智能變電站二次系統調試技術探討

趙子涵

(四川電力送變電建設公司，四川 成都 610051)

1 智能變電站二次系統試驗流程

智能變電站二次系統的試驗流程主要包括:審圖、出廠驗收、現場裝置功能調試、現場系統功能調試、現場系統性能調試和系統啟動調試以及全系統投產等。具體流程如圖1所示。以下將簡要介紹幾個重要過程的工作內容。

1.1 出廠驗收

出廠驗收主要對硬件、功能、性能和可靠性等進行檢驗。一般在二次系統集成商處進行，驗收前需具備以下條件。

①系統集成商已按照配置要求，在工廠環境下完成軟件開發和系統集成;

②系統集成商已搭建模擬測試環境，提供測試設備，并完成相關技術資料的編寫;

③二次設備供應商的出廠試驗達到合同及相關技術規范的要求。

1.2 現場裝置功能調試

現場裝置功能調試主要對所有二次設備進行功能和性能測試，如保護裝置的定值校驗、測控裝置的同期功能測試以及交換機收發功率測試。

圖1 智能變電站二次系統試驗流程圖

1.3 現場系統功能調試

現場系統功能調試主要指系統聯調及整組傳動，在所有現場裝置功能調試工作完成后進行。此外，現場系統功能調試還包括站級監控系統調試和遠動通信系統調試等。

1.4 現場系統性能調試

現場系統性能調試主要測試二次系統性能指標，如遙信變位傳送時間、遙控命令執行傳輸時間和網絡負荷率測試等。

1.5 系統啟動調試

系統啟動調試通常在整組傳動合格并通過有關部門驗收后進行。主要檢驗智能變電站二次系統在實際帶電運行時能否正常工作。系統啟動調試過程中，由于沒有常規的電流電壓二次電纜連接，無法使用第三方的表計進行保護裝置的相量校核，主要通過保護裝置本身的測量量確認相量是否正確。

2 試驗重點

智能變電站二次系統的試驗涉及范圍較廣，這里主要探討出廠驗收、現場試驗的相關內容及試驗手段，重點分析一些與常規變電站不同的試驗內容。

2.1 出廠驗收

二次系統出廠驗收試驗的對象是集成后的智能變電站二次系統，主要包括保護裝置、測控裝置、保護測控一體化裝置、智能終端、網絡設備、站級監控系統和遠動工作站等。出廠驗收主要從硬件檢查、系統功能測試、系統性能測試、系統穩定性測試等方面進行試驗。

對于IEC 61850測試，主要進行模型文件合法性、一致性和互操作測試，需在第三方軟件和測試平臺上進行，通常出廠驗收時不具備該條件。為保證相關設備的一致性和互操作性，可在出廠驗收系統上對每個型號的設備分別抽取一臺進行完整的關聯試驗，檢查該裝置與其他設備能否實現互操作，保證本站所使用設備間的一致性和互操作性。智能變電站對通信可靠性要求非常高，不僅在出廠驗收時測試網絡設備的性能指標，還應在現場安裝完成后測試整個網絡的性能，對于規程并未明確的網絡性能，目前通常測試網絡負荷率、交換機吞吐量、交換機丟包和收發功率等。進行保護整組傳動時，需結合變電站的GOOSE配置表、圖，檢查不同設備間的GOOSE虛端子開入邏輯，確保所有裝置的配置文件和設計符合要求。其他項目試驗內容和常規變電站類似。

2.2 現場裝置功能調試

2.2.1 合并單元

合并單元(merging unit，MU)主要負責整合多個電子式互感器采集的數據，并供相關保護、測控、計量和錄波等設備使用。合并單元通常按間隔配置，大致分為線路合并單元和母線合并單元，具有電壓切換和電壓并列功能。根據合并單元的功能，確定其試驗項目如下。

①合并單元通過網絡傳輸信息，網絡地址應與相關配置文件一致，否則無法和其他設備互聯，所以在軟件檢查中增加了裝置MAC地址的檢查。

②合并單元經光纖與其他設備通信，為保證通信可靠穩定，光纖端口的收、發信功率應有足夠的裕度，通過測量可確定功率是否滿足要求。

③合并單元通信中斷或異常時，相關設備應能正確閉鎖，這可通過模擬試驗來檢驗。

④在告警功能檢查中，采集模塊故障告警、數據異常告警等涉及電子式互感器的故障，需電子式互感器廠家配合模擬相應故障。

⑤GOOSE虛端子開入的檢查涉及其他設備，需結合系統的整組傳動試驗進行，全面檢查開入和開出的相關配置。

⑥電壓切換功能試驗時，如果裝置使用的開關、刀閘位置為硬接點接入，則可直接在合并單元進行模擬;如果裝置使用的開關、刀閘位置接點通過GOOSE虛端子開入獲取，則需在智能終端上進行相應的開關、刀閘切換模擬。

2.2.2 智能終端

智能終端(ICU)主要負責采集開關、刀閘的位置以及執行控制命令等。試驗項目中前5項內容與合并單元前5項相同，這里主要分析遙信和遙控功能試驗。遙信試驗除了同測控裝置及綜合自動裝置后臺核對遙信信號之外，還需要同相關的保護裝置、合并單元、錄波裝置等進行GOOSE虛端子連接的正確性檢查。遙控試驗需在綜合自動裝置后臺、測控裝置、就地把手上分別進行分、合閘操作，同時還要結合保護傳動，檢查保護動作能否正確動作出口。

2.2.3 保護及測控裝置

智能變電站保護功能的測試方法與傳統變電站的測試方法有較大不同，后者通過繼電保護測試儀直接在保護裝置上輸入電壓和電流模擬量，而智能變電站保護裝置的測試有以下兩種方法。

①將傳統繼電保護測試儀輸出的電壓、電流模擬量加至TA/TV模擬器，由其將模擬信號變成特殊格式的數字光信號，再送至合并單元MU，由MU通過光纖送至保護裝置。由于TA/TV模擬器與MU間的通信協議在IEC 61850中尚無規定，屬于ECT/EVT生產廠家的內部協議，因此，TA/TV模擬器目前為ECT/EVT生產廠家提供。

②使用數字繼電保護測試儀直接輸出數字式電流、電壓量和開入量，并讀取GOOSE出口報文測量保護動作時間。

2.3 現場系統功能調試

此項工作在現場裝置功能調試完成后進行。通常先檢查通信網絡、二次電纜連接的正確性;再通過一次通流及升壓、整組傳動，再次確認二次系統工作正常。通過模擬保護裝置動作，檢查保護出口、智能終端及開關機構是否正常，開關是否正確跳合閘。現場系統功能調試還包括站級監控系統相關功能(如遙控功能、全站防誤閉鎖功能和主從切換功能)以及遠動工作站相關功能的測試，并與調度主站進行聯調。系統調試過程主要進行相量測試，對于智能變電站主要通過二次設備本身的測量量確認相量是否正確。

2.4 網絡通信測試

2.4.1 網絡延時測試

保護裝置GOOSE網絡的延時直接影響了保護的速動性。而采樣網絡的延時直接影響裝置采樣數據的實時性和同步性，需專門測試網絡的延時。

2.4.2 通信接口檢驗

通信接口的功率裕度對通信可靠性的影響很大，需測量光纖通信端口發送功率、接收功率、接收靈敏功率，測試合并單元激光供能的輸出功率。

2.4.3 通信功能檢驗

檢查智能變電站二次系統在通信網絡異常時的運行情況。

①設備與MU或交換機的采樣值通信中斷測試:拔出MU或交換機與設備的連接光纖后，設備應提示“采樣通信中斷”且告警燈亮，同時后臺應收到“采樣通信中斷”告警信號;當MU與設備的光纖連接后，設備應提示“采樣通信恢復”且告警燈滅，同時后臺應收到“采樣通信恢復”信號。

②MU與采集器的通信中斷測試:拔出MU與采集器的連接光纖后，設備應提示“TV斷線”或“TA斷線”且告警燈亮，同時后臺應接收到“TV斷線”或“TA斷線”告警信號;當MU與采集器的光纖連接后，信號復歸。

③設備與交換機的GOOSE通信中斷測試:拔出交換機與裝置的GOOSE連接光纖后，設備應提示“GOOSE通信中斷”且告警燈亮，同時后臺應收到“GOOSE通信中斷”告警信號;當接入交換機與設備的通道光纖后，設備應提示“GOOSE通信恢復”且告警燈滅，同時后臺應收到“GOOSE通信恢復”信號。

④ICU與交換機的GOOSE通信中斷測試:拔出對應ICU與交換機的連接光纖后，設備應提示“GOOSE通信中斷”且告警燈亮，同時后臺應收到“GOOSE通信中斷”告警信號;當對應ICU與交換機的光纖連接后，設備應提示“GOOSE通信恢復”且告警燈滅，同時后臺應收到“GOOSE通信恢復”信號。

⑤過程層通信異常測試:當插拔光纖造成信號抖動時，設備應不誤動;當抖動消失后，設備應恢復正常;當收到錯誤報文時，設備應不誤動;當錯誤報文消失后，設備應恢復正常。

⑥站控層網絡測試:測試站控層網絡的各種服務，模擬各種肯定和否定測試，觀察設備的反應，設備應不死機。

⑦通信端口能力測試:通過報文發生器向設備的通信端口發報文，當通道吞吐量滿負載時，設備應不死機;當通道正常后，設備應能恢復正常。

3 試驗難點

3.1 采樣同步性測試

變電站內的母線保護、變壓器保護、方向距離保護以及測控計量設備等，對數據源同步的精度要求很高，為保證智能變電站數據的同步，通常采用全站時鐘源同步、區域采樣點插值同步等方法。任何方式的同步，其最終目標都是實現保護、測控設備采集的數據的同步，因此，現場同步性測試就是檢驗二次設備采集的數據是否同步。

3.1.1 電流采樣同步性測試

與傳統差動保護不同，各電子式電流互感器數據處理時間并不相同，采樣網絡傳輸延時也不一致，使智能變電站差動保護各模擬量存在采樣非同步問題。所以，必須測試差動保護不同電流互感器采樣的同步性并調整。站內差動保護(如母線差動保護、主變壓器差動保護)可采用一次通流的方法測試同步性，在兩個電子式電流互感器一次側輸入大小和方向相同的電流，根據保護裝置中這兩個電流量的采樣角度差判斷采樣的同步性。

3.1.2 電壓采樣同步性測試

測控裝置及電壓并列裝置中，不同間隔的電壓采樣需同步處理，電壓采樣的同步情況可通過對不同電壓互感器并接升壓，在測控裝置及電壓并列裝置上檢查電壓采樣的角度差來確定。

3.2 裝置時鐘準確度校驗

智能變電站對時鐘的準確度要求高，事件順序記錄的時鐘誤差不得大于1 ms，合并單元的同步精度需達到微秒級。對于事件順序記錄時鐘，由GPS時鐘源向裝置提供標準脈沖信號，并將時鐘源信號接至裝置的開人端，將裝置采集的信號的時標與標準時鐘的輸出時間進行對比，即可判斷裝置時鐘誤差。而對于合并單元等采樣設備的時鐘精度，目前尚無測量手段，只能通過采樣同步檢查確保不同采樣之間的同步。

4 結語

智能變電站具有數字化、信息化等特點。信息交互主要通過通信手段實現，與常規變電站通過電纜連接實現有著本質的差別，原有的試驗手段已不能滿足現場試驗的需要，需要探索新的試驗方法，配置相應的試驗儀器。通過對智能變電站二次系統試驗技術的探討研究，分析智能變電站二次系統的試驗流程、試驗重點和難點，為下一步開展智能變電站相關試驗工作打下了基礎。

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