提高电网继电保护正确动作率的措施

总结经验教训的基础上制定形成的，他是提高装置动作正确率的重要技术措施，必须予以贯彻执行。各地方电网在贯彻部颁电网继电保护及安全自动装置反事故措施要点时要结合各地方电网的实际情况制定相应的实施细则，并明确实施进程的轻重缓急，结合具体情况执行。对施工单位要严格要求，不执行反措的工程绝对不予施工，通过严格的管理就会起到良好的效果。

2.2合理进行继电保护装置的配置和选型

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

2.3加强对继电保护工作的安全检查

在电力行业都有一个特定的安全负责人，安全负责人根据规定，严格检查在工作中出现的安全隐患，不断给工作人员以提示，以保证设备和人身的安全。针对电网安全首先要考虑继电保护的安全，继电保护是安全大检查的重点。针对电网运行的特点，用电高峰期安全大检查的重点是查系统继电保护整定原则是否符合部颁整定规程。特别要强调对电网的主要联络线高频保护和母线差动保护的投运率检查。针对电网运行的特点，冬季安全大检查的重点是查防雪灾、防雾闪，防火灾在重大政治活动期间做好事故预判，确保安全用电。

2.4实施奖惩措施

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

2.5及时消除继电保护装置的缺陷

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

2.6应用网络技术加强故障诊断功能

虽然目前的微机保护装置均设有自检功能，利用各模拟量之间存在的规律（即电力系统正常运行时Ua+Ub+Uc=0，Ia+Ib+Ic=0）来自动检测模拟量采样系统是否正常，但并不十分完善，无能力鉴别外接信号状态变化的真伪。由此而引发保护装置不正确动作的事故时有发生。要消除这类事故，仅靠保护装置现有的自检功能是不够的，需要增加新的故障诊断手段。所采用的网络技术有：利用工程师站实现装置及外联回路故障诊断、每间隔内装置之间的互检方式等。

以利用工程师站实现装置及外联回路故障诊断为例，微机保护网络的组建，并不受是否有变电站自动化系统的限制。这使无自动化系统的老变电站在技改项目中实现继电保护组网成为可能，而且简单方便。它只需用作为网络介质的双铰线将保护装置的网口连接到一台作为工程师站的PC机即可。

2.7建立远程网络实现科学管理

采用故障诊断、互检和串行数字技术，可防止装置及外联回路故障和接触不良造成保护不正确动作，但对于误碰、误操作等人为因素造成误跳开关或开关拒动等事故却无能为力。误碰、误操作（包括误投连接片、误接线）等事故时有发生。这与目前定期检修制度下的过剩维修现象是分不开的。要避免或减少人为事故，就要合理地安排设备维修时间，减少不必要的维修，变“定期检修”为“状态维修”。

“状态维修”是利用在线监测技术和离线统计分析，确定设备是否存在缺陷与问题，根据运行状态判断其是否需要停运维修，做到“该修必修，修必修好”。

3.提高电网继电保护正确动作率措施实例

以整定计算没有考虑零序互感的影响为例进行分析

3.1整定计算没有考虑零序互感的影响分析

受线路走廊的限制，促使同塔双回或多回输电线路广泛使用，这为继电保护带来了新的问题，这些问题的出现严重影响了继电保护正确动作率，因此，必须引起工作人员的重视。零序互感对于电流和接地保护的影响较大，会直接影响接地保护效果，导致保护不正确动作。

3.2整定计算没有考虑零序互感的影响案例

在AB乙线发生接地故障时，AB甲线B侧零序Ⅰ段保护超越动作。当时电网结构为110kVB站由220kVA站通过110kV甲线供电，110kV乙线在充电状态（如图1所示）。

注：110kV甲、乙两回线为同塔架设线路，B站另接有电源。

图1电网接线图

原因分析：

110kV甲乙双回线同塔运行，互感作用引起保护测量的故障电流增大，造成保护超越动作。图2中为乙线发生C相金属性接地故障时甲线B站侧零序电流的变化曲线（X%为故障点距离B站的距离占线路全长的百分数，零序互感按照零序电抗的70%计算）。由图2可知，110kV双回线在并列运行时，对短路电流的影响是比较明显的，尤其是随着故障点位置越靠近B站开关，该故障线路对另外一回线路短路电流的影响越明显。

未考虑线路互感3I0（A）

考虑线路互感3I0（A）

图2 零序电流的变化曲线图

3.3整定计算没有考虑零序互感影响的对策

收集原始参数时要了解线路有无同杆架设等具体情况，并要进行线路参数实测，测试互感参数。整定计算时，对无延时段的零序Ⅰ段、距离Ⅰ段保护注意防止区外故障超越，采用最小感受阻抗为基准。同时，在新建或改造时，同杆线路保护选择配置光纤电流差动保护或分相纵联距离保护，通道具备条件的情况下，优先配置光纤电流差动保护。

3.4继电保护校验技术

继电保护校验主要分为装置、二次回路两部分，主要包括装置外观及接线检查、绝缘测试、开入开出、模拟量测试、保护逻辑、整组联动等，重点检查内容为：①检查交流回路正确性，包括TA二次回路开路、短路、多点接地及TV二次回路短路、中性线开路等；②检查直流回路正确性，消除回路接触不良及寄生回路，包括校验无法有效监视的部分直流逻辑回路；③检查回路绝缘；④通过整组联动检验断路器跳、合闸回路的可靠性。重点检验其逆变电源、交流采集回路、开入/开出回路，检查装置定值、软件版本与整定单一致性。目前，装置校验需要人工逐项测试，工作效率低。微机型保护装置可充分利用其自检功能对检验项目进行优化，重点检查继电保护二次回路。常规变电站一般停用一次设备进行继电保护校验，500Kv保护校验时间约为5d，220Kv保护校验时间约为2—3d。

结束语

电网的运行直接关系到人们的正常的生产生活。但是在当前，继电保护问题仍然是一个比较薄弱的环节。针对这种情况，就需要在实践中不断加强人员的技术素质的提高，加强安全检查，运用现代科技来提高电网继电保护动作的准确率。

参考文献：

[1]郑紫尧.继电保护系统可靠性评估的研究[D].华北电力大学，2013.

[2]郇志军.继电保护可靠性指标分析[J].科技创新与应用，2013，23：167-168.