智能站合并单元采样方式问题探讨

白 瑞，王 亮，白雪婷

(1.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西 太原 030001；2.昆明理工大学，云南 昆明 650504)

0 引言

智能变电站是智能电网的重要组成部分，智能变电站建设初期多采用“电子式互感器+合并单元”方式采集电压和电流，由于电子式互感器在运行中存在性能不稳定、可靠性差、故障率高等问题，智能变电站建设后期均改为“常规互感器+合并单元”的采样模式。2015年，新投入的500 kV智能变电站过程层取消合并单元，保留智能终端；2017年也出台了220 kV智能变电站过程层取消合并单元的要求，即采用“常规采样+GOOSE跳闸”的方式。

1 目前智能站线路保护配置

图1 双母线接线的线路保护配置

《智能变电站技术导则》Q/GDW 383—2009提出了智能站继电保护应遵循直接采样、直接跳闸的原则。图1为目前220 kV及以上电压等级双母线接线的线路保护配置图。

线路的常规电流互感器TA将交流电流通过电缆上传给间隔合并单元，母线电压由电压互感器TV通过电缆上传给母线合并单元，然后级联传输给间隔合并单元。间隔合并单元将采样到的电压、电流以点对点光纤直联方式传输给保护装置，保护装置与智能终端之间采用点对点光纤直跳方式，启母差失灵和母差保护发远跳等跨间隔信息采用GOOSE光纤网络传输。线路TV一般只采集单相的线路电压，由间隔合并单元上传给测控装置。测控根据线路电压和母线电压进行遥控合闸操作时的检无压、检同期判断。

2 合并单元

合并单元是针对与数字化输出的电子互感器连接而提出的，可以同步采集多路电子互感器输出的数字信号或常规互感器输出的模拟信号。传统变电站中保护、测控等装置所需的电气量都通过本身的采样模块实现，智能站通过合并单元完成传统变电站中保护、测控等装置的电气量采集，并通过标准通信接口发送给保护、测控、录波器等装置，实现数据的共享和数据来源的唯一性。

智能变电站内设备分成三层，合并单元作为过程层设备与间隔层智能电子设备间采样数据的传输桥梁，其主要功能如下：模拟量采集；开关量采集；同步功能；级联功能（间隔合并单元）；电压切换（间隔合并单元）；电压并列（母线合并单元）。

在“常规互感器+合并单元”的直采模式下，合并单元的采样额定延时和同步特性将直接影响间隔层保护装置动作的时间和正确性；合并单元自身的稳定性和可靠性也会影响网络阻塞严重程度和保护动作可靠程度。

2.1 采样延时

常规变电站的电流、电压模拟量的采集由TA、TV通过电缆直接接入保护装置，由于模拟量电信号在电缆中的传播速度接近光速，采样数据延时非常小，且很固定，即可认为常规站的保护装置交流量采样是几乎没有延时的。因此，只要根据保护装置自身的采样脉冲在某一时刻对相关TA、TV的模拟量进行采样，就能保证数据的同时性。

智能站“常规互感器+合并单元”的直采模式下，TA采集的电流模拟量通过间隔合并单元滤波、模数转换后变为数字量，再由光纤传输进入保护装置，因此采样环节产生延时，如图2所示。

图2 合并单元产生的延时

此时保护装置接收到采样数据的延时[1]为

其中，Δtlb+Δtcy为间隔合并单元内部对电流量滤波和采样的延时，Δtczcy为数字信号进入保护装置后，保护装置对数字信号进行解码和插值法重采样进行同步产生的延时[2]。

另外，电压由母线合并单元采集母线TV的模拟量后通过级联传输给间隔合并单元，再由间隔合并单元上传给线路保护装置。因此，电压的采样延时要更加地延长。目前，各继保厂家生产的间隔合并单元延时约为2 ms，母线合并单元的采样延时约为1 ms[3]。

因此，同常规变电站的采样回路相比，智能站增加了合并单元，采样回路多了一个环节，回路的采样过程产生延时。一次设备和线路发生短路故障后，保护装置整组动作时间也增大，速动性降低，加剧故障设备和线路受损程度，不能及时缩小故障波及范围。

2.2 插值同步

常规变电站的电流互感器、电压互感器输出的是连续的模拟量，各个电压、电流模拟量之间基本上是同步的，它们相互之间的差别仅在于各互感器传变相角差的不一致。按照国家统一标准生产的互感器，其传变延时的不一致性非常小，这些在实际工程应用当中可以忽略不计。因此，传统常规变电站不需要考虑采样同步问题。

在智能站“常规互感器+合并单元”的直采模式下，电流互感器、电压互感器的数据采集模块由以前的保护装置前移到了合并单元，合并单元将数字信号通过光纤传送给保护装置。以220 kV线路保护为例，若不采取同步措施，间隔合并单元和母线合并单元的数据采集处理环节相互独立，没有统一协调，且合并单元自身的处理延时，导致进入线路保护装置的电流、电压数字信号不具有同时性，必然影响保护装置正确动作。因此，智能站直采模式下，必须解决同步采样的问题[4]。同步主要涉及以下方面：同一间隔电流、电压之间采样同步；跨间隔、跨电压等级的数据同步（变压器各侧、母线保护各间隔电流、电压的同步）；输电线路纵联差动保护两端的电流同步。

合并单元对本间隔的电压、电流进行同步，将数据以固定的延时发送给保护装置。保护装置在接收到每一个合并单元的数据后进行传输延时的修正，修正之后各间隔的电压、电流采样起点近似相同，然后保护装置利用内部时钟分频后的重采样脉冲对采样数据进行插值运算。所以，在保护装置的数据处理环节进行重采样时，需要对每个间隔均按照既定的传输延时进行补偿修正，修正之后各间隔的电压、电流采样起点则可以认为是近似相同的。

近年来，智能站发生了多起差动保护装置误动作事故，究其原因均是合并单元同步异常、内部软件延时参数设置错误等原因导致差动保护采样不同步所引起的。

2.3 合并单元测试问题

在现场实际工程中，由于合并单元调试过程必须使用相应厂家专用软件才可进行，这样调试人员容易产生对其重视程度不够的麻痹思想，很多情况下调试人员不是忽略了合并单元的检测试验，就是索性将其交给生产厂家人员进行测试。这样的调试质量必定为以后的安全运行埋下隐患。

3 常规采样智能站的应用

山西省五寨500 kV智能变电站是山西省第一座采用“常规采样+GOOSE跳闸”方式的智能站。其高压侧500 kV和中压侧220 kV的过程层采用常规采样方式，而低压35 kV侧的过程层依旧采用“常规互感器+合并单元”采样方式。

“常规采样+GOOSE跳闸”下双母线接线的线路保护配置如图3所示。

图3 常规采样的智能站过程层网路结构

智能站常规采样方式具体改进方案如下。

a）采样方式回归传统变电站采样回路，TA/TV将电流、电压模拟量由电缆直接传输给保护装置和测控装置。

b）跳闸回路依旧采用保护装置通过点对点光纤连接到智能终端。

c） 电压切换功能由常规的电压切换装置实现，将支路母线刀闸位置辅助触点由电缆接入电压切换装置，电压切换选择后，将电压信息接入保护装置。

从以上改进方案可见智能站常规采样方式有以下特点。

a）把模拟量滤波、模数转换的功能回归到保护装置中，采样回路的延时减小为零。

b）取消合并单元后，采样回路的同步问题也无需再考虑和解决，采样回路的零延时保证了保护装置中采样数据的可靠同步。

c）智能装置数量减少，设备成本降低，采样回路简单化。常规采样回路方案成熟，工程经验丰富，可靠性更有保障。这种方式下避免了由合并单元自身采集、模数转化带来的误差，消除了由合并单元的告警和故障导致网络阻塞和保护装置闭锁的问题。

4 结论

智能站中合并单元主要存在如下问题。

a）在采样过程中会产生延时，增加了保护整组回路的动作时间，速动性降低，加剧故障设备和线路受损程度，不能及时缩小故障波及范围；合并单元同步采样的准确性将影响间隔层保护装置的正确动作。

b）某些合并单元频繁向后台上报各种告警信号（SV接收断链、对时异常、PT并列异常、PT切换刀闸位置无效、GOOSE链路中断等），导致间隔层和站控层网络发生阻塞、保护装置被频繁闭锁。

c）现场实际工程中，存在合并单元调试质量不容乐观的现象。

目前，国家电网公司陆续发文取消500 kV和220 kV智能变电站过程层合并单元，保留智能终端的要求；智能站采用常规采样方式使得采样过程零延时，采样同步准确可靠，缩短了保护设备切除故障时间，提高了电网的安全稳定性。