楊云翠，后躍興，張宇超，胡建明

(云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司文山供電局，云南 文山 663000)

0 前言

隨著變電站運行管理模式的改變，大部分變電站均已實現(xiàn)了從有人值班模式到少人或無人值班模式的轉(zhuǎn)變［1］，運行信號的監(jiān)控模式也由本地操作轉(zhuǎn)變成了遠(yuǎn)程遙控。對運行信號尤其是對于事故情況下信息傳送的及時性、準(zhǔn)確性、可靠性提出了更高的要求。

變電站設(shè)備運行狀態(tài)信息可采用硬接點和軟報文兩種形式采集［2］，硬接點信號有實際的物理接點，該接點的分合狀態(tài)可引起采集裝置遙信輸入接點電位變化，從而造成遙信變位。由于硬接點需要大量的電纜線，投入成本較高，所以僅有重要信號才采用硬接點形式采集。軟報文信號是通過通信通道以報文的形式傳送，通過通信規(guī)約解釋出來的信號。大部分智能設(shè)備運行狀況信息都是通過軟報文信號進(jìn)行采集，雖然硬接點信號可基本滿足監(jiān)控的需要，但事故情況下不能反映詳細(xì)信息，不利于事故原因判斷及事故處理，硬接點和軟報文均可實現(xiàn)SOE 信號傳送，便于事故分析。

本文通過分析220 kV 無人值班甲變電站主變跳閘后涉及的軟報文信號傳送延遲問題，探討其原因，并提出了相應(yīng)的解決措施。

1 繼電保護軟報文信號傳送模式

目前，應(yīng)用較為廣泛的變電站綜合自動化系統(tǒng)傳輸層的通信規(guī)約是IEC870－5－103 (以下簡稱IEC103)，采用該規(guī)約通信的變電站綜合自動化系統(tǒng)，當(dāng)繼電保護裝置等智能設(shè)備與綜合自動化系統(tǒng)屬于不同廠家時，智能設(shè)備與綜合自動化系統(tǒng)站控層的通信必須經(jīng)規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置方能實現(xiàn)，此種組網(wǎng)方式，增加了智能設(shè)備軟報文信號傳送的環(huán)節(jié)，信號傳送的可靠性也降低了。

220 kV 甲變電站綜合自動化系統(tǒng)于2005 年投運，間隔層的各個設(shè)備通過IEC103 規(guī)約實現(xiàn)與站控層的通信。其中，與綜合自動化系統(tǒng)屬于同一廠家的測控、繼電保護裝置直接通過以太網(wǎng)進(jìn)行組網(wǎng)，與綜合自動化系統(tǒng)屬于不同廠家(以下簡稱外廠家)的繼電保護裝置，通過RS－485 串口接入規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置實現(xiàn)與站控層的通信。由于規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置通信接入板有限，無法實現(xiàn)每臺繼電保護裝置與規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置通信接入板的一對一接入，存在外廠家多個繼電保護裝置通過同一塊通信板的一個RS－485 串口以掛燈籠的形式接入的情況，如圖1 所示。繼電保護裝置提供兩個通信外送接口，一個接口與監(jiān)控系統(tǒng)進(jìn)行通信，另一個接口與保信子站進(jìn)行通信。

圖1 通過IEC103 規(guī)約通信的綜合自動化系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)拓?fù)鋱D

2 故障情況

某220 kV 甲變電站2 號主變主二保護由于CT 接線錯誤，在一條110kV 線路區(qū)外故障時，發(fā)生了主二保護比例差動出口跳開2 號主變?nèi)齻?cè)斷路器的事件。跳閘時，變電站后臺監(jiān)控系統(tǒng)、監(jiān)控中心僅顯示了2 號主變主二保護跳閘的硬接點信號和開關(guān)動作信號，詳細(xì)的出口跳閘軟報文信號未顯示，但地調(diào)的保信分站系統(tǒng)卻準(zhǔn)確顯示跳閘時的詳細(xì)信息，由于保信分站的信息未傳送給監(jiān)控運行人員使用，導(dǎo)致跳閘后，監(jiān)控運行人員無法及時、準(zhǔn)確的定位詳細(xì)的保護出口信息。

另一次，變電站后臺監(jiān)控系統(tǒng)和供電局監(jiān)控中心出現(xiàn)了2 號主變主二保護的多條軟報文報警信號，本次出現(xiàn)的信號，在繼電保護裝置、保信分站、變電站后臺監(jiān)控系統(tǒng)和供電局監(jiān)控中心四端的顯示均不一致。

3 原因分析

3.1 信號上送延遲問題

1)在整個過程中，保護裝置與監(jiān)控系統(tǒng)的通信出現(xiàn)問題，而保護裝置與保信子站的通信正常。

2)根據(jù)變電站后臺監(jiān)控系統(tǒng)出現(xiàn)的啟動信號與保信分站進(jìn)行對比分析。

3)根據(jù)繼電保護裝置對外通信機制進(jìn)行分析。

根據(jù)以上三點分析，可得出:監(jiān)控系統(tǒng)出現(xiàn)的2 號主變主二保護裝置的軟報文屬于延遲上送信號，是由保護裝置與監(jiān)控系統(tǒng)通信中斷和保護裝置對外通信機制共同促成。

3.2 通信中斷問題

在繼電保護裝置側(cè)對通信接線進(jìn)行緊固，并對接口模塊進(jìn)行測試，發(fā)現(xiàn)保護裝置與監(jiān)控系統(tǒng)通信的接口模塊電壓時有時無，由此測試，可確定通信中斷是由保護裝置通信接口模塊運行不穩(wěn)定引起。

3.3 通信中斷監(jiān)控系統(tǒng)未報警

變電站后臺監(jiān)控系統(tǒng)及供電局監(jiān)控中心顯示的“2 號主變保護裝置通信狀態(tài)”，僅能反映規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置通信接入板與交換機的網(wǎng)絡(luò)通信狀況，不能反映每臺繼電保護裝置與規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置通信接入板的串口通信狀態(tài)。因此，在2 號主變主二保護串口通信出現(xiàn)問題時，監(jiān)控系統(tǒng)無法及時發(fā)出“通信中斷”以提示運行人員，所以通信中斷監(jiān)控系統(tǒng)未報警問題，屬于規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置無串口通信監(jiān)視功能引起，屬于變電站綜合自動化系統(tǒng)串口通信監(jiān)視功能缺失。

3.4 SOE 與后臺監(jiān)控時間不對應(yīng)

由于遠(yuǎn)動裝置SOE 短時標(biāo)與長時標(biāo)轉(zhuǎn)換功能存在缺陷，在間隔層傳送的短時標(biāo)時間信息與遠(yuǎn)動裝置當(dāng)前時間相差較大時，遠(yuǎn)動裝置用當(dāng)前的時信息來替代間隔層的時信息。因此造成了供電局監(jiān)控中心顯示了錯誤的SOE 時間。

3.5 整改措施制定及驗證

1)增加繼電保護裝置與監(jiān)控系統(tǒng)串口通信狀態(tài)監(jiān)視功能。

2)修復(fù)遠(yuǎn)動裝置SOE 轉(zhuǎn)換功能存在的缺陷。3)恢復(fù)繼電保護裝置與監(jiān)控系統(tǒng)的通信。

4 結(jié)束語

通過對220 kV 變電站主變跳閘后軟報文信號上送延遲現(xiàn)象進(jìn)行了深入分析，得出信號上送延遲原因并提出了整改措施，提高了軟報文信號傳送的及時性和準(zhǔn)確性。

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