专利名称：一种智能化变电站现场调试方法
技术领域：
本发明涉及电力系统测试领域，尤其是涉及一种智能化变电站现场调试方法。
背景技术：
数字化变电站是国家电网公司坚强智能电网建设中实现能源转换和控制的核心平台之一，它衔接智能电网发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节的关键，在技术和功能上能更好地满足智能电网信息化、自动化、互动化的要求。数字化变电站采用分层分布式结构，整个变电站分为站控层、间隔层和过程层，站控层主要包括后台监控系统、远动机、五防系统、保护信息系统等，间隔层包括各种保护装置、测控装置以及其他智能设备，过程层是IEC61850标准中提出的新概念，其包括智能I/O单元、电子式互感器、智能一次设备、智能传感器等，主要功能是实现各种电气量的就地采集以及实现对智能一次设备的直接控制。 数字化变电站的基本特征是设备智能化、通信网络化、运行管理自动化。变电站内智能设备间可实现信息共享和互操作，信息采集、传输、处理、输出过程数字化，变电站二次回路中常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替，简化二次回路。一次设备、二次设备和通信网络都具备完善的自检功能，系统可实现设备健康状况在线监测及报警功能，大大提高设备管理水平。在国外，ABB、SIEMENS、AREVA等国际大公司一直直接参与标准的起草与制定工作，同时也积极开展相关产品的研发。到目前为止，国际主要电力二次产品供应商都具备支持IEC61850标准的能力。由于数字化变电站的过程层涉及的问题比较复杂，运行经验也少，目前只是在个别变电站经行试验，ABB公司的智能开关在德国已有应用，AREVA公司的智能化开关在巴西、阿根廷已经应用。相对而言，变电站层、间隔层的应用比较成熟。近年来国内对数字化变电站的研究不断深入，主流厂家都推出了有关产品和系统。目前国内主流厂家基于变电站层和间隔层的两层结构的IEC61850系统已经比较成熟，同时有源式光电互感器也已广泛应用于超高压直流输电系统中直流保护的保护和测量，它在直流系统中的运行可靠性已基本得到验证，而光电互感器在我国交流系统大范围内试用开始于2005年，国内尚未应用国产的智能一次设备。尽管相关的新技术在它们原先的领域已经是比较成熟，但应用到数字化变电站上还是处在摸索阶段。数字化变电站的安全稳定是电网运行最关键的指标，如果不能满足的话，技术再先进也只是空谈。因此在工程调试阶段，必须对整个变电站系统的各项指标进行详细测试，考验其是否能满足变电站运行的要求，确保整个系统达到标准的要求。目前对整个变电站系统的各项指标进行详细测试主要包括以下三方面保护单体调试、基础调试及系统级调试。
发明内容
本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种方法简单、使用方便、测试精度高的智能化变电站现场调试方法。本发明的目的可以通过以下技术方案来实现一种智能化变电站现场调试方法，其特征在于，该方法包括以下步骤1)对变电站保护单体进行调试；2)对变电站一次设备进行基础调试；3)对变电站的系统进行调试。所述的步骤I)包括以下步骤11)选择数字保护测试仪；12)对MU进行配置，建立数字保护测试仪与保护单体的连接；13)对GOOSE进行订阅成功后，利用数字保护测试仪对保护单体进行调试。所述的步骤2)包括以下步骤21)利用大电流发生器模拟一次电流，通过检验仪，实时检测非常规电流互感器输出的数字量信号与标准CT的模拟量信号的变比、极性是否一致，波形是否同步，并检查互感器的时延，从而完成非常规电流互感器的校验；22)利用高压发生器模拟一次电压，通过检验仪，实时检测非常规电压互感器输出的数字量信号与标准PT的模拟量信号的变比、极性是否一致，波形是否同步，并检查互感器的时延，从而完成非常规电压互感器的校验；23)使用专用光源发生器接在光纤的一端，同时在另一端测 量该光纤的衰耗，从而完成对光纤链路的校验。所述的步骤3)包括以下步骤31)对变电站进行标准化配置；32)对变电站功能进行测试；33)对变电站网络性能进行测试。所述的步骤32)包括以下步骤321)对变电站监控系统功能进行测试322)对变电站的间隔层IED功能进行测试；323)对变电站的记录和分析测试的通信过程进行测试。与现有技术相比，本发明具有以下优点I、方法简单、使用方便；2、测试精度高，能迅速准确的测试出数字继电保护装置的保护功能。
图I为本发明的流程示意图；图2为非常规电流互感器调试结构示意图；图3为非常规电压互感器调试结构示意图；图4为智能单元SOE时间精度及分辨率测试结构示意图。
具体实施例方式下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。实施例如图I所示，一种智能化变电站现场调试方法，该方法包括以下步骤步骤I)对变电站保护单体进行调试；继电保护单体调试是通过动态模拟电力系统实际运行情况来进行的。对于数字化变电站的保护单体调试，就要求现场具备面向各项功能要求的方便、可靠的调试工具(数字继电保护测试仪)，通过配置连接智能组件，输出信息流，并且自动检测输出信息，来验证保护功能。对变电站保护单体进行调试具体包括以下步骤步骤11)选择数字继电保护测试仪数字继电保护测试仪是一种专用于测试具有光输入接口并符合IEC61850-9-1或IEC61850-9-2格式的数字装置的仪器。这种测试仪应具有光以太网接口，能通过以太网发送符合IEC61850协议的数据帧到保护装置中。同时，它能够接收保护动作的GOOSE报文，实现保护的测试。目前常见的数字测试仪有0micron、0NLLY、博电等，都能满足61850标准的测试。步骤12)对MU进行配置测试仪的MU输出是模拟实际得到的采样信号，为了使该MU输出能够被保护装置识别并接收，必须对该路MU进行配置，包括采样模式、Asdu数目、采样点数、SVID码、通道定义及变比等进行配置。配置MU时选择IEC61850-9-2的采样模式。Asdu数目为I，代表着每个数据包内有一个采样点数，而每20ms采样点数为80则意味着每秒钟有4000个采样点(O 3999)。此时每秒钟会发送4000个数据包，对硬件要求相对较高,而丢包的风险则相对较低。如果把Asdu参数设置改高，则可降低对硬件的要求，但会增大丢包的风险。在9-2采样模式下， 每帧报文内包含的通道数量是可供选择的，而且每个通道的定义也是可选择的，将电压量电流量与测试仪的输出通道之间映射关系一一对应。在MU配置过程中，对IEC61850-9-2配置中的SVID (硬件识别码)参数必须针对保护装置设置，否则测试仪与保护装置的连接无法建立。上述MU通用配置必须依据继电保护厂家提供的配置文件来设定，设定完成之后才能够建立测试仪与保护装置的连接。在设定好测试仪系统配置之后，便能向保护装置输
送信息量。完成了 MU的配置之后，和数字继电保护装置之间的通讯即成功建立。通过测试仪上送信息流，在保护装置显示屏上，应准确反应幅值及相位，并且检查通道一一对应。步骤13)GOOSE(面向通用对象的变电站事件)的订阅GOOSE信息通过广播的形式在网络上传递，智能电子设备(IED)在网络上接收到的GOOSE报文有很多，必须要能够辨认出哪些是当前需要的。GOOSE报文中包含了诸如“GocbRef ”、“GoID ”、“DatSetRef ”等等信息，这些信息就是识别GOOSE的标记。接收GOOSE的装置中也配置了要接收GOOSE的“GocbRef ”、“GoID”、“DatSetRef ” 等信息。只有当接收装置中的配置与收到GOOSE报文中的信息内容一致时，则订阅成功，该GOOSE报文的内容将被接受。因此数字化变电站的调试过程中，为了验证GOOSE报文的正确性，必须对测试仪进行正确的配置，使得测试仪符合接受装置中的参数配置，才能实时监测保护装置的GOOSE报文的正确性，该过程可理解为GOOSE的订阅。用于订阅的信息可以从GOOSE报文中解析获得，即通过抓包分析的方法来获得，也可从scd、icd、及cid文件中读取，其中scd文件——包含整个变电站的设备icd文件——包含同一型号的设备cid文件——某一具体装置的模型文件从模型文件中可获得的内容有GSEContro I控制块(包含GOOSE的重要信息，GOOSE订阅的关键)、DatSet数据集(包含开关量信息)及FCDA虚端子(具体的开关量信息)GOOSE配置方法基本分两种手动配置手动载入模型文件来配置GSEControl控制块，如果模型文件不能与实际情况严密相符，还需手动修改配置。载入模型文件后进行虚端子与测试仪开关量的映射，将GOOSE中表示跳闸信号的数据映射到测试仪的开关量输入上，这样当测试仪接收到GOOSE报文时，可以将该数据的状态反映在测试仪相应的开入量上，测试模块根据该开入量的状态判断保护是否动作。自动配置即GOOSE报文监视功能，通过报文监视可以获取收到的所有GOOSE报文，并解析收到的GOOSE报文中所有的信息。之后根据收到的GOOSE报文，自动生成GOOSE开入的订阅配置及GOOSE开出的配置。但是虚端子与测试仪开关量的映射关系仍然需要手动配置。
MU的配置以及GOOSE报文订阅成功之后，就能进行传统的继电保护测试，检验保护定值和动作出口情况，获得正确可靠的试验结果。存在问题分析由于各家厂家对标准的理解不一致，造成配置文件等不规范，会对数字化变电站的调试和运行造成困扰，举例如下在工程现场测试仪直接导入继保厂家S⑶(变电站配置描述)文件时，GOOSE虚端子描述没导出来，在这种情况下不方便找出要映射的虚端子。经过仔细查看本次导入的继保厂家的S⑶文件，和其他S⑶文件对比，发现这次文件的虚端子节点的相关信息定义在LN (Logical Node)节点下,与其他的SCD文件定义为使用数据模板下的信息，由于两个文件使用的信息位置不一样，造成读取“描述”信息不成功。修改配置界面程序显示的“描述信息”为由这两个位置所能读取到的“描述”信息做合并显示，只要其中一个位置由描述信息，都将能够显示出来以帮助现场操作人员将需要的虚端子与测试仪建立映射关系。由于读出了正确完整的描述信息，操作人员很容易找到需要的虚端子，与测试仪建立起映射关系。步骤2)对变电站一次设备进行基础调试数字化变电站一次设备采集到采样信息后，就地转换成数字量信号，通过合并单元(MU)经光缆上传到测控保护装置。因此在数字化变电站调试中，一次设备的基础调试尤为重要。数字化变电站的CT、PT采用非常规互感器。分为基于光学传感技术的光电流互感器 OCT (Optical Current Transformer)、光电压互感器 OVT (OpticalVoltageTransformer),和采用空心线圈或低功耗铁芯线圈感应被测电流的电子式互感器ECT (Electrical Current Transformer)> EVT (Electrical Voltage Transformer)。电子式电流/电压互感器又称有源非常规互感器，电流互感器主要以罗科夫斯基(Rogowski)线圈为代表，电压互感器则采用电阻或电容分压技术，其特点是需向传感头电子模块提供电源。而光电式电流/电压互感器又可称为无源非常规互感器，电流互感器主要利用石英体的法拉第效应和赛格耐克效应，通过测量光束通过磁场作用下的晶体偏振方向产生旋转角度来计算电流；电压互感器则利用石英晶体的普克尔效应和逆电压效应，测量作用于石英晶体的电厂强度来测量导线对地电压，此类互感器无需向传感头提供电源。由于各种互感器原理和构造上的区别，在应用时也体现出一定的差别，不同原理的性能比较见表I、表2 :表I :ECT 与 OCT 比较
权利要求
1.一种智能化变电站现场调试方法，其特征在于，该方法包括以下步骤 1)对变电站保护单体进行调试； 2)对变电站一次设备进行基础调试； 3)对变电站的系统进行调试。
2.根据权利要求I所述的一种智能化变电站现场调试方法，其特征在于，所述的步骤1)包括以下步骤 11)选择数字保护测试仪； 12)对MU进行配置，建立数字保护测试仪与保护单体的连接； 13)对GOOSE进行订阅成功后，利用数字保护测试仪对保护单体进行调试。
3.根据权利要求I所述的一种智能化变电站现场调试方法，其特征在于，所述的步骤2)包括以下步骤 21)利用大电流发生器模拟一次电流，通过检验仪，实时检测非常规电流互感器输出的数字量信号与标准CT的模拟量信号的变比、极性是否一致，波形是否同步，并检查互感器的时延，从而完成非常规电流互感器的校验； 22)利用高压发生器模拟一次电压，通过检验仪，实时检测非常规电压互感器输出的数字量信号与标准PT的模拟量信号的变比、极性是否一致，波形是否同步，并检查互感器的时延，从而完成非常规电压互感器的校验； 23)使用专用光源发生器接在光纤的一端，同时在另一端测量该光纤的衰耗，从而完成对光纤链路的校验。
4.根据权利要求I所述的一种智能化变电站现场调试方法，其特征在于，所述的步骤3)包括以下步骤 31)对变电站进行标准化配置； 32)对变电站功能进行测试； 33)对变电站网络性能进行测试。
5.根据权利要求4所述的一种智能化变电站现场调试方法，其特征在于，所述的步骤32)包括以下步骤 321)对变电站监控系统功能进行测试 322)对变电站的间隔层IED功能进行测试； 323)对变电站的记录和分析测试的通信过程进行测试。
全文摘要
本发明涉及一种智能化变电站现场调试方法，该方法包括以下步骤1)对变电站保护单体进行调试；2)对变电站一次设备进行基础调试；3)对变电站的系统进行调试。与现有技术相比，本发明具有方法简单、使用方便、测试精度高等优点。
文档编号G01R35/02GK102901881SQ201110211079
公开日2013年1月30日 申请日期2011年7月26日 优先权日2011年7月26日
发明者蔡晓越, 郁坚, 乐群, 徐萍, 徐晓蕾, 林坚, 房岭锋, 王斌, 刘婵娟, 张震, 徐坤, 郑伟华, 龚泉, 李颖, 刘稳坚, 金成生, 王玖凯, 穆松, 吕建, 龚蕾, 季咏梅, 陆伟明, 钱展佳, 卢音, 凌晨 申请人:上海市电力公司, 国家电网公司, 上海送变电工程公司