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摘 要 IEC61850标准的应用就是使变电站系统网络化和数字化的过程。当前变电站智能化、数字化、一体化需要测试技术的支撑。不仅要结合IEC61850标准对硬软件进行测试，还需要对系统中设备单元的配置数据和信息测试验证。本文从夷陵变电站现场调试发现的代表问题入手，进行故障分析。
关键词 IEC61850；智能变电站；现场测试
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）23-0031-01
智能电网背景下的智能变电站一次设备智能化水平提升，二次系统网络化更加互动，设备单元模型化更加精益。以前传统变电站的测试方法就有了很大的局限性。随着智能变电站运维要求的提升，现场测试需要从全站乃至局域网络出发探索出相应的智能测试方法。
本文对基于IEC61850的一致性测试，对现场测试进行了分析和总结，并以220 kV夷陵智能变电站改造工程为依托对工程测试当中遇到的部分问题进行分析并提出相应的解决办法。
1 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。
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。
⑤SCD文件下装到各个IED生成实例化CID文件。
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220 kV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220 kV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。
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。
2 现场调试阶段故障及处理
1）GOOSE通信中断分析。
①现象：宜昌220 kV线监控系统采用双以太网星型结构，间隔层各测控装置之间实现联闭锁通信，测试过程中，后台调试系统提示1号主高压侧与该变压器220GOOSE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。首先将调试系统的A网镜像到交换机端口，并将实时数据记录发送至端口。装置发送的报文stNum与sqNum变化中发现错误，上一帧（1，12387），下一帧报文为（1，12389），丢了一帧报文。
③分析：利用移动报文分析仪检测220 kV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配置工具检查高压侧数据采集到的测控装置信号可初步断定误报通信中断的原因是1号变压器10 kV侧测控装置发送丢失一帧报文后，1号变压器220 kV侧测控装置GOOSE通信中断判断程序存在错误。当10 kV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220 kV侧测控装置就会误报通信中断。
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220 kV侧测控装置GOOSE通信中断判断程序存在错误。
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。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，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。
3 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，认真总结分析调试中出现的问题，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。多次调试无结果，原因是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。线路间隔保护测试时，智能组件和保护装置都是双套配置，同一个信号要两次验证，可以改进为先统一对两套智能组件进行验证，在后台可以同时观察两套设备明显节省时间。
4 总结
本文对夷陵变电站情测试情况进行了介绍，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，对以后的工作提供经验支撑。
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）.
关键词 IEC61850；智能变电站；现场测试
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）23-0031-01
智能电网背景下的智能变电站一次设备智能化水平提升，二次系统网络化更加互动，设备单元模型化更加精益。以前传统变电站的测试方法就有了很大的局限性。随着智能变电站运维要求的提升，现场测试需要从全站乃至局域网络出发探索出相应的智能测试方法。
本文对基于IEC61850的一致性测试，对现场测试进行了分析和总结，并以220 kV夷陵智能变电站改造工程为依托对工程测试当中遇到的部分问题进行分析并提出相应的解决办法。
1 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。
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。
⑤SCD文件下装到各个IED生成实例化CID文件。
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220 kV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220 kV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。
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。
2 现场调试阶段故障及处理
1）GOOSE通信中断分析。
①现象：宜昌220 kV线监控系统采用双以太网星型结构，间隔层各测控装置之间实现联闭锁通信，测试过程中，后台调试系统提示1号主高压侧与该变压器220GOOSE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。首先将调试系统的A网镜像到交换机端口，并将实时数据记录发送至端口。装置发送的报文stNum与sqNum变化中发现错误，上一帧（1，12387），下一帧报文为（1，12389），丢了一帧报文。
③分析：利用移动报文分析仪检测220 kV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配置工具检查高压侧数据采集到的测控装置信号可初步断定误报通信中断的原因是1号变压器10 kV侧测控装置发送丢失一帧报文后，1号变压器220 kV侧测控装置GOOSE通信中断判断程序存在错误。当10 kV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220 kV侧测控装置就会误报通信中断。
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220 kV侧测控装置GOOSE通信中断判断程序存在错误。
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。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，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。
3 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，认真总结分析调试中出现的问题，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。多次调试无结果，原因是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。线路间隔保护测试时，智能组件和保护装置都是双套配置，同一个信号要两次验证，可以改进为先统一对两套智能组件进行验证，在后台可以同时观察两套设备明显节省时间。
4 总结
本文对夷陵变电站情测试情况进行了介绍，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，对以后的工作提供经验支撑。
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）.