刘尚武 文水枭
国网安徽省电力有限公司检修分公司 安徽 合肥 230061
摘要：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。
关键词：智能变电站；调试；故障；解决措施
1研究智能变电站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智能变电站调试流程
2.1变电站调试流程简述
变电所的调试过程可分为生产验收和现场调试，前者主要是检查工厂设备的质量，后者是在现场安装过程中进行调试工作，包括机组、子系统和系统调试的内容。
2.2智能变电站调试流程
（1）配置。所谓组态是整个智能变电站相关系统设计中的一个环节。在图纸的指导下，对变电站IED设备中涉及的ICD文件进行实例化，合理设置为SCD文件。这项工作基本上是由设备用户在系统集成人员完成后确认的。
（2）系统测试。这项工作的目的是保证设备功能和性能指标的准确性，其中相关的调试实验包括装置的单机调试、变电站多个子系统的调试等。
（3）系统移动模具。一般来说，系统动态模式主要用来验证继电保护等系统的可靠性。本次试验涉及的一次接线操作应尽量与实际工程相一致。
（4）现场调试。现场调试的重点是保证系统和设备安装的准确性，主要包括电路及相关通信链路的检查和传输试验，在此阶段对设备的所有辅助系统进行合理调试。
（5）调试试验。所谓调试试验，就是在设备安装后，利用一次电流或工作电压进行相关的检查和判断，包括核相、负荷检查、一次设备的启动试验等。
2.3智能变电站现阶段调试过程
（1）工厂调试。在工厂调试过程中，调试主要针对待交付的设备，在设备用户指定的工厂或地点进行，包括相关SCD文件的验证和完善、二次系统的合理结构、全站的网络配置等，所有这些工作都需要由设计单位、调试单位和系统集成商来完成。另外，在实际的工厂调试中，要建立与现场调试相一致的系统网络，并保证调试过程与现场一致。
（2）现场调试。众所周知，现场调试是在变电站安装现场进行的，主要检查相关设备的完整性，完善工厂阶段遗留的内容。同时，要认真保证设备安装所涉及的二次光纤和电气线路，做好网络性能检测和传输测试。还有许多其他内容需要检查。因此，现场调试阶段的调试作业最为密集。
3现场各类故障及处理过程
3.1SV采样故障及处理
线路保护装置的采样故障除常见的Ta/TV、合并单元、一次设备ICD模型文件错误、装置采样板损坏外，主要存在于SCD文件SV数据虚拟终端的连接上，分析如下。
SV数据组合中虚拟终端的连接不对应。
发布者电流（1号保护1A相电流采样值1）与用户电压（1号保护a相电压ua1）相连，发布者电流（1号保护1A相电流采样值1）与用户反向电流（15号保护a相电流IA1）相连。所有这些都会导致装置的采样失败，从而影响保护逻辑，导致误操作或拒动。
另外，如果设备面板上出现SVA（a）网络链路错误，SVA（b）网络将断开；如果设备的SV采样数据无效，则Mu有一个通道但数据无效，即发送采样值消息中的质量测试位应设置为true，这可能是由于合并单元的维护。一般情况下，如果装置的采样值显示为0，先检查“SV接收”压板是否退出。
3.2光链路通信故障及处理
智能站中的高概率故障是设备的链路通信中断。此时，设备的液晶面板一般会显示相关的通讯断开信息。对于保护装置及其智能终端，切换到保护装置上的“厂家设置”菜单，选择相应的通信板号，选择保护装置的智能终端，如果保护装置长时间不能接收到来自智能终端的goose报文，goose接收a（b）网络将在保护装置上断开。一般以允许寿命（TAL）的两倍作为断鹅链的判断条件，允许寿命取t0时间的两倍，即10s，因此接收机判断设备的断鹅链时间为20s。昌源神瑞主变保护装置，型号prs-778t1-da-g，其ied名称为pt220a的链路状态。在“调试信息”中选择相应的11号板，即可知道主变保护链路通信正常，发送源为智能终端it2201arpit。主变保护每10秒从智能终端接收2帧数据，共8帧数据包。
如果通信中断，面板显示链路通信中断，10秒内接收到0帧数据。出现此类问题时，首先检查智能站的网络分析仪或智能录波装置，锁定间隔装置。如果智能站没有配备这些智能设备，可以使用抓包工具，例如使用思源udmview或onlly-i8分析相关设备之间的链路；其次，检查相应间隔的光口是否损坏或插反，光口网络是否直接连接，光纤是否插反、断裂或松脱；最后，对SCD文件的私有属性、端口订阅、MAC地址和修改次数进行了检查，特别是在扩容、新建或技术改造时。
在情况1中，如果主变智能终端的用户接收端口配置了10-A和10-B，并且没有配置10-C，如果总线保护刚刚连接到主变智能终端的10-C光纤端口，主变智能终端接收不到总线发送的goose报文，链路中断；情况2：如果消息发送方的总线保护装置的私有财产没有配置端口或端口不在11板上（以bp-2c总线保护装置为例，goose发送固定在11板上），则接收方也断开连接，可以自定义私有财产发送端口号。在第三种情况下，如果母线保护装置或主变智能终端的配置文件，如MAC地址、appid或修正次数等错误，装置之间无法相互识别，无法接收到报文，装置将判断为断开。
3.3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。
结论
智能变电站的发展应该是电力系统工业技术的一场革命。配置和开发智能的二次设备系统肯定会导致运行、维护和管理方面的变化。因此，应注意对相关设备的安装和控制进行质量控制，以确保变电站电气系统的安全稳定运行。具体的施工管理需要特别注意变压器和其他设备的安装，详细的管理和控制，以便于将来维护所需的检查和记录，还应注意培训更多的操作和维护人才，提高整体技术水平。
参考文献：
[1]谭赏.智能变电站二次设备调试及维护[J].科技风，2020(31):195-196.
[2]谷栋.智能变电站二次设备规范化运检研究[D].山东大学，2019.