長春南500 kV智能變電站技術(shù)特點分析

閻楷，姜玲

（1．華北電力大學，北京102206;2．遼寧電力勘測設計院，遼寧沈陽 110006）

1 總體概況

長春南500 kV智能變電站的主要特征如下。

a．智能變電站是由智能化一次設備（電子式互感器、智能終端等）和網(wǎng)絡化二次設備分層（過程層、間隔層、站控層）構(gòu)建，建立在IEC61850通信規(guī)約基礎(chǔ)上，能夠?qū)崿F(xiàn)變電站內(nèi)智能電氣設備間信息共享和互操作的現(xiàn)代化變電站。

b．在采用了基于IEC61850標準的網(wǎng)絡通信技術(shù)后，智能化變電站將基本取消一二次設備間大量的連接電纜，保護和測控等間隔層設備利用網(wǎng)絡獲取一次電流電壓等實時數(shù)據(jù)，也利用網(wǎng)絡實現(xiàn)間隔間以及和站控層的信息交換。

c．光纜取代電纜，數(shù)字代替模擬，將大大提高采樣精度和信號傳輸?shù)目煽啃?，大幅度簡化二次接線，避免了傳統(tǒng)互感器和電纜連接固有問題，設備之間互操作性強，提高了變電站的自動化水平。

2 智能變電站電氣二次部分主要技術(shù)特點（與常規(guī)站區(qū)別）

2.1 變電站自動化系統(tǒng)

a．變電站自動化系統(tǒng)設置站控層、間隔層、過程層3層網(wǎng)絡體系結(jié)構(gòu)，采用以IEC61850標準為核心的二次設備網(wǎng)絡化技術(shù)。

b．過程層采用采樣值（SMV）、GOOSE和IEC61588對時三網(wǎng)合一方案。

c．利用GOOSE網(wǎng)絡實現(xiàn)跳合閘、聯(lián)閉鎖功能，實現(xiàn)各廠家設備間的互操作和信息共享。

d．全站采用電子式互感器，并采用就地智能終端實現(xiàn)一次設備的智能化。

e．變電站自動化系統(tǒng)采用設備狀態(tài)可視化、智能告警及分析決策、故障信息綜合分析決策、支撐經(jīng)濟運行優(yōu)化控制等高級應用功能。

f．配置一套網(wǎng)絡記錄分析裝置，具備網(wǎng)絡報文記錄及分析功能，能對數(shù)字式保護裝置的網(wǎng)絡報文及動作情況進行分析。

2.2 繼電保護及自動裝置

a．全站保護采用支持IEC61850標準的數(shù)字式繼電保護裝置及自動裝置，保護裝置及自動裝置以IEC61850規(guī)約直接接入MMS網(wǎng)和GOOSE網(wǎng)，并采用GOOSE網(wǎng)絡實現(xiàn)開關(guān)跳合閘。

b．全站采用電子式互感器，電子式電流、電壓互感器通過光纜連接到合并單元，合并單元通過網(wǎng)絡方式接入三網(wǎng)合一的GOOSE網(wǎng)絡，數(shù)字式保護裝置、測控、錄波裝置采樣值直接取至三網(wǎng)合一的過程層網(wǎng)絡。

c．全站保護柜中不再配置操作箱，采用智能終端就地安裝模式。

d．全站的500 kV斷路器和220 kV線路均采用全數(shù)字保護測控一體化裝置，測控保護裝置分別采用獨立的插件。

e．66 kV采用全數(shù)字五合一裝置保護;66 kV五合一裝置集成保護、測控、計量、錄波、合并單元等功能，五合一裝置的保護功能獨立，五合一裝置的各個功能分別由一塊獨立的插件實現(xiàn)。

f．全站的保護、測控、錄波裝置同時具備接收IRIG－B碼和IEEE1588對時，采用何種對時方式可靈活設置。

2.3 變電站在線監(jiān)測系統(tǒng)

a．全站配置1套變電站在線監(jiān)測系統(tǒng)，各裝置統(tǒng)一后臺機，收集處理一次主設備的狀態(tài)檢測信息和主變壓器運行工況信息，信息采用綜合數(shù)據(jù)網(wǎng)方式傳送至主站系統(tǒng)，實現(xiàn)對設備的狀態(tài)檢修。

b．500 kV HGIS斷路器配置SF6氣體絕緣性能監(jiān)視（含微水、溫度、密度）和局部放電狀態(tài)檢測裝置，其中局部放電檢測采用特高頻法，傳感器按不定位配置，全站配置1套離線式局部放電檢測儀。

c．220 kV GIS斷路器配置SF6氣體絕緣性能監(jiān)視（含微水、溫度、密度）。

d．每臺主變壓器配置1套油色譜狀態(tài)檢測裝置（含微水）和1套在線局部放電狀態(tài)檢測裝置，其中局部放電檢測采用特高頻法。

2.4 站用交、直流系統(tǒng)一體化電源

a．智能變電站采用全站直流、交流、逆變、UPS、通信等一體化電源系統(tǒng)，實現(xiàn)站用交、直流系統(tǒng)一體化設計、一體化配置、一體化監(jiān)控。

b．通信電源采用2套獨立DC/DC變換器供電，取消通信48 V蓄電池，站用直流負荷和通信負荷均按4 h事故放電時間考慮選擇全站220 V蓄電池容量。

2.5 全站時鐘同步系統(tǒng)

a．全站設置一套時間同步時鐘系統(tǒng)，主時鐘按雙重化配置，采用基于衛(wèi)星時鐘（支持北斗系統(tǒng)和GPS系統(tǒng)）與地面時鐘互備方式獲取精確時間。

b．時鐘同步精度和守時精度應滿足站內(nèi)所有設備的對時精度要求，站控層網(wǎng)絡采用SNTP對時，間隔層及過程層設備同時具備接收IRIG－B對時信號和IEC61588網(wǎng)絡對時信號。

2.6 繼電保護故障信息處理系統(tǒng)

a．繼電保護及故障信息系統(tǒng)與自動化系統(tǒng)共享信息采集，通過防火墻將相關(guān)信息送給保護及故障錄波信息工作站，繼電保護故障信息處理功能由繼電保護信息子站主機來完成。

b．保護及故障信息系統(tǒng)直接采集來自間隔層或過程層的數(shù)據(jù)，并處理各種所需信息;節(jié)省了一個保護信息專網(wǎng)，網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)清晰，接口簡單、維護方便。

2.7 電能量計量系統(tǒng)

a．全站采用支持IEC61850標準的數(shù)字式電能表及關(guān)口表，所采用的數(shù)字式電能表及關(guān)口表應通過國家有關(guān)計量部門鑒定，滿足國家相關(guān)的電能計量規(guī)程規(guī)范及標準。

b．數(shù)字式電能表及關(guān)口表采樣值直接取至采樣值（SMV）、GOOSE和IEC61588對時三網(wǎng)合一的過程層網(wǎng)絡，可以充分利用站內(nèi)自動化系統(tǒng)所采集的信息量，并提升計量精度。

2.8 功角測量裝置

a．配置適用于電子式互感器的數(shù)字式相量測量裝置，數(shù)字式PMU子站由數(shù)字式數(shù)據(jù)采集單元和數(shù)據(jù)集中處理單元組成。

b．數(shù)字式采集單元負責接收采樣值（SMV）、GOOSE和IEC61588對時三網(wǎng)合一的過程層網(wǎng)絡的500 kV及220 kV相關(guān)元件交流電流、電壓采樣值報文，并轉(zhuǎn)換成相量數(shù)據(jù)。

c．數(shù)據(jù)集中處理單元負責和調(diào)度主站通信，將各個數(shù)字式數(shù)據(jù)采集單元的數(shù)據(jù)組幀、打包，按照一定的頻率和格式傳送給主站。

2.9 行波故障測距裝置

采用適用于電子式互感器的數(shù)字式行波故障測距裝置，采用高速采集模塊采集行波信號，實現(xiàn)行波測距。

2.10 輔助控制系統(tǒng)

a．在長春南500 kV智能變電站中配置1套RFID智能巡檢系統(tǒng)，實現(xiàn)對變電站的智能巡警。

b．在長春南500 kV智能變電站中配置1套智能監(jiān)測及輔助控制子站，實現(xiàn)對圖像監(jiān)視、安全警衛(wèi)、火災報警、主變消防、采暖通風等輔助系統(tǒng)的智能運行管理功能。

2.11 安裝、施工工藝

智能化變電站一次設備與常規(guī)變電站的安裝、施工無大差異，僅是部分一次設備內(nèi)置智能終端或檢測裝置等，信號傳輸?shù)目刂齐娎|被光纖代替。

3 長春南500 kV智能變電站調(diào)試

智能變電站與常規(guī)變電站調(diào)試工作差異很大，調(diào)試工作已委托東北電力科學研究院進行，目前調(diào)試方案已經(jīng)形成，智能變電站的試驗大致如下。

3.1 試驗流程

智能變電站二次系統(tǒng)的試驗流程主要包括:出廠驗收、現(xiàn)場裝置功能調(diào)試、現(xiàn)場系統(tǒng)功能調(diào)試、現(xiàn)場系統(tǒng)性能調(diào)試和啟動調(diào)試。

出廠驗收一般在二次系統(tǒng)集成商處進行，主要對二次系統(tǒng)的硬件、功能、性能和可靠性等進行驗收。出廠驗收通常要在以下幾個條件滿足后進行:

a．系統(tǒng)集成商已按照系統(tǒng)的配置要求在工廠環(huán)境下完成了軟件開發(fā)和系統(tǒng)集成;

b．系統(tǒng)集成商已搭建了模擬測試環(huán)境，提供了測試設備，并完成了相關(guān)技術(shù)資料的編寫;

c．二次設備供應商已完成出廠試驗，并達到合同及相關(guān)技術(shù)規(guī)范的要求。

現(xiàn)場裝置功能調(diào)試在現(xiàn)場二次設備屏柜安裝完成，所有二次電纜安裝和光纜熔接完成后進行，通過相關(guān)試驗儀器依據(jù)相應的規(guī)程（或試驗方案）對所有二次設備進行功能和性能測試。如保護裝置的定值校驗，測控裝置的同期功能測試以及交換機收發(fā)功率測試。

現(xiàn)場系統(tǒng)功能調(diào)試主要指系統(tǒng)聯(lián)調(diào)及整組傳動，在所有現(xiàn)場裝置功能調(diào)試工作完成后進行。此外，現(xiàn)場系統(tǒng)功能調(diào)試還包括站級監(jiān)控系統(tǒng)調(diào)試和遠動通信系統(tǒng)調(diào)試等。

現(xiàn)場系統(tǒng)性能調(diào)試主要進行二次系統(tǒng)性能指標的測試，如遙信變位傳送時間測試、遙控命令執(zhí)行傳輸時間測試和網(wǎng)絡負荷率測試等。

啟動調(diào)試通常在整組傳動合格并通過有關(guān)部門驗收后進行。啟動調(diào)試時，主要考驗智能變電站二次系統(tǒng)在實際帶電運行時能否正常工作。啟動調(diào)試過程中，由于沒有常規(guī)的電流電壓二次電纜連接，而無法使用第三方的表計進行保護裝置的相量校核，主要通過保護裝置本身的測量量確認相量是否正確。

3.2 試驗重點

智能變電站二次系統(tǒng)的試驗涉及范圍較廣，這里主要對出廠驗收及現(xiàn)場試驗的相關(guān)內(nèi)容及試驗手段進行探討，對一些和常規(guī)變電站不同的試驗內(nèi)容重點進行分析。

3.3 出廠驗收

二次系統(tǒng)出廠驗收試驗的對象是經(jīng)集成后的智能變電站二次系統(tǒng)，主要包括保護裝置、測控裝置、保護測控一體化裝置、智能終端、網(wǎng)絡設備、站級監(jiān)控系統(tǒng)和遠動工作站等。出廠驗收主要是從硬件檢查、系統(tǒng)功能測試、系統(tǒng)性能測試、系統(tǒng)穩(wěn)定性測試等幾個方面進行試驗。

對于IEC61850測試，主要進行模型文件合法性測試、一致性測試和互操作測試，需要在第三方軟件和測試平臺上進行，出廠驗收時通常沒有條件進行。為了保證相關(guān)設備的一致性和互操作性，可以在搭建的出廠驗收系統(tǒng)上，對每個型號的設備分別抽取1臺進行完整的關(guān)聯(lián)試驗，檢查該裝置和其它設備能否實現(xiàn)互操作，可以保證本站所使用設備間的一致性和互操作性。

由于智能變電站對通信可靠性的要求非常高，所以在出廠驗收時必須對網(wǎng)絡設備相關(guān)的性能指標進行測試，同時在現(xiàn)場安裝完成后還要對整個網(wǎng)絡的性能進行測試。對于網(wǎng)絡設備的性能測試需要使用專業(yè)的設備，對于網(wǎng)絡性能的指標要求相關(guān)的規(guī)程還沒有出來，現(xiàn)在通常進行網(wǎng)絡負荷率測試、交換機吞吐量測試、交換機丟包測試和收發(fā)功率測試等。

進行保護整組傳動時，需要結(jié)合變電站的GOOSE配置表（圖），對不同設備間的GOOSE虛端子開入邏輯進行檢查，確保所有裝置配置文件和設計要求相符。

其它幾個試驗內(nèi)容和常規(guī)變電站類似，在此不做闡述。

3.4 現(xiàn)場裝置功能調(diào)試

現(xiàn)場裝置功能調(diào)試需對裝置的各項功能進行驗證，各個裝置由于其功能不同所進行的調(diào)試內(nèi)容也不盡相同，以下主要按照以下幾個分類對現(xiàn)場調(diào)試的主要內(nèi)容進行論述:合并單元、智能終端、保護及測控裝置和交換機。

3.4.1 合并單元

合并單元（MU）主要負責對多個電子式互感器的采集量進行整合，并提供給相關(guān)的保護、測控、計量和錄波等，合并單元通常按間隔配置。合并單元大致可以分為2種類型:線路合并單元和母線合并單元。其中線路合并單元通常還具備電壓切換功能，母線合并單元通常還具備電壓并列功能。合并單元可通過網(wǎng)絡傳輸相關(guān)信息，網(wǎng)絡地址需要和相關(guān)的配置文件一致，否則無法和其它設備進行互聯(lián)，所以在進行軟件檢查時增加了對于裝置網(wǎng)絡IP地址、MAC地址等進行檢查。

合并單元和其它設備之間的通信通過光纖聯(lián)接實現(xiàn)，為了保證通信的可靠穩(wěn)定，需要對光纖端口的收、發(fā)信功率進行測量，以確保有足夠的功率裕度。同時還需要模擬各種通信中斷和通信異常情況，確認可以正確檢出通信中斷和異常，并能夠正確閉鎖相關(guān)的設備。

告警功能檢查中，對于采集模塊故障告警、數(shù)據(jù)異常告警等涉及到電子式互感器的故障，需要電子式互感器廠家配合模擬相應故障。

開入檢查中，對于GOOSE虛端子開入的檢查，由于涉及到其它設備，需要結(jié)合系統(tǒng)的整組傳動試驗進行，全面檢查開入和開出的相關(guān)配置。

電壓切換功能試驗時，如果裝置使用的開關(guān)、刀閘位置為硬接點接入，則可以直接在合并單元進行模擬;如果裝置使用的開關(guān)、刀閘位置接點通過GOOSE虛端子開入獲取，則需要在智能終端上進行相應的開關(guān)、刀閘切換模擬。

3.4.2 智能終端

智能終端（ICU）主要負責對開關(guān)、刀閘位置的采集以及對控制命令的執(zhí)行等，因此對智能終端需要進行外觀檢查、工作電源檢查、軟件檢查、通信測試、告警功能檢查、開入檢查、遙信和遙控功能試驗等。

3.4.3 保護及測控裝置

保護及測控裝置現(xiàn)場的試驗內(nèi)容包括外觀檢查、工作電源檢查、軟件檢查、通信測試、告警功能檢查、采樣檢查、后臺監(jiān)控報文信號檢查、保護或測控裝置的邏輯及定值校驗。

3.4.4 交換機

交換機及相關(guān)的網(wǎng)絡設備在智能變電站中起到了重要的作用，需要對交換機進行全面檢查，交換機現(xiàn)場試驗的主要內(nèi)容有外觀檢查、工作電源檢查、管理員設置檢查、以太網(wǎng)端口檢查、通信接口檢查、告警檢查及其它檢查。

3.5 現(xiàn)場系統(tǒng)功能調(diào)試

在現(xiàn)場裝置功能調(diào)試工作完成后進行現(xiàn)場系統(tǒng)功能調(diào)試。通常先進行通信網(wǎng)絡的檢查，檢查所有光纖通道的一一對應性，確認所有通信正常，檢查所有的二次電纜連接正確，再通過一次通流及升壓、整組傳動再次確認二次系統(tǒng)可以正常工作。通過模擬保護裝置動作檢查保護出口、智能終端及開關(guān)機構(gòu)是否正常，開關(guān)是否正確跳合閘。

在進行現(xiàn)場系統(tǒng)功能調(diào)試時，還要進行站級監(jiān)控系統(tǒng)相關(guān)功能測試，如四遙功能測試、全站防誤閉鎖功能測試和主從切換功能測試等。此外，還要進行遠動工作站相關(guān)功能測試，并與調(diào)度主站進行聯(lián)調(diào)。

3.6 現(xiàn)場系統(tǒng)性能試驗

智能變電站二次系統(tǒng)的性能十分關(guān)鍵，因此，在現(xiàn)場調(diào)試時還需進行二次系統(tǒng)相關(guān)性能測試，如測試保護整組動作時間、采樣延時及同步性，測試遙信變位傳送時間、遙測超越定值傳輸時間、遙控命令傳輸執(zhí)行時間和主備機切換時間等。

3.7 啟動調(diào)試

對于二次系統(tǒng)，啟動調(diào)試過程主要進行相量測試。對于智能變電站，主要通過二次設備本身的測量量確認相量是否正確。

3.8 網(wǎng)絡延時測試

對于保護裝置GOOSE網(wǎng)絡的延時直接影響了保護的速動性，而采樣網(wǎng)絡的延時直接影響了裝置采樣數(shù)據(jù)的實時性和同步性，需要對網(wǎng)絡的延時進行專門的測試。網(wǎng)絡延時的測試使用專用網(wǎng)絡性能測試設備。

3.9 通信接口檢驗

通信接口的功率裕度直接影響了通信的可靠性，所以需要對光纖通信端口發(fā)送功率、接收功率及接收的靈敏功率進行測量。對于合并單元激光供能輸出功率也需要進行測試。

3.10 通信功能檢驗

為了檢查智能變電站二次系統(tǒng)通信網(wǎng)絡各種異常情況下系統(tǒng)能否穩(wěn)定運行，需要對系統(tǒng)的通信功能進行檢驗。

4 結(jié)束語

長春南500 kV智能變電站技術(shù)特點、設計、施工及調(diào)試等方面與常規(guī)500 kV綜自變電站有很多不同之處，以上對主要技術(shù)特點進行了分析，今后智能變電站作為電網(wǎng)建設的趨勢，其技術(shù)水平、建設管理水平還會有進一步提高。