摘要：本文针对智能变电站继电保护运维手段的不足，提出了建立以继电保护立体式保障体系为目标的多维度管控方法。该方法围绕时间、空间和业务三个维度进行了继电保护运维和技术创新，在电网中的实践应用成效显著，推动了智能变电站运维技术的发展。

    随着智能变电站大量投运、变电站无人值守和远方操作的推广，原有变电站的管控手段和二次设备运维管理模式存在的问题和困难逐步显现。首先，智能变电站高度智能化、互动化的特征，使原本用于常规站的二次设备操作、检修方式无法适用；传统电缆二次回路被光纤、网络通信方式及软压板代替，安全隔离没有明显断开点，使得基建扩建、调试验收、检修安措的管控变得困难和复杂。其次，在变电站无人值守及远方操作的运维模式下，二次设备远程在线监控与分析实用化水平函待提高，巫需定制基于智能变电站的在线监控和分析工具，完善无人值守的管控模式。此外，智能变电站运行检修规范性有待提升，缺乏运行、检修等各类现场作业规章制度。基于当前现状，本文围绕时间、空间和业务三个维度开展针对智能变电站的继电保护运维和技术创新，立足于时间上全过程管控、空间上全方位管控、业务上标准化作业，构建适应当前大电网运行的继电保护立体式保障体系。

    1 时间维度
    在时间维度上，从区域集中联调、首检式验收、SCD管控、不停电检修、运维安措可视化展示及管控等方面，探索智能变电站继电保护全过程管控手段。
    1.1区域集中联调
    为解决现有调试方式存在的非全接线集成、测试验证简化等弊端，将智能变电站试验模式由常规变电站的“现场调试”模式转变为“系统集成调试”、“现场验证”模式，全省已建成5座区域集中联调基地。
    在联调基地开展全站二次设备全接线系统集中调试，可优化调试流程、提高调试质量、提升现场施工作业效率。在常规变电站智能化改造工程中，系统集中调试模式能减少一次设备停电时间，缩短工程改造工期，提高电网可靠性水平。
    1.2首检式验收
    为解决传统的电缆接线检查及功能性试验方法存在无法准确验收智能变电站软件设置、虚拟二次回路、安全措施隔离等问题，开展智能变电站首检式验收的新型验收模式，即在投产验收时按照首检试验技术要求并结合新建变电站投产验收工作的要求，对设备的验收和首检进行优化。制定并发布基建工程二次设备首检式验收规范，重点实施“SCD配置核查”、“虚拟信息核对”验收和配置文件“同源管控”，减少了配置修改造成的重复验收工作。浙福特高压交流工程、500kV吴宁变等工程数据表明，经首检式验收的设备运行期间缺陷率明显低于5次／（百台·年）的全国平均水平。
    1. 3 SCD管控
    针对SCD文件管理难度大、范围变动及对继电保护功能的影响难以评估等问题，首先在技术上采用SCD版本管理、CRC校验码验证，以及离线、在线、实时等多种技术手段，确保变电站SCD文件始终与变电站实际运行配置保持一致；其次，在管理上建立以智能变电站SCD全站配置文件为核心的二次系统配置集约管控系统，实现与变电站二次设备配置变动的闭环联动。
    1.4运维管控
   （1）智能变电站二次系统可视化在线监视。通过采用SCD虚拟二次回路可视化技术，将智能变电站不可见的虚端子、二次回路，以传统电缆二次回路的连接方式展示给运行维护人员。同时，通过完善智能变电站一次设备模型、交换机模型、光缆链接拓扑，实现基于智能变电站一、二次系统全模型的电网级、间隔级、装置级、虚拟二次回路及通信链路的可视化在线监测。
   （2）智能变电站安全措施管控。为应对智能变电站软压板及检修压板隔离措施存在不直观、软件可靠性的问题，一方面探索“检修装置、关联装置、后台监控”关联关系，核对相应装置检修压板、软压板状态“三信息”，比对安全措施隔离技术和图形化显示（如图1所示）；另一方面编制智能变电站现场作业安全措施指导意见、实施案例和现场检修安措卡，为现场工作提供实施原则和实施依据。

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