葛洲坝500kV智能开关站监控系统设计

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摘要：为简化二次接线，提高设备的利用率和互操作性，本次葛洲坝500kv开关站改造基于IEC61850标准进行设计，整合了多种智能化设备如合并单元、智能终端、记录分析仪、智能测控装置、智能汇控柜，并采用了分层分布式的双网络结构，将传统开关站改造成了统一平台、统一规约、能充分发挥智能化设备优势的智能开关站。

关键词：智能开关站、合并单元、智能终端、智能测控装置

中图分类号： S611 文献标识码： A

本工程以厂家最新的智能化产品为依托，结合华中网局对湖北省智能化变电站的具体要求，较为完整的形成了湖北省内第一个500kV智能开关站监控系统的设计，目前已经带电运行，效果良好。

葛洲坝水电站曾经是世界上最大的低水头大流量、径流式水电站，至今已投运30余年。自2012年开始进行500kV开关站改造，为简化二次接线，提高设备的利用率和互操作性，本次500kV开关站改造基于IEC61850标准进行设计，将传统开关站改造成统一平台、统一规约、能充分发挥智能化设备优势的智能开关站。而在智能开关站的设计中。涵盖了数据采集、数据传输、数据管理功能的监控系统设计正是其核心部分。

500kV智能开关站监控系统通过智能汇控柜采集开关、刀闸信息；通过合并单元采集CT、PT信息；通过智能终端实现对开关、刀闸的控制；通过智能测控装置共享各种一次设备信息；通过记录分析仪监测和分析网络状态；通过分层分布式的网络结构来有效传输各种GOOSE和MMS报文。

1 系统结构

葛洲坝500kV开关站计算机监控系统建立在IEC 61850通信技术规范基础上，按分层分布式整站数字化实现开关站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。

开关站计算机监控系统网络架构从整体上分为三层：站控层、间隔层和过程层。间隔层将采集和处理后的数据信号，经网络传输到站级监控层。各单元测控装置相互独立，互不影响，功能上不依赖于站控计算机。

站级监控层网络采用100M的双星型以太网。间隔级网络的传输速率需满足系统的实时性要求，采用双星型以太网。间隔级设备到站控层之间的通信采用IEC61850标准。

（1） 站控层网络

通过相关网络与站控层其它设备、间隔层网络通信，可传输MMS报文和GOOSE报文，站控层网络采用双重化高速以太网结构。

站级控制层包括2台主机兼操作员工作站（配置核心数据加固软件）、1台工程师工作站、2套网关、2台工业级交换机、1台通信工作站、1套时钟同步接收装置（包括1套二级子钟，15套时钟同步扩展装置）、1套网络记录分析仪、1套二次系统安全防护、站控层网络交换机以及其它配套接口设备（包括网络打印机、控制台、音响报警装置、终端延长器、KVM等）。

配置一台葛洲坝电厂监控系统远程终端计算机（NC2000），通过两台工业级交换机和网关连接，以便开关站能够查看整个葛洲坝电厂设备运行状况。

（2） 间隔层网络

通过相关网络与本间隔其它设备、其它间隔设备、站控层设备通信，可传输MMS报文和GOOSE报文，间隔层网络采用双重化高速以太网结构。

间隔层设备包括各间隔测控装置、公用测控装置以及其他智能接口设备。间隔层设备及过程层智能设备一起组屏安装于GIS室一次设备附近，取代传统的现地汇控柜。

测控装置按间隔配置，每台断路器配置1台测控装置，装于各断路器智能控制柜内；每段母线PT配置1台测控装置，装于公用测控柜内；全站配置2台测控装置用于开关站直流系统、400V站用电、6kV站用电等，单独组一面公用测控柜。

单套测控装置PCS-9821在过程层接入I网，在I、II网之间增加一台流量控制交换机PCS-9882B，获取II网相关信息。专用流量控制交换机可有效防止I、II网发生网络风暴。

另外配备一台6KVSEL保护装置配套用通讯管理机（PMC-1380），用于采集6KVSEL保护及6KV系统相关信息，并通过通信接入6KV公用LCU盘（现地）。通讯管理机安装在公用LCU盘内。

（3） 过程层网络

通过相关网络完成间隔层与过程层设备、间隔层设备之间以及过程层设备之间通信，可传输SV和GOOSE报文，过程层网络采用双重化高速以太网结构。

过程层设备包括电流电压互感器合并单元、智能终端（或智能操作箱）等，均按双套冗余配置，装于各间隔断路器智能控制柜内。

（4） 网络通信介质

主控制室、辅助盘室及GIS二次盘柜室内网络通信介质宜采用超五类屏蔽双绞线；主控制室、辅助盘室至GIS二次盘柜室及户外的通信介质应采用单模铠装光缆，所有户内或户外光缆禁止使用塑料光缆。

（5） 通信接口设备

设置2套网关和交换机，用于实现500kV开关站监控系统与大江电厂计算机监控系统及华中网调之间的通信协议转换，应能将500kV开关站监控系统的所有信息上送大江电厂中控室及华中网调，并能接收和执行大江电厂中控室及华中网调下发的操作控制命令。

设置1套通信工作站，实现将站内非数字化智能设备，如直流、UPS及6kV系统等设备进行通信规约转换，通过串口/光纤接入开关站监控系统。接入屏柜应有装设光纤接线盒、配线架等设备，以便配线整齐可靠；要求将所有的非IEC61850标准信息转换为MMS协议。

2 计算机监控系统的功能

计算机监控系统的功能将包括但不限于：

1） 实时数据采集与处理 2） 报警处理 3） 事件顺序记录和事故追忆功能

4） 控制功能5） 在线统计计算6） 画面显示和打印7） 时钟同步

8） 与远方调度的信息交换9） 双机切换10） 系统的自诊断和自恢复

11） 维护功能 12） 防误闭锁功能13） 遥控选择检同期、检无压功能

14） CVT在线监测功能15） 程序化控制功能16） 交换机的状态监视功能17） 五防操作票系统

3 合并单元配置

1） 合并单元按间隔配置，应提供足够的输入接口接收本间隔电流互感器的电流信号、电压互感器的电压信号及来自母线电压合并单元的母线电压信号。

2） 保护用合并单元按断路器双重化配置，测量用合并单元按断路器单套配置，每个断路器间隔配置3个MU。每个合并单元MU配置足够的IEC61850-9协议及IEC60044-8的FT3协议的接口及以太网接口（SV网），能同时满足保护、测控、录波、计量等二次设备使用要求。

3） 边断路器合并单元（保护单套）的接口分配为：线路保护（或进线）、母线保护、断路器保护、开关间短引线保护、SV组网、安稳1路、备用1路；边断路器合并单元（测量）的接口分配为：测控装置、备用1路；

4） 中间断路器合并单元（保护单套）的接口分配为：线路保护、进线保护、断路器保护、上开关间短引线保护、下开关间短引线保护、SV组网、安稳1路、备用1路；中断路器合并单元（测量）的接口分配为：测控装置、备用1路；

5） 并联电抗器合并单元的接口分配为：电抗器保护1套、电抗器保护2套、SV组网、备用1路；电抗器合并单元（测量）的接口分配为：测控装置、备用1路；

6） 母线电压合并单元（单套）的接口分配为：1#线路MU、2#线路MU、3#线路MU、4#线路MU、5#线路MU、6#线路MU、SV组网、备用2路。

7） 合并单元分别装于各间隔断路器智能控制柜内。

4 智能终端配置及功能

（1） 智能终端配置

1） 智能终端按断路器双重化配置，每个智能终端配置足够的以太网接口，按照IEC61850-8-1协议通讯。

2） 边断路器智能终端的接口分配为：线路保护、母线保护、断路器保护、电抗器保护、短引线保护、GOOSE组网、备用2路；

3） 中断路器智能终端的接口分配为：线路保护、进线保护、断路器保护、电抗器保护、上开关间短引线保护、下开关间短引线保护、GOOSE组网、备用1路；

4） 智能终端分别装于各间隔断路器智能控制柜内。

（2） 智能终端功能: 1） 智能终端应能实现对GIS设备的位置信号采集和监视、模拟量信号采集与显示、远方/就地控制、告警和闭锁、信号及操作事件的记录与上传等一系列功能。

2） 智能终端应具有断路器操作箱功能，包含分合闸回路、合后监视、重合闸、操作电源监视和控制回路断线监视、断路器防跳、三相不一致保护及各种压力闭锁功能等功能。

3） 接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离刀闸、地刀等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离刀闸及地刀位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等；

4） 智能终端应具备三跳硬接点输入接口，可灵活配置的保护点对点接口（最大考虑10个）和GOOSE网络接口；

5） 至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点；

6） 具备对时功能、事件报文记录功能；

7） 跳、合闸命令需可靠校验；

8） 智能终端的动作时间应不大于7ms；

9） 智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能。当智能终端接收到跳闸命令后，应通过GOOSE网发出收到跳令的报文；

10）智能终端的告警信息通过GOOSE上送。

5 基于IEC61850标准的网络通信记录与分析系统

（1） 记录分析仪由记录仪和分析系统组成，接入开关站计算机监控系统记录仪通过网络交换机设置的侦听端口和远动专线RS232端口存储记录所有原始通信报文，要求记录仪能够在500kV开关站现场环境下连续至少存储一个月通讯的原始数据，并且不发生死机现象；

（2） 记录分析仪要求确保被测试开关站计算机监控系统网络通信正常运行情况下，具备同时存储基于IEC61850自动化系统开关站内网络通信、与大江电厂监控中心和网络通信需要侦听记录点的带时标完整网络通讯报文，通过规约分析系统对记录报文按逻辑通道进行分析。具备故障报文统计定位和应用报文统计定位功能，故障报文分析包括TCP/IP链路建立与中断、报文校验错误、单报文不完整，报文时序错、通信中断和控制过程不完整以及报文与标准规约不符合性错误等；应用报文分析包括初始化、各遥信、遥测、控制、GOOSE等报文查询解析定位功能。能够直观显示通信规约整个过程，具备显示分析报文的类型、报文内容，跟随报文给出明确的报文分析结果；能够根据逻辑通道、时间等关键字对报文内容等单个或组合条件进行查询原始记录报文，辅助维护人员分析开关站计算机监控系统站内通讯以及与大江电厂中控室通信中存在的问题。

（3） 记录分析仪能够发现开关站计算机监控系统网络通讯故障隐患和帮助对网络通信缺陷及事故的事后分析，通过完整正确记录与分析，正确分析通讯故障而造成的开关站计算机监控系统以及与大江电厂监控中心和调度端自动化系统之间信息误报、漏报、遥控失败等具体原因，完善开关站网络通信信息传送机制，为提高了开关站计算机监控系统安全运行以及对监控系统设备状态评估提供重要的技术手段。

6 智能测控装置

智能测控装置具有以下功能：

1） 交流量采集及处理功能：通过采集CT、PT合并单元数字量信号，实现进出线电流、电压、有功功率、无功功率、功率因素及频率等的测量功能。

2） 开关量采集及就地报警功能：通过GOOSE网络或直接采集开关位置信号、GIS设备故障、报警信号等，并通过智能测控装置就地报警

3） 脉冲计数功能:具有出线电度等脉冲量采集功能，包括正向有功电度、反向有功电度、正向无功电度、反向无功电度等。

4） 4～20mA模拟量采集功能具有4～20mA模拟量采集功能。

5） 遥控输出功能:接收电站计算机监控系统下达的操作命令，实现对有关断路器、刀闸、地刀的分/合操作。

6） 就地操作功能:可以通过菜单、模拟屏操作把手及触摸屏三种方式实现对开关、刀闸的就地操作。

7） 同期功能

具有断路器同期功能，包括检无压、检同期及退出三种方式。

8） 闭锁与连锁功能:实现断路器、隔离开关、接地开关操作的闭锁与连锁，应包括硬接线闭锁和软件逻辑闭锁。

9） GPS对时功能:装置应具有与GPS对时功能，对时脉冲或IRIG-B码从电站计算机监控系统GPS时钟装置获取。

10）通信功能

装置应配置双以太网口，通信速率不小于100Mbps。

11）人机接口功能:装置应具有人机接口功能，配置大液晶屏（不小于160*240），能显示电气主接线、断路器/刀闸位置、电气量以及运行、报警信息。

12）装置自检和告警功能:装置应具有自检和告警功能，告警信号通过I/O方式或通信方式送至电站计算机监控系统。

7 智能汇控柜

1） 每个断路器间隔配置1个现地智能汇控柜，柜内装设本断路器及其两侧的隔离开关、接地开关及相关的进线或出线（含电抗器）隔离开关、接地开关等设备现地控制、监视及与外部电气连接所需的元件。

2） 每段母线配置1个现地智能汇控柜。柜内装设本段母线所连接的母线电压互感器及母线快速接地开关等设备现地控制、监视及与外部电气连接所需的元件（包括微型断路器等）。

4） 所有GIS设备的远方控制和监视由计算机监控系统站控层计算机完成。现地智能控制柜完成对GIS设备的现地常规监控，并设有与计算机监控系统连接的I/O接口。

5） 现地智能汇控柜能够完成GIS所有信息的就地采集、处理等功能，完成对GIS的电气联锁、智能控制（含断路器三相不一致跳闸、储能电机的自动控制、隔离开关及接地开关的操作及驱动等）、就地报警、断路器的分合闸计数等相关功能。

6） 每个智能汇控柜面板上设有模拟接线，对本间隔开关设备的运行状态采用指示灯进行清晰的显示。

8小结

葛洲坝500kV智能开关站监控系统的整体设计经过了华中网局、葛洲坝电厂、设计院和设备制造厂家的多次讨论和会议；是湖北省内第一个真正概念上的500kV数字化变电站，对湖北省内数字化变电站、智能电网等技术的发展具有较强的指导意义。