智能变电站继电保护检测与调试研究

摘要：近几年来，智能电网建设成为了电网发展的一种必然趋势，大批智能化变电站陆续投入运行。相比传统变电站，智能化变电站具有更加高效的资源利用、更加环保和高度自动化、信息化的工作模式等优点，其运行效率和水平明显优于传统变电站。智能变电站继电保护及相关二次系统是智能变电站运行的关键核心。由于技术先进、系统集成度高，因此运行维护、检修试验难度大，调试工作量也有所增加，为此，加强对智能变电站继电保护的检测与调试的研究就十分必要。笔者结合相关文献与实践经验，对智能变电站继电保护的检测与调试方法进行了简要分析，希望为相关工作提供一些帮助和参考。

关键词：智能变电站；继电保护；检测；调试

中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）05（c）-0000-00

1引言

按照国家电网公司“立足自主创新，以统一规划、统一建设、统一标准为原则，建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化特征的坚强智能电网”的发展目标，智能电网建设的逐步加快，新建和改造智能变电站项目增多，本公司已分别有2座220kV和2座110kV智能变电站加入系统运行，出现了变电一次设备智能化和二次设备网络化。智能变电站二次系统设备基于IEC61850 标准建设，以系统配置文件（SCD文件）描述二次回路的联接和功能配合，成为变电站二次系统的核心。传统的二次电缆连接被光纤以太网替代，输入/输出电气连接端子接口被网络通信接口取代，交流电流、电压及直流控制、告警等信号被SV（以报文形式传输的采样值）、GOOSE（面向通用对象的变电站事件）所取代，二次回路概念发生了巨大的变化：保护调试过程的大部分电信号变为通信报文；保护端子排二次电缆对线，转变为对照图纸检查SCD/ICD文件的虚端子的一致性。在此情况下，继电保护检测与调试的方式和难点也发生了变化，需要通过验证基于网络通信的“二次回路”的正确性和二次系统网络通信过程与系统配置一致性，来确保继电保护功能的完备、正确、可靠。笔者通过查阅相关文献，并结合自身经验，对智能变电站继电保护的现场检测与调试重点工作概述如下。

2智能变电站继电保护的调试方法

2.1调试准备

智能变电站ICD文件为变电站内智能电子设备的实例配置和通信参数，SCD文件为智能变电站系统配置信息的变电站配置文件，ICD文件由厂家给出，SCD文件由设计院给出，在现场调试之前需检测这两项文件的合法性，确定ICD文件是否符合相关标准、规定且能够为设计工作开展提供支持；SCD文件是否能够直接用于联测和调试。厂家提供的ICD文件和虚端子必须与装置完全保持一致。各厂家装置版本、检验码、ICD文件等要与系统集成厂商联调时保持一致，在现场不允许再进行变更。

在现场调试前，应将所有保护装置的程序版本号和版本信息、配置文件、GOOSE网、SV网、MMS网组网编号作详细记录，用于变电站投运后软件版本升级或装置配置更改后的对比。所有装置背后的连接光纤、尾纤编号应准确、规范，确保装置间的联络关系能够准确定位，便于投运后的装置定检和事故处理。

因为智能站保护大量使用了数字化技术，调试方法发生变化，需要网络联调，使用的试验仪器设备发生变化。其主要调试设备如表1：

表1 智能站保护主要调试设备表

2.2调试步骤

智能变电站结构如图1：

图1 智能变电站结构图

根据智能变电站的结构，保护现场调试分为单体调试和分系统调试。

2.2.1单体调试

单体设备主要指间隔层、过程层智能组件，包括保护、测控装置、合并单元、智能终端（智能操作箱）、故障录波装置、网络交换机等，是实现分系统功能硬件设备的组成部分。单体调试主要是对单体设备及其二次回路的基本功能进行检测和试验，确保功能符合相关技术规范和设计要求。

1）保护装置功能测试。进行保护逻辑功能试验；检查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，保护定值整定功能；检查保护直采直跳回路，开入开出、采样值、元件功能等；

2）测控装置功能测试。检查单元装置与系统层设备、过程层设备之间的通信，数字量接收/发功能；检查模拟量采集测量精度；检查当地/远方参数设置、保护信息上送功能，装置在线自动检测功能和自检信息输出等；

3）合并单元测试。

（1）输入输出功能测试。检查电压/电流互感器输入信号和测量转换功能，输出至保护、测控、录波、计量等不同二次设备的SV信号是否正确；

（2）合并单元同步功能测试。用合并单元测试仪检测多台合并单元输出报文的时标是否一致，同步误差应不大于±1μs。

（3）合并单元守时功能检查。断开合并单元的同步时钟，通过分析工具对比其与其他正常合并单元输出报文的时标，10min内满足4μs同步精度要求。

（4）异常情况下的处理。在电源中断、电压异常、采集单元异常、通信中断、通信异常、装置内部异常等情况下，合并单元不误输出采样值。

（5）合并单元电压切换功能。分合母线刀闸，测试各种情况下合并单元的切换动作逻辑。

（6）PT合并单元电压并列功能。通过PT加一次电压到合并单元，分合断路器及刀闸，测试各种并列情况下合并单元的并列动作逻辑。

4）智能终端测试。

（1）GOOSE报文处理时间及智能终端动作时间检查。根据SCD文件的GOOSE连线，用继电保护测试仪对智能终端输入GOOSE，检查从输入GOOSE到继电器出口时间，智能终端从收到GOOSE命令至出口继电器接点闭合的动作时间应不大于7ms。

（2）智能终端压力闭锁回路检查。模拟断路器压力降低，测试智能终端能否断开操作回路。

（3）跳合闸出口压板检查。投入或退出跳合闸出口压板，测试智能终端能否跳开断路器。

（4）跳合闸保持电流检查。连接断路器，测试智能终端能否正确可靠地分合断路器。

（5）智能终端GOOSE断链后信号预警机制检查。断开智能终端的GOOSE输入，测试报警功能是否正确。

5）故障录波装置测试。包括录波器屏后接线及尾纤检查、定值核对及检查、面板指示灯检查、自检检查、光接口的检测、输入量启动检查、GOOSE启动检查。

6）故障信息系统测试。子站和保护间的通信状况，子站和主站的通信状况，以保证保护和录波器的故障信息正确的传送至子站和主站。

7）网络分析功能测试。用网络测试装置模拟各种正常及异常状态的GOOSE报文、采样值报文、MMS报文，网络分析装置应对报文正确识别及分析。检测内容应包括：报文合法性、GOOSE报文结构及内容、SMV报文结构、SMV连续性、SMV频率、SMV同步性、通信中断、网络风暴等。测试包括：记录完整性测试、时标精度测试、告警功能测试、分析功能测试等。

2.2.2分系统调试

按照变电站继电保护自动化系统的功能分类，在单体调试完成的基础之上进行本部分的分系统调试工作。主要包括：

1）SCD文件测试。从SCD中导出虚端子表，逐项测试。

2）站内网络系统检查。检查合并单元与保护设备、保护设备与智能终端之间的光纤连接是否正确，检查光纤回路的衰耗是否正常。以太网光纤和FT3光纤回路（包括光纤熔接盒）的衰耗不应大于3db。

3）监控系统检查。检查与计算机监控系统功能相关的MMS、GOOSE、SV通信状态。进行遥信、遥测、遥控、遥调、同期控制、全站防误闭锁、顺序控制、自动电压无功控制、定值管理、主备切换等功能调试；进行监控功能整组测试。

4）全站同步时钟测试。检查全站对时系统的接收时钟源精度和对时输出接口的时间精度；检查外部时钟信号异常再恢复时，全站统一时钟源自守时、自恢复功能正常。检查同步时钟源卫星同步状态、时钟显示，GPS/北斗自动切换功能；检查卫星信号异常时及恢复后，装置自恢复功能。

5）网络状态监测系统测试。检查与网络状态监测系统功能相关的MMS、GOOSE、SV通信状态；进行采样值报文存储解码、采样值同步、采样值报文实时监测告警、GOOSE报文实时监测告警功能测试等。

3智能变电站继电保护调试的问题浅析

3.1保护设备的兼容性问题

目前的智能站保护设备均基于IEC61850通信标准研发生产，但是不同厂家的设备在通信细节的处理上仍有不同，如对通信中断的判别机制不同，就会导致通信系统系统异常中断情况的发生；一些设备规约上的差别，也往往需要在现场进行大量修改。这些不兼容的问题往往导致现场调试时间的延长。而实际工作中，要在整个变电站采用单一厂商的产品又是不可能的。这就需要在智能变电站的发展过程中对技术标准和规范不断加以完善，功能化的指标可以多种多样，但通用规范必须严格一致。以确保智能站调试工作顺畅和投运后设备的可靠运行。

3.2关于通信光纤的问题

在智能站中，大量的光纤取代了二次电缆，节省了投资，减少了二次接线量，同时也带来新的问题。一是光纤容易受损。光缆的强度无法与铜缆相比，而新建智能站的施工人员大部分对于光缆的强度没有概念，在施工中光缆被过度压、折、拉，导致断纤；二是光纤弯曲或折叠导致衰耗剧增。光纤曲折过大不仅可能造成断纤，弯曲本身也会导致光纤的损耗增加，在必须弯曲时，必须保证光纤的弯曲半径大于3cm。另外注意固定光纤时必须用软质材料进行，用扎线固定时，决不能将扎线拉紧；三是光纤接口脏污。瓷芯端面不清洁，出现脏污，也会使光纤产生较大衰耗。因此在光纤通过光珐琅盘连接时，应用浸有无水酒精的纱布将瓷芯端面擦洗干净，并用吹气球吹干，擦拭干净的光纤端面在插入光珐琅盘时不得碰到任何物品。另外，光纤和光珐琅在未连接时必须用保护罩套好，避免污染。四是光纤接口瓷芯碎裂。光纤、尾纤是通过光珐琅盘进行连接的，而光珐琅盘最内层是一瓷芯套管，这是保证光纤连接精度的关键部件，但其薄而易碎。若现场野蛮施工，很容易致其碎裂，且难以发现，同时将造成光通信中断。因此，在连接光纤和光珐琅时，必须清洁之后，在眼睛可视的情况下进行，决不能仅凭手感操作；光纤插入光珐琅时，要保持在同一轴线上，并且光纤凸出定位部分要对准珐琅的缺口，遇到阻力，要来回轻轻转动往里轻推，直到插到位后拧紧。决不能左右、上下晃动。

一旦发生上述情况，将造成调试工作无法正常进行，所以值得警惕和注意。在施工和调试的过程中都要认真把握好相关环节。

3.3保护系统调试的安全隔离问题

智能站的保护装置间均采用光纤网络连接，不再如传统变电站的电气连接那么直观，故在对部分装置进行调试时，如何采取安全隔离是一个值得注意的问题。当直接从装置端口上测试时，需要插拔装置的光纤，前面说了，光纤连接部分容易发生污损等问题，存在一定的操作风险，但此方式下能够看到明显断口，对测试数据的安全隔离可靠性高；如果在交换机端口测试，则不需要进行光纤插拔，但要对系统其它设备的相应功能进行投退，以避免误动作。这通过GOOSE实现，实际上是一种软件隔离，可靠性受软件运行稳定性的影响较大。而对运行系统调试，如果从交换机端口上测试，可能还需更改交换机的配置，将带来更多风险，所以建议进行运行系统装置调试时，最好从装置端口上进行测试。因此时需要插拔装置的光纤，必须注意正确操作，避免造成光纤端面污损。

4结语

智能变电站建设正呈现欣欣向荣的发展势头，随着对其应用和研究不断深入，取得的成效也越来越明显，为建设坚强电网，造福千家万户，确保社会用电需求做出了贡献。继电保护涉及很多设备与系统，调试维护不当，极有可能在运行过程中出现意外事件，影响电网安全。通过加强智能变电站继电保护调试，全方位地检测和试验保护功能及其可靠性，是确保其在系统中安全稳定运行的关键。但智能变电站应用毕竟处于初期阶段，各方面的工作都有待于在实践中不断完善，智能变电站继电保护调试工作还需要更多的努力和探索，以更好地促进智能电网建设事业的发展。

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