关键词：变电站 继电保护装置 统一化
中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）04（b）-0056-01
1 变电站中继电保护装置的类型及作用
在电力系统中，变电站是非常重要的组成部分之一，它的运行稳定性和可靠性直接关系到整个电力系统的正常运行。在变电站中，继电保护装置主要是负责故障单元的隔离和控制，从而达到缩小故障范围的目的。由于变电站内的电气设备相对较多，这使得继电保护装置的种类也相对比较繁多，大体上可分为以下几种。
1.1 电压保护型继电保护装置
在变电站中，经常会出现过电压，这会对电气设备造成一定的影响，严重时会导致设备损坏。电压保护型继电保护装置能够有效解决过电压问题，这种类型的继电保护装置又分为过欠电压保护和零序电压保护。其中过欠电压保护可以防止变电站中的电气设备遭受雷击或是因操作不当引起的过电压等问题对设备造成的影响，例如，在变电器的低压侧安装避雷装置便可以防止雷击电压从低压侧侵入损坏设备的情况发生。零序保护则能够防止由于变压器绝缘故障导致的单相接地问题。
1.2 电流保护型继电保护装置
此类保护又可分为电流速断保护、过电流保护等等。其中电流速断保护在理论上是不存在时限的，即出现故障后能够瞬时将故障切除。而过流保护则会在其时限上进行极差的设置，以此来达到保护的目的。
1.3 差动保护型继电保护装置
当被保护的电气设备发生短路故障时会产生出电流差，此类继电保护装置便是依据这个电流差进行动作的。通常情况下，被保护区域内发生故障问题时，差动保护装置可以整定为瞬时动作，但是装置却并不会对被保护区域之外的故障作出相应的保护动作。换言之，差动保护具有非常明确的保护范围，只要超出这个范围装置均不会动作，这种保护装置的原理非常简单，并且动作过程中也不存在延时，所依据的电气量也比较单纯，故此常将其作为变电站内关键设备的主保护，如变压器、发动机以及并联电容器等等，此类保护装置在35 kV及以上等级的变电站中应用比较广泛。
1.4 电容器保护型继电保护装置
此类保护装置最大的作用是防止电容器自身故障的发生，一般情况下，会对其进行带时限的速断保护。如果变电站内的电容器组容量相对较大时，还可加装差动保护与之相配合。
2 变电站中继电保护装置在设计调试中的统一化构想
2.1 变电站继电保护装置硬件设计调试统一化
对于变电站的微机保护系统而言，它是一个集多功能于一体的装置，具体包括保护逻辑处理、电气量采集、监测控制等等，而这些功能全部都是凭借装置中的各个功能模块予以实现的。在微机继电保护装置中主要包含以下几类功能模块：电源模块、CPU模块、CT/PT交流模块、出口模块等等。由于变电站内的继电保护装置所保护的电气设备、元器件以及范围均有所不同，从而使得其采集的电气量也都不相同，致使设计出来的保护装置的交流模块及出口模块区别较大，很难实现全部保护装置的交流与出口部分硬件的模块化。而智能变电站三层结构框架体系的提出，使原本由保护装置实现的交流采集功能改为由过程层的电子式互感器来实现，同时跳合闸功能则是由智能操作箱来实现。在这一前提下，继电保护装置的功能模块便可以有所简化，只需要包含电源、CPU这两大主要模块即可，这两大模块在一个平台上所有的装置都是标准化和统一化的，几乎不存在任何不同。对于继电保护装置而言，若是其硬件全部相同，则装置的箱体大小也应当是相同的，唯一的不同之处在于装置本身具有的功能以及应用场合不同，可能命名会有所区别，如变压器的继电保护、电路的继电保护等等。假设这种命名不同的情况不存在，便可以将变电站内绝大多数乃至于变电站间隔层内所有的继电保护装置的硬件设计成为标准化和统一化。而想要使这一目标实现，只需要解决保护装置命名不同的问题即可，从理论上讲，可以对不同的保护装置的标牌进行分别识别，这样便可以真正意义上地实现变电站继电保护装置设计调试标准化、统一化的目标，不仅有利于降低设计成本，而且还能使变电站继电保护装置维护的工作量大幅度减轻。
2.2 继电保护装置功能集成一体化设计
近年来，在电力电子技术不断发展和完善的推动下，使得继电保护装置主处理器的能力大幅度提升，同时，继电保护装置在变电站内的应用情况也越来越复杂。出于节约前期投资、简化设计、资源合理化利用等方面的考虑，变电站要求设计出一种集多功能于一体的继电保护装置。例如，在进线保护完成自身相关功能的前提下应当还可以完成进线自动投入功能，分段保护在完成自身功能的同时还应当能够完成开关自投及变压器保护主后备一体化的设计等等。采取这样的设计，能够使现有的资源得到最大化的利用，并且还能够进一步减少不同间隔单元多台装置间的信息交换，有效减少了中间环节，发生错误的几率也随之显著降低。目前，为了满足智能电网的要求，智能变电站不断增多，这使其维护调试成为了一个比较难以解决的问题。从传统的继电保护装置到当前的微机保护系统的应用，使变电站的维护工作量逐步减少，维护的难度也大幅度降低。这是因为微机继电保护一般只需要更换相应的元器件，再进行调试即可。然而，在智能变电站中，这种简单的更换方法满足要求，致使维护工作的开展受到了一定程度的影响。对于这一情况而言，我们可以尝试对继电保护装置的功能进行集成一体化设计。以110/10 kV的变电站为例，可以将10 kV的出线设计成为一台间隔层的保护单元，同时将110 kV的进线设计成一台间隔层的保护单元，然后再将变电站内的所有变压器设计成为一台间隔层保护单元，由这三个保护单元来完成所有的处理功能。这样可以使整个变电站由三台间隔层保护设备实现所有的保护功能，有助于减轻维护工作量。
3 结语
总而言之，随着我国电网规模的不断扩大，使得变电站内的各种电气设备不断增多，与之相应的继电保护装置也越来越多。继电保护装置作为变电站的重要组成部分之一，为了充分发挥出自身的作用，应当在装置的设计过程中使其达到硬件统一化、功能集成一体化的目标，这不但能够提高变电站运行的稳定性和可靠性，而且还能节约大量的投资成本，有利于经济效益的提高。
参考文献
[1] 陈春友，李英武.变配电站计算机监测与控制系统的电气设计[J].建筑电气设计通讯，2011（9）.
【关键词】 110 kV以上电压 继电保护整定 分析研究
近年来，随着电力行业的快速发展，电压等级以及设备技术含量呈现出不断升高的态势，如何有效保证整个系统的运行安全性和稳定性，成为了亟待解决的问题。继电保护系统在整个电力系统安全、稳定运行中具有保障作用，110kV及以上电压变电站承担着连接10kV及其以上配变的任务，数量众多，应当充分重视110kV变电站的继电保护整定，查找存在的薄弱环节，进行针对性的改进，以此保证整个系统的有效运行。
1 110kV以上继电保护配置
继电保护的工作原理是最大化防止出现事故以及尽可能地压缩事故影响范围，使其对整个变电站系统的正常运行影响降到最低值，保证用户用电，这一系统对于变电站的正常运行意义较大，其配置方案主要包括设备与人员两个方面的配置。
（1）人员配置、在变电站运行工作岗位中，继电保护工作岗位的综合要求相对较高，要求从事这一岗位的工作人员在电力继电保护方面的理论功底扎实，专业技能与实践经验强，还要具有强烈的敬业精神，应当建立人员的长期培养规划，采取引进和就地培养相结合的方式，培养综合业务能力较强的较为稳定的工作人员。
（2）设备配置。在110kV以上变电站的继电保护设备配置中，分为常规保护以及系统保护两种配置。在常规保护配置方面，主要有主变压器保护和电容器保护、保护监控设备等，而系统保护配置一般运用双重机理进行配置，系统保护设备能够独立实施对全部设备的继电保护，还能够开展测控，具有双重性。
2 以本地A变电站110kV继电保护整定方案为例简要分析
2.1 继电保护整定方案
A变电站继电保护配置主要为主保护、后备保护以及辅助保护和非电量保护。主保护为差动保护和主变压器两套，具体为110kV过电流保护和35kV出线保护以及6kV间隙零序电流电压保护；后备保护主要为三段相间及接地距离保护和四段零序过电流保护；辅助保护主要为过负荷信号调压保护以及电容器保护；非电量保护主要为瓦斯继电器保护等。
2.2 方案特点简要分析
对于A变电站而言，上述方案满足正常运行要求能够得到满足，但其下设多条分线，均设置有配电系统，负荷并不一致，导致这一继电保护方案出现了薄弱环节。主要表现在3个方面：首先，电动机和变压器过流保护直接时间极差偏小，难以较好地进行逐级配合，A变电站110kV出线下设有二级保护，其过电流保护时间0.6s，以时间级差0.3s为标准，母线分段和出线过电流保护时间为0.3s，因此A变电站继电保护要增加时间，保证进出线时间级差处于正常值，从而实现主网和分线的稳定运行。其次，电机启动电流偏大以及时间偏长，在某台主变压器出现故障状态下，其余主编出现负荷超载，110kV主变检修会导致35kV母线容量超载，成为纯负荷线路。另外，继电保护设备性能偏低，虽然数量众多，但是由于自身存在缺陷，容易出现变压器故障以及线路短路等方面的问题，稳定性不足。
3 110kV以上继电保护存在的主要薄弱环节
通过对本地以及诸多地区110kV以上变电站继电保护方案的分析，可以发现其存在的主要薄弱环节有3个方面：首先，元器件容易出现故障，主要原因和元器件自身质量以及使用期限超标有关，还与具体操作不够规范因素有关。其次是继电保护措施存在不足，部分变电站在继电保护设备方面没有达到规定的标准，甚至出现设备不足的现象，直接限制了继电保护方案的科学性以及保护实效性。另外，继电保护系统中还具有一些隐性故障，例如CT二次回路多点接地引发保护误动，需要强化对设备的维护，及时排除相关故障隐患。
4 解决当前110kV以上继电保护存在问题的思路
（1）进一步硬化继电保护设备配置。要严格按照110kV以上变电站继电保护设备配置要求落实到位，保证设备数量以及技术指标合乎规范，同时要注重开展维护。如变压器烧毁经常出现，这样的事故可能与其无法耐受强电流冲击以及主变侧保护欠缺、继电保护设备不全等方面因素有关，对此，在设备购置关口就要严格把关质量，从选型、技术参数检查等方面把关，还应强化主变侧的保护，为整个变电站的正常运行提供保障。
（2）进一步强化继电保护人员要求。继电保护技术与设备的发展日新月异，不断升级，要强化对专业岗位人员的培养与要求。要通过引进来与就地培养相结合的方式，将继电保护岗位的工作人员基本固定下来，给予他们更多的轮岗培训机会，帮助他们对继电保护各种设备的原理与功能、特点与操作等方面做到熟悉和掌握，强化理论知识学习的同时，强化实践操作培训，保证继电保护岗位工作人员能够适应系统发展的需求。
（3）进一步优化继电保护管理性能。要将技术含量高的智能设备运用于继电保护系统运行中，尤其是要强化数字化分散式变电站自动化系统的研发与运用，设计出测量、保护和控制、分析于一体，具备在线监测、状态检修和远方监视等功能的技术与设备，从源头上减少故障出现的概率、频率，提高继电保护系统的安全稳定运行成效。如备用电源自动投入装置和故障录波器配置等，能够对故障状态下变压器的电流值进行全面的监控，有助于对故障开展分析研究等。
综上所述，在110kV及以上继电保护中，要深入分析系统存在的薄弱环节，从技术、设备以及人员等方面予以强化，为电力系统的正常运行发挥更佳的保障作用。
参考文献：
[1]袁桂华，张瑞芳，郭明洁.110kV变电站继电保护整定方案优化[J].中国造纸，2010（07）.
关键词：数字化变电站；继电保护；运行水平
中图分类号：TM58 文献标识码：A
1 数字化变电站介绍
数字化变电站是指基于IEC 61850标准建立全站统一的数据模型和数据通信平台，实现站内一次设备智能化和二次设备网络化，以全站为对象统一配置保护和自动化功能的变电站。两次提到特点有:一次设备智能化；二次设备网络化；测量系统数字化；信号传输均由计算机通信技术实现；二次接线大为减少；良好的互操作性；数据易于共享；自动化水平高。
两次提到特点有也是六个方面： 一是变电站传输和处理的信息全数字化。二是过程层设备智能化。三是统一的信息模型：数据模型、功能模型。四是统一的通信协议：数据无缝交换。五是高质量信息：可靠性、完整性、实时性。六是各种设备和功能共享统一的信息平台。
2 数字化变电站的意义
数字化变电站将会给我国变电站的运行和管理带来深远的影响，无论在技术方面还是经济方面，都具有重大的意义。
从技术方面来说，数字化变电站可以减少自动化设备数量，简化二次接线，提高系统的可靠性，减少设备的检修次数和检修时间，提高设备的使用效率；方便设备的维护和更新，减少投运时间，提高工作效率。此外，还极大地方便了变电站的扩建及自动化系统的扩充。
从经济方面来说，可以减少占地面积，从而减少建设投资，减少变电站寿命周期内的总体成本，包括初期建设成本和运行维护成本；实现信息在运行系统和其它支持系统之间的共享，减少重复建设和投资等。
3 数字化变电站继电保护技术
3.1 数字化变电站继电保护装置
数字化继电保护装置原理是利用电子互感器采集数据，数据在互感器内通过光纤利用光数字信号将数据传到低压端，在MU(合并单元)处理后，得出符合标准的数字量输出。数字化保护装置由光接收、开入、中央处理、出口四个单元以及人机和通信接口等。
随着继电保护装置的不断发展，电力系统在快速、可靠、选择和灵敏性上对继电保护技术提出了新的要求。
3.2 数字化变电站提高了继电保护的运行水平
经过多年的发展，国内微机保护在原理和技术上已相当成熟，处于国际领先水平。但是，仍然存在着一些问题：
（1）二次回路设计接线错误，电缆长，执行反事故措施不到位，电缆老化后接地，造成保护误动；（2）定值项多，控制字和跳闸矩阵设置错误；（3）变电站直流电源回路故障接地引发继电保护误跳闸；（4）由于有许多季节性负荷，备自投(备用电源自动投入)、低频低压减载压板等核查、切换工作量大，易出错；（5）CT特性恶化和特性不一致引起故障延迟切除和区外故障误动；（6）保护通道问题；（7）下雨引起瓦斯继电器接线盒进水，触点接通；（8）一些配电系统无母线差动保护、备自投等，上一级保护难起后备作用，造成事故扩大，供电中断等。
如果采用基于IEC 61850标准的数字化变电站技术，由于二次电缆少，在不增加硬件设备、不重复采集交流信息的前提下，将相应功能分散到各间隔保护单元中，实现了网络化母线保护、网络化备自投和网络化低频低压减载功能，可以基本消除以上限制继电保护运行水平继续提高的瓶颈。同时，保护定值、控制字简化，保护压板、按钮和把手大大减少，也可以显著减少运行维护人员的“三误”事故(误碰、误接线、误整定引起的事故)。
而对于装置缺陷，由于直接采用数字量，能真实反映系统一次电气量信息，装置可采用更先进的原理算法，其集成度可以更高，抗干扰能力大大增强，再加上在线监测、在线检修自动化，装置运行也将更加稳定。
3.3 数字化变电站对继电保护技术提出了新的挑战
目前，继电保护装置的微机化趋势充分利用了先进的半导体处理器技术：高速的运算能力、完善的存贮能力和各种优化算法，同时采用大规模集成电路和成熟的数据采集、模数转换、数字滤波和抗干扰等技术，因而系统响应速度、可靠性方面均有显著的提升。然而，数字化变电站的不断发展，对继电保护技术提出了新的挑战：
更高的继电保护性能。具体到电力继电保护设备来说，包括：电力状态参数的快速准确监测；系统很强的存储力，能更好地实现故障分量保护；先进、优化的自动控制、算法和技术，如自适应、状态预测、模糊控制及人工智能、神经网络等，确保更高的运行准确率；在满足当前继电保护功能和性能需求的条件下，以更低的整体系统成本(包括软硬件成本和开发成本)实现。
更好的系统软硬件的扩展能力。产品方案的可扩展性是当前很多嵌入式系统产品方案选型的一个重要考虑点，对于继电保护系统来说尤其如此。
更高的可靠性。可靠性除了系统软件设计的优化和调试外，体现在数字元件的特性不易受温度变化(宽的工作温度范围)、电源波动、使用年限的影响，不易受元件更换的影响；且自检和巡检能力强，可用软件方法检测主要元件、部件的工况以及功能软件本身。
3.4 数字化变电站中新兴继保技术的应用分析
3.4.1 智能化继电保护测试仪。随着推广与应用IEC 61850标准，智能化变电站的投入运行变得越来越普遍化，数字化测试设备在电力用户和制造厂中的需求呈上升趋势。DRT-802测试仪(许继研制)支持GOOSE收发、IEC 61850-9-1/9-2、开入开出及输出小信号模拟量，实现了数字化变电站对任意电压等级的继电保护装置测试。
3.4.2 全数字化变电站的动态仿真系统。具有数字化、信息化、自动化、互动化特点的数字化变电站，是建设智能电网的重要部分。国内目前不同模式的数字化变电站，因无法有效检测继电保护二次设备的性能，全数字化变电站的设备检查和监测功能无法实现。
全数字化变电站的动态仿真系统，研究数字化变电站的通讯组网途径与电子互感器的工作原理，开发出了全数字化变电站的动态仿真系统硬件，实现故障录波器与仿真系统软件开发人性化界面操作，检测了线路、变压器及母线保护的性能技术。仿真模拟全数字化变电站的操作演习、运行方式及事故状态得以实现，为继电保护设备、自动综合测控系统、故障录波设备、智能仪表等二次设备输出了仿真模拟的信号源；实现电网测控系统动态闭环测试，对提高电网稳定安全的运行，降低电网事故具有重大意义。
结语
数字化变电站快速建设对继电保护技术提出了更高的要求，这给继电保护的工作带来新的挑战。因此，建立一支强有力的继电保护队伍，提高保护人员技术水平和工作技能，结合辖区供用电实际情况，不断创新继保技术，确保电网安全稳定是我们的责任。
参考文献
关键词 智能化变电站；继电保护技术
中图分类号TM63 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2014）111-0163-02
1智能变电站继电保护基本原则
继电保护设备在整个智能变电站体系中占有重要地位，通过继电保护技术，能够实现智能化变电站运行的稳定性、可靠性以及灵活性。通常情况下，我们将智能变电站继电保护配置分为两个层次，即继电保护过程层以及变电站层两个部分。其中，过程层主要为变电站一次设备提供独立主保护，独立主保护同一次设备进行一体化设置，其它间隔保护进行分布式安装，通过独立主保护和间隔保护实现变电站一次设备的双重化配置。此外，变电站层主要进行后备保护式集中配置，对变电站内部的各处电压进行统一配置，从技术层面来说，变电站层的后备保护主要采用的是自适应性技术以及在线实时调整技术。值得注意的是，变电站层还具备一些广域保护接口，从而促进变电站层广域保护的实现，通过这两种基本设置，同样实现了变电站层的双重化配置。变电站继电保护基本配置如图一。
图1 变电站继电保护基本配置图
2智能化变电站继电保护技术应用探究
从智能化变电站的系统结构上来看，分层结构是目前智能化变电站系统结构的主要形式。整个系统结构主要分为间隔层、站控层和过程层三个部分，各层次之间传输的信号有所不同，比如，间隔层和过程层 之间传输的信号主要为GOOSE信号或者SV信号，而间隔层网络通站控层网络之间传输的一般为MMS信号和GOOSE信号。因此，通过智能化变电站系统结构分析，在进行继电保护技术应用时，需要遵循一定的技术规范。目前，智能化变电站继电保护技术主要有以下几种。
2.1智能整定以及在线校核技术
在智能化变电站系统中，需要通过智能化的控制技术对整个网络拓扑的实时状况、整个网络的连通性进行在线判断，这就需要在智能继电保护系统中，通过计算机监控系统，对系统网络中的各种模拟信息以及开关量信息等进行监控和获取，然后通过一定的计算和分析得出变电站系统中各个分支系统的相互关系，通过对支路系统、负荷系统以及电源系统等子系统之间相互关系的研究，进行系统模型构建，实现变电站继电保护过程中的智能整定以及在线校核等。
通过智能整定以及在线校核技术，继电保护定值被确定下来，保证了整个电网运行过程中良好的继电保护状态。此外，在线校核技术是对变电站电网系统中各项继电保护装置进行性能校验。从而保证继电保护装置的保护范围，保证装置运行的灵敏性和速动性等，一旦继电保护装置存在可靠性问题，例如误动、据动等，在线校验技术就会发出报警，对继电保护装置的运行状况进行实时检验，保障继电保护装置的正常运行。
2.2自适应继电保护技术
传统变电站的继电保护往往遵循的是事先整定、定期检验等原则，为了适应变电站继电保护的智能化发展趋势，自适应继电保护技术需要在智能化变电站继电保护中进行应用。自适应继电保护技术是一种新型技术，能够为变电站系统运行提供强有力的保障，同时也能够有效的进行故障排查和故障诊断等，对继电保护装置的性能、定制进行改变，以适应实际工作的需要。此外，自适应继电保护技术可以对整个变电站网络系统响应性能进行改善，提高系统的可靠性，增加经济效益等，通过自适应技术，继电保护装置能够发挥出最佳的性能。
2.3智能告警以及事故信息处理技术
为了应对现代化智能变电站的发展，需要对复杂性、动态性的系统网络信息进行及时处理，及时的发现和处理突发事故，保障变电站的安全运行。因此，智能告警技术以及信息处理技术的应用十分重要，在智能变电站继电保护工作中，需要进行实时监控，进行运行维护，对智能电网信息进行及时更新和共享。当变电站出现故障时，通过信息处理技术，对故障相关信息数据进行收集、分类和处理，从而进行故障判断和故障处理。通过智能告警以及事故信息处理技术，分析和检测变电站的实时运行状态，对异常状态进行自动告警，从而为主站的决策提供相关信息。总而言之，智能告警技术在整个智能变电站继电保护中发挥着辅助分析、信息处理等功能，是对告警事件进行分析，为事故状况及时提供解决方案的关键技术。
2.4智能化变电站中对继电保护、测控装置的相关要求
在智能化变电站系统中，间隔层需要具备功能自治性能，同时智能组件以及高压设备需要进行一体化设计。因此，在智能化变电站中，对继电保护以及测控装置提出了新的要求。具体表现在以下几个方面：首先：为了适应智能化变电站系统结构的各项要求，需要对以太网接口进特殊设置，通过不同用途以太网接口的设置，满足网络信息交换、网络流量检测等方面的需求。第二：在智能化变电站系统结构中，测量以及执行部分被设置到一次设备中，因此需要将系统保护装置以及测控硬件设备进行统一，从而满足系统通信以及逻辑预算的需要。第三：需要对系统中各项设备的数字接口的性能进行改善，包括非常规互感器设备以及智能开关设备等，进而满足系统中大流量数据处理的需要。最后，还需要对智能变电站继电保护相关配套工具进行开发，例如，开发可视化工具，实现变电站信息具体化。
3结论
变电站建设是我国现代化建设事业的基础组成部分，现代化智能变电站的建设和发展，在我国的电网改造工作中发挥着十分重大的作用。继电保护是智能变电站正常运行的基础，是保障电网安全运行的主要防线，随着电网的不断发展，在我国的智能化变电站建设中，继电保护技术取得了很大的进展，为了保障国家电网的安全稳定运行，构建科学合理、安全有效的继电保护系统具有重大意义。因此，我们在智能化变电站继电保护技术发展的过程中，需要不断的分析现有问题，总结经验，提高继电保护技术水平，加快智能变电站建设进程，促进我国电力事业的发展。
【关键词】消缺；直流失地；控制回路断线；装置异常；通道故障
继电保护运行过程中不可避免地出现一些影响正常运行的缺陷,有些缺陷甚至迫使继电保护退出运行,从而影响了整个电网的运行可靠性。如何快速有效地消除缺陷,恢复继电保护的正常运行,从而保证电网的安全稳定运行,是每个继电保护工作者所要解决的问题。以下就变电站常见的几种类型的继电保护缺陷消除方法进行探讨。
1．直流接地
直流接地是变电站最常见的缺陷之一,直流接地时应及时找出接点,尽快消除。处理直流接地的步骤是:根据运行方式、操作情况、气候影响进行判断可能接地的处所,采用拉路寻找、分段处理的方法,以先信号部分后操作部分,先室外部分后室内部分为原则。依次推拉事故照明、防误闭锁装置回路、户外合闸回路、户内合闸回路、信号回路、10kV控制回路、其他控制回路、主控制室控制回路、整流装置和蓄电池回路。在切断各专用直流回路时,切断时间不得超过3s。当发生直流接地时,首先要到绝缘监测装置上查看是哪一支路接地,然后查看这一支路接了哪些保护装置或回路。早期的变电站,直流系统馈出线少,往往是一个馈线下接很多设备。发生直流失地时,虽然直流系统的绝缘检测装置可以检测出哪一路馈线接地,以作为我们判断的参考,但往往这一路馈线接了很多的保护设备或其他装置,需要我们进一步排查,这时就需要我们对这个站的直流主接线图比较清楚或熟悉,否则排查将无从下手。
2.控制回路断线
控制回路断线是变电站另一种常见的缺陷。要找出控制回路断线的原因,需要专业人员对断路器的控制回路理解透彻。根据笔者几年消缺所见,控制回路断线的常见原因大致有以下几种:(1)接线松动;(2)断路器机构的闭锁继电器损坏或其他闭锁触点未闭合;(3)断路器辅助触点异常;(4)保护操作箱的位置继电器损坏。当控制回路断线故障发生时一般按以下步骤进行处理:第一,应先查看操作箱上HWJ或TWJ灯是否亮,如灯亮说明控制回路完好,可能是HWJ或TWJ继电器提供的信号触点有问题,当然也不排除是信号回路的问题。第二,若灯不亮,则用万用表在保护屏端子排上测量跳闸回路对地电压(假设断路器在合闸状态),如果跳闸回路(回路号一般为37或137)对地电压为－110V,则说明从端子排到机构箱的跳闸回路完好,在排除是装置内部接线松动问题后,则问题在操作箱上,应更换操作插件。上述两种情况较多地出现在采用国产继电器的操作箱如ISA系列保护或运行年限较久的操作箱。第三,若用万用表在端子排上测量跳闸回路对地电压为＋110V,则说明问题在端子排到机构箱的跳闸回路上。这时应根据控制回路图,从左往右在端子排处或接点连接处测量对地电压,当出现－110V电压时,则问题在前一个正电位和此负电位之间的回路上。值得一提的是,相同类型的设备,出现同样缺陷的概率比较大,善于总结和积累经验对提高处理缺陷的速度有很大帮助。
3.保护装置异常
通常出现保护异常是运行年限较久的保护装置。现代微机保护出现装置异常时,作为现场维护人员,并不需要知道具体哪个元器件损坏,只要判断是哪个插件损坏就行。这样做一是提高现场处理缺陷速度,二是现代微机保护硬件复杂若要判断出具体故障元器件对人员素质要求较高,且现场也缺乏测试和修复设备。根据笔者多年处理装置异常缺陷的经验,保护装置异常大多是由电源插件或CPU插件引起的。因此只要退出保护装置,更换电源插件或CPU插件即可恢复正常。注意若更换CPU插件,则必须重新整定定值,并带开关整组传动正确后方可投入运行。
4.通道故障
随着通讯技术的发展,光纤及光纤设备造价的降低,光纤通讯网在电力系统的架设越来越普遍。而借助光纤通讯网的光纤电流差动保护和光纤允许式/距离保护在当今的电力系统也得到了越来越广泛的应用。由于光纤电流差动保护具有天然的选相能力,不受系统振荡、非全相运行的影响,灵敏度高等优点。光纤电流差动保护或光纤允许式/距离保护通道故障时将可能导致保护的误动或拒动,因此保护装置通道告警时必须将保护退出运行,由检修人员立刻到现场进行紧急处理。故障出现后,由于工作人员缺乏经验和有效的检测手段,常常不能及时发现问题所在,导致光纤保护难以及时恢复正常运行,从而影响电网的安全运行。引起保护装置通道告警的原因很多,包括熔纤质量不好、光缆断芯、光纤跳线接头松动、尾纤折弯过大或接头积灰导致损耗增加、复用接口装置故障等。通道缺陷的处理需涉及保护和通讯两个专业,涉及到两个变电站甚至是两个单位,因此处理起来比较麻烦。
以光纤电流差动保护为例,笔者认为处理通道故障缺陷应遵循“一看二了解三测试四判断”的原则。一看即看监控后台报文及保护装置的收发状态是否正常。二了解是指了解光纤通道是专用还是复用。对于复用2M通道方式,可通过光纤网管系统进行实时检查,以判断问题是在本侧还是对侧。三测试是指借助光纤测试工具测试光纤收发功率是否正常,不同的保护装置的发送功率及接受灵敏度有所不同,具体可查阅相关技术说明书。在做测试时,应先检查光纤接头是否接触牢靠、有否受潮及积灰等。对于专用光纤芯,可在保护装置处及通讯机房的光纤终端箱处测试收发功率,也可在上述两处自环,以判断问题所在。对于复用通道,其“保护装置光电转换接口数字配线架”这段连接经常由于接触不良等原因造成通道告警,一般采用通道逐级自环方法检查通道问题。以PSL-603G保护为例,先进入保护装置将定值项中的本侧编码和对侧编码整成一样。复用方式自环分三步:(1)用尾纤将保护装置后的TX及RX连接起来,查看通道告警信号是否消失,判断保护装置收发是否正常;(2)在光电转换接口GXC－2M处自环,即将保护至光电转换接口的尾纤TX和RX用珐琅头对接,以验证保护至光电转换接口光缆的完好性。(3)在SDH数字配线架上将本通道自环,以验证光电转换接口至数字配线架之间的通道是否完好。经过以上的测试一般可判断出问题所在继而采取相应措施使通道恢复正常。注意测试完毕后恢复装置原来的设置。
5.结语
现场继电保护缺陷千变万化,但只要掌握了专业技术和基本的消缺方法,再加上善于总结经验,消缺时便能心中有数。本文就变电站常见的几种类型的继电保护缺陷消除方法进行探讨,为专业人员介绍一种便捷快速的工作思路,有益于专业人员快速有效地消除继电保护缺陷,恢复继电保护的正常运行,从而保证电网的安全稳定运行。
【参考文献】
［1］陈绍光.加强继电保护管理提高文山电网安全运行水平[C].2007云南电力技术论坛论文集,2007.
［2］赵翔.大型机组继电保护技改要领探讨[C].2007云南电力技术论坛论文集,2007.
［3］杨万华,刘延金.不可忽视的管理“消缺”[J].科技信息(科学教研),2008,(18).
关键词：变电站自动化； 监控； 网络
abstract： based on the present state of substation automation for electric power system in china,the existing defects of substation automation are analyzed the substation automation system structure and function configuration principles to meet the requirements of unmanned substation are discussed.by investigating the present operational situation,the author puts forward the suggestions for improvement.
keywords： substation automation; monitoring and control; 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csm a/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。csm a/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1 485，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 polling polling csm a/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 9.6 kbps 9.6/187.5 kbps 9.6/78 kbps 最大节点数 不限 32 64 最大通信距离 2 000 m 1 000 m 2 000 m 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220 kv出线、110 kv出线、66 kv出线、35 kv出线、10 kv出线、220 kv主变的中低压侧后备保护、110 kv主变的中低压侧后备保护、35 kv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。
2.2.8 gps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csm a/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。
参考文献
〔1〕 杨奇逊.变电站综合自动化技术发展趋势［j］.电力系统自动化，1995，19(10)
〔2〕 朱大新，刘觉.变电站综合自动化系统的内容及功能要求和配置［j］.电力系统自动化，1995，19(10)
【关键词】变电站；继电保护；回路；应用研究
继电保护回路系统的正常运行对于电力系统整体水平的提升有着重要影响，因此在变电站运行过程中继电保护回路系统的应用也显得越来越重要。因此为了保证在变电站运行中继电保护回路系统在运行过程中能够持续保持快速性、可靠性、选择性和灵敏性等特性，变电站工作人员在工作时应当继电保护回路系统有着清晰的认识从而在此基础上合理进行变电站运行中继电保护回路系统应用的研究。
一、继电保护回路系统简析
高效的继电保护回路系统是变电站顺利运行的重要基础和前提，因此变电站工作人员在进行工作时首先要对继电保护回路的整体构架有着清晰的了解。以下从基本要求、系统组成、自动装置、备用装置等几个方面出发，对继电保护回路系统进行了简析。
1.基本要求
如同上文所述，在变电站运行过程中变电站工作人员应当确保继电保护回路系统的快速性、可靠性、选择性和灵敏性。继电保护回路系统的快速性是指在变电站运行过程中继电保护回路系统应当具有当故障发生能够快速反应的能力，这也是继电保护装置的最显著的特性之一。可靠性是指当变电站的运行出现故障时继电保护回路系统应当是可靠的并且不会出现拒动现象，从而促使变电站运行风险的有效减少。选择性则是指在变电站运行过程中当故障发生时继电保护回路运行的选择必须是正确的，从而使误操作这一现象得到有效减少。而灵敏性则是指继电保护回路系统的自身运作及反映必须时刻保持灵敏并能正确的反映故障情况并能有效减少停电面积。因此在变电站运行过程中变电站工作人员应当对继电保护回路系统的这些特性进行持续地检查，从而确保变电站能够保持高效的运行状态。
2.系统组成
继电保护回路系统通常由测量部分、逻辑部分、执行部分等三部分组成。继电保护回路系统的测量部分是指继电保护回路系统能够根据变电站的电气量进行变电站运行状态的有效测量同时根据这一测量结果对变电站的运行状态给出相应结论的部分。而逻辑部分则是指根据之前测量部分得出的结论对是否立即启动继电保护回路系统进行逻辑判断的部分。而执行则是指根据逻辑部分的判断而进行变电站运行的继电保护的直接执行部分。
3.自动装置
继电保护回路系统的自动装置主要是指自动重合闸装置。自动重合闸是指当变电站运行时发生事故时继电保护回路进行跳闸动作后能使断路器进行自动合闸的装置。在变电站运行过程中自动重合闸的运行应当具有灵活性，这主要体现在当变电站出现的断路器断开或者跳闸现象是由工作人员进行的，则自动重合闸不应进行动作。而当变电站工作人员进行断路器操作的原因是因为变电站运行出现故障时引起断路器跳闸则自动重合闸不应采取动作。除此之外，当断路器是出于变电站继电保护而进行跳闸时自动重合闸都应进行动作。这意味着对于同一次故障自动重合闸的动作次数应当能被变电站工作人员提前预料到。例如传统的一次式重合闸在一次故障发生时应当仅仅动作一次，不动作或者多动作则意味着继电保护回路系统的自动装置出现了误差与故障。因此变电站工作人员在工作时应当对自动重合闸的动作次数进行合理统计，从而保证继电保护回路系统自动装置的有效运行。
4.备用装置
继电保护回路系统的备用装置是指当变电站的运行因受到故障影响而发生自动跳闸后能够替代进行电源断路的装置。通常来说继电保护回路系统的备用装置应当具备确保只有在变电站正常电源出现断路器跳闸后才会自动运行的特性。除此之外，当变电站的正常电源出现断路器跳闸现象后，继电保护回路系统的备用装置应当确保只动作一次，从而防止误动作或者其他故障的出现。
二、变电站运行中继电保护回路系统应用
变电站运行中继电保护回路系统的有效应用对于变电站的正常运行和供电需求有效满足有着重要影响。因此变电站工作人员在工作中应当注重继电保护回路系统的合理应用。以下从几个方面出发，对变电站运行中继电保护回路系统应用进行了分析。
1.应用条件
在变电站运行过程中继电保护回路系统是其正常运行必不可少的组成部分，继电保护回路系统的应用可以很好地保护变电站的电力元件。继电保护回路系统之所以能够被称为系统是因为其对变电站的继电保护是多方面的并且不会单纯的受到继电保护装置的性能限定。这意味这继电保护回路系统的工作效率同时受到变电站本身的环境所影响。因此变电站工作人员应当对继电保护回路系统的应用条件有着深刻的理解，从而确保当变电站故障发生时继电保护回路系统能力立刻进行运作。
2.故障信息分析
在变电站运行过程中继电保护回路系统应用的首要前提就是对变电站的故障信息进行合理分析。这些分析内容涵盖了变电站故障时间、重合闸运行装置、变电站故障类型、备用装置是否启动等。变电站工作人员通过对继电保护回路系统进行应用从而能够对上述信息进行有效分析，从而为接下来的故障信息诊断奠定了良好的基础。
3.故障信息诊断
在进行完故障信息分析后变电站工作人员应当应用继电保护回路系统对变电站的故障信息进行合理诊断，在这一过程中变电站工作人员应当对得到的故障信息进行分层处理。通常来说分层处理的有效应用可以高效的确定变电站的故障类型、故障成因、故障发生地点、故障现状等内容，从而为接下来变电站工作人员进行故障的有效处理创造了良好的前提。
4.故障信息的处理
故障信息处理是变电站运行中继电保护回路系统应用的重要环节。当变电站出现故障时变电站工作人员通过对故障信息进行分析与诊断已经对故障信息的整体情况有着清晰的了解，因此变电站的故障处理应当在此基础上促进正向推理方法的合理应用，即从之前处理过的故障信息库中提取类似的处理方式并判断这一处理方式是否符合这次故障的情况。在这之后变电站工程人员应当通过反向推理方法的合理应用对变电站故障可用的处理方法范围进行进一步的缩小，从而最后确定合理的变电站故障处理方法并进行故障处理实践。另外，在变电站的故障处理完毕后变电站工作人员应当对这次的处理过程进行及时的记录，从而为今后发生类似的故障时进行故障处理提供合理的数据与实例。
三、结语
随着我国经济的飞速发展和电力需求的持续增加，变电站保持长期稳定运行对于满足我国越来越大的供电需求有着重要意义。在变电站运行过程中继电保护回路系统的有效应用对于提升变电站运行水平、减少变电站运行风险有着重要的意义。因此变电站工作人员在工作中应当对继电保护回路系统有着清晰的认识并在此基础上对其进行合理的分析与研究，从而促使继电保护回路系统应用水平的持续提升和我国电力系统整体水平得到不断进步。
参考文献
【关键词】数字化;变电站;继电保护;适应性
智能电网建设的重要构成成分就是数字化变电站，数字化变电站对了变电站的自动化运行和管理产生了巨大的影响和变革，带来了巨大的经济价值、技术价值。继电保护技术的快速发展，得益于网络通信对电子式互感器和二次回路的采纳。电子式互感器具有安全性高、测量精度高、频率响应范围宽、动态范围大等特点，因此其广泛使用可以使继电保护技术长期存在的问题得到有效解决[1]。在数字化变电站中应用通信网络技术，有利于变电站过程层网络化的实现，达到信息共享。
一、继电保护对电子式互感器及通信网络的适应性
根据电子互感器工的作原理研究表明，可以将其分为有源式和无源式，体现出数字化变电站工程中应用形式的主要方法。基于Rogowski线圈原理和基于光学原理，是电子式互感器的工作原理的两种划分。此外，在电子式互感器工作中，数据采集传感器的准确性和实时性的判断，虽然IEC/60044-8标准中有一定的规定，但是不同厂家之间的原理制造工艺技术上会有所不同，这就使不同厂家之间制造的电子式互感器在处理延时和量程指标方面，有很多的不同。
（一）对测量延时的分析
在一个时间内，利用某录波器对2个厂家电子式电流互感器测量的电流相量进行测量，经过一定的计算之后，保护接受的2个电流互感器测量结果延时之间差了0.5ms。但是要想达到减少和预防这类误差对继电保护带来的严重损害的目的，就要求在进行工程应用之前对电子式互感器的测量延时，要采取一定的措施，检测其是否合格，另外还可根据其延时差异，增添设定的延时补偿系统在其保护装置中，这样可使其对不同的互感器之间的固有延时差异，能够进行一定的补偿工作来满足继电保护工作的需求。
图1 电子式电流互感器测量电流
（二）分析量程之间的差异
电子式互感器有一定标准的测量输出的范围，测量值超过这个范围时，会引起互感器+输出量程的上下限值出现变动，如图2所示，电流波形会呈现出“平顶”的情况。这时与之相对应的配合应用和不同厂家生产的电子式互感器，如果在测量范围上有不同情况出现，就会使其测量值比互感器量程要大，从而造成同一测量值输出的测量结果不一致，还会出现严重的差异化结果，能够不同程度的影响到保护装置的功能，更严重的会给电流差动保护带来不准确的动作（见图1）。
二、继电保护对电子式互感器和通信网络的适应性分析
（一）继电保护对过程层网络的适应性
数字化变电站继电保护的影响因素与传统变电站影响因素不同。其影响因素除上面已谈到的互感器的适应性以外，还有过程网络影响因素。由于这些影响因素继电保护动作会不及时，为解决这个问题，就必须对造成延时的因素进行改善。
1.保护装置采样的延时
对于采样数据，测量装置有一定的延时现象，解决此问题的主要方式更多地是进行软件优化。对测量装置采样算法进行改进，同步采样频率与发送数据的频率，减少频率不一致造成的数据采样延时问题。
2.网络的延时
针对网络延时，需改善过程层网络结构，提高网络内对设施的利用率，提高信息传递效率;其次进行设备升级，提高信息传递速率。针对过程层网络进行优化改善，努力减少网络延时的现象。
（二）继电保护对电子式互感器的适应性
针对电子互感器类型在当前数字化变电站中的不同用途和不同原理，影响不同类型的互感器的混合使用，其配合使用可能会产生数据差异。而差异主要表现在两个方面：
首先，是测量延时差异，电流互感器不同的测量标准，造成测量数据的时间误差，这就是测量延时差异。为了解决延时差异问题，保证不同设备能够配合使用，就需要在工作前对不同设备进行严格测量，在实际工作中将延时补偿考虑到数据处理过程中，可对该问题进行解决。
其次是量程差异，由于不同互感器的量程不同，就会在工作中出现某设备处于安全量程中而其他设备的测量数据超过量程的情况。
（三）数字化变电站继电保护及电子式互感器采样同步问题
传统变电站进行电气量测量时采用的是电磁式互感器，保护装置通过装置内的A/D对数据进行相应处理，数据延时很小，可以忽略。数字化变电站电子式互感器及网络设备的应用，导致数据采样传输延时增大。同时，各厂家电子式互感器、合并单元及网络接口等环节处理技术的差异，导致传送数据的时序特性的差异，采样延时不同。对于过程层组网方式，以太网传输延时的不确定性也是影响时序特性的重要因素。为消除数据不同步问题，可以考虑以下解决方案：
1.站内钟法的统一
各个设备对计时的不统一是造成延时问题较多的主要原因，针对该问题，最有效的解决方案就是统一计时方法，这样就能解决不同型号设备的协同工作，以及系统内设备的统一工作。
2.同步标准的树立
将保护装置作为同步标准，电子互感器等其他设备已保护装置为同步标准，利用软件改进进行系统内统一，可以解决数据同步问题。
三、动态模拟测试数字化变电站继电保护的方案
当数字化变电站内设备可靠性达到要求时，系统内设备的同步工作就对继电保护适应性问题起到更大的决定作用。在上面已经讨论了影响系统内数据同步问题的因素，为更大的发挥各个设备的协调性，就需对继电保护进行动态模拟测试，保证模拟测试的针对性，以发挥模拟测试的作用。数字化保护动态模拟测试应既可用于测试评估数字化保护在特定电网环境中的应用性能，也可用于考核数字化保护在数字化变电站系统中的整体功能及性能指标是否满足设计目标及应用要求，数字化保护测试方法至少应涵盖如下内容：
①对特定电网系统的数字化变电站系统，根据具体情况要求进行模拟;
②对典型数字化变电站系统及典型组网方式进行模拟;
③模拟各种电气故障，测试数字化保护在系统出现故障时的性能;
④模拟测试电子式互感器及通信网络可能出现的异常情况，测试数字化保护的运行性能。
四、结语
目前数字化变电站的建设已从理论研究转向了工程化，变电站运作中选用更加成熟的过程层组网技术，这些都对系统的可靠性起到了加强作用，降低了设备的运行维护成本。现阶段，数字化变电站的继电保护必须首先解决的问题是过程层网络结构的合理性、多间隔电子式互感器间的同步、数据传送的实时性等，因此应深入研究在继电保护中电子式互感器的有效应用，对数字化变电站的继电保护适应性起到提升作用，从而推动发展继电保护技术。
参考文献
[1]冯炬斌.数字化变电站继电保护适应性分析[J].电子制作，2013，（15）：184-184.
关键词:自动化;安全系统;必要性;途径;设计
中图分类号：S611 文献标识码：A 文章编号：
1 加强电力工程自动化安全系统建设的必要性
在与传统电磁型继保装置进行比较的基础上，我们发现，微机型继保装置能够有效实现综合自动化。而其在日常工作运行中也具有以下几个特点：（1）装置维护调试方便，操作简易，并且其保护性能在传统装置的基础上得到较大改善；（2）装置拥有较多的先进功能，可为操作者提供更多的选择，另外其逻辑回路动作正确率高，可靠性强；（3）装置实现了遥控、遥测、遥信、遥调功能，实现远方监控，可取代传统的有人值守模式。因其拥有 GPS 卫星对时及故障录波功能，也极大地方便了对电力系统故障的分析处理。然而，尽管其在很多方面都拥有比传统电磁型继保装置更为优越的特点，但是就现阶段的电力运行环境而言，我们发现继电保护的运行条件基本未变，现代化电网、综合自动化变电站对继电保护全方位的功能要求越来越高。而与电磁型保护相比，微机装置对对抗干扰、防雷击、电源电压等客观条件的要求更高。而且，其在变电站的远方后台监控上，还存在着许多不足之处。综合这些要素，我们不难发现，不断改进继电保护的管理模式、有效改善继电保护设备运行环境、挖掘完善继保设备的设计维护方法，是补充和完善综合自动化变电站功能，确保电网安全、稳定运行的必要条件。
2 加强电力工程自动化安全系统建设的途径
随着电力工程建设环境的不断优化，继电保护装置也因其在电力工程中所占的特殊位置而发挥着不一样的作用。通过社会实践中我们不难看出，加强电力工程自动化安全系统的建设，需要对继电保护装置拥有严格的要求。
2.1 选型设计
继电保护装置直接关系到整个电力工程安全系统的有效运行，所以其在型号、性能与规格的选择上应坚持统筹规划的原则，要努力做到选择技术成熟、设计完善、性能稳定可靠的产品，从而在确保设备硬件质量过硬的基础上，达到在系统中长期稳定运行的目的。另外，在继电保护装置的选择上还应有全局观念，必须做到科学设计，合理配置，使继电保护、计量、测量、信号、控制、远动等相互配合，共同协调工作，以确保整个电力系统处于高水平运行状态下。要知道，质量过硬的继电保护装置能为变电站增容扩建和设备更换改造留有更多的设计余地。使变电站设适用于综合自动化及传统的有人值守两种模式，这样便能确保在发生数据无法远传或网络故障时，变电站立即恢复到现场有人值守模式，从而确保电力设备的安全运行。
2.2安装调试
在综合自动化变电站建设中，继电保护涉及到各种不同性能及作用的设备，例如测量表计、后台监控、直流系统、五防、远动等。因此，在继电保护的调试阶段内，操作人员必须明确继电保护与不同设备间的责任界限与分工，做好基础数据的录入，从而有效加强继电保护与各设备间的工作协调性。在不断的实践过程中我们发现，与传统的电磁型保护相比，微机保护功能先进，但这并不就意味着微机装置工作可靠性大、安全系数高。因为，微机装置抗干扰能力差、防潮性能差、易遭雷击，对工作环境、电源电压等客观条件的要求很高。因此必须采取：“电缆屏蔽层两端接地”抗干扰规范；二次回路及网络线配置避雷器；变电站
控制室装空调调节室温；装置的直流电源加装滤波、稳压设备：装置的交流电源加装雷电浪涌吸收器等等措施，确保微机装置可靠、安全工作。保证继电保护及自动化装置的背板、端子排、压板、插头的接线牢固性，做好光缆、网络线的防外力破坏的措施。此外，还应做好工程关键质量点的控制，因为整个系统最终运行好坏将通过其反映。如 GPS系统对时精度，继电保护整组传动试验的远方后台监测反映，伞站模拟量的精度，远动通道质量等等。在
变电站综合自动化改造中，许多运行设备无法停电。但可以利用技术手段，做好安全措施，采用带模拟开关对新装置进行校验，完成不停电工作。并且还可在此基础上，积累施工经验，制定典型的不停电作业规范和继电保护安全措施票，确保施工安全。
2.3 验收投运
按继电保护要求对设备验收，除常规的保护整组传动试验外，要着重加强对设备的遥控、遥信，遥测，遥调操作验收，如果把关不严，将对今后运行带来负面影响。在验收过程中，要根据“四遥”验收情况及设备的具体特点，制定相应的运行操作规程。例如，在各项设备投入使用后，列出自动化安全系统的运行要点，以利于今后维护的顺利展开；又如将峻工图
纸、校验报告书、技术资料及时报送给相应的管辖单位，从而有效地做好变电站系统数据的备份工作，为今后的运行维护、修建改造作好技术上的准备。
2.4 运行维护加强运行操作人员的现场培训。
无论是什么样的设备和运行系统，都需要专业人士的操作才能得到更高的运行效率。所以对电力工程自动化安全系统的构建与维护，需要业务素质和对新设备的熟悉程度高的运行人员进行操作，因为运行人员的业务水平与对设备各性能与知识的掌握情况，将直接关系到设备的运行维护质量。所以，在设备投运前，运行人员必须熟悉变电站的运行方式、主接线情况，学会使用操作微机装置，并经严格考核后方可担任运行维护工作。
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