继电保护的整定值范例(12篇)
时间：2024-03-29
时间：2024-03-29
关键词：水电站；厂用电；继电保护；在线整定
一、概述
水电站厂用电系统作为低压配电网系统，其拓扑结构为多电源辐射状，其继电保护定值整定方法一般为传统离线整定方法，主要采用电流速断保护、定时限电流速断保护和过电流保护组成的三段式电流保护。但是水电站厂用电系统的运行方式变化较大，主要是受到水电站厂站内的负荷（厂用负荷、水系统、油压系统）投切，厂用电各级分段开关自投配合等影响[1]。如果采用传统三段式电流保护对水电站厂用电系统进行保护定值整定，会造成保护拒动，或者越级误动的情况，不满足灵敏度及选择性的要求。
为了解决离线整定计算出现的问题，文献[2]提出了一种在线整定计算模式，继电保护在线整定计算是指根据系统当前运行状态和继电保护装置的定值，在系统运行状态发生变化时，在线自动确定继电保护的新定值，并通过网络自动改变各装置的定值。在线整定定值计算出来以后还需要经过校验，文献[3，4]对整定定值的在线校核做了进一步的研究，能够校验实时计算出来的定值是否满足选择性和灵敏度的要求。
本文根据水电站厂用电系统的结构特点，将在线整定技术用于其电流保护的定值整定中，以某电厂厂用电系统的实际参数作为实例的数据，进行离线和在线的定值整定计算以及校核，通过计算结果分析了在线整定技术相对于离线整定的优越性以及其可行性。对水电站厂用电系统电流保护在线整定的研究能够解决配电网继电保护中存在的一系列问题，对于配电网自动化有着重大的意义。
二、水电站厂用电系统电流保护离线整定的问题
1.水电站厂用电系统继电保护的特点
水电站厂用电系统接线通常采用单母线接线形势，高压厂用母线由工作电源和备用电源双路供电，低压厂用电源由接在不同母线上的变压器经降压后供电。因此，10kV/6kV母线的联络线较多，馈线所带负荷均为大电机负荷，且多数馈线及联络线的长度较短，一般为50～200m，其下级400V负荷大部分为水泵、油泵、阀门等启动电流较大的负荷。水电站厂用电系统继电保护一般仅装设变压器差动保护和三段式电流保护，其中以三段式电流保护作为主保护。
2.水电站厂用电系统电流保护的整定计算
根据水电站厂用电系统继电保护的特点，选取某水电站厂用电系统两条10kV馈线的典型接线形式，实例计算电流保护的整定定值。例图见图1，保护安装点均在距线路首端或者末端25%处。
图1某水电站厂用电系统典型接线图
根据某电厂厂用电系统参数，按照离线整定计算方法，即I段以最大运行方式下线路末端短路电流整定；II段以下级线路I段定值以及本线路分支系数整定，其中，分支系数的阻抗计算将记及本线路的全长；III段定值则是以本线路的最大负荷电流整定。离线整定计算结果如表1所示。
表1厂用电典型接线形式下电流保护离线整定定值
序号离线整定值
I（kV）II（kV）III（kV）L（km）K
1--0.828--
51.026-0.82818.22-
91.0110.67500.618.8560.7103
1130.61-4.95-0.247-
注：“-”表示未装设该保护；“L”为I段保护范围；“K为II段灵敏度系数”
根据以上分析可知，电流I段保护定值整定中，保护1和保护9的保护范围18km远远超出了本线路200m的长度，显然在下级400V线路出现故障或过负荷的情况下，会造成越级误动。而保护11处I段保护范围为负值，即保护11的I段电流保护没有保护范围，造成这种情况的主要原因是本段线路太短，计算出的系统阻抗跟线路变压器支路阻抗相差太大，导致运行方式变化较大。
在II段保护定值的整定中可以看到，保护9的灵敏度系数不满足要求，是由于线路变压器阻抗与系统阻抗的比值较大，计算出的分支系数Kb较小，导致灵敏度系数会偏小。
III段电流定值中，保护1，保护5，保护9的III段定值很接近I段定值，当III段定值的灵敏度较小时，很可能会造成I段电流速断保护误动作，这是由于负荷电流选取的是最大电流，而在水电站厂用电系统中，负荷主要来自辅机水泵和油泵电动机，只有在电动机切换的时候会产生大电流，因此，按照实时负荷电流，正确选择电动机综合自启动系数就可以躲过电动机启动电流，而不必都按最大负荷电流整定。
三、水电站厂用电系统在线整定技术的研究
由于传统方式在大多数情况下并不是系统实际运行方式，因而离线整定所得定值必然使保护性能在很多方式下受到不同程度的影响。特别是面对运行方式变化频繁的水电站厂用电系统，某些特殊运行方式下的离线整定定值必须在补算时考虑[5]。
而在线整定模式下可以实时跟踪系统运行方式的变化，使保护定值与系统的当前运行方式紧密联系在一起，与离线整定模式相比，可以使保护处于最佳工作状态，不仅可以保证保护的选择性，还可以大大提高灵敏度，从而使保护性能达到最佳[2]。
在线整定采用自适应电流保护的整定计算对于I段和III段电流保护的计算方法[6，7]，在分支系数的计算以及短路电流的计算上，借助EMS/SCADA系统采集的电力系统实时数据，计算过程以及在上下级定值配合上同离线整定相同。
三段电流保护的计算方法如下：
1）I段电流速断保护在线整定定值可表示为：
保护范围
其中Kd为故障类型，Zd为短路点到保护安装处的阻抗。
从上式可以看出，在线整定方法计算的电流保护范围与故障类型无关，它的大小取决于阻抗的大小。
2）II段限时电流速断保护定值的整定主要体现在分支系数的计算上面。由于厂用电系统为辐射型网络，对于分支系数和助增系数的计算采用传统方法可以实现，在此，在线整定方法对于分支系数的计算，仅在故障线路阻抗的选取上与离线方式不同。在离线整定中，分支系数计算故障线路全段的电流分支，而在线整定方法仅计算该条线路故障点之前的阻抗。
3）III段定时限过电流保护的定值按照实时的负荷电流来整定起动电流的定值；动作时限可以按反时限特性来整定。假设实时的负荷电流为IH，其动作电流就整定为
其中Krel为可靠系数；Kcc为电动机综合自启动系数；Kre为返回系数。
按照上述三段式电流保护在线整定方法，计算图1所示的保护1，5，9，11处的电流保护定值，结果如表2所示。
表2在线定值计算结果
序号在线整定值
I（kA）II（kA）III（kA）L（km）K
1-0.414
51.0280.41420.854
91.0350.82060.30020.0231.185
1130.7082.4750.131
比较表2.2和表3.1可以看出，非配合段的离线定值和在线定值是有差别的，其中，非配合段的保护范围差别明显，而且在配合段分支系数的计算也有差别；灵敏度系数在线整定的情况下比离线整定更接近于1.2，部分灵敏度已经符合要求。造成这种情况的原因主要是由于在最大最小运行方式下，线路长度较短，故障点选取不同以及整定计算方法的差异。对于III段定值可以明显的看到在线定值采用实时负荷电流来整定，要比最大负荷电流小很多。
四、结论与展望
本文从理论上研究了水电站厂用电系统电流保护定值的在线整定技术，以某电厂厂用电系统的实际参数为例，计算了电流保护的离线定值，分析了离线定值中I段选择性，II段灵敏度以及III段与I段配合整定等出现的问题，针对这一系列问题，采用在线整定技术对同一个实例进行在线整定计算，通过比较两次整定计算的结果可以看出，在线整定技术应用于水电站厂用电系统中是可行的。
参考文献：
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[关键词]SPAM150C电动机保护调试热过载单元
中图分类号：TD441文献标识码：A文章编号：1009-914X（2015）47-0266-01
1概述
SPAM150C保护继电器是应用微处理器原理，完全根据测量电流来进行运算的多功能完整的电动机保护继电器，它具备交流电动机的全部保护功能，可提供：三相热过载保护、启动监视、三相定时限过流保护、定时限接地故障保护、相序或相不平衡保护、定时限低电流保护、累积启动计数和重启动闭锁功能等。
2SPAM150C的调试步骤
2.1试验前核对、修改定值
在试验前按照保护定值单，核对、修改150C的保护定值，有几项定值需要注意：
（1）对于“起动监视单元”：定值要求为：Is=4.94In；ts=3s。在实际的试验之中，为防止在校验“高定值单元”（I>>=7.06A，t>>=0.1s）时“起动监视单元”动作，将“起动监视单元”的动作定值抬高，同时为了方便后续校验“起动监视单元”的动作定值，需要将其动作时间缩短：故设定为Is=10In；ts=0.3s。
（2）为了更方便校验“高定值单元”的动作定值，现将其动作时间缩短：改为t>>=0.04s。
（3）对于SGF，在试验前需要改为SGF=37，即00100101。
（4）设定SGR1=32，即00100000。
其中，SGR1/6=1表示“接地保护”投跳闸于输出继电器SS2（端子80-81）。
（5）设定SGR2=65，即01000001。
（6）设定SG4=4，即SG4/3=1，表示Is的起动信号直接发送到输出继电器SS1（端子为77-78）。
2.2校验“热过载单元”
2.2.1“热过载单元”相关参数设定
根据定值单，“热过载单元”的相关参数设定如下：
满负荷电流（FLC）：I？=0.62In
最大失速时间：t6x=12s
负荷权重：P=50%
报警水平：？a=85%（以跳闸水平？t的百分比表示）
禁止再起动水平：？i=80%（以跳闸水平？t的百分比表示）
冷却时间常数：Kc=5
2.2.2校验“6倍热过载时间”
热过载单元由用于电动机在不同负载条件下充分的热保护组成，电动机的升温遵照一根指数曲线，它的稳态值取决于负载电流的平方值。
“热过载单元”的校验中主要对“6倍热过载时间t6x”进行校验，主要步骤如下：
（1）划开保护CT的二次回划片，将继电器回路与CT二次绕组隔离开；并用万用表检查继电器侧回路无开路。
（2）从继电器本体或连接端子排上加入A、B、C三相电流（注意继保测试仪与本体公共端N的连接），测试仪的开入节点选择150C上TS2继电器的65-66。
（3）三相分别校验，依次通入6*I？=6*0.62A=3.72A的电流，记录“热过载单元”的动作时间，以该时间与t6x的定值（12s）做比较。。
2.3校验“高定值单元”
高整定值过流保护又称电流速断保护，用来保护电动机短路故障和堵转故障。
“高定值单元”中需要校验的量包括动作定值I>>与动作时间t>>。
2.3.1“高定值单元”的校验步骤
该单元的校验较为常规，主要步骤如下：
（1）与校验“热过载单元”相似，三相分别进行校验，在t>>=0.04s（试验前的修改）时由测试仪得出三相动作定值；
（2）将动作时间t>>改为0.1s（定值单的整定值）后，测试仪输入1.05倍的电流动作值，得出三相动作时间。
该段保护的故障码为“4”。
2.4校验“起动监视单元”
“起动监视单元”只用来监测电动机启动时的发热水平，该单元可用开关SGF/7选择以两种方式实现：基于定时过流（SGF/7=0），或基于热应力监测（SGF/7=1）。
2.4.1“起动监视单元”的校验步骤
该单元的校验步骤如下：
（1）将定值按照定值单进行修改：Is=4.94In，ts保持在0.3s；
（2）SGF/7仍保持在0（即“起动监视”为基于“定时过流”）。
（3）三相分别校验，在“定时过流”方式下采用测试仪得出三相动作定值Is。
（4）将SGF/7改成1，即“起动监视”为基于“热应力监测”，修改后SGF=101。
（5）修改动作时间为3s
（6）按相输入已得出的每相动作电流Is（实际值），分相校验，得出每一相的动作时间值ts。
该段保护的故障码为“6”。
2.5校验“相不平衡保护单元”
2.5.1“相不平衡保护单元”的基本原理
该单元用于反映电动机的相电流不平衡或缺相运行。该单元需要整定的值包括不平衡度IΔ与不平衡电流基本动作时间tΔ。
其中，不平衡电流的起动值IΔ=100%（ILmax-ILmin）/ILmax，其中，ILmax和ILmin分别表示电动机相电流的最大、最小值，IΔ可整定在10%--40%IL。
而tΔ表示不平衡电流基本动作时间，每个基本动作时间在“相不平衡单元跳闸曲线图”上对应着一条曲线，tΔ=40s曲线的意义为，当三相不平衡度IΔ=10%时（最小不平衡度），对应的动作时间为40s。
2.5.2“相不平衡保护单元”的校验步骤
IΔ与tΔ两者共同决定了本单元保护的动作时间t，t是本单元校验的重点。
该单元的主要试验步骤如下：
（1）将SGF/5改为1，即投入“相不平衡单元”（此时需要单相校验的单元已校验完成），修改后SGF=117（此时与定值单一致）。
（2）根据由IΔ=20%IL、tΔ=40s决定的曲线，查出该段保护的动作时间为10s。
（3）三相分别校验，由于定值IΔ=20%IL，因此如在校验A相不平衡时，可三相分别加：0.8A、1A、1A，以此校验动作时间。
2.6校验“不正确相序单元”
该单元在电动机相电流的相序不正常时动作，引起断路器跳闸。在实际的校验中，需要对动作时间t进行整定，操作办法较为简单，如下：
（1）三相加1A电流，并将B、C两相的相角互换，校验得出动作时间。
（2）根据保护继电器的说明书，实际得出的动作时间t
该段保护的故障码为“5”
2.7校验“接地故障单元”
接地保护又称零序电流保护，主要用于保护电动机发生单相接地或两相接地短路。零序电流取自电动机中性点零序CT，正常情况下零序电流很小。
2.8核对定值、整理试验记录
试验完成后，按定值表对装置的定值进行核对、修改。确保继电器定值与定值单上定值一致。
3总结
【关键词】水电站继电保护存在问题技术改进措施
目前大多数小型水电站地处农村偏远地方，装机容量小，发电机端电压低，随着电力系统输配电网络的逐步完善及用电设备对电能质量要求的日益提高，小型水轮发电机组一般都与乡镇10KV电网并列运行，而很少作单机运行。但是，由于小型水轮发电机组的容量在电网中所占的比重甚微，系统不要求其承担调频任务，故这些小水电站的发电机组一般就不再配置自动调速器等自动装置，继电保护的配置也相对简单。同时，由于小水电站往往距离35KV变电站较远，为减少投资，很少采用专线输电，其10KV输电线路通常与农村用户的10KV配电线路共用。这样，容易在10KV干线变电所出口至干线与电站支线分支点间的任一开关或跌落式熔断器（以下简称10KV线路站网连结开关）跳闸后在该开关的线路上出现过电压、过频率、欠频率等故障，严重影响用电设备的安全运行。如何避免上述现象发生，确保机组及用电设备安全是小型水电站发电机组必须解决的技术问题。
1小型水电站继电保护状况
发电机在运行过程中有可能发生定子绕组相间短路、定子接地短路等故障以及转子一点接地、过负荷、失磁等不正常运行状态，原则上均应装设相应的保护装置，但考虑到小型水电站的装机容量较小，设备简单，为减少投资，通常只装设一些必要的保护装置。目前，小水电站中最常见的成套配电装置是HFS型和BKSF型配电屏，这两种配电屏均集控制、保护、同期等功能于一身。HFS型配电屏的保护装置主要有定子绕组接地保护和过电压保护两种，其中定子绕组接地保护瞬时动作于跳闸，过电压保护延时动作于跳闸；BKSF型配电屏的保护装置主要有三相过电流保护及过电压保护两种，均延时动作于跳闸。另外，为防止机组甩负荷时出现飞车，目前许多小水电站一般还装有消能电阻自动投入装置及自动关闭导水叶装置，这两种保护大多反应于过电压及保护出口继电器动作而动作。
2小型水电站继电保护存在问题
由于小型水电站发电机组的继电保护及自动装置的配置相对简单，难免使保护效果不尽完善，机组在运行过程中常出现以下两方面问题：
2.1使同线用户遭受危险的过电压
由于小型水电站输电线路一般与10KV农村配电线路共用，当10KV线路站网连结开关跳闸后，如果电站侧的在线用户总负荷小于电站的即时出力，且两者的差值在一定范围内时，就会出现发电机输出电压大幅升高，但又不足以使过电压保护动作的情况，从而使用电设备长时间处于过电压状态而烧毁。因为按照规定，低压水轮发电机过电压保护的整定值为1.5～1.7倍的额定电压，这个电压值对大多数用电设备来说都是难以承受的。近年来，我处小水电站就发生过因发电机过电压而造成同线用户用电设备烧毁的事故，由此引起发、供、用电的矛盾。
2.2使用户电源频率发生偏移，机组飞逸转速失控
对部分带恒压励磁装置的小水电站，在10KV线路站网连结开关跳闸后，只要在线用户的负荷电流不足过电流保护的整定值，发电机的保护装置就无法正确动作，虽然用户的电源电压基本恒定，但频率偏离额定值较大的电源，同样会对用户造成损害；另一方面，由于反应于过电压及保护出口继电器动作而动作的防止飞车装置不能正常投入，使机组的飞逸转速无法得到控制。
3小型水电站继电保护技术改进措施
3.1适当降低过电压保护的整定值
装设发电机过电压保护的目的是防止发电机定子绕组的绝缘遭受破坏，因此，保护的整定值也是按定子绕组的绝缘等级确定的，一般为发电机额定输出电压的1.5～1.7倍。但事实上，多数低压水轮发电机组的励磁装置是不带灭磁开关的，机组过电压保护只能动作于跳开发电机主开关而不能动作于灭磁或减磁，而发电机主开关跳开后，定子绕组仍不能摆脱过电压的危害，即仅动作于跳开发电机主开关的过电压保护，其实对保护发电机本身并无实际意义，但它能对同线用户的用电设备起到一定作用，只是整定值太高。既然如此，不妨适当降低过电压保护的整定值，使之最大限度地保护同线用户。
3.2增设高频率、低频率保护装置
高频率、低频率保护装置利用了其中的公共部分回路，高、低频继电器接于主开关电网侧是为了避免保护装置在机组并网前动作。
由于对并网发电机组来说，正常运行时的频率偏差与淬电网的频率偏差是一致的，最大允许值为±0.5HZ，故高频率、低频率继电器的整定值可分别设定在51HZ及49HZ左右，保护动作时的频率偏差只有额定值的1%，这样，当10KV线路站网连结开关跳闸后，只要在线用户的负荷与电站的即时出力稍有差异，高频率或低频率保护装置即能动作。当发电机组出力大于用户负荷时，高频率保护动作，反之则低频率保护动作。这对克服带恒压励磁功能机组的保护拒动十分有效，而对非恒压励磁装置的机组来说，保护的灵敏度也大为提高，因为若按励磁装置的调差率为5%，高频率继电器的整定值为51HZ计算，高频率继电器动作时，发电机的电压值仅升高7%，远低于过电压保护的整定值。
4结语
通过采取上述技术改进措施后，10KV线路站网连结开关跳闸时，同线用户的过电压得到了有效遏制，并能在短时间内跳开发电机主开关，使用电设备摆脱了不正常电源。如电站装有消能电阻及自动关闭导水叶装置，发电机组自身的过电压及飞逸转速也能得到较好的控制，大大提高了电能质量和电网运行的可靠性，避免了发、供、用电的矛盾。
参考文献：
[1]贺家李等.电力系统继电保护原理[M].北京：中国电力出版社，1994.
[2]蒋静华.水轮发电机组运行与维护[M].北京：水利电力出版社，1992.
【关键字】继电保护定值；远程整定；安全整定
引言
随着变电站信息技术、通信技术和网络技术的不断发展和完善，安全性不断提高，国内外已经逐步实现对变电站二次设备的远方控制功能。继电保护装置的远方控制功能主要包括装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方投退功能软压板和远方复归信号等。
近几年，继电保护装置的远方控制功能在国内部分地区已逐步开始进行试点并应用。如福建电网公司的“电力微机保护装置不停电整定支持系统”、广东广州供电公司的“继电保护远方操作系统”、浙江杭州供电公司的“调控一体化系统”、香港中华电力的“DigitalRelaysRemoteMoni-
toringSystem（DRRMS）”系统等等，已具备远方控制继电保护装置的功能。但继电保护装置定值远程整定相关技术的研究相对比较少，不够系统；相关技术的应用也不够广泛，还只是试点应用阶段，积累的经验很有限。
随着电网规模的不断发展，将来变电站逐步朝着调度自动化、调控一体化、区域大集控的方向发展和推进，实现继电保护装置不停电在线远方控制，继电保护装置定值在线校核等功能必将成为需求；同时通过实现装置的远方控制功能，可大大提高电网运行效率，实现减员增效、提高生产效率、提高经济效益，真正达到无人值班变电站建设的目的。因此迫切需要对二次设备远程控制相关技术进行研究，特别是继电保护装置定值远程整定的研究尤为重要。
1定值远程整定实现方案
继电保护定值的远方整定功能可以由多种方案实现，在不同的系统中实现方案不同，如继电保护故障信息系统通过变电站故障信息子站实现；EMS系统通过变电站远动装置实现等等[1]。可以实现保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护信号等远方控制功能具体方案如下：
1.1故障信息系统实现
通过继电保护故障信息系统实现保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护装置信号等远方控制功能[2]，此方案的前提是：1）继电保护装置支持通过通信方式进行上述的远方控制功能；2）继电保护故障信息子站支持接收、处理并转发远方控制命令；3）继电保护故障信息主站支持远方控制保护装置功能并提供相关控制操作界面。
该方案在变电站端配置继电保护故障信息子系统，负责将全站的继电保护装置接入子站，故障信息子站或者通信管理机实现各保护装置的通信接口及通信协议的转换，具备从故障信息子站进行保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护装置信号等远方控制功能。同时，还需要将继电保护故障信息子站通过网络通道接入调度端的故障信息主站，使用IEC103标准[3]通信协议（如《中国南方电网继电保护故障信息系统主站-子站通信与接口规范》[2]、《中国国家电网继电保护故障信息系统技术规范》[4]）实现主子站的数据交换和命令传输。调度故障信息主站软件提供相关的定值、区号和软压板的修改界面，通过主子站103通信协议的通用分类服务的读和写方式[3]，实现保护装置定值、区号和软压板的远方查看和修改。
此方案的主要优点如下：（1）方案实施时对运行的装置和其它系统影响较小；（2）方案适用现有工程或者新建工程；（3）工程实施比较简单。
此方案的主要缺点如下：（1）变电站需要专门配置、建设继电保护故障信息子站；（2）如果故障信息系统独立组网接入保护装置，要求保护装置需要有多个独立的通信接口，对于改造变电站还需要重新组网；（3）调度主站需要专门配置、建设继电保护故障信息系统。
1.2EMS系统实现
通过远动装置和调度EMS系统实现继电保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护装置信号等远方控制功能，此方案的前提是：1）继电保护支持通过通信方式进行上述的远方控制功能；2）变电站远动装置需要升级，增加实现IEC103标准数据的接收、处理和上传调度功能；3）调度EMS主站系统需要升级，在现有的IEC101标准[5]或IEC104标准[6]的基础上实现IEC103数据的传输和解析，支持远方控制保护装置功能并提供相关控制操作界面。
该方案对变电站端远动装置进行升级，将全站的继电保护装置接入远动装置，如果保护装置无法直接接入远动装置，需要通过通信管理机实现各保护装置的通信接口及通信协议的转换之后再接入远动装置[7]。之后，使用已有的网络通道（如调度数据网）将保护装置的相关信息上送调度主站，并实现主站控制保护装置的命令通过远动装置转发给保护装置。但是远动装置和调度EMS系统的通信协议一般采用IEC101标准或者IEC104标准，此类通信协议主要面向于远动业务的六遥数据的传输，并不支持保护定值等信息的传输和控制，所以需要对IEC101标准和IEC104标准进行扩充定义支持保护信息的传输。考虑到IEC103标准是专门针对继电保护设备信息接口进行的定义，所以在IEC101标准和IEC104标准中扩充类型标识，将IEC103标准的通用访问数据单元（ASDU）报文进行嵌套打包，实现在远动装置和调度EMS主站之间使用IEC101标准或IEC104规约在IEC103格式的数据，从而实现调度EMS主站通过远动装置远方控制保护装置的功能。为了实现继电保护控制功能，调度EMS系统主站需要进行升级支持IEC103报文的嵌套传输和解析，并提供相关的定值、区号和软压板的修改界面，通过IEC103标准的通用分类服务的读和写方式，实现保护装置定值、区号和软压板的远方查看和修改。
此方案的主要优点如下：（1）不需要重新组网接入保护装置，可以使用现有通信网络；（2）对保护装置的通信接口数量没有特别的要求；（3）可以适用现有工程或者新建工程[8]。
此方案的主要缺点如下：（1）调度EMS主站需要升级，需要考虑对原有的调度系统的影响；（2）对以已投入运行的变电站，需要升级远动装置程序；（3）对于已投入运行的变电站，为了避免因为远动程序的升级影响常规远动功能，可能还要对常规远动功能（特别是遥控功能）进行重新验证；（4）如果保护装置无法直接接入远动装置，可能需要增加通信管理机。
1.3远程虚拟连接管理装置实现
通过远程虚拟连接管理装置实现远程直接连接保护装置进行远程控制。在调度主站端使用继电保护厂家提供的保护装置配套管理（或调试）软件，通过连接管理装置所建立的虚拟连接（虚拟以太网或串行总线连接），实现远程控制变电站内的保护装置，从而实现保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护装置信号等远方控制功能。此方案的前提是：（1）继电保护装置应具有配套的管理（或调试）软件，并具备上述控制功能；（2）变电站远程连接管理装置应具有以太网虚拟网关功能和串口服务器虚拟网关功能（串口转以太网）；（3）调度主站需要具有虚拟装置通信端口（以太网监听端口或串口）功能，并提供虚拟装置、虚拟端口的相关管理界面。
该方案需要在变电站配置一台虚拟连接管理装置，并通过保护装置的管理（或调试）通信接口将全站的继电保护装置接入连接管理装置。之后，连接管理装置使用以太网方式通过网络通道（如2M调度网络或调度数据网）和调度主站进行连接。调度主站需要开发安装虚拟通信端口、通信连接管理软件，安装各个保护设备供应商所提供的保护管理配套软件。在需要进行远方控制变电站内保护装置时，通过虚拟链路连接，建立起调度主站到变电站连接管理装置，再到保护装置的虚拟链路，之后在主站使用保护装置的配套管理软件进行远程访问和控制。举例说明：将RCS931M保护装置的通信管理串口接到变电站的虚拟连接管理装置，虚拟连接管理装使用以太网口和调度主站进行连接，在主站端通过软件虚拟一个串口并建立起该虚拟串口和变电站内的虚拟连接管理装的连接，之后在主站使用DBG2000保护管理工具打开虚拟的串口，实现远程访问变电站内的RCS931M保护装置。
此方案的主要优点如下：（1）直接使用保护装置的配套管理工具进行访问装置，控制功能更全面；（2）虚拟连接功能完全独立于其它系统，不会对其它系统有影响；（3）不需要升级远动装置和调度端EMS系统；（4）保护装置的相关程序不需要修改和升级；（5）对正在运行的装置影响较小。
此方案的主要缺点如下：（1）管理不同供应商的保护装置需要使用不同的软件，管理工具不统一；（2）直接访问保护装置，需要考虑对保护装置安全运行的影响；（3）需要在变电站内配置远程虚拟连接管理装置；（4）需要搭建装置到虚拟连接管理装置的网络（串口或以太网），对于已投入运行的变电站可能需要重新组网；（5）能实现远方控制的具体功能完全取决于管理工具。
1.4远程整定风险分析
由于继电保护装置相关定值远程整定的工程应用较少，相关应用经验积累比较有限，相关技术不够成熟，因此继电保护装置定值远程整定存在一定风险，轻则保护定值整定失败、出错，严重则导致继电保护装置误动、拒动。所以分析保护定值远程整定所存在的风险非常必要。
继电保护装置远程整定定值存在的主要风险因素：（1）继电保护装置中实际装载或运行的定值远程不可视；（2）继电保护装置、通信管理装置、主站系统或网络设备故障后，可能导致通信中断，远程失去监视和控制；（3）在继电保护装置定值通信传输过程中，通信管理装置可能对定值进行转换（如单位为毫秒的时间定值转换成单位为秒的定值），存在定值上行、下行时转换出错的可能；（4）通过通信方式修改多个保护定值时，存在部分修改成功、部分修改失败的可能；（5）直接修改运行区定值，如果修改出错（操作出错或程序出错），将直接影响继电保护装置，缺少修改完成并进行校验无误后才投入运行的手段；（6）在修改保护定值前，远程无法退出继电保护装置的“跳闸出口压板”，所以修改出错可能会导致保护装置跳闸出口。
2安全整定解决方案
针对上述的定值远程整定风险因素的阐述，我们需要研究安全的、可靠的保护定值远程整定方案，以达到真正解决远程整定问题，提高继电保护定值远程整定的实用性[9]。
2.1提高数据监视的可靠性
【关键词】继电保护隐患；运行风险；在线评估
前言
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。继电保护是保障电网安全稳定运行的第一道防线，其作用和意义都是十分重大的。
1继电保护中存在的问题
1.1定值整定和配合困难
现代电网的不断发展和扩大，使得其自身的结构和运行方式变得复杂多样，从而导致相关的后备保护之间动作的配合十分复杂，采用就地检测量和延时实现配合的方式变得困难，在大多数情况下无法确保选择性。目前，人们为了减少工作量和成本投入，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，一味进行简化甚至放弃相应的后备保护配置，这就为电网的运行埋下了安全隐患。
1.2远后备保护延时过长
目前我国电网继电保护系统采用的是多级阶梯的延时配合，对电网进行保护，这就造成后备保护延时过长电力网络管理人员无法及时受到相应的数据信息，不利于电网的安全运行。
1.3自主应变能力较差
传统的继电保护系统中的后备保护因为受到自身运行方式的限制，其自主应变能力较差，一旦电网网架结构和运行方式出现较大的改变，会导致后备保护动作特性失配，对事故无法及时作出反应，进而导致误动或事故的扩大。
1.4潜在风险较大
如果电网结构和运行状态出现突发性改变，在电荷大量转移的情况下，很可能造成电网继电保护系统判断失误，造成非预期连续跳闸，引发系统的解列或大范围的停电事故。产生这些问题的原因，是目前电力网络中使用的继电保护系统的动作依据仅仅是保护安装处设备的本身信号，而非系统的全面信号。因此，对广域信息进行收集和参考，很可能解决传统继电保护系统中存在的一些问题。
2继电保护隐患产生的原因
继电保护隐患，是指在电力系统正常运行时，对于系统不会产生任何影响，而一旦电力系统中的某些部分发生变化时，却会导致大面积故障发生的故障。在系统正常运行时，继电保护隐患几乎不可能被发现，处于潜伏状态。而一旦系统中有故障发生，继电保护设备在解决故障后，需要对电力系统中的电流进行重新分配，此时，就有可能触动继电保护隐患，使其从潜伏状态忽然爆发，导致系统出现误动作，从而造成连锁故障，对电力系统造成严重的影响和破坏。
通常情况下，继电保护出现隐患的原因主要有两个：其一，继电保护系统设备不够完善，缺乏必要的硬件设施，主要包括通信系统故障、测量元件故障、保护装置元件老化、接触不良、绝缘不良、接线错误等；其二，继电保护的定值设置不合理，错误的计算定值整定和设置，使得其不符合当前电网的运行方式，从而导致继电保护中存在一定的隐患。通过对这两个主要原因的分析，可以有效识别继电保护中的安全隐患，并且有针对性地采取合理措施，对电网中的继电保护技术和设备进行改进，以保证电网的安全稳定运行。
3继电保护隐患的运行风险在线评估
3.1风险评估方法
由于继电保护隐患在电力系统正常运行时，不会对系统产生任何影响，只有当电力系统中的某些部分发生变化或受到外界干扰时，才会集中爆发出来，使继电保护装置不能正确动作，因此，只能通过风险评估的方法，对继电保护隐患可能会对电网安全造成的影响进行综合分析，使用风险值R来表示继电保护隐患对于电网运行的影响大小。可以通过相应的公式R=P×S来计算，其中，P表示继电保护隐患导致其自身装置出现不正常动作的概率，S表示评估继电保护不正常动作导致电网受损严重程度的指标。通过对相关数据的整理和分析，结合继电保护产生的原因，就可以对其进行风险的评估。
3.2定值不合理的风险评估
保护定值设置的不合理是继电保护中的一种比较常见的隐患，会导致继电保护设备在工作中出现不正确的动作，从而影响其正常运行。在对保护定值进行设置时，必须同时满足两个条件，既要保持设备自身的灵敏度，又要有所选择，确保定值的合理性。反过来说，可以利用这个特征，对不合理定值进行定义：
（1）保护定值没有达到一定的灵敏度；
（2）保护定值不具备选择，如出现越级跳闸的现象；
（3）三段式相间距离保护躲不过最大负荷电流。
这三种类型的不合理定值都会对电网的运行造成一定程度的危害，但是危害的大小又存在差别。同时，在不同位置造成的危害也是有所不同的，并且电网的运行方式和电网负荷大小也会对不合理定制对电网造成的危害产生影响。因此，在对不合理定值进行评估时，要根据实际情况，分别进行计算，对不同情况下不合理定值对电网产生的危害大小进行详细评估，并根据评估的结果，确定继电保护装置保护定值的合理设置，减少不合理定值发生时对电网产生的危害。
3.3硬件缺陷隐患的风险评估
对于继电保护硬件缺陷隐患的评估，与不合理定值隐患评估相比，更加容易，也更加便于操作。要对硬件缺陷导致继电保护出现不正确动作的概率进行相应的计算，可以先对硬件缺陷导致继电保护异常的情况进行分析：
（1）电气设备发生故障时，设备本身的继电保护正常发挥作用，但是由于邻近设备的继电保护硬件出现问题，导致系统整体出现不正确动作；
（2）设备自身的继电保护硬件出现问题，导致不正确动作的发生；
（3）设备自身没有任何问题，但是电网受到干扰，使得继电器硬件因为缺陷而误动。
根据分析结果，对这三种情况的硬件缺陷隐患爆发的概率进行分别计算，然后，根据计算得出的概率值，进一步计算硬件缺陷隐患的风险值，通过对相应风险值的分析和研究，来研究硬件缺陷隐患对电网运行产生影响的具体方式，并以此找出继电保护系统中存在的严重的硬件缺陷隐患，对其进行改进和修整，以增强电网运行的安全性，保证供电质量和供电的连续性。
4结语
总而言之，电网的安全运行关系着人们工作生活的正常进行，也关系着社会经济的发展。继电保护隐患对于电网的安全运行是一个十分巨大的威胁，需要电力工作人员和技术人员的重视，加强对于继电保护隐患的研究，采用在线风险评估的方法，对继电保护隐患进行辨识，对隐患的原因进行分析，正确认识继电保护隐患对于电网运行安全造成的巨大影响，促进继电保护技术的不断进步和完善，进而促进电网运行的安全和稳定。
参考文献：
关键词：配电网断线；继电保护；因素
中图分类号：TM77文献标识码：A
一、影晌继电保护可靠性的因素
1、设备原因
一次设备及线路老化，故障率增加，使得保护动作次数增加；继电保护装置生产厂家在生产过程中没有把好质量关、设备不合格、未经出厂检测或试验；主要表现在：电路板或电子板件抗干扰能力差、保护设备环境影响恶劣等因素；如果，周围空气中存在大量的粉尘或有害气体，环境因数加强继电保护装置的老化速度、导致其性能改变。有害气体腐蚀电路板和接插件，造成继电器触点被氧化，接线端子松动引起接触不良，动作不可靠；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；互感器质量差，长期运行过程特性发生变化，影响保护效果；或者二次线路长期维护不到位，因接线端子松动、电缆中间断线、电缆线芯接地、设备灰尘严重等原因影响保护效果；继电保护设备落后，同一厂内保护既有电磁型的，也有晶体管的，还有微机的，品种多、型号多、厂家多，参差不齐，使得厂内保护方式不合理和上下级保护配合困难；继电保护整定值计算不准确，上下级保护级差配合不准确。
2、管理原因
运行维护检修人员、继电保护调试人员的安全意识差技术水平低、经验少、责任心不强发现和处理问题的能力差等。缺乏一支过硬的技术队伍；企业内部管理差，外力破坏频发。随着建设改造步伐加快，增加了各种外力破坏电力设施的机率，如一些工人野蛮损坏电缆、运货卡车撞坏电杆等，造成故障频发，保护动作频繁。维护技术人员对厂区安全供电重视不够、对电气维护技术知识接触少、甚至技能差、计划检修少、只要不停电设备就不检修、设备运行多年不检修及相关试验，显然不能做到防患于未然；综保装置、通讯线路、一次设备、主电缆线路、母线等设备应进行相关定值校验及预防性试验等，以保证设备有故障能准确动作，并确保保护不误动。
二、继电保护装置的应用
1、对发电变压器组的保护
继电保护装置在保护发电厂中的发电变压器组时，需要对机组的型号予以充分的考虑；如：在某一大型的发电厂中，机组等设备的造价很高，维护起来十分复杂，停机检修会造成较大的经济损失。对此，在使用继电保护装置时，要求其配置可靠、灵敏并且快速。考虑到该电厂的实际情况，在对发电机和变压器进行保护时，选择了G60以及T60等保护设备；在对厂用变压器以及励磁变压器进行保护时，采用了C30保护设备。采用的这些保护装置具有十分成熟的技术，功能十分全面，在其硬件上包含有能够实现数组控制的相应处理器和芯片。可以采用DSP进行数据处理；因此，保护装置的效率能够得到提高。在实际应用中，可以依据具体情况对保护装置进行灵活选择，其依据是：发电机组的型号、电气控制系统的具体特点等；只有这样才能保证保护与运行控制之间的良好配合。另外，还应该考虑到装置的经济性和维护方面。
2、对发电厂电力系统的保护
机电保护装置在进行电厂电力系统保护时，需要充分考虑配合性，即：基于合理减少二次电缆，有效提高对应网络的自动化水平。如：在某发电厂中，将一套电厂用电监控系统配置在两台低压机组上，另外，将系统与上层的DCS相连接，并通过通信网络与继电保护装置相连接；利用监控系统可以实现对电度量的采集，并完成传输，最终实现对保护动作量的遥测以及通信。这种方式最终实现了对电源及保护装置的控制，它不仅提供开关遥控，还可以实现保护定值的查询和修改；自动化控制的可控性提高了，整个发电厂的电力系统更加安全。
3、对发电厂直流系统的保护
在发电厂中，直流系统是重要的组成部分，它为保护、开关以及自动装置等提供直流电。因此，保证直流系统的可靠稳定对于整个电厂来说意义重大，它同时也是继电保护装置准确动作的前提条件和有力保障。对于厂用直流系统而言，其配置原则依据的是电气一次系统的分区；考虑到直流系统的远近，可以实现直流系统的冗余配置。如：在某发电厂中，由一套直流供电系统负责机组主厂房发电机组、自动控制装置、输煤系统保护等供电[4]。因此，继电保护装置需发电厂中的直流系统实施保护。
三、电力系统继电保护装置可能存在的故障
如今电力系统继电保护向着微机化方向高速发展，微机保护装置方便可靠，在前面已经介绍过。但仍存在部分地区使用靠继电器等硬回路搭建的保护装置，这类装置在长期使用过程中发现不少问题，主要集中在继电器本身的故障上。
继电器触点松动：触点是继电器完成切换负荷的电接触零件，许多继电器的弊病是触点松动、触点开裂或触点尺寸位置有偏差，这在很大程度上影响继电器接触的可靠性。
继电器参数不当：电磁继电器的零部件部分是铆装配合的，存在的主要问题是铆装处松动或结合强度差。这种毛病会使继电器参数不稳定，高低温下参数变化大，抗机械振动、抗冲击能力差。
玻璃绝缘子损伤：玻璃绝缘子是由金属插脚与玻璃烧结而成，在检查、装配、调整、运输、清洗时轻易泛起的插脚弯曲，玻璃绝缘子掉块、开裂而造成漏气导致绝缘及耐压机能下降，插脚滚动还会造成接触簧片移位，影响产品可靠通断。
线圈故障：继电器用的线圈种类繁多，有外包的、也有无外包的，线圈都应单件隔开放置在专用器具中，如果碰撞交连，在分开时有可能会造成断线。有始末端的线圈，一般用标记的方法表明始末端，防止极性接反。
四、电力系统继电保护装置的维护措施
1、注意继电保护装置检验
在继电保护装置检验过程中必须要注意到：将整组试验和电流回路升流试验放在试验检测的最后进行。这两项工作完成后，严禁再拔插件、改定值、改定值区以及改变二次回路接线等工作。电压回路升压试验也必须在其它试验项目完成后进行。在定期检验中，在检验完成后设备投入运行而暂时没负荷的情况下是不能测量负荷向量和打印负荷采样值的。
2、保证定值区的正确性
定值区对于继电保护来说是非常重要的，必须要采用严格的管理和相应的技术手段来保证定值区的正确性。一般采取的措施是：在修改完定值后，必须打印定值单和定值区号，注意日期、厂站、修改人员以及设备名称，并重点在继电保护工作记录中注明定值区编号，避免定值区出错。
3、进行一般性检查
不论任何保护，进行一般性检查是很重要的。而且对于现场检查也应当重视,认真去做。一般性检查大致包括清点连接件是否紧固、焊接点是否虚焊和机械特性等。现在保护屏后的端子排端子螺丝比较多，特别是新安装的保护屏经过运输搬运，大部分螺丝已经松动。在现场就位以后，必须认真一个不漏的紧固一遍，否则就给保护拒动、误动留下隐患。其次是应该将装置所有的插件拔下来认真检查一遍，将所有的芯片按紧、螺丝拧紧并检查虚焊点。在日常检查和定期检验中，必须将各元件保护屏、控制屏、端子箱的螺丝紧固作为一项日常工作去落实。
4、要注意对继电保护装置及二次线巡视检查
发电厂及变电站的值班和检修人员应定期对继电保护装置及其二次线进行巡视检查。具体内容包括：各类继电器外壳有无破损、位置是否变动；查看继电器有无接点卡住、变位、倾斜、烧伤、脱轴、脱焊等情况；感应型继电器的圆盘转动是否正常；经常带电的继电器接点有无大的抖动、线圈磨损情况、附加电阻有无过热现象；压板及转换开关的位置是否与运行要求一致、各种信号指示是否正常；有无异常声响、发热冒烟以及烧焦等异常气味。
结束语
通过上文的叙述分析我们可以得知，如今在继电保护整定计算中，还会出现一系列的问题，那么就需要结合具体情况，选择科学的应对策略，以便保证电网能够更加安全稳定的运行。在本文中，详细说明了结合网络等值原理，对非全相振荡时正序网断相口的开路电压进行计算，只需要考虑自阻抗参数和互阻抗参数，可以有效提升计算精度。同时，在继电保护整定计算过程中，利用开断线路所产生的扰动域来进行，可以将电力系统最不利的运行方式给找出来。
参考文献
[1]赵宇.电网后备保护在线整定方法研究[D].浙江大学,2014.
[2]丁正芳.探讨继电保护整定计算系统的应用及其发展[J].科技与企业,2014,01:118.
[3]王毓芳,张治高.继电保护整定计算方法存在的问题与解决对策[J].中国高新技术企业,2014,01:63-64.
关键词：电网继电保护综合自动化系统研究
一、概述
随着微机继电保护装置的广泛应用和变电站综合自动化水平的不断提高，各种智能设备采集的模拟量、开关量、一次设备状态量大大增加，运行人员可以从中获取更多的一、二次设备的实时信息。但是，由于目前的微机型二次设备考虑较多的是对以往设备功能的替代，导致这些设备基本上是独立运行，致使它们采集的大量信息白白流失，未能得到充分利用。
电网是一个不可分割的整体，对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。近几年，计算机和网络技术的飞速发展，使综合利用整个电网的一、二次设备信息成为可能。电网继电保护综合自动化系统就是综合利用整个电网智能设备所采集的信息，自动对信息进行计算分析，并调整继电保护的工作状态，以确保电网运行安全可靠的自动化系统，它可以实现以下主要功能。
1.实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。
2.实现对各种复杂故障的准确故障定位。
3.完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策。
4.实现继电保护装置的状态检修。
5.对线路纵联保护退出引起的系统稳定问题进行分析，并提供解决方案。
6.对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析。
7.自动完成线路参数修正。
二、系统构成
站在电网的角度，我们来分析电网继电保护综合自动化系统获取信息的途径。电网的结构和参数，可以从调度中心获得；一次设备的运行状态及输送潮流，可以通过EMS系统实时获得；保护装置的投退信息，由于必须通过调度下令，由现场执行，因此可以从调度管理系统获得，并从变电站监控系统得到执行情况的验证；保护装置故障及异常，可以从微机保护装置获得；电网故障信息，可以从微机保护及微机故障录波器获得。
通过以上分析，可以看出，实现电网继电保护综合自动化系统的信息资源是充分的。为了更好的利用信息资源，应建立客户/服务器体系的系统结构，按此结构将系统分解成几个部分，由客户机和服务器协作来实现上述七种主要功能。这样就可以实现最佳的资源分配及利用，减少网络的通信负担，提高系统运行的总体性能。
客户机设在变电站，主要实现以下功能：
1.管理与保护及故障录波器的接口，实现对不同厂家的保护及故障录波器的数据采集及转换功能。在正常情况下巡检保护的运行状态，接收保护的异常报告。在电网发生故障后接收保护和故障录波器的事故报告。
2.管理与监控系统主站的接口，查询现场值班人员投退保护的操作。
3.管理与远动主站的接口，将装置异常、保护投退及其它关键信息通过远动主站实时上送调度端。
4.执行数据处理、筛选、分析功能。实现对保护采集数据正确性的初步分析，筛选出关键信息。
5.管理及修改保护定值。
6.向服务器发出应用请求，并接收服务器反馈信息。
7.主动或按服务器要求传送事故报告，执行服务器对指定保护和故障录波器的查询。
服务器设在调度端，可由一台或多台高性能计算机组成，主要实现以下功能：
1.向客户机发送指令，接收并回答客户机的请求。
2.接收客户机传送的事故报告。
3.控制对EMS系统共享数据库的存取。获得一次设备状态、输送潮流及客户机通过远动主站上送调度端的信息。
4.通过调度运行管理信息系统获得调度员对保护的投退命令、设备检修计划等信息。
5.与继电保护管理信息系统交换保护配置、定值、服役时间、各种保护装置的正动率及异常率等信息，实现继电保护装置的可靠性分析。
6.执行故障计算程序、继电保护定值综合分析程序、事故分析程序、保护运行状态监测程序、稳定分析程序等应用软件。
在实现了变电站综合自动化的厂站，客户机可在保护工程师站的基础上进行功能扩充，并成为变电站综合自动化系统的组成部分。在没有保护工程师站的厂站，可通过保护改造工程，建立变电站保护信息处理系统，使之成为客户机。
由以上功能划分可以看出，客户机与服务器之间的数据交换量并不大，仅在电网发生故障后，由于与故障设备有关联的厂站的客户机需要向服务器传送详细的故障报告，才会出现较大的信息量。因此，客户机和服务器之间的联络，在目前条件下，完全可以采用调制解调器进行异步通信。将来如有条件，建议尽量采用广域网交换数据。
转贴于三、功能分析
1.实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。
电网继电保护的整定计算十分复杂，由于传统的继电保护以预先整定、实时动作为特征，保护定值必须适应所有可能出现的运行方式的变化。假如一个变电站有15个元件，仅考虑本站检修2个元件的组合方式就已经达到100多个，而周围系统机组停运、500KV自耦变的检修及系统开环对短路电流和分支系数的影响甚至可能比本站元件检修还要大，它们均需做为组合方式加以考虑，这就使组合方式之多达到难以想像的数量。
为使预先整定的保护定值适应所有可能出现的运行方式的变化，必然出现以下问题：
A.缩短了保护范围，延长了保护动作延时。
B.被迫退出某些受运行方式变化影响较大的保护。如四段式的零序电流保护仅能无配合的使用其最后两段。
C.可能还存在由于运行方式考虑不周而出现失去配合。
D.被迫限制一次系统运行方式。
电网继电保护综合自动化系统可以彻底改变这种局面。只要在调度端的服务器安装故障计算及继电保护定值综合分析程序，依靠从EMS系统获得的系统一次设备的运行状态，就可以迅速准确的判断出当前继电保护装置整定值的可靠性，如出现部分后备保护定值不配合时，根据从调度管理系统获得的线路纵联保护及母差保护的投入情况，确定是否需要调整定值。如需要调整，可通过调度端服务器向变电站的客户机下达指令，由客户机动态修改保护定值，从而实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。以上所有计算分析工作，均依靠调度端服务器实时自动完成，这样，继电保护整定值就无需预先考虑那些出现机率很小的组合方式，从而解决困扰继电保护整定计算工作的不同运行方式下可靠性与选择性存在矛盾的问题。
目前，系统中运行的保护装置可分为三类：第一类为非微机型保护；第二类为具备多个定值区并可切换的微机保护，一般不具备远方改定值的功能；第三类为新型微机保护，具备远方改定值的功能。对非微机型保护，在调度端可以将其设置为不能自动调整定值的保护，依靠周围保护装置的定值调整，实现与此类保护的配合。对第二类保护，可以事先设置多套整定值，调度端只是通过变电站客户机，控制其在当前运行方式下采用那套整定值来实现定值的自适应。
为提高可靠性，保护定值的自适应可与调度系统的检修申请相结合。当电网继电保护综合自动化系统从调度管理系统获得计划检修工作申请后，即通过计算分析，事先安排定值的调整，并做相应的事故预想（如在检修基础上再发生故障时保护的配合关系计算），从而大大提高系统继电保护装置的效能和安全水平。
2.实现对各种复杂故障的准确故障定位。
目前的保护和故障录波器的故障测距算法，一般分为故障分析法和行波法两类。其中行波法由于存在行波信号的提取和故障产生行波的不确定性等问题而难以在电力生产中得到较好的运用。而故障分析法如果想要准确进行故障定位，必须得到故障前线路两端综合阻抗、相邻线运行方式、与相邻线的互感等信息，很显然，仅利用保护或故障录波器自己采集的数据，很难实现准确的故障定位。另外，对于比较复杂的故障，比如跨线异名相故障，单端分析手段已经无法正确判断故障性质和故障距离，因此，往往出现误报。
我们知道，得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确，因此，通过电网继电保护综合自动化系统，可以彻底解决这个问题。调度端数据库中，已经储备了所有一次设备参数、线路平行距离、互感情况等信息，通过共享EMS系统的数据，可以获得故障前系统一次设备的运行状态。故障发生后，线路两端变电站的客户机可以从保护和故障录波器搜集故障报告，上送到服务器。调度端服务器将以上信息综合利用，通过比较简单的故障计算，就可确定故障性质并实现准确的故障定位。
3.完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策。
系统发生事故后，往往有可能伴随着其它保护的误动作。传统的事故分析由人完成，受经验和水平的影响，易出现偏差。由于电网继电保护综合自动化系统搜集了故障前后系统一次设备的运行状态和变电站保护和故录的故障报告，可以综合线路两端保护动作信息及同一端的其它保护动作信息进行模糊分析，并依靠保护和故录的采样数据精确计算，从而能够迅速准确的做出判断，实现事故恢复的继电保护辅助决策。
当系统发生较大的事故时，由于在较短时间内跳闸线路较多，一般已经超过了继电保护能够适应的运行方式，此时保护可能已经处于无配合的状态。此时进行事故恢复，不仅需要考虑一次运行方式的合理，还需要考虑保护是否能够可靠并有选择的切除故障。借助电网继电保护综合自动化系统，可以分析当前运行方式下保护的灵敏度及配合关系，并通过远程改定值，完成继电保护装置对系统事故运行状态的自适应。
4.实现继电保护装置的状态检修。
根据以往的统计分析数据，设计存在缺陷、二次回路维护不良、厂家制造质量不良往往是继电保护装置误动作的主要原因。由于微机型继电保护装置具有自检及存储故障报告的能力，因此，可以通过电网继电保护综合自动化系统实现继电保护装置的状态检修。具体做法如下：
A.依靠微机保护的自检功能，可以发现保护装置内部的硬件异常。变电站的客户机搜集到保护的异常报告后，立即向相应的调度端发出告警，从而使设备故障能够得到及时处理，缩短保护装置退出时间。
B.保护的开入量一般有开关辅助节点、通讯设备收信、合闸加速、启动重合闸、其他保护动作等几种，这些开入量对保护的可靠运行起关键作用。变电站的客户机可以监视保护装置的开关量变位报告。当发现保护的开入量发生变位时，可以通过查询变电站一次系统状态以及其他保护和录波器的动作信息确定变位的正确性。这样，就可以及早发现问题，预防一部分由设计缺陷或二次回路维护不良引起的误动作。
C.为防止由于PT、CT两点接地、保护装置交流输入回路异常、采样回路异常等引起保护误动作，可以由变电站的客户机将保护启动以后的报告进行分析，首先可以判断取自同一CT的两套保护采样值是否一致，其次，可以判断本站不同PT对同一故障的采样值是否一致。另外，还可以将从保护故障报告中筛选出的故障电流基波稳态值及相位等信息上传到调度端，与线路对侧的数据进行比较，以发现PT两点接地等问题。
通过以上措施，可以加强状态检修，相应延长定期检修周期，使保护装置工作在最佳状态。同时，还可以提高维护管理水平，减轻继电保护工作人员的劳动强度，减少因为人员工作疏漏引起的误动作。
5.对线路纵联保护退出引起的系统稳定问题进行分析，并提供解决方案。
随着电网的发展，系统稳定问题日益突出。故障能否快速切除成为系统保持稳定的首要条件，这就对线路纵联保护的投入提出较高要求。但是，在目前情况下，由于通道或其它因素的影响，导致线路双套纵联保护退出时，只能断开线路以保证系统稳定和后备保护的配合。这种由于二次设备退出而影响一次设备运行的状况是我们所不愿意看到的。
借助电网继电保护综合自动化系统，我们可以完成以下工作。
A.根据系统当前运行状态校验保护的配合关系。
B.根据线路两侧定值确定不同点故障保护的切除时间。
C.根据系统当前的运行方式、输送潮流、系统及机组的参数，结合故障切除时间，判断线路不同点故障时系统能否保持稳定。
D.判断能否通过控制输送潮流保持系统稳定。
E.反推系统保持稳定需要的故障切除时间。
F.通过远程改定值，保证系统稳定及周围系统后备保护的配合。
这样，我们就可以大大减轻纵联保护的退出给系统一次设备的运行带来的影响，并提供纵联保护的退出的整体解决方案。
6.对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析。
通过与继电保护管理信息系统交换保护配置、服役时间、各种保护装置的正动率及异常率等信息，电网继电保护综合自动化系统可以实现对继电保护装置的可靠性分析。特别是当某种保护或保护信号传输装置出现问题，并暂时无法解决时，通过将此类装置的可靠性评价降低，减轻系统对此类保护的依赖，通过远程调整定值等手段，实现周围系统保护的配合，防止因此类保护的拒动而扩大事故。
7.自动完成线路参数修正。
由于征地的限制，新建线路往往与原有线路共用线路走廊，线路之间电磁感应日益增大，造成新线路参数测试的不准确以及原有线路参数的变化。现在，依靠电网继电保护综合自动化系统，可以将每次故障周围系统保护的采样数据进行收集，利用线路两端的故障电流、故障电压，校核并修正线路参数，实现线路参数的自动在线测量，从而提高继电保护基础参数的可靠性，保证系统安全。
四、实现本系统的难点分析
1.管理问题
从技术上说，实现电网继电保护综合自动化系统的条件已经成熟，无论是变电站客户机对保护信息的搜集、信息的网络传输还是调度端服务器对EMS系统共享数据的读取、故障及稳定分析计算，都可以得到解决。主要的实施难度在于此系统需要综合继电保护、调度、方式、远动、通信以及变电站综合自动化等各个专业的技术，并且涉及到控制运行设备，其它专业一般不愿牵扯其中，因此只有解决好管理问题，才可能顺利实施。例如，目前变电站客户机对信息的搜集，完全可以也应该纳入到变电站综合自动化系统，但是，由于管理界面的划分，有些运行单位希望保护专业独立组网搜集信息，这样就造成资源的分割和浪费，不利于今后对系统的扩展。为了保证电力系统的安全运行，希望在将来的保护设计导则中，对此类问题统一予以规范。
2.安全性问题
由于电网继电保护综合自动化系统的功能强大，并且可以控制运行设备，与电网的安全稳定运行息息相关，因此在设计之初，就必须对系统的安全性问题给予足够重视。可以说，安全性解决的好坏，将是本系统能否运用的关键。初步设想，调度端服务器必须采用双机热备用方式保证硬件安全；通过远方修改保护定值时，客户机必须通过加密的数字签名核实调度端传送定值的可信度，并通过校验码及数据回送保证定值的可靠性。并且，当客户机向保护传送定值时，必须不能影响保护的正常性能。在这方面，还需要做大量的工作。
3.规约问题
由于本系统将全网所有微机保护及故障录波器联系到了一起，如果能够解决好信息的组织及传输规约，将对系统实施起到事半功倍的作用。因此，希望参照国外标准，尽快建立国内继电保护信息组织规约。
五、结束语
关键词：工程继电保护设计调试
1继电保护概述
1.1继电保护意义
继电保护的目的是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，或发出信号由值班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。
继电保护系统发挥保护作用不仅需要精准可靠的硬件设备还需要一套经过科学计算的保护定值。在项目新建阶段做好继电保护的设计、定值计算、调试，才能保证工艺生产和电气运行的长久安全稳定。
1.2全厂继电保护设计规划
海南LNG项目电力系统是典型的大型石化类电网终端电网结构，需要配置专门继保装置的保护对象有：110KV＼6KV＼380V三级配电网中的线路、变压器、电抗器；＼6KV＼380V的用电设备，包括各类泵设备的电动机以及电解氯装置的变压器，发电机。
2海南LNG全厂继电保护配置
2.11110KV输电线路
110KV线路是LNG接收站全厂电力来源，外线在易受雷电台风影响户外铁塔上和情况复杂的公共电缆沟内运行，运行环境“相对恶劣”，因此对外线的继电保护显得格外重要。
线路保护工程实践要注意其特殊性：
a）设计阶段
线路差动保护定值需要线路的实测参数以及上级电网参数，海南LNG工艺厂设计单位唯独不能独立完成此项整定计算。为此项目采取委托供电局整定的办法实施。
b）采办阶段
由于差动保护的关键就是通过线路两端电流进行“比较”来判断是否有异常，为排除不同厂家的保护装置对比较结果的干扰，通常都是在线路两端配置相同厂家同一型号的保护装置。要提前向电网做好调查，在设备招标阶段指定产品型号。
c）施工调试阶段
全厂其他保护均可在厂内完成调试，唯独线路差动保护需要在厂内变电站和电网变电站两地同时施加信号进行。厂内总包单位进入电网变电站做试验的手续很复杂，比较有效的办法是将此项任务操作分包给电网的调试班、总包负责审核出具试验报告。
2.2各级母线联络
全厂供电系统的可靠性和灵活性依靠110KV＼6KV＼380V母联断路器实现，可靠性通过备用电源投入功能实现，灵活性体现在可以通过母联倒闸切换实现不停电检修。对母联的继电保护整定对全厂的安全以及生产运行方式安排有重要影响。
2.3电动机
电动机是电气与工艺联系的纽带，其继电保护设置与工艺生产联系极为密切。电动机的继电保护类型很多，但是需要根据电压等级、所带负载不同而需采取不同的保护思路，在设备保护和工艺连续性方面寻求最佳设置。
各保护项目设置要点分析如下：
1、热过负荷保护
电动机过热会对本地产生巨大损害，因此需设定一定值作用于跳闸使得电机脱离危险状态，由于发热有一个过程，在计算允许的情况下可以作用与报警，以便使工艺人员有调整工艺的时间。
2、过流I段（速断）、过流II段
过流I段，俗称“速断保护”，即防止最极端严重事故，短路造成事故扩大，设定为0S，即不做任何延时即跳闸。速断通常整定为额定电流的7-10倍；
过流II段，通常整定为额定电流的1.2-2倍，作用一定时间跳闸。过电流保护，在低压电机方面，热过载保护可以替代。
3、积热
积热保护有1）报警、跳闸；2）积热闭锁起动两个设置项目。电机本体固有的发热时间常数T，由电机体积、线圈匝数等物理材料组合构成。例如：罐内泵处理。为方便运行人员处理，在1T跳闸前0.8T启动报警。5T闭锁起动。
4、低电压
低电压保护的判据是电压值和时间，例如：罐内泵取电压低于60%0.5S后即跳闸。防止电机过负荷迅速烧毁，但要注意与备自投的动作时间稽查。
5、低电流
低电流保护分1）负序I段；2）负序II段两项设置。
保护工况：浸没在液体中泵体遭遇液位过低情况。低电流只用于潜液泵，其他的可以不投入。
3项目建设过程中遇到的问题
3.1定值计算的基础数据从何而来
接收站内总变电站整定计算需要基础数据及系统短路电流计算数据整定，而这些数据需要调研地方电网参数。例如，其短路电流来自与原地方电力设计院调研的变电站可研中的数据，即：最大系统容量3406MVA，最小系统容量2390MVA。
3.2何方做定值整定
保护定值出具不仅要考虑配电网的安全，还要参考被保护设备厂家意见，上级电网意见。为便于项目管理，海南LNG采取多家整定，总体设计院归口核算的方式。与电网联系密切的110KV部分以由当地供电局继保科计算，设计院复核。其中线路保护完全采用供电局整定。6KV部分由总体设计院根据全厂设备情况整定，其中应急发电机保护方式以厂家意见为准。380V设备保护以厂家经验定值为蓝本，由整体设计院复核出具定值。
3.3一些关键保护策略
海南LNG的继电保护在备自投、重合闸、电机保护实现方面进行了重点论证。考虑到厂内为设置独立电源，不存在大电机分组跳机后电机回升的可能，放弃了多时间差档位的选择，因为厂内高压机泵设备全部为进口设备，价值很大，也出于保护设备的考虑，采用了“高压电机低电压保护宜设为0.5S”的设计。
4工程总结和运行展望
继电保护定值都存在松紧取舍对的判断空间，今后生产期间的运行和维护需要注意与继电保护思路相互适应。继电保护设置是需要不断修订完成的过程，项目投产运行后继电保护还有一个修订的过程，即根据运行故障的规律，设备老化的程度，重新优化保护定值设定和项目投退。还需加强继保工作流程管理，对保护定值输入、调试、定值存档、修订、再调试各步骤都应是详细计算，严格规范记录。
[关键词]继电保护二次回路检修维护
中图分类号：TM77文献标识码：A文章编号：1009-914X（2015）27-0393-01
随着时代科技和技术的发展，目前我国的电力运行已经完全离不开自动化的控制，电力系统的结构也在不断扩大，运行的电压和各类型的电力产品数量也在不断的在增加，这样的现象出现，无疑是对未来的电力系统调控提出了更高的要求，假如在日常的工作过程中处理不善，将会出现严重的电力系统运行安全问题。目前我国大多数的电力系统中都采用的是继电保护二次回路，这也是目前最常见的自动化控制方式，对电力网中各种情况和问题进行自动化的处理和保护，不但可以提高电力运行的稳定，同时也提升了电力的质量，因此，高度重视继电保护二次回路工作是必然的。日常的检修和维护能够确保整个回路的安全运行，从而实现继电保护二次回路的功能稳定，实现电力系统的安全可靠。
1继电保护二次回路的概述
1.1继电保护二次回路的特点
较为复杂的继电保护二次回路是电力系统中不可缺少的重要组成部分，继电保护二次回路主要由测量、继电保护、开关、电源和信号系统组成，其中的复杂和繁琐性就是继电保护二次回路的特点。继电保护二次回路主要是以低压的形式对电力系统的设备进行保护，这也是功能性的集中体现。同时继电保护二次回路具有很强的综合性，其中由各种不同的设备构成，整个系统在多方面的功能之上进行设计和组合，从而形成了预定的功能。
1.2继电保护二次回路的价值
传统的电力网保护装置在反应速度上是相对较慢的，其中的故障发生率和危险性也相对较高，这都是传统电力网的缺点，然而，继电保护二次回路可以有效的避免这些问题，同时还会给整个电力网的维护和操作人员带来安全上的保障，实现电力网的广泛应用和有效监测，所以，继电保护二次回路具有很高的安全价值。装置质量小便于操作和维护都是继电保护二次回路自身的优点，大大降低了继电保护二次回路系统建造和维护的成本，实现电网低消耗和低成本的运行，这是继电保护二次回路自身的经济价值。另外，继电保护二次回路具有很高的功能价值，这是传统方式不具备的功能优势，继电保护二次回路可以在很广的范围内进行有效的控制和保护空间，使性能能够得到更有效的发挥。
2继电保护二次回路的破坏表现
2.1数据的破坏
继电保护二次回路出现差动后，就会出现误差，不但会在用户端的电力计量中出现数据上的破坏，同时还会降低继电保护二次回路的灵敏性，影响电力数据的准确性。
2.2线路的破坏
如果在日常中出现继电保护二次回路的破坏，那么就会直接降低回路切断的能力，具有相当大的影响，会出现线路问题，最终导致继电保护二次回路线路出现闭合不良或者熔断等问题，从而使继电保护二次回路功能下降。
2.3容量的破坏
继电保护二次回路出现故障之后，电力系统的容量也会出现不同程度上的降低，比如，差动保护、断路器、电缆等，这些方面的功能指标异常后就会造成电力设备老化，从而影响整个电网的容量。
3继电保护二次回路的维护和检修方法
3.1负荷检修
继电保护二次回路在运行的过程中，要对电流互感器的负荷进行大小严格的控制，根据一些实际的运行情况适当的降低电流互感器的励磁电流。降低二次负荷的主要方式包括，降低控制电缆的电阻、选择弱电控制用的电流互感器等等，同时还要针对互感器的一些实际状态进行定期的检查和维护。
3.2质量检修
由于继电保护二次回路的系统相对复杂，其中各种零件的质量对于整个设备功能都有着相当重要的影响，特别是市场内销售的电流互感器的产品种类诸多，在使用的过程中具体还要结合系统保护方式的选择。针对测电流过大的继电保护装置，在差动保护过程中可以适当的选择一些小气隙的电流互感器，该装置的铁芯剩磁小，这一点会使得电流互感器的饱和状态和难度增大，从而提高了差动保护装置的性能。同时该类型互感器的励磁电流相对较小，对于一些失衡的电流起到了一定的控制作用。
3.3电流检修
继电保护过程中的电流互感器可以有效的保护差动时的重要元件，这也是构建差动保护模式时需要重点分析的内容。在电流互感器安装使用的期间，要对互感器的使用型号进行合理的选择，最好使用差动保护专用的电流互感器，在经过保护装置的稳态短路电流时，电流达到最大值后需将差动保护回路的二次负荷控制在规定的误差范围以内，
3.4保护检修
在日常的继电保护中，除了电流差动保护之外继电保护二次回路也经常会遇到一些操作难度相对较大的情况，这时应该用适当的方法进行差动保护形式的变化。在保护的过程中，比率差动可以说是运用较多的一种差动保护方式，在二次回路检修的过程中对故障诊断性能上起到良好的发挥作用。当经过继电保护回路的电流值增大时，不断增强装置保护的性能，防止在故障期间保护装置会有误操作和误动等现象的发生。
4总结
综上所述，继电保护二次回路对于整个电力系统的安全和保障有着系统性和功能性的作用，特别是针对一些设备和部件发挥着辅助和稳定运行的作用。电力单位应该认识到继电保护二次回路的价值，做好对继电保护二次回路的故障鉴别，从而可以实现对继电保护二次回路的有效维护，达到一个稳定状态，在丰富整个电力系统检修维护工作经验的同时，应该实现电力工作内容和体系的创新与变革。
参考文献
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（平凉供电公司，甘肃平凉744000）
【摘要】随着我国经济的飞速发展以及电网建设事业的蓬勃发展，我国对电力的需求急剧增高，继电保护的整定计算问题已经成为了电力系统中非常重要的一部分，受到了广泛的关注。由于在电力系统中，继电保护装置不仅起到反应电力系统设备不正常状况的作用也起到及时切除电力系统故障的作用。因此，本文根据笔者多年来的相关行业工作经验，并结合我国电力行业的实际情况对继电保护整定计算的特点、要求以及需要注意的几项问题进行了相应的分析，希望可以起到抛砖引玉的目的，推动我国电力行业的可持续发展。
关键词继电保护；整定计算；特点；要求
0引言
随着我国电网建设的蓬勃发展，继电保护作为一种必不可少的设备广泛的应用于各级电压的电力系统中，尤其是在110kV及以上电压等级中更是得到了广泛的应用。由于继电保护在电网中非常重要，一旦出现故障，轻则引起大面积的停电现象，重则严重危害人民群众的生命财产安全。因此，我们一定要加强继电保护的整定计算工作，保证继电保护装置的安全，保证电网的安全、平稳运行。
1继电保护整定计算的特点
由于科学技术的飞速发展，不仅继电保护原理得到了长足的发展，其主要组成元器件也发生了巨大地变化[1]。在经历了近百年不同的发展阶段后，继电保护正向着智能化、网络化发展，集测量、控制、保护等功能于一身。为了适应当前的发展趋势，我们就要不断通过研究新型计算方法，在研究中逐步解决问题。由于各种保护装置在不同的电网变化的情况下，造成了整定计算也随之发生了变化。当然，伴随着电力系统中运行方式以及基本建设发展的变化，达到或者超出设定范围时，会造成继电保护的整定计算工作超限，因此必须重新进行设定，以满足全新的系统运行情况。我们一定要充分考虑到继电保护的可靠性、选择性、灵敏性以及快速性，在这些之间进行充分选择，制定出一个合理的整定计算方案。最后，继电保护的整定计算工作一定要进行辨证、综合以及统一的运用。
2继电保护整定计算过程当中的问题归纳
现阶段，存在于继电保护整定计算过程当中的问题主要可以归纳为以下几个方面：①在针对非全相震荡状态下电力系统正序网断相口位置开路电压参数进行计算的过程当中，未考虑网络结构对整定计算结果的影响，由此导致计算误差问题尤为严重；②在针对电力系统继电保护延时时段动作值参数进行计算的过程当中引入分支系数，导致继电保护整定值计算结果同样出现严重误差；③利用继电保护整定计算方式对分支系数予以计算的过程当中未针对电力系统分布式电源运行变化趋势予以考量，分支系数自身误差同样比较显著；④同样是对于分支系数计算作业而言，继电保护整定计算过程当中对于线性流程应用较高，分值系数计算存在严重的重复性问题；⑤继电保护整定计算过程当中仅采取对继电保护所在线路母线断开连接的方式，无法确保电力系统最不利运行方式的判定的可靠性。
以上问题当中：①③问题可能导致整定计算结果出现误差；④问题可能导致继电保护整定计算速率受限；⑤问题可能导致整个电力系统故障事故范围有所扩大与蔓延。
3整定计算需注意的几点意见
继电保护整定计算工作中有以下几点需要注意，现分述如下：
3.1定值计算资料管理
定值计算需要准确无误的计算资料，这是进行定值计算的前提[2]。它包括：一、二次图纸；所带变压器、电容器、消弧线圈、电抗器等铭牌数据和厂家说明书；电压互感器、电流互感器变比和试验报告；实测线路参数或理论计算参数；保护装置技术说明书、现场保护装置打印清单等。在继电保护及安全自动装置相关运行、整定管理规程中也要求：一般在设备投运前三个月将设计图纸、设备参数和保护装置资料提交负责整定计算的继电保护机构，以便安排计算。实测参数要求提前1个月送交，以便进行定值核算，给出正式整定值。但是，在实际工作中，往往会有各种各样的原因使得我们的基础数据管理出现漏洞。所以，我认为定值计算资料管理这一环节是继电保护整定计算工作的危险点。
3.2短路电流计算
短路电流计算是整定计算是否准确的前提，它的准确与否决定整定计算的准确度。系统的运行方式和变压器中性点接地方式又决定短路电流计算的正确性。
合理地选择运行方式是改善保护效果，充分发挥保护系统功能的关键之一。但选择运行方式应与运行方式部门进行充分沟通，通过计算确认现有的电气设备是否能满足运行的要求，如有不合理或不符合要求时，及时提出改进方案，使电气设备能满足系统安全稳定运行的要求，不能因为继电保护整定的需要而对电气一次设备的运行做出限制。
变压器的接地方式是由继电保护整定计算人员来确定的。合理地选择变压器的接地方式可以改善接地保护的配合关系，充分发挥零序保护的作用。由于接地故障时零序电流分布的比例关系，只与零序等值网络状况有关，与正、负序等值网络的变化无关。零序等值网络中，尤以中性点接地变压器的增减对零序电流分布关系影响最大。因此，应合理地选择变压器的接地方式并尽可能保持零序等值网络稳定。
3.3配合系数的选择
配合系数主要包括了正序网络的助增系数和零序网络的分支系数[3]。距离保护和零序保护的定值以及保护范围的大小与助增系数和分支系数的选择有着非常密切的联系。合理地选择助增系数和分支系数能够有效提高各个保护段的相互配合程度以及保护装置的灵敏度。助增系数和分支系数的计算主要与连接的方式有很大关系，其选择连接的方式即电路的并联和串联的连接方式，直接决定了线路中电流的分布状况，进而影响助增系数或者是分支系数的大小。配合系数在继电保护整定计算工作中发挥着非常主要的作用，因此在配合系数的选择过程中，要尽量做到科学合理，确保电力系统的运行稳定。
3.4系统运行方式的选择
在继电保护整定计算的实际工作，继电保护在不同的原理和不同的的运行方式中，必须要满足灵敏性与选择性的要求。所以，在整定计算时，对选择怎样的系统运行方式作为计算的主要依据，进行详细的分析和研究，从而确定整定计算的系统运行方式。例如，在对于主电流的保护中，为确保I段电流的选择性，可以依据系统最大运行的方式对保护定值进行计算。如果在最大方式下能够保证选择性，那么在其他的运行方式下，继电保护也就一定能够保证其选择性。
4结语
随着我国经济的飞速发展以及电网的广泛普及，我国对电力的需求急剧增高，电力事故的出现，极大地影响了人民群众的日常生活并对其人身财产安全带来了一定的危害。然而我国的电力行业现状不是很理想，缺乏统一的信息化沟通渠道以及统一指挥，并且电力行业长期处于垄断式的发展中，造成了管理、安全理念落后，所以我们一定要采取适当的方法措施，提高继电保护运行的可靠性，避免事故的发生。严格的掌控住继电保护整定计算中的重点和难点，提高整定计算的安全性，对于切实的提高继电保护的可靠性具有着十分重要的意义。因此，如何才能将继电保护的整定计算问题原因具体分析、工作落实到位，这些都是我们现在面临的急需解决的问题，继而才可以推动我国电力事业的可持续发展。
参考文献
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【关键词】广域继电保护；故障元件；判别机制；原理分析
继电保护作为电网安全运行的重要防线，广泛应用于电网建设中。随着电网建设规模的不断扩大，传统的继电保护依靠离线整定的固定定值工作方式，已不能满足现在电网系统的建设需求，尤其在电网运行方式变化时难以满足各继电保护装置之间相互配合。为了保障电网安全运行，研究快速识别与隔离故障，简化保护整定计算的广域保护原理及配置方案，成为重要内容。
1.传统继电保护应用于现代电网中面临的难题
继电保护以切除电网故障为己任，但在现代复杂的电网保护过程中往往因其动作不当而导致事故扩大。其主要表现为：
1.1定值整定与配合困难
对于现在高速发展的大电网而言，结构和运行方式复杂多变，各个相关后备保护之间动作整定值的配合非常复杂，且通过就地检测量和延时实现配合的方式在很多情况下难以确保选择性，致使人们愿意形成采取“加强主保护，简化后备保护”措施的趋向。例如：取消保护Ⅱ段、简化保护Ⅲ段定值等。值得注意的是，在大电网发生高阻故障的时候，即便采用双套主保护也不能完全杜绝其拒动发生。当主保护因灵敏度不足等原因发生拒动时，容易造成延时过长及扩大范围的跳闸，增加紧急状态下发生局部电网瘫痪的风险。
1.2远后备保护延时过长
多级阶梯延时配合可能导致远后备保护延时过长，对于电网系统安全极其不利。
1.3缺乏自适应应变能力
传统的后备保护整定配合运行方式有限，缺乏自适应应变能力，在电网网架结构及运行方式因故障而发生频繁和大幅改变时，易导致后备保护动作的性能失配而可能造成误动或事故扩大。
1.4存在潜在的误动风险
在电网结构或运行工况突发非预性改变而出现大范围的大负荷潮流转移时，极易造成距离保护Ⅲ段非预期连锁跳闸，甚至导致系统解列或大范围停电事故。出现这种问题的主要原因在于传统继电保护的动作依据仅仅是靠保护安装处设备本身的信息。若后备保护可以获取当前系统运行方式变化及远方被保护设备相关区域的信息，就能产生更加有效的故障判断和动作，那么基于广域信息有可能解决传统继电保护的一些难题，从而对电网运行进行更有效的全面保护。
2.广域继电保护原理分析
2.1广域电流差动保护和广域方向比较式保护
电流差动保护和方向比较式保护是传统继电保护中最常用的保护原理，被广泛应用于各种电力主设备和输电线路的主保护中；而方向比较式保护动作速度快、选择性好、灵敏度高，也是输电线路常用的主保护。然而这两种保护方式性能虽然优越，但只能作为主保护，无法提供后备保护，一旦主保护误动，就只能依靠延时长、选择性差的其它原理后备保护来切除故障，这对电力系统的稳定运行产生不利影响。随着电网系统环网和短线路大量出现，造成后备保护之间的整定配合非常困难。当短暂的通信数据不正确或者中断后，差动保护闭锁较长时间才能重新运行。此时如果发生区内故障保护拒动，方向比较原理的广域继电保护在通信短暂中断恢复后仍能正确判别故障。因此，在实际的广域继电保护装置中应同时配置这两种保护原理，并根据实际情况进行实时切换，实现最佳保护。
2.2基于广域信息的自适应继电保护
广域电流差动保护和广域方向比较式保护，只能提高后备保护的性能，但是对于电网系统安影响最大的还是主保护的性能。为了满足系统选择性和灵敏性的要求，必须对最不利的运行方式进行定值整定和定值校验，并采取各种措施防止继电保护在极端运行状态下拒动或误动，使保护装置的逻辑变得复杂，且降低了保护动作速度、动作可靠性等。传统电网保护一套定值要适用于多种运行方式，很难同时满足系统对保护选择性、速动性、灵敏性和可靠性的要求。利用广域信息进行自适应优化整定，在电网运行方式发生变化的情况下，保护系统能够及时更正与其不相适应的保护定值，重新优化整定从而提高保护适应电网运行方式变化的能力。例如保护定值在线预警系统能通过广域信息获得电网的实时运行方式，实现定值校核功能，对不正确的保护定值进行预警。
3.故障元件判别机制
实现故障元件判别原理（FEI）的广域继电保护的关键是故障元件判别机制。主要表现为以下三种形式：
3.1基于故障电压分布实现故障元件判别
利用一侧的电压故障分量的测量值对另一侧的电压故障分量进行估算，可以同时获得线路两侧的电压故障分量的测量值和估算值。线路发生外部故障时，任意一侧的电压故障分量的测量值和估算值是一致的，若发生内部故障，至少一侧的测量值和估算值会产生较大差异，通过这种差异构成故障元件的识别判据。结合零序分量、正序分量、和负序分量三种判别元件，综合利用线路两侧的元件形成组合判据，实现对接地故障、不对称相间故障和三相短路故障的判断。
3.2基于广域综合阻抗实现故障元件判别
基于综合阻抗的纵联保护能克服分布电容的影响，灵敏度较高，利用综合阻抗实现故障元件判别，克服广域电流差动保护的缺陷。该原理利用区域多端电压和电流构造综合阻抗，定义公式为：
Z==
式中M、N分别广域继电保护区域边界母线数及进出线路数。当N=M=2时为两端输电系统，当N=M=3时为三端输电系统。
3.3基于遗传信息融合技术实现故障元件判别
该方法基于故障方向的广域继电保护原理，利用遗传算法的信息融合数学模型求解各保护状态的期望函数。根据状态值与期望值之间的差异构造适应度函数。通过遗传算法的种群建立快速搜索运算寻找最优解，达到故障方向决策和故障元件判别。
4.总结
自上世纪80年代以来，广域继电保护是我国电力系统一直研究的重点课题，本文提出几种通过故障元件判别原理实现继电保护的方法，从不同角度解决了传统继电保护中所面临的难题，为我国电力系统的发展奠定了基础，促进我国大电网的发展与完善。[科]
【参考文献】
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关键词：继电保护；短路电流；主设备；故障分析；保护定值
中图分类号：TM774文献标识码：A文章编号：
当发电厂系统出现故障时，继电保护设备可及时检测到异常运行情况或安全性的故障，既可短时间内发出报警信号，也可迅速切除故障。不过，人工计算继电保护定值虽然可信度高，但计算工作量十分繁琐，随着科学技术的快速发展，这显然难以适应时代的发展。据此，本文提出发电厂短路电流及继电保护整定计算系统，一方面提高计算效率，另一方面减轻计算工作人员的劳动强度。
1发电厂继电保护整定计算工作概述
发电厂继电保护装置种类复杂多样、整定计算工作量大，这要求计算工作人员要有较强的专业知识和相对成熟的实践经验。首先，大部分发电厂继电保护整定计算工作尚处在人工手算的阶段。对发电厂继电保护整定计算系统的开发，将提供不少便利，有着非常重要的实用性。其次，基于继电保护对发电设备故障的多种功能，如切断、报警、隔离、检测。在设计发电厂短路电流及继电保护整定计算系统时，应考虑继电保护运作的基本要求。通过继电保护的要求包括：（1）针对性。即整定计算系统必做是针对某一种故障产生的反应，这才能体现继电保护的功能特点；（2）时效性，发电厂设备故障对电能生产系统的破坏力比较大，这就要求整定计算工作快速运作，计算效率高；（3）稳定性。继电保护装置是发电厂发挥作用的核心指标，这就要求系统运作要稳定、可靠，才能保证继电保护装置的稳定性和安全性。
2系统的设计构想及功能
本文系统的设计思路在于探讨：在环境、人、机器三者的交互中，能够灵活地根据外部环境的变化而完成相关任务。在设计系统时，特别强调系统的模块化和可视化特点，这是为了方便用户表达自己的整定经验，也满足系统的通用性和扩充性需求。至此，本文的系统设计了一套与之相符合的开发工具和辅助软件。该系统主要实现四大功能。
图1发电厂主设备保护整定计算系统的设计结构示意图
2.1系统管理功能
主要是达到有效管理系统中的数据，以方便用户查看数据。如用户可以按照元件名称、厂站、元件类型、所属地理区域、电压等级、型号、生产厂家等关键字进行精确查询和模糊查询；具体包括储存整定计算书、整定计算定值单、故障计算书以及设备参数等主要数据；也提供数据打印、备份和删除等管理功能。同时，也设置相应的用户权限，对不同用户提供不同使用范围，以保证软件系统的安全运作。
2.2图形建模设计环节
在系统里，真实的设备以图形（定义为“元件”）来表示，提供相应的专业绘图工具，把发电厂的系统结构图绘制出来，设备的参数则作为元件的属性输入，实现可视化的故障分析奠定基础。在绘图中，可通过计算机自动识别出元件间的关联关系。系统根据用户的需求，图形建模对6KV系统、发变组系统进行故障分析。此设计环节主要为实现可视化的故障计算和保护整定计算提供保障基础。它可提供的功能主要包括：（1）提供输入各元件设备参数和保护配置的人机对话界面；（2）提供发电厂内元件设备工具箱，用户通过此工具进行发电厂的电网结构图的绘制或修改；且允许用户设置各种电压等级的显示颜色；（3）为用户提供系统基准电压和容量的人机对话界面，还可通过阻抗标幺值计算设备参数；（4）软件根据设备在界面上的位置自动设备间是否关联，以进行自动节点编号，形成节点导纳矩阵；（5）为用户提供几种运行方式，如断路器的“分―合”、外接系统阻抗的大小设置。
2.3面向保护装置的整定定值选取
本文所确定的整定对象主要包括发变组保护，变压器保护以及发电机保护。此设计环节可实现的操作功能：（1）由程序自动填入诸如额定电流等设备参数；（2）整定计算的可信度提高，因为系统需要通过故障计算获得的数据，用户可选择故障计算的各种条件在故障计算模块中进行计算；（3）需要用户根据自身掌握的实际经验来选择或输入参数，在操作过程中，系统会对选择的范围进行实时提示，并提供默认值；（4）系统的操作过程中，用户只需要保证所有数据都完备且有效，而由程序完成各个数据间的运算关系，实现自动完成整定算计，最终以定值单形式显示整定结果。此外，该保护整定模块还可通过整定计算书把整定过程，以文字形式记录并保存下来，增强系统的实用性。
2.4故障计算功能
这是短路电流及继电保护整定计算的基础。系统采取可视化界面来分析故障，使操作简便快捷多，有助于提高工作效率。由于当前只能分析被保护设备引出端短路的情况，故需要限定故障点的位置。同时，发变组系统，采取运算曲线法分析、计算故障点；6KV系统，则采取对称分量法分析故障点。它可实现的具体功能包括：（1）对不对称故障，可自动生成序网图，主要是生成正序、负序、零序这三种序网图；（2）提供设置故障的人机对话接口。故障类型通常包括单相短路、两相短路、两相接地短路。系统可用醒目图形标示故障位置，并通过人机对话接口设置“故障类型、故障相别”，还可根据系统情况自动选择故障分析方法；（3）故障计算机书，以表格形式输出故障分析结构，出于保护整定时用，可选择输出所有结果，也可选择输出单个计算量。
3结语
综上所述，发电厂短路电流及继电保护整定计算系统的开发，除了考虑系统的通用性和可视性，还要考虑其干扰因素，这才能更好的维护发电厂的稳定、安全、可靠运行。此外，本文设置的系统虽然方便用户引入大量的整定经验，但在一定程度上约束了系统的自动化程度。所以，建议发电厂在条件允许下，充分发挥计算机网络平台，在电力系统中广泛应用模糊逻辑、进行规划、神经网络、遗传算法等人工智能技术，以创建与时俱进的智能化网络控制系统，引导继电保护装置正常的运作。
参考文献
[1]郭谋发,杨耿杰,黄巍,朱治中,康健,洪翠,黄见虹,张嫣,陈亚明.基于模块的发电厂继电保护整定系统[J].高电压技术.2005(09)
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