对智能化变电站二次调试方法的探讨

【摘要】 智能变电站在信号采集和传输方式上的变革，使得其现场调试和试验方法与常规站有了较大的差异。从分系统的角度出发探讨了适应智能变电站二次设备的调试要点和方法，对推动智能变电站的建设与发展有积极的指导意义。笔者主要对变电站二次调试方法进行简单的分析。

【关键词】 智能变电站；二次调试；方法；

中图分类号：TM411+.4 文献标识码：A 文章编号：

智能变电站一次设备本体的调试与试验，可参考常规变电站开展。根据国网公司“智能变电站自动化系统现场调试导则”要求，自动化系统具体包括: 继电保护系统、站内网络系统、计算机监控系统、远动通信系统、全站同步对时系统、网络状态监测系统以及采样值系统等调试内容。各分系统功能调试工作，应在系统网络恢复并按要求配置完成、智能设备单体调试完成的基础上进行。智能变电站二次设备的调试与试验，从功能的实现上来看调试方法和传统站基本一致，包括信号对点、单体、整组传动等，主要问题集中在“虚回路”的检测、网络系统的测试、时钟同步系统的测试等方面，与传统变电站调试存在较大差异。

一、智能二次设备调试内容

（一）单体部分

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。

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。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。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。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。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。PMU 装置，检查采样功能; 记录程序版本。

（二）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。

（三）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］。

（四） 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。

二、信息一体化平台调试方法

（一）常规SCADA 功能调试

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。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。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。遥控调试，在画面上任意选择遥控对象进行遥控操作。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。

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。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。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。

（二）远方通信功能调试

调试IEC61850 － 80 － 1 调度通信，调试遥信的上送功能。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。遥测量上送调试，选取多个测控装置，调试遥测上送功能。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。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。

（三）智能告警及故障综合分析功能调试

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。

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。

（四） 一键式顺序控制功能调试

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。

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。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。

（五）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。

（六）保护装置的调试

目前, 国内数字化保护装置的数字采样规约和接口较多, 比较有代表性的有: 北京四方继保自动化股份有限公司的装置采用IEC 61850-9-1 规约,光纤以太网采集; 国电南京自动化股份有限公司的装置除部分采用IEC 61850-9-1 规约, 另一部分采用IEC 61850-9-1规约的变种; 南京南瑞继保电器有限公司的装置采用IEC 60044-8 规约, FT3光纤串行采集。

由于数字化保护装置采样规约及接口的多样性, 国外OMICRON 公司CMC356 型, 国内北京博电新力电力系统仪器有限公司的PWF II 型数字化保护装置试验仪, 并不能完全适应所有数字化保护装置的采样系统, 尤其是两者都不能做到对于IEC60044- 8 规约的支持。但数字化保护装置试验仪均可以接收保护装置的GOOSE 反馈信息, 发送GOOSE 报文给保护装置。

四、结束语

总而言之，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。

【参考文献】

［1］ Q/GDW441―2010，智能变电站继电保护技术规范［S］

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

［3］ 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．