智能变电站非对称式光纤差动保护同步性测试方法

智能变电站非对称式光纤差动保护同步性测试方法

0次侧与智能侧采样时角差不同步造成的误差在智能区块（以下简称智能站）的建设过程中，由于传统运营中的传统泵站（以下简称传统站）的存在，我们必须考虑智能站和传统站之间的保护配合。线路噪声的线性激活就是一个典型的例子。常规站中采用电磁式互感器,将一次侧电流变换为标准的小电流,保护装置接收二次侧的模拟量进行保护程序运算;而智能站一次侧利用电子式互感器采集数字量,数据经合并处理后,通过光纤传递给智能保护装置。如果常规侧与智能侧采样值不能较好地同步,相当于两侧采样时刻不一致,势必产生角差,正常运行时也有差流产生,这样就会对线路光纤差动保护造成不利影响,甚至引起保护误动。本文着重对智能站与常规站协调运行中的非对称式光纤差动保护的采样同步性测试进行研究。1光纤电流差动保护所谓非对称式光纤差动保护即一侧由智能保护装置、另一侧由常规保护装置所构成的光纤电流差动保护。如常熟南智能变电站,线路保护一次侧采样环节采用纯光学电子式电流互感器,而对侧春申变电站采用常规保护装置,采样环节为常规的电磁式电流互感器,这样就构成了典型的非对称式光纤差动保护。1.1智能保护装置根据《智能变电站继电保护技术规范》,220kV及以上线路按双重化配置保护装置,每套保护包含完整的主、后备保护功能。常熟南智能变电站第1套保护采用南瑞继保的PCS-931型超高压线路电流差动保护装置,第2套保护采用四方的CSC-103B型数字式超高压线路保护装置。智能保护的采样环节采用纯光学电子式电流互感器,采样数字量经合并单元(MU)处理后,通过光纤发送至保护装置。本文采用PCS-931型智能保护装置和RCS-931型常规保护装置构成非对称式光纤差动保护,如图1所示。1.2差动保护的计算智能侧和常规侧采样数据的同步是保证非对称式光纤差动保护正常运行和可靠动作的关键。只有两侧采样数据同步才能进行差动保护计算。智能站的采样数据同步可以分为3个层次。1电子式整体采样在进行智能站设计时,电子式电流互感器和电子式电压互感器之间的同步可采用2种方法。一种方法是由间隔MU发出采样同步信号到本间隔电子式电流互感器,电子式电压互感器。电子式互感器远端模块的采样脉冲由MU提供,各间隔MU依据自身的晶振发出的采样脉冲独立采样。对于同一间隔MU,采样脉冲源只有1个,电流采样与电压采样一般是同步的。而对于不同间隔MU,由于采用脉冲源不同,故电子式互感器的采样电流与采样电压不一定同步。但是,若全站的数据采集同步信号来源于同一时钟源,则不同间隔MU之间的采样电流和电压数据也是同步的。另一种方法是利用固定延时的插值同步法。2控制保护装置发生频率间隔MU在对本间隔电流、电压数据进行同步后,将向本侧保护装置发送数据,MU发送频率和保护装置采样频率可能一致,也可能不一致,即使两者一致,保护装置与MU也不一定同步,那么保护装置可能接收不到数据,从而两侧保护装置的电气量不同步,差动保护无法进行。由于间隔MU的数据发送频率不变,因而需要通过调整保护装置定时中断频率,对MU发送的数据进行重采样插值,以实现MU和保护装置之间的同步。保护装置接收到间隔MU发送来的数据,已经由IEC61850-9-2数据报文中的Delay字段决定,因此在电子式互感器现场测试时必须要将延时的实际值和理论进行比对,以保证两侧采样值的同步。3智能侧和对侧保护时的通道延迟问题智能保护装置与常规保护装置之间的同步是非对称式光纤差动保护的关键。线路差动保护两侧都是常规站时,所采用的电磁式互感器特性基本一致,且保护装置滤波回路相同,此时每次定时中断时采集一次数据,并将当前数据发往对侧进行保护计算。非对称式光纤差动保护中,智能侧保护不存在滤波回路,且数据采样在MU中,而数据处理在保护装置中,因此会存在通道延时;而对侧常规保护装置数据采样和处理都在保护装置中,不存在通道延时,但存在滤波回路。智能站保护与常规站保护之间采用乒乓算法进行同步。智能保护一般固定为参考端,定时中断的周期不受对侧常规保护采样周期的影响,常规保护的采样间隔实时跟踪智能保护的定时中断周期。2智能侧与常规侧传输效率比较常规站中线路两端光纤差动保护配置完全相同,只要固定一端为参考端,另一端根据参考端的系统时钟进行采样时刻的调整就可同步,同步过程不再赘述。非对称式光纤差动保护中,智能保护与常规保护的区别在于:智能保护的采样时刻与数据发送时刻不是同一时刻,数据采样环节在MU中,从交流采样时刻开始要经过采集器延时t1(包括交流采样RC滤波时间、采集器数据处理时间和采集器传输时间)和MU延时t2(包括CPU处理时间和传输时间)才能到达保护装置,经保护CPU处理后将采样数据发往对侧;而对侧常规保护数据采样和处理都在保护装置CPU中进行,其中的延时主要为交流采样RC滤波时间。因此,智能侧在经过MU与保护装置的同步、与常规侧构成光纤差动保护时,仍可采用乒乓原理,不同的是这种情况下将智能侧保护固定为参考端,对常规侧保护数据发送时刻(采样时刻)进行调整。两侧数据发送时刻的同步过程如图2所示。图2中,P为保护装置;TM为智能侧保护装置从接收报文到发出报文的时间;TN为传统侧保护装置从接收报文到发出报文的时间。智能侧MU将采样数据发送至本侧保护装置要经过t2的延时。与对侧保护装置的数据发送时刻进行同步时,以智能侧保护装置为参考端,通过乒乓算法计算出通道传输延时td=(TN-TM)/2,以及采样时间偏差Δt。常规侧保护根据Δt确定调整次数,经过数次微调,直到Δt=0,两侧装置的数据发送时刻同步。智能站侧数据采样时刻经过MU延时t2(可由厂家提供)到达数据发送时刻,而常规侧保护采样时刻就是数据发送时刻,因此,智能站侧和常规站侧采样时间差为t2,将常规保护的采样时间相应延迟t2,即可实现两侧采样的同步,如图3所示。3通道延迟补偿为了能够与对侧春申变中常规保护装置进行较好的电流采样同步配合,常熟南智能变电站的保护装置已经进行了通道延时补偿。因此,本文重点研究采样同步性测试方法,并对测试结果进行分析。3.1光敏感元件的等效一次电流测试根据实际需要,本文搭建了非对称式光纤差动保护的采样同步性测试系统,如图4所示。升流器需要用升压控制台给其供电,图中略去升压控制台,将升流器和升压控制台合称升流控制器。图4中,智能保护装置采用PCS-931,常规保护装置采用RCS-931;升流控制器采用HLG-30型标准电流互感器,其一次侧P1最大可输出3000A电流,二次侧分7个不同电流变比等级,S1到S7挡依次为600/1,750/1,1000/1,1500/1,2000/1,2500/1,3000/1。本文选用S1挡,用电缆导线直接连接至RCS-931,并用幅值相位表监视二次侧电流,以免一次电流过大,对人身和设备构成危害。为了升流时一次输出电流不致太大而二次电流又不致太小,测试前将P1端连接的导线穿过光敏感元件绕5匝,这样,光敏感元件感应到的等效一次电流相当于5倍于P1端输出电流,S1端的等效变比为3000/1。将两侧保护装置的相关参数整定如表1所示。3.2次电流监视测试系统搭建完成后,首先用升流控制器进行升流,用幅值相位表监视二次电流从0逐渐升至1.0A左右,记录本侧保护PCS-931装置中本侧电流幅值、对侧电流幅值、两侧差流以及电流角差。采样同步性测试系统原理图如图5所示。4结果与分析4.1等效电流升流过程分析按照上述过程,记录本侧电流幅值、对侧电流幅值、两侧差流以及电流角差,如表2所示。表2中记录等效一次电流从150A至2500A时的二次电流以及差流、角差,可得出:升流过程中出现差流且最大差流不大于0.04A;角差在[176°,181°]之间,随着电流的增大而减小。图6为二次电流及差流随一次电流变化折线图。4.2两侧电流通过正截面点转换产生的差流按照差动保护原理,当一次侧通过穿越性电流时,正常运行或区外故障时,两端保护应得到大小相等、方向相反的二次电流,两侧不会出现差流。由表2可得,当等效一次电流由150A升至2500A时,两侧保护出现差流且最大差流为0.04A。而测试时通以穿越性电流,在通道延时经插值补偿后,两侧电流采样值是不应该出现明显差流的。因此,此时看到的差流是由以下几方面造成的误差。1电流进行感染变比整根据两侧变比情况,本文换算出的智能侧电流互感器变比为5/6≈0.8333,限于PCS-931装置此项只能输入两位小数,故将PCS-931装置的电流互感器变比整定为0.83。此处会带来误差,而且为主要误差来源。2温度变化的影响纯光学电子式电流互感器采用光学原理,测量精度和稳定性易受温度变化的影响。而且,对侧常规保护系统为电磁式互感