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摘 要：变电站作为电网的枢纽，提高供电的可靠性和电能质量是必须的，调试也是设备稳定运行的条件之一。对比常规站智能化变电站具有更高的工程应用及技术价值，但同时它需要更多的精力，经验以及技术支持来完成调试工作，从新技术的运用、调试方法的对比角度阐述在智能化变电站中继电保护的调试方法，与其说浅谈，更像是自我总结。
关键词：调试；合并单元；智能终端
1優势与新技术的利用
智能化变电站的智能化就在于先进性，与常规站相比较，网络架构上引入了过程层的概念，在设备的配置上，通过合并单元和智能终端，重新诠释了模拟量，开关量以及遥控、遥信、遥调，一种传输方式的重新定义，把电缆换成了光纤。合并单元和智能终端按间隔就地布置，作用完全不同，二者既可以独立布置，也可以合二为一，合并单元是采样值的传输和交换，智能终端采集的是开关量，具有开关，刀闸，联锁信号等控制功能，接受来自保护跳合闸命令，以及保护间的配合功能，例如备自投。110kV智能站，主变各侧，进、出线，母线设备、分段及备自投，以及主变本体，中低压侧分段及备自投均设置合并单元和智能终端。
2调试方法与技术特征
2.1调试方法
变电站前期设备的调试区别于常规站，传统保护测试仪只能输出模拟量，不能直接输出数字量，智能化需要使用数字化保护测试仪（例如博电PW801），通过保护测试仪软件读取SCD文件，通过SMV，Goose发布和订阅对保护装置进行校验，绝大多数使用IEC61850-9-2协议，仅少部分使用IEC61850-44-8或IEC61850-9-1协议，在调试中应注意测试仪的采样率是否与保护装置对应4000帧/S，部分保护厂家博电装置采样率输入1500即可。
2.2技术特征
数字量保护不存在精度测量的问题，在做保护SMV采样测试时，双AD采样值前后2帧差的绝对值在规范内认为有效装置便执行，无效则报SV异常，同时采样报文包含数值和品质判断，当保护装置与合并单元检修不一致时，认定SV异常。通常保护装置同时根据厂家不同，保护装置配置也不同，少数保护装置的光纤接口依照SCD文件的配置固定使用，绝大多数保护厂家可以手动修改配置，对于光纤接口没有特别大要求，只要不是特别离谱。SCD文件的编写需要使用SCD程序，每台保护装置都需要进行SCD文件配置上传，SCD文件的编写引入一个虚端子的概念，虚端子既两个设备之间虚拟的连接段子，想象成常规ICD程序的设备，每个板卡的端子配线均与对侧设备相应端子一一对应。
3设备与设备的联系
在设计上，智能化变电站的一次设备与常规站一致，光互感器并未得到体现，在于光互感器没有完整的二次回路，看不见摸不着，且检修难度大。智能化设备除合并单元和智能终端外，还有配套的保护装置，例如接地变消弧线圈，GPS装置，低频低压、故障录波，网络分析仪等。区别于常规站，智能站保护装置均采用直采直跳的，如主变、备自投（SMV、Goose均直采），故障录波和网络分析仪SV点对点采样，但低频低压装置绝大多数，SV点对点取主变高压侧合并单元电压，同时组过程层网絡和站控层网络，站控层网络实现跳闸命令。在保护装置中，例如主变等，常规硬压板仅一块装置置检修，出口压板和功能压板均设置在保护装置内，部分出口压板可定义具体开关编号，但跳闸矩阵仍单独配置，出口压板可投退，在后台监控的遥控设置中可选择投退。
4合并单元调试的技术细节
在大部分的调试工作中，针对于合并单元都有明确的调试目的，原因是在某110kV智能站带负荷测试时主变保护差动动作，原因是10kV侧合并单元内部极性问题造成，所以关于合并单元电流回路极性的测试，通常测试的方法是在电压互感器和电流互感器的二次回路的首端，通过二次回路通流加压，使用继保测试仪进行相位校验，以确保极性的正确性。
5优缺点
智能化变电站的有优点，也有缺点，优点在于光纤代替电缆，设计安装调试都变得简单。缺点或不足之处是光缆到熔接盒再转尾纤的方法需要改进，时常发现有熔断的光纤，对于长距离的再次敷设会浪费大量的时间和人力，并且在光纤敷设的工艺水平及技巧上需要提出新的思路，不同保护厂家保护装置之间的网络通讯仍然存在一定的问题，例如低频低周保护装置在我的调试中曾遇到过一次，合并单元厂家双AD配置正常，品质监测也正常，低频低周在SV的采集中出现不规律周期的中断，电压显示正常，装置告警无压，后经排查，低频低周厂家内部波特率设置错误。
6智能化设备新问题
智能化设备的诞生同时也衍生出来一堆新的问题，例如GIS设备厂家，本来设备间隔空间就狭窄，智能化设备的二次接线又复杂，繁多，造成的现象级事件便是一次设备进场安装完成后调试人员需要查回路故障，对于查找故障带来了极大的麻烦，又如后台厂家一定要在GIS完成后才能根据实际编写采样、跳闸、联锁等程序，工作量巨大。所以如何提高现场调试人员智能化变电站调试水平是将来所要考虑的问题，不应该只停留在调试阶段，应该主动去学习SCD文件的编写，时常感觉在调试时涉及智能化部分的内容时，等待的时间比做的时间要多，好比调试装置采样量一加上去，保护未启动、开关拒跳或装置未收到采样及信号。
7结束语
随着技术的发展，变电站逐渐朝着智能化的方向发展。在智能变电站建设中，电气设备调试是一个必备环节。如何解决变电站调试过程中出现的问题，推动智能化的发展就显得尤为重要。从单元合并与智能终端的角度不断研究是一个具有价值的议题，也希望本文对于变电站智能化的研究能为该课题提供帮助。
参考文献：
[1]张艳.浅谈智能化变电站的调试[J].中华建设科技，2014，12.
[2]方熙，陈会周.浅析智能化全数字化变电站的调试[J].电力学报.
关键词：调试；合并单元；智能终端
1優势与新技术的利用
智能化变电站的智能化就在于先进性，与常规站相比较，网络架构上引入了过程层的概念，在设备的配置上，通过合并单元和智能终端，重新诠释了模拟量，开关量以及遥控、遥信、遥调，一种传输方式的重新定义，把电缆换成了光纤。合并单元和智能终端按间隔就地布置，作用完全不同，二者既可以独立布置，也可以合二为一，合并单元是采样值的传输和交换，智能终端采集的是开关量，具有开关，刀闸，联锁信号等控制功能，接受来自保护跳合闸命令，以及保护间的配合功能，例如备自投。110kV智能站，主变各侧，进、出线，母线设备、分段及备自投，以及主变本体，中低压侧分段及备自投均设置合并单元和智能终端。
2调试方法与技术特征
2.1调试方法
变电站前期设备的调试区别于常规站，传统保护测试仪只能输出模拟量，不能直接输出数字量，智能化需要使用数字化保护测试仪（例如博电PW801），通过保护测试仪软件读取SCD文件，通过SMV，Goose发布和订阅对保护装置进行校验，绝大多数使用IEC61850-9-2协议，仅少部分使用IEC61850-44-8或IEC61850-9-1协议，在调试中应注意测试仪的采样率是否与保护装置对应4000帧/S，部分保护厂家博电装置采样率输入1500即可。
2.2技术特征
数字量保护不存在精度测量的问题，在做保护SMV采样测试时，双AD采样值前后2帧差的绝对值在规范内认为有效装置便执行，无效则报SV异常，同时采样报文包含数值和品质判断，当保护装置与合并单元检修不一致时，认定SV异常。通常保护装置同时根据厂家不同，保护装置配置也不同，少数保护装置的光纤接口依照SCD文件的配置固定使用，绝大多数保护厂家可以手动修改配置，对于光纤接口没有特别大要求，只要不是特别离谱。SCD文件的编写需要使用SCD程序，每台保护装置都需要进行SCD文件配置上传，SCD文件的编写引入一个虚端子的概念，虚端子既两个设备之间虚拟的连接段子，想象成常规ICD程序的设备，每个板卡的端子配线均与对侧设备相应端子一一对应。
3设备与设备的联系
在设计上，智能化变电站的一次设备与常规站一致，光互感器并未得到体现，在于光互感器没有完整的二次回路，看不见摸不着，且检修难度大。智能化设备除合并单元和智能终端外，还有配套的保护装置，例如接地变消弧线圈，GPS装置，低频低压、故障录波，网络分析仪等。区别于常规站，智能站保护装置均采用直采直跳的，如主变、备自投（SMV、Goose均直采），故障录波和网络分析仪SV点对点采样，但低频低压装置绝大多数，SV点对点取主变高压侧合并单元电压，同时组过程层网絡和站控层网络，站控层网络实现跳闸命令。在保护装置中，例如主变等，常规硬压板仅一块装置置检修，出口压板和功能压板均设置在保护装置内，部分出口压板可定义具体开关编号，但跳闸矩阵仍单独配置，出口压板可投退，在后台监控的遥控设置中可选择投退。
4合并单元调试的技术细节
在大部分的调试工作中，针对于合并单元都有明确的调试目的，原因是在某110kV智能站带负荷测试时主变保护差动动作，原因是10kV侧合并单元内部极性问题造成，所以关于合并单元电流回路极性的测试，通常测试的方法是在电压互感器和电流互感器的二次回路的首端，通过二次回路通流加压，使用继保测试仪进行相位校验，以确保极性的正确性。
5优缺点
智能化变电站的有优点，也有缺点，优点在于光纤代替电缆，设计安装调试都变得简单。缺点或不足之处是光缆到熔接盒再转尾纤的方法需要改进，时常发现有熔断的光纤，对于长距离的再次敷设会浪费大量的时间和人力，并且在光纤敷设的工艺水平及技巧上需要提出新的思路，不同保护厂家保护装置之间的网络通讯仍然存在一定的问题，例如低频低周保护装置在我的调试中曾遇到过一次，合并单元厂家双AD配置正常，品质监测也正常，低频低周在SV的采集中出现不规律周期的中断，电压显示正常，装置告警无压，后经排查，低频低周厂家内部波特率设置错误。
6智能化设备新问题
智能化设备的诞生同时也衍生出来一堆新的问题，例如GIS设备厂家，本来设备间隔空间就狭窄，智能化设备的二次接线又复杂，繁多，造成的现象级事件便是一次设备进场安装完成后调试人员需要查回路故障，对于查找故障带来了极大的麻烦，又如后台厂家一定要在GIS完成后才能根据实际编写采样、跳闸、联锁等程序，工作量巨大。所以如何提高现场调试人员智能化变电站调试水平是将来所要考虑的问题，不应该只停留在调试阶段，应该主动去学习SCD文件的编写，时常感觉在调试时涉及智能化部分的内容时，等待的时间比做的时间要多，好比调试装置采样量一加上去，保护未启动、开关拒跳或装置未收到采样及信号。
7结束语
随着技术的发展，变电站逐渐朝着智能化的方向发展。在智能变电站建设中，电气设备调试是一个必备环节。如何解决变电站调试过程中出现的问题，推动智能化的发展就显得尤为重要。从单元合并与智能终端的角度不断研究是一个具有价值的议题，也希望本文对于变电站智能化的研究能为该课题提供帮助。
参考文献：
[1]张艳.浅谈智能化变电站的调试[J].中华建设科技，2014，12.
[2]方熙，陈会周.浅析智能化全数字化变电站的调试[J].电力学报.