二次系統(tǒng)狀態(tài)檢修技術在智能變電站中的應用

仲偉寬，徐 敏，孫天宇，謝鐵明

(無錫供電公司，江蘇 無錫 214000)

220kV西涇智能變電站是一座完整意義上的智能化變電站，采用大量新技術、新設備，全站采用IEC 61850標準[1]實現(xiàn)二次裝置信息交互數(shù)字化、標準化，利用光纖實現(xiàn)二次裝置互聯(lián)互通，極大簡化了二次接線。然而，盡管減少了二次電纜，較大程度避免了傳統(tǒng)二次回路問題，但由于全光纖互感器、網(wǎng)絡交換機、SMV采樣機制、GOOSE快速報文機制等新設備、新技術的大規(guī)模應用，一些新的回路問題也由此產(chǎn)生，而常規(guī)的檢修方法已無法使用。因此，必須研究新的方法和手段監(jiān)視并分析保護的狀態(tài)和動作行為。

1 西涇變二次系統(tǒng)組網(wǎng)結構

西涇變在邏輯功能上由站控層、間隔層和過程層三層設備組成，并應用分層、分布、開放式的以太網(wǎng)絡實現(xiàn)連接，整個二次系統(tǒng)體系為“三層兩網(wǎng)”結構[2]，即由站控層網(wǎng)絡實現(xiàn)站控層設備和間隔層設備的連接，由過程層網(wǎng)絡實現(xiàn)間隔層設備和過程層設備的連接，如圖1所示。

2 西涇變二次系統(tǒng)狀態(tài)檢修案例

2.1 案例一

2011年1月24日上午10時40分，西涇變出現(xiàn) “2號主變A套保護閉鎖”、“110kV母線保護閉鎖”信號。現(xiàn)場發(fā)現(xiàn)，2號主變中壓側光電流互感器（OCT）合并單元中AD2的B相電流顯示為0。

由于2號主變間隔過程層組網(wǎng)方式為直采網(wǎng)跳[3]方式（如圖2所示），即采樣回路為：OCT→OCT前置單元→間隔合并單元→保護裝置。從圖中可見，采樣異常與上述4個環(huán)節(jié)都可能有關，為了縮小故障排查范圍，必須借助其他設備和手段。

圖1 西涇變“三層兩網(wǎng)”示意圖

在西涇變工程中，設置了網(wǎng)絡報文記錄分析儀（以下簡稱網(wǎng)絡分析儀），通過分析各層的報文，實時監(jiān)視通信網(wǎng)絡和所有智能裝置的運行狀況并及時對異常進行報警，提供離線分析功能以判斷故障點。檢修人員對2號主變中壓側OCT合并單元的異常時間段內(nèi)的報文進行了分析，發(fā)現(xiàn)2號主變中壓側OCT合并單元中AD2的B相電流采樣通道頻繁報“通道5狀態(tài)字有變化”，并且從報文解析中發(fā)現(xiàn)“通道5”（即AD2的B相電流通道）數(shù)值為0。這說明合并單元接受到的數(shù)據(jù)即為0，排除主變保護裝置故障可能。進一步分析，若合并單元有故障，不可能僅有一相電流數(shù)據(jù)異常 （三相數(shù)據(jù)均由一根采樣光纖傳輸），即排除合并單元故障，亦排除兩者之間光纖回路異常，初步判斷可能為OCT一次問題，亦或為OCT前置單元故障。

后經(jīng)OCT廠家人員現(xiàn)場檢查，確定為OCT前置單元故障，系前置單元中的轉換模塊故障導致，更換該模塊后恢復正常，消除了隱患。

2.2 案例二

圖2 西涇變主變過程層網(wǎng)絡結構

西涇變自投運后，主變PCS978保護測控裝置、線路PCS931保護測控裝置在一、二次設備均無操作的情況下，頻繁報“某某刀閘閉鎖”、“某某刀閘解鎖”信號，即存在對控制對象的聯(lián)鎖邏輯的計算結果有變位的情況，出現(xiàn)的周期大約為0.5 h。

針對此現(xiàn)象，研究了PCS900保測一體裝置的五防聯(lián)閉鎖邏輯發(fā)現(xiàn)：參與聯(lián)鎖邏輯的信號來源分為3類：本間隔的過程層智能終端（過程層GOOSE傳遞）、其他間隔的保護測控設備（站控層GOOSE傳遞）、與此聯(lián)鎖邏輯相關的GOOSE鏈路的健康狀態(tài)。由于一次設備并無操作，主變間隔保測裝置、智能終端均正確反映一次設備位置、狀態(tài)（無任何間隔層設備報變位信息），造成異常的原因很可能為GOOSE鏈路的健康狀態(tài)，當相關傳遞GOOSE信號的鏈路出現(xiàn)問題時，聯(lián)鎖邏輯將會閉鎖其對應的邏輯門。由圖2可以看出，主變間隔的開關、閘刀位置均由主變間隔各側智能終端（智能操作箱）采集，并以GOOSE形式通過主變間隔交換機傳送至主變保測裝置，由于保測裝置、智能終端、傳輸光纖均無異常，初步判斷站控層交換機為真正原因。據(jù)此，制定了檢修方案。

步驟a：全面分析監(jiān)控系統(tǒng)和保護裝置的歷史變位和告警記錄。

步驟b：根據(jù)出現(xiàn)變位的時刻，調(diào)取網(wǎng)絡分析儀的報文。

步驟c：跟蹤聯(lián)鎖程序，在變位時刻確定出參與聯(lián)鎖計算的信號，判定原因。

采取步驟a分析時，分析了監(jiān)控系統(tǒng)的歷史變位報文，信號報閉鎖和解鎖時刻，沒有任何間隔層設備報變位信息。繼之分析裝置的歷史報告，發(fā)現(xiàn)存在站控層GOOSE斷鏈的信息，GOOSE斷鏈說明保測裝置接收的GOOSE周期報文有丟失的情況。

采取步驟b分析時，調(diào)取變位時刻的網(wǎng)絡分析儀報文，發(fā)現(xiàn)GOOSE報文丟失的情況。

GOOSE報文丟失存在2種可能：一是交換機丟失，另一是此GOOSE鏈路的保護測控裝置沒有發(fā)送。經(jīng)過多次分析，保護測控裝置GOOSE發(fā)送正常，應是交換機丟棄GOOSE報文而導致。繼續(xù)分析，發(fā)現(xiàn)站控層網(wǎng)絡有每秒10萬包左右的UDP報文[4]（2臺監(jiān)控系統(tǒng)數(shù)據(jù)庫同步用，如圖3所示，判斷可能由于瞬時的報文沖擊使交換機因負荷率高，影響GOOSE鏈路通信。關閉該報文端口，觀察1 h左右，GOOSE報文丟失現(xiàn)象消失。后使用交換機的配置功能，將此同步數(shù)據(jù)包限制在站控層的中心交換機1-7、1-8口運行，且不影響其他業(yè)務端口運行，缺陷消除。

圖3 站控層中心交換機GOOSE報文負荷流量

3 結束語

通過上述案例可以看出，由于智能變電站“三層兩網(wǎng)”的結構，使之對GOOSE、SMV鏈路健康狀態(tài)十分依賴，對于這種非傳統(tǒng)的二次回路異常，僅采用傳統(tǒng)的檢修方法是無法快速準確處理的，必須采取新設備及新方法，例如智能化的監(jiān)控系統(tǒng)（如網(wǎng)絡分析儀、智能裝置本身的自檢功能等)、報文解析軟件等。另外，從提高檢修效率和設備可靠性方面考慮，開展二次設備狀態(tài)檢修較能滿足智能化變電站的運行維護要求。

[1]IEC 61850，Communication networks and system in substation[S].2004.

[2]吳在軍，胡敏強.變電站通信網(wǎng)絡和系統(tǒng)協(xié)議IEC 61850標準分析[J].電力自動化設備，2002，22(11)：70-72.

[3]鞠 陽.數(shù)字化變電站的網(wǎng)絡通信模式[J].電力系統(tǒng)保護與控制，2010，38(1)：92-95.

[4]謝希仁.計算機網(wǎng)絡[M].北京：電子工業(yè)出版社，2003.