摘要：随着变电站无人值班改造和广泛采用变电站计算机监控系统，由于取消了常规控制回路或新增了远方遥控操作方式，原来依靠开关实际位置与手动控制操作开关位置不一致原理而产生的变电站事故信号因缺少了基本条件（操作开关的位置）而难以实现，目前常使用的继电保护动作与断路器跳闸相“与”的方法生成的事故信号又存在着无法正确判别非保护动作引起的事故和动作时间配合上的问题，难以准确地实现变电站事故报警，无法完全代替原因有的事故信号。本文就在无人值班变电站中生成变电站事故信号的方法进行探讨，以寻找解决这一问题的合理方案。
关键词：计算机监控系统 变电站 事故信号
正确的整定计算及执行是保护正确动作的两个重要条件。由于专业的分工不同，保护的整定计算及执行通常由不同的人员在不同的地点进行，由于种种主、客观方面的原因，现场人员在执行定值单时常常出现错误，因此而引起的电网事故及电网事故扩大化的现象时有发生。
1998年，笔者曾先后到粤东、粤中、粤西3个地区检查和核对定值，共检查了220 kV站47个(占广东省220 kV站总数的41.2%)，500 kV站2个(占广东省500kV站25%)，检查和校对范围为省电力中心调度所计算内容。220 kV站线路保护、母差及失灵保护、主变压器零序保护；500kV站线路保护、母差及失灵保护、主变压器保护等。检查形式为：由广东省电力中心调度所计算人员会同各地保护专责及变电人员到现场逐个装置进行。现将检查中发现的比较普遍存在问题(现象)进行了归纳、总结，并对其原因进行了分析，进而提出了相应的对策。
1 微机保护
1.1 线路保护
保护类型为微机WXB-11(或WXH-11)、WXB-15、WXH-25。
现象1：上述保护均由4个CPU组成，每个CPU由不同的软件分别构成了高频(CPU1)、距离(CPU2)、零序(CPU3)、重合闸(CPU4)4个保护。在CPU1、CPU3、CPU4中的XDZ值应取与距离Ⅲ段相同的值。在CPU1、CPU2中的3I0、I04应分别与CPU2中的零序Ⅲ、Ⅳ段定值相同。当电网发生变化时，保护计算人员通常只对距离、零序保护的定值进行校验，并据此下达距离(CPU2)、零序保护(CPU3)的定值单，在距离(CPU2)单中的备注一栏中注明“其它CPU的XDZ作相应更改，”在零序(CPU3)单的备注一栏中注明“其它CPU的3I0、I04作相应更改”。现场人员在执行新的距离、零序单时往往只改了CPU2、CPU3的定值，而漏改了其它CPU中的XDZ或3I0、I04定值。
原因：现场定值更改人员通常是由变电人员执行，他们普遍对整定计算不甚了解，对上述保护4个CPU中相关连的值(如XDZ、3I0、I04)不太清楚。
对策：加强变电人员和计算人员的相互学习和交流。定值更改人员应对常见的微机保护的定值单有一定的了解，特别是对多CPU的微机保护的相关连情况应十分熟悉。
1.2 旁路保护
保护类型为11型或902型保护。
现象2：线路定值更改后，旁路定值未作相应更改(线路保护与旁路保护同类型时)。
现象3：对11型微机保护存在与现象1类似的问题。
现象4：因线路保护种类较多，旁路保护也不统一，因而旁路保护代线路保护的形式繁多。当旁路保护与线路保护类型不同时，有些厂(站)旁路保护定值未作相应折算(修改)。
原因：旁路保护代路时间较短(通常只有几天)，1年中的大多数时间旁路保护均处于备用状态，因而很多地方对于旁路保护的定值不甚重视。
对策：尽管对单个变电站而言，旁路代路时间较短，但对整个电网而言，1年中很多天内常有旁路保护在代路(只是代路的旁路保护不同而已)，如旁路保护定值不正确，则意味着很多时间内均有局部电网的定值不正确。因此，应象对待线路保护定值那样重视旁路保护。应形成这样的制度：在更改线路保护定值的同时，必须更改相应的旁路保护定值。如代路保护与旁路保护类型不同，应将相应的值进行更改(或折算)。
2“四统一”保护
广东省220kV系统内仍有少数线路(旁路)保护为传统的“四统一”保护。他们大部分将在近期内更换成为微机保护，少数已运到现场，其余均已订货。
现象5：面板刻度与定值不符，如距离、零序、时间继电器等。
原因：这是传统保护的通病。由于该类保护出厂时间长，很多保护在执行整定计算单时，只能根据调试结果确定面板刻度，据此确定的面板刻度与定值常常有较大的出入。因此，检查和校对定值时无法确定面板刻度的正确性，只能以调试、试验结果为准。
对策：加快该类保护的更换进度，尽快将它们更换为微机保护。对仍在运行中的该类保护应加强定期检验，特别是对面板刻度与定值有出入的保护应着重检验其面板刻度的正确性。
3 母差及失灵保护
现象6：某些厂(站)母线差动保护设计为双母线带旁路方式，但分期建设。第一期往往只投单母线带旁路，二期才投双母线。在单母线改双母线运行时，母线差动保护未作相应更改，仍为单母线运行。
原因：省电力中心调度所整定母差及失灵保护通常按设计方案出单，即按双母线运行方式出整定单。双母线运行的母差(及失灵)保护整定单与单母线运行母差及失灵保护的区别主要在于：双母线运行母差保护多了下述与母联有关的整定项：充电保护(装在母联开关处，用于母线充电)，母线相继故障切除时间t=0.2～0.3s、失灵保护t=0.25～0.3s切母联等。其它项的整定，单母线与双母线并无区别。当第一期只投单母线时，则不执行与母联有关的上述整定项即可。
对策1：设计部分应及时提供母差(及失灵)保护投运的情况。在单母线改双母线时，现场应及时将母差保护(及失灵)改投双母线方式(投入与母联有关的定值)；
对策2：省电力中心调度所计算部门改变以往的整定习惯，先按单母线方式出单，待单母线改双母线运行时，对母差(及失灵)保护进行验算后重出双母线单。
现象7：线路或主变压器失灵启动值现场整定错误。
原因：线路或主变压器的失灵启动定值通常在母差保护定值单中，而在现场这些定值却在线路或主变压器保护上，母差(及失灵)保护盘与线路及主变压器保护盘常装在不同的地方。某些站分期建设，在新线投产后，常需对母差保护进行校验，此时因线路负荷变化，旧线的失灵启动值常会改变，现场人员在整定启动值时常漏改旧线的失灵启动值。
对策：计算人员尽可能将各线路或各主变压器的失灵启动值取相同的值。现场人员在整定新线的失灵启动值时，应检查整定单上旧线的值是否有了改变。如改变了的话，应在现场相应更改旧线的失灵启动值。
现象8：个别旧线失灵启动值偏低，有频繁启动现象。
原因：线路的失灵启动值是根据保线路末端故障灵敏度而整定的。近年广东电网发展迅速，各地负荷增加很快，短路电流也随之迅速增加。现在个别旧线路失灵启动值可能偏低。
对策：如遇上述情况，现场或基层厂、局保护人员应及时向省电力中心调度所计算人员反映，以便对定值及时进行更改。计算人员在整定失灵启动值时，在保证所需的灵敏度后，应取较大的失灵启动值。
4 主变压器零序保护
现象9：对于非电厂的变电站，主变压器零序保护I段的两个时间段通常整定为：t=t1跳母联，t=t1 0.5s跳变压器高压侧。主变压器零序Ⅱ段的两个时间通常t=t2跳变压器高压侧、t=t2 0.5s跳变压器高、中、低压三侧。但某些变电站为单母运行方式(无母联)，某些变电站的主变零序Ⅱ段无跳变压器高压侧的功能，按前述方法整定的Ⅰ段和Ⅱ段的动作时间分别抬高了0.5s。
现象10：对于电厂的变电站，其主变压器零序Ⅰ、Ⅱ段的两个时间出口更是五花八门，个别厂主变零序出口功能与定值也有出入。
现象11：主变压器保护与线路“四统一”保护相似，它的继电器大多也是电磁式的，同样也存在面板整定刻度与定值不对应的问题。
原因：主变压器零序保护尚未形成统一化设计，其功能(各出口)不尽相同。设计部门往往难以提供准确的参数(各段出口情况)，计算部门往往按两段均完整形式出单，有时与现场装置不符。但需要强调的是，按上述整定方法进行整定并不会破坏零序保护(220kV电网、110kV电网及主变)之间的配合关系，只是主变零序的出口时间延长了0.5s而已。
对策：厂家应象对待线路保护那样重视零序保护，尽快形成微机化、标准化的设计。在目前情况下，设计部门或现场应尽可能及时提供准确的保护资料。若现场执行定值时发现装置与定值不符，应及时告知计算人员，以便及时更改。
5 定值、管理
现象12：某些厂(站)定值、不全，也查不到相应的试验记录。
原因：未建立相应的定值、、试验档案，对上述资料的管理分工不明确；有的厂(站)为新投产项目，施工部门未及时、完整地移交上述材料等。
对策：各基层厂(局)应明确各单位继保人员(如调度所与变电工区、生技科与继保班等)的分工，并承担起相应的责任，应按时间顺序和保护类型以元件(线路、主变、母差、发电机等)为单位建立起定值、及其试验的档案，定值更改及检验都应作相应的记录。现场应建立起专人负责制加强对上述技术档案的管理。
6 结束语
对继电保护进行正确的整定计算及正确地执行及更改是保证电网安全的两个重要条件。它需要设计、施工、计算、变电(试验)等方面的继保人员共同努力才能搞好，任一环节出现差错都可能导致继电保护的误动或拒动。针对定值检查中发现的问题，笔者认为：
a)设计、基建、技改主管部门应及时、准确地向保护计算人员提供有关计算参数(保护类型、投运范围等)、，施工部门在调试完保护设备后也应及时将有关保护资料移交运行部门。
b)保护计算人员与变电保护人员应加强相互学习和交流。计算人员应对装置有一定的了解。变电保护人员应对定值单的内容有一定了解，特别是对微机保护各CPU相关连的量应十分熟悉。在更改距离、零序定值单时将其它CPU8相关连的量同时修改。
c)计算人员应加强对新型保护的学习。对于多CPU构成的微机保护，各个CPU的计算人员应互相协作，对于一些共同量的取值应尽可能一致。
d)现场人员在更改线路保护定值时，必须同时更改旁路保护的定值。更改定值必须按有关规定进行，并应作详细记录。
e)现场应加强对定值、的管理，并应建立以设备(如线路、主变、发电机)为单位的详细的保护档案。
f)现场人员如发现装置与整定内容不符，应及时通知计算人员以便及时作出相应的更改。
g)尽快更换旧保护(如“四统一”等)。在目前情况下，应加强对面板整定刻度与整定单不对应的元件的检验，并应作详细的试验记录。
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