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过程层设备:配置双套独立的合并单元,分别采集电子式互感器的两路二次转换器(A/D采样回路),并输出IEC61850-9-2标准规定的SV采样报文至过程层SV交换机上,保护装置也可以通过点对点的方式直接接入。配置双套独立的智能终端,分别独立采集对应间隔的一次设备(如断路器、刀闸等)的信息并实现对其控制功能。
双重配置的保护或者测控装置的跳闸、合闸回路与2套智能终端的动作线圈一一对应,各自独立。智能终端与间隔层装置通过IEC61850标准规定的GOOSE(面向通用对象的变电站事件)协议以组网或者点对点的方式进行信息交互。
过程层网络:过程层网络是过程层和间隔层设备信息交互的桥梁。220kV以上的智能变电站一般采用过程层GOOSE网络和过程层SV网络相互独立、双重化配置的结构。当一个网络运行异常时不应影响另一个网络的正常运行,正常情况下双网独立运行,构成冗余配置。
间隔层设备:继电保护装置的双重化配置原则,包括保护装置以及保护配合回路(电子式互感器、合并单元、智能终端、过程层交换机、跳闸线圈等)的双重化。双重化配置的保护装置及其回路之间完全独立,没有直接的电气联系。相应地测控装置也应双重化配置,对下接入过程层网络的A、B网并采集上送合并单元、智能终端的开关量和模拟量信号。
双重化配置的测控装置功能上各自独立,具备完整的测量、控制以及联闭锁功能,分别进行联锁计算并将各自的联闭锁状态发以GOOSE的形式给智能终端。对于独立的控制回路,两套装置的闭锁输出接点接入各自的回路中互不影响;对于共用的控制回路,将两套测控的联闭锁节点并接,以提高控制的成功率。
站控层网络:站控层MMS网络采用双重化配置,间隔层设备应提供2个以太网口分别连至MMSA网与MMSB网。
监控系统:监控后台服务器和远动装置是智能变电站一体化信息平台的核心,对整个变电站安全运行起着至关重要的作用。采用冗余配置的2台监控后台的数据库定时或者自动同步,当一台监控后台瘫痪或者退出运行时,另一台监控后台能自动启动并正常运行,提高监控系统的可靠性。
综上所述,智能变电站二次系统的双重化配置提高了站内监控信息的冗余度和可靠性,当站内装置发生N-1故障时仍然有备用系统可以正常工作,提高了系统的可靠性。
1.2测控双重化配置带来的问题
鉴于IEC61850标准中规定的GOOSE和SV服务协议,数字化变电站中采用光纤传输突破了常规站内电缆和节点的限制,信号的传输呈现几何级的增长。据统计智能变电站内一个110kV间隔测控装置所采集的过程层开关量信号、告警信息、模拟量信号等多达三四百个,双重化配置之后上送到站控层的监视信号翻倍,全站所有的信号总计将达到数万个之多。如此之多的信号势必会增加监控系统处理信息的复杂度,给运维人员也带来困惑。
同时对于同一个监视对象而言,采用双重化配置带来了信息识别和筛选的困难。数字化站内A、B两套过程层设备如果上送的信息(如开关位置)不一致或者品质有差异,对于监控系统而言必须在两个异源信号之间进行辨识,增加了数据处理的复杂度和出错的概率。
对于异源数据的选择切换,目前没有一种简单可靠的切换机制来保证数据的准确性,且无论对测控装置或者监控后台而言都将耗费非常多的软硬件资源。
对于站内调度或者监控系统下发遥控命令而言,双重化的配置导致需要选定唯一的控制源。当测控装置的运行状态发生改变后,控制源的切换也给系统的稳定性带来挑战,控制源的不唯一性降低了遥控的成功率。
1.3现阶段主流的双测控方案
现阶段国内多数的二次设备制造厂家均提出了各自的双测控实施方案,比较主流的实施方案如下。
1)采取“虚点映射”的策略[4]实现站内监控数据和控制方向的“二取一”。这种方案需要监控系统建立两套测控采集的实时数据与某个虚点的对应关系,且虚点跟实点数据之间要实时交换。为此监控后台必须增加一套实时的判断逻辑并维护多张采集实点与虚点的隐射关系表,无疑增加了后台的处理复杂度。同时当装置主备切换时也带来了遥控对象不确定、数据隐射关系更改的问题。
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