500 kV智能变电站调试过程中应注意的问题

马振国，张群英，杜立涛

（1.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西 太原 030001；2.国网山西省电力公司晋中供电公司，山西 晋中 030600）

智能变电站是电网技术发展的主流方向，已逐步推广应用。山西电网智能变电站建设于2011年开始3种不同模式的试点，积累了110 kV和220 kV智能变电站设计、调试、运行等多方面经验，并于2013年6月投运了华北地区第一个超高压智能变电站——福瑞500 kV智能变电站。

1 变电站调试方式的变化

电力系统现存最多的变电站是综合自动化变电站，最早诞生于1995年，其二次设备主要在现场完成调试工作，大体分为审图、单体调试、二次回路检查、二次升流升压、一次升流、分系统整组传动、报文信息上送、定值整定、带电启动等几个阶段。该调试方式有3个特点，一是审图重点在二次线部分，要理清电缆的来龙去脉及接口部分的正确性和合理性；二是电缆二次回路连接清晰可见，便于做安全措施，这是最大的优点；三是二次设备可单独调试，不需进行关联配置。

智能变电站二次设备调试分为审图、二次设备联调和现场调试3个阶段。审图重点在于智能设备配置、光纤通讯连接、二次信号流向和智能控制柜电缆接口部分。

二次设备联调和现场调试侧重点不同，但相互衔接紧密。二次设备联调把全部智能设备集中到实验室依据设计完成通讯组网，依靠集成商和调试人员完成虚二次线关联，生成变电站核心配置描述文件SCD（Substation Configuration Description），对相关智能设备进行性能测试和静态组网功能测试。实验室的便利条件缩短了现场设备间的物理距离，便于文件的修改和问题的处理，有利于开展测试工作，节约现场调试时间，同时可开展某些现场无法进行的性能测试项目，比如动模试验等，因此联调工作成为智能变电站调试的一个重要环节。智能二次设备一个典型特点是未进行采样值SV（Sampled Values） 和面向通用对象的变电站事件GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event）关联配置前，不能进行单体和组网调试，因此虚二次线关联是非常重要的工作，调试人员要经验丰富、细致，同时还要结合设计意图和设备说明书，方能保证配置正确。性能测试项目包含规约一致性测试、时钟系统测试（包括时钟精度、时钟切换、设备自守时能力等）、交换机性能测试、网络风暴测试、雪崩试验、动模试验；静态组网功能试验包含单体装置简单功能检验、过程层设备互联测试、站控层设备互联测试、系统功能检验（分间隔传动）、检修机制功能检验等。联调重在设备实例化配置，实现互联互通，受时间限制，单体装置的详细检测在现场完成。

智能变电站二次设备现场调试包含单体调试、光纤组网检查、二次电缆回路检查、二次升流升压、一次升流、分系统整组传动、报文信息上送、定值整定、带电启动等几个阶段。

2 审图需要注意的问题

审图是500 kV智能变电站调试中一个重要环节，通过审图熟悉变电站设计思想、确认设计的合理性，同时也能对发现的错误进行纠正。

在福瑞500 kV变电站一次图审查过程中，技术人员发现500 kV断路器保护普遍存在死区，如图1a所示，当断路器与电流互感器之间K点故障时，由线路保护动作跳开本间隔断路器，但故障不能消除，而此时断路器保护启动电流为零，造成失灵保护拒动，会导致相邻间隔线路后备保护动作，造成停电范围扩大，如图1b所示。更改后的绕组交叉配置有效消除了保护死区，虽然电流互感器一次改造增加了200万元左右的费用，但保证了500kV系统的安全。

要注意电流互感器的安装位置直接影响保护功能的实现。福瑞变电站500 kV变压器一次结构为三相共体自耦变，按设计图纸低压绕组电流互感器在各相一次绕组中，但查看厂家资料其实际位置在低压三相绕组角接后的引线中，导致低压绕组过流保护无法实现。

二次图审查重点在于智能设备配置、光纤组网设计、二次信号流向和智能控制柜电缆接口部分。审查A、B网连接设备是否独立，直跳与组网端口是否分开，端口数量是否满足需求，交换机端口数量设计是否冗余。

图1 电流互感器绕组配置

3 二次设备联调需注意的问题

二次设备联调包含系统文件配置和设备互联互传试验两个阶段。

a）SCD文件配置及修改应设置固定人员。避免众人修改导致内容出现多版本，与智能设备下装配置不吻合，带来安全隐患。

b）智能设备应进行简短命名，保证唯一性。命名能够进行电压等级区分、测控与保护区分、变压器与线路区分、电压与电流合并单元区分。智能终端与其他设备的区分。

c）一次调度编号应提前下达。这样可以避免重复工作，有利于提高设备信息实例化配置的准确度，保证虚端子逻辑关系对应正确，防止投产前重新修改设备名称带来安全隐患。

d）间隔层和过程层设备通讯地址设置要唯一，特别需要注意GOOSE数据集地址设置冲突带来的潜在风险。利用网络分析仪可以检查通讯地址配置的正确性。

e）保护版本及模型文件联调前应认证完毕。避免重复修改程序及系统配置文件。

f）注重虚端子关联审查，即虚二次线检查。提前规划虚端子关联位置与出口软压板的对应关系，避免无规律可循，例如500 kV断路器失灵保护的出口软压板等。线路并联电抗器非电量保护启动远跳应从边断路器智能终端开入，防止中断路器智能终端有变压器非电量保护开入时误发远跳。

设备互联、互传试验过程中要注意以下几方面工作。

a）涉及多间隔合并单元的保护同步检查。变压器、母线、500 kV线路等保护均有此问题。利用同一试验源加信号，检查各间隔信号相角差在允许范围内。造成角度偏差大的原因除了合并单元通道固定延时设置不准确外，还有保护对合并单元报文解析不全面的缘故。

b）某侧合并单元掉电保护不应误动。各间隔模拟正常运行状态，差动保护差流为零，突然拉掉某间隔合并单元的直流电源，保护应立即闭锁而不应该误动作。

c）注意分相和三相失灵启动开入问题。动模试验中发现四方双母线差动保护在发生三相短路且断路器失灵时失灵保护不动作，后查明原因为保护需要另外的三相启动失灵开入，与继电保护“六统一”标准不相符，通过修改程序解决了该问题。

d）对保护涉及的合并单元、智能终端及有功能回路联系的其他保护进行检修机制试验。因500 kV电压和电流合并单元分开设置，要考虑与电压有关的检修机制，如线路后备保护等。试验过程中要注意智能设备在投入检修压板时对以前的状态是否记忆，如果有记忆，在恢复运行状态时容易产生误动。

e）在监控系统完善光纤回路断链监视，并进行告警试验。常规变电站对于保护至操作箱的信号和跳闸回路出现接触不良时无法监视，而智能变电站利用断链告警能够监视保护至智能终端的通信回路。应对接收端口进行绑定，避免对同一信号点对点和组网接收共存，保证回路监视的唯一性。

4 现场调试需注意的问题

500 kV智能变电站现场调试在流程上与常规变电站大同小异，需对以下几方面加以注意。

二次回路调试要注意智能终端直流信号电源和操作电源经过不同的自动开关控制，且正、负极之间没有混联现象。另外，还要注意电压电流互感器二次绕组与合并单元采集通道准确级别要一一对应，防止误接线，进行二次升压、升流检查十分必要。对智能变电站电压二次回路接地相关规程没有明确的规定，目前考虑各电压互感器二次回路没有电气联系分别在控制柜接地。

过电压、远跳及就地判别功能与500 kV线路保护集成时，需要注意保护远跳或远传方式的选择。在福瑞变电站发现南京南瑞继保电气有限公司的线路保护需采用远跳通道，并有隐含控制字选择，而北京四方继保自动化股份有限公司的线路保护要求采用远传通道，这与厂家软件设计有关。

母线与线路保护共用电流互感器二次绕组时，线路保护联调时应采用数字保护校验仪，防止从外部回路加电流时引起母线保护告警或误动作。

智能控制柜热交换器应满足二次设备工作环境温度控制要求。智能变电站部分二次设备就地化布置，保证工作环境温度成为重要任务。有的变电站散热设计不合理导致智能设备温度很高，给设备寿命和安全运行带来隐患，需引起设计单位重视。

5 结束语

500 kV智能变电站调试随着新一代智能电网的发展而发展，调试中需要注意的地方既有新事物自然带来的问题，也有设计和厂家产品的问题，需要技术人员不断分析总结，并优化调试流程，使智能变电站投运后更加安全可靠。