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【摘 要】 智能变电站是国家电网发展智能化技术的必然趋势，因此智能变电站的试验工作是确保其安全可靠运行的基础。文章分析其调试，探讨去维护管理。
【关键词】 智能变电站；现场调试；试验方法
引言：
智能变电站的改造以及建设工程的推进程度也逐步加快，在智能变电站正式运行之前必须要进行严格的验收程序，只有验收满足相关标准要求才能够允许智能变电站运行工作。
一、现阶段智能变电站存在的问题
（一）相关设备不够成熟
智能化设备主要是利用网络技术、数字化技术来实现变电站的保护和控制，和变电站的普通设备有着本质性的差别。现阶段，由于缺乏数字化控制保护装置的实际应用经验，对于智能化設备尤其是电子式互感器来说，在使用过程中可能会出现各种各样的问题。而且由于不同的试点使用的电子式互感器原理不同，极易导致变电站的稳定性、可靠性等都无法达到设计要求。和硬接线回路相比，智能变电站在建设的过程中会应用网络技术，因此需增加交换机等设备，而这些设备若不够成熟就会导致变电站可靠性降低。
（二）调试时间长
智能变电站在运行的过程中对配置模型的依赖程度比较高。和普通的变电站相比，智能变电站在减少二次接线的同时，还需要进行额外的系统集成工作。除了需要进一步提升设备互操作性和通信信息统一性之外，智能变电站还要开展大量的调试工作，如果按照常规模式进行，就会导致施工周期延长。
二、调试方法的创新点
（一）使用传统实验仪进行数字式保护装置调试方法
数模转换，在常规变电站调试保护装置时，可直接将试验台输出的模拟量加人保护装置进行模拟故障；而智能变必须要经过一个模数转换设备将模拟量转化成数字量，再进人合并器，然后再由装置进行模拟故障实验"就可以完成模拟量输人工作，使用常规实验仪正确输入故障量再结合常规主变保护装置的调试方法，即可完成保护装置的调试工作。
（二）光口对应表
装置背板上光纤口有很多，每个光口功能都不一样，调试员很容易会记混，针对该问题编制了光口对应表，具体到哪块板卡的哪个口，该光口的用途、光纤的编号与衰耗等重要信息，方便了现场调试与投运后智能变电运行维护。结合光口对应表及智能变光纤集中分布的特点分门别类有针对性的给智能终端、合并单元、保护测控装置、交换机后的光纤做好标识，与光口对应表一一对应。在标识上标明起点、具体位置、终点、承载功能。相应的，也为相关网线等做好标识。清晰明了，便于调试维护。
三、智能变电站的关键技术
（一）IEC61850标准
IEC61850标准由IEC标准化委员会制定，主要应用于变电站自动化系统，它定义了变电站内的各种智能电子装置（IED）之间的通讯标准以及相关的系统要求，着力于解决变电站内部不同厂家设备之间的互操作性和信息共享等问题。
与以往的通信规约相比，IEC61850标准有着本质的不同。以往的通信规约主要用于传输电力系统实时数据、告警和配置等信息，双方信息基于点表的方式表达和映射，规约种类和版本众多，缺乏一致性。IEC61850标准则采用了面向对象的建模技术、抽象通信服务接口和特定通信服务映射、变电站配置语言和功能分层的结构，实现了对全站设备的统一建模和自我描述，增强了设备之间的互操作性，可以在不同厂家的设备之间实现无缝链接。根据IEC61850通信协议定义，智能变电站综合自动化系统在逻辑结构上可分为3个层次，分别称为“过程层”、“间隔层”和“站控层”。
1）过程层。过程层是一次设备与二次设备的结合面，主要是指合并单元、智能终端及在线监测就地采集单元等二次设备，实现与一次设备的接口及交互功能。合并单元主要用来实现与互感器之间的数据交互，用于采集电压、电流等模拟量。智能终端主要用来实现与断路器及刀闸等一次设备之间的接口，实现对这些设备状态的采集和控制驱动等功能。在线监测就地采集单元主要为了实现在线监测系统数据的采集和上传等功能。
2）间隔层。间隔层设备主要是保护、测控、计量等二次设备，主要是实现继电保护功能及二次测控系统的功能等，与常规综自站相同。但数据传输由二次光纤取代二次电缆，传输的信号由数字信号取代模拟信号。
3）站控层。站控层主要是变电站后台自动化系统，实现对全站各间隔一次设备数据的实时监控、二次设备异常信息的监控告警及全站一次设备的控制等功能。并可能包含五防联闭锁、小电流接地选线、无功控制及顺序控制、智能告警等高级应用功能。
（二）电子式互感器
电子式互感器从传感头有无电源的角度分为无源电子式互感器和有源电子式互感器。无源电子式互感器常指光电流互感器（OCT）和光电压互感器（OPT），是一种采用“光学传感+光纤传输”模式的互感器。
无源电子式互感器的传感头采用了光学器件，如光纤陀螺或磁光玻璃。电流互感器基于法拉第磁光效应原理实现，电压互感器基于波克尔效应原理实现。通过检测入射光和出射光的偏转角，实现对电流或电压的计算。无源电子式互感器输出的是数字信号，数据采集的方式发生了根本性的变化。
有源电子式互感器传感头部分需要提供工作电源，其传变常采用罗格夫斯基（Rogowski）线圈传变电流、电容分压传变电压，其传感基于电气原理，是一种“电气传感+光纤传输”模式的互感器。
有源电子式互感器采用的依旧是电磁感应原理，只是由于取消了铁芯，采用了空心线圈，使得互感器不易饱和，传感线性度比较好。电压互感器采用分压原理将高电压变为低电压，实际二次侧采样值依然是模拟量，通过互感器的信号调理电路将模拟量信号转换为数字信号。
（三）智能一次设备
理想中的智能化一次设备一般应具备在线监测功能、智能控制功能及操动机构电子化功能。在线监测实现如跳合闸电流、SF6气体密度、压力、温度、开关电寿命、机构动作速度、小信号监测等功能。智能控制提供开关本体保护、分合闸脉冲控制、基于网络通信的联锁功能、开关柜内环境的智能控制、顺序控制及最佳开断时刻的计算和选择。对外只提供1个或多个光纤接口，实现与间隔层设备之间的数据交互。 （四）网络通讯技术
网络通讯技术的应用是智能变电站的显著特点之一，主要是指过程层二次设备的网络化。所谓过程层网络化，是指将常规变电站内的实时模拟量、非实时模拟量信号和开关量信号，由传统的电缆传输方式转变为光纤以太网传输方式。借助光纤以太网的传输方式，可以实现站内信息的全景共享。
在IEC61850标准体系中定义了2种服务来完成对应信号的传输，分别为GOOSE（generic objectoriented substation event）服务和SV（sampledvalue）服务。其中SV模型应用于采样值传输及相关服务，而GOOSE模型则提供了变电站事件（如命令、告警等）快速传输的机制，可用于跳闸和故障录波启动等。
四、智能变电站新型设备的运行维护
（一）电子式互感器
电子式互感器是一种高新技术产品，主要由电子传感器、屏蔽线和采集器等电子部件构成。电子式互感器的主要作用是测量电力系统内部的电压电流。此外，由于智能变电站中的各项设备都要通过电子互感器获得信号，所以经采集器对这些获得的信号进行分析和处理后，还可以起到传输信号的作用。通过以下两种方式可以实现实时检查电子互感器是否处于正常状态，即：第一，观察其外形、接线情况和线路间是否有断路现象。第二，观察外绝缘和连接点的整洁程度，以及是否有发热、锈蚀等情况。
（二）交换机和智能终端
智能变电站中，使用了大量的交换机和智能终端，而且智能装置普遍都是就地布置，从而导致了智能设备的运行环境变差，大大增加了这些设备发生故障的概率。一旦发现交换机出现故障，应从以下几个方面着手解决。首先，应该立即想办法查明原因其次，尝试重启交换机，若重启有效则无大碍。若重启无效，则应告知检修部门对交换器进行全面的检修。对于智能终端的运行维护而言，其解决方法基本与交换机的维护方法类似。即，当智能终端出现问题后，应当先尝试重启等措施是否奏效，若无法解决当前问题的話，则最好考虑请专业技术人员对智能终端进行检修。
（三）二次设备的运行与维护
二次设备的自身性能和运行状态是其运行维护管理中的重要标准。二次设备的运行维护主要包括：通讯控制器维护和保护自动装置维护。通讯控制器的维护主要是为了保证变电站的正常通讯，在对其进行管理时就需要确保各项设备必须处于正常运行状态，例如：主机值班灯应该始终保持正常亮度等。而保护自动装置的维护在二次设备的维护中具有非常重要的地位。因此，在管理保护自动装置的维护时，有些问题需要引起专业技术人员的格外注意。
具体说来，第一，定值区切换操作的管理。只有先将保护GOOSE出口压板退出，确保切换后数值无误，方可进行GOOSE出口压板的安置和定值区切换操作。第二，工作结束后，保护自动装置自身性能和运行状态的确认。完成维护工作以后，首先应该确保自动装置的保护状态与允许前的状态一致，其次是要确认保护自动装置仍然处于正常的运行状态，并且没有发出告警信号，最后应该确保GOOSE链路与分相电流差动通道无异常情况发生。第三，检修压板的调试。检修压板是连通网路和保证正确发送、接收GOOSE报文的关键设备。因此，在对其进行调试和保护时，为了确保安全顺畅地对GOOSE报文进行传送，并将失效GOOSE报文及时进行屏蔽，应该尽量将智能终端设备的检修压板联合起来使用。
五、结束语
综上所述，智能变电站运行维护中仍然的一些问题严重制约了其发展进程，这需要引起国家和同行业者的高度重视。只有积极解决智能变电站运行维护中存在的相关问题，才能使我国的智能变电站长远发展。
参考文献：
[1]穆国平，周富强，朱胜辉.电子式互感器现场调试及误差分析[J].电气工程应用，2014，01：19-21.
[2]通讯员：许婧，本报记者：刘津，张逸飞.专业融合倍增创新动力 智能变电站技术跨越新台阶[N].国家电网报，2014-02-13008.
[3]华元峰，丁健，严江波.智能变电站集成测试发展与实践[J].机电信息，2013，30：36-37.
【关键词】 智能变电站；现场调试；试验方法
引言：
智能变电站的改造以及建设工程的推进程度也逐步加快，在智能变电站正式运行之前必须要进行严格的验收程序，只有验收满足相关标准要求才能够允许智能变电站运行工作。
一、现阶段智能变电站存在的问题
（一）相关设备不够成熟
智能化设备主要是利用网络技术、数字化技术来实现变电站的保护和控制，和变电站的普通设备有着本质性的差别。现阶段，由于缺乏数字化控制保护装置的实际应用经验，对于智能化設备尤其是电子式互感器来说，在使用过程中可能会出现各种各样的问题。而且由于不同的试点使用的电子式互感器原理不同，极易导致变电站的稳定性、可靠性等都无法达到设计要求。和硬接线回路相比，智能变电站在建设的过程中会应用网络技术，因此需增加交换机等设备，而这些设备若不够成熟就会导致变电站可靠性降低。
（二）调试时间长
智能变电站在运行的过程中对配置模型的依赖程度比较高。和普通的变电站相比，智能变电站在减少二次接线的同时，还需要进行额外的系统集成工作。除了需要进一步提升设备互操作性和通信信息统一性之外，智能变电站还要开展大量的调试工作，如果按照常规模式进行，就会导致施工周期延长。
二、调试方法的创新点
（一）使用传统实验仪进行数字式保护装置调试方法
数模转换，在常规变电站调试保护装置时，可直接将试验台输出的模拟量加人保护装置进行模拟故障；而智能变必须要经过一个模数转换设备将模拟量转化成数字量，再进人合并器，然后再由装置进行模拟故障实验"就可以完成模拟量输人工作，使用常规实验仪正确输入故障量再结合常规主变保护装置的调试方法，即可完成保护装置的调试工作。
（二）光口对应表
装置背板上光纤口有很多，每个光口功能都不一样，调试员很容易会记混，针对该问题编制了光口对应表，具体到哪块板卡的哪个口，该光口的用途、光纤的编号与衰耗等重要信息，方便了现场调试与投运后智能变电运行维护。结合光口对应表及智能变光纤集中分布的特点分门别类有针对性的给智能终端、合并单元、保护测控装置、交换机后的光纤做好标识，与光口对应表一一对应。在标识上标明起点、具体位置、终点、承载功能。相应的，也为相关网线等做好标识。清晰明了，便于调试维护。
三、智能变电站的关键技术
（一）IEC61850标准
IEC61850标准由IEC标准化委员会制定，主要应用于变电站自动化系统，它定义了变电站内的各种智能电子装置（IED）之间的通讯标准以及相关的系统要求，着力于解决变电站内部不同厂家设备之间的互操作性和信息共享等问题。
与以往的通信规约相比，IEC61850标准有着本质的不同。以往的通信规约主要用于传输电力系统实时数据、告警和配置等信息，双方信息基于点表的方式表达和映射，规约种类和版本众多，缺乏一致性。IEC61850标准则采用了面向对象的建模技术、抽象通信服务接口和特定通信服务映射、变电站配置语言和功能分层的结构，实现了对全站设备的统一建模和自我描述，增强了设备之间的互操作性，可以在不同厂家的设备之间实现无缝链接。根据IEC61850通信协议定义，智能变电站综合自动化系统在逻辑结构上可分为3个层次，分别称为“过程层”、“间隔层”和“站控层”。
1）过程层。过程层是一次设备与二次设备的结合面，主要是指合并单元、智能终端及在线监测就地采集单元等二次设备，实现与一次设备的接口及交互功能。合并单元主要用来实现与互感器之间的数据交互，用于采集电压、电流等模拟量。智能终端主要用来实现与断路器及刀闸等一次设备之间的接口，实现对这些设备状态的采集和控制驱动等功能。在线监测就地采集单元主要为了实现在线监测系统数据的采集和上传等功能。
2）间隔层。间隔层设备主要是保护、测控、计量等二次设备，主要是实现继电保护功能及二次测控系统的功能等，与常规综自站相同。但数据传输由二次光纤取代二次电缆，传输的信号由数字信号取代模拟信号。
3）站控层。站控层主要是变电站后台自动化系统，实现对全站各间隔一次设备数据的实时监控、二次设备异常信息的监控告警及全站一次设备的控制等功能。并可能包含五防联闭锁、小电流接地选线、无功控制及顺序控制、智能告警等高级应用功能。
（二）电子式互感器
电子式互感器从传感头有无电源的角度分为无源电子式互感器和有源电子式互感器。无源电子式互感器常指光电流互感器（OCT）和光电压互感器（OPT），是一种采用“光学传感+光纤传输”模式的互感器。
无源电子式互感器的传感头采用了光学器件，如光纤陀螺或磁光玻璃。电流互感器基于法拉第磁光效应原理实现，电压互感器基于波克尔效应原理实现。通过检测入射光和出射光的偏转角，实现对电流或电压的计算。无源电子式互感器输出的是数字信号，数据采集的方式发生了根本性的变化。
有源电子式互感器传感头部分需要提供工作电源，其传变常采用罗格夫斯基（Rogowski）线圈传变电流、电容分压传变电压，其传感基于电气原理，是一种“电气传感+光纤传输”模式的互感器。
有源电子式互感器采用的依旧是电磁感应原理，只是由于取消了铁芯，采用了空心线圈，使得互感器不易饱和，传感线性度比较好。电压互感器采用分压原理将高电压变为低电压，实际二次侧采样值依然是模拟量，通过互感器的信号调理电路将模拟量信号转换为数字信号。
（三）智能一次设备
理想中的智能化一次设备一般应具备在线监测功能、智能控制功能及操动机构电子化功能。在线监测实现如跳合闸电流、SF6气体密度、压力、温度、开关电寿命、机构动作速度、小信号监测等功能。智能控制提供开关本体保护、分合闸脉冲控制、基于网络通信的联锁功能、开关柜内环境的智能控制、顺序控制及最佳开断时刻的计算和选择。对外只提供1个或多个光纤接口，实现与间隔层设备之间的数据交互。 （四）网络通讯技术
网络通讯技术的应用是智能变电站的显著特点之一，主要是指过程层二次设备的网络化。所谓过程层网络化，是指将常规变电站内的实时模拟量、非实时模拟量信号和开关量信号，由传统的电缆传输方式转变为光纤以太网传输方式。借助光纤以太网的传输方式，可以实现站内信息的全景共享。
在IEC61850标准体系中定义了2种服务来完成对应信号的传输，分别为GOOSE（generic objectoriented substation event）服务和SV（sampledvalue）服务。其中SV模型应用于采样值传输及相关服务，而GOOSE模型则提供了变电站事件（如命令、告警等）快速传输的机制，可用于跳闸和故障录波启动等。
四、智能变电站新型设备的运行维护
（一）电子式互感器
电子式互感器是一种高新技术产品，主要由电子传感器、屏蔽线和采集器等电子部件构成。电子式互感器的主要作用是测量电力系统内部的电压电流。此外，由于智能变电站中的各项设备都要通过电子互感器获得信号，所以经采集器对这些获得的信号进行分析和处理后，还可以起到传输信号的作用。通过以下两种方式可以实现实时检查电子互感器是否处于正常状态，即：第一，观察其外形、接线情况和线路间是否有断路现象。第二，观察外绝缘和连接点的整洁程度，以及是否有发热、锈蚀等情况。
（二）交换机和智能终端
智能变电站中，使用了大量的交换机和智能终端，而且智能装置普遍都是就地布置，从而导致了智能设备的运行环境变差，大大增加了这些设备发生故障的概率。一旦发现交换机出现故障，应从以下几个方面着手解决。首先，应该立即想办法查明原因其次，尝试重启交换机，若重启有效则无大碍。若重启无效，则应告知检修部门对交换器进行全面的检修。对于智能终端的运行维护而言，其解决方法基本与交换机的维护方法类似。即，当智能终端出现问题后，应当先尝试重启等措施是否奏效，若无法解决当前问题的話，则最好考虑请专业技术人员对智能终端进行检修。
（三）二次设备的运行与维护
二次设备的自身性能和运行状态是其运行维护管理中的重要标准。二次设备的运行维护主要包括：通讯控制器维护和保护自动装置维护。通讯控制器的维护主要是为了保证变电站的正常通讯，在对其进行管理时就需要确保各项设备必须处于正常运行状态，例如：主机值班灯应该始终保持正常亮度等。而保护自动装置的维护在二次设备的维护中具有非常重要的地位。因此，在管理保护自动装置的维护时，有些问题需要引起专业技术人员的格外注意。
具体说来，第一，定值区切换操作的管理。只有先将保护GOOSE出口压板退出，确保切换后数值无误，方可进行GOOSE出口压板的安置和定值区切换操作。第二，工作结束后，保护自动装置自身性能和运行状态的确认。完成维护工作以后，首先应该确保自动装置的保护状态与允许前的状态一致，其次是要确认保护自动装置仍然处于正常的运行状态，并且没有发出告警信号，最后应该确保GOOSE链路与分相电流差动通道无异常情况发生。第三，检修压板的调试。检修压板是连通网路和保证正确发送、接收GOOSE报文的关键设备。因此，在对其进行调试和保护时，为了确保安全顺畅地对GOOSE报文进行传送，并将失效GOOSE报文及时进行屏蔽，应该尽量将智能终端设备的检修压板联合起来使用。
五、结束语
综上所述，智能变电站运行维护中仍然的一些问题严重制约了其发展进程，这需要引起国家和同行业者的高度重视。只有积极解决智能变电站运行维护中存在的相关问题，才能使我国的智能变电站长远发展。
参考文献：
[1]穆国平，周富强，朱胜辉.电子式互感器现场调试及误差分析[J].电气工程应用，2014，01：19-21.
[2]通讯员：许婧，本报记者：刘津，张逸飞.专业融合倍增创新动力 智能变电站技术跨越新台阶[N].国家电网报，2014-02-13008.
[3]华元峰，丁健，严江波.智能变电站集成测试发展与实践[J].机电信息，2013，30：36-37.