电力系统继电保护的运行与维护

电力系统继电保护的运行与维护（共11篇）

1.电力系统继电保护的运行与维护 篇一

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。

2.电力系统继电保护的运行与维护 篇二

现如今, 随着我国电力系统的快速发展, 电力企业为了提高供电的稳定性, 从而设置了很多的继电保护装置。在我国电力系统中, 继电保护装置发挥着不可替代的作用, 但是, 从目前我国继电保护发展的现状来看, 依然存在很多的问题, 比如, 电压互感器二次回路故障、电流互感器饱和问题、电源故障等等。这些故障的存在严重制约了电力系统的运行稳定性, 因此, 电力企业应该重视继电保护的运行与维护, 加强运行维护管理, 定期对继电保护装置进行检查, 从而保证电力系统的可靠性和安全性。

1 继电保护运行要求

1.1 灵敏性

在电力系统中, 继电保护装置应该具有很强的灵敏性。当电力系统在运行的过程中遇到了运行故障问题, 继电保护就可以做出快速的反应, 以免发生安全事故。由此可见, 电力系统继电保护的重要性。

1.2 可靠性

继电保护装置还应具有可靠性, 当电力系统发生了故障, 继电保护装置就能在一定的范围内保证设备的可靠稳定运行。另外, 当电力系统设备不能正常运行时, 继电保护应该禁止发生错误信号, 以免干扰相关负责人的判断。

1.3 选择性

在电力系统实际运行的过程中, 一旦发生了运行故障, 继电保护装置就应该有选择性的对电力系统故障做出判断, 准确切断故障系统或者故障最近的开关设备, 把运行故障控制在一定的范围内, 不让其继续扩大, 以此来减少电力事故的发生, 保证其他设备的安全稳定运行。

1.4 快速性

为了提高电力系统的供电安全, 一旦遇到电力系统的故障问题, 继电保护就应该在最短的时间内做出快速的反应, 自动地进行重合闸, 把故障控制在一定的范围内, 从而体现继电保护装置的快速性, 最大限度的减少设备故障损失。

2 继电保护运行中的常见故障分析

从目前我国电力系统发展的现状来看, 继电保护装置还存在很多的故障问题, 如果不对这些故障做进一步的分析, 就会继续阻碍电力系统的稳定供应能力, 那么下面我们就来具体说下继电保护运行中的常见故障都有哪些:

2.1 电压互感器二次回路故障

在继电保护运行中, 经常会出现电压互感器二次回路故障, 发生这样的故障原因有以下几点:

首先, 通常情况下, 二次回路中性点存在着未接地和多点接地现象, 当二次未接地时, 就会导致线路中的电压不稳定, 从而严重影响了电能的传输效果。同时, 由于目前我国的科技水平还不够发达, 很难对这一故障进行排查, 因此, 这就需要相关工作人员要定期的对设备进行检查。其次, 在电力系统的运行中, PT开口三角电压回路断线, 使得设备中的零序保护出现拒动情况。最后, 还有一种非常常见的故障那就是设备性能和二次回路目前还不完善, 有时会使得PT二次失压。

2.2 电流互感器饱和问题

目前, 在电力系统的电流互感器中, 最常见的就是电磁式电流互感器, 因此, 饱和问题也是其中常见的故障。一旦电流互感器出现了饱和问题, 就会误导继电保护装置的准确判断能力。同时, 当发生了饱和问题, 还会使得电流互感器一次电流转化为励磁电流, 励磁电流会严重影响二次电流的线型转变, 从而使得系统出现跳闸问题, 从而影响电力系统的供电能力。

2.3 电源故障

在电力系统的运行过程中, 电源非常的重要, 它可以控制整个线路的运行。在继电保护中, 电源输出功率如果变小, 那么就会直接造成输出电压减小, 从而影响继电保护的稳定运行, 最终使得继电保护无法做出准确的判断。

2.4 干扰和绝缘问题

对继电保护装置进行定期检查非常的重要, 但是从目前我国继电保护检查的现状来看, 依然存在很多的干扰和绝缘问题, 比如, 有的现代化通讯设备会对检查进行相应的干扰。同时, 在使用微机继电系统时, 它的线路密度程度非常高, 所以会在使用的过程中产生大量的灰尘, 严重干扰继电微机系统检测故障, 给电力系统的运行埋下了很大的安全隐患。

3 电力系统继电保护运行与维护的有效策略

3.1 定期检查和检验

在电力系统中, 对继电保护装置进行定期检查是一项非常重要的工作。在具体的检查过程中, 主要检查继电保护装置是否存在发热冒烟、烧焦、异常声响等问题, 同时还要检查设备的电源、指示灯是否都正常, 设备是否存在脱轴、倾斜等问题。此外, 还要认真检查继电保护装置的运行状态, 一旦发现继电保护不能正常运行, 就要及时找出问题的所在, 然后进行校验, 找出相应的措施进行解决。在对继电保护装置进行安装的时候, 如果继电保护装置的一次回路和二次回路是同期改造的, 当设备运行一段时间之后, 就要对其进行一个全面的检查, 从而保证设备的正常运行, 如果发现了运行存在缺陷, 那么就应该结合实际情况, 有重点的对其进行检查, 并制定科学合理的检验周期, 从而保证继电保护装置的正常稳定运行。

3.2 加强运行维护管理

在继电保护装置的运行过程中, 一定要加强设备的运行维护管理工作。加强运行维护管理要从以下几点做起:

第一, 电力系统的相关工作人员应该密切关注继电保护装置的运行状态, 一旦发现有任何的故障问题, 就应该及时向上级领导汇报, 并了解故障的原因和位置, 然后采取相应的措施进行维护, 在维护的过程中, 首先要切掉故障附近的开关, 保证维护人员的生命安全, 避免发生触电危险。第二, 在对继电保护装置做维护时, 如果遇到了跳闸问题, 首先就要分析跳闸的原因, 然后对掉牌信号进行复归, 在这个过程中, 维护人员一定要规范自己的操作行为, 要按照相关的规定进行操作, 并结合继电保护装置的实际情况, 从而排除故障。如果有违规或者异常情况发生, 就要及时切掉设备开关, 并按照《电气安装设计要求》进行分析, 确保维护人员的安全, 并保证设备的正常稳定性。

3.3 提高运行维护水平

3.3.1 加大资金和技术的投入

现如今, 我国的科学技术在不断的进步, 各行各业的新技术在层次不穷的出现, 继电保护装置也不例外。从目前我国的继电保护装置的发展现状来看, 技术还比较传统, 与国外的发达国家相比还是比较落后, 因此, 我国的相关部门应该加大对继电保护装置的维护投资力度, 重视继电保护装置的维护工作, 引进一些先进的技术设备来提高继电保护装置的运行速度和运行安全, 比如把继电保护装置和电气设备相互结合在一起, 互相弥补, 提高继电保护的优势, 从而保证电力系统的供电安全性。

3.3.2 加强日常运行维护

在继电保护装置中, 发生故障时都比较随机, 但是一旦继电保护装置发生故障, 就会直接影响电力系统的运行稳定性, 因此, 为了提高继电保护装置的运行效率, 就必须加强对其的日常维护工作。除此之外, 还要做好继电保护装置的监测工作, 如果遇到了异常情况, 可以根据监测系统及时发现问题的所在, 从而采取有效的措施进行维护, 从而提高继电保护装置的运行维护水平。

3.3.3 做好维护人员的专业技能培训

众所周知, 一切工作都离不开人, 继电保护的运行与维护也不例外。在进行继电保护的运行与维护时, 一定要重视对维护人员的专业技能培训工作, 让维护人员积累更多实践的经验, 当继电保护装置发生故障时, 能清晰的分析出故障原因和故障位置。此外, 电力企业还要不断的提高维护人员的安全意识, 定期对他们进行专业知识的考核, 有条件的企业还可以聘请一些资深专家来进行讲座, 让维护人员能够更加深入的了解继电保护的理论知识和操作技能, 从而为继电保护装置的安全运行奠定坚实的基础。

4 结束语

总而言之, 我国电力系统继电保护的运行与维护工作是一项长期且复杂的工作, 因此, 电力企业应该加强电力系统继电保护的运行与维护管理, 定期对继电保护装置做检查, 一旦发现故障就要采取相应的措施进行解决, 保证设备的安全稳定运行, 从而为我国电力企业的发展奠定坚实的基础。

摘要：目前, 随着我国人们生活水平的不断提高, 人们对电能的需求量越来越大。在人们的日常生活和工作中, 已经离不开电能的供应。在电力系统中, 继电保护是非常重要的一部分, 它直接影响着电力系统的安全运行问题。本文主要分析了继电保护运行要求和继电保护运行中的常见故障, 进而提出了一些相关的有效策略, 以供相关负责人参考。

关键词：电力系统,继电保护,运行与维护,故障,策略

参考文献

[1]谢元弟.电力系统继电保护的运行维护及解决措施[J].建材与装饰, 2015, 51:234-235.

[2]王翠.电力系统继电保护运行维护措施分析[J].科技创新与应用, 2016, 06:180.

3.电力系统继电保护的运行与维护 篇三

【关键词】智能变电站；继电保护；运行与维护

引言

智能电网的发展推动我国继电保护技术发展进入了一个新的阶段，智能变电站是对电网发展理念的全面革新，给继电保护的原理、运行、维护等多个领域带来了新的思路。在智能变电站中，继电保护设备对安全性、可靠性、速动性的要求最高，因此，有必要深入研究智能变电站继电保护的运行和维护技术，推动我国电网建设深入发展。

一、智能变电站继电保护技术要点分析

智能变电站是智能电网发展的主要节点，它基于高速网络通信技术，以变电站的一次设备和二次设备为对象，通过数字化信息实现站内外的信息共享和互操作。智能变电站具有三个关键特征，为：数字化的一次设备、全数字化的二次设备、全站统一的通信标准平台。智能变电站通过引入先进的电子设备及网络通讯系统，实现了变电站的数字化、信息化、网络化管理，完善了自身的的信息测量、控制以及保护、检测等功能，提高了电网运行的安全性及稳定性。智能变电站对运行方式、设备管理模式以及信息保障体系都有了更高的要求，在运行方式方面降低人工操作的工作量，智能变电站的常规运行与维护都由智能设备来完成；在设备管理模式方面逐渐上升到变电站综合管理的层次，极大得提高了管理效率；而在信息保障体系方面则明显提高了對信息及网络的依赖性，这就需要更为科学的信息保障体系提供信息支持。

1.1智能变电站的主要结构

下图1为智能变电站典型的“三层两网”结构：

1.1.1过程层：如上图1所示，过程层主要包括各类电子式电流互感器（ECT）、电压互感器（EVT）、智能断路器和开关设备、合并单元和智能终端，主要用来完成对全站保护设备的保护和测控信息采集，并将之经合并单元处理后，成为全数字信号上送过程层网络。

1.1.2站控层：站控层是智能变电站的最抽象和最高级别的管理层，也是智能变电站的控制中枢，通过电力通信、系统对时、站域控制等功能，实现全站保护和控制设备的状态采集和信息交换，对采集到的保护信息进行逻辑判断，并输出相应的跳闸、闭锁等控制逻辑。

1.1.3间隔层：间隔层是过程层和站控层之间的过渡层，主要是指各类二次设备，包括继电保护装置、安全自动装置、各类监控和测量仪表等，对智能变电站中继电保护的运行和维护技术的研究，就是在间隔层展开。间隔层实现了过程层与站控层的联系，从而保证了一个间隔的数据可以作用于该间隔一次设备的功能。

1.2智能变电站继电保护的技术要点

与传统变电站相比，智能变电站更加依赖于信息和网络，在继电保护构成形态、运行模式、传输方式、设备建模等方面，都具有较大区别，智能变电站继电保护的技术要点主要体现在以下几个方面：

1.2.1智能变电站的继电保护构成形态和运行模式发生了很大变化

智能变电站基于全光纤通信实现继电保护的模拟量、开关量采集，能够更加智能化、自动化的实现对保护的量值采集和逻辑判断，继电保护的构成形态和运行模式发生了很大变化，例如，电子式电流互感器的采用，解决了传统互感器存在的饱和问题，差动保护的判据中，不再需要进行互感器饱和的判断。因此，智能变电站的继电保护在维护内容、运行方式等方面都与传统变电站有所区别，需要建立新型运行和维护标准。

1.2.2二次信息的网络化传输使得继电保护二次回路可以监测，使得继电保护设备状态检修成为可能。

状态检修技术在电力系统内部提出已久，然而并未获得大规模应用，智能变电站出现后，包括继电保护装置在内的二次设备实现了网络化传输，二次设备的状态能够以全数字的方式采集和传输，通过合并单元采集模拟量，通过智能终端采集开关量，从而实现对二次回路信息的全采集和全监测，这使得智能变电站中状态检修成为可能。

1.2.3实现了基于IEC61850的统一建模。

如上文所述，传统变电站中，变电站设备的接入需要通过大量的二次接线进行，而智能变电站下，全站统一的IEC61850标准是重要技术特征之一，基于IEC61850标准完成对全站设备的统一建模，实现设备的互操作性，将大量的二次接线转化为系统的模型文件配置，通过单独的SCD和CID文件进行对应。当变电站的工作和运行状态出现变化，需要更新相应的文件与之对应。

二、智能变电站运行维护技术研究

目前，智能变电站试点工程不断出现和建设，近三年来兴建的变电站几乎均为智能变电站。但与此同时，智能变电站作为新兴事物，在相关标准的完善、对技术规范的理解等方面，还存在一定的差异性。例如，目前业界对IEC61850的理解，就存在差异性以及扩展定义的不规范性，有些细节还存在争议，这给智能变电站的运行和维护也带来一定挑战。

结合上文分析可见，智能变电站的更大规模推广尚需要解决一些现实问题，因此，有必要以智能变电站继电保护的运行和维护技术为切入点，对智能变电站技术进行深入研究。现将智能变电站的运行和维护技术总结如下：

2.1正常运行时的系统维护

4.继电保护的正常运行 篇四

继电保护被誉为电力系统“安全卫士”，一年365天，每天24小时站岗放哨，是保证电力系统安全、稳定运行的钢铁长城。

近三年来，我司出现了一些继电保护及安全自动装置的不正确动作，其中因继电保护人员误操作、误整定、误接线、反措执行不到位造成的事故占了较大的比例，严重影响了电网的安全运行水平。下面就如何提高继电保护专业的安全运行管理水平谈几点意见。

1、加强技术培训和岗位练兵工作

由于继电保护及安全自动装置的技术含量高，且发展更新快，因此，一定要努力提高各级技术人员的专业素质，以便为安全生产打下坚实的物质基础。目前110 kV及以上线路已经全部更新为微机保护装置。特别是220kV奉节站代维接管，其保护设备采用目前国内最先进的装置，部分设备采用了发达国家的产品，并且重要设备的保护采取了双重化配置，这些措施在很大程度上提高了系统的安全运行水平。但由于继保人员对220kV变电站的设计原则、二次接线以及保护装置不太熟悉，相当一部分技术人员和管理人员的思维方式仍然停留在单个变电站系统的观念，这给220 kV系统的安全运行留下了隐患。为解决这一问题，建议采取“请进来、走出去、靠自己”的原则。“请进来”就是请技术专家进行专题讲课并到现场进行指导；“走出去”指的是派出继保人员参加相关的学习班、研讨班或到其他供电局学习交流。这两种方法都是行之有效的办法，但如果技术人员自身不努力，没有刻苦钻研的作风，一切都是空谈，所以提高技术水平最终落脚点在于“靠自己”。对管理人员来说，有责任为继保人员创造条件，争取各种培训机会以提高他们的专业技术水平，提高其分析问题、解决问题和实际动手的能力。同时，现代社会具有资讯发达、信息交流快的特点，要利用这个优势积极借用“智慧库”，在需要的时候向能够提供帮助的部门如调度所、厂家、设计人员等寻求技术支援。

2、培养严谨细致的工作作风

谁都知道，电力设备大多都是在户外，不论是城市街道、乡村、田野或是高山、峡谷，时刻都在接受着大自然的风吹雨沐，这是外部环境对电力设备的考验，实际上更是对电网人的考验，作为工作中重要一环的设备正常维护及定期检验，大家要坚持事无巨细、防患于未然的原则。每年一次的保护定检工作，定检工作人员要有兢兢业业的工作态度，遇到问题，不论大小，应查明原因决不放过，以高度的责任心保证设备的健康。从已发生的事故和违章现象来看，继电保护工作老同志占了相当大的比例。仔细分析其原因，有这样的心理历程，由于继电保护工作的重要性和高技术性，当技术人员刚从事继保工作的时候，作为新手，他有一种战战兢兢的感觉，在工作中采取安全措施的时候，会反复考虑，会征求别人的意见，但随着工作经验的丰富，对工作越来越得心应手，一些正常的工作程序，必要的安全措施，在他心里逐渐变成了一种“累赘”。这时事故的苗头就开始出现，在满足一定条件时，事故就酿成了。所以在继电保护工作中，严谨细致的工作作风要年年讲，月月讲，要将这种作风融入到每一个技术人员的血液里，使之成为自觉的行为。

案例一: 2009年4月8日17:46检修人员在35KV宝塔坪变电站进行保护定检及新定值录入完成后试送主变差

动保护动作。

暴露的问题：

1、管理方面，没有严格按照审核、批准校核定值，失去了第一关的防护；

2、检修人员接受定值单后没有认真核对新定值与原定值更改的地方；失去了第二关的把守；

3、调试人员在调试过程中没有发现问题，失去了第三关重要的一个环节；

4、调度和变电运行人员在投运前验收、核对定值时大意，没有对新定值提出疑问，失去了第四关的把守;

5、带负荷试验时没有按要求试验,失去了最后一关的把守，最终导致主变差动保护误动。

结论:各级人员工作不严谨造成主变差动保护误动

3、抓好二次图纸资料的管理工作

《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》明确指出：现场工作应按图纸进行，严禁凭记忆作为工作的依据。如果图纸资料与现场实际接线不一致，就会给继保人员的维护工作带来较大的麻烦和安全上的隐患。造成图纸资料和现场不符主要有两个原因：一是基建时遗留下来的，如在工程安装调试阶段，一般都会出现设计上的修改，技术人员按照设计修改通知单完善接线后，忘记在图纸上做相应修改。二是在技改工作后没有对原图纸进行修改。我司多起事故都有这两方面的原因。所以必须重视图纸资料的管理，若发现图纸与接线不符时，应查线核对，确认接线正确后，在原图纸上改正，如改动较大，在原图纸上修改已不清晰，须尽快绘制新图以符合实际情况，同时，班组留用资料及档案资料也须作相应修改。

案例二：2009年2月4日18:25猫爬上#1电容器组电抗器上引起相间短路，竹园变电站#

1、#2主变复闭过流跳闸。

原因：经查由于主变保护屏#

1、#2电容保护装置在安装时#1电容保护二次接线接在#2电容保护装置，保护装置的标识进行了调换，安装人员没有在竣工图上进行更改，调试人员在压板清理时在没有核对装置接线的情况下退出#2电容保护装置出口压板，投入了#1电容保护装置压板致使电抗器短路时#2电容保护装置发信号而不能跳闸。

结论：安装工程没有及时更改竣工图，导致调试人员误投压板，引起#

1、#2主变复闭过流越级跳闸。4、建立继电保护校验备忘录

前事不忘后事之师。为使教训变为宝贵的经验，继电保护人员在实际工作中不断摸索、总结，工作时间越长、保护校验次数越多、缺陷处理范围越广，其工作经验就越丰富。如何快速的增加继保人员的工作经验，建立继电保护校验备忘录是一个有效的途径。继保人员将每一次校验、缺陷处理和发生的事故障碍的经过、原因、处理过程、注意事项、经验教训详细记录在班组公用的继电保护校验备忘录上予以公开，并及时组织讨论学习，这样继保人员每学习一次备忘录，就相当于实际工作了一次，人员的技术素质就会逐步提高。

《继电保护检验规定》7.5继电保护检验时，应认真做好记录。检验结束时，应及时向运行人员交代，在有关记录簿上做好记录。结束后应及时整理验收报告。

5、开展标准化作业工作

在继电保护中，因工作中布置的安全措施不完善或者工作终结时应恢复而未恢复接线经常导致事故或障碍发生。在开展的“无违章员工、无违章班组、无违章企业”工作中，强调了标准化作业和危险点分析与控制工

作。目前包括继保专业在内的各专业对各项工作的危险点进行了认真的分析，生产部门也正在抓紧时间规范标准作业指导书。对于继保人员而言，只要认真贯彻执行这些措施，将安全防范关口前移，并在工作中克服习惯性违章的毛病，就可以大大降低事故发生的可能性。

案例三: 2009年11月25日10：27用旁母带路主变倒闸操作过程中差动保护动作跳闸。110KV羊市坪变电站进行#1121刀闸触头发热检修，按照调度运行方式安排所有线路和主变负荷由旁母转代。在实施转代过程中，断开#151开关时主变差动保护动作跳开#101、#301开关，#901开关因机构故障没有动作。

暴露的问题：

1、对重大操作公司在平衡会时没有针对性的处理措施，没有对具体实施步骤进行细化；

2、调度在运行方式发生改变时，对旁母带路操作的风险控制不到位，等电位操作危险点分析不够；

3、公司各级在复杂操作中只注重了理性的分析，对操作中的危险点分析、处理措施不够。变电站值班人员技能差，操作时忽略了因开关分流引起主变差动保护误动的防范。

规程规定：

1、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》5.1继电保护是电力系统、发电厂及变电所运行工作的重要组成部分，调度员及厂站运行人员熟悉掌握继电保护，是胜任运行工作的必要条件，是运行工作水平的重要标志。调度员应做到：能正确按规程指挥及监督继电保护的操作及运行；厂站运行人员应做到：能按规程对保护装置进行正常监视、操作及检查；能对继电保护及二次回路作业及安全措施进行监督。5.2.2调度人员在运行方面的职责,根据继电保护调度运行规程,在处理事故或改变系统运行方式时,应考虑保护装置的相应的变更;指挥系统操作时,应包括继电保护及安全自动装置的有关操作。

2、《电力系统调度管理规程》12.12.10旁路代变压器开关运行时，应将主变保护改接变压器套管CT或旁路开关CT并启用相应的定值（旁路开关的保护的保护是否启用由继电保护管理部门确定），旁路开关重合闸装置停用，启用主变保护动作跳旁路开关压板，启用对应失灵启动压板。被代开关恢复正常运行时，主变保护恢复运行状态，操作中要避免因开关分流引起主变差动保护误动。

结论：调度员、变电站值班人员严重违反“安规、调度规程、电气操作导则”造成主变差动保护跳闸。

6、加强规程规范的学习与理解

规程是人们长期实践经验的总结，是千百次血的教训换来的，是指导人们安全行为的标准。作为供电企业的员工，大家都十分熟悉供电行业对从业人员的基本要求、所必须掌握的一些安全知识、安全规程及规章制度。这样的安全规程有很多：《农村低压电力技术规程》、《农村低压电气安全工作规程》、《农村安全用电规程》、《电业安全工作规程》、《国家电网公司安全生产规程》等等。这些规程、规定及规章制度，对供电行业从业人员所要掌握的一些必要的安全常识、安全规定作了严格的、不容置疑的界定，特别是那些使用了“严禁”、“必须”、“不得”等强制性词语的条文，从业人员都要认真地理解和掌握，在日常施工作业时，严格按照规程所要求的去做，来不得半点马虎。

有了这些规程、规定及规章制度，作为班组长及施工人员，要首先熟悉所从事工种具体有些什么规定，哪些是应该做的，哪些是不能做的，都要认真对待；规程、规定及规章制度所要求做的，都要严格执行。在平时的工作中，我们有些班组、有些成员之所以发生这样那样的事故，原因之一，就是明明知道规程、规定及规章制度中是要求那样做的，可就是没有严格地去执行，抱着若无其事或侥幸心理，自觉不自觉地违反了规程、规定及规章制度，结果导致了事故的发生。这些事故往往有一个共同的特点，作业人员说起规程、规定及规章制度头头是道，可工作时却把这些规程、规定及规章制度当成了“耳旁风”，抛到一边，真是“说起来重要，干起来次要，忙起来不要”，结果导致了事故的发生。因此，加强对全体员工严格执行规程、规定及规章制度意识的培养，牢固树立员工按章作业的自觉性，在施工及日常维护管理工作中，显得十分重要的。

违章现象一：调试人员不按规定时间完成定值更改任务、整定人员在特殊情况下修改定值不按时重新下发定值单。

定值单的管理规定：6.4.1现场保护装置整定值的调整和更改，应按保护装置整定值通知单的要求执行，并依照规定日期完成。如根据一次系统运行方式的变化，需要更改运行保护装置的整定值时，必须在定值通知单上说明。在特殊情况下急需改变保护装置定值时，由调度（值长）下令更改定值后，保护装置整定部门应于两天内补发新定值通知单。

7、加快继电保护反措的执行

继电保护反事故措施是通过总结长时间的运行经验而得到的，有相当一部分是通过事故教训得来的，因此必须严格执行，等到事故发生在自己身边时，再总结教训经验，吸取教训为时晚矣，做为电网安全卫士的继电保护专业切不可存在任何侥幸心里，必须扎扎实实的做工作。

目前全国有2%左右的不正确动作，我司有6~8%的不正确动作，对电网的安全、稳定运行危害很大，尤其是主变近端短路的不正确动作，往往使事故扩大，造成电网稳定破坏，大面积停电、设备损坏等，有些不正确动作，几年来虽经多次反事故措施，仍不断重复发生，如：TV二次回路需在保护室一点接地，至今仍有TV二次回路在开关场、保护室多点接地。

反措要求：9.3经控制室零相小母线（N600）连通的几组电压互感器二次回路，只应在控制室将N600一点接地，各电压互感器二次中性点在开关场的接地点应断开；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短路器和接触器等。

8、坚持“四不放过”原则，提高员工安全意识

变电运行的事故问题，说到底就是管理不到位，为什么不到位？是因为认识不到位，为什么认识不到位？因为缺乏认真研究的氛围，尤其是缺乏对责任人的分析，就象反腐败一样，处理一个人很容易，但更重要的是这个单位或部门，要真正通过被处理人的犯罪过程，发现自己管理上的问题，那才能以后避免再出现腐败现象，腐败不是直接的犯罪，是钻制度和管理漏洞的技术性的犯罪。

《国网公司安全生产规程》第19条规定，“事故发生后，必须按照实事求是、尊重科学的原则，及时、准确地查清事故原因，查明事故性质和责任，总结事故教训，提出改进措施，事故原因不查清不放过、责任人员未处理不放过、整改措施未落实不放过、有关人员未受到教育不放过。”（简称“四不放过”）在提高员工安全生产意识的教育中，坚持“四不放过”也同样能达到遏止事故的目的。

坚持“四不放过”，可以深根究底地查出事故发生的直接原因，为什么会发生这个事故，究竟是谁的责任，是哪一个环节出了问题，为什么会这样麻痹大意，这样一层一层地追究下去，直到查明查清事故发生的真正原因，使人们明白，之所以发生这个事故，人的原因是第一方面的，什么事故都是由人引起的。这样查明事故发生的原因，会使人们知道，在安全生产中，应该怎样、不应该怎样，从而避免类似事故再次发生。可以“扩大”事

故影响，达到“有则改之，无则加勉”的目的；可以有效地、及时地采取防范措施，可以使事故责任者感受到一次切肤之痛，在以后的工作中兢兢业业，严格遵守规程、规定及规章制度。

9、加强继电保护运行管理

继电保护既是电网运行的安全屏障，同时又可能是电网事故扩大的根源。搞好继电保护装置的运行管理，使继电保护装置处于良好的运行状态，才能确保其正确动作。

运行管理的关键是坚持做到“三个管好”和“三个检查”。

（一）“三个管好”

1．管好控制保护设备：控制保护设备不同单元用明显标志分开，控制保护屏前后有标示牌和编号，端子排、信号刀闸有双编号，继电器有双编号且出口继电器标注清楚。便于运行中检查。

2．管好直流系统及各个分支保险：定期检查直流系统及储能元件工作状态，所有保险制订双编号,定期核对保险编号及定值表，检查保险后的直流电压。

3．管好压板：编制压板投切表或压板图，每班检查核对，做好投切记录，站(所)长抽查，压板的投切操作写入操作票。同时在保护校验后或因异常情况保护退出后需重新投入前，应测量压板两端是否有电压，以防止投入压板时保护误动。

（二）“三个检查”

1．送电后的检查：送电后除检查电流表有指示，断路器确已合上外，还需检查保护、位置灯为红灯，正常送电瞬时动作的信号延时复归。

2．停电后的检查：除判明断路器断开的项目外，还需要检查位置灯为绿灯，正常停电瞬时动作的信号延时复归。

3．事故跳闸后的检查：除检查断路器的状态、性能外，还需要检查保护动作的信号、信号继电器的掉牌情况、出口继电器的接点、保险是否完好，必要时检查辅助接点的切断情况。

规程：5.2.4根据保护装置的最大允许负荷或负荷曲线，监视管辖范围内各部分的负荷潮流。

规程：5.3.4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、或按规程规定更改定值；监督交流电压回路，是保护装置在任何时候不失去电压；按保护装置整定所规定的负荷电流或允许负荷曲线，对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。

除上述几点外，要抓好继电保护专业的安全运行管理，还有许多基础管理工作要做，必须在继电保护的现场运行、维护、校验、规程编制等方面狠下工夫，才能有效地保证继电保护和安全自动装置的正确动作，提高其正确动作率。

5.继电保护运行管理规定 篇五

【颁布实施】 2001年6月

关键词： 继电保护

运行规定

继电保护运行规定

调保〔2001〕70号

山东电力调度中心 2001年6月 2001-08-01实施 继电保护运行规定

第1条 本规定是根据山东电网继电保护配置的具体情况与调度规程的有关规定制定的，是省调直接管辖的继电保护和自动装置（以下简称保护装置）运行、操作和事故处理的主要依据。

第2条 继电保护运行的一般规定 1．电气设备不允许无保护运行。

2．一次设备停电，保护装置及二次回路无工作时，保护装置可不停用，但其启动或跳其它运行设备的出口压板应解除（停、投

现场掌握）。3．投入保护装置的顺序为：先投入直流电源，后投入出口压板；停用保护装置的顺序与之相反。

4．保护装置投跳闸前，运行人员必须检查信号指示正常（包括高频保护通道、差动保护差电流或差电压等），工作后的保护装置还应用高内阻电压表以一端对地测端子电压的方法验证保护装置确实未给出跳闸或合闸脉冲。

5．母联（分段）兼旁路开关作旁路开关运行时，投入带路运行的保护，解除其它保护跳母联（分段）的压板；作母联（分段）开关运行时，投入其它保护跳母联（分段）的压板，停用带路运

行的保护。

6．合环调电时，保护方式不改变，调电结束后，投入带负荷线路的重合闸，停用充电备用线路的重合闸。

7．正常情况下，同一厂（站）内同一电压等级的母线上，断开的电源联络线不应超过一条（正常断开的除外），机变的运行方式及变压器中性点接地方式不得超过附录中的规定。变压器中性

点接地方式由现场自行管理。第3条 二次回路的运行

1．厂（站）直流系统接地时，不允许用拉合直流电源的方法寻

找接地点。

2．电压二次回路使用中间继电器由刀闸辅助接点联动实现自动切换方式的，当由于刀闸辅助接点或其它原因造成两组电压切换继电器同时动作供给电压时，不允许操作母联，应停用母联开关的直流电源。

3．电流二次回路切换时：应停用相应的保护装置；严禁操作过

程中CT开路。

第4条 发电机失磁保护的运行

1．发电机失磁保护在发电机并网前投入；发电机解列后可不停

用。

2．当发出装置故障、PT断线、直流电源消失或阻抗元件动作信号时，应停用发电机失磁保护。第5条 变压器保护的运行

1．运行中的变压器瓦斯保护与差动保护不得同时停用。

2．CT断线时应立即停用变压器差动保护。

3．复合电压或低电压闭锁的过流保护失去电压时，可不停用，但应及时处理。

4．变压器阻抗保护不得失去电压，若有可能失去电压时，应停

用阻抗保护。

5．中性点放电间隙保护应在变压器中性点接地刀闸断开后投入，接地刀闸合上前停用。

6．由旁路开关代变压器开关或旁路开关恢复备用：操作前停用差动保护，并切换有关保护的CT回路及出口回路，操作结束后

投入差动保护。

第6条 母线差动保护及开关失灵保护的运行

1．单母线接线（无分段开关）或3/2接线，一次系统和各种操作，母差保护不需要进行任何变动；当分段刀闸断开，用线路对一段母线充电时，应停用母差保护。

2．母联电流相位比较式母差保护在两条母线并列运行时，按双母差方式运行；若某一条母线上无电源元件、母联（分段）开关为“死”开关、用刀闸双跨两条母线或单母线方式运行时，按单母差方式运行；若两条母线分列运行时，应停用。

3．交直流回路均随刀闸自动切换的母差保护（如PMH－40系列、微机母差），在双母线或单母线的各种方式下运行时，不需要进

行任何变动。

4．旁路开关代出线开关或旁路开关恢复原方式的过程中不停用母差保护。母线倒闸操作时：若有CT切换操作，母差保护在倒闸操作前停用，操作结束，CT回路作相应切换后投入；若无CT切换操作，不停用母差保护，但要根据母差保护的型式改变其运行方式（微机母差运行方式自动改变）。

5．母差保护的出口及失灵保护起动回路不能随一次方式自动切换的，其连片的位置应与当时一次方式相对应。

6．正常运行时，解除母线充电保护的压板。经母联（分段）开关向另一条母线充电时：投入母线充电保护的压板；母联电流相位比较式母差保护按双母差方式运行。

8．停用一条母线上的电压互感器时，母差保护的运行方式不变，电压闭锁不解除。

9．PT回路断线时，可不停用母差保护，但应立即处理。10．母差保护故障、异常、直流电源消失、交流电流回路断线、差回路的不平衡电流（电压）值超过允许值（由继保人员校验保护后给出，运行人员每班接班时检查）的30%或线路、变压器所联接母线的位置信号指示灯不对应时，应停用母差保护。11．配置有失灵保护的元件（开关）停电或其保护装置故障、异常、停用，应解除其起动失灵保护的回路或停用该开关的失灵保护。失灵保护故障、异常、试验，必须停用失灵保护，并解除其起动其它保护的回路（如母差保护、另一套失灵保护）。12．十里泉发电厂当甲站220KV母差保护停运时：拉开231开关，投入232开关充电保护；当乙站220KV母差保护停运时，拉开232开关，投入231开关充电保护；其它方式甲、乙站母

差保护均投掉闸。第7条 线路保护的运行

1．线路两侧的高频保护必须同时投、停。当线路任一侧开关断

开时，高频保护可不停用。

2．无导频的高频保护（闭锁式高频保护），在线路送电后，两侧应进行通道检查，一切良好，才能继续运行。

3．有导频的高频保护（允许式及混合式高频保护），送电前若通道指示不正常，应退出运行。

4．无导频的高频保护（能定时自动交换信号的除外），应每天在4：00---6：00进行通道检查，并作好记录。5．分相纵差保护，通道故障时，应将高频部分退出运行。6．下列情况不得进行通道检查： 7.1有人在高频通道上工作时； 7.2操作空载母线的刀闸时。

8.通道检查指示不正常或收、发讯电压低于允许值，应进行通道余量检查，并通知有关人员处理。9.下列情况应停用高频保护： 9.1通道故障或通道余重不足时； 9.2高频保护装置故障时； 9.3直流电源消失时； 9.4电压回路断线时；

10．闭锁式高频保护频繁发讯时，可继续运行，但应立即通知有

关人员处理。

11．高频保护停用时，后备保护应继续运行。

12．由旁路开关代出线开关或旁路开关恢复备用，在开关并列过程中，应停用各侧的高频保护。旁路开关代路时切换出线开关的高频距离保护（潍坊500KV旁路除外）。

13．线路两套距离高频保护原理、型号相同时（如千峪变出线、接鱼线），采用C相高频通道的命名为距离高频保护I，采用A相高频通道的命名为距离高频保护II。

14．当保护失去电压或装置“总闭锁”动作信号发出后，应停用该

保护，对侧高频停用。

15．振荡闭锁或起动元件频繁动作，可不停用保护装置，但应立

即通知有关人员处理。

16．任何方式下，线路输送的负荷电流不得超过《山东电网运行方式》中规定的最大电流值。

17．由旁路开关代出线开关或旁路开关恢复备用，在开关并列前，应解除该侧零序电流保护最末两段的出口压板，若该段无独立压板，可一起解除经同一压板出口跳闸的保护，操作结束后立即投

入。

第8条 线路自动重合闸装置的运行

1．经同期、无压闭锁的三相或综合重合闸，在闭锁元件失去作用时，应改为单相重合闸或停用重合闸。

2．11、15（101、102）系列微机保护的重合闸时间，无论高频保护是否运行均采用短延时，长延时压板不投入。3．

11、15（101、102）系列微机保护的两套重合闸按相同的重合闸方式运行，其中一套的合闸压板解除。

4．901、902系列微机保护配置的两套重合闸，一套投入运行，另一套停用。

5．停用重合闸时，应投入勾三跳回路。

第9条 3/2接线的继电保护运行，除遵照以上规定外，另作如

下补充说明：

1．3/2接线的线路两个开关重合闸的顺序，宜先重合母线侧开关，后重合中间开关。母线侧开关停电，应改为只重合中间开关。2．当线路或变压器停电后，开关需并串运行时，相应的短引线保护应在开关并串前投入，开关解串后停用。

3．线路或变压器停电后，开关不并串运行时，相应的两个开关

均应断开.第10条 500KV 系统继电保护的运行，除遵照以上规定外，另

作如下补充说明：

1．允许式高频保护与通讯复用载波机，当发现“通道故障”光字牌亮时，应及时将两侧的高频通道停用、并通知有关人员进行处

理。

2．电抗器保护、线路过电压保护、开关失灵保护的远方跳闸装置正常均应投入，上述任何一种保护装置故障、异常或停用，必须及时解除该装置的远方跳闸回路。

3．远方跳闸采用“二取二”方式，当一个通道故障时，远方跳闸不停用，并切换为“二取一”方式；

4．有高抗的线路，当远跳停用时，应拉开线路两侧开关。5．淄潍线潍坊变侧旁路开关带路运行时，淄潍线淄博变侧的902高频保护停用；投入潍坊变侧旁路开关的901高频保护，电抗器保护跳淄潍线开关改为跳旁路开关；潍崂线潍坊变侧旁路开关带路运行时，潍崂线崂山变侧的101高频保护停用，投入潍坊变侧旁路开关的901高频保护。

6．华济线远方跳闸：当济南变、华德厂500KV系统有操作时，操作前停华济线远方跳闸，操作结束后立即投入。第11条 微机继电保护的运行，除遵照以上规定外，另作如下

补充说明：

1．现场运行人员应定期对微机继电保护装置采样值检查和时钟校对，检查周期不得超过一个月。

2．微机继电保护装置在运行中需要改变已固化好成套定值时，由现场运行人员按规定的方法改变定值，此时不必停用微机继电保护装置，但应立即打印（显示）出新定值清单，并与主管调度

核对定值正确。

3．微机继电保护装置出现异常时，当值运行人员应根据该装置的现场运行规定进行处理，并立即向主管调度汇报，继电保护人

员应立即到现场进行处理。

4．继电保护人员输入定值时应停用整套微机保护装置。5．带高频保护的微机线路保护装置如需停用直流电源，应在两侧高频保护装置停用后，才允许停直流电源。

6．远方更改微机继电保护装置定值或操作微机继电保护装置时，应根据有关运行规定执行。

第12条 现场运行值班员每班对故障录波器进行一次检查，发现异常及时通知有关人员处理。

第13条 有关问题说明及运行注意事项见继电保护整定方案。

6.电力系统继电保护的运行与维护 篇六

【关键词】：继电保护;变电运行;事故

1 引 言

7.电力系统继电保护的运行与维护 篇七

1. 电力系统继电保护运行过程中常见的故障

1.1 电压互感器二次回路的故障。

电压互感器二次回路的故障主要表现为:其一, 二次回路中性点往往会发生未接地或者多点接地的现象, 二次中性点之所以会发生虚接故障与变电站的接地网有着最直接的关系, 但因为不合理的接线工艺导致二次回路故障的情况更多。如果二次未接地, 那么在二次回路中就可能会造成各项电压无法达到平衡状态的情况, 从而使方向元件及阻抗元件发生拒动或者误动的现象, 在继电保护装置实际运行的过程中排查该故障有很大的难度, 所以在进行投运验收的时候必须予以足够地重视;其二, 在PT开口处的三角电压回路出现断线的情况, 这就可能造成零序保护发生拒动情况;其三, PT二次失压, 发生这种情况主要是因为二次回路和设备性能有不完善的方面, 这是最常见的二次回路故障。

1.2 电流互感器跑和问题。

现阶段, 在电力系统中变电站使用最广泛的电流互感器是电磁式电流互感器, 这样就无法避免地出现饱和问题, 严重地影响到继电保护的正确动作。电流互感器发生饱和问题的主要原因是短路, 如果发生饱和问题那么电流互感器中的一次电流就可能全部都转变成励磁电流, 这样二次电流就不能进行线性传变, 从而使断路器保护发生拒动情况使得电力系统发生越级跳闸。

1.3 电源故障。

继电保护设备的运行与电源有着紧密的关系, 在其运行的时候, 如果电源的输出功率变小, 那么电源的输出电压也将跟着降低, 这样就会在很大程度上影响继电保护设备的正常运行, 从而造成继电器无法稳定运行。

1.4 绝缘和干扰问题。

在对继电系统进行检测的时候, 因为判断线路故障必须根据线路电路来进行。但是在实际进行检测的过程中, 因为有些现代化的先进通信设备会在一定程度上干扰检测结果, 这就可能会使微机继电元件发生误动。因为微机继电系统的线路密集、集成度比较高, 在实际运行的时候电路表面会吸附大量的灰尘, 这样在原始电路连接点上出现全新的导电通道, 微机继电系统就可能会出现故障, 从而继电保护运行也将出现安全隐患。

2. 解决继电保护故障的有效措施

2.1 技术措施

2.1.1 短路法。

短路法主要适用于电磁锁异常、电力线路的开路状态障碍、调节继电器不能正常工作等状况, 短路法是在障碍设备的两端连接导线, 进行人为短路的操作, 在短路操作之后如果电力系统的运行状况仍然正常, 那么就能够确定在短路区域内发生了设备故障, 然后按照同样的方法对不同区域进行逐一排查, 最终找到发生故障的区域并及时将其解决。

2.1.2 观察法。

相关工作人员应该全面地掌握继电保护装置的工作流程和思想, 这样在其发生故障时能够快速确定发生故障的范围, 然后再观察这些部件是否能正常运行, 从而最终确定发生故障的部件。有些检测过程繁琐或者没有办法直接用仪器进行检测的元器件, 也可以观察其形状、外观等来确定其是运行状况是否正常。在维护继电保护装置的时候, 应该对可能发生故障的元器件周围进行仔细地观察, 确认其附近是否有发焦发黄或者烧糊的情况, 也可以用手感觉元器件上的温度是否正常, 通过这些方式都可以快速确定发生故障的元件并及时将其更换, 从而有效地排出了故障。

2.1.3 替换法。

相关工作人员在找到发生故障的元器件之后, 如果这些元器件的拆装比较方便, 那么就可以直接用同样型号的元器件将其替换, 替换法是一种常见的处理故障的方法。对于个别回路比较复杂的继电保护装置, 可以通过用备用元器件将可能存在故障的元器件替换掉的方法来进行故障排除, 使排查范围逐步缩小, 若故障消除就能够确定该元器件是故障器件, 反之则需要进一步排查。

2.2 运行维护管理措施

2.2.1 记录出现故障的原因。

继电保护在电力系统运行中所产生的故障种类比较多, 而且个别故障的原因也非常复杂, 为了便于后续的维修, 在现场的工作人员必须要详细地观察发生故障的原因、造成的后果及其表现形式, 并对这些内容进行详细地记录, 从而为后面继电保护装置的维修提供有效的理论依据。记录出现故障的原因能够有效地保障继电保护运行维护工作的顺利进行, 从而提高维修工作的工作效率。

2.2.2 提高设备的抗干扰性。

提高继电保护设备的抗干扰性应该从以下两方面进行, 首先硬件抗干扰性方面主要指的是对保护柜材质的改变。例如铁质的保护柜可以屏蔽磁场和电场带来的干扰, 而且它还能够保证现场的信号与运行装置之间的通信。而对于软件抗干扰方面, 在对继电保护装置进行布线的时候, 应该保证信号电路的距离与相应的标准相符合, 避免其对系统内部造成干扰。

结语

综上所述, 随着我国计算机通信技术和电力系统的快速发展, 继电保护的发展模式逐渐转变为网络、计算机一体化。在日常工作中必须定期对继电保护装置进行维修, 同时还需要根据相关的要求对其进行不断地维护和检查, 对其整体运行状况进行巡检, 及时发现并处理所出现的故障, 确保继电保护装置能够正常运行, 从而使电力系统的整体运行效率得以有效提升。

参考文献

[1]窦康其.电力系统继电保护运行及维护研究[J].科技与创新, 2016 (12) :13.

8.电力系统继电保护的运行与维护 篇八

关键词：电力系统；继电保护；运行；可靠性

引言：在电力系统中加强继电保护，不仅使电网的运行效率得到有效的提高，而且使电网在运行过程中的风险有所降低。因此，在继电保护系统中，对于日常的维护技术水平以及保护措施要有所加强，从而提高电力系统继电保护运行的可靠性。

一、继电保护的特征

实际上，继电保护是一种机电设备，主要由测量、逻辑、执行和定值调整等四部分组成。跟一般的机电设备相比，继电保护具有以下明显特征：

1.继电保护需要互相配合

各类继电保护装置相辅相成的构成了电力系统中一个完善的整体保护系统，电力系统要想得到可靠稳定的运行，就需要各类继电保护装置相互配合。因此，当我们对电力系统中某一保护装置进行可靠性分析的时候，不仅要对单个继电保护装置的可靠性进行研究，同时还要研究各个保护装置配合工作的可靠性。

2.故障的随机性大

在进行继电器的元件制造时，所用的元件种类比较繁多，制造工艺相对比较复杂，所以在其进行可靠运行时，受到的影响因素也比较多，很容易造成故障的发生，且随机性较大。我们目前对其可靠性理论进行研究时，多采用概率的方式方法。

3.处在非连续工作或准备的状态

继电保护对于电力系统来说极其重要，当工作发生异常时，所造成的后果不堪设想。但是，继电器只有在电力系统发生故障时，在一定短暂的时间内工作从而提供给系统保护，因此，大多数继电器是处在准备或者非连续工作的状态。

二、影响继电保护可靠性的因素

电压以及电流互感器作为继电保护测量设备的起始点，对于二次系统的正常运行有着十分重要的影响，不过，电压和电流互感器在二次回路运行中也很容易出现问题。互感器在二次回路中的应用设备并不多，而且线路的连接也是简单的，但在运行使用中故障仍然是经常出现，比如当二次中性点没有接触到地面或者接触地面产生异常的时候就会造成保护装置误动或者拒动现象。

对于继电保护装置的生产，我们也要求生产商具有较强的专业技术，因为保护装置运行的可靠性还受到继电保护装置的生产质量的直接影响。一些生产厂家为了谋取更大的经济利益，对继电保护装置的生产偷工减料，从而造成产品性能较差，而器件与器件之间的性能差异如果过大，也很容易造成保护装置的误动和拒动。因此，要加强和管理继电保护装置的生产检验过程，从而使得继电保护运行的可靠性得到有效的提高。

装置出现故障的另一个原因就是人为操作不当。在人为操作方面，对电源的操作可直接影响到保护装置的正常运行。在保护装置中，如果电容储存装置的内部电容有所减少，可能是由于装置出现了老化现象，这时我们就要对其进行电容装置更换，而我们对电容装置型号大小的选择不当的时候，也会影响其保护装置的正常运行。

三、将继电保护运行可靠性提高的相关措施

1.使继电保护运行的智能化程度加强

智能化是一种关键的技术创新，目前所运用的范围也越来越宽广，得到了更多行业的应用，在电力系统中，智能化的理念和技术也愈来愈成熟，从而使得继电保护运行的可靠性得到了进一步的提升。比如在电力系统中模糊逻辑和遗传算法等先进技术的运用。

在电力系统中，人工智能技术具有十分明显的优势，它们不仅使继电保护装置的运行可靠性得到进一步提升，而且对于继电保护装置中工作连续性和隐蔽性等方面的不可靠因素，可进行有效的控制。对于这些不可靠因素的处理速度相当之快，并且人工智能具有强大的逻辑思维能力。站在在线评估实践的角度，可见人工智能在电力系统中发挥了重要的作用，其凭借着独特的强大优势，在电力系统中逐渐占据着主导地位。

2.提高从业人员的技术水平

继电保护工作人员的技术水平过低，以及整体素质不高，是影响继电保护正常运行的重要原因之一。提高继电保护装置运行的可靠性实质上就是提高供电的可靠性，因此我们要对供电可靠性的制度加强建设，使相关网络管理得到完善，同时建立起一个完善的管理体系。对继电保护装置的相关从业人员进行技能培训，从而使其对于故障的处理能力得到有效的提高。

加强员工的技能培训，提高其整体素质，使员工在日常工作中养成记录的习惯，这样当故障发生时，就可以拿出这些工作记录进行参考，从而提高故障处理的效率。与此同时，工作人员在计算数据的时候，应秉持一种严谨的工作态度，保证数据计算的准确性，严格按照操作规范进行设备的操作运行。

3.提高继电运行的信息化和微机化水平

微机保护科技水平和能力的提升，离不开当前电子信息技术的不断发展及其创新。跟传统的小型机相比，最新的工控机速度更快，功能更齐全，存储容量更大，并且工控机的体积大小跟微机保护装置的体积差不多，因此，在继电保护装置中就技术与技术操作方面而言，成套工控机可确保更高的技术与良好的技术操作性，从而降低继电保护中的不可靠性。

在电力系统中，网络技术的应用在一定程度上改变了继电保护运行的传统方式。继电保护装置重点在于出现故障的元件的切除，相对而言作用比较单一，在确保电力系统的运行方面还存在很多不足。在继电保护运行过程中，为了使各个保护单元都能对故障信息和数据得到共享，就需要在依靠计算机和网络技术的基础上，建立一个机电一体化的电力系统，从而使微机保护装置的信息共享化水平进一步提升。

结语：继电保护运行的可靠性对维护电力系统的安全起着重要的作用，我们在不断提高继电保护的可靠性的同时，也要对其进行不断创新和发展，只有这样，整个电力系统才能得到更好的正常运行。

参考文献：

[1]杨磊.电力系统继电保护可靠性评估研究[D].华北电力大学，2014.

[2]刘祥，刘洁.关于电力系统继电保护运行的可靠性的研究[J].科技资讯，2013，12：132+134.

9.电力系统继电保护的运行与维护 篇九

(1)完整性，重构后的继电保护，要起到保护系统的最作用。

(2)低速重建，当一次性系统和继电保护相脱离时，导致其运行不正常，致使电网产生较大的事故，这就要进行继电保护系统的.重建，重建过程中利用最低功能，进而避免电网云心过程中出现故障。

(3)进行系统重构的过程中，需要将系统进行重新组合，进而满足继电保护的可靠性指标，使继电保护系统运行过程中的可靠性和安全性得到提升。

2继电保护系统重构方法

2.1继电保护系统重构准则

对继电保护系统进行重建时，应当满足以下原则：

2.1.1功能完整性。一般情况下，已经重构的继电保护系统应当和原有保护系统的功能相同或者超过原有的功能。并且，在某些情况下，对部分功能如保护工作速度或者选择性进行降阶或者解除，进而使系统最低安全指标得到满足。

2.1.2重构的快速性。因为一次系统不能和继电保护系统脱离，因此对继电保护系统进行重构的过程中，应当本着高效快速的原则。对多套保护需求进行重构的过程中，应当对最低功能进行维持，进而采取分步实施策略。

2.1.3重构的可靠性。继电保护重构时，需要对设备组合进行重新选择，因此对于重构的新系统而言，一定要保证其的可靠性指标能够满足相关要求。

2.1.4重构的经济性。对继电保护装置进行重构的过程中，首先要对资源进行重新划分。因此在可靠性得到保障的基础上，减少对资源的占用。

2.2继电保护重构通用模型

如上所诉，继电保护的重构也就是进行保护资源重新组合，其中包括资源、组合资源以及怎样组合三个要素。

2.2.1继电保护资源。结合继电保护系统的组成，可以把传统的继电保护系统进行划分，使其成为不同功能原件集合。例如，在重构过程中，可以将继电保护系统划分为互感器、通信通道、测量以及比较原件等功能原件。一般情况下，可以对继电保护系统内部的资源进行共享，尤其是数字化变电站，其具有一定的开放性和共享性特点，这些因素为资源的多种组合提供了方便条件[1]。

2.2.2继电保护资源组合的实现。进行继电保护资源的组合，可以按照给定原则进行继电保护内部原件的重新连接，或者对内部信号进行重新分配。传统的继电保护原件很难满足重构需求，但是数字化原件实现起来较为容易。例如，电磁性电流互感器在传输过程中，采用的是固定的连接方式，这就导致无法在线对其链接方式做出改变。但是光电子式互感器在输出过程中可以利用网络交互实现再分配功能。

10.电力系统继电保护的运行与维护 篇十

摘要：随着社会的发展与进步，电网对继电保护的要求也越来越高，本文在阐述继电保护基本原理及继电保护整定基础上，对110kV环网运行继电保护整定计算进行了详细研究。关键词：继电保护；整定；110kV环网

0 引言

继电保护是电力系统中最重要的二次系统，它能够在电力系统或是电网发生故障的时候，及时切断电源，避免发生重大安全事故威胁人们的生命。随着科学技术的日益发展，继电保护技术也取得了一定的技术进步，随着继电保护技术的进步, 微机保护装置硬件结构和软件开发都已达到较高的水平,地区110kV网络一般以环网设计、开环运行，因此，对110kV环网运行网络的继电保护整定进行研究非常必要。本文在阐述继电保护基本原理及继电保护整定基础上，对110kV环网运行继电保护整定计算进行了详细研究。继电保护基本原理及继电保护整定 1.1 继电保护基本原理

继电保护技术作为一个系统性的技术，包含了很多技术种类：电力系统分析、继电保护设计、继电保护实现、电网运行和维护等等。而继电保护装置是继电保护技术中的核心。继电保护装置要能正确区分被保护元件是处于正常运行状态还是故障状态，是保护区内故障还是区外故障。这种功能是根据电力系统发生故障后导致某些电气物理量和发生故障前不同的原理实现的。发生故障时，变化的电气物理量有电流、电压、电流和电压时间的相位角、测量阻抗等。通常会出现：电流增大。短路时，发生故障的地方和电源之间的一些电气设备以及输电线的电流增大，大大超过所能负载的电流。

继电保护装置要同时满足选择性、快速切除性、灵敏性以及可靠性四个方面的要求。选择性是指电力系统发生故障时，继电保护装置仅仅需要将发生故障的元件从电力系统中切除；快速切除是指快速切除故障，减少大电流在电力系统的运行时间从而降低对电力系统的损坏；灵敏性是保护装置能够在电气设备或线路发生故障时快速反应，保护其他装置；可靠性则是指安全性和信赖性，要求继电保护装置不会在不需要其保护时进行保护和在发生故障时发生应该进行的可靠动作，即不发生误动和拒动。

这些功能和要求都是保护装置通过不同的定值整定来实现的，对保证系统运行安全和保护设备不受伤害起到很大的作用，所以说继电保护整定计算很重要、责任也很大。1.2 继电保护整定

继电保护的整定计算是继电保护运行技术的重要组成部分，也是继电保护装置在运行中保证其正确动作的重要环节，继电保护整定计算的目的和任务主要是根据电网实际、运行方式情况，电力系统规程、规定、电气设备的一二次情况，通过计算与选择，给出继电保护装置一套完整合理且为最佳整定方案的整定值。继电保护整定计算工作的基本内容包括：详细了解一次系统的主接线及设备参数；详细了解每台设备的保护配置及装置的工作原理；与有关部门(一般是网调)共同确定运行方式，绘制系统阻抗图，计算最大、最小运行方式下的短路电流，为整定保护、校验灵敏度提供依据；编制继电保护装置整定计算原则；根据整定计算原则具体进行每套保护装置的定值计算；通过整定计算，给出一套完整和合理的最佳整定方案和整定值。110kV环网运行继电保护整定计算研究 2.1 110KV环网运行线路继电保护的配置

对于相间短路，单侧电源单回线路，可装设三相多段式电流电压保护作为相间短路保护。如不能满足灵敏度和速动性的要求时，则应加装高频保护作为主保护，把多段式距离保护作为后备保护；对于接地短路，可装设带方向性或不带方向性的多段式零序电流保护，在终端线路，保护段数可适当减少。对环网或电网中某些短线路，宜采用多段式接地距离保护，有利于提高保护的选择性及缩短切除故障时间；对于平行线路的相间短路，一般可装设横差动电流方向保护或电流平衡保护作主保护。当灵敏度或速动性不能满足要求时，应在每一回线路上装设高频保护作为主保护。装设带方向或不带方向元件的多段式电流保护或距离保护作为后备保护，并作为单回线运行的主保护和后备保护；对于平行线路的接地短路，一般可装设零序电流横差动保护作为主保护；装设接于每一回线路的带方向或不带方向元件的多段式零序电流保护作为后备保护。2.2 距离保护整定计算

距离保护是以反映从故障点到保护安装处之间距离（或阻抗）大小，并根据距离的远近而确定动作时间的一种保护装置。离保护装置具有阶梯式特性时，其相邻上、下级保护段之间应该逐级配合，即两配合段之间应在动作时间及保护范围上互相配合。在某些特殊情况下，为了提高保护某段的灵敏度，或为了加速某段保护切除故障的时间，采用所谓“非选择性动作，再由重合闸加以纠正”的措施。助增系数（或分支系数）的正确计算，直接影响到距离保护定植及保护范围的大小，也就影响了保护各段的相互配合及灵敏度。环形电力网中线路保护间助增系数的计算中，由于这种电力网中的助增系数随故障点位置的不同而变化。在计算时，应采用开环运行的方式，以求出最小助增系数。目前电力系统中的相间距离保护多采用三段式阶梯型时限特性的距离保护。三段式距离保护的整定计算原则与三段式电流保护的整定计算原则相同。2.3 短路电流计算

短路故障对电力系统正常运行的影响很大，所造成的后果也十分严重，因此在系统的设计，设备选择以及系统运行中，都应着眼于防止短路故障的发生，以及在短路故障发生后要尽量限制所影响的范围。短路的问题一直是电力技术的基本问题之一，无论从设计，制造，安装，运行和维护检修等各方面来说，都必须了解短路电流的产生和变化规律，掌握分析计算短路电流的方法。短路电流精确计算是复杂的，也是不可能的，为了方便计算作为工程应用一般都作很多假设，比如在短路过程中认为发电机的电势相位一致，频率不变、假定各元件中的磁路不饱和，参数恒定不变等。在电力系统计算中，广泛采用标幺制。标幺制是相对单位制中的一种，在标幺制中各物理量都用标幺值表示。标幺值是相对值，是为了计算时消除电压等级障碍而采用的一种简化方法，计算结果必须还原成有名值后才能应用。标幺值的计算按照下式： 的值）实际值（用有名值表示标幺值基准值（与实际值同单位）标幺值的优点是各个电压等级的阻抗可以不需要电压折算，可增加进行计算。

2.4 零序继电保护方式配置与整定计算

对与110kV环网，零序继电保护方式配置宜采用多段式接地距离保护，有利于提高保护的选择性及缩短切除故障时间。选择接地短路计算的运行方式时，不论发电厂或是变电所，首先是按变压器设备的绝缘要求来确定中性点是否接地；其次是以保持对该母线的零序电抗在运行中变化最小为出发点来考虑。当变压器台数较多时，也可采取几台变压器组合的方法，使零序电抗变化最小；对于流过保护最大零序电流的运行方式选择，在环状电网中，应考虑到相临线路的停运或保护的相继动作，并考虑在最大开机方式下对侧接地方式最小，而本侧（保护的背后）接地方式最大；对最大分支系数的运行方式和短路点位置进行选择时，环外线路对环内线路的分支系数也与短路点有关，随着短路点的移远，分支系数逐渐增大，可以增加到很大很大，但具体整定并不是选一个最大值，而应按实际整定配合点的分支系数计算。

结束语

继电保护是保证电力系统安全的基础，继电保护的整定计算是继电保护运行技术的重要组成部分，也是继电保护装置在运行中保证其正确动作的重要环节，继电保护整定计算工作是十分严格和谨慎的，关系到整个电网的安全稳定运行，因此，只有认真做好继电保护的整定计算工作，才能及时提出保护装置可行的改进方安案，使保护装置能满足一次设备和系统的安全运行要求。使全系统各种继电保护有机协调地布置, 正确地发挥作用。

参考文献：

11.电力系统继电保护的运行与维护 篇十一

关键词：智能变电站 继电保护 运行管理 异常处理

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2012）12（a）-00-01

作为变电站二次系统中的重要部分，继电保护系统长期以来建立了大量的设计、检验、运行等方面的规程和标准，形成了严谨、规范的技术管理体制，保证了电网的安全运行。随着智能变电站的发展建设，需要建立相应的技术管理体系，以进一步提高继电保护系统，乃至整个电力系统的安全运行水平。

1 正常运行以及操作

智能变电站在正常运行时，需要注意与常规站相比新增加的一些智能电子设备和过程层网络的运行，尤其是运行巡视和调度管理方面，应有相应的措施。考虑过程层网络的重要性，该网络及其交换机等网络设备应类比继电保护设备的调度权限纳入调度管理范围，公用交换机及相应网络，则宜由交换机所接智能电子设备的最高调度机构进行调度管理。与继电保护密切相关的智能终端、合并单元等，也应该按对应间隔的调度关系进行调度管理，母线合并单元、智能终端按对应母线电压互感器的调度关系进行调度管理。在现场正常运行巡视中，要注意检查智能终端、合并单元、网络交换机等通信状态正常，网络记录分析系统监测的网络状态正常；注意检查室外智能控制柜密封良好；注意检查监控系统显示的保护软压板，包括功能、出口、检修态等压板投退状态是否正确，正常运行中的智能电子设备“检修状态”压板不能投入，母线保护备用间隔应从母线保护中退出。智能站继电保护系统的操作，一般通过监控完成，注意操作前、后应在监控画面上核对软压板实际状态，包括“检修状态”等可能未操作的压板。操作中要注意，母线刀闸操作后，应检查确认母线保护中母线刀闸位置的指示状态正确；在投入或退出母线保护间隔检修压板时，必须在检修间隔无电流的情况下进行；主变一侧开关停运，且有工作，应投入主变保护相应侧的检修压板（退出相应侧的投入压板）、退出相应电压等级的母线保护对应间隔投入压板（投入母线保护对应间隔检修压板）；一次设备停运且本站端有工作，退出本间隔保护失灵启动和母线保护相应间隔投入压板（投入母线保护相应间隔检修压板），恢复送电前应检查母线保护、合并单元、智能终端等二次设备运行

正常。

2 异常处理

对与常规站相似设备异常的处理，仍应遵循多年来形成的运行标准。对新设备、新技术，要针对其影响程度，制定相应的处理规范。间隔合并单元故障：对于双套配置的间隔，应退出本间隔与故障合并单元对应的保护出口压板，退出与故障合并单元对应的母线保护装置；对于单套配置的间隔，应申请开关退出运行。智能终端故障可能影响跳合闸时，退出该智能终端出口压板；母线PT合并单元故障，可按常规保护失压处理原则执行。交换机故障，应根据GOOSE网络图、监控网络图等分析故障交换机可能造成的网络影响，过程层GOOSE网间隔交换机故障，影响本间隔交换机构成的GOOSE链路，应视为失去本交换机所连接的保护。过程层GOOSE网公用交换机故障，可能影响母线保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备，应根据交换枧所处网络位置以及网络结构确定其影响范围做出处理，常见保护实施方案图见图1。

除了对异常设备及受影响设备采取运行处理措施外，还应该针对各种设备的异常现象，全面分析异常信号和正常信息，进行故障诊断，以便迅速恢复异常设备。如交流采样异常时，就应该判断是数据跳变还是数据错误、精度超差，进而检查插件芯片是否损坏、采集程序是否存在缺陷，检查合并器工作是否正常、软件配置是否正确。这些诊断性测试应以各类典型故障的特征状态量为依据，逐步形成智能化的分析和测试系统，在网络设备发生故障、异常后，自动分析，提出相应处理措施，保证继电保护系统的可靠运行。

3 运维模式

在运行中，应更为重视设备监测信息的应用，强调间隔智能终端、间隔合并单元、过程层网络间隔交换机、公用交换机及相应网络等的调度管理；强调不同装置软硬压板的操作、智能终端柜等的现场操作和运行注意事项。在维护中，要结合实际需要，制定详细的现场维护手册，包括运行支持、信息收集、状态评价、状态检修、设备消缺、设备更换等的详细要求以及作业指导书等，突出各类关键技术管理程序。智能变电站的技术进步，也必然推动继电保护等二次专业及互感器、开关等一次专业技术管理体系的进步，在智能变电站中，一些技术原则、设计规范、运行标准、检验条例等必须变更。状态检修的基础是设备状态监测，在智能站中，从交流采样至保护出口回路，均长期处于监测之中。当然，要真正做到完全的设备状态评估，还需要进一步增强监控分析能力。

4 结语

继电保护系统的运行，无论在常规站还是智能站，都不是孤立存在的，它受到电网结构、变电站位置、站内设备及网络情况等各种因素的影响。从运行巡视、操作，到异常处理、维护，都需要综合分析并规范进行。从智能电网发展要求看，继电保护系统的运行要求是更为信息化、互动化的，如远方操作、在线监溺等，在成熟的技术支持下，继电保护系统的运行维护形态必将发生适应性的变化，但这一切，都应该以安全可靠为前提，以提高电网运行的可靠性为目标。继电保护系统的运行技术，需要不断去探索和实践。

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（5）.