智能变电站分布式继电保护自动测试方法研究

郭瑞,刘冬季,马圆圆,何金柏,静毅,赵洪峰，彭寅章,4

（1.国网宁夏电力有限公司超高压公司,宁夏 银川 750011;2.国网宁夏电力有限公司宁东供电公司,宁夏 灵武 751408;3.新疆大学可再生能源发电与并网技术教育部工程研究中心,新疆 乌鲁木齐 830046；4.国网新疆电力有限公司电力科学研究院，新疆 乌鲁木齐 830013）

0 引言

继电保护对变电站设备的安全运行起着至关重要的保障作用，在电气设备发生故障或工作异常时，能够自动、快速、有选择地将故障设备从系统中切除，将事故限制在最小范围内，提高系统运行可靠性。可靠、高效的继电保护技术对于变电站和电力系统的安全可靠运行具有非常重要的意义[1-3]。目前，继电保护技术在常规变电站的应用中已经显得尤为成熟、稳定，而正在新建的智能变电站相较常规变电站，对继电保护技术的要求更为严格。智能变电站在继电保护技术方面存在采样数据网络传输和以太网传输延迟的不确定性[4-5]的问题，因此，研究如何进一步提高智能变电站数据采集的同步性，消除差异性传输与延迟带来的影响至关重要。文献[6-7]提出用于继电保护中合并单元的高采样率数据的方案，能有效识别准确的数据采样时间是智能变电站间隔层和过程层智能电子设备（intelligent electronic device,IED）之间数据同步的关键，这在很大程度上制约了智能变电站继电保护网络的应用。数字式继电保护测试仪是目前应用最广泛的调试工具，数字式继电保护测试仪基本能满足智能变电站保护装置测试的要求，但在测试过程中仍需要大量的人工操作[8-9]。现有测试仪存在以下缺陷：继电保护测试仪不能实现对所有保护装置的远程控制；继电保护测试仪不能自动设置故障参数；导入SCD（substation configuration description,SCD）文件后，继电保护测试仪无法检查保护装置的一致性和测试仪配置信息的一致性。

因此，根据目前厂站侧保护装置的特点，开发了一种针对智能变电站保护装置的自动测试系统，其中包括测试系统的软硬件结构设计。采用模块化设计思想，旨在提高系统的可扩展性，同时支持多设备同步自动测试功能，进一步提高测试效率。

1 系统测试方法设计

测试系统由保护测试主站通过智能变电站后备光纤控制多台分布式信号发生器同步测试和现场智能终端动作反馈来完成测试参数配置和测试过程控制。如图1所示的测试系统结构包括采集单元、测量接口装置、制造报文规范（manufacturing message specification，MMS）信号接口模块、面向通用对象的变电站事件（generic object oriented substation event，GOOSE）信号接口模块、分布式信号发生器接口模块、时间信号接口模块、时钟同步模块、测试控制模块等。

图1 测试系统结构

保护系统信息管理主站可获取继电保护设置表，配置继电保护测试参数表，设置分布式信号发生器和信号输出接口的间隔，控制自动测试过程；接收继电保护动作信号，显示最终测试结果，获取智能变电站SCD文件等。

MMS信号接口模块用于接入继电保护MMS网络，获取继电保护整定策略表，与人机交互界面获取的继电保护整定策略表进行比对，完成继电保护装置校准比对。GOOSE信号接口模块用于访问继电保护GOOSE网口，获取继电保护动作信息[10]。分布式信号发生器接口模块为3～4路光以太网接口，通过现场备用光纤接入分布式信号发生器进行信号交互。计时接口模块是指接入智能变电站计时到控制终端计时。时钟同步模块用于同步外部时间，形成信息管理端的准确对时，可标记从GOOSE信号接口获取的继电保护动作的准确时间[11]。测试控制模块用于连接MMS信号接口、GOOSE信号接口、分布式信号发生器接口、时钟同步模块和人机交互模块，实现继电保护总动测试功能。

2 系统测试方法关键技术

2.1 分布式信号发生器同步技术

分布式信号发生器的功能如下：

1)发送FT3格式的SV（sample value,SV）信号和IEC61850-9-2格式的SV信号[12]，应用于模拟总线电压合并单元（merging unit,MU）输出信号至间隔层MU；

2)接收IRIG-B码/PPS时间脉冲，同步后输出至合并单元；

3)将现场动作反馈信息、测试信号输出信息、继电保护动作信息传输至保护系统管理主站。

分布式信号发生器由FT3信号接口模块、SV信号接口模块、控制端接口模块、信号处理模块、时钟信号接口模块、时间脉冲接口模块、时间同步模块、现场动作反馈模块、D/A模块、电压功放模块和电流功率放大器模块组成。其结构如图2所示。

图2 分布式信号发生器

FT3信号接口模块用于发送FT3格式的SV信号和传输级联到间隔合并单元的SV信号。控制端接口模块通过现场备用光纤与控制端连接，并进行信号交换。时钟信号接口模块用于将IRIG-B码/PPS脉冲信号接入分布式信号发生器。时间信号接口模块用于向合并单元输出准确的时间同步信号IRIG-B码/PPS脉冲，当信号接口模块将IRIG-B码/PPS脉冲时间信号发送至分布式信号发生器时，同步IRIG-B码/PPS脉冲信号通过时钟信号接口模块输出至合并单元。时钟同步模块用于同步外部时间信号，与分布式信号发生器形成同步时间。现场动作反馈模块访问智能终端动作触点或开关位置触点，获取现场动作反馈信息。

D/A模块将信号处理模块输出的数字信号转换成模拟信号，然后发送至电压功放模块和电流功放模块。电压功放模块用于对D/A模块输出的电压信号进行放大，输出到现场合并单元模拟电压输入端口；电流功放模块将D/A模块输出的电流信号进行放大，输出到现场合并单元模拟电流输入端口。

信号处理模块同时与FT3信号接口模块、SV信号接口模块、控制端接口模块、时钟同步模块、现场动作反馈模块和D/A模块连接。信号处理模块运行逻辑如图3所示。

图3 信号处理模块逻辑流程

2.2 通信组网技术

保护测试管理主站与分布式信号发生器的信息交换包括参数设置、同步状态确认、保护动作状态切换、测试数据传输、测试启停控制等。根据智能变电站中SV和GOOSE报文的特点，通信组网是测试主站与分布式信号发生器进行参数设置和数据传输与通讯的过程。

对于测试参数中的二进制参数如PT位置、CT极性、故障类型、触发方式、故障计算模型等参数，采用基于SV的通信协议和机制[13]利用SV报文中的保留字段来实现;对于通信过程的同步状态确认、测试启停控制、状态切换等过程采用基于GOOSE的通信协议和机制来实现。

2.3 同步采样技术

基于P2P通信方式的保护数据采样同步技术[14]实质上是一种从数据源采样到传输保护装置的采样通道延迟计算，根据需要通过插值的方式计算平均时间的样本的方法。P2P通信方式在智能站中体现为电气量由电子式互感器采集并发送到保护装置的过程，该过程的传输延迟见图4。

图4 采样数据传输

电气量传输和采样过程的延时包括电子式互感器信号传输延时t1、通道延时t2、采集过程延时t3、通道延时t4、MU过程延时t5、MU到保护设备的通道延时t6、处理保护装置中从接收采样数据到同步操作的延时t7，其中用于数据采样的电子式互感器延时为T1=t1+t2+t3。相关规范规定，T1≤2Ts（Ts为采样周期，4 kHz采样频率下为250μs）。发送到MU的采样数据的通道延迟t4很小可以忽略，那么从电子变压器到MU的延时为T1，因此，MU接收到的SV包含处理采样的一次电压和电流的耗时信息。

MU在接收SV后解析报文中的延时信息T1，实际采样时间可通过从接收时间减去T1得到，经过延迟校正后，MU将重新采样SV，然后将MU中的多个采样统一同步。以单一的MU为单位的处理延时很难准确估计，但对于同类型的成熟产品来说相对稳定，可以通过测试其准确性得到以满足工程应用的需要。从开始采样数据到MU发送SV的整个过程延时（以MU为单位）为T2=T1+t5，MU在SV消息中标记该时间戳，然后发送至保护装置。

对于从MU到保护设备的信道延时t6，光纤链路中的数据传输速率约为2×108m/s，当保护设备和MU之间的传输距离较短时，延时部分可以忽略；当传输距离较长时，应估计延时为t6，并用于保护中的时间补偿计算。SV通常不能被直接用于保护装置，需要缓存处理，处理时间约为t7。保护装置可以通过标记数据存储在缓冲区中并从中读取的相对时间来计算t7的值。

完成上述步骤后，可计算电气量采样，在经过数据处理并传输至保护装置的延时T为

如果中间传输距离较长，则还需要包含t4和t6，如式（2）：

MU传输的数据采样频率高于传统的保护装置，不适合传统的保护算法。为了解决这些问题，保护装置需要根据采样频率的需要从不同的间隔重新采样SVs（sample value,多个采样值），从而获得采样数据，最终用于保护的计算。

从以上过程可以看出，由于数据采样和传输是在P2P中完成的，因此可以估计出各个阶段的延时，以确保保护动作的多间隔采样数据同步，满足工程应用对保护设备的需求。基于P2P通信方式的保护传输采样方法具有以下优点：

1）保护算法的执行不依赖外部时钟源，与时钟信号同步方式相比，提高了保护功能的独立性和可靠性。

2）SV传输链路简单，无需交换网络，不受交换性能、故障和网络异常因素的影响。

以上两点对保护装置的可靠运行至关重要，因此，在外部时钟同步系统和网络可靠性不能满足需求的情况下，P2P通信模式在智能变电站发展的初期得到了广泛应用。

实现控制终端通过智能变电站后备光纤控制多台分布式信号发生器协同测试是分布式测试的重点。控制端通过分布式信号发生器接口模块传输测试参数表，开始和结束测试，切换分布式信号发生器输出信号状态。分布式信号发生器通过控制终端接口模块获取测试开始指令和状态切换指令，并将测试结束信号、测试过程数据和现场动作反馈信息传送给控制终端。测试平台的测试流程如图5所示。

图5 测试流程

3 自动测试方法用例

以本地区某330 kV变电站为例，进行保护功能自动测试技术的验证，变电站主接线如图6所示。

图6 某330 kV变电站主接线

以110 kV线路保护装置为例，利用本地保护自动测试系统对A、B、C三套现场线路保护装置进行多机同步自动测试。测试过程包括以下步骤：

1）完成测试系统硬件平台的搭建，从就地保护测试仪引出三组电压和电流到就地接线转换装置，通过航空插头接口连接三套现场保护装置；

2）从三套现场保护装置的ICD（IEDcapability description,ICD）文件中提取相应的设备数据模型文件；

3）基于任意设备的数据模型，通过测试用例智能生成模块生成整个设备的测试用例；

4）通过自动测试主程序创建多设备测试记录。准备就绪开始系统组网，组网完成进行一键自动测试，测试完成后即可创建并生成测试记录，生成测试报告。

4 结论

针对现场保护装置测试的特殊性，提出一套基于模块化设计思想的多设备同步测试保护自动测试系统。通过时钟同步技术实现设备的同步触发，保证数据采集的同步性，解决了多区间采样延时的问题，从而提高变电站数据的测试效率，为后期变电站运维工作提供参考。