摘要：智能化变电站二次系统与传统变电站差异较大,其调试工作的深度和广度关系到智能化变电站的安全稳定运行。本文在总结了句容浮山110kV智能化变电站二次系统各个单元的调试工作经验,并对二次系统调试过程中的关键问题进行探讨,提出了建议及解决方案,对今后智能化变电站二次系统调试工作具有一定的借鉴意义。
关键字：合并单元 智能终端 SV GOOGSE
智能化变电站以信息传输数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本特征,支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级应用功能。智能变电站二次系统工程调试一般分为三个阶段：工厂调试、联调和现场调试，本人主要从事变电站二次系统的基建和调试，现场调试应该具备的要求有：二次系统及装置设备安装完毕，光缆安装完毕，二次设备的SCD文件下装完毕，交直流系统已能正常工作等。下面以句容110kV浮山变为例，总结智能变电站现场调试技术。
该变电站的过程层组网方式为：
SV采样：除故障录播、网络分析装置的SV采用组网方式外，其他的保护、测量、计量都采用点对点的方式；GOOSE信息传输除保护跳闸采用点对点方式外，其余信号、控制等都采用组网方式传输。
现场调试时，单体调试的同时也兼顾了系统调试，凯默DM500手持光数字测试仪和博电继电保护测试仪是现场调试的主要工具。
1.合并单元调试
合并单元的主要功能是把来自常规互感器电流电压采样值转换成数字信号传给保护、测控装置。以线路间隔为例，首先，对合并单元进行外部检查，包括接地、工作电源回路等；然后测试合并单元的SV转换功能，用博电继电保护测试仪在互感器的二次侧加入电流、电流模拟量（注意电压是从母设合并单元级联过来的），根据 110kV线路间隔合并单元光背板联系图，通过凯默手持光数字测试仪检查SV采样值的正确性，注意输出信号的顺序、相序、比例等配置正确，再恢复光纤回路，到保护装置、测控装置、备自投上检查是否有对应的采样值，由于故障录波和网络分析装置采用组网方式，所以还需要到故障录波和网络分析装置上检查是否有对应的采样值。
最后，使用凯默收GOOSE以检查电源中断、通信中断、装置闭锁、装置告警等信号能否正常发出，注意本站合并单元装置闭锁和装置告警是通过硬接线接到智能终端上，最后由智能终端发给110kV线路测控装置（有的变电站设计的是通过GOOSE组网传输这两个信号）。
2.智能终端调试
智能终端的主要功能是接收各种对一次设备的操作命令，上传一次设备的位置信号以及监视跳合闸回路的完好性。以线路间隔为例，首先，对智能终端进行外部检查，包括接地、工作电源回路等。然后测试智能终端的控制一次设备的功能，用凯默发送GOOSE信号给智能终端，控制一次GIS设备，验证智能终端功能的正确性 ；接着测试智能终端监视一次设备的功能（开入量检查），特别需要验证的是KKJ、TWJ、HWJ等信号，用凯默接受智能终端发出的GOOSE信号，根据线路间隔信号回路图，测试信号回路图中所有的信号，能实际做的信号应该实际做出来，以验证一次设备到智能终端二次回路硬接线是否正确，从图 3也可以看出合并单元的装置闭锁、告警信号和线路保护的失电告警、装置告警信号是通过硬接线接到智能终端上的。
随后测试智能终端的“直跳”功能，根据智能终端光背板联系图中的“保护跳闸”，用凯默模拟线路保护装置，发送跳闸信号给智能终端，或者直接在线路保护装置上调试跳闸出口（需要把保护装置和智能终端的检修压板都合上），检查智能终端能否正确跳闸。最后，要测试智能终端上的电气闭锁（4JSH），智能终端提供闭锁接点，电气闭锁实现本间隔五防闭锁的需要。
3.保护装置调试（包含直采直跳回路调试）
以线路间隔为例，首先，对保护装置进行外部检查，包括接地、工作电源回路等；然后测试保护装置的“直采直跳”回路，根据图1 110kV线路间隔装置光背板联系图，保护采样直接与合并单元用光纤连接，保护跳闸直接与智能终端用光纤连接，直采回路的验证方法是用凯默光测试仪模拟间隔合并单元向保护装置4口（Tx4发、Rx4收）发送数字采样信号，在保护装置上查看采样的正确性或者用传统保护测试仪在电流互感器二次侧加电流、在电压互感器二次侧加电压，在保护装置上查看采样值，通过插拔4口的光纤验证直采回路的正确性，另外还需注意电压是通过母线合并单元级联到间隔合并单元的，电压直采回路可以通过插拔级联光纤并在保护装置上看电压的方法验证级联回路的正确性；直跳回路的验证方法，可通过保护装置出口调试功能或加入电流电压故障量使保护装置动作的方式验证直跳回路的正确性，拔掉保护装置到智能终端直跳回路的光纤，智能终端不动作或开关不动作，恢复保护装置到智能终端直跳回路的光纤，开关正常跳闸（直采直跳回路验证方法），注意首先要用调试定值对保护装置进行整定。
最后，测试保护装置的自检信号，包括线路保护装置告警、失电告警、保护出口信号等。其中，保护装置告警和失电告警是通过硬接线传给110kV测控装置，保护出口等其他信号是通过GOOSE传给110kV测控装置。
4.全站防误闭锁功能调试
全站防误闭锁（逻辑闭锁）功能的实现主要靠的是测控装置提供的闭锁接点，调试的目的就是检查厂家往测控下装的五防程序是否正确，逻辑闭锁实现了不同间隔间的五防闭锁。以110kV线路间隔为例，DS41隔离开关允许操作的条件有：
本线路三相无流；
断路器CB41在分位；
110kV 1M母线接地开关ES32在分位；
ES41、ES42接地开关在分位；
图 1 图 2
其中允许操作条件的第三条（110kV 1M母线接地开关ES32在分位）实现了跨间隔闭锁，全站防误闭锁调试特别要注意跨间隔闭锁的正确性。在10kV逻辑闭锁中，10kV各段母线都安装临时接地装置，也就是说10kV母线相连间隔的手车在临时接地装置处于分闸位置的时候才能操作，如果临时接地装置处于合闸位置，10kV母线相连间隔的手车是无法操作的；反过来，10kV母线相连间隔的手车在工作位置，10kV临时接地装置也是不允许操作的；10kV线路、电容器等与10kV母线相连间隔的手车控制回路前面串联的临时接地装置闭锁接点是从10kV母线测控装置引到对应间隔（10kV母线测控装置硬接点采集10kV临时接地位置），另外母设间隔没有专门的测控装置，10kV母线测控装置充当了母设测控装置的功能。（解释10KV逻辑闭锁）
5.网络分析、故障录波、低周减载等装置调试
网络分析和故障录波采样采用SV组网方式，测试各个间隔合并单元到SV交换机再到网络分析和故障录波的光回路是否正确；低周减载通过站控层跳闸，主要测试各个光跳闸出口，比如出口一跳10kV1#出线，那么出口一只能跳1#出线，另外站控层分A、B网，所以还用单独测试低周减载光跳闸出口；顺序控制功能测试，顺控操作是国网公司规定的智能变电站重要特征之一，是指在满足预定条件的前提下，按照预定操作顺序自动完成一系列控制功能，测试在站控层顺序操作的正确性；监控系统调试、对时系统调试、远动通信系统调试、一体化电源系统等与常规变电站调试类似，故本文不再介绍。
参考文献：
[1]智能变电站二次设备运维检修实务.陈庆.中国电力出版社.2018-07；
[2]智能变电站二次设备运维检修知识.陈庆.中国电力出版社.2018-08
论文作者:王竞春,陈婷
论文发表刊物:《基层建设》2019年第17期
论文发表时间:2019/9/12
标签：终端论文; 装置论文; 智能论文; 间隔论文; 变电站论文; 回路论文; 保护装置论文; 《基层建设》2019年第17期论文;