CN109444531A - 基于同步对时的继电保护采样检查系统及其采样检查方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于同步对时的继电保护采样检查系统及其采样检查方法，属于电力继电保护技术领域，是将自动化数据分散采集、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，大大缩减了继电保护采样整体性检查设备的开发成本，减少了试验接线工作量和危险性，能够在基建状态下对保护电流、电压相位关系正确性和关联多间隔差动保护电流采样极性的一致性进行检查和验证，取代了过去只能通过送电时用负荷电流和工作电压检验的现状，省去了送电时为进行相量检查而进行复杂的倒闸操作，大大缩短了送电时间，减小电网风险。
Description
技术领域
本发明涉及一种基于同步对时的继电保护采样检查系统及其采样检查方法，应用于变电站继电保护工作中线路光差保护的相量检查，属于电力继电保护技术领域。
背景技术
目前变电站内的模拟相量试验是采用电科院研发的模拟相量车，它能够产生很大的电流贯穿一次设备，达到模拟相量检查的目的。但是存在如下问题：
1)受限于试验线的长度，无法完成站与站之间线路纵联光差保护模拟相量的测量；
2)费用高——不计试验时耗费的电能，仅仪器使用费用10万元/天；
3)数量少——目前河北南网只有省送变电和电科院有，其它地市级单位都没有。费用高和数量少限制了它的使用范围，仅仅220kV及以上电压等级新建站投运时，才会使用，站内新增线路间隔或主变间隔时，都不会使用。
4)试验接线工作量大。试验时往往需要拽着10mm2试验线走几十米，甚至上百米的距离。
5)有潜在的高压触电危险。很长的试验线中通入上百安的电流，一旦试验线的绝缘破损，将会给现场作业人员的安全构成极大威胁。
而变电站之间纵联光纤差动保护的相量试验目前主要靠一次设备送电时，用负荷电流检验。存在如下问题：
1)检验效果受实际负荷大小的限制。送电时，负荷电流太小(<％5额定电流)，电流无法定相或相位不稳定，易出错。
2)增大运维人员倒闸操作工作量，延长送电时间。运维人员需要根据调令模拟各种运行方式，操作步骤多，送电时间长，对于复杂接线更是如此，同时也增大了送电时危险性。
3)不易改动。一旦送电时发现相量不准确，需要拉开开关重新送电，将会延长送电时间，造成比较被动的局面。
因此对于线路光差保护的模拟相量检查，目前是一个空白，只能依靠送电时用负荷电流检查。同时由于智能站的推广，在电流互感器与线路保护之间插入合并单元，出现电信号到光信号的转换，环节较多，使线路光差保护更容易出现问题。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是提供了一种准确率高、操作简单的基于同步对时技术的继电保护采用检查系统及其采样检查方法。
本发明采用了如下技术方案：
一种基于同步对时的继电保护采样检查系统，其包括电流同步终端和电压同步终端；
所述电流同步终端和电压同步终端均包括对时模块、守时模块、CPU模块、无线通信模块、人机交互模块；所述电流同步终端还包括大电流发生器和电流测量模块，所述大电流发生器的输出端经电流测量模块电连接CPU模块的输入端；所述电压同步终端还包括电压变换器和电压测量模块，所述电压变换器的输出端经电压测量模块电连接CPU模块的输入端；
所述CPU模块通过其上的实测值输出端和理论值输入端与无线通信模块相连接，所述人机交互模块和CPU模块通过总线相连接；
所述对时模块在需要对时时与CPU模块的对时信号接收端相连接，对时完成后所述守时模块与CPU模块的守时信号接收端相连接。
进一步的，本发明还包括用于给电流同步终端和电压同步终端供电的电源模块。进一步的，所述电流测量模块和电压测量模块均包括滤波电路和模数转换电路，所述大电流发生器的输出端依次经滤波电路和模数转换电路后电连接CPU模块的输入端，所述电压变换器的输出端依次经滤波电路和模数转换电路后电连接CPU模块的输入端。
进一步的，本发明还包括数据服务器和显示终端；所述电流同步终端和电压同步终端的输出端分别和数据服务器的接收端相通信；所述数据服务器的显示输出端和显示终端的输入信号端相通信。
进一步的，所述对时模块连接有时间源，所述时间源包括GPS网络对时服务器、北斗服务器、CDMA服务器和B码服务器中的任一种。
进一步的，所述显示终端包括能够远程访问云终端的设备。
利用所述采样检查系统的采样检查方法，其包括如下步骤：
步骤1、对时：
将对时模块分别和电流同步终端、电压同步终端相连接，确认对时完成后，断开对时模块，由守时模块为电流同步终端、电压同步终端提供时钟信号；
步骤2、接线：
在电流互感器两侧挂上试验线，用于通入一次电流的大电流发生器其输出端连接电流互感器的一次侧，电流互感器的二次侧连接电流测量模块的输入端；将线路保护屏的交流端子220V电压接入电压变换器，电压变换器的输出接至线路保护装置的A相电压端子；
步骤3、测量和上送：
电流同步终端中的电流测量模块和CPU模块测得大电流发生器输出的一次电流的幅值和相角，电压同步终端中的电压测量模块和CPU模块测得电压变换器输出的电压幅值和相角，并上送数据服务器；
步骤4、比对：
由数据服务器计算出理论采样值，即预期结果，回传至站内显示终端，与线路保护装置中实际采样数据进行比对，如果预期结果与实际采样数据一致，则判断采样检查正确；记录当前试验数据，并生成采样检查报告；当二者不一致时，则采用逐段排查的方法分析各个环节。
进一步的，所述步骤4中比对的内容包括本侧与对侧电流的幅值、相位差以及当前的差流。
进一步的，步骤1和步骤2之间还包括检查通信状况的步骤，具体方法如下：
打开显示连接远方的数据服务器及电流同步终端、电压同步终端，确认电流同步终端、电压同步终端的数据能正确传送至数据服务器，所述数据服务器计算出的预期结果能正确回传到显示终端。
进一步的，所述步骤4中当采样检查为正确时则命令数据服务器记录当前试验数据，并生成相量报告。
进一步的，所述数据服务器，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/T26865.2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。数据服务器采用云终端，主要是软件开发。
进一步的，所述显示终端，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；显示终端可以是安卓手机、平板电脑或笔记本电脑，能够远程访问云终端的设备都可成为显示终端。
本发明的有益效果如下：
本发明将自动化数据分散采集、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，大大缩减了继电保护采样整体性检查设备的开发成本，减少了试验接线工作量和危险性。
本发明能够在基建状态下对保护电流、电压相位关系正确性和关联多间隔差动保护电流采样极性的一致性进行检查和验证，取代了过去只能通过送电时用负荷电流和工作电压检验的现状。省去了送电时为进行相量检查而进行复杂的倒闸操作，大大缩短了送电时间，减小电网风险。另外，本方案以线路光差保护为例进行说明，对于站内主变保护、母线保护，该方案仍然适用。
附图说明
图1为本发明中电流同步终端的结构原理框图。
图2为本发明中电压同步终端的结构原理框图。
图3为基于同步数据采集技术的继电保护采样检查原理图。
图4为实施例中运行站扩建线路间隔试验原理示意图。
图5为实施例中基建站线路间隔试验原理示意图。
图6为实施例中线路光差保护采样检查试验原理示意图。
图7为实施例中线路光差保护采样检查相量图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面结合附图1-7和具体实施例对发明进行清楚、完整的描述。
如图1-图7所示，本实施例涉及一种基于同步对时的继电保护采样检查系统，其包括电流同步终端和电压同步终端；
所述电流同步终端和电压同步终端均包括对时模块、守时模块、CPU模块、无线通信模块、人机交互模块；所述电流同步终端还包括大电流发生器和电流测量模块，所述大电流发生器的输出端经电流测量模块电连接CPU模块的输入端；所述电压同步终端还包括电压变换器和电压测量模块，所述电压变换器的输出端经电压测量模块电连接CPU模块的输入端；
所述CPU模块通过其上的实测值输出端和理论值输入端与无线通信模块相连接，所述人机交互模块和CPU模块通过总线相连接；
所述对时模块在需要对时时与CPU模块的对时信号接收端相连接，对时完成后所述守时模块与CPU模块的守时信号接收端相连接。
进一步的，本实施例还包括用于给电流同步终端和电压同步终端供电的电源模块。进一步的，所述电流测量模块和电压测量模块均包括滤波电路和模数转换电路，所述大电流发生器的输出端依次经滤波电路和模数转换电路后电连接CPU模块的输入端，所述电压变换器的输出端依次经滤波电路和模数转换电路后电连接CPU模块的输入端。
进一步的，本实施例还包括数据服务器和显示终端；所述电流同步终端和电压同步终端的输出端分别和数据服务器的接收端相通信；所述数据服务器的显示输出端和显示终端的输入信号端相通信。
进一步的，所述对时模块连接有时间源，所述时间源包括GPS网络对时服务器、北斗服务器、CDMA服务器和B码服务器中的任一种。
进一步的，所述显示终端包括能够远程访问云终端的设备。
利用所述采样检查系统的采样检查方法，其包括如下步骤：
步骤1、对时：
将对时模块分别和电流同步终端、电压同步终端相连接，确认对时完成后，断开对时模块，由守时模块为电流同步终端、电压同步终端提供时钟信号，并保证1分钟内守时偏差小于55uS；
步骤2、接线：
在电流互感器两侧挂上试验线，用于通入一次电流的大电流发生器其输出端连接电流互感器的一次侧，电流互感器的二次侧连接电流测量模块的输入端；将线路保护屏的交流端子220V电压接入电压变换器，电压变换器的输出接至线路保护装置的A相电压端子；
步骤3、测量和上送：
电流同步终端中的电流测量模块和CPU模块测得大电流发生器输出的一次电流的幅值和相角，电压同步终端中的电压测量模块和CPU模块测得电压变换器输出的电压幅值和相角，并上送数据服务器；
步骤4、比对：
由数据服务器计算出理论采样值，即预期结果，回传至站内显示终端，与线路保护装置中实际采样数据进行比对，如果预期结果与实际采样数据一致，则判断采样检查正确；记录当前试验数据，并生成采样检查报告；当二者不一致时，则采用逐段排查的方法分析各个环节。
进一步的，所述步骤4中比对的内容包括本侧与对侧电流的幅值、相位差以及当前的差流。
进一步的，步骤1和步骤2之间还包括检查通信状况的步骤，具体方法如下：
打开显示连接远方的数据服务器及电流同步终端、电压同步终端，确认电流同步终端、电压同步终端的数据能正确传送至数据服务器，所述数据服务器计算出的预期结果能正确回传到显示终端。
进一步的，所述步骤4中当采样检查为正确时则命令数据服务器记录当前试验数据，并生成相量报告。
进一步的，所述数据服务器，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/T26865.2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。数据服务器采用云终端，主要是软件开发。
进一步的，所述显示终端，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；显示终端可以是安卓手机、平板电脑或笔记本电脑，能够远程访问云终端的设备都可成为显示终端。
所述步骤4中数据服务器得出预期结果的算法如下，分三块阐述：
(1)运行站线路间隔U、I相位检查
某运行站新扩建一个线路间隔，需要对220kV母线保护和新上线路保护进行采样检查，试验原理如图4所示，图4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264CT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264CT通入220kV母线保护中二次电流；UM为220kV1母、2母PT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220kV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220kV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。
以UM为相位基准，I1的相位如式(1)所示：
θi-op＝θT1-3+θZ+θu1-3+θSL+θph (1)
式(1)中，θi-op为I1超前UM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220kV母线电压A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A、B、C相时，θph分别为0°、-120°、120°；θu1-3是从220kV母线至站变低压侧由于功率传输造成的相位偏移。
由式(1)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(1)进行复杂的测算，采用实测法可方便的获得θi-op，如式(2)所示：
θi-op＝θuM-Z+θSL (2)
式(2)中，θuM-Z为UM、UZ的相位差。
根据式(2)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CT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(2)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CT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(2)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CT极性端均在线路侧时，若母线保护中264间隔电流相位角为(θi-op-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。
(2)基建站线路间隔U、I相位检查
以某基建站中一条220kV线路间隔为例进行说明，如图5所示，图5中，UZ为站用电源电压；UZM为站用电源电压经VST1由220V变换为57.7V的系统电压。由于送电前220kV1、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220V降为57.7V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220kV母线电压互感器智能控制柜中将220V站用电降为57.7V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(3)所示
θi-co＝θuZ-ZM+θSL (3)
式(3)中，θi-co为I1的相位；θuZ-ZM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CT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(3)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CT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(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CT极性端均在线路侧时，若母线保护中253间隔电流相位角为(θi-op-180°)，则判定母线保护电压电流相位关系正确。
(3)线路光差保护采样检查
以甲、乙两站之间一条220kV线路为例进行说明，如图6所示。
图6中，220kV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220kV甲乙线两侧CT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57.7V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7所示。图7中，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；θi1-2为I1超前I2的角度；Icd为差流。
根据图7，Icd计算方法如式(4)所示：
Icd＝sqrt[(I1sinθi1-2)2+(I1cosθi1-2+I2)2] (4)
综上所述，线路保护采样检查预期结果如表1所示：
表1线路光差保护两侧采样预期结果
表1中，nTA1、nTA2分别是220kV甲乙线甲站侧和乙站侧CT变比。将表1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220kV线路，两侧母线保护中该线路间隔采样值预期结果如表2所示：
表2 220kV母线保护采样预期结果
表2中，nB1、nB2分别为甲站和乙站220kV母线保护基准变比。表2以母线保护各间隔CT极性端均在母线侧显示，当CT极性端在线路侧时，将Ia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。
本发明将自动化数据分散采集、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，大大缩减了继电保护采样整体性检查设备的开发成本，减少了试验接线工作量和危险性。
能够在基建状态下对保护电流、电压相位关系正确性和关联多间隔差动保护电流采样极性的一致性进行检查和验证，取代了过去只能通过送电时用负荷电流和工作电压检验的现状。省去了送电时为进行相量检查而进行复杂的倒闸操作，大大缩短了送电时间，减小电网风险。
本发明目前已在220kV电谷站、220kV北杨站和110kV大王店1号主变基建工程中进行工程试验，应用效果良好，测试准确率达100％。
在2017.10-2018.03期间，结合送电工作，对220kV清吴I线、220kV清吴II线、220kV北岳线等九条出线送电时间进行统计，计算出平均送电时间为4.3小时。在采用模拟向量检查系统后，在2018.04至今，结合送电工作对220kV祁杨线、220kV清杨线、110kV北岳线等九条出线送电时间统计，计算出平均送电时间为1.4小时。平均缩短送电时间2.9小时，提升工作效率67.4％。每年可为一个地市级供电公司带来超过两百万的经济效益。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例技术方案的精神和范围。
Claims (10)
1.一种基于同步对时的继电保护采样检查系统，其特征在于：其包括电流同步终端和电压同步终端；
所述电流同步终端和电压同步终端均包括对时模块、守时模块、CPU模块、无线通信模块和人机交互模块；所述电流同步终端还包括大电流发生器和电流测量模块，所述大电流发生器的输出端经电流测量模块电连接CPU模块的输入端；所述电压同步终端还包括电压变换器和电压测量模块，所述电压变换器的输出端经电压测量模块电连接CPU模块的输入端；
所述CPU模块通过其上的实测值输出端和理论值输入端与无线通信模块相连接，所述人机交互模块和CPU模块通过总线相连接；
所述对时模块在需要对时时与CPU模块的对时信号接收端相连接，对时完成后所述守时模块与CPU模块的守时信号接收端相连接。
2.根据权利要求1所述的基于同步对时的继电保护采样检查系统，其特征在于：其还包括用于给电流同步终端和电压同步终端供电的电源模块。
3.根据权利要求1所述的基于同步对时的继电保护采样检查系统，其特征在于：所述电流测量模块和电压测量模块均包括滤波电路和模数转换电路，所述大电流发生器的输出端依次经滤波电路和模数转换电路后电连接CPU模块的输入端，所述电压变换器的输出端依次经滤波电路和模数转换电路后电连接CPU模块的输入端。
4.根据权利要求1所述的基于同步对时的继电保护采样检查系统，其特征在于：其还包括数据服务器和显示终端；所述电流同步终端和电压同步终端的输出端分别和数据服务器的接收端相通信；所述数据服务器的显示输出端和显示终端的输入信号端相通信。
5.根据权利要求1所述的基于同步对时的继电保护采样检查系统，其特征在于：所述对时模块连接有时间源，所述时间源包括GPS网络对时服务器、北斗服务器、CDMA服务器和B码服务器中的任一种。
6.根据权利要求4所述的基于同步对时的继电保护采样检查系统，其特征在于：所述显示终端包括能够远程访问云终端的设备。
7.利用权利要求1-6任一所述采样检查系统的采样检查方法，其特征在于：其包括如下步骤：
步骤1、对时：
将对时模块分别和电流同步终端、电压同步终端相连接，确认对时完成后，断开对时模块，由守时模块为电流同步终端、电压同步终端提供时钟信号；
步骤2、接线：
在电流互感器两侧挂上试验线，用于通入一次电流的大电流发生器其输出端连接电流互感器的一次侧，电流互感器的二次侧连接电流测量模块的输入端；将线路保护屏的交流端子220V电压接入电压变换器，电压变换器的输出接至线路保护装置的A相电压端子；
步骤3、测量和上送：
电流同步终端中的电流测量模块和CPU模块测得大电流发生器输出的一次电流的幅值和相角，电压同步终端中的电压测量模块和CPU模块测得电压变换器输出的电压幅值和相角，并上送数据服务器；
步骤4、比对：
由数据服务器计算出理论采样值，即预期结果，回传至站内显示终端，与线路保护装置中实际采样数据进行比对，如果预期结果与实际采样数据一致，则判断采样检查正确；记录当前试验数据，并生成采样检查报告；当二者不一致时，则采用逐段排查的方法分析各个环节。
8.根据权利要求7所述采样检查系统的采样检查方法，其特征在于：所述步骤4中比对的内容包括本侧与对侧电流的幅值、相位差以及当前的差流。
9.根据权利要求7所述采样检查系统的采样检查方法，其特征在于：步骤1和步骤2之间还包括检查通信状况的步骤，具体方法如下：
打开显示连接远方的数据服务器及电流同步终端、电压同步终端，确认电流同步终端、电压同步终端的数据能正确传送至数据服务器，所述数据服务器计算出的预期结果能正确回传到显示终端。
10.根据权利要求7所述采样检查系统的采样检查方法，其特征在于：所述步骤4中当采样检查为正确时则命令数据服务器记录当前试验数据，并生成相量报告。
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