智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方法探讨

党小宇， 王成念， 李德智

(国网重庆市电力公司检修分公司, 重庆 400039)

智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方法探讨

党小宇， 王成念， 李德智

(国网重庆市电力公司检修分公司, 重庆 400039)

智能变电站是智能电网的重要组成部分，近年来，智能变电站发展迅速。完善的自动化系统是智能变电站实现信息化、自动化、互动化的关键。对多个220 kV、500 kV智能变电站现场调试进行了总结，对目前智能变电站自动化系统调试过程中常见问题进行探讨，提出了解决方法和一些建议，对今后智能变电站开展自动化系统调试工作具有一定的借鉴意义。

智能变电站；自动化系统；调试；问题；解决方法

Abstract: In recent years, mart substations as an important part of the smart grid have developed so rapidly. The perfect automation system is the key to the informatization, automation and interaction of smart substations.On the basis of summing up the experiences of field commissioning of a number of 220 kV and 500 kV smart substations, this paper expounds common issues occurring in the process of commissioning of automation systems at smart substations, and proposes some suggestions and solutions which may have a certain reference significance for future automation system commissioning at smart substations.

Keywords: smart substation; automation system; commissioning; issue; solution

0 引 言

现代电力中通信、自动化、计算机等技术得到了广泛深入的应用，电网的智能化水平得到了极大的提高。随着电力用户对供电可靠性和供电质量的更高要求，国家电网公司提出了在2009年～2020年建成统一坚强的智能电网的发展目标[1]。

1 智能变电站的特点

智能变电站作为智能电网的重要组成部分，为电网的安全稳定运行提供了实时运行数据，为电网的智能调节提供了重要的技术支持[2]。

与常规变电站相比，智能变电站用大量的光缆取代了电缆传递实时数据，数字采样方式代替了传统的模拟采样方式，数据的可靠性和抗干扰性大幅提高，二次接线也大幅简化。

2 自动化系统调试常见问题及解决方法

智能变电站二次系统在完成出厂验收、集成联调后，还需完成设备单体调试、设备联调，和带负荷试验。其中设备联调主要有以下几个环节：

(1)模拟量联调试验。对合并单元、保护装置、测控装置、故障录波装置、网络报文分析装置采集的量测值的正确性进行检查。

(2)开关量联调试验。检查间隔层的保护、测控装置等与智能终端的通信是否正常，检查智能终端采集的开关量的正确性，以及响应性能是否满足要求。

(3)间隔层设备联调试验。检查间隔层设备之间闭锁、启动失灵等功能是否正常。

(4)监控系统联调试验。检查一、二次设备遥信、遥测、遥控、遥调功能是否正常。

(5)与调度主站联调。检查远动通信装置与各级调度主站通信是否正常，遥信、遥测、遥控、遥调功能是否正常[3]。

通过参加多个220千伏、500千伏智能变电站调试，对智能变电站自动化系统调试过程进行了总结，对智能变电站在遥信、遥控调试中出现的常见问题提出了相应的解决方法。

2.1 变电站的信号回路调试常见问题及解决方法

2.1.1开关的位置信号

某500 kV智能变电站开关的位置信号取自智能终端操作回路跳合闸继电器的辅助接点。变电站正常运行过程中，跳合闸继电器的辅助接点正确动作，位置信号正确发出，可以正常反应开关的运行情况。

在调试过程中，发现当某一开关操作电源断开时，由于操作回路失电，导致跳合闸继电器失电，继电器的辅助接点不能正确动作，位置信号不能正确发出，不能反映开关当前的位置。

在母线倒闸操作过程中，需断开母联开关的操作电源，防止母联开关偷跳造成带负荷拉刀闸。如果开关的遥信信号取自智能终端操作回路跳合闸继电器的辅助接点，操作电源断开后，母联开关的遥信位置显示不正确，将会影响调度监控人员对开关位置的监视和运维人员的正常操作。

如果将开关的位置信号取自智能终端信号回路，信号回路由信号电源供电，则可以有效避免上述情况。断开开关的操作电源，不会影响信号回路，开关的遥信位置显示正确，母线倒闸操作或其它需要将开关置死连接位置的操作不会受到影响。

2.1.2220kV间隔B套智能终端虚回路信号

智能终端通过GOOSE网把虚回路信号传送给测控装置，测控装置将收集到的信号传送到站控层。站控层监控系统后台机根据配置文件解析这些信号并通过告警窗以可视化的方式展示出来[4]。

智能变电站220 kV间隔测控装置通过过程层A网与A套智能终端通信，实现遥信、遥控功能，B套智能终端看似无用，现场一般把B套智能终端的虚回路信号全部接入220 kV公用测控装置。

变电站正常运行时，220 kV间隔B套智能终端的虚回路信号可以通过公用测控装置正常发出。220 kV间隔停电作检修维护工作时，如果要模拟B套智能终端虚回路信号，则必须断开220 kV公用测控装置的GOOSE光纤，将校验仪接入该测控装置，模拟发出B套智能终端虚回路信号，在后台机的告警窗中展示出来。

220 kV公用测控装置除了采集该停电回路的B套智能终端虚回路信号外，还采集了其它公用信号，断开公用测控装置的GOOSE光纤，则会影响其它公用信号的采集，导致其它公用信号无法正常发出。

如果将220 kV间隔B套智能终端虚回路信号全部连至本间隔测控装置，220 kV间隔停电检修时，如果要模拟B套智能终端的虚回路信号，只需断开本间隔测控装置的GOOSE光纤，将校验仪接入该装置即可，不会影响其它信号的正常发出。

2.1.3110kV智合装置告警信号

某220 kV智能变电站110 kV间隔采用的是智能终端、合并单元合一的智合装置，智合装置可以发出装置直流电源消失等硬接点信号。此类硬接点信号在装置断电时不能通过GOOSE网发出，所以必须接入测控装置遥信板，通过测控装置发出告警信号。110 kV智合装置布置在110 kVGIS室110 kV间隔的智能汇控柜内，采用在汇控柜柜顶铺设信号小母线的方式，将每个智合装置的电源消失信号接入信号小母线，形成110 kV间隔总的智合装置电源消失信号，再接入保护室110 kV公用测控装置。

此种采集方式只需从110 kVGIS室至保护室施放一根长电缆，即可采集110 kV间隔总的智合装置电源消失信号，可以节约大量的电缆。但是，采用这种方式后，调度监控只能监视110 kV间隔总的智合装置告警信号，不能监视每个回路的装置告警信号。对于无人值班变电站，如果一个智合装置告警，那么调度监控将会收到110 kV间隔总的智合装置告警信号，但无法确定是哪一个装置在告警，必须通过运维人员去变电站现场确认。运维人员到达现场后，也只能通过查看每一个智合装置的运行状态才能确认是哪一个装置在告警。这样不仅使调度监控不能有效监视每一个智合装置的运行情况，同时也延长了运维人员故障定位的时间，存在一定的安全隐患。

如果采用单独采集110 kV间隔每个智合装置告警信号的方式则可以解决上述问题。从110 kV间隔每个智能汇控柜铺设一根至保护室110 kV公用测控装置的电缆，将每个智合装置的电源消失信号接入公用测控装置。任一装置告警时，调度监控都能收到该装置的告警信号，实现对110 kV智合装置的有效监视，大大缩短故障定位时间。

2.1.4间隔事故信号

调试人员在某220 kV智能变电站对220 kV开关进行遥控调试时，发现遥控执行成功后该间隔B套智能终端发出间隔事故信号，而A套智能终端未发出此信号。

间隔事故信号是由智能终端内KKJ(合后位置继电器)的常开接点和TWJ(跳闸位置继电器)的常开接点串联而成。如图1所示。

图1 间隔事故信号原理图

TWJ继电器是跳闸位置继电器，当开关在分位时，其常开接点闭合；当开关在合位时，其常开接点打开。

KKJ继电器是一个双圈磁保持的双位置继电器，即有一个动作线圈和一个复归线圈。当动作线圈加上一个动作电压后，KKJ的常开接点闭合。此时如果动作线圈失电，其常开接点也会保持闭合状态，直到复归线圈加上一个动作电压后，其常开接点才会返回，变为打开状态。如果此时复归线圈失电，其常开接点也会保持打开状态。

手合或遥控合闸时，KKJ继电器的动作线圈动作，其常开接点闭合；手分或遥控分闸时，KKJ继电器的复归线圈动作，其常开接点打开。如图2所示。

图2 KKJ继电器动作原理图

当手分或遥控分闸开关时，KKJ常开接点打开，TWJ常开接点闭合，根据图1所示原理，间隔事故信号不会发出。

当保护跳闸或开关偷跳时，KKJ复归线圈不动作，KKJ的常开接点仍然保持闭合状态。此时由于开关在分位，TWJ的常开接点闭合，根据图1所示原理，间隔事故信号发出。

所以当遥控操作220 kV开关时，该间隔A、B套智能终端均不应发出间隔事故信号。

进一步分析可知，220 kV回路智能终端配置双套，即A、B套，遥控回路配置在A套智能终端里，B套智能终端未配置。由于测控装置配置单套，所以测控装置与A套智能终端通信，发送遥控命令，实现遥控操作开关的功能。当测控装置对A套智能终端发出遥控分开关命令后，A套智能终端遥控操作成功，装置内部KKJ继电器复归线圈动作，其常开接点打开；由于开关在分位，TWJ的常开接点闭合，根据图1所示原理，遥信回路不导通，间隔事故信号不会发出。但B套智能终端未收到遥控分开关命令，它的KKJ继电器复归线圈不动作，其常开接点仍然保持闭合状态，由于此时开关已在分位，TWJ的常开接点闭合，根据图1所示原理，遥信回路导通，间隔事故信号发出。

针对上述情况，220 kV回路的间隔事故信号必须取自A套智能终端，不能从B套智能终端上取，以避免手分或遥控分开关时误发间隔事故信号，影响运维人员和调度监控人员的判断。

2.2 变电站开关刀闸遥控调试常见问题及解决方法

2.2.1220kV开关和110kV开关遥控回路

某220 kV智能变电站220 kV间隔和110 kV间隔的智能终端采用同一厂家的设备。该站220 kV间隔智能终端遥控回路如图3所示。

图3 遥控回路原理图

遥控回路除了串有遥控继电器辅助接点、遥控压板外，还串入了跳/合闸回路监视的光耦输出。当光耦输出为“1”，同时遥控压板为投入状态时，才能进行遥控操作。

该智能终端的跳/合闸回路监视原理如图4所示。

图4 跳/合闸回路监视原理图

当保护跳/合闸压板投入时，跳/合闸回路导通，光耦输出为“1”。

由图3、图4可以看出，220 kV开关能否进行遥控操作除了与智能终端上的遥控压板投入状态有关，还与智能终端保护跳/合闸出口压板的投入状态有关。要进行遥控操作，必须投入保护跳/合闸压板使跳/合闸回路监视的光耦输出为“1”，同时还需投入遥控压板。

该站110 kV间隔仍然采用同一厂家的智能终端，但110 kV开关的遥控回路没有串入跳/合闸回路监视的光耦输出，遥控操作时只需投入遥控压板即可。

同一变电站220 kV、110 kV间隔的智能终端遥控回路完全不同，容易使运维、检修人员对智能终端的遥控压板、跳/合闸出口压板的投入状态产生混淆，不利于日常运维和检修工作的开展。建议保护厂家将智能终端遥控回路按照统一标准进行设计，遥控回路只与遥控压板有关，使运维、检修人员较易熟悉、掌握智能终端压板的运行状态，便于日常运维、检修人员工作。

2.2.2开关、刀闸遥控功能试验

在自动化的日常检修、维护工作中，有时需要对后台机、测控装置、远动通信装置进行程序升级等工作。程序升级后，必须重新验证遥信、遥测、遥控功能是否正常。

对于常规变电站，遥信、遥测功能测试可通过观察后台机、调度主站主接线图上显示的开关、刀闸位置信号、有无功、电流遥测值等跟现场运行设备是否一致来判断遥信、遥测功能是否正常。由于全站运行间隔申请全部停电几乎不可能，所以通常对开关、刀闸进行遥控功能试验，即退出开关、刀闸的遥控压板，观察是否有遥控继电器动作信号，以此判断后台机、测控装置、远动通信装置的遥控功能是否正常。

对于智能变电站，遥控二次回路全部在智能终端，而智能终端因国网“六统一”[5]的相关要求，无遥控继电器动作信号，所以无法通过此信号来判断本回路遥控功能是否正常。目前在智能变电站做开关、刀闸遥控功能试验时，通常采用在网络报文分析仪上观察测控装置是否发出遥控报文的方式，来判断测控装置遥控功能是否正常，但这一方式无法测试智能终端收到遥控报文后对遥控报文的解析及执行情况，所以存在一定的局限性。建议智能终端在满足国网“六统一”的相关要求时，增加开关、刀闸遥控继电器动作信号。自动化检修、维护工作中如需修改后台机、测控装置、远动通信装置程序，则可在程序修改后进行开关、刀闸遥控功能试验，检查遥控继电器动作信号是否发出，以此判断遥控功能是否正常。

3 结束语

本文对目前智能变电站在遥信、遥控调试中遇到的问题进行了总结、分析，并提出了相应的解决方法及建议。近年来，智能电网发展迅速，新建智能变电站数量越来越多，智能变电站运行是否正常是电网建设关注的核心问题之一。根据智能变电站日常运维、检修的相关要求，在自动化调试过程中不断总结，完善自动化相关功能，对今后智能变电站开展自动化调试、验收等工作具有一定的借鉴意义。

[1] 李瑞生, 李燕斌,周逢权.智能变电站功能架构及设计原则[J].电力系统保护与控制,2010,38(21):24-27.

[2] 曹楠,李刚,王冬青.智能变电站关键技术及其构建方式的探讨[J].电力系统保护与控制,2011,39(5):63-68.

[3] 姜振超,刘明忠.智能变电站二次设备系统级调试方法探讨[J].四川电力技术,2012,35(2):1-3,8.

[4] 张巧霞,贾华伟,叶海明,等.智能变电站虚拟二次回路监视方案设计及应用[J].电力系统保护与控制,2015,43(10):123-128.

[5] 国家电网公司.Q/GDW1161-2014线路保护及辅助装置标准化设计规范[S].北京：中国电力出版社，2015.

A Discussion on Common Issues and Solutions of Automation System Commissioning at Smart Substations

Dang Xiaoyu, Wang Chengnian, Li Dezhi

(State Grid Chongqing Electric Power Co. Maintenance Branch, Chongqing 400039, China)

10.3969/j.issn.1000-3886.2017.03.028

TM762

A

1000-3886(2017)03-0093-03

定稿日期: 2016-10-23

党小宇(1983-)，女，重庆人，本科，工程师，从事电力系统自动化运维检修管理工作。 王成念(1982-)，男，重庆人，本科，助理工程师，从事电力系统自动化运维检修工作。 李德智(1984-)，男，重庆人，硕士，工程师，从事电力系统自动化运维检修管理工作。