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摘要：建设统一坚强的智能电网是国家电网公司未来的发展目标。智能变电站作为变电环节中的关键技术，近年来受到了电力行业重视，迎来越来越广泛的应用。同时，智能变电站仍处于技术发展阶段，不同技术路线的新设备的同时应用产生的通信与接口问题很多。阐述了北京市第一座100kV智能变电站的智能化设备升级调试过程中出现的装置异常及通信异常告警失灵等问题，并对比传统保护产生异常告警信号的方式分析得出了故障原因与解决方案，对智能变电站的检修与运行有一定的参考意义。
关键词：智能变电站；调试；检修
作者简介：宋凯（1985-），男，北京人，昌平供电公司，助理工程师；尹健（1984-），男，北京人，国网北京经济技术研究院，工程师。（北京 100052）
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）08-0173-02
2009年5月，国家电网公司提出了立足自主创新，以统一规划、统一标准、统一建设为原则，建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化特征的统一坚强智能电网的发展目标，并提出了三个阶段的发展计划，其中变电环节中智能变电站建设是关键技术。智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑，设备信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、检修状态化是变电站发展的方向，最终是要实现运行维护高效化的目标。
一、智能变电站技术的特点
我国的智能电网是以坚强网架为基础，以信息通信平台为支撑，以智能控制为手段，包括整个电力网络的发电、输电、变电、配电、用电和调度各个环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合。变电站是电力网络的节点，它连接线路输送电能，变电站的智能化是实现智能电网的基础。
智能变电站技术符合智能电网的需求，是智能电网技术中较为成熟、发展较快的环节。智能变电站采用先进、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。
二、北京央企园110kV智能变电站的网架结构
2012年12月，北京市第一座新建的110kV智能变电站在央企园投运。相比与之前的数字化变电站，即采用数字化的一次设备，以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络平台为基础，通过对数字化信息进行标准化，实现站内外信息共享和互操作，并以网络数据为基础，实现测量监视、控制保护、信息管理等自动化功能的变电站。智能变电站仍处于技术发展阶段，是数字化变电站技术的进一步延伸，对站内设备提出了更高的要求，更加强调一次设备的智能化和变电站的高级应用。從数字化变电站到智能变电站，都是为了实现变电站内所有设备信息通讯的网络化和标准化。数字化从技术实现手段方面定义，主要强调以数字方式交换信息；智能化变电站从设备功能方面定义，主要强调设备的状态监测功能和变电站的高级应用功能，两者之间是手段和目的的关系。
央企园110kV变电站本期安装50MVA、110/10.5kV有载调压变压器2台。
110kV侧采用扩大桥接线，本期进线2回，10kV侧采用单母线四分段环形接线，馈电出线28回。110kV侧采用电子式互感器及智能保测装置，10kV侧采用传统互感器及传统保测装置。
网络架构原则严格按照“三层两网”的模式构建独立的系统，即站控层、间隔层、过程层三层设备和站控层、过程层两层网络。为保证传输的可靠性，站控层采用双星型网络结构；过程层网络包括采样值（SV）网络和GOOSE网络。采样值采用点对点方式，保护GOOSE采用点对点方式，闭锁及其他GOOSE信号采用组网方式。间隔层设备通过配置的三台网络交换机，接入站控层，共享站控层的设备资源；过程层配置三台网络交换机，通过光口传输闭锁GOOSE信号，实现主变及后备保护对备自投的闭锁。
三、央企园智能变电站的升级调试
110kV央企园变电站投运后，其间进行了部分智能终端及保护装置插件升级的工作，需对全站倒闸操作并作相关保护的传动，确保升级后各项保护逻辑正确、信号上传正常。在传动中，发现111开关遥控无法拉开；1#主变差动保护动作后没有出口；主变差动保护及非电量保护动作闭锁134自投失灵等现象。通过现场检修人员检查并经由厂家人员确定，判定分别为差动保护GOOSE出口板损坏及相关保护装置、智能终端及交换机之间通信中断等所致。根据投运后情况的监视及现场情况分析可以得出该部分运行设备之前没有发布过装置告警及通信中断信号，这将直接造成站内设备失去保护功能的监控，危急电网安全。
四、故障分析
为找出故障原因，检修人员在停电期间做了一系列的实验，分别对过程层110kV进线、110kV桥、110kV母线、主变110kV侧、主变10kV受电、主变本体等6个间隔中主变保护2套（共8台装置，2台主变差动保护，6台主变后备测控保护装置）、13台智能终端及15台合并单元模拟其相互间光纤传输的通信异常。按照光纤损坏、本侧GOOSE板损坏，对侧GOOSE板损坏等3种情况分别实验，结果证明本侧及对侧装置均无法对通信异常产生告警事件。
为了进一步确定故障原因，笔者将传统保护告警信号与站内装置进行比较。
1.传统保护如何发信
装置通过内部程序自检，如发现装置运行异常，便发出软报文，一方面控制装置面板装置异常告警红灯亮，一方面驱动告警信号继电器动作，使节点闭合，发送遥信信号。
2.现阶段的站内情况
110kV央企园变电站在验收过程中，实传装置告警等信号上传无问题，但由于设计没有体现、调试人员经验不足等原因，并没有关注采样值（SV）网络和GOOSE网络出现异常时的情况。装置本身、后台监视信号、远动上传点等实际运行状态也没有相关信息。
经过对现场设备及网络结构的研究，决定增设GOOSE网络通信中断信号，增加站内合并单元、保护装置、智能终端、交换机等设备在光缆或应用插件出现问题时发出通信中断信号的能力，并在监控后台增设各装置GOOSE通信中断告警信号点，且并入告警总信号，最终发往主站监控，使运行人员可以及时得到通知（见图2）。
五、实现方法及测试结果
由于光纤连接的两侧装置有实时的报文通信，可以在报文中加入一些检索信号，通过在线不间断的检测来判断通信是否完好。
假设1#主变差动保护装置与111开关201开关两台智能终端之间通过光纤连接，互相发送和接受GOOSE报文。当其发送端与111开关智能终端通道中断时，111开关智能组件由于没有接收到对侧发来信号中的心跳报文，时间超过2S（通过设定），即报告<111开关智能终端与1#主变差动保护装置GOOSE通信中断>信号，同时智能终端内部置数器置位“1”，反馈信号随报文发出至差动保护接收端，1#主变保护装置检查后，报告<1#主变差动保护装置与111开关智能终端GOOSE通信中断>信号。
系统升级后，通过现场实传实验，显示可以满足预期GOOSE网络通信中断告警的功能，与主站核对无误。
六、展望
智能电网的核心内容之一是智能变电站，智能变电站与传统的变电站相比，在技术先进性、安全性、占地少、成本低、少维护、环境友好等方面具有无可比拟的优势。智能变电站既是下一代变电站的发展方向，又是建设智能电网的物理基础和要求。《智能变电站技术导则》及相关规范的出台，将为智能变电站建设与在运变电站智能化改造提供指导和规范。
参考文献
[1]胡学浩.智能电网——未来电网的发展态势[J].电网技术，
2009，33（14）：l-5.
[2]王明俊.智能电网热点问题探讨[J].电网技术，2009，33（18）：9-16.
[3]李瑞生.智能变电站功能架构及设计原则[J].电力系统保护与控制，2010，38（21）.
（责任编辑：宋秀丽）
关键词：智能变电站；调试；检修
作者简介：宋凯（1985-），男，北京人，昌平供电公司，助理工程师；尹健（1984-），男，北京人，国网北京经济技术研究院，工程师。（北京 100052）
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）08-0173-02
2009年5月，国家电网公司提出了立足自主创新，以统一规划、统一标准、统一建设为原则，建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化特征的统一坚强智能电网的发展目标，并提出了三个阶段的发展计划，其中变电环节中智能变电站建设是关键技术。智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑，设备信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、检修状态化是变电站发展的方向，最终是要实现运行维护高效化的目标。
一、智能变电站技术的特点
我国的智能电网是以坚强网架为基础，以信息通信平台为支撑，以智能控制为手段，包括整个电力网络的发电、输电、变电、配电、用电和调度各个环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合。变电站是电力网络的节点，它连接线路输送电能，变电站的智能化是实现智能电网的基础。
智能变电站技术符合智能电网的需求，是智能电网技术中较为成熟、发展较快的环节。智能变电站采用先进、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。
二、北京央企园110kV智能变电站的网架结构
2012年12月，北京市第一座新建的110kV智能变电站在央企园投运。相比与之前的数字化变电站，即采用数字化的一次设备，以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络平台为基础，通过对数字化信息进行标准化，实现站内外信息共享和互操作，并以网络数据为基础，实现测量监视、控制保护、信息管理等自动化功能的变电站。智能变电站仍处于技术发展阶段，是数字化变电站技术的进一步延伸，对站内设备提出了更高的要求，更加强调一次设备的智能化和变电站的高级应用。從数字化变电站到智能变电站，都是为了实现变电站内所有设备信息通讯的网络化和标准化。数字化从技术实现手段方面定义，主要强调以数字方式交换信息；智能化变电站从设备功能方面定义，主要强调设备的状态监测功能和变电站的高级应用功能，两者之间是手段和目的的关系。
央企园110kV变电站本期安装50MVA、110/10.5kV有载调压变压器2台。
110kV侧采用扩大桥接线，本期进线2回，10kV侧采用单母线四分段环形接线，馈电出线28回。110kV侧采用电子式互感器及智能保测装置，10kV侧采用传统互感器及传统保测装置。
网络架构原则严格按照“三层两网”的模式构建独立的系统，即站控层、间隔层、过程层三层设备和站控层、过程层两层网络。为保证传输的可靠性，站控层采用双星型网络结构；过程层网络包括采样值（SV）网络和GOOSE网络。采样值采用点对点方式，保护GOOSE采用点对点方式，闭锁及其他GOOSE信号采用组网方式。间隔层设备通过配置的三台网络交换机，接入站控层，共享站控层的设备资源；过程层配置三台网络交换机，通过光口传输闭锁GOOSE信号，实现主变及后备保护对备自投的闭锁。
三、央企园智能变电站的升级调试
110kV央企园变电站投运后，其间进行了部分智能终端及保护装置插件升级的工作，需对全站倒闸操作并作相关保护的传动，确保升级后各项保护逻辑正确、信号上传正常。在传动中，发现111开关遥控无法拉开；1#主变差动保护动作后没有出口；主变差动保护及非电量保护动作闭锁134自投失灵等现象。通过现场检修人员检查并经由厂家人员确定，判定分别为差动保护GOOSE出口板损坏及相关保护装置、智能终端及交换机之间通信中断等所致。根据投运后情况的监视及现场情况分析可以得出该部分运行设备之前没有发布过装置告警及通信中断信号，这将直接造成站内设备失去保护功能的监控，危急电网安全。
四、故障分析
为找出故障原因，检修人员在停电期间做了一系列的实验，分别对过程层110kV进线、110kV桥、110kV母线、主变110kV侧、主变10kV受电、主变本体等6个间隔中主变保护2套（共8台装置，2台主变差动保护，6台主变后备测控保护装置）、13台智能终端及15台合并单元模拟其相互间光纤传输的通信异常。按照光纤损坏、本侧GOOSE板损坏，对侧GOOSE板损坏等3种情况分别实验，结果证明本侧及对侧装置均无法对通信异常产生告警事件。
为了进一步确定故障原因，笔者将传统保护告警信号与站内装置进行比较。
1.传统保护如何发信
装置通过内部程序自检，如发现装置运行异常，便发出软报文，一方面控制装置面板装置异常告警红灯亮，一方面驱动告警信号继电器动作，使节点闭合，发送遥信信号。
2.现阶段的站内情况
110kV央企园变电站在验收过程中，实传装置告警等信号上传无问题，但由于设计没有体现、调试人员经验不足等原因，并没有关注采样值（SV）网络和GOOSE网络出现异常时的情况。装置本身、后台监视信号、远动上传点等实际运行状态也没有相关信息。
经过对现场设备及网络结构的研究，决定增设GOOSE网络通信中断信号，增加站内合并单元、保护装置、智能终端、交换机等设备在光缆或应用插件出现问题时发出通信中断信号的能力，并在监控后台增设各装置GOOSE通信中断告警信号点，且并入告警总信号，最终发往主站监控，使运行人员可以及时得到通知（见图2）。
五、实现方法及测试结果
由于光纤连接的两侧装置有实时的报文通信，可以在报文中加入一些检索信号，通过在线不间断的检测来判断通信是否完好。
假设1#主变差动保护装置与111开关201开关两台智能终端之间通过光纤连接，互相发送和接受GOOSE报文。当其发送端与111开关智能终端通道中断时，111开关智能组件由于没有接收到对侧发来信号中的心跳报文，时间超过2S（通过设定），即报告<111开关智能终端与1#主变差动保护装置GOOSE通信中断>信号，同时智能终端内部置数器置位“1”，反馈信号随报文发出至差动保护接收端，1#主变保护装置检查后，报告<1#主变差动保护装置与111开关智能终端GOOSE通信中断>信号。
系统升级后，通过现场实传实验，显示可以满足预期GOOSE网络通信中断告警的功能，与主站核对无误。
六、展望
智能电网的核心内容之一是智能变电站，智能变电站与传统的变电站相比，在技术先进性、安全性、占地少、成本低、少维护、环境友好等方面具有无可比拟的优势。智能变电站既是下一代变电站的发展方向，又是建设智能电网的物理基础和要求。《智能变电站技术导则》及相关规范的出台，将为智能变电站建设与在运变电站智能化改造提供指导和规范。
参考文献
[1]胡学浩.智能电网——未来电网的发展态势[J].电网技术，
2009，33（14）：l-5.
[2]王明俊.智能电网热点问题探讨[J].电网技术，2009，33（18）：9-16.
[3]李瑞生.智能变电站功能架构及设计原则[J].电力系统保护与控制，2010，38（21）.
（责任编辑：宋秀丽）