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摘要：比较了智能变电站与常规站二次系统的 结构特点，分析探讨了智能变电站二次设备调试中相关的几个问题，并对智能变电站的运行、维护、管理等工作提出了几点建议。
关键词：智能变电站；继电保护；设备调试
1 智能站与常规站二次系统结构特点比较
1.1 常规变电站二次系统结构特点
常规变电站的二次系统是采用单元间隔的布置形式，设备之间的信息相互独立；信号传输、控制功能都是以电缆的形式实现。装置间缺乏整体的协调和功能优化，输入信息不能共享。
1.2 智能变电站二次系统结构特点
智能变电站的基础是设备间基于 IEC61850 协议以统一的模型进行通信。在逻辑功能上由站控层、间隔层和过程层三层设备组成，并应用分层、分布、开放式的以太网络实现连接。整个二次系统体系为"三层两网"结构，即由站控层网络（MMS网）实现站控层设备和间隔层设备的连接，由过程层网络实现间隔层设备和过程层设备的连接。过程层设备包含合并单元、智能终端以及过程层网络交换机；间隔层设备包含保护装置、测控装置、故障录波装置等；站控层设备包含监控系统、故障信息系统、 站控层网络交换机等。
1.3 智能站与常规站的比较与思考
智能变电站与常规变电站相比最直观的变化就是两个部分：第一个是电子式互感器、 合并单元、智能终端、智能保护、交换机等数字、 网络设备的大量使用；第二个是以往清晰可见的二次回路被传输报文信息的光纤或网络所替代。智能站二次系统整体架构和配置的这些变化必然引起运行、维护、管理方式的变化。如从使用工具来看，钳子、改锥、万用表已无"用武之地"；从图纸来看，引入了虚端子图的概念。这些变化容易导致两种思想的产生，一种是使运行、调试人员产生了"虚无缥缈、无从下手"的感觉，形成了 有问题找厂家，把自己定位成"袖手旁观" 配合的角色思想；另一种是认为变电站智能化了，不存在 CT 开路、PT 短路了，测试简单了，形成了盲目随意的思想。这些错误思想其实就是一种"设备智能，人却弱智"的表现，对设备和电网安全运行构成了一定的威胁[1]。
2 几个问题的分析探讨
2.1 调试流程的问题
智能变电站二次设备的调试主要分两大部分，一是在试验室或系统集成商厂家内完成的设备系统级集中测试（联调测试），二是设备到现场安装后的现场调试。系统级集中测试是现场测试的基础，现场调试是智能变电站安全运行的保证，两者缺一不可。
智能变电站二次设备的联调测试与常规站的出厂调试略有不同。联调测试是指按照现场工程配置对相关设备进行集成，在此基础上进行的工程应用测试。联调测试应注重各设备本身技术性能、相互配合、网络协议、虚端子设计图的正确性检查等内容，可以提前发现和解决设备、网络、图纸本身存在的基础性问题，为现场测试奠定基础。测试项目主要有：通信协议一致性测试、网络性能测试、信息安全测试、时间同步测试、数字动模测试。
现场调试与常规变电站类似，从步骤上也应有单体测试、分系统测试、总体测试三大部分组成。有人提出单体测试已经在联调测试中进行了，现场调试只做整组测试。对此观点作者不予赞成，原因分析如下。
a） 联调测试的时间较短 （一个月左右），一般只侧重于装置 CID 、 SCD 文件等基础性功能测试，不能保证测试项目的完整性。
b） 使用定值不是实际运行定值，不宜发现"定值使用配合" 等存在的问题。
c） 现场的单体测试是又一次熟悉设备的过程，是出现问题时进行精确定位和快速解决的基础。现场调试应注重各设备安装质量、设备功能、定值设置、相互配合、整组试验等性能的全面性检查，更强调整体性的检查效果。测试项目有：光功率及裕度测试、设备单体性能测试、设备相互联闭锁测试、保护整组联动测试、一次通流通压测试、带负荷测试。
2.2 "装置检修" 压板的使用问题
2.2.1 "检修压板 " 的 含义
智能站中为了便于每一设备单体检修测试时减少对运行监控人员的干扰，一般合并单元、智能终端、保护测控装置上均配置了" 装置检修"硬压板。由于保护功能和出口的投退都以"软压板"的形式实现，因此"装置检修"压板成为保护屏上仅有的一个硬压板。
智能站检修压板配置的目的与常规站相同，但其实现的方式及对设备的影响却有很大不同。 智能二次设备的信息主要是以 SV、GOOSE、MMS 报文方式传输。当某装置的"装置检修"压板投入后，其所发送的 SV、MMS、GOOSE 报文的 Test位均做"置位"处理，而接收报文的设备必须与自身的检修压板状态进行一致性比较判断。如果两侧装置检修状态一致，则对此报文信息做有效处理；如果两侧装置检修状态不一致，则对此报文信息做无效处理。 因此，智能站中检修压板如果使用不当，可能会造成保护设备拒动和误动情况的发生。
2.2.2 使用中 应注意的问题和建议
a）运行状态下，严禁投入各设备"装置检修"压板，防止引起保护拒动情况的发生。
b）进行保护装置定期检验时，应熟悉各设备间检修压板的配合关系，了解对母差等相关保护的影响，防止造成母差保护被误闭锁情况的发生。
c）不能将"装置检修" 压板简单作为投退保护功能及出口的外用压板之用。
2.3 光口 、 纤芯 、 光缆标识管理问题
常规变电站中二次回路有严格规范的回路编号，其交流、 直流、 跳闸等功能从回路编号可以"一目了然"，而智能站中可以看到的回路大部分是光缆连接，它以"收发" 两芯的方式实现了大量信息的传输。在智能站调试中，涉及光口、纤芯、光缆标识的问题主要有以下几种情况。
a）保 护 等 设 备 的 接 插 光 口 形 式 多 样 （ST、SC、FC、LC），光口形式不统一，且有些形式的光口易出现松动现象。 b）有的厂家以"RX"、"TX"标识表示光口的"收发"；而有的厂家以" <"、" >" 标识表示光口的"收发"，并且标识位置非常不明显。
c）备用光口无标识，易造成误插备用光口的情况。
d）纤芯无明显的"收发" 标识，易造成"收发" 位置接反的情况。
在经常拔插光纤的调试工作中，无法正确恢复光纤的现象时有发生，虽然这种接插错误有监控报警，但在智能站建设初期，由于运行、 检修人员的技术水平有限而不易发现，将给电网安全带来很大的隐患。 建议相关部门制定相应管理措施，统一规范各光口、 光纤的"收发" 标志；对光缆设置光缆牌，并且光缆牌要标明用途和对端设备名称等内容。 杜绝运行设备光口、 纤芯、 光缆无标识和标牌的现象。
2.4 智能站 "二次回路 " 配置与管理问题
在智能站中，配置软件是实现智能设备之间联系的关键工具。 通过配置软件对各智能设备和网络进行关联配置及下装等过程，来实现信息的共享和互操作功能。这个过程就相当于常规变电站中安装人员用钳子、改锥、万用表等工具按照图纸施工接线的过程。配置过程完成后所形成的SCD、CID 配置文件可以简单认为就是智能站看不见的二次回路，它可以比喻为智能站的神经系统 。 从某种角度看，智能站二次部分的调试实际上就是主要围绕验证SCD、CID 配置文件正确性的过程。由于在现场调试过程中，SCD 配置文件多次反复修改容易造成文件版本混乱的现象，建议以下两点引起注意。
a） 为了保证具有与实际相符的竣工图，在调试过程中遇到配置变动的情况时，各设备厂家、集成商、设计院要积极配合，共同协商，不得私自修改CID 文件的关联配置。
b） 运行单位应制定配置文件备份备案的规范化管理制度，设立专责人；建立包括版本号、CRC校验码、生成时间等内容的CID、SCD 配置文件电子档案，做到任何配置文件的升级、变动都能遵守"源端修改，过程受控"的原则。确保各设备配置文件版本的一致性。
2.5 向量测试问题
在常规站中，保护装置的带负荷向量测试是比较容易实现的事情，只要通过高精度的向量测试仪即可完成。而在智能站中，由于智能设备均为光口，导致带负荷向量测试成为一个值得探讨的问题。有种说法是：利用故障录波器和网络分析仪来读取相应间隔的向量，但这一说法显然不能成立，一是因 为大部分情况保护是直采，故障录波器是网采，来源不同；二是因为故障录波器和网络分析仪也是被调试设备，它的向量也需要测试验证。还有种说法是：拔掉保护背板的光纤引入数字测试仪器来测试，但这样会因为光纤断链引起保护装置闭锁，同时还涉及到能否正确恢复等问题。
目前的向量测试是从保护屏幕上直接读取完成，但在小负荷情况下，角度、幅值显示不稳定，导致向量读取较困难。建议保护等设备厂家，能否在设备上开发一个专门用于向量测试的光口（或利用备用光口），以便于数字测试仪器的接入。
3 结论
智能电网技术是电力系统的一次技术革命。智能站二次系统整体架构和配置的变化必然引起运行、维护和管理方式的变化，同时对运维人员的理论和技术水平也提出了更高的要求。 本文仅就调试中的几个问题进行了分析探讨，提出了个人的一些建议，希望对智能站检修、 运行及管理工作水平的提高能有所帮助。
作者简介：冯毅 宁夏吴忠人 单位：宁夏吴忠供电公司 研究方向 电力系统及自动化
关键词：智能变电站；继电保护；设备调试
1 智能站与常规站二次系统结构特点比较
1.1 常规变电站二次系统结构特点
常规变电站的二次系统是采用单元间隔的布置形式，设备之间的信息相互独立；信号传输、控制功能都是以电缆的形式实现。装置间缺乏整体的协调和功能优化，输入信息不能共享。
1.2 智能变电站二次系统结构特点
智能变电站的基础是设备间基于 IEC61850 协议以统一的模型进行通信。在逻辑功能上由站控层、间隔层和过程层三层设备组成，并应用分层、分布、开放式的以太网络实现连接。整个二次系统体系为"三层两网"结构，即由站控层网络（MMS网）实现站控层设备和间隔层设备的连接，由过程层网络实现间隔层设备和过程层设备的连接。过程层设备包含合并单元、智能终端以及过程层网络交换机；间隔层设备包含保护装置、测控装置、故障录波装置等；站控层设备包含监控系统、故障信息系统、 站控层网络交换机等。
1.3 智能站与常规站的比较与思考
智能变电站与常规变电站相比最直观的变化就是两个部分：第一个是电子式互感器、 合并单元、智能终端、智能保护、交换机等数字、 网络设备的大量使用；第二个是以往清晰可见的二次回路被传输报文信息的光纤或网络所替代。智能站二次系统整体架构和配置的这些变化必然引起运行、维护、管理方式的变化。如从使用工具来看，钳子、改锥、万用表已无"用武之地"；从图纸来看，引入了虚端子图的概念。这些变化容易导致两种思想的产生，一种是使运行、调试人员产生了"虚无缥缈、无从下手"的感觉，形成了 有问题找厂家，把自己定位成"袖手旁观" 配合的角色思想；另一种是认为变电站智能化了，不存在 CT 开路、PT 短路了，测试简单了，形成了盲目随意的思想。这些错误思想其实就是一种"设备智能，人却弱智"的表现，对设备和电网安全运行构成了一定的威胁[1]。
2 几个问题的分析探讨
2.1 调试流程的问题
智能变电站二次设备的调试主要分两大部分，一是在试验室或系统集成商厂家内完成的设备系统级集中测试（联调测试），二是设备到现场安装后的现场调试。系统级集中测试是现场测试的基础，现场调试是智能变电站安全运行的保证，两者缺一不可。
智能变电站二次设备的联调测试与常规站的出厂调试略有不同。联调测试是指按照现场工程配置对相关设备进行集成，在此基础上进行的工程应用测试。联调测试应注重各设备本身技术性能、相互配合、网络协议、虚端子设计图的正确性检查等内容，可以提前发现和解决设备、网络、图纸本身存在的基础性问题，为现场测试奠定基础。测试项目主要有：通信协议一致性测试、网络性能测试、信息安全测试、时间同步测试、数字动模测试。
现场调试与常规变电站类似，从步骤上也应有单体测试、分系统测试、总体测试三大部分组成。有人提出单体测试已经在联调测试中进行了，现场调试只做整组测试。对此观点作者不予赞成，原因分析如下。
a） 联调测试的时间较短 （一个月左右），一般只侧重于装置 CID 、 SCD 文件等基础性功能测试，不能保证测试项目的完整性。
b） 使用定值不是实际运行定值，不宜发现"定值使用配合" 等存在的问题。
c） 现场的单体测试是又一次熟悉设备的过程，是出现问题时进行精确定位和快速解决的基础。现场调试应注重各设备安装质量、设备功能、定值设置、相互配合、整组试验等性能的全面性检查，更强调整体性的检查效果。测试项目有：光功率及裕度测试、设备单体性能测试、设备相互联闭锁测试、保护整组联动测试、一次通流通压测试、带负荷测试。
2.2 "装置检修" 压板的使用问题
2.2.1 "检修压板 " 的 含义
智能站中为了便于每一设备单体检修测试时减少对运行监控人员的干扰，一般合并单元、智能终端、保护测控装置上均配置了" 装置检修"硬压板。由于保护功能和出口的投退都以"软压板"的形式实现，因此"装置检修"压板成为保护屏上仅有的一个硬压板。
智能站检修压板配置的目的与常规站相同，但其实现的方式及对设备的影响却有很大不同。 智能二次设备的信息主要是以 SV、GOOSE、MMS 报文方式传输。当某装置的"装置检修"压板投入后，其所发送的 SV、MMS、GOOSE 报文的 Test位均做"置位"处理，而接收报文的设备必须与自身的检修压板状态进行一致性比较判断。如果两侧装置检修状态一致，则对此报文信息做有效处理；如果两侧装置检修状态不一致，则对此报文信息做无效处理。 因此，智能站中检修压板如果使用不当，可能会造成保护设备拒动和误动情况的发生。
2.2.2 使用中 应注意的问题和建议
a）运行状态下，严禁投入各设备"装置检修"压板，防止引起保护拒动情况的发生。
b）进行保护装置定期检验时，应熟悉各设备间检修压板的配合关系，了解对母差等相关保护的影响，防止造成母差保护被误闭锁情况的发生。
c）不能将"装置检修" 压板简单作为投退保护功能及出口的外用压板之用。
2.3 光口 、 纤芯 、 光缆标识管理问题
常规变电站中二次回路有严格规范的回路编号，其交流、 直流、 跳闸等功能从回路编号可以"一目了然"，而智能站中可以看到的回路大部分是光缆连接，它以"收发" 两芯的方式实现了大量信息的传输。在智能站调试中，涉及光口、纤芯、光缆标识的问题主要有以下几种情况。
a）保 护 等 设 备 的 接 插 光 口 形 式 多 样 （ST、SC、FC、LC），光口形式不统一，且有些形式的光口易出现松动现象。 b）有的厂家以"RX"、"TX"标识表示光口的"收发"；而有的厂家以" <"、" >" 标识表示光口的"收发"，并且标识位置非常不明显。
c）备用光口无标识，易造成误插备用光口的情况。
d）纤芯无明显的"收发" 标识，易造成"收发" 位置接反的情况。
在经常拔插光纤的调试工作中，无法正确恢复光纤的现象时有发生，虽然这种接插错误有监控报警，但在智能站建设初期，由于运行、 检修人员的技术水平有限而不易发现，将给电网安全带来很大的隐患。 建议相关部门制定相应管理措施，统一规范各光口、 光纤的"收发" 标志；对光缆设置光缆牌，并且光缆牌要标明用途和对端设备名称等内容。 杜绝运行设备光口、 纤芯、 光缆无标识和标牌的现象。
2.4 智能站 "二次回路 " 配置与管理问题
在智能站中，配置软件是实现智能设备之间联系的关键工具。 通过配置软件对各智能设备和网络进行关联配置及下装等过程，来实现信息的共享和互操作功能。这个过程就相当于常规变电站中安装人员用钳子、改锥、万用表等工具按照图纸施工接线的过程。配置过程完成后所形成的SCD、CID 配置文件可以简单认为就是智能站看不见的二次回路，它可以比喻为智能站的神经系统 。 从某种角度看，智能站二次部分的调试实际上就是主要围绕验证SCD、CID 配置文件正确性的过程。由于在现场调试过程中，SCD 配置文件多次反复修改容易造成文件版本混乱的现象，建议以下两点引起注意。
a） 为了保证具有与实际相符的竣工图，在调试过程中遇到配置变动的情况时，各设备厂家、集成商、设计院要积极配合，共同协商，不得私自修改CID 文件的关联配置。
b） 运行单位应制定配置文件备份备案的规范化管理制度，设立专责人；建立包括版本号、CRC校验码、生成时间等内容的CID、SCD 配置文件电子档案，做到任何配置文件的升级、变动都能遵守"源端修改，过程受控"的原则。确保各设备配置文件版本的一致性。
2.5 向量测试问题
在常规站中，保护装置的带负荷向量测试是比较容易实现的事情，只要通过高精度的向量测试仪即可完成。而在智能站中，由于智能设备均为光口，导致带负荷向量测试成为一个值得探讨的问题。有种说法是：利用故障录波器和网络分析仪来读取相应间隔的向量，但这一说法显然不能成立，一是因 为大部分情况保护是直采，故障录波器是网采，来源不同；二是因为故障录波器和网络分析仪也是被调试设备，它的向量也需要测试验证。还有种说法是：拔掉保护背板的光纤引入数字测试仪器来测试，但这样会因为光纤断链引起保护装置闭锁，同时还涉及到能否正确恢复等问题。
目前的向量测试是从保护屏幕上直接读取完成，但在小负荷情况下，角度、幅值显示不稳定，导致向量读取较困难。建议保护等设备厂家，能否在设备上开发一个专门用于向量测试的光口（或利用备用光口），以便于数字测试仪器的接入。
3 结论
智能电网技术是电力系统的一次技术革命。智能站二次系统整体架构和配置的变化必然引起运行、维护和管理方式的变化，同时对运维人员的理论和技术水平也提出了更高的要求。 本文仅就调试中的几个问题进行了分析探讨，提出了个人的一些建议，希望对智能站检修、 运行及管理工作水平的提高能有所帮助。
作者简介：冯毅 宁夏吴忠人 单位：宁夏吴忠供电公司 研究方向 电力系统及自动化