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摘要：现今时代，我国信息化技术得到大力发展，智能变电站建设数量越来越多。在智能变电站规划建设中，需要应用各类先进技术和设备，同时还必须加强安全管理，保障变电站系统运行正常。继电保护装置是确保智能变电站稳定运行的关键，因此，亟需对智能变电站继电保护装置的调试以及应用进行深入探究，这样才能够充分发挥职能变电站继电保护系统的应用效益。
关键词：智能变电站；继电保护；调试验收要点
引言
目前，随着国内智能变电站的投运，对智能变电站保护装置功能校验的要求也越来越高。智能站中大量的光纤代替了电缆，传统的电缆接线方式转换成站内的虚端子连接，使得智能变电站与常规变电站的保护装置校验工作产生了一些变化，随之出现了许多不同的保护校验装置，虽然校验保护装置功能的原理上并没有太大区别，但使用方法和适用范围中，仍有明显不同。由于智能变电站保护装置所采集的信息通过光纤传输，进行保护装置功能校验时，需要借助光纤通入数字量，而常规站中所使用的调试仪器没有光口，无法满足要求，这要求我们选择智能的保护调试仪器，而调试仪器又有多种厂家，不同厂家的仪器所实现的功能也存在不同之处。
1智能变电站定义
对智能变电站而言，其与传统变电站相比有很多发展优势。第一，数据的收集展现为数字化。依据光电形式的互感设备，让信号的收集工作更加现代化，不但可以合理整合一二次电气体系，而且有助于提升测算的精确度，以此提升信息集成化的高效性和科学性；第二，系统的分层展现为分布化特点。分层体系具有分布化，可以提出分布式的配置，此时主要是以目标为基础进行划分，引用中央处理器的方式，对信息进行处理和计算；第三，信息沟通展现为网络化特点。通常来说，变电站在依据数字自动化体系来传递信息的过程中，主要进行下述工作：各层间的信息传递、过程中的智能传感设施与间隔层内设施的信息传递等。
2智能变电站继电保护的优势
（1）智能变电站的继电保护结构较为紧凑，占地面积仅为传统继电保护的三分之一，有利于节约土地资源；（2）智能变电站的设备通常为工程预制化生产，其优势在于能缩短智能变电站建造时间，节约生产成本以及建设成本，确保电力系统稳定性的同时提高企业经济效益；（3）智能变电站继电保护相比传统继电保护而言，对环境的适应性极强，在地震多发和高海拔地区都可以正常使用，确保该地区居民的正常用电，保障人们的生活质量；（4）智能变电站继电保护采用的信息技术可对整个系统进行管理和控制，自动化程度较高，能够实现无人变电站，节省人力成本的同时确保系统高效有序运行，当出现突发状况时系统会自发向控制中心报警，帮助工作人员及时采取措施排查问题并采取针对性措施解决问题；（5）智能变电站继电保护产生的噪音较小，能够有效避免噪音污染。
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3智能变电站继电保护调试验收要点
3.1二次回路
（1）双重化配置的两套保护及其相关设备（合并单元、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一对应，且每套系统的直流电源应相互独立，取自不同蓄电池组供电的直流母线段；2个智能终端应与断路器的2个跳闸线圈分别对应；同一系统的装置电源、断路器操作电源应分别由独立的直流空开供电；智能终端的遥控出口应有独立压板。
（2）直流回路不应存在寄生回路；直流开关均合上时任一直流开关断开后，其下口正负极对地和正负极之间不应再有直流电压；信号回路应配置专用的直流空开，而不与其它回路混用。
（3）电流互感器的二次回路应有且只有一点接地；独立或与其它电流互感器二次回路没有电气联系的应在开关场一点接地；几组电流互感器二次组合形成的电流回路，只应在保护室相关保护柜屏内一点接地。
（4）双母线系统的母线PT在保护室一点接地，线路PT在就地接地；单母线的PT在就地接地；对于重合闸检同期回路的两组PT，若中性点不在同一地点接地则应分别引入检同期回路；电压互感器二次绕组的4根开关场引入线和开口三角绕组的2根开关场引入线必须经不同电缆引入保护装置。
3.2保护装置调试
（1）保护装置只设“置检修”硬压板，当该压板投入时，装置上送报文带品质位信息，影响保护装置逻辑数据采集和逻辑判断。
（2）主控室内保护装置宜采用直流B码对时；就地布置的保护装置、合并单元和智能终端宜采用光纤B码对时；光波长1310nM的接口应满足发送功率－20D～－14DBM、接收功率－31～－14DBM的要求。
（3）采样值虚端子连接应与SCD文件一致；SV投入压板应与输入的SV数据一致，否则应报采样异常告警同时闭锁保护相关功能；GOOSE虚端子开入开出应与SCD文件一致，GOOSE断链、检修不一致条件下应显示对应告警信息并上送报文；模拟各种类型的故障，检查装置逻辑功能及动作行为的正确性。
（4）合并单元宜采用DL／T860．92—2016规定的数据格式通过光纤接口向保护、测控、计量、录波、PMU等智能二次设备输出采样值；合并单元的采样频率为4000Ｈｚ，且采样值发送间隔离散值应不大于10μS；合并单元电压切换及并列逻辑应正确。
（5）智能终端收到GOOSE命令到继电器出口动作的时间应不大于5MS；重合闸闭锁逻辑应完整正确；本体智能终端包应包含完整的主变／高抗本体保护、调档及测温等。
（6）故障录波器SV和GOOSE信息采集、记录、故障启动判别、录波文件远传等功能应有效；继电保护信息子站通过站控层网络召唤全站保护装置定值区、定值、软压板、保护模拟量、保护开关量、保护录波信息等功能应有效。
3.3整组传动试验
（1）检查各保护装置之间的配合关系、直采直跳唯一性、保护和断路器动作行为的正确性；故障录波器、保护信息子站、自动化监控系统信息采集的正确性。
（2）线路纵联保护、远方跳闸等应与线路对侧保护进行联动试验，且两侧保护应正确动作；重合闸的充放电条件、动作逻辑和动作次数应满足整定要求。
（3）母差失灵保护、主变失灵联跳及安全自动装置应通过实际传动的方式来确认虚端子连线和动作逻辑正确。
（4）通过实际传动的方式，确认保护装置、合并单元、智能终端之间“检修”逻辑正确。
3.4带负荷测试
（1）启动投运前应对所有二次接线、光纤、连片等进行紧固；保护装置、二次回路及过程层链路通信应正常；装置定值整定应正确，试验记录完整、结论正确。
（2）采用负荷电流及工作电压检验新保护装置。一次设备带电后，应检查交流二次电压电流的幅值及相位关系与当时系统潮流大小及方向的一致性，确保电压电流极性和变比正确。变压器充电时还应检验差动保护躲过励磁涌流的能力。
（3）对于常规互感器，应在合并单元输入端进行核相。二次电流回路中性线电流的幅值和二次电压回路中性线对地电压幅值应在正常范围内。
结语
当前，智能变电站继电保护验收工作对项目组织、人员技术水平、仪器仪表等提出了更高的要求。在实际现场验收过程中应严格执行继电保护反措和检验规程，注重验收细节，排除影响运行的不安全因素，为电网稳定运行打下坚实的基础。
参考文献：
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[2]宋阳.智能变电站继电保护调试方法及其应用探析[J].社会科学：文摘版，00174-00174.
[3]孙宁，马振华.刍议智能变电站继电保护调试方法与应用[J].工业B，2015（20）：299-300.
论文作者:陈志伟
论文发表刊物:《防护工程》2019年15期
论文发表时间:2019/11/29
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