施文鹏李艳王明新陈彪
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摘要：我国电力企业的快速发展，智能变电站也逐渐的在崛起并代替常规变电站，因此智能变电站设备的稳定运行，对智能电网的发展具有重要影响。在实际应用中，智能变电站二次设备的调试和普通设备的调试方法也是有一定的区别，二次专业保护人员进行调试的时候，也需要掌握一定的调试方法和原理。基于此，本文简述了智能变电站二次设备的现场调试步骤及方法进行分析探究。
关键词：智能站；二次系统；调试
一、智能变电站的概述
智能变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内IED设备信息共享和互操作的现代化变电站。智能变电站应增设以变压器、断路器等为重点监测对象的在线状态监测单元，通过电学、光学、化学等技术手段对一次设备状态量进行在线监测，实现设备状态信息数字化采集、网络化传输、状态综合分析及可视化展示，如图1智能变电站与常规变电站结构图
图1智能变电站与常规变电站结构图
二、智能变电站与常规变电站调试的区别
（1）、调试原理没有改变——继电保护的原理性和功能性等外部特性没有改变，不会从根本上改变调试原理。
（2）、调试手段的改变——传统电气量检测改变为网络终端设备抓取报文分析；
（3）、测试仪器的改变——传统电气量试验仪改变为数字化试验仪；
（4）、对调试人员要求的提升——通过智能变电站的技术培训，拥有常规变电站调试或检验经验，需要掌握二次设备配置文件的解读，需要掌握基本通信报文的分析，需要了解交换机工作机理。
三、智能变电站现场调试工作
智能变电站的特点决定了安装工作得以简化，而调试工作变得更加复杂和重要，所以首先确定调试的原则是十分必要的。要坚守分层次调试、先功能后性能以及
先单装置后系统的原则进行调试。然后，明确调试的要求也是必须的。做足准备工作。熟悉图纸、准备仪器、准备资料，以及确认被测设备和模型通过国内权威检测中心的测试；优化调试顺序，按照先单装置后系统的顺序进行调试，先保证互联互通，然后功能，最后调试系统性能；考虑全面，既要考虑正常工况也要考虑异常工况下的调试；使用功能全面的调试仪器，使调试过程清楚、明了，便于问题分析；对于旧站改造或扩建工程，调试时需要充分做好安全防护措施。
3.1单体调试
3.1.1保护装置单体调试
（1）外观检查、工作电源、绝缘性能、纵联通道光纤参数等项目满足要求；
（2）装置自检功能正常，如：装置异常信号、电源消失信号等；
（3）采样值幅值和角度符合规程要求；
（4）SV、GOOSE虚端子测试正确；
（5）定值整定功能正确，定值误差符合要求，保护常规逻辑功能正常，保护跳闸矩阵正确，软、硬压板唯一性和正确性检查；
（6）装置接收时钟同步信号正常；
（7）故障录波及事件记录功能检查。
3.1.2合并单元单体调试
（1）工作电源、绝缘性能、光纤功率参数满足要求；
（2）装置告警功能正确，包括内部异常、定值自检、电源中断、通信异常、SV断链等；
（3）零漂检查、GOOSE输入、SV输出、幅值相位特性检验正确；
（4）采样值通道准确度检验正确；
（5）传输延时、帧完整性、电压切换功能检验正确；
（6）保护电流暂态性能检验正确。
3.3.3智能终端单体调试
（1）工作电源、绝缘性能、光纤功率参数满足要求；
（2）自诊断、闭锁告警功能正确，包括内部异常、定值自检、电源中断、通信异常、GOOSE断链、控制回路监视、位置不一致等；
（3）装置闭重、检修、事故总等逻辑正确；
（4）动作时间检查：从接收GOOSE开入到继电器出口时间不大于7ms；从位置信号硬接点开入到发送GOOSE时间不大于10ms；
（5）具备断路器控制、回路监视、防跳、位置不一致、控制电源监视、控制回路监视等功能；
（6）本体智能终端的信息交互功能（非电量、调档及测温等）正确，闭锁调压、启动风冷等出口接点功能正确，非电量保护功能正确。
3.2系统调试
保护系统调试
（1）二次通流
（2）为了检查采样值系统的检测项目是否完整，需在全站对时同步状态下，使用常规继电保护测试仪给所有合并单元的CT/PT通道输入电流、电压，检查输出报文的采样频率、相序等参数配置是否满足保护、测控、录波、计量及故障测距等装置和系统的要求，并在与该合并单元各通道相关的装置或系统，检查幅值和相角是否正确，并做出相应记录。
（3）保护逻辑的CT极性检查和确认
（4）与站内、主站的故障录波系统联调
故障录波装置的事件（新录波、装置告警、GOOSE告警、SV告警等）主动上送至录波主站，录波文件按录波主站的召唤自动上传。所有连续数据记录、触发数据记录、装置描述信息、定值等能被录波主站调用。故障录波装置的测试主要与保护装置的整组试验结合进行。
（5）与站内、主站的综合自动化系统联调
在保护装置上把“远方投退压板”置1，在综自后台/调控主站投退软压板，分别检查装置和综自后台/调控主站的变位状况。在保护装置上把“远方切换定值区”软压板置1，在综自后台/调控主站切换定值区，分别检查装置和综自后台/调控主站的变位状况。
远方修改定值检查，在装置上把“远方修改定值”软压板置1，在综自后台/调控主站修改定值，分别检查装置和综自后台/调控主站的。远方复归检查，在综自后台/调控主站进行远方复归操作，分别检查装置和综自后台/调控主站的信号复归状况。
“四遥”功能检查：
1）遥信功能：检查综自后台/调控主站遥信变化情况与实际现场设备状态一致；
2）遥测功能：检查综自后台/调控主站遥测精度和线性度满足要求；
3）遥控功能：检查综自后台/调控主站对现场设备控制及装置软压板投退功能正确；
3）遥调功能：检查综自后台/调控主站对现场变压器分接开关遥调控制功能正确。
顺序控制功能检查：检查综自后台/调控主站对现场设备顺序控制策略与预设顺序控制策略一致。
防误闭锁功能检查：检查全站防误操作实现方式与全站防误闭锁策略一致，注意防误闭锁逻辑中应加入通信中断和数据异常的闭锁条件。
（1）与站内、主站的故障信息系统联调
保护故障信息子站的检查：各保护装置与保护故障信息子站通讯正常的情况下，保护故障信息子站的测试与保护装置的整组试验结合进行。
与主站信息交互检查：保护故障信息子站的事件（保护动作报文）主动上送至保信主站。所有连续记录、保护装置状态、信息、定值等能被保信主站调用。
（2）与站内的网络分析仪联调
网络分析仪对网络数据进行实时监视和分析，可以及时发现通信过程中的错误，并可以对以下运行信息进行实时监视：1）对GOOSE信息进行实时分析，对非法报文、GOOSE丢帧、序号变化错误、时序错误等进行实时告警；2）对采样值SV信息进行实时分析，对丢帧、序号错误、频率异常等进行
（7）继电保护整组传动：检查继电保护动作逻辑与预设继电保护逻辑一致。(80％和100％直流电源)
四、结束语
实践证明，智能站二次设备的调试要依据现场实际，希望本文能够对其他智能站的调试起到一定的借鉴作用，下一步将实际调试过程发现的问题进行整理，使调试作业更加规范化，合理化进行，深入研究常规站与智能站的区别，将智能站的调试更加全面，最后在进行整体性的改进，切实提高现场调试工作效率。
参考文献：
[1]王天锷潘丽丽.智能变电站二次系统调试技术.出版社:中国电力出版社;2013（1）:25-45