某智能变电站备自投装置异常的分析及改进措施

吴汉江, 都小利, 吴义纯, 董国威

(1.安徽电气工程职业技术学院, 安徽 合肥 230051； 2.国网安徽省电力有限公司培训中心, 安徽 合肥 230022； 3.国网宣城供电公司，安徽 宣城 242000)

0 引言

备用电源自动投入装置(以下简称备自投装置)作为保证电力系统连续可靠供电的重要设备之一，在110 kV以下的中、低压配电系统中广泛应用。但如果备自投装置拒动或动作不成功则会导致母线失压，甚至可能导致全站停电。

智能变电站备自投装置需要通过SV报文获取相关间隔采样值信息，通过Goose报文获取相关间隔开关量位置信息，从而进行逻辑运算，判断当前运行状态是何种备用状态。

Goose报文中携带有StNum参数和SqNum参数。StNum参数为状态序号，用于记录Goose数据总共的变位次数。Goose数据集成员的值每改变一次，StNum加1。SqNum为顺序号，用于记录稳态情况下发出的报文的帧数，装置发出一帧Goose报文，SqNum应加1，当有Goose数据变位时，该值归0，从头开始重新计数。因此StNum和SqNum值的变化有严格的规律。Goose接收方通过StNum和SqNum的变化规律，能够判断Goose报文是否有丢帧、错序、重复等异常情况。

SV报文中携带有smpCnt参数，该参数为采样计数器，用于检查数据内容是否被连续刷新。合并单元每发出一个新的数据，smpCnt应加1，该参数应在(0，采样率-1)的范围内顺序增加。例如正常使用采样率为4 000 Hz，该参数应在(0,3 999)范围内顺序增加。该参数不应跳变或越限。从该参数能够判断SV报文是否有丢帧、错序、重复等异常情况。

1 事故经过

某110 kV变电站110 kV系统一次系统电气主接线如图1所示。主接线方式为不完全扩大内桥接线方式。正常运行方式为578线路带#1主变运行，577线路通过500开关带#2主变运行，400开关处于热备用方式。

图1 某变电站110 kV部分一次系统电气主接线图

2020年5月11日，由于577线路故障，577线路对侧保护动作，跳开577线路对侧开关，造成该变电站内110 kV II母失压，备自投保护装置动作，跳开500开关，但是未合上400开关。

现场备自投保护装置显示如图2所示。

2020年5月11日，16：29：23.310，备自投启动；

3 502 ms，跳电源2断路器；

2020年5月11日，16：29：27.309，断路器拒跳。

图2 110 kV备自投装置动作报告图

2 事故分析与处理

通过图3备自投保护故障录波文件进行查看，备自投装置发出500开关跳闸命令，但是备自投装置未接收到500开关跳闸位置信号。

图3 110 kV备自投装置动作录波图

通过后台检查开入量变位信息如下：

16：29：26.812；备自投装置动作发出跳500开关指令；

16：29：26.896；内桥500测控装置收到开关跳闸位置变位；

16：31：37.327；备自投装置接收到500分闸位置。

备自投装置发出跳闸命令84 ms后，测控装置接收到开关跳闸位置，可认为500开关跳闸动作正常，且智能终端发出开关变位GOOSE报文正常。但是备自投装置发出跳闸命令2分10秒后，备自投装置接收到开关分闸位置。综上分析备自投装置跳闸失败的原因为备自投接收500开关GOOSE报文异常。

现场检查，备自投装置采用直采直跳接线方式，排除光纤通道、光纤模块等硬件故障后，认定为软件系统故障。抓取网络报文进行分析，报文分析软件显示合智一体装置发送给备自投装置的网络报文存在大量丢包现象(如图4)。

端口报文存在AppID为0x1044、0x1045的Goose报文和AppID为0x400E的SV报文。分析该合智一体装置的模型文件(如图5)。该装置有三个Goose数据集，分别是逻辑设备RPIT中的dsGoose1、dsGoose2、dsGoose3，对应的AppID为0x1044、0x1045、0x1046。同时该装置有两个SV数据集，分别是逻辑设备MUSV01中的dsSV和逻辑设备MUSV02中的dsSV，对应的AppID为0x400E、0x400F。发送SV报文的两个数据集分别对应该装置的1号光口板和2号光口板。即连接该装置1号板的光纤若需要配置SV报文发送，应将AppID为0x400E的SV数据集进行发送；若连接该装置2号板的光纤需配置SV报文发送，应将AppID为0x400F的SV数据集进行发送。

图4 网络报文分析记录图

图5 该装置模型文件分析图

备自投接收500开关Goose报文的光纤接入该合智一体装置的2号板，因此从合智一体装置2号板配置文件进行进一步检查分析。该板卡进行AppID为0x1044、0x1045、0x1046的三个Goose数据集发送以及AppID为0x400E的SV数据集(如图6)发送。

从图4的抓包分析可知，0x1044、0x1045、0x400E三个数据集存在丢帧现象，而0x1046数据集已完全丢失无法发出。

从该装置模型文件分析得知，该数据集0x400E需将其配置从1号板发出，而2号板卡只可发出数据集0x400F。该SV发送配置错误，导致装置内部程序出错，进而使得发出的报文存在丢帧现象。需要将该SV发送配置修改为发送数据集0x400F，从而避免内部程序出错。

根据现场检查发现，2号板卡连接的光纤仅发送Goose报文即可，未连接需要接收SV报文的设备。因此修改配置文件，不进行配置SV发送即可(如图7)。

图6 修改前配置文本图

图7 修改后配置文本图

再次抓取网络报文分析，报文分析软件提示各报文均正常(如图8)，0x1044、0x1045、0x400E三个数据集发送均正常，无SV报文发出。

图8 修改后报文分析记录图

针对现场进行多次试验验证及长时间报文监测，智能终端发出的报文无丢帧等异常情况，500开关变位后备自投装置已可以正确接收开关位置，能够正确进行逻辑判断。

3 整改措施

因为智能变电站与常规变电站相比，其通讯方式和采样模式都发生变化，所以智能变电站保护装置、智能组件等二次设备，尤其是备自投装置更需要进行详细的验收和试验。针对此类问题提出了以下改进措施。

3.1 制定完善的二次设备验收、检验流程

主要包含以下内容：

(1)外观检查。检查装置外观是否存在异常。

(2)装置温度检查。检查装置运行温度是否异常。

(3)装置电源检查。检查装置电源是否异常；检查在不同电源电压时装置运行状况。

(4)二次回路检查。检查二次回路绝缘状况、电流回路、电压回路、信号回路等是否异常。

(5)光纤回路检查。检查光纤回路衰耗是否异常。

(6)网络报文检查。检查装置发送报文、接收报文是否异常。

(7)装置配置检查。检查装置配置文件是否错误。

(8)装置逻辑检查。检查装置逻辑程序是否异常。

(9)压板检查。检查装置检修压板、软压板、硬压板是否异常。

(10)系统运行检查。检查装置与故障录波系统等其他系统联网运行是否异常。

3.2 加强工作人员对二次装置运维操作培训，提高运维人员的技术水平

根据变电站接线方式不同，二次装置尤其是备自投装置运行逻辑可能略有差异，运维人员在备自投装置发生异常告警时需要仔细分析。在装置投运之前，对运维人员做好站内二次装置相关培训，并形成相关操作逻辑说明、装置异常说明、装置运行说明，便于运行人员及时发现并汇报处理二次装置的运行隐患，有利于保持二次装置的稳定运行状态，保障电网的安全运行。

4 结束语

随着电网规模的不断扩大，变电站数量持续增加，电网运维工作量大增，因此继电保护及安全自动装置的稳定运行对变电站提质增效具有积极作用。继电保护及安全自动装置是电网“三道防线”的重要一环，针对二次装置按照标准化验收、校验流程进行检验，同时形成个性化的操作逻辑说明、装置异常说明、装置运行说明，对于提升二次装置的运行稳定性具有重要意义。