继电保护规范化管理

继电保护规范化管理（精选8篇）

继电保护规范化管理 篇1

我们国家电力市场庞大, 随着大量智能变电站投入运行, 智能变电站对电网的安全稳定运行带来的影响已不可忽视。目前, 我们实践智能变电站还只是停留在技术层面, 关注点仍是各种新设备、新标准的应用, 而对变电站的运维检修模式却研究甚少。在运行维护过程中, 对继电保护的安全性和可靠性要求最高, 我们常规变电站的继电保护安全措施已经不能满足智能变电站需求。因此, 开展智能变电站继电保护安全措施的规范化建设已是当务之急, 完成智能变电站继电保护安全措施的规范化建设, 才能保障其安全、可靠、稳定运行。

一、智能变电站的特征

1.基本结构

智能变电站的基本结构是“三层两网”, 其中“三层”分为:站控层、过程层、间隔层;“两网”分为:站控层网络和过程层网络。

过程层网络是智能变电站的核心, 跨间隔信息的共享都是在过程层网络实现的, 智能变电站内几乎所有的电气量信息都可以从过程层网络中获得。过程层设备 (合并单元、智能终端) 以及各种智能组件则是组成过程层网络的硬件设备。

2.主要回路

目前, 我国的智能变电站主要采用“直采”、“直跳”方式。所谓直采, 就是合并单元通过光纤将采样到的模拟量电流、电压信号转换为光信号后直接传递给保护装置 (线路保护、主变保护、母差保护) ;所谓直跳, 就是保护装置的跳合闸命令通过光纤直接传递给对应的智能终端, 智能终端再将跳合闸命令的光信号转换为电信号后作用于跳合闸线圈。而其他所有信息则集成到过程层网络中。过程层网络取代了传统变电站复杂的电缆接线, 每一台智能设备只需要用一组尾纤连接至过程层网络交换机, 便可以采集和传输相关信息。

3.压板

智能变电站的每一台智能设备 (主要是指合并单元、智能终端和保护装置) 均配有“投检修态”硬压板, 其他主要采用软压板形式。这样, 保护屏的压板布置更加简单明了, 也为智能变电站的“顺序控制”提供了技术上的支持。智能设备的“投检修态”硬压板投入后, 装置发送的所有GOOSE报文均带有“检修”标识, 使其他所有未投入“投检修态”硬压板的设备不再处理该装置发出的GOOSE报文;同样, 该装置也不再处理接收到的不带“检修”标识的报文。“投检修态”硬压板可以将检修设备和运行设备从逻辑上进行隔离, 是智能变电站“防三误”最为简洁、有效的手段。

二、智能变电站继电保护安全措施的具体方法

现阶段继电保护安全措施在实行人工安插施工标识、操作监护、误碰防范措施及防触电等操作变动不大。然而在二次回路上的操作防备事项, 由于智能变电站二次系统架构的变化, 使其继电保护安全措施也发生了巨大的变化。

1.线路保护装置

线路保护装置例检时, 待一次设备停电后, 首先应退出相应母线保护装置中该间隔SV接收软压板和GOOSE (包括跳合闸信号和开入量信号) 接收软压板。退出该间隔SV接收软压板是为了使母线保护装置在进行差流计算时不把该间隔电流计算在内, 以避免检修人员在对合并单元加入电流模拟量时引起差流不平衡而导致母差误动;退出该间隔GOOSE接收软压板是为了使母差保护装置不接收线路保护装置发出的启动失灵GOOSE信号, 以避免检修人员在对线路保护装置进行逻辑校验时误启动母线保护装置的失灵保护。然后将该间隔所有的智能设备:智能终端、合并单元和保护装置的“投检修态”硬压板投入。

2.主变保护装置例检的安全措施

主变保护装置例检时, 与线路保护装置一样, 应首先将所有母差保护装置中涉及主变间隔的SV接收软压板和GOOSE (包括跳合闸信号和开入量信号) 接收软压板退出。然后将主变间隔的所有智能设备的“投检修态”硬压板投入。这里需要特别注意的是:很多继电保护装置厂商生产的主变保护装置都只提供了4对直跳光纤接口, 而在我们的大多数220k V变电站中, 除了主变三侧的断路器外, 一般情况下高、中、低三侧可能还有分段或母联断路器, 这样就必然导致部分断路器不能由主变保护装置“直跳”, 而只能通过GOOSE网络进行“网跳”。这种情况下, 最妥善的做法是拔掉主变保护装置的组网尾纤, 使主变保护装置从物理上与GOOSE网络隔离, 从而确保不误跳运行设备。

3.母差保护装置例检时的安全措施

母差保护装置进行例检时, 通常情况下, 一次设备均处于运行状态。因此, 在做安全措施时, 一定要理清楚顺序, 否则就会导致母差保护装置误动。首先, 应将母差保护装置的“投检修态”硬压板投入;其次应将保护装置的功能软压板 (差动保护、失灵保护) 全部退出;最后按直跳、组网和直采的顺序拔掉母差保护装置的所有尾纤。与线路保护装置和主变保护装置不同, 检修人员在对母差保护进行逻辑校验时, 只能通过继电保护试验仪向母差保护装置加入电流、电压量和开入量 (断路器和隔离开关位置) 信号;由于不能进行带开关整租试验, 要验证母差保护动作的正确性, 也只能通过继电保护试验仪采集保护装置的直跳开出量。因此, 需要拔掉母差保护装置的所有尾纤。

三、对智能变电站继电保护安全措施规范化的建议

1.“投检修态”硬压板

在智能变电站安全措施中“投检修态”硬压板非常重要, 它是实现检修设备与运行设备逻辑隔离的有效手段。但是, 在我们的实际检修过程中, 很多检修人员为了方便, 都是采用直接拔出光纤的方法来做安全措施。这种方法虽然是最简洁、有效的, 但同时也有很多弊端 (下文将详细说明) 。另一个原因是, 部分厂家的继电保护试验仪设置检修态的操作过程烦琐, 导致检修人员对使用这种方法非常抵触。我们希望继电保护试验仪的生产厂家改善程序, 尤其是对于检修态的设置, 最好是在主界面设置一个明确的检修态选项, 且不需要重复设置。当检修人员选定为检修态时, 使得每一次从SCD文件中导出的任何CID文件都自动带有检修态标识。这样, 才能使“投检修态”硬压板真正发挥其重要作用。

2.拔除光纤

在智能变电站中, 由于GOOSE网络的建立, 使得我们如果不拔出光纤, 就不能实现检修设备和运行设备的物理隔离。而为了使安全措施更加可靠, 我们必然会频繁拔出和插入光纤。由于尾纤接头和设备光口十分脆弱, 反复的插拔光纤必然会增大光衰甚至使光回路中断, 给设备的安全稳定运行带来巨大隐患。所以, 如非必要就尽量不要使用这种方法。

3.各软压板的投退

投退各项软压板能够为检修设备和运行设备之间提供逻辑断开点。到目前为止, 各软压板的功能、定义和命名还没有统一的规范, 不同厂家的设备在软压板的设置上差异很大, 而且大多数软压板的命名笼统, 导致检修人员和运维人员操作极为不便。由于不能准确掌握每一个软压板的功能和作用而导致事故的情况时有发生。去年, 某220k V变电站220k V母差保护装置在例检完成后, 投入软压板的过程中, 由于运维人员操作不当而导致母差误动。在此, 我们建议各厂家将软压板的名称及功能进行统一规范, 尤其是重要的软压板要特别标注, 从而防止检修人员和运维人员在操作过程中因个人理解的偏差而导致事故的发生。

结语

综上所述, 目前智能变电站的运维和检修主要存在以下问题: (1) 不同厂家的设备对软压板命各不相同, 导致运维人员和检修人员操作困难; (2) 运维和检修智能变电站的技术力量较为薄弱。针对以上问题, 我们建议在设计、制造、施工及运维、检修方面统一标准, 从而形成标准的安全措施作业规范。只有标准的作业规范形成后, 才能从根本上提升检修和运维人员的技术水平。同时, 这也是保证智能变电站运维和检修工作安全, 推进智能技术快速发展的有效措施。智能变电站是电网改造的大势所趋, 其继电保护的安全措施尤为重要, 我们必须排除一切障碍, 使其不断完善, 从而推动智能变电站技术不断向前发展。

摘要：根据国家电网建设的重要部署, 智能电网是我国电网未来发展的重要方向, 近年来, 大量智能变电站投入运行, 作为智能电网的核心, 智能变电站运行的安全性、可靠性和稳定性尤为重要。在运行维护过程中, 涉及继电保护设备的消缺和例检工作, 由于智能变电站二次系统整体架构与传统变电站完全不同, 因此, 如何做好继电保护的安全措施就成了亟待解决的问题。本文对智能变电站继电保护安全措施的现状进行分析, 探讨如何实现继电保护安全措施的规范化建设 (本文以220k V电压等级设备例检为例, 其他电压等级可参照) 。

关键词：智能变电站,继电保护,安全措施,规范建设

参考文献

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继电保护规范化管理 篇2

电力系统继电保护及安全自动装臵管理办法

（征求意见稿）

1、总则

1.1 继电保护及安全自动装臵是保证电力设备安全、可靠运行的重要保障，对机组和电网的稳定运行有着极其重要的作用。为加强内蒙古国电能源投资有限公司（以下简称蒙能投公司）继电保护、安全自动装臵专业技术管理，根据国家、国电集团公司、蒙能投公司有关规程、制度、反措制定本办法。

1.2 继电保护、安全自动装臵专业技术管理工作贯彻“安全第一、预防为主”的方针，实行专业技术管理责任制，按照按章执行、专业归口、分级管理的原则，对继电保护、安全自动装臵的规划、设计、选型、制造、安装、调试、生产、运行实行全过程的专业技术管理。

1.3 继电保护、安全自动装臵的专业技术管理工作要依靠科技进步，采用和推广先进的有成熟运行经验的继电保护、安全自动装臵及试验设备，不断提高继电保护、安全自动装臵的安全、可靠运行水平。

1.4 继电保护、安全自动装臵对电网的安全稳定运行尤为重要，因此，各发电企业应严格按照专业归口的原则，在加强内部专业管理的同时，接受电网调度部门的专业技术管理。

1.5 本制度适用于蒙能投公司所属电力生产性企业。

2、继电保护及安全自动装臵投退管理

2.1 所有电气设备不允许在无保护或保护不完善的情况下运行，所有保护及安全自动装臵的投退应提出书面申请，经本单位总工程师（生产厂长）批准后方可执行，一些重要的保护装臵投退还应经调度单位（部门）许可，由运行人员进行操作，其它人员无权操作运行中的保护装臵。

2.2 由电网调度负责整定计算的保护及安全自动装臵，在一次设备停电后不允许自行将保护装臵停用作业，如有作业必须请示电网调度批准。

2.3 220KV及以上的发-变组、线路、母线差动保护和变压器瓦斯保护投退经本单位总工程师（生产厂长）批准，还应经电网调度许可。变压器差动保护和瓦斯 保护不允许同时停用；母线差动保护的退出时间由当值值长按调令执行，除保护消缺、版本升级、定期校验，一般不得退出超过一小时，两套母线保护不得同时退出；对于发变组和线路保护两套保护不允许同时停用。

2.4 机组的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过激磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装臵、发电机励磁系统（包括PSS）等设备（保护）定值必须经有关调度部门审定。

2.5正常情况下发变组和线路故障录波器、故障信息远传必须投入运行，其起停必须经调度部门批准。

2.6在升压站系统工作，涉及包括同期电压装臵、线路保护装臵、母线保护装臵、NCS测量装臵、远方计量、安全自动装臵等回路上的工作，应参照继电保护及自动装臵运行规程、并组织运行、安监、生产部有关人员制定实施方案，研究制定有关保护的投退情况，并经本单位总工程师（生产厂长）批准后方可进行工作。2.7当运行中发生异常、或一次设备运行中需要进行缺陷处理或定期清理工作，应停用相关的保护装臵：

2.7.1在励磁系统转子回路上工作，如清扫碳刷等与二次回路有关的工作停用转子接地保护压板。

2.7.2在主变压器范围内工作，涉及到冷却器一、二次回路上的工作停用非电量保护屏上的冷却器全停跳闸压板。

2.7.3当发电机运行中，失灵保护停用时应将发变组保护A、B屏启动失灵压板退出运行。

2.7.4在变压器（电抗器）范围内工作，重瓦斯保护在下列情况下工作时应用“跳闸”位臵改为“信号”位臵运行。（1）进行注油和滤油时；

（2）进行呼吸器畅通工作或更换硅胶时；

（3）除采样和气体继电器上部放气阀放气外，在其它所有地方打开放气、放油和进油阀门时；

（4）开、闭气体继电器连接管上的阀门时；（5）在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时；

上述工作完毕后，经1h试运后，方可将重瓦斯保护投入跳闸。

2.7.5线路重合闸的使用方式与起停，由电网调度作出具体规定，运行人员严格执行调令。重合闸装臵在下列情况下应停用：

（1）断路器连续切断故障电流，超过规定次数时。

（2）空充线路或发电机-变压器组时。

（3）线路有人带电作业要求停用时。

（4）装臵异常时。

2.7.6 母联空充线路或发电机-变压器组时，充电保护应投入母联充电保护（不应使用母线保护的充电保护功能），充电完毕须退出充电保护。

3、继电保护及安全自动装臵定值管理

3.1根据《继电保护及安全自动装臵运行管理规程》的规定，公司继电保护及安全自动装臵整定计算的范围如下：

3.1.1发电机-变压器组的保护定值（不包括主变压器零序保护、频率、过激磁）； 3.1.2发电机同期、励磁系统定值；

3.1.3 6KV及以下厂用系统保护及自动装臵定值和变频器定值； 3.1.4其它应整定计算的保护及自动装臵定值。

3.2整定计算必须编制整定方案和整定计算书。整定方案必须经生产部、运行部审核，本单位总工程师批准。

3.3由本厂自行整定计算的定值，必须经生产、运行部审核、签字盖章方可执行。3.4每年根据电网调度下发的系统等值阻抗对有关继电保护及自动装臵定值进行一次核算。

3.5由中调或区调下发的新定值，必须创造条件在规定的期限内予以执行，并将执行情况记录在定值单相应栏内。

3.6定值单必须保留必要的备份，以防丢失。备用定值必须与现行定值相一致。3.7现场继电保护定值必须与定值单相符，特殊情况不能实现时应经本单位总工程师批准，报有关部门备案。

3.8继电保护定值按管理权限分级分类保存。

4、继电保护及安全自动装臵校验管理

4.1所有继电保护及安全自动装臵的检验都必须按照《继电保护及电网安全自动 装臵检验条例》的要求严格执行，按照相关规程和厂家资料编订、执行本厂的标准化作业指导书。

4.2重要继电保护校验和消缺工作均必须使用继电保护安全措施票。保护安全措施票与工作票配合使用，避免继电保护人员“三误”的发生。4.3对校验报告的要求：

4.3.1所有校验项目，包括测电位、传动、差动保护测差压、相量以及相量分析等均应写入校验报告内；

4.3.2校验报告首页应注明被试设备名称、校验类型、试验负责人、试验参加人、试验日期以及校验报告的审核、批准等内容；

4.3.3校验报告应说明所使用的试验仪器、仪表，所依据的定值的来源，定值内容等；

4.3.4校验报告最后应说明检验的结果是否合格，发现的问题和解决的办法，保护及二次线的变更情况，尚未解决的问题及对保护运行的影响等； 4.3.5校验报告应格式化、标准化；

4.3.6校验报告应由专业主管审核，生产部专业领导批准。重要保护的校验报告由安监、运行部汇审，本单位总工程师批准。

4.4每年11月底编制下一的继电保护及自动装臵检验计划，报调度一份，生产、运行部各存一份。

4.5每半年对校验计划的执行情况进行总结，上报上级主管部门。

5、继电保护及安全自动装臵设备质量管理

5.1凡新装继电保护和自动装臵，必须是国家有关主管部门正式鉴定的产品，不符合规定的产品严禁投入运行。

5.2对进入本单位的新型继电保护装臵，应派人参加出厂试验和验收工作，了解其特点，掌握其技术性能和各种特性数据。

5.3由于人员玩忽职守、营私舞弊致使伪劣产品投入运行，造成继电保护装臵拒动或误动，按有关规定给予处罚，情节严重者可依法追究刑事责任。

5.4监督基建调试人员严格按照有关规程、条例、技术规范、反措等规定进行设备安装、调试等工作，保证质量，并形成完整的技术资料。

5.5保护人员应介入新建、扩建、技改工程继电保护装臵的调试，了解装臵的性 4 能、结构和参数，并对装臵按规程、制度和标准进行验收。

5.6新建、扩建、技改工程保护设备投产前，由生产、运行、基建组织有关技术人员与基建调试单位进行交接验收工作，未经验收的设备不能投入运行。验收的主要项目如下：

5.6.1电气设备及线路有关实测参数完整正确； 5.6.2全部继电保护装臵接线正确，竣工图纸符合实际； 5.6.3装臵定值符合整定通知单要求； 5.6.4装臵软件版本符合主管部门的要求；

5.6.5检验项目及试验数据结果符合检验条例和有关规程、标准的规定； 5.6.6核对电流互感器的变比及伏安特性，其二次负担及10%误差特性满足误差要求；

5.6.7检查屏前、屏后的设备整齐、完好，回路（包括二次电缆）绝缘良好，标志齐全正确；

5.6.8用一次负荷电流和工作电压进行验收试验，判断互感器极性、变比及其回路接线的正确性。

5.7新建、改造工程投入时，继电保护整定方案要求的全部继电保护装臵应同时投入。

5.8继电保护装臵存在的问题、处理意见以及是否投入的结论，须经基建调试单位、生产部、运行部共同签字后方可生效。

5.9本单位生产部负责督促基建调试单位向电气室移交工程竣工图、设备有关技术资料及说明书、备品备件、专用试验设备及工具，试验报告最迟在验收后一个月内移交。

6、继电保护及安全自动装臵运行管理

6.1运行部电气主管（专工）及值长监督运行人员严格执行继电保护现场运行规程。

6.2有关继电保护及二次回路的工作必须经值长同意方可进行，继电保护及自动装臵的投入退出操作由运行人员执行。

6.3运行人员必须对继电保护和二次回路的工作票所列安全措施进行审核，并检查是否有合格的继电保护安全措施票，工作票不合格或无安全措施票不允许办理 5 开工手续。

6.4运行人员应认真按工作票与实际情况做好安全措施。凡可能引起继电保护误动的一切工作运行人员必须采取防止保护误动的有效措施。

6.5凡属调度管辖的继电保护和自动装臵新投入或定值变更时，运行人员必须与当值调度员核对定值，无误后方可投入运行。

6.6定期核对继电保护及安全自动装臵软件版本，不符合的版本要及时向本单位总工程师汇报。

6.7 在无母差运行期间，严禁母线侧倒闸操作。

6.8 加强厂用快切、备用电源自动投入设备及保安电源的管理，严格执行定期试验、切换管理规定，及时消缺，保证设备可靠运行。

6.9运行人员必须按继电保护现场运行规程，对继电保护、自动装臵、二次回路进行检查、巡视，发现异常应立即汇报值长并通知继电保护班（组），紧急情况下可先行将保护装臵退出。

6.10对继电保护、自动装臵、二次回路在事故及异常情况下的运行工况、保护动作信号、灯光信号等，运行人员必须记录准确清楚，以便进行分析。6.11 运行人员对事故和异常情况下的处理过程必须如实进行记录，不可隐瞒。

7、继电保护及安全自动装臵反事故措施管理

7.1认真落实《电力系统继电保护及安全自动装臵反事故措施要点》、《中国国电集团公司重大事故预防措施》、《国家电网十八项重大反事故措施》、《内蒙古国电能源投资公司重大事故预防措施》等相关继电保护及安全自动装臵措施、要点，制定并实施反措整改台账，定期进行梳理、总结。对于不具备条件落实的，要有相应的说明和防范方案及具体实施措施。

7.2对本单位发生及其他单位发生的电气故障，要及时的组织事故分析和隐患排查，对有关技术问题，提出整改措施及处理意见，避免同类事故的发生。7.3及时消除设备缺陷，保证继电保护及安全自动装臵的投入率、正确动作率以及故障录波完好率。

7.4做好电气量保护与非电气量保护出口继电器分开的反措，不应使用故障电流切断后，装臵整组返回时间大于40ms的电气量保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量，并要求断路器失灵保护中的电流元件返回系数不低于0.9。

7.5非全相保护应启动失灵，失灵保护动作后要同时作用于断路器两个跳闸线圈。

7.6 为防止非全相运行对不接地变压器中性点的影响，发变组、启备变电气联动三相断路器非全相保护延时按0.5秒整定，变压器间隙零序保护按延时按0.5秒整定。

7.7 为防止厂用6KV母线故障时对电气主设备的冲击，宜在厂用6KV侧保护增设带延时的速断。

7.8 厂用6KV分支零序、分支过流、带延时速断保护均应闭锁厂用快切。7.9 新建、扩建电厂发变组，变压器的高压侧断路器和母联、分段断路器尽量选用机械联动的三相操作断路器。

7.10 发变组非电量保护宜作用于机组全停，重瓦斯接点不能串接。

7.11采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。利用计算机实现防误闭锁功能时，其防误操作规则必须经本单位电气运行、安监、生产部门共同审核，经主管领导批准并备案后方可投入运行。

7.12要有避免发电机组孤岛运行的措施并加强事故演练，如考虑到孤岛运行调整、汽轮机超速的可靠性问题，也可将发变组主开关解列联关汽轮机主汽门。7.13直流保险应按有关规定分级配臵。直流保险/熔断器必须采用质量合格的产品，防止因直流保险熔断而扩大事故，保护装臵应采用直流专用空气开关。7.14执行相关规程、反措，防止直流系统故障，特别是防止交流电压、电流串入直流回路，造成系统事故。

7.15 加强直流绝缘监察装臵的维护、定期检测工作，做好直流接地查找、消缺的安保措施。直流绝缘监察装臵应具备交流串入直流的测记和报警功能，不具备的要逐步进行改造。

7.16所有差动保护（母线、变压器、发电机的纵、横差等）在投入运行前，除测定相回路和差回路外，还必须测量各中性线的不平衡电流、电压，以保证保护装臵和二次回路接线的正确性。

7.17对经长电缆跳闸的回路，应采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施。

7.18 为防止空间电磁干扰、二次寄生回路引起不安全事件发生，各电厂要落实 7 好以下技术措施：

7.18.1应根据变电站、开关场和一次设备安装的实际情况，合理采用金属管、电缆托盘，敷设与二次电缆平行的等电位专用铜排（缆）等不同材料，按以下要求敷设继电保护安全接地网：

（1）沿保护和控制设备与电流互感器、电压互感器、断路器、隔离刀闸等设备连接的二次电缆，敷设截面不少于100mm2的、紧密与安全主接地网相连接的专用铜排（缆）构成继电保护安全接地网。应使用截面不小于4 mm2多股铜质软导线将二次回路的屏蔽层的两端可靠连接到安全接地网的铜排（缆）上，不允许使用电缆内的空线和铜芯线替代屏蔽层接地。继电保护室内所有金属结构及设备外壳均应可靠连接于安全接地网。

（2）在保护柜屏下层的电缆室内，按屏柜安装的条状区域使用等电位专用铜排（缆）将首末端同时连接形成环状后，再将各条状区域的环状等电位专用铜排（缆）可靠连接继电保护室内的安全接地网。

（3）微机型的保护装臵和控制设备（装臵）的柜屏间应使用截面不小于100mm2铜排（缆）直接连通后，并将每个柜屏内使用同样截面的铜排（缆）与电缆室的环状等电位专用铜排（缆）可靠连接。

（4）用至少四根以上50 mm2且距离均匀的铜排（缆）将室内安全接地网与开关场的接地网与室外的安全接地网可靠连接。

（5）新建和技改工程中，应在升压站对变压器、断路器、隔离刀闸和电流、电压互感器等设备至就地汇控箱、端子箱的连接电缆都必须使用屏蔽电缆，并在一次设备的接线端子盒（箱）至接地网使用金属管对电缆进行屏蔽，并将金属管两端分别与变压器、断路器、隔离刀闸和电流、电压互感器等设备的底座和金属外壳和接地网良好焊接，然后在就地端子箱、汇控箱处将二次电缆的屏蔽层使用截面不小于4 mm2多股铜质软导线可靠单端接至安全接地网。

（6）对已运行的设备，应在一次设备的接线端子盒（箱）至接地网使用金属管对电缆进行屏蔽，并将截面不少于100 mm2的、紧密与主接地网相连接的铜排（缆）分别与变压器、断路器、隔离刀闸和电流、电压互感器等设备的底座和金属外壳和接地网良好焊接，然后将二次电缆的屏蔽层的两端使用截面不小于4 mm2的多股铜质软导线可靠接至安全接地网。

8（7）各厂在雷季之前必须结合主接地网检查、复测的同时对继电保护及安全自动装臵的专用安全接地网进行检查、复测，并对历史复测数据进行认真分析，确保继电保护安全接地网的可靠接地。7.18.2.按以下要求敷设二次电缆：

（1）合理规划二次电缆的路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、电容式电压互感器及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度，保护电缆不应与电力电缆同层敷设。与运行设备无关的电缆应予拆除。

（2）来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆。双重化配臵的保护设备、断路器失灵保护的起动和跳闸回路均应分开使用各自独立的电缆。

（3）为取得必要的抗干扰效果，或是在干扰水平较高的场所，宜在敷设100 mm2铜排（缆）的基础上使用电缆托盘，并将不同用途的电缆分类、分层敷设在不同层的托盘中。

7.18.3.在检修过程中应检查保护二次回路的接地点，要求如下：

（1）检查敷设在开关场的继电保护安全接地网应与开关场的接地网紧密、可靠连接。继电保护室的继电保护安全接地网应与开关场的接地网和继电保护安全接地网可靠一点连接。

（2）检查保护电缆屏蔽层的两端应与继电保护安全接地网可靠连接。（3）安装放电间隙或氧化锌阀片后，应定期检查其接线的正确性及放电器的工频放电电压。应按《继电保护及电网安全自动装臵检验条例》的要求定期检查，防止造成电压二次回路两点或多点接地的现象。

7.18.4.再次重申继电保护二次回路的接地点必须符合以下要求：

（1）保护柜屏和继电保护装臵本体应设有专用的接地端子，静态型、微机型继电保护装臵和收发信机的机箱应构成良好电磁屏蔽体，并使用截面不小于4 mm2多股铜质软导线可靠连接于继电保护安全接地网的铜排（缆）上。

（2）公用电压互感器的二次绕组的二次回路只允许在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。己在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，宜在开关场将二次线圈中性点经放电 9 间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30〃Imax伏（Imax：电网接地故障时通过变电所的可能最大接地电流有效值，单位为kA）。

（3）对于微机型继电保护装臵屏柜内的交流供电电源（照明、打印机和调制解调器）的中性线不允许接入继电保护安全接地网。

（4）电厂NCS系统监控系统涉及到的一次设备，或经过高压开关场的二次电缆亦应按上述技术要求采取必要的抗干扰措施。

（5）在用于传输直流、低频、低电平信号，且相对于屏蔽地呈现较大不平衡状态的（如热电耦、热电阻等）则必须将屏蔽层在最不平衡的一端接地，或在回路本身接地点处将屏蔽层单端接地，且屏蔽电缆内所包含的所有回路均应在这同一端接地。

7.18.5.为防止直流接地可能导致保护误动等问题，光耦开入量的动作电压应控制在额定直流电源电压的55%～70%范围以内。

（1）所有涉及断路器失灵、母差及非电量等保护跳闸回路，以及没有时间配合要求的开入量，宜采用动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围以内的直流中间继电器。为提高保护的安全性，非电量等跳闸回路在开入设计时，不得因装臵单一元件损坏而引起保护装臵不正确动作。

（2）遵守保护装臵24V开入电源不出保护室的原则，以免引进干扰。（3）重视二次回路的维护和检修工作，应特别注意电磁兼容和防止寄生回路方面的特殊要求。

8、继电保护及安全自动装臵技术资料、档案管理

8.1继电保护技术资料实行分级管理，有一定保留价值的由生产部归档，一般性的由继电保护班（组）保存。8.2生产部应具有以下文件、资料： 8.2.1一次设备主接线图及主设备参数； 8.2.2继电保护及安全自动装臵现场运行规程； 8.2.3继电保护及安全自动装臵动作情况记录； 8.2.4校验计划及执行情况；

8.2.5继电保护反措改进计划及执行情况；

8.2.6继电保护、安全自动装臵及二次回路改进说明（包括改进原因、批准人、10 执行人和改进日期）；

8.2.7继电保护及安全自动装臵的校验大纲； 8.2.8故障录波器和录波量的排序、名称及标尺； 8.2.9经安监部门备案的典型安全措施票； 8.2.10继电保护及安全自动装臵台帐；

8.2.11具有常用的规程：《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》、《继电保护和安全自动装臵技术规程》、《继电保护和安全自动装臵整定规程》、《继电保护及安全自动装臵运行管理规程》、《继电保护及安全自动装臵检验条例》、《继电保护及安全自动装臵评价规程》、《继电保护及安全自动装臵现场保安规定》、《电网事故调查规程》、继电保护反措要点及实施细则、集团公司、蒙能投公司下发的各种保护规程、规定等。

8.3生产部继电保护专业班（组）除8.2条外还应具有的技术资料： 8.3.1二次回路（包括控制及信号回路）原理图； 8.3.2继电保护、安全自动装臵及控制屏的端子排图；

8.3.3继电保护及安全自动装臵的原理说明书、原理逻辑图、程序框图、分板图、装焊图及元器件参数；

8.3.4继电保护及安全自动装臵的最新定值单及执行情况； 8.3.5继电保护及安全自动装臵的投产报告及历次校验报告； 8.3.6继电保护及安全自动装臵动作信号的含义说明； 8.3.7继电保护及安全自动装臵软件版本信息； 8.3.8 反事故措施执行计划、台帐； 8.3.9试验设备及仪器仪表台帐； 8.3.10工器具台帐；

8.3.11缺陷及处理情况的详细记录。

9、试验设备、仪器仪表和备品备件管理

9.1配臵足够的保护及自动装臵备品、备件，缩短继电保护缺陷处理时间。9.2按照实际需要配备合格的试验设备、仪器仪表。

9.3试验用仪器仪表应认真登记在案，定期进行检验，以保证其精度。9.4经检测证实不合格的仪器仪表立即停止使用，并进行修复，确实不能修复的 11 报废更新。决不允许使用未经检测或不符合标准的仪器仪表。

9.5使用仪器仪表必须参照说明书，严禁超规范使用，注意避免因蛮干或粗心而损坏仪器设备及仪表。

继电保护规范化管理 篇3

关键词：智能变电站;继电保护;数据采样;信息交换

一、智能变电站继电保护的基本概述

在智能电网的发展中，智能变电站是极其重要的组成环节，是以完成信息的采集、保护、控制、测量为一体的主要模式，智能变电站的特征是对信息的综合应用，在根据电网实际发展需求中，能够实现电网自动控制、智能调节等综合运用。

其中，典型的智能变电站的设计图如图1 所示，传统的电磁式互感器被电子互感器所代替，在利用合并单元的基础上完成交流采样，实现开入采集以及开除跳闸的主要功能。^[1]此外，数据的采样以及传输是独立与继电保护设备，但却依赖于外部的同步时钟源，这种模式下不仅能够在独立于继电保护设备的同时，并且也能够在同步的基础上实现数据之间的传输，使数据传输的方式以及数据继电保护设备的数据同步均对继电保护的故障识别产生重要作用。智能变电站相较于于传统变电站而言，在采集数据上的主要影响因素包括：采集值的网络传输规约、合并单元数据处理的基本方式、电子互感器与传统互感器的混合使用等。^[2]

另外，在智能变电站中，采样数据外审引入的同步以及数据传输的基本问题需要增加IEC 61850标准，使其作为主要指导体系，在保证智能变电站有序发展的同时，也在一定程度上保证继电保护设备的主要动作行为。但是，从整体角度而言，智能变电站的相关标准体系比较多，但是大部分标准体系只是对智能变电站的局部问题进行引导，没有将智能变电站其它问题的矛盾与冲突进行解决，进而对智能变电站继电保护设备的数据采集以及信息交换有所影响。从2011年起，我国电力行业继电保护标准化技术委员会委托继电保护制造商起草相应的标准，并将智能变电站的信息范围进行分析与整理，进一步将信息系统的整体设计进行优化处理，从根本上规范智能变电站继电保护设备数据采集以及信息交换。^[3]

二、智能变电站继电保护的信息分析

通过对DL/T860规范分析，变电站的信息流描述

从物理结构角度分析，变电站主要分为三个层次，分别是站控层、间隔层、过程层，其中每一个层次都需要相应的设备以及网络设备所构成。^[4]在根据DL/T860的分析中，智能变电站的保护与控制信息按照传输协议主要分为四种类型，分别是SV、GOOSE、MMS以及时间同步信息。而图2中所列举的①、②、③、④、⑤、⑥均与继电系统有着密切联系，需要对信息交换做出规定。

在变电站内与继电保护有着联系的信息包括三种：其一是综合管理信息，主要是为变电站提供继电保护设备的运行信息;其二是采集信息，主要是为变电站的继电保护提供电流与电压;其三是控制信息，主要是为变电站的继电保护提供特定信息，对其进行辅助判断。

三、数据采样与信息交换标准所面临的主要问题

（一）对时与同步技术原则

在智能变电站中，很多保护设备与控制设备都需要采集多个交流量信息，这些信息都需要同步进行。此外，变电站中所出现的各类事故分析、监控等应用也需要统一时间断面的数据。所以，智能变电站合并单元、保护设备都需要坚持对时与同步技术原则。

智能变电站中，使用外部电子互感器以及合并单元对SV数据进行采集与转换，在数据采集、处理中不仅仅只靠保护装置完成，需要采用四种时钟源、互感器、合并单元、保护，作为一项比较复杂且系统的工程，在发展运行中没有统一的协调标准。此外，如果在智能变电站的继电保护中具有相关标准，但是其标并没有对主钟以及装置时间的跟限策略、主钟的切换进行说明，特别是对于合并单元的对时原则，采样周期的挑战、调整指南等均无任何细节说明。

（二）数据采集的双重化以及双AD配置原则

在智能变电站继电保护技术的规范要求下电子互感器的数据采集需要具备双重化以及双AD配置原则，但是现如今的继电保护系统中并没有相关说明对双重化数据的配置原则以及双AD的数据进行说明。

我国电网公司近几年对智能变电站的继电保护提出要求，使其采用点对点的方式，双重化保护的电压采样值需要来源与独立的合并单元，并且双重化配置的合并单元也需要与电子式的互感器进行相互对应。^[5]但是，在采用AD取样的时候，一般会对保护装置进行考虑，对双AD装置的同时出错不予以考虑，在保护装置中。一路的AD是正常状态，但是另一路的AD则在异常情况下会引发保护误动，进而导致保护装置在双AD数据不一致的情况下无法进行准确告警，那么在如何判断双AD采集异常的时候没有标准答案。

（三）报文的范范文以及定值管理

IEC 61850虽然对报文进行定义，但是没有对其具体格式进行描述，因此在实际应用中会出现误差。比如，对数据的品质如何进行扩充，扩充的方式、扩充的距离等均需要进行细化，从根本上增强IEC61850标准的操作性。

在采用电子互感器之后，数据的采集、处理、合并单元的联络都会产生额外延时，并且不同厂家的设备延时指标不同。^[6]此外，在采样值的网络传输、网络交换机的传输延迟中，继电保护、智能终端等设备在报文处理中的时间会对继电保护动作造成延误，并且这些延迟与网络的信息流量有着密切联系，因袭需要对采样值以及跳闸总的传输延时指标进行定义。

继电保护设备中的定值是继电保护装置中的主要参数，它不仅决定了继电保护的主要动作与特征，并且具有非常高的可靠性，如果出现错误，那么就会导致保护产生误动现象以及拒动现象，从而会影响电力系统的安全供电现象。

结语：

继电保护是电网运行中的主要组成部分，是智能变电站的设备之一，在科技的发展下，智能变电站的建设已经成为了当前电力行业发展的趋势，但是其信息交换以及数据采集问题对电力建设人员以及制造厂家造成困扰。针对于此，本文对智能变电站继电保护的信息以及数据采集、信息交换中可能出现的问题进行探究，旨在在同行人士提供参考意见。

参考文献：

[1]蔡泽祥，王海柱.智能变电站技术及其对继电保护的影响[J].机电工程技术，2012，05：1-4.

[2]李晓辉，李旭东，宋小舟.智能变电站继电保护数据采样和信息交换规范的研究[J].电气应用，2012，17：60-63.

[3]黄明辉，邵向潮，张弛，王海柱，李一泉，蔡泽祥.基于OPNET的智能变电站继电保护建模与仿真[J].电力自动化设备，2013，05：144-149.

[4]茹立鹏，黄勇强.110kV智能变电站继电保护装置的实施及测试检验[J].自动化应用，2013，09：71-73.

[5]夏勇军，蔡勇，陈宏，陶骞，胡刚.110kV智能变电站继电保护若干问题研究[J].湖北工业大学学报，2011，01：5-8.

继电保护信息管理探讨 篇4

1、继电保护管理信息系统概述

建立继电保护信息管理网络, 能按照业务划分组织和应用数据, 为事故分析和处理提供依据, 提高继电保护运行管理的自动化水平。电力系统继电保护管理系统的主要任务是对继电保护所涉及的数据、图形、表格、文件等进行输入、查询、修改、删除、浏览。

2、系统结构设计

继电保护信息管理系统一般由计算机网络、维护人员、数据库和应用软件组成。系统的设计与开发原则是实用性、通用性、可靠性、安全性、先进性及主流技术。继电保护信息系统的信息流构成可归纳为:机构及设备管理、运行管理、定值管理、图档管理、培训及技术交流、统计分析、反措及计划管理等七大信息流。继保信息管理系统的目标就是管理好这些信息流, 加快其流动, 完成各层次人员手中大部分处理工作, 为他们进行深层次的管理、决策, 提供辅助工具。可供选择的数据库有SQL、Oracle、Sybase、DB2等多种, SQL数据库较为常用。系统的修改通过新增信息表, 用户能够方便的修改各种数据, 以适时修改扩充数据库信息, 待数据确定后, 转向历史数据表, 原则上不再变动, 数据库的安全用户需要通过机器提供的用户名和口令, 由系统检验其真伪, 确定该用户是否可以对数据库进行操作, 以防止未被授权的用户修改数据。

3、继电保护信息管理系统的功能

机构及设备管理, 职能机构包括网、省、市、区县局、厂站, 设计单位、设备厂家、基建单位的名称、地址、隶属关系等单位属性。一次设备包括线路、变压器、发电机、母线、断路器、电抗器、电容器、调相机、CT、PT等设备的名称、编号、原始参数、隶属关系等。二次设备包括保护装置、安全自动装置、故障录波器、收发讯机等设备的名称、型号、厂家、功能、屏面布置等。附属设备包括二次设备的备品备件、工作用仪器仪表、办公设备的名称、型号、厂家、功能、使用单位及购置计划等。

运行管理即对在系统运行、操作中所产生的数据进行管理。主要二有次设备投退措和施票管理, 制定对二次设备进行操作、处理的安全工作步骤。故障信息管理主要体现在故障记录和事故分析报告。统计分析即对系统运行的操作、故障历史记录进行统计分析, 找出原因并生成报表。包括动作统计和缺陷管理。图纸管理的内容主要有:文件管理、数据库管理、图纸管理、用户管理四大功能。

4、继电保护技术信息管理系统的关键技术

继电保护专业由于行业的特殊性, 图纸成为信息管理工作的核心, 扫描-矢量化绘制图纸是一种较为实用、高效的方法。这种方法的基本原理就是利用扫描仪将预绘制的图纸扫描储存到计算机里面, 对图纸前期处理后, 用矢量化工具转换成DWG格式的矢量文件, 间接实现图纸的绘制。通俗意义上的矢量化功能包括三个部分:图像净化、光栅编辑和矢量化。图像净化可以对图纸中存在的污点进行处理;光栅编辑可以用于全局光栅化;矢量化包括文字识别和识别类型。VP系列是一款优秀的光栅编辑和矢量化软件, 可以与Auto CAD相关联, 包括光栅编辑、全自动矢量化或人机交互矢量化, VP与Auto CAD结合可以为继电保护图纸光栅图像矢量转换以及图形数据处理提供了很好的处理手段。矢量化过程应该正确地识别图形信息以及各种其它有用的符号信息 (图表、文字等) , 同时滤掉无用的信息 (污点、折痕) 。如何实现图元与属性相关联是一个关键部分[1]。作为CAD绘图设计的代表软件, Auto CAD为广大工程设计人员所熟悉。Aut o CAD同时提供一个功能强大的集成开发工具。

5、结语

随着信息技术的不断发展, 各级电力企业继电保护的管理也应该紧跟形势, 开拓思路, 运用新思路、新观念、新技术处理企业保护管理中的问题, 大力减轻人员的劳动强度, 提高劳动效率, 积极开发有自己特色的、实用的、功能全面的继电保护信息管理系统, 使运行部门及时掌握全网继电保护的运行信息, 对事故进行及时分析和处理, 为电网的安全分析和决策提供实现的手段, 从根本上使继电保护的管理进入一个新的层次。

摘要：阐述了继电保护信息管理系统在电力公司日常运行的必要性和重要性, 介绍了该系统的设计原则、结构和应具备的功能等。

关键词：继电保护,信息管理,系统结构

参考文献

[1]林俐等.继电保护网络管理系统的开发和设计.华北电力大学, 1998.

[2]贾长朱等.基于Web的电力系统继电保护远程分布式信息管理系统的开发与设计.继电器, 2000 (10) .

[3]尹涛等.继电保护的图纸管理及图纸管理系统.继电器, 2000 (8) .

继电保护规范化管理 篇5

【摘要】本文旨在对继电保护与安全自动装置的调度运行管理基本原则和要求做一些简要的介绍和分析，并就目前工作中存在的问题提出相应的改进措施。

【关键词】继电保护；安全自动装置；基本原则；要求；改进措施

一、继电保护与安全自动装置工作的基本原则

继电保护与安全自动装置对于保证供电系统的稳定性和安全性都有着重大的意义，所以重视并优化其运行管理方法对于提高发电系统的运行效率以及经济效益都有着显著的作用。而继电保护与安全自动装置合理工作的基本原则，首先应该结合供电系统实际运行环境以及其不同的设计方案来构建，并保证其具体配置能达到可靠性、选择性、速动性、灵敏性这四个基本要求。具体来说，就是当供电系统发生故障或工作延时等异常情况时，能迅速地分辨出发生故障的电路位置，并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，在尽量不影响到相邻电路设备运行的前提下，大幅度减轻或避免电路设备的损坏，并在处理过程中保持工作的高效性以及安全性。当然，在实际工作中，由于各电路元件类型与重要程度的差异性，也必须根据不同工程的具体需要来提供可靠的继电保护与安全自动装置。

二、继电保护与安全自动装置的调度运行规程

在对于电力系统的继电保护工作中，对各供电系统元件都有不同的设计方案，以下就发电机、变压器、输电线路这三方面进行简要的分析和说明。

1、发电机的保护。发电机的安全运行对保证电力系统的高效运行、稳定性以及安全性具有重要作用，并且发电机相对于其他元件而言，价格昂贵且不易更换，因此，应该十分重视对发电机的保护工作，并针对实际发生的电路故障和异常工作状态，装设稳定性、科学性较高的继电保护及安全自动装置。具体来说，针对不同功率的发电机以及不同电路故障应该采用相应的保护措施，对于发电机外部电路较易产生的过电流，使用过电流保护装设功率在1MW以下的发电机，而1MW以上发电机一般采用纵差动保护、复合电压启动的过电流保护；而对采用半导体励磁以及100MW及以上的发电机，应装设过负荷保护来防御转子回路的过负荷，并增设专用失磁保护来直接反应发电机失磁时的电气参数变化；而为了防止对200MW及以上的大容量汽轮发电机的损坏现象必须要求装设逆功率保护，对于300MW及以上的发电机针对于不同的情况应装设过励磁保护、失步保护、低频保护、断水保护等，如在电力系统震荡影响机组安全运行时，应装设失步保护来合理控制这一现象。当然，只有科学、系统并具适应性的继电保护与安全自动装置是不够的，在实际工作中，也应该通过日常细致的发电机保养工作来提高和延长发电机的使用效率和使用寿命。

2、变压器的保护。变压器是电力系统中的重要供电元件，其对保证供电系统的稳定性和安全性都有着重大的意义。变压器一般装设以下保护：瓦斯保护、纵差动保护或电流速断保护、过电流保护、零序电流保护以及防御对称过负荷的过负荷保护。在对变压器主保护的具体要求中，不同容量和机能的变压器都采用不同的主保护措施，电压在10kv及以下、容量在10MVA及以下的变压器采用电流速断保护；而一般采用纵差保护来维持电压在10kv以上、容量在10MVA以上的变压器的安全运行；对于电压在220kv以上的变压器设备應装设数字式保护。除此之外，采用后备保护作为变压器主保护的补充，而其对不同容量和机能的变压器也应采用相应保护措施，过电流保护措施适用于降压变压器；对大容量的变压器组则采用负序电流和单项式低压过电流保护，以此来避免额定电流大而导致电路元件灵敏度达不到要求的情况。

3、输电线路的保护。输电线路的保护也有主保护和后备保护之分，而主保护中分为纵差保护和三段电流保护。其中纵差保护是为了能减小供电系统稳态情况下的不平衡电流，并当通过外部最大稳态短路电流时始终能维持各侧用的电流互感器的稳定运行；其二是能减小电流互感器的二次负荷，并严格将差动保护回路的二次负荷控制在10%误差以下。而为实现这一工作目的，一般采用适当增大导线截面、缩短控制电缆长度这两方面的措施来尽量减少控制电缆的电阻或者采用弱电控制用的电流互感器等来实施运行方案。而后备保护主要分为离保护、零序保护和方向保护等。其中各种保护都配有自动重合闸装置，并且合作工作。在后备保护的方案制定中，要十分注意各个保护之间的配合和联系，并充分考虑各种情况和参数如输电线路电容、分支路变压器、系统运行方式、重合闸方式等的影响。

三、对目前工作中问题的改进措施

从相关短路事故统计中可以发现，短路事故中发生主要原因是各供电元件本身的抗短路能力不足；其中质量不达标严重影响了供电系统的运行效率。而另一方面，由于在实践工作中，对变压器相间电路保护工作流程和方法都还不够科学、系统，也是近年来电路事故频发的重要因素。笔者就这两方面提出相关的改进措施：

1、加强对各供电系统元件的质量检测和保养工作。要保证供电元件的质量要求，首先要规范对其的全过程管理工作。在订购相关设备时，应该十分注意其选型以及应具备的特征细节，例如110kV有载调压变压器中压侧不宜设调压线圈并且降压变压器最好能有67%及以上的自冷能力，而且优先选用已通过专业测验并检测合格的产品，并就所购产品的试验报告进行分析，并进行相应的核算工作。而在对所购元件进行出厂检测时，也要保证其各项性能在专业实验下的数值能满足实际工作的需求，并将各项实验数据制表并科学分析，而为了保证实验数据具有代表性和准确性，需要通过多次试验来积累原始数据，并将多次结论前后进行对比，以检查其是否能正常运行，而这样的检查工作应该设备投入使用后就定期开展，以保证供电系统良好运行状态，降低发电机工作故障发生的概率。

2、合理进行继电保护工作。要保证电力系统合理高效的工作，首先要严格遵守其保护装设合理工作的基本原则，保证其具体配置能达到可靠性、选择性、速动性、灵敏性这四个基本要求。在实践工作中，要根据现实情况来制定相应的变压器保护方案，并依据各个电路保护策略的具体特征，最终选择最优方案。并在处理相应的问题时，能做到对电路的及时保护，并在技术和管理上采取有效措施，如为了最大限度防止输电线路的出口短路，可装设绝缘热缩保护材料在母线桥上；而110kV及以上电压等级变压器出现出口短路、近区短路等故障时，应该立即对变压器的油作色谱分析。如色谱分析异常，应立即申请变压器停运，以此来确认变压器是否在合理运行状态，并做出调查报告。可以说，只有规范了工作细节，并且构建了适应性、合理性较高的工作方法，才能维持继电保护与安全自动装置的高效率和稳定性。

总而言之，要降低电路问题发生的几率，首先要保证供电系统设备本身的质量合格，并且做到定期检查和修理；而另一方面，继电保护和安全自动装置也是一项至关重要的环节，只有完善了继电保护工作的各个工作流程，才能进一步提高供电系统的稳定性和安全性，并在一定程度上提升电力系统产生的经济价值。

参考文献

[1]冯平.继电保护故障信息管理系统在“大运行”体系中的应用[J].湖北电力，2011年04期.

继电保护装置插件全寿命周期管理 篇6

为提高生产效率, 提升管理水平, 公司提出在系统内推进开展资产全寿命周期管理[1]工作。目前, 各单位的电网资产全寿命周期管理工作正处于起步阶段, 但是在继电保护插件[2]寿命管理方面, 还没有进行系统的管理工作, 是资产全寿命周期管理的一个缺口, 亟需解决。

1 前期调研情况

近年来, 随着电网发展建设快, 资产总量迅速增加, 在目前没有对继电保护插件寿命进行系统分类管理的情况下, 插件寿命到期后无法为检修人员提供及时的反馈, 即成为一个缺陷, 需要临时专项处理, 造成工作零散且效率低等问题。

2 具体实施的内容

2.1 基础数据采集

将所辖各变电站实际的保护装置插件种类和数量与公司台帐系统进行核对, 确定各变电站插件的种类和数量;根据各个厂家的装置说明书和以往运行经验, 初步确定各种插件的正常使用寿命。

采集的数据包括两种类型:运行的插件信息和库存的插件信息。根据实际工作的需要以及为今后的工作做数据积累, 单个运行插件的信息量需要包括:变电站、设备名称、厂家、保护型号、插件类型、设计寿命等;库存插件的信息应包括厂家、插件型号、插件类型、生产日期、剩余数量等。

2.2 管理软件开发

继电保护装置插件全寿命周期管理需要编制独立的管理软件, 以实现上述的对插件进行管理的各项功能。管理软件采用Visual Studio工具、Win Forms语言[4]进行编写。

2.3 软件功能介绍

软件的主要功能包括数据录入、数据导出备份、修改、插件寿命显示等, 以下分别对主要功能进行介绍。

1) 数据的导入及显示。以导入整个变电站继电保护装置插件信息为例, 单击工具栏中的导入, 选择所需导入的数据表格即可, 如图1所示;

2) 数据的导出及备份。为了避免任何原因所造成的数据丢失, 软件提供了数据的导出备份功能;同时, 为了使用的便利性, 也提供了不同的数据导出方式, 提高了数据的可靠性和安全性;

3) 插件寿命的预报。软件的核心功能即是实现对即将达到设计寿命的装置插件进行预报, 使工作人员提前做好处理准备。考虑到实际工作的需要, 将插件寿命的高关注度设计为距离插件设计寿命前的30日, 避免由于库存插件不足造成无法更换的现象;

4) 其它功能。为便于软件的管理和使用, 管理员功能等也必不可少, 用以限制不同用户的权限。

3 应用情况分析

3.1 应用案例

以本项目所选取的110k V大黄山变为例:该站距离检修人员工作地点较远, 正常行驶车程需50min, 在天气恶劣或深夜的情况下常有插件累紧急缺陷, 需运行及检修工作人员及时处理, 对工作人员的职业素养要求很高, 然而由于深夜处理缺陷时光线暗等客观原因, 仍有较高的工作危险性。

将本系统应用到110k V大黄山变以后, 检修人员可以根据管理软件所预报的插件剩余寿命情况, 结合每一阶段的检修、巡视计划制定出合理的插件更换计划, 减少了人力资源的浪费, 同时也提高了工作效率, 降低了工作人员的工作危险性。

3.2 效果分析

在实际应用中软件的基本功能均可以实现, 能够正确预报出高关注度的保护装置插件, 根据一段时间的数据积累可得出不同厂家同一类型插件寿命情况的基本数据。如图2所示。

同时也发现还有一些功能需要改善, 如对各个厂家插件的实际使用寿命进行统计分析、科学决策出不同插件最佳的寿命等, 这需要在下一步的工作中进行改进和完善, 为检修人员提供寿命周期分布信息参考, 切实提高工作效率。

4 结论

使用本文所编写的软件可以实现对种类繁杂的继电保护装置插件进行全寿命周期管理工作, 且操作简单, 使用安全可靠。软件具有独立应用性、可操作性, 具有推广使用的价值。

参考文献

[1]帅军庆.电力企业资产全寿命周期管理理论、方法及应用.北京:中国电力出版社, 2010, 4.

[2]国家电力调度通信中心编著.国家电网公司继电保护培训教材.北京:中国电力出版社, 2009.

[3]RCS-9000分散式保护测控装置技术说明书[Z].南京南瑞继保电气有限公司, 2002, 8.

继电保护装置检修管理对策的分析 篇7

电力系统中继电保护的重要性毋庸置疑, 有效的继电保护可以保障电网的安全运行, 因此对继电保护装置进行定期的预防性试验是非常必要的。这样做不仅可以增强继电保护的可靠性, 保证电网的安全性, 而且定期的试验有利于工作人员随时掌握继电保护装置的性能和状况, 从而使得工作人员可以在事故发生之后的第一时间里对事故原因进行分析并提出可行的建议。所以, 对继电保护装置检修管理对策的选择就变得十分重要。本文就此进行深入分析, 以达对优化继电保护装置检修管理对策的目的。

1 继电保护装置检修管理中存在的问题

1.1 对装置的运行状况缺乏全面的掌握

通过获取继电保护装置的相关信息, 就能够及时有效的对变电站及电力线路的故障进行诊断。然而在过去的检修与管理中, 经常存在着粗放、随意的状态, 与之相关的检修管理制度和流程虽然不缺乏, 但是在遵守实施方面却依然存在较大问题。例如, 在检修装置时发现设备信息不完善, 以致后期很难对装置的状态进行科学的评估, 从而使得选择正确的检修管理对策难度大大增加。同时对, 继电保护检修人员在缺陷处理缺乏总结归纳。对于维修处理好的继电保护装置, 没有及时建立设备缺陷台账, 无法积累经验或总结共性, 对今后的检修维护也大为不利。即使建立了缺陷台账, 继电保护检修人员对缺陷情况没有进行必要的统计和分析, 更不用说利用一定的数学工具, 总结归纳出继电保护装置发生缺陷的概率等, 继而导致对装置运行状况缺乏全面的掌握。

1.2 没有正确有效的检修管理对策

过去, 在对继电保护装置的检修与管理中, 相关工作人员所选择的检修管理对策缺乏一定的准确性, 而且所运用的理论和使用的方法也比较落后。比如, 传统的检修工作是按照时间来进行的, 即使该装置的运行状态良好, 没有任何问题发生, 也还是要根据要求进行检修。这样的检修管理对策就导致了对继电保护装置无谓检修的次数增加, 而且也没有全面考虑到检修的人力、物力等资源的浪费。除此以外, 选择这种固定的检修对策, 对于运行状态较差的继电保护装置, 不仅不能及时并且完全地消除装置的隐患, 减少装置故障发生的次数, 还有可能会人为增加新的隐患或缺陷, 对电网、设备的安全造成严重的负面影响。

2 继电保护装置检修管理对策的选择重点

2.1 继电保护装置检修管理对策的选择原则

2.1.1 综合性与全面性原则

想要对策有效, 就应该全面、详细且系统的考察到各种对策事件付诸实施后, 损失发生的可能性、损失发生后的危害性, 及其后果对人们产生的直接影响等。这些问题都是需要提前考虑的。只有对对策进行综合与全面的提前考察, 才可以保证能够及时的将清楚的、较完善的策略信息提供给决策者, 从而做出最正确的决策。

2.1.2 量力而行的原则

想要保证不只是企业单位, 包括个人都能够通过最小的代价来获取最大的保障, 让对策损失能够在最大程度上减少, 这就需要优化对策, 采用量力而行的原则。在选择对策的识别方法时, 不管是各单位、各部门, 还是相应协调的检修单位都需要结合自身实际情况, 选择效果最佳、经费最省的识别方法。继电保护管理计划的制定者在选择合适的检修管理对策时, 必须将检修单位的技术力量, 时间安排, 人力成本等进行充分考虑。不进行超负荷的检修工作, 因为这样往往造成事倍功半的效果;也不考虑安排不必要或浪费资源的检修工作, 这同样也是效率低下的表现。

2.1.3 科学计算的原则

在对对策进行识别时, 也是在量化核算供电单位的所处环境及其生产经营的状况, 因此必须要将严谨的数学理论当作对策的识别和衡量的分析工具。在普通的估计这一基础上再进行更进一步的统计与计算, 从而保证能够有效的得出最合理、最科学的分析结果。不仅如此, 科学计算的原则也同样可以运用到继电保护装置检修管理项目的成本控制中。通过科学地计算, 严格控制项目的成本, 从而可以获得更高的收益。

2.1.4 系统化的原则

想要充分保证最初分析的精确程度, 就需要对所有的检修管理对策进行综合的归类, 进行系统且全面的分析调查, 最后把它的类型、性质以及后果揭示出来。如果没有用科学系统的方法识别与衡量对策, 就不能对所有的对策产生综合的总体认识, 也很难确定哪种对策是最优的, 同样也不可能合理地选择出控制与处置故障最有效的方法。因此, 通过对策分析的系统化方法就能够帮助决策者来选择出最合适、最合理的检修管理对策。

2.2 继电保护装置的检修管理对策的考虑要素

2.2.1 人力要素

人力要素指的是检修故障的工作人员的相关信息, 比如姓名、性别、年龄、工种、工龄、技术等级等情况。对工作人员的基本信息进行综合且仔细的考虑, 也是为装置的检修与管理提供了人员保障。除此之外, 继电保护装置的检修和管理所需的人员数量也应该放在考虑的行列之中, 过多的人力会造成资源浪费, 而人力过少, 又会影响对继电保护装置的检修和管理。

2.2.2 时间要素

时间要素是指检修装置的具体时间, 包括年、月、日以及装置发生故障的具体时刻。这些时间信息不仅可以帮助弄清故障发生的事实, 也能够为后期检修的安全运行提供有效的保障。有效的时间记录便于工作人员查找继电保护装置的检修次数, 从而确定下一次的检修时间, 这样就方便了工作人员的管理, 减少了时间的浪费, 提高了工作效率。

2.2.3 地点要素

地点要素指的是装置发生故障或人员检修装置的具体地点, 如开闭所、配电室以及变电站等具体位置。地点要素作为故障事实的确认所需的必要项目, 能够为查清事故环境、运行条件等物理因素提供基本的线索。而且具体的地点记录有利于工作人员了解继电保护装置的故障常发地带, 方便工作人员加强对该地点的检查和管理, 从而能够有效地减少事故的发生概率。

2.2.4 事件要素

想要弄清是否存在人的不安全行为, 或者人与装置是如何接触才导致故障, , 就需要确定事件要素, 即确认所从事的作业和故障发生时相关人员的工作。事件要素的考虑, 能为事故的进一步的研究提供基本线索。只有将事故发生的双方情况都了解清楚, 才有可能在以后的工作中有效的降低故障发生的概率。

2.2.5 原因要素

原因要素指的是对事故环境和故障发生的导致物进行进一步的确认, 这些都是故障事实确认所需的基本项目。原因要素的确认, 有利于工作人员防患于未然, 从而有效地避免类似故障的再次发生。

2.2.6 状态要素

状态要素就是指要对故障原因的导致物的不安全状况进行确认。对起因物进行认真地分析与确认, 工作人员就可以提前消除这个不安全因素, 从而能够从源头上减少故障的发生。

2.2.7 行为要素

在选择继电保护装置检修管理的对策时, 要充分考虑到人的因素, 因为人员是最重要、最基本的, 所以要确认故障发生的原因中人的不安全行为。行为要素尤为重要, 因为客观原因的问题, 相关人员可以有效控制并避免, 但是“人”是一个不确定的因素, 并且是不可控制的。所以, 只有有效了解了故障发生时, 相关的工作人员做了什么, 才能在事后对相关工作人员提出具体的要求, 让他们引以为戒, 约束好自己的行为, 从而减少因为“人”的失误而带来的事故。

2.3 继电保护装置检修管理的对策选择成本控制

成本控制关系到继电保护装置检修管理这整个项目资金的花费, 所以需要对成本进行合理有效的控制。在继电保护装置检修管理的施工活动与材料选购中, 需要制定合理详细的成本控制计划, 合理决定采购时间、采购项目、经济订货量以及材料供应单位等。同时, 还需要根据装置具体的运行状态, 正确的选择检修对策和次数, 减少装置故障发生和电网事故发生的次数, 完全并及时的消除设备隐患, 从而有效的减少企业运行成本。

3 结语

总的来说, 正确的继电保护装置检修管理对策可以大幅提升继电保护装置检修效率, 减少继电保护装置的缺陷, 延长继电保护装置正常运行的时间。由此可见, 继电保护装置的检修管理对策在继电保护装置的检修中有着举足轻重的作用。因此, 在以后的工作中, 工作人员一定要遵循基本要素和原则来进行正确的对策选择, 从而在最大的程度上减少装置故障的概率, 加强装置运行的可行性。这样, 不仅能够有效发挥继电保护装置在电网安全运行中的重要作用, 也可以提升继电保护装置检修管理的效率, 为企业节省运维检修成本, 赢得更多的利润。

参考文献

[1]莫建平.110kV以上继电保护整定存在的问题及解决对策[J].技术与市场, 2014 (05) :57~58.

[2]王艳, 郭怀德, 李小燕.电力系统继电保护及故障检测新方法[J].煤炭技术, 2014 (02) :27~28.

继电保护规范化管理 篇8

关键词 继电保护；整定计算；安全运行

中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2010)112-0171-01

随着电力系统的飞速发展和经济社会的高速发展，继电保护对保障电网安全的安全稳定运行的要求越来越高，同时随着国家电网公司实行“两个转变”，实行专业化管理和建设智能电网，进一步加强继电保护管理对保证电网安全显得有为重要和迫切，但目前县级供电公司的继电保护管理现状与新时期对继电保护的要求存在一些差距。笔者结合多年的工作经验和目前县级供电公司的继电保护管理现状，就目前县级供电公司的继电保护管理存在的问题及对策进行探讨。

1 继电保护工作人员问题

电力系统的安全和可靠在很大程度上取决于继电保护和安全自动装置的安全和可靠，而继电保护工作人员是完成继电保护整定工作的主体，工作人员的水平、经验、工作态度甚至当时的精神状态都将影响继电保护工作完成的效果。对于继电保护工作的管理，首先应从工作人员的管理入手，当前存在的主要问题有：

1）部分县级供电公司的继电保护从业人员的技术与继电保护专业管理要求还存在一些差距，主要表现在：一是从事继电保护专业工作人员所学专业非继电保护专业或相关专业，大多数为半路出家，这与继电保护的专业性要求要非常大的差距，二是继电保护专业人员配置还需进一步加强，有些县级供电公司无专职的继电保护整定人员，以至人员变动频繁，整定计算人员水平参差不齐，不能保证继电保护整定工作的整体水平持续性提高，继电保护检修人员配置过少，甚至有些县级供电公司只有1～2个检修人员。

改进措施：一是今后在招聘新员工时招聘与继电保护有关专业的人员，增加继电保护从业人员数量，二是加强继电保护专业人员的培养。

2）不同的整定人员按规程进行整定计算，在此过程中由于选择的整定方案、整定原则的不同，可能造成整定结果的差异，对具体保护装置内控制字、压板等理解不一致。例如，控制字中复压闭锁方向应如何取舍； TA断线闭锁差动是否投入；线路重合闸时间如何确定； 35 kV联络线是否需要投两端保护；主变后备保护中限时速断电流保护是否投入；计算中可靠系数、返回系数取值是否统一；主变定值与线路时限的匹配原则及不匹配时如何取舍等问题。

改进措施：组织继保整定人员就继电保护整定规程召开培训班，熟悉掌握不同厂家的保护装置整定说明，提高保护整定人员的技能水平。

3）继电保护从业人员参加系统培训机会不多，各级继电保护从业人员之间进行集中学习、相互交流探讨的力度不够。

改进措施：各县公司应结合其人员调整及其岗位适应性要求安排继电保护从业人员，上级公司多组织县公司继电保护从业人员进行培训，让县公司继保从业人员熟练掌握二次回路、保护装置的原理及功能、整定原则及运行注意事项，提高其业务水平。平时工作中，各单位结合实际坚持开展动态培训工作，有计划地为继电保护从业人员创造更多外部培训及现场培训的机会，特别是有新型保护装置入网时，应组织本单位继电保护人员进行充分的专项技术研讨，为今后保护整定工作打下坚实基础。

2 继电保护基础资料的管理

基础资料涉及面比较广，包括整定计算所用数据以及工作中的定值单等资料管理。具体情况如下：

1）二次设备建档工作不能及时更新，缺、漏、错现象普遍存在。如新建项目部分设计修改无设计更改通知单，改扩建项目竣工资料不齐全，所存图纸及说明书等资料不是当前有效版本；各县公司二次竣工图册缺失问题严重，跳闸出口整定工作无法进行，影响保护整定及核查工作开展进行；二次设备建档工作不系统、不细致的关键问题是由于管理方面无相应考核措施，特别是对工程项目竣工移交资料环节的管理缺乏有效监管。

改进措施：制定相应的资料的上报与规范及考核制度。明确各单位继保方面有关人员（如工程管理部门、施工单位、设计单位、调度部门等）的分工，对不按要求承担相应建档责任的进行考核，同时应重视对工程的前期管理，及时向施工部门强调应交资料及考核方式，以避免后期被动地催补资料。

2）没有建立完善的设备缺陷归档管理机制。在保护装置验收及保护专项检查中，会发现不少保护装置或次回路本身固有的缺陷，如个别回路功能不正常或甚至没有接线等，只是简单地向有关人员口头传达，而没有形成书面材料存档，没有建立完善的设备缺陷归档管理机制。

改进措施：利用各种专项检查工作机会，派人员现场核实校对所有保护装置定值单；将检查中发现的问题或缺陷形成书面材料，以方便调度运行、整定人员查阅。如果继保人员变动频繁，这种特殊的资料的整理显得更加重要。

3）由于保护装置的更新换代，版本升级速度不断加快，累积的旧保护装置版本越来越多，而新型保护装置类型层出不穷，继保人员在保护功能调试或整定计算工作中容易受习惯性思维约束。整定计算人员如果忽略这小小的功能变动而误整定，则可能造成过负荷跳闸或故障时越级跳闸的严重后果。

改进措施：微机保护装置版本的每一次升级必须经生产技术部门核准，并报整定计算部门备案，同时提供软件框图和有效软件版本说明及程序版本号。整定计算人员向现场保护专业人员多学习，更深入的了解保护装置。并且必须拿到现场打印出的微机保护定值清单，以及相应的技术说明书后，才能进行整定计算。若有不符之处，应立即联系厂家，了解并确认改动项目后，依照装置实际情况计算并下发正式保护定值通知单。

4）新建、改扩建工程中，项目负责人或工程管理部门未按有关要求及时向整定计算部门提供有关资料的现象时有发生，有时甚至在投运前两天才提供，或者相关资料错误而临时重新提供，造成定值计算时间太仓促，导致整定计算考虑不周的机率变大，同时也影响了定值单的正常发放工作，这极易埋下事故隐患，危及电网安全稳定运行。保护定值管理已有相应的技术及运行管理规定，但作为专业规定，缺少对相关各部门的监督和约束力，特别是基建与设备运行管理部门从属不同单位时，可操作性差，无法保障定值管理的连续性、严肃性。

改进措施：由整定计算部门列出所需资料清单，由工程管理部门在开工前转交施工单位，凡因资料提供不及时影响整定计算工作的由有关部门加大考核力度。针对现状制定出符合实际生产流程的相关规定，作为监督、协调各部门参与定值使用及管理工作的依据。设计、基建、技改主管部门应及时、准确地向继电保护整定部门提供有关计算参数（保护类型、投运范围等）、生产管理部门应建立设备（如线路、主变等）为单位的详细的档案。结合农网保护整定实际相关工作制定继电保护定值管理工作流程，使继电保护定值管理工作不再是孤立的、个别人参与的专业项目。

3 结论

随着电力科技含量不断提高，保护装置不断地更新换代，为确保电网安全稳定运行，必须不断提高继电保护从业人员的整体素质，提高农网继电保护从业人员水平，完善继电保护相关管理制度，加大培训力度，增强工作责任心，防患于未然，为开展智能型电网打造坚强的源动力。

参考文献

[1]GB50062-92.电力装置的继电保护和自动装置设计规范.北京计划出版社,2004.

[2]王卓,王欣.浅谈电力系统继电保护的技术发展[J].中国科技博览,2009.