500kV智能变电站扩建间隔取消合并单元实践

江苏省电力有限公司检修分公司的研究人员饶威，在2019年第10期《电气技术》杂志上撰文，针对500kV常规互感器采样的智能变电站合并单元使用中出现的弊端，国网公司拟取消合并单元而采用直接电缆采样模式。在取消合并单元项目落地前，进行相关间隔的扩建，则直接采用取消合并单元模式。本文对这种过渡期间的混合采样模式进行了探讨，并提出了相应的运维要点。

随着智能电网的全面构建，越来越多的新建变电站采用智能变电站模式。按照国网公司提出的智能变电站方案，应采用电子式互感器进行电气量采集，然而由于技术等原因，电子互感器运行可靠性和稳定性较差，实际处于试运行阶段，所以工程上仍然较多地采用常规互感器进行电流电压采样。

这就促使大量的智能变电站采用了常规互感器+合并单元采样模式，但实际运行中由于时间同步、误码、延时等诸多因素，导致保护装置的电流电压量开入可信度降低，降低了保护装置运行的可靠性。

针对这一问题，国网公司2005年多次召开专题会议，并专门下发文件规定：“330kV及以上和涉及系统稳定的220kV新建智能变电站，采用常规互感器时，应通过二次电缆直接接入保护装置”，“对于站内330kV及以上电压等级，保护、测控等二次设备统一采用模拟量采样，取消合并单元及相应的采样值（sampled value, SV）网络”。

针对这一要求，智能站扩建间隔时采用取消合并单元、模拟量采样模式，本文以某500kV智能变电站为例，探讨在常规互感器+合并单元模式的智能变电站中扩建新间隔时取消合并单元的实现与运维要点。

1 合并单元的应用

1.1 合并单元的优点

作为智能变电站过程层核心设备之一的合并单元，主要负责将电流互感器、电压互感器等设备传过来的电流和电压等模拟量进行同步采集，打上同步时标的合并处理后传送给各级装置。

其具有如下优点：1）有助于实现二次设备的数字化和网络化；2）有助于实现变电站通信网络系统的标准统一化；3）有助于自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能；4）能巧妙地将不同厂家设备进行连接，使之有效使用，互通有无。

电流电压量的数字化构成了SV数据量的网络化，进而促进通信规约统一化和标准化，极大程度上突出了智能变电站的智能化。

1.2 常规互感器+合并单元模式的弊端

虽然常规互感器+合并单元模式有着众多的优点，但在工程实践中也存在着一些弊端。

1）采用常规互感器+合并单元模式时，人为增加了保护装置的采样环节，降低了保护装置的运行可靠性。

在传统变电站中，保护装置经过电缆直接连接常规互感器实现模拟量采集，多年的运行经验表明，该采样方式简单、稳定、可靠。而采用常规互感器+合并单元模式时，保护模拟量采集需要经过常规互感器、合并单元及装置采样回路三个环节，增加了合并单元环节，使原本简单的采样回路复杂化，当合并单元装置故障或内部参数设置错误时，将引起与之相联系的保护装置误动或闭锁，该类事故已在电网发生过。

且采用合并单元后，保护装置需要处理SV同步、SV断链、SV错误、合并单元检修等一系列技术问题，加重了保护装置处理负担，使原本简单的保护逻辑变得复杂，也就相应地降低了保护装置的可靠性。

2）现阶段存在合并单元调试质量不高、现场调试困难等问题。

合并单元装置调试比较复杂，现场安装调试分工界面不清晰，部分变电站甚至没有开展合并单元现场调试。合并单元级联时母线合并单元与间隔合并单元的安装距离可能比较远，难以在现场进行母线合并单元与间隔合并单元的同步性测试。针对采样延时大于20ms的采样延时测试、保护采样通道暂态性能测试等项目，大部分合并单元测试仪无法进行测试。

针对合并单元测试仪缺少相应的装置技术规范与校验规范，难以满足现场合并单元测试的要求。一些厂家的合并单元内部存在可更改的配置参数，可能出现合并单元调试完成后内部参数更改而影响其功能的情况，调试人员难以保证合并单元装置的测试质量。

3）合并单元光口多，发热严重。

智能变电站采用直采方式，造成合并单元光口较多，且合并单元一般安装于户外柜中，运行条件较为恶劣，在合并单元长期运行时装置发热较为严重，影响装置的运行可靠性及运行寿命。

4）经济性差。

采用常规互感器+合并单元模式时，增加了合并单元装置及大量光缆，相对传统变电站，大大增加了变电站建设成本。

2 扩建间隔取消合并单元实践

针对上述利弊，国网公司多次召开专题技术研讨会，决定对常规互感器+合并单元模式的重要智能变电站采取取消合并单元，直接用电缆连接的方案[5]。在尚未进行取消合并单元改造前，扩建的新间隔采取取消合并单元的模式进行设计和建设。以下具体以500kV某智能变电站新扩的500kV某线和新扩的500kV 1号主变为例进行分析。

2.1 新扩500kV线路

该站当时同时新上2条500kV新线路作为双回线外联（本文称该阶段为扩建Ⅰ期），如图1所示。其中，扩建Ⅰ线是在原来预留的空串上新增，形成不完整串；扩建Ⅱ线则是在原来不完整串基础上进行破串后新增，形成完整串。

图1 新增2条500kV线路示意图

新增的2条线路相关间隔为单电流互感器（current transformer, CT）设计，其电压回路均为不经合并单元，直接送往线路保护、故障录波、计量、测量、同步相量测量装置（phasor measurement unit, PMU）等。电流回路则分经合并单元和不经合并单元，接线方式分别如图2、图3所示。

图2 扩建Ⅰ线电流回路图

图3 扩建Ⅱ线电流回路图

扩建线路两套线路保护均按要求采用直接电缆采样模式。但考虑到原母差保护的电流量取自于各间隔的合并单元，开关保护需进行开关失灵起动跳闸、闭锁重合闸等方面配合，相应的开关保护、母差保护仍采用经合并单元采样模式。

2.2 新扩500kV主变

该站在新上了2条500kV新线路后，在其中的不完整串中新增了500kV主变接入，使不完整串也形成了完整串（本文称该阶段为扩建Ⅱ期），如图4所示。

图4 新增500kV主变示意图

新增主变电压回路均为不经合并单元，直接由电缆送往主变保护、故障录波、计量、测量、同期等。电流回路中主变保护、测量、计量、故障录波等均为电缆直接上送电流量。而母差保护由于其他间隔均为经合并单元采样，5011开关保护需要和其他开关配合进行失灵起动跳闸，使得相关母差保护、5011开关保护仍采用经合并单元采样模式。

3 混合方式运行期间运维要点

该站在原来全部合并单元采样基础上，经过扩建Ⅰ期和扩建Ⅱ期两期扩建，分别新增了2条500kV线路和1台500kV主变，其主要特点是不经合并单元而直接采样。本文称这种含经合并单元采样和不经合并单元而直接采样两种方式并存运行为混合方式运行。

由于电流电压采样方式的不同，导致实际运行期间，其运维要点既不等同于经合并单元采样的智能站模式，也不等同于常规变电站模式，而是兼而有之。

3.1 日常运维要点

1）巡视时，区别对待含合并单元和不含合并单元设备，含合并单元时，应对合并单元进行巡视，检查装置运行灯正常点亮，告警灯熄灭，同步对时、面向通用对象的变电站事件（generic object oriented substation event, GOOSE）通信等指示灯正常闪烁。

2）正常倒闸操作过程中，针对双母线电压切换操作时，含合并单元的应检查合并单元及母差装置闸刀位置切换是否正确，不含合并单元的应检查母差装置闸刀位置切换是否正确。

3）工作负责人持第一种工作票或第二种工作票进行相关设备保护校验、调试等工作时，安措票中应考虑合并单元对其他正常运行间隔设备的影响，工作许可人在许可工作时还应对工作负责人交待因合并单元带来的潜在危险点，并提醒他们设置检修安措。

4）变电站配置文件是智能变电站的重要部分，在进行取消合并单元扩建时会对其进行修改、试验、衔接、校核，尤其是变电站配置描述文件（substation configuration deion, SCD），处理时特别注意新扩间隔与其他间隔的异同点，强化功能验收，及时进行配置文件存档备份。

3.2 事故异常处理要点

1）合并单元异常时，应仔细分析出由于合并单元故障而失去所影响的相应保护装置。特别注意不要漏项，对于过渡期间取消合并单元的扩建间隔更要认真思考，哪一部分可能会受影响，哪一部分不受影响，从而进行有针对地处理。重点涉及开关保护、线路保护、母差保护、主变保护等。

2）保护装置出现相关保护被闭锁现象，不含合并单元时，应考虑电压互感器（potential transformer, PT）断线、重合闸、谐波振荡等因素，而含合并单元时，还应考虑合并单元的相关异常，如双模数转换（analog-to-digital, AD）采样不一致、采样品质异常、相关链路断链等。

3）发生异常或事故后，根据调度口令停役相关设备或保护时，除了提醒调度受影响的设备范围的不同外，消缺处理时，还应制定不同的安措，严防异常或事故扩大化。

结论

在500kV常规互感器采样的智能变电站运行实践中，难免出现在取消合并单元工程前扩建设备间隔的过渡阶段。此时由于电流电压采样部分经过合并单元，部分不经过，在设备建设投运期间，应充分了解具体电流电压回路及其与相关保护装置、智能终端、测控装置等设备的关联。

在投运后运行期间，有针对地采用不同的日常运维策略，出现事故异常现象时，仔细检查，冷静思考，全面分析，特别应将其特殊点考虑进去，以免影响事故异常处理时的正常决策。返回搜狐，查看更多