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摘要：IEC 61850标准的应用就是使变电站系统网络化和数字化的过程。这一过程使智能变电站赋予了新的工作内涵，也对智能电网检测、现场调试与验收工作提出了全新的要求和规范，这不仅需要根据IEC 61850标准测试和验证系统中的硬件、软件，还需对系统中使用设备的配置文件、系统数据和信息模型文件进行测试和验证，但更重要的是必须测试这些设备在网络中运行的性能，对整站进行系统级测试，并对故障进行处理。
关键词：IEC61850;智能变电站；现场测试；
1引言
智能变电站的特点是“一次设备智能化，二次设备网络化，设备对象模型化”，这与常规变电站有着显著的差别。这使得常规的变电站设备的调试方法在智能变电站中不再适用，同时智能变电站的现场调试和性能测试也有着新的特点。数字化技术的应用使单个设备与其他设备的关联性日益紧密，对智能变电站设备的测试，仅停留在单装置的单元测试是不够的，不考虑变电站系统级测试就无法检测装置间以及整个变电站系统的功能和性能。随着智能变电站的运行、维护的安全、稳定要求被越来越重视，迫切需要从全站角度来探索对设备的系统级测试手段、相应的测试方法。
本文对基于IEC61850的一致性测试，出厂测试和现场测试进行了分析和总结，并以220kV夷陵智能变电站改造工程为依托对工程测试当中遇到的问题进行分析并提出相应的解决办法。
2智能变电站测试的方法
智能变电站测试分为集成测试以及现场测试。集成测试的概念最早由软件系统开发引入，电力系统引入集成测试是从调度软件开始的。集成测试之前先对系统进行组态配置，然后对所有设备进行单体调试，单体测试满足要求后还要对相关设备组成的分系统进行调试，因为设备在进行单体测试时可能误差满足要求，但组成分系统后各个模块误差累计可能就会超出规范要求。
2.1宜昌夷陵站组态配置过程
夷陵智能变电站SCD配置过程主要由以下几部分：
1）收集全站IED的ICD配置文件，确认准确无误后，填写厂站ICD信息表。
2) 根据设计院提供的文件定义全站所有二次装置的作用，填写《变电站二次设备定义》表，自动生成IED名，并导入ICD文件。
3) 分配IED装置SV、GOOSE、MMS控制块，配置站控层网络，为IED装置分配SV、GOOSE组播地址，为IED装置分配IP地址，配置虚端子。
4）配置SCD文件。
5）SCD文件下装到各个IED生成实例化CID文件。
3.2夷陵站GOOSE组播地址：
MAC地址：夷陵站GOOSE控制块的MAC地址字段为01-0C-CD-01-XX-XX，如220kV远双线测控装置GOOSE层MAC地址：01-0C-CD-01-00-01。
APPID：与MAC地址的末四位保持一致，如上例220kV远双线测控装置的APPID为0001。
夷陵站SV组播地址：
MAC地址：夷陵站SV控制块的MAC地址字段为01-0C-CD-04-XX-XX，如220kV远双线测控装置SV层MAC地址：01-0C-CD-04-00-01。
变电站测试是在实验室用临时光纤搭建的系统，很多与一次设备相关的部分都是用模拟设备取代，这也是集成测试不足的地方。现场测试时尽量保证回路的完整性，从源头施加信号，在终端接收信号，否则的话测试工作给集成测试造成重复，导致资源浪费，而且发现不了设备现场工作中存在的问题。
3现场调试阶段故障及处理
3.1 GOOSE通信中断分析
1）现象：夷陵变电站监控系统网络采用双以太网星型结构，间隔层与站控层间MMS通信，间隔层各测控装置之间实现联闭锁通信，测试过程中，后台监控经常报1号变压器220kV侧与1号变压器10kV侧GOOSE的A网、B网通信中断与自动恢复故障。
2）测试：为确定故障原因，采用移动记录分析仪在变电站进行测试。首先将后台1的A网、后台2的A网、远动1的A网和远动2的A网镜像到交换机端口，并将移动记录分析仪网络监听口连接到交换机端口。利用移动式报文分析仪在线监测，发现1号变压器10kV测控装置发送的报文stNum与sqNum变化错误，上一帧报文为（1,222397），下一帧报文为（1,222399），丢了一帧心跳报文。接收端判断通信中断的标准为在两倍的Time Allowed to Live时间内没有收到任何报文，就判断为通信中断。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆由于1号变压器220kV侧测控装置设置的Time Allowed to Live时间为10s。
3）分析：利用移动报文分析仪检测220kV侧测控装置上送的MMS报文发现40、41信息发生变位，2s后复归。通过SCD配置工具检查220kV侧测控装置接收GOOSE数据集，检查报告控制块中40、41信息描述为“40：1号变压器220kV与1号变压器10kV侧GOOSE通信中断，41：1号变压器220kV与1号变压器10kV侧GOOSE通信恢复”。至此，可初步断定误报通信中断的原因是1号变压器10kV侧测控装置发送丢失一帧报文后，1号变压器220kV侧测控装置GOOSE通信中断判断程序存在错误。考虑到母差调试过程中，厂家修改过220kV侧测控装置配置文件，检查220kV侧测控装置发送的报文，发现GOOSE报文中Time Allowed to Live时间均为4s。这就是说在8s内接收不到一帧报文，就会判断为GOOSE通信中断，当10kV侧测控装置丢一帧报文时，相邻两帧报文间隔10s就超出了这个范围，1号变压器220kV侧测控装置就会误报通信中断，报文解析后如图4.20所示。
4)故障原因：由于厂家就地工程人员临时修改了ICD中GOOSE报文Time Allowed to Live时间，而没有及时修改回来，导致1号变压器220kV侧测控装置GOOSE通信中断判断程序存在错误。
4.2 MMS通信异常分析
（1） 现象：夷陵变电站调试过程中，后台监控在联调中发现部分间隔的遥信变位错误，但上送调度遥信变位正常。
（2） 测试：采用移动记录分析仪分析变电站故障原因，由于MMS通信基于TCP/IP，需要将后台接口和远动机接口接入交换机进行监听。
（3） 分析：由于MMS客户端对服务端报告控制块信息上送方式采用定值方式，后台监控与测控装置通信前，会有一个MMS初始化过程，在这个初始化过程中由后台监控对测控装置的遥信触发方式进行设置，若初始化失败，测控装置的遥信变位就不能正常反映。分析后发现后台监控系统对测控装置MMS初始化与远动对测控装置的MMS初始化采用相同的实例号，由于后台监控系统滞后远动系统，实例被远动系统锁定倒是后台监控测控装置初始化出错。
（4） 处理：修改后台监控对测控装置报告控制块的实例号，重新后台监控，检测后台监控与测控装置MMS通信初始化正常，进行遥信变位试验，后台监控和调度主站都反映正常，故障消除。
5现场调试阶段需要注意的问题
受目前测试方案、测试工具的限制，以及测试人员对智能变电站的理解程度有限，夷陵智能变电站测试过程中还存在一些不足之处，认真总结分析夷陵智能变电站自动化系统调试中出现的问题，可以为今后智能变电站的调试工作提供一些借鉴和帮助。
1）现场安装与土建同时进行时会对设备尤其是光纤造成污染甚至损坏，光纤的作用如常规变电站中电缆一样，其重要性不言而喻。
2）设计方、厂家和调试人员应加强沟通，在对夷陵站1#主变中压侧间隔调试时，智能终端跳闸出口动作，但是断路器并没有可靠跳闸。多次调试，并无结果，最后结合阿尔斯通厂家和设计方才找出问题，原因是在操作回路中串入五防锁位置不合理导致断路器跳闸回路失效。
3）夷陵变电站出于可靠性考虑，采用“常规互感器+合并单元”的采样模式，使集成测试和现场调试都少了很大工作量。
4)合理的测试方案、测试顺序有待进一步优化，比如在夷陵变电站220kV线路间隔保护测试时，由于智能组件和保护装置都是双套配置，一开始先验证单套智能组件的正确性，带上开关后也是逐套验证保护功能是否正常，同一个信号要进行两次验证，可以改进为先统一对两套智能组件进行验证，正确后带一次设备同一信号只用操作一次，在后台可以同时观察两套设备明显节省时间。
5 总结
国家电网公司提出建设“坚强智能电网”战略，智能变电站作为智能电网的重要支撑，其安全可靠运行非常重要，对智能变电站自动化系统进行全面调试是其安全投入运行的必要前提。
本文对夷陵变电站情测试况进行了介绍，现场测试阶段列举了几项与常规变电站测试有明显区别的测试项目，并对现场测试时应用非常多的实时报文进行分析，以夷陵变电站对现场测试为例，对遇到的问题和需要注意的地方进行重点说明。此外，结合集成测试和现场测试遇到问题和存在的不足，提出了适合智能变电站的保护IED测试平台，并给出了测试平台的功能模块和测试流程。
参考文献:
[1]刘颖.??基于GOOSE的智能变电站通信网络研究与应用[D]. 西南交通大学 2012
[2]侯晓凤.??基于IEC61850标准的智能变电站继电保护技术研究[D]. 上海交通大学 2011
[3]刘海涛.??新型变电站集控系统的研究与应用[D]. 华北电力大学（河北） 2010
[4]凌平,沈冰,周健.??全数字化变电站系统的检测手段研究[J]. 华东电力. 2009(06)
论文作者:王德山
论文发表刊物:《防护工程》2019年14期
论文发表时间:2019/11/14
标签：变电站论文; 测试论文; 装置论文; 报文论文; 智能论文; 设备论文; 后台论文; 《防护工程》2019年14期论文;