海北500 kV智能变电站现场调试要点分析

李 岩，张 纯

(蒙东电力公司输变电建设局，内蒙古 呼和浩特 010020)

随着智能变电站技术水平不断提高，变电站智能化的推广将是必然趋势。智能开关、光电式互感器等机电一体化设备的出现，计算机高速网络在实时系统中应用的不断成熟，使得智能变电站正逐步向高电压等级电网发展推广。海北500 kV智能变电站是国家电网第二批智能化试点工程之一，也是国内首次采用户外敞开式常规设备的智能变电站，包含智能终端、合并单元、数字化保护和基于统一通信标准的二次网络等智能系统标志性的设备，具有智能变电站数字化、信息化、自动化、互动化的特点，真正实现信息集成、网络通信和数据共享。海北500 kV智能变电站采用常规互感器和智能二次设备结合使用的模式，合并单元采用模拟量输入和数字量输出，对现场智能化调试提出了更高要求。

1 采用敞开式设备的智能变电站特点

1.1 采用常规电磁式和电容式互感器

蒙东电力公司海北500 kV智能变电站采用常规电磁式和电容式互感器，采用普通电缆将电流电压模拟量送至合并单元，由合并单元转变成数字量，供二次设备使用。这种设计模式使变电站既有常规电流电压回路又有数字化的二次回路，增加了很多接口部分，给现场调试增加了难度。

1.2 采用模拟量输入和数字量输出的合并单元

合并单元是智能变电站的重要核心设备，其可靠性和精度直接决定了整个二次系统的可靠性和精度。而海北变的合并单元是常规电流电压模拟量输入，在电流准确级、伏安特性、极性等方面也增加了现场调试难度。

1.3 采用常规断路器与智能终端箱相结合的方式

智能变电站应该使用智能一次设备，但除电子式互感器外，目前国内外还没有真正意义上的智能一次设备，一次设备的智能化仍需要通过一定的二次设备来转化实现，一般采用智能终端的模式［1］。海北变采用智能终端箱来实现现场一次设备开关量的采集、断路器分合闸和隔离开关的遥控、保护跳闸等操作。它是智能二次设备与常规一次设备相结合的重要纽带。

2 全站SCD模型检查

全站SCD模型检查是智能化调试的第一步，也是对全站配置模型文件的一次全面检查，以提前发现错误、减少调试过程中的重复和返工。首先应确定各设备之间的接口，每个装置需要实现的功能和输入输出数据。对互感器二次配置图、合并单元及各装置采样通道的配置图、保护间GOOSE虚端子连接图进行核对，以验证变电站各项功能是否完全，配置是否符合规范要求。

3 采样系统现场调试要点

智能化变电站的采样系统将各模拟量转变为数字量，也是实现变电站各项功能的核心部分，其现场调试的关键点包括以下几点。

3.1 互感器准确级和伏安特性的验证

海北变采用常规互感器，其准确级对整个二次系统有着很大的影响。与光电互感器不同，常规互感器每个二次绕组的准确级和伏安特性都不相同，在与合并单元配合使用时，需要满足保护、测量、计量对互感器准确级的要求。

3.1.1 现场互感器伏安特性测试

首先应确定每台断路器所包括的互感器绕组的数量及各绕组的准确级。以海北500 kV智能变电站完整串中断路器为例，如图1所示。

图1 海北500 kV智能变电站完整串中断路器5022TA绕组示意图

5022断路器有2组电流互感器，每组有5个绕组，准确级为0.2S/0.2S/5P20/TPY/TPY。对于智能系统，合并单元需要取TPY级、5P20级和0.2S级绕组各1组。对5P20和TPY级绕组，应进行伏安特性测试，以检查其是否满足相应保护对准确级的要求。5022断路器 TA试验数据如表1所示。

表1 5022断路器TA试验数据

经过对比分析，相应电流下的电压值与出厂值完全吻合，满足准确级要求。

3.1.2 互感器不同准确级与合并单元的配合

仍以海北500 kV智能变电站完整串断路器为例，5022断路器的电流互感器绕组需要供500 kV巴彦托海2号线差动保护、1号主变差动保护、断路器保护、测量回路和计量回路使用，应验证合并单元对绕组的选取是否符合保护和测量要求。5022断路器A套合并单元共接入3组电流，分别为TPY级、5P20级和0.2S级。在进行A套合并单元与各保护间虚端子连线时，应将TPY级的输出连接到5022断路器1号主变A套差动保护高压侧和巴彦托海2号线路保护电流输入通道;将5P20级的输出连接到保护电流通道;将0.2S级的输出连接到A套SV网交换机，以供5022断路器测控装置、主变高压侧和线路测控装置及电能计量使用。B网的连接方式与A网相同。

3.2 电流互感器极性的验证

电流互感器的极性对保护和测控装置至关重要，若采用常规互感器，其极性对各二次设备的影响尤为特殊。

3.2.1 3/2接线方式500 kV线路和主变保护电流极性的验证

采用常规互感器时，电流互感器的一次侧极性P1根据设计一般都有统一的方向，以完整串为例，如图2所示。

图2 海北500 kV智能变电站完整串3/2断路器接线示意图

边断路器5021TA一次极性端P1和中断路器5022TA一次极性端P1均在500 kVⅠ母侧，边断路器5023TA一次极性端P1在500 kVⅡ母侧。对于巴彦托海2号线，中断路器5022TA应取反极性，在保护电流回路虚端子连接时应特别注意，如图3所示。

图3 中断路器5022第一套合并单元TA极性示意图

应在5021、5022互感器及5022、5023互感器合并单元上同源加入电流，以验证保护、测量、计量等装置对断路器电流采样的正确性。

3.2.2 母差保护各支路电流合并单元极性的验证

变电站各电压等级母线差动保护的基本原理是相同的，在智能变电站中，母差保护各支路电流合并单元极性的正确是保证母差保护正常运行的关键。因此应在母差保护不同支路合并单元分相加入同相位的额定电流，验证母差保护差流计算的正确性，其方法与常规变电站母差保护相同。

3.2.3 主变高、中、低三侧电流合并单元极性的验证

主变三侧分别采用了不同的电流合并单元，因此三侧合并单元电流极性的确认对主变保护很重要。应在中压侧和低压侧电流合并单元上，同源分相加入额定电流 (根据主变容量计算)，电流同相位时差流显示应叠加，反相位时差流显示应抵消。同理再验证高压侧和中压侧之间的极性，以确保三侧合并单元极性配置的正确性。

3.2.4 合并单元内极性的选取

合并单元输出量为数字量，在其通道配置中对于电流极性有固定的模式，一般合并单元对同一组电流输入会配置8路以上电流输出通道，多则达十几路。海北变的电流合并单元有18路电流数字量输出，其中前9路为正极性输出，后9路为负极性输出。在进行各装置电流采样通道的虚端子配置时，对于需要取负极性的电流通道应选择连接到合并单元的后9路输出，需要正极性则选择连接前9路输出。

3.3 继电保护直采回路采样误差的控制

在互感器二次准确级和极性确认无误后，通过保护与合并单元之间的直连光纤，进行模拟量输入，验证继电保护直采功能的正确性，即电流电压的幅值、相角、频率采样正确。电压电流三相之间的角度应为120°，偏差范围在±1°内。

4 继电保护及智能二次设备调试要点

4.1 继电保护断路器三相位置开入量验证

智能终端的状态量是数字化保护逻辑的重要部分，也是进行重合闸和失灵判断的重要依据，因此应首先验证智能终端间位置状态通过GOOSE网络传输的正确性［2］，即保护对一次设备状态量采集的正确性。根据设计虚端子连接图和GOOSE网络各保护间联闭锁逻辑关系表，模拟各种运行状态，验证继电保护GOOSE状态量开入的正确性，包括断路器的三相分合闸位置、隔离开关的分合闸位置、断路器的分合闸闭锁及智能终端三相跳闸闭锁重合反馈等。

4.2 保护直跳回路的验证

智能变电站保护跳闸没有了传统的保护动作，有的智能变电站采用GOOSE网络跳闸的方式，通过GOOSE网络发送跳合闸命令，大大减少了保护和智能终端直跳口的数量，同时节约了光缆。但网络跳闸也有弊端，在发生重大故障时，网络瞬间会产生巨大流量，这对GOOSE网络交换机提出了更高的要求，同时也可能危及到保护正确跳开断路器，第一时间切除故障，因此目前智能变电站都遵循直采直跳的原则［3］。通过保护和智能终端的直连光纤，直接跳合断路器，大大提高了保护跳合闸的可靠性。在每个继电保护装置上模拟各类保护动作，逐项检查智能终端接收跳合闸命令和各类跳合闸出口软压板的正确性是现场调试的关键。

4.3 断路器失灵联闭锁逻辑的验证

除了各继电保护直跳功能外，验证断路器失灵联闭锁逻辑是智能变电站保护间逻辑试验的重要步骤。在保护虚端子连接完成后，必须在每个保护装置上模拟各种类型的保护动作，经GOOSE网交换机验证继电保护间的各种联闭锁关系、闭锁重合闸及交换机VLAN划分的正确性。

4.3.1 500 kV 3/2接线方式断路器失灵联闭锁关系验证

对于500 kV 3/2接线方式，主要的测试内容有以下几方面。

a． 完成投入线路保护、断路器合位和重合闸充电，模拟线路保护三相动作，检查断路器保护开关量“跳闸启动失灵”及“闭锁重合闸”变位应正确，重合闸应可靠放电。

b． 边断路器保护失灵动作，启动相邻中断路器保护闭锁重合，中断路器保护开关量“相邻断路器跳闸”及“闭锁重合闸”变位应正确。

c． 边断路器保护失灵动作，启动母线保护“断路器失灵开入”变位应正确。

d． 母差保护动作，边断路器保护开关量，“母线三跳开入”变位应正确，跟跳正确。

e． 断路器失灵保护动作，线路保护GOOSE开入量“断路器启动远传”及“远传信号”变位应正确，用于断路器失灵后远方启动线路对端断路器跳闸。

4.3.2 主变三侧断路器失灵联闭锁回路验证

对于主变三侧断路器，当高压侧断路器保护动作失灵后，经500 kV GOOSE网启动主变保护“高压侧失灵联跳开入”联跳主变三侧。中压侧是当220 kV母差保护动作后，经220 kV GOOSE网启动主变保护断路器失灵联跳三侧逻辑，主变保护内“中压侧失灵联跳开入”变位应正确，联跳出口控制投退应正常。

4.4 验证双套智能终端互闭锁重合闸功能的实现

智能变电站采用双套智能终端配置［4］，因此需要验证其互闭锁重合的逻辑。当A套线路保护三跳，线路A套智能终端收到三跳命令后，应同时向B套智能终端发送闭锁重合闸指令，并通过GOOSE网将指令传送到B套断路器保护，对B套重合闸进行放电。

5 GPS全站同步系统调试要点

智能变电站有大量合并单元，组成一个庞大的采样值系统，因此必须有一个时间基准以保证所有合并单元输出的同步［5］。与常规变电站相比，智能变电站在时间同步技术方面提出了更高要求［6］。当合并单元处于失步状态时，其单体装置输出的电流和电压角度基本没有变化，但几台合并单元之间的电流和电压角度会发生较大偏差，造成保护的误动。应在不同合并单元采用同源输入的方法，验证各合并单元输出的同步性是否满足继电保护及相关智能系统的要求。不同的合并单元在同源输入的情况下，其输出的角度误差应在±1°内。

5.1 母差保护

各支路的合并单元失步时，加入反相位的额定电流，母线保护差流不能完全抵消，可能会引起母差保护误动。应在确保GPS全站同步系统正常工作的前提下，首先确保所有合并单元对时同步正常，然后对母差保护所有支路进行相位验证，在2条支路同时加入反相位额定电流时，母差保护差流应为0，同相位时应为2倍额定电流。2条支路的电流角度应正确无误，偏差范围在±1°内。

5.2 主变保护

主变保护三侧电压和电流采样取自不同合并单元，当失步时电压和电流之间相角会出现较大偏差，从而造成主变保护误动。应以高压侧电压为基准，核对三侧的电压和电流相角，偏差范围应在±1°内，以确保三侧合并单元同步。

5.3 线路保护

对于500 kV线路保护取2台断路器时，应将2台断路器合并单元分别加入同相位和反相位的额定电流，线路保护应显示为2倍额定电流或0。对于220 kV线路保护，为了满足线路保护重合闸的需要，线路电流合并单元会接入母线电压信号［7］，应同时在母线电压合并单元和线路电流合并单元同源加入模拟量，检查电压和电流之间的角度，误差也应在±1°内。

5.4 失步的处理

当同步系统发生失步情况时，合并单元应至少守时10 min，且同时维持其同步性能。在GPS系统恢复同步后，合并单元应同时自动恢复同步，以保证整个采样值系统正常运行。

单个合并单元GPS对时无误的情况下，合并单元之间也会发生失步现象，可以通过修改合并单元的输出延时来调整合并单元之间的同步性，以确保采样值输出的正确［8］。

6 计算机监控系统各项功能的正确控制

计算机监控系统是进行智能操作，实现遥控、遥测、遥调和其它高级应用的重要载体，应确保其功能的正确性和完整性。现场调试重点在于以下几点。

a． 通过合并单元的模拟量输入，经SV网交换机验证计算机监控后台对系统各电压、电流、功率、相角及频率的正确显示。计算机后台显示应与合并单元输出保持一致，不可有偏差。同时应保证电流电压变比极性、功率计算公式等参数设置准确无误，与实际运行情况相符。

b． 计算机监控系统经GOOSE网实现断路器及隔离开关的遥控、变压器档位的遥调等功能应可靠，并能经过智能终端上的硬压板进行投退。

c． 监控后台对继电保护定值召唤、修改，保证软压板的远方投退等功能正确实现［10］。

d． 变电站内的SF6检测、变压器油色谱检测、火灾报警、视频监控、避雷器在线检测等应用功能应正确接入计算机监控系统，及时弹出报警窗口。

7 结束语

通过对海北500 kV智能化系统现场调试过程的分析总结得出:全站SCD模型检查、采样值系统的正确性和误差控制、继电保护间联闭锁关系验证、合并单元同步性测试和计算机监控系统联调5道调试工序是智能变电站现场调试的关键点，在现场调试中，应着重把握以上几方面，同时对类似大型高电压等级智能变电站的现场调试工作提供借鉴。

［1］ 庄文柳．智能变电站技术在实际工程中的设计和应用．2010输变电年会论文集［C］．2010．

［2］ Q/GDW 441—2010，智能变电站继电保护技术规范［S］．

［3］ Q/GDW 383—2009，智能变电站技术导则 ［S］．

［4］ Q/GDW 428—2010，智能变电站智能终端技术规范［S］．

［5］ 曾祥君，黎锐烽，李泽文，等．基于IEEE1588的智能变电站时钟同步网络 ［J］．电力科学与技术学报，2011，26(3):3－8．

［6］ 苏永春，刘 祺．时间同步技术在智能变电站的应用［J］．江西电力，2010，34(4):6－8．

［7］ Q/GDW 426—2010，智能变电站合并单元技术规范［S］．

［8］ Q/GDW 431—2010，智能变电站自动化系统现场调试导则［S］．