110 kV智能變電站繼電保護綜合調試

徐 偉

（廣州南方電力技術工程有限公司，廣東 廣州 510100）

0 引言

智能電網是世界電網發展的方向，智能變電站是智能電網的樞紐和核心。智能變電站采用先進、可靠、集成的智能化設備，以全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化為基礎，自動完成信息采集、測量、控制、保護、計量和檢查等功能，其特征是一次設備智能化、二次設備網絡化、通信平臺標準化。

1 智能變電站結構

IEC 61850是電力系統自動化領域全球通用標準，它規定了從產品設計制造、工程集成、項目管理、設備運行維護等項目環節中信息交換的標準化方法。IEC 61850標準體系通過對變電站自動化系統中的對象統一建模，采用面向對象技術和獨立于網絡結構的抽象通信服務接口，解決了變電站自動化系統設備的互操作性和協議轉換問題，使變電站自動化設備具有自描述、自診斷和即插即用的功能，使不同廠家的設備之間可以無縫連接，方便了系統集成，降低了工程費用[1]。

圖1 智能變電站層架構示意圖

智能變電站按照IEC 61850標準，采用3層兩網結構，3層即站控層、間隔層和過程層，兩網即站控層網絡和過程層網絡，智能變電站層架構如圖1所示。站控層設備主要包括監控主機、操作員站、數據通信網關、數據服務器和綜合應用服務器等，間隔層設備包括保護裝置、測控裝置和故障錄波等，過程層設備包括智能終端、合并單元和智能組件等。過程層設備將交流模擬量、直流模擬量、狀態量就地轉化為數字信號，通過過程層網絡把數字信號傳輸給上層，并接受和執行上層下發的控制命令。間隔層設備采集本間隔一次設備的信號、控制操作一次設備，并通過站控層將相關信息上送給站控層設備和接受站控層設備的命令。站控層可實現對全站一、二次設備進行監視、控制以及與遠方控制中心通信。

2 工程概況

廣州110 kV美林站按智能變電站設計，于2021年1月投運，一次建成3臺63 MVA主變，3回110 kV進線，采用線變組接線，10 kV出線48回，單母分段接線，電容器6組，站用變2臺。二次設備主要包括微機自動化系統、智能錄波系統、交直流電源系統、時間同步系統、電能計量系統、電能質量檢測系統以及電壓質量檢測系統等。自動化系統由站控層、間隔層和過程層3個部分組成，全站按DL/T 860標準（對應國際標準IEC 61850）統一組網，各層二次設備信息共享，互聯互通，其中站控層MMS網采用冗余星形以太網結構，過程層GOOSE按電壓等級組網。110 kV保護采用雙重化配置，10 kV保護單套配置。

3 繼電保護調試要點和難點

3.1 廠內聯調

廠內聯調是由工廠驗收組織部門組織相關單位進行的設備出廠前的驗收測試。根據合同和技術功能規范要求，出廠前在系統集成商或設備制造商的場所，按照預定的測試大綱進行的系統或設備功能和性能的測試。

雖然當前智能變電站已經在我國實現了廣泛的應用，但是國內大部分設備廠家對于標準理解方面都有自己獨到的理解，不同廠家對于電力傳輸中幀的定義也存在一定的差別，從而使合并單元采樣產生一些問題。在電力裝置進入現場以前，生產廠家和集成商應在廠內進行聯調，借助這種方式可以及時檢測出設備中潛在的隱患，從而最大程度地降低現場調試的壓力以及強度[2]。

3.2 調試前準備工作

在開始調試前需要預先做足準備工作，收集變電站圖紙、設備廠家說明書和變電站SCD文件等資料，編制調試技術方案和進度計劃，根據調試項目準備好相應合格的試驗儀器，并對擬入場調試工作人員做好相應培訓，做到調試人員熟悉廠家資料、熟悉圖紙、熟練使用各調試用儀器。

3.3 二次回路檢查

對照二次回路圖、裝置安裝說明指南以及調試說明等資料，檢查交直流電源回路、電流電壓回路、控制回路以及信號回路，如果發現存在缺陷，需要根據實際情況進行整改。

寄生回路檢查，寄生回路是二次回路中不允許存在的多余回路，易造成繼電保護誤動或拒動，寄生回路往往不能通過正常的整組試驗方法發現，需要由調試人員對回路進行嚴格地檢查才能發現。

3.4 繼電保護裝置調試

繼電保護裝置是1種當電力系統中的電力元件或電力系統本身發生了故障危及電力系統安全運行時，能夠向運行值班人員及時發出警告信號，或者直接向所控制的斷路器發出跳閘命令，以終止這些事件發展的自動化措施和設備，繼保裝置是保障變電站安全運行的重要設備。因此，檢測繼保裝置的動作值和動作時間是非常重要的1個環節，它是變電站能安全運行的保障。一般通過數字式繼保測試儀對繼保裝置施加一定值的電流、電壓，測試驗證繼保裝置動作值和動作時間。繼保測試步驟流程如圖2所示，首先連接測試儀和保護裝置，再進行SCL文件的導入和系統設置，最后進行各保護功能的驗證測試。

圖2 保護裝置調試流程圖

該站110 kV主變保護采用的是南瑞繼保PCS-978T1-DG-N型保護裝置，在該站繼保調試中使用的儀器是ONLLY B660型數字式繼保測試儀，該測試儀是數模一體機，實現了數字信號與模擬信號同步輸出，支持脫機操作，體積小巧，便于攜帶。數字式繼保測試儀接線方式如圖3所示，繼保測試儀與保護裝置通過光纖相連。

圖3 數字式繼保測試儀接線方式

ONLLY B660型數字式繼保測試儀通過IEC-61850配置程序和導入SCL配置文件，能實現電流電壓通道選擇、比例系數、采樣率、GOOSE信息等的配置，能模擬合并單元（MU）按照幀格式傳送采樣值，通過訂閱、發布GOOSE信息或接收、發送硬接點開關量，實現保護的閉環測試。

GOOSE配置主要用于進行GOOSE IN/OUT的相關參數設置，用于進行GOOSE的訂閱和發布。開入量映射：把GOOSE IN中的某個虛端子映射為測試儀的某個開入節點，以方便進行結果判斷。例如將GOOSE IN信息中表示跳閘信號的第5個虛端子映射到測試儀的開入節點A，當測試儀接收到GOOSE IN報文時，將報文中第5個虛端子的狀態反映在測試儀開入節點A上，然后測試菜單根據開入節點A的狀態（斷開或閉合）來判斷保護是否動作。

通過GOOSE OUT配置，測試儀可以把開出節點的變位信息轉換成GOOSE OUT報文發布出去，開出量映射：設置GOOSE OUT中的某個虛端子映射為測試儀的某個開出節點。當測試儀的開出節點變位，則轉換成GOOSE OUT動作報文發布出去。該站#1主變保護GOOSE虛端子連接圖如圖4所示，主變保護裝置通過GOOSE連接主變變高、變低、本體智能終端以及10 kV分段保護裝置和備自投裝置。

GOOSE報文發送機制，T0、T1、T2和T3為報文重發間隔，其中T0為穩定條件（長時間無事件）下重傳時間；T1為事件發生后最短的傳輸時間；T2，T3為直到獲得穩定條件的重傳時間。詳情如圖5所示。

該站110 kV主變保護采用的是南瑞繼保PCS-978T1-DG-N型保護裝置，根據保護裝置說明書，在測試儀選擇相應的菜單，逐項驗證測試保護裝置的采樣、告警以及保護動作邏輯，記錄動作值和動作時間。為了保證結果的正確性，建議把非測試段退出。

3.5 光纖調試

當進行光纖調試工作時，需要對以下問題進行重點關注。首先，在進行配置時應當確保光纖使用一用一備配置方案該方式可以在光纖發生損壞之后，及時使用備用光纖取代主光纖來繼續進行工作，從而不會對企業正常運行產生明顯的影響。對所有光纖芯進行光衰耗測試，光衰應不大于3 dB。通過上述方式可以有效避免在實際工作過程中變電站產生GOOSE意外中斷等問題。最后在對光纖進行調試時必須要對其彎曲程度進行重點關注，如果光纖彎曲的程度較大，那么就要檢測內部纖芯是否出現了斷裂問題。另外，無論是主光纖或者是備用光纖，均需要確保密封工作良好運行，而且還需要確保光纖盒與光纖頭良好密封。

圖5 GOOSE報文發送機制

3.6 整組傳動試驗

檢查各保護裝置之間的配合關系、直采直跳唯一性、保護和斷路器動作行為的正確性；故障錄波器、保護信息子站、自動化監控系統信息采集的正確性。通過實際傳動的方式，確認保護裝置、智能終端之間“檢修”邏輯正確[3]。

3.7 帶負荷測試

通過負荷電流及工作電壓測試保護裝置。一次上電后，檢查二次電流和電壓的幅值、相位關系與當時系統潮流大小及方向的一致性，保證電流電壓極性、變比的正確。用實際的負荷電流來驗證各CT繞組的極性、變比以及二次回路正確，防止差動保護等誤動作。根據負荷潮流情況來判斷有功功率、無功功率的所在的象限是否正確。需要注意，三相電流大小基本相等，互差120°，且成正序。線路保護裝置、主變保護裝置的各側差流應基本為0。

3.8 四遙試驗

四遙是指遙測、遙信、遙控和遙調。

遙測是將變電站內的交流電流、電壓、功率、頻率，直流電壓，主變溫度、檔位等信號進行采集，上傳到監控后臺，以便于運行進行全站工況監視。

遙信是將斷路器狀態、隔離開關狀態、主變分接頭信號、一次設備告警信號、保護跳閘信號等狀態量，上送至監控后臺。

遙控通過監控后臺發布命令，使測控裝置合上或斷開斷路器或隔離開關。

遙調通過監控后臺向測控裝置發布命令調節主變分接頭[4]。

4 結語

隨著信息技術的飛速發展，智能變電站與常規站的優勢越發明顯，現在新建變電站大部分都是按智能變電站設計。該文通過對廣州110 kV美林智能變電站的繼電保護調試工作進行總結分析，闡述了110 kV智能變電站繼電保護調試中的難點和要點，為今后的智能變電站繼保調試工作提供了有益的參考。