电力监控系统220kV母线遥测数据错误分析与处理

湖南省电力有限公司超高压变电公司 印 奇

电力系统是由发电、输电、变电、配电、用电等设备组成，只有保障设备的安全才能实现电力系统的安全稳定运行。为实现设备安全，监控系统需接入反映设备健康状态信息，对设备健康状态开展实时监测。接入的信息包括电力系统运行的实时参数，如发电机出力、母线电压、有功负荷、无功负荷及电流等遥测信息，反映设备位置、故障和异常状态的开关量信号即遥信信息，以及在线监测和故障录波等信息。接入监控系统的设备健康状态信息是否全面、准确、质量可靠直接影响设备状态监测工作效果，因此监控系统接入设备健康状态信息后，需开展调试验收、常态化校核工作，发现监控系统信息错误后，应及时整改。

对500kV 水城变电站进行投产启动调试时，采用220kV 水板Ⅱ线线路从板侧变电站向220kV Ⅰ、Ⅱ母线充电，其中板侧220kV 水板Ⅱ线间隔仅合上A 相断路器，水城变220kV 水板Ⅱ线间隔A 相、B相、C 相断路器均合上，220kV Ⅰ、Ⅱ母线之间的A、B、C 相母联断路器均合上，水城变220kV 运行方式详见图1，通过该方式检查水城变站内设备绝缘水平，校核220kV 水板Ⅱ线线路相序、220kV 母线及母线电压互感器一、二次相序是否准确。

图1 220kV 运行方式示意图

在此期间，监控系统显示的500kV 水城变电站220kV Ⅰ、Ⅱ母线电压一次有效值分别为：UⅠA=UⅡA=134kV ；UⅠB=UⅡB=16kV ；UⅠC=UⅡC=30kV；3U0Ⅰ=3U0Ⅱ=312kV，如图2所示。

图2 监控系统显示的220kV 母线电压

其中，3U0Ⅰ、3U0Ⅱ的计算公式如下式（1）、（2）所示：

由公式（2）可知3U0Ⅰ=3U0Ⅱ≤UⅠ（Ⅱ）A+UⅠ（Ⅱ）B+UⅠ（Ⅱ）C=（134+16+30）kV=180kV，而监控系统显示3U0Ⅰ=3U0Ⅱ=312kV ＞180kV 与以上结论矛盾，说明母线电压遥测数据错误。

1 220kV 母线遥测数据错误原因分析

1.1 母线单相充电时，各相母线电压相量分析

对500kV 水城变220kV 母线建立电路模型，考虑到220kV Ⅰ、Ⅱ母线通过母联断路器并联，电路模型中可将220kV Ⅰ、Ⅱ母线等效为一条母线，等效母线A、B、C 相对地导纳分别为YA、YB、YC，其计算公式如下式（3）～（5）：

其中，YAL、YBL、YCL分别为220kV 水板Ⅱ线A、B、C 相对地导纳，YAⅠM、YBⅠM、YCⅠM、YAⅡM、YBⅡM、YCⅡM分别为220kV Ⅰ、Ⅱ母线A、B、C相对地导纳。等效母线A、B、C 相相间导纳分别为YAB、YBC、YAC，其计算公式如下式（6）～（8）：

其中，YABL、YBCL、YACL分别为220kV 水板Ⅱ线A、B、C 相相间导纳，YABⅠM、YBCⅠM、YACⅠM、YABⅡM、YBCⅡM、YACⅡM、YAⅠMBⅡM、YBⅠMCⅡM、YAⅠMCⅡM、YAⅡMBⅠM、YBⅡMCⅠM、 YAⅡMCⅠM分别为220kV Ⅰ、Ⅱ母线A、B、C 相相间导纳。以上导纳包括电压互感器各相二次回路对地电容及相间电容导纳折算到一次侧的导纳[2]。忽略220kV A 相电源内阻抗，并假设A 相电压相角为0°，相当于220kVA 相母线上并接了一个134kV ∠0°的恒压交流电源。综上所述，220kV 母线等效电路图如图3所示，根据结点电压法[3]，结合220kV 母线等效电路图，得出以下方程组式（9）～（11）：

图3 220kV 母线等效电路图

其中，YA、YB、YC、YAB、YBC、YAC的电导部分值很小，计算时可以忽略，其导纳的值和辐角主要由电纳部分决定，考虑到电纳主要是电容，因此辐角均接近90°，即、、相位角接近，可认为三个相量近似同相。可以明显看出＜1和＜1，即UA＞UB且UA＞UC，、一次有效值之间的大小关系，取决于YCYAB与YBYAC模值之间的大小关系，如果|YCYAB|＞|YBYAC|则UB＞UC，反之UB小于UC，在、、近似同相的情况下，由公式（1）可知3U0的值接近UA、UB、UC的代数和。

1.2 电力监控系统获取母线遥测数据原理

集控站电力监控系统获取220kV 母线电压遥测数据的原理示意图如图4所示，从图4可知：220kV电压互感器利用电磁感应原理，将较高的220kV 母线电压一次值，转化为较低的电压互感器二次绕组输出的二次值，其中a1s、b1s、c1s 分别为A、B、C 相电压互感器的测量绕组，其两端分别输出A、B、C 相母线电压二次值，ads、bds、cds 分别为A、B、C 相电压互感器的测量开口三角绕组，通过将三个绕组首尾串联，获取220kV 母线电压3U0的二次值，也称开口三角电压。

图4 电力监控系统获取母线电压遥测数据原理图

通过不同的电缆将220kV 电压互感器二次绕组输出的A、B、C 相母线电压二次值和220kV 母线电压3U0的二次值接入220kV 母线测控装置交流输入端子，220kV 母线测控装置对接入的二次值进行采样，利用算法计算采样交流量的二次有效值，并将计算得到的二次有效值乘以电压互感器绕组变比，得到母线电压一次有效值。

测控装置通过网线将母线电压一次有效值，按照IEC61850通信规约传送至站端MMS 网（500kV变电站站控层MMS 网分A、B 网，此处分析时简化为单网），变电站监控系统通过MMS 网获取220kV 母线电压数据并展示。远动机通过MMS 网获取220kV 母线电压数据，并通过电力通信网按照104通信规约将数据传送给集控站监控系统展示。

1.3 母线遥测数据错误原因分析

通过1.1、1.2两小节的分析，可知集控站监控系统显示的220kV Ⅰ、Ⅱ母线电压遥测数据错误的原因可能有以下几种：

一是电压互感器本体存在异常情况，造成电压互感器绕组实际变比与铭牌变比不一致，造成测控装置按铭牌变比将电压互感器二次值换算成的一次值与实际一次值不一致。

二是电压互感器二次回路接线错误，如开口三角电压回路A、B、C 相绕组未按正确方式串联，造成开口三角电压数据错误，集控站监控系统显示的220kV 母线3U0电压一次值数据错误。

三是电压互感器二次回路UN（相电压中性线）未可靠接地，造成UN对地电压不为0，测控装置采集的并非相电压回路对地电压值，获取的二次相电压有效值不准确，集控站监控系统显示的220kV 母线电压遥测数据错误。

四是传输电压互感器二次分相电压和开口三角电压的电缆芯线共用一根电缆[4]或UN（相电压中性线）与ULN（开口三角电压回路地电压芯线）共用电缆芯线[5]，造成二次分相电压与开口三角电压电缆芯线之间相互干扰，集控站监控系统显示的220kV母线电压遥测数据错误。

五是传输电压互感器二次电压回路电缆头未认真按照标准工艺进行制作，屏蔽接地不可靠，造成系统的强电磁场对电压互感器二次电压回路产生干扰电压，集控站监控系统显示的220kV 母线电压遥测数据错误。

六是测控装置交流采样插件或采样计算逻辑存在缺陷，造成测控装置上送的220kV 母线电压数据错误。

七是测控装置中电压互感器的变比参数设置错误，造成测控装置按变比参数将电压互感器二次值换算成的一次值与实际一次值不一致。

八是集控站监控系统母线遥测数据点关联不正确，如关联的为其他间隔的遥测数据。

2 现场检查处理

依据第1节分析的可能造成母线电压遥测数据错误的原因开展下述现场检查：

一是电压互感器出厂时进行了出厂试验，现场安装调试人员开展了交接试验，两份试验报告均显示电压互感器实际变比与铭牌变比一致，误差在标准允许的范围。电压互感器按照厂家说明书及技术标准进行施工安装，无施工造成的电压互感器本体缺陷。现场安装调试人员用万用表检查220kV 母线电压互感器分相电压、开口三角电压二次值，分别为Ua=60.9V、Ub=7.3V、Uc=13.6、Ul=141.7V，其中相电压绕组的变比为220kV/100V，开口三角绕组电压变比为220/kV/100V，将二次值乘以变比，获得220kV 母线电压一次值为UⅠA=UⅡA=134kV ；UⅠB=UⅡB=16kV ；UⅠC=UⅡC=30kV；3U0Ⅰ=3U0Ⅱ=180kV，其中3U0Ⅰ、3U0Ⅱ的电压一次值与监控系统显示的不一致。

二是现场安装调试人员对电压互感器二次回路开展检查，与设计图纸核对，确认现场电压互感器二次回路接线正确，无寄生回路。

三是现场安装调试人员对电压互感器二次回路施工工艺进行了检查，未发现电压互感器二次回路UN（相电压中性线）未可靠接地、传输电压互感器二次分相电压和开口三角电压的电缆芯线共用一根电缆、UN（相电压中性线）与ULN（开口三角电压回路地电压芯线）共用电缆芯线、电压互感器二次电压回路电缆头屏蔽接地不可靠等现象，电压互感器二次回路严格安装技术标准进行施工。

四是现场安装调试人员对220kV 测控装置开展了调试试验，试验报告显示交流采样插件和采样计算逻辑无问题。对测控装置中电压互感器的变比参数进行检查，发现开口三角绕组变比参数设置错误，装置中变比设置为220kV/100V，现场实际变比为220/kV/100V，将变比参数设置调整为正确值。

五是集控站监控系统和站端监控系统显示的220kV 母线电压大小数据一致，投产调试前，集控站与现场开展过遥测对点，监控系统母线遥测数据点关联正确。

通过以上检查处理，监控系统的数据变为UⅠA=UⅡA=133kV ；UⅠB=UⅡB=15kV ；UⅠC=UⅡC=29kV；3U0Ⅰ=3U0Ⅱ=179kV，详情如图5所示。

图5 现场处理后，监控系统显示的母线电压数据

其中，3U0Ⅰ、3U0Ⅱ的一次有效值大小与2.1节相量分析的结果一致，即3U0的值接近UA、UB、UC的代数和。

3 结论

通过对500kV 水城变投产调试，以220kV 线路对侧变电站为电源点对水城变220kV 母线分相充电核相时，220kV 母线电压遥测数据错误问题的分析和处理，可得出以下结论：

一是造成此次220kV 母线电压遥测数据错误的原因为220kV 母线测控装置开口三角电压绕组变比参数设置错误，设置的变比参数是实际变比的倍，造成监控系统显示的3U0电压为312kV，是实际值179kV 的倍。

二是变电站投产调试过程中，以220kV 线路对侧变电站为电源点对220kV 母线分相充电，通过检查充电相电压互感器二次值和监控系统充电相电压一次值是否比另外两相均大，并接近额定相电压值，可判断线路、220kV 母线、220kV 电压互感器一次、220kV 电压互感器二次相序、测控装置变比参数设置及监控系统220kV 母线各相电压遥测数据是否正确。

三是以220kV 线路对侧变电站为电源点对220kV 母线分相充电，通过检查监控系统220kV母线3U0的值接近UA、UB、UC的代数和，可判断220kV 电压互感器开口三角电压二次回路接线、测控装置变比参数设置及监控系统220kV 母线3U0电压遥测数据是否正确。

四是以220kV 线路对侧变电站为电源点对220kV 母线分相充电时，不能以非充电相母线与充电相母线之间的距离大小来判断非充电相母线感应电压大小，如此次在对500kV 水城变220kVA 相母线进行充电时，与A 相母线距离近的B 相母线感应电压15kV 反小于C 相母线感应电压29kV，需综合考虑母线对地电容、相间电容及充电线路对地电容、相间电容，按照2.1节的分析结果，比较YCYAB与YBYAC模值大小关系来判断。

4 工作改善建议

结合此次220kV 母线电压遥测数据错误事件，为了进一步提高接入设备健康状态信息质量，更好地开展设备健康状态监控工作，提出以下工作改善建议：一是安装调试单位应严格按照技术标准开展一次、二次、在线监测设备的安装调试及自验收工作，确保接入集控站监控系统设备健康状态信息全面、准确、质量可靠。二是集控站监控人员既要对新建变电站、新建间隔开展设备健康状态信息集中验收工作，又要利用变电站投产调试、设备倒闸操作、设备异常、设备故障跳闸的机会，结合事件应有的内在逻辑，深入分析系统遥信、遥测、在线监测、故障录波数据是否准确，常态化开展设备健康状态信息校核工作。三是运维检修单位对集控站监控人员反馈的错误设备健康状态信息，应结合检修计划及时进行处置。