姚以沛，朱良肄

（國網太原供電公司，山西 太原 030009）

0 引言

智能變電站的核心技術之一是將電流、電壓模擬量同步采樣，進行數(shù)模轉換為數(shù)字量，把數(shù)字量實時傳輸至各保護裝置?！?10（66）～220 kV智能變電站設計規(guī)范》要求“合并單元宜具備合理的采樣延時補償機制和時間同步機制，確保輸出的各類電子互感器信號的相差保持一致”。為保證電流、電壓模擬量采樣的同步性和實時性，使用IRIG-B碼對時與合并單元延時補償?shù)确椒ㄟM行同步采樣。但IRIG-B碼對時存在傳輸延時的差異性和不確定性帶來同步的誤差；IEC 61850-9-2規(guī)約報文的幀格式長度不固定給傳輸延時帶來不確定性。智能站合并單元的同步性和實時性問題將造成保護裝置測量不正確，引起保護裝置誤動或延長動作時間。

本文主要對合并單元同步采樣延時、模數(shù)轉換延時和信息傳輸延時的產生進行分析；現(xiàn)場檢查的簡便方法及調整；提出智能站數(shù)據(jù)采集設計的改進建議。

1 同步對時

同步對時方式有：自帶GPS、秒脈沖、分脈沖、IRIG-B、簡單網絡時間協(xié)議SNTP(Simple Network Time Protocol)、IEEE1588等對時方式。由于自帶GPS、秒脈沖、分脈沖對時方式的傳輸延時的不確定性和準確度原因造成裝置間同步的誤差，所以不采用，一般采用IRIG-B、IEEE1588對時方式。智能站合并單元(間隔層)一般采用IRIG-B對時，過程層和站控層一般采用IEEE1588對時。

IRIG-B時間標準稱為B碼對時標準，時幀速率為1幀/s。B碼對時的特點：攜帶信息量大，高分辨率，接口標準化，國際通用等特點。IRIG-B(DC)的同步對時精度為幾十納秒，時間編碼30位：天—10位、時—6位、分—7位、秒—7位，接口采用TTL、RS422、光口等。

IEEE1588全稱“網絡測量和控制系統(tǒng)的精密時鐘同步協(xié)議標準”，通過硬件和軟件將網絡設備的內時鐘與主控機的主時鐘實現(xiàn)同步。IEEE1588對時的特點：無需專用的對時線和接口，利用以太網的數(shù)據(jù)線傳送時鐘信號，校準過程安全可靠。

智能站合并單元（間隔層）一般采用IRIG-B對時，使用站內統(tǒng)一對時裝置進行對時，誤差的差異性基本一致，因此IRIG-B信號傳輸延時的差異性和不確定性造成的誤差較小。

2 采樣延時及補償

合并單元將電流電壓模擬量進行同步采樣、模數(shù)轉換，再將數(shù)字量傳輸至保護裝置等過程會產生時延，采樣延時的長短將影響保護整組動作的時間；各模擬量采樣的不同步或延時的差異將造成時間、相位的差別，影響保護的正確測量、判別和動作。

同一合并單元裝置采樣的各模擬量的同步性和延時差異性相同，只影響保護整組動作時間，不會對保護的測量、判別和動作產生影響；不同合并單元采樣(如母線差動保護)或合并單元級聯(lián)(如母線電壓合并單元與間隔合并單元級聯(lián))的情況，各合并單元對各組模擬量產生的采樣延時不相等，造成各組模擬量相位的差別，可能造成母線差動保護差流不為零，距離保護的阻抗元件測量阻抗不正確。

下面以母線差動保護和間隔保護采樣為例進行分析。

2.1 采樣延時分析

采樣過程包括：同步采樣、模數(shù)轉換、計算處理、發(fā)送、接收等過程。各過程延時分析如下。

2.1.1 模擬量傳輸過程

Δtm：模擬量傳輸延時。

目前采用常規(guī)互感器，傳輸速度為光速，各模擬量延時較小且相同，實時性好，與常規(guī)保護相同，不考慮影響。若采用電子式互感器，各互感器采樣延時有差別，目前不采用電子互感器，不做分析。

2.1.2 合并單元采樣

Δtm1：信號調理延時。折算至模擬量傳輸延時Δtm。

ΔtA/D：A/D采樣延時。采樣原理不同，有較小的不同。

ΔtD：數(shù)據(jù)重采樣延時。合并單元級聯(lián)時進行重新采樣。

Δtmu1：數(shù)據(jù)接收延時。

Δtmu2：數(shù)據(jù)處理延時。不同處理方法有較大差別。

Δtmu3：數(shù)據(jù)發(fā)送延時。包括數(shù)據(jù)編碼、整形和發(fā)送延時。

2.1.3 保護裝置接收

ΔtIED：保護裝置進行同一接收處理，差別小。

2.1.4 網絡傳輸過程

Δtst：交換機打包延時。報文大小不同延時不同。

Δtsm：報文發(fā)送延時。與網速、路徑以及報文大小有關。

Δtp：報文傳播延時。與網速、路徑以及報文大小有關。

Δtq：報文排隊延時。延時不確定。

通過以上分析，得出以下結論。

a）模擬量傳輸?shù)膶崟r性好，Δtm、Δtm1不考慮。

b）合并單元的延時差異較大的有 Δtmu1、Δtmu2、Δtmu3，差異較小的有ΔtA/D、ΔtD，合并單元的延時由合并單元測得傳輸至下一級裝置進行補償，但實際IEC61850-9-2規(guī)約報文中傳輸時延為固定給定值，實際傳輸時延值要小于報文中傳輸時延。

c）保護裝置接收延時ΔtIED影響相同不考慮，延時產生的差異為前過程產生，對其進行補償。

d）采用網絡方式傳輸延時Δtst、Δtsm、Δtp、Δtq的不確定性和不可測量，無法進行補償，目前采用直連方式。

2.2 母線差動保護

各間隔合并單元將采集到的數(shù)據(jù)采用直連方式傳輸至母線差動保護，示意圖如圖1所示。

圖1 母線差動保護采集示意圖

Δt1=Δtm+Δtm1,同模擬量傳輸，實時性不好考慮;Δt2=ΔtA/D+Δtmu2+Δtmu3。若各間隔合并單元為同一型號，則Δt2相同；若各間隔合并單元為不同型號，則Δt2不相同，按IEC 61850-9-2規(guī)約報文中傳輸時延為固定給定值下級設備進行補償；Δt3為Δtmu3的一部分不確定延時——傳輸延時，采用直連方式差別較小。

母線差動保護采樣延時的主要影響為Δt2，但IEC61850-9-2規(guī)約報文中傳輸時延為固定給定值與實際傳輸時延值存在差別，影響各組數(shù)據(jù)的相位，若采用不同型號合并單元誤差將更大。

2.3 間隔保護

間隔單元的三相電流和線路電壓，由同一合并單元采集，同步延時差異??；母線電壓由母線電壓合并單元采集級連至間隔合并單元進行重采樣處理，傳送至保護裝置，如圖2所示。

合并單元級連產生不同步和延時差。

2.3.1 母線電壓合并單元延時

ΔtPT=ΔtA/D+Δtmu2+Δtmu3

圖2 母線電壓合并單元與間隔合并單元級連示意圖

ΔtPT與母線電壓合并單元IEC 61850-9-2報文設定傳輸延時存在差值。

2.3.2 間隔合并單元延時

ΔtL=ΔtA/D+Δtmu2+Δtmu3+Δtmu1

間隔合并單元接收到母線電壓合并單元傳輸?shù)男盘枺碔EC 61850-9-2報文的給定傳輸延時進行補償與本間隔單元數(shù)據(jù)進行重采樣。由于實際ΔtPT與給定的傳輸延時補償值存在差別，造成母線電壓與間隔采集量不同步出現(xiàn)相位差。

3 現(xiàn)場實際案例

在智能變電站的采集系統(tǒng)中，采用光纖直連方式，母線電壓合并單元級連至各間隔合并單元。實際測量中發(fā)現(xiàn)兩個不同廠家合并單元級連時，造成變壓器高、中側電壓以及線路保護、錄波器測量到母線電壓與線路電壓相位差6度，理論值應為0度。

分析原因：廠家A母線電壓合并單元IEC 61850-9-2報文傳輸延時給定值為1 500μs級連至廠家B間隔合并單元，廠家B并沒有按1 500μs進行補償，而是按750μs進行補償；之后廠家B按1 500μs進行補償，電壓相位差變?yōu)?2度。由于IEC 61850-9-2報文中給定傳輸延時1 500μs與實際傳輸延時ΔtPT存在差值，通過計算得出：

Δt=（相位差度數(shù)）×（一個周波時間）÷（360°） =6×20÷360=0.333 ms。

將廠家B按750μs+333μs=1083μs≈1000μs進行補償后，電壓相位相同。1 000μs為兩個廠家合并單元級連的綜合延時差。

4 存在問題及建議

由于合并單元采樣存在不同的延時，造成各合并單元存在不同步情況；IEC 61850-9-2報文中給定傳輸延時與實際傳輸延時ΔtPT存在差值，造成不同廠家的合并單元之間不同步現(xiàn)象嚴重。

4.1 存在問題

a）合并單元傳輸延時為給定值，不是實際傳輸延時，兩者之間存在差值。

b）接收IED設備進行傳輸延時補償不能按實際傳輸延時分別補償。

c）實際調試、運行中可以對同相位的量進行檢查和調整，對于相位不確定的量無法檢查、校核和調整。

4.2 建議

a）盡可能采用同一型號合并單元。

b）設備間采用直連方式，不采用網絡方式。c）盡可能不采用合并單元級連的方式。

d）對合并單元傳輸延時進行實測，用實測的傳輸延時進行補償。

e）對采集系統(tǒng)各采集量進行“延時—相位”檢查試驗，進行適當?shù)匮a償調整。