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摘要：在我国快速发展的时代，我国的智能化在不断的完善，主要探讨了智能变电站中110kV主变保护（两圈变）调试的过程以及常见问题和解决办法。通过调试可确保智能变电站主变保护动作的正确性、可靠性，解决施工中遇到的问题，保证智能变电站按时投运及正常运行。
关键词：智能变电站;主变保护;调试方法
引言
110kV智能变电站（以下简称智能站）采用先进、可靠、低碳、环保、集成的智能设备，可实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、设备状态可视化的功能，能够自动完成设备的测量、控制、保护、计量等基本功能，并能支持电网实时自动控制、在线分析决策、协同互动等高级应用功能。设备按结构可分为站控层、间隔层和过程层，它们之间以以太网和光缆连接来传输信息。110kV智能站主变保护调试是整个智能站能否正常投运的关键,保障全站继电保护系统的可靠安全运行，在全站系统调试中起着不可替代的作用。110kV智能站主变保护装置调试，是通过调试人员的现场试验，按照先单体、后整组的方式进行。单体调试主要是对装置进行定值整定、逻辑功能检验，整组试验主要是对整个智能站的二次链路及继电保护系统的逻辑动作特性进行检验。
1智能变电站的设计架构及其特点
1.1智能变电站自动化系统的构架
信息的采集、传输、处理和输出是只能变电站的四大功能。因此，这四大模块要求实现自动化、智能化、网络化。而当前智能变电站的建设必须满足以上四大功能。在国际通行的IEC61850标准中，明确列出了以上四大模块中各接口的标准，并要求按照以上标准进行建设，从而实现智能变电站的需求。
智能变电站要求所有设备均为智能化，这也是确保智能变电站得以实施的前提。智能设备之间的传输已经从二次电缆的传统传输模式更改为网络通信方式，这类通信费方式具有即时性、共享性、可靠性等特点。
智能变电站的基本架构体系主要由站控层、间隔层、过程层3个部分组成，各层之间采用以太网、GPS和光缆等方式连接。
1.2智能变电站的主要优势特征
（1）信息交互网络化。
在智能变电站中，往常的电磁型互感器已经被淘汰，电子互感器已经得到广泛运用，电子互感器的优点是能耗低、效率高，而其它模块装置已经演变成为逻辑功能模块，不再负责信息的传递，减少了设备的压力，提升了设备的运行效率。
（2）设备操作智能化
当前，智能变电站的断路器已经历经了多次演变。而以为电子、计算机技术为基础的控制回路壹基金那个成为主流的断路器，智能断路器系统主要包含控制单元、智能接口、控制软件三大部分组成。该智能断路器中嵌入电压以及电流变换器，代替了传统的机械式辅助和开关，让断路器变得智能化。
2主变保护装置的单体调试
2.1主变保护装置单体调试的过程
主变保护装置从数据采集、逻辑判断到跳闸出口，遵循全站统一的IEC61850体系标准。主变保护装置采集到的模拟量是合并单元通过光缆、按照618509-2协议传输过来的，称之为SV。做采样检查时，一般使用手持式光数字测试仪（如DM5000E）。做保护试验时使用的光数字保护试验仪与被试验保护装置之间在时间上必须同步。主变保护装置与常规站基本相同，所不同的是智能站主变保护装置需要进行系统配置。在现场调试过程中，现场施工人员需要厂家的协助和配合。施工单位向集成厂家提供全站的虚端子图纸，集成厂家利用专用软件根据图纸配置SCD文件，主变保护装置厂家根据集成厂家配置的SCD文件，利用自己的软件转换为CCD装置配置文件，并下载至主变保护装置中。施工人员利用光数字保护试验仪检验单体装置的各项功能。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆光数字保护试验仪也需要同步下载相同的SCD配置文件，通过调试光纤与保护装置连接。光数字保护试验仪操作界面与常规测试仪相似。保护项目的调试与常规站基本相同，故不再详细介绍。
2.2主变保护装置单体调试的常见问题及解决方法
问题：主变保护装置某一相电流或者电压无采样、采样错位或采样值错误。解决方法：（1）查SCD文件配置是否错误，对照虚端子图纸查找，有可能SCD文件配置错位或者漏项，修正后重新下载，重新试验；（2）检查变压器各侧MU压板是否投入。智能站主变保护装置多了一个装置采样的接收软压板，进行试验前认真检查其是否投入；（3）检查主变设备参数和光数字保护试验仪基本参数变比设置是否正确，按照现场一次设备（PT、CT）变比设置或自己设定变比，但主变设备参数变比与光数字保护试验仪变比必须一致；（4）检查采样光口的输出和接收端是否插反，或者采样光口的尾纤插口是否插好，重新插好再次测试；（5）检查试验光纤是否完好正常，保证传输无丢帧；（6）检查主变保护装置检修压板与光数字保护试验仪检修设置是否一致，检修设置一致后重新试验。
3合并单元、智能终端的单体调试
3.1合并单元、智能终端单体调试的内容和过程
合并单元、智能终端就地安装，一般高压侧、本体安装在智能控制柜上，低压侧安装在10kV进线柜上。主要检查包含装置基本信息的检查校核、装置上电后其各路指示灯是否正确、SV/GOOSE输入输出检查、精确度和同步性测试、对时误差测试和额定延时测试等项目。合并单元、智能终端主要起到桥梁的作用，将采集到的电量信号转换成光信号传送到主变保护装置及其他采集系统。合并单元主要用来采集输送电压电流等采样值；智能终端主要用来采集输送开入开出等信号量,实现对一次设备（断路器、隔离开关、主变压器等）的测量、控制等功能。合并单元、智能终端测试用到的设备有合并单元测试仪、DM5000凯默测试仪等，测试时，用合并单元测试仪测试合并单元同步性、对时误差和额定延时等项目，用DM5000凯默测试仪检查配置文件和SV/GOOSE输入输出等项目。合并单元、智能终端单体调试属于新型设备调试，目前调试技术还不太成熟，很容易因为细节问题导致结果出错，调试过程必须统筹兼顾，被测装置、试验仪器、光口对接必须正确一致。在调试过程中，难点是同步性测试、对时误差测试和额定延时测试。同步性测试是指测试间隔合并单元经电压合并单元级联后电流电压的同步性，级联后电流电压的相位差应不大于10′。对时误差主要是测试合并单元、智能终端等有对时要求的被测设备与标准时钟源之间的对时误差，合并单元不大于1us,智能终端不大于1ms。合并单元额定延时指从电流或电压模拟信号输入的时刻到数字信号发送时刻之间的时间间隔，其额定延时小于2ms，误差不超过20us。
3.2合并单元、智能终端单体调试的常见问题及解决
方法问题1：合并单元同步性测试、对时误差测试和额定延时测试不合格超出规定误差范围。解决方法：（1）查合并单元和合并单元测试仪配置文件是否正确，对照虚端子图纸查找，有可能配置错位或者漏项，修正后重新下载重新试验；（2）查合并单元电流回路接线是否正确，有无开路、绕组及相位接线错误；（3）如使用同步法测试，查合并单元与合并单元测试仪时间是否同步，是否在同一时钟源上；（4）查合并单元和合并单元测试仪的检修状态是否一致。问题2：智能终端开关量指示灯不显示或者指示不会变化。解决方法：（1）查无指示的开关量实际位置是否正确，如查断路器实际是否有位置指示、各个刀闸是否分合到位；（2）查开关量实际接线是否正确，对照接线端子排图进行核对查误；（3）查文件配置是否错误，对照虚端子图纸查找，有可能配置错位或者漏项，修正后重新下载重新试验。
结语
智能站主变保护调试工作是一项极其需要耐心的工作，要求调试人员有较好的逻辑思维能力、协调组合能力,善于发现问题，勤于总结。文章通过对110kV智能站主变保护调试过程及常见问题的分析，总结了调试时经常遇到的问题和解决办法，为今后110kV智能站主变调试提供了参考。
参考文献:
[1]陈安伟，等.智能变电站继电保护及安全自动装置检验[M].北京：中国电力出版社，2015.
[2]石光，等.智能变电站试验与调试[M].北京：中国电力出版社，2015.
论文作者:张勇,奥斯曼•苏来曼
论文发表刊物:《电力设备》2018年第7期
论文发表时间:2018/6/27
标签：智能论文; 变电站论文; 单元论文; 终端论文; 保护装置论文; 测试论文; 设备论文; 《电力设备》2018年第7期论文;