总调直调厂站运行培训继保专业详解 PPT课件

1、总调直调厂站运行培训 继保专业,继保处 章激扬 2010年3月,1,主要内容,二,继电保护通道标识及规范,三,典型案例,四,直调厂站评价,一,继电保护运行规定,2,继电保护运行规定,第一部分,3,1、基本规定,2、保护运行规定,4,1、基本规定,1.1 任何带电的设备，不允许处于无保护状态下运行。 1.2 一次设备停电后不允许在继电保护装置及二次回路上自行工作，如有需要，必须请示调度批准。 1.3 设备运行维护单位必须及时编制、修编继电保护现场运行规程，现场值班人员必须严格按现场运行规程进行具体操作。,5,1、基本规定,1.4 定值管理。（流程图） 调度许可：定值调整必须征得相应调度机构的当值

2、调度员许可。未经当值调度员许可，任何人不得擅自更改继电保护定值。 签字确认：继电保护定值执行完毕后，各运行维护单位认可有定值核对资格的继电保护人员，负责与继电保护装置打印定值进行校对。 存档：各运行维护单位应建立定值管理制度，厂站运行值班室应保存一份正式的继电保护装置定值单。,6,1、基本规定,1.5缺陷处理 运行巡视：各运行维护单位应在日常巡视中加强监视 ，发现保护装置和二次回路的缺陷后，应及时进行处理并详细记录，经审核后按规定上报。 及时消缺：各类缺陷，必须在规定时间内消缺完毕。,7,1、基本规定,1.5缺陷处理 一类缺陷：系指继电保护装置及其二次回路存在的缺陷已经导致保护的不正确动作。

3、二类缺陷：系指保护装置发生异常状态，可能导致不正确动作，严重威胁电网安全运行，必须立即着手处理的缺陷。 三类缺陷：系指保护装置处于异常运行状态，对安全运行有一定的威胁，但尚能坚持运行一段时间的缺陷。,8,1、基本规定,1.6 异常及事故处理（报表格式） 快速反应：运行中保护装置的异常、告警或跳闸，厂站 运行值班员、保护人员应做到快速反应、快速处理。 及时汇报：立即将相关保护动作信号及有关情况向相应调度机构的当值调度员汇报，同时通知本单位继电保护人员处理。 资料收集：保护装置动作报文、故障录波文件应在动作后的2小时内，传真至相应调度机构的继电保护部门；保护跳闸报表于48小时内上报。,9,2、保护

4、运行规定,2.1 线路保护,线路纵联保护两侧装置必须同时投入或退出。 线路纵联保护一侧异常，应将该线两侧纵联保护退出，后备保护应尽量正常投入。 纵联保护某一通道及相关设备故障或有检修工作时，应退出该纵联保护通道 。 500kV线路纵联保护全部退出运行，线路应停运。,10,2、保护运行规定,2.1 线路保护,线路纵联保护在投运状态下，除检测通道外，禁止在线路纵联保护运行通道上或保护回路上进行任何工作。 正常运行时，严禁做远跳试验。,11,2、保护运行规定,2.2 断路器保护,正常运行，应退出充电保护。 3/2接线的线路重合闸，正常情况下边断路器先合，中断路器后合。边断路器停运时，属并列双回线路或

5、同一电压等级环网线路的中断路器可以不改为先合；属同一电压等级单回联络线的中断路器应改为先合。 通常不需要进行重合闸的切换，但特殊情况下仍然要进行切换。由于接线特殊，为防止后加速保护误动，部分厂站采用边开关与中开关同时重合的方式，须注意。,12,2、保护运行规定,2.2 断路器保护,断路器检修时，应断开此元件对应的失灵保护启动出口回路。 断路器保护因更改定值退出运行，超过1小时以上时该断路器应停运。,13,2、保护运行规定,2.3 辅助保护,过电压及远跳保护单通道故障，应通过切换把手退出故障通道 。,14,2、保护运行规定,2.4 母线保护,3/2接线的母线，当母线上的母差保护全停时，该母线必须

6、停运。 220kV双母线接线方式，母差保护全部退出时，不允许对该母线进行倒闸操作；经方式计算母差停运对系统稳定没有影响的，6小时以内可不改对侧后备保护定值。,15,2、保护运行规定,2.5 主变保护,变压器本体的重瓦斯保护和差动保护不允许同时停用。 变压器单套保护动作跳闸时，现场应按有关规程规定进行检查，判明为非变压器内部故障、保护误动时，该误动保护退出后，允许试送一次。,16,2、保护运行规定,2.6 高抗保护,当高抗本体因故需进行检查处理而停运时，应将高抗本体保护跳本侧及起动远跳压板退出。 高抗保护动作跳闸时，在未查明原因并消除故障以前，不允许强送电。 500kV线路保护与高抗保护同时动作

7、跳闸时，应按高抗事故进行处理。 高抗、变压器本体的重瓦斯保护和差动保护不允许同时停用。,17,继电保护通道标识及规范,第二部分,18,1、通道命名有关各单位职责,2、线路保护命名原则,3、线路保护通道命名原则,4、通道投退方法,5、通道命名重要性,19,1、通道命名有关单位职责,单位及职责分工,设计单位：线路保护及其通道初步命名。,运维及施工单位：线路保护及其通道命名、连接关系校对、通道调试、通道标识。,继保处：启动保护配置图及通道联系图流程，确认保护及通道命名。,通信处：组织通道开通。,20,2、线路保护命名原则,主保护：利用通道构成全线速动的保护。,后备保护：不上通道的保护。如距离、零序保

8、护,21,2、线路保护命名原则,主保护命名原则：同一站内，根据所使用CT涵盖的保护范围大小依次编号。,过压及远跳保护：根据与主保护的关系而定。辅A、辅B。,后备保护：随主保护屏位而定。,22,3、线路保护通道命名原则,保护通道命名原则：线路名称保护名称通道名称。,双通道保护：通道一、通道二。,单通道保护：通道。,23,3、线路保护通道命名原则,双通道命名原则 双载波：载波频率低的为通道一。 光纤载波：光纤为通道一。 双光纤：本线及相邻线，本线为通道一。 专用纤芯及2M通道，专用纤芯为通道一 直达及迂回通道，直达为通道一。 迂回通道，短路径为通道一。,24,4 通道投退方法,图例,25,5、通道

9、命名重要性,梳理保护装置整个通道的连接情况，掌握所有的环节。 提高通道投退的准确性。保护装置通道的投退方式及压板名称不规范，全部以通道一、通道二命名，便于运行操作。 明确保护与通信专业管理界面。,26,典型案例,第三部分,27,1、运行概况,2005年2009年南方电网 220kV以上系统运行值班人员不正确动作原因分析,28,2、事故案例,2007年7月11日17时46分，直调500kV天换线发生A相瞬时性接地故障，线路跳闸，重合成功。同时500kV滇罗II线、滇罗I线先后跳闸，造成滇东电厂500kV设备失压，甩负荷1150MW。 事故原因：滇东电厂继保人员在未经调度许可的情况下自行将滇罗双回

10、线REL561光纤差动保护定值中的CT变比调整系数由0.6改为1.0，造成线路两侧差动保护存在不平衡电流。在500kV天换线发生A瞬故障时，滇罗II线A相差流增大满足动作条件误动作。随后，线路负荷电流发生转移，造成滇罗I回差动保护动作三跳，滇东电厂500kV系统设备失压。,2.1定值错误,29,2、事故案例,2009年4月23日10时28分，贵州电网220kV江盘线发生A相永久性接地故障，线路保护动作跳闸。同时220kV江阳I回跳闸。 事故原因：220kV江阳I回主一纵联保护通道采用“允许式”命令方式，乌江电厂侧保护人员在进行主一保护定值更改时，误将保护通道运行方式控制字输入为“闭锁式”，造成

11、线路区外故障时向开阳侧误发命令，导致开阳侧保护误动。,2.1定值错误,30,2、事故案例,2008年5月26日20时11分，500kV纳高线（纳雍二厂至高坡换流站）发生A相接地故障，线路两侧主一保护正确动作切除故障，重合闸动作重合成功；线路主二保护拒动。 事故原因：5月15日18：16纳雍电厂根据调度指令退出500KV纳高线主二保护的高频纵联距离保护压板，配合线路光纤通道告警检查处理工作，当日22：30工作结束后，电厂根据调度指令投入500KV纳高线主二保护的高频纵联距离保护压板时，误将一块备用压板投入，而漏投了主二保护的高频纵联距离保护压板。 2008年5月18日，纳雍电厂根据贵州中调的要求

12、进行了迎峰度夏保护专项检查，但是并未发现主二保护的高频纵联距离保护压板漏投。随后，在5月26日500kV纳高线故障时，线路主二保护拒动。 。,2.2 压板投退错误,31,2、事故案例,2008年7月12日5时06分，广西电网220kV南龙线发生C瞬故障，龙湾侧线路保护三跳不重合。 事故原因：龙湾侧线路保护由于现场运行人员误将CSL101D保护屏重合闸切换把手设置为“停用”位置，造成线路单瞬故障时，龙湾侧保护动作后直接三跳不重合。,2.2 压板投退错误,32,2、事故案例,2008年9月22日12时52分，云南电网220kV唐红I回红河电厂#251开关无故障跳闸。 事故原因：由于现场运行值班人员

13、在#1机组并网运行时误将开关充电保护投入运行，造成在220kV墨土线发生接地故障时251开关充电保护过流II段满足动作条件出口跳闸。,2.2 压板投退错误,33,2、事故案例,2009年4月19日22时45分，直调电网500kV砚崇甲线砚山站操作复电过程中，5753开关合环后无故障跳开。 事故原因：由于砚山变线路保护用CVT二次空开在线路复电前漏投入，在保护装置无任何电压采样情况下，砚山站两套线路保护装置的手合后加速保护误动。,2.3 PT空开漏投,34,2、事故案例,2009年4月30日2时26分，广东电网220kV螺清线螺阳电厂操作复电过程中，2290开关合环后无故障跳开。 事故原因：由于

14、电厂侧线路保护用CVT二次空开在线路复电前漏投入，在保护装置无任何电压采样情况下，两套线路保护装置的手合后加速保护误动。,2.3 PT空开漏投,35,2、事故案例,2008年5月9日4：47，广西电网220kV沙古线（古顶电厂至沙塘变）A相故障，沙塘变侧线路保护正确动作跳开A相，重合闸启动重合成功。古顶电厂侧因重合闸闭锁，两套线路保护直接三跳，造成电厂侧线路三相跳闸，因当时电厂仅通过220kV沙古线与系统连接，造成电厂14机组与系统解列，甩负荷46MW，2小时后机组陆续并网。 经调查，2007年12月6日，广西电网220kV沙古线检修，古顶电厂在中控室后台完成停电操作；2007年12月7日，2

15、20kV沙古线检修工作结束复电时，古顶电厂没有先将开关汇控柜的“就地、远方”把手切回至正常运行的“远方”状态，而是违反电气操作的有关规定，在不经防误闭锁装置的条件下在线路开关现控柜操作开关合闸，造成线路保护“沟通三跳闭锁重合闸”开入一直处于导通状态，重合闸闭锁。,2.4 误操作,36,2、事故案例,本次事故值得深思： 事故分析时，查阅了部分厂站的运行规程，并向有关厂站人员进行了了解，很多人还是认为可以就地合闸，运行规程规程的交待也不清晰，但这样的操作会有很大风险。 1、就地合闸有很大人身风险，开关爆炸可能导致人身伤亡。 2、就地合闸有很大系统风险。很多情况下，就地合闸时，将继电保护出口回路断开

16、，若合于故障，将无法保证故障的切除，同时加剧了一次设备故障的风险。 就地合闸，一般是给一次设备检修人员使用的，35kV以上系统在设计时均按照远方合闸考虑。,2.4 误操作,37,2、事故案例,2008年1月16日 12:03 ，因桥曲甲线光纤通道中断，调度下令退出500kV桥曲甲线两侧线路保护、辅助保护的光纤通道。曲江变电站按调度指令退出了桥曲甲线保护的光纤通道，桥口电厂因光纤通道与载波通道的标识标反，实际退出了桥曲甲线保护的载波通道，至此桥曲甲线保护的光纤通道和载波通道均退出，线路纵联保护处于无通道运行状态。 2008年1月17日0：53 500kV桥曲甲线发生A相接地故障，桥口电厂侧主一、

17、主二保护中的工频变化量阻抗、接地距离段保护动作跳开A相；曲江变侧主一保护、主二保护和独立后备保护中的接地距离段动作三跳，经864ms切除故障。线路两侧主一、主二保护中的纵联保护因通道退出而拒动。,2.5 通道标识错误,38,2、事故案例,直调某电厂的保护在设计上存在死区，故该电厂每个开关都配置了一套RCS-922A短引线保护作为开关短线的死区保护，该保护应该与对应开关的RCS-921A开关保护一起投退，即在对应500kV开关运行时，开关RCS-922A短引线保护应该正常投入运行。 而配合出线间隔（主变或线路）配置的两套RCS-922A短引线保护装置是保护出线设备停电下开关合环运行的短引线区域，

18、应该在出线设备运行时正常退出，出线设备停电而开关合环时投入。作为开关死区保护的RCS-922A短引线保护和出线间隔短引线保护在功能上是完全不同的，但是现场不清楚，出现多次错误投退操作。以下是该电厂错误投退保护情况：,2.6 短引线保护误投退,39,主接线,40,2、事故案例,1）2007年10月08日11时13分，电厂1机组并网运行（用高压侧5012开关并网），10月10日10月20日，调度在核实情况时发现5012开关的短引线保护投入。 2）2007年11月27日 11时55分，电厂5021、5022、5013开关的短引线保护正常运行应投入，但经与现场核实目前未投入，根据直调厂站调度运行评价标准对其评价一次，并下令投入保护。 3）2007年12月07日21:43 在操作500kV出线复电过程中（停电时该线路转检修，在电厂侧开关合环），调度在与电厂核实停运线路辅助保护设备状态时，现场多次错误汇报辅助保护收信直跳功能在投入状态，根据直调厂站调度运行工作评价标准DD02，对防城港电厂进行一次评价。,2.