10kV保测一体装置调试验收优化研究

广东电网有限责任公司中山供电局 张 勇 黄相锦 洪有源 王华佑 罗志恒

继电保护装置是指当电力系统中的某个部件或系统自身发生故障时，对现场的工作人员进行及时的报警，或对断路器下达跳闸指令，使其停止故障发生的一种自动化装置。继电保护装置的调试验收是继保班组较为常见的工作之一。在新的变电站投运前和更换超期服役的继电保护装置后，都需要进行继电保护装置的调试验收工作。随着变电站数量的不断增多，每年需要更换的继电保护装置也随之增加，调试工作变得越加频繁。

其中，10kV 线路的继电保护装置更换是停电作业，停电时间关乎配网供电可靠性，提升10kV调试工作的效率变得尤为重要。然而，目前10kV保测装置改造因配网供电可靠性要求不断提高、设备停电时间受限、待技改设备数量较大，运行年限超12年的保护综自设备仍不断增加，存在较大运行风险。目前，10kV 保测装置改造需间隔停电后进行现场配线和调试验收，调试项目多且集中在停电期间，耗费人工时间成本较大，需对传统的改造方法进行优化提升。

1 存在问题及解决方案

根据分析，10kV 线路继电保护装置综自改造调试更换全过程受限于现场安装配线[1-2]。各项二次回路调试验收过程滞后于配线阶段，而且无法并轨开展调试和配线工作。因此，把停电期间的部分工作调整到准备阶段进行，是目前有效缩短停电时间的方法之一。例如，继电保护装置的逻辑、采样和自动化联跳的调试工作在非一次设备停电期间也可进行，但是上述工作需要使用继电保护测试仪对保护装置通过导线进行加量调试。

而继电保护装置厂家为防止装置在运行中，由于模拟量接线的松散造成保护失效，其模拟量采集板块通常采用螺丝紧固接线。螺丝锁紧的结构使得导线的连接过程过于烦琐。现有的继电保护调试装置辅助工具大多数仅进行功能上的整合，仅针对110kV 及以上保护装置的模拟量接线，无法适应10kV 保测装置和开入开出回路调试，也未对10kV保测装置调试流程进行优化，并没有对调试过程中的细节部分进行优化，便捷性不突出。为了进一步简化调试验收过程，加快工作进度，需要一种新型辅助连接工具，达到即插即用的效果，能有针对性地解决调试时接线时间过长的问题[3]。

2 辅助连接工具

本文针对南方电网版本的10kV 保测一体装置模拟量采集板端子尺寸进行分析研究，设计加工出一种模拟量调试辅助连接工具，提高工作效率。该辅助连接工具由安装壳、导线、端子排组成，如图1所示。验收人员通过安装壳导轨中的电连接件来连接采集板，为确保采样连接可靠且不相互短路，电连接件中的插针具有弹力，插针长度一般大于连接件和采集板的距离，通过挤压插针来紧接触面保证回路无虚接避免电流开路，插针与插针之间保证足够的安全距离以采样短路。

图1 辅助连接工具设计图

另外，为提高电连接件的通用性和灵活性，所设计的电连接件具有可调节性，通过调节电连接件的垂直位置，来适配不同厂家装置的采样板件位置。为确保辅助工具与装置连接紧密，设计固定销可拧紧位于安装壳侧面，可将安装壳固定在保测装置上，电连接件插针的另一侧与端子排通过导线相连。电连接件的使用简化了接线过程，在多台装置的验收过程中，仅须在首台装置测试前将继保测试仪的测试线按顺序接在端子排侧，后续更换保测装置时拆装安装壳即可，无须重新接线。

3 调试验收优化分析

为解决10kV 保测装置未进行配线接线难以开展验收、临时接入试验线时间长等问题，利用上文调试工具基础上可优化调试验收方法，可实现改进调试验收的工作流程。现有的调试工作须在间隔一次设备停电且面板安装完成后方可开始，无法提前开展部分调试工作。

本文调试方法优化可节省停电时间，可提前进行调试，无须等待间隔一次设备停电后完成10kV保测装置配线。将10kV 保测装置连接本文所述调试工具开展调试验收，调试工具与装置连接后，通过端子排接入测试线连接外部开关量和模拟量完成单机功能验收，同时通过网线接入变电站内的站控层网络（站控层网络用于每个间隔的装置与后台机和远动机进行连接），从而与调试工具结合实现三遥验收。

因此，调试优化后可在停电前连接装置进行单机功能、三遥验收，节省大量的调试时间，至少3h，同时避免重复下装配置的过程，实现流水线调试验收，改变以往单间隔逐一停电验收的困境。如图2所示，以往的调试工作需在间隔停电且面板安装完成后方可开始，无法提前开展部分调试工作，通过本文所涉及的辅助连接工具，可在停电前连接装置进行单机功能、三遥验收，节省大量的调试时间，确保停电期间不再进行相关验收，停电后仅开展一次设备相连的二次回路验收。

图2 调试流程优化图

步骤一：10kV 保测装置连接调试工具。将10kV 保测装置背板与调试工具连接，连接后无须人工配线就可以对装置进行外部输入，测试仪器可灵活接入模拟量和开关量。

步骤二：10kV 保测装置单机功能验收。测试仪器将测试线接入与调试工具连接的端子排，加入电流电压等模拟量、外部输入接收开关量，验证10kV保测装置的电源启动、采样、开入、保护逻辑、测控逻辑、GPS 对时、重合闸、定值整定等功能。

步骤三：后台三遥验收。将10kV 保测装置经以太网接入站控层网络（用于装置、后台监控和远动机通讯）与变电站后台机连接，测试仪器通过与调试工具连接的端子排进行加入模拟量和开关量进行后台遥信、遥测和遥控的功能验收。

步骤四：主站三遥验收。将10kV 保测装置经以太网接入站控层网络（用于装置、后台监控和远动机通讯）与远动机连接，远动机经调度数据网与调度自动化主站连接，测试仪器通过与调试工具连接的端子排进行加入模拟量和开关量进行主站遥信、遥测和遥控的功能验收。停电前主站运维人员在平台系统导入改造后全站的数据库配置，站端运维人员在变电站端远动机完成站内远动全站数据库配置，确认通信连接正常后，进行遥信、遥测、遥控等三遥整体验收。

步骤五：间隔停电。根据停电计划，将10kV间隔高压设备停电，开展改造工作。现场人员执行二次措施，隔离带电回路，为后续工作开展提供安全保障。

步骤六：开关柜面板装置更换。拆除10kV 开关柜的旧保测装置所在面板及其与开关柜内部连接的配线，安装10kV 开关柜的新保测装置面板并完成开关柜内部连接的配线。

步骤七：开关柜信号回路验收。在开关柜进行一次设备的二次回路调试，模拟实际开关柜信号，进行信号回路验收，包括开关本体告警信号、开关小车本体信号、回路异常信号等。

步骤八：开关控制回路验收。在开关柜进行开关控制回路调试，包括开关控制合闸、分闸和防跳功能的验收。试验内容包括：远方（监控后台、测控屏等）、就地手分、手合开关正常。开关在合闸状态时，短接合闸控制回路，模拟开关分闸，此时开关不应出现合闸情况。

步骤九：CT 回路验收。在对开关柜内的电流互感器进行回路验收，包括极性、绝缘和升流试验。检查CT 二次组别、相别正确，CT 回路走向图核对。采用CT 一次升流试验，在CT 二次接线盒处分别短接绕组的方法（或在CT 二次接线盒处，分别通入二次电流的方法）进行检验，检验接入保护、测量、计量等回路的二次绕组连接组别和整个回路接线的正确性。

步骤十：核对定值，现场检查。完成现场工作后，检查施工现场是否有遗留的工具、材料。验收传动结束后，应清除所有保护装置内部的事件报告。结束工作前，按一下所有微机保护装置面板复位按钮，使装置复位，以防保护装置处于不正常运行状态下。检查压板、切换开关等状态与正式定值单要求一致。打印定值与正式定值单核对正确，检查装置参数、装置组态、软压板等设置正确，与实际相符。

通过前置优化后，调试工作开展不再受限于现场开关柜的10kV 保测装置配线安装工作，极大地提升了10kV 保测装置调试验收效率。同时，因调试工作前置，在停电前期完成装置配置和数据库配置的校验，即使因人为失误出现配置错误也能及时在停电前完成修正，不占用停电时间进行问题查找分析以及消缺处理。

4 实例分析

本文改造优化研究成果已在中山地区变电站开展试点应用，以110kV 某变电站为例进行实例分析。110kV 某变电站10kV 共3段母线，分别为10kV 1M、10kV 2M 和10kV 3M 母线，共36个线路间隔、10个电容间隔、3个接地变和2个接地变间隔，间隔数量多且调试总时间较长。按照以往改造模式，调试均在完成开关柜配线后再开展，导致调试工作连续性较差和效率较低。应用本文辅助连接工具和调试方法，停电前期可根据调试人员时间安排完成停电前调试验收。按照本文改造优化研究成果，可停电前期完成以上的单机调试和三遥验收，总体工作量为其中单机调试0.5h，三遥验收2h，一个间隔约节省2.5h。按照优化策略进行集中调试验收，调试验收过程具有持续性和连贯性，出现问题可当场解决，杜绝遗留问题。

5 结论

本文设计出一种适用于南方电网版本10kV 保测一体装置的模拟量调试辅助连接工具，适应各个厂家10kV 保测装置背板接线，通过辅助工具接口连接装置背板，然后再接入通讯接口就可以完成保测装置与监控系统的连接。在确保调试线与保护装置接触牢固的同时，减少现场调试准备时间，同时基于辅助连接工具提出调试验收方法优化模式，有效提升工作效率，缩短了更换保护装置所需的停电时间，保证配网供电可靠性。