智能變電站的二次系統(tǒng)調試

摘 要：智能變電站是建設堅強智能電網(wǎng)的重要組成，已成為今后變電站建設和發(fā)展的方向。文章結合晉中110kv溫源智能站保護二次系統(tǒng)驗收調試經(jīng)驗，介紹該變電站的體系結構及特征，簡述該站二次系統(tǒng)調試中的方法。

關鍵詞：智能變電站；二次系統(tǒng)；調試

1 引言

智能變電站已取代傳統(tǒng)綜自站在全國各地陸續(xù)建設、投產運行。智能變電站內二次系統(tǒng)設備與傳統(tǒng)變電站不同，我們繼電保護調試人員需要掌握智能變電站的體系結構原理，并針對其二次系統(tǒng)的調試方法制定新的調試大綱。本文針對溫源智能站二次系統(tǒng)的調試闡述了個人的驗收調試經(jīng)驗，為今后智能變電站的驗收投產運行提供借鑒。

2 智能變電站概念

隨著網(wǎng)絡、傳感器和信息技術的發(fā)展，智能變電站逐步取代傳統(tǒng)變電站，實現(xiàn)變電站的無人值守和設備操作的自動化，在很大程度上提高了設備運行可靠性，使運行更加經(jīng)濟、節(jié)能和環(huán)保。

智能變電站是指采用先進、可靠、集成、低碳、環(huán)保的智能化設備，以全站信息的智能化、通信平臺的網(wǎng)絡化、信息共享的標準化為基本要求，可自動完成信息采集、測量、控制、保護、計量和監(jiān)測等基本功能，并根據(jù)需要支持電網(wǎng)實時自動控制、智能調節(jié)、在線分析決策、協(xié)同互動等高級功能的變電站。

智能變電站二次系統(tǒng)的基本特征如下：

第一，信息共享標準化。系統(tǒng)結構緊湊，功能集成，基于IEC61850協(xié)議的統(tǒng)一標準化信息模型實現(xiàn)站內信息共享，將常規(guī)變電站內多套孤立系統(tǒng)集成為信息共享基礎的業(yè)務應用，滿足智能電網(wǎng)互動化要求，實現(xiàn)變電站與集控中心之間互聯(lián)通信，方便系統(tǒng)維護和具體工程的實施。

第二，保護二次回路網(wǎng)絡化。一次模擬量的電流、電壓經(jīng)合并單元轉變?yōu)閿?shù)字量上送各測控、保護裝置，開關量、跳閘等信息數(shù)據(jù)集成后統(tǒng)一傳輸，使之前相對獨立的保護、測控裝置得到整合，實現(xiàn)網(wǎng)絡通訊及數(shù)據(jù)高度共享。

第三，分析決策在線化。實現(xiàn)了站內設備的故障在線監(jiān)測，能實時獲取電網(wǎng)運行狀態(tài)數(shù)據(jù)、各智能電子設備的故障和動作信息以及利用網(wǎng)絡分析儀獲取整個鏈路的實時狀況。

3 溫源智能站二次系統(tǒng)配置

3.1 站內二次系統(tǒng)體系結構

2012年10月投運的110kv溫源變是晉中第一座智能變電站。其二次系統(tǒng)是建立在IEC61850通信規(guī)約基礎上的“過程層”、“間隔層”、“站控層”三層邏輯結構，溫源站系統(tǒng)結構如圖1。

圖1 溫源站系統(tǒng)結構圖

過程層主要面向一次設備，完成保護、控制功能，是一次設備與二次設備的結合面。具體包括變壓器、斷路器、電流/電壓互感器及所屬的合并單元、智能終端以及獨立的智能電子裝置。

間隔層負責采集處理本間隔過程層的實時數(shù)據(jù)，能夠對一次設備進行控制、閉鎖、同期等操作，在過程層與站控層之間高速傳遞數(shù)據(jù)通信；對數(shù)據(jù)信息的采集運算、控制命令的發(fā)出具有優(yōu)先級別的選擇。相關設備有測控裝置、繼電保護裝置和交換機等。

站控層通過MMS網(wǎng)絡和GOOSE網(wǎng)絡收集全站的實時數(shù)據(jù)信息，組建站內運行聯(lián)系界面，管理控制間隔層、過程層設備，形成對全站的實時監(jiān)控，并與遠方調度監(jiān)控中心通信。屬站控層的設備有后臺監(jiān)控系統(tǒng)、遠動通訊系統(tǒng)、在線監(jiān)測系統(tǒng)、GPS對時系統(tǒng)和故障錄波及網(wǎng)絡分析儀等。

3.2 溫源智能站保護配置情況

溫源智能站為單母分段接線方式，站內采用斷路器、互感器等一次常規(guī)設備與智能終端結合的方式。站內二次系統(tǒng)采用“三層兩網(wǎng)”的結構。過程層采用通過三臺交換機級聯(lián)組成GOOSE單網(wǎng)、SV不組網(wǎng)方案，所有保護測控直采直跳，站內配置有主變保護測控一體化裝置、110kv備自投保護裝置、110kv線路保護測控一體化裝置及35kv、10kv線路常規(guī)保護測控一體化裝置等，主變本體智能終端、110kv線路母聯(lián)智能終端和主變三側智能終端采用單套配置，110kvPT智能終端按母線雙套冗余配置，合并單元集成于智能終端內。站控層設備采用電B碼對時方式，間隔層和過程層采用光B碼對時方式。智能終端柜在設備區(qū)按間隔就地組柜，將一次設備運行狀態(tài)、控制命令信號轉換成數(shù)字量上送。

①變壓器保護裝置。主變保護雙套配置，采用主后保護測控一體化設備。高壓側電流/電壓、中性點電流、間隙電流并入高壓側智能終端合并單元，中低壓側電流/電壓并入各側智能終端合并單元，高壓側零序電壓采自110kvPT智能終端柜合并單元；變壓器保護測控直接從智能終端柜合并單元上采樣，通過GOOSE點對點發(fā)出保護直跳、遙控命令，跳合主變三側斷路器，主變跳中低壓母聯(lián)開關則通過GOOSE令到各側開關智能終端后經(jīng)電纜跳閘，如圖2所示。

圖2 主變保護體系結構圖

主變本體智能終端單套配置，具有主變本體非電量保護、主變有載調壓分接頭、上傳主變非電量動作信號和主變溫度的功能。本體智能終端通過GOOSE網(wǎng)絡傳輸非電量動作報文以及主變有載檔位調節(jié)、中性點接地刀閘搖控信息等。非電量保護跳閘則通過長電纜直達主變三側開關智能終端柜。

②備自投保護裝置。110kv備自投保護裝置經(jīng)光纖直接與進線、母聯(lián)間隔的智能終端合并單元連接，直接采樣，然后通過GOOSE網(wǎng)絡實現(xiàn)多間隔傳輸采集信號，并發(fā)出備投保護的跳、合閘命令。如圖3所示。

③110kv線路和母聯(lián)保護。110kv線路母聯(lián)保測裝置直接與本間隔智能終端合并單元通過光纖連接，保護直采、直跳；信息通過GOOSE交換機上送。如圖4所示。

圖4 110kv線路保護體系結構圖

④故障錄波及網(wǎng)絡分析儀。各間隔電流、電壓量信息從各自智能終端合并單元SV直采，保護動作信息、開關量則通過GOOSE交換機網(wǎng)采。

4 智能化變電站二次系統(tǒng)調試

智能變電站保護、測控裝置通過光纖介質與智能終端或其他裝置連接，信息經(jīng)網(wǎng)絡設備上送。由于保護裝置邏輯功能沒有改變，只是信息傳遞方式發(fā)生變化，所以保護的邏輯功能試驗可以使用原來的標準。以下只對變化的部分提出新的調試方法。

4.1 變電站模型的檢查

模型與以下四個文件有關聯(lián)：

ICD文件：智能電子設備IED能力描述文件，按設備配置，該文件描述IED的基本數(shù)據(jù)模型及服務，但不包含IED實例名稱和通訊參數(shù)。

SSD文件：系統(tǒng)定義文件，應全站唯一，該文件描述變電站一次系統(tǒng)結構并定義相關聯(lián)的邏輯節(jié)點，最終包含在SCD文件中。

SCD文件：變電站配置描述文件，由ICD文件和SSD文件通過系統(tǒng)配置工具生成，該文件描述所有IED的實例配置和通訊參數(shù)，IED之間通訊配置及變電站一次系統(tǒng)結構由系統(tǒng)集成商完成。SCD文件應包含版本修改信息，明確描述修改時間，修改版本號等內容。

CID文件：已配置的IED描述文件，按設備配置，該文件描述IED的基本數(shù)據(jù)模型及服務，并包含了IED實例名稱和通訊參數(shù)。是從系統(tǒng)集成商配置的SCD文件導出的，它關聯(lián)了一次系統(tǒng)和通信參數(shù)。

依據(jù)現(xiàn)場施工圖紙及設計院要求，由系統(tǒng)集成商完成變電站配置工作。需要引起注意的是，任何IED設備基礎模型的改變（即ICD文件的更改）都需要通過上述流程生成新的CID文件，而不能僅手動修改CID文件中的相應配置，否則對應的監(jiān)控、遠動以及保護信息將會出錯。

4.2 保護裝置調試

4.2.1 電壓、電流采樣的檢驗。傳統(tǒng)變電站中，使用模擬量微機保護試驗儀從二次電流、電壓端子通模擬量檢查零漂及采樣；在智能變電站中，保護裝置的背板為光纖以太網(wǎng)口，其電壓、電流的輸入由來自合并單元的光數(shù)字量替代。一種測試方法是使用光數(shù)字式保護測試儀，將測試儀的SV輸出通過光纖接入保護裝置背板SV輸入口，將SCD文件導入后配置測試儀參數(shù)，就可按照常規(guī)方法對保護裝置進行采樣檢查。另外就是保持保護裝置SV鏈路正常，使用模擬量微機試驗儀在智能終端柜內的二次端子加入電流、電壓，通過合并單元轉化為數(shù)字量后上送保護裝置，由于線路智能終端柜與電壓智能終端柜物理距離較遠，同時向保護裝置加電壓、電流需要引長線；再有就是主變間隔各側智能終端相距較遠，對驗證主變保護各側同步采樣有一定的困難。

4.2.2 裝置同步性檢測。對于光數(shù)字化后的電壓、電流信號，其跨間隔數(shù)據(jù)同步性（主變保護、母差保護等）的測試非常關鍵。為了驗證不同間隔間數(shù)據(jù)的同步性，可通過同源的升壓、升流來實現(xiàn)。在溫源站驗收中我們將主變高中側CT通過臨時電纜引至主變低壓開關柜內，使用模擬量微機保護試驗儀二次升流驗證了主變三側數(shù)據(jù)的同步性。

4.2.3 保護裝置的輸出。傳統(tǒng)的開入、開出量為24V或110V/220V的直流信號，而智能站中是有優(yōu)先級差別的GOOSE報文或MMS報文，保護通過GOOSE命令向智能終端直接傳遞跳合閘令，相互之間的啟動閉鎖信號則通過GOOSE網(wǎng)絡實現(xiàn)，要檢驗GOOSE虛端子關聯(lián)的正確與否，目前的方法有一種利用光數(shù)字式保護試驗儀的GOOSE訂閱、GOOSE發(fā)布功能，將試驗儀的GOOSE光口通過光纖連接到保護裝置背板的GOOSE光口，導入SCD文件后配置GOOSE訂閱、GOOSE發(fā)布機制，可對保護輸出的GOOSE報文進行檢驗。但對GOOSE報文的檢驗更可靠的還是用保護裝置整組傳動試驗來驗證保護裝置輸出信號的正確性與實時性。試驗中要依據(jù)設計的GOOSE虛端子表，驗證裝置的每個功能和信號。

在此試驗中還應校驗智能終端傳遞的各種遙控命令、保護控制信息，校驗相應的一次設備狀態(tài)信息并根據(jù)保護與控制命令對一次設備做例如斷路器跳合閘、變壓器有載檔位調節(jié)、中性點刀閘遙控的操作。

4.3 其他二次回路檢測

智能變電站使用光纖作為主要傳輸介質，通過光纖頭清潔度檢查、光纖網(wǎng)絡鏈路狀態(tài)檢查、光收發(fā)裝置功率測試、光纖通道衰耗和誤碼率測試等來驗證光纖以太網(wǎng)物理連接的正確性和可靠性，同時利用網(wǎng)絡分析儀來監(jiān)測網(wǎng)絡性能。網(wǎng)絡是智能變電站的重要組成部分，包括有GOOSE網(wǎng)、SV網(wǎng)、MMS網(wǎng)。智能變電站中安裝的故障錄波及網(wǎng)絡分析系統(tǒng)，能實時監(jiān)視并分析變電站各路網(wǎng)絡信息，做到快速準確查找信息和定位各種故障點。在間隔層和過程層中配置有交換機，需對交換機的VLAN劃分進行檢查，當交換機故障時，會造成備自投保護拒動，擴大事故停電范圍，因此需要保證交換機的可靠性。

5 結束語

智能變電站是智能電網(wǎng)的重要基礎和支撐節(jié)點，是變電領域發(fā)展重點。本文對目前智能變電站二次系統(tǒng)的應用和調試進行簡單的分析和探討，希望對今后智能變電站的驗收調試工作有所幫助。

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作者簡介：王鵬程（1983，10-），男，漢族，山西介休人，工程師，2005年畢業(yè)于東北電力學院電氣工程自動化專業(yè)，從事繼電保護調試工作。