结合常州地区首次开展的110kV智能变电站二次系统检验，从检前准备、方案设计、检验内容及实施方法、发现问题到检后总结，全过程记录了对智能变电站二次设备进行检验的思考、实践和效果。结合实际，提出在智能变电站二次系统首次检验中以整组接线方式开展系统级功能检查，强调对设备元件正常态、异常态时相关控制功能及策略的验证，通过实践，证明了这一思路的可操作性和有效性，可供其他运维、检修人员参考。

引言

当前，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为特点的智能变电站已在全国大部分地区推广应用。智能变电站的技术升级和挑战侧重在二次系统方面，各运检单位的工作重心也在于如何设计智能二次系统的检验方案，以准确反映系统的运行状况，及时而完全地发现、排除隐含的缺陷。运检单位组织的首次检验(简称“首检”)，是在基建调试通过验收，并且稳定运行近1年的基础上展开的。站内二次系统整体经受了运行实践的检验，但仍然可能存在一些隐患或错误，需要更加全面可靠地去排查、验证、纠正。而尚处于探索、实践中的智能变电站二次系统正处于积累经验、逐步成熟阶段，检修项目和实施方法都需要反复实践，逐步优化，努力保证检修效率和检修质量。

1、首检智能变电站设备情况

2013年底，常州地区首次智能变电站检验确定为兴湖变电站，于2014年4月下旬进行。统筹考虑了二次专业人员及检修质量、效率的要求，对相关厂家技术资料、检修开展思路等举行了多次的分析、对比讨论会，制订了二次系统首检方案。

兴湖变电站为单主变接线方式，如图1所示。

图1兴湖变电站主接线图

其中，110kV部分均为气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)，采用“一次设备本体+常规传感器+智能单元装置+合并单元装置”的智能化方案;10kV侧101、102断路器为铠装开关柜布置，采用“一次设备本体+常规传感器+合并单元智能单元一体化装置(简称‘合智一体装置’)”的智能化方案;10kV侧出线间隔、电压互感器间隔为铠装开关柜布置，采用常规互感器，保护测控装置就地安装于开关柜面板上。

按照信息传输载体的差异，检验内容分为两类：

1)第一类，基于常规电缆传输信息的测量保护一体装置(简称“测保一体装置”)，主要应用于10kV间隔，采用分布式安装的测保一体装置与常规微机变电站一致，通过电缆传输采样和控制信息，已有成熟的检验规范和方法。

2)第二类，基于电缆/光纤搭配传输信号的主变压器保护和进线保护等部分。由于检验人员一般对电缆接线部分的内容较有经验，但是对于光纤组网的SV(sampledvalue，采样值)、GOOSE(genericobject-orientedsubstationevent，一种面向通用对象的变电站事件)网络经验不足，因此基于此的主变压器保护和进线保护等功能的实现机制构成本次检验的重点与难点：需要既保证保护功能合乎运行要求和规范，又要验证系统异常时应急控制方案的正确有效无错漏。

2、智能变电站二次系统与常规微机型变电站的区别

常规微机型变电站二次系统以控制和保护装置作为核心，通过电缆与外围二次回路构成功能单元，各装置保护功能相对独立，性能测试、功能测试均集中于单台装置;调试亦围绕单装置展开。各装置与外围二次回路的物理交接面(端子排等)清晰而直观，范围隔离措施简便易行;基于此制订的技术规程、应急隔离方案和抢修方案经过了实践的检验，安全高效。

智能变电站二次系统为多装置通过光、电信息基于IEC61850协议交互而构建，除了单装置的性能测试，还需要保证各相关装置协同的系统级功能测试，前者为前提，后者是最终目标。而高度集成、网络化、数字化的应用特点，使相关装置之间的联系抽象而复杂，相应的检修手段、工具更加复杂，基于抽象信息交互基础上的运行规程、应急隔离方案、抢修方案都需要进一步积累经验，接受实践的检验。作为设备运维、检修责任主体，应该立足于电网运行要求，站在系统功能的高度，重点把握各项功能的测试，验证相关运行规程、故障隔离方案和应急抢修方案的正确性。

3、新建智能变电站检验

智能变电站新技术、新设备多，系统构成复杂，且专业交叉、综合性强。新建智能变电站建设、验收阶段有足够的时间、技术力量以及工作要求来对整站每个设备进行逐一性能测试，实现设计功能。在安装调试期间，新装置各元器件性能完好，调试验收主要针对的是一次设备或电网故障时的系统响应，而对后期运行过程中各硬件元件性能异化时保护功能受到影响或应采取的相关操作却欠缺考虑，缺乏相关的预想与预控。

根据相关要求，新建智能变电站投运1～2年内应进行首检，受电网运行方式和供电可靠性的限制，首检停电需在1～2天内完成。文献中已经给出了单个装置性能测试的方案、方法及标准。各装置在出厂时已经接受并通过了性能测试。考虑二次系统整体上也通过了基建调试阶段的验收，并已稳定入网运行过一段时间，且内置有实时自检告警功能，为提高检验效率，没有必要在首检中再次逐一对各装置进行单装置的性能测试。首检应侧重二次智能系统正常或异常时的系统级检验，对二次装置异常时的故障隔离措施和应急抢修方案同步予以足够的重视，以防止停电范围无谓扩大和盲目缩小。所以，周期检修应该以贴近运行实际的系统性整体功能(装置正常、异常时)及应急策略验核作为重点，而不是面面俱到。

智能变电站内，大量电缆被抽象的光纤代替，智能变电站二次回路全部或部分虚化，读图方式发生了很大变化。为了做好智能变电站自动化/继电保护的检验，应该有针对性地对检修站点的二次系统设计资料进行研习。与微机站不同，智能变电站的设计一般采用的是“SV/GOOSE信息流图+SV/GOOSE信息逻辑配置表+装置光缆联系图”的设计方法。

①SV/GOOSE信息流图以数据集(数据集是将表征同类的信息的数据打包成集，如电流信息数据集、电压信息数据集、非电量信息数据集等)的形式描述信息传输的具体路径和流向，包括信息流经的具体物理装置如合并单元、中间交换机等。

②SV/GOOSE信息逻辑配置表是以装置为对象，将收发的数据集结合虚端子连接关系，映射成各装置具体的输入、输出信号。

③装置光缆联系图反映的是二次设备之间的光纤连接关系，其与网络方案和设备光接口的配置配合使用。通过这三者的结合运用，能将抽象的信息、功能具化为脉络清晰的物理实现路径。结合这“两图一表”，就能大致确定每一功能由哪些硬件构成，每一硬件会影响到哪些功能;在此基础上校核系统功能是否正确，是否合乎技术规范的要求，并考证相关技术措施的正确性。

4、智能变电站首检思路

整组试验是体现系统性思维，检验二次系统功能完整性、正确性的最直接方法。检验时应最大限度的保证整组试验的设备覆盖完整性，将采样、开入量、链路及保护功能等都结合起来进行;检验项目设置应该尽力贴近运行实际，验证智能变电站保护系统各种情形下(如各装置性能正常，或部分装置性能异常)的功能及应对措施的正确性、有效性。

智能变电站首次检验应依据电网运行的要求，对智能变电站内设备(包括全站内一次变电设备和二次装置)正常、异常时各职能功能的实现及故障隔离、检修策略进行验证，对设备健康状况进行判断。分3个层次来进行验证。

1)第一层级，系统各硬件装置正常，对各装置内部参数，特别是软压板的设置，结合技术规范进行整组功能检验。

2)第二层级，当系统中某单个装置硬件(如GOOSE交换机、光纤、合并单元、智能终端、保护装置等)异常时，对系统功能的影响范围、需要停电的范围及隔离措施进行验证。在单台装置发生异常时，需要对保护、遥测、遥信等功能受到的影响进行评估，并采取合理的应对措施，确定故障隔离方案，调整运行方式。异常处理方案既要保证合理的停电范围，又要保证在运行状态的变电设备处于可靠监测和保护下。

3)第三层级，在单设备、单装置性能异常时，对判断及处理的方法进行验证。一方面要有能力、有标准判断异常现象的故障点，例如SV链路异常灯亮时，确定损坏的元器件是光纤、通信板，还是光纤盒。另一方面还要能进行维修，必要时可以要求设备制造商协助进行。

5、智能变电站首检实践

2014年4月，对兴湖变电站(2013年投运)进行了首次检验。

在本次首检中，借助一根临时电缆(接线方式见图2)实现了近于微机保护调试操作、最大回路范围验证的整组调试。即传统继电保护检验仪产生调试信号，经一次汇控柜端子排接入系统，验证系统采样、保护功能。临时电缆的作用是将同一台继电保护检验仪产生的电气量输送至处于不同设备室、不同间隔的端子排入口，保证模拟量的同步性。在此情况下，检验步骤、方法与常规微机保护就非常相近，可以方便地进行主变保护整组检验了。

图2整组式试验接线方案

结合整组式试验接线，可按如下内容开展系统级调试：

1)模拟量回路联调试验。正常运行工况下，从电压互感器和电流互感器二次侧至保护装置、测控装置、故障录波装置模拟量采样进行检查;对于级联合并器或跨间隔保护需检查其同步性能，检查合并单元的电压并列及切换功能。

2)开关量联调试验。检查开入接点至各装置的开关量。

3)间隔层设备联调试验，验证检修机制的正确性。

①基于制造报文规范MMS(manufacturemessagespecification)的检修机制检验：当保护装置投入检修压板时，上送的MMS报文中应置检修位，后台及总控收到检修报文应与正常报文区别处理。

②SV检修机制检验：输入的SV报文检修品质与保护装置检修状态不对应时，相关保护功能应闭锁。

③GOOSE检修机制检验：输入的GOOSE信号检修品质与装置检修状态不对应时，装置应将该GOOSE信号作无效处理。

4)验证“直采直跳”设计原则。检查SV交换机、GOOSE交换机对保护功能及出口跳闸的影响。根据“直采直跳”的设计，本间隔的保护功能、跳闸出口不应受到SV交换机、GOOSE交换机的影响。

5)验证101断路器或102断路器本体异常时的隔离策略及停电范围。

6)主变差动保护通入平衡电流试验、保护定值检验及联动断路器。

7)重启装置试验。对运行中各二次装置进行重启试验，检查是否会导致断路器误动。

6、发现的问题

按照以上思路，对兴湖变电站二次系统检验时发现以下问题：

1)模拟1号主变保护屏内GOOSE交换机异常，将其电源开关关断时，T1高后备保护装置、低I侧后备保护装置保护功能可以正确动作于故障，但101断路器拒跳。经测试，原因为插件程序设计存在缺陷，保护装置发出的101断路器跳闸命令需要通过此交换机下达至断路器机构。本现象与智能变电站设计规范中“直采直跳”的原则冲突，各断路器的保护跳闸命令应直接通过保护装置与合并单元/智能终端一体化装置间的光纤下达，不应经过交换机中转。需要进行保护装置内置程序升级，否则此GOOSE交换机运行中如果发生异常，将直接影响本系统中高后备、低I侧后备保护功能。

2)1号主变压器低压侧分支101断路器、102断路器合智一体装置“置检修”压板投入，差动保护、低压侧后备未投入“置检修”压板的情况下，保护仍然对合智一体装置上送的采样信息进行逻辑判断，保护动作，101断路器与102断路器均跳闸。不符合规范的检修机制中检修状态位“一致性”原则，可能造成断路器误动。经与设备制造商协商，由厂家人员对保护装置进行升级后，二次系统检验各功能均合格。

7、结语

由于早期智能变电站在建设调试时，相关规范处于制定中，难免会有疏漏。首检，对照各级设计规范和运行技术要求进行验证，是保证电网安全稳定运行的重要环节。在整个首检过程中，二次检修人员应站在系统级的层面，独立于设备制造商(设备制造商侧重于细节技术的实现，运维检修人员侧重于电网运行中各种可能情况下二次系统整体功能的正确完备)自主开展整组接线式检验，重点保证保护功能及其异常应急措施的正确可靠，必要时再由相关设备制造商技术人员协同处理。本次首检的实践，依托于已有的微机保护检验成熟经验和对运行需求的准确把控，制定适应智能变电站特点的检验方案，同步提升运维、检修人员的技能水平，对于接触、学习并最终完全掌握智能变电站将有积极意义。

作者简介

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钱波，国网江苏省电力公司常州供电公司，硕士，工程师，主要从事电力系统保护与控制方向的工作。

张雄伟，国网江苏省电力公司常州供电公司，硕士，工程师，主要从事电力系统保护与控制方向的工作。

朱勇，国网江苏省电力公司常州供电公司，硕士，工程师，主要从事电力系统保护与控制方向的工作。