继电保护设备

继电保护设备（共12篇）

继电保护设备 篇1

0 引言

随着近年来我国电网建设规模的逐渐扩大, 继电保护装置在电网运行中的重要性也逐渐受到了人们的重视。继电保护设备的可靠、快速运行能够为电网的稳定、安全、正常运行提供有力保障;而继电保护设备的拒动、误动或是失效问题, 则会造成较为严重的电力系统故障, 甚至导致大规模的电网事故。所以, 对继电保护设备进行及时有效的检修有助于提高电力系统运行的可靠性。

1 继电保护设备状态检修的基本内涵

继电保护是在电力系统发生故障或异常运行情况下动作, 保证电力系统和电气设备安全运行的自动装置。在继电保护设备的发展完善过程中, 触点继电器是传统电力系统较为常用的继电保护元件, 且一直沿用至今。辅助继电器和测量继电器是2种较为常用的继电保护设备, 其中, 辅助继电器的主要作用是用来改进和完善保护的功能, 而测量继电器则能直接反映电气量的改变。

在电力系统发生故障或是出现异常情况后, 需在最短时间和最小范围内, 从电力系统中自动地切除故障, 或是由值班人员人工处理异常情况, 以最大限度地降低供电系统障碍对供电区域以及相关设施的正常使用造成的影响。可靠性原则是要求保护装置处于良好状态, 随时准备动作。保护的可靠性主要由高质量的保护装置、合理的设计、可靠的安装调试、精心的运行维护来保证。另外, 在运行方式变化时应注意对定值进行调整以确保保护系统可靠动作。

继电保护设备状态检修通常也被称为预知性维修, 就是通过状态监测法, 对设备当下的运行状况以及健康状态进行准确判断, 并以此为基础, 选择最佳的设备检修时机对其进行全面检修。继电保护设备状态检修的主要目标是促进电力企业经济和社会效益的提高, 改善设备的运行性能, 减少设备检修成本, 延长设备使用寿命, 提高电力系统继电保护设备可靠性和可用系数。

继电保护设备状态检修主要涉及检修决策、诊断及设备状态监测3个方面。其中, 状态检修的基础在于状态监测, 它能够为设备状态诊断提供可靠依据, 从而有助于整个电力系统的检修。电气设备按照其基本功能的不同, 通常包括二次设备和一次设备2种, 一次设备 (也称主设备) 是构成电力系统的主体, 包括发电机、电力变压器、断路器、隔离开关、电力母线、电力电缆和输电线路等。二次设备是对一次设备进行控制、调节、保护和监测的各种辅助设备, 它包括控制器具、继电保护和自动装置、测量仪表、信号器具等。随着一次设备状态检修的逐渐推广完善, 电力系统对二次设备检修也提出了较高的要求, 而且, 继电保护二次设备对于电力设备和整个电网的稳定运行具有十分重要的影响。

2 继电保护设备状态检修的基本原则

(1) 计划检修指的是计划经济管理体制下, 从我国实际情况出发, 制定和实施的继电保护设备检修管理方法。固定检修周期通常不会因现场设备运行可靠性、型号性能以及环境和运行条件的变化而改变。所以, 在定期检修设备运行状态时, 不管其是否处于正常的状况, 均需进行大卸大拆大组装。在继电保护设备故障检修过程中, 需要打破传统的思想束缚, 实施预防性检修和状态检修相协调的混合式检修。

(2) 继电保护设备状态检修能够为其正常运行提供可靠保证, 降低设备运行成本, 所以, 在状态检修过程中, 不仅仅要检修主要设备, 还应关注非主要设备, 对其运行程度进行准确预测, 避免设备故障造成严重的损失。

(3) 在状态检修的实施过程中, 分析和检测设备运行状态, 有助于对检修项目和检修间隔进行合理、科学的调整。

3 继电保护设备状态检修措施

(1) 强化继电保护设备状态检修管理力度, 改进状态检修技术。若要提高继电保护设备状态检修管理的有效性和科学性, 则必须有针对性地分析设备的故障类型, 并以故障类型和设备实际情况为基础, 制定合理、科学的检修计划, 并充分考虑设备应用过程中潜在的突发情况和故障风险[1]。相关管理部门需详细记录和分析所辖区域的设备障碍和缺陷, 并定期对信息进行汇总和分析, 以提高应对突发事故的能力。电力系统继电保护设备状态检修工作具有较高的复杂性, 因而相关工作人员需在综合分析和掌握相关设备现行运行状态、历史运行状况和故障资料的基础上, 结合自身所掌握的专业知识, 对其进行准确的分析和判断[2]。

(2) 制定和分析状态检修周期。因为电力系统继电保护设备的运行会对其他装置产生直接的影响, 不同设备在相同时间内也会发生程度不同的损耗问题, 所以, 这就需要值班和设备状态检修人员以设备使用的具体情况和自身的工作经验为基础, 合理确定设备状态检修周期[3]。通常情况下, 新投入使用的继电保护设备应在使用的第一年实施一次系统的校验, 后逐渐改为每5~6年实施一次全部检修, 且每2~3年实施一次设备重点部分检修, 同时, 在有需要的情况下, 还应在部分设备使用过程中, 及时有效地处理相关的异常情况, 并对设备进行临时检修[4]。

(3) 重视新技术的开发与利用。为了保证电力系统继电保护设备状态检修工作的有效实施, 从而为设备的安全、有效运行提供保证, 检修人员应注重新技术的应用。以在线监测技术为例, 该技术具有较好的应用前景, 但是, 现阶段我国的实际情况还无法满足其大规模开展的需要, 所以目前还难以全面实施状态检修。

(4) 强化分析和统计继电保护设备的运行状态[5]。为了保证电力系统继电保护设备的状态检修能够顺利开展, 值班人员应充分了解继电保护设备的相关数据, 以利于合理、科学地判断其运行状态, 为相应对策的制定提供可靠依据。对继电保护设备而言, 多数设备的老化和磨损都会经过较长的一段时间, 所以, 通常可通过对设备状态的定期检测, 来全面了解其电气参数变化、物理量变化和化学量变化, 并从中获得较为可靠的规律。

(5) 重视继电保护设备初始状态的监测。在监测电力系统继电保护设备运行状态时, 应重点关注其全过程管理, 强化对继电保护设备运行周期的监测, 特别应注重继电保护设备与初始运行状态的比较, 从而为后期运行状态的检修奠定良好的基础。

4 结语

综上所述, 定时对继电保护设备实施系统的状态检修, 不仅能够极大地降低电网运行的成本, 而且有助于提高继电保护设备运行的可靠性。电力系统中继电保护设备的日常检修属于一种复杂程度较高的系统性工程, 继电保护设备检修人员应在日常工作过程中注重实践经验的积累和总结, 从而通过实时性、预知性的检修工作来提高继电保护设备运行的安全性和可靠性。

摘要：在论述了继电保护设备状态检修基本内涵的基础上, 分析了状态检修的基本原则和措施。

关键词：继电保护设备,状态检修,内涵,原则,措施

参考文献

[1]李梦华, 周永朝.浅析电力系统继电保护状态检修及评估[J].科技致富向导, 2011 (36) :416~417

[2]贺福林.结合继电保护定期检验浅谈对状态检修的认识和看法[J].山西电力, 2002 (6) :222~224

[3]陈祖源.电力系统继电保护装置状态检修的探讨[J].科技资讯, 2009 (36) :131~132

[4]刘志安, 李友军.关于继电保护设备状态检修的探讨[J].科技资讯, 2011 (30) :141~142

[5]吴雪峰, 邱海, 吕赢想.继电保护设备状态检修的探讨[J].浙江电力, 2011 (5) :52~53

继电保护设备 篇2

【报告来源】前瞻网

【报告内容】2013-2017年中国继电保护及自动化设备行业发展前景与投资预测分析报告（百度报告名可查看最新资料及详细内容）

报告目录请查看《2013-2017年中国继电保护及自动化设备行业发展前景与投资预测分析报告》

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继电保护设备 篇3

关键词：继电保护设备；状态检修；关键技术

中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）29-0128-02

在电力系统中，继电保护设备是非常重要的组成部分，在系统运行中起着不可替代的作用。其运行状态的稳定与否对整个电力系统的安全经济运行、防止事故发生和事故扩大有着相当重要的影响。而状态检修是一种预防性的工作，其主要是根据对设备运行状态进行各种各样的评估以及对其评价分析的结论来制定检修计划。继电保护设备属于系统的二次设备，二次设备是让一次设备健康有序运行的有力保障。其检修的主要目的也是在充分保证二次设备健康运行的条件下满足整个系统安全运行的要求。

1 我国电力系统的检修现状

当前我国对电力系统设备的检修主要分为：周期性检修和状态检修。长期以来，电力系统一直采用定期进行预防性计划检修制度，即根据电力部所颁发的《电力设备预防性试验规程》，对不同设备所规定的项目和相应的试验周期，定期在停电状态下进行检查性试验及检修。其主要缺点就是“检修过多和检修不足”，即对于状况较好的设备检修过剩以及对缺陷较多的设备检修不足。

而随着我国电网的不断发展，其结构也日益复杂、分布范围也越来越大。因而，继电保护设备维护的工作量以及其维护成本也随之增加。如果继续采用周期性检修制度，则其负面效应也会随之扩大，因此必须采取更合理的状态检修制度，即根据设备的实际运行状态实施状态检修。

状态检修并不是减少对设备的检修次数，而是要根据设备的实际运行状态，有针对性地进行检修。状态检修是以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过设备状态评价、风险评估，检修决策，达到运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。

2 状态检修的优点

①状态检修针对性很强，有明确的目标。状态检修是以电气设备的结构特点、实际运行工况以及试验结果为依据，通过对电气设备性能的综合对比分析，从而确定该设备是否需要检修以及需要检修什么项目，因此在对电气设备进行检修前就有一个合理而明确的检修计划。

②状态检修在确保检修质量的前提下，可以有效地节约检修成本。由于状态检修目标明确，而且有很强的针对性，所以可以根据电气设备的实际情况合理的延长检修周期，从而减少检修次数，节约了检修的人力、物力和财力。

由上我们可知：继电保护的状态检修相对于周期性检修而言，更能满足目前用户对供电可靠性的要求，并且同时也可以满足电力企业对于设备检修经济性的要求。目前，随着我国电网结构的不断升级和改造，电力设备的数量也在不断地增加，所以相应的设备维护量也呈现出上升趋势。而随着社会科学技术的进步，各种电力设备的制造水平也在不断提升，也就是说电力设备在运行过程中出现的故障几率在不断下降，所以，由此也可以看出电力设备的检修的检修周期是完全可以延长的。所以，相比之下状态检修的优势就不言而喻了。

3 继电保护设备状态检修概述

相比于周期性检修，继电保护设备的状态检修一般被称为预防性检修。其主要是根据继电保护设备的实际运行状况以及状态的评估，决定该继电保护设备是否需要进行检测和维修。因此对于继电保护设备的状态检修，其前期的状态检测起着非常重要的作用。

状态检修在我国发展的起步较晚，而当前继电保护设备状态的检修技术在我国的发展也不成熟。而在国际电力行业中，首先提出继电保护设备状态检修概念的是美国的杜邦公司。其基本内容是：以继电保护设备的实际运行状况为依据，辅以现代化的状态检测方法，从而判断继电保护设备的健康状况，以确定对继电保护设备进行检修的最佳时机。加强对继电保护设备的状态检修的主要目的是：在减少继电保护设备停运时间的基础上，进一步提高继电保护设备的稳定性和可靠性，从而有效地降低继电保护设备的检修费用以及可靠的延长设备的使用寿命。

4 继电保护设备状态检修关键技术

4.1 状态检修的基础

在线监测是电力设备在运行时，及时发现问题的主要保障，也是继电保护设备在进行状态检修时的重要基础。因此，为了确保监测的准确性，可以采取在监测技术上投入的措施，这样也有利于及时发现设备的早期缺陷，并可以对其可能发生的问题作出比较科学的预测，从而可以确定检修的最佳时机。

4.2 状态检修的核心

状态检修的核心就是对设备的状态进行对比分析。其关键就在于对在线监测信息的采集，以及对相关资料的分析，对有助于全面掌握继电保护设备状态及状态变化趋势的把握，从而将更科学、更适合设备实际情况的检修策略应用到状态检修中去。

4.3 状态检修的保障

要将状态检修有效地开展，则必须要将现场监测的数据和后台分析处理的数据及时的传递给相关的技术人员，以确保能对继电保护设备状况的及时掌握和对其进行有效处理。因此，数据的有效传输关系着继电保护设备的安全和供电可靠性，是状态检修能否有效实施的保障。目前，我国在线监测现场的监测数据直接通过数据通信接口与后台分析系统及检修中心局域网相连，从而保证了检修中心能实时的获取各被监测设备的监测数据。

4.4 状态检修的关键

相对而言，我国实施继电保护设备状态检修制度较晚，因此在技术人员的配备上也相对落后，许多都是以前传统的电力设备维修人员。而状态检修技术人员相对于传统的电力设备维修人员要求有：更全面的专业素质、独立的理性判断能力、很强的事故处理能力。从而能在设备继电保护设备运行、故障处理和设备检修过程中使费用达到最优化、经济损失降到最低，以确保较高的设备利用率和整体效益。因此，专业技术人员的培养是状态检修的重中之重，是状态检修有效实施的关键。

5 继电保护设备状态检修的实现

5.1 继电保护设备自检的实现

现今社会随着科学技术的不断进步与发展，应用微机保护技术的保护设备都已具备了较强的自检功能。其主要是通过软件编程来实现设备保护的基本功能，保护设备的动作特性则由软件的逻辑功能确定。

5.2 保护装置二次回路状态检修的实现

把保护系统所要监视的各环节进行合理的划分是实现继电保护设备状态检修的必要保障。继电保护设备包含了装置本身、交流输入回路、直流回路、操作控制回路等，因此，在对继电保护设备进行状态检修时应将其划分为一个整体。只有这样状态监测才会更加完美，从而避免“盲点”的出现，以有利于对其进行推广。随着软、硬件技术的发展以及平台技术在保护设计制造中的应用，采用PLC可编程逻辑功能可有效地使保护范围延伸到装置外的回路中，从而弥补继电保护二次操作控制回路中某些不具备自检、在线监测、数据远传功能的缺陷。

5.3 断路器状态监视的实施

电力系统中对断路器跳闸接点进行优先监视，是继电保护设备实施状态检修的中的一个重要环节。我们通常进行的例行维护，是需要保证断路器的跳、合闸回路正常、操作机构正常以及断路器的遮断容量满足电力系统的要求，然而这种检修方式往往会造成非常大程度的过度检修。而采用监测系统则可更好的根据实际情况评估断路器的状态，从而提出合理的检修策略。

继电保护设备为电力系统安全可靠的运行提供了一道有力的防护线，对整个电力系统的安全经济运行、防止事故发生和事故扩大提供了保障。因此，对继电保护设备进行有效的检修是保障电力系统安全可靠运行的有力措施。而状态检修则是当前结合设备实际运行工况，能有效保证继电保护设备高效运转的一种最为合理的检修方式。虽然状态检修目前在我国的发展还存在着一些问题，但是随着我国电网的不断发展以及科学技术的不断进步，状态检修将来必定会成为我国电力系统的主流维修模式。

参考文献：

[1] 陈培琦，韩磊.继电保护状态检修及其评价[J].湖州师范学院学报，2011，（10）.

[2] 苏松鸿.继电保护状态检修探讨[J].市场纵横，2011，（8）.

浅析继电保护设备状态检修 篇4

1 继电保护设备状态检修的重要性

在继电保护检修中, 由于目前的技术对大部分二次回路还不具备检测功能, 因此, 对设备运行时的状态无法进行准确的定位。同时, 由于目前大部分二次回路的检测与操作都是由硬件系统来实现的, 这就造成了除少量故障能够通过硬件系统传输信号外, 大部分故障硬件系统都无法实现报警功能, 从而产生了继电保护装置中的空白区。因此也可以说, 以目前的技术水平对继电保护设备并不具备完全的检修能力。

另外, 继电保护装置的检修并不是单纯章义上的检修, 而是要根据设备的故障点进行针对性的检修, 并且在检修过程中在充分注意外界环境的配合。而不能将继电保护检修盲目应用于各种设备中。因此, 在某种意义上来讲, 继电保护设备的检修就是状态的检修。

除此之外, 在电力系统发展中, 继电保护设备主要是对供电系统进行及时的故障断电、及时地对电力系统供电过程中出现设备不正常状况时发出报警信号, 以保证电力系统的正常供电安全, 降低供电设备的损坏率。因此, 继电保护设备对状态的检修是十分必要的, 它对电力系统的供电安全以及设备的正常运作是十分重要的。

2 继电保护设备检修在电力系统中的统计方法

在电力系统供电中, 继电保护设备的正常运作是依靠继电保护设备自身的可靠性指标定义以及继电保护计算、评估、使用、检修等共同来实现的。就目前来看, 我国对继电保护设备的统计方法还主要是依靠‘正确动作率’来完成的。这种统计方式主要是利用一定的限期内对继电保护设备总共动作次数中正确动作次数的统计, 其主要公式为:

正确动作率= (正确动作次数/总动作次数) ×100%

这种统计方法由于产生的故障率较低, 如果在统计期限内电力系统内部供电没有出现故障发生时, 被统计的正确动作率就会很低, 甚至会显示正确动作率为零。

3 继电保护设备状态检修方式

继电保护设备的检修对维持电力系统正常供电具有着十分重要的作用。因此, 在继电保护设备检修中要针对继电保护设备状态进行检修, 才能最大限度保证供电安全。

3.1 继电保护设备状态检修的意义

继电保护设备的状态检修主要是指在二次供电设备检测的基础之上, 针对二次供电设备检测及分析的结论, 对继电保护设备实行科学合理的检修时间安排及检修项目的一种方式。继电保护设备的状态检修主要有三层意义, 即:对继电保护设备运行状态的检测;对继电保护设备运行状态的故障诊断;对继电设备故障检修的安排。其中, 继电保护设备运行状态的检测是继电设备故检修的基础条件, 而继电保护设备运行状态的故障诊断则是以继电保护设备的运行状态为依据的, 这三者之间形成一个完整的系统结构, 利用综合的历史信息数据、强大的神经网络对继电保护设备的运作状态进行检测, 以保证继电保护设备的运行安全及设备的健康。

除此之外, 继电保护设备的状态检修目标主要是为了减少设备因故障时的停电时间、有效地延长设备的使用年限、提高继电保护设备的整体运行安全和设备的使用率、改善继电保护设备的运行能力、降低继电保护设备的检修次数及检修费用支出、提高电力系统的整体经济运营成本。

3.2 继电保护设备状态检修方式

继电保护设备的状态检修方式主要有三种:对新安装的继电保护设备进行状态检修、对运行状态下的继电保护设备进行定期检修、对继电保护设备运行状态下实行补充检修。

在继电保护设备状态检修中, 首先要对供电系统所有被保护数据进行整理, 在计算机系统里, 所有的逻辑分析功能都是由其内部的CPU来完成的。因此, 在继电保护设备状态检修中, 要对硬件实行规范化管理, 同时, 对于出口的继电保护设备均要采用全封闭继电器, 这有利于提高继电保护设备的安全性, 同时还可以大大降低对二次回路检修的复杂程度。另外, 这种新型的装置还可以有效地降低二次回路与继电保护设备因接点不牢固而产生的设备不正确动作性。

另外, 当检修过程中, 一但出现继电保护设备异常情况及故障时, 计算机保护系统都可以通过自身所附带的自检功能对中心系统发出报警信号, 同时关闭对继电保护设备相关的保护。另外, 要想保证状态检修的准确性, 对计算机的软件编程要实行标准化格式, 以提高软件编程的灵敏度。另外, 要在计算机与继电保护设备是设置安全性高的通信接口, 以便继电保护设备一但出现故障问题时, 计算机可以及时通过信息分析功能对此进行处理并将故障点打印出来。

除此之外, 由于计算机保护下的继电保护设备安全性能大大提高, 节省了电力系统的大量人力物力的资源。传统模式下的对二次设备的定期检修主要是依照一定的时间对设备进行检查, 而在检查中并没有真正考虑到设备运行的实际情况。这种状况下的检修工作存在着较大的盲目性。而继电保护设备的状态检修, 则是通过改善电网安全、减少线损、提高供电安全性为主要目的, 对继电保护设备的检修更具实际性, 并且能够通过对状态的检修及时发现问题, 解决问题, 为企业降低了大量的检修成本, 同时提高了设备的安全性, 延长了设备的使用年限。

4 结语

综上所述, 继电保护设备的状态检修对提高供电安全及供电设备的正常运行性能都是十分重要的。因此, 在继电保护设备状态检修时, 要本着提高电力系统整体供电安全的目标进行检修, 以最大限度保证继电保护设备的安全, 保证电力系统的可持续发展。

摘要：随着电力系统的发展及继电保护设备的广泛应用, 电力系统对继电保护设备的检修技术也得到了提高。下面, 就一起跟随本文对继电保护设备状态检修进行一个简单的分析与说明吧。

关键词：电力系统,继电保护,状态

参考文献

[1]杜延令.推行状态检修探讨[J].山东电力技术, 1999 (2) .

[2]邓云球.推行状态检修的几项重点工作[J].电力安全技术, 2001 (6) .

继电保护培训(讲义) 篇5

天津电力调度通信中心李大勇

一、继电保护“四性”

1、可靠性

是继电保护最基本性能要求，通俗的讲，就是在保护范围内发生故障要可靠动作，发生区外故障要可靠不动作，也可以理解为不误动、不拒动。

2、速动性

快速切除故障，保证电力系统稳定运行（比如电流速断、差动保护、线路电流纵差保护）

3、选择性

只切除故障元件 应保证上、下级保护定值、时间配合4、灵敏性

定值保护范围 反映故障的能力 足够的灵敏度

速动性 选择性 灵敏性与整定计算有关

二、整定计算准备工作

1、具备资料

1）系统资料

 上级部门提供厂、站综合电抗（最大、最小），最高允许时限  本地区调度部门提供最大、最小运行方式、最大负荷电流 运行方式单

 一次接线图、调度批准书

 上下有配合（指分级管理范围连接部分）保护整定值情况

2）原始资料

 各种设备的技术参数（如：发电机 调相机 变压器 开关CTPT线路等）

 保护的特性与原理图或展开图 保护型号 说明书

 线路各杆塔架线方式 导线型号、截面

3）整定资料

 整定方案

 短路电流计算及画电抗图

三、参数计算

1、标么值计算

基准容量 天津地区选Sj：1000MVA

Xj=Uj

IjSj

*Ij*UjXj=Uj*Uj/Sj

Xj：基准电抗Uj：电压Ij：基准电流

电压选取：6.310.535115230kV

电流选取：91.65516.55.022.51kA

电抗选取： 0.03970.111.22513.22552.9

计算标么值=有名/基准

IjXj相电流 相电抗

Uj线电压

Ij电流源

2、各元件需要各建设单位上报的参数

 发电机、调相机：额定容量（Se）额定电压、电流

功率因数COSφ 次暂态电抗X”d

 变压器额定容量（Se）额定电流、电压比调压分头百分比短路电压Uk%(三卷变Ukgz% Ukgd% Ukzd%)

 电抗器额定容量（Se）额定电压、电流电抗Xd%

 架空线路各杆塔架线方式 导线型号、线路长度、截面电缆截面  电容器额定容量（Se）额定电压、电流 电容器内部结构 每相容量

3、元件参数计算

 发电机、调相机：X*=Xd”/100*(Sj/Se)单位一致 Se视在功率  变压器X*=U”k%/100*(Sj/Se)

三卷变 通过Ukgz% Ukgd% Ukzd%计算各侧Uk%

Ukg%=1/2(Ukgz% +Ukgd%-Ukzd%)

Ukz%=1/2(Ukgz% + Ukzd%Ukgz%)

10.66%18.72%6.57%

 架空线路 计算几何均距 通过线路截面查找每公里电抗

经验数值0.35-0.41Ω/kM

电缆一般根据型号 截面 电压查表

经验数值0.11-0.20Ω/Km

X*=X/Xj

 电抗器 X*=Xd%/100*（Ue/Ie）*(Ij/Uj)

四、短路电流计算

1、计算假设：

 所有参数均用X，当RΣ>=1/3XΣ时才计算电阻用ZΣ计算并取X1=X2;

 发电机电势取E*=1，不计

 除专用定值外,不计负荷电流影响

 不计电弧电阻和接地电阻影响

 不计非周期分量影响

2、短路计算公式

 三相短路

Id1*=E/X1*Σ 根据上面假设得出

故障点正序电流就是三相短路电流

Id1*＝Id*（3）

实用计算公式： Id（3）= Id1*×Ij =Ij/X1Σ*

Id1*―――正序电流标么值

Id*（3）――三相短路电流标么值

Id（3）――――三相短路电流有名值

 二相短路

Id1*=E/（X1*Σ+ X2*Σ）Id2*=－ Id1*

Id*（2）＝α2 Id1*+αId2*=√3 Id1*如果X1Σ= X2Σ

则Id*（2）＝√3 Id1* ＝√3 × E/（X1*Σ+ X2*Σ）＝√3/2×（E/X1*Σ）＝√3/2×Id*（3）

得出实用计算公式： Id（2）= 0.866Id（3）＝0.866 Ij/X1Σ*

Id2*―――负序电流标么值

 二相接地短路

实用计算公式：I(2)0= Ij /（X1*Σ+2 X0*Σ）

 单相接地短路

实用计算公式：I(1)0= Ij /（2X1*Σ+ X0*Σ）

五、可靠系数

继电保护技术问题研究 篇6

【关键词】电网；继电保护；正确动作率

1.提高继电保护动作正确率的措施

1.1严格执行继电保护工作的规程及反事故措施

继电保护工作在电力系统中是相当重要的，决定了电网的各项安全指标。关于继电保护制定了相关规程，继电保护规程是根据继电保护的原理及安装过程和操作细则制定的有关说明，在继电保护运行的过程中要严格按照规程操作，一旦违规操作就可能给电网造成损失，不光是会造成设备损坏，还会对经济造成严重损失。电网继电保护及安全自动装置反事故措施是在总结经验教训的基础上制定形成的，他是提高装置动作正确率的重要技术措施，必须予以贯彻执行。各地方电网在贯彻部颁电网继电保护及安全自动装置反事故措施要点时要结合各地方电网的实际情况制定相应的实施细则，并明确实施进程的轻重缓急，结合具体情况执行。对施工单位要严格要求，不执行反措的工程绝对不予施工，通过严格的管理就会起到良好的效果。

1.2合理进行继电保护装置的配置和选型

继电保护装置是严密的控制系统，在继电保护装置运行时主要靠实时传输的电信号控制。合理配置继电保护装置，挑选质量可靠、性能优良、技术先进的保护装置是保证继电保护正确动作的前提条件，并且要十分重视保护装置硬件、软件的规范化。在继电器的选型上也要选择适合电网的型号，以保证电网的正常运行，如果选型不合理会直接影响继电保护的效果，给电网造成一定的压力，甚至引起大面积停电故障。同时电力是不可储存的，就在一定程度上造成了资源的浪费。为了电网的正常供电，不仅要要求继电保护的配置良好，还要确保继电器的选型正确，这样就是对电网最好的保护。

1.3加强对继电保护工作的安全检查

在电力行业都有一个特定的安全负责人，安全负责人根据安规的规定严格检查在工作中出现的安全隐患，不断在安全问题上提示工作人员，以保证设备和人身的安全。针对电网安全首先要考虑继电保护的安全，继电保护是安全大检查的重点。针对电网运行的特点，用电高峰期安全大检查的重点是查系统继电保护整定原则是否符合部颁整定规程。特别要强调对电网的主要联络线高频保护和母线差动保护的投运率检查。根据国家规定，在重大节庆日及重大政治活动时期要严格检查电网安全，确保继电保护可靠工作，以免造成重大事故，威胁国家及人民安全，防止恶意破坏事件的发生。

1.4实施奖惩措施

有效的奖惩措施能够保证工作人员的积极性，尽量减少人为事故的发生，在一定的程度上解决人为因素带来的安全隐患，也能增强工作人员的安全意识，确保人身不受伤害。对在继电保护工作中认真检查并及时发现问题的予以奖励，对工作中玩忽职守的要予以惩罚，以保证制度的严肃性。实施严格的跟踪检查、严格考核、实行奖惩必能促进继电保护工作的开展。

1.5及时消除继电保护装置的缺陷

对继电保护设备的缺陷和异常情况应及时处理，保证运行设备始终处于正常状态。在继电保护平时的维护中及时发现问题并及时解决，以免在关键时刻出现问题，导致严重的后果。随着科技的进步，继电保护装置也在不断的升级换代，向着更可靠更安全的方向迈进。根据电网结构的变化，必须及时做好继电保护整定计算工作，及时调整系统保护定值，以适应不断变化的电网。

1.6继电保护装置的基建工程管理

继电保护装置的基建过程非常重要，直接决定继电保护装置的安装质量，一旦质量存在问题就会造成很多的后续麻烦，需要经过长时间的查找更正才能恢复。在《电力系统继电保护及安全自动装置质量监督管理规定》中，强调投入运行的继电保护装置和继电器必须是经过正式检定，且经过试运行考验的性能优良的设备。二次施工图必须向运行部门交底，运行部门在工程验收时可行使安全否决权，在工程启动投运时应严格把关，消除继电保护不正确动作的隐患。只有保证基建、设计、运行等部门共同协作，才能做到基建工程一次、二次设备保质保量同步投产，避免遗留问题，为电网安全运行打下良好的基础，确保工程质量。

2.提高电网继电保护正确动作率的对策

2.1加强专业基础知识学习

在现阶段继电保护正确动作率是难以掌握的实际性问题，电力企业要加大员工对继电保护正确动作率的认识，加强对继电保护知识的学习，以确保在工作中不出现误操作的情况。目前继电保护仍是电力系统相对薄弱的环节，依然存在着发生电网重大事故的危险点。制约继电保护动作正确率提高的因素比较多，主要是制造质量，其次是运行部门继保人员、运行人员的素质与现代化大电网的要求不相适应，由于对人员培训的力度不强，导致工作人员在工作中产生惧怕心理。这就要求通过专业的培训，提高人员的整体技术素质。同时专业的培训也是提高继电保护动作正确率的重要保障，可以减少和消灭误碰、误接线、误整定造成的电网继电保护装置误动作事故。

2.2依靠高科技手段

现代社会是高科技迅速发展的社会，高科技已经在各个领域得到合理的应用，能够保证设备的可靠运行。在电力行业主要依赖计算机进行数字化控制，通过准确的信号传输来保证设备的稳定运行，设定一系列的预警信号，确保在发生事故前起到警示作用。目前，计算机管理在继电保护领域已有所发展，但成熟的优秀软件、管理系统尚有待进一步开发和完善，通过科学管理提高继电保护动作正确率，提高电网的效益，保证电网的安全运行，同时减少人身伤害事故的发生。智能电网中继电保护技术所具备的特点：（1）继电保护的数字化。在智能电网中，互感器的传输性能会增强，与此同时故障几率会有很大的降低。信息传输的真实性使继电保护装置的性能提高了，在以后的技术升级中，需要考虑怎样使继电保护的辅助功能简单化，利用数字化的传感器提高它的性能。（2）继电保护的网络化。将智能电网与互联网进行对接，用户可以将信息或数据共享，利用其它组件提高其保护能力，简化继电保护装置（实际上就是智能终端，将被保护的原件的数据或信息传送到网络控制中心，使其可以利用运行故障中的数据信息）。（3）继电保护的自动整定技术。该特点是指依据电力运行方式和故障变化改变保护性能、定值和特性，尽可能地适应电力系统的变化，改善其性能。

3.结束语

本文根据近年来继电保护装置动作正确率不高的情况进行了探讨，并提出了相应的改善措施，主要目的是为了电网的安全发展。在现在的社会，人们对电力的依赖程度较高，保证电力的供应是现代社会的首要任务。在某些情况下，一旦电网瘫痪会给社会资源及人们的正常生活带来极大的影响，甚至导致国家安全受到威胁。电网安全也是一种重要的战备保障。通过对继电保护动作正确率的研究，就能保护电网的正常运行，减少影响电网安全的因素，为国家发展提供重要的电力保障。 [科]

【参考文献】

电气设备继电保护技术分析 篇7

一、电气主设备保护的现状

以往电力系统大型主设备 (包括发电机、变压器、母线、高压并联电抗器等) 继电保护与超高压线路继电保护相比, 处于一种相对滞后的状态, 主设备保护正确动作率一直较低, 与线路保护相比有较大差距。

随着基于新硬件平台的数字式主设备保护的推陈出新, 实现了主设备保护双主双后的配置方案, 保护的设计方案、配置原则趋于完善, 同时, 新原理和新技术的应用也大大提高了主设备保护的安全运行水平。

1、主设备保护的双重化配置和主后一体化趋势

近年来, 双主双后保护配置方案逐渐应用到主设备保护的领域, 尤其是国电调[2002]138号文件《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》继电保护实施细则对主设备保护的双重化作出规定后, 双主双后保护方案成为主设备保护研制、设计的指导准则, 并为现场运行提供了极大的方便。双主双后的保护实现方式是针对一个被保护对象, 配置2套独立的保护。每套保护均包含主后备保护, 并且每套保护由2个CPU系统构成。

2、主设备保护的新原理

近年来, 主设备保护通过对故障过程的电磁暂态过程的研究、TA饱和特性的研究、内部故障理论分析, 结合实际动模和数字仿真, 提出了一些新的原理并已在现场广泛应用。

(1) 差动保护

常规的两折线、三折线比率差动、标积制动式差动、采样值差动等已在很多文献中有所介绍。

(2) 关于励磁涌流

目前在工程上应用的判别励磁涌流的原理都是从涌流波形与短路电流波形的不同特征入手, 来区分励磁涌流与短路的。各种涌流判别原理都具有在故障合闸时, 保护动作时间长或动作时间离散度大的缺点。

二、主设备保护的发展趋势

1、保护装置的一体化发展

(1) 充分的资源共享, 一个装置包含了被保护元件所有的模拟量, 保护逻辑的判据可以充分利用所有电气量, 使保护更加完善、可靠, 判据更加灵活实用。

(2) 主后一体化装置, 给故障录波、后台分析带来了便利。任何一个故障启动或动作保护装置就可以录下整个单元所有模拟量, 使得现场故障的综合分析、定性及事故处理更加方便, 而分体式保护只能录下部分信息。

(3) 主后一体化装置便于保护双重化的实现。主后共用一组TA, TA断线概率大大下降;装置数量少, 误动概率降低。

2、新型光电流互感器、光电压互感器的应用

传统的电磁式TA是一种非线性电流互感器, 具有铁磁谐振、磁饱和、绝缘结构复杂、动态范围小、使用频带窄、铜材耗费大, 远距离传送造成电位升高等问题。

新型光电流互感器 (OTA) 、光电压互感器 (OTV) 相对于电磁式TA具有明显的技术优势:不存在饱和问题, 频率响应宽, 动态范围大, 在很大的电流变化区间内保持线性变换关系;实现了强电和弱电的完全绝缘隔离, 具有很强的抗电磁干扰能力;不存在二次开路的问题, 二次输出值较小, 适合与保护直接接口。因此其将成为主设备微机保护的发展趋势。

3、信息网络化

变电站监控和发电厂电气监控系统的发展, 要求主设备保护具有强大的通信功能, 以便通过监控系统实现保护动作报文管理、故障数据处理、定值远方整定、事故追忆等功能, 实现了电气智能设备运行的深层次管理。

在采用高速度、大容量的微处理器及高速总线设计后, 保护装置将具有更完善的数据处理功能和通信功能, 可以更好地实现保护信息化、网络化设计。主设备保护除了动作后经通信网络上传故障报文、数据到监控系统以外, 还可以为系统动态提供保护装置的运行状态和信息。

4、故障分析技术

新一代主设备保护必须具有强大的故障录波功能, 除了记录完整的事件报文、故障数据外, 装置还可以记录故障发生前后全过程所有的模拟量、开关量、启动量、中间量的变化, 完整地记录每个保护的动作行为。主设备保护的故障信息上传至电气监控系统或保护信息管理系统后, 通过高级应用软件, 分析保护的动作行为是否正确, 为故障查找、分析提供充分的依据。

5、信息网络技术

当代继电保护技术的发展, 正在从传统的模拟式、数字式探索着进入信息技术领域。在变电站综合自动化方面, 保护的配置比较灵活。如果变电站综合自动化采用传统模式, 也就是远方终端装置 (RTU) 加上当地监控系统, 这时候, 保护装置的信息可以通过遥信输入回路进入RTU, 也可以通过串行口与RTU按照约定的通信规约进行信息传递。

结束语

随着电力系统容量日益增大, 范围越来越广, 仅设置系统各元件的继电保护装置, 远不能防止发生全电力系统长期大面积停电的严重事故。为此必须从电力系统全局出发, 进行电气设备继电保护的相关研究。

参考文献

[1]王维俭:《电气主设备继电保护原理与应用》, 中国电力出版社, 1996年。

继电保护设备 篇8

1 继电保护设备的优化对于设备应用稳定性的重要性

首先, 继电保护设备的安装对于电厂的正常运行是必不可少的, 如果电力系统在运行的过程当中出现了电力设备故障, 那么继电保护设备就能够对于这种情况做出反应, 比如发出信号或者是自动跳闸等, 使电厂工作人员能够及时的认识问题并采取正确的处理措施。因而当前的电厂都已经安装了相应的继电保护设备。但是继电保护设备实际的运行是会受到各方各面的因素的, 因此就会导致保护功能可能会出现一定的错误, 就会对电厂设备应用的稳定性造成直接的影响。因而只有通过对继电保护设备的优化才能够有效地提高设备应用的稳定性。

2 影响继电保护设备稳定性的因素

一般而言, 影响继电保护设备稳定性的因素主要包括电源因素、高频因素以及雷电因素这三个方面, 以下进行详细的分析。

2.1 电源因素

在通常情况下, 直流电源对于电厂设备造成的干扰是不可忽视的, 尤其是直流回路电路一旦出现了故障, 那么就会造成短时间的断电, 因此就直接导致了继电保护设备的不稳定性。

2.2 高频因素

电厂设备的隔离开关如果操作的时间过长或者是运动的速度过慢, 那么隔离开关的触点就会产生电弧闪络, 因而就会出现高频电压和高频电流, 以及出现电场或是磁场, 从而引起二次侧回路或者是设备重复性的操作异常。因此可以看出, 如果高频干扰的因素过大, 那么继电保护设备就会直接的造成故障, 而电厂设备的运行也会受到影响。

2.3 雷电因素

雷电因素其实是影响继电保护设备稳定性的唯一不可预测的因素, 也是主要的因素。电厂一旦受到电击, 电厂的设备尤其是接地设备受到电击, 就会出现高频电流, 那么电厂的电位在短时间内就会迅速地提高, 对电厂设备会造成严重的破坏。并且, 在高中抗干扰下, 继电保护设备的保护功能和反应能力也会有所降低。

3 通过优化继电保护设备提高设备应用稳定性的可靠途径

根据以上影响继电保护设备稳定性的因素, 笔者认为, 主要可以从以下6个方面实现对于继电保护设备的优化。

3.1 提高管理水平, 强化操作的规范性

根据本文第一点可以得出继电保护设备对于电厂的正常运行和设备的正常工作是有着十分重要的意义的, 那么在继电保护设备的运行当中, 电厂工作人员有责任保证继电保护设备发挥保护作用。

3.2 提高保护的速度实时掌控电网的情况

继电保护设备的作用得到发挥的重要一个原因就是反应的实时性, 而这对于电厂的速度是有着要求的。若要使继电保护设备的速度得到保障, 除了要维持继电保护设备的稳定性之外, 还需要实时掌握电网的实际情况, 使继电保护设备能够保护电厂的各个角落。

3.3 重视继电保护设备的维修和更新工作

提高电厂设备的稳定性中, 优化继电保护设备的重要一项工作就是对继电保护设备的维修和更新工作。首先是设备维修工作, 电厂应该投入成本, 建立一支专业的继电保护设备维修队伍, 定期为继电保护设备进行维护修理, 对继电保护设备中出现的故障进行解决。

3.4 提高工作人员的技术素养和整体素质

首先工作人员的技术水平对于继电保护设备的优化有着重要的帮助, 对技术的创新能够使继电保护设备得到及时的升级。还有就是对工作人员整体素质的提高可以保证在继电保护设备的操作的规范性和准确性, 避免人为因素造成的问题的出现。

3.5 保证继电保护设备的反应能力

继电保护设备尤其极快的反应能力, 才能够对电厂设备应用中出现的故障做出相应的反应。因此为了保证继电保护设备能力及时、灵敏的对于电厂设备的故障做出反应, 就需要对于继电保护设备的反应能力通过技术投入的方式来保证, 从而满足实际工作的要求。

3.6 建立有效地监督体系

最后就是建立有效地监督体系。主要是由于电厂对于工作人员管理培训不到位会导致继电保护设备的操作不规范性, 那么建立有效地监督体系就可以有效地解决这类问题。

4 结束语

总而言之, 电厂设备应用的稳定性的保证离不开继电保护设备, 而影响继电保护设备可靠性的因素很多, 那么通过对继电保护设备的优化就显得十分的重要。本文就主要针对这一方面的问题展开了分析, 供相关人士参考。

参考文献

[1]张桂青, 冯涛, 张杭, 等.继电保护系统级专用芯片的设计[J].电力系统自动化, 2001, (20) .

[2]曹国臣, 韩蕾, 祝滨.大电网分布式自适应继电保护系统的实现方法[J].电力系统自动化, 2000, (13) .

继电保护设备检修项目管理研究 篇9

继电保护作为电力系统安全保障体系的重要组成部分,是保证电力系统安全可靠运行的首要防线,在保障电力系统安全可靠运行上发挥着举足轻重的作用。[5,6,7]而继电保护设备又是保证继电保护系统安全稳定运行的基础,因此,对继电保护设备的检修维护是保障电力系统安全可靠经济运行最基本、最有效的技术手段。

继电保护设备传统检修模式是以人工定期检修为主,这种检修方式忽视了设备实际运行状态,造成人、财、物等资源的浪费。[8,9]本文以继电保护设备检查项目管理作为研究对象,分析了国内外继电保护设备检修项目管理的发展历程,探讨了继电保护设备检修现状及存在的问题,在此基础上提出了继电保护设备检修项目管理优化方案,对提高继电保护设备检修管理水平、保障电力系统安全可靠运行具有重要的意义。

1 继电保护设备检修现状分析

1.1 继电保护设备检修管理发展历程

继电保护设备检修管理的发展主要经历了故障检修、计划检修和状态检修三个阶段。在早期故障检修阶段中,主要管理模式是被动检修,以发现设备问题,并对故障设备进行处理、检查和管理为主;随着电力系统自动化程度的日益提高,单一的故障检修难以保证电力系统的安全可靠运行,继电保护设备检修管理进入定期检修阶段,即计划检修,该阶段管理模式是按照指定的检修计划、周期,定期对设备进行检查而不考虑设备是否故障;第三阶段在采用先进技术对设备状态监测、对设备状态进行评价的基础上,实时动态地安排检修的项目和实践,是一种主动实施检修的管理模式。

1.2 继电保护设备检修管理现状

在管理模式上,目前供电公司主要实施计划检修管理模式,设备检修管理组织采用直线职能式结构,由相关职能部门完成设备检修管理工作,并按计划给出下阶段设备检修任务,缺乏科学性。在管理流程上,通常由变电工区根据公司生技处审核批准的年度大修工程项目及设备运行状况,编制检修计划,下达各检修班组,检修班组根据下达的任务组织检修并反馈公司。在检修项目管理方法上,主要采用行政命令的方式,公司的领导人常作为项目负责人,较少地应用现代化管理方法,管理质量低。

1.3 继电保护设备检修管理存在的问题

目前,电力工程继电保护设备检修管理中主要存在检修目的性不明确、设备状况分析不准、项目检修决策部门缺乏、设备检修后评估环节薄弱、设备检修成本偏高五大问题。传统的计划检修管理模式,检修班组按既定的计划对设备进行检修,随着电力系统的日益复杂化,需要检修的设备增多,无目的的计划检修不仅加大了工作人员的工作量,造成人、财资源的浪费,还不利于电力系统的稳定运行。在传统管理模式下,设备的运行状态仅依靠检修人员上报,效率低,准确度不高,并有一定的滞后性。同时,由于职能部门并不参与具体的设备检修工作,项目在实施过程中的具体问题无法得到有效的解决,导致设备检修成本增加。此外,在计划检修管理模式中,设备检修后评估未受到足够的重视,导致设备检修技术更新缓慢,检修人员能力提高不足。

2 继电保护设备检修项目管理改革方案

项目管理是在有限的资源条件下,充分发挥系统各因素的相互作用,以实现资源的有效配置。将项目管理的理念引入到继电保护设备检修管理中,能够有效地解决传统检修管理模式中存在的问题,提高继电保护设备检修管理水平,有力地保障电力系统安全可靠稳定地运行。继电保护设备检修项目管理优化改革的方法和路径主要有以下方面。

2.1 建立相应的组织保障

新的管理模式需要建立与之相适应的管理组织保障体系。首先,要转变传统管理理念,充分发挥各级人员的积极性和主观能动性;其次,要加强组织体系领导能力转变,传统管理模式中,领导并不是具体项目负责人,很少直接参与实际设备检修项目,容易出现领导指挥与实际情况脱节现象,新管理模式要提高领导实际业务能力;最后,公司应编制设备检修管理改革实施细则,落实设备检修管理。

2.2 管理流程优化

新的设备检修项目管理模式要改革传统以职能为中心的管理模式。重新梳理设备检修管理,注重设备全生命周期管理,从设备招标、成本控制、施工进度控制、项目材料管理等方面逐一优化,取消所有不必要环节,建立扁平化设备检修管理流程,提高设备检修专业技术人员的技能,提高专业技术人员利用率。

2.3 设备检修项目范围的确定及责任区分

科学地确定设备检修项目的范围,有利于充分发挥项目管理的作用。新的设备检修管理可根据设备检修项目所涉及的工作内容按项目立项、计划、审核、变更四大阶段进行划分,精细化设备检修项目管理。同时,在管理过程中,充分发挥现代化管理理念,分解项目管理各项工作,并落实具体责任部门及责任人,细化项目计划、预算、进度等,实现资源的最佳配置。

2.4 加强质量、进度、成本控制

任何一个项目的有序推进都离不开科学合理的质量、进度、成本控制。质量控制属于诊断和纠偏,应贯穿管理项目全过程各环节,充分利用现代化管理理论,如因果分析法、流程图法等详细控制各阶段质量,发现问题,及时采取纠偏措施。进度控制即是定期检测项目各阶段进度执行情况,继电保护设备检修项目管理应积极向主动控制和动态控制改变,及时调整不利于项目进度的影响因素,保证设备检修项目的推进。成本控制是为企业追求最大化利润,继电保护设备可靠性直接影响电力系统的稳定性,在生产经营过程中要对常用的备品备件购置费、设备检修费等制度科学合理地监督、调节和控制,实行事前预算、事中控制、事后结算,尽量减少人为因素造成的成本支出。

3 结论

继电保护设备是保证继电保护系统安全稳定运行的基础,本文以继电保护设备检修管理作为研究对象,分析了国内外继电保护设备检修发展历程、现状及存在的问题,在此基础上,提出了继电保护设备检修项目管理优化方案,对提高继电保护设备检修管理水平、保障电力系统安全可靠运行具有重要的意义。

参考文献

[1]吴雪峰,邱海,吕赢想.继电保护设备状态检修的探讨[J].浙江电力,2011,30(5):51-54.

[2]刘国岩,杨君博.变电站继电保护设备状态检修问题浅析[J].内蒙古石油化工,2011,37(8):150-151.

[3]何小飞,方美凤.变电站继电保护设备状态检修的管理研究[J].陕西电力,2014,42(12):73-77.

[4]李文静.浅析变电站继电保护设备状态检修问题[J].技术与市场,2015,22(6):112-113.

[5]张磊.浅析继电保护设备状态检修[J].电子技术与软件工程,2014,30(4):178.

[6]刘柏林,吕漫丽.电力系统继电保护新技术的发展与分析[J].科技信息,2008,23(14):629.

[7]廉政,杨建文,王刚.继电保护现状[J].黑龙江科技信息,2010,20(23):30.

[8]康世东,潘红卫.探讨继电保护装置的可靠性[J].电子技术与软件工程,2014,21(15):172.

继电保护设备 篇10

地震是一种难以预测的自然灾害,其引起的地面水平及垂直运动对建筑物及各类设施均可能产生破坏。继电保护设备是保障电力系统安全可靠运行的重要设备,保障其在一定强度地震条件下的正常工作,具有重要意义。

针对继电保护设备,国际电工委员会(IEC)已发布地震试验标准。同时,国外主要继电保护厂家也已开展继电保护设备的地震试验。国内继电保护设备的地震试验,目前尚处于摸索阶段,地震试验也未列入继电保护装置标准的试验项目中。

文中主要研究继电保护设备的地震试验标准及其相关试验开展情况,并对相关标准的制修订提出建议。

1 标准现状

IEC涉及继电保护设备地震试验的标准有:针对电工电子产品的环境试验导则IEC 60068-3-3:1991[1],针对继电保护装置的试验标准IEC 60255-21-3:1993[2],针对机柜机架的试验标准IEC 61587-2:2000[3]。

IEC 60068-3-3:1991已转化为GB/T 2424.25-2000《电工电子产品环境试验第3部分:试验导则地震试验方法》,IEC 61587-2:2000已转化为GB/T 18663.2-2007《电子设备机械结构公制系列和英制系列的试验第2部分:机柜和机架的地震试验》。目前IEC 60255-21-3:1993尚未转化。

产品标准方面,国内继电保护装置的标准为DL/T 478-2001《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》[4]、GB/T 14047-1993《量度继电器和保护装置》[5](等同采用IEC 60255-6:1988),均未提及地震试验,因此国内继电保护领域目前尚未对地震试验提出要求。但在某些特殊应用场合,如核电领域GB/T 13625-1992《核电厂安全系统电气设备抗震鉴定》[6],就对继电保护设备提出了抗震要求。

此外在电信等行业,也制订了相应标准,用以规范设备的地震试验要求,如YD 5083-2005《电信设备抗地震性能检测规范》[7]。

2 试验方法

IEC 60068-3-3:1991(GB/T 2424.25-2000)作为电工电子产品的环境试验导则,针对一般震级的地震试验(适用于不专门考虑地区特征、支撑结构或建筑物特征影响的地震运动的设备),规定了四种试验方法,即正弦扫频试验、正弦拍频试验、时间历程试验、定频正弦试验,如表1所示。

注:a表示推荐;b表示合适;c表示一般不推荐

IEC 60068-3-3:1991规定,一般震级试验优先选择单轴正弦拍频试验或单轴正弦扫频试验。多轴试验适用于试验样品不同试验轴之间有显著耦合的情形。多轴试验不推荐使用单频波,要求使用时间历程复频波。

IEC 60255-21-3:1993针对继电保护装置,规定了两种试验方法,即单轴正弦扫频试验、双轴多频随机地震试验(时间历程试验)。对于单轴正弦扫频试验,频率范围1～35 Hz,交越频率8～9 Hz,扫频速率为(1±10%)倍频程/min。交越频率以下设定峰值位移,交越频率以上设定峰值加速度。对于双轴多频随机地震试验,规定了标准响应谱、零周期加速度、阻尼要求、时间历程的次数和持续时间。

IEC 60255-21-3:1993规定,地震试验时装置要处于激励状态,对于欠量、过量继电器要分别考核,同时要检查装置的输出触点。

IEC 61587-2:2000(GB/T 18663.2-2007)针对机柜机架规定了一种试验方法,即单轴时间历程试验,同时规定了试验时机柜内的载荷分布。IEC61587-2:2000标准提供了北美、日本建议使用的两种地震合成波形供选择。

IEC 61587-2:2000规定,标准中的地震试验要求仅适用于机柜或机架的机械结构,不适用于机械结构中的电子设备或系统。

考虑到试验方便性,继电保护装置一般采用IEC 60255-21-3:1993的单轴正弦扫频试验,机柜机架采用IEC 61587-2:2000的单轴时间历程试验。

3 严酷等级

IEC 60068-3-3:1991(GB/T 2424.25-2000)针对设备使用环境条件未知的情况规定了常规试验的三个性能等级,又称为鉴定等级,如表2所示。

IEC 60255-21-3:1993对单轴正弦扫频试验、双轴多频随机试验的严酷等级分别作了规定,如表3、表4所示。

IEC 60255-21-3:1993规定,1级试验正常用于发电厂、变电站和工厂,2级试验应用于运行安全裕度要求很高,或地震烈度很高的场合。

IEC 61587-2:2000(GB/T 18663.2-2007)规定了单轴时间历程试验的波形,其零周期加速度为1g(10.0 m/s2)。

地震试验严酷等级的选择考虑以下因素:

(1)根据GB 50011-2001《建筑抗震设计规范》[8]的规定,国内大部分地区的抗震设防烈度为6～8度。

(2)电力系统一次设备的抗震设防烈度一般为8～9度。如GB/T 13540-1992《高压开关设备抗地震性能试验》规定支柱式高压开关设备的设防烈度为8～9度,GB/T 13540-2009《高压开关设备和控制设备的抗震要求》规定AG5级抗震水平的零周期加速度水平方向为5.00 m/s2,相当于地震烈度9度。

(3)YD 5083-2005《电信设备抗地震性能检测规范》规定,在抗震设防烈度7度以上(含7度)地区公用电信网上使用的主要电信设备,应该取得电信设备抗地震性能检测合格证,一般应考虑地震烈度7～9度的情况。

基于以上考虑,继电保护设备按抗震设防烈度9度考虑是合适的。

根据GB/T 17742-1999《中国地震烈度表》[9],地震烈度9度对应的水平向地面运动峰值加速度为5.00 m/s2,考虑到建筑物结构的震动特性影响,取超高系数K=2,设备的试验严酷等级应按10 m/s2选择。因此一般情况下,继电保护装置选择IEC 60255-21-3:1993的1级要求,机柜机架试验采用IEC 61587-2:2000规定等级。

4 试验开展情况

地震试验项目已经列入IEC 60255-1:2009[10],国外主要继电保护厂家都已开展继电保护装置的地震试验。试验按照IEC 60255-21-3执行,严酷等级一般选为1级,个别选为2级。表5列出了部分厂家继电保护装置地震试验情况,包括装置型号、执行标准、严酷等级。

国内曾经在液压式地震模拟震动台上进行过机柜的地震试验,并得出了改进机柜结构设计的一些有益结论,参考文献[11]有详细表述。

继电保护装置方面,由于液压式振动台试验费用昂贵,国内装置级的地震试验开展得较少,通常只在电磁式振动台上按GB/T 11287-2000[12]进行装置的振动试验。

近年来因电磁式振动台低频段性能的提高,已经有实验室用电磁式振动台进行频率范围1～35 Hz的单轴正弦扫频试验,国内装置级的地震试验逐步开展。图1是某振动实验室对继电保护装置进行地震试验时的试验台应力曲线图,横坐标扫频类型为对数,可以看出电磁式振动台已能够满足1～35 Hz频率范围的特性要求。

5 对标准的几点建议

5.1 装置试验标准与机柜试验标准间的协调

一般而言继电保护装置按IEC 60255-21-3:1993试验,装置刚性固定在振动台上,水平峰值加速度为10 m/s2(1级)或20 m/s2(2级),垂直峰值加速度为水平值的一半。继电保护装置实际运行时是安装于机柜上,这就需要考虑机柜结构对地板加速度的放大作用。参考文献[11]进行过专门研究,结论是机柜自身刚度、机柜与振动台的连接、装置在机柜上的安装方式,均会对机柜的放大作用产生较大的影响。刚度越低、连接越弱,放大作用越明显。IEC 61587-2:2000对于机柜性能评定,仅定性说明不应有结构性损坏或变形,没有给出机柜对地板加速度放大的定量评定指标。

建议IEC 61587-2标准修订时,考虑按不同载荷比例、不同配载分布等条件确定若干典型机柜型式,增加相应评定指标,以便继电保护装置更真实地模拟地震试验严酷条件。此外,装置试验标准与机柜试验标准在试验方法、试验严酷等级等方面均存在差异,也有必要进行协调。

5.2 适时将地震试验引入国内标准

地震发生在我国比较频繁,有必要检测继电保护设备的抗震性能。

地震时主频率一般在1～35 H z之间,振动试验按G B/T 11287-2000进行,其频率范围为10～150 H z,交越频率为58～60 H z,不能覆盖到低频段,因此振动试验不能代替地震试验。

由于电磁式振动台性能已能基本满足地震试验中单轴正弦扫频试验的要求,试验设备方面不应有问题。

当前DL/T 478-2001《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》正在修订,G B/T 14047-1993《量度继电器和保护装置》即将被国家标准《量度继电器和保护装置第1部分:通用要求》代替(由IEC 60255-1:2009转化而来)。鉴于前面分析,可以将地震试验引入国内的继电保护装置标准。

参考文献

[1]IEC60068-3-3:1991Environmental testing-Part3:Guidance-Seismic test methods for equipment[S].

[2]IEC60255-21-3:1993Electrical relays-Part21:Vibration,shock,bump and seismic tests on measuring relays and protection equipment-Section3:Seismic tests[S].

[3]IEC61587-2:2000Mechanical structures for electronic equipment-Tests for IEC60917and IEC60297-Part2:Seismic tests for cabinetsand racks[S].

[4]DL/T478-2001静态继电保护和安全自动装置通用技术条件[S].

[5]GB/T14047-1993量度继电器和保护装置[S].

[6]GB/T13625-1992核电厂安全系统电气设备抗震鉴定[S].

[7]YD5083-2005电信设备抗地震性能检测规范[S].

[8]GB50011-2001建筑抗震设计规范[S].

[9]GB/T17742-1999中国地震烈度表[S].

[10]IEC60255-1:2009Measuring relays and protection equipment-Part1:Common requirements[S].

[11]张钰.电工电子设备机柜的地震试验[J].电器工业,2003(8):48-51.

继电保护的检修分析 篇11

【关键词】继电保护；检修；继电器；“状态”把握

1. 前言

（1）随着微机继电保护应用的普及，提高设备的安全运行水平已成为一种共识。继电保护构成的是一个系统，不仅仅是装置本身，如交流、直流、控制回路等，由于部分回路还没有监测手段，对设备状态无法进行实时的技术分析判断。如由于操作回路一直由硬件实现，除少量的硬件信号可通过远动或综合设备上传以外，回路无在线监测手段，形成了保护监控回路中的空白点。因此，就继电保护装置的应用现状而言严格意义上讲大多数保护并不具备状态检修的条件。

（2）其实，状态检修并不是简单意义上的减少检修次数就可以的。而是要根据设备的实际状态，有针对性地进行检修，应考虑其使用环境和条件，不能盲目地将“状态检修”运用到所有的电力系统一、二次设备上。笔者认为“状态检修”的关键是作业人员对电力设备“状态”的把握，而实际工作中对电力设备“状态”的实时把握是较为困难的。

（3）在电力系统中，继电保护装置起着及时切除电力系统故障和反映电力系统设备不正常工作状况的作用，同时最大限度地降低故障对电力系统的影响。因此，继电保护装置动作的正确对电力系统的安全稳定运行起着极其重要的作用。

2. 电力系统中的继电器

（1）电力系统保护中继电保护装置运行时可靠性指标的定义和计算与电力系统可靠性指标计算、继电保护装置的评价、使用、完善与发展等密切相关。我国现行的统计方法是沿用前苏联的“正确动作率”统计方法，这种方法是用一定期限（例如一年）内被统计的继电保护装置的总动作次数和其中的正确动作次数来定义：正确动作率=（正确动作次数/总动作次数）×100%。这种评价方法在被保护对象的故障频率很低，或在这一统计期限内根本没有发生过内部故障时，其正确动作率就会很低，甚至只能为零。

（2）继电保护状态检修就是在电气二次设备状态监测的基础上，根据监测和分析诊断的结果，科学地安排检修间隔时间和检修项目的检修方式，它包括三层含义：设备状态监测；设备状态诊断；设备检修决策。设备状态监测是实施状态检修的基础；设备状态诊断则以设备状态监测为依据，综合设备的历史信息，利用神经网络、专家诊断系统等技术来判断继电保护设备的健康状况。继电器检修的目标是：减少设备停电时间，延长设备使用寿命，提高设备使用率和安全可靠性，改善设备运行性能，降低设备运行检修费用，提高经济效益。

3. 继电保护装置的“状态”把握

（1）继电保护装置在电力系统中具有独特的地位和作用，一旦电力系统出现故障，全靠它快速准确地将故障隔离，防止事故进一步扩大，保证事故以外的电力设备正常运行。继电保护装置进行“状态检验”，其基本思路是依据继电保护装置的“状态”安排检修和试验，基准点是继电保护装置的“状态”。笔者长期从事继电保护装置检验，曾多次参与继电保护装置的检验及继电保护装置的拒动、误动事件的处理，积累了一定的经验，但在这些事故处理的过程中仍需进行一些必要的试验进行验证。因此，在实际操作过程中存在较大的难度，需要长期的经验积累才能准确判断电力设备的“状态”。

（2）继电保护装置在电力系统中通常是处于静态的，只有在电力系统故障或异常时，才会根据检测到的系统故障或异常的电器参数而启动，然后通过自身的逻辑回路加以识别，灵敏地、可靠地、有选择性地将故障快速切除或给出相应警示，这一动作时间往往只有几毫秒到几秒。操作人员对继电保护装置状态的了解，一般是对它静止状态的了解，如果电力系统无故障，保护装置不动作，对它动作特性的了解就无从谈起。在电力系统中，需要了解的恰巧是继电保护装置在电力系统故障时是否能快速准确地动作，即要把握继电保护装置动态的“状态”，而继电保护装置的动态特性只有在以下3 种情况下才能表现出来：设备故障保护动作；保护装置误动；继电保护装置试验和传动。

4. 继电保护检修

4.1根据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求，目前，我国继电保护装置的校验主要分为以下三类：

（1）新安装装置的验收检修。

（2）运行中装置的定期检验。

（3）运行中装置的补充检验。

其中，继电保护装置在设备投产后一年进行一次全面校验，以后每六年进行一次全面校验，每一至两年进行一次部分检验。

4.2目前，常规的电磁型保护装置已经全面被微机继电保护装置取代，传统的继电保护与微机保护相比较，微机保护具有以下优点：

（1）微机保护所有的保护数据采样，逻辑功能都由CPU完成，采用规范化硬件，出口继电器均采用了先进的全密封型继电器，极大地降低了二次回路的复杂性也提高了可靠性，减少了由于继电器接点问题和二次回路接触不良导致保护装置不正确动作的可能性。

（2）当检测到装置出现异常或故障时，微机保护都能通过先进的自检功能及时发出信号并闭锁相关保护。

（3）软件编程可标准化，模块化，灵敏性高，互换性好；具有可靠的通信接口，接入厂站的微机可使信息分析处理后集中显示和打印。

4.3鉴于微机保护继电装置的可靠性和性能与电磁型保护相比在各个方面都有大幅度提高，因此，没必要根据传统的定检周期对二次设备进行定期检修。传统的定期检修（计划检修），单纯按固定的时间间隔对设备进行检修，不考虑设备的实际情况，因此这种检修方式存在着很大的强制性和盲目性。

4.4状态检修与定期检修相比，改善电网安全，减少线损，提高了供电可靠性，因为状态检修更有针对性；可以使检修具有实效性，能及时解决问题；减少了维护工作量，降低检修成本，提高经济效益，节省了企业经营成本；减少了倒闸操作，提高了人身和设备安全。实施状态检修减少了大量的停电检修和带电检修工作量，降低了发生事故的概率；改善设备安全、延长设备使用寿命，这是因为有效避免了失当维修、不必要的维修和不解决根本问题的维修。

4.5设备的检修与设备的可靠性紧密相关，设备可靠性低必然导致可用性的降低和检修的频繁发生。事实上，检修工作也只能使设备维持或接近于由设计和制造所决定的固有可靠性，而状态检修就是要在了解设备健康状态的前提下通过检查、维护、修理乃至更新，以最小的代价保持或恢复系统及设备的固有可靠性水平。

5. 结语

继电保护设备 篇12

近年来, 随着电网逐渐发展, 输变电设备日益增加, 状态检修逐渐发展成该领域的一个重要课题。状态检修主要是紧紧围绕可靠性这一个主线, 利用各种状态监测技术方法, 对设备运行情况进行诊断, 以此来确定其是不是应当进行检修或明确最合适的检修时机。状态检修具有非常明显的优势, 例如可靠性高、效率高、成本低。因此本文主要以变电站继电保护设备为例, 探讨其状态检修问题, 希望能够与业界同仁一起交流探讨。

1 状态检修原理

1.1 设备故障发展状况

具体来说, 设备故障往往包括三个状态:正常、有异常然而没有功能故障、功能故障。

通过上面的图形, 设备状态最初相对平稳, 到达A点之后不断下降, 一直至F点才转变成功能故障, 从A到F点这一段时间, 处于潜在故障状态之中。相应的, Ta就是设备潜在故障向功能故障转变时间, Tc是指检修的间隔期。因此, 唯有Tc比Ta小的时候才可以提前检测到故障。

1.2 状态检修概念

主要包括状态监测、诊断、检修决策三个方面。前者为状态检修的前提, 而设备诊断主要将前者的结果当做参考。主要涉及到在线监测和诊断, 设备检修、维护、管理等诸多方面, 在综合分析各项数据的基础上, 做出决策。

2 继电保护设备状态检修的具体实现过程

2.1 主要思路

策略主要有三方面:采集设备状态信息, 诊断技术手段以及应用相关策略。采集归根结底属于系统的输入, 应用相关策略则属于输出, 其策略的主要部分是科学确定状态分析诊断模型, 也就是怎样构建有效的状态评估体系。

2.2 状态监测

状态监测是状态检修的前提条件。对于站内二次设备, 具体可通过直流回路绝缘监测法来监测直流回路绝缘状况。在这个过程中并不是非常依赖于传感器。所以, 离线检测数据同样可以作为监测和诊断的参考。

2.3 状态评估体系

主要的关键指标如下所示。1) 正确动作率。求解具体根据下面的公式:

式 (1) 中, m1指正确动作次数;n1指评价周期内保护动作次数。

在评估周期之中, 如果有一次不正确动作出现, 那么我们设定:f (a) =0

2) 故障率。其中常见故障涉及到保护装置故障、自动装置故障、交直流和通信系统故障等。通过对某保护设备的微机保护缺陷分析发现: (1) 在成套保护上存在较少的缺陷, 但是在它的辅助装置、其他二次回路及元件上发现偏多的缺陷。 (2) 在模拟量、开关量输入、出口环节存在相对较少的缺陷, 但是电源及主机方面存在相对偏多的缺陷。 (3) 缺陷次数不是随保护数量的提高而成比例增加, 而基本上是由新设备的质量与安装质量所决定。

按照上文的分析, 我们将保护设备故障率设定:

式 (2) 中, m2指评价周期内的缺陷次数;n2指评价周期的时间, 此处取值为10。

设备缺陷主要包括三种:一般、严重、危急, 每种的权重系数有所区别。对上述三种缺陷, 同一个周期之中, 每发生一次分别记作1, 2, 3。当出现四次后则需要立即对保护检修一次。

3) 缺陷处理率。即评价周期内一个设备缺陷处理率, 求解公式如下所示:

式 (3) 中, m3指评价周期内处理好的缺陷数;n3指全部缺陷数。

各种缺陷的权重系数有所区别, 上述三种的加权系数分别是1, 1.2, 1.5。

4) 运行服役率。即保护装置自使用一直至报废, 其时间通常是10~12年, 因此设定:

式 (4) 中, m4指服役周期年数, 起始时间为生产时间, n4指最大时间, 此处取值为12。

上述四个关键指标组成状态评估体系。设定总分是100分, 上述四个指标的分值分别是30, 30, 30, 10, 那么评价周期内的评分计算如下所示:

2.4 确定检修策略需遵循的基本原则

按照分值, 设备主要包括下列状态:

正常:Z大于等于90说明其状态正常。

异常:Z处于70~90之间, 尽管其状态相对偏差, 然而仍然基本正常, 重点巡视这种设备。

临界状态:Z小于等于70, 通常均在评价周期之中有了问题, 建议将其归进次年的检修计划之中, 分值愈小计划时间相应越早。

2.5 评估周期

按照长期的工作经验, 220 k V系统保护设备可以一年评估一次, 10~110 k V的则可以两年一次。具体的实践之中, 鉴于整个电网的稳定和安全, 应当根据电压等级自小及大依次进行, 可有限把10 k V、35 k V设备归进状态检修的范畴。

2.6 检修项目

按照长期的缺陷分析我们发现, 二次回路、安全自动化装置存在偏多的缺陷, 但是保护装置本体存在偏少的缺陷。所以, 应当重点检查辅助设备和二次回路。

3 继电保护状态检修管理

现阶段, 全国各个地区的市供电公司已经建立起了“三集五大”体系, 同时发展到了提升的阶段, 但是对于其中的“大检修”这一个环节, 基本上涉及到检修与运行两个方面。而对于“大运行”这一个环节, 大体上涉及到调度与监控工作。所以, 状态检修工作包括大检修与大运行两个方面, 通过“大检修”引领, 同时别的单位协助进行。这一个体系中的纵向联系有所提升, 横向也就使每一个单位相互之间的联系有所下降, 正是由于这一个方面的原因, 所以检修与运维两个环节衔接较为畅通, 但是调度、监控两个环节的衔接需要进一步加强。

责任分配矩阵即把分解的任务细化至有关单位甚至每一个具体的人, 同时, 清晰地体现个人在整个工作之中的地位、职责、及相互关系的技术手段。可以非常明确地体现项目每一个相关单位或个人彼此间的关联与职责。详细内容见表2。

注:*:牵头负责#:参与

4 二次设备状态检修与变电站一体化检修关系

后者的前提是输变电设备状态检修, 其主要是将变电站整体当作单位, 经对整体输变电站设备状态和检修策略认真细致的分析, 在这个前提下, 妥善部署一系列的检修与基建任务内容, 主要是通过停电的方式, 在停电过程中, 集合所有力量对所有的综合性检修任务都统统完成。相比较来说, 前者能够制定检修策略, 较为灵活地部署检修日程, 其所需要的成本相对较小, 同时具有较高的安全性, 正是由于其相对较好的安全性与经济性, 所以, 肯定是将来的一个发展方向。

5 结语

综上所述, 本文主要以继电保护状态检修为例进行细致的探讨, 分析了保护设备缺陷相关问题, 基于四个关键指标, 构建起相应的评估体系, 在此基础上, 阐明了如何开展该项工作的检修策略, 建立起与其相关的管理责任分配矩阵, 最后简述了二次设备状态检修和变电站一体化检修两者的联系。

摘要：阐述了状态检修体制的发展与现状, 阐明了变电站继电保护设备状态检修机理与思路, 然后指明其监测的主要内容, 在此基础上, 根据其不足构建起相应的评估体系与检修措施, 且探讨了检修项目与评估周期, 制定出相应的责任矩阵, 以期为做好变电站继电保护设备状态检修的管理工作提供帮助。