向家壩電廠繼電保護(hù)及故障信息系統(tǒng)設(shè)計(jì)與實(shí)現(xiàn)

易亞文，劉 洪，肖 勇

（向家壩水力發(fā)電廠，四川 宜賓 644612）

0 引言

向家壩水電站是我國“十一五”期間開工的第一座特大型水電站，壩址位于四川省宜賓縣與云南省水富縣交界的金沙江下游河段，是金沙江下游水電梯級(jí)開發(fā)最末一個(gè)電站。該工程以發(fā)電為主，兼有防洪、攔沙和改善下游航運(yùn)條件等綜合效益。電站共裝8臺(tái)混流式水輪發(fā)電機(jī)組，單機(jī)容量為世界最大的80萬kW，總裝機(jī)容量640萬kW，年發(fā)電量307.47億kW·h，其中左岸壩后電站和右岸地下電站各布置4臺(tái)。

隨著電力系統(tǒng)二次設(shè)備自動(dòng)化水平的提高，電氣二次設(shè)備向智能化和多樣化發(fā)展，繼電保護(hù)及故障信息系統(tǒng)的研究取得了較大的發(fā)展，一些產(chǎn)品化的成果已經(jīng)在電網(wǎng)和電廠應(yīng)用[1,2]。為提高調(diào)度系統(tǒng)信息化、智能化的總體水平，向家壩電廠引入繼電保護(hù)及故障信息系統(tǒng)（簡(jiǎn)稱保信系統(tǒng)）。該系統(tǒng)結(jié)合廠房分布情況和保護(hù)配置的實(shí)際情況進(jìn)行設(shè)計(jì)，實(shí)現(xiàn)了全站20余種、100多套繼電保護(hù)及自動(dòng)裝置的集中管理，使全電站繼電保護(hù)裝置運(yùn)行、管理的各個(gè)環(huán)節(jié)“可控、在控”。

1 系統(tǒng)設(shè)計(jì)

通常保信系統(tǒng)組網(wǎng)方案有三種，分別是監(jiān)控系統(tǒng)與保護(hù)信息管理系統(tǒng)共享物理網(wǎng)絡(luò)，監(jiān)控系統(tǒng)與子站系統(tǒng)完全獨(dú)立成網(wǎng)，以及保護(hù)獨(dú)立組網(wǎng)小室級(jí)聯(lián)方案。根據(jù)廠房布置和裝置特點(diǎn)，向家壩水電站保信系統(tǒng)的組網(wǎng)方式在傳統(tǒng)的分層分布式結(jié)構(gòu)上做了特殊考慮，采用獨(dú)立組網(wǎng)部分級(jí)聯(lián)方案。保信系統(tǒng)與故障錄波系統(tǒng)、電站監(jiān)控系統(tǒng)分別組網(wǎng)，在功能上相對(duì)獨(dú)立。保信系統(tǒng)由站控層、網(wǎng)絡(luò)相關(guān)設(shè)備、子系統(tǒng)和間隔層組成，采取部分級(jí)聯(lián)方案。站控層設(shè)備主要包括保護(hù)信息管理機(jī)以及工作站。網(wǎng)絡(luò)相關(guān)設(shè)備包括以太網(wǎng)交換機(jī)、規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置、智能網(wǎng)關(guān)設(shè)備等。子系統(tǒng)包括10 kV廠用電保護(hù)信息管理子系統(tǒng)和500 kV GIS保護(hù)監(jiān)控系統(tǒng)。間隔層主要由其他保護(hù)裝置和安全自動(dòng)裝置組成。

2 系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)

2.1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及配置

如圖1所示，向家壩水電站有右岸地面副廠房、右岸地下廠房、左岸壩后廠房3個(gè)區(qū)域。每個(gè)區(qū)域設(shè)1臺(tái)主交換機(jī)MACH4002，保信系統(tǒng)以單以太環(huán)網(wǎng)為主干網(wǎng)絡(luò)通過3臺(tái)主交換機(jī)聯(lián)絡(luò)各個(gè)區(qū)域。

系統(tǒng)站控層由安裝在右岸地面副廠房的一臺(tái)保護(hù)信息管理子站（嵌入式保護(hù)信息管理裝置RCS-9798B）和一臺(tái)繼電保護(hù)工程師站，以及安裝在左岸壩后廠房的一臺(tái)保護(hù)信息管理工作站組成。站控層通過專用光纖以太網(wǎng)對(duì)下連接各子系統(tǒng)和間隔層裝置。

圖1 向家壩水電廠保護(hù)信息管理系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)圖

系統(tǒng)主干網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)采用單以太環(huán)網(wǎng)，傳輸速率大于或等于100 Mb/s，傳輸速率應(yīng)為自適應(yīng)式，支持TCP/IP協(xié)議，兼容IEEE802.3標(biāo)準(zhǔn)。

間隔層設(shè)備的接入方式因裝置通訊特點(diǎn)和安裝位置的不同而有所區(qū)別。其中，發(fā)變組保護(hù)安裝在機(jī)組旁，每臺(tái)機(jī)組配1臺(tái)交換機(jī)RCS20。2套發(fā)電機(jī)保護(hù)裝置和2套變壓器保護(hù)裝置通過規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置RCS-9874A接入交換機(jī)，1套變壓器非電量保護(hù)裝置直接接入交換機(jī)，交換機(jī)通過光纖接入主干網(wǎng)交換機(jī)MACH4002。左、右岸電站的線路保護(hù)和穩(wěn)控系統(tǒng)裝置分別安裝在左、右岸繼電保護(hù)室，直接通過雙絞線接入主干網(wǎng)交換機(jī)MACH4002。

500 kV GIS系統(tǒng)采用新型的智能控制裝置PCS-9821，通過通信網(wǎng)絡(luò)與保護(hù)、監(jiān)控主機(jī)連接，實(shí)現(xiàn)500 kV GIS保護(hù)、控制、監(jiān)視、測(cè)量功能。為此，GIS系統(tǒng)單獨(dú)配置1套保護(hù)監(jiān)控系統(tǒng)。該系統(tǒng)由雙遠(yuǎn)動(dòng)通訊裝置、維護(hù)工程師站、操作員站、規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置、網(wǎng)絡(luò)設(shè)備及現(xiàn)地設(shè)備（包括GIS開關(guān)智能控制裝置和保護(hù)裝置）組成，左、右岸電站各設(shè)置1臺(tái)雙遠(yuǎn)動(dòng)通訊裝置RCS-9698H（主機(jī)單元），保護(hù)裝置（斷路器失靈保護(hù)RCS921G、短引線保護(hù)RCS922G、高壓電纜保護(hù)RCS-931LM、母線保護(hù)RCS915GD）和智能控制裝置PCS-9821采用以太網(wǎng)雙網(wǎng)通信方式，雙網(wǎng)組網(wǎng)后通過雙遠(yuǎn)動(dòng)通訊裝置實(shí)現(xiàn)與電站計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)的通信。此外，保護(hù)裝置單獨(dú)組網(wǎng)接入電站保信系統(tǒng)。通信接口及通信規(guī)約應(yīng)滿足電站保護(hù)信息管理系統(tǒng)以及電站計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)的要求。

10 kV供電系統(tǒng)設(shè)置1套廠用電保護(hù)信息管理子系統(tǒng)。該系統(tǒng)由通信管理機(jī)、網(wǎng)絡(luò)設(shè)備及現(xiàn)地設(shè)備(包括10 kV線路保護(hù)及測(cè)控裝置、備自投裝置、小電流接地選線裝置、電弧光母線保護(hù)裝置等)組成，左、右岸電站各設(shè)置1臺(tái)通信管理機(jī)。左岸壩后廠房、壩基變電所的保護(hù)測(cè)控設(shè)備等接入左岸通信管理機(jī)，右岸地面副廠房、右岸地下廠房、右岸尾水平臺(tái)開關(guān)柜、壩頂變電所的保護(hù)測(cè)控設(shè)備等接入右岸通信管理機(jī)。10 kV廠用電保護(hù)信息管理子系統(tǒng)設(shè)備通過以太網(wǎng)接口接入保護(hù)信息管理系統(tǒng)。

此外，發(fā)變組故障錄波、開關(guān)站故障錄波等設(shè)備單獨(dú)組網(wǎng)，通過以太網(wǎng)接口經(jīng)硬件防火墻接入保信系統(tǒng)。

保信系統(tǒng)經(jīng)專用2 M通道和硬件防火墻接入國網(wǎng)電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)，經(jīng)專用2 M通道接入成都調(diào)控中心，實(shí)現(xiàn)保護(hù)信息上傳。

2.2 系統(tǒng)功能

保信系統(tǒng)將電站內(nèi)所有繼電保護(hù)設(shè)備連接起來，如有多種通信規(guī)約存在時(shí)應(yīng)負(fù)責(zé)實(shí)現(xiàn)通信規(guī)約轉(zhuǎn)換，統(tǒng)一到標(biāo)準(zhǔn)的IEC60870-5-103，實(shí)現(xiàn)對(duì)子系統(tǒng)及間隔層裝置的信息收集、存儲(chǔ)、分析、處理，并將這些信息按照一定的規(guī)則送工作站和遠(yuǎn)方調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)，從而實(shí)現(xiàn)信息交換。

（1）與電站內(nèi)保護(hù)、故障錄波裝置通信

連接廠站內(nèi)的各種保護(hù)、故障錄波裝置，完成通信轉(zhuǎn)接和規(guī)約轉(zhuǎn)換。

（2）與電站保信子系統(tǒng)通信

系統(tǒng)和10 kV廠用電保護(hù)信息管理子系統(tǒng)、500 kV GIS保護(hù)監(jiān)控系統(tǒng)通信管理機(jī)完成通信轉(zhuǎn)接和規(guī)約轉(zhuǎn)換。

（3）與電站計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)通信

系統(tǒng)能通過串口或以太網(wǎng)接口與電站計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)通信，實(shí)現(xiàn)保護(hù)信息數(shù)據(jù)的傳輸。具體在設(shè)計(jì)聯(lián)絡(luò)會(huì)上確定。

（4）與調(diào)度端通信

通過2 M口與調(diào)度端進(jìn)行雙向通信，自動(dòng)或人工上傳報(bào)告，并接受調(diào)度端的訪問直至調(diào)度端對(duì)某一設(shè)備的管理。信息的上傳應(yīng)有優(yōu)先級(jí)，可采用缺省方式，也可根據(jù)需求重新設(shè)定。在數(shù)據(jù)上傳調(diào)度端前，應(yīng)將不同的數(shù)據(jù)格式轉(zhuǎn)換為標(biāo)準(zhǔn)格式。

系統(tǒng)支持調(diào)度端隨時(shí)查詢微機(jī)裝置定值、開關(guān)量位置情況，歷史動(dòng)作報(bào)告、自檢報(bào)告和錄波器的定值和歷史錄波數(shù)據(jù)。

具體功能應(yīng)滿足國調(diào)（主調(diào)和備調(diào)）、華中網(wǎng)調(diào)、四川省調(diào)（主調(diào)和備調(diào)）、成都梯調(diào)的要求。

（5）時(shí)鐘同步

保護(hù)及故障信息處理子站能通過串口接收GPS對(duì)時(shí)信息，系統(tǒng)的時(shí)鐘同步精度不小于1 ms。

（6）設(shè)備巡檢與自檢

系統(tǒng)能自動(dòng)檢測(cè)軟硬件工作情況、與電站內(nèi)裝置的通信情況和電站內(nèi)各裝置的工作情況。當(dāng)發(fā)現(xiàn)自檢故障時(shí)，發(fā)出告警信號(hào)至監(jiān)控系統(tǒng)。

（7）數(shù)據(jù)查詢與檢索

用戶可通過繼電保護(hù)工程師站隨時(shí)查詢?nèi)我槐Ｗo(hù)裝置的參數(shù)和數(shù)據(jù)，并以圖形化進(jìn)行顯示和打印。

（8）定值對(duì)比

系統(tǒng)具備召喚定值并自動(dòng)進(jìn)行定值比對(duì)功能，當(dāng)發(fā)現(xiàn)定值不一致時(shí)，給出相應(yīng)的提示。

3 系統(tǒng)調(diào)試

3.1 通信接口試驗(yàn)

保信系統(tǒng)的接入設(shè)備較多，涉及的通訊規(guī)約較多，如保信系統(tǒng)內(nèi)部通訊采用標(biāo)準(zhǔn)的IEC60870-5-103，保信系統(tǒng)與監(jiān)控系統(tǒng)的通信規(guī)約為 IEC60870-5-104，10 kV線路保護(hù)裝置采用IEC61850通訊規(guī)約，為確保各方對(duì)通信規(guī)約的解釋達(dá)成一致，雙方的通信設(shè)備能順暢的交換數(shù)據(jù)，應(yīng)進(jìn)行通信接口實(shí)驗(yàn)。試驗(yàn)應(yīng)針對(duì)鏈路層和應(yīng)用層兩方面展開[2]。

3.2 通道切換試驗(yàn)

保信系統(tǒng)RCS-9798B和RCS-9698H采用完全電氣獨(dú)立的雙機(jī)雙通道配置，以確保保信系統(tǒng)與監(jiān)控系統(tǒng)、遠(yuǎn)方調(diào)度系統(tǒng)通訊的冗余度和可靠性。雙機(jī)通道切換試驗(yàn)測(cè)試系統(tǒng)發(fā)生端口切換或主機(jī)切換時(shí)能否保證快速完成切換和不丟失SOE數(shù)據(jù)。測(cè)試項(xiàng)目包括正常上送數(shù)據(jù)、端口響應(yīng)及控制權(quán)切換、故障狀態(tài)上送數(shù)據(jù)、殺進(jìn)程切機(jī)實(shí)驗(yàn)、手動(dòng)切控制權(quán)通道實(shí)驗(yàn)等。

3.3 功能測(cè)試

試驗(yàn)用于驗(yàn)證系統(tǒng)的各項(xiàng)功能，如：

（1）模擬量采集與處理功能試驗(yàn)，驗(yàn)證后臺(tái)顯示的模擬量值與測(cè)控裝置實(shí)際采集值是否一致；

（2）遙控功能試驗(yàn)，驗(yàn)證遙控操作、反饋信息和響應(yīng)時(shí)間是否正確；

（3）邏輯閉鎖功能試驗(yàn)，驗(yàn)證遠(yuǎn)方遙控時(shí)裝置邏輯閉鎖功能是否正常；

（4）數(shù)據(jù)查詢與檢索功能檢查，驗(yàn)證系統(tǒng)或子系統(tǒng)能夠檢索任一保護(hù)裝置的參數(shù)和數(shù)據(jù)；

（5）定值功能檢查，驗(yàn)證定值讀寫功能和定值對(duì)比功能正常；

（6）模擬故障試驗(yàn)，查看保護(hù)裝置動(dòng)作時(shí)系統(tǒng)采集的保護(hù)動(dòng)作信息、開關(guān)變位信息和顯示動(dòng)作時(shí)刻數(shù)據(jù)及故障波形；

（7）可靠性試驗(yàn)，包括裝置發(fā)生故障時(shí)連續(xù)發(fā)調(diào)定值命令；幾個(gè)保護(hù)裝置同時(shí)連續(xù)做故障；裝置動(dòng)態(tài)庫異常，管理機(jī)自恢復(fù)；進(jìn)程進(jìn)入鎖死狀態(tài)，計(jì)算機(jī)能自動(dòng)重起恢復(fù)到原始狀態(tài)等；

（8）通訊網(wǎng)絡(luò)功能試驗(yàn)，驗(yàn)證雙通道網(wǎng)絡(luò)和網(wǎng)絡(luò)通訊設(shè)備正常；

（9）時(shí)鐘同步試驗(yàn)，測(cè)試GPS正常動(dòng)作和異常工作狀態(tài)下裝置時(shí)鐘誤差。

此外，為保證系統(tǒng)運(yùn)行的可靠性，除功能實(shí)驗(yàn)外，可參考文獻(xiàn)3進(jìn)行二次回路檢驗(yàn)、外觀檢查、逆變電源檢查、開關(guān)量輸入回路檢查、輸出觸點(diǎn)及輸出信號(hào)檢查等。

4 結(jié)論

向家壩水電廠配備繼電保護(hù)和自動(dòng)裝置種類和通訊規(guī)約較多，保信系統(tǒng)采用的獨(dú)立組網(wǎng)部分級(jí)聯(lián)方案，該方案具有以下特點(diǎn)：

（1）保護(hù)信息單獨(dú)組網(wǎng)，網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)更加清晰，同時(shí)保信系統(tǒng)可以實(shí)現(xiàn)與故障錄波系統(tǒng)、電站監(jiān)控系統(tǒng)的互聯(lián)；

（2）保護(hù)信息管理機(jī)和規(guī)約轉(zhuǎn)換器采用專用裝置，可根據(jù)需要擴(kuò)充系統(tǒng)接入設(shè)備，工作站和工程師站可以根據(jù)運(yùn)行管理需要在左、右岸電站分別組站，并將硬件故障造成的影響降至最低；

（3）10 kV廠用電保信子系統(tǒng)和500 kV GIS保護(hù)監(jiān)控系統(tǒng)都具備獨(dú)立工作條件，實(shí)現(xiàn)設(shè)備的分區(qū)管理，而且500 kV GIS保護(hù)監(jiān)控系統(tǒng)能夠適應(yīng)GIS智能控制裝置的特點(diǎn)和GIS開關(guān)遠(yuǎn)方智能控制的需要；

（4）保護(hù)信息管理機(jī)采用嵌入式操作系統(tǒng)，實(shí)時(shí)性高，有效避免病毒和網(wǎng)絡(luò)攻擊，增強(qiáng)了系統(tǒng)安全性；

在繼電保護(hù)故障信息處理系統(tǒng)子站的安裝和調(diào)試中，為避免現(xiàn)場(chǎng)調(diào)試方法不當(dāng)，造成子站運(yùn)行故障和異常發(fā)生，有必要建立標(biāo)準(zhǔn)化的系統(tǒng)調(diào)試規(guī)程和作業(yè)指導(dǎo)書。

[1]倪益民，丁 杰，趙金榮,等.電網(wǎng)繼電保護(hù)及故障信息管理系統(tǒng)的設(shè)計(jì)與實(shí)現(xiàn)[J]，電力系統(tǒng)自動(dòng)化，2006，27（17）：86-88.

[2]徐 馳.繼電保護(hù)設(shè)備管理信息系統(tǒng)的開發(fā)與應(yīng)用[J]，電力系統(tǒng)自動(dòng)化，2004，28（12）：98-99.

[3]DL/Z 634.56-2004.遠(yuǎn)動(dòng)設(shè)備及系統(tǒng)第5-6部分：IEC60870-5規(guī)約系列測(cè)試規(guī)則[S].

[4]DL/T 995-2006.繼電保護(hù)和電網(wǎng)安全自動(dòng)裝置檢修規(guī)程[S].