張兵海，曹樹江 ，李鐵成，王江濤，孟 強，郝曉光，趙春雷

(1.河北省電力研究院，石家莊 050021；2.河北省電力調(diào)度通信中心，石家莊 050021；3.保定供電公司，河北 保定 071051；4.邯鄲供電公司，河北 邯鄲 056002)

1 概述

向量檢查是繼電保護工作中重要的項目之一。向量錯誤將導致正常運行狀態(tài)或故障狀態(tài)的繼電保護誤動或拒動，繼電保護正式投運前必須嚴格保證向量的正確性。傳統(tǒng)繼電保護向量檢查，由于采用一次系統(tǒng)實際的工作電壓和負荷電流，在新設(shè)備投入運行之前其正確性無法全面驗證。在新設(shè)備投運過程中需要通過倒閘操作，采用母聯(lián)斷路器和臨時保護串帶方式，對新設(shè)備充電。傳統(tǒng)繼電保護向量檢查，通常由于一次系統(tǒng)負荷電流難以組織，達不到向量檢查所需要的數(shù)值而不得不專門調(diào)整、變更系統(tǒng)的運行方式，大大延長了系統(tǒng)過渡方式的時間。在智能化變電站中，采用電子式或光學互感器后，來自互感器的電氣量由光纖直接接入繼電保護裝置，常規(guī)二次加壓、通流試驗等將無法進行。這些問題制約了新設(shè)備投運工作的工作效率，增加了電網(wǎng)和主設(shè)備安全運行的風險。

利用微機型繼電保護裝置靈敏度高的特點，采用源自實際一次系統(tǒng)的電流和電壓，以設(shè)備穿越短路的方法進行變電站的負荷模擬，進行繼電保護等二次系統(tǒng)的向量檢查，達到確認繼電保護等二次系統(tǒng)向量正確性的目的，可有效降低設(shè)備投運時繼電保護等二次系統(tǒng)不正確動作的風險，降低電網(wǎng)運行隱患。

2 原理分析

繼電保護向量檢查包括保護裝置采樣的二次電壓值、二次電流值、二次電壓間角度、二次電流間角度，以及電壓、電流間角度值與一次側(cè)電壓、電流的對應(yīng)性等。保護裝置顯示的二次電壓、電流應(yīng)等于按電壓互感器、電流互感器變比折算后的二次電壓、電流數(shù)值，電壓間、電流間及電壓與電流間角度應(yīng)等于一次側(cè)電壓間、電流間角度。向量檢查主要檢查電流互感器變比檔位和極性選取的正確性、電壓與電流二次回路接線的正確性。對于互感器角差和比差過大、保護裝置讀取數(shù)值誤差偏大、智能站數(shù)據(jù)丟幀等問題，應(yīng)通過專項試驗或長期監(jiān)測來判斷，當偏差較大時通過向量檢查可以查出。

投運前繼電保護向量檢查技術(shù)指在變電站投運前，即在變電站設(shè)備不帶實際負荷的情況下，檢查確認繼電保護向量的正確性。試驗的基本方法是在變電站設(shè)備一次側(cè)模擬實際負荷，當模擬負荷量達到繼電保護向量檢查要求的條件時，進行二次繼電保護的向量檢查。

試驗設(shè)備為三相調(diào)壓器、三相升壓變壓器的組合，模擬負載采用感性負載。計算研究表明，15 Ω的模擬負載是較為理想的數(shù)值，110 kV、220 kV變電站的模擬負荷達到100 kVA時可滿足二次側(cè)繼電保護向量檢查的要求，此時試驗設(shè)備的輸出電壓為1 250 V(線電壓)、輸出電流不小于50 A；對于500 kV及以上電壓等級變電站，試驗設(shè)備的輸出電壓應(yīng)不小于2 500 V(線電壓)，輸出電流應(yīng)不小于80 A。技術(shù)原理示意見圖1。

圖1 投運前繼電保護向量檢查技術(shù)原理示意

如圖1中所示的被試設(shè)備為輸電線路、母線間隔，當被試設(shè)備為變壓器時，則不用模擬負載，直接將被試變壓器的另一側(cè)三相短路，變壓器零序電流回路向量試驗時應(yīng)加入不對稱模擬負荷；當試驗電壓互感器零序電壓回路向量時，應(yīng)將被試變電站變壓器隔離。

此項試驗技術(shù)的前提是當前的繼電保護均已實現(xiàn)了數(shù)字化，保護裝置均設(shè)置有數(shù)字面板或人機對話窗口，通過保護裝置的人機界面可監(jiān)測到裝置采樣的二次電壓、電流，通過分析二次電壓、電流的采樣值確定向量的正確與否。當前各種微機保護裝置的數(shù)字顯示有效數(shù)字普遍已達到小數(shù)點后第2位，有的裝置已達到小數(shù)點后第3位或更多，小數(shù)點后位數(shù)越多越有利于此項試驗技術(shù)的完成。對當前已運行微機保護精確工作電壓、電流的調(diào)研及對保護裝置實際可顯示的最小二次電壓、電流數(shù)值的測試表明，當投運前繼電保護向量檢查試驗設(shè)備容量大于100 kVA、輸出電壓大于1.2 kV、輸出電流不小于50 A時，可滿足當前110 kV、220 kV變電站投運前即檢查確認繼電保護向量正確性的要求，允許的電流互感器變比最高為2 500/1。當變電站電壓等級更高，如500 kV電壓等級、電流互感器變比為4 000/1時，可采取改進技術(shù)提高試驗設(shè)備的輸出電流，使之適用于直至特高壓1 000 kV電壓等級的交流系統(tǒng)。

試驗系統(tǒng)的電源取自變電站配電電源，電源電壓經(jīng)試驗系統(tǒng)接入被試變電站一次設(shè)備，如相序錯誤將直接導致數(shù)據(jù)的判斷錯誤。因此，試驗開始前必須首先確定試驗設(shè)備的相序。試驗過程中，應(yīng)保證試驗設(shè)備輸出的三相電壓電流平衡、正相序。

進行線路間隔(或稱支路)試驗時，可在線路間隔的電流互感器外側(cè)接入模擬負載(即試驗電抗器)，在另一間隔加入試驗量，兩間隔運行于不同母線，如圖2所示(圖中設(shè)備編號不特指某個變電站)。這種方法可以檢查線路保護、母線差動保護、變壓器高壓側(cè)后備保護、母聯(lián)保護等保護的向量。

圖2 投運前線路和母線繼電保護向量檢查技術(shù)原理示意

進行變壓器間隔試驗時，在被試變壓器一側(cè)的電流互感器的非變壓器側(cè)加入試驗量，被試變壓器另一側(cè)的電流互感器非變壓器側(cè)三相短路(可使用接地開關(guān)來完成，三相短路變?yōu)槿喽搪方拥?，可檢查變壓器差動保護向量，如圖3所示(圖中設(shè)備編號不特指某個變電站)。

圖3 投運前變壓器繼電保護向量檢查技術(shù)原理示意

此外，還可進行線路保護縱聯(lián)差動保護試驗和變電站各側(cè)電壓核相試驗，試驗過程中考慮被試對象的不同，可盡量使試驗范圍擴大，這樣可使一次試驗涵蓋更多的一次間隔和更多的繼電保護裝置。

在進行變壓器間隔試驗時，需要進行參數(shù)計算，即計算出試驗量加入側(cè)的變壓器阻抗，計算式為

(1)

式中：XTR為試驗量加入側(cè)的被試變壓器阻抗；Ur-test為試驗量加入側(cè)的被試變壓器額定電壓，Sr為試驗量加入側(cè)的被試變壓器額定容量，Ud%為試驗量加入側(cè)到試驗時三相短路側(cè)的短路電壓。試驗過程中的參數(shù)關(guān)系Utest=ItestXload，其中，Utest為試驗設(shè)備的實際輸出電壓；Itest為試驗設(shè)備的實際輸出電流；Xload為模擬負載(線路、母線試驗時為15 Ω，變壓器試驗時為變壓器短路阻抗，電阻分量R均忽略不計)。

使用常規(guī)的向量判別方法判斷Utest、Itest經(jīng)電壓互感器、電流互感器變換進入保護裝置后的向量正確性。

3 可行性分析

3.1 與現(xiàn)行標準規(guī)程的符合性分析

向量檢查模擬試驗是在一次系統(tǒng)施加電壓和電流，電氣量經(jīng)電壓和電流互感器及其二次回路后接入繼電保護裝置，互感器、二次回路和保護裝置處于正常的工作狀態(tài)。與規(guī)程要求的采用“工作電壓和負荷電流”本質(zhì)上完全一致，區(qū)別只是在于一次系統(tǒng)的電氣量是直接源自發(fā)電機產(chǎn)生的還是中間經(jīng)過試驗裝置產(chǎn)生的，由于試驗裝置能夠完全正確的轉(zhuǎn)變，因此試驗結(jié)論可信，符合規(guī)程要求。

3.2 對常規(guī)向量檢查技術(shù)的替代性分析

傳統(tǒng)向量檢查技術(shù)是在變電站帶電后有負荷穿越情況下進行的，電壓為額定電壓，電流為負荷電流，進行保護向量判別時，誤差較小易于判別。投運前的向量檢查試驗為模擬負荷，盡管試驗設(shè)備無法達到額定電壓，但試驗時的試驗電壓已高于保護裝置的精確工作電壓，故模擬試驗的電壓能夠滿足要求，保護裝置的精確工作電流一般為額定二次標稱電流的10%，模擬試驗的電流一般達不到這么大，但只要裝置的靜態(tài)調(diào)試正常，電流通道采樣飄移在允許范圍內(nèi)，小電流仍然可以在裝置上正常反應(yīng)，只是影響相位的判別誤差偏大?，F(xiàn)場試驗表明，模擬負載為感性負載，理論上電流應(yīng)滯后電壓約90°，實際數(shù)據(jù)在80°～87°，考慮忽略的電阻分量的影響，相位的試驗數(shù)據(jù)完全能夠滿足對結(jié)論正確性的驗證。

模擬負荷的小電壓、小電流雖然滿足繼電保護向量的判別要求，但對于常規(guī)向量檢查工作中不限于向量檢查的項目方面可能略有欠缺，如根據(jù)電壓數(shù)值判斷變電站變壓器的抽頭位置的三相統(tǒng)一性、鐵磁諧振的可能性、長線路電容電流對差動保護差流的影響、互感器誤差、差動電流回路是否存在多點接地等問題，仍然需要在變電站投運后使用實際的工作電壓、較大的負荷電流來判斷。

2011年，河北省南部電網(wǎng)共應(yīng)用投運前繼電保護向量檢查技術(shù)對18個變電站進行試驗(包括2個電廠升壓站、5個110 kV變電站、3個智能變電站)，試驗數(shù)據(jù)表明此項技術(shù)完全滿足繼電保護向量檢查的要求。

3.3 與傳統(tǒng)向量模擬試驗技術(shù)的分析比較

使用大電流發(fā)生設(shè)備或使用380 V電壓接入一次設(shè)備，也可在變電站投運前進行繼電保護的向量試驗，達到投運前檢查確認某些繼電保護向量的目的，但是因其受試驗設(shè)備限制(主要原因是不能同時發(fā)生大電流、高電壓)，不能做到有效檢查變電站內(nèi)所有繼電保護向量的目的。使用投運前繼電保護向量檢查技術(shù)，在檢查確認繼電保護向量的同時，可一并完成測量、計量、錄波、PMU等二次系統(tǒng)的向量檢查。投運前繼電保護向量檢查技術(shù)適用于各種接線形式的變電站，包括GIS、AIS、雙母接線、橋接線等及智能變電站，適用于交流各電壓等級的新建變電站，試驗?zāi)軌蚝w變電站內(nèi)所有繼電保護。投運前繼電保護向量檢查技術(shù)與傳統(tǒng)向量模擬試驗技術(shù)的優(yōu)缺點對比，見表1。

表1 投運前繼電保護向量檢查試驗與傳統(tǒng)向量模擬試驗的對比

4 結(jié)論

a. 投運前繼電保護向量檢查試驗技術(shù)是繼電保護試驗技術(shù)的創(chuàng)新，將原來在變電站帶電后進行的繼電保護向量檢查工作放在了帶電之前做，降低了投運過程中因繼電保護向量不確定而引發(fā)的大量一次系統(tǒng)倒閘操作帶來的安全風險，減少了投運過程中的操作工作量，縮短了電網(wǎng)處于過渡方式下的時間。該項技術(shù)的應(yīng)用，提高了工程投運的工作效率，有效降低了投運過程中電網(wǎng)運行方式調(diào)整帶來的安全風險和繼電保護等二次設(shè)備向量不確定帶來的安全風險，杜絕了工程投運后可能長期沒有負荷而帶來的主設(shè)備和電網(wǎng)運行的安全風險。

b. 投運前繼電保護向量檢查試驗技術(shù)使傳統(tǒng)繼電保護二次專業(yè)的工作性質(zhì)延伸到電氣一次專業(yè)，因此試驗時需要了解掌握電氣一次專業(yè)的有關(guān)問題，并熟悉設(shè)備的運行方式和短路計算。

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