2013年继电保护技术监督总结

2013年昭通供电局

继电保护技术监督工作总结

一、昭通电网继电保护装置运行情况

1、安全生产指标完成情况

2013年1-12月25日，昭通电网检修范围110kV及以上电压等级系统保护装置动作1079次（同比2012年860次多219次），不正确动作0次（2012年同期1次），同比减少1次，正确动作率100%，同比2012年提高0.12个百分点。其中，500kV继电保护装置动作次数269次（同比2012年238次多31次），不正确动作0次（2012年1次），同比减少1次，500kV继电保护装置正确动作率为100%，同比上升0.37个百分点，完成99.69%指标。

2、220kV及以上系统故障快速切除率100%。

2013年，昭通电网220kV及以上一次设备共发生故障跳闸48次。其中线路故障0次、母线故障0次、主变故障0次、发电机0次。应评价故障快速切除次数85次，故障均快速切除，确保了昭通电网的安全稳定运行。

二、认真做好各项专业管理工作

1、参加网省公司继电保护专业会布置会议要求

参加南方电网作业风险分析会、南方电网进一步规范地区电网继电保护整定工作会、云南电网保护专业会等专业会并落实相关会议要求。

2、做好风险分析和计划管控，保护定检和风险防范稳步实施。

编制《2013年昭通供电局继电保护运行方案》、《2013年昭通电网年度整定方案》和《2013年昭通电网防范电网安全风险继电保护重点措施及工作》，梳理全年专业计划工作和重点工作，分析电网继电保护专业风险，提出防控措施，明确了保护重点特维工作和完善配置要求。梳理电网继电保护风险的结果，形成风险数据库。具体情况如下：

2.1定检工作完成情况

按月度组织各单位编制上报保护定检计划并督促实施，编制保护月度定检报告。2013年完成500kV系统26套，220kV 系统56套，110kV系统58套，35kV系统20套、10kV系统20套共180套保护装置定检工作，保护定检完成率100%。除500kV甘顶变主变保护外（为避免甘顶主变停电带来的重大电网事故风险，甘顶主变停电工作安排在8月，导致超期定检；本次超期无人员责任。），未出现超期定检情况。完成500kV 系统4套，220kV系统6套，共10套安稳装置定检工作，安

2.2定值核对、压板投切检查及装置特维情况

2013年，指导开展完成了昭通电网保护的定值核对和压板投切检查工作；完成2个500kV、7个220kV、11个110kV 共20个变电站的119套装置设备特维工作。消除运维不到位带来的保护误动、拒动风险。

3.3整定计算及定值管理工作

按照行标、企标及相关管理要求开展继电保护整定计算及定值管理工作，2013年共完成定值计算410份，共676页；2013年定值计算主要涉及以下几方面：基建工程投产相关定值计算、CT更换相关定值计算、系统定值校核、保护装置更换定值计算。

3.4日常运行风险管理和计划管控

以检修申请批复工作为基础，做好日常运行风险管理、计划管控和好相关专业支持服务，2013年共批复检修申请2074张，新投682张。

3.4 开展电能质量监测情况

完成220kV大关变等12各变电站的25条线路的电能质量监测工作。

三、加强继电保护装置缺陷处理和分析工作，保证主保护投入

3.1继电保护缺陷管理工作

对110kV及以上保护缺陷做到当天处理，每周统计上报。对二次系统缺陷较多、未及时进行缺陷处理的单位和缺陷

频繁发生的生产厂家在每周调度早会进行通报。月度汇总分析缺陷情况，针对昭通电网保护系统发生的典型缺陷情况不定期进行分析研究，提出解决对策。组织消除500kV威甘甲、甘溪甲、镇永甲、永甘甲、永甘乙线路西门子Powerlink 载波机引起高频通道异常、220kV大关变大西Ⅰ回主二保护重合不动作、500kV甘顶变5台深圳双合录波器死机等一些典型缺陷；

3.2继电保护缺陷具体情况

2013年共消除保护及二次回路缺陷127 起，其中紧急缺陷17起，重大缺陷49起，一般缺陷61起。

3.2.1按缺陷类型分类

其中继电保护装置39起，占28.9%；直流系统16起，占11.9%；设备附件及二次回路36起，占26.7%；故障录波装置11起，占8.1%；其它33起，占24.4%，见图3.1。

图3.1 缺陷类型分类图

3.2.2 按缺陷等级分类

紧急缺陷17起，占12.6%；重大缺陷49起，占36.3%；一般缺陷69起，占51.1%，见图3.2。

重大36%

紧急13%

图3.2 缺陷等级分类图

3.2.3各缺陷类型及消缺率情况

本年度发生紧急缺陷17起，重大缺陷49起，消缺率均

四、组织和实施二次反措和大修技改工作，提高设备健康水平

4.1组织开展重点反措

开展了220kV及以上“N-1”继电保护专项反措、220kV主变高压侧断路器失灵联跳三侧反措、主变强油循环冷PLC控制系统反措、220kV 及110kV 系统电流互感器校核工作及明确防范饱和风险等11项重点反措工作，反措完成率100%。

4.1.1 继电保护“N-1”专项反措

完成2个500kV变电站、7个220kV变电站220kV及以上所有保护装置“N-1”检查，除甘顶变5811断路器“HWJ无法监视“远方/就地”切换把手(远动信号可监视)”未完成整改外，其它设备全部完成整改。未完成部分原计划12月停电处理，因停电计划取消推迟至2014年1月处理。

4.1.2 220kV主变高压侧断路器失灵联跳三侧反措。

配合改造220kV大关变220kV第一套母差保护装置、220kV昭通变2号主变、220kV第一套母差保护装置更换工作，完成所有220kV主变高压侧断路器失灵联跳三侧反措。

4.1.3开展220kV及110kV系统电流互感器校核工作

2013年继续执行《开展220kV 及110kV 系统电流互感器校核工作及明确防范饱和风险有关要求的通知》（调继2011〔18 号〕）反措。防止运行中电流互感器出现饱和风险。根据负荷增加、电流互感器实测特性等情况制定电流互感器处理方案。完成所有不符合要求的共29组互感器更换工作及实测工作；完成所有新投共41组电流互感器的测试工作。

4.1.4 CSC和PSL系列保护装置软压板投退情况清查和整改

完成昭通供电局检修范围内110kV级以上的CSC和PSL 系列保护装置500kV系统51套、220kV 系统42套、110kV 系统12套共115台保护装置软压板投退情况进行了清查和整改工作。

4.1.5主变强油循环冷PLC控制系统检查

完成昭通供电局检修范围内110kV级以上的2个500kV、7个220kV、19个110kV共28个变电站及直调共调电厂的66台变压器进行了检查排查。

4.1.6 220kV及以上断路器本体三相不一致反措

完成220kV及以上断路器本体三相不一致功能增设功能

已全部完成，其中总调管辖断路器本体动作时间为2.0s；中调及地调管辖断路器主变间隔本体动作时间为3.0s，线路间隔本体动作时间为3.5s。

4.1.7 保护死区检查工作

完成昭通供电局检修范围内保护装置电流回路使用情况检查，排除保护死区问题。

4.1.8 变电站电压互感器零线一点接地反措

完成不满足接地要求的220kV发界变、110kV绥江变接地点整改工作；对新建、改扩建工程提出反措要求，保证工程按反措要求投产。

4.1.9 直流巡检仪遥测信息接入后台

完成昭通供电局检修范围内2个500kV、7个220kV、15个110kV共24个变电站，具备直流巡检仪遥测信息接入后台条件的直流系统改造工作。

4.1.10 备自投装置接点改接及带负荷试验

完成110kV高桥院变、靖安变、鲁甸变、凤凰变、桃源变、乌峰变、绥江变、箐门变、水富变、乐居变、翠华变共11个变电站全站接点改接工作；完成110kV靖安变、鲁甸变、凤凰变、桃源变、乌峰变、绥江变、箐门变、水富变、乐居变、翠华变共10个变电站带负荷试验工作。

4.1.11 开展CSL-160B系列保护排查

对110 kV永善变110 kV永溪I回线、永溪II回线进行了排查，并按总调要求进行反措整改；计划2014年5月份完成

这两套线路保护更换工作。

4.2组织大修技改工作

4.2.1 安稳、孤岛设备

完成500kV永丰变、甘顶变、220kV昭通变、大关变、盐津变安稳装置A、B套技术改造、程序策略升级及联调工作。完成500kV甘顶变两套孤岛判别装置的安装调试工作。

4.2.2直流系统改造

完成220kV昭通变、大关变的第一套直流系统的改造工作。

4.2.3故障录波大修

完成220kV盐津、镇雄变电站共3套故障录波装置的更换工作。

4.2.4 110kV线路保护装置改造

完成220kV大关变4条110kV已到运行年限的线路保护装置及对应间隔端子箱的更换工作。

五、加强异常事件分析，消除设备和管理隐患

按照不排除隐患不放过的原则，继续紧抓保护异常事件分析工作，执行行业《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》，按照网省调度机构继电保护统计评价相关要求，收集500kV跳闸波形27次、220kV跳闸波形56次、110kV跳闸波形73次，建立继电保护动作统计分析档案；2013年分析处理保护和二次回路异常或典型事件5起；提出220kV大关变大西Ⅰ回主二保护重合不动作、220kV昭通变220kV永昭

Ⅰ回261断路器本体三相不一致动作、110kV乌峰变1号主变差动保护动作、110kV桃源变110kV2号主变低后备越级跳闸等保护动作、500kV永丰变500kV永丰变326断路器合闸即分等几起事件处理意见。

六、加强继电保护技术监督的常态工作

1、加强数据管理，提高地区电网继电保护动作信息上报管理质量。对110kV及以下继电保护动作情况进行认真分析和落实后方上报，并积极与中调有关人员沟通，努力提高信息报送工作效率和质量，提升设备故障和保护动作的分析能力，得到中调的肯定。

2、按照评价标准积极开展县电力公司的工作评价，使评价工作能准确地反映当前继电保护专业主要工作的要求和表现，促进继电保护专业管理工作不断完善。继电保护专业认真做好月度及年度的评价工作，从继电保护装置的缺陷管理、运行信息管理、主保护投运率指标考核、动作统计分析、月度检验管理、不正确动作考核等几个方面进行评价，促进了继电保护专业管理工作的不断完善。

3、按中调要求按时准确完成周报、月报工作。每月编制昭通电网继电保护跳闸分析报告、月度缺陷分析报告，每季度

编写继电保护技术监督报告。

4、各变电站值班缺陷汇报及跳闸信息上报情况较为及时，但存在数据错误和遗漏的情况，问题较多的是故障波形打印、保护动作时间收集和缺陷初步分析定级。

七、专项工作

1、融冰专项工作

1.1完成南网总调委托的《直流融冰保护装置运行控制要求》的起草，并完成第1次审查修编工作。

1.2完成昭通电网110kV线路融冰方案保护调整及定值校核、昭阳区3条35kV线路融冰方案论证。

1.3指导县网开展2013年抗冰方案编制及方案审查，审查方案19个（35条线路）。

1.4分析直流融冰跳闸情况并及时上报南网总调及云南中调，得到总调及中调的肯定。

2、县供电公司专项指导

2.1指导县公司开展定值整定计算工作，开展了为期1个

月的县调整定计算一对一帮扶工作，并对校核后的定值利用省、地、县一体化系统进行管理；

2.2督促县网专业人员开展2013年继电保护定值执行及定值单管理专项工作，对每月执行情况进行跟踪，对存在的问题进行指导帮扶。

3、新建、技改图纸审查

按相关继电保护技术规范对220kV大关变220kV第一套母差保护装置、220kV昭通变2号主变、220kV第一套母差保护装置技改图纸审查；对110kV伍德变、以勒变及并网余热发电、水电的进行初设审查，提交审查结果至相关部门。

4、做好基建、技改工程继电保护验收及投产工作

按要求做好基建、技改工程保护验收整改，并积极与总调、中调、施工方协调做好保护定制更改，投产方案编写、审核、执行工作；顺利投产500kV甘溪甲线、500kV甘换甲线、500kV 永丰二期、220kV大关变220kV第一套母差保护装置、220kV 昭通变2号主变、220kV第一套母差保护等基建、技改工程

投产。

八、工作重点

1、加强继电保护运行统计分析工作。做好电网事故跳闸的跟踪分析，做好实际运行结果与计算结果的跟踪对比，及时收集分析事故情况及编号动作情况，做好对电网运行和事故处理的技术支持。

2、完成南网总调委托的直流融冰保护装置运行控制要求的起草，并完成第1次审查修编工作。

3、加强对县公司保护人员专业素质强化工作。针对县公司保护人员技术水平低的，加强交流和沟通，对各县公司保护人员进行基础知识、整定计算、现场运维培训。提高县调保护专业管理水平；提高县公司人员对事故保护动作报文、故障录波图的分析能力及现场缺陷处理能力。

4、组织参加继电保护岗位练兵活动，提升保护专业技术水平。为提高昭通电网继电保护人员理论素质和技术水平，做好今年继电保护技术技能竞赛工作，举办一期继电保护原理和装置培训班，昭通供电局及县公司保护人员50人参加培训；通过积极准备，但路浩获得云南电网公司继电保护普考二等奖；张焱获得南方电网公司继电保护竞赛三等奖及云南电网公司继电保护竞赛三等奖。

九、存在的问题及改进建议

1、备品备件已不满足运行要求

随着对消缺工作的要求越来越高及新设备的不断投运，保护专业的备品备件已不能满足目前的消缺工作需求，需要根据运行情况重新梳理保护备品，购买相应保护备品备件。

2、技术支持系统建设滞后

目前昭通供电局无保信分站系统，加之昭通地区自然环境恶劣，交通条件差，对故障信息的快速收集困难较大。

昭通地区变电站分布广，保护专业人员相对紧缺，交通交通差，对远程修改定值系统的需求较为迫切。

3、缺乏有效的手段管控保护缺陷

昭通电网继电保护插件损坏及通道中断等缺陷较为频繁，目前仍未找到一种行之有效的管控手段。

4、电网变化后二次系统风险分析手段匮乏。

随着溪洛渡电站的投产，昭通已成为电源送出基地，地区运行方式安排较为复杂化，尤其是500kV网架及直流输电系统发生变化时，地区电网方式变化后，保护专业人员对继电保护、安全自动装置的风险分析深度不够，分析手段匮乏。

十、2014年工作计划

1、编制年度工作方案，梳理全年专业计划及重点工作

编制《2014年昭通供电局继电保护运行方案》、《2014年昭通电网年度整定方案》和《2014年昭通电网防范电网安全风险继电保护重点措施及工作》梳理全年专业计划工作和重点工作，分析电网继电保护专业风险，提出防控措施，明确保护