智能變電站智能設(shè)備中的 MU（合并單元）是承擔(dān)智能變電站信息化、 數(shù)字化、 自動化、 互動化任務(wù)的關(guān)鍵設(shè)備之一， 是實現(xiàn)數(shù)字量采樣值傳輸?shù)闹匾h(huán)節(jié)。 數(shù)字量采樣值傳輸方式可采用組網(wǎng)模式或點對點模式， 由于保護裝置應(yīng)不依賴于外部對時系統(tǒng)實現(xiàn)其保護功能[ 1-2 ]， 所以要求保護裝置采樣值采用點對點接入方式， 采樣同步應(yīng)由保護裝置實現(xiàn)， 保護裝置應(yīng)自動補償電子式互感器的采樣響應(yīng)延遲。

采用點對點傳輸采樣值時， MU 應(yīng)輸出采樣值的響應(yīng)延遲， 如何檢測 MU 的采樣延時關(guān)系到繼電保護的正常運行。 分析了目前普遍使用的延時檢測技術(shù)，提出了同時輸出模擬量和數(shù)字量的混合輸出測試合并單元延時的方法。

1 智能變電站二次信號采集方法及延時

常規(guī)變電站采用電磁式互感器， 輸出模擬量

二次信號經(jīng)電纜直接接入間隔層設(shè)備， 由保護裝置完成多路模擬量采樣。 智能變電站的二次量接入由以前的模擬量接入改為經(jīng)光纖的數(shù)字量接入。 智能變電站的二次電壓、 電流采集方式主要有以下幾種。

1.1 電子互感器+MU 方式

采用電子式互感器， 輸出的數(shù)字量采樣信號經(jīng)過合并單元數(shù)據(jù)同步之后供保護裝置使用。 合并單元到保護裝置的傳輸方式可采用組網(wǎng)傳輸模式或點對點傳輸模式， 當(dāng)采用組網(wǎng)傳輸模式時，合并單元輸出的數(shù)字量采樣值信號經(jīng)以太網(wǎng)交換機共享至過程層總線， 傳輸延時不穩(wěn)定[ 3 ]。

電子式互感器的采集器內(nèi)置采樣電路， 直接將一次電壓電流量轉(zhuǎn)換為數(shù)字量， 經(jīng)光纖送入MU。 多相采集器的多路數(shù)字量信號送達 MU， 由MU 將多路數(shù)字信號同步并合并組合成 1 組數(shù)字信號送到測控、 保護設(shè)備， 如圖 1 所示。

此種方式的信號總傳輸延時時間為：

傳輸延時=采集器采樣時間+采集器的數(shù)字信號輸出延時+MU 接收延時+MU 處理延時+MU報文輸出延時。

1.2 傳統(tǒng)電磁式互感器+MU 方式

采用傳統(tǒng)的電磁式互感器， 輸出的二次模擬量經(jīng)電纜接入 MU， MU 多路同步采樣后經(jīng)光纖送至測控、 保護設(shè)備， 如圖 2 所示。

此種方式的總傳輸延時時間為：

傳輸延時=MU 采樣延時+MU 處理延時+MU報文輸出延時

1.3 級聯(lián)方式

電磁式電壓互感器的二次電壓經(jīng)電壓 MU 轉(zhuǎn)換成數(shù)字量送至下** MU（如線路 MU）， 后者對電磁式電流互感器的二次電流進行采樣， 并與電壓 MU 過來的電壓數(shù)字量進行同步， 組合成 1 組數(shù)字量送入測控、 保護設(shè)備， 如圖 3 所示。

這種方式的總傳輸延時時間為：

傳輸延時=上** MU 延時+同步處理延時+報文輸出延時。

2 智能變電站二次信號同步方法

2.1 相位誤差產(chǎn)生的基本原理

由于在信號傳輸各環(huán)節(jié)均存在延時[ 4 ]， 而且由于不同信號所經(jīng)歷的傳輸環(huán)節(jié)可能不同， 因而各不同信號到達*終的測控、 保護裝置時延時可能會不相同（如圖 4 所示）， 這直接導(dǎo)致了信號之間出現(xiàn)相位差。

2.2 相位誤差解決方法

各 MU 廠家一般計算 MU 內(nèi)部的固有延時，如采集信號的延時、 內(nèi)部處理延時、 報文組織延時等后， 通過同步法或插值法處理， 在其報文傳輸時加上一定可設(shè)置延時時間。 該延時時間即用于補足至與其他信號相同的延時時間， 以彌補相位誤差。

假如 n 路信號傳輸至同一終端設(shè)備處時所需要的延時時間分別為 t1， t2， t3， …， tn， 其中 ts*大， 則其他信號將在其*后 1 級 MU 處增加調(diào)節(jié)延時 t′， 使得：

t1+t1′=ts

t2+t2′=ts

t3+t3′=tstn+tn′=ts.

延時的調(diào)整均是在安裝調(diào)試時， 根據(jù)現(xiàn)場實測的各信號實際延時， 人工加上一定延時， *終通過試驗手段確保信號的相位同步， 相位差為零。

這種調(diào)整方法顯然存在不足。 如果測試手段不充分， 可能產(chǎn)生較小的通道間相位差， 這種誤差甚至大于一個周波。 如某變電站的電壓 MU 級聯(lián)至電流 MU 時， 由于軟件原因電壓滯后電流達20 ms， 導(dǎo)致產(chǎn)生差流， 保護誤動作。

3 MU 延時的測試方法

3.1 用電子互感器測試儀測試 MU 延時

電子互感器測試儀對 MU 的延時的測試方式是： 采用升流器或升壓器對 MU 施加電流或電壓， 電子互感器測試儀測試該電流或電壓模擬量， 同時接收MU 輸出的數(shù)字報文， 計算二者的角差和比差， 即可得到 MU 的延時[5]， 如圖 5 所示。

當(dāng)采用外部施加穩(wěn)態(tài)電流或電壓進行測試時，電子互感器測試儀不能直接控制電壓和電流， 該方法不能形成閉環(huán)測試環(huán)境。 并且 1次只能測試1 路信號， 測量效率低， 需要同時對電壓和電流和報文進行同步。

由于采取穩(wěn)態(tài)信號測試， 當(dāng)模擬量信號和數(shù)字量信號存在整周波延時時， 在電子互感器測試儀看起來是波形重疊的， 會出現(xiàn)識別為相位差為零的情況， 因此對于延時為整周波的情況此種方法可能無法測出相位差。

3.2 同時輸出模擬量和數(shù)字量測試 MU 延時

繼電保護測試儀（簡稱繼保儀）可以同時輸出模擬量和數(shù)字量， 既能輸出模擬量電流電壓， 也能輸出和接收光纖傳輸?shù)臄?shù)字量， 完整地集成了MU 測試功能。

繼保儀向 MU 直接輸出電壓和電流， 同時接受 MU 輸出的報文進行解析， 測量出二者的延時即為相位差。 此種方法可形成閉環(huán)的測試環(huán)境，繼保儀可以直接控制電壓和電流的穩(wěn)態(tài)輸出和暫態(tài)輸出， 故可真正測試出 MU 的延時時間。當(dāng)模擬量信號和數(shù)字量信號存在整周波延時時， 由于繼保儀可以施加暫態(tài)信號， 可以在波形識別時明確觀察到波形起始沿， 故可以準確計算真實時間延時， 整周波延時可以完整測試出。繼保儀能夠輸出 6 路電壓和 6 路電流， 可以一次性將 MU 報文的所有通道的延時與比差測出， 效率高。 不需要借用升流器和升壓器， 1 臺設(shè)備可完成工作， 極大提高了測試效率。

繼保儀具有多路光纖端口， 可以將 1 個 MU輸出的多路光信號同時接入， 一次性將多路光信號的時間延時準確測出， 既提高了測試效率， 也可測試出多通道數(shù)字信號的相位離散性偏差。 測試方式如圖 6 所示。

繼保儀內(nèi)部同步控制輸出電壓和電流， 同時接收 MU 輸出的報文并記錄報文時間， 繼保儀以實際輸出的電壓和電流波形為參考， 通過與報文波形進行計算得出 MU 的比差角差。 由于以實際模擬量作參考， MU 接收或不接收秒脈沖或 B 碼同步均能測試。

繼保儀測試先輸出 3 s 0 值， 再輸出相應(yīng)的電壓或電流， 用測試儀輸出的階躍波形， 與 MU 輸出的波形對比計算， 即可測出其真實的延時時間。

4 現(xiàn)場試驗

按照 3.2 節(jié)中方法， 在某 220 kV 變電站進行MU 延時測試。 變電站中 MU 使用的是 IEC 61850-9-2 傳輸協(xié)議， 數(shù)據(jù)為點對點傳輸。

表 1 中為測試所獲得的數(shù)據(jù)， 其中角差 1 計算報文延時， 角差 2 不計算報文延時。

5 結(jié)語

準確檢測 MU 的延時對于智能變電站的正常運行至關(guān)重要， 提出的同時輸出模擬量和數(shù)字量測試 MU 延時的檢測技術(shù)， 使用繼電保護測試儀能在實際現(xiàn)場中方便實現(xiàn)， 其多路輸出極大提高了測試效率， 重要的是能準確計算真實時間延時， 在 MU 延時檢測中能發(fā)揮重要的作用。