智能变电站220 kV系统投产调试阶段缺陷原因分析

侯 盾

（国网山西省电力公司检修公司，山西 太原 030032）

0 引言

智能变电站二次系统的调试验收是保证变电站顺利投产的重要环节，是检查全站二次系统的互操作性的重要手段[1]。二次系统调试验收的结果是变电站设备投产的重要依据，是变电站日常维护的主要参考资料。近年来，随着公司智能变电站的陆续投产，二次系统调试验收的重要性和发现的问题也日渐显现。近日，在智能变电站220 kV系统投产调试及送电检测过程中发现了一些缺陷，如母线电压采样不正确，母差保护向量检查过程中存在差流，主变本体合并单元存在问题，无故障录波器电流、电压采样没有，网络分析仪电流、电压采样等。本文主要针对以上问题进行分析，查找发生问题的原因，提出验收的解决方案。

1 调试条件

变电二次设备均已安装完毕，二次电缆接线完毕，装置尾揽正式连接完毕，站内直流蓄电池充放电完成，集成商后台程序下装完毕。调试单位根据工程实际情况制定调试工期，组织数量、质量满足要求的调试人员。调试人员认真阅读设计与设备厂家图纸资料，编写调试大纲。

2 调试步骤

2.1 单体调试

核对装置电源接线的正确性，核对设备连接的正确性，对装置进行上电检查，检查装置型号、版本应满足国网要求，装置的采样、开入、开出功能应满足设计要求，装置的接口端子、光口、电口应满足设计要求，调试记录完整，数据真实可靠。

对保护装置进行传动，检查保护装置的出口压板一一对应；保护装置的开入量以实际模拟检查开入的正确性；保护的出口以实际跳断路器检查正确性；保护的失灵出口以失灵跳相应断路器进行检查；电流回路二次以一次升流检查二次变比、极性、完整性的正确性；电压回路以二次升压检查回路的完整性。

2.2 整套系统调试

根据系统启动方案随启动方式对电容式电压互感器 CVT（Capacitor Voltage Transformers） 电压进行二次核相、定相，根据线路、变压器所带负荷对保护装置、测量、计量电流进行向量测试。

3 调试过程中发现的缺陷

3.1 母线电压采样

合兴县站273开关给220 kV贤兴线充电；合2502开关给220 kV D母及D母PT充电。现场检测：贤兴线线路A套PSL603U南自保护装置中同期电压为0；NS3560测控屏D母母线电压为0，C母电压为130 kV；后台显示D母母线电压为0,C母电压为130 kV，C母合并单元查看D母母线电压为0，C母电压为130 kV，与实际运行工况不符。检查后发现C母合并单元端子排接线C、D母二次绕组电缆交叉。更改接线后，调度监控又发现监控后台D母电压消失，南瑞科技集成商修改了虚端子，监控后台显示正确。

C、D母母线合并单元有两套，装置名称为C母合并单元、D母合并单元。C母合并单元同时又接入D母电压，为第一套线路保护提供检同期电压，为测控装置提供母线电压；D母合并单元又同时接入C母电压，为第二套线路保护提供检同期电压。施工过程中，C母合并单元端子排接线C、D母二次绕组电缆交叉。

3.2 母差保护向量检查过程中存在差流

固贤站1号主变通过B母、BD分段断路器2040及220 kV贤兴线2502开关给线路充电。现场检测：220 kV AB母SG B750母线差动保护、220 kV AB母CSC-150母线差动保护大差电流0.18 A；220 kVCD母SGB750母线差动保护、220 kV CD母CSC-150母线差动保护大差电流0.00 A。

传统变电站分段断路器电流互感器保护二次绕组有2组，2组绕组分别接入两侧母差保护，绕组极性方向为流出母线为正。智能变电站分段断路器两侧母差保护使用同一二次绕组，绕组极性通过二次接线及合并单元设置均无法满足母差要求，母差保护装置可以根据需要在内部对分段断路器电流极性进行取反，保证母差保护正确动作。

3.3 主变本体合并单元

主变本体合并单元接入公共绕组电流通道及低压套管电流通道。公共绕组电流变比为2 500/1，低压套管电流变比为5 000/1。现场检查：合并单元内部变比设置仅有1项，设为2 500/1，现场公共绕组、低压套管电流实际接线也为2 500/1，变压器保护装置内设定公共绕组电流变比为2 500/1；低压套管电流变比为5 000/1。2台主变本体合并单元电流插件固定螺丝4条均断掉3条，极易造成电流回路开路，烧坏保护插件。

3.4 故障录波及网络分析仪存在的问题

传统变电站设计对故录模拟量及开关量通道均有明确的定义及电缆连接。智能变电站故录及网络分析仪均采用网采，对采样通道无明确设计，根据现场需要进行配置。在工程施工中由厂家进行配置，导致投产后线路故障录波配置错误，网络分析仪连接失败。

现场检查：发现故障录波器中SD存储卡丢失1只、损坏1只，通道关联与实际不否，网络分析仪缺少4根尾缆，均未进行过调试。

4 问题产生的原因分析

固贤变电站现场调试及调试负责人均为外委人员，不属国网本职员工，缺乏责任意识，人员变动平凡，人员不稳定对安全生产存在隐患。

调试人员无调试方案，无调试记录，没有对智能变电站规程、规范进行过学习，是电流、电压回路出现问题的直接原因。

5 结束语

本文阐述了智能变电站二次系统调试验收中发现的相关问题，分析二次系统调试验收存在问题的原因，提出了人员队伍的隐患是安全生产的最大隐患，对今后促进智能变电站的发展更加协调、有效，对电网系统的安全运行有一定的参考作用。

[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问答[M].2.北京:中国电力出版社，1999.