智能变电站保护动作时间延时特性研究

庞福滨，杨 毅，袁宇波，刘 玙，卜强生，弓新月



智能变电站保护动作时间延时特性研究

庞福滨1,2，杨 毅1，袁宇波1，刘 玙1，卜强生1，弓新月1

(1.江苏省电力公司电力科学研究院，江苏 南京211103；2.东南大学电气工程学院，江苏 南京210096)

在智能变电站中，数字化保护所引入的合并单元、智能终端等智能设备延长了保护的动作时间，对电力系统故障的快速切除带来了安全隐患。因此，有必要对智能站中保护动作延时的环节进行深入分析。首先给出了智能站继电保护动作的各个延时组成部分，对比了其与常规站保护动作时间各环节的差异性。对差异环节中的采样延时和智能终端延时这两大主要延时构成部分进行了详细分析，给出了智能站延时现象的深层机理。探讨了降低各延时环节的有效措施。通过实验对比了常规站和智能站各环节动作时间的差异性，验证了理论分析的正确性。

智能站；动作时间；合并单元；智能终端；延时环节

0 引言

继电保护的速动性对于减小设备在故障状态下的运行时间、降低设备的损坏程度、提高电力系统并列运行的稳定性具有重要意义[1]。随着自动控制技术、网络通信等技术的不断发展，满足信息高度共享、设备之间具有互操作性、可扩展性强的智能变电站逐渐取代了传统变电站，成为变电站发展的方向[2-5]。智能变电站的全数字化保护很大程度上沿用了传统继电保护的原理和微机保护的实现技术，但是由于智能站将原有的采样、出口跳闸功能部分拆分出来，在合并单元、智能终端中分别实现，且各装置之间通过标准通信协议进行信息的交互，增加了报文接收、数据处理、报文输出等环节，造成智能站较常规站的保护动作时间延长，影响了保护的速动性[6-7]。为此，本文分析了智能变电站中保护动作延时环节的构成，通过与常规站保护装置动作的延时差别的对比，给出了智能变电站保护动作时间延长的主要原因及改进措施，并试验验证了智能站和常规站的保护动作时间，提出了降低智能站保护动作时间的有效建议。

1  智能站与常规站保护动作延时对比

在常规变电站中，电流、电压模拟量通过电缆方式接入保护、测控、计量等二次装置，由于电信号在电缆中的传播速度接近光速，且系统的采样和跳闸集成在保护装置内部，因此由采样环节造成的延时基本可以忽略，保护装置采集到互感器的输出信息后，经过逻辑判断，由出口继电器输出跳闸命令，经操作箱到断路器执行跳闸动作，如图1 (a)所示。而在智能变电站中，合并单元采集互感器一次输入的模拟量，并生成SV报文给保护装置；保护装置进行逻辑判断，发送GOOSE报文到智能终端，智能终端接收到GOOSE报文后控制断路器动作跳闸，如图1 (b)所示。

图1 常规站与智能站的保护流程对比图

保护的动作时间，是指从系统故障发生到保护动作信号发出跳闸命令的时间[8]。从图1中可以看出，常规保护的主要动作时间包括保护装置中模拟量滤波A/D转换时间(耗时很短，基本可以忽略不计)、保护逻辑判断时间及出口继电器动作时间；而由于合并单元和智能终端的引入，智能站的保护动作时间包括合并单元采样时间、合并单元到保护装置的传输时间、保护装置动作时间、保护到智能终端的传输时间和智能终端的动作时间。其中，合并单元到保护装置的传输时间、保护到智能终端的传输时间可以忽略不计。因此，相比于常规站，智能站的保护延时增加了合并单元的采样延时及智能终端的动作时间，进而造成保护整组动作时间增长，影响了保护的速动性。

智能站保护动作时间较常规站延长的问题，在智能变电站建设的初期，伴随着合并单元和智能终端的应用就已出现[9]。由于早期智能站对合并单元、智能终端的规范化程度不高，不同厂家的设备所造成的延时也不同，部分设备的延时较长，不能满足保护速动性的要求。随着智能变电站标准规范的不断完善，对合并单元、智能终端的延时特性已经有了统一的规范和要求[10-12]。为了进一步缩短智能站整组保护动作时间，提高保护的速动性，有必要对合并单元、智能终端的延时机理进行分析，并采取合理的措施降低两环节引起的保护延时。

2  采样延时分析

区别于常规站中保护装置直接采样，智能站的采样环节前移到合并单元进行，并生成SV报文，因此带来了由于采样引起的延时问题。在智能变电站中，由采样环节造成的延时包括两个环节：

1) 合并单元采样延时环节：从互感器模拟量输入开始，到合并单元转换生成SV报文并输出。

2) 保护装置采样延时环节：从保护装置接收到SV报文进行解析，到装置插值重采样后发送插值数据到逻辑判断单元。

下面分别对上述两环节展开讨论。

2.1 合并单元采样延时分析

图2为合并单元内部工作流程框图。如图所示，由互感器输入的二次模拟信号经过A/D采集模块变换为数字信号[13]，由于FPGA特别适合实时快速的逻辑控制，因此由其负责各单元之间的数据交互传递。当数字信号到达FPGA时，FPGA通过打时标的方式标记信号的到达时刻，并将采样数据发送至合并单元的CPU进行数据的组包并生成SV报文。报文生成后，再由FPGA提取报文并发送给保护装置。

为了更直观的说明系统的工作流程及合并单元造成的整体延时情况，图3给出了系统的各个部分的工作时序图。

图2 合并单元内部工作流程框图

图3 合并单元采样环节时序图

在多路A/D采集装置同步采集(共用采样时钟)的情况下，合并单元内部不需要进行插值运算。假设A/D采样装置采集到互感器的两个连续采样点为和。由于SV报文的输出频率为4 kHz[14]，因此由FPGA分频生成A/D装置的相邻两个采样脉冲间隔为250 μs。合并单元的工作时序流程如下：

2) 由于A/D装置转换需要一定的时间，目前主流A/D转换芯片的转换速度可达上百千赫兹至兆赫兹，按照16位串行A/D转换芯片来计算，其转换时间可控制在十几微秒的量级，因此经过(约为十几微秒)后，在时刻完成的模数转换。

4) 由于CPU内部受中断、数据排队等不确定因素的影响，导致报文生成会存在一定的延迟，即生成的报文到达FPGA的时间是不确定的；为了保证报文均匀地等间隔输出，系统将会等待，在下一个A/D的采样脉冲到来时，即250 μs后的时刻发送的SV报文给保护装置，并开始采集信号。

通过以上分析可以看出，理论上合并单元输出报文的延时可以控制在250 μs内。但是上述分析是建立在多路A/D采集装置共用采样时钟的基础上的，这种情况一般需要通过外接GPS同步信号来实现，这就增加了对外同步信号的依赖性。在没有外部同步信号时，各路A/D采集装置的采集时间是相互独立的，因此在SV报文输出时需要进行插值运算，计算出各路信号在某一输出时刻的信号值。由于插值运算需要等待插值时刻的下一个采样点以进行内插运算，这就增加了合并单元报文输出的时间；且不同间隔的合并单元在信息上传时存在合并单元级联问题，也会导致合并单元采样环节的延时变长。考虑上述情况时，国家电网公司企业标准《智能变电站合并单元技术规范》中规定合并单元采样响应延时不应大于2 ms[15]。由此也可以看出，通过共用采样时钟(在多路信号采集的情况下)、减少合并单元的级联传输可以有效降低合并单元的采样传输延时。

2.2 保护装置采样延时分析

保护装置内包括插值模块和逻辑判断模块，其工作流程为：采样模块接收合并单元发送的SV报文，按照逻辑判断模块所需要的采样率进行报文的解析和插值运算，再将采样插值运算结果送至保护逻辑判断模块，并根据算法处理以判断是否发送跳合闸命令。因此，在送至逻辑判断模块前，保护单元的采样延迟包括插值部分和逻辑判断单元对插值结果采样部分，其具体时序流程图如图4所示。

图4 保护装置时序逻辑

SV报文的输出间隔为250 μs，每到一个报文，保护单元会进行一次报文解析。由于保护逻辑判断单元的采样间隔为1.2 kHz，与SV报文的4 kHz的采样频率不同频，因此需要进行插值运算，而保护逻辑判断也需要对插值运算结果进行采样以进行算法处理[16]。因此，保护采样引起的延时误差来源于两个方面：

1) 插值等待时间：为了计算得到保护逻辑判断在833 μs时的值，就需要及两个时刻的采样值报文，因此必须等待至1000 μs时报文到达后进行计算，这样保护采样就需要等待167 μs；显然，保护单元因为插值运算等待SV的报文时间不会超过SV报文的一个发送间隔，即此时间在250 μs以内。

2) 保护逻辑单元的重采样等待时间：保护逻辑判断单元的采样率为1.2 kHz，即采样的间隔为833 μs。此时保护逻辑判断单元对插值运算结果进行采样时，必将滞后一个采样点。以插值运算的结果为例，它是在1 000 μs以后才插值生成的，因此在833 μs时刻对其进行采样是采集不到的，只能在1 666 μs时才能够采集到。此时距离其实际对应的采样点坐标833μs则正好相差一个采样间隔—833 μs，其他采样点亦然。

通过以上的分析可以知道，除了保护单元进行插值运算时要等待SV报文的采样点时间所需要消耗的250 μs以内的时间外，保护逻辑判断单元的重采样等待时间是造成保护采样延时的主要原因，而两者之和恰为1个逻辑判断单元的采样间隔833μs。如果保护装置插值采样与保护的逻辑判断共用采样时钟，则可在保护装置完成插值计算后直接将插值采样结果送到逻辑判断装置，进一步减小保护装置的采样延时时间。

需要说明的是，上述分析未考虑合并单元的容错机制及保护单元等待各合并单元的SV报文时间等因素。因此，在实际应用中智能站的延时一般大于以上分析数值。

3  智能终端延时特性分析

智能终端的动作时间为智能终端收到GOOSE跳闸命令时刻至智能终端出口动作的时间。其内部集成了操作箱功能，当接收到间隔层保护测控装置的GOOSE下行控制命令后，通过报文解析实现对一次设备的实时控制。在相同的一、二次设备条件下，与传统变电站中保护节点直接跳闸、其延时构成主要为出口继电器的动作时间相比，智能变电站中采用GOOSE报文经网络发信给智能操作箱的方式增加了中间环节，导致总保护动作时间有所延长[17]。GOOSE报文的接收和发送都要通过DM9000AE以太网控制器进行完成，其接收流程图如图5所示。

从图5可以看出，开始接收GOOSE报文时，DM9000首先清除接收中断标志位，并读取帧接收的标志位，若为“00”则舍弃该帧并中断返回；当帧标志位正确时，则读取帧的长度等状态信息，弱错误则中断返回，若无错误则保存数据，记录GOOSE报文的接收时间并存入SOE，然后调用报文解析函数对报文进行解析，最后进入中断返回。

GOOSE报文的发送和接收延时与通信装置的处理能力有关，在智能终端接收保护装置的报文时，应防止GOOSE报文量过大引起的网口溢出而丢失报文或延长时间过长。保护GOOSE跳闸网络延时的主要组成包括以下环节。

图5 GOOSE报文接收流程图

现代交换机均采用存储转发机制，即将所有数据先保存在存储器中，待整个数据帧接收完毕后再把数据发送到相应的端口，这个转发过程中的时间即为交换机存储转发延时。此延时与所发送数据帧大小成正比，与转发速率成反比。

(2)

交换机在执行数据存储和转发过程中，本身会产生交换延时，此延时与MAC地址表、VLAN及优先级等因素有关。工业级加强型交换机的交换延时一般在几微秒范围内，一般不超过10μs[18]。

光纤传输延时等于光缆的长度除以数据帧在光缆中的传播速度，考虑光缆本身的折射率，光纤传输延时为

在以太网交换机的数据存储和转发机制中，往往采用数据帧排队的方式以避免发生数据帧冲突的现象，这个过程中产生的时间就是交换机帧排队的延时。在最不利的情况下，当具有个端口的交换机的个端口同时往另一端口发送报文，在忽略帧与帧之间的时间间隔的条件下，数据帧排队的最长延时为，最短延时为0，平均延时为。

4  试验研究

为验证智能化和常规保护动作时间的差异性，将智能化保护与常规保护串接在一起进行整组试验，如图6所示。其中，OMICRON为信号源，输出交流模拟量到合并单元，由模拟量输入合并单元串接到常规保护装置构成常规化保护(图中经过合并单元是为了保证常规保护和智能化保护有相同的模拟量输入，模拟量只是经由合并单元直接连接到常规保护装置，并不存在合并单元的延时环节)；由合并单元、智能化保护装置、智能终端构成智能化保护。为了统计各环节的延时时间大小，将智能化保护GOOSE跳闸出口、GOOSE报文出口、SV报文出口、常规保护的跳闸出口及OMICRON的交流模拟量等五路信号同时接入便携式录波仪。

本次试验采用某厂家的二次设备，经多次纵联差动保护整组动作试验(纵差保护定值1 A，故障电流1.2 A，差动保护通道自环，相当于2.4倍动作定值)。根据录波仪中的时序波形，统计了6次试验中智能化保护中合并单元采样延时、保护采样延时、保护逻辑判断时间、智能终端延时的时间，以及常规保护中逻辑判断时间、常规继电器动作时间，统计结果如表1所示。

从表1中可以看出，在常规保护中，保护装置的逻辑判断时间为19 ms，常规继电器的动作时间为3.3~5.2 ms(平均为4.3 ms)，常规保护的整体动作时间为22.3~24.2 ms(平均为23.3 ms)；在智能化保护中，合并单元的采样延时为1.3 ms，保护装置的采样延时为2.3~3.1 ms(平均为2.8 ms)，保护装置的逻辑判断时间与常规保护的逻辑判断时间相同，也为19 ms(这也说明智能化保护的逻辑算法沿用了常规保护)，智能终端延时为5~6.1 ms(平均为5.5 ms)，智能化保护的总动作时间为27.7~29.9 ms(平均为28.6 ms)，较常规站保护动作时间延长了3.9~6.4ms(平均为5.3 ms)。

图6 保护整组对比试验接线示意图

表1 智能站与常规站保护动作时间对比

通过本次试验可以看出，由于合并单元和智能终端的应用，智能化保护装置相比于常规保护装置，主要增加了合并单元采样延时环节(包括数据采样、SV报文的生成)、保护采样延时(保护装置对SV报文的解析、插值等运算)、智能终端的延时等环节。其中，合并单元的采样延时在总延时中所占比重较小，其次为保护装置的采样延时，智能终端的动作延时最长，这是由于一方面其内部集成了智能操作箱，动作时间较长；另一方面GOOSE报文的传输和解析，也延长了保护的动作时间。

5  结论

在智能变电站中，合并单元和智能终端的应用改善了变电站的信息共享，提高了设备的通用性，但同时由于采样环节的前移及SV、GOOSE报文的产生、传输及解析，也使得智能站的保护动作时间滞后于常规站，影响了保护的速动性。本文分析了智能站各环节中保护动作时间延长的机制，并与常规变电站的保护动作机理进行了对比。通过分析智能站中保护动作时间延长的主要构成，提出了降低保护动作时间的建议，并进行了常规站与智能站保护动作时间的对比试验，验证了理论分析的正确性。保护装置的动作时间关系到电网的安全运行，因此有必要从动作机理及硬件实现中进一步开展降低其保护动作时间的研究，充分保障智能站建设的顺利推进。

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(编辑 张爱琴)

Research on characteristics of intelligent substation protection time delay

PANG Fubin1, 2, YANG Yi1, YUAN Yubo1, LIU Yu1, BU Qiangsheng1, GONG Xinyue1

(1. Jiangsu Electric Power Company Research Institute, Nanjing 211103, China; 2. School of Electrical Engineering, Southeast University, Nanjing 210096, China)

In intelligent substation, the introduction of digital protection devices such as merging unit, intelligent terminal, etc. prolongs the operation time of protection, which brings the safe threat to the cutoff of power system fault. Therefore, it is necessary to analyze the time delay link of protection operating time in intelligent substation. In this paper, the composition of time delay in intelligent substation is given, and the difference of each part between intelligent and traditional substation is analyzed. Further, the two major compositions of time delay in sampling and intelligent terminal link are analyzed in detail, the deep mechanism of time delay phenomenon is given and the effective measures to reduce the time delay in each link are discussed. Finally, the differences of operation time delay between traditional and intelligent substation are compared by experiment, and the results testify the validity of theoretical analysis.

intelligent substation; operation time; merging unit; intelligent terminal; time delay link

10.7667/PSPC151539

2015-08-31；

2015-12-16

庞福滨(1987-)，男，通信作者，博士，工程师，从事智能变电站二次设备技术，电力系统继电保护等方面的研究工作；E-mail:pangfubin2006@163.com 杨 毅(1983-)，男，博士，工程师，从事智能变电站二次设备技术，继电保护故障分析等方面的研究工作；袁宇波(1975-)，男，博士，研究员级高级工程师，从事智能变电站试验及新技术，电力系统继电保护及自动化等方面的研究工作。