常规互感器与合并单元的调试应用技术研究

韩友喜

摘 要：文章主要论述常规互感器与合并单元的调试应用技术，包括：技术特点，主要用途、技术原理、关键技术和创新点、与同类先进成果主要技术指标对比情况、推广应用情况及前景、节能减排及经济效益、材料与设备、质量控制、安全措施、应用实例等。

关键词：常规互感器；调试；技术；研究

1 概述

目前在电力系统获得广泛应用的是电磁式电流、电压互感器。采集常规电磁式电流、电压互感器的二次电流、电压，将模拟量转换为数字量后，以IEC61850-9-2的帧结构将电流、电压信号合并处理传输给间隔层设备，称之为TMU模式。合并单元在一定程度上实现了过程层数据的共享和数字化，它作为遵循IEC61850标准的数字化变电站间隔层、站控层设备的数据来源，作用十分重要。随着数字化变电站自动化技术的推广和工程建设，对合并单元的功能和性能要求越来越高。

本技术以某110kV变电站工程的合并单元为例进行编写。并相续在亳州市大杨110kV变电站新建工程、合肥花冲110kV变电站工程、110kV肥东闻水路新农村试验项目等变电站工程中得到应用，并进一步完善优化，创造了较大的经济效益和社会效益。

2 主要用途

本技术用于各种等级智能变电站，常规电流、电压互感器搭配的合并单元调试工程。

3 技术原理

对一次侧常规互感器转换出来的二次电流、二次电压进行采样，将电流信号、电压信号转换为数字信号，并进行同步，送给保护、测控或者电能表。

4 关键技术和创新点

4.1 施工工艺流程

图纸会审→单装置调试→过程层网络设备互联调试→站控层网络设备互联调试→ 系统整体调试→调试完成

4.2 操作要点

4.2.1 施工准备

现场交流电流、电压回路、合并單元装置所在设备室设施条件满足条件、合并单元装置的接线已经完成、装置具备上电条件、工器具准备、作业条件确认等。

（1）全站组网。注意光纤标识按照相关标准进行。

（2）全站装置程序版本核对：和技术支持相关专责确认现场程序版本和模型是否是最新可用版本，应保证现场版本是调试时最新可用版本。

（3）合并单元装置厂家资料及设计院图纸具备：a.核查厂家资料是否齐备。b.核查设计院图纸是否与现场情况相符合。与设计院最新蓝图核对：应结合现场实际核对设计院设计蓝图与监控系统数据库，并按照最终结果修改后台数据库。c.核查厂家图纸与设计院图纸接口部分是否正确。

（4）单装置调试具备调试条件，面向单装置功能测试，为互联测试和系统整体测试做准备。a.合并单元系统的二次接线已经完成。b.合并单元装置交直流电源可以上电。c.涉及合并单元系统调试的通讯条件已经具备。

（5）施工工器具准备调试所用的主要设备和工具：数字式继电保护测试仪、模拟继电保护测试仪、网络分析仪、万用表、常用软件调试工具等。

工具：a.常用工具：螺丝刀，尖嘴钳。b.专用工具：万用表两块，保护测试仪一台，波形记录仪一台。

（6）作业条件确认

确认合并单元装置安装、接线完成，设备用电源已供给，具备现场调试条件。如果模型有更新，应使用最新模型更新后台数据库，并导出相应装置配置更新装置。

4.2.2 图纸审查

图2检查合并单元装置外部二次电流，电压回路接线是否正确，可以采取二次通流通压的技术方法，确保流进装置电流电压正确。以下以110kV合肥花冲变电站工程电压并列切换系统图2进行说明。

4.2.3 合并单元单装置的调试

合并单元调试包括母线合并单元、各间隔合并单元。现以母线合并单元为例，进行调试分析，其他各合并单元除没有电压并列切换功能外大致相同。

（1）该变电站母线合并单元装置的型号为PCS221N

（2）装置上电

a.外观检查：保护装置各插件上的元器件，应无断线、短路和焊接不良等现象；保护装置各部件固定级装置外形，应固定端正，无松动、损坏及变形等现象；切换开关、按钮、键盘操作应灵活，手感良好。b.绝缘检查：用1000V兆欧表测量绝缘电阻应大于10MΩ。c.上电检查：装置正常工作，内部电压输出正常；装置断电恢复过程中应无异常，通电后工作稳定正常。

（3）采样检查

采样检查：每个采样电流电压回路依次加入和该回路电压互感器额定值相同的电压，参考外部接线图确认每个回路注入电压的端子。加量后在互感器校验仪的菜单中读取每一路信号的幅值和角度。通过测试仪给合并单元加入交流量，通过showwave等数字万用表软件抓取合并单元的SV输出，检查SV采样中通道配置是否与配置文件一致，检查SV有效值、相位显示与所加量一致，检查SV双AD输出数据正确。额定值时采样精度要求，电压、电流：0.2级；功率：0.5级。

（4）指示检查

“母联1合位”指示灯：

当母联（分段）1位置、母联（分段）1隔刀1 位置、母联（分段）1隔刀2位置均在合位时，指示灯亮；否则为灭。

“母联2合位”指示灯：

母联（分段）2 位置、母联（分段）2 隔刀1位置、母联（分段）2隔刀2 位置均在合位时，指示灯亮；否则为灭。

“母线1PT隔刀合位”指示灯：

当Ⅰ母PT 隔刀合位在合位时，指示灯亮；否则为灭。

“母线2PT隔刀合位”指示灯：

当Ⅱ母PT 隔刀在合位时，指示灯亮；否则为灭。

“母线3PT隔刀合位”指示灯：

当Ⅲ母PT 隔刀在合位时，指示灯亮；否则为灭。

“母线1电压已并列”指示灯：

当装置送出去的Ⅰ母电压来自其他母线PT时，指示灯亮；否则为灭。

“母线2电压已并列”指示灯：

当装置送出去的Ⅱ母电压来自其他母线PT时，指示灯亮；否则为灭。

“母线3电压已并列”指示灯：

当装置送出去的Ⅲ母电压来自其他母线PT时，指示灯亮；否则为灭。

（5）并列逻辑检查

a.合并单元能够通过开入开出板或者GOOSE网接收母线刀闸的位置，然后根据位置进行电压并列后输出。其原理逻辑如图5电压并列原理示意图。

本工程母线条数为2：双母线、单母分段接线方式

b.PT切换和并列功能检查（逻辑参见5.2.3-4并列逻辑表）：按照设计要求，通过硬开入或GOOSE开入给间隔合并单元提供本间隔相应的刀闸位置，检查合并单元切换逻辑正确；通过硬开入或GOOSE开入给母线合并单元提供PT刀闸位置和母联刀閘及断路器位置检查母线合并单元并列逻辑正确。

c.对时功能检查：输出对时信号给合并单元，检查合并单元对时正确，对时指示灯点亮。

d.检修功能检查：投入检修状态压板，检查装置指示灯及检修状态字的正确性。

4.2.4 过程层网络设备互联测试

（1）测试准备工作

a.确认相关合并单元、交换机均已安装完成。b.确认相关设备间的通信光缆、网线、对时线等连接介质均已按照设计要求铺设完毕，并测试完成。c.网络通断检查：检查所有合并单元、间隔层设备全部接入网络，检查相关设备均已连通，无断链告警。d.交换机配置完成：交换机已经在厂内或现场配置完成。e.单装置调试已经在现场调试完毕。

（2）电压合并单元与间隔合并单元互联测试

具体测试内容如下：a.连接端口检查：根据工程设计图纸要求，检查通讯连接的端口正确性。b.采样传输检查：模拟电压合并单元发送SV采样给间隔合并单元，检查间隔合并单元收到电压合并单元SV信息的正确性。c.PT切换和并列功能检查：按照设计要求，通过硬开入或GOOSE开入给间隔合并单元提供本间隔相应的刀闸位置，检查合并单元切换逻辑正确。d.主要调试工具：继电保护测试仪、MU调试工具、SHOWWAVE、客户端工具等。

（3）间隔合并单元与保护装置互联测试

具体测试内容如下：a.连接端口检查：根据工程设计图纸要求，检查通讯连接的端口正确性。b.采样传输检查：模拟合并单元发送SV采样给保护装置，检查保护装置接收SV采样信息的正确性。额定值时采样精度要求，电压、电流：0.2级；功率：0.5级。c.PT切换和并列功能检查：按照设计要求，通过硬开入或GOOSE开入给间隔合并单元提供本间隔相应的刀闸位置，检查合并单元切换逻辑正确。d.主要调试工具：继电保护测试仪、MU调试工具、CSPC、SHOWWAVE、客户端工具等。

（4）合并单元与测控装置互联测试

具体测试内容如下：a.连接端口检查：根据工程图纸，检查通讯连接的端口正确性。b.采样传输检查：模拟合并单元发送SV采样给测控装置，检查测控装置接收SV采样信息的正确性。额定值时采样精度要求，电压、电流：0.2级；功率：0.5级。c.PT切换和并列功能检查：按照设计要求，通过硬开入或GOOSE开入给间隔合并单元提供本间隔相应的刀闸位置，检查合并单元切换逻辑正确。d.主要调试工具：继电保护测试仪、MU调试工具、200EMANAGE、SHOWWAVE、客户端工具等。

（5）合并单元与智能终端互联测试

具体测试内容如下：a.连接端口检查：根据工程图纸，检查通讯连接的端口正确性。b.GOOSE传输检查：模拟智能终端相关GOOSE开出给合并单元，检查合并单元收到GOOSE信息的正确性。c.主要调试工具：MU调试工具、客户端工具等。

4.2.5 站控层网络设备互联测试

（1）保护装置与监控系统互联测试

具体测试内容如下：a.信号上送检查：模拟保护装置发送各种遥信，检查监控系统接收各种遥信的正确性；检查监控系统对保护装置的定值召换功能。b.信号下传检查：模拟监控系统对保护装置执行压板投退、定值区切换、定值修改、开关刀闸遥控、调录波等命令，检查各项功能的正确性。c.主要调试工具：继电保护测试仪、MU调试工具、CSPC、SHOWWAVE、客户端工具等。

（2）保护装置或自动装置与信息子站的互联测试

具体测试内容如下：a.采集各保护装置的信息检查。包括各种采样信息、开关量信息等。b.控制管理功能检查。接收主站命令，包括定值上装、下装、遥控、遥调、复位、查看定值、查看开关量状态、调用故障波形等功能。c.历史事件记录。记录保护装置的自检信息、事件信息、故障信息、定值变化信息等。d.录波波形调用及分析。e.主要调试工具：继电保护测试仪、MU调试工具、CSPC、SHOWWAVE、客户端工具等。

4.2.6 系统整体测试

（1）系统整体测试应具备的条件

a.确认各设备间的通信光缆、网线、对时线等连接介质均已按照设计要求铺设完毕，并测试完成。b.确认相关的过程层设备、间隔层设备、交换机、站控层设备已安装完成，单装置上电正常，无异常告警，否则先进行单装置调试。c.交换机配置完成：交换机已经在厂内或现场配置完成。d.网络通断检查：检查所有间隔层设备和站控层设备全部接入过程层网络和站控层网络，检查所有间隔设备均已连通，无断链告警，否则先进行设备间互联调试。e.单装置测试已经在厂内或现场调试完毕。f.后台数据库已经按照设计院蓝图及现场实际修改完毕；对于进行过程序更新或模型更新并重新下装装置配置的间隔，应先进行单装置的相关调试。g.一次设备与过程层装置的智能终端电缆线配线完成，并已经完成了电缆线的校核（施工单位完成）。h.一次设备本体传动正常。i.全站对时及同步系统正常。

（2）系统整体调试

a.SV回路整体检查：对于传统互感器，利用传统校验仪对间隔合并单元和母线合并单元直接加量，检查本间隔所有保护值、测量值正确性，检查保护各侧采样值相角正确性；额定值时采样精度要求，电压、电流：0.2级；功率：0.5级。b.遥信、跳闸整体回路检查（应带一次设备进行调试）：从根部模拟各种遥信、闭锁等信号输入，检查接收装置是否收到相应开入；由装置或后台模拟所有跳闸、遥控、闭锁等信号，检查相应智能终端装置硬开出接点是否连通。检查跨间隔的各种开入量GOOSE信息（启失灵至母线保护、母线失灵动作联跳三侧、解除复压闭锁等开入量）。c.保护逻辑检查：检查本间隔保护装置逻辑功能的正确性。d.PT切换和并列功能检查（逻辑参见附录A）：按照设计要求，通过硬开入或GOOSE开入给合并单元提供本间隔相应的刀闸位置，检查合并单元切换和并列逻辑正确。e.监控系统信号检查：检查主变分系统各设备上送至监控系统信号的正确性。f.故障录波器信号检查：检查故障录波器接收主变分系统各设备信号的正确性。g.网络分析仪信号检查：检查网络分析仪接收主变分系统各设备信号的正确性。h.主要调试工具：继电保护测试仪、MU调试工具、CSPC、SHOWWAVE、客户端工具等。

4.2.7 调试创新总结

本技术比常规调试中运用到了厂家提供的软件调试工具，例如MU调试工具，CSPC，SHOWWAVE，客户端工具等。还用到了先进的光电保护测试仪，这些调试中用到的硬件和软件充分的验证了合并单元对模拟量转换成数字量的精准并完成数据处理传输，能稳定的运行，为智能电站统一的数字化信息平台提供高精准度的信息，使智能站具有很好的经济性和扩展性。突破了原有基于单装置性能测试的调试方法。本技术对常规互感器与合并单元的调试从各个方面充分的、完好的体现合并单元在整个系统中充分担当数据的采集及处理的任务。

5 与同类先进成果主要技术指标对比情况

常规互感器与合并单元的调试技术和电子式互感器与合并单元的调试技术相比并没有太大的不同。因为它们仅仅只是在电流采集的方式不同，一次设备电流电压量参数通过电子式互感器转换成二次量到合并单元进行数模转换数据得到整合处理，与传统互感器相比电子互感器无饱和现象，提高了测量的准确性，并没有其它不同之处。在整体调试应用上本技术常规互感器与合并单元的调试技术也可以运用到电子式互感器与合并单元的调试技术上。

6 推广应用情况及前景

作为未来电网的发展方向，智能电网已经渗透到发电、用电、变电、输电、配电、调度、通信信息等各个环节。其中智能变电站无疑是最核心的一环。《2013-2017年中国智能变电站行业市场前瞻与投资战略规划报告》中指出2011年以后所有新建的变电站必须按照智能变电站技术标准建设。本技术以实际应用到亳州市大杨110kV变电站新建工程、合肥花冲110kV变电站工程、110kV肥东闻水路新农村试验项目等变电站工程，随着未来电网发展还会应用到发电、用电、输电、配电等工程实际中，應用前景广泛。

7 节能减排及经济效益

本项目施工基本不会影响环保。做到使用的工具和材料，每日进行回收，保持施工场地整洁，做到“工完、料尽、场地清”。本技术总结了大中型变电站交流二次回路系统调试的施工经验，从系统调试的整个过程考虑，对合并单元单装置及系统调试的具体方法及调试步骤进行了详细、系统的分析，为合并单元的调试提供了参考的依据，在多个工程进行的推广应用显示，其具有相当的示范作用，社会效益和经济效益显著。

8 材料与设备

（1）仪器：保护测试仪，万用表。（2）主要设备：母线合并单元装置，电磁式电流互感器、电压互感器，主变保护装置，主变测控装置，备自投装置。（3）施工工器具准备。a.常用工具：螺丝刀，尖嘴钳。b.专用工具：万用表两块，保护测试仪一台，波形记录仪一台。

9 质量控制

9.1 质量控制标准

（1）GB 50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》

（2）Q/GDW 426-2010《智能变电站合并单元技术规范》、Q/GDW 427-2010《智能变电站测控单元技术规范》

（3）Q/GDW 393-2009《110（66）kV～220kV智能变站设计规范》、Q/GDW 394-2009《330～750kV智能变电站设计规范》

（4）Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》

（5）GB 50171-92《电气装置安装工程 盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》

（6）Q/GDW 383-2009《智能变电站技术导则》

9.2 质量控制措施

施工中，遵循 “质量管理，预防为主”的方针，采取主动控制、对关键工序实行旁站监督、重点盯防的措施，认真执行四级验收制度，逐层把关。

根据前述工艺流程图可以看出，同期系统调试质量控制主要在三方面：（1）合并单元系统图纸的会审：确认系统接线方式，保证电压并列切换逻辑的正确。（2）合并单元单装置调试：在各种运行方式下，合并单元采样的正确性。（3）合并单元装置的系统调试：完成合并单元装置与主变保护综自、测控、DCS的信号确认，保证在全站送电时能够正常工作。

10 安全措施

（1）对各级调试人员进行详细交底，让每一个人对每道工序的危险源、危险点有个明确详尽的认识。（2）严格执行电力建设作业安全工作规程，认真做好工作前的三查三交。（3）坚持站班会和安全例会制度，杜绝习惯性违章。（4）电动工具及电源盘必须经检查合格，漏电保护器完好。（5）PT电压并列切换时，二次加压，确保与PT二次根部回路断开，防止电压反倒到一次。

11 应用实例

11.1 安徽合肥110kV肥东闻水路新农村试验项目

本技术以安徽合肥110kV肥东闻水路新农村试验项目的交流二次电压系统为例进行分析和编写，具有代表性，可以作为各种电压等级的变电站在进行合并单元系统调试时的参考。本工程的交流电压系统调试2014年10月开始调试，2015年2月交接验收。本技术从合并单元调试的整个过程考虑，对单装置及系统调试的具体方法及调试步骤进行了详细、系统的描述，为合并单元装置的调试提供了参考的依据， 是交流二次系统调试的典型范例，具有很强的代表性。本技术曾先后在亳州市大杨110kV变电站新建工程、合肥花冲110kV变电站工程等智能变电站工程中得到应用，并进一步完善优化，效果良好，值得推广应用，具有良好的经济效益和社会效益。如图6～图15中所示为安徽合肥110kV肥东闻水路新农村试验项目的交流二次电压，母线合并单元系统调试画面。

11.2 亳州市大杨110kV变电站新建工程

在本工程中主变保护，备自投装置，线路保护，测控装置，故障录波等电流电压量的采集都是由常规互感器经合并单元把模拟量转化成数字量通过光缆传输到这些装置上的。采集的数字量精度和數据同步达到技术要求。工程经本技术对常规电流电压互感器和合并单元的调试，能很好的满足二次设备对一次电流电压量的采集。

11.3 合肥花冲110kV变电站工程

本工程的合并单元的设计与装设和亳州大杨110kV变电站新建工程基本相同。因此，在进行传统互感器与合并单元的调试时，根据设计图纸按照此技术的调试步骤进行调试，便能保证满足二次设备对一次电气参数的需求。

参考文献

[1]GB 50150-2006.电气装置安装工程电气设备交接试验标准[S].

[2]Q/GDW 426-2010.智能变电站合并单元技术规范[S].

[3]Q/GDW 427-2010.智能变电站测控单元技术规范[S].

[4]Q/GDW 393-2009.110（66）kV～220kV智能变站设计规范[S].

[5]Q/GDW 394-2009.330～750kV智能变电站设计规范[S].

[6]Q/GDW 383-2009.智能变电站技术导则[S].