智能变电站合并单元相关问题引起保护误动的研究

王亮，李瑞，白雪婷

（1.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西太原030001;2.昆明理工大学，云南昆明650504）

智能变电站合并单元相关问题引起保护误动的研究

王亮1，李瑞1，白雪婷2

（1.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西太原030001;2.昆明理工大学，云南昆明650504）

近几年，智能变电站在运行过程中，发生多起由于合并单元相关问题导致的保护误动事件，对电网的运行造成一定影响。基于研究现阶段智能变电站的保护配置，深入分析了多起智能变电站的保护误动事件。研究表明：多起事件的发生是由于智能变电站部分合并单元工艺质量和逻辑设计存在问题，现场调试、检修和运维人员对于智能变电站二次系统的调试启动、检修机制和运维安措等方面技术掌握不到位导致的。针对此，提出了相应的整改意见。

智能变电站；合并单元；误动作；检修机制

0 引言

早期试点的智能变电站过程层中采用“电子式互感器+合并单元”实现电压和电流的采集[1]，由于电子式互感器在运行中存在性能不稳定、可靠性差、故障率高等问题，后期投运的智能变电站过程层改用“传统电磁式互感器+合并单元”方式进行采样。近几年的智能变电站运行中暴露出了智能电子设备制造厂家元器件选择及工艺质量控制不良、逻辑设计存在缺陷、厂内参数设置错误和检测把关不严等问题，投入智能变电站的部分合并单元为未经国家电网公司检测认证合格的产品，出现了少数智能变电站的合并单元装置异常与故障问题，甚至造成保护装置误动作或拒动作，对电网的安全运行造成影响。

1 智能变电站线路保护配置

1.1 合并单元简介

合并单元作为过程层设备与间隔层智能电子设备间采样数据的传输桥梁，其主要功能如下[2]：模拟量采集、开关量采集/同步功能、级联功能、电压切换（间隔合并单元）、电压并列（母线合并单元）。

1.2 目前智能变电站的线路保护配置

《Q/GDW 383—2009智能变电站技术导则》提出了智能变电站继电保护应遵循直接采样、直接跳闸的原则。图1为目前大量投运的220 kV及以上电压等级双母线接线的线路保护配置图。线路的传统电流互感器CT(current transformer)将电流通过电缆上传给间隔合并单元，母线电压由电压互感器PT(potential transformer)通过电缆上传给母线合并单元，然后点对点光纤级联传输给间隔合并单元。间隔合并单元将采样到的电压、电流以点对点光纤直联方式传输给保护装置，保护与智能终端之间采用点对点直接跳闸方式，跨间隔信息（启动母差失灵功能和母差保护动作发送远跳功能）采用GOOSE网络传输[3,4]。

图1 双母线接线的线路保护配置

2 数起智能变电站停电事故分析

近期，智能变电站发生多起同合并单元相关的保护误动事件，本文对3起典型案例展开分析。

2.1合并单元的工艺质量与设计问题

某500 kV智能变电站继电保护采用“传统互感器+合并单元”的采样模式。事件发生前，站内主接线如图2所示。2015年3月23日，在无操作、检修和区内外故障的情况下，500 kVⅠ母第二套母差保护动作，Ⅰ母5041、5051、5062开关均三相跳闸，甲线的第二套线路差动保护动作，5042开关A相跳闸后重合闸成功。

图2 事故前站内运行方式（案例一）

根据故障录波装置记录，故障前，I母上各间隔电流约为0.03 A；发生异常情况时，5041支路第二套合并单元电流发生突变，达到0.72 A，满足母线差动保护和甲线线路纵差保护条件，I母第二套母线保护和甲线第二套线路保护均误动作。

检查发现，5041第二套合并单元内部A相小CT二次侧管脚间歇性接触不良，导致了小CT二次侧开路，进而双模拟数字信号转换A/D（analog to digital）采样数据异常。与此同时，合并单元并未输出告警信号，并将异常数据传送给保护，这违反了《Q／GDW 11015—2013模拟量输入式合并单元检测规范》中规定：合并单元应能对装置本身的硬件或通信方面的错误进行自检，并能对自检事件进行记录；合并单元发生数字采样通道故障时，输出告警硬接点，界面告警指示灯点亮；采样值数据无效，保证不误输出。

2.2 合并单元参数设置问题

2013年10月26日，某直流站外对1条500 kV线路在进行C相人工短路试验，同时临近的某500 kV智能变电站投运不到24 h，发生2号主变三侧5031、5032、222、662开关跳闸；220 kV侧I母各间隔（母联220和丙线开关）均跳闸；乙线线路两侧开关跳闸。事故发生前站内运行方式如图3所示。

图3 事故前站内运行方式（案例二）

调取故障录波装置记录并分析。

a）2号主变中压侧电流波形比高压侧电流波形滞后1个周波（20ms），造成主变差动保护动作。

b）I母间隔（丙线、母联）电流波形均滞后主变中压侧222开关1个周波，引起I母差动保护动作。

c）乙、丙线本侧电流波形滞后对侧1个周波，造成2条线路纵联差动动作。

d）II母各间隔电流均同步（实际均滞后统一时标1个周期），故II母差动保护未动作。

检查发现，合并单元因厂商技术人员内部软件参数额定延时在出厂前设置错误，导致站内合并单元采样延时不同步，是本次事件中保护误动作的直接原因。

传统站的CT、PT输出连续的模拟量，各支路模拟量之间本身同步。智能变电站“传统互感器+合并单元”的直采模式下，CT、PT的数据采集模块前移至合并单元，合并单元将数字信号通过光纤传送给保护装置。智能变电站采样回路的同步主要涉及以下方面：同一间隔电流、电压采样之间同步；跨间隔、跨电压等级的数据同步（变压器三侧电流、电压的同步，母线保护）；线路纵差保护线路两端的电流同步[3]。

合并单元对本间隔的电压、电流进行同步，将数据以固定的延时发送给保护装置。保护装置在接收到每1个合并单元的数据后进行延时修正，修正之后各间隔的采样起点近似相同[5]。因此，合并单元的额定延时的设置决定了保护装置接收到的采样数据在修正补偿后是否能还原到同步状态，也就影响着主变差动保护、母线差动保护和线路纵差保护的准确性。

另外，现场调试人员的调试工作也存在疏忽，在出厂联调期间的合并单元配置检查和参数测试、现场一次设备升流试验、站站之间的通道对调试验和带电启动过程中的向量检查工作都未能及早发现主变保护、母线保护和线路保护两侧存在的差动电流。

2.3 检修、运维人员二次系统技术薄弱

2014年10月，某330 kV智能变电站实施2号主变及三侧设备智能化改造工作期间，330 kV甲线、1号和3号主变运行，3320、3322开关及2号主变检修。甲线11号杆塔发生A相异物短路后，甲线路本侧双套保护未动作，对侧线路保护动作，单跳单重后动作三跳；1号、3号主变高压侧后备保护动作，跳开高、中、低三侧开关。发生事故前，该站站内运行方式如图4所示。

事后研究发现，甲线2套线路保护未动作的原因是2号主变改造期间，运维人员根据工作票所列安全措施内容，3320开关在停电检修状态，投入了3320开关合并单元“装置检修”压板，但未将甲线2套保护装置中的3320开关采样数值SV（sampled value）接收软压板退出。此时3320开关2套保护装置界面告警灯均点亮，分别显示“合并单元SV检修投入报警”和“CT检修不一致”。

图4 事故前站内运行方式（案例三）

3/2接线的线路保护需采集2个合并单元的电流，线路保护中支路“SV接收软压板”控制了对应合并单元的电流是否计入线路保护。图5为检修情况下的保护动作逻辑，当3320合并单元装置检修压板投入时，3320合并单元采样数据为检修状态，甲线线路保护电流采样无效，闭锁相关电流保护，只有将保护装置中3320支路的“SV接收”软压板退出，才能解除保护闭锁。

图5 检修情况下的线路保护逻辑图

现场检修与运维人员没有正确理解涉及多支路的智能变电站保护系统检修机制，对保护装置异常告警信息分析不到位，未及时退出2套保护装置中的3320开关SV接收软压板，造成甲线线路保护闭锁，无法跳开3321开关，进而事故扩大。

当传统变电站站内遇到检修工作时，可以通过在端子排处短接回路、打开硬压板、断开回路等电缆回路处理方式完成二次隔离。对于智能变电站，二次设备的安全隔离措施绝大多数需通过投退软压板的方式对虚端子进行隔离。软压板的投退策略对于智能变电站安全运行至关重要。能否针对全站虚端子设计和具体的检修运行方式，制定正确、合理的投退二次设备软压板策略（包括检修压板、SV接受压板、GOOSE接收压板和GOOSE发送压板等），对于确保智能变电站安全稳定运行具有重要意义。

3 存在问题总结

通过上述多起案例分析，得出现阶段“传统互感器+合并单元”方式下的智能变电站在运行中暴露出以下问题。

a）部分合并单元装置内部元器件的质量和制造工艺有待提高；设计存在缺陷，如装置有硬件故障时，应能发出告警信号，并确保数据不误输出；厂商技术人员对参数设置有误，尤其额定延时的设置影响保护装置中电流、电压的同步程度。

b）调试人员的调试工作存在漏洞。没有在出厂联调工作中认真核查合并单元额定延时参数的正确性；一次设备升流试验、通道对调试验和带电启动过程中的向量检查工作不够完善。

c）现场运维和检修人员对智能变电站的涉及多支路的检修机制和保护装置异常告警信息的理解不到位，对二次设备软压板的投退策略掌握不足；缺乏在智能变电站改建扩建、组件升级和智能化改造过程中的规范安措。

4 整改意见

“传统互感器+合并单元”方式下的智能变电站在运行中存在部分问题，引起了数起保护误动事件。本文提出以下整改意见。

a）在合并单元制造环节，设备厂商作为质量主体，应强化质量意识，提供检测合格的智能二次设备产品，严控出厂检测标准和工艺，从源头确保产品质量。

b）管理单位要切实加强合并单元、智能终端等关键智能二次设备的质量管控，全面开展合并单元核查工作；严格对照国家电网公司专业检测公告，核实电网运行的设备与通过专业检测产品的一致性，坚决杜绝不合格产品进入电网运行。

c）制定针对性的调试大纲和符合现场实际的典型安措；细化智能设备报文、信号、压板等运维检修和异常处置说明；规范智能变电站改造、升级和验收的工作标准；对检修和运维人员在智能变电站二次设备装置、保护原理、检修机制和故障处置等方面开展有效的技术培训。

[1]李宝伟,倪传坤,唐艳梅.智能变电站组网传输采样值光纤差动保护同步方案研究[J].电力系统保护与控制,2013,41 (9):142-147.

[2]曹团结,黄国方.智能变电站继电保护技术与应用[M].北京:中国电力出版社,2013.

[3]倪兆瑞,王延安.智能变电站合并单元延时特性现场测试仪的设计[J].电力系统保护与控制,2014,42(10):119-124.

[4]冯军.智能变电站原理及测试技术[M].北京:中国电力出版社,2011.

[5]李文正,李宝伟,倪传坤.智能变电站光纤差动保护同步方案研究[J].电力系统保护与控制,2012,40(16):136-140.

Study on Relay Protection Malfunction Caused by Related Issues of Merge Unit in Smart Substations

WANG Liang1,LI Rui1,BAI Xueting2
（1.State Grid Shanxi Electric Power Research Institute of SEPC,Taiyuan,Shanxi 030001,China; 2.Kunming University of Science and Technology,Kunming,Yunnan 650504,China）

Faults of relay protection malfunction occurred several times during the operation process of smart substations recently, which has great influences on power grid.Based on the research of protection configuration of smart substation,the paper,analyzed several events of relay protection malfunction in smart substations.Investigations show that the accidents were imputed to poor quality of merge units and defect of logic design.In addition,commissioning and maintenance staffs deserve the blame for the faults due to their skills not coming up to standard.In view of the problems,corresponding suggestions were put forward ultimately.

smart substation;merge unit;malfunction;maintenance system

TM77

A

1671-0320（2017）01-0006-04

2016-08-11，

2016-10-09

王亮（1989），男，山西吕梁人，2014年毕业于华北电力大学高电压与绝缘技术专业，硕士，助理工程师，从事电力系统继电保护试验与研究工作；李瑞（1981），男，山西临汾人，2012年毕业于太原理工大学机械设计及理论专业，博士，高级工程师，从事电力系统继电保护试验与研究工作；白雪婷（1997），女，山西太原人，昆明理工大学2015级自动化专业在读。