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摘 要：智能化变电站是未来电力发展的趋势，未来新建变电站主要是智能化变电站，常规变电站将逐渐退出电网建设，做好智能化变电站的研究和总结工作，将直接影响未来检修和运行工作水平。智能变电站验收工作是验证其能否满足设计要求，实现成功投运的关键，将决定以后整个变电站的检修及运行水平。
关键词：500kV；智能化；继电保护；验收
自20世纪80年代开始，经过30多年发展，国内变电站继电保护水平高速发展，目前已经具备较高水平，实现了间隔层和站控层的数字化。智能化变电站在我国得到广泛的应用，已经成为电网安全可靠运行的必选手段。大电网安全稳定运行也对变电站向电网高级功能应用提供数据的支撑能力提出了更高的要求。国网河南省电力公司自2013年，新建变电站全部为智能化变电站，做好智能化变电站继电保护装置的验收工作，对变电站日后的运行与维护水平工作起到决定性作用。
智能化变电站不同于常规变电站，在数据传输、保护功能实现、二次接线等都发生了变化。如何在验收过程中及时发现的存在的问题，以及验收过程中的要点和难点，成为了继电保护工作者新的课题。本文结合常规500kV GIS超高压电流互感器、合并单元、智能终端和保护装置进行分析，找出继电保护验收工作中的要点，结合现场工作进行分析找出对策，指导500kV智能化变电站继电保护验收工作。为500kV智能化变电站的送电，运行及检修等工作提供可靠保证，也为以后验收工作提供参考。
一、继电保护装置的发展
继电保护装置发展经历了：继电器式（机电式）、半导体式（晶体管式）、数字化变电站、微机式智能化变电站。随着保护装置的发展，保护实现的手段多样化，保护的原理及判据也得到了完善和发展。
（一）继电器式（机电式）
从继电保护的基本原理上看，到本世纪20年代末现在普遍应用的继电保护原理基本上都已建立。
（二）半导体式（晶体管式）
20世50年代后，随着晶体管的发展，出现了晶体管保护装置。20世纪80年代后期，静态继电保护装置由晶体管式向集成电路式过渡，成为静态继电保护的主要形式。
（三）微机式
20世纪90年代，微机保护已在大量应用，主运算器由8位机，16位机发展到目前的32位机；数据转换与处理器件由A/D转换器，压频转换器（VFC），发展到数字信号处理器（DSP）。这种由计算机技术构成的继电保护称为数字式继电保护，也称微机保护。
（四）数字化及智能化变电站
智能化变电站的概念是在数字化变电站的基础上发展演变而来，随着网络规约的规范和技术发展，逐渐形成了智能化变电站。智能化变电站初期定义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。经过多年的运行及维护经验，现在500kV智能化变电站多采用传统的（常规）的一次设备，而在一次设备就地将各模拟量转化为数字量，进行自能化变电站组网。
二、传统微机式变电站与智能化变电站的区别
传统微机式变电站和智能化变电站的主要区别在于传统式微机保护装置主要采集模拟量，经装置自身的A/D转换装置进行转换并判据，同时开出、开入等采用模拟量相互连接，独立运行，无法实现数据的共享，其结构如图1所示。
智能化变电站将模拟量直接（智能化互感器、智能化开关等）或者间接（合并单位、智能终端在一次设备附近直接转换为数字量）转换为数字量，通过网络组网，各保护装置根据各自的需要通过网络进行取用，其结构如图2所示。
（一）采用传统GIS设备的智能化变电站的特点
采用GIS设备的智能化變电站采用常规的电容式和电磁式互感器，采用普通电缆将电流、电压模拟量送至合并单元，由合并单元转变成数字量，供保护装置、测量装置、监控系统及故障录波等装置试用，称为SMV（SV）量。这种智能化变电站的设计思路是目前新建智能化变电站采用最多的设计思路，同时也适应敞开式设备。
（二）采用常规电磁式和电容式互感器及传统GIS设备的优缺点
这种方式可以提高一次设备的稳定性和二次设备及保护装置的可靠性，同时也为现有的传统变电站的改造和升级提供了一种新的思路——在一次设备不变的情况实现智能化改造与升级。
（三）采用模拟量输入和数字量输出的合并单元
合并单元是智能化变电站的重要核心设备，变电站内所有电流、电压量通过合并单元转变为数字量，全站SMV（SV）量全部来自合并单元，其可靠性、精度、同步性等直接决定了整个二次系统的可靠性、精度及其稳定性。因合并单位故障或不合格引起的保护误动，在全国已发生多起，所以合并单元应是验收的要点。
（四）采用常规断路器、刀闸与智能终端相结合的方式
智能变电站应该使用智能一次设备，但除电子式互感器外，目前国内外还没有真正意义上的智能一次设备，一次设备的智能化仍需要通过一定的二次设备来转化实现，一般采用智能终端的模式。
智能终端主要采集断路器、刀闸的位置并上传，保护、测控对断路器、刀闸的分、和操作也通过智能终端对断路器、刀闸等进行操作。
智能终端采用双重化配置，而断路器的合闸线圈设计只有一个，无法实现一对一的完全独立配置，所以防跳回路目前采用断路器自身的防跳。
由于智能终端的采样的准确性、可靠性及收到保护跳闸或合闸指令后的出口时间关系到保护的可靠性和正确性。
所以智能终端的验收不仅是要点，而且验收难度大，与传统变电站验收项目存在一定的差异性。
三、智能化变电站继电保护验收要点
智能化变电站与传统变电站验收前的准备工作大致一样，主要是了解工程进度、设备调试进度、工程投运计划及各类材料的移交。通过比较分析，主要区别在于SCD（虚端子）、尾纤配线架（ODF）、合并单元、智能终端等是传统变电站没有，所以验收前的准备工作要点在于全站SCD文件及图纸的移交及核对、合并单元、智能终端等装置及项目的验收。 （一）各资料交接及要点
验收前主要接受资料为：各保护装置说明书、全站SCD文件、图纸等。说明书为后期保护装置、故障录波、行波测距等各装置的调试提供便利。全站SCD文件是各保护装置、故障录波、行波测距等各装置连接的重点，类似传统站的二次接线图，是二次可靠性和正确性的基本保证和验收重点。图纸与现场是否一致，各标签是否正确的依据，也是后期维护和检修的依据。
（二）全站SCD（虚端子）核对
全站SCD模型检查是智能化验收工作的第一步，也是对全站配置模型文件的一次全面检查和验收，可以提前发现错误、减少验收过程中的重复和返工，为后期维护和检修打下坚实基础。全站SCD模型的正确与否关系的保护动作的正确性，与传统微机式变电站的二次回路的功能和作用相似。如果，前期验收未发现，在后期发现后需要修改，并重新下装，之前所做全部工作需重新返工。
核对SCD模型应先确定个设备直接的链接关系，每个装置需要实现的功能及其输入、输出数据。对合并单位、智能终端、保护间及各装置通道配置等SV、GOOSE虚端子链接图进行核对，以验证变电站各装置的各项功能是否完全，配置是否符合规范要求，链接是否满足运行需求。
SCD文件中的虚端子连接相当于传统变电站的二次回路，是保护保护装置间正确开入、开出的关键点，是保护装置正确动作的基本保证。所以是验收的要点。
（三）智能终端验收要点
前面分析了与常规微机式变电站的区别，通过比较发现电流互感器及合并单元验收要点如下：
防跳、三相不一致等回路验收：由于配置问题，常规微机式变电站的防跳、三相不一致等采用操作箱实现的逻辑，智能化变电站采用就地配置，通过二次电缆及相关继电器的配合实现，所以与常规变电站采用方式不一样的二次回路应是验收要点。
智能终端主要是将开关位置、刀闸位置、弹簧储能等信号转换成为数字量，供保护、测量等装置使用，同时接收保护跳闸等。所以，智能终端验收也是验收要点。
（四）电流互感器及合并单元的验收
采用传统的电流互感器的智能化变电站，从CT二次引出的任然为模拟量，通过电缆接入智能汇控柜通过合并单元转换为数字量，所以电流互感器的验收工作与传统变电站的验收工作无差别，主要还是：极性、变比、伏安特性和10%的误差曲线等验收项目。
合并单元的验收主要是与电流互感器的配合、装置本身技术指标是否符合规程规范的要求、主要性能是否符合规程规范的要求。要点主要是：
一、电源：1、拉合直流电源以及拔插熔丝发生重复击穿火花时，装置不应误输出；直流电源回路出现各种异常情况（如短路、断线、接地等）时，装置不应误输出。2、直流电源中断20ms装置不应误输出。3、直流电源的正负极性颠倒，装置无损坏，并能正常工作。
二、采样误差：1、采样同步误差应不大于±1μS。2、同步信号消失后，至少能在10min内继续满足4μS同步采样精度要求。合并单元的同步性问题已经在电网运行中发生过，所以对于同步性的检查应该是要点。
四、结论
综上所述，智能化变电站验收的要点主要是：SCD（虚端子）文件、智能终端、合并单元、网络、光功率的验收。随着智能化变电站的运行、维护、检修工作的开展，在后续工作中暴露出来的新问题给运行、维护带来了诸多不便，如何在验收工作中杜绝类似问题再次发生，将成为现场工作人员的研究重点。
参考文献：
[1]庄文柳.智能变电站技术在实际工程中的设计和应用[C]//2010輸变电年会论文集.西安：西安高压电器研究院，2010.
关键词：500kV；智能化；继电保护；验收
自20世纪80年代开始，经过30多年发展，国内变电站继电保护水平高速发展，目前已经具备较高水平，实现了间隔层和站控层的数字化。智能化变电站在我国得到广泛的应用，已经成为电网安全可靠运行的必选手段。大电网安全稳定运行也对变电站向电网高级功能应用提供数据的支撑能力提出了更高的要求。国网河南省电力公司自2013年，新建变电站全部为智能化变电站，做好智能化变电站继电保护装置的验收工作，对变电站日后的运行与维护水平工作起到决定性作用。
智能化变电站不同于常规变电站，在数据传输、保护功能实现、二次接线等都发生了变化。如何在验收过程中及时发现的存在的问题，以及验收过程中的要点和难点，成为了继电保护工作者新的课题。本文结合常规500kV GIS超高压电流互感器、合并单元、智能终端和保护装置进行分析，找出继电保护验收工作中的要点，结合现场工作进行分析找出对策，指导500kV智能化变电站继电保护验收工作。为500kV智能化变电站的送电，运行及检修等工作提供可靠保证，也为以后验收工作提供参考。
一、继电保护装置的发展
继电保护装置发展经历了：继电器式（机电式）、半导体式（晶体管式）、数字化变电站、微机式智能化变电站。随着保护装置的发展，保护实现的手段多样化，保护的原理及判据也得到了完善和发展。
（一）继电器式（机电式）
从继电保护的基本原理上看，到本世纪20年代末现在普遍应用的继电保护原理基本上都已建立。
（二）半导体式（晶体管式）
20世50年代后，随着晶体管的发展，出现了晶体管保护装置。20世纪80年代后期，静态继电保护装置由晶体管式向集成电路式过渡，成为静态继电保护的主要形式。
（三）微机式
20世纪90年代，微机保护已在大量应用，主运算器由8位机，16位机发展到目前的32位机；数据转换与处理器件由A/D转换器，压频转换器（VFC），发展到数字信号处理器（DSP）。这种由计算机技术构成的继电保护称为数字式继电保护，也称微机保护。
（四）数字化及智能化变电站
智能化变电站的概念是在数字化变电站的基础上发展演变而来，随着网络规约的规范和技术发展，逐渐形成了智能化变电站。智能化变电站初期定义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。经过多年的运行及维护经验，现在500kV智能化变电站多采用传统的（常规）的一次设备，而在一次设备就地将各模拟量转化为数字量，进行自能化变电站组网。
二、传统微机式变电站与智能化变电站的区别
传统微机式变电站和智能化变电站的主要区别在于传统式微机保护装置主要采集模拟量，经装置自身的A/D转换装置进行转换并判据，同时开出、开入等采用模拟量相互连接，独立运行，无法实现数据的共享，其结构如图1所示。
智能化变电站将模拟量直接（智能化互感器、智能化开关等）或者间接（合并单位、智能终端在一次设备附近直接转换为数字量）转换为数字量，通过网络组网，各保护装置根据各自的需要通过网络进行取用，其结构如图2所示。
（一）采用传统GIS设备的智能化变电站的特点
采用GIS设备的智能化變电站采用常规的电容式和电磁式互感器，采用普通电缆将电流、电压模拟量送至合并单元，由合并单元转变成数字量，供保护装置、测量装置、监控系统及故障录波等装置试用，称为SMV（SV）量。这种智能化变电站的设计思路是目前新建智能化变电站采用最多的设计思路，同时也适应敞开式设备。
（二）采用常规电磁式和电容式互感器及传统GIS设备的优缺点
这种方式可以提高一次设备的稳定性和二次设备及保护装置的可靠性，同时也为现有的传统变电站的改造和升级提供了一种新的思路——在一次设备不变的情况实现智能化改造与升级。
（三）采用模拟量输入和数字量输出的合并单元
合并单元是智能化变电站的重要核心设备，变电站内所有电流、电压量通过合并单元转变为数字量，全站SMV（SV）量全部来自合并单元，其可靠性、精度、同步性等直接决定了整个二次系统的可靠性、精度及其稳定性。因合并单位故障或不合格引起的保护误动，在全国已发生多起，所以合并单元应是验收的要点。
（四）采用常规断路器、刀闸与智能终端相结合的方式
智能变电站应该使用智能一次设备，但除电子式互感器外，目前国内外还没有真正意义上的智能一次设备，一次设备的智能化仍需要通过一定的二次设备来转化实现，一般采用智能终端的模式。
智能终端主要采集断路器、刀闸的位置并上传，保护、测控对断路器、刀闸的分、和操作也通过智能终端对断路器、刀闸等进行操作。
智能终端采用双重化配置，而断路器的合闸线圈设计只有一个，无法实现一对一的完全独立配置，所以防跳回路目前采用断路器自身的防跳。
由于智能终端的采样的准确性、可靠性及收到保护跳闸或合闸指令后的出口时间关系到保护的可靠性和正确性。
所以智能终端的验收不仅是要点，而且验收难度大，与传统变电站验收项目存在一定的差异性。
三、智能化变电站继电保护验收要点
智能化变电站与传统变电站验收前的准备工作大致一样，主要是了解工程进度、设备调试进度、工程投运计划及各类材料的移交。通过比较分析，主要区别在于SCD（虚端子）、尾纤配线架（ODF）、合并单元、智能终端等是传统变电站没有，所以验收前的准备工作要点在于全站SCD文件及图纸的移交及核对、合并单元、智能终端等装置及项目的验收。 （一）各资料交接及要点
验收前主要接受资料为：各保护装置说明书、全站SCD文件、图纸等。说明书为后期保护装置、故障录波、行波测距等各装置的调试提供便利。全站SCD文件是各保护装置、故障录波、行波测距等各装置连接的重点，类似传统站的二次接线图，是二次可靠性和正确性的基本保证和验收重点。图纸与现场是否一致，各标签是否正确的依据，也是后期维护和检修的依据。
（二）全站SCD（虚端子）核对
全站SCD模型检查是智能化验收工作的第一步，也是对全站配置模型文件的一次全面检查和验收，可以提前发现错误、减少验收过程中的重复和返工，为后期维护和检修打下坚实基础。全站SCD模型的正确与否关系的保护动作的正确性，与传统微机式变电站的二次回路的功能和作用相似。如果，前期验收未发现，在后期发现后需要修改，并重新下装，之前所做全部工作需重新返工。
核对SCD模型应先确定个设备直接的链接关系，每个装置需要实现的功能及其输入、输出数据。对合并单位、智能终端、保护间及各装置通道配置等SV、GOOSE虚端子链接图进行核对，以验证变电站各装置的各项功能是否完全，配置是否符合规范要求，链接是否满足运行需求。
SCD文件中的虚端子连接相当于传统变电站的二次回路，是保护保护装置间正确开入、开出的关键点，是保护装置正确动作的基本保证。所以是验收的要点。
（三）智能终端验收要点
前面分析了与常规微机式变电站的区别，通过比较发现电流互感器及合并单元验收要点如下：
防跳、三相不一致等回路验收：由于配置问题，常规微机式变电站的防跳、三相不一致等采用操作箱实现的逻辑，智能化变电站采用就地配置，通过二次电缆及相关继电器的配合实现，所以与常规变电站采用方式不一样的二次回路应是验收要点。
智能终端主要是将开关位置、刀闸位置、弹簧储能等信号转换成为数字量，供保护、测量等装置使用，同时接收保护跳闸等。所以，智能终端验收也是验收要点。
（四）电流互感器及合并单元的验收
采用传统的电流互感器的智能化变电站，从CT二次引出的任然为模拟量，通过电缆接入智能汇控柜通过合并单元转换为数字量，所以电流互感器的验收工作与传统变电站的验收工作无差别，主要还是：极性、变比、伏安特性和10%的误差曲线等验收项目。
合并单元的验收主要是与电流互感器的配合、装置本身技术指标是否符合规程规范的要求、主要性能是否符合规程规范的要求。要点主要是：
一、电源：1、拉合直流电源以及拔插熔丝发生重复击穿火花时，装置不应误输出；直流电源回路出现各种异常情况（如短路、断线、接地等）时，装置不应误输出。2、直流电源中断20ms装置不应误输出。3、直流电源的正负极性颠倒，装置无损坏，并能正常工作。
二、采样误差：1、采样同步误差应不大于±1μS。2、同步信号消失后，至少能在10min内继续满足4μS同步采样精度要求。合并单元的同步性问题已经在电网运行中发生过，所以对于同步性的检查应该是要点。
四、结论
综上所述，智能化变电站验收的要点主要是：SCD（虚端子）文件、智能终端、合并单元、网络、光功率的验收。随着智能化变电站的运行、维护、检修工作的开展，在后续工作中暴露出来的新问题给运行、维护带来了诸多不便，如何在验收工作中杜绝类似问题再次发生，将成为现场工作人员的研究重点。
参考文献：
[1]庄文柳.智能变电站技术在实际工程中的设计和应用[C]//2010輸变电年会论文集.西安：西安高压电器研究院，2010.