关键词：综合自动化变电所 现场调试
0 前言
随着国家两网改造政策的出台，许多地方农网都新上或改造了一大批变电所，而且起点很高，多数采用了国内先进的变电所综合自动化系统。可是由于各地技术水平参差不齐，计算机应用能力也不尽相同，影响了综自系统功能的发挥。本文总结了综自系统现场调试的多年经验，提出了现场调试步骤及注意事项，仅供大家参考。
工程调试按时间大致分为前期准备阶段、调试阶段、试运行阶段、调试收尾阶段。前期准备阶段主要是对变电所一次设备、二次设备进行初步了解，全面掌握综自系统性能、具体装置、屏功能，达到进行系统调试的要求。调试阶段即结合设计要求和系统功能进行全面细致的试验，以满足变电所的试运行条件。试运行阶段即在所有
一、二次设备带电、综自系统全部功能均投入运行的情况下，检验综自系统反映的正确性。在试运行结束后，针对试运行过程中反映出的问题进行消缺处理。最后，在调试收尾阶段做好维护人员和运行人员的培训，文件资料的整理和移交。
下面，我们就各个阶段所做的工作作以具体的介绍。
1 前期准备阶段
一般应首先对整个站二次综自系统设备进行全面的了解。包括综自装置的安装方式、控制保护屏、公用屏、电度表屏、交流屏、直流屏的数量和主要功能；了解一次主结线，各间隔实际位置及运行状态；进行二次设备外观检查，主要有装置外观是否损坏，屏内元件是否完好，接线有无折断、脱落等；检查各屏电源接法是否准确无误，无误后对装置逐一上电，注意观察装置反应是否正确，然后根据软件组态查看、设置装置地址；连好各设备之间通讯线，调试至所有装置通讯正常，在后台机可观察装置上送数据。
2 调试阶段
这个阶段包括一次、二次系统的电缆连接、保护、监控等功能的全面校验和调试。首先检查调试一次、二次系统的电缆连接，主要有以下内容。
2.1 开关控制回路的调试
给直流屏控制电源、储能电源或合闸电源，检查一次开关侧储能电源或合闸电源保险是否合上，以免合闸时烧毁合闸线圈。合上装置电源开关和控制回路开关，手动逐一分合断路器，检查控制回路、断路器位置指示灯颜色是否正确（合上断路器后为红色，跳开断路器后为绿色），反应是否正常。如发现控制断路器时位置指示灯熄灭或红绿灯全亮，要立即关闭控制直流电源，查找原因。应注意如果装置跳合闸保持回路需要与断路器操动机构跳合闸电流配合时，继电器保持电流是否与断路器控制回路实际电流值匹配。如果不匹配，当继电器保持电流比实际电流小时，将烧毁跳合闸保持继电器；当比实际电流大时，跳合闸不可靠或跳合不成功。
2.2 断路器本身信号和操动机构信号在后台机上的反映
2.2.1 关于弹簧操动机构，弹簧未储能信号及报警音响是否正确。弹簧未储能信号应接在装置的正确位置，且要求在未储能时，接点闭合用以闭锁线路重合闸，同时电铃响。若正确，断路器合上后装置面板应有重合闸充电标志显示。
2.2.2 关于液压操动机构，压力信号是否齐全，后台机SOE事件名称、时间反应是否正确，音响报警应正确（电铃响）。
2.2.3 关于SF6开关气体压力信号，应在后台机上显示SOE事件名称、时间正确，音响报警正确（电铃响）。
2.3 开关量状态在后台机上的反映
逐一拉合一次侧断路器、刀闸，查看后台机SOE事件名称、时间是否正确，断路器、刀闸状态显示是否正确。若状态与实际相反，必是断路器、刀闸辅助触点常开、常闭接反。此时，可通过更改电缆接线或后台机遥信量组态改正，但改后台机遥信量特性组态“常开”为“常闭”时，在调度端也应做相应改动。
2.4 主变压器本体信号的检查
2.4.1 主变压器本体瓦斯、温度、压力等信号在后台机上显示的SOE事件名称、时间是否正确；重瓦斯信号、压力信号应响电笛并跳主变各侧断路器，轻瓦斯、温度高信号应响电铃。
2.4.2 查主变压器分接头档位和调节分接头过程在后台机显示是否正确。
2.4.3 查变压器温度在后台机显示是否正确。一般主变压器测温电阻应有三根出线，一根接测温电阻一端，另两根共同接测温电阻另一端用以补偿从主变压器到主控室电缆本身的电阻，提高测温的精度。在测温装置上也应按此方式连接，否则测出的温度不准，接错时是个死值。
2.5 二次交流部分的检查
2.5.1 用升流器在一次侧对A、B、C三相分别加单相电流，对二次电流回路进行完整性检查。不应开路或串到其它回路，有效值、相别应正确。在装置面板查看保护电流回路数值、相别和测量回路电流数值、相别；在电度表屏用钳型表测量计度电流，最后在后台机查看电流显示。
2.5.2 用升压器在一次侧对A、B、C三相分别加单相或用调压器在PT二次侧A、B、C三相分别加单相电压57V。注意观察该母线段所有保护、测量、计量电压回路应都有电压，其它母线段设备无电压，相别反映正确。万用表量电度表屏计度电压，查看装置面板、后台机电压显示值是否正确。加三相电压，用相序表测计度、测量、保护电压相序。启动PT切换功能，本电压等级一二段母线均应有正确电压显示，而其它母线段二次侧无电压。
2.6 其它需要微机监控的量（如直流系统）遥信量及音响报警正确，遥测量显示正确
2.6.1 直流系统保护功能的调试
对保护装置做试验，检验装置精度及传动断路器，在后台机上应报保护动作信息、开关变位信息和显示动作时刻数据。若装置带同期功能时，应找准线路侧电压和母线侧电压基准点，即当同期电压取相电压或线电压时线路侧UXN与母线侧UN或Ub（当PT的B相接地时）短接。
2.6.2 监控部分功能的调试
遥控功能的检查 后台遥控断路器、主变压器分接头、电动刀闸应正确无误。若遥控断路器不成功，主要有如下原因：测控装置或控制回路未上电；直流屏合闸电源未合或一次开关处合闸保险未给上；测控装置未通讯；装置远方/就地切换开关在就地位置；装置未采到远方/就地切换开关位置；断路器位置不能在后台机上正确反映；控制回路接线不正确。
按最终完整一次系统图纸做好监控一次系统图，详细核对开关、刀闸编号，PT、CT变比，将模拟量、脉冲量系数设置正确。系统图、网络图、棒图、实时报表、历史报表等图表应按要求进行设计、组态，做到完整准确。
2.6.3 打印功能的调试
要求打印机设置正确，打印图形、报表完整美观，大小合适。自动打印功能（告警信息自动打印、保护信息自动打印、和日报表、月报表的自动打印）及时准确，完整美观；手动打印功能（保护动作数据的打印；保护定值的打印；系统图、网络图、棒图、曲线、实时报表、历史报表的打印）完整美观，符合运行管理要求。
2.6.4 声音报警功能
对断路器、刀闸等开关量加声音报警功能；对保护动作信息加声音报警功能。
与智能直流屏、智能电度表、GPS、五防等装置的通讯应正确，功能正常发挥。
2.6.5 远动功能的调试
国内目前应用较多的部颁CDT规约DL451—91为例说明调试过程及注意事项。
投运远动首先要和调度端协调以下技术内容：通道为模拟方式或数字方式；通讯方式为同步或异步；准确的通讯速率；如通道为模拟方式，调制解调器中心频率；调度端站址和本站站址；帧功能码（一般按标准CDT规约即可）；调度端遥控序号为十进制或16进制；遥测量数量、顺序及名称，频率数据采用格式（普通模拟量或BCD码）；遥信量数量、顺序及名称；遥控量数量、顺序及名称；电度量数量、顺序及名称；向调度端提供遥测、遥信、遥控、遥脉信息表。以上各项协调内容应与调度端完全一致，否则数据传送有误，严重时就不能进行通讯。
在调试过程中，对变电所上行信息和下行信息分别进行调试。上行信息包括调度端反映遥信量应正确，SOE量、遥信变位能正确捕捉，模拟量反映正确，电度量正确。下行信息有调度端遥控断路器、刀闸正确，遥调主变档位正确；需要调度端校时，校时正确。
关于远动通道、报文调试的方法，远动调试时, 用串口调试软件来看远动报文。对于数字通道，直接将笔记本232口插在远动通讯口，可直接观察到数据报文。对于模拟通道，查看远动信号是否上送, 可采用以下方法：用交流电压表测量应在0.4~1.3V之间，最好在0.7V左右（电压过低信号接收不好，电压过高则干扰载波相临话音通道）；用数字频率表测量时,频率表后几位应在MODEM中心频率范围内不断变化；用示波器观察波形时，应有两个清晰的波形，稳定住一个波形，另一个则在不断变化。若波形静止不动，只是在不断发“1”或“0”，调度端将解调不出信息；用喇叭听信号，可听到清晰而有规律的嘈杂音。调试的最后阶段是对整个综自系统进行以下完善工作。
1.综自系统的防雷抗干扰处理 通讯线屏蔽层可靠接地；各通讯端口可靠保护；交流电源接地正确。
2.屏上各标签框完整准确，任一元件应有明显标识：控制保护屏上压板、开关、指示灯及装置名称标签框；控制保护屏后C45N开关标签；电度表屏上标签框；交流屏上开关标签框；直流屏上开关标签框；各屏后端子排按单位做标识；在计算机通讯线的插头上做标识标明用途。
3 试运行阶段要详细观察系统的运行状态，以便及时发现存在的隐患
3.1 差动保护极性校验
主变压器带一定负荷之后，才能判断出主变压器差动极性。在监控后台机上，调主（差动）保护装置采样值，将能看到某一时刻主变电流采样数据。可参看采样数据中的差流相数据的大小判断差动极性，也可通过对各相电流的波形分析差动极性。正常状态下，对于两圈变压器在同一时刻，主变压器高低压侧A-a，B-b，C-c相电流波形应正好相反，即高侧为正半波数据，则低侧应为负半波数据，且最值相加应得零。对于三圈变压器，送电侧各相电流波形与受电侧各相波形相反，且最值相加得零。
3.2 带方向保护的方向校验
线路带一定负荷之后，在后台机上调采样值，通过观察同一时刻相电压与同相电流之间的电压电流数据分析。例如：线路输送功率为从变电站向线路送电，则A相电压正半波最大值应超前A相电流正半波最大值一定角度（最大不超过180度），即同半波数据内电流最大值落后电压最大值几个采样点，否则线路保护方向错误。根据装置采样频率可算出两点之间角度，如12点采样，则两点之间为360/12=30度，同理，可校验B、C两相。
a.后台机显示电压、电流是否准确。显示不正确，应看后台机PT、CT变比设置是否正确，再查看二次接线是否有误，CT是否被封死。
机显示线路、主变各侧功率是否准确。功率方向应沿袭保护方向规定，即按功率流入母线为负，流出母线为正，这样，也可保证保护方向基本正确。现场最好有功率测量装置，可直接通过测量二次电流电压相位即可算出功率。若无该装置，则可采取以下方法分析：装置计算功率采用电流相数是否与实际一次CT对应，即两表法还是三表法表测功率，如实际CT为两相，而采用三表法计算功率则误差很大；后台组态中CT、PT变比是否正确设置，CT回路接线是否正确，CT是否被封死；采用功率计算公式P=√3*U*I* cosφ 初步计算功率是否与显示一致。如不一致，则用相序表测装置电压相序是否正确，如电压相序正确，则某相电流相序或极性必不正确。此时，可在开关柜端子排依次短接A、B、C三相电流，并摘掉端子排至主控室或柜上装置电流线，在后台机上观察三相电流显示数据是否正确变化，由此，可排查出开关柜端子排到主控室内电流相序。若电流相序正确， 应查电流极性正确否；各电压等级母线上进出有功功率应平衡：各母线上所有受电间隔有功功率之和与送电间隔有功功率之和应相等。如不相等，可根据变电所实际运行状态判断哪个功率点功率方向不正确，功率反的功率点将CT极性对调即可。
需要注意的是：主变送电侧、受电侧有功功率、无功功率不一定完全相等，由于主变传输的是视在功率，只要送电侧视在功率等于受电侧视在功率即可（视在功率计算公式为S=√3*U*I）。
c.后台机显示开关刀闸位置是否正确
d.后台电度数据是否正确
e.调度端显示遥测、遥信、遥脉数据是否正确
4 调试收尾阶段
试运行结束后，针对试运行期间反映出的问题进行消缺处理。
最后，做好计算机监控软件的数据备份和变电所资料的整理交接。至此，一个综合自动化变电所的现场调试工作结束。
