50050000kVkVkVV智能与常规变电站遥控及遥信回路对比分析

2018-08-29刘越凡汪建敏

江西电力 2018年8期

刘凯，刘越凡，汪建敏，梁静

（国网江西省电力有限公司检修分公司，江西南昌 330029）

0 引言

国网江西省电力有限公司检修分公司多座运维站已实体化运作，各运维站所辖变电站均包含智能变电站，这对运维人员提出了更高的要求，需要掌握多类型变电站的运维。江西500kV智能变电站的变化体现在二次设备，一次设备仍为常规设备。以瑞金红都变和龙南雷公山变为例，红都500kV变电站的监控系统按三层结构两层网络构建[1-2]，三层结构在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成，两层网络为站控层网络（含间隔层网络）和过程层网络，属于智能变电站[3-4]；雷公山500kV变电站采用分层分布式、开放式网络结构的监控系统，这种系统在结构上分为站控层设备和间隔层设备两部分，中间以双冗余以太网连接通讯，属于常规变电站。

1 监控系统操作命令传输

运维人员在五防工作站模拟操作后，再到监控系统执行操作指令断开断路器，雷公山变的操作指令经站控层交换机传递至间隔层交换机再传递至测控装置，测控装置经内部电缆将高电平信号发到1YK:7端子，该端子连接至断路器操作箱4Q1D:35端子，使1STJ手跳继电器通电、常开接点闭合，高电平传递至4C1D:2，并经电缆连接至断路器机构箱X1:632端子，断路器A相分闸线圈Y3LA通电，分闸弹簧释放能量，断路器完成分闸操作，如图1所示。红都变的操作指令经站控层MMS交换机传递至间隔层MMS交换机再传递至测控装置，测控装置经过程层GOOSE网传递至智能终端，1-4C2D1和1-4C2D12接通，高电平传至断路器机构箱分闸线圈，断路器完成分闸操作，如图2所示。

图1 雷公山变断路器操作命令传输回路

图2 红都变断路器操作命令传输回路

2 典型信号回路

变电站内设备的监控信息按业务需求可以分为设备运行数据、设备动作信息、设备告警信息、设备控制命令、设备状态监测信息五部分。设备告警信息通常分为硬接点信号和软报文信号。硬接点信号是一次设备、二次设备及辅助设备以电气触点方式接入测控装置和智能终端的信号，一般表现为光字牌的形式。软报文信号是一次设备、二次设备及辅助设备自身产生并以通信报文方式传输的信号，一般可分为一般告警、系统告警、重要告警、操作记录、SOE告警等。下面对硬接点信号的产生过程进行分析。

2.1 断路器的位置接入监控系统

断路器将分位和合位接入监控系统，以雷公山变212断路器A相为例，起点是断路器机构箱，合位是常开接点123-124，经内部电缆接于端子排X1:134，再由电缆接入保护小室测控屏1YX:26端子，测控装置从该装置取信号，如果该端子有高电平则认为断路器是合位，断路器分位则是常闭接点121-122。测控屏将遥信信号经屏蔽双绞线连接至间隔层通讯屏的间隔层交换机，再经光缆连接至站控层通讯屏的交换机，监控系统再从站控层交换机获取断路器的位置信息，从而完成断路器位置信息的传输，如图3所示。红都变的220kV断路器在合位时，汇控箱中S03:1-2合位位置接点接通，高电平信号回路F700经汇控箱X03:01-＞X03:02-＞智能终端1-4Q2D2端子，智能终端相应接点开入高电平，得知断路器为合位，智能终端经过程层GOOSE网将信号传至测控装置，测控装置经屏蔽双绞线接入间隔层交换机，再经光纤传至站控层交换机，监控系统由此得知断路器在合位，如图4所示。

图3 雷公山变断路器位置回路图

图4 红都变断路器位置回路图

2.2 主变档位

以雷公山变1号主变A相为例，正常运行方式下无载调压在4档运行，A相调压机构档位4接通高电平并连接至A相本体端子箱X3:49端子，再经电缆接入主变总端子箱X1:36端子，测控装置7YX:26端子连接至该端子从而取得高电平信号、其他端子为低电平，测控装置获取主变A相无载调压在4档运行的信息并将信息传送至监控系统，如图5所示。而红都变1号主变A相无载调压正常运行方式下在3档运行，A相调压机构档位3接通高电平并转换为相应的BCD码，该BCD码经4QD1-4QD5端子连接至智能终端开入插件的第一组开入，智能终端经过程层GOOSE网传至测控装置，再经间隔层和站控层MMS网告知监控系统主变A相的运行档位信息，如图6所示。

图5 雷公山变#1主变A相档位回路图

图6 红都变#1主变A相档位回路图

2.3 控制回路断线

断路器的操作回路一般有两个跳闸回路和一个合闸回路，断路器在合位时，合闸位置继电器1HWJ和2HWJ通电、跳闸位置继电器TWJ失电，断路器在分位时则相反。雷公山变出现控制回路断线的信号时，说明断路器分闸和合闸回路都已断开、HWJ 和TWJ 继电器均失电导致其常闭接点闭合，操作箱4YD:4 端子产生高电平并连接至测控装置的1YX:72端子，测控装置将控制回路断线的信号告知监控系统，监控系统相应的光字牌点亮并产生相应的软报文，如图7 所示。红都变的控制回路断线原理与雷公山变相同，以A 相为例，智能终端CSD-601A 内部1-4n15-c10 和1-4n15-c12 端子为A相合闸回路监视，1-4n16-c10 和1-4n16-c12 端子为A相跳闸回路监视，如果两对端子均失电，智能终端将报控制回路断线的信号，该信号经过程层GOOSE 网传至测控装置，再经间隔层和站控层MMS网传送至监控系统，监控系统因此报相应的断路器控制回路断线并点亮相应的光字牌，如图8所示。

图7 雷公山变断路器控制回路断线回路

图8 红都变断路器控制回路断线原理

2.4 PT断线

当线路电压互感器二次空开跳闸或者在操作过程中被断开时，监控系统将报“PT断线”的信号。雷公山变220kV线路“PT断线”的起始接点位于线路电压互感器的二次空气开关辅助接点，当二次空气开关断开时，常闭接点闭合、电压互感器端子箱X8:1-X8:4接通，测控屏的高电平连接到1YX:60端子、进而开入至测控装置相应端子，测控装置将该信号传输至监控系统、相应光字牌点亮，如图9所示。红都变无电压互感器端子箱，其线路电压互感器二次空气开关安装于智能控制柜中，二次空气开关断开时，常闭接点闭合，高电平1-4GD:9端子经1-4Q2D:48端子开入至智能终端，智能终端将PT断线的信号经过程层GOOSE网传至测控装置，再经间隔层和站控层MMS网传送至监控系统，监控系统相应的光字牌点亮，如图10所示。