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摘要：伴随着社会经济的快速发展，电网负荷的不断增加，用户对供电可靠性要求不断提高，我国的智能化变电站建设也进入了快速发展时期。结合青岛110kV文阳路变电站智能化改造工程实际，对智能变电站建设中所遇到的常见问题提出了实际解决方案。
关键词：智能电网；智能变电站；智能终端；合并单元
作者简介：寇岩（1983-），男，山东诸城人，青岛供电公司检修试验工区，工程师。（山东 青岛 266000）
1007-0079（2013）08-0171-02
在我国，智能电网是社会、经济和技术发展的必然结果。智能化变电站则是整个智能电网发展的关键，智能变电站是指采用先进、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，同时具备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。变电站实现智能化的方式无非是新建与改造两种，而我国在已建立较为成熟可靠电网的基础上，通过对常规变电站的改造来实现智能化成为智能化变电站建设的主要方式。在智能化技术日益完善的过程中，不同的设计不同的施工方案利弊存在争议。下面根据110kV文阳路智能化改造中的实际情况，从保护测控装置应用、光缆敷设等几个方面对常见问题对智能变电站改造的实施方案进行讨论。
本次智能化改造工程采用站控层双网配置，GOOSE（generic object oriented substation event）、SV（sampled value）采用的是点对点模式。具体的改造部分为：两条110kV进线开关配置了国电南自PU602合并单元装置和国电南自PSIU621智能终端；主变保护由原深圳南瑞ISA系列装置更换为两台国电南自PST671U双配置主变保护（保测一体）装置；主变35kV、10kV侧增加了进线合并单元国电南自PU602与智能终端国电南自PSIU621一体装置，35kV、10kV备自投装置由原ISA装置更换为将备自投功能和智能终端一体化的国电南自PSIU641装置。改造后设备均走IEC61850规约，10kV、35kV出线及电容器保护不做更换，仅更新保护程序，也走IEC61850规约。本工程改造部分均采用直采直跳方式，即采样值直接由合并单元送至相应保护装置，保护直接接至开关智能终端跳闸。10kV、35kV分段备投采样是就地接入装置，其中分段保护跳闸（跳进线开关）采用的是电缆直跳方式
关于对时问题，差动保护的采样同步是通过合并单元实现的，合并单元外部通过光B码对时或者合并单元本身程序采用插值法同步方式进行采样同步送给保护装置，以满足主变高中低采样的一致性。B码实际是IRIG（Inter Range Instrumentation Group）码的一种。IRIG-B码是由美国靶场司令委员会制定的一种时间标准，共有4种并行二进制时间码格式和6种串行二进制时间码格式，是将时钟源的时间信息经过编码，利用专用的传输媒体将其传送至各个时钟信息的接收端，[3]其中最常用的是IRIG-B时间码格式。装置时间对时采用是IEC61850-8-1规定的SNTP（Simple Network Time Protocol），即简单网络时间协议网络校时怎么写作。SNTP属于TCP/IP协议族，是一种基于软件协议的同步方式。但是SNTP对时的精度是秒级的，这种对时只是提供保护测控等装置和后台的SOE（Sequence Of Event）提供时间用的，采样值的同步不可以采取此种对时方式。
另外，PST671U保护“装置检修”压板与对应合并单元的检修压板为“或否”关系，只有当保护装置的检修压板与合并单元的检修压板同时在分位或者合位的时候保护才能采集到对应的采样，否则采集不到对应的采样，相应保护退出；感觉此设定无太大必要，相反可能会对调试带来不便。
图1 光缆槽盒示意图
目前由于光纤受温度、振动等外界因素影响较大，许多智能化改造项目中已放弃在就地将模拟量转化为数字量由光纤传输采样值的做法，保持传统采样方式。
五、结论
本文讨论了变电站智能化改造中的几个实际问题，对智能保护装置采样等相关问题提出了建议，光纤故障时的保护闭锁应引起特别注意。针对光纤比较脆弱的问题，文章建议采用光缆槽盒加金属软管来有效保护光缆、光纤。GOOSE跳闸设计改为传统电缆跳闸时可能产生寄生回路，造成安全隐患。以上问题都在文中进行了讨论，并给出了解决的方法。
参考文献：
陈树勇，宋书芳，李兰欣，等.智能电网技术综述[J].电网技术，
2009，（8）.
张沛超，高翔.智能变电站[J].电气技术，2010，（8）.
[3]于鹏飞，喻强，邓辉.IEEE1588 精确时间同步协议的应用方案[J].电力系统自动化，2009，33（13）.
（责任编辑：宋秀丽）
关键词：智能电网；智能变电站；智能终端；合并单元
作者简介：寇岩（1983-），男，山东诸城人，青岛供电公司检修试验工区，工程师。（山东 青岛 266000）
1007-0079（2013）08-0171-02
在我国，智能电网是社会、经济和技术发展的必然结果。智能化变电站则是整个智能电网发展的关键，智能变电站是指采用先进、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，同时具备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。变电站实现智能化的方式无非是新建与改造两种，而我国在已建立较为成熟可靠电网的基础上，通过对常规变电站的改造来实现智能化成为智能化变电站建设的主要方式。在智能化技术日益完善的过程中，不同的设计不同的施工方案利弊存在争议。下面根据110kV文阳路智能化改造中的实际情况，从保护测控装置应用、光缆敷设等几个方面对常见问题对智能变电站改造的实施方案进行讨论。
一、文阳路站智能化改造工程简介
110kV文阳路变电站位于青岛市北部，一次接线方式为：110kV 采用进线-变压器组接线方式，2回进线各带1台主变，35kV配电装置为单母线分段接线，6回出线；10kV配电装置为单母线分段接线，16回出线，4组电容器。本次智能化改造工程采用站控层双网配置，GOOSE（generic object oriented substation event）、SV（sampled value）采用的是点对点模式。具体的改造部分为：两条110kV进线开关配置了国电南自PU602合并单元装置和国电南自PSIU621智能终端；主变保护由原深圳南瑞ISA系列装置更换为两台国电南自PST671U双配置主变保护（保测一体）装置；主变35kV、10kV侧增加了进线合并单元国电南自PU602与智能终端国电南自PSIU621一体装置，35kV、10kV备自投装置由原ISA装置更换为将备自投功能和智能终端一体化的国电南自PSIU641装置。改造后设备均走IEC61850规约，10kV、35kV出线及电容器保护不做更换，仅更新保护程序，也走IEC61850规约。本工程改造部分均采用直采直跳方式，即采样值直接由合并单元送至相应保护装置，保护直接接至开关智能终端跳闸。10kV、35kV分段备投采样是就地接入装置，其中分段保护跳闸（跳进线开关）采用的是电缆直跳方式
摘自：学生论文www.udooo.com
，备投闭锁信号采用的是GOOSE方式。二、智能化保护设备应用
1.设备采样流程
变电站光学互感器受温度等环境因素影响较大，精度难以保证。现阶段智能化变电站改造中经常采用传统互感器经合并单元有模拟量转化为数字量的方式。文阳路站改造即为这种方式，改造后二次侧模拟量接入PU602合并单元，电流、电压采样经过合并单元打包成IEC61850-9-2报文传送给双配置的两套保护装置与测控装置。经过合并单元打包送给每套装置的采样里电流、电压均为两组（俗称双AD采样），保护装置收到双AD的采样，其中一组AD采样用于保护启动用，另外一组用于保护动作。当两组AD采样不同时，保护装置会因双AD采样不一致而报警，同时闭锁相应保护。合并单元发出的IEC61850-9-2报文中的采样值为一次值，由保护采样装置需根据设定变比一次值调整为二次值，但变比的设定需在配置文件内进行，这样一来一次设备发生改变时用户无法通过定值设定更改，只能由厂家通过程序设定，建议此项设定与定值相关联，方便用户更改。关于对时问题，差动保护的采样同步是通过合并单元实现的，合并单元外部通过光B码对时或者合并单元本身程序采用插值法同步方式进行采样同步送给保护装置，以满足主变高中低采样的一致性。B码实际是IRIG（Inter Range Instrumentation Group）码的一种。IRIG-B码是由美国靶场司令委员会制定的一种时间标准，共有4种并行二进制时间码格式和6种串行二进制时间码格式，是将时钟源的时间信息经过编码，利用专用的传输媒体将其传送至各个时钟信息的接收端，[3]其中最常用的是IRIG-B时间码格式。装置时间对时采用是IEC61850-8-1规定的SNTP（Simple Network Time Protocol），即简单网络时间协议网络校时怎么写作。SNTP属于TCP/IP协议族，是一种基于软件协议的同步方式。但是SNTP对时的精度是秒级的，这种对时只是提供保护测控等装置和后台的SOE（Sequence Of Event）提供时间用的，采样值的同步不可以采取此种对时方式。
2.采样异常问题
保护装置的软压板中有一系列MU（Merging Unit）投入软压板。只有投入相应侧的MU压板，保护才能采集到相应侧的采样，相应合并单元未接入的MU压板必须“退出”，否则若保护检测到采样值异常而闭锁保护。例如，检测设35kV侧开关采样值未经光纤接入主变保护，则相应35kV侧电流、电压的MU压板应为“退出”状态。同时保护装置监测每个通道里自身携带采样的幅值与采样的品质，当采样品质不好的时候（光纤损耗过大都可能造成采样品质异常），保护装置中装置异常节点闭合同时闭锁保护。设备运行中一旦出现光纤断线的情况，保护将受闭锁而退出，保护将发“装置报警”信号。调试中发现存在两个问题，一是当光纤衰耗在临界值附近（光纤接收灵敏功率为≤-33dBm）时，保护功能可能会在“投入”与“退出”间切换，这种情况下调试中保护可以动作，但由于高频率的动作复归，会影响后备保护的出口时间。因此调试中应特别注意保护动作的出口时间，施工中应密切关注所有光纤的健康。二是此报警信号过于笼统，当采样异常时装置面板上并未给出具体报警内容。对于装置因采样异常导致报警时，运检人员难以辨识装置报警的原因，无法进行有效处理。建议厂家将报警内容在保护装置显示屏上给予显示。方便运检人员识别故障并采取相应措施。PU602合并单元自身的一些告警信号，如：装置告警，同步异常接受GOOSE中断等信号通过GOOSE信号传送至测控装置，通过测控装置转送至监控系统，以便运行人员及时了解装置的运行状况。调试中应注意检查装置接收的所有GOOSE报文是否全部通上，否则会造成PST671U装置面板上的“运行异常”的灯点亮。3.其他应用
本工程采用的PST671U为主后一体保护装置（含测控功能），由于现场的变压器接线方式为110/35/10kV星角星Y/D11/Y10接线方式，而PST671U常规版本中主摘自：论文范文www.udooo.com
变钟点书只能整定位1，11，12三种方式，因此施工调试中将主变保护程序调整为可任意整定的钟点数变压器接线方式，建议厂家在常规配置中增加其他钟点接线方式。另外，PST671U保护“装置检修”压板与对应合并单元的检修压板为“或否”关系，只有当保护装置的检修压板与合并单元的检修压板同时在分位或者合位的时候保护才能采集到对应的采样，否则采集不到对应的采样，相应保护退出；感觉此设定无太大必要，相反可能会对调试带来不便。
三、光缆的敷设与维护问题
智能化变电站中大量的光纤网络代替由控制电缆组成的二次回路，光纤传输可从根本上解决回路的抗干扰问题；网络通信技术的应用，使得通信线的数量约等于设备数量，这样一来智能变电站的二次接线大幅度简化。但光纤网络也存在自身弱点，光缆、光纤自身防护能力差、抗拉能力差，防火能力差，怕挤压、怕小动物咬伤。同时光缆、光纤弯曲半径不能过小，这种特殊性要求在光缆敷设中还要留有一定的余度，因此给施工带来很大难度。针对以上问题，施工中应将光缆与二次电缆分开，宜采用专用槽盒进行敷设，在穿入保护屏的关键位置用金属软管进行保护，如图1所示，不但最大程度减小光纤受外力破坏的可能性，有效保护光纤健康，防止光纤出现故障将保护闭锁，又可保证美观。图1 光缆槽盒示意图
目前由于光纤受温度、振动等外界因素影响较大，许多智能化改造项目中已放弃在就地将模拟量转化为数字量由光纤传输采样值的做法，保持传统采样方式。
四、寄生回路问题
文阳路站改造中，中低压侧分段备自投装置动作初始设计跳10kV、35kV进线开关为GOOSE方式，而现场施工中发现PSIU641装置背板只有4对光纤接口，分别接#1A、#1B和#2A、#2B主变保护装置，无法将光纤接至主变10kV、35kV侧进线开关智能终端，不得以将备自投跳主变10kV、35kV侧进线开关改为传统电缆跳闸方式。而这样改造的问题在于PSIU641装置的两个相应跳闸出口已固定，且共用同一出口压板，这样一来保护动作能够正常跳闸，但产生了寄生回路，将造成#1、#2主变控制回路串电，存在严重安全隐患。建议厂家将两个跳闸回路从电气上进行隔离，使回路更加清晰。现有条件下处理方法只需改变开关柜二次接线，使用备用压板将出口压开即可。无论如何，GOOSE跳闸与常规方式存在不同特点，当设计与实际条件不符，需要改动时，应对变动可能产生的寄生回路和带来的后果进行充分考虑，妥善处理。五、结论
本文讨论了变电站智能化改造中的几个实际问题，对智能保护装置采样等相关问题提出了建议，光纤故障时的保护闭锁应引起特别注意。针对光纤比较脆弱的问题，文章建议采用光缆槽盒加金属软管来有效保护光缆、光纤。GOOSE跳闸设计改为传统电缆跳闸时可能产生寄生回路，造成安全隐患。以上问题都在文中进行了讨论，并给出了解决的方法。
参考文献：
陈树勇，宋书芳，李兰欣，等.智能电网技术综述[J].电网技术，
2009，（8）.
张沛超，高翔.智能变电站[J].电气技术，2010，（8）.
[3]于鹏飞，喻强，邓辉.IEEE1588 精确时间同步协议的应用方案[J].电力系统自动化，2009，33（13）.
（责任编辑：宋秀丽）