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摘要: 本文主要根据国家电网基建文件，随着加快推进智能电网建设，全国各智能变电站工程陆续开工建设，有必要对智能变电站二次系统试验方案进行深入研究，尤其是对智能变电站二次系统调试中的关键点技术。通过对智能变电站二次系统调试方案进行总结，提出了符合工程实际应用的调试大纲及重点调试项目，缩短了新建智能变电站二次系统调试时间，提高了整个变电站投产建设周期。
关键词: 智能变电站; 二次调试; 措施
中图分类号：U665.12 文献标识码：A 文章编号：
在智能变电站二次设备招标采购时，应指定中标的监控系统厂家为集成商，在二次设备设计联络会上确定技术规范细节后，规定所有智能二次厂家生产的装置需到集成商所在地进行集成试验，在各二次厂家技术人员配合下验证各装置通信规约、互操作性等功能，之后将设备发往工程现场。设计院根据各二次厂家提供的单装置 ICD 文件与虚端子图进行虚端子连线，设计全站的虚端子图，然后由集成商根据设计院提供的全站虚端子图配置全站的 SCD 文件，并把配置好的 SCD 文件下发给各二次设备厂家，厂家把 SCD 文件下装至各设备装置中，形成符合要求的 CID 文件，以验证各智能设备功能的有效性、集成的正确性和设计的合理性等，最終形成智能变电站完整的二次系统配置。
1 智能二次设备调试内容
1. 1 单体部分
a． 合并单元
验证采样的正确性，包括幅值、相角和极性;测量 SV 输出端口光功率; 检查配置是否正确，且与设计一致; 验证电压切换功能和电压并列功能；验证报警功能; 检验对时功能; 记录程序版本。
b． 智能终端
验证收发 GOOSE 报文的功能; 验证输入、输出开关量接点的功能; 验证报警功能; 记录程序版本。
c． 保护装置
检查采样功能和精度; 验证各项保护逻辑; 检查收发 GOOSE 报文的功能; 检查检修压板功能;检验对时功能; 记录程序版本。
d． 测控装置
检查采样功能和精度; 检查收发 GOOSE 报文的功能; 验证间隔五防闭锁逻辑功能; 验证同期合闸功能; 检验对时功能; 记录程序版本。
e． 故障录波装置
检查采样功能和精度; 检查收发 GOOSE 报文的功能; 验证录波功能; 检验对时功能; 记录程序版本。
f． 报文记录仪
检查记录 SV 报文的功能; 检查接收 GOOSE报文的功能; 检查接收 MMS 报文的功能; 检查对报文的分析和告警功能; 记录程序版本。
g． PMU 装置
检查采样功能; 记录程序版本。
1. 2 SV 采样部分
在单体调试完毕、相应二次网络施工完成情况下进行。在互感器二次绕组处加入电流和电压，验证合并单元采样是否正确，能否正确传送至各相关智能二次设备，让其正确接收 SV 报文并显示。如果现场条件具备，可以通过一次通流和加压的手段进行全面检查。
1. 3 保护部分
通过模拟各类典型故障，对传动保护检查以下功能: 保护是否正确动作; 智能操作箱是否正确动作; 故障录波是否正确录波; 监控后台是否正确显示保护动作信息; 不同保护间的联闭锁信息是否正确; 合并单元、保护装置和智能操作箱的检修压板状态是否对应。如果现场条件具备，可以直接带开关进行保护传动，考察范围更为全面。
1. 4 监控部分
以监控后台为中心，检查以下功能: 监控画面的绘制是否符合运行要求; 能否正确反映各间隔的遥测值; 当有遥信信号上送时，告警窗是否报出，光字牌上是否有显示; 对各间隔可以遥控的开关刀闸进行遥控操作; 远方投退软压板、远方切换定值区、远方修改定值和远方复归是否有效; SNTP 对时是否正确; 同期功能是否正确、有效。
2 信息一体化平台调试方法
2. 1 常规 SCADA 功能调试
a． 实时数据变位调试，选取 1 台测控装置，分 2 种情况: 发送单个遥信变位; 发送一批遥信变位。
b． SOE 调试。选取 2 个测控装置发送 SOE测试记录，并记录 SOE 反应时间和一体化平台接收时间。
c． 实时数据遥测量调试，选取多个装置，测试现场数据与后台的遥测数据是否一致。
d． 遥控调试，在画面上任意选择遥控对象进行遥控操作。
e． 保护功能调试，针对测控保护装置，当保护动作时，在测控保护装置上正确显示，同时及时上送一体化平台并在简报窗口中正确显示。
f． 逻辑节点工况调试，分 2 种情况: 拔掉监控与测控装置通信单元间的通信线，判断其反应正确性，记录反应时间; 停止测控装置的工作，判断其反应正确性，记录反应时间。
g． 画面响应时间调试，针对设备状态、接线图、光字及遥测等数据，选择具有代表性的画面进行调试。
h． 历史数据及告警信息的调试，任意选择几个历史时段，分别查询系统中所有遥信和遥测值，另外，选择不同的时间段分别查询其遥信、遥测和统计值，判断系统的正确性。
2. 2 远方通信功能调试
a． 调试 IEC61850 － 80 － 1 调度通信，调试遥信的上送功能。
b． SOE 上送调试，选取 2 个测控装置发送SOE 测试记录，并记录 SOE 反应时间和调度端接收时间。
c． 遥测量上送调试，选取多个测控装置，调试遥测上送功能。
d． 调度遥控调试，在调度画面上任意选择遥控对象进行遥控操作。
e． SNTP 对时功能调试，信息一体化平台时钟是否与 SNTP 对时源同步。
2. 3 智能告警及故障综合分析功能调试
a． 故障智能推理功能调试
检查故障智能推理所需信号的配置是否完整，根据各种启动信号与推理依据逐一检查各间隔的遥信中是否定义相应信息。调试故障智能推理功能，按照各种可推理的故障类型，逐一根据推理触发条件模拟相应的启动信号序列，在告警程序中查看是否出现相应的推理结果和推理报告。
b． 告警信息按分页显示功能调试
检查告警信息是否可按告警等级或告警类型分页显示，内容满足需求，可自定义分页显示信息，时序信息页面显示全部信息，检修信息页面显示挂检修牌间隔的信息，推理结果页面显示故障的推理结果，未复归页面显示动作后尚未复归的信息。
c． 告警信息过滤功能调试
调试信息是否可按厂站或设备组进行过滤显示，即只显示某厂站或某设备组的信息。
d． 告警信息屏蔽功能调试
调试信息是否可按厂站或设备组进行屏蔽显示，即不显示某厂站或某设备组的信息，屏蔽后界面上应有明显提示。
e． 告警信息暂停刷新功能
调试告警信息是否可以暂停刷新及恢复，暂停刷新期间的信息不得丢失。
f． 告警信息保存文件功能
调试检查告警信息是否可按任意页面保存成离线文件，包括 txt、excel、pdf 等格式。
g． 快速定位功能
调试是否可根据某个告警信息快速定位其所在厂站或间隔，并对该厂站或间隔的信息进行过滤。
h． 告警信息打印功能
调试是否可以正确打印任意页面的信息。
i． 告警信息排序功能
调试告警信息是否可按时间顺序正序或逆序显示。
2. 4 一体化平台与相关智能系统的接口功能调试
在一次设备在线监测系统中，对可能发生故障的设备进行诊断分析，并给出诊断结果，及时向用户提供各设备的运行状态、故障预警及报警信息。
2. 5智能无功优化控制 ( VQC) 功能调试
参数设置
VQC 系统在运行前应对运行所需的各种参数进行图形化设置，包括系统全局参数、参与调节的主变参数、母线参数、电容器参数和电抗器参数，在确认以上参数正确设置后 VQC 系统方可投入实际运行和调节。
a． 系统系数
VQC 系统全局参数包括 VQC 控制方案、限值整定方式、限值曲线形状、限值判断依据、设备调节方式等相关参数。
b． 主变参数
主变参数设置包括主变高压侧开关、刀闸信号定义、VQC 调节的无功和电压定义、主变档位信号的定义、主变闭锁条件的定义、分接头上调和下调闭锁条件定义、分接头动作后的闭锁时间定义、分接头日调节最大动作次数定义、分接头调节一档的电压变化量定义、最大档位和最小档位定义、中间档位定义、三圈变并列运行设置等。
c． 母线参数
母线参数设置包括与母线连接的电容器开关、刀闸信号定义、电抗器开关、刀闸信号定义、VQC目标控制母线并列运行时与左右侧母线连接的设备定义等。
d． 电容器参数
电容器参数设置包括容抗器开关信号定义、禁止容抗器投入的闭锁条件定义、容抗器的额定容量、投切 1 组电容器引起的电压变化量、开关动作的闭锁时间和开关 1 d 最多动作次数等。
e． 电抗器参数
同电容器参数设置。
2. 6 控制策略
根据参数设置的具体动作情况，在整个 VQC功能未闭锁、主变分接头调节方式为 “自动”、容抗器开关调节方式为 “自动”、主变 VQC 功能未闭锁、容抗器 VQC 功能未闭锁的情况下，通过人工设置数值的方式得到 VQC 的运行区域，进而检查 VQC 的动作情况。
3 结束语
因智能变电站用光缆取代了常规变电站的电缆接线方式，各设备由传统的点对点模拟节点信号传输方式变为由 GOOSE、SV、MMS 网络组成的虚拟报文传输方式，这一转变要求智能变电站二次调试人员在熟知继电保护原理的前提下对通信、自动化更加了解，同时对计算机软件更加熟悉。
关键词: 智能变电站; 二次调试; 措施
中图分类号：U665.12 文献标识码：A 文章编号：
在智能变电站二次设备招标采购时，应指定中标的监控系统厂家为集成商，在二次设备设计联络会上确定技术规范细节后，规定所有智能二次厂家生产的装置需到集成商所在地进行集成试验，在各二次厂家技术人员配合下验证各装置通信规约、互操作性等功能，之后将设备发往工程现场。设计院根据各二次厂家提供的单装置 ICD 文件与虚端子图进行虚端子连线，设计全站的虚端子图，然后由集成商根据设计院提供的全站虚端子图配置全站的 SCD 文件，并把配置好的 SCD 文件下发给各二次设备厂家，厂家把 SCD 文件下装至各设备装置中，形成符合要求的 CID 文件，以验证各智能设备功能的有效性、集成的正确性和设计的合理性等，最終形成智能变电站完整的二次系统配置。
1 智能二次设备调试内容
1. 1 单体部分
a． 合并单元
验证采样的正确性，包括幅值、相角和极性;测量 SV 输出端口光功率; 检查配置是否正确，且与设计一致; 验证电压切换功能和电压并列功能；验证报警功能; 检验对时功能; 记录程序版本。
b． 智能终端
验证收发 GOOSE 报文的功能; 验证输入、输出开关量接点的功能; 验证报警功能; 记录程序版本。
c． 保护装置
检查采样功能和精度; 验证各项保护逻辑; 检查收发 GOOSE 报文的功能; 检查检修压板功能;检验对时功能; 记录程序版本。
d． 测控装置
检查采样功能和精度; 检查收发 GOOSE 报文的功能; 验证间隔五防闭锁逻辑功能; 验证同期合闸功能; 检验对时功能; 记录程序版本。
e． 故障录波装置
检查采样功能和精度; 检查收发 GOOSE 报文的功能; 验证录波功能; 检验对时功能; 记录程序版本。
f． 报文记录仪
检查记录 SV 报文的功能; 检查接收 GOOSE报文的功能; 检查接收 MMS 报文的功能; 检查对报文的分析和告警功能; 记录程序版本。
g． PMU 装置
检查采样功能; 记录程序版本。
1. 2 SV 采样部分
在单体调试完毕、相应二次网络施工完成情况下进行。在互感器二次绕组处加入电流和电压，验证合并单元采样是否正确，能否正确传送至各相关智能二次设备，让其正确接收 SV 报文并显示。如果现场条件具备，可以通过一次通流和加压的手段进行全面检查。
1. 3 保护部分
通过模拟各类典型故障，对传动保护检查以下功能: 保护是否正确动作; 智能操作箱是否正确动作; 故障录波是否正确录波; 监控后台是否正确显示保护动作信息; 不同保护间的联闭锁信息是否正确; 合并单元、保护装置和智能操作箱的检修压板状态是否对应。如果现场条件具备，可以直接带开关进行保护传动，考察范围更为全面。
1. 4 监控部分
以监控后台为中心，检查以下功能: 监控画面的绘制是否符合运行要求; 能否正确反映各间隔的遥测值; 当有遥信信号上送时，告警窗是否报出，光字牌上是否有显示; 对各间隔可以遥控的开关刀闸进行遥控操作; 远方投退软压板、远方切换定值区、远方修改定值和远方复归是否有效; SNTP 对时是否正确; 同期功能是否正确、有效。
2 信息一体化平台调试方法
2. 1 常规 SCADA 功能调试
a． 实时数据变位调试，选取 1 台测控装置，分 2 种情况: 发送单个遥信变位; 发送一批遥信变位。
b． SOE 调试。选取 2 个测控装置发送 SOE测试记录，并记录 SOE 反应时间和一体化平台接收时间。
c． 实时数据遥测量调试，选取多个装置，测试现场数据与后台的遥测数据是否一致。
d． 遥控调试，在画面上任意选择遥控对象进行遥控操作。
e． 保护功能调试，针对测控保护装置，当保护动作时，在测控保护装置上正确显示，同时及时上送一体化平台并在简报窗口中正确显示。
f． 逻辑节点工况调试，分 2 种情况: 拔掉监控与测控装置通信单元间的通信线，判断其反应正确性，记录反应时间; 停止测控装置的工作，判断其反应正确性，记录反应时间。
g． 画面响应时间调试，针对设备状态、接线图、光字及遥测等数据，选择具有代表性的画面进行调试。
h． 历史数据及告警信息的调试，任意选择几个历史时段，分别查询系统中所有遥信和遥测值，另外，选择不同的时间段分别查询其遥信、遥测和统计值，判断系统的正确性。
2. 2 远方通信功能调试
a． 调试 IEC61850 － 80 － 1 调度通信，调试遥信的上送功能。
b． SOE 上送调试，选取 2 个测控装置发送SOE 测试记录，并记录 SOE 反应时间和调度端接收时间。
c． 遥测量上送调试，选取多个测控装置，调试遥测上送功能。
d． 调度遥控调试，在调度画面上任意选择遥控对象进行遥控操作。
e． SNTP 对时功能调试，信息一体化平台时钟是否与 SNTP 对时源同步。
2. 3 智能告警及故障综合分析功能调试
a． 故障智能推理功能调试
检查故障智能推理所需信号的配置是否完整，根据各种启动信号与推理依据逐一检查各间隔的遥信中是否定义相应信息。调试故障智能推理功能，按照各种可推理的故障类型，逐一根据推理触发条件模拟相应的启动信号序列，在告警程序中查看是否出现相应的推理结果和推理报告。
b． 告警信息按分页显示功能调试
检查告警信息是否可按告警等级或告警类型分页显示，内容满足需求，可自定义分页显示信息，时序信息页面显示全部信息，检修信息页面显示挂检修牌间隔的信息，推理结果页面显示故障的推理结果，未复归页面显示动作后尚未复归的信息。
c． 告警信息过滤功能调试
调试信息是否可按厂站或设备组进行过滤显示，即只显示某厂站或某设备组的信息。
d． 告警信息屏蔽功能调试
调试信息是否可按厂站或设备组进行屏蔽显示，即不显示某厂站或某设备组的信息，屏蔽后界面上应有明显提示。
e． 告警信息暂停刷新功能
调试告警信息是否可以暂停刷新及恢复，暂停刷新期间的信息不得丢失。
f． 告警信息保存文件功能
调试检查告警信息是否可按任意页面保存成离线文件，包括 txt、excel、pdf 等格式。
g． 快速定位功能
调试是否可根据某个告警信息快速定位其所在厂站或间隔，并对该厂站或间隔的信息进行过滤。
h． 告警信息打印功能
调试是否可以正确打印任意页面的信息。
i． 告警信息排序功能
调试告警信息是否可按时间顺序正序或逆序显示。
2. 4 一体化平台与相关智能系统的接口功能调试
在一次设备在线监测系统中，对可能发生故障的设备进行诊断分析，并给出诊断结果，及时向用户提供各设备的运行状态、故障预警及报警信息。
2. 5智能无功优化控制 ( VQC) 功能调试
参数设置
VQC 系统在运行前应对运行所需的各种参数进行图形化设置，包括系统全局参数、参与调节的主变参数、母线参数、电容器参数和电抗器参数，在确认以上参数正确设置后 VQC 系统方可投入实际运行和调节。
a． 系统系数
VQC 系统全局参数包括 VQC 控制方案、限值整定方式、限值曲线形状、限值判断依据、设备调节方式等相关参数。
b． 主变参数
主变参数设置包括主变高压侧开关、刀闸信号定义、VQC 调节的无功和电压定义、主变档位信号的定义、主变闭锁条件的定义、分接头上调和下调闭锁条件定义、分接头动作后的闭锁时间定义、分接头日调节最大动作次数定义、分接头调节一档的电压变化量定义、最大档位和最小档位定义、中间档位定义、三圈变并列运行设置等。
c． 母线参数
母线参数设置包括与母线连接的电容器开关、刀闸信号定义、电抗器开关、刀闸信号定义、VQC目标控制母线并列运行时与左右侧母线连接的设备定义等。
d． 电容器参数
电容器参数设置包括容抗器开关信号定义、禁止容抗器投入的闭锁条件定义、容抗器的额定容量、投切 1 组电容器引起的电压变化量、开关动作的闭锁时间和开关 1 d 最多动作次数等。
e． 电抗器参数
同电容器参数设置。
2. 6 控制策略
根据参数设置的具体动作情况，在整个 VQC功能未闭锁、主变分接头调节方式为 “自动”、容抗器开关调节方式为 “自动”、主变 VQC 功能未闭锁、容抗器 VQC 功能未闭锁的情况下，通过人工设置数值的方式得到 VQC 的运行区域，进而检查 VQC 的动作情况。
3 结束语
因智能变电站用光缆取代了常规变电站的电缆接线方式，各设备由传统的点对点模拟节点信号传输方式变为由 GOOSE、SV、MMS 网络组成的虚拟报文传输方式，这一转变要求智能变电站二次调试人员在熟知继电保护原理的前提下对通信、自动化更加了解，同时对计算机软件更加熟悉。