继电保护作为保障电网安全稳定运行的第一道防线，担负着保卫电网和设备安全的重要职责。近些年，随着电网的发展和微机保护的应用，我国继电保护专业的技术水平取得了长足的进步和发展。已经多年没有发生因继电保护不正确动作导致的系统稳定破坏、大面积停电、垮网等恶性事故，为保障电网安全稳定运行发挥了重要作用。

　　1999～2004年全国220kV及以上系统继电保护动作情况统计数据见表1，正确动作率情况见图1。

    

表1　1999～2004年220kV及以上系统继电保护动作情况统计表^［1］


年 份
1999年
2000年
2001年
2002年
2003年
2004年

保护动作总次数/次
16834
19088
24937
21562
23911
29411

正确动作次数/次
16540
18857
24720
21367
23690
29181

不正确动作次数/次
294
231
217
195
221
230

正确动作率/%
98.25
98.78
99.12
99.09
99.07
99.21

图1 1999～2004年220kV及以上系统继电保护正确动作率图

　　由表1、图1可知，近年来继电保护正确动作率与前些年相比有明显提高并稳定在较高水平，这与各有关制造、设计、调试、调度运行等部门专业技术、运行管理水平的稳步提高是分不开的。

2　继电保护专业的新发展

　　近年来，随着国民经济和社会的快速发展，我国的用电需求急速增长。厂网分开形势下，发电企业经营、管理和投资体制发生根本性变化，带动了电源建设的超常规发展，截止到2005年末全国发电装机容量突破5亿kW。随着华中电网与华北电网、华中电网与西北电网联网工程的建成，全国六大区域电网通过交、直流多种形式实现互联，全国联网基本格局已经实现，并形成了地垮东北、华北、华中三大区域，纵横4600km的交流同步电网。

　　近年来，通过加强管理和技术进步，全国电网继电保护运行整体状况良好，主要表现在以下方面：

2.1　继电保护运行水平不断提高

　　继电保护在保障电网安全、促进经济发展、保障社会用电、政治保电及节日用电方面均发挥了重要作用。近年来在多次严重自然灾害和恶劣天气情况下，继电保护都出色地完成了保障电网安全稳定运行的任务。

　　近年来由于气候异常，我国电网先后遭受了大面积污闪、强台风、飓风、冰闪等恶劣天气的考验。在罕见的自然灾害面前，电网的正常结构遭到严重破坏。有关网省电网的继电保护部门准备充分、措施得当，在系统多个元件同时停运的特殊运行方式下，继电保护仍能正确动作并准确切除故障，确保了电网的安全稳定运行，体现出较高的继电保护运行水平。

2.2　高压电网继电保护微机化率稳步增长

　　至2004年底，全国220kV及以上系统（含线路、母线、发电机、变压器等）微机保护共计4.1万台，占所有保护的76%。其中，微机保护在线路保护中的比重达97.71%；高压电网继电保护装置基本上全部采用了微机保护。经过多年实践，我国微机保护的运行水平不断提高，微机保护的广泛应用为近年来继电保护运行水平不断提高提供了有效的技术支撑。1999～2004年220kV及以上系统微机保护的统计情况见表2，所占比例见图2。

    

表2　1999～2004年220kV及以上系统微机保护统计情况^［1］


年  份
1999年
2000年
2001年
2002年
2003年
2004年

  保护总台数/台
69376
34296
33806
35623
51879
54339

  微机保护台数/台
25681
14403
15395
19328
36467
41321

  微机保护占有率/%
37.02
41.99
45.54
54.26
70.29
76.04

图2　1999～2004年220kV及以上系统微机保护所占比例

2.3 　先进的技术管理手段得到充分应用

　　电网发展和保护技术升级对继电保护工作提出了更高的要求。保护装置数量的快速增长和电网结构的频繁变动要求我们必须借助科技手段来全面提升工作效率和质量。

　　目前大多数网省电力调度通信中心均配置了故障信息管理系统、继电保护整定计算和运行管理系统。故障信息管理系统可以方便地调取保护和故障录波数据，使得保护人员能以最短的时间进行保护动作行为分析，加快电网事故处理和系统恢复。继电保护整定计算和运行管理系统能大大提高保护消缺、动作统计、整定计算效率，将有限的人力从繁琐的工作中尽可能多地解放出来，将更多的精力投入到提高运行管理水平和技术监督上来。技术装备的升级提高了继电保护运行管理水平，为确保电网安全稳定运行打下了良好的基础。

2.4 　超高压直流输电、串补控制保护设备国产化取得突破

　　2005年5月，在转让技术基础上，通过消化吸收并自主开发的我国第一套国产超高压直流控制保护系统在葛洲坝—南桥直流输电系统上正式投入运行，该系统填补了我国在该领域的空白。调试、运行情况表明，该系统完全满足直流系统运行的要求，在许多技术指标上优于同类型外商供货的设备。

　　2005年7月，我国第1个直流背靠背联网工程——灵宝直流背靠背换流站正式投运。该工程是第1个由我国独立完成一、二次设备设计、制造、建设的全面国产化直流工程。国内两家直流控制保护系统制造商分别消化吸收了国外两家主要制造商的转让技术，并成功应用于灵宝工程，各项技术指标满足运行要求。

　　2005年4月，第1个完全由我国自行设计、研制、安装和调试的可控串补工程——甘肃电网220kV成（县）碧（口）线可控串补设备成功投运，标志着我国具有自主知识产权的高压/超高压灵活交流输电技术进入工程实用化阶段，填补了国内空白。我国成为继美国、德国和瑞典之后第4个可以制造可控串补装置的国家。该可控串补工程是世界上第7个可控串补工程，也是世界上全可控串补度最大的工程和第1个常规与可控混合型串补工程，该工程的投产还标志着我国同时实现了可控串补和常规串补的国产化。

　　上述工程的投产，标志着我国已经成功地掌握了高压直流控制保护系统、串补控制保护的研发制造技术，具有自主知识产权的国产化控制保护系统在电网中得到初步应用。在不断总结经验的基础上，完全具备为将来高压直流工程和串补工程供货的能力，提升了国产控制保护的技术水平和实力。

3　继电保护专业发展展望

3.1　需开展特高压电网故障特征及继电保护适应性研究 

　　我国能源规划和经济发展的布局决定了有大量的电力需要“西电东送”，在更大范围内进行电力资源的配置。原有的电压等级已不能满足电力远距离、大功率传输的要求，迫切需要建设交流1000kV和±800kV直流特高压电网。

　　特高压电网继电保护面临着许多全新的课题，主要有保护动作速度与过电压要求的配合、短路电流衰减特性、充电无功、暂态电容电流补偿和潜供电流以及直流控制保护策略等与超高压电网的继电保护不同等具体问题。为了配合特高压电网的规划与建设，对继电保护技术应早立项、早研究、早投入，打好“有准备之仗”。继电保护专业管理部门、科研单位、设备制造厂商和生产运行单位要通力合作，细致工作，认真研究特高压电网控制、保护技术问题，以便在继电保护理论和技术上取得重大突破和进展。

　　近年来，为提供满足国内首个750kV输变电示范工程——青海官厅至甘肃兰州东输变电系统运行要求的保护装置，国内几大继电保护厂家在现有保护基础上作了大量的技术研究和改进工作，并通过了动模试验和技术鉴定。2005年9月26日，系统正式投运。投运3个多月以来，保护装置运行情况良好，完全满足750kV高电压和高海拔的要求。它为积累、交流1000kV继电保护的运行经验提供了有利条件。

3.2　 继电保护装置功能及二次回路设计需要规范化

　　20年来，国产微机保护在我国电网中得到成功应用，设计、制造、运行单位积累了丰富的经验，主要厂家的保护装置基本能满足系统一般运行的要求。近年来典型事故和统计数据表明，保护装置原理性缺陷、运行使用不当及二次回路缺陷导致的保护不正确动作问题突出，其影响不容忽视。

　　保护在系统复杂条件下功能不合理，功能模块设计不规范，压板、定值项、控制字不规范，未充分考虑运行要求。设计思路、设计习惯不同导致的回路设计随意性和不一致性等问题给调度、运行单位掌握保护和回路造成了很大困难，客观上造成现场工作复杂、易犯错误、可靠性不高等弊端。

　　制定继电保护典型设计方案，规范各种保护装置应具备的功能、典型接线、屏位布置、通道配置等问题，能有效地提高继电保护装置运行可靠性。

3.3　高压直流工程的陆续建设将促进控制保护专业的理论创新、技术进步和设备的产业升级

　　按照电网规划，今后几年我国将建设多回超高压、特高压直流输电工程和直流背靠背工程。目前我国已初步掌握高压直流输电控制保护系统的研发和生产能力，并已经在实际系统上得到成功应用。随着后续工程的建设，将进一步使我国直流控制保护技术由现在的仿制、试制阶段推进到独立自主构建软硬件平台、开展理论研究、系统设计、优化控制保护参数和策略的阶段。必将促进国内控制保护设备的产业升级，带动理论创新和技术进步，为电网发展提供先进的控制保护设备。

3.4　串补设备的应用将促进国内串补控制保护的研发和应用 

　　加装串联补偿是提高系统稳定性和线路输送能力的重要措施，在线路走廊日趋紧张的情况下，更是一条解决大容量送电问题的经济有效的途径。目前，国内的串补一、二次设备市场基本上被外商占据，部分设备运行状况不令人满意。

　　随着三峡送出、阳城送出工程等串补新工程的建设，将极大地推进我国串补一、二次设备的技术进步和升级。

3.5　需加快同杆并架多回线继电保护的研究

　　线路走廊的日趋紧张和占地费用的快速增长，必然导致同杆并架多回线的出现，部分电网正在建设同杆并架4回500kV线路，目前继电保护配置及二次回路设计方案难以满足其要求。需进一步加快同杆并架多回线继电保护原理、配置、设计、运行要求等方面的研究。国家电网公司负责起草的《同杆并架双回线继电保护及重合闸技术导则》预计在2006年获准正式颁布，“按相跳，按相合”原则的确定将引导并规范相关部门的工作，为同杆并架双回线提供完善的继电保护。

4　存在的问题

　　(1） 厂网分开形势下继电保护的专业、运行管理机制亟待理顺。在目前厂网分开形势下，电网企业对独立发电厂缺乏有效的技术监督。而电厂升压站（尤其是系统联络站）的线路、断路器及母线等保护的不正确动作会对电网稳定运行造成严重影响，应尽快明确独立电厂与电网企业在继电保护管理的职责范围，明确管理界面，理顺技术监督机制，避免管理上的真空给电力系统带来的安全隐患。

　　（2） 切实加强主保护配置、简化后备保护整定，并进一步加强保护设备的入网检测仍是提高保护运行水平的有效手段。切实加强并规范主保护配置、提高主保护动作的可靠性、提高快速保护故障切除率是保障电网安全的有效手段。加强主保护就要坚持主保护完全双重化的概念，从电流/电压回路、直流电源、通道、通信加工设备到跳闸线圈都要完全独立。有了坚强可靠的主保护，同时适当简化后备保护的整定配合，才能使继电保护工作人员尽可能地从保护缺陷处理、后备保护整定配合等繁杂的工作中解脱出来，将精力投入到钻研业务、提高运行管理水平和技术进步上来。此外，部分技术水平、产品质量不高的保护设备投入电网运行威胁着电网安全。近年来，多起电网事故警示我们必须严把保护设备入网检测关，以确保使原理先进、工艺良好、元器件可靠、业绩优秀的保护装置投入电网运行，担当起保卫电网的重任。

　　（3） 高压直流输电工程控制保护系统的可靠性有待进一步加强。国内已投运的直流工程总体运行情况良好，但也有一些缺陷长时间得不到消除。如主机死机的问题，光TA测量异常导致的保护误动等问题一直未彻底解决，给直流系统的运行带来隐患；直流控制保护系统是集阀控、极控、站控、直流保护于一体的系统，各子系统相互关联影响，信息交换量大、频繁，相互之间存在千丝万缕的联系，经常是一个设备故障，就会影响到其他系统的正常运行；2套控制保护系统没有完全独立，虽经切换，但仍未彻底解决保护设备单一元器件故障导致直流系统停运的问题。上述问题应随着对直流控制保护系统认识的不断深化逐步加以改进和解决，并在以后的工程中避免重现。此外国内有关研究、制造单位还需要不断地提高高压直流工程的系统研究和仿真技术，以适应设备全面国产化的要求。

　　（4） 一体化的串补控制保护设备可靠性有待提高。部分已投产的串补电容一体化控制保护设备在运行中多次异常闭锁、导致电容退出甚至线路停运，对电网稳定运行影响较大，其运行可靠性有待提高。

　　（5） 继电保护运行及故障信息系统的建设和应用需规范化。目前电网中投入运行的故障信息管理系统大多可实现保护和录波信息远方调用，对于事故分析和处理起到了积极作用。还需要进一步规范继电保护运行及故障信息管理系统的建设和运行管理，实现电网故障数据的深化应用。

　　（6） 需进一步加强继电保护技术人员的技术培训工作。随着特高压电网、高压直流输电、串补系统的建设，有大量新原理、新技术不断涌现，需要继电保护技术人员不断加强学习以适应电网发展的需求。同时，客观上也要求大力加强培训工作，近年来通过技术比武、全员培训等方式取得了良好的效果，但一些单位也存在继电保护专业人才流失、工作人员经验不足的现象，给电网安全构成隐患。各单位应结合自身实际，因地制宜地开展形式多样的人员培训工作，进一步提高继电保护队伍的业务水平。

5　 结束语

　　伴随着国民经济和社会的快速发展以及全国联网战略的实施，电网处于前所未有的快速发展期。继电保护专业面临着严峻的挑战，同时也迎来了难得的发展机遇，所有继电保护工作人员必须主动适应电网发展，积累知识，更新观念，迎接挑战，全面提高专业技术水平和管理水平，为适应电网快速发展的需求、保障电网安全稳定运行做出贡献。

6 　参考文献

［1］ 国家电力调度通信中心，中国南方电网电力调度通信中心，中国电力科学研究院.2004年全国电网继电保护与安全自动装置运行情况统计分析.2005年7月.