基于同步數據采集的繼電保護采樣檢查系統研究

唐 凡，趙耀民，牛志民，馬慧卓

(1.國網河北省電力有限公司保定供電分公司，河北 保定 071100;2.國網河北省電力有限公司雄安新區供電公司，河北 雄安 071100)

0 引言

目前通過試驗手段對于保護裝置采樣檢查主要是分塊局部檢查，包括電流互感器極性、變比試驗，室外端子箱/匯控柜通流試驗和線路光差保護通道對調等。上述試驗手段只能對各采樣環節獨立檢驗，然而在各環節搭接點存在盲區，缺少一種對采樣回路全面檢查的方法。另外，近年來智能變電站大規模推廣，在保護裝置和電流互感器之間插入合并單元，出現電信號到光信號的轉換，使線路光差保護常出現一側常規采樣，另一側光數字采樣的情況，模式差異和環節增多使采樣更易出現問題。

基于上述分析，本文借鑒廣域測量系統(WA MS)測功角的原理[1]，提出一種繼電保護采樣檢查系統。在變電站相關間隔設置采集終端，采用一次升流二次加壓的方式，通過高精度的對時和守時模塊，同步測量電壓、電流數據，打上時標后上送至主站的數據服務器，由數據服務器計算出預期結果，回傳至站內顯示終端與保護裝置實際采樣值進行比對，從而達到對采樣回路全面檢查的目的，并針對基建站和運行站兩種情況，說明對差動保護各側電流極性的一致性和電壓、電流相位關系正確性進行檢查的具體操作方法。通過工程試驗，驗證了該方案的有效性。

1 原理與方案

1.1 開發原理

采樣檢查系統的原理如圖1所示。圖1中以一個甲、乙兩站間基建中的線路間隔為例進行說明。甲站是常規站，TA二次回路經端子箱轉接后，接入線路保護和母線保護。TV二次回路經TV端子箱轉接后，接入保護室內電壓并列屏，經并列和重動處理后，再以輻射狀接入各保護裝置。乙站為智能站，一次為GIS設備，TA二次回路先接入就地智能控制柜中線路合并單元，由電信號轉換為光信號后，再以點對點方式接入線路保護和母線保護，TV二次回路先接入就地TV智能控制柜的母線合并單元，再級聯至各間隔合并單元[2]。

圖1 基建中線路間隔的采樣檢查原理

圖1 中，試驗人員用升流器同時在一條線路兩側各施加三相試驗電流，并給線路保護引入電網電壓，由站內測量終端同步采集兩側的電流、電壓數據以無線VPN方式傳輸至數據服務器，由數據服務器計算出預期結果，回傳至站內顯示終端與保護裝置實際采樣值進行比對，若二者一致，則判斷電壓、電流回路接線、極性、通道配置正確，若不一致，則通過逐段排查的方法檢查各環節是否存在問題。

1.2 試驗裝置

涉及的試驗裝置主要包括:電流同步終端、電壓同步終端、顯示終端和數據服務器。

1.2.1 電流同步終端

電流同步終端主要模塊如圖2所示，包括:①大電流發生器，輸出額定電流達250 A，用于給TA一次側三相升流，傳變到二次，輸入保護裝置。僅改變電流幅值，不改變頻對時屏接收標準時鐘源對時信號(電直流IRIG-B碼);撤去標準時鐘源信號后，由守時模塊保證守時精度在60 min內與標準時間源偏差小于55μs(折算到相位偏差在1°以下);③電流測量模塊:對一次電流模擬量經濾波和模數轉換后，能夠精確輸出一次電流的瞬時值，精度≤1 A，測量頻率為1 200 Hz/s;④通信模塊，可將測量到的電流數據打上時標后，以無線VPN方式傳輸給數據服務器，數據上送頻率大于10幀/s，同時可接收數據服務器回傳的采樣值預期結果。⑤人機交互模塊，包括指示燈，顯示當前對時、守時、運行及告警狀態;設有1個液晶顯示屏，可顯示當前輸出電流幅值、相位以及數據服務器回傳來的采樣值計算結果;另外，設有按鍵和旋鈕用于調節輸出電流的大小和設置裝置IP地址等參數。⑥電源模塊，為其它各個模塊提供相應大小的交、直流電源。

圖2 電流同步終端原理

1.2.2 電壓同步終端

主要模塊包括:①電壓變換器，根據分壓原理，可將保護屏內220 V交流電壓變換為57.74 V輸入線路保護裝置U相電壓，為保護裝置提供一個采樣值基準。②電壓測量模塊:經濾波和模數變換處理后能精確測量保護裝置輸入電壓瞬時值，測量精度≤0.1 V，測量頻率為1 200 Hz/s。其它模塊，包括對時和守時模塊、通信模塊、人機交互模塊和電源模塊與電流同步終端作用相同。

1.2.3 數據服務器

主要功能包括:①通信功能:可通過無線網接收甲站和乙站顯示傳送來的電壓、電流數據，數據格式考慮采用PMU傳輸數據時的GB/T 26865.2協議，對數據幀格式進行適當精簡。②運算功能:因站端上送的數據均帶有時標，將同一時刻的數據運算，描點并可以在極坐標系下顯示，計算出U1與I1，U1與I2之間的夾角以及線路保護當前差動電流和制動電流。③圖形化展示功能:將采樣值計算結果在極坐標中進行圖形化展示，并得出甲站和乙站采樣值報告;④數據存儲和打印功能:服務器中裝設有大容量存儲介質，可存儲多個采樣值檢查結果;⑤采樣值結果的回傳功能:將計算得出的采樣值結果回傳給站內的顯示終端，檢修人員將預期結果與保護裝置實際的采樣值進行比對，判斷采樣各環節是否正確。

1.2.4 采樣值顯示終端

能可視化展示數據服務器回傳來的采樣值計算的結果。檢修人員將預期結果與保護裝置實際的采樣值進行比對，判斷采樣值是否正確。

為保證試驗數據權威性，主要采取兩方面措施:一是盡量減小人員誤操作，包括試驗接線錯誤、參數設置錯誤、試驗結果的誤判斷。為減少接線錯誤，將電流測量模塊與大電流發生器整合，試驗中關于電流僅需將P1、P2分別掛在TA一次的兩側;將電壓測量模塊與電壓變換器整合，試驗中僅需將電壓同步終端并接在保護U相電壓輸入端子。關于參數設置，試驗中用到的參數僅為TA變比，可從保信子站系統中自動提取，不需人工設置。二是確保試驗設備測量精度。類似現場使用的繼電保護實驗儀，用高精度標準表對采樣檢查系統中電壓、電流同步終端定期檢驗(每年1次)，確定其對時、守時精度和測量精度滿足要求后，方可在現場使用。

1.3 試驗步驟

a.對時:將電流同步終端、電壓同步終端在站內GPS對時屏連接直流IRIG-B碼對時源，確認對時完成后，斷開對時源，由守時模塊保證工作期間的時間精度。(通常試驗不會超過1 h，55μs對應的角度為0.432°滿足工程測試的要求)

b.檢查通信狀況:數據服務器設置在調度主站，而一些變電站建在偏遠地區，數據可靠傳輸是實現采樣檢查的前提。試驗前應確認站內的數據能正確傳送至服務器，服務器計算出的采樣值能正確回傳到顯示終端。

c.接線與加量:在電流互感器一次端子掛上試驗線，調節電流同步終端輸出的一次電流幅值，將保護U相電壓輸入端子并接電壓同步終端。

d.比對并得出結論:現場將數據服務器的采樣值計算結果與保護裝置中實際采樣值進行比對，包括電壓與電流相對相位，本側與對側電流的相位差，當前的差動電流、制動電流。若二者一致，則讓數據服務器記錄當前試驗數據，生成采樣值報告，若有偏差，則采用逐段排查的方法分析各個環節。

1.4 試驗方案

1.4.1 采樣檢查的重點

采樣檢查的重點要求如表1所示。

表1 各保護裝置采樣檢的重點要求

由表1可知，各主要元件差動采樣檢查關鍵是確認各間隔電流采樣極性的一致性和數據是否同步，而對于帶方向的后備保護則是判斷電壓、電流相對相位關系的正確性。表1中，母線保護雖然要求各間隔TA的極性一致，但檢驗方法仍是以母線的電壓為基準，通過電壓、電流相對相位關系判定。根據站內母線是否帶有運行電壓，采樣檢查又可分為運行站中新增一個間隔和基建站兩種情況。下面以線路間隔為例對試驗方法進行說明。

1.4.2 線路光差保護采樣檢查

以甲、乙兩站之間1條220 k V線路為例進行說明，如圖3所示。

圖3 線路光差保護采樣檢查試驗原理

圖3中，220 k V甲乙線配置有光差保護，兩側保護分別為線路保護1、2，采用專用光纖通道。I1I、I2I分別為CST1、CST2在220 k V甲乙線兩側TA施加的一次電流，方向均指向線路;I1、I2分別為注入線路保護1、2的二次電流;甲站為運行站，Ua1為電壓并列屏中電壓，將Ua1接入線路保護1，同時用VST1測量后上送數據服務器;乙站為基建站，Ua2為外引站用電源電壓，由VST2降壓至57.7 V后接入線路保護2，同時上送數據服務器。在線路光差保護采樣檢查中，Ua1、Ua2、僅作為相位基準，關注的重點為I1、I2的相位差和線路保護中顯示的差流。

線路兩側電壓、電流的相量圖如圖4所示。

圖4 線路光差保護采樣檢查相量圖

圖4中，升流器實際輸出三相實驗電流，圖中僅以U相電流為例進行說明，V、W相電流與U相幅值相同，呈正相序。θi-op是I1滯后Ua1的角度;θi-co是I2滯后Ua2的角度;θu是兩側基準電壓的夾角，即Ua1超前于Ua2的角度;為I1超前I2的角度;Icd為差流。

根據圖4，Icd計算方法如式(1)所示:

1.4.3 運行站U、I相位檢查

某運行站新擴建一個線路間隔，需要對220 k V母線保護和新上線路保護中電壓、電流相位關系進行檢查，原理如圖5所示。

圖5中，264為新增間隔，CST為電流同步終端，VST1、VST2為電壓同步終端，I1為CST向2 64 TA中通入電流，I1方向由母線指向線路;I2L為264線路保護中二次電流，I2M為264 TA通入220 k V母線保護中二次電流;UM為220 k V1母、2母TV經并列和重動處理后的母線電壓，由電壓并列屏分別接入264線路保護和220 k V母線保護;UZ為站用電源電壓，由站變低壓側引至交流饋線屏，再轉接至220 k V設備區檢修電源箱;I1、UM、UZ為分別由CST、VST1、VST2測量后，上送至數據服務器。

圖5 運行站擴建線路間隔試驗原理

以U M為相位基準，I1的相位如式(2)所示:

式中:θi-op為I1超前U M的角度;θT1-3是因主變高-低壓側接線組別帶來的轉角，例如主變壓器采用YNynd11接線，則θT1-3為30°;θZ是因站變接線組別帶來的轉角;θSL是升流器輸出電流超前輸入電壓的角度，θSL由升流器自身參數和特性決定，范圍在-10°～0°，且數值穩定;θph是由于試驗電源與基準母線電壓相別不同產生的相位偏移，保護均以220 k V母線電壓U相作為相位基準，可通過在低壓配電盤核相確認試驗電源使用哪相電壓，當試驗電源為U、V、W相時，θph分別為0°、-120°、120°;θu1-3是從220 k V 母線至站變低壓側由于功率傳輸造成的相位偏移。

由式(2)可知，I1、UM的相位關系具有確定性，可根據θi-op判斷母線保護中264間隔和264線路后備保護中電壓、電流相位關系的正確性。現場試驗時，無需通過式(2)進行復雜的測算，采用實測法可方便的獲得θi-op，如式(3)所示:

式中:θuM-Z為UM、UZ的相位差。

根據式(3)可知264線路保護裝置和母線保護中264間隔電流的預期相位。忽略TA角差，則I2L、I2M與I1相位相同。若264線路保護中電流相位角與式(3)中測得相符，則說明264線路后備保護電壓、電流相位關系正確。當母線保護中各支路TA極性端均在母線側時，若母線保護中264間隔電流相位角與式(3)相符，則判定母線保護電壓電流相位關系正確;當母線保護中各支路TA極性端均在線路側時，若母線保護中264間隔電流相位角為-180°)，則判定母線保護電壓電流相位關系正確。試驗時應將母線保護退出跳閘，防止誤跳運行開關。

1.4.4 基建站U、I相位檢查

以某基建站中一條220 k V線路間隔為例進行說明，如圖6所示。

圖6 基建站線路間隔試驗原理

圖6 中，UZ為站用電源電壓;UZM為站用電源電壓經VST1由220 V變換為57.7 V的系統電壓。由于送電前220 k V1、2號母線沒有工作電壓，站內唯有外引站用電源為系統電壓，因此用電壓變換器將站用電由220 V降為57.7 V后，接入電壓并列屏中各保護電壓公共端子。若該基建站為智能站，則在220k V母線電壓互感器智能控制柜中將220 V站用電降為57.7 V后接入母線合并單元，模擬實際送電后的系統電壓。

以UZM為相位基準，I1的相位如式(4)所示:

式中:為I1的相位;為UZ與UZM的相位差，主要包括相別的差異和電壓變換過程中帶來的相位偏移。

忽略TA角差，則I2L、I2M與I1相位相同。若253線路保護中電流相位角與式(4)中測得相符，則說明253線路后備保護電壓、電流相位關系正確。當母線保護中各支路TA極性端均在母線側時，若母線保護中253間隔電流相位角與式(4)相符，則判定母線保護電壓電流相位關系正確;當母線保護中各支路TA極性端均在線路側時，若母線保護中253間隔電流相位角為-180°)，則判定母線保護電壓電流相位關系正確。

1.4.5 預期結果

根據上述分析，對新擴建220 k V線路的線路保護采樣檢查預期結果如表2所示。

表2 線路光差保護兩側采樣預期結果

表2中，nTA1、nTA2分別是220 k V甲乙線甲站側和乙站側TA變比。將表2中預期結果與線路保護1、2中實際采樣值進行比對，判斷采樣是否正確。

對于新增220 k V線路，兩側母線保護中該線路間隔采樣值預期結果如表3所示。

表3 220 k V母線保護采樣預期結果

表3中，n B1、n B2分別為甲站和乙站220 k V母線保護基準變比。表3以母線保護各間隔TA極性端均在母線側顯示，當TA極性端在線路側時，將I a的相位加180°。由于試驗前前，母線上各支路電流平衡，因此通流時，母差保護中的差流即為通入的電流。注意在運行站進行母線保護采樣檢查前，務必將母線保護退出跳閘，否則有試驗電流通入母線保護將造成誤動。

2 工程實驗

2.1 動模實驗

為定量分析交流采樣回路可能出現的各種缺陷，在實訓室搭建線路光差保護采樣檢查的動模試驗平臺，如圖7所示。

圖7 線路光差保護采樣檢查的動模試驗系統

圖7 中，用升流器、電流互感器、電壓變換器、線路保護各兩臺模擬現場兩個變電站-A站和B站。升流器U、V均為三相升流器，本試驗中，僅使用U相電流。PLA、PLB分別為A站和B站的線路光差保護，型號為南瑞繼保RCS931，版本號均為V3.21，用光纜將PLA、PLB收發互聯，并設置匹配的通道縱聯碼，模擬光纖通道進行數據交互。TAA、TAB分別為A站和B站的線路電流互感器，P1為極性端，P2變為非極性端，型號相同，變比均為600/5，保護級二次圈準確度等級為5P20。用升流器輸出大電流模擬線路實際帶負荷的情況，I1、I2分別為升流器A、B輸出的一次電流，I2-1為 TAA輸出的二次電流，接入PLA的U相電流輸入，I2-2為TAB輸出的二次電流，反極性接入PLB的U相電流輸入。兩臺升流器型號相同，I1、I2大小相等、方向相同。正常時PLA、PLB中I2-1、I2-2大小相等，方向相反，差流均為0。VTA、VTB為分別為 A站和B站的電壓變換器，可將市電220 V變換為57.7 V，分別接入PLA、PLB作為電壓基準，U1、U2分別為VTA、VTB的輸出電壓。

試驗時，用升流器輸出300 A的電流，I2-1、I2-2均為2.5 A，相位互差180°，PLA 、PLB中差流Icd均為0 A，相量如圖8所示。

圖8中，Icd1、Icd2分別為 PLA 、PLB 中的差流。模擬采樣回路中存在故障的情況，試驗方法和數據如表4所示。

圖8 正常時，PLA、PLB采樣數據

由表4可知，交流采樣各環節正確時，PLA、PLB中差流為0，兩側電流大小相同，相位互差180°，為預期結果。而交流采樣回路存在故障時，包括 TA極性接反、相序接錯、虛接等，PLA、PLB中數據與預期結果存在明顯差異，表現為出現差流、二次電流的幅值和相位發生變化。因此可通過人為施加電流與預期結果進行比對的方法，檢查交流采樣回路是否正確。

2.2 現場試驗

在110 k V浮白I線保護更換現場進行工程試驗，該線路保護改造為繼保光差保護PCS-953，光差通道為專用光纖通道。兩側白石山站和浮圖峪站均為運行站，其中白石山站110 k V側為雙母接線，TA變比為800/5，浮圖峪站為單母分段主接線，TA變比為600/5。試驗時用電壓同步終端在室外TV端子箱采集運行母線電壓，用電流同步終端在2側TA兩端各施加試驗電流，電流方向均由母線流向線路，試驗數據如表5所示。

表4 線路光差保護采樣檢查的試驗方法和數據

表5 110 k V浮白I線線路保護采樣檢查試驗結果

表5中，序號1-5為正常時選取5個不同的電流值對保護裝置進行采樣檢查，比較兩側電流幅值、相位以及差流。由表5可見，采樣系統預期結果與保護實際采樣值幅值誤差最大為1.4%，角度誤差最大為2.1°，可確定預期結果與實際采樣值相同，判定浮白I線線路保護交流采樣接線及參數設置正確。

表5中，序號6為模擬電流極性接反的試驗結果，在浮圖峪側保護屏將電流二次線極性顛倒。由表5可見，兩側電流相位差采樣系統中為122.3°，保護裝置為-60.5°，互差182.8°同時采樣系統中差流為1.2 A，保護裝置中差流為2.13 A，差別達77.5%，可判定浮白I線線路保護交流采樣極性接反。

表5中，序號7為模擬保護TA變比設置錯誤的情況，將浮圖峪側線路保護TA變比由600/5改為800/5，采樣系統中浮圖峪側二次電流為1.25 A，保護裝置中為1.65 A，差別達32%，同時采樣系統和保護裝置中差流分別為1.21 A和1.48 A，差別達22.31%，可判定浮白I線線路保護交流采樣中TA變比設置錯誤。

3 結論

本系統將自動化中“數據分散采集、集中處理”的思想應用到保護采樣檢查，以升流器代替大功率整流逆變器，大大減少了繼電保護采樣整體性檢查設備的開發成本，減小試驗接線工作量和危險性，能夠在基建狀態下保護電流、電壓相位關系正確性、關聯多間隔差動保護電流采樣極性的一致性和各側數據是否同步進行檢查和驗證。通過工程試驗，證明采用該系統可省去送電時因相量檢查結果不正確而進行的倒閘操作，減小電網風險，縮短送電時間。