GIS智能开关站在猴子岩水电站的应用

唐 诗，宋 柯

(国电大渡河猴子岩水电建设有限公司，四川 康定 626005)

0 引 言

猴子岩水电站位于四川省康定县境内，是大渡河干流梯级开发第9级电站。电站装机容量1 700 MW(4×425 MW)，计划2016年底首台机4号机组投运，是大渡河流域第一个开关站为智能站的水电站。

猴子岩500 kV开关站采用4/3接线方式，出5回500 kV线路，至丹巴500 kV变2回，单回线路长约45 km。至康定500 kV变3回，单回线路长约63 km 。4路发变组间隔，共形成3个完整串。500 kV升压站接线如图1所示。

图1 猴子岩GIS接线示意

猴子岩500 kV开关站遵循IEC61850信息分层结构构建，通过MMS、GOOSE网实现智能终端装置、继电保护装置、测控装置与水电监控后台之间数据通信，实现开关站保护、监控等功能。

常规的开关站，继电保护、故障录波、监控系统LCU、电能量采集等系统相互独立，各个系统通信线路重复配置，二次接线复杂，投资成本大。猴子岩智能站通过引入IEC 61850技术，达到了减少设备投资，提高电力系统运行和管理效率的目的。但是在猴子岩开关站建设过程中依然存在着二次设备之间硬回路融合困难，设备规划不合理等问题。

1 猴子岩GIS智能开关站

1.1 猴子岩智能化开关站网络结构

建立在IEC61850通信规约基础上的智能开关站按照功能划分为：过程层、间隔层、站控层。过程层设备通过GOOSE双网与间隔层设备数据交换，间隔层设备通过MMS双网与站控层设备数据交换。GIS保护、测控、计量、录波等二次系统数据通过数据网关机协议转换成TCP/IP规约与水电站监控后台通讯。以开关站内其中一个断路器间隔为例(每个断路器配置两个智能终端)，数据交互如图2所示。

图2 智能开关站网络结构

过程层设备为智能终端装置，此装置具备采集传送断路器、刀闸位置信号，断路器操作、监视功能(与传统的断路器操作箱功能类似)。与传统操作箱回路比较，取消了三相不一致、防跳等回路，其功能由GIS本体实现，简化了二次回路；同时，为满足国网公司反措要求，开关站内CT、PT交流信号通过传统方式电缆采集、传送。

间隔层设备包括保护装置、测控装置。为保证采集交流信号的安全、可靠性，保护装置、测控装置通过传统硬电缆方式采集CT、PT信号，智能终端装置通过点对点GOOSE通信方式将断路器位置信号传送给本间隔内的保护装置，保护装置通过点对点GOOSE通信方式将跳合闸信号传送给智能终端，这在智能站的定义为“直采直跳”。测控装置通过GOOSE网络实现开关量信息采集、闭锁信号传递，一次设备操作命令下发。后台通过MMS网向测控装置下达操作命令。

站控层设备完成数据采集和监视控制，保护信息管理等功能。

1.2 智能开关站组屏方案

猴子岩500 kV系统相关的继电保护、测控装置、网络通信交换机等二次设备布置在GIS室内。其中继电保护装置单独组屏。参与断路器、刀闸操作控制的二次设备(测控装置、智能终端、常规汇控柜控制单元)按照间隔划分的方式组成智能汇控柜，与GIS内一次设备相对应。过程层与间隔层通信设备(交换机)组屏布置在GIS室内，站控层交换机布置于开关站的二次屏盘室。

猴子岩智能汇控柜将传统的汇控柜与智能设备相结合，实现GIS设备位置信息采集、监视，设备遥控、遥信和软件联锁等功能。每个汇控柜由三面屏组成：一面为现地控制柜，柜内布置断路器、隔离刀闸、接地刀闸电机驱动、报警等常规回路；另两面为智能控制柜，柜内布置PCS-9821测控装置，PCS-222B智能终端装置。

汇控柜第1面屏上由计数器、模拟板、切换把手等元器件组成。模拟面板上布置有间隔断路器、隔刀、地刀操作把手。SK1为断路器近、远控切换把手。第2面屏上由两套智能终端构成分别一一对应GOOSE双网。第3面屏上由测控装置，操作把手、压板构成。其中1QK为断路器近、远控切换把手，1KK为断路器分合闸操作把手。

图3 智能终端回路

1.3 智能开关站与常规站对比优点

与传统开关站功能比较，智能站的优势主要有:

(1)引入光缆通信，传输信息由常规量变为数字量。一是节省大量电缆桥架，节省成本；二是光通信能够避免电磁干扰；三是数字信息传递能力显著提高，信息量大。

(2)二次回路简化。智能终端装置通过软件接收的跳合闸命令、压力闭锁等信号，经软件逻辑判断后输出跳合闸信号，代替了传统硬接线方式。智能终端装置取消防跳及三相不一致回路，通过汇控柜本体实现，避免功能重复。

(3)设备规划更简洁，智能汇控柜测控装置代替传统监控LCU功能，取消现地LCU装置，通过测控装置兼容同期功能，较传统同期装置回路少、可靠性高、易操作。

(4)二次设备屏柜布置更加简洁，保护压板投、退更加方便。保护屏上传统意义的保护功能及出口硬压板被软压板取代。运行人员可在保护屏或后台监控完成保护投、退操作。

(5)提高了对回路的监视能力。传统二次回路易出现接线端子松动、接线错误等现象，装置可能无报警信息，运维人员很难发现，严重时造成设备拒动等后果。智能站由于引入网络通信、虚端子、报文监视等技术，当出现光纤接口松动、网络接口异常情况时，监控后台会实时断链报警，闭锁装置开出。运维人员结合现地装置报警信号，能够很快对故障现象及故障位置进行判别、处理，故障处理响应及时。

2 工程实施问题分析

2.1 控制回路

猴子岩智能开关站汇控柜由GIS设备厂家提供，智能装置属保护厂家，最后由GIS厂家组屏，一次设备控制部分与智能装置分属不同厂家，回路互相配合存在问题，以断路器控制回路为例(如图3所示，其中1QK∶17/1QK∶18为断路器远控接点，1QK∶19/1QK∶20为断路器近控接点)存在以下问题：

(1)远方合闸回路。当智能测控装置PCS-9821的近远控切换把手1QK位置在远控，同时收到远方监控系统的HJ(合闸令)，智能终端结合测控装置程序内部的电气防误操作闭锁，输出HA接点至图4的X22∶21端子，经过汇控柜的近/远控切换把手SK1远控接点(SK1∶9/SK1∶10)，动作断路器合闸线圈。在上述回路中1QK与SK1的功能重复。

图4 GIS厂家断路器控制回路

(2)近控合闸回路。近控合闸存在两种合闸方式，一种是将智能测控装置PCS-9821的近远控切换把手1QK置于近控，通过操作智能装置的1KK手合方式，最终动作断路器合闸线圈。另一种方式则通过汇控柜的近/远控切换把手SK1置于现地，通过操作汇控柜面板的合闸旋钮SMO启动合闸继电器K1，动作断路器合闸线圈。因此，当运行人员通过测控装置的1KK近控操作断路器时，控制命令将直接通过智能终端装置出口，没有经过电气防误操作闭锁回路(断路器现地合闸需在两侧隔离刀闸断开时进行)，存在误操作风险。

改进措施：①取消测控装置内的手动合闸和手动跳闸回路；②同时在断路器控制回路中将SK1的现地方式接点代替1QK现地接点；③SK1的定义改为“试验/工作”；④取消汇控柜合闸回路中的SK1接点。

2.2 汇控柜间隔划分对运维影响

设计院及厂家对开关站设备进行间隔划分时，很少为投运后的运行、检修考虑，二次回路组柜方式存在问题，给运维人员带来诸多不便。如图5所示。

图5 500 kV第一串设备间隔划分示意

以猴子岩500 kV开关站第一串设备(QF为断路器，DS为隔离刀闸，ES为接地刀闸,QES为快速接地刀闸)进行分析：丹猴II线及其附属设备ES13、DS13、QES11与QF01、DS11、ES11、DS12、ES12划分为F1间隔。1B主变进线相关设备ES23、DS23、ES24与QF02及两侧刀闸ES21、DS21、ES22、DS22划分为F2间隔。猴康III线及其附属设备ES33、DS33、QES31与QF03、DS31、ES31、DS32、ES32划分为F3间隔。断路器QF04及两侧刀闸ES41、DS41、ES42、DS42划分为F4间隔。

图6 汇控柜优化方案

对于线路、主变压器常规检修方式有两种方式：一是线路或主变压器停电带开关检修；二是线路或主变压器停电检修，开关环网运行。

第一种检修方式下，以丹猴II线检修为例：当线路停电检修时，断路器QF02及刀闸DE21、ES21位于F2间隔汇控柜内，F2间隔汇控柜既存在运行设备的二次回路，又包含停电检修设备二次回路，汇控柜内回路存在电源耦合，共用测控装置通信等问题，运行设备与检修设备无法完全隔离，存在检修人员误动运行设备及触电等人身伤害风险。同理，第二种检修方式，检修设备与运行设备也存在类似问题。为降低安全风险，运维人员虽可将检修方式进行适当调整，丹猴II线带断路器QF01、刀闸DS12、ES12检修；断路器QF02及刀闸ES22、DS22随主变压器停电检修。但按照上述检修计划安排作业，由于ES21、DS21属于停电范围内，非检修设备将无法进行检修作业，造成漏检。同理ES31、DS31也有同样问题。

考虑设备改动影响范围最小，做如下优化：①将DS21、ES21相关二次回路(包括操作回路、信号报警回路)移至F1间隔。②将DS31、ES31相关二次回路移至F2间隔。

间隔优化后，一次设备及二次回路都能按计划完成检修，大大降低了运维人员的作业风险，优化后汇控柜划分方案如图6所示。

3 结 语

猴子岩500 kV开关站基于网络通信，采用IEC61850标准统一建模，通过“三层两网”智能站网络构架，实现了信息采集、处理、传输的全过程，使得不同系统之间结构更加紧凑，系统维护更加简单；设备具备一定的自诊断能力，节省资源、减少电磁干扰；提高了设备的稳定和可靠性。但是，在实施过程中还存在一些问题，尤其在建设期间，应充分考虑智能设备与传统GIS设备间回路的融合问题，特别是针对不同厂家配套的智能站控制系统，除了应满足行业设计规范，同时应从运行、维护、检修的角度考虑回路设计的合理性，系统规划，保证设备的可靠性、安全性。