时间：2023-02-23 03:05:02
【关键词】综合自动化变电站；继电保护系统；可靠性
近几年来，随着计算机通讯技术以及电子计算机技术的发展，电力系统也得到了迅速的发展，在电力系统的发展中，变电站自动化也成为专家学者研究的主要课题之一，变电站自动化就是调度管理和电网建设的自动化，变电站自动化能够有效的减少电力企业人力、物力和财力的投入，在变电站自动化中，继电保护是其中的关键技术，下面就根据变电站的实际情况探讨综合自动化变电站继电保护系统的可靠性。
1.变电站继电保护的实际要求
继电保护作为电力系统的重要装备之一，当变电站电力设备发生故障或者出现影响电力系统正常运营的因素时，继电保护装置就可以在第一时间消除这些不安全因素和故障。从这一层面可以看出，继电保护在电力系统中有着十分重要的作用，一般情况下，对于继电保护的设置需要满足以下几个要求：
1.1必须具有独立性
要保证继电保护装置的独立性，需要将电压量和电流接入装置内部，将回路开关设置成整体的系统，并将其引致保护装置内部，但是严禁与其他设备通用，这样设置就能够保证继电保护数据的独立性。
1.2需要保持联系性
如果完全将继电保护装置独立于电力系统之外，就难以起到既定的作用，为了保证继电保护装置兼具独立性和联系性的特征，在继电保护装置与相关信息系统联系时，需要使用继电器空节点、计算机通讯接口、光电耦合器接口来进行连接，此外，为了保证继电保护装置的保护作用，需要选择屏蔽电缆或者光纤电缆来进行连接，这两种导线能够能够防止干扰信号对保护装置的影响，可以很好的提升继电保护的抗干扰性和运行可靠性。
1.3设置好跳合闸回路
对于继电保护装置必须要设置好单独的跳合闸回路，这样，在电力系统的运行出现故障时，继电保护装置就能够及时将故障排除，减少电力企业的损失，同时，继电保护装置也能够将告警信号和动作信号显示出来，工作人员就能够发现故障发生的部位和实际情况并有针对性的采取措施，将损失控制到最小化。
2.继电保护装置的安装方式
就现阶段下我国的情况来看，继电保护装置的安装方式有两种：
2.1集中式安装方式
集中式安装方式在以往的应用范围十分广泛，这种安装方式就是将继电保护装置放置于保护柜之内，使用这种安装方式，监控系统与继电保护装置的联系则使用管理单元数字信号的传输来实现，集中式安装方式的占地面积很小，也能够节约通信电缆的使用，便于管理人员对其进行统一管理，也可以保证设备在良好的环境中运行。
2.2分散式安装方式
分散式安装方式就是将继电保护装置设置于开关位置，每个开关必须要配备好相应的保护系统，再将监控系统置于控制室之中，这样，监控系统与继电保护装置的连接主要由管理单元数字信号来联系，这种安装方式可以及时的消除不安全因素及电力设备的故障，保证整个设备的正常运转。
3.继电保护装置安装方式的选择
变电站的建立方式主要由子系统的建立来决定，在建立继电保护装置时，需要优先使用分散式安装方式，把继电保护装置设置在设备开关处或者开关处附近，并使用微机控制的方式进行控制。这种设置方式最大的优点就是能够节约电缆的使用，并提升整个继电保护装置运行的安全性，此外，这种保护装置子系统使用的是就地设置的方式，这就大幅减少二次设备安装带来的土地损失。当然，不同的继电保护装置使用的安装方式都会有所不同，在决定要采取哪种安装方式前，需要对现场的条件进行考察，将场地中的电缆设备和其他的条件尽可能的利用起来，不管使用何种安装方式，都要达到减少费用、节约投资的目的。就目前来看，很多中低压变电站会使用集中式处理方式，这种方式的通信电缆小、干扰性小，高压变电站，则可以使用分散式安装与集中式安装混合的方式来安装。
4.综合自动化变电站继电保护系统的可靠性
在综合自动化变电站的运行过程中，继电保护装置可能会由于各种因素出现故障，为了提高变电站运行的安全性，必须要加强继电保护装置的维护、管理和检修，以便从整体上提升变电站的服务水平。据有关的数据调查显示，导致继电保护装置出现故障一般由三种因素所致，即产品质量、设计中的故障以及二次维护的漏洞。继电保护装置在自主检查以及储存故障方面，具有很大的优势。一般情况下，对于继电保护装置可靠性分析主要针对装置的正常使用率、使用时间、异常情况进行分析，并得出结论，如果在数据传输的过程中发生异常情况，就需要对继电保护装置的可靠性进行分析，从而降低系统对继电保护装置的依赖性，以便达到系统的统一性和协调性，防止继电保护装置故障对于系统带来的不良影响。
5.结语
在现阶段下，我国电网正处在发展的阶段，这就给变电站综合自动化系统的建设提供了一定的发展机遇，继电保护装置作为变电站的核心因素，具有十分重要的意义，在实际的工作过程中，必须加强对继电保护装置的管理和维护。
【参考文献】
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关键词：电厂；故障信息管理系统；继电保护
中图分类号：TM62文献标识码： A 文章编号：
电厂的故障信息管理系统对于电厂的稳定运行具有重要的意义，所以一定要良好的完善电厂的故障信息管理系统，通过对继电保护装置的良好的调用，从而实现的电厂故障的管理工作，实现对电厂运行的继电保护，发挥继电保护装置的重要作用。
1、电厂继电保护的特点
电厂是电力系统的重要的组成部分，所以电厂的继电保护有着重要的意义，由于电厂在电力系统中有着自己的特点，所以电厂的继电保护也有着自己的特点，电厂的继电保护出了对线路的保护以外，更多的是对电厂的电力设备的保护，通过良好的保护让电厂的电力设备能够良好的发挥其重要的作用，避免在电厂的运行中电力设备的损坏，能够保证电厂电力设备能够在实际的运行中能够正常的工作。电厂的继电保护是通过继电保护装置来实现对电厂的电力设备的监测和控制，在实际的电厂运行中继电保护装置采取相应的动作来保证电厂运行的正常性，能够将电厂运行中的故障进行正确的处理，从而能够有效地排除电厂运行中的故障或者降低电厂运行故障的影响。电厂的继电保护需要有良好的准确性和可靠性，当电厂的继电保护发生故障的时候，将会严重地影响到整个电厂的运行，所以在电厂运行的时候必须要对电厂的继电保护装置进行定期的检测和维护，通过良好的维护工作从而能够良好地保证电厂的运行能够满足整个电力系统的运行需要，避免电厂运行故障给电力系统带来不良的影响。
2、电厂的故障信息管理系统
由于电厂的继电保护有着自己的特点，所以电厂的故障管理信息系统主要是依据电厂的继电保护装置而开发的，故障信息管理系统主要是对电厂的继电保护装置进行监视、控制和管理，对继电保护装置提供的信息数据进行综合分析和计算，然后对继电保护装置的提供的信息进行良好的利用，从而实现了对电厂运行的保护，准确地堆继电保护装置的服务进行计算和分析，从而良好的发挥继电保护装置的作用。电厂的故障信息管理系统必须具有良好的信息化和智能化，才能实现对继电保护装置的智能化管理，从而良好地发挥继电保护装置的作用，才能良好地保证电厂能够良好的运行。电厂的故障信息管理系统的结构如图1所示，通过主站和子站的系统化管理，从而实现对继电保护装置的良好管理。
图1 电厂故障信息管理结构图
3、电厂故障信息管理系统的结构设计
电厂故障信息管理系统对于电厂的运行具有重要的意义，通过对电厂的继电保护装置的信息数据进行良好的分析和管理，从而实现对电厂故障信息的管理，然后采取相应的电厂保护动作来实现对电厂的良好保护。电厂的故障信息管理系统必须要有一个完整的结构才能良好地发挥电厂故障信息管理系统的重要作用，电厂的故障信息管理系统主要有电厂的故障信息管理主站和子站管理来完成电厂的故障信息管理，从而发挥故障信息管理系统的重要的作用。
3.1故障信息管理系统的主站结构设计。电厂的故障信息管理系统的主站系统主要有录波设备运行管理系统和保护及录波故障信息系统构成，能够对每一个故障录波器的录波信息和微机保护等设备的各种相关信息进行采集，同时还能将这些信息良好的到故障信息系统的信息平台之上，从而有利于对各种信息的浏览和查询。由于信息量比较大，直接用主站进行各种信息的采集将会严重的影响主站的运行速度，所以故障信息管理系统设立子站系统来完成实际的信息采集工作，然后对信息进行处理以后再传送给主站系统。主站系统对电气系统的故障信息进行实时地采集、传输、处理和分析，对各种故障信息数据进行管理、开发以及维护整个系统的正常运行，由于主站系统需要连接子站系统和信息管理平台，所以主站系统必须要有子站系统接入和公共数据服务接口。同时保证系统运行的独立性，避免系统运行对电厂的运行造成影响，影响到继电保护和故障录波器的实际运行，主站系统的结构图如图2所示。
图2 故障信息管理系统主站结构图
3.2故障信息管理系统子站设计。故障信息管理系统的子站分为一级子站和二级子站，二级子站将保护和录波信息进行采集以后传送给一级子站，一级子站在收集二级子站传送信息的同时对部分的继电保护装置的信息进行良好的采集，然后对各种信息进行良好的整理以后再上传给主站系统。一级子站系统采用PC机进行管理，一级子站西戎通过与子站内的继电保护装置进行良好的通信，然后将采集和上传的保护和录波信息通过远程通信功能上传给主站系统，能够采取网络方式和GPS对时卡来对电厂的GPS对事信号进行校时和继电保护装置的校时，一级子站系统的各个部件都有良好的自检功能，二级子站系统主要是完成信息的采集和处理以及将信息上传给一级子站系统，子站系统的结构如图3所示。
图3 故障信息管理系统子站系统结构图
4、故障信息管理系统的特点
故障信息管理系统具有良好的人机交互界面，从而对电厂的继电保护状态进行良好的监控和管理，采用智能化的信息采集和整理，减少了人工信息采集和整理的麻烦，能够将电厂的保护动作信息和实践、故障信息及时地进行显示，从而有利于运行人员采取相应的决策，能够对故障事件进行实时地通知让检修人员能够及时地到达检修现场，开展相应的检修工作，将电厂设备的信息数据良好的提供给检修人员，从而有利于检修人员完成实际的故障分析工作，采取相应的检修措施。
5、结语
电厂的故障信息管理系统具有良好的功能，能够完成对继电保护数据的良好采集和整理，有利于完成电厂的继电保护工作，从而保证电厂能够良好的进行运行，能够有利于整个电力系统的良好发展。在建立电厂的故障信息管理系统的时候，要采取科学合理的方法来建立故障信息管理系统，同时要对已有的故障信息管理系统进行完善，从而良好的发挥故障信息管理系统的重要价值。
参考文献
关键词：110kV变电站；继电保护；问题及对策
继电保护对于110kV变电站的可靠运行来说具有一定的重要意义，而针对国内110kV变电站在继电保护整定过程中产生的一些问题，作者在这里以东罗变电站作为阐述分析的对象，对其采取的继电保护方案具有的优点以及缺点进行分析，并且对其可能存在的若干问题进行总结，制定有效措施予以解决。
1 110kV继电保护配置方案
机电保护是针对变电站系统运行中所出现的事故进行预防和保护从而确保运行安全可靠的措施，为了可以有效地确保用户的安全用电和实现连续供电的目的，继电保护发挥着不可替代的作用。机电保护的配置就方案主要包括了两个方面内容，一个是人员配置方案，另一个是设备配置方案，继电保护配置随着变电站的不同而发生改变。
1.1 机电保护的人员配置
继电保护要求继电保护人员具有较高的素质，素质包括了较高的理论水平、较强的专业素质以及丰富的工作经验，继电保护人才必须具备全面的素质与技能，而且要培养出符合要求的全方位人才必须花费较长的培训周期。在专业技能方面，要求继电保护人员必须掌握其中的关键技术，并且必须保持一定的稳定性，不能够出现频繁的人员变动，从而保证继电保护人员具有业务水平的连续性。
1.2 机电保护的设备配置
目前，针对110kV变电站机电保护的设备配置包括了常规保护和系统保护两种。首先，在常规保护配置方面，主要指的是变压器保护、电容器保护、监控设备的保护等等，常规保护缺乏考虑设备更换以及性能改进的新要求。其次，在系统保护配置方面，主要指的是根据双重化配置原则，要求每一套系统都具有完成全站所有设备继电保护功能的保护装置，具备测控功能，该方案要求机电保护装置必须具有更高的性能与功能。
2 110kV变电站继电保护运行的常见问题
变电站具有着一定的特殊性，和国家社会经济的发展具有着密切的关系。因此，变电站要求其设备必须具有极高的可靠性和稳定性，我国110kV变电站继电保护运行中常见的问题包括了以下接个方面。
2.1 元器件发生故障
元器件故障所引起的故障保护案例比较多，主要原因在于元器件本身的质量问题，设备维护的过程中存在操作不当的情况，因此造成设备损坏。
2.2 继电保护措施有所缺乏
变电站的机电保护设备存在一定的缺陷，缺乏高科技设备，整体设备技术水平比较低，继电保护设备和国家电网的要求标准依然存在着较大的差距，给继电保护方案的制定以及实施的效率带来了较大的影响，为了促使变电站具有更加高的运作效率，必须加强继电保护措施的实施。
2.3 隐形故障比较多
在CT二次回路中，多点接地的情况容易造成保护产生误动，或者出现拒动的情况；直流回路的绝缘性出现下降，导致直流接地情况的出现等等，由此可见必须加强对继电保护设备的维护工作，在工作的过程中必须要求工作人员认真对待，尽力排除每一个隐形的故障。此外，变电站在运行的过程中还会存在着一些容易忽略的小问题，这些小问题都容易导致变电站的日常运行出现事故，必须予以足够的重视，并且采取有效的措施来及时解决。
3 110kV变电站继电保护常见问题的解决对策
3.1 对继电保护设备装置进行完善与维护
在我国，多数110kV变电站继电保护设备都比较简单，存在一定的缺陷，这是导致故障频发的重要原因之一。为了可以提高变电站运行的安全性与可靠性，必须要求110kV变电站的机电保护装置具备符合规范的保护装置，并且对设备后期的维护工作进行加强。近年来，我国电网中常发生的故障问题之一就是变压器烧毁，主要的原因包括了两个方面，一方面在于变压器自身的性能，难以承受其强电流长时间的冲击。另一方面在于主变压器缺乏足够的侧保护措施，缺乏全面的机电保护设备配置。针对这类问题，要求生产方必须严格把关变压器的生产质量，变电站工作人员对设备的选型工作和检查工作必须予以加强，同时必须对主变压器侧保护措施进行加强，采用全面的保护措施来确保变电站的正常运行。
3.2 对继电保护人员配置进行加强管理
机电保护装置不断的改进，继电保护人员应当不断的提高自身的专业知识与技能水平。继电保护工作具有着一定的特殊性，任务比较繁重，难以安排充分的时间进行深造与学习，所以必须通过电力系统机构来进行调整，为继电保护人员提供更多的培训和学习的机会，促使工作人员技能水平的提高。尤其针对新兴的继电保护设备，继电保护人员应当有计划地进行专项技术研讨，学习新型的继电保护技术，确保工作人员对新兴技术的理论知识掌握，对专业技能的掌握，从而有效地提高变电站的运行效率，促进变电站的可持续发展。
3.3 更变管理理念，重视引入新技术
现在，变电站更多采用的是过去的继电保护设备体系，该体系需要消耗大量的人力物力，对变电站的可持续发展造成了一定的阻碍。必须改变管理体系来促进变电站运作效率的提高。先进可靠的高科技设备为未来变电站的发展方向奠定了基础，提高设备的科技水平，可以有效地降低维修的费用和人力物力，减少继电保护人员的工作压力，提高继电保护工作的效率。对电源自动投入装置进行完善，增加故障检查配置等，可以对故障发生时候变压器的电流情况进行有效的监控。
4 结束语
综上所述，针对110kV变电站继电保护常见的故障问题提出了相对的解决对策，有效地提高故障处理的效率，节省了处理故障的时间与成本，为110kV变电站继电保护装置运行的安全性及可靠性提供了有力保障。
参考文献
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[关键词]变电站；运行；继电保护；抗干扰
中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）06-0063-01
引言
电力对国家的发展与正常运作起着至关重要的作用，不仅各行各业的生产和发展离不开电力，国民的日常生活同样也离不开电力的支撑。但是，由于国内的变电站发展过于迅速并且发展时间也不如发达国家那么扎实。所以就很容易出现问题：比如当下变电运行过程中极易受到干扰的问题（一般是大电流设备对小电流设备造成的影响，或者是其他的干扰，比如大气干扰之类），或者是变电运行中继电保护的问题。如果控制不当，不能及时解决，很容易会给国家带来不可估量的损失。因此，国家应该重视变电站的发展，积极调配解决显露出来的问题，并做好预防工作。
一、变电运行继电保护概述
变电系统由多种电气设备与电网线路组成，随着智能电网的建设，变电运行复杂性更高，一旦在运行过程中任何环节出现故障，都会对整个系统造成影响，为了保证变电运行的稳定性与安全性，必须要采取一定的管理措施，其中继电保护就是重要的管理措施。通过继电保护装置的安装，可以保证电网在运行时，对电网运行状态进行全面监视，并将数据提供给技术人员，一次作为电网可靠运行的依据。一旦电网运行出现故障，存在的保护装置也可以自动、迅速的对故障部分进行切除，确保其余部分能够正常运行。对于电网运行中存在的异常情况，能够及时准确的发出警报，提醒工作人员及时进行处理。继电保护的存在，是变电运行的保障，对预防事故发生以及缩小事故影响范围具有重要意义，可以提高变电运行的稳定性与安全性。
二、变电运行继电保护原则
应以提高变电运行可靠性作为中心，从变电运行特点出发，在传统继电保护装置应用的基础上，对继电保护系统进行优化，完成一次设备与二次回路之间的协调配合。通过电子互感器来对线路系统信息数据进行收集，要求采样系统应采用双A/D系统，并接入合并单元，各个合并单元输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。对于变电运行的采样，应采取直接采样的方式，并且对于单间隔保护应采取直接跳闸的方式，如果选择用其他跳闸方式，则保护措施以及结果必须要满足稳定性与可靠性要求。另外，应保证变电运行中各电压系统之间的相对独立性，避免将同一装置安装到不同网络中，降低不同网络之间的相互干扰，并且对于装入装置内部各网络数据接口控制器也必须要保持相对独立。
三、变电运行继电保护措施分析
3.1 母线继电保护
母线作为变电系统中重要组成部分，如果其出现运行故障，将会对整个电网运行的稳定性造成重大影响，造成巨大经济损失。对于母线的继电保护，需要结合变电站实际情况来选择，可以选择用分布式处理方式，利用单套配置来完成母线的保护，可以更好的实现保护装置与测控系统的集成。在进行继电保护设置时，将合并单元以及智能终端进行连接，母线保护装置可以通过继电保护系统来实现差错检测与自动处理。
3.2 主变压器继电保护
变压器是变电系统运行中重要保障，对主变压器进行继电保护，需要根据设备容量与电压等级，在低压侧与高压侧之间设置可靠性较高的保护装置，一般情况下应该选择用双套配置的方式，通过智能终端与合并单元组成双配套装置系统。在进行配置时，主、后备一体化的配置方案使一套智能终端设备与差动保护相对应，第二套智能终端与后备保护以及MU对应。对主变压器进行继电保护，保护装置可以通过检测装置直接测定变电系统电压电流量，而不是通过SV网络来完成数据的采集，有效的避免了网络因素对继电保护效果的影响。
四、对变电站继电保护造成干扰的干扰源类型
一般来讲，变电站的干扰源有：雷电干扰、断路器故障、电感耦合故障和接地故障四种类型。下面简单介绍两种：
4.1 断路器引起故障
在直流控制的回路中的电感线圈断开的情况下，产生较宽频谱的干扰电波的可能性很大。而有人使用通信设备，例如，对讲机、移动电话等，一样会产生高频电磁场干扰。
4.2 电感耦合类型
某些情况下，隔离开关由于动作产生雷电电流通过高压主线，在周围形成磁场。而二次电缆会被某些磁通包围，进而在二次设备回路里形成对地的干扰电压，严重时，将传到其它二次设备端口上（例如：继电保护设备），因此导致变电站继电保护受到干扰。
五、变电站继电保护抗干扰的措施
通常而言，阻止干扰进入弱电系统，这是最基本的抗干扰方法。一方面，能够采取对设备的硬件进行改善的措施，增强弱电系统的抗干扰能力；另一方面，可以经过屏蔽和隔离来断绝干扰的传播路径。现提出变电站继电保护抗干扰的措施：
5.1 把高频同轴的电缆在控制室和开关场两端分别进行接地
假如在一端对高频的同轴电缆进行接地，则空母线受隔离开关的支配，势必在另一端产生瞬间的高电压。这就加大了设备某个端子出现高电压的可能性，从而影响到设备的常规运转。
5.2 降低电力系统中一次设备的各种接地电阻
降低诸如电压互感器、电流互感器以及避雷器的接地电阻，不仅能够减小高频电流流入时所形成的电位差，而且可以构成具有低阻抗特性的接地网，使得变电站内部的地电差位降低，从而减少二次回路设备受到此些接地电阻的干扰程度。
5.3 其它抗干扰的措施
鉴于以上所提出的抗干扰措施都有较大的工作量，我们仍能够通过以下措施进行变电站继电保护的抗干扰：（1）在收发信机回路，我们可以设置2-5s的延时，隔断外部的干扰致使的误停信，进而防止区外出现故障时跳闸；（2）未来防止部分通道遭到隔断，要杜绝在收发信机的通道入口处接入电缆；（3）禁止一切带电的监测设备连接到继电的保护高频通道中，以便降低通道受到不必要的影响。
六、结语
随着社会的不断进步与发展，电力作为各行各业以及人们赖以生存的一大能源，其重要性不言而喻。所以，国家必须重视变电站的发展，及时解决变电站在发展过程中所遇到的难题，保证电力资源调配和使用的安全、合理性。本文针对变电运行中继电保护作用与抗干扰技术的问题进行简单的论述，希望对国家的发展强盛起到帮助。
参考文献
关键词：水电站；继电保护；安全问题；改进措施；电力系统 文献标识码：A
中图分类号：TV734 文章编号：1009-2374（2017）11-0239-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2017.11.120
1 概述
继电保护装置的作用非常强，在水电站生产发电的一些环节或者运行设备出现问题不能够正常工作的时候，它就会提示工作人员需要检修，主要是以一种发信号的形式进行，这样一来在水电站工作的人就能够及时发现问题，及时调整机组运行工况或停机检修使设备恢复正常运行的状态。当然这是发现问题的一种重要途径，然而却不是解决问题的一种有效途径，因为设备之间是有联系的，及时解决掉一个问题，也不能够保证其他的设备能够正常运行，只是保证短时间内设备能够像往常一样运行。因此，还是要对继电保护系统进行检查分析甚至改进，确保以后任何时候能够正常运行。
2 现状
中国的经济发展速度是越来越快的，这就代表着中国目前对于电量的需求也是越来越多的，这同时也是水电站频繁发生故障的原因之一，国家一边要考虑到经济的发展，另一边还要考虑人民的使用是否便利。西部电力供应的主要承担者就是水电站，当然解决出现的问题，一方面需要更新设备，另一方面还要从操作技术方面进行提高和创新，文章从两个方面分别予以探究。
3 水电站电力系统继电保护概论
首先针对于水电站系统的保护概论展开叙述，整个电力系统发生问题有时候就是因为某一条线路出现问题或者某一个环节没有按照要求进行操作，因此处理这种故障必须保证时间，尽量短时间内消除故障。继电保护的任务有两个主要的方面：首先就是在发生短路时；其次就是在设备不能正常运行时发挥作用。
3.1 发生短路时
在发生短路时，一般都会相继发生跳闸，继电保护装置的主要任务就是帮助选择性动作，能够实现迅速、自动跳闸，并且整个设备能够在比较短的时间内恢复正常运行，就是因为系统中故障的元件会被保护动作切除，因此很多能够正常运行的系统设备就不会受到影响。
3.2 设备不能正常运行时
设备不能够正常运行也有很多不同的情况，保护装置会根据设备的不同情况进行分析，然后针对性地发出信号，这样水电站的工作人员就能够根据不同的信号指示进行调整机组运行工况或停机检修。
综上所述，水电站中的继电器保护作用是比较明显的，并且能够将事故发生的范围缩小，当然还能够降低事故发生的概率。
4 水电站继电保护的基本要求
水电站中的保护装置能够进行保护作用也是遵循一定要求的，主要就是能够按照这些要求行使保护装置应该承担的责任。
4.1 选择性
选择性是针对于发生故障的设备和元件来说的，保护装置能够将发生故障的设备从整个完整的设备中切除，然后就能够继续行使保护运行的功能，因此即使没有那部分发生故障的设备，水电站的其他设备还是能够正常工作的，因此保护装置是必须设置的，尤其是对于容易发生故障的水电站来说。保护装置实现保护动作一般是按照一定的原则的，主要就是就近原则。但是有一种情况会导致保护动作失灵，可能是断路器的原因，也可能是保护装置本身的原因。因此安装保护的时候往往会选择不同的型号和位置进行安装，这就属于三种保护方式：第一种是主保护；第二种是后备保护；第三种就是最常见的辅助保护。
4.1.1 主保护。主保护一般发生在瞬时，也就是发生故障的瞬间，主保护的功能元件就会发生作用，主保护起的作用就是切除，保护动作往往发生的次数所占比例比较大。
4.1.2 后备保护。后备保护对于距离没有什么限制，无论是远还是近都能实现，但是近保护的保护时间比较长，安装的位置主要是在元件发生短路的位置，后备保护在主保护被拒绝时才会发生作用。对于远后备来说，动作实现的时间更长，切断故障元件需要依靠邻近的元件才能实现。
4.1.3 辅助保护。辅助保护就像这个保护的名字，一般会通过电流的作用实现，速断切除故障设备来确保正常设备的运行。
4.2 速动性
速动性其实就是快速性，故障切除的时间有两种：一种是在跳闸的时候；另一种是继电保护实现保护动作的时候。为了减少人为因素对于故障时间的延长，就要缩短解决故障的整体时间，但是前提是一定具有保护的设备。
4.3 灵敏性
灵敏性也可以说是继电保护的反应能力，因此保护范围的大小与反应能力的关系是非常明显的，并且只有灵敏性比较强的保护才能够做出灵敏的反应，工作人员才能够通过保护装置的反应做出一些行动。
4.4 可靠性
继电保护的可靠性主要就是不拒动、不误动；在进行保护时不会延时，不会缺少一些安全措施没有实施。
5 确保继电保护安全运行的措施
5.1 继电保护装置检验应注意的问题
经过专业的实验研究，在处理水电站发生的故障问题中，应该严格禁止电压回路升压、电流回路升流、改定值、拔插件等操作，因为会对设备的正常运行产生影响，还会导致工作人员的安全受到危害。设备的状态和检查后的状态都要根据实际情况进行调整。
5.2 定值区问题
定值区不止有一个，还有一个优点就是微机的保护作用，并且更改定值也是比^方便的，主要就是因为电网的运行方式发生了变化，然后一旦发生什么问题，也能够通过定值区的查找分析解决，当然前提是一定要保证定值区的确定是完全正确的，还有就是设备的名称记录问题以及修改人员的职务及姓名、日期都要记录，因为后期还要对于维修设备的人员和日期进行打印审核，主要就是为了减少定值区的确认发生问题。
5.3 一般性检查
一般的检查是必须要进行的工作，首先就是清点工作的开展，要保证装置插件模块板虚焊的位置是比较安全的，并且还要保证连接的位置是比较紧固的。通常螺丝的数量分布并不是很均匀，一般保护屏在搬运和安装过程结束之后，就会发现很多的螺丝都会松动，这就要求在进行下一步工作之前先将松动的螺丝紧固，投运后的装置也要每年定期检查。最后检查项目还包括端子箱、控制屏、保护屏等。
6 水电站继电保护系统安全风险的改进措施
6.1 落实继电保护风险安全管理机制
当前水电站出现的问题比较集中，因此解决问题的主要方向就是针对于发生问题的几个方面，首先就是没有比较完善的保护装置，很多的保护装置确实被安装了，但是没有进行检查和维修的人员，因此继电保护系统就不会根据需要定时更新。还有就是管理人员的心理问题，没有比较强的责任心，导致很多继电保护系统的安装根本没有落到实处，最后就是整个安全管理的制度并没有实施性，只是停留在一种形式上。继电保护设备的安全系统就明显增加了风险性。
风险管理制度首先需要检查保护装置是否都齐备，其次还要检查保护装置是否能够安全可靠的工作，并且还要对保护装置的安装、使用以及前期的采购都安排指定的专业人员，并且后期一旦发生问题，就要及时进行更换或者维修，使各项工作有序进行。这些环节是否能够顺利实施很大程度上依赖于继电保护装置使用系统的安全合理性。
6.2 紧抓继电保护技术安全
继电保护装置的安全运行是降低风险的重要前提，同时也是保护整个系统的重要保障，因此只有将技术改革，系统创新落到实处才能够保护系统的整体安全性。针对性的分析问题就要对问题有足够的了解，一些保护失效的原因和发生问题的原因都是比较常见的，因此可以通过针对性的研究增加保护装置保护的可靠性，保证运行的风险降低，可靠性提高。
6.3 重视继电保护技术人员的培训
技术人员是除了设备之外影响水电站正常工作和问题解决的一个重要组成部分，技术人员提供的足够的支持是保证水电站的设备和系统安全运行的前提。要提高技术人员的综合能力，最有效的一种方法就是重视继电保护人员的培训工作开展进度，进行定期的培训，对常见问题的具体解决方法进行讲解。继电保护系统的运行风险通过提高技术人员的技术水平能够得到有效降低。
6.4 提高继电保护装置产品的可靠性
保护装置是实施水电站保护的主要保证，因此设备的可靠性可以说影响非常大，因为装置本身的质量不高导致整个水电站工作受到影响的例子非常多，因此在采购保护装置以及相关设备的时候，一定要对于生产厂家进行检查，选择口碑比较好的，同时又是企业比较了解的厂家，这样就能够减少设备发生故障。并且一般检查还要检查芯片的联接状况，必须保证都是比较紧固的，因为一旦开始正常工作，存在松动的螺丝和芯片就会经常出现故障，对于其他设备的影响也是很大的。
7 结语
综上所述，无论是变电站还是水电站，对于继电保护设备的要求都是比较高的，不仅关系到发电效率，最主要的是关系到安全问题。继电设备的安全运行通过现代的计算机技术和更可靠、更先进的设备引进已经得到很大改善，但是完全消除风险还是要保证每一个细节都落到实处。通过借鉴成功的经验可以使发生风险的环节进行改善，提高工作人员和操作技术员的业务水平，严格按照要求进行检查、S护和更新，才能保证保护装置发挥其“安全卫士”的作用。
参考文献
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（辽宁省政府大院电力管理所，辽宁 沈阳 110000）
【摘 要】伴随我国电力行业的不断发展，电网的建设步伐也随之加快，近几年，智能电网的建设也陆续开始进行。与传统变电站的继电保护方式相比较，智能变电站的保护装置更加的智能、灵敏、迅速与可靠，可以为变电站进行其他设备的建设提供切实可靠的保障，为变电站的建设奠定坚实的基础。从智能变电站的构造来看，其主要分两个层面进行继电保护，即过程层与变电站层，这两部分也是智能变电站实现继电保护的重要媒介。本文以智能变电站的继电保护为主要研究点，分别就其概念、可靠性等问题进行全面的分析和探索。
关键词 智能变电站；继电保护；可靠性；探索
0 引言
随着我国电力行业系统的不断发展和进步，智能化的电力设备也被逐渐的应用到我国建设智能电网的电力工程中。该工程是以传统变电站的继电保护设备为建设基础，将先进的自动化信息技术引入其中，从而有效的实现变电站的智能化继电保护。因此，智能变电站要想做好继电保护工作，必须要选择具有较高可靠性和灵敏度的继电保护设备，这样才能保证变电站工作的顺利进行和完成，从而保证各设备都能够满足变电站的工作需要，进而提升其继电保护的安全性。
1 智能变电站的含义
在智能变电站的处理系统中，对于信息的采集、运输、处理及输出都是数字化的。不仅具有通信网络化的优点，还同时拥有设备智能化以及运行管理的自动化通信协议、模型统一化等特点。智能变电站与传统变电站最大的不同就是：智能变电站分为一次智能化和二次网络化，降低了变电站的建立、设计、运行的成本。在此基础上，智能变电站还使用智能断路器与光电互感器共同克服了传统变电站中互感器的饱和问题。光缆的应用也克服了传统变电站中交直流串扰及电磁的兼容问题。在智能变电站中，继电保护装置是对于传统变电站的一项重大改变。从智能变电站的结构图中我们不难看出，智能变电站主要是由站控层、间隔层以及过程层这三部分组成的。站控层以及间隔层能够实现对数据的共享，过程层是用以实现稳定与可靠的目标的。在本文中，主要讨论的是关于智能变电站中的二次设备及其继电保护技术，也就是关于间隔层设备的主要问题。
2 提高可靠性的手段
2.1 变压器的保护配置方法
在电力系统中，由于通过配电线路的电压额度是有限定的，无论电压过高或者是过低，都会对配产生严重的影响。然而，在变电站中，能够有效调节的控制电压的重要装置就是变压器系统，这也是变电站进行配电保护的重要装置。因此，在利用变压器装置进行配电保护时，可以采用分布式的配置办法来促使变压器能够有效的实现差动功能继电保护[1]。同时，对于变压器装置的后备保护，则需要采用集中式的配置手段。此外，还可以采用独立安装法对那些非电量进行继电保护。其具体的安装方式为：将电缆直接通断路器连接。
2.2 保护电压限定延时时产生的过流电
当电力系统中的智能变电站处于正常的运行模式时，由于电流等外部因素的影响，极容易出现外部断路的情况，从而引发过负荷电流现象出现。在此种情况下产生的过负荷电流，虽然其电流量同正常情况下的电流量无较大的差别，但是却很容易在变电站系统出现外部故障的时候，发生跳闸现象，从而对智能变电站的继电保护可靠性产生较大的影响。因此，采用电压限定延时的方式，可以准确的测量出变电站中各线路通过的电流量，从而在发生过负荷电流现象时，及时的向相关系统发出警报和执行保护的命令，提升其继电保护的可靠程度。
2.3 线路保护配置
在电力系统中，大部分的线路保护配置都是利用纵联差动的保护方式来对电力系统进行有效保护的。其主要的装置手段为集中式和后备式两种保护手法，采用这两种方法，可以及时的处理该配置的各项问题，保证其各项功能都能够正常运行。之所以要加强该配置的保护，主要是因为它不仅可以有效的控制和保护电力系统中各级电压之间间隔的单元，还具有测量、控制、保护和通信监视等多方面的功能[2]。可以为电力系统中的变电站、发电厂和高低压配电等其他修通提供完善的配电线路控制保护方案，保证电力系统安全稳定运行，提高配电保护可靠性。
3 继电保护的注意事项
3.1 继电保护可靠性
所谓的智能变电站，就是利用自动化的电子信息技术，对整个电力系统结构进行数字化的保护，所以，其在保护的过程中会应用到许多的电子装置。但是，由于影响电子装置工作稳定性的因素有很多，包括环境、信息数据的同步、电池兼容以及开关设备的频率等，这就使得继电保护设备的可靠性受到影响，继而产生可靠性问题[3]。因此，变电站在进行继电保护时，其光缆线一定要具有较高的稳定性，从而减少电子装置受干扰的频率。对此，可以利用一些先进的科学技术，帮助该系统成功实现自我检检测，以便及时的对相应的系统警告快速反应。并且，还可以建立起一个配电保护可靠性的系统模模型，对其可靠性进行定量分析。
3.2 继电保护实时性
在实际的电力系统应用中，其对智能变电站进行继电保护实时性的要求十分之高，但是由于数字式互感器在对数字进行采样工作时，必然会因为交换机交换、合并器出现链路传播以及接收器接受时间被延长等情况的影响而出现一定程度的时间性误差，这就使得数据的传授受到严重的影响。其中，合并器排队与交换机转发是导致数字互感器出现时间误差最主要的原因[4]。面对此种情况。我国电力系统的工作人员在进行采样工作时，应该利用科学的方案在采样之前计算出可能会产生的误差，并将计算结果同采样结果相融合，从而最大限度的降低延时和误差现象对采样结果的影响，进而提高智能变电站进行继电保护实时性的程度。
3.3 保护时间同步性
由于传统的变电站系统使用的互感器设备是不存在保护时间的同步性问题的，所以，我国电力系统在此方面的保护还存在一定程度的缺失，然而，由于智能变电站采用的是数字化的信息采集方式，因此，其配电保护应该与时间的同步性相连接。提高保护时间同步性的方法有：第一，线路差动保护与同期检测。由于这两个装置需要采集的信号的相位和幅值是来自两个不同的变电站的，不仅需要线路的本侧数据，还需要其对侧数据，所以，必须要保证整个电网系统都能够同步的执行正确的保护动作。第二，过流过压保护。对于电流过流和过压的保护十分简单，并不一定需要时间的完全同步，只是需要工作人员在系统中输入正确的幅值即可。
4 结论
总而言之，对于整个电力行业的变电站系统来说，做好其站内的继电保护工作对于整个变电站都具有十分重要的意义。面对当前人们生产生活对电能需求量和增加，我国电力系统应该要不断的改进和创新变电站的继电保护技术，利用数字网络科技，建立出智能化的变电站，从而更好的满足人们的需要。另外，在未来的时间内，电力行业必须要将变电站中的继电保护装置放在工作的首要位置，加大建设力度，尽快实现变电站的全智能化。
参考文献
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［3］刘发慧.针对智能变电站继电保护的相关研究[J].科技致富向导,2014,32:115.
关键词：变电站自动化；监控；网络
Abstract：BasedonthepresentstateofsubstationautomationforelectricpowersysteminChina,theexistingdefectsofsubstationautomationareanalyzedthesubstationautomationsystemstructureandfunctionconfigurationprinciplestomeettherequirementsofunmannedsubstationarediscussed.Byinvestigatingthepresentoperationalsituation,theauthorputsforwardthesuggestionsforimprovement.
Keywords：substationautomation;monitoringandcontrol;network
当前进行的输变电建设和城乡电网的建设与改造，对新世纪电力工业发展有着重要的作用。因此，产品技术要先进，产品质量要过硬，应达到30～40年后也能适用的水平；而且产品必须要国产化。为此有必要对我国变电站自动化的现状作深刻的分析，发现问题并提出改进意见，使我国城乡变电站自动化的水平达到上述要求。
1变电站自动化的现状
变电站二次设备按功能分为四大模块：①继电保护及自动装置；②仪器仪表及测量控制；③当地监控；④远动。四大模块功能的各自不同的发展及其功能的相互渗透，为变电站自动化提供了多种多样的实现模式，可概括为两种基本实现模式：①保护加集中RTU模式，面向功能；②保护加分散RTU模式，面向对象。
1.1保护加集中RTU模式，面向功能
(1)继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；中央信号盘及控制盘与继电保护及自动安全装置通过接点连接；有人值班，定时抄录运行记录；变电站运行有异常时通过电话与调度联系。
(2)继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；中央信号盘及控制盘与继电保护及自动安全装置通过接点连接；集中RTU，功能有①数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度(电度表通过脉冲与RTU连接)，完成数字量采集如档位等，完成信号量采集(其中继电保护及自动安全装置也通过接点与RTU连接)。②控制功能：控制开关、分级头等。③通信功能：与当地监控通信，与远方调度通信；有人值班，运行当地监控，定时抄录运行记录；变电站运行有异常时通过RTU及电话与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
(3)继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；集中RTU，功能有①数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度(电度表通过脉冲与RTU连接)，完成数字量采集(其中继电保护及自动安全装置通过串口与RTU通信)，完成信号量采集。②控制功能：控制开关、分级头等。③通信功能：与当地监控通信，与远方调度通信；有人值班，运行当地监控，变电站运行有异常时通过RTU及电话与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
(4)继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；集中RTU，具有的功能为①数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度(电度表通过脉冲与RTU连接)，完成数字量采集(其中继电保护及自动安全装置通过串口与RTU通信)，完成信号量采集。②控制功能：控制开关、分级头等。③通信功能：与远方调度通信；无人值班，变电站运行有异常时通过RTU与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
(5)继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；集中RTU，模块式设计，功能为①数据采集功能：智能模拟量采集模块，智能脉冲量采集模块，智能数字量采集模块(其中继电保护及自动安全装置通过串口与RTU通信)，信号量采集模块。②控制功能：智能控制量输出模块。③通信功能：与远方调度通信；无人值班，变电站运行有异常时通过RTU与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
1.2保护加分散RTU模式，面向对象
(1)继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；分散RTU，面向对象，单元式设计，其功能有①数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度，完成数字量采集，完成信号量采集。②控制功能：控制开关、分级头等。③通信功能：与当地监控通信；继电保护及自动安全装置通过串口与当地监控通信；当地监控与调度通信；有人值班，运行当地监控，变电站运行有异常时通过当地监控及电话与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
(2)继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；分散RTU，面向对象，单元式设计，功能有①数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度，完成数字量采集，完成信号量采集。②控制功能：控制开关、分级头等。③通信功能：与前置采集机通信；继电保护及自动安全装置通过串口与前置采集机通信；前置采集机与当地监控及调度通信，前置采集机可以采用两台，互相切换，当地监控也可以采用两台或多台；有人值班，运行当地监控，变电站运行有异常时通过前置采集机及电话与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
(3)继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；分散RTU，面向对象，单元式设计，具有以下功能①数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度，完成数字量采集，完成信号量采集。②控制功能：控制开关、分级头等。③通信功能：与前置采集机通信；继电保护及自动安全装置通过串口与前置采集机通信；前置采集机与调度通信；无人值班，变电站运行有异常时通过前置采集机及电话与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
(4)继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；分散RTU，面向对象，单元式设计，其功能为①数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度，完成数字量采集，完成信号量采集。②控制功能：控制开关、分级头等。③通信功能：通过总线网与当地监控及远方调度通信；继电保护及自动安全装置通过总线网与当地监控及远方调度通信；有人或无人值班，运行当地监控，变电站运行有异常时通过远动及电话与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
(5)继电保护及自动安全装置与分散RTU合二为一，具备的功能为①继电保护及自动安全装置功能。②数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度，完成数字量采集，完成信号量采集。③控制功能：控制开关、分级头等。④通信功能：通过串口或总线网与当地监控及远方调度通信；仪器仪表独立运行；有人或无人值班，运行当地监控，变电站运行有异常时通过远动及电话与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
除了以上10种模式外可能还有其他种类，如安装方式就地化、某些功能分散化等，但都可归为以上两大模式。第一大模式对老站改造特别适合，第二大模式是正在发展的模式。下面讨论其技术发展的走势。
2变电站自动化的发展
2.1分层分布成为潮流
变电站自动化系统纵向分层：站级层、网络层、就地层；每层按功能或安装位置横向分布。
(1)站级层横向按功能分布为当地监控和继保功能及远方监控和继保功能。站级层功能分布的形式取决于网络层的结构。
当地监控功能作为当地运行人员的人机交互窗口，以图形显示、报表打印、语音报警等各种方式实现当地“四遥”即对系统运行状况如潮流、电度、开关状态等进行实时监视，按需及“五防”要求控制开关及刀闸的跳合，按需调节档位，以及有关MIS系统。
当地继保功能作为当地继保人员的人机交互窗口，也可以图形显示、报表打印、语音报警等各种方式对继保及自动安全装置的运行状况如装置是否故障、定值是否改变、采样是否准确等进行实时监视，根据运行需要决定保护投退和定值修改，故障发生后通过故障录波进行故障分析和诊断。
当地监控和继保功能可以各自独立，也可以合二为一。
远方监控和继保功能是当地监控和继保功能通过通信在远方实现，是无人值班变电站的前提条件。远方监控和继保功能同样可以各自独立即通过不同的通道和规约分别接至调度和继保，也可以合二为一即通过同一通道接至远方终端。
站级层基本要求为①可靠性：不能死机、能够自动恢复等。②开放性：模块化设计便于剪裁、适合不同远方规约要求。
(2)网络层完成信息传递和对时功能，通过信息交换，实现信息共享，减少变电站设备的重复配置，简化设备之间的互连，从整体上提高变电站自动化系统的安全性和经济性。目前有两种通信机制：POLLING通信机制及CSMA/CD通信机制。POLLING拓扑结构可以是星形网也可以是总线网，以485为代表。CSMA/CD拓扑结构一般为总线网，以LON为代表。可以通过485转LON的转接器及LON的计算机串口卡或总线卡完成这两种网络的互换。
下面分析485，LON这两种网的优缺点(如表1)。
表1485，LON网性能对照表
性能485星形网485总线网LON总线网
通信机制POLLINGPOLLINGCSMA/CD
拓扑结构星形网总线网总线网
计算机接口多串口卡串口卡/总线卡串口卡/总线卡
通信速率9.6kbps9.6/187.5kbps9.6/78kbps
最大节点数不限3264
最大通信距离2000M1000M2000M
传输介质双绞线/光纤双绞线/光纤双绞线/光纤
传输能力字节传输字节传输字节传输
报文格式显式报文显式报文显式/隐式报文
网管工具不需不需不需/需要
节点增加方便方便方便/麻烦
字节丢失不可能不可能可能
最快实时性波特率1
节点数波特率1
节点数波特率1
节点数
一般实时性较慢较慢较快
最慢实时性波特率
节点数波特率
节点数可能丢失
网络可靠性很可靠较可靠较可靠
站级层功能分布需要双前置需要双前置需要双LON卡
采集方式单采、故障时
切换单采、故障时
切换双采、各采
各送
下位网双网结构可以可以可以
下位网网络分段可以可以可以
对外开放性开放开放困难
需要文件传输时采用以太网采用以太网采用以太网
上位网双网结构可以可以可以
单机方式时单前置为瓶颈单前置为瓶颈当地和远方独立
不需当地功能时没有瓶颈没有瓶颈没有瓶颈
就地层设备互操不能不能可以
网络层基本要求是①可靠性：抗干扰能力强、任一节点损坏不能影响整个网络等。②开放性：兼容其他外部设备，适合不同通信介质及规约要求。③实时性：实时传递信息。
(3)就地层主要是继保、监控设备层，可组屏也可分布在各继电保护小间内即安装在开关柜上，继保、监控既可以各自独立也可以合二为一。它对相关一次设备进行保护、测量和控制，协调就地层、站级层、远方终端的操作要求，对采集的信息进行处理上送，并在站级层、远方终端控制失效的情况下仍能完成保护、测量和控制功能。
保护及自动装置基本要求是①可靠性：该动作时应动作，不该动作时不动作。②选择性：首先由故障设备或线路本身的保护动作，如其拒动时由相邻设备或线路的保护动作。③灵敏性：保护装置对保护范围内的故障应具备必要的灵敏系数。④速动性：尽快切除故障，提高系统稳定性，减轻损坏程度等。
测量控制装置基本要求是①可靠性：抗干扰能力强，控制被控对象时，其他对象不能乱动。②准确性：模拟量测量、脉冲量测量、开关量测量、数字量测量达到规定精度要求。
(4)三层之间的关系。站级层、网络层、就地层既相互独立又相互联系，站级层功能的实现依赖于网络层和就地层的完好性，但是就地层功能的实现，特别是继电保护及安全自动装置的功能的实现决不能依赖于网络层和站级层的完好性。
(5)整体性能的考虑。必须满足如下10项基本要求：可靠性、开放性、实时性、选择性、灵敏性、速动性、准确性、经济性、方便性、统一性。
2.2现场设备功能的相互渗透
随着变电站自动化的发展，各专业技术相互渗透，已没有非常明显的界限，问题的处理需要各专业人员协同配合，否则将阻碍变电站自动化技术的发展。
2.2.1低周减载的分散化
低周减载将分散到220kV出线、110kV出线、66kV出线、35kV出线、10kV出线、220kV主变的中低压侧后备保护、110kV主变的中低压侧后备保护、35kV主变的低压侧后备保护等，从而形成低周减载的网络。
2.2.2小电流接地选线的分散化
众所周知，小电流接地选线的基本原理如下：
(1)对中性点不接地系统采用：①比较基波零序电流大小；②比较基波零序功率方向；③比较基波零序电流方向；④比较基波电流最大值方向。
(2)对中性点经消弧线圈接地系统采用：①比较五次谐波电流大小；②比较五次谐波功率方向；③比较五次谐波电流方向；④比较五次谐波电流最大值方向。
因此将小电流接地选线分散到出线保护中，不能单独完成选线功能，必须依赖就地层所有出线保护装置、网络层、站级层的完好性，将所有出线同时刻信息汇总后，才能作出正确判断，同时刻信息的条件可以采用3U0的同时出现来满足。
将小电流接地选线分散到出线保护中，可以独立实现自动或手动接地探索，通过跳闸和重合闸来进行。
小电流接地选线功能不是可有可无的不重要的功能，现场报道过当出线发生单相接地故障后由于未能及时报警故未能及时解除故障而导致人畜伤亡的不幸事件。因此小电流接地选线的分散化，成为一个争论的焦点。
2.2.3同期操作的分散化
传统自动同期重合闸，由保护装置的同期检测回路及软件共同实现。
传统开关的手动或遥控同期操作，由手动或遥控继电器切换同期点的电压及同期点的合闸操作回路和同期判别装置共同实现。
因此传统的集中同期方式接线复杂。
可以将手动或遥控同期功能分散到保护装置中，或分散到单元式测控装置中。
2.2.4母线保护的分散化
传统母线保护必须把母线所有的TA二次集中到母线保护装置中，母线保护的出口又必须连接到母线上各元件的跳闸回路，因此接线复杂。
母线保护能否分散到线路保护中，并通过专用网络传递信息，实现母线保护功能，可以采用GPS同步。由于母线保护的重要性，因此母线保护的分散化成为又一个争论的焦点。
2.2.5故障录波的分散化
故障录波的作用为：①分析继电保护及安全自动装置的动作行为；②分析故障过程、故障类型、故障水平、故障远近等。
因此故障录波的分散化不影响变电站自动化的可靠性，但是怎么分散才能达到故障录波的应有作用是值得考虑的。
目前利用继电保护及安全自动装置提供的数据来替代故障录波是不恰当的，其理由为：①故障录波的完好性依赖于继电保护及安全自动装置的完好性，自己不能证明自己；②分散式故障录波应从模拟量输入、开关量输入、数据采集、数据的分析判断以及电源都独立于继电保护及安全自动装置。
因此重要的变电站在独立的分散故障录波出来之前，应采用集中式故障录波。
2.2.6电压和无功的控制
电压和无功的控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组、电抗器组、同步调相机等方式实现。操作方式有：手动、遥控、自动。
目前电压和无功的控制功能有两种实现方式：①专门的电压和无功控制设备；②由站级层根据就地层通过网络层提供的电压、无功、抽头、开关状态等信息由软件完成。
2.2.7“五防”操作及操作票
防误闭锁方式基本有：简单的挂锁、机械连锁、电磁锁、程序锁及微机防误系统等。
①防误系统与站级层的当地监控及远动主站通信，确保当地监控与远动对断路器、电动刀闸的控制操作经防误系统允许；②防误系统出具操作票；③就地操作经五防锁控制。
将“五防”功能由就地层本身实现，达到本单元“五防”功能；
将“五防”功能由当地监控和远动主站本身实现，达到系统级“五防”功能。
2.2.8GPS对时问题
传统GPS对时是由GPS同站级层对时然后通过网络层对就地层设备广播对时，此方法缺点是就地层设备对广播对时的响应不一致导致对时精度不能真正满足SOE的要求，因此应将GPS直接对就地层设备对时。
2.2.9保护测控一体化
对低压设备或农网设备，可以将保护、测控合二为一，当然TA回路要分开，以保证精度要求。
一体化装置必须优先满足继电保护及安全自动装置的四性要求。一体化装置的出现要求用户体制适当调整。
未来有可能将智能仪表、电源等同以上功能一体化。
2.3现场设备安装方式的就地化
就地层设备直接下放到开关柜，对没有开关柜的直接采用专用柜体安装到一次设备现场。
就地层设备需达到几项要求：①温度、湿度适用范围；②抗干扰能力；③抗振动能力；④对灰尘、风霜雨雪环境的要求等。
2.4远方调度的新发展
不再满足于“四遥”功能，向遥视、电力MIS、电力市场(经济调度)、智能调度(自动决定运行方式、自动恢复送电等)方向发展。
需要对远动规约进一步扩充，才能满足远方调度的新发展。
2.5远方继电保护进一步发展
远方监视继电保护及安全自动装置的运行情况，如装置是否故障、采样是否正确、定值是否变化、自检是否正常等，远方修改保护定值，远方投退保护，远方故障录波，远方故障测距，远方故障探索，远方故障分析等。
远方继电保护可以同远动共通道也可以不共通道，但其规约不同于远动规约，需要有关部门尽早制定，或同远动规约合并，以便远方继电保护的发展。
2.6无人与有人值班的争论
(1)防火、保安系统怎么接入。
(2)变压器渗油、非正常声音、瓷瓶开裂、局部放电等非电气量怎么处理。
(3)一次设备是否全部可以电动操作。
(4)设备损坏但未能远方报警等。
以上是实现无人值班的障碍。因此现在变电站基本处于从多人值班到少人值班，从少人值班到无人值班有人巡视的逐步过渡的过程。
实行无人值班有人巡视方式时，站级层设备中当地监控可有可无，因此网络层采用POLLING机制比采用CSMA/CD机制可靠性高，当地监控将被远方调度的监控系统取代，为方便当地调试可以预留当地监控的接口，以便同便携机相连，临时代替当地监控的功能。
3结论
(1)分层分布成为潮流。
(2)站级层中当地监控功能将随着无人值班而消失，其功能将会出现在小区中心值班站或调度所，相应地远动功能将进一步增强。
(3)网络层技术特别是现场网将进一步发展。
(4)就地层设备功能的相互渗透、安装的就地化、工艺的提高、使用的方便性将会进一步深化。
(5)远动规约、现场设备的规约进一步扩充和规范。
(6)远方继电保护进一步发展。
(7)向其他相关领域技术渗透。
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关键词 智能化变电站；继电保护调试；应用
中图分类号TM63 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）108-0157-02
目前，智能变电站技术的方兴未艾，它代表了变电站的自动化技术的未来发展方向，是智能电网建设的重要组成部分，因此，智能变电站和继电器调试研究具有重要的意义。本文对智能化变电站继电器的应用以及调试方式进行了讨论。
1概述
智能变电站与传统变电站有一个很大的优势比较，在智能变电站中涉及到许多先进技术，如光电技术，网络通信技术，尤其是在二次系统中最大程度的发展信息技术及其应用模式，以电量的形式向数字化输出实现，以便在通信网络中的信息传输。智能变电站设备在过去的TA和电视机的变化和使用新的数字变压器，身体和功耗大大减少。
智能变电站继电器和传统变电站相比，主要通过过程层网络为基础的，作为通信标准IEC61850，特别是其架构系统在以下几个方面：
第一，智能变电站继电器“三两个网络”架构体系。三两个网络是指智能变电站在逻辑上分为站控层，过程层和隔离层，这意味着在两个网络和处理站级网络层网络；
第二，基于IEC 61850标准。IEC 61850标准是智能化变电站原则中继电站网络和通信技术应遵循的，体现在模型是基于传统的保护装置相对简单的单一功能的逻辑位进行划分，即详细地遵循了基本功能单元的逻辑节点划分，如跳闸重要节点循环的算法和处理的样品，体现在按智能变电站通信协议IEC61850标准体系有根据服务的类型的差异，并有一定的差异的特定性能，要求获得对应于一个特定的通信协议，诸如用于SV/GOOSE通信保证了通信的实时传输，在传输层和网络层协议的映射是空白的，体现在数据智能变电站IEC61850标准，该协议具体划分覆盖现有的基本数据类的数据，和相关信息的数据扩展。
2调试方式
2.1对保护装置元件的调试进行分析
智能变电站相关设备的检查，首先要对保护定值进行校准工作。校准对象包括纵联差动保护设置，过零序反时限流保护设置， PT断线相过流和零序过流定值等。将每项保护定值进行校准后，就要对光纤通道进行联调，在进行联调前，要对光纤通道进行检查，以确保连接正常，指示灯没有发出异常预警，保持点亮状态。联调的主要步骤为，对差流以及侧电流进行检测，然后再对两侧设备的众联差动保护功能做出相应的联调。
2.2对通道调试方式进行分析
对智能变电站进行通道调试时，具体的步骤如下：第一，要对设备的工作情况以及状态进行判断，尤其是对光纤通道的检查，确保保护装置的光纤通道处于正常连接状态，且没有任何预警报告，若异常指示灯出现点亮状态，则要对通道进行详细检查，此灯的预警表示通道内的状态计数处于不恒定状态。另外，在对通道进行调试以前，还应该对设备光纤头进行检查，确保其干净，若通道中还有其它接口设备存在，则要逐一对这些设备进行检查，确保各个设备接地正常。
2.3对GOOSE的调试方式进行分析
对变电设备菜单栏进行调试时，首先要对GOOSE的报文统计和通信状态进行配置，保证不出现预警信号，主要的预警信号有GOOSE-B网网络风暴报警、GOOSE-A、GOOSE出现配置不一致的报警等。GOOSE的调试发送功能很强，可以同时承载八个发送模块进行发送，因此，为了让现场调试更加方便快捷，对发送压板进行配置时，应该多配置一些， 但是最多不要超过十二个。若在进行调试过程中，发送压板出现退出使用时，与之相关的GOOSE所发送的信息要进行清零处理。此外，对于GOOSE来讲，不仅具备发送功能，还具备较强的信息接收功能。
3应用分析
智能变电站继电保护在电力工程中的应用，较为重要的便是GOOSE的连线功能，此连线方式采取的硬电缆接线方式，将数字信号进行采集，然后形成数据集，以数据集的形式将信息向外传递。智能变电站的接收方只能对一部分信号进行接收，所以，在对GOOSE连线功能进行配置前，需要智能变电站接收方对内部与外部信号进行添加。此外，还要关注的问题是，若外部信号相同，那么将无法与两个内部信号连接，相反，若内部信号相同，也无法与两个外部信号连接。对日志窗口进行查看，以对详细记录进行掌握，进而通过此功能对内部信号进行添加。
本文将以实际案例为主，对其调试方法以及应用情况进行分析，有一个保护装置，线路为220KV。首先，对此保护装置的开入量通道做测试，采用的辅助仪器为智能继电保护校验仪器，对此装置的异常情况进行检查，目前，校验仪器已经对此线路的保护做出检查，但是在保护装置内部并没有与其对应的开入信息。下面将对此种现象进行分析，首先，我们先对校验仪器的61850配置检查，经过多次的检查与校验后发现，此配置并没有问题出现，并且光网口的灯在连续闪烁，这可以表明在硬件口发送出的数据信息也没有问题。接下来，对模型文件的配置进行分析，将母差的模型文件打开，找出与之相对应的数据集。
依据一定的顺序将线路二的出口节点找出，将模型文件打开，问题被发现，在数据集的发送成员中发现，External signal IED Name以及External Siganl Reference Name同母差的模型文件存在一致性，此情况是非常惊人的，又对母差模型文件的相关内容进行查看，发现在模型的出口处，出现相同的两个跳闸数据，是dscGOOSE与dscGOOSE1，正常情况下，母差所发送的数据集是dscGOOSE1，此时，便可以得出是由于名称出现不一致而发生GOOSE的开入出现异常。最后，对该设备的说明进行详细的分析，了解到此类型的装置有其特殊的要求，在对GOOSE的参数进行校对后，还要判别其数据集，若出现数据集不一致的情况时，便会造成开入锁闭的现象。
4结论
综上所述，智能化变电站继电保护装置将是未来的电力工程发展方向，并逐渐的应用到实际的电力工程中。对于智能化变电站来讲，对继电保护装置进行调试与应用是非常关键的，直接关系着投入使用时的效果与安全，因此要对其具体调试方式，应用情况进行细致分析。
参考文献
[1]林中时.智能化变电站继电保护调试研究及应用 [D].浙江大学，2011（10）.
关键词：电网；录波图；继电保护
中图分类号：U665.12 文献标识码：A文章编号：2095-2104（2012）
Quick analysis of power grid accident through fault recorded date
ZHOU Yong-qi
(Qujing Power Supply，yunnan Qujing 655000)
Abstract：According to a case of relay protection action of a 110kV line，through analyzing the flaut-current and fault-voltage waveform，the paper pionts out the operating conditions of a power plant and the fault type of the line.So we can quick infer protection action and automatic reclosing conclusion form the fault recorded date，which provides theoretical support to the system recovery and investigation of accident.
Key words：power grid；fault recorded date；protective relay
前言
曲靖某局部区域电网，发生一次三台110kV开关同时跳闸事故，致使一个110kV枢纽变电站及多个并网电源与系统解列，该局部电网瓦解。因该区域电网为地方电网，受设备装备水平及运行管理水平的限制，事故后只收集到一张110kV电厂出线开关的继电保护动作报告（以下称录波图），根据这份录波图，分别按故障电流、电压波形，进行电网事故分析，确定了电厂运行工况及线路故障性质，推断出继电保护及重合闸动作结论。
电网一次接线及保护动作简述
2010年2月，如图一所示的110kV电网，发生事故跳闸情况如下：A站#137开关方向零序电流保护Ⅱ段动作跳闸，重合闸为检无压动作成功；B站#193开关接地距离Ⅰ段动作跳闸，重合闸未启动。C站#151开关接地距离Ⅰ段动作跳闸，重合闸动作成功。
图一：110kV 电网系统一次接线
因#193开关重合闸未动，该局部电网独立网运行若干秒后，全部自行瓦解， B站全站失电。
事故前已知信息：#137开关重合闸方式为检母线有压线路无压，方向零序电流保护Ⅱ段动作时间0.4秒，接地距离Ⅱ段动作时间0.7秒（整定原则为做零序电流Ⅱ段的后备）。#193开关重合闸为检同期。其它开关重合闸及保护定值情况均未知。
保护动作分析与故障性质确定
#137开关零序电流Ⅱ段保护动作跳闸，#193开关接地距离Ⅰ段保护动作跳闸，说明故障发生在AB线路靠近B变电站处，应该是#151开关保护的Ⅱ段范围，所以#151开关接地距离Ⅰ段动作跳闸，应为保护范围超越，可能是保护定值整定错误。#193开关跳开后，#137开关检无压重合成功，且动作的保护是零序和接地距离，说明故障性质应为瞬时性的单相接地故障。
录波图分析
本次电网事故只收到C站#151开关RCS-943线路保护录波图一张，如图二。
图二：#151开关线路保护录波图
4.1 电流录波量分析
由录波图可见，UB下降出现U0 ，IA 、I B 、IC大小相等，相位相同，并与 I0大小相等相位也相同，可见故障应为B相接地故障，根据B相接地短路的边界条件：UB=0，IB =IC=0。录波图中IA =IB =IC= I0，可知故障时，无正序及负序电流，可看成是正序阻抗及负序阻抗无穷大，为此可画出故障时电网BC间的复合序网图如图三。
图三：电网BC间的复合序网图
图四：简化后的复合序网图
理论计算结果为IA =IB =IC= I×ZB0 / (ZC0+ ZB0，各相电流与零序电流相等，与录波图吻合，正、负序电流为零，正、负序阻抗无穷大，证明C电厂停机，无负荷电流，主变中性点接地，故障时向系统提供了零序电流使#151开关接地距离保护动作。
4.2 电压录波量分析
由图可见，UB下降出现U0，说明故障为B相接地，发出跳闸脉冲后（录波图注1），三相电压消失，只有线路电压Ux存在，说明C电厂未开机，母线电压是对侧送过来的电压。经1579ms后（录波图注2）发重合闸脉冲，#151开关合上，出现了三相电压及线路电压。因#193重合闸未动，电网成独立网运行，此时三相电压量呈现出包络线，电网中的小电发生了非同步振荡，所以#193对侧检无压成功，#193检同期是不可能成功的。因为是#151开关线路保护的录波图，在开关跳开至重合闸成功之间的电气量录不到，所以无法查到系统失去稳定后，振荡前半周由正常运行角度摆开到180度，后半周由180度摆到360度的时间。前半周的长短是判断系统稳定破坏的程度，前后半周是分析系统失步最关键的数据，所以无法对失步展开分析。
结束语
依据以上分析，该次事故应为线路AB之间发生B相瞬时接地故障，#137及#193保护正确动作，#151保护为越级误动，#137、#193开关跳开形成独立网运行后发生振荡，所以#193检同期无法成功。#151开关因电厂全停，重合闸检线路有压母线无压动作成功，枢纽变电站B独立网运行后自行瓦解。
事故调查查明：当天线路AB某杆塔下，被大风将一块塑料薄膜刮到B相导线上，导致B相导线对杆塔放电，形成B相瞬时接地故障。C电厂发电机全停检修，变压器中性点直接接地运行。该区域内各小水电汇集到B变电站与系统并网运行，故障跳闸与系统解列后各小水电自行解列。C电厂#151线路保护定值整定错误，距离保护按线路长度为22km的上报参数整定保护定值，而实际线路长度仅有14.03km，导致距离I段保护超越。分析结论与事故调查结果一致。
关键词：智能变电站;继电保护;系统调试
中图分类号：TM774 文献标识码： A
引言
智能变电站继电保护系统调试是保证变电站顺利投产的重要环节,也是检验变 电站所使用的电气设备功能及性能是否满足设计和运行要求的关键试验,是检查 变电站全站二次设备相互操作性的重要手段。试验结果可作为设备投产依据,也为将来变电站运行维护提供了参考资料。由于不同制造商对IEC61850标准的理解存在差异,导致其生产的IED虽然通过了一致性测试,但不同厂家的IED构成系统时却存在互操作性问题。因此,研究智能变电站的系统调试技术和方法十分必要。本文在总结智能变电站继电保护系统调试工作经验的基础上,研究智能变电站继电保护系统调试方法,有助于提高智能变电站 的调试水平,保障智能变电站的顺利投运。
一、调试条件
智能变电站继电保护系统通过网络进行连接,设备间的连接是基于网络传输的数字信号,原有二次回路中点对点的电缆连接被网络化的光缆连接所取代,因 此调试的方法也较常规变电站发生了较大的变化,在进行继电保护系统调试时应满足以下要求:1、系统及设备安装完毕。2、与一次设备及自动化系统相关的二次电缆巳施工结束。3、网络设备安装及通信线缆(铜缆和光缆)已施工结束,通信线缆测试合格并标示正确。4、现场交直流系统已施工结束,满足现场调试要求。
二、调试步骤
在继电保护系统调试阶段应尽可能发现互操作和运行要求方面的问题,及时进行更正,使智能变电站继电保护系统满足相关标准、规范和运行的要求。系统调试按 如下步骤进行:(1)通用检查;(2)合并单元(MU)的检验;(3)二次回路 系统检查;(4)继电保护和安全自动装置检验;(5)智能终端检验;(6)整组试验;(7) 与调控系统、站控系统配合检验。其中,二次回路系统检査、整组试验、与调控系统和站控系统配合检验部分内容与常规变电站调试方法相同。
1、通用检査
通用检査主要包含外观检査、设备工作电源检查、设备通信接口检査、设备软件版本和通信报文检查等,其中外观检查、设备工作电源检查和设备软件版本检査与传统继电保护设备相同。智能变电站继电保护通用检査增加了设备通信接口检査和通信报文检査等项目。设备通信接口检 査主要检査通信接口种类和数量是否满足要求,检查光纤端口发送功率、接收功率、最小接收功率。要求值如下:一20dBm
2、合并单元栓査
MU检查主要包含MU发送SV报文检验、MU对时误差测试、MU失步再同步性能检验、MU检修状态测试、MU电压切换、并列功能检验。MU发送SV报文检验主要检验SV报文的丟帧率和SV报文发送频率。检査方法:将PC机通过光猫与MU连接,抓取SV报文并进行分析。M U对时误差测试主要测试合并单元对时误差。对时误差的最大值应不大于1畔。在外部同步信号消失后,MU至少能在Wmin内继续满足4/is同步精度要求。MU输人电流电压信号的同步检验主要检查MU失去同步信号再获得同步信号后, MU传输SV报文的误差。检验方法:将MU的外部对时信号断开,过1min再将外部对时信号接上,进行SV报文的记录和分析。MU 检修状态测试: MU发送SV报文检修品质应能正确反映MU装置检修压板的投退。检验方法:投退MU装置检修压板,抓取SV报文并分析“test”是否正确置位,通过装置面板观察。MU电压切换/并列功能检验:检验MU的电压切换和电压并列功能是否正常。
三、智能变电站继电保护装置配置方案
1、网络配置
站控层采用单星型以太网络；过程层推荐全站配置单星型以太网络，采用GOOSE与SV共网方式。
1.1 这里推荐不按照电压等级进行组建过程层网络，主要是因为为了减少交换机投资，另外，也考虑到间隔数比较少的情况。
1.2 过程层网络单重化配置，则是由于110kV侧由于间隔保护单套配置。要是考虑到主变保护双套配置的情况，应该GOOSE点对点方式在第二套主变保护与100kV桥备自投之间采用。
1.3 在不考虑母差保护、间隔间无配合的情况下，10kV推荐采用常规互感器，在用于自投、分段保护测控装置等相关配合的时候，应该配置GOOSE单网；另外，对于第二套主变保护动作信号来说，采用电缆连接智能终端输出硬接点与备自投、分段保护测控装置；不配置SV网。
2、间隔层及过程层设备配置
2.1互感器配置
110kV线路、内桥采用三相电子式电流互感器；110kV母线采用三相电子式电压互感器；变压器高压侧中性点采用单相电子式电流互感器、低压侧采用三相电子式电流电压互感器。10kV母线采用三相常规电压互感器、各间隔采用三相常规电流互感器。
2.2 合并单元配置
110kV 线路、内桥及母线合并单元需与双套变压器保护配合，因此需要双套配置；母线合并单元按每两段母线双套配置；每套合并单元含电压并列功能。
变压器高压侧中性点合并单元双套配置，接入高压侧中性点互感器；低压侧合并单元双套配置，接入低压侧ECVT。
2.3 智能终端配置110kV智能终端单套配置
变压器各侧智能终端单套配置，本体智能终端单套配置。两段母线单套配置一台智能终端。35(10)kV及以下采用户内开关柜布置不配置智能终端(主变低压侧除外)。
2.4 保护装置配置
线路间隔采用保护测控一体化装置，单套配置，包含完整的主后备保护功能。桥间隔采用保护测控一体化装置，单套配置。
变压器电气量保护双套配置，每套含完整的主后备保护功能。变压器保护应接入110kV线路电流合并单元、110kV桥电流合并单元、l10kV母线电压合并单元、高压侧中性点电流合并单元。
2.5 测控装置配置
每台主变配置1台测控装置。每段母线配置1台测控装置。
四、智能终端检验
智能终端检查包含智能终端动作时间、传送位置信号、SOE精度、检修状态测试 等内容。检修状态测试同MU检修状态测试。智能终端动作时间测试:检查智能终端响应GOOSE命令的动作时间。测试仪发送一组GOOSE跳、合闸命令,智能终端应在7ms内可靠动作。检验方法: 由测试仪分别发送一组GOOSE跳、合闸命令,并接收跳、合闸的节点信息, 记录报文发送与硬接点 输出时间差。传送位置信号测试: 检查智能终端应能通过GOOSE报文准确传送开关位置信息。检验方法: 通过数字继电保护测试仪分别输出相应的电缆分、合信号给智能终端,再接收智能终端发出的GOOSE命令，解析相应的虚端子位置信号,观察是否与实端子信号一致。
结束语
智能电网是当今世界能源产业发展变革的最新动向，体现了社会的进步，代表着电网未来发展的方向。继电保护做为电网中重要的二次设备，在技术成熟、可靠的基础上应积极探索其他实现方式。
关键词：数字化变电站，继电保护，适应性
引言：变电站对整个电力电网系统的正常运行又发挥着巨大的作用。本文就数字化变电站的发展入手，简单介绍以IEC61850为依据的数字化变电站的主要技术特点，并对数字化变电站继电保护二次装置的适应性进行简单的探讨。目前我国的数字化变电站主要沿用传统的继电保护装置，其与数字化变电站的电子式互感器、过程层网络等一些较复杂的设备元件的适用性还有待提高。
一、国内外数字化变电站发展背景及我国国产数字化变电设备情况
自上世纪五十年代起，一些国家便开始对数字化变电站进行研究，直到上世纪末，建立在以太网基础上的用来连接ABB、ALSTOM和SIEMENS的IEC61850-8-1得以实现。随后，ABB 和 SIEMENS先后进行了间隔层设备的互操作试验和采样值传输互操作试验且都取得成功。国外成功开发了符合IEC61850标准的集保护装置、智能断路器、带数字接口的光CT等于一身的智能电子设备。而我国在第一代分层分布式变电站自动化系统产品的基础上推出了第二代产品，随着智能化开关、光电式电流电压互感器和变电站二次设备的大力发展，数字化变电站逐渐实现了智能电气设备间的信息共享性和互操作性。
我国国产的数字化变电站主设备主要由智能化互感器、开关等其他一次设备和具备过程层通信接口的二次设备构成。智能化互感器用来输出数字信号，其涵盖的电压范围为10kV～500kV，其中有些产品已与世界先进水平相当。而我国在智能开关设备等其他智能一次设备的研发发面还有很大欠缺，为此，我国采取了在一次设备端子箱安装智能终端的方法，用来收集设备状态信号和控制操作设备，通过光纤通信实现与二次设备间的信息交换。数字化变电站的二次设备能够通过通信系统实现与智能一次设备间的数字信息的交换。目前我们国家已经成功研发出具备过程层通信接口的数字化变电站全套二次设备。
二、数字化变电站继电保护装置的主要特点
1、与传统的变电站继电保护装置相比，数字化变电站继电保护装置不再由复杂的以微处理器为基础的数字电路组成，而是由光信号接收单元、CPU、开入单元、存储装置、通信接口、人机接口、出口单元等多个组成元件构成。传统的继电保护设备其接口分布在核心数字单位附近，数字化继电保护设备则通过电子互感器获得数字信号。数字化继电保护装置比传统继电保护装置可供选择的接口更多，功能也更全面。
2、不论传统的变电站继电保护装置，还是数字化变电站（如下图）继电保护装置，接口都是整个变电站继电保护装置顺利运行的重要环节。数字化继电保护装置的接口实现了数字化的信号传输，比起传统的继电保护装置，它使变电站的管理更为便捷。数字化变电站的采用的一次设备是电子互感器，它以光数学信号的形式，将采集的信息传递到低压端，然后经过MU系统的处理，得到符合标准的数字量，进而输出。数字化继电保护装置的MU系统能够在光纤信号传输过程中自行将高次谐波过滤掉，这样就不必再使用低通滤波器等模块，而是采用光收发模块来实现光电的转换。数字化继电保护装置的接口可以采用的形式具有很大的灵活性，这也为变电站的综合管理提供了便利。
三、数字化变电站继电保护的相关适应性的简单分析
（一）数字化变电站采用的电子式互感器不同，则继电保护装置与其相互适应的情况也不同。电子式互感器从不同的角度有不同的划分。就目前而言，根据供能方式的不同，电子式互感器可分为有源式电子式互感器和无源式电子式互感器两种。根据其依据原理的不同，电子式互感器可分为基于Rogowski线圈原理的电子式互感器和基于光学原理的电子式互感器。就目前我国电子互感器的市场应用情况来看，根据不同的制作工艺和基于不同原理生产的电子式互感器多种多样，也因此使得其与继电保护装置的相互适应性有一些差异，主要表现在测量延时差异和量程差异上。
（二）在数字化变电站继电保护装置中，继电保护动作采用过程层组网的方式，同传统的变电站继电保护装置相比，其继电保护动作时间变长。在电力系统尤其是高压电网系统中，继电保护动作时间的长短直接影响保护装置运行的稳定性能。这是因为动作时间越长，制动面积就越大，系统运行的稳定性就会降低。而数字化继电保护装置或多或少存在电子式互感器延时、采样值延时、网络延时等现象，这也是造成继电保护时间延长的直接原因。在数字化变电站继电保护装置的实际应用中，应该力求减小电子式互感器的延时，减少相关环节用时，提高优化过程层结构的技术水平。
（三）在数字化变电站继电保护装置的应用中，常常会遇到电子式互感器传输数据出错的现象。这是因为电子式互感器的传输过程受到很多因素的影响，如机器故障、外界干扰等，都可能造成其传输的数据信号出现错误，从而影响数据的准确性，造成继电保护装置发生错误的判断和动作。在实际工作中，应该积极改进判断故障的试验和方法，加强对电子式互感器的测试力度，减少对继电保护装置的不利影响，避免其发生误动作。
（四）传统的变电站继电保护装置通过模数对数据进行处理，而数字化变电站继电保护装置采用的网络设备和电子式互感器会在数据传输和处理的过程中造成一定的延时，使传输数据的时间顺序受到一定的干扰，导致采样出现不同步的现象。在数字化变电站中，应该力求电子式互感器与继电保护装置的采样一致，减少传输过程中的延时差异，通过采取统一的外部时钟源及采取合并单元差值计算的方法，尽最大可能使数字化变电站的数据同步。
四、结语
随着数字化变电站的应用越来越广泛，数字化变电站的继电保护二次装置的适应性也越来越受到人们的重视。继电保护装置对电力系统的正常运行起着重要的作用。目前我国的数字化变电站还有很大一部分采用传统的继电保护装置，继电保护装置与电子式互感器、过程层网络的配套运行中还存在一些问题，应该重视对数字化变电站继电保护装置相关的适应性问题进行进一步的研究。
参考文献：
[1] 黄锦林，韦林，高嵩.数字化变电站继电保护技术研究.价值工程.2012，31：28.
一、继电保护定值整定工作（10kV及以下）
**年*月至**年担负分公司10kV配电线路（含电容器）、10kV用户站继电保护定值整定工作，从开展工作以来建立了继电保护整定档案资料，如系统阻抗表、分线路阻抗图、系统站定值单汇总（分线路）用户站定值单汇总（分线路），并将定值单用微机打印以规范管理，还包括各重新整定定值的计算依据和计算过程，形成较为完善的定值整定计算的管理资料。完成了新建贯庄35kV变电站出线定值整定工作和审核工作。未出现误整定现象，且通过对系统短路容量的计算为配电线路开关等设备的选择提供了依据。**年底由于机构设置变化，指导初级技术人员开展定值整定工作并顺利完成工作交接。
二、线损专业管理工作
**年至**年*月，主要开展了以下工作：完成了线损统计计算的微机化工作，应用线损计算统计程序输入表码，自动生成线损报表，并对母线平衡加以分析，主持完成理论线损计算工作，利用理论线损计算程序，准备线损参数图，编制线损拓补网络节点，输入微机，完成35kV、10kV线路理论线损计算工作，为线损分析、降损技术措施的采用提供了理论依据，编制“九五”降损规划，96-98各年度降损实施计划，月度、季度、年度的线损分析，积极采取技术措施降低线损，完成贯庄、大毕庄等35kV站10kV电容器投入工作，完成迂回线路、过负荷、供电半径大、小导线等线路的切改、改造工作。
三、电网规划的编制工作
**年*月至**年**月，本着电网规划编制原则、市区概况、市区经济发展论述、电网现状、电网存在问题、依据经济发展状况负荷预测、35kV及以上电网发展规划、10kV配网规划、投资估算、预期社会经济效益、2010年远景设想等几大部分。为电网的建设与改造提供了依据，较好地完成了电网的建设与改造工作。
四、电网建设与改造工作
在工作中逐步熟悉设备和工作程序，完成工程项目的立项、编制变电站建设及输电线路改造的可行性报告，参与变电站委托设计，参加设计审核工作，参加工程质量验收及资料整理工作，制定工程网络计划图，工程流程图，所有建设改造工程均质量合格，提高了供电能力，满足经济运行的需要，降低线损，提高供电可靠性和电能质量，满足了经济发展对电力的要求，取得了较好的经济和社会效益。
五、专业运行管理
参加制定专业管理制度，包括内容是：供电设备检修管理制度；技改、大修工程管理办法；固定资产管理办法实施细则；供电设备缺陷管理制度；运行分析制度；外委工程管理规定；生产例会制度；线路和变电站检修检查制度；科技进步及合理化建议管理制度；计算机管理办法、计算机系统操作规程。技术监督管理与考核实施细则；主持制定供电营业所配电管理基本制度汇编。
参加制定生产管理标准，内容是：电压和无功管理标准；线损管理标准；经济活动分析管理标准；设备全过程管理标准；主持制定专业管理责任制：线路运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器专业工作管理网及各级人员责任制；防污闪工作管理责任制；防雷工作管理责任制；电缆运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器反措实施细则。主持制定工程建设项目法人（经理）负责制实施细则及管理办法；城乡电网改造工程招投标管理办法（试行）；城乡电网改造工程质量管理暂行办法等，积极开展季节性工作，安排布置年度的重要节日保电工作、重大政治活动保电安排、防汛渡夏工作，各季节反污工作安排，这些工作的开展，有力地促进了电网安全稳定运行。
六、科技管理工作
1、**年至今，在工作中尽可能采用计算机应用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。1、应用固定资产统计应用程序，完成全局固定资产输机工作，完成固定资产的新增、变更、报废、计提折旧等项工作。
2、应用**市技改统计程序完成技术改造（含重措、一般技措项目）的统计分析工作。
4、完成配电线路加装自动重合器的试点工作，形成故障的自动判断障离，提高了供电可靠性，为配电线路自动化进行了有益尝试。
继电保护是电网静静的哨兵，肩负着保护电网安全稳定运行的重任。2009年，在繁重的生产任务面前，继保班能够紧紧环绕着以“人本至上，安全工作在基层”的原则。不断优化安全流程，细化安全管理，保质保量地完成了年度各项安全生产任务。同时，在活动过程中着力于培育长效的安全文化，以“安全、健康、快乐”为长期目标，努力加强队伍建设、制度建设，不断推进现场工作和班组管理的标准化、规范化、信息化，不断提高员工安全素质和安全责任感，谒力营造良好的安全氛围。
人是安全生产的第一要素，一批具有技术过硬、作风优良的专业人才是一线生产班组安全生产的前提和保障。继电保护工作具有理论性强、技术含量高、现场工作环境复杂、危险性大、人才培养周期长等特点。针对这一工作特点，继保班结合班员工作岗位变动频繁、新人多的实际情况，从抓培训入手，不断提高班组员工的素质，确保班组安全生产。
在变电站新建和综合自动化改造中，验收工作是严格把守工程质量的大门，是电网、变电站安全稳定运行的重要闸口，继电保护二次验收是整体工程验收中的重头戏。最近几年，同行业中已经发生多起由于没有把好验收关而导致的电网或设备事故。为严格把住验收关，继保班制定并不断完善了《继电保护规范化验收文档》；并从安全生产大局出发，针对工作中发现的各类安全隐患，先后编制出了《继电保护公共部分验收规范》、《关于综合自动化变电站改造及新建工程设计及施工建议》等十几个工作规范、建议，确保电网和设备的安全稳定运行。
总之，在这几年来的专业技术工作中，自己利用所学的专业技术知识在生产实践中做了一些实际工作，具备了一定的技术工作能力，但是仍存在着一些不足，在今后的工作中，自己要加强学习、克服缺点，力争自己专业技术水平能够不断提高。
