1、第39卷第4期電力系統保護與控制Vol.39 No.4 2011年2月16日Power System Protection and Control Feb.16, 2011 云廣特高壓直流輸電工程站控系統的設計缺陷及改進分析張愛玲1,姚致清1,2,涂仁川1,關紅兵 1(1.許繼集團有限公司,河南 許昌 461000; 2.華中科技大學,湖北 武漢 430074摘要:通過云廣特高壓直流輸電工程現場的各項試驗,發現交、直流站控系統在電氣原理設計和軟件功能設計方面存在幾點缺陷或考慮不周之處。通過分析研究各種運行工況下系統的運行狀態,發現了現場總線和間隔控制單元內部通信功能頻繁故障的缺陷所在。針對軟件

2、功能設計的不足導致交流濾波器頻繁投切和防跳功能失效的問題,提出了增加模擬量有效性校驗和選擇邏輯的有效的修改方案。所有的修改實施后經過了現場試驗和試運行的驗證,能夠解決云廣工程站控系統存在的缺陷,對接下來的其他特高壓直流工程的設計也有極大的借鑒和參考價值。關鍵詞:特高壓直流輸電;站控;間隔控制單元;通信功能;防跳功能Design limitation and improvement of station control system in Yunguang UHVDC projectZHANG Ai-ling1, YAO Zhi-qing1,2, TU Ren-chuan1,GUAN Hong-

3、bing1(1. XJ Electric Co., Ltd,Xuchang 461000,China; 2. Huazhong University of Science and Technology, Wuhan 430074, ChinaAbstract:Some defects of electrical theory design and software function design about AC & DC station control system have been found via some tests on site of Yunguang ultra hi

4、gh voltage direct current (UHVDC transmission project.By analyzing the system running status during different operation modes,we find the mistakes which result in frequent fault of field bus and internal communication of interval control unit. About the mistakes of software function design,which res

5、ult in frequent switch on/off for ACF and malfunction of anti-pumping function,we put forward to add the valid modification measure for selection logic and valid check for analogue value.All the modification measures have been proved rightly via the tests on site and pre-running.They can fully solve

6、 the problems of station control in Yunguang project and have good reference value for the following ultra high voltage direct current (UHVDC transmission project.Key words:UHVDC;station control;bay control unit;communication function;anti-pumping function中圖分類號: TM71 文獻標識碼:A 文章編號: 1674-3415(201104-0

7、117-070 引言隨著西電東送線路的增加,輸電走廊緊張的問題愈發突出,采用±800 kV特高壓直流輸電技術,不但有利于加大輸電規模,節約大量的輸電走廊資源,還可以提高電網的安全穩定水平。云南-廣東±800 kV直流輸電工程是南方電網“十一五”西電東送的主要輸電通道,工程雙極額定功率為5 000 MW,投運后對南方電網的安全穩定運行起著舉足輕重的作用1-3。交流站控系統主要是實現全站500 kV交流場和站用電的所有開關的監視、控制與順序事件記錄的功能4;直流站控系統主要是實現交流濾波器場開關的控制、監視功能,無功控制功能和直流場的順序控制功能5。相比常規的高壓直流輸電工程而

8、言,特高壓直流輸電工程的交、直流站控系統的設計有獨特之處。把雙極層的控制功能和直流濾波器的控制、監視功能由極控系統挪到了直流站控中實現。由于每站共4個閥組,增加了閥組控制系統6-7,控制保護屏柜分布在不同的主/輔控樓內,給電氣原理設計帶來很大的困難。本工程采用的控制保護平臺為TDC系統,第一次在±800 kV直流輸電工程中使用,無成熟的經驗可參考,所以難免在原理設計和軟件設計方面有缺陷或考慮不周之處。本文的著重點也正在于此。根據筆者一直參與該工程各調試階段積累的現場經驗,重點分析了站控系統在調試階段暴露出來的電氣原理設計和程序設計方面的一些缺陷,根據功能的不同逐條詳細描述其問題所在并

9、提出了針對性的解決辦法,得到了現場的驗證,為今后的特高壓直流輸電工程的設計提供了很好的- 118 - 電力系統保護與控制借鑒和參考價值。1 間隔控制單元裝置內部通信功能IRC(Inter Relay Communication,也叫IDC (Inter Device Communication,是指用于間隔控制單元6MD66裝置之間的內部通信功能,接口形式為RS485。IRC網絡的通信參數是可以修改的,例如波特率、循環周期等。每個IRC網絡最多由32個6MD66組成,默認第一個6MD66為主裝置(以下簡稱主站。網絡里任意一個6MD66都可以設置為主站,則其他的6MD66均為從裝置(以下簡稱從站

10、。任意一個從站的IRC通信不可用時,其他6MD66的IRC通信不受影響;若主站的IRC通信不可用,則整個IRC網絡的通信皆不可用8。在云廣特高壓直流輸電工程中,共有三個功能和物理結構完全獨立的IRC通信網絡。1.1 500 kV交流場的IRC網絡對于500 kV交流場,每個交流繼電器小室的所有對應的間隔控制單元6MD66組成一個IRC網絡,小室之間無IRC網絡連接,需要的連鎖信息通過硬接線傳遞。該網絡與貴廣工程中的設計完全相同,現場的運行也很穩定、正常。1.2 500 kV交流濾波器場的IRC網絡對于500 kV交流濾波器場,所有交流濾波器小組對應的間隔控制單元6MD66組成一個IRC網絡,不

11、同小室內的6MD66裝置通過光-電轉換模塊(OLM連接。與貴廣工程不同的是,每個極增加了一面極控接口屏,其中一面屏上的6MD66設為該IRC網絡的主站,其余的裝置和所有濾波器小組的6MD66均為從站。在分系統調試期間,發現該IRC網絡中的所有OLM模塊均閃爍紅色,工作不正常,導致整個網絡通信故障,嚴重影響了交流濾波器場的功能調試。經檢查外部回路的連接,包括光纖、裝置確認均無問題后,懷疑是通信協議的問題所致。因為采用的光電轉換模塊OLM用于profibus現場總線的DP協議網絡中,實現光電信號的轉化,而IRC通信與profibus通信功能不同,采用的協議應該也不一樣。經過查找資料,確認IRC 網

12、絡通信采用的是普通的485串口通信協議,協議不匹配,采用的設備型號不正確,導致IRC網絡不正常。參考貴廣工程的經驗,把該網絡中的所有OLM替換為RS485-光纖轉換器(型號: 7XV5651-0BA00后,IRC網絡通信恢復正常,問題得到了解決。替換后的新模塊的運行情況如圖1所示。 圖1 RS485-光纖轉換器Fig.1 Diagram of RS485-FO converter1.3 直流場的IRC網絡包括輔控樓、主控樓的所有閥廳接口屏上的6MD66和直流繼電器室的所有就地控制接口屏上的6MD66組成一個龐大的直流場的IRC網絡,其中位于直流繼電器室的某個6MD66設為主站。不同控制地點的6

13、MD66裝置之間也通過光-電轉換模塊(OLM連接。調試初期碰到了與交流濾波器場的IRC網絡相同的問題。把網絡中所有的OLM模塊替換為新的RS485-光纖轉換器模塊后網絡初步恢復正常。但是在隨后的站系統調試、系統調試以及試運行期間,多次出現該IRC網絡故障的情況。雖然出現的故障地點不一樣,但都是某個更換后的新模塊工作不正常,導致對應的幾個從站IRC通信故障。從圖1可以看出,該模塊正常工作時,其接收指示燈會閃爍黃色,表示有網絡數據交換。但是在故障期間,該指示燈常亮,類似死機狀態,網絡中無最新的數據交換,無法傳遞需要的連鎖信息,所以正常的順序操作或直流場的開關操作失敗。當時的處理都是把對應的模塊重新

14、上電初始化后整個IRC網絡就恢復了正常,但是沒有從根本上解決問題。筆者懷疑是該模塊允許設置的波特率太低(查找資料了解到該模塊允許設置的最大波特率為112 kb/s,而該網絡又很龐大,需要傳遞的數據量很多,所以運行期間會多次出現網絡中傳輸的數據堵塞,造成網絡通信故障的情況。該推測也得到了外方的證實,他們準備更換該模塊,由于目前未到位,所以更換后是否能完全解決該問題還不清楚。另外,該網絡中的6MD66分屬不同的控制系統,閥廳接口屏和直流場的旁路開關及旁路隔刀分別由四個獨立的閥組控制屏來控制,而其他的直流場開關對應張愛玲,等云廣特高壓直流輸電工程站控系統的設計缺陷及改進分析- 119 -的就地屏柜由

15、直流站控來控制。這樣,不同的控制系統之間缺少了獨立性,網絡中的某個轉換模塊出現異常,就會影響到其他控制系統的某些功能的正常運行。從安全的角度考慮,是需要根據控制系統的功能把該網絡分為獨立的幾部分,相互之間需要傳遞交換的連鎖信息則增加硬接線實現,雖然減少了系統間的相互依賴,但是需要的轉換模塊成倍增加,屏柜設計也變的復雜,增加了大量的硬接線,給調試和維護帶來了難度。所以原來的設計考慮還是有道理的,如果該轉換模塊工作不正常的問題能夠得到徹底解決,則該IRC網絡能夠穩定地工作。2 直流站控不可用時交流濾波器的順序控制功能云廣工程中,由于增加了兩面極控接口屏9,當兩套直流站控系統的軟件故障或到所有交流濾

16、波器小組的6MD66現場總線通信都故障時,認為直流站控不可用,此時由極控接口屏通過交流濾波器場的IRC網絡接收到當前濾波器的投入狀態,由現場總線送到極控系統去,直流系統能夠維持當前的直流功率繼續運行,大大提高了系統的可用率,降低了系統停運的幾率。此時,如果監測到濾波器大組電壓高于設定的最大值,則由新增加的交流濾波器控制(在各交流濾波器小組的6MD66中實現順序切除功能就會啟動,經過一個延時切除第一個小組濾波器,同時啟動下一個延時的定時器。若電壓回落并低于設定的限值,該控制順序切除功能將停止;否則繼續切除下一小組濾波器7。需要指出的是,在此工況下,升功率是不允許的,所以僅能維持運行2小時,有充足

17、的時間檢查直流站控系統的故障并解決。當預定的時間到后極控系統會按一定的速率降低直流功率到最小值,然后停運。該功能能否正常運行取決于交流濾波器場的IRC網絡的狀態。最初的設計是把極1的極控接口屏上的第一個6MD66設為該網絡的主站,由于直流工程的調試是分極分時調試、投運的。最早調試極2時,極1設備間可能正在施工,屏柜并不具備上電條件。這樣的話,主站未帶電,整個交流濾波器場的IRC 網絡就處于故障狀態,不但影響交流濾波器場的信號和功能測試,而且當極2先期投運后,當出現兩套直流站控系統不可用的情況時,因為IRC網絡不可用,交流濾波器的順序控制功能不起作用,極控也無法獲得當前濾波器小組的狀態,設計的功

18、能無法正常工作,所以直流也將停運,增加了潛在的風險。為解決該問題,修改IRC網絡的配置,把極2極控接口屏上的第一個6MD66設為該網絡的主站,解決了如上的問題。需要說明的是,雖然該修改能使網絡目前運行正常,但是如果該極控接口屏下電檢修,或者如果該6MD66出現故障,則整個IRC 網絡將癱瘓,影響到交流濾波器小組的正常開關操作。如果正好發生直流站控不可用的情況,則增加的交流濾波器的順序控制功能也失效,系統將停運。對于這種單主的總線網絡來說,受制于主站的狀態,該情況無法從根本上避免,需要在運行維護時注意。3 交流站控站用電現場總線設計存在的不足在主控樓里,站用電10 kV和400 V的控制屏柜,以

19、及有關的順序事件記錄屏分別在距離較遠的極1和極2低端閥組設備間里,但是其上所有的就地監視單元DFU400都是掛在交流站控的現場總線下面的。在分系統調試期間,發現幾面站用電屏上的DFU400的總線通信易受擾動,頻繁地報“從站總線通信Disturbed”的信號。分析該段總線的物理連接,如圖2所示。 AC STATION CONTROL SYSTEM 1圖2 修改前的站用電現場總線連接圖Fig.2 Diagram of unchanged station service profibusconnection位于極2低端及公共設備間里的交流站控屏,- 120 - 電力系統保護與控制通過屏上的一個現場總

20、線適配模塊Repeater,先連到極1低端設備間的順序事件記錄屏(估計電纜長度不下50 m,再由站用電屏接回到極2的順序事件記錄屏、站用電屏,最后回到交流站控屏上的終端電阻。由于一個Repeater下掛的從站較多(近20臺,再加上到極1的電氣連接距離過長,整段總線的電氣長度超過200 m,達到或接近Repeater能承受的臨界點。所以上電后該段總線中某些從站的冗余接口的通信狀態頻繁受擾動。如果甩開幾個從站,則一切正常,說明電氣連接距離過長所致。另外,由于是極2先期投運,極1設備間還未準備就緒,從極2甩線到極1并接好(不接上則極2的相關屏柜總線通信故障,無法調試也是臨時之舉,當極1設備間最終電氣

21、配線時該線還會打開并重新布置,從而影響極2已經投運的設備。為了解決該問題,經過多次試驗,找到了如下的解決方案: Repeater有信號放大的功能,可以帶2段獨立的現場總線。考慮把該段總線按極分開,通過該Repeater 的總線段2(A2,B2掛極1設備間的幾個從站,同時在極1的站用電屏上增加2個終端電阻,該段總線不用再回到交流站控屏;總線段1(A2, B2直接掛極2的從站,不再與極1有任何關系。這樣即使極1的從站接線斷開或未接線,也并不影響極2的從站設備的正常運行。經此修改后,每段總線實際的電氣長度大大減短,所有從站通信正常,解決了以前存在的問題。修改后的原理連接圖如圖3所示。除此之外,還有一

22、個問題需要考慮。因為特高壓換流站除了主控樓外,還有一個或多個輔控樓,而且距離較遠。每個輔控樓里,都有一面順序事件記錄屏和一面400 V站用電控制屏柜。通過交流站控屏上的OLM,由光纖連接到輔控樓里的閥組控制屏上的OLM,轉換為電信號后把所有的DFU400連接起來。最初的設計把需要的OLM放到閥組控制屏上的考慮應該是DFU400對應的屏柜為220 V 直流電源供電,屏上均無24 V電源,無法給該OLM 供電。雖然這種設計簡化了屏柜的硬件設計,節約了成本,但是帶來了很大的問題:控制系統之間缺少了獨立性,即交流站控的總線網絡的狀態受制于閥組屏是否投入。如果對應的閥組控制屏因為檢修原因下電,這在實際的

23、運行中是有可能遇到的,則相應的那段交流站控的現場總線受到影響,相應的從站接口通信故障。為了使站控和閥組控制的運行相對獨立,筆者建議接下來的直流工程不應該采用此設計,而是應該在某面DFU400的屏柜上增加一個24 V的電源模塊,同時把冗余的閥組控制屏上的2個對應OLM挪到該屏上,能解決該問題,同時該修改并未增加更多的成本,是值得考慮的。 AC STATION CONTROL SYSTEM 1圖3 修改后的站用電現場總線連接圖Fig.3 Diagram of changed station service profibus connection 4 交流場斷路器防跳功能失效的問題對于500 kV交

24、流場串上的斷路器與濾波器小組的斷路器而言,其操作回路中均設計有防跳回路。在分系統的調試驗收階段,發現所有交流場斷路器的防跳回路不能起到應有的作用。查看斷路器的原理接線圖,發現斷路器操作回路的正電源經過來自間隔控制單元6MD66的連鎖OK(CMD-REL觸點后接到機構箱中的防跳繼電器上。試驗過程中發現6MD66的連鎖OK觸點存在暫時的返回現象是防跳回路不起作用的根本原因。經過檢查,外部回路沒有問題,檢查站控的軟件,判斷開關故障(FLT的邏輯中關聯有ON_LOCK信號,經過咨詢設計院,該信號并非表示合閘期間開關有故障,而是電機在打壓的意思,不應該關聯到開關的故障邏輯中,否則每次合閘操作時,都會報該

25、信號,從而認為開關有故障,連鎖條件不滿足,此時送到6MD66的連鎖OK信號將不滿足,會造成CMD_REL繼電器暫張愛玲,等云廣特高壓直流輸電工程站控系統的設計缺陷及改進分析 - 121 -時返回,從而防跳繼電器暫時失磁。同時檢查6MD66的軟件邏輯,其CMD_REL的輸出判斷邏輯除關聯了正常的連鎖條件(該條件在試驗中一直滿足外,還關聯開關在確定的分或合位置。在開關本體試驗防跳功能時,當開關在操作過程中,其在中間狀態,既無確定的分位,也無確定的合位,所以在開關的操作過程中,CMD_REL繼電器一直失磁,造成防跳繼電器未勵磁,所以防跳功能失效。當開關操作到位后則繼電器重新勵磁。考慮到交流場的斷路器

26、合閘時間不超過30 ms,所以在6MD66的軟件邏輯中把CMD_REL觸點的輸出增加一個40 ms的OFF延時邏輯,應該能躲過開關操作的中間狀態,從而保證CMD_REL繼電器和防跳繼電器一直勵磁。另外,交流站控和直流站控中斷路器的故障判斷邏輯中刪除ON_LOCK信號,確保不會因為該信號影響連鎖邏輯。經過兩方面的修改后重新驗證防跳功能,能正常地起作用,證明修改是合理和可靠的,目前防跳功能已經正常。需要說明得是:斷路器操作回路的電氣原理設計還有需要優化之處,把連鎖OK觸點串在操作正電源處值得商榷,這樣的設計使得防跳繼電器受連鎖邏輯的影響。如果把該連鎖OK觸點挪到操作負電源處,則不會出現如上的問題。

27、推而廣之,發現直流場斷路器的防跳功能也存在同樣的問題。在6MD66軟件中經過同樣的修改后,防跳回路功能恢復正常。6MD66修改后的CMD_REL的輸出判斷邏輯如下(紅色方框內為新增加的延時功能塊。 圖4 6MD66中的斷路器連鎖邏輯圖Fig.4 Diagram of interlocking logic of circuit breaker in6MD665 直流站控冗余系統更新錯誤引起系統軟件故障的問題直流站控是按冗余系統來設計的。正常情況下,當檢測到兩個系統的一些重要的二進制量或模擬量存在不一致時,由當前的主控系統通過LAN網時刻刷新處于熱備用模式的從系統的數據,保證兩個系統同步運行。因為

28、雙極層的控制功能放在直流站控中實現,功率指令、功率限制值和功率變化速率的設置功能均在直流站控中完成。在現場的系統試驗階段,多次發生當從運行人員工作站下發功率(或電流參考值、限制值和變化速率時,引起從系統報“冗余系統更新故障”的信號,繼而導致從系統軟件故障。如果當前的主系統有故障時,無法切換到備用系統,直流站控將不可用,給直流工程的安全運行帶來了很大的安全隱患。2010年1月8日就出現過該問題,當時的順序事件記錄摘錄如下: 08/01/2010 15:13:44.928 22V00 DC Current ramp in progress08/01/2010 15:13:46.997 20XJ01

29、+X2 System 2 redundancy update active08/01/2010 15:13:56.992 20XJ01+X2 System 2 software fault08/01/2010 15:13:56.992 20XJ01+X2 System 2 redundancy update fault要分析該問題的原因所在,可以功率指令的邏輯為例,直流站控軟件中修改前的邏輯如圖5所示。 圖5 功率參考值的邏輯圖Fig.5 Diagram of power reference value當僅有一個極解鎖且處于I模式時,下發電流參考值和變化速率后,隨著電流的逐漸變化,功率限制值會

30、隨著電流的增加或減少而變化,所以輸入端子SP1在此期間一直為1,根據功能塊DC_POWER的原理圖,輸出RFU(功率參考值跟隨也一直為1,從系統的冗余更新功能啟動,如果該信號保持時間超過10 s,則會報“冗余系統更新故障”的信號,因為從系統的軟件故障邏輯關聯有該信號,所以從系統的軟件故障信號隨之出現。當在站層時,整流站下發功率指令,逆變站會跟隨,所以輸出端子UOS為1,也會啟動冗余更新功能。因為該信號未關聯系統active的信號,所以主、從- 122 - 電力系統保護與控制 系統都會報出“system update active”的信號，這是 不合理的。要解決以上兩個問題，把功能塊 BP_UP

31、DATE_10 的輸入端子 I1 的連線刪除，同時 刪除 I3 的連接線。 修改后的邏輯在隨后的系統試驗 和試運行階段得到了驗證， 沒有再出現同樣的問題。 對于功率限制值和功率變化速率值的處理邏輯需要 做同樣的修改。 6 交流濾波器頻繁投切的問題 在站系統試驗階段，2009 年 6 月 21 日楚雄站 做零功率試驗時，發生了多組濾波器頻繁投切的問 題， 28 日的解鎖試驗中， 在 楚雄站同樣多投入了一 組 B 型濾波器。經過分析，發現是直流站控在判斷 濾波器小組是否在激活狀態的邏輯有問題。濾波器 小組激活的邏輯和小組斷路器故障的判斷邏輯分別 如圖 6 和圖 7 所示。 為 1，認為斷路器有故障，所以 CDC 馬上復歸，但 是斷路器實際還未合上，ACF active 信號也馬上清 零，這樣，直流站控認為處于 active 狀態的濾波器 小組的數目不滿足諧波性能的要求，由諧波性能自 動再投入一組濾波器小組。但是以前的那個小組在 ON_LOCK 信號復歸