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摘要：随着科学技术的不断进步，变电站自动化设备不断更新换代，从晶体管到微机远动装置，从RTU远方终端到综合自动化系统设备，我们经历过一次次的技术变革，而如今的电网智能化浪潮比以往来得更加猛烈，在国网的大力推动下，全国各地都如火如荼地展开了智能变电站建设工程。本课题对智能变电站现场调试内容进行了概括，结合智能变电站建设工程实例，分解说明了智能变电站自动化设备调试过程，对智能变电站投运以来的异常、故障及处理方法进行了归纳、分析、总结，对调试过程和运行维护关键注意事项进行了提炼，从专业管理的角度对设备运维内容进行了确定。
关键词：智能变电站 自动化设备 调试
中图分类号： TM411+.4 文献标识码： A 文章编号：
智能变电站的设备型式、二次回路、监控系统组网方式均与传统的综合自动化变电站存在较大差异，智能变电站相对于传统综自变电站，最核心的保护原理都是相同的，远动的原理变化也不大，其最基本的变化就是：一次设备智能化、二次设备网络化、光纤代替电缆、统一了IEC61850规约通信格式，这些变化使得各种复杂信息的交互成为可能，信息数据更加丰富，这种信息的统一和丰富催生了更多以往看来如程序化操作、智能化五防、在线检测难以实现的高级应用。随着电网智能化程度越来越高，为确保电网安全，掌握智能变电站自动化设备的调试和运行维护成为智能电网建设中的重要课题。
智能变电站现场调试内容
调试工作开展前，应进行站内光纤标牌和网络物理连接正确性确认、光纤裕度检测等工作，并对站内装置的外观、供电电源、绝缘性能、装置配置等项目进行检查，以保证调试工作的顺利开展。
IED单体调试-通用测试项目
检修机制检查：投入检修压板后，检查装置发出的各种相关网络传输报文（GOOSE、SV等报文）的检修状态位是否有效。
采样检查：检测装置的采样值报文格式及功能是否满足相关标准。
GOOSE开入开出功能测试：检查装置发出GOOSE 报文格式是否正确，并能正确接收GOOSE报文，检查装置的GOOSE开入开出功能是否正常。
通信检查：装置与过程层、间隔层的网络通讯功能。
SOE分辨率检测：用数字式继电保护测试仪对装置施加遥信量，检查显示装置的SOE时间是否正确，对时精度：≤1ms。
IED单体调试-功能测试项目
功能测试的目的是验证装置的基本功能满足相关规程要求，行为与装置技术说明书所述一致。主要有以下测试项目：
同步时钟；
保护功能；
测控功能；
合并单元；
智能终端；
故障录波装置；
故障信息系统；
网络分析功能。
系统调试
全站对时时钟系统调试；
全站SV验证；
全站GOOSE验证；
保护动作信息的采集测试；
测控系统、远动系统调试。
全站整体调试
所有装置全部投入运行，模拟故障使多个保护设备动作，对GOOSE跳闸报文进行检查，对网络负荷进行测试，各装置应无丢帧现象，无死机现象。
配置文件变更流程
配置文件变更流程描述如下：
整理改变内容及原因说明；
设计单位确认，并进行记录；
设计单位提供修改后的SCD文件并保证一致性；
设计单位应注明受影响的DATASET，及相应的GOOSECB、SVCB、SGRPCB、REPORTCB等；
由系统集成商统一进行参数配置；
由调试单位确定需要重新进行的调试项目。
带负荷试验
用一次电流及工作电压检验采样值系统幅值和相位关系正确。
工程调试实例简介
110千伏曾家冲变电站是国网公司第一批试点的四个智能变电站之一，也是长沙电网首个投入运行的智能变电站，本人有幸参与了改造建设、运维的全过程，下面以自己的理解和感受为基础，从自动化专业的角度出发，简单介绍一下智能变电站自动化设备调试和运维管理方面的心得体会。
站控层装置调试
后台监控系统的调试
智能化变电站监控系统中的间隔细节图与一般综合自动化变电站的传统功能如主接线图、操作等没有太大区别，多出的是各种高级应用和通讯、设备运行状态监视：
画面上的五防投退按钮是指监控系统本身的五防。
手车位置和接地刀闸位置需要关联。
报警信号已复归但未确认时为黄色。
出口压板为红色，保护压板为黄色，其他压板为灰色。
增加了程序化操作操作界面。
智能变电站的后台配置需要工程人员对61850规约有较高的理解，因为后台配置的人员拿到的只有一个SCD，也就是全站配置文件。需要注意每个点是否正确，soe的时标和装置是否相同，并且需要做雪崩实验——当装置同时有大量信号上送后台的时候，检查后台是否会出现丢点的情况。
程序化操作试验
2010年12月26日，曾家冲变采用程序化操作完成了变电站投运的一系列倒闸操作，由于简化了流程，例如完成一次主变设备停送电，按照传统操作模式至少需要2小时以上，现在只需要短短2分钟时间，节省了大量操作时间。
五防系统调试
在曾家冲变，没有专门的五防主机，整个站的五防由监控五防、远动五防、装置五防和电气五防这四个部分共同完成，相当于具有多重五防。
远动通信管理机
因为目前基本上都还是用101或者104与主站通信，所以智能变电站远动的信息点表与传统站变化不大，只是多了顺控部分和一些新设备的信息。远动机的配置也与传统站相同，只是多了一层从61850到101或者104的映射以及顺控执行器而已。在远动的验收过程中，条件具备时最好是能夠让主站和后台同时进行对点，这样可以减少大量时间，避免重复劳动。
网络分析及故障录波调试
网络分析及故障录波装置既可以采用从交换机上采集所有信号（包括goose和smv）的方式，也可以采用与装置点对点直连的方式来进行录波。
网络结构和交换机
曾家冲变的网络结构比较特别，采用的并非标准的三层二网或三层一网，而是使用了三层加环网、加点对点光纤直连的模式。所谓环网就是将四台交换机级联成环，使得站控层、过程层共网，sv、goose、mms、1588共网传输的模式。这种方式结构简单清晰，在不降低保护可靠性的同时大大减少了交换机的使用数量。在金南变，我们采用了虚拟局域网，也就是vlan，进行了网络隔离， Vlan是需要人工划分端口的。当然，现在交换机厂家也在积极推广GMRP的动态组播方式，这种方式减少了人工的参与，进一步简化了变电站的建设。
间隔层装置的调试
以线路保护为例，进线开关的电压及电流，是通过合并单元采集之后，由SV报文通过光纤传输到装置的。在做试验的时候可能我们面前只有一台装置，没有数据源，那么就要借助数字式试验仪器模拟发送sv报文给装置。
由于输出的不再是电平信号而是数字信号，做保护出口试验的时候，如果没有合并单元和模拟断路器，我们就需要通过在装置后网口抓报文的方式来观察装置发出的goose数据集中保护跳闸所对应的数据是不是1，从而判断是否出口。
过程层装置的调试
过程层基本上都是合并单元，用来处理电压电流互感器送来的数值，以及控制断路器、隔刀、小车等一次设备。
如果现场用的是传统互感器，那么就需要给合并单元配置模数转换的板卡，如果用数字式互感器发送IEC 61850-9-2报文的话，就可以直接由光纤接入合并单元。
变电站投运以来的异常
现场报采样值品质异常
GOOSE联接通道异常告警
顺控操作票调用错误：
61850规约转换处理
母线PT故障
前期调试过程网络信息阻塞
远动104浮点数字节序
调试过程和运行维护注意事项：
通过曾家冲变的建设过程和维护经验总结，我觉得智能化变电站调试和运行维护中有几点值得注意的地方：
變电站建设启动后应尽早与变电站运行单位沟通，尽可能提前做好工程调试准备，如程序化典型操作票、备自投方案、软压板投退、保护定值、五防逻辑等必备的资料、信息和参数的确定，以免在工程后期造成被动局面。
由于受通道条件限制，厂站与主站联调时间进度往往都非常紧张，在工厂验收前就应该安排进行厂站与主站自动化系统的通信规约调试，及时发现问题和寻找解决办法，为现场联调争取更多宝贵的时间。
各个阶段各个单元的配置文件和程序文件版本应该严格控制，避免因版本不一致造成的混乱；应做好系统配置文件和各个设备提供商的装置能力描述文件等的备份，以便在调试出现问题时进行问题分析和系统恢复。
现在变电站一般都有电能量计费系统，采集终端数据上送主站的通讯方式不宜采用电话拨号方式，因为在拨号运行方式中，采集终端经常会出现MODEN不摘机、数据质量差的问题，而且此方式下终端无防雷保护，端口容易因雷击损坏。有条件时最好采用数字方式，改为数字通道后485/232转换器可起到防雷作用，数据质量也有保障。
关于运行维护管理
专业管理新要求
智能电网对信息与通信技术、传感与量测技术等方面提出了更新、更高的要求，同时也实现了各种技术的有机集成和融合。
设备运行维护内容的确定
智能变电站的出现使保护、通信、自动化专业的工作高度融合，为了使各个专业在新的环境下协同得更好，必须调整、完善原有的分工模式，以下的设备运维内容主要是针对智能变电站与传统变电站差异较大的新型设备，管理部门应结合本局实际情况，针对设备运维分工、新技术应用作出了具体规定，确保该变电站稳定运行，有序地开展好运行、维护、检修工作。
结束语：我国智能变电站的建设目前才刚刚起步，虽然站内全部采用61850通信，可对侧变电站依旧采用传统保护，不论站内的信息获取多么方便，但它始终只是一个信息孤岛。
随着变电站智能化的发展，当电网中的传统站渐渐都被智能站代替之后，站与站之间的便捷通信将成为可能，纵联保护的实现将更加方便，全网无功调配也会更便捷，随之而来的是更多基于电网信息的高级应用。虽然从传统站到智能站看似只是统一了通信协议，但协议的统一就好比当年秦始皇统一度量衡一样重要，它让不同的变电站之间不再孤立，站与站的互通信将把智能站的特色和优势发挥到更加广泛的领域。
关键词：智能变电站 自动化设备 调试
中图分类号： TM411+.4 文献标识码： A 文章编号：
智能变电站的设备型式、二次回路、监控系统组网方式均与传统的综合自动化变电站存在较大差异，智能变电站相对于传统综自变电站，最核心的保护原理都是相同的，远动的原理变化也不大，其最基本的变化就是：一次设备智能化、二次设备网络化、光纤代替电缆、统一了IEC61850规约通信格式，这些变化使得各种复杂信息的交互成为可能，信息数据更加丰富，这种信息的统一和丰富催生了更多以往看来如程序化操作、智能化五防、在线检测难以实现的高级应用。随着电网智能化程度越来越高，为确保电网安全，掌握智能变电站自动化设备的调试和运行维护成为智能电网建设中的重要课题。
智能变电站现场调试内容
调试工作开展前，应进行站内光纤标牌和网络物理连接正确性确认、光纤裕度检测等工作，并对站内装置的外观、供电电源、绝缘性能、装置配置等项目进行检查，以保证调试工作的顺利开展。
IED单体调试-通用测试项目
检修机制检查：投入检修压板后，检查装置发出的各种相关网络传输报文（GOOSE、SV等报文）的检修状态位是否有效。
采样检查：检测装置的采样值报文格式及功能是否满足相关标准。
GOOSE开入开出功能测试：检查装置发出GOOSE 报文格式是否正确，并能正确接收GOOSE报文，检查装置的GOOSE开入开出功能是否正常。
通信检查：装置与过程层、间隔层的网络通讯功能。
SOE分辨率检测：用数字式继电保护测试仪对装置施加遥信量，检查显示装置的SOE时间是否正确，对时精度：≤1ms。
IED单体调试-功能测试项目
功能测试的目的是验证装置的基本功能满足相关规程要求，行为与装置技术说明书所述一致。主要有以下测试项目：
同步时钟；
保护功能；
测控功能；
合并单元；
智能终端；
故障录波装置；
故障信息系统；
网络分析功能。
系统调试
全站对时时钟系统调试；
全站SV验证；
全站GOOSE验证；
保护动作信息的采集测试；
测控系统、远动系统调试。
全站整体调试
所有装置全部投入运行，模拟故障使多个保护设备动作，对GOOSE跳闸报文进行检查，对网络负荷进行测试，各装置应无丢帧现象，无死机现象。
配置文件变更流程
配置文件变更流程描述如下：
整理改变内容及原因说明；
设计单位确认，并进行记录；
设计单位提供修改后的SCD文件并保证一致性；
设计单位应注明受影响的DATASET，及相应的GOOSECB、SVCB、SGRPCB、REPORTCB等；
由系统集成商统一进行参数配置；
由调试单位确定需要重新进行的调试项目。
带负荷试验
用一次电流及工作电压检验采样值系统幅值和相位关系正确。
工程调试实例简介
110千伏曾家冲变电站是国网公司第一批试点的四个智能变电站之一，也是长沙电网首个投入运行的智能变电站，本人有幸参与了改造建设、运维的全过程，下面以自己的理解和感受为基础，从自动化专业的角度出发，简单介绍一下智能变电站自动化设备调试和运维管理方面的心得体会。
站控层装置调试
后台监控系统的调试
智能化变电站监控系统中的间隔细节图与一般综合自动化变电站的传统功能如主接线图、操作等没有太大区别，多出的是各种高级应用和通讯、设备运行状态监视：
画面上的五防投退按钮是指监控系统本身的五防。
手车位置和接地刀闸位置需要关联。
报警信号已复归但未确认时为黄色。
出口压板为红色，保护压板为黄色，其他压板为灰色。
增加了程序化操作操作界面。
智能变电站的后台配置需要工程人员对61850规约有较高的理解，因为后台配置的人员拿到的只有一个SCD，也就是全站配置文件。需要注意每个点是否正确，soe的时标和装置是否相同，并且需要做雪崩实验——当装置同时有大量信号上送后台的时候，检查后台是否会出现丢点的情况。
程序化操作试验
2010年12月26日，曾家冲变采用程序化操作完成了变电站投运的一系列倒闸操作，由于简化了流程，例如完成一次主变设备停送电，按照传统操作模式至少需要2小时以上，现在只需要短短2分钟时间，节省了大量操作时间。
五防系统调试
在曾家冲变，没有专门的五防主机，整个站的五防由监控五防、远动五防、装置五防和电气五防这四个部分共同完成，相当于具有多重五防。
远动通信管理机
因为目前基本上都还是用101或者104与主站通信，所以智能变电站远动的信息点表与传统站变化不大，只是多了顺控部分和一些新设备的信息。远动机的配置也与传统站相同，只是多了一层从61850到101或者104的映射以及顺控执行器而已。在远动的验收过程中，条件具备时最好是能夠让主站和后台同时进行对点，这样可以减少大量时间，避免重复劳动。
网络分析及故障录波调试
网络分析及故障录波装置既可以采用从交换机上采集所有信号（包括goose和smv）的方式，也可以采用与装置点对点直连的方式来进行录波。
网络结构和交换机
曾家冲变的网络结构比较特别，采用的并非标准的三层二网或三层一网，而是使用了三层加环网、加点对点光纤直连的模式。所谓环网就是将四台交换机级联成环，使得站控层、过程层共网，sv、goose、mms、1588共网传输的模式。这种方式结构简单清晰，在不降低保护可靠性的同时大大减少了交换机的使用数量。在金南变，我们采用了虚拟局域网，也就是vlan，进行了网络隔离， Vlan是需要人工划分端口的。当然，现在交换机厂家也在积极推广GMRP的动态组播方式，这种方式减少了人工的参与，进一步简化了变电站的建设。
间隔层装置的调试
以线路保护为例，进线开关的电压及电流，是通过合并单元采集之后，由SV报文通过光纤传输到装置的。在做试验的时候可能我们面前只有一台装置，没有数据源，那么就要借助数字式试验仪器模拟发送sv报文给装置。
由于输出的不再是电平信号而是数字信号，做保护出口试验的时候，如果没有合并单元和模拟断路器，我们就需要通过在装置后网口抓报文的方式来观察装置发出的goose数据集中保护跳闸所对应的数据是不是1，从而判断是否出口。
过程层装置的调试
过程层基本上都是合并单元，用来处理电压电流互感器送来的数值，以及控制断路器、隔刀、小车等一次设备。
如果现场用的是传统互感器，那么就需要给合并单元配置模数转换的板卡，如果用数字式互感器发送IEC 61850-9-2报文的话，就可以直接由光纤接入合并单元。
变电站投运以来的异常
现场报采样值品质异常
GOOSE联接通道异常告警
顺控操作票调用错误：
61850规约转换处理
母线PT故障
前期调试过程网络信息阻塞
远动104浮点数字节序
调试过程和运行维护注意事项：
通过曾家冲变的建设过程和维护经验总结，我觉得智能化变电站调试和运行维护中有几点值得注意的地方：
變电站建设启动后应尽早与变电站运行单位沟通，尽可能提前做好工程调试准备，如程序化典型操作票、备自投方案、软压板投退、保护定值、五防逻辑等必备的资料、信息和参数的确定，以免在工程后期造成被动局面。
由于受通道条件限制，厂站与主站联调时间进度往往都非常紧张，在工厂验收前就应该安排进行厂站与主站自动化系统的通信规约调试，及时发现问题和寻找解决办法，为现场联调争取更多宝贵的时间。
各个阶段各个单元的配置文件和程序文件版本应该严格控制，避免因版本不一致造成的混乱；应做好系统配置文件和各个设备提供商的装置能力描述文件等的备份，以便在调试出现问题时进行问题分析和系统恢复。
现在变电站一般都有电能量计费系统，采集终端数据上送主站的通讯方式不宜采用电话拨号方式，因为在拨号运行方式中，采集终端经常会出现MODEN不摘机、数据质量差的问题，而且此方式下终端无防雷保护，端口容易因雷击损坏。有条件时最好采用数字方式，改为数字通道后485/232转换器可起到防雷作用，数据质量也有保障。
关于运行维护管理
专业管理新要求
智能电网对信息与通信技术、传感与量测技术等方面提出了更新、更高的要求，同时也实现了各种技术的有机集成和融合。
设备运行维护内容的确定
智能变电站的出现使保护、通信、自动化专业的工作高度融合，为了使各个专业在新的环境下协同得更好，必须调整、完善原有的分工模式，以下的设备运维内容主要是针对智能变电站与传统变电站差异较大的新型设备，管理部门应结合本局实际情况，针对设备运维分工、新技术应用作出了具体规定，确保该变电站稳定运行，有序地开展好运行、维护、检修工作。
结束语：我国智能变电站的建设目前才刚刚起步，虽然站内全部采用61850通信，可对侧变电站依旧采用传统保护，不论站内的信息获取多么方便，但它始终只是一个信息孤岛。
随着变电站智能化的发展，当电网中的传统站渐渐都被智能站代替之后，站与站之间的便捷通信将成为可能，纵联保护的实现将更加方便，全网无功调配也会更便捷，随之而来的是更多基于电网信息的高级应用。虽然从传统站到智能站看似只是统一了通信协议，但协议的统一就好比当年秦始皇统一度量衡一样重要，它让不同的变电站之间不再孤立，站与站的互通信将把智能站的特色和优势发挥到更加广泛的领域。