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[摘 要]智能变电站的现场测试区别于型式试验和集中集成测试。本文结合江苏淮安地区首批智能变电站的调试、验收工作，探讨了智能元件的现场测试方法。分析了合并单元的延时和同步误差的关系，分析了智能站继电保护的整组动作时间和动作延时。根据智能站合并单元、保护装置、智能终端的运行状态及其组合，总结了主变保护和线路保护检修机制的标准化、规范化验证方案，可供电力生产技术、管理人员参考。
[关键词]智能站；现场测试；检修机制；标准化
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）45-0047-02
0 引言
智能变电站二次系统测试分为两个部分：集中集成测试和现场测试。集中集成测试的思路是按照工程配置对相关设备进行集成，在此基础上进行测试。主要包括：设备单体测试、过程层测试、站控层测试、网络性能测试和同步测试。现场测试主要是在一、二次设备安装完成后，对其整体性能、功能进行测试，其特点是将一、二次设备作为一个整体，以整组联动的方式开展测试。智能变电站集中集成测试的方法，相关文献和技术资料有较详细和深入的介绍，本文不再叙述。而在变电站现场，如何利用现场条件，结合整组试验，开展二次系统现场测试，是继电保护人员面临的新课题。本文总结了淮安地区首批智能站变电站的调试、验收工作经验，探讨了结合整组试验，开展智能元件现场测试的方法；针对智能变电站继电保护技术特点，对现场检修机制的验证方法进行了研究，总结了规范化的验证步骤，希望对智能站的技术管理工作提供参考。
1 淮安智能变电站的基本情况
淮安地区首批智能变电站的系统网络配置类似：以IEC61850通信协议标准为基础，系统采用三层（站控层、间隔层、过程层）、两网（站控层网络和过程层网络）结构。站控层由主机兼操作员工作站、远动通信装置及网络打印机等设备构成，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心；间隔层由保护、测控、计量、录波、网络记录分析等若干个二次子系统组成；过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。
按《智能变电站继电保护技术规范》要求：110kV线路和主变过程层网络采用直接采样，直接跳闸方式；仅110kV备自投采用直接采样，网络跳闸方式。
智能站智能元件包括：110kV母线压变合并单元，110kV线路间隔配置的合并单元智能终端一体化装置，110kV主变各侧配置的合并单元和智能终端。
2 过程层设备现场测试方法
2.1 合并单元的现场测试方法：
合并单元性能测试包括准确度、互操作性、守时性能、采样延时、数据品质测试等，在合并单元型式试验和集中集成测试中，可以借助网络报文分析仪、标准互感器等专业仪器进行分析验证。
在现场测试时，关注的重点是如何结合继电保护检验开展现场测试。
2.1.1 合并单元准确度的现场测试方法：
合并单元采集的用于测量的交流模拟量准确度应符合GB/T 20840.7-2007的13.5及GB/T 20840.8-2007的规定。现场测试可以结合继电保护的交流采样检查完成，即将合并单元、数字式保护装置的采样作为一个整体，在合并单元交流侧输入电流、电压，考察保护的采样误差，其误差应符合相关规程的规定。
2.1.2 合并单元采样延时的现场测试方法：
合并单元的采样延时，影响的是继电保护的电流、电压采样的相位。因此，三相电流、电压必须同步，接入不同合并单元的数据和级联的电压信号均应检查合并单元的额定延时。前者包括主变差动、线路纵差保护，后者如线路的距离保护。
对应50Hz交流系统，一个周期20mS，对应电角度360°。合并单元的采样延时不一致导致的同步性误差对应于交流采样的相角差。换算的方法为：1mS对应于电角度18°，电角度1°对应于同步误差55uS。
因此现场测试的思路：在合并单元的交流侧输入电流、电压量，考察保护装置采样的相位误差，建议采自不同合并单元的相位误差不大于1°
（1）对主变差动保护，
按《智能变电站继电保护技术原则》要求，110kV主变保护采用点对点直采，通道延时即在合并单元发给保护装置的SV数据集的第一个采样通道，只要保证合并单元标称的延时（如南瑞继保的合并单元750us）和自己的实际延时（即合并单元从交流头采集到模拟量转换成数字量发出所需的处理延时）一致，即可保证合并单元之间的同步性一致。因此工程应用中，主变保护各侧应采样同一种型号的合并单元，其硬件和软件相同，处理延时一样。
现场测试方法（以两侧差动为例）：
使用6路电流输出的模拟式试验仪，用电缆接至各侧合并单元电流端子，分别在主变高、低压侧电流合并单元的交流输入回路中加电流，保护装置显示的相位关系与试验仪设定一致。要求在额定值下的各侧合并单元的相位误差不大于1°。
（2）对线路保护，
线路保护采集的电流电压：电流是直接进线路合并单元交流插件，电压是通过“级联”到线路合并单元：交流电压接至电压合并单元的交流插件，然后电压合并单元与线路合并单元之间通过44-8即扩展FT3协议，传输至线路合并单元。
现场测试方法：通过模拟式试验仪在电流合并单元的交流输入回路中加电流，在电压合并单元流输入回路中加电压，改变电流电压的相角，保护装置里面显示的相角与试验仪一致，说明合并单元之间的同步性一致。
2.2 智能终端和保护的动作时间测试：
智能变电站应关注的动作时间有：保护动作时间、智能终端的动作延时、保护整组动作时间和整组动作的延时。 保护动作时间检查：通过数字式试验仪直接从保护装置后面加故障量，通过光纤接收保护装置的跳闸反馈信号即GOOSE订阅，测得的动作时间即保护动作时间，该时间与保护装置里面的报告时间基本一致。
智能终端的动作延时：通过数字式光电试验仪模拟保护装置发出GOOSE跳闸命令，智能终端的开出动作接点接至测试仪的反馈开入，测试智能终端接收GOOSE命令到跳闸接点的开出时间即智能终端的动作延时。按照《智能变电站继电保护技术规范》（Q / GDW 441 — 2010）要求，智能终端的动作延时应小于7mS。
整组动作时间：在合并单元的模拟量侧加电流、电压，取智能终端的开出接点，模拟故障，测定的动作时间即保护整组动作时间。整组动作时间包含了保护动作时间、智能终端的动作延时和合并单元的延时、SV报文和GOOSE报文的处理延时等。
现场测试结果：110kV唐港变110kV线路保护现场实测的结果：模拟距离I段故障，测试整组动作时间：
第一次：故障量：0.95Z1（距离I段），保护动作时间：20mS，整组动作时间约32mS，
第二次：故障量：0.7 Z1（距离I段），保护动作时间：17mS，整组动作时间约29mS，
进一步分析计算：整组动作的延时=整组动作时间-保护动作时间=12mS。考察过程层设备的组成，整组动作的延时=智能终端的动作延时+合并单元的延时+SV报文和GOOSE报文的处理延时。
该测试表明：智能保护装置整组动作时间比常规保护装置整组动作时间慢，即整组动作的延时。因此我们建议智能站的现场测试，在各智能元件、交换机单体测试的基础上，关注整组动作时间和整组动作的延时。相关规定也应增加整组动作延时的指标，作为考核智能站过程层设备整体性能的重要参数，也作为调试、检修工作的依据。
3、 智能变电站检修机制的验证方法
3.1 智能变电站二次设备的检修机制：
智能站的“投检修态”硬压板有新的含义：①当装置检修压板投入时，装置发送的报文（SV、GOOSE ）中“test” 应置位；② 接收端装置应将接收的 报文（（SV、GOOSE ））中test 位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将信号作为有效进行处理或动作。因此，“投检修态”压板构成智能站检修工作和缺陷处理二次安措的技术基础和最底层防线。
如果由于“投检修”态硬压板接触不良或压板二次接线松动，造成压板位置与实际状态不对应，将给今后的运维、检修工作留下严重的安全隐患。
因此，如何确保“投检修态”压板验证的准确性、不留隐患是智能站继电保护工作的重要课题。本文，探讨了如何对110kV智能站的检修机制开展全面、规范的验证
3.2 主变保护的检修机制验证
3.2.1 主变后备保护的验证步骤
完成主变后备保护的整组传动试验，检查各光纤连接良好，无异常报文。
（1）仅投入该侧合并单元“投检修态”硬压板。
在合并单元交流侧通入电流、电压，模拟故障。
现象：保护装置报警，报文“检修态不对应”，
保护动作行为：保护装置只采样，不动作，开关不跳闸。
开关跳闸与否：开关不跳闸
（2）投入该侧合并单元和保护装置的“投检修态”硬压板，模拟故障。
现象：保护装置报警，报文“检修态不对应”，
保护动作行为：保护装置正常采样，保护动作，
开关跳闸与否：开关不跳闸
（3）投入合并单元、保护装置和智能终端的“投检修态”硬压板。
现象：保护装置不报警，
保护动作行为：保护装置正常采样，保护动作，
开关跳闸与否：开关正常跳闸，
（4）退出合并单元、保护装置的“投检修态”硬压板，仅投入智能终端的“投检修态”硬压板。
现象：保护装置报警，报文“检修态不对应”，
保护动作行为：保护装置正常采样，保护动作，，
开关跳闸与否：开关不跳闸。
由上可知，只在状态3的情况下，该间隔的“检修态”全部对应，才可以跳开关。
3.2.1 主变差动保护的验证方法（以两圈变为例）
主变差动保护的检修机制验证与上述相似，不同的是主变差动保护关联的合并单元和智能终端分别为主变高、低压侧两个，在验证时需逐个投入高、低压侧合并单元和智能终端的“检修”压板
3.3 线路间隔的检修机制验证步骤
110kV线路间隔的过程层设备由合并单元集成智能终端功能，简称合智一体装置。因此110kV线路间隔的验证步骤如下：
完成线路保护的整组传动试验，检查各光纤连接良好，无异常报文。
（1）仅投入合智一体装置的“投检修态”硬压板。
在合智一体装置的交流侧通入电流、电压，模拟故障。
现象：保护装置报警，报文“检修态不对应”，
保护动作行为：保护装置只采样，不动作。
开关跳闸与否：开关不跳闸
（2） 投入合智一体装置和保护装置的“投检修态”硬压板。
现象：保护装置不报警，
保护动作行为：保护装置正常采样，保护动作，
开关跳闸与否：开关正常跳闸，
上述验证步骤较全面地考虑了合并单元、保护装置、智能终端的各种状态组合，保护动作和开关跳闸逻辑清晰。在2013年开展的淮安地区110kV十里营变、刘老庄变、唐港变、工业变的现场验收中，均得到了逐一验证。
智能站投运后，不可避免的会发生合并单元缺陷、或保护装置缺陷或智能终端缺陷，现场工作的安全措施可以参照上述的对应状态实施，避免缺陷处理对其他运行设备的影响，避免误跳运行开关。
5、 总结
本文结合智能变电站现场测试、验收工作，探讨了如何利用现场条件，结合整组试验，开展二次系统的现场测试，并区别于型式试验和集中集成测试，为今后的现场验收工作提供参考。同时，根据智能站合并单元、保护装置、智能终端的运行状态和状态组合，总结了主变保护和线路保护检修机制的标准化、规范化验证方案，供电力系统技术、管理人员参考。
参考文献
[1] 吴俊兴，胡敏强，吴在军，奚国富，杜炎森.基于IEC 61850标准的智能电子设备及变电站自动化系统的测试.电网技术，2007年02期.
[2] 易永辉，王雷涛，陶永健.智能变电站过程层应用技术研究.电力系统控制与保护，2010年21期.
作者简介
汤同峰，男，34岁，江苏淮安，从事电力系统继电保护技术、管理工作。
[关键词]智能站；现场测试；检修机制；标准化
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）45-0047-02
0 引言
智能变电站二次系统测试分为两个部分：集中集成测试和现场测试。集中集成测试的思路是按照工程配置对相关设备进行集成，在此基础上进行测试。主要包括：设备单体测试、过程层测试、站控层测试、网络性能测试和同步测试。现场测试主要是在一、二次设备安装完成后，对其整体性能、功能进行测试，其特点是将一、二次设备作为一个整体，以整组联动的方式开展测试。智能变电站集中集成测试的方法，相关文献和技术资料有较详细和深入的介绍，本文不再叙述。而在变电站现场，如何利用现场条件，结合整组试验，开展二次系统现场测试，是继电保护人员面临的新课题。本文总结了淮安地区首批智能站变电站的调试、验收工作经验，探讨了结合整组试验，开展智能元件现场测试的方法；针对智能变电站继电保护技术特点，对现场检修机制的验证方法进行了研究，总结了规范化的验证步骤，希望对智能站的技术管理工作提供参考。
1 淮安智能变电站的基本情况
淮安地区首批智能变电站的系统网络配置类似：以IEC61850通信协议标准为基础，系统采用三层（站控层、间隔层、过程层）、两网（站控层网络和过程层网络）结构。站控层由主机兼操作员工作站、远动通信装置及网络打印机等设备构成，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心；间隔层由保护、测控、计量、录波、网络记录分析等若干个二次子系统组成；过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。
按《智能变电站继电保护技术规范》要求：110kV线路和主变过程层网络采用直接采样，直接跳闸方式；仅110kV备自投采用直接采样，网络跳闸方式。
智能站智能元件包括：110kV母线压变合并单元，110kV线路间隔配置的合并单元智能终端一体化装置，110kV主变各侧配置的合并单元和智能终端。
2 过程层设备现场测试方法
2.1 合并单元的现场测试方法：
合并单元性能测试包括准确度、互操作性、守时性能、采样延时、数据品质测试等，在合并单元型式试验和集中集成测试中，可以借助网络报文分析仪、标准互感器等专业仪器进行分析验证。
在现场测试时，关注的重点是如何结合继电保护检验开展现场测试。
2.1.1 合并单元准确度的现场测试方法：
合并单元采集的用于测量的交流模拟量准确度应符合GB/T 20840.7-2007的13.5及GB/T 20840.8-2007的规定。现场测试可以结合继电保护的交流采样检查完成，即将合并单元、数字式保护装置的采样作为一个整体，在合并单元交流侧输入电流、电压，考察保护的采样误差，其误差应符合相关规程的规定。
2.1.2 合并单元采样延时的现场测试方法：
合并单元的采样延时，影响的是继电保护的电流、电压采样的相位。因此，三相电流、电压必须同步，接入不同合并单元的数据和级联的电压信号均应检查合并单元的额定延时。前者包括主变差动、线路纵差保护，后者如线路的距离保护。
对应50Hz交流系统，一个周期20mS，对应电角度360°。合并单元的采样延时不一致导致的同步性误差对应于交流采样的相角差。换算的方法为：1mS对应于电角度18°，电角度1°对应于同步误差55uS。
因此现场测试的思路：在合并单元的交流侧输入电流、电压量，考察保护装置采样的相位误差，建议采自不同合并单元的相位误差不大于1°
（1）对主变差动保护，
按《智能变电站继电保护技术原则》要求，110kV主变保护采用点对点直采，通道延时即在合并单元发给保护装置的SV数据集的第一个采样通道，只要保证合并单元标称的延时（如南瑞继保的合并单元750us）和自己的实际延时（即合并单元从交流头采集到模拟量转换成数字量发出所需的处理延时）一致，即可保证合并单元之间的同步性一致。因此工程应用中，主变保护各侧应采样同一种型号的合并单元，其硬件和软件相同，处理延时一样。
现场测试方法（以两侧差动为例）：
使用6路电流输出的模拟式试验仪，用电缆接至各侧合并单元电流端子，分别在主变高、低压侧电流合并单元的交流输入回路中加电流，保护装置显示的相位关系与试验仪设定一致。要求在额定值下的各侧合并单元的相位误差不大于1°。
（2）对线路保护，
线路保护采集的电流电压：电流是直接进线路合并单元交流插件，电压是通过“级联”到线路合并单元：交流电压接至电压合并单元的交流插件，然后电压合并单元与线路合并单元之间通过44-8即扩展FT3协议，传输至线路合并单元。
现场测试方法：通过模拟式试验仪在电流合并单元的交流输入回路中加电流，在电压合并单元流输入回路中加电压，改变电流电压的相角，保护装置里面显示的相角与试验仪一致，说明合并单元之间的同步性一致。
2.2 智能终端和保护的动作时间测试：
智能变电站应关注的动作时间有：保护动作时间、智能终端的动作延时、保护整组动作时间和整组动作的延时。 保护动作时间检查：通过数字式试验仪直接从保护装置后面加故障量，通过光纤接收保护装置的跳闸反馈信号即GOOSE订阅，测得的动作时间即保护动作时间，该时间与保护装置里面的报告时间基本一致。
智能终端的动作延时：通过数字式光电试验仪模拟保护装置发出GOOSE跳闸命令，智能终端的开出动作接点接至测试仪的反馈开入，测试智能终端接收GOOSE命令到跳闸接点的开出时间即智能终端的动作延时。按照《智能变电站继电保护技术规范》（Q / GDW 441 — 2010）要求，智能终端的动作延时应小于7mS。
整组动作时间：在合并单元的模拟量侧加电流、电压，取智能终端的开出接点，模拟故障，测定的动作时间即保护整组动作时间。整组动作时间包含了保护动作时间、智能终端的动作延时和合并单元的延时、SV报文和GOOSE报文的处理延时等。
现场测试结果：110kV唐港变110kV线路保护现场实测的结果：模拟距离I段故障，测试整组动作时间：
第一次：故障量：0.95Z1（距离I段），保护动作时间：20mS，整组动作时间约32mS，
第二次：故障量：0.7 Z1（距离I段），保护动作时间：17mS，整组动作时间约29mS，
进一步分析计算：整组动作的延时=整组动作时间-保护动作时间=12mS。考察过程层设备的组成，整组动作的延时=智能终端的动作延时+合并单元的延时+SV报文和GOOSE报文的处理延时。
该测试表明：智能保护装置整组动作时间比常规保护装置整组动作时间慢，即整组动作的延时。因此我们建议智能站的现场测试，在各智能元件、交换机单体测试的基础上，关注整组动作时间和整组动作的延时。相关规定也应增加整组动作延时的指标，作为考核智能站过程层设备整体性能的重要参数，也作为调试、检修工作的依据。
3、 智能变电站检修机制的验证方法
3.1 智能变电站二次设备的检修机制：
智能站的“投检修态”硬压板有新的含义：①当装置检修压板投入时，装置发送的报文（SV、GOOSE ）中“test” 应置位；② 接收端装置应将接收的 报文（（SV、GOOSE ））中test 位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将信号作为有效进行处理或动作。因此，“投检修态”压板构成智能站检修工作和缺陷处理二次安措的技术基础和最底层防线。
如果由于“投检修”态硬压板接触不良或压板二次接线松动，造成压板位置与实际状态不对应，将给今后的运维、检修工作留下严重的安全隐患。
因此，如何确保“投检修态”压板验证的准确性、不留隐患是智能站继电保护工作的重要课题。本文，探讨了如何对110kV智能站的检修机制开展全面、规范的验证
3.2 主变保护的检修机制验证
3.2.1 主变后备保护的验证步骤
完成主变后备保护的整组传动试验，检查各光纤连接良好，无异常报文。
（1）仅投入该侧合并单元“投检修态”硬压板。
在合并单元交流侧通入电流、电压，模拟故障。
现象：保护装置报警，报文“检修态不对应”，
保护动作行为：保护装置只采样，不动作，开关不跳闸。
开关跳闸与否：开关不跳闸
（2）投入该侧合并单元和保护装置的“投检修态”硬压板，模拟故障。
现象：保护装置报警，报文“检修态不对应”，
保护动作行为：保护装置正常采样，保护动作，
开关跳闸与否：开关不跳闸
（3）投入合并单元、保护装置和智能终端的“投检修态”硬压板。
现象：保护装置不报警，
保护动作行为：保护装置正常采样，保护动作，
开关跳闸与否：开关正常跳闸，
（4）退出合并单元、保护装置的“投检修态”硬压板，仅投入智能终端的“投检修态”硬压板。
现象：保护装置报警，报文“检修态不对应”，
保护动作行为：保护装置正常采样，保护动作，，
开关跳闸与否：开关不跳闸。
由上可知，只在状态3的情况下，该间隔的“检修态”全部对应，才可以跳开关。
3.2.1 主变差动保护的验证方法（以两圈变为例）
主变差动保护的检修机制验证与上述相似，不同的是主变差动保护关联的合并单元和智能终端分别为主变高、低压侧两个，在验证时需逐个投入高、低压侧合并单元和智能终端的“检修”压板
3.3 线路间隔的检修机制验证步骤
110kV线路间隔的过程层设备由合并单元集成智能终端功能，简称合智一体装置。因此110kV线路间隔的验证步骤如下：
完成线路保护的整组传动试验，检查各光纤连接良好，无异常报文。
（1）仅投入合智一体装置的“投检修态”硬压板。
在合智一体装置的交流侧通入电流、电压，模拟故障。
现象：保护装置报警，报文“检修态不对应”，
保护动作行为：保护装置只采样，不动作。
开关跳闸与否：开关不跳闸
（2） 投入合智一体装置和保护装置的“投检修态”硬压板。
现象：保护装置不报警，
保护动作行为：保护装置正常采样，保护动作，
开关跳闸与否：开关正常跳闸，
上述验证步骤较全面地考虑了合并单元、保护装置、智能终端的各种状态组合，保护动作和开关跳闸逻辑清晰。在2013年开展的淮安地区110kV十里营变、刘老庄变、唐港变、工业变的现场验收中，均得到了逐一验证。
智能站投运后，不可避免的会发生合并单元缺陷、或保护装置缺陷或智能终端缺陷，现场工作的安全措施可以参照上述的对应状态实施，避免缺陷处理对其他运行设备的影响，避免误跳运行开关。
5、 总结
本文结合智能变电站现场测试、验收工作，探讨了如何利用现场条件，结合整组试验，开展二次系统的现场测试，并区别于型式试验和集中集成测试，为今后的现场验收工作提供参考。同时，根据智能站合并单元、保护装置、智能终端的运行状态和状态组合，总结了主变保护和线路保护检修机制的标准化、规范化验证方案，供电力系统技术、管理人员参考。
参考文献
[1] 吴俊兴，胡敏强，吴在军，奚国富，杜炎森.基于IEC 61850标准的智能电子设备及变电站自动化系统的测试.电网技术，2007年02期.
[2] 易永辉，王雷涛，陶永健.智能变电站过程层应用技术研究.电力系统控制与保护，2010年21期.
作者简介
汤同峰，男，34岁，江苏淮安，从事电力系统继电保护技术、管理工作。