基于電壓突變量的差動(dòng)保護(hù)同步方法研究

朱 征，黃冰飛，鄒曉峰，姜 琳，韋巖陽

基于電壓突變量的差動(dòng)保護(hù)同步方法研究

朱 征1，黃冰飛2，鄒曉峰1，姜 琳2，韋巖陽2

(1.國網(wǎng)上海市電力公司，上海 200437；2.上海欣能信息科技發(fā)展有限公司，上海 200025)

隨著基于無線通道的配網(wǎng)差動(dòng)保護(hù)被引入配電網(wǎng)，需要解決的關(guān)鍵技術(shù)之一即是兩端故障數(shù)據(jù)的同步問題?；诒Ｗo(hù)啟動(dòng)時(shí)刻電壓突變量的同步方法可以在不增加額外設(shè)備的情況下實(shí)現(xiàn)數(shù)據(jù)同步，但對該方法的同步精度和適用范圍尚缺乏必要的理論分析和驗(yàn)證。通過疊加原理研究了多相故障情況下基于電壓突變量的差動(dòng)保護(hù)同步原理，并進(jìn)一步分析了故障啟動(dòng)門檻、采樣頻率、故障初始角、諧波和各側(cè)裝置采樣時(shí)刻不同對同步誤差的影響，并進(jìn)行了相關(guān)模擬仿真測試。結(jié)果表明，取5%的電壓額定值作為啟動(dòng)門檻，采用每周波240點(diǎn)采樣，能確保各側(cè)裝置在線路多相故障時(shí)啟動(dòng)時(shí)刻的同步誤差小于30°，從而滿足配網(wǎng)差動(dòng)保護(hù)的同步要求。

差動(dòng)保護(hù)；電壓突變量；同步

0 引言

差動(dòng)保護(hù)具有固有的選擇性[1]，已廣泛應(yīng)用于主網(wǎng)線路保護(hù)。隨著分布式能源的逐步推廣，在“3060”雙碳目標(biāo)下，分布式能源建設(shè)進(jìn)入井噴模式后，提升配網(wǎng)保護(hù)選擇性迫在眉睫。將線路差動(dòng)保護(hù)應(yīng)用于配網(wǎng)是提升保護(hù)選擇性的有效手段。

線路差動(dòng)保護(hù)要求兩側(cè)采樣同步，并通過高速通道將采樣值傳送到對側(cè)[2-6]。主網(wǎng)線路結(jié)構(gòu)簡單，線路差動(dòng)保護(hù)通常采用專用光纖或復(fù)用SDH[7-10]信道進(jìn)行點(diǎn)對點(diǎn)通信。專用光纖或復(fù)用SDH信道路徑固定，雙向傳輸時(shí)延相同，采用乒乓原理測定通道時(shí)延，經(jīng)時(shí)延補(bǔ)償調(diào)整從機(jī)側(cè)采樣時(shí)刻，可以實(shí)現(xiàn)各側(cè)差動(dòng)保護(hù)同步采樣[2]。

配網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)復(fù)雜，改造頻繁，無法采用點(diǎn)對點(diǎn)光纖通信。無線通信技術(shù)，特別是4G專網(wǎng)[11-12]和5G[13-18]通信技術(shù)的發(fā)展，通信帶寬和傳輸速率已能基本滿足差動(dòng)保護(hù)的相關(guān)要求，但其雙向傳輸時(shí)延不一致，無法通過乒乓原理[2]實(shí)測通道單向時(shí)延，各側(cè)差動(dòng)保護(hù)裝置無法通過時(shí)延補(bǔ)償實(shí)現(xiàn)同步采樣。部分廠家開發(fā)了基于外部同步脈沖的配網(wǎng)差動(dòng)保護(hù)，但其可靠性依賴于外部時(shí)鐘[19-21]；部分學(xué)者研究了不依賴于外部時(shí)鐘的同步方案，如電流故障數(shù)據(jù)自同步原理[22-23]。對于區(qū)內(nèi)故障，要求線路兩側(cè)均有電源提供故障電流，并且同步誤差受電源大小、不同故障角等影響較大，適用性相對較差。

本文研究了用故障電壓突變量確定故障啟動(dòng)時(shí)刻的可行性，包括分析其啟動(dòng)靈敏度、采樣頻率、故障初始角、諧波和各側(cè)裝置采樣時(shí)刻不同對啟動(dòng)同步誤差的影響，并進(jìn)行了相關(guān)模擬仿真測試。

1 原理

圖1 故障分量下的等效電路圖

故障點(diǎn)的電壓為

對于相間故障，按弧光電阻壓降為5%的額定電壓校核靈敏度，線路在變電站出口處的電壓突變量最小，測量點(diǎn)m的電壓突變量為

2 誤差分析

2.1 啟動(dòng)門檻引起的誤差

將式(5)代入式(4)，得

由式(6)可知，測量點(diǎn)離故障點(diǎn)越遠(yuǎn)，越大，出口處電壓啟動(dòng)元件靈敏度越低。取110 kV變電站主變?nèi)萘繛?1.5 MVA，短路比為16.7，對應(yīng)的短路阻抗為。為了簡化計(jì)算，系統(tǒng)側(cè)視為無窮大電源，系統(tǒng)阻抗歸算為變壓器阻抗，取。取10 kV架空線路每公里的單位阻抗為。在架空線路12.755 km處，即處發(fā)生金屬性故障，故障初始角，變電站出口處電壓變化量波形如圖2中紅色曲線所示。圖中藍(lán)色、綠色曲線分別對應(yīng)為0.05和0.1處的電壓變化量波形。

圖3為不同啟動(dòng)系數(shù)和線路分段長度時(shí)電壓啟動(dòng)角度差，其中橫軸對應(yīng)不同，縱軸為線路分段兩側(cè)啟動(dòng)角度差。由上而下的9條曲線對應(yīng)啟動(dòng)系數(shù)從0.09到0.01。由上述曲線可知：同一靈敏系數(shù)下，隨著(即線路分段長度)的增加，線路分段兩側(cè)的啟動(dòng)角度差趨于穩(wěn)定；線路分段較長的情況下，兩側(cè)裝置的啟動(dòng)角度差主要由啟動(dòng)系數(shù)決定，系數(shù)越小，角度差越小，，即使，兩側(cè)啟動(dòng)角度差也才27.29o。

2.2 故障初始角引起的誤差

將式(4)離散化，即

為防止干擾引起電壓突變量誤啟動(dòng)，設(shè)定電壓突變量連續(xù)三點(diǎn)大于啟動(dòng)門檻后才確認(rèn)故障發(fā)生，并將連續(xù)三點(diǎn)啟動(dòng)的第一點(diǎn)對應(yīng)的時(shí)刻取為故障發(fā)生時(shí)刻。

圖4 離散電壓突變量曲線

2.3 采樣離散誤差

2.4 諧波引起的誤差

由于故障瞬間有大量的高次諧波，實(shí)際應(yīng)用中，加低通濾波器濾除高次諧波，以消除其對電壓啟動(dòng)元件的影響。

低通濾波器包括保護(hù)裝置采樣回路的RC濾波、數(shù)字低通濾波器等。故障電壓在加低通濾波器前后的波形如圖5所示。

圖5 故障電壓加低通濾波器前后波形圖

圖5中紅色曲線為未經(jīng)低通濾波器濾波的故障電壓波形，含有大量的5次諧波。藍(lán)色曲線為經(jīng)低通濾波器濾波后的故障電壓波形。對濾波前后的電壓用傅立葉變換進(jìn)行頻譜分析，其基波和5次諧波隨時(shí)間變換的結(jié)果如圖6所示。

圖6 故障電壓頻譜分析圖

3 仿真測試

3.1 仿真模型

用ATP建模仿真，仿真模型如圖7所示。

圖7 仿真模型

由2.1節(jié)分析結(jié)果可知，啟動(dòng)門檻越低，由此引起的同步誤差越小，考慮門檻太低容易引起誤啟動(dòng)，本方案擬采用5%的額定電壓作為啟動(dòng)門檻。由2.4節(jié)分析可知，采用低通濾波器后能濾除大部分高次諧波，其對啟動(dòng)判據(jù)的影響基本可以忽略不計(jì)。因此仿真測試主要集中于不同采樣頻率和不同故障初始角對同步誤差的影響。

3.2 采樣離散誤差測試

采樣離散誤差的測試涉及兩個(gè)方面：首先是如何模擬兩側(cè)裝置在同一采樣頻率下采樣時(shí)刻不一致引起的誤差；其次再測試不同采樣頻率對同步誤差的影響。

變電站出口處3個(gè)相間電壓突變量波形如圖8所示，紅色、藍(lán)色和綠色曲線分別對應(yīng)AB、BC和CA相間電壓，500和-500為對應(yīng)的啟動(dòng)門檻。3個(gè)相間電壓突變量對應(yīng)的啟動(dòng)時(shí)刻分別為第67、70、73個(gè)采樣點(diǎn)。

圖8 每周波24點(diǎn)采樣下的變電站出口電壓波形圖

長度為3 km和1 km的線路分段末端電壓啟動(dòng)時(shí)刻分別如圖9和圖10所示。

圖9 每周波24點(diǎn)采樣分段長度3 km處電壓啟動(dòng)時(shí)刻

圖10 每周波24點(diǎn)采樣分段長度1 km處電壓啟動(dòng)時(shí)刻

圖中橫軸為末端采樣時(shí)刻和始端采樣時(shí)刻之間的誤差，0對應(yīng)兩側(cè)在同一時(shí)刻采樣，-20表示末端比始端早0.2個(gè)采樣間隔，否則為晚0.2個(gè)采樣間隔，縱軸為啟動(dòng)時(shí)刻的采樣點(diǎn)。由圖9可以看出，三相最快的為末端相對超前情況下的采樣時(shí)刻，最快啟動(dòng)時(shí)刻為第66采樣點(diǎn)，比始端最快時(shí)刻快1個(gè)采樣點(diǎn)，對應(yīng)15o。若線路分段長度縮短到1 km，大部分情況兩側(cè)同一時(shí)刻啟動(dòng)，當(dāng)末端滯后采樣時(shí)，最大啟動(dòng)時(shí)刻誤差為一個(gè)采樣點(diǎn)，對應(yīng)15o。

若采用24點(diǎn)采樣，比較3 km和1 km線路分段長度兩側(cè)的同步誤差最大為2個(gè)和1個(gè)采樣間隔，無法體現(xiàn)是采樣點(diǎn)的量化誤差，還是兩側(cè)裝置采樣時(shí)刻不同對最終啟動(dòng)同步的影響大。為此，提高采樣頻率到每周波240點(diǎn)，進(jìn)行類似的仿真，如圖11—圖13所示。

變電站出口處3個(gè)相間電壓突變量對應(yīng)的啟動(dòng)時(shí)刻分別為第667、691、721個(gè)采樣點(diǎn)，如圖11所示。

圖12、圖13分別表示長度為3 km和1 km的線路分段末端電壓啟動(dòng)時(shí)刻，隨著兩側(cè)裝置采樣時(shí)刻偏差逐步由超前向滯后變化，電壓啟動(dòng)時(shí)刻逐步往后。其中橫軸為末端采樣時(shí)刻和始端采樣時(shí)刻之間的誤差，縱軸為啟動(dòng)時(shí)刻的采樣點(diǎn)，對于3 km線路分段，最快啟動(dòng)時(shí)刻在663采樣點(diǎn)處，兩側(cè)最大誤差為4個(gè)采樣點(diǎn)，對應(yīng)6o。對于1 km線路分段，最快啟動(dòng)時(shí)刻在665采樣點(diǎn)處，兩側(cè)最大誤差為2個(gè)采樣點(diǎn)，對應(yīng)3o。若末端采樣點(diǎn)滯后，兩側(cè)同步誤差減少1個(gè)采樣點(diǎn)。

圖11 每周波240點(diǎn)采樣變電站出口電壓波形圖

圖12 每周波240點(diǎn)采樣分段長度3 km處電壓啟動(dòng)時(shí)刻

圖13 每周波240點(diǎn)采樣分段長度1 km處電壓啟動(dòng)時(shí)刻

3.3 故障初始角誤差測試

表1 不同故障角各種故障兩側(cè)同步誤差

測試顯示，對于三相故障，兩側(cè)最大同步誤差為5個(gè)采樣點(diǎn)，對應(yīng)7.5o。對于兩相或兩相接地故障，電壓瞬時(shí)值較大時(shí)發(fā)生故障，兩側(cè)最大同步誤差最小只有4個(gè)點(diǎn)，對應(yīng)6o；隨著故障瞬間電壓瞬時(shí)值逐步減小，兩側(cè)同步誤差逐步增大，最大有16個(gè)點(diǎn)，對應(yīng)24o，符合理論分析。

4 結(jié)論

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A synchronization method of differential protection based on sudden change of voltage

ZHU Zheng1, HUANG Bingfei2, ZOU Xiaofeng1, JIANG Lin2, WEI Yanyang2

(1. State Grid Shanghai Electric Power Company, Shanghai 200437, China;2. Shanghai Shineenergy Information Technology Development Co., Ltd., Shanghai 200025, China)

With the introduction of wireless channel-based distribution differential protection into the distribution network, one of the key techniques to be developed is the synchronization of fault data at both ends. The method of synchronization based on the voltage surge at the time of protection activation can achieve data synchronization without adding additional equipment. However, there is a lack of the necessary theoretical analysis and verification of the synchronization accuracy and applicability of this method. In the paper, the synchronization principle of differential protection based on voltage mutation under multiphase fault conditions is studied using the superposition principle. The effects of different fault initiation threshold, sampling frequency, fault initial angle, harmonics and sampling moment of each side device on the synchronization error are further analyzed. A simulation test is carried out through ATP modeling, and the results show that taking 5% of the voltage rating as the starting threshold and using 240 sampling points per wave can ensure that the starting synchronization error of each side device is less than 30°, thus satisfying the synchronization requirement of distribution network differential protection.

differential protection; voltage sudden change; synchronization

10.19783/j.cnki.pspc.211480

This work is supported by the Science and Technology Project of the Headquarters of State Grid Corporation of China (No. 52094020000Y).

國家電網(wǎng)公司總部科技項(xiàng)目資助(52094020000Y)；國網(wǎng)上海市電力公司科技項(xiàng)目資助(52094019006B)

2021-11-02；

2022-02-10

朱 征(1966—)，男，學(xué)士，高級(jí)工程師，研究方向?yàn)殡娏ο到y(tǒng)自動(dòng)化；E-mail: zhuz@sh.sgcc.com.cn

黃冰飛(1983—)，男，碩士，高級(jí)工程師，研究方向?yàn)殡娋W(wǎng)運(yùn)行與控制；E-mail: huang_bingfei@sh.sgcc.com.cn

鄒曉峰(1985—)，男，碩士，高級(jí)工程師，研究方向?yàn)殡娏ο到y(tǒng)繼電保護(hù)。E-mail: unisamuel@hotmail.com

(編輯 許 威)