500 kV数字化变电站扩建时的二次调试方案及安全措施

盛献飞，吴雪峰，周滔滔，周国庆

(金华电业局，浙江省金华市321001)

0 引言

电网的不断发展和电力市场化改革的深入对电网安全经济运行和供电质量的要求不断提高，变电站作为输配电系统的信息源和执行终端，要求提供的信息量和实现的集成控制越来越多，数字化、信息化以及信息模型化的要求越来越迫切，数字化变电站成为变电站的发展方向［1］。500 kV芝堰变于2009年7月投入运行，远景将与信安变、浙西核电或浙西特高压等500 kV站点连接，在华东500 kV电网中占有重要的地位。它是目前国内数字化技术应用程度最深、实施范围最广、保护数字化程度最高的500 kV数字化变电站。

变电站一般都需要扩建，对于数字化变电站继电保护设备的扩建接口工作，目前可借鉴的工程实践经验非常少。与以往常规变电站扩建时电缆点对点联系的清晰可见［2］不同，数字化变电站扩建时，需要根据IEC 61850标准，配置修改系统中使用的说明文档、设备的配置参数文档、系统数据、信息模型文档及系统和设备的配置文件等项目。每个智能电子设备(intelligent electronic device，IED)装置能力描述文件(ICD)的增加或变动，都将重新生成变电站配置描述文件(SCD)，然后导出IED配置描述文件(CID)进行下装。面向通用对象的变电站事件(generic object oriented substation event，GOOSE)采用网络发布［3］，待联调的检修设备与其他运行设备可能接入到同一台交换机，在安全措施隔离上无法实现断开光纤等直观的安措隔离点。本文以芝堰变500 kV信安I线间隔扩建为例，结合工程实际，对扩建过程中新设备的安全措施以及调试方法中的难点进行了深入的探讨。

1 运行现状及实施难点

500 kV芝堰变GOOSE网络总体结构为单星形网［4］，按出线、主变和母线间隔配置交换机，500 kV GOOSE网络如图1所示。母线交换机每组母线设置1台，挂在母线上的主变保护也接入母线交换机。中开关保护、智能终端及测控出2个GOOSE口分别接到同一串的2个间隔交换机。

采用此接线可避免间隔GOOSE报文经过母线交换机，防止母线交换机故障引起间隔保护功能失去，并保证所有间隔交换机故障不影响其他间隔保护运行。

图1 500 kV GOOSE网络Fig.1 500 kV GOOSE network

本次扩建间隔为500 kV信安I线及5033开关，如图2虚框内所示。

图2 扩建示意图Fig.2 Extension schematic diagram

数字化变电站中所有IED的GOOSE信息交互都是通过交换机实现，变电站扩建过程中一定会存在扩建设备与运行设备的接口工作［5］，但GOOSE网络因为建设成本原因通常做不到交换机完全按间隔配置，若不采取措施，扩建过程中必定会出现接口设备与其他运行设备共网的情况［6］。而运行设备的间隔与间隔之间报文一般通过虚拟局域网(VLAN)标识进行区分隔离［7］，这种完全依靠手动配置且没有物理断开的隔离方式显然不适用于扩建间隔与运行间隔的信息报文隔离。要保证扩建设备接入运行的GOOSE网络完全消除扩建过程中新安装设备对运行设备的影响，又要保证扩建设备的试验完整性，这是数字化变电站扩建中二次实施方案的难点。因此，制定可靠的安全措施及运行调试方案是十分必要的。

2 安全措施

2.1 数字化站与常规站安全措施的区别

传统变电站的安全措施主要是断开二次回路，即断开二次电缆之间的连接，从而达到彻底隔离的目的。而500 kV芝堰变取消了传统的二次电缆，大量采用了光纤网络，GOOSE信号取代了原来的二次信号。且芝堰变只保留了1块硬压板，其余采用信息化的软压板，设备之间设置接收和发送软压板，有些信号仅设置了发送软压板。在此种技术条件下，如何实施安全措施，没有成熟的经验可以借鉴。按照传统的模式，在需要执行安全措施的相关回路上必须要有明确的断开点［8］。然而保护装置与外界的所有联络，包括电流、电压回路，闭锁、启动、跳闸等信号回路已不再是以往所熟悉的电缆回路了，保护与外界的所有联络仅通过光纤来实现。显然，“短电流，断电压，拆跳闸”这样的安全措施已不适合数字化变电站的实际情况［9］。

本次扩建根据现场实际情况，实施了以下安全措施。

2.2 投入“装置检修”硬压板

芝堰变所有IED均设有1块“装置检修”硬压板，“装置检修”压板的投退状态决定了GOOSE报文中Test位的状态:当“装置检修”硬压板Test位显示为”TRUE”，退出时显示为”FALSE”，所有设备只对与其检修状态一致的GOOSE报文作响应，即当本装置处于“装置检修”硬压板投入状态时，只有Test位为“TRUE”的GOOSE报文会被识别和响应;“装置检修”硬压板退出则只响应 Test位为“FALSE”的GOOSE报文。这样，通过检修硬压板的投退，可以将接口设备与运行设备可靠地隔离。当装置检修压板投入时，装置发送的GOOSE报文中的Test位应置位;对于信号转发，发送装置或接收装置中任何1个带检修位，则发出的信号带检修态;保护跳闸时，只有在终端和保护装置检修态一致时，才能出口。遥控时，若通过测控装置面板遥控，终端和测控装置检修态一致时，才能遥控成功;若通过后台遥控，后台通过对相应间隔的挂牌操作，使对该间隔下发的报文也打上检修标志，后台、测控、终端，三者检修态一致时，才能遥控成功。

2.3 隔离GOOSE接收发送软压板

GOOSE发送软压板作为传统保护硬压板在数字化变电站中的替代手段，每块软压板的投退控制着1条或多条GOOSE信息的变位与否，“发送软压板”作用于装置的GOOSE报文发送环节，使“发送软压板”在分位的信息在报文中始终为“0”态。取下某保护的跳闸GOOSE发送软压板，则即使该保护动作跳闸，发出的GOOSE数据集中的跳闸信息仍然不会变位。

同时还有“接收软压板”，其作用于装置的GOOSE报文接收环节。例如取下母差接收某间隔启动失灵的GOOSE接收软压板，则即使收到该间隔启动失灵的GOOSE变位，装置也不会进行任何的处理。

2.4 GOOSE网络的物理隔离

投入装置检修压板和退出GOOSE接收发送软压板，这样的安全措施的原理是控制发出GOOSE报文的特性使其不会影响到运行设备。然而因为在这一系列安全措施的执行过程中无法看到明显的物理隔离措施，其安全性显然较以往安全措施中有明显的开断点有所下降。

扩建过程中必定会出现接口设备与其他运行设备共网的情况，因此传统的回路断开还是有存在必要的。在这里需要断开保护装置的GOOSE连接，从而在物理层将接口设备与运行设备隔离，断开GOOSE光纤的通讯回路。例如在5032开关保护试验时需将连接至5031开关智能终端的光纤及5031开关保护连至I母交换机的光纤断开。

3 运行调试方案

3.1 数字化站与常规站调试方法的区别

在以上完备的安全措施下进行新设备的调试，需要保证二次试验的完整性。对于常规非数字化变电站，继保规程规定二次电缆未改动无需进行试验验证，而数字化变电站每个IED装置ICD文件的增加或变动，都将重新生成全站SCD文件，然后导出CID文件进行下装。工作中发生多次人为SCD配置错误导致开入开出有误的情况，因此在修改母差和5032保护等原运行设备ICD时，无法保证原有开入开出的正确性，因此所有GOOSE输入输出均需重新验证。

对于调试方案，厂家建议不停一次设备，采用抓取报文仿真模拟方式进行验证，但是在工作中发生母差模拟动作时保护装置面板显示保护动作，报文发出但实际并未动作出口的情况。厂家经分析后认定报文完全正确，但无法解释为何不会动作。实践证明抓取报文方式不可靠，必须采用停用一次设备的方式进行实际验证，假如一次设备无法停役，采用停用保护的方式进行验证。

3.2 500 kV母差试验方案

对500 kVⅡ段母线差动第1套、第2套保护参数下装后进行母差与5033、5032、5023、5013开关相关逻辑试验，试验内容见表1。

表1 500 kV母差试验方案Tab.1 Experimental program of 500 kV bus-bar protection

当验证5023开关失灵保护动作启动II母母差时，5023开关失灵保护同时跳运行的5022开关并远跳3号主变三侧开关。第1串同理，验证时要跳运行的5012开关并远跳信安II线对侧开关。运行开关和线路远跳与停役设备无法实现物理隔离。试验时需申请将3号主变保护及5011开关保护和信安II线保护及5012开关保护第1套与第2套轮流停役以配合试验。

3.3 5032开关保护

5032开关由边开关转为中开关后，对5032间隔(开关保护、智能终端、测控装置)CID文件下装后进行试验，试验内容见表2。

表2 500 kV 5032开关试验方案Tab.2 Experimental program of 500 kV 5032 breaker

当验证5032开关失灵保护动作时，会跳运行的5031开关，并远跳兰芝5803线开关。试验时需申请将5031开关改检修、兰芝5803线改检修。

4 结语

数字化变电站是未来电网技术的发展趋势，是统一坚强智能电网的重要基础和支撑［10］，对数字化站的扩建工程将会越来越多。 本文介绍了数字化变电站扩建中实施的3种安全措施，并详细分析了保护的调试方案，解决了数字化站在扩建过程中既确保安全可靠又确保实验完整性的问题。浙江500 kV芝堰变扩建工程采用了上述方案，效果良好。

［1］睢鹏.富村数字化变电站二次系统的设计与实现［D］.天津:天津大学，2008.

［2］杜浩良，李有春，盛继光.基于IEC 61850标准数字化与传统继电保护的比较［J］.电力系统保护与控制，2009，37(24):172-176.

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