一起监控配置错误导致 的继电保护事故分析及处理
赵月玲时谊魏勇慕宗君韩湘周海廷李俊刚（许继电气股份有限公司河南许昌461000)
摘要：本文图绕辽宁电网某22kV祖纽变电站自动化系统运行现场所发生的一起继电保护事放的分析及处理过程，从放障现象入手，剖析了继电保护疏用事故形成原因，定位为由于监控系统配置错误导致遍控操作时继电保护浆置保护定值区发生远方切换，从而导致继电保护装置疏闲，给出 了问题的处理方法和验证过程，制定了针对性的反播规程，并对现有的电力系统继电保护及自动化专业的运行管理模式进行了探索，提出了专业融合的恶路：
关键词：继电保护与自动化专业融合继电保护事技分析继电保护定值定值运方操作中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1007-9416(2013)05-0234-03
站监控系统等有着直接关联，继电保护事故的分析也比较抽象，往 往和所依的通信系统，就地监控系统、甚至远方调度控制系统有关4部分文献从继电保护二次回路设计及保护运行方式角度对路，也有文献对远动通道的通信故障进行了间题分析，笔者在 几次保护跳闸事故进行了分析，探讨归纳了几类常见原因和分析思出现的问题现在越来越具备综合性特点，如表现为系统“死机”、保 长期的现场服务及技术支持工作实践中注意到，变电站自动化系线护跳闸等事故的重大事故问题的源头不一定只和保护或者监控系要综合各相关信息进行综合分析，如本文作者曾撰文对一次变电站 统有关，很可能和自动化系统一个貌似不相关的配置有关，因此需监控系统的”死数“问题进行了专题分析，并最终定位问题原因和 监控系统网关软件服本配置有关.
继电保护是保障电网安全稳定运行、事故发生时快速切除故障时，发现该变电站上送部分保护信号（如弓耿线断路器保护失灵启的重要技术手段，是变电站自动化二次系统的重要功能，现阶段变动”、“北弓线断路器保护失灵启动”等），自动化专业人员到变电站统的孤立型继电器元器件搭建实现的实现模式，和通信技术、变电到现场后发现北弓线第二套、弓耿线第一套纵联保护定值区分别都 电站继电保护功能一般是由微机数字化保护装置来实现，不同于传现场检查后发现当地后台监控系统无相关记录，继电保护专业人员被切换到非正常工作定值区（正常工作定值区为各CPU均为1区）.
2事件原因分析
2009年8月9日，该继电保护事件发生后，监控系统厂家相关技术及工程人员进行了集体会诊和原因分析，情况总结如下：
后得知该220kV变电站自动化系统，2007年12月投人运行，2008年 经查询”电网公司工程服务信息管理系统（下简称服务系统）12月接人东部集控OPEN3000监控系统.
图1所示为该变电站监控系统网络结构简单示意图.
本文围绕辽宁电网某220kV枢组变电站监控系统出现的一次保护误动跳用重大保护事故，剖析事故形成原因，制定解决方案和 验证手段，并对现阶段变电站运行管理模式进行探索.
1事件发生经过描述
对某220kV枢纽变电站进行事故总信号远方复归后，该变电站运行 2009年7月14日，辽宁电网某供电公司东部集控中心运行人员出现异常，变电站一号站用变低压保护动作，开关跳用，同时66kV母联、一号电容器保护出现异常（定值出错）集控中心OPEN3000监 控系统有相关信息上送，自动化专业人员到变电站现场检查当地监控系统中也有相应信息上送.检查现场保护设备发现：一号站用变保 护WCB-821/R1保护软压板全部投人，定值区切换至7区（原来正常理机以XJ-104方式接人站内监控主网，同时以TCP103网络方式接工作于1区）一号电容器WDR-821/R1/F保护软压板全部投入，定人南瑞保信子站.值区切换至7区（原来正常工作于1区）66kV母联WCH-821/R1/F保 护软压板全部投人，定值区切换至6区（原来正常工作于1区）.
图1该变电站监控系统网络结构简图
题，图1中以单监控，单远动示意，许继800系列主要保护设备及南瑞 该变电站内监控系统、远动RTU采用许继设备，为便于说明间RCS900系列保护设备以RS485/103方式接人保护管理机，保护管
服务人员来变电站进行工程服务，服务系统的备份资料显示前四次 从变电站投运至2009年4月，服务系统显示厂家共有4次派工程2009年7月17日，该站监控系统厂家工程师进行了现场分析，远动系统的远方总复归信号配置均正确（ginfo.cg文件内容为空），
定位是上次工程服务人员现场服务的时间（2009年4月20日前后）该变电站自动化系统保护及监控各项功能运行正常.对远动装置保护总复归的配置存在错误，修正配置错误（清空由软方式改为硬方式，并商定于7月31日现场实施，后来由于其它原因，没有实施.
2009年4月20日前后，厂家工程服务人员第5次来该变电站现[ginfo.cg）后，重新启动了远动系统，后该工程师又建议将总复归场服务，由于此次工程服务人员经验欠缺及疏忽大意，使用了低版 本的数据库配置转换工具，该版本转换工具存在误导性缺陷，可以配置工具将遥控点转换到远动总复归命令执行的批处理文件 将远动数据库中的遥控点设置为复归点，如图2所示，导致远动((ginfo cfg)中.
2009年8月9日，东部集控中心由于UPS检修，对集控中心监控系统进行了重新启动（2009年8月9日7时56分），在初始化总召对位
②CPU2执行定值切换到定值区0”
③CPU3执行”定值切换到定值区2”
④CPU4执行”重合闸投退保护软压板，
态，为1区，因此，最终北弓线第二套高压保护WXH-802/D定值区 CPU4由于设有执行定值区切换命令，所以保持定值区初始状情况为：*CPU1:2|CPU2:0|CPU3:2|CPU4:1"
图2远动数据配置工具生成总复归配置文件fginfo.cfg的相关配 置选项
弓耿线第一套保护如图7所示：
节已经有明确的要求和说明.但是工程人员由于经验欠缺，错误地 在厂家发布的远动工程指导文件&远动工程应用指南3第6.4章生成了远动总复归定义文件（fginfo.cg）.
2009年7月14日7时59分，东部集控主站系统下发该变电站保护总复归命令，变电站远动装置WYD-803收到该控制命令后，解析总复归定义文件（iginfo.cig)，该文件格式如图4所示，它是一个遥控 量批处理定义，每一行代表一个遥控量.
图7弓耿一套保护WXH-802/D遥控远动库
图7中，红色下划线部分为每个CPU/扇区的实际执行情况：
①CPU1执行”定值切换到定值区0，
②CPU2执行“定值切换到定值区0”，
③CPU3执行”非全相投不灵敏II”保护软压板；
图4远动总复归配置文件格式
④CPU4执行“重合闸投退“保护软压板；
远动装置每20ms发送一条直控方式的遥控命令到站内监控网，由于高压保护和低压保护分别基于不同的硬件平台，所以下面按照高压保护及低压保护来分别分析各自对上述批处理遥控令的 执行情况.
CPU3，CPU4由于没有执行定值区切换命令，所以保持定值区初始状态在1区，因此，最终弓耿线第一套高压保护WXH-802/D定值区情况为：*CPU1：0|CPU2:0|CPU3：1|CPU4:1
2009年7月14日动作时的总复归列表基本是全站遥控量的将发生定值区切换，两者为成对出现！所以，从技术层面分析，7月14 集合.如果低压装置发生了定值区切换，那么相关的高压装置也必日在低压出现定值区切换的同时，高压北弓线2套及弓耿线1套一定14日当天. 发生了定值区切换，也就是说8月9日看到的定值区切换发生在7月
2.1低压保护
RS485组网后通过NWJ-80I网关接收到保护压板投退、定值区切换、保护复归等命令，由于低压装置串口RS485通信接口速度较快，所以基本可以执行绝大部分命令.
以2009年7月14日实际动作情况进行比对分析，如图5所示：
息方面存在功能的欠缺，只记录远方复归的操作命令，其它操作命 由于WXH-802/D为厂家前几年的产品，在记录远方操作信令如保护软压板，定值区切换等无记录，厂家工程师在8月11日现场也看到了面板上有且仅有7月14日的保护复归远方操作记录，这些 可以在下面要开展的验证实验中进行验证（只记录复归远方操作记录，不记录其它压板、定值等远方操作记录）.
3验证方案
图5低压所变保护WCB-821遥控远动库
依据上述的原因分析，为进一步深人说明问题，厂家特开展了实际实验验证，在实验室搭建了模拟北弓线第2套、弓耿线第1套的仿真测试环境，如图8所示.
板全部投入，定值区最终处于定值区7. 因此，低压WCB-821收到远动下发的总复归令后，保护软压
2.2 高压保护
退、定值区切换、保护复归等命令，由于高压装置串口RS485通信接 RS485组网后接人WTX-803通信管理机接收到保护压板投口速度较慢，所以仅执行每个CPU/扇区的第一条控制列表项.
以2009年8月9日发现的实际动作情况进行比对分析，北号线第二套保护如图6所示：
图8:仿真验证实验系统示意图
再现现场环境.弓耿一套及北弓二套初始定值区各CPU均为I区.从 相关保护及监控，远动软件版本、配置采用现场备份，力争真实
图6北弓二套保护WXH-802/D遥控远动库
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模拟调度主站发送总复归命令后，装置均和现场一样，分别切到了配置错误，即可中心调度员通过遥控操作引引起继电保护装置定值区
0|CPU3：1|CPU4：1.样本验证实验进行了100次，正确验证率此类间题的分析和防范提供了实用参考.100%，每次均能正确完整复现现场情况，从面证明上述的分析是正 确和客观的.
4深入分析
4.1为何南瑞保护定值区未进行切换
具倒出生成的ginfo.cfg文件中不存在该操作命令，最终结果为其 由于南瑞保护定值区切换在遥控列表中不存在，因此，使用工定值区未发生变化.
4.2为何装置上看不到远方操作记录
厂家低压保护基于低压软硬件平台，该平台下2.7以上版本有2.75版本，WDR821为2.66版本.WXH-802/D其有记录远方复归 远方操作记录，在该变电站相关低压设备为：WCH821WCB821为操作功能，且北弓二套中有7月14日远方复归操作的记录.
5反措
处理及消缺小组检查了变电站遥控总复归定义文件（(ginfo.dg). 为确保辽宁电网的安全可靠运行，避免同类事件再次发生，事故并暂时停止采用在调度中心进行远方定值操作及远方总复归操作. 敦促监控系统厂家对全国电网范围内运行的变电站自动化系统检查相应的配置定义，发现间题立即进行现场升级更换.
6结语
系统运维的同时，也给变电站的运行安全带来了一定的挑战.本文 随着变电站自动化系统信息化网络化技术的纵深应用，在方便通过对一起继电保护误动跳闸的分析，最终定位了间题原因是监控
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启和关闭等功能.
图3桥式丁类放大器等效电路
4板卡的改造过程
研究了各功能模块的电路原理后，就要进行元件的型号和选材，面在整个板卡改造过程中遇到的最麻烦的间题就是RF功放 模块中驱动变压器T所使用的磁环选材和部分面板外露接插件停产或改型等间题了，因为变压器磁环在MOS管高速截止和导通时工作时，由于电流作用，使磁环温度升高，因为国外所使用磁环和擅 绕线端的标准与国内标准可能有所不同，而这又是决定整个功放模块是否能够稳定和正常工作的重中之重，所以在选材和测试环节我 们耗费很大的人力、物力和时间，最后通过多次的测试和比对后，终于找到了与原板卡工作温度等参数最接近的一种磁环和线材的搭配，从面解决了这个间题.
我们使用了Protel99Se软件绘制修改后的电路原理图和PCB图，绘制电路原理图是整个改造过程中最为重要的一环，在改造的 同时要保证电路板尺寸、外形和电气特性等参数与原板卡保持不变，同时涉及到要在原图纸的基础上修改，所以必须采用严谨的态DataSheet（产品说明书），确定好了元件的封装形式和管脚实际尺寸 度来对待.我们在现有技术图纸的基础上，通过对照现有元件的
参考文献
5板卡的调试
6结语
“CPU1：2|CPU2：0|CPU3：2|CPU4：1及“CPU1：0|CPU2：切换，进而发生保护误动，并提出了相应的解决方案和反措规程，为
及自动化、通信专业分离的方式，一定程度上起到了责任边界明晰、 现有的变电站综自系统的运行管理模式一般采用了继电保护便于事故分析定位的作用，但随着电力系统信息化.网络化技术的维管理模式是变电站自动化系统运维管理的发展方向.
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术与应用，2013 3.
等，确保修改后的封装形式准确无误，这里因为有前期详细的调研绘制工作得以非常顺利的完成，然后建立好新的元件库和封装库， 分析和元件选型等准备工作，所以使得本来应该非常繁杂的修改和通过自动生成将原理图加载到PCB中，对元件位置按原板卡进行适当调整和定位，然后修改布线规则，设置好间距、走线宽度、焊盘大 小等，我们还对在日常测试维护中发现的工作温度较高的几个元件位置，进行了修改管脚位置和覆铜等处理.
电路板由各种集成电路，元器件和联接口和多层布线相互连接所组成，不论哪里出了间题，电路板都将不能正常工作，甚至可能烧首先按照维修流程使用万用表，示波器等常规测量设备对板卡进行 级元器件和电路板.所以在拿到委外制板和焊接好的样板后，我们了元件极性和连接性等测试，在确认新板卡电气特性后，上假负载、 不加音周、加高压、设置功率10%进行了上电测试，然后逐步加大功率直至满功率长时间工作.
安装时接地不良导致无输出、热敏电阻测量温度有较大误差和部分 在上电测试小功放模块和主控制板的过程中就遇到了MOS管连接器接触不良等问题.
进行备件的国产化是一项重要工作，也是降低检修维修费用、取得直接经济效益的有效途径，如果备件长期依赖进口，不仅价格昂贵，面且订货周期长，特别是播出急用件无法在短时间内解决，给 安全插出带来一定隐患，另外，国外设备一般更新换代比较快，经过一段时间后，一些设备的备件便无法买到.国产件能及时进行赶制 和抢运，有助于保证安全播出顺利进行，因此进口发射机备件必须走国产化之路.
