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1、数字化变电站继电保护装置调试的策略随着我国社会经济建设步伐的不断加快，电力行业得到进一步的发展。数字化变电站作为今后电站发展的必然趋势，对其调试的技术方面和管理方面提出了新的要求。数字化变电站主要由电子式互感器、智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，在IEC61850通信标准的基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互相操作，也是实现变电站智能化、网络化的关键。但是，由于数字化变电站现阶段采用的都是新型技术，容易在运行过程中遇到常规站自动化技术发展的瓶颈，给变电站的调试工作带来新的挑战。1.数字化变电站通信体系IEC61850数字化变电站分为三层：站控层、间隔层和过层层。由站总线、过
2、程总线进行通信连接。站总线处理站控层与间隔层之间通信。过程总线用于间隔层与过程层各种智能一次设备的通信，包括TA、TV暂态数据交换，智能断路器和一次设备控制数据交换。IEC61850标准定义了采样值传输和通用变电站事件两种抽象模型，SMV模型应用于采样值传输及相关服务，目前通常有IEC61850-9-1、IEC61850-9-2及IEC60044-7/8（即FT3）三种格式。GOOSE模型提供了变电站事件快速传输机制，用于跳闸和故障录波启动等报文的传输。2.电子式互感器现场试验方法现阶段还没有出台电子式互感器相关试验标准规程，而常规的试验项目已不再适用，现场根据电子互感器的特点制定了试验项目。
3、由于电子式互感器没有铁心无须励磁特性试验；传送的是数字信号不受负载影响，不必测试二次回路负载；不存在绝缘电阻的问题，无须进行绝缘电阻试验；没有二次回路无需进行二次回路接线检查。大大减少了现场试验的工作量，同时由于新增了合并器单元，需要相应进行合并单元激光模块检查；合并单元输入/输出接口检查，这些可以在现场通过检查采集器、合并单元、保护装置的通信情况来判断是否正常，现场需要做的是采集器采样精度试验和极性校验。2.1精度测试方法从电子互感器传输出来的信号已经完全是数字信号，传统的校验设备已不能满足需要，需要一套全新的校验设备。电子互感器调试设备：大电流发生器、标准CT、电子互感器校验系统。按照图1
4、接线图接线，在互感器一次升流，通过外加标准信号源的方式，检查保护装置的采样值，两者相互比较以判断采样精度是否满足要求。在校验仪上设置标准源的变比，电子电流互感器的实际额定电流相关数值，精度校验一般选取额定值的1%，5%，20%，100%，120%时的精度实际值，通过调压器调节来比较在各个时候的值。校验仪也具有相应的同步输入接口，每收到一个同步脉冲比较一次。直接将测试结果以报告形式输出。电子电压互感器的精度检验原理与此类似。图1电子电流互感器测试接线图2.2极性校验互感器校验仪可以很直观的分辨出被校互感器的极性，极性一但接反校验仪上所显示的角差会有180度的变化。3.保护装置调试数字化变电站继电
5、保护测试是一种全网络化的测试，需要充分理解保护的配置。在调试前必须收集系统中的说明文档、设备的配置参数文档、系统数据和信息模型文档、系统和设备的配置文件SCL。3.1数字继电保护测试仪介绍数字化设备电压电流的采集通过光纤信号传输，控制回路使用GOOSE信息进行跳合闸及其他开出，使用IEC61850规约传输。常规的试验装置已不能满足其要求。要求新型的测试仪既能输出光信号又能输出和接收GOOSE信息。调试中我们使用的是北京博电的PWF-3型光数字继电保护测试仪，可以模拟合并器（MU）按照IEC61850-9-1、IEC61850-9-2或IEC60044-7/8（即FT3）帧格式传送采样值也可模拟
6、电流互感器、电压互感器变换后的小信号模拟量到被测设备，通过接收、发送GOOSE报文对数字保护进行闭环测试。3.2数字继电保护测试仪设置数字继电保护测试仪和传统测试仪相比，保护逻辑测试方法和界面相同，主要区别是和保护装置的信息交互接口发生了变化。装置第一次上电时需通过以太网接上位机对采样值接口及GOOSE接口在软件上配置。配置结束后相关参数可保存、固化，掉电后不会丢失，下次开机可直接使用，无需再配置。下面分别说明。采样值配置：根据被测保护装置不同的协议（IEC61850-9-1、IEC61850-9-2、IEC60044-7/8或模拟量弱信号输出）对测试仪采样值输出方式进行相应详细参数配置，也可
7、通过导入变电站配置SCL文件，按照软件提示信息，用户选择被测保护及相关信息，采样值参数配置自动完成。GOOSE配置：包括GOOSE订阅及GOOSE发布，测试仪接收被测保护发出的GOOSE信号，必须先订阅GOOSE，订阅时，将GOOSE中数据（比如：表示跳闸信号的数据）映射到测试仪的开关量输入;上，测试软件根据该开入的状态判断保护动作情况。测试仪不但可以接收GOOSE信息，完成保护装置的闭环测试，而且可以模拟其它智能设备发布GOOSE信息。比如若测试保护的重合闸时间，测试仪需要模拟智能操作箱发布断路器位置的GOOSE信号给保护装置以使其满足允许重合的逻辑。GOOSE信息在变电站内通过组播方式来传
8、输，变电站的智能设备IED（如保护装置）接收GOOSE信息时首先要判断GOOSE参数是否和其订阅的参数匹配，GOOSE参数以及GOOSE数据（Data）的数据结构需要和保护装置的配置完全一致才接受。导入变电站的SCL（变电站配置语言）文件可完成GOOSE自动配置。3.3实验接线图2保护装置测试连接图3.4调试重点装置的逻辑验证没有什么变化，以前的二次回路调试转为软件方面的信息共享调试，涉及到各个相关厂家出厂配置文件的现场调试、更改、备份。4.数字化变电站保护系统的可靠性数字化变电站新技术的应用能有效地提高保护系统的可靠性：（1）电子式互感器无饱和现象，简化了保护判据，有效提高了保护的可靠性、快
9、速性。传输频带宽、暂态性能好、不存在电磁式互感器和电容式电压互感器等传统互感器的测量误差和暂态特性，能很好地将电力系统运行状态信号传到二次侧且无CT二次开路问题。（2）由于网络数据传输的共享性，可以获取全站相关设备元件的信息，采用带数字接口的智能断路器，跳合闸等控制信号的传输方式也由二次电缆改为数字信号的网络传输，光纤取代电缆，电磁兼容性能优越，安全性高。（3）由于直接采用数字量，能真实反应系统一次电气量信息，装置可采用更先进的原理算法，其集成度可以更高，抗干扰能力大大增强。在线监测、在线检修自动化使装置运行将更加稳定。信号传输通道都可自检，可靠性高。（4）保护定值、控制字简化，保护压板、按钮
10、和把手大大减少，可以显著减少运行维护人员的三误;事故。这些优势的实现需要电子式互感器的稳定性、二次系统的冗余性（合并单元冗余、以太网冗余、控制系统冗余）、网络通信的安全性来保证。在运行中出现过由于电子式互感器远端模块故障导致装置采样错误的实例。网络化带来共享信息的同时，也带来基于网络信息传输的可靠性和安全性问题。基于IEC61850的GOOSE等快速报文传递跳合闸命令的可靠性、实时性也还需要时间来检验。5.待解决的问题（1）由于继电保护涉及模型较多，国内目前尚无统一标准，厂家模型配置灵活，各厂家声称自己符合标准的扩展规范，在国家没有相应的模型管理控制机制的情况下，这种扩展的随意化和去标准化越来
11、越明显。调试过程中经常需要修改模型，修改模型后所有通过保护发送的信号就要重新核对增加了调试的时间。（2）由于各厂设备接口和协议仍存在差别，新型的保护测试仪、光万用表仍然只能符合一部分厂家装置的规约，对不同的装置要使用不同的配置和接口，配置项目繁多复杂，没有通用性。电子式互感器和电子式互感器校验仪，电能表与电能表校验仪使用的大多都是同一厂家的产品，不利于检验的公正性。（3）全站基本使用的都是同一厂家的设备，数字化变电站的互操作性和互换性还得不到检验。（4）目前仍然没有相应的检验标准。调试检验项目、方法仍带有随意性。（5）出现异常严重依赖厂家，现场能做的除了重启就是更换插件；更换CT变比需厂家对智
12、能单元重新下配置；（6）压板大量减少，由于没有了明显断开点;，安全措施的实施不便，在变电站投运之后，如何实现检修试验设备和运行设备的隔离是个新问题。（7）对于部分数字化改造的站带负荷试验、定相、核相困难。（8）专业分工不明确：常规站中不同专业的电气量来源是分离的，面对的装置是独立的，实现的应用目标也是不同的，能够实现物理分界。数字化变电站中以往专业分工的基础已不复存在，专业融合成为必然趋势，尤其是自动化专业和继电保护专业。（9）人员的培训还跟不上，不能满足运行维护要求。6.结语数字化变电站是变电站智能化、网络化发展的新趋势。随着新的技术原则、设计规范、运行标准、检验条例的更新，数字化变电站的应用难免会遇到常规站自动化技术发展的瓶颈。这就需要电站人员不断总结经验，努力探索出符合新技术发展的设计和运行规范，确保数字化变电站能够发挥出自身的效益。参考文献：【1】宋涛.10kv数字化保护测控装置的调试方法.电工技术，2009年第09期.【2】李海生.数字化变电站建设需注意的问题分析.中国电力教育，2011年第27期.