智能录波装置及其工程应用

智能录波装置及其工程应用

吴慧贞

广东电网有限责任公司东莞供电局 广东东莞市 523000

摘 要：本文首先阐述了智能录波器技术特点及工程现场配置概况，提出智能录波器工程现场验收的方法，重点阐述智能录波器二次虚拟回路等高级应用功能的现场配置及优化方法，同时提出整改的技术措施，工程现场验收表明，本文提出的智能录波器验收方法发现和解决智能录波器现场运行存在的技术问题，提高设备运行的可靠性。

关键词：智能录波器，智能变电站，SCD文件，二次虚回路

0 引言[]

当前国家电网及南方电网推进的变电站技改架构为智能变电站，其技术特点是一次设备采用常规设备，同时增智能终端，即规模拟量采样、GOOSE网络跳闸模式[1] 。由于采用通过网络传输GOOSE报文，实现跳合闸功能和开关量信息的传输模式，相对常规变电站增加了大量的虚拟二次回路，为了实现对二次虚拟回路的监控，智能录波器在传统录波器的基础上增加网络管理功能，即能录波器具备变电站配置文件管控、二次虚回路二次过程层光纤回路监视、二次检修辅助安措、二次回路故障诊断定位、保护综合管理与远方操作、网络报文分析等功能。智能录波器属于站控层设备，其信息采集范围涵盖合并单元、智能终端、保护装置、过程层交换机及控制系统的二次联接回路等。在当前的技术文献中[2，3。4]由主要论述的基于试验室现场的配置方法及验收大纲，本文主要阐述基于工程现场的智能录波器配置方法及工程验收实际。

1 工程现场配置

智能变电站二次系统宜按逻辑功能划分为站控层、间隔层、过程层设备；其中智能录波器属于站控层设备，智能录波器的管理单元通过网络接入站控层交换机，二次虚拟回路的监控通过光纤网络接入过程层的交换机，同时智能录波器配置常规的录波采集单元，采集单元接入常规的模拟量及开关量[2,3]。在广东电网110kV乌沙智能变电站现场配置的智能录取器架构如图1所示。110kV主变间隔及接地变间隔配置一个录波采集单元、10kV馈线、电容器配置一个录波采集单元，智能录波器管理单元独立组屏，在工程现场，管理单元管理KVM设备连接主控室的控制台，方便在控制台查看和操作智能录波器管理单元。220kV变电站的智能录波器配置增加220kV及110kV线路的录波采集单元。

智能录波器管理单元具备集中管理全站二次系统的功能，配置全站系统配置文件（SCD文件），管理单元配置的SCD文件必须与站内自动化系统配置的SCD文件一致，工程现场配置时，直接将通过验收合格的系统SCD文件导入智能录波器的管理单元。管理单元监控画面的配置标准参照相关技术规范要求执行。

图1 110kV乌沙站智能录波器配置架构图

2 关键功能验收方法

对于智能录波器全站系统配置文件（SCD文件的验收，直接采用自动化系统的SCD文件，验收方法是核实相关文件的效验码的一致性。关键功能的验收方法：现场搭建验收环境，直接断开相关的网络、光纤连接，同时在保护装置上进行故障的模拟开出。本文以110kV乌沙站工程现场为作业环境，阐述智能录波器的关键功能验收方法。

2.1 过程层关键功能验收

过程层故障诊断功能验收：，验收的目的是完善程序综合分析功能，缩小判定故障范围；模拟作业

环境：#3主变主一保护（PT1103A）与#3主变A套本体智能终端（IT0003A）、#3主变110kV侧A套智能终端（IT1103A）通过110kV过程层交换机形成GOOSE组网；

试验1：拔掉保护至交换机的A1网光纤。

诊断结果：程序诊断出保护至交换机断链。通过报文解析出此时#3主变A套本体智能终端和#3主变110kV侧A套智能终端都发出了A1网断链告警报文，程序通过综合分析没报断链，实回路诊断得很精确，结果正常。

试验2：拔掉保护至交换机的A2网光纤。

诊断结果：程序诊断出保护至交换机、交换机至#3主变110kV侧A套智能终端、交换机至#3主变A套本体智能终端的断链。异常点：拔掉A2网的光纤后，程序没进行综合分析，只要智能终端发出断链告警就在图上报出断链。

相关演示如图2、图3所示。

图2：试验1：拔掉A1网光纤，诊断结果精确无误

图3:拔掉A2网光纤，诊断结果范围扩大

2.2二次回路虚端子图展示验收

智能录波器关键功能之一是对站内系统二次虚拟回路的虚端子进行在线的显示；对于虚端子图展示的验收方法是在管理机画面观测虚端子状态变化情况，如图4所示：虚端子功能展示时，存在以下2个现象：

现象1：#1主变110kv智能终端收110kv测控装置的联锁、遥控信号在虚端子图上没有显示状态量；其他智能终端收测控装置的联锁、遥控信号在虚端子图上均有显示状态量。采集均有采测控装置对应控制块信号。

现象2：测控发跳闸出口命令后，虚端子图上显示该开关量长期保持为1，此时931表中该信号也是动作，没有复归；实际上该信号只是一个瞬时信号，此时报文中也显示该开关量已复归为0，但是界面上没有复归，重启程序后会复归；而保护发跳闸命令后，界面上对应的跳闸出口开关量能及时复归。

图4：虚端子展示示意图

3 关键功能的整改建议

3.1保护定值监控功能的整改建议

智能录波器的一个重要功能是对全站的保护定值进行展示及校核，现场验收发现装置信息界面当前定值区显示异常：在保护上切换定值区后，装置信息界面上的当前定值区没有及时刷新。表现的现象是：在保护上切换定值区后，装置信息界面当前定值区没有及时刷新，实际上已经从1区切换到3区，界面上还是显示1区，而在此时在遥测里已经采到定值区号为3区了；重启程序后装置信息界面上才会刷新过来，其原因是定值自动召唤周期之前设置为1天，装置界面的当前定值区是通过自动召唤定值来刷新的，后缩短定值召唤周期为10s，界面上可以刷新过来。

整改建议：10s周期太短，通过遥测中的定值区号遥测值关联此处的信号。

3.2监控画面整改建议

智能录波器现场配置的监控画面存在以下问题：

现象1：智能录波器进行遥测越限告警试验后，系统的状态监视异常界面中看到的告警条目，条目没有展示对应的的告警装置，鼠标双击后会直接跳转到对应的装置信息界面，当告警条目很多的时候，无法智能显示具体是哪个装置产生的告警，整改的建议增加完善描述，能反映出每条告警对应的具体装置。

现象2：智能录波遥测界面相角显示：保护加了一个空载电压后，界面显示幅值正确，但是角度显示有问题，120°是相间角，不是相角，此处显示为相角后，导致后面A/B/C相间角角度都为0°

整改建议：如果保护厂家的保护装置模拟量采样值只上送相间角，不上送相角，需要应用程序的自动计算功能，把上送的相间角关联为相角，同时在应用程序中将幅值和角度分开展示。

智能定检高级应用功能有以下现象：装置显示的定检项目只能通过编模型的方式入库，应该在定检界面增加手动配置功能，让工程应用人员配置要定检的项目细则。

对于智能安措配置建议：主变定检项目中没有配二次设备的软压板的投退，需修改模型（退出所有涉及运行设备的GOOSE发送软压板）；建议在安措选项中没体现二次设备的软、硬压板投退的顺序。

4 结论

智能录波器作为智能变电站继电保护系统的重要组成部分，对继电保护事件及二次虚拟回路监控有重要的意义，本文总结了工程现场的实践，提出了智能录波器现场验收方法及通用问题的整改技术方案，对现场运维技术人员开展现场验收作业有指导作用；对于智能录波器的高级应用功能，如变电站配置文件管控、二次检修辅助安措、二次回路故障诊断定位等功能应用及开发也有技术指引的作用。

参考文献

[1]南方电网智能变电站二次系统通用设计规范.

[2]常风然，萧 彦，张 洪，赵春雷. 《智能变电站录波方案的探索与实践》[J]. 电力自动化设备学Vol.31 2011，

[3]付国新，戴超金. 《智能变电站网络分析与故障录波一体化设计与实现》[J]. 电力自动化设备学Vol.33 2015

[4]杜小磊. 《智能电网下全景感知录波系统的研究与应用》[J].电气自动化. 2019 年第 41 卷 第 4 期

作者简介：

吴慧贞（1989年）女，广东东莞人，工程师，从事电网继电保护自动化技术工作