隨著智能電網的全面構建，越來越多的新建變電站采用智能變電站模式。按照國網公司提出的智能變電站方案，應采用電子式互感器進行電氣量采集，然而由于技術等原因，電子互感器運行可靠性和穩定性較差，實際處于試運行階段，所以工程上仍然較多地采用常規互感器進行電流電壓采樣。

這就促使大量的智能變電站采用了常規互感器+合并單元采樣模式，但實際運行中由于時間同步、誤碼、延時等諸多因素，導致保護裝置的電流電壓量開入可信度降低，降低了保護裝置運行的可靠性。

針對這一問題，國網公司2005年多次召開專題會議，并專門下發文件規定：“330kV及以上和涉及系統穩定的220kV新建智能變電站，采用常規互感器時，應通過二次電纜直接接入保護裝置”，“對于站內330kV及以上電壓等級，保護、測控等二次設備統一采用模擬量采樣，取消合并單元及相應的采樣值（sampled value, SV）網絡”。

針對這一要求，智能站擴建間隔時采用取消合并單元、模擬量采樣模式，本文以某500kV智能變電站為例，探討在常規互感器+合并單元模式的智能變電站中擴建新間隔時取消合并單元的實現與運維要點。

1 合并單元的應用

1.1 合并單元的優點

作為智能變電站過程層核心設備之一的合并單元，主要負責將電流互感器、電壓互感器等設備傳過來的電流和電壓等模擬量進行同步采集，打上同步時標的合并處理后傳送給各級裝置。

其具有如下優點：1）有助于實現二次設備的數字化和網絡化；2）有助于實現變電站通信網絡系統的標準統一化；3）有助于自動完成信息采集、測量、控制、保護、計量和監測等基本功能；4）能巧妙地將不同廠家設備進行連接，使之有效使用，互通有無。

電流電壓量的數字化構成了SV數據量的網絡化，進而促進通信規約統一化和標準化，極大程度上突出了智能變電站的智能化。

1.2 常規互感器+合并單元模式的弊端

雖然常規互感器+合并單元模式有著眾多的優點，但在工程實踐中也存在著一些弊端。

1）采用常規互感器+合并單元模式時，人為增加了保護裝置的采樣環節，降低了保護裝置的運行可靠性。

在傳統變電站中，保護裝置經過電纜直接連接常規互感器實現模擬量采集，多年的運行經驗表明，該采樣方式簡單、穩定、可靠。而采用常規互感器+合并單元模式時，保護模擬量采集需要經過常規互感器、合并單元及裝置采樣回路三個環節，增加了合并單元環節，使原本簡單的采樣回路復雜化，當合并單元裝置故障或內部參數設置錯誤時，將引起與之相聯系的保護裝置誤動或閉鎖，該類事故已在電網發生過。

且采用合并單元后，保護裝置需要處理SV同步、SV斷鏈、SV錯誤、合并單元檢修等一系列技術問題，加重了保護裝置處理負擔，使原本簡單的保護邏輯變得復雜，也就相應地降低了保護裝置的可靠性。

2）現階段存在合并單元調試質量不高、現場調試困難等問題。

合并單元裝置調試比較復雜，現場安裝調試分工界面不清晰，部分變電站甚至沒有開展合并單元現場調試。合并單元級聯時母線合并單元與間隔合并單元的安裝距離可能比較遠，難以在現場進行母線合并單元與間隔合并單元的同步性測試。針對采樣延時大于20ms的采樣延時測試、保護采樣通道暫態性能測試等項目，大部分合并單元測試儀無法進行測試。

針對合并單元測試儀缺少相應的裝置技術規范與校驗規范，難以滿足現場合并單元測試的要求。一些廠家的合并單元內部存在可更改的配置參數，可能出現合并單元調試完成后內部參數更改而影響其功能的情況，調試人員難以保證合并單元裝置的測試質量。

3）合并單元光口多，發熱嚴重。

智能變電站采用直采方式，造成合并單元光口較多，且合并單元一般安裝于戶外柜中，運行條件較為惡劣，在合并單元長期運行時裝置發熱較為嚴重，影響裝置的運行可靠性及運行壽命。

4）經濟性差。

采用常規互感器+合并單元模式時，增加了合并單元裝置及大量光纜，相對傳統變電站，大大增加了變電站建設成本。

2 擴建間隔取消合并單元實踐

針對上述利弊，國網公司多次召開專題技術研討會，決定對常規互感器+合并單元模式的重要智能變電站采取取消合并單元，直接用電纜連接的方案[5]。在尚未進行取消合并單元改造前，擴建的新間隔采取取消合并單元的模式進行設計和建設。以下具體以500kV某智能變電站新擴的500kV某線和新擴的500kV 1號主變為例進行分析。

2.1 新擴500kV線路

該站當時同時新上2條500kV新線路作為雙回線外聯（本文稱該階段為擴建Ⅰ期），如圖1所示。其中，擴建Ⅰ線是在原來預留的空串上新增，形成不完整串；擴建Ⅱ線則是在原來不完整串基礎上進行破串后新增，形成完整串。

圖1 新增2條500kV線路示意圖

新增的2條線路相關間隔為單電流互感器（current transformer, CT）設計，其電壓回路均為不經合并單元，直接送往線路保護、故障錄波、計量、測量、同步相量測量裝置（phasor measurement unit, PMU）等。電流回路則分經合并單元和不經合并單元，接線方式分別如圖2、圖3所示。

圖2 擴建Ⅰ線電流回路圖

圖3 擴建Ⅱ線電流回路圖

擴建線路兩套線路保護均按要求采用直接電纜采樣模式。但考慮到原母差保護的電流量取自于各間隔的合并單元，開關保護需進行開關失靈起動跳閘、閉鎖重合閘等方面配合，相應的開關保護、母差保護仍采用經合并單元采樣模式。

2.2 新擴500kV主變

該站在新上了2條500kV新線路后，在其中的不完整串中新增了500kV主變接入，使不完整串也形成了完整串（本文稱該階段為擴建Ⅱ期），如圖4所示。

圖4 新增500kV主變示意圖

新增主變電壓回路均為不經合并單元，直接由電纜送往主變保護、故障錄波、計量、測量、同期等。電流回路中主變保護、測量、計量、故障錄波等均為電纜直接上送電流量。而母差保護由于其他間隔均為經合并單元采樣，5011開關保護需要和其他開關配合進行失靈起動跳閘，使得相關母差保護、5011開關保護仍采用經合并單元采樣模式。

3 混合方式運行期間運維要點

該站在原來全部合并單元采樣基礎上，經過擴建Ⅰ期和擴建Ⅱ期兩期擴建，分別新增了2條500kV線路和1臺500kV主變，其主要特點是不經合并單元而直接采樣。本文稱這種含經合并單元采樣和不經合并單元而直接采樣兩種方式并存運行為混合方式運行。

由于電流電壓采樣方式的不同，導致實際運行期間，其運維要點既不等同于經合并單元采樣的智能站模式，也不等同于常規變電站模式，而是兼而有之。

3.1 日常運維要點

1）巡視時，區別對待含合并單元和不含合并單元設備，含合并單元時，應對合并單元進行巡視，檢查裝置運行燈正常點亮，告警燈熄滅，同步對時、面向通用對象的變電站事件（generic object oriented substation event, GOOSE）通信等指示燈正常閃爍。

2）正常倒閘操作過程中，針對雙母線電壓切換操作時，含合并單元的應檢查合并單元及母差裝置閘刀位置切換是否正確，不含合并單元的應檢查母差裝置閘刀位置切換是否正確。

3）工作負責人持第一種工作票或第二種工作票進行相關設備保護校驗、調試等工作時，安措票中應考慮合并單元對其他正常運行間隔設備的影響，工作許可人在許可工作時還應對工作負責人交待因合并單元帶來的潛在危險點，并提醒他們設置檢修安措。

4）變電站配置文件是智能變電站的重要部分，在進行取消合并單元擴建時會對其進行修改、試驗、銜接、校核，尤其是變電站配置描述文件（substation configuration description, SCD），處理時特別注意新擴間隔與其他間隔的異同點，強化功能驗收，及時進行配置文件存檔備份。

3.2 事故異常處理要點

1）合并單元異常時，應仔細分析出由于合并單元故障而失去所影響的相應保護裝置。特別注意不要漏項，對于過渡期間取消合并單元的擴建間隔更要認真思考，哪一部分可能會受影響，哪一部分不受影響，從而進行有針對地處理。重點涉及開關保護、線路保護、母差保護、主變保護等。

2）保護裝置出現相關保護被閉鎖現象，不含合并單元時，應考慮電壓互感器（potential transformer, PT）斷線、重合閘、諧波振蕩等因素，而含合并單元時，還應考慮合并單元的相關異常，如雙模數轉換（analog-to-digital, AD）采樣不一致、采樣品質異常、相關鏈路斷鏈等。

3）發生異常或事故后，根據調度口令停役相關設備或保護時，除了提醒調度受影響的設備范圍的不同外，消缺處理時，還應制定不同的安措，嚴防異常或事故擴大化。

結論

在500kV常規互感器采樣的智能變電站運行實踐中，難免出現在取消合并單元工程前擴建設備間隔的過渡階段。此時由于電流電壓采樣部分經過合并單元，部分不經過，在設備建設投運期間，應充分了解具體電流電壓回路及其與相關保護裝置、智能終端、測控裝置等設備的關聯。

在投運后運行期間，有針對地采用不同的日常運維策略，出現事故異常現象時，仔細檢查，冷靜思考，全面分析，特別應將其特殊點考慮進去，以免影響事故異常處理時的正常決策。