嘉兴电厂二期500kV升压站电气控制设计特点汪元姣（华东电力设计院，上海市 200063）摘要： 文章介绍了大型机组的一种典型入网模式，通过对嘉兴电厂二期工程的设备选型及控制方式设计，介绍了一种采用计算机监控系统控制电厂升压站一个半断路器接线的方法，对合理优化GIS电气设计给出了成功经验，并结合实践总结了该500kV升压站电气控制设计要点，对今后的类似工程提出了一些建议。
关键词： GIS LCC柜；NCS测控单元；远方/就地控制；操作闭锁 0 引言 嘉兴电厂二期工程是采用高电压、大机组的入网模式设计的，并于2004年3月正式投产，升压站运行情况良好，尤其是采用计算机监控系统成功控制电厂升压站断路器接线，目前在国内属于领先技术。
本文概括介绍了500kV升压站内主要二次设备的设计要求和特点，供大家参考借鉴。
1 系统概述 该电厂原有2台300MW机组以220kV电压双母线的形式接入系统，嘉兴电厂二期工程扩建4×600MW燃煤汽轮发电机组，4台机组均采用发变组单元接线，以500kV电压接入系统，发电机出口不设断路器。
发电机经升压变压器升压后通过2条500kV输电线路接入华东电网的枢纽变电站王店站。
500kV配电装置采用断路器接线，该配电装置建有3个断路器串，其中第1串为发电机线路串。
2 设计主体方案 升压站就地设备是由500kV配电装置和500kV继电器及保护小室二大部分组成，主设备设在500kV配电装置内，控制、保护和辅助电气系统设在500kV继电器及保护小室。
500kV配电装置采用户内型气体绝缘配电装置GIS（Gas Insulated Station）。
500kV继电器及保护小室内除保护、故障录波、交直流配电系统外，还设有一套计算机监控系统NCS（NetworkControl System）,包括全站的监控和远动功能。
其间隔层设备设在500 kV继电器及保护小室，站控层设备设在机炉集控楼电子室和单元控制室。
该工程不再设单独的网控楼，所有控制集中在单元控制室。
3 主要设备选型 500kV GIS选用瑞士ABB公司产品。
500kV NCS系统由南瑞科技股份有限公司总包，上海惠安公司分包间隔层设备，其站控层选用国电南瑞科技股份有限公司产品，间隔层选用上海惠安WESCON公司产品，即加拿大GE公司推出的D200系列测控单元产品。
所有系统保护均选用瑞士ABB公司产品。
线路保护装置型号为REL561，断路器保护为REB551，短引线保护为RAHL401，母线保护选用REB103。
4 500kV配电装置设备的控制原则 升压站内设备共有3个控制地点。
正常运行时由远方的DCS或NCS控制，检修时采用GIS设备的就地控制柜控制。
(1) 断路器控制。
该工程共有9只断路器，其中与发变组相连的断路器可在机组DCS、网控NCS和就地控制。
剩余与线路相关的2台断路器可在网控NCS和就地控制。
需要注意的是，由于远方控制地点有惟一性，和发变组相连的断路器到底是由DCS还是由NCS控制，该工程采用的方法是取决于主变压器出口的隔离开关，当隔离开关闭合时，由于机组处于运行状态，故在DCS控制，反之，机组处于离线状态，则由NCS控制。
主变压器出口隔离开关的位置信号采用三取一的可靠逻辑方法。
这里需要明确的是发电机串，当第一串（发电机串）中一台机组的出口隔离开关闭合而另一台机组的出口隔离开关打开时，中间断路器仍然由NCS控制。
当2台机都运行时，中间断路器可依靠运行人员选择，由任一机组的DCS控制，在控制之前有NCS和DCS互发确认指令。
(2) 隔离开关和接地开关控制可在NCS和就地控制。
5 设备的设计思路及特点 5.1 站内电源 交流和直流辅助电气系统将提供电源给500kV升压站，该系统由2个子系统组成：①2套冗余的380/220V交流子系统；②2套冗余的110kV直流子系统。
考虑到供电可靠性，站内MCC交流配电采用A、B段带分段联络开关接线，由2台6kV/380V变压器各接一段母线，两段母线电源可自动切换，切换命令和逻辑由NCS实现。
直流系统设有2组110V阀控式密封铅酸蓄电池，在500kV升压站建筑物内没有独立的蓄电池室，充电器和直流馈线屏设在500kV保护和控制设备小室内。
直流系统共分2段，控制和保护设备分别由2段电源供电。
5.2 继电保护、故障录波和电能计量 (1) 500kV线路保护。
500kV线路保护按每回线配置两套不同原理、相互独立的全线速动主保护，每套主保护都具有完整的后备保护功能。
(2) 500kV断路器保护。
500kV每只断路器设一套断路器保护。
其中每只断路器均设有失灵保护，与线路相关的断路器设自动重合闸功能，断路器只进行一次重合闸。
线路或发变组的双短引线保护设在边断路器保护柜内。
(3) 500kV母线保护。
每条母线配置两套单母线差动保护、不设电压闭锁。
(4) 故障录波器。
配置集中一套独立的故障录波器装置，通过专线MODEM拨号将故障信息远传至调度。
系统保护动作信号和装置报警信号、故障录波装置的报警信号均以硬接线的方式送至计算机监控系统。
除此之外，保护、故障录波等装置还通过其串行接口接入线路保护管理机，最终与NCS信息处理机相连,将其信息传入站内计算机监控系统。
(5) 电能量采集系统。
该工程电能量信息采集由智能电能表通过串行接口至省调专用的电能量处理器（ERTU2000），ERTU2000除传送信息至调度端外，再通过串行接口与NCS的信息处理机相连。
5.3 GIS就地控制5.3.1 ABB公司GIS 设计范围 ABB公司负责升压站内所有设备的就地控制和就地远方控制接口。
升压站内每间隔设一只就地控制柜，简称LCC（Local Control Cabinet）。
该间隔内的断路器及其隔离开关、接地开关的控制、连锁、信号以及TA和TV的接线端子均设在柜内。
升压站内不再另设端子箱和辅助控制屏。
由于就地LCC控制仅限于检修操作，故在LCC柜内也不再设传统的同期回路，断路器同期由远方集控室同期装置或NCS实现。
5.3.2 LCC柜电源分配 (1) 直流110V A段供4回路小型空气开关：①断路器合闸和分闸1回路；②MIMIC、液压弹簧操作计数单元；③隔离开关和接地开关控制；④SF6气体报警单元。
(2) 直流110V B段供1回路小型空气开关：①分闸2回路；②交流380/220V供断路器三相储能马达、加热器、照明灯，共分3组，3路小型空气开关。
5.3.3 断路器控制 远方控制：合闸、分闸1、分闸2。
就地控制：合闸、分闸1。
保护跳闸：①发变组保护采用三相跳闸。
第一套和第二套发变组保护分别启动一只快速跳闸中间继电器，由该跳闸中间继电器分别完成A、B、C各相分闸。
②线路保护和重合闸采用分相跳闸及重合，保护和重合闸的出口接点直接接至断路器的各线圈。
另外，在LCC柜上加设了专用的全天候监视继电器，分别监视各相的分、合闸线圈。
5.3.4 隔离开关和接地开关控制 闭锁功能：LCC柜内和柜与柜之间设有专门的闭锁小母线，用于完成隔离开关和接地开关的硬线闭锁。
和以往不同的是，ABB在隔离开关和接地开关控制上采用了小型微处理器，简称MIMIC。
由MIMIC向各设备发出分、合指令。
尽管ABB公司在该工程中大胆采用了微处理器作为其控制的核心，但是其关键的闭锁条件仍然是以硬接线的形式输入的。
远方NCS的分、合指令也仍然是通过其闭锁逻辑直接输出至设备的，即使是NCS命令本身已带有逻辑条件，也还是要经过硬接线的验证和命令才可以发出。
这样的设计在一定程度上减轻了硬接线的工作量，同时又保留了传统的硬接线逻辑，同样设计方案的有吴泾电厂八期（2×600MW机组）的220kV升压站。
当然，笔者认为这种双重闭锁的控制形式在计算机控制（网控NCS）发展日趋成熟的今天并不是绝对必要，由于该工程ABB公司已提供了非常可靠的硬线逻辑，因此还是采取了上述方案。
除此之外，当GIS处于就地控制状态时，另设有专门解除闭锁条件的开关，必要时也可解除就地闭锁逻辑。
5.3.5 电压和电流回路 电压和电流互感器的二次引出线接至一端子箱，随后引至就地控制盘。
其二次回路引出线设有自动空气小开关作为保护，其运行特征与继电保护配合，以防止TA、TV回路故障引起误动。
值得一提的是，所有电压、电流回路的分配均在GIS的LCC柜上完成，每路电压回路在LCC柜上经过自动空气小开关独立引出，并且，集控室所需的同期电压闭锁逻辑也在就地实现，需要并接的电流回路（如差动保护）也在就地实现。
5.3.6 信号回路 GIS的所有信号均备两套，分别通过硬接线形式传给DCS和NCS。
特别是由于GIS的气室很多，如各个气室的SF6压力信号都独立传送将会占用大量的输入点数，因此，该工程采用合并输出的方法，即以断路器为单元输出总的SF6压力报警信号。
所以，该工程充分发挥了GIS的优势，将其就地的控制、连锁和接线等优化到了非常高的程度。
5.4 网络监控系统 作为升压站监视和控制的中心，业主锁定间隔层设备必须采用原装进口产品。
经过多方面的考虑和研究，最终选用了以南瑞为后台，上海惠安WESCON公司即加拿大GE公司推出的D200系列测控单元产品。
该公司的D20系列产品具有成功的电厂监控以及AGC运行业绩，该工程采用的D25系列为D20的升级版，专门适用于监控系统。
需要说明的是用于该工程的多网卡D200主控单元，当时在国内属于首次推出，经过厂家技术上的澄清，最终得到了业主的认可。
5.4.1 系统结构 计算机监控系统包括两部分：集控楼内的站级控制层和500kV GIS继电器室内的间隔级控制层，网络结构为开放式分层，分布式结构。
5.4.2 系统配置 该工程的系统配置采用的是前置机方案，而不是现在日益流行的直接上网方案。
主要是因为在就地设置前置机后，间隔层的连锁和信息处理都由2台主机来完成，即使在站控层及网络失效的情况下，间隔级控制层应仍能独立完成监控及远动通信功能。
由于该电厂升压站的规模并不是非常大，所以也不至于出现间隔层和站控层之间通信阻塞的问题。
所以只是带来了投资上的略微增加。
并且，该工程间隔层采用硬对时，站控层采用网络对时，NCS系统配置有2套GPS时钟对时系统。
这样做实际上在设备上有所浪费，今后的工程建议间隔层设一套GPS，站控层可以从集控室DCS的GPS引接。
5.4.2.1 站级控制层 站级控制层包括2台主计算机、2台操作员工作站、1台工程师工作站、1台MGC PC机、1台网关PC机、1套卫星时钟接收和时钟同步系统及相应的网络设备。
5.4.2.2 间隔级控制层 间隔级控制层由按电气单元组屏的测控部件组成，具有交流采样、防误闭锁、同期检测、手动操作和液晶显示等功能，集中布置在500kV GIS继电器室内。
组屏方案为：①I/O测控单元按每个500kV断路器配置。
由于D25需配套的组件较多，鉴于该工程场地较为充足，为明确设备的单元性，同时考虑到检修维护的方便性，采用每个断路器配一面I/O测控柜（下文简称I/O柜）。
②2台数据处理及通信装置（DP&CE）组一面柜，柜内还包括数据网络接口设备。
③其他公用设备组成一面I/O测控单元屏，采用直流采样。
④每台机组的遥测、遥信、遥调组成一面I/O测控单元屏，采用直流采样。
⑤信息管理机组成一面屏,实现站控层与线路保护管理机、电能量计费装置间的通信。
5.4.2.3 与其他设备的通信接口 通过网关PC机与DCS和SIS等其他系统进行通信,通过信息管理机采用串行通信方式与线路保护管理机、电费计量系统等通信。
5.4.3 电源配置 主要设备电源均为冗余配置，且可实现自动切换。
间隔层还配有小型UPS电源，供网络交换机等使用。
不停电电源装置在一般电源失电情况下电源维持时间不小于1h。
5.4.4 计算机监控系统的通信 站级控制层的各设备之间通过双以太网进行通信，采用光缆连接。
站级控制层为通过双光缆与间隔级控制层相连。
数据处理及通信装置与I/O模块之间采用串行通信。
5.4.5 NCS几点说明 NCS是整个500kV升压站监视、测量、控制的中心，同时该工程还包括了远动系统的各项功能。
本文只是提出几个在该工程中的控制特点，供大家讨论。
(1) 微机五防装置。
该工程不再设置微机五防装置，原因是NCS间隔层的I/O测控单元已经具有防误操作闭锁功能，计算机监控系统内的任何一种操作都已带有防误操作闭锁，在已经拥有NCS这样强大的逻辑处理和操作中心后，再设一套微机五防装置实际上是设备上的重复，更不用说该工程就地GIS已经具有了一套完整的硬连锁。
(2) 合闸闭锁。
当母线、线路保护或断路器等保护动作后，NCS将收到其信号，该信号将闭锁断路器的NCS合闸输出回路，直到信号复归。
并且，当发变组保护动作后，同样有硬接线闭锁DCS合闸回路直到保护复归。
这样彻底消除了保护未复归前误合闸的可能。
(3) 同期电压。
考虑到网上传输有一定延时，对于同期不利，每个测控单元所需的电压均为硬接线输入。
由于主变压器和线路的TV设在其隔离开关外侧，故断路器的同期电压必须经过切换，这里采用的是传统的电压切换箱作为同期电压的输入。
外部采来的电压经过电压切换箱后再输入至I/O测控单元。
这样的接线也有一些需要注意的问题。
例如，如果同期电压取自A相，要注意输入I/O测控单元的A相电压是切换后的电压，而不是实测电压，在调试中会发现线路或发变机组主变侧的线电压显示值不合理。
由于A相的同期电压和测量电压混用，导致当主变压器出口隔离开关分位置时的显示电压不正常，此时NCS取来的Ua实际为TV切换后的同期比较电压，而实际上此时主变压器或线路的电压值为0，并且这种情况会引起地开关合闸逻辑的误判。
要解决这个问题可以采取以下2种方法：①增配I/O测控单元的电压输入，将测量和同期电压输入分开。
②采用逻辑判断后，将此时的A相电压强制为0。
由于该工程在GIS已经有了一套可靠的隔离开关闭锁逻辑，最终采用了后者解决方案。
建议今后的工程在接线的同期电压回路中，尽可能采取测控单元内部软件来实现同期电压闭锁，如果必须采用电压切换箱，最好在硬件输入上将同期电压和测量电压分开。
这样做的另一优点是当无压合闸时可以做出电压比较判断，避免电压回路断线时发生误判。
还需要注意的一点是，如果同期电压在切换箱内共用N线，则所有用于NCS电压输入的互感器在就地应也共用一个接地点，否则可能发生零点漂移现象。
6 总结 该工程作为华东地区又一个大型电厂，其500kV升压站的设备选配精良，主设备和重要硬件均采用了全进口设备，在设计中充分考虑了各个厂家的特点和优势，尽可能的避免了设备重复，同时做到安全、可靠，实现了高度自动化集中控制。
投运至今，一直稳定运行。
