摘 要：智能变电站已进入全面建设时期，全国陆续投运了好多站点，就山西晋中而言也先后有两座220kv和七座110kv变电站投入运行。在这些变电站的调试过程中，我们遇到了许多共性和典型的问题，文章结合这些问题展开解析，为后续智能站建设和即将到来的新一代智能变电站提供参考。
　　关键词：智能站；调试；问题解析
　　1 引言
　　现阶段智能变电站建设由于缺乏纲领性指导，没有形成统一的设计规范，加之设备招投标因素的影响，造成目前已投运的变电站在网络结构、设备选型等细节方面不尽相同，由此也造成在智能变电站的调试无法形成一个统一的指导流程。但智能变电站总的框架结构相同，设备功能类似，在调试过程中我们还是从中发现了共性及一些典型的问题，大部分在投运前已经解决，仍有个别问题虽不影响运行但没有彻底的消除。文章将从五个问题出发，阐述发现过程，解析处理结果。
　　2 跨间隔mu采样的问题
　　2.1 问题描述
　　在110kv某智能变电站验收时，我们用经校验的模拟量微机试验仪同时向主变的高压侧合并单元和低压侧合并单元通入各侧额定电流，验证主变保护差流平衡。试验接线如图1。
　　图1 试验接线示意
　　发现高低压侧的相角差比理论值大了7°，即当高压侧电流相角为0°时，低压侧电流相角为23°，差流值明显偏大，而正确角度应该接近30°，差流基本为0。再使用数字测试仪直接向保护装置通入高低压侧额定电流发现角度正常，差流为0。说明两侧的合并单元存在角度差。
　　2.2 处理结果
　　通过与合并单元厂家沟通，厂家使用其内部程序对合并单元进行了调校，重复上述方法试验，现误差控制在2°范围内，送电后的相量检查正确。wwW.11665.coM
　　2.3 建议
　　在九座智能变电站的调试过程中，通过此方法发现了新宁公司和南瑞科技公司生产的合并单元存在角度误差，需厂家进行调校。建议此调试项目应在厂家联调阶段完成，因为实验室的物理距离相对较短，比较容易实现；有问题可直接与研发沟通，调校后还能利用厂家的高精度仪器对其验证。在站内调试需要一根长电缆连接两个合并单元，调校精度也不高。
　　3 时钟丢失的mu采样问题
　　3.1 问题描述
　　在110kv某智能变电站调试中，使用模拟量微机试验仪输出电压（经110kvpt合并单元至主变高压侧合并单元）、电流检查主变高压侧采样，试验接线如图2。
　　图2 直采方式下试验接线示意
　　此时，高压侧合并单元装置报时钟丢失，检查合并单元装置采样及主变保护测控装置采样均正常，报时钟丢失原因为gps装置停电。持续通过微机测试仪加入电压、电流，保持gps装置停电状态，10分钟后合并单元报gps失步，30分钟后，高压侧合并单元报装置采样异常，检查合并单元装置采样发现电压量不规律衰减，电流量稳定，两者角度变化，同时检查主变保护测控装置采样出现同样的问题。直至装置电压采样为0，高压侧合并单元不再向主变保护测控装置输出电压量。gps装置上电运行后，高压侧合并单元gps报警复归同时又有了电压电流量同时输出至主变保护测控装置。我们拔掉高压侧合并单元的gps对时光纤，上述问题重现。反复试验数次，说明此合并单元输出电压受gps时钟影响。
　　3.2 处理结果
　　经仔细检查对比，只有在合并单元gps异常时输出的电压有影响，有点像网采的意思，输出量依赖于外部时钟。检查厂家配置发现，其110kv母线电压是采用网采方式，110kvpt合并单元输出电压经交换机后才到高压侧合并单元，不符合现场设计规范。估计厂家在这里是套用了其他站的配置模式。经更改后重新试验，没有出现上述情况。
　　3.3 建议
　　在调试阶段需对装置采样与外部时钟的依赖关系进行检验，防止出现厂家套用配置，直采设计而变成网采模式。网采模式下对gps时钟依赖程度较高，各装置只能守时约30分钟，上述实验已经证实，在网采技术还不够成熟的条件下，采用直采设计可以规避时钟的影响，确保装置运行可靠。
　　4 满足运行操作的问题
　　4.1 问题描述
　　在一座220kv智能变电站送电倒闸操作过程中，运行人员倒母线，此时要求母联开关为硬连接，操作规程中规定此时应断开母联开关的控制电源。但是在运行人员断开控制电源空开后，后台的母联开关变成了分位。而我们常规综自站中，后台的开关位置是测控装置采的断路器辅助接点的

开入，断开控制电源不会影响后台开关位置。
　　4.2 处理结果
　　经检查发现智能终端输入给母联测控装置的开关位置是由智能终端操作回路中分相开关的hwj合成，断开母联控制电源空开后，控制回路被切断，hwj=0，后台开关就变成分位。处理时由断路器机构重新引出一对开关位置的接点，接为硬开入。
　　4.3 建议
　　在智能变电站调试中除了正常的验收试验项目，我们还需考虑今后运行维护的要求，把各种问题想在前，确保每个变电站做到“零缺陷”投运。只有把验收工作做细做实，才能保证投运过程的顺利。再者就是送电时，每个设备的厂家人员都必须到场，以便发现问题及时处理，保障按时送电。
　　5 装置试验的问题
　　5.1 问题描述
　　在一座220kv智能变电站调试南瑞继保pcs-902保护时，其闭重三跳出口不受跳闸出口goose压板控制，受启动失灵goose软压板控制。出口压板与软压板描述不对应，在正常操作过程中会造成误投退出口。
　　5.2 处理结果
　　pcs-902保护闭重三跳动作后，应该发给智能终端一个闭锁重合闸的信号，该信号是和启动失灵共用一个软压板来控制的，但是在检查scd时发现闭锁重合闸对应智能终端的闭重三跳（闭锁重合闸的同时三相跳闸），所以保护闭重三跳动作后，不是由三跳动作来出口的，而是由保护装置给智能终端发的闭锁重合闸动作的。说明对scd文件的检查还不到位。 5.3 建议
　　在每个智能变电站进站验收前，组织各厂家人员、施工人员、调试人员在一起共同研究检查scd文件，确保所连接的每个虚端子的正确性。在调试阶段，仍需对照虚端子验证其关联逻辑的正确，在发现问题后，仍需首先检查scd文件中所关联虚端子的正确性，决不能放过任何有疑问的地方。
　　6 软压板遥控问题
　　6.1 问题描述
　　在220kv某智能站中南瑞继保pcs-902线路保护中的“goose跳闸出口”、“goose重合闸出口”、“goose启动失灵”三个软压板在保护装置断电重启或定值整定固化装置启动后，国电南自的后台及集控就不能对上述三个压板进行投退操作。后台南自厂家通过ps-conner软件使能后，方可进行操作。
　　6.2 处理结果
　　这个问题是在pcs-902装置定值调整后，保护人员在后台无意的一次操作中发现的，当时是对“goose重合闸出口”软压板进行操作，结果无法操作，接着又对“goose跳闸出口”、“goose启动失灵”及其他压板进行了操作，发现只有这三块软压板不能投退。经国电南自和南瑞继保两方厂家人员查找原因，现只各自给出了说法，问题还没有得到根本解决。国电南自厂家释义：这三个压板被南瑞pcs-902装置放在了遥信数据集中，模型存在问题。给出的解决方案一是将这三个压板做成光字上送，二是在送电前用国电南自的小后台ps-conner软件读取南瑞继保的模型。南瑞继保厂家解释装置模型没有问题，在国网61850模型标准中，原常规站的软压板归类为软压板数据集，原常规装置的硬压板即出口压板定义为遥信数据集。而软压板和硬压板都具备遥控功能。此pcs-902版本为山西通用版本，南瑞继保自己的后台及第三方软件都可以遥控成功。这三个硬压板放在遥信中符合61850规范要求。
　　6.3 建议
　　目前该站使用国电南自ps-conner后台软件使能后操作。对于这个不经意间发现的问题，虽不影响保护功能，但对运行人员操作不便。如果不是提前发现，那么只有等到送电结束负荷相量检查正确后，运行人员投“goose重合闸出口”软压板时才会浮出。说明现阶段各厂家之间设备配合还有问题，我们在联调时需对装置在各种状态下操作，及时发现问题沟通研发解决。
　　7 结束语
　　国家电网公司新一代智能站建设的设计规划已经出台，为迎接新一代智能站的到来，我们应总结前期智能站建设中遇到的问题，相互交流，相互学习，切实提高调试质量水平，确保设备安全稳定运行，为今后智能站建设奠定基础。
　　参考文献
　　[1]冯军.智能变电站原理及测试技术[m].北京：中国电力出版社，2011.
　　[2]智能变电站继电保护检验规范[s].
　　[3]智能变电站继电保护运行管理导则[s].
　　作者简介：王鹏程（1983，10-），男，汉族，山西介休人，2005年毕业于东北电力学院电气工程自动化专业，从事继电保护调试工作，工程师。