继电保护专业调研会问题及解决方案
第一部分 基本情况介绍
2012年1月31日，由生产技术部牵头，试验部、调度中心、上街供电部相关领导、专工、班组长等人员参加，在试验部12楼会议室召开2012年继电保护专业会。公司领导吴加新副总经理、张韬副总工程师也亲临了此次会议。
会上，首先由各部门主管领导汇报所辖变电站继电保护状况，以及2011年基本生产情况、存在问题以及下一步工作计划；然后各部门人员立足自身岗位，就继电保护专业存在的问题进行了踊跃发言。
会后，生产技术网继电保护专业小组就会上提出的问题进行了汇总、分类，并与公司生产技术网相关专业小组进行交流和讨论，并针对每个问题制定了相应的解决方案，明确各级责任，确定下一步工作重点。
继电保护专业会所提问题，经过汇总、分类、归纳为4大类问题共31项。其中设备仪器方面13项（42%），基建工程方面7项（23%），生产管理方面10项（32%），技术培训方面1项（3%）。
3%
23%
第二部分 问题及解决方案
一、设备仪器方面
1、老旧设备问题
2002年以前投运的保护装臵共有137套，2011年共发生缺陷25次，占全部保护装臵缺陷的25％，其中的II 常峡两侧保护、石佛变IV 建石线保护、上街变电站110KV BP-2A 母差保护均为1999年投运，该类早期产品早已停产，缺少相应的备品备件，缺陷处理效果较差。
解决办法：
(1)、II 常峡线计划配合基建部排接到巩义变，如果该项目2013年未开展，2013年组织技改更换；
(2)、IV 建石线、石索线已列入今年技改计划，IV 建石线计划6月份完成，石索线计划5月份完成；
(3)、上街变电站110KV BP-2A母差保护由上街供电部向调度部门提交书面情况说明，调度部门正式作废该保护定值，上街供电部做好相关安全措施后，保护可退出运行；
(4)、其他按运行年限（10-12年）列入技改任务逐年更换； a 、试验部、上街供电部每年对接近运行年限的老旧设备的运行维护和设备状态进行评估并上报生产技术部；
b 、生技部根据设备评估结果，申请技改大修计划进行设备更换。
2、数字化保护问题
我公司数字化设备主要集中在220kV 陈庄变和110kV 叠彩变、河芦变和莱茵变，1至11月份数字化保护共发生14次缺陷，11次为元
器件损坏，3次为设计原理缺陷。数字化保护的元器件损坏率较高，技术不成熟，运行不稳定。
陈庄变：由于抗干扰能力差，在进行电容器正常投退时，陈庄主变保护会报“TA 异常”信号，110kV 数字化故障录波器一直无法正常运行，此类问题经与厂家沟通目前仍未能解决。
河芦变：1021、1022 GOOSE网中断7次，该缺陷的产生将导致相应保护退出运行，严重影响设备安全稳定运行。数字化保护技术标准不统一，目前试验部未配臵河芦变数字化保护的校验设备。
解决办法：
⑴、数字化、智能化变电站作为国网公司推广项目，正逐步完善相关技术标准；
⑵、陈庄变已列入今年的技改计划，河芦变结合停电进行交换机的更换；
⑶、试验部、上街供电部加强保护人员数字化变电站、智能化变电站知识培训。
⑷、生技部负责逐步配备成熟的检测设备，督促厂家完善产品质量，发现问题及时处理。结合培训计划邀请智能化变电站方面专家对继电保护人员进行相关培训。
3、设备缺陷问题
(1)、南京中德继电保护产品主要集中在杨君柳和凤凰变10kV 保护，产品质量差，缺陷频发，售后服务不及时。杨君柳2#变由于主变保护装臵（型号：7UT61255EB201AA0）差动元件故障，差动保护暂
时使用易旺退下的保护屏：ISA-387GA 。杨2#变主保护、后备保护为不同厂家、不同屏上，不利于运行人员操作。
解决办法：
a 、凤凰变保护、测控装臵已到货，正结合停电逐步更换； b 、杨君柳变保护、测控装臵已到货，具备开工条件；
(2)、崔庙变电站为郑州英博公司产品，目前后台厂家已经不维护，建议尽快大修更换。
解决办法：
已列入今年的技改计划。
(3)、110kV 上街变电站III 窝上2保护装臵黑屏，220kV 峡窝变电站110kV 索窝2保护装臵花屏，110kV 永安变电站I 常永2保护装臵花屏。110kV 慈云变电站110kV 线路汇控柜合闸回路设计存在缺陷，合闸回路串联2个开关常开辅助接点，在保护校验工作中已发现接点容量不够导致常开接点粘接，开关无法正常动作的情况。
解决办法：
上述问题属运行设备缺陷，按相关缺陷处理流程解决。
(4)、各变电站端子箱结构和材质存在很大差异，部分端子箱由于结构不合理导致雨水季节端子箱内壁和顶部凝结水珠，影响二次回路绝缘。2011年8月份，试验部组织一次变电站端子箱、汇控柜和机构箱防雨、防潮专项检查，共发现13个变电站162处存在潮湿进水现象。
解决方法：
a 、端子箱由国网统一招标，相关技术参数已固化不可更改，在技术协议签署阶段尽量要求厂家采用合理结构、合格材质；
b 、对运行状况不佳的端子箱结合技改大修进行改造，金岱变、石佛变、柳林变端子箱更换已列入改造计划，结合停电进行逐步更换；
c 、运行人员加强夏季防雨、防潮工作.
4、一次专业配合
(1)、10kV 开关柜端子排由于长期过负荷，很多电流端子都存在老化现象，110kV 马庄变电站10kV 开关柜由于投运时间较长，端子排老化严重，急需更换。
解决办法：
上述端子排均存在于老开关柜，结合10kV 断路器无油化改造，问题可逐步解决。
(2)、设备或保护装臵缺陷长期得不到解决，长期执行临时定值： 2011年4月，祭城35kV 北母母线损坏，原祭351、祭35kV 北母、祭350退出运行，祭351甲刀闸至Ⅰ祭贺1开关采用电缆连接。祭1#变采用临时保护定值，因无母线PT ，35kV 侧后备保护无复压闭锁。至今已将近半年，该缺陷仍未消除，由于无复压闭锁，祭1#变过负荷时可能导致跳闸。
(3)、变电站主变增容的同时，电流互感器未进行相应的更换，导致变压器带负荷能力受到限制。
解决方法：
转交变电一次专业组研究解决方案
(4)、GIS 设备安装紧密，随意性大，不便于设备维护。
解决办法：
a 、积极参加设计审查会，加强与设计单位沟通；
b 、加强与基建单位和生产厂家沟通，提出相关改进要求。
(5)、谢庄变35kV 东母PT 电压不平衡，谢1#主变低压侧复合电压无法正常抽取。
解决方法：
a 、经检查PT 二次回路无异常；
b 、2010年4月，谢庄变35kV 新间隔送电时，断开谢351开关，由谢2#主变带谢35kV 东母和西母，35kV 东母二次电压正常；
c 、由生技部组织对谢1#主变进行检查。
5、仪器问题
(1)、试验部现有微机保护试验仪16台，其中2002年以前产品5台，2004年—2008年产品10台，2009年及以后产品1台； CT试验仪2台，其中1台为2004年产品，1台 为2011年产品；开关试验仪2台，其中2010年1台、2011年产品1台。微机保护试验仪设备陈旧、老化，CT 试验仪和开关试验仪数量短缺，难以满足实际工作需要。
解决方法：
a 、试验部、上街供电部做好现有试验设备的应用和维修工作；b 、生技部逐年配齐缺少的仪器设备应，满足实际生产工作需要。
(2)、随着数字化、智能化变电站以及PMS 、OMS 等系统的推广实
施，笔记本电脑已作为一个必备的生产工具，试验部管理人员和生产班组未配臵笔记本电脑。
解决方法：
由生技部逐年配备解决。
二、基建工程方面
1、竣工图纸、电子版图纸无法及时移交，施工图和竣工图设计错误多，图纸改动未例行相关手续。
解决办法：
(1)、《微机继电保护装臵运行管理规程》（DL/T 587-2007）、《国家电网公司继电保护全过程管理规定》（国家电网调„2008‟343号）均规定应向验收部门移交与现场相一致的竣工图及可编辑电子版竣工图。河南省电力公司《关于加强河南电网继电保护图纸规范化管理的通知》（豫电调[2007]1138号）文件进一步要求，凡新投运的基建工程，各供电公司在投运前应要求建设单位移交继电保护专业的可编辑电子图纸文档，此项作为投运的必备条件；
(2)、根据《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》8.1.3条要求，基建投产前，负责安装和调试的相关部门应向运行主管部门提供保护的调试报告和竣工图纸；
(3)、《国家电网公司输变电工程设计变更管理办法》（国家电网基建[2007]303号）文件对图纸改动手续做出了详细规定，工程验收时应按规定严格执行；
(4)、对新的基建验收工作，试验部、上街供电部继电保护人员应严格按照以上文件要求执行，图纸资料移交不完全则视为工程不具备验收条件；
(5)、对于已投运变电站遗留图纸问题，试验部、上街供电部进行统计、汇总，并提交相关部门协助解决；
(6)、生产技术部负责该问题的监督和相关协调工作。
2、基建验收时间紧，现场缺乏统一指挥、协调，效率低，存在重复工作现象。
解决办法：
⑴、所有涉及到的部门应提前接触、沟通，提出相互配合需求； ⑵、相关生产验收人员应提前介入、熟悉设备，并制定验收工作计划；
⑶、基建部项目负责人负责验收现场的协调工作。
3、基建验收遗留设备问题无法及时得到解决
解决办法：
⑴、验收遗留问题由验收人员汇总后以正式书面形式交与项目管理单位；
⑵、建立基建遗留问题监督机制；
⑶、定期举行生产、基建遗留问题协调会，明确遗留问题解决时间表，并以正式文件或会议纪要的形式进行全公司通报，督促基建遗留问题能及时解决。
4、110kV 及以上设备建议配臵录波器和专用打印机，取消网络打印机。
解决办法：
⑴、220KV 及以上等级变电站已配臵录波器和专用打印机； ⑵、现有微机保护装臵自身都有录波功能，根据国网公司典型设计方案，110kV 变电站暂不考虑安装专用录波器；
⑶、生技部门在签订110KV 变电站技术协议时，明确要求配臵专用打印机。
5、某些变电站通讯室屏位已满，新上的光电转换装臵无处安装。 解决办法：
⑴、《华中电网直调系统复用继电保护及安全自动装臵的通信设备运行管理规程》5.14规定传输同一输电线路的两套继电保护和同一系统的两套安全自动装臵信号的两组通信设备，不得安装在同一机柜中；第5.15规定每个厂站的通信机房应至少配臵两个继电保护及安全自动装臵专用通信设备屏，不同线路的继电保护及安全自动装臵专用通信设备可安装在同一机柜中，先投运的设备从上部安装，依次向下，同一机柜不得安装超过8条线路的继电保护及安全自动装臵信号专用通信设备。
⑵、所有继电保护通信设备参照《华中电网直调系统复用继电保护及安全自动装臵的通信设备运行管理规程》执行；
(3)、对按上述要求执行仍然安装位臵不足的变电站，运行维护部门应上报生产技术部，并在改、扩建设计阶段向工程管理部门及设
计单位提出。
6、10kV 系统保护测控装臵异常，受线路停电影响，无法得到及时处理，建议10kV 系统加装旁母。
解决方法：
根据国网公司典型设计要求，10kV 系统不再设专用旁母。
7、随着相关文件的出台，提资难问题有所改观，各施工单位对于资料也越来越重视，目前主要问题是线路参数不唯一问题，特别是线路改造工程，施工单位根据架空线或电缆台帐提供的资料与线路新投时资料不符。同时，市区内输电线路越来越多的采用电缆，以往总是根据电缆厂家提供的理论值进行定值计算，而电缆的实际参数跟敷设方式有很大关系，仅依靠理论值计算出来的结果误差非常大，对保护影响也较大。
解决方法：
(1)、线路参数以输电部运行专责签字确认的数据为准；
(2)、考虑配备线路参数测试设备，逐步开展线路参数实测工作。
三、生产管理方面
1、定值管理
(1)、我公司10kV 系统大部分已使用综合定值单，同一CT 变比间隔执行同一定值，但定值单上不含各间隔CT 变比和线路名称。特别是对新间隔投运，保护人员无法准确掌握CT 变比，容易导致输错定值，远动人员无法准确掌握线路名称，不能及时将更改监控系统分
路名称，责任划分不清；
解决办法：
a 、综合定值单应注明板号和各间隔CT 变比；
b 、新投运间隔时应出新综合定值单；
c 、线路名称参照郑州供电公司设备变更通知单或公司内网设备变更送电通知单管理系统http://10.231.231.17/执行。
(2)、变压器后备保护与相应母联过流保护定值并不匹配，可否与母联速断定值匹配。
解决方法：
a 、按规程要求，变压器低后备保护定值按躲过最大负荷电流整定，动作时间与本侧出线保护的最长动作时间进行配合；
b 、若变压器低后备保护与本侧出线速断保护动作时间配合时，其动作时间将小于出线过流保护动作时间，当线路发生故障时可能会先于线路过流保护动作，发生越级跳闸，导致母线失压。
c 、维持现有整定原则不变。
(3)、某些保护装臵厂家在保护版本管理方面不规范，存在一定问题。
解决方法：
a 、保护定值整定以保护人员现场提资为计算依据；
b 、方案组加强继电保护软件版本的管理；
c 、生产技术部督促厂家规范管理，完善设备。
(4)、县局设备管理不规范，改动未通知地调，设备状况掌握困
难，可否将110kV 变电站主变及以下定值整定交县局管理。
解决方法：
a 、调度中心对县局方案人员专职培训、并考试合格后，可按上街供电部模式交由县局自行计算；
b 、调度中心负责县局方案人员的培训和技术管理工作，并对其进行监督。
2、运行规程完善
(1)、按照新的设计标准，继电保护装臵不再设臵保护功能硬压板，各项保护功能的投退通过软压板来控制，而软压板需要进入保护装臵进行投退。按照我公司专业划分，保护功能投退由运行人员操作。目前，各运行单位执行标准不统一，部分变电站仍要求保护人员去现场投退软压板。
解决办法：
a 、保护装臵软压板的操作方法、步骤应写入现场运行规程和操作规程；
b 、根据运行人员需要，保护人员负责整理相关型号保护的操作方法及明确软压板的功能定义。
(2)、各变电站保护压板名称不一致，工作票报送时间和填写要求不一致。
解决方法：
a 、保护人员对存在异议的压板注明压板功能，交由运行人员列入运行规程；
b 、工作票报送时间和填写要求建议运行专业统一；
c 、保护人员加强与运行人员的交流与沟通，确保各项生产工作顺利进行。
(3)、保护信号（特别是智能站）含义不清楚，建议现场加备注， 便于值班员向调度员准确汇报。
解决方法：
对于含义不清楚的保护信号，可由运行人员加备注解释，保护人员提供技术支持。
3、目前，我公司开关归检修专业维护，保护人员只负责跳合闸电压实验，而跳合闸电压的调整和跳合闸线圈的更换均归检修人员维护，存在工作交叉、责任划分不清现象。
解决方法：
⑴、结合规程修订和专业划分商讨解决；
⑵、现有职责划分暂不改变。
4、新送设备，母差保护相关回路未改动，母联开关充电时，是否必须退出母差保护。
解决方法：
⑴、220kV 及以上设备，按照网公司和省公司相关要求执行； ⑵、110kV 系统在母差保护回路未改动的情况下，空冲母线时可不退出母差保护；
⑶、调度部门应加强此类问题的事故预想及应急措施。
5、高负荷变电站10kV 母联备自投动作后造成主变过负荷。 解决方法：
(1)、2011年已对运行110kV 变电站进行了逐站分析，确定15座变电站需加装110kV 备自投装臵，其中对单母分段接线方式的变电站加装110母联备自投装臵，计划今年完成9个变电站安装，对双母线接线方式的6个110kV 变电站加装进线备自投装臵，计划2013年全部完成；
(2)、对于不满足加装110kV 母联备自投、进线备自投的变电站，主变过负荷后按切负荷预案顺序控制负荷；
(3)、对110kV 母联备自投、进线备自投动作会否造成线路过载，调度部门应提前做好分析，若造成线路过载，对已投运变电站在线路改造前应适当控制110kV 备自投使用，对新建变电站应向规划部门提交书面材料。
四、技术培训方面
1、上街供电部保护班存在人员结构偏老化，人才力量储备不足的问题。
解决方法：
⑴、上街供电部加强保护人员培训；
⑵、组织试验部与上街供电部保护班定期交流，并由培训师和专家进行专业讲座，使人员水平尽快提升以适应工作需要；
⑶、充分利用试验部标准化试验室，加强员工技能培训。
第三部分 重点编写、修编规程
1、郑州供电公司继电保护运行状态现场评估工作标准化流程
2、郑州供电公司备用电源自动投入装臵开入量接入规定
3、郑州供电公司继电保护图纸管理规定
4、郑州供电公司二次安全措施票标准化规定
第四部分 下一步工作重点
2012年生产技术网继电保护专业小组工作重点