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摘 要 以智能变电站二次设备出厂前的监造调试工作为基础，分别对智能变电站的智能电子设备、智能网络通信设备和继电保护安全自动装置的出厂前监造联调的意义和目的、联调的前期准备及联调试验项目问题进行了探讨。
关键词 智能变电站；二次设备；出厂前；调试
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2013）16-0088-01
国家电网公司提出“十二五”期间为智能电网全面建设阶段，根据《智能变电站导则》的定义，智能变电站以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
1 出厂前监造联调的意义及目标
虽然智能变电站已广泛投入运行，但是智能化保护装置的研发制造技术尚不完全成熟，根据智能变电站保护设计标准，IEC61850规约在保护自动化装置、监控系统的网络中得到了应用，但二次设备生产厂家对新标准的理解不尽相同，导致不同厂家生产的IED设备传输帧定义的不一致，存在通讯失效的现象，所以装置运到现场后经常会出现数据包丢失、保护采样出现飞点、通讯异常导致保护闭锁等问题，甚至需要二次设备生产厂家在施工现场修改程序。有时由于受现场工作环境、试验设备等条件的影响，无法进行修改程序或更换硬件等工作，这就势必影响调试进度，导致无法按时送电。因此智能变电站各系统之间设备的相互通讯是一个制约性问题，而智能保护装置、合并单元和智能终端本身的质量是调试过程是否顺利的关键，所以现场调试、维护人员必须在设备出厂前，对不同厂家的所有保护、监控等设备进行联合调试，将设备重大问题在出厂前解决掉。
2 联调试验的前期准备
2.1 联调需要的资料
1）全站二次图纸：联调试验需要按照实际变电站的联接方式去组网，所以资料中全站的二次图纸必不可少。在组网调试中为了方便查找、处理出现的光纤接线问题，二次图纸应绘制出信息起止点，将保护装置的虚端子信号在引出端注明对侧虚端子号，达到拔掉某一根光芯时，通过该图纸能查到影响哪些虚信号的传输。过程层传输GOOSE信号中的虚信号，经过交换机以“广播”的形式进行转发，如果是到交换机去被共享的虚信号，设计图上还应明确本信号被哪些装置的虚端子共享，完善的相对编号。
2）变电站实际主接线图：要进行全站遥控、順控、五防等功能的调试，就需要先完善后台机主接线图，这就需要设计单位提供的一次设备图纸，并在联调前绘制出变电站实际一次主接线图，保护厂商技术人员根据此图提前输入后台监控系统。
3） 相关保定定值单：保护整定人员虽然没有实际一次设备参数，但是可以根据智能变电站的规划，提前准备好保护装置的调试定值，这样使联调试验更具有实效性；另一方面也校验了定值内容及定值单所列项目的正确性。
2.2 供电公司联调人员的安排及要求
1）施工单位二次安装人员：掌握光纤施工安装技术与工艺，光纤安装后的合格测试参数；学会各二次设备的使用技术，与二次设备试验仪器的连接与测试技术，整组测试技术；掌握各装置参数整定技术、定值传动测试技术；后台机信号全部测试完毕；智能终端、保护装置、合并单元等智能装置的全部虚压板按屏柜模型展视在后台机上，并按装置在屏柜上的相对位置分区布置，并做完善的功能测试。
2）变电检修试验二次设备检修人员：除掌握安装人员技术外，还应掌握变电站SCD文件、装置ICD文件备份技术，装置CID下装技术。
3）变电运行人员：掌握装置正常运行的外在表现、异常告警信号识别、保护动作信号识别；掌握后台机操作方法、一、二次设备异常及保护动作时后台机报文信号的识别。
4）调控中心定值整定人员：监督整定定值的传动试验，动作行为满足整定要求；保护装置虚实压板设计满足调度应用的投退操作。
3 联调的试验项目
3.1 继电保护系统调试
智能化的继电保护装置和常规保护装置的调试基本一致，不同之处在于采样输入方式、保护出口方式的实现及通道传输异常等方面的测试。主要项目包括对保护逻辑功能测试、SMV网采样的精度、GOOSE网络出口动作报文测试等，由于GOOSE网络相当于常规变电站中保护自动化装置的跳合闸回路，如果系统发生故障时GOOSE网络出现问题，就会出现保护报文无法正确传输而导致开关拒动情况，所以在这一阶段要特别注意对GOOSE网络的监视和检测。联调试验完毕后应提供保护功能调试记录，记录内容应包括所加采样值、保护动作内容、目标对象动作情况等。
3.2 计算机监控系统调试
计算机监控系统的调试应在根据全站SCD生成的全站装置CID正式版本文件配置完成后进行，主要包括遥测、遥控、遥信、顺控和一体化五防等功能的调试，是合并单元、测控装置、智能终端等设备单体调试完成基础上的功能联调。通过数字式继电保护测试仪模拟交流采样的输入、输出，检查测控装置采样接收、遥测功能的正确性和实时性；通过后台机的控制模拟操作，对试验室内模拟的一次设备对象进行监控操作，检查操作功能、闭锁及控制功能的正确性和实时性。联调试验完毕后应提供遥测、遥控、遥信、顺控和五防功能的调试记录，记录内容应包括所加采样值、信号到目标对象的传递、信号在后台机上的动作情况等。
3.3 网络状态监测系统调试
在智能变电站中过程层普遍采用以太网设计，因此网络通信的质量和性能决定了智能变电站运行的可靠性。网络状态监测系统主要由网络报文记录分析系统、网络通信实时状态检测设备构成，实现自动化系统网络信息在线检测功能。主要调试内容包括：检查交换机的VLAN配置和通信状态；对网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能测试；对网络报文分析功能的调试；网络通信实时状态检测功能调试等。
4 结束语
智能变电站二次设备系统出厂前的联合调试是保证变电站顺利建设的重要环节，也是检验智能变电站所使用的电气设备功能及性能是否满足相关标准、规程及设计要求的前期试验，是将设备重大问题掉解决在出厂前的重要手段。试验结果可作为设备现场调试依据，也为将来变电站运行维护提供参考资料。
参考文献
[1]Q/GDW 431-2010智能变电站自动化系统现场调试导则[S].
[2]周春霞，詹荣荣，姜健宁，等.500 kV数字化变电站动模试验研究[J].电网技术，2011，34（6）：193-197.
[3]王云茂，张春欣.智能变电站二次系统试验技术探讨[J].电力与电工，2010，30（2）：19-22.
关键词 智能变电站；二次设备；出厂前；调试
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2013）16-0088-01
国家电网公司提出“十二五”期间为智能电网全面建设阶段，根据《智能变电站导则》的定义，智能变电站以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
1 出厂前监造联调的意义及目标
虽然智能变电站已广泛投入运行，但是智能化保护装置的研发制造技术尚不完全成熟，根据智能变电站保护设计标准，IEC61850规约在保护自动化装置、监控系统的网络中得到了应用，但二次设备生产厂家对新标准的理解不尽相同，导致不同厂家生产的IED设备传输帧定义的不一致，存在通讯失效的现象，所以装置运到现场后经常会出现数据包丢失、保护采样出现飞点、通讯异常导致保护闭锁等问题，甚至需要二次设备生产厂家在施工现场修改程序。有时由于受现场工作环境、试验设备等条件的影响，无法进行修改程序或更换硬件等工作，这就势必影响调试进度，导致无法按时送电。因此智能变电站各系统之间设备的相互通讯是一个制约性问题，而智能保护装置、合并单元和智能终端本身的质量是调试过程是否顺利的关键，所以现场调试、维护人员必须在设备出厂前，对不同厂家的所有保护、监控等设备进行联合调试，将设备重大问题在出厂前解决掉。
2 联调试验的前期准备
2.1 联调需要的资料
1）全站二次图纸：联调试验需要按照实际变电站的联接方式去组网，所以资料中全站的二次图纸必不可少。在组网调试中为了方便查找、处理出现的光纤接线问题，二次图纸应绘制出信息起止点，将保护装置的虚端子信号在引出端注明对侧虚端子号，达到拔掉某一根光芯时，通过该图纸能查到影响哪些虚信号的传输。过程层传输GOOSE信号中的虚信号，经过交换机以“广播”的形式进行转发，如果是到交换机去被共享的虚信号，设计图上还应明确本信号被哪些装置的虚端子共享，完善的相对编号。
2）变电站实际主接线图：要进行全站遥控、順控、五防等功能的调试，就需要先完善后台机主接线图，这就需要设计单位提供的一次设备图纸，并在联调前绘制出变电站实际一次主接线图，保护厂商技术人员根据此图提前输入后台监控系统。
3） 相关保定定值单：保护整定人员虽然没有实际一次设备参数，但是可以根据智能变电站的规划，提前准备好保护装置的调试定值，这样使联调试验更具有实效性；另一方面也校验了定值内容及定值单所列项目的正确性。
2.2 供电公司联调人员的安排及要求
1）施工单位二次安装人员：掌握光纤施工安装技术与工艺，光纤安装后的合格测试参数；学会各二次设备的使用技术，与二次设备试验仪器的连接与测试技术，整组测试技术；掌握各装置参数整定技术、定值传动测试技术；后台机信号全部测试完毕；智能终端、保护装置、合并单元等智能装置的全部虚压板按屏柜模型展视在后台机上，并按装置在屏柜上的相对位置分区布置，并做完善的功能测试。
2）变电检修试验二次设备检修人员：除掌握安装人员技术外，还应掌握变电站SCD文件、装置ICD文件备份技术，装置CID下装技术。
3）变电运行人员：掌握装置正常运行的外在表现、异常告警信号识别、保护动作信号识别；掌握后台机操作方法、一、二次设备异常及保护动作时后台机报文信号的识别。
4）调控中心定值整定人员：监督整定定值的传动试验，动作行为满足整定要求；保护装置虚实压板设计满足调度应用的投退操作。
3 联调的试验项目
3.1 继电保护系统调试
智能化的继电保护装置和常规保护装置的调试基本一致，不同之处在于采样输入方式、保护出口方式的实现及通道传输异常等方面的测试。主要项目包括对保护逻辑功能测试、SMV网采样的精度、GOOSE网络出口动作报文测试等，由于GOOSE网络相当于常规变电站中保护自动化装置的跳合闸回路，如果系统发生故障时GOOSE网络出现问题，就会出现保护报文无法正确传输而导致开关拒动情况，所以在这一阶段要特别注意对GOOSE网络的监视和检测。联调试验完毕后应提供保护功能调试记录，记录内容应包括所加采样值、保护动作内容、目标对象动作情况等。
3.2 计算机监控系统调试
计算机监控系统的调试应在根据全站SCD生成的全站装置CID正式版本文件配置完成后进行，主要包括遥测、遥控、遥信、顺控和一体化五防等功能的调试，是合并单元、测控装置、智能终端等设备单体调试完成基础上的功能联调。通过数字式继电保护测试仪模拟交流采样的输入、输出，检查测控装置采样接收、遥测功能的正确性和实时性；通过后台机的控制模拟操作，对试验室内模拟的一次设备对象进行监控操作，检查操作功能、闭锁及控制功能的正确性和实时性。联调试验完毕后应提供遥测、遥控、遥信、顺控和五防功能的调试记录，记录内容应包括所加采样值、信号到目标对象的传递、信号在后台机上的动作情况等。
3.3 网络状态监测系统调试
在智能变电站中过程层普遍采用以太网设计，因此网络通信的质量和性能决定了智能变电站运行的可靠性。网络状态监测系统主要由网络报文记录分析系统、网络通信实时状态检测设备构成，实现自动化系统网络信息在线检测功能。主要调试内容包括：检查交换机的VLAN配置和通信状态；对网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能测试；对网络报文分析功能的调试；网络通信实时状态检测功能调试等。
4 结束语
智能变电站二次设备系统出厂前的联合调试是保证变电站顺利建设的重要环节，也是检验智能变电站所使用的电气设备功能及性能是否满足相关标准、规程及设计要求的前期试验，是将设备重大问题掉解决在出厂前的重要手段。试验结果可作为设备现场调试依据，也为将来变电站运行维护提供参考资料。
参考文献
[1]Q/GDW 431-2010智能变电站自动化系统现场调试导则[S].
[2]周春霞，詹荣荣，姜健宁，等.500 kV数字化变电站动模试验研究[J].电网技术，2011，34（6）：193-197.
[3]王云茂，张春欣.智能变电站二次系统试验技术探讨[J].电力与电工，2010，30（2）：19-22.