下载文档原格式
电力系统企业继电保护常见问题与措施【摘要】电力系统中的继电保护是保障电网安全稳定运行的重要环节。
企业在继电保护过程中常常面临一些问题，例如参数设置不当导致的误动作等。
本文针对电力系统企业在继电保护中常见的问题及解决措施进行了探讨。
首先介绍了继电保护的重要性，然后分析了常见问题及原因，例如继电保护装置的故障或误操作。
随后提出了问题解决措施，例如完善装置维护和定期检测。
同时也针对参数设置不当问题提出了相应的解决措施。
结论部分强调了继电保护的重要性以及应对措施的必要性，强调了企业在继电保护工作中应当高度重视问题的排查与解决，以保障电网运行的安全性和可靠性。
通过本文的研究，希望能为电力系统企业提供参考和指导，确保继电保护工作的顺利进行。
【关键词】电力系统企业，继电保护，常见问题，措施，参数设置，重要性，研究背景，研究意义，解决措施，应对措施，问题原因，结论，同类型问题，防范措施1. 引言1.1 研究背景当前，随着电力系统规模的不断扩大和电力设备的日益复杂化，继电保护在电力系统中的作用变得愈发重要。
继电保护作为电力系统中的安全保障装置，其性能的稳定与否直接关系到电力系统的安全稳定运行。
随着电力系统的发展，继电保护在实际运行中常常会出现一些问题，给电力系统安全运行带来一定的隐患。
针对继电保护在电力系统中的常见问题以及解决措施，需要进行深入研究和探讨。
只有加强对继电保护问题的研究，找出问题产生的原因并加以解决，才能更好地保障电力系统的安全运行。
本文将针对继电保护在电力系统中常见问题进行分析，并提出相应的解决措施，以期为电力系统的安全稳定运行提供有力支持。
1.2 研究意义继电保护在电力系统中扮演着至关重要的角色，能够有效保护电力系统的安全稳定运行。
在实际应用中，继电保护系统常常面临各种常见问题，如误动、漏动等，这些问题可能导致设备损坏甚至整个系统的瘫痪。
研究继电保护常见问题及相应的解决措施具有重要意义。
通过深入研究继电保护的重要性，可以更好地认识到其在电力系统中的作用和意义。
变电站继电保护二次回路隐患排查方法1. 引言1.1 概述变电站继电保护是保证电力系统安全稳定运行的重要环节，而继电保护二次回路则是整个继电保护系统中至关重要的部分。
由于继电保护系统复杂多样，二次回路隐患的存在可能导致继电保护系统失效，进而造成严重事故。
对于变电站继电保护二次回路隐患的排查工作显得尤为关键。
排查方法一：检查继电保护设备连接情况，通过检查配电房内继电保护设备的接线情况，及时发现接线松动、接触不良等问题。
排查方法二：检查继电保护装置参数设置，审查继电保护装置的参数设置是否符合实际需求，保证继电保护装置能够正常运行。
排查方法三：检查继电保护装置运行状态，观察继电保护装置的运行状态，及时发现设备故障及异常情况。
排查方法四：检查继电保护二次回路接线，对继电保护二次回路的接线进行检查，确保连接可靠。
排查方法五：定期维护和保养，定期进行继电保护设备的维护和保养工作，确保设备运行稳定。
通过以上方法的排查，可以有效发现并排除继电保护二次回路隐患，避免因二次回路问题而导致的电力系统事故。
建立健全的继电保护二次回路隐患排查制度、加强继电保护技术人员培训、提高继电保护设备检修水平是至关重要的。
只有通过不断的排查和维护工作，才能确保继电保护系统的可靠运行，为电力系统的安全稳定做出贡献。
2. 正文2.1 排查方法一：检查继电保护设备连接情况在变电站继电保护系统中，保护设备的连接情况直接影响着系统的正常运行和保护性能。
对继电保护设备的连接情况进行定期检查是非常重要的。
以下是一些常见的检查方法和注意事项：1. 检查继电保护设备的接线端子是否紧固。
在工作过程中，继电保护设备受到振动或温度变化等因素的影响，接线端子可能会松动，导致连接不稳定。
需要定期检查接线端子是否紧固，确保连接良好。
2. 检查继电保护设备与其他设备之间的连接线是否完好。
连接线的断裂或磨损会导致信号传输不畅或失效，影响保护设备的工作。
需要检查连接线的状态，及时更换损坏的连接线。
继电保护工作中出现的问题及解决对策杜绝继电保护危害因素的发生。
下面我们就针对继电保护工作中出现的问题来进行分析，找出解决策略。
引言随着市场经济的日益发展，国民生活越来越依靠于能源的补给和支持，它们的的重要地位不言而喻。
电力系统作为国家最重要的民生资源之一，对国民经济的生活起到了基本保障的作用。
而随着现代经济及科学的不断发展变化，电力系统也随之不断的演变发展，直至成熟，它主要由电能的产出、输出、分配及用电环节所组成，而越来越多的电力需求及设备投入也对继电保护装置提出了更高的要求。
近些年来，由于电子技术及通信信息技术的飞速发展，继电保护技术已经进入了计算机保护的时代，确保计算机继电保护装置的安全运作管理成为当务之急，正确使用继电保护技术来克制电气故障，提高电力系统的运行效率及运行质量已成为当今社会迫切需要解决的技术问题。
1、继电保护的定义和作用所谓的继电保护就是主要利用电力系统中元件发生短路故障或异常情况时电气量（电流、电压、功率等）的变化来构成继电保护动作。
所有相关于继电保护动作的相关设备设施均称之为继电保护装置，继电保护装置主要有三方面的作用：（1）供电系统在正常运行时，对电力设备所起到的主要是监督检视的作用，进而提高为工作人员提供数据的完整性和可靠性；（2）供电系统在发生故障时，我们能够在最短的时间内准确的及选择性的借助断路器跳闸将存在的故障进行彻底根除，以防故障设备的进一步破坏，从而保障非故障设备的安全可靠运行；（3）当供电系统中出现异常运行工作状况时，它应能及时准确地发出信号或警报，通知值班人员尽快做出调整和处理。
通过上述一系列的动作，继电保护装置实现了对设备的安全保护，它是保证电网安全运行不可缺少的一部分，同时也是确保人身安全及财产安全的重要组成元素。
2、电力设备继电保护安全运行出现的问题分析2.1设备因素造成的供电系统不安全性。
（1）硬件方面。
电力系统是又无数个硬件设备而组成的，而继电保护装置是这个庞大硬件系统中的重要一员，继电保护装置、二次回路、装置通信设备、断路器及继电保护辅助装置等等都是组成继电保护装置中的一份子，只要其中之一存在安全隐患，它将直接关系到整个电力系统的可靠性；（2）软件方面。
浅谈电力系统继电保护问题及解决措施
电力系统的继电保护是指根据电力系统的工作条件和设备状态，通过检测和判定发生故障的部位和类型，采取自动操作措施以隔离故障，保护电力系统设备的安全运行。
继电保护在电力系统中起着重要的作用，但也存在一些问题，下面将对继电保护问题及解决措施进行浅谈。
继电保护问题主要包括以下几个方面：
1. 漏保问题：漏保是指当电力系统发生故障时，继电保护未能正确判定故障并采取相应的保护动作，造成设备受损或停电的情况。
漏保问题可能是由于继电保护设备故障、误动或误差造成的。
解决继电保护问题的措施主要有以下几点：
1. 优化设备和系统设计：优化设备和系统设计是防止继电保护问题的重要措施。
包括合理设计电力系统的接线、选择合适的继电保护设备、设计合理的继电保护装置参数。
对继电保护设备进行可靠性及误差检测，确保其工作正常。
2. 加强继电保护设备的维护：定期对继电保护设备进行检测和维护，发现问题及时进行修复或更换故障设备。
加强对继电保护设备的管理和培训，提高操作人员的继电保护技术水平。
3. 引入智能化技术：利用智能化技术，提高继电保护设备的自动化水平和故障判定能力。
如利用人工智能技术，建立故障诊断模型，实现对电力系统故障的准确判定和处理。
4. 扩大故障检测范围：增加继电保护设备的检测能力，扩大故障检测范围，覆盖更多的故障类型，提高故障检测的准确性和灵敏度。
继电保护是电力系统安全运行的重要保障，但在实际应用中存在一些问题。
通过优化设计、加强维护、引入智能化技术和扩大故障检测范围等措施，可以有效地解决继电保护问题，提高电力系统的可靠性和安全性。
水电站继电保护及安全装置故障的排查与对策
水电站继电保护及安全装置的故障是水电站运行中常见的问题之一，一旦发生故障，
可能会对水电站的安全运行产生严重影响。
及时排查故障并采取相应的对策对于保障水电
站的安全和稳定运行至关重要。
一、故障排查
1. 定期检查：定期对继电保护及安全装置进行检查，特别是检查关键部位的接触件、接线端子等是否紧固良好，防止松动导致接触不良。
2. 故障记录：对于发生过的故障进行及时记录，包括故障的现象、出现的时间、发
生的位置等信息，以便后续分析和排查。
3. 实时监测：建立水电站的实时监测系统，对继电保护及安全装置进行监测，一旦
发现异常，及时报警并进行相关的排查。
二、常见故障及对策
1. 继电保护装置误动：可能导致设备误停或误抢，直接影响水电站的正常运行。
对
于误动故障，可以采取以下对策：
a. 对继电保护装置进行调试和定期校验，确保工作可靠。
b. 对继电保护装置进行及时的软件升级或固件升级，修复已知的问题和漏洞。
c. 对继电保护装置进行故障模拟，测试其灵敏度和动作准确性。
3. 安全装置故障：安全装置故障会导致水电站的安全运行风险增加。
针对安全装置
故障，可以采取以下对策：
a. 定期对安全装置进行检查和维护，确保其功能正常。
b. 增加备用安全装置，保障在故障发生时能够及时切换，并确保备用装置的可靠性。
c. 对安全装置进行定期演练，测试其响应时间和准确性。
电力系统企业继电保护常见问题与措施电力系统企业继电保护是保障电网运行安全和可靠性的重要手段，但在实践中仍然会出现一些常见问题。
下面将介绍这些问题及相应的措施。
一、继电保护误动继电保护误动是指保护设备在没有故障发生的情况下误判为故障并执行保护动作的现象，造成了不必要的停电和设备损坏。
解决措施：1.检查保护装置的参数设置是否正确，特别是灵敏度、延时等参数是否合理；2.设定正确的限定值和阈值，使得继电保护装置只对真正的故障进行保护动作；3.进行保护装置协调，杜绝相互干扰的情况发生；4.定期进行继电保护装置的巡检和维护，保证其正常工作。
二、继电保护漏保继电保护漏保是指保护设备在故障发生时未能及时检测到故障并执行保护动作的现象，导致电网出现进一步扩大的故障。
解决措施：1.定期进行保护装置的巡查和维护，确保其正常工作；2.采用双重保护、多重保护，降低出现漏保的可能性；3.采用新的继电技术，提高保护装置的精度和鲁棒性；4.在配置保护装置时，进行完善的地面保护和过电压保护，避免出现漏保现象。
三、继电保护对电力系统稳定性的影响保护装置的勘误和动作会对电力系统的稳定性产生一定的影响。
解决措施：1.合理设置保护装置的灵敏度和动作特性，以避免负荷的瞬时跳闸和电力系统的不稳定性；2.在继电保护中合理配置动作特性的时间，避免过度的保护装置动作，导致电力系统出现不稳定的状态；3.对于具有避雷器和放电棒等过电压保护装置的电力系统，应制定合理的保护方案，以避免劣质的保护装置对电力系统的稳定性产生不利影响。
四、继电保护操作及其依据不清在实际操作中，有时操作人员并不了解保护装置的性能和参数，导致操作盲目。
解决措施：1.加强操作员培训，让操作人员了解保护装置的性能和参数设置；2.在保护装置附近放置保护装置操作手册，以提供正确的操作依据；3.加强现场管理，如实现保护装置标注与标识化，以避免操作错误；4.制定完善的应急预案，以应对电力系统突发事件。
二次继电保护存在的问题及解决措施二次继电保护是电力系统中非常重要的一环，它主要用于发电厂、变电站和输电线路的保护。
通过对电力系统的监测和控制，能够及时准确地切除故障区段，保护设备和电力系统的安全运行。
二次继电保护在实际应用中存在一些问题，这些问题可能影响到电力系统的稳定性和安全性。
本文将重点关注二次继电保护存在的问题及解决措施。
二次继电保护存在的问题主要包括以下几个方面：1. 误动作率高。
误动作是二次继电保护存在的普遍问题之一。
由于电力系统中负荷的变化、设备的故障等原因，二次继电保护可能出现误动作，导致正常的设备被误切除，影响电力系统的稳定性和安全性。
2. 灵敏度不足。
二次继电保护的灵敏度不足也是一个常见的问题。
在电力系统中，一些小规模的故障可能会被二次继电保护忽略，导致故障延迟处理，进一步加剧了电力系统的安全风险。
3. 抗干扰能力差。
电力系统工作环境复杂，存在各种干扰源，如电磁干扰、雷击等。
二次继电保护的抗干扰能力差，容易受到外部干扰影响，导致误动作或失灵。
4. 难以维护。
二次继电保护设备多为高压设备，安装位置一般在变电站、输电线路等高压场所，一旦发生故障需要维修和保养时，需要切断电源，带来一定的安全风险和维护成本。
针对以上存在的问题，我们可以从以下几个方面采取解决措施：1. 提高二次继电保护的抗干扰能力。
可以采用先进的数字信号处理技术，加强二次继电保护设备对外部干扰的抵抗能力，提高设备的稳定性和可靠性。
2. 优化保护方案。
通过对电力系统的全面分析，针对具体的故障模式和故障特性，优化二次继电保护的保护方案，提高保护的灵敏度和准确性，减少误动作率，及时准确地切除故障。
3. 强化设备维护管理。
加强对二次继电保护设备的维护管理，定期进行设备巡检和保养，及时发现和排除设备的隐患，提高设备的可靠性和稳定性。
4. 提高人员培训水平。
加强对电力系统维护人员的培训，提高其对二次继电保护设备的操作技能和维护知识，提高设备的使用效率和安全性。
继电保护二次回路隐患排查及防范对策分析
继电保护是电力系统中非常重要的一环，负责对系统中的故障进行精确的检测定位并进行及时的保护。
实际运行中，继电保护二次回路往往成为电力设备运行异常的罪魁祸首。
1、继电保护二次回路存在的隐患
（1）防护装置出现动作故障。
（2）二次回路线路故障、接触不良等问题引起测量误差。
（3）继电保护接线端子引脚、连接螺母“虎口”不适配。
（4）线路接头清漆、锈蚀引起的接触不良。
（5）设备异物、湿气等引起的污秽故障。
2、针对上述隐患的防范策略
（1）加强设备维护管护，定期进行检查、清洗、检视工作。
（2）加强对二次回路及接线端子等关键部位的检查和维护，确保连接安全可靠。
（3）加强设备堵漏、防水、防潮措施，防止二次回路被环境湿气侵蚀而引起故障。
（4）加强设备通风、排热措施，防止设备过热损坏。
（5）合理设置二次回路的适配器、引脚、连接螺母等部件的大小及结构，确保接头质量。
（6）防范利用设备设计漏洞进行的恶意攻击，确保设备信息安全。
继电保护二次回路的隐患排查及防范对策是电力系统一项非常重要的工作，只有在全面加强设备维护、加强设备堵漏、防水措施、防范恶意攻击等方面采取措施，在日常运行中不断强化对二次回路的监测和整治工作，才能更好地保障电力系统的供电质量及安全稳定运行。
继电保护系统存在的主要故障和检查方法继电爱护系统中存在的最薄弱环节便是电力系统电压中的互感器方面在电压回路时简单在运行过程中消失故障。
电压中的互感器，对于电力系统的正常运行发挥着特别重大的作用。
虽然电压互感器在二次回路过程中的设备并不是特殊多，接线的过程也不是很简单，但是其过程中总会存在这样那样的故障。
电压互感器中电压的二次回路时消失的故障不容忽视，甚至会引发较为严峻的后果，比如爱护装置的误动、拒动等等。
据以往状况来看，电压互感器二次回路过程中消失的故障主要体现在以下几个方面：1.电压互感器二次回路时点接地的方式与正常状况不同电压互感器二次回路表现为二次没有接地或者是多点的接地。
二次没有接地也称作是二次虚接地，消失的主要缘由除了有变电站方面接地网的问题外，更重要的问题在于接线的工艺方面。
电压传感器的二次接地在它与地网之间会产生肯定的电压，这样的电压受打算于各电压之间不平衡的程度和彼此之间相接触产生的电阻。
与地网接触产生的电压同时也同样会叠加到各个爱护装置电压之间，这将在肯定程度上引起各相电压发生某种幅度数值的变化和相关相位的波动，从而导致阻抗和方向元件产生误动以及拒动的现象。
2.电压互感器开口三角的电压在回路时消失特别的状况电压互感器开口三角的电压在回路时会消失断线的状况，这里面有机械方面的缘由，同时消失短路的状况则在很大程度上与电工的某些使用习惯有关系。
大家为了达到零序电压的定值，往往会在变压器以及电磁性母线的爱护下，将电压中继电器的限流电阻进行短接，有的人甚至使用了相对小刻度的继电器，这样的结果就是会很大程度上削减开口三角电压在回路时消失的阻挡现象。
然而在变电站内部或者出口处消失接地方面的故障时，零序电压就会比较大，回路负荷的阻抗反而会比较小，回路产生的电流也会较大，电流继电器的线圈就会消失过热的现象，从而导致绝缘发生破坏的现象，进而发生短路。
短路的状况假如持续的时间较长，便会导致线圈烧断的情形发生，从而使电压互感器在烧断的线圈处断线，这样的情形并不少见。
二次继电保护存在的问题及解决措施二次继电保护是电力系统中重要的一环，其作用是对电力系统实施保护。
在实际应用中，二次继电保护也存在一些问题，影响了其保护效果。
本文将从二次继电保护存在的问题入手，分析问题的原因，并提出解决措施，以期提高二次继电保护的效率和可靠性。
一、二次继电保护存在的问题1.误动作问题二次继电保护误动作是指在正常运行状态下，保护装置误判为故障，导致误动作。
误动作问题严重影响电力系统的安全运行，也会影响系统的可靠性和稳定性。
2.保护动作过迟在电力系统发生故障时，如果二次继电保护的动作时间过迟，会导致故障无法得到及时终止，进而影响电力系统的正常运行。
3.非整定特性与系统特性不匹配电力系统的运行特性会因为环境因素、设备老化等原因而发生变化，如果二次继电保护的整定特性与电力系统的实际特性不匹配，就会导致保护的动作效果不理想。
4.故障指示不明确二次继电保护装置往往只能指示出故障的性质和位置，不能给出故障的具体原因和细节信息，这就给故障的排除和修复带来了一定的难度。
二、解决措施1. 加强保护逻辑的设计针对误动作问题，应该加强对保护逻辑的设计，采用更为精确的逻辑判据，减少误动作的发生。
可以引入信号滤波、拓扑识别等技术手段，提高保护的可靠性。
2. 提高采样速度和处理速度为了减少保护动作过迟的问题，可以采用更高的采样速度和处理速度，以提高保护动作的响应时间，确保故障得到及时处理。
3. 引入自适应整定技术针对非整定特性与系统特性不匹配的问题，可以引入自适应整定技术，使二次继电保护能够自动调整整定参数，以适应电力系统的变化，提高保护的适应性和实用性。
4. 引入故障录波功能为了解决故障指示不明确的问题，可以在二次继电保护装置中引入故障录波功能，记录下每次故障发生时的波形数据，以便后续的故障分析和诊断。
5. 定期检验和维护保护设备是电力系统中非常重要的组成部分，必须定期进行检验和维护。
可以制定详细的检验和维护计划，对保护设备进行定期的检测和维护，以确保其正常运行。
继电保护重点问题排查及要求1 设计问题1.1 等电位接地网敷设及使用问题1.1.1 未在主控室、保护室、敷设二次电缆的沟道、开关场的就地端子箱及保护用结合滤波器等处敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。
1.1.2 微机型继电保护装置柜屏内的交流供电电源的中性线（零线）接入等电位接地网1.1.3 保护室内的等电位接地网与厂、站的主接地网的连接不满足要求：连接线必须用至少4根以上、截面面积不小于50mm2的铜缆（排）构成共点接地。
1.1.4 等电位接地网使用的裸铜排缆截面面积小于100mm2。
1.1.5 分散布置的等电位接地网之间，未使用截面不少于100mm2并且紧密与厂、站主接地网相连接的铜排（缆）将各个等电位接地网可靠连接。
1.1.6 开关场就地端子箱未设置接地铜排。
1.1.7 开关场就地端子箱接地铜排未与电缆沟道等电位接地铜排可靠连接。
1.1.8 静态保护和控制装置的屏（柜）下部的接地铜排未与保护室内的等电位接地网可靠连接。
1.2 保护配置问题1.2.1 发变组高压侧220kV断路器未配置电气量三相不一致保护。
1.2.2 发变组高压侧220kV断路器未配置闪络保护；应研究制定临时防范措施，未配置断路器闪络保护的机组尽量避免使用主变高压侧断路器并网或解列。
1.2.3 300MW以上的发电机出口断路器未配置断路器失灵保护。
1.2.4 发电机断水保护应直接送至ETS关主汽门，发电机通过发变组程跳逆功率解列。
1.2.5 发变组保护至热工主汽门出口回路，应满足热工ETS二取一逻辑或者三取二逻辑；根据《关于防止汽轮机超速的重点要求》发变组关主汽门出口至少为2路。
1.2.6 同一保护装置不应存在同时跳断路器的两个跳闸线圈的情况。
1.3 失灵保护设计问题1.3.1 未设计主变高压侧断路器失灵联跳回路。
1.3.2 未配置发电机出口断路器的机组，未设计主变高压侧开关失灵联跳停机回路。
1.3.3 主变高压侧操作箱TJR启动失灵接点未接入220kV母线保护中；应将主变失灵启动至220kV 母线保护回路改为主变电量保护动作接点与操作箱TJR接点并联接入至220kV母线保护。
1.3.4 对于双母接线方式，机组并网断路器应配置三相不一致保护，保护动作时应启动母线失灵保护1.3.5 双重化配置的母线（双母接线）保护装置，只有一套装置具有失灵保护功能，失灵保护出口未同时作用于断路器的两组跳闸线圈；采用单套失灵保护时，失灵应同时作用于断路器的两组跳闸线圈。
1.3.6 机端断路器失灵保护采用发电机机端CT，未采用主变低压侧CT，GCB跳闸后电流元件不能及时返回，存在失灵保护误动的安全隐患。
1.3.7 机端断路器失灵保护选用TPY级CT，二次电流衰减较慢，存在失灵保护误动的安全隐患。
1.4 二次回路设计问题1.4.1 发电机保护柜中用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次接地点设置在就地端子箱；用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次侧接地点应在定子接地保护柜内一点接地。
1.4.2 单套配置的发电机及主变保护柜中，主保护和后备保护共用一路直流电源回路，保护可靠性较低。
1.4.3 主变电气量非全相保护和非电量保护共用出口回路。
1.4.4 合电流回路通过装置外部回路形成和电流；结合装置升级改造完成整改。
1.4.5 电压为220kV及以上电压等级断路器保护的操作箱采用电源切换箱或者电源切换继电器，切换电源来至不同直流母线段；取消电源自动切换功能。
1.4.6 保护柜内直流正负极电源之间未用空端子隔开。
1.4.7 保护装置多个回路的接地采用串接接地方式，接地可靠性降低。
1.4.8 部分保护盘柜内存在电流回路两根线芯同时压接在一个端子内现象，有较大的CT开路隐患；重要回路（电流、电压及保护出口回路等）每个端子每侧接线应不得超过1根。
1.4.9 断路器控制回路合闸监视回路仅能监视跳位辅助接点，不能完整监视包括合闸线圈、防跳接点及辅助接点的合闸回路。
1.4.10 线路跳闸回路和启动失灵回路不应使用同一根电缆。
1.4.11 电压互感器二次绕组和三次绕组不应采用同一根电缆引出。
1.4.12 机组励磁柜至发变组保护柜、故障录波柜转子电压电缆应采用高压绝缘电缆。
1.4.13 电压互感器开口三角二次回路不应经过空开，星接绕组二次空开应采用单相空开。
1.4.14 动缆、控缆、信号电缆应分层敷设，阻燃措施应达标，起到防火阻燃的作用。
1.5 保护、对时及厂用电配置问题1.5.1 发电机转子接地保护装置不应位于发变组保护屏。
1.5.2 发变组故障录波装置应接入发电机中性点侧电流。
1.5.3 400V系统接地保护选型应合理，上下级能够合理配合。
1.5.4 保安段重要负荷应含有失压自启动功能，保证柴油发电机启动后，重要负荷能自动恢复运行1.5.5 为防止柴发断路器无法合闸，柴发断路器不应入投失压脱扣功能。
1.5.6 电厂配备的卫星时钟系统应选用为北斗和GPS双套装置。
1.5.7 380V厂用重要负荷应按设计规范合理配置电源。
1.6 CT二次绕组分配不合理，一套保护停用时，出现被保护区内故障的保护动作死区，存在CT绕组内部故障时保护拒动的安全隐患；两个相邻设备的保护范围应完全交叉。
断路器保护用CT应取相邻设备中间绕组。
1.7 发电机保护装置未接入发电机转子一点接地保护动作信号接点。
1.8 未使用断路器本体防跳功能，使用操作箱防跳；当本体三相不一致保护跳闸或开关偷跳时不能启动防跳，存在开关跳跃的安全隐患。
1.9 直流系统蓄电池室两组蓄电池之间未有隔离措施；蓄电池室每组蓄电池宜在单独的室内。
如确有困难，需用耐火时间大于2h的防火隔断。
1.10 直流系统绝缘监测装置不具备交流窜直流故障的测记和报警功能；新建或改造的电厂直流系统绝缘监测装置应具备交流窜直流故障的测记和报警功能。
原有的直流系统绝缘监测装置，应逐步进行改造，使其具备交流窜直流、环网运行故障的测记和报警功能。
2 基建、验收问题2.1 未完成电流回路一次升流或二次通流试验。
2.2 未完成保护用电流互感器抗饱和能力校核。
2.3 保护定值整定计算问题2.3.1 发电机机端断路器失灵保护采用复合电压闭锁元件；闭锁元件灵敏度不足有可能导致失灵保护拒动。
2.3.2 断路器失灵保护采用断路器合闸位置闭锁判据；断路器失灵有可能是机械故障造成，此时合闸位置接点有可能不能正确反映断路器实际状态，存在失灵保护拒动的安全隐患。
2.3.3 主变高压侧开关本体三相不一致保护时间定值（3.5s）偏大；不需要考虑和重合闸配合，整定为0.5s。
2.3.4 发电机基波零序电压定子接地保护未投跳闸；计算发电机单相接地电流，大于安全允许电流时投跳闸，否则投发信。
2.3.5 厂用变压器过流保护定值未与下一级过流定值配合，未考虑最大运行方式下最大负荷电流及电动机最大自启动电流的影响。
存在保护不正确动作的安全隐患；检查定值计算书。
2.3.6 厂变电流速断保护按躲低压侧三相短路电流整定和按躲励磁涌流中的最小值整定，整定值偏小，有保护误动的安全隐患；检查定值计算书。
2.3.7 配置GCB的发电机复压过流保护等后备保护出口跳主变高压侧、中压侧开关，扩大停电范围。
2.3.8 发电机复压过流保护时间定值未按与主变后备保护配合整定，时间定值偏大，不利于保护设备。
2.3.9 缺少定子绕组、主变和机端断路器等设备的对地电容和耦合电容参数，无法准确核算主变高压侧接地时，耦合到机端的零序电压。
定子接地保护时间定值按与系统侧接地保护配合整定，时间定值偏大，不利于保护设备；检查定值计算书。
2.3.10 发电机定子绕组反时限过负荷保护定值未按与线路纵联保护配合整定，出线故障时发电机定子绕组反时限保护动作。
2.3.11 主变压力释放、温度保护等非电量保护投跳闸，存在保护误动的安全隐患。
国产强迫油循环风冷变压器冷却器系统全停保护未按要求整定出口跳闸。
2.3.12 保护盘柜压板名称标识是否齐全，停用或者多余出口压板应已摘除。
2.3.13 保护装置电源空开、电压空开应张贴正式标签。
2.3.14 二次电缆应悬挂电缆号牌。
2.3.15 直流室应粘贴直流系统图。
2.4 关于变压器器瓦斯继电器的问题2.4.1 变压器瓦斯继电器控制及信号电缆应选用防油绝缘阻燃电缆；不符合要求应结合机组检修逐步进行整改。
2.4.2 220kV及以上变压器瓦斯继电器应选用双浮球并带挡板结构的气体继电器；不符合要求应结合机组检修逐步进行整改。
2.5 应按照要求进行同期装置电压回路极性校核工作；新建或改造后第一次并网前，同期装置及二次回路进行全面、细致的校核传动；利用零起升压试验，校核同期电压二次回路，并进行假同期试验。
试验按反措要求应包括断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验、同期（继电器）闭锁等内容。
2.6 竣工图纸与现场实际应相符，保护及自动装置等屏柜内应有竣工图纸，并方便工作人员查找。
3 运行问题3.1 主变重瓦斯保护不按规程投退。
排气前将运行中的变压器重瓦斯保护改接发信运行24小时在排气时将重瓦斯保护改为发信，其它时间重瓦斯保护投入跳闸方式。
3.2 未开展保护装置区外故障分析；对于继电保护装置投入运行后发生的第一次区内、外故障，继电保护人员应通过分析继电保护装置的实际测量值来确认交流电压、交流电流回路和相关动作逻辑是否正常，既要分析相位，也要分析幅值。
3.3 定值管理问题3.3.1 未按要求完成保护定值年度校核。
3.3.2 缺少保护定值计算书。
3.3.3 定值单必须是纸质的，上面须有批准人、执行人签字并盖章，应结合厂内是实际情况制定规范的定值管理规定。
3.3.4 缺少主变非电量定值单。
3.3.5 缺少直流系统定值单。
3.3.6 保护装置与保护定值单、定值计算书应一一对应；每一套单独的保护装置都应出具单独的定值单，定制计算书。
保护定值计算时必须要结合一次设备，例如：厂用电开关的FC闭锁保护，整定时除了考虑接触器开断能力之外，还要考虑保护CT的容量、变比；考虑熔断器动作时间，与上下级配合问题，等等。
3.3.7 保护定值发生变化时应对纸质定值单做了相应修改，在发布新的定值单的同时，作废原有定值单。
3.3.9 定值单所列名称应与装置内名称一致。
3.3.10 定值单定值参数应与保护装置内所选参数一致，例如线/相电压的选取；在整定计算过程中以及出具保护定值单的时候，一定要结合具体的保护装置说明书，必要时在保护装置中进行实际检验，明确保护装置的原理、逻辑等。
务必使定值单所列内容（定值名称、单位、先后顺序）与保护装置完全一致，一定要避免输入定值时还需要人工换算这种情况。
判据选择，出口矩阵等内容也要做为定值单的项目。
3.3.11 应开展励磁系统定值与发变组保护定值配合校核工作，校核报告经复核、批准，归档记录。
