摘要：为了提高智能化变电站调试的可靠性，我们针对古峰330kV智能化变电站调试中遇到的几种典型问题并结合电力系统运行特点以及相关规程规范的要求，提出了问题解决的主要措施，从而完善了智能化变电站在调试期间存在的缺陷，通过现场实际运行结果来看，本论文提出的相关解决方案能够有效解决现场问题，从而大大的提高了智能化变电站施工的调试效率，进而保证电力系统的安全稳定运行。
关键词：断路器位置 智能变电站 虚端子
1 引言
2015年至2020年是智能变电站的全面建设阶段，宁夏的智能电网也得到飞速发展，智能变电站已经逐步取代了常规变电站，但是，伴随智能变电站的飞速发展，智能化变电站的长期稳定性尚未得到验证，因此，在调试的过程中时常会出现各种各样的问题，如厂家规约不一致导致的无法通信问题，系统配置工具不兼容导致的SCD文件不识别问题，保护的逻辑行为无法满足现场要求等问题，对于这些问题的处理，没有形成统一的、固定的处理模式，都是根据相关规范以及运行习惯、检修习惯等来处理的。因此，为了避免下次工程施工中发生同类的问题，我们针对古峰330kV智能变电站施工期间出现问题进行详细的分析研究，最后得到相应的处理措施，并且将这些措施统一形成文件，用于下次工程施工的依据，因此，针对这些问题提出的处理措施为今后的智能化变电站继电保护的调试提供可靠的理论依据和实践经验。
2 双重化配置的智能终端闭锁重合闸问题
2.1主要现象
线路保护双重化配置，对应的断路器保护以及智能终端均采用双重化配置，在调试期间发现，第一套线路保护切除永久性故障并闭锁相应的重合闸之后，一次断路器依然能够重合，导致断路器重合于永久性故障。
2.2现象分析
330kV智能化变电站断路器保护采用双重化配置，每套断路器保护都配有完整的重合闸保护，在施工调试整组传动的过程中，如果断路器保护采用三相重合闸方式，第一套线路保护切除永久性故障动作时，启动对应的失灵保护和重合闸，第一套断路器保护收到启动重合闸信号的同时收到闭锁重合闸信号，重合闸不能出口，但是第二套断路器保护认为第一套保护是误跳闸，所以通过不对应启动方式启动相关的断路器重合闸，从而使得断路器合闸于永久性故障，产生这种问题的根本原因是，双重化配置的继电保护装置，为了满足可靠性的要求，两套保护以及相应的回路之间没有任何电气的联系，一套保护的动作行为不受第二套保护的影响，这样，导致了三相重合闸方式下重合闸误出口的问题。如果采用单相重合闸，当一套线路保护发生瞬时性故障，第一套线路保护启动失灵和重合闸，第一套断路器保护收到启动重合闸信号后，在第一套断路器保护单相重合闸动作的同时，第二套断路器保护的重合闸也动作，这种现场虽然是错误的，但并不影响实际的运行，甚至，这种情况进一步提高的了线路运行的可靠性，从而有利于线路的安全稳定运行。当第一套线路保护切除的是永久性故障，就会发生单重方式三相跳闸的现象，第二套断路器保护由于也在单重方式，在收到三相跳闸位置的同时闭锁重合闸保护，同样能够避免重合闸误动作的现象。
2.3解决方案
根据上述的原因分析，只有在三重方式下的重合闸才能存在相互影响的问题，因此，根据电力系统的运行要求，我们通常采用相互两套断路器智能终端相互闭锁的方式，主要做法是，当第一套线路保护切除永久性故障的同时，向第一套断路器保护发送闭锁重合闸信号的同时，向第一套智能终端也发出闭锁重合闸信号，当第一套智能终端收到闭锁重合闸的信号时，启动一个外部硬接点，将该硬接点引到第二套智能终端的闭锁重合闸开入端子上，第二套智能终端通过GOOSE网将该闭锁重合闸信号上传到第二套断路器保护，从何实现第二套断路器保护的重合闸闭锁功能。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆同样，当第二套线路保护切除永久性故障的同时，向第二套断路器保护发送闭锁重合闸信号的同时，向第二套智能终端也发出闭锁重合闸信号，当第二套智能终端收到闭锁重合闸的信号时，启动一个外部硬接点，将该硬接点引到第一套智能终端的闭锁重合闸开入端子上，第一套智能终端通过GOOSE网将该闭锁重合闸信号上传到第一套断路器保护，从何实现第一套断路器保护的重合闸闭锁功能。这样，便可实现了相互闭锁的功能。当断路器保护的重合闸在单重方式下时，不进行两套智能终端回路之间的闭锁。
3 双重化配置的继电保护装置电源的问题
3.1主要现象
330kV变电站的主变压器保护采用双重化配置，在调试过程中发现，当第一组直流母线失压时，变压器保护的两套保护装置均失电，造成变压器在无保护的情况下运行。
3.2现象分析
330kV的主变保护采用双重化配置，对应的直流电源也应该采用双重化配置，而两套直流电源分别取自不同的直流母线电压，即第一套保护装置的直流电源取自第一组直流母线电压，第二套主变保护装置的直流电源取自第二组直流母线电压，在正常运行情况下，第一套直流母线电压和第二套直流母线电压之间没有任何电气联系，当切除一套直流母线时，不影响另一套直流母线的正常运行。而发生上述现象的原因是设计错误。目前，每套主变保护屏内都配置一套过程层交换机，而过程层交换机也采用两套直流电源供电，这样，将会出现每套保护屏内都有两组直流电源（BM1和BM2），厂家设计时，往往将保护装置电源与交换机的第一套电源并接，交换机的第二套电源独立使用，而BM1和BM2通常和交换机的第一路电源、第二路电源相配合。这样导致，主变保护的两套保护都取自第一段直流母线，因此，在第一段直流母线失压时，两套主变保护同时失电的现象。
3.3解决方案
产生上述现象的根本原因是设计问题，但上述现象在多个变电站中出现，因此是一个很严重的设计缺陷，因此，在施工期间我们采取的解决方案是第一套装置电源采用BM1、BM2接线方式，第二套装置电源采用BM2、BM1接线方式，将两组电源进行交叉接线。
4 断路器位置接点虚端子选取的问题
4.1主要现象
断路器在合位的情况下，断掉遥信电源时，线路保护中的断路器没有位置信号，从而使得保护判断为控制回路断线兵闭锁重合闸保护。
4.2现象分析
目前，在虚端子配置时，通常采用GGIO中的IND类中断路器位置，这种断路器位置是硬接点信号，即该信号的开入电源由遥信电源提供，而常规变电站中用于保护的断路器位置采用控制电源控制的跳闸位置监视继电器上的接点。在智能站中当遥信电源失电时，对应的硬开入信号为0，GOOSE虚端子中对应的该信号品质值为0，保护接收到的GOOSE报文中对应的断路器位置为无效，此时保护装置判断为控制回路断线，从而闭锁重合闸，这种接法回导致遥信电源的失电影响控制回路的问题，有时候，在处理问题时，往往采用遥信电源断掉的方法，如果采用这种接线，在线路上实际发生故障时将会导致保护装置重合闸不动作，从而扩大事故范围。
4.3解决方案
为了避免上述问题的发生，我们在虚端子配置的时候不应该选用断路器的硬接点开入位置，而采用软件合成的TWJ和HWJ信号，这两个信号是由控制电源控制的位置监视继电器构成的信号，能够真实反应断路器实际位置与控制电源状态的信号。
参考文献
[1]刘振亚.智能电压技术[M].中国电力出版社，2010
[2]高翔，张沛超.数字化变电站系统结构[M].华北电力出版社，2006年12月.
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4]张沛超，高翔.数字化变电站系统结构[J].电网技术，2006,30(24)：73-77.
论文作者:张云宁
论文发表刊物:《基层建设》2017年第19期
论文发表时间:2017/11/7
标签：断路器论文; 变电站论文; 第一套论文; 信号论文; 智能论文; 终端论文; 电源论文; 《基层建设》2017年第19期论文;