合并單元檢測技術探討

劉曉晟

（浙江省電力試驗研究院，杭州 310014）

0 引言

數字化變電站近年來得到了廣泛的推廣和應用，與傳統變電站采用電纜互聯實現間隔間的信息共享不同，數字化變電站的信息共享是基于以太網，數字化標準和數字化設備是必要條件，各種數字通道的控制和整合也必不可少。為了有效利用電子式互感器等數字設備，信號必須進行統一處理，因此IEC 61850等數字化變電站標準和IEC 60044－7/8等電子互感器標準均涉及到合并單元（Merging Unit，MU）。

合并單元最早出現于IEC 60044－8電子式電流互感器標準，是對二次轉換器的數據進行時間相關的采集處理并為二次設備提供相關數據樣本的物理單元，圖1為標準定義的合并單元及系統框圖，其中EVTa的SC為a相電子式電壓互感器的二次轉換器，ECTa的SC為a相電子式電流互感器的二次轉換器，其它以此類推。

圖1 合并單元及系統

合并單元可以是現場互感器的一個組件或獨立單元。IEC 60044－8電子電流互感器標準指出：二次轉換器也可以從傳統電壓互感器或電流互感器獲取信號。因此合并單元可以不依賴電子式互感器而獨立使用，傳統的互感器也可以通過合并單元構成數字化系統。合并單元的獨立使用，使得數字化變電站的發展有更大的靈活性，包含合并單元的測量系統如圖2所示，其中PC為一次轉換器，其可以是電子式互感器或傳統互感器；SC為二次轉換器。

圖2 包含合并單元的測量系統

1 合并單元技術要求

合并單元是數字化變電站數字接口的核心功能單元，涉及變電站內甚至變電站間多種設備，是保證各類數據準確可靠的關鍵，因此對合并單元的檢測十分必要。合并單元的主要功能是同步、多路數據采集處理和標準數據輸出，對其功能提出必要的技術要求，保證檢測具有針對性。

1.1 同步

合并單元對數據進行同步采集，從而保證變電站二次設備需要的采樣數據是在同一個時間點上采得的。能否實現合并單元的同步，成為合并單元能否準確、可靠運行的關鍵。圖3所示為采用時鐘脈沖同步的合并單元同步原理，同步信號1為合并單元間同步的秒脈沖時鐘信號，同步信號2為合并單元向各轉換器發送的采樣信號。

圖3 合并單元的同步

同步過程為：由GPS產生秒脈沖同步信號1；合并單元接收同步信號1；判斷同步信號1的正確性，如信號錯誤，發出報警信號，并采用自身守時信號向各轉換器發送等間隔的同步信號2；在同步信號1正確時，向各轉換器發送等間隔同步信號2。

因此，對合并單元同步技術的檢測主要針對同步信號1的接收和同步信號2的發送。其中同步信號1有3種方式：PPS（秒脈沖）方式；IRIGB碼（直流）；IEEE 1588方式。PPS方式是同步時鐘發出每秒1次的光學或電脈沖信號；IRIG-B碼是含有年份和時間信息的碼元；IEEE 1588即網絡測量和控制系統的精確定時同步協議標準，通過讀寫高精度實時時鐘（RTC）和計算時間標簽來實現同步。

依據IEC 60044－8等標準，對同步信號1的共性要求為：時間觸發在從低到高的脈沖上升沿；時鐘速率為每秒1個脈沖；時間準確度優于1 μs；合并單元應作合理性檢查，時鐘信號有誤時發送報警信號。

其它技術要求：合并單元利用秒脈沖、IRIGB（DC）或IEEE 1588同步電子互感器的采樣，采樣的同步誤差不超過±1 μs；每秒第一次測量的采樣時刻應和秒脈沖的上升沿同步，對應的同步信號2在每秒內均勻分布。

1.2 多路數據采集處理和輸出

在合并單元給多路A/D轉換器發送同步轉換信號后，將同時接收多路通道的輸出數據并對其有效性進行校驗，將各路采樣數據進行組幀后發送給測量、保護設備。

合并單元數據采集處理功能應通過檢測合并單元的準確性來驗證。有些數據通道間的同步采用軟件插值算法，在這種情況下，即使時間信號完全準確，插值點與實際值仍會存在誤差，對于線性插值來說，最大誤差的估計值為：

式中，N為采樣點數，n為諧波次數，n=1時為基波。IEC 60044標準規定電子式互感器的采樣頻率可取為20點/周、48點/周或80點/周等，根據式（1），N=20時基波最大采樣值誤差為1.23%，N=48時基波最大采樣值誤差為0.21%。目前一般測控裝置準確度應達到0.2%，考慮到諧波等因素的影響，采樣頻率至少為80點/周。

2 檢測方法

2.1 同步檢測

圖4為合并單元的同步信號檢測原理，標準時鐘源輸出標準同步信號1至合并單元，由標準頻率表等檢測表計對同步信號2和守時信號進行檢測，并接收報警、恢復、失效等信號。

圖4 合并單元的同步信號檢測原理

使用標準信號發生器等標準時鐘源輸出標準PPS信號至合并單元，利用PPS信號作為“閘門”信號，用高精度計數器或時間測試儀檢測同步信號2的頻率及計數，以確定采樣時間的正確性和均勻性。

使用標準信號發生器等標準時鐘源先輸出異常PPS信號，檢測是否發出報警信號，然后輸出正常PPS信號，檢測是否發出恢復信號。

針對不同的同步信號方式，還應做相應補充檢測。對于PPS和IRIG-B碼（直流）方式，都可以用查看波形的方式進行檢測。圖5為合并單元PPS輸入波形的技術要求，其中a脈沖間隔t1＞500 ms；秒準時沿為上升沿，上升時間≤100 ns。

對于IRIG-B碼（直流）方式，影響時間精度的主要因素為沿的抖動，由于時間準確度優于1 μs，因此沿的抖動應小于200 ns。

圖5 合并單元的PPS輸入波形

對于IEEE 1588方式，檢測時仍采用圖4的方式，但同步信號1采用網絡方式進行傳遞。

在實際應用中，一些合并單元的同步并沒有使用采樣脈沖，而是采用軟件插值計算的方式，在這種情況下，同步信號2是插值計算的時間依據，仍要進行上述檢測。插值計算方法的準確性還應通過合并單元準確性的檢測來驗證。

此外，還應進行時鐘守時信號測試。對于工頻頻率50 Hz的情況，相位準確度要達到0.1°，則時鐘誤差應小于4 μs，即失去同步信號1后，應保證一定時間（如10 min）內，時鐘誤差小于4 μs。測試時可用時間測試儀進行多次測量取平均值，以保證檢測準確性。

2.2 準確性檢測

2.2.1 模擬檢測法

檢測合并單元的準確性有模擬檢測法和數字檢測法兩種。模擬檢測法即采用交流標準源，輸出穩定且準確的交流標準信號，合并單元控制二次轉換器進行采樣，由合并單元管理軟件對采樣數據進行計算，得出電壓、電流、功率、功率因數等，最后將合并單元得出的各項值與標準值進行比較，得到誤差。該方法可以充分利用原有的檢測設備，在二次轉換器側輸入二次電壓、電流信號，可保證信號的穩定，工作也容易開展。誤差計算時，可采用計算機與標準源和合并單元管理軟件直接通信的方法進行數據的自動讀取和誤差計算。

對交流標準源的要求，可參照《國家電網公司交流采樣測量裝置校驗方法》中的規定，考慮到合并單元等各環節數據傳輸時延的不確定性，對標準源的穩定性要求如表1所示。

表1 檢測合并單元的交流標準源要求

2.2.2 數字檢測法

對于無法采用模擬法進行準確性檢測的合并單元，可以采用數字法進行檢測，檢測原理如圖6所示，同步對時裝置發出同步信號后，由時鐘準確度高于合并單元的標準時鐘信號裝置產生獨立的時鐘信號，數字式標準源根據標準時鐘信號產生標準數據，接收同步信號2后將標準數據發送給合并單元進行采樣，并通過以太網將采樣數據傳遞至合并管理軟件進行計算，得出電壓、電流、功率、功率因數等，最后將合并單元得出的各項值與標準值進行比較，得到誤差。

圖6 數字法檢測原理

為保證合并單元在信號變化時的準確性，數字式標準源輸出信號的頻率范圍應為45～55 Hz，頻率的調節單位應達到0.1 Hz，此外數字式標準源除輸出穩定的標準信號外，還應能輸出諧波信號和“波動”信號，以檢測合并單元的計算能力。

采用數字式標準源檢測時，還可對數據傳輸的延遲時間進行檢測，計時裝置在接到秒對時信號后開始按標準時鐘信號計時，數字式標準源同步發送數據，接收到合并單元發送的數據后停止計時，即得到合并單元數據傳輸的延遲時間。

3 結語

隨著數字化變電站飛速發展，合并單元作為變電站數字化的核心部件，已經受到越來越多的關注。本文提出的模擬和數字檢測方案解決了合并單元同步、準確性、傳輸時間的延遲檢測等，為合并單元的檢測做了有益的探索。

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