智能變電站二次系統(tǒng)的調(diào)試方法

肖碩霜 晉龍興

摘 要：智能變電站是新興的能實現(xiàn)站內(nèi)智能電氣設(shè)備間信息共享和互操作的現(xiàn)代化變電站。研究智能變電站二次系統(tǒng)的調(diào)試方法對變電站運維和電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行有重要意義。文章對比智能站與傳統(tǒng)站的區(qū)別，對智能站調(diào)試工具及二次系統(tǒng)調(diào)試流程做了分析。

關(guān)鍵詞：智能變電站；調(diào)試；單體

1 智能變電站及調(diào)試特點

智能變電站采用可靠、集成的智能設(shè)備，通過全站信息數(shù)字化、通信平臺網(wǎng)絡(luò)化、信息共享標準化可自動完成信息采集、測量、控制、保護等功能[1，2]。智能站自動化系統(tǒng)從結(jié)構(gòu)上分為站控層、間隔層和過程層。與傳統(tǒng)站相比，物理上它基本取消了硬接線，故在調(diào)試和維護上產(chǎn)生了較大差異。因此，對其調(diào)試方法的研究對變電站運維及電網(wǎng)安全意義重大[3]。

相較傳統(tǒng)站，智能站調(diào)試具有如下特點：（1）站控層協(xié)議由IEC 61850替代原來的103或104。（2）過程層GOOSE實現(xiàn)開關(guān)量信號采集、傳輸及跳閘功能。（3）過程層SV實現(xiàn)模擬量采樣及傳輸，通過網(wǎng)絡(luò)實現(xiàn)數(shù)據(jù)交換和共享。（4）傳統(tǒng)站為電纜連接，只要電纜連接正確就可保證回路正確；但智能站僅光纖連接正確并不能保證設(shè)備間通信正常，還需要調(diào)試人員掌握通信規(guī)則。（5）智能站設(shè)備交互信息由全站二次設(shè)備配置（SCD）文件描述。

2 智能變電站調(diào)試

2.1 調(diào)試方法與流程

智能站與傳統(tǒng)站調(diào)試原理根本上是一致的，但調(diào)試方法不同：調(diào)試手段由電氣檢測變?yōu)橛删W(wǎng)絡(luò)終端設(shè)備抓取報文分析；測試儀器由電氣量試驗儀變?yōu)閿?shù)字化試驗儀；調(diào)試人員需要掌握SCD文件的解讀，需要掌握基本通信報文的分析，需要了解交換機工作機理。

智能站調(diào)試流程分為：（1）組態(tài)配置及設(shè)備下裝配置，即完成變電站SCD文件及IED設(shè)備的配置。（2）系統(tǒng)調(diào)試分為單體調(diào)試和分系統(tǒng)調(diào)試，其分別為完成IED單體功能的驗證性試驗和完成IED之間系統(tǒng)功能驗證性試驗。（3）現(xiàn)場調(diào)試需完成通信鏈路檢驗和傳動試驗。前者要測量光纖回路的光功率，保證物理連接正確、可靠，邏輯鏈路可監(jiān)視。后者要完成一二次設(shè)備閉環(huán)驗證性試驗。

2.2 二次系統(tǒng)集成調(diào)試

集中集成測試是目前智能站調(diào)試的重要特點，它利用了土建工期完成了設(shè)備的功能性試驗，節(jié)省了現(xiàn)場調(diào)試周期；規(guī)范了設(shè)備的技術(shù)特點，把住了新設(shè)備入網(wǎng)關(guān)，保證了變電站的安全可靠性。

2.2.1 合智終端測試

該測試重點為檢查輸出與配置相符、合并單元雙AD輸出一致性、合并單元級聯(lián)同步性、母線電壓并列、切換功能、開入開出功能及智能終端動作時間。

首先用常規(guī)繼電保護試驗裝置（+PT/CT模擬器）給合并單元加模擬量，電壓合并單元、間隔合并單元按照工程應(yīng)用連接，用數(shù)字萬用表測量SV幅值/相位精度，同時分析雙AD數(shù)據(jù)的一致性、發(fā)送間隔均勻性和絕對延時準確度。隨后給電壓間隔合并單元接入一組母線電壓，將電壓并列把手撥到兩母線并列狀態(tài)，觀察面板是否同時顯示兩組母線電壓，并且幅值、相位和頻率均一致。光纖中斷信號應(yīng)正確且應(yīng)置相應(yīng)通道數(shù)據(jù)無效。數(shù)字試驗儀發(fā)控制命令，檢查智能終端開出節(jié)點應(yīng)正確。試驗儀發(fā)跳閘命令，智能終端保護跳閘節(jié)點觸發(fā)計時，其動作時間應(yīng)不大于7ms（包含繼電器動作時間）。

2.2.2 保護單體測試

該測試重點為檢查SV采樣、邏輯功能、檢修壓板及出口軟壓板功能。測試中保護功能檢驗方法與傳統(tǒng)保護相同，應(yīng)重點檢查出口軟壓板功能和檢修壓板功能。裝置在檢修狀態(tài)不一致情況下不應(yīng)動作；檢查雙AD不一致、數(shù)據(jù)無效等異常情況下繼電保護的行為應(yīng)滿足Q/GDW 396和441要求。

2.2.3 合智終端同步性測試

該測試重點為檢查各間隔合并單元采樣同步性能，及在丟失/恢復(fù)時鐘時合并單元的守時性能以及對保護的影響。將各間隔合智終端電流回路串接，用試驗儀加相同的模擬量，檢查各個間隔合智終端電流的幅值和相位。在丟失時鐘后SV報文應(yīng)報失步；時鐘恢復(fù)過程中SV報文不應(yīng)對保護產(chǎn)生不良影響。

2.2.4 差動保護同步性測試

該測試重點為測試合并單元通道延時準確度及線路差動（一側(cè)為傳統(tǒng)保護）、母線差動、主變差動保護各側(cè)電流點對點采樣的同步性能。測試時用試驗儀從各個合智終端加模擬量，檢查看保護差流顯示應(yīng)為零。

2.2.5 測控裝置測試

該測試分為常規(guī)四遙功能測試、同期功能測試、SOE分辨率測試、開關(guān)量防抖動功能測試和模擬量越死區(qū)上報功能測試。

常規(guī)四遙功能測試包括：開關(guān)量采集處理、GOOSE功能、遙控實現(xiàn)、直流量采集測試。遙信量采用人工短接端子模擬遙信變位，檢查遙信變位時間<2s；遙測量采用交流標準源輸入，對電流、電壓分別在50%、100%、200%量程，功率因數(shù)在0、0.5、0.866、1，頻率在45Hz、50Hz、55Hz情況下，檢查裝置顯示值及后臺監(jiān)控值，要求電流電壓采樣誤差<0.2%，有功、無功誤差小于0.5%，頻率誤差<0.01Hz，后臺響應(yīng)時間<2s；遙控量通過后臺遙控，檢查輸出端子節(jié)點閉合情況。

同期功能測試包括檢無壓同期測試、頻率差測試、電壓差測試、相角差測試。

SOE分辨率測試中，可任選一臺測控裝置用GPS時間校驗儀輸出相隔1ms的空節(jié)點脈沖信號并接入到裝置的多個開入回路。通過檢查這些開入的SOE時間記錄判別SOE分辨率。

進行開關(guān)量防抖動功能測試可將測控裝置的遙信防抖時間設(shè)定為20ms。在測控裝置任一遙信點加一個19ms的方波，此時測控裝置不產(chǎn)生遙信變位信息；在測控裝置另一遙信點加一個21ms的方波，此時測控裝置產(chǎn)生遙信變位信息。

模擬量越死區(qū)上報功能測試中，模擬量越死區(qū)值表示當模擬量的當前采集結(jié)果和上次采樣數(shù)值之差超過設(shè)定的死區(qū)定值時，采集模塊直接輸出當前采集結(jié)果，否則輸出經(jīng)過濾波后的轉(zhuǎn)換結(jié)果。死區(qū)值為0則表示禁用死區(qū)參數(shù)。將裝置監(jiān)控參數(shù)“死區(qū)定值”設(shè)定為1%，用標準源輸入為50V。改變值為50.2V（變化量<1%），裝置及后臺在3秒時間內(nèi)看不到該變化量；改變?yōu)?0.5V（變化量>1%），裝置及后臺在3秒時間內(nèi)將變化信息上傳。

3 智能變電站運維要點

通過智能變電站現(xiàn)場驗收，可以歸納出部分運維注意事項，以便今后運維工作順利開展：（1）合智終端無遠方/就地、分/合閘操作把手；（2）由于保護裝置判別機制不同，當退出SV接收軟壓板時110kV線路保護無采樣值；而主變及110kV線路測控、后臺仍有采樣值；（3）所有調(diào)試裝置整定定值并確認后，運行燈會熄滅數(shù)秒后才點亮，屬正?，F(xiàn)象；（4）110kV線路測控裝置定值“準同期模式”應(yīng)為“0”，若誤整定為“1”，同期角差將固定為1°。

4 結(jié)束語

智能變電站與傳統(tǒng)站的調(diào)試有很大不同。文章介紹了智能變電站的結(jié)構(gòu)和調(diào)試特點，調(diào)試方法的差異和調(diào)試流程，重點闡述二次系統(tǒng)集成調(diào)試，分析了合智終端測試、保護單體測試、合智終端同步性測試、差動保護同步性測試和測控裝置測試（包括常規(guī)四遙功能測試、同期功能測試、SOE分辨率測試等）重點及測試方法，并歸納了智能站運維注意事項，為開展智能變電站的運維工作提供指導(dǎo)。

參考文獻

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[2]喬小敏，董鵬.智能電網(wǎng)及數(shù)字化變電站關(guān)鍵技術(shù)探討[J].2011（7）.

[3]王同文，謝民，孫月琴，等.智能變電站繼電保護系統(tǒng)可靠性分析[J].電力系統(tǒng)保護與控制，2015（6）.

作者簡介：肖碩霜（1988-），女，湖北宜昌人，學(xué)歷：碩士。