张玉珠　范斗　苏海霞

【摘 要】随着电网规模的不断扩大，新一代智能变电站自动化设备对调试技术提出了更高的要求。如何最大的发挥智能化变电站自动化设备的效能，规范新一代自动化设备调试作业操作流程，提高智能化变电站自动化设备的运行可靠性，直接关系到电网的安全、稳定、可靠运行。本案例主要对智能化变电站综自系统调试过程进行深入分析，总结调试环节中的关键问题所在，提出智能化变电站自动化设备调试的标准作业指导流程。

【关键词】测控系统；远动系统；智能终端；合并单元；站控层；过程层；间隔层

1 背景描述

随着国际电工委员会第57技术委员会2004年颁布应用于变电站通信网络和系统的国际标准IEC61850标准，以及网络、光纤通信技术的发展，综自系统精简传统二次回路，建立数字化变电站综自系统，后引入变电站高级功能，标准化通信、图形和监控信息采集，实现无人值守变电站，最终建立了新一代智能变电站监控系统。

新一代智能变电站监控系统实现了全网运行数据的统一断面采集、实时信息共享以及电网实时控制和智能调节；实现全网运行数据的统一断面采集、实时信息共享以及电网实时控制和智能调节，支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用。

2 智能变电站存在的问题

随着智能变电站监控系统的不断投入，智能变电站监控系统调试过程暴露出许多重要的共性问题，现总结如下：

2.1 时间同步问题

对于智能变电站，电压、电流数据必须同步采样。对于采样不同间隔合并单元的数据尤其如此，特别是500kV部分可能出现电压和电流从不同合并单元采集的情况，若电流合并单元和电压合并单元对时有误差，就会导致电压电流角度不对，有功无功计算错误。

2.2 合并单元配置和精度问题

由于智能变电站遥测数据大都来源于合并单元，保护和测控是采用不同的计算输出级，母线保护、线路保护等保护装置必须配置保护级输出，测控装置和电能量计量表计必须配置计量级别输出。如果配置错误，通常无法利用带电测试检查出错误。

2.3 网络通信问题

在变电站SCD配置时，它们都是独立网络配置。通常出现地址、端口一字之差，导致整个网络数据不通，工作白做等等。

2.4 检修机制一致性问题

智能化变电站，由于共用合并单元和智能终端等过程层设备，装置检修时，检修压板只能就地操作，当压板投入时，表示该装置处于检修状态，装置继续发送GOOSE和SV报文的TEST位置位，同时接收装置将与自身检修压板状态比较，只有一致时，才作为有效处理，否则无效处理。因此常常发生在智能变电站因压板不一致，导致保护运行状态错误的问题。

2.5 虚端子连接问题

虚端子连接表包含了合并单元与智能终端GOOSE、SV信号的输入和输出关系，它的正确与否直接关系到四遥信息的正确性，常见因智能变电站SCD文件虚端子连接错误直接导致数据不可用。

3 改进措施和方法

3.1 针对不同时间同步问题，分类采取有效措施

在正常直采直跳方式的变电站，短时间对时异常影响是很小的，但条件允许时，建议尽快处理。对于网络采集合并单元设备，要高度重视设备网络对时问题，发现问题及时处理，有条件的可以设置对时失步告警监控信息，进一步有效加强监控。对于站内时间同步装置可以采用支持北斗/GPS双星对时，并考虑配备自守时原子钟等，进一步提高智能变电站时间同步的可靠性。

3.2 规范投产前配置文件检查和上报备案，确保不发生测量精度问题

针对智能变电站遥测数据来源于合并单元，合并单元存在多个输出级容易发生混淆错误，加强投产前配置文件的检查和校对，适时开展精度验证，并在投产前将智能变电站配置文件上报备案，同时结合设备运行情况和设备检修时，再次检查、备份、上报校对，进一步提高智能变电站采集的准确性，确保不发生测量精度问题。

3.3 规范使用智能变电站网络标识，结合网络通信机理合理配置调试工具开展调试

要规范管理，做好相关标识和图纸管理。其次在调试过程中应该充分了解智能变电站网络通信机理，合理配置调试工具开展调试。针对过程层GOOSE/SV通信中断，可以进行抓包分析。一是GOOSE/SV报文通信中断时，首先要定位具体是哪个数据块中断、哪个装置发送出来的；二是如果有端口指示灯的话，首先可以看数据灯是否亮，不亮的话首先排除物理连接问题；三是接着要判断该断链数据块是否有公用，若该数据块有多个装置接收，且都报出断链，则该发送装置出问题的概率相对大一点，可以首先检查该装置。若该公用数据块只有一个装置断链，其余装置正常，则一般问题在接收端，可以优先检查；四是进一步处理，进行数据抓包。需要注意的是，抓取报文时，需要有收发链路，将抓取的报文按照SCD行核对；五是若抓取报文核对配置都一致时，可以考虑更换相应的接收端口，尝试修改配置更换端口进行测试，以确定接收端口是否故障；六是装置配置、装置端口都确定无问题时，可以考虑更换相应的跳线、尾缆备用芯等，或者是测试下光纤损耗，一般光损都在-25db以下，若超过-30db，则可能损耗过大，接收光功率过低也可能导致接收无效异常。

针对站控层MMS通信中断问题，若需要抓包，需要在交换机上做镜像处理；无法将装置网线拔掉进行抓包，装置与后台无连接时也没有报文。因此通常采用方式有：一是当站内出现个别装置通信中断，或者报出某个数据块使能失败，首先用后台ping装置IP，保证物理通道正常通信，若装置ping不通，则查找确定装置网口是否正常；二是进一步处理需要用第三方工具比如clientmmi等工具，對装置进行数据连接，看装置61850程序是否运行正常，若无法正常连接，则需要装置进行处理；若能正常连接，则需要查看后台是否能正常使能，看使能报告号是否正常等，此时需要后台进行进一步处理；三是抓取MMS报文进行分析，抓包的方式有交换机做镜像、接入HUB，或者后台直接抓包等；四是若是公用装置，特别是消弧线圈、有色谱等小批量装置通信中断，大多时候都是装置61850程序运行异常导致，通过重启装置可以恢复，建议尝试此方法。

3.4 规范使用智能变电站装置检修压板

在智能变电站自动化设备中使用装置检修压板，需要注意三方面。一是当智能变电站自动化设备处于运行状态时，应禁止投入各装置的检修压板；二是在对智能变电站自动化设备进行定检时，应该事先了解清楚现场相关设备检修压板的配合逻辑，明确检修压板置位对保护装置的影响，做好相关解决措施，确保不发生保护装置被误闭锁现象；三是在智能变电站配置时，应该充分了解检修压板投退对于自动化和保护的影响，做好相关预防方案设计，充分发挥装置检修压板的作用。

3.5 规范智能变电站调试流程，完成SCD文件虚端子连接的可靠验证

按照《智能变电站调试规范》执行，智能变电站的调试可按照一下流程：系统组态→系统测试→系统动模（可选）→现场调试→投产试验。

4 结束语

随着电网规模的不断扩大，新一代智能变电站自动化设备大幅度增加，如何最大的发挥智能化变电站自动化设备的效能，显得越发重要，在上述规范的智能变电站自动化设备调试作业操作流程指引下，新一代智能化变电站自动化设备的运行可靠性稳步提高，为电网的安全、稳定、可靠运行提供了可靠保障。

【参考文献】

[1]Q/GDW689-2012.《智能变电站调试规范》及编制说明.

[2]Q_GDW11145-2014.《智能变电站二次系统标准化现场调试规范》.

[3]QGDW10431-2016.《智能变电站自动化系统现场调试导则》.endprint