数字化变电站主变合并单元采样的问题分析

李志政，李 兵，唐小平（国网安徽省电力公司合肥供电公司，安徽合肥230022）

数字化变电站主变合并单元采样的问题分析

李志政，李 兵，唐小平（国网安徽省电力公司合肥供电公司，安徽合肥230022）

针对华东地区首座220kV全数字化变电站植物园变电站主变低压侧电流、电压角差不对的问题，通过电压滞后、单间隔电流电压角差、高低压侧电流角差解析，初步判断合并单元采样值电流、电压输出值存在角差。根据角差处理方案的讨论结果，重点分析了三种解决方案的具体操作步骤及优缺点，并最终确定了改动量较小且符合合并单元同步规范的方案。

1 问题分析

目前合肥植物园变主变低压侧存在电流电压角差不对的问题，根据分析，主要是由于南自MU和南瑞MU的采样值延时不一致导致，目前主变低压侧各个运行装置的延时分布情况如图1所示。

图中的963μs为南自MU发送IEC60044-8报文中自带的延时参数，1740μs为南自MU采样值的实际延时参数，1574μs为南瑞MU发送延时参数，2351μs为南瑞MU发送电压采样值的实际延时参数。

1.1 电压滞后问题解析

低压侧电压延时T1：2351μs=1574μs+1740μs-963μs；高中压侧电压延时T2：1074μs；

与高中压侧电压对应角差：（2351-1074）×1.8/100=23°。

1.2 单间隔电流电压角差解析

在主变低压侧只带电容器运行时具体角差表象如下：

南自主变保护实际显示：

具体抄录数据：IHA=0°，UHA=270°，ILA=224°，ULA=300°，按照向量以母线为基准指向变压器低压侧电流滞后低压侧电压76°（由于为容性负载实际应滞后90°）此时角差为90°-76°=14°

理论计算：

低压侧电压实际延时T1：2351μs；

低压侧电流实际电流延时T2：1574μs；

电流电压对应角差：（2351–1574）×1.8°/100=14°。

1.3 高低压侧电流角差解析

对于主变差动由于高低压侧接线为星角-11点钟接线高低压侧理论角差应为：IHA=0°，ILA=210°；

主变显示角差为：IHA=0°，ILA=224°；

高低压侧电流理论与实际角差为224°-210°=14°；

理论计算角差为：（1574-1074）×1.8°/100=9°；

由于解决电压滞后问题时，低压侧通道采样值角度提前了23°，所以实际显示角差应为23°-9°=14°，与实际显示角差相吻合。

根据以上分析，出现角差的原因为南瑞MU实际送至主变的采样值电流电压存在14°角差。

2 解决方案

根据角差处理方案的会议讨论结果，确定以方案三为最终角差处理方案，以下为三个角差处理方案的相关情况：

2.1 方案一

南自主变保护自己从母线MU获取母线电压，只从只从南瑞MU获取电流信号。该方案涉及以下几个方面的修改：

图2

（1）增加南自MU至南自主变的光缆；

（2）更改南自MU的延时参数（以实际延时1740μs为基准）并增加至主变的通信链路，目前南自MU不支持通信口的扩展；

（3）更改南瑞MU需程序，以适应南自MU的实际延时时间参数；

（4）更改南自主变程序，同步来自不同MU的电流电压；

利弊：

（1）南自MU不支持通信口的扩展；

（2）南瑞MU仍然需要修改程序以匹配1740μs的延时；

（3）南自主变保护需要修改程序，以适应通信口的增加以及电流电压延时的区别调整；以上改动复杂，涉及装置和内容较多，周期较长，不宜采用。

2.2 方案二

南自主变保护电压从南瑞MU获取同步前的电流电压信号，然后进行区别同步。该方案涉及以下几个方面的修改：

图3

（1）更改南自MU的延时参数（以实际延时 1740μs为基准）；

（2）更改南瑞MU需程序，以适应南自MU的实际延时时间参数；

（3）更改南自主变程序，区别同步来自南瑞MU的电流电压。

利弊：

（1）该修改不符合间隔内采样值须经由MU进行同步的相关规范；

（2）南瑞MU仍然需要修改程序以匹配1740μs的延时；

（3）南自主变保护需要修改程序，以同步来自南瑞MU的电流电压信号。

以上方案相比较方案一，改动有所简化，但涉及装置和内容还是较多，周期较长，不宜采用。

2.3 方案三

南瑞MU同步来自南自MU的电压和本地电流采样，南自主变保护电压从南瑞MU获取同步后的电流电压信号。该方案涉及以下几个方面的修改：

图4

（1）更改南自MU的延时参数（以实际延时 1740μs为基准）；

（2）更改南瑞MU程序，同步来自南自的电压和本地采样的电流相位，（建议同步延时以2324μs为基准，这样就无需再调整主变程序）。

利弊：

（1）该修改符合间隔内采样值须经由MU进行同步的相关规范；

（2）该方案可不动南自主变程序，改动量较小。

以上方案相比较方案一和方案二，改动都有所简化，涉及装置和内容较少，周期较短，适宜采用。

由于南瑞MU本身实际延迟将近1.6ms，南自MU的延迟1.7ms，会导致母差保护和变压器保护动作时间比原来推迟1～2ms，这是数字化采样的固有延迟造成的，但是南自MU与南瑞MU之间的延迟偏差可以忽略，不会造成ms级以上的叠加延迟。所以客观的说以上三种方案都会造成保护动作延迟不是南瑞所说的只有第三种方案才会造成延保护动作延迟。

TM63

A

2095-2066（2016）35-0101-02

2016-11-23

李志政（1986-），男，汉族，湖北黄冈人，工程师，硕士，主要研究方向为电力系统继电保护电力系统运维与检修。李 兵，国网合肥供电公司运维检修部副主任，工程师，硕士。唐小平，国网合肥供电公司运维检修部，工程师，本科。