智能站调试总结
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3220kV智能站调试总结一、智能站二次系统组成1、由站控层、间隔层、过程层组成。
二、智能站网络结构图三、智能变电站常用术语IED:智能设备，就是保护、测控、智能终端（原先的操作箱）等等。
互操作：不同厂家的IED之间能够交换信息并能够利用交换的信息完成各自的功能，这也是61850提出的主要目的。
模型：IED智能设备的功能描述文件；简单来说就是点表，包括以前的四遥量、报文、定值等等的集合。
GOOSE：通用面向对象的变电站事件。
GOOSE的提出就是为了使IED之间更好的进行通讯。
目前过程层与间隔层、间隔层之间传送的报文就是GOOSE。
SMV：数字化采样值，比如电流、电压。
MMS：制造报文规范，监控和保护设备之间通讯使用的就是MMS，这是一个网络通讯标准。
VLAN:虚拟局域网，简单来说一个物理交换机的前提下通过软件划出好多虚拟的lan网。
MU：合并单元，指的是把一次的光PT、光CT的遥测量合并起来。
数字化变电站中的遥测量传送都是数字的，IED设备需要的是同一时刻的电压和电流量，MU的作用就是将光PT、光CT的采集量进行合并后发给保护或测控装置，以保证数据的时刻统一。
SSD文件：系统说明文件，SCL语言格式，后缀为.SSD，每个工程一个该文件，用于描述变电站一次系统拓扑；ICD文件：IED能力描述文件，SCL语言格式，后缀为.ICD，每个IED一个该文件，用于描述装置功能配置情况；SCD文件：变电站配置描述文件，SCL语言格式，后缀为.SCD，每个工程一个该文件，用于描述配置后的变电站；CID文件：经过配置后的IED的描述文件， SCL语言格式，后缀为.CID，每个IED一个该文件，用于描述经过配置的装置的功能情况。
EPT/ECT：电子式电压互感器/电子式电流互感器。
OPT/OCT：光式电压互感器/光式电流互感器。
四、与常规变电站的差异1 常规变电站中，一次设备区中的就地汇控柜通过电缆，分别接至主控室内的保护柜、测控柜、计量柜，以实二次回路的方式来实现一次设备的电流、电压监测、信号传输、远方控制、计量等功能。
2 智能变电站中，间隔保护就地化配置，保护与智能终端组成智能组件柜，智能柜与控制柜之间用电缆连接，实现一次设备的控制、信号采集功能。
其中就地化保护与智能终端通过尾纤连接，通过智能终端直接出口；保护和智能终端由光缆连接通过GOOSE组网方式上传数据；母差、主变保护通过直采直跳或GOOSE组网方式实现开入、开出功能；合并单元通过直采、组网方式传送SMV数据给各个智能单元；所以继电保护专业最为熟悉的二次回路依然存在，只不过是由物理的变为逻辑的虚回路，是对智能装置信号输入输出关系的形象化描述。
虚回路就是将不同IED以虚端子排的方式连接起来的回路，通过虚端子的方式传输SMV数据、GOOSE命令，实现保护、测控的功能，虚端子一般有系统集成商制作。
下图就是某智能站35kV线路保护虚端子发布图：五、调试步骤1、智能变电站光缆敷设、熔接工作量大，为了调试工作的顺利进行，先做出熔纤盒的光纤熔接表，让光纤熔接人员根据表格进行熔接，光纤跳线安装表示意接线。
下图为某智能站光纤熔接表：2 、光纤熔接完毕后，测试每一路光纤（含备用芯）的衰耗，并记录做出测试报告。
3、开始进行光纤标签制作，标明每一芯光纤跳纤的去向（起、终点），将熔纤盒至智能单元的跳纤连接好。
如果我们开始不熟悉跳纤走向，可以和厂家配合进行这项工作，要保证跳纤的正确和工艺符合要求。
4 、交直流电源的建立。
智能站内采用智能一体化电源设计，共享直流操作电源的蓄电池组，取消通讯蓄电池组，交流、直流、UPS、通信电源一体化设计、一体化配置、一体化监控，在设备调试前，做好充放电试验，投入蓄电池组，建立正式临时电源，配合智能一体化电源厂家完成后台监控调试。
5 、保护单体调试。
在保护单体调试前，变电站内CID文件要生成，也就是说智能保护的电流、电压、开入、开出、地址文件配置完成，每一路数据，通过保护校验仪与保护通讯成功调出文件，进行单体调试。
与常规保护调试不同，需要增加的调试内容有：5.1）智能保护需要测试保护报文中的数据丢帧、数据失步、序号跳变、品质响应四个特性的4000点告警及闭锁功能（一个周波传输4000个点报文）。
5.2 ）智能保护需要验证MU检修压板投入与保护检修压板投入的与或关系。
因为整个间隔的电流、电压数据通过MU上传保护，当MU检修时，保护不能误动。
关系是;检修都投入时，判保护检修，保护动作检修都不投入时，正常状态，保护动作有一方置检修时，保护不动作5.3）智能保护采用双通道采样模式，需要检验单通道采样告警。
5.4 ）智能保护硬压板基本没有，功能的实现都是通过软压板实现，后台实现软压板的投退功能，要仔细校验保护软压板功能。
6、配合系统集成商进行组网、虚端子图制作工作。
在完成光纤熔接、跳纤连接、保护单体调试后，配合系统集成商完成组网工作。
根据设计图纸要求、业主五防逻辑要求、各个智能厂家的虚端子图，完成虚端子发布工作，这是以后回路调试的基础。
7、在线监测功能调试。
在线监测设备包括避雷器状态监测功能主IED，断路器机构状态监测IED，SF6气体状态监测IED，局部放电监测IED，油色谱在线监测IED，主要监测避雷器的泄露电流、断路器的分合闸电流、分合闸时间、速度， GIS设备的气体微水含量，运行中的局部放电数据及变压器油的在线监测功能，现场调试人员主要工作是配合在线监测集成商完成后台监测数据，按照技术协议要求数据正确、完全，所有光纤跳线标识齐全。
8、就地智能柜与汇控柜之间二次回路调试。
当一次设备安装完毕，具备传动条件时，进行就地汇控中的控制回路、信号回路调试。
其中断路器、刀闸等机构的操作、信号及气体报警信号，通过二次电缆方式接至就地智能柜中的智能终端，智能终端通过尾纤与就地智能柜中的测保装置连接完成通讯工作。
进行回路传动，在测保装置内检查一次设备的位置、报警信号，用测保装置模拟开出试验，检查刀闸、开关的遥控回路，保护传动检查控制保护二次回路。
就地智能控制柜调试完成后，保证智能终端、智能测保装置采取数据齐全，为下一步的系统调试工作打下基础。
其中测保装置、智能终端通过光缆连接至过程层交换机以组网方式实现信息传输共享。
9、站内GPS对时调试，在智能站内，GPS对时最重要，如时钟不同步，会闭锁保护。
如不同间隔MU不同步，则SMV数据不同步，电流会出现角度差，差动保护会出现差电流，线路保护影响同期功能。
所以全站智能单元都需要检查GPS对时，不能有一处漏项。
(当母差出现差流时，应考虑这点)10、电子式互感器校验。
电子式互感器的数据传送至合并单元，可以通过合并单元修改极性和变比。
在一次设备安装前，要注意检查电子互感器的P1朝向满足设计要求，对于母线保护来说，因为不同厂家的保护对于母联、分段的极性要求不一样，而MU传送的通道数据是一致的，如果修改MU极性会使整个通道极性都要修改，所以就要求保护厂家具备在自己装置内增加修改方向的功能。
电子式互感器做角差、比差试验时，站内组网要完成，这样可以配合检测SMV数据，检查MU至智能单元的直采、网络采样回路的正确。
因为不同于常规变电站，可以在电压互感器二次端加三相不同电压检测二次回路。
智能站的电子式电压互感器，我们公司保护班还没有仪器能够加到10%额定电压（10%额定电压可以避免零漂影响，观察角度），虽然我们的通流设备通过变压器反送电能够加到，但是在调试阶段不会具备通流条件，所以在做角差、比差或者耐压试验时，站内组网需完成。
至于电流式电压互感器，和常规站得电流互感器试验相同，用大电流发生器就能检测智能单元的电流数据。
11、系统回路调试。
在全站组网完成、虚端子发布完成后，开始进行系统回路调试。
母线保护、主变保护、低周减载的交流采样数据通过直采获取，测控、故障录波等通过GOOSE组网获取，在做互感器校验时，检查每一间隔的采样数据正确和一一对应关系。
母线保护、主变保护、低周减载保护跳闸采用GOOSE组网方式跳闸，故障录波、测控的数据通过GOOSE组网方式获取。
进行回路传动，检查开入、开出的正确性。
配合系统集成商进行站内四遥功能测试，就是遥信、遥测、遥控、遥调功能测试。
因为现在设计单位在设计初很难给出虚拟二次回路设计图，这样虚端子的制作都是由系统集成商完成，毕竟系统集成商只是对自己的设备熟悉，对全站二次系统难以有系统性的掌握。
所以就需要现场保护调试人员进行把关工作。
要求保护调试人员对保护功能要相当熟悉，保护回路有整体清晰思路，在做传动时对保护所需的开入、开出点的检查做到不漏项，所有信息的上传无遗漏。
12、全站调试工作结束后，进行模拟送电检查。
利用通流设备，加三相短路电流至智能装置能检测大小、角度的范围，检查每一路电流交流回路的采样正确。
在主变低压侧加6000伏电压，利用变压器升压，在智能装置内检查每一路电压交流回路的采样正确。
六、概述因为我们对智能保护调试设备不熟悉，所以在保护调试人员进场后，应联系保护校验仪制造商到现场配合进行保护单体调试。
联系所有二次智能设备厂家到现场，检查全站CID文件是否已经生成完毕，不再需要升级。
在进行保护单体调试的同时，专人配合二次设备厂家进行光纤标签制作和尾纤连接等工作，完成站内组网。
配合系统集成商进行虚端子制作，虚端子制作相当于常规站的二次接线工作，是整体回路传动的载体，此部分工作的完成时间，直接影响调试进行。
因为智能站大部分回路是虚二次回路，以光纤为载体，不像原先常规站那样直观，经过验收消缺后，不易检查是否有人动过光纤连接，所以送电前必须进行一次通流通压试验，保证整体交流回路的正确性。
