智能站采集同步与延时探讨

姚以沛，朱良肄

（国网太原供电公司，山西 太原 030009）

0 引言

智能变电站的核心技术之一是将电流、电压模拟量同步采样，进行数模转换为数字量，把数字量实时传输至各保护装置。《110（66）～220 kV智能变电站设计规范》要求“合并单元宜具备合理的采样延时补偿机制和时间同步机制，确保输出的各类电子互感器信号的相差保持一致”。为保证电流、电压模拟量采样的同步性和实时性，使用IRIG-B码对时与合并单元延时补偿等方法进行同步采样。但IRIG-B码对时存在传输延时的差异性和不确定性带来同步的误差；IEC 61850-9-2规约报文的帧格式长度不固定给传输延时带来不确定性。智能站合并单元的同步性和实时性问题将造成保护装置测量不正确，引起保护装置误动或延长动作时间。

本文主要对合并单元同步采样延时、模数转换延时和信息传输延时的产生进行分析；现场检查的简便方法及调整；提出智能站数据采集设计的改进建议。

1 同步对时

同步对时方式有：自带GPS、秒脉冲、分脉冲、IRIG-B、简单网络时间协议SNTP(Simple Network Time Protocol)、IEEE1588等对时方式。由于自带GPS、秒脉冲、分脉冲对时方式的传输延时的不确定性和准确度原因造成装置间同步的误差，所以不采用，一般采用IRIG-B、IEEE1588对时方式。智能站合并单元(间隔层)一般采用IRIG-B对时，过程层和站控层一般采用IEEE1588对时。

IRIG-B时间标准称为B码对时标准，时帧速率为1帧/s。B码对时的特点：携带信息量大，高分辨率，接口标准化，国际通用等特点。IRIG-B(DC)的同步对时精度为几十纳秒，时间编码30位：天—10位、时—6位、分—7位、秒—7位，接口采用TTL、RS422、光口等。

IEEE1588全称“网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准”，通过硬件和软件将网络设备的内时钟与主控机的主时钟实现同步。IEEE1588对时的特点：无需专用的对时线和接口，利用以太网的数据线传送时钟信号，校准过程安全可靠。

智能站合并单元（间隔层）一般采用IRIG-B对时，使用站内统一对时装置进行对时，误差的差异性基本一致，因此IRIG-B信号传输延时的差异性和不确定性造成的误差较小。

2 采样延时及补偿

合并单元将电流电压模拟量进行同步采样、模数转换，再将数字量传输至保护装置等过程会产生时延，采样延时的长短将影响保护整组动作的时间；各模拟量采样的不同步或延时的差异将造成时间、相位的差别，影响保护的正确测量、判别和动作。

同一合并单元装置采样的各模拟量的同步性和延时差异性相同，只影响保护整组动作时间，不会对保护的测量、判别和动作产生影响；不同合并单元采样(如母线差动保护)或合并单元级联(如母线电压合并单元与间隔合并单元级联)的情况，各合并单元对各组模拟量产生的采样延时不相等，造成各组模拟量相位的差别，可能造成母线差动保护差流不为零，距离保护的阻抗元件测量阻抗不正确。

下面以母线差动保护和间隔保护采样为例进行分析。

2.1 采样延时分析

采样过程包括：同步采样、模数转换、计算处理、发送、接收等过程。各过程延时分析如下。

2.1.1 模拟量传输过程

Δtm：模拟量传输延时。

目前采用常规互感器，传输速度为光速，各模拟量延时较小且相同，实时性好，与常规保护相同，不考虑影响。若采用电子式互感器，各互感器采样延时有差别，目前不采用电子互感器，不做分析。

2.1.2 合并单元采样

Δtm1：信号调理延时。折算至模拟量传输延时Δtm。

ΔtA/D：A/D采样延时。采样原理不同，有较小的不同。

ΔtD：数据重采样延时。合并单元级联时进行重新采样。

Δtmu1：数据接收延时。

Δtmu2：数据处理延时。不同处理方法有较大差别。

Δtmu3：数据发送延时。包括数据编码、整形和发送延时。

2.1.3 保护装置接收

ΔtIED：保护装置进行同一接收处理，差别小。

2.1.4 网络传输过程

Δtst：交换机打包延时。报文大小不同延时不同。

Δtsm：报文发送延时。与网速、路径以及报文大小有关。

Δtp：报文传播延时。与网速、路径以及报文大小有关。

Δtq：报文排队延时。延时不确定。

通过以上分析，得出以下结论。

a）模拟量传输的实时性好，Δtm、Δtm1不考虑。

b）合并单元的延时差异较大的有 Δtmu1、Δtmu2、Δtmu3，差异较小的有ΔtA/D、ΔtD，合并单元的延时由合并单元测得传输至下一级装置进行补偿，但实际IEC61850-9-2规约报文中传输时延为固定给定值，实际传输时延值要小于报文中传输时延。

c）保护装置接收延时ΔtIED影响相同不考虑，延时产生的差异为前过程产生，对其进行补偿。

d）采用网络方式传输延时Δtst、Δtsm、Δtp、Δtq的不确定性和不可测量，无法进行补偿，目前采用直连方式。

2.2 母线差动保护

各间隔合并单元将采集到的数据采用直连方式传输至母线差动保护，示意图如图1所示。

图1 母线差动保护采集示意图

Δt1=Δtm+Δtm1,同模拟量传输，实时性不好考虑;Δt2=ΔtA/D+Δtmu2+Δtmu3。若各间隔合并单元为同一型号，则Δt2相同；若各间隔合并单元为不同型号，则Δt2不相同，按IEC 61850-9-2规约报文中传输时延为固定给定值下级设备进行补偿；Δt3为Δtmu3的一部分不确定延时——传输延时，采用直连方式差别较小。

母线差动保护采样延时的主要影响为Δt2，但IEC61850-9-2规约报文中传输时延为固定给定值与实际传输时延值存在差别，影响各组数据的相位，若采用不同型号合并单元误差将更大。

2.3 间隔保护

间隔单元的三相电流和线路电压，由同一合并单元采集，同步延时差异小；母线电压由母线电压合并单元采集级连至间隔合并单元进行重采样处理，传送至保护装置，如图2所示。

合并单元级连产生不同步和延时差。

2.3.1 母线电压合并单元延时

ΔtPT=ΔtA/D+Δtmu2+Δtmu3

图2 母线电压合并单元与间隔合并单元级连示意图

ΔtPT与母线电压合并单元IEC 61850-9-2报文设定传输延时存在差值。

2.3.2 间隔合并单元延时

ΔtL=ΔtA/D+Δtmu2+Δtmu3+Δtmu1

间隔合并单元接收到母线电压合并单元传输的信号，按IEC 61850-9-2报文的给定传输延时进行补偿与本间隔单元数据进行重采样。由于实际ΔtPT与给定的传输延时补偿值存在差别，造成母线电压与间隔采集量不同步出现相位差。

3 现场实际案例

在智能变电站的采集系统中，采用光纤直连方式，母线电压合并单元级连至各间隔合并单元。实际测量中发现两个不同厂家合并单元级连时，造成变压器高、中侧电压以及线路保护、录波器测量到母线电压与线路电压相位差6度，理论值应为0度。

分析原因：厂家A母线电压合并单元IEC 61850-9-2报文传输延时给定值为1 500μs级连至厂家B间隔合并单元，厂家B并没有按1 500μs进行补偿，而是按750μs进行补偿；之后厂家B按1 500μs进行补偿，电压相位差变为-2度。由于IEC 61850-9-2报文中给定传输延时1 500μs与实际传输延时ΔtPT存在差值，通过计算得出：

Δt=（相位差度数）×（一个周波时间）÷（360°） =6×20÷360=0.333 ms。

将厂家B按750μs+333μs=1083μs≈1000μs进行补偿后，电压相位相同。1 000μs为两个厂家合并单元级连的综合延时差。

4 存在问题及建议

由于合并单元采样存在不同的延时，造成各合并单元存在不同步情况；IEC 61850-9-2报文中给定传输延时与实际传输延时ΔtPT存在差值，造成不同厂家的合并单元之间不同步现象严重。

4.1 存在问题

a）合并单元传输延时为给定值，不是实际传输延时，两者之间存在差值。

b）接收IED设备进行传输延时补偿不能按实际传输延时分别补偿。

c）实际调试、运行中可以对同相位的量进行检查和调整，对于相位不确定的量无法检查、校核和调整。

4.2 建议

a）尽可能采用同一型号合并单元。

b）设备间采用直连方式，不采用网络方式。c）尽可能不采用合并单元级连的方式。

d）对合并单元传输延时进行实测，用实测的传输延时进行补偿。

e）对采集系统各采集量进行“延时—相位”检查试验，进行适当地补偿调整。