摘要：随着经济的发展和物质生活水平的提高，高稳定已成为电力工业的共同目标。因此，作为电力系统安全稳定运行的重要保证，变电站设备的维护变得越来越重要，特别是作为电力系统可靠运行第一道防线的变电站继电保护设备的维护，其维护质量将直接影响到电力系统的安全稳定运行直接影响供电质量。近年来，随着变电站设备规模的扩大和设备水平的提高，特别是微机保护的深入应用，变电站继电保护的常规维护方式暴露出许多弊端，已不能满足电力系统的发展需要。因此，有必要改变传统的变电站继电保护维护方式，实现基于实时在线的状态维护模式，以保证电力系统的安全稳定运行。目前，我国对变电站继电保护状态检修工作进行了深入的探索，取得了一定的成果，但还没有达到完善和成熟的阶段，需要进一步的研究，这对电力系统的持续稳定运行具有重要意义。
关键词：智能变电站；继电保护；状态检修；策略研究
1智能变电站继电保护系统故障异常分析
1.1光纤通信通道
对于光纤通信通道结构来说,其故障受两部分影响:(1)光纤;(2)光收/发模块。
1.1.1光纤
光纤的衰减是时变的，即运行时间越长，其老化越严重，光纤的衰减将继续增大，这将影响数据的正确传输。如果衰减过大，会降低信号接收的光功率，使数据通信无法进行，使误码率上升，对继电保护装置的正常运行产生很大影响。
1.1.2光收/发模块
光模块的ESD操作是光收发模块最突出的故障。所谓的静电放电操作就是静电放电。由于地上的瞬时电流，热量会释放出来，设备会损坏。造成这种故障的原因有三个：（1）干燥的环境；（2）非法操作，如带电操作；（3）有源光纤设备没有接地。
1.2合并单元
合并单元的故障主要有几个方面:
（1）额定延迟漂移。所谓额定延时是一种时差，主要包括两个方面：（1）电子变压器产生的延时；（2）合并单元本身产生的延时。
(1)采样值序号错误。在工作正常情况下,SV报文的序号是由零开始的,开始向50N-1进行增加,之后再向零进行恢复,所有相邻两帧的SV报文序号是不间断的。然而在工作中,由于其它因素的影响,使得前后采样值的序号发生错位、间断的现象。
(2)丢失的帧。在合并单元的工作中，由于帧丢失，使得数据信息不完整，影响二次智能设备的性能，如保护动作的延时等。如果没有得到有效处理，保护将被拒绝。SV报文的帧丢失率可用于单位时间（一般为10min）的评估。
(3)A/D采样值不一致。在智能变电站中，当组合单元的采样单元对变压器采样时，采用双向双数模系统完成。
1.3继电保护装置
继电保护装置由于其结构具有一定的复杂性,在工作过程中,其可能出现的故障有很多:
(1)保护装置、合并单元和智能终端之间的光纤通信中断。这是由于光通信信道发生故障，如光收发模块异常，导致通信中断，无法获取采样值信息，无法实现信息交换。
(2)通信报文不正常。对于智能变电站来说,在保护装置前,采集环节有很多,例如合并器等,使连接的环节也不少。在对这些环节进行采集、连接时,所有的不正常都会使发送的数据出现丢帧、丢包等情况。SV数据丢帧、丢包使得采样值不连接,会对保护性能产生影响
零漂过大。在智能变电站中,模拟/数字采样向电子式互感器的采集器进行转移,因此,这一故障是因为电子式互感器发生的,零漂过大就是在直流偏移中将输入信号加入,从而影响保护性能。
(3)两路模拟/数字采样值不统一。本文以电流通道为例,假定AD1和AD2是两路采样值,两者出现不一致时,会将告警报文进行发送,使运行人员对其进行处理。本文提出三个不同的处理方式:
模式一：两个广告频道进入不同的CPU。在对任何CPU完成单独的逻辑辨别之后，最后两个CPU在第三个CPU上串联，然后在GOOSE跳闸出口处。
模式二：两个AD通道进入的CPU相同。
同时，两个AD通道在CPU中完成两个保护逻辑处理的仿真，串接在一起，然后在GOOSE跳闸出口。
模式三：在保护CPU前端，检查AD的一致性，如果两者相差不小，可以认为直接SV数据异常，可以锁定与直接采集SV相关的保护。
1.4智能终端
其故障主要有五个方面:(1)GOOSE链路不正常;(2)GOOSE网络流量不正常,使得装置工作不正常;(3)报文错序;(4)丢帧;(5)同步时钟不正常等等。
2智能变电站继电保护状态检修方法分析
变电站继电保护状态检修是一个系统的过程，涉及设备状态监测、设备状态信息采集、设备状态评估和设备状态检修策略应用等多个环节。通过对设备的在线监测，输入采集到的实际状态信息，输出相应的状态维护策略，并将整个过程集成到完整的状态评估方法中，保证整个继电保护状态维护系统的科学性。
2.1继电保护状态评估
继电保护状态评估是状态检修的核心环节。根据目前的状态评估研究和应用现状，形成了较为成熟的体系，主要包括设备正确运行率、设备故障率、缺陷处理率、设备运行服务率等关键指标。每个指标都有科学的计算模型，涉及到很多具体参数。例如，继电保护设备故障主要包括保护装置故障、外部支持装置故障、自动装置故障、交直流系统和通信主控系统故障。通过对保护装置微机保护运行和校验故障的统计，可以发现许多规律和问题。全套微机保护故障相对较少，辅助装置及其它二次回路、元器件故障较多；模拟量、开关量输入输出部分故障较少，而微机保护的电源和主机故障较多，微机保护的故障次数与保护次数的增加不成正比，这与设备的产品和安装质量密切相关。另外，在考虑电网可靠性的基础上，要注意确定状态评估周期，220kV系统保护设备一年一次，10～110kV系统保护设备一年一次。
2.2继电保护状态检修策略确定
基于状态评估的保护装置状态检修不再是一种广泛应用的周期性检修，而是一种动态调整过程，一般分为以下三种情况。一种状态（正常状态）表示设备处于正常状态，可以延长设备的维修周期，延缓维修。二级状态（注意状态），比一级状态差，但设备基本处于正常状态。该类设备纳入重点巡视范围，可按正常周期执行，并根据设备实际情况增加必要的维护或试验内容。有三种状态（异常状态）。一般情况下，此类设备在评估期间会出现问题。结合一次设备的检修，尽早安排计划检修。
从以上分析可以看出，自动装置和二次回路的故障相对较多，而微机保护装置的故障较少。因此，实施状态检修后，校验项目的重点应从以往的保护功能逻辑校验转向二次回路及辅助设备的检查，如加强对信号回路、信号保护回路的检查，录波电路及输出，以往只在新安装调试时进行。
3.3继电保护状态监测
状态监测是状态维修的基础。变电站二次设备状态监测涉及的内容较多。例如，直流回路绝缘可用于监测直流回路绝缘，包括直流电源、良好运行和信号回路绝缘、回路完整性等；交流测量系统通过TV和TA断线进行监测，包括TV和TA二次回路绝缘、回路完整性等，需要确保监测项目的完整性。此外，二次设备的状态监测与一次设备的状态监测不同，二次设备的状态监测可能不完全依赖于传感器。因此，电气二次设备状态监测与诊断的重要依据是离线检测数据，这就要求保证采集数据的正确性和及时性。
结束语
继电保护系统状态检修可提高可靠性，减少检修次数维修费用，提高设备利用率。在智能变电站中，由于继电保护系统系统的结构、特点和传统都发生了很大的变化，使得继电保护的维护技术也发生了很大变化。因此，智能变电站继电保护系统分析状态维护可以提高智能变电站二次系统的运行效率和管理水平升职。
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