对数字化变电站继电保护调试技术再探讨

祝文兰 徐国才

摘要：数字化变电站建设从施工图设计、保护与自动化系统出厂验收、现场安装调试直到竣工验收、投运，环环相扣，任何一个环节出现问题都会对变电站正常运行带来不利影响，其中出厂验收、现场调试都是重要环节。由于数字化变电站调试在内容与方式上都与传统调试方法变化很大，也出现了一些新问题，尤以二次部分的继电保护调试更具挑战性，因此本文对相关内容进行了分析和探讨。

关键词：数字化变电站；继电保护；调试技术

中图分类号：TM411文献标识码： A

一、数字化变电站和继电保护

数字化变电站是由智能化一次设备（电子式互感器、智能化开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850标准和通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站，它具备数据采集的数字化、信息应用的集成化和系统结构的紧密化等功能，相比于传统式的变电站，它凸显的是自动化的管理模式，高精密的测量结果、操作更加灵活等优势。继电保护主要是研究电力系统发生故障和危及安全运行的异常工况，进而分析采取何种对策的反事故自动化措施。由于其在发展过程中曾主要用有触点的继电器来保护电力系统及其元件（变压器、发电机、输电线路等），使之避免遭受损害，所以又简称为继电保护。

二、数字化的继电保护装置

(一)数字化装置的特点

继电保护装置是指：当电力系统中的电力元件（如线路等）或者电力系统内部本身出现故障，并危及到电力系统的运行安全时，它能够向运行值班人员及时发出警告信号，或者直接向所控制的断路器发出跳闸命令以终止这些事件发展的一种自动化措施和设备。能够实现这种自动化措施的成套设备，一般通称为继电保护装置。数字化装置较传统装置而言，具备以下特点：数字电路的基础构成是微处理器，而核心单元的接口更加多样化。主要利用电子式的互感器作为介质实现数据收集，其基本的构成部分详见图1。

图1数字化的保护装置内部硬件图

(二)装置接口的有效实现

目前我国的数字化变电站，主要是利用电子式的互感器作为介质实现数据收集，并对收集所得的信息进行处理，进而以互感器内的光纤作为“平台”，采用数字信号的传送方式将其输送到低压端，然后完成转化之后，再根据需求输送格式，获取正确的数据。这样数字化继电保护装置接口的实现方式，显著优于传统的模拟量的输入方式，前者采用的是光纤实现传输，可有效缓解变换插件等的工作负荷，大大提高了工作的效率。

三、数字化变电站继电保护装置调试工作要求

(一)做好调试工作安全措施，促进员工积极完成调试工作

首先，意识是实践的前提。电力自动化运行过程当中之所以问题频频出现，安全意识缺乏是主要原因。所以，如果想提高继电保护装置的调试工作安全性，使员工的安全意识得到强化、优良作风得到培养和发展首当其冲。其次，电力系统的工作人员要牢固树立安全第一的施工原则，明确自己身上肩负的重大责任，注意每一个细小的环节，预防为主，做到防患于未然，在具备充分的安全意识的前提下，将其自然地转化到实际应用当中。要着力借鉴以往的经验，对过去发生的安全事故进行仔细的分析与研究，找出出现问题的导火索，并制定方案，予以及时的解决，按规律和规章制度办事。最后，数字化变电站的科技型更强、掌握难度更大、更具有挑战性，所以这对电力系统的工作人员提出了更为严格的要求。相关人员需要树立负责人的工作态度和工作作风，在其位谋其政，定期检查电力设备，确保其正常运行。对规章制度和法律法规的遵守和执行力度不够大是造成操作失误、事故频发的重要原因。

(二)数字化变电站与传统常规化变电站无论是外观还是内部构造都有较大差别

图2常规变电站与数字化变电站的对比

数字化变电站与传统常规化变电站相比，在通信标准、设备间的连接方式以及网络结构、设备接口等等都具有极大的优势，都更具有自动性、安全性和科技含量。数字化变电站的硬件条件和软件条件都远远的超出了传统常规变电站，数字化变电站取代传统常规变电站及其应用推广将是必然。也正是由于其硬件与软件与过去相差较大，所以在进行机电保护装置调试时不能仍按照过去眼光和技术对待，要根据数字化变电站的性能及特点来进行。

四、数字化变电站继电保护调试技术

(一)工厂调试

(1)调试准备。准备内容包括：1）设计单位提交虚端子图、网络结构图、光缆连接图、同步时钟对时图、遥信点表等设计成果；2）集成商根据虚端子图进行全站SCD文件配置、搭建全站站控层与过程层、定义全站遥信点表与远动点表数据库、定义全站主接线图与间隔细节图、配置IED的CID文件、命名各装置名称与断路器编号、将全站SCD文件导入五防服务器、搭建同步时钟对时网络、将全站SCD文件导入网络报文分析仪与故障录波装置等。

(2)调试内容。具体内容包括：1）模型测试，包括ICD模型是否符合《变电站通信网络和系统》（DL/T860）要求、配置是否与模型文件一致等；2）关联测试，通过建立后台与装置的关联，测试关联性能是否符合要求；3）SV测试。通过测试SV发送、接收、采样同步性，对合并单元、保护测控装置、监控后台的采样（采集电压、电流、功率等信号）性能进行检查；4）GOOSE测试。GOOSE用来实现间隔层设备之间信息的快速传递，它是数字化变电站关键技术之一，通过测试来验证GOOSE机制。内容包括报文测试、处理能力测试、联锁闭锁测试，通过遥控、遥信核对、网分及故障录波测试、保护试、整组试等多种方式进行验证；5）验证IED元件之间逻辑关系是否正确，以便为全站SCD文件的配置打下基础；6）验证网络结构设置、交换机接口配置是否合理，以防止过程层交换机负荷分配不当、数据溢出等问题出现；7）验证不同品牌IED设备在IEC61850标准下的兼容性；8）验证IED设备采样、逻辑、动作等行为是否正确；9）网络报文记录仪、故障录波装置等是否配置正确等。

(二)现场调试

(1)调试流程。电气安装完毕并满足现场调试要求→成立现场调试工作组→编制现场调试方案→进行现场调试并记录调试数据→整理现场调试报告→向建设、运行单位移交资料→带负荷试验。

(2)调试内容。在调试之前，应认真研究相关技术文档，包括出厂验收调试报告、系统与设备技术说明书、各类配置文件、施工设计图纸等。然后准备测试仪器仪表，这些仪器仪表应校验合格，测试设备等级应符合相关规范要求。继电保护装置的测试有两种方法：一是常规微机保护测试仪结合模数转换装置进行校验。常规微机保护测试仪产生信号源，经模数转换装置形成数字信号，送至合并单元并接入数字化继电保护装置，通过抓包分析工具监测保护装置GOOSE反馈信息。二是采用全数字化测试仪（如博电PWF-3测试仪）进行校验。利用全数字化测试仪产生的数字信号直接输入到数字化继电保护装置中，而继电保护装置产生的GOOSE反馈信息输回到全数字化测试仪。前一种方法由于模数转换过程中消耗一些时间，也就是存在ms级的滞后误差，因此并非理想方法，而只是一个过渡方法。后面一种方法不存在这个缺陷，今后必将全面取代前一种方法。

采用全数字化测试仪进行调试时，装置第一次上电要对上位机采样值接口、GOOSE进行软件配置。配置并保存、固化后，即使掉电也不会丢失，方便下次开机直接使用。采样值配置可根据被测试继电保护装置的协议或直接导入变电站的SCL配置文件。GOOSE配置内容包括GOOSE订阅和GOOSE发布。订阅时将GOOSE数据映射到测试仪“开关量输入”上即可。

五、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。

结语

数字化变电站与常规变电站相比有许多变化，反映到工程调试方面也有不少差别。数字化变电站代表了未来发展的方向，所以必须熟悉其调试方法。但在目前过渡阶段，部分数字变电站是由常规变电站改造而成，保留了部分传统控制手段，调试技术更加复杂，因此测试人员应掌握各种调试方法，这样才能在调试工作中游刃有余和得心应手。

参考文献

[1]王圣昌.智能化变电站扩建工程调试技术分析[J].中国高新技术企业,2014,30:89-91.

[2]刘红利.数字化变电站继电保护调试方案研究[D].华北电力大学（河北）,2010.

[3]王旖旎.数字化变电站继电保护系统可靠性设计技术研究[D].上海交通大学,2011.

[4]李康星.数字化变电站继电保护调试验收分析[J].广东科技,2013,20:92+69.