智能化变电站二次设备调试

1、智能站厂内调试的重要性智能站简述厂内调试现状智能变电站现场调试智能站厂内调试的流程介绍章1.0什么是智能化变电站智能化变电站的分类又是怎样的章1.1智能变电站技术导则里面给出了智能站的具体定义。然而，从实际装置出发，我们可以赋予智能站一个更简单的含义。按采样模式进行分类按功能进行分类技术导则中的智能变电站：采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。章1.2我们眼中的智能化变电站：所谓智能变电

2、站，实现的是一次设备的就地数字化，通过合并单元、智能终端，将一次设备中的互感器、断路器等模拟信号转换成数字信号，通过光纤实现数据的传输。再通俗一点，即开入、开出板转移到了智能终端；交流头转移到了合并单元。还有最重要的一点，就是统一的IEC61850规约，这对实现站控层通讯而言，没有了232串口，没有了485口，没有各种网络103大大缩减了现场调试人员的工作量和工作难度。同时，自主开发的后台系统赋予了其更多的变化，更多的高级应用，更好的用户体验。章1.3u按采样结构分类常规采样+智能终端合并单元模拟采样+智能终端合并单元通过电子式互感器采样+智能终端u按功能进行分类常规智能站、新一代智能站（配送

3、式、新一代）章1.42、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。 103232485.618502、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。 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，

4、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。 常规变电站是厂家单屏或者单装置调试完成，直接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。发货到现场，然后安装调试、投运。智能化变电站引入了智能化变电站引入了FATFAT（厂内（厂内调试调试 factory factory acceptance testacceptance test），）

5、，SATSAT（现场调试（现场调试 site site acceptance testacceptance test）。FATFAT的目的：明确设联会上未确定的事情；消除各厂的目的：明确设联会上未确定的事情；消除各厂家对于家对于6185061850认知的差异性导致设备互操作性的缺失。认知的差异性导致设备互操作性的缺失。调试方法的演变调试方法的演变智能站厂内调试的重要性智能站简述厂内调试现状智能变电站现场调试智能站厂内调试的流程介绍章2.0章2.12009-2011年年规划试点阶段制定规范、标准，试点或完成2-3座330kV及以上智能变电站的建设或改造100座左右66kV220kV智能变电站的建

6、设或改造2012-2015年年全面建设阶段实现新建变电站智能化率30%50%原有重要变电站智能化改造率10%10001500座变电站完成智能化改造2016-2020年年引领提升阶段实现新建重要变电站智能化率100%原有重要变电站智能化改造率30%50%改造原有变电站5000座左右思路2：基于研发中心支撑，全自动模式思路1：流水线工作模式中国电科院目前正在致力于一项新的科技项目，即建设统一的由电科院作为第三方监管的ICDICD模型库模型库，ICD模型将由各厂家统一提供给中国电科院进行检测，并生成唯一校验码，如果模型需要更改需向电科院提交申请，而且会有相应的制约手段，这样，通过电科院的检测，不仅能

7、保证ICD模型文件的可靠性，更能大大限制ICD模型的更新频率，无论对于厂内调试还是现场调试，都有很大帮助。在此基础上，厂内联调是不是也能借鉴生产的流水线方式呢？厂内联调是不是也能借鉴生产的流水线方式呢？即通过指定的2-3名工程人员专门负责ICD的收集和SCD的集成，其余人员负责设备的调试；这种集中式的工作可以大大提高工作效率，提高工作质量。同时，可以在调试人员中采取轮换制度，不至于觉得工作模式过于单一。另一个思路就是基于研发中心的支撑基于研发中心的支撑，实现厂内调试的全自动管理和全自动调试。通常情况下，固定类型的保护之间的虚端子连线是相对固定的，而测控装置的虚端子可以进行全部连接，基于此，组态

8、工具的开发组态工具的开发小组正在开发虚端子的自动连接及校验工具小组正在开发虚端子的自动连接及校验工具，如果研发成功，SCD集成再也不会成为一件麻烦而且耗时间的工作，同时，研发中心还将提供全自动单体调试软件、调试报告的自动生成软件等，这些工具和技术手段都将大大减少厂内、现场调试的工作流程，并且有效的减少调试中因人为疏漏而可能犯下的错误，由此，我们可以期待一个美好的将来！智能站厂内调试的重要性智能站简述厂内调试现状智能变电站现场调试智能站厂内调试的流程介绍章3.0厂外-厂内转移 工作量分解用户培训与沟通用户的新要求良好的工作关系硬件调试软件调试外购设备外厂设备通讯需要落实厂外工作向厂内转移的目标！

9、通过厂内调试，及时发现与外厂家设备的通讯问题并迅速解决。尽可能的完成一些画面绘制、数据库基本配置、SCD集成等工作。231首先，在厂内调试的同时，对用户也是一个学习的好机会。在调试期间，用户一般会提出一些新的需求和更改，可以在厂内解决。与用户及调试人员共同工作的同时，可以保持良好的工作关系。231章3.24403911695910753050100150200250300350400450500201220132014.7发现问题数目发现问题数目年份年份问题数目发货工程数智能站厂内调试的重要性智能站简述厂内调试现状智能变电站现场调试智能站厂内调试的流程介绍章4.0章4.1章4.2制定排产计划，

10、确定调试时间 分配工程负责人核实开工，确认设备到货情况整理技术协议、设备清单、软件版本和图纸等厂内资料 向用户、设计院、其他厂家获取厂外资料工程负责人与用户及外厂家确认需进场调试的设备，确定调试方案、安排调试场地设备领货、服务器安装接收本公司、外厂家设备所有设备上电、检查，并搭建调试环境章4.3厂内调试遵守的规范无论是现场调试还是厂内调试，无论是现场调试还是厂内调试，国网公司都有相关的企业标准，并国网公司都有相关的企业标准，并发布有不同的调试规范。如：发布有不同的调试规范。如：Q/GDW_383-2009智能变电站技术导则QGDW_431一2010智能变电站自动化系统现场调试导则QGDW 21

11、3-2008变电站计算机监控系统 工厂验收管理规程Q-GDW_214-2008_变电站计算机监控系统现场验收管理规程Q/GDW_678-2011智能变电站一体化监控系统功能规范Q/GDW_679-2011智能变电站一体化监控系统建设技术规范Q/GDW 689-2012智能变电站调试规范章3.61、设备上电检查检查项目包含但不限于以下内容与要求：清点设备数量、型号及检查外观，检查设备铭牌及标识。组屏图与实物、设计相符，屏柜及设备的光纤、电缆连接与标识符合要求。设备上电工作状态正常。核查IED软件版本与校验码，按间隔核查保护、测控、合并单元、智能终端。2、单体调试主要对SCD进行全面测试，通过使用

12、数字化试验仪器模拟输入，对各装置进行单体调试。3、分系统功能调试3.1 范围与要求应按照线路、母线、母联、分段、变压器（含非电量）、电容、电抗等一次设备，以及全站保护及安自、测控及监控、告警直传及远动、电能计量、PMU等分系统功能设计，实现分系统各项功能。3.2保护与安自3.2.1保护、安自装置间隔整组及关联设备联调，主要调试工作与要求：1）保护、安自间隔整组设备压板配合试验，保护/安自闭锁功能完整、检修机制正确。2）保护、安自设备与关联的其他间隔设备、故障录波、网络分析等设备之间，启动、闭锁、位置状态等网络信息交换正确。3）检验保护、安自设备与过程层IED之间的SV、GOOSE通道功能，核查

13、直采、直跳的正确性，相关电压切换功能应正确。4）保护、安自设备整定值、软/硬压板配合，现场模拟故障检验定值准确、保护动作行为正确等。5）间隔整组设备为整体，现场模拟保护功能传动试验正确，并满足GB/T14285、DL/T995、Q/GDW161等企标要求，且故障录波、网络分析等设备响应正确。3.2.2监控及保护信息主机与保护装置间隔整组设备以及相关设备联调，主要调试工作与要求：1）主机设备与保护设备的信息交互功能正确，录波召唤、分析功能正确。2）保护状态、定值、软压板的召唤功能正确。3）保护告警信息、开关量信息、动作信息的报警功能正确。4）定值调阅、修改和定值组切换等定值管理功能正确。5）保护

14、信息与远方主站通信交互功能正确，接收保护定值整定单、保护定值校核及显示、保护远方复归等功能正确。3.3测控及监控监控主机与测控装置间隔整组设备以及相关设备联调，主要调试工作与要求：1）遥测量采集显示功能完整、正确，测量准确度和线性度满足技术要求。2）五防操作逻辑正确，各间隔保护/测控的遥控压板功能正确，相关间隔防误闭锁功能正确，单设备控制、同期操作、定值修改、软压板投退、变压器分接头调节等功能正确。3）一次设备实时模拟接线状态图与现场实际分、合状态一致，同期检测、断路器紧急操作正确。4）遥调控制逻辑实现方式与设计策略一致。5）监控“四遥”传动试验功能正确，应满足本标准、Q/GDW214的技术要

15、求。3.4PMU相量测量主要调试工作与要求：1）PMU设备与关联合并单元、智能终端联调，设备功能正确并满足Q/GDW131相关要求。2）PMU数据集中器、PMU设备与关联合并单元、智能终端联调，主站同步相量实时监测、多主站召唤等功能正确，联调监控主机正确实现相量测量站内交互功能。3.5一体化电源总监控装置应与综合应用服务器联调，其报警信息显示、输出与记录功能正确，就地和远方报警功能正确，模拟试验就地和远方报警功能正确。4、系统联调4.1范围与要求1）系统联调项目宜站内、远方协同进行，应通过模拟现场环境、功能整体传动的方式，联调各关联分系统实现设计的数据采集、操作与控制、高级应用、运行管理与信息

16、传输等一体化监控功能。2）系统联调应包含系统主备功能，项目与结果应满足Q/GDW678、GB/T13730的相关技术要求。4.2数据采集联调测控及监控、PMU等分系统，以及关联的故障录波设备，完整实现电网稳态、动态和暂态数据的正确采集，且相关显示/告警正确。联调保护与安自、测控及监控、一体化电源等分系统，以及关联的网络、公用测控、时间同步、网络分析等设备，实现设备数据的正确采集，且相关显示/告警正确。4.3 操作与控制联调保护与安自、测控及监控、一体化电源等分系统，正确实现操作与控制功能、防误闭锁以及安全防护、视频联动等功能，且相关显示/告警正确。4.4高级应用1）顺序控制联调测控及监控分系统

17、，按照顺序控制操作界面传动实现顺序控制功能，全过程应正确，顺序控制的开始、终止、暂停、继续、急停等功能可靠，相关站域防误闭锁功能正确。2）无功控制无功自动调节投退、目标值设定等功能正确，自动调节试验正确。3）信息综合分析与智能告警根据数据采集功能的实时/非实时运行数据、辅助应用信息、各种告警及事故信号等，按设计实现数据合理性分析、不良数据辨识等功能。根据设计和统一命名格式要求，实现分层、分类的信息告警功能，并按照故障类型提供故障诊断及故障分析报告。123确认发货时间及整改事项监督整改完毕，通知质检并安排整修 ；结束后清理场地、清点项目物资进行项目物资、调试资料、表格的移交工作章4.401POI

18、NT0203智能站现有调试模式下的问题POINTPOINT 项目 管控 程序 版本 控制 流程 优化 智能站厂内调试的重要性智能站简述厂内调试现状智能变电站现场调试智能站厂内调试的流程介绍章2.0智能变电站调试方案-现场调试372、现场调试2.1 现场调试应具备的要求2.1.1 电气安装 系统及设备安装完毕。 与自动化系统相关的二次电缆已施工结束。 网络设备安装及通信线缆（铜缆和光缆）已施工结束，通信线缆测试合格并标示正确。 现场交直流系统已施工结束，满足现场调试要求。3838智能变电站调试方案-现场调试382.1.2技术文档 工厂调试和验收报告； 系统及设备技术说明书； 设备调度命名文件；

19、自动化系统相关策略文件； 自动化系统定值单； 远动信息表文件； 网络设备配置文件； 自动化系统设计图纸（应包括GOOSE配置表）； 现场调试方案； 其它需要的技术文档。3939智能变电站调试方案-现场调试392.1.3测试仪器仪表 自动化系统调试中使用的仪器、仪表应满足智能变电站测试技术要求，并经有检验资质的检测单位校验合格。4040智能变电站调试方案-现场调试402.2 调试流程 由调试负责单位组织成立现场调试工作组； 根据自动化系统工程要求编写现场调试方案和调试报告； 现场调试工作组按调试方案开展现场调试工作，并记录调试数据； 现场调试工作组负责整理现场调试报告； 现场调试工作组向建设、运

20、行单位移交资料； 带负荷试验。4141智能变电站调试方案-现场调试412.3 现场调试的主要内容 站内网络系统调试； 计算机监控系统调试； 继电保护系统调试； 远动通信系统调试； 电能量信息管理系统调试； 全站同步对时系统调试； 不间断电源系统调试； 网络状态监测系统调试； 二次系统安全防护调试； 采样值系统调试。智能变电站调试方案-现场调试422.3 继电保护系统调试 当直接从装置端口上测试时，需要插拔装置的光纤，但测试数据的安全隔离比较可靠，可以看到明显断口； 当从交换机端口上测试时，无需插拔装置的光纤，但其他装置需要对应作功能投退操作，例如出线间隔作模拟量测试时，母差间隔需要退出该出线间隔的模拟量处理，避免造成误动事故，此时的安全隔离为软件完成，需要特别注意。 对