对地电容多大均不会在一点接地时电容器的充放电使得继电器误动，但实际运行中的对地电压不仅仅取决于在线绝缘继电器（监视仪）内部采样电阻的分压，在线绝缘监视仪采样电桥正负对地电阻阻值一致时，实际的运行中经常发生外部绝缘下降到可与采样电阻值并联值，负对地电压值V-取决

20、于外部绝缘状况。如正对地电阻值R+小于负对地电阻值R-，使负对地电压大于50是经常发生的事，当对地电压和对地电阻这两个条件都可以使出口继电器产生寄生电流，满足继电器另一端一点接地还是会造成继电器误动。图3显示负对地电压、对地电容、继电器动作电压和继电器动作时间的关系：图3继电器（1000）动作时间、电压与负对地电压、电容关系图3中有三个不同动作时间分别为10mS、20mS、30mS三种的继电器，以及两个不同动作电压分别为50V和60V的继电器，使对应于二个不同容量对地电容30uF和50uF的电容对电阻放电形成的四条放电曲线，从图3中可见，动作时间大于30mS的继电器在60V电压下是不会发生动作

21、的，也就是说在一点接地时对地电容放电曲线下可以看出动作电压60V、动作时间30mS的继电器在30uF或50uF及直流电压50V或60V的冲击下是不会动作的，但动作时间快（小于60mS）的继电器和动作电压低（小于60V）的继电器就完全有可能落在电容器放电曲线内而产生动作，如动作电压50V、动作时间10mS的继电器在60V电压放电情况下100动作。所以当继电器动作时间快、动作电压低、继电器内阻大，负对地电压较高时一点接地会造成误动。如增大所有出口继电器的动作电流，也就是提高了动作电压和动作时间。最好的方法还是对直流系统的对地电容值进行准确的测量，比单一增加出口继电器动作电流值更有意义。由上分析可以

22、得出以下结论：当站用直流对地分布电容较大，继电器动作电压不高，继电器时间过短的情况下，可能会引起保护误动。针对以上分析，可采取以下措施：1） 提高继电器的工作电压。当出口继电器的动作电压大于55%的Ue时,直流系统对地绝缘良好情况下发生一点接地，继电器不会误动作。2） 提高继电器的动作功率。继电器动作功率越大，其阻值越小，抗电容充放电能力越强。3） 适当延长保护动作时间。4） 降低站用直流系统对地分布电容。更换老旧电缆、保护下放等都可以减小直流系统对地分布电容。我公司斗笠、孝感两站一期工程保护小室外设有直流滤波电容（每个100uF），对站用直流系统对地分布电容影响较大，在经过充分论证的基础上，

23、建议取消。5） 提高站用直流对地绝缘水平。若图2中直流正极对地绝缘下降，图3中起始电压较高，继电器误动的可能性更大。6） 建议新建变电站投运前，测量站用直流分布电容参数，针对分布电容大小制定相应防范措施。7) 对站用直流系统对地分布电容较大的变电站，慎用直流系统绝缘检测仪。站用直流对地分布电容较大时，直流系统绝缘检测仪低频量输入量选择不当可能引起保护误动。4.2.2 二次回路电磁干扰引起保护误动原因分析与防范对于远切、远跳，变压器电抗器非电量保护这些关键回路来说其动作出口的核心部分是中间继电器，如果在这个环节上出现了干扰问题，将导致严重后果。以2007年11月21日斗孝线第二套CSL101A、

24、CSI125A保护动作，孝5032开关三相跳闸的事故为例，我们分析得出以下结论：操作孝50311刀闸时产生的高频干扰影响到远方跳闸收信回路，斗孝二回线CSI-125A装置误收信，远方跳闸动作并跳开孝5032开关。我们将目标锁定在光隔元件。为了彻底查明该原因，针对该回路的光隔装置，我们进行了以下试验：试验电压动作电流返回电流52V1.05mA0.88mA58.5V0.93mA0.78mA60V0.91mA0.72mA60.5V0.84mA0.68mA从以上的试验中，得到的结论为，光隔元件动作功率约为5mW。容易受到干扰而动作于跳闸。 我们还做了在光隔回路直流正电源和负电源处分别接地的实验，观察这

25、两种接地情况对光隔动作的影响。正常回路中没有接地现象时，监测到A点的电位为+57V，C点的电位为-54V，B点的电位为-54V。当在直流电源负极发生接地时，A点的电位由+57V升高到+110V，C点的电位从-54V升高到“地电位”0V。B点的电位由-54V慢慢衰减到0V，在B点电位衰减的过程中，B点电位始终低于C点电位，光隔无法“正向导通”。当在直流电源正极处发生接地时，监测到A点的电位从+57V降为0V, C点的电位由-54V降低到-110V。B点的电位从-54V慢慢降到-110V，在B点电位降低的过程中，B点电位始终要高于C点电位，光隔 “正向导通”。现场可以观察到光隔的发光二极管由亮变暗

26、，保护装置有“远跳收信”开入。这一实验说明了如果在直流电源的正极处发生接地故障，有可能会导致保护回路中的光隔错误动作。针对以上实验和分析，可采取以下措施：重要开入开出回路取消使用的“光耦”，改用启动功率大于5W的大功率慢速继电器。4.2.3 二次回路检修维护质量不过关引起保护误动原因分析与防范在我们的日常年检工作中，因为专业分工不明确，工作不仔细，导致检修项目不全，特别是一些与二次回路相关但又不属于保护装置的中间继电器、时间继电器等，容易漏检，继电器损坏不能及时发现，也会导致保护不正确动作。以咸宁变220KV咸汪线为例，事故发生后，保护专业人员立即赴现场对保护二次回路及开关动作情况进行了全面检

27、查和详细分析。发现咸汪线保护二次回路接线正确，保护定值整定无误。且咸汪线第一、二套线路保护、开关保护动作正确。在监控系统咸汪线跳闸事件记录SOE中发现如下异常报文：13：26：45：059 咸汪线27断路器A相合位 返回13：26：45：088 咸汪线27断路器非全相 动作检查开关本体三相不一致回路发现 ，只有在开关本体内三相不一致时间继电器KT4或中间继电器K5动作时才会发“咸汪线27断路器非全相动作”信号。如图所示：图中KT4为三相不一致动作时间继电器，在开关位置三相不一致时KT4励磁，其延时接点打动K5中间继电器。K5继电器的一个接点发“咸汪线27断路器非全相动作”信号，另一个接点打动三

28、相跳闸回路。咸宁变220KV线路根据设计使用开关本体的三相不一致保护，而开关保护内的三相不一致保护为退出状态。因实际运行中220KV线路三相不一致保护并未投运，因此将开关本体内三相不一致延时继电器整定为最大值3min。初步分析认为，事故可能是由于开关机构箱内三相不一致KT4时间继电器未经整定时间（3min）动作，误将咸B、C相跳开。在作好安全措施后，取下KT4时间继电器（型号为JS3-TD-A/G沈阳东牧电器制造有限公司），对其4个时间整定档位进行10次加压试验发现，有6次接点动作时间为25-30ms，有4次接点动作时间在整定正常范围内。 由现场试验可以准确判断：在线路单相故障跳闸时，三相不一

29、致时间继电器动作，其延时接点29ms误动作，未等重合闸动作，开关即经三相不一致跳闸回路三相跳开。 进一步分析认为：在我们的日常年检工作中，因为不同专业之间交界面分工不明确，工作不仔细，没有按期对开关本体三相不一致继电器进行校验和检查，继电器损坏未能及时发现，是导致这次保护不正确动作的根本原因。针对以上分析和实验，采取了以下整改措施：在一、二次设备年检时，明确开关本体三相不一致继电器的校验工作由继自室完成，继电器的校验工作随保护年检进行，从根源上确保分工明确，校验工作没有死区。同样因我们日常维护工作不到位导致的保护不正确动作还有：凤塘一回凤42开关B相机构箱汇控柜内防潮除湿设备故障而受潮，引起手

30、跳出口7#端子与8#（QA+）端子短路，导致凤42开关三相跳闸。2001年1月13日，凤凰山变电站凤236刀闸CT切换位置继电器辅助接点接触不良 ，中压侧电流被中间继电器自封，在凤500KV1#主变RADSE差动保护中产生差流，1#主变保护误动跳开三侧开关。可见从事继电保护工作需要细心，在日常的运行及维护工作中，细节决定成败。一些微小的疏漏，也可能带来严重的后果。针对上述问题，采取以下防范措施：1）结合事故教训，完善继电保护校验工序卡上的检验项目。将关键回路的中间继电器、时间继电器的检查，以及除湿加热设备的检查也列入保护年检必查项目。2）规范现场作业流程，规定保护人员在进行校验工作时每完成一个

31、检验项目必须在工序卡上签字，做到谁签字谁负责。工作完毕，工序卡与工作票一起存档。保证现场工作中工序卡执行到位，杜绝保护年检时的缺项漏项行为。3）对于不同专业之间接口部分的设备，容易造成“三不管”现象，导致漏检或不检。经向上级部门反映，由上级部门协调，明确了接口部分的专业分工，做到设备维护无死区，保护无缺项漏项。4.2.4 高频保护的问题高频保护由于其能在被保护的线路发生故障时全线速动，而得到广泛应用。高频保护的原理就是利用高频信号沿被保护线路传输，告之对侧的判断结果，再结合两侧的判断，最终决定是否跳闸出口。但高频保护中间环节较多，由于通道、保护装置等多种因素造成的高频保护误动和拒动现象时有发生

32、。因此认真分析高频保护误动或拒动的原因，采取针对性的防范措施对保证高频保护正确动作具有十分重要的意义。2008年07月01日，樊城变220kV樊东二回线A相区外故障，第二套高频保护WXH-802因收不到对侧的闭锁信号而误动，就是典型的一例。下面结合我公司近年来发生的几个高频保护的典型案例，进行分析和研究。4.2.4.1 高频通道的问题2009年8月27日，木兰变报“木环一回线RCS-902A保护LFX-912收发信机测试，发现启信时收、发信信号灯同时亮，裕度灯不亮”严重缺陷。经现场检查，发现本侧通道测试无法起信，而对侧通道测试可以正常进行。1、将LFX-912收发信机置“本机-负载”进行单机检

33、查，本机发32dB，通道试验面板显示正常。 2、将LFX-912收发信机置“本机-通道”，检查情况如下：序号测试点发信收信1收发信机出口处24db5db2结合滤波器二次侧33.5 db5 db 3结合滤波器一次侧C1的下端40 .7db14 db 4结合滤波器一次侧C1的上端20 .4db14 db 5结合滤波器一次侧C1的上端(短接C1上下两端)39db14 b1）因1、2测量点存在9.5 db的差异，将C相结合滤波器二次侧高频电缆下掉，测得收发信机出口处与结合滤波器二次侧高频电缆上的发信电平均为32 db。高频电缆及其屏蔽层接地良好，结合滤波器内二次端子接线牢固，回路绝缘正常，排除本机至结

34、合滤波器的高频电缆故障的问题。 2）从3、4点的测量结果发现C1两端电平不相等，于是将C1的两端用试验线短接，测得C1上端发39 db。C1上下两端发信值差20 db，将C1电容进行更换。更换后通道上的发信电平还是过低。3）将220kV木环一回线C相结合滤波器整体更换，更换后，通道并未恢复正常。更换后的测量数据如下：序号测试点发信收信1收发信机出口处24db6db2结合滤波器二次侧33.8 db6 db 3结合滤波器一次侧C1的下端40 .7db15.6 db 4结合滤波器一次侧C1的上端20 .4db16.4db 5结合滤波器一次侧C1的上端(短接C1上下两端)20.4db15 .7b4）将

35、结合滤波器二次高频电缆解开，在高频电缆芯线与地线间加75欧姆电阻，测试如下：序号测试点发信1收发信机出口处30.1db2结合滤波器二次侧 29.5db说明收发信机内阻与通道阻抗75欧基本匹配。5）在通道上串5欧电阻，测量通道输入阻抗约为22欧。通道阻抗明显偏低，在通道上分别串接25欧姆和50欧姆电阻，进行通道测量，数据如下：序号测试点发信收信串25欧 电阻收发信机出口处22.49db69db结合滤波器二次侧 31.5db5.1db串50欧 电阻收发信机出口处29.03db 3.9db结合滤波器二次侧29.3db 5.3db由以上数据可以看出，串50欧姆电阻后，通道输入阻抗与收发信机内阻基本匹配

36、。6）将C相结合滤波器一次侧解开，串接400欧电阻，模拟一次通道阻抗，此时测得滤波器二次侧发信电平为29.88db，一次侧发信电平为36 db。7）对侧通道测试的数据如下：序号测试点发信收信1收发信机出口处32db 8db2结合滤波器一次侧37db13db由以上数据判断，本侧通道输入阻抗变化较大，C相结合滤波器一次侧发信过低，而对侧发信基本正常，初步判断故障点应该在本侧结合滤波器一次侧出口至线路之间。8）220kV木环一回线停电，经过保护人员仔细检查，发现耦合电容器至结合滤波器一次侧之间的连接线没有绝缘护套，为裸露的铜线，在耦合电容器接线盒入口处发生搭壳接地，即本侧高频通道在结合滤波器一次侧发

37、生接地短路，导致通道异常。处理措施：保护人员立即将该裸露的铜线更换为带绝缘护套的导线，接入时注意导线走向，远离耦合电容器外壳。该连接线更换完毕后，再次测试通道，恢复正常。暴露的问题：耦合电容器和结合滤波器一次侧使用不带绝缘护套的导线连接，不符合有关规定。施工不规范，该连接线在穿入耦合电容器接线盒入口处时，没有任何绝缘措施，导致接地短路。防范措施：清查公司所属所有高频保护通道，检查耦合电容器和结合滤波器一次侧连接线，发现类似问题，结合停电及时处理，消除潜在的隐患。4.2.4.2 高频装置的问题2007年7月23日，樊城变樊东一回SF-960收发信机出现故障，通道交换时不能远方启动对侧收发信机，对

38、侧通道交换却可以启动本侧发信。樊侧按下“通道试验”按钮后，对侧有时交换信号，有时不交换信号。1. 检查樊侧收发信机接线，发现本侧接线正确，无松动，短路及开路现象。检查本侧高频通道接线至结合滤波器所有接线都正确。2. 本侧SF-960收发信机置“本机负载”位置，进行自发自收试验，数据为33.1dB，正常。判定本侧SF-960收发信机发信回路正常。3. 将收发信机置“本机通道”位置，按下“接口插件”上的“启动发信”按钮，此时本侧发信10秒，逐级检查高频通道上的信号，收发信机出口处为32dB，结合滤波器二次侧为31.5dB，均属于正常范围，对侧结合滤波器二次侧数据也正常，说明本侧已将高频信号发送至对

39、侧，基本排除了高频通道的问题。4. 联系对侧，检查两侧收发信机内部跳线，两侧接口插件中“远方启信”功能都投入，即JP21,JP24跳线都处断开位置。5. 因为对侧远方启信功能不能实现，故检查本侧“通道试验”按钮，按下此按钮时，本侧收发信机发出200mS的高频信号，观察面板，发现本侧200mS脉冲发出时，有明显的电位指示，说明本侧发信回路正常。6. 赶往对侧东津变检查对方SF-960收发信机装置。对侧接口插件检查完好，现在我们将目光放在对侧“高频收发”插件上，怀疑对侧收发信机收到信号后不能启动发信，可能是插件内部收信电位没有翻转。7. 取下东津变樊东一回SF-960收发信机中的“高频收发“插件，

40、观察电路板情况，发现其中R44,R45电阻附近有发热烧损现象 8. 由厂家人员更换“高频收发“插件中R44,R45电阻：R44更换为贴片电阻560欧，R45更换为贴片电阻300欧 更换后上电试验，两侧交换信号正常：樊城变侧收20.6dB，发33.9dB，通道恢复正常。观察30分钟，再经过20次以上的通道交换试验均正常。9故障原因分析：SF-960高频收发插件部分电路如下： 检查发现：樊城变樊东一回SF-960收发信机，系2003年出厂，设计上并无R44和R45电阻，可以正常工作。而东津变樊东一回SF-960收发信机，系2004年出厂，设计上有R44和R45电阻，但是分别为56欧和30欧，功率小

41、，通道上高频信号经处理后由他们分压，提供给数字处理插件，功率小的电阻长期工作后发热造成信号不稳定，无法判断收信。更换后阻值分别增加到原来的10倍，电阻工作稳定，即可投入运行。10采取措施：我们针对对侧东津变收发信机存在的问题，检查了我公司所辖所有SF-960收发信机。对于2004年出厂的并且高频收发插件中R44R45电阻不符合要求（应该为560欧和300欧）联合厂家进行更换。及时消除装置隐患，避免误动的可能。4.2.4.3 通道干扰的问题高频通道涉及两个厂（变电站）之间的设备，由于其要抵御变电站内外的各种电磁干扰，要经受自然界的风、霜、雨、雷，雪、电考验，高频通道上各种加工设备和收发信机元件的

42、老化和故障都会引起衰耗增加，高频通道上任何一个环节出现问题，都会影响高频保护的正常运行。从2008年下半年开始，远双线第二套高频保护LFP-902出现了通道长期收信且不能复归的现象，造成保护被迫停运。经保护人员检查，其阻波器，结合滤波器工作正常，线路上也工作正常。我们对其高频通道上的信号进行检查的时候发现，有一同频的电气干扰量，大小约为1dB,为了方便的说明这个干扰量，我们根据所测量的数据，画出下列频谱图。图8 远双线高频通道干扰量图（制图：余海）如图8所示，电气干扰量大于灵敏启动电平，造成远双线高频保护误发信。我们在检查中发现，电气干扰量是随天气情况变化的。天气条件不好时，干扰电平增加不少，

43、导线附冰时，干扰电平增加3-4dB,下雨天降水量为3-4mm/h时，干扰增加10dB，在正常分布干扰的近峰电平值（-8.7dBm）基础上加上此值，降雨量更大时，干扰量还略有增加，若有暴风雨时，干扰增加很多，而在雷暴雨时，出现跳跃式的干扰。在我们湖北省，220kV输电线路的架空地线并非全线接地，除两侧接地外，每隔20km才有一个接地点，其余杆塔上均进间隙接地放电间隙图11放电间隙正面图（制图：余海）间隙调整值与电气干扰量的关系见下表间隙调整值电气干扰量间隙按最小允许值调整时大于10dBm间隙按最大允许值调整时小于5dBm间隙调整在两者之间时随机值，视间隙大小而定，通常大于4dBm原因分析：在我国

44、，高频收发信机分为2种制式，即ON/OFF方式（键控调幅方式）和FSK（即键控调频方式）。远双线第二套保护为LFP-902A型，收发信机SF600型（65kHZ），C-地通道。SF600是ON/OFF方式（即键控调幅方式），湖北省内高频闭锁式通道一般采取都是ON/OFF方式。该工作方式下，在通道上的电气干扰使它无法正常工作。如下图图13 QC活动前收发信机工作方式示意图（制图人：余海）如果我们改变其工作方式，将收信判据改为收对侧跳频且不收对侧导频，则可以完美解决电气干扰问题，如下图：图14 QC活动后收发信机工作方式示意图（制图：余海）采取措施：通过厂家咨询，我们确定采用FSK（即键控调频方式

45、）的收发信机SF-961B。设远安变为高频端，双河变为低频端，频率分配如下图所示：图15 远双线频率分配示意图（制图：余海）改造工作于2009年3月24日完成，新更换的收发信机如图16所示。图16 运行中SF-961B高频收发信机4天后该高频通道加用。4月11日，天气情况中雨，我们在线检查高频通道，该电气干扰量仍然存在，但收发信机工作正常，直至发稿之日起，该通道交换实验进行了约300多次，均正常。2009年11月13日，双河变电站出现恶劣的中雪天气，远双线高频保护经受住了考验，正确动作。这是湖北省内第一例在220kV线路高频闭锁式通道中采用的FSK工作方式，通过更换收发信，提高了高频保护的投运

46、率，确保了远双线高频保护的正常运行，增强了系统运行可靠性。 4.3保护人员“三误”问题的原因分析及防范措施4.3.1 误整定原因分析及防范措施定值是保护的灵魂，定值执行错误即“误整定”。发生定值误整定，其他正确无误的工作都将枉费，因此要严格定值执行的流程和责任。它需要设计、施工、计算、检修等方面的继保人员共同努力才能做好，任一环节出现差错都会导致继电保护的误动或拒动。以斗笠变2006年11月发生的一次误整定事故为例： 2006年11月12日晚，在500kV斗孝II回线送电过程中，斗笠侧WDK-600型电抗器后备保护匝间保护动作，并启动远方跳闸装置，孝侧远方跳闸装置收到远跳令后将孝5031开关三

47、相跳开。跳闸发生后，两站专业人员经过认真的讨论和分析并与保护厂家及时沟通后，认定由于电抗器保护装置内部整定值（出厂定值）整定错误，导致电抗器保护的匝间保护误动。匝间保护在电抗器后备保护装置内，装置设置了内部控制字，其D8位为KTB，当置1时，装置在进入启动状态后，判别电抗器是否为空投状态，如是空投状态，则匝间保护的零序监控电流按反时限特性曲线判别，以便躲过电抗器空投过程中因三相合闸角不一致以及三相开关合闸时间不一致引起的不平衡零序电流；如内部控制字的D8为KTB置0，装置在进入启动状态后，不判别电抗器是否为空投状态，匝间保护的零序监控电流按整定值处理，此模式为方便试验使用。匝间保护动作后，检查

48、斗孝二回电抗器后备保护装置的内部整定值为0000，故装置的匝间保护的零序监控电流按整定值0.15安培处理，从动作报告上看，电抗器空投过程的不平衡电流达到了0.16安培，满足了匝间保护的零序监控电流，而电抗器高端零序电压很小，零序阻抗也满足了匝间保护动作特性要求，故电抗器匝间保护动作。为了杜绝再次发生类似事件，保证保护的可靠性，采取了以下防范措施：1结合设备停电对我公司运行的所有保护的内部定值进行一次全面清理和核对。要求专业人员结合保护说明书进行核对，若说明书未作说明的，联系厂家进行核实，必要时要求厂家专业人员到达现场核对。对无内部定值或内部定值无法整定的要做好记录。经核对后的内部定值打印后由专

49、业人员及厂家签名存档。2保护装置校验完毕后，专业人员除应核对装置外部定值（各级调度所下定值）外，还需核对装置内部定值，确保无误。3对于新投运或更换了版本的保护，应特别注意核对保护装置的内部定值。4要求保护生产厂家对装置内部定值的管理规范化，内部定值的整定必须设专用密码（只由厂家人员知晓）或无法整定，并保证装置出厂时内部定值正确无误，以满足运行要求。我们对近10年来我公司发生的几起误整定事故进行了总结，并对其原因进行了分析， 针对存在的问题，采取以下防范措施：1）保护人员应按定值单正确地录入定值，绝不允许任意更改定值。完善定值检查、审核和执行反馈制度。定值录入完毕后，将执行后的定值打印，工作负责

50、人先与定值执行人核对后再与运行人员核对，定值执行人员和运行人员都履行签字确认手续后存档。2）加强定值计算人员与保护整定人员的相互沟通，保护整定人员应对定值单的内容有一定了解，发现问题及时反映；3）设计、基建、技改主管部门应及时、准确地向保护计算、整定人员提供有关计算参数、图纸、技术协议等，以保证保护定值能够及早下发到现场整定人员手中，留下充足的现场整定及校验定值的时间；4）整定人员下达定值时，应对照实际定值内容，全面清晰地下达定值，尽量避免因定值内容描述不清导致现场整定定值时发生歧义；5）在更改220kV线路保护定值时，必须相应更改旁路保护的定值；在新上线路间隔或CT变比更改时，必须对相应公用

51、设备（如：母差、失灵、录波、监控、远动、仪表）的定值进行修改；6）对我公司所辖220kV线路的定值实行分区管理，统一划定4个整定区，0区为送电区、1区为正常运行区、2区位接地距离时位改0.5S、3区为接地、相间距离时位改0.5S；加强对运行人员在各种运行方式下保护定值使用的知识培训。7）每年春秋两季安全大检查中，运行单位必须进行保护定值和保护软件版本的复核工作。内容包括：核对现行定值通知单为最新通知单、现场整定定值与定值通知单一致、保护软件版本号符合要求。复核完毕后将签字的定值打印单存档备查。4.3.2 误碰、误接线原因分析及防范措施继电保护装置正确动作率的高低，除了装置质量、二次回路健康水平

52、因素以外，很大程度上取决于设计、安装、调试和运行维护人员的技术水平和敬业精神。据统计，近几年来我国220KV以上系统继电保护装置的不正确动作中，由于各种人为因素造成的约占50%。现分析我公司几例由误碰、误接线导致的保护误动事故，探究其原因及有效的防范措施。4.3.2.1 误碰导致CT回路两点接地2006年5月13日13时22分14秒，500KV磁1#主变压器第一套差动保护（国电南自PST-1203型保护A柜）动作出口，跳开磁1#主变三侧磁5011开关、磁26开关和磁51开关。第二套差动保护（PST-1203型保护B柜）未动作。跳闸前，高试班正在做磁5012CT-C相主绝缘预试工作。从差动保护故

53、障跳闸报告和内部故障录波分析，磁5012C相有明显异常电流，电流持续8个周波左右，约160ms时间。100ms前电流幅值已超过保护起动值，没有达到差动电流定值，之后电流幅值增大超过了差动保护电流定值I=0.1A，最大达到0.27A（有效值）。保护16ms启动，136ms保护动作出口。检查发现除磁5012CT第8绕组有异常电流外，另外7个绕组所接二次设备均没有起动，证明其他绕组均无电流（包括故障录波也没有电流起动）。 保护厂家技术人员到现场后首先对保护动作数据进行了调取和分析，发现双A/D变换、双CPU录取的两组故障电流波形完全一致，排除了装置本身出现问题的可能性；通过专用分析软件对所录波形的进

54、一步分析，发现8个电流波全部为50HZ，否认了由高压设备试验引起的可能（高压试验设备加入是45HZ和55HZ两个频率的10kV高压），只是前5个波形电流幅值较小，波形部分畸变；而后2个波形为标准的正弦波，电流幅值较大，超过了差动电流定值，同时满足了差动保护要求波形对称的原理。另外还发现此电流波形随着主变的跳闸同时消失，证明与主变负荷电流密切相关。现场专家经多方论证，得出以下结论：在5012CT电容试验完毕的拆线过程中，接至CT末屏的试验线（或恢复末屏接地线时）误碰正下方的第8个二次绕组端子（15、16），引起此CT回路两点接地；在接地的瞬间，由于同方向运行的主变高压侧一次负荷电流达430A，二

55、次绕组的电缆走向与高压侧导线平行约30米左右，在强大的电磁场作用下，会在此回路上产生一个感应电势，加上此回路的电阻较小（约45欧），只需感应一个12V的正弦波电压，就可能产生这么大的电流使之动作。2008年05月26日18时39分，湖北输变电工程公司人员在磁湖变电站三期扩建工程#2主变间隔施工中，由于磁5022开关接入#2母差保护的CT回路未拆除，当在#2主变保护屏进行新电缆对芯工作时，将5022开关CT回路每相对地短接，造成母差保护CT回路产生差流，导致500kV磁#2母线两套母差保护误跳闸。根据反措要求，CT回路应有一点且只有一点接地。一点接地是为了人身和设备的安全，也是为了保护装置的正确

56、动作。根据上述案例分析，可得出以下结论：对于500KV线路，线路一停电时，其边开关有两个CT绕组接入了母差保护，中开关有两个CT绕组接入了运行的线路二的保护装置，即使边开关和中开关都停电，但其CT二次回路与运行设备仍然紧密相连；对于220KV线路，停电时，其CT回路仍有两个绕组接入了220KV母差保护，在这些回路上的工作，在没有做好安全隔离措施前，都应视为运行设备。根据以上分析，采取了以下措施：1）加强对高压试验及保护人员的技术学习和培训，增强工作中的安全风险意识，尤其要提高对停电中的CT二次绕组仍在运行的认识。并在工作票和作业指导书中明确防范措施，规范作业行为。2）在CT接线盒外新增末屏接地点，将末屏接地线引至新增接地点可靠接地。高压试验人员工作时可以不开CT接线盒，直接断开盒外接地线