智能变电站的调试特点与建议

蔡晓越

（上海送变电工程公司，上海 200235）

智能变电站与常规变电站调试技术相比，在信息采集、传输、处理等环节均有本质区别，新型电气设备（电子式互感器、合并单元、智能终端、网络交换机）的性能及其与继电保护装置等二次设备的整体配合性能，均成为确保变电站安全可靠运行的重要因素。电子式互感器的稳定性、合并单元的采样同步性、过程层网络的安全可靠性等问题，都会影响到保护装置的快速响应和准确执行，尤其是在新设备新技术应用的初期。而基于常规的单类保护装置的试研方法（单类保护装置试验模型、常规模拟故障试验项目、常规保护装置性能评价），已经不能满足对智能变电站二次设备进行整体性能测试的要求。因此，目前需要转变试验方式，研究对保护装置进行型式试验和变电站级动态模拟试验的模型系统、试验项目和方法，包括研究现场单体调试及分系统调试的内容。

1 智能变电站的系统特点

目前，智能变电站系统采用“三层一网”结构。

三层：站控层、间隔层、过程层。站控层由后台监控、远动通信、在线监测、视频监控等系统组成。间隔层由各种智能组件组成，实现保护、测量、控制、计量和检测功能。过程层由合并单元和智能单元组成，实现各种实时信息的采集和控制命令的执行，面向设备或间隔单元配置，通过网络直连方式与间隔层智能组件互相通信。保护采用直采、直跳方式。

一网：三网合一，即网络采用SV、GOOSE、MMS“三网合一”传输方式，分布、开放式网络系统。站控层与间隔层按IEC 61850协议构建星形网络，后台系统按照IEC 61850协议统一建模，分层分布实现电气设备间的信息共享和互相操作。IEEE 1588对时信号共网传输。电动设备控制实现远方集控中心、操作员站、测控、就地4级控制。智能变电站采用多种新技术，整个二次系统的架构、配置及与一次系统的连接方式与常规变电站相比，均有较大变化。其主要特点：一是，间隔层和站控层设备的通信接口和模型，全面支持IEC 61850标准，协议标准、开放，可实现网络化二次功能；二是，过程层由常规的电流、电压互感器逐步改为电子式互感器，通过合并单元接入装置；三是，一次与二次设备之间的电缆连接改为光纤连接。正是这些技术特点，给现场保护调试工作带来了新的挑战。

2 现场调试工作的区别

2.1 模型文件的差异

常规变电站保护调试，只需按设计图纸进行，而智能变电站保护调试，则要事先了解ICD、SSD、SCD、CID模型文件，他们之间的相互关系、系统配置及工作流程，如图1所示。

图1 系统配置及流程

由图1可知，各设备厂商提供装置自描述信息ICD。系统工程集成商，通过组态工具和设计院的设计文件SSD，包含一次系统的单线图、设备逻辑节点、设备类型定义等，组态形成项目的SCD文件（包含变电站一次系统、二次设备配置、通信网络及参数配置）。二次设备厂家使用装置配置工具和全站统一的SCD文件，提取CID文件（包含与ICD数据模板一致的信息，也包含SCD文件中针对该装置的配置信息，如通信地址、IED名称等）下发到装置，供调试人员进行测试。

因此，调试人员在试验前必须熟悉全站SCD文件和装置的CID文件。掌握采样值报文的格式（每个通道的具体定义），掌握GOOSE报文格式（虚端子数据集的定义及对应关系），掌握全站网络结构和交换机配置。这是常规站调试所不具备的内容。

2.2 新增试验项目的差异

智能变电站简化了二次接线，采用少量光纤代替大量电缆。因此，需要进行光纤回路连接正确性检查，即光纤端口发送与接收功率的检查。电子式互感器通常由传感模块和合并单元构成，传感模块又称远端模块，安装在高压一次侧，负责采集、调整一次侧电压和电流，并转换成数字信号。合并单元安装在二次侧，负责对各相远端模块传来的信号做同步合并处理。与常规试验项目相比，多了电流和电压信号的同步检查，即利用标准源给合并单元加量检查输出精度，接收合并单元发出的报文数据，对比波形，分析电压和电流相位，以及检查并列功能报文配置的正确性。

2.3 分系统试验的差异

把配置好的SCD文件，利用设备配置工具下发到各智能设备（保护、测控、智能终端、合并单元），观察装置有无异常现象，如退出运行、死机等问题。按调试大纲，利用数字校验仪及SCD文件对各智能装置进行校验。模拟故障验证配置文件及虚端子逻辑关联的完整性试验内容、连接正确性、保护跳闸逻辑的正确性、报文及事件顺序记录（SOE）时标、故障录波及监控显示的正确性。试验方法与常规变电站相同。

与常规变电站调试项目不同的是，新增了网络报文记录分析功能调试。网络状态通信实时状态检测，增加了使用专用仪器的软件（模拟网络风暴），检查GOOSE网络的稳定性。对网络交换机进行局域网（LAN）划分，保证网络采集SV数据端口的实时性；利用分析软件检查相应端口MAC地址输出的正确性。将保护装置后台监控、故障录波、对时系统、模拟断路器信息接入相应网络，完成设备信息互联。

2.4 调试仪器的差异

依据智能变电站调试项目的特点，在常规变电站调试设备的基础上，需要增加以下设备：

1）数字化继电保护测试仪 至少有6对光纤以太网接口，参数可独立配置；至少有3个FT3光纤接口，用于SV报文发送；至少有8对硬接点输入接口和4对硬接点输出接口。

2）电子互感器校验仪 提供模拟量输入端口和数字量输入光纤接口，适应输出为模拟量和数字量的电子式互感器；可以接受不同格式的SV报文（GB／T 20840.8及 DL／T860 9.2）；提供时钟输出端口，适应需要外同步的电子互感器；具有准确度测量、绝对延时测量、极性测试和SV报文离散性测试功能。

3）网络记录分析仪 进行实时抓捕网络报文，对 GOOSE、MMS、IEEE 1588、DL／T860 9－2报文进行解析，并绘制出模拟量波形，另存为COMTRADE格式文件。

4）网络测试仪 对交换机进行性能测试，模拟网络背景流量，流量的报文格式、大小、发送频率，均可手工配置。

3 调试工作交流

1）MU的配置 选择DL／T 860 9－2的采样模式。Asdu为1，代表每个数据包内有1个采样点数（每20ms采样点数为80），则意味着每秒钟采样4 000点（0～3 999）。此时，每秒钟发送4 000个数据包，这对硬件要求相对较高，而丢包的风险则相对较低。如果把Asdu参数设置过高，则可降低对硬件的要求，但会增大丢包的风险。

2）变比的设置 由于DL／T 8609－2模式下传送的是一次值的大小，因此必须对DL／T 8609－2采样模式下的信号输出方式设置变比，否则会造成保护不能正确动作。

3）GOOSE报文 GOOSE报文包含了诸如GocbRef、GoID、DatSetRef等信息，这些信息是识别GOOSE的标记。接收GOOSE的装置中也配置了要接收GOOSE的GocbRef、GoID、DatSetRef等信息。接收装置中的配置与收到GOOSE报文中的信息内容一致时，则订阅成功，该GOOSE报文的内容将被接受。测试仪可根据收到的GOOSE报文，自动生成GOOSE开入的订阅配置及GOOSE开出的配置。但是，虚端子与测试仪开关量的映射关系，仍然需要手动配置。

4）通道延时及识别 在被测终端设备通信网络上加入带外、带内两种报文，以一定的负荷发送报文。带外广播报文的目的MAC地址为FFFF－FF－FF－FF－FF，带内报文在数字化变电站系统内抓包获得，以确保带内GOOSE报文的帧格式为终端被测设备接受的帧格式。测试在不同负载的带内、带外网络风暴下，终端设备的状态反应及发生异常的耗时。不同间隔电流和电压合并时的同步（变换延时不一致）：如某间隔的电流需要同母线电压间隔的合并单元合并，需要在电流合并单元内将电压合并单元来的电压进行校正，使之与本合并单元的电流同步。

跨间隔保护（母线差动和变压器差动）：跨间隔的保护应具备对来自不同间隔合并单元电流和电压的校正能力。

上述两种来自不同间隔的校正方法，基本相同，都应通过SV数据集中所带的通道延时来识别，并加以校正。

5）校正同步能力 线路电流纵差保护对端的常规保护，本端差动保护须有与对端校正同步能力，由本端保护完成校正。

6）电能表获取信息 电能表必须从合并单元中取出电压和电流信号，防止不同合并单元由于固定延时不一致，导致计量错误。

7）固定延时的影响 数字式信号仪在检测2个合并单元的信号时，由于固定延时的影响，会有固定的角差。同样，故障录波仪也存在这个问题，可通过回查采样包号加以解决。

4 建议开发可视化调试软件

建议开发可视化调试软件，服务于调试阶段模拟故障及运行阶段对故障告警信息的分类和过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据多专业综合分析。调试人员及运行人员应用可视化调试软件，可以一目了然地分析问题，解决问题。