（2）继电器时间参数的传统检测方法

根据国家及企业规定的标准，测试检验继电器十分繁琐、困难，国内多采用传统的模拟试验手段对其性能进行检测，如电秒表或光线示波器，这种方法不但效率低、劳动强度大、测量速度慢、误差大，而且对试验标准中规定的某些试验项目测量不准确，甚至有些项目根本无法检测。进入上世纪90年代以来，计算机技术的发展大大推动了低压电器的试验与检测技术的进步。在国内外，推出了许多采用微处理器的继电器检测装置。在继电器时间参数的检测原理方面，这些检测装置基本相同。以文献介绍的检测装置为例，其检测原理图见图2。

上述方法检测到的继电器时间参数，在控制直流负载情况下，基本上是符合的。而控制交流负载时，会产生较大的出入。当继电器接通、分断交流电压时，对于继电器时间参数的测试，上述方法无法使用。这是因为交流电压是交变的，继电器即使在闭合状态下，P0端口输入电压的瞬时值也存在非常小和等于零的情况，所以当触点所接回路为交流回路时，不能用触点间电压瞬时值的大小来推断继电器触点的闭合与分断的状态。

控制交流负载的继电器称为交流继电器。按照行业习惯，判定继电器触点闭合与分断的规则为：继电器触点间电压小于为外加电压的5%时，认为触点为闭合状态；继电器触点间电压大于为外加电压的90%时，认为触点为分断状态。此处提到的触点间电压和外加电压均指电压的有效值。

交流继电器可靠性与电寿命计算机控制与检测设备原理如图3。用户可以设置试验频率；需要试验的次数、允许失效的次数；负载因数(占空比)；触点闭合、断开门限电压等参数。按照要求，设备自动进行试验，根据触点闭合、断开门限电压值计算动作时间、释放时间；检测触点间电压与门限值比较，判断是否失效；检测并显示触点电压波形、试验电压、电流波形。

继电保护的速动性对于减小设备在故障状态下的运行时间、降低设备的损坏程度、提高电力系统并列运行的稳定性具有重要意义。随着自动控制技术、网络通信等技术的不断发展，满足信息高度共享、设备之间具有互操作性、可扩展性强的智能变电站逐渐取代了传统变电站，成为变电站发展的方向。智能变电站的全数字化保护很大程度上沿用了传统继电保护的原理和微机保护的实现技术，但是由于智能站将原有的采样、出口跳闸功能部分拆分出来，在合并单元、智能终端中分别实现，且各装置之间通过标准通信协议进行信息的交互，增加了报文接收、数据处理、报文输出等环节，造成智能站较常规站的保护动作时间延长，影响了保护的速动性。为此，研究分析了智能变电站中保护动作延时环节的构成，通过与常规站保护装置动作的延时差别的对比，给出了智能变电站保护动作时间延长的主要原因及改进措施，并试验验证了智能站和常规站的保护动作时间，提出了降低智能站保护动作时间的有效建议。

在常规变电站中，电流、电压模拟量通过电缆方式接入保护、测控、计量等二次装置，由于电信号在电缆中的传播速度接近光速，且系统的采样和跳闸集成在保护装置内部，因此由采样环节造成的延时基本可以忽略，保护装置采集到互感器的输出信息后，经过逻辑判断，由出口继电器输出跳闸命令，经操作箱到断路器执行跳闸动作，如图4(a)所示。而在智能变电站中，合并单元采集互感器一次输入的模拟量，并生成SV报文给保护装置；保护装置进行逻辑判断，发送GOOSE报文到智能终端，智能终端接收到GOOSE报文后控制断路器动作跳闸，如图4(b)所示。

保护的动作时间，是指从系统故障发生到保护动作信号发出跳闸命令的时间。从图4中可以看出，常规保护的主要动作时间包括保护装置中模拟量滤波A/D转换时间(耗时很短，基本可以忽略不计)、保护逻辑判断时间及出口继电器动作时间；而由于合并单元和智能终端的引入，智能站的保护动作时间包括合并单元采样时间、合并单元到保护装置的传输时间、保护装置动作时间、保护到智能终端的传输时间和智能终端的动作时间。其中，合并单元到保护装置的传输时间、保护到智能终端的传输时间可以忽略不计。因此，相比于常规站，智能站的保护延时增加了合并单元的采样延时及智能终端的动作时间，进而造成保护整组动作时间增长，影响了保护的速动性。

智能站保护动作时间较常规站延长的问题，在智能变电站建设的初期，伴随着合并单元和智能终端的应用就已出现。由于早期智能站对合并单元、智能终端的规范化程度不高，不同厂家的设备所造成的延时也不同，部分设备的延时较长，不能满足保护速动性的要求。随着智能变电站标准规范的不断完善，对合并单元、智能终端的延时特性已经有了统一的规范和要求。为了进一步缩短智能站整组保护动作时间，提高保护的速动性，有必要对合并单元、智能终端的延时机理进行分析，并采取合理的措施降低两环节引起的保护延时。

智能终端的动作时间为智能终端收到GOOSE跳闸命令时刻至智能终端出口动作的时间。其内部集成了操作箱功能，当接收到间隔层保护测控装置的GOOSE下行控制命令后，通过报文解析实现对一次设备的实时控制。在相同的一、二次设备条件下，与传统变电站中保护节点直接跳闸、其延时构成主要为出口继电器的动作时间相比，智能变电站中采用GOOSE报文经网络发信给智能操作箱的方式增加了中间环节，导致总保护动作时间有所延长。GOOSE报文的接收和发送都要通过DM9000AE以太网控制器进行完成，其接收流程图如图5所示。从图5可以看出，开始接收GOOSE报文时，DM9000首先清除接收中断标志位，并读取帧接收的标志位，若为“00”则舍弃该帧并中断返回；当帧标志位正确时，则读取帧的长度等状态信息，弱错误则中断返回，若无错误则保存数据，记录GOOSE报文的接收时间并存入SOE，然后调用报文解析函数对报文进行解析，最后进入中断返回。GOOSE报文的发送和接收延时与通信装置的处理能力有关，在智能终端接收保护装置的报文时，应防止GOOSE报文量过大引起的网口溢出而丢失报文或延长时间过长。保护GOOSE跳闸网络延时的主要组成包括以下环节。

在智能变电站中，合并单元和智能终端的应用改善了变电站的信息共享，提高了设备的通用性，但同时由于采样环节的前移及SV、GOOSE报文的产生、传输及解析，也使得智能站的保护动作时间滞后于常规站，影响了保护的速动性。研究分析了智能站各环节中保护动作时间延长的机制，并与常规变电站的保护动作机理进行了对比。通过分析智能站中保护动作时间延长的主要构成，提出了降低保护动作时间的建议，并进行了常规站与智能站保护动作时间的对比试验，验证了理论分析的正确性。保护装置的动作时间关系到电网的安全运行，因此有必要从动作机理及硬件实现中进一步开展降低其保护动作时间的研究，充分保障智能站建设的顺利推进。