东莞电网一体化电网运行智能系统厂站运行风险防控

韩绪鹏，罗松林

(1．三峡电力职业学院，湖北 宜昌 443000；2．广东电网东莞供电局，广东 东莞 523000)



东莞电网一体化电网运行智能系统厂站运行风险防控

韩绪鹏1，罗松林2

(1．三峡电力职业学院，湖北 宜昌 443000；2．广东电网东莞供电局，广东 东莞 523000)

摘要：结合东莞电网的运行实际，按照一体化电网运行智能系统(OS2)厂站电压等级的高低，从风险分析与风险评估、防控措施等几个方面探讨了OS2厂站的运行风险防控。

关键词：一体化电网运行智能系统；东莞电网；运行；风险防控

为积极推进二次一体化建设，着力解决二次系统种类繁多、信息孤岛、建设和运行标准不统一等问题，全面提高系统一体化运行水平，南方电网公司自2010年正式启动了一体化电网运行智能系统(OS2)[1-6]研究。OS2作为新一代的二次一体化解决方案，目前在国内的研究比较少见。毫无疑问，OS2厂站运行风险防控研究也是OS2厂站运行方案的重要内容，电压等级不同导致OS2厂站端模块配置情况有变化，厂站运行风险防控会有差异。本文重点探讨了东莞电网OS2厂站运行风险防控研究，包括500 kV及以上、220 kV及以下两个层次的OS2厂站运行风险防控。

1东莞电网500 kV及以上OS2厂站运行风险防控

东莞电网500 kV及以上OS2厂站运行风险包括以下几点：主保护拒动导致故障无法快速切除引发系统稳定破坏的风险、主保护拒动导致多回直流换相失败或同时闭锁引发系统稳定破坏的风险、开关拒动导致故障无法快速切除引发系统稳定破坏的风险、保护正常运行时不满足“N-1”导致电网失去稳定或引起大面积停电的风险、母线保护不正确动作引发的风险、站用直流系统故障导致保护不正确动作风险、一次系统故障极限切除时间的风险等几个关键类型。本文针对其中的主要运行风险防控进行分析。

1.1关键类型风险分析与风险评估

1.1.1主保护拒动导致故障无法快速切除引发系统稳定破坏的风险

电力系统发生故障后快速、准确隔离故障是系统安全稳定运行的前提，一旦继电保护或开关拒动，将可能导致系统稳定破坏，威胁系统安全。例如：绝大多数500 kV厂站若发生500 kV线路短路故障(单相、相间及三相短路故障)，主保护拒动，电网不能维持稳定；绝大多数500 kV厂站发生500 kV或220 kV母线三相故障，母差保护拒动，电网不能维持稳定。

实际运行及测试表明，东莞电网的横沥、东莞、水乡、莞城、纵江站发生500 kV线路三相短路，主保护拒动，由后备保护动作切除故障，由于后备保护动作时间大于故障临界切除时间，系统不能维持稳定；横沥、东莞、水乡、莞城、纵江站发生单相短路，主保护拒动，由于后备保护动作时间大于故障临界切除时间，系统不能维持稳定。

1.1.2主保护拒动导致多回直流换相失败或同时闭锁引发系统稳定破坏的风险

“两渡”直流投产后，南方电网形成“八交八直”输电大通道，大容量直流集中馈入珠三角地区后，受端交直流相互影响加剧，交流故障导致的直流换相失败问题更加突出。例如：因交流系统开关拒动引发的多回直流持续换相失败，将可能导致主网失去稳定；交流系统单相短路开关拒动也成为“西电东送”主通道断面送电极限制约条件，且影响因素更加复杂，系统不同的负荷水平、开机方式也将直接影响主通道断面极限。

实际运行及测试表明，广东境内大量500 kV线路发生故障将导致多个直流输电系统发生换相失败，持续换相失败将可能导致直流闭锁，多回直流持续换相失败或闭锁将导致系统失稳。东莞境内的横沥、东莞、水乡、莞城4个500 kV厂站出线发生三相短路故障将导致八回直流同时换相失败。南方电网失去稳定，振荡中心在两广断面，广东电网与主网解列，损失负荷超过30%，将导致特大电力安全事故。

1.2防控措施

1)开展关键厂站保护出口传动年度检查。保护出口传动检查旨在保证出口跳闸回路的正确性与完好性，通过开出传动、输入小模拟量等不动回路的方法完成。为更好地保证迎峰度夏期间出口回路良好的状态，要求在迎峰度夏前安排一次相应的设备停电，以配合完成本试验。在检查周期内开展定检工作的，视同完成保护出口传动检查。

2)确认关键厂站CT配置死区核查结果。按照南方电网调〔2007〕3号、调继〔2007〕1号文要求，新投运特维设备第一次定检时和运行中设备在电流回路改动后，要对CT的配置进行检查，要求两个相邻设备保护之间的保护范围应完全交叉。同时，应注意避免当一套保护停用而出现被保护区内故障时的保护动作死区。当线路保护或主变保护使用串外电流互感器时，配置的T区保护亦应与相关保护的保护范围完全交叉。

3)加强单套保护退出时的运行管理。单套保护运行时，为防止单套保护拒动引起系统失稳，原则上停运一次设备。因通道等原因导致单套主保护运行(另外一套后备保护功能可正常投运)时，距离II段动作时间按系统稳定的极限切除时间调整。

4)按照南方电网系统函〔2014〕1号要求，对全网所有500 kV厂站线路、主变、母差保护开展继电保护“N-1”防拒动检查后发现的问题，各单位应及时研究制订整改方案及临时防范措施，尽快完成问题整改。保证相关继电保护在任一元件或回路发生异常(即继电保护“N-1”)时仍能正确动作，启动断路器快速切除故障(单套配置的断路器失灵除外)。

5)对关键厂站保护设备采取差异化运维，确保交流故障快速切除。按照《南方电网防保护不正确动作二次设备特别维护工作规范》的要求，相关厂站通过开展设备差异化运维全面提升主保护防拒动能力。通过定检、年检、关键基础信息检查，确认设备状态整体完好，关键项目和回路的状态可靠。通过对保护设备、通信设备、直流设备开展日常巡视和专业巡视，动态跟踪设备状态变化，及时掌握隐患征兆。通过保护“N-1”的风险评估与预警，保证特殊状态下保护的快速切除能力的可靠性。系统评估差异化运维设备的健康状态，及时发现隐性缺陷，准确辨识保护设备状态。

6)加强保护装置软件版本风险管控。进一步加强软件版本管理，重视软件版本存在的风险，对存在问题的版本，按照《南方电网继电保护软件版本梳理会议纪要》(系统〔2012〕第21期)、《南方电网110 kV及以上系统继电保护装置软件版本风险分析会议纪要》(系统〔2012〕第48期)梳理的要求，及时安排软件版本升级，并在升级前采取临时措施。软件厂家尽快修改完善存在风险的软件版本，经测试合格后，根据修改前版本的风险大小，有序地组织开展升级工作。

7)开展定值、压板核查工作，确保定值单执行到位、压板使用正确。变电站内须保存有效、完整的保护定值单，正式定值单应有运行值班人员和定值执行人员签字。保护装置打印的定值单与站内保护定值单对应一致。要求压板标识正确、清晰。变电站内保存有效、完整的保护正常运行方式投退表以及压板投退记录本；保护装置压板投退状态符合调度机构要求，并与压板投退表、压板投退记录本的记录一致。

8)加强保护通道配置及运行管理。做好保护通道日常运行维护，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；调度机构利用保信主站，定期检查保护通道运行情况，督促运行单位和厂家及时分析处理，对共性问题提出应对措施。

9)加强对重大通信检修的管理，优化检修方案，尽量满足检修情况下的“N-1”要求，光缆中断时间控制在8小时内，设备更换期间生产实时控制业务受影响时间控制在2小时内。协调各级通信网络资源，具备调整条件的，检修前提前调整受影响光路或业务通道的路由，提高业务可靠性。检修前及检修期间，对影响业务可靠性的沿途光缆和光传输设备进行特巡。不允许任何情况下出现两套保护同时没有通道的情况。

10)加强站用直流电源管理。加强变电站内的直流充电装置、UPS 系统、保护等重要设备交直流电源配置检查及运行维护管理，确保两路电源取自不同的母线段。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。对于双重化配置的两套保护装置，每一套保护的直流电源应相互独立，两套保护直流供电电源必须取自不同段直流母线。两套保护与断路器的两组跳闸线圈一一对应时，每套保护的直流电源和其对应的断路器跳闸回路的控制电源必须取自同一段直流母线。

11)加强保护日常运行管理。加强继电保护装置日常运行维护，梳理相关厂站保护运行年限及定检情况，例如相关500 kV厂站保护、关键设备杜绝超期服役、超期未检等。

12)加强对后台监控及保信系统中保护告警信息管理。梳理后台监控及保信系统中保护告警信息的正确性及完整性，保证能够通过监控及保信系统获取保护关键告警信息。在专业巡视中增加季度的装置告警报文检查和每月的后台监控信息检查。

13)加强保护备品、备件管理。加强备品、备件管理，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。针对重点维护对象涉及的设备，每半年进行一次保护装置状态评价，根据评价状况、缺陷情况及所存在的隐患，制订专项预案，并做好相关记录。当保护设备发生缺陷时，要求紧急缺陷24小时内消除；重大缺陷应在7天内处理完毕，其中220 kV及以上主保护缺陷应在36小时内消除；一般缺陷处理时间不应超过3个月，确因配件原因无法及时消缺的，应及时通报相应调度机构。

2东莞电网220 kV及以下OS2厂站运行风险防控

2.1风险分析与风险评估

2014年7月，南方电网公司发布了《中国南方电网有限责任公司电力事故事件调查规程》，按照该规程的考核标准，东莞电网110 kV及以上任一线路或主变故障风险评估表明，考虑各种常见故障情况下东莞电网一级事件4个，一般事故0个，较大事故0个，重大事故0个。东莞电网重要用户风险评估及运行风险统计如表1所示。

表1　东莞电网运行风险统计　个

2.2防控措施

2.2.1落实电网风险管控，确保系统安全运行

动态梳理继电保护运行风险，实现电网风险管控的闭环管理。明确以风险管控为核心的继电保护专业管理思路，全面联动方式安排，根据电网运行方式、电网结构变化制订有针对性的措施，将电网风险管控责任分解落到实处。

合理安排运行方式，做好电网风险控制。应综合评估保护不正确动作与同杆并架线路同时跳闸、单回线路跳闸不重合、母线故障、开关拒动等一次设备风险的概率及造成的后果，合理选取运行方式。

2.2.2从运行管理角度加强风险防控措施

确保主保护的投运率，杜绝设备无主保护运行；加强保护装置的定值和投退管理，杜绝误整定、误投退导致的主保护拒动。加强通道风险防控措施，加强对重大通信检修的管理。优化检修方案，光缆中断时间控制在8小时内，设备更换期间生产实时控制业务受影响时间控制在2小时内。协调各级通信网络资源，具备调整条件的，检修前提前调整受影响光路或业务通道的路由，提高业务可靠性。检修前及检修期间，对影响业务可靠性的沿途光缆和光传输设备特巡。落实覆冰地区线路保护通道整改措施。做好覆冰地区不具备应急通信手段的线路保护通道的整改。

规范生产作业管理，加强作业风险预控和现场监督。把风险管理的要求融入生产作业管理流程和工作标准，统一规范作业指导书和作业表单的编制和应用。

对高风险的母线保护和主变保护更换工作进行分析评估，查找其可能存在误碰风险的关键因素，并根据分析结果制订防范防控措施，通过风险闭环管控，杜绝继电保护“三误事故”发生。

加强保护装置的运行维护和缺陷管理，及时发现并处理运行中出现的保护异常或缺陷，做好备品、备件管理。对于保护不正确动作可能导致一级事件的关键设备，各运行单位参照《南方电网防保护不正确动作二次设备特别维护工作规范》开展继电保护及二次回路的特殊运行维护。

加强线路保护、备自投配置水平。对于110 kV系统应逐步提高继电保护配置水平，充分利用现有通道条件，逐步配置光纤电流差动保护，简化后备配合。加装110 kV备自投装置，减少因故障导致的停电影响范围。对不满足运行要求的220 kV变电站110 kV出线保护优先安排技改。

强化整定管理。进行整定计算时应多从系统角度全面综合考虑电网运行的各类风险，特别考虑县级电网的保护整定及运行的风险，合理选取整定值，尽量保证定值间的完全配合。110 kV系统的保护失配点应尽量远离220 kV变电站110 kV母线，确保220 kV变电站的110 kV出线对下级线路故障的远后备功能和在一次方式变化时相关定值的适应性，避免非必要的220 kV变压器跳闸。

高度重视保护定检和验收工作，确保作业工作质量。根据年度、月度检计划，积极协调各方工作，严格按照定检计划完成相关工作。应特别注重现场作业质量，严格执行各作业表单，确保验收、定检作业的有效性。

2.2.3从设备角度加强风险防控措施

加强地区电网版本管理。加强地区电网保护版本管理，基建及技改工程中严格按测试发布版本执行，对现有运行保护存在风险的版本，按照《南方电网继电保护软件版本梳理会议纪要》(系统〔2012〕第21期)、《南方电网110 kV及以上系统继电保护装置软件版本风险分析会议纪要》(系统〔2012〕第48期)梳理的要求，评估保护拒动、误动所造成的后果，及时安排软件版本升级，并在升级前采取临时措施。

母线：推进220 kV母线差动保护双重化工作，尤其是开关失灵后失灵保护拒动可能引起一级及以上事件的，应按照双母双失灵配置；加强母线保护的运行管理，保证设备按期定检、及时消缺，做好现场工作安全措施，避免母线和失灵保护误动。

线路及开关：加强保护及通道配置，对于缺陷及时消缺，避免发生保护和开关拒动。

电流互感器: 部分220 kV及以下系统部分变电站CT变比过小，当短路电流大于CT额定准确限制值时，CT出现饱和，其所传变二次电流值将出现较大偏差。线路发生故障时，本线路因CT传变不正确原因导致保护实际感受到电流偏小、保护拒动，导致上一级线路或主变后备保护越级跳闸切除故障，扩大事故。对短路电流达到额定准确限值一次电流80%以上，且可以通过调大变比提高抗饱和裕度的电流互感器，开展变比调整。

主变：严格按照整定计算规程对主变保护定值进行认真计算，做好远后备保护定值配合整定；加强主变保护的定检和运行维护。

二次回路：确保现场二次回路接线正确，避免接线错误造成的线路瞬时性故障，从而失去重合机会。

重合闸：确保现场重合闸压板正确投退，避免漏投或错投重合闸压板造成的线路瞬时性故障，从而失去重合机会；采用检线路有压、母线无压的重合闸方式，并确保该功能试验正确。

小水电：投入小水电上网线路系统侧线路保护的低周低压减载功能；加强小水电的并网管理，新并网小水电要求配置低周低压解列装置；对于已投运小水电，要完善低频低压解列配置，保证故障时小水电的快速切除，为重合创造条件。

3结论

为适应大电网二次系统一体化的目标，东莞电网OS2运行方案是南方电网一体化电网运行智能系统建设的重要组成。本文结合东莞电网的运行实际，按照OS2厂站电压等级的高低，从风险分析与风险评估、防控措施等几个方面探讨了OS2厂站的运行风险防控研究，可为其他地方电网的OS2厂站运行提供参考。

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A Study on the Operation Risk Prevention and Control of Power Plants and Stations With the Integrated Power Grid Operation Smart System in Dongguan Power Grid

HAN Xupeng1，LUO Songlin2

(1．Chongqing Electric Power College ，Chongqing 400053，P.R.China；2．Dongguan Power Supply Bureau of Guangdong Power Grid of CSG，Dongguan Guangdong 523000，P.R.China)

Abstract：Based on the operation of Dongguan power grid and the voltage classes of OS2 power plants and stations，this article probes into the operation risk prevention and control of the power plants and stations in the aspects of risk analysis，risk assessment and measures of prevention and control．

Key words：integrated power grid operation smart system；Dongguan power grid；operation risk prevention and control

收稿日期：2015-10-19

基金项目：湖北省2010年高等学校青年教师深入企业行动计划项目(XD20100970)

作者简介：韩绪鹏(1982-)，讲师，研究方向为电力系统运行与控制。

中图分类号：TM73

文献标识码：A

文章编号：1008-8032(2016)02-0020-05