基于智能錄波器的二次系統(tǒng)在線監(jiān)測(cè)技術(shù)在500 kV智能變電站的應(yīng)用實(shí)例分析

陳 滔

（廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司韶關(guān)供電局，廣東 韶關(guān) 512006）

近年來(lái)，廣東地區(qū)智能變電站的建設(shè)和發(fā)展進(jìn)入加速期，二次設(shè)備、二次回路及信息傳輸向集成化、網(wǎng)絡(luò)化及虛擬化全面轉(zhuǎn)型，由此也給二次系統(tǒng)的運(yùn)維帶來(lái)了顯著變化[1]。其中500 kV 智能變電站設(shè)備量大且復(fù)雜、運(yùn)維難度高，二次系統(tǒng)的健康運(yùn)行直接關(guān)系到電網(wǎng)穩(wěn)定，對(duì)二次運(yùn)維人員來(lái)說(shuō)是不小的挑戰(zhàn)，因此必須借助智能錄波器中的二次系統(tǒng)在線監(jiān)測(cè)技術(shù)，建立完整的監(jiān)視、預(yù)警和分析鏈條，為維護(hù)和檢修提供支撐，及時(shí)消除異常和隱患。

目前運(yùn)維人員對(duì)智能錄波器二次系統(tǒng)在線監(jiān)測(cè)技術(shù)的認(rèn)識(shí)，多停留在變電站投運(yùn)前的調(diào)試階段，原因之一是智能錄波器的應(yīng)用剛起步，缺少在運(yùn)行站點(diǎn)的實(shí)際應(yīng)用樣本。本文通過(guò)對(duì)500 kV丹霞站的數(shù)個(gè)應(yīng)用實(shí)例進(jìn)行分析，研究其在500 kV智能變電站二次系統(tǒng)的日常運(yùn)維、異常分析及隱患消除等方面的作用，并對(duì)不足之處提出改進(jìn)思路，探討其在提高智能運(yùn)維水平和檢修效率方向的應(yīng)用前景。

1 智能錄波器網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)

智能錄波器由管理單元和采集單元組成。采集單元具備模擬量記錄、開(kāi)關(guān)量接入、GOOSE報(bào)文采集、數(shù)據(jù)處理、錄波存儲(chǔ)等功能，布置于過(guò)程層網(wǎng)絡(luò)中，與管理單元通過(guò)專(zhuān)用網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行信息交互，將從一次設(shè)備及過(guò)程層網(wǎng)絡(luò)中所采集的原始數(shù)據(jù)通過(guò)MMS 機(jī)制上送至管理單元[2]。管理單元是智能錄波器高級(jí)應(yīng)用的集成裝置，由錄波文件分析、網(wǎng)絡(luò)報(bào)文分析、二次系統(tǒng)在線監(jiān)測(cè)、智能運(yùn)維等功能模塊組成，其中二次系統(tǒng)在線監(jiān)測(cè)功能包含二次設(shè)備狀態(tài)在線監(jiān)視、二次虛回路在線監(jiān)視、故障診斷定位、監(jiān)視預(yù)警等功能[3]。管理單元部署于站控層網(wǎng)絡(luò)，對(duì)下通過(guò)站控層公用網(wǎng)絡(luò)與保護(hù)測(cè)控等二次設(shè)備進(jìn)行信息交互，對(duì)上通過(guò)調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)或?qū)＞€網(wǎng)絡(luò)與調(diào)度端遠(yuǎn)程運(yùn)維主站通信。

圖1 智能錄波器網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)

在傳統(tǒng)錄波器的基礎(chǔ)上，智能錄波器增加了對(duì)一次系統(tǒng)的運(yùn)行狀態(tài)及二次系統(tǒng)的故障錄波信息、自檢及告警信息、保護(hù)動(dòng)作信息、網(wǎng)絡(luò)實(shí)時(shí)流量、GOOSE鏈路狀態(tài)信息等數(shù)據(jù)的采集，實(shí)現(xiàn)二次系統(tǒng)的在線監(jiān)測(cè)，通過(guò)對(duì)大量數(shù)據(jù)的篩選優(yōu)化和綜合分析，能夠及時(shí)發(fā)現(xiàn)異常和隱患、定位故障點(diǎn)，并上送至調(diào)度端進(jìn)行可視化展示，以便迅速啟動(dòng)處置流程[4-5]。

2 二次設(shè)備故障診斷定位應(yīng)用實(shí)例

500 kV 丹霞變電站在正常運(yùn)行過(guò)程中，智能錄波器監(jiān)測(cè)到公用測(cè)控接收220 kV游溪乙線、220 kV丹櫻乙線、220 kV丹董甲線等間隔主二智能終端B2網(wǎng)GOOSE斷鏈告警間歇性發(fā)出，經(jīng)幾ms至幾十ms不等后復(fù)歸。查看智能錄波器報(bào)告，發(fā)現(xiàn)斷鏈均集中在220 kV的三臺(tái)公用測(cè)控與220 kV線路的主二智能終端之間。220 kV公用測(cè)控裝置、220 kV線路主二智能終端、220 kV GOOSE B2 網(wǎng)過(guò)程層交換機(jī)的廠家、型號(hào)、版本如表1所示。

表1 異常相關(guān)設(shè)備廠家、型號(hào)及版本

該站GOOSE 傳輸采用組網(wǎng)模式，公用測(cè)控與智能終端分別接入間隔交換機(jī)后再經(jīng)由中心交換機(jī)進(jìn)行信息交互，所有交換機(jī)均采用靜態(tài)組播方式對(duì)GOOSE報(bào)文流量進(jìn)行管控。三臺(tái)公用測(cè)控均連接于過(guò)程層220 kV GOOSE B2 網(wǎng)的1 號(hào)間隔交換機(jī)，220 kV線路主二智能終端分別連接于2～4號(hào)間隔交換機(jī)。其中1 號(hào)交換機(jī)組播地址條目數(shù)為81 條，其余交換機(jī)條目數(shù)12～22不等。通過(guò)智能錄波器二次系統(tǒng)可視化模塊，查看相關(guān)設(shè)備之間的虛、實(shí)回路連接關(guān)系，以#1公用測(cè)控裝置為例，公用測(cè)控、智能終端、過(guò)程層交換機(jī)三者的網(wǎng)絡(luò)拓?fù)渑c連接關(guān)系如圖2所示。

圖2 裝置間網(wǎng)絡(luò)拓?fù)渑c連接關(guān)系

智能錄波器根據(jù)以上設(shè)備的光纖接口監(jiān)測(cè)信息，以及鏈路異常告警信息進(jìn)行綜合分析，公用測(cè)控除訂閱智能終端的4 個(gè)數(shù)據(jù)集外，還同時(shí)訂閱了保護(hù)裝置的1個(gè)數(shù)據(jù)集，智能終端4個(gè)數(shù)據(jù)集對(duì)應(yīng)的控制塊均發(fā)生過(guò)斷鏈，而保護(hù)裝置數(shù)據(jù)集對(duì)應(yīng)的控制塊未發(fā)生過(guò)斷鏈，可排除是公用測(cè)控裝置問(wèn)題；其他訂閱智能終端數(shù)據(jù)集的裝置，也未發(fā)生過(guò)斷鏈，排除智能終端及智能終端所連接交換機(jī)問(wèn)題；經(jīng)由中心交換機(jī)轉(zhuǎn)發(fā)的其他裝置也未發(fā)生過(guò)斷鏈，排除中心交換機(jī)問(wèn)題；最終將故障點(diǎn)定位在公用測(cè)控裝置所連接的B2網(wǎng)1號(hào)間隔交換機(jī)，智能終端傳輸至公用測(cè)控的報(bào)文經(jīng)該交換機(jī)后出現(xiàn)了丟包現(xiàn)象。

運(yùn)維人員對(duì)可能存在異常的交換機(jī)的配置進(jìn)行核查，發(fā)現(xiàn)流控及傳輸配置中，GOOSE限速值設(shè)成了2048 kbit/s，而按照過(guò)程交換機(jī)規(guī)范，單路GOOSE 控制塊的默認(rèn)控制閾值應(yīng)為2 Mbit/s，即該參數(shù)值應(yīng)設(shè)為2000 kbit/s，由此判斷斷鏈現(xiàn)象與此參數(shù)設(shè)置錯(cuò)誤有關(guān)[6]。繼續(xù)對(duì)交換機(jī)進(jìn)行測(cè)試，最終得出結(jié)論為該型號(hào)交換機(jī)流控功能存在家族性缺陷，當(dāng)交換機(jī)配置的GOOSE 組播地址條目數(shù)超過(guò)28 條時(shí)，且流控功能的GOOSE 限速值配置為非1000 kbit/s 整數(shù)倍時(shí)，由于交換機(jī)緩存空間分配機(jī)制不當(dāng)，存在概率性觸發(fā)流控丟包。

智能變電站二次設(shè)備間存在大量SV、GOOSE報(bào)文交互，依靠運(yùn)維人員來(lái)完成大量報(bào)文的排查，不僅效率低，而且準(zhǔn)確性也無(wú)法保證，對(duì)于某些較為復(fù)雜的故障或者偶發(fā)性無(wú)規(guī)律的故障，通過(guò)人工排查定位故障點(diǎn)更加困難[7]。此案例中的GOOSE斷鏈異?，F(xiàn)象持續(xù)時(shí)間短，故障點(diǎn)較隱蔽且對(duì)二次系統(tǒng)可能產(chǎn)生較大影響，若發(fā)生在保護(hù)連接的交換機(jī)則存在保護(hù)拒動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)。利用智能錄波器的二次設(shè)備故障診斷功能，迅速定位故障點(diǎn)，成功消除了500 kV變電站保護(hù)拒動(dòng)的隱患。

3 二次設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測(cè)應(yīng)用實(shí)例

2021年12月，500 kV丹霞變電站智能錄波器向調(diào)度二次運(yùn)維主站上送異常報(bào)告，發(fā)現(xiàn)存在異常設(shè)備，異常等級(jí)為嚴(yán)重需檢修。查看報(bào)告詳細(xì)內(nèi)容為，5023、5033、5053 斷路器B 套保護(hù)及智能終端接收母線保護(hù)B 套GOOSE 斷鏈告警；500 kV 2M 母線B套保護(hù)發(fā)“裝置報(bào)警”“裝置閉鎖”“DSP2出錯(cuò)”等異常信號(hào)；異常告警信號(hào)持續(xù)約80 s 后復(fù)歸。母線保護(hù)詳細(xì)告警信息如表2所示。

表2 母線保護(hù)告警信息

通過(guò)智能錄波器二次系統(tǒng)可視化模塊，查看相關(guān)設(shè)備之間的虛端子訂閱關(guān)系如圖3所示。由圖3可知，斷路器保護(hù)及智能終端均訂閱了母線保護(hù)的同一個(gè)數(shù)據(jù)集，若母線保護(hù)發(fā)生故障導(dǎo)致通信程序關(guān)閉，訂閱端均會(huì)報(bào)GOOSE 斷鏈，且訂閱端其他鏈路未發(fā)生斷鏈，初步判斷為母線保護(hù)發(fā)生了異常，后自動(dòng)重啟恢復(fù)正常運(yùn)行。查看站控層監(jiān)控信息，也印證了這一推測(cè)。

圖3 母線保護(hù)相關(guān)設(shè)備的虛端子訂閱關(guān)系

二次運(yùn)維主站收到異常后第一時(shí)間聯(lián)系站端運(yùn)維人員進(jìn)行檢查。500 kV 2M母線B套保護(hù)的廠家、信號(hào)及版本如表3 所示?，F(xiàn)場(chǎng)運(yùn)維人員協(xié)同保護(hù)廠家調(diào)取了裝置的異常記錄，從報(bào)文記錄分析，確認(rèn)裝置2 號(hào)槽DSP 插件在執(zhí)行數(shù)據(jù)調(diào)用時(shí)檢測(cè)到發(fā)生內(nèi)存軟錯(cuò)誤，導(dǎo)致DSP芯片的EDC功能生效，進(jìn)而觸發(fā)了裝置的自動(dòng)重啟機(jī)制，裝置自動(dòng)重啟后恢復(fù)正常運(yùn)行。保護(hù)廠家確認(rèn)裝置采取了完善的保護(hù)+啟動(dòng)的跳閘出口方式，且裝置發(fā)生此類(lèi)異常時(shí)能主動(dòng)閉鎖，不會(huì)引起裝置誤動(dòng)[8]。

表3 500 kV母線保護(hù)廠家、型號(hào)及版本

此次內(nèi)存軟錯(cuò)誤異常為PCS-915C-DG-N型500kV母線保護(hù)在運(yùn)行中首次被捕獲，為保護(hù)裝置的軟硬件底層研究提供了寶貴的樣本。

在傳統(tǒng)變電站中，二次設(shè)備的運(yùn)行狀態(tài)監(jiān)視主要依靠站端自動(dòng)化系統(tǒng)進(jìn)行，采集量主要是硬接點(diǎn)及部分軟報(bào)文，能夠提供的信息量有限，且調(diào)度員須面對(duì)整個(gè)地區(qū)的大量一二次設(shè)備信號(hào)，容易對(duì)二次設(shè)備短時(shí)告警后自動(dòng)復(fù)歸的信號(hào)造成忽視[9]。智能錄波器的二次設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測(cè)功能可以對(duì)二次設(shè)備的自檢、運(yùn)行狀態(tài)、告警、對(duì)時(shí)狀態(tài)等信息進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)視，實(shí)現(xiàn)對(duì)裝置運(yùn)行工況、網(wǎng)絡(luò)連接狀態(tài)、實(shí)時(shí)流量及負(fù)荷等信息的實(shí)時(shí)采集和統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)異常后及時(shí)上送至二次運(yùn)維主站，能更有針對(duì)性地發(fā)現(xiàn)二次設(shè)備隱患，避免影響保護(hù)正確動(dòng)作[10]。

4 監(jiān)視預(yù)警應(yīng)用實(shí)例

500 kV 丹霞站500 kV 線路在啟動(dòng)送電過(guò)程中，500 kV丹庫(kù)甲線及500 kV曲丹甲線間隔主一集成輔A 保護(hù)頻繁向二次運(yùn)維主站上送雙套監(jiān)測(cè)不一致告警。雙套監(jiān)測(cè)不一致告警由智能錄波器的監(jiān)視預(yù)警模塊進(jìn)行判定，對(duì)采集單元及雙套保護(hù)采集的模擬量三者之間進(jìn)行同源比對(duì)，以電流模擬量采樣為例，按照規(guī)范設(shè)定相角告警值的異常須關(guān)注閾值為3°，嚴(yán)重須檢修閾值為8°。智能錄波器同源比對(duì)邏輯如圖4所示。

圖4 電流采樣同源比對(duì)邏輯

查看報(bào)告發(fā)現(xiàn)500 kV丹庫(kù)甲線及500 kV曲丹甲線線路主一集成輔A 保護(hù)B 相電流采樣角度與主二保護(hù)差值在8°左右，與采集單元差值在6°左右，如表4 所示，已超過(guò)了告警閾值，程序判斷雙套保護(hù)穩(wěn)態(tài)同源比對(duì)結(jié)果不一致，每10 s 給主站發(fā)一次雙套監(jiān)測(cè)不一致告警。

表4 500 kV線路保護(hù)同源比對(duì)結(jié)果

500 kV曲丹甲線線路主一集成輔A保護(hù)、500 kV丹庫(kù)甲線線路主一集成輔A 保護(hù)均為PSL-603UA5-DG-N 型，如表5 所示，二次額定電流為1A。經(jīng)核實(shí)，保護(hù)用的電流變換器為滿足大過(guò)載電流和有非周期分量的暫態(tài)過(guò)載電流，對(duì)于二次額定電流為1 A的電流變換器，一次匝數(shù)一般配置為5 匝，但為了防止1 A 電流變換器注入電流增大而使鐵芯飽和，會(huì)適當(dāng)減少一次匝數(shù)，以此提高暫態(tài)性能。該版本保護(hù)額定電流1 A 電流變換器一次匝數(shù)按3 匝配置，可較大程度提高電流變換器的暫態(tài)特性，但安匝數(shù)減小時(shí)角差會(huì)相對(duì)增大，小電流的情況下較為明顯，并非裝置采樣出現(xiàn)異常。當(dāng)電力系統(tǒng)發(fā)生故障時(shí)，短路電流較大，電流角度誤差較小，不會(huì)對(duì)保護(hù)元件判別產(chǎn)生影響[11]。

表5 500 kV線路集成輔助保護(hù)廠家、型號(hào)及版本

智能錄波器的監(jiān)視預(yù)警功能可以通過(guò)捕捉二次設(shè)備的細(xì)微變化，如裝置溫度、裝置電源電壓、過(guò)程層端口發(fā)送/接收光強(qiáng)、模擬量和開(kāi)關(guān)量等，根據(jù)同源數(shù)據(jù)比對(duì)、變化趨勢(shì)、突變監(jiān)測(cè)等進(jìn)行故障預(yù)警，預(yù)警值可自定義且能通過(guò)可視化的方式展示并提示異常信息，提醒現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)維人員進(jìn)行檢查[12]。對(duì)于500 kV變電站來(lái)說(shuō)，處理二次設(shè)備故障時(shí)影響面較大，而通過(guò)預(yù)警信息在設(shè)備未真正發(fā)生故障時(shí)提前部署，運(yùn)維人員有充分的時(shí)間做好應(yīng)對(duì)準(zhǔn)備，將影響面降至最低。

5 結(jié)束語(yǔ)

本文通過(guò)500 kV 智能變電站的3 個(gè)應(yīng)用實(shí)例，對(duì)智能錄波器二次系統(tǒng)在線監(jiān)測(cè)技術(shù)進(jìn)行了簡(jiǎn)單介紹和分析，明確了其在智能變電站運(yùn)維檢修中發(fā)揮的巨大作用，為運(yùn)維人員提供了更為具象的認(rèn)識(shí)。另一方面，透過(guò)這些案例也看到現(xiàn)階段二次系統(tǒng)在線監(jiān)測(cè)技術(shù)仍存在一些功能亟待完善，在信息的分層分類(lèi)顯示、與一次設(shè)備的深度融合、輔助制定二次設(shè)備運(yùn)維策略等方面仍有很大的提升空間[13]。為此，未來(lái)仍需要各條戰(zhàn)線的二次工作者通過(guò)大量的工程實(shí)踐進(jìn)行研究和優(yōu)化，以形成適應(yīng)智能技術(shù)發(fā)展及符合運(yùn)維需求的二次系統(tǒng)在線監(jiān)測(cè)技方法。