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；连环性；隐蔽性

继电保护是一门综合性的学科，它集数学、电子、电力、通讯等于一体，同时也是一门实践性很强的技术，继电保护问题既需要科学的理论，也需要处理工程问题的技巧。本人立足实践，从事继电保护10多年，发现了许多问题，积累了一些经验，现和大家一起探讨。

1　案例一

某110kV变电站110kV194断路器在热备用状态下重合。

1.1事故经过

×年×月×日，天气阴雨连绵，某110kV变电站110kV194断路器在热备用状态下重合，保护装置重合闸灯点亮，重合闸压板在合位，六氟化硫断路器储能电机在不停的打压。根据故障现象，首先排除断路器机构偷合的可能性，应该从保护的动作逻辑去考虑问题。

1.2原因分析

(1)重合闸压板打在投的位置，给开关重合闸提供了可能。运行规程规定热备用的断路器是不允许投重合闸的，运行部门管理不善。忘记退掉了。

(2)保护装置重合闸逻辑存在缺陷，没有采用“不对应”原理，采用的是只监视TWJ状态，即TWJ断开充电。正确的做法是采用合后继电器的动合触点与TWJ的动合触点串联。其实在上述原理下，若先给保护装置电源，后给断路器控制电源，重合闸同样会出口。

(3)直接原因为六氟化硫断路器储能限位开关靠近背档板，雨水渗了进去，致使接点接触不良，断路器发生控制回路断线，TWJ由合变分，保护装置充电，在经过一段时间，控制回路恢复正常，TWJ由分变合，断路器发生重合。

(4)储能限位开关接点接触不良，此时拌由储能电机打压应由过流过时继电器闭锁控制回路，经检查继电器损坏。

1.3经验教训

从这个案例分析原因中可以看出，如果雨水进不到断路器机构内，断路器储能限位开关接点就不会接触不良，即使接点接触不良，若此接点和合后继电器的动合触点串联，重合闸就不会出口，或者过流过时继电器动作重合闸也不会出口。即使重合闸出口，若运行人员不投保护重合闸压板，断路器也不会合闸，所以它们之间存在着连环性。隐蔽性则体现在：其一，保护和断路器厂家设计上的缺陷，保护人员不容易发现，其二，保护人员对保护装置校验的很多，却忽略了对开关机构内继电器定值的校验。所以作为一名继电保护工作者，我们平时应该把工作中的每一个环节都做好，不留死角。对机构内的过流过时继电器做好校验工作，还有防跳和非全相继电器。保护和开关厂家在设计方面多加考虑，避免类似的情况发生。加强运行人员的责任心，加强运行人员理论水平的提高。

2　案例二

某110kV变电站全站失电。

2.1事故经过

本站110kV两趟进线，桥接线，主变高压侧开关和进线共用开关。某日保护人员在主变保护屏后测试110kVI母电压。发生110kVI母PT失压，备自投动作，主供跳开，备供未合，全站失电。

2.2原因分析

(1)二次电压线A630凤凰端子排扣反。不动时与下面端子排B630还有一定间隙，此时电压正常，当测试A630时，由于表笔线对A630凤凰端子排的压力及晃动和B630发生短路，二次空气开关跳闸，110kVI母PT失压。首先排除了万用表没有问题，对端子排仔细检查发现扣反。

(2)有流闭锁定值设置过大，此时负荷较轻，备自投没有被闭锁住。

(3)跳主供开关的线接在手跳回路中，手跳把备自投给闭锁掉了，致使备供没有合上，全站失电。

2.3经验教训

从这个案例分析原因中可以看出，如果凤凰端子排没有扣反，PT就不会失压，即使PT失压，还有电流把关，备自投也不会动作，即使备自投动作，被供开关合上，全站也不会失电，可见它们存在着连环性。隐蔽性则体现在：其一，端子排扣反，平时肉眼是看不出来的，其二，定值是定值管理人员下发的，他们不下现场，现场实际负荷电流的大小只有保护人员才知道。所以作为一名继电保护工作者平时应加强对基建验收的把关，根据继电保护二次回路验收规范。用摇表对二次回路的绝缘测试合格。定值管理人员应加强对定值审核力度，定值大小要结合现场实际负荷情况下发。现场继电保护人员应该对保护进行整组传动，对二次回路的原理有比较深入的了解，坚决消除“重装置，轻回路”的错误思想。

3　案例三

某220kV变电站220kV东母线失灵保护动作。

3.1事故经过

×年×月×日，某220kV变电站220kV出线243双套纵联保护B相动作，B相断路器跳闸，重合闸动作于永久性故障，243断路器三相跳闸。由于B相故障电流依然存在，220kV母差失灵保护动作跟跳243断路器，随后跳开母联200断路器，最后跳开东母所有出线间隔，造成220kV东母失电。

3.2原因分析

(1)本间隔防跳采用的是机构内防跳，即电压型防跳，防跳的关键在于辅助开关常开接点转换时的时间要大于防跳继电器的动作时间，以保证防跳继电器有足够的时间吸合。但实际辅助开关常开接点转换时的时间30ms小于防跳继电器的动作时间为50ms。

(2)其中有一套保护系统重合闸时脉宽为120ms，大于断路器合闸时间和断路器合分操作时辅助开关转换时间之和，在断路器第二次分闸后依然存在合闸脉冲信号。由于防跳继电器的动作时间大于辅助开关合分转换时间，防跳继电器带电时间过短不能有效吸合，导致防跳回路不起作用不能切除合闸信号，断路器再次合闸。

(3)此断路器液压机构的合闸闭锁值设置过低，使得断路器分一合一分后又合了1次，此时分闸油压闭锁启动，导致需重新补压非全相动作进行分闸，实际上非全相动作之前故障已被母线失灵保护切除。开关保持在断位。增加了保护人员判断故障的难度。

3.3经验教训

从这个案例分析原因中可以看出，如果重合闸脉宽合适，断路器不会二次重合，即使二次重合脉冲存在，防跳回路也不会让断路器二次重合，即使防跳回路没有闭锁住，断路器如果只能进行一个合一分一合的操作循环，闭锁分合闸操作回路，断路器也不会二次重合。隐蔽性则体现在断路器机构内分立元件之间的配合以及和保护装置的配合，需要临时接人便携式录波器才能够监测到。所以作为一名继电保护工作者应督促断路器厂家提高二次回路分立配合元件的质量、选型和技术水平，满足微机保护动作速度快的要求。应该加强对新投运六氟化硫设备机构内二次回路的现场全面验收管理工作。

综上所述，几个案例之间虽然它们动作情况不同，但是它们有一个共性，就是动作的连环性和隐蔽性。若是继电保护把住其中任何一个环节的话，就不会不正确动作。每次继电保护不正确动作，都带来很大的隐蔽性，需要继电保护工作者投人很大的精力和时间去查找，期间还需要他们具备丰富的理论知识和平时不断积累的经验。

继电保护故障案例分析范文第2篇

关键词：智能电网；继电保护；系统重构

Abstract： the rapid development of power industry in China today， the reconstruction of relay protection system for smart grid has become an important part of power system， the current construction at the same time， an effective way is to promote the development of the electric power system. This paper is mainly based on the smart grid environment， a simple analysis of the relay protection function of the system and the reconstruction needs， and further discusses the reconstruction measures of relay protection， so as to provide reference for the reconstruction of relay protection system for smart grid environment.

Keywords： smart grid； relay protection； system reconstruction

中图分类号：TM77 文献标识码： A

伴随着智能电网的应用，我国电力系统运行的科学性、安全性以及经济性和可靠性均有所提高，系统故障发生率降低，电力系统经济效益提高。电力系统的继电保护应用仍旧存在着一定的问题，从而阻碍了智能电网的更好发展。因此，如何科学有效地重构继电保护系统就成当下急需解决的关键性问题。

一、发展背景

在我国，随着人们用电需求的增加，对继电保护系统的运行可靠性也提出了更高要求，尤其是伴随着信息技术与通信技术的发展，对电力系统的运行要求更进一步提升。但是目前我国现有的继电保护系统结构属于一种刚性结构，多数结构通常都在初始阶段设置好，比如保护对象、网络适应条件以及连接方式等，为此，现有的继电保护系统只完成初始设计要求，根本无法满足智能电网环境下对电力保护的自适应能力。

二、继电保护系统重构

为了实现继电保护系统重构，需要找出继电资源组合的方法，往往需要考虑一次系统的信息和继电保护装置状态诊断的信息，根据二者的共同作用来决策。

在变电站中，继电保护元件的集合也可以称作为继电保护功能元件层。在计算机信息采集及分析决策过程中，需要完成状态监测和执行层重构，采集各个继电保护元件的信息，从而根据采集的信息进行状态分析，确定出现故障的元件，并能够替换，然后重构后传递命令给各功能元件。继电保护系统的功能元件可以采用拓扑结构，设置多个区域的处理中心。

三、 继电保护系统重构案例分析

在重构模型中，为了避免出现任意元件损坏而导致系统故障的问题，要保证某一元件失效或出现状况时，能够找到相应的替代元件，并在此基础上，通过协调决策，重整优化分析，确保替代重构的实现，从根本上充分保证继电保护系统的稳定工作。

根据图1所示，可以将图中所示分为保护装置和信号通道2部分，其中线路L1两端电流差动保护装置是P11和P12；线路L2两端电流差动保护装置是P21和P22；线路L3两端电流差动保护装置是P31和P32；T1、T2、T3分别为对应的信息通道，包括了端机、光缆等设备。

图1

重构方法：在每一变电站设置信息交换设备T12、T13、T23，如图所示，当T3失效时，状态监测与重构执行层便会启动信息交换命令，让L3上的保护信息从T1、T2通过，图2所示。

图2

四、强化智能电网环境下的继电保护系统重构措施

1.强化故障诊断功能

在电网智能化发展的进程中，继电保护系统重构一定要保证其科学性、合理性，比如：电力系统在运行中发生故障时，一定要准确及时判断其异常情况，同时，还要及时找到系统运行存在的隐性故障，并且根据系统运行需求，进行检测，并采取合理的方式加以处理解决，并在此基础上，优化系统元件，从而更好地保证整个电网的正常运行。通过重构的继电保护系统，有效减少电力系统事故的发生，及时消除电网运行的异常情况，保证电网安全运行，减少过多的资金投入，最大限度地保证电网的安全效益。

2.进一步完善系统功能

随着现代科学技术的发展与不断革新，传统意义上的继电保护系统越来越无法满足电力行业的发展需要。因此，就需要立足于现代科学技术，既要保证系统对异常状况的检测、诊断与维修，还要提升系统的自动化和智能化水平，进一步完善继电保护系统的结构与功能。比如：在实际构建继电保护系统的过程中，要根据电力系统管理和人性化运行功能，不断优化系统功能，使其服务功能越来越突显人性化，与现代智能网技术更好地融合，更加有效地保证电网的有效运行。

继电保护故障案例分析范文第3篇

【关键词】微机线路保护；重合闸充；故障处理；研究

0.前言

我国微机保护装置经过近二十年的发展、更新、升级，其理论、原理、性能、功能、硬件已经相当完善，能够最大程度适应电力系统运行需要，过多对微机保护装置的干预，对电网的安全运行反而是不利的。目前，我们运行管理的理念和观念却还处在一个趋向保守的状态，在微机保护装置运行、管理上存在不少的误区，已经严重影响到变电站自动化进程。本文主要分析了微机线路保护装置重合闸的充电条件及发生“异常自动重合”的主要原因，并提出了相应的现场解决方案。

1.故障事例

电力系统的故障中，大多数是送电线路的故障（特别是架空线路），电力系统的运行经验表明架空线路的故障大都是瞬时的，因此，线路保护动作跳开开关后再进行一次合闸，就可提高供电的可靠性。进入20世纪90年代后，微机保护装置开始推广应用，继电保护微机化率已达100％。但多年的现场实际应用中，发现中低压线路微机保护（如：LFP-900系列线路微机保护）的控制回路与重合闸回路之间的配合有问题，导致微机线路保护出现多次“异常自动重合”的现象。

事例1：2011年10月28日，某110　kV变电站1台10　kV出线开关（该开关为SIEMENS-8BK20手车开关，保护配置为LFP-966微机线路保护）在线路故障时重合未成，调度发令将该开关置于“试验”位置（即将线路转为检修状态），值班员在将手车开关由“工作”位置移至“试验”位置后开关即自行合上，保护装置的保护动作报告为重合闸动作。

事例2：2011年11月1日，某220kV变电站1台110　kV出线开关（该开关为GIS组合电气开关，保护配置LFP-941微机线路保护）在线路故障时重合未成，调度发令该出线改线路检修状态，值班员在将该单元的线路刀闸拉开后，将GIS汇控柜内的“远方/就地”开关切至“远方”时开关自行合上，保护装置的保护动作报告亦为重合闸动作。

以上2个事例中，实际动作情况均出现“异常自动重合”现象，为现场工作带来极大困扰。

2.原因分析

针对上述情况，继电保护人员结合现场操作的步骤及微机线路保护的重合闸充、放电条件，进行了详细的分析。

LFP-966，LFP-941微机线路保护装置的重合闸充电条件有3个（见图1）：（1）保护装置内的双位置继电器KKJ在合闸状态；（2）保护装置内的跳闸位置继电器TWJ在分闸状态；（3）外部无闭锁重合闸信号。

这3个条件为“与”的关系，只有三者全部满足，重合闸才会充电。图1中，KKJ为双位置继电器；BC为外部闭锁合闸开入量；TWJ为分闸位置继电器；CH为重合闸投退软压板；CHJ为重合闸出口中间继电器；tcd为重合闸充电时间；tch为重合闸延时时间。由此可见，现场运行操作中，必是由于在特定条件下，全部满足了3个条件，才会出现“异常自动重合”的现象。

事例1中，当开关重合未成后，值班员未将保护的双位置继电器KKJ复位，至使开关的控制回路在“不对应”状态（KKJ在合闸状态，断路器在分闸状态），当手车开关由“工作”位置移至“试验”位置过程中，开关的联锁机构位置辅助接点S33断开，造成TWJ继电器失磁返回，此时满足重合闸充电条件，重合闸开始充电，手车开关到“试验”位置时（时间超过15　s，重合闸已充好电），S33接点接通，TWJ继电器励磁动作，此时满足重合闸不对应启动条件，重合闸保护动作出口合上开关（见图2）。

图中，S33为联锁机构位置行程接点（试验、工作位置通）；S1为开关辅助接点；S3为弹簧储能接点。事例2中，当开关重合未成后，值班员亦未将保护的双位置继电器KKJ复位，至使开关的控制回路在“不对应”状态。而GIS组合电气开关的二次回路设计，将刀闸的操作切换开关的接点接在断路器的控制回路中，这种设计考虑了就地操作刀闸时可以闭锁断路器的操作。因此实际运行中，当运行人员操作出线刀闸时，一旦将GIS汇控柜内“远方/就地”切换开关切至“就地”时，断路器的合闸回路断开，造成TWJ失磁返回，此时重合闸开始充电，而操作完出线刀闸后，运行人员将切换开关切至“远方”时又接通断路器的合闸回路，TWJ励磁动作，此时重合闸充电完成，保护装置又判断路器在“不对应”状态，满足重合闸不对应启动条件，重合闸保护动作出口合上开关。

而在正常遥控、手动分开断路器时，KKJ继电器被复位（分闸状态），重合闸不能充电，无论TWJ如何动作，不能满足重合闸充电条件，也就不会出现“自动重合”的现象了。

3.解决方案

根据以上分析，解释了断路器在特定条件下发生“异常自动重合”现象的原因。据此分析，结合现场情况，继电保护人员提出了4种解决方案：

（1）运行人员在发生断路器保护动作跳闸、重合不成后调整断路器状态时，必须先用人工方式对微机线路保护的双位置继电器KKJ进行复位，使微机线路保护的重合闸不能充电，再进行其他的操作；

（2）运行人员在发生断路器保护动作跳闸、重合不成后调整断路器状态时，必须先将保护装置的直流电源断开，操作结束后再恢复保护装置的直流电源；

（3）考虑将保护装置的TWJ、HWJ继电器的常闭接点串接后作为闭锁重合闸保护的开入量接入保护，在控制回路断线时闭锁重合闸，但保护装置的备用接点中无符合此要求的接点，不能实现；

（4）联系厂家修改保护程序，将充电条件的第二条改为由合闸位置继电器HWJ判别，但改动已成熟运行的保护装置内部程序，是否会对其他保护的正确性和可靠性造成影响，难以评估。

经过比较，可行的为第一条方案，继电保护人员将造成微机线路保护在特定条件下发生“异常自动重合”的原因给运行人员做了详尽的分析，公司运行部门亦梳理了所有特定条件下会出现“异常自动重合”现象的线路，并修改现场运行规程，明确规定了操作步骤。

通过规范操作步骤的方法，一举解决了中、低压线路微机保护控制回路与重合闸回路之间存在的配合问题，经过实际运行，该措施是有效的。目前，公司此类线路保护均运行正常，且在特定条件下均再未出现“异常自动重合”现象。

参考文献：

[1]高永昌.电力系统继电保护[M].北京：水利电力出版社1990.

[2]崔家佩，等．电力系统继电保护与安全自动装置整定计算［M］．北京：中国电力出版社．

[3]陈曾田，电力变压器保护（第二版）［M］．北京：中国电力出版社．

继电保护故障案例分析范文第4篇

关键词：电力系统；继电保护；课程改革

中图分类号：TM7文献标识码：A 文章编号：1009-0118（2011）-12-0-02

一、前言

电力系统继电保护课程改革主要是从化课程设置出发，以继电保护的理论知识及其综合运用为目的，通过课程改革，不断强化学生巩固、加深和扩大专业知识，从而达到继电保护专业知识的灵活运用，理论联系实际，解决实际问题。

二、电力系统继电保护课程改革的必要性

电力系统继电保护是电力系统继电保护及其自动化专业的主要课程。但是目前针对该课程的教学仍然止步于以教师为中心的传统的教学模式上缺乏实践指导性，应向以学生为中心的教学模式改变。

（一）继电保护课程涉及广泛的其他专业知识，包括电工基础、电机学、电力系统故障计算等多方面的相关知识。然而继电保护课程教学只达到使学生初步掌握继电保护理论层面的知识。没有从根本上达到培养专业实用性人才的目的。

（二）基于现有继电保护教学的教材的不完善性，导致现有教学模式存在与实际脱节的情况，导致学生学不到真本事，造成专业性人才培养存在应用性瓶颈。

（三）继电保护课程的属性管辖不明，导致专业性教学得不到应有的重视。造成专业性人才就业不对接，学生缺乏深入学习继电保护知识的兴趣，教学达不到培养实用型人才的要求。

三、电力系统继电保护课程改革的基本思路

（一）加强理论教学，强化电力系统继电保护原理的学习

下面通过最简单的过电流保护装置为例，来说明继电保护的组成和基本工作原理。

1、线路过电流保护装置的原理。过电流保护的原理是通过线路中的电流增大来引起反应的一种保护装置。具体的工作过程如下：电流继电器KA的线圈是用于测量线路中的电流值和监视被保护线路的运行状态。它接在被保护线路电流互感器TA的二次回路上，如果出现线路发生短路故障，继电器的动作电流就会小于流经继电器KA线圈回路的电流，电流继电器就会立即感应，触点闭合，接通逻辑回路中时间继电器KT的线圈回路，时间继电器启动并经延时后触点闭合，接通执行回路中的信号继电器KS和断路器QF跳闸线圈YR回路，使断路器QF跳闸，切除故障。线路图如图1所示：

微机继电保护是以微型计算机为核心的，微机继电保护硬件包括以下五个部分：数据采集单元、数据处理单元、开关量输入/输出系统、通信接口、电源部分。其原理分析如下：

交流电压、电流经过电压互感器和电流互感器输入到计算机保护的输入通道。借助配置的多路输入通道，通过多路转换开关将每个输入电气量按输入时间前后分开，依次送到A/D转换器，然后将模拟量转换为数字量后输入计算机系统进行相应的运算处理，判断是否发生故障，通过开关量输出通道输出，经光电隔离电路送到出口继电器，从而接通跳闸线圈启动调整回路。

（二）强化继电保护整定计算能力训练，强化学习记忆

电力系统继电保护课程改革中必须加强整定计算的训练，强化学生记忆。例如电流速断保护整定计算公式时应运用合理的方法使学生面对复杂的公式形成简化清晰的记忆模式。

1、动作电流：Idz=KkI(3)dmax2

继电器动作电流：

其中：Kk―可靠系数，DL型取1.2，GL型取1.4

Kjx ―接线系数，接相上为1，相差上为√3

I(3)dmax2―变压器二次最大三相短路电流

Ki―电流互感器变比

Ku―变压器的变比

一般计算公式：按躲过变压器空载投运时的励磁涌流计算速断保护值，其公式为：

其中：Kk―可靠系数，取3~6。

Kjx ―接线系数，接相上为1，相差上为√3

I1e―变压器一次侧额定电流

Ki―电流互感器变比

2、速断保护灵敏系数校验：

其中：I(2)dmin1―变压器一次最小两相短路电流

Idzj ―速断保护动作电流值

Ki―电流互感器变比

四、改进电力系统继电保护实践教学的思考

（一）改革继电保护实践教学模式，培养学生的创新能力

从构建完善的继电保护实践教学体系出发，不断更新实践教学内容，从而提高学生的自主学习主动性，强化学生理论学习，有利于提高学生的创新性设计能力。

（二）强化实训，就业憧憬联动学习热情

定期安排学生到电厂、变电站等进行实训参观，通过课程与实训对接，使学生加强对课堂内容的理解，使学生对专业知识的应用充满憧憬，从而提高其学习热情。

（三）完善课程设计和毕业设计，培养学生的综合思维能力

完善课程设计和毕业设计评估体系，从全方位提高学生自主设计的能力，充分激发学生的专业综合能力，让学生积极参与实际案例分析处理、实际生产的设计、安装、调试和改造等，促进学生理论联系实践，真正做到顶岗实习、岗前达标的要求。

五、加快专业建设，优化课程设置

加强电力系统继电保护的课程定位、明确教学课程目标、更新完善课程内容、制定实用的授课计划和考核方案。

（一）通过对专业课程的学习，使学生初步建立起继电保护的概念、形成继电保护知识体系的基本轮廓和框架、了解继电保护整体运作模式，对继电保护的一般流程有初步的、比较清晰的认识。

（二）培养学生从继电保护分析应用的角度综合分析问题和解决问题的能力，重点掌握从事继电保护实际工作所需的基本能力和基本技能，促进其职业素养的养成和职业能力的培养，为将来从事相关工作打下基础。

课程优化要以继电保护工作过程为导向，以实践创新设计任务为载体，根据学生未来职业发展规律，考虑相关专业职业能力培养对于本课程的要求，将真实工作过程中的典型工作任务加以分解，将每个学习环节所涉及的内容细分成具体的技能和任务对学生进行训练，最终形成完整的继电保护教学管理体系。

六、完善教学方案，深化继电保护的教学改革，全面提高教学质量

以最新的行业技术人才要求为导向，制定继电保护课程教学实施方案。课程安排以帮助学生掌握继电保护专业知识与技能为定位，注重理论与实践相结合、知识传授与技能训练相结合。

课程改革后，教学方案设计要打破传统教学的章节设计，以工作流程为导向，将相关内容进行了取舍和整合，运用模块法将课程细分，针对教学任务分别设计相应教学情境，由情境引出任务，导入教学知识点，进而引导学生完成任务。设置案例教学，以使学生在有限的教学时间内迅速进入专业角色。根据教学方案设计教学课件。全面完善继电保护课程升级。

综上所述，通过电力系统继电保护课程改革的探究，提出新的教学方案，促进继电保护教学取得更好效果是当前继电保护教学的要求。全面促进学生理论联系实践，真正培养符合电力系统要求的继电保护技能型人才。继电保护的课程改革将在高校继电保护课程教学得到推广和使用。

参考文献：

[1]梁志坚,李啸骢.继电保护课群的优化与改进[J].中国电力教育,2008,(13).

继电保护故障案例分析范文第5篇

关键词：故障录波；高频保护；距离保护；零序保护

中图分类号：TM7 文献标识码：A

近年来，随着微机技术的发展，微机故障录波器已经成为发电厂、变电站及大型工矿企业的一种分析电网故障不可缺少的工具。故障录波器是电力系统发生故障时能自动记录的一种装置，正常情况下不启动或只进行系统数据采集，发生故障或振荡时启动进行录波。故障录波器一般可以记录故障前几百毫秒，故障后几千毫秒时间段内的电压、电流、功率变化及继电保护动作情况，从而为分析事故提供科学依据。故障录波器还可以起到以下作用：a.分析事故原因，制订反事故措施；b.为查找故障点提供依据；c.积累运行经验，提高运行水平等。然而，一些安装有录波器的变电站，对故障录波装置的利用效果，并不能令人满意。究其原因大致为：a早期的录波功能不理想，不方便使用，不利于进行事故分析；b管理与运行人员对故障录波器的功能作用了解不够，未能认识到录波器在进行事故分析、查找故障等场合下的作用，对其不够重视；C对变电站运用的保护装置了解不足，对保护装置判别不同的故障类型所采用的判据模型，还不是很清楚。为此，文中通过一条线路的事故分析，介绍如何利用故障录波数据，进行详细地剖析，借以阐述故障录波数据与事故分析处理之间的关系，供变电站管理与运行人员参考。

1 相关继电保护技术

1.1 微机故障录波装置工作原理

目前微机故障录波装置大多是采用工控机为核心，配置智能化前置机系统，完成模拟量的采集及时钟显示，配置开关量输入、输出处理电路，完成与外界的接口。前置机CPU采用单片机（或DSP模块），对多路模拟量完成采样后，向主机发送中断信号，由主机读取采样数据。正常运行时，录波屏不断对模拟量进行采集，对开关量进行扫描，同时主机通过对采集的数据处理分析，判断是否起动：触发条件满足时，启动录波，然后将录波数据存入磁盘，再进行分析计算，打印输出录波报告。

1.2 线路高频闭锁方向保护原理

高频闭锁方向保护是根据比较输电线路两侧短路功率方向的原理而构成的。短路功率的正方向规定为由母线流向线路，负方向为由线路流向母线。当被保护线路发生内部故障时，两侧的短路功率均为正方向，两侧保护装置中的收发信机都不发闭锁信号，当然也收不到闭锁信号，保护就动作，使两侧断路器跳闸。当线路外部发生故障时，本线路距故障点近的一侧短路功率方向为负，该侧保护起动，收发信机发出闭锁信号，这个闭锁信号被本线路两侧的保护所接收，把两侧的保护都闭锁起来，不能跳闸。由于这种保护装置是以高频通道经常无电流，而当保护区外发生故障时，由短路功率方向为负的一侧发出高频信号，去闭锁本侧和对侧的保护，因此叫做高频闭锁方向保护。

2 案例分析

2.1 故障录波图形及故障过程分析

2008年2月15日，某局220kV线路发生B相单相接地故障。该条线路两个保护屏分别运行了许继电气股份有限公司的WXH一801/802数字式微机线路保护装置，该保护主要具有纵联高频方向保护、三段式相间距离及接地距离保护、六段式零序电流保护、故障录波以及重合闸功能。

2.1.1 微机故障录波分析报告

a.故障分析报告（微机保护）

故障时刻：2008-02-15 15：35：58.209

距离启动时间/ms：5

零序启动时间/ms：5

纵联启动时间/ms：5

纵联保护收讯时间/ms：8

纵联保护停讯时l～/ms：145

零序Ⅱ段出口时间/ms：561，BN 实测Io=8.490 A，定值=6.500 A

其他保护三跳停讯时间/ms：568

测距：实测（Q）X =0.200，R= 6.570，距离（km）=4.450（此处为二次阻抗值）

b.故障波形报告

该保护装置的故障录波模块的电流波形比较形象、准确，而电压波形相对不能正确反映当时的故障情形，仍有待改善。本线路保护装置中各种保护的录波波形见图1～ 4。

c.疑点

从微机保护故障录波报告中可以看到，此次故障属于B相单相接地故障，且发生在线路本段内，与平时相比该次故障具有以下疑点：①高频保护没有及时切除故障；②零序Ⅱ段出口后，线路上的重合闸没有进行任何动作；③Ⅰ段距离接地保护没有动作。

2.2 高频方向动作分析

查阅WXH-801/802数字式微机线路保护装置和SF600集成电路收发信机技术说明书 ，得到如下结论：正常情况下，系统全相运行时，当发生区内故障，两端的该线路保护，启动元件启动，通知收发信机开始起信（即本侧向对侧发信），且如中间不被停信，将一直持续10S，在保护起动后，本侧功率方向元件开始进入故障处理程序判别短路功率方向。当方向为正时，保护装置作用于收发信机停讯，在保护启动的同时判断收信时间，持续收信5ms后就准备接收对侧的高频信号。如果本侧判为正向后，在持续5～8ms没有收到对侧任何高频信号，则保护装置认为故障发生在区内，应经选相后出口跳闸；相反，若在本侧收发信机停讯后5～8ms内，又收到了对侧的高频闭锁信号，保护装置则认为故障发生在区外，应闭锁出口。另外，收发信机的收信回路在装置发信时只收本侧信号不接收对侧信号，仅当本侧停讯时才收对侧信号。如图5所示。

从本侧故障录波图1和保护报告可以得出，在线路本侧的高频保护在故障发生5ms后保护启动，因故障点可能处于功率方向临界点，直至150ms后保护才判为正向，作用于收发信机停讯，且准备接收对侧高频信号，保护装置准备出口跳闸。对侧是在故障发生后，571.6ms开始停讯，因此在停讯之前一直处于发信状态。对于本侧高频保护而言，在本侧停信后的5～8ms内，收到了对侧的高频信号，装置误认为是区外故障，所以闭锁了高频保护出口，最后只能由后备零序保护在561ms时出口。

对于对侧高频保护没有及时动作的原因，分析认为：由于两侧本高频保护的方向元件都设有正、反2个方向元件（为了防止因功率倒向引起误动），正方向元件正序电流定值可以整定，反方向元件不能整定，灵敏度比正方向元件灵敏（电流门槛取正方向的0.75倍，动作角范围为正方向的1.25倍），任一反方向元件动作闭锁所有的正方向元件。由图4可以看出，对侧在其起信后可能由于当时保护装置的功率方向元件处于临界状态；由于原来保护装置的负序元件是在起信时立即投入，当发生了近距离的故障，而出现功率临界状态时，高频零序反方向元件有可能动作而闭锁了所有正方向元件，从而对侧的收发信机也就一直处于发信状态，直到602.4ms时，方向元件判断短路功率方向为正向，因此装置作用于收发信机停讯。又由于此时本侧已经跳闸出口，经TWJ（跳闸位置继电器）停止向对侧发信，所以对侧保护装置经停讯延时5～8ms后，纵联零序保护选择了B相跳闸。220kV旗山变也发生过类似上述高频保护拒动故障。经厂家分析后，升级了保护装置软件，将负序元件投入时间改为起信后50ms，以避免上述功率临界点的情况，升级后至今没有发生类似情形。

2.3 零序Ⅱ段动作分析

由于高频保护失效，WBH-802数字式微机线路保护装置在故障发生后的561 ms时，实测BN（B相接地短路），零序电流I0=8.49A，而后备保护零序Ⅱ段定值为6.500 A，因此满足了零序Ⅱ段出口的条件，线路的B相断路器应该可以跳闸。通常，当系统发生了单相接地故障时，应是跳单相后，单相重合闸一次，若重合到永久性故障时，跳开三相并再进行自动重合 ，但从上述录波波形可以看出，自动重合闸装置根本没有动作过。为此，查看了这条线路的继电保护相应整定值，发现此条线路的零序Ⅱ段整定为：I0dz=6.5A，三相永跳（永跳与三跳相比，多了闭锁自动重合装置功能），因此一旦本线路的零序Ⅱ段出口后，跳三相且闭锁本侧的线路的自动重合闸，分析结果和微机保护提供的录波波形十分吻合，这一部分保护装置是正常动作。

2.4 距离保护动作分析

在本保护装置中，距离保护作为高频保护的后备保护，在高频没有出口跳闸的情况下，线路的速断保护之一的接地距离I段保护，理应能够迅速出口跳闸，然而在本次故障中，距离保护只是启动，却没有出口。根据保护装置测得的距离参数：实测X=0.200，R=6.570（单位为Q），而保护装置的接地距离保护的I段的整定值为：R1=6.55，X 1=1.52（单位为Q）。通过计算可以得出：{（R12+X12）=（6.552 + 1.522 ）}> {（R 2+ X 2）=（6.572 +0.2002 ）}，即测得阻抗的幅值小于接地距离保护I段的整定值，如果接地距离保护是采用全阻抗继电器模型作为保护出口判据的话，接地距离保护I段应该出口。查阅该保护装置技术说明书可知：接地综合阻抗元件采用具有多边形特性的阻抗继电器模型，相间综合阻抗元件则采用具有全阻抗的阻抗继电器模型，因此在遇到不同类型距离故障时应该采用与之对应的阻抗继电器模型来分析事故。从图6可以看出，R=6.57Ω的折线，没有落在多边形内（即阴影区内，且多边形内为动作区），因此保护没有达到出口跳闸的条件。综上所述，本次故障的接地距离保护没有出口理所当然，保护装置工作正常。

结语

故障录波装置已为电网的运行管理带来明显的效益。利用线路两侧或相邻设备的故障录波数据来分析事故原因，具有一定的实用价值，因此，在条件允许时，应该考虑将本区域电网的故障录波装置进行联网，这样在具体分析事故时可以结合对侧或相邻元件的采样数据，更加方便、准确地查找出事故原因。另外，为了更好、更可靠、更真实地反映不同的故障类型，往往会利用这些故障类型各自特征量去分析、处理故障数据，因此可能在同一保护中，经常会利用相同原理的不同判据（或继电器模型）来分析不同故障（如：接地距离和相间距离采用不同的继电器模型）。在利用保护装置的技术说明书时，应该理清该装置针对不同故障类型所采用的不同原理模型，分别用对应的原理去判别不同的故障类型。另外，在分析故障的过程中遇到难点时，参考该保护装置总原理图，可以从整体上考虑问题。

参考文献

[1]锁小军，孙超图.故障录波器浅析[J].陕西水力发电，2000，16（1）：32～35.

[2]全国电力工人技术教育供电委员会.变电运行岗位技能培训教材（220kV）[M].北京：中国电力出版社.2000.

[3]贺家李，宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京：中国电力出版社.2000.

继电保护故障案例分析范文第6篇

【关键词】微机线路保护；重合闸充；故障处理；研究

中图分类号： C35 文献标识码： A

引言：

为了保证电气设备安全运行，继电保护装置必须满足选择性、快速性、灵敏性和可靠性等四个基本要求。因此，在发电厂及变电所中必须做好继电保护装置的维护与试验的工作。如何做好保护设备的维护确保继电保护装置可靠运行是电站运行人员的重要工作。

可靠性是微机继电保护装置的基本要求，微机线路保护装置以其原理先进、结构清晰、操作方便、动作可靠等的特点，已经在电力系统得到了越来越广泛的使用，它是保证电网安全运行，保护电气设备不受破坏的主要装置，并日益成为电力系统继电保护的主流设备。但是微机线路保护装置受外界干扰误动和拒动的情况还是有所发生。本文通过分析影响线路保护装置的因素，提出了一些提高继电保护方面的措施供大家参考。

1.强电磁干扰信号对微机保护的影响

（1）在强电磁干扰信号作用下，微型机的运算或逻辑将出现错误。微机保护在强电磁干扰信号作用下，有可能使微型机的运算或逻辑将出现错误，使得存放在RAM中的数据发生变化；另外，在进行读或写一个数据时，微机的数据总线和地址总线也可能由于干扰的作用出现数据或地址总线的地址码出现错误，从而发生读写到错误的地址上。甚至还将会导致运算逻辑出现错误等问题。

（2）在强电磁干扰信号作用下，会使微机保护运行程序的执行顺序发生变化，从而导致微机保护的运算程序出出错或出现死机等情况。

（3）使微型机中半导体芯片遭受损坏，致使保护装置无法工作。微机装置在工作环境的周围。存在着强电干扰这些干扰信号频率高、幅度大，通过电磁耦合很容易进入微机保护内部，微机保护装置中的微型机在其内部的时钟控制下高速工作，不能用简单的延时电路来躲过干扰信号，当干扰进入微机保护装置内部时，将造成半导体芯片遭受损坏，致使保护装置无法工作。

2.应采取的具体措施

微机保护的外部干扰来自干扰源，完全消除干扰是不现实的，关键是削弱干扰源的干扰强度。干扰源主要可分为：内部干扰和外部干扰两种。内部干扰主要来自于内部继电器触点的切换，产生强高频电磁信号所引起的干扰信号；外部干扰主要来自与接线端子排从外界引入的浪涌电压所引起的干扰信号。上述就表明微型机保护装置的输入、输出、电源线以及地线等，都是外界干扰进入微机保护装置的途径。其中干扰源、耦合通道、敏感回路又是电磁干扰的主要因素。所以，提高微机的抗干扰能力应从阻塞耦合通道、提高敏感回路的抗干扰能力及合理设计泄放回路等方面着手：

（1）阻塞微机保护装置受干扰的耦合通道。在电力系统运行的微机保护装置，其电源回路、模拟量输入回路、开关量输入及输出回路以及通信接口等都是通过电缆线引入到较远的模拟元件上，但同时，这些回路也是把干扰耦合到微机保护装置的重要媒介。为了提高微机保护装置的抗干扰能力，对上述各回路都要采用光电耦合器件进行隔离，并应采用以下几个方面的措施：1）保证微机保护装置的电源在220V左右，通过UPS不间断电源进行处理，还要选用抗干扰能力强，输出波纹噪声小的开关电源作为微机系统的主要稳压电源，从而有效防止外界电源干扰。2）将机箱利用金属外壳制造，有效地利用机箱的金属屏蔽作用，阻止外界对微机保护装置的辐射。3）缩短滤波器接地点与机箱柜体之间的距离。4）将滤波器的外壳进行有效的屏蔽接地。

（2）微机保护装置模拟量输入回路的静电屏蔽。1）微机保护装置屏接地质量直接影响到其屏蔽性能，因此，在可能的情况下，要求屏蔽体与地的接地电阻尽量小。如果屏蔽体与地相连时，应选用粗铜线、扁铜线或编织铜线为好，最后用螺丝固定，不要用缠绕的方法。以此来减少接地线的电阻。另外如果接地导体越长，地阻越大，因此要尽量缩短导线的长度，从而减少电感在微机保护装置中的干扰。2）正确地选择屏蔽体的接地点，尽可能地使屏蔽体的接地线与接地网接地点靠近。3）屏蔽体形状也直接影响微机保护装置的屏蔽性能，因此尽量减少屏蔽体的开口面积和数量以及开口的排列方式等。另外，屏蔽体材料应选用良导体，从而减少蔽体的因素在微机保护装置中的干扰。

（3）减少磁干扰的有效措施有磁屏蔽和双绞线两种方式：磁屏蔽一般选用高磁材料作屏蔽体，可增强抗干扰能力；双绞线：使干扰产生的感应电流在负载上相互抵消来消除磁干扰信号。

（4）定期对继电保护装置检修及设备查评。1）检查盘柜上各元件标志、名称是否齐全。2）检查转换开关、各种按钮、动作是否灵活。接点接触有无压力和烧伤。3）检查中控室光字牌、红绿指示灯泡是否完好。4）检查各盘柜上表计、继电器及接线端子螺钉有无松动。5）检查电压互感器、电流互感器二次引线端子是否完好。6）配线是否整齐，固定卡子有无脱落。7）检查断路器的操作机构动作是否正常。

以上几方面出现不正常现象，必须及时处理。每年电站领导必须带领技术人员、检修人员对继电保护装置进行二次设备查评。根据查评结果把它分为三类。经过运行检验，技术状况良好无缺陷，能保证安全、经济运行的设备为一类设备。基本完好设备、个别零件虽有一般缺陷，但尚能安全运行，不危及人身、设备安全为二类设备。有重大缺陷的设备，危及安全运行，出力降低，“三漏”情况严重的设备为三类。发现继电保护有缺陷必须及时处理，严禁其带病运行。对有缺陷经维修处理好的继电保护装置建立设备缺陷台账，有利于今后对其检修工作。

3.提高微机保护可靠性的一些建议

应从以下方面对微机保护进行运行中的日常维护，以达到提高微机保护可靠性：1）应在继电保护室入口处贴禁止使用无线通讯工具，从而禁止人员在保护室内使用高能辐射设备（如手机、对讲机等）。2）严禁人员携带紫外线设备进入保护室内，防止紫外线擦除微机保护芯片程序，或者造成保护程序出错。3）微机保护由于功能的扩展，技术的更新，因而要求运行、操作和维护人员必须尽快提高技术素质、熟悉掌握装置的操作与维护技能。4）在保护装置运行、调试和检查中，作为人机对话元件和数据记录的打印机，其日常维护和机内清理千万不可忽视。若是运行中频繁打印，应及时更换色带，补充打印纸。5）对保护装置的异常状态能正确判断，并能及时处理，当发生故障后能及时提取故障信息打印报告，防止造成微机保护假死机。6）如果环境温度过高，应考虑采取降温措施，并打开保护柜门进行散热，发现插件有异常发热现象，立即进行降温并回报调度，防止发生故障。

4.结语

微机保护由于各种内在和外在的原因，使微机保护装置经常发生误动、误发信号、错误指示断路器位置等情况，严重威胁当前电网的安全稳定运行及微机保护装置的可靠性，但是，在硬件上以优化设计、合理制造工艺及提高元器件质量的同时，加强保护装置在正常运行中的维护和管理，减少保护装置故障和错误出现的几率，从而提高微机保护装置的可靠性，从而更好地满足现代电力系统的运行需要。

参考文献

[1] 陈菁. 浅谈实施微机保护状态检修的技术手段[J]. 电工技术，2001（12）.

[2] 曾克娥. 电力系统继电保护装置运行可靠性指标探讨[J]. 电网技术，2004（14）.

[3] 贺福林. 结合继电保护定期检验浅谈对状态检修的认识和看法[J]. 山西电力，2002（6）.

继电保护故障案例分析范文第7篇

随着IEC61850变电站网络与通信协议标准的发展和广泛应用，智能变电站实现了全站信息的数字化、通信平台网络化以及信息共享标准化。IEC61850将智能变电站自动化系统从功能逻辑上分为变电站层、间隔层和过程层三层结构。过程层是智能变电站区别于传统变电站的特点之一，智能变电站的过程层是一次设备与二次设备的结合面，能够更加有效地解决设备易受干扰、高低压无法有效隔离、信息不能共享等缺点。但是由于智能变电站的信息数据量庞大，对数据传输的可靠性、实时性要求很高，过程层又大量应用了新设备、新技术，而相关设备和技术的运行业又不是很成熟，因此随之产生的安全性和可靠性方面的问题不容忽视[2-3]。本文提出了几种典型的过程层网络构建方案，并结合实际案例分析研究了其中的关键性技术。

2过程层组网设计方案

2.1方案一

本方案又被称为常规互感器方案，即是利用采集单元帮助常规互感器实现采样值的数字化。下面以线路保护为例来进行说明。该方案的实现与传统变电站的电缆连接方式相似，点对点采用光缆直连，其结构示意图如图1所示。整个过程层网络的设计基于IEC61850标准，采集单元独立配置是本方案的优点，这方便后期工程进行改造，同时系统中的继电保护装置不必经过交换机直接进行采样，可通过GOOSE网络直接跳断路器，启动断路器失灵、重合闸。但是本方案有个缺点，就是增加了采集单元，这提高了过程层网络的结构复杂度，同时常规电流互感器的饱和问题不易解决。

2.2方案二

本方案建立在IEC61850标准基础上，电压、电流互感器采用电子式。优点是传输延时固定，由继电保护装置利用插值法对数据进行同步，可以不依赖于外部时钟。采样值和信息传输采用网络模式，按电压等级进行组网分类。本过程层组网方案采用IEEE1588或IRIG-B码方式对时，所有的保护都要求配置主后备功能。另外有几点需要说明的是，变压器中性点的电流和间隙电流要并入相应侧MU；跳母联、分段断路器及闭锁备自投和启动失灵等变压器保护采用GOOSE网络传输。本方案不需要交换机环节，也不依赖于同步对时信号，真正实现了变电站信息传输的数字化和功能的集成化，不足是由于继电保护和合并单元都需要较多的网口，使得系统发热量很大，并且需要大量的光缆和交换机。

2.3方案三

本方案采用IEC61850-9-2标准的100Mbit/s光线以太网采样信息、GOOSE信息、IEEE1588精确时钟协议，实现对时信息的同网传输，是一种三网合一结构。间隔层与过程层合并单元之间采用IEC61850-9-2标准，与智能终端的通信要遵循GOOSE通信协议。过程层的每个间隔需要单独配置独立交换机，而各间隔之间信息交换要通过主干网的交换机实现。这种组网方案能够实现信息共享最大化，网络结构简单、经济，维护方便。

2.4方案三的验证及效果分析

为了更进一步的验证三网合一技术方案是否能满足智能变电站安全、稳定运行的需要，对该方案进行了多次专项测试。该变电站的220KV和11OkV的电子式互感器全部采用光纤数字量输出的形式,其余全部采用电流、电压一体化小信号模拟量输出的形式。本站的过程网络主要分为四个部分：

（1）22KV过程层网络：220kV除主变高压侧外的所有间隔，采用双星型拓扑结构；

（2）11OkV过程层网络：110kV除主变中压侧外的所有间隔，采用单星型拓扑结构；

（3）#2、#3主变压器过程层网络：包含主变三侧及本体，采用双星型拓扑结构；

（4）35KvGOOSE网络，采用单星型拓扑结构。测试采用RTDS实时数字仿真仪模拟一次系统，所有二次设备，包括智能终端、合并单元、继电保护保护装置都要与实时数字仿真仪相连。过程层网络按三网合一方案搭建，各间隔层配置独立的间隔交换机，每个交换机首尾依次相连，构成了环形网络拓扑结构，采用千兆网口级联的交换机实现了过程层网络的信息共享。模拟实验发现，当一次系统的母线发生故障时，信息报文经由合并单元、多级交换机送达母线保护设备，母线保护设备根据对信息的处理，分析后判断母线发生的情况，之后发送GOOSE报文给智能终端，由智能终端作出跳闸指令。多次类似的故障模拟实验表明该系统的保护装置的动作时间比较稳定，IEEE1588对时应用以及GMRP组播协议的运行性能很好。在智能变电站采用三网合一技术方案，在正常负荷下能保证过程层网络延时性能稳定，千兆级联的环形网络拓扑结构下，跳闸延时每经过一级交换机网络将会延时增加5μs的时间。而全部动作时间的长短由继电保护的动作时间和智能终端的动作时间决定。另外在模拟实验中发现，当IEEE1588报文驻留及链路延时的修正值出现与实际时间不一致的情况时，合并单元中的信息序号不连续，导致传送到继电保护装置的报文丢失。为了解决则这一问题，研究专家组探讨除了一套应对策略，试验验证切实可行，很好地解决了这一问题。总之，多次的模拟试验结果有利证明证明，在实际的智能变电站过程网网络中采用三网合一技术是可行的，交换机、合并单元、继电保护装置等设备能够满足三网合一方案的运行要求。

3结语

继电保护故障案例分析范文第8篇

【关键字】电流与电压,二次回路,电压回路,方法

中图分类号：O361.4文献标识码：A 文章编号：

一、引言

设备大修、改造或因为交流回路技改工作完成后，都要对电流互感器二次回路接线和电压回路相序进行检查核对，确保极性相序正确，从而保证继电保护装置的安全可靠运行。

二、电流与电压二次回路接线检查方法

（一）机组电压回路定相检查

1. 利用系统倒送电方式进行电压回路定相试验

1) 如图1所示，拆开机组定子出口母线，并断开发电机定子与系统母线，合上Q2 和Q1，由系统倒送电至机组TV2 回路，使得系统TV1 与机组TV2 均处于同一个电压系统。

2) 用万用表测试系统TV1和机组TV2二次电压，应有(设系统TV1 电压为UA、UB 和UC，机组TV2 电压为Ua、Ub、Uc 和Un)：UAa ＝ UBb ＝ UCc ＝ 0 V；Uan＝ Ubn ＝ Ucn ＝ 60 V；Uab ＝ Ubc ＝ Uca ＝ 100 V；测量TV开口三角形接线的零序电压Uo应很小(接近于零)。则表示TV 回路接线正确。

2. 结合整步表进行TV二次回路定相试验

1) 拉开Q2，断开Q1，发电机组空载运行。手动投入机组同期系统。

2) 用三个电压表同时监视系统TV1与机组TV2之间的电压差UAa、UBb 和UCc。由于机组与系统分属不同的电力系统，故所测得的电压差在不断变化(变化范围为0～100 V之间)。

3) 观察整步表的角度变化，当整步表的角度差最大时，电压差UAa、UBb 和UCc 应同时达到最大值；当整步表的角度差最小时，电压差UAa、UBb 和UCc应同时达到最小值。且随着角度差的逐渐增大，电压差UAa、UBb 和UCc 也应逐渐增大。

4) 根据交流电压公式Um＝Usin(ωt＋φ)，两个正弦变化的电压量，在其幅值相同的情况下，同相之间的电压差在两个变量相差180°时候最大，相差0°时候最小，且变化规律为随着角度差的增加而增大，随角度差的减小而变小。由此可以得出，当现场测试结果与3)所述一致，则说明TV 回路接线正确。

5) 此方法要求机组频率与系统频率尽量一致且保持稳定，并使用反应灵敏的电压表如指针式电压表进行测量。

6) 若同期回路 B 相直接接地，可以不用观察UBb 的变化情况。

（二）差动保护电流回路接线检查

1) 差动保护接线示意图如图2所示。

2) 区外故障时差动保护动作分析。在图1 中发生区外故障时，如图3 所示，故障电流的流向如图中I1所示，反映到二次电流流向为图中的I2N、I2T和ICD(其中I2N为机组中性点侧感受的故障电流，I2T为机组机端侧感受的故障电流，ICD为差动继电器KDA感受到的故障电流)。由基尔霍夫定律有

I2T＝ICD＋I2N(1)

不考虑机组正常运行产生的不平衡电流等因素，有

I2T＝I2N(2)

由以上两个等式可以得到

ICD＝0

因此区外故障时候流过差动继电器KDA 的电流为零或很小(当考虑到机组正常运行产生的不平衡电流时)，差动继电器不会误动作。

同理可以得出流过差动继电器KDB 和KDC 的电流同样为零或很小(当考虑到机组正常运行产生的不平衡电流时)，同样不会误动作。

3) 区内故障时差动保护动作分析。如图4所示。故障电流的流向如图中I1T和I1N所示，反映到二次电流流向为图中的I2N、I2T和ICD(其中I2N为机组中性点侧感受的故障电流，I2T为机组机端侧感受的故障电流，ICD 为流过差动继电器KDA 的故障电流)。由电流定律有

ICD ＝ I2T＋I2N (3)

因此区内故障时候流过差动继电器KDA 的电流为机端侧和中性点侧电流互感器感受到的故障电流之和，一旦ICD达到或超过差动继电器的动作电流整定值，KDA 继电器动作并发出相应的跳闸信号。

同理可以得出差动继电器KDB 和KDC 的动作结果。

4) 从以上分析可以看出，按照图2所示进行电流互感器二次回路接线，可以保证差动保护区外故障时候可靠不动作，区内故障时候可靠动作。

（三）带负荷检验差动电流回路接线的正确性

当一套差动保护新投运时，要对其进行带负荷检验。一般都采用六角图测试。六角图测试可以采用功率表法测量，这种方法不在此阐述之列。本文只介绍利用双钳相位伏安表来检查测试六角图的方法。

可以采用分别测量机组差动保护机端侧和中性点侧电流回路的幅值和相位，确认每组互感器的接线为正序，然后再测量相同相别的两组互感器之间的相对角度差来作出六角图进行判断。但更简单的方法就是在确认电压回路接线正确的情况下，固定某一电压向量作为参考向量，分别对接入差动保护的机组中性点和机端侧电流互感器二次回路进行测量，记录各电流的大小和相位，只要流入同一差动继电器的机组中性点侧和机端侧电流互感器二次电流方向相反，大小相等，就能证明差动保护的二次接线正确，否则接线就是错误的。

案例分析1：

为了更好地说明差动回路的六角图测试及判别方法，现以龚站上厂机组保护改造后测得的六角图测试数据为例，实际分析差动保护的六角图测试判断方法。

1) 用双钳相位伏安表分别测得机端侧和中性点侧电流互感器二次回路三相电流的大小和幅值如表所示。

2) 按照表所测数据，作相量图如图5所示。

3) 由图5可以看出，A411与A471，B411与B471，C411与C471方向基本相反，大小(幅值)基本相等，由此可见，机端侧电流回路和中性点侧电流回路流进差动继电器的电流互感器二次电流方向相反，所产生的电流链也近似相等。由此，可判断该差动保护电流互感器二次接线是正确的。

案例分析2:

某500 kV变电站，共有3个电压等级。分别为500 kV采用3，2接线、220 kV采用双母接线、35 kV采用单母接线，保护小室5个，分别为3l、32、2l、51、52小室。线路及母线电压互感器15套，Tv二次中性点公共联络点在32小室．其他小室分别用一根控制电缆连接于32小室，且每组Tv二次中性点N600均安装放电间隙1只。全站安装交流电压两点接地在线监测装置l台．所有Tv一点接地点位置在该监测装置屏上显示。

事故现象：变电站交流电压两点接地在线监测装置发出TV二次接地信号。

分析判断：1)在交流电压两点接地在线监测装置上，现场手动测试Tv二次接地情况，报Tv二次接地信号；2)使用钳形电流表在主控室两点接地监测装置屏上测量公共接地点Tv二次中性线(N600)有145 mA的电流，据此判断Tv二次中性线确实存在两点以上接地点。

故障点排查思路是分段查找、逐个排查：

(1)如图5所示，根据全站N600连接示意图．在32保护小室使用钳形电流表检查连接31、32、2l、5l、52小室的N600回路中的电流。

(2)实际测量电流值31线为78 n认、21线为31mA、5l线为36 mA、32保护小室至主控室N600总线存在120 Il认的电流，初步判断31小室保护设备、35 kV I段Tv二次N600回路存在两点接地。

(3)使用钳形电流表逐个检查35 kV I段Tv端子箱中放电间隙是否被击穿。实测放电间隙中没有电流，则排除放电间隙被击穿造成接地。

(4)将35 kV I段Tv端子箱至31号保护小室l号主变保护屏端子排上的N600二次线断开．公共接地点中性线电流降为12 mA，‘TV两点接地信号”消失。

(5)检查此端子箱至TV二次回路的L600、N600电缆和接地情况。发现Tv刀闸辅助接点盒处L601电缆芯外皮破损与铁盒相接。造成7Ⅳ两点接地，如图6所示。

三、结束语

电流与电压二次回路是我们在生活中经常遇到的问题，我们一定要运用科学的方法，合理地去处理二次回路问题，要避免由于二次回路而造成安全事故。

参考文献：

[1] 殷晓波,刘威.判断差动保护电流回路正确接线的方法[J]. 安全、健康和环境. 2011.(06)

[2] 任留通, 芦凤君.检查交流二次回路接线的新方法.电力建设1993年6期

[3] 周建军,等. 二次电压回路检查方法的探讨. 电力系统保护与控制. 2010年03期

[4] 熊飞.电流与电压二次回路接线检查方法.电气时代. 2008年05期

[5] 古卫婷,刘晓波,贺军甫.电流二次回路通流试验的若干问题分析.陕西电力.2007年10期