丁建忠1，石 慧2，王志华3
(1.无锡供电公司，江苏 无锡214000；2.扬州供电公司，江苏 扬州225000；3.武汉凯默电气有限公司，湖北 武汉430223)
摘 要： 本文首先分析了智能变电站与传统变电站之间的差异，以及智能变电站发展趋势、运维内容和功能需求；其次，针对智能变电站的这些特点，从功能、硬件、软件实现几个方面介绍了一种便携手持式智能变电站运维调试设备的研制，该手持运维调试设备集成了SV、GOOSE发送及接收监测等多种实用功能。经智能变电站的现场调试，该设备支持跨间隔移动检修，现场适应能力强，符合当前智能变电站运维调试设备轻型化、多功能化的需求。
关键词： 智能变电站；自动化系统；运维调试；手持式调试设备
0 引言
近年来，智能变电站[1-7]迎来了快速的发展。新建变电站大多按智能化变电站设计建设，同时常规变电站也逐步进行智能化改造。智能变电站数据从源头进行数字化，真正实现了信息集成、网络通信及数据共享，实现了一次设备智能化，二次设备网络化[1，4，5]，使得全站数据、信息、状态的传输更完整、更可靠，实时性大幅提高，智能变电站可分层实现更多、更复杂的自动化功能。同时，借助于变电站与变电站之间、变电站与调度中心之间交互信息的统一与功能层次化的划分，可以在全网范围内扩展高级应用，提高电网的整体运行水平。
变电站的安装调试、日常运行维护，是变电站安全运行的重要基础。传统变电站经过了数十年的发展和积累，已经形成了一整套成熟的安全运行机制和运维测试技术和方法。但对于智能化变电站来说，由于一次设备信号变换、信号采集、控制方式，以及信号传输方式、全站通信网络模型等方面均发生了较大变化，常规变电站运维测试技术与调试设备已不能满足智能变电站的发展需求。
目前国内外有关智能变电站的运维调试设备技术及运维调试规范仍然处于摸索阶段，智能变电站运维策略、二次设备的检修、检验方法以及智能变电站集成化测试技术等都是重点研究方向。与此同时，对于便携式数字化运行维护调试工具的需求也日渐迫切。本文研究正是在这一背景下展开，针对智能变电站二次设备网络化的特点，以及光数字保护装置、MU、智能终端等设备特点和规律，研究了智能变电站自动化系统的运行维护及调试技术，并研制出了一种高效的便携手持式智能变电站运维调试、故障诊断分析设备。
1 智能变电站运维调试
1.1 智能变电站与常规变电站的比较
常规变电站以互感器为界，具有清晰的一次、二次系统概念。二次系统中的信号通过电缆连接，其中包括电压/电流等电气量，温度、压力等非电气量，以及保护跳/合闸信号、接点状态等开关量，这些信号在不同的自动化装置中实现数据采集，彼此相互独立。而智能变电站中的电压、电流在电子采集模块中进行采样，通过光纤将采集量传送至合并单元(或者在合并单元中完成数据采集)，合并单元将合并后的信号通过光纤按IEC61850标准规约传送至保护IED、测控IED及其他智能IED。此外，智能变电站采用GOOSE报文通过网络传输开关量信号[8]，通过智能终端操作传统断路器，对断路器进行跳合闸操作。智能变电站逐步建立了站内全景数据的统一信息共享平台，相对于常规变电站而言，智能变电站信息交互体系克服了常规变电站诸多不足。
智能变电站与常规变电站相比具有诸多优势，但对变电站的运行维护、安装调试等方面也带来了新的变革与挑战。智能变电站中电压、电流、频率等遥信电气量无法再通过传统数字或指针式万用表读取；断路器分合、保护动作等遥测开关量无法再通过直观的传统表计通断来获得；常规变电站一一对应的二次接线在智能变电站中变成了工程和通信配置内容，且二次系统相互关联，这些都给智能变电站安装调试、运行维护、故障检修等增加了新的内容。
1.2 智能变电站运维调试主要内容
Q/GDW383-2009《智能变电站技术导则》规定了智能变电站调试工具或系统的基本功能：满足测试简便、分析准确、结果清晰、间隔检修和移动检修的要求[2]。在Q/GDW431-2010《智能变电站自动化系统现场调试导则》中则规定了新建、改建和扩建智能变电站自动化系统的现场调试工作，并将智能变电站自动化系统分为若干个子系统[3]。这两个导则对于智能变电站的运行维护调试具有重要参考意义。除此之外，智能变电站全站配置文件[2-3]包含了所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置与互联关系、变电站一次系统结构，以及版本修改信息等内容，智能变电站运维调试应包含全站配置文件系统的更新及维护管理。
智能变电站运维调试工作主要针对各子系统及全站配置文件系统进行，需要明确各系统维护要求、检验指标、作业流程和方法，以及运维调试工具，并区分日常巡检运维、定期运维、异常处理运维等三种情况。除全站配置文件系统、网络系统和网络状态监测系统外，智能变电站其余子系统的运维调试可参考常规变电站相关系统的运维调试流程及方法，结合智能变电站相应的测试设备进行。采样值系统需要额外对合并单元进行运行维护，检验合并单元是否工作正常[6]。智能变电站自动化系统对网络平台依赖程度高，全站网络系统和网络状态监测系统的运行维护是智能变电站运维的重点，运维内容主要包括网络介质、网络工况的检查；网络报文记录系统或网络记录分析仪所捕捉的异常事项的分析处理；网络运行状态评估等。
2 手持式运维调试设备的研制
智能变电站运维调试设备目前主要借助于光数字继电保护测试仪进行相关调试工作，且设备移动性差，国内外未见采用手持式结构的智能变电站测试设备的应用。手持式运维调试设备具有携带方便、测试简便快捷的优点，可广泛用于智能变电站运维调试、安装调试、故障检修等场合。本文结合智能变电站二次设备网络化的特点，首次采用手持式结构设计智能变电站光数字运维调试设备，并根据智能变电站的特点，研制了一种适应智能变电站的手持式运维调试设备。
2.1 功能设计
智能变电站自动化系统运维调试设备需考虑各子系统运维调试功能需求，主要包括：全站配置文件解析和测试实例配置，网络报文记录及网络状态实时监测，数字示波及分析，继电保护测试，网络信号监测，报文测试，光缆衰耗、光功率测试，时间同步测试，采样值系统测试。智能变电站实现了统一的通信共享平台，采用IEC61850标准通信规约，运维调试设备是上述多种功能需求的集合[8-11]。为满足智能变电站移动检修的需求，运维调试设备采用便携手持式结构设计，针对以上运维调试需求，设计本手持式运维调试设备功能如下：
(1)数字示波及分析功能：实时侦听接收并显示采样值SV报文波形、有效值、相量、序量、功率、谐波等信息，支持故障录波；实时侦听接收并显示GOOSE报文开关量状态和变位信息；采样值SV报文、GOOSE报文监测。
(2)SV报文发送功能：模拟合并单元MU发送IEC61850-9-1/2、IEC60044-8采样值SV报文，测试保护、测控及其他IED设备是否正常接收以及是否工作正常；按一定序列输出采样值SV报文模拟多个状态测试上述IED设备是否工作正常。
(3)GOOSE报文发送功能：测试智能终端是否正确接收GOOSE报文，是否动作正常。
(4)对时信号及IEEE1588报文监测功能：测试时间同步系统是否正常发送对时信号与对时报文。
(5)极性及核相测试：通过合并单元输出信号支持直流法进行互感器极性测试，通过接入不同合并单元数据，设计母线电压核相或者变压器各侧电压相位核对。
(6)双AD及采样值品质位异测试：模拟合并单元双AD不一致、置检修、置运行、失步等异常工况进行测试。
2.2 设备实现
2.2.1 硬件设计
基于2.1节中的功能需求，本文设计研制的手持式运维调试设备硬件原理结构如图1所示，采用高性能32位嵌入式CPU系统和大规模FPGA实现上述运维调试功能。对外设计3组光以太网口、2组光串口、1个SD卡接口和1个充电接口。光以太网口实现IEC61850-9-1/2采样值SV报文、GOOSE报文的发送与接收，以及IEEE1588对时报文接收，本文设计3组光以太网口可兼顾变压器多侧核相，变压器及母差保护快捷测试。光串口实现IEC60044-8采样值SV报文的发送与接收，同时可复用接收光IRIG-B码报文。SD卡接口实现全站配置文件的导入，完成测试工程实例配置，并可导入导出故障录波文件。手持式运维调试设备采用锂电池供电，方便现场实现移动测试。
本文所述手持设备在智能变电站接入示意图如图2所示。图2为直采直跳模式下220 kV电压等级单间隔设备连接示意图，本文手持式运维调试设备可接入过程层网络或直接和IED设备连接实现现场测试，可适应智能变电站三网合一模式、直采直跳模式以及集中式保护测控等多种智能变电站模式，完成采样值系统、保护系统、网络通信系统、时间同步系统、监控系统的光纤链路、通信配置、功能测试、系统传动等多种调试。
智能变电站中电压、电流信号经互感器变换后在电子采集模块或合并单元中完成数据采集并形成光数字报文，在组网模式下经光以太网交换机接入智能变电站保护IED、测控IED、计量及其他IED设备实现保护、测控等功能。在点对点模式下，合并单元数据直接接入保护IED、测控IED、计量及其他IED设备。断路器跳、合闸命令、断路器位置信号均采用GOOSE报文传输。具体信号转换及传输情况如图3所示。
2.2.2 软件设计
本文所述手持式运维调试设备软件结构如图4所示，采用Linux嵌入式操作系统和多线程程序设计，主要由用户界面线程、后台工作线程、通信监听线程、报文发送线程、报文接收线程等组成。用户界面线程负责管理界面显示、设置和用户键盘人机操作；后台工作线程负责各线程的协调管理；通信监听线程自动侦听对外接口通信消息；报文发送线程负责报文的发送，采用中断机制实现报文等间隔发送；报文接收线程实现报文的连续接收；录波与文件存储线程负责录波数据的记录与存储。
2.3 设备功能优势
当前智能变电站运维调试设备少，主要借助于光数字继电保护测试仪，且侧重于光数字信号的发送，外接电源供电，体积重量大。本文提出的手持式智能变电站运维调试设备与传统调试设备相比，具有诸多优势，主要体现在以下几个方面：
（1）自适应光串口解码及编码技术
国内光数字测试设备针对光IRIG-B码与IEC60044-8(FT3)，采用单独的光串口，经测量，每增加1个光串口，功耗增加约0.4 W，约占本文产品总功耗的10%，减少光串口数量对于延长产品正常工作时间、降低产品散热等具有积极的影响。本文所研制手持设备采用自适应光串口解码及编码技术，支持复用接收IEC60044-8(FT3)采样值报文和光IRIG-B码对时报文，减少了运维调试设备接口数量和功耗。手持式产品的接口数量与功耗成正比，但与正常工作时间是矛盾的，采用自适应光串口解码及编码技术，能够有效提高产品正常工作时间，增强产品现场适应能力。
（2）基于SCD文件的测试实例“即插即连”配置技术
目前，智能变电站光数字继电保护测试仪仍需要从大量的待测设备中选择查找测试对象，测试便捷性较差。采用基于SCD文件的测试实例“即插即连”配置技术，实现智能变电站设备调试快捷配置，简化测试配置过程，提高测试便捷性和智能化水平。智能变电站SCD文件包含了各二次设备自我描述和互联通信参数，本文研究的手持设备基于各智能IED设备APPID唯一性的特点，通过与待测设备的连接，实现测试自动配置，大大简化了测试配置过程，现场适应能力强。
（3）极性测试技术
传统的互感器极性测量主要借助于互感器校验仪实现。为了对现场电压互感器和电流互感器进行技术性能的检定，互感器校验仪必须与相关设备构成一套完整的全自动互感器校验装置。由于互感器校验仪的性能指标与相关设备之间存在着密切的技术关联，因此操作繁琐，缺乏灵活性。本文中极性测试技术基于直流法极性测试原理，可经合并单元直接测量电子式电流互感器、传统电磁式电流互感器保护与测量绕组极性，大大减少智能变电站电流互感器极性校核现场接线和工作量。
（4）基于硬件时标的测试技术
SV采样值报文和开关量GOOSE报文是智能变电站最重要的信号[8]，是所有智能设备正常工作的基础，上述信号传输的正确性及发送机制是否正确，对智能变电站的安全运行具有举足轻重的作用。国内光数字测试类产品可测试SV报文离散度，但对于GOOSE开关量未见同类测试，本文产品采用硬件时标的方式实现SV采样值、GOOSE开关量发送间隔的测试[12]，并采用图形化方式显示SV、GOOSE发送机制和变化过程，使得测试结果一目了然，便于及时查找与排除报文类故障。
2.4 现场测试
基于本文研制思路的智能变电站手持式运维调试设备已用于多个智能变电站现场测试，如江苏首个110 kV何桥变、山东首个220 kV怡明示范站、湖北首个220 kV应城变等。该测试设备可完成智能IED设备工程配置检查、通信检查；通过SV/GOOSE报文发送、接收校验IED设备功能以及报文收发的正确性；可检测时间同步系统是否正常发送对时报文，需要对时的IED设备是否正常接收及正确对时；可实现智能变电站光电式电流互感器、电磁式电流互感器保护绕组与测量绕组极性测试；可进行上电二次核相。现场测试表明，手持式运维调试设备具有携带方便、配置及测试简便快捷等优点，非常适合智能变电站安装调试和运行维护场合。
3 结束语
本文对比了智能变电站与常规变电站的区别，分析了智能变电站运维调试的基本内容、运维调试设备的主要功能需求和研制思路，提出了一种智能变电站手持式运维调试设备的研制思路和实现方法。现场测试表明，手持式运维调试设备满足携带方便、移动检修的需求，配置及测试简捷，非常适合智能变电站运行维护和安装调试。该测试设备实现了对智能变电站的快捷高效调试、故障快速查找、定位等工作，提高了智能变电站建设、运维效率。本文研究、探索了智能变电站采样值系统、时间同步系统、通信系统、智能IED设备的测试规范、测试内容以及测试技术，形成一整套智能变电站的测试流程及规范具有重要的现场参考价值。
参考文献
[1] 高翔.数字化变电站应用技术[M].北京：中国电力出版社，2008.
[2] Q/GDW 383-2009智能变电站技术导则[S].国家电网公司，2009.
[3] Q/GDW 431-2010 智能变电站自动化系统现场调试导 则[S].国家电网公司，2010.
[4] 李孟超，王允平，李献伟，等.智能变电站及技术特点分析[J].电力系统保护与控制，2010，38(18)：59-62.
[5] 曹楠，李刚，王冬青.智能变电站关键技术及其构建方式的探讨[J].电力系统保护与控制，2011，39(5)：63-68.
[6] 王伟明，段雄英.基于FPGA的电子式互感器智能合并单元研制[J].电力系统保护与控制，2012，40(2)：131-140.
[7] 段吉泉，段斌.变电站GOOSE报文在IED中的实时处理[J].电力系统自动化，2007，31(11)：65-69.
[8] 宋喻，田丽平.IEC61850标准下合并单元的研究[J].电力系统保护与控制，2009，37(24)：146-149.
[9] 赵应兵，周水斌，马朝阳.基于IEC61850-9-2的电子式互感器合并单元的研制[J].电力系统保护与控制，2010，38(6)：104-106.
[10] 张明珠，周欣洁.基于FPGA&ARM9合并单元的研制[J].电力系统保护与控制，2010，38(9)：84-87.
[11] 周水斌，田志国，赵应兵，等.满足IEC61850要求的站用时钟服务器[J].电力系统保护与控制，2010，38(7)：56-58.
[12] 庄玉飞，黄琦，井实.基于GPS和IEEE-1588协议的时钟同步装置的研制[J].电力系统保护与控制，2011，39(13)：111-115.