智能变电站保护系统的调试主要包括保护装置单体功能试验和分系统试验两部分〔1－2〕。单体功能试验一般只进行一次，分系统试验或整组传动试验则自始至终贯穿于出厂联调、现场调试、投运前验收的整个过程，期间同一保护装置的分系统试验往往需要进行多次〔3〕。
目前对智能变电站的保护装置采用集中检测的方式，只有通过集中检测的装置型号才能应用于现场。此外，新一代变电站推行模块化建设思路，*大程度实现工厂内测试、模块化配送。因而，新建变电站现场的主要调试对象实际上是保护装置与相关设备以及保护装置间的连接关系，主要调试手段为分系统试验或整组传动试验〔4〕。
1 现有智能变电站分系统试验方法
1. 1 光数字继电保护测试仪
随着智能变电站的建设，继电保护测试仪厂家也相继推出了面向智能变电站的光数字继电保护测试仪，支持 IEC 61850 标准和数据的光口收发，有的测试仪还包括功率放大模块，支持模拟量输出。但在软件实现的测试方法上，仍然简单沿用了传统测试仪的手动试验方式。这类测试方法基本上都是面向单个被测间隔或设备，所施加的电压、电流数据都是人工计算，在现场分系统试验中存在以下问题:
1) 试验所需的故障量设置易出错。现有测试设备故障量设置无法实现自动计算，每种故障类型的设置需要调试人员根据经验计算并人为输入到测试仪。如模拟变压器差动保护的区外故障，需要人为计算各侧电流幅值和相位关系，计算较为复杂，容易出错，现场往往经过计算并多次尝试调整后才能设置正确。
2) 较为复杂保护逻辑功能的测试难以实施。目前的测试设备采用完全人为设置电压、电流的方式，对于较为复杂的保护逻辑，往往需要事先通过计算各种状态下的电压、电流大小，并采用状态序列模块进行测试，对于测试人员，实现较为困难。如对于线路保护重合闸、后加速、母联分、合死区等保护功能的测试，现场测试人员往往也需要进行多次尝试、多次调整试验参数后才能测试成功，费时费力。此外，现有测试条件下，调试人员往往根据保护说明书中的算法而不是根据实际故障情况来配置测试参数，保护逻辑的验证方法不合理。
3) 难以满足站域保护的测试要求。新一代智能变电站采用层次化保护配置，包括就地级保护、站域保护和广域保护。站域保护面向全站，利用了更多的故障信息，实现保护配置的冗余和优化。现有站域保护在功能上主要配置有各线路冗余保护、母联过流保护、失灵保护、加速后备保护、简易母线保护、低周低压减载、备自投、过载联切等功能，在功能数量上等同于多台装置，采用常规的人工计算和设置的测试方法，无疑将耗费大量的时间和人力。
此外，对于采用多间隔信息的保护功能的验证，通过人工计算来合理的设置多间隔电压电流数据也极为困难，不能满足当前保护发展的需要。
1. 2 基于暂态仿真的方法
解决以上问题的途径是闭环仿真测试，仿真是为了自动计算测试所需的电压、电流数据，闭环是为了计算状态的自动转换。所以有文献提出将暂态实时仿真应用到现场调试中，并在现有暂态仿真装置的基础上加以改进试制了相应装置，但基于暂态实时仿真的方法存在以下问题〔5－6〕:
1) 产品软、硬件研发难度大，成本高。暂态仿真算法复杂，目前也只有少量厂家或科研单位具有相应开发能力。暂态仿真计算量大，且闭环测试要求实时计算，对硬件要求高，目前一般是采用多处理器并行计算，且仿真规模越大，要求处理器数量越多。
2) 应用复杂，难以掌握。暂态仿真模型的搭建过程复杂、难度大，需要使用者具备专业的暂态仿真计算知识; 需要设置大量的仿真参数，包括大量的非铭牌参数，难以查找，而参数设置不当易导致病态计算，难以在现场推广。
3) 现场调试不需要考虑电磁暂态。暂态仿真或动模试验主要是为了验证算法本身的合理性，主要用于产品研发或装置型式试验，而现场应用的装置型号已经通过了相应的检测; 现场调试主要是验证装置基本功能以及设备间的互联互通，没有必要采用电磁暂态计算。
2 基于工频量的测试方法
采用基于工频量计算的闭环测试既能自动计算测试所需的电压电流数据，又能避免基于暂态计算方法在开发及应用上所遇到的问题。
2. 1 计算方法
在对实际的电力网络进行分析时，往往需要将其转化为相应的数学模型来予以考虑、计算。通常，电力系统的运行状态可用节点方程或回路方程来描述。节点方程以母线电压作为待求量，母线电压能**地确定网络的运行状态。此种描述方式对于短路计算极为方便。
对于有 n 个独立节点的网络，可以列写 n 个节点方程，以矩阵表示:
或缩记为 YV= I
矩阵 Y 为节点导纳矩阵。其对角元素 Yii 称为节点 i 的自导纳，其值等于接于节点 i 的所有支路导纳之和。非对角元素 Yij 称为节点 i 、j 间的互导纳，等于直接联接于节点 i 、j 间的支路导纳的负值。若节点 i 、j 间不存在直接支路，则有 Yij = 0。对于不对称短路故障，利用序分量法计算，根据故障类型及对应的故障点边界条件列写方程，求解三个序网的电压和电流分量。
在计算过程中，每个步长间隔检测有无闭环开入翻转。由于是工频量计算，若没有开入翻转，可直接根据上一步计算结果生成下一步长计算数据，不需重新计算; 若有开入翻转，则根据新的导纳矩阵进行计算。即每个导纳矩阵状态计算一次，而不是每个步长间隔计算一次，不考虑两个稳态之间的过渡状态，计算量极小，普通微机型继电保护测试仪即可满足实时计算的要求。
2. 2 元件模型和参数
各元件的计算模型可采用简单的集中参数模型，如输电线路可采用一个简单的集中电感元件或电感元件串接电阻元件实现、变压器采用理想变压器模型串接电感元件实现、电源采用戴维南等值电路模型，其他元件均可采用等效的集中参数模型。元件参数可直接采用铭牌参数或由元件铭牌参数生成，对于输电线路，其参数可采用相应电压等级输电线路的典型参数，无需用户设定。实际上，整组试验的目的是生成典型的故障电压、电流数据用户验证保护装置间的动作行为，并不需要力求准确。在给出电压等级后，对于所有元件，使用者既可以根据实际情况提供元件参数，也可采用默认的典型参数值，达到简化调试人员操作步骤，易于掌握、易于操作的使用效果。
3 装置功能实施
由于计算量小，对硬件要求低，一般的继电保护测试仪即可实现。故基于工频量的保护装置分系统测试方法可作为一个功能模块在现有的智能变电站继电保护测试仪中实现。
3. 1 图形化建模和测试界面
采用友好的图形化界面，使用便捷、直观。如图 1 所示。
图形化建模界面具有编辑功能，包括各图元的拖动、复制、删除、连接等基本操作，可以从模型库调取元件模型搭建变电站仿真计算模型。为使变电站计算模型的搭建更为便利，该功能预先搭建典型主接线变电站模型存于模型库，如 500 kV 变电站一个半断路器接线、200 kV 变电站双母线接线、110 kV 变电站的桥接线等典型变电站模型。使用者可以从模型库调取典型变电站模型，通过简单编辑修改后即可完成待测变电站模型。
变电站计算模型搭建完成后，导入变电站 SCD文件获取保护装置的通道配置信息，在可视化测试界面上通过选择方式建立各 SV、GOOSE 通道与仿真模型中电流、电压及开关量的关联。关联完成后生成该变电站整组传动试验配置文件，一个变电站只需要一个配置文件。对于每个变电站，配置文件只需设置一次，保存后可重复使用。
对于采用常规电磁式互感器的智能变电站，可采用在合并单元输入模拟量的方式进行分系统或整组传动试验，要求测试仪具有功率放大模块，能够输出电流、电压模拟量。这种情况下分系统测试模块仍然适用，可以在仿真模型搭建完成后，通过在可视化测试界面建立仿真模型中电压、电流及开关量与实际模拟量端口的关联。
3. 2 预设故障点满足所有分系统试验项目要求
各故障点采用预设方式，并显示在测试界面主接线图上，无需用户设置，如图 2 所示的线路故障点。
各保护装置的整组试验项目都可以通过启动预先设定的故障点实现。对于典型双母线接线的220 kV的变电站，所有预设的故障点如图 3 所示。
其 中，220 kV 线路保护装置的 整组试验、220 kVⅠ/Ⅱ母线内部故障、母联死区故障、母线区外故障、主变内部故障均可通过启动故障点实现; 主变区外故障也可通过启动线路故障点实现。只有线路故障点有单相 ( 包括瞬时性故障和长久性故障) 和三相两类故障; 其他故障点都是三相故障。主变高压零序过流保护的整组试验，可以通过启动相应电压等级侧线路单相故障实现。预先设定的故障点和故障类型可以满足所有整组试验内容的需要，无需用户设置，提高了该功能模块使用的便利性。
4 结语
1) 达到了电压、电流量自动计算的目的，减小了现场测试难度，而且合理的人机接口设计可使可视化测试界面易于掌握。
2) 能够自动计算多间隔的电压、电流数据，测试更完善，满足新一代智能变电站保护的发展要求。
3) 能够减小现场调试工作量，智能变电站就地级保护和站域保护功能数量多，在测试模型搭建完成后可直接导入测试文件依次启动各种类型故障进行测试，大大降低测试的工作量。
4) 功能实现简单，基于工频量计算的测试方法程序开发简单，硬件配置要求低，可作为一个分系统测试功能模块在普通光数字继电保护测试仪中实现。
