向家坝电厂继电保护及故障信息系统设计与实现

2012-07-19易亚文

水电站机电技术 2012年5期

易亚文，刘洪，肖勇

（向家坝水力发电厂，四川宜宾 644612）

0 引言

向家坝水电站是我国“十一五”期间开工的第一座特大型水电站，坝址位于四川省宜宾县与云南省水富县交界的金沙江下游河段，是金沙江下游水电梯级开发最末一个电站。该工程以发电为主，兼有防洪、拦沙和改善下游航运条件等综合效益。电站共装8台混流式水轮发电机组，单机容量为世界最大的80万kW，总装机容量640万kW，年发电量307.47亿kW·h，其中左岸坝后电站和右岸地下电站各布置4台。

随着电力系统二次设备自动化水平的提高，电气二次设备向智能化和多样化发展，继电保护及故障信息系统的研究取得了较大的发展，一些产品化的成果已经在电网和电厂应用[1,2]。为提高调度系统信息化、智能化的总体水平，向家坝电厂引入继电保护及故障信息系统（简称保信系统）。该系统结合厂房分布情况和保护配置的实际情况进行设计，实现了全站20余种、100多套继电保护及自动装置的集中管理，使全电站继电保护装置运行、管理的各个环节“可控、在控”。

1 系统设计

通常保信系统组网方案有三种，分别是监控系统与保护信息管理系统共享物理网络，监控系统与子站系统完全独立成网，以及保护独立组网小室级联方案。根据厂房布置和装置特点，向家坝水电站保信系统的组网方式在传统的分层分布式结构上做了特殊考虑，采用独立组网部分级联方案。保信系统与故障录波系统、电站监控系统分别组网，在功能上相对独立。保信系统由站控层、网络相关设备、子系统和间隔层组成，采取部分级联方案。站控层设备主要包括保护信息管理机以及工作站。网络相关设备包括以太网交换机、规约转换装置、智能网关设备等。子系统包括10 kV厂用电保护信息管理子系统和500 kV GIS保护监控系统。间隔层主要由其他保护装置和安全自动装置组成。

2 系统实现

2.1 系统结构及配置

如图1所示，向家坝水电站有右岸地面副厂房、右岸地下厂房、左岸坝后厂房3个区域。每个区域设1台主交换机MACH4002，保信系统以单以太环网为主干网络通过3台主交换机联络各个区域。

系统站控层由安装在右岸地面副厂房的一台保护信息管理子站（嵌入式保护信息管理装置RCS-9798B）和一台继电保护工程师站，以及安装在左岸坝后厂房的一台保护信息管理工作站组成。站控层通过专用光纤以太网对下连接各子系统和间隔层装置。

图1 向家坝水电厂保护信息管理系统网络图

系统主干网络结构采用单以太环网，传输速率大于或等于100 Mb/s，传输速率应为自适应式，支持TCP/IP协议，兼容IEEE802.3标准。

间隔层设备的接入方式因装置通讯特点和安装位置的不同而有所区别。其中，发变组保护安装在机组旁，每台机组配1台交换机RCS20。2套发电机保护装置和2套变压器保护装置通过规约转换装置RCS-9874A接入交换机，1套变压器非电量保护装置直接接入交换机，交换机通过光纤接入主干网交换机MACH4002。左、右岸电站的线路保护和稳控系统装置分别安装在左、右岸继电保护室，直接通过双绞线接入主干网交换机MACH4002。

500 kV GIS系统采用新型的智能控制装置PCS-9821，通过通信网络与保护、监控主机连接，实现500 kV GIS保护、控制、监视、测量功能。为此，GIS系统单独配置1套保护监控系统。该系统由双远动通讯装置、维护工程师站、操作员站、规约转换装置、网络设备及现地设备（包括GIS开关智能控制装置和保护装置）组成，左、右岸电站各设置1台双远动通讯装置RCS-9698H（主机单元），保护装置（断路器失灵保护RCS921G、短引线保护RCS922G、高压电缆保护RCS-931LM、母线保护RCS915GD）和智能控制装置PCS-9821采用以太网双网通信方式，双网组网后通过双远动通讯装置实现与电站计算机监控系统的通信。此外，保护装置单独组网接入电站保信系统。通信接口及通信规约应满足电站保护信息管理系统以及电站计算机监控系统的要求。

10 kV供电系统设置1套厂用电保护信息管理子系统。该系统由通信管理机、网络设备及现地设备(包括10 kV线路保护及测控装置、备自投装置、小电流接地选线装置、电弧光母线保护装置等)组成，左、右岸电站各设置1台通信管理机。左岸坝后厂房、坝基变电所的保护测控设备等接入左岸通信管理机，右岸地面副厂房、右岸地下厂房、右岸尾水平台开关柜、坝顶变电所的保护测控设备等接入右岸通信管理机。10 kV厂用电保护信息管理子系统设备通过以太网接口接入保护信息管理系统。

此外，发变组故障录波、开关站故障录波等设备单独组网，通过以太网接口经硬件防火墙接入保信系统。

保信系统经专用2 M通道和硬件防火墙接入国网电力调度数据网，经专用2 M通道接入成都调控中心，实现保护信息上传。

2.2 系统功能

保信系统将电站内所有继电保护设备连接起来，如有多种通信规约存在时应负责实现通信规约转换，统一到标准的IEC60870-5-103，实现对子系统及间隔层装置的信息收集、存储、分析、处理，并将这些信息按照一定的规则送工作站和远方调度自动化系统，从而实现信息交换。

（1）与电站内保护、故障录波装置通信

连接厂站内的各种保护、故障录波装置，完成通信转接和规约转换。

（2）与电站保信子系统通信

系统和10 kV厂用电保护信息管理子系统、500 kV GIS保护监控系统通信管理机完成通信转接和规约转换。

（3）与电站计算机监控系统通信

系统能通过串口或以太网接口与电站计算机监控系统通信，实现保护信息数据的传输。具体在设计联络会上确定。

（4）与调度端通信

通过2 M口与调度端进行双向通信，自动或人工上传报告，并接受调度端的访问直至调度端对某一设备的管理。信息的上传应有优先级，可采用缺省方式，也可根据需求重新设定。在数据上传调度端前，应将不同的数据格式转换为标准格式。

系统支持调度端随时查询微机装置定值、开关量位置情况，历史动作报告、自检报告和录波器的定值和历史录波数据。

具体功能应满足国调（主调和备调）、华中网调、四川省调（主调和备调）、成都梯调的要求。

（5）时钟同步

保护及故障信息处理子站能通过串口接收GPS对时信息，系统的时钟同步精度不小于1 ms。

（6）设备巡检与自检

系统能自动检测软硬件工作情况、与电站内装置的通信情况和电站内各装置的工作情况。当发现自检故障时，发出告警信号至监控系统。

（7）数据查询与检索

用户可通过继电保护工程师站随时查询任一保护装置的参数和数据，并以图形化进行显示和打印。

（8）定值对比

系统具备召唤定值并自动进行定值比对功能，当发现定值不一致时，给出相应的提示。

3 系统调试

3.1 通信接口试验

保信系统的接入设备较多，涉及的通讯规约较多，如保信系统内部通讯采用标准的IEC60870-5-103，保信系统与监控系统的通信规约为 IEC60870-5-104，10 kV线路保护装置采用IEC61850通讯规约，为确保各方对通信规约的解释达成一致，双方的通信设备能顺畅的交换数据，应进行通信接口实验。试验应针对链路层和应用层两方面展开[2]。

3.2 通道切换试验

保信系统RCS-9798B和RCS-9698H采用完全电气独立的双机双通道配置，以确保保信系统与监控系统、远方调度系统通讯的冗余度和可靠性。双机通道切换试验测试系统发生端口切换或主机切换时能否保证快速完成切换和不丢失SOE数据。测试项目包括正常上送数据、端口响应及控制权切换、故障状态上送数据、杀进程切机实验、手动切控制权通道实验等。