摘要：近年来，随着电网快速建设，越来越多的智能变电站投入运行。区别于传统变电站中的保护装置，智能站的继电保护装置有着很大改变，其运行维护手段也不能一概而论。目前，将状态检修应用于一次设备方面的研究和实践成果颇丰。在借鉴此经验的基础上，提出了智能站继电保护装置的状态检修策略，可以为智能变电站继电保护装置状态检修工作的开展提供了理论支持和实践基础。
关键词：智能变电站；继电保护；状态检修；策略研究
1导言
近年来，随着我国社会经济的快速发展和科学技术的不断进步，自动化技术得到了广泛应用。自动化技术在变电站中的应用，有力推动了我国变电站智能化建设。由于自身运行模式较为复杂，并且容易受不良因素的影响，使智能变电站的运行缺乏稳定性和安全性。因此，智能变电站的继电保护检修作业显得尤为重要。
2智能变电站继电保护系统故障异常分析
2.1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。
2.1.1光纤
光纤衰耗是有一定的时变性的，也就是运行时间越多，其老化越严重，光纤衰耗就会不断增加，会影响到数据的正确传送。如果衰耗过大，会使信号接收的光功率变小，使得数据通信不能实现，使得误码率不断上升，对继电保护设备的正常工作有着极大的影响。
2.1.2光收/发模块
光模块受到ESD操作是光收/发模块最突出的故障。所谓ESD操作就是静电放电，由于其地出现瞬间电流，使热量放出，会使设备受到损伤。使这一故障出现的因素有三个方面：①环境干燥；②违规操作，例如带电操作等；③有源光纤设备未接地。
2.2合并单元
合并单元的故障主要有四个方面：（1）额定延时漂移。所谓额定延时，就是一个时间差，主要包括两个方面：①电子式互感器产生的延时；②合并单元自身产生的延时。（2）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。（3）丢帧。合并单元在工作中，会出现丢帧的情况，使得数据报文不全面，使得二次智能设备性能受到影响，例如保护动作延时等，如果没有得到有效处理，会出现保护拒动的情况。SV报文丢帧，通常可用单位时间内（一般是10min）的丢帧率进行考核。（4）A/D采样值不统一。在智能变电站中，合并单元的采样单元对互感器进行采样时，利用两路双数字/模拟系统来完成。
2.3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）保护装置和合并单元间、智能终端间的光纤通信中断。这是因为光纤通信通道故障造成的，比如光收/发模块出现不正常等，使得通信中断，使得采样值信息不能获取，使得信息交互无法实现。（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。（3）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。（4）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：方式一：两路Ad进入到的CPU不一样，任一CPU在将一个单独的逻辑判别完成后，最后2个CPU在第3块CPU上进行串联，再于GOOSE跳闸出口。方式二：两路AD进入到的CPU是相同的，同时两者在CPU内将两个保护逻辑处理模拟进行完成，将它们串联在一起，再于GOOSE跳闸出口。方式三：在保护CPU前端，对AD进行一致性校验，倘若两者的差异不小，那么就可以看成是直接的SV数据不正常，可以和直采SV相关的保护进行闭锁。
2.4智能终端
其故障主要有五个方面：①GOOSE链路不正常；②GOSSE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。
3智能变电站继电保护检修作业安全风险管控策略
3.1强化责任意识，加强现场勘查
智能变电站继电保护检修作业开展前，电力工作人员首先要对具体工作内容进行充分了解，然后全面分析变电站的设计、变电站的相关设备及变电站的相关线路等，进而掌握勘查对象的基本情况。这就要求电力工作人员要具备较强的责任心，以免在智能变电站继电保护检修作业中出现风险事故。由于智能变电站继电保护检修作业的对象是整个变电站的运行系统，因此要求电力工作人员对各设备的运行情况进行现场勘查。由于这项工作具有一定复杂性，为避免现场勘查过程中出现遗留而导致危险发生，需制定现场勘查规划，并严格按照规划进行勘查。此外，需不断强化电力工作人员的责任意识，进而确保现场勘查的有序开展，实现智能变电站继电保护检修作业的风险管控。
3.2注重检修方案的制定
由于智能变电站继电保护检修作业具有一定复杂性，且涉及内容较多，电力工作人员需事先制定相关检修方案，以全面检查电力系统的各个环节，如智能变电站的相关设备和智能变电站的相关线路等。此外，还要细化智能变电站继电保护检修内容。智能变电站继电保护检修作业安全风险往往是由于细节处理不当导致的，要全面分析智能变电站继电保护检修作业过程中可能存在的风险因素，要从检修规模、检修具体内容、检修设备及检修环境等方面进行分析，进而根据可能出现的安全风险完善检修方案。
3.3做好风险评估工作
智能变电站继电保护检修作业过程中，风险评估是安全风险管控的重要内容。要严格依照保护故障的等级及影响进行风险评估，同时还要注重体现客户需求和实用性。只有充分了解检修内容的风险性，才能保障检修工作的顺利开展，进而做好智能变电站继电保护检修作业过程中的安全风险管控。此外，风险评估过程中，容易受不确定因素的影响，导致安全风险评估缺乏准确性。因此，智能变电站继电保护检修作业安全风险评估过程中，要做好预控工作，进而提升智能变电站继电保护检修作业安全风险评估的准确性，避免实际智能变电站继电保护检修作业过程中发生安全事故。
3.4开展标准化作业
智能变电站继电保护检修作业前，要严格检查所需设备及相关工具是否有效，检修车辆是否存在故障，以确保智能变电站继电保护检修作业的顺利开展。实际智能变电站继电保护检修作业过程中，要根据不同厂家对配置的不同要求进行检修，要确保保护装置的配置准确，并掌握相关保护装置和设备的工作原理。
4结语
继电保护系统状态检修能够使可靠性得到改善，减少检修费用，提升设备使用率。在智能变电站中，由于继电保护系统的结构、特点和传统有了很大的改变，使得继电保护的检修技术也有了很大的变化。所以，分析智能变电站继电保护系统状态检修，可以使智能变电站二次系统的运行效率、管理水平得到提升。
参考文献
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