動作時間

環境25℃條件下，給PTC熱敏電阻加一個起始電流（保證是動作電流），通過PTC熱敏電阻的電流降低到起始電流的50%時經歷的時間就是動作時間。

電磁繼電器從線圈加電到觸點動作，期間發生一系列的電磁過程和機械運動過程。這些過程使得在繼電器觸點閉合、打開時，存在各種時間，如動作時間，釋放時間，觸點回跳時間，動態接觸電阻(抖動)時間，轉換時間，參差時間等。這些時間統稱為繼電器的時間參數。繼電器的時間參數過大，對被控制電路有較大的影響。在一些特殊的場合，對繼電器時間參數有嚴格的要求。因此，繼電器時間參數檢測技術與檢測方法的研究非常重要。

（1）繼電器的時間參數

繼電器觸點根據轉換過程，可以分為常開觸點、常閉觸點和轉換觸點。根據2001年頒佈的IEC60050-444標準，繼電器各種時間參數定義見圖1。時間參數定義如下：

①吸合時間：處於釋放狀態下的繼電器，在規定的條件下，從施加輸入激勵規定值的瞬間起至觸點切換瞬間止的時間間隔。

②釋放時間：處於動作狀態(終止狀態)的繼電器，在規定的條件下，從施加輸入激勵量(特性量)規定值的瞬間起至繼電器觸點返回時的瞬間止的時間間隔。

③觸點回跳時間：對於正在閉合(或斷開)其電路的觸點，從觸點第一次閉合(或斷開)的瞬間起至觸點電路最終閉合(或斷開)的瞬間止的時間間隔。

④動態接觸電阻(抖動)時間：觸點閉合或斷開時，碰撞而產生的跳動不足以完全達到斷開電路，而僅產生由於觸點壓力變化而引起的接觸電阻的變化，從而引起電路電流的不規則抖動的時間間隔。⑤轉換時間：先離後合觸點組中，從閉合觸點斷開到斷開觸點閉合所需的時間。⑥參差時間(接觸不同時)：同一繼電器中同類型觸點組動作時間的最大差值。

（2）繼電器時間參數的傳統檢測方法

根據國家及企業規定的標準，測試檢驗繼電器十分繁瑣、困難，國內多采用傳統的模擬試驗手段對其性能進行檢測，如電秒錶或光線示波器，這種方法不但效率低、勞動強度大、測量速度慢、誤差大，而且對試驗標準中規定的某些試驗項目測量不準確，甚至有些項目根本無法檢測。進入上世紀90年代以來，計算機技術的發展大大推動了低壓電器的試驗與檢測技術的進步。在國內外，推出了許多采用微處理器的繼電器檢測裝置。在繼電器時間參數的檢測原理方面，這些檢測裝置基本相同。以文獻 ^[1]  介紹的檢測裝置為例，其檢測原理圖見圖2。

上述方法檢測到的繼電器時間參數，在控制直流負載情況下，基本上是符合的。而控制交流負載時，會產生較大的出入。當繼電器接通、分斷交流電壓時，對於繼電器時間參數的測試，上述方法無法使用。這是因為交流電壓是交變的，繼電器即使在閉合狀態下，P₀端口輸入電壓的瞬時值也存在非常小和等於零的情況，所以當觸點所接回路為交流回路時，不能用觸點間電壓瞬時值的大小來推斷繼電器觸點的閉合與分斷的狀態。

控制交流負載的繼電器稱為交流繼電器。按照行業習慣，判定繼電器觸點閉合與分斷的規則為：繼電器觸點間電壓小於為外加電壓的5%時，認為觸點為閉合狀態；繼電器觸點間電壓大於為外加電壓的90%時，認為觸點為分斷狀態。此處提到的觸點間電壓和外加電壓均指電壓的有效值。

交流繼電器可靠性與電壽命計算機控制與檢測設備原理如圖3。用户可以設置試驗頻率；需要試驗的次數、允許失效的次數；負載因數(佔空比)；觸點閉合、斷開門限電壓等參數。按照要求，設備自動進行試驗，根據觸點閉合、斷開門限電壓值計算動作時間、釋放時間；檢測觸點間電壓與門限值比較，判斷是否失效；檢測並顯示觸點電壓波形、試驗電壓、電流波形。 ^[2] 

繼電保護的速動性對於減小設備在故障狀態下的運行時間、降低設備的損壞程度、提高電力系統並列運行的穩定性具有重要意義。隨着自動控制技術、網絡通信等技術的不斷髮展，滿足信息高度共享、設備之間具有互操作性、可擴展性強的智能變電站逐漸取代了傳統變電站，成為變電站發展的方向。智能變電站的全數字化保護很大程度上沿用了傳統繼電保護的原理和微機保護的實現技術，但是由於智能站將原有的採樣、出口跳閘功能部分拆分出來，在合併單元、智能終端中分別實現，且各裝置之間通過標準通信協議進行信息的交互，增加了報文接收、數據處理、報文輸出等環節，造成智能站較常規站的保護動作時間延長，影響了保護的速動性。為此，研究分析了智能變電站中保護動作延時環節的構成，通過與常規站保護裝置動作的延時差別的對比，給出了智能變電站保護動作時間延長的主要原因及改進措施，並試驗驗證了智能站和常規站的保護動作時間，提出了降低智能站保護動作時間的有效建議。

在常規變電站中，電流、電壓模擬量通過電纜方式接入保護、測控、計量等二次裝置，由於電信號在電纜中的傳播速度接近光速，且系統的採樣和跳閘集成在保護裝置內部，因此由採樣環節造成的延時基本可以忽略，保護裝置採集到互感器的輸出信息後，經過邏輯判斷，由出口繼電器輸出跳閘命令，經操作箱到斷路器執行跳閘動作，如圖4(a)所示。而在智能變電站中，合併單元採集互感器一次輸入的模擬量，並生成SV報文給保護裝置；保護裝置進行邏輯判斷，發送GOOSE報文到智能終端，智能終端接收到GOOSE報文後控制斷路器動作跳閘，如圖4(b)所示。

保護的動作時間，是指從系統故障發生到保護動作信號發出跳閘命令的時間。從圖4中可以看出，常規保護的主要動作時間包括保護裝置中模擬量濾波A/D轉換時間(耗時很短，基本可以忽略不計)、保護邏輯判斷時間及出口繼電器動作時間；而由於合併單元和智能終端的引入，智能站的保護動作時間包括合併單元採樣時間、合併單元到保護裝置的傳輸時間、保護裝置動作時間、保護到智能終端的傳輸時間和智能終端的動作時間。其中，合併單元到保護裝置的傳輸時間、保護到智能終端的傳輸時間可以忽略不計。因此，相比於常規站，智能站的保護延時增加了合併單元的採樣延時及智能終端的動作時間，進而造成保護整組動作時間增長，影響了保護的速動性。

智能站保護動作時間較常規站延長的問題，在智能變電站建設的初期，伴隨着合併單元和智能終端的應用就已出現。由於早期智能站對合並單元、智能終端的規範化程度不高，不同廠家的設備所造成的延時也不同，部分設備的延時較長，不能滿足保護速動性的要求。隨着智能變電站標準規範的不斷完善，對合並單元、智能終端的延時特性已經有了統一的規範和要求。為了進一步縮短智能站整組保護動作時間，提高保護的速動性，有必要對合並單元、智能終端的延時機理進行分析，並採取合理的措施降低兩環節引起的保護延時。

智能終端的動作時間為智能終端收到GOOSE跳閘命令時刻至智能終端出口動作的時間。其內部集成了操作箱功能，當接收到間隔層保護測控裝置的GOOSE下行控制命令後，通過報文解析實現對一次設備的實時控制。在相同的一、二次設備條件下，與傳統變電站中保護節點直接跳閘、其延時構成主要為出口繼電器的動作時間相比，智能變電站中採用GOOSE報文經網絡發信給智能操作箱的方式增加了中間環節，導致總保護動作時間有所延長。GOOSE報文的接收和發送都要通過DM9000AE以太網控制器進行完成，其接收流程圖如圖5所示。從圖5可以看出，開始接收GOOSE報文時，DM9000首先清除接收中斷標誌位，並讀取幀接收的標誌位，若為“00”則捨棄該幀並中斷返回；當幀標誌位正確時，則讀取幀的長度等狀態信息，弱錯誤則中斷返回，若無錯誤則保存數據，記錄GOOSE報文的接收時間並存入SOE，然後調用報文解析函數對報文進行解析，最後進入中斷返回。GOOSE報文的發送和接收延時與通信裝置的處理能力有關，在智能終端接收保護裝置的報文時，應防止GOOSE報文量過大引起的網口溢出而丟失報文或延長時間過長。保護GOOSE跳閘網絡延時的主要組成包括以下環節。

在智能變電站中，合併單元和智能終端的應用改善了變電站的信息共享，提高了設備的通用性，但同時由於採樣環節的前移及SV、GOOSE報文的產生、傳輸及解析，也使得智能站的保護動作時間滯後於常規站，影響了保護的速動性。研究分析了智能站各環節中保護動作時間延長的機制，並與常規變電站的保護動作機理進行了對比。通過分析智能站中保護動作時間延長的主要構成，提出了降低保護動作時間的建議，並進行了常規站與智能站保護動作時間的對比試驗，驗證了理論分析的正確性。保護裝置的動作時間關係到電網的安全運行，因此有必要從動作機理及硬件實現中進一步開展降低其保護動作時間的研究，充分保障智能站建設的順利推進。 ^[3]