了所有一次设备参数、线路平行距离、互感情况等信息，通过共享EMS系统的数据，可以获得故障前系统一次设备的运行状态。故障发生后，线路两端变电站的客户机可以从保护和故障录波器搜集故障报告，上送到服务器。调度端服务器将以上信息综合利用，通过比较简单的故障计算，就可确定故障性质并实现准确的故障定位。

3.完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策。

系统发生事故后，往往有可能伴随着其它保护的误动作。传统的事故分析由人完成，受经验和水平的影响，易出现偏差。由于电网继电保护综合自动化系统搜集了故障前后系统一次设备的运行状态和变电站保护和故录的故障报告，可以综合线路两端保护动作信息及同一端的其它保护动作信息进行模糊分析，并依靠保护和故录的采样数据精确计算，从而能够迅速准确的做出判断，实现事故恢复的继电保护辅助决策。

当系统发生较大的事故时，由于在较短时间内跳闸线路较多，一般已经超过了继电保护能够适应的运行方式，此时保护可能已经处于无配合的状态。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能够可靠并有选择的切除故障。借助电网继电保护综合自动化系统，可以分析当前运行方式下保护的灵敏度及配合关系，并通过远程改定值，完成继电保护装置对系统事故运行状态的自适应。

4.实现继电保护装置的状态检修。

根据以往的统计分析数据，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检及存储故障报告的能力，因此，可以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。具体做法如下：

A. 依靠微机保护的自检功能，可以发现保护装置内部的硬件异常。变电站的客户机搜集到保护的异常报告后，立即向相应的调度端发出告警，从而使设备故障能够得到及时处理，缩短保护装置退出时间。
B. 保护的开入量一般有开关辅助节点、通讯设备收信、合闸加速、启动重合闸、其他保护动作等几种，这些开入量对保护的可靠运行起关键作用。变电站的客户机可以监视保护装置的开关量变位报告。当发现保护的开入量发生变位时，可以通过查询变电站一次系统状态以及其他保护和录波器的动作信息确定变位的正确性。这样，就可以及早发现问题，预防一部分由设计缺陷或二次回路维护不良引起的误动作。

C. 为防止由于PT、CT两点接地、保护装置交流输入回路异常、采样回路异常等引起保护误动作，可以由变电站的客户机将保护启动以后的报告进行分析，首先可以判断取自同一CT的两套保护采样值是否一致，其次，可以判断本站不同PT对同一故障的采样值是否一致。另外，还可以将从保护故障报告中筛选出的故障电流基波稳态值及相位等信息上传到调度端，与线路对侧的数据进行比较，以发现PT两点接地等问题。

通过以上措施，可以加强状态检修，相应延长定期检修周期，使保护装置工作在最佳状态。同时，还可以提高维护管理水平，减轻继电保护工作人员的劳动强度，减少因为人员工作疏漏引起的误动作。

5.对线路纵联保护退出引起的系统稳定问题进行分析，并提供解决方案。

随着电网的发展，系统稳定问题日益突出。故障能否快速切除成为系统保持稳定的首要条件，这就对线路纵联保护的投入提出较高要求。但是，在目前情况下，由于通道或其它因素的影响，导致线路双套纵联保护退出时，只能断开线路以保证系统稳定和后备保护的配合。这种由于二次设备退出而影响一次设备运行的状况是我们所不愿意看到的。

借助电网继电保护综合自动化系统，我们可以完成以下工作。

A. 根据系统当前运行状态校验保护的配合关系。

B. 根据线路两侧定值确定不同点故障保护的切除时间。

C. 根据系统当前的运行方式、输送潮流、系统及机组的参数，结合故障切除时间，判断线路不同点故障时系统能否保持稳定。

D. 判断能否通过控制输送潮流保持系统稳定。

E. 反推系统保持稳定需要的故障切除时间。

F. 通过远程改定值，保证系统稳定及周围系统后备保护的配合。

这样，我们就可以大大减轻纵联保护的退出给系统一次设备的运行带来的影响，并提供纵联保护的退出的整体解决方案。

6.对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析。

通过与继电保护管理信息系统交换保护配置、服役时间、各种保护装置的正动率及异常率等信息，电网继电保护综合自动化系统可以实现对继电保护装置的可靠性分析。特别是当某种保护或保护信号传输装置出现问题，并暂时无法解决时，通过将此类装置的可靠性评价降低，减轻系统对此类保护的依赖，通过远程调整定值等手段，实现周围系统保护的配合，防止因此类保护的拒动而扩大事故。

7.自动完成线路参数修正。

由于征地的限制，新建线路往往与原有线路共用线路走廊，线路之间电磁感应日益增大，造成新线路参数测试的不准确以及原有线路参数的变化。现在，依靠电网继电保护综合自动化系统，可以将每次故障周围系统保护的采样数据进行收集，利用线路两端的故障电流、故障电压，校核并修正线路参数，实现线路参数的自动在线测量，从而提高继电保护基础参数的可靠性，保证系统安全。

四、实现本系统的难点分析

1.管理问题

从技术上说，实现电网继电保护综合自动化系统的条件已经成熟，无论是变电站客户机对保护信息的搜集、信息的网络传输还是调度端服务器对EMS系统共享数据的读取、故障及稳定分析计算，都可以得到解决。主要的实施难度在于此系统需要综合继电保护、调度、方式、远动、通信以及变电站综合自动化等各个专业的技术，并且涉及到控制运行设备，其它专业一般不愿牵扯其中，因此只有解决好管理问题，才可能顺利实施。例如，目前变电站客户机对信息的搜集，完全可以也应该纳入到变电站综合自动化系统，但是，由于管理界面的划分，有些运行单位希望保护专业独立组网搜集信息，这样就造成资源的分割和浪费，不利于今后对系统的扩展。为了保证电力系统的安全运行，希望在将来的保护设计导则中，对此类问题统一予以规范。

2.安全性问题

由于电网继电保护综合自动化系统的功能强大，并且可以控制运行设备，与电网的安全稳定运行息息相关，因此在设计之初，就必须对系统的安全性问题给予足够重视。可以说，安全性解决的好坏，将是本系统能否运用的关键。初步设想，调度端服务器必须采用双机热备用方式保证硬件安全；通过远方修改保护定值时，客户机必须通过加密的数字签名核实调度端传送定值的可信度，并通过校验码及数据回送保证定值的可靠性。并且，当客户机向保护传送定值时，必须不能影响保护的正常性能。在这方面，还需要做大量的工作。 

3.规约问题

由于本系统将全网所有微机保护及故障录波器联系到了一起，如果能够解决好信息的组织及传输规约，将对系统实施起到事半功倍的作用。因此，希望参照国外标准，尽快建立国内继电保护信息组织规约。