王 宇

（包头供电局修试管理一处，内蒙古包头 014000）

0 引言

智能变电站以“三层两网”方式实现变电站电力设备的信息交换与共享：三层指的是站控层、间隔层和过程层，两网指的是GOOSE 网和SV 网。智能变电站通过交换机和光纤实现各个装置的物理连接，代替了传统的电缆连接，节省了材料，避免了直流接地现象的发生。

站控层以IEC61850 通信协议代替常规站的103 或104 规约，实现了信息的快速传递。模拟量通过SV 网实现各个装置之间的共享，开关量通过GOOSE 网实现装置之间的传递。通过全站SCD 文件和各个装置的IED 文件实现全站程序的配置[1]。

1 220 kV 智能变电站的调试

智能变电站通过数字测试仪对二次装置施加激励，代替传统施加模拟量激励的测试仪，使试验量的上下限范围更宽。利用抓包工具实现二次回路中装置故障信息量的抓取，实现回路中任意点的信息的提取与分析[2]。传统变电站调试人员只要掌握电缆的走向就能完成回路的调试，智能变电站需要调试人员掌握虚端子的配置以及光缆的走向才能完成二次回路的调试。智能变电站的调试流程需要根据SCD 文件和IED 文件的配置，进行单体调试和过程层系统性能调试，并且要测试光纤的时延和衰耗，防止光纤的损坏导致通信中断。

2 智能站二次装置调试

智能变电站进行二次设备调试前需要采取相应的安全措施使运行设备与调试设备隔离。常规站二次安全措施主要通过打开端子排销子和解二次线的方法实现物理隔离，能够从视觉上看到明显的断开点。智能变电站二次安措主要通过投退各个装置的检修硬压板、装置内部SV 接受软压板、SV 发送软压板、GOOSE 接受软压板、GOOSE 发送软压板以及投退智能终端的出口硬压板等方法实现[3]。只有两个设备的TEST 属性相同时，两个设备之间才能正常通信。智能变电站的调试首先需要将全站的SCD 文件下装到数字测试仪，然后根据需要进行合并单元、智能终端、保护装置等界面的选择，将界面进行参数设置，使测试仪与被测试装置通过光纤进行正常通信，然后再进行相应的测试项目。

2.1 合并单元调试

常规站通过给电压互感器和电流互感器加模拟量，进行电流互感器和电压互感器的性能测试。智能变电站需要通过标件，给光电转换装置施加数字量激励，配置标件的参数和通信协议，通过回路级联的方法对比合并单元与标件显示数值的大小、频率和波形，进而判断合并单元采样误差是否在允许范围内。

智能变电站需要检查合并单元的双AD 输出一致性检验[4]。给合并单元分别加上两条母线的不同电压值，然后通过GOOSE 网用试验仪加入I 母隔离开关位置和II 母隔离开关位置，检查电压切换装置的输出电压，校验切换功能。给合并单元分别施加I 母的电压值和II 母的电压值，然后通过GOOSE网用试验仪加入母联位置和母联隔离刀闸位置，将并列把手打到并列位置，然后检查输出两段电压是否相同来检查回路是否已并列。通过投退合并单元的检修硬压板，查看装置界面，检查检修硬压板是否已经投入或退出。模拟通道中断，检查装置告警情况。

2.2 智能终端调试

利用测试仪模拟跳合闸脉冲，检查智能终端跳合闸继电器接点接通的时间，满足其动作时间不大于7 ms 的要求。检查智能终端断路器位置的开入量以及低气压闭锁等闭锁信号的输入。结合虚端子的配置情况检查三相不一致、防跳功能，检查开入开出量是否符合现场实际情况。220 kV 及以上保护配置两套智能装置，两套之间通过信息交换实现相互之间的闭锁功能。模拟手合、手跳、遥合、遥跳、保护跳等脉冲，检查装置分合位指示灯正常，断路器分合正常。检查跳合闸继电器动作电流值是否正常。检查装置对时信号消失后，过一段时间后对时信号恢复正常，装置对时功能自动恢复正常。

2.3 保护单体调试

智能变电站保护单体调试只需要将SV 光纤端口和GOOSE光纤接口与数字式测试仪相连接，通过施加数字量激励，依据定值进行功能调试，并通过投退SV 接受软压板检查保护装置是否接受到模拟量，通过投退GOOSE 输出软压板检查断路器是否跳闸，投退保护装置检修硬压板检查保护装置是否退出。对保护装置远方修改定值功能进行检查。

智能变电站220 kV 线路保护装置与常规变电站不同，两套保护装置不允许有GOOSE 链路联系，而常规变电站可以两套保护装置共用一个合闸出口，一套保护装置借用、另一套保护装置的合闸出口。因此智能变电站两套保护装置均投单重功能，需要优先考虑重合闸出口速度快者和两套保护之间的互闭锁问题。

2.4 差动装置同步性调试

智能变电站母差保护装置、变压器保护装置涉及各侧电流点对点采样的同步性，需要模拟各侧电流采样，查看装置采样的同步性，差流显示为零。

2.5 防抖动调试

对于智能站开关量防抖动功能测试，将防抖动时间设定为20 ms；利用测试仪加一个19 ms 的方波，不产生变位；加一个21 ms 的方波，产生变位。开关量防抖动功能的测试能够保证接点的稳定性和可靠性，保证装置开关量信息的有效传输，实现对信息的有效提取，保证装置运行的稳定性和可靠性。

2.6 告警功能检查

智能变电站设备的告警功能测试比较重要。装置告警功能包括异常检测告警、装置自检告警、系统变化告警、监测告警，因此需要根据实际情况进行告警的模拟，确保装置告警信息正确。当电流SV 断链时，装置告警灯点亮并闭锁相关保护。电压SV断链时，装置告警灯点亮相当于PT（电压互感器）断线现象。GOOSE 断链时，断路器位置、刀闸位置信息维持上一种状态，其失灵开入以及闭锁重合闸开入置零。当合并单元与装置的SV电流通道检修位TEST 值不同时，装置告警并闭锁相关保护。当SV 通道传输的信息误码率、时延超过允许值时，装置判断采样值无效，按照SV 通道断链现象进行处理。

2.7 联调

针对智能变电站虚端子配置情况和保护装置功能，进行各个装置之间的联调，模拟实际故障情况进行现场模拟，检查保护装置以及断路器的动作情况，保证其动作的准确性。联调时需要对装置的电压、电流采样，保护装置的功能以及断路器的分合情况进行全面传动，严格按照规程进行调试，查看声响、信号以及断路器分合情况是否符合要求。

2.8 过程层交换机调试

智能变电站的过程层交换机是信息传递的中转站。过程层交换机保证信息传递的快速性、安全型和实时性，直接影响智能设备的安全稳定运行。因此，需要对过程层交换机的最大流量承载量、信息传递的时延性、误码率、丢帧率等参数进行测试，保证电网数据的安全高效传递。

2.9 电能计量装置调试

电能计量装置应能够正常采样，正常计费与上传数据，能够与主站通信正确。对电能计量装置的精度进行测试，对电能计量装置的通信功能进行测试，对信息的上传速度进行测试。

2.10 光纤调试

使用激光笔对光纤进行打光，确定所用的光纤。通过光电衰耗器对光纤的衰耗值进行测试。检查光纤是否接反，是否符合功能要求。

3 智能站二次装置异常处理

3.1 合并单元异常

当合并单元异常时，装置告警，并影响相应线路保护装置、母线保护装置、主变保护装置、计量装置的功能，后台无法对模拟量进行检测，此时应该停用相应保护装置及测控。合并单元异常时会影响SV 电压采样与SV 电流采样，还会影响与其他装置的信息的传递，影响相关装置的SV 数据的接受。

3.2 智能终端异常

当智能终端异常时，将影响装置跳合闸功能、三相不一致功能和测控功能，对后台开关量开入、保护装置的开关量开入、位置开入等产生影响。应将智能终端检修压板投入，但是不影响相应的保护功能，只影响相应保护的出口功能。

3.3 交换机异常

交换机出现异常情况时，将会影响其相连接的光纤的通信状态，影响其关联的光纤功能。交换机发生异常时，应尽快查找原因并进行交换机更换，使通道告警信息尽快恢复。

3.4 保护装置异常

当保护装置异常时，会影响此装置的功能。保护装置仅告警不影响装置保护出口时，应将报警相关的保护功能退出，保护可暂不退出。当保护装置闭锁时，保护应投入检修压板，并将其出口软压板退出，将出口光纤拔下。保护装置异常会导致其相关联的二次装置告警，但不影响其功能，因此可以不退出其相关联的二次设备。

4 结语

智能变电站相对于传统变电站，能够节约材料，实现站内设备的信息共享与智能化控制，方便运维人员准确掌握设备情况并进行相应的预防和控制措施。本文针对智能站的特点，对二次装置的调试方法和流程进行了总结与归纳，阐述智能设备调试时注意的事项和应该采取的措施，对调试内容进行系统性整理，有利于现场人员较快掌握设备的调试方法，对运行检修人员的日常工作具有很好的指导价值，确保电网的安全稳定运行，保证了电网的可靠运行。随着智能变电站的广泛应用，智能变电站的智能化、网络化、智能化等优势将更好地发挥出来。智能变电站能够实现远方检测、远方控制以及信息的智能化交互，使变电站设备智能化水平大幅提高。