数字化变电站继电保护调试技术探讨

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1、数字化变电站继电保护调试技术探讨摘要：数字化变电站的出厂验收和现场调试都是保证其正常运行的重要环节，由于数字化变电站调试在内容与方式上都与传统调试方法差别较大，因此出现了一些新问题，尤以二次部分的继电保护调试更具挑战性。文章分析了数字化变电站在调试技术上的变化，探讨了数字化变电站工厂调试与现场调试的内容与特点。关键词：继电保护；调试技术；数字化变电站；工厂调试；现场调试中图分类号：TM727文献标识码：A文章编号：1009-2374（2014）25-0128-026数字化变电站是基于IEC61850通信规约，由智能化一次设备（例如电子式互感器、智能断路器

2、等器件）和网络化二次设备的功能化层次结构（过程层、间隔层、站控层）所构成，以实现系统信息共享和互操作为目的，具有数据管理、继电保护等自动化功能的变电站。其技术特征包括系统结构标准化、分层分布化、紧凑化、集成化以及数据采集数字化、信息交换网络化、设备检修状态化、设备操作智能化等。数字化变电站建设从施工图设计、保护与自动化系统出厂验收、现场安装调试直到竣工验收、投运，环环相扣，任何一个环节出现问题都会对变电站正常运行带来不利影响，其中出厂验收、现场调试都是重要环节。由于数字化变电站调试在内容与方式上都与传统调试方法变化很大，也出现了一些新问题，尤以二次部分的

3、继电保护调试更具挑战性，因此本文对相关内容进行了分析和探讨。1数字化变电站继电保护调试特点1.1与常规变电站调试技术相比的变化6由图1可见常规变电站与数字化变电站的调试技术的变化主要有：（1）常规变电站过程层与间隔层设备之间采用电缆线连接，也就是端对端的硬接线模式，但数字化变电站采用光缆连接，并以数字信号传递信息，已不再适合采用传统测试计划；（2）常规变电站通信标准为IEC60870系列标准，而数字化变电站通信标准为IEC61850，通信规约的变化导致以前的调试方法不再适用；（3）常规变电站与数字化变电站网络结构不同，前者站控层是基于RS485串行通信的

4、以太网，并且要经过网关才能与间隔层设备通信，网速较慢；而后者采用基于交换式以太网技术，网速快得多。过程层网络结构差别更大，常规变电站需要通过功能装置重复的I/O接口进行通信，而数字化变电站通过过程层总线互联，不仅网速差别大，也引起调试方法变化；（4）常规变电站采用传统互感器，并接入TA、TV信号；而数字变电站采用非常规互感器（如电子式互感器）和合并单元，接入ETA、ETV数字信号，从而引起调试方法变化；（5）常规变电站与数字化变电站在一次设备及其接口也不同，前者采用传统一次设备和常规I/O接口，而后者为智能化一次设备和智能接口，由此引起调试方法变化；（6

5、）数字化变电站功能自由分布也引起调试方法变化。1.2调试计划的阶段划分如前所述，数字变电站继电保护调试分出厂验收（也称为工厂调试）和现场调试两个阶段。出厂验收是出厂前为了验证施工设计与系统配置SCD是否正确以及系统联动性、实时性和可靠性，它也是现场调试的基础。现场调试是在系统与设备安装完毕、线缆与交直流系统施工结束以后进行的系统全面调试和试验。下面就对这两个阶段的调试进行讨论。2数字化变电站继电保护调试技术2.1工厂调试2.1.1调试准备。准备内容包括：（1）设计单位提交虚端子图、网络结构图、光缆连接图、同步时钟对时图、遥信点表等设计成果；（2）集成商根

6、据虚端子图进行全站SCD文件配置、搭建全站站控层与过程层、定义全站遥信点表与远动点表数据库、定义全站主接线图与间隔细节图、配置IED的CID文件、命名各装置名称与断路器编号、将全站SCD文件导入五防服务器、搭建同步时钟对时网络、将全站SCD文件导入网络报文分析仪与故障录波装置等。2.1.26调试内容。具体内容包括：（1）模型测试，包括ICD模型是否符合《变电站通信网络和系统》（DL/T860）要求、配置是否与模型文件一致等；（2）关联测试，通过建立后台与装置的关联，测试关联性能是否符合要求；（3）SV测试。通过测试SV发送、接收、采样同步性，对合并单元、

7、保护测控装置、监控后台的采样（采集电压、电流、功率等信号）性能进行检查；（4）GOOSE测试。GOOSE用来实现间隔层设备之间信息的快速传递，它是数字化变电站关键技术之一，通过测试来验证GOOSE机制。内容包括报文测试、处理能力测试、联锁闭锁测试，通过遥控、遥信核对、网分及故障录波测试、保护试、整组试等多种方式进行验证；（5）验证IED元件之间逻辑关系是否正确，以便为全站SCD文件的配置打下基础；（6）验证网络结构设置、交换机接口配置是否合理，以防止过程层交换机负荷分配不当、数据溢出等问题出现；（7）验证不同品牌IED设备在IEC61850标准下的兼容性

8、；（8）验证IED设备采样、逻辑、动作等行为是否正确；（9）网络报文记录仪、故障