西陵110kV智能站保护调试浅析

110 kV西陵变电站作为宜昌地区首个投运的智能变电站，具有设备智能化、信息数字化、连接网络化等特征。本文重点根据该站保护及相关设备配置，针对110kv线路保护继电保护现场调试，探讨智能变电站现场调试的主要内容、调试要点及方法，对现阶段开展智能变电站现场调试工提供参考。

1 西陵变保护及相关设备配置介绍

1.1 总体方案

西陵变一次接线方式为单母线分段的的主接线方式，2台主变，110kV出线2回、10kV出线20回，接线形式和设备相对简单。

本次智能化改造方案：

全站一次设备不改造，采用传统设备；

二次设备全站智能化改造：根据国家电网智能变电站技术规范要求，全站设备支持IEC61850标准；全面采用100M以太网传输数据；使用MMS、GOOSE、SV（IEC61850-9-2）报文实现变电站数字化；站内设备按“三层两网”结构配置。共分为三层：站控、间隔、过程。

（1）站控层与间隔层保护测控设备采用IEC 61850-8-1通信协议。

（2）间隔层与过程层合并单元通讯规约采用IEC 61850-9-2通信协议。

（3）间隔层与过程层智能终端采用GOOSE通信协议。

1.2 站控层配置

站控层设备包括监控主机、操作员站、五防工作站、保护信息子站、远动工作站、卫星对时系统。监控主机兼操作员站，远动工作站双套配置。五防机双套配置，一立设置，一台与操作员站合一。站控层设备接入MMS网络。

1.3 间隔层配置

采用测控保护一体化装置，各电压等级配置主后一体化保护装置；配置独立的单套非电量测控保护装置，非电量装置就地安装。

1.4 过程层配置

1.4.1 互感器配置

每套保护使用独立一次传感单元，配置双套AD系统进行采样。

双AD数据直接传递给保护装置做冗余判断。主变中性点使用传感互感器。

主变低压侧采用传统互感器配置带模拟量插件合并单元。

配置合并单元时合并单元和低压侧智能终端合一，以满足安装要求。

1.4.2 合并单元配置

合并单元按互感器配置；主变低压侧采用传感互感器低压部分不配置合并单元，合并单元功能和测控保护一体化装置合一。

1.4.3 智能终端配置

智能终端按断路器配置。

2 继电保护二次系统调试方法

2.1 与常规变电站相比主要区别：

（1） 二次回路：二次电缆取而代之为光缆，实回路变成“虚回路”。

（2） 控制压板：保护装置出口采用“软压板”方式进行投退。

（3）一体化平台：变电站自动化系统、智能辅助系统、五防系统、小电流接地选线、保护信息系统融入一体化信息平台。

由于二次设备的网络化，智能变电站二次系统设备输入/输出电气连接端子接口被网络通信接口取代。

2.2 西陵变保护校验方法

2.2.1 保护装置检查

（1）保护装置检验项目

在各智能二次设备安装好进行常规检查后，重点检查保护装置检验项目有：检验固化程序是否正确、GOOSE开入量和GOOSE开出量正确性、软压板投退功能、保护装置采样精度，效验定值正确性。其中GOOSE、GOOSE开出入量应严格按照保护装置虚端子图进行，认真校核SCD文件的正确性和合理性；保护装置的动作信息和告警应通过MMS上送；保护装置应对时可靠。

（2）保护装置检验方法

1）传统的继电保护测试仪

由于线路保护装置用电压由母线合并单元点对点通过间隔合并单元转接给各间隔保护装置，因此在进行线路保护装置调试时，应配备一台与母线合并单元同配置的试验用合并单元。利用传统的继电保护测试仪做信号源，经过处理后通过交换机发送给保护、测控等智能装置。该方法优点是保护装置和合并单元同时检验，保证保护装置和合并单元的可靠性。缺点是无法单独给保护装置发送GOOSE 开入、联闭锁报文，不能接收保护装置发出的GOOSE开出、联闭锁报文，只能结合整组传动验证GOOSE 报文的准确性。

2）全数字化保护测试仪法

全数字化保护测试仪是厂家基于以太网技术、符合IEC61850 国际标准的保护及自动化测试装置，模拟合并单元按照IEC61850-9-1 和IEC61850-9-2 的格式传送采样值，订阅、GOOSE 信息或输出、接收硬触点开关量，实现保护的闭环测试。全数字化保护测试仪使用简单，只需连接到保护装置所在的交换机就能进行闭环测试。

（3）整组联调： 主要包括保护逻辑功能测试，相关设备GOOSE网输入及输出监视，遥信、遥调、遥控功能测试，重点应加强对GOOSE网监视。测试重点在于各设备间的保护功能软压板、保护控制字、SV软压板，GO软压板，各设备间的检修压板配合试验。GOOSE网监视重点是根据合并单元、智能终端、线路保护装置、母差保护装置、故障录波器、测控装置虚回路配置，监视相关信息准确的上传或下达到相关设备。确保设备无相关寄生虚、漏配置相关虚回路。

（4）一体化平台调试

变电站自动化、智能辅助、五防等系统、小电流接地选线、保护信息系统融入一体化信息平台，进行操作界面、五防闭锁、画面监视操作等各种试验，确保后台系统符合功能设计及运行人员要求；从功能的实现上来看调试方法和传统站基本一致，包括信号对点、单体、整组传动等，主要问题集中在“虚回路”检测、网络系统测试、时钟同步系统测试等。

3 智能站调试中需注意项目

3.1 回路正确性检查

由于智能变电站主要回路构成是光纤回路，不同于常规变电站的电缆回路检查。如何保证根据设计院的图纸，验证网络通信的“二次回路”这种虚回路正确性，是迫切需要注意的。所以我们调试人员需要检查该间隔所有光纤回路的正确性和可靠性，在必要情况下，需要测量光纤回路的衰耗，以确保光纤回路的正确与正常。

3.2 智能站配置文件的管理

智能变电站基本所有的智能设备都是运行于相应的配置文件上的，而随着西陵变调试进展，发现的问题通常会现场更改SCD文件，而SCD文件的改动会牵涉到相应设备ICD文件的改动，所以在调试过程中，要特别注意软件版本的管理，以及特别注意程序版本及校验码，防止发生版本混乱的情况。

4 调试中遇到问题单间隔停电检修时，保护及二次回路调试问题

由虚端子配置表可以看出，西陵110kV线路合并单元从110kV母线合并单元直采110kVI母、II母PT电压，经本间隔刀闸位置切换后，110kV线路保护装置直采本间隔合并单元切换后电压。

线路保护装置用电压由母线合并单元点对点通过间隔合并单元转接给各间隔保护装置，因此在进行线路保护装置调试时，应配备一台与母线合并单元同配置的试验用合并单元；由于需要配置试验用母线合并单元，给检修人员造成了额外的维护负担，重要的是不能真正的模拟现场实际运行情况，给继电保护调试质量造成了一定隐患.因此，势必需从设计方面进行相关优化。如，在本间隔线路侧加装线路PT，将本间隔线路PT电压直接接至本间隔合并单元，保护装置用电压电流应通过本间隔合并单元直接采样，而非由母线合并单元点对点通过间隔合并单元转接给各间隔保护装置。

5 小结

本文重点对西陵智能变电站保护及相关设备配置，针对110kV线路保护继电保护现场调试，探讨了智能变电站现场调试的主要内容、调试要点及方法，对现阶段开展智能变电站现场调试工提供参考。但对于智能变电站各种智能装置的性能测试，以及其他所遇问题，由于作者研究尚浅，还需要进一步的学习与研究。