220kV智能站调试总结

3e

220kV智能站调试总结

一、智能站二次系统组成

1、由站控层、间隔层、过程层组成。

序体系结构设备组成作用

号

完成站内电能分配、变

由一次设备和智能组件构

换、传输及其测量、控制、

1过程层成的智能设备、合并单元和

保护、计量、状态监测等相

智能终端

关功能。

实现使用一个间隔的数据

并且作用与该间隔一次设

由继电保护装置、测控装置

2间隔层备的功能，即与各种远方输

等二次设备构成

入/输出、智能传感器和控

制器通信

实现面向全站设备的测量

含自动化系统、站域控制、和控制的功能，完成数据采

3站控层通信系统、对时系统等子系集和监视控制、操作闭锁以

统及电量采集、保护信息管理

等相关功能

二、智能站网络结构图

三、智能变电站常用术语

IED：智能设备，就是保护、测控、智能终端（原先的操作箱）等等。

互操作：不同厂家的IED之间能够交换信息并能够利用交换的信息完成各自

的功能，这也是61850提出的主要目的。

模型：IED智能设备的功能描述文件；简单来说就是点表，包括以前的四遥量、

报文、定值等等的集合。

GOOSE：通用面向对象的变电站事件。GOOSE的提出就是为了使IED之间更好

的进行通讯。目前过程层与间隔层、间隔层之间传送的报文就是GOOSE。

SMV：数字化采样值，比如电流、电压。

MMS：制造报文规范，监控和保护设备之间通讯使用的就是MMS,这是一个网

络通讯标准。

VLAN:虚拟局域网，简单来说一个物理交换机的前提下通过软件划出好多虚拟

的lan网。

MU：合并单元，指的是把一次的光PT、光CT的遥测量合并起来。数字化变

电站中的遥测量传送都是数字的，IED设备需要的是同一时刻的电压和电流量，

MU的作用就是将光PT、光CT的采集量进行合并后发给保护或测控装置，以保证

数据的时刻统一。

SSD文件：系统说明文件，SCL语言格式，后缀为.SSI),每个工程一个该文

件，用于描述变电站一次系统拓扑；

ICD文件：IED能力描述文件，SCL语言格式，后缀为.ICD,每个IED一个该

文件，用于描述装置功能配置情况；

SCD文件：变电站配置描述文件，SCL语言格式，后缀为.SCD,每个工程一

个该文件，用于描述配置后的变电站；

CID文件：经过配置后的IED的描述文件，SCL语言格式，后缀为.CID,每

个IED一个该文件，用于描述经过配置的装置的功能情况。

EPT/ECT：电子式电压互感器/电子式电流互感器。

OPT/OCT：光式电压互感器/光式电流互感器。

四、与常规变电站的差异

1常规变电站中，一次设备区中的就地汇控柜通过电缆，分别接至主控室内

的保护柜、测控柜、计量柜，以实二次回路的方式来实现一次设备的电流、电压

监测、信号传输、远方控制、计量等功能。

2智能变电站中，间隔保护就地化配置，保护与智能终端组成智能组件柜，智

能柜与控制柜之间用电缆连接，实现一次设备的控制、信号采集功能。其中就地

化保护与智能终端通过尾纤连接，通过智能终端直接出口；保护和智能终端由光

缆连接通过GOOSE组网方式上传数据；母差、主变保护通过直采直跳或GOOSE组

网方式实现开入、开出功能；合并单元通过直采、组网方式传送SMV数据给各个

智能单元；所以继电保护专业最为熟悉的二次回路依然存在，只不过是由物理的

变为逻辑的虚回路，是对智能装置信号输入输出关系的形象化描述。

虚回路就是将不同IED以虚端子排的方式连接起来的回路，通过虚端子的方式

传输数据、GOOSE命令，实现保护、测控的功能，虚端子一般有系统集成商

制作。

下图就是某智能站35kV线路保护虚端子发布图:

WXH821B35kv线路保护（一体化装置含智能终端合并单元）

联

GOOS关

接

E开联

1GOOSE开入引用方GOOSE开出描述GOOSE开入引用

入描装

式

述置

35k

直跳

V母

本间PIO/GOINGGIO1.Indi.stVal组3/4/5/G/15/1G

差PI/BusPTRC3.Tr.general

隔开[ST]网支路跳闸_GDOSE

保

入1

护

组

PIO/GOINGG1O1.lndl.q[ST]

网

11备用备用

12备用备用

17PRS778-D1N7插件RX1主变220kv智能柜高压他合并单元1

18备用备用

2BG103

19备用备用

20备用备用

2542主变保护R*2主变高压侧中性点合并单元

26#2主变保护A#2主变高压侧中性点合并单元

2BG401

27备用备用

28箸用备用

33“2主变保护A35kV过程层交换机

34#2主变保护A35kV过程层交换机

2B133

35备用备用

36名用备用

41#2主变保护A220kV过程层交换机B

42#2主变保护A220kV过程层交换机B

EGMW103

43备用备用

44备用备用

5PRS778-D1N9插件TX2主变UOkv侧智能终端1

6PKS778-D1N9插件RX2主变UOkY恻智能终端1

2BG202

7备用备用

8备用备用

13PRS778-D1N7插件TX6主变测控机过程层A网交换机

14PRS778-D1N7插件RX6主变测控柜过程层A网交换机

2ZBG101

15备用备用

16备用备用

21PRS778-D1N7插件RX2主变110kY码能柜中压网合并单元1

2BG203

22备用备用

23PRS778-D1N7插件RX3主变35kv智能柜低压恻合并单元1

2BG304

24备用备用

2942主变保护AP2主变中压侧中性点合并单元

30#2主变保护A#2主变中压侧中性点合并单元

2BG402

31就用备用

32备用备用

37#2主变保护AUOkV过程层交换机B

38*2主变保护AHOkV过程层交换机B

YGMW103

39备用备用

40需用备用

45备用备用

46备用备用

备用

47备用备用

48备用备用

2、光纤熔接完毕后，测试每一路光纤（含备用芯）的衰耗，并记录做出测试

报告。

3、开始进行光纤标签制作，标明每一芯光纤跳纤的去向（起、终点），将熔

纤盒至智能单元的跳纤连接好。如果我们开始不熟悉跳纤走向，可以和厂家配合

进行这项工作，要保证跳纤的正确和工艺符合要求。

4、交直流电源的建立。

智能站内采用智能一体化电源设计，共享直流操作电源的蓄电池蛆，取消通

讯蓄电池组，交流、直流、UPS、通信电源一体化设计、一体化配置、一体化监

控，在设备调试前，做好充放电试验，投入蓄电池组，建立正式临时电源，配合

智能一体化电源厂家完成后台监控调试。

5、保护单体调试。

在保护单体调试前，变电站内CID文件要生成，也就是说智能保护的电流、

电压、开入、开出、地址文件配置完成，每一路数据，通过保护校验仪与保护

通讯成功调出文件，进行单体调试。与常规保护调试不同，需要增加的调试内容

有：

5.1）智能保护需要测试保护报文中的数据丢帧、数据失步、序号跳变、品质

响应四个特性的4000点告警及闭锁功能（一个周波传输4000个点报文）。

5.2）智能保护需要验证MU检修压板投入与保护检修压板投入的与或关系。

因为整个间隔的电流、电压数据通过MU上传保护，当MU检修时，保护不能误动。

关系是;检修都投入时，判保护检修，保护动作

检修都不投入时，正常状态，保护动作

有一方置检修时，保护不动作

5.3）智能保护采用双通道采样模式，需要检验单通道采样告警。

5.4）智能保护硬压板基本没有，功能的实现都是通过软压板实现，后台实现

软压板的投退功能，要仔细校验保护软压板功能。

6、配合系统集成商进行组网、虚端子图制作工作。

在完成光纤熔接、跳纤连接、保护单体调试后，配合系统集成商完成组网工

作。根据设计图纸要求、业主五防逻辑要求、各个智能厂家的虚端子图，完成虚

端子发布工作，这是以后回路调试的基础。

7、在线监测功能调试。

在线监测设备包括避雷器状态监测功能主IED,断路器机构状态监测IED,

SF6气体状态监测IED,局部放电监测IED,油色谱在线监测TED,主要监测避雷

器的泄露电流、断路器的分合闸电流、分合闸时间、速度，GIS设备的气体微水

含量，运行中的局部放电数据及变压器油的在线监测功能，现场调试人员主要工

作是配合在线监测集成商完成后台监测数据，按照技术协议要求数据正确、完全,

所有光纤跳线标识齐全。

8、就地智能柜与汇控柜之间二次回路调试。

当一次设备安装完毕，具备传动条件时，进行就地汇控中的控制回路、信号

回路调试。其中断路器、刀闸等机构的操作、信号及气体报警信号，通过二次电

缆方式接至就地智能柜中的智能终端，智能终端通过尾纤与就地智能柜中的测保

装置连接完成通讯工作。

进行回路传动，在测保装置内检查一次设备的位置、报警信号，用测保装置

模拟开出试验，检查刀闸、开关的遥控回路，保护传动检查控制保护二次回路。

就地智能控制柜调试完成后，保证智能终端、智能测保装置采取数据齐全，

为下一步的系统调试工作打下基础。其中测保装置、智能终端通过光缆连接至过

程层交换机以组网方式实现信息传输共享。

9、站内GPS对时调试，在智能站内，GPS对时最重要，如时钟不同步，会闭锁

保护。如不同间隔MU不同步，则SMV数据不同步，电流会出现角度差，差动保

护会出现差电流，线路保护影响同期功能。所以全站智能单元都需要检查GPS对

时，不能有一处漏项。（当母差出现差流时，应考虑这点）

10、电子式互感器校验。

电子式互感器的数据传送至合并单元，可以通过合并单元修改极性和变比。

在一次设备安装前，要注意检查电子互感器的P1朝向满足设计要求，对于母线

保护来说，因为不同厂家的保护对于母联、分段的极性要求不一样，而MU传送

的通道数据是一致的，如果修改MU极性会使整个通道极性都要修改，所以就要

求保护厂家具备在自己装置内增加修改方向的功能。

电子式互感器做角差、比差试验时，站内组网要完成，这样可以配合检测

SMV数据，检查MU至智能单元的直采、网络采样回路的正确。因为不同于常规变

电站，可以在电压互感器二次端加三相不同电压检测二次回路。智能站的电子式

电压互感器，我们公司保护班还没有仪器能够加到10%额定电压（10%额定电压

可以避免零漂影响，观察角度