【关键词】异地两相短路；微机综保系统；继电保护配置；电力系统
1.前言
据统计电力系统短路故障的85%都是单相接地故障引起的。在中性点不接地电力系统中，如果发生了单相接地故障，在查找接地点和处理接地线路的操作过程中，由于整个电网的非故障相电压一直升高到额定电压的倍，很容易在其它电气设备的绝缘薄弱点出现绝缘击穿现象，造成第二个接地点，发生异地两相短路故障，造成同网异地的两条供电线路同时跳闸，因而扩大了停电故障范围。
有关异地两相短路电流的计算问题，可通过“零序阻抗拆分法”[1]通过手工计算或者计算机算法[2]来实现。
但对于中性点不接地电力系统，如何配置全系统的继电保护，避免发生异地两相接地短路时两条线路同时跳闸，即在这些分别处于不同地点的两条线路中，具有选择性的只跳开一条负荷重要程度低的线路，使其迅速跳闸；而继续维持重要性高的线路短时单相接地运行，直到有序退出运行状态。上述问题一直是一个亟待解决的课题。
2.当前微机综保系统的现状及问题
2.1当前微机综保系统的现状
近年来，微机综合保护系统在电力系统得到了广泛的推广应用，使得电力系统的对各种电力设备继电保护的选择性、速动性、灵敏性、可靠性等方面得到大幅提高。整个微机综保系统，又是由微机保护测控装置组成。从测控装置所保护的设备种类，可划分为针对于线路、变压器、发电机、电动机、母线、电容器、母线并列、母线解列、自投装置、线路光纤纵差的多种测控装置，从测控装置所保护系统功能来看，又可划分为针对电压无功、低频减载、故障录波等测控装置。
从微机综合保护装置的保护测控范围上，又可分为以下几类，1）作用于变电站内保护单台设备的综合保护测控装置。如微机线路保护测控装置、微机电容器保护测控装置。2）作用于变电站内保护电力系统稳定的综合保护测控装置。如：微机电压无功综控装置、微机线路（轮切）解列装置、微机线路解列装置等。3）作用于两变电站之间微机线路保护测控装置。如线路光纤纵差测控装置[3-4]。
2.2微机综合保护系统遇到的问题
要解决中性点不接地系统的异地两相短路故障的线路保护，或者解决整个区域低频减载保护等问题，仅依靠本站内保护特定的电气设备的微机测控装置，如微机线路测控保护装置、微机发电机保护测控装置等，是不能够满足电网系统的综合保护要求。因为，上述这些故障都是由个别的单独故障引起的系统性故障，要想从系统上处理解决，以达到处理结果最优，应主要侧重于建立本区域智能型的综合保护测控系统来统一分析、判断、选择、启动和实施。
3.智能型区域性综合保护测控系统及异地两相短路的智能测控
3.1智能型区域性综合保护测控系统
所谓智能型区域性综合测控保护系统，就是用光纤将系统内多个变电站的微机线路测控装置连接起来。将各变电站线路的三相电流、电压数值、断路器、隔离开关等开关状态的数据采集值，汇集到枢纽变电站的中心前置机上，实现枢纽变电站的中心前置机，对整个区域性电力系统进行综合测控。系统构成是：使用高速的数字传感器，采集、传送电流、电压信号、开关开闭等信号；使用光纤高速传输，数据的双向传送，达到实施监测与控制；使用中心前置机、大容量存储器，高速处理实时信息；从控制功能上讲，应具有智能性、自愈性和事故预防能力以达到区域系统最优化，可根据故障特性和系统状况，确定需要控制或者跳闸的线路，临时远程修改某线路的继电保护整定值，或者配置延时或短时闭锁功能，以达和实现到系统最优实施的控制（如图1）。
3.2中性点不接地系统异地两相短路故障保护构成探讨
异地两相短路故障保护的测控，是智能型区域性综合测控保护系统的部分功能之一。将其动作过程可举例说明（如图1）：如某一区域型35kV电力系统，由上级110kV系统相联络的枢纽变电站和自备热电厂和一些变电站组成。当336线路A相发生了单相接地时，由于非接地相电压升高倍。如果在处理接地故障的过程中，368线路C相因为电缆头绝缘薄弱被击穿，又发生单相接地。即异地两相接地故障。
如果没有装设智能型区域性综合测控保护系统，由于368、336开关限时速断过电流保护的时限都是0.3秒，两条线路将同时启动过电流跳闸，两条线路同时停电。
但如果装设智能型区域性综合测控保护系统，系统内各变电站的电流、电压数值、断路器、隔离开关的接通和闭合状态等数据，将被上传到枢纽变电站的前置机上，经计算机处理、运算，进行如下系统处理：1）根据事先存储的线路负荷重要程度序列表，选择重要程度低的线路，优先启动跳闸指令，跳336开关。2）而对负荷重要程度高的线路开关，采用延时启动跳闸指令，延时0.3秒（即0.6秒）跳368开关。3）336跳闸后，其接地点被切除。336单相故障电流消失，336A正常负荷电流被上传的前置机，368延时保护又被恢复为0.3秒，可继续向用户供电直到有序退出运行和进入检修状态。从而避免两条线路同时跳闸，尽最大限度的减小了线路停电范围。将已经接地的故障线路推出运行（如图2）。
如对于低频率减载保护系统，可根据频率下降值，计算出负荷的总切除量，再根据事先存储的线路负荷重要程度序列表，分配切除量，确定并启动开关跳闸。
4.结语
通过探讨中性点不接地系统异地两相短路故障保护配置，可为我们电网技术改造工作提供如下借鉴作用：
4.1智能型的区域性综合测控保护系统，是智能电网区域化的具体化。中性点不接地系统异地两相短路故障保护，又是智能型区域综保系统的部分功能。将现有电网进行技术改造，逐步实现智能化升级，逐渐完善系统自愈功能，对于提高电力系统供电可靠性，减少停电事故，增强经济社会生活的稳定，具有非常重要的意义。
4.2在枢纽变电站的前置计算机，是整个区域性系统的神经中枢，不仅能承担着对系统运行实时监测功能，还承担对系统数据的分析、计算和处理功能和系统内继电保护等自动装置修改和控制功能。
4.3传输信息所用的光纤，不仅承担着数据、信号传输。还承担着修改命令和控制指令传输，具有高速性和双向性。
4.4系统控制技术要求特点是：系统内的控制参数、继电保护定值，并不是固定不变的，而是根据系统当时的运行方式、线路运行状态，以系统效益最大化，处理方案最优化的原则，根据实时数据计算结果所确定的。具有实时性和智能性[5]。
参考文献
[1]王学羽.中性点不接地电力系统异地两相短路故障的案例分析[J].电力科学与技术学报，2012（9）.
[2]米麟书，刘芳宁.中性点不接地系统两点异相接地故障计算[J].四川电力技，1990（1）：24.
[3]郑南章，曾锦松.微机继电保护装置运行中存在的误区[J].电力系统保护与控制，2010（1）.
[4]张兆云，刘宏君，张润超.数字化变电站与传统变电站间光纤纵差保护研究[J].电力系统保护与控制，2010（3）.
关键词：定值检查现场误整定原因对策
Abstract:insomeregionsofGuangdongProvinceareanalyzedandsummarized.Twelvetypicalsettingmistakesonthespotandtheirreasonsareanalyzed,furthermorethecorrespondingcountermeasuresareputforward.
Keywords:settinginspection,missettingonsite,reason,countermeasures
正确的整定计算及执行是保护正确动作的两个重要条件。由于专业的分工不同，保护的整定计算及执行通常由不同的人员在不同的地点进行，由于种种主、客观方面的原因，现场人员在执行定值单时常常出现错误，因此而引起的电网事故及电网事故扩大化的现象时有发生。
1998年，笔者曾先后到粤东、粤中、粤西3个地区检查和核对定值，共检查了220kV站47个(占广东省220kV站总数的41.2%)，500kV站2个(占广东省500kV站25%)，检查和校对范围为省电力中心调度所计算内容。220kV站线路保护、母差及失灵保护、主变压器零序保护；500kV站线路保护、母差及失灵保护、主变压器保护等。检查形式为：由广东省电力中心调度所计算人员会同各地保护专责及变电人员到现场逐个装置进行。现将检查中发现的比较普遍存在问题(现象)进行了归纳、总结，并对其原因进行了分析，进而提出了相应的对策。
1微机保护
1.1线路保护
保护类型为微机WXB-11(或WXH-11)、WXB-15、WXH-25。
现象1：上述保护均由4个CPU组成，每个CPU由不同的软件分别构成了高频(CPU1)、距离(CPU2)、零序(CPU3)、重合闸(CPU4)4个保护。在CPU1、CPU3、CPU4中的XDZ值应取与距离Ⅲ段相同的值。在CPU1、CPU2中的3I0、I04应分别与CPU2中的零序Ⅲ、Ⅳ段定值相同。当电网发生变化时，保护计算人员通常只对距离、零序保护的定值进行校验，并据此下达距离(CPU2)、零序保护(CPU3)的定值单，在距离(CPU2)单中的备注一栏中注明“其它CPU的XDZ作相应更改，”在零序(CPU3)单的备注一栏中注明“其它CPU的3I0、I04作相应更改”。现场人员在执行新的距离、零序单时往往只改了CPU2、CPU3的定值，而漏改了其它CPU中的XDZ或3I0、I04定值。
原因：现场定值更改人员通常是由变电人员执行，他们普遍对整定计算不甚了解，对上述保护4个CPU中相关连的值(如XDZ、3I0、I04)不太清楚。
对策：加强变电人员和计算人员的相互学习和交流。定值更改人员应对常见的微机保护的定值单有一定的了解，特别是对多CPU的微机保护的相关连情况应十分熟悉。
1.2旁路保护
保护类型为11型或902型保护。
现象2：线路定值更改后，旁路定值未作相应更改(线路保护与旁路保护同类型时)。
现象3：对11型微机保护存在与现象1类似的问题。
现象4：因线路保护种类较多，旁路保护也不统一，因而旁路保护代线路保护的形式繁多。当旁路保护与线路保护类型不同时，有些厂(站)旁路保护定值未作相应折算(修改)。
原因：旁路保护代路时间较短(通常只有几天)，1年中的大多数时间旁路保护均处于备用状态，因而很多地方对于旁路保护的定值不甚重视。
对策：尽管对单个变电站而言，旁路代路时间较短，但对整个电网而言，1年中很多天内常有旁路保护在代路(只是代路的旁路保护不同而已)，如旁路保护定值不正确，则意味着很多时间内均有局部电网的定值不正确。因此，应象对待线路保护定值那样重视旁路保护。应形成这样的制度：在更改线路保护定值的同时，必须更改相应的旁路保护定值。如代路保护与旁路保护类型不同，应将相应的值进行更改(或折算)。
2“四统一”保护
广东省220kV系统内仍有少数线路(旁路)保护为传统的“四统一”保护。他们大部分将在近期内更换成为微机保护，少数已运到现场，其余均已订货。
现象5：面板刻度与定值不符，如距离、零序、时间继电器等。
原因：这是传统保护的通病。由于该类保护出厂时间长，很多保护在执行整定计算单时，只能根据调试结果确定面板刻度，据此确定的面板刻度与定值常常有较大的出入。因此，检查和校对定值时无法确定面板刻度的正确性，只能以调试、试验结果为准。
对策：加快该类保护的更换进度，尽快将它们更换为微机保护。对仍在运行中的该类保护应加强定期检验，特别是对面板刻度与定值有出入的保护应着重检验其面板刻度的正确性。
3母差及失灵保护
现象6：某些厂(站)母线差动保护设计为双母线带旁路方式，但分期建设。第一期往往只投单母线带旁路，二期才投双母线。在单母线改双母线运行时，母线差动保护未作相应更改，仍为单母线运行。
原因：省电力中心调度所整定母差及失灵保护通常按设计方案出单，即按双母线运行方式出整定单。双母线运行的母差(及失灵)保护整定单与单母线运行母差及失灵保护的区别主要在于：双母线运行母差保护多了下述与母联有关的整定项：充电保护(装在母联开关处，用于母线充电)，母线相继故障切除时间t=0.2～0.3s、失灵保护t=0.25～0.3s切母联等。其它项的整定，单母线与双母线并无区别。当第一期只投单母线时，则不执行与母联有关的上述整定项即可。
对策1：设计部分应及时提供母差(及失灵)保护投运的情况。在单母线改双母线时，现场应及时将母差保护(及失灵)改投双母线方式(投入与母联有关的定值)；
对策2：省电力中心调度所计算部门改变以往的整定习惯，先按单母线方式出单，待单母线改双母线运行时，对母差(及失灵)保护进行验算后重出双母线单。
现象7：线路或主变压器失灵启动值现场整定错误。
原因：线路或主变压器的失灵启动定值通常在母差保护定值单中，而在现场这些定值却在线路或主变压器保护上，母差(及失灵)保护盘与线路及主变压器保护盘常装在不同的地方。某些站分期建设，在新线投产后，常需对母差保护进行校验，此时因线路负荷变化，旧线的失灵启动值常会改变，现场人员在整定启动值时常漏改旧线的失灵启动值。
对策：计算人员尽可能将各线路或各主变压器的失灵启动值取相同的值。现场人员在整定新线的失灵启动值时，应检查整定单上旧线的值是否有了改变。如改变了的话，应在现场相应更改旧线的失灵启动值。
现象8：个别旧线失灵启动值偏低，有频繁启动现象。
原因：线路的失灵启动值是根据保线路末端故障灵敏度而整定的。近年广东电网发展迅速，各地负荷增加很快，短路电流也随之迅速增加。现在个别旧线路失灵启动值可能偏低。
对策：如遇上述情况，现场或基层厂、局保护人员应及时向省电力中心调度所计算人员反映，以便对定值及时进行更改。计算人员在整定失灵启动值时，在保证所需的灵敏度后，应取较大的失灵启动值。
4主变压器零序保护
现象9：对于非电厂的变电站，主变压器零序保护I段的两个时间段通常整定为：t=t1跳母联，t=t1+0.5s跳变压器高压侧。主变压器零序Ⅱ段的两个时间通常t=t2跳变压器高压侧、t=t2+0.5s跳变压器高、中、低压三侧。但某些变电站为单母运行方式(无母联)，某些变电站的主变零序Ⅱ段无跳变压器高压侧的功能，按前述方法整定的Ⅰ段和Ⅱ段的动作时间分别抬高了0.5s。
现象10：对于电厂的变电站，其主变压器零序Ⅰ、Ⅱ段的两个时间出口更是五花八门，个别厂主变零序出口功能与定值也有出入。
现象11：主变压器保护与线路“四统一”保护相似，它的继电器大多也是电磁式的，同样也存在面板整定刻度与定值不对应的问题。
原因：主变压器零序保护尚未形成统一化设计，其功能(各出口)不尽相同。设计部门往往难以提供准确的参数(各段出口情况)，计算部门往往按两段均完整形式出单，有时与现场装置不符。但需要强调的是，按上述整定方法进行整定并不会破坏零序保护(220kV电网、110kV电网及主变)之间的配合关系，只是主变零序的出口时间延长了0.5s而已。
对策：厂家应象对待线路保护那样重视零序保护，尽快形成微机化、标准化的设计。在目前情况下，设计部门或现场应尽可能及时提供准确的保护资料。若现场执行定值时发现装置与定值不符，应及时告知计算人员，以便及时更改。
5定值、图纸管理
现象12：某些厂(站)定值、图纸不全，也查不到相应的试验记录。
原因：未建立相应的定值、图纸、试验档案，对上述资料的管理分工不明确；有的厂(站)为新投产项目，施工部门未及时、完整地移交上述材料等。
对策：各基层厂(局)应明确各单位继保人员(如调度所与变电工区、生技科与继保班等)的分工，并承担起相应的责任，应按时间顺序和保护类型以元件(线路、主变、母差、发电机等)为单位建立起定值、图纸及其试验的档案，定值更改及检验都应作相应的记录。现场应建立起专人负责制加强对上述技术档案的管理。
6结束语
对继电保护进行正确的整定计算及正确地执行及更改是保证电网安全的两个重要条件。它需要设计、施工、计算、变电(试验)等方面的继保人员共同努力才能搞好，任一环节出现差错都可能导致继电保护的误动或拒动。针对定值检查中发现的问题，笔者认为：
a)设计、基建、技改主管部门应及时、准确地向保护计算人员提供有关计算参数(保护类型、投运范围等)、图纸，施工部门在调试完保护设备后也应及时将有关保护资料移交运行部门。
b)保护计算人员与变电保护人员应加强相互学习和交流。计算人员应对装置有一定的了解。变电保护人员应对定值单的内容有一定了解，特别是对微机保护各CPU相关连的量应十分熟悉。在更改距离、零序定值单时将其它CPU8相关连的量同时修改。
c)计算人员应加强对新型保护的学习。对于多CPU构成的微机保护，各个CPU的计算人员应互相协作，对于一些共同量的取值应尽可能一致。
d)现场人员在更改线路保护定值时，必须同时更改旁路保护的定值。更改定值必须按有关规定进行，并应作详细记录。
e)现场应加强对定值、图纸的管理，并应建立以设备(如线路、主变、发电机)为单位的详细的保护档案。
关键词：微机母线；差动保护；保护原理；故障处理
中图分类号：TM77文献标识码：A
随着科技的不断发展，微机母线保护也被大量应用，其种类越来越多，但是其应用的主要原理还是没有太多的变化，大多还是采用完全电流差动原理构成的母线差动保护。母线差动保护为分相式比率差动，分别由各自的CPU板完成保护逻辑判别和跳闸出口。差动回路包括母线大差回路和各段母线小差回路，母线大差为除母联或分段开关以外的所有支路电流构成的差动回路，某段母线小差为该段母线上所连接的所有支路（包括母联或分段）电流构成的差动回路，大差用于判断母线区内或区外故障，小差用于选择故障母线。只要母线连接支路数量不变，大差回路电流不受母线运行方式变化的影响，而小差回路电流则要根据各支路刀闸位置进行实时分配。
1、双母线同时运行时的母线保护原理
在电厂以及变电所需要的高压母线上，为了提高供电可靠性，一般采用双母线运行的方式。母线差动保护的动作原理建立在基尔霍夫电流定律的基础上，把母线视为一个节点，比较各支路电流瞬时值的正、负，即相位。为提高保护灵敏度，采用综合判据。
目前在市局的220千伏等级变电站的母线上都已配置了双重微机母线差动保护来作为母线的主保护。虽然微机母线保护的构成比较复杂，但其基本工作原理仍然可以用普通继电器构成的母线保护进行描述。其接线原理如图1所示。
根据图1分析，电流差动保护原理接线图由三组组成。第一组由L1、L2、母联及差动继电器KD1组成；第二组由L3、L4、母联及差动继电器KD2组成；第三组由所有线路、母联及差动继电器KD3组成，作为整个保护起动元件。Ⅰ和Ⅱ母线各接二回出线（QF1、QF2和QF3、QF4），母联QF5合上。KD1、KD2分别为Ⅰ母和Ⅱ母的小差动继电器，KD3为大差动继电器。其中全部出线的TA二次回路（即L1～L4）与大差动继电器KD3构成大差动回路；Ⅰ母所属的出线L1、L2及继电器KD1与母联QF5构成Ⅰ母小差动；Ⅱ母所属的出线L3、L4及继电器KD2与母联QF5构成Ⅱ母的小差动。大差动用来判断全站是否存在母线短路，而小差动则用来判断故障在哪段母线。
2、差动保护功能调适
2.1模拟母线区外故障。条件：不加母线电压，使“差动开放”灯亮。任选同一条母线上的两个变比相同的元件，在这两个元件的电流回路里同时加入单相电流（同一相），电流大小相等（1-10A）方向相反。此时观察面板显示中：这条母线的大差电流和小差电流应等于零。这条母线差动保护不应动作。
2.2模拟母线区内故障。条件：不加母线电压，使“差动开放”灯亮。任选一段母线上的一个元件，在该元件的电流回路中施加任意相电流，电流值大于差动门槛定值时；母线差动保护应瞬时动作，切除母联及该元件所在母线上的所有元件，母线差动动作信号灯亮。
2.3模拟双母线倒闸操作过程中母线区内故障。条件：不加母线电压，使“差动开放”灯亮。任选一条母线上的一个元件，合上该元件的Ⅰ母隔离开关及Ⅱ母隔离开关。在该元件的电流回路中施加单相电流，电流值大于差动门槛定值；母线差动保护应瞬时动作，切除母联及母线上所有的支路元件，Ⅰ母、Ⅱ母差动动作信号灯点亮。
2.4复合电压闭锁在Ⅰ母PT二次回路中。任选该段母线上的一个元件，在其电流回路中加载单相电流，电流值大于差动门槛定值，此时Ⅰ段母线差动保护不会动作。若电压回路中不加电压，也就是说只要在母线失压的情况下，便满足了差动保护开放的先题条件。
2.5CT断线告警及闭锁差动保护。在两段母线PT二次回路加载正常三相对称电压，任选一段母线上的一个元件在其电流回路中加载单相电流，电流值大于CT断线门槛值，大于差动门槛定值。母线差动保护不会动作，经延时，装置报“CT断线告警”信号，保持加载电流不变，将母线电压降至0V，此时母线差动保护还是不会动作。
根据上图2～图5可知：（1）固定连接未破坏，区外短路故障时，保护不起动；内部故障时保护动作具有选择性；（2）固定连接破坏，外部短路故障时，保护不会误动；（3）固定连接破坏，且内部发生短路故障时，保护将失去选择性。
3、微机母线保护在不同主接线方式下实现方案
3.1差动回路及出口逻辑表示方法的假设
在微机母线保护差动回路的计算和出口回路的动作逻辑都与刀闸位置有着密切关系，为了下面表述的方便，我们用表示N单元Ⅰ母刀闸位置，用表示N单元Ⅱ母刀闸位置，其值为0或1（0表示刀闸分，1表示刀闸合），用表示母联的运行状态，其值为0或1（0表示母联分，1表示母联合），用表示N单元的电流数字量，表示母联的电流数字量，表示N单元的动作情况（0表示动作，1表示不动作）。分别表示Ⅰ母和Ⅱ母的故障情况（0表示不故障，1表示故障），出线单元在这里我们把它都看成可倒单元。
3.2双母线接线方式
双母线接线方式是比较常见的一次接线方式。也是一种比较典型的一次接线方式。在微机母线保护中，对正常的出线单元通过刀闸辅助接点的判断来确定本单元的电流处于哪一差动回路，出口回路也是通过刀闸辅助接点来判断是否处在故障母线。在双母线中，母联是特殊单元，通过对母联电流互感器的极性的特殊约定，母联可以作为Ⅰ母的单元也可以作为Ⅱ母的单元。假定母联极性与Ⅱ母单元极性相同，我们可以通过一定的表达式来表示电流回路电流和出口回路的动作逻辑。
结语
为保证电力变压器等重要电力元件的安全稳定运行，保证快速切除故障，怀化电网220KV母线装设了母差保护，随着大容量变压器在电网中逐步推广，流变变比的更新要求迫切，应用能够灵活调整流变变比不一致的微机母差保护势在必行。
参考文献
[1]周晓龙，王攀峰，田盈等.浅谈双母双分段母线保护配置中的若干问题[J].继电器，2004，32（8）.
【关键词】电力系统；继电保护；作用；维护管理
1.引言
随着我国社会经济的迅猛发展，对于电力的需求日益增大，很多地区都存在着电力供应紧张的情况，甚至有些地区还不得不采取停电、限电、分区供电等措施来对电力紧张的情况进行缓解。在这种情况下，加强电力系统维护管理就显得尤为重要，而继电保护则是一种较好的保护措施。
2.电力系统继电保护作用
（1）电力系统继电保护能够对电力系统的正常、安全运转提供保护。当电力系统出现运行异常或者故障的情况，继电保护可以在最小区域内和最短时间内向电力监控警报系统发出信息，并且对出现故障的设备自动将其切除。这样一来，能够避免出现停电面积广、停电时间长的电力事故，还可以降低相邻地区连带停电的几率，避免出现大面积电力设备破坏，是一种有效且实用的是电力系统维护手段。
（2）在电力系统出现异常情况或者发生短路的情况下，电力系统继电保护能够形成继电保护动作，以此来及时调整功率、电压、电流等电气量变化。电力系统继电保护能够保障整个社会经济生产、生活秩序的正常化做出了贡献，保证了广大人民群众的生命财产的安全、社会的稳定。
3.电力系统继电保护装置维护管理措施
3.1要全面了解继电保护装置的初始状态
继电保护装置初始状态的好坏对于其日后的有效运行会有较大的影响，所以，应该注意收集整理检测设备数据资料、设备运行资料、技术资料、设备图纸等。在日常检修继电保护装置时，必须充分关注继电保护装置生命周期的各个环节。第一，要加强设备全过程管理，避免投入缺陷设备，确保继电保护装置有效、安全、正常地使用。第二，继电保护装置在投入使用之前，应该对设备部件的运行记录数据、交接试验数据、出厂试验数据、出厂试验数据、特殊试验数据、型式试验数据等信息进行记录。第三，为了找出设备中潜在的问题，应该在合适的时机停机检修。
3.2继电保护现场定期检验
①对运行中或准备投入运行的保护装置，应按部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条例》和有关检验规程进行定期检验和各种检验工作。在检验中不得漏项，不得私自减少检验项目。②继电保护班需根据季节特点、负荷情况并结合一次设备的检修，合理地安排年、季、月的保护装置检验计划。③定期检验项目应尽可能在一次设备停电检修期间内进行。检验工作应掌握进度，及时完成，以减少对系统和机组安全运行的影响，并应保证检验质量。④检验工作中，须严格执行部颁《电业安全工作规程》及有关安全规程中的规定，并按符合设备实际安装情况的正确图纸进行现场检验工作；复杂的检验工作事先应制订实施方案。⑤继电保护班配置的专用试验仪器、试验电源及检验用仪表的精确等级以及技术特性应符合规程要求，所有测试仪表均需定期校验，以确保检验质量。⑥继电保护检验时，应认真作好记录。检验结束时，应及时向运行人员交待，在运行保存的继电保护交代记录簿上作好记录。结束后7日内检验报告整理完毕（机组大小修后15日内）。
3.3防止继电保护“三误”
①对保护装置的整定试验，应按有关继电保护机构提供的最新通知单进行，并核对定值通知单所给的定值是否齐全、所使用的电流互感器、电压互感器变比值是否与现场实际情况相符合。②试验工作应注意选用合适的仪表，整定试验用的仪表的精确等级应为0.5级。并接于电压回路上的，应用高内阻仪表；串接于电流回路上的，应用低内阻仪表。③时间测试装置所测定的动作时间应按向被测试装置通入模拟的故障电压、电流量启动时间，出口接点动作终止时间的接线进行测试。④所有的交流继电器的最后定值试验必须在保护屏的端子排上进行通电进行。开始试验时应先做原定值试验，如果发现与上次试验结果相差较大或预期结果不符等任何细小的疑问时，应慎重对待，查找原因。⑤所有继电保护定值试验，都必须符合现场正式运行条件（如盖上盖子、关好门等）为准。对一些重要的设备，特别是复杂保护或有联跳回路的保护装置，如母差保护、断路器失灵保护等现场校验工作，应编制试验方案和经技术负责人审批的继电保护安全措施票。⑥在清扫运行中的设备和二次回路时，应认真仔细并使用绝缘工具（毛刷、吹风设备等），特别注意防止振动，防止误碰。
3.4全面统计分析继电保护装置运行状态数据
首先对继电保护装置可能出现故障的规律和特点进行了解，然后分析其日常运行数据，同时对故障出现的时间和部件进行预先判断。在还没有出现设备故障时，就通过预先判断将其进行及时的排查。所以，状态检修数据管理对于电力系统继电保护装置维护管理极为重要。应该结合设备诊断数据、设备状态监测、设备运行记录结合起来进行状态检修。通过把握继电保护装置运行规律和运行数据，以此提高继电保护装置的使用周期和安全系数，制定相应的设备检修方案，确保电力系统不出故障。
3.5加强微机保护装置的维护管理
第一，严格按规定执行微机保护装置的接地制度。电子电路是微机保护装置的内部零件，强磁场、强电场很容易对其进行干扰。微机保护装置外壳的接地屏蔽能够提高敏感回路抗干扰能力、阻塞耦合通道、抑制干扰源、对微机保护装置的运行环境能够进行有效的改善。同时，微机保护装置还可以采用容错技术设计，能够保证微机保护装置实现可靠、不间断运行，即便偶尔出现局部错误，也不会导致微机保护装置出现拒动或者误动。
第二，微机保护装置要采取电磁干扰防护措施。在改造变电站的过程中，可以用微机型保护来代替电磁型保护，必须采用一系列的防电磁干扰措施，主要包括：安装带有屏蔽层的电缆；一定要按照微机保护装置的安装条件来严格执行；提高微机保护装置元、器件的质量；采用隔离技术和屏蔽技术等增强抗干扰能力；对微机保护装置的制造工艺进行优化设计。
3.6定期查评和检修电力系统继电保护装置
①对断路器进行认真检查，重点查看其操作机构能够正常动作；②检查各盘柜上接线端子螺钉、继电器及表计有无松动；③重点检查控制室的红绿指示灯泡和光字牌是否处于完好的状态；④检查电力系统继电保护装置二次设备各元件的名称、标志是否齐全；⑤认真查看固定卡子有无脱落、配线是否整齐；⑥详细检查电流互感器、电压互感器的二次引线端子是否处于完好的状态；⑦检查接点接触有无烧伤和足够压力，各种动作、按钮、转换开关是否动作灵活、无卡涩。
根据每年定期查评电力系统继电保护装置的情况，可以分为三类：三类设备是指"三漏"情况严重、出力降低、危及安全运行、有重大缺陷的设备；二类设备是指、电力系统继电保护装置个别零件虽存在着一些小缺陷、设备基本完好，但是不对设备、人身安全造成危害，还能够处于安全运行；一类设备是指经过相关的运行检验，可以实现经济、安全运行，技术状况缺陷无良好的设备。如发现继电保护有缺陷必须及时处理，严禁其存在隐患运行。对有缺陷经处理好的继电保护装置建立设备缺陷台帐，有利于今后对其检修工作。定期对保护装置端子排进行红外测温，尽早发现接触不良导致的发热。每月对微机保护的打印机进行检查并打印。每月定期检查保护装置时间是否正确，方便故障发生后的故障分析。定期核对保护定值运行区和打印出定值单进行核对。
4.结语
随着计算机通信技术的进步和电力系统的发展，电力系统继电保护技术将面临着全面的革新，面临着新的机遇和新的挑战，会不断地朝着智能化、一体化、网络化、计算机化的方向发展。只有定期维护和检查电力系统继电保护装置的运行状况，做到“发现问题、解决问题”，才能够提高供电可靠性和继电保护的安全运行，避免在继电保护的过程中出现不正确动作，确保电力系统达到无故障设备正常运行。
【摘要】电力系统继电保护能够保障整个社会经济生产、生活秩序的正常化做出了贡献，保证了广大人民群众的生命财产的安全、社会的稳定。结合笔者多年的工作经验，就电力系统继电保护装置维护管理措施进行了较为深入的探讨。
【关键词】电力系统；继电保护；作用；维护管理
1.引言
随着我国社会经济的迅猛发展，对于电力的需求日益增大，很多地区都存在着电力供应紧张的情况，甚至有些地区还不得不采取停电、限电、分区供电等措施来对电力紧张的情况进行缓解。在这种情况下，加强电力系统维护管理就显得尤为重要，而继电保护则是一种较好的保护措施。
2.电力系统继电保护作用
（1）电力系统继电保护能够对电力系统的正常、安全运转提供保护。当电力系统出现运行异常或者故障的情况，继电保护可以在最小区域内和最短时间内向电力监控警报系统发出信息，并且对出现故障的设备自动将其切除。这样一来，能够避免出现停电面积广、停电时间长的电力事故，还可以降低相邻地区连带停电的几率，避免出现大面积电力设备破坏，是一种有效且实用的是电力系统维护手段。
（2）在电力系统出现异常情况或者发生短路的情况下，电力系统继电保护能够形成继电保护动作，以此来及时调整功率、电压、电流等电气量变化。电力系统继电保护能够保障整个社会经济生产、生活秩序的正常化做出了贡献，保证了广大人民群众的生命财产的安全、社会的稳定。
3.电力系统继电保护装置维护管理措施
3.1要全面了解继电保护装置的初始状态
继电保护装置初始状态的好坏对于其日后的有效运行会有较大的影响，所以，应该注意收集整理检测设备数据资料、设备运行资料、技术资料、设备图纸等。在日常检修继电保护装置时，必须充分关注继电保护装置生命周期的各个环节。第一，要加强设备全过程管理，避免投入缺陷设备，确保继电保护装置有效、安全、正常地使用。第二，继电保护装置在投入使用之前，应该对设备部件的运行记录数据、交接试验数据、出厂试验数据、出厂试验数据、特殊试验数据、型式试验数据等信息进行记录。第三，为了找出设备中潜在的问题，应该在合适的时机停机检修。
3.2继电保护现场定期检验
①对运行中或准备投入运行的保护装置，应按部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条例》和有关检验规程进行定期检验和各种检验工作。在检验中不得漏项，不得私自减少检验项目。②继电保护班需根据季节特点、负荷情况并结合一次设备的检修，合理地安排年、季、月的保护装置检验计划。③定期检验项目应尽可能在一次设备停电检修期间内进行。检验工作应掌握进度，及时完成，以减少对系统和机组安全运行的影响，并应保证检验质量。④检验工作中，须严格执行部颁《电业安全工作规程》及有关安全规程中的规定，并按符合设备实际安装情况的正确图纸进行现场检验工作；复杂的检验工作事先应制订实施方案。⑤继电保护班配置的专用试验仪器、试验电源及检验用仪表的精确等级以及技术特性应符合规程要求，所有测试仪表均需定期校验，以确保检验质量。⑥继电保护检验时，应认真作好记录。检验结束时，应及时向运行人员交待，在运行保存的继电保护交代记录簿上作好记录。结束后7日内检验报告整理完毕（机组大小修后15日内）。
3.3防止继电保护“三误”
①对保护装置的整定试验，应按有关继电保护机构提供的最新通知单进行，并核对定值通知单所给的定值是否齐全、所使用的电流互感器、电压互感器变比值是否与现场实际情况相符合。②试验工作应注意选用合适的仪表，整定试验用的仪表的精确等级应为0.5级。并接于电压回路上的，应用高内阻仪表；串接于电流回路上的，应用低内阻仪表。③时间测试装置所测定的动作时间应按向被测试装置通入模拟的故障电压、电流量启动时间，出口接点动作终止时间的接线进行测试。④所有的交流继电器的最后定值试验必须在保护屏的端子排上进行通电进行。开始试验时应先做原定值试验，如果发现与上次试验结果相差较大或预期结果不符等任何细小的疑问时，应慎重对待，查找原因。⑤所有继电保护定值试验，都必须符合现场正式运行条件（如盖上盖子、关好门等）为准。对一些重要的设备，特别是复杂保护或有联跳回路的保护装置，如母差保护、断路器失灵保护等现场校验工作，应编制试验方案和经技术负责人审批的继电保护安全措施票。⑥在清扫运行中的设备和二次回路时，应认真仔细并使用绝缘工具（毛刷、吹风设备等），特别注意防止振动，防止误碰。
3.4全面统计分析继电保护装置运行状态数据
首先对继电保护装置可能出现故障的规律和特点进行了解，然后分析其日常运行数据，同时对故障出现的时间和部件进行预先判断。在还没有出现设备故障时，就通过预先判断将其进行及时的排查。所以，状态检修数据管理对于电力系统继电保护装置维护管理极为重要。应该结合设备诊断数据、设备状态监测、设备运行记录结合起来进行状态检修。通过把握继电保护装置运行规律和运行数据，以此提高继电保护装置的使用周期和安全系数，制定相应的设备检修方案，确保电力系统不出故障。
3.5加强微机保护装置的维护管理
第一，严格按规定执行微机保护装置的接地制度。电子电路是微机保护装置的内部零件，强磁场、强电场很容易对其进行干扰。微机保护装置外壳的接地屏蔽能够提高敏感回路抗干扰能力、阻塞耦合通道、抑制干扰源、对微机保护装置的运行环境能够进行有效的改善。同时，微机保护装置还可以采用容错技术设计，能够保证微机保护装置实现可靠、不间断运行，即便偶尔出现局部错误，也不会导致微机保护装置出现拒动或者误动。
第二，微机保护装置要采取电磁干扰防护措施。在改造变电站的过程中，可以用微机型保护来代替电磁型保护，必须采用一系列的防电磁干扰措施，主要包括：安装带有屏蔽层的电缆；一定要按照微机保护装置的安装条件来严格执行；提高微机保护装置元、器件的质量；采用隔离技术和屏蔽技术等增强抗干扰能力；对微机保护装置的制造工艺进行优化设计。
3.6定期查评和检修电力系统继电保护装置
①对断路器进行认真检查，重点查看其操作机构能够正常动作；②检查各盘柜上接线端子螺钉、继电器及表计有无松动；③重点检查控制室的红绿指示灯泡和光字牌是否处于完好的状态；④检查电力系统继电保护装置二次设备各元件的名称、标志是否齐全；⑤认真查看固定卡子有无脱落、配线是否整齐；⑥详细检查电流互感器、电压互感器的二次引线端子是否处于完好的状态；⑦检查接点接触有无烧伤和足够压力，各种动作、按钮、转换开关是否动作灵活、无卡涩。
根据每年定期查评电力系统继电保护装置的情况，可以分为三类：三类设备是指"三漏"情况严重、出力降低、危及安全运行、有重大缺陷的设备；二类设备是指、电力系统继电保护装置个别零件虽存在着一些小缺陷、设备基本完好，但是不对设备、人身安全造成危害，还能够处于安全运行；一类设备是指经过相关的运行检验，可以实现经济、安全运行，技术状况缺陷无良好的设备。如发现继电保护有缺陷必须及时处理，严禁其存在隐患运行。对有缺陷经处理好的继电保护装置建立设备缺陷台帐，有利于今后对其检修工作。定期对保护装置端子排进行红外测温，尽早发现接触不良导致的发热。每月对微机保护的打印机进行检查并打印。每月定期检查保护装置时间是否正确，方便故障发生后的故障分析。定期核对保护定值运行区和打印出定值单进行核对。
4.结语
随着计算机通信技术的进步和电力系统的发展，电力系统继电保护技术将面临着全面的革新，面临着新的机遇和新的挑战，会不断地朝着智能化、一体化、网络化、计算机化的方向发展。只有定期维护和检查电力系统继电保护装置的运行状况，做到“发现问题、解决问题”，才能够提高供电可靠性和继电保护的安全运行，避免在继电保护的过程中出现不正确动作，确保电力系统达到无故障设备正常运行。
参考文献
【关键词】电力系统；运行；继电保护；管理对策
社会经济的快速发展带动了电力系统的改进，而工农业的快速发展对电能的质量和数量都提出了较高的要求，同时也对电网系统的实际运行稳定性提出了较高的要求。
1电力系统继电保护的基本概念
在电力系统运行中，外界因素（如雷击、鸟害呢）、内部因素（绝缘老化，损坏等）及操作等，都可能引起每项事故及非正常运转的情况呈现，我们经常看到的事故有：相间短路；两相接地；三相接地；单相接地；短路等。这种系统不正常运转状况有：过电压，过负荷，不是全相运转，次同步谐振，振荡，同步机器暂时失磁不寻常的运转等。继电保护可以快速的切断故障，消除不正常的运行状况，所以电力系统的继电保护属于一种保护电网运行安全的自动装置。所以当有危及电网安全的故障发生时，继电保护会发生报警信号并自动采取措施以终止不稳定因素的发生。继电保护的基本任务：自动迅速，有选择的跳开特定的断路器；反映电气元件的不正常运行状态。电力系统对继电保护的基本要求：速动性；选择性；灵敏性；可靠性。
2电力系统继电保护现状
2.1微机在继电保护中的大量普及
随着计算机的广泛推广普及，微机开始在继电保护装置中开始使用，计算机在计算方面具有极强的运算能力和分析能力，所以在提高继电保护装置的性能方面具有较强的优势，所以在近年来，计算机广泛在继电保护装置上开始使用，且利用率呈上升趋势，针对高压的电力系统，微机的保护功能具有更强的性能。
2.2继电保护与前沿技术相结合
当今继电保护技术已过慢慢的逐渐呈现互联网和防护、检测、控制、数据信息整体化。互联网平台成就信息和数据联络用具已形成网络时期的技能助手，其与继电防护的融合是呈现现在电力体系安全、稳固运转的核心保护。现在电力体制继电保护需要整个防护单元全能同享整个体制的运转和事故信息的数据，促使每个防护单元与相交闸设置在研究这类信息和数据的基础上调和行为，实施这项体制防护的基础条件是将整个体制每个核心电气设施的防护设置用互联网平台结合在一块，即呈现微机防护设置的互联网信息化。当前微机确保的互联网信息化现在已实行，但它还是在初级时段，要完成我们国家微机防护的整体互联网信息化，还要求我们继电保护工作员的继续努力。
2.3使用人工智能（AI）、自适应控制算法等先进手段
人工智能技术（如专家系统、人工神经网络ANN等）被全面地使用于需求非线性困难，相对于原来的方式有着不可更换的实力。我们都知道，电力系统继电保护是一项普通的离散制约，划分到系统的每个地方，对于系统的状况（正常或故障）来诊断，即状况评估，是完成确保有效行为的核心。由于AI的逻辑思维和迅速治理技能，AI已形成网上状况评估的关键手段，越为广泛地使用于电力体制的众多方面里，尤其是继电防护方面，在于掌控、监管及计划等空间中展示着尤为关键的作用。
3确保继电保护安全运行的对策
3.1继电保护装置检验应注意的问题
在继电保护设置检测进程里务必预防：将整个测验和电流回路升级检验设置在该次检测最终来做，这几项动作做完之后，不要再动换定值﹑插件﹑换定值区﹑换变两次回路对接等动作信息网。电流回路升流和电压回路升压检测，也务必在别的检测地方形成后最终来做。在经常的检测里，时常在检测做好后或者设施进人热备情况，或者进入运转而短时间内没负荷，像这种状态下是不可以检测负荷向量和复印负荷采样值的。
3.2定值区问题
微机防护的最大优势是能有很多定值区，这也方便了电网运转方法千变万化的状态下定值更换问题。这时务必要做好的是定值区的错误对继电工作来说是一大忌，必须采用严格的管理和相应的技术手段来确保定值区的正确性。
3.2.1短距离馈线与降压变压器保护配合问题
一般厂里使用的电缆为不会超出2km的短线路。馈线最终的地方的10.5kV/0.4kV变压器不会设置唯一的变压器防护，务必将10kV这种线的路子和10.5kV/0.4kV变压器应该是线路变压器构成，是一样要保护的。就是设置了变压器防护的35kV/10.5kV变压器，出于馈线线路非常短，短路电流异常挺慢，一时断掉防护行为值需要按原线路终端三相短路较大的短路电流来整理，按照线路出去的地方短路来检验快速断电防护敏感度，在思考1.2的有效系数之后就没了防护空间。有效防护整理中，同时将35kV线路和35kV/10.5kV变压器想象成线路变压器组，一块看作防护对象。
3.2.2定时限过电流保护与限时电流速断保护配合
速断保护是一种短路保护，为了使速断保护动作具有选择性，一般电力系统中速断保护其实都带有一定的时限，这就是限时速断，离负荷越近的开关保护时限设置得越短，末端的开关时限可以设置为零，这就成速断保护，这样就能保证在短路故障发生时近故障点的开关先跳闸，避免越级跳闸。定时限过流保护的目的是保护回路不过载，与限时速断保护的区别在于整定的电流相对较小，而时限相对较长。这三种保护因为用途的不同，不能说各有什么优缺点，并且往往限时速断和定时限过流保护是结合使用的。
3.3一般性检查
首先清点连接件是否紧固焊接点是否虚焊机械特性等。现在保护屏后的端子排端子螺丝非常多，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，必须认认真真一个不漏地紧固一遍，否则就是保护拒动，误动的隐患。其次是应该将装置所有的插件拔下来检查一遍。
3.4接地问题。
通俗的讲接地就是将电器设备的外壳与大地通过接地极和接地线做良好的电气连接，使电器的外壳与大地之间在正常和故障的情况下都可以保持相同的电位，因为这两点（外壳和大地）的电位相同即电位差（电压）为零，因此人站在地上摸外壳就不会有电流通过人体，从而达到了保护人身安全的目的，这是理论上的，实际上接地线、接地极与大地之间的电阻不可能做到零因此外壳对地还会有一定的电压（具体数值视接地效果和漏电电流大小而不同），但毕竟大大降低了人体触电危险性。
3.5工作记录和检查习惯。
工作记录和检查习惯是每一个继电工作者都应该具有的工作习惯，良好的工作记录能及时发现工作中任何环节的疏漏，对以后继电保护工作也是一个良好的参考借鉴。
4继电保护管理的重要性及任务
4.1重要性
继电保护工作作为电网工作中的一个重要组成部分，这种行为责任重大、技能方面的性能非常强、工作细节复杂。继电保护员工天天对着很多像电网架构、保护设置、设施进出、运转方法变换及事故状况等每项信息，对这些来有效的总结、整理和分析，做起来非常复杂，况且上面和下面之间、局与各站点之间存着很多反复性内容进入及维修工作。为降低继电保护员工的工作的压力力度，提升整体生产力，开展继电保护信息监管体系已形成电网未来的一项必然发展趋势。
4.2主要任务
电力体系继电防护监管体系的首要工作是对继电防护所关系到的信息、数据、内容、图表等进行进入、查看、更改、删掉、查询。虽然监管对象层次非常之多、架构相对复杂、涉及全部一、二次设施参数、运转状况、数据分析、图档监管还有一些人力方面的管理，每个层面防护细节分工非常细，这也让数据库、表格非常之多，运用监管系统可以有效提升效率和数据运用的确定性。在电力体系里，依然有如防护设置软件设置不妥善、二次回路设置不规范、参数结合不理想、元器配件质量较差、设施落伍、二次标识不对、没有运用反措等很多因素，影响运转的继电防护设施存在或呈现事故，比较轻的会导致设施正常运转，严重的是影响电网的安全正常运转，对此，务必提高警惕继电保护事故预防，用心、坚持地展开好继电保护信息管理。
5继电保护管理中的不足
根据当前电力系统每个供电机构的继电防护监管状况，会看出各公司对继电保护监管里当下的困难款式多元化、内容各不相同、格式也是无奇不有、规范方面就更不用说了；还有，整个供电单位都是对监管不到位也就是形式化的记一下而已，现在的事故打消之后就在不会来更深入的总结研究。更关键的还有公司连事故的原因都不记，发现监管上的漏洞之后就是督促工作人员进行处理就了结了。由于各公司对监管力度不一样，忽视不问。最后构成运转维修结果也不一样：有的公司发现事故，想法处理根治，设施及电网安全基本稳定；还有一些单位发现事故之后，反复处理都无法根除，浪费力气又耗材，而且非常严重的导致了设施及电网的安全稳固运转；有的单位发现了事故由于人员紧张不能及时处理，同时对事故也没有做出详细的记录，小事等大了在处理不但影响了电网的正常运转还损失了经济。对于这种情况，为了较低经济损失，要加强继电保护工作人员治理事故的技能和经验累积，提升继电防护行为目标，保证电力设施稳健运转以及电网安全稳固运转，确实将事故消除监管工作做到位，并经过科学监管来引导安全运转维修工作，务必对事故及不足要实施微机化监管，借助微机强大的技能，对呈现的事故存贮分析、统计、总结，并来精心探讨、总结，寻找设施运转规律，很好地让事故监管应用、服务于运转维修与安全有效运转。
6排除故障的措施
6.1对继电保护故障按独立的装置类型进行统计
对当前系统运转的各项线路防护设置、变压器防护设置、母差防护设置、电抗器防护设置、开关操作箱、重合闸设置或继电设置、电压切换箱，电容器防护设置、以及其他保护、备用电源自投切设置或安全自动设置等，将其事故依照设置款式在微机里来统计分析，而不运用罗列笔录或按站统计等方式。
6.2对继电保护故障分类
除去按事故对设施或电网运转的影响力度可区分成较轻、严重、危机三种以外，还可以依照事故发生的直接因素，将事故区分为设置不理想（包含二次回路与设置原理）、反措没实行、元器件不合格（包括物品自身质量就不好与产品运转长时间退化）、工作上的不足（包括失误接错线、设施不良或使用不当、标识错误、检验疏忽）等几个方面。对事故的分析统计之后，首先依照事故损坏程度，分清不同程度安排处理；另还有，便于对事故的轻重职责分类及有效性改进，从根源上杜绝事故以后在出现，也保证了消除事故整理的功效。
6.3明确继电保护缺陷登录的渠道或制度
为了逐渐把我设施运转规律，并逐步提升继电保护工作人员的运转维护技术水平，就务必对继电保护设施呈现的每一项事故来立即、整体的统计分析，除去继电保护工作人员个人出现的事故应立即统计分析之外，还务必立即统计分析变电站运转工作岗位上的人员出现的事故，而要做好后面这项以往非常复杂。对此，务必对运转机构工作（人员）有效继电保护事故通知方式、机制，经过制度的制约，清楚事故上报的方式、事故政治的分界、耽误事故治理构成缘故的职责归属等，明确做好任何一次事故都能立即做到统计分析，为经过不足之处监管查询设施运转规律奠定坚实的基础。
7继电保护故障管理的对策
7.1跟踪继电保护设备运行情况，及时、合理安排消缺
通过事故监管，可以在不同地方把握设施运转状况，做好下一步的计划：哪些设施没有出现过事故，我们可以暂不处理，哪些设施还存在隐患，事故可否导致设施安全运转，并对目前有事故的设备，依照事故轻重，进行安排处理，立即妥善处理或逐渐导入月度生产检测修理计划来对设施打消或结合继电保护定期检验、交接性校验、状态检修进行设备消缺，以确保设备尽可能地健康稳定运行。
7.2超前预防，安全生产
通过事故管理，对把握的事故的数据，在其未构成故障之前，要做到立即总结分析，定出计划和针对性的措施。对于立刻能处理的事故，要安排工作人员进行处理；对不能马上处理的事故，要做到再次总结分析，制定挽救方法，并认真对待该事故预想。
7.3及时、准确地对继电保护设备进行定级统计
要真正做到把每台继电保护设备定级到位，就必须做到时刻全面地掌握每台继电保护设备存在的问题，并对其进行合理化管理，进而对设备定级实现动态的科学化管理。
总之，电力企业作为能源工业之一，国家一直有相关的政策扶持，所以在发展上也一直呈上升速度快速的发展，随着科学技术的不断进步，各种高科技技术开始介入电力企业的发展过程当中，继电保护技术也在接受着新的机遇和挑战，所以在继电保护技术的使用上我们应加强学习和研究，使继电保护技术不断朝着一体化及智能化管理方面发展。
参考文献：
Abstract:Thispapermainlydiscussestheissueofmicrocomputerprotectioncompatibilityaboutdifferentagreementinthemicrocomputerprotectionmonitoringandcontrolsystem.Throughanalyzingtheapplicationofcommunicationagreementamongtheprotectiondevicemanufacturers,thepapersolvesthenetworkingofmicroprocessor-basedprotectiondevice,andrealizesremotemonitoringandmaintenanceofprotectiondevice.
关键词：微机保护；规约；处理
Keywords:microcomputerprotection；statute；processing
中图分类号：TP315文献标识码：A文章编号：1006-4311（2012）15-0174-010引言
为了实现微机保护至的远程维护和加强机电保护运行管理，成分应用微机保护装置资源，近几年，集机电保护装置运行信息采集与集中监控、计算分析、维护管理、故障诊断于一体的微机保护监控系统得到了较大的发展。
在微机保护监控系统中，建立支持多种规约和多种网络通信模式，使系统具有通用性、可扩充性的通讯规约是其中的一个难点问题，解决好这个问题将为系统的发展扫清障碍。
1微机保护监控系统对通讯的要求
通讯功能不能影响微机保护装置原有功能和运行的独立性、安全性和可靠性。
通讯规约的开放型和标准化等是保护监控系统实用化的基础和关键技术。
数据通讯网络应满足可靠性高、抗电磁干扰性强、实时性强、能兼容不同通讯规约的保护装置及安全自动装置、能支持各种传输介质和传输方式。
充分考虑信息共享问题，不但满足机电保护专业的管理、分析的需要，还要兼顾调度和变电运行的需要，可方便的与其他网络系统和应用系统互联，扩展自身功能。
2现状分析及解决方法
以本地区保护监控子站系统建设为例，它由工作站、各保护装置及其他智能设备组成，主要完成数据的采集和上传，同时，可实现保护装置的统一管理。电力系统中微机保护装置种类繁多，保护通讯的开放程度存在差别，尤其是保护装置的通讯规约不统一，这些给保护装置的联网通讯、高级应用功能的开发带来较大的困难；同时，也造成微机保护系统的建设周期长，问题多。
2.1传输媒体的应用在非综合自动化变电站，具有串行接口的保护装置用双绞线通讯，传输率为10Mbit/s左右，传输的距离一般为几百米；在综合自动化变电站，主要是利用光纤星形以太网和总线型网等通讯网络。
2.2通讯规约的应用分析工作站数据采集和处理模块负责解释微机保护装置的不同规约的报文，进行预处理，将各装置数据汇总后发向工作站数据处理进程，同时也负责将子站端的操作控制命令转化成报文下发至各保护装置，返回执行结果等，其中规约管理器专门用于管理不同规约。子站系统为不同的设备编制相应的规约模块。
采集的保护信息主要包括运行、动作事件和异常告警信息。其中，运行信息主要有召唤保护装置运行定值和软件版本、保护压板投退状况、开关变位、遥测值、保护采样值。数据采集的主要问题是保护信息开放程度不一样，表现为规约内容的不一样，如部分厂家对故障录波定值、部分故障信息为定义或每开放、部分装置采样值不能上传。
2.3系统功能本地区保护监控系统已接入110KV综自站8个和1个330KV变电站，包括南瑞继保、国电南自、许继集团和四方公司等保护装置，并于2003年11月投入运行。它实现了对接入的微机保护进行实施检测，尤其是能及时发现装置的异常信息，快速的处理缺陷，为开展的继电保护状态检修提供重要依据。系统故障时，进入专家系统进行分析并提供处理意见；同时，该系统能自动生成运行报表，进行设备参数差距，提高了继电保护专业的运行管理水平。该系统分为电网扫描、保护运行工况监视、保护管理、故障录波分析四个模块，其中，保护运行工况实现对接入微机保护装置运行状态的实施检测，利用其进行继电保护巡检，能够及时发现装置异常；保护管理和专家分析系统式高级应用模块，能实现实时信息统计，对接入系统的微机保护装置进行统一的管理。
3展望
微机保护联网，实现在线检测和管理将成为保护专业管理的发展方向之一，微机保护通信规约的开放和规范是这一进程的基础。与其他网络互联，实现信息共享；进一步加强保护定值在线校核等实用功能的开发等问题是今后努力的方向。
参考文献：
[1]张浩.工业计算机网络与多媒体技术.北京：机械工业出版社,1998（5）.
[2]姜蕊辉，周建.变电站微机自动化系统的集成.电气时代,2001（7）：56-58.
关键词：电力系统继电保护应用维护
引言
电力作为当今社会的主要能源，对国民经济的发展和人民生活水平的提高起着极其重要的作用。电力系统的飞速发展对电力系统的继电保护不断提出新的要求，近年来，电子技术及计算机通信技术的飞速发展为继电保护技术的发展注入了新的活力。如何正确应用继电保护技术来遏制电气故障，提高电力系统的运行效率及运行质量已成为迫切需要解决的技术问题。
1电力系统中继电保护的配置与应用
1．1继电保护装置的基本要求
选择性。当供电系统中发生故障时，继电保护装置应能选择性地将故障部分切除。首先断开距离故障点最近的断路器，以保证系统中其它非故障部分能继续正常运行。灵敏性。保护装置灵敏与否一般用灵敏系数来衡量。在继电保护装置的保护范围内，不管短路点的位置如何、不论短路的性质怎样，保护装置均不应产生拒绝动作；但在保护区外发生故障时，又不应该产生错误动作。速动性。是指保护装置应尽可能快地切除短路故障。缩短切除故障的时间以减轻短路电流对电气设备的损坏程度，加快系统电压的恢复，从而为电气设备的自启动创造了有利条件，同时还提高了发电机并列运行的稳定性。可靠性。保护装置如不能满足可靠性的要求，反而会成为扩大
事故或直接造成故障的根源。为确保保护装置动作的可靠性，必须确保保护装置的设计原理、整定计算、安装调试正确无误；同时要求组成保护装置的各元件的质量可靠、运行维护得当、系统简化有效，以提高保护的可靠性。
1．2继电保护装置的任务
继电保护主要利用电力系统中原件发生短路或异常情况时电气量(电流、电压、功率等)的变化来构成继电保护动作。继电保护装置的任务在于：在供电系统运行正常时，安全地。完整地监视各种设备的运行状况，为值班人员提供可靠的运行依据；供电系统发生故障时，自动地、迅速地、并有选择地切除故障部分，保证非故障部分继续运行；当供电系统中出现异常运行工作状况时，它应能及时、准确地发出信号或警报，通知值班人员尽快做出处理。
1．3保护装置的应用
继电保护装置广泛应用于工厂企业高压供电系统、变电站等，用于高压供电系统线路保护、主变保护、电容器保护等。高压供电系统分母线继电保护装置的应用，对于不并列运行的分段母线装设电流速断保护，但仅在断路器合闸的瞬间投入，合闸后自动解除。另外，还应装设过电流保护，对于负荷等级较低的配电所则可不装设保护。变电站继电保护装置的应用包括：①线路保护：一般采用三段式零序电流保护、相间距离保护、接地距离保护。其中一段为速断保护，二段为限时速断保护，三段为后备保护。当全线路需要速断时，可增设光纤差动保护。当双回线路并列运行或多回线路并列运行应选择光纤差动保护。②母线差动保护：需同时装设母联分断、母线相续故障即死区。③主变保护：主变保护包括主保护和后备保护，主保护一般为重瓦斯保护、差动保护，后备保护为复合电压过流保护、负序过流保护、过负荷保护。④电容器保护：对电容器的保护包括过流保护、零序电压保护、过压保护及失压保护。随着继电保护技术的飞速发展，微机保护的装置逐渐投入使用，由于生产厂家的不同、开发时间的先后，微机保护呈现丰富多彩、各显神通的局面，但基本原理及要达到的目的基本一致。
2继电保护装置的维护
值班人员定时对继电保护装置巡视和检查，并做好各仪表的运行记录。在继电保护运行过程中，发现异常现象时，应加强监视并向主管部门报告。
建立岗位责任制，做到每个盘柜有值班人员负责。做到人人有岗、每岗有人。值班人员对保护装置的操作，一般只允许接通或断开压板，切换开关及卸装熔丝等工作，工作过程中应严格遵守电业安全工作规定。
做好继电保护装置的清扫工作。清扫工作必须由两人进行，防止误碰运行设备，注意与带电设备保持安全距离，避免人身触电和造成二次回路短路、接地事故。对微机保护的电流、电压采样值每周记录一次，每月对微机保护的打印机进行定期检查并打印。
定期对继电保护装置检修及设备查评：①检查二次设备各元件标志、名称是否齐全；②检查转换开关、各种按钮、动作是否灵活无卡涉，动作灵活。接点接触有无足够压力和烧伤，③检查控制室光字牌、红绿指示灯泡是否完好；④检查各盘柜上表计、继电器及接线端子螺钉有无松动；⑤检查电压互感器、电流互感器二次引线端子是否完好；⑥配线是否整齐，固定卡子有无脱落；⑦检查断路器的操作机构动作是否正常。
根据每年对继电保护装置的定期查评，按情节将设备分为三类：经过运行检验，技术状况良好无缺陷，能保证安全、经济运行的设备为一类设备；设备基本完好、个别零件虽有一般缺陷，但尚能安全运行，不危及人身、设备安全为二类设备。有重大缺陷的设备，危及安全运行，出力降低，”三漏”情况严重的设备为三类。如发现继电保护有缺陷必须及时处理，严禁其存在隐患运行。对有缺陷经处理好的继电保护装置建立设备缺陷台帐，有利于今后对其检修工作。
3电力系统继电保护发展趋势
随着计算机硬件的飞速发展，电力系统对微机保护的要求也在不断提高，继电保护技术向计算机化、网络化、智能化、保护、控制、测量和数据通信一体化方向发展。除了保护的基本功能外，还应具有大容量故障信息和数据的长期存放空间，快速的数据处理功能，强大的通信能力，与其他保护、控制装置和调度联网以共享全系统数据、信息和网络资源的能力，高级语言编程等，使微机保护装置具备一台PC的功能。为保证系统的安全运行，各个保护单元与重合装置必须协调工作，因此，必须实现微机保护装置的网络化，这在当前的技术条件下是完全可行的。在实现继电保护的计算机化和网络化的条件下，保护装置实际上是一台高性能，为了测量保护和控制的
关键词：电力系统；配置与应用；维护；发展趋势
中图分类号：F407.6文献标识码：A
引言
继电保护作为电力系统安全、稳定运行的重要保障，如今已经得到了广泛的应用。随着科学技术的不断发展，继电保护技术也在慢慢的朝着微机化、网络化、智能化的方向发展。同时，这也给电力系统的安全运行提供了重要的保障。
一、电力系统继电保护的概述
电力系统的运行情况是日益成为社会生活的正常进行的基础。因此电力系统需安全可靠，并且提供质量高、经济性好的电能供应。然而在某些情况下，比如自然环境、设备老化或故障以及人为因素的影响等等，都可能会导致电力系统发生故障，造成电力系统的运行不正常。故障和异常的出现会危害到整个电力系统的安全运行，这时系统的自动化措施会策略性的解决事故，保障电力系统的正常工作，这一系列自动化措施被称之为电力系统的继电保护。继电保护表现出了良好的电路保护功能，并且运行稳定，操作灵活，与电力相关的各个行业都离不开继电保护。
1、电力系统继电保护的原理
电力系统故障中，各种形式的短路是最常见也是对系统危害最大的故障。因此继电系统通过使用带触点的继电器，对各种电机、变压器（特别是高压变压器）以及输变线等加以保护，以减少故障对电力系统的损害，保证电网的供电正常。
继电保护装置以计算机技术为基础，当电力系统中的电气元器件出现故障（接地、短路等情况）时，保护装置能及时向设备运行单位发出警示信号，并自动使断路器跳闸切断故障单元。
2、继电保护装置的任务
继电保护装置是指在电力系统出现异常情况或者发生短路的情况下，形成继电保护动作，以此来及时调整频率、功率、电压、电流等电气量变化。其任务:一旦电力系统出现工作异常时，能够在第一时间给电力监控警报系统发出准确、及时的警报或者信号，便于尽快处理;当电力系统出现故障的时候，能够有效地保障没有故障的区域继续供电，对于那些故障区域能够有选择地、迅速地、自动地继续切除;当电力系统处于正常运行的状态时，继电保护装置能够对各种设备的运行状况进行完整地、安全地监视。
二、电力系统继电保护应用现状
1、工作人员的能力和素质参差不齐
人员问题是近几年来影响继电保护的一个重要问题，在经济大力发展的情况下，这个问题却仍然没有得到改善。因为电网建设的速度也在逐渐的加快，新建、扩建、改建项目不断的增多，这使得人员的使用情况更加紧张。大部分电力系统的工作人员都存在人员新、水平低、经验少的问题，这也导致在安装、调试的时候容易出现各种各样的问题，甚至还导致验收的时候不能抓住重点。
2、设备配置跟不上发展
为了使电力系统能够更好的运行，很多的电力企业都在对设备和配置进行更新和维护，这使得继电保护装置的信息化程度有一定的提高。但是一些偏远地区由于经济、交通等方面的原因，不能够对设备和配置进行及时的更新，同时也离一流供电企业继电保护装置还有很大的差别。
3、起步较晚发展较快
在我国，电力系统继电保护技术出现在上个世纪70年代末期，它的起步较晚，但是发展速度很快。在上个世纪八十年代，微机型的样机试运行之后，电力系统继电保护便开始进行生产和使用。如今，继电保护产品已经推向市场并且被运用在电力系统当中。微机保护靠着良好的技术甚至已经超过了国外的继电保护系产品。从上个世纪80年代的220千伏高压电力系统，再到如今的国内330千伏、500kV、750kV以及直流超高压800kV系统的继电保护，说明了我国的继电保护设置发展的非常快。
4、微机继电不断的发展
目前电力系统继电保护技术以已得到广泛的应用，其发展过程大致分为四个阶段：电磁型、晶体管、大规模集成电路式和微机式继电保护技术。当前的继电保护技术处在微机继电保护阶段，并在快速发展。微机继电保护不仅具有传统继电保护的功能，而且操作方便灵活，目前以发展实时显示设备参数、定位故障等功能。特别是信息技术、网络技术等新技术的引入，继电保护的发展更是迅速。
1）通过引入IT技术，将计算机与电力系统连接起来，继电保护可以将故障测量、系统控制、系统保护整个过程融为一体。
2）人工神经网络的应用，能够快速解决电力系统中的非线性问题，及时分析电网的各项参数，预判故障的发生位置，提前做好应对措施。
3）引入新型的光学数字式电压、电流互感器替代传统的电感式测量仪器，测量结果精确度更高。
4）电网系统入网，实现广域保护。
三、电力系统继电保护的发展前景分析
1、计算机化、网络化发展
计算机的普及和网络技术的快速发展，为各项工作的开展提供了强有力的通信手段。有关统计数据表明，目前我国电力系统中的数据量巨大，与之相比继电保护系统的数据通信手段则相对落后，难以满足当前电力系统发展的需要。因此继电保护的发展不应只满足于切除系统中的故障元件等技术层面，更应该立足于整个电力系统的安全性、可靠性，结合计算机技术，利用网络资源来进行现代化的继电保护。
首先整个电网系统的广域连接，要求继电保护具有强大的数据处理能力，并有足够大的存储空间以存储大量的故障信息；然后为了保障信息传输的及时性和有效性，电力继电保护系统还要具有强大的通信能力，实现整个系统的资源共享，数据和信息能够及时得到传输。另外随着计算机局域网络技术的发展，光纤通信技术在大规模自动化系统中的应用，电力继电保护装置系统表现出了良好的抗电磁干扰能力，对数据的高速、准确、实时传输提供了保障。
2、智能化发展
在传统的电力继电保护中，已实现了自动报警、自动调节、自动切除等智能化操作，并实现了系统事故的自动判别与处理、智能决策、在线自诊断等。为了提高继电保护系统智能化操作，自适应理论、人工神经网络、支持向量机、模糊逻辑、专家控制和蚁群算法等智能算法目前已广泛应用到系统中。因此将来继电保护智能化的系统具有目前已有的特点外，还会具有人机一体化、自组织能力、学习能力与自我维护能力；甚至会具有人的思维能力等等。
3、数字化发展
随着社会经济的不断发展，数字化变电站的建设成为电网建设的主流。一方面，数字化变电站可以减少自动化设备数量和设备的检修次数和时间，提高系统的可靠性和设备的使用率。另一方面，数字化变电站可以减少占地面积和投资成本，还可以实现资源信息的共享。数字化技术是需要不断发展和完善的技术。它的研究和应用是一个持续、渐进的发展过程，相信在不久的将来它一定会成为继电保护的主流技术。
4、控制、保护、数据通信、图形显示一体化
在网络化、数字化和智能化的发展趋势下，电力系统的整个保护装置可以视为多功能、多操作的计算机。它能够从网上获取电力系统运行和故障的各种数据，并将它获得的及它自身的数据和信息发送出去。因此有必要将继电保护系统的控制端、保护方式、数据通信技术、测量监视、图像监控等集中于一体，未来的电力继电保护装置会具有继电保护功能，还具有监视整个系统实时运行、并对开关设备及过程控制设备操作进行控制的功能。
5、输电技术出现新突破
电力电子技术的不断发展和突破，直流输电技术也在日益成熟。在这样的情况下会促生多种新的发电方式，其产生的电能都会以直流电的方式输送，比如磁流体发电、电气体发电、燃料电池和太阳能电池等等。这意味着直流输电技术在电力系统中必将得到更多的应用。另外超高压输电也表现出了优越性，比如增加输送容量，增长了传输距离，降低了单位功率电力传输的工程造价，并且能够减少线路对能量的损耗，线路走廊所占地面积也大大缩减，这些都说明直流输电具有显著的综合经济效益和社会效益，在将来的继电保护中会得到发展和应用。
四、结束语
综上所述，在我国经济和社会快速发展的时期里，各项生产活动的进行都需要大量的电力，高效可靠地的电力继电保护是电力系统正常、平稳运行的基础，也是我国经济稳步发展的要求。在先进IT技术、自动化控制技术等先进技术的支持下，继电保护必将会面临新的发展机遇和挑战，继电保护将不断向着计算机化、网络化、一体化、智能化和综合自动化的方向发展。因此思想上必须与时俱进，明确电力系统继电保护的基本任务和意义，及时掌握技术发展的方向，将新技术不断应用到继电保护中。
参考文献：
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[2]姚朝贤，电力系统继电保护技术应用现状的探讨[J].科技致富向导，2012，12（20）.
关键词：继电保护配置人机对话试验装置
1引言
随着新型继电保护装置，特别是微机保护的推广应用，对测试技术有了更高的要求，涉及计算机自动测试等先进技术的继电保护微机型试验装置已成为不可缺少的专用设备。为此，电力部已颁发了“继电保护微机型试验装置技术条件”，使选择试验装置有了依据。有的省电力试验研究所对进口和国产继电保护试验装置进行了测试，并公布了各种试验装置的对比结果。本文从智能电子仪器的原理和继电保护试验校验要求的综合角度，简述目前国内外继电保护微机型试验装置的技术性能及检验方法。
2试验装置的电子线路结构特性
微机型试验装置是由人机对话设定输入电流、电压的参数，由程序控制信号源指导电子线路、D/A转换、功率放大，输出具有一定功率的三相电流、电压送给继电保护装置，同时接受继电保护装置的反馈信息，作出系列响应，予以记录，以达到自动测试结果，并将结果以文字、图表打印报告。
2.1人机对话
国产的试验装置具有汉字菜单，进入各种专用试验程序，程序界面友好，并有帮助菜单。进口试验装置则为英文界面。
2.2参数设定
通过屏幕画面直接输入或修改参数，一般试验装置在出厂前必须调整好，使得输出的电流、电压信号就是设定的数值。由于试验装置在自动测试过程中(如二分法渐近)都是电流、电压突变，一般没有用仪表监测。在日后的试验中，不论装置工况如何，就认定设定值就是输出值。这里就存在一个大问题，一旦负载阻抗较大，输出波形削顶或产生自激振荡或功放回路参数有了变化，使输出值和设定值有误差，就会造成继电保护误整定。现将国内外装置中解决这些问题的几种办法分述如下。
(1)瑞典OMICRONCMC156采用A/D测量自动反馈修正。它的优点是当功放级尚未饱和时能提高精度。如负荷阻抗较大，功放级饱和后，自动反馈修正的误差反而会变大，但试验装置在误差超标时能在计算机屏幕上告警。
(2)江西华东电力仪器厂JJC—1H采用专有的失真判别措施，相当于用电路比较信号源和输出是否一致的办法。若输出电流、电压的有效值与计算机设定值误差超过3％时，就发出音响告警，超过5％时延时关机，并指示误差相别，避免错误整定。JJC—111试验装置设有电流、电压回路的开路、短路保护，失真判别措施还加强了电流、电压电源的开路、短路保护。这是国内其它试验装置所不具有的。
2.3程序控制信号源
目前大多数的试验装置都是由数据通讯线将微机中已计算的瞬时值数据传往D/A，产生信号源，有的是逐点传送，有的是批处理传送，这对试验波形每周分隔的点数有很大关系。
北京威特MRT—02B、广东昂立的3100D据悉基波每周只有40个点，幅频特性很差，谐波叠加和变频试验只是定性地，而非定量地进行测量，在这两个项目中输出的试验值与计算机整定值有误差。
江西华东电力仪器厂JJC—1H试验装置为无变压器输出，基波每周点为180点，幅频特性大为提高。在叠加2、3、5、7次谐波时，其谐波输出值和计算机设定值的误差不超过3％。从计算机逐点传送、通讯握手所需机时考虑，每周180点也已到了极限，否则要增加硬件存储器，实行批处理传送。但逐点传送也有它的好处，能仿真输出长过程的故障信号。
国外试验装置都保证任何频率下海周的点数有256点，送出的波形十分光滑，幅频特性很好。在20次谐波时，其和计算机设定值的误差均在3％以下，因而做单频率的试验时，效果特好。由于采用批处理传送需要前置存储器，而前置存储器容量有限，在故障仿真时，仿真信息的长度就有限制。国外试验装置容量偏小，增加容量需要增设功率放大器，增加体积重量，选择时要考虑应用场所。
2.4数模变换D/A
数模变换一般都采用12位或以上。在阻抗元件试验中，电压信号可能降得很低，这时信号源的D/A的有效位数就减少，影响波形的台阶数。如考虑叠加谐波的幅值裕度，一般相电压取80V是适宜的。零序电压3Uo一般应设计为100V。
2.5功率放大级
目前有两种设计。一种是经变压器输出，好处是通过变压器进行阻抗匹配，充分发挥功放管的容量，缺点是不能传送非周期分量，暂态响应和幅频特性都不好；另一种是无变压器输出，暂态响应好，且高电压、大电流功放管的价格低。使用无变压器输出已是目前的趋势。功放级设计有很多的关键技术，与制造厂家硬件投入有关。对试验装置而言，电压级的功放一般都能满足，而电流级功放容量要求最大，功放级的功放管参数选得高低不同，厂家提供容量的表达是不同的，下面只比较电流功放级的容量。
(1)江西华东电力仪器厂JJC—1H参数为：最大输出功率300VA/相，电流30A/相时，输出到负载上的不失真电压为10V。当环境温度20℃时，30A电流允许持续5min，这个指标目前在国内外都是很高的。电流10A/相时，输出到负载上的不失真电压为15V，此时允许长期工作。在现场用JJC—1H校验故障录波器的电流时，可同时串24个CT，而同样条件下昂立3100—D试验装置只能串6个CT，可见前者带载能力较大。
(2)瑞典CMC156、OMICRON、CMA156带功放装置后的参数，经江苏省电力试验研究所测定：最大输出功率为150VA/相，电流0～15A/相时，输出到负载上不失真的电压都为10V；电流20A/相时，输出到负载上允许的电压为6.25V；电流30A/相时，输出到负载上的允许电压只为3.85V；电流50A/相时，输出到负载上的允许电压只为1.413V。当环境温度20℃、50A/1.4V时允许8min。必须注意，当电流超过15A时，功放级的限制是由于热负荷的原因，在30A时输出功率也只有115VA，可见带载能力也很小。
(3)新加坡VENUS330和FREJA300输出不失真电压只能达到3.8～3.5V，输出带载能力很低。
(4)北京威特MRT—02B和广州昂立3100D参数为：输出电流范围0～30A/相，长期允许工作电流10A/相以下。当输出电流大于10A/相时，试验时间不宜超过10s，说明功放级的热容量不足。
2.6自动加载测试
根据继电保护测试项目的要求，试验装置能按设定程序输出电流、电压，自动寻找动作边界。如差动继电器助磁特性试验需要同时输出工频电流和直流电流，并自动按二分法渐近寻找动作边界。如直流助磁电流选择20A，交流动作电流将接近30A，因而大电流下的允许持续时间是不宜太短的。有的装置在上述工况下测试会发生中途超温停机，使自动寻找边界过程不能完成。
2.7继电保护的反馈信息
继电保护反馈信息有多种，如空接点、电位式、脉冲式，还有正、负极性之分。早期的试验装置智能判别很差，需要用改变硬件开关位置来约定反馈信息的处理，操作不便。目前，国内大多数装置也同国外装置一样，已做到自动智能判别，十分方便。选择试验装置时，同样要注意这个特点。
2.8试验数据处理
距离保护动作区试验是通过自动二分法渐近寻找动作边界，得到一系列测试结果，并在屏幕上绘制这些测试点。目前有很多试验装置不能用智能拟合的办法来绘制动作区曲线，也得不到实测的动作阻抗，因而表达不出实测的阻抗和整定值有多少误差。江西华东电力仪器厂JJC—1H微机继电保护测试仪开发了这些软件：包括阻抗元件动作区曲线、精工电流曲线、差动保护的助磁特性曲线等的智能拟合程序，尤其是试验叠加谐波对阻抗元件动作区的影响时，该程序能描绘非圆曲线的动作区，并形成一页完整的试验报告(见图1、图2)
3如何在实验室测试试验装置的性能
在实验室测试，往往没有复杂的继电保护，但有较多的仪表和测试装置。
3.1幅频特性测试
较为简单的方法是用双线示波器观测。令试验装置在叠加谐波状态，其中一相送工频电压U1，另一相送高频电压Un，计算机设定它们幅值相等，即U1=Un。如果幅频特性很好，在示波器上这两个不同频率的波形应有相同的高度。国外装置在高频频率为1000Hz时，两个波形的幅值是一样高，从高频波形看曲线依然光滑，说明信号源波形每周的点数是很多的。由于没有阻容平滑，幅频特性很好。江西华东电力仪器厂JJC—1H试验装置每周点数为180点，在高频频率为350Hz以下时，两个波形的幅值是一样高。北京威特MRT—02B试验装置，由于每周点数只40点，采用了较大的阻容平滑措施，因而幅频特性很差，在5次谐波时，其幅值对计算机设定值的误差都已达到了50％以上。
3.2线性和精度测量
继电保护试验主要保证50Hz下的线性和精度，这可用一般的电流、电压表对其进行校验。对电流精度的校验，应让试验装置从大电流往下逐点试验，有利于那些热容量不足的装置避免过热。由于D/A的位数有限，要注意小电压时的精度，对电流只需校核0.2～30A范围。OMICRONCMC156由于采用A/D反馈自动修正精度，故精度和线性均很好。欠缺的是输出容量较小，往往在小电压和小电流时，试验装置由于D/A的位数少，失真度会偏大。这一点对微机保护影响不大，由于在小电压和小电流时，其微机保护的AD采样的位数也减少，读入的精度也降低，输出波形的台阶化对测距的影响还不少。
国内试验装置在工频时的精度一般都很好，但在小电压下的精度要差些，原因是A/D位数减少。
3.3带载能力
用示波器配合负载电阻测量试验装置在输出波形不失真下的带载能力时，必需同时指出送多大电流和其输出波形不失真的的最大电压。带载能力测试是重要环节，要求可调的负载电阻阻值在1Ω以下，通流能力在30A。一般不易找到合适的可调电阻器，可用几个电抗变压器串联来代替，测量的结果如表1。当通30A时，江西JJC—1H输出不失真电压为10～11V，新加坡VENUS330输出不失真电压为3.8V，显然前者带载能力要大得多。
3.4叠加谐波能力
用谐波仪测试试验装置叠加谐波的能力同时可考核精度和幅频特性。国外装置由于幅频特性好，其谐波合成都很好。江西JJC—1H其谐波合成效果也好，送台阶波时，它的响应也很快。
对无变压器输出的试验装置，可用示波器观测试验装置输出方波和台阶波的能力。
3.5差动继电器的助磁特性试验
该项试验是考核试验装置能否自动进行测试，并如何处理试验结果的简便方法。
3.6阻抗继电器动作区试验
该项试验也是考核试验装置能否自动进行测试，并如何处理试验结果的简便方法，用以判明其有否叠加谐波或自动描绘拟合曲线的能力。
3.7阻抗继电器的精工电流试验
该项试验是考核试验装置进行动态测试的能力。如果暂态响应不好，两次精工电流测量的结果相差会较大，特别是在小电流下的情况更是如此。这就要分析是保护装置的暂态分散还是试验装置暂态特性所引起的。同时要考核精工电流拟合绘线的结果，尤其是数据分散的情况下，拟合绘线是否会产生不合理的振荡，以此考核绘图软件的质量问题(图3)。国内外继电保护微机型试验装置的性能比较见表1。
4软件菜单设计的审查
软件丰富与否，也是对试验装置的选择条件。一般来说，常用软件都应具备如下内容：
(1)三相电流、电压能任意设定初始值、故障值；能叠加谐波；能设定各段状态时区的长短；能智能判别继电保护反馈接点的信息；能按一定的模式，自动寻找继电器临界动作值。如保持电流和角度不变的情况下，按二分法改变电压幅值，寻找阻抗元件的临界动作值。也可保持电流和电压不变，让电压、电流之间的角度连续变化，看继电器进入动作区域的角度范围。它可用于测量上抛圆特性的阻抗继电器，也可测量方向继电器的动作区。
(2)三相电流、电压源能独立变频，也可根据需要改变。如做差动保护助磁特性试验时，其中一相送直流电流，另一相送交流电流。如做差动继电器的谐波制动特性时，A相送谐波电流，B相送50Hz电流。新加坡VENUS330却没有做到分相独立变频。
(3)三相电流、电压也可根据输入的线路参数R、X和选择的故障类型来自动计算产生。这一点FREJA300做得较好，它可以输入R、X；或Z、Φ；或I、Z；或U、I；或U、Φ等任何一种方式，据此产生故障信息。
(4)三相电流、电压的谐波不能随意叠加。因为一旦基波电流、电压已设定，相当于线路的参数R、X已确定。如果谐波电流先随意设定，则谐波电压就必须满足参数R、X的制约。
(5)三相电流、电压要能设定多段状态的时区。如正常态、故障态、非全相态、重合于故障态、切除后态，以便能校验综合重合闸的动作情况。
(6)三相电流、电压要能模拟复杂故障转换。如正常态、单相接地故障态15ms(可调)后，再转两点接地故障态，这种设定是考核微机保护对转换性故障的响应方式的需要。因为前15ms是单相接地故障，其后是两点接地故障，故障距离计算的公式对单相接地和两点接地故障的计算是不一样的。微机保护此时面临的问题是，在一个周波的数据是混淆数据，它究竟按哪个公式计算或是再等待，还是混算?由于新型的继电保护复杂，它的内核不是很清楚，究竟在运行中它的表现如何?继电保护微机型试验装置要肩负此考核的责任。
(7)试验装置要能产生系统振荡时的三相电流、电压模型，用于试验振荡解列装置；也要能产生系统振荡，又伴随故障的三相电流、电压(包括先故障，后振荡或先振荡，后故障等)的模型。
(8)高级仿真。用EMTP电磁暂态程序计算故障仿真数据，以一定的格式转换成试验装置的数据文件，用D/A经功率放大送出三相仿真的电流、电压。对于用计算机信息逐点传送，每周有40点以上的无隔离变压器的试验装置而言，做到这点并不难，北京威特MRT—02完成故障仿真工作较早，而后国内其它装置也完成了这项工作。每周点数多一点，仿真更细腻一点。也可计算复杂故障下短路电流、电压，将计算的电流、电压的幅值和相角直接输入到试验装置的菜单程序中对继电器进行仿真试验。
(9)故障信息再现。原则上应该可以将故障录波器记录数据通过试验装置予以再现输出，但这中间也需要进行数据文件的翻译(幅值定标)。如国内故障录波器每周只记录20点，就要用等距插值法将它转为每周180点(对JJC—1H试验装置而言)，对逐点传送的试验装置，可边插值边送数，使输出更细腻。对于压缩存储的文件，更要妥善处理。
Abstract:thispaperdealswiththepowergrid,Yellowstoneindustrialtowns,hillyareaafewatypicalrural110KVsubstationconfigurationautomaticreclosing,beforeandafter10KVtospeedupthemovementfeederprotectionandreclosecoincidencesuccessdatastatistics,focusingonprotectionmovementinfrequentwasanalyzedandcompared,inthewholedataanalysisandtestingisproposedonthebasisof10KVfeederprotectionconfigurationoftherelevantsuggestion.
中图分类号：U665.12文献标识码：A文章编号：
1大冶自然地理总体概况
地形地貌湖北大冶市地处幕阜山脉北侧的边缘丘陵地带，地形以丘陵、山地、平畈为主，地形分布是：南山北丘东西湖，南高北低东西平。海拔一般120至200米，最高点太婆尖，海拔839.19米，最低在市东港底，海拔11米。丘陵地带主要分布在境内中、东、西、北部，占境域面积的67％，南部偏东以山地为主，占15％，湖泊主要分布在境内的东、西部，平畈主要分布在湖泊周围、河流两岸和山谷之中，湖泊、平畈面积均占市域面积的9％。气候特征大冶属典型的大陆性季风气候,冬冷夏热,四季分明，光照充足，雨量充沛，年平均气温17.3°G，年均降雨量1507.3毫米。主要灾害有水灾、旱灾、风灾和冻灾。面积：1566.3平方公里
2大冶电网的现状与电网建设
大冶电网隶属湖北黄石电网，固定资产7.67亿元。所辖厂站27座，其中所属变电站17座，总容量751MVA。2011年电网最大负荷42.3MW。全系统2011年售电量26.598亿KWH,人口：909724人，用户数23.2万。6-10KV配电线路共计189条，总长度2486KM，220-380V低压线路5668KM。“十二五”期间，按湖北电网农网改造升级的规划，大冶电网将投资12.07亿元,新建220KV变电站3座,新建及改造110KV变电站9座,35KV变电站5座,新增35-110KV主变16台,架设35-110KV线路29条。
3自动重合闸与继电保护在大冶电网中的应用
近几年随着湖北电网农网改造升级，大冶电网继电保护装置也从电磁型转向微机型，在线运行，及将投运的继保设备有各种类型号，保护中有不同生产厂家，不同型号的产品。继保装置在经历电磁、整流、晶体管、集成电路向微机发展，大冶电网也从最初的GL-15向北京四方CSC-211、许继WXH-822R、金智IPACS-577等微机装置更换。在微机保护中，自动重合闸与继电保护配合可以加速切除故障，提高供电可靠性。有二种配合形式：重合闸前加速保护、重合闸后加速保护。大冶电网在山区及城区工业110KV变电站10KV线路中分别配置保护，配置重合闸后加速110KV变电站有陈贵变、石洪甫变、金牛变所有10KV馈线，其中陈贵变、石洪甫变所带负荷为城区工业负荷，金牛变为丘陵农业；配置重合闸前加速110KV变电站有新叶变、车桥变、前进变所有10KV馈线，其中新叶变、车桥变所带负荷为城区工业负荷，前进变为丘陵农业。
42011年各站保护动作及重合闸成功率
1）电网2011年各站保护配置及动作分月统计表
1．1）配置情况
配置自动重合闸后加速的站110KV陈贵变、金牛变、石洪甫变各10KV线路分别有14条、8条、10条，配置自动重合闸前加速的站110KV车桥变、金牛变、石洪甫变各10KV线路分别有5条、11条、5条。
1．1．1）下图表为配置自动重合闸前、后加速大冶电网110KV各变电站2011年每月动作情况及全年动作汇总情况统计表
从上图表中可以清晰的看出随负荷的季节性变化，各站的保护动作次数出现了2次高峰值，随后回落。
大体上可以按电网的二个高峰负荷时段来查看保护的动作情况，电网负荷出现第一高峰为春节，春节电网负荷为261MW,此时工业停产，大负荷大部份为保安、保温，工业负荷约120-140MW，陈贵、石洪甫、车桥、新叶的保护动作次数都有明显的下降，而居民照明、取暖负荷大幅攀升，居民负荷约在120MW，在电网的二个农村负荷站，金年的负荷从平时的4MW攀升至15MW,前进站从平时的7MW攀升至18MW,金牛、前进站二月份的保护动作次数也从0次上升为5次。电网负荷的第二个高峰为6、7、8月，全网负荷在8月18日攀到423MW，此时不含自供的全网负荷为291.5MW。配置自动重合闸后加速的陈贵变保护动作在此间达至7次,同样石洪甫变也达到7次,金牛变为6次,三个月共计峰值为38次;配置自动重合闸前加速的站前进变二度攀升至11次,最小的7月份也有9次之多,而新叶变在6月间的动作次数为10次,在8月也有8次,三个月共计峰值为50次.
1．2）2011年各站重点月份保护动作次数汇总分析
上图表中为分别对自动重合闸前、后加速2011年在各站的动作情况的统计，配置前加速的三个站陈贵、石洪甫、金牛保护动作次数分别为24、23、27，总计74次；配置后加速的车桥、前进、新叶保护动作次数分别为7、58、31次，总次数为96次。这与前加速保护的特点相符，体现了线路发生故障时保护首先无选择性地瞬时性动作于跳闸，而后再重合的特点。
2）2011年各站自动重合闸成功统计图表及分析
电网各站分月重合闸重合成功情况
2．1）在电网负荷与继电保护动作的第一个高峰时段，配置自动重合闸后加速的几个站:金年变在2月份的重合闸重合成功次数为3次，重合成功率为60。石洪甫重合成功次数为1次，重合成功率为50。配置自动重合闸前加速的各站:前进变重合成功次数为4次，重合成功率是80。新叶变重合成功次数是1次，成功率是100。
在第二高峰，当年的6、7、8月，配置自动重合闸后加速的各站:陈贵变6月份重合成功3次，重合成功率是75，而在8月重合成功2次，成功率是28.6。石洪甫变6月份重合成功2次，成功率是66.7,8月份重合成功6次,成功率为85.7。金牛变6、7、8的重合成功率分别为50、66.7、100。
2．2）电网各站全年总动作及重合成功数据分析
从全年数据来看，配置自动重合闸后加速的陈贵变10KV馈线保护动作24次，重合成功13次，重合成功率为54.2,石洪甫变10KV馈线保护动作23次,重合成功18次,成功率为78.3,金牛变10KV馈线保护动作27次,重合成功17次.成功率为63。配置自动重合闸前加速各站:车桥变10KV馈线保护动作为7次,重合成功5次,成功率是71.4。前进变10KV馈线保护动作58次，成功42次，成功率72.4。新叶变10KV馈线保护动作31次，重合成功29次，成功率93.5。
电网配置自动重合闸后加速10KV馈线全年累计保护动作74次，重合成功48次，成功率65。前加速10KV馈线累计保护动作96次，重合成功76次，成功率79。
配置自动重合闸前加速10KV馈线全年保护动作比配置后加速馈线多动作22次，但在重合成功率上则高14个百分点。避免了瞬时性故障演变为永久性故障，提高了10KV馈线供电的可靠性，提升了供电公司优质服务水平，同时增加了售电收入。
5）结束语
前加速保护方式优点是能加速切除瞬时性故障，重合后能有选择地断开永久性故障。缺点时首次动作无选择性，当开关或重合闸拒动，扩大停电范围。后加速保护的优点是首次动作有选择性，不会扩大停电范围，在重合于永久性故障时又能瞬时切除。
建议：防止瞬时性故障演变为永久性故障，保证10KV母线电压，10KV馈线宜选用前加速，同时为防止配置前加速开关跳闸超标，每年应做好开关电气、机械试验，同时应做好每年的定值核对工作。
参考文献：
【关键词】微机保护；事故分析；分析技巧；基本方法
最近，电力系统发展日新月异，其保护方式大致经过了几代交替，从电磁式继电保护到集成式继电保护装置到微机保护。传统的电磁式继电器和集成电路式的保护方式基本上退出了历史的舞台，微机保护成为了现代电力系统的主流保护方式，并且也是数字化变电站和近期提出的智能化电网保护的基础。
1.微机保护事故的原因分析
1.1定值问题
1.1.1整定计算的误差。由于人们尚未透彻掌握设备的特性，很多数据依存于经验值和估算值，继电保护的定值不容易定准，且因电力系统参数或元器件参数的标幺值与实际值有出入，在两者的差别比较大的情况下，以标幺值算出的定值较不准确，使设定的定值在某些特定的故障情况下失去灵敏性和可靠性。设计、基建、技改主管部门应及时、准确地向保护计算人员提供有关计算参数（有些参数，如线路参数应实测）、图纸，施工部门在保护设备调试完毕后也应及时将有关保护资料移交运行部门。
1.1.2人为整定错误。人为整定错误的情况主要有：看错数值；CT、PT变比计算错误；在微机保护菜单中找错位置，定值区使用错误；运行人员投错压板（联结片）等，这些错误都曾造成事故的发生。产生上述情况的主要原因为：工作不仔细，检查手段落后；有些微机保护装置菜单设计不合理，过于繁琐，人性化概念差等，容易造成现场操作人员的视觉失误。从现场运行角度出发，避免上述情况发生的主要措施是在设备送电之前至少由2人再次校核装置的定值。
1.1.3装置定值的漂移。a）元器件老化及损坏。元器件的老化必然引起元器件特性的变化和元器件的损坏，不可逆转地影响微机保护的定值；b）温度与湿度的影响。电子元器件在不同的温度与湿度下表现为不同的特性，在某些情况下造成了定值的漂移；c）定值漂移问题。现场运行经验表明：如果定值的漂移不严重，一般不影响保护的特性；如果定值的偏差≤5%，则可忽略其影响；当定值的偏差≥5%时，应查明原因后才能投入运行。
1.2电源问题
1.2.1逆变稳压电源问题。微机保护逆变电源的工作原理是，将输入的220V或110V直流电源经开关电路变成方波交流，再经逆变器变成需要的+5V、±12V、+24V等电压。其在现场容易发生的故障有以下几种情形：a）纹波系数过高。变电站的直流供电系统正常供电时大都运行于“浮充”方式下。纹波系数是输出中的交流电压与直流电压的比值。由于交流成分属于高频范畴，高频幅值过高会影响设备的寿命，甚至造成逻辑错误或导致保护拒动，因此要求直流装置有较高的精度；b）输出功率不足或稳定性差。电源输出功率不足会造成输出电压下降。若电压下降过大，则会导致比较电路基准值的变化、充电电路时间变短等一系列问题，从而影响到微机保护的逻辑配合，甚至导致逻辑功能判断失误。尤其是在事故发生时，有出口继电器、信号继电器、重动继电器等相继动作，这就要求电源输出有足够的容量。如果在现场发生事故时，出现微机保护无法给出后台信号或是重合闸无法实现等现象，则应考虑电源的输出功率是否因元件老化而下降。
1.2.2直流熔丝的配置问题。现场熔丝的配置原则是，按照从负荷到电源，一级比一级熔断电流大，以便保证在直流电路发生短路或过载时熔丝的选择性。但是不同熔丝的底座没有区别，型号混乱，运行人员难以掌握，造成的后果是在回路发生过流时熔丝越级熔断。建议设计者对不同容量的熔丝选择不同的形式，以便于区别。同时，现行微机保护使用的直流熔丝和小型空气断路器的特性配合也值得很好地研究。
1.2.3带直流电源操作插件。微机保护的集成度很高，一套装置由几块插件组成，若在不停直流电源的情况下拔各种插件，可能会造成装置损坏或事故。因此现场应加强监督，必须做到一人操作一人监护，严禁带电插拔插件。
1.3抗干扰问题
运行经验表明：微机保护的抗干扰性能较差，对讲机和其他无线通讯设备在保护屏附近使用都会导致一些逻辑元件误动作。现场曾发生过在进行氩弧焊接时，电焊机的高频信号感应到保护电缆上使微机保护误跳闸的事故。因此要严格执行有关反事故技术措施，尽可能避免操作干扰、冲击负荷干扰、直流回路接地干扰等问题的发生。
1.4保护性能问题
保护性能问题主要包括两方面，即装置的功能和特性缺陷。有些保护装置在投入直流电源时出现误动；高频闭锁保护存在频拍现象时会误动；有些微机保护的动态特性偏离静态特性很远也会导致动作结果的错误。
1.5插件绝缘问题
微机保护装置的集成度高，布线密度大。在长期运行过程中，由于静电作用使插件的接线焊点周围聚集大量静电尘埃，在外界条件允许时，会在两焊点之间形成导电通道，从而引起装置故障或者事故的发生。
2.微机保护事故分析的基本思路
2.1正确、充分地利用微机提供的故障信息
对经常发生的简单事故是容易排除的，但也有少数故障仅凭经验是难以解决的，对此应采取正确的方法和步骤。
2.1.1正确对待人为事故。有些继电保护事故发生后，按照现场的信号指示无法找到故障原因，或者断路器跳闸后没有信号指示，无法界定是人为事故或是设备事故。这种情况的发生往往与工作人员的重视程度不够、措施不力等原因有关。人为事故必须如实反映，以便正确分析和判断，避免浪费时间。
2.1.2充分利用故障录波和时间记录。微机事件记录、故障录波图形、装置灯光显示信号是事故处理的重要依据，根据有用信息作出正确判断是解决问题的关键。若通过一、二次系统的全面检查，发现一次系统故障使继电保护正确动作，则不存在继电保护事故处理的问题。若判断故障出在继电保护上，应尽量维持原状，做好记录，做出故障处理计划后再开展工作，以避免原始状况的破坏给事故处理带来不必要的麻烦。
2.2运用正确的检查方法
2.2.1逆序检查法。如果利用微机事件记录和故障录波不能在短时间内找到事故发生的根源时，应注意从事故发生的结果出发，一级一级往前查找，直到找到根源为止。
2.2.2顺序检查法。该方法是利用检验调试的手段来寻找故障的根源，按外部检查、绝缘检测、定值检查、电源性能测试、保护性能检查等顺序进行。这种方法主要用于微机保护出现拒动或者逻辑出现问题的事故处理中。
2.2.3整组试验法。此方法的主要目的是检查保护装置的动作逻辑、动作时间是否正常。用此方法往往可以在很短的时间内再现故障，并判明问题的根源。
参考文献
[1]王梅义主编.四统一高压线路继电保护装置原理设计.第一版.北京：水利电力出版社，1990
[2]洪佩孙，许正亚.输变电线路距离保护.第1版.北京水利电力出版社，1989
[3]王维俭，电气主设备继电保护原理与应用.北京：中国电力出版社，1996
关键词：变压器；继电保护；微机化；应用
0引言
大庆地区某电厂主变压器继电保护一直以来使用的是常规继电保护装置，继电器接点卡死、断线、接触不良时有发生。该厂曾发生区外差动保护动作、过流保护越级误动等事故，造成电气系统瓦解，给电厂和用户造成上百万元的经济损失。本文针对大庆地区某电厂原常规保护存在的诸多缺陷，在主变微机保护改造中如何从设计入手来提高微机保护的可靠性，就如何管好、用好微机变压器保护以及在众多不同保护原理和组屏方式中，选择出既能满足《微机继电保护装置运行管理规程》和“反措”要求，又能适合电网的具体情况，达到安全可靠、经济实用的组屏方案进行讨论。
1常规主变保护存在的问题及解决方法
1.1大庆地区某电厂原常规保护配置方式上存在的问题
大庆地区某电厂#1、#2主变属于三卷变压器，电气主接线如图1。主变保护配置为：110kv侧复合电压闭锁过流保护，作为110kv母线及线路的后备保护；35kv侧方向过流保护，方向指向35kv线路，作为35kv母线及线路的后备保护；6kv侧复合电压闭锁方向过流保护，方向指向主变，作为主变本体和其余两侧负荷的后备保护。大庆地区某电厂发电机组一般冬季运行夏季停运，两台主变常年投入运行。冬季运行时主变运行状况如图一所示，但在夏季运行时，从潮流上分析，运行方式由正常的向电力系统发电方式变成了从系统受电运行方式，主变工作性质实质由升压变成了降压运行，发电厂变成了变电所。
#1主变曾在受电运行方式下发生一起因6kv系统设备发生短路主变6kv侧过流保护拒动110kv侧过流保护误动的事故，究其原因为主变6kv侧故障电流反方向引起本侧过流保护闭锁不动，110kv侧过流保护不受方向限制动作跳闸，引起35kv负荷失电，造成事故范围扩大。
通过研究决定，应该制定一套主变在受电运行下的保护运行方案，来保护电厂主变压器在受电运行方式下的安全运行。解决方案是6kv系统做为终端用户，主变6kv过流保护应第一时限动作，110kv过流保护做为其余两侧的后备保护。此方案报黑龙江省电力公司大庆局继电保护部门获得了审批。
为实现主变保护的上述方案，继电保护人员在主变6kv过流保护回路中加装三个方向闭锁压板FXYB，如图3所示。在主变110kv侧过流保护中，加装跳三侧开关回路。在受电运行方式下，退出跳本侧开关出口压板，投入跳三侧开关出口压板，即可完善110kv过流保护。
从上述常规保护配置中我们发现，主变保护在实现主变送电和受电过程中存在诸多的操作步骤，极易存在误操作现象，另外常规继电器在配合上，存在精度低，易卡塞问题，容易造成保护拒动等现象，而这些常规保护存在的缺陷恰恰是微机保护优势所在，微机保护只需从保护定值设置上着手即可解决上述问题，既方便又快捷，减少不必要的操作失误。
1.2LCD-11差动继电器存在设计缺陷
一直以来，变压器差动保护的主要矛盾集中在如何识别励磁涌流和内部故障时的电流。对于励磁涌流，保护不应动作；对于内部故障，保护应迅速动作。电厂在一次35KV母线短路事故时，35KV东母差动保护动作和#1主变差动保护动作。经现场检查短路点确定位于35KV东母线上（如图4所示），35KV东母差动保护动作是正确的，但对于#1主变差动保护属区外故障，故确认为#1主变差动保护误动作。
现场安装的故障录波器记录了110KV进线电流，从波形看当故障电流消失后，波形并未立即转为负荷电流波形，而是比负荷电流还大，在持续三个周波后，降为负荷电流波形。从波形可以分析出，当时35KV母差保护动作后，#1主变差动保护并未同时跳闸，而是在经过三个周波后才跳闸。由此可断定当短路故障切除后，因励磁涌流导致了#1主变差动保护动作。在对差动继电器二次谐波制动原理进一步分析时，发现当变压器外部短路故障切除后的电压恢复过程中，产生的励磁涌流大小与合闸初始角、铁芯剩磁、铁芯饱和磁通、系统电压、电流互感器饱和特性等许多因素有关。对于三相变压器，由于三相电压之间相位差为120度，因而三相励磁涌流不会相同。但是在任何情况下，至少会有一相出现较大的励磁涌流（二次谐波电流），也有可能出现励磁涌流较小的一相。电厂主变差动保护采用的是LCD-11型差动继电器，在主变ABC三相差电流回路各装设一块继电器，每相继电器对二次谐波的判断都是相互独立的。这样就会出现当变压器外部短路故障切除后，励磁涌流较大的相虽然会达到继电器的动作值，但由于二次谐波较大，该相差动继电器就会制动；但也会存在某相出现励磁涌流较小，当达到了差动继电器的动作值，而二次谐波制动电流未达到继电器的制动值，此时该相差动继电器会动作，造成误切主变的事故。这种情况虽然为小概率事件，但大庆地区某电厂却发生了。由此可见LCD-11差动保护对躲励磁涌流的方法上存在缺陷，容易引起差动保护误动作。
此问题可通过采用微机型差动保护予以解决。微机保护由于各交流量统一采样、统一处理，且微机本身具有强大的数值处理功能，故在二次谐波含量计算方法的选择上较模拟式保护更灵活。宏伟厂引用了南京南瑞生产的RCS-9671C变压器微机差动保护装置，比率差动保护利用三相差动电流中的二次谐波作为励磁涌流闭锁判据，
即：Id2∮max>Kxb*Id∮max
式中Id2∮max为A、B、C三相差动电流中的二次谐波最大值，Idφmax为A、B、C三相差动电流中的基波最大值，Kxb为二次谐波制动系数。
通过该方法解决了分相式差动保护存在的缺陷。另外采用微机式差动保护简化了对主变差流的定期检测。一旦发生较大的不平衡电流，保护能自动报警及闭锁装置，有效防止保护误动。
2如何提高微机保护在实际运行中的可靠性
通过上述分析知道微机保护可以实现常规模拟式继电保护无法实现的功能，维护量小，定检方便，利用软件实现在线自检，极大地提高了在线运行时的可靠性。但由于微机保护装置的核心是由各种芯片及电阻、电容等器件组成的弱电回路，极易受到外界干扰，同时因运行维护管理经验不足及产品设计，制造质量上存在某些缺陷，导致微机保护装置异常，致使微机保护误动、拒动引起的大面积停电时有发生。因此，如何提高微机保护运行的可靠性，也同样具有重要的意义。为此从主变微机保护选型到保护方案设计是否符合电厂实际情况以及在实际改造中如何进一步提高保护的安全可靠性等等诸多问题我们都积极与南瑞设计人员沟通，在安装调试时仔细琢磨，总结出许多实践经验。
2.1采用一主一后、主后分开方案
当前微机变压器保护的种类很多，其中以双主一后、主后分开和一主一后、主后分开这2种为主。电厂主变微机保护改造后采用的是一主一后、主后分开的方式，即一套差动保护和一组后备保护，差动保护和后备保护采用不同的电源供电使其完全独立，而后备保护又各侧分开独立。这种配置可以大大的提高主变保护的可靠性，也简化了二次回路。从电厂主变保护动作统计分析我们可以看出：二次回路的复杂性是造成主变保护不能正确动作的主要原因之一。同时，通过合理配置后备保护，可以弥补因单套差动保护而造成的保护范围及边缘内某些电气部位保护薄弱的问题，确保从主变高压侧独立电流互感器（CT）到中、低压母线的各个电气部位，都有能满足各种运行方式和检修方式下电网稳定要求的后备快速切除手段，并具备相邻电气设备的远后备功能。综上所述，采用一主一后的配置，在节省投资、简化回路的同时，并没有降低保护的可靠性。
2.2反事故措施在微机保护中的实践
“反措”汇总了多年来设计与运行部门在保证继电保护装置安全运行方面的基本经验，也是事故教训的总结。在全面执行“反措”的同时，重点对保护的独立性和非电量保护启动继电器的动作电压，提出了较高的要求。独立性具体体现为从交流输入、直流电源配置到出口中间继电器，采用在主保护和后备保护以及后备保护之间均独立配置。微机保护因减小体积、提高动作速度，普遍采用密封快速中间继电器，而非电量保护一般从变压器本体将开关量直接引人装置，由于连线长，电缆电容大，电源正极接地时极易误动。对此，要求非电量保护启动中间继电器的动作电压为额定电压的60～65%之间为宜，或动作功率略大，以避免保护误动作。
2.3简化压板，方便运行
变压器保护因具有三侧开关，压板数量很多，约50多块，这给压板操作带来极大的不便，很容易造成误操作。如何在不违反“反措”精神的前提下，尽量减少压板数，是个较棘手的问题。为此在同厂家设计人员协商时提出了以下几点原则进行了简化：（1）设总出口压板；（2）以各侧独立的保护为单元，压板尽量合并；（3）结合微机保护可以用控制字投退和存储多套定值的特性，减少压板。通过以上措施，压板数减少到不足30块。
3结束语
通过实现主变保护微机化，一方面主变压器保护的安全运行将得到大大的改善和提高，另一方面也锻炼了队伍，对今后主设备保护微机化应用也积累了丰富的宝贵经验。
参考文献：