基于IEC61850的智能變電站測試及故障處理研究

鄧迎松　楊凌曦

摘 要 IEC61850標準的應用就是使變電站系統(tǒng)網(wǎng)絡化和數(shù)字化的過程。當前變電站智能化、數(shù)字化、一體化需要測試技術(shù)的支撐。不僅要結(jié)合IEC61850標準對硬軟件進行測試，還需要對系統(tǒng)中設(shè)備單元的配置數(shù)據(jù)和信息測試驗證。本文從夷陵變電站現(xiàn)場調(diào)試發(fā)現(xiàn)的代表問題入手，進行故障分析。

關(guān)鍵詞 IEC61850；智能變電站；現(xiàn)場測試

中圖分類號：TM73 文獻標識碼：A 文章編號：1671-7597（2014）23-0031-01

智能電網(wǎng)背景下的智能變電站一次設(shè)備智能化水平提升，二次系統(tǒng)網(wǎng)絡化更加互動，設(shè)備單元模型化更加精益。以前傳統(tǒng)變電站的測試方法就有了很大的局限性。隨著智能變電站運維要求的提升，現(xiàn)場測試需要從全站乃至局域網(wǎng)絡出發(fā)探索出相應的智能測試方法。

本文對基于IEC61850的一致性測試，對現(xiàn)場測試進行了分析和總結(jié)，并以220 kV夷陵智能變電站改造工程為依托對工程測試當中遇到的部分問題進行分析并提出相應的解決辦法。

1 智能變電站測試的方法

智能變電站測試分為集成測試以及現(xiàn)場測試。集成測試之前先對系統(tǒng)進行組態(tài)配置，然后對所有設(shè)備進行單體調(diào)試，單體測試滿足要求后還要對相關(guān)設(shè)備組成的分系統(tǒng)進行調(diào)試，因為設(shè)備在進行單體測試時可能誤差滿足要求，但組成分系統(tǒng)后各個模塊誤差累計可能就會超出規(guī)范要求。

1）宜昌夷陵站組態(tài)配置過程。

夷陵智能變電站SCD配置過程主要由以下幾部分：

①收集全站IED的ICD配置文件，確認準確無誤后，填寫廠站ICD信息表。

②根據(jù)設(shè)計院提供的文件定義全站所有二次裝置的作用，填寫《變電站二次設(shè)備定義》表，自動生成IED名，并導入ICD文件。

③分配IED裝置SV、GOOSE、MMS控制塊，配置站控層網(wǎng)絡，為IED裝置分配SV、GOOSE組播地址，為IED裝置分配IP地址，配置虛端子。

④配置SCD文件。

⑤SCD文件下裝到各個IED生成實例化CID文件。

2）夷陵站GOOSE組播地址。

MAC地址：夷陵站GOOSE控制塊的MAC地址字段為01-0C-CD-01-XX-XX，如220 kV遠雙線測控裝置GOOSE層MAC地址：01-0C-CD-01-00-01。

APPID：與MAC地址的末四位保持一致，如上例220 kV遠雙線測控裝置的APPID為0001。

夷陵站SV組播地址：

MAC地址：夷陵站SV控制塊的MAC地址字段為01-0C-CD-04-XX-XX，如220kV遠雙線測控裝置SV層MAC地址：01-0C-CD-04-00-01。

現(xiàn)場測試時盡量保證回路的完整性，從源頭施加信號，在終端接收信號，否則的話測試工作給集成測試造成重復，導致資源浪費。

2 現(xiàn)場調(diào)試階段故障及處理

1）GOOSE通信中斷分析。

①現(xiàn)象：宜昌220 kV線監(jiān)控系統(tǒng)采用雙以太網(wǎng)星型結(jié)構(gòu)，間隔層各測控裝置之間實現(xiàn)聯(lián)閉鎖通信，測試過程中，后臺調(diào)試系統(tǒng)提示1號主高壓側(cè)與該變壓器220GOOSE的A網(wǎng)、B網(wǎng)通信中斷與自動恢復故障。

②測試：為確定故障原因，采用移動記錄分析儀在變電站進行測試。首先將調(diào)試系統(tǒng)的A網(wǎng)鏡像到交換機端口，并將實時數(shù)據(jù)記錄發(fā)送至端口。裝置發(fā)送的報文stNum與sqNum變化中發(fā)現(xiàn)錯誤，上一幀（1，12387），下一幀報文為（1，12389），丟了一幀報文。

③分析：利用移動報文分析儀檢測220 kV側(cè)測控裝置上送的MMS報文發(fā)現(xiàn)40、41信息發(fā)生變位，2s后復歸。通過SCD配置工具檢查高壓側(cè)數(shù)據(jù)采集到的測控裝置信號可初步斷定誤報通信中斷的原因是1號變壓器10 kV側(cè)測控裝置發(fā)送丟失一幀報文后，1號變壓器220 kV側(cè)測控裝置GOOSE通信中斷判斷程序存在錯誤。當10 kV側(cè)測控裝置丟一幀報文時，相鄰兩幀報文間隔10s就超出了這個范圍，1號變壓器220 kV側(cè)測控裝置就會誤報通信中斷。

④故障原因：由于廠家就地工程人員臨時修改了ICD中GOOSE報文Time Allowed to Live時間，而沒有及時修改回來，導致1號變壓器220 kV側(cè)測控裝置GOOSE通信中斷判斷程序存在錯誤。

2）MMS通信異常分析。

①現(xiàn)象：夷陵變電站調(diào)試過程中，后臺監(jiān)控在聯(lián)調(diào)中發(fā)現(xiàn)部分間隔的遙信變位錯誤，但上送調(diào)度遙信變位正常。

②測試：采用移動記錄分析儀分析變電站故障原因，由于MMS通信基于TCP/IP，需要將后臺接口和遠動機接口接入交換機進行監(jiān)聽。

③分析：由于MMS客戶端對服務端報告控制塊信息上送方式采用定值方式，后臺監(jiān)控與測控裝置通信前，會有一個MMS初始化過程，在這個初始化過程中由后臺監(jiān)控對測控裝置的遙信觸發(fā)方式進行設(shè)置。分析后發(fā)現(xiàn)后臺監(jiān)控系統(tǒng)對測控裝置MMS初始化與遠動對測控裝置的MMS初始化采用相同的實例號，實例被遠動系統(tǒng)鎖定倒是后臺監(jiān)控測控裝置初始化出錯。

④處理：修改后臺監(jiān)控對測控裝置報告控制塊的實例號，重新后臺監(jiān)控，檢測后臺監(jiān)控與測控裝置MMS通信初始化正常，進行遙信變位試驗，后臺監(jiān)控和調(diào)度主站都反映正常，故障消除。

3 現(xiàn)場調(diào)試階段需要注意的問題

受目前測試方案、測試工具的限制，以及測試人員對智能變電站的理解程度有限，認真總結(jié)分析調(diào)試中出現(xiàn)的問題，可以為今后智能變電站的調(diào)試工作提供一些借鑒和幫助。

1）現(xiàn)場安裝與土建同時進行時會對設(shè)備尤其是光纖造成污染甚至損壞，光纖的作用如常規(guī)變電站中電纜一樣，其重要性不言而喻。

2）設(shè)計方、廠家和調(diào)試人員應加強溝通，在對夷陵站1#主變中壓側(cè)間隔調(diào)試時，智能終端跳閘出口動作，但是斷路器并沒有可靠跳閘。多次調(diào)試無結(jié)果，原因是操作回路中串入五防鎖位置不合理導致斷路器跳閘回路失效。

3）夷陵變電站出于可靠性考慮，采用“常規(guī)互感器+合并單元”的采樣模式，使集成測試和現(xiàn)場調(diào)試都少了很大工作量。

4）合理的測試方案、測試順序有待進一步優(yōu)化。線路間隔保護測試時，智能組件和保護裝置都是雙套配置，同一個信號要兩次驗證，可以改進為先統(tǒng)一對兩套智能組件進行驗證，在后臺可以同時觀察兩套設(shè)備明顯節(jié)省時間。

4 總結(jié)

本文對夷陵變電站情測試情況進行了介紹，現(xiàn)場測試階段列舉了幾項與常規(guī)變電站測試有明顯區(qū)別的測試項目，并對現(xiàn)場測試時應用非常多的實時報文進行分析，以夷陵變電站對現(xiàn)場測試為例，對遇到的問題和需要注意的地方進行重點說明，對以后的工作提供經(jīng)驗支撐。

參考文獻

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