（广东电网公司东莞供电局东莞市523120）
摘要：本文介绍了220kV大朗数字化站为了符合220kV备自投功能的双重化配置标准，综合安自装置需如何调整，重点分析了电流和电压数据源调整和开关量数据源调整的选取的方案与风险分析。
关键词：智能终端；GOOSE开入；交换机；SCD文件；综合安自装置
引言
220kV大朗站现有单套保护配置的220kV备自投和220kV综合安自装置，投运之时并无相关规定要实现220kV备自投功能的双重化配置[1]，故原设计是将上述两套装置都与主II远端模块、主II合并单元和主I智能终端对应配置的。如今因考虑大朗站的运行风险才启用220kV综合安自装置中的备自投功能以实现备自投功能的双重化，而220kV备自投和220kV综合安自装置的数据源都来自主II远端模块和主I智能终端配置，不满足双重化配置的要求，需做必要的改动。
1.大朗站安自装置调整前状况
1.1大朗站安自装置配置情况
220kV大朗站现有单套保护配置的220kV备自投和220kV综合安自装置，其中220kV备自投在运行状态，220kV综合安自装置（同时具备备自投和安稳功能）在试运行状态。
1.2大朗站安自装置外部配置情况
220kV大朗站投运之时并无相关规定要实现220kV备自投功能的双重化配置，故原设计是将上述两套装置都与主II远端模块、主II合并单元和主I智能终端对应配置的。如今因考虑大朗站的运行风险才启用220kV综合安自装置中的备自投功能以实现备自投功能的双重化，而220kV备自投和220kV综合安自装置的数据源都来自主II远端模块和主I智能终端配置，不满足双重化配置的要求，需做必要的改动。
2.大朗站安自装置调整分析
2.1调整关键工作分析
因原站内的220kV备自投装置已投入运行，现考虑将220kV综合安自装置所取的数据源与220kV备自投装置区分开，即将220kV综合安自装置的数据源修改为取自不同的远端模块和不同的智能终端，关键更改工作有：
1、GOOSE开入：由于GOOSE采用共享双网，可只需更改交换机配置；
2、SV采样：由于SV采用双独立双网配置，主I套、主II套交换机在不同屏且独立，需重新放光缆，更改交换机配置；
3、GOOSE开出：现设计是点对点跳双套智能终端，不需整改；
4、综合安自装置需更改装置配置重新下装。
2.2电流和电压数据源调整分析
智能变电站二次回路变更远比常规变电站的复杂，对220kV大朗智能站电流和电压数据源调整会带来以下重大作业风险：
1、由于大朗智能站采用网络采样的方式，上述的改动操作会牵涉原来相互独立的主I、主II两个系统间数据的交叉调整（尤其是SV），在过程层的SV交换机、GOOSE交换机修改静态组播、网络配置等：
1）可能导致同一装置同时挂双网，带来交换机尤其是中心交换机的网络风暴的风险，违背独立双网的设计原则
2）数据误发，导致保护误动；
3）数据丢失，引发主I、主II保护同时报警闭锁，全站大面积保护同时失去双套；尤其是220kV母差失灵保护和110kV母差保护，一路SV采样异常，立即闭锁保护，风险巨大。
4）对于交换机配置的修改，当一条实际物理连接变动时，会同时导致该交换机中其它设备出现数据链路中断的情况
为了减少在调整过程中对运行设备带来的冲击和现场作业风险，建议尽可能减少本次数据调整的间隔数。
2、整个站的配置文件SCD（全站配置文件）要发生变动。由于涉及全站的220kV和110kV间隔（110kV间隔数量比220kV间隔多），而这些变动都是虚拟的，在全站设备不同停或不同电压等级大规模设备不同停进行实际试验的情况下，我们的技术措施只能通过第三方SCD文件比对软件进行新旧配置文件的差异比对证明虚拟连接线的正确，目前技术所限，尚不存在国网、南网权威统一发布的软件，市面上只存在少数厂家的测试版本，测试结果难以完全可靠。因此，在无法通过全站全停或者轮停的方式，无法保证SCD文件修改的正确性，日常运行存在巨大风险。建议尽量减少本次调整中对原全站配置文件的修改。
3、保护的双重化配置只要求针对220kV及以上的电压等级设备，对于110kV的联切负荷并无相关要求。例如，在常规站中，对于110kV联切负荷间隔同样大量采用备自投和安自装置共用电流绕组的情况。
2.3开关量数据源调整的选取分析
备自投装置所需要的开关量包括：间隔的开关位置信息和手跳闭锁信息。对于备自投所需要的间隔开关位置信息，可通过选取不同的智能终端获取。但是，因现场各间隔只配置了一套测控装置，测控装置的控制功能逻辑接入点只能选取现场的一套智能终端。也就是说现场即使配置了两套智能终端，但只有一套智能终端获取来自测控装置发出的遥控命令信息。因此在不增加元器件或装置的情况下，双重化配置的备自投装置的手跳闭锁信息只能来自同一套智能终端。（注：对于同一套备自投装置，其手跳闭锁信息和间隔的开关位置信息建议取自同一套智能终端，这不但有利于运维管理更重要的是装置数据端口流量的优化。因在验收过程中曾经发生过数据量导致装置死机的现象。）
现分析通过增加中间继电器实现第二套智能终端也能获得遥控命令的可行性。具体修改详见下图1，2所示，从图中看出通过增加中间继电器ZJ，正常情况下可以同时实现第一套、第二套智能终端手跳信号开入，进而实现两套智能终端能各自发出手跳闭锁信息。可是当该重动继电器故障或该重动继电器的电源消失了，在运行人员遥控分任一间隔的开关时，由于重动继电器不能正常工作，将会导致手跳闭锁信息不能正确发出，进而引起备自投装置误动。说白了，增加重动继电器是可以解决双重化的需求，但对该继电器运行工况的监视、抗干扰是无法得到保障的，备自投装置的正确动作率也就无从谈起，确实是弊大于利。。
图2第二套智能终端的遥控回路原理图（修改后）红色部分为新增部分
3.结论
综上所述，为了提高调整后配置文件的正确性和减少调整所带来的设备和作业风险，建议本次220kV综合安自装置数据源的调整只针对220kV间隔设备进行，110kV部分不作更改。即将综合安自中220kV间隔设备的SV数据量（电流、电压量）从原来取自主II远端模块和主II合并单元的，调整为取自主I远端模块和主I合并单元。现场的实际工作包括：重新调整光缆、修改主II交换机中原配置（删除旧的220kV间隔数据配置）、修改主I交换机中原配置（增加220kV间隔数据输送到新端口的配置）、修改综合安自装置的配置（建立装置与交换机的连接）。
为了设备的运行可靠性建议对于两套备自投装置的开关量信息都取自同一套智能终端，即开关量信息现场不做任何修改。
参考文献：
[1]赵曼勇，张驰，丁晓兵等.南方电网电力系统继电保护反事故措施汇编（2014年）
作者简介：
黎浩华，1987—，男，工程师。目前主要从事电力系统稳定控制，继电保护方面的研究工作。