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浅谈智能变电站二次调试工作中需注意的问题 　　【摘 要】随着智能电网的快速发展，智能变电站作为智能电网的一个最重要、最关键的“终端”，承担着为智能电网提供数据和控制对象的功能。由于智能变电站与传统变电站的区别众多，因此现场二次调试工作也与之前有很大差异，本文以此为出发点，结合智能变电站的结构特点及一二次设备特征，浅谈一些智能变电站二次系统调试中的工作中需注意的问题 【关键词】 二次调试 虚端子 检验 1 概述 智能变电站是采用先进、可靠、集成和环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和检测等基本功能。具备支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策和协同互动等高级功能的变电站 2 智能变电站与传统变电站的不同 2.1 通信标准不同 全站通用统一的面向对象模型的IEC61850规范标准替代了传统常规变电站IEC60807-5-103规约。由于使用了统一的通信标准和信息模型，变电站的保护系统、监控系统和计量系统均可采用同一个网络信息进行指令的发送和接收，数字化采样量和开关量信息共享最大化 2.2 一次、二次设备的不同 智能一次设备取代了传统一次设备，如采用了智能变压器、智能开关、电子式互感器等，可以直接实现数字化信号输出 对于一次设备没有实现智能化的变电站，可以在一次设备就地安装智能汇控柜，其中包括智能终端和合并单元，能够实现将电压、电流模拟量，开关量等转化为数字信号，也可以将数字信号转化成操作机构的节点动作信号 2.3 信息传输介质的不同 光纤替代了二次电缆，用以太网通信方式组网，设备间用通信网络进行采样数据、控制指令和运行状态的交换 2.4 端子连接方式不同 虚端子代替物理端子，虚端子连接表相当于常规站的二次回路图纸，逻辑连接代替物理连接，由合并器、交换机代替了端子排 2.5 检修方式不同 状态检修替代故障检修和计划检修，采用一次设备和二次设备在线监测，根据状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，判断设备的异常，预测设备的故障，在故障发生前进行检修 2.6 电气防误不同 基于全站SCD模型构建拓扑的智能防误替代基于逻辑的传统防误，根据设备实时在线状态和设备防误原则实现拓扑防误 2.7 设备操作不同 顺序控制替代单步操作，设备操作重点由常规变电站过程控制转变为实现目标状态，从而杜绝了误操作可能性 2.8 新增站域保护 智能变电站的站域保护集合全站的备用电源自投、线路和主变的后备保护功能于一体，相当于一台站域保护装置可以实现过去多台保护装置的功能 3 智能变电站二次调试需注意的问题 3.1 检查虚端子连接正确性 智能变电站中虚端子代替物理端子，逻辑连接代替了物理连接。虚端子连接表也就等同于常规变电站中的二次回路图。不同于传统屏柜的端子连接，智能变电站的虚端子连接其实是包含在IED文件中的GOOSE、SV信号的输入输出关系。由此可见，虚端子连接的正确性对智能变电站内的保护装置能否采集到正确的电压电流采样值，以及保护装置跳合闸命令的执行等能否实现至关重要。需要根据设计院编制的虚端子表对重要的虚端子连接逐一进行检查后，还可以通过调试时对保护的采样、动作及保护之间的配合进行重点核查校验 3.2 合并单元的配置和精度问题 由于合并单元是互感器与变电站二次设备之间数字接口的重要组成部分，是二次设备系统的关键设备。在配置互感器合并单元的配置时要注意正确使用相应准确级别的输出。母线保护、线路保护等保护装置都必须使用保护级别的输出，而测控装置和电能表都要使用计量级别的输出。即使配置的级别错误，如果靠一次升流、升压试验无法检验出各装置相应的级别是否正确，因此这里实际上成为了调试中的一个盲区，只能在查看程序配置时才可以确认。因此我们应格外关注在厂家对合并单元进行配置时是否正确 此外在厂家联调阶段应该完成对于装置精度的验收调试，便于及时发现问题，将误差缩小到允许范围 3.3 采样数据的同步问题 对同一个保护间隔来说需要电流、电压采样数据必须同步以保持三相平衡、准确计算功率和阻抗。对于需要不同的间隔采样电流的差动保护，如变压器差动保护要从变压器不同电压等级的多个间隔取得电流、母线差动保护从母线上多个间隔取得数据，都存在着数据同步的问题。因为采样同步影响到主保护的功能，所以对保护采样电压和电流的相位要着重进行检查 3.4 检查网络系统配置 作为智能变电站的重要组成部分，网络系统包括过程层SV网络、过程层GOOSE系统和站控层MMS网络都应完全独立配置。对间隔内保护信号采集和跳合闸命令宜采用点对点方式，而备自投、线路保护启动母差失灵、