智能變電站二次調試方法研究

李 巖，趙立軍

(蒙東電力公司輸變電建設局，內蒙古 呼和浩特 010020)

在智能變電站二次設備招標采購時，應指定中標的監控系統廠家為集成商，在二次設備設計聯絡會上確定技術規范細節后，規定所有智能二次廠家生產的裝置需到集成商所在地進行集成試驗，在各二次廠家技術人員配合下驗證各裝置通信規約、互操作性等功能，之后將設備發往工程現場。

設計院根據各二次廠家提供的單裝置ICD文件與虛端子圖進行虛端子連線，設計全站的虛端子圖，然后由集成商根據設計院提供的全站虛端子圖配置全站的SCD文件，并把配置好的SCD文件下發給各二次設備廠家，廠家把SCD文件下裝至各設備裝置中，形成符合要求的CID文件，以驗證各智能設備功能的有效性、集成的正確性和設計的合理性等，最終形成智能變電站完整的二次系統配置。

1 智能二次設備調試內容

1.1 單體部分

a． 合并單元

驗證采樣的正確性，包括幅值、相角和極性;測量SV輸出端口光功率;檢查配置是否正確，且與設計一致;驗證電壓切換功能和電壓并列功能;驗證報警功能;檢驗對時功能;記錄程序版本。

b． 智能終端

驗證收發GOOSE報文的功能;驗證輸入、輸出開關量接點的功能;驗證報警功能;記錄程序版本。

c． 保護裝置

檢查采樣功能和精度;驗證各項保護邏輯;檢查收發GOOSE報文的功能;檢查檢修壓板功能;檢驗對時功能;記錄程序版本。

d． 測控裝置

檢查采樣功能和精度;檢查收發GOOSE報文的功能;驗證間隔五防閉鎖邏輯功能;驗證同期合閘功能;檢驗對時功能;記錄程序版本。

e． 故障錄波裝置

檢查采樣功能和精度;檢查收發GOOSE報文的功能;驗證錄波功能;檢驗對時功能;記錄程序版本。

f． 報文記錄儀

檢查記錄SV報文的功能;檢查接收GOOSE報文的功能;檢查接收MMS報文的功能;檢查對報文的分析和告警功能;記錄程序版本。

g． PMU裝置

檢查采樣功能;記錄程序版本。

1.2 SV采樣部分

在單體調試完畢、相應二次網絡施工完成情況下進行。在互感器二次繞組處加入電流和電壓，驗證合并單元采樣是否正確，能否正確傳送至各相關智能二次設備，讓其正確接收SV報文并顯示。如果現場條件具備，可以通過一次通流和加壓的手段進行全面檢查。

1.3 保護部分

通過模擬各類典型故障，對傳動保護檢查以下功能:保護是否正確動作;智能操作箱是否正確動作;故障錄波是否正確錄波;監控后臺是否正確顯示保護動作信息;不同保護間的聯閉鎖信息是否正確;合并單元、保護裝置和智能操作箱的檢修壓板狀態是否對應。如果現場條件具備，可以直接帶開關進行保護傳動，考察范圍更為全面［1］。

1.4 監控部分

以監控后臺為中心，檢查以下功能:監控畫面的繪制是否符合運行要求;能否正確反映各間隔的遙測值;當有遙信信號上送時，告警窗是否報出，光字牌上是否有顯示;對各間隔可以遙控的開關刀閘進行遙控操作;遠方投退軟壓板、遠方切換定值區、遠方修改定值和遠方復歸是否有效;SNTP對時是否正確;同期功能是否正確、有效。

2 信息一體化平臺調試方法

2.1 常規SCADA功能調試

a． 實時數據變位調試，選取1臺測控裝置，分2種情況:發送單個遙信變位;發送一批遙信變位。

b． SOE調試。選取2個測控裝置發送SOE測試記錄，并記錄SOE反應時間和一體化平臺接收時間。

c． 實時數據遙測量調試，選取多個裝置，測試現場數據與后臺的遙測數據是否一致。

d． 遙控調試，在畫面上任意選擇遙控對象進行遙控操作。

e． 保護功能調試，針對測控保護裝置，當保護動作時，在測控保護裝置上正確顯示，同時及時上送一體化平臺并在簡報窗口中正確顯示。

f． 邏輯節點工況調試，分2種情況:拔掉監控與測控裝置通信單元間的通信線，判斷其反應正確性，記錄反應時間;停止測控裝置的工作，判斷其反應正確性，記錄反應時間。

g． 畫面響應時間調試，針對設備狀態、接線圖、光字及遙測等數據，選擇具有代表性的畫面進行調試。

h． 歷史數據及告警信息的調試，任意選擇幾個歷史時段，分別查詢系統中所有遙信和遙測值，另外，選擇不同的時間段分別查詢其遙信、遙測和統計值，判斷系統的正確性。

2.2 遠方通信功能調試

a． 調試IEC61850－80－1調度通信，調試遙信的上送功能。

b． SOE上送調試，選取2個測控裝置發送SOE測試記錄，并記錄SOE反應時間和調度端接收時間。

c． 遙測量上送調試，選取多個測控裝置，調試遙測上送功能。

d． 調度遙控調試，在調度畫面上任意選擇遙控對象進行遙控操作。

e． SNTP對時功能調試，信息一體化平臺時鐘是否與SNTP對時源同步。

2.3 智能告警及故障綜合分析功能調試

a． 故障智能推理功能調試

檢查故障智能推理所需信號的配置是否完整，根據各種啟動信號與推理依據逐一檢查各間隔的遙信中是否定義相應信息。調試故障智能推理功能，按照各種可推理的故障類型，逐一根據推理觸發條件模擬相應的啟動信號序列，在告警程序中查看是否出現相應的推理結果和推理報告。

b． 告警信息按分頁顯示功能調試

檢查告警信息是否可按告警等級或告警類型分頁顯示，內容滿足需求，可自定義分頁顯示信息，時序信息頁面顯示全部信息，檢修信息頁面顯示掛檢修牌間隔的信息，推理結果頁面顯示故障的推理結果，未復歸頁面顯示動作后尚未復歸的信息。

c． 告警信息過濾功能調試

調試信息是否可按廠站或設備組進行過濾顯示，即只顯示某廠站或某設備組的信息。

d． 告警信息屏蔽功能調試

調試信息是否可按廠站或設備組進行屏蔽顯示，即不顯示某廠站或某設備組的信息，屏蔽后界面上應有明顯提示［2］。

e． 告警信息暫停刷新功能

調試告警信息是否可以暫停刷新及恢復，暫停刷新期間的信息不得丟失。

f． 告警信息保存文件功能

調試檢查告警信息是否可按任意頁面保存成離線文件，包括txt、excel、pdf等格式。

g． 快速定位功能

調試是否可根據某個告警信息快速定位其所在廠站或間隔，并對該廠站或間隔的信息進行過濾。

h． 告警信息打印功能

調試是否可以正確打印任意頁面的信息。

i． 告警信息排序功能

調試告警信息是否可按時間順序正序或逆序顯示。

2.4 一鍵式順序控制功能調試

a． 自定義程序化操作步驟功能模塊調試

啟動OptManager程序，隨意調用一個已有操作票，對該操作票的步驟進行增加、刪除、修改等操作，并以統一的編號存入數據庫，關閉OptManager程序。重新啟動OptManager程序，調用剛才修改并保存過的操作票，觀察其操作步驟是否發生變化。打開dbconf數據庫組態程序，打開文件索引表找到該操作票文件，查看其文件是否是“順控操作票”類型。

b． 用戶權限管理調試

系統設置管理員權限，可維護變電所職工基本信息，用戶密碼可自定義設置，用戶權限等級設置Popuser、值班員、副值、正值、值長、Admini 6類。

c． 程序化控制與調度的互動功能調試

從調度下發控制命令，使用1臺主機模擬調度下發操作票任務，查看總控裝置是否順控執行;從調度端觀察是否向調度發送每一步執行結果及操作票執行的總結;從調度下發控制命令，總控開始執行;從調度端模擬下發執行、暫停、繼續、停止等命令，檢查順控程序是否有相應的響應［3］。

2.5 一體化平臺與相關智能系統的接口功能調試

在一次設備在線監測系統中，對可能發生故障的設備進行診斷分析，并給出診斷結果，及時向用戶提供各設備的運行狀態、故障預警及報警信息。

2.6 智能無功優化控制 (VQC)功能調試

2.6.1 參數設置

VQC系統在運行前應對運行所需的各種參數進行圖形化設置，包括系統全局參數、參與調節的主變參數、母線參數、電容器參數和電抗器參數，在確認以上參數正確設置后VQC系統方可投入實際運行和調節。

a． 系統系數

VQC系統全局參數包括VQC控制方案、限值整定方式、限值曲線形狀、限值判斷依據、設備調節方式等相關參數。

b． 主變參數

主變參數設置包括主變高壓側開關、刀閘信號定義、VQC調節的無功和電壓定義、主變檔位信號的定義、主變閉鎖條件的定義、分接頭上調和下調閉鎖條件定義、分接頭動作后的閉鎖時間定義、分接頭日調節最大動作次數定義、分接頭調節一檔的電壓變化量定義、最大檔位和最小檔位定義、中間檔位定義、三圈變并列運行設置等。

c． 母線參數

母線參數設置包括與母線連接的電容器開關、刀閘信號定義、電抗器開關、刀閘信號定義、VQC目標控制母線并列運行時與左右側母線連接的設備定義等［4］。

d． 電容器參數

電容器參數設置包括容抗器開關信號定義、禁止容抗器投入的閉鎖條件定義、容抗器的額定容量、投切1組電容器引起的電壓變化量、開關動作的閉鎖時間和開關1 d最多動作次數等。

e． 電抗器參數

同電容器參數設置。

2.6.2 控制策略

根據參數設置的具體動作情況，在整個VQC功能未閉鎖、主變分接頭調節方式為“自動”、容抗器開關調節方式為“自動”、主變VQC功能未閉鎖、容抗器VQC功能未閉鎖的情況下，通過人工設置數值的方式得到VQC的運行區域，進而檢查VQC的動作情況。

2.6.3 其它功能調試

包括VQC系統動作記錄查看，分接頭、電容器、VQC日動作次數統計，電壓、無功日合格率統計及人工清除閉鎖功能等調試。

3 遠動通信系統調試方法

調度主站運行的通信規約必須和實際情況一致，具備基本的遙測量、遙信量、SOE量及通信報文的顯示功能，并能通過畫面操作進行遙控。

a． 設備外部檢查。檢查遠動通信系統設備數量、型號、額定參數與設計相符合，檢查設備接地可靠。

b． 絕緣試驗檢查。在標準大氣條件下，裝置的外引帶電回路部分、外露非帶電金屬部分及外殼之間，用1 000 V的直流兆歐表測量其絕緣電阻值，結果應不小于20 MΩ。

c． 工程配置。依據變電站配置描述文件和遠動信息表，分別配置遠動通信系統相關設備運行功能與參數［5］。

d． 通信檢查。檢查與遠動通信系統功能相關的MMS通信狀態正常。

e． 遠動遙信功能調試。檢查遠動通信系統遙信變化情況與實際現場設備狀態一致。

f． 遠動遙測功能調試。檢查遠動通信系統遙測精度和線性度滿足技術要求。

g． 遠動遙控功能調試。檢查遠動通信系統遙控與預設控制策略一致。

h． 遙調控制功能調試。檢查遠動通信系統遙調控制與遙調控制策略一致。

i． 主備切換功能測試。檢查遠動系統主備切換功能滿足技術要求。

j． 檢查通信控制器與GPS的時間是否同步，總控時間和GPS保持同步。

k． 檢查通信控制器與主站通信是否正常。

l． 通信控制器與主站正常通信，對測控裝置的開入板施加某一電壓，讓其產生遙信，并記錄時間。檢查主站記錄下的信號點和時間是否正確。

m． 通信控制器與主站正常通信，對測控裝置加入測量數據，觀察主站數據是否根據裝置實際測量值刷新。

n． 通信控制器與主站正常通信，發送遙控命令，用萬用表測量測控裝置的出口壓板電壓是否有變位、有輸出［6］。

o． 遙信記錄。檢查測控保護裝置的遙信輸入信號上傳信息的正確性。

p． 遙測記錄。檢查測控保護裝置的遙測輸入信號測量數據的正確性。

q． 遙控記錄。檢查測控保護裝置的遙控輸入信號控制操作的正確性。

4 結束語

因智能變電站用光纜取代了常規變電站的電纜接線方式，各設備由傳統的點對點模擬節點信號傳輸方式變為由GOOSE、SV、MMS網絡組成的虛擬報文傳輸方式，這一轉變要求智能變電站二次調試人員在熟知繼電保護原理的前提下對通信、自動化更加了解，同時對計算機軟件更加熟悉。

［1］ Q/GDW441—2010，智能變電站繼電保護技術規范 ［S］．

［2］ Q/GDW383—2009，智能變電站技術導則 ［S］．

［3］ Q/GDW431—2010，智能變電站自動化系統現場調試導則［S］．

［4］ 張世強，李世林．數字化變電站二次側調試技術分析［J］．河北電力技術，2010，29(1):5－8．

［5］ 吳 楊，龍安林．數字變電站繼電保護調試驗收討論［J］．貴州電力技術，2010，34(4):4－7．

［6］ 吳在軍，胡敏強．基于IEC 61850標準的變電站自動化系統研究 ［J］．電網技術，2003，47(10):61－65．