①要能够确保电网稳定和安全的运行；②要保证故障信息的处理系统在保护装置方面能达到专业化的管理水平，能够支持继电保护的人员作出的决策。故障信息的处理系统主要包括五个部分：故障分析、数据库管理、转换数据格式、远传故障数据和录波装置管理。它不光对双端测距的功能有良好的作用，还可以对多个波形的谐波进行有效的分析。以往的故障信息的处理系统还处于一个比较低的发展水平，只可以调度固定的地区或者变电站，不能进行系统之间的信息交换。当电网出现故障时，录波器启动子站的计算机，记录故障录波装置和继电保护装置的相关信息，并及时分析这些信息，形成文件，再利用通讯网络把相关文件传到主站计算机上，这个过程中还存在很多的缺点及问题。但是现代化的故障信息处理系统和继电保护装置，应该可以有效的利用分布在电力系统空间和时间的广域信息，不仅能正确识别电网不正常的运行状况，还能够准确快速的诊断发生在电网的各类障碍。所以，故障信息的处理系统和继电保护都可以很大程度上加强电网的安全性和稳定性。
二、继电保护及故障信息系统的功能和结构分析
1、系统要求
为了保证系统具有一定的可维护性、可扩展性、开放性，应该使用分层的设计模式来设计系统。要组成录波器的联网系统，就必须包含主站系统、不止一个的终端的计算机和不同变电站中的录波器。电网在出现故障之后，录波器可以记录故障时期的暂态过程，然后主站系统接收由光纤数据网络传送的数据，主站的系统软件可以根据功能分类的不同而分为两种类型，一种用于故障信息，另一种则用来分析和接收数据。
2、子站系统的相关功能
子站系统在故障信息的处理系统和继电保护的功能主要作用是收集信息，包括：①监视和主站的通信状况，以及监视子站和保护装置之间的通信状况和保护装置的运行状况。②如果与子站保持连接的保护装置判断出电网出现任何故障，子站系统都可以接收并且同步保存故障的动作状态。③子站系统可以把配置文件传送到主站，也可以接收主站传来的配置文件。④可以智能化处理故障录波器和保护装置的动作信息，包括接收信息、信息分类和过滤信息等，并且可以对数据进行波形分解。⑤可以接入信息给自动化系统。⑥能已标准化的格式向主站传送信息。
3、主站系统等软件功能
主站系统在运行时，主要功能包括：①保证与电压不同的厂家进行系统通信，在一定的条件下，可以统一模型，不依赖固定的通信方式进行无缝通信。②主站系统具备在配置了保护信息的情况下能够调用一次接线图的功能，并且可以显示通信的状态图和地理接线图，以及历史数据和准实时数据，对保护装置内的信息进行换装，能导出或者导入图形描述的相关文件。③在管理主站系统时，能够运用技术已经成熟的商用数据库来控制系统，确保数据的有效性、完整性和一致性。④能够对与主站系统进行通信的子站进行实时监视。⑤主站系统可以运行环境监测程序，进行网络监视、进程监视和资源监视。⑥主站系统与子站系统通讯联通后，能够完成召唤子站系统配置信息、初始化子站系统配置。⑦主站系统在接收到子站的一些事件信息之后，能够分级、分类、分层告警。告警方式可以有实时告警、音响报警、语音报警、推事故画面、图形闪烁等处理方式。⑧主站系统可以召唤保护装置的量、硬压板状态、软压板状态、定值区号、分CPU召唤定值、整定定值区的定值等。⑨主站系统还应该能够进行统计分析，实现故障情况分析、异常情况分析、运行情况分析和其他的数据统计。⑩主站系统可以根据同一次的故障对接收的信息按时间自动归档，在形成事故报告之后将结果保存好。輯輥訛主站系统能够根据用户的要求对有检修状态的信息进行处理。輰輥訛主站系统可以应用WEB的方式向MIS网络相关的故障信息。輱輥訛主站系统可以完成调度员工作站和保护工程师站的功能。輥輲訛主站系统可以对子站系统进行远程的登录，并且可以维护子站系统，可以完成参数设置、数据导入等数据备份等操作。輥輳訛主站系统不仅仅可以接收子站传送过来的消息，还可以对消息进行合理利用，实现高级应用功能。輴訛輥主站系统的权限体系应充分严格和完整。主站系统的控制功能、初始化、配置、召唤、查询和登录都要经过相应的权限才可以实行。輥輵訛操作员的权限是相对的，只有经过监护人才可以下发，并且要通过返校和选择的过程才能执行。
三、结语
关键词：供配电系统；继电保护
一、供配电系统的运行
供配电系统的运行状态主要有三种：
（1）系统的正常运行：指系统中各种设备或线路均在其额定状态（电压、电流、发热等）下进行工作，各种信号、指示和仪表均在允许范围内正常工作的状况。
（2）系统的故障：指某些设备或线路出现了危及其本身或系统的安全运行的事件，并有可能使事态进一步扩大的非正常的运行状况。
（3）系统的异常运行：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。
二、供配电系统继电保护装置
1、供配电系统继电保护装置的作用
在系统中装设继电保护装置的主要作用是通过预报事故或缩小事故范围的发生，来达到提高系统运行的可靠性，并最大限度地保证供电的安全和不间断。作为供配电系统保护装置，继电保护装置需要完成以下任务：
（1）在供配电系统中运行正常时，它应能完整、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）如供配电系统中发生故障时，它应能自动、迅速、有选择性地切除故障部分，保证非故障部分继续运行。
（3）当供配电系统中出现异常运行工况时，它应能及时、准确地发出信号或警报，通知值班人员尽快做出处理。
2、供配电系统继电保护装置的设置
在的供电线路、配电变压器和分段母线上一般应设置以下保护装置。
（1）供电线路。6kV线路一般均应装设过流保护。当过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）配电变压器。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，应装设过流保护，而当过流保护时限大于0.5s时，还应装设电流速断保护，对于油浸式配电变压器还应装设瓦斯保护。当配电变压器容量为800kVA及以上时，应装设过流保护，而当过流保护时限大于0.5s时，还应装设电流速断保护，对于油浸式配电变压器还应装设瓦斯保护，另外还应装设温度报警保护。
（3）分段母线。对于不并列运行的分段母线，应装设电流速断保护，但仅在断路器合闸的瞬间投入，合闸后自动解除。如采用的是反时限过流保护，其瞬动部分应解除，对于负荷等级较低的配电负荷中心或母线可不装设保护。
三、常用电流保护
1、反时限过流保护
所谓反时限过流保护，是指继电保护的动作时间与短路电流的大小有关，短路电流越大，动作时间越短，短路电流越小，动作时间越长。
2、定时限过电流保护
定时限过流保护是指，继电保护的动作时间与短路电流的大小无关，该时间是恒定的，靠时间继电器的整定来获得，时间继电器在一定范围内连续可调。定时限过流保护是由电磁式时间继电器（作为时限元件）、电磁式中间继电器（作为出口元件）、电磁式电流继电器（作为起动元件）、电磁式信号继电器（作为信号元件）构成的。它一般采用直流操作，须设置直流电源。定时限过流保护简单可靠，完全依靠选择动作时间来获得选择性，上下级的选择性配合比较容易，时限由时间继电器根据计算后获取的参数来整定，动作的选择性能够保证动作的灵敏性，能够满足要求，整定调试比较准确和方便。
3、电流速断保护：电流速断保护是一种无时限或略带时限动作的一种电流保护。它能在最短的时间内迅速切除短路故障，减小故障持续时间，防止事故扩大。电流速断保护又分为瞬时电流速断保护和略带时限的电流速断保护两种。
瞬时电流速断保护与过流保护的区别在于，它的动作电流值不是躲过最大负荷电流，而是必须大于保护范围外部短路时的最大短路电流，即按躲过被保护线路末端可能产生的三相最大短路电流来整定，从而使速断保护范围被限制在被保护线路的内部，从整定值上保证了选择性，因此可以瞬时跳闸。瞬时电流速断保护的原理与定时限过流保护基本相同，只是由一只电磁式中间继电器替代了时间继电器。瞬时电流速断保护最大的优点是动作迅速，但只能保护线路的首端，因此常用略带时限的电流速断保护来消除瞬时电流速断保护的"死区"。略带时限的电流速断保护能保护全线路，它的保护范围就必然会延伸到下一段线路的始端去。
4、三段式过流保护
瞬时电流速断保护只能作为加速切除线路首端故障的辅助保护。略带时限的电流速断保护能保护线路的全长，但不能作为下一段线路的后备保护。定时限过流保护既可作为本级线路的后备保护，又可作为相邻下级线路的后备保护，但切除故障的时限较长。因此，为了对线路进行可靠而有效的保护，常把电流速断保护和定时限过电流保护相配合构成两段式电流保护。
通常在被保护线路较短时，第一段电流保护均采用略带时限的电流速断保护作为主保护。第二段采用定时限过流保护作为后备保护。在实际中还常采用二段式电流保护，就是以瞬时电流速断保护作为第一段，以加速切除线路首端的故障，用作辅助保护，以略带时限的电流速断保护作为第二段，以保护线路的全长，用作主保护。以定时限过流保护作为第三段，以作为线路全长和相邻下一级线路的后备保护。
5、零序电流保护
电力系统中发电机或变压器的中性点运行方式，有中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点直接接地3种方式。6kV系统采用的是中性点不接地的运行方式。系统运行正常时，三相是对称的，三相对地间均匀分布有电容。在相电压作用下，每相都有一个超前900的电容电流流入地中。这3个电容电流数值相等，相位相差1200，其和为零，中性点电位为零。
6kV中性点不接地系统中，当出现一相接地时，利用三相五柱式的TV的开口三角形的开口两端有无零序电压来实现绝缘监察。它可以在TV柜上通过3个相电压表和1个可切换监视3线电压的线电压表看到"一低、两高、三不变"。接在开口三角形开口两端的过压继电器动作，其常开接点接通信号继电器，并发出预告信号。采用这种装置比较简单，但不能立即发现接地点，因为只要网络中发生一相接地，则在同一电压等级的所有母线负荷上，均将出现零序电压，接有带绝缘监视TV的电力用户都会发出预告信号，即该装置没有选择性。为了查找接地点，需要电气人员进行事故特巡，查明无明显故障点后，再按照预先制定的"拉支路序位图"依次拉支路查找，并随之合上未接地的回路，直到找到接地点为止。
四、总结
供配电系统能否安全、稳定、可靠地运行，不但直接关系到工厂企业用电的畅通，而且涉及到整个系统能否正常运行。为了确保6kV供配电系统的正常运行，必须正确设计和设置继电保护装置。
参考文献：
关键词非电量保护；冷却器失电；保护定值
中图分类号TM6文献标识码A文章编号1674-6708（2012）81-0047-02
耿达水电站位于四川省卧龙特别行政区耿达乡境内，坐落在岷江上游支流渔子溪河上水界牌处。该电站为径流引水式电站，装机容量4×40MW。耿达电站在2008年5月12日因汶川大地震损毁，在重建过程中，又突遭2010年8月13日特大泥石流地质灾害，使恢复工作曾一度中断，2010年9月15号复工重建。2011年04月25日首台机组（3号机组）启动试运行，2011年4月28日向四川电网输送电力，电站恢复其发电功能。
耿达电站主变压器的保护有差动保护、非电量保护、零序电流保护、复压过流保护等。其中，变压器非电量保护作为变压器主保护的后备保护，能够保证变压器在冷却器失电故障时将变压器在规定的时限内退出运行，从而保护变压器的安全经济运行。
1故障现象及经过
巡检人员检查发现耿站2号高压厂用变压器的隔离开关61QS与断路器6QF之间CT的B相穿越母线对该CT放电，现场进行了停电处理。当故障处理完毕后进行送电，送电之后要求进行校对相序是否正确，当班值用2号主变冷却器实际校核相序（试验前2号主变油温28℃，2号冷却器运行正常），拉开2T主变冷却器第一路电源QM1，电源自动切换装置自动切换为二段供电，2号冷却器启动正常，但是因未能看清楚2号冷却器风扇转向，再次将2T主变冷却器第二路电源QM2拉开，此时听到GIS楼有开关跳闸声音，立即恢复2T主变冷却器电源，合上QM2、QM1，并迅速跑向中控室发现202QF、8QF分闸，查简报窗动原因为2T冷却器失电，失电20分钟动作出口跳闸。
2保护装置检查情况
1）对2号主变冷却器失电保护进行了检查，检查发现2号主变冷却器全停t1（20min）接线实际为冷却器失电告警。当冷却器失电后0s输出告警，同时冷却器失电t1压板V-8LP4投入，0s开出作用于跳闸；
2）冷却器全停（20min）实际接线接至冷却器失电（60min）回路，与冷却器失电（60min）并接共同通过冷却器失电t2压板开出作用于跳闸；
3）2号主变保护装置1号屏内非电量保护装置WBH-814内t1定值为0.1s，t2定值为0.1s。冷却器失电保护延时出口时间由冷却器控制屏内PLC整定。
3原因分析
1）对2号主变冷却器失电保护进行了检查，检查发现实际施工中将2号主变冷却器全停t1回路接为了冷却器失电告警。当冷却器失电后经PLC固有延时输出告警信号，同时因冷却器失电t1出口压板V-8LP4在投入位置，约22s后开出跳闸；
图1左侧为保护厂家设计图、右侧为施工图
2）设计施工图违背保护原则，施工接线未按照保护厂家原理接线图进行，将保护厂家设计的冷却器全停t1跳闸回路接为冷却器全停告警回路。更改接线图后未向现场如实交待，并且冷却器失电告警t1出口跳闸压板（作为告警回路，该保护压板不能投入）的定义也不准确；
3）将冷却器全停t1出口回路更改为冷却器全体报警回路后，其备用压板V-8LP4（实际为出口跳闸压板）的接线和压板连接片未解除；
4）施工中违背继电保护整定原则，将保护整定值中的时间定值在冷却器控制PLC中实现，相当于用控制装置代替了保护装置。
4存在的问题和防范对策
4.1存在的问题
经过对保护装置的校验和检查，目前三站主变冷却器非电量保护还存在如下问题：
1）冷却器全停保护采集的启动量还不一致，耿站采用冷却器全部失电后启动，映渔站采用冷却器全部停止运行后启动，根据“四川电网变压器、电抗器非电量保护运行管理指导意见实施细则”的规定，建议三站冷却器全停保护的启动量统一采用冷却器全部失电后启动；
2）目前耿站冷却器全体保护的时间定值在PLC上实现，未采取在保护装置上实现，建议根据继电保护定值管理规定，应将时间定值设置在微机保护装置上；
3）目前耿站冷却器全体20min动作K10条件为：冷却器失电后，当温度达到75℃后开始延时20min再出口，与“四川电网变压器、电抗器非电量保护运行管理指导意见实施细则”的规定相违背，也与耿站继电保护定值通知单不一致，建议改为冷却器全停达到20min，温度又达到75℃后即出口跳闸。
4.2防范对策
1）为了保证保护装置的正确动作，各站在全停水保护校验工作中，全面核实检测各保护装置接线、定值和动作情况，并进行模拟，确保保护装置不误动、不拒动；
2）关于新设备验收的问题
（1）提前学习设计施工图，督促施工人员做好详细的检修交待，发挥工作负责人对工程质量的核心作用；
（2）在验收工作中制定好验收标准，特别是保护装置验收应避免遗漏项目，信号回路要模拟齐全，每条出口回路均应模拟到出口继电器动作，对每个出口继电器均要实际模拟传动出口一次；
（3）对于启动元件应尽量实际模拟元件的启动，不能实际模拟的（如瓦斯继电器）也应在启动元件本体上短接点；
（4）保护模拟验收中应对照图纸制定出详细的表格，保证每个保护、每条回路、每个信号均能实际模拟并确认。
3）关于定值管理
（1）核对继电保护定值时，应将打印定值与下达的定值单进行核对，不能只与以前打印的定值核对；
（2）建议雕刻“继电保护定值执行中专用章”和“继电保护定值作废专用章”，以规范定值单的管理。
4）关于核相的问题
（1）核相是水电厂检验电动机等厂用负荷相序是否正确必不可少的检验手段，核相工作应充分利用相序表在电压互感器二次侧、低压厂用母线等处测量，测量前后可以作一次对比，确定相序正确后再实际启动一台电动机（应系统思考该电动机停电后的影响较小、不允许反转、可能的危险点等因素）验证；
（2）新设备投运的核相工作应有投运方案，并在投运时严格按投运方案一次完成核相等工作。
1.1继电保护功能变电站综合自动化系统要具备常规变电站系统保护及元件保护设备的全部功能，而且要独立于监控系统，即当该系统网各软、硬件发生故障退出运行时，继电保护单元仍然正常运行。微机保护除了所具有的继电保护功能外，还需具有其它功能。
1.2信息采集功能分布式自动化系统的变电站，信息由间隔层I/O单元采集。常规四遥功能的变电站，信息由RTU采集。电能量的采集宜用单独的电能量采集装置。系统对安全运行中必要的信息进行采集，主要包括以下几个方面：①遥测量②遥信量③遥控量④电能量。
1.3设备控制及闭锁功能①对断路器和刀闸进行开合控制。②投、切电容器组及调节变压器分接头。③保护设备的检查及整定值的设定。④辅助设备的退出和投入(如空调、照明、消防等)。
以上控制功能可以由运行人员通过CRT屏幕进行操作。在设计上保留了手动操作手段，并具有远方/就地闭锁开关，保证在微机通信系统失效时仍能够运行和操作，包括可手动准同期和捕捉同期操作。在各间隔的每个断路器设置按钮或开关式的一对一“分”、“合”操作开关和简易的强电中央事故和告警信号。
1.4自动装置功能
1.5报警功能对站内各种越限，开关合、跳闸，保护及装置动作，上、下行通道故障信息，装置主电源停电信号，故障及告警信号进行处理并作为事件记录及打印。输出形式有：音响告警、画面告警、语音告警、故障数据记录显示(画面)和光字牌告警(光字牌报警回路采用编码设计，主要是为了保证当通信网故障退出时站内仍能正常运行。光字牌数量控制在20多只)。
1.6设备监视功能其中包括一次设备绝缘在线监测、主变油温监测、火警监测、环境温度监测等内容。当上述各参量越过预置值时，发出音响和画面告警，并作为事件进行记录及打印。
1.7操作票自动生成功能根据运行方式的变化，按规范程序，自动生成正确的操作票，以减轻运行人员的劳动强度，并减少误操作的可能性。
1.8数据处理及打印功能中调、地调、市调、运行管理部门和继保专业要求的数据可以以历史记录存档，包括：①母线电压和频率、线路、配电线路、变压器的电流、有功功率、无功功率的最大值和最小值以及时间。②断路器动作次数及时间。③断路器切除故障时故障电流和跳闸次数的累计值。④用户专用线路的有功、无功功率及每天的峰值和最小值以及时间。⑤控制操作及修改整定值的记录。⑥实现站内日报表、月报表的生成和打印，可将历史数据进行显示、打印及转储，并可形成各类曲线、棒图、饼图、表盘图，该功能在变电站内及调度端均能实现。
1.9人机接口功能具有良好的人机界面，运行人员可通过屏幕了解各种运行状况，并进行必要的控制操作。人机联系的主要内容包括：①显示画面与数据。②人工控制操作。③输入数据。④诊断与维护。当有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机上进行，运行人员利用CRT屏幕和键盘或鼠标器进行操作。当无人值班时，人机联系功能在上级调度中心的主机或工作站上进行。
1.10远程通信功能将站内运行的有关数据及信息远传至调度中心及设备运行管理单位，其中包括正常运行时的信息和故障状态时的信息，以便调度中心人员及时了解设备运行状况及进行事故处理。
可实现四遥和远方修改整定保护值、故障录波与测距信号的远传等。变电站自动化系统可与调度中心对时或采用卫星时钟GPS。
2变电站自动化的设计原则
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。
2.1电气设备控制方式主变压器、站用变压器各侧断路器以及10kV、110kV、220kV断路器一般情况下均集中在控制室，通过就地监控主站的就地监控计算机进行控制操作(但网络中远动主站亦可留有接口给地调进行遥控，根据系统运行规程而定)，当网络中就地监控主站退出运行时则应能分别在各元件的保护屏处进行人工控制操作。
就地监控计算机在操作时应显示该站的配电装置的运行状态、通道状态和各种电气量，在每个操作步骤前应给操作者提示，待确认后方能操作。
主变压器、站用变压器、220kV线路、110kV线路、10kV设备及其母线设备保护和10kV母联的控制保护均采用集中保护方式，10kV开关柜上加一个“就地/远动”选择开关，10kV母联断路器的控制保护放在控制室，与10kV自投装置放在一起(当10kV装置能可靠地抗震、抗高温、抗电磁干扰时，也可以将10kV装置装配在10kV开关柜上，以减少电缆联接)。
10kV隔离开关采用就地手动操作(除变低处的10kV隔离开关外)。主变变低10kV隔离开关、110kV，220kV隔离开关采用就地电动操作方式，可进行就地和遥控操作，并设置“就地/遥控”选择开关，同时设有操作闭锁措施。专用母线接地刀闸装设母线有电闭锁操作装置(采用微机五防装置，应能与综合自动化装置接口)。用键盘或鼠标操作断路器、刀闸时靠后台机内的五防系统闭锁，现场人工操作或维护操作时则靠另一套微机五防系统闭锁。
2.2测量综合自动化的电气测量均按部颁《电气测量仪表设计技术规程》(SDJ9—87)的要求选择测量点及测量内容、测量精度。在主变220kV侧增加电流方向接法相反的分时计量的脉冲式有功电度表和无功电度表各2只，供关口表用。
全站的电气量测量除了通过监控主站及远动主站读取和记录存盘外，在各元件的保护装置上的液晶显示器上也应能读取有关的电气量，主要是为了保证当网络或监控、远动主站退出运行时该站所有设备的测量仍能满足安全运行。
关键词：智能变电站;运行维护;新技术;培训
中图分类号：G726文献标识码：A文章编号：1007-0079（2014）33-0130-02
智能变电站作为坚强智能电网的重要基础和支撑，在智能电网建设中的作用举足轻重。省内乃至全国在建设、已投运的智能化变电站不断增加，从事智能变电站的运行、维护人员也将逐年增加。但是，智能变电站的运维人员普遍缺乏智能变电站的运行、维护及技术管理等方面的实际工作经验，急需进行智能变电站相关的新技术、新技能培训。
本文结合智能变电站现状和发展趋势，主要对当前智能变电站的技术特征进行分析，并将智能变电站与常规变电站进行比较，总结出它们两者之间的异同点，从而得出智能变电站运维人员应加强培训学习的内容和要求，为今后开展智能变电站运维人员新技术培训以及相关培训打下基础。
一、智能变电站的主要技术特征
随着计算机技术、通信网络技术以及新型传感器技术等的飞速发展，变电站自动化系统有了极大的发展，产生了大量的新技术、新应用，这也使变电站中应用系统日益众多。这些新技术、新应用对变电站自动化的发展是一种促进，也是一种挑战。因此，采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的智能变电站成为不可阻挡的趋势。
1.一次设备智能化
采用常规一次设备+智能单元方式实现一次设备的智能化，通过智能终端完成断路器、隔离开关等设备的跳合闸回路、位置信号采集回路等。通过一次设备的状态在线监测，变人工巡视与定期检修为自动检测状态检修，提高变电站的可靠性，减少维护的工作量，提高效率。主要包括：主变压器采用“主变本体+传感器+智能组件”方式实现智能化合并单元：合并单元采用直流供电，提高电子式互感器的可靠性;智能终端接受保护装置跳合闸命令、测控手合/手分命令及闸刀、接地闸刀GOOSE分合命令;输入开关位置、闸刀及地刀位置、开关本体信号;跳合闸自保持功能等;实现了一次设备的数字接口功能;一次设备状态实现在线监测等功能。
2.二次设备数字化
电子式互感器、采集器实现二次设备的数字化，将二次设备的模拟量转换为数字量。合并单元实现电子式互感器电流、电压量的采集，并通过光纤或SV网传输将二次信号变为基于网络传输的数字化信息。保护装置保护动作后通过保护装置内的GOOSE跳闸软压板出口，再通过GOOSE直跳口将光信号经光纤输至智能终端，智能终端的A、B、C相跳闸接点闭合后通过A、B、C相保护跳闸压板将电信号传至智能终端内的A、B、C相跳闸保持继电器并最终传至开关操作机构箱实现跳闸。监控后台遥控操作发出的断路器控制信号通过MMS网传至保护测控一体装置，以光信号通过GOOSE网传输至智能终端，再完成对断路器的分合控制。保护跳闸示意如图2所示。
全站所有信息交换均依托于GOOSE报文和MMS报文，GOOSE服务通过广播方式传送报文数据，实现IED装置之间互相通信及信息共享;保护测控装置不设置功能硬压板，通过在装置上设置软压板的方式以投退保护功能，为远程维护和无人值班提供了条件。
3.网络结构标准化
按照IEC61850及DL/T860中的系统结构，实现了信息建模与共享传输、通信网络的标准化和设备间的互操作性。全站自动化系统网络结构分为站控层、间隔层和过程层，网络系统构成分为站控层网络和过程层网络，分别设置GOOSE网和MMS网保护直接采样（或网采），直接跳断路器。
全景数据的统一信息平台实现了全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）、操作闭锁等相关功能。交直流一体化电源系统，站内直流、交流、逆变、UPS、通信等电源采用一体化监控，通过全站MMS网络统一上送到一体化信息平台，实现了控制自动化、信息可视化、配置标准化。
4.高级应用功能
实现了一键式顺序控制、故障信息分析决策与智能告警、与上级调度的源端维护、网络报文记录分析、智能辅助系统等高级应用功能。
二、智能变电站运维人员的新技术培训
智能变电站中一次设备智能化，二次设备网络化。设备之间连接介质由光缆替代了传统的电缆，电磁信号被转换成了数字信号，二次回路成为了“虚回路”。相对于传统的综合自动化变电站而言，其运行维护必然带来一些改变。对运维人员而言，智能变电站和常规变电站存在较大区别，他们面临着知识的更新与挑战。为了使运维人员能更好地适应电网快速发展和智能变电站快速的要求，需要从理论知识和操作技能两个方面加强培训。
1.智能变电站的理论知识培训
智能变电站和常规综合自动化变电站存在差异，故需对运维人员进行相关理论知识培训，主要内容包括：
（1）IEC61850、DL/T860标准及智能变电站继电保护应用模型、设计方案、工程配置和实施的基本办法。
（2）智能变电站的网络系统结构、通讯机制、传输信号、对时方式、交换机接口对应表、GOOSE断链告警二维表、网络报文分析仪的使用方法。
（3）电子式互感器、合并单元技术规范、工作原理;合并单元传输规约、采集信息图及二维表;电子式互感器、合并单元的巡视要点;交换机、网络的的基本工作原理，巡视要点及异常处理方法;交换机故障情况下的处理方法和危险点控制。
（4）智能变电站继电保护技术规范;智能变电站继电保护工作原理、告警信息含义、软压板功能、运行操作说明、故障处理原则、巡视要点;上级职能部门制订的继电保护运行规程及运行管理规范。
（5）智能变电站继电保护SCD文件、CID文件的解读，装置保护虚端子的配置情况及信息流，各继电保护的跳闸逻辑及各类遥测、遥信信号的上送机制，智能变电站内各IED之间的信息流向。
（6）输变电设备在线监测装置工作原理，输变电设备在线监测系统的使用方法、巡视要点、运行管理规范。
（7）监控后台常规操作、顺序控制操作、保护整定值的调取打印、保护动作事件报告的调取打印、保护定值区的切换等操作的方法，顺序控制操作的运行规定。
（8）各级部门关于智能变电站运行管理规范、设备运行维护导则、巡视技术规范、交接验收规范的规章制度。
2.智能变电站的操作技能培训
智能化变电站中对于新技术的应用和新安全问题的出现对运维人员的素质提出了更进一步的要求。运维人员不仅需要掌握智能化变电站的技术层面，还需要了解在智能化变电站工作存在的危险因素，采取的安全措施，必须遵守的安全规则等;运维人员必须掌握在新技术下如何做好运行巡视、规范倒闸操作，还必须掌握对智能化设备异常的分析和应急处理，掌握如何做好检修设备的安全措施以及动态危险点的预防工作。因此，为了使运维人员能更快地适应工作的变化，他们除了具备传统站的技术技能要求外，还必须进行相关操作技能培训。我中心有110kV智能变电站，可以进行实际操作技能培训，主要包括五部分内容：
（1）设备监视。智能化变电站监控系统在监视对象、内容、重点和手段上都有明显的区别，除了传统站一次设备告警以及保护动作信号外，必须监视保护装置的遥测信息、通道信息、软压板状态;交换机信息、GOOSE跳闸链路信息、保护MMS通信信息;户外柜的运行环境温度、湿度以及变化信息;时钟同步、对时系统工况;光电流电压互感器的采样信息等。
（2）设备巡视。智能变电站现场设备巡视工作重点与传统变电站有了很大的区别，在智能站中全站运行信息均上送监控后台，异常或缺陷情况在监控后台实现实时报警，因此，监控后台巡视数据可以指导现场设备的巡查，例如：后台报智能终端温湿度越限，则现场必须重点检查箱体内散热、除湿是否正常工作。随着智能变电站技术的不断推进，辅助巡视手段也会不断出现。
因此，根据智能变电站的技术特点，制订适用于智能站运行巡视指导书，研究辅助巡视系统的巡视策略，以及如何开展智能化变电站运行分析等都是运行需要解决的课题及现场培训的重点内容。
（3）倒闸操作。
1）智能化变电站程序化操作的应用：由于智能化变电所中的一、二次设备具备遥控操作的技术条件，通过在监控后台预先设定操作顺序、操作对象、执行条件和执行成功校验，由后台自动实现一系列的批操作。程序化操作在给倒闸操作带来便利和高效的同时，也给程序化操作票系统的维护带来风险，典型操作票库维护工作难度加剧，一旦设置错误极易造成误操作。运维人员不仅需要掌握程序化操作票系统的使用，也需要掌握程序化操作票系统的维护，同时必须能处理程序化操作票异常情况下的处理方法。
2）保护压板操作方式的改变。传统变电站保护屏“硬压板”操作被后台监控系统界面上的“软压板”操作所取代。如何有效执行软压板的监护操作也是运维人员遇到的课题之一。同时必须解决一旦在软压板五防遥控，必须在装置上进行软压板操作时操作规范的问题。因此，软压板操作规范的培训也是智能变电站与传统站的区别之一。
（4）工作许可安全措施。智能变电站与传统站相比，工作许可安全措施的变化主要体现在二次回路的工作上，运维人员操作软压板将保护改信号，并未在物理上实现保护装置的二次隔离，保护的GOOSE光纤出口（相当于传统的二次回路）仍与运行系统相连。在检修保护上试验时，仍有误发出口报文的危险。
（5）二次设备异常处理。智能化变电站保护装置、智能终端等微机设备出现异常，调度或主管部门往往希望运维人员进行初期处理，例如：采用重启装置的方法尝试使设备恢复正常。同时，针对“大检修”改革的方向，运维人员也必须学会分析处理简单的缺陷异常等。
三、结论
智能变电站作为智能电网的物理基础，将贯穿智能电网建设的整个过程。建设坚强智能电网，引领技术发展，制定标准规范，从而占领世界电网技术制高点。建设全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级应用互动化特征的智能变电站已成为建设统一坚强智能电网的重要组成部分。本文基于智能化变电站的主要技术特征，深入研究智能变电站的特点，分析与常规综合自动化变电站的差异，如架构体系、通讯标准、高级应用等，并对智能变电站运维人员面临的新知识、新技能的挑战进行了研究，为今后开展智能变电站运维人员的相关培训提供了必要的理论基础。
参考文献：
关键词：变压器检查
引言
作为电力系统中的关键设备之一--变压器，不论是经过检修后，还是新安装竣工后投入运行，为了保证变压器能安全可靠地工作，当运行人员收到竣工报告并收回了检修前签发的工作票后，都必须对该变压器的各有关方面作细致的检查，下面，文章即对变压器投入前探应该全面、系统地检查内容与方法进行一下探讨与分析。
变压器保护系统的检查
2.1熔丝保护的检查
对于小型变压器，如其原边采用熔丝保护，在送电投入运行前，必须检查所用的熔丝规格是否与规定的数值相符合。因为熔丝是保护变压器的原边、副边出线套管防止内部短路用的，所以若熔丝选择过大，就不会起到保护的作用，例如当副边出线套管短路时，如果熔丝不熔断，则变压器会被烧毁；反之若熔丝选择过小、则正常运行情况下，例如在额定负荷或允许过负荷情况下熔丝熔断，就会造成对用户供电的中断，此时三相熔丝如只熔断其中一相，则对用户造成的危害更大。
2.2继电保护装置的检查
大中型变压器，多采用继电保护系统，以备变压器自身及其外部的供电系统发生短路故障时，能准确、迅速、有选择地将断路器切断，使故障的变压器或供电线路退出工作，以保证整个电力系统能安全可靠地运行。因此变压器在投入运行前，必须对继电保护装置作详细周密的检查，如变压器检修后投入运行，则需要查阅继电保护装置检修试验报告，以了解继电保护系统是否改变，继电器的整定数值、名称和标志是否变更，试验是否正常，并可试一试信号装置是否正确动作等。
总之，继电保护系统应符合规定的要求。如变压器是第一次投入运行，则更应进行仔细的检查，首先要了解继电保护系统的完整性和合理性，然后查阅继电保护装置试验报告等。
2.2防雷保护的检查
如果变压器与外部送电线路相连接，为防止线路因遭到雷击而使电压升高危及变压器的安全，在变压器的高压出线套管处，都装有避雷器。这些避雷器在雷雨季节到来之前应将它投入运行。所以当变压器投入运行时，都必须结合当时的季节，检查避雷器装置的情况，如果当时正是雷雨季节，则必须将避雷器投入运行，此时还应检查该避雷器是否做过预防性绝缘试验、是否装上了雷击计数器、避雷器的接地是否良好、接地电阻是否符合规定的数值等。
变压器监视装置的检查
监视装置包括电流表、电压表和温度测量仪表等。这些测量仪表是变压器运行中的耳目，是保证变压器安全可靠地运行所必不可少的。例如，电流表可以直接测知负荷的大小，监视变压器有否过负荷；电压表可以测知电压的质量等。所以，在变压器投入运行前应检查电流表、电压表等是否齐全，表计的测量范围是否适当，通常在额定数值处还画上红线，以便监视，如果表计为三相合用，是依靠切换开关来测量的，则还应检查切换开关工作的可靠性。
大、中型变压器的箱盖上都有上层油温的测量装置，它包括一个带电触点的压力式温度计和电阻式遥测温度计。当上层油温到达或超过允许值时，这种带电触点的压力式温度计便会发出警报信号，以便使值班人员能及时处理。此外这种温度计还有现场温度指示，以供巡回检查监视。电阻式遥测温度计，是值班人员定期遥测变压器的上层油温用的，使值班人员能在值班室随时掌握变压器运行中的油温。所以变压器在投入运行前，应检查这些测温装置是否安装好，温度计是否合格，以保证测量的正确性。此外，还应检查报警整定值是否为允许的上层油温最高限额，报警发信是否能准确动作等。
小型变压器没有压力式温度计和电阻式遥测温度计，但在箱盖上有一只直接测量油温的玻璃温度计，指示部分露出在箱盖上，值班人员在巡回检查时可以观察温度指示，但必须注意与高压之间保持一定的安全距离，对这种玻璃温度计，在变压器投入运行前也应检查是否已经安装好，指示读数方位是否便于运行人员在变压器带电时进行观察等。最好是落下零点后进行观察。
4、变压器冷却系统的检查
变压器在投入运行前，对冷却系统进行仔细的检查和试运转是非常重要的一项工作。变压器在运行中，由铁芯和绕组发热所产生的热量，如不及时地被冷却系统所带走，则变压器的温度会不断地上升，直至超过允许的限值，严重时甚至会使绕组过热而烧毁，所以运行人员应该非常重视变压器冷却系统的完好情况。
对采用风冷却的变压器，在每个散热器内有1～2个风扇，变压器在运行中就依靠这些风扇来冷却，检修后或新安装的变压器在投入运行前，应对风扇电源送电，使每个风扇都转动起来，检查每个风扇的运转是否正常，譬如风叶转动的方向是否正确、风扇电动机有无强烈的震动、运转的声音是否正常、三相电流是否基本上平衡以及经过一定时间的试运转后，电动机的外壳是否有过热的现象等。
变压器外表的检查
为保证变压器安全可靠地运行，变压器在投入运行前，应对外表作详细的检查。外表的检查项目也有很多，大致总结可包括以下几个方面：
储油柜检查：对储油柜上的油位计应检查其是否完好，油位是否能清晰、方便地观察到，油位是否在与当时的环境温度相符的油位线上。
安全气道检查：变压器投入运行前，应检查安全气道的保护膜是否完好，如破损而未被发现，则在投入运行后，绝缘油便与空气直接接触，甚至有雨水侵入内部的可能，这就会使油质变坏，油的绝缘强度降低，甚至发生变压器内部短路的严重后果。
接地装置检查：变压器以及其他附着的外壳，例如冷油器、潜油泵、控制箱等，都必须可靠地接地，因为它对变压器及其附着设备在运行中起着直接的保护作用。
论文关键词：专用光纤,复用光纤,通道告警,自环
目前新投运的220kV及以上的线路保护普遍采用光纤差动保护。这是因为光纤通信具有很强的抗电磁干扰能力、传输容量高、频带带宽很高以及传输衰耗很小的优点。所以光纤将会逐步替代高频保护[1]。光纤由纤芯、包层、涂敷层和套塑四部分构成。光缆分为单芯光缆和多芯光缆[2]。光纤连接通常采用熔纤的方法连接或者用活动连接器的活动连接。这两种连接方法都需保持接头的清洁，从而保证光通信的可靠性。
目前应用于继电保护的光纤通道主要分为两种方式：一种是专用光纤通道；另一种是复用已有的数字通信网络。这就是我们常说的专用光纤通道方式和复用通道方式。而复用通道方式分为复用64kb/sPCM和复用2M接口两种。
二、专用光纤通道特点
专用光纤只传输保护信息，可靠性高且不涉及调度通信部门，保护信号直接通过保护屏的光纤通信单元将电信号调制成光信号传输到对端。这种传输方式环节较少，传输延时较小，系统构成简单。光纤通道适用于短距离传输；长距离传输难以克制光纤色彩的影响，通信质量和稳定性都难以得到保障[3]。专用光纤方式一套保护需要占用2芯光纤，双重化主保护要占用4根光纤，所以通道利用率比较低。
三、复用光纤通道特点
（1）SDH2M复用光纤保护通道
保护信号需通过保护通信单元形成标准的2M电路信号，然后利用现有的SDH光传输设备将2Mb/s信号传送到对端。光端机采用SDH技术，将2MB电路装入相应的虚容器中后按照复用原则直接载入SDH帧中，到达对端站点后根据指针信息直接从SDH帧中取出2MB电路。由于采用了虚容器和指针技术，在对端站点不需要对高速信号解复用就可以直接提起2MB电路信号，大大降低了信号传输延时[4]。
四、光纤通道告警缺陷处理
1.发生光纤通道告警时要先向调度申请将主保护短时退出运行，将装置复位，现场有时会发现软件程序走死现象。若仍告警，就将光纤通道的各个连接头断开用酒精擦洗，重新插拔安装。若告警恢复则证明是光纤接头处污染造成数据传输误码率增大。
2．功率测试仪，检测光纤通道的光功率，可分别在通讯机房光纤接口装置和保护光纤通道处测量。根据测量的光发、光收可判断出，光纤接口装置或保护的光电转换板是否有问题，也可以检测出通道衰耗是否正常。
在确保装置接地可靠的情况下，主要从三方面着手：
（1）、检查是否为通道问题。检查方法：在装置出现报通道故障较频繁的时段，退出保护，复用光纤在一端的复接装置的电接口处分别把64K（或2M）电接口接线分别对接（把发信与收信的两根线对应接在一起）形成环路（四方的线路保护还要求把控制字改为自环），同时，也将装置进行自环，在另一侧观察装置是否还报通道故障，至少观察八小时，若两侧的线路保护均没出现通道报警。则说明通道是好的。
（2）、把通道恢复为原正常状态，观察八到二十四小时后，当然是时间长一点好，若又出现通道故障，则要检查两侧的接口装置和装置的通信接口电路了。用光功率计测接口装置的收、发功率是否在其正常工作功率范围，不在其工作范围，则进行装置更换。
（3）、若接口装置正常，则是两侧的装置至少有一侧的通信电路有问题，更换通信装置。
五、结论
光纤通道的重要性已不言而喻，在继电保护光纤通道运行的过程中，不可避免会遇到光纤通道告警的故障，当遇到这种情况时，要先向调度申请将主保护短时退出运行，这是至关重要的。另外要根据不同的光纤通道，制定不同的检修策略。
参考文献
[1]DL/T5062-1996，微波电路传输继电保护信息设计技术规定[S].1996
[2]通信工程实用手册[M.].北京：北京邮电大学出版社，2002
[3]金延.华中电力光纤网络传输继电保护业务分析[J].电力系统通信，2003（6）：19-21.
[4]丁道齐.中国电力通信必须适应电力市场发展的需要[J].电力系统通信，2003，(5):1-7
关键词:断路器;分闸线圈;合闸线圈;开关变位;烧坏
中图分类号:O521+.22文献标识码:B文章编号:1009-9166(2010)014(C)-0159-01
现代电力系统配电网中,断路器的分合控制是由电动完成的。断路器分闸由分闸线圈带动分闸顶杆实现主触头脱扣;合闸有两种方式:合闸线圈直接提供合闸力矩和预储能合闸方式。分两个步骤完成,首先由储能电机带动减速机构,储能弹簧被拉伸到最大行程,完成储能过程;然后等合闸指令下发后,合闸线圈触发释能机构,储能弹簧的弹性势能将断路器合上。可见,断路器的合闸及分闸线圈的工作只是短暂、瞬间的,在线圈的设计上,仅考虑短时间通电的工作状况。在实际应用中,如断路器的合、分闸线圈长时间带电处于吸合状态,线圈就会烧坏。
合、分闸线圈烧坏的原因有多种。由于现代电力系统多采用微机监控,在后台操作时,操作人员由后台监控电脑下达合(分)闸命令,指令代码通过网络层传到相应的保护装置内,保护装置再输出到断路器的合(分)闸线圈,线圈带电工作,执行动作;动作完成后,保护装置检测到开关变位,于是结束操作,线圈失电,然后将操作结果仍通过网路传送给监控电脑,过程详见图1(以合闸为例)。仔细分析动作执行全过程可知,合(分)闸操作任务的结束,必须由开关变位信号来确认。有几种情况可导致开关变位信号不能正确传到保护装置。1、断路器操动机构遇到机械故障,机构卡死而不能操作;2、有合(分)闸动作,主回路触头完成操作,但辅助接点联动机构不动作;3、机械磨损等引起辅助接点动作不到位。如果遇到上述几种情况之一,那么合(分)闸操作就不能结束,合(分)闸线圈会持续带电,直到烧坏为止。
在继电器构成的保护装置中,由于人员与设备接触较之微机综合自动化系统
来说更密切,各类故障导致合(分)闸线圈烧坏的机会较低,且容易发现。在合分闸操作时,由于合(分)闸线圈的接通是由操作人员按下按钮或转动转换开关来实现的,即使开关未能合上或断开,线圈的通电也会随按钮或转换开关的释放而失电,不致烧坏线圈;只有在故障跳闸,而又遇到机构操作失败时,才可能烧坏跳闸线圈。
笔者曾遇到过几起断路器合(分)闸线圈烧坏的情况,在此列出典型案例。案例一:某10KV厂变,微机监控保护装置为DVP-623,其失压跳闸控制软压板在投入状态,无后台监控电脑。当网电停电时,此厂变保护柜的开关不自动跳闸,但中央信号“低压跳”光字牌点亮;过段时间后,合闸指示灯熄灭,经检查发现分闸线圈已经烧坏。后经现场试验表明,由于操动机构箱内的辅助接点未能正确转换,致使分闸线圈不能失电。案例二:SD-8000主变高压侧监控保护装置,运行人员由后台电脑发出合闸指令,指令发出后长时间没有响应,接着监控程序报告“控制回路故障”告警信号。维修人员到现场查看,发现合闸回路保险管烧坏;测量合闸线圈电阻,阻值正常;更换保险管后再次由后台电脑发出合闸指令,仍然没有响应,监控程序又报告“控制回路故障”告警信号,现场检查,合闸线圈已烧坏。反复检查、试验后,才发现五防闭锁机构不到位而影响合闸。
由前面的分析可知,如果断路器的合闸或分闸线圈因长时间带电而烧坏,断路器将不能进行远程操作,与之相关的设备也将失去保护,须立即排除故障。微机监控保护装置在断路器合(分)闸线圈烧坏时可能会报告“控制回路故障”,但未必就一定是线圈烧坏,故障的查找要耽误时间;如果是室内成套配电装置的话,更换线圈会比较困难。下面提出几种解决问题的思路。
一、软件编程法。通过优化电力系统监控软件,在发出断路器合(分)闸指令后,经过一段时间,如果接受不到操作成功的信号,监控程序立即向保护装置发送取消操作的指令;
二、保护装置固件合理设计。传统的微机继电保护装置在向合(分)闸线圈输出电信号时,要等到开关变位的反馈信号到来才会终止;可以这样设计保护装置:在向合(分)闸线圈输出时,每次只输出一个一定脉冲宽度的电信号,脉冲宽度以既能保证合(分)闸动作完成,又能令线圈不致因通电时间过长而烧坏为宜;当接收到开关变位信号时,脉冲电信号则提前结束,如图2所示。
三、直接在合(分)闸电气控制回路上增加“通电延时自动返回”单元电路。这种方法与前一种在原理上一样,只是位于控制的最底层,并且适合所有的继电保护装置。
以上提到的仅仅是解决问题的思路,具体到实际应用中,装置除具有能避免合(分)闸线圈长期带电而烧坏的功能外,还应具备以下功能:1、当电动合(分)闸操作不成功时,装置发出声、光报警,提醒运行人员用手动方式合(分)闸,避免造成或扩大事故;2、系统应具有合(分)闸过程时间过长的“超时报警”功能,可提醒运行人员进行检查、维修,避免造成事故隐患。
当继电保护系统增加这样的功能后,就不会发生因机构等故障令断路器合分闸线圈烧坏的事故。这样的继电保护装置应用后,优点还是很明显的。
【关键词】继电保护，事故，预防对策
中图分类号：TM58文献标识码：A
一、前言
近年来，我国在电网的继电保护设计上虽然取得了飞速发展，但依然存在一些问题和不足需要改进，在建设社会主义和谐社会的新时期，加强对电网的继电保护的分析，对确保居民的切身利益有着重要意义。
二、电力系统继电保护的作用
电在世界上是最广泛被使用的，电力也是最重要的能源。电力系统安全稳定的运行对保证人民生活和社会的稳定具有重大的影响。电力系统是由各种电器元件组成，电气元件是一种常用的术语，它是指电力系统在各种独立视图中的电气设备、线路、设备等表现形式。由于自然环境、制造质量方面的原因，使运行中维护水平的电力系统在运行中的各种组件可能出现各种故障或不正常的运行状态，因此我们需要一种特殊的技术，让电力系统用来建立安全保证体系，其中最重要的就是是继电保护技术。
电力系统继电保护基本功能的原理是，在整个系统范围内，根据指定分区的实时检测各种故障和不正常的运行，能够进行快速故障隔离或及时预警措施，以最大限度地支持系统的稳定性，维持电力供应的连续性，保证人身安全，防止或减少设备的损坏。
三、电厂继电保护事故中要注意的问题
1、防止误碰继电器
在继电保护盘的盘前和盘后都应有明显的设备名称编号。如一块盘上有2个或2个以上回路的保护设备时，在盘上应漆有明显的划分线条。跳闸压板间应有足够的间隔距离，间隔过近的跳闸压板应设法加绝缘套罩，以防止在投切压板时误碰跳闸。晶体管保护也应装引出保护压板。对连跳其他设备的引出压板、端子、电缆引线等宜作出明显特殊标志。凡一经触动不有可能跳闸的继电器，在其盖子及底板上均应有明显的警告奈志。线路接地试验跳闸按钮，应装盖罩，罩上应有警告标志。定期需要测试的端子上应做好标志（例如定期测试中间继电器线圈是否断线的端子等）以防止误碰其他端子。在投入保护装置及备用电源自动重合闸前，应检查跳闸压板端子有无直流正电源，检查出口中间不在动作状态，或检查启动继电器不在动作状态。
2、防止继电保护误校验
要严格执行部颁《继电保护装置与系统自动装置校验条例》，或根据部颁条例制定的现场检验条例实施细则。各单位必须使用统一的继电保护试验规程、统一的试验方法和质量要求，不能因人而异各搞一套。对各种保护装置，应有一套包括检验条例所规定的全部检验项目的试验记录表格，格式要简明扼要，清晰易查。
3、防止继电保护误整定
新装继电保护和自动装置的整定值，或由于系统的要求需要变更继电保护和自动装置整定值时，负责整定的人应根据有关资料进行计算，并另由专业人员核算审核。新整定和更改整定都要出具经批准的整定书。在进行整定计算时，应注意核对各元件的灵敏度，如接地方向元件、振荡闭锁元件、负序电压闭锁元件、距离元件最小精确工作电流等。在整定线路的速断保护时，应注意与线路上可熔保险器特性的配合。在备用电源自动合闸装置的保护整定应考虑防止由于自动起电流及非周期分量的影响而误动作，由于变压器励磁涌流而误动作，由于永久性故障而越级跳闸。
四、电厂继电保护技术措施
1、把好继电保护施工的验收关
就要进一步加强管理，严格贯彻落实有关继电保护各项规程、规定、标准，规范专业人员在继电保护各个工作环节上的行为；及时编写、修订继电保护校验、运行规程和典型操作票，在检修工作中，防止继电保护“误碰、误整定、误接线”事故发生。
2、把好继电保护装置及其二次回路运行的巡检关
巡视检查设备是及时发现隐患，避免事故发生的重要途修TV所在母线上的出线倒至另一条母线上运行。启动联跳径，也是发电厂或变电站值班人员一项重要的工作。交接工作是非常重要的，检查的内容包括:保护压板、自动装置均按调度要求投入，断路器、压板位置正确；各回路接线正常，无松脱、是否有发热现象及焦臭味存在，熔断器接触良好；继电器接点完好，带电的触点无大的抖动及烧损，线圈及附加电阻有无过热；TA、TV回路分别有无开路、短路；指示灯、运行监视灯是否指示正常，表计参数是否符合要求，光字牌、警铃、事故音响情况完好；高频保护装置通道测试、光纤保护误码率及差电流是否正确；如发现微机保护打印机动作后，还应仔细检查报告的内容，当发现报告异常时，应及时上报调度通知继保人员处理。
3、回路
在母线保护有关的二次回路（主设备检修而相应断路器仍需运行时）二次回路上工作，应特别认真做好安全隔离措施。在二次回路上工作时，应认真做好防止保护不正确动作的技术措施和安全隔离措施。差动保护在投入运行前，除测定和回路和差回路外，还必须测各中性线的不平衡电流、电压，以确保保护装置和回路完整、正确。
4、继电保护专业要与电网运行方式专业密切配合
根据电网结构和运行方式的变化，及时校核与调整保护定值。不允许不符合圉家和电力行业相关标准的，未经技术鉴定，未取得成功运行经验的继电保护产品投入系统运行。确保变压器的安全运行，变压器保护的配置和整定计算，包括与相关线路保护的整定配合。继电保护整定计算，在保护能正确、可靠动作的前提下，灵敏度整定应适当，以避免不正确动作，确保主设备的安全运行。应定期对所辖设备进行整定值的全面复算和校核，同时也要重视与上级调度部门整定的配合，及时交换资料进行检查、校核。保证继电保护操作电源的可靠性，防止出现二次寄生回路，提高继电保护装置抗干扰能力。要十分注意主变10千伏侧后备保护与出线保护的配合。务必做好保护用电流互感器二次的10％误差特性的校验。同时，特别注意变压器低压侧出线出口发生短路引起电流互感器饱和而导致线路速断保护拒动问题，对不满足要求的必须采取调整电流互感器的变比，减少二次回路负载，或选用抗饱和继电器等措施，防止保护拒动导致事故扩大。
5、事故处理原则
（一）、正确、冷静对待事故
应当严格的按照相关的操作标准和说明，根据需要对保护装置的连接片进行处理。为了避免误操作带来的风险，连接片的投、退应当由两个专业人员共同操作。当出现跳闸现象时，不能够直接处理，在将连接进行投操作之前，需要选用直流电压表检测保护装置两个连接片之间是否存在电压，只有当直流电压表示数为零时，才允许投入。
（二）、利用信号判明故障点
应当做好对光子卡信号微机数据的备份，尤其是出现意外和问题时的数据，记录的图形显示装置的光信号，防止继电保护事故处理的重要依据下拉信号方程，应认真分析，去伪存真。根据有用的信息，做出正确的判断是解决问题的关键。
（三）、人为事故的紧急处理
另外值得注意的是，要正确对待人为事故。如果信号指示现场没有找到故障原因，或断路器跳闸没有信号，在这种情况下，事故也更难处理的，是人为事故，事故或设备吗？我们首先要搞清楚。在某些工作环境领域，因为工作人员的不足够重视，或措施不得力，容易出错的触摸和其他人为事故。对人为事故的发生，必须如实地反映，为了分析，同时采取警示，避免类似事件再次发生。
五、结束语
通过对新时期下，发电厂继电保护事故及预防对策的分析，进一步明确了继电保护技术的方向，为继电保护事故预防的优化完善奠定了坚实基础，有助于提高继电保护的功能。
参考文献
[1]李荣华，电网继电保护运行及故障信息管理系统应采取的策略[J].广东科技，2009（06）.
一、变压器瓦斯保护的含义和作用
1.变压器瓦斯保护含义
在变压器油箱内部发生故障（包括轻微的匝间短路和绝缘破坏引起的经电弧电阻接地短路）时，由于故障点电流和电弧的作用，将使变压器油及其他绝缘材料因局部受热而分解产生气体，因气体比较轻，它们将从油箱流向油枕的上部。当严重事故时，油会迅速膨胀并产生大量的气体，此时将有剧烈的气体夹杂着油流冲向油枕的上部。利用油箱内部故障的上述特点，可以构成反应于上述气体而动作的保护装置，称为瓦斯保护。
2.变压器瓦斯保护作用
新安装或大修后的变压器，在加油、滤油过程中，稍不注意就会将空气带入变压器的油箱内。投运前如果未将空气及时排出，则在变压器投运后，由于油温上升，油箱内的油将形成对流，将空气“赶出”油面，从而使瓦斯继电器动作。通常，内部存有的气体越多，瓦斯断电器的动作越频繁。
在投运初期，如果发现瓦斯继电器动作频繁，应根据变压器的音响、温度、油面以及加油、滤油情况进行综合分析。如果变压器运行正常，则可判定为进入空气所致。否则应取气体做点燃试验，以判断变压器本身是否存在故障以及故障性质，从而及时采取相应措施予以消除，避免故障扩大，保证变压器安全运行。
二、变压器瓦斯保护的工作原理
瓦斯保护原理是变压器内部故障的主要保护元件，对变压器匝间和层间短路、铁芯故障、套管内部故障、绕组内部断线及绝缘劣化和油面下降等故障均能灵敏动作。当油浸式变压器的内部发生故障时，由于电弧将使绝缘材料分解并产生大量的气体，其强烈程度随故障的严重程度不同而不同。瓦斯保护就是利用反应气体状态的瓦斯继电器（又称气体继电器）来保护变压器内部故障的。
1.瓦斯继电器的动作原理
当变压器出现内部故障时，产生的气体将聚集在瓦斯继电器的上部，使油面降低。当油面降低到一定程度后，上浮筒便下沉，使水银接点接通，发出信号。如果是严重故障，油流会冲击挡板，使之偏转，并带动挡板后的连动杆向上转动，挑动与水银接点卡环相连的连动环，使水银接点分别向与油流垂直的两侧转动，两水银接点同时接通，使开关跳闸或发出信号。常用的瓦斯继电器有两种：一是浮子式；二是挡板式。挡板式瓦斯继电器是将浮子式的下浮子改为挡板结构。两者的区别是，挡板式的挡板结构不随油面下降而动作，而是在油的流速达到0.6～1.0m/s时才动作，所以挡板式瓦斯继电器遇到油面下降或严重缺油时，不会造成重瓦斯误动跳闸。
2.变压器瓦斯保护的范围
瓦斯保护是变压器的主要保护，它可以反映油箱内的一切故障。包括：油箱内的多相短路、绕组匝间短路、绕组与铁芯或与外壳间的短路、铁芯故障、油面下降或漏油、分接开关接触不良或导线焊接不良等。瓦斯保护动作迅速、灵敏可靠而且结构简单。但是它不能反映油箱外部电路（如引出线上）的故障，所以不能作为保护变压器内部故障的唯一保护装置。另外，瓦斯保护也易在一些外界因素（如地震）的干扰下误动作，对此必须采取相应的措施。
瓦斯保护的优点是不仅能反映变压器油箱内部的各种故障，而且还能反映差动保护所不能反映的不严重的匝间短路和铁心故障。此外，当变压器内部进入空气时也有所反映。因此，是灵敏度高、结构简单、动作迅速的一种保护。
其缺点是不能反映变压器外部故障（套管和引出线），因此瓦斯保护不能作为变压器各种故障的唯一保护。瓦斯保护抵抗外界干扰的性能较差，例如剧烈的震动就容易误动作。如果在安装瓦斯继电器时未能很好地解决防油问题或瓦斯继电器不能很好地防水，就有可能漏油腐蚀电缆绝缘或继电器进水而造成误动作。
三、瓦斯保护动作的原因
1.轻瓦斯保护动作的原因
变压器的轻瓦斯保护动作，一般作用于信号，以表示变压器运行异常，其原因主要是在变压器的加油、滤油、换油或换硅胶过程中有空气进入油箱。由于温度下降或漏油，油面降低。油箱的轻微故障，产生少量气体。轻瓦斯回路发生接地、绝缘损坏等故障处理的原则是停止音响信号。检查变压器的温度、音响、油面及电压、电流指示情况。通过第一项检查，如未发现异常，应收集继电器顶部气体进行故障判别。如果收集的气体为空气，值班人员将继电器内的气体排出，变压器可继续运行；如果为可燃气体，且动作频繁，则应先汇报领导，按命令处理。如果无气体，变压器也无异常，则可能是二次回路存在故障，值班人员应将重瓦斯由掉闸改投信号，并将情况报告有关负责人，待命处理。
2.重瓦斯保护动作的原因
关键词：水电站继电保护装置分析
1概况
继电保护装置是由若干个继电器构成的,当电力系统中的电力原件(如发电机、线路等)或电力系统本身发生了故障危及电力系统安全运行时,能够向运行值班人员及时发出警告信号,或者直接向所控制的断路器发出跳闸命令以终止这些事件发展的一种自动化措施和设备。在水电站中,发电机、变压器输电线路等重要电气设备均装有各种专门的继电保护装置。
2继电保护的基本任务
(1)有选择性地将故障元件从电力系统中快速、自动地切除,使其损坏程度减至最轻,并保证最大限度地迅速恢复无故障部分的正常运行。同时,使故障设备免遭继续破坏,并发出相应的事故音响和光字信号。
(2)当设备出现不正常运行状态时,继电保护装置应发出相应的预告音响和光字信号,引起运行人员注意,使运行人员能及时采取措施,消除不正常运行状态,尽快恢复正常运行。
(3)依据实际情况,尽快自动恢复停电部分的供电。
3继电保护的基本原理
继电保护主要利用电力系统中元件发生短路或异常情况时电气量(电流、电压、功率、频率等)的变化,构成继电保护动作的原理,也有其他的物理量,如变压器油箱内故障时伴随产生的大量瓦斯和油流速度的增大或油压强度的增高。依据反映的物理量的不同,保护装置可以构成各种原理的保护。
(1)反映电气量的保护。电力系统发生故障时,通常伴有电流增大、电压降低以及电流与电压的比值(阻抗)和它们之间的相位角改变等现象。因此,在被保护元件的一端装设的种种变换器可以检测、比较并鉴别出发生故障时这些基本参数和正常运行时的差别,就可以构成各种不同原理的继电保护装置。
(2)反映非电气量的保护。如反应温度、压力、流量等非电气量变化的可以构成电力变压器的瓦斯保护、温度保护等。继电保护相当于一种在线的开环的自动控制装置,根据控制过程信号性质的不同,可以分模拟型(它又分为机电型和静态型)和数字型两大类。对于常规的模拟继电保护装置,一般包括测量部件、逻辑部件和执行部件。测量部分从被保护对象输入有关信号,再与给定的整定值比较,以判断是否发生故障或不正常运行状态；逻辑部分依据测量部分输出量的性质、出现的顺序或其组合,进行逻辑判断,以确定保护是否应该动作；执行部分依据前面环节判断得出的结果予以执行:跳闸或发信号。
4继电保护的基本要求
继电保护应能及时、正确地完成所承担的任务,就必须具有可靠性、选择性、灵敏性和速动性,这就是继电保护的基本要求。这四“性”之间紧密联系,既矛盾又统一。
(1)可靠性是继电保护装置在一定条件下及规定时间内完成预定功能的能力。可靠性是对继电保护装置性能的最根本的要求。为了提高保护装置工作的可靠性,必须注意以下几方面①保护装置应该采用质量高,动作可靠的继电器和元件；②保护装置的接线应尽可能地简化,尽量减少继电器及其串联触点数目；③提高保护装置的安装和调试质量,并加强经常性的运行维护管理。
(2)选择性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临设备保护、线路保护或断路器失灵保护切除故障。为保证对相临设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件(如启动与跳闸元件或闭锁与动作元件)的选择性,其灵敏系数及动作时间,在一般情况下应相互配合。
(3)灵敏、灵敏性是继电保护装置对其保护范围内的电气设备可能发生的故障和不正常运行状态的反应能力。为了使保护装置在系统发生故障时起到保护作用,要求保护装置在电力系统各种运行方式下都应具有足够的灵敏度。一般用灵敏系数来表示继电保护装置的灵敏程度。如果保护装置的灵敏系数达不到要求,则保护装置就不能可靠动作,或使保护范围缩小。
(4)速动性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。一般从装设速动保护(如高频保护、差动保护)、充分发挥零序接地瞬间时段保护及相间速断保护的作用、减少继电器固有动作时间和断路器跳闸时间等方面入手来提高速动性。快速切断故障后的好处有:①可以减轻短路电流对电气设备造成的损失程度；②可以加快电力系统电压的恢复过程,为电动机的自启动创造有利条件；③可以提高发电机并列运行和电力系统并列运行的稳定性；④短路点处的电弧容易熄灭,可以防止故障的扩展,提高自动重合闸的成功率。常用的油断路器的跳闸时间为0.1～0.15s,真空断路器的跳闸时间为0.05～0.08s。保护装置最快的动作时间可达0.02～0.04s。
5继电保护在水电站工程中的应用
继电保护系统由于本身所处工作环境的原因，以及对于水电站系统的重要性，我们应该尽量避免继电保护系统发生故障，但是一旦继电保护系统发生故障时，这时继电保护故障处理系统就开始发挥其再要作用了。
⑴故障信息处理系统的可行性分析
在水电站综合自动化系统中，各种类型的保护装置的故障报告提供了故障发生时保护装置记录的状态信息，包括故障发生时刻、重合闸情况、故障类型、故障时各通道模拟量的有效值、断路器跳闸情况、保护元件启动、返回时间等；而故障录波器提供了故障时的电压、电流波形。电力系统技术人员可以根据装置记录的信息判断发生故障元件，并且通过对故障波形的分析计算，根据整定值和保护原理验证故障报告提供的信息，从而进一步判断保护动作行为的正确性。
⑵故障信息的分层诊断
电力系统为了有效的提高诊断速度和灵敏性，将得到的故障信息进行分层处理：第一层为在任何SCADA系统中都能保证快速且准确的获取开关变位的遥感信息；第二层为保护动作信息：第三层为故障录波信息。先利用开关动作信息来判断故障区域，如果可以确定唯一的故障解则诊断结束。否则，再利用收集到的保护动作信息进行诊断，如果能确定唯一的故障解则诊断结束。否则，利用录波信息来做进一步的分析．并且确定故障类型、故障相别、故障地点等，并结合波形对保护、开关和重合闸动作情况进行分析。
⑶故障信息的处理
当水电站出现故障时，变电站监控系统可以获取到大量的故障信息，包括时间顺序记录、开关动作信息、保护带有的故障录波功能所记录的故障前后电气量波形信息、保护动作信息等。在这些故障信息中先将装置动作的开关、保护继电器作为诊断的依据，通过在提示框中输入这些可能发生故障的设备的编号，利用水电站专家系统的正向推理方法，即在软件知识库中搜索与之相对应的规则来确定发生故障元件和产生故障的原因。当得出多种诊断结果时，再利用信息系统的反向推理方法，在得到的可疑故障电力设备中，利用故障录波信息，根据所采用的微机保护算法和设备所装设的保护原理来判断继电保护是否应该有所动作。从而对诊断结果范围的进一步缩小，并对开关和保护的动作性能进行判断，这样使发现故障线路的几率也大大增加。在诊断完成后。可以根据需要对诊断结果进行保存，便于以后通过对历史数据的分析来不断完善知识库。
6结语
继电保护装置是一种能及时切除事故的电气设备,缩小事故范围或预防事故,以提高水电站运行的可靠性、最大限度地保证连续、安全地发电,它是水电站安全、可靠、经济运行不可缺少的重要设备。
参考文献：
[1]曾福望．变电站继电保护仿真[J]．江西电力职上大学学报，2001，(6)．
【关键词】高压变频器；运行中出现的问题；解决方法
【中图分类号】V351.31【文献标识码】A【文章编号】1672—5158（2012）08—0051-01
当今社会，高压变频器技术的使用已经广泛应用到各大发电厂中，可是在使用过程中由于故障问题时常会引发锅炉灭火等事故的发生，因而降低高压变频器的故障发生率及安全性成为当务之急。本文作者针对电厂高压变频器部分故障做出简要分析，提出一系列解决方法为以后电力企业的发展提供前提条件。
一、运行环境温度对高压变频器的影响及解决方法
凝结水泵变频器运行中跳闸，动作报告为重故障跳闸。检查高压变频器配电室发现：室内空调不制冷，其电源线及走线盒都因高温变形脱落，致使变频器室温剧增，变频器停运。分析原因是高压变频器长期运行，设备温升较高，变频器室制冷空调运行中发生故障，导致室温剧增而使高压变频器停运。
解决方法：对变频器室制冷空调进行改造，使用空水冷却器。主要依靠其特殊结构实现水、气之间的热量交换，从而将受热升温的空气冷却；当冷却水将热量吸收后，通过循环流动带出机外，再通过水、气的不断循环，完成热水的降温，使室温处于规定范围。变频器中变压器和模块产生的热量由变压器柜和模块柜顶部的风机抽出，通过风道进入空水冷却器的水冷却器中，在水冷却器管壁上，空气和水经过热量交换，空气温度大大降低，冷空气再由变压器柜和模块柜底部的滤网进入柜内，与柜内设备发生热交换，降低了变压器和模块的运行温度，完成了一个空气循环。经过对高压变频器室冷却系统的改造，消除了由于空调故障使环境温度升高从而对高压变频器运行造成的影响，效果良好，而且无污染、能耗低、维护量小。
二、控制电源的可靠性对高压变频器的影响及解决方法
锅炉引风机变频器运行中重故障跳闸，动作报告为控制电源电压欠压保护动作。本变频器欠压保护采样电压由380V/220V隔离变压器供给。从变频器录取波形图看出：当时控制电源电压由220V降为145V，致使其动作（控制电源电压欠压保护的定值整定为160V）。经检查控制回路正常，在测量检查两路380V控制电源和设备元器件的同时，观察到变频器液晶显示中控制电源电压采样有降低现象，仔细检查供给引风机变频器的“控制电源一”，发现380V保安电源抽屉开关中c相插头松动，偶尔有接触不良（缺相）现象，可以认为这是导致控制电源故障的原因。原厂设计时只有当控制电源一消失才能切换到控制电源二，而控制电源是三相交流380V，因此任何一路缺相，线电压只是降低，而不会使切换继电器完全失电返回，也就不能及时地由工作电源切换为备用电源。
解决方法：更换有缺陷的开关部件，并与厂家协商将控制电源电压欠压保护的整定值降低为130V，以提高其在控制电源波动时的可靠性。另外要求运行、检修人员定期对系统的控制电源进行检测和维护，防止缺相现象的发生。
三、内部回路接线问题对高压变频器的影响及解决方法
锅炉一次风机变频运行中，在高压电源外部故障导致的电压短时消失恢复过程中跳闸，动作报告为失压重启过流跳闸。由录取故障波形分析及测试检查发现：A、B一次风机变频柜内高压6kVPT一次相序A相、C相交叉错误（变频器及电机电源正确），致使变频器短时失电恢复瞬间变频器由PT判断电源与负载残压之间不同相，计算冲击电流很大，报失压重启过流跳闸。而实际应用中，有些变频器没有失压重启功能，当电源电压短时消失恢复时不能重启，本变频器虽有失压重启功能，但因内部接线错误还是不能实现重启。
解决方法：经厂家技术人员对内部接线全面检查，将PT内部错误接线纠正。
四、风扇热偶动作问题对高压变频器的影响及解决方法
锅炉一次风机变频运行中跳闸，动作报告为重故障跳闸。检查原因为变压器柜冷却风扇故障，使变频器停运。厂家原设计为：控制单元冷却风扇故障，报“变频轻故障”，不跳变频器；变压器柜、功率单元柜冷却风机故障，均报重故障，跳变频器。经过一段时间的运行实践，使用和维护人员发现：当变压器柜2个冷却风机任一发生故障，变压器温度短时升高不多，不影响运行，如改报“变频轻故障”，接到报警后检修人员有一定的处理时间，可避免变频跳闸；当功率单元模块柜4个冷却风扇任一损坏，几秒钟内模块温度迅速升高，如改报“变频轻故障”，接到报警后检修人员没有处理的时间，故不能改报轻故障。
解决方法：（1）将变压器柜冷却风扇故障报“重故障跳闸”改为“轻故障发信”，减少了变频重故障跳闸次数；（2）定期清扫柜上滤网，使散热效能最大；（3）利用停机机会加强维护保养，检查紧固螺丝、避免因螺丝松动或接点接触不好引起的发热问题发生。
五、小UPS电源老化对高压变频器的影响及解决方法
锅炉一次风机变频器运行中跳闸，动作报告为重故障跳闸。检查原因为变压器柜内小LIPS电源老化故障使变频器控制电源和PLC控制台失电。
解决方法：取消一次风机变频柜中小UPS电源装置，由主厂房的本机组大UPS电源接替，本机组UPS电源直接送至变频器控制柜，减少了中间环节，提高了供电的可靠性。由于变频器控制系统电源使用的是100V电源，机组UPS的220V电源进入变频器控制柜后，经变频器控制柜内220V/100V隔离变压器，输出分两路，一路供应变频器控制柜电源，另一路为PLC控制台提供控制电源（如图1所示）。同时将其他变频器内运行时间较长的小UPS全部更新。
六、元器件质量问题对高压变频器的影响及解决方法
锅炉引风机变频器在其启动时有时直接报重故障，启动不成功。动作报告为重故障跳闸。经检查，重故障继电器动作原因是在停止引风机变频器运行操作时，启动重故障继电器再由继电器接点开入变频PLC实现跳闸后，继电器剩磁太大不返回，使下次启动变频器不成功。
解决方法：将剩磁大不能可靠返回的重故障继电器更换为高质量进口欧姆龙继电器。
七、使用操作不当对高压变频器的影响及解决方法
锅炉引风机变频器运行中发出报警信号，运行人员误操作将就地变频柜上的急停按钮当做复位按钮来用，致使变频器停机。变频器认为这是人为有意识的急停，不属于变频器的重故障，不报重故障。实际变频器报警时是不需要也不能够进行复位的，只有故障造成变频器停机后才可以复位，消除故障后再启动运行。
解决方法：（1）在现场对急停按钮再次做了明显标识；（2）对运行值班员和维护人员进行现场培训。
八、结束语
综上所述，高压变频器故障的解决不仅可以保证设备稳定运行，避免人员事故的出现，还可以确保电厂的整体安全，进而推动整个社会的和谐发展。
参考文献