35kV综合自动化变电站二次系统安装及调试分析

李 锋

陕西省地方电力（集团）有限公司商洛供电分公司,陕西商洛 726000

0 引言

现阶段，变电站综合自动化系统已成熟地运用于电力系统中，它是利用微机保护和微机远动技术，并经过功能的重新组合，从而完成对变电站全部设备的运行监视、测量、协调和控制，它具有功能综合化、结构微机化、操作监控屏幕化和运行管理职能化等特点，该系统的应用使变电站安全运行水平和综合管理水平得到了大幅度提高。所以，变电站设备的规范安装与调试就显得格外重要，因为它不仅是综合自动化功能实现的前提和保障，同样也是电力系统的安全运行的判断依据,只有按照规程精心调试，才能发现并消除设备的缺陷和隐患。本文总结了变电站二次设备安装调试的经验，针对常见问题进行了粗浅的分析，供大家参考。

1 施工前的准备

1.1 施工前的审查

在设备安装之前，应仔细查看工程设计图纸、设计思路、设备配置、施工环境等，还应审查设计是否符合有关技术规范，设计方案是否与实际相关数据一致，是否有矛盾的地方。

1.2 施工方案的确定

依据现场勘查情况，工程负责人应制定完善的施工、调试方案，比如组织措施、技术措施、施工范围、工作流程等，确保设备安装调试的质量和安全。

1.3 设备开箱验收

在施工现场，应组织有关人员进行设备开箱验收，按照订货合同仔细核对到货设备，主要核对设备名称、生产厂家、设备型号、数量、质量等等，核实设备与图纸是否一致，并指派专人做好记录，保管好随箱物品。

2 施工前的检查

严格按照系统接线图核对二次接线，防止误接线，检查二次电缆头屏蔽层是否可靠接地；为了方便运行、维护，所有二次电缆不许捆扎在一起；检查各柜体、设备间的连接是否牢固；检查二次电缆排线是否有打折的地方，导线连接压线是否紧固；检查是否有不符合规程的施工缺陷存在。力争在安装调试前将所有缺陷、隐患予以消除，只有准备工作做好了，才能进行变电站二次设备的调试工作。

3 设备调试

在设备调试前，我们应对整个站的综自系统作全面了解,了解一次主接线方式和各间隔的实际位置；检查二次设备的装置外观及屏内元件是否完好、接线有无折断、脱落；检查各屏电源接线正确，然后对装置逐一上电，同时要密切监视各装置是否异常；保护装置和监控装置调试完成以后，应对所有保护进行整体联合试验、操作试验、保护跳闸试验，旨在检验各信号回路、出口回路以及操作回路是否完好，同样也是对系统的安装、保护、监控等功能的全面调试和校验。

3.1 控制回路的调试

电气控制线路是为生产机械服务的，由于机械设备种类繁多，对电气控制线路的调试方法有一定的差异。一般情况下，在直流屏上合上控制电源、储能电源或合闸电源空开，手动逐一分合断路器，检查控制回路、断路器位置指示灯颜色是否正确，反应是否正常，如发现异常，要立即关闭控制直流电源，查找原因。

3.2 开关量的状态调试

在调试时，当逐一拉合断路器、刀闸，在后台机查看SOE事件名称、时间以及断路器、刀闸状态显示是否对应。若状态与实际不一致，必须通过更改断路器、刀闸位置触点的接线或在后台机数据库对相应遥信量进行修正，为了实现调度自动化功能，在调度通讯端也应做相应改动。

3.3 断路器、操动机构信号的调试

断路器的后台显示信号应与实际位置对应，当断路器合上后，装置面板应有重合闸充电标志显示。弹簧操动机构的弹簧未储能信号和报警音响应接在装置的正确位置，且要求在未储能时，接点闭合用以闭锁线路重合闸，同时电铃响。

关于SF6开关气体压力信号，应在后台机上显示正确的SOE事件名称、时间，音响报警等正确（电铃响）。

3.4 二次保护装置检查

3.4.1 装置外观检查项目

上电前检查；上电检查；对地绝缘检查；开入量检查；节点输出校验。

3.4.2 测量功能测试记录

零漂检查 Ua、Ub、Uc、Ux、3U0、Ia、Ib、Ic、3I0的绝对误差是否在在-0.1～=0.1范围内；三相电压刻度测试输入电压（V）和装置显示（V）的绝对误差（V）绝对误差最大值是否在－3%～＋3%范围内；三相电流刻度测试输入电流（A）和装置显示（A）的绝对误差（A）绝对误差最大值是否在-3%～+3%范围内。

3.4.3 保护模块测试记录

开出传动试验主要检查遥控跳、合闸、保护跳、合闸、告警、装置复归功能是否正常；模拟短路试验主要检查测试过流Ⅰ、过流Ⅱ、过流Ⅲ、不平衡电流、过负荷、低压电流闭锁整定值误差不大于±5%；要求电压项目整定值误差不大于±5%，重合闸角度误差不大于3°，时间误差不大于20ms。

3.4.4 二次回路工作记录

检查交流、直流、辅助回路的二次接线、压线是否可靠以及电气防跳、二次回路绝缘检查，检测结果确保合格。

3.4.5 保护传动试验

在装置前段模拟短路试验：分别按装置整定值加入电流，检查过流Ⅰ、过流Ⅱ、过流Ⅲ、过负荷保护是否可靠动作。

3.5 主变压器本体信号检查

在对主变的非电量保护调试时，应对主变本体瓦斯、温度、压力等信号进行短接试验，并保证其动作正确性，同时还要检查在后台机上显示的SOE事件名称、时间是否正确；轻瓦斯、温度高信号应发预告音响等。

检测温控装置上显示温度与变压器实际温度是否一致、后台机显示温度是否正确，如果显示温度与实际不一致，就要确定温度的相对误差范围，必要时用红外线测温仪检测。

在后台机上检查主变分接头档位显示与实际要一致。

3.6 直流系统、监控功能、音响信号检查

3.6.1 直流系统测试

直流系统对整个变电站的安全运行起到至关重要的作用，它通过蓄电池组和逆变装置为保护、控制、合闸等回路以及UPS提供不间断的电源，同时也通过其运行监视模块对保护、控制、信号等回路进行绝缘监察和监测，同样可以实现保护装置测试、精度检验及断路器传动，它对变电设备的常态保护运行起到重要作用。

3.6.2 监控部分功能的调试

随着变电站综合自动化功能的运用，对断路器、刀闸、主变分接头等电气设备的控制可以通过手动和遥控来实现，必要时，变电站就可以对断路器、主变分接头、电动刀闸等电气设备进行遥控操作。在对断路器遥控不成功时，就应检查控制、合闸电源开关是否合上、检查遥控是否受机械五防闭锁、测控装置通讯是否正常、开关、刀闸的节点编号以及PT、CT变比等参数、是否正确；远方、就地切换开关位置是否正确。

3.6.3 声音报警功能

对所有保护动作信息和断路器、刀闸等开关量应加声音报警，还要检查与直流屏、电度表、GPS、五防等装置的通讯是否通畅、功能发挥是否正常。

3.7 综自系统调试的收尾完善工作

3.7.1 综自系统的防雷抗干扰处理

综合自动化系统要求所有二次电缆接地线、通讯线屏蔽层应可靠接地、各通讯端口可靠保护、交流电源接地正确。

3.7.2 差动保护极性校验

当所有试验完成，测试结束，还需要进一步检测校验主变压器差动保护极性，在变压器带上负荷后，我们在监控后台机或装置上，就能看主变电流采样数据。正常状态下，对于两圈变压器，在同一时刻，主变压器高低压侧A-a，B-b，C-c相电流波形应正好相反，即高侧为正半波数据，则低侧应为负半波数据，且最值相加应得零，如果判断为反极性，就要进行极性校正。

3.7.3 方向保护的方向校验

线路带负荷之后，应观察后台机显示电压、电流、功率是否准确以及相电压与同相电流数据，检查后台机PT、 CT变比设置是以及二次接线是否有误等，功率方向遵循功率流入母线为负，流出母线为正的原则，采用公式步计算功率是否与显示一致，需要注意的是，如不一致，应检查电压相序、电流相序和电流极性。

3.7.4 调试施工竣工后应交付资料

相关的施工设计图纸；调试大纲或技术方案、施工方案；随设备带来的说明书、图纸、产品合格证等有关原始资料；设计变更图纸或标注改动的资料；应出具装置的试验报告、动作记录以及主变保护带负荷试验数据；调试施工期间所涉及文件资料等文件。

4 结论

变电站综合自动化系统的发展和运用，使得二次保护装置功能更加强大、设计更加智能化，各种功能设计和开发日臻完善，现场施工与调试就显得越来越复杂，我们安装人调试员必须有很强的责任心和敬业精神，必须严格按照规程综合考虑规范安装调试，将安装缺陷和设备隐患消除在萌芽状态，只有不断提高理论能力和实际施工与调试经验，才能有把握的将安装调试后变电站投入系统安全运行，只有这样，才能说明变电站的现场安装调试工作结束。

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