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1、智能变电站调试关键技术,1,简介,2,3,目录,4,调试内容,5,我们关心的问题,6,个人建议及发展展望,调试工具配置,调试标准规范,1.简介,与常规综自站区别：全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化变电站的结构、保护的原理和逻辑均没有发生变化，仅是实现方式发生了变化，从而带来了调试项目和手段的变化，但调试的目的并没有变化。,2.调试标准规范,3.调试工具配置,万用表，500V、1000V及2500V兆欧表，光发生器、光功率计，双绞线缆测试仪，网络报文记录分析仪、网络负载测试仪（如Smartbits），继电保护试验仪（包括常规和数字式），高频通道测试仪，GPS信号发生器，精确时钟测试仪
2、、电子式互感器综合校验仪（NT702等）、AD模拟器、光电转换器、便携式示波器、便携式录波器等仪器。SCD配置软件，如思源弘瑞的Easy50（各厂家自己开发，不统一）报文抓包软件（wireshark、MMS Ethereal等）GOOSE模拟软件（IEDScout）SCD文件查看软件（Altova XMLSpy）厂家配套的其他调试工具软件,4.调试流程,组态配置系统测试系统动模现场调试投产试验。,5.调试内容,组态配置（SCD、虚端子图表、网络配置图、地址分配、文件核对及下装等）系统测试（出厂联调阶段，包括单体调试和系统测试）系统动模（必要时做）现场调试（整组实验、其他辅助设备调试）投产试验（
3、投产前一次通流、升压试验及投产带负荷检查）,5.1 组态配置,1、系统组态通信子网配置（分配IP地址，确认链路正确性，编制光纤链路表等）IED配置（配置SV、GOOSE控制块数据集等）变电站配置（SSD文件）SCD文件检查（注意IP地址、GOOSEID、SMVID、APPID唯一性检查）2、设备下装与配置 站控层设备配置（导入SCD文件，生成数据库）IED装置下装（生成CID文件并导入装置）交换机配置（IP、镜像端口、VLAN或组播等配置）,5.1.1 网络链路检查,5.1.2 GOOSE配置,设计单位提供虚端子图、SSD文件、厂家提供ICD文件，由设计单位或系统集成商生成SCD文件。GOOS
4、E 配置表对所有虚端子逻辑连线的相关信息系统化地加以整理，作为图纸依据。在具体工程设计中，首先根据智能装置的开发原理，设计智能装置的虚端子，其次，结合继电保护原理，在虚端子的基础上设计完成虚端子逻辑连线，最后，按照逻辑连线，设计完成 GOOSE 配置表。辑连线与 GOOSE 配置表共同组成了智能变电站 GOOSE 配置虚端子设计图。,5.1.3 虚端子图,5.1.4 SCD文件配置流程,5.1.5 SCD文件的关键要素,文件模型实例及数据集正确性检查；IP地址、组播MAC地址、GOOSEID、SMVID、APPID唯一性检查；VLAN、优先级参数设置正确性；虚端子连接正确性和完整性；虚端子连接
5、的二次回路描述正确性检查。,SMV报文解析,GOOSE报文解析,GOOSE文件传输机制,T1一般是2ms，Tx（T2、T3）为2的x次方，以递增的时间间隔发送数据变位，直到时间间隔变为T0。,5.1.6 文件下装,对监控后台系统，导入SCD文件，解析生成各种数据库，配置好系统界面，如光子牌，间隔监控信息等；对各IED生成CID文件，并下装到各个装置中，并确认运行正常；交换机配置，主要配置VLAN及运行参数等。,5.1.7 网络流量控制-VLAN划分检查,流量计算：SMV报文：按照80点/周采样值计算，每个SMV报文最长171字节，每250us发送一次，S=171字节8bit/字节50周波/s8
6、0帧/周波=5.47Mbps。每台合并单元发送的SMV报文的数据流量为稳定的5.47Mbps。全站合并单元14台，正常是流量为5.4714=76.58MbpsGOOSE报文：每个GOOSE报文最大长度为500字节，按平均1秒发送一次计算，按金南变109路GOOSE报文计算。全站正常的GOOSE网络流量为0.42Mbps。,因此，如果以广播报文的形式，每个端口正常运行时的网络负载就是77%，需要考虑对网络流量进行控制。常用方法是VLAN划分和GMRP。VLAN:“虚拟局域网”将局域网设备从逻辑上划分成一个个网段；GMRP:组播注册协议,可动态加入或退出某个组网。,VALN划分表,测试方法：1.交
7、换机的VLAN配置是否与划分一致。2.对每一组SMV和GOOSE报文，根据其VID号测试每一组报文在各个端口中的数据流向是否与VLAN划分一致。,5.2 系统测试,在组态配置均已经完成并检查正确无误后，即可进行系统测试，主要包括各二次设备的单体测试和整个二次网络的性能测试。,5.2.1 互感器及合并单元测试,常规检验项目：结构外观检查、一次侧端工频耐压试验、局部放电测量、电容量测量、介质损耗测量、极性及准确度等常规试验。对于电子式互感器和常规互感器执行标准不同。SV传输数据检验：在全部本体试验合格后进行，将互感器本体和合并单元连接并按SCD文件相关IED配置合并单元，检验合并单元输出SV数据通
8、道正确性，检查相关通信参数符合SCD文件配置。如用直采方式，SV数据输出还应检验是否满足Q/GDW 441等间隔输出及带延时参数的要求。合并单元电压并列及切换试验：对于具有电压并列功能的合并单元，应进行切换试验。常规互感器加合并单元实现的还应检查采样线性度及零漂等项目。,全光纤电流互感器,互感器测试原理图,延时测试,5.2.2 智能终端,（1）常规试验 绝缘、外观、逆变电源及相关二次回路；（2）开关量检验 a）检验智能终端输出GOOSE数据通道与装置开入关联的正确性，检查相关通信参数符合SCD文件配置。b）检验智能终端输入GOOSE数据通道与装置开出关联的正确性。c）测试GOOSE输入与开关量
9、输出动作时间，应满足7ms要求（依赖仪器，能够输出GOOSE信号并接受硬接点开入信号）。（3）SOE精度及分辨率检验 检查装置输出事件的时标与实际触发事件差应小于1ms。,5.2.3 继电保护和安全自动装置,（1）常规试验 绝缘、外观、逆变电源及相关二次回路，执行DL/T995标准，保护自身功能、逻辑试验及定值，执行各自的技术条件。（2）GOOSE输入检验（开入量关联及异常处理机制）（3）GOOSE输出检验（开出信号关联如动作出口、压板、检修状态）（4）SV输入检验（显示、同步、同步位及异常处理机制）（5）事件精度检验（保护事件与实际动作时间误差）,5.2.4 测控装置,（1）常规试验；（2）
10、信号检查；（3）模拟量检查；（4）控制输出检查；（5）同期检查；（6）防误检查（GOOSE连锁）；（7）GOOSE时间SOE准确度检查（SOE精度）；,信号检查,a）依次模拟被检装置的事件GOOSE输入，检查装置输出相关遥信报告正确性。b）检查GOOSE中断情况下装置输出相关遥信报告的品质旧数据位。c）改变测试仪的检修状态，检查装置输出相关遥信报告的品质检修位。d）改变测控装置的检修状态，检查装置输出遥信报告的品质检修位。,模拟量检查,a）按被检装置技术说明书规定的试验方法，模拟被检装置的所有SV传输输入，检查装置显示画面和相关遥测报告正确性。b）对于有多路（MU）SV输入的装置，模拟被检装置
11、的两路及以上SV输入，检查装置的采样同步性能。c）改变测试仪输出值，检验测控功能的模拟量死区值。d）检查SV传输中断情况下装置输出相关遥测报告的品质旧数据位。e）改变测试仪的检修状态，检查装置输出遥测报告的品质检修位。f）改变测控装置的检修状态，检查装置输出遥测报告的品质检修位。,控制输出检查,a）检测测控装置输出的分、合闸脉宽。b）检查测控装置控制输出对象正确性。c）检查一次设备本体、测控单元控制权限。d）改变装置检修状态，检查输出控制GOOSE报文的检修状态。,5.2.5 电能表检验,（1）常规试验：精度及功能（2）按SCD文件配置，模拟被检装置的SV输入，检查显示正确性。（3）对于有多路
12、SV输入的电能表，模拟被检装置的两路及以上的SV输入，检查装置的采样同步性。（一般表计本身不能做同步，需要外部进行同步）（4）检查模拟量功率和电能量计算的正确度。,5.2.6 PMU测试,检查PMU的输入显示正确性；异常SV报文（中断、跳帧、序列号不连续、间隔不均匀等）的处理机制；采样的同步性检查；功能试验。,5.2.7 后台监控系统测试,界面显示；告警、记录、查询、统计、定值召唤、修改等；对各一二次设备的控制，如软压板投退、开关及刀闸的控制，变压器有载调压；五防功能；智能告警及分析决策；小电流接地选线及经济优化控制（AVQC）等；,5.2.8 网络性能测试,（1）网络负荷及站控层主机CPU占
13、用率检查a）电网正常情况。监视交换机各端口的流量负荷，记录任意一分钟流量百分比数值；检查站控层主机CPU占用率。b）电网故障情况。模拟电网系统故障，监视交换机各端口的流量负荷，记录任意一分钟流量百分比数值；检查站控层主机CPU占用率。（2）网络功能检验a）环网自愈功能试验。以固定速率连续模拟同一事件，断开通信链路的逻辑链接，检验报文传输是否有丢弃、重发、延时；b）优先传输功能试验。使用网络负载发生装置对网络发送100%负载的普通优先级报文，测试继电保护动作时间和断路器反应时间是否正常；c）组播报文隔离功能检验。截取网络各节点报文，检查是否含有被隔离组播报文。,（3）网络加载试验a）站控层网络加
14、载试验。利用网络测试仪对站控层网络注入各种负载报文，监视后台、远动、保信子站等客户端通信情况，同时监视交换机CPU负荷率。b）过程层网络加载试验。利用网络测试仪对过程层网络注入各种负载及各种组播地址的组播报文，多次测试相关保护整组动作时间是否延时，同时监视交换机CPU负荷率。（4）雪崩试验变电站各主要功能调试结束后，模拟变电站远景建设规模的20%以上区域同时发生事故，检验继电保护动作和断路器跳闸是否延时，检查监控系统信号是否正确、遗漏。,网络性能测试对于保护直采直跳的方式意义并不是很大，因为保护并不依赖于交换机环节，但对于组网方式是极为重要的。需要确认丢帧、延时及广播风暴的抑制及GOOSE和S
15、MV传输性能等参数。,5.2.8 对时系统,智能变电站时钟同步的意义,1、通过变电站时钟同步，可为故障分析、监视控制及运行提供准确的时间依据；2、在智能变电站中，精确时钟同步是电子式电流/电压互感器、智能断路器、合并单元、继电保护、测控单元等智能设备正确工作的关键；3、智能变电站采用分布式采集，由合并单元输出的数字采样信号中必须含有时间信息。各合并单元输出的电压、电流信号必须严格同步，否则将直接影响保护动作的正确性，甚至在失去同步时要退出相应的保护。4、IEC61850中虽然目前对时间同步报文没有直接的要求，但对时间同步报文所实现的时间精度-时间性能类(time performance cla
16、ss)却有具体的规定。因此，时钟同步是全智能变电站系统中的关键环节,智能变电站与常规变电站的显著区别在于过程层传统的电流/电压互感器、断路器将被电子式电流/电压互感器、智能断路器取代。在智能变电站中数据信息的共享程度和数据的实时性将得到大幅度提高。IEC 61850 标准对智能电子设备的时钟精度功能要求划分为5 个等级(T1T5)，其中用于计量的T5 等级精度达到1 us（1.08分）。对时间同步报文所实现的时间精度-时间性能类(time performance class有具体的规定：,智能变电站时钟同步要求,智能变电站时钟同步要求,国网智能变电站同步对时要求应建立统一的同步对时系统。全站应
17、采用基于卫星时钟(优先使用北斗)与地面时钟互备方式获取精确时间；地面时钟系统应支持通信光传输设备提供的时钟信号；用于数据采用的同步脉冲源应全站唯一，可采用不同接口方式将同步脉冲传递到相应装置；同步脉冲源应同步与正确的精确时间秒脉冲，应不受错误的秒脉冲的影响；支持网络、IRIG-B等同步对时方式；,智能变电站时钟同步要求,南网智能变电站同步对时要求站内应设置两套冗余主时钟，可采用GPS或北斗卫星作为标准时钟源，其中一台必须为北斗卫星时钟系统，主要输出信号（包括IRIG-B（DC）或秒脉冲）的时间准确度应优于1s，时间保持单元的时钟准确度应优于710-8（1分钟4.2s）；站控层设备应采用SNTP
18、对时方式，间隔层设备可采用SNTP、IRIG-B（DC）或脉冲对时；间隔层设备的对时误差应不大于1ms。智能终端应采用IRIG-B（DC）或脉冲对时，对时误差应不大于1ms。过程层合并单元同步精度应不低于1s；同步脉冲源应同步与正确的精确时间秒脉冲，应不受错误的秒脉冲的影响；可根据需要采用IEEE1588协议进行同步对时；,智能变电站对时方式,对时方式简介,脉冲对时：主要有秒脉冲信号PPS(Pulse per Second)、分脉冲信号PPM(Pulse per Minute),对时脉冲式利用GPS所输出的脉冲时间信号进行时间同步校准，获取UTC同步时间的精度较高，对时精度1us；IRIG-B
19、 对时：IRIG 委员会的B 标准，是专为时钟的传输制定的时钟码，（简称B码）。每秒一帧的时间码和10MHz基准时钟，最适合使用的习惯，而且传输也较容易。因此，在IRIG六种串行时间码格式中，应用最为广泛的是B码。其对时较为精确，可达到10s；时间报文对时：串行输出端口发送固定格式的报文信息，其对时精度可达到ms 级。被对时的自动化装置通过串行口，接收卫星时钟发送的串行时间信息，按照相同的对时规约，经过解码后对时；NTP对时：网络时间协议（Network Time Procotol）,从1982件最初提出到现在已发展了将近20年，2001年最新的NTPv4精确度已经达到了200毫秒。对于实际应
20、用现有确保毫秒级精度的SNTP（简单的网络时间协议）；PTP对时：IEEE 1588精确时间同步协议（Precision Time Synchronization Protocol）。与传统对时技术相比，IEEE158v2有着明显的优势。其采用双向信道，精度为ns级。,对时精度及特点,对时精度和特点：,1588同步对时原理,传统微机式保护对时方式,常规微机式保护同步是CPU系统通过定时中断发出采样保持信号，锁存所有需要采集的模拟量数据，然后顺序读取所得采样数据，从而保证同一装置中的采样数据是同一时刻的值。,采样数据在整个传输过程中的时延,实例测试结果：互感器延时时间为ta+tb=344.8us
21、，的FPGA的解码时间为td=209us（500ns*11bit*38=209us）因此传输延时理论值共553.8us。实测598.5us，其中二者的差值是tc和误差。,互感器与合并单元数据同步方法,（1）脉冲采样,合并单元发送统一的采样触发脉冲，不同的互感器接收到采样触发脉冲后在同一时刻采集采样数据，并通过光纤将采样数据发送到合并单元。双向的数据传输，MU之间的数据同步必须依赖统一的外部时钟。,互感器各自独立采样，数据单向传输。互感器和MU之间采用光纤点对点连接，传输延时固定，可以通过合并单元的插值方案实现同步。不依赖于外部对时时钟同步。,（1）各自独立采样,间隔层与合并单元间数据同步方法,
22、（1）插值同步,IED和合并单元之间的数据传输时间固定，接收方准确的将数据到达时刻记录下来，通过该到达时刻以及互感器的额定传输延时将数据的采集时刻准确计算出来，将所有的采样数据用统一的时间坐标系在IED中展示出来。再通过插值算法得到各通道在同一时刻的虚拟采样值，从而实现采样数据的同步。适用于点对点直采，不依赖于外部对时时钟,（2）样本计数同步,全站的合并单元接入统一同步时钟，样本计数器sampcnt相同的采样数据的采样时刻就应该是相同的，通过样本计数器实现同步。适用于9-2组网方式，依赖于外部对时时钟。,智能变电站中同步对时极为重要；GPS给出的一般时经过换算后的北京时间，时间格式之间可以相互
23、换算；IEEE1588对时方式最大的优点是不要组建单独的对时网络，实现复杂，要求交换机、合并单元、保护装置等硬件支持；IRIG-B、PPS的对时精度满足要求，实现简单，但需要组建单独的对时网络，数据的同步方式与变电站的组网结构有关；,可测量各种对时方式的偏差的平均值,精确时钟测试仪,IEEE-1588对时系统测试,IEEE 1588报文交互测试 将被测装置与交换机相连的端口进行镜像，PC机通过镜像口可以查看交换机与被测装置之间的交互报文。,对时精度测试,用双踪示波器同时测量GPS对时装置输出的秒脉冲及被测装置输出的秒脉冲，将测量结果进行比较，可以精确地测出两者之间的误差。,5.3 系统动模试验
24、,当某种新技术首次应用到其最高电压等级且可能影响到变电站安全稳定运行时，应进行系统动模试验。该项工作宜在系统调试工作完成后，整个二次网络并未拆除前完成。动模试验一次接线宜与实际工程保持一致。如系统规模较大，可减小规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型。,二次设备正常时动模试验,a）空载充电、倒闸、解合环操作；b）手合于故障；c）系统金属性故障d）系统发展性故障；e）经过渡电阻接地故障；f）系统稳定破坏时故障；g）系统频率偏移时故障；h）线路距离保护暂态超越；i）断路器失灵和死区故障；j）母线倒闸过程中故障；k）变压器或电抗器匝间短路；l）变压器过励磁；m）变压器和应涌流及穿越性涌流；n）
25、其它试验项目。,二次设备异常试验,a）电子式互感器采集单元异常；b）合并单元异常；c）智能终端异常；d）保护装置异常；e）时钟同步源异常；f）电源异常；g）交换机异常；h）其它设备异常。,5.4 现场调试,二次回路检验 通信链路检验 直流电源系统检验 辅助系统检验 一二次整组试验（一次设备传动核对信号等、保护整组试验、顺序控制、一次通流升压）,顺序控制整组试验,顺控操作的实现一个首要的前提是全站一次设备具备电动操作和保护装置具备软压板投退的功能。如GIS设备，10kV开关柜具备小车电动操作的条件。,1、如图所示画面中红色按钮指示当前间隔状态为热备态。绿色按钮指示顺序控制操作的目标状态可以为运行
26、态、冷备态及开关检修态。,2、根据调度命令，选择点击绿色目标状态按钮对应的操作任务，如果当前已有预定义本次任务的操作票，则系统自动识别并调出操作票画面，如下图：,3、顺控模块会检查每一步操作步骤，与当前设备及压板的实施状态进行核对。如果出现与操作步骤初始状态不一致的情况，会做出相应提示。此时需要进行人工干预：,4、如果检查通过，顺控操作即可开始执行。此时需选择操作人，输入密码进行身份验证：,5.顺控操作采用单机双席监护策略，在操作人身份验证通过之需要进行监护人身份验证：,6、验证通过之后，则可开始顺控操作。此时可以选择三种操作方式：全自动、手动或半自动执行。全自动执行在正常的情况下全程不需要人
27、工干预：,7、手动和半自动模式则需要人工干预顺控操作的执行。手动模式下执行每一步操作之后需要有人工确认，才能开始下一步操作，而半自动执行则是对一次设备的操作需要人工确认，而压板的投退等二次设备操作则无须人工确认：,8、当顺控操作全部执行完成，如下图所示跳出提示，点击确定关闭窗口结束本次顺控操作。此时可查看监控画面间隔状态成功转为目标间隔状态。,5.5 投产试验,（1）一次设备启动试验一次设备启动试验包括新投产设备充电、开关投切、合环等内容，试验按DL/T 782执行。（2）核相与带负荷试验用一次电流及工作电压加以检验和判定：a）用数字式录波器检查各合并单元输出的电压之间的相位关系。b）用数字式
28、录波器检查合并单元输出的电压电流相位、极性、相序关系。c）检查各测控、保护、PMU等装置的相别、相位关系或功率、功率因素等参数正常。d）检查各差动保护的差电流是否正常。,故障处理？,6.我们关心的问题,基于IEC61850标准变电站自动化系统,7.个人建议,以出厂联调为主，减少现场调试工作。组态配置阶段将相关配置确认清楚，避免调试阶段出现SCD文件大的改动，避免调试返工。智能变电站调试的重点在于与实现方式相关的环节及异常机制的处理，保护自身的功能逻辑是比较成熟的。,8、智能变电站发展方向,目前的智能变电站要求采用直采直跳，以保证继电保护装置不受交换机等中间环节所带来的延时的不确定性及数据传输的
29、不稳定性的影响，从而将保护基本独立于整个变电站二次网络。同时，直采直跳不依赖于外部绝对时间，符合目前的技术发展情况和新技术应用的谨慎态度。但这种方式相当于A/D采样前置，操作箱下方就地，将中间过程的二次电缆改为光纤通讯，意义并不大，也无法发挥网络的优势，二次光纤数量依然比较庞大，链路复杂。因此，随着智能变电站网络技术的越来越成熟和应用稳定，网采网跳应该是将来的发展方向，从而大大简化二次网络结构，实现全站数据共享，从而时间很多之前难以时间的功能，如10kV母差保护等。同时，由于采样环节的简化和数据共享，全站保护测控可实现集中式布置，即原来各个间隔分散配置的保护测控装置，可以集中1台或几台装置实现，从而可以大大简化变电站二次设备的数量，实现故障检修。因此，网采网跳和集中式布置应该是智能变电站发展的方向。,
