(新疆维吾尔自治区送变电工程公司830011)
一、引言
电力是国民经济的基础，变电站是连接发电和用户的枢纽，是整个电网安全、可靠运行的重要环节。我国经济快速发展，电网结构不断地扩展和复杂，如何提高电力系统电能传输、分配的可靠性，同时延长系统运行寿命周期，提高运行管理自动化水平是电力公司面临决策的问题。常规变电站长期存在着采集资源重复、调试复杂、保护装置误动拒动、互操作性差、运行维护成本过高、标准化规范化不足等问题。近年来，数字化变电站得到了快速的发展，但仍存在着相关标准规范、评估体系、评估手段缺乏，过程层设备稳定性、可靠性有待验证等问题，不利于电网安全运行水平的进一步提高。
随着我国特高压建设进入实用化阶段，大规模风电、光伏等新能源电力陆续接入系统，电网对系统的安全稳定性要求更高，对作为智能电网支撑节点的变电站也提出了新的要求，如优化资源配置，智能设备之间实现进一步的互联互通，支持采用系统级的运行控制策略，提供高级应用与大用户、调度、相邻变电站、电源之间协同互动等。同时，智能电网的试点性建设，变电站自动化领域相关技术、计算机信息技术、通信技术的快速发展等因素使得智能化一次设备、网络化二次设备的进一步融合，进而产生了新时期变电站建设的先进技术解决方案——智能变电站。
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，与常规变电站相比，智能变电站具有节能、环保、结构紧凑、提高自动化水平、消除大量安全隐患等优点，其实现了一二次设备的智能化，运行管理的自动化，更深层次体现出坚强智能电网的信息化、自动化和互动化的技术特点。
智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑，是电网运行数据的采集源头和命令执行单元，将贯穿智能电网建设的整个过程。提高变电站自动化系统的通信安全性、可靠性，提高系统集成度，使系统紧凑化、一体化，并增强其高级应用功能和一次设备智能化是建设“两型一化"智能变电站的重要内容。
二、智能变电站二次系统网络结构
IEC61850将智能变电站分为过程层、间隔层和站控层，各层内部及各层之间采用高速网络通信。整个系统的通讯网络可以分为：站控层和间隔层之间的站控层通讯网、以及间隔层和过程层之间的过程层通讯网。
站控层通信全面采用IEC61850标准，监控后台、远动通信管理机和保护信息子站均可直接接入IEC61850装置。同时提供了完备的IEC61850工程工具，用以生成符合IEC61850-6规范的SCL文件，可在不同厂家的工程工具之间进行数据信息交互。
间隔层通讯网采用星型网络架构，在该网络上同时实现跨间隔的横向联锁功能。传输GOOSE报文和SV报文，且GOOSE网络、SV网络应完全独立，宜按电压等级分别组网。其中:
过程层：合并单元、智能终端、合智集成装置、电子式互感器。
间隔层：保护、测控、电度表、备自投、PMU。
站控层：监控主机、操作员站、工程师站、数据服务器、I区数据通信网关机；II区数据通信网关机；综合应用服务器；主时钟、扩展时钟、PMU数据集中区、保信子站；计量终端。
过程层网络：接入间隔层设备和过程层设备，有SV和GOOSE报文，110kV及以下电压等级单星形网络，高压双星形网络。
站控层网络：接入站控层设备和间隔层设备，有MMS和GOOSE报文，双星形网络。
新疆智能变电站中保护装置全部为“直接采样”、“直接跳闸”方式，即不经过以太网交换机而以点对点连接方式直接进行采样值传输、跳合闸信号的传输。继电保护设备与本间隔智能终端之间通信采用GOOSE点对点通信方式；继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息采用GOOSE网络传输方式。
从以上分析我们看到，智能变电站设备之间连接介质由光缆或双绞线替代了传统的电缆，电磁信号被转换成了数字信号，二次回路成为了“虚回路”。而这些虚回路中所传输数据信息的稳定性和时间延迟特性是智能变电站能否可靠运行的关键所在。
智能变电站数据传输的任何一个环节的不确定性都可以对时间特性造成不同程度的破坏，如交换机、智能设备等，而这种时间特性的破坏力对于智能变电站来说是一个灾难。比如GOOSE的输出延迟带来的跳闸延迟问题，GOOSE网络信息的延迟带来故障的慢速隔离，不同合并单元延迟差导致保护闭锁，合并单元采样同步偏差导致保护差流SMV9-2采样数据不均匀及延迟传输带来的保护失效、误动等关键问题都会引起变电站的重大事故。
针对这些问题如何能够及时发现和消缺，必须建立起完备的检测机制和设备标准化定义，而完成这些工作的前提条件是必须给出如何检测和测试智能设备的时间性能，保证智能设备的可靠性和速动型，从而确保智能变电站的能够安全投运。
三、智能变电站典型关键二次回路性能测试
3.1线路保护跳闸回路延时性能测试
3.1.1测试方法:
1）由继电保护测试仪,从电流互感器、电压互感器二次侧合并单元施加电流、电压，使被测线路保护差动动作；
2）将智能终端动作接点返回给继电保护测试仪；
3）继电保护测试仪记录的故障发生时刻与智能终端返回的硬节点时间差即为线路保护跳闸延时。
3.1.2技术要求
1）线路保护的采样回路延时不大于2ms；
2）线路保护跳闸回路延时不大于7ms；
3）线路纵联保护装置整组动作时间不大于39ms（自环测试，不包括纵联通道传输时间）
3.2母线保护跳闸回路延时性能测试
3.2.1测试方法:
1）由继电保护测试仪,从电流互感器、电压互感器二次侧合并单元施加电流、电压，使被测母线保护差动动作；
2）将智能终端动作接点返回给继电保护测试仪；
3）继电保护测试仪记录的故障发生时刻与智能终端返回的硬节点时间差即为母线保护跳闸延时。
3.2.2技术要求
1）母线保护的采样回路延时不大于2ms；
2）母线保护跳闸回路延时不大于7ms；
3）母线保护整组动作延时不大于29ms（大于2倍整定值）
3.3主变保护跳闸回路延时性能测试
3.3.1测试方法:
1）由继电保护测试仪,从电流互感器、电压互感器二次侧合并单元施加电流、电压，使被测主变保护差动动作；
2）将智能终端动作接点返回给继电保护测试仪；
3）继电保护测试仪记录的故障发生时刻与智能终端返回的硬节点时间差即为主变保护跳闸延时。
3.3.2技术要求
1）主变保护的采样回路延时不大于2ms；
2）主变保护跳闸回路延时不大于7ms；
3）主变保护差动速断整组动作延时不大于29ms（大于2倍整定值）；比率差动动作延时时间不大于39ms（大于2倍整定值）；
3.4失灵保护回路延时性能测试
3.4.1测试方法:
以线路间隔启动失灵为例：
1）由继电保护测试仪给合并单元施加电流、电压，并保证施加故障电流的时间大于失灵保护整定延时，使被测线路保护差动动作；
2）通过过程层交换机启动母线失灵保护，失灵保护动作跳各侧智能终端，将动作接点返回给测试仪；
3）继电保护测试仪记录的故障发生时刻与智能终端返回的硬节点时间差即为失灵保护跳闸延时。
3.5智能变电站关键二次回路性能测试分析
智能变电站发生故障时，故障的切除时间为：从故障发生时刻到智能终端动作出口的这段时间T,并由下列时间段组成；
T1：合并单元将二次电流、电压模拟量转换为数字量（SV）的时间，通过对合并单元SV报文抓包可获取；
T2：保护装置收到合并单元发送采样值（SV）的传输时间；
T3：保护装置启动动作时间，通过保护装置动作信息可获取；
T4：智能终端收到保护装置动作信息（GOOSE）的传输时间；
T5：智能终端动作时间，通过继保仪测试智能终端出口
T：继电保护测试仪记录的故障发生时刻与智能终端返回的硬节（点时间差，即跳闸回路的总延时；
△T：跳闸回路的总延时与各装置的动作时间和的差值，即传输延时的总合：△T=T-(T1+T3+T5)=T2+T4；
由于传输延时T2、T4的时间最大为微秒级，继保仪无法测出，在此我们只对T1、T3、T4、T进行测试分析；
下面以头屯河220kV变电站为例：
头屯河220kV变电站中，母线保护装置为南自SGB-750，主变保护装置为南自PST1200U,亚头一线线路保护为南瑞PCS-931，智能终端均为南自PSIU601GC,合并单元均为南自PSMU602GC。
经过测试以上各阶段延时时间以及总的跳闸回路延时均符合智能变电站延时特性要求。通过以上测试能够对更好地掌握智能变电站通信网络和系统的时间性能提供全面的分析方法和检测依据。
目前电力系统从国网、南网到每个省的电科院都设置了关于时间的工作组，相关的测试标准也已经具备，但是国内专业的测试机构只对规约报文的一致性进行分析和测试，不针对时间性能做检测，没有制定详细可操作的方法或者手段。综上所述，智能变电站时间性能的分析研究和检测对于智能变电站的实施和投运后的安全运行将有很大帮助，因此我智能变电站中时间性能的概念十分重要，它全面覆盖整个智能变电站时间的准确度和智能变电站应用信息的传输时间定义。希望在电力行业所有工作人员的共同努力下，尽快成立针对时间性能检测的专业的机构，并制定详细的可操作方法和手段。推动智能变电站健康稳定的发展，为我们的国家和社会做出更多的贡献。