連云港供電公司 高鵬飛

隨著科學(xué)技術(shù)的發(fā)展，在我國城鄉(xiāng)電網(wǎng)改造與建設(shè)中變電站逐步實現(xiàn)無人值班，從而大大提高了電網(wǎng)建設(shè)的現(xiàn)代化水平，增強(qiáng)了輸配電和電網(wǎng)調(diào)度的可能性。某220KV智能變電站，全站采用IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)實現(xiàn)二次裝置信息交互數(shù)字化、標(biāo)準(zhǔn)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，智能變電站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(luò)交換機(jī)、SMV采樣機(jī)制、GOOSE快速報文機(jī)制等新設(shè)備、新技術(shù)的大規(guī)模應(yīng)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(hù)的狀態(tài)和動作行為。

1.二次系統(tǒng)組網(wǎng)結(jié)構(gòu)

該變電站邏輯功能上由站控層、間隔層和過程層三層設(shè)備組成，并應(yīng)用分層、分布、開放式的以太網(wǎng)絡(luò)實現(xiàn)連接，整個二次系統(tǒng)體系為“三層兩網(wǎng)”結(jié)構(gòu)，即由站控層網(wǎng)絡(luò)實現(xiàn)站控層設(shè)備和間隔層設(shè)備的連接，由過程層網(wǎng)絡(luò)實現(xiàn)間隔層設(shè)備和過程層設(shè)備的連接，如圖1所示。

2.二次系統(tǒng)狀態(tài)檢修案例

2.1 案例一

2012年3月22日下午13時21分，該變電站出現(xiàn)“2號主變A套保護(hù)閉鎖”、“110kV母線保護(hù)閉鎖”信號?，F(xiàn)場發(fā)現(xiàn)，2號主變中壓側(cè)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(hù)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(guān)，為了縮小故障排查范圍，必須借助其他設(shè)備和手段。

在該變電站工程中，設(shè)置了網(wǎng)絡(luò)報文記錄分析儀（以下簡稱網(wǎng)絡(luò)分析儀），通過分析各層的報文，實時監(jiān)視通信網(wǎng)絡(luò)和所有智能裝置的運行狀況并及時對異常進(jìn)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(cè)OCT合并單元的異常時間段內(nèi)的報文進(jìn)行了分析，發(fā)現(xiàn)2號主變中壓側(cè)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(hù)裝置故障可能。進(jìn)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。

圖1 變電站“三層兩網(wǎng)”示意圖

圖2 主變過程層網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)

圖3 站控層中心交換機(jī)GOOSE報文負(fù)荷流量

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(zhuǎn)換模塊故障導(dǎo)致，更換該模塊后恢復(fù)正常，消除了隱患。

2.2 案例二

該變電站自投運后，主變PCS978保護(hù)測控裝置、線路PCS931保護(hù)測控裝置在一、二次設(shè)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(jié)果有變位的情況，出現(xiàn)的周期大約為0.5h。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(hù)測控設(shè)備（站控層GOOSE傳遞）、與此聯(lián)鎖邏輯相關(guān)的GOOSE鏈路的健康狀態(tài)。由于一次設(shè)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(shè)備位置、狀態(tài)（無任何間隔層設(shè)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(dāng)相關(guān)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(yīng)的邏輯門。由圖2可以看出，主變間隔的開關(guān)、閘刀位置均由主變間隔各側(cè)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(jī)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(jī)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(hù)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(luò)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，沒有任間隔層設(shè)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(luò)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(jī)丟失，另一是此GOOSE鏈路的保護(hù)測控裝置沒有發(fā)送。經(jīng)過多次分析，保護(hù)測控裝置GOOSE發(fā)送正常，應(yīng)是交換機(jī)丟棄GOOSE報文而導(dǎo)致。繼續(xù)分析，發(fā)現(xiàn)站控層網(wǎng)絡(luò)有每秒10萬包左右的UDP報文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(jī)因負(fù)荷率高，影響GOOSE鏈路通信。關(guān)閉該報文端口，觀察1h左右，GOOSE報文丟失現(xiàn)象消失。后使用交換機(jī)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(jī)1-7、1-8口運行，且不影響其他業(yè)務(wù)端口運行，缺陷消除。

3.結(jié)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(jié)構(gòu)，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(zhǔn)確處理的，必須采取新設(shè)備及新方法，例如智能化的監(jiān)控系統(tǒng)（如網(wǎng)絡(luò)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(shè)備可靠性方面考慮，開展二次設(shè)備狀態(tài)檢修較能滿足智能化變電站的運行維護(hù)要求。

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