继电保护事故预想范文第1篇

【关键词】 电网 安全运行

近年来，随着城乡电网的改造，电网技术装备水平不断提高，电网调度的现代化程度越来越高，这对电网的安全稳定运行起到了极大的促进作用。保证电网安全运行的三个条件是：合理的电网网架结构；可靠的继电保护；高素质的调度人员。在现有电网的结构下，加强调度管理，特别是加强继电保护和运行方式的运行管理，并实时安全告警是保证电网安全运行的关键。

1. 加强继电保护的运行管理

继电保护既是电网运行的安全屏障，同时又可能是电网事故扩大的根源。搞好继电保护装置的运行管理，使继电保护装置处于良好的运行状态，才能确保其正确动作。

运行管理的关键是坚持做到“三个管好”和“三个检查”。

1.1“三个管好”

1.1.1管好控制保护设备：控制保护设备不同单元用明显标志分开，控制保护屏前后有标示牌和编号，端子排、信号刀闸有双编号，继电器有双编号且出口继电器标注清楚。便于运行中检查。

1.1.2管好直流系统及各个分支保险：定期检查直流系统及储能元件工作状态，所有保险制订双编号，定期核对保险编号及定值表，检查保险后的直流电压。

1.1.3管好压板：编制压板投切表或压板图，每班检查核对，做好投切记录，站（所）长抽查，压板的投切操作写入操作票。同时在保护校验后或因异常情况保护退出后需重新投入前，应测量压板两端是否有电压，以防止投入压板时保护误动。

1.2“三个检查”

1.2.1送电后的检查：送电后除检查电流表有指示，断路器确已合上外，还需检查保护、位置灯为红灯，正常送电瞬时动作的信号延时复归。

1.2.2停电后的检查：除判明断路器断开的项目外，还需要检查位置灯为绿灯，正常停电瞬时动作的信号延时复归。

1.2.3事故跳闸后的检查：除检查断路器的状态、性能外，还需要检查保护动作的信号、信号继电器的掉牌情况、出口继电器的接点、保险是否完好，必要时检查辅助接点的切断情况。

2. 加强运行方式的管理

加强电网运行方式的管理应做好四项主要工作：

2.1把运行方式管理制度化，从制度上规范电网运行方式的管理工作，年运行方式的编制应依据上一年电网运行中存在的问题，进行防范，即将反事故措施落实到运行方式中。

2.2技术上加强电网运行方式分析的深度，在运行方式的分析计算上，对于母线和同杆并架双回路故障下的稳定性必须进行校核计算分析；对重要输电断面同时失去2条线路，或联络线跳闸导致电网解例也应进行分析。

2.3对最不利的运行方式，有组织、有重点、有针对性地开展事故预想和反事故演习，细化防范措施，防止电网事故于未然。

2.4使用计算机软件建立健全数据库系统，提高运行方式的现代化管理水平。

3. 实时安全告警系统的应用

随着城、农网改造的结束，大部分地区、县级电网所辖变电站基本实现无人值班或少人职守，电网的运行管理变成操作队加集控中心方式，计算机实时监控系统是电网管理的重要手段，在实际运行管理中，由于人的精力有限，不可能一直监视所有的电网设备，在事故情况下处理的事件很多，往往手忙脚乱，所以建立和完善实时监控系统的安全预警、在线提供实时操作预案功能，将不安全和灾变问题解决在孕育阶段，对电网的安全运行管理有着指导性的重要作用。

3.1安全告警的分类

按传统的运行管理模式，将安全告警分为预警和事故告警较满足运行值班人员的传统习惯和直观监视。

3.1.1预告信号分为以下几类：

（1）装置故障预警信号包括：保护装置、故障录波装置、测控装置、无功控制装置、小电流接地选线装置、直流屏、消弧线圈、智能电度表等智能装置（IDE）装置本体发的故障信号、通讯中断信号等。

（2）保护信号预警：保护装置发的预告信号。

（3）电压稳定预警：母线线、相电压越限，直流屏控制母线电压、合闸母线电压、交流电源越限及失压信号。

（4）其它预警：瓦斯信号、主变温度信号，自动化通道检测信号。

3.1.2事故告警信号主要分为以下几类：

（1）重要装置故障告警：保护装置、故障录波装置、测控装置、直流屏装置等重要装置故障告警信号。

（2）保护动作告警：事故情况下保护动作告警。

（3）电压稳定告警：电压严重长时间失稳告警。

（4）其它告警：主变温度长时间严重过高、长时间低周、综合分析会引起电网失稳的告警。

3.2系统硬件结构

实时安全告警系统是建立在现有的SCADA/EMS系统量测系统的基础上，以实时数据库中大量的量测数据为主要依据，通过安全告警子系统，快速识别和过滤错误数据和信息，提高实时信息的可靠性，建立符合电网真实运行的实时模型，同时与实时系统协调运行。为方便运行管理的需要，把预告信号和事故告警信号分别显示在不同的显示终端上，既保留传统的监控习惯又使系统具有预警性、智能分析性、实时性、实用性等特点。提高了传统的SCADA系统信息显示的质量和力度，在线给出安全余度控制方案，有利于运行管理人员进行静态安全评估和暂态安全分析，实现事故情况下的快速反应。

3.3技术实现

在SCADA/EMS系统的基础上，增加安全告警功能模块：

3.3.1利用SCADA/EMS系统大量的量测数据，筛选重要信息，过滤错误信息，建立实时模型。

3.3.2进行信号安全识别，分类显示预告和事故信号。

3.3.3对量测数据和大量的预告信号进行“会诊”，实现综合预警，在线生成安全控制方案。

4. 杜绝误调度、误操作事故

调度人员在下令改变电网运行方式、指挥停送电操作和处理事故过程中，防止误调度、误操作事故的发生是调度人员的主要工作和重要责任。并应从以下几方面采取措施。

4.1提高调度人员的安全意识，增强责任心

坚持定期安全活动，学习误调度、误操作事故通报，真正吸取教训的目的。

4.2严格执行规章制度，杜绝习惯性违章

误调度、误操作事故都是因为执行规章制度不严格、不认真造成的，因此，在工作中必须养成自觉认真执行规程制度的习惯，克服习惯性违章。

4.3加强技术培训，提高调度人员的业务素质

随着新技术、新设备的不断应用，电网的现代化水平越来越高，对调度人员的业务素质也提出了更高的要求。因此，要求调度人员不断学习新技术、新知识，提高业务技能，以胜任本职工作。培训工作应以实用为目标，突出技能训练和注重岗位练兵。

4.4掌握运行方式，做好事故预想

调度员要对电网运行方式、电网主设备的运行状况和当班需要完成的工作，做到心中有数，并针对当时天气、电网运行方式和当班的主要工作，做好事故预想，提前做好应对措施，以便在发生异常时，能够及时果断进行处理。对输电线路的检修工作，要重点警示，杜绝误调度事故的发生。

参考文献：

[1] 王本胜.蒙阴供电公司综合自动化变电站报警信息分析及改进[J].电力系统自动化，2004，14.

继电保护事故预想范文第2篇

关键词：继电保护；定值校核；定值预警；故障计算；潮流计算

跨区域的电力系统互联能够提升电力系统的经济效益，但是对其安全性提出了更高要求［1］。作为电力系统中极为重要的二次设备，继电保护设备能够提升电力系统运行的安全稳定性［2］。大量相关研究［3－4］均指出，在大范围断电的电力系统事故中，60％以上的事故均同继电保护设备错误动作存在直接或间接相关性。由此，继电保护设备应用与继电保护设备隐患预警成为电力系统研究的一个重要方向。继电保护设备定值核校直接与继电保护设备动作行为能否满足电力系统“四性”要求相关［5］，所以继电保护定值校核及预警成为保障电力系统安全运行的关键。本研究设计一种继电保护定值在线校核及预警系统，以期实现电力系统继电保护定值在线核校与保护连锁动作预警。

1继电保护定值在线校核及预警系统

1．1需求分析

本系统的主要目的是实现电力系统中的继电保护设备定值在线校核与预警2个功能。在电力系统中，继电保护定值主要分为线路保护、母线保护与电压器保护的后备保护定值与主保护定值、辅助定值等［6］。在电力系统当前运行模式下，对不同继电保护定值进行在线安全校核，校核的主要方向为继电保护装置的灵敏度、选择性与躲负荷能力等［7］。保护连锁动作是在电力系统正常运行条件下，自主进行事故预警与定值校核，以准确判断运行模式变化下受影响概率较高的继电保护装置和造成定值性能显著波动的运行模式。本系统的设计与研究可有效实现电力系统继电保护定值在线核校与保护连锁动作预警，满足电力系统运行的安全稳定。

1．2系统总体架构

继电保护定值在线校核及预警系统总体架构如图1所示。分析图1可知，继电保护定值在线校核及预警系统主要由电力系统综合模型拼接模块、信息融合模块、计算模块与输出模块等组成。能量管理系统所提供的电网一次模型经由电力系统综合模型拼接模块传输至系统内，结合离线整定计算系统提供的继电保护模型，构建用于继电保护定值在线校核的电力系统综合模型。信息融合模块分为2部分。一部分用于获取由能量管理系统内计算得到的系统当前运行模式，依照变压器的投停情况完善其中性点接地方式［8］；参照文献［9］，在当前运行模式条件下，确定N－1或N－k运行模式，产生局部校核区域。另一部分获取离线整定计算系统与模糊推理系统提供的计算定值与现场运行定值，将其作为计算模块中待校核的定值。计算模块包含故障、潮流与校核计算相关的技术程序［9］。通过故障计算能够获取定值校核计算过程中所需的不同故障预备量，同时能够依照校核计算的定性校核结果确定继电保护范围。利用潮流计算能够确定给定运行模式条件下电力系统的潮流。校核计算可在给定运行模式与定值信息条件下计算不同类型保护定值性能以及预警值。结果输出模块用户输出继电保护校核结果，并针对不合理定值进行预警，其结果可以通过图、表、文本等多种形式呈现。

1．3定值校核计算方法

继电保护定值校核主要可采用灵敏度校核和选择性校核。灵敏度校核的主要依据为系统计算模块中通过故障计算所获取的最小短路电流；选择性校核相对复杂，若继电保护定值与选择性要求不匹配，则需计算其相邻的下一线路范围。1．3．1灵敏度校核继电保护定值校核中的灵敏度校核主要通过故障计算实现，故障计算是指在当前运行模式条件下，根据线路保护类型与接线方式，并利用在校核规则知识库内搜索到合适的校核规则，并对搜索到的校核规则进行分解，确定规则的故障计算组件、量测组件和取值组件，利用这些组件进行故障计算，获取最小短路电流，通过对比确定灵敏度校核结果［10］。基于组件思想可将继电保护的校核规则划分为3种不同组件：故障计算组件、量测组件和取值组件。用故障计算确定的故障部分（故障元件类型、故障位置、故障类型等），根据故障判断结果构建校核计算式是故障计算组件的主要功能。量测组件和取值组件分别表示故障计算后应用的量测信息（元件、位置、内容等）和继电保护定值与一次设备参数（元件类型、取值内容与位置等）。继电保护定值校核规则的构建如图2所示。构建规则过程中着重关注规则适用条件与规则间的逻辑关系。1．3．2选择性校核图3为包含三段式距离保护的电力系统线路保护示例，在此基础上说明继电保护定值选择性校核方法。R1、R2为距离保护，在MⅠR2＜MⅡR1＜MⅡR2（R1距离保护Ⅱ段动作时间同R2相比较小的同时，与R1距离保护Ⅰ段动作时间相比较大）为已知的条件下，R1的距离保护Ⅱ段同R2的距离保护Ⅰ段结合，参考基于助增系数的整定标准，利用式（1）计算临界定值N∞：N∞＝HRelNAB＋H′RelHbmincrtNⅠR2（1）式中，HRel和H′Rel表示不同的整定系数，NAB、Hbmincrt和NⅠR2分别表示线路AB的正序阻抗、最小正序助增系数和R2保护Ⅰ段的动作定值。在临界定值不大于NⅡR1的条件下，R1保护Ⅱ段同选择性标准不匹配；相反，则同选择性标准匹配。以上定值比较法实现过程具有过量保护特征，也可用于电流保护定值的选择性校核。依照保护范围的概念，当电力系统内某点发生故障时，保护所处区域采集的电气量等于保护动作值，利用式（2）能够描述此等量关系：NDZ＝f（ξ）（2）式中，NDZ和ξ分别表示距离保护定值和保护范围（故障线路中h点与故障线路首端距离比值）。

1．4定值预警方法

电力系统在当前运行模式下采用“N－1”开断方法，检验校核相间距离保护的躲负荷能力，进而实时确定电力系统内易产生连锁跳闸问题的薄弱环节，以实现保护连锁动作预警。利用“N－1”开断法进行N次全部线路的断线分析需要进行十分繁琐的计算，耗时巨大。在电力系统中，导致继电保护裕度下降的关键因素是线路过负荷，基于此通过标量函数PI排序“N－1”线路开断，在线路开断导致保护裕度波动低于设定阈值的条件，开断运算结束。利用断线分析的灵敏度法可提升“N－1”开断运算效率。在电力系统中节点i与节点j之间的线路出现开断问题时，利用式（5）可计算节点i与节点j的功率变量ΔPi、ΔQi、ΔPj、ΔQj：式中，D和Pij、Qij、Pji、Qji分别表示4×4矩阵和N－1开断前电力系统不同线路的功率。利用式（6）能够计算“N－1”开断后节点电压修正量：（6）式中，ΔV、Δε和U分别表示开断后节点电压幅值修正量、节点电压相角修正量和灵敏度矩阵。U还能够描述电力系统开断前潮流计算迭代结束时的雅克比矩阵J的逆矩阵。结合式（5）和式（6）获取电力系统节点开断后的电压幅值V与相角ε，进而实时确定电力系统内易产生连锁跳闸问题的薄弱环节，通过事先设置好的预警阈值，实现保护连锁动作预警。

2实践应用测试

为验证本研究所设计的继电保护定值在线校核及预警系统的应用性，进行实践应用测试。

2．1研究对象概况

选取我国某市电力系统为研究对象，其局部拓扑结构如图4所示。其中，S1～S8和P1分别表示变电站和发电站，L1～L10和RL1～RL7分别表示线路和线路保护，RL1～RL7为继电保护线路。

2．2系统定值校核结果

依照定值比较法能够得到图4内继电保护RL1的相间距离保护Ⅱ段与RL4同选择性标准不匹配。由表1能够得到，RL1继电保护的Ⅱ段同相邻继电保护的Ⅱ段结合，利用本研究系统确定满足同相邻继电保护结合要求的临界定值，设定准确系数为0．8，利用表2可显示RL1继电保护同相邻继电保护结合的最小正序助增系数、临界定值与其定值校核结果。表2数据显示，RL4继电保护的临界定值为46．74Ω，小于待校核定值54Ω，同选择性标准不匹配。虽然RL4继电保护动作定值同选择性标准不匹配，但保护动作时间依旧存在级差，将此种结合关系定义为“不完全结合”。以表2中的校核结果为基础，采用本研究系统中的保护范围比较法对研究对象继电保护定值实施定量校核，结果如表3所示。分析表3能够得到，在研究对象故障类型一致的条件下，RL1继电保护Ⅱ段的保护范围同RL4继电保护Ⅱ段的保护范围相比较小，由此判断其与选择性标准相匹配。

2．3校核应用效果

校核与预警后，7个线路保护的年故障均呈现不同程度的下降，下降比例在13％～23％，其中RL1继电保护年故障下降最为显著，而RL4继电保护年故障下降幅度最低。由此能够说明，采用本研究系统对电力系统继电保护定值进行在线校核与预警能够显著降低电力系统故障发生率，能够保证电力系统的安全稳定运行。

3总结

继电保护事故预想范文第3篇

关键词：继电保护；自动化系统装置；状态检修；检修分析

伴随微机继电保护装置的广泛应用和变电站综合自动化水平的日新月异，大大增加运行人员从中获取更多设备实时信息的难度。但是，目前微机型二次设备比较注重的是对以往设备功能的替代，致使这些设备基本上都是独立运行，从而使采集的信息白白流失，未能得到充分合理的利用。随着电子智能化的飞速发展，从而有利于继电保护的智能化和加强对信息进行分析的能力，也对整个电网的稳定运行具有重大意义。

1 电力系统中运行时出现的状态

当电力系统出现不正常的运行状态时，继电保护装置能及时发出信号或警报，通知运行值班人员进行处理；而当供电系统中发生事故时它能自动地将故障切除，限制事故的范围。继电保护及自动装置是电力系统的重要组成部分，对保证电力系统的安全经济运行、防止事故发生和扩大起到关键性的作用。目前，有数据表明：电力系统因继电保护引起的事故呈上升趋势，造成局部电网解列失压，带来不少经济损失，对电网安全构成很大威胁。

2对继电保护装置的基本要求

继电保护装置的基本要求：

3继电保护装置的校验周期及内容

为了保证电力系统故障情况下，继电保护装置能正确动作，对运行中的继电保护装置及其二次回路应定期进行校验和检查。对一般lOkV用户的继电保护装置，应每两年进行一次校验；对供电可靠性要求较高的用户以及60kV及以上的用户，一般每年应进行一次校验。此外，在继电保护装置进行设备改造、更换、检修及在发生事故后，都应对其进行补充校验。对于变压器的瓦斯保护，应结合变压器大修同时进行检验。对瓦斯继电器，一般每三年进行一次内部检查，每年进行一次充气试验。对运行中的继电保护装置，应按下列项目进行试验：①对继电器进行机械部分检查及电气特性试验；②二次回路绝缘电阻测量；③二次通电试验；④保护装置的整组动作检验。

4 继电保护装置及二次线巡视检查

变、配电所的值班人员应定期对继电保护装置及其二次线进行巡视检查，内容如下：①各类继电器外壳有无破损，整定值的位置是否变动；②查看继电器有无接点卡住、变位倾斜、烧伤、脱轴、脱焊等情况；③感应型继电器的圆盘转动是否正常，经常带电的继电器接点有无大的抖动及磨损，线圈及附加电阻有无过热现象；④压板及转换开关的位置是否与运行要求一致；⑤各种信号指示是否正常；⑥有无异常声响、发热冒烟以及烧焦等异常气味。

5 继电保护装置的运行维护

在继电保护装置的运行过程中，发现异常现象时，应加强监视并立即向主管部门报告。继电保护动作开关跳闸后，应榆查保护动作情况并查明原因。恢复送电前，应将所有的掉牌信号全部复归，并记人值班记录及继电保护动作记录中。

检修工作中，如涉及供电部门定期校验的进线保护装置时，应与供电部门进行联系。

值班人员对保护装置的操作，一般只允许接通或断开压板，切换转换开关及卸装保险等工作。

在二次回路上的一切工作，均应遵守《电气安全工作规程》的有关规定，并有与现场设备符合的图纸作依据。传统的变电站二次设备检修，依据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求，对继电保护、安全自动装置及二次回路接线进行定期检验，以确保装置完好、功能正常，确保回路接线及定值正确。若保护装置在两次校验之间出现故障，只有当保护装置功能失效或下一次校验才能发现。如果这期间电力系统发生故障，保护将不能正确动作。保护装置异常是电力系统非常严重的问题。因此，电气二次设备同样需要进行状态监测，实行状态检修模式。

6 电网继电保护综合自动化系统的功能分析

1)实现继电保护装置对系统运行状态的自适应电网继电保护的整定计算十分复杂，由于传统的继电保护以预先整定、实时动作为特征，保护定值必须适应所有可能出现的运行方式的变化。电网继电保护综合自动化系统可以彻底改变这种局面。只要在调度端的服务器安装故障计算及继电保护定值综合分析程序，依靠从EMS系统获得的系统一次设备的运行状态，就可以迅速准确的判出当前继电保护装置整定值的可靠性，如出现部分后备保护定值不配合时，根据从调度管理系统获得的线路纵联保护及母差保护的投入情况，确定是否需要调整定值。如需要调整，可通过调度端服务器向变电站的客户机下达指令，由客户机动态修

改保护定值，从而实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。以上所有计算分析工作，均依靠调度端服务器实时自动完成，这样，继电保护整定值就兀需预先考虑那些出现机率很小的组合方式，从而解决困扰继电保护整定计算工作的不同运行方式下可靠性与选择性存在矛盾的问题。为提高可靠性保护定值的自适应可与调度系统的检修申请相结合。

当电网继电保护综合自动化系统从调度管理系统获得计划检修工作申请后，即通过计算分析，事先安排定值的调整，并做相应的事故预想(如在检修基础上再发生故障时保护的配合关系计算)，从而大大提高系统继电保护装置的效能和安全水平。

2)实现对各种复杂故障的准确故障定位目前的保护和故障录波器的故障测距算法，～般分为故障分析法和行波法两类。其中行波法由于存在行波信号的提取和故障产生行波的不确定性等问题而难以在电力生产中得到较好的运用。而故障分析法如果想要准确进行故障定位，必须得到故障前线路两端综合阻抗、相邻线运行方式、与相邻线的互感等信息，很显然仅利用保护或故障录波器自己采集的数据，很难实现准确的故障定位。另外，对于比较复杂的故障，比如跨线异名相故障，单端分析手段已经无法正确判断故障I生质和故障距离，因此，往往出现误报。

3)完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策系统发生事故后，往往有可能伴随着其它保护的误动作。传统的事故分析南人完成，受经验和水平的影响，易出现偏差。由于电网继电保护综合自动化系统搜集了故障前后系统一次设备的运行状态和变电站保护和故录的故障报告可以综合线路两端保护动作信息及同一端的其它保护动作信息进行模糊分析，并依靠保护和故录的采样数据精确计算，从而能够迅速准确的做出判断，实现事故恢复的继电护辅助决策。

4)实现继电保护装置的状态检修根据以往的统计分析数据，设计存在缺陷、二次回路维护不良、厂家制造质量不良往往是继电保护装置误动作的主要原因。由于微机型继电保护装置具有自检及存储故障报告的能力因此，可以通过电网继电保护综合自动化系统实现继电保护装置的状态检修。

5)线路纵联保护退出引起的系统稳定问题进行分析，并提供解决方案随着电网的发展，系统稳定问题日益突出。故障能否快速切除成为系统保持稳定的首要条件，这就对线路纵联保护的投人提出较高要求。但是，在目前情况下，由于通道或其它因素的影响，导致线路双套纵联保护退出时，只能断开线路以保证系统稳定和后备保护的配合。

6)系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析，通过与继电保护管理信息系统交换保护配置、服役时间、各种保护装置的正动率及异常率等信息，电网继电保护综合自动化系统可以实现对继电保护装置的可靠性分析。特别是当某种保护或保护信号传输装置出现问题，并暂时无法解决时，通过将此类装置的可靠性评价降低，减轻系统对此类保护的依赖，通过远程调整定值等手段，实现周围系统保护的配合，防止因此类保护的拒动而扩大事故。

7 结束语

继电保护事故预想范文第4篇

关键词：变电运行 危险点 控制策略

在整个变电运行系统中，变电运行人员肩负着电网正常运行的重要任务，压力非常的大；因此，在变电运行过程中，要对潜在的危险点进行分析排查，任何一个可疑点都是不容忽视的，任何不规范的行为都会对电网的正常运行产生影响。在这样的情况下，积极主动的对变电运行管理中存在的危险点进行分析，加强对变电运行工作的管理等，能有效的减少危险点的发生。

一、变电运行管理中的危险点

1.母线倒闸操作时的危险点

母线倒闸操作是倒闸操作中的一个重要环节，在操作前如果没有做好充分准备，操作时也没有按照严格的工序进行，那么出现危险的可能性是很大的。在母线倒闸操作时也潜存着一些危险点，一方面可能会有带负荷拉刀闸的事故出现，另一方面可能会有由于继电保护以及自动装置切换出现错误而引起的误动现象，第三方面是在对空载母线充电时电感式电压互感器和开关的断口电容所形成的串联谐振。这些潜在的危险如果不能得到有效的预控，会导致一些事故发生。

2.变压器操作时的危险点

在操作变压器时应该谨慎小心，因为稍一疏忽就会产生难以挽回的后果。通常情况下在操作变压器时的危险点主要体现在两个方面：一方面是切合空载变压器的过程中很可能有操作过电压的情况，因此会危及到变压器的绝缘；另一方面体现在变压器的空载电压升高，也会导致变压器的绝缘受到损坏。因此应该十分注意变压器的整个操作过程。

3.天气异常导致的危险

如果天气出现了异常也极有可能导致变电运行管理过程中发生事故。在寒冷的冬季如果充油设备的油面过低、导线过紧，在高温季节充油设备的油面过高、导线过松；大风天气引线被杂物缠绕；大雾天气设备出现闪络现象以及在雷雨天接地出现故障等都会导致危险事故发生。因此，应做好各种防范工作，灵活应对各种天气条件下出现的故障。

4.直流回路操作时的危险点

变电运行中的值班人员经常会遇到的操作就是直流回路操作，这种操作也潜存同样的危险，如果在进行这种操作时方法不正确，也有可能导致某些自动装置以及保护误动作，引起不必要的事故发生。因此，在进行直流电路操作时也应该自觉遵守相关规定，保证操作安全有效地进行。

二、准确对危险点做出判断

1.应通过时间段来进行分析。对于变电站一年中的检修时间有一个明确的计划，比如在高温、高负荷时段就很容易发生设备事故；在雷雨或者梅雨期绝缘闪络的情况也很容易发生。因此，应有针对性地对不同时段进行危险点分析，只有这样才能将危险降到最低。

2.要对工作的内容进行分类分析。在变电站有很多运行工序，如果运行人员不小心出现了错误操作，就会导致事故的发生，因而提高运行人员的操作水平，对于降低危险点至关重要。

3.不同人员对设备的熟悉程度是不同的，对于自己比较熟悉的设备进行检查、操作就会比较得心应手，对于比较生疏的设备进行操作就很容易出现问题。因此，应针对员工各自的特点进行有效的分工，这样才在变电运行中很容易发生事故，但是很多运行人员依然缺乏危险意识，不能及时想到危险点的存在，因而很难采取有效的控制措施。因此，加强对危险点的分析，可以十分有效地查出所存在的安全隐患。开展危险点的分析工作，通过广大职工的广泛参与，有利于提高运行人员的安全意识，加深他们对于安全的理解与认识，有效地预防安全事故的发生。

三、危险点控制策略

1.规章制度的落实

规章制度是一切管理有效运行的重要凭证。通过加强运行人员的思想教育培训，增强运行人员的安全生产意识；同时，切实制定各种规章制度，建立健全安全生产责任制和奖惩机制，真正落实到位，通过对操作事项的量化、细化，使每项工作都有较强的可操作性，保证各项操作安全稳定地运行。认真落实各种规章制度，保证每一个岗位都有一套完备的制度，做到有章可循，违章必究，从而进一步激发运行人员的责任意识。

2.提高作业人员的综合素质

我国的变电运行虽然在现阶段得到很好的管理，但是由于变电运行人员的素质参差不齐，给变电运行工作的积极开展带来了很大的困难因此，应通过对作业人员的认真培训、各种岗位的资格考试来提高其综合素质。同时，可以在充分利用以前操作技术的前提下，综合新的技术，更加有效地提高培训的质量。而且，各个变电站也应该加强交流与合作，让不同变电站的人员在一起进行交流、探讨，拓宽他们的思维，获取更多的经验，从而提高变电运行人员的专业技能和管理水平。

3.加强操作设备的巡视

在变电运行管理过程中加强对变电设备的巡视十分重要，这对掌握设备的运作规律、设备的运作状况以及确保设备的安全运行都有重要意义。但是，目前很多变电站对于这项工作依然不重视，导致很多安全隐患。由此可见，加强设备的巡视培训工作是十分有必要的，这样可以降低安全隐患的发生几率。

4.吸取教训，落实预防

虽然事故的发生有时不易被掌控，但是只要不断吸取教训，落实各种预防政策是可以降低危险事故发生几率的。作为值班运行人员，应该认真学习安监部的事故通报，认真分析事故发生的原因，并结合实际情况，积极吸取事故发生的教训，并提出有效的落实预防措施。不仅要防止类似事故的发生，还要举一反三，从中获取更多的经验。对于危险点的预控，属于一种反向思维，通过有可能发生的后果提醒作业人员注意危险。提高作业人员的安全意识，纠正习惯性违章，提高自我防护意识，确保变电运行安全、稳定地运行。

5.做好继电保护工作

继电保护事故预想范文第5篇

【关键词】变电所;自动化;改造

1.改造的主要内容

常规变电所改造为无人值班变电所运行，首先要对一、二次设备进行改造，使之适应无人值班运行要求。

1.1一次设备主要改造及技术要求

1.1.1断路器的改造

主要要求是能实现遥控操作功能，并提供可靠的断路器位置信号。对使用年久且性能不能满足电网运行要求的6～35kV油断路器动作要求，应以性能好、可靠性高、维护量小的无油设备(如真空断路器或SF6 断路器)来代替。断路器辅助触点改造为双辅助触点接线以防信号误发。

1.1.2高压开关柜的改造

完善机械防止误操作措施；完善柜间距离，要求隔离物起绝缘支撑作用，要具有良好的阻燃性能；加强母线导体间、相对地间绝缘水平；改造高压开关柜中的电流互感器，使之达到高压开关柜使用工况绝缘水平、峰值和短时耐受电流、短时持续时间的要求。

1.1.3过电压保护设备的改造

如对变电所6～35kV中性点加装自动跟踪、自动调谐的消弧线圈；为减少变电所的运行维护工作量，降低残压，防止避雷器的爆炸，变电所6～35kV避雷器宜更换为无间隙金属氧化物避雷器(MOA)。

1.1.4主变压器有关辅助元件的改造

改造中性点隔离开关及其操作机构，能实现遥控操作；对有载调压分接开关实现当地和远方遥调操作；实现主变温度远方测量等。

1.2二次设备改造内容及要求

控制回路的改造要能适应无人值班需要，主要有以下要求：①断路器控制回路改造后，要简单、可靠、无迂回接线。②断路器控制回路断线、失去控制电源时应实现远方报警，并保留控制回路故障信号。③保护回路单独设有熔断器的变电所，保护回路直流消失后，能远方报警。④重合闸装置要实现自动投退，在遥控和当地操作合闸后，重合闸电源应自动投入，重合闸放电回路自动断开。⑤低频减负荷装置或其它系统稳定措施装置动作跳闸时，应自动闭锁重合闸。⑥取消断路器位置信号灯的不对应闪光功能，信号灯具改为发光二极管等节能型灯具。⑦加装遥控与就地跳、合闸闭锁回路。⑧中央信号装置有关回路作相应改造。

2.改造方案的选择

对常规变电所进行无人值班改造，总的指导思想是“安全、可靠、实用、经济”。二次设备改造任务重，改造难度大，需要对一些关键技术进行探讨，寻找恰当的解决方法。下面介绍几种典型的二次设备改造方案。

2.1断路器的控制与继电保护合一的改造方案

改造时保留有全部保护设备，取消控制屏(集中控制台，集中控制柜)，将断路器控制回路、控制设备安装到保护屏适当备用位置。这种方案将会取消控制屏上的全部光字牌信号、测量仪表和音响信号。为满足当地操作及改造过渡期内变电所运行操作人员对设备状态的监视要求，增设一套RTU当地工作站及显示设备。在显示器上显示有关一次接线图，测量信息，事故及预告信息。采用这种改造方案，可以简化二次回路接线，减少大量控制电缆，减少回路中的触点，提高二次设备的运行可靠性。这种改造方案适合于由弱电控制，集控台、集控柜等多台设备组合的控制回路改造。

2.2只改造二次回路接线方案

这种改造方案保护设备、控制设备全部利用。在改造中根据无人值班变电所的技术要求，改造二次回路中的部分接线，如断路器控制接线改接，重合闸接线改接，以及信号改接等；增加和更换部分继电器，使其具备无人值班变电所的技术要求。

2.3二次保护设备全部更新的改造方案

对于运行年限较长的变电所，在方案设计时可根据无人值班改造的技术要求，全部更新变电所二次及保护设备，采用目前国内较先进的综合自动化装置。

3.如何进行远方监控

3.1继电器的更新

根据传统变电所无人值班改造的实际情况，也为确保“四遥”功能的实现，改造中要将保护及自动装置中的电流、电压、时间、信号、重合闸等电磁型继电器全部更新为静态继电器。由集成电路构成的静态继电器与原电磁型继电器相比具有整定直观、功耗低、动作迅速、精度高等优点，而且电流、电压继电器增加了直流辅助电源，可以通过电源监视灯对继电器的正常运行进行监视，从而大大提高了保护的可靠性与速动性。

3.2远控和就地操作转换

变电所实现无人值班，要方便设备检修和事故现场的紧急处理，就必须要实现远控及就地控制两种方式操作，因此要拆除原有的KK控制开关，在回路中增加具备“远控”和“就地”转换功能的QK切换开关，在正常情况下，无人值班变电所所有运行或备用状态的断路器，必须置于“远控”位置，由监控中心值班员进行远控。

4.线路的监视

大家知道，红绿信号等除反映断路器的实际位置以外，还担负着监视跳合闸回路是否正常的任务，虽然变电所内可以通过红绿灯来实现跳合闸回路的监视，但却无法从远方进行监视，为此在控制回路中加装了跳闸位置继电器TWJ和合闸位置继电器HWJ，只要HWJ及TWJ的两副常闭触点同时闭合，就说明跳闸回路有问题，需要到现场检修。

5.遥信的实现

常规变电所要进行无人值班改造，则原理通过中央信号及光子牌反应的各类预告信号就必须要具备遥信功能。同时，继电器动作以后，必须能够在监控中心进行遥控复归。因此，信号继电器的遥信问题以及信号继电器的复归问题也就成为突出的关键问题，在改造中应当加以重视。

5.1遥信的实现

变电所原中央信号解除以后，为正确反映所内所有异常及事故信号，就必须将上述信号通过继电器触点提供给远动遥信装置以实现遥信功能。按照无人值班的要求在反映具体保护动作事件的同时，变电所任何一套保护装置动作及异常都要启动变电所的遥信事故总信号，以提醒监控人员及时处理。针对这一要求，将信号继电器全部更换为带有电动复归线圈及多组动合触点的静态集成继电器。每只信号继电器单独提供一对空触点以反映具体保护动作事件，另外每只继电器都提供一对空触点并将这些空触点并联在一起以反映事故总信号。断路器的实际运行位置采用开关的辅助触点来反映。

5.2信号继电器的复归

信号继电器更换为静态继电器以后，其内部带有电动复归线圈。这样既可以通过信号继电器上的复归按钮就地复归，又可以通过将所有信号继电器的电压复归线圈并联后与监控屏遥控执行屏上信号复归继电器的常开触点串联起来，实现全站信号的遥控总复归。使得无人值班变电所的信号复归问题得以解决。