智能变电站二次设备常见异常分类及处理思路

智能变电站二次设备常见异常分类及处理思路

李文彦

国网山西技培中心大同分部 山西 大同 037039

摘要：智能变电站采用先进、可靠、集成、环保的智能设备，以信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制等基本功能，保护、测量和检测，具有支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策和协同交互等先进功能。它遵循IEC61850标准体系，采用网络通信等新技术。继电保护装置采用数字通信方式实现信息交换，加强了二次设备之间的耦合。它需要多台设备配合完成一定的功能，如继电保护功能，需要合并单元完成电流、电压采样，保护装置完成逻辑判断，智能终端执行跳合闸命令。根据智能变电站的实际运行情况，从智能变电站数据流的角度对常见的异常进行了分类和总结，并提出了相应的处理思路，从而明确异常或故障的性质，并在今后的运行维护中及时处理，提高智能变电站的维护管理水平。

关键词：智能变电站；二次设备；异常分类；处理思路

1智能变电站二次设备常见异常分类

1.1通信异常

在二次系统的再运行过程中，通信系统的正常运行是基础。从智能变电站的运行现状来看，智能变电站通信异常的主要问题是二次系统。第一，沟通不正常。当智能终端与保护装置之间的goose通信异常时，保护装置会出现goose通信信号终端告警。闭锁重合闸信息、低压闭锁信息、断路器位置信息等不能正常获取，重合闸功能不能正常发挥。当智能终端和保护装置出现goose发送通信异常的问题时，智能终端会出现goose通信中断信号。保护装置的合闸和跳闸命令不能正常执行。其次，SV通信异常。当发生这种异常事故时，保护装置将出现无效采样数据或异常采样信号。如果SV通信中断，相关保护功能将被阻断。如果发生SV通信丢包，将极大地影响保护功能的正常运行。第三，MMS通信异常。这种异常发生后，智能终端会出现通信链路中断的问题，运行状态得不到很好的保护。

1.2保护装置异常问题

保护装置虽安装在保护室内，运行环境相对较好，但也容易发生各类故障。从故障类型来看，主要有两个方面：程序异常和硬件故障。这些故障发生后，更难发现这些故障问题。没有更好的方法，也没有明确的报警信号，这就更加困难了。硬件故障的主要问题是光纤通信接口故障，直接影响数据的接收，进而导致相关保护功能不能正常发挥作用。程序异常的概率相对较低。程序异常后，保护逻辑会混乱。

1.3过程层设备异常问题

一般来说，工艺级设备都会安装在当地一次设备周围，设备在这种环境下的运行情况相对较差，电磁干扰问题也比较突出，这就增加了工艺级设备出现问题的概率。特别是智能终端容易出现异常。当智能终端异常时，继电器合闸或保护跳闸指令不能正常执行，也会影响开关位置信号和断路器信号的接收。如果智能终端的输出部分异常，则不能执行合闸、跳闸和遥控命令，即智能终端不能控制断路器。这种故障发生后，保护装置不能报警，智能装置只能进行自检报警。如果智能终端输入端异常，智能终端不能提供准确的一次设备信号、闸刀位置和断路器位置信号，将影响保护线路的合闸功能或保护母线的切换功能、电压并联等功能。同时，合并单元将出现异常。合并单元异常时，会影响接收合并单元的SV数据保护装置的正常工作，包括正常情况下的母线保护和线路保护。影响比较大，甚至影响到公交车的正常运行。如果合并单元中的A/D数据异常，保护功能将被阻断或电压阻断条件将被打开。如果合并单元中的TV和Ta出现异常或原设备出现异常，可能会导致某些保护功能失灵，保护装置不能正常报警。如果合并单元的电压切换或电压并联异常，方向元件、距离保护等功能将被阻断，相关的电压闭锁可能被打开，保护装置将出现“采样数据异常”或“电压数据无效”等问题。

2治疗思路探讨

针对以上异常情况的归纳和总结，在掌握智能变电站二次设备工作原理和运行架构的基础上，可遵循以下思路或原则进行处理和解决。

2.1设备自检报警信号的正确使用

智能变电站二次设备具有强大的自检功能，可以在线监测goose/SV输入链路，实时检测goose/SV报文中的数据质量，如数据有效性、维护状态、同步状态等，判断自身的运行状态，如时间同步状态等，保护闭锁状态等，当判断出异常状态时，及时发出报警信号，并能准确提示哪个环节中断或出现何种异常情况。

保护装置的报警信号可以在装置面板上显示，也可以通过MMS通信方式传送到监控后台，同时，合并单元、智能终端等工艺层设备的报警信号也通过相关测控设备传送到监控后台。因此，可以从监控后台查阅全站所有设备的报警信号，辅助继电保护异常分析。

2.2充分利用网络信息记录分析仪信息

智能变电所设置网络信息记录分析仪（简称“网络子系统”），记录全站二次系统的所有网络信息，并可进行在线或离线分析，为异常事故分析提供基础数据。目前现场应用要求网络子系统至少能保存7天SV报文数据，考虑到SV和goose的通用网络应用，因此7天内的所有网络报文都可以从网络上访问。

当继电保护装置误动或拒动时，可通过分网查找goose报文，检查保护装置是否发出跳闸报文，初步判断保护装置是否动作不正常或智能终端异常。如果一次系统故障与保护装置发出的goose跳闸指令不对应，则属于保护装置误动作或拒动；如果二者相互对应，但与断路器跳闸不对应，则属于智能终端或跳闸回路问题。

当保护装置异常接收到SV数据时，可通过分网检查合并单元的SV报文是否正确，包括SV数据集是否与配置一致，数据是否有效，数据是否大修，SV报文间隔是否符合要求，SV时延是否变化，是否有丢包等，从而判断合并单元是否有SV异常，同时可以分析具体异常原因。

网络支路还可以记录和分析站控层的MMS报文，记录和分析站控层的信息交互，跟踪监控后台和数据通信网络停机的读取命令，保护装置的响应结果，以及保护装置的发送数据等，有助于分析远程控制保护装置软板过程中的异常情况、呼叫设置操作和主动发送事件，辅助判断是监控后台或数据通信网络关闭异常或保护装置异常。

2.3严格检查配置的正确性

在智能变电站中，二次系统的正常运行取决于配置的正确性，包括SCD文件配置、交换机配置和各设备的私有配置。

SCD文件决定了二次设备的通信参数、输入输出数据和虚拟终端连接关系。当现场保护装置因采样顺序和跳闸顺序错误而不能接收到SV或goose信息时，应严格检查SCD文件中装置的虚拟终端配置和参数配置是否与设计图纸一致，并通过整套传输验证其正确性。

交换机的配置决定了网络通信的正确性。当报文通过交换机后不能正确传输时，需要检查交换机配置的正确性，主要检查VLAN参数、静态组播、镜像等配置是否与现场一致。

私有配置主要包括端口配置、采样延时配置等，设备厂家需要根据现场实际情况检查其私有参数的正确性，特别是设备硬件端口的配置。

2.4及时获取记录文件

记录文件记录了故障时电流/电压的采样数据、一次设备的状态和保护装置的动作情况，是定性和定量分析故障的主要依据之一。因此，应在事故现场调取相关保护装置和故障录波器的记录文件。记录文件可由监控后台读取、分析和打印，也可由与相关设备相连的便携式打印机直接打印。

2.5整套传动试验的应用

整套传动试验的主要目的是检查继电保护的逻辑功能是否完善、正常，软压板功能是否正确，动作时间是否正常等，整套试验往往能再现故障，这是迅速找到故障根源的必要条件。

试验过程中，汇流装置、智能终端、保护装置、断路器等应尽量与事故工况相一致，避免人工模拟干预传动试验。试验时，输入适量的模拟量和开关量，使保护装置动作。如果动作关系异常，则找出问题的根源。

2.6加强智能站的运维管理水平

加强管理，制定规章制度，约束人们的行为，使之规范化、程序化、明确化，如工作票制度、操作票制度、继电保护现场安全规程、继电保护安全措施票、维修方案等，并从设备、环境、设备、管理等方面，以减少各种人为失误的发生。

在智能变电站的现场运行过程中，还应注意二次设备的报警信号。当操作不当时，装置会有一些报警信号。确认二次设备无异常信号后，方可进行下一步操作。当保护装置出现“检修不一致”、“采样异常”等报警时，必须立即查明原因；当保护装置显示差动电流时，必须核实一次系统的运行方式，确定差动电流的原因。

结束语

综上所述，现阶段智能变电站二次设备异常主要包括设备间协调、配置混乱、保护装置异常、工艺级设备异常、通信问题等，对智能变电站的正常运行产生明显的负面影响。因此，智能变电站的维护技术人员需要充分认识到智能变电站二次设备异常分类处理的重要性，充分结合二次设备运行的实际情况，采取有针对性的措施，全面提高二次设备的运行效果，为智能变电站的稳定运行打下基础。

参考文献

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