保护动作报告格式
主变保护(RCS_978)运行规程
主变保护(RCS-978)运行规程第一章装置简介2.1 220kV主变保护RCS-978E主变保护装置功能介绍2.1.1 装置的生产厂家及型号南瑞继保公司生产的RCS-978系列微机变压器成套保护装置，该保护从原理及接线上都满足了保护双重化的要求。
2.1.2 装置的功能及组成装置的功能：装置为微机实现的数字式变压器保护，它包括差动保护、三侧后备保护、非电量保护、公共绕组保护、非全相及失灵保护及三侧操作箱。
装置的组成：RCS-978系列微机变压器成套保护装置采用I、II屏组合方式，其中保护Ⅰ屏包括RCS-978变压器成套保护装置、RCS-974变压器非电量及辅助保护装置、保护Ⅱ屏包括RCS-978变压器成套保护装置、CZX-12R操作继电器箱。
RCS-974变压器非电量及辅助保护装置包括变压器非电量及非全相保护。
CZX-12R操作继电器箱是220kV开关的操作回路和220kV交流电压切换回路。
220kV开关的操作回路包括一套合闸回路和两套相对独立的跳闸回路。
2.2.3 保护配置RCS-978装置中可提供一台变压器所需要的全部电量保护，主保护和后备保护共用同一TA。
这些保护包括：稳态比率差动差动速断工频变化量比率差动零序比率差动/分侧比率差动复合电压闭锁方向过流零序方向过流零序过压间隙零序过流后备保护可以根据需要灵活配置于各侧。
另外还包括以下异常告警功能：过负荷报警起动冷却器过载闭锁有载调压零序电压报警公共绕组零序电流报警差流异常报警零序差流异常报警差动回路TA断线TA异常报警和TV异常报警2.3 RCS-978E主变保护装置主要技术指标2.3.1 动作时间差动速断： 15 ms (1.5倍整定值)稳态比率差动： 30 ms (2倍整定值)工频变化量比率差动： 30 ms (2倍整定值)零序比率差动（或分侧差动）： 30 ms (2倍整定值)2.3.2 事件记录⑴故障录波容和故障事件报告容量保护起动记录起动前2个周波、起动后6个周波的所有电流电压波形。
WBH-801A_P使用说明书（V1.00）
WBH-801A_P使⽤说明书（V1.00）WBH-801A微机变压器保护装置使⽤说明书（Ver1.01）2007.4⽬录1概述 (2)1.1应⽤范围 (2)1.2保护配置 (2)2使⽤说明 (3)2.1⾯板布置 (3)2.2液晶显⽰说明 (3)2.3命令菜单使⽤说明 (5)3调试⼤纲 (11)3.1试验注意事项 (11)3.2试验前的准备 (11)3.3交流回路校验 (11)3.4输⼊接点检查 (12)3.5保护功能试验 (13)3.6输出接点检查 (33)3.7带开关传动试验 (35)3.8带负荷检查 (35)3.9投运前打印存档信息 (36)3.10保护装置的正常年检内容(建议) (36)4运⾏维护 (38)4.1装置的正常运⾏状态 (38)4.2装置的异常信息含义及处理建议 (38)4.3安装注意事项 (39)5附录 (40)5.1装置参数整定 (40)5.2专⽤调试⼯具Prate-800A的使⽤ (42)5.3改变打印机缺省设置的操作⽅法 (45)1概述1.1应⽤范围WBH-801A微机变压器保护装置适⽤于500kV及以下各种电压等级的变压器。
WBH-801A保护装置集成了⼀台变压器的全部电⽓量保护，可与⾮电量类保护装置配合，满⾜各种电压等级、不同接线⽅式变压器的双主双后配置及⾮电量类保护完全独⽴的配置要求。
WBH-801A微机变压器保护装置由交流变换插件，采保插件，CPU插件，扩展插件，出⼝插件，开⼊插件，信号插件，通讯转换插件，通讯管理插件及稳压电源插件等构成。
WBH-801A微机变压器保护装置采⽤⼤屏幕320×240彩⾊液晶显⽰屏，以专⽤管理机负责⼈机对话及全部信息处理，可与⼚、站综合⾃动化监控系统相联，并可通过监控系统实现对保护的管理。
1.2保护配置WBH-801A装置中可提供⼀台变压器所需要的全部电量保护，主保护和后备保护可共⽤同⼀TA。
这些保护包括：●⽐率制动差动保护●增量差动保护●差流速断保护●相间后备保护●接地零序保护●不接地零序保护●⾮全相保护●失灵启动保护●母线充电保护●过励磁保护另外还包括以下异常告警功能：●过负荷告警●有载调压闭锁●通风启动●零序过压告警●TA异常告警●TV异常告警注：具体⼯程保护配置可能不同，请以实际⼯程为准。
RCS978、PST1200变压器保护运行说明
变压器保护配置
RCS－978E型微机变压器保护装置， 它是南京南瑞继保电气有限公司研制 的，基于两套主保护、两套后备保护 配置原则的系列数字式变压器保护装 置。
变压器保护A柜配置
1、RCS-978E微机变压器保护
2、 RCS-974BR电压切换及操作回路装置 3、 RCS-974变压器非电量及辅助保护装置
RCS-974A装置信息含义
存储器出错: RAM芯片可能损坏 程序区出错: FLASH内容可能被破坏 定值出错: 定值区内容可能被破坏 定值区无效: 二次额定电流更改后保护定值未重新整定 光耦失电: 24V或220V光耦正电源可能失去 DSP定值出错: DSP定值区内容可能被破坏 跳闸出口异常: 出口三极管可能损坏 DSP采样异常: DSP的A/D回路可能出现异常 CPU采样异常: CPU的A/D回路可能出现异常 装置长期起动: CPU起动元件起动时间超过10s TA异常: TA回路异常或交流采样回路异常 三相不一致接点异常: 外部三相不一致接点长期闭合 动作节点异常: 外部变压器动作接点或发变组动作节点长期 闭合
保护屏压板介绍以及相关功能说明
2、跳闸压板
1LP14
1LP17 1LP20 1LP22 1LP24 1LP26 8LP12
跳高压侧一
跳高压侧旁路一 跳高压侧母联一 跳中压侧 跳中压侧母联 跳低压侧分段 非全相Ⅰ段跳高压侧一
1LP15
1LP18 1LP21 1LP23 1LP25
跳高压侧二
跳高压侧旁路二 跳高压侧母联二 跳中压侧旁路 跳低压侧
4D130
n200
2YQJ5
LFP-974BR三相操作箱
LFP-974BR电压切换及操作回路装置包括中压 侧电压切换回路和中、低侧三相操作装置。 中压侧电压切换可实现母线PT二次电压在Ⅰ、 Ⅱ母之间切换，使二次电压与一次设备方式保持 一致。
京玉发电关于2机组发电机差动保护动作故障停机的分析报告
附件3：山西京玉发电有限责任公司关于#2机组发电机差动保护动作故障停机的分析报告一、事故经过1、事故前机组运行工况：2014年03月29日，二号机组负荷245MW，发电机电压22.83kV，定子电流6200A，转子电压256.41V，转子电流1428.90A，二号机组正常运行。
2、事故发生过程：2014年03月29日，12:43:43:230，二号机发变组A屏（RCS-985南瑞）首出“发电机差动保护”动作，跳开2号主变高压侧断路器202、灭磁开关、二号机6kV1、2段工作电源进线开关、关闭主汽门并启动厂用电切换。
12:43;43:722二号机组快切装置正确动作，厂用电切换正常。
12:43:43：303，二号汽轮机跳闸，12:43:44：474,二号锅炉BT保护动作。
具体故障数据及波形如下：图1：保护A屏（RCS-985）发电机差动动作报告及波形二、现场检查及处理情况2014年3月29日，12点50分，电气二次专业人员接到值长通知二号机组发电机差动保护动作。
到现场检查情况如下：1、保护装置及保护定值检查：现场检查二号机发变组保护A屏保护装置（RCS985）报“发电机差动TA 断线”、“主变差动TA断线”、“发电机差动保护动作”。
从保护动作报告上可以看出2号发电机机端电流B相（回路号B4081）差动电流达到动作定值。
发电机差动保护定值及保护动作分析计算如下：发电机差动保护定值：发电机差动启动定值（Icdqd）：0.2Ⅰe 比率制动最大斜率（Kbl2）：0.5 比率制动起始斜率（Kbl1）：0.05 差动保护跳闸控制字：1E3F（全停）发电机二次额定电流（Ie）：3.73A 保护CT变比：12500/5发电机差动速断投入：1 发电机比率差动投入：1TA断线闭锁比率差动：0 发电机工频变化量差动投入：1故障波形记录机端B相故障差动电流：0.64I eB相机端电流：0.01I eB相中性点电流：0.65I e比例差动保护的动作方程如下：由以上公式计算故障时电流为：I d=0.64I e=2.46A I r=0.66I e/2=1.19A由差动保护动作方程（Ir＜nI e，n为最大斜率时的制动电流倍数，厂家固定取4）计算可得：K bl=0.068 ， I d＞0.22I e时，比例差动保护动作。
变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析(扫描版)
变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析[摘要] 在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大比例.本文通过对某地区工典型故障案例进行分析,介绍了处理方法，并对相关的知识点进行阐述，为现场运行人员正确判断和分析事故原因提供了借鉴。
[关键词]大电流接地系统；小电流接地系统；判断；分析我国电压等级在110kV 及其以上的系统均为大电流接地系统，在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大的比例，造成单相故障的原因有很多，如雷击、瓷瓶闪落、导线断线引起接地、导线对树枝放电、山火等。
线路单相接地故障分为瞬时性故障和永久性故障两种，对于架空线路一般配有重合闸，正常情况下如果是瞬时性故障，则重合闸会启动重合成功；如果是永久性故障将会出现重合于永久性故障再次跳闸而不再重合。
为帮助运行人员正确判断和分析大电流接地系统线路单相瞬时性故障，本案例选取了某地区一典型的220kV线路单相瞬时接地故障，并对相关的知识点进行分析。
说明，此案例分析以FHS变电站为主。
本案例分析的知识点：（1）大电流接地系统与小电流接地系统的概念。
（2）单相瞬时性接地故障的判断与分析。
（3）单相瞬时性接地故障的处理方法。
（4）保护动作信号分析。
（5）单相重合闸分析。
（6）单相重合闸动作时限选择分析。
（7）录波图信息分析。
（8）微机打印报告信息分析。
一、大电流接地系统、小电流接地系统的概念在我国，电力系统中性点接地方式有三种：（1）中性点直接接地方式。
（2）中性点经消弧线圈接地方式。
（3）中性点不接地方式。
110kV及以上电网的中性点均采用中性点直接接地方式。
中性点直接接地系统（包括经小阻抗接地的系统）发生单相接地故障时，接地短路电流很大，所以这种系统称为大电流接地系统。
采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，当某一相发生接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往比负荷电流小得多，所以这种系统称为小电流接地系统。
二号机组主给水电动门自动关闭,锅炉MFT保护动作,机组跳闸调查报告.docx
事件经过：3月14日08：25，#2机组在加负荷到276MW时主给水电动执行器自动关闭动作，08：27运行见到汽包水位低到-570MM，开了旁路给水不见水位上升（同时投了油枪），08：28主给水电动关闭完毕，报警发出汽包水位低（-415MM），08：29报警发出汽包水位极低（-600MM，三点，只发了一点）。
08：31 主给水电动门02FSRUV019自动关闭后，炉水泵压差下降到0.1MPa负荷返航60%，锅炉A、I给粉机跳，锅炉燃烧失控炉膛灭火保护动作。
10：37机组重新并网。
原因分析：检查主给水电动执行器自动关闭动作情况，02FSRUV019电动执行器是真实动作，根据动作时上位机显示状态为不对应，反映出是电动执行器电气开关动作（控制系统没有发出指令）。
机组主给水02FSRUV019电动关闭过程中，锅炉给水量减少，监盘的运行人员（副值）有近两分钟的时间没有发现（特别是在关闭中的第一分钟后第一次水位低发了报警后仍没有发现），到主值班员因故返回盘上后才发现水位已低到-570MM，虽然开了旁路给水（开完的时间要两分钟），由于没有经验在投油后应强减负荷，反而还加负荷，加速了水位的降低；导致炉水泵压差下降低于0.1MPa，锅炉负荷返航到60%，锅炉A、I组给粉机跳闸，锅炉燃烧控制不住，炉膛灭火保护动作。
检查分析02FSRUV019电动执行器动作原因，电气控制开关动作可能有：1）控制启动继电器001XF动作；2）机械限位力矩保护中间继电器002XF动作；控制启动继电器001XF和机械限位力矩保护中间继电器002XF分别与控制指令和机械限位外线路有关；001XF、002XF 继电器采用的是公用48VDC负极，检查电缆发现电动执行器侧电缆进线有破损现象，由于电动执行器侧电缆进线有破损接地，48VDC电源负极对地电压到达驱动继电器的电压值，使机械限位力矩保护中间继电器002XF动作，导致主给水阀02FSRUV019关闭。
RCS-915AB微机母线保护装置说明书有用
一、应用范围：RCS-915A/B型微机母线保护装置，适用于各种电压等级的单母线、单母分段、双母线等各种主接线方式，母线上允许所接的线路与元件最多为21个（包括母联），其中B型保护可满足有母联兼旁路运行方式主接线系统的要求。
二、保护配置：RCS-915A/B型微机母线保护装置设有母线差动保护、母联充电保护、母联死区保护、母联失灵保护、母联过流保护、母联非全相保护（仅A型保护有）以及断路器失灵保护等功能。
三、原理说明：3.1母线差动保护母线差动保护由分相式比率差动元件构成，TA极性要求支路TA同名端在母线侧，母联TA同名端在一母侧，差动回路包括母线大差回路和各段母线小差回路。
母线大差是指除母联开关和分段开关处所有支路电流所构成的差动回路。
某段母线的小差是指该段母线上所连接的所有支路（包括母联和分段开关）电流所构成的差动回路。
母线大差比率差动用于判别母线区内和区外故障，小差比率差动用于故障母线的选择。
3.1.1起动元件3.1.2比率差动元件为防止在母联开关断开的情况下，弱电源侧母线发生故障时大差比率差动元件的灵敏度不够，大差比例差动元件的比率制动系数有高低两个定值。
母联开关处于合闸位置以及投单母线或刀闸双跨时大差比率差动元件采用比率制动系数高值，而当母线分列运行时制动转用比率系数低值。
小差比例差动元件则固定取比率制动系数高值。
3.1.3故障母线选择元件差动保护根据母线上所有连接元件电流采样值计算出大差电流，构成大差比例差动元件，做为差动保护的区内故障判别元件。
对于分段母线或双母线接线方式，根据各连接元件的刀闸位置开入计算出两条母线的小差电流，构成小差比率差动元件，做为故障母线选择元件。
当双母线按单母方式运行不需进行故障母线的选择时可投入单母方式压板。
当元件在倒闸过程中两条母线经刀闸双跨，则装置自动识别为单母运行方式。
这两种情况下都不进行故障母线的选择，当母线发生故障时将所有母线同时切除。
母差保护另设一后备段，当抗饱和母差动作（下述TA饱和检测元件二检测为母线区内故障），且无母线跳闸，则经过250ms切除母线上所有的元件。
220kV线路C相接地故障保护动作跳闸分析报告
220kV线路C相接地故障保护动作跳闸分析报告一. 故障简述某220kV线路发生C相接地故障，线路保护IWJ，IIWJ快速动作，跳开C相开关后，重合闸动作，重合于二次故障，保护加速三相跳闸。
其中IWJ保护配置是国电南自PSL603GC光纤线路保护，IIWJ保护配置是北京四方CSC103D光纤线路保护。
二. 保护装置及录波器动作情况综自人员到达现场后，从保护装置和故障录波器中调取报告并打印，下表是220kV线路保护IWJ，IIWJ保护动作报告及故障测距（线路全长45.6km）：故障发生后，线路保护IWJ PSL603GC接地距离Ｉ段18ms出口，888ms重合闸重合于二次故障，978ms差动保护永跳出口，在987ms收对侧远传开入信号。
同时，线路保护IIWJ保护CSC103D分相差动14ms出口，893ms重合闸重合于故障，1001ms阻抗II段加速出口。
下图是故障录波器所录本间隔波形图的截屏图。
从录波器的波形图可以看出，无论是第一次故障，还是第二次故障，交流采样波形具有以下3个特点：（1）故障时C相电流突然增大，且无衰减现象，可以排除C相振荡的可能。
（2）故障时存在零序电流，且波形与C相一致，说明A，B两相无故障电流（3）故障时C相电压突然减小，且无衰减现象。
由此，根据电力系统故障计算理论，可以断定两次故障均为单相接地故障，特殊相为C相。
第一次故障时，PSL603GC接地阻抗I段测距阻抗为0.079+j0.206Ω, CSC103D光纤差动保护计算差动电流ID=70.50A，制动电流为IB=38.00A，下图为PSL603GC接地阻抗I段和CSC103D差动保护动作特性图，图中红色曲线圈住部分为动作区，红点为动作点，从动作特性图上可以看到，动作点均在动作区内，保护正确动作，且阻抗保护特性图显示动作点距原点很近，证明故障点距保护安装点很近，与故障测距结果相符。
随后，两套保护重合闸均在89ms启动， PSL603GC在888 ms重合闸出口，延时799ms；CSC103D为893 ms，延时805ms；定值单上两套保护单相重合闸长延时和短延时均为0.8s，实际延时符合定值设置，正确动作。
6、PCS-9651-备用电源自投装置演示教学
6、P C S-9651-备用电源自投装置第6章人机接口6.1 面板指示灯说明LED指示灯说明如下：1. “运行”灯为绿色，装置正常运行时点亮，熄灭表明装置不处于工作状态；2. “报警”灯为黄色，装置有报警信号时点亮；3. “跳闸”灯为红色，当保护动作并跳闸出口时点亮；4. “合闸”灯为红色，当保护动作并合闸出口时点亮；5. “跳位”灯为绿色，当分段断路器跳位时点亮；6. “合位”灯为红色，当分段断路器合位时点亮；7. “充电”灯为绿色，当装置任一备自投方式准备好时点亮；8. “PT断线”灯为黄色，当装置母线PT断线告警时点亮；9. 其它指示灯备用。
6.2 液晶显示说明6.2.1 正常运行显示装置上电后，正常运行时液晶屏幕将显示主画面，如果不能在一屏内完全显示，所有的显示信息将从下向上以每次一行的速度自动滚动显示。
主画面显示格式如下图6.2-1所示。
6.2.2 主画面报告显示装置在运行过程中，硬件自检出错或检测到系统运行异常时，主画面将立即显示自检报警信息，如下图6.2-2所示。
当装置新增保护动作报告时，主画面将显示最新一次动作报告。
动作报告界面显示动作报告的记录号，动作时间（格式为：年－月－日时：分：秒：毫秒）及动作元件名称，并且在动作元件前显示保护动作的相对时间和相别，如下图6.2-3所示。
如果不能在一屏内完全显示，所有的显示信息将从下向上以每次一行的速度自动滚动显示。
如果动作报告和自检报告同时存在，则主画面上半部分显示动作报告，下半部分显示自检报告，如下图6.2-4所示。
如果不能在一屏内完全显示，动作报告和自检报告的显示信息将分别从下向上以每次一行的速度自动滚动显示。
按屏上复归按钮或同时按“确认”、“取消”键或进入菜单“本地命令->信号复归”，可切换显示动作报告界面、自检报告界面和装置正常运行主画面。
除了以上几种自动切换显示方式外，保护还提供了若干命令菜单，供继电保护工程师调试保护和修改定值用。
继电保护“六统一”标准化设计原则
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二、《线路保护及辅助装置标准化设计规范》要点
一般规定
动作报告输出格式
类别
故 障 简 况
保护 动作 情况
启动 时开 入量 状态
启动 后开 关量 状态
时间 故障相别 故障相电压 故障相电流 故障相差电流 年_月_日 时：分： 秒：毫秒
XXXX ms
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描述 A、B、C等
XXXX V XXXX A XXXX A XXXX保护启动 XXXX保护动作
本标准中3/2断路器接线主要用于330 kV及以上系 统，双母线接线主要用于220 kV系统；当330 kV 及以上系统采用双母线接线，220 kV系统采用3/2 断路器接线，以及其他情况可参照执行。
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二、《线路保护及辅助装置标准化设计规范》要点
总则
优先通过继电保护装置自身实现相关保护功能，尽可能减 少外部输入量，以降低对相关回路和设备的依赖。
随后启动了《元件保护及辅助装置标准化设计规范》 （以下简称设计规范）编制工作，经过工作组深入细致的 工作，召开了多次工作组会议，在综合各有关单位意见基 础上，于2008年2月15日发布。
7
一、标准制定的背景
《设计规范》的制定遵循了以下原则：
2.1 功能配置统一的原则。
解决各地区保护配置和组屏方式的差异造成的保护不统一。
断路器保护及操作箱
断路器保护按断路器配置。失灵保护、重合闸、充电过流（2段过流＋ 1段零序电流）、三相不一致和死区保护等功能应集成在断路器保护装 置中； 配置双跳闸线圈分相操作箱。
短引线保护：
配置双重化的短引线保护，每套保护应包含差动保护和过流保护。
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二、《线路保护及辅助装置标准化设计规范》要点
家保护装置接口杂乱无序的问题。 2.5 屏柜压板统一的原则。
关于青居2F机组逆功率保护动作的分析报告
青居2F机组逆功率保护动作后对调速器的检查处理情况报告1、保护动作情况：7月1日下午13点24分55秒运行人员对青居电站2F机组停机操作，停机操作前机组带负荷不详。
在减负荷过程中（停机令尚未发出），上位机于13点25分06秒报2F发电机保护装置RCS-985S报警（保护到监控的报警汇总信号，RCS-985S面板上显示逆功率保护）。
13点25分11秒逆功率保护动作，2F机组跳闸解列，机组处于空转状态。
2、动作情况分析：从事件记录看，2F机组减负荷停机过程中，可能原因是减负荷过快，调速器调节导叶迅速关闭，导致机组逆功率异常工况运行，发电机向电网吸收有功。
从13点25分06秒发出报警信号到13点25分11秒跳出口断路器时间间隔5秒，动作时间与保护整定值设置一致，保护动作逆功率保护为正确动作。
事故发生后，检修人员郑涛及时检查保护装置定值设置与给出定值单一致。
检查逆功率保护无异常，信号回路正确。
2F机组逆功率保护定值设置情况：逆功率定值10.0%逆功率信号延时0.50S逆功率跳闸延时 5.0S3、现场负荷及停机试验。
1）7月21日，机组带10MW负荷进行停机试验，停机步骤为：先减负荷至3MW，1分钟左右平稳至3MW，减负荷平稳，无超调；然后发停机令，机组正常停机。
无报警信号。
2）7月27日，机组带负试验。
调整前负荷调整后负荷调节时间超调量备注0MW 6MW 95s 0 开机、并网带负荷6MW 3MW 65s 03MW 10MW 70s 0.2MW20MW 10MW 70s 1.5MW 负荷的变化趋势为：开始上升为21MW，2s钟后变为13.6MW，最低变为8.5MW，导叶前2s钟迅速减小，后段进入稳定的调节阶段。
10MW 20MW 80s 0.3MW20MW 25MW 70s 0.2MW25MW 22MW 60s 0.8MW 负荷的变化趋势为：开始上升为25.8MW，最低变为21.5MW，导叶动作平稳。
21MW 15MW 80s 0.7MW 负荷的变化趋势为：开始上升为21.7MW，最低变为14.5MW，导叶动作平稳。
调兵山厂220KV_I母差动保护动作事件报告
辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司
220KV I母差动保护动作事件报告
一、事件经过：
2013年6月16日15:42调兵山厂220KV I母差动保护动作，I 母线所有元件跳闸（1号机、电法I线、母联开关），通知检修查找原因。
就地检查时发现220KV I母A相避雷器计数器损坏，将220KV I母线A相避雷器隔离，B、C相避雷器正常投入。
现在220KV II母线有一组避雷器，一号主变出口有一组避雷器，启备变高压侧一组避雷器，二号主变出口一组避雷器，能够满足母线正常运行要求。
18:04申请恢复送电，由对端充电良好，恢复正常运行方式。
二、原因分析：
1、220KV母差保护动作原因为连续落雷，造成220KV I母A相避雷器频繁动作，A相避雷器故障，造成220KV I母差动保护动作。
2、避雷器型号：Y10W1-204/532W氧化锌避雷器，代号：8673102，额定电压：204 kV，持续运行电压：159KV，直流1mA参考电压：≥290 kV，出厂日期：2008年11月，压力释放电流：40KA，编号：81487，抚顺电瓷制造有限公司。
三、处理方法及预防措施
1、将220KV I母A相避雷器隔离，220KV I母线恢复送电，加强对全厂避雷器检查。
2、尽快恢复220KV I母A相避雷器正常运行方式（明天对该避雷器进行更换，检修票已申请）。
3、利用春秋检机会，对220KV系统的所有避雷器进行检查。
附图如下：
1、正常运行状态下的避雷器
2、损坏的避雷器计数器：
3、隔离后的避雷器状态：
调兵山煤矸石发电有限责任公司
2013年6月17日。
广东电网公司10kV～110kV元件保护技术规范(征求意见稿)讲解
目次1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 总则 (1)4 一般规定 (2)5 110 kV变压器保护及辅助装置技术要求 (7)6 110 kV母线保护技术要求 (16)7 110 kV母联（分段）保护技术要求 (19)8 备自投技术要求 (21)9 负荷均分母联备自投逻辑 (22)10 10(35)kV母联(分段)保护装置技术要求 (26)11 10kV曲折变保护技术要求 (28)12 10(35)kV站用变保护技术要求 (30)13 10(35)kV电容器保护技术要求 (32)14 10(35)kV电抗器保护技术要求 (35)附录A （规范性附录）保护软硬压板配置表 (37)附录B （规范性附录）保护输出报告标准格式 (40)附录C （资料性附录）屏面布置示意图 (42)附录D （资料性附录）压板布置示意图 (49)前言为规范广东电网公司10 kV～110 kV元件保护及辅助装置的技术标准和要求，指导广东电网公司10 kV～110 kV元件保护及辅助装置的设备建设、改造和运行管理工作，依据国家和行业的有关规程、规范和规定，结合广东电网实际情况，特制定本规范。
本规范由广东电网公司生技部提出、归口管理和负责解释。
本规范起草单位：本标准于200X年首次发布。
1范围1.1本标准规定了10 kV～110 kV电网的变压器保护、母线保护、母联（分段）保护、电容器保护、电抗器保护、站用变保护、曲折变保护、备用电源自动投入装置（以下简称备自投）及辅助装置的技术原则和设计准则。
1.2本标准适用于广东电网公司10 kV～110 kV电网的变压器保护、母线保护、母联（分段）保护、电容器保护、电抗器保护、站用变保护、曲折变保护、备自投及辅助装置和回路的设计工作。
2规范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
发电机保护实验
1、发电机差动保护所谓“循环闭锁”方法，即当两相动作则认为是相间短路；单相动作且机端负序电压大于6V认为一点区内另一点区外的相间短路；仅单相动作且负序电压小于6V，则判为TA 断线，可选择闭锁差动或不闭锁差动。
为防止TA断线误闭锁差动保护，当机端电流或中性点侧电流大于过流解锁定值时，解除TA断线闭锁。
过流解除闭锁定值一般可整定为1.2Ie。
附变压器TA断线试验方法：（1）、单侧有负序电流且负序电流>0.1Ie。
（2）、各侧最大相电流小于1.2Ie。
（3）、其他任何侧加三相对称电流。
（4）、断线侧至少一相无流。
（5）、若投入TA断线时闭锁比例差动，TA断线判据满足时30ms闭锁差动保护，判据不满足时瞬时解锁。
（6）、TA断线判据满足40ms后发TA断线报告，断线后10s不满足断线条件发TA断线恢复报告其中“Ie”为主变高压侧二次额定电流3倍。
我们的发电机和变压器差动保护采用“综合时差”法结合TA暂态及稳态饱和时的波形特征来区分区内故障还是区外故障。
当TA线性传变时间不小于5ms时可保证区内故障TA饱和不拒动，区外故障且TA饱和不误动。
此算法原理为我南自特有，大大提高了差动保护动作的可靠性。
差动CT接线原则:由于差流计算取自变压器各侧（或发电机两侧）电流的向量和，所以差动用CT的极性端必须同为靠近变压器侧（发电机）或远离变压器侧（发电机），且为全“Y“型接线。
实际上差动保护的原理就是把变压器或者发电机作为电路中的一个节点，在主变或者发电机不发生内部短路的情况下，根据基尔霍夫电流定律，流进节点的电流肯定等于流出节点的电流，逆极性的接线原则，就是在正常情况下使A、B、C各相差流为0，而发生内部短路时，故障相的差流是叠加的，差流很大。
2、匝间保护（元件横差保护或者纵向零序电压保护）（1）发电机单元件横差保护装设在发电机两个中性点连线上的横差保护，用作发电机定子绕组的匝间短路、分支开焊故障以及相间短路的主保护。
XX电厂2号主变保护动作报告(寄生回路)
XX电厂220kV#2主变保护动作分析报告一、事件简述XX年3月29日16:09，XX电厂220kV#2主变非电量保护“失灵联跳各侧”动作跳闸，#2主变变高2202开关、#2厂变812开关跳闸，#3、#4机组停机，损失负荷65MW。
经检查，#2主变误跳闸主要原因为主变失灵联跳各侧回路存在寄生回路，寄生回路导通导致主变失灵联跳各侧回路接通，“失灵联跳各侧”经非电量保护出口。
二、事故前运行方式1号、2号、3号、4号机组并网运行，总有功负荷130MW，1号主变、2号主变、220kV母线、110 kV母线、XX线运行。
三、保护动作过程3月29日16时09分32秒（后台监控时间，保护装置时间不准确），由于#2主变测温表误动作，导致相应接点短接，主变失灵联跳各侧回路导通，非电量保护误动作出口，将2202开关及803、804开关及厂变812开关跳开。
#2主变非电量保护为国电南自DGT801E，保护动作报告如下：四、事故原因查找#2主变跳闸后，电厂运维人员立即开展现场检查。
1、保护检查在2号主变保护屏上发现非电量保护装置报“失灵联跳各侧”动作。
在母差失灵保护屏检查，母差失灵保护装置无任何启动动作信号，确认母差失灵保护屏失灵联跳各侧没有开出。
怀疑主变失灵联跳回路存在问题。
2、回路检查（1）检查主变失灵联跳回路，在2号主变非电量保护屏端子排处，发现失灵联跳各侧回路的端子4X32处有两根接线：其中一根2B110:007为母差失灵保护屏开出的失灵联跳各侧回路，另一根007/2B135是主变油温过高开入，此接线不应接入失灵联跳各侧回路。
主变失灵联跳回路存在寄生回路。
（2）在主变保护屏对2B110:007、2B110:001回路（母差至主变保护的失灵联跳回路）进行绝缘检查正常（摇表测得无穷大）。
母差至#2主变保护的失灵联跳回路绝缘良好，母差保护也无任何启动动作信息。
（3）现场检查主变测温回路：主变本体装有两块（左、右各一块）测温表，左侧测温表接入监控，右侧测温表接入保护装置（只发信号，不跳闸）。
噶米#2机发变组保护作业指导书
株洲华银火力发电有限公司企业标准Q/×××××××××—××××检修作业指导书作业项目：#3发变组保护检验作业日期：批准：审核：编制:200X-XX-XX发布200X-XX-XX实施株洲华银火力发电有限公司发布#3发变组保护定期计划检验作业指导书1 目的1.1 对#3发变组保护装置的现场工作予以规范，确保#3发变组保护及二次回路检验后达到原设计要求。
1.2 本检验程序为所有从事继电保护现场工作人员所共同遵循的质量保证程序。
2 范围本检验规程适用于株洲华银火力发电有限公司#3发变组保护定期全部检验。
3 职责3.1 工作负责人职责：组织得当、分工明确，对安全和质量负责。
3.2 监护人职责：按安规要求对检修工的安全进行监护。
3.3 其他工作人员职责：听从工作负责人的安排进行工作,工作中遇到的问题汇报工作负责人。
3.4 质检员职责：负责项目质量验收、签证。
4 人员资质及配备4.1 专责检修工1名：应具备工作负责人的安全资格,具备相应的技术素质,熟悉现场一次、二次设备,掌握相关二次设备的技术细节。
4.2 检修工2名：专业从事电气继电保护人员，并且通过安规考试及技术资格审查，身体健康。
5 检修内容＃2发变组保护检验包括保护外观及机械检查、回路绝缘检查、逆变电源检查、通道相位校正及线性度测量、A、B柜保护校验、C柜保护检查、保护TA特性测试、开关整组传动试验、带负荷检查。
6 质量标准《继电保护及电网安全自动装置检验条例》、《GDGT801数字式发电机变压器柜A 柜调试大纲》《GDGT801数字式发电机变压器B柜调试大纲》、《GDGT801数字式发电机变压器C柜调试大纲》7 引用文件本检验程序引用《电业安全工作规程》、《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》以及《#3发变组保护调试大纲》。
继电保护动作分析报告
定正确。
II. 重瓦斯不是正确动作，就是误动作，误动原因较多， 如：继电器问题、回路绝缘损坏、直流接地等。
② 变压器后备保护动作
a. 变压器中低压侧后备保护动作，一般是中压侧母线故障 （母线未装母差保护）。
b. 所在母线出线开关保护或开关拒动。
距离保护启动 B接地距离I段出口 故障类型和测距 距离后加速永跳 距离保护整组复归
无 阻抗0.26+j0.19Ω 测距-1 BN 4.10KM 阻抗 0.11+j0.19Ω
无
四． 保护动作原因分析
经检查保护录波数据发现，故障锁定在110kV双晟 线124线路侧，经相关部门联系得知，晟安电厂母线B 相避雷器爆炸（见图一），造成B相永久接地。由于晟 安电厂母差保护未投入（见图二），不能快速切除故 障,致使故障进一步延伸。又由于双晟线路保护仅投入 纵联差动保护，不投后备保护（注：定值未下），故 障不在线路差动保护范围内，故双晟线保护不动作。 由于本级保护未动作，保护越级至上一 级兑镇侧接地 保护II段动作，切除故障。110kV双康线122由于线路 保护CT极性反，致使本保护误动作，最终造成双池站 全站停电。
三．保护动作情况 金罗变电站110kV母差保护动作及故障切除时间： 1、110kV母差保护动作，故障发生时间4月30日7时48分
41秒252毫秒，相对时间3毫秒，B相故障，变化量差动跳 II母，切除161、102、169、171、165、163及母联开关； 20毫秒后稳态量差动再次跳母联； 21毫秒后稳态量差动 再次跳II母，短路故障电流约21kA。 116ms后A相故障， 稳态量差动动作跳I母，切除162、101、167、168、166、 164开关；119ms后变化量差动再次跳I母，短路故障电流 约12kA。
220kv线路发生单相永久性故障有哪些现象
220kv线路发生单相永久性故障有哪些现象，如何处理？我国电压等级在110kV 及其以上的系统均为大电流接地系统，在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大的比例，造成单相故障的原因有很多，如雷击、瓷瓶闪落、导线断线引起接地、导线对树枝放电、山火等。
线路单相接地故障分为瞬时性故障和永久性故障两种，对于架空线路一般配有重合闸，正常情况下如果是瞬时性故障，则重合闸会启动重合成功；如果是永久性故障将会出现重合于永久性故障再次跳闸而不再重合。
为帮助运行人员正确判断和分析大电流接地系统线路单相瞬时性故障，本案例选取了某地区一典型的220kV线路单相瞬时接地故障，并对相关的知识点进行分析。
说明，此案例分析以FHS变电站为主。
本案例分析的知识点：（1）大电流接地系统与小电流接地系统的概念。
（2）单相瞬时性接地故障的判断与分析。
（3）单相瞬时性接地故障的处理方法。
（4）保护动作信号分析。
（5）单相重合闸分析。
（6）单相重合闸动作时限选择分析。
（7）录波图信息分析。
（8）微机打印报告信息分析。
一、大电流接地系统、小电流接地系统的概念在我国，电力系统中性点接地方式有三种：（1）中性点直接接地方式。
（2）中性点经消弧线圈接地方式。
（3）中性点不接地方式。
110kV及以上电网的中性点均采用中性点直接接地方式。
中性点直接接地系统（包括经小阻抗接地的系统）发生单相接地故障时，接地短路电流很大，所以这种系统称为大电流接地系统。
采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，当某一相发生接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往比负荷电流小得多，所以这种系统称为小电流接地系统。
大电流接地系统与小电流接地系统的划分标准是依据系统的零序电抗X0与正序电抗X1的比值X0/X1。
我国规定：凡是X0/X1≤4～5的系统属于大接地电流系统，X0/X1＞4～5的系统则属于小接地电流系统。
事故涉及的线路及保护配置图事故涉及的线路和保护配置如图2-1所示，两变电站之间为双回线，线路长度为66.76km。
怎么写继电保护动作分析报告
怎么写继电保护动作分析报告继电保护动作分析报告是电力系统运行中非常重要的一项工作。
通过对继电保护动作分析报告的撰写，可以及时发现电力系统故障以及潜在的问题，并提供相应的解决方案。
下面将介绍如何编写一份完整的继电保护动作分析报告。
一、报告的基本结构继电保护动作分析报告一般包括以下几个部分：封面、摘要、目录、引言、分析内容、总结和建议、附录等。
封面应包含报告标题、作者、单位、日期等基本信息，使报告有较好的规范性和专业性。
摘要是对整个报告内容的简要介绍，要突出重点，用简明扼要的语言概括报告的主要内容和结论。
目录是报告的提纲，列出各个章节的名称和页码，方便读者阅读和查找。
引言是对报告的背景和目的进行介绍，阐明报告的编写目的和意义，为后续的分析内容做好铺垫和导引。
分析内容是报告的核心部分，包括对继电保护动作的原因、过程和影响的详细描述。
在分析过程中，可以使用文字、图表、数据等多种形式来表达分析结果，以增加报告的可读性。
总结和建议是对分析内容的归纳和概括，总结报告的主要结果和发现，并提出相应的建议和改进措施。
附录中可以包括一些相关的数据、图表、分析方法等技术性内容，以便读者深入了解或验证报告的结论。
二、报告的具体要求1. 报告内容的准确性和全面性是最基本的要求。
必须对继电保护动作的原因进行深入分析，找出问题的根源。
对于可能引发故障的因素，要进行详细的排查与验证，确保分析结果准确。
2. 报告要突出问题的重要性和紧迫性，并明确其对电力系统的影响。
不仅要作出正确的分析结论，还要对可能产生的后果进行预测和评估，提供相应的解决方案和处理意见。
3. 报告的表达要简明扼要，逻辑清晰。
使用清晰的文字和简洁的语句来表达分析过程和结果，避免使用过多的技术术语和专业名词，让读者易于理解和阅读。
4. 报告的图表和数据要清晰有效。
使用合适的图表和数据来展示分析过程和结果，使报告更具说服力和可读性。
图表应标明单位和其他必要的说明，以便读者准确理解。
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晋电调〔2010〕1076号关于印发《山西电网继电保护专业工作报告规范（试行）》的通知所属各供电分公司,超（特）高压分公司,各并网发电企业：为了强化继电保护专业基础管理，建立和完善继电保护专业信息报送常态工作机制，进一步提升专业规范化和标准化管理水平，省调度通信中心制定了《山西电网继电保护专业工作报告规范（试行）》，现予以印发，请各单位遵照执行。
特此通知附件：山西电网继电保护专业工作报告规范（试行）二○一○年八月十八日附件：山西电网继电保护专业工作报告规范（试行）第一章总则第一条为了强化继电保护专业基础管理，建立和完善继电保护专业信息报送常态工作机制，进一步提升专业规范化和标准化管理水平，依据《国家电网公司继电保护全过程管理工作规定》、《国家电网调度系统继电保护专业工作报告规范》、《山西电网调度系统重大事件汇报规定》，以及继电保护专业相关管理规程和规定，制定本规范。
第二条山西省电力公司所辖各供电分公司、超（特高压）分公司、各并网发电企业均应执行本规范。
第二章专业工作报告分类及内容第三条继电保护专业工作报告分为事故（事件）报告，运行月报，继电保护全过程管理工作报告，继电保护设备分析年度报告，保护运行情况年报，专业年度工作总结以及其它专项统计、汇报。
第四条事故（事件）报告1. 当发生35kV及以上变电站失压、母线和变压器及重要联络线停电、继电保护装置不正确动作、其他由于继电保护原因对电网安全运行产生较大影响的事件时，各单位应按照调度管辖范围尽快了解、汇总、分析情况，并向省调职能管理部门汇报。
2. 事故（事件）发生后，各单位应在1小时内以电话形式汇报保护动作简要情况；6小时内以传真或电子邮件形式报送事故（事件）发生的概况、继电保护动作情况、相关故障录波图、初步检查分析结果、可能的原因分析等简要分析材料。
3. 事故（事件）发生后，各单位应按照专业管理工作要求，及时组织调查分析，编写书面分析报告，在 3 日内以传真或电子邮件形式报送省电力调通中心。
报送内容见附录一、附录二。
第五条运行月报运行月报主要内容包括：继电保护动作统计月报表、纵联主保护异常退出月报表（含系统变压器、母线、线路保护运行率）、缺陷处理月报表和专业工作信息简报。
1. 为及时总结电网继电保护的运行状况，掌握纵联主保护运行和保护设备缺陷处理情况，做好电网继电保护动作统计和缺陷分析工作，各单位应于每月第3个工作日前按时上报“继电保护动作统计月报表（按评价规程要求）”、“纵联主保护异常退出月报表（见附录三）”、“缺陷处理月报表（见附录四）”。
2. 为促进各单位继电保护专业工作的信息交流，要求各单位每月第5个工作日前上报“继电保护专业工作信息简报”，主要反映月度专业重点工作情况，包括专业管理（制度建设、专项工作、重点科技项目等）、运行管理（规程修编、运行工作重点分析、重要工程前期工作等）、设备管理(继电保护技术改造、缺陷处理、反事故措施落实情况等)、影响继电保护安全可靠运行的主要问题、对下阶段工作的建议和意见。
3. 各单位应按要求将运行月报经 OMS 系统报送省调继电保护处。
第六条继电保护全过程管理工作报告各单位要对继电保护全过程管理工作的开展情况进行监督，对各个环节的管理工作进行评价分析，按季度进行汇总上报。
下季度前4个工作日内报送上季度继电保护全过程管理工作报告；每年1月15日前，报送上年度继电保护全过程管理工作报告；以电子邮件形式报送省调继电保护处。
第七条继电保护设备分析年度报告各单位要按照“三项分析制度”要求，深入开展基于OMS系统的继电保护设备分析工作，每年1月15日前将上一年度的继电保护设备分析报告，以电子邮件形式报送省调继电保护处。
第八条继电保护运行年报各单位要按照《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》的要求，每年1月15日前按时上报“保护装置运行情况年报”。
第九条年度工作总结报告各单位在全面总结继电保护年度工作的基础上，及时完成年度工作总结报告，并在每年1月15日前，将上一年度的工作总结报告，以电子邮件形式报送省调继电保护处。
年度总结报告应至少包括以下内容：1. 所辖的继电保护设备基本情况；2. 全年继电保护运行情况分析；3. 继电保护设备分类、运行状况评价，设备运行指标统计结果等；4. 年度检修、技术改造、落实反事故措施工作完成情况；5. 专业管理工作开展情况；6. 工作中存在的主要问题和建议；7. 下年度计划开展的重点工作。
第十条其它专项汇报指根据工作需要，适时布置安排的专题、专类继电保护统计报表或总结汇报材料等。
第三章专业工作报告有关要求第十一条各单位应加强专业工作管理，深化问题和数据分析，夯实安全基础，确保继电保护专业工作报告的及时性、准确性。
第十二条各单位应指定工作人员，负责联系继电保护专业工作报告有关事项，并将人员名单及联系方式（电话、电子邮件、传真）报省调继电保护处。
第四章附则第十三条山西省电力公司电力调度通信中心负责对各单位执行本规范的情况进行考核，定期统计、通报执行情况，并作为继电保护专业技术管理工作的重要内容。
第十四条本规范自发布之日起试行。
原有文件、规程若与本规范有不同之处，以本规范为准。
第十五条本规范由山西省电力公司电力调度通信中心负责解释。
附录一：事故（事件）报告模板：保护正确动作2010年01月28日220kV刘壶线A相故障继电保护动作分析报告1. 故障简述2010年01月28日13时18分19秒220kV 刘壶线线路发生A相接地故障，线路两侧保护均快速动作跳开A相，后重合于故障，加速跳开断路器三相。
查线结果：#104－105塔下有施工作业，安全距离不够引起放电。
2. 保护动作情况壶口变电站220kV刘壶线(273)故障保护动作及故障切除时间：2010年01月28日13时18分19秒18ms线路发生A相接地故障后，保护最快10ms动作A相跳闸，40ms切除故障；重合闸最快563.3ms动作合于故障，664.45ms加速动作三相跳闸，50ms 切除故障。
刘村变电站220kV刘壶线(244)故障保护动作及故障切除时间：2010年01月28日13时18分18秒639ms线路发生A相接地故障后，保护最快22ms动作A相跳闸，51ms切除故障；重合闸最快575ms动作合于故障，674ms加速动作三相跳闸，62ms切除故障。
两侧保护动作报告：壶口变电站刘村变电站CSC-103D RCS-902CSC-103D RCS-9023ms 保护启动10ms工频变化量阻抗动作4ms 保护启动22ms纵联距离动作及纵联零序方向动作14ms分相差动保护动作22ms纵联距离动作及纵联零序方向动作14ms分相差动保护动作19ms距离I段动作29ms距离I段动作77ms重合闸启动563ms重合闸动作67ms重合闸启动552ms重合闸动作577 ms重合闸动作671ms距离加速动作567 ms重合闸动作664ms距离加速动作669ms阻抗相近加速加速出口，闭锁重合闸683ms纵联距离动作659ms距离I段动作，三跳闭锁重合闸682ms纵联距离动作669ms三跳闭锁重合闸700ms零序加速动作673 ms分相差动保护动作701ms零序加速动作669 ms分相差动保护动作保护及故障录波测距壶口变电站刘村变电站主保护ⅠCSC-103D 9.063km主保护ⅠCSC-103D 44.0 km主保护ⅡRCS-902C 8.1km主保护ⅡRCS-902C 41.2km故障录波WDGL-V/X 7.96km 故障录波WDGL-V/X 41.68km最大故障电流一次值2954A 二次值12.31A 最大故障电流一次值4091A 二次值17.05A 最低故障电压二次值30690V 二次值13.95V 最低故障电压二次值101200V 二次值45.99V 再次故障最大电流一次值2941A 二次值12.22A 再次故障最大电流一次值4091A 二次值16.44A 再次故障最低电压二次值30670V 二次值13.90V 再次故障最低电压二次值101200V 二次值45.93V 说明：由于线路故障点在壶口侧一段范围内，刘村侧一段范围外，故壶口侧双套保护距离一段保护动作，刘村侧双套保护距离一段保护未动作行为正确。
3. 结论本次故障中，220kV刘壶线两侧保护正确动作，重合于故障后，加速跳开断路器三相。
两侧故障录波器录波完好。
220kV壶口变电站、220kV刘村变电站故障录波器及保护装置录波图如下：（粘贴录波图扫描文件）附录二：事故（事件）报告模板：保护不正确动作2010年01月28日 220kV刘壶线A相故障刘村侧继电保护不正确动作分析报告1. 系统运行方式电网故障发生前的系统运行方式、潮流、负荷等背景情况。
2. 故障简述故障发生的时间、地点、经过。
3. 保护动作情况继电保护装置动作情况、相关动作时序、故障录波图。
4. 保护动作原因分析现场检查、试验结果，动作原因分析，其他附图及说明。
5. 存在问题分析......6. 采取措施已采取的处理措施；须安排的整改及反措实施计划等。
附录三：纵联主保护异常退出月报表纵联主保护异常退出月报表统计时间:2010年6月25日-2010年7月24日填报日期:2010-07-30序号厂站名设备名称停用保护停用时刻投入时刻停用时间停用原因损坏部件运行年限通道模式1 侯村侯晋1#线5021.5022MCD2010-7-1821:382010-7-191:023小时24分侯晋1线MCD装置报警，保护人员更换FD插件后恢复正常6年纤芯/2M/64K2注：。
填报单位：填报人：附录四：缺陷处理月报表一次设备名称调度命名电压等级厂站名称厂站最高电压等级数据上报分公司保护类别制造厂家保护型号保护分类保护类型缺陷设备缺陷设备型号发生时间消除时间停运时间(小时)损坏部件运行年限缺陷等级故障现象处理措施备注乔刘线236 断路器保护220kV 乔北220kV 临汾断路器保护南自PSL631A国产微机液晶面板2009-7-27-11:222008-7-27-18:457 4 严重液晶显示花屏更换液晶面板—11—主题词：继电保护报告规范通知山西省电力公司办公室2010年8月18日印发—12—。