智能化变电站继电保护调试方法探讨

严小玉

【摘要】近年来，随着科技水平的不断提高，智能化变电站技术的实现和发展是目前电网建设和变电站发展的方向。继电保护作为变电设备中的重要组成部分，实现其数字化，智能化已势在必行。本文针对智能化变电站继电保护调试进行研究，对其调试现状进行分析，并给出了相应的调试方法。

【关键词】智能化变电站；继电保护调试；智能电网

1 智能化变电站继电保护调试现状

智能变电站是以设备全智能化和测控全智能为基础，具有变电设备的智能监控、供电安全的在线预警、薄弱环节的自动识别等功能。目前，智能化的一次设备（如光纤传感器、智能化开关等）、网络化

的二次设备、符合IEC61850 标准的通信网络和自动化的运行管理系统，是智能变电站最主要的技术特征。智能变电站技术日新月异，发展速度迅猛。目前国内部分省份已经有投运的智能化变电站试点工程，拥有智能化变电站的继电保护调试的相关经验，但智能化变电站的继电保护调试整体上仍处于摸索阶段。

2 智能化变电站的继电保护调试方法

针对智能化变电站缺乏调试经验和必要的调试方法，通过对智能化变电站的相关技术、智能设备、网络系统、传输规约等进行学习、研究、调试、总结，结合现场调试实际，将目前常规及数字化变电站的试验方法进行改进，摸索出一整套适用于智能化变电站的继电保护调试方法。研究符合数字化变电站实际需要的保护调试方案，必须与变电站整体调试紧密结合，与一次设备的调试试验紧密配合，结合常规变的调试核心和智能变的新技术新应用的特点确定了以下几个调试重点。

2.1 电子式互感器测试

电子式互感器即电子式电流互感器ECT，检验方案基本思路是利用大电流发生器作为电流源，标准TA 和电子式电流互感器ECT 串入电流回路，通过比较输出来检测电子式电流互感器。其中标准TA的变比和精度与电子式电流互感器一致，大电流发生器输出额定电流流过ECT和标准TA，由ECT 经光纤引至合并单元，并由合并单元把电流信号数字量接入电子式互感器校验仪，同样，标准TA 的输出电流变换为一个模拟电压弱信号接入电子式互感器校验仪。通过高压发生器模拟一次电压，电子式互感器校验仪可以实时检测EVT 输出的数字量信号与标准TV输出的模拟信号的变比是否一致，波形是否同步，从而完成电压互感器的校验工作。

2.2 变电站模型建立

包括智能电子设备、智能终端、SCD文件、ICD 文件、CID 文件、GOOSE、二次转换器、合并单元等。智能电子设备（IED）包含一个或多个处理器，可接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，以通信的方式向变电站间隔层传递数字采样合并值。

2.3 通信网络搭建及测试

数字化变电站模型建立之后就要开始进行通信网络的搭建工作。通信网络中最重要的设备是以太网交换机，它实质上也是一个智能电子装置（IED），和保护装置具有可相比的复杂性。变电站采用的交换机与普通工业交换机的区别主要是：1）任意端口均可组环，恢复时间<5ms/ 台交换机；而普通工业机一般为200～300ms。2）强电磁干扰下零丢包；普通工业机无此要求。为提高变电站通信网络的性能，需要采用优先级控制、GOOSE 报文以及VLAN 技术。以下归纳了常见的、对智能变调试流程有重要影响的问题：

1）110kV 母差保护跳闸不闭锁线路重合闸问题。试验现象为110kV 线路保护及母联保护传动正确后，进行110kV 母线保护传动。模拟母线故障后，母差保护动作，110kV 各开关跳开，但线路开关经过延时后重合闸动作。考虑到换硬件时间较长，因此修改110kV 线路保护的CID 文件，使其适应现场母差保护的要求。经过测试，试验合格。

2）保护装置采样通道延时和采样通道断链问题。保护装置会默认装置开机时的第1 个采样通道延时，如果延时发生变化则会报延时异常，保护采样无效。并且保护装置必须在合并单元之后上电，否则

保护的采样会出现由于延时异常产生的角差。对于数字保护，如果采样通道断链，则闭锁所有跟采样相关的保护（类似于以前保护的CT、PT 断线但不完全相同）。特别需要注意的是在线路保护纵联通道联

调由对侧模拟故障时本侧也必须通过数字保护测试仪加入0A 电流或者接上合并单元以保证保护采样通道处在正常状态。

3）双套智能终端及断路器保护闭锁重合闸的问题。当一套智能终端闭锁重合闸时，例如当线路高抗非电量电缆直跳或者就地手分时需要闭锁本断路器保护的重合闸，同时还要闭锁另一套保护的重合闸。本装置的重合闸闭锁功能由智能终端直接通过GOOSE 上送给本套断路器保护，另一套的重合闸闭锁时通过硬接点开出给本套智能终端的开入然后通过GOOSE上送给本套断路器保护。

4）压板的问题。数字保护不同于传统保护，不设硬压板，出口全部由软压板实现。而智能终端有出口硬压板。所以在传动进行压板验证时必须同时验证保护出口软压板和智能终端出口硬压板的正确性。数字保护的检修状态压板不同于传统保护，不但具有屏蔽信息上送后台的功能，还有闭锁保护的功能。具体功能为，保护或智能终端只接收跟自己检修状态相同的采样和GOOSE 开入，既同为检修状态或同不为检修状态时相互信息可起作用，状态不一致时不起作用。在调试时也必须验证此功能的正确性。

3 调试方法的创新点

3.1 使用传统实验仪进行数字式保护装置调试方法

数模转换，在常规变电站调试保护装置时，可直接将试验台输出的模拟量加入保护装置进行模拟故障；而智能变必须要经过一个模数转换设备将模拟量转化成数字量，再进入合并器，然后再由装置进行模拟故障实验。就可以完成模拟量输入工作，使用常规实验仪正确输入故障量再结合常规主变保护装置的调试方法，即可完成保护装置的调试工作。

3.2 光口对应表

装置背板上光纤口有很多，每个光口功能都不一样，调试员很容易会记混，针对该问题编制了光口对应表，具体到哪块板卡的哪个口，该光口的用途、光纤的编号与衰耗等重要信息，方便了现场调试与投运后智能变电运行维护。结合光口对应表及智能变光纤集中分布的特点分门别类有针对性的给智能终端、合并单元、保护测控装置、交换机后的光纤做好标识，与光口对应表一一对应。在标识上标明起点、具体位置、终点、承载功能。相应的，也为相关网线等做好标识。清晰明了，便于调试维护。

4 结论

通过此种系统完善的智能化变电站调试方法，使继电保护调试人员的整体技术水平、调试能力得到提高。提高了工作效率，为企业节约了大量资金，创造了良好的经济效益和社会效益。

参考文献

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