智能變電站合并單元延時不一致的分析校驗

王進虎，王 娜，劉 鉞，吳 愷

(1.天津送變電工程有限公司，天津 300000；2.天津市電子信息技師學院，天津 300000)

0 引言

智能變電站日益發展成熟，合并單元是智能變電站中的重要設備和關鍵環節，其配置正確與否直接關系到保護裝置的動作可靠性。但在實際運行中經常會因為合并單元延時不一致導致保護誤動，這對整個電網系統的安全穩定運行構成重大隱患，如何在現場調試階段發現、解決該問題非常重要。

1 合并單元工作原理及相關延時規定

1.1 合并單元相關概念

在智能變電站中，實現數據采集轉換的智能裝置是合并單元，合并單元是處于互感器與保護裝置之間的設備，保護裝置、測控裝置、計量裝置等標準設備所需要的原始數據就是通過常規或電子式電流互感器或者電壓互感器采集的。數據最終以SMV9-2的格式信息輸出到相應的裝置中，因此通過合并單元獲得數據其品質好壞直接影響整個變電站的運行安全。對于處于不同間隔或不同變電站的合并單元來說，各個合并單元始終需要處于同步狀態，一般通過時鐘同步系統來實現，目前智能變電站實施的同步方案本有兩種方式，即光IRIG-B碼同步方式和EEE 1588網絡時間同步方式。當相應的數據從合并單元發送后經過光纖傳輸到接收裝置是需要時間的，該段時間稱為時間延時。數據信息從不同的合并單元通過組網或點對點方式傳輸到相同的保護裝置時，由于保護裝置對數據處理的過程對延時有嚴格要求，因此從不同合并單元接收到的數據延時不能相差太大，否則將導致保護裝置數據處理過程出現錯誤，影響保護裝置的正確動作。

綜上所述，在不同間隔、不同站端的合并單元在時間同步上要保持一致并經過嚴格校驗，以保證保護裝置獲得準確無誤的數據。

1.2 合并單元延時組成

無論電流、電壓互感器采用的是電子式互感器還是常規的互感器，其對采樣環節的處理延時主要包括以下兩部分。

(1) 對電子式互感而言，合并單元會對采集器發送的數據進行重采樣處理，以對延時進行修正實現采樣同步；而對常規互感器來說則無此環節。

(2) 將經過重采樣和插值處理得到的數字格式的采樣值報文根據一定的延時定時發送。對于重采樣及定時發送詳細介紹內容可參考文獻[1]有關章節，此處不再贅述。

對于光纖傳輸的采樣值信號來說，其傳輸的速度大約是光速的2/3。傳輸距離和傳輸時間的關系可參見文獻[1]相關部分，根據文獻[1]論述，在同一變電站內，光纖傳輸延時對保護裝置的精度影響很小，可以不予考慮。

根據以上的相關分析，合并單元內部處理會修正其發送的采樣值所存在的相位偏差；而人工設置的發送延時會影響采樣值報文在發送時刻上的正確與否。

1.3 不同合并單元的配合問題

智能變電站中合并單元的數據同步延時問題可分為如下幾個方面：

(1) 在相同的間隔是否同步；

(2) 不同間隔之間的數據同步與否；

(3) 站與站之間的數據同步問題。

上述三種情況基本涵蓋了智能變電站中合并單元相互配合關系，三種情況下的合并單元數據是否同步，延時是否一致必須要準確無誤并加以校驗。

2 延時不一致時差流的大小及對保護的影響

通過上述對合并單元存在延時的各環節的分析，對于重采樣環節合并單元根據同步脈沖和修正之后的數字量采樣值接收時刻進行重采樣，進而完成各采集器之間的采樣同步，一般不會出現延時偏差；對于傳輸延時，在變電站正常范圍內光纖長度不會太長，不引起較大的延時，所以基本可以忽略不計。相對重要的是合并單元的發送延時決定采樣值報文是否存在發送時刻上的誤差。

目前智能變電站的采樣系統一般是采用傳統互感器再經過合并單元的處理以后將數據直接通過光纖發送到相應的保護裝置。

合并單元發送的報文中包含額定延時的相關信息，此額定延時即合并單元得同步處理延時，當不同合并單元的額定延時設置的不一致時可能造成保護誤動。這個環節一般是由合并單元的工作人員人工配置，該環節出錯概率較大，因為此原因引發的事故也有數起，因此該環節是檢驗的重點，需要特別注意。

以主變保護裝置為例，該保護涉及多個間隔，具有一定的代表性。無論對于兩側或者三側的變壓器來說，主變保護裝置對各側的數據質量要求是非常高的，主變差動保護動作時間一般在20ms以內，因而其對于各側合并單元采集量延時有嚴格要求。若不同側出現延時不一致時，會導致主變保護裝置差動保護計算中出現差流，差流值一旦達到保護定值差動保護就有可能誤動，從而影響保護裝置的可靠性。下面主要討論分析延時不一致的各種情況。一般來說可以分為兩類：第一類是各側延時相差非整數倍周波時導致的差流；第二類是各側延時相差整數倍周波時的差流。

2.1 各側延時相差非整數倍周波時的差流

當各側延時相差非整數倍周波時，此時的波形如圖1所示。

圖1 中壓側采樣延時非整數周波

圖1表示一次系統正常運行時，因為中壓側滯后高、低兩側非整數倍周期，造成變壓器高、中、低三側電流采樣不同步的情況，此時不管是否發生故障保護裝置內均有差流，只要達到定值，保護就會誤動。對于圖1中的情況檢驗相對簡單。該缺陷可直接在變壓器保護裝置上查看差流發現。

2.2 各側延時相差整數倍周波時的差流

對于三側變壓器來說，在正常運行時主變保護裝置需要同時接收三側的電流數據，變壓器保護三側采樣電流錄波波形如圖2所示，表示系統正常運行時，變壓器高、中、低三側電流采樣同步。

圖2 三側電流同步示意

圖3表示一次系統正常運行時，因為中壓側電流滯后高、低壓側一個周波，造成變壓器高、中、低三側電流采樣不同步的情況。

圖3 中壓側電流滯后整數倍周波

圖4表示一次系統正常運行時，因為中壓側電流滯后高、低壓側兩個周波，造成變壓器高、中、低三側電流采樣不同步的情況。

圖4 中壓側滯后兩個周波

由圖2—4可知，中壓側與高低壓側的相位相差360°的整數倍，因此在使用繼電保護測試儀進行測試或正常運行時，保護裝置計算后差流為0，無法通過常規校驗方法核相和觀察保護裝置的差流發現該缺陷。但當一次系統發生穿越故障，產生穿越性故障電流時，中壓側滯后整數倍周波，將導致穿越性故障電流無法在同一時刻被保護裝置采集到，從而在保護裝置中產生故障差流，在達到一定數值時導致保護誤動。該情況時的波形見圖5，6。

圖5 三側電流同步時穿越故障波形

圖6 三側電流不同步穿越故障波形

圖5，6分別表示一次系統發生穿越性故障時，變壓器高、中、低三側電流采樣同步、不同步(中壓測滯后1個周期)的情況。由兩圖對比可看出在不同步的情況下會出現差流。對于當前保護裝置，變壓器差動速斷保護整組動作時間(包括繼電器固有時間)一般小于20ms。因此當保護裝置接收到的數據延時只要相差1個周期，發生穿越性故障會導致差流影響保護裝置的正確動作，引起保護誤動。

對于上述兩種情況的產生，根本原因是合并單元的延時參數設置錯誤，下面具體分析討論如何在調試過程中解決上述該問題。

3 合并單元各側延時一致性校驗方法

對于在上文中提到的各側延時相差非整數倍周波時導致的差流和各側延時相差整數倍周波時的差流兩種情況，因為兩種情況各自具有特殊性通過常規的通流檢查保護裝置采樣值的試驗已經無法驗證各側合并單元的延時是否一致。因此需要區分對待，提出新的校驗方法，并對兩種情況進行論述。

3.1 各側延時相差非整數倍周波時的校驗方法

該問題的處理方法相對簡單，有以下兩種方法。

第一種方法是對各側合并單元同時用一臺繼電保護測試儀加入實驗量，并保證各側的相位一致，輸入相應的額定電流，在保護裝置上觀察差流值，如果為零則可驗證各側合并單元沒有相差非整數周波的錯誤存在；若差流值不為零，則解決存在問題。

第二種方法是使用三臺繼電保護測試儀，通過GPS時鐘同步系統將不同的繼電保護測試儀同步。然后三臺測試儀分別給主變三側通入實驗量，并保證三臺試驗儀的相位一致幅值為相應的額定電流，在保護裝置上觀察差流值，后續方法同上，以此驗證各側延時是否正確。

3.2 各側延時相差整數倍周波時的校驗方法

各側合并單元延時相差整數倍周波的情況，通過3.1的方法一無法驗證各側的延時是否一致，因此需要采取新的校驗方法。因為發生穿越性故障，主變保護在故障量達到10ms以上時就可能動作，根據2.2節的分析可以采取下述兩種方法來校驗。

第一種方法可模擬各側電流瞬間同時增大，若各側的合并單元延時不一致，則各側增大后的電流傳輸到保護裝置的時間不一致，該過程中會出現差流。例如中壓側滯后高壓側相差20ms,則電流瞬間從0到高壓側額定電流的過程中，保護裝置首先接收到高壓側先增大到了額定電流，而中壓側的電流量還需要再延時20ms后才被保護裝置計算，這個過程就會有差流，在這20ms內，差流達到差動的定值時，保護就會誤動作。

第二種方法可以加非工頻頻率波形的實驗量校驗。例如正常的交流量頻率是50 Hz，所通入的實驗量可以變為20 Hz來模擬暫態故障電流。此時，穿越故障電流的周期與標準的周波周期不一致了，若合并單元延時相差整數倍正常交流周波，通入交流頻率為20 Hz的實驗量電流時即會出差流，從而可驗證合并單元相差正常周波整數倍的延時需要加以改正；反之，各側合并單元均正常。

4 結束語

智能變電站的發展已經成趨勢，模式一般是常規(電子)式電流互感器、合并單元、保護裝置的配置模式。通過上文闡述及結合實際運行中由于合并單元配置錯誤導致的相關事故的分析，首先對合并單元及其各環節的延時進行了分析，對各側合并單元的延時不一致的情況分門別類、各自探討，在此基礎上提出對應不同情況下新的各側合并單元延時不一致的測試方法，并在天津范莊、新華路220 kV智能變電站的建設中加以驗證，結果表明該方案具有很強的實用性、易操作等特點。

上述所提供的方法為今后類似問題的故障分析處理提供了思路，也為現場調試人員提供了一套簡單可行、可靠實用的校驗方法，具有參考價值。