摘要：智能变电站二次系统运行的安全性、可靠性、稳定性已成为当前电力供电企业发展的重要内容。智能变电站二次系统调试是保证变电站顺利投产的重要环节，是检查变电站全站二次设备互操作性的重要手段。通过对智能变电站二次系统调试项目的分析以及相关经验的总结，有助于对智能变电站二次系统调试的理解和应用。
关键词：智能化变电站；二次系统；调试
引言
随着科学技术的不断发展，变电站朝着智能化方向不断发展，但是在前进中难免会遇到问题。完善智能变电站二次系统的调试技术，可以有效地提高工程质量，提高电力系统运行的安全性。
一、二次系统调试注意事项
智能变电站二次系统的调试对象、调试内容和调试方法，与传统变电站相比发生了重大变革。智能变电站二次系统调试时应注意以下几点：
1.进行前期准备时，要对变电站的一次设备和二次设备进行细致地了解，并全面掌握其系统性能和功能，以方便后期的调试。
2.对设备实施调试时，要结合具体的设计要求及系统功能，对其进行全面的试验，对一次系统和二次系统的连接、系统的保护功能、系统的监控功能等进行全面有效的校验和调试。
3.在对自动化设备进行调试时，应该特别注意对电源的检查、通讯设置的检查以及相关参数的检查。
二、智能变电站二次系统调试
1．调试流程
智能变电站二次系统调试，种类多、系统构成复杂。目前智能变电站二次系统调试的主要工作流程分为以下几个阶段：（1）出厂验收与联调；（2）单体调试；（3）分系统调试；（4）系统调试；（5）带负荷试验。
2．单体调试
单体设备主要指间隔层设备。单体调试包括单体设备、单体装置调试、二次回路以及输入输出信号检查。
（1）网络交换机
检查电源回路，网络连接回路；确认绝缘性和上电检查满足要求；数据帧转发功能正确。
（2）合并单元
确认接地可靠、工作电源回路正确，输入、输出回路正确；验证采样正确性（包括幅值相角和极性）测量SV输出端口的光功率；确保系统配置正确，符合设计；对电压切换与并列功能进行检验；验证系统报警功能；对时；记录系统程序版本。
（3）智能终端
确认接地可靠、工作电源回路正确，输入、输出回路正确；验证收发GOOSE报文能力；验证输入输出开关量接点能力；验证系统报警功能；记录系统程序版本。
（4）保护单元
确认接地可靠、工作电源回路正确，输入、输出回路正确；验证保护直采直跳回路正确，GOOSE报文收发功能，开入开出、采样单元；验证保护，保护功能与其他设备间相互启动、相互闭锁、等网络交换；验证当地/远方的参数设置、保护信息上送；验证装置自动检测和检测信息输出等。
（5）测控单元
确认接地可靠、电源回路正确，输入、输出回路正确；检查采样功能与精度；检查收发GOOSE报文功能；检验间隔五防闭锁的逻辑能力；检验同期的合闸功能；校准验证装置自身时钟的同步信号接收能力，对时的精度误差应不大于±1ms。记录程序版本。
（6）录波及网络
确认接地可靠、电源回路正确，输入、输出回路正确；对报文记录与分析装置、故障录波装置、系统层、过程层网络/设备间连接进行检查；录波器、网络报文记录与分析装置对应的SV网络、GOOSE网络与MMS网络相互独立数据接口的控制器是否完好、状态是否正确，所有记录MU、过程层GOOSE网络信息的功能是否正常。
3．分系统调试
过程层智能组件，是实现分系统功能硬件设备的组成部分。分系统调试在单体调试工作完成并检查合格的基础上进行。主要包括以下几个部分：
（1）网络系统调试
检查光缆规格正确、标识正确、连接正确、光缆衰耗符合要求；依据网络配置文件设置交换机功能和参数；组网拓扑正确、VLAN符合设计要求；通信管理、通信安全功能完整、正确。
（2）监控系统调试
检查过程层、间隔层与站控网络层的通信状态；检查站控层MMS信息、过程层GOOS信息与SV信息；验证站控层与间隔层闭锁逻辑；对遥测、遥控等功能进行试验与数据库检查；调试与其它设备接口等。
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（3）继电保护系统调试
检查保护装置的过程层、间隔层与站控网络层的通信状态；站控层MMS信息、过程层GOOS信息、SV信息检查；系统通信状态检查；带回路整组试验；与监控系统联调。
（4）远动通信系统调试
对变电站的全站远动功能进行调试；验证远动数据库；调度端联调。
（5）电能量信息综合管理系统调试
对站控层的电能量信息综合管理系统设备间的通信交互能力与其他功能性进行检查；电能量信息综合管理系统和远方的主站通信交互能力和功能进行检查。
（6）全站同步对时系统调试
对变电站内的各种具有时间同步功能的设备与变电站系统联调。
（7）网络状态监测系统调试
网络报文记录分析功能调试，其中包括：自动化系统网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。
（8）一体化电源系统调试
调试交直流电源的切换、旁路、保护与异常告警等功能，对纹波系数进行检测。
4．系统一体化调试
全站功能检查试验：设备带电后，检查保护、测控、自动装置等设备的电流、电压、相位，并与线路对端、站内相关设备的运行参数进行核对；记录监控系统、在线监测系统、远动系统、电能量信息管理系统、网络记录系统主机的负载率。
三、案例分析
智能变电站二次系统设备众多，数据量巨大，基于IEC61850规约通讯不透明，致使智能变电站的二次系统中很多异常现象分析难度很大，调试人员难以找到问题根源。
1.110kV母联智能终端
（1）故障现象
某变电站110kV母联智能终端在无操作下，出现装置闭锁提示，不能复归，后台机显示GOOSE通讯中断。
（2）故障分析
首先查看装置的内部定值，以排除装置本身原因。
检查终端定值设置不正常，以调试工具查看智能终端内部信号，发现报主GOOSE定值错报文。
（3）故障处理
重新固化智能终端装置里的定值，“装置闭锁”信号复归。
2．智能终端GOOSE通讯中断
（1）故障现象
某变电站110kV间隔送电中，发现如果拉合刀闸或智能终端一旦开入变位，后台就会报GOOSE通讯中断。
（2）故障分析
可能为通讯设置或通信链路有问题，或硬件接触不良导致。排查发现通讯设置没问题，智能终端的电源插件有缺陷，拉合刀闸时会导致GOOSE主插件的电源供应能力不足，导致GOOSE通讯中断。
（3）故障处理
更换所有智能终端的电源插件，智能终端GOOSE通讯中断异常消失。
3．220kV深南瑞母差保护B套
（1）故障现象
在正常运行期间，后台报“公用测控装置：220kVGOOSE交换机告警”、“220kVB套母线保护装置失电告警”，伴随该装置GOOSE通讯中断报文，并能在1s内恢复。
（2）故障分析
“220kVGOOSE交换机告警”，可能是电源的原因。随后检查电源连接，发现该装置电源插件损坏。
（3）故障处理
更换电源插件，故障消除。
结语
智能变电站实现了不同厂家设备的互操作，简化了二次回路，解决了控制电缆引起的电磁干扰问题。相对常规变电站的二次系统调试而言，智能变电站二次系统的调试发生了巨大的变化，目前还处于探索阶段。因此，十分有必要研究智能变电站的系统级调试技术和方法，总结智能变电站系统级调试工作经验，为今后智能变电站系统调试工作提供参考。
参考文献：
[1] 邓利民，邱世林，周绍芬.二次系统调试技术在智能变电站中的应用研究[J].城市建设理论研究：电子版，2015（22）.
论文作者:徐文哲
论文发表刊物:《电力设备》2017年第22期
论文发表时间:2017/12/7
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