基于IEC 61850规约的110 kV数字化变电站及调试浅析

2011-05-29费云中陈亦平金山红

浙江电力 2011年1期

费云中，陈亦平，范明，金山红

（嘉兴电力局，浙江嘉兴 314001）

早期的数字化变电站采用FT3光纤串口方式传输采样值，该方式采用点对点连接，同一模拟量多装置需要时必须引独立的多根光纤。光纤数目较多，共享性差。作为浙江省电力公司科技项目，浙江省首个110 kV数字化变电站田乐变工程采用了IEC 61850-9-2LE标准的以太网采样传输体系，有效地解决了数据共享问题。

1 IEC 61850-9-2LE标准的以太网采样传输体系

数字化变电站采样值传输现多采用以太网，支持的标准有IEC 61850-9-1，IEC 61850-9-2，IEC 61850-9-2LE，其中IEC 61850-9-2LE是在IEC 61850-9-2框架下定义的一个特定类型。

报文格式包含8个模拟量：A，B，C，N电流和A，B，C，N电压。对于使用IEC 61850-9-2LE的合并单元需要输出2帧不同的数据满足测控和保护的需求，其编码格式按照IEC 61850-9-2定义的方式完成，效率较IEC 61850-9-1低，各厂家设备无需交换模型即可实现互操作。而IEC 61850-9-2方式为一种灵活的模式，不事先约定报文格式，以模型文件为载体交换报文信息，各厂家的设备在支持IEC 61850-9-2的前提下通过交换模型可以实现互操作。本工程采用了IEC 61850-9-2LE标准的以太网采样传输体系。

2 110kV数字化变电站

2.1 110kV田乐变规模

嘉兴110 kV田乐变本期采用内桥接线，远期内桥＋线变组接线；10 kV本期采用单母线分段接线，远期采用单母线四分段接线；110 kV终期出线规模3回，本期出线2回；远期规模按3×50 MVA考虑，本期规模1×50 MVA（1号主变）；10 kV终期出线规模36回，本期出线12回。

2.2 网络结构

田乐变遵照IEC 61850标准规范，采用三层两网的数字化变电站结构，三层即站控层、间隔层、过程层3个部分，连接3部分之间的为站控层网络和过程层网络。110 kV和10 kV均采用非常规的互感器，全站的采样值（SV）采用IEC 61850-9-2LE进行传输，110 kV电压等级和主变间隔采样值通过交换机实现了共享。110 kV电压等级通过采用IEC 61850中的GOOSE网络通信实现跳合闸技术和保护装置闭锁逻辑的网络化[1]，10 kV采用GOOSE通信实现网络化备投和过负荷联切，110 kV GOOSE和SV共网、10 kV MMS网络和GOOSE共网。

全站设置统一的站控层网络交换机，全站过程层交换机连接如图1所示。保护、测控、录波等装置均通过IEC 61850接入监控系统；按间隔设置过程层交换机，其中中央过程层交换机负责传输跨间隔的以太网信息。

图1 全站过程层交换机连接

2.3 测控装置配置

站内测控装置配置如图2所示，按电气单元进行配置，单元测控装置的数据分别直接传送给监控主机、远动装置。110 kV测控装置具备独立的GOOSE网口与GOOSE网络连接，具备独立的MMS网口经MMS网络与监控系统连接。10 kV部分为测控保护一体化装置。

2.4 智能操作箱配置

全站按断路器配置智能操作箱采集断路器、刀闸等的位置信号，通过GOOSE网络传送给间隔层测控装置，再由测控装置经MMS网络送至监控系统后台服务器。站内智能操作箱工作示意图如图3所示。

图2 站内测控装置配置

图3 间隔智能操作箱工作示意图

2.5 电子式互感器配置

110 kV每个线路间隔布置1组电流互感器，采集器就地布置，合并单元安装于主控室各线路测控柜上。110 kV每段母线布置1组电压互感器，采集器就地布置，110 kV电压互感器合并单元与进线电流互感器合并单元共用。10 kV间隔配置小信号模拟量输出的电子式电流、电压互感器。

3 保护配置及调试方法

3.1 保护配置

主变设置主保护、后备保护两套独立的装置，接入主变交换机，共同完成主变的保护功能。10 kV装置集保护、测量、控制、智能终端、合并单元于一体，实现了保护的数字化，同时为数字化电能表输出采样值。

3.2 主变保护装置校验方法

（1）传统的继电保护测试仪加数据采集器法。用继电保护测试仪作为信号发生源，由采集装置进行数据采集后将信号通过光纤发送到合并单元，经处理后通过交换机发送至保护、测控等智能装置，连接示意如图4所示。

图4 传统保护校验接线示意

（2）全数字化保护测试仪法。数字化保护测试仪模拟合并单元按照IEC 61850-9-1和IEC 61850-9-2的格式传送采样值，订阅、发布GOOSE信息或输出、接收硬接点开关量，实现保护的闭环测试，连接示意如图5所示。

图5 全数字化保护校验接线示意

3.3 10 kV馈线保护装置校验方法

因为10 kV保护采用FT3格式的小信号输入，所以保护装置校验可以采用传统的继电保护测试仪加数据采集装置法或者专用的小信号保护校验仪进行调试。

4 调试中遇到的典型问题

（1）在主变低压合并单元加同相位电流电压，保护、录波器、分析仪显示电流电压相角差17°。

原因分析：合并单元的主要功能是同步采集多路电子式互感器输出的数字信号并按照标准规定的格式发送给保护测控设备。可通过在合并单元输入端加入一定幅值和相位的电流电压，查看保护、测控、录波器接收到的电流电压幅值和相位与输入值的误差是否在允许范围之内来检测其性能。经厂家工作人员检查，发现合并单元数据处理程序错误，经修改后采样值恢复正常。

（2）MU602合并器从失步状态向同步状态转换过程中，主变保护差动出口。

原因分析：MU602合并器装置在失步状态下，由自带的内部时钟保证采样节拍的同步，此时9-2报文发送非同步标志。当合并器收到同步秒脉冲时，合并器装置将收到的采样值经插值算法计算后，将计数器更改为3998或者3999（3998或3999根据插值算法而定），并将此帧报文置同步标志，下一帧报文的计数器更改为0，并开始根据外时钟源的秒脉冲定时清零计数器。为避免保护误动，保证各侧合并器都可靠同步后再开放保护，将合并器发送同步标志的时间做了延时处理。当合并器收到同步秒脉冲时，合并器装置将收到的采样值经插值算法计算后，将计数器更改为3998或者3999（是3998或3999根据插值算法而定），下一帧报文的计数器更改为0，在2 s后将报文置同步，并开始根据外时钟源的秒脉冲定时清零计数器。经修改保护软件解决了问题。

（3）在1号主变低压侧合并单元加电流电压，在1号进线交换机上施加1号主变高压侧电压，装置显示MU同步出错，高压侧电压正常，低压侧电压漂移。

原因分析：保护装置接收到不同步的采样数据时，软件内部判断MU同步出错，同时装置报文报MU同步出错，并闭锁保护。在1号主变低压侧合并单元加电流电压，在1号进线交换机上加1号主变高压侧电压用调试装置给保护加量时，由于两侧试验仪没有同步，保护装置判断MU同步出错，采样值异常，所以低压侧电压出现漂移。

（4）某日主变带10 kV开关第5次冲击时，某10 kV备用出线测量回路电流二次值A相有1.8 A左右电流，B，C相为0，保护回路三相电流都为零。

原因分析：经查发现为测量A相小信号电流插线松动，重新插紧后电流正常。小信号抗干扰要求很高，屏蔽线一定要两端接地。A相小信号电流插线松动后，屏蔽线失去接地，干扰增大，在A相产生了1.8 A的干扰电流。