0 引 言
繼電保護(hù)對(duì)變電站設(shè)備的安全運(yùn)行起著至關(guān)重要的保障作用，在電氣設(shè)備發(fā)生故障或工作異常時(shí)，能夠自動(dòng)、快速、有選擇地將故障設(shè)備從系統(tǒng)中切除，將事故限制在*小范圍內(nèi)，提高系統(tǒng)運(yùn)行可靠性?？煽?、高效的繼電保護(hù)技術(shù)對(duì)于變電站和電力系統(tǒng)的安全可靠運(yùn)行具有非常重要的意義[1-3]。
目前，繼電保護(hù)技術(shù)在常規(guī)變電站的應(yīng)用中已經(jīng)顯得尤為成熟、穩(wěn)定，而正在新建的智能變電站相較常規(guī)變電站，對(duì)繼電保護(hù)技術(shù)的要求更為嚴(yán)格。智能變電站在繼電保護(hù)技術(shù)方面存在采樣數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)傳輸和以太網(wǎng)傳輸延遲的不確定性[4-5]的問題，因此，研究如何進(jìn)一步提高智能變電站數(shù)據(jù)采集的同步性，消除差異性傳輸與延遲帶來(lái)的影響至關(guān)重要。文獻(xiàn)[6-7]提出用于繼電保護(hù)中合并單元的高采樣率數(shù)據(jù)的方案，能有效識(shí)別準(zhǔn)確的數(shù)據(jù)采樣時(shí)間是智能變電站間隔層和過程層智能電子設(shè)備（intelligent electronic device,IED）之間數(shù)據(jù)同步的關(guān)鍵，這在很大程度上制約了智能變電站繼電保護(hù)網(wǎng)絡(luò)的應(yīng)用。數(shù)字式繼電保護(hù)測(cè)試儀是目前應(yīng)用*廣泛的調(diào)試工具，數(shù)字式繼電保護(hù)測(cè)試儀基本能滿足智能變電站保護(hù)裝置測(cè)試的要求，但在測(cè)試過程中仍需要大量的人工操作[8-9]。現(xiàn)有測(cè)試儀存在以下缺陷：繼電保護(hù)測(cè)試儀不能實(shí)現(xiàn)對(duì)所有保護(hù)裝置的遠(yuǎn)程控制；繼電保護(hù)測(cè)試儀不能自動(dòng)設(shè)置故障參數(shù)（substation configuration description,SCD）文件后，繼電保護(hù)測(cè)試儀無(wú)法檢查保護(hù)裝置的一致性和測(cè)試儀配置信息的一致性。因此，根據(jù)目前廠站側(cè)保護(hù)裝置的特點(diǎn)，開發(fā)了一種針對(duì)智能變電站保護(hù)裝置的自動(dòng)測(cè)試系統(tǒng)，其中包括測(cè)試系統(tǒng)的軟硬件結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)。采用模塊化設(shè)計(jì)思想，旨在提高系統(tǒng)的可擴(kuò)展性，同時(shí)支持多設(shè)備同步自動(dòng)測(cè)試功能，進(jìn)一步提高測(cè)試效率。
1 系統(tǒng)測(cè)試方法設(shè)計(jì)
測(cè)試系統(tǒng)由保護(hù)測(cè)試主站通過智能變電站后備光纖控制多臺(tái)分布式信號(hào)發(fā)生器同步測(cè)試和現(xiàn)場(chǎng)智能終端動(dòng)作反饋來(lái)完成測(cè)試參數(shù)配置和測(cè)試過程控制。如圖1所示的測(cè)試系統(tǒng)結(jié)構(gòu)包括采集單元、測(cè)量接口裝置、制造報(bào)文規(guī)范（manufacturing message specification，MMS）信號(hào)接口模塊、面向通用對(duì)象的變電站事件（generic object oriented substation event，GOOSE）信號(hào)接口模塊、分布式信號(hào)發(fā)生器接口模塊、時(shí)間信號(hào)接口模塊、時(shí)鐘同步模塊、測(cè)試控制模塊等。
保護(hù)系統(tǒng)信息管理主站可獲取繼電保護(hù)設(shè)置表，配置繼電保護(hù)測(cè)試參數(shù)表，設(shè)置分布式信號(hào)發(fā)生器和信號(hào)輸出接口的間隔，控制自動(dòng)測(cè)試過程；接收繼電保護(hù)動(dòng)作信號(hào)，顯示*終測(cè)試結(jié)果，獲取智能變電站SCD文件等。
MMS 信號(hào)接口模塊用于接入繼電保護(hù) MMS網(wǎng)絡(luò)，獲取繼電保護(hù)整定策略表，與人機(jī)交互界面獲取的繼電保護(hù)整定策略表進(jìn)行比對(duì)，完成繼電保護(hù)裝置校準(zhǔn)比對(duì)。GOOSE 信號(hào)接口模塊用于訪問繼電保護(hù)GOOSE網(wǎng)口，獲取繼電保護(hù)動(dòng)作信息[10]。分布式信號(hào)發(fā)生器接口模塊為 3~4路光以太網(wǎng)接口，通過現(xiàn)場(chǎng)備用光纖接入分布式信號(hào)發(fā)生器進(jìn)行信號(hào)交互。計(jì)時(shí)接口模塊是指接入智能變電站計(jì)時(shí)到控制終端計(jì)時(shí)。時(shí)鐘同步模塊用于同步外部時(shí)間，形成信息管理端的準(zhǔn)確對(duì)時(shí)，可標(biāo)記從GOOSE信號(hào)接口獲取的繼電保護(hù)動(dòng)作的準(zhǔn)確時(shí)間[11]。測(cè)試控制模塊用于連接 MMS信號(hào)接口、GOOSE 信號(hào)接口、分布式信號(hào)發(fā)生器接口、時(shí)鐘同步模塊和人機(jī)交互模塊，實(shí)現(xiàn)繼電保護(hù)總動(dòng)測(cè)試功能。
2 系統(tǒng)測(cè)試方法關(guān)鍵技術(shù)
2.1 分布式信號(hào)發(fā)生器同步技術(shù)
分布式信號(hào)發(fā)生器的功能如下：
1)發(fā)送 FT3格式的 SV（sample value, SV）信號(hào)和 IEC61850-9-2 格式的 SV 信號(hào)[12]，應(yīng)用于模擬總線電壓合并單元（merging unit, MU）輸出信號(hào)至間隔層MU；
2)接收IRIG-B碼/PPS時(shí)間脈沖，同步后輸出至合并單元；
3)將現(xiàn)場(chǎng)動(dòng)作反饋信息、測(cè)試信號(hào)輸出信息、繼電保護(hù)動(dòng)作信息傳輸至保護(hù)系統(tǒng)管理主站。
分布式信號(hào)發(fā)生器由 FT3信號(hào)接口模塊、SV信號(hào)接口模塊、控制端接口模塊、信號(hào)處理模塊、時(shí)鐘信號(hào)接口模塊、時(shí)間脈沖接口模塊、時(shí)間同步模塊、現(xiàn)場(chǎng)動(dòng)作反饋模塊、D/A模塊、電壓功放模塊和電流功率放大器模塊組成。其結(jié)構(gòu)如圖2所示。
FT3信號(hào)接口模塊用于發(fā)送FT3格式的SV信號(hào)和傳輸級(jí)聯(lián)到間隔合并單元的 SV 信號(hào)。控制端接口模塊通過現(xiàn)場(chǎng)備用光纖與控制端連接，并進(jìn)行信號(hào)交換。時(shí)鐘信號(hào)接口模塊用于將IRIG-B碼/PPS脈沖信號(hào)接入分布式信號(hào)發(fā)生器。時(shí)間信號(hào)接口模塊用于向合并單元輸出準(zhǔn)確的時(shí)間同步信 號(hào) IRIG-B 碼/PPS 脈 沖 ，當(dāng) 信 號(hào) 接 口 模 塊 將IRIG-B 碼/PPS 脈沖時(shí)間信號(hào)發(fā)送至分布式信號(hào)發(fā)生器時(shí)，同步IRIG-B碼/PPS脈沖信號(hào)通過時(shí)鐘信號(hào)接口模塊輸出至合并單元。時(shí)鐘同步模塊用于同步外部時(shí)間信號(hào)，與分布式信號(hào)發(fā)生器形成同步時(shí)間?，F(xiàn)場(chǎng)動(dòng)作反饋模塊訪問智能終端動(dòng)作觸點(diǎn)或開關(guān)位置觸點(diǎn)，獲取現(xiàn)場(chǎng)動(dòng)作反饋信息。
D/A模塊將信號(hào)處理模塊輸出的數(shù)字信號(hào)轉(zhuǎn)換成模擬信號(hào)，然后發(fā)送至電壓功放模塊和電流功放模塊。電壓功放模塊用于對(duì)D/A模塊輸出的電壓信號(hào)進(jìn)行放大，輸出到現(xiàn)場(chǎng)合并單元模擬電壓輸入端口；電流功放模塊將 D/A 模塊輸出的電流信號(hào)進(jìn)行放大，輸出到現(xiàn)場(chǎng)合并單元模擬電流輸入端口。
信號(hào)處理模塊同時(shí)與 FT3信號(hào)接口模塊、SV信號(hào)接口模塊、控制端接口模塊、時(shí)鐘同步模塊、現(xiàn)場(chǎng)動(dòng)作反饋模塊和D/A模塊連接。信號(hào)處理模塊運(yùn)行邏輯如圖3所示。
2.2 通信組網(wǎng)技術(shù)
保護(hù)測(cè)試管理主站與分布式信號(hào)發(fā)生器的信息交換包括參數(shù)設(shè)置、同步狀態(tài)確認(rèn)、保護(hù)動(dòng)作狀態(tài)切換、測(cè)試數(shù)據(jù)傳輸、測(cè)試啟?？刂频?。
根據(jù)智能變電站中 SV 和 GOOSE 報(bào)文的特點(diǎn)，通信組網(wǎng)是測(cè)試主站與分布式信號(hào)發(fā)生器進(jìn)行參數(shù)設(shè)置和數(shù)據(jù)傳輸與通訊的過程。
對(duì)于測(cè)試參數(shù)中的二進(jìn)制參數(shù)如 PT 位置、CT極性、故障類型、觸發(fā)方式、故障計(jì)算模型等參數(shù)，采用基于 SV 的通信協(xié)議和機(jī)制[13]利用 SV 報(bào)文中的保留字段來(lái)實(shí)現(xiàn);對(duì)于通信過程的同步狀態(tài)確認(rèn)、測(cè)試啟?？刂啤顟B(tài)切換等過程采用基于GOOSE的通信協(xié)議和機(jī)制來(lái)實(shí)現(xiàn)。
2.3 同步采樣技術(shù)
基于 P2P 通信方式的保護(hù)數(shù)據(jù)采樣同步技術(shù)[14]實(shí)質(zhì)上是一種從數(shù)據(jù)源采樣到傳輸保護(hù)裝置的采樣通道延遲計(jì)算，根據(jù)需要通過插值的方式計(jì)算平均時(shí)間的樣本的方法。P2P通信方式在智能站中體現(xiàn)為電氣量由電子式互感器采集并發(fā)送到保護(hù)裝置的過程，該過程的傳輸延遲見圖4。
電氣量傳輸和采樣過程的延時(shí)包括電子式互感器信號(hào)傳輸延時(shí) t1、通道延時(shí) t2、采集過程延時(shí)t3、通道延時(shí)t4、MU過程延時(shí)t5、MU到保護(hù)設(shè)備的通道延時(shí) t6、處理保護(hù)裝置中從接收采樣數(shù)據(jù)到同步操作的延時(shí) t7，其中用于數(shù)據(jù)采樣的電子式互感器延時(shí)為T1=t1+t2+t3。相關(guān)規(guī)范規(guī)定，T1≤2Ts（Ts為采樣周期，4 kHz采樣頻率下為250 μs）。發(fā)送到 MU 的采樣數(shù)據(jù)的通道延遲 t4很小可以忽略，那么從電子變壓器到 MU 的延時(shí)為 T1，因此，MU 接收到的 SV 包含處理采樣的一次電壓和電流的耗時(shí)信息。
MU在接收SV后解析報(bào)文中的延時(shí)信息T1，實(shí)際采樣時(shí)間可通過從接收時(shí)間減去T1得到，經(jīng)過延遲校正后，MU將重新采樣SV，然后將MU中的多個(gè)采樣統(tǒng)一同步。以單一的MU為單位的處理延時(shí)很難準(zhǔn)確估計(jì)，但對(duì)于同類型的成熟產(chǎn)品來(lái)說(shuō)相對(duì)穩(wěn)定，可以通過測(cè)試其準(zhǔn)確性得到以滿足工程應(yīng)用的需要。從開始采樣數(shù)據(jù)到MU發(fā)送SV的整個(gè)過程延時(shí)（以MU為單位）為T2=T1+t5，MU 在 SV 消息中標(biāo)記該時(shí)間戳，然后發(fā)送至保護(hù)裝置。
對(duì)于從MU到保護(hù)設(shè)備的信道延時(shí)t6，光纖鏈路中的數(shù)據(jù)傳輸速率約為 2×108 m/s，當(dāng)保護(hù)設(shè)備和 MU 之間的傳輸距離較短時(shí)，延時(shí)部分可以忽略；當(dāng)傳輸距離較長(zhǎng)時(shí)，應(yīng)估計(jì)延時(shí)為 t6，并用于保護(hù)中的時(shí)間補(bǔ)償計(jì)算。SV 通常不能被直接用于保護(hù)裝置，需要緩存處理，處理時(shí)間約為 t7。保護(hù)裝置可以通過標(biāo)記數(shù)據(jù)存儲(chǔ)在緩沖區(qū)中并從中讀取的相對(duì)時(shí)間來(lái)計(jì)算t7的值。
完成上述步驟后，可計(jì)算電氣量采樣，在經(jīng)過數(shù)據(jù)處理并傳輸至保護(hù)裝置的延時(shí)T為T=T2+t7=T1+t5+t7=t1+t2+t3+t5+t7 （1）
如果中間傳輸距離較長(zhǎng)，則還需要包含 t4和t6，如式（2）：T=t1+t2+t3+t4+t5+t6+t7 （2）
MU傳輸?shù)臄?shù)據(jù)采樣頻率高于傳統(tǒng)的保護(hù)裝置，不適合傳統(tǒng)的保護(hù)算法。為了解決這些問題，保護(hù)裝置需要根據(jù)采樣頻率的需要從不同的間隔重新采樣 SVs（sample value,多個(gè)采樣值），從而獲得采樣數(shù)據(jù)，*終用于保護(hù)的計(jì)算。
從以上過程可以看出，由于數(shù)據(jù)采樣和傳輸是在 P2P 中完成的，因此可以估計(jì)出各個(gè)階段的延時(shí)，以確保保護(hù)動(dòng)作的多間隔采樣數(shù)據(jù)同步，滿足工程應(yīng)用對(duì)保護(hù)設(shè)備的需求?；赑2P通信方式的保護(hù)傳輸采樣方法具有以下優(yōu)點(diǎn)：
1）保護(hù)算法的執(zhí)行不依賴外部時(shí)鐘源，與時(shí)鐘信號(hào)同步方式相比，提高了保護(hù)功能的獨(dú)立性和可靠性。
2）SV 傳輸鏈路簡(jiǎn)單，無(wú)需交換網(wǎng)絡(luò)，不受交換性能、故障和網(wǎng)絡(luò)異常因素的影響。
以上兩點(diǎn)對(duì)保護(hù)裝置的可靠運(yùn)行至關(guān)重要，因此，在外部時(shí)鐘同步系統(tǒng)和網(wǎng)絡(luò)可靠性不能滿足需求的情況下，P2P 通信模式在智能變電站發(fā)展的初期得到了廣泛應(yīng)用。
實(shí)現(xiàn)控制終端通過智能變電站后備光纖控制多臺(tái)分布式信號(hào)發(fā)生器協(xié)同測(cè)試是分布式測(cè)試的重點(diǎn)?？刂贫送ㄟ^分布式信號(hào)發(fā)生器接口模塊傳輸測(cè)試參數(shù)表，開始和結(jié)束測(cè)試，切換分布式信號(hào)發(fā)生器輸出信號(hào)狀態(tài)。分布式信號(hào)發(fā)生器通過控制終端接口模塊獲取測(cè)試開始指令和狀態(tài)切換指令，并將測(cè)試結(jié)束信號(hào)、測(cè)試過程數(shù)據(jù)和現(xiàn)場(chǎng)動(dòng)作反饋信息傳送給控制終端。測(cè)試平臺(tái)的測(cè)試流程如圖5所示。
3 自動(dòng)測(cè)試方法用例
以本地區(qū)某 330 kV 變電站為例，進(jìn)行保護(hù)功能自動(dòng)測(cè)試技術(shù)的驗(yàn)證，變電站主接線如圖 6所示。
以 110 kV 線路保護(hù)裝置為例，利用本地保護(hù)自動(dòng)測(cè)試系統(tǒng)對(duì) A、B、C 三套現(xiàn)場(chǎng)線路保護(hù)裝置進(jìn)行多機(jī)同步自動(dòng)測(cè)試。測(cè)試過程包括以下步驟：
1）完成測(cè)試系統(tǒng)硬件平臺(tái)的搭建，從就地保護(hù)測(cè)試儀引出三組電壓和電流到就地接線轉(zhuǎn)換裝置，通過航空插頭接口連接三套現(xiàn)場(chǎng)保護(hù)裝置；
2）從三套現(xiàn)場(chǎng)保護(hù)裝置的ICD（IED capabilitydescription,ICD）文件中提取相應(yīng)的設(shè)備數(shù)據(jù)模型文件；
3）基于任意設(shè)備的數(shù)據(jù)模型，通過測(cè)試用例智能生成模塊生成整個(gè)設(shè)備的測(cè)試用例；
4）通過自動(dòng)測(cè)試主程序創(chuàng)建多設(shè)備測(cè)試記錄。準(zhǔn)備就緒開始系統(tǒng)組網(wǎng)，組網(wǎng)完成進(jìn)行一鍵自動(dòng)測(cè)試，測(cè)試完成后即可創(chuàng)建并生成測(cè)試記錄，生成測(cè)試報(bào)告。
4 結(jié) 論
針對(duì)現(xiàn)場(chǎng)保護(hù)裝置測(cè)試的特殊性，提出一套基于模塊化設(shè)計(jì)思想的多設(shè)備同步測(cè)試保護(hù)自動(dòng)測(cè)試系統(tǒng)。通過時(shí)鐘同步技術(shù)實(shí)現(xiàn)設(shè)備的同步觸發(fā)，保證數(shù)據(jù)采集的同步性，解決了多區(qū)間采樣延時(shí)的問題，從而提高變電站數(shù)據(jù)的測(cè)試效率，為后期變電站運(yùn)維工作提供參考。
