翟星宇，张俣妤，贺子清

（国网北京市电力公司检修分公司，北京 丰台 100073）

通过梳理智能变电站线路保护配置原则、调试与接入的方法，能总结出智能变电站线路保护调试时的必要步骤与流程，最终达到简化调试步骤、缩短调试时间，加快智能变电站建设的目的。

1 线路保护配置原则

220 kV及以上线路按双重化配置保护装置，每套保护装置包含完整的主、后备保护功能。对于110 kV线路，每回线路配置单套完整的主、后备保护功能的线路保护装置，合并单元与智能终端均采用单套配置[1]。

线路过电压及远跳就地判别功能应集成在线路保护装置中，站内其他装置启动远跳经GOOSE网络启动，线路保护直接采样，直接跳开断路器；经过GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸功能。

线路间隔MU、智能终端均按双重化配置，具体的配置方式如下。

按照断路器配置的电流MU采用点对点的方式接入各自对应的保护装置。

线路侧的电压互感器TV的2套线圈分别对应2套双重化的线路电压合并单元MU，线路电压MU单独接入线路保护装置。

线路间隔内线路保护装置与合并单元MU之间采用点对点采样值传输方式，每套线路保护装置应能同时接入多路MU（针对于3/2接线）。

智能终端的双重化配置，分别对应于2个跳闸线圈，具有分相跳闸的功能。而智能终端的合闸命令则输出并接至一个合闸线圈上。

线路间隔内，线路保护装置与智能终端之间也采用点对点直接跳闸的方式。且每套保护装置应至少提供2路接口，在3/2接线时应分别接至2个断路器的智能终端。

线路保护启动断路器失灵与重合闸功能采用GOOSE组网传输方式，合并单元MU提供给测控、故障录波器等设备的采样数据通过SV网络传输的方式。SV网络与GOOSE网络应是完全独立分开的。

2 线路保护需要的信息流

对于220 kV双母线接线的线路保护来说，其主保护纵差保护须要收到本端线路的电流，后备保护距离保护须要母线电压、线路间隔电流，零序保护须要线路间隔零序电流，重合闸须要线路TV电压，启动失灵须要发送保护动作信息给母差保护。间隔合并单元须要采集母线电压、开关机构的位置信息，智能终端须要接收线路保护、母线保护、测控等分合闸出口信息[2]。

如图1信息流所示，母线合并单元将母线TV采集的母线电压点对点传输给本线路间隔的合并单元（称作合并单元的级联），由合并单元发送给线路保护。本间隔线路上TV、TA采集的线路电压电流，也通过本间隔合并单元发送给线路保护。智能终端通过过程层GOOSE网络至合并单元，通过组网GOOSE发送母线道闸位置信息给合并单元，用于电压切换。智能终端也采集本间隔开关刀闸等一次设备的开关位置、闭锁重合闸信息给保护重合闸，用点对点GOOSE发送给线路保护，线路保护用点对点GOOSE发送分合闸命令给本间隔智能终端，作用于一次设备；线路保护通过过程层GOOSE网络接至母差保护，用GOOSE组网的方式发送保护动作信息，用于失灵保护。

图1 智能变电站线路保护相关信息流

3 智能变电站线路保护调试接入方法

线路保护装置的调试须要用到智能继保调试仪，采用博电PNF801智能继保测试仪作为调试工具对南瑞继保线路保护装置PCS931进行调试。测试仪能够模拟合并单元的SV输出和智能装置GOOSE输入输出，具体连接方式如下：

测试仪输出SV信息作为合并单元发布的电流电压等信号，通过光口1接至线路保护装置上“SV直采”口，用于模拟线路保护接收合并单元的采样数据。

测试仪输出GOOSE信息作为智能终端发布的开关位置等信号，通过光口2接至线路保护装置上“GOOSE直采”口，用于模拟线路保护接收智能终端位置信息的数据，同时线路保护装置通过该接口发送跳合闸命令至智能终端，控制智能终端进行断路器的分合。

测试仪输出GOOSE信息作为其他间隔保护装置的信号，通过光口3接至线路保护装置上“GOOSE组网”口，用于接收其他保护装置（如母差保护装置）发出的闭锁重合闸等GOOSE组网报文。

将线路保护装置的纵差保护光纤通道进行自环，用于在线路保护单装置中进行纵差保护的调试。

3.1 调试环境的搭建

软件设置主要为测试仪的相关配置，其中包括系统参数、SCD文件导入、模拟量、输入输出光口配置，依据实际线路一次参数设置TA、TV变比。

在SMV中的“IEC 61850-9-2”中导入合并单元的SCL文件，设置第一组报文从光口1发出，并将SV报文中的保护电压电流通道和测试仪中的电压电流进行映射。将第一组模拟量（Ua、Ub、Uc和Ia、Ib、Ic）作为保护电压电流量，第二组模拟量作为同期电压量。将保护电压映射到Ua、Ub、Uc、 3U0，保护电流映射到Ia、Ib、Ic、 3I0，同期电压映射到。这样，测试仪可以通过软件中的2组模拟量模拟合并单元中的电流电压信息，提供给保护装置。

在GOOSE订阅栏中导入智能终端SCL文件，将智能终端Inputs中的GOOSE报文，即保护跳合闸信息（三相跳闸、重合闸信号）和测试仪的开入点进行关联绑定，并设置光口2作为GOOSE订阅接收口，通过配置GOOSE订阅，测试仪模拟的智能终端可以通过光口2接收保护装置发出的GOOSE报文信息。

在GOOSE发布栏中导入智能终端SCL文件，将智能终端Outputs中的GOOSE遥信报文，即断路器、隔离开关等分合闸位置信息和测试仪的开出点进行关联绑定，并同样设置光口2为GOOSE发布口，通过配置GOOSE发布，测试仪模拟的智能终端可以通过光口2发布断路器、刀闸等位置信息给保护装置。

至此调试环境的搭建布置完成，之后即可进入保护装置调试阶段。

3.2 采样值功能检验。

采样值功能检验是对保护装置进行采样精确度的测量，要求保护装置的精度误差与实际输入的采样值的幅值误差小于±5%，角度误差小于±3°。使用测试仪的“通用试验”功能进行测试，分别输入线路本侧三相电压、零序电压、同期电压；线路本侧三相电流、零序电流；线路对侧三相电压，线路对侧三相电流以及线路零漂。查看装置液晶显示的幅值与角度是否满足规定要求。由于单体线路保护装置的纵差保护通道为自环状态，本侧与对侧的线路电压电流幅值相位均相同。

根据调试环境搭建的设置，在测试仪第一组G1组模拟量电压电流量为保护电压电流的输入值，G2组的模拟量为同期电压的输入值。分别输入0 V、0 A（模拟零漂）；10 V、0.1 A（模拟0.1倍额定电压电流时）；57.732 V、1 A（模拟额定电压电流时），同时检验额定电压电流下0°、45°、90°的角度；70 V、5 A（模拟过电压过电流时）的采样值检验结果，如表1所示。

表1 保护装置采样值检查结果

通过对各相保护电流电压的采样值检验，本台线路保护装置采样值准确度均在标准范围之内，该项检查合格无问题。

3.3 GOOSE开入检验

GOOSE开入检验是为了验证保护装置收到开入量时的正确性。保护装置接收本间隔智能终端的开关位置、闭锁重合闸、压力低闭锁重合闸等信号，以及其他间隔保护装置发送的远跳（如母线保护装置）信号。利用智能继保测试仪模拟本间隔智能终端，发送开关位置等GOOSE报文，在保护装置液晶面板上查看保护装置的GOOSE开入是否正确。

在测试仪中的“通用试验（扩展）”中选择“GOOSE数据集”选项。由于GOOSE数据集中含有测试仪可以发送的所有GOOSE报文，并可以更改开关量信息，在该选项中的不同组内更改开关量的数据类型，查看保护装置液晶面板GOOSE开入量是否正确。如将断路器A相位置由01（分位）改为10（合位），查看保护装置的开入量中是否保持了一致的变化。

3.4 GOOSE开出检验

GOOSE开出检验为验证保护装置是否可以正确发出跳闸、重合闸、失灵等命令，可以从保护装置的液晶面板直接开出，但建议在保护定值验证时一同进行校验。

3.5 硬接点开入开出检验

硬件的开入主要为保护装置的置检修硬压板，验证装置在置检修硬压板投入时是否正确显示“保护装置置检修”。

硬接点开出主要为装置告警以及装置失电等开出量，通过给装置断电或从保护装置液晶面板上直接开出告警动作，验证保护装置的硬接点开出是否正确。

3.6 保护定值校验

线路保护装置须具备的保护功能包括光纤纵联保护、零序电流方向保护、距离保护以及重合闸与后加速等，在调试过程中均须要进行定值校验，由于篇幅原因具体方法不再在此处进行赘述。在保护定值的校验中须要满足规定的条件才被认为无问题，即验证在1.05倍定值下保护正确动作，且在0.95倍定值下保护不动作。动作时间与定值设定延时时间相差5%以内被认为是正确动作。在满足各类定值校验要求后，即可确定该线路保护的定值校验无问题。

4 结束语

通过对线路保护配置与接入方法的研究，探究出智能变电站线路保护调试的环境搭建与接入调试的方法，确保校验线路保护装置各类功能正常，信息完整正确上送。并梳理出线路保护装置调试各功能时的接入方法，基本上可以满足施工现场对于智能变电站线路保护装置单体设备的调试需求，缩短智能站保护装置调试时间，对智能变电站更快发展具有推进作用[3-4]。