智能变电站继电保护检测与调试研究.docx

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）-0000-001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