关于继电保护若干问题的思考王梅义Word下载.docx

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继电保护的最终目的,就是只要能够保证设备的安全,只有能够保证系统稳定和系统的可靠供电,在其他方面的配合下,特别是在电网结构、电网合理运行方式前提下,共同做好这件事情,就算是完成了任务。

这就是最高的标准,也是最后的标准,这是一个基本思想,这个基本思想确立后,下面就可以谈问题了,那就是老生常谈了。

1关于快速跳闸的问题

继电保护跳闸到底是要快还是要慢?

在大系统中对输电线路来讲,大家认为快速跳闸是十分重要的,其实快速跳闸并不是任何地方都需要的。

这儿所谓的快速,不是争分夺秒,而是争夺毫秒。

快速的地方只是在靠近母线的近端,因为靠近母线短路时,母线电压等于零,发电机除了只是提供短路电流的有功分量外,完全不能往外输出,也就是其原动力全部用来加速,加速能量很大,很容易失去稳定。

有人经过计算,近端故障,跳闸提前一个周波,稳定极限可以提高10%,因此这是十分重要的。

对于长线路远方电源,出口短路时希望其尽可能快。

系统可按其特点分成三大块,一个是受端系统,另一个是外部比较远距离的往受端系统供电的电源网络,还有一个就是系统之间的联络线。

这是对电网的科学分析,对待这三个部分的要求应该是完全不同的,搞继电保护的同志要能够了解系统的特点,才能知道究意对保护的要求是什么,如果不建立这个基本观念,恐怕有些事情就很难谈。

即便是谈继电保护的快速动作,就如刚才所说的,快一个周波跳可以提高10%的稳定极限,那时指外部对主系统的比较长的线路,如双回线供电,一回线跳掉还剩一回线供电。

受端系统安全是另外一种情况如上海这样的受端系统,联络线则是另一种情况,就象福建到浙江的联网线路。

所以对继电保护的要求应该适应不同的系统情况,搞继电保护的人如果不了解系统,那么对继电保护则很难有共同语言。

但是这只是针对近端故障,近端故障一般指距离保护第一段,或者是接地保护第一段,我们希望它越快越好,这是有条件的,因为通过研究、试验,可以把一段跳闸时间提高几个毫秒,并可以确定快速动作是绝对可靠的,这是可以做到的,因为这可以孤立起来解决的问题,不需要要依靠别人。

但是,即便刚才所说的输电线路,对它的快速要求也不是绝对的,这里主要讲的就是纵联保护,我们不能要求纵联保护高速动作,因为纵联保护保护的是对端70%~80%地方故障,在这种情况下,本侧母线电压已经相当高了,在故障过程中仍然可以输送相当功率,因此这个加速的情况就比母线出口处好得多。

如果在母线出口处能够保证稳定的话,那么在比较远的地方,适当增加一点时间,应该完全没有问题。

这是系统的要求,纵联保护不能跳得太快,因为它需要靠通

道的配合,需要给通道足够的时间去保证信号传输的可靠性,这个时间绝对不能省。

绝对不能说收到信号后,希望动作快一点,收到的时间短一点。

如高频闭锁保护,至少要在保护装置起动10~15ms以后,收到对侧的信号,证明对侧的信号消失了,才可以开始跳闸。

所以希望不管是闭锁式,还是其他方式的纵联保护,动作时间不要低于20~25ms,大快了是不合适。

这个同距离保护一段不同,对于距离一段,如果能在半个周波或者1/4个周波内可靠跳闸,那是非常好的,但是必须要可靠,试验研究必须要做得很好。

对于纵联保护则是另外一回事,这个观点叫系统观点,搞继电保护必须要有系统观点,所以这样看来,如果概念上清楚,允许纵联保护动作时间稍微长一点的话,那就可以大大提高它的安全性,这是合理的。

另外一个就是元件保护是否要快速动作,好象这个问题没有人谈。

元件保护如果在元件保护区内发生故障,例如变压器在其端子附近发生故障,使得主系统枢纽变电站母线电压降低得很厉害,比如说50%以下,这些故障绝对要快速切除,不是为了元件,而是为了系统,仍然是系统的要求。

因此,拿现在的设计思想来看,就需要有一套高速动作的保护,这套保护动作速度快整定值很大,要它非常可靠,近母线故障瞬时跳闸。

对于内部故障,如差动保护,则全部是另外一回事,差动保护应该可以慢些动。

为什么要快?

有一个似是而非的理论:

跳得快,设备损坏就比较小。

比如说,变压器跳快了,设备故障非常轻微,增加0.1秒,设备坏了比较厉害一点。

在这

种情况下,宁愿要后一种,而要求继电保护可靠动作,为什么?

对元件而言,轻微故障也好,稍重故障也好,都要吊芯检查,就不换线圈。

对元件而言,最重要差别,一个是线圈故障,另一个就是铁芯故障,只要不烧到铁芯的故障,都是同一种故障,无所谓轻重。

烧了铁芯整个变压器就报废了,烧了线圈只是换掉。

因此,应该要给元件保护改变观念,第一是运行部门要改变观念,运行部门不改变观念,设计部门、制造厂不敢改。

所以,如果给保护0.1秒时延或者是一个反时限的话,就可以让整个保护可靠性大大提高。

这个观点也许有些多年搞元件保护的同志并不赞成,但这是系统观点,就是刚才提到的共同语言,保护为谁服务的问题。

2关于后备保护的问题

后备保护这个问题,92年10月份,在南非开了一个继电保护讨论会人数很多,会后发表了若干论文,主要有三个议题,一个题目的“发电机监视、控制和保护结合,这个题目讨论的结果就是”绝大多数讨论人员认为,在发电厂内,发电机监视、控制和保护结合起来的可能性很小。

发电厂和变电所在我们所谓的综合自动化方面有极大的不一样。

很重要的原因:

发电机是重要的部分,一个是自动电压调整器,一个是调速器,如果它们同继电保护都结合起来的话,就会相互影响,影响继电保护的独立性,因为其他两个的误动作会引起继电保护的误动作。

发电厂里的综合性质和变电站不一样,现在世界上比较多的是赞成变电所要自动化,就是说所有的监视、控制和继电保护结合起来。

第二个议题就是后备保护。

为什么重视后备保护,一个原因就是美国西部大停电事故。

事故发生后,美国集中了大批人,做了不到一年的工作,写了一个设计标准,强制执行,这是美国工业界第一个强制执行标准。

这个标准里面谈了很多东西,不光是谈一次系统,对继电保护、安全自动装置、无功、信息等也进行了阐述。

我们对此也进行了研究,发现它向中国靠拢,它也搞三道防线。

中国人有中国人的一套,实践证明,中国人的这一套完全适合中国人的国情。

后备保护为什么这么重要?

美国西部南北联网,最主要的通道是三回500kV线路,一两千公里,全部补偿,还有两回500kV直流,能送500~600万,因为它水电在北部,火电在南部,互相调剂,夏天南送,冬天北送。

7月份出了一次事故,3回交流线送了三四百万,继电保护后备保护跳闸误动作,误动作后就从旁边的线路倒,一倒之后,旁路几十回线路OutofStepTripping,就是失步,最后就是一塌糊涂。

三次大停电都是一样,8月2日的最严重,它有完整的报告。

我们看了报告,做了研究,兴趣很大,南送北4百万,跳闸后直流无功不够,手动拉闸,直流停电,加利福尼亚全停电,跳了2千多万,损失3000多万负荷,看了他的报告,发现他的调度、继电保护一塌糊涂,他有几百个跳闸,所有的跳闸都很精确,精确到毫秒,事故预测、计算一塌糊涂,唯一精彩之处就是它的事故报告评价:

继电保护,除了一个110kV有继电器误动作外,其他全部正确动作。

为接受教训后备保护就作为要重要议题提出。

我和有的同志谈,拿美国的事故来考验中国的保护,中国保护行不行?

我想中国的保护一定要行,否则白干了

几十年。

所以就提出了后备保护的重要议题。

对输电线路来讲,接地保护300欧姆接地电阻保护能力不能打倒,加拿大也是300欧姆,所以最后一定要有一段零序电流定值不能超过300A,拿这个做标准往前推找配合。

因为平时不需要要它动,只是在300欧姆时才需要它动,动的时候就需要要有选择性,所以要倒过来配,接地故障就要这样。

我们现在买了许多欧州保护,完全是适用于用户的需要。

我现在非常提心相间故障,据报道的消息,有的美国系统取消了第Ⅲ段。

我们总结了许多事故,第Ⅲ段扩大事故多得不得了。

瑞典大停电,停电几千万,东京大停电,停了8、9百万。

第一个问题是电网运行结构不合理,再加上继电保护也是一塌糊涂。

继电保护经常扮演不光彩的角色,而且,不光彩的经常是相间故障的最后一段,对相间故障的问题是怎样处理,我想提一个想法,相间保护最后一段应该以线路上热负荷的极限容量为标准的。

如何处理这个问题要慎重,都是无论如何,相间保护最后一段绝对不能要求灵敏度,尤其是受端系统。

受端系统一般来说没有稳定要求,所需要的要保护快速可靠跳闸。

第二个就是在过负荷的时候绝对不允许误动作,过负荷的时候不允许误动作,从系统的角度讲平常误动作不要紧,无碍大局,否则帐不好算。

相间距离保护第Ⅲ段除了要躲正常情况的负荷,还要躲所有可能异常情况下出现的过负荷,所以现在整定第Ⅲ段绝对不要太灵敏,一定要注意可能异常情况下的误动作。

元件后备要不要灵敏度,提一个说法,用时间换灵敏度,即可以搞得很灵敏,但是时间可以很长,这样就比较容易解决这个矛盾。

其它所有区外故障不平衡等

问题,可以通过时间消化,因此带反时限的差动保护,如反时限做得好,那就可以做到绝对的灵敏,绝对的可靠。

关于保护系统数据库的管理,主要是用美国人的COMTRADE格式,美国将其作为其国家标准,暂态数据传输格式应该可以标准到COMTRADE格式,希望大家对“220kV~500kV变电所故障动作事故记录技术规程“引起应的的注意,那个规定应已经发了很长时间了,应该说那个规定标准应该用到21世纪是没有问题的,因为订这个标准时,已经站到人家所有东西综合起来的前面,而且想到后路。

3双重化的问题

世界上作法同大家作法一样,基本上是所谓220kV及以上超高压系统,两套主保护,而且两套主保护都是纵联保护。

光纤现在在中国的发展非常迅速,尤其以大城市、大受端系统中普及光纤保护应该是一个发展方向,问题主要是作法问题。

谈一下日本的情况,它原来不用光纤,是用微波构成分相电流差动,500kV以上基本上都是两套主保护加两套独立的后备保护。

对现在微机保护来讲十分容易实现。

187kV以上的纵联保护99年统计结果是60%以上全部是电流差动,而且所有设备更新时,全部换电流差动。

这里就涉及到一个问题,所谓两套不同原理,有些同志坚持这些东西。

往前看过去的情况,70年代中,世界上开会文献上中心议题是两套不同原理,结果是无结果而终。

我们看了英国40万电缆线路,用导引线保护pilotwire

protection（两套）,加一套过电流（三相）作后备,用了两个厂,一个GEC,别一个雷诺。

他们认为电流变换器DKB绝对不可能坏,出来之后变成两套,原来线路多,停差动则停线路,90年代初专门研究了一套微机试验设备,两个钟头试验完再不停电。

所以说两套不同原理千万不要过于坚持。

过去还有说法,无非是为了相互补充。

现在用了微机保护,知道有问题,马上就可以改了,何必要补充,如果是不知道,何来补充?

对于有光纤的线路,只希望用两套光纤保护。

现在有的外国公司现在提出光纤通道作闭锁式保护,送若干信号,我觉得是方向错误,等于有了计算机以后作游戏,对技术人员研究人员制造者来讲往往是作游戏,这是线路保护两套的问题。

对于电力元件,我主张完整的完全独立的两套,发电机、变压器两套完整的主保护加后备保护,变压器不管大小,从11万开始。

如果过去订了很多规定,一套要完整的,一套不完整的,那是因为过去用机械元件来作,甚至用分裂集成元件,增加很多元件作为理由,用了微机保护,所有这些理由都不存在。

因此,不是改变观念而是改变规程,规程当时是对的,现在周围环境变了情况改了,现在有些地方就不对了需要适应新的要求。

拒绝动作、误动作怎么考虑,装两套要误动作。

80年代初,德国人有一种作法,大机组（核电140万）怕误动,装三套保护,三取二。

现在讨论结果,继电保护拒动,误动是不是问题,怎么考虑误动,怎么考虑拒动,也是永恒的主题。

实际上,我想只要电网运行结构合理,而且从电网规划、设计,调度运行保证生产运行的电网是合理的,继电保护误动作不是问题,但是拒绝动作是严重问

题,也不是没有前提,就是不能误动作乱跳。

第一过负荷不能误动作,第二系统振荡时绝不许误动作,我们中国人采取的对于系统振荡一个成功的作法就是保证系统的完整性,就是系统振荡时,绝对不允许任何线路解列,绝对不允许任何发电机解列,后来如何处理,继保不管,调度去管,而且都是处理的十分成功,的所以绝对不能误动作。

还有一个双重化问题,国外220kV以上的开关都是两个跳圈,国内也在向这方面靠扰,问题就是直流电源国内500kV、220kV都是两套直流电源。

我这里讲:

前几年谈反措,所有110kV变电所,必须有两个直流电源,而且要完全分开,必须要有两面套后备保护。

母线10kV、35kV无母线差动,靠一套保护是违反原则的,规程要改,原来规程要求只装一套过电流,是绝对不行的。

电源分开,保护要分两套。

母线差动是否要双重化,国外原则:

若后备保护时间比GIS放电烧穿的时间要长的话,绝对要装两套。

因为没有研究烧穿时间是多长,我不知道继保的同志是否注意GIS,我看到了请大家注意。

刚才有人问,母线保护要不要考虑高阻接地,我觉得适当考虑是合理的,仍然是这个原则:

以时间换灵敏度,这样处理的问题就比较简单,尤其现在用微机保护。

CT饱和,外部故障等事情都比较好办,把自己独立起来了,要不要双重化,说起来简单,实现起来不容易,而且是否有必要的,恐怕要通过我们的分析,统计,最后作讨论,因为事情事关重大。

还有一个问题,希望大家提请上级组织修改原来的技术规程,因为原来的技术规程已经很不适合现在的情况。

主要原因是情况变得很多,过几年,几个新东西,一个是微机保护上来了,原来的规程没有考虑这个问题;

第二是最近这些年变电所自动化发展非常快,三是关于故障信息问题,还有二次回路最近这些年的事故教训,原来的规程都没有注意到这些问题。

这些事情都是上一次规程修改完到现在发生的翻天覆地的变化,不修改规程,不适应这东西,没法做下去。

华东最近要作规划,我想借此机会要订规程,无此东西,没有标准,规划做出来了,规程也就出来了。

下面就是设备问题。

对微机保护而言,原理上并没有太多突破。

现在很多新技术用在继电保护,如:

专家系统、模糊数学等,开了很多座谈会、讨论会,讨论的结果并没有什么实际成果。

干了这么多年,基本上属于探讨阶段,还没有实际应用,有些应用还主要是在自动控制上,这是大的倾向。

现在很多吵得很凶,故障定位系统CPS,有人说GPS出来引起电力系统革命,电力系统顽固,GPS怎么可能引起革命?

有人认为GPS出来之后系统情况全部知道、掌握,问题在于知道了又怎么办?

又能够怎么办?

比如说现在所有变电站的母线电压、角度。

线路潮流等数据都掌握在你手中,你怎么办?

什么办法也没有。

当然GPS世界上也在探索,美国EPRI（电科院）,96年完成一个研究项目,是在美国西部20几个点装GPS,送信息,控制直流潮流。

CIGRE专委会作过报告,介绍情况,进行讨论,结果是:

系统非常复杂,常常变化,变量太多,就这几个数,很难进行开展实际应用,所以他们也拭目以待。

中国人办法很简单,就是把电网结构搞合理后,所有的事情都简单了。

下面谈谈具体问题。

电科院给国外厂家继电保护装置做试验,整定都是一本,我觉得对于专门用于出口的国家的设备,千万不要上当受骗,它做的东西是万能式的,它必须适应世界各个国家的情况。

因此有些厂商提出自己的就可以配一套保护,特性、输出自己可以改变,对他来说是对的。

如果我们的制造厂家做成这样,我们的用户提出这样的要求,那就是笑话了。

我们对继保究竟提什么要求,我看原理是基本成熟,现在的原理用微机保护实现已经可以解决中国所有的问题。

当然研究可以,提出试点,但是不能提出要求。

继电保护顽固性大,要想有些突破不大容易。

所以原理上成熟了,所有这些都成熟了,需要的是简单。

国外的东西合理,因为他要适应不同的情况,中国人需要适应什么不同情况?

我想只需要适应定值通知单,希望一个保护做成定值单输入进去后,全部就整定好了,什么也不管,最有把握的就是定值通知单。

因此,我觉得微机保护应该作到的“基本傻瓜”,否则谈什么智能化。

应该放进去有变化的,无非是参数:

线路（长度等）母线（最大、最小短路水平）等,几个基本数据通进去就行,绝大部分都不需要做整定。

距离Ⅰ段不需要,距离Ⅱ段可能需要,也有可能不需要。

接地零流Ⅰ段完全不需要,按最坏情况整定。

相互配合若研究完后,要整定值通知单的数据也是很少几个。

于是乎就涉及到一个问题,变电所综自动化后继保往何处去?

我觉得过去是对的,以后还有一大班人研究继保,这种情况可能要过去。

以前强调专业分工,这是历史状态,微机上来后,网络上来后,变电所、电厂内部既是网络,外面也是网络,所有的都是功能部件、智能化元件,还要专业分工吗?

我想要转到任务分工。

还有就是送事故信息,过去继保收集信息两大特点,一是现场维护,因为用胶卷,另一个只能记波形,所以继电保护用。

现在情况完全变了,应该是共同财富,大家利用,对于故障记录装置的要求,它是一个调度派驻到变电所的眼睛、耳目,不是变电所设备,不是为变电所装的,而是为调度、为系统装的,不需要现场维护,这个观念要改变。

原来写规程时专门写了一条“起动之后,不允许发信号”。

以前变电所人一定要看,胶卷用完,通知领取胶卷去读。

现在完全不需要。

故障测距的问题,大家很看重,特别是做许多新技术的应用。

一个用GPS,一个是用行波。

ASEA于80年代初写了篇文章,说测距精度为2%,大家都作为理论依据,它说的是计算精度。

看了之后,觉得前提都不知道,计算是按绝对均匀为前提,实际线路三相不对称,长线路三相全换位,但是每段不平衡,实际要用时应该用三相数据,而且要多次迭代。

最简单就是用故障时的信息,如接地故障可以两侧零序电流的比值,计算结果只与网络结构有关,与方式无关。

相间故障亦可采取类似算法。

最后希望继电保护发展成“基本傻瓜型”,这样变电所基本情况就可以解决了,搞继电保护的人对影响全局的事情一定要认真。