2023智能变电站二次设备调试实用技术.docx

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1、智能变电站二次设备调试技术前言第 1 章智能变电站二次系统配置及2. 6 PSL 602UI 线路保护调试1152. 6. 1 概述115应用12. 6. 2 试验调试方法1171. 1 智能变电站 SCD 配置12. 7 PCS 943A 线路保护调试1291. 1. 1 ICD 文件11. 1. 2 虚端子连接表设计82. 7. 1 概述1292. 7. 2 试验调试方法1311. 1. 3 通信参数设置1. 1. 4 SCD 集成过程 12 132. 8 线路保护逻辑校验1422. 8. 1 测试仪器接线及配置1421. 1. 5 IED 配置文件介绍302. 8. 2 GOOSE 检修

2、逻辑检查 1421. 2 SCD 管 控 技术332. 8. 3 GOOSE 断链逻辑检查1441. 2. 1 智能变电站二次系统配置文件2. 8. 4 SV 检修逻辑检查144全过程管控平台342. 8. 5 SV 无效逻辑检查1451. 2. 2 智能变电站二次系统配置文件第 3 章智能变电站的主变保护装置全过程管控工作流程41调试1471. 2. 3 智能变电站二次系统配置文件3. 1 500kV 的 PST1200 主变保护调试 147全过程管控的后期应用443. 1. 1 概述147第 2 章智能变电站的线路保护调试 452. 1 CSC 103A 调 试 方法453. 1. 2 保

3、护装置常规校验1493. 1. 3 调 试 方法1502. 1. 1 概述453. 2 220kV 的 PCS-978 主变保护调试 1632. 1. 2 试验调试方法2. 1. 3 纵联保护检验2. 1. 4 距离保护检验2. 1. 5 零序保护检验 47 47 50 533. 2. 1 概述1633. 2. 2 试验调试方法1663. 3 220kV 的 CSC-326T 主变保护调试1773. 3. 1 概述1772. 1. 6 远 方 跳闸573. 3. 2 保 护 调试1802. 2 PCS 931 线路保护调试方法583. 4 220kV 的 WBH-801 主变保护调试 1882

4、. 2. 1 概述583. 4. 1 概述1882. 2. 2 试验调试方法2. 2. 3 距离保护试验 60 643. 4. 2 试验调试方法1903. 5 220kV 的 PST-1200U 主变保护调试2012. 2. 4 零序电流保护检验673. 5. 1 概述2012. 2. 5 手合加速试验693. 5. 2 装置交流回路及开入量检查 2052. 2. 6 重合闸后加速试验703. 5. 3 保护装置实用调试方法与技巧 2062. 3 PCS 902GD 调 试 方法703. 6 主变保护逻辑校验2162. 3. 1 概述703. 6. 1 GOOSE 检修逻辑检查2162. 3.

5、 2 试验调试方法733. 6. 2 GOOSE 断链逻辑检查2172. 4 CSC-101B 线路保护调试833. 6. 3 SV 检修逻辑检查2182. 4. 1 概述833. 6. 4 SV 无效逻辑检查2192. 4. 2 试验调试方法853. 6. 5 SV 断链逻辑检查2192. 5 WXH-803G 型微机线路保护装置 973. 6. 6 SV 双 AD 不一致逻辑检查 2192. 5. 1 概述972. 5. 2 保护装置逻辑校验99第 4 章智能变电站的母线保护装置调试技巧2214. 1 500kV 的 BP-2CC 母线保护调试 2216. 1 PCS-222CG 合并单元

6、单体调试3174. 1. 1 概述2214. 1. 2 试验调试方法2236. 1. 1 光功率测试3176. 1. 2 合并单元 MU 精度测试3184. 2 220kV 的 BP-2CA 母线保护调试 2326. 1. 3 守时功能检查3214. 2. 1 概 述 2326. 1. 4 通道延时检测3214. 2. 2 试验调试方法 2386. 2 PSMU-602 合并单元单体调试3234. 3 220kV 的 PCS-915 母线保护调试 2484. 3. 1 概述2484. 3. 2 调 试 方法2534. 4 110kV 的 CSC-150AL 母线保护调试2654. 4. 1 概

7、述2654. 4. 2 试验调试方法2694. 5 母线保护逻辑校验2804. 5. 1 测试仪器接线及配置2806. 2. 1 光功率测试3236. 2. 2 电压合并单元 MU 精度测试3236. 2. 3 守时功能检查3256. 2. 4 通道延时检测3256. 2. 5 电压并列功能检验3256. 3 PRS-7393-1 合并单元单体调试3286. 3. 1 光功率测试3286. 3. 2 合并单元 MU 精度测试3284. 5. 2 GOOSE 检修逻辑检查4. 5. 3 GOOSE 断链逻辑检查 281 2836. 3. 3 守时功能检查3296. 3. 4 通道延时检测3294

8、. 5. 4 SV 检修逻辑检查4. 5. 5 SV 无效逻辑检查4. 5. 6 SV 断链逻辑检查 284 285 2866. 3. 5 电压切换功能检验3296. 4 PCS-222 智能终端单体调试3316. 4. 1 尾纤及光功率检查331第 5 章智能变电站的断路器保护装置调试技巧2886. 4. 2 直流量检验3326. 4. 3 开入及开出检查3325. 1 CSC-121A-DG-G 断路器保护装置6. 4. 4 控制试验 （ 远方控制命令及动作调试技巧2886. 4. 5时间） 3355. 1. 1 装 置 介绍2885. 1. 2 调 试 方法290回路逻辑功能检查3366

9、. 5 PSIU-601 智能终端单体调试3375. 2 PCS-921A 断路器保护装置调试技巧 2986. 5. 1 尾纤及光功率检查3375. 2. 1 装 置 介绍2985. 2. 2 保护装置逻辑校验3006. 5. 2 直流量检验3376. 5. 3 开入及开出检查3375. 3 PCS 923A 母联保护调试技巧3076. 5. 4 控制试验 （ 远方控制命令及动作5. 3. 1 装 置 介绍3076. 5. 5时间） 3395. 3. 2 调试方法 308回路逻辑功能检查3395. 4 PRS-723A 母联保护调试技巧 3096. 6 PRS-7789 智能终端单体调试340

10、5. 4. 1 装 置 介绍3095. 4. 2 调 试 方法3115. 5 断路器保护装置特有保护逻辑检验技巧3126. 6. 1 尾纤及光功率检查3406. 6. 2 直流量检验3406. 6. 3 开入及开出检查3406. 6. 4 控制试验 （ 远方控制命令及动作5. 5. 1 GOOSE 检修逻辑检查 3126. 6. 5时间）3415. 5. 2 GOOSE 断链逻辑检查 314回路逻辑功能检查3425. 5. 3 SV 检修逻辑检查 （ 针对数字6. 7 SDL-9001 故障录波及网络分析装置采样） 314单体调试3425. 5. 4 SV 无效逻辑检查 （ 针对数字6. 7.

11、 1 外观及光功率检查342采样） 3146. 7. 2 定值整定说明3435. 5. 5 SV 断链逻辑检查 （ 针对数字6. 7. 3 输入量启动校验345采样） 3156. 7. 4 GOOSE 启动量检测3455. 5. 6 SV 采样双 AD 不一致逻辑检查第 7 章系统联调347（ 针对数字采样）3167. 1 线路间隔联调347第 6 章合并单元、 智能终端 3177. 1. 1 联 调 准备3477. 1. 2 光纤回路检查3507. 1. 3 逻 辑 调试3517. 1. 4 整 组 传动3537. 2 主变间隔联调3567. 2. 1 联 调 准备3567. 2. 2 光纤

12、回路检查3607. 2. 3 逻 辑 调试3617. 2. 4 整 组 试验3637. 3. 2 光纤回路检查3687. 3. 3 逻 辑 调试3707. 3. 4 整 组 传动3747. 4 系 统 联调3777. 4. 1 联 调 准备3777. 4. 2 交换机系统联调3787. 4. 3 同步时钟设备联调3817. 4. 4 与主站系统联调3837. 3 母差间隔联调3667. 3. 1 联 调 准备366参考文献387随着近些年来国网公司智能电网战略的全面实施， 我国已建成上千座智能变电站。 智能变电站有别于常规变电站的最大特征是二次系统深度依赖于变电站系统配置描述 （ System

13、 Configuration Description， SCD） 文件。 随着智能变电站的大范围推广， 智能变电站前期设计、调试、 运维的问题也逐渐暴露， 给二次技术人员带来了很大的挑战， 如用光缆替代电缆连接， 整个二次系统基于 SCD 文件， 对于运行检修人员， 二次回路 （ 虚端子、 虚回路） 变成了 “ 黑匣子”， 无法直观查看二次设备之间的连接关系， 同时缺乏明显的隔离点， 不易确认安全措施是否执行到位。 因此， 理解和掌握二次系统配置对二次技术人员是十分重要和必要的。国内早期投运的智能变电站验证了基于 “ 虚回路” 装置互操作的可行性， 并在早期工程基础上形成了国网系统的技术标准

14、Q / GDW 13962012 IEC 61850 工程继电保护应用模型（ 简称 1396 标准）， 为后续智能变电站的工程配置应用奠定了基础。1. 1智能变电站 SCD 配置SCD 文件描述了： 变电站一次设备模型与电气拓扑信息； 通信配置信息； IED （ 智能电子设备） 能力描述 （ ICD 文件）； 功能视图： 自动化功能在各间隔内的自由分配； 产品视图， IED 视图中的 LN （ 逻辑节点） 与功能视图中的 LN 的映射； 数据流， IED 之间的水平通信与垂直通信。为了完整地描述上述内容， SCD 有一个完整的配置流程， 实际工程中具体实施流程如图 1-1 所示。目前， 实际工

15、程应用中 SCD 应用还不够规范， 仅停留在满足互联互通的基本要求， 如无一次元件的应用规范， 无一、 二次关联模型， 缺乏交换机模型， 以及没有逻辑通道（ 端口） 与物理通道 （ 端口） 的对应关系等，无法完全支持IEC 61850 面向对象的应用， 实现面向对象的电网故障智能分析等。 从工程图 1-1 SCD 配置具体实施流程图应用效果来说， 现阶段的智能变电站二次系统仅仅实现了过程层二次回路的连接关系。基于以上流程， 集成商在制作 SCD 前要完成以下工作。1. 1. 1ICD 文件。ICD 文件是 IED 装置的能力描述文件， 在 Q / GDW 13962012 标准中定义的配置流程

16、中， 是作为集成 SCD 的基础文件之一， 各设备制造商应提供满足工程需要的 ICD 文件给工程集成商或者设计院1. ICD 建模相关要求Q / GDW 13962012 IEC 61850 工程继电保护应用模型 标准中规定了智能变电站中继1电保护、 测控、 合并单元、 智能终端装置详细的建模方式和要求， 结合 Q / GDW 11612014线路保护及辅助装置标准化设计规范 及 Q / GDW 11752013 变压器、 高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范 的设计要求， 共同构成了设备制造商建立装置 ICD 模型文件的依据。 具体对 ICD 建模的相关要求如下：（1） 对 IC

17、D 文件的要求1） ICD 文件应包含模型自描述信息， 如 LD （ 逻辑设备） 和 LN 实例应包含中文 “ desc”属性。2） ICD 文件中数据对象实例 DOI （ 数字对象标识） 应包含中文的 “ desc” 描述和 dU 属性赋值， 两者应一致并能完整表达该数据对象具体意义， 其中 dU 是用于描述的数据属性， 功能约束为 DX。（2） 对建模的要求1） 一个物理设备， 应建模为一个 IED 对象。 该对象是一个容器， 包含 server 对象， server 对象中至少包含一个 LD 对象， 每个 LD 对象中至少包含 3 个 LN 对象： LLN0、 LPHD、其他应用逻辑接点

18、。 装置模型 ICD 文件中 IED 名应为 “ TEMPLATE”。 实际工程系统应用中的IED 名由系统配置工具统一配置。2） 服务器描述了一个设备外部可见 （ 可访问） 的行为， 每个服务器至少应有一个访问点， 支持过程层的间隔层设备， 对上与站控层设备通信， 对下与过程层设备通信， 应采用 3 个不同访问点分别与站控层、 过程层 GOOSE、 过程层 SV 进行通信。 所有访问点， 应在同一个 ICD 文件中体现。3） 逻辑设备建模原则， 应把某些具有公用特性的逻辑节点组合成一个逻辑设备。 LD 不宜划分过多， 保护功能宜使用一个 LD 来表示。 SGCB 控制的数据对象不应跨 LD，

19、 数据集包含的数据对象不应跨 LD。 逻辑设备的划分宜依据功能进行， 按以下几种类型进行划分： 公用 LD， inst 名为 “ LD0”； 测量 LD， inst 名为 “ MEAS”； 保护 LD， inst 名为 “ PROT”； 控制 LD， inst 名为 “ CTRL”； GOOSE 过程层访问点 LD， inst 名为 “ PIGO”； SV 过程层访问点 LD， inst 名为 “ PISV”； 智能终端 LD， inst 名为 “ RPIT” （ Remote Process Interface Terminal）； 录波 LD， inst 名为 “ RCD”； 合并单元 G

20、OOSE 访问点 LD， inst 名为 “ MUGO”； 合并单元 SV 访问点 LD， inst 名为 “ MUSV”。若装置中同一类型的 LD 超过一个可通过添加两位数字尾缀， 如 PIGO01、 PIGO02。4） LN 实例建模原则： 分相断路器和互感器建模应分相建不同的实例； 同一种保护的不同段分别建不同实例， 如距离保护段和距离保护段； 同一种保护的不同测量方式分别建不同实例， 如相过电流 PTOC 和零序过电流 PTOC，分相电流差动 PDIF 和零序电流差动 PDIF 等； 涉及多个时限， 动作定值相同， 且有独立的保护动作信号的保护功能应按照面向对象的概念划分成多个相同类型

21、的逻辑节点， 动作定值只在第一个时限的实例中映射， 如主变保护中的各侧后备保护建模等； 保护模型中对应要跳闸的每个断路器各使用一个 PTRC 实例。 如母差保护按间隔建PTRC 实例， 变压器保护按每侧断路器建 PTRC 实例， 3 / 2 接线线路保护则建 2 个 PTRC 实例；2 保护功能软压板宜在 LLN0 中统一加 Ena 后缀扩充。 停用重合闸、 母线功能软压板与硬压板采用或逻辑， 其他均采用与逻辑； GOOSE 出口软压板应按跳闸、 启动失灵、 闭锁重合、 合闸、 远传等重要信号在 PTRC、RREC、 PSCH 中统一加 Strp 后缀扩充出口软压板， 从逻辑上隔离相应的信号输

22、出； GOOSE、 SV 接收软压板采用 GGIO. SPCSO 建模； 站控层和过程层存在相关性的 LN 模型， 应在两个访问点中重复出现， 且两者的模型和状态应关联一致， 如跳闸逻辑模型 PTRC、 重合闸模型 RREC、 控制模型 CSWI、 联闭锁模型 CILO； 常规交流测量使用 MMXU 实例， 单相测量使用 MMXN 实例， 不平衡测量使用 MSQI实例； GOOSE、 SV 输入虚端子采用 GGIO 逻辑节点， GOOSE 输入 GGIO 应加 “ GOIN” 前缀； SV 输入 GGIO 应加 “ SVIN” 前缀。（3） 对系统配置工具的要求1） 系统配置工具导入 ICD

23、文件时不应修改 ICD 文件模型实例的任何参数；2） 系统配置工具导入 ICD 文件时应能检测模板冲突；3） 系统配置工具导入 ICD 文件时保留厂家私有命名空间及其元素；4） 系统配置工具应支持数据集及其成员配置；5） 系统配置工具应支持 GOOSE 控制块、 报告控制块、 采样值控制块、 日志控制块及相关配置参数配置；6） 系统配置工具应支持 GOOSE 和 SV 虚端子配置；2. ICD7） 系统配置工具应支持 ICD 文件中功能约束为 CF 和 DC 的实例化数据属性值配置。模型构成及描述示例下面以线路保护模型为例介绍具体的模型构成：线路保护装置访问点包括： G1 （ GOOSE）、

24、M1 （ SV）、 S1 （ MMS）。逻辑设备包括： LD0 （ 公用）、 PROT （ 保护）、 RCD （ 录波）、 PIGO （ GOOSE 过程层接口）、 PISV （ SV 过程层接口）。数据集包括： dsTripInfo （ 保护事件）、 dsRelayDin （ 保护遥信）、 dsRelayEna （ 保护压板）、dsRelayRec （ 保护录波）、 dsRelayAin （ 保护遥测）、 dsAlarm （ 故障信号）、 dsWarning （ 报警信号）、 dsCommState （ 通信工况）、 dsParameter （ 装置参数）、 dsSetting （ 保护定值

25、）、 dsGOOSE（ GOOSE 输出信号）、 dsSV （ 采样输出值）。逻辑节点包括： LLN0 （ 管理逻辑节点）， LPHD （ 物理设备逻辑节点）， PDIF （ 纵联差动、零序差动、 分相差动、 突变量差动）， PDIS （ 纵联距离）， PDIR （ 纵联方向）， PTOC （ 纵联零序）； 通道： PSCH （ 纵联通道、 远传、 远传命令输出）， PDIS （ 快速距离、 接地距离、 、段、 相间距离、 、 段、 距离加速动作）， PTOC （ 零序过电流、 、 、 段、 零序过电流加速定值、 PT 断线相电流、 PT 断线零序过电流、 零序反时限过电流）， RPSB （

26、振荡闭锁）， PTOV （ 过电压保护、 过电压起动远跳）， PTOC （ 远跳有判据、 远跳无判据）， PTRC （ 跳闸逻辑、 边断路器出口、 中断路器出口）， RREC （ 重合闸、 重合闸出口）， RFLO（ 故障定位）， TVTR （ 线路或母线电压互感器）， TCTR （ 线路电流互感器）， GGIO （ 保护开入、 位置输入、 其他输入）， GGIO （ 保护自检告警）， MMXU （ 保护测量）， STMP （ 温度监测）， SCLI （ 通道光强监测）， SPVT （ 电源电压监测）， RDRE （ 故障录波）。 实际应用中快速距离、 接地距离、 、 段、 相间距离、 、 段

27、、 距离加速动作都是逻辑节点类 PDIS 的实例， 通过 inst 实例号等来区分。上述具体描述是通过IEC 61850 标准定义的变电站配置描述语言SCL 来实现的， 使得所有3符合 IEC 61850 标准的智能电子装置都能使用这种语言实现自我描述， 对整个变电站自动化系统的配置描述同样也基于 SCL。 SCL 基于可扩展标记语言 （ eXtensible Markup Language， XML）， XML 具有面向对象、 跨平台以及可扩展等优点， 而 IEC 61850 对 SCL 的扩展规则做了详细的规定。 这样， 当新的产品加入到系统中时， 系统配置工具就能够识别该产品所提供的功能

28、及其特性， 并进行系统自动配置。XML 中的标记不固定， 可以建立任何需要的标记， 它适用于定义特定领域有关的、 语义结构化的标记语言， 如化学中的化学标记语言 CML， 通信中的无线标记语言 WML， 都是 XML 与特定行业相结合形成的特定标记语言， SCL 是 XML 在电力行业中的具体应用， 这些标记语言具有各自的语法和语义， 脱离了本行业就不具有实际意义。 XML 使用文档类型定义 （ DTD） 或者模式 （ Schema） 来描述XML 的文档格式。 XML 也是一种简单的数据存储语言， 使用一系列简单的标记描述数据， XML 的文档结构具有灵活性、 可扩展性。 另外， 从数据处理

29、的角度看， 简单且易于掌握与阅读。SCL 定义了一种用来描述与通信相关的智能电力设备结构和参数、 通信系统结构、 开关间隔 （ 功能） 结构及它们之间关系的文件格式。 SCL 以 XML 为基础， 由于 XML 独立于平台之间， 从而使得文件中的数据能够在不同厂家的智能电子设备工程工具和系统工程工具间以某种兼容的方式进行交换。为了让大家更直观地理解模型实例及其含义， 本节截取了实际线路保护部分的 ICD 模型文件， 具体如下， 其中#号后面的是对 SCL 语言所描述内容的注释。#所有元素/ 属性命名空间# #通信配置#MMS 网10#以太网速率#站控层访问点 S1，iedName 在装置未实例

30、化之前为 TEMPLATE #GOOSE 网10 #以太网速率#站控层访问点 G1，#对应的数据集和控制块=-地址01-0C-CD-01-00-00#MAC=4#优先级，默认为 4000#VLAN 地址，3000#应用标识，范围从 0000 到 3FFF=首次触发时间2#稳态心跳时间MaxTime unit4 s multiplier m 5000#物理端口配置7-A#端口号，7 为板卡号，A 为本板卡端口顺序号LC#插头类型FOC#接口类型1#物理连接类型#SV 网10#以太网速率#过程层访问点 M1#IED 的相关信息，包括型号、厂家及版本等Type：NR1102D，Slot：B01，Fi

31、ber：2#厂家私有元素Type：NR1136A，Slot：B07，Fiber：8#厂家私有元素B69126D3#厂家私有元素Type：NR1102D，Slot：B01#厂家私有元素version：2. 00，revision：1. 16，tool：PCS-Explorer_1. 1. 2，cidRuleVer- sion：1. 1. 2#厂家私有元素S#IED 提供的服务#读服务目录#读逻辑设备目录#数据目录#读数据值#写数据值#读日志控制块值#5#=# #站控层访问点=#“ 公用” 逻辑设备#管理逻辑节点；lnType 属性代表应用了哪一种逻辑节点类型，对应逻辑节点类型的 id；lnClas 为对应的逻辑节点类；inst 为实例号，这里为空#保护遥信数据集#功能约束为状态的数据#= 保护事件 #保护事件数据集DataSet name = dsTripInfo desc =#故障信号数据集=#告警信号数据集=#遥测数据集#通信工况数据集#日志记录数据集#保护遥信控制块，与相应的数据对应#保护事件控制块，缓存confRevReportC