非同源故障录波数据同步方法

孔德志，杨远航，卢佳，石恒初，游昊，赵明，陈璟，张哲铭

（1.云南电力调度控制中心，昆明 650011；2. 云南电网有限责任公司电力科学研究院，昆明 650217）

0 前言

开展线路故障分析，如故障双端测距、保护动作行为分析等，往往需要综合利用线路两侧故障录波信息且要求必须是基于“同一时刻”下采样数据[1-4]。但线路两侧故障录波属非同源故障录波，由于两侧装置对时差异、启动时刻不同步等因素，其录波数据采样往往互相不同步，给后续故障分析带来阻碍。

目前解决非同源录波数据同步的方法主要有自带时标对齐法和判断故障起始时刻对齐法。自带时标对齐法受制于时钟同步精度[5-8]等外部因素，可靠性差，且由于不同故障录波装置感受到故障电流大小不同，装置启动时刻往往有较大差异，很难满足工程应用需要[9-12]。判断故障起始时刻对齐法基于不同故障装置“同一时刻”感受到故障的特点进行数据同步，具有自主、灵活的优点，更适合实际运用，但实际故障起始时刻通常伴随复杂电磁暂态过程，录波采样容易出现较大离散偏差，仅依据故障起始时刻识别可能出现较大误差。以1 kHz采样率的录波数据为例，仅1个采样点的判断误差，两侧数据将产生18°相角的偏离，对后续故障分析产生严重影响。

为此，本文提出一种综合利用故障起始时刻和线路两侧电压电流相位关系的同步方法。以故障分量出现时刻判别出故障起始时刻，作为初始数据同步时刻，再利用电压电流间的相位关系对初始数据同步时刻进行修正，提高同步准确性。

1 初始同步

故障分量仅在故障状态下出现，故障分量出现时刻即为故障起始时刻。

1.1 故障分量提取

根据叠加原理，故障后电气量可视为故障分量与正常负荷分量的叠加，如图1所示。

图1 叠加原理示意图

故障点F可视为叠加了一个反向的故障前电压Uf[0]，图1（a）所示故障状态可以当作是图1（b）、图1（c）所示状态的叠加，图中，Um、Un、Im、In分别为线路M、N两侧各自实际录波测量量，Uml、Unl、Iml、Inl分别为线路M、N两侧正常负荷分量，Umg、Ung、Img、Ing分别为线路M、N两侧故障分量，即可求出故障分量：

1.2 故障起始时刻定位

提取故障分量后，根据故障分量出现时刻即可定位出故障起始时刻，并作为初选数据同步时刻。

以某线路A相接地故障后，M侧线路故障录波及提取故障分量如图2所示。

图中，T0时刻故障分量开始出现，此时刻即故障起始时刻。

同理，对N侧故障录波识别出T0时刻，以此时刻作为数据同步时刻，可实现两侧故障录波数据同步。同步后，故障零序电流录波如图3所示。

图3 同步后线路两侧故障零序电流

从同步后故障录波还可以看出，故障时刻零序分量采样值过小以及谐波影响等因素，可能使得两侧故障录波对故障起始时刻的判别出现偏差，这说明，仅利用故障分量出现时刻并不能十分精确的判断出故障起始时刻，无法将非同源录波数据精确同步。

2 利用电压电流相位特征精确同步

下文将分别对故障前、中、后三个不同阶段相位特征及校正方法进行叙述。

2.1 基于故障前录波相位特征的校正方法

故障前的录波为正常运行方式下电压、电流，满足以下关系特征：

2.1.1 电压相位关系

设线路有功潮流为P，线路两侧电压相位为δ，线路两侧电压幅值分别为UM、UN，线路正序阻抗为Z1，则可求取线路两侧电压相位差δ为：

线路有功功率总是由电压相位超前一侧流向电压相位滞后一侧。根据求取电压相角差，可对初选同步时刻进行校正。

2.1.2 电流相位关系

正常运行工况下，线路电流I包含两部分：线路电容电流IC和负荷电流IL。其中，电容电流IC由线路两侧经线路流入大地，分别计为ICM和ICN，负荷电流IL由线路一侧流向另一侧，如图4 所示，线路电流相量关系如图5所示。

图4 线路电流示意图

图5 线路电流相量关系

可求取线路两侧电流相位差φ为：

通常，线路每百公里电容电流可按表1所示典型值选取。

表1 线路每百公里电容电流典型值

根据求取电流相角差，可对初选同步时刻进行校正。

2.2 零、负序电流相位特征校正方法

根据故障分量原理，负序和零序电源存在于故障点处，如图6所示。

图6 故障分量电压分布

从故障点往线路两侧看，线路M侧负序综合阻抗角∠ZM2和零序综合阻抗∠ZM0分别与线路N侧负序综合阻抗角∠ZN2和零序综合阻抗∠ZN0近似相等，因此，线路两侧零序iM0、iN0和负序电流iM2、iN2相位近似相等，根据这一特征可对初选同步时刻进行校正。

需要注意，该特征适用于不对称短路，若使用零序电流，则只适用于不对称接地短路。

2.3 零、负序电流相位特征进行同步

图7 非全相运行时的零、负序网络

线路两侧断路器单相或两相跳开后重合闸动作前，线路处于非全相运行状态，期间，零、负序网络如图7所示。线路中存在纵向流动的零、负序电流，该电流从非全相运行线路的一端流入，从另一端流出，两侧电流相位相差180°，利用这一相位特征，可对初选同步时刻进行校正。

需要注意，该特征仅适用于使用单相或综合重合闸的线路，且故障前线路处于非空载状态。

3 方法验证

以某线路A相接地短路故障为例，实现两侧故障录波同步。线路配置光纤差动保护功能，两侧保护装置通过光纤通信实现线路两侧电流采样高精度同步，可使用保护装置记录的差动电流Id_bh来校验本文所述方法的同步精度，即记录同步后的线路两侧故障录波计算的差动电流Id_tb，观察Id_bh与Id_tb的偏差，偏差越小则同步精度越高。

线路两侧录波故障相电压、电流和零序电流录波如图8所示，由线路保护装置记录的差动电流Id_bh=4.73 A（二次值）。

图8 线路两侧故障相电压、电流和零序电流录波

根据零序电流出现时刻对两侧录波进行初始同步，同步结果如图9所示。

图9 两侧故障相电流录波初始同步结果

基于同步后故障录波，计算差动电流为：

差动电流偏差：

根据故障期间，线路两侧零序电流相位一致的特征进行同步修正，修正后同步结果如图10所示。

图10 两侧录波修正后同步

基于同步后故障录波，计算差动电流为：

差动电流偏差：

对比两次同步结果可以看出，基于故障分量出现时刻可以实现线路两侧故障录波的基本同步，借助于线路两侧电气量的相位特征，可进一步提高同步精度。

4 结束语

本文提出一种综合利用故障分量出现时刻和线路两侧电气量相位信息进行两侧录波数据同步的方法。该方法首先通过判断故障分量出现位置获取故障起始时刻，根据故障起始时刻实现两侧录波初始同步，再结合两侧电气量特定的相位特征对初始同步结果进行补偿，进一步提高同步精度。实际故障录波同步案例验证了本文所提方法的有效性。