继电保护实操步骤篇1

关键词：双母线倒闸操作预控措施

1概述

山西大唐国际云冈热电公司二期两台300MW机组220kV系统采用双母线接线，两台300MW机组分别以发电机――变压器接线升压至220kV，然后以两回出线接入大同电网雁同500kV变电站220kV母线，#2启备变电源引接于厂内220kV双母线上。双母线接线是电厂、变电站中广泛采用的一种母线方式，这种主接线方式通常是将母联断路器合上使用双母线并列运行，这样当一组母线发生短路故障时，母差保护只需要将连接在该组母线上各电气元件的断路器和母联断路器跳开，而另一段母线仍在继续工作。或者运行一组母线需要检修，可以将该母线上的电源和负荷倒至另一组母线上运行。此接线方式可靠性较高、调度灵活、便于扩建、便于试验。双母线的运行方式不同，自动装置配置的差异以及不同的操作任务也都将影响到倒闸操作的每一具体步骤，因此针对不同的情况，分析其危险点，掌握其正确的操作方法及步骤，对防范误操作事故发生，有着很现实的指导作用。

2倒闸操作前准备工作的主要内容

2.1倒闸操作前操作人员要认真考虑的问题①改变后的运行方式是否正确、合理以及可靠，并分析运行方式改变后对系统的影响。为此：在确定运行方式时，应优先采用运行规程中规定的各种运行方式，使电气设备及继电保护尽可能在最佳运行状态运行。②倒闸操作是否会影响继电保护及自动装置的运行，在倒闸操作过程中，如果预料有可能引起某些保护或自动装置误动或失去正确配合，要提前采取措施或将其停用。

2.2倒闸操作前操作人员应做好的准备工作①接受操作任务。操作任务是由操作指挥人（值长）下达，接受操作任务后，值班负责人（单元长或机组长）要首先明确操作人及监护人。操作人及监护人对操作范围和内容必须清楚无误。②确定操作方案。操作前，必须认真核对一次系统图，并查清与操作相关的一、二次设备的状况。根据当班时设备的实际运行方式，按照规程规定，综合考虑后确定操作方案及操作步骤。③严格履行工作结束手续，值班人员要到现场仔细检查设备是否变动，如开关、刀闸、地线、压板、保险的位置和状态等。④填写操作票。操作票必须由操作人员填写，填好的操作票应进行三审制，即操作票填写人员自审，操作监护人初审；值班负责人复审；审查后签名确认，以保证操作票正确无误。

3双母线倒闸操作方法及其对应的预制措施

3.1双母线运行方式①双母线并列运行（正常运行方式）。每条母线上连接的电器元件即有电源也有负荷，母联开关为合闸状态。②双母线分列运行（可靠性差，一般不使用）。每条母线上连接的电气元件即有电源也有负荷，母联开关为分闸状态。③单母线运行（一组母线故障或检修）。一组母线正常运行，接带各电源及负荷，另一条母线腾空或检修，母联开关分闸。

3.2常见的双母线倒闸操作①220kV南母倒至北母运行，南母停电解备；②220kV南母送电，220kV南、北母并列运行；③220kV北母倒至南母运行，北母停电解备；④220kV北母送电，220kV南、北母并列运行。

3.3母线倒闸操作的原则①倒母线必须先合入母联开关（200开关），并断开控制电源空开（或取下直流控制回路熔断器），以保证母线个例开关在并、解列时满足等电位操作的要求。取下直流控制回路熔断器是防止在倒换刀闸过程中母联开关由于某种原因突然断开，造成两母线电位不等，带负荷拉合刀闸而发生严重事故。②在母线隔离开关的合、拉过程中，如可能发生较大火花时，应依次先合靠母联开关最近的隔离开关，拉闸的顺序与其相反。尽量减少操作母线隔离开关时的电位差。③断开母联开关前，母联开关三相电流应指示为零；同时隔离开关辅助触点，位置指示器应切换正常，重点防止“漏”倒设备，或从母线电压互感器二次侧反充电，引起事故发生。④操作前对运行方式要认真考虑，接在每条母线上的开关数量要相当，负荷安排要合理，力求母联开关的交换功率基本平衡或潮流不能太大。条件允许的话，每条母线电源变压器要保持一个接地点，双回线应各占一条母线，以提供高供电的可靠性。

3.4倒闸操作的顺序及方法①首先应合上母联开关（或检查母联开关再合），然后断开控制电源空开（或取下母联开关直流控制回路熔断器），最后检查母联开关三相合闸正常，这几项是倒母线实现等电位操作必备的重要安全技术措施。②倒母线时，母线隔离开关拉合有两种方法；一种是合上一组备用的母线隔离开关之后，就立刻拉开相应一组工作的母线隔离开关；另一种是把全部备用的母线隔离开关合好后，再拉开全部工作的母线隔离开关。③在倒母线结束前，断开母联开关应注意，对要停电的母线再检查一次，确定设备已全部倒至运行母线上，检查母联开关电流表指示为零，然后断开母线电压互感器二次开关，最后再断开母联开关。④母联开关因故不能使用，必须用母线隔离开关拉、合空载母线时，应先将该母线电压互感器二次侧断开（取下熔断器或断开自动空开）防止运行母线的电压互感器给空载母线电压互感器反充电造成电压互感器二次侧熔断器熔断或自动空开跳闸。⑤在倒母线过程中，需要倒换不同变压器中性点接地刀闸时，应先合上不接地变压器的中性点刀闸，然后再拉开接地变压器的中性点刀闸，且两个接地点的并列时间越短越好，这样可以防止在此期间电网发生接地故障时，因单相接地短路电流大幅度地增大，而扩大电网中零序保护动作范围，使电网中的保护很可能出现越级跳闸；同时对并列接地的变压器来说，在两个中性点并列接地时，当变压器某侧母线发生接地故障时，由于并列接地隔离开关的分流作用，使变压器零序保护的灵敏度降低，有可能造成变压器保护拒动。

3.5在母线倒闸操作过程中，运行人员应注意以下几点①母线倒闸操作必须投入母线差动保护。母线倒闸操作时，错误操作概率较大，操作设备元件多，设备故障概率同时也较大，万一发生误操作或设备故障造成母线短路，母线差动保护能快速（0.1s以内）动作切出故障，可以避免事故的扩大。②母线倒闸过程中，此时因元件同时与两母线相连，运行人员在倒闸操作中对“母线互联压板”的投退必须严格执行倒排操作时将“母线互联压板”投入，倒排操作结束后断开“母线互联压板”的规定，实现非选择性作用。③母线倒闸过程中，当拉开或合上某一刀闸后，应检查母差交流回路刀闸位置指示灯灭或亮，方可继续操作，否则应查明原因。若不能及时处理，应申请值长将母差保护刀闸位置用小开关切至“手合/手分”接通位置；处理正常后，母差保护刀闸位置用小开关切至“自动”接通位置。④母线倒闸过程中，当刀闸辅助接点变位时，BP-2B母线差动保护装置能发出“开入异常”信号，RCS-915AB母线差动保护装置能发出“刀闸位置报警”信号。此时需要运行人员在操作过程中关注母差保护上显示的刀闸位置情况是否与一次系统对应，不要轻易复归刀闸变位信息，在确认确实由操作引起刀闸变位后再复归，如果发现并确认刀闸位置与一次不符，可以通过设在保护屏上强制开关制定正确的刀闸位置。⑤母线检修后送电前必须采取的安全措施：a测量检修母线的绝缘电阻值在合格范围；b投入母联开关保护（充电保护和过流保护）并按最小值整定；c断开母差保护和闭锁短接压板；（在合母联断路器时，母差保护短时推出，200ms后自动重新投入）测量检修母线的绝缘值是为了争取提前发现故障；投入母联开关保护是确保检修后的母线在送电后万一发生短路（如：漏拆地线、遗留工具等）。瞬间跳开母联开关，及时切断故障，保障运行母线安全运行。断开母差保护的闭锁短接压板是为了防止母差保护动作后扩大事故。（南瑞继保的RCS-915AB微机母线保护装置中同时设有“充电保护”与“过流保护”投入的控制字和硬压板；深圳南瑞的BP-2B微机母线保护装置中“充电保护”与“过流保护”只通过硬压板进行控制；）⑥利用正常运行母线通过母联开关给空母线充电（母联开关一侧有电一侧无电），在合闸前必须投入同期短接开关。因为母联开关是同期点，合闸前必须检查同期，符合同期并列条件，才允许合闸。实际上其中一组母线并无电压，也就不存在同期并列问题，同期装置不允许合闸是不应该的，为了操作顺利合闸，因此必须将同期短接开关投入。⑦220kV隔离开关正常情况下采用远方NCS画面操作，当远方操作失灵时，改用就地电动操作，若电动失效，特殊情况下可采用手动操作。操作过程中，就地必须有人监视隔离开关的实际状态。隔离开关操作结束后，将其动力电源开关断开，就地执行机构控制柜门锁好。⑧停电母线的电压互感器所带的保护（如低电压、低频、阻抗保护的），如不能提前切换到运行母线的电压互感器上供电，则事先将这些保护停用，并取下其跳闸压板。⑨当母联开关的断口电容C与母线电压互感器的电感L，可能形成串联铁磁谐振时，要特别注意拉母联开关的操作顺序：先断开电压互感器的隔离开关，切断L后拉开母联开关：母线送电时合母联开关的操作顺序：先合上母联开关，给母线充电后，再合上母线电压互感器隔离开关，破坏构成L-C谐振的条件。

3.6双母线故障处理的倒闸操作

3.6.1母线隔离开关发热的处理操作。①汇报调度，请求设法降低负荷电流。②如果有备用线路，可投入备用线路，将故障线路停电后，拉开故障母线隔离开关，进行处理。③改变双母线运行方式，将备用母线隔离开关合入，拉开发热的母线隔离开关，使其退出运行。此时，注意母线保护及非选择性开关的使用。④双母线固定连接，特殊情况下要求母线差动保护在改变运行方式后仍有选择性，可采用固定连接倒母线、母联开关断开的办法。

3.6.2母线故障时处理的操作。①根据跳闸的断路器及母线差动保护动作情况，全面判断事故。②注意厂用电源的切换。③根据母线差动保护的动作情况，对现场的设备进行检查。如果发现故障点，应立即断开有关断路器进行隔离，尽快对停电母线恢复送电：如故障点不能隔离，则应将故障母线上的停电设备倒至运行正常的母线上。④当一组母线故障后，将故障母线上的停电设备倒至运行正常的母线上时，一定要遵照“先拉后合”的原则进行操作：即先拉故障母线上的母线隔离开关，后合运行母线上的母线隔离开关。

4结束语

在电力系统中，“安全”是一个永恒的话题。保障电网的安全运行，从倒闸操作的角度考虑，明确倒闸操作原则，了解倒闸操作的危险点及预控措施，优化倒闸操作步骤，意味着降低误操作的概率。

参考文献：

[1]陈家斌.常用电器设备倒闸操作，2006.

[2]钱振华.电气设备倒闸操作技术问答，2005.

[3]万千云，梁惠盈，齐立新，万英.电力系统运行实用技术问答，2002.

继电保护实操步骤篇2

【关键词】防误闭锁装置；误操作；独立五防；一体化五防

一、微机防误装置的应用

近年来，计算机技术在电力系统的普及应用，使电力系统自动化技术水平有了质的飞跃。传统的老式变电站逐渐被综合自动化变电站取代，变电站生产运行管理向网络化、信息化、智能化方向发展，实现减员增效，降低运行成本。然而变电站时有发生人为误操作事故，严重影响电力系统安全运行。为杜绝人为误操作事故，相继出现了电磁闭锁装置、机械装置、机械程序锁装置、电气防误闭锁装置。而这几大类的闭锁装置都有着不同的缺点：电磁闭锁装置时常出现机械卡涩，辅助接点接触不良和直流接地；机械程序闭锁装置不能实现复杂接线的“五防”功能，它采用固定式的锁具，安装、维护不方便，锁具、钥匙没有通用性，因此该装置可维护性差，使用寿命短，基本上已被淘汰。电气防误闭锁回路方式可靠，但需要接入大量的二次电缆，接线方式比较复杂，特别是当一个电磁锁回路中串入的辅助切换开关触点较多时，常会因触点接触不良而影响电磁锁的正常工作，需解锁处理，从而导致安全风险增大。

二、微机防误装置运行模式分类

根据在微机五防是否具备独立五防主机的运行模式，分为独立五防和一体化五防：

1、独立五防

就独立五防产品而言，虽然各厂家的产品各有其特色，但基本原理和采用的技术手段大致相同，装置主要由PC机、智能模拟屏、工控机、电脑钥匙和各种锁具组成。通过在PC机或智能模拟屏上模拟预演，由系统内预先存储的逻辑规则和状态对每步预演进行判断，并通过串行接口通讯将操作步骤输入电脑钥匙中，然后用电脑钥匙打开装于现场相应设备上的编码锁，然后进行倒闸操作。

微机闭锁经过十几年来不断的完善和发展，在变电站已大面积推广应用，其综合指标相比其它防误闭锁装置具有不可比拟的优越性。特别是闭锁全面、操作方便、维护简单、性能可靠。目前微机防误闭锁装置主要有间隔层、自动化设备层和站控层，其中站控层是由微机防误主机和后台机以及综合操作屏组成的，如图1。

1.1间隔层（也叫过程层）：由各级电压配电装置的一次设备的数据采集单元和相关接口组成。

1.2自动化设备层1：由继电保护、测量控制单元、各类功能单元及相关上下接口组成。

对于110kV电压等级的保护测控单元，继电保护按独立工作设计，可与专用110kV测控单元组成一个安装单位的总体单元，两个单元可独立的接于监控网络上，也可将保护单元通过串口与测控单元连接后，由测控单元通过接口与监控网络相连。

对于220kV及以上电压等级的安装单元，每个安装单位的继电保护与测控单元一般都按照分别通过接口接于监控网络上设计，因此可按其网络接口的不同要求直接接入监控网络，也可以由这些保护和测控单元生产厂家将保护和测控单元组成单独网络，通过微机主机的网络适配器接入监控主机。

1.3自动化设备层2：与变电站层之间可以通过RS-485、CANBUS、LONWORKS等多种现场总线接口，并具有灵活的组网方式。

1.4变电站层：由变电站微机综合操作系统组成的微机监控系统，由主机、后台机、综合操作屏、辅助功能部件（GPS、MODEM等）组成。

现惠州供电局变电部管辖变电站绝大部分使用的是珠海共创有限公司的FY2000-04型微机防误闭锁装置。实现了微机五防闭锁系统通过监控系统进行实时对位，减少了人工对位可能出现的错误，减少运行人员的劳动强度，提高了对位的正确性；微机防误闭锁系统以通信的方式，控制（闭锁）监控系统对设备的操作，实现的方式；在微机防误系统开出倒闸操作票，经过模拟操作后，形成固定的操作步骤，然后，微机防误闭锁系统按此操作的步骤向监控系统发出许可操作信息，以确认上一步的操作完成，发出下一步的操作许可，如此反复，直至完成操作。然而，这仅仅是将操作步骤固化；但对于设备操作的开放或闭锁不是实时，而惠州站采用的珠海共创研发的FY2000LY（蓝牙）型微机防误闭锁系统“在线”模式的微机防误闭锁系统，采用小型无线数据网、视频摄像及传送、浮动电流检测、智能语音合成等新技术在原有产品的基础上构造一种具备现代新型防误闭锁系统特征的新系统；它采用的小型无线数据网络技术，实现了微机防误闭锁系统的电脑钥匙与主控设备之间的无线信息同步，能实现设备操作开放或闭锁的实时性，从而实现离线操作模式。

2、一体化五防

一体化五防，又称变电站自动化系统五防子系统。在一体化五防系统方案设计中，在原来微机五防模式下，取消独立五防主机，将五防系统嵌入监控系统，利用基于测控网络的防误闭锁技术，实现间隔联锁和调度端遥控操作的防误闭锁功能。

变电站自动化五防子系统由站控层防误和间隔防误构成（如图2）。站控层包括闭锁软件系统、电脑钥匙及锁具，间隔层防误是由测控装置的软件逻辑闭锁来完成；现场布线式单元闭锁也作为整个变电站防误体系的有机组成部分。

2.1站控层的防误闭锁

在监控系统新增加的五防功能模块是以监控的图形环境和实时库为数据基础，带有操作票智能生成与管理并对变电站一次设备的远方及就地操作进行五防闭锁功能的监控模块。一次设备的后台遥控操作可以凭借与五防模块的实时数据共享与交流可靠地实现逻辑闭锁功能。而对一次设备的就地操作则需要将操作票内的相关操作内容传输到电脑钥匙中，通过电脑钥匙强大的功能实现一次设备就地操作的五防闭锁功能。

2.2间隔层的防误闭锁

间隔层防误闭锁是依托于间隔测控装置与变电站内以太网，在测控装置借助管理软件中的PLC，画出所需的梯形图，然后通过串口下载到装置里即可完成所需功能。

间隔层防误功能应由测控装置完成，实现本单元所控制设备的操作闭锁功能，应满足如下要求：

a)完备性：应可使用变电站内任一个开关、刀闸等实时采集到的信息参与任意一点的控制闭锁；

b)实时性：应保证五防信号的实时传送，提高了控制的可靠性；

c)独立性：防误闭锁逻辑分散存放于相应测控装置内，与站控层计算机系统无关，在站控层系统故障退出运行时也可独立实现全站的控制闭锁；

d)冗余性：信息的采集应支持冗余双以太网方式。

间隔层防误系统分为间隔内闭锁和间隔联锁，间隔内闭锁因为实时库就在装置本地，可以简单实现防误。间隔间联锁的信息一部分来源于装置本地，另一部分则来源于联锁装置，联锁信息通过实时查询方式来获取，实时查询是在遥控选择命令是否执行。

在一些新建的变电站中，如220kV昆山站，使用的就是一体化的五防。在一体化五防系统的实际应用中，以往经常出现的五防系统与监控系统通讯的故障已不再出现，系统具有操作简单，响应速度快等优点，变电站端每一步操作均经过站控层的五防规则、间隔层五防规则检验，大大提高了变电站倒闸操作的安全性。系统操作流程如图3。

三、微机防误系统运行情况比较

1.独立五防系统运行时存在的问题

我变电部使用的珠海共创有限公司的FY2000-04型微机防误闭锁装置是共创公司近年发展起来的产品，将此套微机五防接入现有变电站的监控系统，必须解决通讯规约的问题，而且以不影响原运行系统功能为依据。但原监控系统为复杂多样，特别是通讯接口、通讯规约千差万别，常出现由于监控系统版本过低而造成接入的困难，甚至无法接入。两套计算机装置之间实现通讯的先决条件是他们都采用共同的物理接口标准和共同的通讯协议（即通讯规约）。调试一套规约必须闭锁系统与RTU或综合自动化装置接双方同时在现场才能实现联调，对于老变电站改造项目，因为两套装置不是同时订货，RTU厂家一般都不愿意为较少的接口费而到现场和微机五防联调，导致五防联调时很被动。虽然现在我部使用独立五防的变电站联调规约问题得到解决，但仍出现因监控系统问题导致无法跟五防装置接入的问题。

运行维护：微机五防维护主要是对电脑主机、电脑系统软件、电脑钥匙、通讯适配器、充电座的运行稳定性、五防系统数据、装置的锁具锁码片、五防锁具、图形模拟系统的界面等进行维护，并在微机五防系统出现问题时，应尽快解决五防系统的问题，而不应该由运行人员解锁而导致失去微机五防，仅仅依靠现场布线式单元闭锁防误装置，那会大大降低防误闭锁的安全性和可靠性。

2.一体化五防系统运行时存在的问题

由于以往综合自动化厂家首次涉及变电站五防功能涉及，对五防设计和安装调试都有所欠缺，并且五防锁具与五防系统软件常由不同厂家提供，在实际系统的安装调试中存在沟通不足和协调不足的问题。

一体化五防系统在使用过程中存在着不能同时进行无逻辑关联的多任务模拟操作。因在变电站运行操作中，允许同时进行无逻辑关联的倒闸操作，如同时进行不同电压等级的电气操作时，从而导致运行人员需完成一项操作任务后，才可以开始另一个操作任务，而不能分组同时进行，不仅仅大大的增加了倒闸操作时间，并影响用户供电可靠性。

一体化站控层对设备的闭锁为软闭锁方式，由自动化系统软件实现，不象其他防误系统由锁具或机构对设备进行物理闭锁，即硬闭锁。一旦自动化系统软件由于不可测因素（如：干扰、病毒、死机等原因）不能正常运转，则所有设备操作均失去防误保障，极易产生误操作事故。

继电保护实操步骤篇3

关键词：预案；人机界面

0引言

地铁作为一个城市的公益行业，直接服务于大众，安全是其运营的永恒主题。由于地铁具有绝大部分线路和车站处于地下、较为封闭、人群聚集量大、公众疏散困难等特点，一旦发生事故很难控制和救援，人员伤亡、设施设备和财产损失往往想到严重。为了有效应对地铁日常运营时可能突然发生的火灾、爆炸、设备故障、恐怖袭击等灾害事件，各国地铁在硬件方面设置了各种防灾报警和救灾装置。同时，本文从软件角度入手探讨研究安全管理的模式，其中建立并启动联动预案就是一种成功的方法和经验。地铁联动预案可以指导地铁运营工作人员，可以指导应急行动按计划有序进行，防止因行动组织不力或现场救援工作的混乱而延误事故应急，从而降低人员伤亡和财产损失。

1人机界面联动预案

本节概述联动预案如何通过人机界面操作。

1.1主预案

火灾情况下，ESC(EnvironmentSystemControl)会通过人机界面调用主预案（见图1）。然后操作员需要手动点击人机界面上流程图中的按钮来进行操作。

图1主预案总览

步骤1：按下“火灾报警”的按钮，系统自动弹出火灾位置图

步骤2：ESC确认火灾报警的状态及详细位置。

步骤3：ESC通知SC（StationControler）派车站员工检查该区。

步骤4：ESC给SC打电话询问事故细节

步骤5：要求操作员决定火灾情况是否属实。如果确实发生了火灾，环调手动调用运营控制中心OCC（OperationControlCenter）5个操作员的子场景OCC【例如：总调CC（ChiefController）,行调TC2（TrainController）,电调PSC（PowerStationControler）,环调ESC&维调MC（MaintenanceController）】

1.2人机界面（HumanMachineInterface）HMISC预案

火灾情况下，SC会通过人机界面调用SC预案（见图3）。然后操作员需要手动点击人机界面上流程图中的按钮来进行操作。

2ISCS预案

这个章节概述联动预案如何在车站火灾的情况下通过ISCS的预案管理器实现。

2.1ISCS主预案

火灾情况下，ESC会通过预案管理器调用主预案，主预案的具体描述如下

步骤1：自动打开火灾发生位置的HMI，并出现对话框提示操作员。

步骤2：自动分配缺省的摄像头到显示器上以供操作员查看火灾情况。

步骤3：弹出对话框，提示操作员与SC联系并进行相应的检查。

步骤4：要求操作员决定火灾情况是否属实。如果确实发生了火灾，主预案会跳到第七步；否则主预案将继续执行下一步。

步骤7：调用CC操作员的预案。

步骤8：调用TC2操作员的预案。

步骤9：调用ESC操作员的预案。

步骤11：调用MC操作员的预案。

步骤12：结束预案。

2.2ISCSSC预案

火灾情况下，SC会通过预案管理器调用SC预案，SC预案的具体描述如下

步骤1：自动打开火灾发生位置的HMI，并出现对话框提示操作员。

步骤2：自动分配缺省的摄像头到显示器上以供操作员查看火灾情况。

步骤3：弹出对话框，提示行车值班员通过GCC或者FAS确认火灾报警的状态及详细位置,通知值班站长到现场确认，向ESC报告信息。

步骤4：要求操作员决定火灾情况是否属实。如果确实发生了火灾，SC预案会跳到第5步；否则SC预案将继续执行第8步。

步骤5：要求行车值班员与值班站长确认是否能现场扑灭。如果可以，SC预案会跳到第6步；否则SC预案将继续执行第11步。

步骤11：确认发生火灾后，值班站长宣布执行火灾应急预案，报行调、环调、站长、相关主办、119、地铁公安和120，根据情况向行调申请列车在本站通过。

步骤12：要求操作员确认火灾是否可以控制。如果可以，SC预案会跳到第14步；否则SC预案将继续执行第13步。

步骤13：自动进行火灾站内广播，引导乘客疏散。

步骤14：提示操作员确认门禁、AFC设备有没有联动执行紧急模式、火灾模式正确执行；保洁是否粘贴告示，是否已去出入口接警。

步骤15：通知操作员与站厅、站台人员确认乘客是否疏散完毕，及时将火灾情况报告行调，并与行调、值班站长保持联系。

步骤16：要求操作员确认是否需要撤退。如果需要，SC预案会跳到第17步；否则SC预案将继续执行第18步。

步骤17：提醒操作员撤退时，随身携带与行调联系的无线电台。"

步骤18：结束预案。

3优缺点分析

3.1人机界面联动预案

人机界面的联动预案相对更加灵活，操作员可以选择以任何顺序执行预案步骤。但是这也增加了

操作员遗漏操作步骤或误操作的可能性。而且，人机界面的联动预案无法提供一种机制来保证对于同一种联动预案，在同一时间只有一个操作员在操作。人机界面的联动预案的另一个缺点是不具备可配置性，也就是说预案步骤在确定之后无法由操作员进行配置（例如增加、删除或修改预案步骤等）。

最后，因为现有综合监控系统（IntegratedSupervisoryControlSystem）ISCS的人机界面对于其他子系统没有直接接口，所以开发人机界面联动预案需要额外的开发时间及测试时间。

3.2ISCS联动预案

ISCS联动预案的步骤及逻辑是事先定义的，预案开始执行后，操作员可以跳过执行步骤但是不

能执行已经执行过的步骤；这主要是因为ISCS的联动预案是自动执行的，这种机制可以减少操作员误操作的几率。ISCS预案管理器提供对预案步骤进行编辑的功能，而且ISCS预案管理器可以对许多其他的子系统进行操作，如加载摄像头，进行广播，判断数据点数值等，因此操作员可以通过预案管理器对联动预案的进行有效且灵活的配置。针对广佛项目，预案管理器将新增两种防护机制。一是确认联动预案只有具有相关权限的操作人员才可以运行。二是保证在同一时间内，对于同一种预案只有一个用例。

4结论

综上所述，ISCS联动预案具备自动性，可配性，安全性。它能够减低操作员误操作的可能性，增加联动预案的可配性与扩展性，并且提供了有效的防护机制。因此，建议使用ISCS联动预案替代（HumanMachineInterface）HMI人机界面的联动预案。

参考文献

[1]吴宗之,刘茂.重大事故应急救援系统及预案导论[M].冶金工业出版社,2003

继电保护实操步骤篇4

【关键词】继电保护缺陷影响

作为一名继电保护人员，日常打交道最多的就是各种继电保护装置，日常工作的一项重要内容就是维护保护装置、消除装置的异常和故障缺陷。造成保护装置故障的原因很多，根据职责分工，操作和维修管理部门的责任包括操作和维修不良、误操作、接线错误，不正确安装及调试，原理和软件缺陷；基础设施部门的责任包括调试质量差；设计部门的责任包括设计不合理，设计错误；还有其他的责任以及不明原因。基础设施设计部门责任造成的问题，可以通过加强全过程技术监督检验来解决，但保护装置制造不良造成的问题必须依靠厂家解决。本文对继电保护装置故障的消除进行了论述。通过对保护装置的几种常见故障和缺陷的分析，提供一条解决对应故障和缺陷的路径，以求可以相对准确且快速地消除故障和缺陷。

一保护装置异常案例介绍

某日，监控中心通知某110kV甲变电所2号主变10kV侧101开关三相电流紊乱，由0A～2A跳跃，三相电压都显示为40V左右，明显异常。本人到现场后查看，主变保护101开关差动电流及后备保护三相电流均为1.2A左右，显示正常。接着使用电流钳表钳模拟量输入插件背板端子上所接的测量电流电线，三相测量电流也均为1.2A左右，因此可排除CT故障；又用万用表测量端子排后测量电压均为60V左右，又排除PT故障。初步判断为测控装置故障。后来联系厂家更换了模拟量输入插件（更换时将电流回路短接，勿开路），但故障现象未消除。再判断为CPU插件问题，其后更换CPU插件后，故障现象消失，装置恢复正常。通常，一些运行时间长，容易引起保护装置误动的例子。目前广泛应用于微机保护装置异常，为方便现场维修人员，不需要知道具体原件损坏，只要判断插头损坏即可。这样做是为了提高现场处理的缺陷率，两者的目的是微机保护硬件比较复杂，确定具体的故障元件对人员的技术水平要求较高，而且缺乏检测与维修设备，根据本人的经验，由电源插头或异常所造成的中央处理器插件故障，只要退出保护装置，更换电源插头或插件可以恢复正常。请注意，如果更换处理器插件，将不得不设置值和波段开关做整组传动试验正确后才能投产。

二通道回路故障

该装置通道故障时，光纤保护通道故障保护装置，可能导致故障，所以当装置通道报警，必须保护退出运行，进行维修人员立即到现场。出现故障，往往是由于缺乏有经验的维修人员或有效的检测手段，可以不被发现或解决问题，导致光纤保护，及时恢复正常运作，从而影响运行安全可靠。光纤保护通道告警由多种原因引起。如光纤断芯、跳线接头松动、尾纤弯曲过大或接头污损、熔纤质量不好、多路复用接口设备故障。通道缺陷处理涉及继电保护与通信专业，往往涉及两个变电站和单位，使处理更加困难。以该光纤电流差动保护为例，本人认为加工通道故障缺陷应遵循以下顺序：查看设备和监测的背景信息和保护装置的收发状态是否正常；了解失败的光纤信道专用光纤通道或多重200通道。如果多路分渠道，通过网络管理系统检查，以判断问题在一侧或两侧；利用光纤测试工具，如光功率计测试光收发器的功率是正常的，不同的保护装置的发射功率和接收灵敏度是不同的，具体可参考有关规范。在测试过程中，应检查光纤连接器有没有玷污，接触是否是安全的。特种光纤的核心，保护装置测试收发功率，也可自环测试，以判断问题所在。

三控制电路断路保护装置是常见的缺陷

找出控制回路断线原因，需要专业的断路器控制回路了解清楚。根据笔者实际情况，控制电路断开的原因大致有以下几种：一是接线松动。二是断路器机械闭锁继电器损坏或其他锁定接触不关闭。三是断路器辅助接点异常；四是操作箱位置继电器损坏。当控制电路断线故障时，可按照下列步骤检查：第一，在操作箱常闭接点或TWJ灯光明亮的灯光，如描述控制回路完好，可能是twj继电器常闭接点或提供信号的电气问题，但不排除返回信号的问题。第二，如果灯不亮，使用万用表直流电压保护屏幕播放终端设置，再测量跳闸回路对地电压为110V，为正常，然后从终端机构箱跳闸回路完好，清除装置内部接线松动的问题，那么问题的操作箱。更换插头。第三，如果使用万用表在端子排上测量跳闸回路对地电压为110V，然后终端机构箱跳闸电路。根据控制回路图，从左至右的终端或接触测量的对地电压，当110V电压，面前的问题是正电位和负电位之间的循环。

四直流接地

接地是一种最常见的缺陷，应当及时查找直流接地，尽快消除，治疗直流接地可以采取的步骤是：根据运作模式，操作条件和气候影响的判断可能是地面的地方，使用一个查找方式，分段处理的方法在第一部分，信号后的第一次手术的一部分，室外部分的原理，室内两部分。为推拉式紧急照明和防误操作装置电路、户外、室内关闭回路闭合电路、信号电路和系统控制电路，控制电路和主控制回路、直流整流装置和电池电路。在直流电路切断，切断时间不得超过3秒。如果地面时，有人在工作，在工作设备最大似然，应该断开设备的直流电源，检查直流接地信号是否丢失，如丢失，应根据工作条件和位置查找出地面，如不继续拉的方式发现。当地面潮湿的天气，地面应户外可能受潮湿或接线盒，然后应用一个拉路搜索方法应该是第一个断开相关的开关电源，电源供应器，电源和信号主变运行的电力，而不是的断开室内控制电路供电保护装置供电，提高发现接地回路的速度。

继电保护实操步骤篇5

关键词：电力系统；继电保护；整定计算

一、继电系统保护系统整定计算软件

软件基本上是由保护整定计算与系统参数的管理两部分组成，整定计算部分的特点通常包括：

1、整定计算的过程自动化程度非常高。整定计算的全部过程都可以不借助人工而独立完成，得出比较准确的计算结果，以供继电保护的相关工作人员参考。

2、功能设计十分适应工作的需要，整定计算的各阶段都可以为工作人员提供计算手段。为了适应继电保护的工作人员的手工计算习惯与经验，软件能够在手工制定计算条件的情况下执行任务。

3、支持网络接线图上的整定计算的各个阶段的工作，其中包括整定范围的确定、定值查看与调整以及运行方式设置等。

4、强大的计算结果的输出功能，能够以多种形式输出计算结果。

5、具有基础资料管理与历史记录的功能。为了推广计算软件，软件设计通常以操作的简单与界面友好为重要的目标。系统充分考虑到使用对象的思想和操作习惯，从用户实用出发，提供方面形象的图形化的输入功能，简化操作，方便使用。软件系统采用模块化的设计，拥有更大的扩展空间。

二、整定计算软件存在的问题与解决方法

整定计算软件的发展速度越来越快，许多系统已经在实际社会经济生活中得到应用，在推广过程中发现了一些问题。

1、关于计算结果正确性的问题

整定计算的过程是比较复杂的，它要求各个阶段有机配合，从而形成整定方案。这样一系列的工作仅仅根据基本原则是不能很好地完成的，往往需要具有丰富实践经验的相关计算人员进行干预。因此，虽然计算软件的的自动化程度很高，但是软件计算结果的合理性和准确性经常受到用户质疑，即便计算软件能够呈现详尽全面的整定计算过程，也需要用户通过对庞大繁杂计算过程的核对来判断计算结果，这样的工作有很大的难度，相当于人工计算一遍。最终现状是计算软件的许多功能被废弃或者只使用其中的部分功能。

通常的解决方式是将整定计算过程分成一步一步来完成，每一步计算都预留出使用者参与的空间，即所说的半自动的整定计算模式。这样的模式能够提高使用者对于软件计算结果的信任程度，但是这样的模式有一个很难解决的矛盾，即计算步骤应该细分到什么程度。如果步骤过细，智能工作过于依赖人工，那么计算软件的实用性和存在基础就失去了；如果步骤过粗，那么对问题的解决于事无补。想要更好的解决问题，必须清楚地了解整定过程，确定用户能够参与的内容部分。

2、软件有用性的问题

软件的有用性是关系到软件推广的重要因素，有用性主要是指可用性与实用性。可用性能够记录软件完成任务的难易，实用性是软件完成任务的能力，这两方面对整定计算软件都十分重要。但现在的整定软件经常不能兼顾这两个方面，往往出现厚此薄彼的现象，最终导致软件的可用性降低。软件可用性仍没有得到足够重视，优良的交互设计的缺乏是主要的表现。而交互设计包括相关的理论知识和时间积累的经验教训。

要解决问题就要从三个方面进行，首先是增加和完善定制单生成和管理功能，降低工作量；其次是定值校正作用的开发，定值校正可以视作计算结果的最终检查工具，检验计算结果在整定计算过程中没考虑在内的特殊因素影响下是否合适，并进行纠正或者调整。其不足就在于每次只能对一类运行方式实行校正。交互设计能够直接影响到用户的使用，交互设计过的计算软件，易学易用，智能水平也有所提高。

3、软件通用性的问题

整定计算受电网等级的影响，电网等级相同的情况下，不同的地区也产生差异影响计算。受种种条件的限制，计算软件通用性的实现有很大的难度。目前的软件大多是针对具体的地区情况开发出来的，只适用于某地点某时期的电网工作，致使软件的推广受到限制。另外，这样的状况也不能满足各个地区或者各级电网之间的交流沟通。解决这样的问题可以将插件式结构的设计思想利用到软件的设计中，设计插件式的结构，通过插件的不同版本来满足不同的用户要求。

三、总结

当前，整定计算软件的开发过程中仍然存在很多缺陷，我们要采取各种措施加以弥补。在开发软件的时候，我们要依照有关的方法、技术等作出科学的设计与分析，不断提升软件的质量。在继电保护方面，则应对整定计算过程有更加清晰和深入的了解，获得完整的需求信息并概括总结本质。

参考文献

[1]王慧芳.继电保护整定计算软件中的若干问题分析[J].继电器.2010（6）.

[2]李银红，王星华，骆新，段献忠，柳焕章，刘天斌.电力系统继电保护整定计算软件的研究[J].继电器.2010（9）.

[3]吕飞鹏，李华强，张军文，等.电力网继电保护整定计算专家系统[J].中国电力.2010（4）.

继电保护实操步骤篇6

【关键词】220kV母线；倒闸操作；风险；对策

现220kV变电站220kV部分多为双母线接线方式，正常多以双母线并列运行方式运行。在将220kV某一母线由运行转检修时，务必先要进行倒母线的操作，在倒母线操作过程中通常采用“先合后分”方式进行开关间隔母线刀闸的操作，在这个操作过程中存在风险，现就以某220kV变电站进行母线转检修操作为例进行剖析，对可能存在的风险及细节问题进行思考并提出合理化建议。

1.案例说明

某220kV变电站开展220kV母线刀闸导电臂更换工作，并先后对该站220kV母线进行轮流停送电操作。针对此次母线停电操作，由于母线PT为电容式电压互感器（CVT），不存在“系统运行方式和倒闸操作中应避免用带断口电容的断路器投切带电磁式电压互感器的空母线的情况”，为能实时监测待停电母线的电压数据等信号，母线停电操作是倒完母线后，先将母联开关转冷备用再操作停电母线的PT，后将母线转检修。但在此次倒母线某一间隔母刀“先合后分”过程中，由于“后分”刀闸一次部分分闸未到位，其二次辅助接点未能变位，其常闭节点不能复归，使两段母线CVT二次侧通过该间隔两把母刀的二次辅助接点并列运行，导致用母联开关直接断开带CVT的空母线时，空母线上CVT二次侧向一次侧反充电，造成了作为电源端的另一段母线CVT二次侧空开的保险烧断，使得另一母线保护及监控失压，对电网设备的安全运行带来极大安全风险。

上述事件除了突出反映的是倒母线操作时操作不当引起CVT二次空开断开或保险烧毁的问题，但其实在220kV双母线并列运行时，其中单一母线的停送电操作，包括其中的倒母线操作的某些操作步骤，如母联开关控制电源空开操作、母联压板的投退操作、充电压板投退操作等诸如此类细节而关键的操作步骤一旦操作出错，都有引起设备故障、扩大停电范围等事件，存在较大操作风险，现就对220kV母线操作提出几点注意事项。

2.注意事项

针对上述倒母线操作中，间隔母刀“先合后分”刀闸操作不到位，二次辅助接点未能及时变位的问题，一是操作人及监护人未能及时、全面检查后台监控机相关变动信息、母差保护屏或间隔保护屏接线方式改变与否。针对本文事例，运行人员在完成了某单一间隔由#1M母线倒至#2M母线之后，只检查了母差保护屏及间隔保护屏，没有检查后台监控机，监控机报文“某间隔电压切换继电器同时动作”只有动作信号，没有复归信号，实际情况就是该间隔的1M刀闸没有分到位，其常闭节点不能复归，使得其双位置继电器YQJ不能复归，PT二次回路是经过双位置继电器YQJ的常开节点接到操作箱CZX-12R的电压切换继电器中，如果YQJ的复归线圈不能动作，则其常开节点一直闭合，电压切换继电器一直在同时动作状态。这里需要特别提出的是，母差保护屏及线路间隔保护屏都只接了合位信号，也就是说刀闸合上到位了，它们就显示是合位，否则就显示是分位，不能正确反映刀闸的分位情况，所以在此种情况下，单单检查母差保护屏及线路间隔保护屏的情况是不可靠的。

（1）注意检查后台监控机信号。必须在倒母完成后检查拉开刀闸是否已经分开到位，比较直观的办法是看后台监控机的刀闸是否在分位（因为220kV站的位置信号全部取了双位置的），同时在母线停送电操作前，注意检查后台监控机是否出现“母线PT并列”或“电压切换继电器同时动作”告警信号，出现以上信号且没有复归，要暂停操作，安排检修、继保人员到现场进行检查处理，主要检查母线电压并列继电器的接点是否误闭合及出线刀闸辅助接点是否与实际相符。

（2）注意母线停送电时CVT操作顺序。因保护装置母线刀闸二次变位信号检查仍不能全面、直观确定刀闸相应继电器辅助接点皆已变位成功，为避免发生CVT二次反充电的事件，在停母线操作时，在完成倒母线操作后应先进行母线电压互感器的停电操作，再断开母联开关。当然针对比较老旧、长时间未操作的CVT一次侧刀闸，为避免拉开电压互感器一次侧刀闸时发生刀闸未拉到位就停止不动导致拉弧放电的现象，可以采取在断开母联开关前先操作断开CVT二次空开，断开母联开关后再操作CVT的一次侧刀闸。在母线送电操作时，根据南方电网公司《电气操作导则》4.5.11，对母线充电的操作，一般情况下应带CVT直接进行充电操作。但应该再次指出，母线送电操作前，必须再次确认监控机上停电母线电压为零或确无任何间隔母刀二次辅助接点切换不正确的信号方可开始操作。

（3）注意互联压板与母联开关控制电源投退操作顺序。在进行220kV倒母线操作前，根据母差保护配置的具体类型，应该投互联压板或投单母压板。必须注意的是，一定要在将母联开关设置为死开关之前将母差保护改为单母方式（投互联压板）；完成倒母线操作后操作顺序则与此相反，先投入母联开关控制电源再退出互联压板或单母压板。否则如果任一条母线故障，都将是母联失灵启动跳开另一条母线，延误了母线故障切除时间，有可能造成系统稳定破坏。

（4）注意互联压板与充电压板的操作。根据《2012年广东主网继电保护整定运行说明及技术指导原则》及中调下达的定值单，为防止母线空载充电时瞬时失去母线保护以及母联死区故障时无快速保护运行，母差保护在对母线空载充电时正常投入。经查，目前云浮5个220kV变电站的220kV、110kV母差保护装置“充电保护闭锁母差保护”功能是退出的，也就是说在投入充电保护时并不闭锁母差。在向待送电母线充电前，先投入充电压板，后将互联压板退出再合上母联开关充母线，充电正常后退出充电保护，再进行倒母线操作。

这里应该特别指出，母差保护的互联压板或单母线压板应在220kV倒母线操作前投入，如果是将其中一段母线转检修，倒完母线后互联压板不退出，也就是说220kV母线在单母线运行方式时互联压板应一直保持投入状态，要在双母线恢复正常运行方式后再退出。因为“互联”投入后，母差保护将无选择性动作，以最快的动作时间切除故障。双母线转单母线运行后，当运行母线发生故障，如果没有投入“互联”功能，母差保护将进行故障母线选择，再确定保护出口，将延长了故障时间。

（5）注意操作过程中五防装置的使用。因在某些变电站刀闸的控制回路里，五防锁设计在控制回路的总电源回路中，导致在进行刀闸拉合操作时，按下分合闸按钮后，如在刀闸转动过程中，操作未到位前拔下五防钥匙或五防钥匙接触不良，控制回路就会断线，刀闸停止转动。为避免上述操作中断的情况，运行人员操作刀闸过程中应使五防钥匙与五防钥匙插孔始终保持在良好接触状态，待刀闸操作到位后方可拔下五防钥匙。如五防钥匙松动或接触不良，事后应报缺陷处理。