李志政，李 兵，唐小平（國網(wǎng)安徽省電力公司合肥供電公司，安徽合肥230022）

數(shù)字化變電站主變合并單元采樣的問題分析

李志政，李 兵，唐小平（國網(wǎng)安徽省電力公司合肥供電公司，安徽合肥230022）

針對華東地區(qū)首座220kV全數(shù)字化變電站植物園變電站主變低壓側(cè)電流、電壓角差不對的問題，通過電壓滯后、單間隔電流電壓角差、高低壓側(cè)電流角差解析，初步判斷合并單元采樣值電流、電壓輸出值存在角差。根據(jù)角差處理方案的討論結(jié)果，重點分析了三種解決方案的具體操作步驟及優(yōu)缺點，并最終確定了改動量較小且符合合并單元同步規(guī)范的方案。

1 問題分析

目前合肥植物園變主變低壓側(cè)存在電流電壓角差不對的問題，根據(jù)分析，主要是由于南自MU和南瑞MU的采樣值延時不一致導(dǎo)致，目前主變低壓側(cè)各個運(yùn)行裝置的延時分布情況如圖1所示。

圖中的963μs為南自MU發(fā)送IEC60044-8報文中自帶的延時參數(shù)，1740μs為南自MU采樣值的實際延時參數(shù)，1574μs為南瑞MU發(fā)送延時參數(shù)，2351μs為南瑞MU發(fā)送電壓采樣值的實際延時參數(shù)。

1.1 電壓滯后問題解析

低壓側(cè)電壓延時T1：2351μs=1574μs+1740μs-963μs；高中壓側(cè)電壓延時T2：1074μs；

與高中壓側(cè)電壓對應(yīng)角差：（2351-1074）×1.8/100=23°。

1.2 單間隔電流電壓角差解析

在主變低壓側(cè)只帶電容器運(yùn)行時具體角差表象如下：

南自主變保護(hù)實際顯示：

具體抄錄數(shù)據(jù)：IHA=0°，UHA=270°，ILA=224°，ULA=300°，按照向量以母線為基準(zhǔn)指向變壓器低壓側(cè)電流滯后低壓側(cè)電壓76°（由于為容性負(fù)載實際應(yīng)滯后90°）此時角差為90°-76°=14°

理論計算：

低壓側(cè)電壓實際延時T1：2351μs；

低壓側(cè)電流實際電流延時T2：1574μs；

電流電壓對應(yīng)角差：（2351–1574）×1.8°/100=14°。

1.3 高低壓側(cè)電流角差解析

對于主變差動由于高低壓側(cè)接線為星角-11點鐘接線高低壓側(cè)理論角差應(yīng)為：IHA=0°，ILA=210°；

主變顯示角差為：IHA=0°，ILA=224°；

高低壓側(cè)電流理論與實際角差為224°-210°=14°；

理論計算角差為：（1574-1074）×1.8°/100=9°；

由于解決電壓滯后問題時，低壓側(cè)通道采樣值角度提前了23°，所以實際顯示角差應(yīng)為23°-9°=14°，與實際顯示角差相吻合。

根據(jù)以上分析，出現(xiàn)角差的原因為南瑞MU實際送至主變的采樣值電流電壓存在14°角差。

2 解決方案

根據(jù)角差處理方案的會議討論結(jié)果，確定以方案三為最終角差處理方案，以下為三個角差處理方案的相關(guān)情況：

2.1 方案一

南自主變保護(hù)自己從母線MU獲取母線電壓，只從只從南瑞MU獲取電流信號。該方案涉及以下幾個方面的修改：

圖2

（1）增加南自MU至南自主變的光纜；

（2）更改南自MU的延時參數(shù)（以實際延時1740μs為基準(zhǔn)）并增加至主變的通信鏈路，目前南自MU不支持通信口的擴(kuò)展；

（3）更改南瑞MU需程序，以適應(yīng)南自MU的實際延時時間參數(shù)；

（4）更改南自主變程序，同步來自不同MU的電流電壓；

利弊：

（1）南自MU不支持通信口的擴(kuò)展；

（2）南瑞MU仍然需要修改程序以匹配1740μs的延時；

（3）南自主變保護(hù)需要修改程序，以適應(yīng)通信口的增加以及電流電壓延時的區(qū)別調(diào)整；以上改動復(fù)雜，涉及裝置和內(nèi)容較多，周期較長，不宜采用。

2.2 方案二

南自主變保護(hù)電壓從南瑞MU獲取同步前的電流電壓信號，然后進(jìn)行區(qū)別同步。該方案涉及以下幾個方面的修改：

圖3

（1）更改南自MU的延時參數(shù)（以實際延時 1740μs為基準(zhǔn)）；

（2）更改南瑞MU需程序，以適應(yīng)南自MU的實際延時時間參數(shù)；

（3）更改南自主變程序，區(qū)別同步來自南瑞MU的電流電壓。

利弊：

（1）該修改不符合間隔內(nèi)采樣值須經(jīng)由MU進(jìn)行同步的相關(guān)規(guī)范；

（2）南瑞MU仍然需要修改程序以匹配1740μs的延時；

（3）南自主變保護(hù)需要修改程序，以同步來自南瑞MU的電流電壓信號。

以上方案相比較方案一，改動有所簡化，但涉及裝置和內(nèi)容還是較多，周期較長，不宜采用。

2.3 方案三

南瑞MU同步來自南自MU的電壓和本地電流采樣，南自主變保護(hù)電壓從南瑞MU獲取同步后的電流電壓信號。該方案涉及以下幾個方面的修改：

圖4

（1）更改南自MU的延時參數(shù)（以實際延時 1740μs為基準(zhǔn)）；

（2）更改南瑞MU程序，同步來自南自的電壓和本地采樣的電流相位，（建議同步延時以2324μs為基準(zhǔn)，這樣就無需再調(diào)整主變程序）。

利弊：

（1）該修改符合間隔內(nèi)采樣值須經(jīng)由MU進(jìn)行同步的相關(guān)規(guī)范；

（2）該方案可不動南自主變程序，改動量較小。

以上方案相比較方案一和方案二，改動都有所簡化，涉及裝置和內(nèi)容較少，周期較短，適宜采用。

由于南瑞MU本身實際延遲將近1.6ms，南自MU的延遲1.7ms，會導(dǎo)致母差保護(hù)和變壓器保護(hù)動作時間比原來推遲1～2ms，這是數(shù)字化采樣的固有延遲造成的，但是南自MU與南瑞MU之間的延遲偏差可以忽略，不會造成ms級以上的疊加延遲。所以客觀的說以上三種方案都會造成保護(hù)動作延遲不是南瑞所說的只有第三種方案才會造成延保護(hù)動作延遲。

TM63

A

2095-2066（2016）35-0101-02

2016-11-23

李志政（1986-），男，漢族，湖北黃岡人，工程師，碩士，主要研究方向為電力系統(tǒng)繼電保護(hù)電力系統(tǒng)運(yùn)維與檢修。李 兵，國網(wǎng)合肥供電公司運(yùn)維檢修部副主任，工程師，碩士。唐小平，國網(wǎng)合肥供電公司運(yùn)維檢修部，工程師，本科。