黨磊 尹冬

摘要：智能變電站相較傳統(tǒng)綜自變電站，在對時方面具有更高的要求。傳統(tǒng)綜自變電站的對時系統(tǒng)除光纖縱聯(lián)差動保護外，僅用于全站測控、自動化信息同步。而智能變電站的對時同步，除此之外，主變、母差差動保護涉及采樣數(shù)字式插值同步；組網(wǎng)裝置涉及數(shù)據(jù)傳輸同步；故障錄波器、網(wǎng)絡(luò)分析儀涉及全站交換機數(shù)據(jù)同步。因此，在調(diào)試驗收階段，相關(guān)對時、同步需考慮新的調(diào)試項目。

關(guān)鍵詞：對時、同步

一、簡介

智能變電站的對時同步涉及站控層和過程層，而站控層對時理論與綜自變電站相同，過程層目前較常見的對時方法主要有光B碼和電B碼兩種，而B碼對時對間隔層設(shè)備提出了新的要求[1，2]。引入過程層裝置（合并單元、智能終端）和過程層交換機后，合并單元到保護裝置、測控裝置的延時；不同合并單元到同一保護、測控裝置后的同步；交換機的存儲轉(zhuǎn)發(fā)延時；鏈路經(jīng)過的交換機臺數(shù)；光纖通道延時變化；智能終端處理數(shù)據(jù)的時間等等。而在調(diào)試、消缺中如何處理這些問題，本文加以簡述。

二、對時、同步調(diào)試注意項目

2.1合并單元與過程層交換機涉及延時問題

智能變電站合并單元及過程層交換機設(shè)計的延時問題，主要是智能變電站規(guī)定通道延時不能超過2ms，而合并單元本身處理數(shù)據(jù)的延時一般為500～1000us，考慮到一級交換機的固有存儲轉(zhuǎn)發(fā)延時一般為250～750us，故任意兩個裝置通訊不得超過3臺交換機。目前，主流的保護廠家均設(shè)計了超過2ms閉鎖保護裝置的功能，如長圓深瑞會打出“測量字解析點對點傳輸額定延時異常”。

而母線合并單元需要將電壓數(shù)據(jù)傳輸?shù)骄€路合并單元，故兩者之間存在250～750us的延時。例如長圓深瑞的母線合并單元延時1ms，線路合并單元延時1.75ms，符合相關(guān)要求。

合并單元、交換機需要將延時作為SV中的虛端子送到保護、測控裝置，便于保護測控裝置進行數(shù)據(jù)的再同步，而當SV該數(shù)據(jù)發(fā)生變化時，說明保護裝置的固有時鐘出現(xiàn)問題（交換機本身不改變SV信號，但廠家設(shè)計組網(wǎng)數(shù)據(jù)自動增加交換機的存儲轉(zhuǎn)發(fā)延時）。此時為保證保護可靠動作，考慮到單純的固有時鐘故障不會造成保護動作，故此時部分廠家不閉鎖保護，如深圳南瑞等；而如果考慮避免保護誤動作（差動存在誤動的可能），部分廠家閉鎖保護，并且不能復(fù)歸，如南瑞繼保等。

2.2智能終端與過程層交換機涉及延時問題

智能變電站智能終端的出口時間需小于7ms，以保證裝置本身的可靠性和裝置不會越級。但目前跳母聯(lián)、分段一般采用組網(wǎng)，這意味著組網(wǎng)延時發(fā)生變化或死機時，會導(dǎo)致母聯(lián)跳閘延時或者拒跳。而針對該問題，建議目前跳母聯(lián)、分段開關(guān)改為直采直跳。

三、總結(jié)

本文討論分析了目前智能變電站引入過程層后在同步對時驗收時存在的問題，確認了目前智能變電站引入過程層后存在的新的挑戰(zhàn)。對于繼電保護人員調(diào)試、消缺工作起到了一定的借鑒作用。

參考文獻

[1]楊貴，王文龍，程立，劉明慧，周旭峰.智能變電站中的對時技術(shù)研究[J].電氣技術(shù)，2012（06）：76-79.

[2]鄭琴秀.淺談智能變電站同步對時系統(tǒng)[J].中國科技信息，2010（21）：150+158.

作者簡介：

黨磊（1991），男，陜西省渭南市合陽縣人，碩士研究生，從事繼電保護方面工作；

尹冬（1980），男，陜西省渭南市臨渭區(qū)人，本科生，從事繼電保護工作。