继电保护状态维修方法研究

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重庆大学硕士学位论文1绪论1.2国内外研究现状1.2.1电气设备维修制度的发展及存在的问题随着社会生产力的发展和科学技术的进步，设备维修体制也在不断演变，各时期的设备管理与维修方式可以概括为4个阶段：第一次产业革命时期对设备实行事后维修/故障维修，运行人员兼做维修工作；第二次产业革命开始实行预防性计划维修，维修工作从生产中分离出来而形成了相对独立的专业工作，同时产生了专业性的维修队伍；第三次产业革命时期推行考虑经济目标的维修，应用设备寿命周期费用概念进行设备管理；第四次产业革命时期正逐渐实行以设备状态监测和故障诊断为基础的状态维修[12]。维修方式根据不同的行业特点、不同的设备管理要求而有所区别，但维修体制归纳起来有3种，即事后维修、预防维修和状态维修。有参考资料里面还加了一种——改进性维修，如图1.1所示。图1.1基本维修体制Fig.1.1Basicmaintenancesystem我国电气设备维修技术的发展大致可分为三个阶段：事故维修；定期维修；状态维修[13-18]。事后维修（BreakMaintenance，BM），也称故障维修（CorrectiveMaintenance，CM），是最早的维修方式。以设备出现功能性障碍为判据，在设备发生故障无法运转时才进行维修。显然，在设备发生故障后再进行维修，维修时间不定，无计划，这种应急维修需付出很大的代价和维修费用，而且维修不足。定期维修（TimeBasedMaintenance，TBM），也称计划维修（ScheduleMaintenance，SM），是一种基于时间的维修，是预防性维修体系的一种方式。根据设备磨损的统计规律或经验，事先确定维修类别、维修周期、设备维修内容、维修备件及材料等。其理论依据是：设备通过定期维修能周期性地恢复到接近新3 重庆大学硕士学位论文1绪论设备的状态。定期维修目的是为了防止或者延迟故障的发生，最大限度地保证设备运行的可靠性，在保证重大机械设备正常工作中确实有起到直接防止或延迟故障的作用。但这种维修管理制度不根据设备的实际状况，到期必修，不可避免地会产生“过剩维修”，在设备并未发生缺陷且可正常运行的情况下就进行停运维修甚至更换设备，不但造成设备有效利用时间的损失和人力、物力、财力的浪费，甚至会引发设备故障。状态维修（ConditionBasedMaintenance，CBM），也称预知性维修（PredictiveDiagnosticMaintenance，PDM），是从预防性维修发展而来的更高层次的维修体制。它是以设备状态为基础，通过对设备状态进行监测，预测设备状态发展趋势及诊断设备健康状况，从而确定设备是否需要维修或最佳维修时机。由于状态维修是以设备当前的运行状态为依据，根据设备日常检查、定期重点检查、在线状态监测和故障诊断所提供的信息，分析判断设备的健康和性能劣化状况及其发展趋势，并在设备性能降低到不允许极限前或故障将要发生前有计划地实施维修，与预防性维修相比具有很强的主动性。这种维修方式针对性强，经济合理，不仅可以提高设备的可用率，还能有效降低维修费用。据相关统计，设备实施状态维修后故障率可降低75%，综合维修费用可减少30%~50%。国内外一些电力企业实施电气设备状态维修的实践证明，状态维修为设备安全稳定运行提供了可靠的技术和管理保障，具有明显的社会效益和经济效益。但状态维修需要监测的内容较多，投资大，并存在一定的风险，将其熟练地运用于设备维修仍需要长时间的经验积累。国内外在现行维修体制下根据各国国情的不同，设备维修方式的采用呈现出多样化的格局，还出现了以下几种维修方式：以可靠性为中心的维修（ReliabilityCenteredMaintenance，RCM），它是以用最低的费用实现电气设备固有的可靠性水平为目标，能比较合理地安排大修间隔，有效预防严重故障的发生[19]。RCM的研究开始于20世纪60年代后期，美国航空领域首先试行以可靠性为中心的预防性维修，并取得了令人满意的结果。电力行业于1983年开始研究，美国电力研究院(EPRI)于1984年将其用于核电厂的检修中。美国排名前1000家的大公司至1997年已有68%的公司采用RCM的维修方法。改进性维修（ProactiveMaintenance，PM），也称主动维修。从经济、寿命等多种因素考虑，为消除设备的先天性缺陷或频发故障，对设备的局部结构或零件的设计加以改进，并结合维修过程实施维修。改进设备易出故障的薄弱环节，提高设备的可靠性和维修性来提高设备的可用率[12]。长期以来，我国电力企业实行以计划维修、事后维修为主的维修体制，其中包括大修、小修、临修、定期维护等形式。现行的维修方式的缺点主要表现在以下几个方面[20-22]：4 重庆大学硕士学位论文1绪论①维修项目的制订缺乏科学性。计划维修是依据设备的制造质量、安装工艺、现场投运调试情况而预定一个维修周期，将其写入设备的维修规程并固定下来，由生产计划部门参照执行。根据计划维修标准和依靠经验制定的维修计划实施的设备维修。但电力企业在制订维修项目时，没有对设备故障周期进行研究，也没有对设备工况进行检测和定量分析，而仅仅机械地按照有关标准执行。这样做的后果造成了一些该修的设备或部件没有修到，不该修的却又修了，更为糟糕的是一些设备维修后其运行工况反而更差，这样的维修方式严重缺乏科学性。②计划检修缺乏经济性。计划检修一方面致使有些状况较好的设备到期必须修理，增加设备检修费用，同时又加速了设备的磨损，甚至缩短了使用寿命，降低了设备利用率。另一方面,少数状况不好的设备因维修周期未到而得不到及时维修，降低了设备运行的安全可靠性，甚至造成到发生事故后才抢修的情况，扩大了经济损失造成人力、物力、财力的大量浪费。③设备维修的针对性不强。不同的设备本身各具特点，故障和损坏周期也各不相同，而现行的维修体制要求很多设备大修同时进行，以致设备的维修缺乏针对性，还很有可能会造成管理混乱等弊病。基于上述传统维修体制存在着明显缺陷，因此如何采用合理的维修策略和运用高科技手段对设备实行更先进、更科学的管理和维修体制，以保证设备安全运行，提高设备运行的可靠性。无论从电力系统自身的利益还是从社会的要求出发，都是必须的。状态维修体制就是应这种需求发展起来的一种新的维修制度。1.2电气设备状态维修的研究现状定期维修和状态维修是目前电气设备维修的两种主要方式，状态维修逐步取代定期维修已是必然。状态维修随着故障诊断技术的发展而逐渐进入实用化，理论研究和生产实践也在进一步深入。目前，国外在状态维修技术研究与实践应用方面都已取得了长足的进展。美国、日本、欧洲等都有相关应用的报道[23-25]。状态维修在美国是一项已被广泛应用的技术。据有关统计，美国1000家最大公司中68％的公司使用了有关故障诊断的产品，正在逐步实施状态维修，涉及的行业包括能源、交通、冶金、汽车、石化、造纸、食品等。美国70％的电站、电网不同程度上使用了状态维修技术。日本从80年代开始实行以状态监测为基础的预知维修。日本工程师协会内成立了发电设备诊断技术委员会，其成员包括电力、水电、能源、钢铁等部门的企业，对在日本核电站开展状态维修工作进行了专题研究，重点进行了状态维修适用性的研究。1995年，英国学者在文章中介绍了欧洲尤里卡计划的项目，其中为状态维修研究开发汽轮机的在线智能多传感器融合诊断技术，其技术核心是人工神经网络5 重庆大学硕士学位论文1绪论信息融合，美国RosemountAnalytical公司研制了应用于状态维修的新一代智能燃气在线分析仪，能够在线监测运行参数，通过与设定的阀值比较确定设备的维修周期，从而实现状态维修。德国正积极实行状态维修提高维修效率，对发电厂的维修工作进行了探讨。在发电厂应用设备监控与诊断技术的基础上推行状态维修，或在维修工作中尽量增加状态维修项目。此外，法国、瑞典、西班牙、丹麦等欧洲国家的一些企业在设备诊断技术的研究和开发方面都有一些进展，如高压电器，特别是变压器和断路器等设备的在线状态监测、评估和维修等方面年进行了深入的研究探讨和试验，并已在一些设备维修中得到应用[26-27]。我国电力企业于20世纪80年代末引进状态维修。国内推行状态维修的工作虽起步不久，但已引起国家有关部门的高度重视。国务院于1987年颁布的《全民所有制工业交通设备管理条例》中指出：“应采用以设备状态监测为基础的方法，不断提高设备管理和维修现代化水平”。我国已有部分研究单位和企业在开展相关的理论研究与试点应用工作，如大连电业局在66kV及以下配电网中开展了不少试点工作，并取得了一定的成绩和经验。从几年的实践经验看已大大节省了维修费、提高了可靠性。根据试点经验提出了如图1.2的维修分类原则。图1.2维修分类原则Fig.1.2Classificationprincipleofmaintenance6 重庆大学硕士学位论文1绪论从该分类原则可以看出，并不是所有的设备都需实施状态维修，而需要具体分析，具体对待，如重要性低的部件，则可采用坏了换的策略，并不需要实行状态维修；对于检测技术尚不成熟的设备，仍需实行传统的定期维修。现在，电力系统各网、省公司正积极进行状态维修的试点和技术推广工作。可以预见，状态维修这一先进的技术和管理体制必将在我国电力行业中得到越来越多的推广和应用，取得令人瞩目的经济和社会效益。另外，国内学术界对状态维修技术也展开了深入的研究和实际的应用探讨。文献[15]对状态维修技术在国内外的应用情况进行了较为详细的综述。文献[28]认为状态维修包括以可靠性为中心的维修（RCM）和预测维修2个不同的技术领域，通常整体设备状态维修可采用RCM技术，具体的关键设备状态维修采用预测维修技术。文献[29-30]提出了狭义状态维修和广义状态维修的概念。狭义状态维修包含了这些方式所涉及的具体技术的实施和利用，先进维修策略的制定，以及先进维修管理体制的建立等；广义的状态维修包含了目前所有的先进维修方式：预测维修、可靠性维修、状态维修等。文献[31]探讨了电力维修企业生产理决策支持系统设计的思路和方法，提出了电力维修企业实施设备状态维修的思路。文献[32]指出在复杂大型电网中开展状态维修工作，实现全面向状态维修过度是许多输变电企业在实际检修工作中面临的主要难题。考虑到状态维修所需的技术支持、设备状况和人员素质等多方面因素，根据输变电企业现有的技术条件和管理水平，提出了应用模糊综合评价方法判断电气设备可否实施状态维修的基本思路。文献[33]论述了有关制订电力行业《电气设备状态维修导则》的一些基本原则，并提出通过对设备各类状态信息进行评分并加权处理的方法，实现对设备状态的评分，建立可操作的设备状态量化评估体系评估设备状态。综上所述，国内外对设备状态维修技术进行了深入的探讨，在工程实践应用中取得了一定的成果。1.2继电保护维修现状对继电保护及二次回路进行检验的目的是要通过检验来发现和消除设备存在的缺陷，以保证继电保护及二次回路的运行的可靠性和动作的正确性。根据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求，我国继电保护装置的校验目前主要分为以下三类：①新安装装置的验收检验；②运行中装置的定期检验；7 重庆大学硕士学位论文1绪论③运行中装置的补充检验。其中，《继电保护及电网安全自动装置检验条例》规定，继电保护及安全自动装置新投入运行的第一年内进行一次全部检验，以后每3~5年进行一次全部检验，每年进行一次部分检验。按照新《继电保护及电网安全自动装置检验规程》(DL/T995-2006)，微机型继电保护每6年进行一次全部检验，每2~3年进行一次部分检验[34]。传统的保护定期维修（计划维修）存在着很大的强制性和盲目性，单纯按固定的时间间隔对保护设备进行维修，没有考虑设备的实际情况。从江西电网220kV系统2006年继电保护异常情况的统计可以了解定期维修的实际效果，其数据如表1.2：表1.1江西电网220kV系统2006年继电保护异常情况统计Table1.1Abnormalconditionsofrelayprotectionin220kVpowersystemofJiangxipowergrid定期检验中发现定期检验中消缺陷设备缺陷次数所占缺陷比率缺陷次数除缺陷比率保护装置17016.5%0%操作箱/电压切换箱100.97%0%二次回路70768%0%收发信机13312.6%23.1%通道设备211.94%50%合计1031110.68%截至2006年底，江西电网220kV电网继电保护及安全自动装置共819套，全年定检完成率为100%，即2006年定检保护装置819套，2006年保护异常次数共计40套次。其中，保护装置包括线路保护（含断路器控制单元）、母差保护、主变（含非电量和失灵启动装置）；二次回路包括电流、电压、控制回路。所占缺陷比率=缺陷次数/缺陷次数（合计）；定期检验中消除缺陷比率=定期检验中发现缺陷次数/缺陷次数。从表中的数据可以得到，定检中发现的缺陷占全年所有缺陷的10.68%，保护装置（含操作箱）的缺陷所占的比率却不低，但是通过定期检验发现保护装置本身的缺陷率却非常低。随着电网的不断扩大，这种效率低下的定期维修模式与人员减少、财力和物力消耗的矛盾将日渐突出。并且定期维修需对相关设备进行停电或倒闸，降低了电网运行的稳定和可靠性，难以满足大电网运行的要求，因此有必要采取一种新8 重庆大学硕士学位论文1绪论的维修方式来提高系统的可靠性水平及设备的可用率。1.2气象条件对电力系统设备运行状况的影响恶劣天气给电力系统的安全运行带来了巨大风险，近几年的安全生产统计显示：2003年4月某日，大雾造成华东电网10余条220kV线路跳闸；2005年夏天恶劣天气造成华中电网110kV以上电压等级线路跳闸30多起；2007年3月3日、4日两天，暴雪造成东北电网50余条高压线路开关跳闸；2008年1月中、下旬发生的多年难遇罕见的极端恶劣暴风雪天气对我国南方电网、华中和华东（部分）电网安全运行构成严重维修，数千条高压线路跳闸，发生电网局部瓦解。恶劣天气造成的电网运行危害呈上升趋势。每年春夏两季，沿海地区台风暴雨连绵；东南沿海北上的暖湿气流与北方南下的冷空气在华北、华中和长江中下游地区上空遭遇，使干冷、干暖的气候转化为湿冷、湿暖的雾湿和小雨气候；秋末冬初受北方寒流南下影响，西北、华北狂风肆虐，尘沙飞扬。各地区电网都有过恶劣天气造成的变电站全部停电，电网污闪；覆冰压断线路、绝缘子串断串落地；支柱绝缘子断裂、狂风倒塔；雨水渗入断路器控制机构、设备跳闸；雾湿空气进入室外高压断路器端子箱、控制箱等发生二次回路受潮短路、继电保护或断路器误跳闸等事故[35-38]。由此可见气象条件对电网运行造成的危害不容忽视。我国是发生输电线路覆冰事故较多的国家之一，覆冰事故已严重威胁了我国电力系统的安全运行，并造成了巨大的经济损失。华中的湖北、湖南、江西、河南等省及三峡地区，西南的云南、贵州、四川，华北的河北、山西及京津唐地区，西北的青海、宁夏等省(区)都发生过输电线路覆冰事故[39]。大面积覆冰事故在全国各地时有发生，国家电网运行管理处统计资料表明，2006年1月至2007年6年，由覆冰引起的500kV线路跳闸13次，占总跳闸数的8.84%，由覆冰引起的500kV线路非计划停运4次，占总停运次数的11.11%[40]。近些年来全国典型覆冰事故统计如图1.3所示。图1.31999-2007全国典型覆冰事故统计Fig.1.3Thestatisticoficingaccidentsfrom1990to20079 重庆大学硕士学位论文1绪论对电力系统安全运行构成威胁的气象条件除覆冰之外，还有如雷电、风暴、洪水以及由恶劣天气引起的地质类灾害（如地震、泥石流），气象灾害所造成的损失层出不穷，某地区主网架线路所遭受的灾害如表1.2所示。表1.2主网架线路所遭受的灾害Table1.2SufferedDisastersofMainNetFrameLine电压等级受灾次数时间范围年份地形特点气象条件灾害类别（kV）（次）（月/日）2007110~220256/4~9/10山地雷雨天气雷击2008110323/17~7/19山地雷雨天气雷击经分析，雷击所造成故障随着线路距离和覆盖面的增加、电力设备的增多而增加，所造成的损失主要表现在以下2个方面：一是售电量损失较大。受害线路均为主网线路，所带负荷重，雷击后重合闸时间和事故处理时间对售电量的损失非常大；二是直接设备损失大。除线路设备受损外，其他电力设备，如变压器，在每年的气象灾害天气中所受损失也十分严重[41]。随着全球气候变暖，极端天气事件发生的可能性加大，气象灾害对电力系统安全稳定与经济运行起着举足轻重的作用。因此，合理进行电网规划与设计，电力系统运行结合气象部门的气象数据提前做好工作部署，加强与气象、交通、通信等公共事业的灾害防御系统之间的信息共享，减少与避免气象灾害带来的不利影响，提高电力系统的供电可靠性，为社会经济发展提供保障势在必行。1.2本文研究的主要内容综上所述，继电保护实施状态维修对电力系统的安全稳定运行具有十分重要的意义。然而目前对继电保护状态维修的研究还很少。基于此，本文就继电保护状态维修问题进行了深入探讨，研究了何种状态下需实施状态维修以及维修计划的制定。从实施状态维修的关键出发，提出继电保护状态诊断的方法以判断保护的安全性，并考虑了不同气象条件对保护状态维修中系统风险的影响。本文的主要研究内容如下：①分析了状态维修的内涵，对目前电气二次设备状态监测的内容、方法及存在的问题进行了阐述，详细分析了继电保护状态维修相关问题。②针对继电保护状态维修的实施关键，就继电保护装置状态诊断的方法做了探索性研究，从继电保护特性按其动作机理划分的角度将继电保护状态诊断分为对静态特性状态诊断和动态特性状态诊断，。10 重庆大学硕士学位论文1绪论③在状态诊断的基础上系统研究了新的微机继电保护装置状态评估方法。采用状态空间法根据继电保护装置的物理结构和动作过程建立了保护装置风险评估模型，并进行了敏感性分析比较各参数变化对保护装置风险评估的影响。综合设备状态诊断信息、设备风险评估数据、设备巡视与运行管理信息等建立状态综合评估方法对保护设备状态进行综合评估以识别设备状态。④分析继电保护维修计划制定中计及气象条件的必要性，提出了计及气象条件的继电保护维修决策方法。根据状态维修方案时效要求的不同，建立计及不同气象因素的维修风险分析与基于不同气象阶段的维修风险分析计算方法和模型，为状态维修策略的制定提供依据。11 重庆大学硕士学位论文2继电保护的状态维修2继电保护的状态维修2.1引言目前，我国针对电气一次设备状态维修技术的研究文章和应用很多，如利用变压器、容性设备、开关等设备的在线监测系统，基于各种传感器及检测技术集成实现一次设备的状态维修。但对一次设备实施保护、控制、监测的电气二次设备的状态维修却被忽视，由于二次设备相对于一次设备其单元造价低很多，回路复杂性却大很多，真正实现状态维修的应用很少。继电保护设备的维修方式长期以来按《继电保护及电网安全自动装置检验条例》规定，以定期性检验为主，补充检验为辅，确保了继电保护设备的安全运行。随着大量新型高质量微机继电保护及安全自动装置的使用，若再以定期检验为主的办法进行维修，只会造成过修，降低设备运行的稳定和可靠性，同时造成人力、物力和财力的浪费[42]。因此，电力系统二次设备同样需要实施状态维修，以适应电力系统发展的需要。实现微机继电保护装置的状态维修，将计划维修模式的预防性试验改为状态维修模式的预知性试验，提高设备的安全运行水平，已成为一种共识。本章将对状态维修的内涵，电气二次设备状态监测的内容、方法以及存在的问题进行介绍，并对继电保护状态维修的实施做了详细的分析。1.2状态维修的内涵1.2.1状态维修的概念所谓状态维修，是以设备当前的运行状况为依据，在设备状态监测的基础上，根据监测和分析诊断结果科学安排维修时间和项目的维修方式。设备的状态维修还可从狭义状态维修和广义状态维修两方面理解：①狭义状态维修又可称为“状态维修”方式，是一种非常具体的维修方式，与定期维修、事故维修处于平等的地位，根据设备工作过程中的劣化程度对其进行适当的维修。在维修前要根据状态监视和诊断技术提供设备的状态信息，判断设备的异常并在故障发生前进行维修，即根据设备的健康状态来安排维修计划，实施设备状态维修。②广义的状态维修指的是对适合状态维修的设备进行状态监测，并加强监测数据的管理与分析工作，及时准确地发现故障出现的规律及兆头并适时对其维修；而对适合定期维修的设备，根据运行的经验或试验确定合适的设备的寿命，以提高定期维修的准确性等，最终达到提高设备可靠性、降低发电成本的目的。为了及时知道设备的健康状态，需要对其进行适时的故障监测，更需要对监测得来的数据进行分析，包括实时的各种参数与历史数据的比较，甚至与设备的维修历史12 重庆大学硕士学位论文2继电保护的状态维修还有关联。如何管理这些数据和分析这些数据是实施状态维修的重要部分。1.2状态维修的内容和目标状态维修包含了三层含义：①设备状态监测；②设备诊断；③设备维修决策制定或提供维修建议。设备状态监测是状态维修的基础，而对监测结果的有效管理和科学应用则是状态维修得以实现的保证；设备诊断是以状态监测为依据，综合设备历史信息，利用专家系统、神经网络等技术来判断设备健康状况。推行状态维修是维修方式的战略调整，其技术内容十分广泛，包括状态监测技术、状态评估技术、状态预测技术等[43-45]。设备状态维修内容包括在线监测与诊断、设备运行维护、设备管理、缺陷记录、故障记录、设备维修及维修后的验收等工作，最后综合运行信息、设备信息、电力市场等信息制定维修决策。状态维修的目标是：应用现代管理理念和管理技术，采用有效的监测手段和分析诊断技术，准确掌握设备状态，减小停运时间，提高设备安全可靠性和使用率，延长设备使用寿命；科学地进行维修需求决策，合理安排维修项目、维修间隔和维修工期，有效降低设备运行维修费用，改善设备运行性能，提高经济效益；形成符合状态维修要求的管理体制，提高维修、运行的基础管理水平。2.2.3状态维修与状态监测电力系统是一个由众多发输电、变电、配电、用电设备连接而成的大系统，这些电力设备的故障，不仅会造成供电系统意外停电而导致电力企业经济效益减少，而且可能造成用户的重大经济损失。电力系统状态监测及故障诊断能够反映电力设备的健康状况，为电力系统的安全稳定运行提供了依据[46-47]。状态监测技术是针对设备故障模式，选用合适的检测装置和检测方法来检测设备的状态信息，并对这些信息进行分析处理，抑制各种干扰信息，提取能够反映设备状态特征的信息的一项信息检测处理技术[48-49]。电力设备的监测方法根据是否需要在停电或不停电条件下对被测试设备进行测试可分为离线监测和在线监测两种。离线监测方法较为简单，测试仪器配置较通用且费用较低，监视测试的方法较统一，其监测判据有统一的标准，因此可操作性强。在线监测是指在设备不停电的状态下进行测试。根据监视测试周期的不同可分为：1）不定期或按要求作定期的间隔性测试；2）实时地或准实时（较频繁）地对设备在运行状态下进行监视与测试。电气设备状态监测目的是通过测量运行设备的健康状况，识别现有的以及即将出现的缺陷，对其进行分析并对维修时间进行预测，以有效地减少设备损坏。在运行电压下在线试验所测量的特征量比预防性试验所加电压下的离线试验所测得的同一特征参数正确度高，更能真实客观地反映设备实时运行状态，因此，状13 重庆大学硕士学位论文2继电保护的状态维修态监测在电力系统中有着广泛的应用。1.2电气二次设备状态监测随着电力系统容量不断增大和电网规模的不断扩大，电力设备故障给社会生产和现代生活造成的影响越来越大，对电力系统的稳定经济运行提出了越来越高的要求。电气二次设备传统的维修体制、维修方法及检验项目、维修周期等方面已不能满足目前电力系统发展的要求，亟需进行改变，实行电气二次设备状态维修体制可保证二次设备的可靠运行，以适应电力系统发展的需要[50-52]。电气设备根据功能不同，可分为一次设备和二次设备。电气二次设备状态维修通过设备状态监测技术和设备自诊断技术，结合二次设备运行维护的历史资料，对二次设备状态做出正确评估，根据状态评估结果科学安排维修时间和维修项目。1.2.1电气二次设备状态监测的内容电气二次设备状态监测的对象主要有：交流测量系统；直流操作、信号系统；逻辑判断系统；通信系统；屏蔽接地系统等。交流测量系统包括电流互感器（TA）、电压互感器（TV）二次回路绝缘良好、回路完整，测量元件完好；直流操作、信号系统包括直流动力、操作及信号回路绝缘良好、回路完整；逻辑判断系统包括硬件逻辑判断回路和软件功能。与电气一次设备不同的是电气二次设备的状态监测对象不是单一的元件，而是一个单元或一个系统。监测的是各元件的动态性能以及二次设备工作的正确性和可靠性，进行寿命估计。有些元件的性能仍然需要离线监测，如TA特性曲线等。因此，电气二次设备离线监测数据也是状态监测与诊断不可或缺的依据。2.3.2电气二次设备状态监测的方法与电气一次设备相比，二次设备的状态监测不再过分地依靠传感器。因此，电气二次设备的状态监测无论是从技术上还是在经济方面都更容易做到。常规保护状态监测相对比较难实现，在不增加新的投入的情况下，要充分利用现有的测量手段，如用直流回路绝缘监测方法对直流回路绝缘进行监测包括直流动力、操作及信号回路绝缘良好、回路完整性；利用TA、TV的断线监测交流测量系统包括TA、TV二次回路绝缘良好、回路完整等；逻辑判断回路和软件功能监测；二次保险熔断报警等。微机保护和微机自动装置的自诊断技术的发展、变电站故障诊断系统的完善为电气二次设备的状态监测奠定了技术基础。保护装置内各模块具有自诊断功能，对装置的电源、CPU、I/O接口、A/D转换、存储器等插件进行巡查诊断。如使用看门狗监视软件或保护装置在线状态的自检；通过通信等方法在装置的多个CPU之间实现互相监视运行情况；嵌入式操作系统的任务之间也可以相互监视；对监14 重庆大学硕士学位论文2继电保护的状态维修视装置内部模拟量回路的通断与否可通过半周积分傅式算法等不同的算法计算并比较结果的办法，装置主备机之间的互相切换，互相监视等都可通过保护装置的自诊断实现。同时依靠自动化系统把各站的二次设备自动诊断信息实时上传监控主站，主站根据上传信息，及时的发现问题，需要时可以由监控主站下发遥控命令，推出或投入相关的保护。还可以采用比较法、编码法、校验法、监视定时器法、特征字法等故障测试的方法。对保护装置可通过加载诊断程序，自动地测试每一台设备和部件。1.2二次回路的监测问题电气二次设备从结构可分为二次回路和保护及自动装置。由二次设备互相连接，所配置的如测量仪表、继电器、控制和信号元件，自动装置、继电保护装置等，对一次设备工作进行监视、控制、测量、调节和保护，按一定的要求连接在一起所构成的电气回路称为二次回路。随着保护装置的微机化，保护装置实现状态监测比较容易。但二次回路由有许多继电器和连接设备的电缆组成，点多且分散，要监测继电器触点的状况及回路接线的正确性比较难，同时也不经济。对于二次回路应重点从设备管理入手，如设备的验收、离线监测的资料管理等，并结合在线监测来诊断分析。1.2.1继电保护的状态维修2.4.1继电保护的发展继电保护技术伴随着电力系统的出现应运而生。从19世纪末首先建立了过电流保护原理起至上世纪20年代末为止，普遍应用的继电保护原理基本都已建立。我国继电保护技术在建国后随着电力行业的飞速发展得到了长足进步，电子技术、计算机技术、通讯技术的飞速发展和不断更新完善，在40余年的时间里继电保护技术完成了发展的4个历史阶段。50年代我国建立了自己的继电器制造业，是机电式继电保护繁荣的时代。60年代中到80年代中是晶体管继电保护蓬勃发展和广泛采用的时代。从70年代中期，基于集成运算放大器的集成电路保护已开始研究。到80年代末集成电路保护已形成完整系列，逐渐取代晶体管保护。到90年代初集成电路保护的研制、生产、应用仍处于主导地位，这是集成电路保护时代。我国从20世纪70年代末已开始了计算机继电保护的研究，1984年原华北电力学院研制的输电线路微机保护装置首先通过鉴定，并在系统中获得应用，揭开了我国继电保护发展史上新的一页，为微机保护的推广开辟了道路。20世纪90年代初微机继电保护系统开始在我国电网中逐步得到了应用。经过多年的实际运行经验证明，微机继电保护系统与传统的继电保护系统相比具有保护完善、功能齐全、可靠性高、维护少，便于统一管理和调度，易实现变电站的无人值守等优点，是继15 重庆大学硕士学位论文2继电保护的状态维修电保护系统发展的主要方向。目前，微机保护已替代其他类型保护成为电力系统的主导保护类型。以陕西电网为例，截至2008年底，220kV及以上系统共有微机型保护装置2267台，微机化率为96.7%。其中微机型线路保护装置410台，微机型母线保护装置160台，微机型变压器保护装置408台，微机型电抗器保护装置27台，微机型断路器保护装置688台，微机型远方跳闸保护装置358台，微机化率如图2.1所示。图2.1220kV及以上保护装置微机化率Fig.2.1Micro-Computerizationratioof220kVprotectivedevices1.2继电保护状态维修的需求及可行性目前，微机继电保护装置已经全面取代常规的电磁型保护装置。随着电子元器件的质量和厂家生产工艺的普遍提高，微机型继电保护装置的可靠性和性能相对传统保护在各个方面都有大幅度提高。传统的继电保护、安全自动装置及二次回路接线通过进行定期检验来确保装置元件完好、功能正常以及回路接线、定值的正确性。如果保护装置在两次校验之间出现故障，只有等保护装置功能失效或等到下一次校验才能发现。若在此期间内电力系统发生故障，保护将不能正确动作。以往的保护检验规程是基于静态型继电器而设计的，未充分考虑到微机保护的技术特点，对微机保护沿用以前规程规定实施的维修周期、维修项目不尽合理。16 重庆大学硕士学位论文2继电保护的状态维修一方面，现阶段的电网主接线方式在很大程度上限制了设备停运维修的时间，如一台半断路器接线方式的线路保护很难实现停电维修，除非结合线路停电维修；双母线接线方式已逐步取消旁路开关，变压器保护很难因保护校验而要求变压器停电，母差保护、失灵保护的定期维修安排更是困难重重。另一方面，带电校验保护在实施上具有安全风险和人员安全责任风险。因此，在实际运行中基本上很难保证保护设备可以有效地按照《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求完成检验项目；尤其数字式保护的特性在很大程度上取决于软件编程，这并非可以通过传统的检验项目就能够发现保护特性的偏差。微机保护设备本身具有很强的自检功能，自诊断技术的应用使得设备在状态监测技术上具备了实施的基础。同时，某些保护具有的PLC功能使得保护的有效监测范畴可以拓展到装置以外的回路中去，这为有效地监视保护系统的相关回路提供了可能。保护的状态监测将有助于对设备的运行情况、缺陷故障情况、历次维修试验记录等实现有效的管理和信息共享。因此，作为装置本身的监测和诊断已具备实现的可能，并为设备运行状况的分析提供了可靠的信息基础，将有助于合理地制定设备的维修策略，从而使继电保护的状态维修具备了实施的基础。同时，电气设备状态维修概念上的合理性和技术上的可实现性，使保护实行状态维修模式具有极强的示范效应，维修效率提高和设备可靠性的提升，将能有效地提高设备的安全性和可用率，适应电力系统安全稳定运行需要。2.4.3继电保护状态维修实施的关键继电保护状态维修的基本思路是依据继电保护装置的“状态”安排试验和维修，其基准点是继电保护装置的“状态”。继电保护装置的“状态”是较难把握的，并且电力系统设备很多，尚未建立较为完善的设备实时监控系统。因此，实施继电保护状态维修的前提是要弄清保护的“状态”，才能达到状态维修“应修必修”的精髓，对设备“状态”的任何把握不准，都会造成设备安全隐患。2.5本章小结本章对电力系统状态维修的概念和内容进行了介绍，从电力系统发展的需要阐述了电气二次设备实行状态维修的必要性。通过分析状态监测与状态维修的关系，对二次设备状态监测的内容和方法进行了探讨，指出了二次设备状态监测存在的问题。继电保护是电气二次设备的重要组成部分，从继电保护维修体制的现状出发讨论了继电保护实施状态维修的需求，分析实施状态维修的可行性，阐述了继电保护实施状态维修过程中应注意的问题，为下一章继电保护状态诊断的研究做了铺垫。17 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究3一种继电保护装置状态综合评估方法3.1引言目前，微机保护已替代其他类型保护成为电力系统的主导保护类型。作为电力系统复杂而且重要的保护装置，能否正确、合理地动作直接关系到电网的安全稳定运行。一旦出现事故将会导致较大的经济损失，甚至造成人员伤亡和事故。上一章对继电保护实施状态维修的需求进行了分析，因此对微机保护进行状态维修工作势在必行，其中对继电保护“状态”的把握是实施状态维修的关键。微机型继电保护装置虽然具有实时的自检性，但保护装置的硬件自检是建立在依赖装置自身获取信息和处理能力基础上，目前在技术手段上对其还无法做到正确的实时检测，远未达到全面地在线实现继电保护装置异常和故障自诊断的要求。因此，对微机保护装置进行状态诊断就显得十分必要。基于此，本章将对继电保护装置状态诊断的需求及方法进行讨论，在状态诊断的基础上建立继电保护装置风险评估模型，综合与设备状态有关的多方面信息建立保护设备状态评估三要素法以确定状态维修决策。1.2继电保护状态诊断方法1.2.1继电保护装置状态诊断①继电保护的隐藏故障继电保护隐藏故障是指存在于保护装置或系统中会导致继电保护不正确动作的永久性缺陷，可能会在其他开关事件的作用下不正确地切除某一回路。隐藏故障在系统正常运行时是无法发现的。一旦有故障发生，继电器正确切除故障后，电力系统潮流重新分配，这样的运行状态下就可能会使带有隐藏故障的保护系统误动作[53-54]。继电保护装置自身的隐藏故障导致系统安全事故的例子已很多，世界各国的大停电事故中隐藏故障都是引起或加剧大停电事故发展的关键因素之一。在过去的十几年内，尤其是1996年美国西部大停电以后，继电保护系统的隐藏故障得到越来越多的注意，因此对保护装置自身的隐藏故障识别的研究引起了国内外的重视。如何避免继电保护装置的误动和拒动一直是国内外继电保护工作者的努力方向。国外专家首先在研究保护装置隐藏故障方面开展了研究。1996年国际著名保护权威专家A.G.Phdake和J.S.Thorp就指出了保护装置和系统的隐藏故障是造成电网连锁故障的重要原因之一，对保护的隐藏故障进行了详细研究，提出对其进行监视和控制的设想[55]。其基本思路是建立保护隐藏故障监视和控制系统，如图3.1所示。该系统采集保护装置的输入信号，然后将保护的逻辑输出与自己的处理结果进行比较，由此判断保护装置的状态。18 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究图3.1保护隐藏故障监视控制系统Fig.3.1Monitoringandcontrolsystemofthehiddenfailuresofrelayprotection然而，由于上世纪90年代至今继电保护和变电站自动化技术正处于快速发展阶段，技术发展的重点是在微机保护装置自身的软、硬件技术以及变电站综合自动化，因此在对隐藏故障的监视、理论和技术研究方面处于停滞状态。近几年来，随着计算机、通信等相关技术的进步，对隐藏故障的研究又有了一些新的进展。文献[56]中提出建立计及隐藏故障的电网监测控制系统的思想，并从框架上进行了描述。文献[53]对继电保护自动装置的隐藏故障监视、电力系统脆弱性分析和适应性控制等问题，以及当前出现的新型系统监视保护和动态分析预测进行了分析和讨论。文献[54]建立了考虑系统频率特性以及保护隐藏故障的电网连锁故障模型，采用直流潮流模型，考虑了单重的保护隐藏故障，模型中隐藏故障发生的概率是利用以往的保护动作数据通过分析而得到。文献[57]分析了考虑继电保护隐性故障的电力系统连锁故障的基本原理和物理过程，采用继电保护隐性故障的概率模型描述保护装置对电力系统风险的影响，建立相应的元件模型和物理过程模型分析保护装置在连锁故障中的作用。文献[58]提出了计及隐藏故障的电网风险评估概念。文献[59]通过对继电保护装置隐藏故障的动作机理分析，定义了隐藏故障的风险区域，并利用保护装置隐藏故障概率和风险区域故障概率的计算建立输电线路连锁跳闸的概率模型。文献[60]提出将继电保护隐藏故障监视功能融入继电保护信息系统，利用广域测量系统（WAMS）的测量信息与继电保护装置的测量信息对继电保护装置静态特性进行实时监测从而发现其隐藏故障，建立了利用继电保护装置之外的参考信息进行测量回路隐藏故障诊断相应的判据。目前尚无专门的监控系统用以监测运行中的继电保护系统是否存在隐藏故障，而仅依靠微机保护中一些简单的自检功能和定期抽样检查来保障保护系统的19 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究运行。无论是定期抽样检验还是依靠微机保护启动前的自检功能对保护装置进行检验，都属于离线式的监测方法，没有考虑装置在实际电力系统运行中的情况，如不同的系统运行方式及状态，保护装置面对的不同环境因素，系统发生了不同故障等。隐藏故障可能存在于继电保护任一工作环节中，由隐藏故障在系统正常运行时不容易被发现，当系统发生故障等不正常运行状态时则会表现出来的特点决定了因其引发的连锁故障过程和故障模式是离线分析所未能预计到的。为了提高电力系统运行可靠性，有必要研究如何实现继电保护系统中隐藏故障的诊断与监视。然而，现有的在线监测研究大多着眼于继电保护装置的硬件冗余措施研究，对于在继电保护系统中增加数字设备、建立监控系统进行监视的方法，暂无更深入的研究与应用。随着我国微机保护和变电站自动化技术日趋成熟，正在大力建设继电保护管理信息系统，以及电网通信技术也日趋成熟，可获得的信息也越来越丰富，丰富的信息为进一步准确诊断继电保护的动作行为提供了基础，如何利用这些信息的融合来实现隐藏故障的监视和控制，将是新形势下隐藏故障研究的发展方向并具有研究价值的。②继电保护装置状态诊断针对继电保护系统的隐藏故障，在微机保护装置的理论和技术发展初期即已提出了多种应对措施，如采用有效的硬件自检方法和抗干扰，以合理的机械结构来保障继电保护装置适应变电站、发电厂的运行环境，对于重要电气元件则采取了双重化配置等。随着微机保护和微机自动装置自诊断技术的发展，使得保护装置具有很强的自检能力。但由于现有微机保护装置的硬件自检建立在依赖装置自身获取信息和处理能力基础上，在单个装置内部进行自检，资源及信息的局限在很大程度上制约了整个继电保护系统的自检能力，还远未达到系统异常和故障自诊断要求，不能全面地在线实现继电保护装置和系统的状态诊断，与继电保护有关的电网事故扩大事件仍时有发生。传统的继电保护不具备可观测性，其自身的状态是一个“黑箱”。例如，在微机保护内部虽然可对模/数转换通道进行相互对比发现异常通道，但若A/D转换的参考电源发生变化，则无法识别信号在A/D转换过程中的数值异常。单个装置的“黑箱”特点不仅难于实现对保护自身装置和系统的故障诊断，而且也不利于电网各种保护自动装置动作后的电网故障诊断，严重制约了电网故障诊断理论和技术的发展。针对现有继电保护装置的硬件自检技术的缺陷，有必要探索新的故障检测理 论与方法，提升继电保护管理系统的功能，使其从简单的管理功能上升到对继电 保护装置进行在线诊断管理，从而提高继电保护系统的可靠性。将电力系统故障20 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究诊断的研究范围从目前的对电网一次设备的故障诊断研究拓展到对二次系统的故障诊断研究，从而完善电网故障诊断领域的理论与技术。鉴于此，本文提出继电保护状态诊断，旨在监视保护装置在外部信号激励下的内部反应状态，并对照故障模式按所研究的故障识别方法对其进行分析，由此得出对保护装置和系统的安全性、可信赖度的评价。继电保护状态诊断指对继电保护装置和系统（含广域保护）的异常状态识别（例如，数据误差增加、信号混乱、软件漏洞等非致命性事件）以及故障状态诊断（例如保护装置的输入回路开断、信号传输通道中断、CPU死机等事件），它既不同于对某特定系统的状态识别，也不同于电网的故障诊断。因此本文将其定义为状态诊断。继电保护系统状态诊断一般包含了3个基本部分，如图3.2所示：图3.2继电保护系统状态诊断Fig.3.2Statediagnosisofrelayprotectionsystem1）信息检出及数据采集：通过互感器将电网原始模拟量、开关量等转换为合适的电信号，继而对这些信号进行预处理，如采样、A/D转换及采集记录；2）数据分析及特征提取：对采集的数据进行处理和分析，提取特征值为诊断提供有效数据，特征值提取绝大多数采用频域和时域信号处理技术来获取能代表正常和故障参数的特征量；3）状态评估或故障诊断及分类：对处理后的数据及历史数据、判据、规程以及运行经验等进行分析比较，对设备状态进行评估或对异常信号进行进一步处理，实现故障诊断及分类，为采取进一步的措施提供依据。3.2.2继电保护诊断信息①广域测量信息随着计算机和通信技术的发展，出现了广域测量系统（Wide-AreaMeasurementSystem，WAMS）。WAMS是基于全球定位系统（GlobalPositionSystem，GPS）的同步相量测量单元(PhasorMeasurementUnit，PMU)、高速数字通信设备、电网动态过程分析设备的有机组合体，以GPS技术为基础利用计算机技术和现代高速数字化通信网络实现全网数据的同步采集、实时记录、远距离实时传递和对数据21 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究的实时分析处理，从而达到对电网动态过程的在线监测。WAMS主要由监控中心主站、PMU监测子站和实时通信传输网络组成，其核心是一个中心数据站及基于其上的分析与应用[61]。监控中心平台是一个实时接收、管理、处理数据的软件系统，主要负责对测量数据的处理和发送控制命令。子站由相角和功角测量装置、时间同步装置和工控机组成。典型的WAMS系统结构如图3.3所示。各监测子站内PMU通过GPS授时信号同步采集数据，将采集到的电网各节点运行信息集中在相量数据集中器（PhasorDataConcentrator，PDC）中，然后由PDC通过实时通信传输网络上传给监控中心主站。图3.3WAMS系统结构Fig.3.3StructureofWAMSsystem广域同步测量系统的出现使得实时、高速地收集电网广域信息不再困难，但如何应用广域动态信息提高电力系统运行的安全性，如何利用这些数据资源为电力自动化控制服务才是真正的难点和最终目的。由于电网的联通性，根据克希霍夫定律和电网潮流特点，可以用一个或多个变电站的信息推断另一变电站的信息。利用WAMS信息可检测该变电站保护装置的测量计算正确与否。例如：一条线路两端的电流量在该线路未发生故障的情况下是相近的，两端的保护装置的电流计算值应是接近相等的（去除电容电流）；若两端电流差值超过预定门槛，则可以判断为某个保护装置数据采集通道发生了隐藏故障，可再综合其他信息就可以准确地找出的该保护装置。通过继电保护信息主站和WAMS主站，不仅可以收集本变电站内继电保护装置和PMU的测量数据，实现站内保护设备的隐藏故障诊断；还可同时收集电网内不同地点保护装置的测量信息和当地的PMU测量信息，实现站间继电保护设备的诊断。因此可实现对多端信息继电保护系统的隐藏故障诊断[60]。基于WAMS信息的隐藏故障监视系统结构如图3.4所示。22 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究图3.4基于WAMS信息的隐藏故障监视系统结构Fig.3.4StructureofhiddenfailuresmonitoringsystembasedonWAMSinformation由于利用了广域信息，对保护装置的隐藏故障的监视不再仅局限于保护装置内部某一元件，而且可以实施对保护系统整体包括电流互感器、电压互感器、信号连接电缆、信号连接端子、工作电源等环节的故障和异常监视，为继电保护系统的状态诊断提供了广阔的空间。②继电保护管理信息系统继电保护管理信息系统信息来源主要包括3个方面：1)由变电站微机保护装置经远程终端设备（RemoteTerminalUnit，RTU）发送至调度端的实时运行数据；2)继电保护管理端(生技部门和继电保护班组)所存放的设备管理资料、各类试验记录和运行制度等；3)其他系统中需要了解继电保护数据或可以提供继电保护有关数据和参考资料的数据源接口。继电保护管理信息系统可分为主站和子站两部分。主站在调度中心，子站在变电站及发电厂当地，主站和子站通过专用或通用的通信网络相连通。系统结构如图3.5所示。主站负责通过子站系统远程对保护装置进行管理，查看所管辖的变电站中各保护设备的状态、实时事件、历史事件、事故分析等，对子站上送数据及通过主23 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究动查询得到的数据进行在线监测和管理，向保护工作人员提供告警信息和各种分析、查询工具。主站是各级调度端的保护管理主机以及信息发布机的集合，收集保护事件、录波分析以及相关信息的发布。子站负责对所在变电站及发电厂的保护设备及主站进行通信转换和联接，采集变电站微机型继电保护装置、录波器和以及其它自动化装置的相关信息，同时在发生故障后经传输网迅速、准确地将保护动作和录波报告传送到主站，使调度中心及时准确地掌握电网的事故情况，提高事故分析的速度和准确性；接收主站的命令，下发给相关的装置执行。图3.5继电保护管理信息系统结构Fig.3.5Structureofrelayprotectionmanagementinformationsystem全站装置实现GPS时钟同步。可根据需要扩充当地保护管理功能，在本地进行处理、显示和分析，提供图形化的管理手段对变电站保护装置信息进行管理。日常运行中，主站巡检远方子站的微机保护装置和故障录波装置的信息。发生故障后，子站迅速、准确的将完整的保护动作和故障录波报告传送至主站，然后主站根据事故分析做出相应处理。主站向广域网发布保护信息，用户可以在远端浏览查询变电站的保护信息。子站信息可上送到多个主站系统。信息系统在变电站内通讯时原则上使用IEC-870-5-103通讯规约。在保护装置站内服务器与各种保护装置通信时可以采用DL/T667-1999、IEC-870-5-103规约或IEC61850规约。在与故障录波装置通信时传送的波形文件可以采用ANSI/IEEE24 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究C37、111-1991COMTRADE格式。这些不同的规约通过变电站内保护服务器将其转变成统一的IEC-870-5-104规约上传主站系统[62]。主站系统与各子站系统之间有效地建立连接，在低层采用标准的应用通讯规约TCP/IP是实现远程数据交换的最好选择。可以在各子站系统设立不同的IP地址，主站系统可以通过访问不同子站的IP地址获取各子站的信息。在应用层采用IEC-870-5-104与变电站互联。③继电保护故障信息管理系统继电保护故障信息管理系统主要对保护装置进行监视、控制和管理，提供为保护装置服务的计算、分析手段，并对保护装置产生的信息进行综合分析和利用。其使用对象是各个省电力公司的调度部门和继电保护部门，面向的对象是220kV及以上电网的变电站或电厂。由设在变电站的子站系统（简称子站）及调度的主站系统（简称主站）通过网络连接而成。其中子站负责监视、采集站内各保护装置、自动装置、直流系统以及故障录波器的运行状态、告警信息、动作信息和相应的故障录波数据，将获得的信息根据优先级别和不同的使用对象，经数据通道传送至当地监控系统、集控中心、地调、省调、网调等主站；主站配置服务器，通过网络与子站联网，可以召唤子站的数据，子站有动作信息时自动上传，主站收到子站信息并校验后自动入库[63]。根据电力系统本身的结构特点，继电保护故障信息管理系统从物理结构上可以分为：1)监控中心主站层；2)子站层；3)置于变电站内的设备层。系统结构如图3.6所示。图3.6继电保护故障信息管理系统的物理结构Fig.3.6Physicalstructureoffaultinformationmanagementsystemofrelayprotection设备层位于变电站或发电厂内，主要包括微机保护、微机故障录波器以及GPS25 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究等；子站层是变电站数据采集中心，实现对本站各设备的管理和监控，完成子站设备的数据采集、处理、存储、打印以及简单分析功能，并实现数据上送；主站层位于各级调度部门，实现对下属各变电站数据的集中分析、管理功能，并实现与其他电力系统应用软件的数据接口，主要由通信服务器、数据服务器、WEB服务器和工程师工作站等构成，如图3.7所示。图3.7系统信息主站的构成Fig.3.7Structureofsysteminformationmasterstation由于电力系统自动化与信息化的内容广泛、结构复杂，采用的通信技术不同，而各应用系统因技术要求、通信协议和数据表示不一致，造成相互之间不能进行信息共享、交互及互换，形成了大量的信息孤岛。继电保护故障信息系统的软硬件平台搭建起来后，要使整个系统真正运转并实现既定的功能，关键问题在于信息数据的传输，即对系统采用的通信规约和传输协议的研究。目前运行于变电站的微机保护装置、微机故障录波器等智能设备都支持IEC60870-5-103规约。IEC60870-5-103为继电保护等间隔层设备和变电站层设备之间的信息传输制定了标准，生产厂家和运行单位对其的研究和应用也非常成熟，因此在变电站层信息传输最好的选择就是103规约。为了使变电站和调度中心能通过电力数据网实现信息的网络传输，目前是在变电站层和调度中心之间借用IEC60870-5-103制定一个扩展版本，使其适用于TCP/IP网络。继电保护故障信息系统信息子站内的微机保护和故障录波装置与厂、站端系统的通信选用采用电力工业行业标准DL/T667-1999《远动设备及系统第5部分传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准》实现。调度中心的主站系统与各厂、站端的故障信息子站通过广域网实现互联，网络通信规约采用TCP/IP协议。与网省调联网，网络带宽不小于2Ｍ；当与厂、站端自动化（或MIS）系统公用数26 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究据通道时网络带宽建议为10M。这样就要求对103规约进行扩展和说明使其与TCP/IP提供的传输功能相结合，实现在数据网络上传输数据。二者的位置对应关系如表3.1所示。表3.1规约对应关系Table3.1CorrespondingrelationbetweenprotocolandTCP/IPIEC60870-5-103应用层传输层传输层IP层网络层数据接口层网络接口层 物理层继电保护信息管理为运行人员进行电网故障诊断、评价继电保护和断路器等设备的动作情况等分析提供详细数据，对提高电力系统的安全稳定运行水平具有重要意义和实用价值。目前这些信息主要应用于电网扰动识别，电力系统故障分析、故障诊断等方面，利用继电保护运行信息对继电保护装置进行状态诊断，分析和评价保护动作行为及安全性的研究还很少，为进一步研究继电保护装置状态诊断提供了主要依据。1.2继电保护装置状态诊断方法①继电保护状态诊断分类继电保护特性按继电保护动作机理可划分为静态特性和动态特性两大类，从而继电保护装置的状态诊断可根据其特性分为静态特性状态诊断和动态特性状态诊断。1)继电保护装置静态特性状态诊断静态特性是指继电保护装置在未满足启动条件时，仅进行测量计算而不进入逻辑比较和跳闸出口环节。微机保护是一动态系统，无论电力系统有无故障发生，其微机部分硬件一直都处于工作状态中，如数据的采集、传送和运算等，因此任何元件或环节（如CT测量回路、连接电缆及连接端子、继电保护前置处理电路、采样及采样值计算等）的损坏都会及时表现出来。而存在于上述环节中的隐藏故障当电力系统正常运行时可能并不会表现出来，但当一次电流增大或保护区外故障时，此类隐藏故障可能会造成保护误动、拒动的发生。因此，保证继电保护装置静态特性正确，监测此类隐藏故障是避免保护误动和拒动发生的关键。继电保护装置静态特性状态诊断是反应继电保护测量回路和测量计算是否正确的关键。27 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究2)继电保护装置动态特性状态诊断动态特性是指电力系统遭受扰动后继电保护处于启动状态下的动作行为。当继电保护装置的测量信号满足启动条件时，继电保护装置将进入逻辑判断环节。若逻辑判别、闭锁信号判断、判据检验等环节中存在隐藏故障将有可能导致保护装置误动。在电网遭受冲击时，由于电网的连通特点，分布在不同地点的保护装置均可能做出相应反应。追踪保护的反应行为，通过继电保护装置对外部故障反应过程的监视和记录，以继电保护动作记录作为验证保护特性的手段，同时根据故障录波信息并利用相关联的信息建立有效的分析方法，诊断继电保护装置和系统对电网冲击的反应能力，判断其安全性。继电保护装置动态特性诊断是反应继电保护装置是否正确启动、动作的关键。继电保护装置状态诊断体系如图3.8所示。图3.8继电保护装置状态诊断体系Fig.3.8Statediagnosissystemofrelayprotectivedevices②继电保护静态特性的状态诊断1)模拟量误差继电保护装置采集模拟量、开关量作为其动作的输入，监测模拟量采集（测量值）回路测量值的准确性是保证继电保护装置静态特性正确与否的关键，也是继电保护装置正确分析启动的前提。在系统未发生故障的情况下，各套保护装置对同一电气量的测量计算结果应该相同。若有某一套保护装置的结果与其他装置相差超过一定程度，则可以判断为其测量回路存在隐藏故障。采用多信息源（信息冗余）进行比较的方式对采样值误差进行分析与比较，利用模拟量误差DM是否超过所设定门槛值Dϑ对异常信息进行检验。28 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究目前在电网实时动态监测系统中，基于GPS的同步相量测量单元PMU应用十分广泛，在此可作为模拟量测量参考基准[60]。对PMU与保护装置中采集的电流值进行比较，基于不同保护原理的装置所需的电流值形式并不相同。以图3.9所示输电线路纵差保护为例，对A相电流进行测量，设线路l两侧光纤差动保护装置所测得的A相差电流计算结果为DM、DM，两侧PMU装置所测得的A相电流PAPA12差为：DM=MM(3.1)PMUAPMUAPMUA12若检测到式（3.2）成立，则可初步判断保护装置中可能存在隐藏故障，需作进一步的检查以及时消除设备缺陷。DM=DMDM>Dϑ(3.2)PMUAPAi其中，i=1，2。图3.9输电线路纵差保护Fig.3.9Longitudinaldifferentialprotectionoftransmissionline根据《电力系统实时动态监测系统技术规范》规定电压、电流测量元件的准确度有如下要求：a.在额定频率时电压相量测量范围和测量误差应满足表3.2规定；表3.2电压相量测量的相对误差要求Table3.2Requirementsofrelativeerrorofvoltagephasorsmeasurement输入电压0.10.2U£U£U1.2U£U£2UU£U£U0.2U£U£0.5U0.51.2nnnnnnnn幅值测量误差极限1.0%0.5%0.2%0.5%相角测量误差极限0.5°0.5°0.2°0.5°b.在额定频率时电流相量测量范围和测量误差应满足表3.3规定； 29 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究表3.3电流相量测量的相对误差要求（保护CT）Table3.3Requirementsofrelativeerrorofcurrentphasorsmeasurementnnnnnnnn输入电流0.1I£I£0.2I0.2I£I£0.5I0.5I£I£2I2I£I£20I幅值测量误差极限2.0%1.0%0.5%1.0%相角测量误差极限2°1°0.5°1°c.频率影响：当频率偏离额定值1Hz时，要求幅值测量误差改变量不大于额定频率时测量误差极限值的50%，相角测量误差改变量不大于0.5°；当频率偏离额定值3Hz时，要求幅值测量误差改变量不大于额定频率时测量误差极限值的100%，相角测量误差改变量不大于1°。2）开关量输入/输出开关量输入就是向CPU提供保护程序逻辑判断所需数字量（或开关量），在硬件上由一个发光二极管和一个光敏三极管组成。通常所有开入的负电源都是同一个，正电源通过开入端子引入，当开入端子上有开入（正电），发光二极管发光使得光敏三极管导通，送出逻辑“1”至CPU。开关量输入回路包括断路器和隔离开关的辅助触点或跳合闸位置继电器接点输入、外部装置闭锁重合闸触点输入、轻重瓦斯继电器接点输入，还包括脉冲量输入、有功无功电度输入等。开关量输出就是保护在经过故障计算和逻辑判断后，根据程序驱动输出回路执行保护所要完成的功能，可能是跳闸，可能是告警，也可能是给其他保护的输入开关量。但通常开关量输出本身不能直接驱动断路器，只是去驱动继电器，再通过继电器接点驱动断路器，告警的原理类似。开关量输出主要包括跳闸出口、重合闸出口及中央信号出口等。开关量输出回路一般都采用并行输出端口来控制有接点的继电器。为提高抗干扰性能，都要经一级光电隔离处理。开关量对微机保护装置来讲是其进行逻辑判断的必要条件，根据《GB_T_14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程》（下文简称《技术规程》）规定保护装置应能送出的输入开关量包括断路器位置、保护投入压板等，以供保护装置逻辑判断回路所需。以某厂站RCS-931AMS（V1.22）超高压线路保护装置为例，开关量定值如表1.2所示：30 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究表3.4RCS-931AMS（V1.22）定值Table3.4SettingvalueofRCS-931AMS（V1.22）运行方式控制字SW(n)整定“1”表示投入，“0”表示退出序号定值名称数值序号定值名称数值01差动保护112合闸压力降低002距离保护113发远跳003零序保护114发远传1004重合闸方式1115发远传2005重合闸方式2116收远跳006闭重三跳017收远传1007跳闸起动重合018收远传2008三跳起动重合019主保护压板S109A相跳闸位置020距离压板S110B相跳闸位置021零序压板S111C相跳闸位置022闭重三跳S0开关量输入各CPU之后，CPU将读取各开关量的状态，并存放在RAM区规定的地址中。在微机保护装置自检中不断地读入当时的输入开关量状态，并与原开关量状态进行比较。若发现输入开关量发生变化，则发出呼唤信号，在处理微机保护装置的事故时充分利用这些开关量的变化来达到缩短事故的处理时间。开入量检测可通过查看各个开入量状态，投退各个功能压板和开入量，检测装置是否能正确显示当前状态；开出量检测可通过模拟各种情况使各个输出接点动作，检测在相应的端子排能否测量到输出接点正确动作。根据《电力系统继电保护最新实用技术及检验标准规程规范实用手册》规定开关量分辨率检测可用空触点闭合/断开方式来检查，调整空触点闭合/断开时间为10ms/10ms，要求装置测量的闭合、断开时间误差均不于1ms。开关量变位起动的检测可短接（断开）装置可起动录波的空触点输入端子，要求触点闭合（断开）时间不超过3ms便可起动录波。当上述厂站某线路发生A相单相接地故障时，由RCS-931AMS（V1.22）超高压线路保护装置的动作报告可得到开关量变位信息如表3.5所示：表3.5保护起动后变位报告Table3.5Displacementreportofrelayprotectionafterstarting0100055MSA相跳闸位置0→10200833MSA相跳闸位置1→031 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究利用输入开关量可以清楚地反映保护的投入情况，对保护装置不能动作出口的故障的进行判断，解决保护装置异常的问题。3）同步误差随着电力系统规模的不断发展以及自动化水平的不断提高，对系统时钟同步的要求愈来愈迫切。统一的时间基准是进行电力系统故障分析、监视控制及运行管理的基础。在整个电力系统未使用同一时钟源GPS的前提下，变电站内交流量采集由合并单元（MU）完成，不能实时调整采样，需采取新的同步采样方案。对于图3.11所示输电线路纵差保护装置之间数据的同步问题，采用基于乒乓原理的时钟信号同步方法得到两侧装置的同步时差Dξ可表示为：Dξ=Dδ+ϕ(3.3)其中，Dδ为两侧MU的采样相对于各自全站统一时钟源的时间差，因MU运算速 度快，对两侧保护不完全同步影响很小；ϕ为基于乒乓原理的时钟同步后两侧角差，理论上存在的最大相位差为：ϖϕ=(3.4)(2f)s其中，ϖ为系统角频率。若变电站线路两侧电流互感器传变无角差，则基于同步形成的时差Dξ对差动保护影响小，可以近似不用考虑其对差动的影响。GPS的同步时钟以其对时的精确、快速、可靠等优点，可用于电力系统的实时状态监测，进而对电力系统进行分析与控制；可用于故障顺序记录、故障录波、故障定位、相量测量、励磁调速等；可用于电力系统的失步保护、线路电流差动保护、继电保护装置的同步精确定时；还可用于电网的综合自动化以及配电网络的管理和组织现场维修等。《电力系统实时动态监测系统技术规范》规定应利用同步时钟（一般为GPS系统的授时信号）作为数据采样的基准时钟源。就同步误差Dξ而言，保护装置应利用同步时钟的秒脉冲同步装置的采样脉冲，采样脉冲的同步误差应满足Dξ£±1µs。装置内部造成的任何相位延迟必须被校正。可根据以上参数对数据采集同步进行监测，监测其有无收到同步脉冲，在有同步脉冲发出时有无做同步动作。当同步时钟信号丢失或异常时，装置应能维持正常工作。要求在失去同步时钟信号60分钟以内装置的相角测量误差的增量不大于1°（即对应于50Hz的工频信号，同步时钟误差不能超过55µs）。当GPS短时失效时，可利用GPS信号同步晶振信号的方法由晶振时钟提供同步时钟，从而保证装置能稳定的进行同步采样一段时间。因GPS接收机输出的秒脉冲信号存在较大的随机误差，但不存在累计误差。晶振时钟信号的随机误差较小，但存在较大的累计误差。根据GPS时钟32 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究信号与晶振时钟信号精度互补的特点，可将晶振秒时钟信号作为守时钟信号，采用计数器和比较器对恒温高精度晶振输出的高精度振荡信号进行分频，产生高频振荡计数信号，该信号经计数器计数后的计数结果通过比较器与CPU设置的比较值相比较产生相应的晶振时钟信号。该时钟在GPS正常运行时由GPS时钟校正守时钟，时刻与GPS时钟保持高度同步；而在GPS短时失效时，可完全由晶振时钟提供同步时钟。由于晶振信号具有很高的频率精度和稳定度，且随机误差很小，通过试验证明在GPS失效后该同步时钟在上述误差范围内仍能稳定工作长达8h，然后软件复位，可实现精确可靠的实时监测。③继电保护动态特性的状态诊断1）保护启动信息微机继电保护装置中一般都设有启动元件，启动元件的动作速度、灵敏性和可靠性直接影响到整套保护装置的性能。保护启动元件用于开放保护跳闸出口继电器的电源及启动该保护故障处理程序。在系统正常运行时闭锁保护，而在系统发生异常时，使微机保护进入故障处理程序，启动整套保护解除出口闭锁。保护装置启动元件性能好坏可通过监视其启动时刻T与故障时刻qT之时间差与保护装f置启动时差允许阀值DT相比较，应满足式（3.5）：ϕTT£DT(3.5)qfϕ若不满足此关系，则说明某一保护装置启动元件存在隐藏故障。其中，T为q保护装置的启动时刻，可以通过提取保护装置自身记录的启动时刻信息来获取；DT可根据具体硬件区别及检测精度的要求来设置；因此对保护启动性能进行监测ϕ的关键就是如何准确的找到故障时刻T。对于相电流差突变量启动元件而言，已f有文献利用小波变换的分析方法对相电流突变量Di(t)进行不同尺度α下的小波变换WαDi(t)，利用显著模极大值来准确寻找故障时刻T以实现对保护装置的启动性f能监视。2）保护逻辑判断信息当继电保护装置的测量信号达到保护的启动定值，继电保护装置将进入保护逻辑判断环节。保护逻辑判断部分是保护装置的主要功能体现，进行当前故障量计算并与保护定值做比较执行逻辑判断是否达到动作出口的条件。例如电网内离某套保护装置远处发生故障，该继电保护装置不一定动作发跳闸命令或发信号，但可能在故障突变量或其他故障特征量的冲击下启动保护程序或逻辑，因此可通过其对故障量的计算值判断其对电网故障的反应情况。以下图双侧电源网络方向性电流保护为例，线路AB发生故障，由方向元件闭锁反方向故障的特性可知P、1P、2P、4P应对故障作出反应。在线路6P、1P保护动作跳闸之前，作为线路AB2的后备保护P、4P保护应启动保护程序，并在线路AB上保护跳闸后返回。保护633 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究诊断系统可在故障后采集线路AB后备保护P、4P的信息，检查该后备保护是否6完成这一流程，由此可判断该后备保护是否存在隐藏故障。图3.10双侧电源网络方向性电流保护结构图Fig.3.10Structurediagramofdirectivitycurrentprotectionintwosidepowernetwork以220kV及其以上等级输电线路保护为例，保护逻辑判断环节在进行故障量计算后需判断出故障类型、选相结果、断路器跳闸逻辑电平、重合闸逻辑电平等信息。将保护装置故障量计算数据与故障录波装置所记录下参数波形和数据进行比较，通过监视所需信息量是否正确来诊断保护逻辑判断环节是否存在隐藏故障或其他异常状态。3）保护动作信息a.保护出口回路监视保护出口回路主要功能是执行保护逻辑判断环节所做出的逻辑判断发出动作命令，如断路器跳闸命令脉冲、重合闸命令等。通过断路器实际动作情况（包括跳闸时间长短，是否成功跳闸）来判断继电保护装置跳闸出口命令是否成功，即可监视保护出口回路是否完好。b.保护动作时间继电保护装置的动作时间指自向保护屏通入模拟故障分量起至保护动作向断路器发出跳闸脉冲为止的全部时间。快速地切除故障可以提高电力系统并列运行的稳定性，减少用户在低电压情况下的工作时间，减小故障组件的损坏程度。对220kV及以上线路，为了有选择性的快速切除故障，防止电网事故扩大，保证电网安全、优质、经济运行，应装设两套全线速动保护，后备保护宜采用近后备方式。但某些线路如能实现远后备，则宜采用远后备，或同时采用远、近结合的后备方式。《技术规程》规定对具有全线速动保护的线路，其主保护的动作时间t应o满足下式：对近端故障：t£20ms；o对远端故障：t£30ms（不包括通道时间）。o对后备保护等涉及到多级保护相配合时，《检验条例》中规定动作时间t与整o定时间t相差（误差）DT需满足式（3.6）：z34 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究DT=ttozDT£Dtmax10%z(3.6)其中，Dt为整定时间级差。例如Dt=0.5s，则动作时间zzt与整定时间t的误差应oz满足DT£0.05s。1.2继电保护装置状态诊断与状态维修的关系通过对继电保护装置进行状态诊断，参照保护装置正常的状态参数标准并结合历史维修案例库，对保护装置的运行状态进行分析诊断和预测以得出设备状态的变化趋势。通过对保护装置由正常状态向故障状态演变的动态过程的深入认识，能有效预测故障的发生，为状态维修策略提供决策依据。如果由状态诊断发现保护装置出现了故障，则应立即根据诊断结果给出维修建议，考虑设备实际运行条件制定保护装置的状态维修计划。如果状态诊断结果与装置的正常状态参数两者相差较大，说明装置内部出现异常，则提醒运行人员对保护装置引起重视，并进行相应的检查找出它们相差较大的原因。由上述状态诊断方法最后可得到两大类保护装置状态诊断结果：1)类别Ⅰ：状态参数偏差大小；2)类别Ⅱ：保护装置是否可用（完好）。与继电保护装置状态诊断体系对应的诊断结果如表3.6所示。状态参数偏差大小可根据实测数据与参数标准数据进行误差比较可得；保护装置是否完好可由状态诊断结果给出决策是否继续使用该装置。表3.6状态诊断结果分类表Table3.6Classificationtableofstatediagnosisresults诊断结果类别Ⅰ类别Ⅱ装置性能模拟量误差√ 开关量输入/输出√ 同步误差√保护启动信息√保护逻辑判断信息√出口回路监视√ 保护动作信息保护动作时间√为了定量评价保护装置状态诊断的结果对状态维修的影响，对于可获得状态参数偏差值的装置性能项，采用劣化系数表示保护装置偏离正常状态x0的程度，记为df，其取值范围为[0,1]。当劣化系数df为1时，表明保护装置第i个性能状i35 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究态很差；当劣化系数为0时，表明装置性能处于良好状态。其劣化系数可按下式计算：dfiαxx=(3.7)i0ixxmaxi0i式中，x0i表示该装置性能状态特征参数正常值，xmaxi表示该装置必须停运时的状态参数阈值，xi表示状态参数的实际测量值，α的取值大小反映该特征参数与装置健康状况的关系，一般情况下取α=2。令保护装置各性能项评分是劣化系数的函数g(df)，则对于隶属类别Ⅰ的保护装置性能评分G(I)由式（3.8）表示：4G(I)g(df)=Õ(3.8)ii=1式中i=1,⋯,4分别代表模拟量误差项、同步误差项、保护启动信息项、保护动作时间项；g(df)为各项性能评分值。i对于无法用状态参数偏差表征的装置性能项，即隶属类别Ⅱ的保护装置性能评分G(II)由状态诊断结果判定保护装置是否可用。由式（3.9）表示：3G(II)g(j)=Õ(3.9)j=1式中j=1,2,3分别代表开关量输入/输出项、保护逻辑判断项、保护出口回路监视项；g(j)为各项性能评分值，其值为0和1两种。0代表装置不可用（这里只考虑性能影响最大的情况），1代表装置可用。因此，依据状态诊断结果的最终装置性能评分G(sd)为综合G(I)与G(II)所得分值，即G(sd)=G(I)G(II)(3.10)该评分结果与保护装置状态描述有一定的对应关系，表3.7为其推荐值。表3.7状态诊断评分与保护状态推荐表Table3.7Referenceformofstatediagnosisgradingandprotectionstatus状态诊断0.0~0.390.40~0.690.70~0.940.95~1.0评分装置缺陷严重，对装置缺陷明显，功能装置缺陷产生，对电装置缺陷较轻保护电网安全运行有严下降，对电网安全运网安全运行有潜在或基本不影响状态重威胁，需立即安行有现实威胁，需尽威胁，可安排维修安全运行排维修快维修 36 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究例由某装置状态诊断信息显示该装置电流相量测量的相对误差虽没有超过表1.2给出的极限值，但有一定误差；保护动作时间t满足要求，但在误差允许范围o内有一定误差。根据状态诊断结果所得的状态评分如下表所示：表3.8状态评分表Table3.8Statescorelist状态诊断内容状态诊断值状态评分模拟量误差DM=0.25%g(df1)=0.97类别Ⅰ同步误差Dξ<0.1µs保护启动信息DT=0.02%qg(df)=12g(df)=13保护动作时间Dt0=0.05%g(df4)=0.98开关量输入/输出正常g(1)=1类别Ⅱ保护逻辑判断信息逻辑判断正确g(2)=1出口回路监视正确g(3)=1因此，该保护装置最终的性能评分由式（3.8）~（3.10）可得：G(sd)=0.9506参照表3.7可得由状态诊断结果判断得到该装置缺陷较轻或基本不影响安全运行，无需安排维修。需注意的是，由状态诊断结果可得到初步的维修建议，是状态维修的基础，但状态维修计划的制定需综合考虑保护设备的健康状况与设备状态的发展趋势。1.2.1继电保护装置风险评估由继电保护装置状态诊断结果得到装置性能评分较高，不一定可以代表继电保护装置潜在运行风险较低。保护装置历经长时间运行其可靠性可能会降低，因此对继电保护装置进行风险评估对状态维修是有益的。保护装置的状态诊断信息能够表征有关装置的当前状态，但不能完全反应该装置的历史信息。例如，某继电保护装置当前运行状态诊断未发现故障，但该装置过去已发生多次故障，且近期已连续发生多次异常，其风险已很大。这就依赖通过其统计特征所做的风险评估来给维修决策提供依据。2.4.1风险评估的数学方法与模型风险评估方法一般可以分为确定性方法和概率性方法。然而，确定性方法只能预想一些故障重数较少的故障类型的事故后果，而且不能给出事故发生的可能37 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究性到底有多大，所以近年来确定性方法已经逐渐为概率性方法所取代。概率性方法是根据元件故障和修复的统计值，通过计算得到系统和节点的运行参数变化区间和风险指标，从而对系统的可靠性能有一个较为全面和客观的评价。常用的概率性风险评估方法有网络法、故障树分析法、事件树分析法、状态空间法、蒙特卡洛法等。故障树分析法（FaultTreeAnalysis，FTA）通过研究引起系统发生故障这一事件的各种直接或间接的原因（例如硬件、软件、环境、人为等因素），在这些原因间建立逻辑关系，并用逻辑框图（即故障树）表示的一种方法。故障树以图形化的方式表示了在一个系统内故障或其它事件之间的交互关系。建树的步骤如图3.11所示。图3.11故障树的建立步骤Fig.3.11Establishmentstepsoffaulttree故障树分析的过程是对系统更深入认识的过程，常用于系统的故障分析、预测和诊断，找出系统的薄弱环节，以便在设计、制造和使用中采取相应的改进措施。在研究复杂系统可靠性时，往往需要研究系统的各种状态，以及这些状态的出现概率和各种状态之间的转移关系。马尔科夫（Markov）过程是研究这些问题极为有用的工具。由于Markov方程是以状态空间图为基础，因此又被称为状态空间法。Markov过程具有无记忆性的特点，即系统未来的状态除与最近以前的一个状态有关外，与其过去的其他状态无关。如果状态的条件转移概率是恒定的，则称为平稳Markov过程；否则称非平稳Markov过程。电力系统大部分元件都是可维修的，其中包括继电保护装置，属于可修复系统，而且其寿命及其维修时间服从指数分布。在某一固定的时间段内，其故障的条件概率为一常数，在此前提下，可用平稳Markov过程来分析。Markov方法可用于解算和时间相关的状态概率，或者极限(稳态)的状态概率。前者涉及微分方程组，而后者涉及代数方程组。继电保护可靠性评估通常是属于极限状态概率问题。本文将利用状态空间法根据继电保护装置的物理结构和动作过程建立一种新的继电保护装置风险评估方法和模型。1.2继电保护装置可靠性指标可靠性是指设备在规定的条件下和预定的时间内，完成特定功能的能力。继38 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究电保护装置可靠性指标的建立不但要考虑装置本身的特点，还要反映装置特定的工作环境和应用特点，因此在制定可靠性指标时应考虑以下特点：①保护装置的失效可以分为2种情况：误动失效和拒动失效。在制定继电保护装置可靠性指标时应综合考虑两种失效模式；②继电保护装置的失效有可能造成严重的社会影响和巨大的经济损失，因此其可靠性指标还应该综合考虑电力系统的运行方式、经济损失等因素。失效率表示系统已经无故障的工作到时间t，而在t后无限小的时间Dt内失效的概率[65]。考虑继电保护装置存在误动失效和拒动失效两种不同性质的失效模式，因此分别用保护误动失效率λ和保护拒动失效率pwλ，分别表示继电保护装置已pj经无故障的工作到时间t，而在t后无限小的时间Dt内误动和拒动的条件概率，如式（3.11）、（3.12）所示：1λpwt=ttPtt()lim[]D®0D1λpjtttPtTjttTjt()=lim[<£+D>]D®D0式中，T、T为系统首次误动失效和首次拒动失效的时间。wj(3.11)(3.12)保护可用度是描述可修复系统可靠性的指标，表示系统处于正常工作状态的长期状态概率。而继电保护装置是一种典型的可修复系统，因此保护可用度可以用来评估保护装置在长期运行时的可靠性水平，可定义为式（3.13）、（3.14）：A=T(T+T)(3.13)MTTFMTTFMTTRA=p(3.14)i式中，T表示平均无故障时间；T表示平均修复时间；p表示保护处于正常MTTFMTTRi工作状态的稳态概率。1.2继电保护装置风险评估对继电保护装置进行风险评估的目标是找出影响其运行可靠性的因素及设计中的薄弱环节，并且为确定其状态维修的最佳时间提供一定的理论指导，尽量减小继电保护装置误动或拒动的风险。微机继电保护装置包括硬件和软件两部分，在保护装置运行过程中其中任何一个部分存在缺陷都有可能导致继电保护不正确动作。然而从电网调度中心是无法确定性地判断某处继电保护装置是否存在硬件缺陷的。根据继电保护装置工作特点可将保护工作分为以下几个运行环节（WorkingLinks，WL）：模拟量测量环节（AnalogMeasurementUnit，AMU）、开关量输入/输出环节（SwitchingValueInput/Output，SVI/O）、保护启动环节（StartingLinks， SL）、保护逻辑判断环节（LogicJudgment，LJ）、保护动作出口环节（TripUnit，TU）。利用状态诊断统计信息可得到各运行环节的故障率，选取保护可用度指标A39 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究定量地评估当前电网中继电保护装置的风险。分析保护装置的运行环节可得运行环节与保护装置功能失效的对应关系，如表3.9所示。表3.9环节失效分析表Table3.9Failureanalysisofworkinglinks误拒环节说明 动动AMU√√测量回路环节采样电压、电流等模拟信号，包括滤波、采样/保持、多路转换和模数转换，模拟信号采样失效会造成测量值误差，引发误动或拒动。采集保护所需的各种节点、触点等开关量状态信息，不正确引入数字信号会SVI/O√√引起误动或拒动：如不能接收到闭锁信号时会引起误动；不能接收到允许信号时会引起拒动。SL√√完成保护故障电气量计算，进行启动判断，不正常启动会引起误动，不完成启动判据计算判断会引起拒动。LJ√√保护的核心环节，完成保护的分析、判断功能，此环节失效会引起误动和拒动2种不同失效模式。TU√√输出驱动跳闸等继电器的开关量信号，发送出口跳闸命令，此环节失效既可造成保护误动也可造成保护拒动。分析表明AMU、SVI/O、SL、LJ、TU均可使得保护装置发生2种失效模式，即引发继电保护装置误动失效模式和拒动失效模式。因此可得保护各运行环节与保护装置失效之间的关系，如图3.12所示。图3.12保护装置故障树Fig.3.12Faulttreeofprotectivedevices40 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究传统的继电保护装置误动失效率和拒动失效率可由式（3.15）、（3.16）表示：λ=λ+λ+λ+λ+λ(3.15)pwAMUwSVI/OwSLwLJwTUwλ=λ+λ+λ+λ+λ(3.16)pjAMUjSVI/OjSLjLJjTUj式中，λ，λ，λ，λ，λ分别为引起保护装置误动的各环节的失AMUwSVI/OwSLwLJwTUw效率；λ，λ，λ，λ，λ分别为引起保护装置拒动的各环节的失效AMUjSVI/OjSLjLJjTUj率。微机保护具有自检功能，在目前的继电保护水平下，保护自检技术可对模拟量测量回路某些部分进行自检并发现其功能缺陷。微机继电保护装置的工作过程可以看作是马尔科夫随机过程，因此可采用状态空间法来求解其可靠性指标。在建立状态空间模型时首先做了如下假设和说明：1）微机继电保护装置各运行环节的失效是相互独立的；2）微机继电保护装置具有自诊断能力，在模拟量测量环节可通过自检发现部分功能缺陷，因此可将模拟量测量环节引发保护误动失效分为可被自检出的误动失效和不可被自检出的误动失效2种模式。同理，模拟量测量环节引发保护拒动失效也可分为可被自检与不可被自检；3）认为各状态间的转移时间均服从指数分布；4）模拟量测量环节引发保护失效能被自检出的概率设为一常数，用c表示；保护工作过程中的SL、LJ、TU环节引发保护拒动失效随着保护软件不断升级过程中可被修复，不可被自检的AMU拒动失效以及SVI/O引发保护拒动失效在定期维修中可被发现并被修复，在分析中认为这几种拒动修复率都为µ；SL、LJ、1TU环节引发保护误动失效修复率为µ；其他失效状态的修复率为2µ。3在以上假设基础下可得微机继电保护装置的状态空间图如图3.13所示。其中，状态0为保护装置正常工作状态；状态1为不可自检AMU引发保护拒动状态；状态2可被自检AMU引发保护拒动状态；状态3不可被自检AMU引发保护误动状态；状态4可被自检AMU引发保护误动状态；状态5为SVI/O引发保护拒动失效状态；状态6为SVI/O引发保护误动失效状态；状态7为SL引发保护拒动失效状态；状态8为SL引发保护误动失效状态；状态9为LJ引发保护拒动失效状态；状态10为LJ引发保护误动失效状态；状态11为TU引发保护拒动失效状态；状态12为TU引发保护误动失效状态；。组合状态W为保护误动状态，J为拒动状态。 41 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究图3.13继电保护装置状态空间图Fig.3.13Statespacegraphofrelayprotectivedevice由状态空间图可得系统的状态转移矩阵T为：sz(1c)λcλ(1c)λcλλλλλλλλλ éù AMUjAMUjAMUwAMUwSVI/OjSVI/OwSLjSLwLJjLJwTUjTUwêú µµ00000000000 ê11úêµ0µ0000000000ú33êúµ00µ000000000(3.17)êú33êúµ000µ00000000êú33µ0000µ0000000êú11T=µ00000µ000000êúsê33úµ000000µ00000 êú 11êú µ0000000µ0000 ê22úêµ00000000µ000ú11êúµ000000000µ00êú22êµ0000000000µ0ú11êúµ00000000000µëû22式中z=λ+λ+λ+λ+λ+λ+λ+λ+λ+λ。AMUwAMUjSVI/OwSVI/OjSLjSLwLJjLJwTUjTUw根据状态空间法可得继电保护装置处于各个状态的稳定概率求解如下所示：P´T=0(3.18)s12 å(3.19) P=1ii=0式中[]P=p0,p1,p2,⋯,p12为各状态的稳态概率。由式（3.18）、（3.19）可计算得各个状态的稳态概率为：[µµµ+µµλ+µµλ+µµλ+12323AMUj12AMUw23SVI/Ojp=(µµµ)0123µµλ+µµλ+µµλ+µµλ+12SVI/Ow23SLj13SLw23LJjµµλ+µµλ+µµλ+13LJw23TUj13TUwc(λµµλµµ)]AMUj12AMUw23(3.20)42 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究p1=[(1c)×λAMUjµ1]p0(3.21)p2=(c×λAMUjµ3)p0(3.22)p=c×λµp(3.23)3[(1)AMUw3]0p4=(c×λAMUwµ3)p0(3.24)p=λµp(3.25)5(SVI/Oj1)0p=λµp(3.26) p7=(λSLjµ1)p0(3.27)6(SVI/Ow3)0p=λµp(3.28)8(SLw2)0p=λµp(3.29)9(LJj1)0p=λµp(3.30)10(LJw2)0p11=(λTUjµ1)p0(3.31)p=λµp(3.32)12(TUw2)0保护装置拒动失效率为由状态0到组合状态W的转移率，误动失效率为状态0到组合状态J的转移率，分别可表示为：λw=cλAMUw+λSVIOw+λSLw+λLJw+λTUw(3.33)(1)/λj=(1c)λAMUj+λSVIOj+λSLj+λLJj+λTUj(3.34)/由式（3.14）可得保护可用度为：A=p(3.35)0结合继电保护装置的装置的物理结构和动作过程建立风险评估模型，找出保护装置中的薄弱环节，以便及时采取措施消除薄弱环节，同时也为保护设备状态综合评估提供状态信息以识别设备状态，提高继电保护运行可靠性和电网安全性。1.2基于设备巡视与运行管理信息的设备状态评估继电保护设备从制造、现场试验、家族产品以及设备自身历史运行情况均在运行管理部门积累了丰富的数据，这些数据包含了设备状态变化趋势所需的重要信息。因此，在进行继电保护设备维修决策时，应把这些信息反映在设备的状态评估上。①设备预试设备预试记录也是重要的状态信息，包括从监造、出厂和交接到运行期间的预试[66]。由于不同的预试项目所反映设备状态的敏感性并不相同，同一设备各个预试项目的评分也可能有较大差异，因此加权平均是综合各预试项目反映设备状 态的理想方式。设每一个预试项目有一个权重系数w、一个评分值tim，基于预试ti项目综合的设备评分值T可由下式表示：43 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究nnttTwmw=åå(3.36)tititii=1i=1式中n为实际进行的预试项目数。采用值为1对应于出厂值（交接值或首次预试t值）或被行业认可的新产品初值，而值为0对应于注意值（包括绝对值和劣化率）。②家族质量缺陷家族质量缺陷记录也是影响保护设备维修策略的重要方法，但缺陷的性质、家族的亲疏关系等不同，影响的程度也不同。同理，基于家族质量缺陷记录影响因子F可由下式表示：nnffFwmw=åå(3.37)fififii=1i=1式中w为家族质量缺陷权重；m家族质量缺陷评分；n为家族缺陷总台次数（包fifif括正常设备）。若设备无缺陷，评分为100%；若有致命缺陷，评分为0%；其他情况介于100%与0%之间。假设某公司共有某制造商同电压等级保护设备25台，其中2台出现同样的缺陷，且缺陷评分为30%，家族缺陷权重取1.15n，其中n表示相同或类似的缺陷在不同的设备上重复出现的次数。则可根据式（3.33）计算家族质量缺陷影响因子F为：F100%´(252)+30%´1.15´22==(252)+1.15´221.2%③设备历史工况质量除上述影响因素外，设备自身质量（如电源的冗余度、稳定性等）、对环境的耐受能力（如温度、湿度、绝缘耐压、电磁干扰等）、运行过程（如各类报警器）等反馈的质量问题，均可能对设备状态造成威胁。这里统称为设备历史工况质量事件。制定设备维修策略时必须考虑设备历史工况质量事件，其综合影响指数e可由下式表示：neem=Õ(3.38)eii=1式中m为设备历史工况质量事件评分；n为历史工况质量事件次数。根据对eie设备状态潜在影响的大小（性质和程度），取值区间设定为[0,1]，其中1表示对设备状态没有或基本没有影响，0表示影响是致命的，其他情况介于0与1之间。在通过分析设备预试、家族质量缺陷和设备历史工况质量等管理数据对状态维修决策影响的基础上，可得到基于设备巡视与运行管理信息的状态评估下的设 备状态评分：G(pm)=T´F´e(3.39)其中T为设备预试评分；F为家族质量缺陷影响因子；e为设备历史工况质量事44 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究件影响指数。1.2继电保护设备状态综合评估由前可知，状态诊断结果能够体现设备当前运行状态的健康程度，但不能反应该设备的历史状态对现在设备状态的影响，因此仅仅利用状态诊断信息作为状态评估的依据并不充分。风险评估是利用设备的历史状态统计信息来分析历史状态对现在设备状态的影响，可评估设备状态的发展趋势。此外，从设备的巡视和运行管理中得到有关设备预试记录、家族质量缺陷和设备历史工况质量等情况，也可作为设备的健康性能劣化状况及其发展趋势情况的补充。综上所述，继电保护设备状态应根据状态诊断、风险评估、设备巡视与运行管理信息三方面要素的综合信息进行评估以确定设备当前处于何种状态，从而进一步作出维修决策。1.2.1状态综合评估状态诊断信息、风险评估数据、设备巡视与运行管理信息均为决定保护设备维修策略的重要因素且相互独立。设G(sd)为根据状态诊断信息对保护状态的评分；A为通过继电保护装置风险评估所得的保护可用度；G(pm)为基于设备巡视与运行管理信息的状态评估下的设备状态评分，因此保护设备状态综合评分G可p由下式计算得到：G=G(sd)´A´G(pm)(3.40)p该方法利用了状态诊断、风险评估、设备巡视与运行管理信息三方面要素的综合信息对保护装置状态进行综合评分，本文称其为继电保护装置状态评估三要素法。利用保护装置状态评估三要素法对继电保护装置的健康状况打分，分值从0到1.0。0表示保护设备问题严重，需立即维修；1.0表示保护设备状态非常好，无需维修。介于0与1.0之间的其他情形，分值越高，表明保护设备状态越好。若仅仅这样给出评分也不够直接，例如某保护设备通过状态综合评估得到评分为0.78，代表处于什么状态呢？需不需要维修？因此，在评分与可描述的状态间需进行划分对照，如表3.10所示。表3.10状态评分参照表Table3.10Referenceformofconditiongrading评分0.0~0.40.41~0.650.66~0.850.86~1.0状态类432145 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究状态类4表示危险状态转到故障状态，应立即安排维修；状态类3表示偏离正常状态，劣化中等，尽快维修；状态类2表示状态一般，加强监视，可安排维修；状态类1表示状态良好。利用评分方案可清楚得知设备当前处于何种状态，从而进一步作出维修决策；同时也为比较不同保护设备的状态提供了依据，从而为合理安排维修顺序提供了可能。需要说明的是，合适的划分方法应从维修策略出发，划分状态的评分边界值并不就是固定的，本文推荐的划分方案仍需根据保护设备实际运行情况进行更完善的修正。综上所述，状态维修需要以评估设备的状态为基础，综合设备状态诊断信息、设备风险评估数据、设备预试记录、家族质量缺陷和设备历史工况质量等信息才能制定出科学合理的维修决策。上述设备状态综合评估所需的实用性信息可以从过程、相关统计或者制造商文件中得到，其结果较依赖于对设备个体标准的评估，在实际应用中还需对工程实际数据进行进一步的研究。1.2算例分析本文以一实际微机继电保护装置为例对其进行风险评估和敏感性分析。综合考虑保护装置实际运行统计数据和保护自检数据，取保护装置失效自检成功的概率为c=0.9；根据该装置实际计划检修周期，修复率12132hµ=；1118aµ=；µ3=116h1。保护各运行环节失效率数据如表3.11所示，为分析方便，认为各运行环节引发保护误动和拒动的失效率各占其引发保护失效率的50%，即λ=λ=λ2。WLwWLjWL表3.11失效率数据Table3.11Dataoffailurerate失效率运行环节λWLλ=λWLwWLjAMU1.2.1´10h20.13´10-6h1-61SVI/O2.4.1´10h3.49´10-6h1-61SL12.646´10-6h16.323´10-6h1LJ24.496´10-6h112.248´10-6h1TU7.284´10h3.642´10-6h1-61由式（3.20）、（3.33）~（3.35）及表3.10数据可得该保护装置风险评估指标如表3.12所示。 46 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究表3.12保护装置风险评估结果Table3.12Resultsofoperationriskassessmentofprotectivedevice参数λwλAj评估结果27.716´10-6h127.716´10-6h10.998402参数的敏感性分析对确定保护装置的增强性措施以及保护的设计优化等具有重要的参考价值，主要研究各原始参数的变化对保护装置风险评估指标影响的强弱。当系统的运行条件一致时，其风险评估指标是保护装置各运行环节引发保护误动和拒动的失效率、保护自检概率和3个修复率共9个原始参数的函数（仍假设各运行环节引发保护误动失效率和引发保护拒动的失效率占该运行环节引发保护失效率的50%）。为比较各参数变化对保护装置风险的影响，本文采用变参数法对9个参数进行敏感性分析，依次将每个参数正向或负向变化一定百分率而其余参数保持不变，通过得到的新的指标值来比较各参数变化对保护装置风险评估的影响，以确定其敏感程度，确定最佳的增强性措施与状态维修策略。敏感性分析结果如图3.14所示。1.2.12.4.112.64624.4967.2840.10.112345678910（a）参数正向变化后保护可用度0.10.99840.10.10.10.10.99830.112345678910（b）参数负向变化后保护可用度图3.15敏感性分析结果Fig.3.15Resultsofsensitivityanalysis47 重庆大学硕士学位论文3基于状态诊断的继电保护装置运行状态研究其中，坐标横轴中1为参照值；2为AMU引发保护失效的失效率λ变化；AMU3为SVI/O引发保护失效的失效率λ变化；4为SL引发保护失效的失效率SVI/Oλ；SL5为LJ引发保护失效的失效率λ变化；6为TU引发保护失效的失效率LJλ变化；TU7为c变化；8为µ变化；9为1µ变化；10为2µ变化。3图3.14（a）为参数依次正向变化10%，其他参数保持不变时保护装置风险指标，正向变化指运行环节引发保护失效的失效率降低10%，而保护自检概率和修复率增大10%；图3.14（b）为参数依次负向变化10%，其他参数保持不变时保护装置风险指标，负向变化指运行环节引发保护失效的失效率增大10%，而保护自检概率和修复率降低10%。由敏感性分析结果可得：对保护装置风险评估影响最大的是SL、LJ、TU环节引发保护误动失效的修复率失效的失效率λ。AMUµ，其次是AMU引发保护2由该装置状态诊断结果得到对保护状态的评分为0.9506，对应表3.7可得保护装置缺陷较轻或基本不影响安全运行，无需维修，但诊断结果只能作为状态维修计划决策的一部分，还需根据上述计算所得的保护设备风险评估指标A，并结合该保护设备提供的设备预试评分T=0.99、家族质量缺陷影响因子F=92.8%以及设备历史工况质量事件影响指数e=0.93对该保护装置进行状态综合评估，根据式（3.36）计算可得保护设备状态综合评分G=0.81。参照表3.10可知保护设备状态处于状p态类2，表示状态一般，加强监视，可安排维修。因此，需制定状态维修计划，而何时安排维修则是另一关键问题，在下一章中将阐述该方面的问题。1.2本章小结本章分析了继电保护隐藏故障的特点以及对其监视和控制的现状，对继电保护装置状态诊断的需求进行了讨论。介绍了继电保护信息管理系统的发展，为继电保护装置状态诊断的信息提供了依据。研究了继电保护装置状态诊断的方法，将继电保护状态诊断分为对静态特性状态诊断和动态特性状态诊断分别进行了详细讨论。采用状态空间法建立了继电保护装置风险评估方法和模型；利用设备预试、家族质量缺陷和设备历史工况质量等管理数据建立了基于设备巡视与运行管理信息的状态评估方法。最后提出继电保护装置状态评估三要素法，即综合设备状态诊断信息、设备风险评估数据、设备巡视与运行管理信息三方面要素对保护设备状态进行综合评估，以制定出科学合理的维修决策。 48 重庆大学硕士学位论4计及气象条件的继电保护状态维修策略4计及气象条件的继电保护状态维修策略4.1引言上一章中根据继电保护装置运行状态评估讨论了保护装置运行状态的分类，在此基础上，根据状态评估结果确定状态维修时刻则是另一关键问题。根据不同气象条件下一次系统被保护设备对继电保护的依赖度不同的特点，本章将以输电设备保护为例研究继电保护状态维修计划的制定。传统的维修决策关注的重点只是设备本身，而忽略了保护维修对被保护设备以及电力系统运行风险的影响。鉴于目前相关的研究甚少，本章对不同气象因素、不同气象阶段继电保护维修对一次系统的风险计算方法进行了研究，提出了基于不同气象条件的继电保护维修决策方法，为科学开展继电保护状态维修工作打下基础，对制定保护状态维修决策具有一定的指导意义。1.2继电保护状态维修与气象条件的关系1.2.1继电保护状态维修与一次设备的关系在继电保护可靠性研究中，已有部分文献提出要综合考虑继电保护和一次设备的情况，建立一二次综合模型来分析保护装置的可靠性，这是因为继电保护装置失效只有和被保护设备故障同时发生时，保护装置失效才能显现。研究结果表明继电保护装置的可靠性与被保护设备的故障率关系十分密切，通过分析被保护设备的故障率对保护拒动/误动频率及保护系统失效率的影响，可以发现保护误动频率随被保护设备故障率的增大变化不大，但保护拒动频率随被保护对象故障率的增大而增大。因此，继电保护装置最终的工作可靠性并不完全取决于其装置本身，它还与电力系统的运行方式、一次设备故障的统计规律和故障的性质等因素有关。另外，许多情况下继电保护设备维修要在一次设备停电维修时才能进行。在继电保护状态维修决策制定中要考虑一次设备的情况，需做好状态维修技术经济分析。既要减少停电维修时间，减少停发（供）电造成的经济损失，减少维修次数，降低维修成本，又要保证继电保护设备的可靠正确运行。综上所述，继电保护状态维修与一次设备不是完全独立的。1.2.2继电保护状态维修决策中计及气象条件的必要性继电保护是保障电力系统安全与稳定运行的重要安全装置，其状态维修不仅要考虑保护装置本身的实际运行状态是否需要维修，还需考虑保护设备维修对被保护设备以及电力系统运行风险的影响。电力系统生产运行很大程度受制于气象因素，电力设备日常运行、检修、事故抢修等许多工作与天气因素息息相关。特别是电力系统输电设备特别是长距离高压输电线路多数直接暴露在自然界中，长49 重庆大学硕士学位论4计及气象条件的继电保护状态维修策略期处在复杂的天气环境中，经常受到风雪雷电的影响，其运行可靠性受天气因素影响很大。恶劣天气下被保护设备的故障率和系统发生故障的可能性明显增大，这种情况下最需要继电保护发挥作用，若此时保护处于维修停运状态将给电力系统的安全运行带来巨大损失。另外，保护维修停运期间与被保护设备相关联的其他一次设备受气象条件影响，其运行风险也会随之增大。根据经验可以发现大多数元件的故障率随气候条件的变化而变化[67]。特别是输电网络大部分设备处于户外，对于大型输电网络，不同的输电设备往往跨越了几个气候区，同一时刻可能处在不同的气候条件下，其运行可靠性受气象因素影响很大。因此继电保护状态维修时间的选择需考虑不同维修时刻对一次系统风险的影响，应选择系统运行风险最小的时间内进行维修。对于上一章中保护设备状态综合评估结果为处于偏离正常状态，应尽快维修的情况，即需短期内制定维修计划，则短期内的不同气象条件对维修计划的制定影响大小不同。考虑短期气象因素与短期维修计划的关联，根据短期内不同气象因素下的设备失效数据，通过可靠性评估得到保护维修风险指标，将量化的风险指标进行比较可得出对系统风险影响最小的维修计划。而对于保护设备状态处于状态一般，加强监视，可安排维修的情况下，因其维修计划时间安排裕度较大，即制定长期维修计划，则不同气象阶段对维修计划的影响或有不同。考虑气象阶段信息与长期维修计划的关联，对在不同月份内保护维修带来的系统风险进行分析，定量评估风险指标并进行比较，从而决策确定最佳维修时间。1.2计及气象条件的继电保护装置维修风险分析1.2.1风险指标影响输电设备可靠性的气候形式可能多种多样，如雷害、覆冰、降雨、大风、高温、自然灾害等，都可导致输电元件故障率增大。绝缘子受到雨雪、露水、雾气等作用，在其表面硬化而结垢，将造成绝缘子的泄漏电流增加，导致闪络事故发生，甚至引起高压绝缘子短路故障，严重影响电力设备和电网的安全运行[68]。因此在输电设备保护维修风险分析中考虑天气变化对系统可靠性的影响十分有必要。输电设备保护维修风险评估的目的是在输电设备因保护维修而停运期间，利用风险评估模型进行预想故障分析和最优潮流的计算，识别系统失效状态并计算负荷削减量，通过可靠性评估得到可靠性指标，如期望缺供电量、负荷供应能力、电力不足概率等。这里，本文采用期望缺供电量（ExpectedEnergyNotSupplied，EENS）作为风险指标，这样可把失效频率与失效后果结合为统一的风险指标进行50 重庆大学硕士学位论4计及气象条件的继电保护状态维修策略风险评估。在电力系统可靠性评估中期望缺供电量可用式（4.1）计算：ECFD=å(4.1)iiiiÎS式中，S为给定时间区间内不能满足负荷需求的系统状态全集；C为状态i条件下i削减的负荷功率；F为系统处于状态i的频率；iD为状态i的持续时间[69]。i1.2未考虑气象因素的可靠性参数传统的电力系统可靠性评估模型反映系统长期的可靠性水平，以往电力部门在进行可靠性数据收集时，并没有区分不同气候条件下的不同故障率，只是按年平均故障率进行收集。大多数数据收集系统提供的是失效频率f和修复时间t。传统的电力系统可靠性评估模型对单个设备的失效频率通常用年平均失效次数来估计，即如式（4.2）所示：fN=f(4.2)T式中，N是一个设备在所考察的时间期间T（年）内发生可修复失效的次数。计f算强迫失效的频率时，T应当是整个经历的时间减去非强迫停运的时间（计划检修和其他计划停运）。1.3计及不同气象因素的维修风险分析由式（4.2）所得的f仅仅是与正常气候和不利气候都有关的一个设备失效的统计量，并不能实际的表示设备的特性，因而掩盖了气候等环境因素对可靠性的影响。工程实践表明，不同气象条件下电气设备的故障率差异较大，其对电网的可靠性影响也有较大不同。因此，本文提出更为合理的方法是按保护维修期间气象条件下的多年设备故障率计算被保护设备的失效率，可用下面的公式（4.3）来表示考虑不同天气条件下的设备失效频率：Yåf=i=1wYåi=1NfiTwi(4.3)其中：f是某种气候形式下某一设备的失效频率；i表示年数，Y表示统计区间；wN是第i年内在某种气候条件下某一设备发生失效的次数；T是第i年内某种气fiwi候持续的时间（小时）。根据电力部门提供的在某种气候条件下出现故障的统计资料，以及气象部门提供的不同地域某种气候的持续时间统计资料计算出发生失效的频率，最后采用条件抽样技术可确定任何时段、任何地域的设备失效频率值。结合某地区电力部门提供的失效数据与气象部门的气候资料，1998-2007年该地区不同地理区域内两条220kV输电线路在不同气候条件下发生故障统计具体数 51 重庆大学硕士学位论4计及气象条件的继电保护状态维修策略据如表4.1所示。表4.1不同气象条件下的线路失效数据Table4.1Failuredataoftransmissionlineunderdifferentweatherconditions线路失效频率(次/小时)修复时间(小时/次)气候L1L2L1L2雷害0.006250.006838.179.55覆冰0.00560.004815.312.6降雨0.00180.00193.583.23大风0.00280.00225.855.10高温0.00160.00216.327.51自然灾害0.00420.005318.3619.07正常0.00130.00171.962.15不同气候条件下的线路失效频率图如图4.1所示。图4.1不同气候条件下的线路失效频率图Fig.4.1Diagramoflinefailurefrequencyunderdifferentweatherconditions从表4.1的数据可知，该区雷害的季节性与覆冰的季节性突出，随着季节的转换，气候突变会造成输电线路故障频繁。处在雷害、覆冰等气候条件下输电线路的失效频率明显高于正常气候条件下的失效频率。若不考虑气候影响时的可靠性计算结果在某些情况下会产生比较大的误差，偏于乐观。从图4.1可以看出不同地理区域内气候的差异性以及对线路失效频率影响的差异。假设输电设备保护维修停运时间为T，线路的失效频率为f，维修停运期间w平均削减负荷C的时长为t，则风险指标期望缺供电量EENS可用式（4.4）来计算：EENS=f´T´24´t´C(4.4)w52 重庆大学硕士学位论4计及气象条件的继电保护状态维修策略式中，f为线路失效频率；T为维修停运持续时间（天）；t为修复时间；C为维w修期间削减的负荷功率。1.2基于不同气象阶段的维修风险分析实践表明，每年不同月份的气象条件差异较大，即不同气象阶段的气象条件对电网的可靠性影响有较大不同。因此，输电线路失效频率更为合理的方法是按不同年份同月份的平均失效次数计算每条线路的当月失效率，即可用式（4.5）来表示单条线路的失效频率：1Nff¢=å(4.5)mimN=i1根据前N年的失效数据按月统计能够得到以月为单位的线路失效频率，用此进行系统风险评估，将更能反映输电线路保护维修期间不同气象阶段内系统的可靠性水平。某地区的3条线路根据前10年的失效数据按月统计而得的12个月的失效数据如表4.2所示。表4.2输电线路多年月平均失效数据Tab.4.2Monthlyfailuredataoftransmissionline失效频率/(次/月)月份线路1线路2线路3011.0150.9960.926021.0301.0320.772030.3120.3260.480040.4370.3790.391050.3260.2470.223060.4860.6530.650070.5511.0640.843081.0080.930.907090.2940.4550.218100.6550.1700.463110.7140.6680.382120.9510.9820.896图4.2表示线路失效频率在不同月份内的变化，从图中可以看出气象因素对线路失效频率大小的影响。53 重庆大学硕士学位论4计及气象条件的继电保护状态维修策略1.11.2.1线路22.4.1线路312.646线路124.4967.284123456789101112月份图4.2不同月份内的线路失效频率图Fig.4.2Diagramoflinefailurefrequencyamongdifferentmonths设某输电线路保护维修时该线路停运时间为T，其他线路的平均失效频率可表示为f´T´24/n，维修停运期间平均削减负荷为C的时长为t，则风险指标期望m缺供电量EENS可用式（4.6）来计算：E=f´T´(24/n)´t´C(4.6)m式中：f为输电线路的失效频率；T为输电线路保护维修停运持续时间；t为修复m时间；C为维修期间削减的负荷功率。4.4算例分析算例一：以图4.3所示简单供电系统为例，假设线路保护设备状态处于偏离正常状态，应尽快维修，利用4.3.3节提出的维修风险分析方法对维修风险指标进行计算。发电中心1和发电中心2分别通过线路L和线路1L给负荷中心供电，根据设2计，两条线路可以并列运行同时给负荷中心供电，也可相互作为备用对负荷中心供电。假定发电中心100%可靠，负荷中心用集中总负荷表示。线路L、线路L处12于不同地理区域，假设线路L保护由于某种缺陷对其维修需要3天时间，在制定1维修计划时需考虑在线路L保护维修停运期间线路1L发生失效导致失负荷的事2件。 54 重庆大学硕士学位论4计及气象条件的继电保护状态维修策略图4.3简单供电系统结构图Fig.4.3Structuregraphofsimplepowersupplysystem现阶段制定线路L保护维修计划并没有考虑维修停运期间的气候因素，忽略1了系统中其他线路L所处气候条件可能带来的系统风险。一条长距离输电线路在2同一时刻也有可能处在不同的气候状态下，在这里只考虑最严重的气候影响因素，若线路的某一部分发生失效，整条线路都将被迫停运。因此，需要计算不同气候条件下线路L失效带来的风险。2线路L在不同气象条件下的失效数据及修复时间如表4.1所示。根据负荷预测2得到在线路L保护维修停运的3天内该地区平均每小时负荷为305MW。利用式1（4.4）计算风险指标EENS（单位：MWh）结果如表4.3所示：表4.3线路L保护维修期间EENS表1Tab.4.3EENStableinthemaintenanceperiodofLlineprotection1气候条件EENS雷害1432.37覆冰1328.14降雨134.77大风246.39高温346.09自然灾害2219.52正常80.26从以上结果可见：线路L在正常天气下与其他气候条件下的期望缺供电量相255 重庆大学硕士学位论4计及气象条件的继电保护状态维修策略差很大，说明了不同的天气条件对系统可靠性有着相当大的影响。因此在制定线路L保护的维修计划时有必要考虑线路1L所处的气候条件可能引起的系统风险的2改变。算例二：以图4.4所示3条220kV线路为例，假设保护设备状态处于状态一般，加强监视的情况下，可安排维修，利用4.3.4节提出的维修风险分析方法对维修风险指标进行计算。图4.4供电系统结构图Fig.4.4Structuregraphofpowersupplysystem根据设计，线路L和线路1L的额定容量都能满足最大负荷要求，但是发电中3心2的额定容量只有100MW，当只有发电中心2供电时，会引起部分失负荷。假设线路L保护由于某种缺陷对其维修需要4天，线路1L保护和线路2L保护由于缺3陷对其维修都需要2.5天。假定发电中心100%可靠，负荷中心用集中总负荷表示，且不考虑两重强迫失效(如线路L保护维修期间线路1L、线路2L均停运)，这是因3为在维修期间内它们发生的概率非常低，可以忽略不计。线路L保护维修停运期间存在以下2个可以导致失负荷的单一元件强迫失效1事件。1）事件Ⅰ：在线路L保护维修停运时间内，线路L失效，维修期间削减的负12荷功率C=P100，mP为平均每小时负荷水平；m2）事件Ⅱ：在线路L保护维修停运时间内，线路L失效，维修期间削减的负13荷功率P。m因此，线路L保护维修期间的期望缺供电量为E=E(I)+E(II)。1线路L保护维修停运期间，线路2L失效，维修期间削减的负荷功率156 重庆大学硕士学位论4计及气象条件的继电保护状态维修策略C=P100。m线路L保护维修停运期间，线路3L失效，维修期间削减的负荷功率C=P。1m该系统中3条线路的失效数据如表4.2所示。根据前10年的负荷水平统计记录，表4.4为该系统1年内12个月平均每小时负荷水平P。m表4.4维修期间平均每小时负荷水平表Table4.4Hourlyloadleveltableinthemaintenanceperiod月份负荷水平/MW013350235203296042730532106311074050839209350103711127512307为计算方便，假设每条线路修复时间在各个月内都相同，t=7.25h/次，L1t=5.18h/次，t=2.23h/次。利用式（4.6）计算风险指标EENS（单位：MWh）LL23结果如表4.5所示。表4.5线路保护维修期间EENS表Table4.5EENStableinthemaintenanceperiodoflineprotection月份EL1/MWhEL2/MWhEL3/MWh01245.70139.46198.802279.02168.02234.690383.5935.75540477.0245.6872.080557.0842.1261.1857 重庆大学硕士学位论4计及气象条件的继电保护状态维修策略续表4.5：月份EL1/MWhEL2/MWhEL3/MWh06155.2761.9591.3207315.1498.26130.4708283.81172.09231.0309101.2544.40662.171080.22103.78142.0811111.9775.49118.6312215.02115.1170.7由计算结果可知：线路保护L在5月份维修的期望缺供电量最小，线路保护1L和线路保护2L在33月份维修的期望缺供电量最小，以此类推可以确定出不同线路的保护最佳维修时间。1.2本章小结传统的维修决策关注的重点只是设备本身，而忽略了保护维修对被保护设备以及电力系统运行风险的影响。本章分析了继电保护状态维修与一次设备的关系，以及继电保护维修决策制定中计及气象条件的必要性。以输电设备保护为例研究继电保护维修计划的制定，根据状态维修方案时效要求的不同，建立了计及不同气象因素的维修风险分析与基于不同气象阶段的维修风险分析计算方法和模型。通过算例分析证明了所提方法的有效性，从而为制定最优维修计划提供了一种新的技术手段。58 重庆大学硕士学位论文5结论及展望5结论及展望5.1本文主要结论继电保护系统是电网安全可靠运行的第一道防线，继电保护装置起着及时切除电力系统故障和反映电力系统设备不正常工作状况的作用，其运行可靠性的好坏与电力系统的安全稳定运行有着密切关系。而提高继电保护装置动作的可靠性的关键是对其进行有效和及时的校验维护，状态维修作为一种新型的维修策略，是继电保护维修模式发展的必然趋势。但目前针对继电保护状态维修的研究较为少见，本文结合继电保护设备维修的现状及其不足，分析了继电保护实行状态维修体制的必要性，提出了继电保护装置状态评估的三要素法对保护装置状态进行综合评估，以确定保护处于什么状态从而决定是否需要维修。在此基础上确定维修时间是保护维修的另一关键问题。通过分析保护维修计划制定中计及气象因素的必要性，提出了计及气象条件的继电保护维修决策方法。主要的工作内容和具体结论如下：介绍了电力系统状态维修的概念和内容，从电力系统发展的需要和保护设备维修体制的现状出发，阐述了电气二次设备实行状态维修的必要性以及继电保护实施状态维修的需求。分析了继电保护实施状态维修过程的技术关键，对继电保护装置状态诊断的方法做了探索性研究，从继电保护特性按其动作机理划分的角度将继电保护状态诊断分为对静态特性状态诊断和动态特性状态诊断，并分别讨论了合适的诊断方法。采用状态空间法根据继电保护装置的物理结构和动作过程建立了保护装置风险评估模型；利用设备预试、家族质量缺陷和设备历史工况质量等管理数据建立了基于设备巡视与运行管理信息的状态评估方法。提出了继电保护装置状态评估的三要素法，即综合设备状态诊断信息、设备风险评估数据、设备巡视与运行管理信息对保护装置进行综合状态评估，为确定继电保护状态维修策略奠定了基础。通过分析继电保护维修计划制定中计及气象条件的必要性，提出了短期维修计划与短期气象因素关联的计及不同气象因素的维修风险分析方法；长期维修计划与气象阶段信息关联的基于不同气象阶段的维修风险分析方法。通过算例分析计算，表明了所提方法的有效性。1.2后续研究及展望限于研究时间和作者水平，本文在研究过程中，还有一些问题未能深入下去，值得在今后工作中继续探索，主要包括：59 重庆大学硕士学位论文5结论及展望①本文提出继电保护装置状态诊断方法是基于继电保护静态特性和动态特性基础上进行的研究，而继电保护静态信息和动态信息的获取是实现状态诊断的关键，如何获取以及如何建立相应的控制系统还需进一步探讨。②继电保护工程统计基础数据的缺乏大大影响了保护装置风险评估和设备状态识别的效果，数据的收集是研究开展的瓶颈，这个问题有待进一步研究。③实施继电保护状态维修是提高保护可靠性的有效措施。如何综合考虑影响保护状态维修的各方面的因素，兼顾安全性和经济性，综合维修所需技术水平、维修对生产的影响、综合费用以及维修效果等决策因素，制定出科学合理的状态维修策略尚有待进一步完善。60