0 引 言
繼電保護對變電站設備的安全運行起著至關重要的保障作用，在電氣設備發(fā)生故障或工作異常時，能夠自動、快速、有選擇地將故障設備從系統(tǒng)中切除，將事故限制在*小范圍內(nèi)，提高系統(tǒng)運行可靠性?？煽?、高效的繼電保護技術對于變電站和電力系統(tǒng)的安全可靠運行具有非常重要的意義[1-3]。
目前，繼電保護技術在常規(guī)變電站的應用中已經(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，對繼電保護技術的要求更為嚴格。智能變電站在繼電保護技術方面存在采樣數(shù)據(jù)網(wǎng)絡傳輸和以太網(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的影響至關重要。文獻[6-7]提出用于繼電保護中合并單元的高采樣率數(shù)據(jù)的方案，能有效識別準確的數(shù)據(jù)采樣時間是智能變電站間隔層和過程層智能電子設備（intelligent electronic device,IED）之間數(shù)據(jù)同步的關鍵，這在很大程度上制約了智能變電站繼電保護網(wǎng)絡的應用。數(shù)字式繼電保護測試儀是目前應用*廣泛的調(diào)試工具，數(shù)字式繼電保護測試儀基本能滿足智能變電站保護裝置測試的要求，但在測試過程中仍需要大量的人工操作[8-9]?，F(xiàn)有測試儀存在以下缺陷：繼電保護測試儀不能實現(xiàn)對所有保護裝置的遠程控制；繼電保護測試儀不能自動設置故障參數(shù)（substation configuration description,SCD）文件后，繼電保護測試儀無法檢查保護裝置的一致性和測試儀配置信息的一致性。因此，根據(jù)目前廠站側保護裝置的特點，開發(fā)了一種針對智能變電站保護裝置的自動測試系統(tǒng)，其中包括測試系統(tǒng)的軟硬件結構設計。采用模塊化設計思想，旨在提高系統(tǒng)的可擴展性，同時支持多設備同步自動測試功能，進一步提高測試效率。
1 系統(tǒng)測試方法設計
測試系統(tǒng)由保護測試主站通過智能變電站后備光纖控制多臺分布式信號發(fā)生器同步測試和現(xiàn)場智能終端動作反饋來完成測試參數(shù)配置和測試過程控制。如圖1所示的測試系統(tǒng)結構包括采集單元、測量接口裝置、制造報文規(guī)范（manufacturing message specification，MMS）信號接口模塊、面向通用對象的變電站事件（generic object oriented substation event，GOOSE）信號接口模塊、分布式信號發(fā)生器接口模塊、時間信號接口模塊、時鐘同步模塊、測試控制模塊等。
保護系統(tǒng)信息管理主站可獲取繼電保護設置表，配置繼電保護測試參數(shù)表，設置分布式信號發(fā)生器和信號輸出接口的間隔，控制自動測試過程；接收繼電保護動作信號，顯示*終測試結果，獲取智能變電站SCD文件等。
MMS 信號接口模塊用于接入繼電保護 MMS網(wǎng)絡，獲取繼電保護整定策略表，與人機交互界面獲取的繼電保護整定策略表進行比對，完成繼電保護裝置校準比對。GOOSE 信號接口模塊用于訪問繼電保護GOOSE網(wǎng)口，獲取繼電保護動作信息[10]。分布式信號發(fā)生器接口模塊為 3~4路光以太網(wǎng)接口，通過現(xiàn)場備用光纖接入分布式信號發(fā)生器進行信號交互。計時接口模塊是指接入智能變電站計時到控制終端計時。時鐘同步模塊用于同步外部時間，形成信息管理端的準確對時，可標記從GOOSE信號接口獲取的繼電保護動作的準確時間[11]。測試控制模塊用于連接 MMS信號接口、GOOSE 信號接口、分布式信號發(fā)生器接口、時鐘同步模塊和人機交互模塊，實現(xiàn)繼電保護總動測試功能。
2 系統(tǒng)測試方法關鍵技術
2.1 分布式信號發(fā)生器同步技術
分布式信號發(fā)生器的功能如下：
1)發(fā)送 FT3格式的 SV（sample value, SV）信號和 IEC61850-9-2 格式的 SV 信號[12]，應用于模擬總線電壓合并單元（merging unit, MU）輸出信號至間隔層MU；
2)接收IRIG-B碼/PPS時間脈沖，同步后輸出至合并單元；
3)將現(xiàn)場動作反饋信息、測試信號輸出信息、繼電保護動作信息傳輸至保護系統(tǒng)管理主站。
分布式信號發(fā)生器由 FT3信號接口模塊、SV信號接口模塊、控制端接口模塊、信號處理模塊、時鐘信號接口模塊、時間脈沖接口模塊、時間同步模塊、現(xiàn)場動作反饋模塊、D/A模塊、電壓功放模塊和電流功率放大器模塊組成。其結構如圖2所示。
FT3信號接口模塊用于發(fā)送FT3格式的SV信號和傳輸級聯(lián)到間隔合并單元的 SV 信號?？刂贫私涌谀K通過現(xiàn)場備用光纖與控制端連接，并進行信號交換。時鐘信號接口模塊用于將IRIG-B碼/PPS脈沖信號接入分布式信號發(fā)生器。時間信號接口模塊用于向合并單元輸出準確的時間同步信 號 IRIG-B 碼/PPS 脈 沖 ，當 信 號 接 口 模 塊 將IRIG-B 碼/PPS 脈沖時間信號發(fā)送至分布式信號發(fā)生器時，同步IRIG-B碼/PPS脈沖信號通過時鐘信號接口模塊輸出至合并單元。時鐘同步模塊用于同步外部時間信號，與分布式信號發(fā)生器形成同步時間?，F(xiàn)場動作反饋模塊訪問智能終端動作觸點或開關位置觸點，獲取現(xiàn)場動作反饋信息。
D/A模塊將信號處理模塊輸出的數(shù)字信號轉換成模擬信號，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D/A模塊輸出的電壓信號進行放大，輸出到現(xiàn)場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進行放大，輸出到現(xiàn)場合并單元模擬電流輸入端口。
信號處理模塊同時與 FT3信號接口模塊、SV信號接口模塊、控制端接口模塊、時鐘同步模塊、現(xiàn)場動作反饋模塊和D/A模塊連接。信號處理模塊運行邏輯如圖3所示。
2.2 通信組網(wǎng)技術
保護測試管理主站與分布式信號發(fā)生器的信息交換包括參數(shù)設置、同步狀態(tài)確認、保護動作狀態(tài)切換、測試數(shù)據(jù)傳輸、測試啟?？刂频?。
根據(jù)智能變電站中 SV 和 GOOSE 報文的特點，通信組網(wǎng)是測試主站與分布式信號發(fā)生器進行參數(shù)設置和數(shù)據(jù)傳輸與通訊的過程。
對于測試參數(shù)中的二進制參數(shù)如 PT 位置、CT極性、故障類型、觸發(fā)方式、故障計算模型等參數(shù)，采用基于 SV 的通信協(xié)議和機制[13]利用 SV 報文中的保留字段來實現(xiàn);對于通信過程的同步狀態(tài)確認、測試啟?？刂啤顟B(tài)切換等過程采用基于GOOSE的通信協(xié)議和機制來實現(xiàn)。
2.3 同步采樣技術
基于 P2P 通信方式的保護數(shù)據(jù)采樣同步技術[14]實質(zhì)上是一種從數(shù)據(jù)源采樣到傳輸保護裝置的采樣通道延遲計算，根據(jù)需要通過插值的方式計算平均時間的樣本的方法。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包括電子式互感器信號傳輸延時 t1、通道延時 t2、采集過程延時t3、通道延時t4、MU過程延時t5、MU到保護設備的通道延時 t6、處理保護裝置中從接收采樣數(shù)據(jù)到同步操作的延時 t7，其中用于數(shù)據(jù)采樣的電子式互感器延時為T1=t1+t2+t3。相關規(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信息。
MU在接收SV后解析報文中的延時信息T1，實際采樣時間可通過從接收時間減去T1得到，經(jīng)過延遲校正后，MU將重新采樣SV，然后將MU中的多個采樣統(tǒng)一同步。以單一的MU為單位的處理延時很難準確估計，但對于同類型的成熟產(chǎn)品來說相對穩(wěn)定，可以通過測試其準確性得到以滿足工程應用的需要。從開始采樣數(shù)據(jù)到MU發(fā)送SV的整個過程延時（以MU為單位）為T2=T1+t5，MU 在 SV 消息中標記該時間戳，然后發(fā)送至保護裝置。
對于從MU到保護設備的信道延時t6，光纖鏈路中的數(shù)據(jù)傳輸速率約為 2×108 m/s，當保護設備和 MU 之間的傳輸距離較短時，延時部分可以忽略；當傳輸距離較長時，應估計延時為 t6，并用于保護中的時間補償計算。SV 通常不能被直接用于保護裝置，需要緩存處理，處理時間約為 t7。保護裝置可以通過標記數(shù)據(jù)存儲在緩沖區(qū)中并從中讀取的相對時間來計算t7的值。
完成上述步驟后，可計算電氣量采樣，在經(jīng)過數(shù)據(jù)處理并傳輸至保護裝置的延時T為T=T2+t7=T1+t5+t7=t1+t2+t3+t5+t7 （1）
如果中間傳輸距離較長，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)的保護裝置，不適合傳統(tǒng)的保護算法。為了解決這些問題，保護裝置需要根據(jù)采樣頻率的需要從不同的間隔重新采樣 SVs（sample value,多個采樣值），從而獲得采樣數(shù)據(jù)，*終用于保護的計算。
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，因此可以估計出各個階段的延時，以確保保護動作的多間隔采樣數(shù)據(jù)同步，滿足工程應用對保護設備的需求?；赑2P通信方式的保護傳輸采樣方法具有以下優(yōu)點：
1）保護算法的執(zhí)行不依賴外部時鐘源，與時鐘信號同步方式相比，提高了保護功能的獨立性和可靠性。
2）SV 傳輸鏈路簡單，無需交換網(wǎng)絡，不受交換性能、故障和網(wǎng)絡異常因素的影響。
以上兩點對保護裝置的可靠運行至關重要，因此，在外部時鐘同步系統(tǒng)和網(wǎng)絡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用。
實現(xiàn)控制終端通過智能變電站后備光纖控制多臺分布式信號發(fā)生器協(xié)同測試是分布式測試的重點?？刂贫送ㄟ^分布式信號發(fā)生器接口模塊傳輸測試參數(shù)表，開始和結束測試，切換分布式信號發(fā)生器輸出信號狀態(tài)。分布式信號發(fā)生器通過控制終端接口模塊獲取測試開始指令和狀態(tài)切換指令，并將測試結束信號、測試過程數(shù)據(jù)和現(xiàn)場動作反饋信息傳送給控制終端。測試平臺的測試流程如圖5所示。
3 自動測試方法用例
以本地區(qū)某 330 kV 變電站為例，進行保護功能自動測試技術的驗證，變電站主接線如圖 6所示。
以 110 kV 線路保護裝置為例，利用本地保護自動測試系統(tǒng)對 A、B、C 三套現(xiàn)場線路保護裝置進行多機同步自動測試。測試過程包括以下步驟：
1）完成測試系統(tǒng)硬件平臺的搭建，從就地保護測試儀引出三組電壓和電流到就地接線轉換裝置，通過航空插頭接口連接三套現(xiàn)場保護裝置；
2）從三套現(xiàn)場保護裝置的ICD（IED capabilitydescription,ICD）文件中提取相應的設備數(shù)據(jù)模型文件；
3）基于任意設備的數(shù)據(jù)模型，通過測試用例智能生成模塊生成整個設備的測試用例；
4）通過自動測試主程序創(chuàng)建多設備測試記錄。準備就緒開始系統(tǒng)組網(wǎng)，組網(wǎng)完成進行一鍵自動測試，測試完成后即可創(chuàng)建并生成測試記錄，生成測試報告。
4 結 論
針對現(xiàn)場保護裝置測試的特殊性，提出一套基于模塊化設計思想的多設備同步測試保護自動測試系統(tǒng)。通過時鐘同步技術實現(xiàn)設備的同步觸發(fā)，保證數(shù)據(jù)采集的同步性，解決了多區(qū)間采樣延時的問題，從而提高變電站數(shù)據(jù)的測試效率，為后期變電站運維工作提供參考。
