智能變電站監控系統的測試與聯調

顧 建，王志亮，王金巖

（國網浙江省電力公司紹興供電公司，浙江 紹興 31200）

智能變電站是智能電網的重要組成部分。與常規變電站不同，智能變電站的良好運轉需要測控裝置、智能終端、合并單元等各種智能設備之間的配合，智能變電站測試與聯調的質量，決定了變電站投運后的運行質量，在此重點介紹智能變電站監控系統的測試與聯調。

1 智能變電站的網絡結構

智能變電站二次系統通常采用“三層兩網”的結構方式：“三層”包括站控層、間隔層和過程層；“兩網”包括站控層網絡和過程層網絡。站控層設備有后臺監控主機、數據服務器、數據通信網關機等；間隔層設備有PMU（同步相量測量單元）裝置、測控裝置、保護裝置等；過程層設備則包括合并單元、智能終端等。

目前智能變電站常采用的模式是合并單元采集互感器二次繞組的模擬量并轉換成數字量以SMV（采樣測量值）報文的方式傳送；智能終端采集的信息量以GOOSE（面向通用對象的變電站事件）報文的方式傳送；保護裝置“直采直跳”，即SMV和GOOSE報文以點對點光纖直連的方式傳送；測控裝置“網采網跳”，即SMV和GOOSE報文通過交換機網絡傳送。網絡結構如圖1所示。

圖1 智能變電站網絡結構

智能變電站本間隔內的保護裝置和智能終端及合并單元一般采用“直采直跳”，同步方式采用插值方式，對時鐘同步要求不高，對跨間隔的保護如母差保護則一般采用“直采網跳”。測控裝置與智能終端和合并單元之間則采用“網采網跳”，由于測控裝置更多地關注電流、電壓的有效值，在實際運行中對時鐘同步的要求也可以適當降低。

2 監控系統的測試與聯調的方法與步驟

2.1 組態配置及對時檢查

組態配置是智能變電站的基礎，是系統集成商根據工程設計對整個變電站進行完整性的系統配置，測試與聯調之前應首先檢查ICD（智能設備的配置描述）與SCD（變電站配置描述）文件以及交換機的配置等。ICD文件主要檢查語法合法性、文件模型實例和數據集正確性以及文件模型描述完整性。SCD文件主要檢查語法合法性、虛端子連接以及IP（網絡協議）地址、GOOSEID（GOOSE 的標識）、SMVID（SMV 標識）、APPID（應用標識）的唯一性。交換機的配置主要檢查VLAN（虛擬局域網）劃分的合理性和正確性。確認合并單元、智能終端和測控裝置等智能設備對時正常。

2.2 測控裝置的單體測試

單體測試主要是驗證測控裝置的遙測、遙信、遙控、同期以及聯/閉鎖功能的正確性。采用數字測試儀將GOOSE及SV光口聯接到測控裝置相應的光口上，模擬合并單元和智能終端運行工況，測試測控裝置的各項功能是否符合實際應用要求。單體測試前應先檢查SCD文件內本裝置INPUT（虛端子）連線情況，確認INPUT連線正確，再檢查裝置內相關控制字和軟壓板是否投入，在確認無誤的情況下完成對測控裝置各項功能的測試。

2.3 聯調測試

智能變電站的運轉需要各個智能設備之間的良好配合，聯調測試是驗證測控裝置和合并單元、智能終端能否正常配合的必要手段。將合并單元、智能終端以及測控裝置分別接入相應的過程層和站控層交換機，接入時應注意根據劃分好的VLAN接入相應的交換機端口。在間隔和母設合并單元輸入接口用模擬測試裝置輸入電流、電壓，在智能終端輸入接口用模擬斷路器模擬位置信號等開入量，檢查測控裝置以及后臺監控主機的遙測、遙信、遙控和同期等功能的正確性。

2.4 測試站控層和間隔層設備的通信情況

在站控層網絡上利用MMS Ethereal工具軟件或網絡記錄分析儀監視網絡報文情況，詳細分析設備重啟、網絡中斷、主備、雙網切換等情況下的裝置及后臺處理情況，如TCP（傳輸控制協議）鏈接、MMS初始化、讀模型、寫控制塊尤其是寫RptEna（報告控制塊使能）、 EntyrID（入口標識）及TrgOp（觸發選項）等情況，確認站控層和間隔層設備工作正常。

3 結合報文分析智能設備的配合情況

智能設備的工作配合主要依賴于通信報文，結合報文分析合并單元、智能終端和測控裝置檢修壓板的配合、斷鏈、失步時的工作情況以及SOE（事件順序記錄）時標精度和分辨率。智能設備之間的準確配合，決定著監控系統能否穩定、可靠的工作，是測試和聯調工作的重點。報文分析可采用MMS Ethereal等工具軟件。在此以智能終端和測控裝置的配合為例介紹測試內容和方法，過程一般可分為以下3個方面。

3.1 測試智能設備對檢修壓板的配合

（1）取下智能終端和測控裝置檢修壓板，模擬斷路器變位并做遙控試驗，查看測控裝置和后臺監控主機遙信變位及模擬斷路器動作情況，同時檢查智能終端GOOSE報文內檢修標志是否為FALSE，測控裝置MMS（制造報文規范）報文的品質檢修bit位狀態值是否為0。

（2）分別投入智能終端和測控裝置的檢修壓板，模擬斷路器變位和遙控，查看測控裝置和后臺監控主機遙信變位及模擬斷路器的動作情況，同時檢查GOOSE報文的檢修標志及MMS報文的品質檢修bit位狀態值。

（3）同時投入智能終端和測控裝置的檢修壓板，模擬斷路器變位和遙控，查看測控裝置和后臺監控主機遙信變位及模擬斷路器動作情況，檢查GOOSE報文檢修標志是否為TRUE，MMS報文的品質檢修Bit位狀態值是否為1。

3.2 測試斷鏈情況下各智能設備間的配合

取下智能終端和測控裝置檢修壓板并拔掉裝置接入過程層交換機的光纖，模擬斷路器變位，插回光纖待恢復通信，查看測控裝置和后臺監控主機遙信變位情況。目前智能終端的數據集一般不包含品質DA（數據屬性），只需檢查MMS報文及間隔層聯閉鎖GOOSE報文中的品質信息。

3.3 失步及SOE精度測試

分別拔掉GPS對智能終端和測控裝置的對時線，在裝置守時的情況下模擬斷路器變位，查看GOOSE報文和MMS報文的時間品質（timequality）值；在裝置失步的情況下模擬斷路器變位，查看GOOSE報文和MMS報文的時間品質（timequality）值。

SOE測試采用GPS時鐘的PPS秒脈沖模擬開入量，檢查SOE時標的精度及分辨率。

4 測試與聯調中的注意事項

（1）聯調之前應根據設計提供的虛端子圖仔細核對SCD文件中INPUT配置的完整性和正確性,這一步類似于常規變電站的電纜接線檢查，是監控系統正常運行的前提和保證。在智能變電站的調試中往往發現設計提供的虛端子有不少錯誤，尤其是保護與智能終端之間的虛端子連接。在用數字測試儀進行調試后還必須用模擬測試儀在合并單元輸入電流、電壓，模擬設備實際運行情況。開入、開出量的檢查也必須全部實際傳動，確保由SCD文件導出的各裝置私有文件內虛端子連接的正確性，修改的虛端子應在SCD文件的Header中做好記錄。如有可能，建議現場調試人員能夠閱讀私有文件，確保私有文件中的虛端子與SCD文件中的一致。

（2）220kV智能變電站的110kV部分采用保護測控一體化裝置，應注意GOOSE控制塊在裝置上的光口配置。這是由于測控部分采用的是“網采網跳”，如果在配置保護測控裝置光口時不小心把保護GOOSE跳閘控制塊也配置到了網絡口，就會產生“光寄生回路”。應檢查私有文件中的光口配置信息，同時要驗證保護測控裝置直連口在光纖拔除的情況下保護應能出口跳閘，確保GOOSE控制塊在光口配置上的正確性。

（3）智能設備接入交換機時應注意交換機的VLAN劃分配置，確保智能設備接入正確的交換機端口。建議在配置SCD文件時將VLAN的劃分信息在文件中以SMV和GOOSE控制塊為單位加以體現，或以EXCEL表格的形式提供VLAN設置信息。應詳細到每臺交換機每個端口的GOOSE和SMV控制塊信息，確保在今后發生交換機故障時，能及時更換為新的交換機。

（4）應關注MMS報文的初始化通信。MMS報文采用的是客戶/服務器模式，服務器信息的上送應遵循客戶端定制的模式，但往往存在監控主機或者遠動機與測控和保護裝置的初始化通信沒有遵循客戶定制的模式，而是由測控或者保護裝置根據自身模型支持的方式上送信息，導致有可能出現遙信信息上送異常或者不同廠商的監控主機與測控裝置之間遙控不能正確執行等問題。應做好相應的模擬試驗，通過對MMS報文的分析，找出初始化過程中不符合IEC 61850標準的情況，反饋給廠商，督促其改進。

（5）聯調完成后，應由集成商提供最終的SCD文件并以EXCEL表格的形式列舉每個裝置的IP地址、每個GOOSE和SMV控制塊的組播地址和APPID，同時要求現場所有保護、測控、智能終端和合并單元的廠家以GOOSE和SMV控制塊為單位提供光口劃分清單表格，為今后變電站的改造和擴建提供依據。

5 結語

智能變電站建設中，掌握正確的智能變電站監控系統測試和聯調方法有助于快速解決智能變電站中智能設備存在的問題，有效消除存在的隱患，提高變電站設備投運后的穩定性和可靠性，同時也有利于電網的安全穩定運行，切實滿足安全穩定、經濟高效的現代化變電站建設要求。

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