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关于智能变电站二次装置现场调试及验收的探讨_刘虎

第2卷第5期智能电网V ol. 2 No. 5 2014年5月Smart Grid May 2014

文章编号:2095-5944 (2014) 05-0033-05 中图分类号:TM 63 文献标志码:A

关于智能变电站二次装置现场调试及验收的探讨

刘虎1,刘远龙2

(1. 青岛大学自动化工程学院,山东省青岛市 266071;

2. 山东电力调度中心,山东省济南市 250001)

Discussion About On-site Debugging and Acceptance of Secondary Devices in Smart Substation

LIU Hu1, LIU Yuanlong2

(1. School of Automation Engineering, Qingdao University, Qingdao 266071, Shandong Province, China;

2. Shandong Electric Power Dispatching Center, Jinan 250001, Shandong Province, China)

ABSTRACT: At present, smart substations have begun to be constructed and put into operation on a large-scale in the domestic grid. The standardization of secondary devices and its debugging and operation of intelligent substation needs to be improved greatly. Specification needs to be perfect further for smart substation, including the prepare standards before acceptance, the debugging and acceptance standards of secondary equipment, the whole process control of SCD file and soft plate management of relay protection. The intelligent renovation project about on-site debugging and acceptance of secondary devices is introduced in Nanjing Road 220 kV substation. Some problems are found out. The exploration experience about standardization of smart substation relay protection and standardized management for the configuration of secondary system in smart substation are proposed.

KEY WORDS:ICD; SCD; smart substation; soft plate

摘要:目前,智能变电站在国内电网开始大规模建设和投运,智能变电站二次装置及其调试、运行的标准化水平亟待提高,需要对智能变电站验收前的准备标准、二次设备调试和验收标准、SCD文件的全过程管控、继电保护软压板管理作进一步规范。介绍青岛地区220 kV南京路变电站智能化改造工程二次装置现场调试、验收过程及发现的问题,提出对“智能变电站继电保护标准化”和“智能变电站二次系统配置规范管理”的探索经验。

关键词:ICD;SCD;智能变电站;软压板

0 引言

变电站智能化改造应遵循《变电站智能化改造技术规范》,实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级应用互动化,满足集中监控技术要求,提高变电站智能化水平。各地生产管理部门对二次设备的技术要求存在差异,可能会导致二次装置的ICD原模型频繁改动,增加二次配置的工作量,要求厂家按期提供ICD文件和虚端子表,以完成虚端子连线供集成配置使用。集成配置一般由集成商完成,需要协调不同厂家之间的技术矛盾。

青岛地区220kV南京路变电站智能化改造工程是国调2012年“智能变电站继电保护标准化”重点工作和省调“智能变电站二次系统配置规范管理”活动所确定的规范化管理试点[1],本文认为合理优化南京路站现场调试方案,从方案制定开始,

在智能化变电站调试中统筹考虑,合理解耦SCD,

能够缩短现场调试时间。在该工程二次系统调试、

验收中遇到和解决的问题,对今后智能变电站建设

具有重要的示范、指导意义。

1 220 kV南京路变电站智能化改造工程简介

1.1 南京路变电站智能化改造规模

220 kV南京路站改造后主变容量为4× 240 MVA,220 kV双母线接线,设母联断路器,规

划出线6回,35 kV单母线八分段接线,设4个分

段断路器,装设8组母线设备规划出线40回。根

据《智能变电站继电保护技术规范》中“继电保护

装置采用就地安装方式时,220 kV及以下电压等级

宜采用保护测控一体化设备”要求,本工程6回

220 kV线路,每条220 kV线路配置2套保护测控

DOI:10.14171/j.2095-5944.sg.2014.05.007

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合一装置,安装于线路智能组件柜;220 kV母联断路器配置2套保护测控装置,安装于母联智能组件柜;上述智能组件柜安装于配电装置处。220 kV母线配置双重化的母线保护,保护采用直接采样的方式,保护装置组屏安装于继电器室;35 kV每两段母线配置一面母线保护柜,共配置4面母线保护柜,采用直采直跳的方式,组屏安装于继电器室。1.2 南京路变电站智能化改造特点

南京路变电站智能化改造是山东电网智能变电站管控流程试点工程,具有以下特点:

1)采用典型的三层两网结构设计。

变电站系统构成在逻辑功能上由站控层、间隔层和过程层三层设备组成,并用分层、分布、开放式网络系统实现连接[2],系统结构见图1。

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关于智能变电站二次装置现场调试及验收的探讨_刘虎

图1智能变电站系统图

Fig. 1 Smart substation system scheme

2)间隔层联锁通过MMS网络,以GOOSE网络方式实现;站控层网络结构拓扑采用双星型冗余网络,传输 MMS报文和GOOSE报文;过程层网络包括220 kV GOOSE网络、220 kV采样值报文网络,分别采用双星型网络拓扑结构冗余组网35 kV 无过程层网络。

3)保护跳闸、保护采样采用直采直跳方式。

4)合并单元/智能终端合体,一个典型间隔集成到一个屏柜,就地安装。

5)网络分析仪监视全站网络报文[3]。

在南京路变电站二次联调前明确提出:要求调试中各厂家变动出现了与调试不一致的地方,提前报予业主,按照“山东省智能变电站配置文件管理流程”进行修改,再以技术支持单位与主要设备厂家意见为准。调试过程中进行调试记录,联调结束完成后作为验收依据出具调试报告。验收前期阶段,运行人员查看各厂家保护测控装置是否符合运行习惯或要求,验证装置版本是否正确。单体测试与整体测试项目穿插在整个联调过程中进行。

2 220 kV南京路智能变电站二次调试、验收过程

2.1 现场调试、验收之前具备的条件

智能变电站SCD(Substation Configuration Description)文件为智能变电站系统配置信息的变电站配置文件,智能变电站ICD(IED Capability Description)文件为变电站内智能电子设备的实例配置和通信参数,现场调试、验收之前需要进行智能变电站配置文件(ICD和SCD)合法性检测。验证厂家给出的ICD符合相关标准、规定且能够为设计工作开展提供支持;验证设计院给出的SCD的合法性且能够直接用于联测和调试,并确定SCD的最终版本。检验方法如表1—2所示。

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表1装置ICD模型检查

Tab. 1 ICD device model checking

序号测试项目名称方法

1 是否满足IEC 61850(满足

KAMA要求)

ICD CheckTool

工具检测

2 是否与国网标准工程应用

模型有冲突

ICD CheckTool工具检测

3 同厂商的模型是否有冲突 SCL(Configurat

PreRelease)

4 各厂商扩充的模版是否有

冲突

SCL(Configurat PreRelease)表2装置SCD模型检查

Tab. 2 SCD device model checking

序号测试项目名称方法

1 语义校验用标准工具和SCD系统厂家工具对比

2 数据类型模板校验用标准工具和SCD系统厂家工具对比

3 GOOSE联线检测通过实验方式

4 SV联线检测通过实验方式

对于ICD文件及虚端子配置:各厂家提供的ICD文件必须与装置完全保持一致。所提供装置内部虚端子要与实际装置保持一致,全站ICD、SCD 文件按照“山东省智能变电站配置文件管理流程”进行修改、管理。各厂家装置版本、检验码、ICD文件等要在与南瑞继保联调时保持一致,在现场不允许再进行变更。调试中各厂家变动出现了与调试不一致地方,提前报予业主,按照“山东省智能变电站配置文件管理流程”进行修改。

记录每台保护装置程序的最新版本号和版本信息,记录每台保护装置IEC 61850的配置文件,GOOSE网、SV网、MMS网组网编号,用于变电站投运后软件版本升级或装置配置更改后的对比。确保每台装置背后连接光纤尾纤编号准确、规范,能够准确定位装置之间的联络关系,方便变电站投运后的装置定检和事故处理。

2.2 单体装置调试功能测试

南京路变电站五防闭锁由间隔层GOOSE联网,在站控层MMS网络中跑GOOSE实现,因此需要及早确定五防闭锁逻辑。功能测试的目的是验证装置的基本功能是否满足相关规程要求,行为是否与装置技术说明书所述一致。

1)同步时钟测试。一般智能变电站的同步时钟按双重化配置,可以两套都为GPS,也可以一套为GPS对时,一套为北斗对时。同步时钟测试包括功能测试、主时钟(扩展分机)准确度测试、需授时设备测试。

2)保护功能测试。包括保护定值及逻辑测试、保护装置跳闸矩阵测试、定值整定功能、故障录波及事件记录功能检查。

3)测控功能测试。包括遥控操作、同期功能检测、开入开出检测、防误闭锁。

4)合并单元测试。

(1)合并单元同步功能测试。通过分析工具检测多台合并单元输出报文的时标是否一致,同步误差应不大于±1 μs。

(2)合并单元守时功能检查。断开合并单元的同步时钟,通过分析工具对比合并单元输出报文的时标与其他正常合并单元的时标,10 min内满足4 μs同步精度要求。

(3)异常情况下的处理。在电源中断、电压异常、采集单元异常、通信中断、通信异常、装置内部异常等情况下,合并单元不误输出采样值。

(4)合并单元电压切换功能。分合母线刀闸,测试各种情况下合并单元的切换动作逻辑。

(5)PT合并单元电压并列功能。通过PT加一次电压到合并单元,分合断路器及刀闸,测试各种并列情况下合并单元的并列动作逻辑。

5)智能终端测试。

(1)GOOSE报文处理时间及智能终端动作时间检查。根据SCD文件的GOOSE连线,用继电保护测试仪对智能终端输入GOOSE,检查从输入GOOSE到继电器出口时间,智能终端从收到GOOSE命令至出口继电器接点闭合的动作时间应不大于7 ms。

(2)智能终端压力闭锁回路检查。模拟断路器压力低,智能终端能断开操作回路。

(3)跳合闸出口压板检查。投入或退出跳合闸出口压板,测试智能终端能否跳开断路器。

(4)跳合闸保持电流检查。连接断路器,智能终端能正确分合断路器。

(5)智能终端GOOSE断链后信号预警机制检查。断开智能终端的GOOSE输入,能正确报警。

6)故障录波装置测试。包括录波器屏后接线及尾纤检查、定值核对及检查、面板指示灯检查、自检检查、光接口的检测、输入量启动检查、GOOSE 启动检查。

7)故障信息系统测试。子站和保护间的通信状况,子站和主站的通信状况,以保证保护和录波器的故障信息正确的传送至子站和主站。

(1)检查子站和保护设备之间的物理接线是

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否正确。

(2)检查光纤收发器和交换机的状态是否正确。

(3)检查子站主机的运行是否正常,配置是否正确。

(4)通过笔记本电脑接入子站查看后台监控图,检查保护和录波器的运行状态是否正确。监测保护和录波器上送的信息是否正确,通过主动召唤录波,检查录波文件是否正确。

(5)从主站侧检查子站和主站的通信状态是否正确。

8)网络分析功能测试。用网络测试装置模拟各种正常及异常状态的GOOSE报文、采样值报文、MMS报文,网络分析装置应对报文正确识别及分析。检测内容应包括:报文合法性、GOOSE报文结构及内容、GOOSE StNum与GOOSE SqNum变化规律、SMV报文结构、SMV连续性、SMV频率、SMV同步性、通信中断、网络风暴等。测试包括:记录完整性测试、时标精度测试、告警功能测试、分析功能测试。

2.3 过程层分系统测试

过程层分系统测试主要包括以下五个方面:

1)从SCD中导出虚端子表,逐项测试。

2)保护开关传动测试,软硬压板功能对应核实。

3)SV二次加量测试,包括从合并单元通入二次电流、电压,到各装置检查交流量,核对电流电压变比。

4)合并单元级联精度测试,要求交流量相位误差在合并单元级联后仍然满足要求。

5)测控装置中间隔层联闭锁测试[4]。

3 智能变电站二次调试、验收遇到的主要问题及经验

3.1 智能变电站SCD全过程管控

SCD文件作为能反映智能变电站系统配置信息的变电站配置文件,描述了变电站内所有智能电子设备IED (Intelligent Electronic Devices)的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构等信息[5]。在南京路站系统调试过程中SCD文件出现问题较多,在整个二次调试过程中共修改导入60多次SCD文件,导致SCD文件修改的主要原因有:二次回路设计变更、ICD文件变更、GOOSE层参数名称和遥信名称修改错误、SCD环境BUG修正。

针对这一问题,分析SCD文件中站控层部分内容变更理论上不影响SCD中过程层和间隔层的变更[6],因此可以在此解耦。因为现场调试工作中,站控层四遥信息对点速度较慢而且改动频繁,如果和SCD的改动同步,会导致SCD频繁改动,SCD 改动后各装置ICD需要重新对应下装、试验,造成大量重复工作。对此,在南京路站的后期调试中,对SCD文件分别进行过程层和间隔层设备的ICD 及相关回路的功能测试,生成SCD文件版本一;对站控层四遥信息全站对点,生成SCD文件版本二;然后对这两个SCD文件版本,进行比对,在版本一的基础上根据版本二修正SCD文件站控层相关部分内容,形成最终版SCD文件。最大程度上提高了现场调试效率,缩短了现场调试时间,实现了智能变电站SCD全过程管控。

3.2 智能变电站保护装置软压板功能实现及管理

智能变电站保护装置压板与常规变电站区别很大,保护装置内部配置功能软压板和出口软压板,可以实现变电站后台远方操作,硬压板仅保留检修压板[7],因此需要探索智能变电站的压板调试和管理办法。

在南京路智能变电站改造工程中,针对保护装置软压板调试和管理,提出办法如下:

1)明确智能变电站软压板图由变电站建设部门协调保护厂家编制,由具备调试资质的单位签字,由调度、检修试验工区审核会签发变电运行单位。

2)保护装置软压板命名以虚端子表导出为准,不要求按照常规站双重化命名原则。

3)保护装置软压板含义不明确而需要解释的,由保护厂家配合调度、变电运行出具软压板含义解释。后台软压板投退与保护装置内控制字对应关系由检修试验工区保护班负责校核验收。

4 结论

目前,智能变电站已经在国内电网大规模建设和投运,亟待提高智能变电站二次装置及其调试、运行的标准化水平。但是国内尚未有智能变电站调试验收规范,本文结合220 kV南京路智能变电站的二次系统的调试验收实践经验,对智能变电站验收前的准备标准、二次设备调试和验收标准、单体

第2卷 第5期 智 能 电 网

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装置调试功能测试要求、SCD 文件的全过程管控、继电保护软压板管理等工作做了总结和探索研究,以期能对今后智能变电站二次系统验收调试有一定的指导意义。

参考文献

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收稿日期:2014-03-15。

作者简介:

刘虎(1990),男,硕士研究生,研究方向为继电保护新技术应用, qduzdh2009lh@http://www.wendangku.net/doc/2875117602020740be1e9bcb.html ;

刘远龙(1971),男,硕士,高级工程师,研究方向为电力调度运行管理及继电保护新技术应用。

(责任编辑 杨立涛)