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摘 要：主变保护调试是整个智能变电站正常投运的关键，因此应加以重视。本文从主变保护装置的单体调试，合并单元、智能终端的单体调试以及整组试验这3方面出发，就智能变电站中110kV主变保护调试的过程以及常见问题和解决办法进行了分析与探讨，以期能够为今后智能变电站主变调试提供参考。
关键词：主变保护；调试；问题；解决方法
引言
随着科学技术的快速发展，作为我国坚强智能电网建设的核心部分，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为主要特点的智能变电站近年来投运规模迅速增长。如今，现代化的110kV智能变电站设备不但科技含量高且结构复杂，其调试与以往相比也有较大差异，而智能站主变保护调试是整个智能站能否正常投运的关键，因此，需要对110kV智能站主变保护装置调试进行相关研究，以保证变电站的运行安全。本文就主要探讨了智能变电站中 110kV 主变保护（两圈变）调试的过程以及常见问题和解决办法。
1.主变保护装置的单体调试
1.1 主变保护装置单体调试的过程
主变保护装置从数据采集、逻辑判断到跳闸出口，遵循全站统一的IEC61850体系标准。主变保护装置采集到的模拟量是合并单元通过光缆、按照618509-2协议传输过来的，称之为SV。做采样检查时，一般使用手持式光数字测试仪。做保护试验时使用的光数字保护试验仪与被试验保护装置之间在时间上必须同步。
1.2 主变保护装置单体调试的常见问题及解决方法
问题：主变保护装置某一相电流或者电压无采样、采样错位或采样值错误。
解决方法：
（1）查SCD文件配置是否错误，对照虚端子图纸查找，有可能SCD文件配置错位或者漏项，修正后重新下载，重新试验；
（2）检查变压器各侧MU压板是否投入。智能站主变保护装置多了一个装置采样的接收软压板，进行试验前认真检查其是否投入；
（3）检查主变设备参数和光数字保护试验仪基本参数变比设置是否正确，按照现场一次设备（PT、CT）变比设置或自己设定变比，但主变设备参数变比与光数字保护试验仪变比必须一致；
（4）检查采样光口的输出和接收端是否插反，或者采样光口的尾纤插口是否插好，重新插好再次测试；
（5）检查试验光纤是否完好正常，保证传输无丢帧；
（6）检查主变保护装置检修压板与光数字保护试验仪检修设置是否一致，检修设置一致后重新试验。
2.合并单元、智能终端的单体调试
2.1 合并单元、智能终端单体调试的内容和过程
合并单元、智能终端就地安装，一般高压侧、本体安装在智能控制柜上，低压侧安装在10kV进线柜上。主要检查包含装置基本信息的检查校核、装置上电后其各路指示灯是否正确、SV/GOOSE输入输出检查、精确度和同步性测试、对时误差测试和额定延时测试等项目。合并单元、智能终端主要起到桥梁的作用，将采集到的电量信号转换成光信号传送到主变保护装置及其他采集系统。合并单元主要用来采集输送电压电流等采样值；智能终端主要用来采集输送开入开出等信号量，实现对一次设备的测量、控制等功能。合并单元、智能终端测试用到的设备有合并单元测试仪、DM5000凯默测试仪等，测试时，用合并单元测试仪测试合并单元同步性、对时误差和额定延时等项目，用DM5000凯默测试仪检查配置文件和SV/GOOSE输入输出等项目。
合并单元、智能终端单体调试属于新型设备调试，目前调试技术还不太成熟，很容易因为细节问题导致结果出错，调试过程必须统筹兼顾，被测装置、试验仪器、光口对接必须正确一致。在调试过程中，难点是同步性测试、对时误差测试和额定延时测试。同步性测试是指测试间隔合并单元经电压合并单元级联后电流电压的同步性，级联后电流电压的相位差应不大于10′。对时误差主要是测试合并单元、智能终端等有对时要求的被测设备与标准时钟源之间的对时误差，合并单元不大于1us，智能终端不大于1ms。合并单元额定延时指从电流或电压模拟信号输入的时刻到数字信号发送时刻之间的时间间隔，其额定延时小于2ms，误差不超过20us。
2.2 合并单元、智能终端单体调试的常见问题及解决方法
问题1：合并单元同步性测试、对时误差测试和额定延时测试不合格超出规定误差范围。
解决方法：
（1）查合并单元和合并单元测试仪配置文件是否正确，对照虚端子图纸查找，有可能配置错位或者漏项，修正后重新下載重新试验；
（2）查合并单元电流回路接线是否正确，有无开路、绕组及相位接线错误；
（3）如使用同步法测试，查合并单元与合并单元测试仪时间是否同步，是否在同一时钟源上；
（4）查合并单元和合并单元测试仪的检修状态是否一致。
问题2：智能终端开关量指示灯不显示或者指示不会变化。
解决方法：
（1）查无指示的开关量实际位置是否正确，如查断路器实际是否有位置指示、各个刀闸是否分合到位；
（2）查开关量实际接线是否正确，对照接线端子排图进行核对查误；
（3）查文件配置是否错误，对照虚端子图纸查找，有可能配置错位或者漏项，修正后重新下载重新试验。
3.整组试验
3.1 整组试验的内容和过程
整组试验是指从装置的电流、电压、二次链路端子的引入端子处或从互感器一次侧，向被保护设备的所有装置通入模拟电压、电流量，以检验各装置在故障过程中的动作情况。它是检查继电保护装置接线是否正确合理、各个光纤链路是否畅通、所有终端采集装置是否正确、工作是否可靠的最有效方法。
整组试验在实际操作中主要分两部分，第一部分是一次升流、二次升压，查看保护动作情况及各个终端系统的采样；第二部分是保护传动，即利用光数字保护试验仪按照下发的保护定值模拟故障进行传动试验，检查主变保护装置动作情况、跳闸矩阵、智能终端及断路器跳闸回路是否正确，同时应查看后台及录波报文信息。除整组试验外还要验证所有遥控、遥信、遥测回路的完整性，即从实际发生至传送到后台、调度的整个链路。 3.2 一次升流、二次升压的常见问题及解决办法
该项试验是在二次链路全部完成、各单体调试无误的情况下进行的。一次升流是用大电流发生器从电流互感器一次侧输入电流，用钳形电流表在智能控制柜端子排上卡二次电流值，检验互感器变比，同时查看主控室内保护、测量、计量电流采样值均正确。二次升压是用测试仪在电压互感器二次侧输入二次模拟电压值，用万用表在智能柜端子排上检查幅值，用相序表检查相序，同时查看主控室内保护、测量、计量电压采样值均正确。
问题：电压电流采样值不正确，信号指示不正确或者无指示。
解决方法：
（1）如果钳形电流表、万用表等表计测量不正确，检查测试仪与设备连线是否正确，检查智能控制柜相关接线是否正确；
（2）如果主变保护装置采样值不正确，检查所有光缆回路的链接，光缆线芯是否按照图纸正确插入光缆终端盒，收发是否接反；
（3）检查每一根光缆线芯的功率衰耗值，是否在正常范围之内；
（4）检验监控系统主机配置文件是否正确，采样值和信号值命名是否正确，是否与图纸对照。
3.3 保护传动过程中的常见问题和解决办法
保护传动试验涉及主变保护装置、合并单元、智能终端装置、二次链路、一次开关、刀闸等设备。主变保护单体装置主要负责采集信息、逻辑判断，将判断结果通过二次链路传输给合并单元、智能终端，作用于一次开关、刀闸设备，使其分闸或者合闸。保护采集分为直采集和网采集，跳闸分为直跳和网跳。保护传动对智能站保护的采集、跳闸和相应信号进行了进一步的验证。保护传动试验除了需要各设备之间相互配合之外，还受到各装置检修压板的制约，不同于传统保护装置，主变保护装置、合并单元装置、智能终端装置分别配备一个检修硬压板，保护传动试验要正常进行，必须遵循相应的检修机制。下面将遇到的问题及解决办法做简单介绍。
问题：保护装置不会出口，断路器不会跳闸。
解决方法：？
（1）检查主变保护装置GOOSE出口跳闸软压板是否投入，在智能站中，主变保护装置跳闸压板不再配置相应的硬压板；
（2）检查主变保护装置中跳闸矩阵设置是否正确，与定值单核对无误后进行试验；
（3）检查智能控制柜上的跳闸出口硬压板，在智能控制柜上配置有跳闸出口硬压板，檢查其是否投入；
（4）检查断路器机构回路是否正确，与图纸核对储能和操作回路的正确性；
（5）检查主变保护装置、合并单元、智能终端检修压板的配合是否符合检修机制逻辑。
检修机制分为GOOSE检修机制和SV检修机制，是智能站保护传动过程中不可或缺的试验项目。
智能站检修机制是为了便于检修设备而设置的一种功能压板，当设备检修时投入相应的检修压板，此时发送的GOOSE信号TEST位置1、SV采样位直TEST位为True。接收信号的智能终端或保护装置通过比对自身的检修压板开入量，检修压板一致时进行逻辑运算，否则装置做数据无效处理。
智能站主变保护装置、合并单元、智能终端的检修压板三者之间相互制约，共同控制着开关的分合，其检修机制如附表所示。
附表检修机制说明？
4.小结
综上所述，110kV智能站主变保护装置调试极其重要，通过调试可确保变电站主变保护动作的正确性和可靠性，解决施工中遇到的问题，进而保证变电站按时投运及正常运行，并且能获得良好的经济效益与社会效益。此外，在智能站主变保护调试中，调试人员应要有较好的逻辑思维与协调组合能力，并要具有十足的耐心，善于发现问题，勤于总结，只有这样才能做好智能站主变保护装置调试工作。
参考文献：
[1] 沈微. 110kV主变保护装置安装及调试效率的方法[J]. 电源技术应用， 2013.
[2] 赵博， 董守田. 110kV智能化变电站二次系统调试的研究[J]. 山东工业技术， 2015（22）：184-184.
[3] 陆铭骏. 关于110kV变电站继电保护改造调试问题探讨[J]. 大科技， 2017（25）.
关键词：主变保护；调试；问题；解决方法
引言
随着科学技术的快速发展，作为我国坚强智能电网建设的核心部分，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为主要特点的智能变电站近年来投运规模迅速增长。如今，现代化的110kV智能变电站设备不但科技含量高且结构复杂，其调试与以往相比也有较大差异，而智能站主变保护调试是整个智能站能否正常投运的关键，因此，需要对110kV智能站主变保护装置调试进行相关研究，以保证变电站的运行安全。本文就主要探讨了智能变电站中 110kV 主变保护（两圈变）调试的过程以及常见问题和解决办法。
1.主变保护装置的单体调试
1.1 主变保护装置单体调试的过程
主变保护装置从数据采集、逻辑判断到跳闸出口，遵循全站统一的IEC61850体系标准。主变保护装置采集到的模拟量是合并单元通过光缆、按照618509-2协议传输过来的，称之为SV。做采样检查时，一般使用手持式光数字测试仪。做保护试验时使用的光数字保护试验仪与被试验保护装置之间在时间上必须同步。
1.2 主变保护装置单体调试的常见问题及解决方法
问题：主变保护装置某一相电流或者电压无采样、采样错位或采样值错误。
解决方法：
（1）查SCD文件配置是否错误，对照虚端子图纸查找，有可能SCD文件配置错位或者漏项，修正后重新下载，重新试验；
（2）检查变压器各侧MU压板是否投入。智能站主变保护装置多了一个装置采样的接收软压板，进行试验前认真检查其是否投入；
（3）检查主变设备参数和光数字保护试验仪基本参数变比设置是否正确，按照现场一次设备（PT、CT）变比设置或自己设定变比，但主变设备参数变比与光数字保护试验仪变比必须一致；
（4）检查采样光口的输出和接收端是否插反，或者采样光口的尾纤插口是否插好，重新插好再次测试；
（5）检查试验光纤是否完好正常，保证传输无丢帧；
（6）检查主变保护装置检修压板与光数字保护试验仪检修设置是否一致，检修设置一致后重新试验。
2.合并单元、智能终端的单体调试
2.1 合并单元、智能终端单体调试的内容和过程
合并单元、智能终端就地安装，一般高压侧、本体安装在智能控制柜上，低压侧安装在10kV进线柜上。主要检查包含装置基本信息的检查校核、装置上电后其各路指示灯是否正确、SV/GOOSE输入输出检查、精确度和同步性测试、对时误差测试和额定延时测试等项目。合并单元、智能终端主要起到桥梁的作用，将采集到的电量信号转换成光信号传送到主变保护装置及其他采集系统。合并单元主要用来采集输送电压电流等采样值；智能终端主要用来采集输送开入开出等信号量，实现对一次设备的测量、控制等功能。合并单元、智能终端测试用到的设备有合并单元测试仪、DM5000凯默测试仪等，测试时，用合并单元测试仪测试合并单元同步性、对时误差和额定延时等项目，用DM5000凯默测试仪检查配置文件和SV/GOOSE输入输出等项目。
合并单元、智能终端单体调试属于新型设备调试，目前调试技术还不太成熟，很容易因为细节问题导致结果出错，调试过程必须统筹兼顾，被测装置、试验仪器、光口对接必须正确一致。在调试过程中，难点是同步性测试、对时误差测试和额定延时测试。同步性测试是指测试间隔合并单元经电压合并单元级联后电流电压的同步性，级联后电流电压的相位差应不大于10′。对时误差主要是测试合并单元、智能终端等有对时要求的被测设备与标准时钟源之间的对时误差，合并单元不大于1us，智能终端不大于1ms。合并单元额定延时指从电流或电压模拟信号输入的时刻到数字信号发送时刻之间的时间间隔，其额定延时小于2ms，误差不超过20us。
2.2 合并单元、智能终端单体调试的常见问题及解决方法
问题1：合并单元同步性测试、对时误差测试和额定延时测试不合格超出规定误差范围。
解决方法：
（1）查合并单元和合并单元测试仪配置文件是否正确，对照虚端子图纸查找，有可能配置错位或者漏项，修正后重新下載重新试验；
（2）查合并单元电流回路接线是否正确，有无开路、绕组及相位接线错误；
（3）如使用同步法测试，查合并单元与合并单元测试仪时间是否同步，是否在同一时钟源上；
（4）查合并单元和合并单元测试仪的检修状态是否一致。
问题2：智能终端开关量指示灯不显示或者指示不会变化。
解决方法：
（1）查无指示的开关量实际位置是否正确，如查断路器实际是否有位置指示、各个刀闸是否分合到位；
（2）查开关量实际接线是否正确，对照接线端子排图进行核对查误；
（3）查文件配置是否错误，对照虚端子图纸查找，有可能配置错位或者漏项，修正后重新下载重新试验。
3.整组试验
3.1 整组试验的内容和过程
整组试验是指从装置的电流、电压、二次链路端子的引入端子处或从互感器一次侧，向被保护设备的所有装置通入模拟电压、电流量，以检验各装置在故障过程中的动作情况。它是检查继电保护装置接线是否正确合理、各个光纤链路是否畅通、所有终端采集装置是否正确、工作是否可靠的最有效方法。
整组试验在实际操作中主要分两部分，第一部分是一次升流、二次升压，查看保护动作情况及各个终端系统的采样；第二部分是保护传动，即利用光数字保护试验仪按照下发的保护定值模拟故障进行传动试验，检查主变保护装置动作情况、跳闸矩阵、智能终端及断路器跳闸回路是否正确，同时应查看后台及录波报文信息。除整组试验外还要验证所有遥控、遥信、遥测回路的完整性，即从实际发生至传送到后台、调度的整个链路。 3.2 一次升流、二次升压的常见问题及解决办法
该项试验是在二次链路全部完成、各单体调试无误的情况下进行的。一次升流是用大电流发生器从电流互感器一次侧输入电流，用钳形电流表在智能控制柜端子排上卡二次电流值，检验互感器变比，同时查看主控室内保护、测量、计量电流采样值均正确。二次升压是用测试仪在电压互感器二次侧输入二次模拟电压值，用万用表在智能柜端子排上检查幅值，用相序表检查相序，同时查看主控室内保护、测量、计量电压采样值均正确。
问题：电压电流采样值不正确，信号指示不正确或者无指示。
解决方法：
（1）如果钳形电流表、万用表等表计测量不正确，检查测试仪与设备连线是否正确，检查智能控制柜相关接线是否正确；
（2）如果主变保护装置采样值不正确，检查所有光缆回路的链接，光缆线芯是否按照图纸正确插入光缆终端盒，收发是否接反；
（3）检查每一根光缆线芯的功率衰耗值，是否在正常范围之内；
（4）检验监控系统主机配置文件是否正确，采样值和信号值命名是否正确，是否与图纸对照。
3.3 保护传动过程中的常见问题和解决办法
保护传动试验涉及主变保护装置、合并单元、智能终端装置、二次链路、一次开关、刀闸等设备。主变保护单体装置主要负责采集信息、逻辑判断，将判断结果通过二次链路传输给合并单元、智能终端，作用于一次开关、刀闸设备，使其分闸或者合闸。保护采集分为直采集和网采集，跳闸分为直跳和网跳。保护传动对智能站保护的采集、跳闸和相应信号进行了进一步的验证。保护传动试验除了需要各设备之间相互配合之外，还受到各装置检修压板的制约，不同于传统保护装置，主变保护装置、合并单元装置、智能终端装置分别配备一个检修硬压板，保护传动试验要正常进行，必须遵循相应的检修机制。下面将遇到的问题及解决办法做简单介绍。
问题：保护装置不会出口，断路器不会跳闸。
解决方法：？
（1）检查主变保护装置GOOSE出口跳闸软压板是否投入，在智能站中，主变保护装置跳闸压板不再配置相应的硬压板；
（2）检查主变保护装置中跳闸矩阵设置是否正确，与定值单核对无误后进行试验；
（3）检查智能控制柜上的跳闸出口硬压板，在智能控制柜上配置有跳闸出口硬压板，檢查其是否投入；
（4）检查断路器机构回路是否正确，与图纸核对储能和操作回路的正确性；
（5）检查主变保护装置、合并单元、智能终端检修压板的配合是否符合检修机制逻辑。
检修机制分为GOOSE检修机制和SV检修机制，是智能站保护传动过程中不可或缺的试验项目。
智能站检修机制是为了便于检修设备而设置的一种功能压板，当设备检修时投入相应的检修压板，此时发送的GOOSE信号TEST位置1、SV采样位直TEST位为True。接收信号的智能终端或保护装置通过比对自身的检修压板开入量，检修压板一致时进行逻辑运算，否则装置做数据无效处理。
智能站主变保护装置、合并单元、智能终端的检修压板三者之间相互制约，共同控制着开关的分合，其检修机制如附表所示。
附表检修机制说明？
4.小结
综上所述，110kV智能站主变保护装置调试极其重要，通过调试可确保变电站主变保护动作的正确性和可靠性，解决施工中遇到的问题，进而保证变电站按时投运及正常运行，并且能获得良好的经济效益与社会效益。此外，在智能站主变保护调试中，调试人员应要有较好的逻辑思维与协调组合能力，并要具有十足的耐心，善于发现问题，勤于总结，只有这样才能做好智能站主变保护装置调试工作。
参考文献：
[1] 沈微. 110kV主变保护装置安装及调试效率的方法[J]. 电源技术应用， 2013.
[2] 赵博， 董守田. 110kV智能化变电站二次系统调试的研究[J]. 山东工业技术， 2015（22）：184-184.
[3] 陆铭骏. 关于110kV变电站继电保护改造调试问题探讨[J]. 大科技， 2017（25）.