智能變電站采用交換機延時可測技術探討分析

鐘 華

（廣東電網有限責任公司廣州供電局，廣東 廣州 510200）

0 引 言

隨著國內智能變電站的推廣，時鐘同步系統的重要性也隨之提升。常規綜合自動化變電站時鐘同步系統主要是為變電站內保護測控裝置、故障錄波器、綜合安自裝置、遠動系統以及監控后臺等提供一個統一的時鐘授時源，通過統一的時間基準進行電力系統故障處理和分析[1]。時鐘同步系統發生故障時僅會對保護裝置或測控裝置的對時功能造成影響，并不影響保護裝置或測控裝置的主要功能，保護裝置仍然可以正常運行[2-4]。目前，智能變電站繼電保護采樣多采用數字量網絡采集（以下簡稱網采）模式和點對點直接采樣（以下簡稱直采）模式。雖然點對點直采模式不依賴時鐘同步系統，但其對電子式互感器和繼電保護設備的硬件系統提出了更高的要求，嚴重制約了智能變電站網絡技術的應用和發展，無法實現數據網絡共享的目標。智能變電站采樣值由點對點傳輸過渡到網絡化采集傳輸是必然的發展趨勢，數字量網采模式也是大勢所趨。根據IEC 61850-9-2規范，數字量傳輸過程帶有時標，對于時鐘同步系統的依賴性很大，如果時間同步系統出現故障，繼電保護將出現異常[5]。基于此，針對智能站時鐘同步系統故障和交換機延時可測技術的應用展開研究。

1 智能站時鐘同步系統故障

智能站內保護采樣為網采模式，變壓器保護和母差保護需要將來自不同合并單元（Merging Unit，MU）間隔的電流量進行對比，確保電流量在傳輸過程中保持同步。時鐘同步系統在常規站只是給裝置提供對時標準源，當發生電力事故或保護動作時可以從監控系統或調度主站查看同時源的事件順序記錄（Sequence Of Event，SOE）報文，時鐘同步系統的失步和異常不會影響保護和測控裝置功能的正常運行[6-8]。智能站如果選用采樣值（Sampled Value，SV）網采模式，時鐘同步系統異常時會導致數字量時標出錯，最終影響到同一時刻的電流或電壓值出現異常。時鐘同步系統異常時SV采樣波形會出現畸變，如圖1所示。

圖1 時鐘同步系統異常時SV采樣波形畸變

時鐘同步裝置故障時，輸出時標異常，導致合并單元對時異常。由于合并單元未能正確判斷時鐘無效，輸出不同步的SV報文，使保護裝置形成差流。通過對SV報文的分析，發現波形中陰影為SV報文丟幀導致，主變保護裝置誤認為出現差流，從而出現誤出口動作。

2 交換機延時可測基本原理及優勢

2.1 交換機延時可測基本原理

基于交換機延時可測的網絡傳輸時延測試方法包括以下6個方面：一是對電子式互感器一次側的信號進行采集，得到第一路信號時標；二是對光纖分路器輸出的信號進行采集，得到第二路信號時標；三是對網絡交換機輸出的信號進行采集，得到第三路信號時標；四是對第三路信號時標進行消除抖動處理，計算得到幀抖動時間；五是通過計算波形和相位，得到經過交換機輸出的絕對延時時間；六是計算交換機時標誤差值和幀延時。延時可測技術的關鍵在于交換機需要將采樣值在交換機內的駐留時間精確標定后傳輸給保護裝置，目前有2個方案來實現時標的存儲，如表1所示。

表1 交換機延時可測的2種方案

方案2中MU報文后存放延時ΔT的報文解析如圖2所示。

圖2 MU報文后存放延時ΔT的報文解析

方案2不改變SV報文格式，在SV原始報文CRC后存放延時ΔT，對于保護裝置和交換機的實現方式比較簡單。如果采用不同設備生產廠家的保護裝置和交換機時，考慮到程序修改后的兼容性問題，推薦采用方案2。對于該智能站延時可測問題，可以采用方案1實現。考慮到220 kV變電站智能電子設備（Intelligent Electronic Device，IED）較多，網絡采集數據量大，占用IEC 61850-9-2報文2個保留位的方式不會增加SV報文的總長度，有效降低交換機的數據交換率，減少整個網絡的數據流量，避免出現SV丟幀的問題[9]。此外，變電站采用的母差保護裝置和交換機裝置都由南京南瑞繼保電氣有限公司（以下簡稱南瑞繼保）生產，能夠保證SV報文在交換機內部傳輸解析的兼容性。

2.2 交換機延時可測的優勢

交換機延時可測是國家電網公司新一代智能站三網合一測試項目的關鍵技術，目前實現該功能的交換機廠家不多，且實現方式和水平差距較大。該方法在降低對時鐘同步系統依賴的同時，增加了對專用交換機的依賴。不同采集模式下的技術性能對比如表2所示。

表2 3種采集模式下的技術性能對比

交換機延時可測網采模式無論從可靠性、穩定性以及經濟性方面考慮都是最佳選擇，能夠體現出智能站數據采集網絡化、集成化的優勢，是智能變電站前瞻性的表現[10]。

3 交換機延時可測驗收方法

該智能站交換機采用支持延時測量的南瑞繼保PCS9882SD-D，20 kV母差保護裝置為南瑞繼保PCS915N，20 kV饋線保測合智一體設備為南瑞繼保PCS9611，時鐘同步系統為南瑞繼保PCS9785。采用20 kV饋線保測合智一體化設備與時鐘同步系統一對一光B碼連接實現對時，將20 kV饋線保測合智一體化設備和20 kV母差保護共同接入延時可測交換機進行通信，同時實現SV/Goose組網采集。

（1）模擬智能站現場光口網絡布置，如圖3所示。網采模式下，對一支路加故障量，同時關閉時鐘同步系統裝置或拔出該支路的對時光纖，饋線支路合并單元失步。試驗結果分為2種情況：一是用網采一般模式（即退出延時可測模式），20 kV保測合智一體設備中合并單元SV數據失步，20 kV母差保護接收任一合并單元SV數據失步保護即閉鎖差動保護；二是保護投入延時可測模式，任一支路合并單元SV數據失步，20 kV母差保護動作行為不再受合并單元SV同步數據品質影響，保護正確動作。

圖3 模擬智能站現場光口網絡布置

（2）通過增加轉發環節控制數據轉發延時，如圖4所示。改變通信組網，將支路18合并單元直連至母差保護，支路17通過增加數據轉發環節人為增加支路17的SV數據傳輸延時，關閉時鐘同步系統，各支路合并單元失步，給2個支路通入5 A穿越電流。試驗結果分為2種情況：一是退出延時可測模式后，在直采模式下可以觀察到支路17合并單元因額外數據轉發延時引起的保護差動電流，差流為0.42 A；二是投入延時可測模式，差動電流很小，接近0 A。

圖4 通過增加轉發環節控制數據轉發延時

常規網采方式下，差動保護對SV數據同步品質非常敏感。運用交換機延時可測方式時，保護動作行為不受SV數據同步品質影響。延時可測方式下，保護可以精確補償數據傳輸延時，數據如果穿越了多臺交換機，只需要將采樣值在交換機內的駐留時間累加即可，試驗理論值是成功的。由于該智能站是南瑞繼保第一個在20 kV母差保護中運用了交換機延時可測技術的變電站，考慮到變電站正常運行后跨交換機的數據比較大，廣東省電力設計院將20 kV母差保護網采的電流數字量不做跨交換機采集，這樣數字量在交換機駐留的時間只考慮單臺交換機延時，提高穩定可靠性。

4 結 論

智能變電站內數據傳輸、信息交互以及IED設備互操作對交換機的依賴性都非常高，交換機已經成為數字化變電站的核心處理器，交換機的正確設置和交換機的工藝質量是數字化變電站穩定可靠運行的重要基礎。交換機靜態組播、動態組播以及虛擬局域網劃分也至關重要，配置上的錯誤會造成信息的環網重傳，數據量增大，如果發生網絡風暴，將對交換機的延時可測功能造成影響。基于此，加強對網絡設備的管控是交換機延時可測功能穩定運行的前提，也是電力系統安全運行的保障。