智能变电站合并单元延时不一致的分析校验

王进虎，王 娜，刘 钺，吴 恺

(1.天津送变电工程有限公司，天津 300000；2.天津市电子信息技师学院，天津 300000)

0 引言

智能变电站日益发展成熟，合并单元是智能变电站中的重要设备和关键环节，其配置正确与否直接关系到保护装置的动作可靠性。但在实际运行中经常会因为合并单元延时不一致导致保护误动，这对整个电网系统的安全稳定运行构成重大隐患，如何在现场调试阶段发现、解决该问题非常重要。

1 合并单元工作原理及相关延时规定

1.1 合并单元相关概念

在智能变电站中，实现数据采集转换的智能装置是合并单元，合并单元是处于互感器与保护装置之间的设备，保护装置、测控装置、计量装置等标准设备所需要的原始数据就是通过常规或电子式电流互感器或者电压互感器采集的。数据最终以SMV9-2的格式信息输出到相应的装置中，因此通过合并单元获得数据其品质好坏直接影响整个变电站的运行安全。对于处于不同间隔或不同变电站的合并单元来说，各个合并单元始终需要处于同步状态，一般通过时钟同步系统来实现，目前智能变电站实施的同步方案本有两种方式，即光IRIG-B码同步方式和EEE 1588网络时间同步方式。当相应的数据从合并单元发送后经过光纤传输到接收装置是需要时间的，该段时间称为时间延时。数据信息从不同的合并单元通过组网或点对点方式传输到相同的保护装置时，由于保护装置对数据处理的过程对延时有严格要求，因此从不同合并单元接收到的数据延时不能相差太大，否则将导致保护装置数据处理过程出现错误，影响保护装置的正确动作。

综上所述，在不同间隔、不同站端的合并单元在时间同步上要保持一致并经过严格校验，以保证保护装置获得准确无误的数据。

1.2 合并单元延时组成

无论电流、电压互感器采用的是电子式互感器还是常规的互感器，其对采样环节的处理延时主要包括以下两部分。

(1) 对电子式互感而言，合并单元会对采集器发送的数据进行重采样处理，以对延时进行修正实现采样同步；而对常规互感器来说则无此环节。

(2) 将经过重采样和插值处理得到的数字格式的采样值报文根据一定的延时定时发送。对于重采样及定时发送详细介绍内容可参考文献[1]有关章节，此处不再赘述。

对于光纤传输的采样值信号来说，其传输的速度大约是光速的2/3。传输距离和传输时间的关系可参见文献[1]相关部分，根据文献[1]论述，在同一变电站内，光纤传输延时对保护装置的精度影响很小，可以不予考虑。

根据以上的相关分析，合并单元内部处理会修正其发送的采样值所存在的相位偏差；而人工设置的发送延时会影响采样值报文在发送时刻上的正确与否。

1.3 不同合并单元的配合问题

智能变电站中合并单元的数据同步延时问题可分为如下几个方面：

(1) 在相同的间隔是否同步；

(2) 不同间隔之间的数据同步与否；

(3) 站与站之间的数据同步问题。

上述三种情况基本涵盖了智能变电站中合并单元相互配合关系，三种情况下的合并单元数据是否同步，延时是否一致必须要准确无误并加以校验。

2 延时不一致时差流的大小及对保护的影响

通过上述对合并单元存在延时的各环节的分析，对于重采样环节合并单元根据同步脉冲和修正之后的数字量采样值接收时刻进行重采样，进而完成各采集器之间的采样同步，一般不会出现延时偏差；对于传输延时，在变电站正常范围内光纤长度不会太长，不引起较大的延时，所以基本可以忽略不计。相对重要的是合并单元的发送延时决定采样值报文是否存在发送时刻上的误差。

目前智能变电站的采样系统一般是采用传统互感器再经过合并单元的处理以后将数据直接通过光纤发送到相应的保护装置。

合并单元发送的报文中包含额定延时的相关信息，此额定延时即合并单元得同步处理延时，当不同合并单元的额定延时设置的不一致时可能造成保护误动。这个环节一般是由合并单元的工作人员人工配置，该环节出错概率较大，因为此原因引发的事故也有数起，因此该环节是检验的重点，需要特别注意。

以主变保护装置为例，该保护涉及多个间隔，具有一定的代表性。无论对于两侧或者三侧的变压器来说，主变保护装置对各侧的数据质量要求是非常高的，主变差动保护动作时间一般在20ms以内，因而其对于各侧合并单元采集量延时有严格要求。若不同侧出现延时不一致时，会导致主变保护装置差动保护计算中出现差流，差流值一旦达到保护定值差动保护就有可能误动，从而影响保护装置的可靠性。下面主要讨论分析延时不一致的各种情况。一般来说可以分为两类：第一类是各侧延时相差非整数倍周波时导致的差流；第二类是各侧延时相差整数倍周波时的差流。

2.1 各侧延时相差非整数倍周波时的差流

当各侧延时相差非整数倍周波时，此时的波形如图1所示。

图1 中压侧采样延时非整数周波

图1表示一次系统正常运行时，因为中压侧滞后高、低两侧非整数倍周期，造成变压器高、中、低三侧电流采样不同步的情况，此时不管是否发生故障保护装置内均有差流，只要达到定值，保护就会误动。对于图1中的情况检验相对简单。该缺陷可直接在变压器保护装置上查看差流发现。

2.2 各侧延时相差整数倍周波时的差流

对于三侧变压器来说，在正常运行时主变保护装置需要同时接收三侧的电流数据，变压器保护三侧采样电流录波波形如图2所示，表示系统正常运行时，变压器高、中、低三侧电流采样同步。

图2 三侧电流同步示意

图3表示一次系统正常运行时，因为中压侧电流滞后高、低压侧一个周波，造成变压器高、中、低三侧电流采样不同步的情况。

图3 中压侧电流滞后整数倍周波

图4表示一次系统正常运行时，因为中压侧电流滞后高、低压侧两个周波，造成变压器高、中、低三侧电流采样不同步的情况。

图4 中压侧滞后两个周波

由图2—4可知，中压侧与高低压侧的相位相差360°的整数倍，因此在使用继电保护测试仪进行测试或正常运行时，保护装置计算后差流为0，无法通过常规校验方法核相和观察保护装置的差流发现该缺陷。但当一次系统发生穿越故障，产生穿越性故障电流时，中压侧滞后整数倍周波，将导致穿越性故障电流无法在同一时刻被保护装置采集到，从而在保护装置中产生故障差流，在达到一定数值时导致保护误动。该情况时的波形见图5，6。

图5 三侧电流同步时穿越故障波形

图6 三侧电流不同步穿越故障波形

图5，6分别表示一次系统发生穿越性故障时，变压器高、中、低三侧电流采样同步、不同步(中压测滞后1个周期)的情况。由两图对比可看出在不同步的情况下会出现差流。对于当前保护装置，变压器差动速断保护整组动作时间(包括继电器固有时间)一般小于20ms。因此当保护装置接收到的数据延时只要相差1个周期，发生穿越性故障会导致差流影响保护装置的正确动作，引起保护误动。

对于上述两种情况的产生，根本原因是合并单元的延时参数设置错误，下面具体分析讨论如何在调试过程中解决上述该问题。

3 合并单元各侧延时一致性校验方法

对于在上文中提到的各侧延时相差非整数倍周波时导致的差流和各侧延时相差整数倍周波时的差流两种情况，因为两种情况各自具有特殊性通过常规的通流检查保护装置采样值的试验已经无法验证各侧合并单元的延时是否一致。因此需要区分对待，提出新的校验方法，并对两种情况进行论述。

3.1 各侧延时相差非整数倍周波时的校验方法

该问题的处理方法相对简单，有以下两种方法。

第一种方法是对各侧合并单元同时用一台继电保护测试仪加入实验量，并保证各侧的相位一致，输入相应的额定电流，在保护装置上观察差流值，如果为零则可验证各侧合并单元没有相差非整数周波的错误存在；若差流值不为零，则解决存在问题。

第二种方法是使用三台继电保护测试仪，通过GPS时钟同步系统将不同的继电保护测试仪同步。然后三台测试仪分别给主变三侧通入实验量，并保证三台试验仪的相位一致幅值为相应的额定电流，在保护装置上观察差流值，后续方法同上，以此验证各侧延时是否正确。

3.2 各侧延时相差整数倍周波时的校验方法

各侧合并单元延时相差整数倍周波的情况，通过3.1的方法一无法验证各侧的延时是否一致，因此需要采取新的校验方法。因为发生穿越性故障，主变保护在故障量达到10ms以上时就可能动作，根据2.2节的分析可以采取下述两种方法来校验。

第一种方法可模拟各侧电流瞬间同时增大，若各侧的合并单元延时不一致，则各侧增大后的电流传输到保护装置的时间不一致，该过程中会出现差流。例如中压侧滞后高压侧相差20ms,则电流瞬间从0到高压侧额定电流的过程中，保护装置首先接收到高压侧先增大到了额定电流，而中压侧的电流量还需要再延时20ms后才被保护装置计算，这个过程就会有差流，在这20ms内，差流达到差动的定值时，保护就会误动作。

第二种方法可以加非工频频率波形的实验量校验。例如正常的交流量频率是50 Hz，所通入的实验量可以变为20 Hz来模拟暂态故障电流。此时，穿越故障电流的周期与标准的周波周期不一致了，若合并单元延时相差整数倍正常交流周波，通入交流频率为20 Hz的实验量电流时即会出差流，从而可验证合并单元相差正常周波整数倍的延时需要加以改正；反之，各侧合并单元均正常。

4 结束语

智能变电站的发展已经成趋势，模式一般是常规(电子)式电流互感器、合并单元、保护装置的配置模式。通过上文阐述及结合实际运行中由于合并单元配置错误导致的相关事故的分析，首先对合并单元及其各环节的延时进行了分析，对各侧合并单元的延时不一致的情况分门别类、各自探讨，在此基础上提出对应不同情况下新的各侧合并单元延时不一致的测试方法，并在天津范庄、新华路220 kV智能变电站的建设中加以验证，结果表明该方案具有很强的实用性、易操作等特点。

上述所提供的方法为今后类似问题的故障分析处理提供了思路，也为现场调试人员提供了一套简单可行、可靠实用的校验方法，具有参考价值。