唐 凡，趙耀民，牛志民，馬慧卓

(1.國網(wǎng)河北省電力有限公司保定供電分公司，河北 保定 071100;2.國網(wǎng)河北省電力有限公司雄安新區(qū)供電公司，河北 雄安 071100)

0 引言

目前通過試驗(yàn)手段對于保護(hù)裝置采樣檢查主要是分塊局部檢查，包括電流互感器極性、變比試驗(yàn)，室外端子箱/匯控柜通流試驗(yàn)和線路光差保護(hù)通道對調(diào)等。上述試驗(yàn)手段只能對各采樣環(huán)節(jié)獨(dú)立檢驗(yàn)，然而在各環(huán)節(jié)搭接點(diǎn)存在盲區(qū)，缺少一種對采樣回路全面檢查的方法。另外，近年來智能變電站大規(guī)模推廣，在保護(hù)裝置和電流互感器之間插入合并單元，出現(xiàn)電信號到光信號的轉(zhuǎn)換，使線路光差保護(hù)常出現(xiàn)一側(cè)常規(guī)采樣，另一側(cè)光數(shù)字采樣的情況，模式差異和環(huán)節(jié)增多使采樣更易出現(xiàn)問題。

基于上述分析，本文借鑒廣域測量系統(tǒng)(WA MS)測功角的原理[1]，提出一種繼電保護(hù)采樣檢查系統(tǒng)。在變電站相關(guān)間隔設(shè)置采集終端，采用一次升流二次加壓的方式，通過高精度的對時(shí)和守時(shí)模塊，同步測量電壓、電流數(shù)據(jù)，打上時(shí)標(biāo)后上送至主站的數(shù)據(jù)服務(wù)器，由數(shù)據(jù)服務(wù)器計(jì)算出預(yù)期結(jié)果，回傳至站內(nèi)顯示終端與保護(hù)裝置實(shí)際采樣值進(jìn)行比對，從而達(dá)到對采樣回路全面檢查的目的，并針對基建站和運(yùn)行站兩種情況，說明對差動保護(hù)各側(cè)電流極性的一致性和電壓、電流相位關(guān)系正確性進(jìn)行檢查的具體操作方法。通過工程試驗(yàn)，驗(yàn)證了該方案的有效性。

1 原理與方案

1.1 開發(fā)原理

采樣檢查系統(tǒng)的原理如圖1所示。圖1中以一個(gè)甲、乙兩站間基建中的線路間隔為例進(jìn)行說明。甲站是常規(guī)站，TA二次回路經(jīng)端子箱轉(zhuǎn)接后，接入線路保護(hù)和母線保護(hù)。TV二次回路經(jīng)TV端子箱轉(zhuǎn)接后，接入保護(hù)室內(nèi)電壓并列屏，經(jīng)并列和重動處理后，再以輻射狀接入各保護(hù)裝置。乙站為智能站，一次為GIS設(shè)備，TA二次回路先接入就地智能控制柜中線路合并單元，由電信號轉(zhuǎn)換為光信號后，再以點(diǎn)對點(diǎn)方式接入線路保護(hù)和母線保護(hù)，TV二次回路先接入就地TV智能控制柜的母線合并單元，再級聯(lián)至各間隔合并單元[2]。

圖1 基建中線路間隔的采樣檢查原理

圖1 中，試驗(yàn)人員用升流器同時(shí)在一條線路兩側(cè)各施加三相試驗(yàn)電流，并給線路保護(hù)引入電網(wǎng)電壓，由站內(nèi)測量終端同步采集兩側(cè)的電流、電壓數(shù)據(jù)以無線VPN方式傳輸至數(shù)據(jù)服務(wù)器，由數(shù)據(jù)服務(wù)器計(jì)算出預(yù)期結(jié)果，回傳至站內(nèi)顯示終端與保護(hù)裝置實(shí)際采樣值進(jìn)行比對，若二者一致，則判斷電壓、電流回路接線、極性、通道配置正確，若不一致，則通過逐段排查的方法檢查各環(huán)節(jié)是否存在問題。

1.2 試驗(yàn)裝置

涉及的試驗(yàn)裝置主要包括:電流同步終端、電壓同步終端、顯示終端和數(shù)據(jù)服務(wù)器。

1.2.1 電流同步終端

電流同步終端主要模塊如圖2所示，包括:①大電流發(fā)生器，輸出額定電流達(dá)250 A，用于給TA一次側(cè)三相升流，傳變到二次，輸入保護(hù)裝置。僅改變電流幅值，不改變頻對時(shí)屏接收標(biāo)準(zhǔn)時(shí)鐘源對時(shí)信號(電直流IRIG-B碼);撤去標(biāo)準(zhǔn)時(shí)鐘源信號后，由守時(shí)模塊保證守時(shí)精度在60 min內(nèi)與標(biāo)準(zhǔn)時(shí)間源偏差小于55μs(折算到相位偏差在1°以下);③電流測量模塊:對一次電流模擬量經(jīng)濾波和模數(shù)轉(zhuǎn)換后，能夠精確輸出一次電流的瞬時(shí)值，精度≤1 A，測量頻率為1 200 Hz/s;④通信模塊，可將測量到的電流數(shù)據(jù)打上時(shí)標(biāo)后，以無線VPN方式傳輸給數(shù)據(jù)服務(wù)器，數(shù)據(jù)上送頻率大于10幀/s，同時(shí)可接收數(shù)據(jù)服務(wù)器回傳的采樣值預(yù)期結(jié)果。⑤人機(jī)交互模塊，包括指示燈，顯示當(dāng)前對時(shí)、守時(shí)、運(yùn)行及告警狀態(tài);設(shè)有1個(gè)液晶顯示屏，可顯示當(dāng)前輸出電流幅值、相位以及數(shù)據(jù)服務(wù)器回傳來的采樣值計(jì)算結(jié)果;另外，設(shè)有按鍵和旋鈕用于調(diào)節(jié)輸出電流的大小和設(shè)置裝置IP地址等參數(shù)。⑥電源模塊，為其它各個(gè)模塊提供相應(yīng)大小的交、直流電源。

圖2 電流同步終端原理

1.2.2 電壓同步終端

主要模塊包括:①電壓變換器，根據(jù)分壓原理，可將保護(hù)屏內(nèi)220 V交流電壓變換為57.74 V輸入線路保護(hù)裝置U相電壓，為保護(hù)裝置提供一個(gè)采樣值基準(zhǔn)。②電壓測量模塊:經(jīng)濾波和模數(shù)變換處理后能精確測量保護(hù)裝置輸入電壓瞬時(shí)值，測量精度≤0.1 V，測量頻率為1 200 Hz/s。其它模塊，包括對時(shí)和守時(shí)模塊、通信模塊、人機(jī)交互模塊和電源模塊與電流同步終端作用相同。

1.2.3 數(shù)據(jù)服務(wù)器

主要功能包括:①通信功能:可通過無線網(wǎng)接收甲站和乙站顯示傳送來的電壓、電流數(shù)據(jù)，數(shù)據(jù)格式考慮采用PMU傳輸數(shù)據(jù)時(shí)的GB/T 26865.2協(xié)議，對數(shù)據(jù)幀格式進(jìn)行適當(dāng)精簡。②運(yùn)算功能:因站端上送的數(shù)據(jù)均帶有時(shí)標(biāo)，將同一時(shí)刻的數(shù)據(jù)運(yùn)算，描點(diǎn)并可以在極坐標(biāo)系下顯示，計(jì)算出U1與I1，U1與I2之間的夾角以及線路保護(hù)當(dāng)前差動電流和制動電流。③圖形化展示功能:將采樣值計(jì)算結(jié)果在極坐標(biāo)中進(jìn)行圖形化展示，并得出甲站和乙站采樣值報(bào)告;④數(shù)據(jù)存儲和打印功能:服務(wù)器中裝設(shè)有大容量存儲介質(zhì)，可存儲多個(gè)采樣值檢查結(jié)果;⑤采樣值結(jié)果的回傳功能:將計(jì)算得出的采樣值結(jié)果回傳給站內(nèi)的顯示終端，檢修人員將預(yù)期結(jié)果與保護(hù)裝置實(shí)際的采樣值進(jìn)行比對，判斷采樣各環(huán)節(jié)是否正確。

1.2.4 采樣值顯示終端

能可視化展示數(shù)據(jù)服務(wù)器回傳來的采樣值計(jì)算的結(jié)果。檢修人員將預(yù)期結(jié)果與保護(hù)裝置實(shí)際的采樣值進(jìn)行比對，判斷采樣值是否正確。

為保證試驗(yàn)數(shù)據(jù)權(quán)威性，主要采取兩方面措施:一是盡量減小人員誤操作，包括試驗(yàn)接線錯(cuò)誤、參數(shù)設(shè)置錯(cuò)誤、試驗(yàn)結(jié)果的誤判斷。為減少接線錯(cuò)誤，將電流測量模塊與大電流發(fā)生器整合，試驗(yàn)中關(guān)于電流僅需將P1、P2分別掛在TA一次的兩側(cè);將電壓測量模塊與電壓變換器整合，試驗(yàn)中僅需將電壓同步終端并接在保護(hù)U相電壓輸入端子。關(guān)于參數(shù)設(shè)置，試驗(yàn)中用到的參數(shù)僅為TA變比，可從保信子站系統(tǒng)中自動提取，不需人工設(shè)置。二是確保試驗(yàn)設(shè)備測量精度。類似現(xiàn)場使用的繼電保護(hù)實(shí)驗(yàn)儀，用高精度標(biāo)準(zhǔn)表對采樣檢查系統(tǒng)中電壓、電流同步終端定期檢驗(yàn)(每年1次)，確定其對時(shí)、守時(shí)精度和測量精度滿足要求后，方可在現(xiàn)場使用。

1.3 試驗(yàn)步驟

a.對時(shí):將電流同步終端、電壓同步終端在站內(nèi)GPS對時(shí)屏連接直流IRIG-B碼對時(shí)源，確認(rèn)對時(shí)完成后，斷開對時(shí)源，由守時(shí)模塊保證工作期間的時(shí)間精度。(通常試驗(yàn)不會超過1 h，55μs對應(yīng)的角度為0.432°滿足工程測試的要求)

b.檢查通信狀況:數(shù)據(jù)服務(wù)器設(shè)置在調(diào)度主站，而一些變電站建在偏遠(yuǎn)地區(qū)，數(shù)據(jù)可靠傳輸是實(shí)現(xiàn)采樣檢查的前提。試驗(yàn)前應(yīng)確認(rèn)站內(nèi)的數(shù)據(jù)能正確傳送至服務(wù)器，服務(wù)器計(jì)算出的采樣值能正確回傳到顯示終端。

c.接線與加量:在電流互感器一次端子掛上試驗(yàn)線，調(diào)節(jié)電流同步終端輸出的一次電流幅值，將保護(hù)U相電壓輸入端子并接電壓同步終端。

d.比對并得出結(jié)論:現(xiàn)場將數(shù)據(jù)服務(wù)器的采樣值計(jì)算結(jié)果與保護(hù)裝置中實(shí)際采樣值進(jìn)行比對，包括電壓與電流相對相位，本側(cè)與對側(cè)電流的相位差，當(dāng)前的差動電流、制動電流。若二者一致，則讓數(shù)據(jù)服務(wù)器記錄當(dāng)前試驗(yàn)數(shù)據(jù)，生成采樣值報(bào)告，若有偏差，則采用逐段排查的方法分析各個(gè)環(huán)節(jié)。

1.4 試驗(yàn)方案

1.4.1 采樣檢查的重點(diǎn)

采樣檢查的重點(diǎn)要求如表1所示。

表1 各保護(hù)裝置采樣檢的重點(diǎn)要求

由表1可知，各主要元件差動采樣檢查關(guān)鍵是確認(rèn)各間隔電流采樣極性的一致性和數(shù)據(jù)是否同步，而對于帶方向的后備保護(hù)則是判斷電壓、電流相對相位關(guān)系的正確性。表1中，母線保護(hù)雖然要求各間隔TA的極性一致，但檢驗(yàn)方法仍是以母線的電壓為基準(zhǔn)，通過電壓、電流相對相位關(guān)系判定。根據(jù)站內(nèi)母線是否帶有運(yùn)行電壓，采樣檢查又可分為運(yùn)行站中新增一個(gè)間隔和基建站兩種情況。下面以線路間隔為例對試驗(yàn)方法進(jìn)行說明。

1.4.2 線路光差保護(hù)采樣檢查

以甲、乙兩站之間1條220 k V線路為例進(jìn)行說明，如圖3所示。

圖3 線路光差保護(hù)采樣檢查試驗(yàn)原理

圖3中，220 k V甲乙線配置有光差保護(hù)，兩側(cè)保護(hù)分別為線路保護(hù)1、2，采用專用光纖通道。I1I、I2I分別為CST1、CST2在220 k V甲乙線兩側(cè)TA施加的一次電流，方向均指向線路;I1、I2分別為注入線路保護(hù)1、2的二次電流;甲站為運(yùn)行站，Ua1為電壓并列屏中電壓，將Ua1接入線路保護(hù)1，同時(shí)用VST1測量后上送數(shù)據(jù)服務(wù)器;乙站為基建站，Ua2為外引站用電源電壓，由VST2降壓至57.7 V后接入線路保護(hù)2，同時(shí)上送數(shù)據(jù)服務(wù)器。在線路光差保護(hù)采樣檢查中，Ua1、Ua2、僅作為相位基準(zhǔn)，關(guān)注的重點(diǎn)為I1、I2的相位差和線路保護(hù)中顯示的差流。

線路兩側(cè)電壓、電流的相量圖如圖4所示。

圖4 線路光差保護(hù)采樣檢查相量圖

圖4中，升流器實(shí)際輸出三相實(shí)驗(yàn)電流，圖中僅以U相電流為例進(jìn)行說明，V、W相電流與U相幅值相同，呈正相序。θi-op是I1滯后Ua1的角度;θi-co是I2滯后Ua2的角度;θu是兩側(cè)基準(zhǔn)電壓的夾角，即Ua1超前于Ua2的角度;為I1超前I2的角度;Icd為差流。

根據(jù)圖4，Icd計(jì)算方法如式(1)所示:

1.4.3 運(yùn)行站U、I相位檢查

某運(yùn)行站新擴(kuò)建一個(gè)線路間隔，需要對220 k V母線保護(hù)和新上線路保護(hù)中電壓、電流相位關(guān)系進(jìn)行檢查，原理如圖5所示。

圖5中，264為新增間隔，CST為電流同步終端，VST1、VST2為電壓同步終端，I1為CST向2 64 TA中通入電流，I1方向由母線指向線路;I2L為264線路保護(hù)中二次電流，I2M為264 TA通入220 k V母線保護(hù)中二次電流;UM為220 k V1母、2母TV經(jīng)并列和重動處理后的母線電壓，由電壓并列屏分別接入264線路保護(hù)和220 k V母線保護(hù);UZ為站用電源電壓，由站變低壓側(cè)引至交流饋線屏，再轉(zhuǎn)接至220 k V設(shè)備區(qū)檢修電源箱;I1、UM、UZ為分別由CST、VST1、VST2測量后，上送至數(shù)據(jù)服務(wù)器。

圖5 運(yùn)行站擴(kuò)建線路間隔試驗(yàn)原理

以U M為相位基準(zhǔn)，I1的相位如式(2)所示:

式中:θi-op為I1超前U M的角度;θT1-3是因主變高-低壓側(cè)接線組別帶來的轉(zhuǎn)角，例如主變壓器采用YNynd11接線，則θT1-3為30°;θZ是因站變接線組別帶來的轉(zhuǎn)角;θSL是升流器輸出電流超前輸入電壓的角度，θSL由升流器自身參數(shù)和特性決定，范圍在-10°～0°，且數(shù)值穩(wěn)定;θph是由于試驗(yàn)電源與基準(zhǔn)母線電壓相別不同產(chǎn)生的相位偏移，保護(hù)均以220 k V母線電壓U相作為相位基準(zhǔn)，可通過在低壓配電盤核相確認(rèn)試驗(yàn)電源使用哪相電壓，當(dāng)試驗(yàn)電源為U、V、W相時(shí)，θph分別為0°、-120°、120°;θu1-3是從220 k V 母線至站變低壓側(cè)由于功率傳輸造成的相位偏移。

由式(2)可知，I1、UM的相位關(guān)系具有確定性，可根據(jù)θi-op判斷母線保護(hù)中264間隔和264線路后備保護(hù)中電壓、電流相位關(guān)系的正確性?，F(xiàn)場試驗(yàn)時(shí)，無需通過式(2)進(jìn)行復(fù)雜的測算，采用實(shí)測法可方便的獲得θi-op，如式(3)所示:

式中:θuM-Z為UM、UZ的相位差。

根據(jù)式(3)可知264線路保護(hù)裝置和母線保護(hù)中264間隔電流的預(yù)期相位。忽略TA角差，則I2L、I2M與I1相位相同。若264線路保護(hù)中電流相位角與式(3)中測得相符，則說明264線路后備保護(hù)電壓、電流相位關(guān)系正確。當(dāng)母線保護(hù)中各支路TA極性端均在母線側(cè)時(shí)，若母線保護(hù)中264間隔電流相位角與式(3)相符，則判定母線保護(hù)電壓電流相位關(guān)系正確;當(dāng)母線保護(hù)中各支路TA極性端均在線路側(cè)時(shí)，若母線保護(hù)中264間隔電流相位角為-180°)，則判定母線保護(hù)電壓電流相位關(guān)系正確。試驗(yàn)時(shí)應(yīng)將母線保護(hù)退出跳閘，防止誤跳運(yùn)行開關(guān)。

1.4.4 基建站U、I相位檢查

以某基建站中一條220 k V線路間隔為例進(jìn)行說明，如圖6所示。

圖6 基建站線路間隔試驗(yàn)原理

圖6 中，UZ為站用電源電壓;UZM為站用電源電壓經(jīng)VST1由220 V變換為57.7 V的系統(tǒng)電壓。由于送電前220 k V1、2號母線沒有工作電壓，站內(nèi)唯有外引站用電源為系統(tǒng)電壓，因此用電壓變換器將站用電由220 V降為57.7 V后，接入電壓并列屏中各保護(hù)電壓公共端子。若該基建站為智能站，則在220k V母線電壓互感器智能控制柜中將220 V站用電降為57.7 V后接入母線合并單元，模擬實(shí)際送電后的系統(tǒng)電壓。

以UZM為相位基準(zhǔn)，I1的相位如式(4)所示:

式中:為I1的相位;為UZ與UZM的相位差，主要包括相別的差異和電壓變換過程中帶來的相位偏移。

忽略TA角差，則I2L、I2M與I1相位相同。若253線路保護(hù)中電流相位角與式(4)中測得相符，則說明253線路后備保護(hù)電壓、電流相位關(guān)系正確。當(dāng)母線保護(hù)中各支路TA極性端均在母線側(cè)時(shí)，若母線保護(hù)中253間隔電流相位角與式(4)相符，則判定母線保護(hù)電壓電流相位關(guān)系正確;當(dāng)母線保護(hù)中各支路TA極性端均在線路側(cè)時(shí)，若母線保護(hù)中253間隔電流相位角為-180°)，則判定母線保護(hù)電壓電流相位關(guān)系正確。

1.4.5 預(yù)期結(jié)果

根據(jù)上述分析，對新擴(kuò)建220 k V線路的線路保護(hù)采樣檢查預(yù)期結(jié)果如表2所示。

表2 線路光差保護(hù)兩側(cè)采樣預(yù)期結(jié)果

表2中，nTA1、nTA2分別是220 k V甲乙線甲站側(cè)和乙站側(cè)TA變比。將表2中預(yù)期結(jié)果與線路保護(hù)1、2中實(shí)際采樣值進(jìn)行比對，判斷采樣是否正確。

對于新增220 k V線路，兩側(cè)母線保護(hù)中該線路間隔采樣值預(yù)期結(jié)果如表3所示。

表3 220 k V母線保護(hù)采樣預(yù)期結(jié)果

表3中，n B1、n B2分別為甲站和乙站220 k V母線保護(hù)基準(zhǔn)變比。表3以母線保護(hù)各間隔TA極性端均在母線側(cè)顯示，當(dāng)TA極性端在線路側(cè)時(shí)，將I a的相位加180°。由于試驗(yàn)前前，母線上各支路電流平衡，因此通流時(shí)，母差保護(hù)中的差流即為通入的電流。注意在運(yùn)行站進(jìn)行母線保護(hù)采樣檢查前，務(wù)必將母線保護(hù)退出跳閘，否則有試驗(yàn)電流通入母線保護(hù)將造成誤動。

2 工程實(shí)驗(yàn)

2.1 動模實(shí)驗(yàn)

為定量分析交流采樣回路可能出現(xiàn)的各種缺陷，在實(shí)訓(xùn)室搭建線路光差保護(hù)采樣檢查的動模試驗(yàn)平臺，如圖7所示。

圖7 線路光差保護(hù)采樣檢查的動模試驗(yàn)系統(tǒng)

圖7 中，用升流器、電流互感器、電壓變換器、線路保護(hù)各兩臺模擬現(xiàn)場兩個(gè)變電站-A站和B站。升流器U、V均為三相升流器，本試驗(yàn)中，僅使用U相電流。PLA、PLB分別為A站和B站的線路光差保護(hù)，型號為南瑞繼保RCS931，版本號均為V3.21，用光纜將PLA、PLB收發(fā)互聯(lián)，并設(shè)置匹配的通道縱聯(lián)碼，模擬光纖通道進(jìn)行數(shù)據(jù)交互。TAA、TAB分別為A站和B站的線路電流互感器，P1為極性端，P2變?yōu)榉菢O性端，型號相同，變比均為600/5，保護(hù)級二次圈準(zhǔn)確度等級為5P20。用升流器輸出大電流模擬線路實(shí)際帶負(fù)荷的情況，I1、I2分別為升流器A、B輸出的一次電流，I2-1為 TAA輸出的二次電流，接入PLA的U相電流輸入，I2-2為TAB輸出的二次電流，反極性接入PLB的U相電流輸入。兩臺升流器型號相同，I1、I2大小相等、方向相同。正常時(shí)PLA、PLB中I2-1、I2-2大小相等，方向相反，差流均為0。VTA、VTB為分別為 A站和B站的電壓變換器，可將市電220 V變換為57.7 V，分別接入PLA、PLB作為電壓基準(zhǔn)，U1、U2分別為VTA、VTB的輸出電壓。

試驗(yàn)時(shí)，用升流器輸出300 A的電流，I2-1、I2-2均為2.5 A，相位互差180°，PLA 、PLB中差流Icd均為0 A，相量如圖8所示。

圖8中，Icd1、Icd2分別為 PLA 、PLB 中的差流。模擬采樣回路中存在故障的情況，試驗(yàn)方法和數(shù)據(jù)如表4所示。

圖8 正常時(shí)，PLA、PLB采樣數(shù)據(jù)

由表4可知，交流采樣各環(huán)節(jié)正確時(shí)，PLA、PLB中差流為0，兩側(cè)電流大小相同，相位互差180°，為預(yù)期結(jié)果。而交流采樣回路存在故障時(shí)，包括 TA極性接反、相序接錯(cuò)、虛接等，PLA、PLB中數(shù)據(jù)與預(yù)期結(jié)果存在明顯差異，表現(xiàn)為出現(xiàn)差流、二次電流的幅值和相位發(fā)生變化。因此可通過人為施加電流與預(yù)期結(jié)果進(jìn)行比對的方法，檢查交流采樣回路是否正確。

2.2 現(xiàn)場試驗(yàn)

在110 k V浮白I線保護(hù)更換現(xiàn)場進(jìn)行工程試驗(yàn)，該線路保護(hù)改造為繼保光差保護(hù)PCS-953，光差通道為專用光纖通道。兩側(cè)白石山站和浮圖峪站均為運(yùn)行站，其中白石山站110 k V側(cè)為雙母接線，TA變比為800/5，浮圖峪站為單母分段主接線，TA變比為600/5。試驗(yàn)時(shí)用電壓同步終端在室外TV端子箱采集運(yùn)行母線電壓，用電流同步終端在2側(cè)TA兩端各施加試驗(yàn)電流，電流方向均由母線流向線路，試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表5所示。

表4 線路光差保護(hù)采樣檢查的試驗(yàn)方法和數(shù)據(jù)

表5 110 k V浮白I線線路保護(hù)采樣檢查試驗(yàn)結(jié)果

表5中，序號1-5為正常時(shí)選取5個(gè)不同的電流值對保護(hù)裝置進(jìn)行采樣檢查，比較兩側(cè)電流幅值、相位以及差流。由表5可見，采樣系統(tǒng)預(yù)期結(jié)果與保護(hù)實(shí)際采樣值幅值誤差最大為1.4%，角度誤差最大為2.1°，可確定預(yù)期結(jié)果與實(shí)際采樣值相同，判定浮白I線線路保護(hù)交流采樣接線及參數(shù)設(shè)置正確。

表5中，序號6為模擬電流極性接反的試驗(yàn)結(jié)果，在浮圖峪側(cè)保護(hù)屏將電流二次線極性顛倒。由表5可見，兩側(cè)電流相位差采樣系統(tǒng)中為122.3°，保護(hù)裝置為-60.5°，互差182.8°同時(shí)采樣系統(tǒng)中差流為1.2 A，保護(hù)裝置中差流為2.13 A，差別達(dá)77.5%，可判定浮白I線線路保護(hù)交流采樣極性接反。

表5中，序號7為模擬保護(hù)TA變比設(shè)置錯(cuò)誤的情況，將浮圖峪側(cè)線路保護(hù)TA變比由600/5改為800/5，采樣系統(tǒng)中浮圖峪側(cè)二次電流為1.25 A，保護(hù)裝置中為1.65 A，差別達(dá)32%，同時(shí)采樣系統(tǒng)和保護(hù)裝置中差流分別為1.21 A和1.48 A，差別達(dá)22.31%，可判定浮白I線線路保護(hù)交流采樣中TA變比設(shè)置錯(cuò)誤。

3 結(jié)論

本系統(tǒng)將自動化中“數(shù)據(jù)分散采集、集中處理”的思想應(yīng)用到保護(hù)采樣檢查，以升流器代替大功率整流逆變器，大大減少了繼電保護(hù)采樣整體性檢查設(shè)備的開發(fā)成本，減小試驗(yàn)接線工作量和危險(xiǎn)性，能夠在基建狀態(tài)下保護(hù)電流、電壓相位關(guān)系正確性、關(guān)聯(lián)多間隔差動保護(hù)電流采樣極性的一致性和各側(cè)數(shù)據(jù)是否同步進(jìn)行檢查和驗(yàn)證。通過工程試驗(yàn)，證明采用該系統(tǒng)可省去送電時(shí)因相量檢查結(jié)果不正確而進(jìn)行的倒閘操作，減小電網(wǎng)風(fēng)險(xiǎn)，縮短送電時(shí)間。