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摘要：采样在继电保护中占有极其重要的地位,不合理的采样方案对继电保护的速动性有着较为严重的影响。目前智能变电站二次系统的采样通用设计方案均有其优点及不足,需要优化其设计方案。本文探讨了智能变电站的采样方案,研究了采样方式对继电保护整组动作时间的影响,提出了智能变电站二次系统采样优化设计方案,对智能变电站二次系统设计有指导意义。
关键词：智能变电站；二次系统；采样方案
采样在继电保护中占有极其重要的地位，不合理的采样方案对继电保护的速动性有着极其严重的影响。随着智能变电站的大量投运，智能变电站的新技术与新特点对采样方案带来了不同的选择。目前智能变电站二次系统的采样通用设计方案均有其优点及不足，本文将对智能变电站二次系统采样方案进行优化设计。
1智能变电站采样方案
目前，智能变电站的采样方式有以下两种:
(1)直接采样:合并单元通过光纤与保护装置直接点对点连接的采样方式。(2)网络采样:合并单元将采样值传输给交换机，各个二次设备通过交换机获得数字采样值。
智能变电站中，保护装置可正常工作的前提条件就是保护装置获得的采样值的传输延时在可容许范围之内或者该采样值已同步。但是，目前投运的智能变电站中大部分的交换机都存在采样延时不稳定的现象，没有办法获得准确的传输延时。所以为了在不依靠于外部对时的情况下，让保护装置能采用网络采样的方案，提出了以下2个方法:
(1)改进交换机的性能，降低其数据传输延时，争取稳定到某一固定值;(2)目前的交换机都能获得自身内部延时，将该延时作为报文的一部分传输给保护装置，让保护装置来动态计算报文延时，实现保护装置内采样同步。
然而，对于测控装置、PMU、网络报文分析装置和故障录波装置等，由于其对可靠性的要求不如保护装置，可以通过外部时钟对时，故可采用网络采样方式，也更有利于装置间的数据共享。
2采样方式对继电保护整组动作时间影响
继电保护的整组动作时间影响保护速动性与可靠性，对智能站与常规站中故障态下的继电保护整组动作时间进行对比。当发生线路接地故障时，常规站的整组动作时间的理论值在13.5ms～17.5ms范围内，而智能站的整组动作时间的理论值在17.8ms～22.8ms范围内，两者相对比可以发现，智能站相较常规站，其线路保护的整组动作时间的理论值范围差距为4.3ms～5.3ms。由于常规站与智能站的断路器保护、母线保护以及主变保护的采样方式与保护跳闸出口方式一致，所以两类变电站理论值范围差距为4.3ms～5.3ms。
由此可见，智能站相较常规站，各类保护的整组动作时间理论范围值差距4.3ms～5.3ms。智能站由于其特点导致主保护速动性一定程度降低，对站内设备的安全造成了不利影响，更威胁到了电网的安全稳定运行。从各个环节来分析导致智能站的继电保护的整组动作时间增长的具体原因:
(1)采样环节:常规站中的保护采样由继保装置自身进行数模转换，时间理论上一般会小于0.5ms，而智能站中，由于合并单元的采样与数模转换的时间理论上在2ms左右，相较常规站增加了1.5ms。(2)保护装置逻辑判断环节:保护装置收到采样值之后，需要对数据进行一系列的处理，而智能站内的保护装置更是在逻辑判断过程中添加了对于内部信息的缓冲转移以及处理的时间。不同的保护厂家的实现方式也不尽相同，故只能给出理论值范围。理论上，对信息的处理时间在0.8～1.8ms，而保护装置的逻辑判断时间一般为10～14ms。(3)保护跳闸出口环节:智能站中，保护跳闸是由智能终端完成，理论动作时间约为5ms，而常规站中，理论动作时间约3ms左右，差距2ms左右。
3二次系统采样方案优化设计
考虑到的线路保护对于整个系统稳定的重要度，使用常规电磁式互感器的智能站中，线路保护使用传统的电缆点对点采样，其余保护仍接收合并单元的点对点采样值，跳闸出口方式按经由GOOSE直跳。得到第一种采样优化设计方案如下所示:
(1)各CT双套配置合并单元;(2)线路保护按传统电缆直采，使用双重化配置方案，并串接在合并单元之后;(3)断路器保护与母线保护均使用经合并单元SV的点对点直采;(4)测控装置、故障录波装置、PMU、网络报文分析装置等均使用SV网采。
此外，给出第二种设计方案，此方案既能满足保护可靠性与速动性要求，又实现了全站采样的统一性。
第二种采样优化设计方案如下所示:
(1)各CT单套配置合并单元;(2)各保护与故障录波装置均使用电缆直采;(3)测控装置、PMU、网络报文分析装置均使用SV网采。
相较于第一种方案，此方案中故障录波装置经由电缆直连采样，增加了电缆使用量，投资相对较高。此外，此发难不利于模块化建设，无法实现保护采样值的全站各装置数据共享，不利于未来进步技术的实现，同时很难完成对各个二次设备在线监测，所以一般情况下不推荐使用此方案。
两相比较，第一种方案在一定程度上提升了线路保护的速动性，与此同时更是兼顾实现了全站各设备间的采样值共享。
3智能变电站继电保护风险点
对站内信息交互途径中可能存在导致继电保护出现运行失效的原因进行分析。
(1）网络接线问题、配置问题与通信问题，均可能导致继电保护失效。具体存在以下风险点：光纤接线错误、光纤损耗过大、网卡故障、遭遇网络风暴、交换机转发速率低于镜像速率。
(2)SCD中定义的虚端子可能存在定义错误或接线错误，而错误的虚端子接线有可能导致保护不动作或者误动作，危害极大。但是，SCD文件由厂家配置，配置存在问题的情况也频有发生。具体存在以下风险点：SCD文件通信配置参数出错、装置的单网或双网模式设置错误、虚端子的模型版本出错、虚端子连接错误、虚端子虚接漏接、旧虚端子连接误修改、SCD文件改动前后内容定义错误以及技术人员模型定义错误。
(3）软压板不像硬压板有明显可见的开断点，运维人员投退压板时存在漏投甚至错投的情况。此外，由于对智能站的不熟悉，存在没有投入/恢复检修压板的情况，造成保护误动作或者不动作。基于检修压板与接收/发送软压板相互配合的隔离措施，存在形成漏隔离或者误隔离的可能性，会造成信息交互失败或者接收不必要信息。
(4）“报文有效性判断”这一功能由软件实现，需要使用报文品质信息针对报文有效性进行判断。该功能的准确性取决于此前测试的严密性。具体存在以下风险点：装置“报文有效性判断”功能失效。
4结论
目前智能变电站二次系统的采样通用设计方案均有其优点及不足，需要优化其设计方案。本文探讨了智能变电站的采样方案，研究了采样方式对继电保护整组动作时间的影响，提出了智能变电站二次系统采样优化设计方案。
此方案提高了线路保护的整组动作速动性，具有站内各装置数据共享的优势，减少电缆使用量，对智能变电站二次系统设计有指导意义。
参考文献
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