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摘要：智能变电站在组成结构上与常规变电站有很大的差异。在改扩建、检修维护中实施检修、调试设备与运行设备的安全隔离，采取更优的隔离方案是继电保护专业值得探讨并逐渐完善的课题。
关键词：智能变电站;继电保护;安全隔离
1引言
与常规变电站相比，智能变电站把组成继电保护的测量部分、执行部分从装置上独立出来，由单独的合并单元及智能终端来实现继电保护测量功能和执行功能，继电保护仅保留了原逻辑部分的功能。同时合并单元及智能终端还负责其他保护、测控、计量的采集和控制。智能变电站还用光缆代替了原来装置与装置之间的电缆连接，由端子排、接线端子的实回路变成了由过程层网络、站控层网络传送SV， GOOSE， MMS信号构成的虚端子、虚回路。与原来实回路的无法监视回路的状态相比，虚回路则具有链路完好性的监视，更利于发现故障点。智能变电站在采集方式上与常规站相比有下列几种类型：
（1）应用电子式互感器进行采样。
（2）常规互感器十合并单元进行采样。
（3）常规互感器+保护直接采样。此采样方式将合并单元取消，
通过保护装置对常规互感器进行直接采样。这种方式与常规站采集方式相同，主要针对新建的330 kV及以上和涉及系统稳定的220 kV智能变电站。这种方式在系统运行的可靠性及故障处理的安全上来
说更有保障。
智能化变电站的出口跳闸方式也和传统变电站不同，和以往保护所采取的接点直接跳闸方式进行比较，智能化变电站除非电气量保护采用电缆直接跳闸外，主要的继电保护装置都通过直跳GOOSE信号将“跳闸命令”发送至智能终端，备自投或需要联跳的装置则通过组网GOOSE发出跳闸信号。在运行的可靠性和可监测上来说更具优势。
智能变电站独立合并单元采集方式及智能终端的统一执行，决定了智能变继电保护装置在现场工作中与常规站不同安全措施实施的方式。
2现场作业对运行设备的影响
变电站继电保护的正常运行是电网平稳运行很重要的一环，而采取有效的试验手段保证继电保护装置测量、逻辑以及执行回路的正确性也是满足继电保护“四性”原则的基本要求。对于智能变电站而言，需要在继电保护逻辑功能正确的前提下，继电保护信息也就是设备之间信息的有效交换也是现场试验的重点。根据不同继电保护作业会产生不同的危险点。（1） SCD文件修改、实时库修改。主要是改扩建、二次保护设备更换、装置模烈文件变化，虚端子、虚回路发生变化，才需要修改SCD文件。SCD文件由集成商协同设计院完成配置，并与原SCD文件比对、确认正确后导出新间隔的CID文件下裝至对应的智能装置。SCD文件的修改应确认变更部分不会影响其他无关运行设备，并对相关装置的虚端子及虚回路的完备性、正确性进行验证。实时库的“四遥”点位顺序也要一一核实无误，防止误操作运行设备。（2）过程层网络、站控层网络设备的接入。网络设备的安装也只针对
改扩建I程。全站GOOSE交换机端口按变电站远景规模分配，交换机屏柜上应粘贴端口图实际对应表，并注明调试端口。全站继电保护IED装置的IP地址、子网掩码、MAC地址、交换机的IP地址等按变电站远景规模分配，由继电保护专业管理部门统一管理。如果在间隔扩建时需要重新进行VLAN划分，对运行变电站来说很难有调试的条件，应尽量避免这种情况的发生。（3）合并单元、智能终端的调试。合并单元的调试包括合并单元测量精度，电压切换试验、电压并列试验（电压强制）、和母线合并单元级联采样延时及误差、发送至间隔保护装置、母差失灵保护、稳控装置、电度表以及其他组网采集装置
的SV电压电流采样延时及误差。合并单元级联采样调试时，配合调试的母线合并单元需要退出运行，并且母线合并单元的电压回路带电，可能造成电压回路短路。智能终端的试验有保护、测控发送的合闸、单相跳闸、三相跳闸、永跳命令GOOSE接收，间隔断路器、隔离开关位置、断路器压力闭锁信号等GOOSE发送虚回路的正确性。可能会因试验时断路器、隔离刀闸、跳闸信号的变位引起备自投、母差失灵保护逻辑上的误判断报警甚至误跳闸。（4）间隔保护装置调试、母差失灵保护、备自投等装置的接入调试。间隔保护装置进行逻辑试验时会发送启动失灵、闭锁备自投等GOOSE开出;母差失灵保护、备自投装置试验会发送跨间隔的GOOSE跳闸信号。有别于常规保护使用模拟继保校验仪，智能化保护装置调试使用数字式的继保校验仪。
3继电保护安全措施及调试方案
以某双母线接线方式220 kV变电站扩建、220kV线路间隔第一套合并单元、保护装置调试为例，采用SV采样、GOOSE跳闸模式的典括牺己置及其网络联系示意图1所示。
为保证调试工作的顺利开展，作业前认真分析每一项试验影响的回路及保护设备，根据保护装置压板及控制字的设置情况，采取可靠的隔离措施。
试验前完成变电站配置描述文件SCD的修改，跟修改前比对无误，导出了各设备的CID文件并下装至线路各对应装置：完成线路智能设备的组网，母线合并单元、母差失灵保护、稳控装置等设备光纤先不接入：完成合并单元的单体调试及与一次设备的电流、电压采样试验，智能终端的单体调试。
测控保护装置单体调试：合并单元、测控保护装置、智能终端联动试验，完成线路断路器、隔离开关等设备的位置及相关信号、遥测、遥控试验试验，断路器闭锁回路及闭锁重合闸等回路试验。因过程层光缆还没接入，并且母差失灵保护等装置配置还没下装，故母差失灵保护、稳控装置等公用装置均不用做安全措施。
与线路合并单元I级联采样试验。母线合并单元在新投时一般将所有级联口配置为满发，在准备阶段应对设计的备用级联口进行报文监测，如报文发送正常，接入线路合并单元I来的级联光缆，线路合并单元应有电压数字量输入。调试时母线合并单元I不必停用，但调试需结合220 kV母线停电进行，否则会造成和试验电压回路有影响的所有保护装置的临时停用。设计级联口在新投时没设置发送，则需要停用该母线合并单元，同时还要停用与该母线合并单元级联的其他所有间隔合并单元相关对电压回路敏感的保护装置（退出保护出口GOOSE发送软压板、启动失灵GOOSE软压板，加用保护装置检修压板）。然后母线合并单元下配置、级联回路试验。
线路接入母差失灵保护、稳控装置试验。220kV母差失灵保护一般双重化配置，线路第一套设备接入试验时，只需停用第一套母差失灵保护（稳控装置），另一套母差失灵保护继续运行。试验时停用第一套母差失灵保护除接入线路外其他间隔跳闸GOOSE发送软压板、投装置检修压板。然后对母差失灵保护下装配置文件，分别对装置进行线路SV采样、GOOSE开入量、线路保护I启动失灵GOOSE开入及母差失灵保护GOOSE出口跳闸回路验证性试验，试验时第一套母差失灵保护该线路SV接收软压板、GOOSE接收软压板、GOOSE发送软压板、该线路启动失灵GOOSE接收软压板、线路第一套保护启动失灵GOOSE发送软压板均需加用。
智能化继电保护装置的安全隔离措施一般采用投入检修压板，退出装置软压板、出口硬压板等方式：对于确无法通过退检修装置发送软压板、且相关运行装置未设置接收软压板来实现安全隔离的光纤回路，可采取断开光纤的安全措施方案。但断开装置间光纤的安全措施存在装置光纤接口使用寿命缩减、试验功能不完整等问题。
4结语
根据智能化继电保护的特点，在改扩建及检修维护工作中，提升继电保护工作安全措施的可靠性和完备性，是继电保护工作有效开展的有力保证。采用图形化显小虚回路连接及检修状态及“一键式”安全措施等新技术能极大提高智能变电站继电保护装置的运行水平，保证电网的安全稳定运行。
参考文献：
[1]陈江，宋涛，衰月，印欣.智能变电站继电保护风险管控流程的研究与分析[J].科技视界，2015（35）：266-267.
关键词：智能变电站;继电保护;安全隔离
1引言
与常规变电站相比，智能变电站把组成继电保护的测量部分、执行部分从装置上独立出来，由单独的合并单元及智能终端来实现继电保护测量功能和执行功能，继电保护仅保留了原逻辑部分的功能。同时合并单元及智能终端还负责其他保护、测控、计量的采集和控制。智能变电站还用光缆代替了原来装置与装置之间的电缆连接，由端子排、接线端子的实回路变成了由过程层网络、站控层网络传送SV， GOOSE， MMS信号构成的虚端子、虚回路。与原来实回路的无法监视回路的状态相比，虚回路则具有链路完好性的监视，更利于发现故障点。智能变电站在采集方式上与常规站相比有下列几种类型：
（1）应用电子式互感器进行采样。
（2）常规互感器十合并单元进行采样。
（3）常规互感器+保护直接采样。此采样方式将合并单元取消，
通过保护装置对常规互感器进行直接采样。这种方式与常规站采集方式相同，主要针对新建的330 kV及以上和涉及系统稳定的220 kV智能变电站。这种方式在系统运行的可靠性及故障处理的安全上来
说更有保障。
智能化变电站的出口跳闸方式也和传统变电站不同，和以往保护所采取的接点直接跳闸方式进行比较，智能化变电站除非电气量保护采用电缆直接跳闸外，主要的继电保护装置都通过直跳GOOSE信号将“跳闸命令”发送至智能终端，备自投或需要联跳的装置则通过组网GOOSE发出跳闸信号。在运行的可靠性和可监测上来说更具优势。
智能变电站独立合并单元采集方式及智能终端的统一执行，决定了智能变继电保护装置在现场工作中与常规站不同安全措施实施的方式。
2现场作业对运行设备的影响
变电站继电保护的正常运行是电网平稳运行很重要的一环，而采取有效的试验手段保证继电保护装置测量、逻辑以及执行回路的正确性也是满足继电保护“四性”原则的基本要求。对于智能变电站而言，需要在继电保护逻辑功能正确的前提下，继电保护信息也就是设备之间信息的有效交换也是现场试验的重点。根据不同继电保护作业会产生不同的危险点。（1） SCD文件修改、实时库修改。主要是改扩建、二次保护设备更换、装置模烈文件变化，虚端子、虚回路发生变化，才需要修改SCD文件。SCD文件由集成商协同设计院完成配置，并与原SCD文件比对、确认正确后导出新间隔的CID文件下裝至对应的智能装置。SCD文件的修改应确认变更部分不会影响其他无关运行设备，并对相关装置的虚端子及虚回路的完备性、正确性进行验证。实时库的“四遥”点位顺序也要一一核实无误，防止误操作运行设备。（2）过程层网络、站控层网络设备的接入。网络设备的安装也只针对
改扩建I程。全站GOOSE交换机端口按变电站远景规模分配，交换机屏柜上应粘贴端口图实际对应表，并注明调试端口。全站继电保护IED装置的IP地址、子网掩码、MAC地址、交换机的IP地址等按变电站远景规模分配，由继电保护专业管理部门统一管理。如果在间隔扩建时需要重新进行VLAN划分，对运行变电站来说很难有调试的条件，应尽量避免这种情况的发生。（3）合并单元、智能终端的调试。合并单元的调试包括合并单元测量精度，电压切换试验、电压并列试验（电压强制）、和母线合并单元级联采样延时及误差、发送至间隔保护装置、母差失灵保护、稳控装置、电度表以及其他组网采集装置
的SV电压电流采样延时及误差。合并单元级联采样调试时，配合调试的母线合并单元需要退出运行，并且母线合并单元的电压回路带电，可能造成电压回路短路。智能终端的试验有保护、测控发送的合闸、单相跳闸、三相跳闸、永跳命令GOOSE接收，间隔断路器、隔离开关位置、断路器压力闭锁信号等GOOSE发送虚回路的正确性。可能会因试验时断路器、隔离刀闸、跳闸信号的变位引起备自投、母差失灵保护逻辑上的误判断报警甚至误跳闸。（4）间隔保护装置调试、母差失灵保护、备自投等装置的接入调试。间隔保护装置进行逻辑试验时会发送启动失灵、闭锁备自投等GOOSE开出;母差失灵保护、备自投装置试验会发送跨间隔的GOOSE跳闸信号。有别于常规保护使用模拟继保校验仪，智能化保护装置调试使用数字式的继保校验仪。
3继电保护安全措施及调试方案
以某双母线接线方式220 kV变电站扩建、220kV线路间隔第一套合并单元、保护装置调试为例，采用SV采样、GOOSE跳闸模式的典括牺己置及其网络联系示意图1所示。
为保证调试工作的顺利开展，作业前认真分析每一项试验影响的回路及保护设备，根据保护装置压板及控制字的设置情况，采取可靠的隔离措施。
试验前完成变电站配置描述文件SCD的修改，跟修改前比对无误，导出了各设备的CID文件并下装至线路各对应装置：完成线路智能设备的组网，母线合并单元、母差失灵保护、稳控装置等设备光纤先不接入：完成合并单元的单体调试及与一次设备的电流、电压采样试验，智能终端的单体调试。
测控保护装置单体调试：合并单元、测控保护装置、智能终端联动试验，完成线路断路器、隔离开关等设备的位置及相关信号、遥测、遥控试验试验，断路器闭锁回路及闭锁重合闸等回路试验。因过程层光缆还没接入，并且母差失灵保护等装置配置还没下装，故母差失灵保护、稳控装置等公用装置均不用做安全措施。
与线路合并单元I级联采样试验。母线合并单元在新投时一般将所有级联口配置为满发，在准备阶段应对设计的备用级联口进行报文监测，如报文发送正常，接入线路合并单元I来的级联光缆，线路合并单元应有电压数字量输入。调试时母线合并单元I不必停用，但调试需结合220 kV母线停电进行，否则会造成和试验电压回路有影响的所有保护装置的临时停用。设计级联口在新投时没设置发送，则需要停用该母线合并单元，同时还要停用与该母线合并单元级联的其他所有间隔合并单元相关对电压回路敏感的保护装置（退出保护出口GOOSE发送软压板、启动失灵GOOSE软压板，加用保护装置检修压板）。然后母线合并单元下配置、级联回路试验。
线路接入母差失灵保护、稳控装置试验。220kV母差失灵保护一般双重化配置，线路第一套设备接入试验时，只需停用第一套母差失灵保护（稳控装置），另一套母差失灵保护继续运行。试验时停用第一套母差失灵保护除接入线路外其他间隔跳闸GOOSE发送软压板、投装置检修压板。然后对母差失灵保护下装配置文件，分别对装置进行线路SV采样、GOOSE开入量、线路保护I启动失灵GOOSE开入及母差失灵保护GOOSE出口跳闸回路验证性试验，试验时第一套母差失灵保护该线路SV接收软压板、GOOSE接收软压板、GOOSE发送软压板、该线路启动失灵GOOSE接收软压板、线路第一套保护启动失灵GOOSE发送软压板均需加用。
智能化继电保护装置的安全隔离措施一般采用投入检修压板，退出装置软压板、出口硬压板等方式：对于确无法通过退检修装置发送软压板、且相关运行装置未设置接收软压板来实现安全隔离的光纤回路，可采取断开光纤的安全措施方案。但断开装置间光纤的安全措施存在装置光纤接口使用寿命缩减、试验功能不完整等问题。
4结语
根据智能化继电保护的特点，在改扩建及检修维护工作中，提升继电保护工作安全措施的可靠性和完备性，是继电保护工作有效开展的有力保证。采用图形化显小虚回路连接及检修状态及“一键式”安全措施等新技术能极大提高智能变电站继电保护装置的运行水平，保证电网的安全稳定运行。
参考文献：
[1]陈江，宋涛，衰月，印欣.智能变电站继电保护风险管控流程的研究与分析[J].科技视界，2015（35）：266-267.