智能变电站继电保护装置调试方法

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1、智能变电站继电保护装置的调试0引言这些年，在国家的大力推动下，IEC61850规约在网内数字、智能变电站中深入地实践应用，技术已趋于成熟，各地已经认识到智能变电站与传统变电站有着明显的优越性。于是，越来越多的智能变电站如雨后春笋一般地出现在我们身边。传统的测试方法和调试规程已经不能适应这些新型的智能变电站的调试要求。为此，国家电网公司颁布了《智能变电站自动化系统现场调试导则》。本文是作者对该导则第5.2.c(继电保护系统的调试)章节的理解和实践后的体会。希望能给刚刚接触到智能变电站继电保护装置的同仁一些帮助。1智能变电站和传统变电站中继电保护装置的区别1.1传统变电站保护装

2、置连线示意图如上图所示：传统变电站将一次电压、电流通过互感器转换成额定电压为100V，额定电流为5A或1A的模拟量，通过电缆直接传送给继电保护装置；继电保护装置对这些采样到的模拟量进行模数转换，得到数字量后，结合开入信息进行逻辑计算。如果符合跳（合）闸逻辑，则开出跳（合）闸结点。否则，继续跟踪采样。1.2智能变电站保护装置连线示意图如上图所示：如果智能变电站采用的是传统互感器，则二次电压、电流需要经采集器转换成数字信号（一般是FT3格式）再经合并单元（MU）对这些采样信息进行同步处理后，通过一根光纤集束发送给保护装置。此时的采样值我们称之为SV。保护装置可以直接解析合并单元

3、发送过来的SV报文并进行逻辑计算。如果智能变电站采用的是电子式互感器，则该类型的互感器可直接发送数字报文给合并单元，省去了采集器的模数转换环节。在智能变电站中，开关量信息通过智能终端转换成数字报文（GOOSE）传送给继电保护装置，继电保护装置发出的开出信息也是数字报文，也要经过智能终端解析后才能发送给执行元件（断路器等）予以执行。对传统变电站的继电保护进行测试。测试仪需要模拟互感器和断路器给继电保护发送模拟量（电压、电流）和开关量（一般是空结点）还要模拟断路器接收继电保护发出的开出量。而对智能变电站的继电保护装置进行测试，测试仪的模拟对象是合并单元和智能终端。发送和接收的内

4、容不再是模拟量和开关量而是SV和GOOSE这些数字报文。传统变电站中，继电保护装置接收的模拟量和开关量越多，则需要接的测试电缆就越多；数字变电站中，继电保护装置一般只需要2～5根光纤即可完成测试。2智能变电站中，继电保护装置接收的报文类型现阶段，智能变电站中继电保护装置接收的数字报文主要是符合IEC61850-9-2规定的SV采样值报文和符合IEC61850规定的GOOSE事件报文。2.1SV报文的简单认识2.1.1由连续的点构成的波形示意图如上图所示。合并单元发出的电压、电流波形实际上是由一个个连续的点构成的。一个点就是一帧报文。每一帧报文里都有一组16进制数来描述该点在

5、波形中的位置，也就是瞬时值。IEC61850-9-2规定SV报文采样率为80。意为每周波80个点。保护装置通过解析合并单元发出的这80个报文即可还原一个周波的波形。从图1.2可以看到合并单元将若干互感器发出的报文经过同步后集束发送出来。所以，一帧报文的内容是多个波形瞬时值的组合。如下图所示：2.1.2实际的SV报文内容2.1.3解析后的SV报文有效值2.1.4解析后的SV报文波形这里需要说明的一点。IEC61850-9-2规定，SV报文中所有的电压、电流数据都是一次值。所以，在智能变电站我们可能会看到以下两种情况：（1），光互感器将一次电压、电流直接转换成FT3数字信号，然

6、后经过合并单元同步并转换成61850-9-2格式。最后传送给继电保护。用户根据定值单和使用习惯可以以一次值或是虚拟的二次值显示。2.1.5光互感器采样值和定值以一次值或二次值显示（2），传统互感器将二次模拟量采样通过电缆传送给采集器。采集器将二次值转换成FT3格式的一次值，然后经过合并单元同步并转换成61850-9-2格式。最后传送给继电保护。继电保护根据实际的互感器变比将一次值转换成二次值并予以显示。2.1.5传统互感器采样值和定值以二次值显示2.2GOOSE报文的简单认识GOOSE报文的内容主要是保护装置发出的跳、合闸、闭锁命令以及一些开关的状态信息。其结构如下图所示：

7、2.2.1实际的GOOSE报文内容上图中红色边框圈住的部分是报文内容。常见的有两种格式。（1）布尔型。开关位置或保护命令以TRUE或FALSE表示。TRUE表示1，也就是置位（开关合）。FALSE表示0，也就是复位（开关分）。（2）双位置型。开关位置或保护命令以[01]、[10]表示。[10]表示置位（开关合）。[01]表示复位（开关分）。有时断路器也会给测控和继电保护装置发[00]或[11]命令，表示开关异常或告警。GOOSE报文和SV报文的区别不仅仅是GOOSE报文内容的主要是开关信息，SV报文的主要内容是采样