继电保护专业技术总结精选(九篇)
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第1篇：继电保护专业技术总结范文
关键词：电力调度 继电保护 管理
电力调度旨在对电网运行进行组织、指挥、指导和协调提高电能质量，保持电力供需均衡。在提高电网负荷率的同时降低网损，实现电网安全、优质、经济运行。可靠的继电保护则是保证电网安全稳定可靠运行的重要条件。在现有电网的结构下，加强调度管理，特别是加强继电保护和运行方式的运行管理，提高调度人员的素质水平，是保证电网安全运行的关键。
一、落实三个“管好”和“检查”，加强继保的运行管理
运行管理的关键是坚持做到“三个管好”和“三个检查”。
1、三个管好。
（1）管好控制保护设备：控制保护设备不同单元用明显标志分开，控制保护屏前后有标示牌和编号，端子排、信号刀闸有双编号，继电器有双编号且出口继电器标注清楚。便于运行中检查。
（2）管好直流系统及各个分支保险：定期检查直流系统及储能元件工作状态，所有保险制订双编号，定期核对保险编号及定值表，检查保险后的直流电压。
（3）管好压板：编制压板投切表或压板图，每班检查核对，做好投切记录，站（所）长抽查，压板的投切操作写入操作票。同时在保护校验后或因异常情况保护退出后需重新投入前，应测量压板两端是否有电压，以防止投入压板时保护误动。
2、三个检查。
（1）送电后的检查：送电后除检查电流表有指示，断路器确已合上外，还需检查保护、位置灯为红灯，正常送电瞬时动作的信号延时复归。
（2）停电后的检查：除判明断路器断开的项目外，还需要检查位置灯为绿灯，正常停电瞬时动作的信号延时复归。
（3）事故跳闸后的检查：除检查断路器的状态、性能外，还需要检查保护动作的信号、信号继电器的掉牌情况、出口继电器的接点、保险是否完好，必要时检查辅助接点的切断情况。
二、做好继保整定方案，合理安排电网运行方式
220kV及以上电网的继电保护，必须满足可靠性、速动性、选择性及灵敏性的基本要求。通过继电保护运行整定，实现选择性和灵敏性的要求，并处理运行中对快速切除故障的特殊要求。
1、继电保护整定值的实时性要求很严格，当电网的结构、运行方式或运行参数发生变化时，继电保护的整定值必须实时跟进作出调整。当遇到电网结构复杂，整定计算不能满足系统要求，保护装置又不能充分发挥其性能的情况下，应优先考虑防止保护拒动的原则，并报本单位相关领导批准。
2、坚持做好年度继电保护整定方案的编制工作，根据电网及设备运行的变化及时修订继电保护调度运行（检修）规定，积极研究电网保护整定配合中存在的问题，提出合理的解决方案，优化整定配置，对确无或暂无解决方案的问题必须经本单位主管领导审核确认。各单位技术监督办公室应加强对继电保护及安全自动装置和相关产品的监督工作，应及时公布在运行中产生不正确动作或是有问题装置的信息，供有关单位参考。
3、各级调度应根据电网结构的变化，贯彻执行继电保护运行规程，制定电网继电保护整定方案和调度运行说明。适应现代电网的发展需要，积极稳妥采用继电保护新技术、新设备，组织编写新装置的检验规程。进一步加强电网继电保护运行管理工作，合理安排电网运行方式，充分发挥继电保护效能，提高电网安全稳定运行水平，防止由于保护拒动、误动引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电事故的发生。
三、搞好技术监督，维护保护装置
1、履行继电保护专业的技术监督职责，参加本单位电网新建、扩建、技改工程主网继电保护及自动装置的选型、设计审核及竣工验收。积极研究电网运行中的新问题，针对因运行方式变化，开环运行可能选取点较多，若失压点不在预设点时备自投装置失去作用的情况，组织开展远方备自投技术的研讨，使非合环串接变电站电源进线的供电可靠性得到进一步的提高。
2、继电保护装置的维护
（1）对新投运好和运作中的继电保护装置应按照《继电保护和电网安全自动装置检验条例》要求的项目进行检验；一般对10kV～35kV用户的继电保护装置，应该每两年进行一次检验，对供电可靠性较高的35kV及以上用户每年进行一次检验。
（2）在交接班时应检查中央信号装置、闪光装置的完好情况，并检查直流系统的绝缘情况、电容储能装置的能量情况等。
（3）对操作电源进行定期维护。
（4）对继电器、端子排以及二次线将进行定期清扫、检查，此工作可以带电进行，也可以停电进行，但必须有两人在场，其中一人工作，一人监护；必须严格遵守《电业安全工作规程》中的有关要求，所用的工具应具备可靠绝缘手柄；清扫二次线上的尘土时，应由盘上部往下部进行；遇有活动的线头，应将其拧紧，以防止造成电流互感器二次回路、开路，而危及人身安全。
四、做好反事故措施，防止三误事故发生
1、反措执行方面：组织制定各项继电保护专业的反事故措施计划，针对运行中出现的问题，提出继电保护反事故技术措施，并督促落实各项继电保护反事故措施。
（1）要进一步加强管理，及时编制、修订继电保护运行规程和典型操作票，在检修工作中必须执行继电保护专用工作票（安全措施卡）制度，逐步推广完善作业文件包制度，同时还要进一步对各项反措的落实情况进行全面的检查总结，尚未执行的要制定出计划时间表，确保设备健康运行。
（2）在电压切换及电压闭锁回路、断路器失灵保护、母线差动保护、远跳、远切、联切回路以及“和电流”接线方式等涉及运行的二次回路上工作时，应认真做好安全隔离措施。
（3）配置专用的继电保护调试设备，合理使用继电保护仪器、仪表，和正确的试验接线。对试验数据进行分析，得出符合实际的正确结论。一旦试验数据发生疑问，要详细分析，找出原因，及时更正。
（4）经继电保护公用出口跳闸的非电量保护，如瓦斯保护、热工系统、汽轮机保护、调速系统及同期合间装置、厂用电切换装置，以及柴油发电机和重要电动机等有关的二次回路上工作时，更应做好安全隔离措施。
2、保护动作分析、定检安排方面：做好定期统计、分析所管辖的继电保护装置的动作情况和总结继电保护工作情况并上报的工作；督促按期进行保护预防性试验，及时排除保护装置故障，保障设备的健康完善。
结语：当然继电保护专业技术含量高，技术更新快，我们还要高度重视继电保护工作，充实配备技术力量，加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训，保持继电保护队伍的稳定，这样才能实现安全可靠的电力运行目标。
第2篇：继电保护专业技术总结范文
论文摘要：最近几年，国家电网正处于变电站综合自动化改造工程的密集阶段，结合阜阳供电公司在变电站综自改造工作中继电保护专业的经验和体会，同大家一起探讨，同时提出继电保护专业在改造工程中应注意的一些问题及采取的措施。
论文关键词：继电保护；自动化改造；安全运行
近年来，随着电网改造的深入开展，大量的变电站综合自动化改造工程（以下简称“综自改造”）的工作正在进行中。变电站的综自改造与继电保护及二次回路的改造关系密切，它主要表现在信号的传送方面。对于老变电站来说，就是把一次设备的信息状态通过二次回路和继电保护装置传递到网络监控后台机上，以达到减少运行人员对现场设备操作和巡视次数的目的。
一、变电站综合自动化改造工程概述
综自改造工程是一项复杂的工作。对于老变电站的改造来说，它牵扯到对用户的停电、运行人员的操作、一次专业设备改造的工作和二次专业技术改造的工作。为了保障对用户的可靠供电，电力生产者有义务对停电时间进行严格地规划和控制。应提前对要进行综自改造的变电站进行现场勘查工作，做好“三措一案”（组织措施、技术措施、安全措施和施工方案）后，对于需要停电的工作，就要制定停电计划并报上级生产部门审批，然后在规定的时间内向运行方式部门提交停电申请，提前在规定的时间内通知用户，并且与上级主管部门及相关专业进行沟通，确保施工过程中各专业工种之间的衔接配合，以最大化地缩短工期，减少停电时间，及时为用户供应优质的电能。
综自改造工程是一个需要多专业班组相互配合的复杂工作，以阜阳供电公司（以下简称“我公司”）为例，运行人员属运行工区管辖；一次人员由修试所管辖，又分属变压器、开关、试验和油化专业；二次专业人员由计量所和调度所管辖，在变电站的综自改造二次回路中，表计由计量专业负责，计量回路以外的二次回路由调度所负责，而调度所又分为保护专业、自动化专业和通信专业。众多的专业人员在同一个工作中同时出现，安全问题就成为了综自改造工程的关键所在。
二、做好变电站综合自动化改造工程的途径和方法
结合笔者作为继电保护工作者20年的工作经验和体会，主要从保证人身安全、确保继电保护装置安全运行的设备安全和杜绝继电保护“三误”发生的角度论述如何做好变电站综自改造工程工作。
1.防治人身触电，确保工作人员的人身安全
在综自改造工程施工开始前，为了确保工作人员的人身安全，必须按照《继电保护及安全自动装置现场保安规定》的要求做好开工前的各项准备工作，办理相关手续，制定具有可操作性的“标准化作业指导书”和符合实际的“现场操作票”，具备经过审核符合实际的施工图纸，工程施工所必需的设备、材料、施工风险分析，等确保人身安全和设备安全的措施。
工作负责人是现场工作的第一责任人。进入变电站实施变电站综自改造工程后，确保人身安全，就要充分履行工作负责人的安全职责。工作负责人在开工前应做好以下几点工作。
（1）开工前“三交待”：交待工作任务要清楚明了；交待安全措施要具体详尽；交待技术要求要全面细致。
（2）接受任务“三明确”：工作任务明确，安全措施明确，操作步骤明确。
（3）严格执行现场工作“八不准”，即精神不振不能工作、应办工作票而未办工作票不准工作、应停电不停电不准工作、应验电接地不验电接地不准工作、不经许可不准工作、安全距离不够不准工作、无人监护不准工作、安全措施不明确不准工作。
（4）要求对工作班成员进行“三查”，即查着装是否符合要求，查精神状态是否良好，查使用的安全工器具是否符合要求。
（5）工作许可人许可工作后，工作负责人要陪同工作许可人到现场再一次确认工作票所列安全措施是否符合现场实际和施工安全后，方可对工作班进行工作安全交底。待交待完现场工作任务、工作地点、人员分工、带电部位、现场安全措施和注意事项后，确保每一个工作班成员均已知晓并签字确认后方可对许可其工作。在施工过程中不准凭经验工作，不得擅自扩大工作范围和随意变更安全措施，必须改变安全措施或扩大工作范围的要重新办理工作票并重新履行许可手续。
为了确保施工过程中的人身安全，必须要有工作负责人在现场监护。但也不能完全依赖工作负责人对工作班成员的监护，现场施工地点分散、工作班组混乱、人员分散，工作负责人不可能监护到每一名工作班成员，因此分工作负责人在综自改造工作中是必不可少的。由各个专业设立本专业的工作小组负责人（为了有效区分工作负责人与分工作负责人，我公司的工作负责人穿印有“工作负责人”的红马甲，分工作负责人穿印有“专责监护人”的红马甲），该小组负责人对自己的专业工作任务和人员进行监护，工作人员之间互相提醒，以保证工作安全，由此达到人人有人监护的目的。
2.确保继电保护装置安全运行的设备安全
综自改造施工往往时间短、任务重，小组之间的配合工作一定要做好，合理地安排工作顺序是笔者总结出的重要经验。在我公司，工作许可手续完成后，首先由修试人员进行一次设备的改造工作，同时保护及计量人员分别到保护室和端子箱拆除的需要拆除二次回路接线，自动化人员进行后台调试，保护及计量拆除的二次线工作结束后，立即组织人员敷设电缆，大约修试所进行的一次设备工作结束，二次电缆基本敷设完成。一次人员撤离现场后，由二次人员在开关端子箱和保护室同时进行二次电缆工作，三个小组同时工作，互相配合，电缆头制作、对线工作完成后，三个小组又分开，各自完成所属专业的接线工作。最后进行调试和做传动工作。在做继电保护装置调试的过程中，自动化专业小组联系运行人员核对保护装置上传到后台的信号与保护装置发出的信号、集控站收到的信号是否一致，若不一致则再次更正。
为了保证在保护装置调试过程中不发生微机保护装置设备的损坏事故，结合笔者工作的实际经验，主要应做到以下几点。
（1）试验前应仔细阅读试验大纲及有关说明书。
（2）尽量少拔插装置模件，不触摸模件电路，不带电插拔模件。
（3）使用的电烙铁、示波器必须与屏柜可靠接地。
（4）试验前应检查屏柜及装置在运输中是否有明显的损伤或螺丝松动。特别是CT回路的螺丝及连片，不允许出现丝毫松动的情况。
（5）校对程序校验码及程序形成时间。
（6）试验前对照说明书，检查装置的CPU插件、电源插件、出口插件上的跳线是否正确。
（7）试验前检查插件是否插紧。
（8）试验前检查装置规约设置是否与后台相匹配。
3.杜绝继电保护“三误”的发生
通过以上各点的严格执行，保护装置本身基本上不会发生人为原因造成的设备损坏事故，但是这还不能保证继电保护“三误”不发生。要杜绝继电保护“三误”，还必须从以下几个方面做好工作。
（1）防误传动：严禁使用短接出口接点的方法来传动保护装置，以防止不小心跑错位置而误动运行设备。插拔继电器和插件，应先断电，防止继电器和插件插错位置，严防继电保护“三误”事故的发生。
（2）防其它保护误动作：保护装置上电试验前，应检查接线是否正确，校验功能、出口压板是否正常。对交流回路加电流、电压时，要注意把外回路断开，防止反充电或引起其它保护装置误动。
（3）防误整定：因为试验的需要而修改定值，一定要牢记在调试工作结束时务必改回原定值。工作终结前会同运行人员对定值核对，确认无误，并打印、双方签名并交运行人员存档。
（4）防短路、短路和接地：在保护装置试验完毕后，将打开的二次回路、连片按照继电保护安全票和措施票进行逐项恢复，并要求第二人进行核对，保证其正确性，防止出现开路、短路、断路等可能影响安全运行的事故发生。
三、确保设备安全运行的具体措施
在变电站综自改造工作调试试验结束后，人身安全得到了保障，继电保护装置不会发生人为原因的设备事故。继电保护“三误”得到有效控制后，还应保证改造后的设备安全运行，工作人员还要进一步做一些工作，确保改造设备安全运行。
带负荷测向量工作在改造工作完成后，是必不可少的一道工作程序，电力设备投运后，必须进行保护的带负荷测向量检查，通过向量图分析交流回路接线，确认正确后，方可将保护投入运行。例如，笔者在进行110kV东平变电站综自改造时，由于10kV高压室内设备改造成保护测控装置与开关柜一体工作，承包给安装公司施工，在#1主变低压侧141开关改造结束后，#1主变保护投入运行前进行带负荷测向量的工作中发现，#1主变低压侧差动保护回路和低压侧后备保护回路中电流回路的向量为反极性，给保护设备的正确动作带来了隐患，因此保护班人员及时采取措施，将电流回路的极性及时调整回路，保证设备的安全稳定运行。
第3篇：继电保护专业技术总结范文
关键词：继电保护 可靠性 提高措施
引言
正确地设置继电保护装置，可以确保110kV及以下供电系统的正常运行。城市电网 110kV 及以下配电系统由于其覆盖的地域极其辽阔、运行环境较为复杂的因素，导致电气故障的发生无法完全避免。当系统中的设备发生短路事故时，由于短路电流的热效应和电动力效应。往往造成电气线路的致命损坏，甚至可能严重到使系统的稳定运行遭到破坏。
1 .110kV及以下 供电系统对继电保护装置的要求
继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，这四“性”之间紧密联系，既矛盾又统一。
1.1 可靠性是指保护装置的设计原理、整定计算、安装调试要正确无误，同时要求组成保护装置的各元件的质量要可靠、运行维护要得当、系统应尽可能的简化有效，以提高保护的可靠性。可靠性是对继电保护装置性能的最根本要求。
1.2 选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备保护、线路保护或断路器失灵保护切除故障。
1.3 灵敏性是指在设备或线路的被保护范围内发生金属性短路时，保护装置应具有必要的灵敏系数，各类保护的最小灵敏系数在规程中有具体规定。选择性和灵敏性的要求，通过继电保护的整定实现。
1.4 速动性是指保护装置应尽快地切除短路故障，其目的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路的损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。
2 .110kV及以下 线路继电保护装置的可靠性
保护装置的可靠性是指在该保护装置规定的保护范围内发生了应该动作的故障时，它不应该拒绝动作，而在任何其它该保护不应该动作的情况下，则不能误动作。
2.1 供电系统正常运行时这种状况是指系统中各种设备或线路均在其额定状态下进行工作，各种信号、指示和仪表均工作在允许范围内的运行状况。此时，继电保护装置应能完整、安全地监视各种设备的运行状况，为值班人员提供可靠的运行依据。
2.2 供电系统发生故障时这种状况是指某些设备或线路出现了危及其本身或系统的安全运行。并有可能使事态进一步扩大的运行状况。此时，继电保护装置应能自动地、迅速地、有选择性地切除故障部分，保证非故障部分继续运行。
2.3 供电系统异常运行时这种状况是指系统的正常运行遭到了破坏，但尚未构成故障时的运行状况。此时，继电保护装置应能及时地、准确地发出信号或警报，通知值班人员尽快做出处理。
2.4 110kV 系统中应配置的继电保护按照变配电所 10kV 供电系统的设计规范要求，在 110kV 的供电线路、配电变压器上一般应设置以下保护装置：
1）10kV 线路应配置的继电保护 110kV 线路一般均应装设过电流保护。当过电流保护的时限不大于 0.5～0.7s，并没有保护配合上的要求时，可不装设电流速断保护，但自重要的变配电所引出的线路应装设瞬时电流速断保护。当瞬时电流速断保护不能满足选择性动作时，应装设略带时限的电流速断保护。
2）110kV 配电变压器应配置的继电保护。当配电变压器容量小于 400kVA 时，一般采用高压熔断器保护。当配电变压器容量为 400～630kVA，高压侧采用断路器时，应装设过电流保护。当过流保护时限大于0.5s 时，还应装设电流速断保护。
3 .提高 110kV 及以下供电系统继电保护可靠性的措施
3.1 加强可靠性管理，提高可靠性管理水平。
3.1.1 加强组织制度建设，完善管理网络，把供电可靠性管理工作作为整个管理工作的重中之重，不断加大可靠性管理力度，建立健全供电可靠性管理体系，成立供电可靠性管理领导小组、供电可靠性管理网络。定期召开指标分析会议，组织、指导、总结、分析可靠性管理工作，制订供电可靠性管理工作计划，保证供电可靠性管理有计划、有分析、有措施、有总结。
3.1.2 认真贯彻新规程，加强可靠性专业的培训，做好评价指标统计分析工作、可靠性专责的分析报告，既分析供电可靠性指标、计划检修、协调停电、故障停电和重复性停电情况，又分析故障原因、故障设备以及电网调度、运行操作、检修工作中存在的问题。
3.1.3 加强基础资料的积累和完善，为编制运行方式、检修计划和制定有关生产管理措施提供详实、准确的决策依据，同时也为电网可靠性评估提供计算依据。
3.1.4 强调专业间的配合，可靠性管理要广泛参与到配电管理、新增用户送电方案审批、停电计划会签与审核、计划外停电的批准、城网改造设计等各项工作中去。
3.1.5 加强停电计划的合理性、周密性。各基层单位在安排生产计划时，坚持计划停电“先算后停”，凡涉及供电可靠率指标的各种停电工作，均由设备运行单位统一申报月停电计划，组织有关单位召开检修计划会，进行协调、合并，最大限度地减少重复性停电、缩短计划停电时间。同时，对重复性停电、临修、超时检修等各项指标重复考核，使可靠性考核力度大大提高。
3.2 重视技术进步，不断提高设备装备水平根据供电可靠性的要求，围绕生产中的重大技术问题确定技术攻关项目，倡导有关部门与有关科研机构联合进行技术攻关。调度自动化、配网自动化、带电作业、状态检修、MIS系统的开发与应用，都将为供电可靠性提供较好的技术支持。
3.2.1 提高电网装备水平，积极采用新技术、新设备，如真空断路器、SF6断路器、柱上真空开关、金属氧化物避雷器、硅橡胶绝缘子、交联电缆等，减少因设备质量问题、试验周期短造成的不必要停电。同时，对变电所进行无油化改造。
3.2.2 不断加大电网改造力度。改善城区 110kV 线路网络结构，逐步实现手拉手供电，线路供电半径要适中、供电负荷基本合理。并逐步进行配网自动化项目的试点。
3.2.3 依靠科技进步逐步实现输、变、配电设备的状态监测和状态检修，通过在线检测、盐密指导清扫、带电测温、油务监督等先进的测试手段和科学的分析评估方法，掌握设备的性能，指导设备的检修：变电设备涂刷RTV，延长清扫周期。
3.2.4 依靠科技进步，积极开展带电作业。设立带电作业班。配备相应的带电作业车和带电作业工具。在符合安全条件的前提下。能够实行带电作业的，尽量实行带电作业，如带电断接火、处理缺陷等，以有效地减少线路停电时间。
3.3 采取有效措施，增强事故处理能力和处理效率：1）针对树线矛盾突出的地方，更换绝缘导线。2）在变电所装设小电流接地选线装置，在线路上安装故障指示器，缩短故障查寻时间。3）积极进行职工技术素质培训，提高职工进行事故处理的水平。4）加强对用户的安全管理，指导用户进行安全用电，向用户推荐电力新技术、新设备，尽力减少因用户原因造成的系统故障。5）大力加强社会宣传，提高全社会对电力设施的保护意识，减少因外力破坏造成停电事故的发生。
3.4继电保护专业技术人员在整定计算中要增强责任心。计算时要从整个网络通盘考虑,认真分析,使各级保护整定值准确,上下级保护整定值匹配合理。
3.5 从保证电力系统动态稳定性方面考虑, 要求继电保护系统具备快速切除故障的能力。为此重要的输电线路或设备的主保护采用多重化设施, 需要有两套主保护并列运行。
3.6在设计上应简化二次回路;运行上加强维护和基础管理, 注重积累运行数据,尤其应注意对装置故障信息的统计、分析和处理, 使检修建立在科学的统计数据的基础上; 在基本建设上加强电网建设和继电保护的更新改造,注重设备选型,以提高继电保护系统的整体水平,为实行新策略创造条件。
第4篇：继电保护专业技术总结范文
论文关键词：电力；安全生产；安全管理；电力技术
电力企业在经历了一个快速发展的过程之后进入了一个急需完善的阶段，电力企业每年的安全生产事故并没有随着电力需求增长和电网的发展而有所减少，相反在有些年份电力事故还呈现增长的势头。电力事故按不同的分类方法可分为以下几种：（1）一般电网事故按技术分类情况：一般电网事故的技术分类可分为接地短路（外力破坏、对地放电）、继电保护（保护误动、保护拒动、二次回路故障等）和雷击是构成一般电网事故的主要技术原因。（2）一般电网事故按责任分类可分为：自然灾害（雷击、雾闪、覆冰舞动等）、人员责任（运行人员和其他人员责任）、外力破坏和制造质量依次是一般电网事故的主要责任原因。
一、安全生产管理中存在的具体问题
基于以上讨论及以往现场经验，发现在电力安全生产管理环节经常出现以下几种较为常见且并未引起过多重视的问题。
1.市场经济环境下的竞争压力
随着改革的不断深入，电力企业的改革也在探索中不断地前行。然而伴随着市场化的转变，市场竞争所带来的压力也日渐加强。由此，电力企业大多走向节省成本、减员高效的现代化进程，这也必然导致对安全投入有不同程度的削减；另一方面，由于经济的快速发展，各地区对电力的需求也同比高速增长，这使得电网的输配电设备以及各发电企业的机组长期处于高负荷运行状态，各职能系统难以保证定期定时的保养与检修，自然导致电网长期高效稳定的运行难以得到绝对保障。
2.安全职责不明确
首先，各电力企业固然都有自己的一套安全生产制度，但对安全生产职责的落实却不尽如人意，大多安全任务分配工作只做简要说明，或只象征性做一些一般性、原则性的动员和要求。而分管生产的领导则常常忙于实现繁杂的生产任务、设备维护与技术升级等工作，很难有充分的时间和精力深入地开展调查研究，全面分析安全生产工作中各个环节所存在的问题，自然也就更难制定与之相应的整改与完善措施。
其次，安全管理人员对生产各环节所存在的显性与隐性问题尚不能独立进行彻底分析，难以找出各次事故的直接、间接与深层次原因，因而不能做到及时追究事故责任、吸取经验教训。
3.管理方式老旧，缺乏现代化观念
企业中，从上到下常常只重视大规模、高要求生产的安全管理，而往往忽视了细小琐碎的管理。究其原因，在于部分企业领导仍然遵循计划经济下的旧式动员大会与运动化管理，这种自上而下的大框架、大标题的管理，既难以从生产实际出发，也不易于对经验教训的总结，更难以形成有效的规章制度，而更多的则是流于形式，很难发挥有效作用。
4.安全管理人员良莠不齐，缺乏对隐患的识别力
大部分安全管理人员由于受到业务素质、知识水平以及责任心等多方面的限制，对各生产环节中可能或已存在的问题与隐患不能进行有效的预测与判断，不仅缺乏对危险源的识别与推断能力，更难以意识到各生产环境中的潜在风险，在事故发生之后，才认识到其中蕴藏的安全隐患及巨大危害。
5.现场标准化不健全，经常习惯性违章
习惯性违章是指安全生产工作中经常发生的习以为常的违章行为。它包括违章操作、违章指挥和违反劳动纪律。有些临时性工作，如某配电修理人员，在没有填写修理票的情况下开始进行修理工作，导致人身触电死亡事故；有些需要停电的作业，在没有停电、验电、挂地线情况下就开始工作，造成人身触电死亡事故；在处理变压器二次刀闸接触不良故障时，没有对其停电、验电，未挂地线，严重违章作业而酿成人身触电死亡事故等。
二、加强电力安全生产管理的措施
1、加强电网技术投资，提高电网技术含量；加强对电网技术人员专业技术培训，提高电力人的专业素质
每年的电网事故中因技术原因造成的电网事故以华中电网络2001-2003年的149次电网事故统计为例，因继电保护问题造成的电网事故占电网事故将近3成：按技术分类属继电保护因素的共39次，占全部一般电网事故的26.17%，是造成或扩大为电网事故的主要因素之一。
统计数据显示要在技术和电力设备两方面去遏制电网事故的发生：1.加大电网建设和改造资金投入，优化完善电网结构，加快电网结构调整，提高电网技术装备水平。2.加强继电保护的运行管理和技术监督：①加强继电保护装置入网管理、整定计算管理和运行维护工作，把继电保护“五查”工作作为强化继电保护管理和技术监督的常态机制。②严格执行二次设备与装置的定期检验、检测、试验标准，重点做好母差、主变、失灵等重要保护的检验工作，严格质量验收标准；重视二次回路管理；严格整组试验和带负荷检查等项目的检验，确保回路接线正确，装置动作可靠，防止一次设备故障时继电保护装置拒动和误动，扩大事故。③提高继电保护专业人员的技术素质，严防继电保护人员“三误”事故发生。
2、加强安全制度建设，建立健全安全文化体系
下面从以下几个方面论述安全文化建设及其重要性：
首先，要完善安全机制，努力使员工提高安全意识：安全机制是一种有利于调动职工的安全生产积极性、有效地控制事故、实现安全生产良性循环的管理手段。
其次，要加强电力企业的安全文化建设，也就是说从加强对人的教育和培训，减少由于人的主观因素造成的电网事故。要充分发挥人的主观作用。企业的主体是企业的每一个员工，企业的一切活动都离不开人的作用。反过来说人的行为又直接或者间接影响企业的正常运转。想办法调动人的主观能动性，从管理方面人手，加强安全管理从而提高劳动者的生产效率，为企业创造良好的效益。
3、 实现安全生产责任制，明确各级职责
首先，必须对安全生产进行整体化管理，彻底革除生产过程相分离，管理互相推诿的管理模式，建立统一的、可持续改进的安全管理体系，将生产各阶段、各过程连结起来。
其次，坚持行政、安全统一人制，将安全职责与行政职责相统一，以便在制定生产计划与安全计划时具有统一性和连贯性，且避免了事故后的相互推诿。
再次，将生产环节划分开来，并把安全责任逐级逐层细化，落实到个人，层层签订《安全生产目标责任书》，实现安全生产逐级管理，层层约束。
4.加强监督力度
监督与奖惩是安全生产管理中的重要手段之一。在生产中，即便再完美的规章体制，再充分的教育与学习，也难以完全避免员工在实际操作与运行中出错或违规，也难以避免各项章程全部如实执行。这时，就需要建立相应的监督与奖惩机制，以一种强制又能调动职工积极性的方式实现各项规章制度。安全监督具体由两方面构成：一方面是静态监督，另一方面则是动态监督。
总而言之，电力系统的安全、电力员工的安全是电力企业正常运作的根本。通过建立健全的安全管理制度和加大对电网的投资提高电力系统设备的可靠性都是保证电力系统安全和保证供电可靠性不可或缺的两项重要条件。因此为保证电网更加安全、更加坚强，要从电网的硬件和软件两方面同时人手：在硬件方面采用高质量的设备减少由一次设备缺陷等安全隐患造成的事故减少停电时间提高供电效率；在软件方面加强对一线员工的培训，提高他们的职业素质使电网从客观和主观两方面都得到强有力的保障，从而使电网更加坚强更加稳定。
第5篇：继电保护专业技术总结范文
关键词 变电站 技术改造 电磁兼容
1 任务及目标
1.1 企业战略对专业技术的要求
建设“一强三优”现代公司是国家电网公司确定的发展目标。建设坚强的国家电网，最基本的要求是电网运行的安全可靠性高。与时俱进，采用先进实用的新技术取代与先进设备不相适宜的落后技术，有助于提高相关设备的可靠运行，确保变电站安全可靠运行，是供电电网运行维护工作者应努力实现的目标。
1.2 目标描述
改善变电站电磁环境，是提高设备的安全可靠性，有效防止事故发生的重要措施之一。具体落实国家电力公司调通中心在《十八项电网反重大事故措施，继电保护专业重要实施要点》(以下简称“要点”)中提出了在变电站搭建“等电位接地网”，以及二次回路抗干扰措施，使得继电保护及其他装置在雷电、电网故障和高压设备操作过电压的强干扰中能正常运行，进一步提高设备的正确动作率。
1.3 实施范围
在对旧、老变电站的改、扩建工程中，应用新技术措施提出的要求，对全站电磁兼容设施进行全面检查，查找出不合要求的做法和设施，并实施改进，消除电磁干扰耦合途径。主要包括四个部分：主接地网、地面等接地网、设备金属外壳接地，以及电缆屏蔽接地等。
2 实施工作流程
2.1 完成工作的组织机构
(1)成立技术小组，负责对现场设施进行检查，根据检查情况提出设施改进措施的计划。
(2)项目负责人负责工具材料的准备及施工人员的技术交底，以及注意事项的提醒。
2.2 流程图
流程图见图1。
2.3 流程过程控制说明
2.3.1 电磁干扰事故现象统计
在本单位收到该变电站技改工程项目(尤其是二次线设备改造)的工作任务后，就要对变电站设备运行现状进行充分的调查了解，以便改造工作圆满有效地进行。
因操作高压电器产生的过电压、电网接地故障暂态高频分量，以及雷电涌流产生的浪涌电压的频带很宽，峰值很高。微机保护装置及自动化设备对高频信号敏感，容易受到高频干扰的伤害。高频骚扰波可通过各种耦合途径传导到二次回路，从而造成设备损坏和装置不正确动作事故。因此，统计装置在以上状态下视出故障的次数多少，可了解该变电站电磁干扰是否存在，以及问题存在的严重程度。
2.3.2 将调查情况通知设备生产厂家
电磁干扰造成设备故障不外乎两种原因：其一是设备抗干扰能力较差；其二是变电站电磁环境恶劣，电磁干扰能量过于强大所致。厂家可根据该设备的普遍运行状况，结合该变电站设备故障现象进行综合分析，提出他们的意见以作参考。
2.3.3 分析判别问题所在
对厂家提供的分析资料进行进一步分析判别，确定问题是出在厂家设备还是变电站本身。
2.3.4 问题出在产品质量上的应对措施
如果厂家自认为是产品缺陷时，一方面要求差价更换设备或升级换代，消除事故隐患；另一方面，将此情况告知设备采购方，在新采购的设备时避免重韬旧辄。
2.3.5 问题出在变电站的必要条件
厂家提供的产品必须是有两年以上成功运行经验的成熟产品；指出变电站存在严重干扰的几种可能性，并协助现场查找问题所在。
2.3.6 厂家提供技术咨询
如厂家在提出是变电站电磁环境恶劣后，为保证以后设备的安全可靠运行，应协助运行维护人员消除干扰源和干扰耦合途径。为做好这项工作，有必要提供技术支持和有关知识讲座。
2.3.7 排查问题
随着微电子设备在电力系统中的广泛应用，使电磁兼容问题越来越突出。已引起了国家电网公司、科研部门及设备制造厂家的重视。
目前，装置的抗电磁干扰性能已得到全面地提升，但在现场运行中的微机装置在雷电或操作高压电器中还会出现异常状态，甚至损坏装置；仍在电网发生严重故障时，微机保护装置出现不明原因的不能正确动作，……。其实不难看出，电磁干扰仍然在影响着变电站的运行安全。
虽然国家电网公司及科研部门已认识到这一问题，并从行政管理和技术应用上提出了如何应对策略：国家电网公司也发文《(十八项电网反重大事故措施)继电保护专业重要实施要点》(以下简称“要点”)；国家电力科学院已翻译出版《发电厂和变电站电磁兼容导则》(以下简称“导则”)介绍电磁兼容新技术，为采用抗干扰新措施提供了有力支持。在此以“要点”为导向，以“导则”为基准，对变电站内的与抗干扰措施有关设施进行全面的检查。
(1)地下主接地网
地下主接地网主要是适用于向大地土壤疏散接地电流，同时也能起到降缓电磁干扰能量的作用。在旧变电站改造中，由于有的变电站多期扩建，或运行年代已久。变电站掩埋于地下的主接地网有可能在某些地方断开，不同地段的接地网出现较大的接地电阻。在出现地电流时，有可能从地表面的接地体中流过的电流较大，如电缆屏蔽体、接地铜排等。从而产生磁耦合干扰和共阻抗耦合干扰。所以要检查接地网各处的电阻率是否平衡，不平衡说明不是一个完整的接地网，需要重新连接。一个完整的地下接地网能有效的协助地面等处接地网降缓电磁干扰。
(2)等电位接地网
①接地铜排是用于搭建等电位接地网的低阻抗导体，其作用是将所有不带电导电体及设备外壳连接在一起，构成纵横交错的地面接地网。因此，屏柜底部和电缆沟道的接地铜排应与柜体及其它接地体连为一体，而不应该采用绝缘子隔离。
然而，现在不少人错误认为敷设接地铜排就是建等电位接地网，并且还认为等电位接地网与接地极是两个互为独立的接地设施。所以，在搭建等电位接地网中，没有用接地铜排将不带电导体搭接成统一的接地网，并且在接地铜排与接地体间还采用了绝缘子隔离措施。这种错误的做法不但不能起到降缓电磁干扰的作用，而且适得其反。
为满足用户要求，现在的设备在出厂时屏内接地铜排大多都装有绝缘子，并将铜排用导线接地。这只能是增加接地回路的接地阻抗。对此应予更正，取消绝缘子，保持接地铜排与其它接地体之间良好地电接触，可减小接地网格的面积。
②接地导体在敷设中要构成网格，网格包围的面积越小越好。于是要求各屏柜之间的接地铜排要首尾相连，构成闭合环路，一定不要出现开环的断口，这些都 是降低接地回路阻抗的重要措施。
(3)互感器二次回路应在开关场接地
从电磁兼容方面讲，由雷电和高压操作产生的浪涌电压的频带很宽，高频部分可通过一、二次绕组间的耦合电容传导到二次回路，而且这种传导是不遵循互感器线圈匝数比等相关的变比关系，耦合进二次回路形成共模干扰。如果不在开关场就近接地即刻将干扰泄放入地，而是将其传导进控制室的过程中，会通过多种环节耦合进装置，对二次回路设备构成极大的威胁。在现场运行维护工作中发现，直接与电缆连接的装置插件损坏较多可能与此有关。因此在“导则”中强调必须在开关场接地，即使有多组互感器二次回路相连，采用隔离手段实现各互感器二次回路在开关场一点接地。这有利于抗干扰，更有益于安全。除了避免阻抗耦合干扰，将一、二次绕组的接地点分开外，还需将二次回路接地与屏蔽地都要在互感器箱体上接地，尽可能减少中性线和接地连接线所形成的环路，而不是分开链接到接地网(见图2)。
在电力行业技术规程中，对有关互感器二次回路中性线一点接地的接地位置选择已做了较全面的阐述：其一，单组电流互感器的二次回路中性线在开关场一点接地；其二，多组电流互感器的二次回路有相互连接的中性线在控制室一点接地，如差动保护等。
然而，目前大多数工程在设计和施工安装中，一见到差动保护就在控制室内接地，而不管差动保护各组电流互感器是否被TA隔离，已成为相互之间没有电路联系的单组电流互感器。这种将差动保护各单组电流互感器在控制室一点接地的做法，给设备带来事故隐患。
另外，对于有电路联系的电压互感器二次回路的接地点目前只能选择在控制室内。在对电压互感器二次接线稍作改动，将不同PT的中性线不是直接连接在一起，而是纳入电压切换回路，也同样具备在开关场接地的条件。因此建议在新规程修改中，强调把互感器二次回路接地改到开关场内，取消在开关场将二次线圈中性点经放电间隙接地的建议，以避免两点接地的情况发生。
(4)屏蔽电缆的屏蔽体及其接地
①屏蔽电缆屏蔽效能不高
变电站二次回路受干扰主要来自由电缆引入的传导性干扰，电缆的屏蔽效能的高低，直接影响到其连接设备的安全。从图3中可见，目前变电站所使用电缆的屏蔽层结构多为铜带螺旋绕包和铜丝编织网，其转移阻抗随频率的升高而升高，屏蔽性能不好。这是因为两者的屏蔽结构存在纵向不连续的问题。因此当屏蔽体感受到高频干扰源时，屏蔽内的电流不能平行于轴向流动，降低了反射屏蔽效果；又因表面横向有断口，表面涡流吸收干扰的能力也不好。于是，高频骚扰波透入屏蔽体内产生干扰。
铜丝编织网的网孔能让干扰波穿透屏蔽体进入电缆内层空间，作用到电缆芯线也会形成干扰电压；随着电缆安装时间的延长，编制网中的铜丝表面氧化后，彼此不能在电路上连通，因而也不具有对骚扰源以涡流转换成热能的形式加以吸收损耗的作用。这种不良影响将随频率升高而升高。使电缆在高频信号下的屏蔽效能降低。
②管状屏蔽结构的屏蔽效能
目前，对电站使用的电缆的抗干扰效能，国际上还没有一个明确的检验标准。考虑到干扰耦合方式中，感应耦合干扰是变电站中电磁干扰的主要耦合方式，所以常用“转移阻抗”Z1Z1为电缆芯线中屏蔽间电压与屏蔽层中流过的电流之比)的大小来间接的鉴别屏蔽电缆的屏蔽效能高低，转移阻抗低，则屏蔽效能高。电缆的转移阻抗是由屏蔽层结构方式所决定，是在电缆生产中形成。屏蔽层结构形状不同，电缆的转移阻抗就不同，其值越低越好。图3显示了几种不同结构的屏蔽电缆的转移阻抗随着频率变化而变化的实验曲线。
从图3(“导则”提供)可见，在对微机型装置最敏感的高频信号下，铜管的转移阻抗随着频率的升高而降低，并降到可显示的最低值。也就是说，管状屏蔽电缆对高频信号的屏蔽效能最高。可见，在本变电站实现综合自动化后，主要考虑防高频干扰为主的前提下，应采用纵向连续的管状屏蔽电缆是最相适宜的，有助于改善变电站的电磁环境。
③减少或缩短接地引线
等电位接地网是实施电磁兼容技术的基础装备，许多抗干扰措施的有效性如何，很大程度上看是否利用了等电位接地网。因地制宜的应用好了等电位接地网，就可获得更好的抗干扰效能。否则，可能使所采用措施完全失效。
如果电路不是借用机箱与柜体接通，或柜体不是与接地网搭接，而是经长引线接地，即在接地回路中串入了一个电感(考虑引线自感1μH／m)。如装置安装在屏柜的上部，到屏柜底部的接地铜排的接地引线长达2m以上，对高频(假定10MHz)骚扰电流形成了较大的接地电抗(ωL=126Ω)。如变电站遭雷击或电网发生弧闪等接地故障，将产生强骚扰磁场时，长电缆和接地引线构成的接地环路中如感应高频电流(如10A)，将产生较高的共模干扰电压(1260V)，可造成装置损坏。
在柜体与等电位接地网实现低阻抗搭接后，柜体就成为地面向上延伸的接地母线。在装置的组屏装配中，实现机箱与柜体的搭接，以保证机箱与柜体低阻抗连接。这样，装置接地就可利用机箱金属外壳经柜体实现无引线接地。
在工程施工安装中，为避免屏柜和装置外壳表面的涂覆层使装置与屏柜不能在电气上连通，需卸下装置的接地引线检查装置外壳是否与地连通。假如装置外壳与接地体未连通，需要把装置固定于屏柜的螺丝取出，在装置外壳与屏柜间插入一个锯齿垫圈后，重新上紧固定螺丝，确保装置外壳与柜体的可靠连通。
④管状屏蔽电缆的安装
电缆屏蔽层采用连续纵包成管状结构后，与其表面用挤朔工艺加工的电缆外护套复合为整体，增强了电缆护套承受的外力，可承受所有外部挤压拖拽和敷设电缆时的纵向拉力。另外，屏蔽层所采用的铜带在纵包时进行了波纹轧制，有利于弯曲、电缆柔软性好，敷设方便灵活。
电缆屏蔽层为铜带，可以与接地引线很方便的连接，其方法与铜带绕包屏蔽层相同。
2.3.8 实施改进
(1)对站内各区域的主接地网进行接地电阻测量，不同处所测得的接地电阻相对误差很小(5％以内)，主接地网是完整的。
(2)按等电位接地网的要求做好屏柜间铜排的首尾连接成环，室外接地铜排构成环路，不应在断口。
(3)电流互感器的二次回路中性点在开关场一点接地，包括主变差动保护的电流回路。
(4)全站的控制电缆采用了KVVP2-G管状屏蔽电缆；对各接地点采用了就近接地的做法，以满足尽量缩短接地引线的要求。
2.3.9 验收
(1)查看主接地网接地电阻测量记录，验证接地电阻相对误差，确认主接地网是完整的。
(2)直观查看屏柜间铜排是否首尾连接成环；在电缆沟转角处和端头撬开盖板，查看室外接地铜排构成环路，不应在断口。
(3)到开关场查看电流互感器的每一组二次回路中性点是否仅在开关场端子箱处一点接地，包括主变差动保护的电流回路。
(4)检查全站的二次电缆屏蔽层是否两端就近可靠接地，满足尽量缩短接地引线的要求。
3 效益评价
3.1 湖北大冶110kV永胜变电站改造前电磁干扰引发的事故
大冶110kV永胜变电站技改工程是我工区第一个采用上述电磁兼容新技术的工程。该站在本地区各变电站中设备故障率是最高的，尤其是在有雷电发生时和高压电器倒闸操作时。表1为几年来的事故统计，所有事故的起因不是大气过电压，就是高压电器操作过电压，此时产生宽频谱干扰所至。
从表1中所记载的内容还可发现一个规律，前三次事故间隔是2年半左右，后来的事故时间间隔缩短到一年、半年了。
从事故原因可见，雷雨产生的大气过电压和电器操作产生的操作过电压引发的干扰所致。因此在对变电站电磁兼容实施全面地技术改造，必须采用抗干扰新技术，提高变电站的抗干扰能力，以此提高变电站的运行水平。
永胜变电站综合自动化系统改造于2008年3月31日正式开始实施，除更换设备和敷设部分电缆外，对地面上的等电位接地网做了上述处理(地下的接地网未动)，于2008年4月30日全部完工投运，至今已有一年之久，已取得了良好的技改效果。
2008年5月16日110kV线路故障，继电保护装置正确动作切除故障，110kV进线备用电源自动投入，保证了变电站的连续供电。5月底本地区雷雨天气开始出现，特别在2008年6月10日大冶地区10年一遇的雨雷电天气中，变电站处于电闪雷鸣、暴雨倾盆之中，户外高压电器电晕闪烁，放电声噼叭作响，此时的电磁骚扰是很强的。然而，整个保护控制系统运行正常，新改造后的电磁兼容设施有效地防范了雷电的强骚扰，保证了全站综自设备运行正常，经受了改造后的首次强雷电考验；2008年6月22日夜晚城区持续雷电天气近6个小时，此期间多条10kV线路发生故障，其保护装置均能正确动作，及时地切除了故障，确保了健全线路的安全运行。此时，全站综自系统运行正常，无一误动。在新改造系统经受强雷雨恶劣气象考验的同时，变电站也进行了多次高压电器操作，同样也经受住了操作过电压的干扰考验。如果不是有这次变电站的合理改造，在此环境下很难获得如此安全运行的结果。
第6篇：继电保护专业技术总结范文
中国的电网，是伴随着电力工业的发展而不断扩展的。截至**年底，全国装机总容量达3亿5657万千瓦，年发电量16541亿千瓦时。全国220千伏及以上输电线路长度达到18.8万公里，变电容量5.2亿千伏安。东北、华北、华东、华中、西北和南方电网均已形成500千伏（330千伏）主干网架，最小的电网装机容量超过2700万千瓦，华东电网的装机容量达到7600万千瓦。
百十年来，中国的电网经历了一个漫长的发展过程，然而，无论从外延或内涵的角度看，真正有突破性的发展，也就是近30年的历史。就其规格而言，可以把中国电网的发展历程大致划分为3个阶段。
（一）局部电网的形成阶段
这一阶段大致截止于20世纪60年代末70年代初。此阶段，以大、中城市为中心的配电网逐步通过220千伏线路相互连接，以220千伏线路为主网架、以省域为主要覆盖范围的局部电网开始形成。
**年以前，各电网容量都比较小，除东北、华东和京津唐外，绝大多数电网最高运行电压仅为110千伏，由于系统很小，抵御事故的能力低下，系统事故经常发生，电力系统可靠性很差，电能质量也很低。
随着国民经济的不断发展，社会对电力的需求越来越大，对供电的可靠性要求越来越高，客观上要求加大联网规模，以解决严重的“瓶颈”问题。
（二）跨省互联的发展阶段
**～**年，是中国电网的一个特殊发展时期。期间，省级电网的完善和跨省电网的形成交织发展。
**年以后，随着电网的发展，很多地区逐步由孤立的110千伏、220千伏电网互联形成220千伏或330千伏的全省乃至跨省电网。
这一时期，电网的稳定破坏事故明显增加。原来的110千伏电网一旦发生事故，只影响本地区的电网，电网稳定问题不突出。形成220千伏或330千伏的输电距离较长、供电面积较大的电网之后，电力系统稳定问题凸现。
至**年，我国严重缺电的局面已持续近20年。由于电源的增长落后于电力需求的增长，导致集中资金用于电源建设以解决供需矛盾，从而忽视了输、配电网络的建设。重发轻供不管用导致电网的发展落后于电源的发展，严重削弱了电力系统安全稳定运行的基础。加之当时电网的发展处于一个新的发展阶段，无论是电力系统的规划设计、基建或是电力系统的运行管理，都没有充分认识和重视这一客观规律，没有及时采取相应措施，因而，从**～**的11年间，全国发生电力系统稳定破坏事故达210次之多，平均每年发生19次，既包括失去同步稳定的电力系统稳定破坏事故，也包括电压崩溃（失去电压稳定）和频率崩溃（失去频率稳定）的电力系统稳定破坏事故。在这些事故中，影响最为严重的是造成全网大面积停电的电网崩溃瓦解事故，即**年7月27日湖北全省停电事故，武钢几乎毁于一旦，事故直接经济损失达3500万元。
此时的电力系统安全稳定问题，已经成为当时电网运行的主要矛盾。为了扭转这一局面，时任电力工业部部长的同志领导电力工业部采取了强有力的措施，及时召开了著名的全国稳定工作会议（大连会议）。同志在大连会议上提出了管电就要管网、管网就要管稳定的方针，指出“各级领导要从思想上重视电网管理，我们的工作重点，要从管好一个电厂、一个供电局，扩大到管好整个电网”。此后，制定了《电力系统安全稳定导则》，并于1981年9月16日下发执行。按照会议精神，全国电网各有关部门随即加强了电网管理，用《导则》的各项规定指导电网工作，使电网的规划设计、基建和运行朝着健康的方向发展，从而大大促进了电网的合理建设；在充分发挥现有电网输电能力的基础上，大幅度提高了电力系统安全稳定水平，电力系统稳定破坏事故次数迅速减少。**年至1987年的7年间，全国电力系统稳定破坏事故次数迅速减少到47次，年均6.7次，仅约为**～**年平均19次的三分之一；1987－1995年又下降到年均4.14次；“九五”期间全国主要电网仅发生稳定破坏事故1起，年均0.2次；自1997年以来，全国各大电网已经杜绝了电力系统稳定破坏事故。
几年来，由于国家进一步认识到电网在基础设施中的地位和作用，逐步加大了电网建设投入，电网发展十分迅速，不仅表现在电网外延的发展，即一般意义的电网覆盖范围的扩大和电网装机容量的增加，同时也表现在电网的技术有机构成的提升。
到20世纪末，电网的发展，基本满足了新增发电设备送出的需要，部分网络结构有所加强，为电网安全稳定运行创造了条件，电网抵御事故的能力有所增强，因此而产生了巨大的社会效益，尤其是减灾效益。
自1982年中国的第一条500千伏输电线路投入运行以来，500千伏的线路已逐步成为各大电网的骨干网架和跨省、跨地区的联络线。至此中国的输电电压等级500、330、220、110、63、35千伏（其中63千伏仅限于东北部分地区，330千伏仅限于西北地区的电网）。
至1989年，中国形成了7个跨省电网：东北电网，华北电网，华东电网，华中电网，西北电网，川渝电网，南方互联电网（含香港电网和澳门电网）。期间，山东电网，福建电网，海南电网、乌鲁木齐电网、拉萨电网、台湾电网等仍为弧立运行的省级电网。
上述电网无论从规模上或是网络结构、电压等级上，都为更大范围的电网互联奠定了基础。
（三）跨区互联的发展阶段
随着电力工业的发展，在经历了从省级电网发展到大区电网的积累后，跨大区电网互联工程大步推进。1989年9月，华中华东电网之间的±500千伏超高压直流输电工程（120万千瓦）投入运行，在中国首次实现非同步跨大区联网，标志着中国从省际间联网向跨大区联网迈进了一大步。**年随着华中到华东第二条±500千伏直流输电线路（300万千瓦）的投运，使得华中－华东的输电能力已达到420万千瓦。
**年5月，东北华北电网通过一条500千伏线路实现大区间同步交流联网，标志着中国电网进入了跨大区联网的新时期，全国联网工程取得重要进展。**年12月实现了福建与华东同步交流联网；**年4月实现了川渝与华中同步交流联网，**年9月实现华中与华北500千伏交流联网；另外三峡至广东直流联网工程、华中与西北直流背靠背联网工程现已开工建设，将分别在2004年和2005年投运；山东与华东联网、川渝与西北联网、山东与华北联网等项目已完成可研或正在开展可研等前期论证工作，同时正在组织开展三万二回线、东北与华北电网加强联网工程、华中与华北电网加强联网工程等项目前期工作。
这期间，三峡工程配套输电项目建设取得积极进展。三常直流和三峡送出有关输变电工程按计划投运，确保了三峡并网机组电力的正常送出。其他三峡输变电工程正在按计划施工，以确保三峡电力送得出、落得下、用得上。
城乡电网建设和改造取得历史性突破。**－**年累计投入资金3868亿元，城乡电网的供电能力、安全性和可靠性不断提高。
电网设备的技术水平不断提升。500千伏交直流输电技术、线路串联补偿技术、紧凑型线路技术，特别是具有我国自主知识产权的电力系统稳定控制理论和系统控制装置的应用，显著提高了电网的输送能力和安全可靠性。
电网调度安全管理水平进一步提高。为适应电网发展水平的要求，我国从上至下建立五级调度管理体系，负责电网生产调度指挥。同时建立了比较完整的安全管理制度和事故应急措施，有力保障了电网的安全稳定运行。
我国调度自动化装备水平已步入世界先进行列，我们已经开发出具有我国自主版权的调度自动化系统。电力市场试点省市的电力市场技术支持系统均已建设投运。
我国的继电保护专业技术和管理水平都已接近世界先进水平，有的已经达到国际先进水平和国际领先水平。
二、电网发展的经验和教训
回顾中国电网发展的经验和教训，为我们今后电网的发展提供了有益的借鉴和启示。
（一）必须坚持统一规划，构筑合理电网骨架
合理电网结构是保证电力系统安全稳定运行的基本要求。但是，中国的电网在开始阶段，基本上都是由若干个局部电网就近互联而成，缺少合理的电网结构，因此，电网安全稳定运行也就失去了物质基础。在总结70年代许多重大稳定事故教训之后，我们努力通过统一规划来实现这一目标，但在实施过程中，仍然存在许多问题。首先，输变电工程长期作为电源工程的配套项目，电网被置于从属的位置，电网结构长期没有得到改善。其次，在“省为实体”原则的指导下，电源项目经常是以“地区平衡”来安排，但地区经济发展与电源建设的不同步，带来电网运行许多问题，其中突出的就是稳定问题。
为了从根本上解决电网结构问题，国家最终通过强制性标准，从对受端系统建设、电源接入、电网分层分区、电力系统间的互联等关系到电力系统安全稳定的原则性问题对电网规划、电网的建设提出了明确要求，颁发了《电力系统安全稳定导则》。
多年的实践证明作好统一规划，构筑刚性强的电网，保持发电和电网的协调、有功和无功的协调、送端和受端的协调、一次和二次的协调、高压和低压的协调是电网稳定的保障。
（二）解决稳定性问题始终是大电网的主要任务
机电暂态过程是电力系统稳定的基本问题，解决稳定性问题始终是大电网的主要任务。在中国，由于电网发展的阶段性决定了电网稳定性问题呈现出显著的周期性。
在弧立小电网运行的阶段，电网的稳定性问题不很突出，但是，到20世纪70年代，稳定性变得十分突出，主要是中国电网进入一个省级电网的完善和跨省电网的形成交织发展的特殊发展时期，人们对新形成的电网的省间弱联系特性没有根本的认识，不能正确、有效地防御事故。
现在，我们又进入了一个跨大区联网的一个新的历史时期。同样，在实施全国联网的过程当中，会不可避免地遇到各种各样的技术问题、管理问题和认识问题，既有我们需要进一步深化认识的，也有我们需要进一步在理论上、实践上进行研究试验的问题。大区联网中的弱联系以及超大型链型电网的形成，使得电网的动态稳定问题十分突出。东北华北联网的实践使我们积累了电网互联的一些经验。采用了系统稳定分析计算、仿真模拟、PSS装置、联络线的快速解列装置等技术，制订了严格的调度方案和运行措施。实践证明，联网的这些安全措施是科学的，准备是充分的。马上就要进行的华北和华中电网的联网同样遇到了电网的稳定问题，可见电网的稳定问题是电网长期需要解决的重要课题。当前我们正在积极的研究，采取有效措施。希望科研机构进一步研究更加有效的技术措施和保安措施，特别需要的是有效的和可靠的联络线快速解列装置。
（三）保持协调发展，才能为安全创造有利条件
电网运行的客观规律要求作好以下几个方面的协调。
一是发电和电网建设的协调。发电的布局必须合理，电网建设必须适度超前，既要防止电网对潮流的阻塞，又要防止潮流集中造成的拥挤。
二是有功和无功的协调。在建设有功的同时，一定要同时建设无功电源，尤其要加强负荷侧的无功建设，使负荷中心有足量的无功支撑。
三是一次和二次的协调。改变重发轻供、只重视一次建设、不重视二次的习惯。
四是作好送端和受端的协调。在受端防止超过受电比例的大量的功率的注入，在送端防止电源的过度集中，造成电网头重脚轻。
五是作好高压网和低压网的协调，适时打开电磁环网，不断提高电网的稳定水平。
（四）只有统一管理电网，才能真正驾驭电网
电网统一管理是电网安全运行的前提。统一管理的基本点之一是要求在规划、设计、建设和运行阶段统一使用强制性标准。在电网不同的阶段，由于考虑问题的角度有所不同，规划、设计、建设和运行阶段难免存在认识和技术上的差异，正确的对待、分析和把握这些分歧，经过研究、讨论之后形成共识才是十分重要的。
中国颁布普遍适用的《电力系统稳定导则》这一强制性标准，就是认识统一的结晶，实践证明，电力系统稳定导则使得中国电网的管理迈向标准化，大大提升了我国电网的管理水平。
加强电网管理的另一方面是电网稳定技术的管理。它包括电网稳定的组织管理，运行管理，技术管理，计算管理；各电网通过组织体系，统一了电网稳定管理的思想认识，提高了电网稳定的技术水平；在省间联网的稳定计算工作中，坚持了统一计算的模型、参数，作到规划、设计、运行、调度的协调；在电网结构薄弱的情况下，采取了提高电网稳定水平的技术措施，建立了保证安全的三道防线，配置了必要的安全稳定自动装置并进行优化，运行管理上按照导则制订了大区电网的稳定运行规定，严格执行，保证了电网的安全稳定运行。
三是加强电网二次的技术管理。即强化电网调度自动化和电网继电保护、安全自动装置和通信的管理，确保相关设备与一次系统同步设计、同步建设、同步验收、同步投入运行。不断提高继电保护和电网安全自动装置的正确动作率，提升了自动化实用水平。
四是电网必须实行统一调度。统一调度管理，维护电网运行秩序，严肃调度纪律，是中国管理电网的实践总结。各电网做到了统一安排运行方式，统一平衡检修，统一配置继电保护和安全自动装置，统一部署黑启动方案，统一指挥电网的事故处理。
（五）必须建立合理的电价形成机制，确保电网建设的资金来源
过去的几十年，中国电网的建设资金主要有两个渠道：一是贴费，主要用于配网建设和改造；二是作为电源建设的配套工程。电网一直就没有独立的输配电价机制。目前，一方面由于前一阶段电力供需紧张形势趋缓，取消了贴费；另一方面，随着厂网分开，输配电工程作为电源建设的配套工程已经失去制度基础。所以，开辟电网的建设资金渠道已经成为电网建设的当务之急。
中国需要考虑采取鼓励措施，促使投资者对电网进行投资建设、维修和更新。关键是要从根本上解决电网发展的投融资渠道问题。建立新型的电网发展投融资机制，并且尽快建立合理的电价形成机制，理顺各环节电价的关系，提高电网环节电价比例。确保电网与经济、社会和环境协调同步，在规划和建设上适度超前。
三、近期中国电网的发展展望
中国电网的未来，是由国民经济发展的需要所决定的。中国国民经济的发展目标已经明确，那就是全面建设小康社会的目标，电网服务并服从国民经济发展的要求，中国电网的发展必须与之相适应并适度超前。
我国各地区资源分布和经济发展很不平衡：从一次能源分布来看，水能资源主要集中于西部和西南部地区，可开发容量占全国83％，煤炭资源集中于华北和西北部地区，占全国80％；从各地区经济发展和电力消费水平来看，中部和东部沿海地区经济总量占全国82％，电力消费占78％，而西部地区则分别只占18％和22％。这种资源和经济发展的不平衡客观上要求必须加快全国联网，推动西电东送和南北互供，以促进全国范围内的资源优化配置。
（一）中国未来电网的规模
根据市场需求预测，到2005年预计全社会用电量达到2万亿千瓦时左右，发电装机容量达4.3亿千瓦。为了满足负荷的需求，电网将有较大的发展，预计“十五”末，全国330千伏以上线路将达到7.7万公里、变电容量2.8亿千伏安，从电网格局看，将基本实现全国联网，互联电网的总容量将超过全国装机容量的90％，跨区电量交易达到600亿千瓦时。
预计到2010年全国装机容量达到5.8亿千瓦左右，电源安排投产规模1.65亿千瓦左右，关停凝汽式小火电机组1500万千瓦，净增1.5亿千瓦左右。全社会用电量27600亿千瓦时左右。“十一五”年均投产发电装机3000万千瓦。
预计到2020年全国发电装机容量达到9亿千瓦左右，全社会用电量4.2万亿千瓦时。
初步规划“十一五”期间，全国将新建成330千伏及以上交流线路3.6万公里，变电容量1.8亿千伏安，其中建成750千伏线路1700公里、780万千伏安；500千伏线路3.3万公里、1.6亿千伏安；330千伏线路3800公里、1400万千伏安；并建成直流线路3400公里，换流站总容量1500万千瓦。到2010年，330千伏及以上交直流线路预计将达到12万公里，变电容量达到4.8亿千伏安。
（二）中国未来电网的格局
贯彻落实西部大开发战略，针对电网的特点和发展趋势，国家电网公司确定了“西电东送、南北互供，全国联网”的电网发展战略，今后一个时期，我们将致力于加强区域电网，推进跨区输电、跨区联网。
2005年前后，将以三峡工程为中心，以华中电网为依托，向东西南北四个方向辐射，建设东西南北四个方向的联网和输电线路，同时不断扩大北中南三个主要西电东送通道规模。届时，除新疆、、海南、台湾外，全国互联电网格局基本形成。
“十五”之后，将结合西南水电基地和山西、陕西、蒙西这“三西”煤电基地大规模开发外送，形成以北中南三大西电东送输电通道为主体、南北网间多点互联的全国互联电网基本格局。西电东送以输送能源为主，兼顾发挥联网效益；南北互联互供以输送能源和发挥联网效益并重。届时，新疆、海南电网将并入互联电网，全国互联电网的结构也将进一步得到加强，它将为国家级电力市场的发育和完善奠定良好的物质基础，为实现更大范围内的电力资源优化配置创造条件。
在西电东送三个通道建设方面，北部通道主要包括两部分：一是开发华北电网内部蒙西、山西煤电，分别建设相应的交流输电通道向京津冀鲁送电；二是开发陕北煤电、甘青宁水火电，“十一五”期间以交流或直流送电京津冀。西电东送北部通道送电规模在2005年约为700万千瓦，2010年增加到1800万千瓦，2020年再增加到4000万千瓦。新疆电网将通过哈密煤电基地向甘肃河西走廊和青海送电实现与西北主网的紧密联系。
中部通道主要通过开发金沙江下游向家坝、溪洛渡、白鹤滩、乌东德等大型水电站和四川雅砻江、大渡河上的大型水电站，不断扩展相应的输电通道向华东、华中、南方地区送电。此外，还有贵州三板溪水电以点对网方式送电华中电网。西电东送中部通道送电规模在2005年约为700万千瓦，2010年增加到2180万千瓦，2020年再增加到4000－4500万千瓦。
南部通道主要是开发云南、贵州的水电和煤电，同步加强相应的输电通道，向广东、广西送电。西电东送南通道送电规模在2005年约为1088万千瓦，2010年增加到1500万千瓦，2020年再增加到2000－2500万千瓦。
综上，全国西电东送送电规模在2005年约为2500万千瓦，2010年增加到5500万千瓦，2020年再增加到1亿千瓦以上。
在南北互供、跨区电网互联方面，除在建的三广直流工程外，2010年前后建成华中—华北联网的直流输电工程，南北之间将形成以三峡为支撑的主干通道。此外，将加大山西阳城送电华东的力度并实现华北与华东联网，另外建设西北与川渝、川渝与南方电网之间的互联工程。到2010年，跨区交换电量将达1400亿千瓦时，比2005年增加800亿千瓦时。
四、中国电网发展的技术取向
中国电网的发展，在今后一个时期内，将面临三个方面的巨大挑战，一是全社会日益增长的用电需求与电网输配电能力的矛盾；二是引入竞争要求降低成本与供电可靠性的矛盾；三是公众环保意识的提高与电网建设的矛盾。面对挑战，在今后电网的发展过程中，必须通过技术进步，促进电网的长远发展。充分发挥已建成的具有世界先进水平的试验室和试验装置等基础科研设施的作用，充分利用“超高压输电系统中灵活交流输电（可控串补、静止补偿）技术”、“500千伏紧凑型输电线路关键技术和试验工程”以及750千伏输电工程相关技术的科研成果和电力系统稳定计算新方法—扩展等面积法（EEAC）的科研成果。进一步研究电网稳定分析、监测、控制策略和联网关键技术。大力推进变电站设备紧凑型、智能化、小型化、综合自动化及在二次系统等方面新技术的应用，促进电网技术升级，实现电网技术跨越式发展。
（一）高一级电压等级交流输电技术
更高一级电压等级在中国的运用，是中国电网发展的客观要求。
**年2月19日，中国国务院总理第68次办公会通过了国家计委关于750千伏工程可研批复文件。决定在西北建设750千伏电网，并将官亭—兰州东750千伏输变电工程列为国家示范工程，设计、设备供应立足国内，按计划，该工程2005年投入运行。它标志着我国最高交流电压等级的示范工程进入了实施阶段，建成后，将是世界同海拔最高电压等级。该工程已经于9月份正式开工。预计到2020年，西北电网将初步形成覆盖兰州、白银、关中、银川、西宁负荷中心并延伸到新疆哈密的西北750千伏电网的主干网架，初步估算将建成750千伏输电线路3000－5500公里、变电容量2000万千伏安左右。
关于1000千伏，1150千伏这一级电压等级，中国的电力科学研究机构已开展多年的研究工作，目前研究工作仍在继续。
（二）超高压直流输电技术
中国的第一条超高压直流输电线路建成投产已经有15年。15年来，电力电子技术有了巨大的发展，进入21世纪后，中国的直流输电工程也因此得到较快的发展。到2005年，全国直流输电工程将达到6项，线路总长度达到4800公里，输电容量达到1236万千瓦。
“十一五”期间，计划建设的直流输电工程包括：三峡右岸至上海练塘直流工程1100公里、300万千瓦，2007年投产；四川德阳－西北宝鸡直流工程500公里、180万千瓦，2010年投产；贵州兴仁－广东惠州直流工程，1000公里，300万千瓦，“十一五”期间投产；西北银南至华北天津东的直流输电工程1200公里、300万千瓦，2010年左右投产。
从2011年到2020年的10年间，还将有一大批直流输电工程投运。
此外，作为大区联网的背靠背直流工程也将得到发展。
随着大批直流输电工程投运，交直流系统的相互协调技术将变得十分重要，运行实践中，曾经发生多起因上海地区交流电网简单故障造成葛沪直流双极闭锁的事故，通过技术改造，基本解决了这一类的问题。今后出现同一地区多个直流落点，相互之间的影响尚需进一研究，必须从技术上保证相互的协调运行。
随着西电东送电源西移，特别是西南水电的开发外送，部分项目的输电距离超过1500公里，甚至达到2000公里。因此需要研究落实高一级电压直流的应用问题。
同时，还需要研究高压直流输电线路的噪声污染和电磁波污染等问题。
（三）灵活交流输电（FACTS）技术
IGCT发展和改进了传统的GTO技术，为大功率电力电子应用提供了一个理想的、高性价比的选择。现代电力电子技术为电力系统运行提供更好的性能、更高的可靠性和更优的可控性，预计电力电子技术在电力系统的应用和普及将是本世纪初最显著的技术革命。与直流输电相比，交流输电能力受到限制，是因为多出了线路输电极限和稳定问题。究其根本，是因交流特性中有相角、无功和电抗三个参量。利用电力电子器件的特性，可以根据提高输电能力的需要，快速地改变这三个参数，从而对输电功率的大小、流向进行有效地调控，从效益上看，灵活交流输电系统技术以它特有的大功率、高速、精确连续的控制、代替了传统的机械、电子和电磁的控制手段，使交流输电系统的功率具有高度的可控性、且可按人们事先的计划路径流动。
近年来串补技术在中国500千伏电网得到了较快的应用。我国已先后在阳城输电系统、华北大房线路、丰万顺线路上分别安装了3套串补装置。目前在建的贵广交流、天广一二回、天广三回线3项串补工程，其中中国第一套可控串补在南方电网的天广一二回线路上即将投运。此外，还有二滩送出工程，万县－龙泉双回线，以及神木、托克托、伊敏电厂等外送上都拟安装串补装置。预计到2010年全国500千伏电网将投产串补容量1000－1200万千乏。
今后，中国还将采用静止无功补偿器、静止同步补偿器、超导磁能存储系统、可控硅移相器、可控硅串联补偿器、统一潮流控制器、固态串联补偿器、相间功率控制器、次同步振荡阻尼器等电力电子设备。
（四）紧凑型输电技术
紧凑型输电技术在中国已经得到了试验性的应用，1999年昌平－房山第一条500千伏紧凑线路（85公里）建成投产。与常规线路相比，紧凑型线路采用六分裂布置（6×240mm2），输电能力提高30％。采用新的输变电装备，提高单回线路或单个通道的输送能力，尽可能减少走廊占地，降低输变电工程投资和输电成本，满足远距离大容量输电需要，是一个关键的技术方向。紧凑型输电技术通过减少线路电抗、增加容抗、提高线路自然功率，从而达到提高线路输电能力的目的。今后，华中与华北联网线（新乡－邯东210公里）、政平－宜兴同杆双回2×44公里线路上。华北电网配合托克托二期建设的输电线路浑源－霸州段也可能采用紧凑型线路（6×300mm2、300公里）。紧凑型输电技术的推广条件已经成熟，下一步将在西电东送等大功率、长距离输电线路中进一步推广应用。
（五）电网稳定控制技术
电网的发展和与其相伴的大电网稳定控制问题是电网发展中要解决的重点。中国电网已经应用了电网稳定的检测技术，同时电力系统稳定计算新方法—扩展等面积法（EEAC）及相关的电网稳定监、控的科研成果将得到进一步应用，为电网的运行提供新的手段。
