电力系统继电保护定期校验问题综述及其展望

赵晓明，吴建伟

（1．浙江省电力试验研究院，杭州 310014；2．浙江省送变电工程公司，杭州 310016）

电力系统继电保护等二次设备在电网稳定运行中起着举足轻重的作用，但二次设备运行中一般不允许对其加以试验，所以在继电保护新设备投入运行前必须做详尽的交接试验。如果在基建过程中保护设备校验不到位，在投入运行后就可能出现问题，另一方面保护自身也可能存在一定缺陷，随着运行时间的增加，潜在的问题逐一显现。继电保护定期校验是发现和处理各种潜在缺陷的重要手段，规程要求所有继电保护装置应进行定期校验工作，校验周期一般随一次设备检修预防性试验而实施。

1 浙江500 kV电网主要保护配置情况

浙江500 kV电网中，继电保护设备多为进口，其中主要设备提供商为AREVA公司、ABB公司、GE公司等。近两年随着国产设备的性能不断提升，国产设备所占比例逐渐提高。继电保护设备多为微机型装置，保护原理先进，自动化程度高，提供灵活的用户可编程PSL逻辑功能，但保护逻辑复杂，某些保护装置抗电磁干扰能力弱，运行时可能会出现一些故障。表1给出了浙江500 kV电网主要保护配置情况，从表中可以看出保护品种型号较多，给调试工作提出了更高的要求。

表1 浙江500 kV电网主要保护配置情况

2 定期校验中遇到的问题

2.1 REB103母差保护问题[1-2]

ABB公司生产的REB103型中阻抗母线差动继电器由于具有灵敏度高、动作速度快、可靠性高等优点，在浙江省500 kV及220 kV电压等级电网中得到了广泛的应用。但在多个500 kV变电站的母差保护定期校验中，发现了多起REB103型母差保护不安全运行事例。

（1）误将备用间隔母差保护辅助TA一次侧短接，可能导致母线故障时母差拒动。分别在3个500 kV变电站的母差保护定校中发现，备用间隔母差保护辅助TA一次侧短接。如图1所示，IT3和IL分别为等效流入和流出差动保护的电流，ZMCC为备用间隔辅助TA等效开路测量阻抗。正常情况下ZMCC阻抗很大，可认为几乎开路，当备用辅助TA一次侧短接时，相当于ZMCC由开路阻抗变为短路阻抗，差动回路被旁路，阻抗值急剧下降，这时一旦母线故障，ID1差动电流将被严重分流，母差保护将拒动。

图1 REB103母差保护备用间隔辅助TA短接时等效电路

（2）在某些特殊操作方式下，若母联或分段断路器在现场就地合闸，而母差保护中母联或分段的电流切换没有完成，会引起母差保护TA断线告警，导致保护退出运行。在母联或分段断路器改非自动时，应注意母联或分段操作电源与母差保护操作电源的选择。另外，因为母联及分段的合闸出口是在母差保护屏上，建议增加合闸出口压板，以增加在检修母差保护时的安全性。

（3）少数变电站停用母差保护操作规程步骤中规定先插入保护出口闭锁插拔，然后拉开装置电源，进行大电流试验端子切换。按照上述操作步骤，装置电源失去时保护装置的双位置继电器将不能动作，这时如果切换大电流试验端子产生的差流超过100 mA，长时间通过差动回路有可能造成继电器损坏。建议在断开装置电源前先按下保护BLOCK闭锁按钮，手动闭锁差动保护，这样在大电流试验端子切换过程中就不会有电流通过差动回路，或在停用保护时不断开装置电源，这样当继电器检测出差流后，通过双位置继电器自动断开跳闸回路、短接差动回路电阻。

（4）根据设计要求，有些情况下母差保护动作后跳闸继电器需要自保持且需要手动复归，否则合闸开关会立即跳开，这就要求在保护锁存跳闸继电器动作后要及时复归。

（5）如果母差保护大电流试验端子的绝缘不良会出现电流回路分流，这种潜在的危险在母线轻负荷运行时不易发现，但一旦发生故障，则有可能造成母差保护拒动或误动。大电流试验端子底座有些是固定在导电的金属板上，如果安装不当，就有可能发生试验端子通过导电的金属板接地造成电流回路分流。建议制造厂家在安装大电流试验端子时改用绝缘板来固定，避免给运行带来安全隐患。

（6）某变电站因扩建新上间隔，对REB103母差保护进行带负荷试验。当切换新上间隔TA大电流试验端子时，保护并没有出现预期的TA断线告警现象，没有因此被闭锁，在这种工况下一旦母线发生区外故障，故障电流将流进差动回路，保护将可能误动。重做上述试验，发现问题的产生归结于保护备用辅助TA励磁电流的分流影响，致使TA断线告警灵敏度降低。为避免上述情况发生，尤其是在线路轻负荷下发生，建议适当降低TA断线定值，提高其灵敏度。

（7）在某变电站REB103母线保护定校中发现，主变220 kV失灵保护解除母线复压闭锁回路设计上存在一个严重缺陷，有可能造成事故范围的扩大。改进措施：对母线互联切换回路接线进行改进，如图2虚线框所示，利用互联切换中间继电器的备用常开接点，在主变解复压闭锁回路中并入互联重动接点。“互联”方式运行时并接正、副母复压开放元件两个回路，可实现母线互联时主变失灵保护同时解除两段母线复压闭锁。

图2 主变解复压闭锁回路

2.2 保护整定值和可编程逻辑问题

（1）在定期校验中多次发现保护定值输入错误。比如ABB主变后备距离保护REL511定值整定与定值单不一致；ALSTOM公司P141失灵保护定值按缺省模式放置未整定；线路距离保护LFZR保护装置尤其是其第二套定值未整定等。

（2）某些保护定值在定值单中并未给出，属于隐含项，但这些定值同样需要整定。如某变电站ABB主变后备距离保护REL511将电压二次额定值整定成100 V，实际应该为57.7 V，导致与电压相关元件动作值提高至整定值的1.732倍，可能影响TV断线后断开相元件的正确判别；又如ABB主变大差动保护RET521中频率测量元件FRME未开放，该整定项定值单中没有，导致过励磁保护不能动作。

（3）某些保护定值单中的定值整定有误。比如某线路差动保护P546两侧启动电流整定不一致，导致两侧动作电流不一致；又如某主变故障录波器非电量录波整定与实际接线和设计不符，将导致不能正确录波。

（4）某变电站定期校验中发现RET670过励磁保护无法启动220 kV以及500 kV断路器失灵保护[3-4]，只有在提高过励磁保护出口跳闸脉宽整定时间时才能正常启动失灵保护，导致在主变故障时事故扩大。改进措施：利用TRIP命令和过励磁内部逻辑START输出通过一个逻辑与门形成新的TRIP′命令，克服了单纯提高跳闸脉宽整定时间有可能造成误启动失灵保护的安全隐患，如图3所示。

图3 RET670装置过励磁保护可编程逻辑修改

（5）某些保护可编程逻辑配置错误导致保护装置内部不能正确发信，以及存在装置逻辑不完善等问题[5]。

2.3 图纸设计问题

（1）在定校中发现某些继电保护二次回路设计错误。比如某变电站ABB保护REL561装置的零序TA回路设计误短接，这将导致线路保护的零序反时限保护不会动作。另外还有些重要的信号回路设计遗漏，没有将其接入至监控系统。

（2）图纸与现场实际接线不符。定校中发现此类问题具有一定普遍性，尤其是运行时间较久远的变电站，这给运行人员和检修人员带来不便和安全隐患。

2.4 保护设备问题

（1）定校中发现有些电磁式继电器的动作电压偏低或偏高，有的接点粘牢或卡死，有的干脆拒动。

（2）保护装置死机问题。如距离保护LFZR多次发生死机现象[6]，与电磁干扰特别是电磁瞬变脉冲干扰（EFT/B）有关。图4为继电器触点闭合时弹跳实测波形，可以理解为近似的EFT/B标准波形，经实测是引发EFT/B干扰的主要干扰源。试验表明EFT的干扰一般不会损坏装置，但因为装置微处理器及外围器件的各个逻辑元件都有相应的电平和噪声容限，侵入系统的外来噪声一旦超过了某种容限，就可能造成微处理器系统出错，使受干扰设备工作出现“软”故障，如程序混乱、数据丢失、逻辑回路不正常工作，数字系统的位错、系统复位、内存错误以及死机等现象。对EFT干扰的抑制可以采用隔离、屏蔽、滤波、退耦、接地、限幅以及合理布线以减少杂散电容等措施。本例中，将保护动作及TV断线掉牌信号继电器用另一种型号继电器代替以减少电感、杂散电容耦合程度，内部故障信号消失，保护装置不再非正常重启和死机，EFT干扰被可靠抑制。

图4 继电器触点闭合时弹跳实测波形

（3）定校中多次发现Hathway故障录波器装置内电压回路极性反接，导致录波不正确。另外也多次发现Hathway故障录波器的触发不正常、部分模拟量元件损坏等问题。

（4）在对某主变距离保护进行试验时，发现TV断线逻辑5项预期结果中有1项“突变量”未满足，后与厂家一起反复试验，确认这套微机保护装置DSP模块有问题，现场更换了CPU板后问题得以解决。

2.5 二次回路接线问题

（1）定校中发现多处二次回路接线错误，比如某主变大差保护RET521 35 kV侧TA二次绕组错接为计量0.5S级绕组，可能导致主变35 kV侧区外故障时TA饱和，引起RET521保护误动等。

（2）接线松动，尤其是屏内某些接线。比如某主变220 kV开关本体三相不一致保护接线松动，将导致主变220 kV开关三相不一致时保护拒动。某主变5032开关监控屏内跳闸接线松动，可能导致主变保护动作时开关三相不一致跳开关等。

（3）二次回路绝缘不好，导致直流接地以及交流、直流电源相互间干扰。

（4）定校中发现某些继电保护与安全自动装置压板标签贴错或漏标。

3 继电保护校验技术展望

3.1 继电保护试验新方法研究

随着特高压电网继电保护、数字化变电站等新技术的不断深入发展，这些新设备的试验方法将是下一个研究热点。目前的现场继电保护试验，基本上以稳态试验为基础，所加的试验量均为稳态量，没有体现电网故障时的电磁暂态过程。利用数字化仿真电磁暂态过程，比如通过PSCAD软件建模，再通过继电保护设备进行故障回放，可以更加严格地检验继电保护设备的性能。

以往纵联保护的通道联调试验无论是高频纵联保护（比如高频允许式距离保护）还是光纤纵差保护均受试验装置所限，只能在变电站两侧依次加故障量，不能充分模拟故障状态。新的继电保护试验装置已经具备GPS触发功能，可以在变电站两侧设置统一触发时间，两侧试验装置将同步输出故障量，模拟的故障状态更趋于实际，对于区外故障和较复杂逻辑比如弱馈逻辑、信号转发逻辑等均能较为真实的反映。这种更具真实意义的通道联调方法对依靠纵联通道的主保护具有更好的验证作用。

特高压输电技术是电网技术的制高点，面对发展特高压这一重大机遇，应积极开展这方面的科研工作。例如可以预先开展诸如特高压电网继电保护数字仿真研究等项目，增强自主创新能力和核心竞争力，开发具有自主知识产权的关键技术，实现技术升级，同时培养和储备高水平的人才队伍。对于新方法的研究，一是制定新的、科学的试验标准和试验规程以及标准化作业指导书；二是开展数字化仿真试验；三是开展以提高效率为目的的校验过程自动化研究。

3.2 基于IEC 61850技术的保护定期校验技术研究

以IEC 61850技术为代表的下一代数字化变电站技术是当前继电保护和控制领域的研究热点。与传统变电站不同，数字化变电站更换了保护和控制设备甚至一次设备之间的电缆连线，取而代之的是依靠光纤等通信介质在以太网上交换数据进行保护和控制行为。数字化变电站保护定期校验在安全措施和单元划分上与传统的保护定校有很大不同：传统的二次回路特别是跳闸回路一般均有可见的隔离断开点，校验单元和范围划分与一次设备相一致，基本以独立间隔为单元，各个校验单元一般较为独立，相互关联少。而数字化变电站保护之间全部靠光缆通信交换数据，跳闸等回路没有直观的物理断开点，安全措施又不能单纯地依靠断开光缆简单处置，在实践中一般通过设置GOOSE软隔离压板阻断与运行设备相关的跳闸回路，划分交换机VLAN使运行保护数据与试验数据在网络层面上逻辑隔离，科学合理地划分校验单元也是做好安全措施的关键点。

同时以下几个技术问题值得关注：数字化变电站建模，数字化变电站保护与控制设备扩建技术，数字化变电站的运行维护，基于IEC 61850技术变电站的各项规程、规范、指导书等的制定，数字化变电站的安全性、可靠性评价等。

3.3 继电保护状态维修技术研究

状态维修技术已成功地用于发电厂设备的维修，并正在用于输变电设备的检修。随着电网容量的增大，维修费用占电力成本的比例也不断提高。如何采取合理的维修策略和正确确定维修计划，以保证在不降低安全性、可靠性的前提下节省维修费用，成为电力设备维修部门面临的重要课题。

以可靠性为中心的状态维修是在元件可能故障对整个系统可靠性影响评估的基础上，确定维修计划的一种维修策略。预测性维修是根据对潜伏故障进行在线或离线测量的结果和其他信息来安排维修的技术。数字化变电站的保护具备很强的自诊断功能，无论从保护装置本身还是网络都有实时的监视诊断功能，一旦装置故障会立即报警和采取相应的闭锁措施。一次设备的数字化、智能化给全站统一状态维修提供了必要条件，可预见将来的设备检修将大大弱化一、二次设备之分，统一的状态维修将成为趋势。

[1]赵晓明，周小军．REB103母线保护回路设计缺陷分析及改进[J]．电力系统保护与控制，2009，37（6）:91-92.

[2]余志慧，赵晓明，吴俊．提高REB103母线保护安全运行的几点改进措施[J]．继电器，2007,35（7）:80-82.

[3]赵晓明，余志慧．RET670主变保护调试技术研究[J]．浙江电力，2010，29（7）:1-3.

[4]赵晓明，余志慧．RET670主变过励磁保护逻辑缺陷分析及其改进．电力系统保护与控制[J].2010，38（4）:124-125.

[5]赵晓明，沈宝兴，吴俊，等．P442重合闸装置误重合分析及其改进[J]．浙江电力，2006，25（6）:10-13.

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