基于数字化变电站的光纤纵差保护研究

　　本文将结合220kV数字化变电站系统方案详细说明光纤纵差保护的相关问题。
　　一、引言
　　由于光电技术和计算机的飞速发展，新型光学电压、电流互感器日益显现出富有魅力的前景和强大的生命力，逐步取代电磁式互感器是继电保护的一个发展方向。
　　数字化变电站建设应充分体现一次设备智能化和二次设备网络化的设计理念。一次设备智能化的重点是光电互感器和智能断路器的应用。二次设备网络化应贯彻和执行IEC61850标准。数字化变电站按过程层、间隔层、站控层3层结构设计，光电互感器和面向通用对象的变电站事件(GOOSE)通信技术的应用将彻底解决电流互感器饱和问题、二次电缆的交直流串扰问题。数字化变电站建设应以电网安全、可靠和经济运行为前提，有效解决数据采集设备重复投资问题和二次智能设备的互操作问题。数字化变电站对光纤纵差保护提出了一些新问题，本文将结合220kV数字化变电站系统方案详细说明光纤纵差保护如何解决上述问题。
　　二、光纤纵差保护的应用环境
　　数字化变电站内线路保护、主变保护、母线保护通过过程层间隔局域网，实现数据源和智能操作机构的共享。数字化变电站之间的一对光纤纵差保护通过租用的光纤通道实现数据的共享和采样时钟的同步。
　　数字化变电站的数据源来自合并单元(Mu)，Mu的采样采用全站统一的时钟源SYN。各站的线路差动保护也采用同一时钟源。Mu数据通过过程层交换机给间隔的继电保护设备，包括线路保护、母差保护等。线路差动保护的数据来自2个不同的变电站，在系统内无统一时钟信号时，两站Mu的采样不同步。差动保护需要解决两侧采样数据同步问题。
　　三、数字化变电站对数据采集的要求
　　数字化变电站每个线路间隔的MU提供线路保护需要的Ia，Ib，Ic，ua，Ub，Uc，3Uo，31o，以及一相母线电压数据，线路保护、主变保护和母线保护通过过程层间隔交换机与间隔MU按IEC 61850-9-1/2标准通信获取上述数据，实现数据源的共享。由于母线保护对间隔之间的数据采集同步要求很高，因此在数字化变电站设计时，要求全站数据采集同步信号来源于同一个时钟源。目前2个变电站之间的一对光纤纵差保护采取的是以某个变电站光纤纵差保护的采集时钟为主时钟，另一个变电站光纤纵差保护调整自身的采集时钟与主时钟同步的方法。增加MU违背数据源共享原则，通过全球定位系统(GPS)实现变电站之间的数据采集同步，违背电网安全可靠运行规则。这就引出了本文所要论述的主要问题：如何实现变电站之间的数据采集同步?
　　四、光纤纵差保护实现的关键问题
　　(一)线路差动保护同步
　　在数字化变电站中，母差保护和变压器保护所采集的交流量均在一个变电站内，在全站使用统一时钟源时，各Mu采样同步，不存在同步问题。对线路差动保护，采集的电量为2个不同变电站的电流、电压。在整个电力系统未使用同一时钟源的前提下，线路差动保护需实现变电站之间的数据采集同步。与传统的线路差动保护采样同步不同，数字化变电站的交流量采集由Mu完成，不能实时调整采样，这就需要对同步提出新的方案。
　　1、基于乒乓原理的时钟信号同步
　　数字化变电站的线路差动保护采用基于乒乓原理的时钟信号同步的采样同步调整方案
　　以M站差动保护为例，当装置收到本站的同步信号SYNM时，在传向N站的数据帧中增加“同步信号帧”;同时在收到N站传过来的“同步信号帧”时，记录下此时刻相对于本侧同步时钟的时差Tma，同时回发N侧一帧“同步确认帧”。“同步确认帧”中包含Tma。N侧装置的收发过程与此相同。
　　M站差动保护在收到从N站传过来的“同步确认帧”时，记录下此时刻相对于本侧同步时钟的时差Tnb。经过一个来回，M站保护装置就知道了本侧保护装置与对侧保护装置的同步时钟的时刻差△t=Tnb/2-Tma。同理，N站检测到的本侧保护装置与对侧保护装置的同步时钟的时刻差△t=Tmb/2-Tna。
　　△t有正负之分。当△t为正时，表示本侧同步时钟超前对侧同步时钟：当△t为负时，表示本侧同步时钟落后对侧同步时钟。
　　数字化变电站光纤分相纵差保护要求两侧Mu的采集频率相同，假设Mu发送数据帧的频率为fs，计算出△t后，可计算出两侧差动保护装置对点的间隔Nd，Nd=round(fS△t)
　　式中：round函数是将实数取整，余数四舍五入。
　　当△t为正时，将本侧的采样值后移Nd点与对侧同步;当△t为负时，将本侧的采样值前移Nd点与对侧同步
　　采用此种同步方式，两侧同步后理论上存在的最大相位差δ=ω/(2fS)，其中，ω为系统角频率。 2、相位差分析
　　数字化变电站的光纤差动保护采用时钟信号同步后，两侧装置的同步时差td可表示为：
　　td=δ+ts
　　式中：δ为基于乒乓原理的时钟同步后两侧角差。
　　由于电子式互感器的数据采集频率fs比较高，采用时钟信号同步后的线路差动保护的同步角差与fs相关，成反比关系。以每周期40点(fS=2000Hz)采样为例，同步后的角差6≤4.5°。
　　ts为两侧Mu的采样相对于各自全站统一时钟源的时间差。目前，Mu的运算速度快，两侧不一致的时间差小，一般在10μs以下。
　　采样报文从Mu经过网络交换机传输到保护装置，这个时间在同步报文中考虑，不影响同步后的时差。
　　综合分析，从一次电气量到保护计算整个环节，基于乒乓原理的时钟信号同步后对点造成的角差δ为两侧差动保护不完全同步的主要因素，tS的影响小。传统的电磁型保护用电流互感器，由于励磁电流的存在，导致二次电流相对于一次电流有角差。继电保护“四统一”规定，线路两侧电流互感器传变的角差误差最大考虑7°。基于罗氏线圈原理的电子式电流互感器，由于没有铁芯，没有励磁电流，理论上二次电流传变没有角差，也不存在饱和。因此，数字化变电站线路两侧电流互感器传变无角差，基于同步形成的时差td对差动保护影响小，可以不用考虑其对差动的影响。
　　(二)线路纵差保护的性能
　　数字化变电站的线路差动保护相对于传统的光纤差动保护而言具有很多优点，限于篇幅，对其中的理论分析和实验结果不一一例举。
　　1、应用电子式互感器的线路差动保护因无饱和，区外故障时，穿越性电流引起的不平衡电流小(需考虑同步后的角差6引起的不平衡电流)，不会出现区外故障误动，提高了差动保护的可靠性。
　　2、应用电子式互感器的线路差动保护整定的差流门槛低，制动系数取值小，提高了差动保护的灵敏度。
　　3、电子式互感器不饱和，线性度好。除采用传统的相量差动外，应用采样值差动，相关差动可提高差动保护的动作速度。
　　(三)开入开出处理
　　数字化变电站的光纤纵差保护，开入量来源分为3类，包括：
　　1、投退型压板开入，包括差动保护投退、距离保护投退以及闭锁重合闸等。此类开入直接从保护屏柜获得，采用开入量采集获得。
　　2、开关的运行状态，包括分相的TWJ(跳位机)、断路器合闸压力低等。此类开入量信息由智能操作箱(或智能断路器)采集。光纤纵差保护通过过程层间隔局域网与智能操作箱/断路器通信，通信协议为IEC61850-8-1标准的GOOSE协议，获得断路器的运行状态。
　　3、屏柜间的闭锁信号，包括远传和远跳信息。母差保护动作，启动操作箱的TJR(不启动重合闸的三相跳闸)，TJR去启动远跳。数字化变电站中，母差的动作信号可通过智能操作箱发给线路保护，也可由母差保护直接传给线路保护，这2种方式理论上均可实现。
　　(四)与其他设备配合
　　与光纤纵差保护配合的其他设各包括智能操作箱、母差保护以及稳定控制装置等。光纤纵差保护通过过程层间隔局域网与智能操作箱/断路器通信，通信协议为IEC61850-8-1标准的GOOSE协议。智能操作箱/断路器采集和多播上述重要的保护信号。光纤纵差保护将跳闸命令多播至相关智能操作箱/断路器，并将闭锁命令多播至其他相关保护。