最新湖州电网继电保护运行月报.docx

1、最新湖州电网继电保护运行月报湖州电网继电保护运行月报(2017年10月)湖州电网继电保护运行分析月报国网湖州电力调度控制中心2017年10月一、专业信息通报1、全面提升故障录波联网智能化水平根据浙电调字201573号关于加快推进故障录波智能联网实用化提升工作的通知要求，全面排查故障录波器的运行现状，总结日常工作中故障录波器功能的需求，全面开展湖州电网变电站故障录波智能联网系统的改造工作，该系统实现了电网故障录波数据主动上送，自动分析故障类别、保护动作情况，自动生成故障简报，方便调度和运维人员及时准确掌握电网故障信息，全面提升事故情况下的反演及分析判断能力，提高故障处理速度以及事故分析水平，缩短

2、故障恢复时间，提升大运行技术支撑水平。同时，该系统对录波器运行状态实时监视，自动诊断录波装置的健康状况，对缩短装置的异常停运时间、提高故障录波联网率及可用率具有十分重要的意义。湖州电网2017年结合故障录波智能联网智能管控系统升级工作，共计改造故障录波装置12台，调试接入智能管控系统54台，实现了湖州电网220千伏变电站全覆盖。同时迎峰度夏期间，湖州公司变电检修室完成将故障录波器为Windows操作系统的升级为Linux操作系统，以满足信息安全及二次安防的要求。下阶段，公司将结合基建技改工程扩大接入范围，同时探索大数据应用，挖掘“故障测距”技术指标，为提高故障定位准确性和线路巡线工作效率提供技

3、术支撑，保障湖州电网安全稳定运行。2、保护就地化新技术应用研究积极参与省公司保护设备就地化、小型化前沿科技项目研究。重点落实“无防护安装的二次设备就地化技术研究及应用”科技项目，针对构建新一代智能站和保护小型化、就地化需求，开展就地化保护在110千伏丰城变电站中整体解决方案和应用的研究，探索一二次设备融合技术可行性和就地化保护更换式检修、可视化运维的全新检修模式。目前科技项目已经完成合同签订工作，下阶段需要严格按照科技项目时间节点要求，开展相关报告的编制审核，完成项目成果的申请、鉴定和110千伏丰城试点变电站相关设计、施工和运维规范制定工作。3、加强继电保护和安全自动装置精益化管理，建立继电保

4、护智能运维管理系统。湖州公司调控中心组织建立可溯源的继电保护和安全自动装置设备识别代码信息，重点对220千伏基建技改工程继电保护设备识别代码开展应用，建立基于设备识别代码的继电保护智能运维管理系统并在220kV扬子变试点应用，结合高速网络通信和移动终端技术，实现专业管理和运维工作的移动化、无纸化、智能化，加强了继电保护设备全生命周期管理，提升了继电保护专业精益化管理水平。4、加强基建、技改工作的全过程技术监督工作。为防止主变非电量保护运行中误动，对主变上的非电量保护装置的二次接线（在基建、改造、检修等工作中）中间不得有转接，应由非电量保护装置直接进端子排箱或保护装置；运行中的主变应在结合停电时

5、，检查是否转接，发现转接必须更新；严禁将压力释放阀的二次回路与瓦斯继电器二次回路并接。结合检修对非电量保护加装防雨罩。结合集中检修对昆仑变#1主变、升山变#1主变、士林变#2主变、莫梁变#1、#2主变；下箬变、梅园变、浒港变、上旺变、织里变、古城变、夹浦变、环渚变、塘南变、银杏变、长田变（#1主变）、菱秀变、浔北变、新塘变、环湖变、埭溪变、浦源变、祥云变、干山变、小元变、洪桥变、三合变、晓墅变、下昂变、袁家汇变、李家巷变#1、#2主变共56台主变非电量回路检查整改。长兴公司：（1）电源板超周期问题。2016年调换111块（包括金陵变16套装置调换、水口变32套装置调换）。017年已调换75块（

6、包括太傅变14套装置调换，里塘变21套装置改造）。10月调换电源板12块。遗留超6-7年运行电源板8块，主要集中在新塘变、包桥变、下箬变，将结合停电完成调换。（2）检修超周期问题。2016年完成160套保护装置检修（包括金陵变16套装置调换、水口变32套装置调换）。2017年已完成177套保护装置检修（包括太傅变14套装置调换，里塘变21套装置改造），9月完成保护装置校验9套。遗留超6年保护装置检修65套，主要分布在李家巷变、洪桥变、新塘变、龙山变，其中李家巷变、洪桥变、新塘变今年已安排集中检修。此外虹星变、环湖变、槐坎变超一年首检周期。（3）保护装置超周期问题。2016年-2017年更换保护

7、装置86套（包括金陵变16套装置调换、水口变32套装置调换、太傅变14套装置调换、里塘变21套装置调换、套壳更换3套）。遗留超12年运行保护装置103套，主要分布在李家巷变、煤山变、洪桥变、包桥变、35kV吕山变，其中吕山变综自改造项目可研已批复。（4）完成110kV吴山变继保整定收资阶段性工作。完成10kV寰泰吉祥光伏电站投运准备工作。开展10kV中天江森光伏电站投运准备工作。开展整定单整定4张。完成2017年下半年继保三核对阶段性工作。德清公司：（1）电源板超周期问题。2017年调换24块，包括洛舍变I期20块、220kV英溪变35kV部分4块。遗留超 6 年运行电源板22块，其中16块主

8、要为220kV莫梁变35kV部分，220kV莫梁变35kV部分下半年已开始进行整体改造。其余遗留为220kV英溪变35kV部分，将结合停电完成调换。 （2）检修超周期问题。2017年已完成64套保护装置检修。110kV三合变集中检修，在9月15日完成。并对14个间隔C特性直流空开进行了更换。（3）保护装置超周期问题。2016年-2017年更换保护装置18套（秋山套壳更换16套，钟管变更换TSW线路保护装置2套）。2017年110kV武康变进行了整体改造，110kV新市变进行了整体改造，220kV莫梁变35kV部分已开始改造，改造涉及相关改接线路整定单已出具。110kV钟管变TSW系列运行线路保

9、护装置更换计划在12月份完成。(4) 完成十九大保供电，对各变电站二次设备开展了专业化巡视。此次特巡涵盖境内所有变电所内的二次设备，主要工作包括保护及自动化装置检查、压板状态核对等内容。同时对缺陷已消除的设备做重点巡查，并做好相关记录，新发现的缺陷及时上报处理。要求检修工区二次班对备品备件进行全面清查一次，确保备品备件完备。安吉公司：（1）完成110kV白水变最后两个TSW816装置的更换工作；至此：白水变所有的TSW系列装置已全部更换完毕，共计更换31台；完成了05年投运的CSL216B装置更换工作，共计5台。（2）完成了35kV章村变继保精益化整改工作。（3）完成了35kV杭垓变运行刚满六

10、年保护装置的电源插件的更换，共计更换22块。至此安吉电网运行的保护装置电源插件均未超过6年。二、湖州电网运行情况1、继电保护动作情况湖州电网本月继电保护及安全自动装置共动作143次，正确动作143次，动作正确率100%。其中：10kV及以下保护装置动作143次，正确动作419次，动作正确率100.0%；110kV及以上保护装置动作0次，正确动作0次，动作正确率100%；故障录波器动作0次，录波完好0次，录波完好率100.0%。表1 保护记录波动作情况统计表全部装置220千伏装置故障录波年度正动率单位年度动作次数本月动作次数年度动作次数本月动作次数年度录波次数本月录波次数不正确动作次数正动率变电

11、运维室8753000000100%德清公司5782800000100%长兴公司4305900000100%安吉公司4552600000100%全公司233814300000100%2、继电保护缺陷情况2017年10月，湖州电网10kV及以上继电保护装置共发生缺陷2次，其中紧急缺陷1次，重要缺陷1次、一般缺陷0次。表2 湖州公司缺陷情况统计表本月统计年度统计单位发现缺陷数消除缺陷数发现缺陷数消除缺陷数未消除缺陷数变电检修室2220200德清公司00000长兴公司00000安吉公司00000基建类00000全公司2220200本月继电保护紧急缺陷消缺率为100%，紧急缺陷消缺周期为1.5小时，均在

12、24小时内消除。图1 缺陷比较分析本月继电保护共消除缺陷2次，其中保护装置本体缺陷1次，二次回路缺陷0次，光纤通道缺陷1次，故障录波缺陷0次，其它缺陷0次。图2 缺陷设备分类三、继电保护重点工作完成情况1、精益化管理评价情况根据浙电调字201547号关于开展继电保护专业精益化管理评价工作的通知要求，湖州公司深入开展变电站精益化评价工作，进一步加强湖州公司继电保护专业管理水平，建立继电保护隐患排查治理常态机制，促进各项制度标准和反事故措施有效落实，有效提升湖州公司继电保护专业精益化管理水平，全面提高主设备继电保护运行的安全性和可靠性。表3 变电站继电保护精益化评价实施情况统计表序号单位变电站精益

13、化评价完成时间整改完成时间备注1变电检修室220kV昌硕变5月7月已完成2220kV甘泉变5月7月已完成3220kV湖州变5月7月已完成4220kV白雀变5月7月已完成5220kV长超变5月7月未完成6220kV升山变5月7月已完成7110kV环渚变7月8月未完成8110kV长田变7月8月未完成9110kV菱秀变7月8月未完成10110kV织里变7月8月已完成11110kV埭溪变7月8月未完成12110kV塘南变7月8月未完成13110kV袁家汇变7月8月未完成14110kV浒港变7月8月已完成15110kV小元变7月8月未完成16110kV武康变7月8月未完成17110kV新市变7月8月未完

14、成18110kV环湖变7月8月已完成19110kV古城变7月8月已完成20110kV李家巷变7月8月未完成21110kV洪桥变7月8月未完成22110kV夹浦变7月8月已完成23110kV银杏变7月8月已完成24110kV晓墅变7月8月已完成25110kV梅园变7月8月已完成26110kV浦源变7月8月已完成27110kV祥云变7月8月已完成28110kV下箬变7月8月已完成1变电运维室220kV昌硕变5月7月已完成2220kV甘泉变5月7月已完成3220kV湖州变5月7月已完成4220kV白雀变5月7月已完成5220kV长超变5月7月未完成6220kV升山变5月7月已完成7110kV环渚变7

15、月8月未完成8110kV长田变7月8月未完成9110kV菱秀变7月8月未完成10110kV织里变7月8月已完成11110kV埭溪变7月8月未完成12110kV塘南变7月8月未完成13110kV袁家汇变7月8月未完成14110kV浒港变7月8月已完成15110kV小元变7月8月未完成16110kV武康变7月8月未完成17110kV新市变7月8月未完成18110kV环湖变7月8月已完成19110kV古城变7月8月已完成20110kV李家巷变7月8月未完成21110kV洪桥变7月8月未完成22110kV夹浦变7月8月已完成23110kV银杏变7月8月已完成24110kV晓墅变7月8月已完成25110

16、kV梅园变7月8月已完成26110kV浦源变7月8月已完成27110kV祥云变7月8月已完成28110kV下箬变7月8月已完成1长兴公司110kV夹浦变4月4月已完成2110kV新塘变5月12月已完成3110kV泗安变6月9月已完成4110kV槐坎变3月8月已完成5110kV水口变2016年11月2016年12月已完成6110kV和平变2016年11月2016年12月已完成735kV长桥变3月12月已完成1德清公司110kV五龙变4月5月已完成2110kV洛舍变4月5月已完成3110kV干山变4月5月已完成4110kV三合变3月3月已完成5110kV新安变3月3月已完成6110kV高林变3月3

17、月已完成1安吉公司110kV梅园变3月3月已完成2110kV浦源变4月4月未完成3110kV云鸿变5月5月已完成435kV章村变3月3月已完成535kV山川变6月6月已完成2、故障录波器和保护信息子站安防加固整治为进一步提高二次系统的安全防护水平，贯彻落实电力二次系统安全防护相关规定，防止发生变电站故障录波器、保护信息子站等接入调度数据网II区的计算机相关设备感染病毒，造成变电站相关系统的不安全运行，需对在运行的故障录波器和保信子站进行安全防护加固工作，加固完成后所有故障录波器和保信子站应采用非window系统。湖州电网需要改造的录波器共计30台，泰仑送变电公司技改项目20台，已完成20台，完

18、成率100%，变电检修室大修更换6台，目前已完成6台，完成率100%；保护信息子站需要改造4台，已完成4台，完成率100%。表4 故障录波和保信子站改造清单序号变电站型号型号实施单位完成时间备注1士林变主变故障录波器FH3000S泰仑送变电2016-11已完成2钮家变主变故障录波器FH3000S泰仑送变电2016-12已完成3升山变220kV故障录波器FH3000S泰仑送变电2017-3已完成4长超变主变故障录波器FH3000S泰仑送变电2017-3已完成5长超变220kV故障录波器FH3000S泰仑送变电2017-6.12已完成6湖州变主变故障录波器FH3000S泰仑送变电2017-5.8已

19、完成7黄芝变220kV故障录波器FH3000S泰仑送变电2017-5.29已完成8黄芝变110kV故障录波器#1FH3000S泰仑送变电2017-6.20已完成9英溪变主变故障录波器ZH-5泰仑送变电2017-4.24已完成10昌硕变220kV故障录波器FH3000S泰仑送变电2017-5.22已完成11昌硕变110kV故障录波器FH3000S泰仑送变电2017-5.31已完成12塘桥变220kV故障录波器SH2000C泰仑送变电2017-7.17已完成13塘桥变110kV故障录波器SH2000C泰仑送变电2017-7.24已完成14昆仑变220kV故障录波器SHDFR_B泰仑送变电2017-

20、6.26已完成15昆仑变110kV故障录波器SHDFR_B泰仑送变电2017-7.3已完成16吉安变110kV#1故障录波器SHDFR_B泰仑送变电2017-7.31已完成17花城变110kV故障录波器SHDFR_B泰仑送变电2017-7.10已完成18太傅变110kV#1故障录波器SHDFR_B泰仑送变电2017-8.7已完成19士林变220kV故障录波器SH2000C泰仑送变电2017-8.14已完成20士林变110kV#1故障录波器SH2000C泰仑送变电2017-8.21已完成21甘泉变220kV故障录波器FH3000S变电检修室2017-7已完成22甘泉变110kV故障录波器FH30

21、00S变电检修室2017-7已完成23祥福变主变故障录波器B套FH3000SN变电检修室2017-4已完成24祥福变主变故障录波器A套FH3000SN变电检修室2017-4已完成25祥福变110kV故障录波器FH3000SN变电检修室2017-3已完成26升山变110kV故障录波器FH3000S变电检修室2017-5.16已完成27钮家变保信子站长园深瑞泰仑送变电2016-12已完成28昌硕变保信子站长园深瑞变电检修室2017-8已完成29英溪变保信子站长园深瑞泰仑送变电2017-4.24已完成30塘桥变保信子站长园深瑞泰仑送变电2017-8已完成3、主变35千伏CT更换暂态特性不满足要求反措

22、根据浙电调【2016】788号文国网浙江省电力公司关于优化220千伏变压器保护措施的通知要求，220kV主变35kV电流互感器（开关柜内CT和独立CT）暂态特性不满足要求的，需要在2018年底前完成更换。按照标准化设计基本需求，更换后电流互感器按统一参数配置，独立CT需满足保护4组（准确级10P30）、计（测）量1组（准确级0.2S）；柜内CT需满足保护2组（准确级10P30）、计（测）量1组（准确级0.2S）。表5 220千伏主变35千伏CT更换暂态特性不满足要求反措统计表变电站设备更换CT位置更换变比配置更换计划花城变#1主变独立2000/510P30级4组，0.2S级1组已完成#1主变柜

23、内1000/510P30级2组，0.2S级1组未更换#2主变柜内1000/510P30级2组，0.2S级1组未更换塘桥变#1主变独立2500/510P30级4组，0.2S级1组未完成#1主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组未完成甘泉变#1主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组已完成#2主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组已完成黄芝变#1主变柜内2000/510P30级2组，0.2S级1组未更换#2主变柜内2000/510P30级2组，0.2S级1组未更换士林变#2主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组已完成#2主变独立2500/510

24、P30级4组，0.2S级1组莫梁变#1主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组未更换#2主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组太傅变#1主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组已完成#2主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组白雀变#1主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组未完成#2主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组未完成昌硕变#1主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组未完成#2主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组未完成英溪变#1主变独立2500/510P30级4组，0.2S级1组已

25、完成#1主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组#2主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组长超变#1主变柜内2000/510P30级2组，0.2S级1组已完成昆仑变#1主变独立2500/510P30级4组，0.2S级1组已完成#1主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组#2主变柜内2500/510P30级2组，0.2S级1组未完成4、220千伏主变低后备保护定值调整为优化保护动作时间，省公司调控中心在符合整定规程基础上对220千伏变压器中、低压系统保护整定原则进行了优化调整。请各单位按照方案要求重新核算、优化相关保护定值：对低压侧母线目前无母差保护的变压器

26、，要求相关保护定值优化调整工作在2016年底前完成；对低压侧母线目前已配置母差保护的变压器，相关保护定值优化调整工作可结合变压器检修或在母差计划停役前完成。表6 220千伏主变低后备保护定值调整统计表序号变电站间隔名称计划时间完成情况1花城变#1主变2017-1已完成2昆仑变#1主变2017-1已完成3钮家变 #1主变2016-12已完成4甘泉变#1主变2016-12已完成5士林变#1主变2016-11已完成6士林变#2主变2017-5已完成7长超变#1主变2017-2已完成8升山变#1主变2017-3已完成9莫梁变#1主变2017-10未完成10莫梁变#2主变2017-10未完成11黄芝变#2主变2017-3已完成12士林变#1主变2016-11已完成13太傅变#1主变2017-3已完成14太傅变#2主变2017-3已完成5、保护电源板运行年限超周期更换反措根据新国家