特高壓練塘站自動化系統并網運行的分析與研究

張 蓉，李 敏

（1.上海交通大學，上海 200030；2.國網上海市電力公司檢修公司，上海 200063）

特高壓皖電東送工程的滬西站是落地在上海的第一個1 000kV交流特高壓變電站，與晉東南—南陽—荊門特高壓交流工程的3座變電站不同的是，滬西站是在原有500kV練塘站的基礎上升壓擴建而成，故在投運后命名為1 000kV特高壓練塘站。為區分方便，本文將原有500kV練塘站簡稱為練塘站，新建1 000kV特高壓練塘站簡稱為滬西站。滬西站按照一體化監控智能站設計，與練塘站統籌考慮，一體化布置。滬西站投運后，兩站運行監控將由練塘站切換到滬西站。兩站電壓等級高、規模大，這對監控系統的安全性和可靠性提出了更高的要求。

特高壓滬西站自動化系統并網運行的實施，不僅需要考慮練塘站已運行部分的數據正確的遷移到新系統，從技術上保障新系統圖庫與現場已運行一次設備的一致性；還需要考慮現場調試工作對已運行部分的影響，保障練塘站已運行部分的安全穩定運行。

1 練塘站自動化網絡通信結構

練塘站自動化系統采用分層分布式結構（見圖1），包括站控層和間隔層。其中間隔層完成數據的采集、測量控制和保護功能，并將采集和處理后的數據信號，經報文編制規范（MMS）網絡傳輸到站控層。站控層完成全站數據處理、運行監視、控制及信息遠傳功能。站控層包括監控系統、遠動系統、故障信息子系統、五防；間隔層包括保護裝置、測控裝置。間隔層和站控層之間通信全面采用數字化變電站通信標準IEC 61850。

為提高系統可靠性，兩層之間通信采用雙星形光纖以太網（圖1中MMS A網和B網）。滬西站仍將采用該自動化網絡通信結構，全面采用IEC 61850標準。

2 自動化并網前的準備——模擬對點

由于練塘站在電網中起著至關重要的作用，所以此次并網調試、試驗均需要在練塘站不停電的情況下進行。既不能影響練塘站的運行，又要保證練塘站接入系統的正確性，這對并網提出了很高的要求。因此提出了“模擬對點”的方案來實現練塘站平滑地切入滬西站新監控系統，即在滬西變現場進行練塘站設備的模擬驗證。模擬對點的實現方案如圖2所示。

圖2 模擬對點實現方案圖

在站控層中，滬西站CSGC3000監控主機將替代練塘站的監控主機CSC2000（V2）。投運后，所有監盤、操作、報表等均在滬西站監控主機上完成，因此需導入滬西站和練塘站所有的數據；滬西五防主機替代練塘站五防機，包括了滬西站和練塘站所有的閉鎖邏輯；滬西站遠動主機包括滬西站和練塘站的數據，并與調度建立連接。

在間隔層中，除了新增的1 000kV保護測控單元、主變及110kV保護測控單元外，特別部署了多臺計算機作為練塘站裝置模擬機，在每個計算機中加載練塘站所有設備的系統配置文件（SCD模型文件）。

練塘站的間隔層和站控層全面采用IEC 61850標準通信，其繼電保護、測控單元、遠動設備、后臺監控系統、保護子站、故障錄波等專業集成了多家公司的二十余種型號的產品，這些裝置均按IEC 61850標準模型建模。通過設計系統配置器，以設備能力描述文件（ICD）和系統描述文件（SSD）為輸入，經過系統集成商的干預，輸出供監控系統和遠動使用的系統配置文件（SCD）和間隔層裝置配置描述文件（CID）［2］。

配置過程文件的流程如圖3所示。

模擬機中的軟件就是通過分析原始SCD文件，提取出各裝置的CID模型文件后，將該模型文件模擬成實際在運行的裝置，如同實際裝置運行一樣，同時生成IEC 61850運行所需的datamap，logcfg，osicfg等文件，滬西站監控系統就可以把它當做一個實際在運行的保護或測控裝置［3］。

圖1 練塘站自動化網絡通信結構示意圖［1］

圖3 系統配置流程圖

在模擬機中解析出各數據集，可以對其中的遙信進行置數對點，設置遙測變化來核對，設置定值以供滬西監控調取，修改等。其中最重要的是遙控對點功能，當滬西監控對模擬機的一個間隔開關或閘刀進行遙控時，模擬機會根據收到的遙控命令來模擬開關或閘刀的實際變位，以此來確認控點的正確性。也可以通過設置，在滬西監控進行遙控的時候，模擬機界面彈出對話框，告知滬西監控遙控的是具體哪個設備，對話框會提示原SCD中建模時的控點名稱，以此來保證準確性。模擬機同時具有雪崩實驗等功能，能夠模擬實際運行時有很多遙信遙測上送而導致的網絡流量變化很大的問題，這對于站內有眾多設備需要模擬的情況來說很有必要。

本次并網前采用6臺計算機模擬練塘站的裝置與滬西站的新監控系統進行模擬對點試驗。在每臺模擬機上模擬練塘各裝置的遙信、遙測點，從滬西站CSGC3000／SA監控主機和練塘站CSC2000（V2）監控主機上核對信號是否一致，并與調度端核對數據。從CSGC3000監控主機上進行單點遙控操作，然后從V2監控主機上進行同樣的操作，核對操作結果是否一致。通此次模擬對點工作（包括遙控、遙信、遙測的所有采樣點），可以保證練塘站數據與滬西站新監控系統中練塘站的數據的正確性，具備并網運行條件。使用模擬機來進行信號核對其準確性、實用性以及便利性在本次工程中得到充分的驗證，未出現遙信遙測錯誤甚至遙控錯誤的問題。

3 自動化系統并網

滬西站投入運行后，練塘站的運行監控將全部切換到滬西站實行（見圖4）。從圖4可以看，所有的二次設備，包括各電壓等級的保護設備、測控設備、故障錄波器、保護子站等，均以IEC 61850通信規約通過MMS網口直接接至MMS網上。因此，需要將練塘站原有二次設備，通過練塘站計算機室站控層交換機，級聯到滬西站計算機室站控層交換機，完成全站網絡的互聯互通。

3.1 五防工程制作及校核

將練塘站優特五防主機遷移到滬西，優特五防按照間隔擴建的方式進行。優特五防提供的IEC 61850模型，與練塘站模型具備一致性。監控按照模型重載的方式，加載優特五防新模型，不影響原有設備閉鎖點，從而不影響原有五防配置。監控配置新增設備的遙控邏輯，串聯優特五防上送的設備閉鎖點，并進行五防閉鎖驗證。

圖4 滬西站與練塘站網絡互聯示意圖

3.2 監控遷移及校核

首先將練塘站操作員站B遷移到滬西站，開通練塘到滬西的級聯網絡，練塘站與滬西站形成一個統一網絡。開啟遷移到滬西的原練塘操作員站B。參照部署在滬西站的練塘操站操作員站B主機，對滬西站監控進行功能驗證，驗證過程中，練塘CSC2000（V2）監控作為備用系統。驗證階段結束后，關閉練塘站原有運行的CSC2000V2監控系統。

3.3 遠動遷移及校核

斷開練塘站原有遠動AB主機接入、轉出網絡。1 000kV練塘站自動化系統并網后網絡通信結構示意圖如圖5所示。滬西站I區通信網關AB機接入、轉出插件接通網絡，采用練塘站遠動主機IP與主站通信。與主站核對練塘站運行數據的一致性。進行滬西新增部分的傳動實驗。驗證無誤后，關閉練塘站原有遠動主機A、B。

4 自動化并網后的遙控驗證

滬西站與練塘站MMS網絡互聯后，不僅需要對原練塘站的每個間隔進行遙控試驗，以進一步確保數據的正確性，還需在并網情況下對滬西站新擴設備進行遙控，以驗證最終實際運行的網絡環境是否會帶來其他影響。

為了防止在遙控滬西站新擴設備時，由于點號錯誤導致誤遙控練塘站運行設備，通過對傳統遙控驗證方法的比較討論，認為3種傳統方法：聲音、電壓、返校法進行遙控驗證都有一個嚴重的隱患，它們均無法保證一一對應的關系驗證。例如，控制室發A開關跳閘，無法保證A開關的控制信號是傳輸到A開關的控制回路中。由于所有的安全措施全部在A開關側布置，其他開關側并沒有任何安全措施。所以，如果A開關的控制信號發送到B開關的控制回路中，將使B開關動作，從而造成重大的運行責任事故。本次并網后的驗證過程中，提出了改進型的遙控驗證方法，節省了大量核對工作量，提高了工作效率，加快了工程進度如圖6所示。

圖6中虛線上部是為了驗證遙控回路是否存在一對多的現象。如將需要檢驗的一次設備切換到近控后，遠方預置信號都應該返回失敗信息，如果返回預置成功，則說明遙控預置信號沒有到指定的間隔的預置繼電器，從而說明網絡配置有錯誤，存在一對多的現象。

圖6中虛線下部是將返校法和測電壓法結合在一起，不僅確保了遙控回路與一次設備一一對應的關系，同時迅速確認了故障點位置。通過圖6虛線上部的流程確定了遙控回路是一對一的，但是不能保證返校回路能正確動作。所以，這里采用測電壓法和返校法相結合，如果在遠控時，預置無法成功，但是能測得電壓的話就說明返校回路出現故障。如果預置成功則說明遙控回路無異常。

相比傳統的不停電試驗方法，改進型的不停電遙控試驗方法有以下幾個優點。

圖51 000kV練塘站自動化系統并網后網絡通信結構示意圖

圖6 改進型遙控驗證方法

（1）確保了遙控回路與一次設備的一一對應關系，彌補了傳統遙控試驗中的最大問題。通過遠近控的切換，確認了一一對應的關系后再進行下一步的操作，避免了其他回路誤動作的可能性。

（2）快速定位故障點，節約了人力資源，有效提高工作進度。通過改進型的不停電遙控試驗方法可以初步定位故障點，可以有針對性地對相關地址配置表進行排查，避免了盲目核對所有地址配置表，節約了勞動力，提高了工程進度。

（3）通過先試驗后檢查的方式，彌補了傳統不停電遙控試驗中可能出現的人為錯誤，保障了電網的安全可靠。

改進型的不停電遙控試驗方法的具體防誤措施如下。

（1）測控裝置。斷路器控制回路圖如圖7所示。從圖7可以看出，遙控操作時，自動化后臺發出的遠方控制命令首先到達測控屏進行返校與預置，成功后后臺遠方執行命令經過測控出口繼電器到操作繼電器屏使SHJ勵磁后手合接點閉合，命令到達就地控制柜斷路器合閘回路，從而實現遠方合閘。只要在測控屏上將“遠方／就地”控制手柄切到“就地”位置，切斷控制回路，即使滬西站后臺控點錯誤，遙控至練塘站測控上，后臺即會顯示“遙控預置失敗”，不會誤出口而導致誤分合運行設備。因此，在進行滬西站設備遙控期間，將練塘站500、220、35kV設備的23面測控屏中所有測控裝置的遠近控切換把手切至“就地”位置，并將鑰匙取下保管，這是從源頭的安全保障措施。

圖7 斷路器控制回路圖

（2）自動化后臺。滬西站自動化后臺上對練塘站所有間隔進行掛牌，掛牌之后，相應間隔將屏蔽遙控功能，無法進行遙控操作。在實際遙控驗證過程中，通過此兩方案“雙管齊下”，合理有效地確保了并網時不會誤控練塘站設備。

5 結論

本文通過詳細研究滬西站與練塘站自動化系統并網的實施方案與分析過程中的安全可靠性，提出了兩站“合監合控”過程中自動化并網的可行性方案，并在特高壓練塘站投運前得到驗證，取得了良好的效果，對今后大運行模式下多站自動化并網運行提供的實施方向與參考思路。

［1］ 張蓉.IEC 61850在變電站的應用分析［J］.電工技術，2013（02）：11-13.ZHANG Rong.The application of IEC 61850in substation analysis［J］.Electric Engineering，2013（02）：11-13.

［2］ 國際電工委員會.IEC 61850標準第一版［S］.2005.

［3］ 李勇亮.IEC 61850V2.0版本簡介及其在智能電網中的應用［J］.電網技術，2010（4）：11-16.LI Yong-liang，LI Gang.An introduction to 2nd edition of IEC 61850and prospects of its application in smart grid［J］.Power System Technology，2010（4）.