安徽省电力公司六安供电公司安徽省六安市237001
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：智能变电站；继电保护；验收技术
1、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。
1.1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。
1.2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。
1.3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。
1.4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。
2、220kV线路保护验收
2.1模拟量检查。在线路开关端子箱加入电压电流模拟量，差异化输出，检查线路保护、母差等采样值和双重化保护数据一致性、保护采样双通道、装置自环状态下差动保护电流正确性检查。
2.2开入量检查。投退线路保护SV接收软压板和母差保护线路支路软压板，检查压板有效性。操作线路刀闸，检查合并单元MU（MergingUnit）电压切换和线路开入母差保护刀闸位置正确性及GOOSE软压板定义等。
2.3传动试验。双重化保护装置单跳单重后加速试验，分相测试，检查合并单元、智能终端和保护的配合；测试线路保护启动母差失灵功能；投入MU、智能终端、保护、母差检修压板，加入电气量，检查保护、母差的动作情况，检查检修压板状态；检查MU、智能终端、保护、母差均在检修状态时的动作行为。
2.4链路检查
（1）断开线路合并单元和智能终端尾纤，检查保护、母差、测控装置的断链告警。（2）断开线路保护侧尾纤，检查母差、智能终端的断链告警。
3、220kV主变保护验收
3.1模拟量检查
（1）在主变各侧及本体加入电压电流模拟量，差异化输出，检查保护等采样值。（2）特别注意双重化保护的数据，重点检查保护双通道数据一致性。
3.2开入量检查
（1）投退三侧保护SV接收软压板和母差保护支路软压板，检查压板有效性。（2）操作高、中压侧母线刀闸，检查MU电压切换正确性。（3）检查GOOSE软压板定义正确，投退主变保护GOOSE出口压板（含失灵启动），检查GOOSE压板有效性。（4）投退母差保护失灵启动GOOSE接收软压板和主变失灵启动联切出口软压板，检查压板有效性。
3.3传动试验
（1）双重化保护跳闸矩阵验证（测试时间），出口跳闸试验，检查合并单元、智能终端和保护的配合。（2）测试主变保护启动母差失灵功能，测试母差保护主变失灵联切功能，宜直接传动。（3）测试主变非电量保护的动作行为，特别注意检查非电量启动继电器的启动功率。主变启动风冷和闭锁有载调压的正确性。（4）分别投入MU、智能终端、保护、母差检修压板，加入电气量，检查保护、母差的动作情况，检查检修压板状态正确上送，检查相关设备的告警行为正确。（5）检查MU、智能终端、保护、母差均在检修状态时的动作行为。
3.4断链测试
（1）断开主变各侧合并单元和智能终端尾纤，检查保护、母差、测控装置的断链告警。（2）断开保护侧尾纤，检查母差、智能终端的断链告警。
4、220kV母差保护验收
检查GOOSE软压板定义正确，投退母差保护GOOSE出口压板（含失灵联切），检查GOOSE压板有效性；验证母差保护逻辑，出口跳闸试验，检查合并单元、智能终端和保护的配合；分别投入MU、智能终端等，加入电气量，检查保护、母差的动作情况，检查检修压板状态正确上送，检查相关设备的告警行为正确等。
5、备自投验收
（1）验证备自投保护逻辑，出口动作行为。（2）检查GOOSE软压板定义正确，投退备自投GOOSE出口压板，检查GOOSE压板有效性。（3）分别投入MU、智能终端、保护、母差检修压板，加入电气量，检查保护、母差的动作情况，检查检修压板状态正确上送，检查相关设备的告警行为正确，检查MU、智能终端、保护、母差均在检修状态时的动作行。（4）断开合并单元和智能终端尾纤，检查保护、母差、测控装置的断链告警，断开保护侧尾纤，检查母差、智能终端的断链告警。
6、间隔层监控系统测试
检查各间隔接入智能终端的机构信号，断路器和刀闸位置必须双位置接入及各间隔MU、智能终端通过SCD接入测控装置的其他信号；同时确认各保护装置直接发送到站控层网络的信号及一体化电源、消弧装置等设备发出的信号等。
7、监控系统站控层设备验收
（1）保护和录波装置波形的调取和打印，允许装置直接驱动网络打印机打印，也可以通过站端监控机或保信系统召唤打印。（2）保信系统必须具备调取所有保护和录波波形、定值的功能。（3）自动化信号的合并及与调度端联调。（4）保护信息系统与调度端的联调。（5）图形网关机与省调的联调。（6）站控层设备的结构以及各功能在设备中的分配：五防、顺控、保信、图形网关等。（7）站控层网络I、II区分区是否合理。（8）后台监控机总分信号应在同一张画面内。（9）网络分析仪接入数据是否正确，每个采集单元采集的MU不超过5个。（10）GPS运行状况，双钟切换是否正确，双源是否都有效，相关设备接收对时是否正确。（11）逆变电源运行状况，切换是否正常。（12）顺控功能的实现，二次信号闭锁是否完备。（13）保护装置投入检修压板后，上送报文带检修标志，后台和保信系统是否能够有效处理。
参考文献
[1]高翔.智能变电站应用技术[M].北京：中国电力出版社，2008.
[2]李俊.数字化变电站继电保护验收的探讨[J].电工技术，2009（11）.