智能變電站合并單元的同步問題

智能變電站合并單元的同步問題

0u2009合并單元的相關研究隨著智能電網(wǎng)的發(fā)展，智能電網(wǎng)將繼承和促進第三次工業(yè)化。智能電腦化裝置作為智能電網(wǎng)的重要組成部分，得到了逐步普及和廣泛建設。合并單元作為過程層設備與間隔層智能電子設備間采樣數(shù)據(jù)的傳輸橋梁,其同步采樣和網(wǎng)絡延時特性將直接影響間隔層智能電子設備的正確動作行為。合并單元的同步問題在差動保護中尤為突出。近期發(fā)生的合并單元交流電流采樣數(shù)據(jù)不同步引起差動保護裝置誤動作事故,正是由合并單元內(nèi)部軟件延時參數(shù)設置錯誤導致差動保護采樣不同步所引起的。文獻分析了線路差動保護、智能化變壓器差動保護、智能化母線差動保護等這類分散采樣差動保護同步性在現(xiàn)場難以測試的問題。指出了在工程現(xiàn)場對差動保護進行采樣同步測試的必要性。目前,工程現(xiàn)場針對差動保護裝置各支流電流是否同步的驗證,往往通過送電時核相和查看差流進行;但在正常運行情況下,此方法對存在整數(shù)倍周波(20ms)延時的不同步現(xiàn)象難以察覺。合并單元的采樣同步特性是研究者關注的焦點之一。文獻針對智能變電站分布式母線保護同步問題,提出一種基于IEEE1588對時協(xié)議的實現(xiàn)方案。文獻介紹了面向傳統(tǒng)電壓/電流互感器合并單元的采樣值模型及采樣值同步問題,指出合并單元的采樣精度和網(wǎng)絡延時技術指標對二次保護控制單元的應用性能的直接影響,并給出了合并單元的傳輸延遲時間測試方案,該方案需要GPS同步對時裝置,測試方案復雜。文獻從研制合并單元裝置的角度,介紹了基于IEEE1588標準的裝置校時和合并單元采樣同步技術。文獻指出智能變電站網(wǎng)絡通信的成功取決于收發(fā)報文的準確性和傳輸報文的實時性。提出一種采用合并單元相位校準補償傳輸延時以提高模擬采樣值時標的準確性,并通過測算以太網(wǎng)的最大傳輸延時驗證SAV報文實時性的方法。文獻提出一種校驗點對點傳輸模擬量采樣值額定延遲正確性的方法,該方法結合模擬量采樣值的相位誤差校驗和模擬量采樣值報文發(fā)送延遲的測量來驗證其額定延遲數(shù)值的正確性。文獻分析了不同類型保護受合并單元輸出數(shù)據(jù)的同步品質的影響,認為同步品質對主保護影響較大,對僅依賴信號幅值的后備保護影響較小。指出若各合并單元對同步跟蹤的處理方法不一致,可能嚴重影響保護設備的安全運行。以上研究主要關注合并單元在裝置開發(fā)和研制階段對合并單元實時性和完整性(包括同步特性)的實現(xiàn)方法。另外,從目前已經(jīng)出現(xiàn)的智能繼電保護測試儀和數(shù)字信號分析儀來看,他們主要專注于智能繼電保護裝置的邏輯測試和網(wǎng)絡通信協(xié)議的實時解析和監(jiān)視功能。而面向智能變電站,便于現(xiàn)場驗收工作使用的合并單元延時參數(shù)測試方法、測試裝置的研究還比較少見。在技術標準方面我國已經(jīng)制定了智能變電站設計規(guī)范,智能變電站繼電保護技術規(guī)范,合并單元技術規(guī)范和合并單元測試規(guī)范等一系列技術標準。IEC61850標準中也規(guī)定了包括合并單元在內(nèi)的智能電子設備的系統(tǒng)生命周期,及其從研發(fā)階段到停產(chǎn)、退運階段的全過程的質量保證。這些技術規(guī)范和標準對合并單元投入運行前需進行的試驗類型、測試內(nèi)容做了相關規(guī)定,為合并單元的質量保證提供了相關標準依據(jù)。由于保護裝置網(wǎng)絡共享采樣技術和電子式互感器在智能變電站的試點應用中還不十分穩(wěn)定,目前智能變電站普遍采用基于傳統(tǒng)互感器的合并單元與保護裝置點對點通信方式,本文的研究就是面向“傳統(tǒng)互感器加合并單元與保護裝置點對點通信”的情況展開。本文分析了合并單元的同步問題,指出當變壓器三側合并單元的延時參數(shù)相差整數(shù)倍周波(20ms)時,無法通過核相和查看差流的方法發(fā)現(xiàn)三側延時不同步的缺陷,但是當有穿越性故障電流時,將會產(chǎn)生故障差流,導致保護誤動。針對智能變電站現(xiàn)場驗收實際情況,提出了合并單元延時特性現(xiàn)場測試儀的設計要求。根據(jù)設計要求給出了測試儀的系統(tǒng)結構并進行了詳細設計。最后對本文所設計的測試儀的時間響應特性進行了分析,測試儀的時間粒度(小于11.51μs),遠小于合并單元的時間粒度(大于260.1μs),測試儀的時間響應性符合設計要求。該測試儀的實現(xiàn)將有效彌補目前對合并單元延時參數(shù)設置正確性缺乏驗證手段的現(xiàn)狀。1發(fā)送端擬量應直采智能變電站中合并單元的數(shù)據(jù)同步問題可分為如下幾個方面:1)同一間隔電流、電壓采樣之間的同步(例,接收PT合并單元電壓量的間隔合并單元);2)間隔之間的數(shù)據(jù)同步(例,變壓器差動保護、母線保護);3)站站之間的數(shù)據(jù)同步(例,線路縱差保護)。解決數(shù)據(jù)同步問題的方法主要有兩種,即插值重采樣同步和基于外時鐘同步。插值重采樣同步適合標準規(guī)定的模擬量應直采的方式。該方式由數(shù)據(jù)接收端(例,保護裝置)依據(jù)發(fā)送端(合并單元)報文中的額定延時推算接收端時間系統(tǒng)下的采樣值。在“傳統(tǒng)互感器+合并單元+直采”模式下,發(fā)送端報文中的額定延時是指合并單元的合并同步處理延時。此延時的設定錯誤將導致保護誤動。變壓器三側采樣電流錄波波形,如圖1所示。圖1中(a)、(b)、(c)、(d)分別表示系統(tǒng)正常運行時,變壓器高、中、低三側電流采樣同步、不同步(中壓側滯后非整數(shù)倍周期)、不同步(中壓測滯后1個周期)、不同步(中壓測滯后2個周期)的情況。(e)、(f)分別表示系統(tǒng)有穿越性故障電流時,變壓器高、中、低三側電流采樣同步、不同步(中壓測滯后1個周期)的情況。由圖1(b)可見通過核相和在變壓器保護裝置上查看差流即可發(fā)現(xiàn)缺陷。由圖1(c)、(d)可知,因為差流為0,相位相差360°的整數(shù)倍,所以無法通過核相和差流發(fā)現(xiàn)缺陷。但是當有穿越性故障電流時,將會產(chǎn)生故障差流,導致保護誤動,如圖1(f)所示。因為目前變壓器差動速斷保護整組動作時間(包括繼電器固有時間)一般小于20ms,因此只要相差1個周期,即可誤動。產(chǎn)生以上缺陷的原因是合并單元的延時參數(shù)設置錯誤。2外系統(tǒng)故障時設計智能變電站合并單元延時特性現(xiàn)場測試儀的關鍵是準確模擬變電站系統(tǒng)的故障運行情況,并且便于現(xiàn)場驗收操作。應滿足如下要求。(1)準確模擬變電站現(xiàn)場實際情況。當區(qū)外系統(tǒng)故障時,故障電流是由正弦正常電流為起點增大為正弦故障電流(起始階段含高次諧波除外)。故障電流的采樣路徑為:(2)測試儀的時間粒度應遠小于合并單元采樣傳輸?shù)臅r間粒度。為了準確測量合并單元的延時參數(shù),測試儀的時間粒度應小于合并單元采樣傳輸時間粒度。按每周期80點采樣,應比0.25ms小一個數(shù)量級。(3)方便現(xiàn)場驗收操作。智能變電站現(xiàn)場驗收的試驗項目繁多,測試合并單元的延時參數(shù)只是現(xiàn)場驗收工作任務中的一個細小項,因此所設計的測試儀應滿足操作方便的特點。(4)技術方案易于實現(xiàn)。3測試的一般方案和設計3.1模型試驗系統(tǒng)方案設計基于第2節(jié)的設計要求,本文所提出的測試儀數(shù)據(jù)流如圖2所示。即模擬電力系統(tǒng)故障電流并輸入被測試合并單元,捕捉被測試合并單元首次輸出的含故障電流信息的報文,通過對比合并單元接收故障電流和輸出故障報文兩者的時間差得到合并單元的延時參數(shù)。其中數(shù)據(jù)流時間響應的及時性是設計成功的關鍵。測試儀的系統(tǒng)框圖共分為四個模塊:DSP系統(tǒng)模塊、電流輸出模塊、報文接收模塊和電源系統(tǒng)模塊,如圖3所示。其中,DSP系統(tǒng)模塊實現(xiàn)數(shù)據(jù)的處理和測試結果的存儲與顯示,負責對電流輸出模塊的控制、接收并分析來自報文接收模塊的SV報文(IEC61850-9-2格式)。報文接收模塊與被測試合并單元的光纖輸出接口相連,接收合并單元輸出的SV報文信號,實現(xiàn)光電轉換和報文捕捉功能,并向DSP系統(tǒng)提供SV報文輸入。電流輸出模塊用于模擬電力系統(tǒng)故障,為測試過程提供逼真的電力系統(tǒng)實際故障時所產(chǎn)生的故障電流,負責完成變電站現(xiàn)場實際運行情況的準確模擬。電源系統(tǒng)模塊具備兩方面功能,其一經(jīng)AC/DC變換后向測試儀弱電系統(tǒng)提供直流,其二經(jīng)AC/AC(工頻變壓器變換)向測試環(huán)節(jié)提供正?；蚬收想娏?。3.2工頻變壓器的電流轉換本系統(tǒng)報文接收模塊的光電轉換部分選用HFBR-57E5APZ收發(fā)器;該收發(fā)器具備LC光纖接口是目前智能變電站保護裝置、合并單元等IED設備廣泛采用的光信號收發(fā)器,可實現(xiàn)測試儀信號鏈路與實際運行環(huán)境相符。DSP系統(tǒng)模塊以TMS320F2812芯片為核心搭建,該芯片指令周期為6.67ns,自帶16路12位A/D轉換器,A/D快速轉換時間為80ns,具備豐富的通用數(shù)字I/O管腳,最小脈沖寬度為一個指令周期,其時間響應級差方面符合要求。電流輸出模塊目前無現(xiàn)成商用模塊可選,是本文設計的重點。本文采用工頻變壓器不同負載的變換來模擬產(chǎn)生故障電流。電流輸出模塊包括單相工頻變壓器和負載控制模塊,等效電路圖如圖4所示。當S1和S2都關斷時,工頻變壓器的負載為R1和R2(串聯(lián));當S1和S2都導通時,工頻變壓器的負載R2被短接,其負載僅為R1;這樣通過控制負載R2的投退來模擬故障電流的發(fā)生。其中,單相工頻變壓器的變比為36,連接于單相220V工頻試驗電源,其輸出電壓為6.11V;負載R1選用RXLG-200W-0.2?J型(0.2?、200W)鋁殼電阻器,負載R2選用RXLG-20W-2?J型(2?、20W)鋁殼電阻器;當S1、S2全關斷時,變壓器輸出電流為2.78A,當S1、S2全導通時,變壓器輸出電流為30.56A。開關S1、S2為IGBT開關器件,選用SEMIKRON公司SK80GM063模塊,其在25℃時的關斷電壓為600V,導通電流為81A,開關導通時間為45ns。D1、D2為IGBT的反并聯(lián)二極管。C1、C2為并聯(lián)于IGBT兩端的無感電容,實現(xiàn)電路運行時的零電壓開關(zero-voltageswitching,ZVS),用于保護電路中的IGBT器件和降低其開關損耗。本轉換電路IGBT的控制觸發(fā)信號采用DSP芯片的中斷產(chǎn)生,觸發(fā)脈沖同時施加于開關器件S1、S2的門極。電流輸出模塊在一個測試周期內(nèi)有4個工作模態(tài)(Mode1~Mode4)。以工頻正半波為初始導通點為例說明如下。Mode1為D1、D2、S1和S2都處于關斷狀態(tài),用于模擬電力系統(tǒng)正常運行狀態(tài)的電流,它代表測試的初始狀態(tài)。Mode2為開關S1收到高電平觸發(fā)信號到其完全導通的中間態(tài),C1、C2參與開關S1的開通換流使其保持零電壓開通(如果在波形的過零點開通,則無此模態(tài)),此狀態(tài)持續(xù)時間非常小,約為45ns。Mode3為S1、D2完全導通后的階段。Mode4為工頻負半波電流流通的狀態(tài),因為在此之前S2已經(jīng)被觸發(fā)導通,因此可自然換流,無需Mode2的強制換流過程。此后工頻正負半波電流持續(xù)流過開關S1、D2和S2、D1支路(負載R2被短路),直至測試結束。以負半波為初始導通點的情況與此類似。需要說明的是,當開關支路導通時,開關支路(開關器件的導通電阻)的阻值相比R2的阻值可忽略不計;當開關支路關斷時,開關支路(開關器件的關斷電阻)的阻值相比R2的阻值為無窮大。4象化函數(shù)和合并單元的延遲時間響應的及時性是測試儀設計的關鍵,測試儀的工作流程如圖5所示。由第3節(jié)可知,圖5流程各個時間段的延時如表1所示。目前合并單元采用每周期80點采樣,合并單元數(shù)據(jù)處理時間至少大于一個采樣點時間間隔。DSP的數(shù)據(jù)處理在中斷程序中進行比較運算,因此執(zhí)行指令周期數(shù)低于200條,則DSP的A/D采樣和處理時間為1.41μs。整個數(shù)據(jù)流延時期間,Δt1、Δt5、Δt6是測試儀的延時,Δt2、Δt3、Δt4屬于合并單元的延時。由表1可知,測試儀的時間粒度(小于11.51μs),遠小于合并單元的時間粒度(大于260.1μs),測試儀的時間響應性符合設計要求。測試回路測試儀的最大不確定延時Δt1+Δt6(1.51μs),遠小于合并單元的最小不確定延時Δt2+Δt3(250.1μs)。因此可以采用式(1)獲得合并單元的延時設置參數(shù)。其中:Δt為合并單元的延時設置參數(shù);t1為DSP開始觸發(fā)開關S1和S