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继电保护整定的重要性范文1
摘要：继电保护装置是关系到电网安全稳定运行的重要设备，是电力系统不可缺少的重要组成部分，是电网安全稳定运行的第三道防线，本文对继电保护及自动化装置可靠性特征等进行了初步的研究。分析了当前继电保护工作所面临的形势和继电保护检验工作中存在的主要问题，对新形势下的继电保护检修措施进行了探讨。
关键词：继电保护 可靠性 检修措施
随着计算机技术和通信技术的发展，电力系统继电保护在原理上和技术上都有了很大的变化。可靠性研究是继电保护及自动化装置的重要因素，由于电力系统的容量越来越庞大，供电范围越来越广，系统结构日趋复杂，继电保护动作的可靠性就显得尤为重要，对继电保护可靠性的研究与探讨就很有必要。鉴于继电保护的重要性，对其定期进行预防性试验是完全必要的，决不能只是在出现不正确动作后再去分析和修复。因此对继电保护检修策略及措施也很重要。
一、影晌继电保护可靠性的因素
继电保护装置是一种自动装置，在电力系统中担负着保证电力系统安全可靠运行的重要任务，当系统出现异常情况时，继电保护装置会向值班人员发出信号，提醒值班人员及时采取措施、排除故障，使系统恢复正常运行。继电保护装置在投入运行后，便进入了工作状态，按照给定的整定值正确的执行保护功能，时刻监视供电系统运行状态的变化，出现故障时正确动作，把故障切除。当供电系统正常运行时，保护装置不动作。这就有“正确动作”和“正确不动作两种完好状态，说明保护装置是可靠的。如果保护装置在被保护设备处于正常运行而发生“误动”或被保护设备发生故障时，保护装置却“拒动或无选择性动作，则为“不正确动作”。就电力系统而言，保护装置“误动或无选择性动作”并不可怕，可以由自动重合闸来进行纠正，可怕的是保护装置的“拒动”，造成的大面积影响，可能导致电力系统解列而崩溃。而导致继电保护工作不正常的原因可能有以下几种。
（1）继电保护装置的制造厂家在生产过程中没有严格进行质量管理、把好质量关。（2）继电保护装置在运行过程中受周围环境影响大。由于其周围空气中存在大量的粉尘和有害气体，同时又受到高温的影响，将加速继电保护装置的老化，导致性能改变。有害气体也会腐蚀电路板和接插座，造成继电器点被氧化，引起接触不良，失去保护功能。（3）晶体管保护装置易受干扰源的影响，如电弧、闪电电路、短路故障等诸多因素，导致发生误动或拒动。（4）保护可靠性在很大程度上还依赖于运行维护检修人员的安全意识、技能和责任心。继电保护的可靠性与调试人员有密切关系，如技术水平低、经验少、责任心不强发现和处理存在问题的能力差等。（5）互感器质量差，在长期的运行中，工作特性发生变化，影响保护装置的工作效果。（6）保护方案采用的方式和上下级保护不合理，选型不当。
二、提高继电保护可靠性的措施
贯穿于继电保护的设计、选型、制造、运行维护、整定计算和整定调试的全过程，而继电保护系统的可靠性主要决定于继电保护装置的可靠性和设计的合理性。其中继电保护装置的可靠性又起关键性作用。由于保护装置投入运行后，会受到多种因素的影响，不可能绝对可靠，但只要制定出各种防范事故方案，采取相应的有效预防措施，消除隐患，弥补不足，其可靠性是能够实现的。提高继电保护可靠性的措施应注意以下几点：（1）保护装置在制造过程中要把好质量关，提高装置整体质量水平，选用故障率低、寿命长的元器件，不让不合格的劣质元件混进其中。同时在设备选型时要尽可能的选择质量好，售后服务好的厂家。（2）晶体管保护装置设计中应考虑安装在与高压室隔离的房内，免遭高压大电流、断路故障以及切合闸操作电弧的影响。同时要防止环境对晶体管造成的污染，有条件的情况下要装设空调。电磁型、机电型继电器外壳与底座间要加胶垫密封，防止灰尘和有害气体侵入。（3）继电保护专业技术人员在整定计算中要增强责任心。计算时要从整个网络通盘考虑，认真分析，使各级保护整定值准确，上下级保护整定值匹配合理。（4）加强对保护装置的运行维护与故障处理能力并进行定期检验，制定出反事故措施，提高保护装置的可靠性。（5）从保证电力系统动态稳定性方面考虑，要求继电保护系统具备快速切除故障的能力。为此重要的输电线路或设备的主保护采用多重化设施，需要有两套主保护并列运行。（6）为了使保护装置在发生故障时有选择性动作，避免无选择性动作，在保护装置设计、整定计算方面应考虑周全、元器件配合合理、才能提高保护装置动作的可靠性。
三、新形势下继电保护检修策略及措施
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【关键词】继电保护;可靠性;失效事件
1.引言
随着经济和科技的蓬勃发展，我国电力系统的应用也越来越广泛，复杂的电网系统也变得越来越重要，继电保护作为电网系统的第一道防线，其重要性不言而喻。继电保护装置的功能是区分被保护元件是正常运行还是发生了故障，故障是在保护区内还是在保护区外，所以如果不对继电保护的可靠性和风险性进行研究，就无法及时发现继电保护装置的隐患，可能会导致电网发生意外故障，引起一系列事故发生。
2.继电保护装置
在国内，关于电力系统可靠性的研究主要经过了确定性评估、概率评估和风险评估三个阶段。确定性评估一般是研究最重大的事故，如“N-1”安全分析，略显保守;概率评估是研究了故障发生的几率，但不考虑其后果;风险评估则综合了发生故障的概率和产生的后果。在正常运行电网时，没有失误波动，没有错误操作，这就是继电保护装置的可靠性。为了能精准的做出关于继电保护的风险评估，应当首先分析它的原理。
2.1 继电保护装置的可靠性
继电保护装置是可修复的，其可靠性的特点有以下几点：
（1）由于继电保护工作的环境和其自身状况的变动性，继电保护装置的可靠度和发生失效的时间有一定的几率性和随机性;
（2）继电保护装置的可靠性包含的因素太多。除了保护装置，还有关系很密切的一次设备、系统通讯的运行和一些人为因素;电网的保护设计的原理、实际的运行方式和它的整定、配置方式都对电网的继电保护装置有着极大的影响，各种复制的软件设备和硬件又涵盖了电网的各个方面。所以，从软件设备方面会有很多不稳定的物理因素像软件的设计、系统的输入和使用都会影响继电保护的可靠性;在硬件方面，继电保护的可靠性更多的是要看每个基础设施和电路的设计方式是否可靠;
（3）继电保护装置的失效分成拒动失效和误动失效，这两种失效又可以分成不可以被检测可可以被检测两种，在制定可靠性的一些指标时需要将两种情况综合在一起来考虑。
2.2 继电保护装置可靠性的影响因素
继电保护装置的可靠性和许多因素有关，如：
（1）继电保护装置基本上都是由电子设备和软件组成的，电子设备老化或损坏会直接影响保护装置;其运行水平和环境的干扰等也会影响到继电保护装置的可靠性;
（2）保护装置的平台是硬件，实行保护功能的核心是软件，因此软件的可靠性也显得极为重要;
（3）C、PT等互感器和断路器通过传变输入量和执行输出直接影响继电保护装置;
（4）二次回路然的绝缘老化和线路等原因导致元件连接的接触不良或者松动都会给被保护的元件带来不利影响。全数字化的保护系统通过用高速网络通信来取代二次电缆，因为二次回路能够自我监测;
（5）继电保护定值是离线整定在继电保护装置中的重要因素。常规的继电保护装置是通过离线计算其定值并稳定在运行中。可是电网结构越来越复杂，在整定计算时得到的返回系数等数值运算复杂、运算时间过长，会影响被保护元件的应能，因此为了能有效克服离线定值的缺点，保护在线整定的定值显得有越重要。
2.3 继电保护的可靠性评价模型
在对继电保护装置进行关于可靠性的评估时，可以采用的模型有模拟和解析两种方法。解析法是根据元件的功能、装置的结构还有两者在逻辑上的关系，来建立一种可靠性的概率形式，分析模型可以用递推的方式或者迭代的方式，计算从系统得出的可靠性的指标。它的优点有精准度搞、概念清晰明了，缺点是他的计算量会因为系统数据规模的增大而增大。而模拟法则是利用概率分布图来采样选择和评估，从统计学的角度得到关于装置可靠性的数据。模拟法的优点是较为直观，清晰明了，缺点就是计算时间长，和需要极高的精准度。在目前关于继电保护装置可靠性的评估中最常采用的是解析法，比如Markov模型法和故障树法。故障树法从装置故障的模式出发，用瞬间照相对故障进行分析推理，一般来说是先算出最小的割集，再通过使用最小的割集概率来计算出装置发生事故的几率。由于故障树法在使用方法上的不足，本文主要研究了GO法的应用，GO法运算分析过程（如图1所示）。和传统的解析法不同的是，GO法的出发点是装置结构图，更能清楚地反映装置和元件之间的联系。
图1 GO运行分析过程
2.4 提高继电保护可靠性的方法
（1）增强排除故障的能力：模拟事故的解决方法，提升继电保护装置的可靠性。增加检查继电保护装置的频率，加强检查继电保护装置的力度，确定坚持的精准性，提前预防继电保护装置发生故障，减少事故发生的隐患;
（2）改善继电保护装置的设备：及时对检验设备的维修和检测，完善电网系统配电自动化，隔离故障，使得电网系统和继电保护装置系统更为完全;
（3）严格把控质量关卡：对继电保护装置中的零件从选购制造方面抓起，严格把关增强继电保护装置的质量;
（4）保证继电保护装置在定值区的精准度：重视对继电保护设备的检查，定时检查继电保护装置的各个零件，保证继电保护装置在定值区的准确性，重视每一次对设备的检查。
3.风险评估
电力系统可靠性的研究方法主要是确定性评估、概率评估和风险评估三种。确定性评估出现最早，也应用最为广泛，一般通过给定系统的参数、扰乱方式和运行方式来研究最重大的事故，如“N-1”安全分析，不考虑不同运行状况等可能性，直接分析得出的结果略显保守;概率评估不同于确定性分析，研究了故障发生的几率，但不考虑其不同程度的后果;风险评估则综合了前两者的长处，分析了发生故障的概率和产生的后果。
3.1 风险评估方法
风险评估（Risk Assessment）指，在事件发生前后，将其风险事件所造成的影响或损失统计评估出来。识别各种不同的风险、评估可能发生风险的几率、控制风险的等级和应对风险的消减对策，还有和预测会产生的一些负面影响是风险评估最主要的任务。
3.2 在继电保护装置中影响风险评估的因素
平均负载率和线路波动系数过大时，故障的风险值也会一同增大（如表1所示）。数据显示，只有确定系统负荷的平均分布，才能减低风险的故障值。所以系统的操作人员运行电力系统时，需要使得系统总负荷均匀分布，才能最大限度的减低电网故障发生的风险性。
4.结束语
根据以上可知，继电保护装置在电网系统中处于十分重要的位置，严格把关对继电保护装置的检查工作是确保电力安全运输的重要环节。相关工作人员需要及时把握对继电保护装置的监控和检测，预防意外事故的发生，明确继电保护在电网环节中的重要性，确保电网的正常运行。
参考文献
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关键词：电力系统；继电保护；隐性故障；评价；监测；影响
前言
随着我国电力系统的快速发展，电力系统运行的安全性和稳定性变得越发重要，这也对继电保护提出更高的要求。在继电保护运行过程中，一些隐性故障往往无法避免，不仅会对电力系统正常的运行带来较大的影响，严重时还会导致系统大面积故障发生，带来严重的经济损失。因此需要针对继电保护隐性故障进行深入分析，做好故障监测工作，有效的提高电力系统继电保护安全运行的能力。
1 继电保护系统隐性故障定义
继电保护隐性故障作为继电保护系统永久性的缺陷，其故障的存在不会使保护系统直接动作，而且在电网正常运行时继电保护隐性故障很难被发现，只有系统发生故障时，隐患故障才会显示出来，导致继电保护不能正确或是适当的切除电路元件，从而影响电力系统运行的安全性和稳定性。当电网处于正常运行状态时，继电保护隐性故障通常都不会对电网的运行带来影响，只在电网发生故障或是负荷出现变化时，才可能触发隐性故障，从而导致继电保护系统出现保护拒动或是误动，从而引发一系列的连锁故障发生。
2 继电保护隐性故障产生原因
2.1 由于不正确的整定引起的隐性故障
当出现保护定值整定不当问题时，多是由于人为因素及保护定值不具备适应能力而导致的。由于操作人员自身技术水平及工作中缺乏责任心，从而出现高误整定、误管理及误设置问题发生，引发保护定值不当产生。另外，当保护定值无法与电网结构及运行方式的改变适应时，一旦电网潮流发生较大的变化时，保护定值无法及时随之进行调整，从而导致事故发生，造成继电保护隐性故障。
2.2 由于设备故障引起的隐性故障
设备故障主要以软件故障和硬件故障为主。软件系统在开发设计、测试、维护和使用时都可能引发隐性故障，这些隐性故障的存在不仅关系到生产厂商，而且还与使用用户息息相关。因此需要生产厂商严格把好生产质量关，使用用户也需要对软件系统给予充分的重视，并在日常工作中做好软件系统的维护和管理工作。硬件故障可以由环境因素及外部偶然事件所引发，从而导致硬件磨损严重、材料老化或是操作不当而直接导致硬件出现不同程度的损毁，从而导致硬件隐患故障产生。
3 隐性故障重要性的评价
由于继电保护隐性故障不仅具有较强的隐蔽性，而且还会带来较大的危害。在正常运行时隐性故障通常都不会显示出来，只有在系统其他部位出现一些变化时隐性故障才会显现出来，并对电力系统正常的运行带来较大的影响。但并不是所有隐性故障都是会对电力系统带来相同的危害，不同的隐性故障其范围也会有所不同，通常情况下只有在其范围内的故障发生才会导致隐性故障被触发，因此隐性故障的危害程度也会有所不同，一般情况下衡量隐性故障的危害程度都会采用脆弱性区域或是隐性故障严重性来描述。
当隐性故障发生位置不同时，其对电力系统所产生的危害大小也会有所差异。一旦电力系统某个区域内发生故障，则会导致继电保护隐性故障被触发，从而使保护装置出现误动或是拒动，通常情况下将故障发生区域称为隐性故障脆弱性区域。脆弱性区域只是对隐性故障发生的概率进行了考虑，在对隐性故障重要性进行分析时，通常会用脆弱性指数来进行表示。只有基于对脆弱性区域和脆弱性指数进行综合分析，才能得出隐性故障对电力系统的重要性，同时判断出可能引发大规模严重事故的可能性。
4 隐性故障监测
在得到继电保护隐性故障的脆弱性区域和脆弱性指数后，可以知道危害性较大的保护装置，从而对这些装置进行重点监测以降低故障发生率。
目前的监控系统主要有微机保护中的一些简单的自检系统和定期的计划检修，但是不管是装置的自检功能还是系统的定期计划检修都属于是离线式检测。而继电保护隐性故障只有在系统出现压力的情况下才会出现，即隐性故障只有在系统运行中才会暴露出来。因此，这些传统的离线式检测方法并没有考虑装置在运行中的具体情况，并不适合于监测隐性故障。考虑隐性故障的存在特征，完善的检测方法应该做到对保护装置进行在线监测，才能在系统暴露隐性故障时，实时地发现其中的动作倾向，才能及时阻止保护误动作或者拒动。
5 电网发展对隐性故障的影响
5.1 数字变电站对隐性故障的影响
数字变电站主要是依托于智能化技术和网络技术来对变电站内部的电气设备进行现代化控制，确保了信息共享和互操作的实现。在数字化变电站内，隐性故障表现会有所不同，出现了一些新的特点，特别是数字化变电站内电子装置和网络化设备的增加，这不可避免的导致隐性故障增加。为了有效的降低数字变电站隐性故障发生的概率，通常可以在数字变电站内采集大量的数据信息，对各种异常状况进行有效监督，有效的提高数字化保护系统的可靠性及检修状态，从而降低隐性故障发生的可能性。
5.2 分布式发电对隐性故障的影响
在当前智能电网快速发展的新形势下，分布式发电形式开始不断的接入到系统中，有效的改变了系统的运行方式。但由于继电保护定值缺乏有效的自适应能力，从而导致隐性故障增加。应用在线定值预警方法，可以有效的克服定值导致的隐性故障。
5.3 广域保护对隐性故障的影响
广域保护是未来电力系统的重点发展方向。由于广域保护具有更加丰富的保护功能，进一步扩展了软件和硬件的范围，在广域保护中软件、硬件及定值保护都会发生变化，这也导致隐性故障类型及发生概率都会有所增加，隐性故障所造成的后果也会更加严重。广域保护在保护和控制功能上十分强大，而且在各类算法和逻辑方面都具有复杂性，这也导致隐性故障出现的概率会不断增加。在这种情况下，可以充分的利用广域信息来进一步将保护装置主保护和后备保护间配合时间缩短，这样能够在一定程度上缓解后备保护整定计算压力，降低定值隐性故障发生的机率。
随着智能电网的发展，隐性故障的类型和特点也会发生变化，要深入研究隐性故障特点，开发在线监测系统，以便降低隐性故障发生概率。
参考文献
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继电保护整定的重要性范文4
随着社会经济的飞速发展，人们对于电量需求呈明显上升趋势，10kV系统不仅关系到社会用电的安全，也关系到供电部门的经济效益和服务质量。低电压系统低电压指当系统电压处于10kV以下时，此时继电保护配时限极差数值低而供电级数较多，传统的继电保护整定计算无法实现“四性”原则，因此必须根据低电压的实际情况调整保护整定计算原则，从而保证低压电网能够处于稳定的运行状态中。本文正是基于这点，详细探讨10kV线路的保护整定计算方式，旨在提高低压电网的供电质量，并为今后相关工作提供参考建议。
【关键词】电压电网 继电保护整定计算 10kV线路
电力产业的不断发展也带来了一些安全隐患，尤其是10kV母线近端短路电流对变压器等一次设备的不良影响，为了保障变压器的运行安全，则必须实现10kV母线近端短路故障的快速排除，使电网电压浮动趋于稳定，从而使10kV系统供电质量得到保障，实现供电企业的经济效益。因此有必要将保护整电计算方式调整，使其符合低压电网的电压环境，同时兼顾“四性”以及系统安全稳定。对此本文主要开展了以下探讨。
1 10kV供电系统的概念及其重要性
发电、输电、变电、配电、用电是电力系统运作的五个环节，在系统中不同类型的电力设备由线路连接，并且因为电力网络的覆盖地域广，同时受到内外部因素的影响，所以难免出现电力故障，而上一五个环节相互之间存在必然联系，只有同时正常运作才能保证整个电力系统的安全，某一环节出现问题就会导致整个系统瘫痪。在整个供电系统中，10kV系统供电系统扮演举足轻重的地位，其安全稳定性直接决定用户的用电质量。10kV供电系统分为两种系统，即一次系统以及二次系统，一次系统的技术难度低、操作简单，而二次系统的技术要求高，主要是因为二次系统中含有继电保护装置、二次回路以及自动装置，继电保护是指对供电系统运行全过程的监测、控制以及保护，主要载体为继电保护装置，因此对于继电保护装置的设置是系统安全稳定运行的关键点。
2 10kV供电系统的保护整定现状
当前10kV系统在高压供电系统中得到广泛应用，对其主要的保护措施是瞬时电流速断保护以及定时限过电流保护，另外手车式或者环网式的高压开关柜保护方式近年也得到了较大发展，交流操作的反时限过电流保护装置是继点保护的主要方式。另外双路10kV电源以及高压母线分线难以同时具备自动投入和联络，因此在10kV继电保护配置在运行方式、故障预测等众多方面都还存在明显的不足，亟需得到解决。
3 10kV系统中的继电保护配置
在10kV供电系统保护中对于单侧电源线路安装两段过电流保护，两端的区别在于一个带时限另一个不带时限。而主要的接线方式为一个接线开关以及两个变压器开关，同时将两段或者三段式定时限电流保护、反时限电流保护设置在位于进线、出现的开关处，如图一。
依照相关法规对10kV供电系统的设计要求，10kV供电线路中必须配备线路的继电保护、变压器的继电保护以及母线的继电保护。第一，线路必须安装电流保护，电流保护的时限比0.5s时可以选择性的不安装电流速断保护，但是关键变配电导致接出的线路应该安装瞬时电流速断保护，而当速断保护难以达到选择性动作时，需安装带有一定时限的电流速断保护；第二，配电变压的继电保护应该依照变压器的容量做出调整：容量低于400kVA时适宜使用高压熔断保护，容量处于400-630kVA之间时，应在安装电流保护在断路器中，保护时限比0.5s高时应该加设电流速断保护，当容量超过800kVA时，必须设置电流保护，保护时限高于0.5s时与变压器继电保护相同，即设置电流速断保护；第三，当分段母线处于非并列运行状态时应该设置电流速断保护，注意保护动作只在断路器合闸的同时投入，完成合闸动作后自动消除，分段母线中还应该设置电流保护，除非是负荷等级较低时。
4 10kV以下系统保护整定计算
4.1 电网侧出线
第一，瞬时电流速断保护。瞬时电流速断保护主要是立即切断线路首段故障，从而保证关键用户负荷规定的底线参与母线电压。速断保护是依据躲过本线路末端三相最大短路电流整定计算的，并且使出口灵敏度达到标准。在Idzj = I.3×Idmax/nLH公式中，线路尾端短路短路电流的最大值为Idmax，电流互感器的变化数值为nLH 。当线路尾端与开闭所、变电所等线路连接时首先应该确保护动作的选择性，依照躲开开闭所或者变电所短路整定。同时检查线路出口部位故障的敏感度。
第二，过电流保护。微型计算机构成的继电保护分为Ⅰ 、Ⅱ、Ⅲ段，将电流保护的后两段整定位过电流保护较为适宜，依照躲最大负荷电流整定，按照Idzj=KkKjx×KzqdIthKfnLH公式，Kk和Kf分别代表可靠系数以及返回系数，可靠系数为1.2-1.3，而返回系数当是常规保护时为0.85，而微机保护时为0.9，另外Kjx指接线系数，数值为1.使用三相星形接线与不完全星形接线两种方式设置电流互感器，当使用三角形以及两线电流差接线方式时Kjx为 ，另外Ith、nLH分别代表负荷自启动系数以及电流互感器变化，Kzqd值为1.5，代表负荷自启动系数。
4.2 电弧炉变压器
首先，电弧炉变压器的速点保护整定选8倍的额定电流整点。在Idzj=Kk×8Ie/nLH公式中除了Kk的可靠系数值变为1.2外，其他数据与以上设置保持一致，另外时限设置0s。
其次，当变压器的电弧燃烧后，冶炼电流会大大超出额定电流约1.5-3.5倍，并且在3s内不会出现变化。变压器过流保护整定原则的电流元件，应该按照3.5倍的过流定值或者依照敏感度选择。
4.3 整流变压器
整点变压器的速断保护整定原则一方面按照额定电流的8倍整定，一方面可以以低压侧短路存在1.3灵敏度整定。过流保护整定以额定电流、敏感度来选择。
4.4 10Kv电容器
电容器的速断保护整定原则为躲电容器充电电流整点以及灵敏度大于2的系数整定。Idz=（4-5）Iec的充电电流整定中Iec代表额定电流，Idz≤ID.minKIM当中Kim代表灵敏数值，应使其高于2，时限为0s。过流保护整定依照电容器额定电流以及灵敏系数原则，Idzj=KkKjxKbw×Iec/nLH中Kk为1.25，由于电流波形中可能存在高次谐波，所以必须使标准正弦低于实际电流值，电容量Kbw选1.25。
5 结束语
综上所述，当前电力系统的低压电网中继电保护整定计算还存在一些问题，尤其是10Kv母线近端短路短路给变压器带来的不良影响的问题急需解决，只有快速切断故障部位才能保证整个电网的稳定运行。结合以往工作经验，研究出一套适应10Kv的保护整定原则，经过实践表明此方式安全可靠，适宜广泛推广使用。
参考文献
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作者简介
吴治伟（1983-），男，贵州省凯里市湾水镇大坪村人。大学本科学历。中级职称。主要研究方向：PLC控制理论和电气设备、线路保护整流计算。
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【关键词】继电保护；风险隐患；在线评估
随着经济的发展，我国电力行业的发展步伐也开始逐渐加快，电力行业的改革以及对新技术的应用也更加频繁，对于电力基础设施的管理也开始提上电力企业的工作日程。国家电网的建设使得电力网络的覆盖范围越来越大，而由于其结构和运行方式的复杂化和多样化，电网的安全问题也成为人们关注的重点。继电保护作为保障电网安全稳定运行的第一道防线，其作用和意义十分重大。
1.继电保护概述
继电保护顾名思义，就是用有触点的继电器来保护电力系统及其元件（发电机、变压器、输电线路等），使之免遭损害。当电力系统发生故障或异常工况时，在可能实现的最短时间和最小区域内，自动将故障设备从系统中切除，或发出信号由检修人员消除异常工况根源，以减轻或避免设备的损坏和对相邻地区供电的影响。
传统的继电保护系统因为受到运行方式的限制，自主应变能力差，潜在风险较大，对事故无法做出及时反应，易导致设备的误动或拒动，使事故扩大。如果电网结构和运行状态出现突发性改变，尤其在电网负荷较大时，很可能造成继电保护系统失误，造成非预期连续跳闸，引发系统解列或大范围的停电事故。其原因在于目前电力网络中使用的继电保护系统的动作依据是保护安装处设备的采集量，而非系统的全局量。
电网的不断发展和扩大，使其自身的结构和运行方式变得复杂多样，致使相关保护装置的定值整定难度加大，保护之间的动作配合也变得复杂，而在电网实际运行中往往会发生多重电网故障接连发生，此时很有可能因为整定的不合理导致保护之间的配合缺乏选择性，造成越级跳闸使停电范围扩大。目前在继电保护中多采用“加强主保护，简化后备保护”的方式，对后备保护的重要性认识不足，为电网的安全运行埋下了安全隐患。
2.继电保护存在隐患的原因及分类
导致继电保护存在隐患的原因主要有三类：
（1）继电保护系统的硬件缺陷：保护装置的通讯系统出现故障，或者测量元件出现故障，装置的部件出现老化以及二次回路的接线松动等。
（2）继电保护装置的软件缺陷：保护装置在出厂时程序上存在漏洞，在出厂试验时未能及时发现问题，但现场运行过程中出现了无法解释的问题，这时就需要继电保护装置厂家对其进行程序升级，以消除此类隐患。
（3）继电保护的定值设置不合理：错误计算定值或是定值的设置不符合当前电网运行方式会导致继电保护存在隐患。
3.继电保护的隐患在线风险评估
通过EMS系统或者SCADA系统对电网运行的数据进行实时的在线采集和判断评估，当数据偏离定值要求时，系统能够及时发出警报，提醒检修人员及时对电网中的继电保护装置进行检查，如果继电保护装置能够实现全面在线评估，电网的安全性将大大提高。
继电保护系统软、硬件缺陷的在线风险评估：被保护设备在系统故障时保护能正确动作，而相邻设备由于硬件损坏导致不该其动作时保护误动；被保护设备硬件损伤导致系统发生故障时保护拒动，这种情况下会发生越级跳闸，导致停电范围扩大；设备本身无故障但受外界干扰，继电保护设备存在缺陷产生保护误动。
由于在电网正常运行时，继电保护的隐患一般不会造成影响，只有当电网设备受到外界干扰时隐患才会爆发出来，继电保护装置不能正确动作，所以只有采用风险评估的方式才能够综合地评估出继电保护隐患会对电网安全造成的影响值。
保护定值不合理的在线风险评估：
继电保护定值不合理是指保护定值没有足够的灵敏度，也不符合选择性要求，当不合理值出现在不同区域时对于电网的危害程度是不同的。
在继电保护的隐患中比较常见的是保护定值设置的不合理，导致继电保护在工作时出现不正确动作，而保护定值要设置的合理要同时满足两个条件就是在灵敏的同时要有所选择，只有这两个条件都满足了才能算得上是合理的保护定值。由此我们可以把不合理的保护定值划分为三类：保护定值未达到一定的灵敏度；保护定值不具有选择性的功能，如出现越级跳闸的情况；三段式相间距离保护躲不过最大负荷电流。这三种定值在电网中发生的位置不同，所造成的危害也是不一样的，并且电网的运行方式和电网负荷大小也会对不合理定值对电网造成的危害产生影响，所以对不合理定值的评估需要分情况计算，评估在不同情况下不合理定值对电网危害的具体程度，以此来确定将继电保护装置的保护定值设置为多少才能最大程度上减小该隐患发生时的危害。
进行不合理定值隐患范围的计算，是因为由不合理定值引发的继电保护隐患只有在一定的范围内发生了电气故障才能够使继电保护不正确动作，为了能够精确的计算出电网中不合理定值隐患的范围，在计算中不再使用定值整定规程中的可靠系数以及分支系数，而是采用沿线逐点计算，通过这样的方法确定出来的隐患范围更加精确，通过这一方法可以将各个相间距离的保护范围计算出来，再依据上下级保护之间的配合关系来计算出不合理定值的范围。
要计算不合理定值的风险还要对其爆发的概率进行计算，对概率的计算要采取事件树的方法进行计算，从事件树的示意图中可以看出只有顺着特定的分支路线行进时，不合理定值的隐患才会爆发出来，所以要找出不同线路上不合理定值隐患的爆发条件，分别进行概率的计算。最终根据计算出来的每条线路上的概率值，计算出整个线路上不合理定值隐患爆发的总概率。
有了总概率的值，就可以进行不合理定值风险的计算，利用计算公式就可以计算出不合理定值隐患的风险，就能够知道这一隐患对电网运行的危害究竟是怎样的。
4.结束语
本文研究了继电保护运行的风险隐患，针对导致继电保护隐患的主要原因，用风险定量的方法分析继电保护隐患对电网安全的影响。介绍了继电保护运行风险评估的研究方法，研究了继电保护定值不合理的运行风险评估，以定量地评估继电保护定值不合理对电网安全的影响，确定电网中保护定值不合理的薄弱环节。分析了继电保护系统软、硬件缺陷的特点，进行了继电保护系统软、硬件缺陷的运行风险评估。
【参考文献】
继电保护整定的重要性范文6
关键词：继电保护状态; 检修; 实际应用
中图分类号：TM774文献标识码：A文章编号：
Abstract: With the development of network change rapidly, the traditional management system already more and more adapt to power system security, stability, reliable operation, need to explore new technical equipment maintenance. Therefore, this article on the relay condition-based maintenance practical application was studied.
Key words: state relay protection; maintenance; practical application
电力系统的根本任务是经济而可靠地给用户供电，安全、经济、优质是对其的根本要求，与此同时更致力于降低运行及维护费用。作为防止故障及扰动对电力系统危害的一道重要防线，继电保护系统是必不可少的组成部分，对保证电力系统安全稳定运行、防止事故的发生和扩大起着至关重要的作用。继电保护装置的误动或者拒动都会给电网运行带来极大的影响。因此，在实际运行中为了确保继电保护处于完好的工作状态和提高继电保护装置动作的可靠性，减少设备的停运时间，延长设备寿命，降低运行费用，改善设备性能，除了需要及时发现并消除继电保护系统的故障和缺陷以外，还需要采用科学合理的检修策略对继电保护系统进行科学有效的检修、维护。
1.不同电压等级继电保护状态检修的特点
随着电力系统的不断发展，电力网络的不断增加，电压等级也从低压至高压、超高压、特高压不断升高，以及电力系统一次系统结构变化和技术发展，对继电保护的要求也越来越高。根据电压等级的高低，继电保护装置的功能和二次回路的复杂性也有着相当大的区别，因此继电保护状态检修也就有着各自的特点。本文仅就110kV及以下电压等级的继电保护状态检修进行讨论。
(1)110kV及以下电压等级的继电保护装置保护功能简单，收、发信机、故障录波等辅助设备少，基本上都是由单一的保护装置来实现继电保护功能。因此设备状态检测的内容较220kv电压等级和500kv电压等级少，基础台账收集工作量相对较小。
(2)110kV及以下电压等级的继电保护二次回路原理简单，其断路器操作回路为三相操作回路，并且不要求保护装置的双重化配置，较之以分相操作回路和双重化的保护装置的二次回路来说，其二次回路的监测问题相对简化，二次回路检查的工作量相对较小。
(3)110kv及以下电压等级的继电保护设备巡检周期较长。在整个电力系统中，110kv及以下电压等级的重要性较220kv电压等级和500kV电压等级弱，对设备的运行环境、保护装置的运行情况、设备的绝缘要求均不一样，因此运行设备的巡检周期也就有长有短，对检修策略的确定也会构成一定的影响。
2.继电保护状态检修的实际应用
2.1基础性资料的收集
继电保护状态检修是基于继电保护设备状态监测技术和设备自诊断技术，结合继电保护装置及其二次回路的运行和检修基础资料，通过继电保护设备状态评价、风险评估、检修决策，达到设备运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。因此，收集继电保护设备的基础资料是继电保护状态检修的基础环节。继电保护设备的基础资料大体上包括四个部分:原始资料、运行资料、检修资料、其它资料。
(1)原始资料:包括变电站继电保护设备的出厂资料(包括保护设备型号、技术说明书、运行维护手册、平均无故障时间MTBF、批次号、出厂试验报告等)、供用方的技术协议、安装变电站时的工作联系单、相关会议纪要、安装记录、交接试验报告、竣工图纸、验收报告等。
(2)运行资料:包括继电保护设备的投运日期、投运后至今的运行情况(保护及插件更换记录、保护定值更改记录、保护检修记录、保护动作记录、电缆更换记录)、历年缺陷及异常记录、保护定值单、巡视记录等。
(3)检修资料:继电保护设备巡检记录、例行试验报告、诊断性试验报告、消缺记录、有关继电保护设备反措执行情况等。
(4)其它资料:家族缺陷、历次状态评价报告、保护逻辑、保护软件版本、年度设备分析报告和年度运行分析报告(包括保护动作次数、保护同型号无故障时间、保护同批次无故障时间、保护动作正确率)等。
2.2巡检项目及巡检周期
继电保护设备的巡检是定期进行的为获取设备状态量的巡视和检查，包括运行人员的巡视和检修专业人员的巡检。对于110kV及以下的系统，针对微机继电保护设备运行主要巡视项目如下:
(1)微机保护装置现场运行环境检查，运行温度和湿度是否满足保护运行的要求;
(2)微机保护装置面板各运行指示信息、显示屏是否正常;
(3)保护屏内的各功能开关、方式开关、压板投退是否符合当时现场的运行状态需要，是否满足整定单要求，且接触是否可靠;
(4)保护装置与保护管理机及监控系统通讯状况、GPS对时情况是否正常;
(5)检查后台监控系统是否有异常信号，且此信号是否与保护装置上显示情况保持一致;
(6)电缆孔洞的防火封堵情况是否满足要求。
针对微机继电保护设备检修主要巡视项目如下:
(1)微机保护装置面板各运行指示信息、显示屏是否正常并检查定值区号和整定单是否一致;
(2)保护屏内的各功能开关、方式开关、压板投退是否符合当时现场的运行状态需要，是否满足整定单要求，且接触是否可靠;
(3)二次回路接线是否有松动情况、户外端子箱及端子排是否有锈蚀情况、二次接地是否可靠;
(4)检查电流互感器、电压互感器二次回路，对直流电源回路进行红外测温，检查回路的温度;
(5)检查微机保护版本，核对最新定值单并检查微机保护装置交流采样值;
(6)检查开入量与实际运行情况一致，并检查各项反措是否已执行，并满足反措要求。
对于110kV及以下的系统，继电保护设备运行巡视的周期要求每月巡视一次;而继电保护设备检修巡视的周期要求每年巡视一次。
2.3试验项目的确定
对微机继电保护的试验分为例行试验和诊断性试验两类。所谓的例行试验是指为获取设备状态量，评估设备状态，及时发现设备隐患，定期进行的保护停用状态下的各种试验。而诊断性试验则是说在巡检、例行试验等发现设备状态不良，或经受了不良工况，或受家族缺陷警示，或连续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。
