智能变电站二次调试方法研究

李 岩，赵立军

(蒙东电力公司输变电建设局，内蒙古 呼和浩特 010020)

在智能变电站二次设备招标采购时，应指定中标的监控系统厂家为集成商，在二次设备设计联络会上确定技术规范细节后，规定所有智能二次厂家生产的装置需到集成商所在地进行集成试验，在各二次厂家技术人员配合下验证各装置通信规约、互操作性等功能，之后将设备发往工程现场。

设计院根据各二次厂家提供的单装置ICD文件与虚端子图进行虚端子连线，设计全站的虚端子图，然后由集成商根据设计院提供的全站虚端子图配置全站的SCD文件，并把配置好的SCD文件下发给各二次设备厂家，厂家把SCD文件下装至各设备装置中，形成符合要求的CID文件，以验证各智能设备功能的有效性、集成的正确性和设计的合理性等，最终形成智能变电站完整的二次系统配置。

1 智能二次设备调试内容

1.1 单体部分

a． 合并单元

验证采样的正确性，包括幅值、相角和极性;测量SV输出端口光功率;检查配置是否正确，且与设计一致;验证电压切换功能和电压并列功能;验证报警功能;检验对时功能;记录程序版本。

b． 智能终端

验证收发GOOSE报文的功能;验证输入、输出开关量接点的功能;验证报警功能;记录程序版本。

c． 保护装置

检查采样功能和精度;验证各项保护逻辑;检查收发GOOSE报文的功能;检查检修压板功能;检验对时功能;记录程序版本。

d． 测控装置

检查采样功能和精度;检查收发GOOSE报文的功能;验证间隔五防闭锁逻辑功能;验证同期合闸功能;检验对时功能;记录程序版本。

e． 故障录波装置

检查采样功能和精度;检查收发GOOSE报文的功能;验证录波功能;检验对时功能;记录程序版本。

f． 报文记录仪

检查记录SV报文的功能;检查接收GOOSE报文的功能;检查接收MMS报文的功能;检查对报文的分析和告警功能;记录程序版本。

g． PMU装置

检查采样功能;记录程序版本。

1.2 SV采样部分

在单体调试完毕、相应二次网络施工完成情况下进行。在互感器二次绕组处加入电流和电压，验证合并单元采样是否正确，能否正确传送至各相关智能二次设备，让其正确接收SV报文并显示。如果现场条件具备，可以通过一次通流和加压的手段进行全面检查。

1.3 保护部分

通过模拟各类典型故障，对传动保护检查以下功能:保护是否正确动作;智能操作箱是否正确动作;故障录波是否正确录波;监控后台是否正确显示保护动作信息;不同保护间的联闭锁信息是否正确;合并单元、保护装置和智能操作箱的检修压板状态是否对应。如果现场条件具备，可以直接带开关进行保护传动，考察范围更为全面［1］。

1.4 监控部分

以监控后台为中心，检查以下功能:监控画面的绘制是否符合运行要求;能否正确反映各间隔的遥测值;当有遥信信号上送时，告警窗是否报出，光字牌上是否有显示;对各间隔可以遥控的开关刀闸进行遥控操作;远方投退软压板、远方切换定值区、远方修改定值和远方复归是否有效;SNTP对时是否正确;同期功能是否正确、有效。

2 信息一体化平台调试方法

2.1 常规SCADA功能调试

a． 实时数据变位调试，选取1台测控装置，分2种情况:发送单个遥信变位;发送一批遥信变位。

b． SOE调试。选取2个测控装置发送SOE测试记录，并记录SOE反应时间和一体化平台接收时间。

c． 实时数据遥测量调试，选取多个装置，测试现场数据与后台的遥测数据是否一致。

d． 遥控调试，在画面上任意选择遥控对象进行遥控操作。

e． 保护功能调试，针对测控保护装置，当保护动作时，在测控保护装置上正确显示，同时及时上送一体化平台并在简报窗口中正确显示。

f． 逻辑节点工况调试，分2种情况:拔掉监控与测控装置通信单元间的通信线，判断其反应正确性，记录反应时间;停止测控装置的工作，判断其反应正确性，记录反应时间。

g． 画面响应时间调试，针对设备状态、接线图、光字及遥测等数据，选择具有代表性的画面进行调试。

h． 历史数据及告警信息的调试，任意选择几个历史时段，分别查询系统中所有遥信和遥测值，另外，选择不同的时间段分别查询其遥信、遥测和统计值，判断系统的正确性。

2.2 远方通信功能调试

a． 调试IEC61850－80－1调度通信，调试遥信的上送功能。

b． SOE上送调试，选取2个测控装置发送SOE测试记录，并记录SOE反应时间和调度端接收时间。

c． 遥测量上送调试，选取多个测控装置，调试遥测上送功能。

d． 调度遥控调试，在调度画面上任意选择遥控对象进行遥控操作。

e． SNTP对时功能调试，信息一体化平台时钟是否与SNTP对时源同步。

2.3 智能告警及故障综合分析功能调试

a． 故障智能推理功能调试

检查故障智能推理所需信号的配置是否完整，根据各种启动信号与推理依据逐一检查各间隔的遥信中是否定义相应信息。调试故障智能推理功能，按照各种可推理的故障类型，逐一根据推理触发条件模拟相应的启动信号序列，在告警程序中查看是否出现相应的推理结果和推理报告。

b． 告警信息按分页显示功能调试

检查告警信息是否可按告警等级或告警类型分页显示，内容满足需求，可自定义分页显示信息，时序信息页面显示全部信息，检修信息页面显示挂检修牌间隔的信息，推理结果页面显示故障的推理结果，未复归页面显示动作后尚未复归的信息。

c． 告警信息过滤功能调试

调试信息是否可按厂站或设备组进行过滤显示，即只显示某厂站或某设备组的信息。

d． 告警信息屏蔽功能调试

调试信息是否可按厂站或设备组进行屏蔽显示，即不显示某厂站或某设备组的信息，屏蔽后界面上应有明显提示［2］。

e． 告警信息暂停刷新功能

调试告警信息是否可以暂停刷新及恢复，暂停刷新期间的信息不得丢失。

f． 告警信息保存文件功能

调试检查告警信息是否可按任意页面保存成离线文件，包括txt、excel、pdf等格式。

g． 快速定位功能

调试是否可根据某个告警信息快速定位其所在厂站或间隔，并对该厂站或间隔的信息进行过滤。

h． 告警信息打印功能

调试是否可以正确打印任意页面的信息。

i． 告警信息排序功能

调试告警信息是否可按时间顺序正序或逆序显示。

2.4 一键式顺序控制功能调试

a． 自定义程序化操作步骤功能模块调试

启动OptManager程序，随意调用一个已有操作票，对该操作票的步骤进行增加、删除、修改等操作，并以统一的编号存入数据库，关闭OptManager程序。重新启动OptManager程序，调用刚才修改并保存过的操作票，观察其操作步骤是否发生变化。打开dbconf数据库组态程序，打开文件索引表找到该操作票文件，查看其文件是否是“顺控操作票”类型。

b． 用户权限管理调试

系统设置管理员权限，可维护变电所职工基本信息，用户密码可自定义设置，用户权限等级设置Popuser、值班员、副值、正值、值长、Admini 6类。

c． 程序化控制与调度的互动功能调试

从调度下发控制命令，使用1台主机模拟调度下发操作票任务，查看总控装置是否顺控执行;从调度端观察是否向调度发送每一步执行结果及操作票执行的总结;从调度下发控制命令，总控开始执行;从调度端模拟下发执行、暂停、继续、停止等命令，检查顺控程序是否有相应的响应［3］。

2.5 一体化平台与相关智能系统的接口功能调试

在一次设备在线监测系统中，对可能发生故障的设备进行诊断分析，并给出诊断结果，及时向用户提供各设备的运行状态、故障预警及报警信息。

2.6 智能无功优化控制 (VQC)功能调试

2.6.1 参数设置

VQC系统在运行前应对运行所需的各种参数进行图形化设置，包括系统全局参数、参与调节的主变参数、母线参数、电容器参数和电抗器参数，在确认以上参数正确设置后VQC系统方可投入实际运行和调节。

a． 系统系数

VQC系统全局参数包括VQC控制方案、限值整定方式、限值曲线形状、限值判断依据、设备调节方式等相关参数。

b． 主变参数

主变参数设置包括主变高压侧开关、刀闸信号定义、VQC调节的无功和电压定义、主变档位信号的定义、主变闭锁条件的定义、分接头上调和下调闭锁条件定义、分接头动作后的闭锁时间定义、分接头日调节最大动作次数定义、分接头调节一档的电压变化量定义、最大档位和最小档位定义、中间档位定义、三圈变并列运行设置等。

c． 母线参数

母线参数设置包括与母线连接的电容器开关、刀闸信号定义、电抗器开关、刀闸信号定义、VQC目标控制母线并列运行时与左右侧母线连接的设备定义等［4］。

d． 电容器参数

电容器参数设置包括容抗器开关信号定义、禁止容抗器投入的闭锁条件定义、容抗器的额定容量、投切1组电容器引起的电压变化量、开关动作的闭锁时间和开关1 d最多动作次数等。

e． 电抗器参数

同电容器参数设置。

2.6.2 控制策略

根据参数设置的具体动作情况，在整个VQC功能未闭锁、主变分接头调节方式为“自动”、容抗器开关调节方式为“自动”、主变VQC功能未闭锁、容抗器VQC功能未闭锁的情况下，通过人工设置数值的方式得到VQC的运行区域，进而检查VQC的动作情况。

2.6.3 其它功能调试

包括VQC系统动作记录查看，分接头、电容器、VQC日动作次数统计，电压、无功日合格率统计及人工清除闭锁功能等调试。

3 远动通信系统调试方法

调度主站运行的通信规约必须和实际情况一致，具备基本的遥测量、遥信量、SOE量及通信报文的显示功能，并能通过画面操作进行遥控。

a． 设备外部检查。检查远动通信系统设备数量、型号、额定参数与设计相符合，检查设备接地可靠。

b． 绝缘试验检查。在标准大气条件下，装置的外引带电回路部分、外露非带电金属部分及外壳之间，用1 000 V的直流兆欧表测量其绝缘电阻值，结果应不小于20 MΩ。

c． 工程配置。依据变电站配置描述文件和远动信息表，分别配置远动通信系统相关设备运行功能与参数［5］。

d． 通信检查。检查与远动通信系统功能相关的MMS通信状态正常。

e． 远动遥信功能调试。检查远动通信系统遥信变化情况与实际现场设备状态一致。

f． 远动遥测功能调试。检查远动通信系统遥测精度和线性度满足技术要求。

g． 远动遥控功能调试。检查远动通信系统遥控与预设控制策略一致。

h． 遥调控制功能调试。检查远动通信系统遥调控制与遥调控制策略一致。

i． 主备切换功能测试。检查远动系统主备切换功能满足技术要求。

j． 检查通信控制器与GPS的时间是否同步，总控时间和GPS保持同步。

k． 检查通信控制器与主站通信是否正常。

l． 通信控制器与主站正常通信，对测控装置的开入板施加某一电压，让其产生遥信，并记录时间。检查主站记录下的信号点和时间是否正确。

m． 通信控制器与主站正常通信，对测控装置加入测量数据，观察主站数据是否根据装置实际测量值刷新。

n． 通信控制器与主站正常通信，发送遥控命令，用万用表测量测控装置的出口压板电压是否有变位、有输出［6］。

o． 遥信记录。检查测控保护装置的遥信输入信号上传信息的正确性。

p． 遥测记录。检查测控保护装置的遥测输入信号测量数据的正确性。

q． 遥控记录。检查测控保护装置的遥控输入信号控制操作的正确性。

4 结束语

因智能变电站用光缆取代了常规变电站的电缆接线方式，各设备由传统的点对点模拟节点信号传输方式变为由GOOSE、SV、MMS网络组成的虚拟报文传输方式，这一转变要求智能变电站二次调试人员在熟知继电保护原理的前提下对通信、自动化更加了解，同时对计算机软件更加熟悉。

［1］ Q/GDW441—2010，智能变电站继电保护技术规范 ［S］．

［2］ Q/GDW383—2009，智能变电站技术导则 ［S］．

［3］ Q/GDW431—2010，智能变电站自动化系统现场调试导则［S］．

［4］ 张世强，李世林．数字化变电站二次侧调试技术分析［J］．河北电力技术，2010，29(1):5－8．

［5］ 吴 杨，龙安林．数字变电站继电保护调试验收讨论［J］．贵州电力技术，2010，34(4):4－7．

［6］ 吴在军，胡敏强．基于IEC 61850标准的变电站自动化系统研究 ［J］．电网技术，2003，47(10):61－65．