智能变电站常见问题及解决方法探讨

张硕　韩永进　江瑞敬　张嘉璐

摘要：智能变电站成为当今国家电网公司新建变电站的主流方式，其使用的技术较之早先的变电站来说是十分先进的，但伴随而来的则是一些新的问题。文章对智能变电站的常见问题及解决方法进行了探讨。

关键词：智能电网；智能变电站；IEC 61850；采样数据；保护装置 文献标识码：A

中图分类号：TM715 文章编号：1009-2374（2016）03-0132-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.03.067

变电站的发展经历了一个逐步深入的过程，由传统变电站→综合自动化站→数字化变电站→智能变电站的漫长的时间，发展成为了当今集数字化与智能化于一身的高级智能变电站。在此国家电网公司“十二五”电网智能化规划统计期间，国家电网公司将新建110（66）千伏及以上电压等级智能变电站约5100座、完成变电站智能化改造约1000座。在当前智能站继电保护“新技术”“新方案”不断提出、更新、丰富的大背景下，如何清楚认识、应用利用好新技术是每一位当今时代从事继电保护工作人员值得思考的事情。

1 智能变电站概述

1.1 智能变电站的定义

智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。它基于IEC 61850标准，体现了集成一体化、信息标准化、协同互动化的特征。较之传统的一次设备，智能变电站基本采用常规一次设备附加二次设备厂家的智能终端的模式，较常规变电站增加了智能终端装置。在简化二次接线、节省大量的二次电缆的同时也减少了二次维护人员繁琐的查线工作，采用数字光信号传输，受外界干扰少，提高系统性能，消除了事故隐患。

1.2 智能变电站系统的结构

三层：站控层、间隔层、过程层；两网：站控层网络、过程层网络（GOOSE/SV）。其系统整体框架如图1

所示。

其中站控层设备包括监控机、远动机以及网络打印机等，其利用全站信息对全站一次、二次设备进行监视、控制以及与远方控制中心通信，站控层设备具有带数据库的计算机、操作员工作台、远方通信接口的功能。过程层实现所有与一次设备接口的功能，是一次设备的数字化接口。典型的过程层设备如过程接口装置、传感器和执行元件等，它们将交流模拟量、直流状态量等就地转化为数字信号提供给上层，并接受和执行上层下发的控制命令。

间隔层的主要功能是采集本间隔一次设备信号，操作控制一次设备，并将相关信息上送给站控层设备和接收站控层设备的命令，间隔层设备由每一个间隔的控制、保护或监视单元组成。

IEC 61850标准提出了智能站的分层结构，并且定义了各层之间的逻辑通信接口，使得智能变电站中各个设备的功能和位置有了明确的划分，整个系统架构清晰明了。

2 智能变电站存在的问题与解决办法

2.1 保护装置接收不到SV合并单元的SMV9-2采样数据

解决方法：排查问题时需要采取分步检查的思路，将合并单元和保护分成两个独立的单元，检测合并单元发出的9-2报文，验证每一路通道是否都有效，是否不带检修标志，是否带有同步标志，再验证保护装置中的配置如通道个数、MAC地址、APPID等是否和所检测报文一致，最后检测所连接的光纤是否存在问题，以上因素排除后此问题应该得到解决。

2.2 保护装置动作后不能跳智能单元

解决方法：保护装置必须将相对应的GOOSE出口软压板投入，验证保护装置端口输出的GOOSE变位报文正确，用PSCONNER软件模拟给智能单元发送GOOSE，验证智能单元GOOSE能否正常变位，确保智能单元本身接收GOOSE没有问题。檢查智能单元GOOSE配置文件接收GOOSE部分参数是否与所接收报文一致。

2.3 监控系统和保护装置连接不上，保护事件等不能上送后台

解决方法：监控后台接收不到MMS报文首先要用PSCONNER软件验证61850通讯是否已正确将MMS报文正确发送出来，这是区分装置原因和后台原因的关键，如果是装置无法发出MMS报文，则要检查模型文件是否存在问题，如果是后台监控问题，则检查监控是否订阅并开放了相对应的61850报告控制块。

2.4 配置文件错误

ICD文件错误（语法不正确、模型实例与模板不符、数据集成员不存在）、SCD文件配置错误（语法不正确、模型实例与模板不符、数据集成员不存在、虚端子配置出错、APPID冲突、通信参数未配等）。

2.5 收不到GOOSE/SV报文

接收压板是否投入（GOOSE接收或MU投入压板）；配置是否正确；光缆连接是否正常，速率是否一样；交换机拦截（VLAN/GMRP/组播过滤）。

2.6 采样值异常

采样值有角差，互感器精度试验未做（一些互感器没有补偿互感器固有延时或补偿不正确），采样值经常失步。检查同步装置同步信号，如果是1588对时，检查报文记录再分析。

3 智能变电站工程调试争议问题探讨

智能变电站工程实施中，各设备供应商之间的设备存在一定的兼容问题，下面为选取的部分有代表性的问题：

3.1 虚端子的规范化

在IEC 61850规范中，对开关位置、跳闸信息、重要事件报文等都做出了明确规范，但部分未明确的信息各厂家实现的方式又可能存在差异。体现在虚端子上，表现为：规范部分GOOSE信号全按规范实现，但容易出现一些不必要虚端子项，容易给设计、系统集成商造成一定困惑。可考虑在后期工程中按装置明确装置虚端子模板，为智能变电站的标准化、规范化提供基础。

3.2 厂家保护（测控）装置上送后台一次值或二次值的方式选择

目前主流厂家均采用一次值上送方式；建议在智能工程实施中，将该项目写入规范加以明确。

3.3 厂家保护（测控）装置上送给后台的定值采用DO方式或DA方式选择

目前可查找的规范中对该部分没有明确定义，主要体现在模型中。DO方式送后台为结构体上送，包含数值的大小、品质等信息，后台进行相应解析；DA方式为直接送值到后台，后台向上一层解析值的品质等信息；目前厂商对此普遍做法是兼容两种方式，可考虑在后期规范中明确。

3.4 合并单元建模是否需要带品质

合并单元发送的SMV报文均带有品质；在工程实施上，带品质和不带品质两种模型均很常见，工程实施只考虑便捷性，未做强制规定。

3.5 智能终端发送GOOSE报文是否需要带时标

智能终端GOOSE报文时标问题，目前实施的工程中，有两种方式：智能终端GOOSE信号上送时标，测控读取终端上送的时标送后臺SOE报文智能终端不带时标，测控接收到GOOSE信号变位后打上该时刻时标送给后台。

4 结语

智能变电站是未来电网变电站发展的主流，随着工程实践的增多，其设计施工中的一些规范也会逐步制定出来，就目前存在的智能站的问题做深入的技术探讨是很有必要的，例如在标准中，GOOSE输入前缀“GOIN”，SMV输入前缀“SVIN”。而在实际工程应用上，会出现GOOSE使用“GOINxx”做前缀，SMV采用“SVINPA”做前缀的情况，那么就需要制定系统配置工具使用命名的规范。综上所述几个问题为目前存在争论的典型问题，工程实施中目前都考虑兼容而不是明确，希望未来智能变电站在具体的设计施工当中能制定出严格的规范。

参考文献

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作者简介：张硕（1986-），男，山东阳谷人，邯郸供电公司工程师，硕士，研究方向：电力系统运行控制与分析。

（责任编辑：蒋建华）