基于IEC 61850規(guī)約的110 kV數(shù)字化變電站及調(diào)試淺析

費(fèi)云中，陳亦平，范 明，金山紅

（嘉興電力局，浙江 嘉興 314001）

早期的數(shù)字化變電站采用FT3光纖串口方式傳輸采樣值，該方式采用點(diǎn)對點(diǎn)連接，同一模擬量多裝置需要時必須引獨(dú)立的多根光纖。光纖數(shù)目較多，共享性差。作為浙江省電力公司科技項(xiàng)目，浙江省首個110 kV數(shù)字化變電站田樂變工程采用了IEC 61850-9-2LE標(biāo)準(zhǔn)的以太網(wǎng)采樣傳輸體系，有效地解決了數(shù)據(jù)共享問題。

1 IEC 61850-9-2LE標(biāo)準(zhǔn)的以太網(wǎng)采樣傳輸體系

數(shù)字化變電站采樣值傳輸現(xiàn)多采用以太網(wǎng)，支持的標(biāo)準(zhǔn)有IEC 61850-9-1，IEC 61850-9-2，IEC 61850-9-2LE，其中IEC 61850-9-2LE是在IEC 61850-9-2框架下定義的一個特定類型。

報文格式包含8個模擬量：A，B，C，N電流和A，B，C，N電壓。對于使用IEC 61850-9-2LE的合并單元需要輸出2幀不同的數(shù)據(jù)滿足測控和保護(hù)的需求，其編碼格式按照IEC 61850-9-2定義的方式完成，效率較IEC 61850-9-1低，各廠家設(shè)備無需交換模型即可實(shí)現(xiàn)互操作。而IEC 61850-9-2方式為一種靈活的模式，不事先約定報文格式，以模型文件為載體交換報文信息，各廠家的設(shè)備在支持IEC 61850-9-2的前提下通過交換模型可以實(shí)現(xiàn)互操作。本工程采用了IEC 61850-9-2LE標(biāo)準(zhǔn)的以太網(wǎng)采樣傳輸體系。

2 110kV數(shù)字化變電站

2.1 110kV田樂變規(guī)模

嘉興110 kV田樂變本期采用內(nèi)橋接線，遠(yuǎn)期內(nèi)橋＋線變組接線；10 kV本期采用單母線分段接線，遠(yuǎn)期采用單母線四分段接線；110 kV終期出線規(guī)模3回，本期出線2回；遠(yuǎn)期規(guī)模按3×50 MVA考慮，本期規(guī)模1×50 MVA（1號主變）；10 kV終期出線規(guī)模36回，本期出線12回。

2.2 網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)

田樂變遵照IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，采用三層兩網(wǎng)的數(shù)字化變電站結(jié)構(gòu)，三層即站控層、間隔層、過程層3個部分，連接3部分之間的為站控層網(wǎng)絡(luò)和過程層網(wǎng)絡(luò)。110 kV和10 kV均采用非常規(guī)的互感器，全站的采樣值（SV）采用IEC 61850-9-2LE進(jìn)行傳輸，110 kV電壓等級和主變間隔采樣值通過交換機(jī)實(shí)現(xiàn)了共享。110 kV電壓等級通過采用IEC 61850中的GOOSE網(wǎng)絡(luò)通信實(shí)現(xiàn)跳合閘技術(shù)和保護(hù)裝置閉鎖邏輯的網(wǎng)絡(luò)化[1]，10 kV采用GOOSE通信實(shí)現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)化備投和過負(fù)荷聯(lián)切，110 kV GOOSE和SV共網(wǎng)、10 kV MMS網(wǎng)絡(luò)和GOOSE共網(wǎng)。

全站設(shè)置統(tǒng)一的站控層網(wǎng)絡(luò)交換機(jī)，全站過程層交換機(jī)連接如圖1所示。保護(hù)、測控、錄波等裝置均通過IEC 61850接入監(jiān)控系統(tǒng)；按間隔設(shè)置過程層交換機(jī)，其中中央過程層交換機(jī)負(fù)責(zé)傳輸跨間隔的以太網(wǎng)信息。

圖1 全站過程層交換機(jī)連接

2.3 測控裝置配置

站內(nèi)測控裝置配置如圖2所示，按電氣單元進(jìn)行配置，單元測控裝置的數(shù)據(jù)分別直接傳送給監(jiān)控主機(jī)、遠(yuǎn)動裝置。110 kV測控裝置具備獨(dú)立的GOOSE網(wǎng)口與GOOSE網(wǎng)絡(luò)連接，具備獨(dú)立的MMS網(wǎng)口經(jīng)MMS網(wǎng)絡(luò)與監(jiān)控系統(tǒng)連接。10 kV部分為測控保護(hù)一體化裝置。

2.4 智能操作箱配置

全站按斷路器配置智能操作箱采集斷路器、刀閘等的位置信號，通過GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳送給間隔層測控裝置，再由測控裝置經(jīng)MMS網(wǎng)絡(luò)送至監(jiān)控系統(tǒng)后臺服務(wù)器。站內(nèi)智能操作箱工作示意圖如圖3所示。

圖2 站內(nèi)測控裝置配置

圖3 間隔智能操作箱工作示意圖

2.5 電子式互感器配置

110 kV每個線路間隔布置1組電流互感器，采集器就地布置，合并單元安裝于主控室各線路測控柜上。110 kV每段母線布置1組電壓互感器，采集器就地布置，110 kV電壓互感器合并單元與進(jìn)線電流互感器合并單元共用。10 kV間隔配置小信號模擬量輸出的電子式電流、電壓互感器。

3 保護(hù)配置及調(diào)試方法

3.1 保護(hù)配置

主變設(shè)置主保護(hù)、后備保護(hù)兩套獨(dú)立的裝置，接入主變交換機(jī)，共同完成主變的保護(hù)功能。10 kV裝置集保護(hù)、測量、控制、智能終端、合并單元于一體，實(shí)現(xiàn)了保護(hù)的數(shù)字化，同時為數(shù)字化電能表輸出采樣值。

3.2 主變保護(hù)裝置校驗(yàn)方法

（1）傳統(tǒng)的繼電保護(hù)測試儀加數(shù)據(jù)采集器法。用繼電保護(hù)測試儀作為信號發(fā)生源，由采集裝置進(jìn)行數(shù)據(jù)采集后將信號通過光纖發(fā)送到合并單元，經(jīng)處理后通過交換機(jī)發(fā)送至保護(hù)、測控等智能裝置，連接示意如圖4所示。

圖4 傳統(tǒng)保護(hù)校驗(yàn)接線示意

（2）全數(shù)字化保護(hù)測試儀法。數(shù)字化保護(hù)測試儀模擬合并單元按照IEC 61850-9-1和IEC 61850-9-2的格式傳送采樣值，訂閱、發(fā)布GOOSE信息或輸出、接收硬接點(diǎn)開關(guān)量，實(shí)現(xiàn)保護(hù)的閉環(huán)測試，連接示意如圖5所示。

圖5 全數(shù)字化保護(hù)校驗(yàn)接線示意

3.3 10 kV饋線保護(hù)裝置校驗(yàn)方法

因?yàn)?0 kV保護(hù)采用FT3格式的小信號輸入，所以保護(hù)裝置校驗(yàn)可以采用傳統(tǒng)的繼電保護(hù)測試儀加數(shù)據(jù)采集裝置法或者專用的小信號保護(hù)校驗(yàn)儀進(jìn)行調(diào)試。

4 調(diào)試中遇到的典型問題

（1）在主變低壓合并單元加同相位電流電壓，保護(hù)、錄波器、分析儀顯示電流電壓相角差17°。

原因分析：合并單元的主要功能是同步采集多路電子式互感器輸出的數(shù)字信號并按照標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的格式發(fā)送給保護(hù)測控設(shè)備?？赏ㄟ^在合并單元輸入端加入一定幅值和相位的電流電壓，查看保護(hù)、測控、錄波器接收到的電流電壓幅值和相位與輸入值的誤差是否在允許范圍之內(nèi)來檢測其性能。經(jīng)廠家工作人員檢查，發(fā)現(xiàn)合并單元數(shù)據(jù)處理程序錯誤，經(jīng)修改后采樣值恢復(fù)正常。

（2）MU602合并器從失步狀態(tài)向同步狀態(tài)轉(zhuǎn)換過程中，主變保護(hù)差動出口。

原因分析：MU602合并器裝置在失步狀態(tài)下，由自帶的內(nèi)部時鐘保證采樣節(jié)拍的同步，此時9-2報文發(fā)送非同步標(biāo)志。當(dāng)合并器收到同步秒脈沖時，合并器裝置將收到的采樣值經(jīng)插值算法計算后，將計數(shù)器更改為3998或者3999（3998或3999根據(jù)插值算法而定），并將此幀報文置同步標(biāo)志，下一幀報文的計數(shù)器更改為0，并開始根據(jù)外時鐘源的秒脈沖定時清零計數(shù)器。為避免保護(hù)誤動，保證各側(cè)合并器都可靠同步后再開放保護(hù)，將合并器發(fā)送同步標(biāo)志的時間做了延時處理。當(dāng)合并器收到同步秒脈沖時，合并器裝置將收到的采樣值經(jīng)插值算法計算后，將計數(shù)器更改為3998或者3999（是3998或3999根據(jù)插值算法而定），下一幀報文的計數(shù)器更改為0，在2 s后將報文置同步，并開始根據(jù)外時鐘源的秒脈沖定時清零計數(shù)器。經(jīng)修改保護(hù)軟件解決了問題。

（3）在1號主變低壓側(cè)合并單元加電流電壓，在1號進(jìn)線交換機(jī)上施加1號主變高壓側(cè)電壓，裝置顯示MU同步出錯，高壓側(cè)電壓正常，低壓側(cè)電壓漂移。

原因分析：保護(hù)裝置接收到不同步的采樣數(shù)據(jù)時，軟件內(nèi)部判斷MU同步出錯，同時裝置報文報MU同步出錯，并閉鎖保護(hù)。在1號主變低壓側(cè)合并單元加電流電壓，在1號進(jìn)線交換機(jī)上加1號主變高壓側(cè)電壓用調(diào)試裝置給保護(hù)加量時，由于兩側(cè)試驗(yàn)儀沒有同步，保護(hù)裝置判斷MU同步出錯，采樣值異常，所以低壓側(cè)電壓出現(xiàn)漂移。

（4）某日主變帶10 kV開關(guān)第5次沖擊時，某10 kV備用出線測量回路電流二次值A(chǔ)相有1.8 A左右電流，B，C相為0，保護(hù)回路三相電流都為零。

原因分析：經(jīng)查發(fā)現(xiàn)為測量A相小信號電流插線松動，重新插緊后電流正常。小信號抗干擾要求很高，屏蔽線一定要兩端接地。A相小信號電流插線松動后，屏蔽線失去接地，干擾增大，在A相產(chǎn)生了1.8 A的干擾電流。

5 結(jié)語

基于IEC 61850-9-2LE標(biāo)準(zhǔn)的采樣值以太網(wǎng)采樣傳輸，真正實(shí)現(xiàn)了不同廠家在IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)下的數(shù)據(jù)共享。但是，數(shù)字化變電站還處于初級階段，其技術(shù)將不斷的發(fā)展進(jìn)步，智能終端在戶外工作的穩(wěn)定性、電子式互感器穩(wěn)定性等的性能指標(biāo)還需經(jīng)受長期運(yùn)行實(shí)踐的檢驗(yàn)。

[1] DL/T 860.72-2004變電站通信網(wǎng)絡(luò)和系統(tǒng)[S].北京：中國電力出版社，2005.