500kV智能化變電站繼電保護驗收要點分析

邵季飛++曲欣+李璐++王毅+葛琳朝

摘 要：智能化變電站是未來電力發展的趨勢，未來新建變電站主要是智能化變電站，常規變電站將逐漸退出電網建設，做好智能化變電站的研究和總結工作，將直接影響未來檢修和運行工作水平。智能變電站驗收工作是驗證其能否滿足設計要求，實現成功投運的關鍵，將決定以后整個變電站的檢修及運行水平。

關鍵詞：500kV；智能化；繼電保護；驗收

自20世紀80年代開始，經過30多年發展，國內變電站繼電保護水平高速發展，目前已經具備較高水平，實現了間隔層和站控層的數字化。智能化變電站在我國得到廣泛的應用，已經成為電網安全可靠運行的必選手段。大電網安全穩定運行也對變電站向電網高級功能應用提供數據的支撐能力提出了更高的要求。國網河南省電力公司自2013年，新建變電站全部為智能化變電站，做好智能化變電站繼電保護裝置的驗收工作，對變電站日后的運行與維護水平工作起到決定性作用。

智能化變電站不同于常規變電站，在數據傳輸、保護功能實現、二次接線等都發生了變化。如何在驗收過程中及時發現的存在的問題，以及驗收過程中的要點和難點，成為了繼電保護工作者新的課題。本文結合常規500kV GIS超高壓電流互感器、合并單元、智能終端和保護裝置進行分析，找出繼電保護驗收工作中的要點，結合現場工作進行分析找出對策，指導500kV智能化變電站繼電保護驗收工作。為500kV智能化變電站的送電，運行及檢修等工作提供可靠保證，也為以后驗收工作提供參考。

一、繼電保護裝置的發展

繼電保護裝置發展經歷了：繼電器式（機電式）、半導體式（晶體管式）、數字化變電站、微機式智能化變電站。隨著保護裝置的發展，保護實現的手段多樣化，保護的原理及判據也得到了完善和發展。

（一）繼電器式（機電式）

從繼電保護的基本原理上看，到本世紀20年代末現在普遍應用的繼電保護原理基本上都已建立。

（二）半導體式（晶體管式）

20世50年代后，隨著晶體管的發展，出現了晶體管保護裝置。20世紀80年代后期，靜態繼電保護裝置由晶體管式向集成電路式過渡，成為靜態繼電保護的主要形式。

（三）微機式

20世紀90年代，微機保護已在大量應用，主運算器由8位機，16位機發展到目前的32位機；數據轉換與處理器件由A/D轉換器，壓頻轉換器（VFC），發展到數字信號處理器（DSP）。這種由計算機技術構成的繼電保護稱為數字式繼電保護，也稱微機保護。

（四）數字化及智能化變電站

智能化變電站的概念是在數字化變電站的基礎上發展演變而來，隨著網絡規約的規范和技術發展，逐漸形成了智能化變電站。智能化變電站初期定義是由智能化一次設備（電子式互感器、智能化開關等）和網絡化二次設備分層（過程層、間隔層、站控層）構建，建立在IEC61850標準和通信規范基礎上，能夠實現變電站內智能電氣設備間信息共享和互操作的現代化變電站。經過多年的運行及維護經驗，現在500kV智能化變電站多采用傳統的（常規）的一次設備，而在一次設備就地將各模擬量轉化為數字量，進行自能化變電站組網。

二、傳統微機式變電站與智能化變電站的區別

傳統微機式變電站和智能化變電站的主要區別在于傳統式微機保護裝置主要采集模擬量，經裝置自身的A/D轉換裝置進行轉換并判據，同時開出、開入等采用模擬量相互連接，獨立運行，無法實現數據的共享，其結構如圖1所示。

智能化變電站將模擬量直接（智能化互感器、智能化開關等）或者間接（合并單位、智能終端在一次設備附近直接轉換為數字量）轉換為數字量，通過網絡組網，各保護裝置根據各自的需要通過網絡進行取用，其結構如圖2所示。

（一）采用傳統GIS設備的智能化變電站的特點

采用GIS設備的智能化變電站采用常規的電容式和電磁式互感器，采用普通電纜將電流、電壓模擬量送至合并單元，由合并單元轉變成數字量，供保護裝置、測量裝置、監控系統及故障錄波等裝置試用，稱為SMV（SV）量。這種智能化變電站的設計思路是目前新建智能化變電站采用最多的設計思路，同時也適應敞開式設備。

（二）采用常規電磁式和電容式互感器及傳統GIS設備的優缺點

這種方式可以提高一次設備的穩定性和二次設備及保護裝置的可靠性，同時也為現有的傳統變電站的改造和升級提供了一種新的思路——在一次設備不變的情況實現智能化改造與升級。

（三）采用模擬量輸入和數字量輸出的合并單元

合并單元是智能化變電站的重要核心設備，變電站內所有電流、電壓量通過合并單元轉變為數字量，全站SMV（SV）量全部來自合并單元，其可靠性、精度、同步性等直接決定了整個二次系統的可靠性、精度及其穩定性。因合并單位故障或不合格引起的保護誤動，在全國已發生多起，所以合并單元應是驗收的要點。

（四）采用常規斷路器、刀閘與智能終端相結合的方式

智能變電站應該使用智能一次設備，但除電子式互感器外，目前國內外還沒有真正意義上的智能一次設備，一次設備的智能化仍需要通過一定的二次設備來轉化實現，一般采用智能終端的模式。

智能終端主要采集斷路器、刀閘的位置并上傳，保護、測控對斷路器、刀閘的分、和操作也通過智能終端對斷路器、刀閘等進行操作。

智能終端采用雙重化配置，而斷路器的合閘線圈設計只有一個，無法實現一對一的完全獨立配置，所以防跳回路目前采用斷路器自身的防跳。

由于智能終端的采樣的準確性、可靠性及收到保護跳閘或合閘指令后的出口時間關系到保護的可靠性和正確性。

所以智能終端的驗收不僅是要點，而且驗收難度大，與傳統變電站驗收項目存在一定的差異性。

三、智能化變電站繼電保護驗收要點

智能化變電站與傳統變電站驗收前的準備工作大致一樣，主要是了解工程進度、設備調試進度、工程投運計劃及各類材料的移交。通過比較分析，主要區別在于SCD（虛端子）、尾纖配線架（ODF）、合并單元、智能終端等是傳統變電站沒有，所以驗收前的準備工作要點在于全站SCD文件及圖紙的移交及核對、合并單元、智能終端等裝置及項目的驗收。endprint

（一）各資料交接及要點

驗收前主要接受資料為：各保護裝置說明書、全站SCD文件、圖紙等。說明書為后期保護裝置、故障錄波、行波測距等各裝置的調試提供便利。全站SCD文件是各保護裝置、故障錄波、行波測距等各裝置連接的重點，類似傳統站的二次接線圖，是二次可靠性和正確性的基本保證和驗收重點。圖紙與現場是否一致，各標簽是否正確的依據，也是后期維護和檢修的依據。

（二）全站SCD（虛端子）核對

全站SCD模型檢查是智能化驗收工作的第一步，也是對全站配置模型文件的一次全面檢查和驗收，可以提前發現錯誤、減少驗收過程中的重復和返工，為后期維護和檢修打下堅實基礎。全站SCD模型的正確與否關系的保護動作的正確性，與傳統微機式變電站的二次回路的功能和作用相似。如果，前期驗收未發現，在后期發現后需要修改，并重新下裝，之前所做全部工作需重新返工。

核對SCD模型應先確定個設備直接的鏈接關系，每個裝置需要實現的功能及其輸入、輸出數據。對合并單位、智能終端、保護間及各裝置通道配置等SV、GOOSE虛端子鏈接圖進行核對，以驗證變電站各裝置的各項功能是否完全，配置是否符合規范要求，鏈接是否滿足運行需求。

SCD文件中的虛端子連接相當于傳統變電站的二次回路，是保護保護裝置間正確開入、開出的關鍵點，是保護裝置正確動作的基本保證。所以是驗收的要點。

（三）智能終端驗收要點

前面分析了與常規微機式變電站的區別，通過比較發現電流互感器及合并單元驗收要點如下：

防跳、三相不一致等回路驗收：由于配置問題，常規微機式變電站的防跳、三相不一致等采用操作箱實現的邏輯，智能化變電站采用就地配置，通過二次電纜及相關繼電器的配合實現，所以與常規變電站采用方式不一樣的二次回路應是驗收要點。

智能終端主要是將開關位置、刀閘位置、彈簧儲能等信號轉換成為數字量，供保護、測量等裝置使用，同時接收保護跳閘等。所以，智能終端驗收也是驗收要點。

（四）電流互感器及合并單元的驗收

采用傳統的電流互感器的智能化變電站，從CT二次引出的任然為模擬量，通過電纜接入智能匯控柜通過合并單元轉換為數字量，所以電流互感器的驗收工作與傳統變電站的驗收工作無差別，主要還是：極性、變比、伏安特性和10%的誤差曲線等驗收項目。

合并單元的驗收主要是與電流互感器的配合、裝置本身技術指標是否符合規程規范的要求、主要性能是否符合規程規范的要求。要點主要是：

一、電源：1、拉合直流電源以及拔插熔絲發生重復擊穿火花時，裝置不應誤輸出；直流電源回路出現各種異常情況（如短路、斷線、接地等）時，裝置不應誤輸出。2、直流電源中斷20ms裝置不應誤輸出。3、直流電源的正負極性顛倒，裝置無損壞，并能正常工作。

二、采樣誤差：1、采樣同步誤差應不大于±1μS。2、同步信號消失后，至少能在10min內繼續滿足4μS同步采樣精度要求。合并單元的同步性問題已經在電網運行中發生過，所以對于同步性的檢查應該是要點。

四、結論

綜上所述，智能化變電站驗收的要點主要是：SCD（虛端子）文件、智能終端、合并單元、網絡、光功率的驗收。隨著智能化變電站的運行、維護、檢修工作的開展，在后續工作中暴露出來的新問題給運行、維護帶來了諸多不便，如何在驗收工作中杜絕類似問題再次發生，將成為現場工作人員的研究重點。

參考文獻：

[1]莊文柳.智能變電站技術在實際工程中的設計和應用[C]//2010輸變電年會論文集.西安：西安高壓電器研究院，2010.endprint