摘要；我们通过研究传统变电站后，发现智能变电站与传统变电站有很多不同之处，这主要体现在对一些具体的设备和系统进行了更新，从而对一些电子式互感器的应用以及智能控制方面进行了优化，从而有利于促进变电系统运行的高效以及形成相对稳定性与可靠性。本文通过对传统变电调试技术进行研究，从而在传统技术的基础上逐步建立一套新的具有高科技含量的智能变电站调试技术，这将对我国智能变电站的发展起到积极意义。我们通过对智能变电站设备特征的分析，可以看到当前要提高智能变电站技术，必须加大对调试技术的研究，这是我们研究智能变电站调试技术的重点所在。
关键词: 智能变电站; 调试流程; 调试方法;
智能变电站的存在是一种技术科技的更新结果，我们只有抓住智能变电站调试的关键技术，才是未来电力行业发展的趋势，这也是搞好智能电网的重要保障。与此同时，我们要加大科技力量的投入，将改变传统变电站的发展模式，逐步将智能变电站发展成为通信模型。并且要在传统变电站的基础上加大研究力度，以求形成一种既有继承传统变电站的特点也具有改变传统变电站的模式，这将是对传统的电压、电流互感器进行的一次彻底的革新。为了增强我国一次设备以及二次设备的电缆互连方式，我们必须转变为电子式互感器、智能化等方面的联系，从而形成对变电站调试方式的更新力度。这也是我国智能变电站调试技术发生变化，实际情况来讲要形成正确的调试原则和技术重点。
1.智能变电站调试要点
（1）延时性检查往往我们在不进行科学的分析后，就进行一些智能变电站调试操作，从而严重地影响到对合并单元的延迟性操作，这样会造成电子互感器测试不准。这也是我们不能够按照相关规定检查，而出现接入级联母线电压信号发生偏差。
（2）特殊间隔调试我们在大部分的时间里，都不能够及时地掌握一些智能变电站线路链接技术，从而造成一些错误的认识，这样会严重影响到智能组件CID文件正常保存，这是我们发现存在的设计性错误。为了不至于出现一些组件失控的现象，我们要及时控制好相关功能之间的协调性，以确保间隔智能组件的安全。
（3）网络配置调试我们在进行智能变电站网络配置研究时，一定要注意到设备IP配置、交换机端口配置等组件，这是用来划分网络流量的重点，而且我们只有通过采集信号，将有用的信号通过端口输出。在对智能变电站网路配置进行调试时，主要在于对调试阶段的科学化管理，这样可以降低故障的发生。
2. 智能变电站调试中存在的问题分析
智能站规范文件少，调试过程中遇到问题时找不到相应的规范文件，只能凭常规站经验来判断并解决问题。同时各个厂家对规范的理解不一致，导致相应程序的逻辑判断不同。随着智能站的发展，相关技术文件和规范的完善，对调试工作会有更好的指导意义。
下面以茂名地区 220kV 茂名智能变电站为例，简单介绍调试中遇到的问题并给出相应的解决方法：
（1）软压板的问题，是否所有的保护装置都要设置SV接收软压板，GOOSE发送和接收软压板，并没有完善的规范来考证。根据对其作用的解析并和相关人员的探讨，我们认为：对于主变和母差这种跨间隔的保护，最好设置SV接收软压板，而对于线路单间隔的保护，可不设置。当检修某间隔时，可投入SV检修硬压板并退出相关保护。GOOSE发送软压板发送跳合闸的功能应全部保留，而GOOSE接收软压板可取消。
（2）目前站内交换机的VALN划分一般都是厂家和调试人员共同完成，而交换机的光口配置是由设计决定的。调试过程中划分了VALN的交换机没有备用光口，这种情况在实际运行中有两个隐患，一是查找问题时需经常插拔光纤而导致光纤或光口的损坏，二是光口损坏时无备用光口使得后期运维较为麻烦。对于需要划分VALN的交换机，建议将交换机的光口留有一定的备用。针对该问题，建议以后在设计阶段便由设计给出交换机的VALN划分方案，并将此类交换机留有相应的备用光口。
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（3）智能变电站的快速发展且智能站对厂家人员的依赖性较大，各个二次设备厂家技术人员较为缺乏，现场调试过程中经常遇到厂家人员不能按时到场、到场人员对设备情况不熟悉而导致配置下装错误、各个厂家配合之间不通畅等问题，而目前各个厂家之间软硬件不兼容、互操作性差等，也都极大地影响了调试进度。而对于厂家的此类问题，建议监管单位加强对厂家人员的管理及要求。
（4）温江北变电站220kV部分主接线方式为双母单分段，长园深瑞的母差保护在母联和分段SV断链时保护机制的处理方式均是直接闭锁保护，而按照茂名电网生产上的要求，母联及分段SV断链时装置应直接判母线互联且不闭锁保护，这就要求厂家尽快升级程序来满足生产要求。这同样也是对规范理解不一致造成的程序升级问题，影响了调试进度。建议各个厂家应积极与各省公司加强沟通，熟悉国网公司及省公司的相关规范要求，并按照相关要求规范各自程序。同时，生产上的相关标准也应及时下发至基建单位及厂家，以避免厂家现场升级程序而影响调试进度。
（5）智能变电站因增加了合并单元、智能终端等二次智能设备，而相应的设备及保护装置大都就地安装至汇控柜内，这就对一次设备的安装接线工艺及整体水平有了更高的要求。温江北站因更换智能组件的问题，需一次设备厂家配合重新安装智能组件并配线。在此过程中一次设备厂家出现了较多的问题，接线工艺较差，飞线、错线较多，厂家人员与调试人员极不配合等，上述问题都在一定程度上影响了调试进度。针对此类问题，建管单位应要求一次设备厂家增强其二次接线能力，同时在选择设备厂家时，综合考虑各个厂家的整体实力，要求厂家对其产品质量及售后服务提供更全面的保障，加强系统的安全稳定运行。
3.智能变电站调试技术分析
智能变电站的运行关乎其经济效益，因此，采取可靠的调试技术至关重要，具体的智能调试技术表现为以下几个方面。
（1）IED单体调试对于智能变电站IED单体调试，需要检测的项目很多，既包括通用测试项目，同时又包括各专项功能测试。首先，对于通用项目测试主要完成电源检查、外观检查、光功率检查、采样检查、通信检查以及GOOSE开入开出功能检测等，必须要结合检测方案来选择检测手段，对各组件进行全面分析检测，准确查找锁存问题。其次，对于专项功能的检测，例如保护功能测试、测控功能检测等，对于保护功能的检测需要对保护装置跳闸矩阵、跳合闸出口压板等进行检测；测控工程测试需要完成对自检功能、遥控操作以及防误闭锁等方面的检测。
（2）运行以及测控系统调试监控系统是智能变电站系统建设中的重要组成部分，为了能够实时监控变电站各组件的运行状况，随之掌握所有设备运行情况，就必须要加强对监控系统、各间隔层装置以及运动系统等进行全面检测，例如进行控制功能检测、遥信量采集功能测试等。另外，为保证测控与运动系统的正常运行，需要对系统进行计算机通讯与冗余功能测试，其中应采取上网分别测试方式，检测系统网络工程能否正常运行，并确定出存在运行故障的部分，为后续维护工作的开展提供便利。
（3）系统调试首先，全站SMV验证。即通过一次通流、通压实验来检测现场MU发出的SMV报文是否正确，确定现场保护欲测控装置接收SMV是否正常。其测试的范围主要包括接收电流与电压量的IED装置，确定系统运行的稳定性。其次，全站范围内时钟系统调试。对过程层装置光纤B码对时，将时钟系统的精确度控制在1ms之内，同时也需要对所有间隔层进行检查，包括远动装置、智能终端、规约转换装置等与后台系统时间完全相同。通过用时间信号测试仪开出接入测控装置开入，在0ms时发出脉冲，确定装置记录SOE数据是否为0ms；从站控层读遥信变位COS时间与SOE时间，通过此种方式来估算站控层系统对时的准确性。
结 语；随着智能电网技术的不断发展，与智能电网系统中的其他环节相比较，我国智能变电站已经开始大规模发展。继保调试作为智能变电站调试过程的最重要一关，在整个变电站的建设过程中有着至关重要的作用，认真做好调试工作及时处理调试中出现的问题，对智能变电站的运行和电网安全都具有重要的意义。
参考文献：
[1]对智能变电站调试技术的分析_付宏伟.
[2]智能变电站调试过程中的问题分析_杨艳利.
[3]智能变电站调试技术分析_欧阳帆.
[4]智能变电站调试技术探讨_刘颖杰.
[5]智能变电站调试流程分析_张凯.
[6]智能变电站关键技术及调试策划_张建玲.
论文作者:庄研
论文发表刊物:《基层建设》2016年24期8月下
论文发表时间:2016/12/2
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