導語：如何才能寫好一篇繼電保護基本原則，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。

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在無論是受系統軟硬件問題的影響，或是受人為因素的影響，都說明了電力系統繼電保護系統的運行維護工作未做到位，運行維護效果較差。因此要最大程度的發揮繼電保護系統的保護作用，就必須要確保其本身的穩定工作，做好運行維護管理工作。在此筆者提出了幾點提高運行維護水平的措施方法，主要如下所示：

1.1規范運行維護的操作方法或檢修手段在日常的運行維護工作中，電力維修人員應當采取正確的檢修手段來對繼電保護系統進行維護管理，尤其是對繼電保護裝置與二次回路等重點設備系統，更要以規范正確的操作方法進行維護檢修。繼電保護裝置的維護工作應當定期開展，并不定時對重點設備系統進行抽查巡視。若在巡視過程中發現有異常情況，要立即向上級匯報并及時采取措施進行一定的維修，若情況過于緊急或危險，也可以立即停止該設備或系統的運行，直到故障排除后，方可繼續進行使用。

1.2嚴格遵循狀態檢修的基本原則繼電保護系統的檢修不應該按照定時檢修的原則進行，而應該按照狀態檢修的基本原則，首先確保設備的安全運行，加強設備的狀態監測與分析，從而確定合理的、科學的狀態檢修間隔以及檢修的具體項目。在檢修的過程中，要按照總體規劃、分步實施、先行試點然后逐步推廣的基本原則進行。實施繼電保護系統的狀態檢修是一項非常復雜的系統工程，在我國也是出于探索階段。因此，具體的實施過程中，要有長遠的目標，同時也要總體的構想，穩扎穩打，分步實施，在取得了一定的試點成功之后，再全面推廣。

1.3完善設備管理信息系統為了更好的防范軟件因素以及硬件因素對繼電保護系統可靠性造成的負面影響，就要將繼電保護系統納入到設備管理信息系統的管理范疇之內。而設備信息管理系統則需要對繼電保護系統的所有相關軟硬件發生的變化進行詳細的記錄，這就為繼電保護的狀態檢修提供了詳實的數據支撐。

1.4確保裝置技術要求符合當地安全運行條件由于不同的區域在氣候條件、電力負荷方面都有著較大的差異，這也就對繼電保護系統的性能提出了不同的要求，在日常操作的過程中，要注意繼電保護系統的性能、架構與當地的環境條件相符，如果不相符應該及時的向上級匯報，盡可能的推動繼電保護系統與當地實際條件的適配。

1.5加強對配電屏的巡視檢查一般的，在配電屏上的，都有電氣元件的名稱、標志以及編號，要巡視這些標志是否清晰、正確，同時對所有的操作把手與按鈕的位置與現場實際情況是否相符要檢查清楚。檢查配電屏上的分與合的指示燈工作是否正常，對隔離開關、斷路器以及熔斷器等的觸點牢靠程度進行檢測，并且了解其是否存在過熱變色等異?，F象。對于二次回路，要檢查其是否有導線或者絕緣層的破損與老化問題，一旦出現這些問題要及時的更換，同時對于絕緣電阻也要加以檢查。還需要了解儀表的情況，是否存在工作不正常與表盤玻璃松動的問題。在巡視的過程中，對于灰塵要及時的清掃，防止灰塵中的金屬物質導致的電氣短路與其他的故障。

1.6加強運行維護在斷路器跳閘之后，如果需要對觸頭以及滅弧罩及時的進行更換，要在更換之前對導致跳閘的原因進行分析，了解清楚之后才能夠再次合閘運行，否則如果問題沒有消除，斷路器還是會跳閘。對于頻繁操作的交流接觸器，應該確定2-3個月檢查一次，校驗其吸引線圈，是否能夠達到正常操作的要求。同時，還要對熔斷器的熔體以及當前所處環境的實際負荷之間是否匹配，如果不匹配要及時的更換成匹配的熔體，并且要檢查其各個連接點之間的接觸是否良好，是不是存在燒損現象。

2結論

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【關鍵詞】電力 系統繼電保護 狀態檢修 技術分析

繼電保護設備的正常運行，對整個電力系統有著重要意義。在日常設備檢修工作中，對繼電保護設備的運行狀態進行高質量的檢修，可以保障電力系統的正常運行，可以促進我國國民經濟的可持續性發展。

1 狀態檢修的涵義

狀態檢修還被稱作預知性檢修，其主要工作是根據電力設備的運行情況，做出是否進行檢修的判斷，可以歸為預防性工作范疇。狀態檢修的基礎是電力系統的安全運行，其工作核心是以設備狀態為依據進行風險評估，然后再根據評價結果做是否檢修的決策。狀態檢修可以為電力系統的安全運行提供可靠保障，其優點是可以降低檢修成本。狀態檢修對象主要包括：通信通道、電力系統的設備元件、系統平臺。

2 繼電保護設備幾種狀態的識別

對繼電保護設備的狀態進行判斷與識別，是進行檢修工作的前提。其主要通過以下幾種方式進行：

2.1 對設備的原始狀態要有較全面的了解

設備的原始狀態是判斷繼電保護是否安全運行的決定因素。好的原始狀態能夠降低維修設備的工作量，是重要的檢修工作環節。因此，在對設備狀態進行檢修之前，必須對基礎設備進行嚴格的管理。

2.1.1 保證初始狀態質量

繼電保護裝置運行之前，一定要做好檢查與調整工作，確定電力設備初始狀態下的質量，預防因質量問題導致的安全故障。

2.1.2 了解初始狀態信息

對繼電保護裝置的初始數據信息要充分了解，主要包括設備的型式試驗、銘牌信息、特殊試驗信息、交接試驗信息和出廠數據信息等。

2.2 對設備的運行狀態信息進行統計和分析

在對繼電保護設備進行檢修之前，必須掌握設備狀態的數據信息，這些數據信息必須準確和可靠，才能形成正確的數據分析，做出正確的檢修決策。繼電保護裝置在運行中，會因為環境和自身運轉等問題，出現老化、磨損等現象，造成設備受損或是停止工作。但是這個過程是隨著時間而緩慢進行的，具有規律性。影響設備狀態的因素很多，有可能是因為物理量的改變，有可能是因為化學量的改變，還有可能是因為電氣參數的改變，這些變化都會影響設備狀態。另外，繼電保護裝置的運轉時間、環境條件、承載負荷等都會對設備狀態產生一定的影響。因此，在對繼電保護設備進行進修之前，必須掌握設備的歷史運行數據。

2.3 對設備狀態進行監測

采用先進的技術和方法對繼電保護設備監測，可以保證裝置正常運行。當前，僅僅采用在線監測已經不能完全滿足檢修的需要，應當采取在線和離線相統一的手段，對多種因素進行綜合分析，才能獲取準確的數據信息。例如，針對繼電保護設備狀態的監測，可以采用紅外線成像技術等技術，獲得可靠的數據信息后，通過對數據信息的分析，保證系統和設備運行的安全性。

3 進行繼電保護設備狀態要注意哪些問題

3.1 全面提高設備狀態檢修工作人員的專業素質

作為繼電保護設備狀態的檢修工作人員，其專業素質對檢修工作產生直接影響，這也是能夠順利開展狀態檢修工作的關鍵點，所以，要十分重視檢修工作人員的專業素質的培養。設備狀態檢修工作人員的技術能力，主要表現在能不能對設備狀態的檢修信息和數據結果做出準確的分析，能不能對分析出來的故障進行妥善的處置、能不能熟練掌握設備狀態檢修的技術原理和變化等多個方面的技能。此外，對檢修工作人員進行有效管理，是提高工作效率的有效手段。對于組織和參與設備狀態檢修的管理工作者，要對檢修人員根據任務進行合理的分配，他們除了具備專業素養外，還有有較強的實戰經驗和能力，可以對突發事件進行宏觀控制。

3.2 進行狀態檢修時要嚴格遵守各項基本原則

在設備狀態檢修時，要嚴格遵守各項基本原則。第一，確保電網運行的安全性。設備檢修的根本目的是為了保證電力設施的安全運行，在進行設備狀態檢修前，就要做出相應的整體規劃，要制定出有關檢修項目的檢修時間和檢修階段，還要制定詳細的管理制度；第二，狀態檢修時，要嚴格按照計劃和檢修順序逐步進行；第三，創新檢修技術，完善管理方式，對檢修設備進行優化配置，使其充分發揮作用。

3.3 狀態檢修過程中要重視技術管理

科學化技術管理是保障狀態檢修的另一個基礎要素。繼電保護裝置狀態檢修是一項非常重要的基礎性技術工作，同時又是一項非常重要的管理工作。因此，需要針對每套裝置建立相應的變更記錄，所記錄的變更數據內容是設備從投入運行到報廢過程中，全部的軟件和硬件的數據變化等。完備的變更記錄實際上是相應保護裝置的全部記錄摘要，可以用來作為對設備狀態進行評估的依據。

3.4 完善設備狀態檢修相關的管理制定

不管是對繼電保護設備的狀態檢修，還是對其他的設備狀態進行檢修，各個部門都應當建立相應的管理制度，并在實施過程中不斷完善。各個單位或部門在主管領導的帶領下，成立相應的領導機構，建立全面的管理制定，從狀態檢修的組織、實行、考核等不同階段，對設備檢修人員實行檢修監管。同時，要加強檢修人員的技術培訓，提高他們的技術能力和創新精神。工作中，要把工作責任落實到人，實行嚴格的考核制度，這樣才能有效的提高設備狀態檢修的工作效率。

4 結束語

導致電網體系的不安全因素有很多，有些客觀存在是電力系統難以控制和把握的，有些則是可以通過技術手段進行管理的。對于繼電保護設備的狀態檢修工作，電力系統應當更加重視，因為對整個電力系統運行的安全性有著非常重要的意義。繼電保護設備的狀態檢修可以大大降低發生故障的幾率，提升電網的自動化運行水平。實踐證明，在電力系統繼電保護設備的狀態檢修工作中，不斷創新是提高檢修水平的重要途徑，作為設備狀態檢修的工作人員，要不斷的學習新技術，才能更好的適應狀態檢修工作的需要。

參考文獻

[1]陳祖源.電力系統繼電保護裝置狀態檢修的探討[J].科技資訊，2012，28（11）：9-10.

[2]趙軍.關于繼電保護裝置的狀態檢修探討[J].中國化工貿易，2013，26（31）：12-14.

作者單位

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1、變電站二次設備狀態檢修的問題

1.1 二次設備狀態檢修與設備管理信息系統（MIS）的關系?，F在許多供電企業建立了設備管理信息系統（MIS），對設備的運行情況、缺陷故障情況、歷次檢修試驗記錄等實現計算機管理、實現信息共享，這些信息是作出狀態檢修決策的重要依據之一。要實現設備狀態檢修，需要完善設備管理信息系統（MIS）。

1.2 二次設備的電磁抗干擾監測問題。由于大量微電子元件、高集成電路在電氣二次設備中的廣泛應用，電氣二次設備對電磁干擾越來越敏感。電磁波對二次設備干擾造成采樣信號失真、自動裝置異常、保護誤動或拒動、甚至元件損壞。對二次設備進行電磁兼容性考核試驗是二次設備狀態檢修的一項很重要的工作。對不同廠站的干擾源、耦合途徑、敏感器件要進行監測管理。如對二次設備屏蔽接地狀況檢查；微機保護裝置附近使用移動通信設備的管理等。

1.3 二次設備狀態檢修與一次設備狀態檢修的關系。一次設備的檢修與二次設備檢修不是完全獨立的。許多情況下，二次設備檢修要在一次設備停電檢修時才能進行。在作出二次設備狀態檢修決策時要考慮一次設備的情況，做好狀態檢修技術經濟分析。既要減少停電檢修時間，減少停電造成的經濟損失，減少檢修次數，降低檢修成本，又要保證二次設備可靠正確的工作狀況。

2、變電站二次設備的狀態監測內容

狀態檢修的基礎是設備狀態監測，要監測二次設備工作的正確性和可靠性，進行壽命估計。站內二次設備的狀態監測對象主要有：交流測量系統，包括TA、TV二次回路絕緣良好、回路完整，測量元件的完好；直流操作、信號系統，包括直流電源、操作及信號回路絕緣良好、回路完整；邏輯判斷系統，包括硬件邏輯判斷回路和軟件功能；通信系統；屏蔽接地系統等。與一次設備不同的是二次設備的狀態監測對象不是單一的元件，而是一個單元或一個系統。監測的是各元件的動態性能，有些元件的性能仍然需要離線檢測，如TA的特性曲線等。因此，電氣二次設備的離線檢測數據也是狀態監測與診斷的依據。

3、變電站二次設備的狀態監測方法

隨著微機保護和微機自動裝置的自診斷技術的發展、變電站故障診斷系統的完善為電氣二次設備的狀態監測奠定了技術基礎。對綜合自動化變電站而言容易實現狀態監測，保護裝置內各模塊具有自診斷功能，對裝置的電源、CPU、I/O接口、A/D轉換、存儲器等插件進行巡查診斷?？梢圆捎帽容^法、編碼法、校驗法、監視定時器法、特征字法等故障測試的方法。對保護裝置可通過加載診斷程序，自動測試每一臺設備和部件。然而，對常規保護進行狀態監測較難實現，因為二次回路是由若干繼電器和連接各個設備的電纜所組成，點多、又分散，要通過在線監測繼電器觸點的狀況、回路接線的正確性等則很難，也不經濟。一方面應從設備管理環節入手，如設備的驗收管理、離線檢修資料管理，結合在線監測來診斷其狀態。另一方面在不增加新的投入的情況下，應充分利用現有的測量手段。如TA、TV的斷線監測；直流回路絕緣監測、二次保險熔斷報警等。

4、加強變電站二次設備狀態檢修工作的對策

4.1 加強二次設備的狀態檢修策略。通過狀態檢修過程得出了變電站二次設備的狀態信息，如有檢修的必要，則確定檢修策略。首先評估設備狀態，主要是評估設備故障預期發生時間以及發生故障后對系統的影響，確定設備檢修的優先級；其次根據評估結果統籌檢修任務，確定停電檢修時間和范圍；最后安排檢修人員有針對性地完成檢修任務。

4.2 重視檢修隊伍的人才建設。檢修技術人員的專業素養是成功實現檢修目標的另一個關鍵，因此必須對檢修隊伍的人才建設加以重視，提高技術人員對狀態檢修的認識和理解水平。由于檢修技術人員直接參與狀態檢測技術的運用和決策，因此深入了解狀態檢修的特點，全面掌握二次設備各個參數的變化規律，極有利于提升檢修的效率和質量。在具體的檢修實踐中，可取消非必要的環節以節約管理成本，而對于對檢修質量有重要影響的環節，則應提前制定檢修方案，以富有針對性的技術手段消除二次設備運行中存在的故障隱患。此外，還應加強相應的理論研究學習及相關培訓，提高運行部門的責任和安全意識。

4.3 明確狀態檢修工作的基本原則。狀態檢修工作的基本原則是：總體規劃、分步展開、試點先行、整體提高。工作中必須緊緊圍繞這一原則，認真、科學地制定完善檢修機制的長期目標，并以現有技術手段為基礎，合理配置監測系統，穩妥、扎實地分步開展工作。在試點實施的過程中，應注意對成功經驗和失敗教訓的總結分析，通過對現行檢修機制的不斷完善，提高二次設備的安全運行水平。

4.4 提高工作中的技術管理水平?？茖W的管理是狀態檢修實現技術優勢的必要保障，因此，必須注重技術管理水平的提高。具體到變電站二次設備的檢修工作中，以繼電保護裝置為例，該裝置在電力系統中通常是處于靜態的，但在電力系統中，需要了解的恰巧是繼電保護裝置在電力系統故障時是否能快速準確地動作，即要把握繼電保護裝置動態的"狀態"。而根據對繼電保護裝置靜態特性的認識，對其動態特性進行判斷顯然是不合適的。因此，通過模擬繼電保護裝置在電力事故和異常情況下感受的參數，使繼電保護裝置啟動和動作，檢查繼電保護裝置應具有的邏輯功能和動作特性，從而了解和把握繼電保護裝置狀況，這種繼電保護裝置的檢驗，對于電力系統是很有必要的且必須的。

5、結束語

變電站二次設備實行狀態檢修是電力系統發展的需要。微機保護和微機自動裝置的自診斷技術的廣泛使用，變電站二次設備的狀態監測無論是在技術上還是在經濟方面都比較容易做到。隨著集成型自動化系統的發展，可大大減少二次設備和電纜的數量，克服目前常規保護狀態監測存在的困難。變電站二次設備的狀態監測將有助于變電站綜合自動化的發展。

參考文獻

[1] 張鋒.關于供電設備狀態檢修的思考[J]. 中國資源綜合利用.2008.

[2] 陳紹光.電力系統二次設備狀態檢修及重點解決的問題.《云南電業》.2010.

作者簡介

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【關鍵詞】繼電保護；定值；校核

0.引言

繼電保護有“四性”要求， 包括靈敏性、選擇性、速動性和可靠性。除了可靠性依賴保護裝置外，其他3項均和整定值有直接關聯，對于過流保護來說，上下級之間的級差配合更顯得尤為重要?！?】

目前，為保證保護定值的準確性，大部分供電局均在每年迎峰度夏前，舉行一次現場定值核對，由繼保人員到各變電站從裝置打印定值單并與調度下發正式定值單核對，確保定值單執行的準確性，然而在定值單是否合適的問題上沒有做類似的校核，主要的問題在于調度定值整定人員配置有限，不可能做到每年對全網的定值重新校核一遍，因此，有必要開發一套定值級差校核軟件，利用計算機技術手段，大大減少定值級差校核的工作量，提高電網定值管理運行水平。

1.系統設計

珠海供電局設計了一套簡單、實用的繼電保護定值級差校核軟件。該軟件將廠站內不同設備的定值單進行智能分析，并根據配合關系進行自動地、人工可調控地匹配校核；據《變電站10kV系統和主變定值配合校核工作的檢查標準》最后生成該廠站的綜合校核報表以及不滿足要求的匹配定值說明。軟件基本結構圖如圖1所示：

圖1 定值級差校核軟件基本結構圖

2.系統功能實現

2.1 數據的獲取

該層的功能是收集實現校核功能所需要的電力系統相關參數，主要為參與定值級差校核的相關電力元件定值參數。通過規范定值單格式（EXCEL格式），軟件自動搜索定值單中對應列中的關鍵字，自動獲取參與定值計算所需的定值，數據分為以下三個部分。

（1）主變保護定值：主要讀取高、低后備保護過流定值及時間、零序保護過流及時間等。

（2）接地變保護定值：主要讀取接地變速斷、過流、零序保護定值及時間，用于與分段開關、饋線開關進行級差校核。

（3）母線附屬設備保護定值：主要指饋線、母聯、電容器、站用變等接于母線上的帶保護功能的設備，讀取速斷、過流、零序保護定值及時間，與母聯開關、主變后備保護、接地變保護等上級保護定值進線級差校核。

2.2 配合項修改

根據變電站具體接線方式的不同，可人工修改定值級差校核配合項目。軟件默認配合項全部選中，及所有設備均根據設備所處位置與其上、下級設備定值進行級差校核，如果用戶想修改，可單擊該配合項單元格，取消該配合的設備，如圖2所示：

圖2 定值配合項修改

2.3 接地變接線方式設置

根據接地變實際接線情況，可人工選擇接地變是接于母線，還是接于母線橋上，默認選中接于母線。如下圖3所示：

圖3 接地變設置

2.4 定值校核

定值校核功能是根據輸入的定值單及人工設置的配合項與接線方式，確定參與校核設備的上下級關系及校核原則，通過軟件分析計算檢驗定值之間的級差配合情況，該部分功能分為兩部分。

（1）運行方式分析模塊：根據人工設置的配合項及接線方式，分析站內的運行方式及設備的上下級關系，確定參與校核的設備及對應的校核原則。

（2）定值校核模塊：根據選定的校核設備及校核原則，實現設備保護定值的級差校核。

2.5 結果的輸出

該層主要功能是輸出校核的結果，根據約定的格式輸出用戶所需定值校核結果，并得出定值級差校核結論及說明，以幫助定值整定人員發現定值配合存在的問題并及時糾正。

3.定值校核的基本規則

定值整定過程必須嚴格遵循整定規程，《南方電網10―110kV系統繼電保護整定計算規程》為南網公司各地區供電局提供了定值整定計算的基本原則，而定值校核可視為定值整定計算的逆過程，因此，定值校核以南網公司《南方電網10―110kV系統繼電保護整定計算規程》為基礎，主要校核變電站內主變與10kV系統設備保護定值之間的選擇性?！?】

3.1 饋線保護

（1）非開關站出線。過流I段定值

（2）開關站出線。過流I段定值按線路出口有靈敏度，時間0s；過流II段定值

3.2 電容器保護

速斷電流定值

3.3 站用變保護：

速斷電流定值

3.4 電抗器保護：

速斷電流定值

3.5接地變保護：

（1） 接于母線的接地變，配置獨立的接地變保護裝置。速斷時間=0s；過流時間=主變變低后備過流切變低開關時間；零序過流定值>10kV出線零序保護定值；時間>10kV出線零序保護時間；

（2） 接于母線橋的接地變，接地變零序過流保護在主變高后備保護中實現 ，無過流保護；零序過流定值>10kV出線零序保護定值，時間>10kV出線零序保護時間；

3.6分段保護：

速斷電流定值≤主變變低后備過流I段定值，時間=0.9s≤主變變低后備過流I段時間；過流定值≤主變變低后備過流II段定值，時間=1.2s≤主變變低后備過流II段時間；

3.7主變低后備保護：

限時速斷電流定值≥分段速斷保護電流定值，時間=0.9s切分段≥分段速斷保護時間；過流定值≥分段過流保護電流定值，時間=1.2s切分段≥分段過流保護時間；

3.8 主變高后備保護：

限時速斷電流定值≥主變變低后備過流I段定值，時間=1.2s切變低≥主變變低后備過流I段時間；過流定值≥主變變低后備過流II段定值，時間=1.5s≥主變變低后備過流II段時間；

3.9對側110kV線路保護：

距離III段電流定值：I=11*0.9*110000/[√3*1.1*（ZIII*1100/nCT）]，其中：ZIII為110kV線路距離III段定值，nCT為110kV線路開關CT變比，距離III段電流定值≥主變變高后備過流I段定值，距離III段時間≤2.1s、>主變變高后備過流I段時間

4.結語

本文介紹了珠海供電局開發的一套簡單、實用的地區電網110kV及以下繼電保護定值級差校核軟件。將保護定值級差校核軟件應用于地區電網定值整定計算領域，有利于提高地區電網定值的準確性，使繼電保護定值校核與管理工作更加科學有效，大大提高了繼電保護定值管理水平，對保證地區電網的安全穩定運行具有重要的現實意義。

參考文獻：

[1]朱曉華. 繼電保護定值審核專家庫系統.廣東電力. Jul. 2013. Vol. 26 No. 7

[2]南方電網10―110kV系統繼電保護整定計算規程.2012.6

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關鍵詞:電網;繼電保護;整定管理

Abstract: With the development of electric power technology and the scale of the network’s rapid development and the popularization and application of microcomputer protection, setting calculation of relay protection work should also gradually increase. In order to promote the stable development of relay protection work, so as to ensure the safe and stable operation of power grids. According to relevant regulations, combined with the actual production and operation of power grid relay protection management in the existing problems, and puts forward some measures for improvement.

Key words: power system; relaying protection; setting management

中圖分類號： 文獻標識碼： A文章編號：2095-2104（2012）01-0020-02

當前電網繼電保護整定管理存在的問題

繼電保護從業人員配置方面的問題

繼電保護整定計算人員作為繼電保護整定工作的具體實施者，其工作經驗、專業技能及綜合素質等都會對工作效率產生直接的影響。因此，我們對繼電保護工作的管理首先應該從人員管理著手。繼電保護人員的現狀如下：第一，有些縣級供電公司未能配備專職的繼電保護整定計算人員，且從業人員的技術水平參差不齊，加之工作人員頻繁變動，從而難以確保繼電保護整定計算工作整體水平的持續發展；第二，整定計算原則以及整定計算過程中的問題。不同的整定計算人員所進行的整定計算過程是有區別的，在整定計算過程中因為所選擇的整定原則和選用的技術參數都存在著個別的差異，最終會導致計算結果也不盡相同。

基礎資料方面的問題

2.1.未能構建一套完整的設備缺陷歸檔管理機制。在保護專項檢查以及保護裝置驗收中發現有些保護裝置或二次回路總會存在一定的缺陷，例如現場的試驗結果同裝置所顯示的跳閘矩陣控制字不一致，個別的回路功能不能正常運行甚至還會出線未接線的情況，另外，有些工作人員只通過口頭形式傳達資料信息，未曾整理書面資料建立存檔。

2.2.在新建、改建、擴建工程中，工程管理單位不能按照規程規定按時給整定計算部門提供相關的資料，即便提供了也會時常出現誤報、漏報的現象，這樣，整定計算工作任務就不能按時、按計劃開展完成，從而影響了繼電保護定值計算的時效性，在一定程度上也影響到定值單的按時發放以及工程的按時投運，同樣也給安全生產造成了一定的隱患。

2.3.沒有及時更新二次設備資料檔案，致使錯、漏缺陷普遍存在。例如工程項目要進行更改卻沒有設計變更說明，改建或擴建工程的竣工資料不完整、所存的說明書以及圖紙資料等不是當前的有效版本、在工程項目竣工移交資料環節方面未能進行有效的技術管理監督。

2.4.保護裝置的更新換代或版本升級速度較快，過去一些老版本的保護裝置不能與之銜接，這將嚴重束縛了繼電保護人員在整定計算工作或保護裝置調試中的創造性思維。

電網繼電保護整定管理問題的改進措施

專業人員對工作熟悉程度的改進措施

根據電網結構、運行方式及繼電保護裝置的配置情況，編寫并制定相關的繼電保護運行管理規程；結合年度電網運行方式、保護配置、時限配置、整定計算原則，及時編制繼電保護整定方案說明書，用于日常工作中繼電保護整定計算人員的培訓和整定計算工作核查。同時，也可用于調度員在日常工作中準確分析判斷故障的理論參考依據；還可作為不同電網結構時期的保護整定計算文獻資料，為今后整定計算人員特別是新上崗的保護工作人員日常開展工作提供理論性指導。

基礎資料方面的改進措施

首先對整定計算資料的上報和所報資料的準確性以及資料的規范化進行相應的整合管理，制定出切實可行的業務流程及管理考核制度，使相關部門充分明確各自的職責，從而保證上報資料的正確性；同時也為整定計算人員能夠如期實施開展工作提供相應的技術保證。其次，在保護定值執行過程中，特別是在繼電保護年度檢驗及定期檢驗工作中，將已執行的保護定值通知單與現場進行嚴格核對，把檢查中所發現的問題與缺陷及時回知到繼電保護相關部門，以便于保護人員及時整改解決。

加強電網主保護的配置

在實際生產運行中，遇有特殊的運行方式，如因為設備損壞、人為或自然災害等原因造成的電網大面積停電事故，會直接給社會和電網造成不可估量的嚴重后果。此時就要靠電網的主保護發揮積極的作用，利用電力系統繼電保護及自動裝置快速可靠的將故障點切除，使電網能夠盡快恢復正常供電，保證電網安全穩定運行，使人們的工作生活盡快恢復正常。因此，從業人員對電網主保護的配置選型、整定計算、運行維護等工作要重點加強，達成共識，以利于繼電保護及自動裝置在電網運行中發揮更好的作用。

3.1.加強主保護通道形式的構建

光纖通道有著良好的抗干擾性能，且通道有著穩定可靠的傳輸質量，所以，近些年來被廣泛地運用于繼電保護當中。首先，光纜路由通道至少采用一路點對點路由；其次，積極運用載波機并以此來代替保護專用收發信機方式，在使用載波機的過程中應該采用相相耦合的方式；第三，為了確保保護裝置不會受到錯誤的光纖通道接線的影響，所以建議對光線電流差動保護裝置進行地址編碼功能的增設，這樣一來，即使保護裝置不同，而在電網中卻具有唯一性。

3.2.全線速動的主保護配置雙重化

因為保護裝置需要進行定期檢查試驗，而且時常會有故障發生，所以，為了保證電網能夠安全、可靠、穩定的運行，務必要實現主線保護雙重化：

第一，所設置的兩套全線速動主保護要同時具有完整性與獨立性；第二，兩套主保護的電壓回路、交流電流以及直流電源之間應該是相互獨立的；第三，所設置的主保護能夠隨時切除全線路所發生的各種類型故障；第四，為了促進三相跳閘以及分相跳閘的實現，每套主保護應該設有獨立選相功能；第五，所設立的兩套全線速動主保護裝置應該有其各自的遠方信號傳輸設備；第六，斷路器有兩組跳閘線圈，因此每套主保護應該各自承擔一組跳閘線圈的啟動。

4.合理簡化后備保護

1.取消零序Ⅰ、Ⅱ段的可行性

在正常情況下，零序Ⅰ段的保護范圍可以達到全線的百分之七十至百分之八十左右。然而，如遇到系統方式發生改變，零序Ⅰ段的保護范圍也會因此受到影響，很可能會極大的縮短，不僅無法達到70%，有時候甚至還達不到10%。但是，接點距離Ⅰ段可以有效控制保護范圍在70%左右，基本上不會因系統方式變化而受到影響。同時，實測參數在整定計算中也尤為重要，沒有實測數據，用設計參數進行理論計算得出的結果不是很精確，會直接影響到保護裝置動作的快速性及靈敏性。但是，在實際工作中往往不盡人意，整定計算人員通常不能及時收集到實測參數；因為考慮到基建工程的按時投運不受影響，部分已投運的舊線路無實測數據等因素，只有利用設計參數進行預算，計算過程中需要通過調整可靠系數來防止零序保護的誤動與拒動，然而可靠系數的取值較難把握，因此，計算得出的結果也不是很精確，會直接影響到零序保護的靈敏度。另外，就四段式的零序保護而言，對于220kv及以上電壓等級線路的保護，零序I段可以用壓板或控制字來直接投退，而大部分裝置零序Ⅱ保護沒有設置保護壓板投退功能，所以只能靠整保護定值的取值來完成零序Ⅱ的投退。

對距離Ⅱ段的配合加以改善

依據整定計算的原則，距離Ⅱ段應該考慮本線路末端所發生金屬短路故障有足夠的靈敏度以及與相鄰線路距離Ⅰ段保護的配合來進行整定，如果其與距離Ⅰ段無法進行有效配合則選取與相鄰距離Ⅱ段保護配合整定。在當前每套全線速動保護及電網加強型主保護功能完整的情況下，帶延時的相間保護與接地距離Ⅱ段無法與相鄰線路距離Ⅰ段進行有效配合，應該采取與相鄰線路的縱聯保護相配合的措施，以此促使動作時間的整定配合能夠進一步被簡化，從而促進了整定計算配合條件的改善。

總之，不論是電網繼電保護的配置同運行問題的分析還是整定計算的原則問題，均應該給予主保護的加強來進行后備保護基本原則配置與整定的簡化，同時，還需促進繼電保護標準化、規范化管理工作，從而推動工作效率的提高，最終以確保電網運行的安全性與穩定性。

【參考文獻】

1. 陳壽連 淺談電網繼電保護整定管理[期刊論文]-中國新技術新產品2011(3)

2. 許小舟 電力系統繼電保護仿真研究[期刊論文]-化學工程與裝備2008(4)

3. 鄭浩.劉凱繼電保護現場作業安全控制管理的研究[期刊論文]-科技信息2009(36)

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【關鍵詞】數字化繼電保護；110kV；智能變電站

1 數字化繼電保護系統中的基本概述

1.1 確保二次回路的接線更為簡化、方便

MU 和電子互感器設備的互相配合，可以實時地將其測量到的值進行數字化處理，并且通過光纖進行傳送。那么這一數字化系統具有比較強的抗干擾能力，能夠改變以往的二次電纜傳送回路運行缺陷，從而確保有效地實現了變電器中一、二次設備的隔離運行。數字化繼電保護技術是于現場加裝好智能操作箱并且組建GOOSE 網絡之后方能夠起到保護作用，同時對于隔離開關還能夠起到遙控控制。由此看來數字化繼電保護裝置和最終的執行機構控制間并沒有了以往的電纜連接，那么目前現場的各間隔間的界限將更加清晰、明了，因此顯著地杜絕了智能變電站中的不慎連接、碰觸電纜情況發生，能夠非常有效地避免了事故發生。

1.2 數字化繼電保護裝置的應用可以提高可靠性

電子式互感器設備具有比較良好的抗干擾能力，因此其在絕緣性能方面也得到了一定加強，其中線性范圍較廣等顯著特點，裝置的先進性保障了最終測量值的安全性和準確性。與此同時智能操作箱的主要作用，就是可以利用過程層網以及保護裝置進行實時通信，將智能變電站中一次設備的實際運行情況進行及時傳遞，從而還能夠對相關設備是否保持正常的運行具有充分了解。

1.3 數字化繼電保護技術具有高度的開放性與互操作性

發展至今，國家為了能夠大力促進智能電網的快速發展，顯著提高智能變電站運行的效率和效益，國家電網公司已經于2010 年正式制定并實施了《Q/GDW441-2010智能變電站繼電保護研究規范》，該保護規范中明確規定了繼電保護以及設備配置的基本原則，其中還包括繼電保護裝置以及技術標準，繼電保護的基本信息互換原則等方面，因此分析和研究數字化繼電保護于智能變電站中的具體應用，是完全離不開該具體規范的規定。

2、110kV 智能變電站的保護配置情況

110kV變電站使用常規開關作為主開關。以某地為例，目前，該變電站內設有電子式互感器，但尚未實現一體化平臺及智能應用，然而，在變電站內的自動化系統結構、繼電保護裝置及合并單元的配置、網絡方式都可以作為智能變電站建設的參考。三層側設備，兩級網絡結構，符合智能變電站要求。變電站內過程層運用的是GOOSE網、SV網方式，與智能變電站要求獨立組網有所差距。保護配置包括所需要的母差保護裝置、線路縱差保護裝置、故障錄波器等，此外，110kV母差、主變及智能終端，合并單元按雙重化配置，均體現了智能變電站的配置要求。

3、110kV 智能變電站相關設備的保護配置

（1）線路保護。相對110kV智能變電站而言，應將站內保護、監測和控制功能綜合為一體，根據間隔情況單套設置。對線路的保護直接采樣，直接跳到斷路器；在GOOSE網使用斷路器失靈、重合閘等相關功能。具體的線路保護方案參見圖1：線路間隔內設有保護測控裝置，僅與GOOSE網絡進行交換信息，其余全部使用點對點連接，其數據傳輸方式是直接與合并單元和智能終端連接，期間對數據進行打包，再由光纖傳送到SV網，同時傳送給保護測控裝置；如遇跨間隔信息接入保護測控裝置，則使用GOOSE網傳輸。

（2）變壓器保護。根據規程要求，110kV變壓器電量保護應配置雙套，并應采用主、后備保護一體化配置，如單獨配置，后備保護應與測控裝置一體化。變壓器保護使用雙套配置時，合并單元（MU）的每一側，智能終端的每一側都要使用雙套配置；中性點以及間隙電流分別并入對應側（MU）；直接采樣，直接跳到一側斷路器；如遇跳母聯、分段斷路器和啟動失靈等情況下，則使用GOOSE網進行傳輸。

（3）母聯（分段）保護。母聯保護與線路保護基本相同，但結構上更簡單。母聯保護裝置與合并單元、智能終端直接相連，不必進行數據交換，就可以實現直接采樣、直接跳閘；并且，母聯保護裝置、合并單元、智能終端，都可以經過彼此獨立的GOOSE網和SV網，實現跨間隔傳輸信號。根據規程的相關要求，110kV母聯保護使用單套配置，應滿足保護、監測和控制綜合一體化。跳閘方式應用點對點直接跳閘，主變保護則應用GOOSE網絡跳閘；母聯保護在母線失靈的情況下，可以使用GOOSE網絡傳輸。

4、數字化繼電保護在110kV 智能變電站中的應用

繼電保護作為保證電網安全穩定運行的首道防線至關重要。智能變電站應在保持變電站基礎功能之外，改進增加繼電保護設備之間交換信息的方式。智能變電站中，使用了電子式互感器，變壓器，斷路器裝上了智能單元，連接介質全部使用光纖，信息傳輸實現了網絡化。針對各部變化，下面提出新的測試檢驗方法：

（1）原來輸入保護裝置的電壓、電流模擬量被合并器的光數字信號所取代。前提是要考慮有跨間隔數據要求的保護裝置，在不同間隔間傳輸數據時，到達時間的同步性，如不確定或差距較大，則可能無法滿足保護裝置的要求。

（2）同等設備條件下，原有變電站繼電保護使用接點直接跳閘，而智能變電站則使用GOOSE網絡，信號經網絡傳輸到智能終端后跳閘（有智能開關時除外），其可靠性更強，運行檢修擴建的安全性更高。

（3）原有變電站保護裝置，輸出信號都是經過GOOSE協議下進行網絡傳輸，智能變電器則增設了優先級別，使用GOOSE報文傳輸。我們可以通過整組傳動試驗，檢驗變電站保護裝置輸入和輸出信號的精度和實時傳輸。

（4）光纖數字電壓、電流信號的輸入方式，決定了檢驗數據同步性的測試顯得尤為重要，如變壓器差動保護、母差保護，需要對不同的同步間隔的數據進行驗證。

（5）光纖以太網主要針對誤碼率和光收發器件的功率進行檢驗，從而保證其物理連接的準確性和可靠性。檢驗過程可以借助網絡分析儀、網絡負載模擬器等工具進行。

（6）合并單元的檢驗主要是看其可否及時準確地傳輸一次電壓和電流信號；智能單元的檢驗則是看可否及時準確地傳輸數據，控制設備，保護報文，并做出相應的處理。

5、結束語

為加快智能電網建設，提高智能變電站效率和效益。當前數字化繼電保護對于智能變電站具有積極方面的作用，國內已經在一些智能變電站中逐漸應用了數字化繼電保護措施，希望以此取得的經驗與教訓能夠為未來數字化繼電保護技術于智能變電站的實際應用提供有效的經驗。

參考文獻：

[1]徐曉菊.？數字化繼電保護在110kV智能變電站中的應用研究[J]. 數字技術與應用. 2011（10）

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[3]蔣睿智.？變電站保護多信息融合應用探討[J]. 硅谷. 2008（23）

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關鍵詞：220kv供電系統；繼電保護；電流保護

Abstract: 220 kv power supply system is the one part of power system. Can it safe, stable and reliable operation, not only directly related to enterprise of electricity flow, but also related to the power system can normally. This paper according to the years of work experience of 220 kv relay protection is discussed in this paper.

Keywords: 220 kv power supply system; The relay protection; Current protection

中圖分類號： U223.6文獻標識碼：A文章編號：

一、繼電保護的基本原則

可靠性是指一個元件、設備或系統在預定時間內，在規定的條件下完成規定功能的能力?？煽啃怨こ躺婕暗皆祿慕y計和處理，系統可靠性的定量評定，運行維護，可靠性和經濟性的協調等各方面。具體到繼電保護裝置，其可靠性是指在該裝置規定的范圍內發生了它應該動作的故障時，它不應該拒動作，而在任何其它該保護不應動作的情況下，它不應誤動作。

由于220kV及以上電網繼電保護方式較多，所以在確定使何種繼電保護方法的同時必須遵守一定的原則，只有在一個統一的規范要求下，才能更有效的體現電網繼電保護效果。220kV及以上電網的繼電保護，必須滿足可靠性、速動性、選擇性及靈敏性的基本要求。繼電保護裝置的拒動和誤動都會給電力系統造成嚴重危害。但提高其不拒動和提高其不誤動作的可靠性的措施往往是互相矛盾的。由于電力系統的結構和負荷性質的不同，拒動和誤動所造成的危害往往不同。例如當系統中有充足的旋轉備用容量，輸電線路很多，各系統之間和電源與負荷之間聯系很緊密時由于繼電保護裝置的誤動作，使發電機變壓器或輸電線路切除而給電力系統造成的影響可能很小；但如果發電機變壓器或輸電線路故障時繼電保護裝置拒動作，將會造成設備的損壞或系統穩定的破壞，損失是巨大的。在此情況下提高繼電保護裝置不拒動的可靠性比提高其不誤動的可靠性更為重要。但在系統中旋轉備用容量很少及各系統之間和負荷和電源之間聯系比較薄弱的情況下，繼電保護裝置的誤動作使發電機變壓器或輸電線切除時，將會引起對負荷供電的中斷甚至造成系統穩定的破壞，損失是巨大的。而當某一保護裝置拒動時，其后備保護仍可以動作而切除故障，因此在這種情況下提高繼電保護裝置不誤動的可靠性比提高其不拒動的可靠性更為重要。

二、220kV及以上電網繼電保護方式分析

1、自動重合閘繼電保護

自動重合閘裝置是當斷路器跳開后按需要自動投入的一種自動裝置：采用自動重合閘的繼保護可以在提高供電的可靠性的基礎上．保證電網系統并列運行的穩定性，并糾正斷路器的誤跳閘。

1)單相自動重合閘要求在保證選擇性的基礎上并擁有足夠的靈敏性。在動作時限的選擇方面，除應滿足三相重合閘時所提出的要求外，還應考慮：兩側選相元件與繼電保護以不同時限切除故障的可能性和潛供電流對滅弧所產生的影響。時刻注意線路電壓越高．線路越長．潛供電流就越大，潛供電流持續時間不僅與其大小有關，而且與故障電流的大小、故障切除的時間、弧光的長度以及故障點的風速等因素有關。單相自動重合閘在絕大多數情況下保證對用戶的供電，并提高系統并列運行的動態穩定性。但在具體實踐中需要有按相操作的斷路器，重合閘回路的接線比較復雜，促使了保護的接線、整定計算和調試工作復雜化。為了彌補以上缺點，可以通過以下介紹的綜合重合閘方式來解決。

2)綜合重合閘是指當發生單相接地故障時，采用單相重合閘方式，而當發生相間短路時，采用三相重合閘方式。實現綜合重合閘回路接線時應考慮的一些問題：①單相接地故障時只跳故障相斷路器，然后進行單相重合。②相間故障時跳三相斷路器，然后進行三相重合。③選相元件拒動時，應能跳開三相并進行三相重合。④對于非全相運行中可能誤動的保護，應進行可靠的閉鎖；對于在單相接地時可能誤動作的相間保護(如距離保護)，應有防止單相接地誤跳三相的措施。⑤一相跳閘后重合閘拒動時，應能自動斷開其它兩相。⑥任意兩相的分相跳閘繼電器動作后，應能跳開三相并進行三相重合。⑦無論單相或三相重合閘，在重合不成功后，應能加速切除三相，即實現重合閘后加速。⑧在非全相運行過程中又發生另一相或兩相的故障，保護應能有選擇性予以切除。⑨當斷路器氣壓或液壓降低至不允許斷路器重合時，應將重合閘回路自動閉鎖；但如果在重合閘的過程中下降到低于運行值時，則應保證重合閘動作的完成。

2、縱聯保護

隨著電力技術的發展，220kV及以上電網縱聯保護目前采用反應兩側電量的輸電線路縱聯保護。通過利用通信通道將兩端的保護裝置縱向聯結起來，將兩端的電氣量比較，以判斷故障在區內還是區外，保證繼電保護的選擇性。

縱聯保護一般分為方向比較式縱聯保護和縱聯電流差動保護兩種，在從具體方式上來看主要有縱聯差動保護、高頻保護、微波保護、光纖差動保護等，在些方式之中，靈敏度整定都要不得小于2.0。由于各種方式的在整定時要求有所不同，在此就高頻保護整定稍作概述。在反映不對稱故障的起動元件整定時，高定值起動元件應按被保護線路末端兩相短路、單相接地及兩相短路接地故障有足夠的靈敏度整定，12力爭大于4.0，最低不得小于2.0。同時要可靠躲過三相不同步時的線路充電電容電流，可靠系數大于2loo低定值起動元件應按躲過最大負荷電流下的不平衡電流整定，可靠系數取2.5。高、低定值起動元件的配合比值取l.6-2.0。

3、零序電流保護

零序電流保護一般為四段式。在復雜環網中為簡化整定配合，零序電流保護I、II、HI、IV各段均可分別經零序功率方向元件控制。如實際選用的定值，不經過方向元件也能保證選擇性時，則不宜經方向元件控制。為了不影響各保護段動作性能，零序方向元件要有足夠的靈敏度，在被控制保護段末端故障時．零序電壓應不小于方向元件最低動作電壓的l-5倍，零序功率應不小于方向元件實際動作功率的2倍。

方向零序電流I段定值和無方向零序電流I段定值，按躲過本線路區外故障最大零序電流整定：若本線路采用單相重合閘方式，尚應按躲過本線路非全相運行最大零序電流整定。零序電流Ⅱ段定值，若相鄰線路配置的縱聯保護能保證經常投入運行，可按與相鄰線路縱聯保護配合整定，躲過相鄰線路末端故障。否則，按與相鄰線路在非全相運行中不退出運行的零序電流Ⅱ段配合整定；若無法滿足配合關系，則可與相鄰線路在非全相運行過程中不退出工作的零序!段配合整定。零序電流Ⅱ段定值還應躲過線路對側變壓器的另一側母線接地故障時流過本線路的零序電流。零序電流Ⅲ段定值，按靈敏性和選擇性要求配合整定，應滿足靈敏度要求，并與相鄰線路在非全相運行中不退出工作的零序電流Ⅲ段定值配合整定。若配合有困難，可與相鄰線路零序電流Ⅲ段定值配合整定。零序電流Ⅳ段定值(最末一段)應不大于300A．按與相鄰線路在非全相運行中不退出工作的零序電流Ⅲ段或Ⅳ段配合整定。對采用重合閘時間大于1.0s的單相重合閘線路，除考慮正常情況下的選擇配合外，還需要考慮非全相運行中健全相故障時的選擇性配合，此時，零序電流Ⅳ段的動作時間宜大于單相重合閘周期加兩個時間級差以上。當本線路進行單相重合閘時。可自動將零序電流Ⅳ段動作時間降為本線路單相重合閘周期加一個級差，以取得在單相重合閘過程中相鄰線路的零序電流保護與本線路零序電流Ⅳ段之間的選擇性配合，以盡快切除非全相運行中再故障。線路零序電流保護的電流定值和時間定值可參照相關規范進行設定。

三、結語

繼電保護是電力系統安全正常運行的重要保障．目前已經得到了廣泛的應用，隨著科學技術的不斷進步，繼電保護技術日益呈現出向微機化，網絡化，智能化，保護、控制、測量和數據通信一體化發展的趨勢：繼電保護可靠性的必要性、影響繼電保護可靠性的因素及提高繼電保護可靠性的對策。其可靠性問題不僅與設計、制造、運行維護和檢修調試等有密切關系而且繼電保護裝置維護人員也將起到關鍵性作用。

參考文獻:

[1] 張國峰，梁文麗，李玉龍 電力系統繼電保護技術的未來發展[J]．中國科技信息，2005(02)．

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配電自動化技術是服務于城鄉配電網改造建設的重要技術，配電自動化包括饋線自動化和配電管理系統，通信技術是配電自動化的關鍵。目前，我國配電自動化進行了較多試點，由配電主站、子站和饋線終端構成的三層結構已得到普遍認可，光纖通信作為主干網的通信方式也得到共識。饋線自動化的實現也完全能夠建立在光纖通信的基礎上，這使得饋線終端能夠快速地彼此通信，共同實現具有更高性能的饋線自動化功能。

二。配電網饋線保護的技術現狀

電力系統由發電、輸電和配電三部分組成。發電環節的保護集中在元件保護，其主要目的是確保發電廠發生電氣故障時將設備的損失降為最小。輸電網的保護集中在輸電線路的保護，其首要目的是維護電網的穩定。配電環節的保護集中在饋線保護上，配電網不存在穩定問題，一般認為饋線故障的切除并不嚴格要求是快速的。不同的配電網對負荷供電可靠性和供電質量要求不同。許多配電網僅是考慮線路故障對售電量的影響及配電設備壽命的影響，尚未將配電網故障對電力負荷（用戶）的負面影響作為配電網保護的目的。

隨著我國經濟的發展，電力用戶用電的依賴性越來越強，供電可靠性和供電電能質量成為配電網的工作重點，而配電網饋線保護的主要作用也成為提高供電可靠性和提高電能質量，具體包括饋線故障切除、故障隔離和恢復供電。具體實現方式有以下幾種：

2.1傳統的電流保護

過電流保護是最基本的繼電保護之一?？紤]到經濟原因，配電網饋線保護廣泛采用電流保護。配電線路一般很短，由于配電網不存在穩定問題，為了確保電流保護動作的選擇性，采用時間配合的方式實現全線路的保護。常用的方式有反時限電流保護和三段電流保護，其中反時限電流保護的時間配合特性又分為標準反時限、非常反時限、極端反時限和超反時限，參見式（1）、（2）、（3）和（4）。這類保護整定方便、配合靈活、價格便宜，同時可以包含低電壓閉鎖或方向閉鎖，以提高可靠性；增加重合閘功能、低周減載功能和小電流接地選線功能。

電流保護實現配電網保護的前提是將整條饋線視為一個單元。當饋線故障時，將整條線路切掉，并不考慮對非故障區域的恢復供電，這些不利于提高供電可靠性。另一方面，由于依賴時間延時實現保護的選擇性，導致某些故障的切除時間偏長，影響設備壽命。

2.2重合器方式的饋線保護

實現饋線分段、增加電源點是提高供電可靠性的基礎。重合器保護是將饋線故障自動限制在一個區段內的有效方式「參考文獻。參見圖1，重合器R位于線路首端，該饋線由A、B、C三個分段器分為四段。當AB區段內發生故障F1，重合器R動作切除故障，此后，A、B、C分段器失壓后自動斷開，重合器R經延時后重合，分段器A電壓恢復后延時合閘。同樣，分段器B電壓恢復后延時合閘。當B合閘于故障后，重合器R再次跳開，當重合器第二次重合后，分段器A將再次合閘，此后B將自動閉鎖在分閘位置，從而實現故障切除、故障隔離及對非故障段的恢復供電。

目前在我國城鄉電網改造中仍有大量重合器得到應用，這種簡單而有效的方式能夠提高供電可靠性，相對于傳統的電流保護有較大的優勢。該方案的缺點是故障隔離的時間較長，多次重合對相關的負荷有一定影響。

2.3基于饋線自動化的饋線保護

配電自動化包括饋線自動化和配電管理系統，其中饋線自動化實現對饋線信息的采集和控制，同時也實現了饋線保護。饋線自動化的核心是通信，以通信為基礎可以實現配電網全局性的數據采集與控制，從而實現配電SCADA、配電高級應用（PAS）。同時以地理信息系統（GIS）為平臺實現了配電網的設備管理、圖資管理，而SCADA、GIS和PAS的一體化則促使配電自動化成為提供配電網保護與監控、配電網管理的全方位自動化運行管理系統。參見圖2所示系統，這種饋線自動化的基本原理如下：當在開關S1和開關S2之間發生故障（非單相接地），線路出口保護使斷路器B1動作，將故障線路切除，裝設在S1處的FTU檢測到故障電流而裝設在開關S2處的FTU沒有故障電流流過，此時自動化系統將確認該故障發生在S1與S2之間，遙控跳開S1和S2實現故障隔離并遙控合上線路出口的斷路器，最后合上聯絡開關S3完成向非故障區域的恢復供電。

這種基于通信的饋線自動化方案以集中控制為核心，綜合了電流保護、RTU遙控及重合閘的多種方式，能夠快速切除故障，在幾秒到幾十秒的時間內實現故障隔離，在幾十秒到幾分鐘內實現恢復供電。該方案是目前配網自動化的主流方案，能夠將饋線保護集成于一體化的配電網監控系統中，從故障切除、故障隔離、恢復供電方面都有效地提高了供電可靠性。同時，在整個配電自動化中，可以加裝電能質量監測和補償裝置，從而在全局上實現改善電能質量的控制。

三。饋線保護的發展趨勢

目前，配電自動化中的饋線自動化較好地實現了饋線保護功能。但是隨著配電自動化技術的發展及實踐，對配電網保護的目的也要悄然發生變化。最初的配電網保護是以低成本的電流保護切除饋線故障，隨著對供電可靠性要求的提高，又出現以低成本的重合器方式實現故障隔離、恢復供電，隨著配電自動化的實施，饋線保護體現為基于遠方通信的集中控制式的饋線自動化方式。在配電自動化的基礎上，配電網通信得到充分重視，成本自動化的核心。目前國內的主流通信方式是光纖通信，具體分為光纖環網和光纖以太網。建立在光纖通信基礎上的饋線保護的實現由以下三部分組成：

1）電流保護切除故障；

2）集中式的配電主站或子站遙控FTU實現故障隔離；

3）集中式的配電主站或子站遙控FTU實現向非故障區域的恢復供電。

這種實現方式實質上是在自動裝置無選擇性動作后的恢復供電。如果能夠解決饋線故障時保護動作的選擇性，就可以大大提高饋線保護的性能，從而一次性地實現故障切除與故障隔離。這需要饋線上的多個保護裝置利用快速通信協同動作，共同實現有選擇性的故障隔離，這就是饋線系統保護的基本思想。

四。饋線系統保護基本原理

4.1基本原理

饋線系統保護實現的前提條件如下：

1）快速通信；

2）控制對象是斷路器；

3）終端是保護裝置，而非TTU.

在高壓線路保護中，高頻保護、電流差動保護都是依靠快速通信實現的主保護，饋線系統保護是在多于兩個裝置之間通信的基礎上實現的區域性保護?；驹砣缦拢?/p>

參見圖3所示典型系統，該系統采用斷路器作為分段開關，如圖A、B、C、D、E、F.對于變電站M，手拉手的線路為A至D之間的部分。變電站N則對應于C至F之間的部分。N側的饋線系統保護則控制開關A、B、C、D的保護單元UR1至UR7組成。

當線路故障F1發生在BC區段，開關A、B處將流過故障電流，開關C處無故障電流。但出現低電壓。此時系統保護將執行步驟：

Step1：保護起動，UR1、UR2、UR3分別起動；

Step2：保護計算故障區段信息；

Step3：相鄰保護之間通信；

Step4：UR2、UR3動作切除故障；

Step5：UR2重合。如重合成功，轉至Step9；

Step6：UR2重合于故障，再跳開；

Step7：UR3在T內未測得電壓恢復，通知UR4合閘；

Step8：UR4合閘，恢復CD段供電，轉至Step10；

Step9：UR3在T時間內測得電壓恢復，UR3重合；

Step10：故障隔離，恢復供電結束。

4.2故障區段信息

定義故障區段信息如下：

邏輯1：表示保護單元測量到故障電流，

邏輯0：表示保護單元未測量到故障電流，但測量到低電壓。

當故障發生后，系統保護各單元向相鄰保護單元交換故障區段，對于一個保護單元，當本身的故障區段信息與收到的故障區段信息的異或為1時，出口跳閘。

為了確保故障區段信息識別的正確性，在進行邏輯1的判斷時，可以增加低壓閉鎖及功率方向閉鎖。

4.3系統保護動作速度及其后備保護

為了確保饋線保護的可靠性，在饋線的首端UR1處設限時電流保護，建議整定時間內0.2秒，即要求饋線系統保護在200ms內完成故障隔離。

在保護動作時間上，系統保護能夠在20ms內識別出故障區段信息，并起動通信。光纖通信速度很快，考慮到重發多幀信息，相鄰保護單元之間的通信應在30ms內完成。斷路器動作時間為40ms~100ms.這樣，只要通信環節理想即可實現快速保護。

4.4饋線系統保護的應用前景

饋線系統保護在很大程度上沿續了高壓線路縱聯保護的基本原則。由于配電網的通信條件很可能十分理想。在此基礎之上實現的饋線保護功能的性能大大提高。饋線系統保護利用通信實現了保護的選擇性，將故障識別、故障隔離、重合閘、恢復故障一次性完成，具有以下優點：

（1）快速處理故障，不需多次重合；

（2）快速切除故障，提高了電動機類負荷的電能質量；

（3）直接將故障隔離在故障區段，不影響非故障區段；

（4）功能完成下放到饋線保護裝置，無需配電主站、子站配合。

四。系統保護展望

繼電保護的發展經歷了電磁型、晶體管型、集成電路型和微機型。微機保護在擁有很強的計算能力的同時，也具有很強的通信能力。通信技術，尤其是快速通信技術的發展和普及，也推動了繼電保護的發展。系統保護就是基于快速通信的由多個位于不同位置的保護裝置共同構成的區域行廣義保護。

電流保護、距離保護及主設備保護都是采集就地信息，利用局部電氣量完成故障的就地切除。線路縱聯保護則是利用通信完成兩點之間的故障信息交換，進行處于異地的兩個裝置協同動作。近年來出現的分布式母差保護則是利用快速的通信網絡實現多個裝置之間的快速協同動作如果由位于廣域電網的不同變電站的保護裝置共同構成協同保護則很可能將繼電保護的應用范圍提高到一個新的層次。這種協同保護不僅可以改進保護間的配合，共同實現性能更理想的保護，而且可以演生于基于繼電保護相角測量的穩定監控協系統，基于繼電保護的高精度多端故障測距以及基于繼電保護的電力系統動態模型及動態過程分析等應用領域。目前，在輸電網中已經出現了基于GPS的動態穩定系統和分散式行波測距系統。在配電網，伴隨賊配電自動化的開展。配電網饋線系統保護有可能率先得到應用。

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【關鍵詞】配電；保護；技術

【中圖分類號】F407.67 【文獻標識碼】A 【文章編號】1672-5158（2012）09-0008-01

1、饋線保護的技術

隨著我國經濟的發展，電力用戶用電的依靠性越來越強，供電可靠性和供電電能質量成為配電網的工作重點，而配電網饋線保護的主要作用也成為提高供電可靠性和提高電能質量，具體包括饋線故障切除、故障隔離和恢復供電。具體實現方式有以下幾種：

1.1 傳統的電流保護過電流保護是最基本的繼電保護之一?？紤]到經濟原因，配電網饋線保護廣泛采用電流保護。常用的方式有反時限電流保護和三段電流保護，其中反時限電流保護的時間配合特性又分為標準反時限、非常反時限、極端反時限和超反時限。這類保護整定方便、配合靈活、價格便宜，同時可以包含低電壓閉鎖或方向閉鎖，以提高可靠性；增加重合閘功能、低周減載功能和小電流接地選線功能。

1.2 基于饋線自動化保護配電自動化包括饋線自動化和配電治理系統，其中饋線自動化實現對饋線信息的采集和控制，同時也實現了饋線保護。饋線自動化的核心是通信，以通信為基礎可以實現配電網全局性的數據采集與控制，從而實現配電SCADA、配電高級應用（PAS）。同時以地理信息系統（GIS）為平臺實現了配電網的設備治理、圖資治理，而SCADA、GIS和PAS的一體化則促使配電自動化成為提供配電網保護與監控、配電網治理的全方位自動化運行治理系統。這種饋線自動化的基本原理如下：當在開關s1和開關S2之間發生故障（非單相接地），線路出口保護使斷路器B1動作，將故障線路切除，裝設在S1處的FTU檢測到故障電流而裝設在開關s2處的FTU沒有故障電流流過，此時自動化系統將確認該故障發生在S1與S2之間，遙控跳開S1和S2實現故障隔離并遙控合上線路出口的斷路器，最后合上聯絡開關s3完成向非故障區域的恢復供電。

這種基于通信的饋線自動化方案以集中控制為核心，綜合了電流保護、RTU遙控及重合閘的多種方式，能夠快速切除故障，在幾秒到幾十秒的時間內實現故障隔離，在幾十秒到幾分鐘內實現恢復供電。該方案是目前配網自動化的主流方案，能夠將饋線保護集成于一體化的配電網監控系統中，從故障切除、故障隔離、恢復供電方面都有效地提高了供電可靠性。

2、現代饋線保護

配電自動化中的饋線自動化較好地實現了饋線保護功能。但是隨著配電自動化技術的發展及實踐，對配電網保護的目的也要悄然發生變化。最初的配電網保護是以低成本的電流保護切除饋線故障，隨著對供電可靠性要求的提高，又出現以低成本的重合器方式實現故障隔離、恢復供電，隨著配電自動化的實施，饋線保護體現為基于遠方通信的集中控制式的饋線自動化方式。在配電自動化的基礎上，配電網通信得到充分重視，成本自動化的核心。目前國內的主流通信方式是光纖通信，具體分為光纖環網和光纖以太網。建立在光纖通信基礎上的饋線保護的實現由以下三部分組成：①電流保護切除故障；②集中式的配電主站或子站遙控FTU實現故障隔離；③集中式的配電主站或子站遙控FTU實現向非故障區域的恢復供電。

這種實現方式實質上是在自動裝置無選擇性動作后的恢復供電。假如能夠解決饋線故障時保護動作的選擇性，就可以大大提高饋線保護的性能，從而一次性地實現故障切除與故障隔離。這需要饋線上的多個保護裝置利用快速通信協同動作，共同實現有選擇性的故障隔離，這就是饋線系統保護的基本思想。

3、饋線系統保護技術

3.1 基本原理饋線系統保護實現的前提條件如下：①快速通信；②控制對象是斷路器；③終端是保護裝置，而非TTU。

在高壓線路保護中，高頻保護、電流差動保護都是依靠快速通信實現的主保護，饋線系統保護是在多于兩個裝置之間通信的基礎上實現的區域性保護?；驹砣缦拢涸撓到y采用斷路器作為分段開關，A、B、c、D、E、F對于變電站M，手拉手的線路為A至D之間的部分。變電站N則對應于c至F之間的部分。N側的饋線系統保護則控制開關A、B、C、D的保護單元URl至UR7組成。

當線路故障F1發生在BC區段，開關A、B處將流過故障電流，開關c處無故障電流。但出現低電壓。

3.2 故障區段信息定義故障區段信息如下：

邏輯1：表示保護單元測量到故障電流，

邏輯o：表示保護單元未測量到故障電流，但測量到低電壓。

當故障發生后，系統保護各單元向相鄰保護單元交換故障區段，對于一個保護單元，當本身的故障區段信息與收到的故障區段信息的異或為1時，出口跳閘。

為了確保故障區段信息識別的正確性，在進行邏輯1的判定時，可以增加低壓閉鎖及功率方向閉鎖。

3.3 系統保護動作速度及其后備保護為了確保饋線保護的可靠性，在饋線的首端URl處設限時電流保護，建議整定時間內0.2秒，即要求饋線系統保護在200ms內完成故障隔離。

在保護動作時間上，系統保護能夠在20ms內識別出故障區段信息，并起動通信。光纖通信速度很快，考慮到重發多幀信息，相鄰保護單元之間的通信應在30ms內完成。斷路器動作時間為40ms～100ms，這樣，只要通信環節理想即可實現快速保護。

3.4 饋線系統保護的應用前景饋線系統保護在很大程度上沿續了高壓線路縱聯保護的基本原則。由于配電網的通信條件很可能十分理想。在此基礎之上實現的饋線保護功能的性能大大提高。饋線系統保護利用通信實現了保護的選擇性，將故障識別、故障隔離、重合閘、恢復故障一次性完成，具有以下優點：①快速處理故障，不需多次重合；②快速切除故障，提高了電動機類負荷的電能質量；③直接將故障隔離在故障區段，不影響非故障區段；④功能完成下放到饋線保護裝置，無需配電主站、子站配合。

4、未來保護技術

繼電保護的發展經歷了電磁型、晶體管型、集成電路型和微機型。微機保護在擁有很強的計算能力的同時，也具有很強的通信能力。通信技術，尤其是快速通信技術的發展和普及，也推動了繼電保護的發展。系統保護就是基于快速通信的由多個位于不同位置的保護裝置共同構成的區域行廣義保護。

電流保護、距離保護及主設備保護都是采集就地信息，利用局部電氣量完成故障的就地切除。線路縱聯保護則是利用通信完成兩點之間的故障信息交換，進行處于異地的兩個裝置協同動作。近年來出現的分布式母差保護則是利用快速的通信網絡實現多個裝置之間的快速協同動作假如由位于廣域電網的不同變電站的保護裝置共同構成協同保護則很可能將繼電保護的應用范圍提高到一個新的層次。這種協同保護不僅可以改進保護問的配合，共同實現性能更理想的保護，而且可以演生于基于繼電保護相角測量的穩定監控協系統，基于繼電保護的高精度多端故障測距以及基于繼電保護的電力系統動態模型及動態過程分析等應用領域。目前，在輸電網中已經出現了基于GPS的動態穩定系統和分散式行波測距系統。在配電網，伴隨賊配電自動化的開展。配電網饋線系統保護有可能率先得到應用。

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關鍵詞：農村電網；繼電保護；定值計算

1 農村電網的特征

農村電網變電站大多數為35kV變電站，主結線為單母線或單母線分段，電壓比為35/10kV，主變一般為雙卷變，一般按兩臺配置。

主變主保護配置速斷、差動保護和瓦斯保護，主變后備保護配置過電流保護。出線保護配置速斷，限時速斷，過電流保護，并配置一次重合閘。線路串接級數多，分支線多，距離長。負荷率低，負荷變化大，隨機性強，功率因數低。

配電變壓器數量多，勵磁涌流大。線路設備質量相對較差，故障率較高。線路電壓等級大都在10～35kV范圍。

2 正確認識及處理農村電網繼電保護四性關系

2.1選擇性

選擇性是衡量繼電保護運行質量的一個重要指標。由于系統上下級保護不配合，造成大面積停電事故時有發生，對社會造成很大影響，帶來很大的經濟損失。因此，選擇性是四性的靈魂，關鍵在于解決越級跳閘問題。在實際工作中，往往有未核算保護配合問題或在方式安排上只考慮了正常方式的保護配合問題，而未考慮特殊方式下的保護配合問題造成越級跳閘，或者只考慮了相鄰兩級相同元件的保護配合問題，而忽視了相鄰兩級在任何運行方式下的真正配合，埋藏下安全隱患。農村電網因串級級數多，按常規后備保護時間逐級配合，在線路末端出現0s保護動作時間，使用戶保護無法配合。在保護靈敏度滿足的前提下，可適當在某一級退出后備段，以節省系統時間級差，或采用重合閘補救方法。采用后者使末級重合閘動作時間較長，如果線路串級級數很大，則應優先采用前者。如果任選一種方法不能滿足要求，可以采用兩種方法相結合的方案，根據實際情況靈活處理。

2.2速動性

農村電網一般處于電網末端，速動性既是將故障線路在盡可能短的時限內與系統隔離，避免越級跳閘，擴大事故范圍；并且，農村電網一般為放射形線路，在滿足躲過配電變壓器群勵磁涌流（一般持續時間0.2～0.3s）前提下，可將保護動作時限盡可能壓縮。另一方面，農村電網電氣距離遠離系統振蕩中心，主電網都配置有快速保護，系統對農村電網的影響也相對較小，加之農村電網35kV電壓級保護動作時間一般在2s及以下(根據變壓器反措要求，主變后備保護必須在2s內切除故障)，滿足變壓器反措要求。

就用戶而言，負荷的重要性程度及連續性相對較差，負荷主要是照明、小動力、農業排灌等。在2s內切除故障，在一般情況下，不會對用戶電氣設備造成很大影響。隨著城農網改造工程的實施，微機保護覆蓋面進一步擴大，保護時間級差由0.5s減到0.3s，使農村電網整體保護動作時間進一步下降。在用戶端大量采用靜態繼電器及快速空氣斷路器、快速熔斷器后，提高了用戶端的速動性?？傮w來講，保護動作速動性問題隨著系統保護動作時間級差壓縮，保護動作速度還會進一步加快，向好的方向發展。

線路保護后加速問題：在實際運行中，由于農村電網一條線路接入配電變壓器較多，配電變壓器群勵磁涌流較大，所以在手動重合或保護重合時，過電流保護電流元件動作(無電壓閉鎖)造成后加速跳閘。故在投后加速段加速過電流段時應先測量勵磁涌流，其后再決定是否投過電流后加速段。在一般情況下，限時速斷、過電流保護均應投后加速段，以提高切除系統故障的速動性。

2.3靈敏性

靈敏性即保護裝置對其保護范圍內發生故障或不正常運行狀態的反應能力。滿足靈敏性要求的保護裝置應該是：繼電保護在其涉及的保護范圍內發生故障時，不論短路點的位置、短路的類型以及是最大運行方式還是最小運行方式，都應正確動作。

農村電網大都采用固定門檻的判據條件，定時限時間特性，一般配置由電流、電壓元件構成的保護。該保護受電網運行方式影響很大，往往在小運行方式下校核靈敏度時不能滿足要求。

在一般常規35kV變電所中，35kV電源側配置電流速斷或差動為主保護，過電流作為后備保護。如過電流保護靈敏度不夠，最好改為復合電壓或低電壓閉鎖過電流，閉鎖電壓取10kV電壓相對靈敏。在選擇主變保護配置時，應適當超前考慮，以免因運行方式變化出現靈敏度不夠現象。

2.4可靠性

即需要保護動作時必須動作，不能拒動；不需要保護動作時必須不動作，不能誤動。在誤動方面存在以下問題：（1）過負荷問題：由于整定計算提供負荷不準，或對負荷預測不準，尤其在特殊運行方式下，由過負荷引起保護動作；（2）方式和保護不協調：方式安排未考慮保護是否滿足配合要求；（3）不用保護或需要說明的注意事項未交代清楚，運行人員誤投；（4）微機保護控制字取錯。在拒動方面，一是未進行二次回路的負載校驗；二是保護軟硬壓板投錯或漏投。

3 繼電保護定值計算

3.1定值計算的前期工作

定值計算需要充足完備的前期資料。定值計算應具備準確無誤的計算資料，這是進行定值計算的前提。它包括：一、二次圖紙；所帶配電變壓器總容量、電容器、消弧線圈、電抗器等銘牌數據和廠家說明書；電壓互感器、電流互感器變比和試驗報告；實測線路參數或理論計算參數；保護裝置技術說明書等等。

在實際計算中遇到的問題。圖紙或資料與現場實際不符：比如電流互感器變比與實際不符、線路長度、型號與實際不符、變壓器短路阻抗與實際不符、應該實測的參數沒有實測值、圖紙錯誤等等。

定值計算所需資料不全：未提供電容器內部接線形式；架空線沒有分段標注長度和型號；電纜線路在方案中沒有寫清所帶用戶或標注雙電纜。

解決措施：由設備運行維護單位建立由專人負責的設備運行管理數據庫，數據庫要做的時時更新、準確無誤、資源共享。

作為提供資料的單位，應對定值所需資料的正確性負責，這是進行定值計算的基礎工作，錯誤或不準確的資料會直接導致繼電保護裝置不能正確動作，造成嚴重后果。

3.2定值計算工作

定值計算是決定保護裝置正確動作的關鍵環節。定值計算人員應具備高度的工作責任心，樹立全局觀念和整體觀念。

整定計算工作應嚴格遵守整定計算基本原則：局部服從整體；下級服從上級；局部問題自行消化；盡可能的照顧地區電網和下一級電網的需求；保證重要政治用戶供電。滿足繼電保護和安全自動裝置選擇性、速動性、靈敏性、可靠性的要求，在不滿足時應合理取舍。對定值通知單的下達，應詳細說明保護裝置的投運條件及運行中應注意的問題。

由于保護裝置不斷更新換代，特別是微機保護裝置版本不斷升級，使得整定計算人員不得不花費大量時間和精力，逐字逐句的學習研究新內容，與保護裝置廠家技術人員反復溝通，掌握原理和動作邏輯，所以在采用新的微機保護裝置時很容易出錯。由于保護裝置來自不同的廠家，有時會有同一種保護定義不同、名稱各異，容易引起混淆。有些保護廠家說明書寫的不夠詳細，比如缺少邏輯回路圖，使整定計算人員很難判斷保護是否動作。還有的廠家定值菜單內容過于繁瑣，比如設很多控制字和投退壓板。

解決措施：一般應規范繼電保護裝置軟件版本，規范廠家對同一種保護、同一種功能的壓板名稱，規范廠家技術說明書及其必要的內容。整定計算人員應提高業務素質，加強對新裝置的學習，積極參與保護裝置的配置、選型和改進工作。

加強各級各地區整定計算人員之間、與廠家技術人員之間、與現場運行繼電保護調試人員的溝通和學習，取長補短，相互把關。

作為微機保護裝置使用單位，在新裝置的使用初級階段，難免會存在一些問題，因此，讓定值計算人員和現場調試維護人員，盡快掌握微機保護裝置性能，培訓工作十分重要。應加大動態培訓的力度，盡快提高繼電保護人員整體的業務技術水平。

其他容易造成整定計算錯誤的情況：二次接線修改的圖紙變更工作不及時。整定計算人員對于新裝置的內容、含義和二次回路不清楚，沒有很好的掌握，以致定值內容出錯。

保護裝置先天不足，比如有些老型號的裝置，定值單位步進較大，小數點之后調整不出來，影響了定值單的準確性，甚至影響了上下級的配合關系。整定人員沒有參加有關繼電保護配置、設計審查和設備選型等工作，到了計算定值的時候才發現問題，特別是裝置本身存在設計缺陷時很難得到修改，使保護配置先天不足。線路切改或更換變壓器后沒有及時修改系統阻抗，使定值計算出現偏差。

4 定值單的執行工作

一張定值單的產生和執行，要經過組織單位提供資料、確定運行方式、定值計算、定值審核、確定停電時間、保護調試、調度人員核對等諸多環節，其中每一個環節都可能造成定值單在執行中出現問題。

凡運行的繼電保護定值必須有正式的定值單為憑證，保護投入前必須由當值調度員與現場人員進行核對，確認無誤后，調度部門填寫執行日期并蓋章，在一周內返還定值計算部門存檔。

實際遇到的問題有：執行后的定值單不能及時的返還到定值計算部門，使保存的定值單與現場定值出現偏差。定值單在流轉執行過程中或執行完畢丟失，使定值單出錯。

解決措施：應建立繼電保護定值單的閉環管理措施，建立定值單執行簽轉制度。參與定值單執行的各部門人員應嚴肅定值單執行工作，不能認為定值單的執行和保護僅僅是繼電保護人員的責任。

5 定值的管理工作

定值單管理工作應細致認真。管理好定值單、定值計算底稿、資料方案對繼電保護定值計算和運行維護工作十分重要。保存的定值及其資料必須與現場實際相符，才能保證定值計算正確和執行無誤。

實際遇到的問題：工作中定值計算底稿和資料沒有及時歸檔，再次計算時資料不全，出現計算錯誤。每年的定值單現場核對工作流于形式，沒有制定具體的管理措施。停運的線路和改路名的線路沒有通知整定計算人員。