李修金,黃 偉,袁宇波,鄧潔清,強 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。
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、測控各自獨立組網(wǎng),保護為單獨的雙星型網(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)字化線路保護一套,對側(cè)線路保護一套。該套線路保護采用雙網(wǎng)絡(luò)設(shè)計,每套線路保護中含2個主保護功能,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)字化光纖差動保護來講其應(yīng)用環(huán)境與傳統(tǒng)保護相比中間傳輸環(huán)節(jié)增加,考核環(huán)境變化對差動保護的影響對數(shù)字化光纖差動保護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
數(shù)字化間隔測試主要進行了以下內(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)字化保護測試;
(6)數(shù)字化測控測試;
(7)數(shù)字化故障錄波測試。
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,無法有效地進行配置文件版本跟蹤及管理。
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?;ジ衅鱾鞲蓄^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)進行詳細測試與分析,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。
試驗分別引出 MU5011、MU5012、PCS931保護裝置內(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的影響[2]。
(4)測試不同廠家交換機對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后合并器偏差可達到8 μs以上。另PCS931保護沒有守時功能。
在最優(yōu)主鐘選擇切換(BMC)測試中將2臺主鐘接入交換機,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、保護裝置應(yīng)基于統(tǒng)一的基準(zhǔn)進行調(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)死機狀態(tài)。
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)負荷流量進行測試,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)量就可得出交換機的吞吐率,同時也可得出被測交換機對于廣播的抑制率。
通過各廠家典型保護與測控裝置發(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、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,觀察差動保護的動作行為??己搜b置誤碼檢測機制、告警機制及閉鎖邏輯的正確性。
數(shù)字化保護測試內(nèi)容主要包括考核數(shù)字化光纖差動保護在兩側(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)字化光纖差動保護的動作時間、采樣值精度是否滿足要求;模擬被保護線路區(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、智能單元的網(wǎng)絡(luò)性能關(guān)系到保護的動作速度,試驗中針對500 kV線路保護間隔在一定網(wǎng)絡(luò)流量背景下進行動作性能的測試。
測試中保護裝置、智能單元按照變電站實際運行情況連接,通過間隔交換機進行GOOSE通信;保護裝置的采樣數(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;網(wǎng)絡(luò)背景流量由SmartBits通過間隔交換機加入被測系統(tǒng)中,保護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保護動作性能測試示意
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。
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)、交換機駐留時間過長、交換機IEEE1588互操作存在理解不一致等問題。
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)將得到進一步加快。綜合以上試驗測試發(fā)現(xiàn)的一些問題,認為今后在數(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)一平臺下進行有效管理;應(yīng)實現(xiàn)版本的可跟蹤維護,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;網(wǎng)絡(luò)組網(wǎng)后對運行維護人員網(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)定保護裝置應(yīng)不依賴于外部對時系統(tǒng)實現(xiàn)其保護功能[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.