預制艙式智能變電站繼電保護關鍵環節故障診斷分析

黃治， 吳學斌， 鄧惟績

(1.國網湖南省電力有限公司物資公司， 湖南 長沙410004；2.國網湖南省電力有限公司， 湖南 長沙410004；3.長沙理工大學， 湖南 長沙410005)

0 引言

近年來， 因變電站繼電保護環節故障引起的電網大面積停電的事故頻發， 例如在2003 年英國倫敦南部某變電站因繼電保護故障導致繼電器誤動引起的系統解列。 以往的變電站繼電保護存在故障診斷信息不全、 信息傳輸時間不能很好同步， 導致繼電保護故障不能準確診斷[1]。 隨著預制艙式智能變電站在電網的大量投入運行， 為繼電保護環節故障診斷提供了各階段信息的提取和共享支撐。

對電力系統故障能否準確診斷直接關系到電網發生故障后能否快速發現并精準定位[2-3]。 目前對于變電站繼電保護故障的研究熱點主要是電子式互感器的故障診斷和電流測量回路中的故障診斷。 文獻[4-6] 對不同的電流互感器所采用的誤差產生源頭以及變化規律進行探討， 進而在后續的保護整定計算中考慮可靠系數。 而針對電子式互感器主要研究測量精度[7-9]及穩定性[10]的提高， 但并未成功的應用到實際工程中。

故障診斷是預制艙式智能變電站繼電保護裝置的核心內容， 本文通過對預制艙式智能變電站繼電保護故障的分析， 提出了一種基于廣義變比辨識算法的故障診斷方法， 對電子式互感器突變性故障，提出一種基于小波變換的故障診斷策略。 結合長沙某220 kV 預制艙式智能變電站繼電保護關鍵環節故障進行仿真建模， 驗證了該策略的有效性。

1 故障診斷系統

與傳統變電站相比， 預制艙式智能變電站在信息的傳遞方式及測量回路拓撲結構上具有顯著差別。 傳統變電站中的每個系統都是各自獨立的， 系統設備相互之間聯系較弱。 基于IEC61850 的智能變電站系統實現了整體數字化與信息化[11]， 各設備間協調運行能力良好， 可通過網絡實現數據共享和交互操作， 有利于智能變電站故障的診斷。

1.1 智能變電站繼電保護故障診斷系統結構

智能變電站的工作狀態與數據信息先由電子式互感器和智能設備進行收集， 然后通過合并單元對獲取的信息聚合， 再送入繼電保護裝置進行分析、比較， 從而得到所需要的最終命令， 并將命令送至執行部分使保護動作， 實現對故障的切除。 變電站故障診斷系統， 如圖1 所示。

圖1 故障診斷系統

該診斷系統將TV/TA、 繼電保護環節、 IED 整個流程產生的數據進行綜合比較， 從而判斷故障是否存在。 在傳感器環節， 利用多個傳感器對某一元件進行數據采集， 通過對比不同傳感器之間的測量數據來判斷該環節是否存在故障； 在繼電保護裝置環節， 可以通過對比傳感器輸入故障診斷系統的信息和繼電保護裝置接收到的信息是否匹配來進行判斷； 在繼電保護裝置動作時， 通過測量裝置內部各環節狀態， 及時診斷繼電保護是否正確動作， 以及動作命令是否正確執行， 來判斷故障是否存在。 從互感器、 保護裝置內部到智能單元全環節的數據采集是構建故障診斷的必要條件。 信息越完整， 診斷效果越好。 從被診斷對象的輸入， 到被診斷對象內部對輸入的反應， 到其發出的命令及執行反饋， 所有過程均有信息反饋， 將為構建高性能故障診斷系統創造條件。

1.2 繼電保護故障診斷數據預處理

要實現對智能變電站繼電保護裝置故障的診斷分析， 首先應該對網絡報文進行處理分析， 判斷數據是否異常。 數據預處理主要包括: ①采樣值數據的獲取及預處理； ②GOOSE 數據的獲取及預處理； ③MMS 數據的獲取及預處理； ④站內其他種類網絡數據的預處理。

針對220 kV 及以上的預制艙式智能變電站的大數據信息， 先對不同種類數據進行了處理分析，并對不同的分布式組件進行建模， 利用CORBA、DCOM、 TAO 等不同的分布式組件庫實現元器件接口， 實現不同組件的功能分解， 以實現方便、 靈活的數據組合， 可以將后臺分析軟件選擇裝在智能變電站的低負荷分析主機或者某臺獨立機器上， 也可同時安裝在監控中心的監控機上。

通過報文分析與數據預處理后， 就可以實現在較短時間內分析報文， 迅速辨識異常數據， 為后續故障診斷提供數據依據。

2 電流測量回路故障診斷

2.1 繼電保護電流測量回路廣義變比

繼電保護電流測量回路是指電流互感器測量至繼電保護裝置內部CPU 得到數字量的全過程[12]?；ジ衅魇瞧渲凶詈诵牡牟糠郑?流進互感器一次側電流為i1， CPU 整合得到的二次電流數值為i2， 將兩者的比值定義為廣義變比Ng。 其物理含義為一次電流、 電流互感器到CPU 計算獲取的數字值間的傳遞關系， 其定義為:

將上式進行標幺化處理， 得到標幺值ng(t)為:

2.2 電流測量回路廣義變比辨識方法

綜合誤差ε (t) 會在測量回路故障或出現異常時增大(綜合誤差在短時間內不會發生變化)，從而使得廣義變比會發生變化。 因此可以根據變比的變化來判別回路是否發生故障或異常。

分析對象選擇測量回路中三相電流的某一相電流， 用i11、 i12、…、 i1i、…、 i1n分別表示經過節點M 某相一次側電流， 相應經過測量回路之后二次側采樣電流為i21、 i22、…、 i2i、…、 i2n， 根據基爾霍夫電流定律， 可得廣義變比為:

式中，Ngi表示第i 條支路電流測量回路的廣義變比， i1i、 i2i為i 時刻保護的一、 二次側電流采樣值。

將上式(4) 兩邊同時除以N， 則可得到:

式中，ngi為第i 條支路廣義變比的標么值。

假設t1～tm為監測測量回路的時間段， 在這之中第i 個時間段第j 條支路的保護CPU 計算值是在這之中的任意計算過程都要滿足式(4)， 所以m (m ＞n) 個時刻的結果能夠得到式(6):

式中:

矩陣A 可根據奇異值理論進行分解:

式中， S 和D 分別是m×m 階和n×n 階正交矩陣，V=diag (λ1， λ2，…， λn)， 其對角元素λn為A 的奇異值， 并按降序排列。

在實際中， m?n， 根據前述分析得到， A 中的列向量線性相關， 在m 為一個很大的值時，rank (A)=n-1， 式(6) 存在1 個基礎解。 進而將式(8) 代入式(6)， 以及加入約束得到式(9):

式中， 單位正交矩陣DT可逆， 化簡為:

式中， D= [d1， d2，…， dn]T， VTV=diag (0)

從而Dng= (0， 0，…， 0， 1)T， 解得:

式中， α 表示任意非0 實數； dn表示矩陣D 的第n行向量。

2.3 電流測量回路故障判別

為了判別回路工作情況是否正常， 需通過上述方法求得Ngi與Ni。 第i 條支路電流測量回路故障判據Pi的公式為:

將所定義的廣義變比計算結果與之相應的Ni進行對比， 根據結果來判斷回路是否正常。 在正常情況下， ε (t) ＜10%， 由式(2)、 式(12) 可得式(13):

圖2 表示在定義的廣義變比的測量電路故障診斷流程圖。

圖2 故障診斷流程

2.4 仿真實驗

2.4.1 正常及故障情況下廣義變比辨識

圖3 為長沙某220 kV 預制艙式智能變電站母線差動保護電流測量回路故障診斷的模型圖， 方框內表示故障發生位置。 其中K=1 100/5， 單相電源一致SM、 SK， 參數設置如圖3 所示， U額定=220 kV，負載ZM= 1 000 + j310 Ω， ZK= 150 + j31 Ω。

圖3 變電站母線差動保護電流測量回路示意圖

i21、 i22、 i23、 i24為正常和故障下， 母線保護裝置每個二次側電流采樣值， 得到的結果如圖4 所示。 支路綜合誤差辨識值計算結果見表1。

通過表1 可以得出， 當四個電流互感器的誤差均為0 時， 正?；蚬收锨闆r下辨識值的Ng標么值為1.000 0， 均等于理想變比； 在電流互感器有誤差值時， 其Ng會發生一定的線性變化。 同時， 測量回路誤差值的正負情況影響廣義變比的增減: 當誤差值為正時， Ng減??； 反之， Ng增大。 由上述分析得到， 在不同的狀態下均可準確得到Ng辨識值。

圖4 正常及故障情況下母線差動保護二次電流

表1 正常情況下廣義變比的標幺值

2.4.2 電流測量回路故障診斷

選取CT1 所在的電流測量回路作為研究對象，設置這條支路的綜合誤差分別為-15%、 -10%、-5%、 +5%、 +10%和+15%時， 得到測量回路各支路故障判據Pi的辨識值見表2。

表2 CT1 支路測量回路各類綜合誤差下的故障判據

根據分析， CT1 所在支路測量回路綜合誤差為-5%、 +5%， 其Pi得到為0.052 2、 -0.047 1， 當設定容許誤差為10%時， P1∈(0.090 9， 0.111 1)，由此可判定CT1 所在測量支路處于正常運行狀態；但是綜合誤差分別是-15%、 +15%時， 得到的Pi為0.176 6 和-0.130 7， P1?(0.090 9， 0.111 1)，由此可判定CT1 所在測量支路出現運行故障。

3 電子式互感器突變性故障診斷方法

3.1 利用小波變換的故障診斷方法

智能變電站繼電保護及自動裝置各類信息的獲取均取自于電子式互感器， 電子式互感器的運行狀況直接關系到整個變電站信息交換體系運行。 當電子式互感器出現不正常運行狀態時， 主要表現為變比的突變、 信號突然無法傳輸、 偏差激增等。 當一次系統信號發生突變或是互感器發生故障都有可能引起信號畸變。 要實現精確、 快速地識別故障及定位， 需先準確判別畸變信號的來源。

電力一次系統的信號突變引起的電子式互感器信號產生畸變主要包括電網故障、 開關操作、 電磁干擾及電力系統振蕩等。 且來源于一次系統的故障或擾動會導致多相互感器同時發生信號畸變。 只有單一互感器信號發生畸變時， 就可以判斷是互感器本身故障引起的信號畸變， 可以通過小波變換檢測各互感器信號是否存在畸變， 并同時采樣突變時刻。 如果同一時刻有兩個及以上的互感器信號產生畸變， 則可以判斷是由一次系統信號突變引起的互感器信號畸變。 如果同一時刻僅一臺互感器發生信號畸變， 則可判斷是由互感器本身故障引起的信號畸變， 診斷流程如圖5 所示。

圖5 電子式互感器診斷流程

3.2 信號突變點的提取

應用小波變換對高階奇異信號進行定位， 并采用多尺度模極大值綜合處理方法獲取故障時刻， 如圖6 所示， 可以判斷信號突變點為第1 001 個采樣點。

圖6 基于小波變換的信號突變點提取

3.3 仿真實驗

采用Matlab 仿真建模了長沙某220 kV 預制艙智能變電站某線路發生相間短路故障， 如圖7 所示。 線路單位長度電阻和電感分別為 R =12.73 mΩ/km， L= 0.933 7 mH/km， 設置0.2 ms作為采樣間隔。 設置B、 C 兩相短路， 故障時間為0.2～0.48 s， 根據采樣間隔， 第1 000 個采樣點為故障點。 仿真故障信號波形如圖8 所示， 可知當線路發生兩相短路時， 將導致B、 C 相電流、 電壓互感器同時發生信號畸變。 利用小波變換的故障定位方法可以定位第1001/1000 個采樣點為B 相互感器信號突變點， 第1002/1000 采樣點為C 相互感器信號器信號突變點， 如圖9—10 所示。

B、 C 相電壓互感器輸出信號根據多尺度模極大值綜合處理后得到如圖9—10 所示。 第1001/1000 個采樣點為B 相電壓/電流互感器信號突變點； 第1002/1000 采樣點為C 相電壓/電流互感器信號器信號突變點。 由BC 相互感器經小波變換后的輸出信號可知， 電子式互感器畸變信號來自一次系統。

圖7 B、 C 相短路故障類型

圖10 基于小波變換的C 相互感器信號輸出

當電力系統處于正常運行狀態時， 仿真設置0.4 s 時(第1400 個采樣點) 對A 相電壓互感器加入固定偏差信號來模擬A 相電壓互感器發生偏差型突變故障， 經小波變換后， 發現除了A 相發現一個信號奇異外， 其他各相均為0， 由此可知，互感器信號畸變來源于互感器本身的故障， 如圖11—12 所示。

圖11 A 相電壓互感器含偏差信號的輸出波形

圖12 基于小波變換的A 相互感器信號輸出

4 結語

本文針對預制艙式智能變電站故障進行分析，提出了基于廣義變比辨識的電流測量回路故障診斷方法及基于小波變換的電子式互感器故障診斷方法。

針對智能變電站繼電保護電流測量回路， 首先通過定義智能變電站繼電保護廣義變比， 當該廣義變比出現異常， 即可判斷電流測量回路出現故障。該方法簡單、 高效， 無需加裝任何硬件設施， 只需通過軟件算法即可實現電流測量回路故障的在線診斷。 該方法可以集成于母線電流差動保護、 站域、廣域差動保護中， 實現電流測量回路的故障診斷，也可在智能變電站的二次回路高級診斷系統中應用， 實現電流測量回路的故障診斷。

新型的電子式互感器是智能變電站繼電保護的關鍵設備， 其可靠性要求高。 本文提出的基于小波變換的突變信號畸變在線診斷的方法， 能有效識別信號來源， 通過小波變換進行故障定位。 該方法的推廣有利于提高電子式互感器的安全性和可靠性，為廣泛推廣電子式互感器提供有利保障。