智能变电站二次设备调试流程课件
智能变电站二次设备调试
智能变电站二次设备调试发布时间：2021-05-28T06:27:22.365Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第4期作者：李荣津[导读] 结合具体调试内容分析，找到二次设备调试的关键点，进一步提高二次设备调试效率。
广西送变电建设有限责任公司广西南宁 530031摘要：以智能变电站为研究出发点，针对二次设备调试方法进行深入剖析，结合具体调试内容分析，找到二次设备调试的关键点，进一步提高二次设备调试效率。
关键词：智能变电站；二次设备；智能终端；合并单元引言近年来，智能变电站的建设越来越多，与常规站相比，智能站在物理连线、通信管理及维护管理等方面更加凸显其智能化，尤其是虚端子的引入取代了常规站中保护测控装置端子排上的电缆接线，相应地，这些给现场继保检修人员在维护调试管理上增加了难度和挑战，同时也是电力建设的变革。
1智能变电站二次设备系统特征分析智能变电站是以设备参量和信息平台信息化为基础，在自动化系统中降低人工参与，将二次设备系统智能化。
二次设备系统的特点是:第一，系统高度集成与自动化控制。
二次设备系统在实际操作过程中可以达到信息无缝对接技术，将控制中心与变电站信息紧密连接。
并且电子化采集和智能信息自动化控制，增加了系统运行的稳定性，并降低了系统维护难度。
第二，在线反馈信息的协同保护作用特点。
二次设备系统利用智能信息收集技术将数据信息进行二次整合，至此智能变电站二次设备系统优化，并且，该系统也在信息高度化集成后，将信息及时向监测机制回馈实时状态和运行状况。
2智能变电站二次设备调试系统组网分析智能变电站二次设备调试工作的开展，必须要了解主要组网模式，如此才能保证二次设备调试方法的有效性。
智能变电站的结构主要分为站控层、过程层以及间隔层。
该三层在智能变电站运行期间均处于开放状态，在以太网的支持下实现科学分层并做到有效分布。
二次设备调试的主要对象为继电保护装置、测控装置、合并单元、智能终端等。
智能变电站的主要结构是“三层两网”的结构，“三层”之外是层与层之间的的通讯网络，“两网”即站控层网络、过程层网络。
论述智能化变电站二次设备安装与调试
论述智能化变电站二次设备安装与调试
智能化变电站是基于先进的信息技术和通信技术，实现对变电设备的智能化监控、管理和控制的一种先进变电站。
智能化变电站的二次设备安装与调试，是智能化变电站建设中非常重要的环节。
在智能化变电站的二次设备安装方面，需要进行设备的选型和布置工作。
根据变电站的实际情况和需求，选择合适的二次设备，如数字化继电保护装置、自动化装置等。
安装过程中要考虑设备之间的布置合理性和通信连接的便捷性，确保设备安装的正确性和可靠性。
在设备调试方面，需要进行设备的基本参数设置和功能测试。
设备的基本参数设置包括对设备的额定值、保护参数和通信参数等进行设置，确保设备能正常运行。
功能测试主要是对设备的各项功能进行测试，如保护动作测试、通信测试等，检验设备的性能是否满足要求。
二次设备安装与调试还需要进行设备与监控系统的接口调试。
智能化变电站通过监控系统对二次设备进行远程监控和操作，所以需要对设备与监控系统之间的接口进行调试，确保数据的准确传输和控制的有效实施。
在安装与调试过程中，还要注意细节和安全。
安装过程中要确保设备的连接正确，避免接线错误导致设备损坏或功能异常。
调试过程中要进行仔细的参数设置和功能测试，确保设备的性能稳定和可靠。
在设备调试过程中要加强安全意识，采取相应的防护措施，避免因操作不当导致事故的发生。
智能化变电站二次设备的安装与调试是智能化变电站建设中至关重要的环节。
合理选型、正确安装和仔细调试，能够确保设备的正常运行和系统的安全稳定。
通过这些工作，智能化变电站能够更高效地实现对变电设备的监控和管理，提高电力系统的安全可靠性和运行效率。
探究智能变电站二次系统调试
探究智能变电站二次系统调试发表时间：2017-06-14T13:53:03.660Z 来源：《电力设备》2017年第6期作者：陈伟[导读] 变电站是电力系统中对电能进行交换、集中和分配的重要场所，变电站二次系统的质量好坏直接关系到电力系统的正常运行。
（贵州送变电工程公司贵州省贵阳市 550002）摘要：智能变电站作为现代科学技术发展形势下所形成的一种产物，其在电力系统中的作用越来越大。
变电站是电力系统中对电能进行交换、集中和分配的重要场所，变电站二次系统的质量好坏直接关系到电力系统的正常运行。
在这个快速发展的社会当中，人们对用电的需求越来越大，要想保障我国社会发展以及人们的正常需求，就必须对变电站二次系统的调试工作引起足够的重视，从而保障供电质量。
关键词：智能变电站；二次系统；调试方法智能电网建设过程中，智能变电站是智能电网建设的重要环节，保证智能变电站的可靠运行，是提升电力平稳运行的重要举措。
当下我国正面临着电力供应紧张的矛盾，庞大的用电需求对供电行业来说，是一个巨大的挑战。
为了更好地保证电力平稳供应，电力行业在实际发展过程中，必须注重电能的合理有效分配，保证电网的经济、可靠运行。
本文对智能变电站二次系统调试方法的研究，注重对相关调试技术的分析，解决当下电力行业面临的问题。
智能变电站本身具有着独特之处，它的发展目标是保证变电站设备参数化、智能化、标准化、规范化，更好地促进电力可靠供应，满足当下经济发展对电力的实际需要。
一、传统变电站二次系统中存在的问题1.1不能满足现代电力系统高可靠性的需求在变电站二次系统中，变电站的继电保护和自动装置、远动装置等采用的都是电磁型或晶体管式设备，这些设备结构复杂、可靠性不高，缺乏自我检查故障的能力。
一旦出现故障，都是依靠对常规二次系统进行定期的测试和效验来发现问题，这样的工序相当复杂，而且装置的可靠性能差。
另外维护人员在定期检测中由于粗心弄错了装置，以至于存在隐患，这种状况经常发生。
智能变电站二次系统调试
智能变电站二次系统调试伴随着我国社会科技的快速发展，人们对智能变电站的研究越来越重视，智能变电站逐渐成为一种发展趋势。
本文讨论了智能变电站二次调试的主要内容和二次变电站调试的相关流程，希望能够为智能化变电站的二次系统调试提供一些的参考。
标签：智能变电站；二次系统；调试引言近几年来我国的电网事业取得了巨大的进步，尤其是智能电网方面研究和实践方面也有了飞跃式的发展，于此同时智能变电站的研究已成必然的发展趋势。
智能变电站的二次系统调试和传统变电站二次系统的调试相比有很大的不同，因此我们应当认真研究智能变电站二次系统的调试方面的内容。
1 智能变电站二次系统调试目前智能变电站二次系统调试的工作主要分为出厂验收与联调、单体调试、分系统调试、系统调试、带负荷试验等几个流程。
一般具体而言调试的内容包括单体部分调试、分系统调试一体化调试。
1.1 单体调试的设备指间隔层设备。
单体调试内容包括单体装置调试、单体设备和二次回路检查。
1.1.1 检测合并单元确认接地可靠、工作电源回路正确，输入、输出回路正确；验证采样正确性。
测量SV输出端口光功率；检查配置是否正确，与设计是否一致；验证电压切换功能和电压并列功能；验证报警功能；检验对时功能；记录程序版本。
1.1.2 检测保护单元确认工作电源回路正确和接地可靠的可靠性，回路连接的正确性；验证保护直跳回路正确以及报文收发功能的准确。
验证开入开出、采样值、采样单元功能和保护逻辑功能，保护功能与其他智能电子设备间的相互启动、闭锁以及相关的位置状态等网络信息交换功能；验证当地，远方参数设置。
另外，验证保护信息上送功能；验证装置在线自动检测功能和自检信息输出功能，如：装置异常信号、电源消失信号、出口动作信号等。
1.1.3 检测测控单元确认工作电源回路正确和接地可靠性，回路连接的正确性；检查采样功能和精度；检查收发报文的功能；验证间隔五防闭锁逻辑功能；验证同期合闸功能；校验装置时钟同步信号接收功能，对时精度误差应该在1ms范围以内。
论述智能化变电站二次设备安装与调试
论述智能化变电站二次设备安装与调试
智能化变电站是指采用先进的信息技术和控制技术，实现对变电站继电保护、自动化装置和远动装置的智能化管理和控制。
在智能化变电站的建设中，二次设备是至关重要的组成部分，其安装与调试工作是确保变电站运行稳定和可靠的重要环节。
二次设备的安装。
二次设备的安装是指将继电保护、自动化装置和远动装置等二次设备按照设计方案和要求，安装在变电站的设备柜架、控制箱等位置。
安装工作要符合工程施工规范，确保设备的稳固安装和连接可靠。
还需要注意设备与设备之间的布置合理，避免相互之间的干扰和冲突。
二次设备的接线与连接。
在安装过程中，需要根据设备的接线图和布置图，将各设备之间的信号线、电力线等进行连接。
接线工作需要保证接线的正确与可靠，避免接错线或接错位。
还需要对接头进行绝缘处理，确保接线处的安全可靠。
接着，二次设备的调试与配置。
在安装完成后，接下来需要对二次设备进行调试与配置。
调试工作包括设备的功能测试和性能测试，确保设备正常工作和满足设计要求。
配置工作包括对设备参数的设置和调整，根据实际变电站的情况进行适当的配置，使设备能够灵活、高效地运行。
二次设备的联动与试验。
二次设备的联动是指不同设备之间的信息共享和数据传输，实现设备之间的联动控制和协同工作。
试验工作是指在调试工作完成后，对设备进行全面的功能试验和整体联动试验，验证设备的可靠性和稳定性。
智能变电站综合调试指导书-智能变电站二次设备的测试方法
合并单元的现场检验项目
合并单元的现场检验项目
测量用电流通道评定标准
在额定频率下的电流误差、相位误差（角差）
准确
电流误差（±%）
级 在下列额定电流（%）时
1 5 20 100 120
0.1 — 0.4 0.2 0.1 0.1
0.2S 0.75 0.35 0.2 0.2 0.2 0.2 — 0.75 0.35 0.2 0.2
光波长 1310 nm 光接口应满足光发送功率：-20 dBm～-14 dBm；
光波长 850 nm光接口应满足光发送功率：-19 dBm～-10 dBm
光接收功率
二次回路检测
利用光纤尾纤将光衰耗计串入发送 装置（标准信号源）与接收装置之间 ，调节光衰耗计, 使接收装置出现异常 或出现断链告警信息的临界点。
合并器通信中断或采样数据异常时，相关设备应
可靠闭锁；
与电子互感器厂家配合模拟相应的故障，实现对电
子互感器告警功能的测试；
合并单元的检测项目
告警功能检查 精度测试 输出延时测试 采样值输出报文发送间隔离散值测试 检修状态测试
合并单元的检测项目
失步后再同步性能检验 电压切换功能检查 报文一致性检查 同步性检查 对时精度 守时精度
解决办法
将SCD文件视图化，使文本文件变为电气化图纸
根据相关电力规范标准对SCD文件进行规范性检查
实现新旧SCD文件对比功能，实时掌控SCD文件在虚端子回路及其通 讯参数等方面的变化 根据新旧SCD文件比对结果给出检修策略，通过检修策略验证平台实 现自动检修功能
SCD文件图形化
虚端子连线分层可视化，第一层为IED拓补图，第二层为虚拟二次回路
智能变电站二次设备的测试方法
智能变电站二次系统的调试及处理方法
智能变电站二次系统的调试及处理方法摘要：随着智能变电站的发展，对变电站验收调试工作的要求越来越高，迫切要求智能变电站系统调试的高效化。
本文笔者结合自身实践体会，简要介绍了智能变电站与常规变电站调试的不同，讲述了智能变电站调试流程，并探讨了智能变电站二次系统调试中出现的问题、处理办法、建议，以期为以后相关研究提供参考。
关键词：系统调试；智能变电站；二次系统调试；问题；方法0前言近年来，我国电力行业的不断发展，许多电力公司不断建设智能变电站，智能变电站的数量越来越多，分布范围越来越广，在电力网中发挥着重要作用。
智能变电站和传统的变电站有很大的不同，尤其是是信息传输和系统结构方面，发生了巨大变化，这就造成传统的系统调试方法不能应用与智能变电站中，满足不了智能变电站的系统调试需要；另外，智能变电站的建设，缺乏统一的标准，设计不够规范，不同的建设商，所建设的智能变电站也有一些不同，变电站内设备型号、网络结构有一定的差异，增加了一定的系统调试工作能难度，这就迫切要求有一个良好的系统调试流程，让智能变电站更好的开展系统调试工作。
1在二次系统调试方面，和传统变电站的区别1.1智能变电系统新增了入厂联调环节传统变电站的二次系统调试中，是没有入厂联调环节的，这是智能变电站所独有的。
入厂联调，将企业内的许多智能设备联系起来，如交换机、智能终端等，进而组建起与现场相同的系统，对这以系统进行检测，就可以寻找出实际现场中存在的问题，大幅度降低了工作量。
1.2信息传输方面的不同在信息传输方面，智能变电站和传统的变电站有很大的区别，传统的变电站采用电缆传输方式，而智能变电站采用“三层两网”方式进行。
在这一过程中，传递的信号也发生了变化，即由传统的模拟量向数字量变化，进而引起一系列的变化，如测试方法等都有所不同。
1.3其他方面的不同和传统的变电站相比，智能变电站在许多方面作了一些变化，如二次调试周期的变化、引入了虚端子概念、电压并列与切换的不同、带负荷检查的不同等。
变电站二次系统介绍ppt课件
中国·成都
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变电站直流系统
六、变电站直流系统
❖ 1、220V及110V直流系统应该采用蓄电池 组，48V及以下的直流系统可采用蓄电池组， 也可以由220V或110V用直流电源变换器获得
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变电站控制系统
❖ 2、断路器采用灯光接线时，应采用双 灯监视，红灯监视合闸，绿灯监视跳闸
❖ 3、在主控室控制断路器时，应同时启 用音响报警系统
❖ 4、断路器的防跳回路，一般采用电流 启动，电压自保持的防跳接线
电流启动防跳继电器的时间，不应 大于跳闸脉冲发出到断路器跳开的时间
一、什么是变电站二次系统
❖ 二次设备按照一定的规则连接起来以实现某种 技术要求的电气回路称为二次回路
❖ 二次设备通过电压互感器和电流互感器与一次 设备取得电的联系。二次设备是对一次设备进行控 制、调节、保护和监测的设备，它包括控制器具、 继电保护和自动装置、测量仪表、信号器具等
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变电站测量系统
❖ 对于一般的频率测量，宜采用测量范围 为45～55Hz的指针式频率表，其 测量基本误 差的绝对值不应大于0.25Hz；监视电力系统 频率变化的频率表，应采 用测量范围为45～ 55Hz的数字频率表，其测量基本误差的绝对 值不应大于 0.02Hz
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五、变电站计量系统
❖ 1、电能计量装置应满足发电、供电、用电三方 面准确计量的要求， 以作为考核电力系统技术经济
指标和合理计费的依据
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智能变电站调试方案-工厂调试
1.2.3 GOOSE测试： (1)GOOSE报文测试 ➢ GOOSE发布是否正确 ➢ GOOSE订阅是否正确并响应 ➢ 使GOOSE参数设置错误，检查被测装置是否处理 ➢ 检查GOOSE断链是否能正确上报 ➢ 检查GOOSE发送策略（发送间隔，发送序号是否符合标准） ➢ 装置上电后，GOOSE报文当前数据正确发送，无错漏
支路 3GOOSE
支路4SV 支路4GOOSE
B07
支路5SV
支路5GOOSE 支路6SV
支路 6GOOSE
支路7SV
支路 7GOOSE
支路8SV 支路8GOOSE
B09
支路9SV
支路9GOOSE 支路10SV
支路 10GOOSE
支路11SV
支路 11GOOSE
支路12SV 支路12GOOSE
B11
否
否
GOOSE连线正常？
使用SCD工具导出配 置并下载
否
试验正常？
SCD导入后台及远动
否 后台、远动试验 正常？
是 是否增加新配置
流程结束
SCD制作 • 全站IEDName及地址
分配表 • ICD检测 • ICD的修改 • 网络创建 • 发送块的创建 • 光口的配置 • 描述的修改
间隔电 流电压
间隔 合并单元
做站流程
光缆核实：
① 光缆谁来提供，多数是我们自己来提供，也有施工方来提供，涉及各厂 家间的光缆参看设计院光缆图册或合同，没有说明的协商解决。
② 光缆类型是否正确，如是否为铠装光缆，尾缆等；光纤芯数是否正确； 如果是尾缆请核实接口类型是否正确。
③ 终端盒是否足够，ODF架是否够用。一般来说设计人员都算过，但不排 除没算过和算错的情况，最好自己算一遍是否够用。
MU
智能单元
电缆
ECVT
电子式互感器
传统开关
智能化变电站结构图
4
概述
2、调试方法的变化（相对传统站） ➢ 规约的变化引起的调试方法的不同。
103
61850
5
概述
2、调试方法的变化（相对传统站）
➢ 网络的变化引起的调试方法的不同
过程层 网络
站控层 网络
智能化 变电站
6
概述
2、调试方法的变化（相对传统站） ➢ 采用电子式互感器及合并单元引起பைடு நூலகம்调试方法的变化。
装置
220线路保护A 220线路保护B
220母线保护A B05
220母线保护A B11 220母线保护B B05 220母线保护B B11 220合并单元A 220合并单元B 220智能终端A 220智能终端B 220母线合并单元A 220母线合并单元B 220PT智能终端A 220PT智能终端B 110kV线路保护 110kV智能终端
110A网
合并单元 智能终端
线路直跳
母线直跳
220A网
高压侧合并单 元A
高压侧智能 终端A
110A网
低压侧合并单元A
高中间隙合并 单元A
220A网
高压侧合并单 元B
高压侧智能 终端B
110A网
220A网 220B网
220A网 220A网
220B网 220B网
110A网 110B网
中压侧合并 中压侧智能
做站流程
了解全站设备到货情况及联调方案 • 联调的规模 • 联调的方式 • 目前装置的具备情况（本公司和外公司） • 制定合理的联调时间表
做站流程
收集资料 • 对照主接线图收集全站设备信息 • 全站通讯图 • 对应全站设备收集相关ICD文件 • 我公司装置需要通过相关途径等到的程序
• 已归档程序可通过X3获取，未归档程序需要向研发人员直接索取 • ICD文件一般包含的程序的BIN文件中，或者也有单独拿出来归档的
28
智能变电站调试方案-工厂调试
1.2.2 关联测试： ➢ 后台与装置建立关联，然后释放关联，测试连接是否能够正确建
立和释放。 ➢ 后台运行多个客户端同时与装置建立关联，测试装置最大能够建
立的关联数。 ➢ 后台与装置建立关联，然后重启后台， 检查后台与装置是否能够
恢复连接，记录恢复所需时间。 ➢ 后台与装置建立关联，然后重启装置， 检查后台与装置是否能够
智能变电站调试方案
1
•FAT
2
•SAT
25
智能化变电站的调试流程
• 常规变电站是厂家单屏或者单装置调试完成，直接发货到现场，然后安 装调试、投运。
• 智能化变电站引入了FAT（工厂验收测试 factory acceptance test） ，SAT（现场验收测试 site acceptance test）
单元A
终端A
中压侧合并 中压侧智能
单元B
终端B
做站流程
从SCD导出配置 • 导出CID和GOOSE下到装置 • 如其他公司集成的SCD还需加工后导出 • 下到装置要正常运行
做站流程
全站联调 • 装置之间无断链报警 • GOOSE联调和SV联调 • 装置和后台信号对点 • 装置与远动对信号 • 后台一些高级应用
做站流程
光缆铺设及连接
• 依照设计院光缆清册，指导施工方铺设光缆；没有图纸， 自己设计表格表示清楚。
• 依照设计院蓝图或屏图进行光纤熔接 • 依据设计院蓝图和屏柜白图，我们完成1136的尾纤跳线，
并做好标识；没有图纸，自己设计表格表示清楚。 • 对于1136的跳线要符合白图和SCD的预先设计，即要严格按
• 通过设计要到全站虚端子连线图。
做站流程—配置流程
装置组态工具
IED能力描述 文件
ICD
系统组态工具
SSD
系统规格文件
南瑞继保
其它厂商
监控、远动
SCD
变电站系统配 置文件
SCD
系统组态工具
CID
装置实例配置 文件
做站流程
流程开始
获得虚端子图
获得全站ICD文件
否
ICD检测正常？
使用SCD工具配置 SCD文件
主变A B07
主变A B09
主变B B07
光口1 220A网 220B网
母联MU
光口2
合并单元 合并单元
光口3
智能终端 智能终端
光口4
光口5
光口6
光口7
光口8
母联智能终端 主变MU
主变智能终 端
线路1MU 母线MUA套
线路1智能终端 220A网
线路直跳 线路直跳 220A网 220B网
母线直跳 母线直跳 母线保护A 母线保护B
而智能变电站电气二次设计与常规综合自动化站比较发生了很大的变化。 智能变电站各层设备通过网络进行连接，设备间的连接是基于网络传输的数 字信号，原有二次回路中点对点的电缆连接被网络化的光缆连接所取代，已 不再有传统的端子的概念。
所以在现在的智能变电站设计中，我们都要求设计院至少应提供基于虚端 子的二次接线图、过程层GOOSE配置表、全站网络结构图、交换机端口连接 图等，真正在设计层面上完善和实现智能变电站的透明性和开放性。
智能变电站二次设备调试流程
1
目录
1•概
述
2 • 做站流程
3 • 智能变电站调试方案
概述
1、背景
智能变电站应具有如下特征：一次设备智能化、、二次设备网络化、基 础数据完备化、信息交换标准化、运行控制自动化、信息展示可视化、分 析决策在线化、设备检修状态化、保护决策协同化、设备安装就地化、系 统设计统一化、二次系统一体化。
支路13SV
支路 13GOOSE
支路14SV
支路 14GOOSE
支路15SV
支路 15GOOSE
母线合并 单元
组网
B11用于组网，当15个间隔配置全时仅能组单网，当不足 15个间隔可利用最后一个间隔组双网
做站流程
搭建全站网络 • 结合SCD文件按全站通讯图放通讯线 • MMS网（单双网） • SVM网（组网、点对点） • GOOSE网（组网、点对点） • 光纤的铺设 • 交换机VLAN划分
做站流程
光口分配情况注意事项
• 915的光口分配需要特别注意，因为一般915的goose文件都 受strap控制，所有915的光口是固定的，请务必按照如下 配置，（其他多1136板卡装置如978目前多不使用strap可 随意分配光口）：
B05
母联SV
母联GOOSE 支路2SV
支路 2GOOSE
支路3SV
• 现阶段SCD文件的完善是个不断完善的过程，这个文件的修改伴随着变 电站的整个调试流程，造成修改的原因有:某厂家ICD不断变化，虚端子 连线错误，增加测控联锁的GOOSE信息等。
• 目前SCD基本上都是集成商做，但是以后的趋势是设计院做。
• 虚端子的获取原则是设计院提供，但不排除设计院的设计错误，所以要 辩证的看待虚端子设计图
恢复连接，记录恢复所需时间。
29
智能变电站调试方案-工厂调试
➢ 后台与装置建立关联，然后断开网络线，检查后台与装置是否能够检 出通讯故障，记录检出故障的时间。
➢ 查后台与装置是否能够恢复连接，记录恢复所需时间。 ➢ 后台与装置建立关联，然后断开网络线，当后台或装置检出通讯故障
后插上网络线，检查后台与装置是否能够恢复连接，记录恢复所需时 间。
模拟量 数字量
7
概述
2、调试方法的变化（相对传统站）
➢ 功能自由分布引起的调试方法的不同。
智 集中式保护 能 化 站域保护
变 分布式保护
电
站
……
8
概述
常规综合自动化站电气二次图含电流电压回路图、控制信号回路图、端子 排图、电缆清册等，所有不同设备间的连接均通过从端子到端子的电缆连接 实现。这些图纸反映了二次设备的原理及功能，一、二次设备间的连接关系， 以及可用于指导施工接线和运行的检修维护。