继电保护装置

继电保护装置（精选8篇）

继电保护装置 篇1

运行管理规定

（试行）

君正热电厂运行部

电气专业

1、本规定规范了运行专责工程师的职责范围和具体要求；

2、本规定规范了运行人员的职责和要求；

3、运行专责工程师及运行人员必须按照此规定认真执行；

1、继电保护运行管理专责岗位责任：

1.1编制继电保护整定方案、继电保护运行说明，根据整定单位确定的反事故措施，改进工程保护接线方案，绘制原理接线图；负责处理日常继电保护调度运行事项。

1.2收集、整理、健全必要的继电保护图纸资料和电气设备有关参数。

1.3对继电保护的动作情况进行统计分析，并按月填报。参加继电保护事故调查和对录波照片的分析。1.4 审核重要用户继电保护方式，1.5 参加审核继电保护设计。

1.6 参加设备专责组现场校验工作，了解继电保护的试验。

2、运行人员应做到：

2.1能按规程对继电保护装置进行正常监视、操作及检查； 2.2能对继电保护及二次回路上的作业及安全措施进行监督； 2.3能掌握或发现继电保护及二次回路的缺陷； 2.4熟悉继电保护现场运行规程； 2.5熟悉继电保护及其二次回路。

3、运行人员在继电保护运行工作中的职责：

3.1有关保护装置及二次回路的操作及工作须经现场值长及专业值班负责人许可后进行。保护装置的投入、退出等操作由运行人员负责进行。3.2在保护装置及二次回路工作前，运行人员必须审查继电保护工作人员的工作票及其安全措施，保护整定值和变更接线一定要有经领导批准的定值通知单和图纸，才允许工作。运行人员应认真按工作票中的要求做好安全措施。凡有可能引起保护装置误动的一切工作，运行人员必须采取防止保护装置可能误动作的有效措施。继电保护工作完毕时，运行人员应进行验收，如检查拆动的接线、元件、标志是否恢复正常。3.3凡调度管理的保护装置在新投入或经过变更时，运行人员必须和当值调度人员进行整定值和有关事项的核对，无误后方可投入运行。

3.4运行人员必须按继电保护运行规程，对保护装置及其二次回路进行定期巡视、检测、对试；监督交流电压回路、使保护装置在任何时候不失去电压；对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。如发现可能使保护装置误动的异常情况时，应向值长和继电保护专责汇报，紧急情况下，可先行将保护装置停运（断开压板），但事后应立即汇报。发现保护装置及二次回路所存在的缺陷及不正常情况，应做出记录，通知及督促有关部门消除及处理。

3.5对继电保护动作时的掉牌信号、灯光信号，运行人员必须准确记录清楚，及时向有关调度汇报。

4、继电保护运行中检查项目： 4.1检查保护装置的运行指示灯是否亮。4.2检查保护装置的自检信息和报告信息，如有不正常情况联系继保人员处理。

4.3检查保护装置的时钟是否准确，如有误差应及时联系检查GPS对时回路是否正确。

继电保护装置 篇2

大容量电力系统互联及大停电事故, 使得继电保护装置可靠性愈发受到重视, 也对保护装置的维护、检修也提出了更高要求。如何评估继电保护装置可靠性, 确定其检修依据和更换策略, 成为学者们关注的重要课题之一。

目前, 继电保护检修周期研究已经取得了较多成果。其主要思想是基于Markov状态方程构建保护系统模型, 并以稳态不可用率或年均经济损失最小为目标, 从而获得最优检修间隔时间。具体地, 文献[1]提出“潜在失效 (Hidden Failure) ”概念, 对保护装置的修复和检修作了初步研究。在此基础上, 文[2]建立了保护装置最简单的5状态Markov状态模型, 以稳态不可用率最小为目标求解最优检修间隔时间。进一步, 影响保护系统最优检修周期的各种因素如后备保护[3,4]、微机保护自检功能[5,6]、软件失效率[7]、被保护元件的故障情况[8]、保护双重化[9]和二次系统[10,11]等, 逐一被考虑到保护装置的最优检修周期计算。此外, 文献[12]对目标函数作了改进, 提出以保护年均经济损失最小为目标获得最优检修时间间隔。

理论上, 依据获得的最优检修周期对保护装置进行周期定检能预防保护装置的故障, 提高保护装置的可靠性。然而, 上述基于状态空间转移的稳态状态概率算法需要假定每次对保护装置的检修都是有效且能使装置“修复如新”, 实际上保护装置的可靠性在使用一定时间后会下降。因此, 上述假设使得结果偏于乐观。此外, 实践表明, 不适当的周期检修非但无效, 甚至还会降低装置的可靠性。例如, 不合适宜的超量检修容易引发不必要的人为故障。

因此, 保护装置的可靠性和检修的经济性随着装置使用年限的增加而降低, 一味地强调检修, 对电网运行的经济性、可靠性和安全性造成威胁。所以, 更换低可靠性或不值得维修的保护装置, 从而弥补周期检修的不足, 已经成为电力工业界保证装置运行有效性和维修经济性的共识。

鉴于目前针对保护装置的最优更换周期研究尚未见文献报道 (现有文献仅涉及检修周期) 。本文提出一种基于现场运行数据, 综合考虑保护装置可靠性和其维修经济性的最优更换策略。该策略包含两部分:依据继电保护装置可靠性构建的保护装置最小维修模型和依据该模型提出的以“单位时间生命周期费用”最小为目标函数的保护装置最优更换周期。根据现场保护装置实际运行情况形成数据, 并考虑实际情况下保护双重化的影响, 验证了该策略的可行性。

2 最小维修与最小维修模型

继电保护装置硬件模块具有分散集成的特点, 其故障之后的维修, 通常只涉及部分元件, 例如对板卡、电源等的更换。此类仅仅修复、更换故障元件, 不做整体更换的方式, 称之为“最小维修”。

对保护装置而言, 修复后处于与故障前近似相同的状态, 是一种“修复如旧”的状态。相应地, 基于最小维修方式下, 对继电保护装置运行、维护特性建模, 称之为保护装置的最小维修模型。

基于可靠性数学理论, 最小维修数学涉及系统故障特性和修复特性两个方面。因此, 继电保护装置最小维修模型的构建, 如图1所示, 包含装置故障特性建模和修复特性建模两个方面。具体的, 对于故障特性建模, 首先要进行故障时间间隔的趋势检验, 其次是拟合优度检验, 进而确定使用非其次泊松分布来表征故障特性;对于修复特性, 首先确定合适的修复时间的概率分布函数;其次, 进行模型的参数估计。

3 故障特性建模

保护装置的故障特性 (包含软件, 硬件等各种故障的整体故障特性) 表现为故障时间和故障次数之间的相互关系, 可用故障强度函数ρ (t) 表示[13]。受最小维修影响, 保护装置的故障时间间隔不是独立同分布, 保护装置状态可能随时间增长逐渐恶化, 后继的故障时间间隔会表现出相关性或某种趋势。故将此过程看作是随机点过程, 使用非齐次泊松过程[14]进行建模。

故障强度函数ρ (t) 定义为故障次数对时间的导数, 即

其中, N (t) 为t时刻的故障次数。强度函数ρ (t) 是可修复系统故障的绝对率值, ρ (t) Δt表示在Δt时间内发生故障的概率。

依据泊松公式, 保护装置遵循非齐次泊松过程的强度函数可表示为

上式称为具有幂律过程的故障特性。对于故障强度函数ρ (t) , 若b<1, 则随时间增加保护装置状态逐渐变好, 该情况可能会在保护装置投运的初期出现;若b>1, 则随时间增加变化保护装置变差, 即在最小维修中装置所经历的过程。对于继电保护装置, 其强度函数参数可由参数估计和概率检验获得。具体如下文所示。

此外, 故障次数的期望值和瞬时平均无故障运行时间 (MTBF, Mean Time Between Failure) 分别为式 (3) 、 (4) 所示[13]

3.1 故障特性模型的参数估计

强度函数ρ (t) =abtb-1的参数a和b可用最大似然估计 (MLE) 进行参数估算。

假设某保护装置从投运到t时间范围, n次连续的故障时刻t1<t2<…tn被记录, 则估计值分别由式 (5) ~ (7) 表示

3.2 故障特性模型检验

在估算故障强度函数的参数之后, 需要进行故障特性模型检验。该检验主要包含两步, 一是趋势检验, 即检验故障时间间隔趋势, 如果故障间隔存在趋势, 故障强度函数就是合适的模型。二是拟合优度检验, 即检验非齐次泊松过程 (和齐次泊松分布相比) 是否适合模拟故障特性。本文采用Cramer-von Mises拟合优度的检验。

3.2.1 故障时间趋势的检验

对于强度函数ρ (t) =abtb-1, 检验的假设为

H0:强度函数为常数 (b=1) ;

H1:强度函数不为常数 (b≠1) 。

如果强度函数不是常数, 说明故障时间存在趋势, 不论保护装置状态存在增长或退化的趋势, 均使用非齐次泊松过程来模拟。检验的统计量由下式计算:

这里, n为故障次数, 检验统计量χ2为卡方 (chisquare) 分布。若当χ2<χ2crit, 1-α/2或χ2>χ2crit, α/2时, 则拒绝装置的故障率为常数, 即接受该装置的故障强度函数不为常数。

确定装置的故障率不为常数之后, 再在此基础上再进行Cramer-von Mises拟合优度的检验, 以确定非齐次泊松过程是比齐次泊松分布更适合模拟故障特性的模型。

3.2.2 Cramer-von Mises拟合优度的检验

假设,

H0:用强度为abtb-1的非齐次泊松过程模拟装置的运行状态;

H1:上述过程不能模拟装置的运行状态。

首先, b的无偏估计量为

其次, Cramer-von Mises拟合优度检验统计量由下式计算:

当CM>Cα (显著性水平α的临界值) 时, 拒绝原假设, 即上述故障过程不可用非齐次泊松过程描述。

当CM<Cα (显著性水平α的临界值) 时, 接受原假设, 即上述故障过程可用非齐次泊松过程来描述。

4 修复特性建模

保护装置故障之后, 需要退出运行对其进行维修。“停运时间”, 一方面可以描述保护装置故障的复杂程度, 另一方面也表征故障带来的损失。由于故障模式、元器件库存, 以及维修人员技能水平差异等原因, 停运时间具有随机特性。因此, “停运时间”是随机变量, 可使用“停运时间”的概率分布, 通过拟合来构建保护装置修复特性模型。常用的分布函数的累积概率密度函数如 (11) ~ (14) 所示,

指数分布累积分布函数:

Weibull累积分布函数:

正态分布:

对数正态分布:

依据分布函数 (11) ~ (14) , 对停运时间采用线性回归拟合, 选取拟合度最高的分布, 本文引入可决系数R2来度量拟合度, 可决系数表示为

yi表示离散点的纵坐标, 表示样本均值, 表示理论回归值。R2可以度量回归曲线的拟合程度, 它在0~1之间取值, 越接近1表示拟合程度越好。在维修模型中, 选取拟合度最好的分布函数来模拟维修特性并进行参数估计。

进一步, 平均修复时间MTTR (Mean Time to Repair) 可以通过下式计算

5 继电保护装置更换策略

保护装置在每次故障之后更换相应的故障元件, 整个装置处于不断老化的状态。保护装置故障的持续增加, 既影响其维修经济性, 也降低其可靠性, 故需要综合考虑经济性和可靠性, 适时整体更换。下文考虑以单位生命周期费用最小为目标, 综合考虑经济性和可靠性, 获得保护装置最优更换周期。

保护装置从投运到t时刻, 生命周期费用如下式表示,

其中,

Cd———一台保护装置的单价, 万元/台

Cx———每次故障后维修的平均费用, 万元/次

Ct———因保护装置停运导致本线路退出运行损失的费用, 万元/次·小时

考虑保护双重化配置, 当两台保护装置同时停运时线路才退出运行MTTR/ (MTTR+MTBF) 表示另一台保护装置的不可用率, 此时, 线路停运, 负荷失电。

因此, 最小维修方式下, 基于故障特性和修复特性, 可获得保护装置单位时间的生命周期费用为

若考虑保护装置的最优更换周期满足“单位生命周期费用”最小, 则该最优更换周期满足

进一步, 根据 (19) 可知, 使单位时间费用最小的最优更换时间T, 如下式所示。

如果b≤1, 则上式无解, 即应当更换该套保护装置。

6 算例分析

本算例的保护装置运行和维护情况来源于变电站“事件顺序记录系统 (SER) ”及“运行日志”, 包括投运时间、故障时间和每次故障的停运时间。

该保护装置自投运起, 一共运行了60000小时。其间保护装置一共故障12次, 每次故障时刻 (单位:小时) 分别为2 234.213 842.522752.6 33 246.8 39 416.7 46 467 49 528.450 852.3 56 048.1 57 240.7 58 000.1 58432.5 (小时) ;每次故障的停运时间 (单位:小时) 为7.3 17.2 24 2.5 8 10 44.5 1225.7 4.5 72 6.4。

6.1 故障特性建模

根据表1所示数据可得该套保护装置无故障运行时间间隔的趋势图, 如图2所示。图2表明, 在投入运行的7年中, 该保护装置发生故障的时间间隔在缩短, 故可以假设其故障时间服从幂律强度函数的非齐次泊松过程。

根据 (5) 、 (6) 式利用极大似然估计, 可得

因^b>1, 故系统在退化。其趋势检验统计量为

其自由度n=24。在显著性水平为10%时, 卡方临界值近似为15.7和33.2。因χ2<15.7, 故拒绝幂律函数为常数 (b=1) 的假设, 即失效时间间隔存在下降趋势。同时, Cramer-von Mises优度检验可得CM=0.24, 在显著性水平为10%时, 临界值Cα为0.33, CM=0.24<0.33, 所以非齐次泊松分布可模拟装置运行状态。

6.2 修复特性建模

根据式 (11) ~ (14) 所示分布函数的线性回归函数, 使用最小二乘法拟合停运时间, 可得四种拟合的可决系数如表1所示。

表1表明, 正态分布可决系数最小, 拟合优度最差;对数正态分布可决系数最接近1, 拟合优度最好, 如图3所示。因此, 本文使用对数正态分布模拟保护装置的修复特性。

极大似然估计获得对数正态分布的参数为

该分布下, 平均停运时间为

6.3 最优更换时间

根据某公司提供数据, 该保护装置售价为30万元/台, Cd=30万元。进一步, 采用文献[12]的价格数据, 即Cx=0.5万元/次、Ct=10万元/次·小时, 可得保护装置投运时间与单位生命周期费用关系, 如图4所示。图4表明, 保护装置的单位生命周期费用随使用时间的推移有先减小后增大的趋势。

进一步, 根据式 (19) 可得单位生命周期费用最小的保护装置最优更换周期:

该保护装置最优更换周期约为12.07年。

据以上结果分析, 该套保护装置的使用年限处于正常水平。

实际上, 电力行业根据多年运行经验所获的标准规定[15], 微机保护的使用年限一般不低于12年, 对于运行不稳定, 工作环境恶劣的装置可根据运行情况适当缩短使用年限。本文所获的更换周期与继电保护运行管理规程推荐的更换周期基本一致。

7 结束语

1) 文中分析了继电保护装置的最小维修模型建模方法。对其所蕴含的故障特性和修复特性建模, 采用泊松分布拟合和Cramer-von Mises拟合优度检验确定继电保护装置的故障特性;采用对数正态分布拟合保护装置修复特性。

2) 提出了单位生命周期费用最小下的综合考虑保护可靠性经济的最优更换策略, 并应用到最小维修模型的继电保护装置中, 建立了基于最小维修模型的以单位生命周期费用最小为目标函数的保护装置最优更换周期模型。

3) 基于保护装置现场运行数据的继电保护装置可靠性分析和最优更换周期结果, 验证了方法的有效性。但是, 由于缺乏现场保护装置运行的完整的生命周期数据, 未能结合工程实际情况对该策略的有效性进行深入研究。

摘要：从可靠性经济的角度对继电保护装置的最小维修模型建模, 并基于该模型计算最优更换周期。具体地, 采用泊松分布拟合和Cramer-von Mises拟合优度检验确定继电保护装置的故障特性, 采用对数正态分布拟合保护装置修复特性, 从而构建最小维修模型;进一步, 将单位生命周期费用应用于继电保护可靠性评估, 制定以单位生命周期费用最小为目标的继电保护装置更换策略。依据现场保护装置实际运行数据, 并考虑保护双重化的影响, 求解最优更换周期, 验证了该策略的可用性。

试析继电保护装置的价值作用 篇3

[关键词]电力系统；继电保护

当今继电保护技术已经开始逐步实现网络化和保护、测量、控制、数据通信一体化。现代电力系统继电保护要求每个保护单元都能共享全系统的运行和故障信息的数据，使得各个保护单元与重合闸装置在分析这些信息和数据的基础上协调动作，实现这种系统保护的基本条件是将全系统各主要电气设备的保护装置用计算机网络连接起来，即实现微机保护装置的网络化。现在微机保护的网络化已经开始实施，但是它还处于起步阶段，要实现我国微机保护的全面网络化，还需要广大继保人员的不懈努力。

一、供电企业继电保护装置主要应用

继电保护装置就是在供电系统中用来对一次系统进行监视、测量、控制和保护的自动装置。它能反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并使断路器跳闸或发出信号。其基本任务是自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其它无故障部分迅速恢复正常运行。另外，它还能反映出电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件，发出信号、减负荷或跳闸。在电力系统中，一旦出现短路故障，就会产生电流急剧增大，电压急剧下降，电压与电流之间的相位角发生变化。以上述物理量的变化为基础，利用正常运行和故障时各物理量的差别就可以构成各种不同原理和类型的继电保护装置，如：定时限过电流保护、过负荷保护电流、速断保护等，反映电压变化的电压保护，有过电压保护和低电压保护，既反映电流变化又反映电流与电压之间相位角变化的方向过电流保护，用于反应系统中频率变化的周波保护，专门反映变压器温度变化的温度保护等。

继电保护装置广泛应用于工厂企业高压供电系统、变电站等，用于高压供电系统线路保护、主变保护、电容器保护等。高压供电系统分母线继电保护装置的应用，对于不并列运行的分段母线装设电流速断保护，但仅在断路器合闸的瞬间投入，合闸后自动解除。另外，还应装设过电流保护，对于负荷等级较低的配电所则可不装设保护。

二、供电企业继电保护装置拒动或误动主要问题

①保护设备存在先天性不足，有薄弱点。比如对直流电压质量要求过于严格；长期运行时温度过高等。 ②个别保护插件制造质量不良，如WXH-106微机保护装置保护插件易损坏。 ③设备插件保护本身存在缺陷，遇到其它条件影响下会发生误动或拒动。 ④保护装置功能不完善，如PXH-100X微机保护不能实现接地选择和断路器位置不对应启动重合闸方式未實现，需改线后完成等。

三、提高继电保护装置性能维护措施

1.加强继电保护装置的技术改造

针对直流系统中，直流电压脉动系数大，多次发生晶体管及微机保护等工作不正常的现象，将原硅整流装置改造为整流输出交流分量小、可靠性高的集成电路硅整流充电装置。针对雨季及潮湿天气经常发生直流失电现象，首先将其升压站户外端子箱中的易老化端子排更换为陶瓷端子，提高二次绝缘水平。其次，核对整改二次回路，使其控制、保护、信号、合闸及热工回路逐步分开。在开关室加装熔断器分路开关箱，便于直流失电的查找与处理，也避免直流失电时引起的保护误动作。对缺陷多、超期服役且功能不满足电网要求的35KV以下线路保护的要求时应时更换微机线路保护。从而保证了保护装置的正常运行，达到提高系统稳定的作用。技术改造中，对保护进行重新选型、配置时，首先考虑的是满足可靠性、选择性、灵敏性及快速性，其次考虑运行维护、调试方便，且便于统一管理。优选经运行考验且可靠的保护，个别新保护可少量试运行，在取得经验后再推广运用。35KV以下线路两套保护优选不同原理和不同厂家的产品，取长补短。这就不致因一个厂研制、制造的两套保护在同一特殊原因时，同时误动或拒动。针对微机、集成电路型保护性能优越、优点突出，但抗外界干扰能力差的特点，交、直流回路选用铠装铅包电缆，两端屏蔽接地；装置接地线保证足够截面且可靠、完好；抗干扰电容按“反措”要求引接。现场二次回路老化，保护压板及继电器的接线标号头、电缆标示牌模糊不清及部分信号掉牌无标示现象，应重新标示，做到美观、准确、清楚。组织对二次回路全面检查，清除基建遗留遗弃的电缆寄生二次线，整理并绘制出符合实际的二次图纸供使用，杜绝回路错误或寄生回路引起的保护误动作。

2.定期开展继电保护装置的检验

实行状态检验以后，为了确保继电保护和自动装置的安全运行，要加强定期测试，所有集成、微机和晶体管保护要每半年进行一次定期测试，测试项目包括：微机保护要打印采样报告、定值报告、零漂值，并要对报告进行综合分析，做出结论；晶体管保护要测试电源和逻辑工作点电位，现场发现问题要找出原因， 及时处理。在继电保护装置检验过程中必须注意：将整组试验和电流回路升流试验放在本次检验最后进行，这两项工作完成后，严禁再拔插件﹑改定值﹑改定值区﹑改变二次回路接线等工作网。不论何种保护，一般性检查都是非常重要的，但是，在现场也是容易被忽略的项目，应该认真去做。一般性检查大致包括以下两个方面：首先清点连接件是否紧固焊接点是否虚焊机械特性等。现在保护屏后的端子排端子螺丝非常多，特别是新安装的保护屏经过运输搬运，大部分螺丝已经松动，在现场就位以后，必须认认真真一个不漏地紧固一遍，否则就是保护拒动，误动的隐患。其次是应该将装置所有的插件拔下来检查一遍，将所有的芯片按紧，螺丝拧紧并检查虚焊点。在检查中，还必须将各元件保护屏﹑控制屏﹑端子箱的螺丝紧固作为一项重要工作来落实。

3.提高装置检修人员素质

高素质检修人员是装置能否正常运作的关键。在传统的检修模式中， 运行人员是不参与检修工作的。装置检修要求运行人员与检修有更多联系， 因为运行人员对设备的状态变化非常了解， 他们直接参与检修决策和检修工作对提高检修效率和质量有积极意义。其优点是可以加强运行部门的责任感； 取消不必要的环节， 节约管理费用； 迅速采取检修措施， 消除设备缺陷。

四、 结语

安全是电力的永恒主题，继电保护是安全的保障。随着电力科技含量不断提高，保护装置更新换代。牵一发而动全身。只有动态管理和动态培训的及时跟进，才能保证电力安全健康运行。

参考文献：

[1]许建安.电力系统继电保护[M].北京：中国水力电力出版社，2005.

继电保护装置定值管理规定 篇4

范围

本标准规定了供电公司继电保护整定计算的职责，并针对变电站的设备制定了继电保护定值的管理内容与方法，是继电保护定值工作的基本依据和管理标准,各级与继电保护及安全自动装置相关的调度、生产、基建等部门应遵守执行。规范性引用文件

水电生字第11号 继电保护及安全自动装置运行管理规程

调继[2008]46号 福建省网县级公司继电保护定值计算和定值管理规定 3 整定计算职责 3.1 调度所职责

3.1.1 调度所为市电网继电保护整定计算技术管理归口单位。负责监督执行上级有关整定计算规程、规定。

3.1.2 负责调度管辖范围内的继电保护整定计算及定值管理工作，保证所管辖范围内继电保护整定计算及定值执行的及时、完整和正确,并与电网运行要求相适应。不因自身原因造成新建、扩建、技改等工程工期滞后。

3.1.3 每年按时下达公司所属各变电站各电压等级母线最大、最小短路容量。3.l.4 根据地调下发的系统综合阻抗及边界定值限额，及时校核管辖范围内的定值；向地调报备与福州电网整定分界点上的110kV变压器保护定值及分界点的边界阻抗。

3.1.5 负责审核整定范围分界点的下级保护整定值配合。

3.l.6 按时上报继电保护动作月报、年报及动作评价等继电保护动作相关报表。3.l.7 收集、整理、健全定值整定有关的继电保护图纸、资料及电气设备的参数。3.l.8 每年一季度编制所辖电网继电保护整定方案及运行方式说明，经相关部门会审、分管领导批准后实施。

3.l.9 每年或结合基建工程、电网接线变化、负荷性质变化、小电源情况变化等，向调度所报备本侧归算至整定分界点的综合阻抗、主设备、线路参数，向调度所报备分界点上的 保护定值。定值管理内容与方法 4.1 定值整定范围划分

4.1.1 调度所负责管辖范围内的110kV主变及以下母线、线路、电容器、接地变、站用变、低频低压减载等保护装置的整定计算，负责公司所属变电站备用电源自投（含0.4kV站用变备用电源自投）装置的整定计算。其中：

4.1.1.1 站用变0.4kV母线配有备自投保护装置的，投切方式的整定方案由变电部负责提供，调度所负责审定后统一下发定值单。

4.1.1.2 变压器非电量保护由生产计划部负责按福建省电力有限公司生产运行部下达的《关于印发福建省变压器非电量保护定值单的通知(闽电生便（2006）0162号)》 的要求整定签字并盖部门公章后转调度所，由调度所负责编制定值单号后，将其与主变压器的电量保护定值单一并发布至相关部门。另外，主变启动风冷定值由生产技术部负责提供电流定值大小，具体对应保护装置的定值单由调度所负责整定下达。

4.2 定值整定

4.2.1 继电保护的定值整定应符合相关的整定计算规程、规定及反措要求。应以经领导审核的地区系统运行方式及运行参数为依据，按照电网继电保护整定方案及运行方式说明所确定的各项原则、变压器中性点接地方式以及整定范围分界点上的边界阻抗和边界限额的要求进行整定。电网继电保护方案及运行方式说明的编制内容包括如下：

4.2.1.1 系统运行方式的有关说明。4.2.1.2 各变电站变压器中性点接地方式。

4.2.1.3 各种保护装置的整定原则及为防止系统瓦解，或保证重点用户用电作特殊考虑的整定原则。

4.2.1.4 继电保护运行注意事项或规定事项，正常检修方式或特殊方式下继电保护的安排以及可能出现的问题说明。

4.2.1.5 正序及零序阻抗参数图、继电保护配置表。

4.2.1.6 整定方案对系统近期发展的考虑及保护配置缺陷说明、定值失配说明等其他遗留的问题和改进意见。

4.2.2 工程项目筹建单位应按调度规程的规定，将有关的电气设备的参数、图纸、资料等提交继电保护整定部门，整定部门应于投产前二天提供正式的保护定值单。

4.2.3 定值整定管辖范围变更时，应同时移交有关图纸、资料，一个月内由接管单位复核定值。若运行方式有变化，接管单位应在变化前重新计算定值，保证装置的定值与运行方式相适应。

4.2.4 采用计算机定值计算专家系统计算的整定值结果，应经过人工校核或经不同厂家的计算机定值计算专家系统校核。当系统发生变化时，应及时更新专家系统的电网参数数据库。

4.3 定值单管理

4.3.1 定值单实行统一编号，更改定值的定值单应注明被替代的定值单编号。定值单内容应填写完整，除装置全部整定值内容外，还应标明保护或自动装置型号、被保护设备双重编号、主设备容量、限荷，CT、PT变比、定值单签发的日期、要求执行定值的时间、实际执行时间等详细内容，并加盖整定部门公章；根据一次系统运行方式变化需更改运行中保护定值的，与相邻线路有配合关系的也应在说明栏中说明清楚。

4.3.2 如遇临时性运行方式或事故抢修运行，需要变更保护定值时，可由调度员直接下达调度指令进行更改，如上述特殊方式运行时间超过三个工作日，应在三个工作日内补发正式定值单。

4.3.3 保护装置的定值单及整定计算底稿需整理成册，妥善保存。4.3.4 定值单的管理

4.3.4.1 为维护定值单的严肃性，各单位需妥善保存纸质定值单定值本，严禁因折叠、破损、缺角、肮脏、复印不明等原因导致误整定或保护误投退。

4.3.4.2 要求每年8月进行保护定值单的核对。变电部门、检修部门根据定值整定部门提供的定值清单进行详细核对后将结果报定值整定部门；定值整定部门再根据核对结果进行最终确认后将现运行的定值清单通知变电部门、检修部门，并配合各部门将不全的定值单补齐，同时将本次核对情况报备设备所属生产技术部门。4.4 定值单审批

4.4.1 保护定值单应有“计算、审核、批准”三栏；其中“计算” 栏由整定部门保护整定人员签字，“审核”栏由生产技术部门保护专责签字，“批准”栏由或整定部门领导签字。

4.4.2 站用变高压侧不带有断路器而采用其它方式保护(例熔丝、负荷开关等)的，参照厂家出厂定值选配，由变电运行部门运行专工负责确认，定值选配表应编入该站设备运行维护规程。

4.4.3 对有定值失配等不符合有关规程规定的问题，整定部门保护整定专责应编写整定方案，经整定部门内部集体讨论确定后，报设备所属的生产技术部门审核，并经本单位总工程师或分管领导批准后执行。

4.5 定值单执行

4.5.1 继电保护定值单是现场继电保护设备调试、运行的依据，现场保护装置定值整定应严格按定值单的内容完整执行，包括核对定值单中的全部文字说明项的内容；执行过程中如有疑问或因设备、运行等因素不能完全满足定值单的要求时，应及时反馈整定专责并征得同意，不得随意更改或者不执行其中某一部分内容，同时现场调试人员应做好记录并在OMS系统调试意见栏中详细注明；上述定值变动，整定专责通过当班调度员下达调度指令执行，整定专责应在三个工作日内补发正式定值单。

4.5.2 定值单执行完成后，调试人员应向运行人员做书面交代，在二次记录簿上详细写明定值单执行情况，变电运行人员应与值班调度员核对定值单编号并汇报执行情况（包括定值单编号，执行时间，定值偏差或存在问题等），经核对无误后方许可投运。对于书面定值单，调试人员、应在定值单相应栏上签名（当由外单位人员调试时，本单位保护验收人员应在“验收人员”栏签名；由本单位继电保护人员调试时，“验收人员”“调试人员”栏应由本项工作不同的调试人员签名），变电运行人员及调度员在各自的定值单上签名及对方的姓名并签注执行时间；若定值单是通过OMS系统流转，则应在OMS系统上完成相应确认流程。

4.5.3 现场定值单应按照定值单要求的期限执行，对于暂时无法执行的定值，有关执行部门应向整定专责说明原因，并需征得整定专责同意。

4.6调试定值单执行 4.6.1 新建、扩建、技改工程，负责定值计算的继电保护部门应配合工程进度及时提供所有保护装置的调试定值单。调试定值单以OA或书面形式或OMS系统调试定值单流程传送给筹建单位，调试定值单仅有署名，无审核、无编号，也不加盖公章。调试定值不得用于保护设备的正式投产。

4.6.2 工程筹建单位应督促调试单位认真核对调试定值单全部内容，并在设备启动前的五个工作日内将核对结果签注在调试定值单上并将调试定值回执整定专责，同时在调试定值单上签署调试人员和筹建人员姓名，或在OMS系统上注明并完成确认流程。若调试定值单定值内容与现场保护装置定值清单有出入时，要求调试单位打印一份定值清单，附在调试定值单后面，同时反馈于整定专责，以确保正式通知单与现场实际情况一致。

4.7 OMS系统定值单管理

4.7.1 定值单通过OMS系统的定值单工作流程下发后，对于原先下发的书面定值单，将结合基建、技改及定值调整逐步取消，在该定值未被替代前仍然有效。

4.7.2 定值单通过OMS系统的定值单工作流程传送时，应严格按照整定、审核、运行验收等有关的预设流程执行。定值单流程所涉及到的各角色应及时完成相应工作，并将姓名、时间及意见等内容填写完整。

4.7.3 为保证OMS系统中定值单执行流程能顺利及时的完成，要求定值单调试人员在定值单执行完毕后应立即在现场完成定值单流程的相应的工作（由外单位人员进行保护调试时，此内容由本单位参加验收的继电保护人员负责填写，并在备注栏备注：此定值单由XX单位的XX人执行），保证变电运行人员能及时与调度员进行定值核对汇报工作。

4.7.4 若因特殊情况或其他原因确实无法现场及时完成OMS系统定值执行流程的确认工作，在征得调度部门领导或本单位相关领导同意后，可以先用书面或电话方式完成定值单核对工作，但必须在24小时内补充完成OMS系统流程的确认工作。

4.7.5 考虑现场计算机网络的可靠性，在现场网络不通，无法正常进行定值单执行流程的情况下，现场调试、运行人员应及时通知整定专责，取得相应定值单的清晰传真件（该传真件上应有公章），调试人员据此执行后，运行人员应与调度员进行核对并记录，之后调试、运行双方应在各自的传真件上签字并在二次本上详细记录。定值单流程所涉及到的各角色在网络恢复正常后应及时完成相应工作。

4.7.6 考虑计算机网络的可靠性，整定部门、变电站及调试班组应保留一份书面保护定值单。变电站及调试班组保留的书面定值单应有调试人员、运行人员双方签字。检查与考核

继电保护装置 篇5

首先，要了解继电保护技术发展趋势，采用新的技术对设备进行监管和维护。武汉中试高测电气在电力系统高速发展、继电保护设备不断更新换代、继电保护设备不够完善的情况下，必须加强对新技术的应用，唯此才能保证保护装置的科学有效，从而在电力系统的保护中发挥应有的作用。

其次，要全面了解设备的初始状态。继电保护设备的初始状态，影响其日后的正常和有效运行。因此，必须注意收集整理设备图纸、技术资料以及相关设备的运行和检测数据的资料。对设备日常状态的检修，武汉中试高测电气要在设备生命周期中各个环节都必须予以关注，进行全过程的管理。

继电保护装置 篇6

在电力系统中，继电保护装置的主要功能就是保护电路和电力基础元件，一般被安装在变电站或者断路器上，对电力系统的运行进行实时监测，并根据运行的状况和发生故障的类型控制断路器进行工作，保证电力系统的正常运行不受进一步影响。例如，在电力系统正常运行的过程中，一旦某一环节的电路或者基础元件出现故障，可能会对电力系统的整体运行造成影响，继电保护装置就能及时发挥作用，将故障信息反馈给控制器，通过跳闸的方式保护电力系统不受到故障的进一步影响，降低风险。但是，由于受到各种因素的影响，电力系统的正常运行还是会受到一定的影响，无法持续稳定地运行。所以，提高继电保护装置运行的可靠性势在必行。

继电保护装置在线监测技术研究 篇7

随着国民经济及电网规模的快速发展, 电网安全运行对变电站二次保护/控制系统的安全性和稳定性要求越来越高。依据《二次设备及电网安全自动装置检验条例》的要求, 二次设备、安全自动装置及二次回路接线需要定期检验, 以确保装置元件完好、功能正常, 确保回路接线及定值正确。若二次智能设备在两次校验之间出现故障, 只有等二次智能设备功能失效或等下一次校验才能发现。如果这期间电力系统发生故障, 保护将不能正确动作, 这一不足越来越制约二次设备稳定性、可靠性的提高[1]。

20世纪90年代以来, 状态检修技术已经逐步在电力系统中得到重视, 并在发电厂、一次设备的状态评估方面得到了具体应用。随着电网规模、电网运行技术的快速发展, 未来电网安全运行基础将更多的取决于二次指控系统的安全性和稳定性。因此, 在一次设备状态检修技术推进的基础上研究二次控制系统的状态检修技术将具有十分重要的现实意义。

二次设备状态检修就是利用智能变电站二次智能设备 (IED) 如微机保护、测控等安全自动装置的自检信息, 建立一整套确定二次设备实际状况的监控系统, 来监测保护设备的运行状况, 并以诊断二次设备的动作行为来确定设备是否需要检修, 达到对二次设备的异常进行提前预警, 从而达到提高系统运行的安全性和稳定性的目的。近年来, 业内不少专家提出并呼吁实现二次设备的状态检修, 并做了大量研究工作。二次设备在线监测技术是实现二次设备状态检修的前提。随着智能变电站技术的发展和二次设备状态检修技术的不断探索尝试, 国网公司已经起草了《智能变电站保护设备在线监测与智能诊断技术规范》, 并在浙江省电力公司进行了实际工程应用, 积累了运行经验[2,3]。

2 智能变电站二次设备状态监测信息分析

智能变电站二次设备在线监视和诊断, 通过SCD文件实现智能变电站保护设备的管理, 经站控层网和过程层网获取合并单元、智能终端、保护装置、安全自动装置及交换机的信息, 实现对于智能变电站保护设备的运行监视、智能诊断和电网故障分析。

在智能变电站, 二次设备之间的数据交换基于网络通讯技术, 数据传输更加实时, 高效。变电站二次系统网络通信信息采集基本完成了网络通信数据采集、数据实时分析、变电站网络通信预警、信息上送和综合管理等功能, 为二次设备状态监测提供了良好的技术环境。二次设备在线监测方案, 宜在变电站二次通讯网络的基础上, 完善二次系统的评估功能, 增加对状态检修对象和范围选择及其监测信息的采集功能[4,5]。

在智能变电站, IEC 61850标准为我们提供了智能变电站的通信框架, 由于采用电子式互感器ECT、EVT, 一次的模拟信号转换为数字信号, 传送到二次智能设备的是经过合并器加工的符合IEC61850标准的以光纤为媒介的数字信号;二次设备之间信息交换也是基于光纤以太网传输的GOOSE信息, 基于此标准实现二次设备状态监测则变得较为容易实现。原因如下:

(1) 电子式互感器的应用, 进入二次智能设备的是光数字信号, 二次电流、电压输入、AD采样不复存在, 对数字采样部分实现状态监测更加容易。装置本身可以对接收的SV采样值报文进行监视, 如有接收中断、丢数据帧、接收数据帧CRC不正确等现象, 立即告警SV采样异常即可。

(2) 智能开关的使用, 使二次控制系统的操作回路通过软件编程的方式实现智能化, 本身具备在线监测功能, 二次设备状态监测不存在常规站操作回路无法在线监测的瓶颈问题。

(3) 保护的投退用软压板控制, 不存在常规变电站连接片 (压板) 状态监测的困难。

(4) 大量光纤取代铜缆, 也不再需要回路绝缘状况监测 (直流回路除外) 。

(5) 强大的以太网通信技术的应用, 使智能变电站二次设备的状态检修网络灵活、强壮、可靠性高。

3 二次设备具备通用的硬件平台研究

智能变电站二次设备具备通用的硬件平台, 其主要硬件构成有电源、CPU插件、通讯插件等, 二次设备的主要对外接口为光以太网接口。以数字化保护装置为例, 装置的硬件组成模块及外部数据接口如图1所示:

不难看出, 对智能变电站二次设备进行状态监测, 电源和光纤通讯接口是重要的监测内容。电源和光口参数的实时监测结果加上二次设备自身的内部自检信息, 可以构成一个比较全面完善的二次设备状态监测系统。本方案提出的针对二次设备主要监测内容如下:

(1) 逆变电源的监测, 包括电源工作环境 (温/湿度) 、负载情况、工作时间、开关次数、电容曲线等。

(2) 光纤以太网接口光强监测。

(3) 以太网通讯口运行情况监测, 包括接收的S M V报文、GOOSE报文速率、误码率统计、是否丢帧丢点、通讯是否中断等。

(4) 液晶亮光时间统计。

(5) FLASH插写次数统计。

(6) 微机系统的自检, 如RAM是否出错、看门狗是否动作、装置的重启次数等。

(7) 装置上电次数统计。

4 智能变电站二次设备在线监视架构

在对继电二次智能设备的上述项目进行实时监测的基础上, 各台继电二次智能设备的监测信息均汇集到状态监测中心, 从而建立起一整套二次设备状态检修系统, 使运行人员在监测中心就能够实时查询监控二次设备的运行状况, 如设备的投停状态、工作环境温湿度情况、逆变电源的负荷、累计工作时间等, 并在监控中心综合分析各项数据监测结果, 评估设备健康状况, 最终达到“应修必修, 修必修好”的目的。智能变电站二次设备在线监视和诊断装置的逻辑结构如图2所示:

保护设备在线监视和诊断功能, 由部署在变电站端的保护设备状态监测和诊断装置和部署在调度端主站系统的保护 (安控) 装置在线监视模块共同完成。

变电站端的保护设备状态监测和诊断装置由数据采集单元和数据管理单元两部分组成。数据采集单元通过过程层网络获取过程层设备数据;数据管理单元从数据采集单元和站控层网络获取数据, 进行分析处理, 实现在线监测和诊断功能, 并通过DL/T 860将诊断信息上送至调度主站。

调度端的保护 (安控) 装置在线监视模块集成于调度端主站软件系统, 作为一个独立的功能模块工作。

5 二次设备电源监视方案

随着智能变电站技术的应用和发展, 继电保护装置上最重要的硬件组成将是电源。目前电力系统的装置使用的逆变电源由于工作于高压, 高温, 高功率环境下, 其寿命、故障率都是装置中相对薄弱的环节, 并且不支持状态监测功能。由于缺乏有效的状态监测, 评估寿命时缺乏数据, 导致设备的状态检修实现起来困难重重。因此, 电源状态监测、寿命评估成为电力继电保护系统亟待解决的问题。

电源是一种电能转换设备, 在转换过程中本身需要消耗掉一些电能, 而这些电能则被转化为热量释出, 热量导致其工作温度的变化。

同时, 电源上的功率电子组件是由多种半导体材料组成的。由于电源功率元件工作时的损耗是由其自身发热来散失, 所以膨胀系数不同的多种材料相互联系的热循环会引起非常显著的应力, 甚至有可能导致瞬间断裂, 使元件失效。若功率元件长期工作在异常的温度条件下, 会引发将导致断裂的疲劳。

另外, 快速的冷热变化会暂时的产生半导体温度差, 从而会产生热应力与热冲击, 使元件承受热―机械应力, 当温差过大时, 导致元件的不同材料部分产生应力裂纹。使元件过早失效。这也就要求功率元件应工作在相对稳定的工作温度范围内, 减少温度的急剧变化, 以消除热应力冲击的影响, 保证元件长期可靠的工作。

总之, 逆变电源工作的稳定性与老化速度是和工作温度息息相关的。温度升高10℃时, 主要功率元件的寿命减少50%。因此监测电源的工作温度, 是评估电源寿命的关键参数。对于逆变电源的工作温度进行监测, 能够评估其剩余寿命, 可以为设备状态检修提供参考数据, 符合智能变电站的发展趋势。

本文提出的电源监测方案, 是在逆变电源上增加温度传感器、温度采集回路, 使逆变电源关键部位的工作温度能够被继电保护装置CPU采集、处理, 数据可远程至状态监测中心, 为设备逆变电源的寿命评估提供数据, 从而实现设备的状态检修。电源温度监测如图3:

采用本文的电源监测方法, 再增加其他手段, 对逆变电源的工作温度、输出电压稳定度、负载情况等进行监测, 早期发现异常的工作状态, 对剩余寿命进行估测。

6 结语

开展二次设备的状态检修是电网、经济发展的必然要求, 二次设备的定期检验是为了确保设备的安全、可靠运行;而根据二次设备的状态进行检修可以有效地减少设备的检修停电, 提高供电可靠性;开展二次设备的状态监测和分析, 可以有针对性的检修, 提高二次设备的可用率。

参考文献

[1]吴杰余, 张哲, 尹项根等.电气二次设备状态检修研究[J].电力系统保护与控制, 2002, 30 (2) :22-24.DOI:10.3969/j.issn.1674-3415.2002.02.007.

[2]张晓华, 刘跃新, 刘永欣等.智能变电站二次设备的状态监测技术研究[J].电工文摘, 2011, (4) :41-44.

[3]杨增力, 汪鹏, 王丰祥等.智能变电站二次设备运行维护管理[J].湖北电力, 2010, 34:20-22.DOI:10.3969/j.issn.1006-3986.2010.z1.008.

[4]梅德冬, 黄国方, 孙军陵.智能变电站二次设备自动检测系统设计[J].电器与能效管理技术, 2011, (4) :43-46.DOI:10.3969/j.issn.1001-5531.2011.04.011.

继电保护装置 篇8

关键词：继电保护；状态检修；安全运行；发展趋势

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）08-0130-02

电力工业是国民经济发展的基础和支撑，现代人们的日常生活和工业的生产运行都离不开电力，尤其是现代工业使用的机械化设备无一离不开电力的保障和维持，电力已成为国计民生的重要资源。继电保护装置在电力系统中的作用是非常重要的，继电保护是通过有触点的继电器来对电力系统以及变压器、发电机、输电线路等电力元器件实施保护，以防受到破坏的装置。继电保护的作用就是在电力系统发生故障或者出现异常状态的时候，在可能实现的最短时间和最小区域内，从系统中自动将故障设备切除，或发出信号由值班人员消除异常工况根源，以减轻或避免设备的损坏，降低对毗邻地区供电的影响。对于一些重要行业、重要领域的用电来讲，对于电力的稳定性要求是非常高的，万一有供电不稳定或者断电事故，将会带来无以估量的损失，继电保护的作用和重要性不言而喻。

1 继电保护装置原理和要求

电力系统正常运行，继电保护装置就会持续监测运行中的设备，并检测设备的各项数据和参数，来进行设备运行状况的分析，将信息汇总给操作人员，这样操作人员就对设备的总体运行状况能有非常直观的认识。如果电力系统有故障发生时，比如短路或者电气量发生变化使得原件出现问题，继电保护装置内置程序就能有选择性地断开故障电路部分，以充分保证电力系统中其他设备的正常和安全，将损失降到最低。如果有停电事故发生，继电保护装置会自动启动发电设备来保证电力系统能够不间断供电，保证系统中的设备能够正常运转。继电保护装置还能发出异常信号，以减轻或避免设备的损坏和对相邻地区供电的影响。如在供电中，系统的某些设备有异常反应，但这些异常状况在短时间内不会影响系统的正常运行，但继电保护装置的智能化系统还是能够检测到这种异常，并及时向操作人员发出预警，警示这种异常的状况，以便于工程师及时查找故障根源和修复故障，避免酿成安全事故。

对于继电保护装置的基本要求，首先是灵敏性和速动性。灵敏性是要具有一定的灵敏系数，只要是继电保护装置保护范围内的动作，无论发生短路的位置在何处，也无论是何种性质的短路，继电保护不能有拒绝动作和指令，而在保护区外发生的故障，不应该产生错误动作。如果有短路故障，必须能够快速地切除这个故障，尽可能地缩短处理时间以降低瞬间大短路电流对系统设备的损坏程度，尽快使系统恢复正常，使电气设备顺利完成自启动，提高发电机并列运行的稳定性。其次是可靠性与选择性。继电保护装置的元器件必须质量可靠、系统稳定、运维得当，同时必须确保保护装置的设计原理、整定计算、安装调试正确无误，充分满足可靠性的要求，避免产生事故和扩大事故的影响面。选择性是指当电力系统中有故障发生时，继电保护装置应能选择性地切除故障部分，能第一时间断开距离故障点最近的断路器，以保证系统中其他非故障部分仍能无妨碍地继续正常运行。

2 确保继电保护安全运行的措施

首先要做好常规性检查。检查连接件是否紧固，焊接点是否存在虚焊等。然后要拔下装置的所有的插件进行检查，按紧所有芯片，用螺丝拧紧并检查虚焊点。并认真检查各元件保护屏、控制屏、端子箱的螺丝紧固情况。 其次要做好继电保护装置的检验。将整组试验和电流回路升流试验放在本次检验最后进行，这两项工作完成后，严禁再拔插件、改定值、改定值区、改变二次回路接线等工作。电流回路升流和电压回路升压试验，也必须在其他试验项目完成后最后进行。此外，接地问题是继电保护装置中必须注意的一个突出问题。认真检查保护屏的各装置机箱屏障等的接地情况，必须可靠连接在屏内的铜排上，正规的生产厂家一般做得比较规范，使用方需要做的工作就是仔细检查一遍。要引起重视的是，保护屏内的铜排必须保证可靠接入地网，必须要求使用大截面的导线或者铜辫将其紧固地连接在接地网上，使用前必须用绝缘表进行电阻测试，满足相关规程要求方可使用。

3 继电保护的发展趋势

3.1 计算机化和网络化

继电保护装置不断地向计算机化、微机化的方向演进，电力系统对微机保护提出了越来越高的要求，微机保护装置功能向PC发展和靠拢，科技的发展与进步是不会停止的，我们必须继续加强在如何高效满足电力系统要求和如何提高继电保护的可靠性方面加强探索，以期在生产中得到更好的应用和推广。网络化是全球工业领域不可阻挡的发展潮流，网络化不断引领着工业化的进步，工业化也不断地推动着网络化的变革，继电保护系统也是一样的，对网络化的要求和需求同样强烈。除了差动保护和纵联保护外，所有继电保护装置都只能反映保护安装处的电气量。继电保护的作用主要是切除故障元件，避免重大事故、减小事故损失、缩小影响范围，将整个供电系统主要设备的保护装置通过网络化的方法互联起来，就能实现系统性的保护，也就是实现微机保护装置的网络化发展。

3.2 智能化

智能电网是新世纪电力工业的新创举，是提升能源质量和应对能源危机的新举措，是我国电力工业发展的新趋势和新方向，智能电网的建设从整体上对我国电力系统的发电、输电、配电、用电等环节带来了深刻的影响，也给作为电网运行防线的继电保护提出了更高的要求和挑战，这些方面包括分布式发电、交互式供电模式以及信息技术等的应用。对于智能电网而言，发、输、配、供等关键性设备的运行状况和信息都通过传感器来实现实时的监控，产生的监控数据经过网络信息化系统的搜集和整合，在此基础上进行数据的分析和检测，实现对保护功能和保护定值的远程动态监控和修正。另外，对保护装置而言，保护功能除了需要本保护对象的运行信息外，还需要相关联的其他设备的运行信息。一方面保证故障的准确实时识别，另一方面保证在没有或少量人工干预下，能够快速隔离故障、自我恢复，避免大面积停电的发生。

3.3 继电保护状态检修

用电工业设备和电网负荷的增多是必然的发展趋势，那么需要进行继电保护的数量也迅猛增加，常规的保护检修方式越来越不适应电网的现状，屡屡出现保护过修和欠修现象，严重干扰了生产的正常运行。常规的定期检修方式逐渐被继电保护状态检修策略替代。状态检修是建立在设备状态分析的基础上的，丰富的设备状态量增加了检修的目的性，使得检修效率和质量得到了较高的提升，也缓解了工人的维护压力。通过设备状态检修将很多故障隐患消灭于萌芽，尽可能地降低设备故障率，减少计划性停电的次数，提高电网效益和生产的经济性。但目前状态检修也存在诸多不足，比如多数检修只注重了特定的某个设备的研究而缺乏整体系统的考量，只关注了设备本身的保护而忽略了整个保护回路，保护检修的研究应该以保护装置和对应的一次设备组成的保护系统为研究对象。状态检修保护的数学工具通常有专家系统和遗传算法，而这些决策工具可靠性不足、稳定性差，所以状态检修的研究空间还非常的大，应加强对保护检修的整个系统性的研究以保证电力系统的安全运行。

参考文献

[1]谢开，刘永奇，朱治中，于尔铿.面向未来的智能电网[J].中国电力，2008，（6）.

[2]肖世杰.构建中国智能电网技术思考[J].电力系统自动化，2009，（9）.

[3]汪，尹项根，赵逸君，张哲.基于遗传算法的区域电网智能保护[J].电力系统自动化，2008，（17）.

[4]杨春生，周步祥，林楠，徐飞.广域保护研究现状及展望[J].电力系统保护与控制，2010，（9）.

作者简介：李洁茹（1985—），女，四川人，新疆石河子职业技术学院机械电气工程分院助教，研究方向：自动化。