智能变电站继电保护风险点分析

2019-01-15贾磊

通信电源技术 2019年7期

关键词：压板交换机报文

贾磊

（国网湖北省电力有限公司检修公司，湖北武汉 430050）

0 引言

近年来，大量智能变电站投入运行，而新技术的应用给继电保护带来了一些新风险。只有分析智能变电站继电保护的风险点，才能知道可能导致继电保护失效的原因与途径，进而针对重要风险点进行关键点把控，保障智能变电站继电保护安全可靠运行。

1 继电保护信息传递模式

智能变电站的采样模式与传统站有所不同，采自电压/电流互感器的电压电流模拟量经由合并单元被转化为数字量，通过光缆以SV报文的形式传递给保护装置和交换机（部分设备通过交换机获取采样值）[1-2]。采样值不再通过电缆直采，故需要进行同步，还需要依靠外部时钟实行同步对时。

以往的开入开出量以GOOSE报文的形式在交换机、保护装置与智能终端之间互相传递。保护装置的跳闸指令不再直接跳开开关，而是先将GOOSE跳闸指令发给智能终端，在智能终端出口压板投入的情况下再跳开开关。

智能站相较于传统变电站而言，继电保护的运行模式、通信模式以及动作方式等方面都发生了巨大改变，简单概括有以下几点[3]。

（1）装置间通过网络传递信息。光缆取代电缆成为信息传递的主要载体。大部分的信息通过交换机直接传递，相较于传统站，更依赖网络的稳定性与可靠性。

（2）数字量取代模拟量。以往电缆传递的模拟量，现除了部分500 kV的保护设备仍然使用模拟量，大部分保护都采用经由合并单元的数字量。智能站中各IED相较于传统站增加了数字解码、信号滤波等功能。

（3）全站统一标准建模。为了实现数据的实时共享，全站数字化信息采用统一的IEC-61850-2标准建模。

（4）部分硬压板被软压板取代。为了实现智能化要求，原有的一部分硬压板被发送发出软压板取代，仅保留了出口硬压板（位于智能终端上）和各设备上的检修压板。

2 站内信息交互途径

智能站内继电保护信息进行交互主要通过以下途径实现[4]。

（1）信息通过光纤在交互机与保护装置间传递。光纤连线的唯一性与交换机的正确配置保证了数据传递的准确性。

（2）站内SV/GOOSE的连接全部由SCD文件定义。SCD文件内配置了各信息的接收方与发送方。

（3）软压板与控制字限制了保护内信息的传递。当GOOSE发送/接收压板被投入，GOOSE报文才会被发送/接收；当SV接收压板被投入，装置才能获得采样值。

（4）检修压板的存在给信息的传递设置了一道“闸门”，只有同样投入检修压板的设备，才能互相交互信息。

（5）装置需要检测报文的有效性（如是否数据同步等）后，才会应用报文。

信息交互途径的可靠性决定了继电保护的可靠性。以上几点存在任何问题，都有可能导致继电保护失效，因此需要从中间分析可能存在的风险点。

3 智能变电站继电保护风险点

对站内信息交互途径中可能存在导致继电保护出现运行失效的原因进行分析[5]。

（1）网络接线问题、配置问题与通信问题，均可能导致继电保护失效。具体存在以下风险点：光纤接线错误、光纤损耗过大、网卡故障、遭遇网络风暴、交换机转发速率低于镜像速率。

（2）SCD中定义的虚端子可能存在定义错误或接线错误，而错误的虚端子接线有可能导致保护不动作或者误动作，危害极大。但是，SCD文件由厂家配置，配置存在问题的情况也频有发生。具体存在以下风险点：SCD文件通信配置参数出错、装置的单网或双网模式设置错误、虚端子的模型版本出错、虚端子连接错误、虚端子虚接漏接、旧虚端子连接误修改、SCD文件改动前后内容定义错误以及技术人员模型定义错误。

（3）软压板不像硬压板有明显可见的开断点，运维人员投退压板时存在漏投甚至错投的情况。此外，由于对智能站的不熟悉，存在没有投入/恢复检修压板的情况，造成保护误动作或者不动作。基于检修压板与接收/发送软压板相互配合的隔离措施，存在形成漏隔离或者误隔离的可能性，会造成信息交互失败或者接收不必要信息。具体存在以下风险：软压板投退错误、压板下装错误、忽略定值修改确认信息、安措恢复时遗漏检修压板、调试后未恢复压板、软压板功能失效、检修压板节点故障以及压板状态未及时上传。

（4）“报文有效性判断”这一功能由软件实现，需要使用报文品质信息针对报文有效性进行判断。该功能的准确性取决于此前测试的严密性。具体存在以下风险点：装置“报文有效性判断”功能失效。

（5）针对智能站的技术特点，信息的一些特性也会对继电保护产生风险。具体存在以下风险点：采样板件故障、采样通道失效、同步对时错误或者失去对时源、守时原理有误、合并单元失步时间大于守时时间、合并单元的额定延时误差较大、交换机的延时误差较大以及报文的同步标志位的状态不能动态反映报文的同步状态。