智能变电站相位检测技术分析

刘海峰，杨丹

(1. 国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南 长沙410007;2. 国网湖南省电力公司，湖南 长沙410007)

智能变电站典型的特征是IEC61850 通讯规约及电子式互感器的应用，由于电子式互感器的采样数字化，使得智能变电站数据接入方式出现了变化，基于常规电磁式互感器的二次核相技术不再适用于智能变电站，需要对智能变电站二次核相的技术体系进行系统的研究，制定相应的技术规范。文章对智能变电站和常规综合自动化变电站(以下简称综自站)的技术体系进行了详细的对比分析，在此基础上研究了智能变电站二次核相的关键问题、功能需求和算法原理，并给出了具体的实现方式。

1 常规综自站和智能变电站对比分析

1.1 电磁式互感器和电子式互感器

电磁式互感器基于电磁感应原理工作，电压互感器并联在一次系统中，电流互感器串联在一次系统中。一次侧的大电流和高电压通过电磁感应原理感应到二次侧，变为一个小电流和小电压。一般电流二次侧额定值为1 A 或5 A，电压二次侧额定值一般为57.735 V 或100 V，二次侧为模拟量值，通过二次电缆进行传输。但电磁式互感器内置铁芯，本身体积比较大，而且存在电磁饱和的问题，还存在二次电流回路开路和二次电压回路短路的危险。

电子式互感器从传感头有无电源的角度分为无源电子式互感器和有源电子式互感器。无源电子式互感器常指光电流互感器和光电压互感器，是一种采用“光学传感+光纤传输”模式的互感器;有源电子式互感器传感头部分需要提供工作电源，其传变常采用罗格夫斯基(Rogowski)线圈传变电流、电容分压传变电压，其传感基于电气原理，是一种“电气传感+光纤传输”模式的互感器。

有源电子式互感器采用的依旧是电磁感应原理，只是由于取消了铁芯，采用了空心线圈，使得互感器不易饱和，传感线性度比较好。电压互感器采用分压原理将高电压变为低电压，实际二次侧采样值依然是模拟量，通过互感器的信号调理电路将模拟量信号转换为数字信号。

无源电子式互感器传感头采用光学器件，如光纤陀螺或磁光玻璃。电流互感器基于法拉第磁光效应，平面偏振光通过带磁性的物体时，其偏振光将发生偏转，该现象称为法拉第磁光效应，如图1，2。

图1 法拉第磁光效应原理图

图2 无源电子式电流互感器结构示意图

光源发出的光经起偏器后变为线偏振光，然后入射到法拉第旋光材料(如重火石磁光玻璃)的闭合路径内，当它出射时，线偏振光携带法拉第效应所引起的偏振面旋转信息，旋转角正比于磁场强度H 沿偏振光通过材料路径的线积分。

式中 V 为磁光材料的Verdet 常数。根据安培环路定理:

对于长的直导线有:

式中 I 为通过载导体的电流;R 为载流导体半径。

代入式(1)可得

可见，偏转角度θ 与被测电流I 成正比，利用渥拉斯顿棱镜实现偏转角的检测。渥拉斯顿棱镜可将此线偏振光分解为振动方向互相垂直的2 束光，分别测量这2 束光的光强，即可检出偏振面旋转的角度大小，从而实现电流的测量。

电压互感器基于波克尔效应，当强电场施加于有光穿行的各向异性晶体(或称压电晶体)时，所引起的感生双折射的折射率正比于该电场的强度，这种效应称为Pockels 电光效应。如图3。

图3 波克尔效应原理示意图

发光二极管发出的光经过起偏器后为线性偏振光，在外加电压作用下，线偏振光经电光晶体(如BGO 晶体)后发生双折射，双折射后2 个光束的相位差与外加电压U 的关系:

式中 n0为BGO 晶体的折射率;γ41为BGO 晶体的电光系数;l 为BGO 晶体中的光路长度;d 为施加电压方向的BGO 晶体厚度;λ 为入射光波长。

相位差δ 与外加电压U 成正比，利用检偏器将相位差δ 的变化转换为输出光强的变化，经光电转换及相应的信号处理便可求得被测电压。

无源电子式互感器给出的是数字信号，因此，数据采集的方式发生了根本性的变化。

1.2 传输网络化

常规综自站由于信号是模拟量信号，因此，信号传输的介质是二次电缆，变电站需要大量的二次电缆来连接一次设备及二次设备。

智能变电站由于采样数字化的特点，站内数据的交互方式为数字信号，因而其传输介质为光纤。根据传输点的模数的不同，光纤分为多模光纤和单模光纤。多模光纤允许多束光在光纤中同时传播，从而形成模分散，这也限制了多模光纤传输的带宽和距离。单模光纤只允许1 个模式的信号传输，不存在模分散的问题，因此传输带宽大，容量大。

智能变电站中一般保护要求点对点直接传输，而跨间隔信号及网络记录分析仪、故障录波等装置允许组网传输。

传输规约对于SV 报文主要是FT3 和IEC61850-9-2 协议，对于开关量主要通过GOOSE 信号传输。FT3 协议主要用于电子式互感器和合并单元以及电压合并单元和间隔合并单元之间数据传输;IEC61850-9-2 协议主要用于过程层和间隔层之间的数据交换，有点对点直采和组网2 种传输方式。

1.3 采样同步技术

常规综自站每台装置所需要的模拟量信号由各台装置集中进行采样。如图4 所示。

图4 A/D 采样原理图

其中的TA 和TV 为装置内部的小互感器，LP为装置内的低通滤波回路，AD 为模数转换芯片。在传统微机保护装置中，采样数据的同步是由CPU 定时中断完成。CPU 系统通过定时中断发出采样保持信号，锁存所有需要采集的模拟量数据，顺序读取采样数据进行A/D 转换，从而保证同一装置中的采样数据是同一时刻的值。

由于电流电压通过二次电缆以光速传输，二次系统和一次系统之间基本是同时的，而保护等装置采用集中式采样，通过定时中断脉冲完成的采样，其原理决定了采样数据具有天然同步性。

但对于智能变电站，电子式互感器的采样信号送至本间隔合并单元，然后各间隔合并单元再将电压、电流等信号送至需要的保护及测控装置使用。每个间隔的信号采样是分散进行的，而且各个间隔由于互感器及合并单元特性的差异，所用时间不完全一致。因此，数据采样失去了天然的同步性，需依赖外部手段对不同间隔之间的数据进行同步。

目前常用的同步方式有2 种，一种是针对FT3及点对点直接采样的IEC61850-9-2，通过插值拟合的方式进行同步;另一种是针对IEC61850-9-2组网传播的方式，依赖于外部同步时钟信号，通过整秒同步信号间的SampCnt 计数器来进行同步。

1.4 GPS 对时技术

常规综自站二次设备的运行不依赖于外部同步时钟，GPS 对时主要用于统一全站所有设备的时标和SOE 信号的时标，在事故分析时有统一的时间基准。所以对时精度要求并不高，而且GPS 时钟失去不会影响保护装置的运行和动作行为。

智能变电站中由于组网方式下依赖于外部GPS对时信号进行采样同步，所以在组网方式下，GPS对时精度要求很高。这样才能降低由于不同装置各自晶振的差异，导致实际采样时间间隔误差较大而产生同步采样误差。目前常用的对时方式有秒脉冲、IRIG-B 码及IEEE1588 等方式，对时精度分别在10-3s 和10-9s 级别。

2 智能变电站二次核相的功能需求

通过对常规综自站和智能变电站的技术体系的对比分析可知，智能变电站如果要实现二次核相，需要满足如下功能:1)能够提供FT3 接口，自适应分辨通讯波特率和数据集长度;2)能够提供IEC61859-9-2 点对点和组网2 种传输方式的接入;3)能够接入脉冲、IGIR-B 或IEEE1588 等同步对时方式，根据点对点或组网的需要，进行自适应的同步;4)能够对报文各个通道进行数据解析，给出时间延时、有效值、相位、频率等基本电气参数;5)能够以任何1 个通道的模拟量数据为基准，测量出所测通道数据与相对于基准通道的相位差。

3 智能变电站二次核相关键技术

3.1 FT3 及IEC61850－9－2 通讯协议解析

3.1.1 FT3 规约

FT3 传输是IEC60044-8 协议中选用的串行数据传输方式，采用曼彻斯特编码，1 帧包含有效数据最大为48 字节，具备16 位CRC 校验〔1〕。FT3帧格式中包括3 个数据块，考虑到为了扩展采样通道数，将链路层帧格式扩展为4 个数据块。最大可以配置22 个通道，通道可以自行定义，每一通道的数据采用16 位描述。

该协议数据集中包含了数据集长度、LNName，DataSetName，LDName、额定相电流、额定中性点电流、额定相电压、额定延迟时间、SmpCnt (样本计数器)和22 个模拟量通道的实时采样值等数据。其中对于测量用ECT 和EVT，用十进制的11585 表示互感器的额定值，对于保护用ECT 用十进制463 表示互感器的额定值〔2〕，因此，需要用该比例因子进行采样值的换算。

3.1.2 IEC61850-9-2 规约〔3〕

IEC61850-9-2 报文传输是基于ISO/IEC 8802-3 的以太网帧结构，是一种以太网报文。通过以太网类型码标识报文的格式，通过MAC 地址和APPID 等信息识别数据来源，编码及传输规则遵循以太网规约。为推广IEC61850-9-2 协议，国家电网公司推出了更易于工程执行的IEC61850-9-2 LE 协议。IEC61850-9-2 LE 在IEC61850-9-2 的基础上，对协议支持的服务、标准模型、采样率、报文格式等内容进行了明确约束〔4〕。

考虑IEC61850-9-2 点对点传输采样值时，合并单元可能不接同步脉冲，采样数据帧中需传输额定延迟时间数值，IEC61850-9-2 LE 就将额定延迟时间配置在采样发送数据集的第1 个通道中。另外，IEC61850-9-2 采用32 位表示数据，它没有比例因子，对于电压量每一位表示10 mV，对于电流每一位表示1 mA〔5〕。

3.2 FT3 自适应接收

FT3 传输协议采用曼彻斯特编码(以下简称“曼码”)方式，曼码编码规则为:编码后数据从低位转移到高位表示二进制1，从高位转移到低位表示二进制0。

FT3 采样光信号经光接收硬件回路转换为相应的数字电平信号，常用的FT3 曼码传输协议采用的数据传输波特率包括5 Mbit/s 和10 Mbit/s，对应的编码后电平数据持续时间T/2 分别为200 ns 或100 ns。内部软件在判断到当前接收数据为曼码后，开始检测电平的持续时间，若该持续时间小于等于100 ns 且有效，则认为曼码传输波特率为10 Mbit/s;若持续时间大于100 ns 且小于200 ns，则认为曼码传输波特率为5 Mbit/s。

根据波特率自动调节接收参数，同时对FT3数据进行稳定性判断。在确认接收到的FT3 数据稳定后，对其解码，获取FT3 数据的数据集长度，根据其大小对FT3 数据进行接收。

3.3 软件锁相环技术

不同合并单元之间的时钟晶振性能差异导致各自计数节拍的偏差，为保证采样数据接收装置与发送装置时钟节拍一致，可采用锁相环技术。锁相环技术广泛用在信号处理、调制解调、时钟同步、倍频和频率方面。锁相环一般用模拟电路实现。

锁相环实际是指自动相位控制电路(APC)，它是利用2 个电信号的相位误差，通过环路自身调整作用，实现频率准确跟踪的系统，称该系统为锁相环路，通常用PLL 表示。

软件锁相环技术是一种用软件实现的数字锁相环技术。其核心是利用追踪信号与被追踪信号的相位差变化，形成收敛的反馈控制信号，不断调节输出信号，保证输出信号与被追踪信号间的相位稳定关系。软件锁相环通过数字式的计数器追踪方法，维持1 个与被追踪信号周期、相位不断逼近的锁相信号，并控制接收装置的采样定时中断，可实现装置间的时钟脉冲跟随，减少由于装置之间时钟误差所引起的同步结果偏差〔5-7〕。

锁相环的初始输入值为250 μs，用2 个相邻的SampCnt 为0 的2 个数据包到达的时间差，计算出4 kHz 采样频率下的采样间隔作为反馈值，用输入值和反馈值的时间差Δt 作为修正量，不断修正输入值和反馈值之间的误差，使得输入值能实时跟随反馈值，作为最终重新生成采样序列时的时标基准。

3.4 逐次线性插值拟合

插值拟合重采样技术是从一种离散数字信号采样得到另一种离散数字信号采样的近似计算方法，可以用专门的硬件实现，也可以用软件方法实现。插值拟合即根据已知数据来构造函数y=f (x)的一种简单的近似表达式，以便于计算点x ≠xi，i =0，1，... n 的函数值f(¯x)。

最简单的插值拟合算法是线性插值算法。理想条件下，可以认为在足够小的时间内的采样信号波形近似于直线，如图5。

图5 线性插值原理

假设已知采样时刻T0与T1对应的采样值分别为Y0，Y1，当ΔT=T1-T0足够小时，采样曲线段Y0Y1在误差允许范围内无限接近为1 条直线，对直线段Y0Y1采用线性插值算法，可计算出任意时刻Ts对应采样值Ys的近似值Ys′，且ΔT 越小，计算结果越精确。

为提高采样的精度，可以采用逐次线性插值拟合方法，通过2 个线性插值拟合和结果再进行1 次插值计算，即采用2 阶差商的方式。

3.5 采样序列号同步方式

对于IEC61850-9-2 组网传输方式的SV 信号，需要外接同步信号采用采样计数器同步。合并单元和测试装置需接入由同一个时钟源发出的同步对时信号，同步脉冲到达时采样点对应的采样计数器编号会清零，之后随着每一帧报文的到达依次累加，直至下一个同步信号到达后清零重新计数或满一个周期后翻转清零。测试装置通过采样计数器相同的序列号将各组采样数据进行对齐，从而实现对数据的同步。

4 智能变电站二次核相的实现方式

利用软件锁相环技术将核相装置与被测装置的时钟脉冲锁定。当核相装置内时钟计数器调节稳定后，再根据采样数据的传输模式分别进行同步处理。对于FT3、点对点IEC61850-9-2 模式，由于数据传输时延稳定，利用报文中自带的通道延时参数，对各装置分别进行延时补偿，再采用逐次线性插值拟合同步对各通道数据进行插值重采样;对于组网IEC61850-9-2 模式，由于数据传输时延不稳定，需将核相装置接入同步脉冲信号，使用采样计数器序列号来进行同步。

5 结束语

文章针对智能变电站二次核相的需求，综合对比分析了常规综自站和智能变电站技术体系的区别，分析了智能变电站二次核相需要用的关键技术，并给出了其实现的具体方式，具有较强的实践性。

〔1〕IEC 60044-8 Instrument Transformers-Part 8:Electronic Current Transformers〔S〕. 2002.

〔2〕Q / GDW 441 — 2010 智能变电站继电保护技术规范〔S〕. 北京:中国电力出版社，2010，14-21.

〔3〕DL/T860.92—2006 IEC61850-9-2 变电站通信网络和系统 第9-2 部分:特定通信服务映射(SCSM)通过ISO/IEC 8802-3的采样值〔S〕. 北京:中国电力出版社，2004.

〔4〕 UCA International Users Group. Implementation Guideline for Digital Interface to Instrument Transformers Using IEC 61850-9-2〔Z〕. 2006.

〔5〕江道灼，马进，章鑫杰. 锁相环在电力系统现场测控装置中的应用〔J〕. 继电器，2000，28 (8):43-45，52.

〔6〕单长虹，孟宪元. 基于FPGA 的全数字锁相环路的设计〔J〕.电子应用技术，2001 (9):59-60.

〔7〕李澄，袁宇波，罗强. 基于电子式互感器的数字保护接口技术研究〔J〕. 电网技术，2007，31 (9):84-87.