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摘要：随着我国经济社会的快速发展与进步，我国的智能变电站在国内电网中已经开始大规模的建设和投运，继电保护系统的调试及运行也成为智能变电站运行水平不断提高的重要组成部分。
关键词：智能变电站;继电保护;应用
引言
作为我国智能电网的核心部分，智能变电站直接决定着智能电网的运行效果和经济效益，是影响用电质量的关键。传统智能电网建设过程中只是对智能变电站技术进行运用，并未做好继电保护装置的设置，造成智能变电站安全性、可靠性大打折扣，在一定程度上限制了智能变电站的发展。如何做好继电保护系统的设置，形成科学的智能变电站继电保护调试体系已经成为新时期智能电网建设的重中之重。
1智能变电站的特点
1.1呈现分布化的系统分层
智能变电器内部系统的分层呈分布化，在使用CPU的模式下，可以确保各设备之间可以进行单独的信息处理工作，而不会发生系统内部的相互干扰，并且都在中央处理器的统一调度下进行，实现了信号之间的相对独立和内在联系。
1.2将收集的信号数字化
智能变电站采用了光电互感设备，实现了将收集的电信号转化为数字信号。数字化信号不仅便于我们观察，而且可以提高计算的精度，确保信息的集成化过程更加合理。
2影响智能变电站继电保护的关键因素
2.1智能一次设备的出现
当前一次设备的智能化主要通过“电子式互感器+合并单元”（或“常规互感器+合并单元”）实现采样系统的信息化，通过“一次设备本体+传感器+智能终端+在线监测单元”来实现一次设备的智能化。
2.2智能变电站自动化系统总体架构
自动化系统总体架构设计影响着保护装置的接口要求、设备配置、实现方式、维护方式及运行可靠性。
2.3IEC61850通信技术体系
IEC61850共包含14个标准，其主要是对变电站的通信进行信息分层、面向对象建模、使用统一的描述语言和抽象服务接口。我国目前采用《DLT860变电站通信网络和系统》行业标准，该标准对变电站功能架构、通信体系及继电保护系统产生重大影响。
3智能变电站继电保护系统组成及功能
根据IEC61850系列标准分层的变电站结构，智能变电站体系分为三层两网（逻辑上三网、物理上两网），即站控层、间隔层、过程层;站控层网络、过程网网络。过程网网络主要传输的是SV和GOOSE报文，站控层网络主要传输的是MMS报文。GOOSE网、SV网、MMS网一般情况下相对独立，GOOSE网与SV网可合并。
3.1过程层网络
过程层网络是连接过程层的智能化与一次设备和保护、测控、状态监视等间隔层二次设备的通信网络。主要传输两类信息：SV采样报文和GOOSE报文。前者实现了电流、电压交流采样值的上传，后者实现了开关量的上传及分合闸等控制量的下行。
该网络的通信是实时的、高可靠性的、数据共享的，它的可靠性对于智能化变电站的安全运行起着至关重要的作用。
3.2間隔层设备
间隔层包括继电保护装置、测控装置、故障录波器、网络报文分析仪等二次设备。
3.2.1继电保护装置
继电保护装置对实时可靠性要求高。保护通过SV报文接收电流、电压信号，应直接采样：保护通过GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传递，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护宜直接跳闸，对于启失灵、闭重信号等间隔层设备间信号可采用GOOSE网络传输。
保护装置通过MMS报文与站控站层设备直接通信，保护装置的功能投退和出口连接片均采用软连接片，软连接片支持遥控。
应该注意的是智能终端检修压板投入，则智能终端上传的所有信息均带Test的品质位。那么线路故障时，保护装置发送动作信息给智能终端，智能终端虽然接收到保护动作信息，但不做处理，相当于传统变电站的开关拒动。
在智能变电站中，保护装置中的间隔SV投入软压板非常关键，相当于间隔接入保护的“总开关”，当这块软压板投入时，相当于“总开关”是运行的，保护装置接收该间隔的SV采集量，并纳入计算;当这块软压板退出时，相当于“总开关”是退出的，保护装置不接收该间隔的SV采集量，不纳入计算。因此，在间隔运行时，保护装置中的该软压板必须在运行。
3.2.2故障录波及网络报文分析记录装置
网络报文记录分析装置和故障录波器具备变电站网络通信状态的在线监视和状态评估功能，主要通过对全站各种网络报文进行实时监视、捕捉、存储、分析和统计来实现，其对报文的捕捉应安全、透明，不得对原有的网络通信产生任何影响。故障录波器监视及捕捉SV、GOOSE网络报文，网络报文记录分析装置可以监视SV、GOOSE和MMS报文。
故障录波文件应由一体化监控系统II区综合应用服务器采集、处理，并通过II区数据网关机向调度端上送故障录波文件。过渡阶段同时允许站内故障录波器与调度端故录主站通信。
4智能变电站继电保护的应用
A智能变电站在运行过程中主要通过常规“互感器+单元”合并方式实现智能变电控制。上述设置过程中主要采用直采直跳保护方式完成220kV和110kV母线的保护，并通过GOOSE信号直接跳闸完成光纤通信，其模拟电量主要从SV组网信号采集。
对A智能变电站运行状况进行调试可以发现：在220kV保护装置升级后部分压板无法正常运行，在一定程度上影响了继电保护效果;110kV保护装置升级后继电保护装置PT动作异常且压板无法投退，严重影响了智能变电站的运行安全。依照智能变电站继电保护调试处理方案对其进行处理后，上述问题均得到解决，设备调试效果显著。
在GOOSE信号调试过程中人员通过传统继电保护测试仪对电缆信号进行检测，分析光纤信号是否能够正常发送且被保护设备接收，完成继电保护通信。调试过程中发现由于合并单元设置出现问题，其光线信号强度不够。对其进行处理时在合并单元中加入信号放大器，光线信号强度增强后能够被保护设备正常接收，调试顺利完成。而在通道信号调试过程中SV信号和GOOSE信号均通过数字继电保护测试仪实现，调试中发现两者信号均能够正常发送和接收且信号内部不存干扰和异常，整体通信状况良好。
而在GOOSE接线调试过程中主要对其线缆状况进行调试，分析数据打包和传递状况。调试过程中发现智能变电站继电保护装置只能够对部分信号进行记当。为解决该问题，调试中人员对继电保护装置中的接收设备进行调整，增加相应的通信信号，并设置工作日志窗口对通信状况进行检测，继电保护装置顺利运行。
结语
根据我国能源分布与负荷消费地域分布特点，智能电网建设是适应我国当前和未来社会发展所采取的电网发展方式，对各类能源，尤其是大规模风电和太阳能发电的计入和送出适应性强，能够实现能源资源的大范围、高效率配置。国家对智能电网的建设相当重视，已列入国家发展规划，前景十分广阔。
参考文献
[1]文海峰，辛宗国.智能变电站继电保护调试方法分析[J].电子技术与软件工程，2015（17）：244.
[2]张达，黄楠.智能变电站继电保护调试验收技术要点[J].农村电气化，2016（7）：24-25.
[3]黄华.智能变电站继电保护检测及其调试[J].低碳世界，2016，（35）：81-82.
[4]李立刚，李洪凯，陈祝新.智能变电站继电保护试验方法的探讨与研究[J].东北电力技术，2016（3）：48-51.
[5]姜明.智能变电站继电保护检测与调试方法分析[J].科技创新导报，2015（17）：112.
关键词：智能变电站;继电保护;应用
引言
作为我国智能电网的核心部分，智能变电站直接决定着智能电网的运行效果和经济效益，是影响用电质量的关键。传统智能电网建设过程中只是对智能变电站技术进行运用，并未做好继电保护装置的设置，造成智能变电站安全性、可靠性大打折扣，在一定程度上限制了智能变电站的发展。如何做好继电保护系统的设置，形成科学的智能变电站继电保护调试体系已经成为新时期智能电网建设的重中之重。
1智能变电站的特点
1.1呈现分布化的系统分层
智能变电器内部系统的分层呈分布化，在使用CPU的模式下，可以确保各设备之间可以进行单独的信息处理工作，而不会发生系统内部的相互干扰，并且都在中央处理器的统一调度下进行，实现了信号之间的相对独立和内在联系。
1.2将收集的信号数字化
智能变电站采用了光电互感设备，实现了将收集的电信号转化为数字信号。数字化信号不仅便于我们观察，而且可以提高计算的精度，确保信息的集成化过程更加合理。
2影响智能变电站继电保护的关键因素
2.1智能一次设备的出现
当前一次设备的智能化主要通过“电子式互感器+合并单元”（或“常规互感器+合并单元”）实现采样系统的信息化，通过“一次设备本体+传感器+智能终端+在线监测单元”来实现一次设备的智能化。
2.2智能变电站自动化系统总体架构
自动化系统总体架构设计影响着保护装置的接口要求、设备配置、实现方式、维护方式及运行可靠性。
2.3IEC61850通信技术体系
IEC61850共包含14个标准，其主要是对变电站的通信进行信息分层、面向对象建模、使用统一的描述语言和抽象服务接口。我国目前采用《DLT860变电站通信网络和系统》行业标准，该标准对变电站功能架构、通信体系及继电保护系统产生重大影响。
3智能变电站继电保护系统组成及功能
根据IEC61850系列标准分层的变电站结构，智能变电站体系分为三层两网（逻辑上三网、物理上两网），即站控层、间隔层、过程层;站控层网络、过程网网络。过程网网络主要传输的是SV和GOOSE报文，站控层网络主要传输的是MMS报文。GOOSE网、SV网、MMS网一般情况下相对独立，GOOSE网与SV网可合并。
3.1过程层网络
过程层网络是连接过程层的智能化与一次设备和保护、测控、状态监视等间隔层二次设备的通信网络。主要传输两类信息：SV采样报文和GOOSE报文。前者实现了电流、电压交流采样值的上传，后者实现了开关量的上传及分合闸等控制量的下行。
该网络的通信是实时的、高可靠性的、数据共享的，它的可靠性对于智能化变电站的安全运行起着至关重要的作用。
3.2間隔层设备
间隔层包括继电保护装置、测控装置、故障录波器、网络报文分析仪等二次设备。
3.2.1继电保护装置
继电保护装置对实时可靠性要求高。保护通过SV报文接收电流、电压信号，应直接采样：保护通过GOOSE报文实现装置之间状态和跳合闸命令信息传递，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护宜直接跳闸，对于启失灵、闭重信号等间隔层设备间信号可采用GOOSE网络传输。
保护装置通过MMS报文与站控站层设备直接通信，保护装置的功能投退和出口连接片均采用软连接片，软连接片支持遥控。
应该注意的是智能终端检修压板投入，则智能终端上传的所有信息均带Test的品质位。那么线路故障时，保护装置发送动作信息给智能终端，智能终端虽然接收到保护动作信息，但不做处理，相当于传统变电站的开关拒动。
在智能变电站中，保护装置中的间隔SV投入软压板非常关键，相当于间隔接入保护的“总开关”，当这块软压板投入时，相当于“总开关”是运行的，保护装置接收该间隔的SV采集量，并纳入计算;当这块软压板退出时，相当于“总开关”是退出的，保护装置不接收该间隔的SV采集量，不纳入计算。因此，在间隔运行时，保护装置中的该软压板必须在运行。
3.2.2故障录波及网络报文分析记录装置
网络报文记录分析装置和故障录波器具备变电站网络通信状态的在线监视和状态评估功能，主要通过对全站各种网络报文进行实时监视、捕捉、存储、分析和统计来实现，其对报文的捕捉应安全、透明，不得对原有的网络通信产生任何影响。故障录波器监视及捕捉SV、GOOSE网络报文，网络报文记录分析装置可以监视SV、GOOSE和MMS报文。
故障录波文件应由一体化监控系统II区综合应用服务器采集、处理，并通过II区数据网关机向调度端上送故障录波文件。过渡阶段同时允许站内故障录波器与调度端故录主站通信。
4智能变电站继电保护的应用
A智能变电站在运行过程中主要通过常规“互感器+单元”合并方式实现智能变电控制。上述设置过程中主要采用直采直跳保护方式完成220kV和110kV母线的保护，并通过GOOSE信号直接跳闸完成光纤通信，其模拟电量主要从SV组网信号采集。
对A智能变电站运行状况进行调试可以发现：在220kV保护装置升级后部分压板无法正常运行，在一定程度上影响了继电保护效果;110kV保护装置升级后继电保护装置PT动作异常且压板无法投退，严重影响了智能变电站的运行安全。依照智能变电站继电保护调试处理方案对其进行处理后，上述问题均得到解决，设备调试效果显著。
在GOOSE信号调试过程中人员通过传统继电保护测试仪对电缆信号进行检测，分析光纤信号是否能够正常发送且被保护设备接收，完成继电保护通信。调试过程中发现由于合并单元设置出现问题，其光线信号强度不够。对其进行处理时在合并单元中加入信号放大器，光线信号强度增强后能够被保护设备正常接收，调试顺利完成。而在通道信号调试过程中SV信号和GOOSE信号均通过数字继电保护测试仪实现，调试中发现两者信号均能够正常发送和接收且信号内部不存干扰和异常，整体通信状况良好。
而在GOOSE接线调试过程中主要对其线缆状况进行调试，分析数据打包和传递状况。调试过程中发现智能变电站继电保护装置只能够对部分信号进行记当。为解决该问题，调试中人员对继电保护装置中的接收设备进行调整，增加相应的通信信号，并设置工作日志窗口对通信状况进行检测，继电保护装置顺利运行。
结语
根据我国能源分布与负荷消费地域分布特点，智能电网建设是适应我国当前和未来社会发展所采取的电网发展方式，对各类能源，尤其是大规模风电和太阳能发电的计入和送出适应性强，能够实现能源资源的大范围、高效率配置。国家对智能电网的建设相当重视，已列入国家发展规划，前景十分广阔。
参考文献
[1]文海峰，辛宗国.智能变电站继电保护调试方法分析[J].电子技术与软件工程，2015（17）：244.
[2]张达，黄楠.智能变电站继电保护调试验收技术要点[J].农村电气化，2016（7）：24-25.
[3]黄华.智能变电站继电保护检测及其调试[J].低碳世界，2016，（35）：81-82.
[4]李立刚，李洪凯，陈祝新.智能变电站继电保护试验方法的探讨与研究[J].东北电力技术，2016（3）：48-51.
[5]姜明.智能变电站继电保护检测与调试方法分析[J].科技创新导报，2015（17）：112.