500 kV玉山智能變電站試驗技術(shù)應(yīng)用

李修金，黃 偉，袁宇波，鄧潔清，強(qiáng) 生，高 磊，張小易，崔曉祥

（江蘇省電力試驗研究院有限公司，江蘇南京211102）

隨著智能電網(wǎng)建設(shè)步伐的加快，目前國內(nèi)數(shù)字化變電站技術(shù)正得到越來越多的重視與關(guān)注，全國各地都積極開展了數(shù)字化變電站建設(shè)的試點工程。近年來純光學(xué)互感器、IEEE1588時鐘同步、IEC61850-9-2組網(wǎng)等技術(shù)又有了新的突破，并獲得初步試用。與常規(guī)變電站試驗測試相比，變電站內(nèi)的保護(hù)原理并沒有本質(zhì)的區(qū)別，更多的是信息傳輸方式及信息表達(dá)的變化，由于數(shù)字化新技術(shù)中如網(wǎng)絡(luò)組網(wǎng)、XML信息配置、IEEE1588同步技術(shù)等，這些給變電站系統(tǒng)性能測試評估帶來了許多新的問題，因此與常規(guī)變電站試驗測試相比增加了很多新的測試內(nèi)容，但由于在一些方面還缺乏相關(guān)數(shù)字化測試規(guī)范及標(biāo)準(zhǔn)，對數(shù)字化變電站性能如何進(jìn)行有效的測試還處于探索階段，結(jié)合蘇州東數(shù)字化間隔測試經(jīng)驗，總結(jié)了在測試中遇到的一些問題。

1蘇州東數(shù)字化間隔測試方案

500 kV蘇州東是國網(wǎng)公司的數(shù)字化變電站重點試點項目，全站三層統(tǒng)一采用IEC61850協(xié)議，保護(hù)、測控各自獨立組網(wǎng)，保護(hù)為單獨的雙星型網(wǎng)絡(luò)，測控單元按照光纖環(huán)網(wǎng)組網(wǎng)。在蘇州東側(cè)選擇第一串500 kV線路進(jìn)行數(shù)字化的試點，過程層采用光CT，傳輸協(xié)議采用IEC61850-9-2，時間同步采用IEEE 1588網(wǎng)絡(luò)精密時鐘協(xié)議。其三層結(jié)構(gòu)見圖1。

光纖電流電流互感器（TA）采用獨立支柱安裝方式，母線穿過光TA敏感環(huán)，詳細(xì)配置如下：2組光TA，2個合并器，1臺測控裝置，智能操作箱2臺，故障錄波器1臺，1臺IEEE1588時鐘設(shè)備，本側(cè)數(shù)字化線路保護(hù)一套，對側(cè)線路保護(hù)一套。該套線路保護(hù)采用雙網(wǎng)絡(luò)設(shè)計，每套線路保護(hù)中含2個主保護(hù)功能，分別接入各自的過程層網(wǎng)絡(luò)，過程層網(wǎng)絡(luò)上分別有GOOSE、IEEE1588、SAV采樣值報文。

圖1蘇州東數(shù)字化間隔三層結(jié)構(gòu)

對數(shù)字化光纖差動保護(hù)來講其應(yīng)用環(huán)境與傳統(tǒng)保護(hù)相比中間傳輸環(huán)節(jié)增加，考核環(huán)境變化對差動保護(hù)的影響對數(shù)字化光纖差動保護(hù)來講就顯得尤為重要，為了充分模擬現(xiàn)場實際環(huán)境，考核光纖差動保護(hù)在各種情況下工作的可靠性，圍繞蘇州東數(shù)字化間隔需求，搭建如下測試環(huán)境，測試系統(tǒng)見圖2。

圖2蘇州東數(shù)字化間隔整體測試方案圖

2數(shù)字化間隔試驗測試內(nèi)容

數(shù)字化間隔測試主要進(jìn)行了以下內(nèi)容的試驗：

（1）IEC61850通信模型、服務(wù)及配置測試；

（2）光學(xué)電流互感器精度、可靠性、極性測試；

（3）IEEE1588時鐘同步性能及影響測試；

（4）網(wǎng)絡(luò)安全與性能測試；

（5）數(shù)字化保護(hù)測試；

（6）數(shù)字化測控測試；

（7）數(shù)字化故障錄波測試。

2.1 IEC61850通信模型、服務(wù)及配置測試

本次數(shù)字化間隔集中了多個廠家的設(shè)備，由于都基于IEC61850標(biāo)準(zhǔn)，且都通過相關(guān)測試認(rèn)證，所以通信能夠?qū)崿F(xiàn)快速的互操作。但也發(fā)現(xiàn)了一些問題，主要體現(xiàn)在[1]：

（1）裝置的模型與服務(wù)不完全符合電力行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《數(shù)字化變電站工程化實施技術(shù)規(guī)范》與國家電網(wǎng)公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《IEC 61850工程應(yīng)用模型》。

（2）各個廠家對某些服務(wù)細(xì)節(jié)理解存在差異，比如軟壓板的SBOw控制失敗，并能返回相應(yīng)額外原因值各不不統(tǒng)一。

（3）裝置配置文件中的描述信息與實際功能以及通過IEC61850客戶端三者讀出各不匹配，描述信息與功能信息不一致。如定值可設(shè)置的最大最小值。

（4）多個廠家配置文件缺乏有效統(tǒng)一管理，多基于手工修改與拷貝，無法有效地進(jìn)行配置文件版本跟蹤及管理。

2.2 光學(xué)互感器精度、可靠性、極性測試

500 kV蘇州東數(shù)字化間隔采用的是純光纖電子式互感器，光纖互感器由光纖傳感頭、前置采集模塊、合并單元組成，在結(jié)構(gòu)上、原理上與傳統(tǒng)的互感器截然不同。互感器傳感頭與前置采集模塊之間采用保偏光纖連接，這一段光纖的要求很高，任何振動、擠壓等因素都有可能影響互感器的性能，甚至正常工作，因此需要對這種互感器各個組成環(huán)節(jié)進(jìn)行詳細(xì)測試與分析，測試內(nèi)容主要針對互感器的精度、可靠性、極性進(jìn)行了比差、角差試驗，光纖可靠性試驗，極性試驗。

光纖互感器存在固有的毛刺電流，但毛刺電流大小固定，約為10 A。當(dāng)互感器一次電流較小時，毛刺電流很明顯，甚至湮沒真實電流；當(dāng)互感器一次電流較大時，毛刺電流不明顯，互感器的輸出逐漸與標(biāo)準(zhǔn)源的波形吻合。（圖3～5中紅色波形為互感器數(shù)字量輸出，白色波形為升流器二次輸出，綠色波形為上述2個波形的差。

光纖互感器的光纖環(huán)與前置采集模塊之間采用保偏光纖連接，該段保偏光纖的性能對外部應(yīng)力變化、溫度變化、振動等比較敏感。由圖6，7可以看出，在保偏光纖受到擠壓或歪捏時，互感器數(shù)出會發(fā)生

嚴(yán)重畸變。甚至在用力捏保偏光纖時會出現(xiàn)采樣值無效的現(xiàn)象，這對光纖互感器現(xiàn)場安裝、運行提出了較高要求。

圖8為本次互感器極性校驗結(jié)構(gòu)圖，采用Doble測試儀給互感器時間直流電流，電流從互感器標(biāo)有P1的一端穿入，P2端穿出。為了得到更大的一次電流，一次導(dǎo)線仍然在光纖環(huán)上繞10圈。采用互感器數(shù)據(jù)分析系統(tǒng)接收互感器的9-2數(shù)據(jù)，實施顯示波形，從而根據(jù)波形與一次施加的直流電流判斷互感器極性。

2.3 IEEE1588時鐘同步性能及影響測試

試驗分別引出 MU5011、MU5012、PCS931保護(hù)裝置內(nèi)部芯片中的秒脈沖信號，通過多路示波器記錄各裝置的同步秒秒沖與1588主鐘同步秒脈沖之間的時間差。分以下幾種情況記錄測試結(jié)果：

（1）在正常工作方式下的秒脈沖的時間差以及隨著時間變化的趨勢。

（2)在網(wǎng)絡(luò)上進(jìn)行風(fēng)暴測試，考核在網(wǎng)絡(luò)風(fēng)暴情況下，各裝置秒脈沖時間差的變化趨勢。

（3)測試最優(yōu)時鐘選擇與切換，在IEEE1588主鐘切換過程中對合并器及保護(hù)的影響[2]。

（4）測試不同廠家交換機(jī)對IEEE1588的支持及時鐘同步性能。

各裝置脈沖同步比對見圖9。

圖9各裝置脈沖同步比對

經(jīng)過測試表明在正常工作情況下，合并單元秒脈沖時間差的變化范圍為-340～-130 ns，另PCS931保護(hù)測試結(jié)果類似，都能滿足在1 μs以內(nèi)的同步精度要求。

測試了合并器在失去IEEE1588主鐘的情況下，大致5 min后發(fā)出1PPS告警，采樣值置為失步，合并器具有一定的守時功能，在約45 min后合并器偏差可達(dá)到8 μs以上。另PCS931保護(hù)沒有守時功能。

在最優(yōu)主鐘選擇切換（BMC）測試中將2臺主鐘接入交換機(jī)，測試自動切換能力，測試表明在切換的過程中，合并器可能導(dǎo)致調(diào)整瞬間切換過大超過1 μs以內(nèi)的要求，因此在合并器從鐘跟蹤最優(yōu)主鐘切換與IEEE1588時鐘恢復(fù)時刻調(diào)整方式合并器、保護(hù)裝置應(yīng)基于統(tǒng)一的基準(zhǔn)進(jìn)行調(diào)整。

另外通過增加了SmartBit增加網(wǎng)絡(luò)流量，測試對IEEE1588同步性能的影響，測試結(jié)果表明某廠家IEEE1588主鐘在20M流量下無法正常工作出現(xiàn)死機(jī)狀態(tài)。

2.4網(wǎng)絡(luò)安全與性能測試

數(shù)字化變電站中網(wǎng)絡(luò)的組網(wǎng)對整體網(wǎng)絡(luò)的性能及安全影響較大。構(gòu)建了通過SmartBits增加網(wǎng)絡(luò)負(fù)荷流量進(jìn)行測試，通過設(shè)置自動發(fā)送Ethernet報 文 、ARP 報 文 、IP 報 文 、TCP 報 文 、IEEE1588、SMV報文、MMS報文模擬測試對各類性能的影響。網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)測試示意圖見圖10。

圖10網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)測試示意圖

通過將SmartBit的2個端口分別連接到被測交換機(jī)上，網(wǎng)絡(luò)廣播流量從測試儀的1號端口發(fā)出，經(jīng)過被測交換機(jī)的2個端口后回到測試儀的2號端口，從而測試比較發(fā)出報文與收到的報文的數(shù)量就可得出交換機(jī)的吞吐率，同時也可得出被測交換機(jī)對于廣播的抑制率。

通過各廠家典型保護(hù)與測控裝置發(fā)送不同格式、不同流量的報文測試各個裝置對網(wǎng)絡(luò)負(fù)荷的承受能力，測試表明有些廠家設(shè)備受網(wǎng)絡(luò)流量增加影響較大，易引發(fā)無法ping通、裝置死機(jī)、無法正常工作的現(xiàn)象。

通過測試發(fā)現(xiàn)了測控組成的環(huán)網(wǎng)，比較容易引起環(huán)網(wǎng)風(fēng)暴，發(fā)生風(fēng)暴后只有所有裝置重啟后才能恢復(fù)正常。

測試了光纖通道疊加延時測試與疊加誤碼測試；通過光纖延時測試裝置，測試兩側(cè)在不同的通道延時情況下的差動電流。

通過光纖誤碼發(fā)生器，疊加不同的誤碼，觀察差動保護(hù)的動作行為。考核裝置誤碼檢測機(jī)制、告警機(jī)制及閉鎖邏輯的正確性。

2.5數(shù)字化保護(hù)測試

數(shù)字化保護(hù)測試內(nèi)容主要包括考核數(shù)字化光纖差動保護(hù)在兩側(cè)電流相對相位不同情況下，兩側(cè)裝置計算差動電流、制動電流的正確性；考核數(shù)字化光纖差動保護(hù)的動作時間、采樣值精度是否滿足要求；模擬被保護(hù)線路區(qū)內(nèi)外發(fā)生各種類型的瞬時性故障、永久性故障、轉(zhuǎn)換性故障、發(fā)展性故障以及系統(tǒng)振蕩、系統(tǒng)振蕩中發(fā)生區(qū)內(nèi)外故障等，測試各故障下動作性能。

繼電保護(hù)、智能單元的網(wǎng)絡(luò)性能關(guān)系到保護(hù)的動作速度，試驗中針對500 kV線路保護(hù)間隔在一定網(wǎng)絡(luò)流量背景下進(jìn)行動作性能的測試。

測試中保護(hù)裝置、智能單元按照變電站實際運行情況連接，通過間隔交換機(jī)進(jìn)行GOOSE通信；保護(hù)裝置的采樣數(shù)據(jù)由繼保測試儀提供；用模擬斷路器代替真實的斷路器開關(guān)，動作返回接點經(jīng)過智能單元的GOOSE返回到交換機(jī)；網(wǎng)絡(luò)背景流量由SmartBits通過間隔交換機(jī)加入被測系統(tǒng)中，保護(hù)動作性能由繼保測試儀通過GOOSE返回接點而獲得，測試系統(tǒng)整體結(jié)構(gòu)如圖11所示。

圖11保護(hù)動作性能測試示意

2.6數(shù)字化測控測試

對數(shù)字化測控完成了遙測量精度、硬開入與Goose開入等遙信結(jié)果比對，合閘回路功能、斷路器操作回路功能測試驗證。

2.7數(shù)字化故障錄波測試

蘇州東變電站側(cè)配置一臺500 kV故障錄波器，為數(shù)字化間隔保護(hù)錄波分析專用。專用故障錄波器接入來自合并單元的TA/TV數(shù)字量，以及第三套保護(hù)動作信號的開關(guān)量。故障錄波裝置采用獨立網(wǎng)口分別與2個MMS網(wǎng)、1個SAV網(wǎng)、2個GOOSE網(wǎng)直接連接。

按圖2系統(tǒng)驗證在各類情況下保護(hù)動作情況，驗證數(shù)字化故障錄波能準(zhǔn)確地記錄故障前后過程的各種電氣量的變化情況，支持IEC61850-9采樣傳輸。能滿足對這些電氣量的分析、比較，對分析處理事故，判斷保護(hù)是否正確動作。

另對數(shù)字化過程層采用實時報文監(jiān)測裝置來監(jiān)測合并器、IEEE1588時鐘、保護(hù)裝置等交互報文的正確性。先后在試驗中發(fā)現(xiàn)諸如采樣值序號不連續(xù)、交換機(jī)駐留時間過長、交換機(jī)IEEE1588互操作存在理解不一致等問題。

3對測試中發(fā)現(xiàn)的一些問題思考

按照江蘇電網(wǎng)“十二五”和“十三五”規(guī)劃，結(jié)合變電站智能化規(guī)劃進(jìn)程，今后幾年基于數(shù)字化變電站技術(shù)的智能變電站建設(shè)將得到進(jìn)一步加快。綜合以上試驗測試發(fā)現(xiàn)的一些問題，認(rèn)為今后在數(shù)字化變電站建設(shè)與技術(shù)方案選擇上應(yīng)注意以下幾點：

（1）應(yīng)加強(qiáng)IEC61850一致性互操作性試驗測試；IEC61850建模應(yīng)遵循統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范要求，對未有規(guī)范的模型應(yīng)進(jìn)一步制定相關(guān)的建模規(guī)范。

（2）對各個廠家配置文件應(yīng)考慮基于統(tǒng)一平臺下進(jìn)行有效管理；應(yīng)實現(xiàn)版本的可跟蹤維護(hù)，確保配置描述信息與裝置實際功能一致。

（3）對組網(wǎng)方案的技術(shù)選擇應(yīng)充分論證選擇；根據(jù)國網(wǎng)公司《智能變電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范》，各裝置之間的采樣值SV、跳閘GOOSE應(yīng)采用“直采直跳”方式[3，4]，蘇州東數(shù)字化間隔方案中采用采樣值、GOOSE跳閘、IEEE1588三網(wǎng)合一的方案。作為數(shù)字化試點工程，該站方案也不失為一次有益的探索。

（4）有必要引導(dǎo)網(wǎng)絡(luò)設(shè)備商配置簡化，以便于今后工程維護(hù)；網(wǎng)絡(luò)組網(wǎng)后對運行維護(hù)人員網(wǎng)絡(luò)有了非常高的要求，減少對設(shè)備廠家的依賴。

（5）IEEE1588技術(shù)應(yīng)用還需要進(jìn)一步長時間現(xiàn)場運行驗證其穩(wěn)定性；國網(wǎng)公司《智能變電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范》與江蘇省電力公司《220 kV數(shù)字化變電站技術(shù)導(dǎo)則》中規(guī)定保護(hù)裝置應(yīng)不依賴于外部對時系統(tǒng)實現(xiàn)其保護(hù)功能[3，4]，但當(dāng)前IEEE1588應(yīng)用方案明顯依賴于GPS衛(wèi)星，測試表明模擬外部GPS信號丟失，保護(hù)功能將受到影響。

[1]IEC61850 Communication Networks and Systems in Substations[S].2003.

[2]IEEE Standard for a Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurement and Control Systems[S].2008.

[3]國家電網(wǎng).智能變電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范[S].2009.

[4]江蘇省電力公司.220 kV數(shù)字化變電站技術(shù)導(dǎo)則[S].2009.