220kV智能變電站監控信息現場調試方法及問題探討

（國網山東省電力公司檢修公司，濟南 250000）

摘 要：針對220kV智能變電站監控信息現場調試工作，以220kV仲連智能變電站監控系統現場調試為例，闡述了現場調試需具備的條件，探討了調試需做的準備工作以及調試項目，提出了工程上可行的調試方案，并分析了調試過程中容易出現的問題及相應的處理方法。

關鍵詞：智能變電站;監控系統;監控信息;現場調試

0 引言

隨著電網建設的推進，新投運智能變電站及改造智能變電站的數量越來越多，在智能變電站的投運過程中，監控系統的現場調試有著極為重要的地位。

智能站監控系統包括繼電保護系統、計算機監控系統、遠動通信系統、全站同步對時系統、站內網絡系統、網絡狀態監測系統、電能量信息管理系統、一次設備在線檢測系統、交直流一體化電源系統、智能輔助控制系統等子系統，各子系統的調試工作需要在系統內設備單體調試工作完成后進行，調試工作總體上分為設備單體調試、分系統聯調兩步，分系統聯調又包括一體化監控系統功能調試和調度業務調試兩部分。

1 仲連站網絡結構及接入設備

220kV仲連站站控層網絡由220kV間隔層交換機、110kV間隔層交換機、35kV間隔層交換機與站控層中心交換機級聯而成，按照二次安全防護要求通過防火墻分為Ⅰ區和Ⅱ區，采用星形雙網設計，傳輸MMS報文、GOOSE報文和SNTP報文。

過程層網絡為GOOSE和SV共網，220kV過程層網絡為星形雙網，110kV過程層網絡為星形單網。35kV采用常規保測一體裝置，接入站控層網絡。站控層設備包括監控系統主機、綜合應用服務器、告警圖形網關機、遠動機、交直流一體化電源系統、智能輔助控制系統、一次設備在線監測系統。間隔層設備包括保護裝置、測控裝置、故障錄波裝置、網絡報文記錄分析裝置。過程層設備包括220kV合并單元及智能終端，110kV智能終端及合并單元一體化裝置、主變本體智能終端（含非電量保護功能）。調度數據網設備有2套，每套設備有交換機、縱向加密及路由器各1臺。Ⅲ區數據通信網關機有1臺，接入綜合數據網。

2 調試條件及工作內容

2.1 調試條件

在調試前現場應具備以下調試條件：屏柜與設備安裝完畢，站內設備線纜敷設并接線完畢，光纖熔接完成，站內通信網絡搭建完成，各層設備已經接入相應網絡;調試現場應有完整的經項目管理部門確認的工廠調試文件、工程設計資料和設備技術資料。

2.2 調試準備工作

調試前應進行充分的準備和核查工作，主要包括：（1）清點設備數量，檢查設備銘牌、標識及外觀，組屏是否正確，回路絕緣情況，屏柜及設備接地可靠，設備上電工作正常，全站所有設備通訊狀態正常;（2）檢查通信配置文件（SCD文件）中的通信地址分配、數據集正確性、虛端子連線正確完整性，檢查從SCD文件中導出的各智能設備的CID文件是否已全部下裝;（3）一體化監控后臺搭建完畢，根據SCD文件解析生成的系統數據庫完整，后臺所有畫面繪制完成。

3 調試過程

（1）單體調試。1）保護及安自設備單體調試。包括MMS信息交互功能，SV輸入、GOOSE輸入/輸出虛端子配置、異常情況判斷與響應功能、與其他設備之間的相互啟動和閉鎖、壓板投退功能、信息上送、邏輯功能、時間同步及故障告警功能等;2）合并單元單體調試。檢查SV輸出、對時功能、GOOSE輸入/輸出虛端子配置、電壓切換、守時精度，交流采樣SV輸出信號的順序、相序、極性、比差、延遲時間;3）智能終端單體調試。包括裝置配置、對時功能、MAC地址、光口測試、GOOSE開出/開入、GOOSE斷鏈、下行延時、檢修機制、SOE時標、斷路器防跳回路及本體三相不一致保護、跳閘傳動等;4）智能電表單體調試。包括通信端口檢查、SV虛端子、參數配置、交流采樣測量功能、故障告警、與電能量采集終端及后臺的通信。

（2）一體化監控系統功能調試。1）遙信功能調試。試驗硬接點信號以及保護軟信號的動作及上送后臺的正確性。其中硬接點信號根據其觸發原理從信號發生處直接觸發，保護軟信號從保護裝置前面板處操作開出，信號上送的正確性通過后臺告警窗、光字牌以及告警鈴聲來驗證;2）遙控功能調試。對全站所有開關、隔離開關、接地刀閘、軟壓板進行遙控操作，結合此項內容測試智能終端遙控出口壓板及把手功能，測試測控裝置和智能終端的檢修壓板配合。對斷路器還要專門進行同期及無壓遙控試驗，在檢查完畢測控裝置同期遙控配置、無壓遙控配置、同期定值和無壓定值之后，在合并單元或合并單元一體化裝置處加模擬量，檢查此時后臺遙控斷路器的執行情況;3）遙測功能調試。在合并單元或智能終端或合并單元一體化裝置處加模擬量，檢查測控裝置及后臺的遙測數值，同時通過三相加不同數值的量確認測量回路相序是否正確;4）測控遙測精度調試。檢查被測電壓、電流、功率在0%-120%各個區段內裝置的測量精度，對精度不符合要求者重新進行校準;5）保護軟壓板遙控及遠方召喚下裝定值功能調試。從后臺投退保護及測控裝置的軟壓板，召喚及修改保護定值，檢查功能是否能實現;6）綜合應用服務器集成應用功能調試。配置交直流一體化電源系統、智能輔助控制系統、一次設備在線監測系統接入后臺，從后臺處檢驗通信情況以及數據上送是否正確完整;7）時間同步功能調試。檢查GPS對時鐘基本功能是否正常，檢查過程層設備的對時尾纖及間隔層設備的對時線，并核查設備對時情況;8）網絡交換機調試。按照設計提供的VLAN劃分表對過程層交換機進行VLAN劃分，檢查交換機各端口通信狀態;9）順序控制功能及閉鎖邏輯功能調試。檢查順序控制是否可用，GOOSE聯鎖功能是否配置，配置之后能否實現;10）網絡報文記錄分析儀調試。檢查網絡報文實時監視、捕捉、存儲、分析和統計功能，報文異常告警功能完整、正確。裝置的告警信號已接出并能正確上送;11）站控層網絡安全分區調試。站控層網絡實現安全分區，檢查防火墻是否已正常運行，安全策略正確配置。

（3）調度業務調試。1）遠動調試。檢查遠動安裝情況、遠動配置及點表下裝，測試遠動與間隔層設備的通信，重點確保兩臺遠動點表及通信配置相同，調度數據網IP按照調度要求進行配置;2）調度數據網通道調試。檢查調度數據網設備之間的連接以及路由器到數字配線架的同軸電纜;3）調度數據網設備調試。兩套調度數據網設備需分別與調度進行聯調，確保交換機VLAN正確劃分、縱向加密策略、路由器路由正確配置，建立與調度的通信鏈路;4）調度數據核對。主要包括遙信、遙測、遙控三個方面，確保站內遙信變位實時上送，遙測數值可變化上送和總召上送，調度遙控功能在滿足邏輯條件時可正確執行，不滿足邏輯條件時能夠閉鎖。核對過程中進行遠動切機試驗;5）告警直傳和遠程瀏覽調試。檢查告警圖形網關機G文件庫中文件是否與后臺圖庫畫面文件一一對應，告警直傳信號數量是否符合要求，名稱是否規范。在進行調度數據核對的同時核對遠程瀏覽的遙測數據上送、遙信光字變位及告警直傳信號的上送。調試過程中進行告警圖形網關機切機試驗;6）調度數據網通道切換調試。站內有兩套調度數據網設備，遠動及告警圖形網關機信息可通過兩套設備分別上送，在進行遠動數據核對和告警圖形網關機調試過程中需要對兩臺遠動和兩臺告警圖形網關機分別進行通道切換;7）電能量采集終端調試。檢查電能量采集終端是否已接至兩臺調度數據網交換機，并與調度側進行聯調，確保通信正常;8）一次設備在線監測系統業務調試。檢查正向隔離裝置的配置策略以及綜合應用服務器通過正向隔離裝置之后與Ⅲ區數據通信網關機的通信。

4 調試過程中發現的問題和應對方案

在智能變電站調試過程中，廠家還是承擔了核心任務， SCD文件配置、CID文件導出下裝、ICD模型修改都是由廠家在現場的技術人員完成。供電公司的調試人員更多的是進行功能驗證以及回路檢查的工作，難以掌握核心技術，為將來的運行維護以及檢修造成了極大的困擾。

（1）SCD文件錯誤多。SCD文件由集成廠商根據設計院提供的虛端子表配置，而虛端子表是由設計院根據二次設備廠商提供的ICD文件設計，任何一方出現失誤都會導致SCD文件中出現錯誤。因此調試之前的SCD文件錯誤數量多，需進行大量修改。

為了在基礎層面減少SCD文件修改次數，需要努力標準化二次設備和二次系統設計。同時在調試準備期間提前對SCD文件進行核對，做到錯誤集中發現，集中修改。

（2）CID文件配置問題。理想狀態下各二次設備廠商不需要對導出的CID文件進行任何修改，直接下裝即可使用。但在實際工作中，除CID文件外，二次設備中還需要下裝私有文件，導致設備配置修改復雜，不利于運行維護。

為使二次設備的CID文件配置簡單、易操作，可以將CID文件的解析轉移到二次設備中完成，同時也有利于調試人員掌握這項技術，方便后期運行維護和檢修。

（3）站內與主站通信帶寬不足。調度數據網單條物理通道帶寬為2M，需要承擔遠動實時數據、電能量采集終端、故障錄波、行波測距、保護信息子站等多項業務，在與主站多項業務調試同時展開時極易出現通道堵塞的情況，導致數據上送延遲甚至遺漏。在有大量數據同時上送（如故障狀態）時，為保障站內與主站的正常通信，必須擴大調度數據網通道的帶寬，最好是使用2條2M通道進行聚合。

（4）光纜的大量使用對通信的影響。站內通信介質大量使用了光纜，降低了電纜使用量和線纜敷設的工作量，但是光纖熔接質量、端面清潔度、扭曲程度、溫濕度及尾纖收發插反都會對站內設備通信造成影響。為保障站內設備之間的通信以及投運之后的運行維護，需要提高相關人員的光纖作業能力。

（5）測控裝置同期遙控功能無法實現。同期功能需要通過功能壓板投退、同期/無壓模式選定、定值壓入以及PLC邏輯等相互配合才能實現，任何一個環節出現問題都會導致無法進行同期遙控。在進行同期遙控之前需要對各臺測控裝置的壓板投退、定值下裝以及PLC邏輯設置情況進行檢查，確保各項配置的正確性。

5 總結

智能變電站調試要求調試人員要熟悉通信以及計算機技術，對IEC61850規約要有深刻的理解。在調試之前調試人員要做充分的準備工作，在開始階段對設計圖、SCD文件、站內光纖回路等方面需要做周密充分的檢查，盡量減少調試階段可能遇到的問題。本文通過對220kV仲連智能變電站調試的探討，提出了較為可行的監控系統調試方案，歸納了調試中遇到的問題并提供了建議，可以為今后的智能變電站調試提供參考，提高調試水平和效率。

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