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摘要：目前，国内对于3C绿色智能变电站的建设与推广仍处于初步应用阶段。3C绿色智能变电站在信号采集和传输方式上的变革，使得其现场调试和试验方法与常规站有了较大的差异。在施工建设领域对于智能变电站的安装与调试仍缺乏经验与相关调试验收规范的支撑，探索总结3C绿色智能变电站的安装与调试方法，无疑对智能变电站施工建设起到一定的指导作用。
关键词：智能变电站、安装、调试
一、智能变电站的结构及其与传统变电站的不同之处
首先需了解智能变电站的结构及其与传统变电站的不同之处，有利于安装调试工作的开展。3C绿色智能变电站是采用先进、可靠、集成和环保的智能设备，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、在线五防、设备在线状态监测等基本功能，同时，具备支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策和协同互动等高级功能的变电站。3C特指计算机技术（Comput-er）、通信技术（Communications）、控制技术（Control）。变电站在设计、施工建设过程中，充分融入先进的计算机、通信和控制技术及绿色环保理念。目前智能变电站系统建模采用IEC61850标准，通常采用“三层两网”的结构，三层分别为站控层、间隔层、过程层。站控层主要包括后台主机、操作员站、五防主机、远动装置、保信子站等设备，间隔层主要包括各种保护装置、测控装置、故障录波装置、安全自动装置、电能表等，过程层主要包括电子式互感器、合并单元、智能终端等。两网为过程层和间隔层网络（传输GOOSE和SV两类信号）、间隔层和站控层网络（传输MMS和GOOSE两类信号）。传统变电站不同的是：智能变电站全部数据传输网络化，光纤代替了控制电缆，除了提供二次设备的电源方面采用控制电缆外，其余均采用光缆。数字信号代替了模拟信号，所有间隔信息及跳合闸命令均采自网络，跳合闸命令采用GOOSE 报文方式分别发送至相应的断路器智能终端，由智能终端出口实现相关断路器的跳合闸，实现了“网采网跳”。
二、智能变电站不同于常规变电站的安装与调试
（一）智能变电站电气安装与传统站的差异及安装方法
智能变电站的电气安装与传统变电站最大的差异在于光缆代替了原来的控制电缆，光缆敷设前后的测试、光缆敷设过程施工工艺、光缆接续头的熔接工艺以及检测、标识，是光缆施工质量的控制点，也是确保后续各光纤链路测试顺利进行的关键。光缆敷设前后，分别使用OTDR进行单盘测试，设定与所用光纤一致的折射率，以1550nm波长测试盘长和损耗系数是否符合光缆供货合同技术条款要求。熔接过程中，除了参考熔接机自动监视系统显示的接续损耗值外，还需用OTDR进行远端监测或近端监测，监视接续损耗值，以确保连接损耗指标达到要求。光缆敷设工艺方面，由于保护及智能装置等二次设备的电源仍需采用控制电缆，目前各断路器与智能终端间也仍采用电缆进行连接，故电缆沟中的光缆与电缆的分层布置排列，需提前进行策划，避免交叉与混放。站控层与间隔层、间隔层与过程层网络组网方式采用冗余以太网架构，所以主控室屏柜之间有很多以太网线相连接，主控室夹层或电缆层的光纤、以太网线、电缆的敷设通道需提前进行策划，可以装设槽盒进行分隔。智能变电站其他一、二次设备的安装与传统变电站类同。
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（二）智能变电站调试与传统站的差异及调试方法
与常规变电站不同，智能变电站的调试流程由出厂联调和现场调试两阶段组成。其中，智能变电站二次系统的出厂联调在二次系统集成商处进行，是整个工程调试中发现问题、解决问题的重要阶段。将出厂联调中发现的问题反馈至系统集成商及各个厂家，督促其进行消缺，提前为下一阶段的现场调试扫清了障碍。通过该阶段单体和分系统的试验，特别是对全站配置文件（SCD）的组态测试，可以大幅地减轻现场调试工作量、明显地提高调试效率、有效地保证智能变电站的安全性和可靠性。
智能变电站的出厂联调时，需编制出厂联调方案，明确出厂联调的基本原则、组网方式、联调项目、联调计划、人员分工等，以试验记录表格的形式，逐项进行检验记录。主要包括第一部分、性能检测项目：1、全站网络性能测试（网络交换机负荷检查、网络加载试验、雪崩试验）；2、全站模型文件（ICD、SCD）规范检查及一致性检测；3、全站时间同步性能测试。第二部分、分系统联调：1、采样系统联调。采用互感器校验仪、网络报文分析仪等专业仪器对合并单元的配置及输出情况及SV网交换机的传输情况进行分析验证。2、继电保护系统联调。进行保护基本功能检查及保护动作性能检查。3、测控系统联调。进行开入量采样值测试、间隔内闭锁逻辑及间隔间GOOSE互锁测试、遥控与遥调测试。4、计算机监控系统联调。进行计算机监控系统基本功能测试、自动化系统时间性能测试、SOE分辨率测试等。5、故障录波器联调。进行SV通道检查、GOOSE开关量通道检查、触发定值检查等。6、远动系统联调。进行远动规约功能功能检查等。7、保护信息及录波器信息子站联调。8、网络状态监测系统联调。9、在线五防系统联调。10、高级应用系统（顺控、智能告警）。出厂联调的特别注意事项：对于ICD文件及虚端子配置，各厂家提供准确详尽的ICD文件，描述要与装置完全保持一致。所提供装置内部虚端子要与实际装置保持一致，全站SCD文件由系统集成商负责完成。各厂家联调结束后，装置版本、检验码、ICD等文件，到施工现场后不允许再进行变更。
智能变电站的现场调试同样需编制调试方案和调试计划，按分系统进行人员分组，提前编制各种试验记录表格，以表格的形式逐项进行检验并记录，在起到指导作用的同时也避免了漏项。同时，必须准备好相关的试验仪器和测试软件，如：光源计、光功率计、数字化继保测试仪等。现场调试主要按以下流程及分组进行：第一组、保护分系统调试：1、二次回路接线检查，确保接线正确，回路绝缘合格。2、光纤链路接线检查，确保光纤敷设正确，光纤功率衰耗合格。3、保护信号回路检查，通过检查保护开入量、信号开出量的正确性。检查过程中，保护开入量必须在开入量的源头模拟、开出量必须在开出量终端检查，以检查整个系统的正确性。4、开关控制回路检查，以确保保护动作的正确性和可靠性。5、电压电流回路检查，以检验整个采样回路及SV网络的正确性及完整性、CT极性的正确性。6、保护系统整组传动试验。通过模拟保护动作并传动相应一次开关，检验整个保护跳闸回路的正确性，和启动失灵、闭锁简易母差等传动回路的检验。检验跳闸出口压板、GOSSE网络或二次回路、跳闸线圈控制电源的一一对应性和独立性。7、保护两侧联调试验。第二组、自动化分系统调试：1、一致性及互操作测试（模型测试、关联测试、GOOSE测试、互操作测试）；2、站控层测试；3、间隔层测试；4、过程层电子式电流互感器、合并单元、智能终端测试；5、交换机等网络设备测试；6、GPS时钟测试；7、全站系统测试，进行系统整体性能考核和连续通电测试。
三、小结
对智能变电站安装调试提前做好策划，是顺利完成智能变电站安装调试的关键。包括：1、重点关注并提前策划好全站光缆、网线与电缆的施工，控制好光缆施工工艺与施工质量。2、组织各专业技术人员参与保护及自动化系统的出厂联调，提前在厂里对相关厂家的智能设备进行组网联调，做好出厂验收，把主要问题消灭在出厂联调阶段。3、现场调试提前编制保护分系统调试方案和自动化分系统调试方案，并将调试过程分系统分专业进行作业表单化，特别对于虚端子的核对、各光纤链路检查、保护功能检查、四遥检查的表单化，既起到指导调试的作用，又收到事半功倍的效果，提高了调试的效率与调试质量。
论文作者:陈钟楠
论文发表刊物:《电力技术》2016年第7期
论文发表时间:2016/10/18
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