张峰1，张龙飞2
（1.青海送变电工程公司，青海 西宁 810001；2. 青海黄河上游水电开发有限责任公司，青海 西宁810008）
摘要：本文着重对电网系统改、扩建变电站的调试技术，结合330kV以上改、扩建站继电保护调试技术进行探讨研究。
关键词：智能变电站；继电保护；调试技术；检修状态
随着智能化变电站的发展，18650规约在过程层设备合并单元和智能单元和间隔层设备微机继电保护和测控装置的实际应用，如何保障在安全供电的前提下，顺利完成相关一、二次设备的改、扩建工作，结合改、扩建变电站工程实际进行阐述和研究。
一、智能变电站改、扩建现场调试技术
（一）改、扩建站二次安措布置
改、扩建变电站供电可靠性和施工停电的必要性形成突出矛盾，因此在施工前继保人员必须保证二次安措执行是正确性和有效的，通常采用“短接电流，断开电压，拆除跳闸回路”的方法作为与运行设备的的安全隔离措施，与传统站不同，智能站中采用数字信号实现网络通信，因此无法遵循“明显电气开断点”的原则进行隔离检修，通常采用退出装置GOOSE发送/接收软压板，投入装置检修硬压板，拔出装置背板GOOSE光纤等安全隔离措施。
（二）继电保护的检修机制
采用直采直跳继电保护装置，合并单元与线路保护装置检修状态不一致时，保护都会闭锁，二者检修状态一致时，如果和智能终端检修状态不一致，开关就不会跳闸，三者检修状态都一致时才会出口跳闸；跨间隔启动保护检修机制，主变保护与母线保护检修压板状态不一致，主变保护发出启动失灵GOOSE报文带有检修标志，母线保护接收到的GOOSE报文与自身检修压板状态不一致，母线保护不会启动失灵；线路保护与母线保护检修压板状态不一致，线路保护发出启动失灵GOOSE报文带有检修标志，母线保护接收到的GOOSE报文与自身检修压板状态不一致，母线保护不会启动失灵，无论继电保护的检修机制如何设置，我们实际工作中在退出系统相关保护的SV接收压板的同时最好在改造屏柜上拔出与运行设备相联系的GOOSE光缆，做好相关改、扩建的安全隔离工作。
（三）施工过程控制及要求
工作前应根据现场实际情况和施工图纸进行前期勘验，有针对性的编制二次安措、施工方案。对母差保护、主变保护、 CT回路、PT回路、启动失灵回路、远方跳闸回路、跳相邻开关回路等进行重点排查，并在方案中编制二次拆、接线记录表和二次安全措施票，拆、接线表应体现出电缆、光缆编号，本侧及对侧接线位置等信息，方案应组织人员进行技术论证，施工前向所有施工人员进行安全、技术交底，履行签字手续。
二、智能化变电站调试项目内容及技术要求
（一）出厂前调试
出厂测试应满足技术协议和相关技术标准要求，应完成产品的型式试验和出厂试验；出厂试验检查内容包含模型检测，过程层设备调试，站控层设备调试，系统联调等内容，其中系统联调包含一体化监控系统调试，全站同步对时系统调试，继电保护系统调试，网络状态监测系统调试等调试内容；检查项目应包括：硬件检查，系统功能，性能及稳定性测试等内容，其中模型文档一致性，检查虚端子连接与信息描述，SCD 文件虚端子连接正确完整且与设计相符；1、过程层设备合并单元和智能终端的调试，应依据各设备的调试大纲，完成模型文件合法性的检测，完成对合并单元精度，合并单元通道延时（带采集单元）测试，智能终端测试过程层报文格式检查，智能终端开入、开出功能，SOE及检修功能状态测试；2、间隔层设备调试主要包含测控功能检查，常规四遥功能测试，同期功能测试，保护功能检查，保护功能校验，对时系统准确度检验等项目内容；3、站控层调试试验，在进行间隔层设备调试的同时开展站控层设备的调试，SNTP对时功能，进行后台和装置关联测试，监控后台功能测试；网络及间隔层公用设备调试试验，主要包括网络交换机以及用于运行状态监测或服务的公用测控、同步对时、网络分析以及故障录波等设备；同时对同步对时设备，故障录波与网分设备进行调试工作；4、单体测试应包含保护、测控等装置单体调试；5、分系统调试应包括光纤通信链路检查、交换机配置、整组操作试验、保护系统联调、一体化电源联调、网络监测系统联调等工作。
（二）现场分系统调试
现场分系统调试前应具备全站GOOSE光缆熔接和全站组网工作已完成，GOOSE光纤网络及站控层网络通讯正常，通信链路检查正常，检查项目应包括光纤的光衰耗及光纤链路连接正确性检查；完成相关配置修改和重复试验工作；1、间隔层、过程层设备继电保护带开关传动，整体验收消缺；站控层整组传动验收，系统联调与调度端核对信息，监控平台、计量、PMU等分系统调试验收消缺，以及关联的故障录波设备整组传动调试试验；2、送电前整体试验；一次设备在投运前应进行升流、升压或短路试验，核查相应的二次回路的正确性；要求：严格按调试大纲和厂家技术说明书和设计图纸进行调试，及时发现装置本身及虚端子设计回路上存在的问题；3、全压启动调试，送电启动试验应包含一次设备启动试验包括TV定相，核相，核对一侧设备的相序正确性，带负荷试验核对各侧的TA变比，极性和差流进行检测，确保保护装置电流回路采样的正确性。
（三）改、扩建调试主要问题及解决方案
现场调试工作中经常遇到不同厂家的IED设备在联调试验中会出现互操性问题，其原因可能为IED设备对ICD文件未能完全识别，MMS报文和GOOSE报文格式不规范，通信配合不当等原因，时钟同步系统的脉宽离散性等原因，可依据问题进行报文进行分析，最终满足不同厂家的IED设备对互操性的要求，对于跨间隔的保护，如变压器保护需要采集两个或两个以上间隔的电气量信息，通常需要增加级联合并器，级联合并器收集来自不同间隔的采样值信息，并进行同步处理，时钟同步系统的脉宽影响到级联合并器对多间隔采样值的处理，若时钟同步系统的离散性大，容易使得采用二次插值算法的保护装置丢帧，因此要加强对同步时钟系统的检验检测。
改、扩建变电站保护装置模型文件不统一，无法与运行保护装置实现互通，因此需将新上保护装置进行降级或升级处理，该工作有时会涉及更换保护装置程序及保护通道板插件，同时由于新ICD模型的变更，需要调整部分设备的虚端子信号及后台、远动、保信的站控层通讯信号，但升级或降级处理的保护装置必须符合现有统一模型标准要求，因SCD文件变更，涉及到运行间隔设备，在一次设备无法停电的情况的可通过板卡新旧虚端子及文本文件进行比对验证，但为了确保设备运行安全，还是建议申请退运相关运行间隔设备进行相关传动验收工作，还可防范电网风险和事故的发生。
结束语：
由此可见智能化变电站改、扩建相关调试技术的运用，可以有效解决智能化变电站存在的问题和不足，满足智能化改、扩建变电站运行中风险控制要求。
参考文献：
[1]何彦昊，刘志远，贾明胜，等．基于IEC61850的变电站调试指导手册
[2] 吴俊兴，胡敏强，吴在军，等．基于IEC61850标准的智能电子设备及变电站自动化系统的测试[J]．电网技术，2007，31(2)：70-74．
[3]杨帮海. 分析智能变电站继电保护检测和调试技术[J]. 电力系统装备, 2019, 000(021):84-85.