电子电气资料电子电气资料汇编2.doc

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1、目录电机带电缆测量直流电阻的不合理性1对大机组继电保护配置的几点认识2电气设备倒闸操作规范(2001.5)4高压电网失灵保护的若干问题分析17电流互感器变比检查试验方法19沙角C电厂厂用电结线分析23功率表法电流相量六角图的作法26小型中间继电器可靠性与选用问题的研究28电机带电缆测量直流电阻的不合理性 电力设备预防性试验规程(97年版)规定3KV及以上或100KW及以上交流电动机绕组直流电阻须每年测量一次，这对于辅机设备众多的火力发电厂来说大大增加了工作量。有些单位为了减少拆接头的麻烦，在测量时不是直接在电机出线端处测量，而是在电机馈线开关下桩头连同电缆一起测量。我认为这样虽然减轻了工作量，

2、但对于正确判断电机绕组直流电阻是否合格存在一定的负面影响。 以某厂一台磨煤机马达为例，以下为该电机的一组实测数据：()ABBCCA互差 电机0.23930.23880.23860.29%电机+电缆0.27340.27260.27290.29%从以上数据可以看出，虽然两者的互差均为0.29%，但是不带电缆测量时，电机B相直流电阻最大，带电缆测量时，A相电阻最大，而且电缆的阻值约占电机直流电阻的15%。由此可见，如果电机直流电阻互差超标，完全有可能因为电缆电阻的加入而造成其合格的假象。 因此我认为： 1.电机绕组直流电阻应断开电缆测量，只有这样，所得的试验数据才有横向及纵向比较的价值。 2.电机带

3、电缆的直流电阻不能作为电机绕组直流电阻合格的判据，仅能作为电缆与电机接头接触是否良好的证明。 对大机组继电保护配置的几点认识 贾钢摘要:综述了大机组继电保护的重要性及传统继电保护方式存在的一些问题，介绍了一种较实用的双重化主保护方案，并对未来的继电保护方式作了简单的展望。 关键词:大机组继电保护纵差保护不完全纵差保护横差保护 大容量机组往往按发电机变压器组单元接线与高压或超高压电网直接相连，在电力系统中占有十分重要的地位。由于它结构复杂、造价昂贵，一旦因故障而遭到破坏，在经济上必然会受到很大损失，因此在考虑大容量发电机变压器组的继电保护整体配置时，应强调最大限度地保证机组安全和最大限度地缩小故

4、障破坏范围，尽可能避免不必要的突然停机，对某些异常工况采用自动处理装置，特别要避免保护装置误动和拒动。所以不仅要求有可靠性高、灵敏性和选择性强、快速性好的保护继电器，还要求在继电保护的整体配置上尽量做到完善、合理，并力求避免繁琐、复杂。1传统的继电保护方式及其不足之处 传统的发电机内部故障主保护方案常采用：传统纵差保护、传统横差保护、基波纵向零序电压保护、转子二次谐波电流保护、标积制动式纵差保护等。这些传统的保护方式在一定程度上起到了有选择性地将故障元件从电力系统中切除、减少对电力系统的损坏程度、恢复无故障部分的正常运行、反应电气元件异常运行工况的作用，但是由于诸多原因，在电力系统中始终存在发

5、电机、变压器等设备的保护元件正确动作率普遍偏低许多都不到70%的问题，因此有必要对这些保护方式略作分析，以期找到改进措施。 1.1传统纵差保护 传统纵差保护只对相间短路有效，对发电机定子绕组同相的匝间或层间短路和开焊(断线)故障均无保护作用，因而保护功能不全面，再加上目前存在元器件产品质量差、维护管理水平低等诸多问题，必须加以改进。 1.2传统横差保护 以往的单元件横差保护，其动作电流约为(0.20.3)In，所用中性点连线的电流互感器变比选为0.25 In/5 A，所以旧式的单元件横差保护的动作电流约为发电机额定电流的二次值(5 A)，由于发电机内部故障用的老式横差继电器对三次谐波滤过比小于

6、15，所以这样的整定值就限制了保护正常动作灵敏度的提高。 1.3基波纵向零序过电压保护 对于中性点侧只有U，V，W三相引出三个端子的发电机，习惯上都装设纵差保护以反应内部相间短路。为了保护发电机的定子绕组匝间短路或开焊故障，可增设纵向零序过电压保护，但纵向零序过电压保护装置较复杂、灵敏度低，且可能引起某些误跳闸。只有在发电机中性点侧三相仅引出三个端子，并装设了纵差保护时才选用。 1.4转子二次谐波电流保护 转子谐波二次电流保护中启动元件与选择元件的配合要求十分严格，容易发生误动作，整定较困难，须用专门的转子回路电抗变压器。只在发电机已确定中性点侧仅引出三相三个端子，并决定装设纵差保护而不可能装

7、设高灵敏横差保护的情况下才选用。 1.5标积制动式纵差保护 标积制动式纵差保护不能反应匝间短路和定子绕组开焊故障，且这种保护也需要发电机中性点侧引出三相三个端子。 目前国内300MW及以上的汽轮发电机均采用每相两并联分支、中性点仅引出三相的三个端子，普遍采用发电机纵差保护和发电机变压器组纵差保护作为发电机变压器组内部短路主保护。当发电机中性点侧只有三相三个引出端子时，就无法装设单元件横差保护，这将影响整套继电保护装置的可靠性、灵敏性。 2大机组内部故障主保护的改进方案 2.1改进方案 对于大机组继电保护的配置原则是：加强主保护，简化后备保护。因此针对传统继电保护出现的问题，提出一种由不完全纵差

8、保护和高灵敏单元件横差保护组成的双重主保护配置方案，如图1所示。 图1继电保护配置改变发电机中性点侧的引出方式，将三相六个分支绕组分成两组，其中一组仅将其中性点N1引出，另一组三相端子分别引出，并在发电机外接成第二中性点N2，N1与N2连接以便装设单元件横差保护，互感器TA1与TA2构成发电机不完全纵差保护。许多理论研究和实践经验已证明：高灵敏单元件横差保护具有发电机相间短路、匝间短路和定子绕组开焊的保护功能，特别简单、灵敏度高，可作为各类发电机的第一主保护。不完全纵差保护克服了传统纵差保护不反映定子绕组匝间短路和开焊故障的缺陷，成为发电机内部各种故障的第二主保护，方便地实现了大机组主保护的双

9、重化要求。采用这种方案的必要前提是发电机中性点侧应有四个引出端子。 2.2改进措施 a)对300MW及以上的汽轮发电机，只要中性点引出方式在发电机制造时稍作改变就可使用高灵敏单元件横差保护，其功能超过纵差保护。 b)采用更换互感器，减少电流互感器变比，提高三次谐波滤过比，通过常规发电机短路试验、实测横差保护不平衡基波和三次谐波电流来正确整定动作电流等措施，把传统横差保护改造成高灵敏横差保护。 c)不完全纵差保护是针对每相两并联分支的发电机提出的，采用比率制动式继电器，机端互感器选变比为In/5A，分支互感器选变比为0.5 In/5A，这种方式能反应发电机内部各种相间短路、匝间短路和分支绕组的开

10、焊故障，如图2所示。这种保护方式对发电机引出线短路有保护作用。但应注意在每分支数很多(大于2)时，若某个不装设互感器的分支发生故障，在装设互感器的那些非故障分支中的电流可能很小，不完全纵差保护有可能拒绝动作，因而在分支数较多时要慎用。 图2发电机不完全纵差保护(每相两分支)d)一般来说，当发电机变压器本身配置了双重主保护时，不需要再设置发电机、变压器自身的短路后备保护，这时可以在机端装设全阻抗或偏移阻抗保护，兼顾机端和高压母线相间短路故障，在升压变压器高压侧通常还装设零序电流、零序电压作为高压侧接地短路的后备保护。 2.3双重主保护的作用 这种主保护方案可使发电机内部各种相间短路、匝间短路和定

11、子绕组开焊故障均得到双重快速保护，同时还能使发电机独立运行时机端引线的相间短路也有快速保护。当每相分支数大于2时，在每相中性点侧装设互感器的分支数应大于或等于n/2(n为每相分支数)。 采用这种主保护配置方案时，可完全舍弃纵向零序电压保护和二次谐波转子电流保护。 3对继电保护的发展展望 继电保护方式的发展经历了方向比较式、相位比较式、电流差动式等阶段，所使用的继电器从电磁式到模拟静止式，进而发展到数字静止式，随着数字技术的发展、微型计算机和微处理器的出现，为继电保护数字化开辟了广阔前景，出现了以微机和光传输技术为基础的全数字控制保护系统。 微机保护具有下列特点： a)保护功能由软件实现； b)

12、采用数字信号处理技术； c)具有数字储存功能，如过程记忆、录波等； d)容易实现远方通信，接口简单； e)具有自动测试和监视功能； f)软硬件标准化； g)公共数据可重复使用实现不同功能。 我国已成功研制了多套大机组微机保护装置，并先后投入试运行或正式运行。不少35kV和 110 kV变电所采用了多种微机监控和保护装置，但在300MW及以上大型发电机组上应用微机保护装置的例子还不多。由于微机保护具有灵活、高性能、运行维护方便、可靠性好、硬件尺寸小、硬件负担轻等优点，可以预见未来继电保护发展的方向将是主保护采用微型处理机或小型计算机分散地装设在被保护元件处，后备保护采用系统控制中心计算机构成变电

13、所中心计算机以实现集中化控制。相信大机组的微机保护将有广阔的发展前景，并将以其优越的性能在继电保护领域独领风骚。 作者单位：番禺南沙电力有限公司，番禺511458 参考文献 1王维俭，侯炳蕴.大机组继电保护理论基础.北京：水利电力出版社，1989 2贺家李，宋从矩.电力系统继电保护原理.北京：水利电力出版社，1985 电气设备倒闸操作规范(2001.5) 为了更好的执行电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分），进一步用规范电气设备倒闸操作，确保人身、电网和设备的安全，提高管理水平，特制定本规范。 1 适用范围 1.1 本规程规定了电气倒闸的基本要求和原则、基本步骤、遥控操作以及操作票的管理等

14、。对倒闸操作的发受令、填票、审核、执行、复查、总结等全过程作了具体的规定。 1.2 倒闸操作时电气设备状态的转换、变更一次系统运行结线方式、继电保护定值调整、装置的启停用、二次回路切换、自动装置投切、切换试验等所进行的操作执行过程的总称。 1.3 本规程适用于江苏电力公司管辖范围内调度、 500KV 及以下变电所、配电网和发电厂升压站所有电气设备的倒闸操作和管理。 1.4 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。 2 引用标准 2.1 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL408 91 2.2 国调中心调度规程 2.3 华东电力系统调度规程 2.4 江苏省电力系

15、统调度规程 2.5 华东电网 500 千伏变电所“两票”执行规定（试行）（ 1993 年） 2.6 苏电安 1998300 号文关于电气操作票、工作票执行和合格率统计办法的规定 2.7 江苏电力公司无人值班变电所运行管理导则（苏电生 19991133 号文） 2.8 华东关于加强供电运行工作的若干意见 3 常用操作术语 3.1 常用操作标准设备名称 主变、所用变 ( 厂变 ) 、开关、闸刀 ( 刀闸 ) 、接地闸刀 ( 刀闸 ) 、母线、线路、压变、流变、电缆、避雷器、电容器、电抗器、消弧线圈、令克 ( 跌落熔断器 ) 、保护 3.2 常用操作术语 3.2.1 开关、闸刀（刀闸）、接地闸刀（刀

16、闸）、令克：合上、拉开 3.2.2 接地线：装设（挂）、拆除 3.2.3 各种熔丝：放上、取下 3.2.4 继电保护及自动装置：启用、停用 3.2.5 压板：放上、取下、投入、推出、或从 XX 位置切至位置，短路并接地 3.2.6 交直流回路各种转换开关 ：从 XX 位置切至 XX （二次插件：插入、拔出） 3.2.7 二次空气开关：合上、分开 3.2.8 二次回路小闸刀：合上、拉开 3.2.9 小车、中置开关：有 XX 位置拉、推或摇至 XX 位置 4 倒闸操作基本要求 4.1 调度操作指令要由有权发布指令的调度值班员（所属调度单位发文公布）发布；操作人和监护人必须由上级部门批准并公布的合格

17、人员担任。 4.2 现场一次、二次设备要有明显标志，包括设备命名、编号、铭牌、操作转动方向、切换位置的指示以及区别电气相色的标色。 4.3 变电所、中心集控站、发电厂电气控制室或集控室要有与现场设备实际接线一致、运行状况相符的模拟操作图，二次回路原理和展开图。一次模拟图上应能表明主要电气设备的命名编号、实际状况和接地线的装设位置。 4.4 倒闸操作要有明确、合格的操作依据（调度下达或根据工作票要求）。 4.5 要有统一的、确切的调度术语和操作术语，并使用普通话。 4.6 要有合格的操作工具、安全用具和设施（包括对号放置接地线的专用装置、专用的接地线装设地点）。一次设备应设有可靠的电气防误装置。

18、 5 倒闸操作原则 5.1 操作指令 5.1.1 倒闸操作必须根据值班调度员、值长或值班负责人的指令，受令人复诵无误后执行。在发布和接收操作指令时，必须互报单位、姓名、严格执行发令、复诵、录音、汇报和记录制度，并使用统一的调度术语、操作术语和设备双重名称。 5.1.2 调度操作指令下达分口头和书面两种方式。操作任务有综合操作和逐项操作两种形式。 5.1.2.1 调度员在预发、审核、正式发令执行操作任务票前，均应明确操作目的，核对系统模拟图（及 CRT 上电气结线图）、核对设备停电申请批复单、核对现场实际情况，征求操作意见，以确保其正确性。 5.1.2.2 计划停送电操作，应采用书面形式，由调度

19、提前一值预先填写操作任务票，并审核正确后预发。预发适应间讲清操作目的和内容、预告操作时间，由运行值班员预先填写、审核倒闸操作票。预发时应讲清操作目的和内容、预告操作时间，由运行值班员预先填写、审核倒闸操作票。 5.1.2.3 事故处理、电网及设备紧急情况下的停送电操作或属单项综合操作时，调度可采用口头指令方式下达，正常操作一般不得发布口头指令。如因其他特殊原因发布口令时，影响运行人员说明，并填写倒闸操作票。 5.1.2.4 调度预发操作任务票，可采用电话传真、计算机网络远传等方式下达，但现场接令值班员在接到任务票后，应再打印出的原始件上签名并向调度电话复诵无误，保存并做好相关记录。 5.1.3

20、 当电气设备（线路）停电检修，调度在下达操作任务指令时，应做到： 5.1.3.1 对线路检修，调度指令最后发布到线路处于检修状态，然后发布检修开工令。 5.1.3.2 对发电厂、变电所母线检修，调度指令最后发布到母线处于检修状态（母线无接地闸刀者除外），然后发布检修开工令。 5.1.3.3 对发电厂、变电所电气设备检修，调度发令操作至冷备用状态，并发布转入检修状态许可令。 5.1.3.4 对调度发令至检修状态的指令，现场运行值班员应将所有相关操作项目（包括接地线装设等安全措施操作）均填入倒闸操作票，并在接到正式令后一次执行完毕，做好安全措施。 5.1.3.5 对调度只发令至冷备用状态的电气设备

21、检修，现场值班员应按工作票要求填写安全措施操作票，在接到调度发布检修状态许可令后，完成安全措施的布置工作。 5.1.3.6 设备检修，其接地线（接地闸刀）的装设数量和地点，由现场负责。当工作结束，变电所自行拆除上述安全措施后（在调度操作任务票中下达的接地装设操作项目，须待调度发令操作拆除），向调度汇报竣工。 5.2 操作票 5.2.1 值班人员所进行的一切倒闸操作（除本规范第 5.2.5 条规定外），包括根据调度口头指令所进行的操作和根据工作票所进行的验电、装拆接地线、取放控制回路保险器等操作，均需填写倒闸操作票（格式见附录 A ）。 5.2.2 一张操作票只能填写一个操作任务。一个操作任务只

22、根据同一个调度命令所进行的一次不间断操作。 5.2.3 倒闸操作票须连号使用。 5.2.4 对单人值班变电所，倒闸操作票由发令人向值班员用电话等方式传达。值班员应根据传达，填写操作票，复诵无误，并在“审核人”签名处填入发令人的姓名。 5.2.5 下列操作可以不用操作票，单应记入运行日志中 5.2.5.1 事故处理； 5.2.5.2 拉、合开关的单一操作（包括限电操作）； 5.2.5.3 拉开接地闸刀或拆除全所（厂）仅有的一组接地线； 5.2.5.4 主变有载调压操作 5.3 操作基本规定 5.3.1 下列情况下一般不进行系统正常倒闸操作； 5.3.1.1 交接班时； 5.3.1.2 系统发生事

23、故或异常时； 5.3.1.3 雷电时（注：事故处理确有必要时，可以对开关进行远控操作） 5.3.2 倒闸操作的顺序 5.3.2.1 线路及两台以上的主变停电必须按开关 - 非母线侧闸刀 - 母线侧闸刀的顺序进行操作。送电顺序与此相反。 5.3.2.2 单台主变停电操作，中、低压侧必须按照开关 - 母线侧闸刀 - 主变侧闸刀；高压侧按开关 - 主变侧闸刀 - 母线侧闸刀的顺序进行操作。送电操作顺序与此相反。 5.3.2.3 双母线到闸操作：热到时，母联开关必须合上，并将其改为非自动，先合上正母（或副母）闸刀，在拉开副母（或正母）闸刀；冷倒时，待操作闸刀的本回路开关必须分开，然后先拉后合母线闸刀。

24、 5.3.2.4 对中性点接地系统的变压器进行停、送电前都应先将中性点接地闸刀合上，操作结束后再根据调度要求对中性点接地方式进行调整。 5.3.3 严防发生下列误操作； 5.3.3.1 误拉、合开关； 5.3.3.2 带接地线（接地闸刀）合闸； 5.3.3.3 带电装设接地线、带电合接地闸刀； 5.3.3.4 带负荷拉、合闸刀； 5.3.3.5 非同期并列； 5.3.4 严禁约时进行停送电。 5.3.5 倒闸操作必须由两人进行，其中对设备较熟悉者担任监护，另一人执行操作。 5.3.6 操作中的异常处理 5.3.6.1 预有危及人身攻击设备安全的情况时，运行值班人员可按有关规程规定进行紧急处理，

25、但处理结束后 应立即汇报值班调度员和值班负责人，并做好相关记录。 5.3.6.2 在操作过程中遇有锁打不开等问题时，严禁擅自解锁或更改操作票。必须先停止操作，然后再次检查操作“四核对”内容（即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备的实际位置及状态，下同）的执行情况是否有误，确认被操作设备、操作步骤正确无误后，再查找、处理被操作设备的缺陷。在恢复操作时，必须重新进行“四核对”。若确实需要进行解锁操作的，必须经本单位有权许可解锁操作的领导或技术人员同意后方能进行，并应做好有关记录。 5.3.6.3 倒闸操作过程若因故中断，在恢复操作时值班员必须重新进行“四核对”工作，确认操作设备、操作

26、步骤正确无误。 5.3.6.4 倒闸操作过程因故中断不能进行的，汇报调度后，按其要求进行。操作票可在已操作的最后一项下方盖“已执行”章，并在备注栏内注明原因。 5.3.6.5 当发生带负荷拉、合闸刀时，禁止再将已拉开（或合上）的闸刀合上（或拉开）。 6 倒闸操作的基本步骤、规范及要求 6.1 倒闸操作基本步骤 所有电气倒闸操作，均必须严格按照以下十二项步骤执行。 6.1.1 调度预发操作任务，值班员接受并复诵无误； 6.1.2 操作人查对模拟图板，填写操作票； 6.1.3 审票人审票，发现错误应由操作人重新填写； 6.1.4 监护人与操作人相互考问和预想； 6.1.5 调度正式发布操作指令，并

27、复诵无误； 6.1.6 按操作步骤逐项操作模拟图，核对操作步骤的正确性； 6.1.7 准备必要的安全工具、用具、钥匙、并检查绝缘板、绝缘靴、令克棒、验电笔等； 6.1.8 监护人逐项唱票，操作人复诵，并核对设备名称编号相付； 6.1.9 监护人确认无误后，发出允许操作的命令“对，执行”；操作人正式操作，监护人逐项勾票； 6.1.10 对操作后设备进行全面检查； 6.1.11 向调度汇报操作任务完成并做好记录，盖“已执行”章； 6.1.12 复查、评价、总结经验。 6.2 倒闸操作规范及要求 6.2.1 预受操作任务、明确操作目的 6.2.1.1 调度预发指令，应由副值及以上人员受令，发令人先互

28、通单位姓名。发、受操作指令应正确、清晰，并一律使用录音电话、普通话和正规的调度术语。受令人应将调度指令内容用钢笔或圆珠笔写在运行记事簿内，在调度预发结束后，受令人必须复诵一遍，双方认为无误后，预发令即告结束。通过传真和计算机网络远传的调度操作任务票也应进行复诵、核对，且受令人须在操作任务票上亲笔签名保存。 6.2.1.2 倒闸操作票任务及顺序栏均应填写双重名称，及设备名称和编号。旁路、母联、分段开关应标注电压等级。 6.2.1.3 发令人对其发布的操作任务的安全性、正确性负责，受令人对操作任务的正确性富有审核把关责任，发现疑问应及时向发令人提出。对直接威胁设备或人身安全的调度指令，值班员有权拒

29、绝执行，并应把拒绝执行指令的理由向发令人指出，油气决定调度指令的执行或撤销。必要时可向发令人上一级领导报告。 6.2.2 填写操作票 6.2.2.1 受令后，当值正、副值班员一起核对实际运行方式、一次系统模拟结线图，明确操作任务和操作目的，核对操作任务的安全性、必要性、可行性及正确性，确认无误后，即可开始填写操作票。 6.2.2.2 填票人应根据操作任务对照一次系统模拟图及二次保护及设备等方面的资料，认真细心、全面周到、逐项填写操作步骤，填写完毕应自行对照审核，在填票人栏内亲笔签名后校正值审核。 6.2.2.3 倒闸操作票票面字迹应清洁、整洁。签名栏必须由值班员本人亲自签名，不得代签或漏签。

30、6.2.2.4 下列各项应作为单独的项目填入操作票内： （ 1 ）拉、合开关 （ 2 ）拉、合闸刀 （ 3 ）为了防止误操作，在操作前对有关设备的运行位置所必需进行的检查项目 , 并应做到在检查后立即 进行操作。 对于其它操作项目，在操作后检查操作情况是否良好，可不作为单独的项目填写，而只要在该项操作项目的 后面注明，单检查后必须打“ 勾”。 （ 4 ）验电及装设、拆除接地线的明确地点及接地线的编号（拉、合接地闸刀的编号），其中每处验电及装设地线（含接地闸刀）应作为一个操作项目填写。填写接地线编号只要在该项的最后注明即可，如：“在 XX 验明三相确无电压后装设接地线一组（ 1# ）”。 （ 5

31、 ）检修结束后恢复送电前，对送电范围内是否有遗留接地线（接地闸刀）等进行的检查。 （ 6 ）两个并列运行的回路当需停下其中一回而将负荷移至另一回时，操作前对另一回路所带负荷及回路情况进行检查。 (7) 取下、放上控制回路、电压互感器回路保险器。 （ 8 ）切除保护回路压板和用专用高内阻的电压表检验出口压板两端无电压后投入保护压板。同时切除和投入多块压板可作为一个操作项目填写，但每投、切一块压板时应分别打“勾”。 （ 9 ）投入、切出同期开关。 （ 10 ）设备二次转（切）换开关、方式选择开关的操作。 （ 11 ）一次设备倒排，响应电压回路的切换操作。 （ 12 ）微机保护定值更改后，核对定值是

32、否正确。 6.2.2.5 操作票中下列三项不得涂改： （ 1 ）设备名称编号和状态； （ 2 ）有关参数（包括保护定值参数、调度正令时间、操作开始时间） （ 3 ）操作“动词”。 6.2.2.6 在一项操作任务中，如同时需拉开几个开关时，允许在先行拉开几个开关后再分别拉开闸刀，但拉闸刀时必须在每检查一个开关的相应位置后，随即分别拉开对应的两侧闸刀。 6.2.2.7 操作票不得使用典型操作票及专家系统自动生成（不含调度操作任务票）。 6.2.3 审核操作票 6.2.3.1 当值整值对操作票进行全面审核，对照模拟图板对一次设备的操作步骤进行逐项审核，看是否符合操作任务的目的。审核二次回路设备的相应

33、切换是否正确、是否满足运行要求。 6.2.3.2 审核发现有误，应有填票人进行重新填写，并将原票加盖“作废”章。 6.2.3.3 审核结束，票面应正确无误，审核人在审核栏亲笔签名。 6.2.3.4 填票人和审核人不得为同一人。 6.2.3.5 交接班时，交班人员应将本值未执行操作票主动移交，并交待有关操作注意事项；接班负责人对上一值移交的操作票重新进行审核和签名，并对操作票的正确性负责。 6.2.4 监护人与操作人相互考问和预想 监护人和操作人将填好的操作票到模拟图上进行核对，提出操作中可能遇到的问题（如设备操作不到位、拒动、联锁发生问题等），作好必要的思想准备，查找一些主观上的原因（如操作技

34、能、掌握设备性能、设备的具体位置等）。 6.2.5 调度正式发布操作命令 6.2.5.1 当值调度发令操作，必须由正值接令。调度发令时，双方先互通单位姓名，受令人分别将发令调度员及受令值班员填写在相应栏目内。发令调度员将操作任务的编号、操作任务、发令时间一并发给受令人，受令人填写正令时间，并向调度复诵一遍，经双方核对确认无误后，调度员发出“对，执行”的操作命令，即告发令结束，值班员方可操作。 6.2.5.2 操作人、监护人在操作票中签名，监护人填写操作开始时间，准备模拟预演。 6.2.5.3 值班调度员预发的操作票有错误或需要更改，或因运方发生变化不能使用时，应通知运行单位作废，不得在原操作票

35、上更改或增加操作任务项。调度作废的票应加盖“调度作废”章，并在备注栏内注明调度作废时间、通知作废的调度员姓名和受令人姓名。 6.2.6 模拟预演 6.2.6.1 监护人手持操作票与操作人一起进行模拟预演。监护人根据操作票的步骤，手指模拟图上具体设备位置，发令模拟操作，操作人则根据监护人指令核对无误后，复诵一遍。当监护人再次确认无误后即发出“对，执行”的指令， 操作人即对模拟图板上的设备进行变位操作。 6.2.6.2 模拟操作步骤结束后，监护人、操作人应共同核对模拟操作后系统的运行方式、系统接线是否符合调度操作任务的操作目的。 6.2.6.3 模拟操作必须根据操作票的步骤逐项进行到结束，严禁不模

36、你预演就进行现场操作。 6.2.7 准备和检查操作工器具 6.2.7.1 检查操作所需使用的有关钥匙、红绿牌，并由监护人掌管，操作人携带好工器具、安全用具等。 6.2.7.2 对操作中所需使用的安全用具进行检查，检查试验周期及电压等级是否合格且符合规定 , 另外，还应检查外观是否有损坏，如手套是否漏气、验电器试验声光是否正常。 6.2.7.3 检查操作录音设备良好。 6.2.8 核对设备，唱票复诵 6.2.8.1 操作人携带好必要的工器具、安全用具等走在前面，监护人手持操作票及有关钥匙走在后面。 6.2.8.2 监护人、操作人到达具体设备操作地点后，首先根据操作任务进行操作前的站位和对，核对设

37、备名称 、编号、间隔位置及设备实际情况是否与操作任务相符 6.2.8.3 核对无误后，监护人根据操作步骤，手指设备名称编号高声发令，操作人听清监护人指令后，手指设 备名称牌和对名称编号无误后高声复诵，监护人再次核对无误后，即发“对，执行”的命令。 6.2.9 正式操作，逐项勾票 6.2.9.1 在操作过程中，必须按操作顺序逐项操作、逐项打勾，不得漏项操作，严禁跳项操作。 6.2.9.2 操作人得到监护人许可操作的指令后，监护人将钥匙交给操作人，操作人方可开锁将设备一次操作到位，然后重新将锁锁好，将钥匙交会监护人手中。监护人应严格间互操作人的整个操作动作。每项操作完毕后，监护人须即时在该项操作步

38、骤前空格内打勾。 6.2.9.3 每项操作结束后都应按规定的项目进行检查，如检查一次设备操作是否到位，三相位置是否一致，操作后是否留下缺陷，检查二次回路电流端子投入或退出是否致、与次方式是否相符，压板是否拧紧，灯光、信号指示是否正常，电流、电压指示是否正常等。 6.2.9.4 没有监护人的指令，操作人不得擅自操作。监护人不得放弃监护工作，而自行操作设备。 6.2.10 全面复查，核对图板 6.2.10.1 操作全都结束后，对所操作的设备进行次全面检查，以确认操作完整无遗漏，设备处于正常状态。 6.2.10.2 在检查操作票全部操作项目结束后，再次与一次系统模拟图核对运行方式，杭查被操作设备的状

39、态是否已达到操作的目的。 6.2.10.3 监护人在倒闸搬作票结束时间栏内填写操作结束时间。 6.2.11 操作结束 6.2.11.1l 检查完毕，监护人应立即向调度员或集控中心站值班员、发电厂值长汇报： XX 时 XX 分已完成 XX 操作任务，得到认可后在操作顺序最后一项的下一行顶格盖“已执行”章，即告本张操作票操作已全部执行结束。 6.2.11.2 操作票操作结束，由操作人负责做好运行日志、操作任务等相关的运行记录，并按规定规定保存。 6.2.12 复查评价，总结经验 操作工作全部结束后，监护人，操作人应对操作的全过程进行审核评价，总结操作中的经验和不足，不断提高操作水平。 7 监控系统

40、的遥控操作 7.1 遥控操作的基本原则 7.1.1 集控中心站的遥控操作必须严格执行唱票、复诵和录音制度，遥控操作必须由两人进行，副值操作，正 值监护。 7.1.2 集控中心站可以进行以下遥控操作： (1) 拉、合开关； (2) 拉、合主变中性点接地闸刀； (3) 主变有载调压开关及消弧线圈档位调整； (4) 电容器组的投、切； (5) 所用电源切换 ； (6) 继电保护及自动较置远方更改定值及保护停启用； (7) 微机直流屏浮充电流的调整。 上述遥控操作完毕，集控中心站模拟图板应作相应变更。 7.1.3 具备远方更改保护定值及保护停启用的变电所，正常操作一般由调度发令至集控中心站执行。集控中

41、心站在操作完毕后，必须认真检查核对，确认更改是否成功，并向调度汇报，做好有关记录。 7.1.4 当遥控操作失败后，集控中心站值班员应立即汇报调度，同时通知操作班到现场进行处理。 7.2 操作方式选择开关 ( 遥控压板 ) 的管理 7.2.1 正常运行时，变电所所有运行或热备用状态的开关，其方式选择开关 ( 遥控压板 ) 必须置于“遥控” ( 投入 ) 位置，：有控制开关的应将其置规定位置。 7.2.2 开关转冷备用或检修状态时，开关拉开后，操作人员应先将方式选择开关 ( 遥控压板 ) 切至”近控” ( 退出 ) 位置，控制开关切虽“分闸后”位置，再操作闸刀，当开关恢复至运行 或热备用 ) 状态

42、后，再将方式选择开关 ( 遥控压板 ) 切至“遥控” ( 投入 ) 位置。 7 2.3 设备检修过程中需要进行遥控操作试验时，应由集控中心站值班员通知现场运行人员，将方式选择开关 ( 遥控压板 ) 切至“遥控” ( 投入 ) 位置。试验完毕后。由现场运行人员立即将其恢复原位。 7.2.4 事故处理和遥控操作失灵需要操作人员进行现场操作时，操作人员应先将方式选择开关 ( 遥控压板 ) 切至“近控” ( 退出 ) 位置后再进行操作。操作完毕后，应根据设备运行方式，确定方式选择开关 ( 遥控压板 ) 的正确位置。 8 操作票的管理 8.1 倒闸操作票 ( 包括安全措施操作票 ) 应统编号、统一发放，

43、生产现场不得有同编号的操作票。微机开票亦应遵循连号原则，不得重复，不得提供改号功能。 8.2 每月已执行和作废的操作票均要按自然编号排列，装上封面归档保存，倒闸操作票的保存期为个检查周期。 8.3 操作栗票面统使用以下印章： 已执行、作废、调度作废、合格、不合格 8.4 操作票正确性的评议包括票面和执行两个部分。凡不符合本规范有关操作票填写、执行规定，操作票缺号、问号，降低安全标准或发生操作错误者，一经发现均应统计为错票。 8.5 当班值班负责人应对上一班已执行的操作票进行评议，票面正确，评议人在操作票备注栏中盖“合格”评议章并签名；对于存在问题的操作票，应报变电所所长 ( 或运行班长 ) 进

44、步加以审核，如确为错票，应加盖“不合格”评议章并签名，同时应在操作票备注栏说明原因，一份操作栗超过一页时，评议章盖在最后一页。 8.6 运行班长或技术员每月应对全所操作期汇总、统计、审核、评析。对存在的问题应在运行分析会上进行认真分析，提出外对措施。 8.7 操作票合格率的计算办法： 月合格率 = 该月已执行合格票数 / 该月应执行的总票数 *100 其中，该月应执行的总渠数 = 该月已执行合格票数 + 该月己执行不合格票数 + 应开未开 的操作票数 本月预发和填写的操作票，本月发令执行，但执行时间跨月的，统计在本月；隔月发令执行的，统计在”下月。 附录：倒闸操作票、安全措施操作票样式（略）

45、备注：安措票工作结束时间：指检修工作结束并经验收合格后，值班负责人下令拆除安全措施的时间。 高压电网失灵保护的若干问题分析常凤然摘要：失灵保护是电网的重要保护，为提高失灵保护的正确动作率，文章结合河北南网的实际情况，就失灵保护接线中目前存在的普遍问题，如发电机热工保护与失灵保护、三相操作开关的失灵保护、瓦斯保护与失灵保护等进行了分析，并提出了改进意见。 关键词：失灵保护：技改失灵保护是电网的重要保护，在220kV及以上电压等级电网中，按照近后备的保护配置原则，根据GB14285-93继电保护和安全自动装置技术规程的要求，均配置了失灵保护。 据统计，1990年以来全国失灵保护的动作情况如下：年份

46、9091929394959697总计正确动作次数2426555837不正确动作次数51491317161612102正确动作率(%)28.622.218.231.622.723.823.840.026.6从上表可见，失灵保护的正确动作率一直不高，远低于其它保护的正确动作率(一般在90%以上)。不正确动作中基本为误动。误动原因主要是误接线、误操作和制造质量问题。从高压电网的要求和电网的实际运行经验看，应该特别强调失灵保护的安全性，在失灵保护的起动回路和出口回路的接线上，应力求安全，在安全的基础上，提高可依赖性。但目前各网各站失灵保护的接线有很大不同，其中有一些问题值得我们注意。如发电机热工保护与失灵保护、三相操作开关的失灵保护、瓦斯保护与失灵保护等。下面就结合河北南网的实际情况就这些问题进行分析. 1发变组高压开关失灵保护 .热工保护与失灵保护目前，河北南网几大主力电厂热工保护跳闸和起动失灵保护的情况