李俊鹏，陈自强

（云南电网有限责任公司电力科学研究院，云南 昆明 650217）

0 前言

近年来，系统内智能变电站大量新建，与常规站相比，智能站在少量光纤替代大量电缆，虚端子代替物理端子，逻辑连接代替物理连接，CRC校验、通信自检，光纤通信无电磁兼容等方面凸显出巨大的优势，相应地，这些新技术的应用也给现场调试人员增加了调试的难度，面临着来自电力系统建设变革的挑战。

1 调试模式变化方面

由于智能站的继电保护是“继电保护系统”，不再是传统的“继电保护装置”，是一次设备和二次设备协调配合的变电站，智能变电站调试模式可重点分为二次图纸审查、二次设备联调和现场调试三个阶段，与常规站的传统调试模式有明显区别。

这里的审图，包括常规设计图纸的审查及变电站核心配置描述文件SCD的审查，其中SCD文件审查是重点。SCD文件审查应依据相应设计审查指引的要求，重点审查智能设备配置、光纤通信连接、文件版本、二次虚回路连接及智能终端短电缆部分。同时，SCD文件配置及修改应尽量固定人员，避免多人修改导致内容发生变化出现多个版本，与设备下装配置不一致，增加出问题的风险。

二次设备联调是智能变电站调试的一个重要环节，是把部分典型间隔智能设备集中到实验室依据设计完成设备配置、通讯组网和二次虚回路连接，对间隔智能设备进行性能及静态组网功能测试。联调工作发挥了实验室的便利条件，缩短了现场设备间的物理距离，便于问题发现处理和配置文件的修改，同时某些现场无法进行的性能测试项目，如动模试验等也能正常开展。联调工作有效缩短了现场调试时间，减轻了现场调试的工作量，同时对现场调试运维人员也是一次非常好的培训学习的机会。

二次设备现场调试主要集中在单体调试、通信组网检查、二次虚回路、电缆回路检查方面，二次升流升压、一次升流、分系统整组传动、报文信息上送、定值整定、带电启动等与常规站调试一致。现场调试重点验证二次设备功能及回路正确性。

2 调试各阶段需重点关注问题

2.1 SCD文件配置方面

SCD的文件配置工具、文件命名、文件效验应满足规范要求，不得影响设备安全运行，整个配置下装流程如图1所示。

图1 智能变电站工程配置及下装流程

2.2 通信参数配置方面

1）通信子网按物理网络划分，全站子网划分成站控层网络和过程层网络两种类型，过程层网络按照电压等级划分，任何设备不得跨接过程层A、B网。

2）站控层网络通信采用MMS（Multimedia Message Service）方式，过程层网络采用VLAN（Virtual Local Area Network）或静态组播方式，网络联系及实例如图2所示。

图2 变电站网络联系及实例图

3）IED设备配置关注命名方面包括继电保护及智能终端、过程层交换机等。

4）生成全站SCD文件、IED设备CCD文件的CRC校验码版本的同时检查ICD模型文件版本校验码应符合南方电网发布的最新继电保护标准软件版本清单，查看界面如图3所示。

图3 装置描述、版本及校验码界面

2.3 继电保护设备设计及二次虚回路检查方面

1）保护、智能终端、网络设备、跳闸线圈、保护通道设备等双重化配置并一一对应。

2）二次虚回路订阅应满足各电压等级间隔继电保护及智能终端设计要求，工程现场实际虚端子订阅顺序原则上应与典型订阅方案保持一致。图4所示为500 kV变压器保护二次虚回路典型订阅方案及实例。

图4 二次虚回路典型订阅方案及实例图

2.4 单体调试

1）检查各保护、智能终端及过程层交换机等设备满足设计规范及反措要求。

2）GOOSE开入、开出量检查应依据虚端子表进行，同步检查启动失灵接收软压板对GOOSE启动失灵开入的控制性能、间隔接收压板对间隔GOOSE刀闸及开关位置开入的控制性能、发送软压板对GOOSE开出的控制性能。装置调试联系如图5所示，典型出口软压板如表1所示。

表1 典型220kV线路GOOSE出口软压板设置

图5 装置配置和调试的联系示意图

3）保护装置功能检验在确保保护动作逻辑、动作时间、保护出口正确无误的情况下，还应进行GOOSE中断、装置重启、报文时标及同步性等装置GOOSE功能检查，典型检查结果如表2所示。

表2 GOOSE逻辑检查结果

4）过程层交换机除常规功能及性能检查外，还应开展过程层网络的系统调试，包括网络风暴、压力测试等，检测系统连接如图6所示。

图6 保护装置过程层网络压力检测系统连接图

5）智能录波器调试重点关注GOOSE报文分析功能的检查。

6）光纤功率检查必须涵盖组网的全部智能设备、过程层交换机，检查光接口发送功率、接收功率、接收灵敏度及裕度满足规范要求。

7）装置软压板应与后台一一对应并能正常遥控，同时装置和后台变位正确。

2.5 整组传动试验

1）保护传动检查应在分别断开A1、A2网（B1、B2网）、轮流投入退出智能终端的跳闸出口硬压板、单独投入A套或 B套智能终端的情况下，模拟故障进行传动，重点验证A1、A2网（B1、B2网）的正确性。

2）传动试验过程中，应同时验证GOOSE发送软压板的控制性能及检修逻辑。

3）智能录波器检查与本间隔各IED设备链路正常，接收本间隔IED GOOSE信号正常，跳合闸、位置、通道告警等关键GOOSE信号变位时，能启动录波。

4）分别断开各IED的发送光纤，检查各保护装置、智能终端、监控系统的链路告警状态信息应与描述一致，无歧义，典型断链逻辑检查表格见表3。

表3 GOOSE断链逻辑检查

5）进行检修不一致检查时应进行装置告警点灯及上送变位信息的核对，验证检修机制正确性，典型验证表见表4。

表4 检修机制配置验证

3 结束语

智能站调试点多面广，难以面面俱到。以上是作者基于智能站现场调试所理解到的一些关键注意事项，对于更好的认识和了解智能站调试模式以及把握住调试过程中重点关键环节，有的放矢的开展智能变电站设备的调试工作，有一定的指导意义。