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【摘 要】本文在分析了数字化变电站的相关背景的基础上，对数字化变电站二次保护系统可靠性的特征展开了针对性分析和深入研究。并运用传统的可靠性分析理论对其进行了建模和分析，从提升硬件系统和二次回路、软件系统和人机交互操作三个方面制定出了具体的措施，以实现系统运行的可靠性。
【关键词】数字化；二次保护；可靠性
一、引 言
随着我国在智能化变电站系统方面的迅速发展，对数字化集成的要求越来越高，适用的范围也更加广阔，转换网络结构的逐步优化的都是为了满足电力系统运行正常化的要求。因此，只有找出影响二次保护系统可靠性的重点制约指标和规划中的薄弱环节，并且及时进行反馈和评价，尽最大可能避免保护插件拒动或误动的风险，提高电力运行的可靠性水平。
所谓电力系统，就是由复杂的电气电路和各类设备端口对接而成，在运行过程中，其可靠性受到自然及人为因素的影响，就会导致电力系统运行出现失稳或过负荷等故障。而二次保护系统就是保证系统运行可靠的第一道防线，直接影响着电力系统运行的安全稳定性。正因为如此，对数字化变电站的二次保护系统进行高效的可靠性分析是十分必要的。变压器、母线、控制屏系统等必须处在二次保护状态下，通过数字化的控制设备以及网络化的分系统信息交换性能，调整元件构成和系统结构。
二、数字化变电站二次保护系统可靠性的特征分析
（一）数字化变电站的主要特征分析
数字化变电站是由智能化一次设备（电子式互感器、隔离开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，基于IEC61850通信规范以实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。基于自动化、通信网络等新技术的数字化变电站主要特征如下：
1、数据集成过程实现数字化功能
数字化变电站的最显著特征是通过数字化电气测量系统采集电压V、电流I等电气量指标，达到隔离一、二次系统的作用，从而为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变以及信息集成化应用提供了基础。与此同时，电气量的动态测量范围扩大也提高了测量的精度。A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等作为一次设备实现智能化的组成要件，促使了二次保护系统的进一步数字化集成。
2、保护系统实现功能区集成分布
变电站自动化系统从功能集中式向分布集成式的优化，分布集成式的变电站自动化系统能够快速提高系统的反应速度，并且通过设备信息的全面梳理实现网络通信协议的优化。同时，在±330kV及以上电压等级的变电站中，各类保护装置、汇控装置、故障录波及其它自动装置的智能IO及合并单元通过各类控制屏、PK屏实现了紧凑集成与系统中。功能区集成分布限制了数字化电气量测系统的体积与重量，为了能够在智能开关设备系统中进行集成，必须遵照机电一体化的思路原装实施功能优化组合和分区。
3、系统模块的标准化构建
变电站通信网络与系统国际标准IEC61850制定了电力系统自动化的模块构建标准，使得变电站自动化系统建立了能够统一识别的信息模块和信息交换模型。一是增强了智能设备的兼容操作性。各类接口（包括对象模块、抽象通信服务）的规范化识别，使变电站自动化系统在功能上和传输上都实现了标准化，完全独立的通用网络协议用语实现了智能设备的互操作性。
4、以太网技术实现了信息指令的网络化传输
数字化变电站通常采用数字化、低功率的互感器系统，将电压和电流输出功率转换为数字信号。各设备之间形成的控缆系統进行信息交互，不再出现冗余的I/O数据对接情况，常规的功能装置转变成了逻辑的功能模块，从而真正实现了数据及资源的共享。首先是间隔层与过程层之间的信息交换，即在局部范围内过程层中的智能传感系统和执行系统与间隔层的装置展开高效的信息交换；其次，某一间隔层内部、各个间隔层之间、其与变电站整套启动的通信也能够实现高效的信息交换。
（二）二次保护系统的特征分析
数字化和智能化要求使得变电站二次保护系统区别于其传统意义——即在结构的组成和信息通信方式上赋予新的功能，以适用更加复杂的背景条件。主要特征包括以下几个方面：
1、集控原件多样化
目前，诸如智能终端、合并单元和交换机等普通变电站中不包括的元件用到了智能化变电站的二次保护系统中，一方面使得操作更加的方便快捷，另一方面对继电保护的可靠性功能产生了深远的影响。比如电子式互感器，其传输原理和功能结构不同于传统的互感器形式。元件种类多种多样，各类光学部件也较为繁杂，这些信息子件的状态难于掌控，这些都为模块的建立带来了更大的挑战。
2、拓扑结构趋于复杂化。
以太网传输模式的出现取代了以往的点对点的传输方式，由交换机组成的网络改变了以往单一的拓扑结构，使之变得更加复杂，因而交换机的接线方式在很大程度上决定了整个继电保护系统信息通路的可靠性。
3、信息的网络化传输
网络报文系统的传统通信方式难免会出现不可靠的情况，不可避免的出现丢包或是网络风暴等问题，这对二次保护系统的可靠性构成严重的威胁。因此，数字化变电站更多的应用了诸如VLAN分区隔离技术、优先级队列技术、快速生成树协议、IGMPS过滤技术等，从而保证信息传输的可靠性。
三、提高数字化变电站继电保护可靠性的主要措施
（一）提高硬件系统和二次回路可靠性措施
数字化变电站二次保护中电子式互感器、交换机等新硬件设备的普及，对系统可靠性提出了新要求，需要逐步提高硬件系统及其配套二次回路的可靠性。
提高断路器的运行可靠性。断路器拒动是造成二次保护功能失效的主要原因，如果断路器时而出现故障，不但会使得电路供电失衡，也会威胁到电路及系统设备的稳定运行。调查中发现，断路器运转过程中的故障分布概率为：机械故障占71%，辅助电路和控制电路故障占18%，，绝缘回路故障占11%。由此可见，通过ABC评价方法，重点需要控制断路器的机械可靠性。具体操作包括对断路器跳、合闸线圈的出口触点控制回路，为保证断路器可靠跳、合闸，必须设有串联自保持的继电器回路，并保证跳、合闸出口继电器触点不断弧及可靠跳、合闸。 （二）提高软件系统可靠性措施
数字化变电站二次保护系统的光纤通信与系统通信，更多的依赖于以太网技术，这对保护系统的软件及控制方法提出了更高的要求，必须通过具有针对性的措施来加强软件系统的可靠性。
一方面，GOOSE程序的判断模块优化师提高二次保护系统可靠性的关键。GOOSE是主要用于传输保护装置的跳闸信息、装置之间的联动闭锁信息和各种I/O的位置信息。GOOSE插件在接收网络报文时，正确识别报播地址以及AppID的匹配、控制块索引和数据集名称等参数间的匹配，从而确保系统的可靠性。若监测系统在规定的时间内没有收到相应的GOOSE数据，传输保护装置就能发出GOOSE断链的提示信息，便于操作人员检查链路。另一方面，通过软件对运算结果的反复校核提高了系统的抗干扰能力。各种干扰有可能造成运算出现错误，这就需要存在反复校核的机制。在首次运算完成时，中央处理器基于一次数据进行复核性验算，并与首次的结果进行校对，若验算结果一致，判断为结果可信；若验算结果不一致，则要求重复进行验算，三次的计算结果中选用二次相同者作为正确值。
（三）提升人机交互操作可靠性措施
在控制相关设备运行，理解和执行设备指令是必然存在人机交互使用，这一过程的可靠性会对继电保护系统运行产生重要的影响。为了保障继电保护系统的可靠运行，需要有效提升人机交互的可靠性：一是人机设备设计时，需要充分考虑人的生理、心理和人机协调性，合理配置人机交互设备可能出现操作失误情况；二是人机交互设备零件的各个参数要实时进行监护，包括温度、湿度、冲击、振动、荷载等；三是人机交互元件必须备品备件，当人机交互设备出现故障时，便能够迅速作出更换，从而快速保证二次保护系统工作的有效运行；四是定期检测继电保护装置的耐久性能、寿命周期以及环境适应的程度，确保安装在电力系统的继电保护装置有良好的性能。
四、总 结
数字化变电站系统真正实现了各种电气设备的信息共享，但也使得系统内各类系统复杂繁琐，一旦出现某个元件发生故障，都会对系统的可靠运行产生严重后果。作为电力系统安全运行的重要保障，二次保护具有极为重要的作用，有效得保证了电力系统运行的安全稳定性，在一定程度上也降低了保护装置隐藏故障的概率。。因此，有必要仔細分析二次保护，增强其操作可靠性，加强保护装置和二次回路的巡检，提升人机交互可靠性，总结分析继电保护动作，从而及时发现并采取有效方法处理故障，确保电力系统设备正常运行。
参考文献：
[1]吴宏斌，盛继光. 继电保护设备可靠性评估的数学模型及应用[J].电力系统保护与控制， 2009， 37（9）： 65-68.
[2]肖飞，吕飞鹏. 基于区间理论的数字化保护系统可靠性分析[J] .电力系统保护与控制 2013（7）：37-39
[3]刘振亚.中国电力与能源[M].北京：中国电力出版社，2012.
【关键词】数字化；二次保护；可靠性
一、引 言
随着我国在智能化变电站系统方面的迅速发展，对数字化集成的要求越来越高，适用的范围也更加广阔，转换网络结构的逐步优化的都是为了满足电力系统运行正常化的要求。因此，只有找出影响二次保护系统可靠性的重点制约指标和规划中的薄弱环节，并且及时进行反馈和评价，尽最大可能避免保护插件拒动或误动的风险，提高电力运行的可靠性水平。
所谓电力系统，就是由复杂的电气电路和各类设备端口对接而成，在运行过程中，其可靠性受到自然及人为因素的影响，就会导致电力系统运行出现失稳或过负荷等故障。而二次保护系统就是保证系统运行可靠的第一道防线，直接影响着电力系统运行的安全稳定性。正因为如此，对数字化变电站的二次保护系统进行高效的可靠性分析是十分必要的。变压器、母线、控制屏系统等必须处在二次保护状态下，通过数字化的控制设备以及网络化的分系统信息交换性能，调整元件构成和系统结构。
二、数字化变电站二次保护系统可靠性的特征分析
（一）数字化变电站的主要特征分析
数字化变电站是由智能化一次设备（电子式互感器、隔离开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，基于IEC61850通信规范以实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。各层次内部及层次之间采用高速网络通信。基于自动化、通信网络等新技术的数字化变电站主要特征如下：
1、数据集成过程实现数字化功能
数字化变电站的最显著特征是通过数字化电气测量系统采集电压V、电流I等电气量指标，达到隔离一、二次系统的作用，从而为实现常规变电站装置冗余向信息冗余的转变以及信息集成化应用提供了基础。与此同时，电气量的动态测量范围扩大也提高了测量的精度。A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等作为一次设备实现智能化的组成要件，促使了二次保护系统的进一步数字化集成。
2、保护系统实现功能区集成分布
变电站自动化系统从功能集中式向分布集成式的优化，分布集成式的变电站自动化系统能够快速提高系统的反应速度，并且通过设备信息的全面梳理实现网络通信协议的优化。同时，在±330kV及以上电压等级的变电站中，各类保护装置、汇控装置、故障录波及其它自动装置的智能IO及合并单元通过各类控制屏、PK屏实现了紧凑集成与系统中。功能区集成分布限制了数字化电气量测系统的体积与重量，为了能够在智能开关设备系统中进行集成，必须遵照机电一体化的思路原装实施功能优化组合和分区。
3、系统模块的标准化构建
变电站通信网络与系统国际标准IEC61850制定了电力系统自动化的模块构建标准，使得变电站自动化系统建立了能够统一识别的信息模块和信息交换模型。一是增强了智能设备的兼容操作性。各类接口（包括对象模块、抽象通信服务）的规范化识别，使变电站自动化系统在功能上和传输上都实现了标准化，完全独立的通用网络协议用语实现了智能设备的互操作性。
4、以太网技术实现了信息指令的网络化传输
数字化变电站通常采用数字化、低功率的互感器系统，将电压和电流输出功率转换为数字信号。各设备之间形成的控缆系統进行信息交互，不再出现冗余的I/O数据对接情况，常规的功能装置转变成了逻辑的功能模块，从而真正实现了数据及资源的共享。首先是间隔层与过程层之间的信息交换，即在局部范围内过程层中的智能传感系统和执行系统与间隔层的装置展开高效的信息交换；其次，某一间隔层内部、各个间隔层之间、其与变电站整套启动的通信也能够实现高效的信息交换。
（二）二次保护系统的特征分析
数字化和智能化要求使得变电站二次保护系统区别于其传统意义——即在结构的组成和信息通信方式上赋予新的功能，以适用更加复杂的背景条件。主要特征包括以下几个方面：
1、集控原件多样化
目前，诸如智能终端、合并单元和交换机等普通变电站中不包括的元件用到了智能化变电站的二次保护系统中，一方面使得操作更加的方便快捷，另一方面对继电保护的可靠性功能产生了深远的影响。比如电子式互感器，其传输原理和功能结构不同于传统的互感器形式。元件种类多种多样，各类光学部件也较为繁杂，这些信息子件的状态难于掌控，这些都为模块的建立带来了更大的挑战。
2、拓扑结构趋于复杂化。
以太网传输模式的出现取代了以往的点对点的传输方式，由交换机组成的网络改变了以往单一的拓扑结构，使之变得更加复杂，因而交换机的接线方式在很大程度上决定了整个继电保护系统信息通路的可靠性。
3、信息的网络化传输
网络报文系统的传统通信方式难免会出现不可靠的情况，不可避免的出现丢包或是网络风暴等问题，这对二次保护系统的可靠性构成严重的威胁。因此，数字化变电站更多的应用了诸如VLAN分区隔离技术、优先级队列技术、快速生成树协议、IGMPS过滤技术等，从而保证信息传输的可靠性。
三、提高数字化变电站继电保护可靠性的主要措施
（一）提高硬件系统和二次回路可靠性措施
数字化变电站二次保护中电子式互感器、交换机等新硬件设备的普及，对系统可靠性提出了新要求，需要逐步提高硬件系统及其配套二次回路的可靠性。
提高断路器的运行可靠性。断路器拒动是造成二次保护功能失效的主要原因，如果断路器时而出现故障，不但会使得电路供电失衡，也会威胁到电路及系统设备的稳定运行。调查中发现，断路器运转过程中的故障分布概率为：机械故障占71%，辅助电路和控制电路故障占18%，，绝缘回路故障占11%。由此可见，通过ABC评价方法，重点需要控制断路器的机械可靠性。具体操作包括对断路器跳、合闸线圈的出口触点控制回路，为保证断路器可靠跳、合闸，必须设有串联自保持的继电器回路，并保证跳、合闸出口继电器触点不断弧及可靠跳、合闸。 （二）提高软件系统可靠性措施
数字化变电站二次保护系统的光纤通信与系统通信，更多的依赖于以太网技术，这对保护系统的软件及控制方法提出了更高的要求，必须通过具有针对性的措施来加强软件系统的可靠性。
一方面，GOOSE程序的判断模块优化师提高二次保护系统可靠性的关键。GOOSE是主要用于传输保护装置的跳闸信息、装置之间的联动闭锁信息和各种I/O的位置信息。GOOSE插件在接收网络报文时，正确识别报播地址以及AppID的匹配、控制块索引和数据集名称等参数间的匹配，从而确保系统的可靠性。若监测系统在规定的时间内没有收到相应的GOOSE数据，传输保护装置就能发出GOOSE断链的提示信息，便于操作人员检查链路。另一方面，通过软件对运算结果的反复校核提高了系统的抗干扰能力。各种干扰有可能造成运算出现错误，这就需要存在反复校核的机制。在首次运算完成时，中央处理器基于一次数据进行复核性验算，并与首次的结果进行校对，若验算结果一致，判断为结果可信；若验算结果不一致，则要求重复进行验算，三次的计算结果中选用二次相同者作为正确值。
（三）提升人机交互操作可靠性措施
在控制相关设备运行，理解和执行设备指令是必然存在人机交互使用，这一过程的可靠性会对继电保护系统运行产生重要的影响。为了保障继电保护系统的可靠运行，需要有效提升人机交互的可靠性：一是人机设备设计时，需要充分考虑人的生理、心理和人机协调性，合理配置人机交互设备可能出现操作失误情况；二是人机交互设备零件的各个参数要实时进行监护，包括温度、湿度、冲击、振动、荷载等；三是人机交互元件必须备品备件，当人机交互设备出现故障时，便能够迅速作出更换，从而快速保证二次保护系统工作的有效运行；四是定期检测继电保护装置的耐久性能、寿命周期以及环境适应的程度，确保安装在电力系统的继电保护装置有良好的性能。
四、总 结
数字化变电站系统真正实现了各种电气设备的信息共享，但也使得系统内各类系统复杂繁琐，一旦出现某个元件发生故障，都会对系统的可靠运行产生严重后果。作为电力系统安全运行的重要保障，二次保护具有极为重要的作用，有效得保证了电力系统运行的安全稳定性，在一定程度上也降低了保护装置隐藏故障的概率。。因此，有必要仔細分析二次保护，增强其操作可靠性，加强保护装置和二次回路的巡检，提升人机交互可靠性，总结分析继电保护动作，从而及时发现并采取有效方法处理故障，确保电力系统设备正常运行。
参考文献：
[1]吴宏斌，盛继光. 继电保护设备可靠性评估的数学模型及应用[J].电力系统保护与控制， 2009， 37（9）： 65-68.
[2]肖飞，吕飞鹏. 基于区间理论的数字化保护系统可靠性分析[J] .电力系统保护与控制 2013（7）：37-39
[3]刘振亚.中国电力与能源[M].北京：中国电力出版社，2012.