张志伟 史浩南 娄伟
中广核新能源山东分公司 山东潍坊安丘 262100
摘要：随着电力行业的发展，技术和经济建设的不断提升，我国变电站已经进入网络传输的新时代，智能化变电站已经在全国各地范围内覆盖。
关键词：智能变电站；二次设备调试；维护
引言
信息化时代发展背景下，变电站逐渐朝着智能化方向转变，尤其是随着智能电网的大规模建设，智能变电站技术越来越成熟，发展模式越来越完善。智能变电站运行涉及大量设备，其中二次设备调试至关重要，必须结合设备具体情况制定全面的设备调试方案。智能变电站对二次设备调试提出更严格要求，在这种情况下就需对传统调试方法加以创新，从智能变电站运行结构原理角度出发，做好二次设备调试工作，及时对智能变电站二次设备调试方法创新升级，以此保证设备调试不断适应智能变电站发展。
1智能变电站二次设备调试与检修的现实意义
智能变电站就是以继承、环保、稳定和可靠的每一项智能设备的使用，它能够测量设备的数字化、规范化、标准化等每一项信息的平台，可以自主地完成每一项信息内容的收集、测量、计算和调整控制的工作。从中国电力工业的整体发展来看，近年来智能变电站已越来越广泛地被使用，在这种情况下，必须对辅助设备进行适当的调试和维护，以使智能变电站发挥合理的作用，二次设备的成功调试和修订可确保智能变电站中使用的二次设备的性能达到检查，测量和控制的应用标准，通过对初级设备的合理保护和协调，智能变电站的稳定运行可以为人们提供稳定的电力，以满足人民群众的生活和生产需求。
2智能变电站二次设备调试及维护探讨
2.1GIS智能终端柜
配电装置采用GIS全封闭组合电器，部分采用就地化装置，二次电缆由GIS汇控柜至GIS智能终端柜，智能终端集成后用光纤传输的继保室内屏柜内可解决环境、电磁干扰等对保护装置的影响，减少了数据传输环节，提高就地装置的运行可靠性；采用合并单元智能终端一体化装置、整合型测控装置，简化了二次电缆布线，全站集成化水平大幅提升。层次化保护控制系统应用也取得了新突破，实现站域后备保护和站域智能控制策略，突破了间隔化保护控制的局限性，拓展了变电站的智能化应用。智能站终端与常规站调试的异同：过程层交换机组网过程消除断链；光纤标签的要求更加精细；过程层智能终端对时采用光B码对时；增加智能组件柜的调试工作。
2.2数字式测试仪应用
智能变电站间隔层设备以及过程层设备中保护装置、测控装置、合并单元等设备均提供数字接口，因此现在测试仪均采用数字化测试仪，最常用的是数字式光电测试仪，可迅速完成二次设备测试与调试。数字式测试仪提供了数字化接口，能提供光信号，还包括数/模转换设备以及信号模拟测试混合形式的测试仪。其中新型测试设备在实际应用中，可迅速完成间隔层设备运行与智能终端运行过程中的闭环测试，同时还实时对设备保护功能测试，可接收GOOSE网络发出的智能终端指令，同时执行智能终端命令，通过出口节点及时将指令向发送给开关设备。
2.3自动化装置风险预防措施
①测控装置、交换机、同步相量采集装置。自动化类的装置在定检过程中存在的主要风险就是与监控后台或远程通信中断、误发信号或上送遥测跳变量至调度主站、远动或同步相量采集装置至各级调度通讯长时间中断。在进行自动化装置检修前，尤其是远动或同步相量采集装置此类与调度数据密切相关的自动化设备，务必向各级调度逐一汇报，必要时封锁进行定检间隔或全站的遥信遥测数据，重启操作必须逐台进行，不得同时重启主备机，以避免上述风险发生。在工作完成时，确认设备处于正常状态后，再向各级调度逐一汇报工作结束、解除数据封锁。②GPS同步对时装置。GPS同步对时装置常见的风险为时钟失步。在处理对时问题时，如果涉及GPS同步对时装置，需要向各级调度报备，告知其在处理对时问题时可能会出现的对时失步风险，必要时封锁远动或同步相量采集装置上送的遥测量，防止影响调度潮流计算等。保护信息子站。
在需要重启保护信息子站服务器时，务必逐台重启，确认重启完成并且与调度通讯正常后，方可重启另一台服务器，确保至少有一台服务器与各级调度通讯正常，避免双机均与调度通讯中断，无法上送故障量。
2.4电源系统安装
站控层设备应采用交流电源供电，间隔层设备用直流电源供电，监控系统的设备禁止利用常规交流电源；站控层利用的交流电源以单独的UPS电源系统为主，将UPS系统冗余设置，安装在计算机室内；UPS系统中的电源显示屏等应组合处理，为后期检修维护提供便利；将屏柜设置在通风顺畅的区域，柜内排风扇保持正常运行；在UPS运行中由用电系统为其提供电能。当输入电源出现故障时应由站内蓄电池组经逆变供电；UPS交流、直流两种供电方式灵活切换，切换时间不超过4ms，UPS的蓄电池组电压、容量均要符合规定；将UPS电源故障告警等信号与监控系统相连，便于及时发觉和处理。
2.5虚端子信号故障及处理
智能站在调试或运维中信号误发或拒发等故障时有发生，智能站中虚端子代替物理端子，逻辑连接代替物理连接。在调试中，核对装置遥信时，若装置无法收到或收到错误信号时，则很大可能是虚端子连线错误，此时，打开SCD配置工具，找到相应间隔装置的GOOSE数据组合配置，根据设计院提供的虚端子表核实连接是否正确，并确认装置发布方所选的虚端子是否与订阅方对应。以线路智能终端与母线保护为例，虚端子连线中，假设线路接到母线保护的支路6，发布方为IL2201A[220kV线路一智能终端]，订阅方PM2201A[220kV母差A保护]，若发布方将序号为5的带有时标的闸刀1位置（Pos.t）与订阅方的支路6_1G刀闸位置（DPCSO1）相连，母线保护装置就无法收到线路一的刀闸1位置，正确应将序号4相连，类似这种故障很多，除去通信链路、端口订阅、MAC地址及APPID外，一般就是虚端子错误连线。
2.6二次回路风险预防措施
①开入回路。在检查某个开入回路时，如果需要将端子排外部线拆出检查，先断开遥信电源空开，方可拆出接线。拆出接线后，需要将裸露的线头用绝缘胶带包裹，防止遥信电源空开由于其他试验需要再次推上，导致误触碰裸露的线头或线头触碰屏体。另外，在短接开入回路核对信号时，必须严格按照一人操作一人监护的原则，对端子排进行反复确认辨识，防止误点至控制回路，导致开关跳闸或刀闸误动。②交流采样回路。在交流回路校验前，需要将电压端子的连接片段开，继电保护测试仪加量时接线至端子排内侧，防止电压串入外部电压互感器。如果电流回路中仍然有电流存在，需要将每路电流的进出端子进行短接，防止电流回路开路导致外部电流互感器电流不断流入无法流出导致设备故障。在施加交流量前，必须再次用万用表确认电压回路无短路、无人在端子排接线工作。
结语
未来电网势必朝着智能电网方向迈进，渗透到发电、变电、调度等多个环节，智能变电站的地位与作用随之提升，国家与电力企业应对此加强重视。在实际工作中应明确智能变电站与常规站的区别与优势所在，并对关键技术进行分析，了解站内一次设备、二次设备的特点，并在实际工程中做好安装与调试工作，才可将智能电网的智能调节、自动控制、分析决策等功能发挥出来，促进电网智能化水平提升，在工程领域大力推广应用。
参考文献
[1]庞红梅,李淮海,张志鑫,周海雁.110kV智能变电站技术研究状况[J].电力系统保护与控制,2010,38(06):146-150.
[2]倪益民,杨宇,樊陈,郭艳霞,窦仁晖,黄国方.智能变电站二次设备集成方案讨论[J].电力系统自动化,2014,38(03):194-199.
[3]蒋年德,魏育成.变电站综合自动化系统体系结构研究[J].电网技术,2003(10):48-51.
[4]赵丽君,席向东.数字化变电站技术应用[J].电力自动化设备,2008(05):118-121.
[5]李斌.智能变电站技术及其应用研究[D].北京：华北电力大学（北京）,2011.