智能變電站自動化系統調試常見問題及解決方法探討

張善鎏　黃超　王曉輝

摘 要 隨著以全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化為基本要求的智能變電站技術不斷快速發展，各個地市新建變電站主推110kV、220kV智能站。根據智能站的采集、傳輸等方式與常規站存在較大的差異化。對繼電保護人員的保護調試工作能力提出更高的要求。本文結合多個220 kV、110 kV智能變電站現場投運前單體調試和聯調工作進行總結。針對調試過程中存在的問題進行探討，提出了相應的解決方法和建議，對提高智能變電站的二次系統調試效率，推動智能化技術的發展具有一定的重要理論和現實意義。

關鍵詞 智能變電站 調試 解決方法

0引言

隨著電力用戶對供電可靠性和供電質量的更高要求，堅強智能電網規劃提出，將分三個階段推進“堅強智能電網”的建設，其中現在已處于第三個階段：2016年至2020年建成統一的“堅強智能電網”。到2020年，將全面建成統一的“堅強智能電網”，實現新建變電站智能化100%，原有智能化改造率達到50%左右，全國改造原有變電站5000座左右。使電網的資源配置能力、安全穩定水平、以及電網與電源和用戶之間的互動性得到顯著提高，使“堅強智能電網”在服務經濟社會發展中發揮更加重要的作用。所以智能化變電站的推廣勢在必行，其數量隨新站規劃而不斷增長。但繼電保護人員對智能設備的調試水平參差不齊，各個廠家保護設備也有所差異，對繼電保護人員的保護校驗水平提高提出一個新的挑戰。

1智能變電站特點

1.1一次設備的區別

常規站與智能站一次設備：以電子式互感器替代電磁式互感器，在AIS＼GIS常規站的基礎上更換成光CT和光PT，智能終端就地化，減少二次電纜使用量，取而代之為光纜。利用光信號進行傳輸，提高信號傳輸的穩定和可靠性。避免了在變電站使用電纜傳輸過程中而受到的電磁干擾的影響。但使用光纖通信也對此提出要求，應保證光纖的質量和安裝工藝時的熔纖水平，防止光纖損壞造成光纖傳輸質量不滿足驗收、投運標準。

1.2二次回路的區別

（1）常規變電站的二次回路有兩種：直流回路和交流回路。直流回路的功能主要為控制、保護邏輯、信號等。交流回路的功能包括保護、測量、計量等。智能站：一次設備與保護、測控之間的電纜被光纜所取代，由模擬信號轉變成數字量。從合并單元開始轉化成光纖在保護、測控、交換機之間傳輸。這也是智能站最大的一個特點之一，從而使測試方法、思路、工具和圖樣等發生了根本性變化。

（2）電纜中傳輸的直流信號（正電壓/負電壓/地電壓）和交流信號（CT、PT二次電流、電壓）被網絡中傳輸的報文取代，過去用于實現保護邏輯的繼電器硬件回路被微機保護裝置中的軟件程序所取代。

（3）跳閘方式發生了變化，保護裝置出口、功能壓板采用軟壓板方式進行投退，取代傳統站的硬壓板。

（4）GOOSE、SV輸入輸出信號都是網絡上傳輸的量，與傳統屏柜的端子存在對應關系，這些信號的邏輯連接點稱為虛端子。

1.3通訊方式的區別

常規站采用的站內集成商設定的通訊規約，如站內103、CDT；站外：DISA＼IEC101＼ IEC104

智能站：

（1）站內采用的IEC61850通用規約；站外采用61970，但福建地區與主站通訊保持與常規站一致。

（2）程序化操作，IEC61850的應用使保護等二次設備具備遠方操作的技術條件。

（3）二次系統網絡化，安全措施發生變化。

（4）自動化、保護專業逐漸向大二次系統專業融合，運行、檢修規范發生變化。

（5）調試方法發生變化，需要網絡聯調，使用的試驗儀器設備發生變化。

另外，可以借助圖形最直觀的發現幾大不同：（1）設備分類不同；（2）網絡結構不同；（3）設備配置不同；（4）信息采集及傳輸方式不同；（5）通訊規約不同（見圖1）。

2智能站二次設備調試內容

2.1智能變電站測試工具

與傳統站的相比較，由于采樣、傳輸方式的差異導致保護檢驗所用的儀器也大相徑庭。不能再使用電信號給保護裝置加量。站內的三層兩網、虛端子的引入要求改變回路的檢測方式。 本文列出在智能變電站保護校驗中所需的一些常用設備，主要包括以下設備：數字繼電保護測試儀、光電轉換器、電子式互感器校驗儀、標準時鐘源、時鐘測試儀、光功率計、激光筆、 誤碼儀、可變光衰耗器、網絡記錄分析儀、網絡測試儀、分光器、數字式萬用表、對應型號口的光纖等。

2.2測試前的準備工作

根據需要編寫安全措施票，特別要注意的檢修壓板投退順序。準備好全站SCD 文件和裝置人CID文件。熟悉檢修間隔的虛端子定義。理清SV采樣值報文的格式，即額定延時、電壓、電流通道的定義，查明GOOSE 報文的格式，即虛端子數據集的定義及對應關系。掌握全站網絡結構和交換機配置。

2.3單體調試

（1）合并單元。通過合并單元校驗儀對采樣正確性進行驗證，包含了極性、幅值以及相角，對配置的正確性進行檢查，確保其與設計保持一致性，對電壓的切換功能和電壓并列功能進行驗證，檢驗對時功能；驗報警功能；做好程序版本的記錄。

（2）智能終端。利用數字繼電保護測試儀對檢修間隔的GOOSE 報文功能進行驗證； 驗證報警功能；分析輸開入/開出量接點功能；做好程序版本的記錄。

（3）保護裝置。借助數字繼電保護測試儀對SV的雙AD采樣的功能與精度進行檢查；檢查并檢修壓板功能；驗證各項保護的邏輯；做好程序版本的記錄。

（4）測控裝置。對采樣功能和精度進行檢查；驗證間隔五防閉鎖的邏輯功能；驗證對時功能；做好程序版本的記錄。

2.4 SV采樣回路

將電流與電壓添加到互感器的二次繞組位置，對合并單元采樣的正確性進行驗證，檢查其能夠正確的傳遞到相關的智能二次設備中，從而將SV 報文正確的接收并顯示出來。如果在現場具備條件，也可以通過一次的加壓或者是通流這樣的手段來進行全面的檢查。

2.5單體聯調

智能站的保護校驗包括常規邏輯校驗和智能站特有邏輯校驗其：檢修不一致、斷鏈、雙AD不一致、雙AD無效。配置流程是調試流程前提，只有裝置下載配置文件工作完成后，才能開展調試工作。通過結合合并單元、智能終端進行單體聯調，保證在特有邏輯校驗前提下的保護裝置正確動作。

通過模擬各種典型的故障類型，在檢查系統的傳動保護時需驗證幾項功能：傳動保護的動作是正確的；智能操作箱的動作是正確的；監控后臺正確顯示出保護動作的相關信息；在各個不同的保護之間，其連閉鎖信息是正確的。如果現場擁有條件，其保護傳動可以直接帶開關來進行，這樣就會增大考察范圍，確保其更加的全面。

2.6監控部分

基于監控后臺這一中心，其檢查功能包含：在繪制監控畫面時，能否滿足運行的要求；各間隔的遙測值是否能夠滿足正確性的要求；當上送遙信信號的時候，是否從告警窗報出，在光字牌上能否完全的顯示；SNTP是否能準確對時；遙控操作各個間隔的遙控開關刀閘；同期功能能否有效、正確。

3現場二次系統調試常見問題及解決方法

3.1智能變電站保護裝置校驗二次措施問題

（1）問題描述：在常規微機保護裝置進行單體校驗時，為了不影響與之相關的運行設備，并造成誤動作，一般采取以下兩種措施：①打開跳閘硬壓板；②在端子排挑開跳閘線滑塊。這種方法在智能站中不再適用，智能保護裝置靠一根光纖傳送所有GOOSE信號，面板上只有“檢修狀態” 硬壓板。

（2）處理過程：一般不建議采取拔掉GOOSE信號光纖的方法隔離保護裝置，因為光纖及其接頭在插拔過程中易損壞，一旦損壞需要重新敷設光纖，造成不必要的浪費。因此采取后臺投退軟壓板的方式投退跳閘功能，這與傳統的硬件隔離方式不同，為防止軟壓板操作的不可靠性，需要在與當前操作的保護裝置相關聯的液晶屏上查看相關功能退出報文，查看報文無誤后可以確定該功能確已退出。

（3）建議：以上處理方法也存在一定的弊端，運維人員不能直觀地進行二次措施布置及檢查二次措施恢復情況。建議智能裝置廠家在裝置面板上增加液晶屏或信號燈，以顯示裝置內部軟壓板投退情況，方便保護及運維人員對二次措施的布置及檢查。

3.2智能站保護配置文件管理問題

（1）問題描述：智能站與常規站不同，沒有保護裝置原理圖和設計藍圖，所有保護配置和原理都通過 SCD 文件（全站系統配置文件）實現。它包括所有間隔層、過程層和站控層的通信及保護測控裝置的電流電壓、開入開出，是智能站二次調試人員和運行維護人員最重要的資料。因此，就需要將SCD 文件與常規站二次竣工圖樣等同管理。

（2）處理過程：一般情況下，SCD文件由二次運檢班組設立單獨的專用計算機進行存儲，需要時使用專用U盤進行拷貝，在日后運行維護過程中如需修改，則在相應現場工作完成后，將修改后的SCD文件備份到專用計算機中。

（3）建議：為了使智能站配置文件管理更加可靠，建議使用專用服務器將各班組留存的SCD文件統一備份、管理。當班組內用于存儲SCD文件的計算機發生故障時，通過查閱客戶端、下載服務器中的文件，可以大大提高文件管理的可靠性。

4結束語

智能電網技術是電力系統的一次技術革命。智能變電站二次系統整體架構和配置的變化必然引起運行、維護和管理方式的變化，同時對運維人員的理論和技術水平也提出了更高的要求。本文基于作者經歷的幾個智能變電站調試經驗的積累基礎上，總結出一套比較完整的二次設備調試流程，同時對調試過程遇到的常見問題也進行了逐一分析，希望對智能站的調試及工作人員的培訓有所幫助。

參考文獻

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