关键词：35kv变电站；继电保护；对策
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.10.162
0前言
35kv变电站是我国整个供电网的基础和核心，而继电保护又是变电站面临的重点课题，由于变电站在工作中存在设备落后、环境和人为因素影响的情况，导致了变电站不能很好的工作，从而影响了整个区域内的正常供电，因此需要加强对35kv继电装置的保护，提升维护人员的技术水平，加强管理，从而确保电力系统的稳定运行，提高人们的生活水平。
135kv继电保护装置的特点
由于35kv供电站的工作具有高危险性、高要求性，使得继电保护装置必须具备一定的自身特性才能应对这样的工作，当电力设备电子元件发生故障时，继电保护装置要在第一时间做出正确的反应并发出警报，保证电力公司能在第一时间内知晓并处理，保证了用电居民的安全和供电的正常。因此继电保护装置要具备以下特性：
（1）迅速性。继电保护装置要具备迅速性，针对35kv变电站发生的故障要在第一时间做出反应动作，避免供电设备受到故障电流的冲击影响正常的供电能力，迅速性可在第一时间控制故障在较小的范围内，对供电设备提供及时的保护。
（2）选择性。在故障发生的第一时间，继电保护装置能够做出明确的选择，对故障发生的区域进行切开处理，明确的分割正常工作和故障区域，继电保护装置对故障发生的最近设备进行切开动作，保证其他的设备正常的工作。
（3）安全性。继电保护装置具有安全性，在高压设备工作中，能够准确的寻找故障位置并继续拧切断处理，保护整个设备的正常运行和工作，确保了35kv供电站的安全。
（4）灵敏性。灵敏性是衡量继电保护装置是否合格的重要指标，针对故障的发生，继电保护装置要有灵敏准确的判断，避免故障区域影响供电设备的运行，因此继电保护设备要具有灵敏性，及时的寻找故障区域和设备进行切开处理，避免故障带来更大的损害。
235kv继电装置设备检测范围
（1）定期维护。工作人员要做到对继电保护设备的定期检测，因为在继电保护装置的工作中，产生的大量热量使电子元件的使用寿命大大缩短，所以工作人T要进行定期的维护，及时更换或改造电子元件，对设备的整体运行情况进行检测，对变电器的瓦斯进行保护。通常情况下每年要对充气进行检测，确保设备能够顺利的工作。
（2）二次检测。变电站的工作人员要重视对继电保护装置的二次检测，二次检测对提高变电站的供电性能有重要的意义，在实际的工作中的二次检测要重点检修回路的绝缘性、部件磨损、直流操作等方面，工作人员要判断信号的传输是否顺畅，检测设备整体是否在正常的工作状态中，对于二次检测中发现的问题要及时的修复。
（3）故障信息分析。科学合理的的故障信息分析为继电设备保护提供了保障和依据，要依据故障分析的具体信息做到管理方式的改变，首先对于常见的遥感信息检测分析，要做到最快的速度获取系统中存在的问题，掌握开关变动的情况，其次对于保护工作信息的检测，要达到清除故障发生时保护设备是否存在动作的目的，并进行数据数值的分析和设定，最后是故障音波信息的分析，明确故障发生的具置，为今后的工作提供便利。
3加强继电装置保护的具体措施
（1）加强日常维护。为了更好的保护35kv继电装置，需要加强平时的维护和监管，要让工作人员了解设备最初的状态及平时正常工作时运行的状态，了解继电保护装置初始状态对日后的工作有着重要意义。要对相关的技术和知识进行搜集和整理，对于平时的数据分析要做到精细而全面，方便在故障发生时能及时准确的判断出故障的位置，做到及早发现，及早排除。
（2）加强安全管理。随着我国电力建设脚步的加快，大量的智能变电站的发展，使得35kv继电保护装置成为一种智能综合保护设备，通常在无人的情况下进行工作，因此，要加强平时无人操作时的安全管理，对于继电保护装置的设定更要加强管理，工作人员要做到认真负责才能保证设备正常的运行。除此之外，由于近年来科学技术的进步，导致了继电保护设备更新换代过快，这样就要求工作人员需要不断的学习提升自身的综合素质，注意平时工作经验的积累，面对继电保护过程中出现的问题能够有效的应对，确保设备正常工作[1]。
（3）明确责任。明确变电站中各个部门的职责对于继电保护有重要的意义，由于科学技术的发展导致了继电保护成为了无人的智能工作设备，但是在远程的调动、协调、保护的工作中要明确划分各个部门的职责，明确工作内容，增强部门间的互动和工作渗透，从而更好的维护继电保护装置正常工作[2]。
（4）定值管理。继电保护定值是综合自动化保护的基础和核心，为了防止因大面积停电产生的恶性事件的发生，就要加强变动保护。继电保护装置的保护动作值都是经过专业工作人员精心计算才得出的，面对突发的问题时，要及时的启动变动保护定值，避免保护装置误动，因此要明确分工，设定权限，定期的进行检测，保证保护定值的准确和安全，从而保准继电保护装置能面对问题作出最为迅速的反应[3]。
4结论
综上，继电保护装置对于35kv供电站的正常工作有着重要的意义，35kv供电站的继电保护装置是一个智能化、综合化的现代设备，其涉及多个环节，因此要加强平时的管理和监测，增强技术人员的业务水平，确保数值的准确，除此之外还要加强无人设备的监管，避免人为的破坏，从而保证供电站正常的运行和工作，从基础上推动我国电力事业的发展。
参考文献：
[1]刘兴光.发电厂继电保护装置的故障探讨[J].山东工业技术，2016（11）.
【关键词】微机型继电保护装置抗干扰措施方法研究
在微机型继电保护装置工作过程中，经常会受到干扰，产生干扰的原因是来自多方面的，一旦没有及时发现这些产生的干扰原因，就会影响电力系统的正常运行和工作。所以研究好微机型继电保护装置干扰产生的类型以及做好抗干扰的措施是十分必要的。
1微机型继电保护装置产生干扰的基本情况
1.1微机型继电保护装置干扰产生的原因
微机型继电保护装置产生干扰的原因主要是由于装置系统内部发生接地事故、倒闸操作不当以及受到雷击等因素，使微机型继电保护装置受到干扰，产生干扰问题，之后会通过电流发生回路、交流电压变化、信号传递编号、控制回路的电缆等方式，使干扰产生的电压进入到二次设备，从而使微机型继电保护装置在读写程序时出现问题，最终导致微机的CPU执行未设定的程序或者使微机进行死循环。
1.2微机型继电保护装置产生干扰的类型
微机型继电保护装置产生干扰的原因主要是二次回路受到影响，从而影响微机系统内部的正常运行，最终使电力系统内部的元件不能正常工作，微机型继电保护装置在运行过程中，产生干扰的类型主要来自以下几个方面：
（1）接地故障产生干扰。在变电站内部工作的过程中，当发生单相或者多相接地问题时，会产生故障的电流，这种故障电流具有一定的特性，通过变压器的中性点，接地故障产生的故障电流会进入地网之中，并且经过大地和架空的地线流到故障地点。强大的故障电流会沿接地点流入到变电站的地网，地网的各个点会产生很高的地电位差，这个电位差被称之为50HzT频干扰，将会影响微机型继电保护装置，对高频保护产生严重的威胁。
（2）电感耦合产生干扰。电感耦合产生干扰主要是当隔离开关进行操作后，会发生高频电流或雷电电流，这些电流通过高压母线时，高压母线的周围会产生大量的电磁磁场，这时一部分磁场会把二次电缆包围，使二次回路发生时产生的感应会发生干扰电压，传到继电保护装置的二次设备端。接地电容使母线上的高频电流注入地网后，就会导致地网的电位和地网不同点电位差的区别。干扰的原理主要是在二次电缆的屏蔽层中能够受到高频电流，从而对二次回路发生干扰。
（3）断路器操作故障产生干扰。如果直流控制的回路中电感线圈被切断，就会产生宽频的干扰电波，甚至这种宽频电波频率可以达到50MHz；此外当使用电话、对讲机、计算机等通讯设备时，也会产生高频电磁干扰，从而严重威胁对微机型继电保护装置的稳定。
（4）雷电产生的干扰。在雷电高发地区或者多雨多雷电季节，变电站容易受到雷击的危害。当户外的电线线路或者构架受到雷击时，会产生大量的电流接入到地网之中，并且因为地网存在电阻，就会使二次电缆的屏蔽层在不同的接电点接地，就会产生一种暂态电流，这种电流会流经屏蔽层，使二次电缆中的芯线感应产生干扰电压，同时线路感应产生的干扰电压会通过相应的测量设备引入到二次回路中。此外二次回路中产生的干扰电压可以达到30kV，产生的频率达到几兆赫，会对微机型继电保护装置产生严重的威胁。
2微机型继电保护装置抗干扰的措施
2.1减轻来自电源的干扰
微机型继电保护装置抗干扰措施之一就是减轻来自电源产生的干扰，具体的措施包括：
（1）利用机箱的屏蔽功能来减弱装置在内部由于电源线发生的干扰，并且要选择外壳具有屏蔽接地的滤波器，使接地点以最短的距离接到机箱的柜体；
（2）在电源的入口处增加电源滤波器，这样可以有效消除传导和磁场产生的电磁干扰；
（3）最后使用抗干扰能力强、输入波纹噪音小开关电源，比如KTD作为微机系统的保护装置。
2.2保护屏的接地装置
在理论上微机型继电保护装置的微机保护屏内的隔离变压器一次和二次绕组间应该具备良好的屏蔽层，而且能够可靠接地。微机保护装置的箱体必须经过实验才能接地；还要把保护屏底部的漆和铁锈等清除干净，这样才能用焊接或者螺栓的方法使保护屏和底部的槽钢进行连接。微机保护屏之间把底部的接地小铜排进行串联，主要利用不小于50mm2的两股铜芯线，再接在截面不少于100mm2的两股接地铜排上，最后就是把接地铜排和主控室电缆层的接地网实施牢靠的连接。
2.3微机保护硬件采取抗干扰措施
当前来看微机型保护装置的生产厂家在机械研发的过程中，使用了抗干扰的措施，使用VFC的数据采集系统，这样在电气上可以完全使隔离模拟系统和数字系统，加强了微机型继电保护装置硬件的抗干扰能力。
2.4加强并规范变电站二次系统的防雷接地工作
做好电力系统保护站的防雷工作是一个非常重要的环节，这对于提高微机型继电保护装置的抗干扰能力具有重要的作用，保护站的设备减少雷电伤害的首要环节就是变电站的二次系统防雷工作。在这个过程当中，应该对系统进行统筹规划和全局的设计，同时从接地、屏蔽、限幅、均压和隔离这五个方面来综合防护；而且要加强设备自身的抗雷电电磁干扰的能力。
3结语
微机型保护装置在电力体系中的普遍应用，收益于当前电力体系的迅速发展。同时也面临着多种多样的外界干扰类型，复杂多变传播的方式。在现实环境中，外界的干扰是不可避免的但却可以预测。只能在设计、施工和运行中加以充分的重视，及时有效的采取措施。然而相对降低抗干扰的程度最好的办法，营造保护装置低干扰水平的运行环境。这将会是系统安全运行的一个关键环节，对电网安全稳定运行也有着不可估量的现实意义。
参考文献
[1]高二亚.火力发电厂微机型继电保护装置的抗干扰问题研究[J].新材料新装饰，2014，（13）：548-548.
[2]苟同江.微机继电保护装置的抗干扰防护措施[J].水电自动化与大坝监测，2014，（6）：87-89.
关键词：继电保护；发电机；变压器；运行方式
1系统概述
运行中的电力系统，由于电气设备的绝缘老化或损坏、雷击、鸟害、设备缺陷或误操作等原因，可能出现各种故障和不正常运行状态。最常见的而且也是最危险的故障是各种类型的短路。此外，输电线路还可能发生断线故障。在短路故障中，接地故障的比例较高，而三相短路的后果最为严重。
电气设备的故障和不正常运行状态都有可能引起系统的事故，使系统全部或部分的正常工作遭到破坏，以致产生对用户停止送电或减少送电、电能质量不能保证、毁坏电气设备等严重后果。但是，只要提高设备的制造质量、提高设计水平、加强设备的维护检修、提高运行管理的质量，严格遵守和执行电业规章制度，事故就可以大大的减少。
先进的电力系统自动控制系统的应用，在提高供电的可靠性，保证供电的连续性、以及减轻运行人员的劳动强度等方面将发挥巨大的作用。
2电厂主接线分析
6-220kv高压配电装置的接线方式，决定于电压等级及出线回路数。主接线的设计应满足可靠性、灵活性和经济性三项基本要求。6-220kv高压配电装置的接线分为：有汇流母线的接线：如单母线，单母线分段，双母线，双母线分段，增设旁路母线或旁路隔离开关等。无汇流母线的接线：如变压器-线路单元接线，桥型接线，角型接线等。
3运行方式分析
电力系统运行方式的变化，直接影响保护的性能。在全厂的变压器中为了减少接地阻抗需要尽量减少变压器中性点接地数目。因此，在对继电保护进行整定计算之前，首先应该分析运行方式。在此要着重说明继电保护的最大运行方式是指电网在某种连接情况下流过保护的电流值最大；继电保护的最小运行方式是指电网在某种连接情况下流过保护的电流值最小。因此，系统的最大或最小运行方式并不一定是保护的最大或最小运行方式。所以说在讨论短路计算的时候主要是计算流过保护的电流。
某电厂系统，运行方式分析如下：（1）最大运行方式：机组全部投入运行是，整个系统的等值电抗最小，短路是通过保护的短路电流最大的运行方式。（2）最小运行方式：一台机组运行。（3）正常运行方式：根据系统正常负荷的需要，投入与之相适应的发电机、变压器和线路的运行方式。
4继电保护规划
4.1总则
（1）电力设备和电力网的结构特点和运行特点。（2）故障出现的概率和可能出现的结果。（3）电力系统近期发展的情况。（4）经济的合理性。（5）国内、国外的经验。
4.2继电保护和安全自动装置
（1）电力系统的电力设备和线路，应装设在短路故障和异常运行的保护装置上，电力设备和线路故障和异常运行装置应有主保护，必要时可增设辅助设备。（2）继点保护应满足可靠性、灵敏性、速动性和选择性。（3）制定保护配置方案时，对稀有故障，根据对电网影响程度和后果应采取相应的措施，保护能按要求切换。（4）在各保护配置接于二次绕组本身时，应考虑到即要消除死区同时又要尽可能减轻本身故障所产生的影响。（5）应采用后备方式时，变压器或电抗器后面发生短路，以及在电路助增作用很大的相邻线路上发生短路的情况下，如果为了满足相邻保护区末端短路时的灵敏性的要求，将使保护过分复杂或技术上难以实现，可以缩小后备作用的范围。（6）电力设备或电力网的保护装置，除预先规定外，都不允许系统因震荡引起的误动作。（7）正常情况下，当电压互感器的二次回路或其他故障能使保护误动作，应装设线路闭锁或其他措施。
4.3变压器保护
根据《继电保护及自动装置技术规程》，0.8MVA及以上油侵式变压器和0.4MVA及以上车间内油侵式变压器，均应装设瓦斯保护；对6.3MVA及以上厂用变压器和并列运行的变压器，10MVA及以上厂用备用变压器和单独运行的变压器，以及2MVA及以上用电流速断保护灵敏性不符合要求的变压器，应装设纵连差动保护；负序电流单相式低电压起动的过电流保护，可用于6.3MVA及以上生压变压器；110kvA及以上中性点直接接地的变压器，每段各带两个时限，并均小的时限动作于缩小故障影响范围或动作于本侧断路器。
4.4发电机保护
根据《继电保护及自动装置技术规程》，大型机组应装设大差保护；对于200MW及以上的汽轮发电机，宜装设过电压保护；过电压保护宜动作于解列灭磁；对励磁电流异常下降或完全消失的失磁故障，应按下列规定装设失磁保护装置；对过负荷引起的发电机定子绕组过负荷，应按规程装设定子绕组过负荷保护；对发电机变电动机运行的异常运行，200MW及以上的汽轮发电机，宜装设逆功率保护，保护装置由灵敏的功率继电器构成，带时限动作于信号，经长时限动作于解列。
在有些情况下，发电机在启动或停机过程中有励磁电流流过励磁绕组。而许多保护继电器的动作特性受到频率的影响较大，在这样低的频率下，不能正确工作，有的灵敏度大大下降，有的则根本不能动作。对于低转速下可能加励磁电压的发电机，通常要装设反映定子接地故障和反映相间短路故障的保护装置，这种保护，一般称为起停机保护。
5保护装置控制对象
各保护装置动作后所控制的对象依保护装置的性质，选择性要求和故障处理方式的不同而不同。对于发电机双绕组变压器，有以下几种处理方式：（1）全停――停机，停锅炉。断路器高压侧，灭磁，断开高压厂用变低压侧断路器，使机炉及其辅助机停止工作。（2）解列灭磁――断开高压侧断路器，灭磁，断开高压厂用变压器低压侧断路器。（3）解列――断开高压侧断路器。（4）减出力――减少原动机的输出功率。（5）发信号――发出声光信号或光信号。（6）母线解列――对于双母线系统，断开母线联络断路器，缩小故障范围。
6结束语
电厂继电保护的配置在设计上，首先应满足保护的四项基本要求，即：选择性，速动性，可靠性，灵敏性；然后，根据各类保护的工作原则，性能并结合电网的电压等级网络结构及接线特点进行选择，使它们能有机的配合起来，构成完善的电网保护。如果电网保护选择不合理，继电保护不仅不能保证电力系统的安全稳定运行，所以，配置合理的保护方案是十分重要的。同时，在满足保护四项基本要求的前提下，应力求采用简单的保护装置，复杂的保护不仅价格昂贵，运行，维护和调试也较为复杂。运行经验证明，保护装置越简单，可靠性越高。尽可能短的时限切除故障，对维护系统的稳定运行具有重要的意义。所以，采用瞬时电流或电压速断保护，差动保护，距离保护和高频保护等快速保护装置，性质保护的动作时间，应考虑被保护元件的需要以及它在电力系统中的地位，同时还要考虑它与相邻元件的特性配合。
参考文献
[1]王维俭.电气主设备继续电保护原理与应用[M].北京：中国电力出版社，1996.
【关键词】数字化变电站；继电保护；装置；测试；可靠性
随着我国社会经济建设步伐的不断加快，电力行业得到进一步的发展。数字化变电站作为今后电站发展的必然趋势，对其调试的技术方面和管理方面提出了新的要求。数字化变电站主要由电子式互感器、智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，在IEC61850通信标准的基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互相操作，也是实现变电站智能化、网络化的关键。但是，由于数字化变电站现阶段采用的都是新型技术，容易在运行过程中遇到常规站自动化技术发展的瓶颈，给变电站的调试工作带来新的挑战。
1.数字化变电站通信体系
IEC61850数字化变电站分为三层：站控层、间隔层和过层层。由站总线、过程总线进行通信连接。站总线处理站控层与间隔层之间通信。过程总线用于间隔层与过程层各种智能一次设备的通信，包括TA、TV暂态数据交换，智能断路器和一次设备控制数据交换。IEC61850标准定义了采样值传输和通用变电站事件两种抽象模型，SMV模型应用于采样值传输及相关服务，目前通常有IEC61850-9-1、IEC61850-9-2及IEC60044-7/8（即FT3）三种格式。GOOSE模型提供了变电站事件快速传输机制，用于跳闸和故障录波启动等报文的传输。
2.电子式互感器现场试验方法
现阶段还没有出台电子式互感器相关试验标准规程，而常规的试验项目已不再适用，现场根据电子互感器的特点制定了试验项目。由于电子式互感器没有铁心无须励磁特性试验；传送的是数字信号不受负载影响，不必测试二次回路负载；不存在绝缘电阻的问题，无须进行绝缘电阻试验；没有二次回路无需进行二次回路接线检查。大大减少了现场试验的工作量，同时由于新增了合并器单元，需要相应进行合并单元激光模块检查；合并单元输入/输出接口检查，这些可以在现场通过检查采集器、合并单元、保护装置的通信情况来判断是否正常，现场需要做的是采集器采样精度试验和极性校验。
2.1精度测试方法
从电子互感器传输出来的信号已经完全是数字信号，传统的校验设备已不能满足需要，需要一套全新的校验设备。电子互感器调试设备：大电流发生器、标准CT、电子互感器校验系统。按照图1接线图接线，在互感器一次升流，通过外加标准信号源的方式，检查保护装置的采样值，两者相互比较以判断采样精度是否满足要求。在校验仪上设置标准源的变比，电子电流互感器的实际额定电流相关数值，精度校验一般选取额定值的1%，5%，20%，100%，120%时的精度实际值，通过调压器调节来比较在各个时候的值。校验仪也具有相应的同步输入接口，每收到一个同步脉冲比较一次。直接将测试结果以报告形式输出。电子电压互感器的精度检验原理与此类似。
图1电子电流互感器测试接线图
2.2极性校验
互感器校验仪可以很直观的分辨出被校互感器的极性，极性一但接反校验仪上所显示的角差会有180度的变化。
3.保护装置调试
数字化变电站继电保护测试是一种全网络化的测试，需要充分理解保护的配置。在调试前必须收集系统中的说明文档、设备的配置参数文档、系统数据和信息模型文档、系统和设备的配置文件SCL。
3.1数字继电保护测试仪介绍
数字化设备电压电流的采集通过光纤信号传输，控制回路使用GOOSE信息进行跳合闸及其他开出，使用IEC61850规约传输。常规的试验装置已不能满足其要求。要求新型的测试仪既能输出光信号又能输出和接收GOOSE信息。调试中我们使用的是北京博电的PWF-3型光数字继电保护测试仪，可以模拟合并器（MU）按照IEC61850-9-1、IEC61850-9-2或IEC60044-7/8（即FT3）帧格式传送采样值也可模拟电流互感器、电压互感器变换后的小信号模拟量到被测设备，通过接收、发送GOOSE报文对数字保护进行闭环测试。
3.2数字继电保护测试仪设置
数字继电保护测试仪和传统测试仪相比，保护逻辑测试方法和界面相同，主要区别是和保护装置的信息交互接口发生了变化。装置第一次上电时需通过以太网接上位机对采样值接口及GOOSE接口在软件上配置。配置结束后相关参数可保存、固化，掉电后不会丢失，下次开机可直接使用，无需再配置。下面分别说明。
采样值配置：根据被测保护装置不同的协议（IEC61850-9-1、IEC61850-9-2、IEC60044-7/8或模拟量弱信号输出）对测试仪采样值输出方式进行相应详细参数配置，也可通过导入变电站配置SCL文件，按照软件提示信息，用户选择被测保护及相关信息，采样值参数配置自动完成。
GOOSE配置：包括GOOSE订阅及GOOSE，测试仪接收被测保护发出的GOOSE信号，必须先订阅GOOSE，订阅时，将GOOSE中数据（比如：表示跳闸信号的数据）映射到测试仪的“开关量输入”上，测试软件根据该开入的状态判断保护动作情况。测试仪不但可以接收GOOSE信息，完成保护装置的闭环测试，而且可以模拟其它智能设备GOOSE信息。比如若测试保护的重合闸时间，测试仪需要模拟智能操作箱断路器位置的GOOSE信号给保护装置以使其满足允许重合的逻辑。GOOSE信息在变电站内通过组播方式来传输，变电站的智能设备IED（如保护装置）接收GOOSE信息时首先要判断GOOSE参数是否和其订阅的参数匹配，GOOSE参数以及GOOSE数据（Data）的数据结构需要和保护装置的配置完全一致才接受。导入变电站的SCL（变电站配置语言）文件可完成GOOSE自动配置。
3.3实验接线
图2保护装置测试连接图
3.4调试重点
装置的逻辑验证没有什么变化，以前的二次回路调试转为软件方面的信息共享调试，涉及到各个相关厂家出厂配置文件的现场调试、更改、备份。
4.数字化变电站保护系统的可靠性
数字化变电站新技术的应用能有效地提高保护系统的可靠性：
（1）电子式互感器无饱和现象，简化了保护判据，有效提高了保护的可靠性、快速性。传输频带宽、暂态性能好、不存在电磁式互感器和电容式电压互感器等传统互感器的测量误差和暂态特性，能很好地将电力系统运行状态信号传到二次侧且无CT二次开路问题。
（2）由于网络数据传输的共享性，可以获取全站相关设备元件的信息，采用带数字接口的智能断路器，跳合闸等控制信号的传输方式也由二次电缆改为数字信号的网络传输，光纤取代电缆，电磁兼容性能优越，安全性高。
（3）由于直接采用数字量，能真实反应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。在线监测、在线检修自动化使装置运行将更加稳定。信号传输通道都可自检，可靠性高。
（4）保护定值、控制字简化，保护压板、按钮和把手大大减少，可以显著减少运行维护人员的“三误”事故。
这些优势的实现需要电子式互感器的稳定性、二次系统的冗余性（合并单元冗余、以太网冗余、控制系统冗余）、网络通信的安全性来保证。在运行中出现过由于电子式互感器远端模块故障导致装置采样错误的实例。网络化带来共享信息的同时，也带来基于网络信息传输的可靠性和安全性问题。基于IEC61850的GOOSE等快速报文传递跳合闸命令的可靠性、实时性也还需要时间来检验。
5.待解决的问题
（1）由于继电保护涉及模型较多，国内目前尚无统一标准，厂家模型配置灵活，各厂家声称自己符合标准的扩展规范，在国家没有相应的模型管理控制机制的情况下，这种扩展的随意化和去标准化越来越明显。调试过程中经常需要修改模型，修改模型后所有通过保护发送的信号就要重新核对增加了调试的时间。
（2）由于各厂设备接口和协议仍存在差别，新型的保护测试仪、光万用表仍然只能符合一部分厂家装置的规约，对不同的装置要使用不同的配置和接口，配置项目繁多复杂，没有通用性。电子式互感器和电子式互感器校验仪，电能表与电能表校验仪使用的大多都是同一厂家的产品，不利于检验的公正性。
（3）全站基本使用的都是同一厂家的设备，数字化变电站的互操作性和互换性还得不到检验。
（4）目前仍然没有相应的检验标准。调试检验项目、方法仍带有随意性。
（5）出现异常严重依赖厂家，现场能做的除了重启就是更换插件；更换CT变比需厂家对智能单元重新下配置；
（6）压板大量减少，由于没有了“明显断开点”，安全措施的实施不便，在变电站投运之后，如何实现检修试验设备和运行设备的隔离是个新问题。
（7）对于部分数字化改造的站带负荷试验、定相、核相困难。
（8）专业分工不明确：常规站中不同专业的电气量来源是分离的，面对的装置是独立的，实现的应用目标也是不同的，能够实现物理分界。数字化变电站中以往专业分工的基础已不复存在，专业融合成为必然趋势，尤其是自动化专业和继电保护专业。
（9）人员的培训还跟不上，不能满足运行维护要求。
6.结语
数字化变电站是变电站智能化、网络化发展的新趋势。随着新的技术原则、设计规范、运行标准、检验条例的更新，数字化变电站的应用难免会遇到常规站自动化技术发展的瓶颈。这就需要电站人员不断总结经验，努力探索出符合新技术发展的设计和运行规范，确保数字化变电站能够发挥出自身的效益。
参考文献：
关键词：继电保护；状态检修。
一、对供电网络继电保护装置的要求：
（1）选择性。当供电系统发生事故时，继电保护装置应能有选择地将事故段切除，即断开距离事故点最近的开关设备，从而保证供电系统的其他部分能正常运行。
（2）快速性。一般要求继电保护装置应快速切除故障，以尽量减少事故的影响。在有些情况下，快速动作与选择性的要求是有矛盾的。在6-10kV的配电装置中，如果不能同时满足以上两个要求时，则应首先满足选择性的要求。但是如果不快速地切除故障会对生产造成很大的破坏时，则应选用快速但选择性较差的保护装置。
（3）灵敏性。继电保护装置对其保护范围内发生事故和不正常运行状态的反应能力称为灵敏性，它可用灵敏系数来衡量。
（4）可靠性。继电保护装置必须运行可靠。
二、影响继电保护可靠性的因素
继电保护装置的可靠性主要是指解决装置的拒动作和误动作两大问题。继电保护是电力系统的重要组成部分。是保证电网安全稳定运行的重要技术手段，电力系统的事故速度快，涉及面广，会给国民经济和人民生活造成很大影响。影响继电保护可靠性的因素主要有以下四个方面：
（1）继电保护系统软件因素。软件出错将导致保护装置误动或拒动。目前影响微机保护软件可靠性的因素有：需求分析定义不够准确，软件结构设计失误；编码有误；测试不规范；定值输入出错等。
（2）继电保护系统硬件装置因素。继电保护装置、二次回路、继电保护辅助装置、装置的通信、通道及接口、断路器。这些电力网络的重要元件，其可靠性不仅关系到继电保护的可靠性，还关系到电力系统主接线的可靠性。继电保护系统硬件的质量和可靠性直接影响了系统保护的可靠性。
（3）人为因素。安装人员不按设计要求接线或者误接线问题和检修。运行人员的误操作问题在不少电网中都曾发生过。
（4）微机保护装置运行中存在的问题。微机设备的接入能够给电网运行人员提供更多的数据，进一步提高现场系统的自动化程度，保证系统安全、有效。稳定的运行，但是，由于目前的微机设备考虑得较多的是对以往设备功能的替代，在数据的综合利用方面考虑的较少。因此这些微机设备基本上是独立运行，数据综合分析水平不高。
三、继电保护装置的校验
根据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》，所有继电保护装置与电网安全自动装置及其回路接线（以后简称装置），必须按条例的要求进行检验，以确定装置的元件是否良好，回路接线、定值及特性等是否正确
（1）检验分为3种：
a.新安装装置的验收检验。
b.运行中装置的定期检验（简称定期检验）。
c.运行中装置的补充检验（简称补充检验）。
d.对新型的装置（指未经部级鉴定的产品），必须进行全面的检查试验，并经网（省）局继电保护运行部门审查，其技术性能满足电网安全要求时，才能在系统中试用（投入跳闸）。
（2）定期检验分为3种：
a.全部检验。
b.部分检验。
c.用装置进行断路器跳合闸试验。
（3）补充检验分为4种：
a.装置改造后的检验。
b.检修或更换一次设备后的检验。
c.运行中发现异常情况后的检验。
d.事故后检验。
（4）定期检验应根据本检验条例所规定的期限、项目及部颁的或各网（省）局批准执行的试验规程所规定的内容进行。检验期限如表1。
表一定期检验期限
（5）基层局、厂继电保护机构可以根据具体情况列表报请所属单位的总工程师批准后，可适当缩短或延长其检验期限。
（6）利用装置进行断路器跳闸合闸试验，一般每年不宜少于一次。
四、继电保护装置运行的维护要求
运行人员必须按继电保护运行规程，对保护装置及其二次回路进行定期巡视、检测。对试或按规程规定更改定值；监督交流电压回路，使保护装置在任何时候不失去电压；按保护装置整定所规定的允许负荷电流或允许负荷曲线，对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。如发现可能使保护装置误动的异常情况时，应及时与继电保护部门联系，并向调度汇报，紧急情况下，可先行将保护装置停用（断开压板），事后立即汇报。发现保护装置及二次回路所存在的缺陷及不正常情况，应作出记录，通知及督促有关部门消除及处理。对继电保护动作时的掉牌信号，灯光信号，运行人员必须准确记录清楚，及时向有关调度汇报。
传统的变电站二次设备检修，依据继电保护及电网安全自动装置检验条例的要求，对继电保护安全自动装置及二次回路接线进行定期检验，以确保装置完好，功能正常，确保回路接线及定值正确。若保护装置在两次校验之间出现故障，只有等保护装置功能失效或等下一次校验才能发现。如果这期间电力系统发生故障，保护将不能正确动作。因此，电气二次设备同样需要进行状态监测，实行状态检修模式。
对传统的继电保护装置来说，它不提供自检或状态监视的功能。因此需要严格执行定期检修，以发现保护装置潜在的缺陷或故障，减少误动或拒动的几率。在其元器件已选定的条件下可靠性的提高在很大程度上依赖于最佳检修周期的确定。但是如果不管设备的状态如何，只要到期就修，不仅加重了现场的劳动强度，而且对设备的健康、供电的可靠性和人身的安全未必有好处。状态检修是建立在设备状态有效监测基础上，根据监测和分析诊断的结果安排检修时间和项目，主要包含设备状态监测、设备诊断、检修决策三个环节。状态监测是状态检修的基础，状态监测是设备诊断的依据，检修决策就是结合在线监测与诊断的情况，综合设备和系统的技术应用要求确定具体的检修计划或策略。因此，实行状态检修将成为保护继电设备的一种必然的选择。
五、变电站二次设备的状态监测内容及方法
（1）变电站二次设备的状态监测内容。状态检修的基础是设备状态监测，要监测二次设备工作的正确性和可靠性，进行寿命估计。站内二次设备的状态监测对象主要有：交流测量系统，包括TA、TV二次回路绝缘良好，回路完整，测量元件的完好；直流操作，信号系统，包括直流电源，操作及信号回路绝缘良好，回路完整；逻辑判断系统，包括硬件逻辑判断回路和软件功能，通信系统，屏蔽接地系统等。与一次设备不同的是二次设备的状态监测对象不是单一的元件，而是一个单元或一个系统。监测的是各元件的动态性能，有些元件的性能仍然需要离线检测，如TA的特性曲线等。因此，电气二次设备的离线检测数据也是状态监测与诊断的依据。
（2）对站内二次设备的状态监测方法。随着微机保护和微机自动装置的自诊断技术的发展，变电站故障诊断系统的完善为电气二次设备的状态监测奠定了技术基础。对综合自动化变电站而言容易实现状态监测，保护装置内各模块具有自诊断功能，对装置的电源、CPU、1/O接口、A/D转换、存储器等插件进行巡查诊断。可以采用比较法、编码法、校验法、监视定时器法。特征字法等故障测试的方法。对保护装置可通过加载诊断程序，自动测试每一台设备和部件。然而，对常规保护进行状态监测较难实现，因为二次回路是由若干继电器和连接各个设备的电缆所组成，点多、又分散，要通过在线监测继电器触点的状况回路接线的正确性等则很难，也不经济。一方面应从设备管理环节入手，如设备的验收管理。离线检修资料管理，结合在线监测来诊断其状态。另一方面在不增加新的投入的情况下，应充分利用现有的测量手段。如TA、TV的断线监测；直流回路绝缘监测、二次保险熔断报警。
六、开展继电保护状态检修中应注意的事项
（1）严格遵循状态检修的原则
实施状态检修应当依据以下原则：（1）保证设备的安全运行。在实施设备状态检修的过程中，以保证设备的安全运行为首要原则，加强设备状态的监测和分析，科学，合理地调整检修间隔、检修项目，同时制定相应的管理制度。(2)总体规划，分步实施，先行试点，逐步推进。实施设备状态检修是对现行检修管理体制的改革，是一项复杂的系统工程，而我国又尚处于探索阶段，因此，实施设备状态检修既要有长远目标、总体构想，又要扎实稳妥。分步实施，在试点取得一定成功经验的基础上，逐步推广。状态检修的实施可先从实施设备点检定修制和检修作业标准化、规范化入手，全面落实设备管理的责任制，规范。完善检修基础管理，强化检修质量管理，提高设备健康水平，保持设备处于良好水平，这样就可以从思想上、制度上、人员上、技术上为全面实施设备状态检修奠定良好的基础。在实施过程中，也要注意及时总结经验，必要时可调整规划。(3)充分运用现有的技术手段，适当配置监测设备。
（2）重视状态检修的技术管理要求
状态检修需要科学的管理来支撑。继电保护装置在电力系统中通常是处于静态的但在电力系统中，需要了解的恰巧是继电保护装置在电力系统故障时是否能快速准确地动作，即要把握继电保护装置动态的“状态”。
（3）状态检修的经济性要求
状态检修的一个重要特点就是依靠技术经济分析进行决策，有针对性地按项目和诊断结果的检修取代了以往的带有盲目性的强制计划检修。其结果是减少了不足维修带来的强迫停运损失和事故维修损失。减少了过剩维修。提高了维修工作的效率。增加了设备可用率。节约了大量检修费用。在状态检修的实践中，没有经济效益的技术是不适用的。解决这个问题的办法除了研究更加廉价的技术手段外，必须发挥人的力量，更加有效地采用管理的手段，使检修决策工作能够适合实际的需要和可能。
（4）高素质检修人员的培养
状态检修对检修人员技术素质的要求主要体现在掌握状态监测和故障分析的手段，能综合评价设备的健康状态，参与检修决策，能制定优化检修计划和检修工艺，有丰富的检修经验和高超的检修技术等方面。高素质检修人员是状态检修能否取得成功的关键。在传统的检修模式中运行人员是不参与检修工作的。状态检修要求运行人员与检修有更多联系。因为运行人员对设备的状态变化非常了解。他们直接参与检修决策和检修工作对提高检修效率和质量有积极意义。其优点是可以加强运行部门的责任感。取消不必要的环节节约管理费用。迅速采取检修措施消除设备缺陷。
（5）二次设备状态检修与一次设备状态检修的关系
一次设备的检修与二次设备检修不是完全独立的。许多情况下，二次设备检修要在一次设备停电检修时才能进行。在作出二次设备状态检修决策时要考虑一次设备的情况，做好状态检修技术经济分析。既要减少停电检修时间，减少停电造成的经济损失，减少检修次数，降低检修成本，又要保证二次设备可靠正确的工作状况。
（6）二次设备状态检修与设备管理信息系统（MIS）的关系
要搞好继电保护设备状态检修，建立每套保护装置的“设备变更记录”是非常重要的基础技术管理工作。设备变更记录，应详细记载设备从投运到报废的整个使用过程中设备软、硬件发生的变化，包括软件的版本升级、硬件插件的更换、二次回路的变更。反事故措施的执行情况及检验数据的变化情况这样的“设备变更记录”实际上就是该保护装置所有检修记录的摘要和缩影，因此可以作为设备状态评估的依据。现在许多供电企业建立了设备管理信息系统（MIS），对设备的运行情况缺陷故障情况、历次检修试验记录等实现计算机管理。实现信息共享，这些信息是作出状态检修决策的重要依据之一。要实现设备状态检修，需要完善设备管理信息系统（MIS）
七、状态检修与周期检修的关系
现在，大部分供电局的检修班组都依照定检周期表进行检修维护。这也是省网公司对检修班组的要求。而有些供电局的二次设备新旧种类繁多，有的老旧设备因为种种原因需要经常维护，使得还没到达检修的周期就需要进行多次的检修。因此，有部分供电局对一些老旧设备实行“逢停必维”的政策，意思是只要设备有机会停下来，就进行维护，这种做法有效地降低老旧设备的运行风险，也减少了申请停电的次数。但是，这种做法不可能面对众多的二次设备。这样工作量会非常大。由于设备的稳定性受很多因素影响，所以，以固定的检修周期对所有设备进行检修也不尽合理。因此提出状态检修的的概念，这也符合设备全生命周期管理的理念。设备的稳定运行特性多年来受很多专家学者的关注，大多数例子证明设备在新安装一段时期内是故障的高发期，然后进入一个很长的稳定运行期，然后发生故障的概率不断上升，进入设备老化期。这种设备稳定特性为状态检修提供了很好的指导价值。在设备新安装一段时间后进行详细检修。当设备进入稳定运行期时，尽可能不对其进行检修。当设备进入老化期则进行“逢停必维”的检修策略。这种对设备进行分类对待，按需检修的方式正是状态检修的根本目的。
八、结束语
继电保护装置中，会出现不同的事故，主要存在以下几种问题：
（1）设备管理存在漏洞：继电保护管理在设备管理和质量管理上存在工作漏洞，没有及时、有效的进行完善和改进，可能会使事故扩大。例如在设备管理工作中，对继电保护装置的定制整定计算错误，不注意对定值设备的维护和保养，致使继电保护元件老化或者损坏，受到温度和湿度的影响，定制漂移等问题，都会造成定值不够精准的现象，影响继电保护装置的灵敏性。
（2）缺乏监督：继电保护的技术监督力度不强，不能及时发现设备和运行中出现的问题。例如在保证地理系统正常运行的电源问题上，输出功率不稳定造成电源的逆变稳压；因为直流熔丝的配置不当和直流电源的插件质量，会造成电源的故障，影响继电保护装置的正常运行。
（3）合作意识低下：继电保护装置的调度部门和操作部门缺乏交流沟通，使得资源的调用与实际操作不相符合，浪费了电力资源，减少了电力运行的时间，不利于电力系统的发展。
（4）不能与时俱进：电力系统的管理和配置需要适应社会和经济的发展，保证电力的正常运行，提高经济效益。利用先进的科学技术为电力系统的机电保护装置做技术支持，不断更新和完善电力技术。例如及时更新机电保护装置的运行版本和程序软件，继电保护装置只有在运行后才能发现装置自身的质量和程序问题，所以在对继电保护装置进行保护、调试、检验和故障分析的时候要格外认真、仔细，及时反映继电保护装置的异常现象，提高继电保护装置的技术，防止电力事故的发生。
二、继电保护事故的应对措施
2.1提高对继电保护的重视
继电保护作为电力系统正常运行的重要因素，应该高度重视，强化继电保护装置的专业知识，加大思想教育力度，保持继电保护的稳定运行。
2.2建立继电保护规章制度
电力工程在为社会提供帮助和效益的同时，也会因为电力故障给国民经济造成损失，所以我们需要在保证电力系统正常运行的情况下，做好继电保护风险评估工作，防止故障的发生。建立健全继电保护规章制度和继电保护风险评估体系，有效对继电保护故障作出预防。
2.3提高继电保护操作人员的专业素质
继电保护是保证电网安全运行和设备安全的主要装置，是电力系统的重要组成部分。所以对继电保护的操作应该严格遵守规章制度，加强对继电保护操作人员的专业素质培养。1998年8月17日，某电厂的2号机组需要进行检修，继电保护的操作人员在校验2号机组过程中，走错了间隔，出现错误操作，致使1号机组发电机实施了继电保护功能，自动跳闸，断面潮流超出了稳定限额，导致大范围地区发生停电现象。重视对继电保护操作人员的专业技能和职业素质训练，严格遵守各项规章制度，降低电力系统事故发生的几率。保障电网的安全运行需要具有很强的责任心、专业的理论知识、良好的实践能力，用专业技术人才负责继电保护工作，杜绝人为造成的“三误”事故。
2.4健全监督管理制度
继电保护具有选择性、灵敏性、可靠性和速动性，继电保护装置的可靠性决定了继电保护的安全运行。建立健全的监督管理制度，对继电保护装置的设备和系统进行科学、合理的规定，预防继电保护的故障发生。
三、总结