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智能终端中测试在数字化变电站的应用分析 　　摘 要 本文首先对数字化变电站的概念及构成作了简要介绍，然后概述了IEC61850规约在数字化变电站中的功能应用及构成。结合河滨220千伏数字化变电站的建设，探讨数字化变电站的电气规划方案、站控层、间隔层和过程层的系统设计原则、二次系统现场调试等方面的技术问题，开展对二次设备单体测试和智能终端、合并单元及保护装置的检修机制的试验。 　　【关键词】IEC61850规约 数字化变电站 智能电子设备 　　1 问题的提出 　　本课题来源于新建220kV河滨数字化变电站的变电项目，河滨变的设计遵从国家电网公司发布的《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》和《智能变电站技术导则》的规范要求。数字化变电站是指以网络通信平台为基础，利用DL/T 860数据建模及通信服务协议，根据DL/T 860，按照过程层、间隔层构建，过程层采用电子式电压电流互感器、智能终端等具有数字接口的智能一次设备，可实现网络化二次功能、程序化操作、智能化等功能的变电所。 　　本文结合河滨数字化变电站的基建工程对二次系统进行全面设计和调试，将分析探讨数字化变电站二次系统的配置原则和调试方法。 　　2 数字化变电站的总体建设方案及组网方式 　　2.1 总体建设方案 　　按照数字化变电站的相关设计规范要求，河滨变的站控层与间隔层配置安装的保护和测控等设备一般应用IEC61850规约进行通信，间隔层保护测控装置与过程层合并单元的通信采用点对点的方式进行，采用IEC61850-9-2协议作为通信规约。220kV及110kV电压等级的保护、测量及用的互感器采用罗氏原理电流电压一体化电子式互感器，与关口计量相关的部分间隔计量回路还同时采用常规互感器；主要智能电气设备之间的信息交互采用IEC61850标准的GOOSE和MMS技术。 　　2.2 组网方式 　　河滨变一二次设备严格按照三层两网的网络模式进行规划设计，其中站控层网络用于站控层与间隔层之间，过程层网络用于间隔层和过程层之间。继电保护等IED装置之间采用GOOSE报文形式实现开关分合闸、继电保护出口以及装置互启动等功能，在变电站层完成各设备之间的互操作，并将不同的IED装置接入相同的通讯平台。在新的接线方式下，GOOSE通信组态和配置文件下载工作代替了二次电缆的设计和连接，所有保护及测控装置通过交换机相互连接，相互通讯。 　　3 220kV河滨变现场调试运行及其结果分析 　　经过对河滨变的设备进行设计选型后，根据数字化站二次设备调试相应规范要求逐步对各厂家设备进行调试。河滨变的二次现场调试主要结合GOOSE网和SV网进行。二次系统调试主要包括以下几方面：过程层的 GOOSE、SV 调试；过程层电子式互感器、合并单元的调试；间隔层的保护测控功能测试；站控层MMS信息服务传输调试。 　　3.1 合并单元测试 　　合并单元的测试主要指SV输出一致性测试，该项测试是合并单元下载有SCD导出的CID配置后，检查其输出的SV报文的SVID、APPID、MAC地址、VLAN等参数是否与配置文件中的一致。同时检查SV输出数据的采样通道数、采样通道顺序、采样频率以及报文序号等是否符合要求。由于河滨变的合并单元没有显示界面，现场使用报文分析仪进行测试，经过测试，全站所有的合并单元的SV输出一致性测试均合格。 　　3.2 智能终端测试 　　智能终端负责采集一次设备的状态量，如断路器的位置、SF6压力、隔离开关位置等，对于主变压器，还包括采集非电量信号，并将这些信号通过GOOSE 传输到保护测控。同时，保护装置的出口跳闸及重合闸、后台遥控断路器及隔离开关、变压器档位等也通过GOOSE 传输到智能终端，再从智能终端转化为电量出口。智能终端的功能和性能影响整个二次系统的性能，河滨变的智能终端测试包括开入开出测试，主要内容有：检验装置开关量输入与智能终端输出GOOSE 数据通道关联的正确性，检查响应通信参数是否符合SCD文件配置。 　　3.3 保护测控装置测试 　　220kV河滨变的110kV及以下电压等级的保护测控装置是一体化设计，220kV电压等级保护测控还是单独设置的，保护测控装置的校验重点是装置的配置检查、GOOSE输入输出测试、SMV输入测试、保护定值功能以及测控装置的遥控输出等。 　　3.3.1 配置检查 　　保护测控装置下载完SCD配置文件后，需要检查以下项目：检查输出的GOOSE链路、SMV链路是否与设计一致，让保护厂家定义一个与实际用途匹配的链路名称，如“河正线SMV-APPID链路”，因为APPID具有唯一性，所以将APPID作为后缀便于问题的查找和测试；检查保护测控输入输出的GOOSE点、GOID、APPID、MAC地址、VLAN是