关于某智能变电站调试及验收问题的探讨

【摘 要】本文阐述了某智能变电站的特点和调试方法，分析归纳了智能变电站调试工作中遇到的问题，并提出了建议，为今后智能变电站调试工作提供参考。对推进智能变电站建设具有重要的意义。

【关键词】智能变电站;调试;验收

1 某智能变电站概况

1.1 某智能变电站二次组网方式

220 kV某智能变电站采用分层分布式结构，从逻辑上分为三层：站控层、间隔层和过程层。保护、测控装置集中布置，除保护跳闸外GOOSE报文采用网络方式，220kV、110 k按电压等级配置过程层网络，网络采用星形双网结构。主变压器（以下简称主变）不配置独立过程层网络，主变保护、测控等装置接入高、中压侧过程层网络，

主变低压侧过程层SV报文、GOOSE报文接入中压侧过程层网络。220 kV、110kV和主变保护装置采用直采直跳方式传输，保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息采用GOOSE网络传输方式。

1.2 某智能变电站设备配置概况

根据某智能变电站分层机构大致的设备概况如下所示。

（1）间隔层设备。测控装置，主变与220kV测控装置与保护分开配置，110kV及以下采用保护测控一体化装置;继电保护装置，220kV线路及母联、220kV母差和主变采用双重化配置。110kV及以下保护采用单套配置。

（2）过程层设备。全站配置常规式互感器，220kV、110kV和主变各侧配置合并单元，实现互感器的就地采集、传输和处理的数字化。220kV、110kV和主变各侧配置智能终端，实现就地开关、主变本体等一次设备智能化的采集、控制、传输和处理的数字化。220kV部分、主变本体和母线部分采用智能终端与合并单元分开配置方案，110 kV及以下电压等级采用合并单元与智能终端一体化装置。

（3）合并单元配置。220 kV线路、母联单元间隔的合并单元按双重化配置：110kV线路、母联单元间隔的合并单元按单套配置;主变各侧的合并单元按双重化配置;220kV为双母线单分段接线，不考虑横向并列，两段母线电压互感器共配2台合并单元。110kV为双母线接线，两段母线电压互感器共配2台合并单元;同一间隔内的电流互感器和电压互感器合用一个合并单元。

（4）智能终端的配置。220kV线路、母联单元间隔的智能终端按双重化配置;110kV线路、母联单元间隔的智能终端按单套配置;主变220kV侧、110KV侧和10kV侧每个间隔的智能终端按双重化配置。本体智能终端按单套配置;母线PT智能终端按单套配置。

（5）网络通信设备。有220kV、主变、110和10kV等部分，分别设置一面MMS网交换机柜，10kV交换机柜安装于10kV配电室内，其余交换机柜布置于主控楼二次设备室内。

2 某智能变电站调试关键问题

经历某智能变电站的调试，笔者发现智能变调试中有些重要的问题需要特别关注，主要有二次回路、压板机制、检修机制和调试步骤等。

2.1 二次回路

智能变电站以光纤取代常规二次电缆，节约了大量电缆，减少了强电的联系，但相应的二次回路不像传统的变电站那么直观，因此，调试人员要加强对全站二次回路的熟悉，明确信息的传输路径。结合220kV保护配置，该变电站二次回路的联系如图1所示。其中红线表示电缆接线，蓝线表示光缆接线。由图1可以很明显地看出智能变电站与常规变电站的二次回路区别。

图1 智能变电站二次回路的联系

2.2 压板机制

传统变电站电流电压的采集均通过电缆直接传输模拟量，且有很多功能硬压板和出口压板，智能变电站与其的区别主要有以下几点。

（1）智能变电站设合并单元采集I、II母的电压，通过光缆传输给线路、主变合并电压及母差保护;线路、主变合并单元（就地装置）采集电流和电压，通过光缆传输SV信号给保护（保护室）。

（2）保护装置通过投退SV软压板，控制保护装置是否接收电流、电压，SV软压板以PCS-931为例。

（3）保护装置取消功能硬压板、出口硬压板，由软压板投退保护功能、GOOSE出口。

2.3 检修机制

智能变电站SV、GOOSE信息均采用光纤传输，其检修压板尤为重要。保护装置、合并单元和智能终端均设有一块装置检修硬压板，检修状态通过装置压板开入实现当压板投入时，表示装置退出运行，处于检修状态。检修压板必须就地操作，且一旦投入需要通过 LED状态灯、液晶显示或报警接点提醒运行、检修人员装置处于检修状态。检修压板投入时，信号报文、SV和GOOSE报文均会发生改变。

（1）信号报文上送

当装置检修压板投入时，上送报文中信号的品质的Test应置位，带检修状态。

（2）GOOSE报文上送

1）当装置检修压板投入时， 装置发送的GOOSE报文中的Test应置位，带检修状态。

2）GOOSE接收端装置应将接收的GOOSE报文中的Test位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将信号作为有效进行处理品质的Test应置位，带检修状态。或动作。

（3）SV报文上送

1）当合并单元装置检修压板投入时，发送采样值报文中采样值数据的品质的Test位应置True。

2）若保护配置为双重化，则其接收采样值控制块的所有合并单元也应双重化。两套保护和合并单元在物理和保护上都完全独立，一套合并单元检修不影响另一套保护和合并单元的运行。

3）检修位对动作情况的影响合并单元、保护装置和智能终端检修位有以下8种情况，以三位二进制数分别代表合并单元、保护装置和智能终端的检修位状态，“0”表示未置检修。

调试步骤智能变电站调试需在全站SCD确定后进行，调试人员应先熟悉图样和装置说明书，掌握整个变电站的二次回路、组网情

况及设备的工作原理。调试时首先需要检查相关装置的链路连接情况，相关SV、GOOSE接收发送软压板是否投入;然后需注意检修压板状态，调试或检修时，各装置的检修位应一致;最后依据检验规程进行相关逻辑、回路的校验工作。

3 调试验收发现的问题

3.1 电流绕组极性问题

由于智能变电站为扩大内桥接线，设计采用的线路保护与主变电站保护共用一个电流绕组及合并单元的方式，其主变电站保护要求电流方向指向主变电站，线路保护要求电流方向是指向线路，两者电流方向相反，但实际调试过程中发现合并单元输出电流均为指向主变电站。

3.2 合并单元采样同步问题

户外智能终端柜进行电流、电压采样试验，加入同相位电流电压时，发现主变电站保护和线路保护所采集到的电流与电压存在15°的偏差。

3.3 智能设备光口不够用问题

由于设计单位未将过程层GOSSE 组网设计，增加自投装置后，导致智能终端及主变保护光口不够用。

3.4 GOOSE及SV链路监视功能不完备问题后台GOOSE及SV链路监视功能不完备，仅有报文显示，监控不便。

4 具体解决办法

（1）由厂家研发增加合并单元反极性电流，合并单元同时输出正极性电流和反极性电流，主变电站保护及线路保护根据实际需要配置相应的电流量。

（2）因线路、主变电站电压量是由母线电压合并单元级联至线路、主变电站合并单元，然后再由线路、主变电站合并单元发送至线路及主变电站保护，而母线电压合并单元输出的电压采样延时与线路、主变电站合并单元的电流采样延时不同，最终导致发送至主变电站保护、线路保护的电流、电压存在角度偏差。现场要求厂家将母线电压合并单元与线路、主变电站合并单元延时修改一致后，问题才得以解决。但之后因主变电站软件问题进行升级，合并单元进行重新配置后，又出现电压在45 V～69V之间波动，而电流、电压角度不变的问题，此现象同样为采样同步问题，再次修改合并单元延时后问题得到解决。

（3）更换接口插件，增加光口数目，解决当前问题，但从长远看，宜组建过程层GOOSE 网，以便后期公用设备接入。

（4）要求厂家按照实际接线情况，分别制作出GOOSE及SV链路监视图，能实时显示出各GOOSE及SV链路状态，便于运行和监控。