[發明專利]數字化繼電保護裝置SV組網接入網絡延時動態補償方法

有效

• 申請號: 201310169409.1
• 申請日: 2013-05-09
• 公開（公告）號: CN103236916A
• 公開（公告）日: 2013-08-07
• 發明（設計）人: 杜振華;葉艷軍;熊軍;蘇黎明;趙靖;王志華;金中華
• 申請（專利權）人: 北京四方繼保自動化股份有限公司
• 主分類號: H04L7/00
• 分類號: H04L7/00;H04B3/04
• 代理公司: 北京金闕華進專利事務所(普通合伙) 11224
• 代理人: 吳鴻維

技術領域

本發明屬于智能變電站中繼電保護及自動化領域，具體涉及一種解決當采樣值SV信號通過網絡傳輸時造成的網絡延時不確定性問題，實現實時、快速、準確的檢測出SV經網絡傳輸后引起的實際延時方法。

背景技術

從2008年國家電網公司進行智能站試點以來，經過了近4年的時間，完成了覆蓋全電壓等級（110kV～500kV）的智能站試點,變電站智能化工作已進入到批量招標階段，基本建立了一套較為完善的智能變電站體系。

過程層網絡可傳輸SV(采樣數據值)報文，可采用點對點、獨立組網或與GOOSE共同組網的方式實現報文傳輸。國家電網公司和南方電網公司相續出臺了一系列的企業標準，對過程層SV傳輸方式進行了規范。對于220kV及以上電壓等級智能站，SV基本采用點對點方式進行傳輸；對于110kV電壓等級智能站，國網公司基本也規定采用點對點方式傳輸，但對于南方電網的一些省區數字化技術標準及規范仍規定了SV采用網絡傳輸。

過程層SV組網形式有以下幾種：共享雙網（如圖1所示）、雙套獨立雙網（如圖2所示）或雙單網（如圖3所示）。

SV不管采用何種組網方式，經過了交換機后，造成SV的傳輸延時具有不確定性，主要因素有以下幾點：

（1）級聯的交換機數量不一樣導致的網絡延時不一致，目前標準規定交換機級聯級數不能超過4級；

（2）交換機故障導致的SV數據傳輸不確定；

（3）網絡數據異常增大，如：網絡風暴導致的數據堵塞。

鑒于上面幾點，IEC61850-9-2報文ASDU數據集中的“額定延遲時間”已不可信，不能再采用此值進行延時補償。對于變壓器和母差保護來說，不確定的網絡傳輸延時可能會導致保護動作速度變慢，不會導致誤動，而對于線路光纖差動保護來說涉及站間配合問題，如果兩側的延時不能真實反映實際情況，則會導致模擬量出現相角差，嚴重情況會導致誤動。

發明內容

為了解決上述問題，本申請公開了一種快速、準確的方法，正確檢測每一個采樣點實際傳輸延時，進行延時動態補償。

本發明具體采用以下技術方案。

智能變電站中SV組網接入網絡延時動態補償方法，其特征在于，所述補償方法包括以下步驟：

（1）當合并單元MU收到光纖B碼或IEEE1588產生的秒脈沖信號PPS時，將輸出的IEC61850-9-2報文中的樣本計數器smpCnt置零；

（2）當保護裝置收到光纖B碼或IEEE1588產生的PPS信號時，記錄本裝置系統時間T0；

（3）當保護裝置收到樣本計數器smpCnt為零的報文時，記錄本裝置系統時間T0’；

（4）樣本計數器smpCnt為零的報文的實際傳輸延時為：T0’-T0；

（5）對于合并單元MU發出的樣本計數器smpCnt為n的報文的理論時間為：

Tn=T0+n×250us；

（6）當保護裝置收到樣本計數器smpCnt為n的報文時，記錄本裝置系統時間Tn’；

（7）樣本計數器smpCnt為n的報文的實際傳輸延時為：

Tn’-Tn=Tn’-(T0+n×250us)。

（8）本側保護裝置根據樣本計數器smpCnt為n的延時dTn-n’，還原該數據產生時的真實時標，用于完成與對側常規保護的數據同步。

本發明的另一個創新點是：克服了SV數據經交換機傳輸后造成的網絡延時的不確定性。利用光纖B碼信號或IEEE1588網絡測控系統的精確時鐘同步協議，實時、快速、準確的計算出SV數據經網絡傳輸后引起的實際延時。

補償后的SV數據滿足站間光纖差動保護不同SV接入方式的配合需求，包括：

（1）SV組網對SV組網；

（2）SV組網對SV點對點；

（3）SV組網對常規采樣。

從而可以滿足不同階段的智能變電站改造及新建智能變電站的應用需求。

附圖說明

圖1是現有技術中過程層SV共享雙網示意圖；

圖2是現有技術中過程層SV雙套獨立雙網示意圖；

圖3是現有技術中過程層SV雙單網示意圖；

圖4是本發明功能應用連接示意圖；

圖5是本發明對時系統示意圖；

圖6是本發明B碼接入硬件處理示意圖；

圖7是本發明時間傳遞及延時計算示意圖。

具體實施方式

下面結合說明書附圖對本發明的技術方案作進一步詳細說明。