基于同步数据采集的继电保护采样检查系统研究

唐 凡，赵耀民，牛志民，马慧卓

(1.国网河北省电力有限公司保定供电分公司，河北 保定 071100;2.国网河北省电力有限公司雄安新区供电公司，河北 雄安 071100)

0 引言

目前通过试验手段对于保护装置采样检查主要是分块局部检查，包括电流互感器极性、变比试验，室外端子箱/汇控柜通流试验和线路光差保护通道对调等。上述试验手段只能对各采样环节独立检验，然而在各环节搭接点存在盲区，缺少一种对采样回路全面检查的方法。另外，近年来智能变电站大规模推广，在保护装置和电流互感器之间插入合并单元，出现电信号到光信号的转换，使线路光差保护常出现一侧常规采样，另一侧光数字采样的情况，模式差异和环节增多使采样更易出现问题。

基于上述分析，本文借鉴广域测量系统(WA MS)测功角的原理[1]，提出一种继电保护采样检查系统。在变电站相关间隔设置采集终端，采用一次升流二次加压的方式，通过高精度的对时和守时模块，同步测量电压、电流数据，打上时标后上送至主站的数据服务器，由数据服务器计算出预期结果，回传至站内显示终端与保护装置实际采样值进行比对，从而达到对采样回路全面检查的目的，并针对基建站和运行站两种情况，说明对差动保护各侧电流极性的一致性和电压、电流相位关系正确性进行检查的具体操作方法。通过工程试验，验证了该方案的有效性。

1 原理与方案

1.1 开发原理

采样检查系统的原理如图1所示。图1中以一个甲、乙两站间基建中的线路间隔为例进行说明。甲站是常规站，TA二次回路经端子箱转接后，接入线路保护和母线保护。TV二次回路经TV端子箱转接后，接入保护室内电压并列屏，经并列和重动处理后，再以辐射状接入各保护装置。乙站为智能站，一次为GIS设备，TA二次回路先接入就地智能控制柜中线路合并单元，由电信号转换为光信号后，再以点对点方式接入线路保护和母线保护，TV二次回路先接入就地TV智能控制柜的母线合并单元，再级联至各间隔合并单元[2]。

图1 基建中线路间隔的采样检查原理

图1 中，试验人员用升流器同时在一条线路两侧各施加三相试验电流，并给线路保护引入电网电压，由站内测量终端同步采集两侧的电流、电压数据以无线VPN方式传输至数据服务器，由数据服务器计算出预期结果，回传至站内显示终端与保护装置实际采样值进行比对，若二者一致，则判断电压、电流回路接线、极性、通道配置正确，若不一致，则通过逐段排查的方法检查各环节是否存在问题。

1.2 试验装置

涉及的试验装置主要包括:电流同步终端、电压同步终端、显示终端和数据服务器。

1.2.1 电流同步终端

电流同步终端主要模块如图2所示，包括:①大电流发生器，输出额定电流达250 A，用于给TA一次侧三相升流，传变到二次，输入保护装置。仅改变电流幅值，不改变频对时屏接收标准时钟源对时信号(电直流IRIG-B码);撤去标准时钟源信号后，由守时模块保证守时精度在60 min内与标准时间源偏差小于55μs(折算到相位偏差在1°以下);③电流测量模块:对一次电流模拟量经滤波和模数转换后，能够精确输出一次电流的瞬时值，精度≤1 A，测量频率为1 200 Hz/s;④通信模块，可将测量到的电流数据打上时标后，以无线VPN方式传输给数据服务器，数据上送频率大于10帧/s，同时可接收数据服务器回传的采样值预期结果。⑤人机交互模块，包括指示灯，显示当前对时、守时、运行及告警状态;设有1个液晶显示屏，可显示当前输出电流幅值、相位以及数据服务器回传来的采样值计算结果;另外，设有按键和旋钮用于调节输出电流的大小和设置装置IP地址等参数。⑥电源模块，为其它各个模块提供相应大小的交、直流电源。

图2 电流同步终端原理

1.2.2 电压同步终端

主要模块包括:①电压变换器，根据分压原理，可将保护屏内220 V交流电压变换为57.74 V输入线路保护装置U相电压，为保护装置提供一个采样值基准。②电压测量模块:经滤波和模数变换处理后能精确测量保护装置输入电压瞬时值，测量精度≤0.1 V，测量频率为1 200 Hz/s。其它模块，包括对时和守时模块、通信模块、人机交互模块和电源模块与电流同步终端作用相同。

1.2.3 数据服务器

主要功能包括:①通信功能:可通过无线网接收甲站和乙站显示传送来的电压、电流数据，数据格式考虑采用PMU传输数据时的GB/T 26865.2协议，对数据帧格式进行适当精简。②运算功能:因站端上送的数据均带有时标，将同一时刻的数据运算，描点并可以在极坐标系下显示，计算出U1与I1，U1与I2之间的夹角以及线路保护当前差动电流和制动电流。③图形化展示功能:将采样值计算结果在极坐标中进行图形化展示，并得出甲站和乙站采样值报告;④数据存储和打印功能:服务器中装设有大容量存储介质，可存储多个采样值检查结果;⑤采样值结果的回传功能:将计算得出的采样值结果回传给站内的显示终端，检修人员将预期结果与保护装置实际的采样值进行比对，判断采样各环节是否正确。

1.2.4 采样值显示终端

能可视化展示数据服务器回传来的采样值计算的结果。检修人员将预期结果与保护装置实际的采样值进行比对，判断采样值是否正确。

为保证试验数据权威性，主要采取两方面措施:一是尽量减小人员误操作，包括试验接线错误、参数设置错误、试验结果的误判断。为减少接线错误，将电流测量模块与大电流发生器整合，试验中关于电流仅需将P1、P2分别挂在TA一次的两侧;将电压测量模块与电压变换器整合，试验中仅需将电压同步终端并接在保护U相电压输入端子。关于参数设置，试验中用到的参数仅为TA变比，可从保信子站系统中自动提取，不需人工设置。二是确保试验设备测量精度。类似现场使用的继电保护实验仪，用高精度标准表对采样检查系统中电压、电流同步终端定期检验(每年1次)，确定其对时、守时精度和测量精度满足要求后，方可在现场使用。

1.3 试验步骤

a.对时:将电流同步终端、电压同步终端在站内GPS对时屏连接直流IRIG-B码对时源，确认对时完成后，断开对时源，由守时模块保证工作期间的时间精度。(通常试验不会超过1 h，55μs对应的角度为0.432°满足工程测试的要求)

b.检查通信状况:数据服务器设置在调度主站，而一些变电站建在偏远地区，数据可靠传输是实现采样检查的前提。试验前应确认站内的数据能正确传送至服务器，服务器计算出的采样值能正确回传到显示终端。

c.接线与加量:在电流互感器一次端子挂上试验线，调节电流同步终端输出的一次电流幅值，将保护U相电压输入端子并接电压同步终端。

d.比对并得出结论:现场将数据服务器的采样值计算结果与保护装置中实际采样值进行比对，包括电压与电流相对相位，本侧与对侧电流的相位差，当前的差动电流、制动电流。若二者一致，则让数据服务器记录当前试验数据，生成采样值报告，若有偏差，则采用逐段排查的方法分析各个环节。

1.4 试验方案

1.4.1 采样检查的重点

采样检查的重点要求如表1所示。

表1 各保护装置采样检的重点要求

由表1可知，各主要元件差动采样检查关键是确认各间隔电流采样极性的一致性和数据是否同步，而对于带方向的后备保护则是判断电压、电流相对相位关系的正确性。表1中，母线保护虽然要求各间隔TA的极性一致，但检验方法仍是以母线的电压为基准，通过电压、电流相对相位关系判定。根据站内母线是否带有运行电压，采样检查又可分为运行站中新增一个间隔和基建站两种情况。下面以线路间隔为例对试验方法进行说明。

1.4.2 线路光差保护采样检查

以甲、乙两站之间1条220 k V线路为例进行说明，如图3所示。

图3 线路光差保护采样检查试验原理

图3中，220 k V甲乙线配置有光差保护，两侧保护分别为线路保护1、2，采用专用光纤通道。I1I、I2I分别为CST1、CST2在220 k V甲乙线两侧TA施加的一次电流，方向均指向线路;I1、I2分别为注入线路保护1、2的二次电流;甲站为运行站，Ua1为电压并列屏中电压，将Ua1接入线路保护1，同时用VST1测量后上送数据服务器;乙站为基建站，Ua2为外引站用电源电压，由VST2降压至57.7 V后接入线路保护2，同时上送数据服务器。在线路光差保护采样检查中，Ua1、Ua2、仅作为相位基准，关注的重点为I1、I2的相位差和线路保护中显示的差流。

线路两侧电压、电流的相量图如图4所示。

图4 线路光差保护采样检查相量图

图4中，升流器实际输出三相实验电流，图中仅以U相电流为例进行说明，V、W相电流与U相幅值相同，呈正相序。θi-op是I1滞后Ua1的角度;θi-co是I2滞后Ua2的角度;θu是两侧基准电压的夹角，即Ua1超前于Ua2的角度;为I1超前I2的角度;Icd为差流。

根据图4，Icd计算方法如式(1)所示:

1.4.3 运行站U、I相位检查

某运行站新扩建一个线路间隔，需要对220 k V母线保护和新上线路保护中电压、电流相位关系进行检查，原理如图5所示。

图5中，264为新增间隔，CST为电流同步终端，VST1、VST2为电压同步终端，I1为CST向2 64 TA中通入电流，I1方向由母线指向线路;I2L为264线路保护中二次电流，I2M为264 TA通入220 k V母线保护中二次电流;UM为220 k V1母、2母TV经并列和重动处理后的母线电压，由电压并列屏分别接入264线路保护和220 k V母线保护;UZ为站用电源电压，由站变低压侧引至交流馈线屏，再转接至220 k V设备区检修电源箱;I1、UM、UZ为分别由CST、VST1、VST2测量后，上送至数据服务器。

图5 运行站扩建线路间隔试验原理

以U M为相位基准，I1的相位如式(2)所示:

式中:θi-op为I1超前U M的角度;θT1-3是因主变高-低压侧接线组别带来的转角，例如主变压器采用YNynd11接线，则θT1-3为30°;θZ是因站变接线组别带来的转角;θSL是升流器输出电流超前输入电压的角度，θSL由升流器自身参数和特性决定，范围在-10°～0°，且数值稳定;θph是由于试验电源与基准母线电压相别不同产生的相位偏移，保护均以220 k V母线电压U相作为相位基准，可通过在低压配电盘核相确认试验电源使用哪相电压，当试验电源为U、V、W相时，θph分别为0°、-120°、120°;θu1-3是从220 k V 母线至站变低压侧由于功率传输造成的相位偏移。

由式(2)可知，I1、UM的相位关系具有确定性，可根据θi-op判断母线保护中264间隔和264线路后备保护中电压、电流相位关系的正确性。现场试验时，无需通过式(2)进行复杂的测算，采用实测法可方便的获得θi-op，如式(3)所示:

式中:θuM-Z为UM、UZ的相位差。

根据式(3)可知264线路保护装置和母线保护中264间隔电流的预期相位。忽略TA角差，则I2L、I2M与I1相位相同。若264线路保护中电流相位角与式(3)中测得相符，则说明264线路后备保护电压、电流相位关系正确。当母线保护中各支路TA极性端均在母线侧时，若母线保护中264间隔电流相位角与式(3)相符，则判定母线保护电压电流相位关系正确;当母线保护中各支路TA极性端均在线路侧时，若母线保护中264间隔电流相位角为-180°)，则判定母线保护电压电流相位关系正确。试验时应将母线保护退出跳闸，防止误跳运行开关。

1.4.4 基建站U、I相位检查

以某基建站中一条220 k V线路间隔为例进行说明，如图6所示。

图6 基建站线路间隔试验原理

图6 中，UZ为站用电源电压;UZM为站用电源电压经VST1由220 V变换为57.7 V的系统电压。由于送电前220 k V1、2号母线没有工作电压，站内唯有外引站用电源为系统电压，因此用电压变换器将站用电由220 V降为57.7 V后，接入电压并列屏中各保护电压公共端子。若该基建站为智能站，则在220k V母线电压互感器智能控制柜中将220 V站用电降为57.7 V后接入母线合并单元，模拟实际送电后的系统电压。

以UZM为相位基准，I1的相位如式(4)所示:

式中:为I1的相位;为UZ与UZM的相位差，主要包括相别的差异和电压变换过程中带来的相位偏移。

忽略TA角差，则I2L、I2M与I1相位相同。若253线路保护中电流相位角与式(4)中测得相符，则说明253线路后备保护电压、电流相位关系正确。当母线保护中各支路TA极性端均在母线侧时，若母线保护中253间隔电流相位角与式(4)相符，则判定母线保护电压电流相位关系正确;当母线保护中各支路TA极性端均在线路侧时，若母线保护中253间隔电流相位角为-180°)，则判定母线保护电压电流相位关系正确。

1.4.5 预期结果

根据上述分析，对新扩建220 k V线路的线路保护采样检查预期结果如表2所示。

表2 线路光差保护两侧采样预期结果

表2中，nTA1、nTA2分别是220 k V甲乙线甲站侧和乙站侧TA变比。将表2中预期结果与线路保护1、2中实际采样值进行比对，判断采样是否正确。

对于新增220 k V线路，两侧母线保护中该线路间隔采样值预期结果如表3所示。

表3 220 k V母线保护采样预期结果

表3中，n B1、n B2分别为甲站和乙站220 k V母线保护基准变比。表3以母线保护各间隔TA极性端均在母线侧显示，当TA极性端在线路侧时，将I a的相位加180°。由于试验前前，母线上各支路电流平衡，因此通流时，母差保护中的差流即为通入的电流。注意在运行站进行母线保护采样检查前，务必将母线保护退出跳闸，否则有试验电流通入母线保护将造成误动。

2 工程实验

2.1 动模实验

为定量分析交流采样回路可能出现的各种缺陷，在实训室搭建线路光差保护采样检查的动模试验平台，如图7所示。

图7 线路光差保护采样检查的动模试验系统

图7 中，用升流器、电流互感器、电压变换器、线路保护各两台模拟现场两个变电站-A站和B站。升流器U、V均为三相升流器，本试验中，仅使用U相电流。PLA、PLB分别为A站和B站的线路光差保护，型号为南瑞继保RCS931，版本号均为V3.21，用光缆将PLA、PLB收发互联，并设置匹配的通道纵联码，模拟光纤通道进行数据交互。TAA、TAB分别为A站和B站的线路电流互感器，P1为极性端，P2变为非极性端，型号相同，变比均为600/5，保护级二次圈准确度等级为5P20。用升流器输出大电流模拟线路实际带负荷的情况，I1、I2分别为升流器A、B输出的一次电流，I2-1为 TAA输出的二次电流，接入PLA的U相电流输入，I2-2为TAB输出的二次电流，反极性接入PLB的U相电流输入。两台升流器型号相同，I1、I2大小相等、方向相同。正常时PLA、PLB中I2-1、I2-2大小相等，方向相反，差流均为0。VTA、VTB为分别为 A站和B站的电压变换器，可将市电220 V变换为57.7 V，分别接入PLA、PLB作为电压基准，U1、U2分别为VTA、VTB的输出电压。

试验时，用升流器输出300 A的电流，I2-1、I2-2均为2.5 A，相位互差180°，PLA 、PLB中差流Icd均为0 A，相量如图8所示。

图8中，Icd1、Icd2分别为 PLA 、PLB 中的差流。模拟采样回路中存在故障的情况，试验方法和数据如表4所示。

图8 正常时，PLA、PLB采样数据

由表4可知，交流采样各环节正确时，PLA、PLB中差流为0，两侧电流大小相同，相位互差180°，为预期结果。而交流采样回路存在故障时，包括 TA极性接反、相序接错、虚接等，PLA、PLB中数据与预期结果存在明显差异，表现为出现差流、二次电流的幅值和相位发生变化。因此可通过人为施加电流与预期结果进行比对的方法，检查交流采样回路是否正确。

2.2 现场试验

在110 k V浮白I线保护更换现场进行工程试验，该线路保护改造为继保光差保护PCS-953，光差通道为专用光纤通道。两侧白石山站和浮图峪站均为运行站，其中白石山站110 k V侧为双母接线，TA变比为800/5，浮图峪站为单母分段主接线，TA变比为600/5。试验时用电压同步终端在室外TV端子箱采集运行母线电压，用电流同步终端在2侧TA两端各施加试验电流，电流方向均由母线流向线路，试验数据如表5所示。

表4 线路光差保护采样检查的试验方法和数据

表5 110 k V浮白I线线路保护采样检查试验结果

表5中，序号1-5为正常时选取5个不同的电流值对保护装置进行采样检查，比较两侧电流幅值、相位以及差流。由表5可见，采样系统预期结果与保护实际采样值幅值误差最大为1.4%，角度误差最大为2.1°，可确定预期结果与实际采样值相同，判定浮白I线线路保护交流采样接线及参数设置正确。

表5中，序号6为模拟电流极性接反的试验结果，在浮图峪侧保护屏将电流二次线极性颠倒。由表5可见，两侧电流相位差采样系统中为122.3°，保护装置为-60.5°，互差182.8°同时采样系统中差流为1.2 A，保护装置中差流为2.13 A，差别达77.5%，可判定浮白I线线路保护交流采样极性接反。

表5中，序号7为模拟保护TA变比设置错误的情况，将浮图峪侧线路保护TA变比由600/5改为800/5，采样系统中浮图峪侧二次电流为1.25 A，保护装置中为1.65 A，差别达32%，同时采样系统和保护装置中差流分别为1.21 A和1.48 A，差别达22.31%，可判定浮白I线线路保护交流采样中TA变比设置错误。

3 结论

本系统将自动化中“数据分散采集、集中处理”的思想应用到保护采样检查，以升流器代替大功率整流逆变器，大大减少了继电保护采样整体性检查设备的开发成本，减小试验接线工作量和危险性，能够在基建状态下保护电流、电压相位关系正确性、关联多间隔差动保护电流采样极性的一致性和各侧数据是否同步进行检查和验证。通过工程试验，证明采用该系统可省去送电时因相量检查结果不正确而进行的倒闸操作，减小电网风险，缩短送电时间。