基于GOOSE开出矩阵的区域备自投系统现场联调

唐昱恒，邓辉，袁军强，殷小军，王磊

(国网湖北省电力有限公司武汉供电公司，湖北 武汉 430014)

当前对区域备用电源自动投入装置(简称“备自投”)技术的研究已较为深入，研究重心集中在区域备自投系统的体系架构[1-4]、动作逻辑[5-7]、网络通信[8-10]和时间同步方法[11]的研发及论证上。重要研究成果之一，是基于实时信息的区域备自投系统，可应用于串行供电网络或复杂区域网络(非串行结构)[12-13]中，通过实时采集区域电网故障时的全景信息，进行自适应综合判断，隔离故障并按整定时限投入备用电源开关，有效解决了串行供电网络发生故障时，如何快速恢复供电的问题，对降低串行供电网络结构性安全风险、提高供电可靠性具有重要意义。

然而，目前区域备自投动作逻辑的校验(调试)均采用实时数字仿真仪(real time digital simulator，RTDS)系统仿真测试[13-15]。该方法属于实验室检验法[16]，局限于设备单体出厂检验阶段，无法校验安装完毕后现场装置、通信网络及二次回路接线的正确完好性。而且，对于已投运的区域备自投系统，因装置已经组屏，不易拆卸运输，RTDS仿真测试无法实施和及时发现装置内元件故障或程序缺陷。因此，使用继保测试仪进行现场调试的重要性不言而喻。

因区域备自投系统的主、子装置分布在不同变电站内，若沿用常规微机保护装置的调试思路，对各子装置的合并终端以电压、电流模拟量及开关量做全环节整体校验，需多人异地同时有序配合，可行性和工作效率极低，有效而规范的现场联调方法亟待研究。

为此，本文对广泛应用于串行网络的区域备自投系统的动作过程进行状态序列分析，提出基于面向通用对象的变电站事件(generic object oriented substation event，GOOSE)开出矩阵的区域备自投现场联调方法。采用继保测试仪按该方法对湖北电网实际区域备自投系统进行现场联调，分析联调结果，验证本文提出方法的有效性。

1 串行供电网络区域备自投联调理论分析

1.1 区域备自投系统及其现场联调方案

适用于串行网络的区域备自投系统设有一个控制主装置及若干子装置，主、子装置分布在不同变电站内。控制主装置与各子装置间通过区域过程层GOOSE通信网实现信息交互，子装置将电气量标志位(母线有/无电压，开关无电流等)及开关量(开关跳位、保护动作等)上送主装置，主装置综合判断，将跳合闸信息下送子装置，后者及其合并终端完成所涉开关的跳合闸。

现场联调工作需校验该系统所有动作逻辑、通信网络信息交互的正确无误，同时验明所涉开关的控制回路完好。依据国家继电保护装置调试作业规范[17-20]，结合区域备自投系统的特点，提出以下现场联调方案：

a)区域备自投系统控制主站(控制主装置所在变电站)工作人员采用数字式继保测试仪对主装置施加GOOSE开出矩阵激励(即模拟故障时各子装置的上送GOOSE信息，输入主装置)，各子站(子装置所在变电站)工作人员检查子装置及相应开关的响应(保护跳/合闸指示灯、出口压板电位、开关分合等)情况。可校验区域备自投所有动作逻辑、区域过程层通信网及子站点对点以太网GOOSE下送通信、开关控制回路的正确性。

b)子站工作人员对子装置的合并终端施加激励，主站工作人员在主装置处检查子装置对激励的响应(电气量标志位、开关量)是否正确。可完成子装置整定值校验，同时也可验证子站点对点以太网采样值(sampled value，SV)、GOOSE通信以及区域过程层通信网GOOSE上送通信的正确性。此部分工作依据国家现行标准化作业方法即可。至此，区域备自投系统联调完毕。

该方案无需多人异地同时有序配合，符合智能化保护调试作业规范。该方案的核心是建立调试所需的GOOSE开出矩阵。

1.2 区域备自投动作行为的状态序列分析

典型串行供电网络(以2个220 kV，3个110 kV变电站为例)如图1所示，M、N为220 kV变电站，A、B、C为110 kV变电站，串行网络为M(110 kV母线)—A(I母)—B(I母)—C(I母)—N(110 kV母线)，其开环点可为任一开关。

图1 典型串行供电网络Fig.1 Typical serial power grid

对串行网络中的不同故障点，区域备自投系统的动作行为均可概括为：追跳紧邻故障点的失电压变电站主供电源开关，合上故障前位于串行供电网络开环点处的开关。若串行网络中存在外桥接线变电站，而故障发生于外桥接线变电站的进线上，则区域备自投所追跳的开关为该变电站的桥开关。

以图1中K点发生故障为例，采用状态序列法分析区域备自投系统的动作逻辑：

状态1：正常运行态，A、B、C站I母均有电压，A、B、C站05开关及A、C站07开关运行，B07开关热备用。

状态2：MA线保护动作跳M111开关，A、B站I母失电压，A05无电流，区域备自投延时T1追跳A05。

状态3：A05已跳闸，C站I母有电压，区域备自投延时T2合B07。

状态4：A、B站I母电压恢复，A05在分位状态，B07在合位状态。

各子装置将上送相关GOOSE状态量至主装置，与之对应的状态序列见表1。

表1 区域备自投动作过程的状态序列Tab.1 State sequences of action procedure of regional BATS

1.3 调试所需的GOOSE开出矩阵

采用向量形式描述表1所示状态序列，并将变位规律相同的GOOSE量用同一行向量表示，建立式(1)矩阵。

(1)

式(1)中：T1=(1,0,0,1)，反映开环点故障侧失电压变电站母线有电压；T2=(0,1,1,0)，反映失电压变电站母线无电压、失电压变电站间联络线开关无电流；T3=(0,0,1,1)，反映紧邻故障点开关跳位；T4=(0,1,1,1)，反映紧邻故障点开关无电流(T2或T4还可反映闭锁开入量)；T5=(1,1,1,0)，反映开环点所在联络线开关无电流、开环点开关跳位；T6=(1,1,1,1)，反映开环点非故障侧变电站母线有电压。

可见，矩阵T即为调试所需的GOOSE开出矩阵。在继保测试仪中，按矩阵T各个行向量的含义设置开出映射即可，1对应开出“合”，0对应开出“分”。

此外，若变电站母线或外桥接线的变电站进线故障，需增加行向量T7=(1,0,0,0)，形成式(2)所示的增广矩阵

(2)

式(2)中T7=(1,0,0,0)，反映母线故障的变电站母线有电压。

2 联调实例分析

2.1 湖北电网首个区域备自投系统

湖北电网首个区域备自投系统，应用于武汉锅顶山变电站(简称“站”，下同)、新农站、蔡甸站、知音站、何湾站组成的串行供电网络，控制主站为知音站，子站分别为蔡甸站、新农站、控制知音04(简称“知04”，其他类推)、知05、知06、知07、蔡03、农03开关，可自适应锅顶山-新农-蔡甸-知音-何湾站串行供电网络的3种典型运行方式：

a)网络正常运行时的自投方式。锅顶山-新农-蔡甸-知音-何湾站串行供电网络的正常运行方式如图2所示。知音站何知I、II线运行，110 kV母线分段开关知04热备用，蔡甸站外桥开关蔡03热备用，新农站外桥开关农03运行。此时区域备自投系统运行方式为自投方式1。

图2 串行供电网络的正常运行方式Fig.2 Normal operation mode of serial power grid

自投方式1工况下，针对不同故障点(元件)，区域备自投系统的动作情况见表2。

表2 区域备自投方式1动作情况Tab.2 Action of regional BATS in mode 1

b)网络检修运行时的自投方式。知音站何知I线(II线)检修、何知II线(I线)运行，110 kV母线分段开关知04运行，串行供电网络中其他开关的运行状态与正常运行方式相同，此时区域备自投系统运行方式为自投方式2(3)。针对不同故障点，区域备自投的动作行为同样遵循“追跳紧邻故障点的失电压变电站主供电源开关，合上故障前位于串行供电网络开环点处的开关”原则，不再赘述。

2.2 现场联调分析

采用豪迈继保之星—6000C测试仪，读取区域备自投文件，完成IEC 61850相应配置，连接调试光纤至PCS-998M装置NR1136插件的接收光口后，即可开始联调。

区域备自投的完整自投策略共计12项，按故障位置分类，相应的动作情况见表3，据此逐项进行动作逻辑校验(含闭锁条件校验)。式(1)所示GOOSE开出矩阵适用于知音站进线故障动作逻辑校验，式(2)所示GOOSE开出矩阵适用于锅农线故障或知音站母线故障动作逻辑校验。

表3 完整自投策略Tab.3 Complete strategy of automatic switch

为验明所涉开关控制回路的完好性，并涵盖各个自投方式，至少需选取以下4项策略进行联调分析，体现本文所提出现场联调方法的正确及有效性：

a)自投方式1的何知I、II线同时故障动作逻辑校验。按式(1)开出矩阵T设置各开出通道合/分状态、开出映射，状态1、状态4的触发方式设置为按键触发，状态2、状态3设置为时间触发，试验时间在对应整定值基础上增加100 ms[20]裕度(下同)，动作报文见表4，区域备自投动作正确。

表4 区域备自投动作报文1Tab.4 Action report 1 of regional BATS

由表4可知：知05、知06间隔的合并终端保护跳闸灯亮，保护跳闸压板下端有瞬时正电位；蔡03、知04间隔的合并终端合闸灯亮，保护合闸压板下端有瞬时正电位(不停电定检；若具备停电条件，可带检修开关整组传动，下同)。这说明区域备自投系统中，知05、06的跳闸回路及知04、蔡03开关的合闸回路完好、正确。

在T2(或T4)通道增加以下任一GOOSE上送量：①知音站GOOSE_知蔡线路保护动作；②蔡甸站GOOSE_知蔡线路保护动作；③蔡甸站GOOSE_农蔡线路保护动作；④新农站GOOSE_农蔡线路保护动作。可校验区域备自投方式1工况下的闭锁条件，自投方式1充电完毕后，按键触发进入状态2时刻，区域备自投放电，终止动作，证明闭锁条件无误。

b)自投方式2的锅农线故障动作逻辑校验。按式(2)开出矩阵T′设置各开出通道的合/分状态、开出映射，动作报文见表5，区域备自投动作正确。

表5 区域备自投动作报文2Tab.5 Action report 2 of regional BATS

由表5可知：农03间隔的合并终端保护跳闸灯亮，保护跳闸压板下端有瞬时正电位，说明区域备自投系统中，农03开关的跳闸回路完好、正确。方式2闭锁条件的校验同a)。

c)自投方式2的知音站II母故障动作逻辑校验。按式(2)开出矩阵T′设置各开出通道的合/分状态、开出映射，动作报文见表6，区域备自投动作正确。

表6 区域备自投动作报文3Tab.6 Action report 3 of regional BATS

由表6可知：知04间隔的合并终端保护跳闸灯亮，保护跳闸压板下端有瞬时正电位，说明区域备自投系统中，知04开关的跳闸回路完好、正确。

d)自投方式3的知音站I母故障动作逻辑校验。按式(2)开出矩阵T′设置各开出通道合/分状态、开出映射，动作报文见表7，区域备自投动作正确。

表7 区域备自投动作报文4Tab.7 Action report 4 of regional BATS

由表7可知：知07间隔的合并终端保护跳闸灯亮，保护跳闸压板下端有瞬时正电位，说明区域备自投系统中，知07开关的跳闸回路完好、正确。至此，区域备自投系统所涉开关的控制回路完好性验证完毕。

方式3闭锁条件的校验同a)。至此，所有自投方式下的闭锁条件均得到校验，无误。

动作报文表明:区域备自投动作正确，同时也验证了区域过程层通信网及子站点对点以太网GOOSE下送通信的正确性,从而验证本文提出的联调方法、建立的GOOSE开出矩阵正确有效。

3 结论

本文对广泛应用于串行网络的区域备自投系统的动作过程进行状态序列分析，提出基于GOOSE开出矩阵的区域备自投现场联调方法，并得出以下结论：

a)串行网络区域备自投系统的动作过程可采用状态序列分析，将各状态中控制主装置应采集到的GOOSE状态量列写为向量形式，变位规律相同的GOOSE量用同一行向量表示，即可建立联调所需的GOOSE开出矩阵，且其通用性良好。矩阵各行向量含义明确，是继保测试仪开出映射的设置依据。

b)现场联调实例表明，基于GOOSE开出矩阵的联调方法可准确校验区域备自投系统的动作逻辑，同时可验证区域过程层通信网及子站点对点以太网信息交互的正确性、二次回路的正确完好性，克服了RTDS仿真测试的不足，无需异地多人同时有序配合，为区域备自投系统竣工验收、投运后的定期检验工作提供了有益经验。