110 kV智能变电站继电保护综合调试

徐 伟

（广州南方电力技术工程有限公司，广东 广州 510100）

0 引言

智能电网是世界电网发展的方向，智能变电站是智能电网的枢纽和核心。智能变电站采用先进、可靠、集成的智能化设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基础，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和检查等功能，其特征是一次设备智能化、二次设备网络化、通信平台标准化。

1 智能变电站结构

IEC 61850是电力系统自动化领域全球通用标准，它规定了从产品设计制造、工程集成、项目管理、设备运行维护等项目环节中信息交换的标准化方法。IEC 61850标准体系通过对变电站自动化系统中的对象统一建模，采用面向对象技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口，解决了变电站自动化系统设备的互操作性和协议转换问题，使变电站自动化设备具有自描述、自诊断和即插即用的功能，使不同厂家的设备之间可以无缝连接，方便了系统集成，降低了工程费用[1]。

图1 智能变电站层架构示意图

智能变电站按照IEC 61850标准，采用3层两网结构，3层即站控层、间隔层和过程层，两网即站控层网络和过程层网络，智能变电站层架构如图1所示。站控层设备主要包括监控主机、操作员站、数据通信网关、数据服务器和综合应用服务器等，间隔层设备包括保护装置、测控装置和故障录波等，过程层设备包括智能终端、合并单元和智能组件等。过程层设备将交流模拟量、直流模拟量、状态量就地转化为数字信号，通过过程层网络把数字信号传输给上层，并接受和执行上层下发的控制命令。间隔层设备采集本间隔一次设备的信号、控制操作一次设备，并通过站控层将相关信息上送给站控层设备和接受站控层设备的命令。站控层可实现对全站一、二次设备进行监视、控制以及与远方控制中心通信。

2 工程概况

广州110 kV美林站按智能变电站设计，于2021年1月投运，一次建成3台63 MVA主变，3回110 kV进线，采用线变组接线，10 kV出线48回，单母分段接线，电容器6组，站用变2台。二次设备主要包括微机自动化系统、智能录波系统、交直流电源系统、时间同步系统、电能计量系统、电能质量检测系统以及电压质量检测系统等。自动化系统由站控层、间隔层和过程层3个部分组成，全站按DL/T 860标准（对应国际标准IEC 61850）统一组网，各层二次设备信息共享，互联互通，其中站控层MMS网采用冗余星形以太网结构，过程层GOOSE按电压等级组网。110 kV保护采用双重化配置，10 kV保护单套配置。

3 继电保护调试要点和难点

3.1 厂内联调

厂内联调是由工厂验收组织部门组织相关单位进行的设备出厂前的验收测试。根据合同和技术功能规范要求，出厂前在系统集成商或设备制造商的场所，按照预定的测试大纲进行的系统或设备功能和性能的测试。

虽然当前智能变电站已经在我国实现了广泛的应用，但是国内大部分设备厂家对于标准理解方面都有自己独到的理解，不同厂家对于电力传输中帧的定义也存在一定的差别，从而使合并单元采样产生一些问题。在电力装置进入现场以前，生产厂家和集成商应在厂内进行联调，借助这种方式可以及时检测出设备中潜在的隐患，从而最大程度地降低现场调试的压力以及强度[2]。

3.2 调试前准备工作

在开始调试前需要预先做足准备工作，收集变电站图纸、设备厂家说明书和变电站SCD文件等资料，编制调试技术方案和进度计划，根据调试项目准备好相应合格的试验仪器，并对拟入场调试工作人员做好相应培训，做到调试人员熟悉厂家资料、熟悉图纸、熟练使用各调试用仪器。

3.3 二次回路检查

对照二次回路图、装置安装说明指南以及调试说明等资料，检查交直流电源回路、电流电压回路、控制回路以及信号回路，如果发现存在缺陷，需要根据实际情况进行整改。

寄生回路检查，寄生回路是二次回路中不允许存在的多余回路，易造成继电保护误动或拒动，寄生回路往往不能通过正常的整组试验方法发现，需要由调试人员对回路进行严格地检查才能发现。

3.4 继电保护装置调试

继电保护装置是1种当电力系统中的电力元件或电力系统本身发生了故障危及电力系统安全运行时，能够向运行值班人员及时发出警告信号，或者直接向所控制的断路器发出跳闸命令，以终止这些事件发展的自动化措施和设备，继保装置是保障变电站安全运行的重要设备。因此，检测继保装置的动作值和动作时间是非常重要的1个环节，它是变电站能安全运行的保障。一般通过数字式继保测试仪对继保装置施加一定值的电流、电压，测试验证继保装置动作值和动作时间。继保测试步骤流程如图2所示，首先连接测试仪和保护装置，再进行SCL文件的导入和系统设置，最后进行各保护功能的验证测试。

图2 保护装置调试流程图

该站110 kV主变保护采用的是南瑞继保PCS-978T1-DG-N型保护装置，在该站继保调试中使用的仪器是ONLLY B660型数字式继保测试仪，该测试仪是数模一体机，实现了数字信号与模拟信号同步输出，支持脱机操作，体积小巧，便于携带。数字式继保测试仪接线方式如图3所示，继保测试仪与保护装置通过光纤相连。

图3 数字式继保测试仪接线方式

ONLLY B660型数字式继保测试仪通过IEC-61850配置程序和导入SCL配置文件，能实现电流电压通道选择、比例系数、采样率、GOOSE信息等的配置，能模拟合并单元（MU）按照帧格式传送采样值，通过订阅、发布GOOSE信息或接收、发送硬接点开关量，实现保护的闭环测试。

GOOSE配置主要用于进行GOOSE IN/OUT的相关参数设置，用于进行GOOSE的订阅和发布。开入量映射：把GOOSE IN中的某个虚端子映射为测试仪的某个开入节点，以方便进行结果判断。例如将GOOSE IN信息中表示跳闸信号的第5个虚端子映射到测试仪的开入节点A，当测试仪接收到GOOSE IN报文时，将报文中第5个虚端子的状态反映在测试仪开入节点A上，然后测试菜单根据开入节点A的状态（断开或闭合）来判断保护是否动作。

通过GOOSE OUT配置，测试仪可以把开出节点的变位信息转换成GOOSE OUT报文发布出去，开出量映射：设置GOOSE OUT中的某个虚端子映射为测试仪的某个开出节点。当测试仪的开出节点变位，则转换成GOOSE OUT动作报文发布出去。该站#1主变保护GOOSE虚端子连接图如图4所示，主变保护装置通过GOOSE连接主变变高、变低、本体智能终端以及10 kV分段保护装置和备自投装置。

GOOSE报文发送机制，T0、T1、T2和T3为报文重发间隔，其中T0为稳定条件（长时间无事件）下重传时间；T1为事件发生后最短的传输时间；T2，T3为直到获得稳定条件的重传时间。详情如图5所示。

该站110 kV主变保护采用的是南瑞继保PCS-978T1-DG-N型保护装置，根据保护装置说明书，在测试仪选择相应的菜单，逐项验证测试保护装置的采样、告警以及保护动作逻辑，记录动作值和动作时间。为了保证结果的正确性，建议把非测试段退出。

3.5 光纤调试

当进行光纤调试工作时，需要对以下问题进行重点关注。首先，在进行配置时应当确保光纤使用一用一备配置方案该方式可以在光纤发生损坏之后，及时使用备用光纤取代主光纤来继续进行工作，从而不会对企业正常运行产生明显的影响。对所有光纤芯进行光衰耗测试，光衰应不大于3 dB。通过上述方式可以有效避免在实际工作过程中变电站产生GOOSE意外中断等问题。最后在对光纤进行调试时必须要对其弯曲程度进行重点关注，如果光纤弯曲的程度较大，那么就要检测内部纤芯是否出现了断裂问题。另外，无论是主光纤或者是备用光纤，均需要确保密封工作良好运行，而且还需要确保光纤盒与光纤头良好密封。

图5 GOOSE报文发送机制

3.6 整组传动试验

检查各保护装置之间的配合关系、直采直跳唯一性、保护和断路器动作行为的正确性；故障录波器、保护信息子站、自动化监控系统信息采集的正确性。通过实际传动的方式，确认保护装置、智能终端之间“检修”逻辑正确[3]。

3.7 带负荷测试

通过负荷电流及工作电压测试保护装置。一次上电后，检查二次电流和电压的幅值、相位关系与当时系统潮流大小及方向的一致性，保证电流电压极性、变比的正确。用实际的负荷电流来验证各CT绕组的极性、变比以及二次回路正确，防止差动保护等误动作。根据负荷潮流情况来判断有功功率、无功功率的所在的象限是否正确。需要注意，三相电流大小基本相等，互差120°，且成正序。线路保护装置、主变保护装置的各侧差流应基本为0。

3.8 四遥试验

四遥是指遥测、遥信、遥控和遥调。

遥测是将变电站内的交流电流、电压、功率、频率，直流电压，主变温度、档位等信号进行采集，上传到监控后台，以便于运行进行全站工况监视。

遥信是将断路器状态、隔离开关状态、主变分接头信号、一次设备告警信号、保护跳闸信号等状态量，上送至监控后台。

遥控通过监控后台发布命令，使测控装置合上或断开断路器或隔离开关。

遥调通过监控后台向测控装置发布命令调节主变分接头[4]。

4 结语

随着信息技术的飞速发展，智能变电站与常规站的优势越发明显，现在新建变电站大部分都是按智能变电站设计。该文通过对广州110 kV美林智能变电站的继电保护调试工作进行总结分析，阐述了110 kV智能变电站继电保护调试中的难点和要点，为今后的智能变电站继保调试工作提供了有益的参考。