數字化變電站主變合并單元采樣的問題分析

李志政，李 兵，唐小平（國網安徽省電力公司合肥供電公司，安徽合肥230022）

數字化變電站主變合并單元采樣的問題分析

李志政，李 兵，唐小平（國網安徽省電力公司合肥供電公司，安徽合肥230022）

針對華東地區首座220kV全數字化變電站植物園變電站主變低壓側電流、電壓角差不對的問題，通過電壓滯后、單間隔電流電壓角差、高低壓側電流角差解析，初步判斷合并單元采樣值電流、電壓輸出值存在角差。根據角差處理方案的討論結果，重點分析了三種解決方案的具體操作步驟及優缺點，并最終確定了改動量較小且符合合并單元同步規范的方案。

1 問題分析

目前合肥植物園變主變低壓側存在電流電壓角差不對的問題，根據分析，主要是由于南自MU和南瑞MU的采樣值延時不一致導致，目前主變低壓側各個運行裝置的延時分布情況如圖1所示。

圖中的963μs為南自MU發送IEC60044-8報文中自帶的延時參數，1740μs為南自MU采樣值的實際延時參數，1574μs為南瑞MU發送延時參數，2351μs為南瑞MU發送電壓采樣值的實際延時參數。

1.1 電壓滯后問題解析

低壓側電壓延時T1：2351μs=1574μs+1740μs-963μs；高中壓側電壓延時T2：1074μs；

與高中壓側電壓對應角差：（2351-1074）×1.8/100=23°。

1.2 單間隔電流電壓角差解析

在主變低壓側只帶電容器運行時具體角差表象如下：

南自主變保護實際顯示：

具體抄錄數據：IHA=0°，UHA=270°，ILA=224°，ULA=300°，按照向量以母線為基準指向變壓器低壓側電流滯后低壓側電壓76°（由于為容性負載實際應滯后90°）此時角差為90°-76°=14°

理論計算：

低壓側電壓實際延時T1：2351μs；

低壓側電流實際電流延時T2：1574μs；

電流電壓對應角差：（2351–1574）×1.8°/100=14°。

1.3 高低壓側電流角差解析

對于主變差動由于高低壓側接線為星角-11點鐘接線高低壓側理論角差應為：IHA=0°，ILA=210°；

主變顯示角差為：IHA=0°，ILA=224°；

高低壓側電流理論與實際角差為224°-210°=14°；

理論計算角差為：（1574-1074）×1.8°/100=9°；

由于解決電壓滯后問題時，低壓側通道采樣值角度提前了23°，所以實際顯示角差應為23°-9°=14°，與實際顯示角差相吻合。

根據以上分析，出現角差的原因為南瑞MU實際送至主變的采樣值電流電壓存在14°角差。

2 解決方案

根據角差處理方案的會議討論結果，確定以方案三為最終角差處理方案，以下為三個角差處理方案的相關情況：

2.1 方案一

南自主變保護自己從母線MU獲取母線電壓，只從只從南瑞MU獲取電流信號。該方案涉及以下幾個方面的修改：

圖2

（1）增加南自MU至南自主變的光纜；

（2）更改南自MU的延時參數（以實際延時1740μs為基準）并增加至主變的通信鏈路，目前南自MU不支持通信口的擴展；

（3）更改南瑞MU需程序，以適應南自MU的實際延時時間參數；

（4）更改南自主變程序，同步來自不同MU的電流電壓；

利弊：

（1）南自MU不支持通信口的擴展；

（2）南瑞MU仍然需要修改程序以匹配1740μs的延時；

（3）南自主變保護需要修改程序，以適應通信口的增加以及電流電壓延時的區別調整；以上改動復雜，涉及裝置和內容較多，周期較長，不宜采用。

2.2 方案二

南自主變保護電壓從南瑞MU獲取同步前的電流電壓信號，然后進行區別同步。該方案涉及以下幾個方面的修改：

圖3

（1）更改南自MU的延時參數（以實際延時 1740μs為基準）；

（2）更改南瑞MU需程序，以適應南自MU的實際延時時間參數；

（3）更改南自主變程序，區別同步來自南瑞MU的電流電壓。

利弊：

（1）該修改不符合間隔內采樣值須經由MU進行同步的相關規范；

（2）南瑞MU仍然需要修改程序以匹配1740μs的延時；

（3）南自主變保護需要修改程序，以同步來自南瑞MU的電流電壓信號。

以上方案相比較方案一，改動有所簡化，但涉及裝置和內容還是較多，周期較長，不宜采用。

2.3 方案三

南瑞MU同步來自南自MU的電壓和本地電流采樣，南自主變保護電壓從南瑞MU獲取同步后的電流電壓信號。該方案涉及以下幾個方面的修改：

圖4

（1）更改南自MU的延時參數（以實際延時 1740μs為基準）；

（2）更改南瑞MU程序，同步來自南自的電壓和本地采樣的電流相位，（建議同步延時以2324μs為基準，這樣就無需再調整主變程序）。

利弊：

（1）該修改符合間隔內采樣值須經由MU進行同步的相關規范；

（2）該方案可不動南自主變程序，改動量較小。

以上方案相比較方案一和方案二，改動都有所簡化，涉及裝置和內容較少，周期較短，適宜采用。

由于南瑞MU本身實際延遲將近1.6ms，南自MU的延遲1.7ms，會導致母差保護和變壓器保護動作時間比原來推遲1～2ms，這是數字化采樣的固有延遲造成的，但是南自MU與南瑞MU之間的延遲偏差可以忽略，不會造成ms級以上的疊加延遲。所以客觀的說以上三種方案都會造成保護動作延遲不是南瑞所說的只有第三種方案才會造成延保護動作延遲。

TM63

A

2095-2066（2016）35-0101-02

2016-11-23

李志政（1986-），男，漢族，湖北黃岡人，工程師，碩士，主要研究方向為電力系統繼電保護電力系統運維與檢修。李 兵，國網合肥供電公司運維檢修部副主任，工程師，碩士。唐小平，國網合肥供電公司運維檢修部，工程師，本科。