智能变电站现场检修及校验方案
智能变电站的安装调试及验收要点探讨
19中国设备工程 2021.04 （下）中国设备工程C h i n a P l a n t E n g i n e e r i ng对于智能变电站来说，其组成部分主要包括有过程层、间隔层以及站控层。
其中，过程层大多被用于对电气数据以及设备运行相关参数进行检测和统计，并有效执行操作控制作业等；间隔层所具备的作用是汇总此层中各项实时数据信息，且做好一次设备的保护与控制工作；站控层则重点是针对全站所有设备实行监视控制、交换信息以及告警操作，同时完成对数据进行采集监控和保护管理等。
这样的三层结构，基本都通过光缆抑或是以太网等紧密联系起来，让信息采集、处理与执行等环节变得更加便捷。
1 智能变电站继电保护调试验收要点1.1 单体装置调试功能测试对单体装置的调试功能进行测试时，所采取的方式主要有：第一，同步时钟检测法。
功能以及需授时设备等的测试智能变电站的安装调试及验收要点探讨李民（中国能源建设集团江苏省电力建设第一工程有限公司，江苏 南京 210000）摘要：众所周知，在电网发展中，智能变电站的地位不言而喻，现如今已经被投入到全国范围内使用。
本文根据当前智能变电站实际建设的情况，对其调试以及验收流程进行了详细探讨，希望能够有一定的参考价值。
关键词：智能电网工程；调试；验收；要点中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1671-0711（2021）04（下）-0019-03都隶属于同步时钟内容范畴，一般情况下，智能变电站中涉及到的同步时钟都是按照双重化来进行配置。
第二，保护功能检测法。
这种方法的内容包括保护定值、逻辑测试以及定值整定相关功能等，会在一定程度上给单体装置的调试功能带来重要影响。
第三，测控功能检测法，涉及到同期功能检测和防误闭锁等诸多内容。
1.2 合并单元测试这样的测试方法一般可以细分成5种情况，包括同步功能性测试、守时功能性检查、异常处理、电压切换以及并列型功能。
1.3 系统调试在对智能变电站相关系统进行调试的过程中，首先需要做好全站时钟的系统调试工作。
智能变电站设备运行维护和检修技术
智能变电站设备运行维护和检修技术摘要：智能变电站能够将工作人员从原本繁忙的工作中解放出来，提升了工作的效率，但是由于其技术理念以及运行及维护方式与传统设备存在较大的差别，导致在投入使用后往往存在着各种各样的问题，轻则导致变电站的运行效率降低，重则可能导致设备故障甚至发生安全事故，因此加深对智能变电站运行维护和检修的了解具备着必要性。
关键词：智能变电站；运行维护；检修技术1智能变电站设备运维管理概述不同于传统变电站，智能变电站以现代信息技术为支撑，以数字动态监管为核心，在智能器件作用下，实现对电力运行数字信息的搜集与整理，并根据电力监测数值标准作出反应，可以实现智能调控和自动管理。
智能变电站设备运维管理关系着电力供应的安全性、稳定性，也影响着人们的生产、生活用电。
合理管控智能变电站可以提高预防水平，规避潜在故障，降低运维管理成本，提高运行效率。
计算机是智能变电站的运行核心，管理人员可以依托计算机系统实现智能管理。
智能变电站主要使用精端设备，对运维管理人员素质要求较高，其造价成本和运维管理成本高于传统变电站，若运维管理不当，不仅会影响电网运行效率，甚至会诱发变电站故障，由此导致更大损失。
智能变电站的运维管理以维护为主，可以通过定期维护及时发现潜在隐患，并制定解决措施，消除风险，这可以最大限度节约运行成本，确保智能变电站运行效率，对电力系统的可持续发展意义深远。
2智能变电站设备运行维护和检修技术2.1制定科学完善的管理方案管理人员结合智能化变电站运维检修工作开展实际情况和需求，不断优化巡视内容，在现场巡视和检查过程中，采用现有高科技设备，详细记录和报告巡检结果，减少人为因素出现的失误，全面真实反映出设备实际工作状况。
工作人员可以采用手持式电巡检仪，详细登记智能化变电站现场情况，通过互联网传送到管理平台，有效采集和整理相关信息数据，更加直观形象的展现出巡视结果。
工作人员结合信息和数据合理评估智能化变电站运行状况，提高训练工作质效。
智能变电站自动化系统现场调试导则
智能变电站自动化系统现场调试导则智能变电站自动化系统是现代电力系统中不可或缺的一部分。
在变电站建设完成后，需要进行现场调试，以确保系统的正常运行。
本文将介绍智能变电站自动化系统现场调试的导则。
一、准备工作在进行现场调试之前，需要完成以下准备工作：1.检查变电站及自动化系统的接线、设备和仪表是否安装正确，并进行必要的校验和检查。
2.确认自动化系统的配置文件、参数设置、软件和硬件版本是否正确，并进行必要的更新和修复。
3.对于新建变电站，需要进行设备预调和系统联调；对于改造升级的变电站，需要对老设备进行检修和更新，确保与新设备兼容。
4.检查变电站及自动化系统的通信网络是否正常，如有问题需要进行排查和调整。
5.为现场调试做好充分的准备，包括工具、设备、备件、文档等。
二、现场调试步骤在完成准备工作后，可以进入现场调试阶段。
具体步骤如下：1.系统启动和自检按照系统启动流程进行操作，对系统进行自检和初始化，确保各个模块和设备正常运行。
2.信号检测和采集对各种信号进行检测和采集，包括模拟量、数字量、状态量等。
检查数据是否准确、稳定和可靠。
3.控制命令测试对各种控制命令进行测试，包括开关控制、保护控制、调节控制等。
检查命令是否正确、响应是否及时、控制效果是否符合要求。
4.通信测试对各种通信方式进行测试，包括局域网、广域网、串口、以太网等。
检查通信是否正常、数据传输是否稳定、网络安全是否可靠。
5.功能测试对各种功能进行测试，包括故障诊断、数据存储、事件记录、报警处理、远程监控等。
检查功能是否完备、可靠、易用。
6.性能测试对系统的性能进行测试，包括响应时间、容错性、可扩展性、负载能力等。
检查性能是否达到设计要求、是否满足用户需求。
7.安全测试对系统的安全性进行测试，包括数据安全、接口安全、身份认证、权限管理等。
检查系统是否具有足够的安全保障、是否符合相关标准和规范。
三、注意事项在进行现场调试时，需要注意以下事项：1.安全第一，遵守相关安全规定和操作规程，确保人员和设备的安全。
智能变电站继电保护检修校验方案探讨
智能变电站继电保护检修校验方案探讨李卫华国网新疆电力公司昌吉供电公司，新疆昌吉 831100摘要：针对智能变电站的特点，分析继电保护检修校验过程中的安措特点，提出了具体的安措隔离措施和实施方法，讨论了二次系统的检修校验重点内容，阐述了校验的具体方法，给出了校验过程中应该注意的事项。
关键词：智能变电站；继电保护；检修中图分类号：TM76;TM77 文献标识码：A 文章编号：1002-1388(2015)09-0010-021 智能变电站特点智能变电站应用了网络、智能终端、合并单元等新设备，二次系统的架构发生变化，继电保护系统的典型结构如图1所示。
保护功能由间隔层的保护装置和过程层的智能终端、合并单元共同实现，智能终端负责跳/合闸出口、合并单元负责提供数字化的电压/电流数据，保护装置实现逻辑功能，保护装置间的GOOSE信号传递通过网络交换机。
图1 智能变电站继电保护典型结构智能变电站采用IEC61850标准体系、网络技术，设备之间数字式信息交换替代了常规电缆模拟信号信息交换。
信号回路发生了响应变化，以虚端子回路联系呈现[2]，如图2所示。
图2 智能变电站虚端子回路智能变电站继电保护检修校验过程中，检验对象不仅是保护装置，还包含智能终端、合并单元等设备，校验重点需要考虑虚端子回路的正确性以及新设备的可靠性。
2 安措隔离措施2.1 智能变电站安措隔离特点安措隔离措施是检修工作安全开展的前提。
安措隔离需考虑保护装置之间、保护装置与智能终端之间、保护装置与合并单元之间以及智能终端与一次设备之间的隔离。
智能变电站中，智能终端与一次本体之间的重要回路存在硬压板，二次装置之间的回路中取而代之的是出口、功能以及接收软压板。
同时，为了确保能安全地从系统中隔离出来，智能化二次设备还新增了检修硬压板。
因此，智能变电站只有通过软压板和检修硬压板的投退来实现设备之间的安全隔离。
2.2 安措实施方法智能变电站继电保护检修校验时，针对一次设备停电和不停电的情况，安措隔离措施相差较大。
智能变电站现场调试及试验方法
智能变电站现场调试及试验方法［摘要］智能变电站在信号采集和传输方式上的变革，使得其现场调试和试验方法与常规站有了较大的差异。
从分系统的角度出发探讨了适应智能变电站二次设备的调试要点和方法，对推动智能变电站的建设与发展有积极的指导意义。
［关键词］智能变电站；现场调试；试验；方法1现场调试总体要求智能变电站一次设备本体的调试与试验，可参考常规变电站开展。
根据国网公司“智能变电站自动化系统现场调试导则”要求，自动化系统具体包括：继电保护系统、站内网络系统、计算机监控系统、远动通信系统、全站同步对时系统、网络状态监测系统以及采样值系统等调试内容。
各分系统功能调试工作，应在系统网络恢复并按要求配置完成、智能设备单体调试完成的基础上进行。
智能变电站二次设备的调试与试验，从功能的实现上来看调试方法和传统站基本一致，包括信号对点、单体、整组传动等，主要问题集中在“虚回路”的检测、网络系统的测试、时钟同步系统的测试等方面，与传统变电站调试存在较大差异。
2继电保护系统从保护功能实现上来说，智能继电保护装置的调试和传统保护装置基本一致，与传统变电站保护装置不同之处在于采样值品质位测试、采样值畸变测试、样值传输异常测试和修状态测试。
2．1采样值品质位测试（1）调试要点及要求。
采样值品质位无效标识在指定时间范围内的累计数量或无效频率超过保护允许范围，相关的保护功能应瞬时可靠闭锁，与该异常无关的保护功能应正常投入，采样值恢复正常后，被闭锁的保护功能应及时开放。
（2）调试方法。
通过数字继电保护测试仪按不同的频率将采样值中部分数据品质位设置为无效，模拟mu发送采样值出现品质位无效的情况。
2．2采样值畸变测试（1）调试要点及要求。
电子式互感器双a/d采样数据中，一路采样值畸变时，相关保护应闭锁。
（2）调试方法。
通过数字继电保护测试仪模拟电子式互感器双a/d中保护采样值部分数据进行畸变放大，畸变数值大于保护动作定值，同时品质位有效，模拟一路采样值出现数据畸变的情况。
智能变电站的调试流程及方法
智能变电站的调试流程及方法一、智能变电站智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。
其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制；过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。
这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。
由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。
二、智能变电站调试流程2.1变电站调试流程简述变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。
出厂验收是对即将出售的设备进行质量检查；调试工作是对现场安装的设备进行现场调试，现场调试按照流程可分为单体调试、分系统调试、系统调试。
2.2智能变电站调试流程按照《智能变电站调试规范》执行，职能变电站的调试可按照一下流程：组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现场调试→投产试验。
2.2.1组态配置。
组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。
这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。
2.2.2系统测试。
系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。
2.2.3系统动模。
系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。
系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。
动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。
2.2.4现场调试。
智能变电站现场检修及校验方案
保护动作情况
0
0
动作
0
1
不动作
1
1
不动作
1
0
不动作
0
0
不动作
动作，但出口报文置
1
1
检修
三 智能设备的检修及校验报告
3.2 关于软压板的个人思考
1. SV接收压板： 等同大电流实验端子
开关间隔检修状态时，值班员才操作SV接收压板；
所以一定要开关检修时才能在合并单元上面加模拟量
2. GOOSE 出口压板：等同保护出口硬压板
三 智能设备的现场检修
3.1 检修压板
例1.两圈变变压器保护，通入电流，且产生的差流超过保护动作定值，各侧 MU及装置检修压板分别如下，主变保护中各侧mu接收软压板按正常运行 摆放，试问主变差动保护动作情况?
高压合并单元 （检修位） 0 0 0 1 1 1
低压合并单 保护装置（检
元（检修位）
修位）
CID文件重新配置后，需要对于110KV母差保护进行各间隔采 样及传动实验。110KV一段母线全停；对于1#主变间隔，一 次状态为220KV带35KV运行，1#主变110KV侧开关检修状态， （问）在1#主变110KV侧合并单元加模拟量试验时，应该做哪 些安全措施？
回答要点： 1#主变110KV合并单元 检修压板能否投入（不能，因为1#主变运行） 1#主变保护：检修压板不能投入，110KV侧SV接收压板退出 母线保护：检修压板不能投入，SV接收压板，GO出口压板投入
2.合并单元的检验：MU电压切换检验、MU准确度测试。 3. 智能终端检验：动作时间检测。 4.继电保护检验：交流量精度检查（可与MU整组做）、开入 开出实端子信号检查、虚端子信号检查（可与智能终端、MU
智能变电站自动化系统现场检验
智能变电站自动化系统现场检验摘要：随着科技的进步和发展,智能电网也在如火如荼的建设中,智能变电站是智能电网的重要组成部分,其设备的检修工作对于确保智能变电站的安全和稳定运行意义重大。
智能变电站的建设和发展,产生了与之相应的二次设备状态检修方法,状态检修方法能够克服传统的定期检修方式存在的不足,能够有效的提高智能变电站的运行和维护水平。
关键词：智能变电站；检验；网络；一、站内网络交换机系统检验智能变电站自动化系统网络在功能逻辑上分为站控层、间隔层、过程层，这三个层级之间通过分层、分布、开放式的网络系统相连，即连接站控层设备和间隔层设备的站控层网络，连接间隔层设备和过程层设备的间隔层网络：校验范围是站内网络系统，主要包括站控层和间隔层网络的通信介质（光纤、网线等）、通信接口、网络交换机、路由器等。
设备安装调试结束后应满足以下各项技术要求：网络设备应是模块化的、标准化的、插件式结构；插件应接触可靠、便于更新和维修，应该可以带电操作；其他模块的整体功能不应该受到单一模块故障的影响。
装置的电源部分应该满足工业级产品的一般要求，电源部分的接口应该有保护元件；过程层光纤交换机及站控层以太网交换机均可以采用自然散热（无风扇）方式；单个交换机平均故障间隔时间MTBF≥200000小时；交换机应具有完善的自诊断功能，并能以报文方式输出装置本身的自检信息，与变电站自动化系统状态监测接口；当交换机用于传输 SMV或GOOSE等可靠性要求较高的信息时应采用光接口，当交换机用于传输MMS 等信息时应采用电接口；网络介质可采用超五类以上屏蔽双绞线、光纤，通向户外的网络通信介质必须采用铠装光缆，所有户内或户外光缆禁止使用塑料光缆；所有光缆、通讯缆的材质、阻燃、屏蔽及绝缘应符合电力系统DL/T5136-2001《火电厂、变电所二次接线设计技术规程》等标准要求；光缆和通讯缆敷设应符合现场施工工艺标准，应挂标示牌；光纤与设备相连处不应折损，弯曲半径应符合光纤通讯施工要求。
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备用 刀闸1合 刀闸2合 刀闸3合 备用 备用 备用
备用 切为1母 切为2母 切为3母 备用 备用 备用
DMU–831 合并单元
备用
备用
备用
副母B相启动电压
A相启动电流
副母C相B相保保护护电电压流
副母C相B相启启动动电电压流
C相保护电流
C相启动电流
重合闸开入
永跳/闭重三跳开 入
线路保护
A相保护电压 A相启动电压 B相保护电压
2.合并单元的检验：MU电压切换检验、MU准确度测试。 3. 智能终端检验：动作时间检测。 4.继电保护检验：交流量精度检查（可与MU整组做）、开入 开出实端子信号检查、虚端子信号检查（可与智能终端、MU
整组做）、整定值的整定及检验（选取主保护校定值，重 点在定值及软件版本核对）。
四 智能设备的校验及报告
三 智能设备的检修及校验报告
3.1 检修压板
1.检修压板：原则——相同处理，相异丢弃 2.SV报文的检修处理机制： a） 当合并单元装置检修压板投入时，发送采样值报文中采样值数据的品质q的
Test位应置True； b） SV接收端装置应将接收的SV报文中的test位与装置自身的检修压板状态进
行比较，只有两者一致时才将该信号用于保护逻辑，否则应不参加保护逻辑 的计算。对于状态不一致的信号，接收端装置仍应计算和显示其幅值； 3.GOOSE 报文检修处理机制 答：a）当装置检修压板投入时，装置发送的 GOOSE 报文中的 test 应置位； b）GOOSE 接收端装置应将接收的 GOOSE 报文中的 test 位与装置自身的检 修压板状态进行比较，只有两者一致时才将信号作为有效进行处理或动作， 否则丢弃。
保护动作情况
0
0
动作
0
1
不动作
1
1
不动作
1
0
不动作
0
0
不动作
动作，但出口报文置1Fra bibliotek1检修
三 智能设备的检修及校验报告
3.2 关于软压板的个人思考
1. SV接收压板： 等同大电流实验端子
开关间隔检修状态时，值班员才操作SV接收压板；
所以一定要开关检修时才能在合并单元上面加模拟量
2. GOOSE 出口压板：等同保护出口硬压板
正母A相启动电压
正母B相保护电压
正母B相启动电压
A相开关位置开入
正母C相保护电压
B相开关位置开入 电缆 -------------------------------------------------------------------------------正--母--C-相--启--动电压
C相开关位置开入
出口压板 断
路
器
合闸压板
智能终端
线路保护跳闸
GOOSE点对 点
GOOSE网络 开关等位置
母差跳闸
主要内容
一 智能站与常规站的异同 二 智能站SCD文件查看软件 三 智能设备的现场检修 四 智能设备的校验及报告
二 智能站SCD文件查看软件
二 智能站SCD文件查看软件
主要内容
一 智能站与常规站的异同 二 智能站SCD文件查看软件 三 智能设备的现场检修 四 智能设备的校验及报告
切为2母 切为3母 备用 备用
DMU–831 合并单元
采集器8
备用
备用
备用
备用
备用
SV 9-2 SV 9-2
副母A相启动电压
许继电气
运行 检修状态 采集异常 采集器1 采集器3 采集器5 采集器7 采集器9
通道延时
告警 网络异常
副母B 对时异常 相保护电压 采集器2
采集器4
母线合并单元 采集器6
A相保护电流 采集器8
5.整组试验：在80％直流电压下做整组试验，应确保每个出 口回路（包括虚回路）都至少传动到一次；对于有出口矩阵
设置的保护，整组试验时应同时验证。 6.对于光纤的收发信功率，最小接受功率。
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智能变电站 现场检修及校验
主要内容
一 智能站与常规站的异同 二 智能站SCD文件查看软件 三 智能设备的现场检修 四 智能设备的校验及报告
一 智能站与常规站的异同
Communication concepts Data Models
UCA 2.0 配置语言
IEC 61850
过程总线
IEC 60870
以太网技术 通用建模技术
智能变电站与传统变电站相比较，在保护原理、 保护配置原则方面区别不大。 主要的区别在于：实现方式
传统站
二次回路
电缆
网络 采样
站控层 交流
信息传送（开 入/开出）
直流电缆
回路
智能站
光缆 过程层、间隔层、站控层 SV GOOSE
信息流
智能站的保护信息流
通道延时
正母A相保护电压
CID文件重新配置后，需要对于110KV母差保护进行各间隔采 样及传动实验。110KV一段母线全停；对于1#主变间隔，一 次状态为220KV带35KV运行，1#主变110KV侧开关检修状态， （问）在1#主变110KV侧合并单元加模拟量试验时，应该做哪 些安全措施？
回答要点： 1#主变110KV合并单元 检修压板能否投入（不能，因为1#主变运行） 1#主变保护：检修压板不能投入，110KV侧SV接收压板退出 母线保护：检修压板不能投入，SV接收压板，GO出口压板投入
一次设备运行，保护停用状态，在保护装置上工作时， 一定要注意GOOSE 出口压板的状态
3.工作时，应该在工作方案及工作票上对于SV接
收压板及GOOSE 出口压板的状态要求做详细
说明，并在现场要求值班员将状态明确 13
三 智能设备的现场检修
3.2 软压板 例2 . 220KV变电站内，扩建110KV线路间隔，110KV母差保护
副母A相保护电压
闭锁重合闸开入1 低气压闭锁重合闸开 入
A相跳闸开入 B相跳闸开入 C相跳闸开入
智能终端
GOOSE
许继电气
运行 检修状态 采集异常 采集器1 采集器3 采集器5 采集器7 采集器9
告警
备用
备用
网络异常 对时异常 采集器2 采集器4 采集器6
刀闸1合
切为1母
合并单元 刀闸2合 刀闸3合 备用 备用
启动发远方跳闸开入
B相启动电压
母线保护 C相保护电压 C相启动电压
线路A相失灵启动开入
同期电压
线路B相失灵启动开入
智能站的保护信息流
电压 互感器
母线 合并单元
电流 互感器
线路 合并单元
SV点对点 IEC61850-9-2
线路 保护 装置
启动失灵
闭锁重合闸、远 跳
GOOSE A网 交换机
母线 保护 装置
三 智能设备的现场检修
3.2 上题接线图
主要内容
一 智能站与常规站的异同 二 智能站SCD文件查看软件 三 智能设备的现场检修 四 智能设备的校验及报告
四 智能设备的校验及报告
1. 校验重点应放在电缆、光缆、继电器等不具备自检功能的 硬件设备及装置出口矩阵等方面，软件逻辑方面可通过仔 细核对软件版本、校验码进行确认。
三 智能设备的现场检修
3.1 检修压板
例1.两圈变变压器保护，通入电流，且产生的差流超过保护动作定值，各侧 MU及装置检修压板分别如下，主变保护中各侧mu接收软压板按正常运行 摆放，试问主变差动保护动作情况?
高压合并单元 （检修位） 0 0 0 1 1 1
低压合并单 保护装置（检
元（检修位）
修位）