关键词：CSC-2000，设备配置，自动化系统，监控系统，通信接口
1CSC-2000的设计思想和特点
CSC-2000采用面向间隔、分层分布式体系结构的设计思想,采用现场总线LonWorks或10M/100M以太网作为监控系统的通信网络，使系统具有实时可靠性、灵活性、扩展性和适用性。先进网络技术的应用,建立起全分散化、全数字化、全智能化、双向互联、多点多变量的通信系统,从而使少人值班或无人值班变电站成为可能。它具有以下一些特点:
a.分层分布式系统结构。从结构上分为变电站层、间隔层和网络层,各层之间相互独立。
b.开放性、宜扩展性设计。考虑到变电站扩建、改造等因素,该系统模块式标准化设计,可根据实际需要随意灵活配置。
c.继电保护功能相对独立。由于继电保护的特殊重要性,CSC-2000系统保证了继电保护的独立性和可靠性,即相对独立于监控系统。在全站通信网络因某种原因退出运行时,各继电保护单元依然能正常运行。
d.通用的硬件结构。CSC-2000系统尽可能地采用了通用的硬件结构,例如所有的MMI面板、VFC插件、CPU插件等。
e.抗干扰能力强。由于采用不扩展的单片机,所有总线不出芯片以及光电隔离等技术,抗干扰能力大大提高。
f.高速网络接口。变电站层与间隔层之间通过网络连接进行通信,各设备相对网络来说相互平等。
g.远动信息直采直送。远动主站从变电站通信总线上获取所需信息后,直接通过通道远传至调度端,不再通过任何中间环节转换。
2CSC-2000间隔层设备配置
CSC-2000系统间隔层设备包括:各电压等级线路保护、主变保护、母差保护、测控装置、自动装置和辅助装置。考虑到变电站某些设备在检修或退出运行时,不影响其他设备的正常运行,所以设备的配置将采用“一分到底”的原则,即分为进线保护、主变保护、低压保护、公用装置(TV重动和切换、数采装置、自动装置、母联保护等)单元。这些设备单元相对于监控系统各自独立、平等。
a.进线保护柜。配置对应的保护、断路器操作箱及断路器控制装置,该单元的所有遥信、遥控均在本单元的断路器控制装置内完成。
b.主变保护柜。配置对应的主变保护、本体保护、断路器操作箱及断路器控制装置,该单元的所有遥信、遥控均在本单元的断路器控制装置内完成。
c.低压保护柜。配置CSL200B/CSP200A系列保护,无需断路器操作箱和断路器控制装置,该单元的遥信、遥控、遥测均在保护装置内完成,低压保护也可以下放,置于开关柜上,而无需单独组屏。
d.公用柜。其配置数量视变电站规模而定,一般来说变电站均有高、中、低压TV重动和切换;有公共遥测、遥信及电压监测点采集;有母联保护及操作回路;有备用电源自投装置。这些均属于变电站公共部分。
3CSC-2000变电站层的设备配置
CSC-2000系统变电站层的基本设备包括:当地监控系统(后台)主站、远动系统主站、工程师站。当地监控主站通过网络,处理变电站“四遥”数据信息；远动主站则是通过网络和远动专用通道将变电站“四遥”数据信息远传至调度中心,进行实时监控和调度；工程师主站承担着为继电保护工程师提供所需的各项服务。
4CSC-2000网络层的配置
CSC-2000系统的网络层是由LonWorks构成的现场总线网,简称LON网或10M/100M以太网组成。其中,LON网又分为单网、双网和录波网。一般来说,对220kV以上电压等级的变电站为了提高其运行的可靠性,采用单网、主网1、主网2和录波网的配置,而后台机采用双机配置,它们之间通过LON网或以太网完成通信,两台计算机互为备用。对110kV以下电压等级的变电站则采用单网和录波网,而后台机采用单机配置。现场的实际运行表现出可靠性高、稳定性好、抗干扰能力强、通信速率快、造价低廉、易于维护等优点。
5CSC-2000综合自动化系统的功能
5・1继电保护功能
系统具备常规变电站微机保护的全部功能,而且独立于当地监控和远动,即当某种原因出现网络中断时,不影响变电站微机保护的正常运行。此外,它还具有以下特殊功能:存放8套运行定值、切换定值区及通过四方键修改定值；故障事件记录(保护动作时间、动作信息、电压电流大小等)；强大的在线检测功能,显示各种告警信息；显示正常运行时一次设备的各种模拟量(电压、电流、有功功率、无功功率)；显示定值区和各保护功能软压板；接受当地监控系统和调度端的各种控制命令。
以上功能在当地监控和调度端均能实施。除此之外,远方还可查询和修改定值,并具有远方/就地闭锁功能。
5・2断路器控制装置功能
断路器控制装置又叫断路器控制单元,它的产生是为了减小保护软件的重负,使保护能正确、快速、可靠动作。常用的断路器控制单元具有以下功能:完成本间隔层各种信号、开关位置及模拟量的采集；完成本间隔层断路器和电动刀闸的分、合遥控；主变断路器控制装置CSI301A,除了承担主变各侧的遥信和遥控外,还接受本体保护直跳箱来的遥信信号和从通信网下达的调压命令,并上报有载调压当前分接头的位置。
此外,有的断路器控制单元还具有遥测、同期检测、失灵保护和三相不一致保护等功能。
5・3数据采集与处理功能
CSC-2000系统的数据采集是为了实时监控变电站的安全运行。主要包括:遥信量采集(开关、刀闸位置、保护动作和告警信号、防盗信号、火灾报警信号等)；模拟量采集(母线电压、频率、来自TV和TA的模拟量、有功功率、无功功率、功率因数、脉冲电度量或数字电度量等)；SOE事件记录报文；小电流接地选线动作信号；在线检测告警信号及变电站设备运行告警信号(如压力降低、油温高、油位低等)；直流系统信号采集；所用电系统电压电流模拟量采集；远方/就地及“五防”闭锁功能；配置有RS-232或RS-485串口的其它公司设备,经四方公司提供的规约转换器(CSNO22A)接入LonWorks网或以太网进行数据信号采集。
5・4自动控制功能
CSC-2000系统的自动控制功能是指无需增加装置而依靠软件支持便能完成的功能。这些功能主要有:自动同期检测和重合闸；小电流接地自动选线；低周减载；故障录波和电压无功自动调节控制。
5・5统计计算功能
对实时数据进行统计、分析、计算,例如通过计算产生电压合格率、有功、无功、电流、总负荷、功率因数、电量日/月/年最大值/最小值及时间、日期、负荷率、电能分时段累计值、数字输入状态量逻辑运算值等。
5・6界面显示功能
通过彩色屏幕显示全部设备的位置状态、变位信息、保护设备动作及复归信息、直流系统及所用电系统的信息、各测量值的实时数据,各种告警信息、计算机监控系统的状态信息。在需要分区显示的画面中,可按要求分为:过程画面区、提示信息区和报警信息区,各区以互不干扰的方式同步显示信息。
5・7图形显示功能
可以图形显示电气主接线图、保护设备配置图、定时报表、日报表、月报表、年报表、运行报表、趋势曲线、电压棒图、各种计算统计结果的显示等。
5・8打印功能
当地监控系统通过打印机将各种要求的信息按制定的格式输出到打印纸上,包括:状态变化、数据、画面、事故追忆、事件顺序记录、各种告警信息、保护运行定值等。
5・9报警处理功能
报警处理分两种方式,一种是事故报警(电笛),另一种是预告报警(电铃)。前者包括非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号。后者包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量越限/复限、计算机站控系统的各个部件、间隔层单元的状态异常等。
5・10设备控制功能
控制功能分为三种:自动电压控制、运行人员操作控制、后备手动控制。需要说明的是,该系统在设计上保留了常规变电站手动操作的功能,并具有远方/就地闭锁开关,这就保证了当通信网络出现通信中断时,可以通过手动操作使保护投入正常运行。
5・11操作闭锁功能
该系统具有操作权限等级管理,当运行值班人员或操作人员正确输入操作员的姓名、口令和监护员的姓名、口令时才有权进行操作控制、定值区切换、参数修改等,并将操作员姓名和监护员姓名等信息予以记录和保存。
5・12系统维护功能
系统维护功能是指变电站负责管理计算机监控系统的工程师通过工作站对该系统进行的诊断、管理、维护、扩充等工作。
6CSC-2000当地监控系统
要完成变电站监控部分的内容，大致要做以下工作：
系统安装：
a)安装机器操作系统；
b)安装WINDOWS补丁（SP4）；
c)安装微软MDAC-TYPE数据库补丁；
d)在操作员站上安装开入开出卡驱动，并加载开入开出卡；
e)在操作员站上安装Wizcon和CSM100C程序；
f)在数据库服务器上安装SQLServer，并在其中一台机器上执行数据库同步复制程序Replication；
g)进行系统配置；
需要在Wiztool中做的工作:
h)在Wiztool中建立模板、间隔，添加装置，进行间隔匹配；
i)根据现场蓝图和具体要求对四遥表中的项进行个别修改；
j)进行实时库输出；
需要在Wizcon中做的工作:
k)在Wizcon中作图，完成图和控点的对应；
其他:
l)根据具体情况做报表、曲线；
m)五防系统的接入和调试；
n)数据备份。
至此，监控系统的安装调试工作就算基本结束了。
7CSC-2000系统与其他公司(厂家)设备的通信接口
变电站自动化系统的最终目标是少人值班或无人值班,这就要求变电站内的一些重要设备的运行情况能在当地监控系统和远方调度控制中心进行实时监控。CSC-2000通信网可以提供多种方式与其他公司(厂家)的保护设备、直流系统、五防系统、全电子式电度表等进行通信。目前广泛应用于变电站的通信有两种方式:
关键字：继电保护故障信息处理子站系统功能
1、引言
随着变电站自动化、调度自动化技术的不断发展，调度系统信息化、智能化水平已达到了很高的程度。继电保护、安全自动装置和故障录波器已经成为电网的重要组成部分，在这样的背景条件下，继电保护故障信息处理系统应运而生，继电保护故障信息处理系统主要涵盖以下三个方面：
1.对二次装置的监视、控制、管理；
2.快速获取二次装置在电网故障时产生的信息；
3.对二次装置所产生信息的综合分析、利用。
2、总体结构
2.1继电保护故障信息处理系统功能定位
继电保护故障信息处理系统的功能定位在于对电网保护动作和运行状态信息的收集与处理，并对保护装置的动作行为进行详细分析，是继电保护人员、调度人员等其他人员快速分析、判断保护动作行为、处理电网事故的技术支持系统。
2.2继电保护故障信息处理系统基本要求
由于继电保护故障信息处理系统跨地域、跨系统、功能复杂、接入设备种类繁多、数据和信息量大、保护装置和系统应用的发展以及标准的变化不可预期，可靠性和安全性要求高，在系统建设时，必须重点考虑系统的开放性、可扩展性和可维护性。
2.3继电保护故障信息处理系统典型结构框图
图1继电保护故障信息处理系统网络拓扑典型示意图
说明：
1、子站系统：包括子站主机以及连接网络型设备需要的逻辑隔离措施（设备）和连接串口型设备需要的串口服务器（多串口卡）。
2、子站与监控系统的连接可以通过串口也可以经采取逻辑隔离措施后通过网络接入。
3、数据网交换机指安装在数据网接口柜上供继电保护系统设备接入数据网用的交换机。
4、主站系统：包括数据服务器、通信服务器及相关的接口设备等。
5、WEB服务器用来将主站接收到的信息经单向隔离装置后向III区系统。
6、客户机是供继电保护人员或主站维护人员进行故障信息查询，以及运行维护的工作站，一般安装在办公室，与主站主机处于同一安全区。
3、系统构成及应用
3.1设备接入和规约处理
国电南自RMS601保护信息子站可接入多种国内外规约，包括IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、四方保护规约、南瑞保护规约、南自保护规约、许继保护规约、MODBUS规约等。
子站将采集到的信息统一转换为国际标准IEC60870-5-103格式进行数据转发，在网络通信方式下（TCP/IP）采用IEC60870-5-104代替103的链路层协议。
对于采集到的录波数据，保护信息子站可将其转换为IEEE标准的COMTRADE文件格式，还可按间隔、线路对波形数据进行分解重组，再上传主站系统，以降低数据量、提高数据传送效率。
子站可以按照重要程度对保护装置上传的数据分优先级，把重要数据优先传送至主站。子站还可以设定数据的过滤规则，在数据上传时过滤无关数据。信息分级和过滤的规则均可以通过配置工具灵活定义。
3.2数据存储和转发
国电南自RMS601保护信息子站具备大容量的内部存储空间，并且具有USB接口，可以通过外接USB存储器保存大量数据并进行数据交换，保证在通信中断时不丢失任何数据，中断时间过长时重要事件不丢失。保护信息子站进行数据存储时可按数据的重要程度进行分级存储。用户还可以制定存储策略，提高存储空间的使用效率。还支持网络硬盘功能，通过程序将重要的历史数据存储到网络硬盘上。
子站系统具有向多个主站转发数据的能力，可同时向多级主站进行转发。转发通道支持数字通道、模拟通道，TCP/IP网络等多种通信方式。子站系统在设计上参考IEC61850通信网络和系统的规定，系统的数据建模遵循IEC61850标准，支持IEC61850体系与主站通信。
3.3子站监控后台功能
保护信息子站通过以太网向子站监控后台转发所有的数据，实现对本站的装置参数、运行数据、故障信息等的监视。子站监控后台可以对保护信息进行分类、分级保存及必要的数据处理，并通过全图形化界面提供数据显示、查询、检索等功能。
3.3.1监视和报警
子站监控后台能够把采集到的事件按重要程度进行处理和存储，可进行声光等各种形式报警，并可由事件触发预先定义的动作，如弹出画面、打印等。还可以对事件设置过滤条件和提供多种检索手段。用户可以监视站内所有接入装置的通信状况和本系统中各部分的运行工况，异常情况立即报警；
3.3.2子站监控后台
可对站内保护设备的基本信息和运行信息进行管理：
1.基本信息管理：包括厂站、一二次设备的名称、属性、参数等，如对厂站名称、变压器、发电机、断路器、CT变比、装置型号、软件版本等。用户可通过地理接线图、厂站接线图等图形导航对设备进行逐级查找，也可以用名称类型等关键字进行精确或模糊查询；
2.运行信息管理：保护当前运行状态（正常运行、装置告警、网络不通），保护定值及组别，保护实时上送的模拟量、开入量，保护投退和检修的时间、原因，保护装置异常、启动、动作报告等；
3.统计分析：综合各种故障信息，如保护动作信号、断路器动作信号、故障前后电压电流及采样值等，进行判断并形成动作分析报告，并可按时间、元件等形成开关动作次数、保护正确动作率、连续运行时间等统计报告。
2.3.3录波分析
1.波形显示：对生成的波形图可按横向和纵向进行任意缩放，平移，着色，叠加等操作，并可实时显示光标所指位置电气量数值，同时标注各模拟电气量的有效值、相角、峰值；
关键词：继电保护：故障信息：运行管理
0、引言：
继电保护故障信息系统是利用数据网络传输继电保护、故障录波等装置动作信息并进行综合分析，使调度端迅速掌握电网故障情况及保护动作行为，缩短分析故障时间，加快对事故的处理，从而保障电网的安全、稳定运行。故障信息系统提高了电网事故分析、设备管理维护水平，是继电保护运行、管理的技术支持系统，也是电网故障时的信息支持、辅助分析和决策系统。
1、故障信息管理系统结构
无论按地理位置还是职能，该系统都可分为3部分：主站、子站、主子站之间沟通的通讯链路。
1．1主站系统构架
主站是指信息管理系统位于调度端的部分，数据服务器常采用热备份模式，提供不停顿作业方式。主站系统还包括提供信息的WEB服务器；可供继保、调度等相关管理部门使用的监控及故障处理分析工作站等。
主站系统的通讯主机通过MODEM经程控网与变电站管理屏连接，系统发生故障后可同时接收相关变电站上传的信息，经分析处理后将最终数据存入管理服务器。服务器负责存储、统计所有变电站的信息，对接收的数据经过初步分析，并经维护人员归纳、总结后通[nternet，每个终端可以共享服务器提供的标准化数据及资源，实现整个局域网对最新故障数据的共享。同时，调度员可以浏览管理服务器上原始的故障数据及波形信息。通讯主机与服务器之间遵循TCP／IP(FTP)协议。
1-2子站系统构架
在变电站端设置专门的子站管理机，子站系统强调的是对厂站内的保护及录波装置的接入能力以及子站系统本身的稳定运行能力。接入能力是指厂站端的管理机不但能够接入不同时期、不同厂家、不同型号、不同通信接口及规约的保护及录波装置，而且能够准确无误的采集这些装置在运行状态下产生的各种瞬间数据，并能将不同类型的数据按不同规约转换远传至相关的自动化系统和主站。因此，子站系统对下应能提供多种通讯接口方式和保护与录波装置进行互联，对上应能提供站控层网络通讯接口。
设置在变电站端的子站管理机通过Modem经电话线与调度端中心站连接，通过工控机与现场设备连接。工控机经由插在IPC中的多功能MOXA卡将RS一232信号转换成RS485，422信号，同时进行串行口扩展，经双绞线连接到站内微机保护和故障录波设备。管理机装设1台GPS授时装置，为了尽量减少对运行装置的影响，GPS仅采用了“软对时”方式，即GPS只校正工控机的时钟，工控机再通过串口为所连接的装置对时。非微机保护装置及其它监控信号以开关量的方式接入
变电站管理机。
2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。
以下是当前设备运行中存在的问题：
(1)设备输出至打印机的信息往往难以直观地理解，一般都用代码表示其内部的状态。
(2)打印结果以硬拷贝的形式保存，不易于长期保存和进行档案管理。
(3)由于每个设备都必须配备打印机，导致维护开销和工作量较大，且可靠性和使用效率较低，缺乏1个统一且方便的管理后台设备向运行人员提供友好的用户界面。
(4)调度与变电站的联系不紧密，调度的运行人员通常只能靠变电站运行人员的口头汇报进行事故处理。事实证明，由于种种原因，这种汇报的差错率较高，拖延了事故处理时间。
(5)受系统通信手段的限制，线路故障时对故障点的估测无法使用双端电气量进行，而只能局限于保护设备所提供的单端电气量测距计算，结果往往误差较大。针对以上问题，故障信息管理系统在各地区电网中得到推广应用。
3系统各部分主要功能
3．1主站主要功能
主站系统的作用主要定位于电网发生故障后实时地故障通知并进行故障判断、分析、处理和决策等，以及电网正常运行时对二次系统本身的实时监测、管理和控制。对主站系统的应用功能按以下方法进行划分：
(1)电网正常时，主站系统允许用户将定值库中的定值与主站召唤得到的现场保护装置的实际运行定值进行核对：系统提供了与继电保护整定计算系统的接口，允许保护人员根据整定计算生成的定值单按照用户指定的流程，确认后在用户权限许可下，远程下发修改定值命令给子站，达到修改定值的目的；允许用户对场站内装置的历史信息和当前运行信息进行查询和统计，包括装置的运行定值、模拟量测量值、开关量状态等，而且可按变电站、线路和保护装置分级索引：主站系统还可以采用特定算法来分析、比较各套保护的模拟量测值和监视装置的自检信息、录波器的运行状态信息等，达到监视电网二次设备运行状态的目的。•
(2)故障时，主站系统实时收到子站自动上传的故障信息后立即告警。告警方式可以由图形告警、列表告警和多媒体告警等。图形告警会在电网地理接线图或站内主接线图的相关故障设备上闪烁告警：列表告警会以列表方式突出提示故障简要信息。实际系统中，考虑到子站上传的信息由于录波通道配置信息不规范化和冗余信息“膨胀”，告警的同时还进行了信息预处理，包括信息过滤配置、信息规范化、对信息加以分类从而识别和剔除误传信息等，以方便后续的故障诊断和故障分析基于有效信息进行。
(3)故障发生后，主站系统必须提供各种完整分析模块，最大化地利用所有信息帮助用户全面分析故障。波形分析模块能分析录波文件，显示各个通道数据的波形，并可进行谐波、向量图、序分量、功率以及高频信号、开关信号等的分析。故障诊断专家系统模块帮助用户定位故障元件，并分析哪些保护误动、拒动或正确动作。故障测距模块提供多种单端和双端测距算法，精确定位线路故障地点。动作行为分析模块通过分析保护的动作原理并用实际测量值验算动作方程来分析保护动作的行为，可以帮助用户找到误动／拒动是否是整定值不适合所引起，或者是保护本身原理的缺陷所引起。
(4)故障开始后，子站系统按照信息的优先权来分批传送各类故障信息。主站系统对故障的处理过程是按照信息到达主站的时间先后进行逐级分析，并最终形成完整的故障分析报告的。整个过程是分时间、分层次的，这样处理将方便调度分析人员逐步认清故障的性质和原因，分析故障过程兼顾了快速判断和全面分析的效果。
(5)故障分析结束后，主站系统应该提供故障信息归档入库、生成完整故障报告、并可以通过Web故障信息、提供录波数据文件供下载等。
3．2子站主要功能
设置变电站的子站端，其主要作用是搜集、过滤信息，转换不同装置的通讯规约，数据打包传送，作为联系调度端和变电站端设备的桥梁。管理机的存储方式和能力能很好地解决装置故障时数据丢失的问题，及时搜集并存储本站启动装置的数据，并且将数据进行过滤，只传送与故障直接相关的故障信息，减少了通道中传输的数据：同1个站中不同装置的通讯规约及时转换。①可以减少冗余数据占用的通道传送时间：②可以减轻调度端主机的工作量。子站主要功能：
(1)自检和巡检设备，自检子站系统设备及巡检接入的微机装置，这些设备一旦有事故报告就自动收集并保存，根据要求上传主站和就地发信号提示值班员、显示打印：
(2)数据查询和检索、备份功能，可以随时查询子站管理的微机装置定值、开关量位置情况、历史动作报告，自检报告和录波器的定值及历史录波数据，子站具备数据库备份文件导入、导出功能：
(3)远程通信，按照要求完成子站和主站的数据传输：
(4)对时，自动在设定时间内对自己系统和管理的微机装置，根据GPS时钟数据进行校准：
(5)系统设置，设置巡检设备、对时、自动进行时间报告上传的时间间隔，MODEM的参数设置，添加、删除工作站和用户等：
(6)图形显示功能，子站能显示主接线图及开关状态，相关的软件具有良好的界面及方便的图元编辑功能，在主接线图上可以定义相关的保护单元及开关量信息，而且该信息可以传送到主站，做到了设备原始参数的唯一性。
3．3主站与子站通信方式和通信规约
系统子站和主站间根据不同地区的通信链路状况，可采用自动拨号、专线和数据网等3种方式实现。子站主机和子站的微机装置采用串口方式连接。通信规约满足行标IEC260870252103规约要求。主站可以通过网络与公司MIS网相联，实现信息资源共享。
4结束语
综合利用微机保护的数据信息资源，提高电网故障分析水平，提出建立地区电网故障信息管理系统的必要性，详细介绍了该系统的组成及功能，根据该系统的实际应用情况，提出今后的技术发展方向。从实际应用和发展趋势来看，该系统在以下几方面有待进一步优化。
(1)受通信网络限制，当系统多点故障时，较多的文件数据容易形成堵塞问题，建议采用压缩文件传输方式。另外根据安全性的需要，故障录波数据可采用加密处理，确保开放网络环境下录波数据传输的安全性。
目前，我国电力系统的规模不断扩大，各类电气设备的数量也随之不断增多，由于系统覆盖范围较广、运行环境复杂多变，加之一些人为因素的影响，使得电气设备的故障问题频发，这对电力系统的安全、可靠运行造成了严重影响。继电保护装置是确保电力系统安全、稳定运行的重要设备，而装置自身的可靠性是其能否充分发挥出保护作用的关键之所在。为此，提高继电保护的可靠性就显得尤为重要。基于此点，本文就提高10kV供电系统继电保护可靠性进行浅谈。
关键词：供电系统；继电保护；可靠性；
中图分类号：U223文献标识码：A
一、继电保护可靠性的重要性及引起继电保护可靠性降低的原因分析
（一）继电保护可靠性的重要性
10kV供电系统是整个电力系统中一个较为重要的组成部分，它的安全、可靠、稳定运行不仅直接关系到电力系统能否正常运行，而且还直接影响用户用电。所谓的继电保护实质上就是供电系统中用于对一次设备进行监测、保护及控制的自动装置，它的核心是继电器。在供电系统中，继电保护装置的主要任务是确保系统安全可靠运行，它能够掌握系统的实时运行状态，并且还能够及时发现系统中存在的问题，然后借助断路器将问题部分从整个系统中切除，以此来降低对系统安全供电的影响。继电保护装置还能在系统出现故障时，自动发出告警信号通知工作人员，这为故障的及时恢复提供了有利条件。以上种种充分说明了继电保护装置的存在有效确保了供电系统的安全运行。
（二）引起继电保护可靠性降低的主要原因
1.励磁涌流的影响。通常情况下，10kV供电系统的线路中都存在励磁涌流，而继电保护对线路的保护方式是电流的速断保护，简单来讲，就是按照最大的通过电流设定保护限值，若是当灵敏度大于1.2时，动作电流的取值就会变小，特别是一些较长的线路，动作电流会变得更小，这样一来就会引起开关重合闸的情况。当故障切除后，电压恢复的过程中，励磁涌流会急剧增大，此时铁芯当中的磁流通量峰值会高出额定电流数倍之多，从而严重影响了继电保护装置的可靠性。
2.运行环境的影响。在电力系统运行环境的周围空气中，一般都会存在大量的杂质和发电残留物，加之运行环境始终处于高温状态，这在一定程度上加快了继电保护装置的老化和腐朽速度，从而导致装置本身的性能急剧下降。此外，环境当中的一些有害物质还会造成电源插头被腐蚀，这样便可能引起继电器接触不良，保护功能也会随之丧失。
3.设备自身的质量问题。对于继电保护装置而言，因其本身属于较为精密的设备，从而决定了它的生产工艺属于技术性生产，因此，生产厂家有必要严格控制继电保护装置的生产质量。然而，在利益的驱动下，有些厂家在制造时偷工减料，致使装置的整体质量达不到标准要求，这些质量不合格装置一旦安装到电力系统当中，不但无法起到应有的保护作用，反而会成为引起各类故障。
4.误操作造成的装置可靠性降低。继电保护装置的安全可靠运行与电源的操作有着十分密切的关系，尤其是电容储能装置，一旦电解电容老化或是容量减少，当故障发生时便无法及时切除。
5.人为因素。安装人员在接线时没有按照设计要求进行，或是凭借自身的经验进行接线，从而导致接线不正确，这给装置的正常运行埋下了安全隐患。
二、提高10kV供电系统继电保护可靠性的有效途径
（一）严把设备质量关
目前，市面上的继电保护装置种类繁多，质量也参差不齐，为了确保装置的可靠性，必须选用质量合格的产品。为此，在购置继电保护装置时必须严把质量关，并对装置中各元器件的质量进行全面分析。应当多选用一些故障率低、使用寿命长的元器件，如电磁型继电器的转动部件应当具有良好的光洁度、晶体管中各主要器件的焊接质量应合理等等。通过严格控制装置自身的质量，能够从根本上提高继电保护的可靠性。
（二）改善继电保护装置的运行环境
通过对继电保护装置运行环境的改善，不但能够进一步提高装置动作的可靠性，而且还能延长装置的使用寿命。在继电保护装置日常运行时，应当保持继电保护室的密闭性，在条件允许的情况下，应在继电保护室内配置空调系统，以此来调节室温，尤其是在炎热的夏季，正常的室温能够使装置始终处于最佳的运行状态，这极大程度地提高了继电保护的可靠性。
（三）提高装置的设计质量
为了使继电保护装置在系统出现故障时能够有选择性地进行动作，避免拒动和误动作的情况发生，应当在保护装置设计和整定计算的过程中充分考虑元器件的合理配合，这有助于进一步提高继电保护装置的动作可靠性。此外，为防止供电系统二次事故的范围扩大，可在系统中较为重要的变电所内加装备自投装置。大量的实践表明，在10kV供电系统内加装该设备，可以在电源事故发生时，起到有效的控制作用，供电安全获得了有效保证。
（四）加大装置可靠性的管理力度
首先，供电企业应当加强组织制度建设，不断对管理网络进行完善，并将确保供电可靠性作为工作重点来抓，进一步加大可靠性管理力度，建立健全10kV供电系统继电保护可靠性管理体系，同时成立专项管理小组，确保工作落实到位。此外，还应定期组织召开可靠性指标分析会议，并对当前工作中存在的问题和不足进行认真分析，制定出可行的工作计划，以此来提高可靠性的管理水平；其次，应当认真贯彻新规程，并加强专业培训，做好评价指标的分析工作，不仅要对供电可靠性的相关指标进行分析，而且还要对故障原因和检修中存在的问题进行分析，为系统可靠性评估提供依据。
（五）认真做好继电保护装置的检验工作
目前，10kV供电系统基本实现了继电保护在线监测，为了进一步提高装置的安全运行水平，应当加强定期测试，可每半年对集成、微机和晶体管保护进行一次定期测试，具体项目包括如下内容：微机保护应当打印出详细的采样报告、定制报告等，并对报告进行综合分析后给出结论；晶体管保护则应当对电源和关键工作点电位进行测试，现场发现问题必须及时查明原因，并采取相应的措施加以解决处理，问题严重时应当上报给相关部门。
结论：
总而言之，随着我国电力系统的规模不断扩大，系统运行的安全性和稳定性愈发重要，这对继电保护也提出了更高的要求。为此，应当采取科学合理、行之有效的措施进一步提高继电保护的可靠性，这不仅有利于确保整个电力系统的安全运行，而且还有助于推动我国电力行业健康、稳定发展。
参考文献：
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[3]陈雄.对10kV电力系统继电保护的研究探讨[J].技术与市场.2011(03)
【关键字】智能变电站；运维；故障信息分析
1.引言
在科学技术的不断发展过程中，智能变电站的应用越来越多广泛，如何做好智能变电站在电力系统管理方面的工作已成为日常管理工作的重点。在实际管理过程中，需要我们找出存在的问题的地方，并找出根据对存在的问题提出相应的对策，保证变电站运行的稳定性、安全性以及经济性，减少由于智能变电站事故造成的物质损失。作为智能电力网络的主要构成内容，智能变电站在发电、变电，电能运送等方面起着不可忽视的作用。为此，智能变电站运维技术的管控是特别关键的，应当增强对实操人员与修理人员的培训，提升技术含量的养护与操作，保证智能设施的正常运行，推动智能电力网络的平稳发展，为群众谋取利益。本文主要探讨了关于智能变电站设备的故障信息处理及运维技术方面的问题。
2.智能变电站设备运行维护技术要求
智能变电站具有操作装置的智能化、信息的规范化、集成一体化等显著优势，是连接到智能电力网络，发电、变电、输送电能的主要构成内容，在智能设备在电力系统中发挥着不可忽视的作用。伴随智能变电站设备的研发与运用，设备设施运维变为运维管理重要的内容，同时也对智能变电站运行和操作提出更高层次的要求，大致体现在下述几点：
2.1增强运维管理。
智能变电站对一次设备、二次设备和系统的技术方面的要求很高，对应于工作人员的操作和维护提出了更高的要求。应当重视智能变电站运维管理，特别是二次系统的技术和运维管理，制定智能变电站调试、检验大纲，规范智能站改造、验收、定检工作标准，加强继电保护作业指导书编制和现场使用；编制完善智能站调度运行和现场运行规程，细化智能设备报文、信号、压板等运维检修和异常处置说明；
2.2提高专业工作人员的专业素质。
由于智能变电站运行维护复杂，技术要求高对运维专业技术人员提出更高的要求，应加强继电保护、变电运维等专业技术技能培训，开展智能站设备原理、性能及异常处置等专题性培训，提升各专业人员的综合素质，以确保相关问题的调查和处理。
2.3加强新建和改扩建工程建设组织管理
加强工程建设、调试、验收、运维等环节存在安全管理隐患，认真组织开展现场勘察、风险分析和危险点预控，严格施工方案的编制、审查和批准，召开好施工前安全交底会，施工单位、运维单位、厂家配合人员必须进行充分的技术交底和安全交底；严格变电站现场运行规程修编，确保符合实际，满足现场运行需要。
3.常见的告警信息及处理原则
3.1智能变电站的保护装置、合并单元、智能终端具有较强的自检功能，实时监视自身软硬件及通信的状态。发生异常时，装置指示灯将有相应显示，并报出告警信息。一些异常将造成保护功能闭锁。
3.2保护装置、合并单元、智能终端出现异常后，现场应立即检查并记录装置指示灯与告警信息，判断影响范围和故障部位，采取有效防范措施，及时汇报和处理。
3.3.现场应重视分析和处理运行中反复出现并自行复归的异常告警信息，防止设备缺陷带来的安全隐患。
3.4当保护装置出现异常告警信息，应检查和记录装置运行指示灯和告警报文，根据信息内容判断异常情况对保护功能的影响，必要时应退出相应保护功能。
3.4.1保护装置报出SV异常等相关采样告警信息后，若失去部分或全部保护功能，现场应退出相应保护。同时，检查合并单元运行状态、合并单元至保护装置的光纤链路、保护装置光纤接口等相关部件。
3.4.2保护装置报出GOOSE异常等相关告警信息后，应先检查告警装置运行状态，判断异常产生的影响，采取相应措施，再检查发送端保护装置、智能终端以及GOOSE链路光纤等相关部件。
3.4.3保护装置出现软、硬件异常告警时，应检查保护装置指示灯及告警报文，判断装置故障程度，若失去部分或全部保护功能，现场应退出相应保护。
3.5.合并单元出现异常告警信息后，应检查合并单元指示灯，判断异常对相关保护装置的影响，必要时退出相应保护功能。
3.5.1出现同步异常时，应重点检查站内对时系统。
3.5.2出现采样异常时，利用网络报文记录分析装置检查合并单元发送采样值是否正常，结合相关保护装置SV告警信息进行综合判断。另外，还应检查上一级级联合并单元运行状态。
3.5.3出现GOOSE开入量异常告警时，应检查GOOSE链路、相关交换机、GOOSE发送端智能终端等设备。
3.6智能终端出现异常告警信息后，应检查智能终端指示灯，判断智能终端能否正常跳、合闸，根据结果采取相应措施。
3.6.1出现GOOSE断链异常告警时，应检查GOOSE链路、相关交换机、GOOSE发送端保护装置等设备。
3.6.2“控制回路断线”告警信息由智能终端负责上送监控，运行中出现此信息时，应检查跳、合闸相关二次回路，通知专业人员立即处理。
4.运行操作原则
4.1.智能合并单元检修硬压板操作原则
4.1.1操作合并单元检修硬压板前，应确认所属一次设备处于检修状态或冷备用状态，且所有相关保护装置的SV软压板已退出，特别是仍继续运行的保护装置。
4.1.2一次设备不停电情况下进行合并单元检修时，应在对应的所有保护装置处于“退出”状态后，方可投入该合并单元检修硬压板。
4.2智能终端检修硬压板操作原则
4.2.1操作智能终端检修硬压板前，应确认所属断路器处于分位，且所有相关保护装置的GOOSE接收软压板已退出，特别是仍继续运行的保护装置。
4.2.2一次设备不停电情况下进行智能终端检修时，应确认该智能终端跳合闸出口硬压板已退出，且同一设备的两套智能终端之间无电气联系后，方可投入该智能终端检修硬压板。
5.结束语
综上所述，智能变电站的运行直接影响到电力系统的稳定性和安全性，所以提高智能变电站运行维护的管理水平对提高电力系统管理具有重要意义，同时还要深入分析智能变电站管理过程中存在的问题，提出了相应的应对措施，提高处理日常运行操作和维护工作出现的问题的能力，提高了智能化变电站的监控和管理力度，积极开展培训，以提高从业人员的专业水平和质量，为智能变电站提供一个正常运行的良好环境，使智能变电站能够在稳定的状态下运行。
参考文献：
[1]陈鑫，李冰.智能变电站二次系统的调试方法研究及其应用[J].电子世界.2016（16）.
论文摘要：继电保护技术向计算机化、网络化、智能化、保护、控制、测量和数据通信—体化方向发展。并且电力作为当今社会的主要能源，对国民经济的发展和人民生活水平的提高起着极其重要的作用，本文对继电保护发展现状、电力系统中继电保护的配置与应用、继电保护装置的维护作了详细的介绍。
电力作为当今社会的主要能源，对国民经济的发展和人民生活水平的提高起着极其重要的作用。现代电力系统是—个由电能产生、输送、分配和用电环节组成的大系统。电力系统的飞速发展对电力系统的继电保护不断提出新的要求，近年来，电子技术及计算机通信技术的飞速发展为继电保护技术的发展注入了新的活力。如何正确应用继电保护技术来遏制电气故障，提高电力系统的运行效率及运行质量已成为迫切需要解决的技术问题。
1、继电保护发展现状
电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断地注入了新的活力，因此，继电保护技术得天独厚，在40余年的时间里完成了发展的4个历史阶段。
建国后，我国继电保护学科、继电保护设计、继电器制造工业和继电保护技术队伍从无到有。在大约10年的时间里走过了先进国家半个世纪走过的道路。上世纪50年代，我国工程技术人员创造性地吸收、消化、掌握了国外先进的继电保护设备性能和运行技术，建成了一支具有深厚继电保护理论造诣和丰富运行经验的继电保护技术队伍。对全国继电保护技术队伍的建立和成长起了指导作用。阿城继电器厂引进消化了当时国外先进的继电器制造技术，建立了我国自己的继电器制造业。因而在60年代中我国己建成了继电保护研究、设计、制造、运行和教学的完整体系。这是机电式继电保护繁荣的时代，为我国继电保护技术的发展奠定了坚实基础。
2、电力系统中继电保护的配置与应用
2.1继电保护装置的任务
继电保护主要利用电力系统中原件发生短路或异常情况时电气量(电流、电压、功率等)的变化来构成继电保护动作。继电保护装置的任务在于：在供电系统运行正常时，安全地。完整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；供电系统发生故障时，自动地、迅速地、并有选择地切除故障部分，保证非故障部分继续运行；当供电系统中出现异常运行工作状况时，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。
2.2继电保护装置的基本要求
1）选择性：当供电系统中发生故障时，继电保护除。首先断开距离故障点最近的断路器，以保证系统中其它非故障部分能继续正常运行。
2）灵敏性：保护装置灵敏与否一般用灵敏系数来衡量。在继电保护装置的保护范围内，不管短路点的位置如何、不论短路的性质怎样，保护装置均不应产生拒绝动作；但在保护区外发生故障时，又不应该产生错误动作。
3）速动性：是指保护装置应尽可能快地切除短路故障。缩短切除故障的时间以减轻短路电流对电气设备的损坏程度，加快系统电压的恢复，从而为电气设备的自启动创造了有利条件，同时还提高了发电机并列运行的稳定眭。
4）可靠性：保护装置如能满足可靠性的要求，反而会成为扩大事故或直接造成故障的根源。为确保保护装置动作的可靠性，必须确保保护装置的设计原理、整定训算、安装调试正确无误；同时要求组成保护装置的各元件的质量可靠、运行维护得当、系统简化有效，以提高保护的可靠性。
2.3保护装置的应用
继电保护装置广泛应用于工厂企业高压供电系统、变电站等，用于高压供电系统线路保护、主变保护、电容器保护等。高压供电系统分母线继电保护装置的应用，对于不并列运行的分段母线装设电流速断保护，但仅在断路器合闸的瞬间投入，合闸后自动解除。另外，还应装设过电流保护，对于负荷等级较低的配电所则可不装设保护。变电站继电保护装置的应用包括：
①线路保护：一般采用二段式或三段式电流保护，其中一段为电流速断保护，二段为限时电流速断保护，三段为过电流保护。
②母联保护：需同时装设限时电流速断保护和过电流保护。
③主变保护：主变保护包括主保护和后备保护，主保护一般为重瓦斯保护、差动保护，后备保护为复合电压过流保护、过负荷保护。
④电容器保护：对电容器的保护包括过流保护、零序电压保护、过压保护及失压保护。
随着继电保护技术的飞速发展，微机保护的装置逐渐投入使用，由于生产厂家的不同、开发时间的先后，微机保护呈现丰富多彩、各显神通的局面，但基本原理及要达到的目的基本一致。
3、继电保护装置的维护
值班人员定时对继电保护装置巡视和检查，并做好各仪表的运行记录。在继电保护运行过程中，发现异常现象时，应加强监视并向主管部门报告。建立岗位责任制，做到每个盘柜有值班人员负责。做到人人有岗、每岗有人。值班人员对保护装置的操作，一般只允许接通或断开压板，切换开关及卸装熔丝等工作，工作过程中应严格遵守电业安全工作规定。
做好继电保护装置的清扫工作。清扫工作必须由两人进行，防止误碰运行设备，注意与带电设备保持安全距离，避免人身触电和造成二次回路短路、接地事故。对微机保护的电流、电压采样值每周记录一次，每月对微机保护的打印机进行定期检查并打印。定期对继电保护装置检修及没备查评：
①检查二次设备各元件标志、名称是否齐全；
②检查转换开关、各种按钮、动作是否灵活无卡涉，动作灵活。接点接触有无足够压力和烧伤；
③检查控制室光字牌、红绿指示灯泡是否完好；
④检查各盘柜上表计、继电器及接线端子螺钉有无松动；
⑤检查电压互感器、电流互感器二次引线端子是否完好；
⑥配线是否整齐，固定卡子有无脱落；
⑦检查断路器的操作机构动作是否正常。
根据每年对继电保护装置的定期查评，按情节将设备分为三类：经过运行检验，技术状况良好无缺陷，能保证安全、经济运行的设备为一类设备；设备基本完好、个别零件虽有一般缺陷，但尚能安全运行，不危及人身、设备安全为二类设备。有重大缺陷的设备，危及安全运行，出力降低，“三漏”情况严重的设备为三类。如发现继电保护有缺陷必须及时处理，严禁其存在隐患运行。对有缺陷经处理好的继电保护装置建立设备缺陷台帐，有利于今后对其检修工作。
随着电力系统的告诉发展和计算机通信技术的进步，继电保护技术的发展向计算机化、网络化、—体化、智能化方向发展，这对继电保护工作者提出了新的挑战。只有对继电保护装置进行定期检查和维护，按时巡检其运行状况，及时发现故障并做好处理，保证系统无故障设备正常运行，提高供电可靠性。
参考文献
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]电力系统；继电保护；自动化策略
在我国，电力工业不仅是国家的基础支柱产业之一，而且它的运营情况，将会直接关系着我国人民的用电水平。而电力企业要想有进一步的发展，就不可能离开继电的保护技术，而随着科技的进步，以及用户量的增加，当前的形势下，继电的保护系统正在不断的向自动化以及智能化的方向发展，为了跟上时代的步伐，所以一定要把这方面的技术进行研究并推广。
一、继电保护和继电保护的自动化理念
电力系统实际上是一个技术性和专业性都非常强的整体概念，在基本的理论上有很深的基础知识，而且在实际的使用上又涉及到了很高的技术性，而且在现实生活中，如果有操作不当的情况，其还会危及到人员的人身安全，所以在这方面，一定要有非常专业的保护装置，在日常管理上也要有专业的技术人员，只有这样，电力系统才可以安全稳定的运行，进而保证人们的日常用电情况。在通常的情况下，机电的保护装置在使用中，它的最基本的功能就是一但电力系统在某些位置或者是其部件出现了故障，或者是有运行不稳定的问题，机电的保护装置就会进行一些有效的保护动作，例如是跳闸，或者是发出警告等，这些自动化方法的使用，可以进一步防止电力系统的继续恶化，以此来提高整个电力的水平和质量。
继电保护技术是继电保护系统中，确保电力系统能够健康运行的一个必要因素，所以对其的建立一定要从思想层面重视起来。在继电系统中，它的保护作用主要表现在电力系统在正常工作中，如果发生了一些运行故障，它就会发挥其在这个系统中的保护作用。继电的保护装置，在工作的时候，它的反应速度是非常快的，所以其处理问题的效率表现的也非常好，简而言之，如果系统发生故障，或者其相关的设备以及零部件，这个继电保护系统都会从整个电力系统中，对其进行根本性的切除保护工作，这样不仅可以保证一些电路的正常工作，而且其还可以确保这些故障不会升级，从而产生更大的故障发生。
二、电力系统的继电保护在自动化方向发展的策略
针对电力系统中的继电保护的自动化而言，它的发展不是一帆风顺的，其在发展中经过一系列的反战事件，在二十世纪的六十年代，我国才开始对继电的保护模式进行研究，在经过几代人数十年的积极发展后，才开始进行继电保护技术在高科技方面的探究和发展，而这些技术的发展，肯定是离不开计算机技术的，因为计算机技术现在已经成为了一个非常基础而有效的技术，所以其在很多领域都得到了大力的推广和发展。在上个世纪的九十年代，我国的继电保护技术，才开始进入全面的微机保护时代，也就是通常所说的自动化时代。电力系统在继电保护的发展中，其自动化的主要内容表现在了以下几个方面。
2.1使用微机技术进行继电的保护工作
微机保护技术，通常也就是所说的计算机保护技术，这个技术在继电的保护领域中有着无可替代的作用。微机技术其自身所具备的优点在现在这个阶段，已经被大量的使用在电力系统的保护当中，这种技术的相互结合，本身就非常具有挑战意义。微机保护的技术，在使用中其拥有非常好的数学运算能力，而且逻辑思维和逻辑处理能力也是屈指可数的，所以在应用到电力系统的继电保护装置中，其这些优点都得到了最大化的发挥。在实际的工作运行中，微机会时时刻刻的对机电日常的运行的方式，还有它的工作状态进行严密的监察，通过微机在检测方面的精准特点，以及其在处理功能方面的高效特点，就足可以提高电力系统工作运行中的速度和效率，而且它的继电保护性能也会有显著的提高，这样在整体的运行和保护上，都有个非常高效的表现，给继电保护的智能化发展开启了一个很好的开端。图1就是微机的继电保护工作图。
图1微机继电保护工作图图2继电保护系统监控过程示意图
2.2在继电保护自动化中客户机的实际作用
对继电保护中的客户机而言，这些客户机通常情况下都设置在当地的变电站，因为在实际应用中，它不仅可以在多方面进行功能的运转，而且在其控制的效果还是非常好的，所以近些年收到了广泛的推广。其具体的作用主要有以下几点。①客户机可以通过对发生故障的录波器接口的管理和保护，从而来对一些信息采集和收集的分析工作，在所有的信息当中，可以包括不同的用电厂家，还有它们的保护装置和故障录波器的一些信息等。平常客户机在工作的时候，必须要对电力系统的运行情况，进行非常详细的检查和检测工作，而且这种设备使用，可以及时得到电力系统在保护的过程中，所发生的一系列问题，同时还能制作出相关问题的报告和这些线路故障的报告等。与此同时，这个技术的应用，还可以确保在电力系统发生一些故障的时候，或者是出现了一些问题的情况时，对这些信号进行接收保护工作，还有对产生故障的录波器进行报告的生成工作。②客户机在运行的过程中，还可以使用管理监控系统的主站接口，以此可以对值班的技术管理工作人员进行监管，看其在当时的工作状态是否符合标准，如果发现有一些松懈的问题，客户机就可以相应的发出一些警告信号，以这种方式来惊醒工作人员，让其继续的坚守在岗位上，同时还可以保持良好的工作状态，以提高当班人员的警惕性。③客户机在使用中，还可以充分的对远动主站的接口进行管理，因为电力系统在运行的时候，难免会出现一些异常的问题，所以客户机就可以把这个系统中的装置，还有零部件，以及一些其他的信息及时的进行上传，在调度的管理端口上就会呈现，这个工作过程，都是远动主站作为中间的介质来完成的，在这个方面也可以看出，网络的连接以及其调度作用对电力系统的继电保护在自动化方面的应用是非常重要的，所以在这方面一定要控制好，保证好。系统的监控图如图2所示。
总结
继电保护装置的自动化系统不是一朝一夕就可以完全发展起来的，相关的技术人员以及电力公司的研究人员，只有更加的用心来探讨和进行深入的研究，才可以把我国电力系统在继电保护方面所出现的问题，及时的解决掉，并且把现有的自动化技术进行逐步的完善和健全，这样电力系统就可以安全，快速，稳定的发展起来，从而为我国的经济发展，还有社会的进步做出更大的贡献。
参考文献
[1]王喜香，李吉春.浅议电力继电保护的故障及维修技术[J].黑龙江科技信息，2010（35）.
关键词：电网安全运行措施
近年来，随着城乡电网的改造，电网技术装备水平不断提高，电网调度的现代化程度越来越高，这对电网的安全稳定运行起到了极大的促进作用。保证电网安全运行的三个条件是：合理的电网网架结构；可靠的继电保护；高素质的调度人员。在现有电网的结构下，加强调度管理，特别是加强继电保护和运行方式的运行管理，并实时安全告警是保证电网安全运行的关键。
一、加强继电保护的运行管理
继电保护既是电网运行的安全屏障，同时又可能是电网事故扩大的根源。搞好继电保护装置的运行管理，使继电保护装置处于良好的运行状态，才能确保其正确动作。
运行管理的关键是坚持做到“三个管好”和“三个检查”
（一）“三个管好”
1.管好控制保护设备：控制保护设备不同单元用明显标志分开，控制保护屏前后有标示牌和编号，端子排、信号刀闸有双编号，继电器有双编号且出口继电器标注清楚。便于运行中检查。
2.管好直流系统及各个分支保险：定期检查直流系统及储能元件工作状态，所有保险制订双编号，定期核对保险编号及定值表，检查保险后的直流电压。
3.管好压板：编制压板投切表或压板图，每班检查核对，做好投切记录，站（所）长抽查，压板的投切操作写入操作票。同时在保护校验后或因异常情况保护退出后需重新投入前，应测量压板两端是否有电压，以防止投入压板时保护误动。
（二）“三个检查”
1.送电后的检查：送电后除检查电流表有指示，断路器确已合上外，还需检查保护、位置灯为红灯，正常送电瞬时动作的信号延时复归。
2.停电后的检查：除判明断路器断开的项目外，还需要检查位置灯为绿灯，正常停电瞬时动作的信号延时复归。
3.事故跳闸后的检查：除检查断路器的状态、性能外，还需要检查保护动作的信号、信号继电器的掉牌情况、出口继电器的接点、保险是否完好，必要时检查辅助接点的切断情况。
二、加强运行方式的管理
加强电网运行方式的管理应做好四项主要工作：
（一）把运行方式管理制度化，从制度上规范电网运行方式的管理工作，年运行方式的编制应依据上一年电网运行中存在的问题，进行防范，即将反事故措施落实到运行方式中。
（二）技术上加强电网运行方式分析的深度，在运行方式的分析计算上，对于母线和同杆并架双回路故障下的稳定性必须进行校核计算分析；对重要输电断面同时失去2条线路，或联络线跳闸导致电网解例也应进行分析。
（三）对最不利的运行方式，有组织、有重点、有针对性地开展事故预想和反事故演习，细化防范措施，防止电网事故于未然。
（四）使用计算机软件建立健全数据库系统，提高运行方式的现代化管理水平。
三、实时安全告警系统的应用
随着城、农网改造的结束，大部分地区、县级电网所辖变电站基本实现无人值班或少人职守，电网的运行管理变成操作队加集控中心方式，计算机实时监控系统是电网管理的重要手段，在实际运行管理中，由于人的精力有限，不可能一直监视所有的电网设备，在事故情况下处理的事件很多，往往手忙脚乱，所以建立和完善实时监控系统的安全预警、在线提供实时操作预案功能，将不安全和灾变问题解决在孕育阶段，对电网的安全运行管理有着指导性的重要作用。
（一）安全告警的分类
1.预告信号分为以下几类：
（1）装置故障预警信号包括：保护装置、故障录波装置、测控装置、无功控制装置、小电流接地选线装置、直流屏、消弧线圈、智能电度表等智能装置（IDE）装置本体发的故障信号、通讯中断信号等。（2）保护信号预警：保护装置发的预告信号。（3）电压稳定预警：母线线、相电压越限，直流屏控制母线电压、合闸母线电压、交流电源越限及失压信号。（4）其它预警：瓦斯信号、主变温度信号，自动化通道检测信号。
2.事故告警信号主要分为以下几类：
（1）重要装置故障告警：保护装置、故障录波装置、测控装置、直流屏装置等重要装置故障告警信号。（2）保护动作告警：事故情况下保护动作告警。（3）电压稳定告警：电压严重长时间失稳告警。（4）其它告警：主变温度长时间严重过高、长时间低周、综合分析会引起电网失稳的告警。
（二）系统硬件结构
实时安全告警系统是建立在现有的SCADA/EMS系统量测系统的基础上，以实时数据库中大量的量测数据为主要依据，通过安全告警子系统，快速识别和过滤错误数据和信息，提高实时信息的可靠性，建立符合电网真实运行的实时模型，同时与实时系统协调运行。
（三）技术实现
在SCADA/EMS系统的基础上，增加安全告警功能模块：
1.利用SCADA/EMS系统大量的量测数据，筛选重要信息，过滤错误信息，建立实时模型。
2.进行信号安全识别，分类显示预告和事故信号。
3.对量测数据和大量的预告信号进行“会诊”，实现综合预警，在线生成安全控制方案。
四、杜绝误调度、误操作事故
调度人员在下令改变电网运行方式、指挥停送电操作和处理事故过程中，防止误调度、误操作事故的发生是调度人员的主要工作和重要责任。并应从以下几方面采取措施。
（一）提高调度人员的安全意识，增强责任心
坚持定期安全活动，学习误调度、误操作事故通报，真正吸取教训的目的。
（二）严格执行规章制度，杜绝习惯性违章
误调度、误操作事故都是因为执行规章制度不严格、不认真造成的，因此，在工作中必须养成自觉认真执行规程制度的习惯，克服习惯性违章。
（三）加强技术培训，提高调度人员的业务素质
随着新技术、新设备的不断应用，电网的现代化水平越来越高，对调度人员的业务素质也提出了更高的要求。因此，要求调度人员不断学习新技术、新知识，提高业务技能，以胜任本职工作。培训工作应以实用为目标，突出技能训练和注重岗位练兵。
关键词：继电保护；运行；可靠性
中图分类号：F406文献标识码：A文章编号：
0引言
电力规程规定：任何电力设备（线路、母线、变压器等）都不允许在无继电保护的状态下运行。因此，如何提高继电保护运行的可靠性，保证继电保护的正确性，显得尤为重要。
1继电保护装置的定义及继电保护的作用
1.1继电保护装置的定义
继电保护装置是指反映电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。
1.2继电保护的作用
1.2.1快速切除故障
当电力系统发生故障或被保护设备发生故障时，自动、迅速、有选择地将故障元件（设备）从电力系统中切除，使非故障部分继续正常运行，并使故障设备不再继续遭到损坏，以减小损失，满足电力系统的稳定性要求。
1.2.2对异常情况进行告警提示
当电力系统发生异常运行或被保护的元器件发生异常时，保护能根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同发出相应的告警信号，以便运行人员进行处理，或由装置自动进行调整。
1.2.3对所保护设备的运行状况进行监控
继电保护除了基本的保护功能外，还应具有更高的数据处理能力，可通过装置采样板对运行的电流、电压、相角及状态等参数进行采样、监控，并可远程传输至后台，从而实现正确判断所保护设备的运行状况。
1.2.4能够进行装置的工作与备用间的快速切换
继电保护装置在完成继电保护功能的同时，还可实现保护、控制、测量、数据通信等方面的综合自动化。正常运行中，当工作电源突然中断时，可以通过继电保护装置和自动装置迅速将备用电源投入，以保证系统及设备的安全稳定运行。
2继电保护的基本原理和基本要求
2.1继电保护的基本原理
电力系统从正常运行到出现故障或异常时，它的电气量（电流、电压的大小和它们之间的相位角等）会发生显著变化，继电保护就是利用电气量的突变来鉴别系统有无发生故障或不正常运行状态，根据电气量的变化测量值与系统正常时的电气参数的对比检测故障类型和故障范围，以便有选择地切除故障。
2.2继电保护的基本要求
（1）继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的基本要求。（2）在实际选用中，满足基本要求后还必须考虑经济性，在能实现电力系统安全运行的前提下，尽量采用投资少、维护费用
低的保护装置。
3提高继电保护运行的可靠性
3.1做好继电保护装置的验收工作
3.1.1新安装的继电保护装置
对于新安装的继电保护装置在安装结束后，应认真检查回路接线及绝缘测试，合格后上电进行单体调试。调试后应先进行严格的带回路自检，并且专业负责人要牵头组织整组传动的三级验收工作（三级包含检修、运行及安监部门），合格并确认后才能进行试运行。同时，运行后还要用一次电流及工作电压检验，且要做带负荷试验测量六角图。
3.1.2检修后的继电保护装置
对于检修后的继电保护装置，工作负责人应该进行严格自检，并且专业负责人要对保护进行整组传动的验收工作，合格并确认后方可恢复安措。
3.1.3保护定值或二次回路变更
（1）对于保护装置进行整定值变更时，应严格按最新定值通知单执行，在校验合格且有第二人核对后，方可投入运行。（2）对于二次回路变更时，应严格按照设备异动申请报告执行，现场应按经审批后的图纸进行，应将无用的接线隔离清除，防止误拆或产生寄生回路，影响继电保护的正确运行.（3）变更后及时做好设备竣工报告，并在更改簿上记录变动的内容、时间、更改负责人、运行班长签名等。
3.1.4保护的所属主设备改造
对保护的所属主设备改造后，要在电流互感器的根部进行通流采样核对，尤其是差动保护还要确定差动方向，最后进行试运行或带负荷试验。
3.2做好继电保护装置的巡查工作
3.2.1运行人员的巡查
（1）在接班前应对所属设备进行一次全面的检查。（2）运行中途每2h安排一次较全面的详细检查。（3）对继电保护装置巡视检查的内容有：保护运行灯闪烁及信号灯显示正常；开关、压板位置正确；无发热现象及焦臭味存在；对于微机保护有报告异常时，及时通知检修人员处理。
3.2.2检修人员的巡查
（1）每天必须对继电保护装置进行认真全面的巡查。（2）运行
人员除了检查表面状态外，必须对主设备保护装置的采样、历史故障信号进行认真核对查看；还必须定期核查保护定值、保护装置时间及软件版本号等，以确保继电保护装置健康运行。（3）严格执行继电保护各项规定及措施，防止继电保护的“三误”事故发生。
3.3做好继电保护的运行工作
（1）新设备投运前，运行人员要熟悉保护原理及二次图纸，应该根据图纸核对、熟悉现场二次回路端子、继电器及压板。（2）严格
按照“两票”的执行情况及继电保护运行规程操作。为保证保护投退准确，在运行规程中编入各套保护的名称、压板、保护所跳开关及压板使用说明，从而避免运行操作出差错。（3）发现继电保护运行中有异常或存在缺陷时，除了加强监视外，对能引起误动的保护按保护管理制度执行（请示总工后将其退出出口压板，然后联系检修人员处理）。
3.4做好继电保护的定期维护及试验工作
（1）平时做到认真维护，一旦发现缺陷要及时清除。（2）为避免
运行人员在投退压板上误操作，应将跳闸压板和功能压板区用彩色纸标签区分开。（3）严格按保护装置的检修周期进行校验，在校验保护定值时要按最新定值单执行，并进行带回路及开关试验，确保保护的正确性。（4）保护进行传动试验时，应通知运行人员和有关人员，并由工作负责人或由其指派专人到现场监视，方可进行。
3.5做好保护动作后的分析工作
（1）一旦发生保护动作，开关跳闸后，严禁立即将信号复归，而应检查动作情况并判明原因，做好记录。（2）在保护动作后应根据保护动作情况结合录波数据及当时运行状况进行全面分析，以判断保护动作的正确性。（3）凡属不正确动作的保护装置，应及时组织现场检查和分析处理，找出原因，提出防范措施，避免发生重复性事故。
3.6做好保护装置的技术改造工作
3.6.1加强直流电源的管理
（1）要提高二次绝缘水平，防止发生绝缘降低或直流接地现象，造成保护的拒动或误动。（2）对二次回路的直流电源进行整改，使控制、保护回路逐步分开，并且有两路电源，做到一用一备。这样既便于直流接地的查找与处理，又可避免直流接地时引起的保护误动或拒动。
3.6.2加强二次回路的管理
（1）对现场二次回路小线，保护压板及继电器的接线标号、电缆标示牌应做到准确、美观、清楚。（2）应定期对二次回路进行全面
检查，严防寄生二次线的存在，杜绝回路错误或寄生回路引起的保
护误动作。（3）交直流回路都是独立系统，为避免相互干扰，在二次回路中交直流不能共用一根电缆。（4）二次回路图必须符合现场实际情况，并应根据异动情况不断的加以完善。
3.6.3及时对保护装置进行换型
（1）对缺陷多、超期运行且保护功能不满足电网要求的保护装置，要及时换型。（2）及时换型可以避免造成不必要的误动或拒动，提高继电保护运行的可靠性，从而达到提升系统稳定性的作用。（3）换型时首先应考虑满足可靠性、选择性、灵敏性及快速性要求；其次考虑运行维护、调试方便，且便于统一管理。
4结语
我们只有做好继电保护装置的定期维护及试验，按时巡查其运行状况，发现缺陷及时处理，并做好继电保护的管理工作，才能全面提高继电保护的运行可靠性；才能在发生故障时将故障点从故障系统中切除；才能保证无故障设备迅速恢复正常运行；才能有效减少经济损失、提高经济效益，从根本上实现继电保护。就以国内外继电保护技术发展的趋势为：计算机化，网络化，保护、控制、测量、数据通信一体化和人工智能化，这对继电保护工作者提出了艰巨的任务，也开辟了活动的广阔天地。
［参考文献］
［1］GB/T14285—2006继电保护和安全自动装置技术规程［S］
［2］国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问答［M］.北京：中国电力出版社，2000
【关键词】电压开关柜，继电保护，误动作率
中图分类号：TM591文献标识码：A
一、前言
随着当今社会的不断发展和人民生活水平的不断提高，生产和生活中对电力的要求也日益渐高。因此，积极采用科学的方法，不断降低电压开关柜继电保护误动作率就成为当前完善电力系统中一项十分紧迫的问题。
二、继电保护的意义
一是，继电保护可以保证电力系统的正常运转。因为当电力系统中的电气设备发生短路故障时，能自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其它无故障部分迅速恢复正常运行。二是，继电保护在排除故障的同时，也对社会生活秩序的正常化，经济生产的正常化贡献很大，不仅确保社会生活和经济的正常运转，还从一定程度上保证了社会的稳定，人们生命财产的安全。当电力系统中的电气设备出现不正常运行状态时，并根据运行维护的条件(例如有无经常值班人员)，动作于发出信号、减负荷或跳闸。此时一般不要求保护迅速动作，而是根据当时电力系统和元件的危害度规定一定的延时，以免误动作。
三、电压开关柜继电保护工作中存在的问题
1、操作回路切换引起的直流回路寄生
组合电器式开关由于远近控操作回路切换引起的直流回路寄生。某新建变电所竣工验收工作时，在对110kV组合电器设备电源回路检查时发现，当对开关作就地及远方切换回路时两组电源存在寄生回路。此回路导致开关就地操作电源与保护屏操作箱电源之间存在电联系。根据规程：每组断路器的直流电原仅且只能由一组熔断器供电。
2、绝缘监察装置误报接地告警信号
由于闪光回路的原因引起两路直流系统寄生，从而使绝缘监察装置误报接地告警信号。某220kV变电所进行了主变保护双重化换型工作，在换型之后该220kV变电所直流系统未进行双重化。换型工作时，保护装置按两套直流系统接入但是对于闪光回路三侧操作箱回路只能用一套。随后不久，该变电站进行了直流系统双重化改造。在一年内的定期检验工作中，传动主变跳三侧的保护时。每当开关位置与操作把手位置不对应时，直流绝缘监察装置就会发接地报警信号。当220kV侧开关与110kV侧开关发生不对应时，两套直流系统通过闪光回路连接。此类直流系统特点为：当两套直流系统一旦有连接点，相应的绝缘监察装置就会报接地信号。后来经过与直流班共同核实证实，此次直流双重化改造时第二套直流系统未引入闪光母线。经过保护人员与直流班人员共同努力加装了第二套直流系统闪光母线，后来再次传动开关问题得以解决。加装后接线如图中虚线所示：
3、共用切换回路造成直流的回路寄生
因电压切换回路切换母线电源与电度切换电源回路共用切换回路，造成直流回路寄生。有些变电所内存在电压切换回路专用母线，此切换母线专用于对电度表的切换。但是保护装置的电压也需要切换，而且这两个回路共用一组刀闸辅助接点。这种回路会造成控制电源与切换母线之间存在寄生回路。而且电度表的切换继电器为110V继电器，而保护装置的切换箱大多采用220V电源在此情况下会多次发生烧毁电度表切换继电器的事件。另外当发生直流接地时，当断开保险时接地减弱但不会完全消失，此类情况多发生在设备换型老站改造过程中。因为电度回路受重视程度不够且本身不属于保护人员维护范围，所以容易忽视。但问题还是存在而且还很严重。
4、造成开关跳闸
由于开关操作回路中交直流回路共同布线，当交流回路发生烧毁时造成开关跳闸的原因分析。某变电所220kV开关机构箱内，采用交流电源作为开关操作打压电源。而保护操作电源回路为直流回路，这两个回路本身并未使用同一根电缆而且也无电联系。按常理说符合我们的要求，但是交直流回路在机构箱内厂家出厂配线为捆扎在一起。在室外，由于冬冷夏热，再加之交流电缆长期通过大电流电缆芯线的防护层受损严重。在某年冬季由于机构箱内加热电源小时一段时间后，又发生打压接触器线圈烧毁，相应的交流熔断器未能及时熔断，造成交流线烧化从而引起捆扎在一起的直流跳闸回路线烧毁，最终导致开关跳闸。
四、降低电压开关柜继电保护误动作率的措施
1、加强对继电保护及安全自动装置的运行管理
电力系统继电保护是一个有机整体，继电保护专业应实行统一领导，分级管理。继电保护工作专业技术性很强，一根线一个接点的问题可能造成重大事故，所以继电保护机构必须配备事业心强，工作认真细致，努力钻研技术，具有较高理论知识的专业技术人员。各级继电保护部门必须建立岗位责任制，使每项职责落实到个人。各单位领导要重视继电保护工作，充实配备技术力量，调动继电保护工作人员的各级性，保持继电保护队伍的稳定。
2、防止人员直接过失造成继电保护事故
（一）、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。
（二）、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。
（三）、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。
（四）、防止误接线
施工前要组织施工人员学习原理接线图、展开图和端子接线图，如系改建工程，还应学习原有图纸，并与现场接线核对。改变二次回路接线，一定要有经审核批准的施工图（或异动申请单），并严格按图施工，拆动接线时要先与原有图纸核对，改接线后要与新图纸核对，更改后一定要做模拟试验。
五、结束语
从实践出发对当前电压开关柜继电保护中所遇到的问题以及措施等相关知识，进行了粗略的分析和研究。综上分析，降低电压开关柜继电保护误动作率的主要任务是运用科学的方法，完善继电保护工作。
参考文献
[1]李轶群；电力系统稳定控制装置的工程化研究[D]；华北电力大学（北京）；2003
关键词：故障录波；高频保护；距离保护；零序保护
中图分类号：TM7文献标识码：A
近年来，随着微机技术的发展，微机故障录波器已经成为发电厂、变电站及大型工矿企业的一种分析电网故障不可缺少的工具。故障录波器是电力系统发生故障时能自动记录的一种装置，正常情况下不启动或只进行系统数据采集，发生故障或振荡时启动进行录波。故障录波器一般可以记录故障前几百毫秒，故障后几千毫秒时间段内的电压、电流、功率变化及继电保护动作情况，从而为分析事故提供科学依据。故障录波器还可以起到以下作用：a.分析事故原因，制订反事故措施；b.为查找故障点提供依据；c.积累运行经验，提高运行水平等。然而，一些安装有录波器的变电站，对故障录波装置的利用效果，并不能令人满意。究其原因大致为：a早期的录波功能不理想，不方便使用，不利于进行事故分析；b管理与运行人员对故障录波器的功能作用了解不够，未能认识到录波器在进行事故分析、查找故障等场合下的作用，对其不够重视；C对变电站运用的保护装置了解不足，对保护装置判别不同的故障类型所采用的判据模型，还不是很清楚。为此，文中通过一条线路的事故分析，介绍如何利用故障录波数据，进行详细地剖析，借以阐述故障录波数据与事故分析处理之间的关系，供变电站管理与运行人员参考。
1相关继电保护技术
1.1微机故障录波装置工作原理
目前微机故障录波装置大多是采用工控机为核心，配置智能化前置机系统，完成模拟量的采集及时钟显示，配置开关量输入、输出处理电路，完成与外界的接口。前置机CPU采用单片机（或DSP模块），对多路模拟量完成采样后，向主机发送中断信号，由主机读取采样数据。正常运行时，录波屏不断对模拟量进行采集，对开关量进行扫描，同时主机通过对采集的数据处理分析，判断是否起动：触发条件满足时，启动录波，然后将录波数据存入磁盘，再进行分析计算，打印输出录波报告。
1.2线路高频闭锁方向保护原理
高频闭锁方向保护是根据比较输电线路两侧短路功率方向的原理而构成的。短路功率的正方向规定为由母线流向线路，负方向为由线路流向母线。当被保护线路发生内部故障时，两侧的短路功率均为正方向，两侧保护装置中的收发信机都不发闭锁信号，当然也收不到闭锁信号，保护就动作，使两侧断路器跳闸。当线路外部发生故障时，本线路距故障点近的一侧短路功率方向为负，该侧保护起动，收发信机发出闭锁信号，这个闭锁信号被本线路两侧的保护所接收，把两侧的保护都闭锁起来，不能跳闸。由于这种保护装置是以高频通道经常无电流，而当保护区外发生故障时，由短路功率方向为负的一侧发出高频信号，去闭锁本侧和对侧的保护，因此叫做高频闭锁方向保护。
2案例分析
2.1故障录波图形及故障过程分析
2008年2月15日，某局220kV线路发生B相单相接地故障。该条线路两个保护屏分别运行了许继电气股份有限公司的WXH一801/802数字式微机线路保护装置，该保护主要具有纵联高频方向保护、三段式相间距离及接地距离保护、六段式零序电流保护、故障录波以及重合闸功能。
2.1.1微机故障录波分析报告
a.故障分析报告（微机保护）
故障时刻：2008-02-1515：35：58.209
距离启动时间/ms：5
零序启动时间/ms：5
纵联启动时间/ms：5
纵联保护收讯时间/ms：8
纵联保护停讯时l～/ms：145
零序Ⅱ段出口时间/ms：561，BN实测Io=8.490A，定值=6.500A
其他保护三跳停讯时间/ms：568
测距：实测（Q）X=0.200，R=6.570，距离（km）=4.450（此处为二次阻抗值）
b.故障波形报告
该保护装置的故障录波模块的电流波形比较形象、准确，而电压波形相对不能正确反映当时的故障情形，仍有待改善。本线路保护装置中各种保护的录波波形见图1～4。
c.疑点
从微机保护故障录波报告中可以看到，此次故障属于B相单相接地故障，且发生在线路本段内，与平时相比该次故障具有以下疑点：①高频保护没有及时切除故障；②零序Ⅱ段出口后，线路上的重合闸没有进行任何动作；③Ⅰ段距离接地保护没有动作。
2.2高频方向动作分析
查阅WXH-801/802数字式微机线路保护装置和SF600集成电路收发信机技术说明书，得到如下结论：正常情况下，系统全相运行时，当发生区内故障，两端的该线路保护，启动元件启动，通知收发信机开始起信（即本侧向对侧发信），且如中间不被停信，将一直持续10S，在保护起动后，本侧功率方向元件开始进入故障处理程序判别短路功率方向。当方向为正时，保护装置作用于收发信机停讯，在保护启动的同时判断收信时间，持续收信5ms后就准备接收对侧的高频信号。如果本侧判为正向后，在持续5～8ms没有收到对侧任何高频信号，则保护装置认为故障发生在区内，应经选相后出口跳闸；相反，若在本侧收发信机停讯后5～8ms内，又收到了对侧的高频闭锁信号，保护装置则认为故障发生在区外，应闭锁出口。另外，收发信机的收信回路在装置发信时只收本侧信号不接收对侧信号，仅当本侧停讯时才收对侧信号。如图5所示。
从本侧故障录波图1和保护报告可以得出，在线路本侧的高频保护在故障发生5ms后保护启动，因故障点可能处于功率方向临界点，直至150ms后保护才判为正向，作用于收发信机停讯，且准备接收对侧高频信号，保护装置准备出口跳闸。对侧是在故障发生后，571.6ms开始停讯，因此在停讯之前一直处于发信状态。对于本侧高频保护而言，在本侧停信后的5～8ms内，收到了对侧的高频信号，装置误认为是区外故障，所以闭锁了高频保护出口，最后只能由后备零序保护在561ms时出口。
对于对侧高频保护没有及时动作的原因，分析认为：由于两侧本高频保护的方向元件都设有正、反2个方向元件（为了防止因功率倒向引起误动），正方向元件正序电流定值可以整定，反方向元件不能整定，灵敏度比正方向元件灵敏（电流门槛取正方向的0.75倍，动作角范围为正方向的1.25倍），任一反方向元件动作闭锁所有的正方向元件。由图4可以看出，对侧在其起信后可能由于当时保护装置的功率方向元件处于临界状态；由于原来保护装置的负序元件是在起信时立即投入，当发生了近距离的故障，而出现功率临界状态时，高频零序反方向元件有可能动作而闭锁了所有正方向元件，从而对侧的收发信机也就一直处于发信状态，直到602.4ms时，方向元件判断短路功率方向为正向，因此装置作用于收发信机停讯。又由于此时本侧已经跳闸出口，经TWJ（跳闸位置继电器）停止向对侧发信，所以对侧保护装置经停讯延时5～8ms后，纵联零序保护选择了B相跳闸。220kV旗山变也发生过类似上述高频保护拒动故障。经厂家分析后，升级了保护装置软件，将负序元件投入时间改为起信后50ms，以避免上述功率临界点的情况，升级后至今没有发生类似情形。
2.3零序Ⅱ段动作分析
由于高频保护失效，WBH-802数字式微机线路保护装置在故障发生后的561ms时，实测BN（B相接地短路），零序电流I0=8.49A，而后备保护零序Ⅱ段定值为6.500A，因此满足了零序Ⅱ段出口的条件，线路的B相断路器应该可以跳闸。通常，当系统发生了单相接地故障时，应是跳单相后，单相重合闸一次，若重合到永久性故障时，跳开三相并再进行自动重合，但从上述录波波形可以看出，自动重合闸装置根本没有动作过。为此，查看了这条线路的继电保护相应整定值，发现此条线路的零序Ⅱ段整定为：I0dz=6.5A，三相永跳（永跳与三跳相比，多了闭锁自动重合装置功能），因此一旦本线路的零序Ⅱ段出口后，跳三相且闭锁本侧的线路的自动重合闸，分析结果和微机保护提供的录波波形十分吻合，这一部分保护装置是正常动作。
2.4距离保护动作分析
在本保护装置中，距离保护作为高频保护的后备保护，在高频没有出口跳闸的情况下，线路的速断保护之一的接地距离I段保护，理应能够迅速出口跳闸，然而在本次故障中，距离保护只是启动，却没有出口。根据保护装置测得的距离参数：实测X=0.200，R=6.570（单位为Q），而保护装置的接地距离保护的I段的整定值为：R1=6.55，X1=1.52（单位为Q）。通过计算可以得出：{（R12+X12）=（6.552+1.522）}>{（R2+X2）=（6.572+0.2002）}，即测得阻抗的幅值小于接地距离保护I段的整定值，如果接地距离保护是采用全阻抗继电器模型作为保护出口判据的话，接地距离保护I段应该出口。查阅该保护装置技术说明书可知：接地综合阻抗元件采用具有多边形特性的阻抗继电器模型，相间综合阻抗元件则采用具有全阻抗的阻抗继电器模型，因此在遇到不同类型距离故障时应该采用与之对应的阻抗继电器模型来分析事故。从图6可以看出，R=6.57Ω的折线，没有落在多边形内（即阴影区内，且多边形内为动作区），因此保护没有达到出口跳闸的条件。综上所述，本次故障的接地距离保护没有出口理所当然，保护装置工作正常。
结语
故障录波装置已为电网的运行管理带来明显的效益。利用线路两侧或相邻设备的故障录波数据来分析事故原因，具有一定的实用价值，因此，在条件允许时，应该考虑将本区域电网的故障录波装置进行联网，这样在具体分析事故时可以结合对侧或相邻元件的采样数据，更加方便、准确地查找出事故原因。另外，为了更好、更可靠、更真实地反映不同的故障类型，往往会利用这些故障类型各自特征量去分析、处理故障数据，因此可能在同一保护中，经常会利用相同原理的不同判据（或继电器模型）来分析不同故障（如：接地距离和相间距离采用不同的继电器模型）。在利用保护装置的技术说明书时，应该理清该装置针对不同故障类型所采用的不同原理模型，分别用对应的原理去判别不同的故障类型。另外，在分析故障的过程中遇到难点时，参考该保护装置总原理图，可以从整体上考虑问题。
参考文献
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[2]全国电力工人技术教育供电委员会.变电运行岗位技能培训教材（220kV）[M].北京：中国电力出版社.2000.
[3]贺家李，宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京：中国电力出版社.2000.
