肖硕霜 晋龙兴
摘 要：智能变电站是新兴的能实现站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。研究智能变电站二次系统的调试方法对变电站运维和电网安全稳定运行有重要意义。文章对比智能站与传统站的区别，对智能站调试工具及二次系统调试流程做了分析。
关键词：智能变电站；调试；单体
1 智能变电站及调试特点
智能变电站采用可靠、集成的智能设备，通过全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化可自动完成信息采集、测量、控制、保护等功能[1，2]。智能站自动化系统从结构上分为站控层、间隔层和过程层。与传统站相比，物理上它基本取消了硬接线，故在调试和维护上产生了较大差异。因此，对其调试方法的研究对变电站运维及电网安全意义重大[3]。
相较传统站，智能站调试具有如下特点：（1）站控层协议由IEC 61850替代原来的103或104。（2）过程层GOOSE实现开关量信号采集、传输及跳闸功能。（3）过程层SV实现模拟量采样及传输，通过网络实现数据交换和共享。（4）传统站为电缆连接，只要电缆连接正确就可保证回路正确；但智能站仅光纤连接正确并不能保证设备间通信正常，还需要调试人员掌握通信规则。（5）智能站设备交互信息由全站二次设备配置（SCD）文件描述。
2 智能变电站调试
2.1 调试方法与流程
智能站与传统站调试原理根本上是一致的，但调试方法不同：调试手段由电气检测变为由网络终端设备抓取报文分析；测试仪器由电气量试验仪变为数字化试验仪；调试人员需要掌握SCD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。
智能站调试流程分为：（1）组态配置及设备下装配置，即完成变电站SCD文件及IED设备的配置。（2）系统调试分为单体调试和分系统调试，其分别为完成IED单体功能的验证性试验和完成IED之间系统功能验证性试验。（3）现场调试需完成通信链路检验和传动试验。前者要测量光纤回路的光功率，保证物理连接正确、可靠，逻辑链路可监视。后者要完成一二次设备闭环验证性试验。
2.2 二次系统集成调试
集中集成测试是目前智能站调试的重要特点，它利用了土建工期完成了设备的功能性试验，节省了现场调试周期；规范了设备的技术特点，把住了新设备入网关，保证了变电站的安全可靠性。
2.2.1 合智终端测试
该测试重点为检查输出与配置相符、合并单元双AD输出一致性、合并单元级联同步性、母线电压并列、切换功能、开入开出功能及智能终端动作时间。
首先用常规继电保护试验装置（+PT/CT模拟器）给合并单元加模拟量，电压合并单元、间隔合并单元按照工程应用连接，用数字万用表测量SV幅值/相位精度，同时分析双AD数据的一致性、发送间隔均匀性和绝对延时准确度。随后给电压间隔合并单元接入一组母线电压，将电压并列把手拨到两母线并列状态，观察面板是否同时显示两组母线电压，并且幅值、相位和频率均一致。光纤中断信号应正确且应置相应通道数据无效。数字试验仪发控制命令，检查智能终端开出节点应正确。试验仪发跳闸命令，智能终端保护跳闸节点触发计时，其动作时间应不大于7ms（包含继电器动作时间）。
2.2.2 保护单体测试
该测试重点为检查SV采样、逻辑功能、检修压板及出口软压板功能。测试中保护功能检验方法与传统保护相同，应重点检查出口软压板功能和检修压板功能。装置在检修状态不一致情况下不应动作；检查双AD不一致、数据无效等异常情况下继电保护的行为应满足Q/GDW 396和441要求。
2.2.3 合智终端同步性测试
该测试重点为检查各间隔合并单元采样同步性能，及在丢失/恢复时钟时合并单元的守时性能以及对保护的影响。将各间隔合智终端电流回路串接，用试验仪加相同的模拟量，检查各个间隔合智终端电流的幅值和相位。在丢失时钟后SV报文应报失步；时钟恢复过程中SV报文不应对保护产生不良影响。
2.2.4 差动保护同步性测试
该测试重点为测试合并单元通道延时准确度及线路差动（一侧为传统保护）、母线差动、主变差动保护各侧电流点对点采样的同步性能。测试时用试验仪从各个合智终端加模拟量，检查看保护差流显示应为零。
2.2.5 测控装置测试
该测试分为常规四遥功能测试、同期功能测试、SOE分辨率测试、开关量防抖动功能测试和模拟量越死区上报功能测试。
常规四遥功能测试包括：开关量采集处理、GOOSE功能、遥控实现、直流量采集测试。遥信量采用人工短接端子模拟遥信变位，检查遥信变位时间<2s；遥测量采用交流标准源输入，对电流、电压分别在50%、100%、200%量程，功率因数在0、0.5、0.866、1，频率在45Hz、50Hz、55Hz情况下，检查装置显示值及后台监控值，要求电流电压采样误差<0.2%，有功、无功误差小于0.5%，频率误差<0.01Hz，后台响应时间<2s；遥控量通过后台遥控，检查输出端子节点闭合情况。
同期功能测试包括检无压同期测试、频率差测试、电压差测试、相角差测试。
SOE分辨率测试中，可任选一台测控装置用GPS时间校验仪输出相隔1ms的空节点脉冲信号并接入到装置的多个开入回路。通过检查这些开入的SOE时间记录判别SOE分辨率。
进行开关量防抖动功能测试可将测控装置的遥信防抖时间设定为20ms。在测控装置任一遥信点加一个19ms的方波，此时测控装置不产生遥信变位信息；在测控装置另一遥信点加一个21ms的方波，此时测控装置产生遥信变位信息。
模拟量越死区上报功能测试中，模拟量越死区值表示当模拟量的当前采集结果和上次采样数值之差超过设定的死区定值时，采集模块直接输出当前采集结果，否则输出经过滤波后的转换结果。死区值为0则表示禁用死区参数。将装置监控参数“死区定值”设定为1%，用标准源输入为50V。改变值为50.2V（变化量<1%），装置及后台在3秒时间内看不到该变化量；改变为50.5V（变化量>1%），装置及后台在3秒时间内将变化信息上传。
3 智能变电站运维要点
通过智能变电站现场验收，可以归纳出部分运维注意事项，以便今后运维工作顺利开展：（1）合智终端无远方/就地、分/合闸操作把手；（2）由于保护装置判别机制不同，当退出SV接收软压板时110kV线路保护无采样值；而主变及110kV线路测控、后台仍有采样值；（3）所有调试装置整定定值并确认后，运行灯会熄灭数秒后才点亮，属正常现象；（4）110kV线路测控装置定值“准同期模式”应为“0”，若误整定为“1”，同期角差将固定为1°。
4 结束语
智能变电站与传统站的调试有很大不同。文章介绍了智能变电站的结构和调试特点，调试方法的差异和调试流程，重点阐述二次系统集成调试，分析了合智终端测试、保护单体测试、合智终端同步性测试、差动保护同步性测试和测控装置测试（包括常规四遥功能测试、同期功能测试、SOE分辨率测试等）重点及测试方法，并归纳了智能站运维注意事项，为开展智能变电站的运维工作提供指导。
参考文献
[1]钟连宏.智能变电站技术与应用[M].北京：中国电力出版社，2010.
[2]乔小敏，董鹏.智能电网及数字化变电站关键技术探讨[J].2011（7）.
[3]王同文，谢民，孙月琴，等.智能变电站继电保护系统可靠性分析[J].电力系统保护与控制，2015（6）.
作者简介：肖硕霜（1988-），女，湖北宜昌人，学历：硕士。
