杉树变电站220 kV线路纵联差动保护装置故障分析

陈卫

(国网湖南省电力公司，湖南长沙410014)

杉树变电站220 kV线路纵联差动保护装置故障分析

陈卫

(国网湖南省电力公司，湖南长沙410014)

Fault analysis of Shanshu Substation 220 kV line longitudinal differential protection device

本文分析了杉树变电站220 kV线路纵联差动保护装置某故障发生过程，给出了事故分析过程及相应的改善措施。为了防止此类事故的再次发生，文章进一步引申分析了SCD文件的管控措施，以保证SCD文件的安全性、完整性和一致性，提升智能变电站安全运行水平。

智能变电站；线路保护装置；事故分析；SCD文件管控

近年来，以全站信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化为基本特征的智能变电站得到了迅猛发展〔1－3〕。与常规变电站不同，智能变电站以网络通信方式替代了大量的二次回路电缆，原来由电缆传输单一信号构成的纯电路结构变成以光缆传输多路信号，因而无法从外部物理连接直接分析整个回路。二次系统信息由模拟量向数字量的这种转变给变电站二次系统的设计、调试、运行管理和维护带来了巨大的变革，图纸不再是变电站二次系统调试最重要的资料，取而代之的是智能变电站配置描述(Substation Configuration Description，以下简称SCD)文件〔4－9〕。SCD文件是反映智能变电站系统配置信息的重要工具，主要针对变电站内一次系统结构、各智能电子设备配置参数及智能电子设备之间的通信配置等信息。作为调试、运维及改、扩建的直接依据，其规范性与正确性对于保证智能变电站安全稳定运行至关重要。

随着智能化变电站数量增多，基于SCD文件的管理办法也得到了更多管理者的青睐，但是由于SCD管控系统尚未大规模使用，因此在很多方面存在不足，给智能变电站的安全运行留下了隐患。以二次回路设计为例，目前智能变电站二次回路设计由设计院出虚端子表和光缆清册，集成商依据虚端子表配置变电站配置描述文件的二次虚回路，设计院不能独立完成二次回路的设计工作，需要集成商配合完成，两个环节的独立模式带来了设计和配置的一致性问题，集成商的配置文件可能与设计输出不一致，甚至造成配置文件的错误。文中以杉树变电站220 kV线路纵联差动保护装置某次故障为例，指出SCD文件可读性差给文件集成过程造成的隐患，分析了事故原因并给出了相应的改善措施，研究成果有利于提高SCD文件的管理水平和智能变电站的安全运行水平。

1 故障概况

杉树智能变电站是湖南省第一座220 kV新一代智能变电站扩大示范工程，本期建设规模为180 MVA变压器1台，220 kV线路2回，110 kV线路3回。

杉树变电站投产试运行期间，两回220 kV线路合环进行保护校验时线路纵联差动保护装置出现故障。杉树变电站两回220 kV线路分别为攸杉线、杉滴线，两条线路的保护配置相同，第一套为某厂家生产的线路保护装置，第二套为另一厂家生产的线路保护装置。两回线路前期冲击受电及核相均正确。线路合环后，调试人员在进行带负荷检查时发现，220 kV杉滴线路的第一套线路保护装置显示纵联差动保护两侧电流差为10 mA左右，而第二套线路保护装置显示纵联差动保护两侧电流差为33 mA，且差流的大小随负荷大小变化而变化。详细数据见表1—2。

表1 后台显示负荷潮流情况

表2 线路保护负荷电流情况

从上述故障现象来看，两回线路的第一套线路保护显示的负荷电流和差流是符合现场实际情况的，也与两侧变电站保护装置的显示值接近，可以判断为带负荷检查合格。第一套线路保护装置两侧电流相位差为186°左右(理论值为180°)，且不随负荷大小变化而变化，可判断为线路电容电流引起，且与理论计算基本吻合。但第二套线路保护装置自身采样与第一套装置显示基本一致，说明从外部互感器、合并单元到装置自身采样环节均没有问题，可以排除外部原因。但两侧电流相位差为197.5°(理论值为180°)，且随负荷电流增大而增大，最高相位差达到220°。后现场调试人员与对侧变电站联系，对两侧数据进行了同步比对，发现将线路两侧保护装置的实时数据进行比对，人工计算两侧电流相位差为186°左右，与第一套线路保护数据一致，由此可以判断第二套线路保护装置在发送及解析数据时出现问题导致两侧电流相位差不正确。

针对故障分析结论，调试人员开展了如下故障查找工作:1)核实线路两侧保护装置型号及版本，经核实线路两侧保护装置型号及版本一致；2)核实线路保护通道延时对保护采样的影响，通过变换光纤通道的方式，将第二套线路保护装置的通道延时由1 200 μs降至400 μs，但装置差流没有变化；3)核实第二套保护装置内部设置，要求厂家现场服务人员与研发人员联系，在厂内搭建测试环境进行测试。在现场测试过程中，使用标准配置文件反复验证未发现此现象，而使用现场配置文件验证能够复现此差流异常现象。进一步检查现场装置配置，发现SV文件配置中丢失“shift”(调相角)和“delayChan”(额定延时通道选择)字段。因此，保护装置无法通过该参数对电流电压采样值进行通道延时补偿，造成两侧二次采样数据无法同步，使两侧差动保护出现计算差流。进一步检查现场SCD文件发现PSL－603UA－FA－G设备中相关端口信息及私有信息均被删除。

找到故障的症结所在，对装置端口信息按实测数据进行了配置，并重新下载了保护装置CS板卡的配置文件，现场调试人员再次进行了保护校验及传动试验。线路再次投入运行后，带负荷检查正确，详细数据见表3。

表3 第二套线路保护再次投运带负荷实测结果

2 故障分析

为简化现场人员配置工作，避免现场人员手动修改配置文件出错导致装置异常，新六统一装置建模时研发特意增加装置私有信息、SV和GS端口信息，并要求服务人员使用VSCL61850工具从SCD文件或CID文件中一键导出所有配置。但设计单位和系统集成商制作SCD文件时，由于第三方配置工具软件的兼容性等原因，删除了PSL－603UA－FA－G装置的私有信息及端口信息，导致装置配置导出时无法通过工具选择SV及GS端口，需手动配置，且导出的SV配置丢失关键字段，而厂家服务人员现场也没有对该私有信息进行检查核对，导致两侧差动保护采样同步时出现角差。从本次杉树变电站投产期间发生的220 kV线路纵联差动保护出现的故障分析来看，SCD文件现场管控存在一定的隐患。SCD文件由变电站配置语言(Substation configuration description language，以下简称SCL)描述，当前在实际应用中尚存在以下问题:

1)文件可读性差。SCD文件采用的是SCL语言，在没有专门阅读器的情况下难以得到准确的解读，不利于现场工程人员理解，由此降低了SCD文件现场审查的多样性和充分性，客观上也增加了服务人员现场文件配置出错的可能性。

2)SCL语言现场审查体系尚未完善。由于SCD管理手段才投入实际工作不久，多数情况下工作人员缺少一个能够完成所有审查工作的软件，而流于仅仅检查语言描述格式的正误。事实上，通过CRC校验即可查看SCD文件的完整性，从而避免事故的发生。当配置文件丢失“shift”和“delayChan”后，相应部分的CRC校验码会相应发生变化，由此作为告警信号辅助现场人员有效提高配置文件集成的正确性。

3)一套SCD文件所涵盖的内容是十分巨大的，内部含有大量的配置文件，对整个变电站的工作起到了决定性的作用。SCD文件的正确性是确保变电站稳定正常工作的基础，而SCD文件通常是系统集成商现场生成，而非设计单位制作，变更缺乏设计单位的确认和归口管控，容易出现疏漏。

为了避免类似故障在智能变电站今后的运行维护中再次发生，可以加强以下几点:1)建立完善的管理措施。智能变电站的管理工作应当贯穿整个过程，从设计图的编绘，变电站的调试与运行，都应当设计好完善的管理手段，确保SCD文件不至于被破坏。必要时可采用有效的监护制度，增加操作SCD文件的可靠性。同时，系统集成商在变电站完成系统调试后，需与保护装置生产厂商核实最终的SCD文件是否与保护程序一致，是否在集成过程中对保护程序造成了修改或遗失，双方需签字确认。2)应当明确各部门在SCD文件的编制工作中的职责，明确分工确保文件的正确。特别是装置的私有信息，厂家现场技术人员需要进行人工核对检查。有必要时应当采取一定的技术手段，开发并投入运行SCD辅助文件来帮助管理，提升整个变电站的管理效率。特别是便捷、有效的SCD校验工具的开发，对于保证SCD文件操作过程的可靠性有重大实际意义。3)保护装置出厂联调时，需要进行相关的模拟试验。如线路保护的采样同步性测试，尤其是常规微机线路保护和智能站线路保护配合时，现场难以实施，需要在出厂联调阶段进行确认。

3 总结

鉴于SCD文件重要性强、涉及环节多以及技术门槛高，SCD文件管控系统研究正受到学者及工程师的广泛关注。文中基于杉树变电站220 kV线路纵联差动保护装置的一次细微故障，分析了故障的产生机理，给出了相应的改进措施。为了防止类似故障在智能变电站的设计调试、工程验收、运行维护等阶段再次发生，进一步对SCD文件的管理措施作了细致引申分析。分析成果有利于最大限度地保证SCD文件的安全性、完整性和一致性，保障和提升智能变电站安全运行水平。

〔1〕高翔.智能变电站技术〔M〕.北京:中国电力出版社，2012.

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TM773.4

B

1008-0198(2016)05-0068-03

10.3969/j.issn.1008-0198.2016.05.018

陈卫(1980)，男，本科，主要从事电网建设管理工作。

2016-02-03