浅谈就地化保护仿真测试与运维技术的研究及应用

祝琳+杜兴伟

摘要 近年来，智能站继电保护技术取得了长足发展。电子式互感器、合并单元、智能终端等新设备大量应用，二次设备的布置方式由保护小室向户外柜、预制舱等就地化方式过渡。

关键词 就地化保护；单装置模拟量通道；双段线路保护

中图分类号G2 文献标识码A 文章编号2095—6363（2017）03—0055—01

随着智能变电站等新技术新设备的应用和安装方式的变化，给继电保护专业带来了新的问题和挑战：1）智能站继电保护速动性、可靠性尚需提高；2）二次“虚回路”无法直观可见，试验验证困难；3）户外柜安装的二次设备防护等级低，故障率较高；4）现场调试工作量大，运维难度加大，停电时间长。

为了解决上述问题，经过大量的试验研究，推出了新一代继电保护装置——就地化保护，与现有保护相比，就地化即插即用保护具有装置小型化、安装就地化、接口标准化的特点。就地化即插即用保护取消了液晶及操作面板，所有对装置信息的观测及操作将通过远方完成，另外跨间隔保护（母线保护、变压器保护）将采用分布式环网冗余结构，其保护功能配置、通信模式及通信协议都发生了根本性变化。这些变化对就地化保护装置的测试及运维都提出了新的要求。

实现就地化安装继电保护设备的关键在于工业电子技术和结构设计技术的发展。传统变电站的保护设备与设备之间采用电缆来传递信号，其调试方式是在变电站现场进行单装置或者单屏完成模拟量、开入开出及逻辑调试后，进行带开关的传动试验。智能变电站的保护设备与设备之间统一使用IEC61850规约，以基于网络传输的数字信号的形式来传递信号。所以智能变电站的调试引入了FAT（工厂验收测试factory acceptance test）和SAT（现场验收测试site acceptance test）的手段，在工厂内进行各种二次设备联调，解决不同设备的互操作性的问题，加快现场调试的进度。对于就地化的保护设备，其模拟量和跳闸出口采用传统电缆方式，起失灵和闭重等联闭锁信息又以GOOSE报文的形式，通过过程层网络进行传递，既不同于传统变电站，也不同于智能变电站，所以就地化保护的联调方式也是本项目研究的重点。

就地化保护取消了液晶及操作面板，所有对装置信息的观测及操作将通过远方完成。跨间隔保护（母线保护、变压器保护）将采用分布式环网冗余结构，其保护功能配置、通信模式及通信协议都发生了根本性变化。

就地化保护是一个黑盒子，无液晶和键盘等传统的MMI设备。变电站运维人员如果要了解保护目前的状态，无法直接在保护上看到。因此，在站端保护综合管理单元，必须能够提供保护信息的合理展示界面，供运维人员查看，并且展示的信息量应不少于原本在保护MMI上液晶屏能够展示的信息。为此，就需要解决信息获取和信息展示两方面的问题。

综合管理单元与保护之间有通信连接，本身具备获取保护信息的能力，但目前能够获取的信息并不足以满足保护人机界面展示的全部信息需求。

目前通信多采用DL/T 860规范，通过标准的DL/T860通信能够获取的保护信息主要有保护的模拟量（保护采集的模拟量和保护自身在线监测状态的模拟量）、开关量、压板状态、告警、动作事件、故障量、录波文件、定值等信息，但对于保护原本能在液晶上显示的模式的设置、板卡投退设置、通信口设置以及保护私有信息设置等信息，仅通过标准的通信方式则无法获得。需对这些信息进行分析和分解，将其纳入对外通信的标准规约（一般考虑DL/T 860）可以传送的范围，以达到统一通信接口、统一处理、统一界面展示的目的。对信息的分解，遵循“按需分解”的原则，至少划分为面向厂家的信息和面向运维的信息。面向厂家的信息即厂家调试人员和工程人员需要但投运后变电站运行检修人员不需要的信息，这些信息属于私有信息，不要求通过统一的通信规约送出，只要厂家自己的工具能够支持维护就可以了。面向运维的信息则是在装置投运后运行检修过程中必需的信息，应要求能在装置模型中包含，可以通过统一的通信规约送给站端综合管理单元。

在获取到保护原有液晶屏能够展示的所有信息之后，如何展示的问题就摆在面前。有两种可能的展示方式，一种是虚拟液晶展示，另一种是白定义界面展示。

虚拟液晶展示是指在综合管理单元界面上绘制出与保护原有面板相同的画面，同样具有液晶屏和各种按键，液晶屏上显示的内容及其显示方式与具备液晶屏的保护显示的一模一样，按键也可以模拟真实按键的操作与液晶屏互动。采用虚拟液晶的展示方式，优点是可以使熟悉原有保护人机界面的运维人员延续以前的运行维护习惯，实现对就地化保护新型设备维护的平稳过渡。

自定义界面展示是指不按保护液晶屏的模式，而是由综合管理单元自己来决定所有信息的展示方式。一般来说，综合管理单元对于保护信息的展示都有相对独立的设计，对保护的各种信息多为分区域展示，再根据信息的重要程度辅以分层显示，足以满足各种信息的展示需求。白定义界面展示的优点是可以根据运维人员的要求，按照运维人员认为的重要性对信息进行分级定制，使重要信息能够以更为突出的方式显示，而相对次要的信息則可以隐藏在次级或者更深层级的界面，使界面更简洁明了。不足之处则是对于那些多年来习惯于从MMI查看保护信息的运维人员，可能一时难以适应。

就地化的现场调试主要包含2个方面：

1）保护装置开入开出正确性检查。就地化保护既有传统电缆接入模拟量和开关量，也有GOOSE传递的起失灵、闭锁重合闸、远跳等联闭锁信息。就地化保护通过航空电缆，将装置的开入开出及光纤转接至端子箱或者汇控柜内的转接端子排上，再通过转接端子排引入各个环节。为了全面测试就地化保护的性能、缩短就地化保护设备现场调试时间，综合传统保护和智能保护的现场调试方式，就地化保护现场调试方案可定为：

（1）单装置模拟量通道检查：测试仪接在端子箱或者汇控柜内的交流转接端子上，加入激励量对就地化装置的各个交流输入通道进行检查和校正，确保各个通道测量正常。

（2）

单装置开关量通道检查：就地化装置的开关量通道检查包括传统开关量检查和GOOSE开关量检查两个方面。一是传统开关量检查。在端子箱或者汇控柜内的开入开出转接端子上，采用与传统保护一致的方式检测开入量和开出量的正确性。二是GOOSE开关量的检查。将配置好全站SCD导入数字化测试仪，采用与数字化保护一致的方式检测GOOSE开关量的正确性。

（3）双端线路保护的联调检查：就地化线路光纤纵差保护的完整调试，需要与对侧变电站的线路保护配合，设定好本侧识别码和对侧识别码，保证光纤通道握手成功后。断开被测线路保护一侧的断路器，或者将该侧线路保护的TWJ开入与正电源短死，通过测试仪在被测线路保护的一侧加入超过差动定值门槛的激励量，验证线路保护的光纤差动逻辑正确性和出口的正确性。同时也进行了开关传动，验证了二次接线的正确性。

2）保护装置通讯正确性检查。就地化装置的信息需上送到子站和各级主站系统，各主子站系统都需进行通信对点工作。现行的智能变电站站内子站系统采用实际对点方式进行，该方式需从外回路出发，工作效率低。故在站内子站系统实际对点工作完成后，确保了外回路的正确性的情况下，对于各级主站系统的通信对点工作，一般采用装置的虚拟发送功能进行，该方式大大方便了现场的通信对点工作。

而就地化装置没有界面，无法采用装置虚拟发送的功能进行对点工作，对现场的通信对点调试工作带来了困难。为了解决该问题，考虑接入一套仿真调试工具，代替实际装置，用于通信对点调试工作。