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摘要：当前，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求的智能变电站，已在全国大部分地区全面推广应用，与之相适应的运维、检修、安全检查等技术规程需要结合实践来探索、总结。每次检查都进行细致、全面的性能测试和功能测试，时间、精力、供电可靠性上都受到很大影响，而且还可能因检修面大任务重而留下隐患。本文结合实际运行需求，提出智能变电站检修二次安全检查的相关对策。
一、智能站与常规微机站的比较
（1）智能站继电保护系统与常规微机站不同
110智能变电站控保系统以多装置构建系统，各种光、电信息基于IEC61850协议交互构成功能系统，除了单装置的性能测试，还需要保证交互协调正确的系统级功能测试，前者为前提，而后者才是最终、最根本的要求。而高度集成、网络化、数字化的应用，使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、检修主人，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、隔离方案和抢修方案的正确性。
（2）周期检验与新建智能站检验不同
智能站新设备种类多、系统构成复杂，且专业交叉、综合性强。新建智能站有足够的时间、技术力量以及技术规范要求来对整站每个设备进行逐一性能测试，实现设计功能。目前很多基建调试都是在各硬件性能、设置正确的前提下来验证、验收功能，设计的保护功能得到实现即通过验收。
而智能站则是在基建站投运1-2年内进行首次检修，由于供电可靠性的要求，停电检验的时间有限。在基建调试和实际运行的基础上，系统中存在设备的错误绝大部分已经排除，即使存在的小部分也不影响各装置正常时的保护系统功能，并且经过了运行时间的考验。而在智能站保护系统现场运行中不仅要保证各设备性能完好、设置正确时的系统功能；而且要根据单装置异常时的思维，对设备异常时的应急措施，做到正确隔离、快速抢修。所以，笔者认为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，失于末梢。
二、智能站安全检查思路
整组试验是体现系统性思维，现场检验继电保护系统完整性、正确性的最直接方法，校验应最大限度的保证整组试验的完整性；校验内容应该最贴近运行实际，验证智能站保护系统的各种情形下（各装置性能正常，部分装置性能异常）的功能及应对措施的正确性、有效性。
智能站首次检验依据电网的运行要求，对智能站设备正常、异常时功能的实现及应急隔离、检修策略进行验证，对设备性能故障的判断等。内容上分3个层次来进行验证。
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，对功能的规定进行整组校验。由于光纤接头易污染、老化、损坏，过多的插拔操作很可能会损坏光纤或插头，甚至埋下安全隐患。而光纤本身的运行中性是比较稳定的，系统本身具备实时自检告警的能力。采取整组试验，在CT端子用传统的继电保护校验仪通入试验电流，模拟运行中电网发生的各种情况故障情况，可以验证保护功能是否正确。
第二层级，对系统中某单个装置硬件异常时，其对系统功能的影响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，确定隔离方案、调整运行方式。既保证检修所需要的合理的停电范围，又要保证运行中的一次设备不失去保护，保护不会误动。如GOOSE交换机、光纤、合并单元、智能终端、保护装置有异常时，异常范围控制的策略验证。
第三层级，就是对单设备硬件性能异常时，对本装置的处理方法。一方面要有能力、有标准判断设备性能是否合格。例如SV链路异常灯亮时，确定损坏的元器件是光纤还是通讯板，还是光纤盒。
安全检查工作应充分、周详。由于大量电缆被抽象的光纤代替，智能站二次回路全部或部分虚化。为了做好智能站自动化/继电保护的校验，要提前做好前期准备，需要在理论认知的基础上，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，智能化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。SV/GOOSE信息流图以信息集（信息集是将同类的信息打包成集，如电流信息集、电压信息集、非电量信息集等）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。SV/GOOSE信息逻辑配置表是以装置为对象，将收发的信息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。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。
三、对某智能站安全检查实践
某智能变电站单变接线图：
1、二次检修安全检查过程
其中全站66kV一次设备采用“一次设备本体+常规传感器+智能组件”的智能化方案，10kV侧101、102开关采用“一次设备本体+常规传感器+智能组件”的智能化方案，10kV侧其他各出线间隔及压变间隔采用常规互感器，就地安装于开关柜内。
按照功能实现机制的差异，保护功能的安全检查分为两类：1、基于常规采样的保测一体装置，主要是10kV出线间隔部分；2基于SV网、GOOSE网的主变保护部分。
本次校验主要探索、讨论的是基于SV、GOOSE网络的主变部分的校验：一方面保证各硬件、软件正常时的功能响应正确；一方面保证在但装置异常时，应急响应策略合理、有效。
在此次安全检查中，借助一根临时电缆可实现整组调试，接线方式如下图2所示。经一次汇控柜端子排通入试验电气量进行校验。临时电缆的作用是将继电保护保护校验仪产生的电气量同时传送至处于不同设备室、间隔的端子排。在此情况下，校验各种功能的方法与常规微机保护相一致，可以进行主变保护整组校验。
图2检验接线方案
（1）主变保护整组试验：主变66kV侧与101开关侧输送额定负荷时，各二次装置重启试验，保证值班员重启操作的安全性。
（2）机制MMS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；
（3）SV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，保护应闭锁；
（4）GOOSE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，装置应不处理该GOOSE信号。
（5）验证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。
（6）验证101开关或102开关本体异常时的隔离策略。
（7）保护装置开入开出及软压板检查及保护定值检验
（8）主变差动保护通平衡试验及联动开关。
2、二次检修安全检查发现的问题及采取的措施
（1）在T1GOOSE交换机断电或异常时，高后备保护装置、低I侧后备保护装置保护能正确动作于故障，但101开关拒跳。与智能站保护中“直采直跳”的原则冲突；在此GOOSE交换机异常系统中高后备、低I侧后备保护功能失去，可能导致事故扩大化。
（2）1号主变低压侧分支101开关、102开关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，满足动作条件后出口跳闸，不符合相关规范的检修机制要求，可能造成保护的误动。
（3）在缺陷处理过程中，保护班人员应该从系统级高屋建瓴地从设备正常、异常等情形来进行验证，厂家技术人员对局部比较专业，但系统级的把控仍然应该是保护班人员。保护班人员应该先重整体功能，然后逐步了解各局部、细节的判断、检修方法，并安全可靠地由厂家人员协同处理，而不能过分专业化的技术要求和完全依赖厂家的思维、做事方式都不可取。
四、结束语
如今智能变电站正处于快速发展和推广阶段，相信随着技术的日臻完善和管理的日渐成熟，会完全取代传统的综自站，届时对我们二次检修人员都提出了更高的能力要求。本文举例仅就智能变电站检修二次安全检查对策进行了分析探讨，总结了个人的一些看法和经验，希望能对以后的工作起到帮助作用。