时间同步技术在电力系统中的应用二

3.4 时间同步技术在电力系统故障分析中的应用

整个电力系统在电和磁上是互相联系在一起的，电力系统中，任何一点发生的电磁变化过程，都以近似光速传播，瞬时影响和波及整个系统。随着电力系统规模的不断扩大，区域电网互联和大量新型电力负荷及电力电子控制设备的应用，电力系统的结构和运行方式越来越复杂。在电力系统中实施相量控制是电力系统稳定控制最直接的方法，其中母线电压相量和发电机功角是系统运行的主要状态变量，是系统能否稳定运行的标志，必须进行精确监测，而这都需要具备高精度的时间基准。随着行波测距、相量测量、雷电定位等新技术的应用，电力系统对高精度时间同步（1μs）的需求也越来越迫切，时间同步在电网运行控制中的作用也日益突出。

电力系统中最常见的是简单故障，如短路故障、断线故障，但简单故障可能会发展成复杂故障，例如：
（1）简单故障未及时切除，引发的连锁跳闸故障；
（2）简单故障引起的系统稳定破坏，而导致的稳定事故；
（3）大规模的自然灾害导致的大面积故障，如冰灾、台风、石墨炸弹等。

这些复杂故障对电力系统的影响：
（1）复杂故障往往导致电网大面积停电；

（2）电网故障导致稳定事故，电力系统安全稳定控制系统动作，导致切机切负荷；
（3）复杂故障恢复过程复杂、恢复时间长，在区域电网完全失去电源的情况下，需要系统“黑启动”来恢复电网运行。

故障分析时，我们需要从大量分布式装置采集的数据中查找线索，将电压、电流波形还原到事故发生时的状况，而将这些数据串成整体的轴线正是时间顺序，这意味着参与分析的数据必须建立在记录它的装置正确对时的前提下。

3.4.1 利用故障录波器进行故障分析

故障录波器安装在厂站（变电站、电厂、开关站、换流站等）内，接入电力系统的电压互感器（TV）、电流互感器（TA）以及开关量通道、频率通道、频率变化通道，根据设置的启动条件启动录波，记录下事故发生时的波形数据，用于正确地分析判断电力系统、线路和设备故障发生的确切地点、发展过程和故障类型，以便迅速排除故障；同时故障录波器的录波波形是分析继电保护和高压断路器动作的重要依据。

故障录波器分为线路录波器（接入线路的 TV、TA 及表征断路器状态的开关量通道等）、主变压器录波器（接入主变压器三侧的 TV、TA 及表征三侧断路器状态的开关量通道等）、机组录波器（接入机组的机端电压 TV、机端电流 TA、中性点 TA、励磁电压 TV、励磁电流 TA 等模拟量）。

故障录波器的启动条件：
（1）相电流突变量和电压突变量越限；
（2）相电流、相电压越限及零序电流、零序电压越限；
（3）频率越限与频率变化率越限；
（4）振荡判断；
（5）开关变位；
（6）正序、负序和零序电压越限。
典型的故障录波图如图 3-18 所示。
图中光标指示的点对应的是时间点，也是分析故障的重点。
在分析故障时，在同一变电站内，我们需要综合上一级、下一级的故障录波波形来做分析；在分析线路差动保护装置的动作时，需要综合线路两端的故障录波器的同一线路段的波形文件做对照分析；因此，故障录波器必须要实现严格对时，对时精度要求为 1ms。常规变电站内安装时间同步装置就是为故障录波器对时用的。

【案例分析 1】：一次事故中主变压器保护正确动作的故障录波波形如图 3-19 所示。从图中可以看出，这是一次典型主变压器高压侧区外 B 相单相接地故障经一段时间后转换为区内 B 相接地的发展性故障，通过波形图可以得出，主变压器保护在区外故障时没有误动，区内故障时正确动作，跳三侧。如果主变压器保护动作跳三侧时间提前 1 个周波（20ms），则可判断为主变压器保护在区外故障时误动。【案例分析 2】：一次事故，作为主保护的线路保护正确动作了，但是实际故障是由后备保护跳闸切除的，故障录波的波形如图 3-20 所示。从波形图可以看出，尽管线路保护正确动作，但是动作延迟时间过长，导致没有及时跳闸，结果由后备保护跳闸切除了故障。在对以上事故的分析过程中，时间基准是故障分析的重要参考，也是事故认定的依据。在故障分析时，需要综合相关联的所有故障录波器的波形才能正确还原事故过程。

3.4.2 利用微机型继电保护装置进行故障分析

当电力系统发生故障或异常工况时，在可能实现的最短时间和最小区域内，自动将故障设备从系统中切除，并发出告警信号提示值班人员，消除异常，以减轻或避免设备的损坏和相邻地区供电，这就是继电保护的功能。继电保护根据故障发生时电压降低、电流增大、电压电流的相位关系、阻抗变化情况判断故障，要满足选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求。
早期的微机型继电保护装置，由于CPU处理能力不够强大，只满足继电保护采样、动作判断与出口跳闸的需要。随着CPU处理能力的增强，同时为了应对现场事故责任认定，微机型继电保护装置集成了故障录波功能，以记录继电保护装置的输入量测量、输出开关量的动作状态，同时继电保护装置的故障录波文
件也成为了故障分析的重要数据源之一。微机保护的内部存储容量相对较小，通常只存储保护装置动作时记录的波形。
继电保护装置通常只记录被保护一次设备对应的测量量，因此通常不需要对照波形文件，对于对时的要求不高；但是继电保护装置实现准确对时，将有助于故障分析。

3.4.3 利用广域保护系统进行故障分析

广域保护系统，是电力系统三道防线中的第三道防线，借助于电力通信系统，将分散的保护、控制功能纳入到广域保护的体系中。1996年美国西部电网两次大停电，2003年夏季“美加大停电”互联电网崩溃和2006年欧洲德国、法国、意大利三国大停电等事故相继发生后，人们进一步认识到该从整体或区域电网的角度加强继电保护和自动控制，不仅要加强继电保护本身的可靠性，还要使继电保护和自动控制装置的动作相配合，加强对故障后不稳定系统的恢复控制。

由于电力系统地域广阔、设备众多，其运行变量的变化以接近光速的速度在电力系统中传播。广域保护系统关键点的运行状态信息通过同步相量测量装置传送到广域保护系统的主站系统，主站系统位于调度端，通过安全稳定与控制装置实施故障跳闸、切机、切负荷等操作。同步相量测量装置，利用高精度的卫星授时信号，实现对电力系统状态数据的同步采集，使直接实时观测整个电力系统的运行状态成为可能；卫星授时信号源包括北斗卫星导航系统（BD）、全球卫星定位系统（GPS）、格洛纳斯（GLONASS）等，以北斗卫星导航系统的卫星授时信号为主，其他卫星授时信号为辅。

广域保护系统的结构如图3-21所示。电力系统系统性故障主要有两类：一是电压崩溃，二是功角失稳。对应于广域系统扰动过程中，就是电压稳定和功角稳定问题，也可能是二者的混合。但是，在大多数情况下，系统停电常常是由于电压失稳引起的，最后造成系统功角失稳。

通过PMU装置可以监测到系统发生的故障，以及故障导致的线路电压、电流变化，图3-22为广域保护系统记录的某500kV变电站二线C相单相接地故障后重合闸成功的波形。图3-23为广域保护系统记录的华北某电厂发生机组跳闸事故的波形图，图3-24为广域保护系统记录的华北某电厂机组发生的低频振荡的有功功率变化波形。以上广域保护系统记录的波形图都是以时间为横轴，其中的时间来自现场PMU装置的录波数据的数据帧和录波数据文件，因此基于广域保护的电力系统故障分析，是依赖于时间同步系统的。

3.4.4 利用行波测距进行故障分析

早在20世纪50年代，人们就提出通过测量电压、电流行波在故障点及母线之间的传播时间来测量输电线路故障距离。但受当时技术条件限制，早期研制的行波测距装置结构复杂、可靠性差、投资大，没有获得大面积的推广应用。经过近十多年的发展，行波测距装置在国内外电力系统中已有数百套投入使用，实际故障测距误差一般在500m以内，取得良好的应用效果。行波在线路上传播的速度为接近光速的相对恒定速度，测距是通过时间和速度的关系求出，因此时间准确性直接影响行波测距的准确度。

（1）单端A型测距原理。单端A型测距，根据到达母线的故障初始行波脉冲时间微Ts1与由故障点反射回来的行波脉冲时间微Ts2之间的时间差测距，如图3-25所示，计算故障点位置见式（3-1）。

XL=v·Δt/2=v·(Ts1-Ts2)/2       (3-1)

式中：XL为故障点距离S端的距离；v为电磁波传播速度，默认为光传播速度（3×10^8m/s）；Ts1、Ts2的含义如图3-25所示。单端A型测距方法只需要在线路一端安装装置，但是波形分析困难，可靠性差。关键是获取初始行波波头和反射波波头的时间差，要求装置具有精确的计时分辨率。

（2）双端D型测距原理。双端D型测距，利用故障初始行波到达线路两端的时间计算故障距离，如图3-26所示，计算故障点位置见式（3-2）。式中：XL为故障点距离S端的距离；v为电磁波传播速度，默认为光传播速度（3×10^8 m/s）；Ts为行波脉冲从故障点到达S端的时间；TR为行波脉冲从故障点到达R端的时间；L为线路全长。

双端D型测距，测距可靠性高、测距准确，但是需要在线路两端安装装置与通信配合。测距结果跟双端装置的对时精度和同步有关，装置间对时误差要求小于1μs，1μs的对时误差对应着300m距离。

（3）单端E型测距原理。单端E型测距，通过测量重合闸脉冲在故障点的反射到达时间来测距，原理如图3-27所示。式中：XL为故障点距离S端的距离；v为电磁波传播速度，默认为光传播速度（3×10^8 m/s）；Δt的含义如图3-27所示。

单端E型测距适用于测量永久短路及断线故障，测距精度依赖于测距装置的时间分辨率。

（4）行波测距应用实例。工程实践中得到广泛应用的是双端D型测距，图3-28是时间同步系统在输电线路故障双端行波测距时的作用，2014年6月，在某电力公司某线路发生A相短路，当时线路两端安装了输电线路故障行波测距装置和时间同步系统，时间精度达到1μs，线路端的行波测距系统基于时间同步，自动准确测出故障距离48.7km，实际巡线结果为48.5km处，精度在500m内。

在电网系统中，保持电力系统的精准时间同步，对于电网故障修复、维护电网稳定有着重要的意义。参考文献

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