智能变电站调试大概步骤
一、设计联络会
召开设联会，召集所有相关厂家并确定工程实施方案，供货时间，技术落实，对整个工程的设计有个总体的概念。

制定调试计划，规划好具体的时间节点。

（系统分公司目前不具备这方面的技术水平，61850和系统构架）
二、厂内调试阶段
1、全站SCD 文件的配置
由集成商收集各厂家ICD 文件，设计院提供一次主接线图、网络布局图、光纤联络图和设计虚端子图（由设计院提供）等。

并由集成商负责全站SCD 文件的配置。

模型文件发布必须受控，纳入程序版本管理。

遇到问题怎么处理？（模型文件有问题尚不能处理）
2、过程层调试
由各个厂家和用户负责调试网络环境的搭建，过程层调试要实现装置的正确跳闸、遥测采样、遥控、遥信上送、对时等。

并且要根据实际现场要求，实现装置的相关功能，如调试中发现问题，需要及时确立好方案并及时更改。

3、一体化信息平台配置
根据全站配置SCD 文件，完成后台导库工作，画面制作，数据库关联、分画面制作、要实现基本的“三遥”功能，保护定值召唤、修改，软压板遥控，录波功能的实现等（所有已发货和在调工程后台都由研
发进行装机）。

4、一体化五防。

5、高级应用（一键式顺控、智能告警、源端维护、小电流接地
选线、VQC 无功调节等）。

6、智能辅助系统。

7、远动装置及规约转换器的装机、调试（所有已发货和在调工
程都由研发进行装机并调试，一个站大约需要两天）。

8、用户验收。

三、现场调试阶段
1、清点货物
对所发的货进行清点，统计损毁情况，少发、漏发、错发货物清单、并根据清点情况抓紧时间联系家里补发货等。

2、光纤、网络的布置
根据设计院所出图纸负责完成现场光纤、网络的布置，并熔接光纤。

3、全站SCD 配置
全站根据虚端子图配置SCD ，但是一旦模型更换，与该模型相连的虚端子都需要重新连，各个厂家模型都在不断升级，SCD 不断重复配置，贯穿整个变电站的调试过程。

绵阳东220kV 中等规模的变电站，工程人员现场配置SCD 配合单装置调试已花费60人天。

4、过程层调试
根据配置的SCD 导出相关装置配置，下到装置中。

配合测控装置、智能终端、保护装置等厂家完成过程层调试、需要不断更改配置
文件，并且出了问题不能直观地看出故障情况，需要抓报文，分析报文等等。

鄢陵变现场智能终端BOS 板，由于装置发热严重，导致BOS 板不断重启，使遥控出口不能开放，遥控命令不能执行下去，问题由研发人员指导查了一周左右仍解决不了。

最终由研发中心人员（负责硬件和软件方面）在现场花了一周多时间才发现问题原因，最终解决。

球场路变与NSR201D （ARP 保护）联调时，遥测在后台无法显示，通过61850调试工具可以看见遥测，于是201保护研发人员认为他们的模型和装置没有问题，但是后台这边始终无法显示遥测，开始由研发指导还是没有查出来，后来研发人员过来配合201保护研发人员一起查，并换了一次人，最终确定仍然是模型文件问题。

（需要占用很长时间，基本上自始自终, 系统公司目前尚不具备这方面能力, 要求开发一套供工程人员使用的直观的调试工具, 继保等其它厂家如何做的……）。

5、一体化信息平台配置
根据SCD 文件导库，完成后台的搭建，并且完成站控层与装置通讯，完成后台数据库、画面制作、分画面制作（保护软压板）、关联数据库，完成信号对点、保护软报文上送、遥测显示、遥控等功能。

保护要做定值召唤、定值修改、故障录波等。

5、一体化五防，五防逻辑一般由设计院提供，出图纸，然后后台厂家根据图纸编逻辑，做到后台五防程序库中，并做五防模拟画面。

目前只有鲁巷变和风光储实际使用一体化五防，整个软件调试和后期
维护消缺均由研发完成（不支持统一组态，重复组态）。

6、高级应用需要安排专人，完成顺控票库的制作，并做到分画面上。

这方面可根据用户的实际需要灵活制作。

由于全站操作票所有各项操作都涵盖到，会有很多张，所以此项工作也要花费很多时间。

智能告警、电压无功自动调节VQC 、小
电流接地选线、源端维护等都需要花费大量时间去做。

（高级应用不支持间隔复制，极不方便且效率低下）
鄢陵站制作顺控操作票4人加班加点共花费15天时间完成。

7、规约转换器NSS203，由于不同的站一般智能设备厂家都不尽相同，而且各个厂家的科研水平参差不齐。

所以对于调通讯的话，一般都需要现场写程序，个别厂家都需要我们给他们做ICD 文件，然后进行测试，并完成通讯。

（接入规约较少, 不能灵活设置，与调度端联调不顺利, 时常要现场改程序）
8、远动装置调试，调度通道调试、调度信号转发、遥信对点、遥测、遥控等也一般需要研发中心人员完成。

（接入规约较少, 不能灵活设置，与调度端联调不顺利, 时常要现场改程序）。