贵州电网2016年继电保护运行风险分析及防控措施报告
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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。
c、110kV及以上新建、改建间隔选用P类电流互感器的,应采用额定二次电流为1A，且其暂态系数应大于2.0。
d、工程验收时，应测量记录保护用电流互感器二次负载、拐点电动势、电流互感器内阻等数据，并进行计算校核，严把并网关。
四、线路光纤差动保护因通道原因退出运行风险及防控措施
4.1 风险分析
在极端天气下，保护用光纤通道不满足应急通道要求；部分光差保护装置仍为单通道配置，不满足双通道冗余配置要求；线路两套保护通道因不同电压等级线路光缆建设不同步，在投运时只能运行于单光缆路由。
4.2 风险评估
若光纤通道中断时，主保护将退出，线路存在被迫停运风险。若线路不能停运，将采取后备保护压时限运行确保电网稳定，存在区外故障时无选择性跳闸的风险。
4.3 防控措施
a、根据通信部门明确的应急通道原则，针对《2016年极端低温灾害下贵州融
冰保底运行方案》需保底的220kV及以上线路，共有24条220kV线路（烽磷线、塘坝I回、涟筑I回、岩涟I回、烽四Ⅰ回等）存在因OPGW光缆断裂导致无主保护运行的情况，应加快应急通道的建设。
b、贵州电网仍有2条220kV线路（洒红I回、盘氨线）的光差保护仍运行于单
光缆路由，应加快光缆建设步伐。
c、贵州电网仍有5条线路（220kV引两双回、铜大线、铜玉双回）光差保护装
置仍为单通道配置，均已列入了年度技改项目。
d、做好光纤通道日常运行维护，加强对保护通道告警信息监视，及时协同通信
专业分析原因并采取相应措施。运行单位做好保护通道的监视和巡视，出现异常及时处理。
五、同塔双回线路同时跳闸风险及防控措施
5.1风险分析
对于同塔双回线路（其同塔长度超过线路全长20%视为全线同塔）保护配置如采用纵联距离原理且没有采用分相式命令，当发生非同名相跨线故障时保护选相可能不正确。
5.2风险评估
同塔双回线路至少有一套主保护未采用光纤电流差动或分相式纵联距离保护，在发生非同名相跨线故障时保护选相失败，导致双回线同时跳闸，扩大事故风险。
5.2防控措施
a、同塔双回线路保护不满足配置要求需加快推进保护改造工作，在具备通道条
件下，优先按双光差保护配置进行改造。
b、梳理贵州电网目前同塔双回线路，未完全配置分相式纵联或差动保护的有3
条线路（遵海I回、引两双回），线路保护改造列入数字化站改造配套项目，于2016年改造完成。
六、贵阳电厂降压站运行风险及防控措施
6.1 风险分析
电厂关停，站内设备老化且目前运维能力薄弱。
6.2 风险评估
保护设备区内故障时存在保护可能拒动、区外故障时保护可能误动的风险，如由上一级保护越级跳闸，又存在扩大故障范围的风险。
6.3 防控措施
a、贵阳供电局组织编制《贵阳供电局贵阳电厂220kV升压站全站失压应急处
置预案》、《贵阳电厂110kV系统站用电失压应急处置预案》等方案，合理优化运行方式，分析风险，落实风险管控各项措施。
b、要求根据《南方电网保护设备特维工作规范（V2版）》开展特维工作，做好
记录；尽力做好备品备件储备工作。
c、应加快电网220kV赤马变基建工程建设，配套完成超期服役保护装置改造
工作，消除设备风险。
七、定值整定风险及控制措施
7.1风险分析
a、网内部分220kV主变尚未配置阻抗保护，需220kV主变中压侧的过流保护与
110kV线路的距离保护两种不同原理保护相互配合，对于地区电网保护定值配合较为困难，易造成定值失配。
b、大部分供电局的装置级保护计算均未规范统一，仅用整定计算系统原理级计
算相应后备保护，且对整定规程理解上出现偏差和执行也不尽相同，易造成误整定事件发生。
c、保护人员因理论及装置操作水平不高，工作中易发生“定值错误输入”类型
的误整定。
7.2风险评估
a、由于定值失配点的存在，保护越级动作后，扩大故障停电范围，造成变电站
失压，导致电力事件发生风险。
b、误整定将导致系统故障时保护动作行为出现异常，造成保护拒动或误动，导
致电力事件发生风险。
7.3 防控措施
a、网内尚未配置有阻抗保护的220kV主变，继续开展主变加装阻抗保护功能
的工作，减少地区电网保护失配点，降低电网发生电力事件风险。
b、2015年已完成典型保护装置级模板及整定细则编制，2016年将采取多种方
式督促供电局进行应用，地区电网整定计算、定值管理达到规范化、一体化管理要求。
c、常态化开展定值及压板核查，由维护人员及运行值班人员依据装置打印定值
单共同进行现场核查，并签字存档备查。
八、现场二次作业风险及防控措施
8.1风险分析
a、施工单位现场安全措施不到位、施工方案不够细化且具备操作性，施工及监
护不到位可能引起现场施工风险。
b、施工工艺及技术水平不高、机械照图施工、不能发现施工接线中存在的错误。
c、现场作业不规范，擅自扩大工作范围，不严格执行作业表单。
8.2风险评估
a、施工单位现场安全措施不到位、施工方案不够细化且具备操作性，施工及监
护不到位，现场作业过程中容易导致误碰风险。
b、施工工艺及技术水平不高、机械照图施工,将施工接线中存在的错误或安全
隐患带入生产运行，造成继电保护不正确动作风险。
c、现场作业不规范，擅自扩大工作范围，不严格执行作业表单，作业质量得不
到保证风险。
d、技术力量薄弱人员开展现场工作，容易造成人为事件的风险。
8.3 防控措施
a、施工单位应严格编制“施工四措”及施工方案并经运行单位相关部门审查通
过，且施工方案编制应具体细化到每一项工作及每一个回路，二次安全措施单应详实且不得随意更改，加强运行监护，不得擅自扩大工作范围，充分发挥监理职能。
b、施工前应依据设计图纸进行现场图实核查，遵循工作票内容开展工作，在运
行设备工作前应经运行人员同意并采取安全措施后方可工作，接线时对于设计图纸中的改接线，遵循“先拆线、后接线”原则；
c、现场作业中严格执行“业务指导书”、“作业指导书”。对运行设备工作前应
取得调度值班人员同意并采取安全措施后方可开展。
d、应按照《贵州电网继电保护及二次回路作业风险防控作业指导书》开展作业
前风险辨识及防控措施制定。
附表：
1、一级事件及以上风险点的31个厂站母联开关统计表
2、2016年度220kV及以上厂站I级保护特别维护设备年度传动计划
3、110kV及以上饱和电流互感器统计表
附表1：
一级事件及以上风险点的31个厂站母联开关统计表
附表2：
2016年度220kV及以上厂站I级保护特别维护设备年度传动计划
附表3：
110kV及以上饱和电流互感器统计表