電力監控系統220kV母線遙測數據錯誤分析與處理

湖南省電力有限公司超高壓變電公司 印 奇

電力系統是由發電、輸電、變電、配電、用電等設備組成，只有保障設備的安全才能實現電力系統的安全穩定運行。為實現設備安全，監控系統需接入反映設備健康狀態信息，對設備健康狀態開展實時監測。接入的信息包括電力系統運行的實時參數，如發電機出力、母線電壓、有功負荷、無功負荷及電流等遙測信息，反映設備位置、故障和異常狀態的開關量信號即遙信信息，以及在線監測和故障錄波等信息。接入監控系統的設備健康狀態信息是否全面、準確、質量可靠直接影響設備狀態監測工作效果，因此監控系統接入設備健康狀態信息后，需開展調試驗收、常態化校核工作，發現監控系統信息錯誤后，應及時整改。

對500kV 水城變電站進行投產啟動調試時，采用220kV 水板Ⅱ線線路從板側變電站向220kV Ⅰ、Ⅱ母線充電，其中板側220kV 水板Ⅱ線間隔僅合上A 相斷路器，水城變220kV 水板Ⅱ線間隔A 相、B相、C 相斷路器均合上，220kV Ⅰ、Ⅱ母線之間的A、B、C 相母聯斷路器均合上，水城變220kV 運行方式詳見圖1，通過該方式檢查水城變站內設備絕緣水平，校核220kV 水板Ⅱ線線路相序、220kV 母線及母線電壓互感器一、二次相序是否準確。

圖1 220kV 運行方式示意圖

在此期間，監控系統顯示的500kV 水城變電站220kV Ⅰ、Ⅱ母線電壓一次有效值分別為：UⅠA=UⅡA=134kV ；UⅠB=UⅡB=16kV ；UⅠC=UⅡC=30kV；3U0Ⅰ=3U0Ⅱ=312kV，如圖2所示。

圖2 監控系統顯示的220kV 母線電壓

其中，3U0Ⅰ、3U0Ⅱ的計算公式如下式（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，而監控系統顯示3U0Ⅰ=3U0Ⅱ=312kV ＞180kV 與以上結論矛盾，說明母線電壓遙測數據錯誤。

1 220kV 母線遙測數據錯誤原因分析

1.1 母線單相充電時，各相母線電壓相量分析

對500kV 水城變220kV 母線建立電路模型，考慮到220kV Ⅰ、Ⅱ母線通過母聯斷路器并聯，電路模型中可將220kV Ⅰ、Ⅱ母線等效為一條母線，等效母線A、B、C 相對地導納分別為YA、YB、YC，其計算公式如下式（3）～（5）：

其中，YAL、YBL、YCL分別為220kV 水板Ⅱ線A、B、C 相對地導納，YAⅠM、YBⅠM、YCⅠM、YAⅡM、YBⅡM、YCⅡM分別為220kV Ⅰ、Ⅱ母線A、B、C相對地導納。等效母線A、B、C 相相間導納分別為YAB、YBC、YAC，其計算公式如下式（6）～（8）：

其中，YABL、YBCL、YACL分別為220kV 水板Ⅱ線A、B、C 相相間導納，YABⅠM、YBCⅠM、YACⅠM、YABⅡM、YBCⅡM、YACⅡM、YAⅠMBⅡM、YBⅠMCⅡM、YAⅠMCⅡM、YAⅡMBⅠM、YBⅡMCⅠM、 YAⅡMCⅠM分別為220kV Ⅰ、Ⅱ母線A、B、C 相相間導納。以上導納包括電壓互感器各相二次回路對地電容及相間電容導納折算到一次側的導納[2]。忽略220kV A 相電源內阻抗，并假設A 相電壓相角為0°，相當于220kVA 相母線上并接了一個134kV ∠0°的恒壓交流電源。綜上所述，220kV 母線等效電路圖如圖3所示，根據結點電壓法[3]，結合220kV 母線等效電路圖，得出以下方程組式（9）～（11）：

圖3 220kV 母線等效電路圖

其中，YA、YB、YC、YAB、YBC、YAC的電導部分值很小，計算時可以忽略，其導納的值和輻角主要由電納部分決定，考慮到電納主要是電容，因此輻角均接近90°，即、、相位角接近，可認為三個相量近似同相。可以明顯看出＜1和＜1，即UA＞UB且UA＞UC，、一次有效值之間的大小關系，取決于YCYAB與YBYAC模值之間的大小關系，如果|YCYAB|＞|YBYAC|則UB＞UC，反之UB小于UC，在、、近似同相的情況下，由公式（1）可知3U0的值接近UA、UB、UC的代數和。

1.2 電力監控系統獲取母線遙測數據原理

集控站電力監控系統獲取220kV 母線電壓遙測數據的原理示意圖如圖4所示，從圖4可知：220kV電壓互感器利用電磁感應原理，將較高的220kV 母線電壓一次值，轉化為較低的電壓互感器二次繞組輸出的二次值，其中a1s、b1s、c1s 分別為A、B、C 相電壓互感器的測量繞組，其兩端分別輸出A、B、C 相母線電壓二次值，ads、bds、cds 分別為A、B、C 相電壓互感器的測量開口三角繞組，通過將三個繞組首尾串聯，獲取220kV 母線電壓3U0的二次值，也稱開口三角電壓。

圖4 電力監控系統獲取母線電壓遙測數據原理圖

通過不同的電纜將220kV 電壓互感器二次繞組輸出的A、B、C 相母線電壓二次值和220kV 母線電壓3U0的二次值接入220kV 母線測控裝置交流輸入端子，220kV 母線測控裝置對接入的二次值進行采樣，利用算法計算采樣交流量的二次有效值，并將計算得到的二次有效值乘以電壓互感器繞組變比，得到母線電壓一次有效值。

測控裝置通過網線將母線電壓一次有效值，按照IEC61850通信規約傳送至站端MMS 網（500kV變電站站控層MMS 網分A、B 網，此處分析時簡化為單網），變電站監控系統通過MMS 網獲取220kV 母線電壓數據并展示。遠動機通過MMS 網獲取220kV 母線電壓數據，并通過電力通信網按照104通信規約將數據傳送給集控站監控系統展示。

1.3 母線遙測數據錯誤原因分析

通過1.1、1.2兩小節的分析，可知集控站監控系統顯示的220kV Ⅰ、Ⅱ母線電壓遙測數據錯誤的原因可能有以下幾種：

一是電壓互感器本體存在異常情況，造成電壓互感器繞組實際變比與銘牌變比不一致，造成測控裝置按銘牌變比將電壓互感器二次值換算成的一次值與實際一次值不一致。

二是電壓互感器二次回路接線錯誤，如開口三角電壓回路A、B、C 相繞組未按正確方式串聯，造成開口三角電壓數據錯誤，集控站監控系統顯示的220kV 母線3U0電壓一次值數據錯誤。

三是電壓互感器二次回路UN（相電壓中性線）未可靠接地，造成UN對地電壓不為0，測控裝置采集的并非相電壓回路對地電壓值，獲取的二次相電壓有效值不準確，集控站監控系統顯示的220kV 母線電壓遙測數據錯誤。

四是傳輸電壓互感器二次分相電壓和開口三角電壓的電纜芯線共用一根電纜[4]或UN（相電壓中性線）與ULN（開口三角電壓回路地電壓芯線）共用電纜芯線[5]，造成二次分相電壓與開口三角電壓電纜芯線之間相互干擾，集控站監控系統顯示的220kV母線電壓遙測數據錯誤。

五是傳輸電壓互感器二次電壓回路電纜頭未認真按照標準工藝進行制作，屏蔽接地不可靠，造成系統的強電磁場對電壓互感器二次電壓回路產生干擾電壓，集控站監控系統顯示的220kV 母線電壓遙測數據錯誤。

六是測控裝置交流采樣插件或采樣計算邏輯存在缺陷，造成測控裝置上送的220kV 母線電壓數據錯誤。

七是測控裝置中電壓互感器的變比參數設置錯誤，造成測控裝置按變比參數將電壓互感器二次值換算成的一次值與實際一次值不一致。

八是集控站監控系統母線遙測數據點關聯不正確，如關聯的為其他間隔的遙測數據。

2 現場檢查處理

依據第1節分析的可能造成母線電壓遙測數據錯誤的原因開展下述現場檢查：

一是電壓互感器出廠時進行了出廠試驗，現場安裝調試人員開展了交接試驗，兩份試驗報告均顯示電壓互感器實際變比與銘牌變比一致，誤差在標準允許的范圍。電壓互感器按照廠家說明書及技術標準進行施工安裝，無施工造成的電壓互感器本體缺陷。現場安裝調試人員用萬用表檢查220kV 母線電壓互感器分相電壓、開口三角電壓二次值，分別為Ua=60.9V、Ub=7.3V、Uc=13.6、Ul=141.7V，其中相電壓繞組的變比為220kV/100V，開口三角繞組電壓變比為220/kV/100V，將二次值乘以變比，獲得220kV 母線電壓一次值為UⅠA=UⅡA=134kV ；UⅠB=UⅡB=16kV ；UⅠC=UⅡC=30kV；3U0Ⅰ=3U0Ⅱ=180kV，其中3U0Ⅰ、3U0Ⅱ的電壓一次值與監控系統顯示的不一致。

二是現場安裝調試人員對電壓互感器二次回路開展檢查，與設計圖紙核對，確認現場電壓互感器二次回路接線正確，無寄生回路。

三是現場安裝調試人員對電壓互感器二次回路施工工藝進行了檢查，未發現電壓互感器二次回路UN（相電壓中性線）未可靠接地、傳輸電壓互感器二次分相電壓和開口三角電壓的電纜芯線共用一根電纜、UN（相電壓中性線）與ULN（開口三角電壓回路地電壓芯線）共用電纜芯線、電壓互感器二次電壓回路電纜頭屏蔽接地不可靠等現象，電壓互感器二次回路嚴格安裝技術標準進行施工。

四是現場安裝調試人員對220kV 測控裝置開展了調試試驗，試驗報告顯示交流采樣插件和采樣計算邏輯無問題。對測控裝置中電壓互感器的變比參數進行檢查，發現開口三角繞組變比參數設置錯誤，裝置中變比設置為220kV/100V，現場實際變比為220/kV/100V，將變比參數設置調整為正確值。

五是集控站監控系統和站端監控系統顯示的220kV 母線電壓大小數據一致，投產調試前，集控站與現場開展過遙測對點，監控系統母線遙測數據點關聯正確。

通過以上檢查處理，監控系統的數據變為UⅠA=UⅡA=133kV ；UⅠB=UⅡB=15kV ；UⅠC=UⅡC=29kV；3U0Ⅰ=3U0Ⅱ=179kV，詳情如圖5所示。

圖5 現場處理后，監控系統顯示的母線電壓數據

其中，3U0Ⅰ、3U0Ⅱ的一次有效值大小與2.1節相量分析的結果一致，即3U0的值接近UA、UB、UC的代數和。

3 結論

通過對500kV 水城變投產調試，以220kV 線路對側變電站為電源點對水城變220kV 母線分相充電核相時，220kV 母線電壓遙測數據錯誤問題的分析和處理，可得出以下結論：

一是造成此次220kV 母線電壓遙測數據錯誤的原因為220kV 母線測控裝置開口三角電壓繞組變比參數設置錯誤，設置的變比參數是實際變比的倍，造成監控系統顯示的3U0電壓為312kV，是實際值179kV 的倍。

二是變電站投產調試過程中，以220kV 線路對側變電站為電源點對220kV 母線分相充電，通過檢查充電相電壓互感器二次值和監控系統充電相電壓一次值是否比另外兩相均大，并接近額定相電壓值，可判斷線路、220kV 母線、220kV 電壓互感器一次、220kV 電壓互感器二次相序、測控裝置變比參數設置及監控系統220kV 母線各相電壓遙測數據是否正確。

三是以220kV 線路對側變電站為電源點對220kV 母線分相充電，通過檢查監控系統220kV母線3U0的值接近UA、UB、UC的代數和，可判斷220kV 電壓互感器開口三角電壓二次回路接線、測控裝置變比參數設置及監控系統220kV 母線3U0電壓遙測數據是否正確。

四是以220kV 線路對側變電站為電源點對220kV 母線分相充電時，不能以非充電相母線與充電相母線之間的距離大小來判斷非充電相母線感應電壓大小，如此次在對500kV 水城變220kVA 相母線進行充電時，與A 相母線距離近的B 相母線感應電壓15kV 反小于C 相母線感應電壓29kV，需綜合考慮母線對地電容、相間電容及充電線路對地電容、相間電容，按照2.1節的分析結果，比較YCYAB與YBYAC模值大小關系來判斷。

4 工作改善建議

結合此次220kV 母線電壓遙測數據錯誤事件，為了進一步提高接入設備健康狀態信息質量，更好地開展設備健康狀態監控工作，提出以下工作改善建議：一是安裝調試單位應嚴格按照技術標準開展一次、二次、在線監測設備的安裝調試及自驗收工作，確保接入集控站監控系統設備健康狀態信息全面、準確、質量可靠。二是集控站監控人員既要對新建變電站、新建間隔開展設備健康狀態信息集中驗收工作，又要利用變電站投產調試、設備倒閘操作、設備異常、設備故障跳閘的機會，結合事件應有的內在邏輯，深入分析系統遙信、遙測、在線監測、故障錄波數據是否準確，常態化開展設備健康狀態信息校核工作。三是運維檢修單位對集控站監控人員反饋的錯誤設備健康狀態信息，應結合檢修計劃及時進行處置。