智能变电站继电保护调试内容及方法的探讨

孙海文

摘要：针对智能变电站介绍了继电保护装置调试内容及方法，重点说明GOOSE和SV测试、整组传动测试、检修机制测试等内容。加深调试人员对智能变电站相关知识的了解，提高调试人员对智能变电站的调试能力。

关键词：智能化变电站；调试方法；goose；检修机制

1智能变电站和综自站继电保护的区别

新增了非常规互感器、合并单元、智能终端、交换机、网络分析仪、在线监测等与继电保护相关的装置或系统；使用光纤接口/扩展插件，替代交流、低通滤波以及出口继电器等模拟输入输出插件；取消保护功能投退硬压板、出口和开入回路硬压板，只保留检修和远方操作硬压板，新增了SV投入、GOOSE接收和出口、投退保护功能、远方控制、远方修改定值区、远方修改定值等软压板；大量使用光纤，大幅减少二次控缆，增加了ODF、盘线架、绕线盘等辅助设备；

总之，改变的只是输入输出的接口，以及传输信息的介质和途径，而继电保护的原理、功能并没有改变。

2智能变电站继电保护调试内容及方法

按照系统功能实现，调试划分为三个阶段

1）单体调试（智能装置调试）

2）分系统调试（系统单一功能联调）

3）整体系统调试（变电站高级应用联调

2.1智能终端单体调试

（1）工作电源、绝缘性能、光纤功率参数满足要求；

（2）自诊断的告警功能，包括内部异常、电源中断、GOOSE异常、控制回路监视、位置不一致等；

（3）装置闭重、检修、事故总等逻辑；

（4）装置的时间同步精度误差应不大于±1ms；

（5）动作时间检查。从接收GOOSE开入到继电器出口时间不大于7ms；从硬接点开入到发送GOOSE时间不大于2ms；

（7）具备断路器控制、回路监视、防跳、位置不一致、电源监视等功能；

（8）本体智能终端的信息交互功能（非电量、调档及测温等），闭锁调压、启动风冷等出口接点功能，非电量保护功能。

2.2智能终端系统调试

（1）跳合闸保持电流检查。检查与断路器跳合闸回路电阻是否匹配。

（2）检修机制联调正确。与相关联的保护、测控、合并单元等装置进行检修机制配合联调。

（3）闭重逻辑测试。遥控分闸、就地手分、保护永跳、SF6压力低和未储能等闭重逻辑测试。

（4）事故总告警测试。模拟开关在运行，保护出口动作，智能终端上送事故总信号。

（5）回路监视功能测试。非全相、防跳、控制电源监视、控制回路监视、GOOSE通信链路监视、对时信号监视等功能测试；

（6）状态监测信息采集功能检查。包括一次设备和就地智能控制柜传感元件的温度、湿度、压力、密度、绝缘、机械特性、工作状态等状态信息。

（7）控制功能。GOOSE的单双网模式下，检查执行保护、测控的下行控制命令以及命令记录功能，并确认出口硬压板的唯一性；

（8）非电量保护传动。重瓦、压力释放、温高、闭锁调压、启动风冷等出口传动正确。

2.3继电保护单体调试

常规调试内容：

（1）外观检查、工作电源、绝缘性能、纵联通道光纤参数等项目满足要求；

（2）装置自检功能正常，如：装置异常信号、电源消失信号等；

（3）采样值幅值和角度符合规程要求；

（4）SV、GOOSE虚端子测试正确；

（5）定值整定功能正确，定值误差符合要求，保护常规逻辑功能正确，保护跳闸矩阵正确，软硬压板唯一性和正确性检查；

（6）装置接收时钟同步信号正常，对时精度误差应不大于±1ms。

（7）故障录波及事件记录功能检查。

智能站新增调试内容：

（1）SV、GOOSE光纤功率等参数检查满足要求；

（2）新增功能逻辑测试正常，比如：SV、GOOSE检修状态对保护逻辑的影响，SV无效、双AD不一致等异常对保护逻辑的影响，SV、GOOSE通信异常对保护逻辑的影响；

值得注意的是，非正常状态对保护逻辑的影响十分重要，也是保护程序存在较多问题的地方。

2.4采样值测试

测试内容及要求

（1）零漂测试

保护装置在不输入任何采样值或输入零值时，观察装置零漂均无漂移且符合装置技术要求；

（2）采样值精度测试

分别输入不同幅值和相位的电压、电流量，检查装置各通道采样值的幅值、相位和频率，应满足装置技术条件的要求。

（3）采样值异常时装置不应误动，并能发出告警信号。

2.5虚端子测试

测试内容及要求

（1）SV配置检查

通过数字继电保护测试仪输出SV报文，通过待测保护装置的面板显示来判断SV虚端子连接是否按照设计图纸正确配置。

（2）GOOSE开出检查

通过数字继电保护测试仪输出SV报文，模拟保护动作发出GOOSE报文，通过报文分析仪查看相应GOOSE报文，或通过数字继电保护测试仪接收相应GOOSE报文，以判断GOOSE虚端子是否按照设计图纸正确配置。

（3）GOOSE开入检查

通过数字继电保护测试仪输出GOOSE报文，通过待测保护设备的面板显示来判断GOOSE虚端子连接是否按照设计图纸正确配置。

2.6软压板测试

测试内容及要求

（1）SV接收软压板检查

投入SV接收软压板，数字继电保护测试仪输出电压、电流量给保护装置，装置显示数值精度应满足要求；退出SV接收软压板，设备显示数值为0或不处理该通道采样值。

（2）GOOSE接收软压板检查

投入GOOSE接收压板，数字继电保护测试仪输出GOOSE信号给保护装置，装置显示GOOSE数据正确；退出GOOSE接收软压板，设备不处理该通道GOOSE数据。

（3）GOOSE输出软压板检查。

投入GOOSE输出软压板，模拟保护动作，发送相应GOOSE信号；退出GOOSE输出软压板，模拟保护动作，该通道GOOSE报文无变化。

（4）保护元件功能及其他压板检查。

投入/退出相应软压板，结合其他试验检查压板投退功能。

2.6定值及保护逻辑测试

测试内容及要求

（1）定值及保护功能测试

通过数字继电保护测试仪输出故障SV报文（1.05或0.95倍定值），模拟保护动作发出GOOSE报文，通过报文分析仪查看相应GOOSE报文，或通过数字继电保护测试仪接收相应GOOSE报文，以校验定值是否符合误差、保护功能是否正确、跳闸矩阵是否正确、保护动作时间是否符合要求。

（2）动作时间测试

从数字继电保护测试仪输出故障采样值（1.2或0.8倍定值）时刻，到接收保护装置GOOSE出口信息为止，计算两者的时间差。

线路纵差自环测试动作时间一般不大于30ms；

主变、母线差动动作时间一般不大于20ms。

2.7继电保护系统调试

常规调试内容：

（1）二次通流

（2）保护逻辑的CT极性检查和确认

（3）与站内、主站的故障录波系统联调

（4）与站内、主站的监控系统联调

（5）与站内、主站的故障信息系统联调

（6）与网络分析仪联调

（7）继电保护整组传动：检查继电保护动作逻辑与预设继电保护逻辑一致。（80％Un和100％Un）

智能站新增调试内容：

（1）工程配置检查：依据SCD文件和定值单，再次核对继电保护系统及相关设备的运行功能与参数是否正确。

（2）通信检查：检查与继电保护系统的MMS、GOOSE、SV网络的通信状态，并确保通信状态自检功能和告警正确。

（3）互操作性检查：检查继电保护与合并单元、智能终端以及其他继电保护装置的SV失步/无效/检修、GOOSE检修等机制的正确性。

（4）SV、GOOSE光纤回路监视功能检查；

（5）远方控制、保护信息上送功能正常。

3总结

智能变电站合并单元、智能终端以及其他智能设备的大量使用，使其二次回路的大量电缆被光纤代替，传统的交流电流、电压信号以及直流控制、位置、告警信号被光信号所取代，这使得变电站测试大大不同于常规变电站调试。

参考文献：

[1]高翔.智能化变电站应用技术[M].北京：中国电力出版社，2008.

[2]高翔，张沛超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J].《电网技术》，2006，30（23）：67-71，87

作者简介：

孙海文（1983-），男，工程师，从事电力系统继电保护技术工作。