智能变电站故障对继电保护的影响研究

(云南电网有限责任公司大理供电局，云南 大理 671000)

智能变电站与传统变电站相比，结构发生了很大变化。智能变电站二次变电系统[1]主要包括电子变压器、合并单元(MU)、开关、保护装置和监控装置等。变压器、保护装置和断路器的复杂电缆连接已被光纤取代。保护和控制装置的电压和电流采样值从模拟信号转变为数字信号。保护装置和监测装置的模拟信号采样是由合并单元代替装置本身来实现的[2]，这些变化对智能变电站时间同步系统提出了更高要求。

常规变电站采用整群抽样，继电保护装置和其他自动化装置，无论主、次电参数的传输延迟如何，都能根据采样脉冲对应的TA、TV二次参数进行采样，从而保证采样数据的同时性。采用电子式互感器[3]后，在保护装置和其他自动化装置的数据采集模块向前移动到合并单元。互感器的主要变电参数需要前端模块的采样和合并单元的处理。每个电感器的采集和处理是独立的，没有统一的协调。一次和二次变电参数的传输延时会引起系统处理的时延。因此，二次变电参数在不同的变压器之间是不同时的，因而不能直接用于自动装置的计算。高精度时钟同步可以保证每个区间合并单元同时进行数据采集。时钟同步已成为继电保护的重要组成部分，其性能直接影响到继电保护的正常工作。

本文根据智能变电站的需求，介绍了智能变电站时间同步技术，提出了时间同步系统的原理。然后分析了由时间同步系统故障引起的变电站故障实例，并提出了相应的解决方案。

1 时间同步技术

时间同步技术为各种保护和控制装置提供统一的时间基准，对电网事故分析和保障电力系统运行安全起着至关重要的作用。IEC61850对采样值同步的精度有非常明确的要求，它定义了五个级别的同步精度T1-T5。其中T1为最低水平，准确度为1ms，T5为最高水平，准确度为1μs。目前，智能变电站中常用的时间系统同步技术有网络时间协议(NTP)、IEEE1588时间同步协议和与IGIG-B时间同步。

1.1 网络时间协议(NTP)

网络时间协议[4]在以太网时钟同步协议中已经得到了广泛的应用，其应用于分布式时间服务器与客户端之间的时间同步。NTP是基于软件开发在IP协议和UDP协议之上运行的应用层协议。根据服务器与客户端之间分组所携带的时间信息计算时间误差，通过一系列算法消除网络传输的不确定性所造成的影响，并进行动态延迟补偿。简单网络时间协议(SNTP)[5]是一种简化的NTP服务器和NTP客户端策略。SNTP的精度通常在1～50ms之间，由同步源、网络路径和其他特性决定。NTP的工作原理如图1所示。

图1 NTP工作原理

首先，客户端向服务器发送NTP包且包含离开客户端的时间标签T1。服务器接收到NTP包时，它将向包中添加到达时间标签T2和离开时间标签T3，并将包发送到客户端。客户端接收包的时间是T4。然后，客户端可以利用这四个时间参数来计算时间同步的包往返延迟d和客户端与时间服务器之间的时钟偏移t。

d=(T4-T1)+(T3-T2)

(1)

(2)

在NTP协议中，从T1到T4的这四个时间标签添加到客户端和服务器的应用层中。客户端与服务器之间消息往返的传输延迟必须保持稳定，以保证式(2)的建立。传输延迟包含网络上的延迟以及计算机协议层的处理时间。当上行链路和下行链路的帧长度相等时，网络传输延迟可认为是相同的。网络协议处理和操作系统多任务处理所造成的时间误差是不能消除的，并且为毫秒级。因此，NTP时间协议通常可以认为具有毫秒级精度。

NTP时钟系统技术成熟，操作与实现简单，适用于精度要求低的基站控层网络，但不能满足精度要求较高的过程层网络。

1.2 IEEE1588网络时间

IEEE1588标准定义了精确时间协议(PTP)以实现由网络构成的测控系统精确时间同步。该协议基于消息流和时间标签的思想，采用硬件和软件相结合的方法设计了用于分布式测量和监控的网络定时。

与NTP协议相比，IEEE1588采用了硬件和软件两种方式。时间标签单元(TSU)位于以太网媒体访问控制层和以太网接收器之间，它可以检测输入数据流和输出数据流以获得更精确的时间同步。PTP时钟同步[6]是通过发送和接收同步消息来实现的。下面给出主时钟和从时钟同步的过程。

a.主时钟周期性地向从属时钟发送同步信息，一般时间间隔为2s。该消息包含预期的发送时间标签，它与实际发送时间相比有一定的误差。当从时钟接收同步消息时将记录准确的接收时间TS1。

b.主时钟向从属时钟发送后续消息，其包含同步消息实际发送时间标签TM1。

c.从属时钟向主时钟发送延迟请求消息并记录特定发送时间TS3。延迟请求消息的间隔是独立设置的，一般比同步消息时间间隔长。主时钟在接收延迟请求消息时记录时间标签TM3。

d.主时钟向从属时钟发送延迟响应消息，消息包含时间标签TM3。从属时钟可以精确地计算网络传输延迟，使用TM3和它记录的时间标签调整其时钟漂移误差。

软件和硬件相结合的方法克服了时延协议栈的不确定性，这使得IEEE1588协议的同步精度达到微秒级，为智能变电站过程层时间同步提供了解决方案。

1.3 IRIG-B时间

IRIG时间标准分为以下两类：

a.并行时间码[7]。由于时间码为并行传输且传输距离很近，则代码只能是二进制。因此，并行时间码并不像串行码那样被广泛采用。

b.串行时间码[8]。串行时间码具有A、B、D、E、G、H六种编码格式，其中IRIG-B码应用最为广泛。IRIG-B码的帧周期为1s，包含100个码周期，其中码周期时间为10ms。IRIG-B码有三种代码元素，即二进制的“0”“1”和位置标识标记“P”，其脉冲宽度分别为2ms、5ms和8ms。每个代码的时间基准点是其脉冲前沿，帧的参考标记由位置标识标记和相邻的参考代码元素构成。每十个代码元素都有一个位置标识标记，分别命名为P1、P2、…、P9、P0。PR是帧参考点。PTP工作原理如图2所示。

图2 PTP工作原理

时间格式帧从帧参考标记开始。如果有两个连续的8ms位置标识标记，则帧从第二标记的前部开始，IRIG-B码的第一字段是关于秒的信息，第二字段大约为分钟，第三字段大约为小时，第四字段和第五字段约为几天，计算从1月1日开始，所以帧的时间信号可以从前五个字段中解析出来。IRIG-B代码包含丰富的时间信息和必要的监控信息，便于后端用户使用。

IRIG-B时间同步采用直流传输信息，并可通过专用线路传输。它具有长的传输距离、高的时间同步精度和丰富的时间信息。但IRIG-B码需要点到点传输，网络化不灵活。

2 时间同步系统设计原则

为了保证时间同步系统的可靠性，智能变电站时间同步系统的设计应遵循以下原则。

2.1 GPS和罗盘的冗余配置

该系统支持GPS和罗盘的冗余时钟，并配置了高精度的准时时钟。时间同步主时钟可以访问GPS+罗盘信号和IRIG-B外部同步信号的两条传输路径。这两种信号都起到旋转备用的作用。时间同步扩展装置可以访问IRIG-B外部同步信号的两条传输路径，两者都作为备用。冗余配置可以保持时间同步系统的高可靠性和稳定性。

2.2 自动同步自保持的高稳定性

系统采用铷原子钟实现高精度同步自维护。铷原子钟同步自我维护的精度可以达到3μs/天，远远高于55μs/天的标准要求。系统采用闭环控制同步自保持理论和卡尔曼数字滤波技术，利用外部时间参考来控制铷钟。系统输出的1PPS信号由内部频率源的分频来实现，它与外部时间参考输出的1PPS信号的长期平均值同步，克服了外部时间参考的第二个脉冲信号转换造成的影响。时间同步信号具有很高的精度和稳定性，且时间精度为±0.1μs。

2.3 时间跳跃的连续性

标准时间同步主时钟和定时信号扩展装置都具有同步自维护单元。当同步自保持单元接收外部时间基准信号时，主时钟实现了与外部参考信号的同步。当单元不能接收外部时间基准信号时，它将保持一定的时间精度以保证输出时间同步信号的精度。当外部时间基准信号恢复时，标准时间同步主时钟和定时信号扩展装置切换到正常操作状态，切换时间小于0.5s。

2.4 统一输出时间信号

当本地PPS与外部参考源同步时钟发生内部延迟时，可以采用提前时间延迟补偿技术来克服延迟。每个输出通道都有它自己的延迟补偿。通常，一个时间同步系统可以实现与各种端口的同步，如RS232、RS485、光端口、电端口和网络端口。利用不同的延时时间补偿，不同端口的输出信号可以实现与同一外部时钟源的同步。多端口超前延时补偿技术可以根据内标PPS和信道信号配置来设置不同的延时补偿。它使设备完全实现与外部时钟源同步，提高了系统的瞬时性和稳定性。

2.5 电源冗余设计原则

电源模块采用双电源冗余备份且具有宽范围的DC和AC，如果一块电源发生故障，另一个电源仍能保持供电，从而有可能进行热插拔更换。

3 故障对继电保护的影响分析

时间同步系统可以为各种电力系统二次变电设备提供时间和同步信息，如调度自动化系统、微机继电保护装置、雷电定位系统等。变电站的主要连接如图3所示。

与GPS时钟源扩展板连接的设备为：2号主变压器中压侧合并单元A/B，2号主变压器低压侧合并单元A/B，1号主要变压器高压侧合并单元B和110kV母线合并单元A；罗盘时钟源扩展板连接的设备为：2号主变高压侧合并单元A/B，110kV母线合并单元B，110kV分段合并单元和1号主变压器高压侧合并单元A。

图3 变电站主接线图

2017年12月28日18时19分24秒，110kV区段合并单元和1号主变高压侧合并单元失去同步。18时19分29秒，2号主变高压侧合并单元A/B与110kV母线合并单元B失去时间同步。18时19分30秒，110kV段合并单元和1号主变高压侧合并单元恢复时间同步。在18时19分34.824秒，2号主变压器高压侧合并单元A/B和110kV母线合并单元B恢复了时间同步。在18时19分34.891秒，2号主变压器差动保护使开关三侧跳闸。此后，检查结果显示主要系统设备没有故障，并且此行程被初步判断为继电保护故障。

在正常工作条件下，合并单元每秒采样4000个，从0到3999计数。每当同步秒脉冲到达时，合并单元复位采样值并从0开始计数。下表显示了2号主变压器合并单元同步故障期间三侧原始数据的对比情况。

2号主变压器合并单元A的同步对比情况表

续表

当合并单元失去同步3s时，在18时19分32.824345秒时，采样计数从3291帧跳到705帧，在18时19分34.824335秒达到3996帧，合并单元恢复了同步，并且高压侧有一个705帧的中压侧和低压侧之间的间隙。当恢复同步时，主变压器判断采样数据有效，打开差动保护，导致差动操作失灵。在18时19分36.824652秒，系统再次失去同步。

结果表明：110 kV母线合并单元、110 kV段合并单元，1号主变压器合并单元A和2号主变压器合并单元B都经历了同步丢失，计数跳变，同步恢复和丢失再次同步。跳频幅度均为705帧，但跳频时间和恢复时间不同。现场测试表明2号主变压器合并单元没有同步自保护功能。当罗盘系统丢失卫星信号时，系统无法切换到GPS时间。同时GPS时钟源上的所有扩展板都停止发送定时信号，从而连接到扩展板的设备失去同步。

当采样失去同步时，主变压器锁定差动保护。当采样恢复同步时，主变压器打开差动保护并检索出可以整除80的采样数据，以确保三边采样点的同步。在这种情况下，只考虑网络传输引起的时间延迟，主变压器不能正确处理时间差超过一个周期的情况。

故障的直接原因是主变压器继电保护的缺陷。当三方的样本数量不一致时，误动保护通常不能锁定故障。间接原因是系统丢失罗盘时钟源信号时，系统无法正常切换到GPS时钟源并停止发送定时信号。这直接导致了三方样本数量的不一致。

4 结 论

智能变电站实现了所有变电站信息的数字化，通信平台的网络化和信息共享的规范化，使得所有设备和子系统通过光纤以太网交换数据，对变电站时间同步系统提出了更高的要求。本文介绍了现实中常用的几种时间同步技术，给出了时间同步系统的设计原理，分析了时间同步系统误差对保护装置的影响，并提出了一些改进措施，这对于智能变电站系统的可靠运行至关重要。

[1] 齐炜,陈科技.变电站二次系统数字化及三维接口设计应用研究[J].浙江电力,2018,37(2):53-56.

[2] 赵斌超,王军,张婉婕,等.智能变电站合并单元额定延时现场测试方法[J].山东电力技术,2017,44(8):28-31.

[3] 李小兵,任伟,宋晓林,等.电子式互感器异常波形回放平台技术研究[J].智慧电力,2018,46(1):106-110.

[4] 孙晓红.基于网络USB技术的无线传感器网络的设计与研究[J].信息通信,2018(2):184-185.

[5] 庞策,张亚生,申曲.精确时间同步协议在空间无线信道下的适应性研究[J].计算机测量与控制,2018,26(3):236-240.

[6] 孙亚南,常新峰.无线传感器网络泛洪时间同步协议安全性研究[J].电子设计工程,2017,25(3):76-79,84.

[7] 张守中.基于MATLAB的IRIG-B(DC)码编码实现[J].数字技术与应用,2017(1):33-34,36.

[8] 余敬冬.变电站GPS对时装置频繁异常告警影响分析[J].电工技术,2017(3):116-117.