现在很多地方的变电站都是综自站了，但是同时在运行维护上也遇到了很多难题，那么在这里列出几点综自站运行维护中应注意的几个问题，希望对大家有所帮助综自站运行维护中应注意的几个问题
电力系统的飞速发展对继电保护不断提出更新的、更高的要求，同时电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断地注入了新的活力。在不到半个世纪里，微机保护技术逐步成熟，并广泛推广应用。特别是在农网改造的大好机遇下，微机保护在短短的一年时间里，在我县电力系统所有变电站和部分发电站中大规模的运用。
由于有些厂家在对装置的设计生产过程中，对保护原理的实现途径、认识的角度不同，出现了一些与先进的技术不相称的问题。如说明书编写不当，技术文件不规范，重原理介绍，轻使用说明，尤其是对投运时的向量检查方法一般都很少涉及；缺乏专用调试软件和专用工具，对售后技术支持重视不够；有的产品由于对用户的使用需求了解不够，在面板设计、信号灯设置、打印输出信息等方面给运行带来不便等等。这些问题往往是由于认识上的原因而成为问题，以至影响了用户对产品的正确使用，影响了产品效益的充分发挥，甚至还对现场运行产生潜在的影响。现就综自方面运行维护中需要注意的问题提出来，供大家参考。
一、控制回路的监视功能不够完善。
控制回路主要指控制机构与执行机构之间的电气回路。常规的保护装置中，采用红、绿灯来监视控制回路的完好性，当控制回路断线后，红、绿灯熄灭，同时“控制回路断线”光子牌亮，事故预告音响动作报警提示值班人员。但在现在综自站中声光报警由后台监控系统取代。在我县的大部分综自站所采用的设备中，后台监控都不具备控制回路断线报警功能。只能*监视保护装置上的红、绿等来判断控制回路的好坏。而且还有几个站所用装置红（绿）灯的设计也不够完善，给平常的运行维造成一定的误区。例如：重庆新世纪生产的EDCS系列保护装置将控制回路的监视和开关位置的监视分开。‘分合回路’指示灯，主要监视控制回路的完好性。‘分合位置’灯主要监视开关的位置，只有在‘分合回路’、‘分合位置’都正常时开关才能进行相应的操作。平常在运行中应该注意每个灯的作用。再如：深圳振华生产的CDJJ系列保护装置开关合上以后红灯亮，开关分开以后没有位置灯。只有通过保护装置有无其他信号来判断控制回路的完好性。
二、电压监视回路存在以下缺陷。
1）、电压回路没有保险
有些厂家为了简化设计和节约成本，在保护屏上没有设计电压二次回路保险端子（主要是许昌生产的WXH系列保护装置）。同时在变电站安装设计时户外装置与户内装置没有很好的衔接，导致有部分变电站电压二次回路没有安装保险端子。运行十分危险，随时有烧毁电压互感器的危险。建议迅速完善。
2）、单相接地或PT回路断线报警不完善
我县电网10KV、35KV系统属于小电流接地系统（即中性点不接地。野三关变电站安装一组消弧线圈接地至今没有投运）。该系统最大的优点是发生单相接地故障时，并不破坏系统线电压的对称性，系统可继续运行1～2h，运行人员在规定时间内判定出故障线路使之与系统隔离，以防止故障的进一步扩大。在原来的常规变电站中，采用最传统的绝缘监察装置，该装置主要监视二次线圈电压及三次线圈开口三角形电压大小。当发生单相接地故障时，开口三角两端出现零序电压，电压继电器动作，发出预告信号。但在现在综自站中声光报警由后台监控系统取代。但是在现在所运行的自动化站中大部分不具备此项功能，或者没有完善。甚至有些站所的保护装置不能够方便的显示电压的采样数据（例如：大变、水变只能显示一个线电压），后台又没有此项功能。导致值班人员不能可*监视系统电压、及时发现故障，以至系统内多次造成因单相接地故障没有及时发现，导致故障扩大、伤害人身及动物的事件。
在配电网事故中，单相接地故障率很高，据有关资料统计约占80，可见10kV单相接地故障发信正确率同变电所的安全运行关系极大。建议迅速完善。如果厂家能够从后台解决的就从后台解决，不能解决的就加装传统的绝缘监察装置或者加装小电流接地装置。
三、小电流接地选线装置功能有待完善。
最传统的绝缘监察装置，其优点是投资小，接线简单，操作及运行维护方便；其缺点是只发出系统接地的无选择性预告信号，不能确切判定发生接地的故障线路，运行人员需要通过拉路分割电网的方法来进一步判定故障线路，影响了非故障线路的连续供电。甚至可以说该装置的优点是以牺牲非故障线路的供电可*性为代价的。随着城乡经济的快速发展，该种无选择性的绝缘监察装置已不适应于城乡经济对供电可*性的要求。
在我县系统的运行中，多次发现单相接地时不能及时发现和处理，导致故障扩大、伤害人身、伤害动物的现象时有发生。
根据我县电网的现在实际情况：10KV网络属于非接地系统，而且有几个站已经安装了三相电流互感器或外附式零序电流互感器，条件比较成熟。故障时故障电压及电流的特点比较明显。小电流接地选线功能容易实现。投资比较小，适用性比较高。建议公司完善小电流接地选线装置。
四、机卡保护需要完善。
机卡保护是防止开关拒动或开关动作后辅助接点没有断开，防止分（合）闸线圈长期带电而烧毁保护装置操作板或分（合）闸线圈的一种保护。而且保护装置操作板烧坏以后，控制回路位置灯无法监视，但此时装置已经不能够正常出口分、合闸。严重威胁系统的安全运行。由于我县所有发、变电站全部没有此项功能（西壤坡变电站LFP系列保护装置、原来五洋公司生产的ZBK系列保护具有此项功能），所以平常在运行维护中要特别注意检查开关的分、合闸线圈和保护的操作板。
建议从两方面来维护和改造：1、加大维护巡视力度，对开关活动部分要经常注意打油，平常注意观察开关跳合闸线圈、辅助接点，对停运时间比较长的开关投运前最好做一次空载分合试验。观察有无异常。2、控制回路的正、负操作电源选用小型空气开关保护控制。3、加装机卡保护装置。当机构发生拒分、拒合时，保护动作断开操作电源；对于微机保护可以要求厂家用软件功能实现。
五、建议重合闸装置根据实际情况投入。
在前几年，公司为了提高供电的可*性，对系统内大部分重合闸装置予以加用。但在现场的运行中也出现一些问题。一是：有的开关运行维护不到位，开关多次自动分合，导致分合闸线圈及操作板损坏，留下隐患。二是：有的线路质量差，在雷雨天气里，因线路重复接地，开关重复动作。笔者在试验中发现有的站有的线路有时一天开关重合二十多次，对系统安全运行造成极大的威胁。建议重合闸在投运时根据各站所实际情况加用。
六、装置其它缺陷。
1）、没有配备保护压板。给试验和检修带来不便。例如金果坪变电站采用重庆新世纪的保护装置就没有配备保护硬压板。
2）、没有手动操作把手
例如金果坪变电站采用重庆新世纪的保护装置、野三关110KV线路都没有配置手动操作把手，手动操作需要到室外开关上进行。遇到紧急情况时，因处理不及时就有可能导致故障扩大。
3）、有些装置没有配备交流回路的采样菜单。给平常运行、维护、试验带来不便。
4）、有些保护装置保护动作以后，保护装置上不能显示或保存保护动作记录。给试验、事故分析带来不便。