海北500 kV智能變電站現場調試要點分析

李 巖，張 純

(蒙東電力公司輸變電建設局，內蒙古 呼和浩特 010020)

隨著智能變電站技術水平不斷提高，變電站智能化的推廣將是必然趨勢。智能開關、光電式互感器等機電一體化設備的出現，計算機高速網絡在實時系統中應用的不斷成熟，使得智能變電站正逐步向高電壓等級電網發展推廣。海北500 kV智能變電站是國家電網第二批智能化試點工程之一，也是國內首次采用戶外敞開式常規設備的智能變電站，包含智能終端、合并單元、數字化保護和基于統一通信標準的二次網絡等智能系統標志性的設備，具有智能變電站數字化、信息化、自動化、互動化的特點，真正實現信息集成、網絡通信和數據共享。海北500 kV智能變電站采用常規互感器和智能二次設備結合使用的模式，合并單元采用模擬量輸入和數字量輸出，對現場智能化調試提出了更高要求。

1 采用敞開式設備的智能變電站特點

1.1 采用常規電磁式和電容式互感器

蒙東電力公司海北500 kV智能變電站采用常規電磁式和電容式互感器，采用普通電纜將電流電壓模擬量送至合并單元，由合并單元轉變成數字量，供二次設備使用。這種設計模式使變電站既有常規電流電壓回路又有數字化的二次回路，增加了很多接口部分，給現場調試增加了難度。

1.2 采用模擬量輸入和數字量輸出的合并單元

合并單元是智能變電站的重要核心設備，其可靠性和精度直接決定了整個二次系統的可靠性和精度。而海北變的合并單元是常規電流電壓模擬量輸入，在電流準確級、伏安特性、極性等方面也增加了現場調試難度。

1.3 采用常規斷路器與智能終端箱相結合的方式

智能變電站應該使用智能一次設備，但除電子式互感器外，目前國內外還沒有真正意義上的智能一次設備，一次設備的智能化仍需要通過一定的二次設備來轉化實現，一般采用智能終端的模式［1］。海北變采用智能終端箱來實現現場一次設備開關量的采集、斷路器分合閘和隔離開關的遙控、保護跳閘等操作。它是智能二次設備與常規一次設備相結合的重要紐帶。

2 全站SCD模型檢查

全站SCD模型檢查是智能化調試的第一步，也是對全站配置模型文件的一次全面檢查，以提前發現錯誤、減少調試過程中的重復和返工。首先應確定各設備之間的接口，每個裝置需要實現的功能和輸入輸出數據。對互感器二次配置圖、合并單元及各裝置采樣通道的配置圖、保護間GOOSE虛端子連接圖進行核對，以驗證變電站各項功能是否完全，配置是否符合規范要求。

3 采樣系統現場調試要點

智能化變電站的采樣系統將各模擬量轉變為數字量，也是實現變電站各項功能的核心部分，其現場調試的關鍵點包括以下幾點。

3.1 互感器準確級和伏安特性的驗證

海北變采用常規互感器，其準確級對整個二次系統有著很大的影響。與光電互感器不同，常規互感器每個二次繞組的準確級和伏安特性都不相同，在與合并單元配合使用時，需要滿足保護、測量、計量對互感器準確級的要求。

3.1.1 現場互感器伏安特性測試

首先應確定每臺斷路器所包括的互感器繞組的數量及各繞組的準確級。以海北500 kV智能變電站完整串中斷路器為例，如圖1所示。

圖1 海北500 kV智能變電站完整串中斷路器5022TA繞組示意圖

5022斷路器有2組電流互感器，每組有5個繞組，準確級為0.2S/0.2S/5P20/TPY/TPY。對于智能系統，合并單元需要取TPY級、5P20級和0.2S級繞組各1組。對5P20和TPY級繞組，應進行伏安特性測試，以檢查其是否滿足相應保護對準確級的要求。5022斷路器 TA試驗數據如表1所示。

表1 5022斷路器TA試驗數據

經過對比分析，相應電流下的電壓值與出廠值完全吻合，滿足準確級要求。

3.1.2 互感器不同準確級與合并單元的配合

仍以海北500 kV智能變電站完整串斷路器為例，5022斷路器的電流互感器繞組需要供500 kV巴彥托海2號線差動保護、1號主變差動保護、斷路器保護、測量回路和計量回路使用，應驗證合并單元對繞組的選取是否符合保護和測量要求。5022斷路器A套合并單元共接入3組電流，分別為TPY級、5P20級和0.2S級。在進行A套合并單元與各保護間虛端子連線時，應將TPY級的輸出連接到5022斷路器1號主變A套差動保護高壓側和巴彥托海2號線路保護電流輸入通道;將5P20級的輸出連接到保護電流通道;將0.2S級的輸出連接到A套SV網交換機，以供5022斷路器測控裝置、主變高壓側和線路測控裝置及電能計量使用。B網的連接方式與A網相同。

3.2 電流互感器極性的驗證

電流互感器的極性對保護和測控裝置至關重要，若采用常規互感器，其極性對各二次設備的影響尤為特殊。

3.2.1 3/2接線方式500 kV線路和主變保護電流極性的驗證

采用常規互感器時，電流互感器的一次側極性P1根據設計一般都有統一的方向，以完整串為例，如圖2所示。

圖2 海北500 kV智能變電站完整串3/2斷路器接線示意圖

邊斷路器5021TA一次極性端P1和中斷路器5022TA一次極性端P1均在500 kVⅠ母側，邊斷路器5023TA一次極性端P1在500 kVⅡ母側。對于巴彥托海2號線，中斷路器5022TA應取反極性，在保護電流回路虛端子連接時應特別注意，如圖3所示。

圖3 中斷路器5022第一套合并單元TA極性示意圖

應在5021、5022互感器及5022、5023互感器合并單元上同源加入電流，以驗證保護、測量、計量等裝置對斷路器電流采樣的正確性。

3.2.2 母差保護各支路電流合并單元極性的驗證

變電站各電壓等級母線差動保護的基本原理是相同的，在智能變電站中，母差保護各支路電流合并單元極性的正確是保證母差保護正常運行的關鍵。因此應在母差保護不同支路合并單元分相加入同相位的額定電流，驗證母差保護差流計算的正確性，其方法與常規變電站母差保護相同。

3.2.3 主變高、中、低三側電流合并單元極性的驗證

主變三側分別采用了不同的電流合并單元，因此三側合并單元電流極性的確認對主變保護很重要。應在中壓側和低壓側電流合并單元上，同源分相加入額定電流 (根據主變容量計算)，電流同相位時差流顯示應疊加，反相位時差流顯示應抵消。同理再驗證高壓側和中壓側之間的極性，以確保三側合并單元極性配置的正確性。

3.2.4 合并單元內極性的選取

合并單元輸出量為數字量，在其通道配置中對于電流極性有固定的模式，一般合并單元對同一組電流輸入會配置8路以上電流輸出通道，多則達十幾路。海北變的電流合并單元有18路電流數字量輸出，其中前9路為正極性輸出，后9路為負極性輸出。在進行各裝置電流采樣通道的虛端子配置時，對于需要取負極性的電流通道應選擇連接到合并單元的后9路輸出，需要正極性則選擇連接前9路輸出。

3.3 繼電保護直采回路采樣誤差的控制

在互感器二次準確級和極性確認無誤后，通過保護與合并單元之間的直連光纖，進行模擬量輸入，驗證繼電保護直采功能的正確性，即電流電壓的幅值、相角、頻率采樣正確。電壓電流三相之間的角度應為120°，偏差范圍在±1°內。

4 繼電保護及智能二次設備調試要點

4.1 繼電保護斷路器三相位置開入量驗證

智能終端的狀態量是數字化保護邏輯的重要部分，也是進行重合閘和失靈判斷的重要依據，因此應首先驗證智能終端間位置狀態通過GOOSE網絡傳輸的正確性［2］，即保護對一次設備狀態量采集的正確性。根據設計虛端子連接圖和GOOSE網絡各保護間聯閉鎖邏輯關系表，模擬各種運行狀態，驗證繼電保護GOOSE狀態量開入的正確性，包括斷路器的三相分合閘位置、隔離開關的分合閘位置、斷路器的分合閘閉鎖及智能終端三相跳閘閉鎖重合反饋等。

4.2 保護直跳回路的驗證

智能變電站保護跳閘沒有了傳統的保護動作，有的智能變電站采用GOOSE網絡跳閘的方式，通過GOOSE網絡發送跳合閘命令，大大減少了保護和智能終端直跳口的數量，同時節約了光纜。但網絡跳閘也有弊端，在發生重大故障時，網絡瞬間會產生巨大流量，這對GOOSE網絡交換機提出了更高的要求，同時也可能危及到保護正確跳開斷路器，第一時間切除故障，因此目前智能變電站都遵循直采直跳的原則［3］。通過保護和智能終端的直連光纖，直接跳合斷路器，大大提高了保護跳合閘的可靠性。在每個繼電保護裝置上模擬各類保護動作，逐項檢查智能終端接收跳合閘命令和各類跳合閘出口軟壓板的正確性是現場調試的關鍵。

4.3 斷路器失靈聯閉鎖邏輯的驗證

除了各繼電保護直跳功能外，驗證斷路器失靈聯閉鎖邏輯是智能變電站保護間邏輯試驗的重要步驟。在保護虛端子連接完成后，必須在每個保護裝置上模擬各種類型的保護動作，經GOOSE網交換機驗證繼電保護間的各種聯閉鎖關系、閉鎖重合閘及交換機VLAN劃分的正確性。

4.3.1 500 kV 3/2接線方式斷路器失靈聯閉鎖關系驗證

對于500 kV 3/2接線方式，主要的測試內容有以下幾方面。

a． 完成投入線路保護、斷路器合位和重合閘充電，模擬線路保護三相動作，檢查斷路器保護開關量“跳閘啟動失靈”及“閉鎖重合閘”變位應正確，重合閘應可靠放電。

b． 邊斷路器保護失靈動作，啟動相鄰中斷路器保護閉鎖重合，中斷路器保護開關量“相鄰斷路器跳閘”及“閉鎖重合閘”變位應正確。

c． 邊斷路器保護失靈動作，啟動母線保護“斷路器失靈開入”變位應正確。

d． 母差保護動作，邊斷路器保護開關量，“母線三跳開入”變位應正確，跟跳正確。

e． 斷路器失靈保護動作，線路保護GOOSE開入量“斷路器啟動遠傳”及“遠傳信號”變位應正確，用于斷路器失靈后遠方啟動線路對端斷路器跳閘。

4.3.2 主變三側斷路器失靈聯閉鎖回路驗證

對于主變三側斷路器，當高壓側斷路器保護動作失靈后，經500 kV GOOSE網啟動主變保護“高壓側失靈聯跳開入”聯跳主變三側。中壓側是當220 kV母差保護動作后，經220 kV GOOSE網啟動主變保護斷路器失靈聯跳三側邏輯，主變保護內“中壓側失靈聯跳開入”變位應正確，聯跳出口控制投退應正常。

4.4 驗證雙套智能終端互閉鎖重合閘功能的實現

智能變電站采用雙套智能終端配置［4］，因此需要驗證其互閉鎖重合的邏輯。當A套線路保護三跳，線路A套智能終端收到三跳命令后，應同時向B套智能終端發送閉鎖重合閘指令，并通過GOOSE網將指令傳送到B套斷路器保護，對B套重合閘進行放電。

5 GPS全站同步系統調試要點

智能變電站有大量合并單元，組成一個龐大的采樣值系統，因此必須有一個時間基準以保證所有合并單元輸出的同步［5］。與常規變電站相比，智能變電站在時間同步技術方面提出了更高要求［6］。當合并單元處于失步狀態時，其單體裝置輸出的電流和電壓角度基本沒有變化，但幾臺合并單元之間的電流和電壓角度會發生較大偏差，造成保護的誤動。應在不同合并單元采用同源輸入的方法，驗證各合并單元輸出的同步性是否滿足繼電保護及相關智能系統的要求。不同的合并單元在同源輸入的情況下，其輸出的角度誤差應在±1°內。

5.1 母差保護

各支路的合并單元失步時，加入反相位的額定電流，母線保護差流不能完全抵消，可能會引起母差保護誤動。應在確保GPS全站同步系統正常工作的前提下，首先確保所有合并單元對時同步正常，然后對母差保護所有支路進行相位驗證，在2條支路同時加入反相位額定電流時，母差保護差流應為0，同相位時應為2倍額定電流。2條支路的電流角度應正確無誤，偏差范圍在±1°內。

5.2 主變保護

主變保護三側電壓和電流采樣取自不同合并單元，當失步時電壓和電流之間相角會出現較大偏差，從而造成主變保護誤動。應以高壓側電壓為基準，核對三側的電壓和電流相角，偏差范圍應在±1°內，以確保三側合并單元同步。

5.3 線路保護

對于500 kV線路保護取2臺斷路器時，應將2臺斷路器合并單元分別加入同相位和反相位的額定電流，線路保護應顯示為2倍額定電流或0。對于220 kV線路保護，為了滿足線路保護重合閘的需要，線路電流合并單元會接入母線電壓信號［7］，應同時在母線電壓合并單元和線路電流合并單元同源加入模擬量，檢查電壓和電流之間的角度，誤差也應在±1°內。

5.4 失步的處理

當同步系統發生失步情況時，合并單元應至少守時10 min，且同時維持其同步性能。在GPS系統恢復同步后，合并單元應同時自動恢復同步，以保證整個采樣值系統正常運行。

單個合并單元GPS對時無誤的情況下，合并單元之間也會發生失步現象，可以通過修改合并單元的輸出延時來調整合并單元之間的同步性，以確保采樣值輸出的正確［8］。

6 計算機監控系統各項功能的正確控制

計算機監控系統是進行智能操作，實現遙控、遙測、遙調和其它高級應用的重要載體，應確保其功能的正確性和完整性。現場調試重點在于以下幾點。

a． 通過合并單元的模擬量輸入，經SV網交換機驗證計算機監控后臺對系統各電壓、電流、功率、相角及頻率的正確顯示。計算機后臺顯示應與合并單元輸出保持一致，不可有偏差。同時應保證電流電壓變比極性、功率計算公式等參數設置準確無誤，與實際運行情況相符。

b． 計算機監控系統經GOOSE網實現斷路器及隔離開關的遙控、變壓器檔位的遙調等功能應可靠，并能經過智能終端上的硬壓板進行投退。

c． 監控后臺對繼電保護定值召喚、修改，保證軟壓板的遠方投退等功能正確實現［10］。

d． 變電站內的SF6檢測、變壓器油色譜檢測、火災報警、視頻監控、避雷器在線檢測等應用功能應正確接入計算機監控系統，及時彈出報警窗口。

7 結束語

通過對海北500 kV智能化系統現場調試過程的分析總結得出:全站SCD模型檢查、采樣值系統的正確性和誤差控制、繼電保護間聯閉鎖關系驗證、合并單元同步性測試和計算機監控系統聯調5道調試工序是智能變電站現場調試的關鍵點，在現場調試中，應著重把握以上幾方面，同時對類似大型高電壓等級智能變電站的現場調試工作提供借鑒。

［1］ 莊文柳．智能變電站技術在實際工程中的設計和應用．2010輸變電年會論文集［C］．2010．

［2］ Q/GDW 441—2010，智能變電站繼電保護技術規范［S］．

［3］ Q/GDW 383—2009，智能變電站技術導則 ［S］．

［4］ Q/GDW 428—2010，智能變電站智能終端技術規范［S］．

［5］ 曾祥君，黎銳烽，李澤文，等．基于IEEE1588的智能變電站時鐘同步網絡 ［J］．電力科學與技術學報，2011，26(3):3－8．

［6］ 蘇永春，劉 祺．時間同步技術在智能變電站的應用［J］．江西電力，2010，34(4):6－8．

［7］ Q/GDW 426—2010，智能變電站合并單元技術規范［S］．

［8］ Q/GDW 431—2010，智能變電站自動化系統現場調試導則［S］．