【摘 要】智能變電站是以全站信息數(shù)字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化為基本要求自動完成二次系統(tǒng)信息采集、測量、控制、保護、計量和監(jiān)測等基本功能。智能變電站二次系統(tǒng)主要由保護裝置、測控裝置、智能終端、合并單元等智能組件組成，其主要特征是數(shù)據采集數(shù)字化、信息交互網絡化。本文主要對智能變電站二次系統(tǒng)調試的試驗流程、試驗重點和難點等進行探討。

【關鍵詞】智能變電站；二次系統(tǒng)；調試

1.引言

1.1概念與特征

近年來，隨著我國經濟快速的發(fā)展，電力系統(tǒng)如何變得更加安全可靠成為了迫在眉睫的話題，因此需要借助計算機、通信等技術將變電站智能化以解決電力行業(yè)面臨的問題。智能變電站的定義為通過采用先進的各種技術，目標使設備參數(shù)化，規(guī)范化，標準化，自動的完成各項工作并實現(xiàn)信息有效反饋和實時共享，其二次系統(tǒng)具有以下特征：

（1）高度集成，交互良好：整個系統(tǒng)結構完整簡介，通過無縫連接通信技術聯(lián)通變電站與控制中心，實現(xiàn)了全數(shù)字采集無遺漏，最大程度降低了維護工作。

（2）自動控制，協(xié)同保護：由于所有的數(shù)據都實現(xiàn)了數(shù)字化電子化采集，因此原本散亂的二次系統(tǒng)經過整合，實現(xiàn)了全面優(yōu)化。

（3）在線反饋，實時決策：由于數(shù)據在線監(jiān)測，實時反饋，因此可以有效的反映電網以及變電站的運行狀態(tài)實現(xiàn)監(jiān)測，反饋，決策同步。

1.2二次系統(tǒng)基本架構

智能變電站二次系統(tǒng)基本架構分為三個部分，在IEC6185A通信協(xié)議草案中將這三個部分描述為“過程層”、“間隔層”、“站控層”，如圖1所示。

圖1 二次系統(tǒng)架構示意圖

過程層是智能化的核心，是一次設備和二次設備的結合點，主要包括電子CT/PT，合并單元，智能測控箱等。

間隔層可以及時匯總實時數(shù)據，對一次設備進行保護，完成網絡通信功能并控制命令的優(yōu)先級別，是信息傳遞的紐帶，主要包括保護裝置，交換機等。

站控層可以匯總整個變電站的所有信息，提供控制界面，實現(xiàn)多層管理控制，并與控制中心進行遠程通信，主要包括五防機，監(jiān)控計算機，遠動機等。

圖2所示為某110KV智能變電站架構示意圖。

圖2 架構示意圖

此智能變電站的二次系統(tǒng)采用的是三級設備加兩層網絡的結構。變電站內過程層由GOOSE和SV網構建組網方案先關間隔層，過程層的所有GOOSE命令、IEEE1588V2的保溫記錄通過兩條主干線網絡傳送，一次設備的所有信息，包括運行狀態(tài)，控制命令都被轉化成了數(shù)字信息[1]

1.3變壓器保護裝置

主變保護采用了兩重一體化配置，變壓器實時監(jiān)控MU上的信號，依托GOOSE網絡傳遞控制命令，最終實現(xiàn)控制每個斷路器的效果。依據現(xiàn)在的裝備原則，變電站內主變保護一般要求兩套保護必須為不同廠家的產品，以防在保護邏輯上出現(xiàn)同樣的錯誤。

1.4備用自投裝置

備用自投裝置采用光纖與對應間隔層連接最終傳遞到合并單元，完成直接采樣的目的，所有的控制命令也是依托GOOSE網絡傳遞。

2.二次系統(tǒng)調試內容

在智能變電站初始招標時，應責成監(jiān)控系統(tǒng)廠家在明確技術規(guī)范細節(jié)后，將所需裝置運輸至集成商處進行集成試驗，在多方通力配合下驗證各項功能后將設備運輸至變電站施工現(xiàn)場。

電力設計院設計整個智能變電站的虛端子圖，之后將其配置成SCD文件進行方法并裝至各設備中，產生合格的CID文件，最終驗證整個系統(tǒng)的正確性、可靠性和合理性，此時標志著智能變電站完成了所有的二次系統(tǒng)配置。

2.1單位裝置調試

（1）合并裝置：確保采樣的完整性，包括幅角，極性，配置是否符合要求，電壓的切換和并列功能是否完備，是否可以實現(xiàn)報警和實時對時。

（2）智能終端裝置：確保報文可以準確收發(fā)，輸入、輸出開關量有正確的接點。

（3）過載保護裝置：確保采樣功能有良好的，保護功能邏輯正常，壓板狀態(tài)良好。

（4）遙控遙測裝置：確保間隔五防閉鎖邏輯正常，同期合閘正常。

（5）故障記錄裝置：確保故障模式的有效性，故障數(shù)據可以完整記錄下來，錄波功能正常。

（6）數(shù)據記錄裝置：確保數(shù)據記錄報文的完整性，及時性和有效性，報文分析報警功能正常。

2.2 SV采樣裝置調試

在單位裝置調試完畢后，可以開始SV采樣裝置調試。將電壓和電流加入在互感器的二次繞組處，確保采樣的正確性，可以將信息正確傳送至有需求的設備，并可以先刪除接收到的SV報文。

2.3保護裝置調試

通過故障樹分析，模擬各種可能出現(xiàn)的故障，檢查確認智能操作箱是否正常，故障是否被記錄，后臺信息顯示是否完整[2]。

2.4監(jiān)控裝置調試

通過監(jiān)視控制臺檢查確認如下要求：監(jiān)控設備界面的圖譜是否符合要求，遙控遙測值是否實時獲取，警示信號是否及時提示，遠方控制命令是否有效。同期功能是否正確、有效。

3.集成化平臺調試內容

3.1 SCADA調試

（1）利用l個測控裝置，通過發(fā)送單個和批量的信號調試實時數(shù)據變位。

（2）利用2個測控裝置發(fā)送SOE信號，測試記錄的響應時間。

（3）利用多個測控裝置，進行實時數(shù)據傳送調試，測試收發(fā)一致性。

（4）利用任意對象進行遙控遙測調試，測試指向性。

（5）當保護動作啟動時，測試保護裝置是否提示并顯示狀態(tài)。

（6）利用歷史數(shù)據，查詢遙控遙測值的準確性和正確性。

3.2遠程通信調試

通過分別對IEC61850-80-1進行調度，以及SOE和遙測上送，SNTP對時等調試，記錄響應時間，確認正確率和同步率。

3.3故障分析調試

故障智能分析功能調試：檢查配置是否正確，按照故障樹預案，逐條出發(fā)相關信號，觀察警報程序和記錄中的分析推理結果，并且進行查詢，確認其可以按照警報的等級和類型進行分頁顯示，并可以通過關鍵字篩選對結果進行過濾，實現(xiàn)實時刷新、暫停、指定屏蔽效果，最終可以保存成多種格式的離線文件，例如TXT，PDF等格式。

3.4順序控制調試

通過應用OptManaer模塊，任意調用已有操作票，進行增刪改等操作，保存并重新啟動后確認操作程序是否發(fā)生變化。通過調度發(fā)送控制指令，檢查總控執(zhí)行過程以及響應是否正確并且一致[3]。

3.5 VQC功能調試

在智能無功優(yōu)化控制（簡稱VQC）系統(tǒng)中設置全部參數(shù)，包括系統(tǒng)參數(shù)，電容器參數(shù)，電抗器參數(shù)，主變參數(shù)，母線參數(shù)，通過人工改變相關數(shù)值的情況下檢查VQC的運行區(qū)域和動作情況。

3.6遠動通信調試

通過調度主站發(fā)出的規(guī)則約定應該與實際情況一直，具備所有的遙測量、遙信量、報文量聯(lián)通顯示功能，并可以通過操作端的面板實時遙控。主要調試需要覆蓋以下方面：設備外部絕緣，變電站工程配置遠動信息表，遙信遙測功能，主備切換功能，GPS時間同步，通信信號頻率及穩(wěn)定性[4]。

4.調試的影響、作用及要點

現(xiàn)階段智能變電站對二次系統(tǒng)調試產生了很多的影響和作用，例如促進了二次系統(tǒng)智能集成化，使二次接線設計在優(yōu)化設計后變得更加簡潔，優(yōu)化了智能變電站的保護配置模式。下面對二次接線設計優(yōu)化進行重點剖析。由于數(shù)字化的大行其道，并且得以在EVT和ECT中實現(xiàn)，借助光纖通信鏈路，答復的提升了抗干擾能力，完全摒棄掉以往廣泛使用的互感器二次交流回路，真正意義上實現(xiàn)了第一次和第二次系統(tǒng)間的電器隔離。由于有了智能開關，現(xiàn)階段主控制室保護裝置和實施現(xiàn)場執(zhí)行機構以及測控設備間沒有直接聯(lián)系，作為一個智能終端，智能開關通過傳遞和發(fā)動控制命令，控制各個電器單元，大幅度減少了以往工作中的錯誤接線以及誤碰誤觸情況的發(fā)生。正是因為二次接線設的優(yōu)化設計，有效地減少了繼電保護裝置中的I/O插件，并進一步降低了智能變電站的制造成本，從另一個角度延長了其使用壽命。保護裝置的原理更新很快，在同一保護裝置上，各個廠家的產品有共同點也有不同點，在進行保護單體調試時一定要進行區(qū)分，不以經驗辦事，在定值計算機運規(guī)編制時要根據每個廠家的特點具體對待。例如：某220kV變電站主變保護裝置

A套PCS-978NE （南京南瑞繼保電氣有限公司）

B套PRS-778S（長園深瑞）

主變保護A套及B套保護在發(fā)生PT斷線時會自動閉鎖阻抗保護，而投運時1號主變保護A套一直在報PT斷線告警，1號主變保護B柜沒有報PT斷線告警。后備保護中均含有阻抗保護，其中PT斷線或異常時均退出阻抗保護，但PT斷線的判別卻有差別，具體如下：

南瑞的PCS-978NE PT斷線判據為：

（1）正序電壓小于30V，且任一相電流大于0.04In或開關在合位狀態(tài)。

（2）負序電壓大于8V。

（3）相電壓中的三次諧波分量超過工頻分量的10%，用來檢測PT的N線是否正常。

長園深瑞的PRS-778S PT斷線判據為：

（1）正序電壓小于30V，且任一相電流大于0.04In。

（2）負序電壓大于8V。

現(xiàn)場220kV主變保護的電壓取自主變間隔專用的一組PT，未采用母線PT，所以1號主變沖擊時無PT電壓（沖擊時PT二次空開未合閘），但因為主變A套保護南瑞的PCS-978NE PT斷線判據有“或開關在合位狀態(tài)”的判據所以具備了PT斷線的判據發(fā)出了PT斷線信號退出了阻抗保護，主變充電時保護未動作。而主變B套保護長園深瑞的PRS-778S PT斷線判據沒有“或開關在合位狀態(tài)”的判據，未發(fā)出PT斷線信號，導致阻抗保護動作。

在兩個廠家的說明書中均寫到：當某側PT檢修時，為避免阻抗保護的誤動作，需退出“本側電壓投入”壓板，此時自動退出阻抗保護，由于主變高壓側采用了專用PT，在主變沖擊時條件類似于PT檢修，所以在主變投運時按廠家說明書要求需退出本側電壓投入壓板。在第二次主變沖擊時按中調要求帶主變高壓側PT空開直接合閘一次充電，投運成功。

5.結束語

智能變電站是智能電網建設的重要核心組成部分，同時也是發(fā)展智能電網的核心競爭力，其建設過程和智能變電站二次系統(tǒng)設計的總體目標緊密相連，因此開展智能變電站二次系統(tǒng)調試方法的研究工作顯得十分重要，在整個過程中需要嚴格參考行業(yè)內的標準進行對比，從全局出發(fā)，統(tǒng)籌規(guī)劃，實現(xiàn)運行高效化，結構緊湊化以及集成穩(wěn)定化。本文論述了智能變電站二次系統(tǒng)調試中遇到的相關問題并對調試方法和步驟進行了深入探討和分析，目的在于對智能變電站的整體結構有更加深入的了解，盡可能的發(fā)揮二次系統(tǒng)的優(yōu)勢，使得智能變電站伴隨著智能電網的發(fā)展更加協(xié)調有效，整個系統(tǒng)運行更加穩(wěn)定可靠。

【參考文獻】

[1]張強，李學林.數(shù)字化變電站二次調試技術研究[J].東北電力技術，2008，30（1）：9-11.

[2]吳博，于江.數(shù)字變電站繼電保護調試研究[J].河北電力技術，2007.37（4）11-15.

[3]吳大軍，胡瑞欽.只能變電站自動化系統(tǒng)研究[J].電網技術，2005.57（20）：51-56.

[4]徐春生，王益紅.智能變電站二次系統(tǒng)全面研究[J].華北電力，2011，4.