浅谈合并单元应用及发展

国网甘肃省电力公司检修公司酒泉分部 赵艳君 茹作伟 陈 宇

引言：贯彻落实国家提出的发展建设智能电网战略，翻开了建设智能电网新篇章。智能变电站作为智能电网基本构架，同时合并单元是智能变电站的主要设备，所以合并单元在智能电网建设中的应用越来越广泛，但因为合并单元的故障率比较高，一直以来影响着智能电网的安全稳定运行，所以对合并单元在应用中存在的问题和未来的发展进行浅析，这对合并单元应用技术的提升起到极大的促进作用。

1 概述

1.1 什么是合并单元

智能电网的发展，是建立在集成的、高速双向通信网络的基础上，从而对一、二次设备有了新要求。传统的AD变换被高速数据接口取代，保护装置发布命令被一次设备的执行器取代，传统开关的输入DI和输入DO都移入智能开关，由此产生了合并单元。合并单元在过程层设备中是非常关键的物理单元，电子式互感器由高速光纤接入合并单元接口，合并单元将二次转换器的电流和电压数据进行时间相关组合。合并单元的输入信号由数字信号构成，与传统的模拟信号不同，它包括站内的同步信号、采样值和电源状态等信息。这些信息被合并单元进一步处理，处理后的数据通过高速光纤输出至间隔层设备。

1.2 功能

合并单元有两种接口功能，分别是配合电子式互感器实现接口功能和配合保护测控装置实现接口功能。因为合并单元自身带有转换器，所以其自身就能对数据进行采集和转换，不需要额外的转换器设备，减少了设备投资成本，同时，每个合并单元转换器都能采集和转换数据流，相互不会影响干扰，数据处理后再通过合并单元把数据传输至相应的保护测控装置，实现保护测量和控制的技术要求，但前提是合并单元必须配合电子式互感器完成数据采集，实现接口功能，然后把处理后的数据输出至配合的保护测控装置，实现保护测控装置接口功能。合并单元的接口功能主要实现了采集、转换和发送数据，通过电子式互感器采集，自身完成数据转换后把处理后的数据传送至控制设备，来形成命令、指令、状态等数据形式。

2 合并单元发展现状

2.1 合并单元数据采集质量

2.1.1 数据采集的准确性

合并单元采集数据的质量非常重要，所以，数字化保护实现高精度同步采样的功能具有重要意义。合并单元精确采集三相平衡的现场模拟数据，同步数据后，通过数模转换后传递给数字化保护，实现准确计算功率、阻抗等电气量。同时，为了保证差动保护正确动作，不同间隔的电流量也需要同步。

2.1.2 数据采集同步问题

合并单元面临的一大难题是同步问题，合并单元采集电流一般是分布采集，这种采集电流的方式虽然可以满足一定需求，但比较容易造成延时，发生这种情况与硬件和软件都有一定的关系。

合并单元与传统互感器接入所接入的电缆是直接接入的，这样它们产生的延时相对比较固定，并且延时比较短，甚至可以忽略。而通过光缆与电子互感器接入并经过一定转化之后，我们发现在发送、处理数据，采用信号、调节信号等方面都产生了一定延时，这样的延时情况比较严重，而且不同的合并单元存在不同的延时情况，在这种情况下确定其延时情况就比较困难。

另外，交换机存在解包、排队和传输等不同形态的延时。将这些不同形态且相互独立的延时组合起来，就形成了一个整体延时，延时的模块和设备数量多，这严重影响了数据传递结果。例如：电压互感器通过MU将二次电压进行数字量的转换，转换后将电压传递至下一级的MU，然后采样二次电压，并同步电压数字量，最终整合为新的数字量，将整合的新数据传送至相关的设备。产生的传输延时结果如下：

传输延时=上一级MU延时+同步处理延时+ 报文输出延时。

2.2 合并单元应用中的可靠性问题

根据相关调查报告可知，我国智能变电站合并单元发生的缺陷次数在2015年一年内为310次，这是一个非常庞大的数字。与传统综自变电站相比，智能变电站的缺陷率超过了传统综自变电站，而且智能变电站发生缺陷的设备大部分为合并单元，在这种情况下，合并单元的可靠性成为了影响智能变电站发展的重要问题。所以应加强对合并单元设备的检测力度，寻找解决合并单元问题的方法。相关单位要针对合并单元出现的问题，分析总结，找出产生问题的关键原因，并采取相应的预防措施，用有效的方法解决合并单元的问题，在保证合并单元运行质量的同时，要加强监测，做好现场维护工作。

3 案例分析

3.1 异常前运行方式

110kV某变电站为智能变电站，发现异常前运行方式如下：

110kV系统：FJ#1线94C，FJ#2线94E运行，备用999、备用998冷备用，1号主变高压侧701开关运行，1号主变运行，2号主变高压侧702开关运行，2号主变运行；

10kV系统：1号主变101A、101B开关，2号主变102A、102B开关分别对10kVI、II段母线充电，10kVI、II段母线运行，无出线负荷，110开关热备用，备自投投入。

3.2 事件描述

某110kV智能变电站，在一次正常巡视中，运维人员发现1号主变差动保护装置频繁启动复归（保护未动作），检查保护启动信息，报文显示为1号主变10kV侧101B开关电流较大（最大相电流二次值为3.9A至33A不等，CT变比3000/5），而101A开关与高压侧701开关电流几乎为零，差流达到启动定值导致保护启动。检查现场后发现，主变差动保护软压板正确投入，差动保护定值设置正确，现场一次设备状态正常，未也未发现其他异常情况。

3.3 原因分析

该站主变保护与合并单元之间采用点对点的通信方式，即差动合并单元将相应互感器采集的模拟量转换成为差动保护的电流数字量；后备保护所需的电流电压数字量由后备合并单元将相应模拟量转换得来。

因为1号主变低后备保护无异常信号，保护装置屏上101B电流显示正常（无出线负荷，101B开关电流正常值为0左右），同时现场相关一次设备无异常情况，因此可以排除101B断路器故障。

查询1号主变差动保护定值单可知，1号主变差动速断与比率差动均处于投入状态，差动保护电流启动定值为0.6Ie，差动速断保护动作定值为6Ie。比对现场数次保护启动的纵差差流值发现，所有保护启动时的纵差差流均达到启动定值，保护启动均为正确动作。同时，通过对主变差动保护故障录波分析发现，A相、B相纵差差流于14.292秒出现尖峰，持续0.001秒，保护启动；14.293秒差流消失，保护启动后未动作。综上分析可以得出，保护的动作逻辑完全正确，可排除保护装置故障。

通过上述分析可将故障范围锁定在合并单元设备上。综合故障录波图和合并单元双A/D转换原理分析可初步得出，故障原因为合并单元发送给保护启动元件的电流数字量发生错误导致保护误启动，而发送给保护动作元件的数字量正常故保护动作正确。之后由合并单元厂家检测后发现，合并单元A/D转换单元存在个别点数据异常（跳大数）现象，导致发送给保护启动元件的采样值发生异常，从而引发此次保护误启动情况的发生。

针对合并单元发送采样值异常的情况，已更换合并单元及相关报文发送插件。更换后，1号主变差动保护再未出现过保护误启动现象。

4 合并单元发展方向

4.1 合并单元的精度、速度和系统功能不断发展

目前，合并单元的组合设备随着科学技术的发展不断更新，处理数据能力也逐步提升，同时模块处理速度和采样数据速度都有所提高。随着设备不断完善，其复杂程度也随之加深，设备的功能因为增加了很多有用功能而得到更深一步的拓展，更好地保证其工作状态和量值输出质量。

另外，上述提到的合并单元报文采样延时、网络延时以及硬件和软件异常等问题，也随着科学技术的发展得到了妥善解决，相信不久的将来合并单元的稳定性会越来越高。

4.2 接口规范不断完善

因为数据通讯量比较大，数据采集比较及时，且需要处理的任务比较多，所以需要按照相应的接口规范标准执行，但目前电子式互感器与合并单元间的信息交换还没有确切的标准，所以就加大了信息互联的工作量，现在电子式互感器与合并单元间采用高速光纤通道接口，相应配套使用较多的是IEC60044-8串行接口标准。

合并单元与保护测控装置的接口，不仅可以使用交换机组网方式，还可以使用点对点得通信方式。目前采用最主要的接口标准是IEC61850-9-2标准，因为现场的合并单元故障率较高，所以国家电网公司相应提出了“常规采样GOOSE跳闸”方式。

随着国家科学技术不断创新，智能电网不断发展，设备更新速度越来越快。相应提出了合并单元与保护测控装置间实现网络共享的概念。再加上合并单元与相关设备的接口规范逐步健全，实现网络共享指日可待。

4.3 同步采样方式现状

目前合并单元同步采样技术主要采用2种方式，一种是电子式互感器采样器向合并单元采集采样脉冲，这种方式合并单元只需通过采样延时和通道传输延时就可确定确切的采样时刻，从而实现同步采样；另一种是合并单元重采样处理异步采样值。2种不同的同步方式都通过主时钟实现同步，不论以任何方式同步，都要保证精确同步数据。如果发生合并单元首次接入进行信号同步、合并单元失去同步信号后重新获得、合并单元正常运行过程中同步信号的质量产生变化等情况，会影响合并单元同步的精确度。上述情况在切换主、备时钟源时可能会出现，对合并单元与间隔层主设备间的同步产生消极影响。

5 结束语

智能变电站中合并单元起着至关重要的作用，它直接影响测控保护装置的可靠性。通过简单介绍合并单元的功能、现状、以及发展方向，可以预见的是，只有合并单元技术随着科学技术的发展不断改进，合并单元的故障率才会不断降低，同时加强入网测试要求，完善相应规范和标准，才能从根本上保证合并单元通信、同步的速度和精度，从而在根本上更好地支撑智能电网的发展。