宜昌供电公司 湖北宜昌 443003
摘要：智能变电站已在全国各地相继投入,发展势头相当迅猛，由于都是新事物，目前国网公司运行维护方面仅只有几份指导性规程，规程的细化需要全体工程试验人员来不断的完善，本文便从现场继保调试方法及心得，以及调试内容方面作一介绍。
关键词：智能；变电站；调试
一．引言：
国家电网公司电网2009年5月提出建设坚强智能电网，从2011年开始智能电网发展进入全面建设的新阶段，湖北省公司在2011年度内完成第一批8座智能变电站的改造任务，随后几年内宜昌地区智能变电站逐步增多，现如今已达21座，占变电站总数的四分之一，通过几年的智能站的调试体验，现将我的一些体会总结呈现出来同大家一起分享和探讨。
二．智能变电站继电保护结构的变化
传统的微机保护模型是通过电缆收集被保护设备的二次I、U等模拟量，以及开关机构等其他外围设备状态信息量，然后通过逻辑单元计算，最后输出其策略行为，它是一典型的开环自控系统。对于模拟量的采集、开关量的输入输出以及逻辑运算均在一个装置设备中完成，因而联系上述各个单元均是各式的电缆。的其结构示意图如下：
智能变电站是一个全新的概念，其定义是：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、测量、控制、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，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。 由于信息数字和共享化，如今的继电保护已经从结构上发生了巨大的变化，对于被保护设备的模拟量信息就在现场转化完成，即将传统的微机保护AC采集板变成现在就地安装于端子箱内的合并单元MU，传统微机保护的开关量的输入输出板变成现在就地安装于端子箱内的智能终端，联系这些单元的电缆变成了光缆。以下是智能化保护的结构图：
三．智能变电站继电保护现场调试
智能化变电站内继电保护带来了结构上的变化，仔细研究发现，真正涉及到继电保护逻辑原理并没有发生什么变化，因而对于现场继电保护检验，依然遵从多年来积累下来的宝贵经验，将保护分成两大块进行检验，即各个设备的单体调试以及联系在一起的系统调试。
（一）单体调试：
1、合并单元
①绝缘测量
②配置文件检验
结合工程设计虚端子图，检查其配置文件一致性。
③零漂及采样。
在静态时读取装置的采样零漂值，然后从合并单元采集板卡前端加模拟量，经数据转换装置到合并单元、精度、线性度以及相角，由于61850规约规定所传送的模拟量均是一次值，所以之前的关于MU的配置变比及相关参数一定要准确无误。对于合并单元前有级联采集量的情况，一定要在两者合并器上同时施加电量，来检验其变换电量的相角以及幅值是否满足要求，如果没有提前设置修正参数时，便会产生角差。
④状态检查
合并单元“检修状态”压板投退情况下，输出量是否带品质位。
⑤光纤输出功率检查
根据装置标称发送光功率值，检查其是否满足要求。
2、保护装置
检验项目同传统微机保护，主要有以下测试项目：
①定值及软件版本核对, 配置文件检验
②绝缘测量
③SV采样试验：
1)零点漂移检验；
2)各电流、电压输入的幅值和相位精度检验；
3)采样异常闭锁检验。
④GOOSE通信试验：
1)开入功能、开出功能检查；
2)控制命令记录功能检查；
3)中断告警及闭锁功能检查。
⑤状态检查
装置在“检修状态”压板投退情况下，输出GOOSE跳闸等信息量是否带品质位。
⑥光纤输出功率检查
根据装置标称发送光功率值，检查其是否满足要求。
⑦装置加上电源、断电、电源电压缓慢上升或缓慢下降，装置均不应误动作或误发信号；当电源恢复正常工作后，装置应自动恢复正常工作。
⑧保护功能及定值校验、传动试验。
根据现场试验设备情况，分别采用两种方法和手段，即：模拟量微机继保测试仪，数字式微机继保测试仪。当现场有数字式微机继保测试仪时，试验手段类似传统方法来检验保护的动作特性，此处不做过多说明。假如现场没有数字式微机继保测试仪时，利用传统模拟量微机继保测试仪也可解决问题，推荐在一个站内多采购一套合并单元和智能单元装置，当检验保护特性时，将相应间隔的配置文件导入该装置，即将模拟量加至合并单元，经转换后输入至保护，动作结果经智能终端反馈至测试仪，结构如下：
使用该方法相对麻烦一些，但对于检测装置的特性方面有一定优势，因数字式继电保护校验仪也仅处于不断发展和完善的过程中，根本上替代模拟式检验仪需要不断的论证和鉴定。
（二）系统调试：
当各个装置调试合格，全站三层两网搭建完成，相应通讯参数及配置结束后，并检查其通信正常，然后进行以下步骤：
1、在各个室外智能柜的合并单元施加一定电量，检查其所接的保护、测控、故录以及电度表反应的各种采样值数据完整正确。
2、模拟故障带实际断路器传动，保护直采直跳回路正确，开入开出、元件功能正确，遥控输出正确。
3、单元装置与系统层设备、过程层设备之间的通信正常，数字量接收/发功能正确。
4、保护功能与其他智能电子设备间的相互启动、相互闭锁、位置状态等网络信息交换功能正常。
5、装置在线自动检测功能和自检信息输出正常，如：装置异常信号、电源消失信号、出口动作信号等。
6、装置时钟同步信号接收功能正常，对时精度误差应不大于±1ms。
7、接地可靠、工作电源回路正确，输入、输出回路正确。
8、故障录波装置和网络报文记录分析装置与系统层、过程层网络/设备之间的连接正确；录波器、网络报文记录分析装置对应 SV 网络、GOOSE 网络、MMS 网络的相互独立数据接口控制器完好、状态正确，所有记录 MU、过程层 GOOSE 网络信息的功能正常。
通过以上各项试验，均合格后，就可送电作带负荷检查，一切有关测量、计量、保护、故录等显示数据正确后，便可表示调试成功。
四．结束语
对于宜昌地区首座110KV变电站智能变改造，智能设备工厂调试持续了两个多月，前后发现了很多问题，有许多问题是以前从未有过的，说明智能变是一个不断发展的过程，随着智能变电站建设力度的加大，相应调试以及后期维护也要与时俱进，望通过此文能为广大工程技术人员提供一点点技术活帮组。
参考文献：
[1]智能变电站继电保护技术规范: 2010
[2]变电站智能化改造技术规范，2010
[3]关于印发智能变电站继电保护技术原则的通知 ，2010
[4]湖北电网智能变电站验收技术规范（0822征求意见稿） ，2011
作者简介：陈泽华，男，继电保护高级技师、高级工程师，宜昌供电公司，主要从事继电保护工作。
论文作者:陈泽华,朱长东,倪呈祥
论文发表刊物:《基层建设》2017年第32期
论文发表时间:2018/1/23
标签：变电站论文; 智能论文; 装置论文; 单元论文; 微机论文; 继电保护论文; 功能论文; 《基层建设》2017年第32期论文;