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Word 文档断路器及隔离开关异常处理

一、断路器异常处理

1．SF6断路器SF6气体压力低的处理

①断路器SF6气体泄漏引起

如断路器SF6气体漏气，压力不低于闭锁值时，但发出“SF6气体压力过低”报警信号，则说明有压力异常，应记录记录压力值，此时应并加强监视，并通知相关部门处理。

如断路器SF6气体重漏气，压力低于闭锁值并发出闭锁信号时，不能对断路器进行分合闸。应立即断开该断路器操作电源，与调度联系将负荷转移出去，并采取措施将故障断路器隔离。处理前室应开启通风装置，待15min后可进入，接近设备时应戴防毒面具及穿防护服。

②SF6气体密度继电器或表计失灵引起

将表计的数值与当时环境温度折算到标准温度下的数值比较判断，确认SF6断路器压力低因密度继电器故障原因、表计指示不正确原因引起，应通知专业人员处理。

2．断路器拒绝合闸的处理

①控制或合闸电源消失：如果是控制电源空开（熔断器）或合闸电源空开（熔断器）跳开（熔断），应合上（更换）控制电源空开（熔断器）或合闸电源空开（熔断器），正常后，对断路器进行合闸；如果是控制或合闸回路其他原因引起，且不能查找到故障或查到故障后运行人员不能处理的，应通知专业人员处理。

②就地操作切换开关在“就地”位置：将操作切换开关由“就地”位置切换至“远位置。

③直流母线电压过低：调节蓄电池组端电压，使电压达到规定值。

④SF6压力过低闭锁：确认SF6气体压力过低后，应通知专业人员处理，在未处理正常前，禁对断路器进行合闸操作。

⑤液压压力过低闭锁：确认液压压力过低后，应通知专业人员处理，在未处理正常前，禁对断路器进行合闸操作。

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⑥弹簧未储能：若是储能电源空开跳开，应立即合上储能电源空开进行储能，如其他原因不能查找但又及需送电的，应断开储能电源开关后进行手动储能，储能正常后即可进行合闸，若弹簧储能系统零部件故障不能手动储能则通知专业人员处理。

⑦其他不能处理的故障：作缺陷上报调度及相关部门，通知相关专业人员处理。

3．断路器拒绝分闸的处理

①控制电源消失：如果是控制电源空开（熔断器）跳开（或熔断），应合上（更换）控制电源空开（熔断器），正常后，对断路器进行分闸；如果是控制回路其他原因引起，且不能查找到故障或查到故障后运行人员不能处理的，应通知专业人员处理。

②就地操作切换开关在“就地”位置：将操作切换开关由“就地”位置切换至“远位置。

③直流母线电压过低：调节蓄电池组端电压，使电压达到规定值。

④SF6压力过低闭锁：确认SF6气体压力值低于闭锁值后，应通知专业人员处理，在未处理正常前，禁对断路器进行分闸操作，并断开该断路器的操作电源空开或取下操作电源熔断器，以防该断路器跳闸时因灭弧能力达不到要求，损坏该断路器或该断路器产生爆炸。

⑤液压压力过低闭锁：确认液压压力过低后，应通知专业人员处理，在未处理正常前，禁对断路器进行分闸操作。

⑥弹簧未储能：若是储能电源空开跳开，应立即合上储能电源空开进行储能，如其他原因不能查找的，应断开储能电源开关后进行手动储能，储能正常后即可进行分闸，若弹簧储能系统零部件故障不能手动储能则通知专业人员停电进行处理。

⑦其他不能处理的故障：作缺陷上报调度及相关部门，通知相关专业人员处理。

4．断路器分合闸闭锁的处理

①油泵电动机交流失压引起：检查电机电源回路是否有故障，如是电机电源空开跳开，应立即合上。并用万用表检查电动机三相交流电源是否正常。正常后，使电动机打压至正常值；若是电动机烧坏、机构损坏或其他故障，值班员不能处理时，应通知专业人员处理。

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②弹簧机构未储能引起：应检查其电源是否完好，如电源空开跳开，应立即合上并进行电动储能；如电机烧坏或电源回路引起的故障，在不能进行电动储能时，应在断开电机电源后，进行手动储能；如属于弹簧机构问题，不能手动储能时，应通知专业人员处理。

③SF6气体压力低引起；确认SF6气体压力值低于闭锁值后，应通知专业人员处理，在未处理正常前，禁对断路器进行分闸操作，并断开该断路器的操作电源空开或取下操作电源熔断器，以防该断路器跳闸时因灭弧能力达不到要求，损坏该断路器或该断路器产生爆炸。

④保护动作闭锁断路器合闸回路使其不能合闸：应查明原因，复归保护动作信号解除闭锁，根据调度的命令进行处理。

⑤控制回路故障引起：

⏹若断路器就地控制箱“远/就地”切换开关置于“就地”位置或触点接触不良，则可将“远/就地”切换开关切至“就地”位置或将控制开关重复操作两次，若触点回路仍不通，应通知专业人员处理。

⏹若是控制回路问题，应重点检查控制回路易出现故障的位置，如同步回路、控制开关、合闸线圈、分相操作箱继电器等，对于二次回路问题，一般应通知专业人员进行处理。

5．断路器误跳闸的处理：

若系统无短路或直接接地现象，发生断路器自动跳闸，则称为断路器偷跳或误跳。断路器误跳的原因及处理法如下：

①保护误动或误整定：确认设备、线路及电网系统无故障、直流系统无接地的情况下，检查保护装置是否有异常，如有异常，则判断为保护装置误动作。应通知专业人员处理；如保护装置正常，应打印保护装置定置与调度下发且正在执行的保护定置书核对，检查保护装置设置的定置是否正确，定置错误时应通知专业人员处理。

②电流、电压互感器回路发生故障：确认电流、电压互感器回路发生故障引起断路器误跳时，应通知专业人员处理。

③直流系统发生两点接地：确认断路器误跳为直流两点接地引起时，应查找直流接地点并消除，

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向调度申请对该断路器进行合闸送电；查找时应做好安全措施,接地点不能找到时应通知专业人员来处理。

④机械故障引起：排除断路器故障原因，立即向调度申请对该断路器进行合闸送电。无法排除故障的向调度申请停电检修。

⑤人为误碰、误动、误操作或受机械外力引起：应排除断路器故障原因，立即申请对该断路器进行合闸送电。

6．液压机构压力异常的处理

①油泵启动频繁，压力不能保持：若查明机构部或外部有明显漏油，其油位箱低于下限，应停电处理或采取措施后带电处理；若机构没有明显漏油，检查确认漏氮气时，应停电处理或采取措施后带电处理。

②压力表指示不断升高：说明高压油串入氮气中，应通知专业人员处理。

③打压超时：检查液压部门有无漏油，油泵是否有机械故障，压力是否升高超过规定值，若液压异常升高，应立即切断油泵电源，并通知专业人员处理。

④液压机构突然失压：立即断开电机电源及断路器操作电源。禁操作。汇报调度，如能倒负荷的，根据命令，将负荷倒换出去，并采取措施后将故障断路器隔离。利用断路器上的机械闭锁装置，将断路器锁紧在合闸位置上。

7．断路器合闸直流电源消失的处理

①合闸电源空开跳开或合闸电源熔断器熔断；重新合上合闸电源空开或更换合闸电源熔断器。

②其它原因：检查合闸回路有无明显故障（如合闸线圈、合闸继电器、辅助开关等）现象，可将直流电源开关试合一次。如试合成功，则说明正常。如合闸电源再次跳开或合闸熔断器再次熔断，则说明直流回路确有问题，应申请调度停用该断路器重合闸，并通知专业人员进行处理。

二．隔离开关接触部分发热

1．隔离开关接触部分发热

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（1）隔离开关发热的判断：在巡视设备时，对隔离开关接触部分，可根据其触头部分的热气流、发热或变色，并没测得其触头部分的温度是否超过70℃等法来判断其发热的情况。

（2）隔离开关发热的处理

造成发热的原因通常是压紧的弹簧式螺柱式松动或表面氧化等。根据不同的接线式分别进行处理。

①双母线接线式时

若系母线侧隔离开关发热，则应将该回路倒至另一组母线运行，然后拉开发热的隔离开关。

在检修发热的隔离开关时，应将母线停电，同时其回路的断路器也应停电，可以用旁路断路器代其运行，若无旁路断路器时，则应将该回路停电。

②单母线接线式时

若系母线侧隔离开关发热，应汇报调度，要求减轻负荷。若有旁路断路器，应用旁路断路器代其运行，若无旁路断路器，最好将该线路停电。若因负荷关系不能停电又不能减轻负荷时，须加强监视，当其发热到比较重的程度时，应将其作事故处理，即断开其断路器。

当检修发热的隔离开关时，应将该母线停电，即造成该母线上的回路全部停电，或者该母线不停电，采取带电作业的办法。

2．隔离开关瓷瓶有裂纹、破损

其损坏程度不重时，可以继续运行，但是隔离开关瓷瓶有放电现象或者其损坏程度重时，应将其停电。在该隔离开关操作中，应注意不要带电拉开，防止操作时瓷瓶断裂造成母线或线路事故。例如，其回路的母线侧隔离开关瓷瓶重损坏，应该将其所在母线停电，断开该回路断路器和线路侧隔离开关，最后拉开该隔离开关。

3．隔离开关不能分、合闸

出现这种情况，应分析其原因，禁止盲目强行操作，不同的故障原因应采取不同的法处理。

（1）若系防误装置（电磁锁、机械闭锁、电气回路闭锁、程序锁）失灵，运行人员应检查其操作程序是否正确。若其程序正确应停止操作，汇报站长，站长判断确系防误装置失灵，可解除其闭锁进行Word 文档

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操作，或作为缺陷处理，待检修人员处理正常后，可操作。

（2）若系操作开关操动机构（如电动机控制电源回路故障）问题，应将其处理恢复正常后进行操作，不能处理或电动操作机构的电机故障时，可以改为手动操作。但应注意，在手动操作时，应将电机电源断开后进行。避免电机突然转动伤到操作人员。

（3）若系隔离开关本身传动机械故障而不能操作时，应汇报调度，要求将其停电处理。

（4）若冰冻或锈蚀影响正常操作时，不要用很大的冲击力量，而应用较小的推动力量去克服不正常的阻力。

（5）在操作时，发现隔离开关的刀刃与刀嘴接触部分有抵触时，不应强行操作，否则可能造成支持瓷瓶的破坏而造成事故，此时应将其停用进行处理。

线路事故处理

第1条线路保护原理

线路的保护有纵联保护（包括光纤差动保护、高频保护）、距离保护、接地保护、三段式电流电压保护。

线路的纵联保护：当线路发生故障时，使两侧开关同时快速跳闸的一种保护装置，是线路的主保护。它以线路两侧判别量的特定关系作为判据。即两侧均将判别量借助通道传输到对侧，然后，两侧分别安装对侧与本侧判别量之间的关系来判别区故障或区外故障。

1.1 纵联电流差动保护

线路的各侧保护将CT输入的各电流按600Hz采样经滤波后换算为数字数据，通过复用通道（或者专用光缆）送至对侧保护。各侧保护利用本地和对侧电流数据按相进行电流差动计算。根据电流差动保护的制动特性程进行判断，判为部故障时动作跳闸，判为外部故障时保护不动作。如下图采用专用光纤通道时，装置的同步通信时钟采用“主-从”时钟式。即两侧保护中一侧采用部时钟（主时钟），另一侧保护则设置成从时钟。

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采用复用数字通信系统数据通道或直接复接2M接口到时，两侧电流差动保护装置的时钟均应设置

为从时钟式，均取系统同步时钟。

不论通信通道采用专用光纤通道还是复用数字通道，两侧的电流差动保护必须一侧设为参考端，另一侧设为同步端。

数字式电流差动保护系统构成示意图

光纤作为继电保护的通道介质，具有不怕超高压与雷电电磁干扰、对电场绝缘、频带宽和衰耗低等优点。而电流差动保护原理简单，不受系统振荡、线路串补电容、平行互感、系统非全相运行、单侧电源运行式的影响，差动保护本身具有选相能力，保护动作速度快，最适合作为主保护。

光纤保护按原理划分，主要有光纤电流差动保护和光纤闭锁式、允式纵联保护两种。

1.2 光纤电流差动保护

光纤电流差动保护是在电流差动保护的基础上演化而来的，基本保护原理也是基于基本电流定律，它能够理想地使保护实现单元化，原理简单，不受运行式变化的影响，而且由于两侧的保护装置没有电联系，提高了运行的可靠性，其灵敏度高、动作简单可靠快速、能适应电力系统震荡、非全相运行等优点，是其他保护形式所无法比拟的。光纤电流差动保护在继承了电流差动保护优点的同时，以其可靠稳

定的光纤传输通道，保证了传送电流的幅值和相位正确可靠地传送到对侧。时间同步和误码校验问题，Word 文档

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是光纤电流差动保护面临的主要技术问题。在复用通道的光纤保护上，保护与复用装置时间同步的问题，对于光纤电流差动保护的正确运行起到关键的作用，因此目前光纤差动电流保护都采用主从式，以保证时钟的同步。

1.3 光纤闭锁式、允式纵联保护

光纤闭锁式、允式纵联保护是在目前高频闭锁式、允式纵联保护的基础上演化而来，以稳定可靠的光纤通道代替高频通道，从而提高保护动作的可靠性。光纤闭锁保护的鉴频信号能很好地对光纤保护通道起到监视作用，这比目前高频闭锁保护需要值班人员定时交换信号，以鉴定通道正常可靠与否灵敏了多，提高了闭锁式保护的动作可靠性。此外，由于光纤闭锁式、允式纵联保护在原理上与目前大量运行的高频保护类似，在完成光纤通道的敷设后，只需更换光收发讯号机即可接入目前使用的高频保护上，因此具有改造便的特点。与光纤电流纵差保护比较，光纤闭锁式、允式纵联保护不受负荷电流的影响，不受线路分布电容电流的影响，不受两端TA特性是否一致的影响。如光纤网络能有效解决双重化的问题，光纤闭锁式、允式纵联保护就将逐步代替高频保护，在超高压电网中得到广泛应用。

1.4 高频保护

在高压和超高压输电线路上发生任类型的短路，都必须无时限地快速切除。一般的电流、电压保护和距离保护，由于它们只反映被保护线路一侧的电量，不可能无时限快速地切除全线路上的短路。高频保护就可以做到这一点。

1.4.1 高频保护的概念

高频保护：就是故障后将线路两端的电流相位或功率向转化为高频信号，然后利用输电线路本身构成一高频电流通道，将此信号送至对端，以比较两端电流相位或功率向的一种保护。

1.4.2 高频保护的组成

高频保护由继电保护部分，高频收、发信机和高频通道组成。

(1) 继电保护部分的作用：对由被保护线路输入的电气量根据高频保护的原理进行处理，如把电气量处理成相位、向、大小等，以达到继电保护的各种目的；

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(2) 高频收发信机：发送和接受高频信号。为了使保护所需的信号由高频通道进行传送，高频发信机必须将保护所需要的信号进行调制，变成高频信号，经通道传送到到对侧，在收信机中再将高频信号调解为保护所需的信号；

(3) 高频通道：将被保护线路一侧反映其运行特征的高频信号，传输到被保护线路的另一侧。

在电力系统中，高频通道通常由输电线路本身兼任。

正常监视通道的完好性，以保证一旦在外部出现短路时，通道能及时发送闭锁信号，这是至关重要的。

1.5 高频保护的类型

相差高频保护、高频向保护、高频闭锁距离保护、高频远跳闸保护。

1.6 高压输电线载波通道的构成

1.6.1输电线路用来作载波通道时必须在输电线路上装设专用的加工设备，将同时在输电线路上传送的工频和高频电流分开，并将高频收、发信机与高压设备隔离，以保证二次设备和人身的安全。高频收、发信机通过结合电容器接入输电线路的式有两种，一种连接式是高频收、发信机通过结合电容器连接在输电线路两相导线之间，称为“相—相”制，另一种连接式是高频收、发信机通过结合电容器连接在输电线一相导线与大地之间，称为“相—地”制。

1.6.2 目前，我国一般采用“相—地”制。它的高频加工设备包括高频阻波器、耦合电容器、结合滤波器、高频电缆等。

(1) 高频阻波器

串接在输电线路的工作相中，要求它对工频的阻抗很小，一般小于0.04Ω，使工频电流畅通；而对高频载波电流具有很高阻抗，其值大于1000Ω，从而防止高频信号外流，并有效地送到对，以免产生不必要的损耗和造成对其他高频通道的干扰。高频阻波器是由电感和电容组成的并联谐振回路，当调谐在所选用的载波频率时，可达到上述要求；

(2) 结合滤波器和耦合电容器

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结合滤波器和耦合电容器构成一个带通滤波器，连接于高压输电线路与高频电缆之间。当在其带通围的高频信号通过时，所产生的衰耗应为最小；当工频电流通过时，则产生的衰耗应尽量大，从而能使工频电流截止，而高频信号能高效率地通过；

(3) 高频电缆

高频电缆是将位于主控室的高频收、发信机与户外变电站的带通滤波器连接起来的导线，以便用最小的衰耗传送高频信号。从主控室到室外带通滤波器这段距离虽然不远，但因高频电缆所传送的信号频率很高，因此要采用单芯式同轴电缆。

(4) 接地刀闸

是高频通道的辅助设备，在调整或检修高频收发信机和连接滤波器时，将其接地，以保证人身安全。

1.7 向高频保护

1.7.1 工作原理

向高频保护是通过高频通道间接地比较被保护线路两侧的功率向，以判别是被保护线路部短路还是外部短路。被保护线路两侧都装有向元件。当被保护线路部故障时，两侧短路功率向都由母线指向线路，向元件均反应为正向，两侧都不发高频闭锁信号，线路两侧的断路器立即跳闸。当被保护线路外部故障时，近短路处一侧的短路功率向由线路指向母线，向元件反应为反向，它不仅使该断路器拒跳，而且发出高频闭锁信号送至线路的对侧；对侧的短路功率向则由母线指向线路，向元件虽反应为正向，但由于收到了近短路侧发出的高频闭锁信号，这一侧断路器也不跳闸。这种向高频保护，由于反应反向短路的一侧发出的高频闭锁信号，闭锁了反应为正向短路一侧保护的断路器跳闸回路，所以称之为闭锁信号原理构成的向保护，简称高频闭锁向保护。

1.7.2 高频闭锁向保护的优缺点

(1) 构成简单，在全相运行的情况下，能正确反应各种不对称短路；

(2) 保护不反应系统全相振荡；

(3) 在有串联补偿电容的线路上，保护的动作情况与串补电容的位置、补偿程度以及串补电容的保

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护间隙不对称击穿有关；

(4) 超高压远距离输电线路上的分布电容，对高频闭锁向保护的正确工作有较大影响。特别是自一侧空载合闸时的电容电流，使负序向元件往往误动作；

(5) 电压回路断线时，将影响高频闭锁向保护的正确工作；

(6) 负序向元件在两侧同一相断线线路上发生短路时，拒动的可能性很大。

1.8 高频闭锁距离保护

1.8.1 工作原理

利用距离保护的起动元件和距离向元件控制收发信机发出高频信号，闭锁两侧保护的原理构成的保护，即构成高频闭锁距离保护。

当线路部故障时，两侧起信元件都动作，两侧停信元件均感受到故障在正向而动作，发信机无输出，两侧发信机处在停信状态。两侧收信机均收不到高频电流信号因而无输出，两侧距离保护动作并开放高频闭锁，两侧保护瞬时动作切除故障。

当线路外部故障时，两侧起信元件都动作。近故障侧停信元件感受到故障在正向而动作，发信机无输出，该侧发信机处在停信状态。而离故障较远的一侧的停信元件感受故障在反向，故不动作，起动发信机发信。近故障侧的本侧距离保护虽已动作，但因收信机收到了对侧发信机发来的高频电流信号，故高频速跳回路不动作；而离故障较远的一侧的收信机同时又收到本侧发信机发出的高频信号，因此，高频速跳回路也不动作。

1.8.2 高频闭锁距离保护的优缺点

(1) 能足够灵活和快速地反应各种对称或不对称故障；

(2) 高频保护退出，仍可保持后备保护的功能；

(3) 电压二次回路断线时，保护会误动作，需采取断线闭锁措施，使保护退出运行。

1.8.3 距离保护

（1）距离保护：反应故障点倒保护安装处的距离，并根据该距离的远近确定动作时间的一种继电Word 文档

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保护装置。Ⅰ、Ⅱ段可做为线路的主保护。一般采用三段式阶梯时限特性，但各段保护围基本不随运行式而改变。

是利用阻抗元件来反应短路故障的保护装置。因阻抗元件反应接入该元件的电压与电流的比值（U/I=Z），即反应短路故障点至保护安装处的阻抗值，而线路的阻抗与距离成正比，所以称这种保护为距离保护或阻抗保护。

（2）距离保护Ⅰ段只能保护线路的80%~85%，不能保护线路全长。动作阻抗按线路末端短路的条件来整定。

（3）距离保护Ⅱ段可以保护线路全长，而且保护下一线路的一部分。动作阻抗按躲过最小负荷阻抗整定。

（4）距离保护Ⅲ段保护线路全长，甚至下一线路的全长。

1.8.4 接地保护

大电流接地系统中，输电线路的接地保护主要有纵联保护（相差高频、高频向）、接地距离、零序保护等。

（1）接地距离保护：

接地距离保护的最大优点，是瞬时段的保护围固定，还可以比较容易获得有较短延时和足够灵敏度的第二段接地保护。特别适合于短线路的一、二段保护。对短线路说来，一种可行的接地保护式，是用接地距离保护一、二段再辅之以完整的零序电流保护。两种保护各自配合整定，各司其责：接地距离保护用以取得本线路的瞬时保护段和有较短时限与足够灵敏度的全线第二段保护；零序电流保护则以保护高电阻故障为主要任务，保证与相邻线路的零序电流保护间有可靠的选择性。

（2）零序保护：

零序电流向保护是反应线路发生接地故障时零序电流分量大小和向的多段式电流向保护装置，这种接地保护装置作为基本保护。零序电流向保护具有原理简单、动作可靠、设备投资小，运行维护便、正确动作率高等一系列优点。

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零序保护有全相时的灵敏Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段、Ⅳ段；非全相时的瞬时动作的不灵敏Ⅰ段和带延时的不灵敏Ⅱ段。

（3）Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段、Ⅳ段的整定原则

零序Ⅰ段按躲过下一线路出口处单相或两相接地短路时可能出现的最大零序电流来整定的。

零序Ⅱ段的起动电流首先考虑和下一线路零序电流Ⅰ段相配合，并长一个时限，以保证动作的选择性。

零序Ⅲ段的起动电流原则上是按躲过下一线路出口处相间短路时所出现的最大不平衡电流来整定，同时还必须要求各保护之间在灵敏系数上逐级配合，即本保护零序Ⅲ段不超过相邻线路上零序Ⅲ段的保护围。

零序Ⅳ段的保护围实际上已进入了区外围，它是作为相邻线路的远后备保护以及保证本线路经较大的过渡电阻接地仍有足够的灵敏度，其定值一般整定得很小。在线路重合的过程中非全相运行时，在较大负荷电流的影响下，非全相零序电流有可能超过其定值而引起保护动作，因此零序Ⅳ段时间元件的整定值必须使保护躲过重合闸期。零序Ⅳ段定值低，有足够的灵敏度，在微机保护中常用该段整定值作为保护的零序辅助起动元件，它与相电流差突变量元件一起担负保护起动功能。

1.8.5 失灵保护

断路器失灵保护：当系统发生故障，故障元件的保护动作而断路器操作失灵拒绝跳闸时，通过故障元件的保护作用于本变电站相邻断路器跳闸，有条件的还可以利用通道，使远端有关断路器同时跳闸的接线称为断路器失灵保护。失灵保护动作必须有两个条件：对应断路器保护动作出口，断路器任一相存在故障电流（即断路器未跳闸）。

失灵保护应首先动作于断开母联或分段开关，然后断开与拒动开关连在同一母线上的所有电源支路的开关。失灵保护有负序、零序、低电压闭锁。失灵保护动作后，应闭锁相应设备的重合闸。

1.8.6 三段式电流保护

三段式电流保护反映相间短路故障，1、2段是主保护，3段是后备保护。

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电流保护的保护围随系统运行式的变化而变化，在某些运行式下，电流速断或带时限电流速断保护的保护围很小，电流速断甚至没有保护区，不能满足电力系统稳定对快速切除故障的要求。

（1）速断I段保护（即过流一段）

瞬时电流速断保护（即速断I段保护），动作电流按大于本线路末端短路时流过的最大短路电流来整定，并且不带时限的电流保护称为瞬时电流速断保护。由于它不反应下线路的故障，它的动作时间不受下一线路保护时限的限制。在最大运行式下，它的保护区达线路的50%，在最小运行式下，它的保护围是线路全长的15%~20%。

（2）速断II段保护（即过流二段）

限时电流速断保护即速断II段保护，动作电流下一线路瞬时电流速断的动作电流来整定。它能保护本线路全长及下一线路的一部分。其动作时限比下一线路的1段保护长，时间级差为0.5S。

（3）过流保护（即过流三段）

动作电流按躲过该线路的最大负荷电流整定，它能保护线路的全长甚至下一条线路，既是本线路的近后备又是下一线路的远后备。

1.9 重合闸

将因故障跳开后的断路器按需要自动投入的一种自动装置。对双侧电源的线路，重合闸需要考虑检定无压或检定同期。

1.9.1 重合闸式：

（1）单重式：系统单相故障跳单相，单相重合；多相故障跳三相，不重合。

（2）三重式：系统任意故障跳三相，三相重合。

（3）综重式：系统单相故障跳单相，单相重合；多相故障跳三相，三相重合。

（4）停用式：重合闸停用。

1.9.2 自动重合闸的启动式：

保护启动，开关的控制开关位置与开关位置不对应。

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1.9.3 不允重合闸动作的情况：

（1）手动跳闸；

（2）开关失灵保护动作跳闸；

（3）远跳闸；

（4）开关的储能机构闭锁跳闸；

（5）开关的灭弧介质闭锁跳闸；

（6）母线保护动作跳闸；

（7）变压器的差动保护、瓦斯保护动作于跳闸；

（8）重合闸停用时跳闸。

第2条线路保护围

1、光纤差动、差动保护均保护本线路的全长，对线路的各种接地及相间短路均可快速动作，是线路的主保护。

2、距离保护保护本线路全长及下一线路，相间短路时保护动作，是220kV线路的后备保护，是110kV 线路的主保护。

2.1距离Ⅰ段：本线路的80%~85%一部分；

2.2 距离Ⅱ段：本线路全长及相邻线路的一部分；

2.3 距离Ⅲ段：后备保护，本线路及相邻线路的全长。

3、接地距离保护和零序电流保护构成线路的接地保护，在线路各种接地故障时动作，是220kV线路的后备保护，是110kV线路的主保护。

3.1 零序Ⅰ段：本线路的一部分；

3.2 零序Ⅱ段：本线路全长及相邻线路、主变的一部分；

3.3 零序Ⅲ段：后备保护，本线路及相邻线路的全长。

4、三段式电流电压保护是中性点不接地运行的配电线路的常用保护，在相间短路时动作。保护围小，

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动作时间长。其中Ⅰ、Ⅱ段是主保护，Ⅲ段是后备保护。

4.1过流Ⅰ段：本线路的一部分；

4.2过流Ⅱ段：本线路全长及相邻线路、主变的一部分；

4.3过流Ⅲ段：后备保护，本线路及相邻线路的全长。

第3条线路事故处理基本原则

保护动作出口开关跳闸后，不管开关是否重合成功或试送电，也不论试送电成功与否，均应立即对开关进行外观仔细检查。若有开关本体异常、气体泄漏或机构失灵时应汇报调度申请退出运行。

1 单电源线路跳闸的事故处理

1.1 无自动重合闸装置（包括自动重合闸停用或拒动）的开关跳闸后，不待值班调度员的指令立即强送一次。

1.2 自动重合闸动作而重合不成功时，无法判断线路是永久性故障的，开关外部检查无异常后允强送一次。

2 双电源联络线开关跳闸

2.1 投无压检定重合闸的一端（试送端）重合闸成功，另一端（并列端）见线路有电压可进行同期并列。

2.2 投无压检定重合闸的一端（试送端）重合未动作，在检查线路确无电压后，可试送一次。并列端见线路有电压可进行同期并列。

2.3 无压检定重合闸动作重合不成功时，应对开关进行外部检查，如未发现异常，对主要联络线可退出重合闸后试送一次。

2.4 线路试送端没有无压检定重合闸，又无法判断线路是否有电压时，由调度员下另后在试送端送电。

3 强送电：

事故跳闸后，无论事故是永久性故障还是瞬时性故障，检查变电站的设备无异常后，电气设备未经Word 文档

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处理即行送电的行为。

3.1 强送电端要求

3.1.1 应选择离主要发电厂、中枢变电站以及故障点较远且对系统及重要负荷影响较小的一端作为强送端；

3.1.2 应选择短路容量小、开关遮断故障次数少和开关遮断容量大的一端作为强送端；

3.1.3 强送端必须是线路开关等站设备外观检查完好，线路有完备的主保护；

3.1.4 若开关遮断次数已达规定值，虽开关外部检查无异常，但仍须经运行单位总工程师同意后能强送。若停电重威胁人身或设备安全时，调度员可指令强送一次；

3.1.5 在中性点直接接地系统中，强送开关连接母线上必须有变压器中性点直接接地。

3.1.6 强送时应停用自动重合闸装置。

3.2 线路开关跳闸后有下列情况之一者，不可强送：

3.2.1 强送开关及主保护不完好；

3.2.2 线路跳闸时伴随有火光、爆炸、冒烟、喷油等明显的故障特征；

3.2.3 线路并联高压电抗器保护也同时动作；

3.2.4 因带电作业而停用重合闸的线路故障跳闸，在未查明原因前；

3.2.5 引起越级跳闸的开关，上一级开关已再行合闸成功，本开关拒动原因尚未查明并消除；

3.2.6 已知故障点原因，但故障未消除。

3.3 能进行强行送电的操作有：

3.3.1 线路装设有重合闸，故障时，重合闸未动作，可以强行送电一次。

3.3.2 备自投装置未动作。

3.3.3 人员误碰及误操作

4 试送电：

事故跳闸后，对设备外部检查无异常后，通过继电保护的判断，电气设备故障经处理后的首次送电Word 文档

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的。

4.1 故障线路试送电的原则

4.1.1 试送前应将试送开关的重合闸退出，试送成功后再将该开关的自动重合闸投入。

4.1.2 试送开关必须有完备的继电保护装置。

4.2 能进行试送电的操作有：

4.2.1后备保护动作；

4.2.2保护误动。

4.3 不可试送的情况

4.3.1 天气正常，开关自动重合不成功；

4.3.2 按频率自动减负荷装置动作而电网频率未恢复正常；

4.3.3 重短路，开关有冒烟、喷油等现象。

4.3.4 引起开关越级跳闸的开关，上一级开关已再重合成功，本开关拒动原因尚未查明并消除。

4.3.5 已知故障点，但故障未消除的。

第4条线路事故处理实例

220kV 线路1 211线路单相瞬时接地事故处理

一、题目：220kV 线路1 211线路单相瞬时接地事故处理

二、处理过程

1、运行式：220kV系统的线路1、线路3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路

2、线路4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁母刀闸均在冷备用；110kV系统的线路1、线路

3、线路5、1号主变在Ⅰ母运行，线路2、线路

4、线路6、2号主变在Ⅱ母运行，母联在运行，旁路在冷备用；10kV 母线分段运行，分段在运行，其余开关均运行。2010、1010地刀在合上，所有设备的保护在投入，220kV 线路重合闸投单重；

2、监控系统信号：211开关位置红灯亮，开关在合闸位置；遥信：收发信机动作，保护跳闸动作；

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901A保护屏：装置闭锁，装置异常；902B保护屏：重合闸动作、跳A、突变量距离动作、高频向保护动作、高频零序保护动作、距离Ⅰ段动作；三相电流、有功、无功为零，线路电压、220kV母线电压正常；报警窗信息：901A——故障时间，EPROM；902B——故障时间，NO：Z++ 0++ DZ Z1 AN 0.2kM ；

3、控制屏光字牌及表计情况：211开关的位置红灯亮，开关在合闸位置；三相电流、有功、无功为零；出口跳闸、保护动作、重合闸动作光字牌亮；

4、跳闸情况：220kV线路1的211开关跳闸，重合成功；

5、保护屏信息：起信、收信黄灯亮；901A屏TA红灯亮，显示EPROM；902B保护：TA、CH红灯亮，显示DZ Z1 D++ 0++ CN 0.2kM，表示突变量距离元件动作、高频主保护动作（距离）、高频主保护动作（零序）、距离Ⅰ段动作，A相间接地，故障点在0.2公里处，重合闸动作；

6、一次设备检查情况：检查220kV线路1的211开关确在合闸位置，刀闸、CT、线路PT、连接导线、开关本体、端子箱、操作箱无异常。

7、处理步骤：

1）事故警铃响后，立即记录事故发生时间；

2）检查监控电脑和控制屏上的信息及表计情况，做好记录；

3）、简明扼要汇报调度事故情况（事故发生的时间、地点，当时当地天气，跳闸的开关，开关、线路和母线有无电压等）；

4）详细检查211开关的2个保护屏的各种信号、压板、空气开关、转换开关及按钮，打印故障报告，并做好记录；

5）打印故障录波信息；

6）详细检查一次设备情况：检查220kV线路1的211开关确在合闸位置，开关、刀闸、CT、线路PT、连接导线、开关本体、端子箱、操作箱正常；

7）根据现场设备检查及保护、自动装置动作情况判断故障性质：线路是近端A相瞬时接地故障，高Word 文档

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频向保护动作，A相跳闸，重合成功。

8）向调度汇报详细的检查情况；

9）确认保护屏上的动作信号后，复归211开关保护信号；

10）将211开关由运行转冷备用（注意：在进行保护装置处理时必须退出其出口压板、失灵保护压板）；

11）汇报处理后的变电站运行式及处理结果。

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