继电保护隐含故障探讨

张雪松，王慧芳，黄晓明，程晓东

（1.浙江省电力试验研究院，杭州市，310014；2.浙江大学电气工程学院，杭州市，310027）

0 引言

继电保护隐含故障具有隐蔽性和危害性的特点，正常运行时不易发现，在系统出现其他事件时才显示出其对电力系统的危害。在大电网、电力市场背景下继电保护隐含故障产生的后果将更为严重，因此对其进行研究非常必要，是防止出现大面积、长时间停电事故的有效措施之一[1]。

国内外已对继电保护隐含故障进行了一定的研究[2-6]。隐含故障的定义已修正多次，目前还没有统一的定义。可以认为隐含故障指的是保护系统可能存在的缺陷，它和一般故障的差别就在于这些缺陷本身不会使保护直接动作，因而难以被发现，直到其他系统事件发生才显示出它对电力系统安全性和稳定性的影响。由于隐含故障难以被发现，使得从根本上解决这一问题较为复杂和困难。目前主要从技术角度对电网进行研究，即根据继电保护在电网中所处位置及重要性研究保护隐含故障触发时对电网所造成的损失，进而建立了继电保护隐含故障脆弱区域、脆弱指数、后果区域、严重性指数等概念，提出了一些识别继电保护系统中重要隐含故障的方法。这些方法的本质是识别关键保护，然后进行重点管理与控制，以此减少隐含故障发生的频率和影响的严重程度[2]，而并没有从根本上探究隐含故障的原因和防止措施，因而很难彻底解决隐含故障问题。

本文从隐含故障的产生根源出发对隐含故障进行分类，分为软件、硬件和定值三类。然后从技术和管理两个方面综合探索减少或消除各类隐含故障发生的办法。这种分类方法和相应措施能适应未来电网发展对隐含故障的影响。

1 继电保护隐含故障的分类

隐含故障可以有不同的分类方法。以往有按照保护作用分为主保护和后备保护隐含故障的，这种分类法面向功能，而功能与保护原理、保护装置的结构型式等联系紧密，具有易变、不稳定的特性，因此该分类方法很难适应继电保护的发展。

为保证隐含故障分类的稳定性，从隐含故障产生根源出发对隐含故障进行分类，可分为以下3类：

（1）保护软件系统隐含故障，如保护逻辑错误、软件版本错误、使用人员理解错误等，这类故障不仅与继电保护生产厂家有关，也与用户单位有关，涉及软件开发、测试、使用、人员培训和管理等环节。

（2）保护硬件系统隐含故障，如通讯通道故障、装置元件损坏或存在缺陷等，这类隐含故障与保护系统硬件的可靠性有关，也与检修管理相关。

（3）保护定值隐含故障，如定值过期、定值不适应、整定错误、人为设置错误等，这类故障与定值整定、校核与管理有关。

由此可见，各类隐含故障不仅与技术相关，也与管理相关，因此在研究对策时要避免重技术轻管理的思想，综合考虑这2个方面。

2 各类隐含故障对策

2.1 软件隐含故障的原因及对策

软件是一种逻辑实体，具有抽象性和复杂性特点，使得软件的开发与维护过程非常困难与复杂，软件的质量难以保证，因此软件危机始终存在[7]。微机保护系统中的软件，也不可避免地会存在软件错误，当触发条件未出现时，这些软件错误就成为了继电保护软件系统中潜在的隐含故障。为最大可能地降低软件隐含故障的出现，生产厂家和用户单位都应努力研究对策。

继电保护生产厂家应严把软件质量关，具体做好以下工作：（1）重视软件定义，软件的完整定义为程序+数据+文档。能否充分而深刻地理解软件定义，是软件开发企业是否成熟的标志。（2）规范软件开发工作，保证软件质量。软件质量难以定量度量，但有许多重要的质量指标可以定性度量，如正确性、健壮性、效率、安全性、可理解性、可用性、可测试性等。可理解性和可用性是防止继电保护软件在使用中引入隐含故障的最关键质量指标。（3）加强软件测试。综合采用白盒测试、黑盒测试等多种测试方法，尽量多地发现软件中的错误，是避免软件开发中存在隐含故障的最直接有效措施。（4）规范软件维护工作。软件维护不仅困难，而且维护过程中会引入新的错误，因此必须规范维护工作，减少软件维护副作用。（5）重视软件项目管理。软件项目管理的内容很多，哪个环节管理不到位，就可能对软件的质量产生影响。继电保护软件中较为突出的是软件的配置管理问题，由于继电保护软件版本控制和变更控制不当导致继电保护不正确工作的事故是有报道的。因此要重视软件的配置管理，保证软件程序、文档、数据的一致性、完整性和有效性。

用户单位应做好的工作有：（1）重视继电保护装置新投入运行时和每次维护后的调试工作。在调试前，班组成员均应仔细阅读装置说明书，制定完整的调试计划。在条件允许的情况下尽可能多地模拟各种可能的运行环境，不仅检查软件是否正确实现了该做的工作，还要检查软件是否做了不应该做的工作，以发现尽可能多的软件隐含故障。调试过程中，认真校验每1个项目，并做好详细校验记录，结束后应总结出调试分析报告，并进行留档保存。此外，还应严格审查软件对应的配置，尤其要检查所有文档资料的完整性、正确性和一致性。（2）严格进行软件维护管理工作。用户单位也要做好软件维护管理工作。在进行完维护工作后，要保存维护记录，说明维护前的情况，维护中对程序所进行的修改，以及相应的文档变化情况。有效的管理不仅有利于了解该保护装置软件的历史，更是为了减少或避免由于管理不力造成的软件隐含故障的发生。（3）做好单位职工的保护知识培训工作。及时更新继电保护新知识对于正确使用和维护继电保护非常重要，能减少由于认识错误、理解不一致等而导致的软件隐含故障。

保护装置生产厂家和用户一起认真做好以上工作，可以从软件开发、维护、使用等环节减少继电保护软件出现隐含故障的机会。

2.2 硬件隐含故障的原因及对策

硬件故障包括偶然性故障和必然性故障。偶然性故障是由外部因素偶然发生变化引起的，如人员操作不当、恶劣气候或环境等；而必然性故障则是设备在生命过程中，由于水解、氧化、热解等原因使设备持续不断地受到损害，当损害积累到一定程度，就会出现磨损、材料老化等问题，导致故障的发生。不管是偶然性还是必然性，当故障发生在继电保护硬件系统时，若没能及时被检测或发现，则成为了继电保护系统中的硬件隐含故障源。

微机继电保护系统除了微机型继电保护装置设备外，还有设备间信息交互的通道设备，如控制电缆、高频收发讯机、通讯接口和通道接口设备等。

微机型继电保护装置采用电子技术、计算机技术、通讯技术，由多个功能插件组成。装置通常放置在室内，环境温度及通风条件一般都有严格规定；微机保护的应用已有20年的历史，设计、制造、及运行维护经验丰富，硬件设备故障率较低；电子产品一般寿命较长，硬件费用低，而产品更新换代较快，往往还没到硬件的磨损期就会被新产品所替换。因此微机继电保护装置可以认为无明显的磨合期和磨损期，所有的故障是由于偶然因素引起的，比如某种干扰造成元件损坏。

为减少或克服微机继电保护装置中硬件设备的隐含故障发生，只有加强管理，进行良好的维护保养，减少或避免会引起偶然故障发生的因素出现。此外，微机继电保护装置本身有自检功能，某些硬件出现偶然故障，保护装置本身能检查到，发出报警信息通知检修人员检查；只有装置自检检查不出的硬件故障才是隐含故障，而这部分故障是极少的。若采用定期检修手段来发现，在经济上和可靠性（检修可能引入新的故障）上都是不合算的。

保护系统中除微机保护装置外的其他硬件设备数量众多，每个设备结构及构成或许并不复杂，但由于所处环境相对复杂多变，且自身不具有自检功能，因此这类设备隐含故障是保护系统硬件隐含故障的主要组成部分。

对于这类硬件故障引起的继电保护隐含故障，理想的解决办法是分别根据不同设备所采用的技术或材料类型研究其故障率曲线，然后分别进行定期检修来加以解决。然而这类设备种类繁多，分别研究其故障率曲线和磨损期较为困难，而且还需考虑检修的经济性，因此合适的对策是执行灵活的检修策略。

（1）对有明显磨损期的设备进行定期检修或定期更换，即展开预防性周期检修。在其进入磨损期时执行检修，能较为经济有效地降低隐含故障。

（2）对于有条件进行状态监视或检测的硬件设备选择状态检修来避免隐含故障的发生。目前继电保护的状态检修工作已经展开，但还处于起步阶段，尚未全方面实施，主要存在的问题是状态评价导则在实际应用中还有一定困难。今后一段时期内，继电保护状态检修应继续展开，在此基础上还需继续实行预防性周期检修。

（3）通过加强维护和管理来减少引发偶然事故发生的因素出现，如改善运行环境，减少电磁干扰等。

2.3 定值隐含故障的原因及对策

当前继电保护装置是“事先整定、实时动作”的。定值不当而导致保护错误动作的事故时有发生。在事故发生前，很难被发现，因而可被认为是继电保护领域的一种隐含故障源。保护定值不当的原因主要有以下2类。

（1）保护定值不具备自适应能力，不能适应电网结构或运行方式的变化。电网由于故障或其他原因，潮流发生较大转移或变化时，保护定值不能及时进行相应调整，尤其是后备保护，在这种情况下发生误动会引起电网状态的进一步恶化，成为危险的隐含故障源。

（2）人的因素造成保护定值不当，主要包括误整定、误管理和误设置。误整定有时可以通过灵敏度校验发现，但灵敏度校验只能发现保护不满足灵敏性要求的情况，无法解决保护在选择性方面的错误。此外，灵敏度计算本身也是离线计算，从本质上克服不了自适应问题，也无法解决误设置、误管理导致的定值错误问题。

定值不当成为继电保护隐含故障源的问题，可以采用继电保护定值在线预警方法予以解决[8]。

继电保护定值预警包括定值检测和定值建议两项内容。定值检测是在具体运行方式下，对电网中的保护定值进行选择性、灵敏性等检测，得出是否错误的结论，其实质是整定计算的逆向思维。定值建议是检测发现定值不满足选择性或灵敏性要求时，给出合理的定值，实质是针对当前运行方式进行定值整定计算。

定值预警的对象主要指需要整定配合的电流保护（相间以及零序电流保护）和距离保护（相间和接地距离保护）。定值内容包括电气量定值（电流值或阻抗值）和时间定值。

定值预警可以离线使用，作为整定计算结果的验证工具，不仅可以检验整定计算结果的正确性，而且可以检验整定结果对某些在整定计算中没有考虑到的特殊运行方式是否适合，并对定值进行调整或建议。

定值预警在调度自动化系统中在线使用，根据实时获得的电网运行信息对当前运行定值进行检测，对检测出来的错误定值给予修改定值建议。定值预警的结果不仅能显示给调度人员，并且可通过调度自动化下发到具体保护装置，即实现在线修改定值功能。然而由于继电保护定值修改是个严格的事情，尽管从技术上来说可以实现定值在线修改，但目前在管理上还不允许这样做，因此定值预警仅使用警示和建议功能，然后由相关人员决定是否修改定值。定值预警在线使用，可以改善运行方式变化后保护定值落后的局面，也能发现误管理、误设置引起定值隐含故障的情况。目前继电保护定值在线预警已能实际应用[9]。

3 电网发展对隐含故障的影响

3.1 数字化变电站对隐含故障的影响

数字化变电站是由电子式互感器、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备分层构建，建立在IEC 61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。数字化变电站的主要特征是智能化一次设备、网络化二次设备、自动化管理系统。

数字化变电站中继电保护隐含故障会出现新情况。一方面数字化变电站中大量的保护系统状态信息能被采集，各种异常或故障情况能被监视，因此隐含故障可能减少；另一方面数字化保护系统可能包含更多的电子装置及网络设备，系统层面和元件层面都可能使隐含故障增加。为此可采取以下措施。

（1）通过状态检修减少隐含故障发生。状态检修是数字化变电站的一个重要内容和目标。以往状态检修主要是针对一次设备，二次设备的状态监测对象不是单一的元件，而是1个单元或间隔，状态监测环节包含交流输入、直流及操作回路等，因此在常规变电站内很难实施二次系统的状态检修。在数字化变电站中，可以有效地获取电网运行状态数据以及各种智能电子设备的故障和动作信息，实现对操作及信号回路状态的有效监视。数字化变电站中几乎不再存在未被监视的功能单元，设备状态特征量的采集没有盲区，因此设备检修策略可以从常规变电站设备的“定期检修”变成“状态检修”，从而减少隐含故障机会。

（2）通过提高数字化保护系统的可靠性设计减少隐含故障的发生。各种结构的数字化变电站的可靠性分析是数字化变电站的重要研究课题之一。数字化保护系统可能包含更多的电子装置，对于这类复杂的系统，总体可靠性分析已不足以全面刻画系统的可靠性，而应进一步深入到元件层面，将元件重要度分析引入到保护系统中，可以发现保护系统可靠性的薄弱环节，从而指导优化设计，有针对性地提高保护系统可靠性。文献[10]已研究了数字化保护系统考虑经济性的元件重要度分析，对优化系统可靠性设计具有更为实际和明确的指导意义。

3.2 广域保护对隐含故障的影响

目前广域保护的研究还在进行中，未达到成熟应用的程度，但已是未来电力系统保护和控制的发展方向，这一点已达成共识。由于构成广域保护的软硬件及保护定值要发生不少变化，会影响隐含故障的发生概率和影响后果，下面分别探讨。

（1）软硬件系统的变化对隐含故障的影响。

目前广域保护还没有公认的体系结构，但多层结构已被认为是最有可能在不远的将来获得应用的系统结构[2]。它可以分为3层：最底层为大量的用来采集数据或同时附带保护功能的相量测量单元（phasor measurementunit，PMU）；中间层为一些本地保护中心（local protection center，LPC），完成数据收集及控制和保护功能；最上层为一个系统保护中心（system protection center，SPC），对各本地保护中心起到协调作用，实现安全防御计划。广域保护要实现的功能比传统保护丰富得多，软件、硬件系统的范围都将扩展，隐含故障的后果将会更严重。比如，最底层的PMU设备以及在它们之间建立通信连接的费用都比较昂贵，系统中的所有变电站都装设PMU成本太高，也没必要，因此会研究PMU的最优配置方案，在某些特定情况下，若某个PMU出现问题，将会出现“信息黑洞”，可能使得广域保护不能正确工作或产生错误的判断。由于广域保护的作用范围大，因此后果更为严重。

广域保护实现的保护和控制功能强大而复杂，需要的各类算法逻辑也会很复杂。复杂的问题在用软件实现时面临更大的困难和挑战，需要严格按照软件工程思想进行过程开发，尽可能地提高软件质量，减少隐含故障的发生。

（2）定值方面的变化对隐含故障的影响。

由于广域保护利用了广域信息，主保护与后备保护间的配合不再需要像传统保护那样设置足够长的延时来保证选择性，而能直接判定故障所在位置，从而缩短了后备保护的动作时间。对于远后备保护来说，由于保护能判定故障位置且通过通信系统发送跳闸信号到邻近故障的断路器，也可以减小停电范围。在必要的时候，还可以通过闭锁传统后备保护的跳闸信号，以防止保护隐含故障或过载等原因引起后备保护的不必要跳闸。这些方面文献[11-12]已有研究，认为通过集合范围内的传统保护和断路器开关量信息就可实现。由此可见，广域保护能减轻传统保护，尤其是后备保护的整定计算压力，因此能在一定程度上减少定值隐含故障的发生。

3.3 分布式发电对隐含故障的影响

随着分布式发电的接入，打破了传统配电网单电源辐射型的网络结构，形成了1个主网与多个分布式电源构成的多电源结构。大量分布式发电引入配电网后，使得配电网保护系统的设计基础发生了改变，各种保护方案还在研究中。

分布式发电渗透下的配电网保护系统，不管是采用加装方向元件的电流保护，还是采用距离保护，或者是借助于通信的保护协调方案，都将使保护系统愈发复杂，相应的隐含故障类型与发生概率都可能增加。为减少隐含故障，对于采用了新原理或新技术的新型保护，在方案设计中必须加强理论和现场的科学论证，尤其对于复杂的逻辑必须进行严格的软件逻辑基本路径测试。

此外，分布式发电渗透下的配电网保护系统，运行方式将变得复杂，相应的保护整定协调方法也变得复杂，定值隐含故障的可能性增大。采用定值预警方法在线应用来克服定值隐含故障是非常必要和有效的。

4 结论

对隐含故障的研究应该从技术和管理两方面进行。一方面采用技术措施，如提高软件、硬件的可靠性，提高保护相关人员的技术能力等；另一方面是采用必要的管理措施，形成一种组织良好、管理严密、各类人员协同配合，共同完成继电保护相关工作的管理标准。

随着电网及相关技术的发展，未来保护系统会有很多变化，从隐含故障的产生根源出发，分硬件、软件和定值三类研究隐含故障的思路依然适用，从技术和管理角度采取措施克服隐含故障的思路也不会改变，但每类隐含故障的发生概率及后果会发生改变，隐含故障的研究重点会出现调整，因此需要密切关注电网及相关技术的发展，及时展开保护系统变化后对隐含故障的影响及对策研究，是未来保护系统面临的长期挑战。

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