CN110376468B - 一种智能变电站保护设备下装配置虚端子的现场校核方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种智能变电站保护设备下装配置虚端子的现场校核方法，读取保护设备过程层下装配置文件，在虚端子CRC校核正确后，解析并组合形成保护设备SV、GOOSE接收控制块及GOOSE发送控制块，通过发送电网正常态、故障态SV、GOOSE报文至保护设备及保护设备GOOSE开出测试，现场校核保护设备下装配置虚端子是正确。本发明提供了一种现场保护设备虚端子下装是否正确的校核手段，不依赖于SCD文件，现场校核效率高，便于及时发现SCD文件虚端子下装隐患，现场适应能力强。
Description
技术领域
本发明涉及智能变电站技术领域，具体涉及一种智能变电站保护设备下装配置虚端子的现场校核方法。
背景技术
随着智能变电站的大力发展，常规变电站中的模拟量传输变成了现在的数字量传输，各个设备之间的回路信息都由过去的电缆传输变成现在的光纤传输，很多传输回路信息看不见摸不着。智能变电站的所有回路信息都集成在SCD文件中；变电站的各保护设备也需要SCD文件导出对应的配置文件，下装之后才能按照配置信息工作，保护设备下装配置包含站控层MMS数据模型及过程层虚端子配置，在实际调试过程中，最容易出问题的是过程层虚端子。国网六统一和九统一标准已经对各个厂家的配置配文件做了统一，但是很多六统一之前的设备配置文件还是按照私有文件下装。理论上SCD文件中集成的配置信息和各个装置实际工作的配置信息是完全一致的，但是目前存在变电站验收之前临时修改某个装置的配置虚端子，不及时更新SCD文件，导致用户拿到当前变电站的SCD文件不是最新的，此时调试时，无法跟实际装置通信，且目前下装的配置文件格式不统一，只能跟厂家沟通才能做调试，增加调试时间，拉长运维周期。目前，市面上测试设备均需要导入SCD文件才能工作，保护设备更换检修或者新建调试时，在不确定SCD最终版本或暂时无法获取SCD文件时，无法及时对现场保护设备下装配置虚端子进行校验。
因此，如何在现场不依赖SCD文件快速进行下装配置虚端子校核，对提高现场调试效率具有积极的意义。
发明内容
针对目前现有技术中存在的上述不足，本发明提供了一种智能变电站保护设备下装配置虚端子的现场校核方法，可不依赖SCD文件，直观实现保护设备下装配置虚端子的现场验证校核，提高现场运维调试及配置变更排查效率，缩短运维周期。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：
一种智能变电站保护设备下装配置虚端子的现场校核方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1、读取保护设备过程层下装配置文件；
步骤2、进行保护设备过程层下装配置文件虚端子CRC校核，在CRC校核通过时，进行步骤3~7，否则跳转至步骤8
步骤3、基于保护设备过程层下装配置文件，解析并组合形成保护设备的SV接收控制块，
步骤4、基于保护设备过程层下装配置文件，解析并组合形成保护设备的GOOSE接收控制块，
步骤5、基于保护设备过程层下装配置文件，解析并组合形成保护设备的GOOSE发送控制块信息，
步骤6、基于步骤3~4获取的保护设备的SV接收控制块、保护设备的GOOSE接收控制块信息，发送电网正常态SV报文、电网正常态GOOSE报文至保护设备，校核保护设备SV接收虚端子、GOOSE接收虚端子是否正确，
步骤7、在步骤6校核保护设备SV接收虚端子、GOOSE接收虚端子正确时，基于步骤3~5获取的保护设备的SV接收控制块、GOOSE接收控制块信息、GOOSE发送控制块信息，发送电网故障态SV报文、GOOSE报文至保护设备，校核保护设备发送的跳闸GOOSE报文、合闸GOOSE报文是否正确，
步骤8、根据步骤2、步骤6、步骤7校核结果给出保护设备虚端子下装配置校核结论。
如上所述的步骤2包括以下步骤：
步骤2.1、在保护设备过程层下装配置文件中，提取<CRC/>域中的id字段所表征的CRC特征码，标记为CRC1；
步骤2.2、读取保护设备固定路径“LD0/LPHD1$SP$IEDPinCrc$setVal”下的虚端子CRC特征码，标记为CRC2；
步骤2.3、若CRC1与CRC2完全一致，标记保护设备过程层下装配置文件虚端子CRC校核通过，否则，标记保护设备过程层下装配置文件虚端子CRC校核不通过。
如上所述的步骤3包括以下步骤：
步骤3.1，从保护设备过程层下装配置文件中提取保护设备的SV接收控制块个数；
步骤3.2，对每个SV接收控制块，从保护设备过程层下装配置文件中提取对应的通讯参数和通道参数；
步骤 3.3，对每个SV接收控制块，将提取的通讯参数、通道参数组合成IEC61850标准格式的保护设备SV控制块；
所述的步骤4包括：
步骤4.1，从保护设备过程层下装配置文件中提取保护设备的GOOSE接收控制块个数；
步骤4.2，对每个GOOSE接收控制块，从保护设备过程层下装配置文件中提取对应的通讯参数和通道参数；
步骤4.3，对每个GOOSE接收控制块，将提取的通讯参数、通道参数组合成IEC61850标准格式的保护设备GOOSE控制块；
所述的步骤5包括以下步骤：
步骤 5.1，从保护设备过程层下装配置文件中提取保护设备的GOOSE发送控制块个数；
步骤 5.2，对每个GOOSE发送控制块，从保护设备过程层下装配置文件中提取对应的通讯参数和通道参数；
步骤5.3，对每个GOOSE发送控制块，将提取的通讯参数、通道参数组合成IEC61850标准格式的保护设备GOOSE控制块。
所述的SV接收控制块的通讯参数包括：APPID、采样值控制块名称、接入协议、采样频率、配置版本号、连接模式、允许抖动时间、和目的MAC地址；
所述的SV接收控制块的通道参数包括：通道个数和通道配置信息，通道配置信息包括通道类型、通道极性、通道参引和通道描述；
所述的GOOSE接收控制块的通讯参数包括：APPID、GSE控制块参引、GSE控制块数据集参引、GSE控制块名称、配置版本号、网络优先级、和目的MAC地址；
所述的GOOSE接收控制块的通道参数包括：通道个数和通道配置信息，通道配置信息包括通道类型、通道参引和通道描述。
如上所述的步骤6在发送电网正常态SV报文、电网正常态GOOSE报文至保护设备时，还对步骤3获取的保护设备SV控制块，设置电网正常态SV报文中不同相别存在幅值差别的电压通道值、电流通道值；
步骤6在发送电网正常态SV报文、电网正常态GOOSE报文至保护设备时，还对步骤3获取的保护设备SV控制块，设置电网正常态SV报文中电压、电流通道一次/二次变比。
如上所述的校核保护设备SV接收虚端子、GOOSE接收虚端子正确为保护设备不同相别电压、电流幅值及电压、电流之间的相位显示值与电网正常态SV报文中一致；保护设备显示遥信值与发送的电网正常态GOOSE报文中一致。
如上所述的步骤7中发送电网故障态SV报文、电网故障态GOOSE报文至保护设备包括以下步骤：
步骤7.1.1、设置电网故障类型及相别；
步骤7.1.2、根据电网短路计算模型计算保护设备SV电压、电流幅值及相位；
步骤7.1.3、发送电网故障态SV报文、电网故障态GOOSE报文之前，还发送反映电网正常态的SV报文、GOOSE报文；
步骤7.1.4、手动进行保护设备开出测试，测试保护跳闸、合闸及跨间隔联闭锁信号测试。
保护设备发送的跳闸GOOSE报文、合闸GOOSE报文正确为：电网故障时，保护设备正确动作，发送的跳闸GOOSE报文通道正确，如保护设备为线路保护，保护设备跳闸GOOSE相别与设置的电网故障相别一致；对保护设备进行GOOSE开出测试，发送的跳闸GOOSE报文、合闸GOOSE报文、联闭锁GOOSE报文及通道正确。
本发明相对于现有技术具有有益效果：
1、为保护设备过程层虚端子下装是否正确，提供了一种现场校核技术手段。
2、该方法不依赖于SCD文件，现场校核效率高，且便于计算机编程实现，易于在便携式测试设备中实现，现场适应能力强。
附图说明
图1为本发明方法流程示意图。
具体实施方式
为了便于本领域普通技术人员理解和实施本发明，下面结合实施例对本发明作进一步的详细描述，应当理解，此处所描述的实施示例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
本发明提供的一种智能变电站保护设备下装配置虚端子的现场校核方法，如图1所示，包括如下步骤：
步骤1，读取保护设备过程层下装配置文件。
步骤2，进行保护设备过程层下装配置文件虚端子CRC校核，在CRC校核通过时，进行步骤3~7，否则跳转至步骤8。
步骤3，基于保护设备过程层下装配置文件，解析并组合形成保护设备的SV接收控制块。
步骤4，基于保护设备过程层下装配置文件，解析并组合形成保护设备的GOOSE接收控制块。
步骤5，基于保护设备过程层下装配置文件，解析并组合形成保护设备的GOOSE发送控制块信息。
步骤6，基于步骤3~4获取的保护设备的SV接收控制块、保护设备的GOOSE接收控制块信息，发送电网正常态SV报文、电网正常态GOOSE报文至保护设备，校核保护设备SV接收虚端子、GOOSE接收虚端子是否正确。
步骤7，在步骤6校核保护设备SV接收虚端子、GOOSE接收虚端子正确时，基于步骤3~5获取的保护设备的SV接收控制块、GOOSE接收控制块信息、GOOSE发送控制块信息，发送电网故障态SV报文、GOOSE报文至保护设备，校核保护设备发送的跳闸GOOSE报文、合闸GOOSE报文是否正确。
步骤8，根据步骤2、步骤6、步骤7校核结果给出保护设备虚端子下装配置校核结论。
具体实施例中，步骤1读取保护设备过程层下装配置文件采用标准化配置下装工具或保护设备厂家提供的配置下装工具实现。
步骤2所述进行保护设备过程层下装配置文件虚端子CRC校核按下述逻辑执行：
步骤2.1、在保护设备过程层下装配置文件中，提取<CRC/>域中的id字段所表征的CRC特征码，标记CRC1。
步骤2.2、读取保护设备固定路径“LD0/LPHD1$SP$IEDPinCrc$setVal”下的虚端子CRC特征码，标记CRC2。此处读取是通过MMS read命令实现。
步骤2.3、若CRC1与CRC2完全一致，标记保护设备过程层下装配置文件虚端子CRC校核通过，否则，标记保护设备过程层下装配置文件虚端子CRC校核不通过。
步骤3所述解析并组合形成保护设备SV接收控制块包含步骤：
步骤3.1，从保护设备过程层下装配置文件中提取保护设备的SV接收控制块个数。
步骤3.2，对每个SV接收控制块，从保护设备过程层下装配置文件中提取对应的通讯参数和通道参数。
步骤 3.3，对每个SV接收控制块，将提取的通讯参数、通道参数组合成IEC61850标准格式的保护设备SV控制块。
进一步地，SV接收控制块的通讯参数包括：APPID，采样值控制块名称，接入协议，采样频率，配置版本号，连接模式，允许抖动时间，和目的MAC地址等信息。
进一步地， SV接收控制块的通道参数包括：通道个数和通道配置信息，通道配置信息包括通道类型，通道极性，通道参引和通道描述等信息。
步骤4所述解析并组合形成保护设备的GOOSE接收控制块，包括步骤：
步骤4.1，从保护设备过程层下装配置文件中提取保护设备的GOOSE接收控制块个数。
步骤4.2，对每个GOOSE接收控制块，从保护设备过程层下装配置文件中提取对应的通讯参数和通道参数。
步骤4.3，对每个GOOSE接收控制块，将提取的通讯参数、通道参数组合成IEC61850标准格式的保护设备GOOSE控制块。
进一步地，GOOSE接收控制块的通讯参数包括：APPID，GSE控制块参引，GSE控制块数据集参引，GSE控制块名称，配置版本号，网络优先级，和目的MAC地址等信息。
进一步地，GOOSE接收控制块的通道参数包括：通道个数和通道配置信息，通道配置信息包括通道类型，通道参引和通道描述等信息。
步骤5所述解析并组合形成保护设备的GOOSE发送控制块信息，包含步骤：
步骤 5.1，从保护设备过程层下装配置文件中提取保护设备的GOOSE发送控制块个数。
步骤 5.2，对每个GOOSE发送控制块，从保护设备过程层下装配置文件中提取对应的通讯参数和通道参数。
步骤5.3，对每个GOOSE发送控制块，将提取的通讯参数、通道参数组合成IEC61850标准格式的保护设备GOOSE控制块。
具体实施例中，步骤6在发送电网正常态SV报文、GOOSE报文至保护设备时，还对步骤3获取的保护设备SV控制块，设置电网正常态SV报文中不同相别存在幅值差别的电压通道值、电流通道值，便于更好的校核保护设备接收SV控制块是否正确。
步骤6在发送电网正常态SV报文、电网正常态GOOSE报文至保护设备时，还对步骤3获取的保护设备SV控制块，设置电网正常态SV报文中电压、电流通道一次/二次变比。
进一步地，步骤6所述保护设备SV、保护设备GOOSE接收虚端子正确，按下述逻辑执行：
步骤6.1、保护设备不同相别电压、电流幅值及电压、电流之间的相位显示值与电网正常态SV报文中一致，一致是指误差在允许误差范围内。
步骤6.2、保护设备显示遥信值与发送的电网正常态GOOSE报文中一致。
步骤7发送电网故障态SV报文、电网故障态GOOSE报文至保护设备时，按下述逻辑执行：
步骤7.1.1、设置电网故障类型及相别。
步骤7.1.2、根据电网短路计算模型计算保护设备SV电压、电流幅值及相位。
步骤7.1.3、发送电网故障态SV报文、电网故障态GOOSE报文之前，还发送反映电网正常态的SV报文、GOOSE报文。
步骤7.1.4、手动进行保护设备开出测试，测试保护跳闸、合闸及跨间隔联闭锁信号测试。
进一步地，步骤7所述保护设备发送的跳闸GOOSE报文、合闸GOOSE报文正确，按下述逻辑执行：
步骤7.2.1、电网故障时，保护设备正确动作，发送的跳闸GOOSE报文通道正确，如保护设备为线路保护，保护设备跳闸GOOSE相别与设置的电网故障相别一致。
步骤7.2.2、对保护设备进行GOOSE开出测试，发送的跳闸GOOSE报文、合闸GOOSE报文、联闭锁GOOSE报文及通道正确。
步骤8所述根据步骤2、步骤6、步骤7校核结果给出保护设备虚端子下装配置校核结论按下述逻辑执行：
（1）步骤2、步骤6、步骤7校核均正确，标记保护设备过程层下装配置虚端子校核通过。
（2）其他情况，均标记保护设备过程层下装配置虚端子校核不通过，并给出不通过的具体事项。
本文中所描述的具体实施例仅仅是对本发明精神作举例说明。本发明所属技术领域的技术人员可以对所描述的具体实施例做各种各样的修改或补充或采用类似的方式替代，但并不会偏离本发明的精神或者超越所附权利要求书所定义的范围。
Claims (6)
1.一种智能变电站保护设备下装配置虚端子的现场校核方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1、读取保护设备过程层下装配置文件；
步骤2、进行保护设备过程层下装配置文件虚端子CRC校核，在CRC校核通过时，进行步骤3～7，否则跳转至步骤8；
步骤3、基于保护设备过程层下装配置文件，解析并组合形成保护设备的SV接收控制块；
步骤4、基于保护设备过程层下装配置文件，解析并组合形成保护设备的GOOSE接收控制块信息；
步骤5、基于保护设备过程层下装配置文件，解析并组合形成保护设备的GOOSE发送控制块信息；
步骤6、基于步骤3～4获取的保护设备的SV接收控制块、保护设备的GOOSE接收控制块信息，发送电网正常态SV报文、电网正常态GOOSE报文至保护设备，校核保护设备SV接收虚端子、GOOSE接收虚端子是否正确；
步骤7、在步骤6校核保护设备SV接收虚端子、GOOSE接收虚端子正确时，基于步骤3～5获取的保护设备的SV接收控制块、GOOSE接收控制块信息、GOOSE发送控制块信息，发送电网故障态SV报文、GOOSE报文至保护设备，校核保护设备发送的跳闸GOOSE报文、合闸GOOSE报文是否正确；
步骤8、根据步骤2、步骤6、步骤7校核结果给出保护设备虚端子下装配置校核结论，
步骤2包括以下步骤：
步骤2.1、在保护设备过程层下装配置文件中，提取<CRC/>域中的id字段所表征的CRC特征码，标记为CRC1；
步骤2.2、读取保护设备固定路径“LD0/LPHD1$SP$IEDPinCrc$setVal”下的虚端子CRC特征码，标记为CRC2；
步骤2.3、若CRC1与CRC2完全一致，标记保护设备过程层下装配置文件虚端子CRC校核通过，否则，标记保护设备过程层下装配置文件虚端子CRC校核不通过，
所述的步骤3包括以下步骤：
步骤3.1、从保护设备过程层下装配置文件中提取保护设备的SV接收控制块个数；
步骤3.2、对每个SV接收控制块，从保护设备过程层下装配置文件中提取对应的通讯参数和通道参数；
步骤3.3、对每个SV接收控制块，将提取的通讯参数、通道参数组合成IEC61850标准格式的保护设备SV控制块；
所述的步骤4包括：
步骤4.1、从保护设备过程层下装配置文件中提取保护设备的GOOSE接收控制块个数；
步骤4.2、对每个GOOSE接收控制块，从保护设备过程层下装配置文件中提取对应的通讯参数和通道参数；
步骤4.3、对每个GOOSE接收控制块，将提取的通讯参数、通道参数组合成IEC61850标准格式的保护设备GOOSE控制块；
所述的步骤5包括以下步骤：
步骤5.1、从保护设备过程层下装配置文件中提取保护设备的GOOSE发送控制块个数；
步骤5.2、对每个GOOSE发送控制块，从保护设备过程层下装配置文件中提取对应的通讯参数和通道参数；
步骤5.3、对每个GOOSE发送控制块，将提取的通讯参数、通道参数组合成IEC61850标准格式的保护设备GOOSE控制块。
2.根据权利要求1所述的一种智能变电站保护设备下装配置虚端子的现场校核方法，其特征在于，
所述的SV接收控制块的通讯参数包括：APPID、采样值控制块名称、接入协议、采样频率、配置版本号、连接模式、允许抖动时间、和目的MAC地址；
所述的SV接收控制块的通道参数包括：通道个数和通道配置信息，通道配置信息包括通道类型、通道极性、通道参引和通道描述；
所述的GOOSE接收控制块的通讯参数包括：APPID、GSE控制块参引、GSE控制块数据集参引、GSE控制块名称、配置版本号、网络优先级、和目的MAC地址；
所述的GOOSE接收控制块的通道参数包括：通道个数和通道配置信息，通道配置信息包括通道类型、通道参引和通道描述。
3.根据权利要求1所述的一种智能变电站保护设备下装配置虚端子的现场校核方法，其特征在于，所述的步骤6在发送电网正常态SV报文、电网正常态GOOSE报文至保护设备时，还对步骤3获取的保护设备SV接收控制块，设置电网正常态SV报文中不同相别存在幅值差别的电压通道值、电流通道值；
步骤6在发送电网正常态SV报文、电网正常态GOOSE报文至保护设备时，还对步骤3获取的保护设备SV接收控制块，设置电网正常态SV报文中电压、电流通道一次/二次变比。
4.根据权利要求1所述的一种智能变电站保护设备下装配置虚端子的现场校核方法，其特征在于，所述的校核保护设备SV接收虚端子、GOOSE接收虚端子正确为保护设备不同相别电压、电流幅值及电压、电流之间的相位显示值与电网正常态SV报文中一致；保护设备显示遥信值与发送的电网正常态GOOSE报文中一致。
5.根据权利要求1所述的一种智能变电站保护设备下装配置虚端子的现场校核方法，其特征在于，所述的步骤7中发送电网故障态SV报文、电网故障态GOOSE报文至保护设备包括以下步骤：
步骤7.1.1、设置电网故障类型及相别；
步骤7.1.2、根据电网短路计算模型计算保护设备SV电压、电流幅值及相位；
步骤7.1.3、发送电网故障态SV报文、电网故障态GOOSE报文之前，还发送反映电网正常态的SV报文、GOOSE报文；
步骤7.1.4、手动进行保护设备开出测试，进行保护跳闸、合闸及跨间隔联闭锁信号测试。
6.根据权利要求5所述的一种智能变电站保护设备下装配置虚端子的现场校核方法，其特征在于，保护设备发送的跳闸GOOSE报文、合闸GOOSE报文正确为：电网故障时，保护设备正确动作，发送的跳闸GOOSE报文通道正确，如果保护设备为线路保护，保护设备跳闸GOOSE相别与设置的电网故障相别一致；对保护设备进行GOOSE开出测试，发送的跳闸GOOSE报文、合闸GOOSE报文、联闭锁GOOSE报文及通道正确。
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