（3）基于风险受控的智能变电站不停电检修。对于完全双重化配置的保护，提出结合“离线仿真测试”、“网络直连传动”等试验保障方法，通过轮停单套保护完成间隔内一次设备不停电的检修工作，解决了双套配置智能化保护故障更换涉及间隔智能终端、合并单元、母线保护等多设备联合调试和母线扩建间隔需设备大面积停役配合难题，有效降低智能变电站检修难度和停电时间。
    1.5改扩建管控
    针对采用间隔轮停改造方式将常规变电站改造为智能变电站时，存在新上智能设备与原有传统设备接口问题，研制了同时具备传统开关量输入输出功能和GOOSE报文输入输出功能的GOOSE报文开关量转换装置。在500kV双龙变改造的工程实践中，单间隔停电改造时间从30天缩短为15天，同时保障了改造期间保护功能完整性。

    2 空间维度
    在空间维度方面加强变电站继电保护全方位、多层次远程管控，建设分布式二次设备在线监测与分析系统。运维站侧重点在远程可视化在线监视，检修单位侧重点在智能缺陷分析技术，调度端侧重点在电网故障自动分类和诊断。
    2.1面向运维站的远程可视化在线监视
    将智能变电站的保护信息流分解梳理，通过厂站端远动通信工作站传输继电保护信号，实现保护设备的远程全景可视化和远方控制。保护设备的远程全景可视化将保护设备的液晶面板、告警灯信息和软压板状态在远方进行全景化展示，将实时采样值、运行定值、装置自描述、压板状态、告警记录等自动化系统无法显示的信息在远程画面中实时展示。保护设备的远方控制主要包括远方在线切换定值运行区、远方复归微机保护信号、投退软压板等功能。
    2.2面向检修单位的远程诊断与应急抢修
   （1）基于插件级缺陷定位的继电保护远程诊断。通过装置告警软报文信息分类梳理，推断可能的故障设备、故障类型，实现精确到插件的继电保护缺陷定位，完成二次设备从“就地运维”到“远程运维”的精益化转变。
   （2）基于辅助决策应用模块的继电保护状态检修体系。应用继电保护状态检修软件（如图2所示），以继电保护状态检修辅助决策应用模块为核心，建立保护设备状态评价数学模型，根据实时、历史监测数据和保护历史动作情况，进行综合分析诊断，合理安排检修方案。

   （3）基于实时监测系统的应急抢修辅助决策系统。整合SCADA系统、故障录波及子站联网系统、3G视频系统等实时监测系统建立继电保护应急抢修辅助决策系统。突破原有应急检修作业严重依赖现场提供详细数据分析预判的瓶颈，由应急指挥人员在中心给出诊断结果，指导现场维护人员进行装置的检修工作。
2.3面向调度端的故障层级分析及智能分类判别
    针对大量故障录波器同时启动录波的事故场景，传统故障录波器无法对故障信息进行判断筛选，调控人员无法在第一时间快速、准确了解到电网故障信息。对此，调度端通过对电网故障时所有保护动作信息进行筛选和智能分析，形成装置级、变电站级、电网级三级故障报告，同时实现区内（外）故障自动分类、故障简报自动推送等功能，极大地提高了调控人员快速判断和处理事故的能力，加快了故障恢复速度。

    3. 业务管控
    在业务管控方面，加强继电保护业务的标准化作业及闭环管理，保障各项管控措施落到实处。为此，编制了《区域集中联调基地管理办法》、《智能变电站继电保护首检式验收规程》、《浙江电网110^-500kV智能变电站继电保护现场运行规程》、《智能变电站运行异常处理手册》等规程规范；组织制订了《500kV智能变电站继电保护装置及二次回路检验规程》11套、220kV及以下智能变电站检验标准化作业指导卡86套等系列标准化作业指导书、指导卡，有效提升了智能变电站继电保护现场作业的标准化、规范化水平，保障了继电保护多维度管控顺利推行。

    4 结束语
    浙江电网通过基于时间、空间和业务三个维度构建的智能变电站管控手段和立体保障体系研究、探索与实践，保证了智能变电站“零缺陷”投产、运行阶段全业务精益化管控，实现了装置运行工况、压板状态等远程巡视，保护设备异常远程快速诊断和状态评价，及故障层级分析、区内（外）故障自动分类和故障简报自动推送等功能，提高了运行、调控人员快速判断、处理设备异常和电网事故的能力，完善了远程运维手段，保障了电网安全稳定运行。
 

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