一、引言

　　由于光電技術和計算機的飛速發展，新型光學電壓、電流互感器日益顯現出富有魅力的前景和強大的生命力，逐步取代電磁式互感器是繼電保護的一個發展方向。

　　數字化變電站建設應充分體現一次設備智能化和二次設備網絡化的設計理念。一次設備智能化的重點是光電互感器和智能斷路器的應用。二次設備網絡化應貫徹和執行IEC61850標準。數字化變電站按過程層、間隔層、站控層3層結構設計，光電互感器和面向通用對象的變電站事件(GOOSE)通信技術的應用將徹底解決電流互感器飽和問題、二次電纜的交直流串擾問題。數字化變電站建設應以電網安全、可靠和經濟運行為前提，有效解決數據采集設備重復投資問題和二次智能設備的互操作問題。數字化變電站對光纖縱差保護提出了一些新問題，本文將結合220kV數字化變電站系統方案詳細說明光纖縱差保護如何解決上述問題。

　　二、光纖縱差保護的應用環境

　　數字化變電站內線路保護、主變保護、母線保護通過過程層間隔局域網，實現數據源和智能操作機構的共享。數字化變電站之間的一對光纖縱差保護通過租用的光纖通道實現數據的共享和采樣時鐘的同步。

　　數字化變電站的數據源來自合并單元(Mu)，Mu的采樣采用全站統一的時鐘源SYN。各站的線路差動保護也采用同一時鐘源。Mu數據通過過程層交換機給間隔的繼電保護設備，包括線路保護、母差保護等。線路差動保護的數據來自2個不同的變電站，在系統內無統一時鐘信號時，兩站Mu的采樣不同步。差動保護需要解決兩側采樣數據同步問題。

　　三、數字化變電站對數據采集的要求

　　數字化變電站每個線路間隔的MU提供線路保護需要的Ia，Ib，Ic，ua，Ub，Uc，3Uo，31o，以及一相母線電壓數據，線路保護、主變保護和母線保護通過過程層間隔交換機與間隔MU按IEC 61850-9-1/2標準通信獲取上述數據，實現數據源的共享。由于母線保護對間隔之間的數據采集同步要求很高，因此在數字化變電站設計時，要求全站數據采集同步信號來源于同一個時鐘源。目前2個變電站之間的一對光纖縱差保護采取的是以某個變電站光纖縱差保護的采集時鐘為主時鐘，另一個變電站光纖縱差保護調整自身的采集時鐘與主時鐘同步的方法。增加MU違背數據源共享原則，通過全球定位系統(GPS)實現變電站之間的數據采集同步，違背電網安全可靠運行規則。這就引出了本文所要論述的主要問題：如何實現變電站之間的數據采集同步?

　　四、光纖縱差保護實現的關鍵問題

　　(一)線路差動保護同步

　　在數字化變電站中，母差保護和變壓器保護所采集的交流量均在一個變電站內，在全站使用統一時鐘源時，各Mu采樣同步，不存在同步問題。對線路差動保護，采集的電量為2個不同變電站的電流、電壓。在整個電力系統未使用同一時鐘源的前提下，線路差動保護需實現變電站之間的數據采集同步。與傳統的線路差動保護采樣同步不同，數字化變電站的交流量采集由Mu完成，不能實時調整采樣，這就需要對同步提出新的方案。

　　1、基于乒乓原理的時鐘信號同步

　　數字化變電站的線路差動保護采用基于乒乓原理的時鐘信號同步的采樣同步調整方案

　　以M站差動保護為例，當裝置收到本站的同步信號SYNM時，在傳向N站的數據幀中增加“同步信號幀”;同時在收到N站傳過來的“同步信號幀”時，記錄下此時刻相對于本側同步時鐘的時差Tma，同時回發N側一幀“同步確認幀”。“同步確認幀”中包含Tma。N側裝置的收發過程與此相同。

　　M站差動保護在收到從N站傳過來的“同步確認幀”時，記錄下此時刻相對于本側同步時鐘的時差Tnb。經過一個來回，M站保護裝置就知道了本側保護裝置與對側保護裝置的同步時鐘的時刻差△t=Tnb/2-Tma。同理，N站檢測到的本側保護裝置與對側保護裝置的同步時鐘的時刻差△t=Tmb/2-Tna。

　　△t有正負之分。當△t為正時，表示本側同步時鐘超前對側同步時鐘：當△t為負時，表示本側同步時鐘落后對側同步時鐘。

　　數字化變電站光纖分相縱差保護要求兩側Mu的采集頻率相同，假設Mu發送數據幀的頻率為fs，計算出△t后，可計算出兩側差動保護裝置對點的間隔Nd，Nd=round(fS△t)

　　式中：round函數是將實數取整，余數四舍五入。

　　當△t為正時，將本側的采樣值后移Nd點與對側同步;當△t為負時，將本側的采樣值前移Nd點與對側同步

　　采用此種同步方式，兩側同步后理論上存在的最大相位差δ=ω/(2fS)，其中，ω為系統角頻率。

　　2、相位差分析

　　數字化變電站的光纖差動保護采用時鐘信號同步后，兩側裝置的同步時差td可表示為：

　　td=δ+ts

　　式中：δ為基于乒乓原理的時鐘同步后兩側角差。

　　由于電子式互感器的數據采集頻率fs比較高，采用時鐘信號同步后的線路差動保護的同步角差與fs相關，成反比關系。以每周期40點(fS=2000Hz)采樣為例，同步后的角差6≤4.5°。

　　ts為兩側Mu的采樣相對于各自全站統一時鐘源的時間差。目前，Mu的運算速度快，兩側不一致的時間差小，一般在10μs以下。

　　采樣報文從Mu經過網絡交換機傳輸到保護裝置，這個時間在同步報文中考慮，不影響同步后的時差。

　　綜合分析，從一次電氣量到保護計算整個環節，基于乒乓原理的時鐘信號同步后對點造成的角差δ為兩側差動保護不完全同步的主要因素，tS的影響小。傳統的電磁型保護用電流互感器，由于勵磁電流的存在，導致二次電流相對于一次電流有角差。繼電保護“四統一”規定，線路兩側電流互感器傳變的角差誤差最大考慮7°?；诹_氏線圈原理的電子式電流互感器，由于沒有鐵芯，沒有勵磁電流，理論上二次電流傳變沒有角差，也不存在飽和。因此，數字化變電站線路兩側電流互感器傳變無角差，基于同步形成的時差td對差動保護影響小，可以不用考慮其對差動的影響。