智能化变电站网采模式下 同步时钟异常事故引起主变跳闸分析

智能化变电站网采模式下 同步时钟异常事故引起主变跳闸分析

陈相吉 夏添 张礼波 张建行 李玉元

贵州电网有限责任 六盘水供电局，贵州省 六盘水市 553000

摘要：本文通过智能化变电站一起时钟源异常导致数字化变电站主变跳闸的事故进行分析，讨论数字化变电站SV组网模式下的采样同步异常造成保护装置误动或拒动的风险，针对SV组网模式下采样依靠同步时钟的情况，提出改进措施，降低了保护运行的风险点。

关键词：智能化变电站；采样同步；保护误动；同步时钟

0 引言

随着IEC-61850规约的发布，数字化变电站、智能变电站的概念也得以相继提出，并且已经成为电力系统未来的发展趋势，现在贵州电网公司新建变电站大部分为数字化变电站，目前已投运智能变电站采样跳闸模式也各不相同；SV组网模式变电站依赖同步时钟，采样同步关系到继电保护动作行为的正确性，当时钟源对时精度发生偏差或跳跃时，保护装置未能正确闭锁保护逻辑的时候，会导致装置有误动、拒动的风险。

1 动作情况简述

数字化变电站1号主变保护装置A套比率差动保护动作，B套保护装置未动作；A套保护动作后跳开 1号主变三侧断路器。检查1号主变保护装置发现：1号主变保护装置在比率差动保护动作之前，主变高压侧、中压侧及低压侧合并单元对时发生异常。

图1-1 1号主变A套告警信号图 图1-2 1号主变B套告警信号图

2 动作行为分析

1号主变保护装置为江苏金智科技股份有限公司生产的iPACS-5941D_D111219型主变保护装置，主变保护装置定值如下：

表1 主变保护装置定值

通过调取1号主变A套保护装置小录波检查，发现1号主变高压侧、中压侧及低压侧电流并未发生突变，电流曲线平滑，计算故障时刻高中低三侧的电流值均为正常时刻负荷电流。

在根据电流角度计算差动电流发现，此时刻装置计算差动电流为0.623Ie左右，大于保护装置整定定值0.5Ie，根据后台监控SOE报文1号主变A套在19:07:27:694出现 “电流异常闭锁差动” 动作，在“19:07:28:740”出现“电流异常闭锁差动”恢复，随即在19:07:28:754出现保护动作，证明装置动作时刻没有数据异常报警闭锁，在保护装置计算差流大于整定值的1.05倍后，保护装置差动保护动作出口。

将装置高中低三侧电流通过故障录波软件合成，用三侧同一相电流进行相量分析发现，主变的接线方式为YYd11,正常时刻以主变高压侧为基准，中压侧电流应该与高压侧电流相差180°，低压侧电流应该与高压侧电流相差-150°，但合成后的电流发现中压侧电流与高压侧电流角度为-114°，低压侧电流与高压侧电流角度相差-91°，由于角度偏差，在正常负荷电流采样的情况下角度偏差后，折算至△侧的差流值大于差动保护定值，导致变压器差动保护动作跳闸。调取1号主变B套保护装置录波，B套保护装置的差流cdIB、cdIC基本维持在0.5Ie以下，cdIA的值基本为0.506Ie，差动启动电流定值0.5Ie，属于动作边界，考虑装置允许5%的误差范围，B套保护差流计算值在边界条件时，保护装置未动作。

图 2-1 1号主变A套跳闸时刻差流

图 2-2 1号主变A套跳闸时刻向量图

图2-3 1号主变B套保护跳闸时刻差流

3 同步异常造成保护跳闸原因分析

3.1、1号主变A套保护装置情况分析

检查跳闸时刻网分当smpcnt=3011时，高压侧A相电流的相角为-3.171度，smpcnt=3011时，中压侧A相电流的相角为-118.034度，二者相角差为-3.171-(-118.034)=114.863度。跳闸时刻，装置录波记录高压侧C相电流ICH的相角为21.393度，中压侧C相电流ICM的相角为-93.469度，二者相角差为21.393-(-93.469)=114.862度，与网分报文中分析得出的高中压侧电流的相角差一致，说明保护装置24点插值是正常的，但正常运行时，变压器是YYD11接线，高中侧电流相角差理论值应为180度，基本确认是由于对时装置异常造成高、中、低压侧MU的数据不同步，造成A套保护装置有差流出口跳闸。

调取跳闸附近时刻网分报文，高压侧电流接收时间19:06:46.921472对应的smpcnt为706，中压侧电流接收时间19:06:46.921435对应的smpcnt为711，高、中侧电流接收时间接近，但smpcnt差值为5；调取跳闸前的网分报文，高压侧电流接收时间19:06:52.497698对应的smpcnt为3011，中压侧电流接收时间19:06:52.497595对应的smpcnt为3001，高、中侧电流接收时间接近，但smpcnt差值为10。此时可知在6秒内高中压侧电流的smpcnt差值由5变成了10，说明跳闸前，MU已经存在同步异常导致同一时刻附近MU发送的smpcnt已经存在较大的差异；保护装置通过同一smpcnt进行插值计算，造成装置频繁发送电流异常闭锁差动的行为。

图 3-1 跳闸时刻 网分报文-高压侧

图 3-2 跳闸时刻 网分报文-中压侧电流波形

3.2、1号主变B套保护装置情况分析

跳闸时刻，调取网分B套保护装置smpcnt=3011时，高压侧A相电流的相角为-4.052度，smpcnt=3011时，中压侧A相电流的相角为-135.293度，二者相角差为-4.052-(-135.293)=131.241度

查看B套装置录波，跳闸时刻高压侧C相电流ICH的相角为-54.019度，中压侧C相电流ICM的相角为175.454度，二者相角差为360-54.019-175.454=130.527度，与网分报文中分析得出的高中压侧电流的相角差一致，说明保护装置24点插值是正常的，B套保护中高中压侧电流的相角差（130度）与A套的相角差（114度）相比，更接近相角差理论值180度，计算出的差流B套小于A套，高压侧电流接收时间19:06:52.497678对应的smpcnt为3011，中压侧电流接收时间19:06:52.497690对应的smpcnt为3005，高、中侧电流接收时间接近，但smpcnt差值为6，小于A套动作时的smpcnt差值10，说明B套保护接收到的各侧电流采样值不同步性低于A套，其计算差流也小于A套保护。

图3-3 跳闸时刻网分报文-B套高压侧电流波形

图 3-4 跳闸时刻网分报文-B套中压侧电流波形

关于保护装置、合并单元及同步时钟装置问题

对于数字化的主变保护装置在SV网采模式下已考虑时钟异常导致合并单元时标的采样smpcnt发生较大偏移时应闭锁保护装置，动作前1号主变A套三侧MU采样序号差值分别出现了大于9,13,5的情况（一个单位的角度是4.5度）。但现场采样序号差值大于13时并未闭锁主变保护装置的原因是，在保护动作时刻，合并单元内SmpSynch标记没有被置0，故在保护装置判断此时合并单元的数据仍然有效，根据南方电网数字化变电站技术规范要求，保护装置应具备完善的保护闭锁机制，在通信异常、合并单元数据异常、合并单元失步、GOOSE数据异常、硬件异常等情况下，应能立即闭锁相应的保护功能并告警；在故障时刻由于保护装置未收到合并单元发失步信号，故保护未闭锁，造成差动保护动作。

对于合并单元，在故障之前同步时钟发生跳变后，合并单元应能与 ECT、EVT 的同步可采用同步采样脉冲，在外部时钟同步信号异常或时钟同步信号跳变时,合并单元应进入自守时阶段，待外部时间基准信号恢复后，合并单元在依赖外部时间源。

对于同步时钟装置，早期的时钟装置并未满足国家标准智能变电站时间同步系统及设备技术规范，在外部时间源异常或跳变时，进入自动守时状态或采用基准信号作为输出判据，在外部时间源恢复后，在满足基准信号选择判据的条件下，时钟单元自动结束守时状态，并被牵引入跟踪锁定状态。而现场是在外部时钟源恢复后，就直接接受外部时钟源时钟。

结束语

针对SV网采方式的数字化变电站来说，采样同步十分重要，由于时钟异常造成误动或拒动的情况也有发生，对电网的稳定运行造成影响。因此本文通过由于时钟源异常导致主变在正常负荷的情况下动作跳闸进行分析，提出一定的改进方案，为数字化变电站的SV网采模式下提出一定的参考意见，以保证数字化变电站安全稳定运行。

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