贵州电网2016年继电保护运行风险分析及防控措施报告 

.

贵州电网2016年继电保护运行风险分析 及防控措施报告

贵州电网公司系统运行部

继电保护科 二〇一六年一月

贵州电网2016年继电保护运行风险分析及防控措施

报告

一、保护、开关拒动风险及防控措施

1.1风险分析

a、部分已运行变电站由于原设计原因，失灵判据仍使用线路间隔判据（未使用母差判据），且分别启动两套母差保护，二次接线复杂，运行维护极为不便，且为防止二次回路等原因导致失灵误出口，正常运行时仅投入一套失灵保护出口。

b、超期（12年）服役保护可能存在元器件老化，运行不稳定。

c、保护装置电源插件运行超期（6年以上）可能因元器件问题导致保护退出运行。

e、CSC-103BNE差动保护装置零负序电压条件的门槛较高，发生高阻接地时，零差动作的时间可能变长，极端情况下可能不动作。

f、CSC-103BNE、CSC-103BDNE线路保护的CPU插件V1.01NW版本CPLD芯片固件设计不当，可能导致CPU数据异常，造成装置通道中断告警，保护装置可能不动作。

g、110kV及以上断路器“弹簧未储能”接点错误接入操作箱或操作插件，或接入操作箱的“压力低闭锁”回路继电器损坏，跳闸回路不能导通。 h、开关拒动后可能造成变电站失压或对电网稳定造成破坏，引起电网失稳。 1.2风险评估

a、失灵判据仍使用线路间隔判据（未使用母差判据），正常运行时仅投入一套失灵保护出口，存在单套保护拒动，故障不能快速切除，由对侧后备保护延时动作，对电网带来稳定风险。

b、超期（12年）服役保护，在故障时保护可能拒动的风险，上一级保护越级跳闸，扩大故障范围的风险。

c、保护装置电源插件运行超期（6年以上）可能因元器件问题导致保护退出运行，存在故障时保护拒动，由上一级保护越级跳闸，扩大故障范围的风险。 d、配置CSC-103BNE的线路发生高阻接地故障，零差动作时间可能变长，极端情况可能不动作，由后备保护切除故障，存在故障不能快速切除的风险。 f、CSC-103BNE、CSC-103BDNE线路保护运行CPLD芯片固件V1.01NW版本的CPU插件CPU数据异常，造成装置通道中断告警，保护装置存在拒动风险，由后备保护切除故障，存在故障不能快速切除的风险。

g、110kV及以上断路器“弹簧未储能”接点错误接入操作箱或操作插件，或接入操作箱的“压力低闭锁”回路继电器损坏，存在发生永久性故障时开关拒动风险。

h、开关拒动后失灵保护动作，将造成一段母线失压，特殊情况下将造成变电站失压，扩大故障范围的风险。开关拒动后，故障不能快速切除，影响电网稳定，造成大量负荷损失或事故的风险。 1.3防控措施

a、结合220kV厂站母线保护更换（铜仁变220kV母线保护更换等），按照间隔保护一一对应接入启动失灵的原则，逐步推进220kV母线双失灵回路优化工作。

b、对于超期服役的设备（包括保护装置及电源插件），应按期定检并加强设备缺陷、备品备件等管理，杜绝关键厂站保护因备品备件原因出现消缺不及时的现象，并列入年度大修技改计划予以更换。在未更换前根据《南方电网保护设备特维工作规范（V2版）》中的“Ⅲ级特维”规定的周期及项目开展特维工作。

d、逐步开展CSC-103BNE保护升级工作。升级烽四双回、铜三线、三凤线、醒雅II回、石中线、川太双回、征兴II回、南征线等线路的CSC-103BNE保

护。

e、逐步开展CSC-103BNE、CSC-103BDNE保护的CPLD芯片固件升级工作。升级铜三线、三凤线、雅醒II回、石中线等线路保护的CPLD芯片固件。 f、加强对厂站直流电源系统的管理，确保两套保护装置直流电源相互独立，取

自不同段直流母线。断路器控制电源与保护装置电源应分开且独立，第一路控制电源与第二路控制电源应分别取自不同段直流母线。防止因一段直流母线失电导致设备故障时保护拒动。

g、对涉及一级事件及以上风险点的息烽变、筑东变等20个变电站的31个母联开关（附表1），为防止拒动，相关要求如下：

Ⅰ）应加强对母线保护的运行维护，发生缺陷或异常时应及时处理。母线保护定检时，应传动母联开关。

Ⅱ）110kV及以上断路器本体机构配置相应压力闭锁回路的，应取消串接在保护操作箱或操作插件跳合闸回路控制回路中压力闭锁接点:(1)、新投设备应在投运前完成闭锁回路整改；（2）、已投运设备，应制定计划取消串接在操作箱跳闸控制回路中的压力闭锁接点。

Ⅲ）110kV及以上断路器本体机构未配置相应压力闭锁回路的，制定2016年计划报公司设备部进行开关更换或机构回路改造。

h、应结合图纸及现场实际接线，认真核对弹操机构的“弹簧未储能接点”未接入保护操作箱或操作插件跳闸回路，发现一起整改一起。采用油压、气压作为操作机构的断路器，压力低闭锁重合闸接点应接入操作箱，2016年6月底完成隐患排查和整改工作。

i、按照《南方电网保护设备特维工作规范（V2版）》明确的特维周期及项目开展特维工作。

j、严防500kV鸭溪变、施秉变、铜仁变、鸭溪电厂及220kV黔西变出线及开关（附表2）发生相间及三相短路单相拒动，结合设备综合停电计划，于2016年12月前完成所涉及的59个开关保护I级防拒动传动试验。

二、保护误动风险及防控措施

2.1 风险分析

220kV部分线路配置纵联距离（方向）保护，采用闭锁式高频通道，由阻波器、耦合电容器、结合滤波器、收发信及高频电缆组成，高频通道故障率高，容易造成高频通道中断。

2.2风险评估

220kV部分线路配置纵联距离（方向）保护，采用闭锁式高频通道，高频通道故障时，发生区外故障，存在保护误动扩大电网事故的风险。

2.3防控措施

4条（铜开Ⅱ回、毕赫线、山都Ⅱ回、山麻Ⅱ回）线路保护改造列入技改项目。

三、 电流互感器饱和风险及防控措施

3.1 风险分析

随着电网规模不断扩大，系统短路容量逐渐增加，当短路电流大于电流互感器额定准确限制值时，电流互感器出现饱和，其所传变二次电流值将出现较大偏差。

3.2风险评估

区外发生故障时，电流互感器发生饱和，电流互感器传变不正确原因导致保护实际感受到电流偏小，存在故障时可能导致差动保护（母差保护、变压器差动保护）误动，扩大故障范围的风险。

3.3防控措施

a、每年各供电局应依据年度方式提供的母线最大短路电流，进行电流互感器饱和倍数校核，不满足要求的应采用更换电流互感器或调整互感器变比等措施。对于目前需进行更换的兴义变#1主变211间隔等22组饱和电流互感器（附表3），各供电局应积极联系设备部门制定计划予以更换。

b、设计部门进行工程设计时，应按照公司计发部中长期规划并考虑电网发展情况，在保留一定裕度下选择最大短路电流进行电流互感器选型校核。