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【摘 要】随着科学技术的发展，电力系统的生产和运营也逐渐实现了自动化，电力自动化系统和继电保护一同为电力系统的安全稳定运行提供保障。下文中笔者将结合自己的工作经验，从电力系统操作方式及可靠性、自动化系统技术分析、电网系统构成、功能分析等几个方面，对该问题进行浅析。
【关键词】自动化系统；继电保护；控制探讨
一、电力系统操作方式及可靠性
(1)就目前我国的电力系统的运行状况来看，多级多地点控制的方式主要有以下几种：
1、站控操作：即所有动作指令都由操作员在变电站内的控制中心发出。
2、远方遥控：即所有动作和控制指令经由调度终端发出。
3、就地操作：即通过手动开关对各种设备和系统运行进行指导和操作。
(2)操作过程中软件的多次返校
1、操作人员每一次向系统发出指令，都必须经过严格的操作步骤的核对，如果校对不合格，则会被立即返回。一旦其中某一环节出现错误指令，系统会自动发出警告，并不予执行。
2、操作员具有对系统的操作系统设置密码的权限，以防止无权操作或者误操作。此外，一个较完善的系统应该具体相应的容错能力，即由于操作员的常规操作失误导致的问题，不会影响系统的正常运行，这种功能大大的提高了系统运行的安全性。
3、监控系统的双机配置。主要指的是在中压220kV及以上的系统中，需要配置双机监控系统。由于220kv以上的系统运行结构较110kv更为复杂，且操作步骤更为繁琐，所以为了避免监控冗余导致的管理问题，应该实行双机监控系统并行的模式。
二、自动化系统技术分析
目前电力系统的自动化的主要表现之一就是实现了分层分布式控制，这种控制形式从一定程度上避免了误操作现象的发生，有效的提高了系统的运行安全。
综合自动化系统可以实现三种控制方式的并存，给系统的运行操作提供了选择性，一般来说综合自动化系统可以实现远方、就地、当地三种控制模式，而传统的控制系统一般只能够通过把手控制，也就是现场控制；此外，综合自动化控制的三种控制模式之间存在级别递增问题，可以实现对下一级控制系统的闭锁管理。
在传统的控制系统和控制站中，操作员是整个系统的控制关键，所以的控制行为必须经由人的操作来实现，而由于技术员执行过程中的不可避免的判断失误或者误动作，非常容易导致控制上出现问题，从而威胁系统运行安全。而综合自动化的控制系统中，系统监控主机取代了操作员的主体控制地位，系统运行中的数据处理和运行都由主机进行实时的监管和处理，在降低了操作员的工作强度的同时大大的提高了系统运行的可靠性。
三、电网系统构成
传统的电网系统的组成一般由调度中心和变电站构成，变电站的工作人员将站内的各种信息和数据上报至调度中心，然后根据中心的指示来完成操作。但是综合自动化系统的电网构成则不然，虽然调度中心仍然是获取信息和指令的部门，但是由于继电保护装置自身配有EMS系统，可以实时获取所需要的投退信息，就可以有针对性的直接对站内的系统进行现场操作，只有当微机保护装置出现异常的情况下，才经由录波器将故障上报至调度中心获得操作指令。可见，综合自动化的系统可以大大的提高系统运行的效率。
四、功能分析
1、对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析
综合自动化系统由于具备信息的实时监控和采集功能，可以实现对继电保护管理信息以及系统的运行可靠性的分析，所以当继电保护装置出现故障时，自动化系统可以通过远程调整定值等手段，来有效制止继电保护的误动作，避免事故扩大。
2、实现对各种复杂故障的准确故障定位
目前的保护和故障录波器的故障测距算法，下面笔者以某站220kV行波测距装置采用XC一21输电线路行波测距装置为例对故障定位动能进行分析。装置采用三种测距原理：
(1)两端电气量行波测距原理。根据装于线路两端测距装置记录下行波波头到达两侧母线的时间，则可计算出故障距离。两端测距法只使用行波波头分量，不需考虑后续的反射与投射行波，原理简单，测距结果可靠。但两端测距的实现要在线路两端装设测距装置及时问同步装置，且两侧要进行通讯交换记录到的故障初始行波到达的时间信息后才能测出故障距离。
(2)单端电气量行波测距原理。存被监视线路发生故障时，故障产生的电流行波会在故障点及母线之问来回反射。装设于母线处的测距装置接入来自电流互感器二次侧的暂态电流行波信号，使用模拟高通滤波起滤出行波波头脉冲，根据到达母线的故障初始行波脉冲S1与故障点反射回来的行波脉冲S2之间的时间差△t来实现测距。
(3)利用来自电流互感器的暂态电流行波信号，不需要特殊的信号耦合设备。使用独立于CPU的超高速数据采集单元，记录并缓存暂态行波信号，解决了CPU速度慢，不适应采集处理暂态行波测距信号的困难。装置可储存最新的10次故障的测距结果及4次故障电流波形，设有掉电保护，所有记录数据在装置失电时均不丢失。得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检查越准确，调度端数据库中，已储备了所有一次设备参数、线路平行距离、互感情况等信息。
3、实现继电保护装置的状态检修
根据以往统计分析数据，设计存在缺陷、二次回路维护不良、厂家制造质量不良往往是继电保护装置误动作的主要原因。由于微机型继电保护装置具有自柃及存储故障报告的能力，因此可通过电网继电保护综合自动化系统实现继电保护装置的状态检修。
4、完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助策略
当系统发生较大事故时，由于在较短时间内跳闸线路较多，一般已超过了继电保护能够适应的运行方式，此时继电保护可能已处于无配合状态。此时进行事故恢复，不仅需要考虑一次运行方式的合理，还需要考虑保护是否可靠并有选择的切除故障。借助电网自动化系统，可分析当前运行方式下保护的配合关系，并通过远程改定值，完成继电保护装置对系统故障运行状态的自适应。
五、结束语
总之，继电保护在电气设备运行中起至关重要的作用，它不仅保护设备本体的安全，而且．还保障生产的正常进行。为确保继电保护动作的可靠性，继电保护整定工作要求相当严密。
参考文献
[1]梁冠美.浅谈常规变电站中继电保护装置的维护管理[J].大众科技,2008(08)
[2]程延龙.继电保护装置的维护与故障处理[J].科技致富向导. 2011(33)
[3]苏楚源.浅谈电力系统继电保护的检修和维护[J].工业设计. 2011(04)
【关键词】自动化系统；继电保护；控制探讨
一、电力系统操作方式及可靠性
(1)就目前我国的电力系统的运行状况来看，多级多地点控制的方式主要有以下几种：
1、站控操作：即所有动作指令都由操作员在变电站内的控制中心发出。
2、远方遥控：即所有动作和控制指令经由调度终端发出。
3、就地操作：即通过手动开关对各种设备和系统运行进行指导和操作。
(2)操作过程中软件的多次返校
1、操作人员每一次向系统发出指令，都必须经过严格的操作步骤的核对，如果校对不合格，则会被立即返回。一旦其中某一环节出现错误指令，系统会自动发出警告，并不予执行。
2、操作员具有对系统的操作系统设置密码的权限，以防止无权操作或者误操作。此外，一个较完善的系统应该具体相应的容错能力，即由于操作员的常规操作失误导致的问题，不会影响系统的正常运行，这种功能大大的提高了系统运行的安全性。
3、监控系统的双机配置。主要指的是在中压220kV及以上的系统中，需要配置双机监控系统。由于220kv以上的系统运行结构较110kv更为复杂，且操作步骤更为繁琐，所以为了避免监控冗余导致的管理问题，应该实行双机监控系统并行的模式。
二、自动化系统技术分析
目前电力系统的自动化的主要表现之一就是实现了分层分布式控制，这种控制形式从一定程度上避免了误操作现象的发生，有效的提高了系统的运行安全。
综合自动化系统可以实现三种控制方式的并存，给系统的运行操作提供了选择性，一般来说综合自动化系统可以实现远方、就地、当地三种控制模式，而传统的控制系统一般只能够通过把手控制，也就是现场控制；此外，综合自动化控制的三种控制模式之间存在级别递增问题，可以实现对下一级控制系统的闭锁管理。
在传统的控制系统和控制站中，操作员是整个系统的控制关键，所以的控制行为必须经由人的操作来实现，而由于技术员执行过程中的不可避免的判断失误或者误动作，非常容易导致控制上出现问题，从而威胁系统运行安全。而综合自动化的控制系统中，系统监控主机取代了操作员的主体控制地位，系统运行中的数据处理和运行都由主机进行实时的监管和处理，在降低了操作员的工作强度的同时大大的提高了系统运行的可靠性。
三、电网系统构成
传统的电网系统的组成一般由调度中心和变电站构成，变电站的工作人员将站内的各种信息和数据上报至调度中心，然后根据中心的指示来完成操作。但是综合自动化系统的电网构成则不然，虽然调度中心仍然是获取信息和指令的部门，但是由于继电保护装置自身配有EMS系统，可以实时获取所需要的投退信息，就可以有针对性的直接对站内的系统进行现场操作，只有当微机保护装置出现异常的情况下，才经由录波器将故障上报至调度中心获得操作指令。可见，综合自动化的系统可以大大的提高系统运行的效率。
四、功能分析
1、对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析
综合自动化系统由于具备信息的实时监控和采集功能，可以实现对继电保护管理信息以及系统的运行可靠性的分析，所以当继电保护装置出现故障时，自动化系统可以通过远程调整定值等手段，来有效制止继电保护的误动作，避免事故扩大。
2、实现对各种复杂故障的准确故障定位
目前的保护和故障录波器的故障测距算法，下面笔者以某站220kV行波测距装置采用XC一21输电线路行波测距装置为例对故障定位动能进行分析。装置采用三种测距原理：
(1)两端电气量行波测距原理。根据装于线路两端测距装置记录下行波波头到达两侧母线的时间，则可计算出故障距离。两端测距法只使用行波波头分量，不需考虑后续的反射与投射行波，原理简单，测距结果可靠。但两端测距的实现要在线路两端装设测距装置及时问同步装置，且两侧要进行通讯交换记录到的故障初始行波到达的时间信息后才能测出故障距离。
(2)单端电气量行波测距原理。存被监视线路发生故障时，故障产生的电流行波会在故障点及母线之问来回反射。装设于母线处的测距装置接入来自电流互感器二次侧的暂态电流行波信号，使用模拟高通滤波起滤出行波波头脉冲，根据到达母线的故障初始行波脉冲S1与故障点反射回来的行波脉冲S2之间的时间差△t来实现测距。
(3)利用来自电流互感器的暂态电流行波信号，不需要特殊的信号耦合设备。使用独立于CPU的超高速数据采集单元，记录并缓存暂态行波信号，解决了CPU速度慢，不适应采集处理暂态行波测距信号的困难。装置可储存最新的10次故障的测距结果及4次故障电流波形，设有掉电保护，所有记录数据在装置失电时均不丢失。得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检查越准确，调度端数据库中，已储备了所有一次设备参数、线路平行距离、互感情况等信息。
3、实现继电保护装置的状态检修
根据以往统计分析数据，设计存在缺陷、二次回路维护不良、厂家制造质量不良往往是继电保护装置误动作的主要原因。由于微机型继电保护装置具有自柃及存储故障报告的能力，因此可通过电网继电保护综合自动化系统实现继电保护装置的状态检修。
4、完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助策略
当系统发生较大事故时，由于在较短时间内跳闸线路较多，一般已超过了继电保护能够适应的运行方式，此时继电保护可能已处于无配合状态。此时进行事故恢复，不仅需要考虑一次运行方式的合理，还需要考虑保护是否可靠并有选择的切除故障。借助电网自动化系统，可分析当前运行方式下保护的配合关系，并通过远程改定值，完成继电保护装置对系统故障运行状态的自适应。
五、结束语
总之，继电保护在电气设备运行中起至关重要的作用，它不仅保护设备本体的安全，而且．还保障生产的正常进行。为确保继电保护动作的可靠性，继电保护整定工作要求相当严密。
参考文献
[1]梁冠美.浅谈常规变电站中继电保护装置的维护管理[J].大众科技,2008(08)
[2]程延龙.继电保护装置的维护与故障处理[J].科技致富向导. 2011(33)
[3]苏楚源.浅谈电力系统继电保护的检修和维护[J].工业设计. 2011(04)