智能变电站合并单元延时的检测方法

王 策，郑 杨

（国网浙江省电力公司温州供电公司，浙江 温州 325000）

智能变电站智能设备中的MU（合并单元）是承担智能变电站信息化、数字化、自动化、互动化任务的关键设备之一，是实现数字量采样值传输的重要环节。数字量采样值传输方式可采用组网模式或点对点模式，由于保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能[1-2]，所以要求保护装置采样值采用点对点接入方式，采样同步应由保护装置实现，保护装置应自动补偿电子式互感器的采样响应延迟。

采用点对点传输采样值时，MU应输出采样值的响应延迟，如何检测MU的采样延时关系到继电保护的正常运行。分析了目前普遍使用的延时检测技术，提出了同时输出模拟量和数字量的混合输出测试合并单元延时的方法。

1 智能变电站二次信号采集方法及延时

常规变电站采用电磁式互感器，输出模拟量二次信号经电缆直接接入间隔层设备，由保护装置完成多路模拟量采样。智能变电站的二次量接入由以前的模拟量接入改为经光纤的数字量接入。智能变电站的二次电压、电流采集方式主要有以下几种。

1.1 电子互感器+MU方式

采用电子式互感器，输出的数字量采样信号经过合并单元数据同步之后供保护装置使用。合并单元到保护装置的传输方式可采用组网传输模式或点对点传输模式，当采用组网传输模式时，合并单元输出的数字量采样值信号经以太网交换机共享至过程层总线，传输延时不稳定[3]。

电子式互感器的采集器内置采样电路，直接将一次电压电流量转换为数字量，经光纤送入MU。多相采集器的多路数字量信号送达MU，由MU将多路数字信号同步并合并组合成1组数字信号送到测控、保护设备，如图1所示。

图1 电子互感器+MU方式

此种方式的信号总传输延时时间为：

传输延时=采集器采样时间+采集器的数字信号输出延时+MU接收延时+MU处理延时+MU报文输出延时。

1.2 传统电磁式互感器+MU方式

采用传统的电磁式互感器，输出的二次模拟量经电缆接入MU，MU多路同步采样后经光纤送至测控、保护设备，如图2所示。

图2 传统电磁式互感器+MU方式

此种方式的总传输延时时间为：

传输延时=MU采样延时+MU处理延时+MU报文输出延时

1.3 级联方式

电磁式电压互感器的二次电压经电压MU转换成数字量送至下一级MU（如线路MU），后者对电磁式电流互感器的二次电流进行采样，并与电压MU过来的电压数字量进行同步，组合成1组数字量送入测控、保护设备，如图3所示。

图3 级联方式

这种方式的总传输延时时间为：

传输延时=上一级MU延时+同步处理延时+报文输出延时。

2 智能变电站二次信号同步方法

2.1 相位误差产生的基本原理

由于在信号传输各环节均存在延时[4]，而且由于不同信号所经历的传输环节可能不同，因而各不同信号到达最终的测控、保护装置时延时可能会不相同（如图4所示），这直接导致了信号之间出现相位差。

2.2 相位误差解决方法

图4 信号传输环节延时

各MU厂家一般计算MU内部的固有延时，如采集信号的延时、内部处理延时、报文组织延时等后，通过同步法或插值法处理，在其报文传输时加上一定可设置延时时间。该延时时间即用于补足至与其他信号相同的延时时间，以弥补相位误差。

假如n路信号传输至同一终端设备处时所需要的延时时间分别为t1，t2，t3，…，tn，其中ts最大，则其他信号将在其最后1级MU处增加调节延时′，使得：延时的调整均是在安装调试时，根据现场实测的各信号实际延时，人工加上一定延时，最终通过试验手段确保信号的相位同步，相位差为零。

这种调整方法显然存在不足。如果测试手段不充分，可能产生较小的通道间相位差，这种误差甚至大于一个周波。如某变电站的电压MU级联至电流MU时，由于软件原因电压滞后电流达20 ms，导致产生差流，保护误动作。

3 MU延时的测试方法

3.1 用电子互感器测试仪测试MU延时

电子互感器测试仪对MU的延时的测试方式是：采用升流器或升压器对MU施加电流或电压，电子互感器测试仪测试该电流或电压模拟量，同时接收MU输出的数字报文，计算二者的角差和比差，即可得到MU的延时[5]，如图5所示。

图5 电子互感器测试仪测试MU延时

当采用外部施加稳态电流或电压进行测试时，电子互感器测试仪不能直接控制电压和电流，该方法不能形成闭环测试环境。并且1次只能测试1路信号，测量效率低，需要同时对电压和电流和报文进行同步。

由于采取稳态信号测试，当模拟量信号和数字量信号存在整周波延时时，在电子互感器测试仪看起来是波形重叠的，会出现识别为相位差为零的情况，因此对于延时为整周波的情况此种方法可能无法测出相位差。

3.2 同时输出模拟量和数字量测试MU延时

继电保护测试仪（简称继保仪）可以同时输出模拟量和数字量，既能输出模拟量电流电压，也能输出和接收光纤传输的数字量，完整地集成了MU测试功能。

继保仪向MU直接输出电压和电流，同时接受MU输出的报文进行解析，测量出二者的延时即为相位差。此种方法可形成闭环的测试环境，继保仪可以直接控制电压和电流的稳态输出和暂态输出，故可真正测试出MU的延时时间。

当模拟量信号和数字量信号存在整周波延时时，由于继保仪可以施加暂态信号，可以在波形识别时明确观察到波形起始沿，故可以准确计算真实时间延时，整周波延时可以完整测试出。

继保仪能够输出6路电压和6路电流，可以一次性将MU报文的所有通道的延时与比差测出，效率高。不需要借用升流器和升压器，1台设备可完成工作，极大提高了测试效率。

继保仪具有多路光纤端口，可以将1个MU输出的多路光信号同时接入，一次性将多路光信号的时间延时准确测出，既提高了测试效率，也可测试出多通道数字信号的相位离散性偏差。测试方式如图6所示。

图6 同时输出模拟量和数字量测试MU延时

继保仪内部同步控制输出电压和电流，同时接收MU输出的报文并记录报文时间，继保仪以实际输出的电压和电流波形为参考，通过与报文波形进行计算得出MU的比差角差。由于以实际模拟量作参考，MU接收或不接收秒脉冲或B码同步均能测试。

继保仪测试先输出3 s 0值，再输出相应的电压或电流，用测试仪输出的阶跃波形，与MU输出的波形对比计算，即可测出其真实的延时时间。

4 现场试验

按照3.2节中方法，在某220kV变电站进行MU延时测试。变电站中MU使用的是IEC 61850-9-2传输协议，数据为点对点传输。

表1中为测试所获得的数据，其中角差1计算报文延时，角差2不计算报文延时。

表1 某220kV变电站MU延时检测结果

图7为测试获得的合并单元B相输入的电压电流波形图，B′表示继保仪的信号输出。

图7 测得的B相电压电流波形相位差

5 结语

准确检测MU的延时对于智能变电站的正常运行至关重要，提出的同时输出模拟量和数字量测试MU延时的检测技术，使用继电保护测试仪能在实际现场中方便实现，其多路输出极大提高了测试效率，重要的是能准确计算真实时间延时，在MU延时检测中能发挥重要的作用。

[1]Q/GDW 441智能变电站继电保护技术规范[S].北京：中国电力出版社，2010.

[2]Q/GDW 393110（66）kV～220kV 智能变电站设计规范[S].北京：中国电力出版社，2010.

[3]黄灿，肖驰夫，方毅，等.智能变电站中采样值传输延时的处理[J].电网技术，2011，35（1）∶5-10.

[4]阳靖，周有庆，刘琨.电子式互感器相位补偿方法研究[J].电力自动化设备，2007，27（3）∶45-48.

[5]刘红利.数字化变电站继电保护调试方案研究[J].北京：华北电力大学，2012.