智能变电站监控系统的测试与联调

2014-11-28王志亮王金岩

浙江电力 2014年9期

顾建，王志亮，王金岩

（国网浙江省电力公司绍兴供电公司，浙江绍兴 31200）

智能变电站是智能电网的重要组成部分。与常规变电站不同，智能变电站的良好运转需要测控装置、智能终端、合并单元等各种智能设备之间的配合，智能变电站测试与联调的质量，决定了变电站投运后的运行质量，在此重点介绍智能变电站监控系统的测试与联调。

1 智能变电站的网络结构

智能变电站二次系统通常采用“三层两网”的结构方式：“三层”包括站控层、间隔层和过程层；“两网”包括站控层网络和过程层网络。站控层设备有后台监控主机、数据服务器、数据通信网关机等；间隔层设备有PMU（同步相量测量单元）装置、测控装置、保护装置等；过程层设备则包括合并单元、智能终端等。

目前智能变电站常采用的模式是合并单元采集互感器二次绕组的模拟量并转换成数字量以SMV（采样测量值）报文的方式传送；智能终端采集的信息量以GOOSE（面向通用对象的变电站事件）报文的方式传送；保护装置“直采直跳”，即SMV和GOOSE报文以点对点光纤直连的方式传送；测控装置“网采网跳”，即SMV和GOOSE报文通过交换机网络传送。网络结构如图1所示。

图1 智能变电站网络结构

智能变电站本间隔内的保护装置和智能终端及合并单元一般采用“直采直跳”，同步方式采用插值方式，对时钟同步要求不高，对跨间隔的保护如母差保护则一般采用“直采网跳”。测控装置与智能终端和合并单元之间则采用“网采网跳”，由于测控装置更多地关注电流、电压的有效值，在实际运行中对时钟同步的要求也可以适当降低。

2 监控系统的测试与联调的方法与步骤

2.1 组态配置及对时检查

组态配置是智能变电站的基础，是系统集成商根据工程设计对整个变电站进行完整性的系统配置，测试与联调之前应首先检查ICD（智能设备的配置描述）与SCD（变电站配置描述）文件以及交换机的配置等。ICD文件主要检查语法合法性、文件模型实例和数据集正确性以及文件模型描述完整性。SCD文件主要检查语法合法性、虚端子连接以及IP（网络协议）地址、GOOSEID（GOOSE 的标识）、SMVID（SMV 标识）、APPID（应用标识）的唯一性。交换机的配置主要检查VLAN（虚拟局域网）划分的合理性和正确性。确认合并单元、智能终端和测控装置等智能设备对时正常。

2.2 测控装置的单体测试

单体测试主要是验证测控装置的遥测、遥信、遥控、同期以及联/闭锁功能的正确性。采用数字测试仪将GOOSE及SV光口联接到测控装置相应的光口上，模拟合并单元和智能终端运行工况，测试测控装置的各项功能是否符合实际应用要求。单体测试前应先检查SCD文件内本装置INPUT（虚端子）连线情况，确认INPUT连线正确，再检查装置内相关控制字和软压板是否投入，在确认无误的情况下完成对测控装置各项功能的测试。

2.3 联调测试

智能变电站的运转需要各个智能设备之间的良好配合，联调测试是验证测控装置和合并单元、智能终端能否正常配合的必要手段。将合并单元、智能终端以及测控装置分别接入相应的过程层和站控层交换机，接入时应注意根据划分好的VLAN接入相应的交换机端口。在间隔和母设合并单元输入接口用模拟测试装置输入电流、电压，在智能终端输入接口用模拟断路器模拟位置信号等开入量，检查测控装置以及后台监控主机的遥测、遥信、遥控和同期等功能的正确性。

2.4 测试站控层和间隔层设备的通信情况

在站控层网络上利用MMS Ethereal工具软件或网络记录分析仪监视网络报文情况，详细分析设备重启、网络中断、主备、双网切换等情况下的装置及后台处理情况，如TCP（传输控制协议）链接、MMS初始化、读模型、写控制块尤其是写RptEna（报告控制块使能）、 EntyrID（入口标识）及TrgOp（触发选项）等情况，确认站控层和间隔层设备工作正常。

3 结合报文分析智能设备的配合情况

智能设备的工作配合主要依赖于通信报文，结合报文分析合并单元、智能终端和测控装置检修压板的配合、断链、失步时的工作情况以及SOE（事件顺序记录）时标精度和分辨率。智能设备之间的准确配合，决定着监控系统能否稳定、可靠的工作，是测试和联调工作的重点。报文分析可采用MMS Ethereal等工具软件。在此以智能终端和测控装置的配合为例介绍测试内容和方法，过程一般可分为以下3个方面。

3.1 测试智能设备对检修压板的配合

（1）取下智能终端和测控装置检修压板，模拟断路器变位并做遥控试验，查看测控装置和后台监控主机遥信变位及模拟断路器动作情况，同时检查智能终端GOOSE报文内检修标志是否为FALSE，测控装置MMS（制造报文规范）报文的品质检修bit位状态值是否为0。

（2）分别投入智能终端和测控装置的检修压板，模拟断路器变位和遥控，查看测控装置和后台监控主机遥信变位及模拟断路器的动作情况，同时检查GOOSE报文的检修标志及MMS报文的品质检修bit位状态值。

（3）同时投入智能终端和测控装置的检修压板，模拟断路器变位和遥控，查看测控装置和后台监控主机遥信变位及模拟断路器动作情况，检查GOOSE报文检修标志是否为TRUE，MMS报文的品质检修Bit位状态值是否为1。

3.2 测试断链情况下各智能设备间的配合

取下智能终端和测控装置检修压板并拔掉装置接入过程层交换机的光纤，模拟断路器变位，插回光纤待恢复通信，查看测控装置和后台监控主机遥信变位情况。目前智能终端的数据集一般不包含品质DA（数据属性），只需检查MMS报文及间隔层联闭锁GOOSE报文中的品质信息。

3.3 失步及SOE精度测试

分别拔掉GPS对智能终端和测控装置的对时线，在装置守时的情况下模拟断路器变位，查看GOOSE报文和MMS报文的时间品质（timequality）值；在装置失步的情况下模拟断路器变位，查看GOOSE报文和MMS报文的时间品质（timequality）值。

SOE测试采用GPS时钟的PPS秒脉冲模拟开入量，检查SOE时标的精度及分辨率。

4 测试与联调中的注意事项

（1）联调之前应根据设计提供的虚端子图仔细核对SCD文件中INPUT配置的完整性和正确性,这一步类似于常规变电站的电缆接线检查，是监控系统正常运行的前提和保证。在智能变电站的调试中往往发现设计提供的虚端子有不少错误，尤其是保护与智能终端之间的虚端子连接。在用数字测试仪进行调试后还必须用模拟测试仪在合并单元输入电流、电压，模拟设备实际运行情况。开入、开出量的检查也必须全部实际传动，确保由SCD文件导出的各装置私有文件内虚端子连接的正确性，修改的虚端子应在SCD文件的Header中做好记录。如有可能，建议现场调试人员能够阅读私有文件，确保私有文件中的虚端子与SCD文件中的一致。

（2）220kV智能变电站的110kV部分采用保护测控一体化装置，应注意GOOSE控制块在装置上的光口配置。这是由于测控部分采用的是“网采网跳”，如果在配置保护测控装置光口时不小心把保护GOOSE跳闸控制块也配置到了网络口，就会产生“光寄生回路”。应检查私有文件中的光口配置信息，同时要验证保护测控装置直连口在光纤拔除的情况下保护应能出口跳闸，确保GOOSE控制块在光口配置上的正确性。

（3）智能设备接入交换机时应注意交换机的VLAN划分配置，确保智能设备接入正确的交换机端口。建议在配置SCD文件时将VLAN的划分信息在文件中以SMV和GOOSE控制块为单位加以体现，或以EXCEL表格的形式提供VLAN设置信息。应详细到每台交换机每个端口的GOOSE和SMV控制块信息，确保在今后发生交换机故障时，能及时更换为新的交换机。

（4）应关注MMS报文的初始化通信。MMS报文采用的是客户/服务器模式，服务器信息的上送应遵循客户端定制的模式，但往往存在监控主机或者远动机与测控和保护装置的初始化通信没有遵循客户定制的模式，而是由测控或者保护装置根据自身模型支持的方式上送信息，导致有可能出现遥信信息上送异常或者不同厂商的监控主机与测控装置之间遥控不能正确执行等问题。应做好相应的模拟试验，通过对MMS报文的分析，找出初始化过程中不符合IEC 61850标准的情况，反馈给厂商，督促其改进。

（5）联调完成后，应由集成商提供最终的SCD文件并以EXCEL表格的形式列举每个装置的IP地址、每个GOOSE和SMV控制块的组播地址和APPID，同时要求现场所有保护、测控、智能终端和合并单元的厂家以GOOSE和SMV控制块为单位提供光口划分清单表格，为今后变电站的改造和扩建提供依据。