长春南500 kV智能变电站技术特点分析

阎楷，姜玲

（1．华北电力大学，北京102206;2．辽宁电力勘测设计院，辽宁沈阳 110006）

1 总体概况

长春南500 kV智能变电站的主要特征如下。

a．智能变电站是由智能化一次设备（电子式互感器、智能终端等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850通信规约基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。

b．在采用了基于IEC61850标准的网络通信技术后，智能化变电站将基本取消一二次设备间大量的连接电缆，保护和测控等间隔层设备利用网络获取一次电流电压等实时数据，也利用网络实现间隔间以及和站控层的信息交换。

c．光缆取代电缆，数字代替模拟，将大大提高采样精度和信号传输的可靠性，大幅度简化二次接线，避免了传统互感器和电缆连接固有问题，设备之间互操作性强，提高了变电站的自动化水平。

2 智能变电站电气二次部分主要技术特点（与常规站区别）

2.1 变电站自动化系统

a．变电站自动化系统设置站控层、间隔层、过程层3层网络体系结构，采用以IEC61850标准为核心的二次设备网络化技术。

b．过程层采用采样值（SMV）、GOOSE和IEC61588对时三网合一方案。

c．利用GOOSE网络实现跳合闸、联闭锁功能，实现各厂家设备间的互操作和信息共享。

d．全站采用电子式互感器，并采用就地智能终端实现一次设备的智能化。

e．变电站自动化系统采用设备状态可视化、智能告警及分析决策、故障信息综合分析决策、支撑经济运行优化控制等高级应用功能。

f．配置一套网络记录分析装置，具备网络报文记录及分析功能，能对数字式保护装置的网络报文及动作情况进行分析。

2.2 继电保护及自动装置

a．全站保护采用支持IEC61850标准的数字式继电保护装置及自动装置，保护装置及自动装置以IEC61850规约直接接入MMS网和GOOSE网，并采用GOOSE网络实现开关跳合闸。

b．全站采用电子式互感器，电子式电流、电压互感器通过光缆连接到合并单元，合并单元通过网络方式接入三网合一的GOOSE网络，数字式保护装置、测控、录波装置采样值直接取至三网合一的过程层网络。

c．全站保护柜中不再配置操作箱，采用智能终端就地安装模式。

d．全站的500 kV断路器和220 kV线路均采用全数字保护测控一体化装置，测控保护装置分别采用独立的插件。

e．66 kV采用全数字五合一装置保护;66 kV五合一装置集成保护、测控、计量、录波、合并单元等功能，五合一装置的保护功能独立，五合一装置的各个功能分别由一块独立的插件实现。

f．全站的保护、测控、录波装置同时具备接收IRIG－B码和IEEE1588对时，采用何种对时方式可灵活设置。

2.3 变电站在线监测系统

a．全站配置1套变电站在线监测系统，各装置统一后台机，收集处理一次主设备的状态检测信息和主变压器运行工况信息，信息采用综合数据网方式传送至主站系统，实现对设备的状态检修。

b．500 kV HGIS断路器配置SF6气体绝缘性能监视（含微水、温度、密度）和局部放电状态检测装置，其中局部放电检测采用特高频法，传感器按不定位配置，全站配置1套离线式局部放电检测仪。

c．220 kV GIS断路器配置SF6气体绝缘性能监视（含微水、温度、密度）。

d．每台主变压器配置1套油色谱状态检测装置（含微水）和1套在线局部放电状态检测装置，其中局部放电检测采用特高频法。

2.4 站用交、直流系统一体化电源

a．智能变电站采用全站直流、交流、逆变、UPS、通信等一体化电源系统，实现站用交、直流系统一体化设计、一体化配置、一体化监控。

b．通信电源采用2套独立DC/DC变换器供电，取消通信48 V蓄电池，站用直流负荷和通信负荷均按4 h事故放电时间考虑选择全站220 V蓄电池容量。

2.5 全站时钟同步系统

a．全站设置一套时间同步时钟系统，主时钟按双重化配置，采用基于卫星时钟（支持北斗系统和GPS系统）与地面时钟互备方式获取精确时间。

b．时钟同步精度和守时精度应满足站内所有设备的对时精度要求，站控层网络采用SNTP对时，间隔层及过程层设备同时具备接收IRIG－B对时信号和IEC61588网络对时信号。

2.6 继电保护故障信息处理系统

a．继电保护及故障信息系统与自动化系统共享信息采集，通过防火墙将相关信息送给保护及故障录波信息工作站，继电保护故障信息处理功能由继电保护信息子站主机来完成。

b．保护及故障信息系统直接采集来自间隔层或过程层的数据，并处理各种所需信息;节省了一个保护信息专网，网络结构清晰，接口简单、维护方便。

2.7 电能量计量系统

a．全站采用支持IEC61850标准的数字式电能表及关口表，所采用的数字式电能表及关口表应通过国家有关计量部门鉴定，满足国家相关的电能计量规程规范及标准。

b．数字式电能表及关口表采样值直接取至采样值（SMV）、GOOSE和IEC61588对时三网合一的过程层网络，可以充分利用站内自动化系统所采集的信息量，并提升计量精度。

2.8 功角测量装置

a．配置适用于电子式互感器的数字式相量测量装置，数字式PMU子站由数字式数据采集单元和数据集中处理单元组成。

b．数字式采集单元负责接收采样值（SMV）、GOOSE和IEC61588对时三网合一的过程层网络的500 kV及220 kV相关元件交流电流、电压采样值报文，并转换成相量数据。

c．数据集中处理单元负责和调度主站通信，将各个数字式数据采集单元的数据组帧、打包，按照一定的频率和格式传送给主站。

2.9 行波故障测距装置

采用适用于电子式互感器的数字式行波故障测距装置，采用高速采集模块采集行波信号，实现行波测距。

2.10 辅助控制系统

a．在长春南500 kV智能变电站中配置1套RFID智能巡检系统，实现对变电站的智能巡警。

b．在长春南500 kV智能变电站中配置1套智能监测及辅助控制子站，实现对图像监视、安全警卫、火灾报警、主变消防、采暖通风等辅助系统的智能运行管理功能。

2.11 安装、施工工艺

智能化变电站一次设备与常规变电站的安装、施工无大差异，仅是部分一次设备内置智能终端或检测装置等，信号传输的控制电缆被光纤代替。

3 长春南500 kV智能变电站调试

智能变电站与常规变电站调试工作差异很大，调试工作已委托东北电力科学研究院进行，目前调试方案已经形成，智能变电站的试验大致如下。

3.1 试验流程

智能变电站二次系统的试验流程主要包括:出厂验收、现场装置功能调试、现场系统功能调试、现场系统性能调试和启动调试。

出厂验收一般在二次系统集成商处进行，主要对二次系统的硬件、功能、性能和可靠性等进行验收。出厂验收通常要在以下几个条件满足后进行:

a．系统集成商已按照系统的配置要求在工厂环境下完成了软件开发和系统集成;

b．系统集成商已搭建了模拟测试环境，提供了测试设备，并完成了相关技术资料的编写;

c．二次设备供应商已完成出厂试验，并达到合同及相关技术规范的要求。

现场装置功能调试在现场二次设备屏柜安装完成，所有二次电缆安装和光缆熔接完成后进行，通过相关试验仪器依据相应的规程（或试验方案）对所有二次设备进行功能和性能测试。如保护装置的定值校验，测控装置的同期功能测试以及交换机收发功率测试。

现场系统功能调试主要指系统联调及整组传动，在所有现场装置功能调试工作完成后进行。此外，现场系统功能调试还包括站级监控系统调试和远动通信系统调试等。

现场系统性能调试主要进行二次系统性能指标的测试，如遥信变位传送时间测试、遥控命令执行传输时间测试和网络负荷率测试等。

启动调试通常在整组传动合格并通过有关部门验收后进行。启动调试时，主要考验智能变电站二次系统在实际带电运行时能否正常工作。启动调试过程中，由于没有常规的电流电压二次电缆连接，而无法使用第三方的表计进行保护装置的相量校核，主要通过保护装置本身的测量量确认相量是否正确。

3.2 试验重点

智能变电站二次系统的试验涉及范围较广，这里主要对出厂验收及现场试验的相关内容及试验手段进行探讨，对一些和常规变电站不同的试验内容重点进行分析。

3.3 出厂验收

二次系统出厂验收试验的对象是经集成后的智能变电站二次系统，主要包括保护装置、测控装置、保护测控一体化装置、智能终端、网络设备、站级监控系统和远动工作站等。出厂验收主要是从硬件检查、系统功能测试、系统性能测试、系统稳定性测试等几个方面进行试验。

对于IEC61850测试，主要进行模型文件合法性测试、一致性测试和互操作测试，需要在第三方软件和测试平台上进行，出厂验收时通常没有条件进行。为了保证相关设备的一致性和互操作性，可以在搭建的出厂验收系统上，对每个型号的设备分别抽取1台进行完整的关联试验，检查该装置和其它设备能否实现互操作，可以保证本站所使用设备间的一致性和互操作性。

由于智能变电站对通信可靠性的要求非常高，所以在出厂验收时必须对网络设备相关的性能指标进行测试，同时在现场安装完成后还要对整个网络的性能进行测试。对于网络设备的性能测试需要使用专业的设备，对于网络性能的指标要求相关的规程还没有出来，现在通常进行网络负荷率测试、交换机吞吐量测试、交换机丢包测试和收发功率测试等。

进行保护整组传动时，需要结合变电站的GOOSE配置表（图），对不同设备间的GOOSE虚端子开入逻辑进行检查，确保所有装置配置文件和设计要求相符。

其它几个试验内容和常规变电站类似，在此不做阐述。

3.4 现场装置功能调试

现场装置功能调试需对装置的各项功能进行验证，各个装置由于其功能不同所进行的调试内容也不尽相同，以下主要按照以下几个分类对现场调试的主要内容进行论述:合并单元、智能终端、保护及测控装置和交换机。

3.4.1 合并单元

合并单元（MU）主要负责对多个电子式互感器的采集量进行整合，并提供给相关的保护、测控、计量和录波等，合并单元通常按间隔配置。合并单元大致可以分为2种类型:线路合并单元和母线合并单元。其中线路合并单元通常还具备电压切换功能，母线合并单元通常还具备电压并列功能。合并单元可通过网络传输相关信息，网络地址需要和相关的配置文件一致，否则无法和其它设备进行互联，所以在进行软件检查时增加了对于装置网络IP地址、MAC地址等进行检查。

合并单元和其它设备之间的通信通过光纤联接实现，为了保证通信的可靠稳定，需要对光纤端口的收、发信功率进行测量，以确保有足够的功率裕度。同时还需要模拟各种通信中断和通信异常情况，确认可以正确检出通信中断和异常，并能够正确闭锁相关的设备。

告警功能检查中，对于采集模块故障告警、数据异常告警等涉及到电子式互感器的故障，需要电子式互感器厂家配合模拟相应故障。

开入检查中，对于GOOSE虚端子开入的检查，由于涉及到其它设备，需要结合系统的整组传动试验进行，全面检查开入和开出的相关配置。

电压切换功能试验时，如果装置使用的开关、刀闸位置为硬接点接入，则可以直接在合并单元进行模拟;如果装置使用的开关、刀闸位置接点通过GOOSE虚端子开入获取，则需要在智能终端上进行相应的开关、刀闸切换模拟。

3.4.2 智能终端

智能终端（ICU）主要负责对开关、刀闸位置的采集以及对控制命令的执行等，因此对智能终端需要进行外观检查、工作电源检查、软件检查、通信测试、告警功能检查、开入检查、遥信和遥控功能试验等。

3.4.3 保护及测控装置

保护及测控装置现场的试验内容包括外观检查、工作电源检查、软件检查、通信测试、告警功能检查、采样检查、后台监控报文信号检查、保护或测控装置的逻辑及定值校验。

3.4.4 交换机

交换机及相关的网络设备在智能变电站中起到了重要的作用，需要对交换机进行全面检查，交换机现场试验的主要内容有外观检查、工作电源检查、管理员设置检查、以太网端口检查、通信接口检查、告警检查及其它检查。

3.5 现场系统功能调试

在现场装置功能调试工作完成后进行现场系统功能调试。通常先进行通信网络的检查，检查所有光纤通道的一一对应性，确认所有通信正常，检查所有的二次电缆连接正确，再通过一次通流及升压、整组传动再次确认二次系统可以正常工作。通过模拟保护装置动作检查保护出口、智能终端及开关机构是否正常，开关是否正确跳合闸。

在进行现场系统功能调试时，还要进行站级监控系统相关功能测试，如四遥功能测试、全站防误闭锁功能测试和主从切换功能测试等。此外，还要进行远动工作站相关功能测试，并与调度主站进行联调。

3.6 现场系统性能试验

智能变电站二次系统的性能十分关键，因此，在现场调试时还需进行二次系统相关性能测试，如测试保护整组动作时间、采样延时及同步性，测试遥信变位传送时间、遥测超越定值传输时间、遥控命令传输执行时间和主备机切换时间等。

3.7 启动调试

对于二次系统，启动调试过程主要进行相量测试。对于智能变电站，主要通过二次设备本身的测量量确认相量是否正确。

3.8 网络延时测试

对于保护装置GOOSE网络的延时直接影响了保护的速动性，而采样网络的延时直接影响了装置采样数据的实时性和同步性，需要对网络的延时进行专门的测试。网络延时的测试使用专用网络性能测试设备。

3.9 通信接口检验

通信接口的功率裕度直接影响了通信的可靠性，所以需要对光纤通信端口发送功率、接收功率及接收的灵敏功率进行测量。对于合并单元激光供能输出功率也需要进行测试。

3.10 通信功能检验

为了检查智能变电站二次系统通信网络各种异常情况下系统能否稳定运行，需要对系统的通信功能进行检验。

4 结束语

长春南500 kV智能变电站技术特点、设计、施工及调试等方面与常规500 kV综自变电站有很多不同之处，以上对主要技术特点进行了分析，今后智能变电站作为电网建设的趋势，其技术水平、建设管理水平还会有进一步提高。