摘要：某电力检修公司在进行站内500k V第一套母差保护升级工作， 装置型号为长园深瑞BP-2C-D， 升级原因为该装置在运行过程中， 频繁出现异常告警等问题。经厂家分析原因， 对该装置进行软件和硬件升级。升级工作包括更换装置GOOSE通信板 (更新软件版本) 、更换电源板和CF存贮卡;装置软硬件升级后需对装置进行功能校验和出口逻辑验证。
关键词：500kv；智能变电站；母差保护
母线是电力系统中重要的元件，它的正确动作与否直接关系到电网的运行结构，对电力系统的稳定运行有着不可忽视的作用。500kV变电站220kV部分出线间隔多，终期一般采用双母双分段接线方式，但是由于电网建设的实际需要，在变电站的建设前期过程中，会考虑一期负荷等外部因素，母线结构未按最终接线方式建设。随着电网结构的需要、负荷的增加及220kV出线数的增多，变电站需要适时的进行主变增容扩建，增加220kV出线间隔，完善分段备用间隔，同时对相应的母差保护进行升级改造。在对母差保护升级的工作过程中，由于前期设计等的因素，导致升级过程中需要进行二次线的改接，母差保护跳闸回路及电流回路较多，工作危险点多。本文主要就500kV变电站220kV母线双母线改为双母单分段接线，深入分析母差保护改造工作，研究探讨找到一种最优解决问题方案。
1 装置升级前后的异同
对于升级前后的版本， 在功能上存在以下不同之处:
(1) 修改母联SV异常时保护逻辑处理
修改前:母差任意一个支路 (含母联) SV异常、SV通讯中断、SV检修不一致、SV无效情况下， 直接闭锁保护;
修改后:母差分列运行时， 母联SV异常 (母联SV通讯中断) 母联SV检修不一致、母联SV无效时不闭锁保护， 差动保护按正常逻辑走;母线并列运行时， 母联SV异常、母联SV通讯中断、母联SV检修不一致、母联SV无效时， 保护装置直接发母联TA断线和互联告警， 用于提醒用户进行确认并解决， 此时保护装置闭锁母联过流及母联失灵保护， 不闭锁差动保护， 母线发生区内故障时， 保护装置切除有小差的母线， 若两段母线均有小差， 保护装置切除母线上所有支路[2]。
(2) 增加GOOSE总告警、SV总告警、GPS中断告警。新版本中当任一GOOSE链路中断、异常和检修不一致时， 增加“GOOSE总告警”信号上送;当任一SV链路中断、数据异常和状态字异常时， 增加“SV总告警”信号上送。
(3) 增加管理总线通讯自恢复机制。新版本增加硬件管理总线异常自恢复容错机制， 在检测到网卡芯片工作异常时增加网卡芯片初始化处理。
2 问题及探讨
对于在一次设备不停电的情况下完成智能变电站500k V母差保护升级工作， 这在公司也属第一次， 本次工作涉及到的安措及保护逻辑和母差C类例试的工作内容基本吻合， 在本次工作前期准备、工作开展、后期总结的过程中， 我作为参与者， 也有了些心得体会， 也为以后的保护升级及装置例试工作积累了经验。
2.1 重视前期查勘准备工作
由于智能变电站的端子虚化， 不像传统站那么直观， 保护的功能及出口压板均体现在装置内部， 因此需要提前准备好与全站相符的SCD文件。对于母差这种公用的保护， 涉及到多个间隔， GOOSE发送、GOOSE接收、SV接收压板、装置开入、背板光纤端口的标示等比较多， 而安措票必须和现场保持高度一致， 因此各个压板名称和光纤的标识等应准确记录。这个工作务必在查勘时落实， 在查勘的基础上做到策划精细， 安措到位， 并在施工方案和安全措施票中体现。
2.2 安措执行到位
安全措施对于继电保护尤为重要， 而智能变电站由于特殊性， 特别是装置内软压板的投退顺序是有严格的界定的， 西藏墨竹工卡变电站正是由于软压板投退顺序不正确导致母差误出口;其次智能变电站的安全措施涉及到运行人员， 这就需要相互配合协调， 此次检修中， 检修人员不仅准备好二次安全措施票， 还依据操作票的格式针对该套母差保护投退编写运行操作票， 然后和运行人员一起商量进行相应改动， 这也是一种相互监督， 保证操作流程安全可靠。
2.3 善于利用数字调试工具
传统站基于电位的变化， 因此利用万用表， 传统的校验仪和试验线即可完成装置调试， 而智能站的数字化装置的输入、输出均是光信号， 因此我们需要熟练掌握RTS-100DG等系列的校验仪的使用， 在涉及到监视不同的光口信号时， 我们需要用到凯默软件或者光数字万用表。特别是开入量的时候需要能迅速地侦听到光信息， 如网络上母差保护的失灵连跳开出、保护跳闸命令、远跳开出、闭锁重合闸等。这里尤为注意的是对于此次升级的BP装置背板后的光口均是ST口的， 而数字效验仪是ST口， 光数字万用表是SC口， 因此需要我们提前准备好相应的跳纤。BP母差保护装置调试工具， 调试尾纤中各准备ST-ST、ST-SC接口的光纤3根。RTS-100DG数字效验仪。
2.4 逻辑出口的验证
严格按照作业指导书逐条逐项进行验证。本次升级软件对定值清单、现场SCD无影响， 若不要求GPS中断告警、SV总告警和GOOSE告警上送后台， 可不更换ICD。不需更换MU和GOOSE配置， 但是升级完成后需验证保护装置逻辑， 因此每个间隔的采样需要按照不同的采样点做全， 对于背板链路特别注意后台的信号是不是准确反应实时状态。
装置升级完成后， 逻辑调试包括三大部分: (1) 针对此次升级内容的验证， 本次升级的核心是母联SV异常不会闭锁母差， 首先需要得到SV异常， 可以通过拔链路和母联SV置检修位、母联SV置无效位实现， 在此基础上对于分列和并列运行均需要验证到位;其次此次升级增加了GOOSE、SV总告警和GPS中断告警， 这几个信号由于后台和远方不需要取点， 均是做到了装置上， 在装置的巡检界面均可以看得到; (2) 针对母差保护的逻辑进行验证， 这里就和常规站没什么区别了， 如母联TA的极性 (实验结果是指向Ⅱ母) 、母联死区保护 (分为合位和分位死区分别去做) 、母联充电死区、差动保护动作 (分母线， 顺便验证比例系数) 、手合闭锁母差、失灵保护 (这里需要验证主变失灵连跳的开出) 、还有母线电压开放的逻辑验证等等; (3) 针对压板的验证， 特别是功能压板、出口压板的唯一性的验证， 这里特别的是间隔的GOOSE接收软压板只是控制网络接收量， 并不控制直采的接收量， 如每个间隔的刀闸位置开入等。
3 建议
升级工作全部完成后， 需要对母差保护装置进行带负荷检查， 以第二套母差作为基准， 进行比对， 特别是留意大差和小差的差流， 还有后台和远方关于该套母差的信号是不是均已复归。总体来说， 深瑞的母差升级工作虽然简单， 但是危险性较大， 安措涉及的范围比较广， 涉及到和运行人员配合的问题， 而且“六统一”的母差保护本身逻辑就比较细化， 这就更要验证到位， 但是我们如果能够精细策划， 做好充分的准备工作， 一定能保质保量的完成升级任务， 为公司安全生产添砖加瓦。
参考文献
[1]?国家电网公司十八项电网重大反事故措施 (修订版) .国家电网公司， 2011， 12.
[2]王天锷.智能变电站二次系统调试技术.中国电力出版社， 2013， 09.
[3]河北省电力公司.智能变电站建设管理与工程实践.中国电力出版社， 2012， 07.
[4]胡刚.智能变电站实用知识问答.电力工业出版社， 2012， 02.