《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》印发

3 继电保护专业

3.1 总体情况

各并网统调电厂机组整体运行情况良好，各厂继电保护专业技术监督负责人均认真执行上级调度部门，确保各厂二次保护设备及自动装置性能正常，各机组能正确执行调频调压指令，并且按负荷曲线、电压曲线及时调整发电机有功、无功负荷，确保电能质量合格，满足电网稳定运行。各类设备主保护及自动装置投入率连年保持100%，电压合格率100%，励磁系统及AVC投运率100%;保护正确动作率较去年同期略有下降;由于受停电条件等情况制约，定检完成率尚未达到100%。

3.2 工作亮点

经过检查，大部分电厂技术监督工作做得较好，能够积极按照有关要求及时实施反措等项目，存在较多的工作亮点，值得借鉴。现举几例说明。

3.2.1 江苏国华陈家港发电有限公司

(1)认真执行25项反措等，加强电气二次设备隐患排查及保护装置劣化趋势分析，总结了针对不同设备的检修维护策略。按照有关要求积极制定计划并实施改造，有效地提升了保护运行水平，为保障机组安全稳定与经济运行提供了重要的基础。

(2)技术问题整改闭环管理体系较完善、台帐细致全面。能够做到及时消缺;技术方案、技术措施完善，进一步强化了过程管控。

3.2.2 江苏华电吴江热电有限公司

继电保护专业平时针对机组运行期间所显露出来的缺陷进行主动消缺工作。重点加强保护安评、技术监督整改工作，有序开展巡查。

(1)建立健全继电保护及自动装置监督技术资料、图纸管理、保护软件管理记录，并实行动态管理，加强继电保护及自动装置技术监督管理微机化。

(2)认真结合现场缺陷，制定反措计划，做好设备治理，增强设备可靠性。及时汇报重大设备事故或缺陷，并分析原因，制定对策，防止重复性事故发生。

3.2.3 江阴苏龙热电有限公司

随着机组运行年限的增加，部分继电保护设备已经出现元器件老化现象，故障率升高，电气二次专业针对设备的劣化趋势进行分析，制定了针对不同设备的检修维护策略;另外，随着微机保护技术的快速发展、硬件制造工艺水平的提高以及网源协调、反措等要求，部分继电保护设备需要进行升级与技术改造，按照有关要求积极制定计划并实施改造，有效地提升了保护运行水平，为保障机组安全稳定与经济运行提供了重要的基础。

2016年进行的主要技改项目如下：

(1)按照有关规程及反措要求完成了三期220kV母差保护的更换改造。从设备选型、图纸设计、现场施工、保护调试、投运检查进行了全过程跟踪及监督检查验收，按六统一要求改造了2条线路保护的启动失灵回路，完全满足双重化要求，并将结合机组及公用设备大修进行设备改造，将发变组保护启动失灵回路进行改造，使其同样满足反措的双重化要求。

(2)完成了全公司绝缘监测装置更换改造工作，各台机组更换带延时直流空开完成了直流系统级差配合。

目前正在开展的技改工作有：1号发电机、1号主变、1号高厂变保护，1、2号机组自动励磁调节装置(AVR)及UPS更换、改造、调试与投运工作;夏运4563、4564线保护的更换改造。计划于2017年度进行5号机组的AVR技改工作。

3.2.4 苏州蓝天燃气热电有限公司

按照国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第22.2.3.22.1条要求：“雨季前，加强现场端子箱、机构箱封堵措施的巡视，及时消除封堵不严和封堵设施脱落缺陷。”由于苏南地区雨水较多，部分电厂因运维不善，存在就地端子箱内中间继电器的接线端子锈蚀严重情况;个别电厂的升压站就地端子箱因未设置加热器且密封不严，箱内结露造成动力电源短路自燃故障。因此，需要做好箱体的防潮、防尘及电缆孔洞封堵工作。本厂在升压站就地端子箱的防潮、防尘及电缆孔洞封堵方面采取了一些很好的措施，值得推广应用。为防止雨水进入箱体内，在箱体顶部加装了防雨罩;为防止人为造成的箱体关闭不严等问题，在柜门处加装了紧固插销。

3.2.5 国电谏壁发电厂

(1)针对13、14号机组轴电压经常性偏高问题，经过认真分析及仔细排查，发现在轴电压检测回路存在多点接地问题，处理后轴电压检测正常。

(2)9号机组装设了发电机裂相横差保护(PCS-985型)，有效地保障了发电机组的安全稳定运行，目前机组运行状况良好。

3.3 本次检查发现的主要问题和整改建议

3.3.1 专业管理

大部分电厂均建立了继电保护技术监督管理制度，设置继电保护技术监督专责人，在技术监督日常工作中严格遵照《继电保护及安全自动装置监督管理标准》等要求进行。但部分电厂存在未贴合本厂实际对《继电保护及安全自动装置监督管理标准》进行修订。另外大部分电厂管理文件还存在体系不完整、内容不齐全等情况，如缺少《继电保护试验仪器、仪表管理规定》、《继电保护及安全自动装置定值管理规定》、《继电保护图纸管理规定》、《继电保护及安全自动装置检验管理规定》等支撑性管理文件。

目前部分老电厂进入设备改造或者扩建阶段，继电保护检测仪器、仪表应统筹考虑，并且根据现场情况梳理继电保护台账。并且技改的施工图纸应在工程结束后及时对照现场情况，联合设计、施工、调试等单位共同确认出具竣工图纸。目前已经出现数起现场试验时图纸与现场不一致造成事故的情况。

大部分电厂继电保护专业以年轻人员为主，承担全厂及外围二次系统的维护、检修工作。应加强二次人员的系统培训工作，完善梯队建设，制定人员培训计划以及后备人才培养计划，可以采取送至调试单位随工培养的方式，快速提升有关人员的调试水平，增长调试经验，从而进一步提高运维能力。

3.3.2 运行管理

大部分电厂保护设备以及就地设备均有规范命名，需要注意的是现场标牌应与运行操作票中的设备命名以及运行规范中的命名一致，尤其外单位人员参与或者组织检修时应由厂内人员带领至检修区域，对工作内容以及范围进行宣告，检修负责人确认无误后方可进行工作，厂内人员在检修期间应全程陪同。

绝大部分电厂保护班组均严格执行缺陷管理制度，对于缺陷记录能做到及时跟踪和消除，建议建立设备健康台账，将缺陷记录、运行期限、消缺情况、校验参数等情况登记记录，可对设备健康水平进行评估，方便制定改造计划。

大部分电厂保护及自动装置屏前后空开、压板、切换把手等设备进行了命名。但需要注意的是：(1)相关命名应无遗留，且定义正确无歧义，如涉及调度命名的应保持一致，符合运行人员操作习惯;(2)屏内网线、通讯线、通讯尾纤应标明去向和本侧端口号，防止误操作和误接入;(3)电缆铭牌应及时维护，防止吊牌脱落或者挂牌与电缆走向不一致的情况;(4)压板、把手、空开、屏正面继电器、屏正面操作箱指示灯均应设置恰当的标识，方便辨识和运行维护。

受雾霾气候以及江苏地区特殊时期气候影响，就地端子箱箱内积灰情况较往年比情况更为严重，建议对现场条件恶劣的户外端子箱在检修时及时清扫，尤其是端子排以及电子元器件外壳附近灰尘采用吸尘器进行彻底清除，对于屏内使用的电磁型继电器应定期检查，接触电阻过大的应进行更换。

就地端子箱内锈蚀情况也需引起进一步重视，按照国能安全〔2014〕161号文《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第22.2.3.22.1条“雨季前，加强现场端子箱、机构箱封堵措施的巡视，及时消除封堵不严和封堵设施脱落缺陷。”根据现场检查结果，多种原因同时作用比较容易诱发端子排锈蚀。一是易结露天气或者区域，尤其是沿海、沿江电厂;二是就地端子箱结构不佳，容易引起屏内潮湿;三是就地端子箱由于施工或者维护不到位，存在封堵不严的情况;四是屏内未安装加热器或者除湿器。建议各电厂应结合检修进行进一步排查与检测，对锈蚀严重的接线端子应及时处理或更换，并应加强维护与巡查，做好箱体的防潮、防尘及除湿工作。

3.3.3 升压站保护、自动装置及其附属设备

升压站装置若已运行超过12年，根据国家能源局〔2014〕161号文《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第18.10.10条“微机保护装置的开关电源模件宜在运行6年后予以更换。”建议尽快采购备品备件，结合检修更换电源模件。

母差保护：部分电厂220kV升压站母线保护未实现双重化配置，按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》(修订版)中第15.2.1.8条及国能安全〔2014〕161号文《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第18.4.2条要求“除终端负荷变电站外，220 kV及以上电压等级变电站的母线保护应按双重化配置。”建议按照有关要求配置，在有条件情况下进行母差保护整体改造。母差保护改造时应制定详细的技术方案和改造措施，同时完善失灵回路，保证母差保护改造后符合国网“六统一”最新要求。

按照华东调通继【2011】58号文“华东电网2011年继电保护专业会议纪要”有关要求：努力实现“十二五”末期华东500kV保护微机化率达到100%的目标。ABB的REB103母差保护装置属于非微机型保护，且ABB的REB103母差保护装置在4年多前已经全面停产，目前备品备件及售后服务均存在一定问题;另外，华东电网内此类型母差保护装置大部分已经换型完毕。因此，建议个别电厂尽快开展换型改造工作。

线路保护：按照DL/T 364-2010《光纤通道传输保护信息通用技术条件》第6.3条要求线路差动保护装置中通道时延、通道异常时间、误帧数、丢帧数应日常巡视检测。建议电厂在新建或者检修后定时对保护装置内相关参数进行记录，保证投运后设备的运行稳定。

目前大部分电厂升压站出线为光纤差动保护，光纤差动保护较以往高频纵联保护可靠性更高，动作更快速、维护量更小，但各厂保护专业对其重视程度不高，对新建、定检及通信通道调整后的测试应符合DL/T 364-2010《光纤通道传输保护信息通用技术条件》的要求。

按照国网以及省调要求，使用开关本体的三相不一致以及防跳回路，保护中的三相不一致、操作箱中的防跳均需要取消。500kV断路器三相不一致时间带重合闸功能的取2.5秒，不带重合闸功能的取0.5秒;220kV断路器三相不一致时间带重合闸功能的(单相重合闸)取线路单相重合闸时间+1秒，不带重合闸功能的取0.6秒。另外三相不一致属于电气量保护，发变组保护中三相不一致保护动作后应启动开关失灵。

开关保护：对于220kV、500kV不同电压等级的升压站而言，开关保护的功能和回路截然不同。特别是220kV电压等级的开关保护功能随着“六统一”的要求发生了重大改变，故在升压站母差、线路保护改造时尤其要予以重视，应委托有资质的设计、施工、调试部门进行技改工作。六统一前开关保护作为失灵的重要判别装置，六统一后开关保护只保留充电过流功能，其失灵逻辑由母差保护进行判别。

按照DL/1349-2014《断路器保护装置通用技术条件》第4.6.4条“失灵保护判别元件的动作时间和返回时间均不应大于20ms。大部份电厂失灵保护判别元件的动作及返回时间均未进行测试，建议结合检修时进行相关测试，测试时可利用启动失灵接点作为回收接点进行测试。

按照DL/1349-2014《断路器保护装置通用技术条件》第4.6.6条“重合闸应具有断路器操作压力降低闭锁重合闸的接入回路”，少数设计院采用断路器SF6气体压力低作为闭锁重合闸的开入接点而非断路器操作压力，建议电厂按照要求对闭锁回路重新选取相应接点。

保信子站及故录：按照省调控中心的有关要求，各统调电厂应加强保信子站、故障录波器维护工作。目前部分本厂保信子站、故障录波器存在如下问题：(1)未装设保信子站，或保信子站存在故障无法启动;(2)保信子站未接入所有保护设备，或保信子站与少数设备通讯不畅，无法调用相关信息;(3)保信子站与调度主站无法通讯，调度主站无法调取厂站侧相关信息;(4)故障录波器对时系统不正确，故障时动作顺序无法确定;(5)故障录波器通道配置不正确，应按照《防止电力生产事故的二十五项重点要求》、《华东电网故障录波器技术准则》等规程要求接入相关通道;(6)故障录波器与调度主站通讯不畅，调度主站无法调取故障录波器报文信号;(7)按照华东网调“关于对南京航天银山电气有限公司YS-89A型故障录波器家族性缺陷进行反措的通知(调分中心〔2015〕38号)”要求联系银山厂家对有关故障录波器进行检测和程序升级。建议加强与省调或地调联系，并结合检修按时将保护信息管理机及故障录波器接入省调或地调主站系统。

对时系统：按照《国调中心关于加强电力系统时间同步运行管理工作的通知》(调自〔2013〕82号文)以及江苏电力调度控制中心“电调〔2014〕74号文”有关要求，发电厂涉网设备应配置统一的时间同步装置，主时钟应采用双机冗余配置(采用以北斗卫星对时为主、GPS对时为辅的单向授时方式)，需要在2014年12月31日前完成整改。目前大部分电厂已经建立或者实施整改计划，但仍有少部分电厂尚未开始相关整改工作。部分电厂二次保护设备、自动装置同步时钟没有实现同步，各装置的时钟不一致，不利于故障分析，应尽快查明原因并完善;另外，建议参照江苏省电力公司颁布的《江苏电网时间同步系统技术规范》的要求进行同步时钟的技术管理以及时钟精度的测试，包括主时钟技术指标的测试和用户设备接收时间同步信号后能达到的时间同步准确度的测试。

3.3.4 发变组保护

《国家电网公司发电厂重大反事故措施(试行)》第11.11条要求：“发电机转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点(在机内还是机外)及性质，如为转子绕组稳定性金属接地应立即停机处理。如发电机仅设转子一点接地保护，宜设置为两段式保护，第一段保护动作于发信号，第二段保护动作于停机”。另外GB 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》第4.2.17条要求：“对300MW及以上汽轮发电机、发电机励磁回路一点接地、发电机运行频率异常、励磁电流异常下降或消失等异常运行方式，保护动作于停机，宜采用程序跳闸方式。采用程序跳闸方式，由逆功率继电器作为闭锁元件”。发电机转子一点接地保护装置原则上应安装于励磁系统柜;并且目前大型机组的转子接地保护配置宜采取两段式一点接地保护，高定值段报警，低定值段跳闸。按照《DL/T 684-2012大型发电机变压器继电保护整定计算导则》第4.4条：“励磁绕组及其相连的回路，当它发生一点接地故障并不产生严重后果，但是若继发第二点接地故障，则部分转子绕组被短路，可能烧伤转子本体，振动加剧，甚至可能发生轴系和汽轮机磁化，使机组修复困难、延长停机时间。”因此，应尽量避免励磁回路的两点接地故障。大型机组都建议不采用一点接地报警、两点接地动作方案，而直接采用两段式转子一点接地保护动作方案。目前全省大型机组的转子接地保护配置原则都是采取两段式一点接地保护，高定值段报警，低定值段跳闸，主要是考虑到发电机励磁回路绝缘破坏会迅速引起转子绕组匝间短路、励磁回路一点接地故障及两点接地故障。按照DL/T 684-2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》要求：高定值段10～30kΩ，低定值段0.5～10kΩ，动作时限一般为5～10s。目前部分电厂的转子接地保护配置上满足大型机组的要求，但两段转子接地保护定值(如5kΩ、2kΩ，20s)建议按照有关规程要求进行优化，并编制在发生转子一点接地报警后相应的检修与运行处理措施。

按照国家能源局国能安全〔2014〕161号文《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第18.6.20条要求“300MW及以上容量发电机应配置起、停机保护及断路器断口闪络保护。”另外误上电和起、停机保护需要加装功能投退压板，对于国外保护如GE、ABB发变组保护误上电和起、停机保护功能压板在并网(解列)后应要求运行人员按照运行规程要求手动退出(投入)，防止保护误动跳机;而国内保护如南瑞继保PCS985系列误上电和起、停机保护功能虽然按照DL/T 671-2010《发电机变压器保护装置通用技术条件》能够自动投入(退出)，但为防止保护在正常运行时因直流、逻辑、接点异常开入等问题发生误动的可能，建议运行人员在机组并网后手动退出(投入)。