長春南500 kV智能變電站技術特點分析

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）和網絡化二次設備分層（過程層、間隔層、站控層）構建，建立在IEC61850通信規約基礎上，能夠實現變電站內智能電氣設備間信息共享和互操作的現代化變電站。

b．在采用了基于IEC61850標準的網絡通信技術后，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絡獲取一次電流電壓等實時數據，也利用網絡實現間隔間以及和站控層的信息交換。

c．光纜取代電纜，數字代替模擬，將大大提高采樣精度和信號傳輸的可靠性，大幅度簡化二次接線，避免了傳統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特點（與常規站區別）

2.1 變電站自動化系統

a．變電站自動化系統設置站控層、間隔層、過程層3層網絡體系結構，采用以IEC61850標準為核心的二次設備網絡化技術。

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

c．利用GOOSE網絡實現跳合閘、聯閉鎖功能，實現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一次設備的智能化。

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

f．配置一套網絡記錄分析裝置，具備網絡報文記錄及分析功能，能對數字式保護裝置的網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規約直接接入MMS網和GOOSE網，并采用GOOSE網絡實現開關跳合閘。

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，合并單元通過網絡方式接入三網合一的GOOSE網絡，數字式保護裝置、測控、錄波裝置采樣值直接取至三網合一的過程層網絡。

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。

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 變電站在線監測系統

a．全站配置1套變電站在線監測系統，各裝置統一后臺機，收集處理一次主設備的狀態檢測信息和主變壓器運行工況信息，信息采用綜合數據網方式傳送至主站系統，實現對設備的狀態檢修。

b．500 kV HGIS斷路器配置SF6氣體絕緣性能監視（含微水、溫度、密度）和局部放電狀態檢測裝置，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氣體絕緣性能監視（含微水、溫度、密度）。

d．每臺主變壓器配置1套油色譜狀態檢測裝置（含微水）和1套在線局部放電狀態檢測裝置，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，實現站用交、直流系統一體化設計、一體化配置、一體化監控。

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

a．全站設置一套時間同步時鐘系統，主時鐘按雙重化配置，采用基于衛星時鐘（支持北斗系統和GPS系統）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所有設備的對時精度要求，站控層網絡采用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網絡對時信號。

2.6 繼電保護故障信息處理系統

a．繼電保護及故障信息系統與自動化系統共享信息采集，通過防火墻將相關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直接采集來自間隔層或過程層的數據，并處理各種所需信息;節省了一個保護信息專網，網絡結構清晰，接口簡單、維護方便。

2.7 電能量計量系統

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

b．數字式電能表及關口表采樣值直接取至采樣值（SMV）、GOOSE和IEC61588對時三網合一的過程層網絡，可以充分利用站內自動化系統所采集的信息量，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字式相量測量裝置，數字式PMU子站由數字式數據采集單元和數據集中處理單元組成。

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

c．數據集中處理單元負責和調度主站通信，將各個數字式數據采集單元的數據組幀、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，實現行波測距。

2.10 輔助控制系統

a．在長春南500 kV智能變電站中配置1套RFID智能巡檢系統，實現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套智能監測及輔助控制子站，實現對圖像監視、安全警衛、火災報警、主變消防、采暖通風等輔助系統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變電站的安裝、施工無大差異，僅是部分一次設備內置智能終端或檢測裝置等，信號傳輸的控制電纜被光纖代替。

3 長春南500 kV智能變電站調試

智能變電站與常規變電站調試工作差異很大，調試工作已委托東北電力科學研究院進行，目前調試方案已經形成，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的試驗流程主要包括:出廠驗收、現場裝置功能調試、現場系統功能調試、現場系統性能調試和啟動調試。

出廠驗收一般在二次系統集成商處進行，主要對二次系統的硬件、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．系統集成商已按照系統的配置要求在工廠環境下完成了軟件開發和系統集成;

b．系統集成商已搭建了模擬測試環境，提供了測試設備，并完成了相關技術資料的編寫;

c．二次設備供應商已完成出廠試驗，并達到合同及相關技術規范的要求。

現場裝置功能調試在現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，通過相關試驗儀器依據相應的規程（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功率測試。

現場系統功能調試主要指系統聯調及整組傳動，在所有現場裝置功能調試工作完成后進行。此外，現場系統功能調試還包括站級監控系統調試和遠動通信系統調試等。

現場系統性能調試主要進行二次系統性能指標的測試，如遙信變位傳送時間測試、遙控命令執行傳輸時間測試和網絡負荷率測試等。

啟動調試通常在整組傳動合格并通過有關部門驗收后進行。啟動調試時，主要考驗智能變電站二次系統在實際帶電運行時能否正常工作。啟動調試過程中，由于沒有常規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的試驗涉及范圍較廣，這里主要對出廠驗收及現場試驗的相關內容及試驗手段進行探討，對一些和常規變電站不同的試驗內容重點進行分析。

3.3 出廠驗收

二次系統出廠驗收試驗的對象是經集成后的智能變電站二次系統，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、網絡設備、站級監控系統和遠動工作站等。出廠驗收主要是從硬件檢查、系統功能測試、系統性能測試、系統穩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。為了保證相關設備的一致性和互操作性，可以在搭建的出廠驗收系統上，對每個型號的設備分別抽取1臺進行完整的關聯試驗，檢查該裝置和其它設備能否實現互操作，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絡設備相關的性能指標進行測試，同時在現場安裝完成后還要對整個網絡的性能進行測試。對于網絡設備的性能測試需要使用專業的設備，對于網絡性能的指標要求相關的規程還沒有出來，現在通常進行網絡負荷率測試、交換機吞吐量測試、交換機丟包測試和收發功率測試等。

進行保護整組傳動時，需要結合變電站的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。

其它幾個試驗內容和常規變電站類似，在此不做闡述。

3.4 現場裝置功能調試

現場裝置功能調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試內容也不盡相同，以下主要按照以下幾個分類對現場調試的主要內容進行論述: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。合并單元可通過網絡傳輸相關信息，網絡地址需要和相關的配置文件一致，否則無法和其它設備進行互聯，所以在進行軟件檢查時增加了對于裝置網絡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接實現，為了保證通信的可靠穩定，需要對光纖端口的收、發信功率進行測量，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的設備。

告警功能檢查中，對于采集模塊故障告警、數據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，需要結合系統的整組傳動試驗進行，全面檢查開入和開出的相關配置。

電壓切換功能試驗時，如果裝置使用的開關、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、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、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、刀閘位置的采集以及對控制命令的執行等，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

保護及測控裝置現場的試驗內容包括外觀檢查、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

交換機及相關的網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，交換機現場試驗的主要內容有外觀檢查、工作電源檢查、管理員設置檢查、以太網端口檢查、通信接口檢查、告警檢查及其它檢查。

3.5 現場系統功能調試

在現場裝置功能調試工作完成后進行現場系統功能調試。通常先進行通信網絡的檢查，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、智能終端及開關機構是否正常，開關是否正確跳合閘。

在進行現場系統功能調試時，還要進行站級監控系統相關功能測試，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功能測試，并與調度主站進行聯調。

3.6 現場系統性能試驗

智能變電站二次系統的性能十分關鍵，因此，在現場調試時還需進行二次系統相關性能測試，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、遙控命令傳輸執行時間和主備機切換時間等。

3.7 啟動調試

對于二次系統，啟動調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 網絡延時測試

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

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通信網絡各種異常情況下系統能否穩定運行，需要對系統的通信功能進行檢驗。

4 結束語

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