智能变电站检修机制分析
智能变电站设备运行维护和检修技术
智能变电站设备运行维护和检修技术摘要：2021年，我国国家电网召开新一代智能变电站示范工程建设启动会，新一代智能变电站模块化建设获得突破。
在智能变电站建设如火如荼开展之际，智能变电站运维与设备故障处理也得到了越来越多人的关注，运维与设备故障处理效果对智能变电站的发展具有直接的影响。
基于此，分析智能变电站运维技术、检修技术具有非常重要的意义。
关键词：智能变电站；设备运行维护；检修技术1智能变电站的运行维护方法智能变电站是采用可靠的现代化、环保、集成的智能设备，以通信平台网络化、全站信息数字化、信息共享标准化为基本要求，自动化执行信息测量、信息采集、信息管控、信息维保、信息核算等基本功能，并支持电网智能化调节、实时自动化管控、在线剖析下达决议、多方协同互动等高等级功能的变电站。
智能变电站包括过程层、间隔层、站控层三个层级。
其维护方法包括：（1）电子式互感器运维解析。
电子式互感器和常规互感器运行机理有所不同，仪器构造和技术参数也存在区别。
电子式互感器和普通互知器比较，兼具了高低温全部分开、磁饱和或铁磁谐振不形成、TA二次开路或TV短路风险较小及2次输入输出均为数码信息的特性，但不足之处是容易受到影响，对电气屏蔽要求较高，在小负载工作时2次输入输出偏差较大等。
根据上述分析，在智能站运维时要着重考虑电流互感器的饱和及工作状态，即高压和油位均顺利工作，电流互感器饱和外形无异样，末屏均应连接（避免电磁辐射干扰），电控箱内温度和湿度超过法规限制区域及供电安全可靠等。
（2）合并单元、智能终端运维解析。
智能站整合模块，是将二次转换器的流量与压力等信息随时实现时间上相互整合的物理模块，将电流互感器所导出的各种类型的数值统一转换为标准的数字数据，再利用光纤并借助交换机将采集的所得数据实现通信应用。
智能站综合单元、智慧终端运维时应着重检测设备外形是否正规、有无非正常过热，并检测各间隔电流转换及工作方式指示与实际情况是否相符。
智能站检修机制讨论1
智能变电站继电保护检修机制一、智能变电站继电保护压板投退变得更复杂智能变电站继电保护压板数量的大量减少，并不等于投退压板变的简单明了。
相反，不可能根据二次图纸找到压板的位置来投退。
需要分析IED设备检修机制，结合具体检修工况，进行压板正确投退方式。
传统的基于模拟量/电平量模式的保护检修时，检修人员可采取将电流/电压联接端子连片断开，以及把开入、出口、功能压板退出等措施在回路上保证检修设备与运行设备之间的二次回路完全隔离。
对于智能变电站，不可能通过插拔光纤，更不可能通过改变装置参数配置进行检修/运行的切换。
相对于常规变电站，智能变电站只在智能终端保留出口压板。
出口压板的投退与常规站一样。
智能变电站功能压板只有一个，即检修压板。
根据IEC61850 模型，在合并单元、保护装置、智能终端等每个装置设置一个检修压板，但其投退与常规站是不同的，在检修压板投入时在其向外发送的GOOSE 或者SV报文中增加检修位，接收装置判断检修位标志，当检修位标志完全一致时，方能出口。
二、正确投退压板前应熟悉保护数据物理链路及信息走向1、220kVGOOSE 网示意图220kV GOOSE A 网所联设备：母差保护A 套，母联保测A，线路保护测控A 套，220 kV 间隔的智能单元A、故录、网络分析仪等。
A 套设备上A 网，B 套设备上B 网。
（1）各个间隔合并单元和保测装置采用点对点方式实现电流电压传输；母线电压合并单元级联至各个间隔的合并单元以实现线路同期电压采用4-8 格式；保护的电压切换通过每个合并单元从本间隔智能单元获得刀闸位置信号（也可以与GOOSE 连接从网上取）来实现；母线电压合并单元完成电压并列功能；母线电压合并单元与其他间隔合并单元不同，直接上GOOSE 网，从GOOSE 网取母联开关、刀闸信号，智能单元和保测装置采用点对点方式实现GOOSE 直采直跳。
（2）母差保护和每个间隔的智能单元、合并单元直接连接，母差的跳令和刀闸位置有两条通道（直跳和网跳，直采和网采）。
智能化变电站运维检修管理
智能化变电站运维检修管理摘要：如果要对智能变电站进行可靠性和安全性的保障，就要对智能变电站的运维检修管理作出改善，改善智能变电站的运维检修管理方式，是落实智能电网发展的相关要求。
本文对智能化变电站运维检修管理进行探讨。
关键：智能变电站；运维检修管理；对策1智能变电站运维检修的分析在智能变电站运行过程中，使用的运维检修技术，主要包括三种：事后检修、计划检修，以及状态检修。
第一种检修工作，是设备在发生故障或性能降低后进行的检修，其多为补救型的检修，虽最大限度的利用了设备的寿命，但不能满足当前构建坚强电网的需求。
而在第二种检修中，是在日常的运行维护中，针对可能发生的问题，进行的事先预防性的检修工作，可以对潜在的问题进行提前的发现与解决，该法虽然可以起到一定的预防性作用，但是对于人力物力有着极大的需求量。
最后一种检修，即状态检修，主要是在设备运行中，通过设备状态检测单元，利用在线监测技术，获得当前设备运行状况，综合分析后得出最佳检修时机，由于在线监测方法具有全面性、实时性的特点，可以减少对于人力、物力资源的大量浪费，因此该种检修方法的应用效果十分显著。
2加强智能变电站运维检修管理的对策2.1注重运维检修模式的构建相关管理团队要想有效的提高智能变电站运维检修管理的效率和质量，那么就要先对运维检修管理模式进行进一步的规划，主要体现在以下几个方面：第一，需要对值班方式进行优化。
由于智能变电站在运维检修管理的过程中，值班人员的数量有限，而且值班人员主要负责处理智能变电站运维检修管理中的突发情况，对日常管理工作的开展有所忽视，导致智能变电站的运维检修效果不高。
所以，相关管理团队需要根据智能变电站实际运维检修情况，优化值班人员的值班方式，并对值班人员进行合理的分组和调配，确保节假日和夜间也能顺利的开展智能变电站运维检修管理工作。
第二，对运维检修管理模式进行细化处理。
除了值班人员，相关管理团队还需要对智能变电站运维检修管理模式进行细化处理。
智能变电站运维常见问题及解决思路
智能变电站运维常见问题及解决思路智能变电站运维是指在智能变电站的平稳运行过程中，负责对变电站进行维护、测试、保养、故障诊断及修复的工作。
因为智能变电站的技术含量较高，运维工作较为复杂，因此，智能变电站的运维存在一些常见的问题。
一、智能变电站的系统稳定性问题智能变电站的系统稳定性是指变电站的设备、机器、程序以及系统的稳定性。
一旦出现某种系统故障，就可能会导致变电站无法正常运行，严重时还会引起设备毁损甚至人员伤亡。
为了保障变电站的稳定性，需要针对这些问题采取相应的解决措施。
具体而言，可以采取如下措施：(一)系统维护：及时检查设备的运作情况，并解决任何可能导致系统故障的问题。
例如，对设备进行巡查清洁、加注润滑油等任务。
(二)设备维修：针对设备出现的菜单操作异常、电路故障、线路故障等问题，应及时进行设备维修工作，确保设备可以正常运行。
(三)人员培训：培训智能化变电站的维护保养人员，使其掌握智能化变电站系统的运维知识及应急处置能力，进而提高智能化变电站系统的稳定性。
智能变电站的安全问题主要是指安全设施和管理不到位导致的安全问题。
因为智能变电站本身具有较高的电压、电流，一旦出现电气事故，往往会导致很高的人员伤亡和设备毁损。
为此，在智能化变电站的建设和运营中，必须重视安全管理。
解决这一问题，可以采取如下措施：(一)制定相关安全管理制度：建立健全智能化变电站的安全管理制度，并进行培训和宣传。
在智能变电站中，应充分配备必要的安全设备，例如闭锁工具、安全门、防爆灯等，并定期维护和更换，使其始终处于良好状态。
智能变电站运维人员在设备工作、人员安全方面必须要接受专业的培训和指导，使得智能化变电站的安全管理得到有效的控制。
智能变电站的数据处理问题主要是指在处理数据时存在漏洞或错误，导致数据处理不准确、不及时甚至丢失。
以致对运营管理、预测判断等方面造成很大的影响。
要想解决这一问题，我们需要做到：(一)定期备份数据：在数据处理过程中定期进行数据备份，以防止数据的丢失或被污染。
220KV智能变电站投运一年后全面检验中发现的问题分析及处理
220KV智能变电站投运一年后全面检验中发现的问题分析及处理引言智能变电站是智能电网的重要基础和支撑，智能变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、控制、测量、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能。
而智能变电站是近两年来新上项目，设备的应用安装、调试运行均在不断的探索中，特别是新建变电站的现场安装调试中工作不细、接线调试不到位、调试方法不正确，设备将存在极大的安全隐患，威胁智能变电站的运行安全，应该引起我们足够的重视。
问题的提出：信阳供电公司220KV宜居变电站是2014年新建的智能变电站，2015年进行新投运一年后的全站全面检验工作，在检验中发现问题如下：1.220KV1号主变A套保护接收220kV A套母线保护联跳各侧信号不正确1.1故障描述现场连线为（实抓报文）：实际应为：1.2故障原因分析及影响该连线用于主变高压侧失灵时，启动母线失灵保护动作切除当前母线上所有间隔，同时母线保护给主变保护发送联跳三侧信号，跳开主变三侧开关。
该问题会造成母线故障时，母线保护误切主变三侧，扩大停电范围。
1.3故障处理保护厂家修改虚端子连线，试验结果正确。
2.220kV母线测控装置接收母线零序电压SV虚端子连线与实际不符2.1故障描述SCD文件中220kV母线测控接收零序电压连线为：由虚端子连线可看出，I母零序电压取自A套合并单元，而II母零序电压取自B套合并单元。
经现场试验确认，220kV 母线测控装置只接收一组SV数据，与SCD文件虚端子连线不一致。
2.2故障原因分析及影响该问题影响母线零序电压的正确采集。
2.3故障处理后经测控装置厂家修改配置后，I母、II母零序电压均取自A套合并单元，试验结果与修改后文件保持一致。
3.220kV、110kV母线测控装置无法接受母线合并单元发送的零序电压数据3.1故障描述经现场试验确认，通过测试仪直接加量和合并单元侧加电压，220kV、110kV母线测控装置均无法接收母线零序电压。
智能变电站运维隐患危险点分析及防治
智能变电站运维隐患危险点分析及防治智能变电站在如今的电力系统中扮演着非常重要的角色，它的建设和运维对于电力系统的稳定运行有着至关重要的作用。
智能变电站的运维过程中也存在着各种各样的隐患和危险点，如果不及时发现和处理，就有可能给电力系统带来严重的安全隐患。
对智能变电站的运维隐患和危险点进行分析，并采取相应的预防措施，是非常重要的。
一、智能变电站运维隐患分析1. 人为操作失误智能变电站的运维过程中，操作人员可能由于疏忽或者疲劳，导致不当的操作，使得设备运行异常甚至发生故障。
错误的操作参数设置、误拆线打错开关等。
这些人为操作失误可能会导致设备的损坏，严重甚至对人身安全造成威胁。
2. 设备老化智能变电站需要长期稳定运行，但是设备的老化是无法避免的，设备老化可能导致设备的性能下降，从而带来安全隐患。
老化的开关可能会造成接触不良或者接触过热，增加设备的故障风险。
3. 外部环境影响智能变电站通常建设在室外，受到自然环境的影响较大，比如雷击、台风、暴雨等极端天气可能会对设备造成损坏。
环境中的尘埃、潮湿等因素也会加剧设备老化，影响设备的安全运行。
4. 电力系统故障智能变电站作为电力系统的重要组成部分，可能会受到电力系统本身的故障影响，比如输电线路的故障、负荷过大导致设备过载等都可能对智能变电站造成影响。
1. 人为操作失误的防治措施对于人为操作失误，可以通过智能化的监控系统来提醒和纠正操作人员的错误操作行为。
也可以通过培训提高操作人员的专业技能和注意力，减少操作失误的发生。
2. 设备老化的防治措施对于设备老化，可以定期进行设备的检测和维护，及时更换老化严重的设备，保证设备的正常运行。
采用高质量的设备材料和制造工艺也是防治设备老化的有效手段。
3. 外部环境影响的防治措施对于外部环境的影响，可以通过建设防雷设施、防风设施等来减少外部环境对设备的影响。
在设备的设计和选材上也可以考虑外部环境的因素，提高设备的抗环境能力。
4. 电力系统故障的防治措施对于电力系统故障，可以建立完善的联锁保护机制，及时切断故障设备，减少故障对其他设备的影响。
智能变电站检修及数据异常处理机制与验证研究
同， 那 么 智 能终 端 不 动 作 。 （ ３ ） 母线Ｔ Ｖ合并投入检修 ， 而其 他 的设 备 和 装 置 不 投 入
（ ３ ） 监 控 后 台接 收 到 的 Ｓ Ｖ， Ｇ Ｏ Ｏ Ｓ Ｅ报 文 中 的 ｔ ｅ ｓ ｔ 位 与 装
状 态。
（ ２ ） 当合 并 单 元 与 保 护 装 置 投 入 检 修 ， 保护装 置动作 ， 而
如 果发 送 的 跳 闸 Ｇ００Ｓ Ｅ检 修 状 态 和 智 能 终 端 的 检 修 状 态 不
（ ２ ） 如果智能的 Ｉ Ｅ Ｄ装 置 处 于检 修 状 态 ， 那 么所 有 Ｓ Ｖ， 以
变电 站检 修 处理 机 制入 手 ． 分析 了智 能 变 电 站检 修 及 数 据 的
表 ｌ 智 能 变 电 站母 差 保 护 检 修 处 理 机 制 验 证 试 验 示 意 表
母 差 保 护 线路 ｘＭＵ 母 联 ＭＵ 试 验 结 果 和 方 法
异常处理。
１ 智能变电站 的检 修处理机制
用合 乎 标 准 的 网络 通信 平 台 ， 实现 数 据 资 源 的 共 ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ ， 从 而 实现 等 ， 这 些都 需要 逐 一 进 行 验 证 ， 投 入 线 路 Ｘ、 Ｐ Ｔ间 隔 投 入 压 板
变 电站 设 计 安 全稳 定 经 济可 靠 的 目标 。 在本文 中， 笔 者 从 智 能 进 行验 证 试 验 。试 验 项 目如 表 １所 示 。
但 是 智 能 变 电 站 的 检 修 压 板 的 作 用从 根 本 上 发 生 了 变
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浅析智能变电站现状及管理过程中的潜在问题改进对策
水电工程智能变电站已经在无形当中融入整个社会生产过程中，借助其智能化特点，保证了整个供电系统的安全运行。
智能变电站在运行维护中存在运行不稳定问题待解决，在最初设计当中也存在技术缺陷问题待解决。
为了维护智能变电站系统，在我国电力经济发展中的主导作用，尽量降低因变电站因故障造成的损失，保持其安全和稳定性，找出在管理过程当中潜在的问题，并找出相对应改进对策，已经成为了当下至关重要的任务。
一、智能变电站现状智能变电站在经过2009年5月国家给出发展目标，到2009年8月确定国家第一批智能变电站试点工程，再到现如今已经兴建多个智能变电站，并完成其新建及改造。
变电站从最初的传统变电站，向综合自动化变电站转变，近年来已经发展为数字化变电站，现阶段已经达到了智能变电站发展水平。
智能化变电站采用网络化通讯平台，可自动完成监测保护和控制等基本功能，不需要人工采集信息。
智能化变电站摒弃了传统变电站远程遥控操控系统，实现自动调节，智能控制，远程互动等功能，智能变电站已经成为电力系统中最先进的智能、环保设备，这便是智能变电站现状。
二、智能变电站管理过程中潜在问题智能变电站虽然已经实现平台统一、信息建模统一，已经成为智能的高级应用，但现今阶段，输变电损坏维护问题、新能源消耗问题、技术开发过程中信息保密问题等，都已经成为智能变电站管理过程当中潜在的主要问题。
1.智能变电站系统损耗损坏维护问题。
智能化变电站是基于整个电网，涵盖了智能化电站的全部环节，也融入了很多新的技术和管理理念，在能源结构上发生了新的变化，从曾经适应集中发电，转变为可加入多种电源，从二次网络化发展成为满足网络通讯的高级应用。
正是因为这样全面性的技术进步，导致其损耗过后，维护费用大大增加。
不仅增加了人力成本，而且增加了技术成本，这是智能变电站管理过程中潜在的问题之一。
2.管理过程中新能原消耗问题。
智能化变电站的管理，已经不像其他行业一样只基于人和技术的管理，其涵盖范围的广泛，已经涉及到国家在能源方面的问题。
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智能变电站检修机制分析
【摘要】分析在3/2接线方式下智能变电站完整的线路间隔各个智能单元设备在检修或调试时和其他本间隔及有联系智能单元设备在检修机制上的配合。
【关键词】检修机制；品质因数；三层两网；GOOSE信号
1.前言
在当今智能电网逐步普及，智能化的一次设备和网络化的二次设备将日渐取代现阶段广泛应用的以传统电缆连接一次设备和二次设备，而传统的变电站中从一次互感器到断路器乃至保护、测量、计量屏的交流电流和电压及控制回路都是通过二次电缆链接来实现的，所以对传统变电站的单一间隔来说，单一一次电气元件或二次单元进行检修时只需将本电气单元的交流回路及直流控制回路以及和其他公用运行设备相关联的回路做隔离来实现本单元的检修；对于智能变电站来说：由于使用了智能化的一次设备和网络化的二次设备，所以从保护装置至一次现场安装的智能终端和电子式互感器，用光纤代替了原来繁琐的交流、控制等回路，所以相对智能变电站而言，实现电气单元的检修就不能像传统变电站一样断开相关的回路来实现检修状态，而是要在就地投入检修压板，来实现和其他装置的隔离，本文将从完整的3/2线路间隔来分析智能变电站的检修机制配合。
2.3/2出线路间隔的检修机制
2.1 出线间隔的构成
对于智能变电站来说一个完整的线路出线间隔不论其一次主线采用何种接线方式，从一次设备到二次保护装置都包含在智能变电站所构建的“三层两网”体系中，所谓“三层”是指站控层、间隔层、过程层；“两网”是指介于站控层和间隔层之间的MMS网和介于间隔层和过程层之间的GOOSE网，其中断路器、隔离开关、电子式电流电压互感器（ECVT）包含在过程层中，而智能终端、合并单元（MU）、线路保护及远跳装置、断路器辅助保护装置、线路测控装置以及公用故障录波装置、母线保护装置包含在间隔层中。
对于3/2接线方式的出线（线路出线Ⅰ）组成如图1所示，由属于过程层的边断路器3311、中断路器3310、电子式电流互感器1ECT、0ECT及属于间隔层的3310断路器智能终端、3311断路器智能终端、合并单元（MU）、线路保护Ⅰ/Ⅱ、线路测控装置，故障录波装置、母线保护装置Ⅰ、Ⅱ和介于“三层”之间的MMS网、GOOSE网络组成。
图1 3/2接线方式变电站一次接线图
可见由于智能变电站是由多个网络化智能单元构成，所以智能变电站相对于传统的变电站在结构和功能上和传统的变电站有着很大的区别，对于智能变电站
的检修状态的讨论显得尤为重要，本文将从一个完整的3/2出线间隔在不同装置处检修的角度分别来分析检修机制。
2.2 线路保护装置1至检修
当线路保护装置1投入“检修状态”功能压板，其它装置如：线路保护装置2、智能终端、合并单元、断路器辅助保护、线路过压及远跳保护装置都处在正常运行状态，此时线路保护装置1能够正常采集到由智能终端和线路合并单元上送的开关量和模拟数字量，当线路Ⅰ发生故障时，线路保护装置2动作跳开3310和3311断路器，由于线路保护装置1投入了“检修状态”功能压板，人为对其接收到的数字GOOSE信号进行了改变其品质因数的干预，所以保护装置1只能采集数据，而不能将数据用于逻辑判断，所以当线路保护发生故障时，线路保护装置1不会动作。
同样当其他保护装置正常运行，而对线路保护装置1进行保护功能校验时，由于保护装置投本身入了“检修状态”功能压板，所以在使用实验仪器对其逻辑功能校验时保护功能能正常动作，但是应为其保护动作后发出的跳闸和启动断路器失灵保护的GOOSE信号由于品质因数受到了干预，所以只能终端和断路器辅助保护不对保护动作GOOSE信号进行逻辑判断和出口动作。
2.3 智能终端至检修
当智能终端投入“检修状态”功能压板处检修，同间隔其他装置不投“检修状态压板”正常运行，此时当跳本断路器智能终端的相关保护如：母线保护、线路保护动作或后台测控发出遥控跳闸命令，由于智能终端投入“检修状态”压板，其对本身需要接受的数据进行了品质因素的限定，所以当上述保护跳闸或者遥控跳闸GOOSE信号传输至智能终端时由于品质因数不满足接受方（智能终端）要求，所以不动作于跳闸。
2.4 合并单元（MU）至检修
当MU至检修，投入“检修状态”功能压板，其他保护装置正常运行，此时假如一次设备正常运行或者对电子式电流互感器进行生流实验，其他和此MU有关的保护装置都能接收到MU上送的数字GOOSE信号，由于MU投入了“检修状态压板”对其上送的数字GOOSE信号在品质因数进行了干预，所以其他保护装置只采样不进行逻辑判断，即使电流值达到了保护动作值也不启动保护装置。
2.5 断路器辅助保护至检修
断路器辅助保护投入“检修状态”功能压板，线路保护和智能终端正常运行，对断路器辅助保护进行逻辑校验，由于断路器辅助保护投入了“检修状态”功能压板，其发出的启动线路保护远传发信和跳本断路器及相邻断路器的GOOSE信号品质因数受到干预，所以线路保护和断路器智能终端都不对接收到的GOOSE信号进行逻辑判断，线路保护不发信，智能终端不出口。
2.6 线路保护装置和智能终端都至检修
当线路保护装置和智能终端都至检修“投入检修状态”功能压板，此时对线路保护装置进行保护逻辑校验，由于智能终端和保护装置都至检修，所以对于跳闸GOOSE信号发出者（线路保护装置）和GOOSE信号接受者（智能终端）在发出GOOSE信号和接受GOOSE信号的品质因数要求是一致的，因而当保护装置在调试时保护装置发出保护跳闸GOOSE信号能被智能终端采样并进行逻辑动作于口。
对于其他保护装置如：断路器辅助保护由于没有投入“检修状态”功能压板，在检修状态上和线路保护装置不一致，所以线路保护动作GOOSE信号不能作为断路器辅助保护的失灵开入GOOSE信号参与失灵保护逻辑判断。
2.7 线路保护、智能终端、断路器辅助保护至检修
当线路保护、智能终端、断路器辅助保护都投入“检修状态”压板，此时对断路器辅助保护进行逻辑校验，由于在检修状态和线路保护和智能终端是一致的，所以断路器辅助保护的动作启动线路保护发信和跳断路器的GOOSE信号能分别被线路保护和智能终端接收，作用于发信和断路器出口。
2.8 线路保护装置、智能终端、合并单元都至检修
当线路保护装置、智能终端及合并单元都投入“检修状态”功能压板，对保护装置进行逻辑校验效果如1.5所描述，当对一次电子式电流互感器ECT进行升流实验时，由于合并单元、线路保护装置、智能终端都至检修状态，所以对于数字电流GOOSE信号的上送者（合并单元）和GOOSE信号接受者（线路保护）和执行者（智能终端）在发出的数字GOOSE信号和接受数字GOOSE信号的品质因数要求是一致的，所以当电子式互感器ECT进行升流实验时当电流达到动作值时，保护会动作，智能终端作用于跳闸。
3.结论
对于一个完整的线路间隔，当其中单一的一个智能单元投入“检修状态”压板时当其作为GOOSE信号发出者时其发出的数字GOOSE信号由于品质因数受到干预，所以不能参与其他相关联智能单元的逻辑判别，当作为GOOSE信号接受者时，同样由于品质因数受到干预，所以只接收GOOSE信号，而GOOSE信号不参与本身的逻辑判断。
只有在当本间隔所有智能单元都处在相同的检修状态下时，不论作为GOOSE信号的发出者还是接收者，都能参与其本身的逻辑判断并作出相应的逻辑出口。
因此对只能变电站的检修机制的分析对电网的可靠运行有着重要的意义。