摘要：随着电力系统的迅猛发展，变电站控制与保护系统经历了电磁式、半导体式和集成电路、微机保护的时代；近年来，随着通信网络技术、电子式互感器、在线监测等技术的发展逐渐走向成熟，智能变电站成为电力系统技术发展的必然选择。本文对智能变电站和常规变电站的差别进行简要的分析，提出了调试准备工作及智能电子设备调试技术要点。
关键词：智能变电站；常规变电站；继电保护调试验收
1智能变电站与常规变电站的区别
智能变电站与常规变电站的差异，主要源于数据传输方式的改进和网络通信技术的发展。
首先，智能变电站的过程层由传统的一次设备和智能组件柜组成，智能组件柜中有合并单元和智能操作箱两个装置。合并单元采取就地安装的原则，变电站常规互感器的数据通过交流就地采样电缆传送模拟信号，并将采样数据处理后通过IEC61850–9–1、IEC61850–9–2或者IEC60044–8的协议借助光纤通道发送到需要该模拟量的保护或者测控装置，或者可以通过网络交换机共享数据。智能操作箱解决了传统一次设备和数字化网络的接口问题，作为数字化变电站一次开关设备操作的智能终端，将传统一次设备和保护测控等装置通过光纤网络连接，完成对断路器、隔离开关的分合操作，智能操作箱接收保护和测控装置通过GOOSE网下发的断路器或隔离开关的分、合及闭锁命令，然后转换成相应的继电器硬接点输出。
其次，在常规变电站二次系统中保护装置所须的模拟量信息和设备运行状态等信息通过电缆传送，动作逻辑在多个装置之间传递启动和闭锁信号，在各间隔层设备之间，间隔层和过程层设备之间要用大量的电缆连接，使传统方式下各个保护装置之间存在较多硬开入连线，导致二次回路接线比较复杂，容易出错、可靠性不高；而智能变电站间隔层装置之间通过以太网联系各间隔层设备，通过网络共享电流电压量和开关量信息，借助虚端子完成保护的动作逻辑和相关间隔之间的闭锁功能，其中电流电压量和开关量的传输分别采用IEC61850规约中的单播采样值SMV服务和面向通用对象的变电站事件GOOSE服务完成。
2智能变电站继电保护的调试验收
2.1调试前的准备工作
对于智能变电站，调试前应准备好具备光口的数字式继电保护试验仪，各类光纤及试验线缆若干，与保护装置同版本的SCD文件，保护装置CID文件配置完毕。除了与常规变电站一致的装置外观检查，智能变电站还须检查各类光纤接口的发送功率（–20～–14dbm）、接收功率（–23～–14dbm）以及最小接收功率（–30dbm），其中发送功率和接收功率可直接用光功率计与保护装置连接后读数，最小接收功率须用光衰耗器连接保护装置，逐步降低功率至装置告警后读数即可。此外，还须检查过程层网络及站控层网络的SV、GOOSE、MMS设备的IP地址、MAC地址，VLANID、APPID以及优先级是否正确，GOOSE报文的发送帧数和时间间隔是否符合要求。光纤回路检查，包括光纤外观检查，使用激光笔打光对线，使用光功率计和光源测试光纤衰耗，尾纤、光缆、网线等标识应清晰准确。
2.2合并单元、智能终端、保护装置及其他智能电子设备调试
与常规变电站相比，增加了SV、GOOSE链路检查，二次光缆正确连接时，各装置应无SV、GOOSE链路异常报文或告警灯；MU采样延时试验；装置零漂及交流精度检查；保护闭锁测试，当发生采样值品质异常、传输异常或畸变时，装置应可靠闭锁相关功能，不发生误动作；智能终端动作时间及位置信号测试；保护装置功能检验，各类软压板及控制字投退测试，GOOSE开入检查；故录功能检查。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆各装置间检修位配合测试，各装置只响应相同检修位的信号和报文，如当合并单元与保护装置检修位一致时，保护装置可正常接收交流采样并动作，反之则无法接收采样并闭锁装置。此外，当装置间检修位置不一致时，应有装置报文或者告警灯提示。对于智能站特有的网络分析设备，除通用检查外，还应检查其MMS、GOOSE、SV报文记录功能，存储功能，在线分析报警、离线分析及网络分析功能等。使用具备光口的数字式继电保护试验仪与保护装置连接，载入正确的SCD文件并选取对应间隔，正确配置SV及GOOSE链路，通过模拟故障传动保护装置并接收相关的GOOSE开入来确定其动作逻辑是否正确。断路器防跳及非全相动作检查方法与常规变电站基本一致，须要注意一点，在常规变电站中，可通过短接保护动作出口的方法检查断路器防跳功能，但在智能站中，保护装置是通过光缆将动作信号传输给智能终端，无法短接，因此必须通过在保护装置上模拟故障使其动作出口来检查防跳回路的正确性。
3调试验收中遇到的问题
3.1保护装置压板设置
在智能变电站保护装置中，除了与常规变电站相同的控制字，软压板外，还有一类特殊的压板，即元件投入压板，GOOSE发送、接收压板等。在调试时，须要正确的投入此类压板，相应的信息才能正常传输。此外，对于像变压器保护，母线保护等涉及多个间隔的保护装置，如果调试时只使用其中的部分间隔，则须将其他不用的间隔元件投入压板退出，否则有可能因为这些间隔接收不到正常的信息而导致装置闭锁。
3.2换机网络风暴
智能变电站中部分SMV和GOOSE信息通过交换机在三层两网的结构中传输，由于调试现场频繁插拔光纤和网线，容易出现交换机配错网口，形成大网络中的小环网，这就会导致这些信息无法正确传输，且在几个交换机之间无限循环，形成网络风暴，阻碍调试工作的正常进行。为及时发现和尽量避免此类情况，调试人员在调试前，应严格按照设计要求进行光纤链路配置，调试过程中，插拔光纤及网线做好标记，并重点关注网络分析仪的报文，如有异常及早检查。
3.3数字式继电保护试验仪的设置
由于智能变电站用光缆和虚端子的配合代替了常规变电站直观的二次电缆，因此在进行保护装置校验时，应对SMV和GOOSE传输机制有清晰的了解，在配置试验仪时，应正确的配置SCD、CID文件；SMV和GOOSE的MAC地址、APPID、VLAN；SMV通道数目和延迟；SMV、GOOSE映射等信息。由于智能变电站数字式继电保护试验仪相较于常规变电站的试验仪要进行更多的设置，因此容易出现遗漏。在调试保护装置时，如果保护装置未能正常采样或动作，可优先检查上述设置是否配置正确。目前常用的数字式继电保护试验仪种类繁多，但功能大同小异，在配置时可参考具体的试验仪说明书。
4结束语
从上文可以看出，由于智能变电站一次设备智能化和信息传递网络化两大转变，在继电保护调试验收工作中，SCD文件是全站验收的基础支撑，电压电流量和开入开出量是信息传输的主体，智能变电站相对常规变电站变化的不是保护间的逻辑关系，而是传递各种信息的载体、压板的投退方式以及检修机制。在调试验收工作中应该求同存异，不畏摸索、及时总结，就能逐步掌握智能变电站继电保护调试验收工作。
参考文献
[1]智能变电站继电保护检测与调试方法研究[J].雷从冀,孙茂春.科技与创新.2015(17)
[2]刍议智能变电站继电保护调试方法与应用[J].倪登荣,倪晓琴.信息通信.2013(08)
作者简介：
刘成君（1989.3），男，重庆云阳人，单位：云南电网有限责任公司昆明供电局，研究方向：变电站继电保护
论文作者:刘成君
论文发表刊物:《电力设备》2017年第3期
论文发表时间:2017/4/26
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