趙家慶，錢科軍，俞 瑜，趙 慧，李 春，呂 洋，田 江

（國網(wǎng)蘇州供電公司，江蘇 蘇州 215004）

0 引言

智能電網(wǎng)是堅強網(wǎng)架與智能化技術(shù)高度集成的新型現(xiàn)代化電網(wǎng)，其基本特征是“信息化、自動化和互動化”[1-4]。智能電網(wǎng)的建設，對變電站各類裝備的信息化和智能化提出了新的、更高的要求[5-8]。

在智能變電站內(nèi)，一般采用電子式互感器加合并單元方式或就地數(shù)字化的方式進行模擬量的數(shù)字化采集和信號傳輸。因此，保護、測控裝置等二次設備需要對接入的數(shù)字式采樣值（SV）進行同步采樣計算，目前影響采樣同步實現(xiàn)方法的主要因素是采樣值的傳輸方式。采樣值點對點傳輸是目前國內(nèi)應用較廣泛也較為成熟的一種采樣值傳輸方式，它不依賴外部對時系統(tǒng)[3]，在保護測控裝置內(nèi)實現(xiàn)多路采樣值數(shù)據(jù)間的同步，運行穩(wěn)定性好，工程實現(xiàn)較為便捷。采樣值組網(wǎng)傳輸方式是IEC61850標準[9]規(guī)定的一種數(shù)據(jù)資源共享的規(guī)約標準，其可擴展性較強。受網(wǎng)絡傳輸時間不確定因素影響，目前應用中，采樣值組網(wǎng)同步多依賴全局外同步系統(tǒng)的時間同步信號協(xié)調(diào)全站采樣[10]，系統(tǒng)的可靠性由全站唯一的外同步時鐘的可靠性決定；即使建設冗余的全站同步系統(tǒng)如雙機備份系統(tǒng)來支持采樣值組網(wǎng)傳輸同步，由于雙機切換時的不同步和時延抖動等問題，仍可能造成系統(tǒng)同步問題，工程應用有一定的局限性[11-12]。

因此，本文提出了一種不依賴全局同步系統(tǒng)的智能變電站過程層采樣值組網(wǎng)分布式同步技術(shù)。與常規(guī)依賴全局同步的組網(wǎng)方案相比，該技術(shù)的特點在于合并單元、保護測控裝置等設備均不需要接入全局外同步信號，各自自由運行。該技術(shù)已在蘇州110 kV沈巷變中實現(xiàn)工程應用。

1 變電站過程層采樣值組網(wǎng)技術(shù)

1.1 采樣值網(wǎng)絡傳輸同步方法

采樣值網(wǎng)絡傳輸同步的方法主要有B碼同步[13]、IEEE 1588 時間同步[14]2 種。

目前，B碼對時方式成熟可靠，站控層、間隔層、過程層設備都可以采用這種方式實現(xiàn)對時同步，站內(nèi)實現(xiàn)起來比較方便。然而，使用B碼同步時需要建立額外獨立的對時回路，傳輸距離較長、對抗干擾能力和可靠性要求高時通常采用信號電纜或光纖進行傳輸，施工量較大，工程實施較為復雜。IEEE 1588時間同步可通過過程層交換機實現(xiàn)，它不需要建立獨立的物理對時網(wǎng)絡，但要求交換機、合并單元、保護測控裝置等的接口等都支持IEEE 1588規(guī)約標準。

1.2 采樣值網(wǎng)絡傳輸同步方法的特點

采用采樣值組網(wǎng)傳輸方式時采樣值數(shù)據(jù)傳輸網(wǎng)絡相對簡單，數(shù)據(jù)資源能方便地共享，系統(tǒng)可擴展性強；同時，保護測控裝置、合并單元等設備接口數(shù)量較少，硬件設計簡單，配置更加方便靈活，且合并單元額定延遲較點對點方案易于確定。系統(tǒng)擴建時，新設備能方便地接入已有系統(tǒng)中，基本不影響已運行的設備，系統(tǒng)重復建設成本較低。

然而，該組網(wǎng)方式下合并單元、保護測控裝置等設備必須依賴全站的時鐘同步系統(tǒng)。借助時鐘同步系統(tǒng)和采樣值報文中的采樣計數(shù)器，就可以得到相對于秒脈沖的原始數(shù)據(jù)采樣時刻；由于保護裝置與時鐘系統(tǒng)也同步，保護裝置的采樣數(shù)據(jù)目標時刻也會轉(zhuǎn)換為相對于秒脈沖的時刻，然后再進行差值計算。然而，一旦同步系統(tǒng)故障，會造成站內(nèi)設備失去同步而無法正常工作，裝置采樣易發(fā)生異常，將影響系統(tǒng)運行的安全性、可靠性。即使實際工程應用時在同步系統(tǒng)中設置雙時鐘源，一旦當前時鐘故障，切換到另一個時鐘源時，可能短時間存在部分裝置運行在時鐘1、另一部分裝置運行在時鐘2上的現(xiàn)象，而此刻單個保護/測控裝置無法發(fā)現(xiàn)同步存在的問題，極易造成測量不正確、保護誤動等。此外，采用組網(wǎng)方式時，合并單元總是在同一時刻向交換機發(fā)出大量數(shù)據(jù)，交換機的瞬時流量巨大，因此很可能存在網(wǎng)絡沖突，對交換機的可靠性和穩(wěn)定性產(chǎn)生不利的影響。

2 智能變電站過程層采樣值組網(wǎng)分布式同步技術(shù)

2.1 方案設計

對于傳統(tǒng)的采樣值組網(wǎng)方案，當同步系統(tǒng)故障時將影響整站的運行，因此消除對全局同步系統(tǒng)的依賴成為解決該問題的關(guān)鍵。本文提出一種基于分布式同步的采樣值組網(wǎng)方式，原理如圖1所示。

圖1 采樣值組網(wǎng)分布式同步技術(shù)原理Fig.1 Principle of distributed synchronization technology for SV network

由圖1可見，與需要全局外同步系統(tǒng)的采樣值組網(wǎng)傳輸方案相比，本文方案中，合并單元、保護測控裝置等設備均不需要接入全局外同步信號，各自自由運行。但對于各相關(guān)設備的工作方式和功能，有了新的要求，具體的設計思路如下。

每個采樣值輸出設備（如合并單元）內(nèi)具有一個按本地晶振頻率自由運行的高穩(wěn)定度IEEE 1588主時鐘，它固定運行在IEEE 1588標準所述的MASTER狀態(tài)，自由運行在某內(nèi)部時鐘上，無需接受外同步，也不需參與IEEE 1588標準的最佳時鐘選擇邏輯。

保護測控裝置根據(jù)合并器的個數(shù)實現(xiàn)多個IEEE 1588從時鐘，每個IEEE 1588從時鐘對應于1個合并器，跟蹤對應合并器的IEEE1588主時鐘。從時鐘在跟蹤主時鐘時，根據(jù)鐘差判斷時鐘鎖定（誤差＜200 ns），只有當跟蹤鎖定時才認為計算的采樣值有效。

采樣值輸出設備根據(jù)配置內(nèi)容（報文類型/通道定義）按照主時鐘的秒等分周期間隔輸出采樣值報文。

過程層網(wǎng)絡交換機支持透明時鐘協(xié)議，并支持虛擬局域網(wǎng)、注冊組播協(xié)議功能。

采樣值接收設備如保護測控裝置接收來自多個采樣值輸出設備的采樣值數(shù)據(jù)，自動擴展實現(xiàn)相對應的多個從時鐘，各從時鐘分別固定跟蹤相應間隔的主時鐘，各從時鐘時間僅與所對應主時鐘時間有關(guān)。

在保護測控裝置內(nèi)部設有一個全局的內(nèi)部采樣脈沖，利用各從時鐘之間的相對時差及通道固定延遲，折算出對應的等分同步脈沖序號，采用逐點可移動動態(tài)數(shù)據(jù)窗，利用回溯插值算法，實現(xiàn)多個未經(jīng)外同步的采樣值輸出設備的采樣數(shù)據(jù)在一個采樣值接收設備內(nèi)的同步。

圖2所示為回溯插值算法示意圖。圖中，TB為回溯的固定時間常數(shù)，需要根據(jù)交換路徑可能的最大延遲時間確定，以保證回溯時刻能夠接收到采樣點數(shù)據(jù)，回溯后運用插值方法可得到定時采樣脈沖時刻的精確采樣值；TD為采樣脈沖回溯TB后與等分同步脈沖點x（n－2）的時間間隔；Tpoint為兩采樣點之間的時間間隔，即等分同步脈沖周期；x（n）為等分同步脈沖序號n對應的采樣值數(shù)據(jù)。y（k）表達式為：

圖2 采樣值回溯插值原理圖Fig.2 Schematic diagram of SV backtracking interpolation

2.2 方案特點

與常規(guī)的采樣值組網(wǎng)方式相比，采用分布式同步的采樣值組網(wǎng)傳輸方式具有如下優(yōu)勢。

a.所提方案由于使用的是從時鐘的秒脈沖，所以并不關(guān)心從時鐘的確切時間，因此主時鐘也不需要與實際時間同步。

b.避免了獨立的全局外同步系統(tǒng)的使用，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)相對簡單，故障點減少，運行可靠性高；由于時鐘分布在合并器中，不存在互相切換的問題，因此單個合并器的故障不會影響無數(shù)據(jù)關(guān)聯(lián)關(guān)系的設備。

c.采樣值數(shù)據(jù)傳輸網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)簡單，數(shù)據(jù)資源能方便地共享，系統(tǒng)可擴展性強。

d.分布式的同步系統(tǒng)中，各合并器等分同步脈沖間是隨機的，雖然時鐘間相互漂移會有短時間的沖突，但發(fā)生多個合并器數(shù)據(jù)在交換機上沖突的概率很小。因此交換機負載相對較均衡，運行穩(wěn)定性提高。

e.在系統(tǒng)擴建時，新的二次設備能方便地接入已有系統(tǒng)中，基本不影響已運行的設備，系統(tǒng)重復建設成本較低。

f.分布式同步采樣值組網(wǎng)傳輸系統(tǒng)與現(xiàn)有的采樣值點對點及現(xiàn)有組網(wǎng)方案相兼容，具有良好的規(guī)范性；由于分布式的采樣值組網(wǎng)同步系統(tǒng)僅要求現(xiàn)有合并器增加IEEE 1588功能，不影響原來已有的功能，所以不存在兼容性問題。

3 采樣值組網(wǎng)分布式同步方案的工程應用

3.1 變電站概況

本文研究成果已成功應用于蘇州110 kV沈巷變。該站有3臺變壓器，下文將以該站為例說明分布式同步采樣值組網(wǎng)技術(shù)在智能變電站現(xiàn)場的工程應用。

3.2 工程應用方案

110 kV沈巷變電站分布式同步采樣值組網(wǎng)傳輸試點工程建設典型方案遵循國家電網(wǎng)公司企業(yè)標準 Q /GDW383—2009《智能變電站技術(shù)導則》[15]、Q/GDW441—2010《智能變電站繼電保護技術(shù)規(guī)范》[16]中的設備配置、信號交互、就地化實施等原則，以電力系統(tǒng)安全、變電站設備穩(wěn)定運行為基本目標，制定全站智能化方案如圖3所示。

全站以IEC61850標準實現(xiàn)3層架構(gòu)，以站控層網(wǎng)絡、過程層網(wǎng)絡傳輸全站信號，采用常規(guī)電流互感器/電壓互感器加合并單元實現(xiàn)采集就地數(shù)字化，采用智能單元實現(xiàn)一次設備的智能化控制。

110 kV沈巷變主變保護、測控裝置為雙重化配置，考慮分布式同步采樣值組網(wǎng)技術(shù)試點工程的功能要求，綜合分析各種網(wǎng)絡的經(jīng)濟性、安全性、可靠性，網(wǎng)絡配置方案如下。

a.變電站內(nèi)信號傳輸主要以網(wǎng)絡通信方式實現(xiàn)，其中站控層網(wǎng)絡實現(xiàn)站控層設備與間隔層設備間的通信，過程層網(wǎng)絡采用采樣值與GOOSE共網(wǎng)，實現(xiàn)采樣值數(shù)據(jù)和GOOSE信號如開關(guān)信號、遙控、跳閘等命令的傳輸。

b.站控層網(wǎng)絡。該網(wǎng)絡用于監(jiān)控系統(tǒng)與保護、測控裝置間通信，采用單星型以太網(wǎng)組網(wǎng)方式，網(wǎng)絡通信協(xié)議為IEC61850－8部分的MMS，涉及主要的IEC 61850各個ACSI服務，如數(shù)據(jù)變位上傳、測量量上傳、定值修改、報告、連接等服務。

c.過程層網(wǎng)絡（采樣值與GOOSE共網(wǎng)）。采樣值網(wǎng)絡主要用于保護、測控裝置與合并單元間通信，采用分布式同步采樣值組網(wǎng)傳輸技術(shù)。合并單元按間隔布置，接入常規(guī)電流互感器/電壓互感器信號。

d.GOOSE網(wǎng)絡。該網(wǎng)絡主要用于保護測控裝置、開關(guān)智能單元間進行開關(guān)量輸入，控制輸出信號的傳輸，同時也用于測控、保護各裝置間聯(lián)閉鎖信息的傳輸。為滿足低周低壓減載等慢速保護控制的需要，在站控層網(wǎng)絡實現(xiàn)GOOSE功能，由低周低壓減載裝置以GOOSE跳閘報文發(fā)送至各10 kV線路保護裝置，由各裝置接收跳閘命令，并根據(jù)對應線路的選控要求，實現(xiàn)跳閘出口。

e.網(wǎng)絡交換機配置。10 kV側(cè)每2段配置1臺站控層交換機，共配置2臺，與控制室內(nèi)的保護測控裝置一起，分別連接至控制室通信屏的2臺站控層網(wǎng)絡交換機上，站控層交換機組單星型網(wǎng)絡。

f.過程層網(wǎng)絡交換機按1號主變間隔、2號主變間隔、3號主變間隔分開配置，每個主變間隔配置2臺在相應主變保護測控屏內(nèi)。交換機之間無聯(lián)系，每臺交換機為一個獨立網(wǎng)絡。

3.3 現(xiàn)場測試及結(jié)果

為了驗證本文所提出的分布式同步采樣值組網(wǎng)技術(shù)的應用效果，現(xiàn)場重點對跨間隔保護即主變差動后備一體化保護進行了詳細測試。本文以1號主變差動保護為例進行說明。

1號主變的A、B套差動后備保護裝置分別通過分布式同步采樣值組網(wǎng)交換機同時接收來自主變高壓側(cè)合并單元以及主變低壓側(cè)合并單元的采樣值數(shù)據(jù)，同時通過該網(wǎng)絡實現(xiàn)主變保護GOOSE跳閘命令發(fā)送控制。同步采樣值組網(wǎng)的網(wǎng)絡組成如圖4所示。

圖3 110 kV沈巷變?nèi)局悄芑桨窮ig.3 Overall intellectualization scheme of 110 kV Shenxiang substation

圖4 1號主變分布式同步采樣值組網(wǎng)網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)圖Fig.4 SV network with distributed synchronization for main transformer no.1

對主變保護裝置帶負荷測試，裝置投入運行后的手動錄波波形數(shù)據(jù)如圖5所示。

圖5 1號主變差動后備保護裝置手動錄波圖Fig.5 Manually recorded waveforms of differential backup protection for main transformer no.1

圖5中所示波形表明基于分布式同步的采樣值組網(wǎng)技術(shù)能夠滿足工程實用要求，保護波形無畸變。三相差流幅值均為0.032 A，表明分布式同步的采樣值組網(wǎng)技術(shù)同步性能良好。

在現(xiàn)場進行主變分布式同步采樣值組網(wǎng)傳輸差動保護測試，此時主變高壓進線側(cè)無電壓互感器，主變高壓側(cè)和低壓側(cè)電流互感器變比分別為600A/5A和3 000A/5A，相位以高壓側(cè)A相電流為基準。測試結(jié)果如下。

a.主變高壓側(cè)數(shù)據(jù)。由于主變高壓進線側(cè)無電壓互感器，所以主變高壓側(cè)三相電壓缺省；三相保護電流幅值分別為0.690 A、0.697 A、0.688 A，三相保護電流相位分別為 0°、－120.3°、119.3°。

b.主變低壓側(cè)數(shù)據(jù)。主變低壓側(cè)三相電壓幅值分別為 60.147 V、60.165 V、60.265 V，三相電壓相位分別為 26.3°、－93.7°、146.5°；三相保護電流幅值分別為1.549 A、1.548 A、1.532 A，三相保護電流相位分別為 －150.3°、89.0°、－30.4°。

c.三相制動電流幅值均為1.025 A，三相差動電流幅值均為0.032 A，差動速斷保護動作時間小于25 ms。

現(xiàn)場測試的結(jié)果進一步證明了所提技術(shù)方案能保證采樣值的同步性能。

4 結(jié)語

本文提出了一種基于分布式同步的采樣值組網(wǎng)傳輸技術(shù)，進行了基于分布式同步采樣值組網(wǎng)的變電站智能化方案和網(wǎng)絡設計，并首次在工程中進行實際應用。工程應用測試結(jié)果表明該技術(shù)方案性能穩(wěn)定，系統(tǒng)功能技術(shù)指標優(yōu)異。基于分布式同步的采樣值組網(wǎng)技術(shù)滿足國家電網(wǎng)《智能變電站技術(shù)導則》[15]和《智能變電站繼電保護技術(shù)規(guī)范》[16]等標準的要求，解決了傳統(tǒng)采樣值組網(wǎng)依賴外同步系統(tǒng)、網(wǎng)絡瞬時負載巨大的問題，適用于110 kV及以下變電站的智能化工程改造及新建項目。