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摘要：电力系统越来越复杂和广域保护系统的出现，继电保护已不仅仅限于切除故障元件和限制事故影响范围，还要担负保证整个电力系统的安全稳定运行的任务。保护装置得到系统故障信息越多，对故障性质、故障位置的判断就越准确。这就要求各个保护单元共享全系统的运行和故障信息的数据，在分析这些信息和数据的基础上协调动作。计算机及网络技术的发展，使继电保护系统网络化成为现实。通过网络把系统各主要设备的保护装置联接起来，实现系统运行与故障信息的共享，实时地用于电力系统安全稳定的运行管理决策。继电保护网络化还可以为继电保护运行管理工作提供科学的管理手段，使系统的继电保护运行、故障分析、定值管理、保护校验等方面工作更规范化、更科学化和智能化。
关键词：可靠性；继电保护；网络；采样；分析
1导言
随着智能电网发展理念的日益深入以及智能变电站技术的逐步推广和普及，基于通信网络实现信息传递的继电保护系统正在逐渐取代基于二次电缆的传统保护模式，跨越性地提升了保护系统中各设备间的信息共享水平，为技术更先进性能更优越的新型保护原理和架构体系的探索与研究创造了条件。但是，网络化继电保护系统的可靠性需求也对通信网络性能提出了更高的要求，集中体现在采样、跳闸和闭锁等信息传输的实时性和可靠性，采样信息间的同步可靠性等方面，如网络采样的同步可靠性问题一直是制约继电保护网络采样发展与推广的关键因素，备受人们关注，尤其在继电保护功能需要同时处理跨间隔，乃至跨站的采样信息时，网络采样的同步显得格外重要。
2电保护网络系统的功能与特点
2.1电保护网络系统主要具备以下几个功能
2.1.1实现继电保护功能
通过一定的网络拓扑结构以及网络传输媒介，把电网系统中所有设备或部分设备的实时数字信息送到网络继电保护与控制系统服务器。当系统设备发生故障时，服务器对故障设备的数据进行综合分析和逻辑判断，然后发出控制命令传送给了站的执行设备，实现继电保护和白动控制功能。
2.1.2实现整定值的计算
由于电网结构复杂，整定值计算工作量很大，经常会出现遗漏或差错，造成保护误动作或拒动作。通常，保护定值的计算，只能以正常的运行方式为基础。电力系统的运行方式多种多样，在出现特殊的运行方式时，电气元件就可能会失去保护。利用网络实时采集电力系统运行状态数据的在线整定计算，在线调整保护定值，可保证任何时刻都以最佳保护定值运行，而不会出现因定值不当而误动或拒动。通过网络化管理系统，还可以实现对定值单的在线批注、讨论、电了签名与签章、发放、回执、状态管理、统计和查询等集中统一管理，实现工作流、定值信息和调度人员的整合管理及协同办公。
2.1.3实现继电保护信息的管理
即对系统在运行或者操作中所产生数据的管理，备作将来查询和分析使用。需存查的信息和数据包括：一是装置的正常运行信息。包括投退时问、保护退出原因和处理情况等信息；二是在系统发生故障时系统运行方式、保护动作情况、故障录波图、对应的保护定值和故障分析等故障信息。故障计算是整定计算的基础。
2.1.4实现对电网中所有一次，二次设备的固有信息进行管理
包括：一是电网拓扑管理。可以通过图形化方式创建所关心的电力系统，显示电力系统的拓扑连接关系;可以生成各种常用图形，方便信息的表达和查询；二是设备参数管理。管理电力系统中各种设备的计算用参数，如可直接输入或根据有关参数计算获得各元件的正序标么值、负序标么值、零序标么值参数以及多条线路问的零序互感值；三是运行方式管理。各种运行方式下的组合情况，确定参与运行方式组合的系统元件和元件之问的约束关系。
2.2继电保护网络系统的特点
一是通过数据与信息的共享，可实现本来由高频保护和光纤保护才能实现的纵联保护。另外，由于了站保护系统采集了该站所有断路器的电流量、母线电压量，所以很容易实现母线保护，而不再需要另外的母线保护装置。二是通过将分散的继电保护和白动装置的功能综合集成在一起，实现了数据采集就地化，数据传输网络化。取消了传统的集中控制屏，减少了控制电缆数目，简化了二次回路。三是在继电保护网络系统的服务器中使用一些较为复杂的算法，如神经网络算法等，实现了整定计算的智能化，大大提高了整定值的白适应性，从而改善了保护性能。四是采用光纤等作为信息传输介质，通信速率高，容量大，抗干扰性能强。大大提高了继电保护的运行可靠性，改善了运行环境。
3SV报文传输延时的测量方法
3.1采样值传输的延时构成
采样值同步所利用的插值算法是针对相邻的2个采样点进行，因此，在对SV报文的网络延时进行补偿时，关键在于补偿网络延时的不确定部分，而延时的确定部分会在插值算法中相互抵消。SV报文在网络中的传输延时主要由MU发送延时、光纤的传输延时、保护ＩＥＤ的报文接收延时以及报文在交换机中的驻留延时等几部分构成。报文在MU中的发送延时以及IED中的接收延时与设备的软硬件性能相关，采用合适的微处理器、实时操作系统以及高效的协议编码和解码算法可保证这2部分延时在数值上的确定性。光纤延时与光纤通道的长度成正比，与光速的2/3成反比，在总传输延时中占的比重非常小，且延时固定。交换机延时由报文的接收存储延时、排队延时以及报文的端口传输组成，占报文在网络中传输延时的绝大部分。
3.2交换机延时的记录位置
在第二版IEC61850中，保留字段1的第一个字节的第8位被用于判断某SV报文是否为测试设备发送。本文利用其余31位来记录报文在交换机中的驻留延时，时间记录的精度为纳秒级，最多可记录约2s的延时长度。由于网络延时信息以SV报文为载体来传递，因此在延时能够可靠写入SV报文的条件下，只要SV报文能够实时可靠的传输，采样值的同步即可实现。相对于应用PTP时利用对时报文传输网络延时的方法，同步的可靠性有所提高，且消除了对时报文与SV报文竞争网络资源对同步精度的影响。
3.3交换机延时的测量与记录
MU所发送的SV报文所携带的保留位初始值为0。当报文的第一位到达交换机1的输入端口时，记录下该时刻t1；当报文的第一位到达交换机的输出端口时，记录下该时刻t2。接下来交换机要完成３项工作：一是利用t2-t1获得该报文在交换机中的驻留延时Δt1；二是读取保留位中的原始延时Δt0（这里Δt0＝０）；三是将Δt1与Δt0叠加，并将叠加结果写入到报文的保留位中。之后的各台交换机通过同样的方法计算出报文的驻留延时，并累加写入保留位。最终当该SV报文到达IED的时候，IED即可通过读取报文的保留位获知其在传输过程中所经过的各台交换机的延时，用于时间补偿。
4结论
本文构建了高可靠性继电保护网络采样同步系统，阐述了网络采样同步的基本原理，从理论上分析了该方法的误差，并在实验室环境下搭建了实验平台，基于实验测试和理论分析对本文构建的高可靠性同步系统进行了评估，评估结果表明本系统能够有效补偿SV报文在网络中所经历的交换延时，实现不同支路电流的采样同步，保证母差保护在区外故障情况下可靠不动作，而在区内故障时可靠动作。
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