翟星宇，張俁妤，賀子清

（國網北京市電力公司檢修分公司，北京 豐臺 100073）

通過梳理智能變電站線路保護配置原則、調試與接入的方法，能總結出智能變電站線路保護調試時的必要步驟與流程，最終達到簡化調試步驟、縮短調試時間，加快智能變電站建設的目的。

1 線路保護配置原則

220 kV及以上線路按雙重化配置保護裝置，每套保護裝置包含完整的主、后備保護功能。對于110 kV線路，每回線路配置單套完整的主、后備保護功能的線路保護裝置，合并單元與智能終端均采用單套配置[1]。

線路過電壓及遠跳就地判別功能應集成在線路保護裝置中，站內其他裝置啟動遠跳經GOOSE網絡啟動，線路保護直接采樣，直接跳開斷路器；經過GOOSE網絡啟動斷路器失靈、重合閘功能。

線路間隔MU、智能終端均按雙重化配置，具體的配置方式如下。

按照斷路器配置的電流MU采用點對點的方式接入各自對應的保護裝置。

線路側的電壓互感器TV的2套線圈分別對應2套雙重化的線路電壓合并單元MU，線路電壓MU單獨接入線路保護裝置。

線路間隔內線路保護裝置與合并單元MU之間采用點對點采樣值傳輸方式，每套線路保護裝置應能同時接入多路MU（針對于3/2接線）。

智能終端的雙重化配置，分別對應于2個跳閘線圈，具有分相跳閘的功能。而智能終端的合閘命令則輸出并接至一個合閘線圈上。

線路間隔內，線路保護裝置與智能終端之間也采用點對點直接跳閘的方式。且每套保護裝置應至少提供2路接口，在3/2接線時應分別接至2個斷路器的智能終端。

線路保護啟動斷路器失靈與重合閘功能采用GOOSE組網傳輸方式，合并單元MU提供給測控、故障錄波器等設備的采樣數(shù)據(jù)通過SV網絡傳輸?shù)姆绞?。SV網絡與GOOSE網絡應是完全獨立分開的。

2 線路保護需要的信息流

對于220 kV雙母線接線的線路保護來說，其主保護縱差保護須要收到本端線路的電流，后備保護距離保護須要母線電壓、線路間隔電流，零序保護須要線路間隔零序電流，重合閘須要線路TV電壓，啟動失靈須要發(fā)送保護動作信息給母差保護。間隔合并單元須要采集母線電壓、開關機構的位置信息，智能終端須要接收線路保護、母線保護、測控等分合閘出口信息[2]。

如圖1信息流所示，母線合并單元將母線TV采集的母線電壓點對點傳輸給本線路間隔的合并單元（稱作合并單元的級聯(lián)），由合并單元發(fā)送給線路保護。本間隔線路上TV、TA采集的線路電壓電流，也通過本間隔合并單元發(fā)送給線路保護。智能終端通過過程層GOOSE網絡至合并單元，通過組網GOOSE發(fā)送母線道閘位置信息給合并單元，用于電壓切換。智能終端也采集本間隔開關刀閘等一次設備的開關位置、閉鎖重合閘信息給保護重合閘，用點對點GOOSE發(fā)送給線路保護，線路保護用點對點GOOSE發(fā)送分合閘命令給本間隔智能終端，作用于一次設備；線路保護通過過程層GOOSE網絡接至母差保護，用GOOSE組網的方式發(fā)送保護動作信息，用于失靈保護。

圖1 智能變電站線路保護相關信息流

3 智能變電站線路保護調試接入方法

線路保護裝置的調試須要用到智能繼保調試儀，采用博電PNF801智能繼保測試儀作為調試工具對南瑞繼保線路保護裝置PCS931進行調試。測試儀能夠模擬合并單元的SV輸出和智能裝置GOOSE輸入輸出，具體連接方式如下：

測試儀輸出SV信息作為合并單元發(fā)布的電流電壓等信號，通過光口1接至線路保護裝置上“SV直采”口，用于模擬線路保護接收合并單元的采樣數(shù)據(jù)。

測試儀輸出GOOSE信息作為智能終端發(fā)布的開關位置等信號，通過光口2接至線路保護裝置上“GOOSE直采”口，用于模擬線路保護接收智能終端位置信息的數(shù)據(jù)，同時線路保護裝置通過該接口發(fā)送跳合閘命令至智能終端，控制智能終端進行斷路器的分合。

測試儀輸出GOOSE信息作為其他間隔保護裝置的信號，通過光口3接至線路保護裝置上“GOOSE組網”口，用于接收其他保護裝置（如母差保護裝置）發(fā)出的閉鎖重合閘等GOOSE組網報文。

將線路保護裝置的縱差保護光纖通道進行自環(huán)，用于在線路保護單裝置中進行縱差保護的調試。

3.1 調試環(huán)境的搭建

軟件設置主要為測試儀的相關配置，其中包括系統(tǒng)參數(shù)、SCD文件導入、模擬量、輸入輸出光口配置，依據(jù)實際線路一次參數(shù)設置TA、TV變比。

在SMV中的“IEC 61850-9-2”中導入合并單元的SCL文件，設置第一組報文從光口1發(fā)出，并將SV報文中的保護電壓電流通道和測試儀中的電壓電流進行映射。將第一組模擬量（Ua、Ub、Uc和Ia、Ib、Ic）作為保護電壓電流量，第二組模擬量作為同期電壓量。將保護電壓映射到Ua、Ub、Uc、 3U0，保護電流映射到Ia、Ib、Ic、 3I0，同期電壓映射到。這樣，測試儀可以通過軟件中的2組模擬量模擬合并單元中的電流電壓信息，提供給保護裝置。

在GOOSE訂閱欄中導入智能終端SCL文件，將智能終端Inputs中的GOOSE報文，即保護跳合閘信息（三相跳閘、重合閘信號）和測試儀的開入點進行關聯(lián)綁定，并設置光口2作為GOOSE訂閱接收口，通過配置GOOSE訂閱，測試儀模擬的智能終端可以通過光口2接收保護裝置發(fā)出的GOOSE報文信息。

在GOOSE發(fā)布欄中導入智能終端SCL文件，將智能終端Outputs中的GOOSE遙信報文，即斷路器、隔離開關等分合閘位置信息和測試儀的開出點進行關聯(lián)綁定，并同樣設置光口2為GOOSE發(fā)布口，通過配置GOOSE發(fā)布，測試儀模擬的智能終端可以通過光口2發(fā)布斷路器、刀閘等位置信息給保護裝置。

至此調試環(huán)境的搭建布置完成，之后即可進入保護裝置調試階段。

3.2 采樣值功能檢驗。

采樣值功能檢驗是對保護裝置進行采樣精確度的測量，要求保護裝置的精度誤差與實際輸入的采樣值的幅值誤差小于±5%，角度誤差小于±3°。使用測試儀的“通用試驗”功能進行測試，分別輸入線路本側三相電壓、零序電壓、同期電壓；線路本側三相電流、零序電流；線路對側三相電壓，線路對側三相電流以及線路零漂。查看裝置液晶顯示的幅值與角度是否滿足規(guī)定要求。由于單體線路保護裝置的縱差保護通道為自環(huán)狀態(tài)，本側與對側的線路電壓電流幅值相位均相同。

根據(jù)調試環(huán)境搭建的設置，在測試儀第一組G1組模擬量電壓電流量為保護電壓電流的輸入值，G2組的模擬量為同期電壓的輸入值。分別輸入0 V、0 A（模擬零漂）；10 V、0.1 A（模擬0.1倍額定電壓電流時）；57.732 V、1 A（模擬額定電壓電流時），同時檢驗額定電壓電流下0°、45°、90°的角度；70 V、5 A（模擬過電壓過電流時）的采樣值檢驗結果，如表1所示。

表1 保護裝置采樣值檢查結果

通過對各相保護電流電壓的采樣值檢驗，本臺線路保護裝置采樣值準確度均在標準范圍之內，該項檢查合格無問題。

3.3 GOOSE開入檢驗

GOOSE開入檢驗是為了驗證保護裝置收到開入量時的正確性。保護裝置接收本間隔智能終端的開關位置、閉鎖重合閘、壓力低閉鎖重合閘等信號，以及其他間隔保護裝置發(fā)送的遠跳（如母線保護裝置）信號。利用智能繼保測試儀模擬本間隔智能終端，發(fā)送開關位置等GOOSE報文，在保護裝置液晶面板上查看保護裝置的GOOSE開入是否正確。

在測試儀中的“通用試驗（擴展）”中選擇“GOOSE數(shù)據(jù)集”選項。由于GOOSE數(shù)據(jù)集中含有測試儀可以發(fā)送的所有GOOSE報文，并可以更改開關量信息，在該選項中的不同組內更改開關量的數(shù)據(jù)類型，查看保護裝置液晶面板GOOSE開入量是否正確。如將斷路器A相位置由01（分位）改為10（合位），查看保護裝置的開入量中是否保持了一致的變化。

3.4 GOOSE開出檢驗

GOOSE開出檢驗為驗證保護裝置是否可以正確發(fā)出跳閘、重合閘、失靈等命令，可以從保護裝置的液晶面板直接開出，但建議在保護定值驗證時一同進行校驗。

3.5 硬接點開入開出檢驗

硬件的開入主要為保護裝置的置檢修硬壓板，驗證裝置在置檢修硬壓板投入時是否正確顯示“保護裝置置檢修”。

硬接點開出主要為裝置告警以及裝置失電等開出量，通過給裝置斷電或從保護裝置液晶面板上直接開出告警動作，驗證保護裝置的硬接點開出是否正確。

3.6 保護定值校驗

線路保護裝置須具備的保護功能包括光纖縱聯(lián)保護、零序電流方向保護、距離保護以及重合閘與后加速等，在調試過程中均須要進行定值校驗，由于篇幅原因具體方法不再在此處進行贅述。在保護定值的校驗中須要滿足規(guī)定的條件才被認為無問題，即驗證在1.05倍定值下保護正確動作，且在0.95倍定值下保護不動作。動作時間與定值設定延時時間相差5%以內被認為是正確動作。在滿足各類定值校驗要求后，即可確定該線路保護的定值校驗無問題。

4 結束語

通過對線路保護配置與接入方法的研究，探究出智能變電站線路保護調試的環(huán)境搭建與接入調試的方法，確保校驗線路保護裝置各類功能正常，信息完整正確上送。并梳理出線路保護裝置調試各功能時的接入方法，基本上可以滿足施工現(xiàn)場對于智能變電站線路保護裝置單體設備的調試需求，縮短智能站保護裝置調試時間，對智能變電站更快發(fā)展具有推進作用[3-4]。