智能变电站对时调试论述

党磊 尹冬

摘要：智能变电站相较传统综自变电站，在对时方面具有更高的要求。传统综自变电站的对时系统除光纤纵联差动保护外，仅用于全站测控、自动化信息同步。而智能变电站的对时同步，除此之外，主变、母差差动保护涉及采样数字式插值同步；组网装置涉及数据传输同步；故障录波器、网络分析仪涉及全站交换机数据同步。因此，在调试验收阶段，相关对时、同步需考虑新的调试项目。

关键词：对时、同步

一、简介

智能变电站的对时同步涉及站控层和过程层，而站控层对时理论与综自变电站相同，过程层目前较常见的对时方法主要有光B码和电B码两种，而B码对时对间隔层设备提出了新的要求[1，2]。引入过程层装置（合并单元、智能终端）和过程层交换机后，合并单元到保护装置、测控装置的延时；不同合并单元到同一保护、测控装置后的同步；交换机的存储转发延时；链路经过的交换机台数；光纤通道延时变化；智能终端处理数据的时间等等。而在调试、消缺中如何处理这些问题，本文加以简述。

二、对时、同步调试注意项目

2.1合并单元与过程层交换机涉及延时问题

智能变电站合并单元及过程层交换机设计的延时问题，主要是智能变电站规定通道延时不能超过2ms，而合并单元本身处理数据的延时一般为500～1000us，考虑到一级交换机的固有存储转发延时一般为250～750us，故任意两个装置通讯不得超过3台交换机。目前，主流的保护厂家均设计了超过2ms闭锁保护装置的功能，如长圆深瑞会打出“测量字解析点对点传输额定延时异常”。

而母线合并单元需要将电压数据传输到线路合并单元，故两者之间存在250～750us的延时。例如长圆深瑞的母线合并单元延时1ms，线路合并单元延时1.75ms，符合相关要求。

合并单元、交换机需要将延时作为SV中的虚端子送到保护、测控装置，便于保护测控装置进行数据的再同步，而当SV该数据发生变化时，说明保护装置的固有時钟出现问题（交换机本身不改变SV信号，但厂家设计组网数据自动增加交换机的存储转发延时）。此时为保证保护可靠动作，考虑到单纯的固有时钟故障不会造成保护动作，故此时部分厂家不闭锁保护，如深圳南瑞等；而如果考虑避免保护误动作（差动存在误动的可能），部分厂家闭锁保护，并且不能复归，如南瑞继保等。

2.2智能终端与过程层交换机涉及延时问题

智能变电站智能终端的出口时间需小于7ms，以保证装置本身的可靠性和装置不会越级。但目前跳母联、分段一般采用组网，这意味着组网延时发生变化或死机时，会导致母联跳闸延时或者拒跳。而针对该问题，建议目前跳母联、分段开关改为直采直跳。

三、总结

本文讨论分析了目前智能变电站引入过程层后在同步对时验收时存在的问题，确认了目前智能变电站引入过程层后存在的新的挑战。对于继电保护人员调试、消缺工作起到了一定的借鉴作用。

参考文献

[1]杨贵，王文龙，程立，刘明慧，周旭峰.智能变电站中的对时技术研究[J].电气技术，2012（06）：76-79.

[2]郑琴秀.浅谈智能变电站同步对时系统[J].中国科技信息，2010（21）：150+158.

作者简介：

党磊（1991），男，陕西省渭南市合阳县人，硕士研究生，从事继电保护方面工作；

尹冬（1980），男，陕西省渭南市临渭区人，本科生，从事继电保护工作。