重采样在合并单元延时治理中的应用

张泰磊，李光辉

(国网湖南省电力公司，湖南 长沙 410007)

重采样在合并单元延时治理中的应用

Application of resampling in merging unit delay governance

张泰磊，李光辉

(国网湖南省电力公司，湖南 长沙 410007)

介绍智能变电站合并单元延时的产生和危害，分析采样系统延时物理过程与两级延时概念，阐述治理合并单元延时的插值重采样法，提出合并单元延时指标试验流程与接线原理。对某220 kV智能变电站延时超标的合并单元全部更换或升级为应用重采样同步技术的产品，整改实施结果表明该方法对控制合并单元延时在允许范围内是简单而有效的。

智能变电站；合并单元；延时；同步；重采样

智能变电站基于 “三层两网”结构，过程层布置了独立的合并单元 (MU)和智能终端 (IU)，在保护装置获取采样数据方面与常规站发生了根本性的变化〔1〕。

常规变电站的继电保护装置直接对模拟电气量采样，仅通过装置自身晶振控制的脉冲对电流、电压进行等间隔采样就能保证数据的实时性，不依赖于外部时钟，因此可以忽略采样延时对数据同步带来的影响，同步实现起来比较简单，不需要专门研究。

在智能站，电流、电压模拟量先经过合并单元打包处理为IEC61850－9－2或FT3格式的数字量，然后再发送至保护测控装置，因此保护测控装置实际上接收到的 “实时量”经过了一定的时间延迟与滞后，而这种数字处理、传输过程延时较为明显，通常为ms级。对于保护装置来说特别是差动保护无法容忍，因此需要研究MU延时产生原因、影响和治理措施。

由于合并单元是智能变实现模拟量实时采集、数字量转换和电压电流数据同步的过程层关键设备，时间性能是其关键指标，直接关系到保护、测控、故障录波、网络分析仪等装置能否采集到同一时间断面的电气量。综合考虑母线及间隔合并单元采样时刻的差异、数模转换及传输链路延时等因素，将各级合并单元延时误差控制在合理范围内，使得各保护测控装置之间接收到时间上同步的采样数据就显得尤为复杂和重要。

国内已投运的智能变电站因合并单元延时问题引发的差动保护误动情况确有发生:线路两侧合并单元延时参数配置不一致，又刚好相差整数个工频周期，在系统正常运行时电流为稳态正弦量，线路两侧差流为0；而当系统某处发生故障，电流波形有扰动，穿越性电流导致线路差流计算值超出整定值，造成区外的母差、主变保护误动〔2〕。

智能变电站中保护交流采样通过合并单元实现，保护跳闸通过智能终端实现，合智单元设备质量直接影响到继电保护等二次系统的安全可靠运行。尤其是当一台合并单元同时给多个公用保护传送采样值，一旦合并单元出现故障将导致多个保护不正确动作，需引起高度重视。鉴于合并单元在智能变电站中的重要性及工程应用中出现的严重问题，国调中心要求在2014年完成所有新建、改扩建变电站的智能二次设备的全面清查和整改，将未通过开普实验室检测的合智单元全部更换为合格产品，并在验收工作中增加合并单元等新型设备的试验调试项目，发现和解决可能存在的各种缺陷。

文中结合湖南某座点对点采样模式的220 kV智能变电站合智单元整改工作，应用插值算法、重采样实现同步，提出合并单元延时指标试验一般流程与接线原理，并对整改实施结果进行了数据分析与评价。

1 合并单元延时产生

智能变电站相关技术规范对合并单元定义较为宽泛，功能明确但实现形式各异，与智能变组成结构和设备型式有关:

1)在功能上，对来自多个二次转换器 (采集器)的电流和/或电压数据进行时间相关组合〔3〕，如母线合并单元专门采集母线电压，间隔合并单元采集线路电流并接收母线合并单元转发的电压数据。合并单元按DL/T 860－92《变电站通信网络和系统第9.2部分:特定通信服务映射 (SCSM)映射到IEC 8802—3的采样值》对多路数据进行合并与传输〔4〕，接收多个电流 (电压)互感器的数据，进行同步、合并处理后输出给保护、测控等使用，为IED(智能电子设备)提供一组时间上同步(或相关)的电流、电压采样值。

2)在形式上，既可以是互感器的一个组成部件，成为电子式互感器的一部分；也可以是一个分立元件，与智能终端共屏组成智能柜，放置在一次设备场地内。

因电子式互感器在稳定性和可靠性等方面问题，目前湖南新建的220 kV智能变电站主要以“传统电磁式互感器＋合并单元”组站模式居多。由于不存在电子式互感器光电转换模件的时耗影响，合并单元延时主要由其自身软、硬件产生。

1.1 延时产生过程

电气量经采集、转换到IED接受，其过程延时可以分为3个环节，如图1所示。

图1 采样系统延时物理过程

1)一次电流、电压经线路CVT，CT和母线PT转换为二次量，电磁感应瞬时传变，一、二次值是同步的。二次模拟量经电缆送至合并单元接收端子，该过程传输近于光速，延时固定且数值很小，可以忽略，因此tET≈0。

2)线路间隔电流、抽取电压模拟量进入合并单元后，经光口输出9－2/FT3格式的SV报文，转换过程中产生的延时为合并单元设备原因造成，且各保护厂家具体延时指标和参数配置有所不同，因此该过程产生的延时不可忽略。一般来说，tMU为ms级，如单个合并单元延时约为1 ms，2个合并单元级联后延时为1.5～2 ms〔5〕。

3)从间隔合并单元端口发送光数据经光纤链路传输到 IED接受，产生的延时主要是交换机、网线等设备造成，定义为网络延时tInt。对于点对点采样，包括网线传输延时、排队延时等；对于网络采样，主要是交换机数据处理、数据发送、网络拥堵延时等，也与网络拓补结构有关。

1.2 两级延时

母线合并单元采集母线PT电压，通过光口转发至各线路间隔合并单元。对于母线电压采样值而言，经过了母线合并单元和线路间隔合并单元两级时延。线路MU对电磁式电流互感器的二次电流模拟量进行采样，并与电压数字量进行同步，经光纤传输给保护测控装置，如图2所示。

图2 MU两级延时

2 合并单元延时标准

因合并单元延时造成保护测控装置接收到的电压、电流与实际值之间产生了偏差，一般用角差来衡量。保护测控装置对合并单元的采样频率一般要求为4 kHz〔4〕，则每个采样点对应的角度是4.5°，折算成采样时间为250 μs，因此1 μs对应的角度为1′。若合并单元延时1 μs，相当于输出的电流、电压与实际值角度上偏差1′。

采样值延时过大势必会影响保护计算及测控的实时性与准确性，特别是公用保护如母差对参与计算的电流值同步性要求更高，必须对其进行严格限制。智能变电站继电保护技术规范对此进行了规定，要求级联后的间隔合并单元输出SV绝对延时不得超过2 ms〔3，6〕，即工频周波的十分之一。对于计量用合并单元要求最为严格，不得超过9.3 μs，见表1〔6〕。

表1 合并单元角度误差标准

3 合并单元延时治理

为消除或补偿合并单元延时影响，通常采用同步方法，数据同步的目标是保证参与 (差动)保护运算的电压、电流值追溯到一次侧是同一时刻的。

3.1 同步性能要求

在当前已投运的智能变电站，各保护厂家多遵循IEC61850－9－2标准。在同步性能指标方面，按数据流经过合并单元先后顺序应满足以下3个方面的技术条件〔4，7〕:

1)时钟同步性能要求。合并单元应能接收IEC61588或B码同步对时信号，具备守时功能。在外部同步信号消失后，至少能在10 min内继续满足4 μs同步精度要求。

2)各通道间数据同步。合并单元应能实现采集器间的采样同步功能，采样的同步误差应不大于±1 μs。将不同合并单元、不同通道的多路采样值同步到同一时间坐标，各通道均满足2 ms延时要求。

3)同步后数据等间隔输出。将每周期80采样点的电流/电压数据每隔250 μs发送一帧报文，在点对点模式下每帧报文发送间隔的时间离散度(即任意连续两个采样点输出时标之差)不超过±10 μs〔8〕。

3.2 数据同步方法

合并单元延时治理方式因数据同步方法而异。目前智能变电站内部采样数据同步主要有以下2种方式〔9〕:

1)外部时钟同步。通过设定统一的时钟来保证各采样装置具有相同的采样时序，使不同合并单元在同一时刻进行数据采样，对数据进行时间标定，由带有相同时序标号的数据信息保证采样的时间一致性。

这种方式对外部时钟源依赖性很高，全站所有的合并单元都需要配置完善的同步对时通道，如网采网跳组站模式中网络对时功能。若因天气原因短时失去时钟源，或者时钟源装置故障，将导致采样数据失步，此时只能通过二次设备自身晶振的守时功能继续保持采样数据的同步。当外部时钟丢失时间大于最大守时时限，可能导致全站采样数据失去同步，因此其可靠性由外部时钟源决定。

2)插值重采样同步。对于点对点采样组站模式，没有外接统一的时钟源，合并单元一般通过插值法重采样实现数据同步。

各合并单元采样相对独立，根据自身晶振完成等间隔脉冲采样，即各路数据采集系统进行采样频率相同的非同步采样。合并单元在接收到各路数据的同时给各数据帧打上时标，并对其进行解析，利用重采样脉冲对各个通道的采样数据进行插值运算，通过拉格朗日等插值算法计算出各路量测在同一时刻的采样值，如图3所示。

图3 基于插值算法的重采样

4 合智单元延时超标整改

2014年湖南电网已完成220 kV智能变电站合智单元版本清查和专项整改工作，对未通过开普实验室检测的产品进行了更换或升级，并对延时指标重新进行了检测试验。

以长沙某220 kV智能化变电站为例，全站合并智单元设备厂家主要是国电南自、南瑞继保、南瑞科技。220 kV线路二次设备采用国电南自、南瑞继保产品，需更换整个合并单元装置。220 kV，110 kV母线合并单元采用南瑞科技产品，仅更换插件和程序升级。由于涉及改动 ICD模型文件，全站SCD配置文件需要重新配置和更新。

4.1 试验流程与接线

1)合并单元测试仪导入全站SCD文件并加载成功。

2)在SCD文件中，选择需要进行试验的某间隔合并单元。对测试仪设置基本参数 (选择合适通道，设定采样频率、输出采样波形等)。

3)试验接线，目的是获取标准源模拟输出量与经合并单元输出光数字量之间的时间差，接线原理如图4所示。

4)用标准源给合并单元输入额定交流电流(电压)模拟量，通过拔插电压光纤，对级联前后的MU延时进行测定。

5)先用同步法粗略计算合并单元延时预估值，再用插值法获得延时精准值。

图4 试验接线原理

4.2 整改实施效果

试验中采用昂立MU延时测试仪，同时接收标准源输出的模拟信号与合并单元输出的数字信号，二者比对后计算MU传输延时。根据某间隔合并单元实测数据，分别记录级联前后的延时数据，得到表2所示数据。

表2 实测数据

从数据结果可以看出:经过整改后，各厂家合并单元装置延时测试均在2 ms(合格范围)以内。不同厂家MU延时指标均有所不同，与软硬件及采取的算法有关。对于保护装置来说，对各合并单元进行重采样获得数据同步是必需的。

5 小结

当继电保护装置接收的采样值信号来自不同的合并单元时，各路采样值若不同步将导致保护装置采样数据异常，故障发生时有可能导致误动或拒动。通过合并单元或保护装置自身进行相应补偿及插值计算，获取到同一时间断面下的采样值信息，才能确保继电保护装置的动作正确。在智能变现场调试过程中，必须理清合并单元延时、采样值数据同步的原理及测试方法，与厂家技术人员一起现场检验、正确配置通道延时使其控制在合格范围内。

随着智能变的推广普及，合并单元的时间性能测试将逐渐规范化，需要通过现场实际检验来发现、反馈并正确解决暴露出来的问题。合并单元时间性能检测是确保智能变稳定可靠运行的必要条件，文中提出的合并单元延时指标整改试验方案是简单而有效的，为今后合并单元检测提供一定的参考和借鉴。

〔1〕胡刚，武振宇，宋庭会.智能变电站实用知识问答 〔M〕.北京:电子工业出版社，2012.

〔2〕国家电网公司.调继 〔2013〕293号 国调中心关于河南电网500千伏菊城智能变电站多套差动保护误动情况的通报 〔R〕.

〔3〕国家能源局.Q/GWD 441—2010智能变电站继电保护技术规范 〔S〕.北京:中国电力出版社.

〔4〕国家能源局.DL/T 282—2012合并单元技术条件 〔S〕.2012.

〔5〕袁宇波，卜强生，高磊，等.智能变电站数字采样延时特性分析与试验 〔J〕.电力系统自动化，2013，37(24):76-80.

〔6〕国家电网公司.基于DLT860标准的继电保护和安全自动装置设备检验规范 〔S〕.北京:中国电力出版社.2011.

〔7〕国家电网公司.Q/GDW 426—2010智能变电站合并单元技术规范 〔S〕.北京:中国电力出版社.2010.

〔8〕李英明，郑拓夫，周水斌，等.一种智能变电站合并单元关键环节的实现方法 〔J〕.电力系统自动化，2013，37(11): 93-98.

〔9〕夏勇军，陈宏，张侃君，等.智能变电站数据采样同步及一起异常分析 〔J〕.湖北电力，2013，37(1):11-12.

10.3969/j.issn.1008-0198.2015.04.015

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