張 文，張保善，左群業(yè)

(許繼電氣股份有限公司，河南許昌 461000)

延時可控交換機在智能變電站中的應(yīng)用和測試分析

張 文，張保善，左群業(yè)

(許繼電氣股份有限公司，河南許昌 461000)

0 引 言

智能變電站發(fā)展過程中，已經(jīng)經(jīng)歷了數(shù)字化變電站、智能變電站和新一代智能變電站3個階段。新一代智能變電站建設(shè)中要滿足《智能變電站技術(shù)導則》[1]的要求，即采用先進、可靠、集成、低碳、環(huán)保的智能設(shè)備，以全站信息數(shù)字化、通信平臺網(wǎng)絡(luò)化、信息共享標準化為基本要求，自動完成信息采集、 測量、控制、保護、計量和監(jiān)測等基本功能，并可根據(jù)需要支持電網(wǎng)實時自動控制、智能調(diào)節(jié)、在線分析決策、協(xié)同互動等高級功能的變電站。

智能變電站建設(shè)中常用的組網(wǎng)方案參見文獻[2-4]，新一代智能變電站采用的方案是SV和GOOSE共口直連，不經(jīng)過交換機，該種方式下可以不依賴對時保證數(shù)據(jù)傳輸?shù)目煽啃裕遣蓸又禂?shù)據(jù)無法實現(xiàn)共享。采用SV和GOOSE共網(wǎng)模式時，可以實現(xiàn)數(shù)據(jù)的共享，GOOSE跳閘的可靠性已經(jīng)在實際工程得到驗證，但是由于延時的不確定性，SV數(shù)據(jù)的同步必須依賴對時系統(tǒng)，不滿足保護裝置應(yīng)不依賴于外部對時系統(tǒng)實現(xiàn)其保護功能的要求。采用延時可控交換機后，可以解決SV組網(wǎng)模式下依賴外部對時的問題，既保證了數(shù)據(jù)傳輸?shù)目煽啃裕挚梢詫崿F(xiàn)采樣數(shù)據(jù)的共享。

目前智能變電站遵循IEC 61850標準的“三層兩網(wǎng)”通信體系[5]，其中由過程層網(wǎng)絡(luò)負責傳輸智能開關(guān)相關(guān)的狀態(tài)量、 控制量以及電子式互感器采集的模擬量。站控層網(wǎng)絡(luò)主要傳輸 IEC 61850 服務(wù)映射的MMS報文、網(wǎng)絡(luò)對時報文。 “三層兩網(wǎng)”已經(jīng)在實際工程中普遍得到應(yīng)用，本文重點對“三層一網(wǎng)”(過程層、間隔層和站控層統(tǒng)一組網(wǎng))模式下數(shù)據(jù)傳輸可靠性、主要性能指標和各種異常進行了應(yīng)用和測試分析。

1 采樣數(shù)據(jù)同步分析

1.1 數(shù)據(jù)隔離分析

智能變電站網(wǎng)絡(luò)報文中大體可以分為單播、多播和廣播，單播報文包含有MMS、SNTP等，多播報文包含有SV、GOOSE、1588等，廣播報文主要是ARP。工程應(yīng)用中常采用VLAN、靜態(tài)組播和GMRP進行不同數(shù)據(jù)的分組和過濾[6]。報文進行分組過濾后，可以將SV數(shù)據(jù)進行對應(yīng)端口轉(zhuǎn)發(fā)和隔離，但是由于交換機數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)發(fā)和通信協(xié)議棧傳輸延時的不確定性，當SV采樣數(shù)據(jù)的傳輸延時未在報文中進行標記時，保護裝置無法進行精確的數(shù)據(jù)同步處理。

采用延時可控交換機進行組網(wǎng)后，交換機可以進行精確的延時控制和補償，通過交換機精確計算SV報文在交換機內(nèi)的駐留延時ΔT并寫入SV報文內(nèi)，保護裝置利用MU固有延時和鏈路駐留總延時ΔT還原收到的多個間隔的采樣數(shù)據(jù)的發(fā)生時刻，完成采樣值的同步處理。

1.2 延時標記方式

T1為收到以太網(wǎng)幀第1個bit時的時標，T2為發(fā)出以太網(wǎng)幀第1個bit時的時標，計算出的ΔT=T2-T1寫入SV報文中。對于延時標記的信息在SV報文中的位置有兩種做法：

①ΔT寫入9-2報文的兩個保留字段Reserved1、Reserved2[7]。

②ΔT寫入9-2報文MU固有延時的品質(zhì)位。

采用這兩種標記方式時，都可以將MU固有延時和交換機轉(zhuǎn)發(fā)延時分別進行考核和測試，不會影響原有SV數(shù)據(jù)。對比兩種標記方式，當采用方式①時，進行標記的位置固定，交換機可以快速實現(xiàn)報文解碼，不影響交換機的性能指標，但是Reserved字段在IEC/TS 62351-6[8]中已經(jīng)作為安全性使用，推廣應(yīng)用時會與標準產(chǎn)生沖突。采用方式②進行延時標記時，交換機需要加載智能變電站中的全站SCD文件，根據(jù)SCD文件中配置的每組SV發(fā)送信息識別固有延時的品質(zhì)位的位置，從而實現(xiàn)延時的準確標記，而又不影響交換機的性能。由于方式②不會與標準產(chǎn)生沖突，交換機性能與采用方式①標記時一樣，因此進行應(yīng)用測試時，交換機和保護裝置都是按方式②進行測試和應(yīng)用。

2 交換機主要性能測試

延時可控交換機的單網(wǎng)典型測試環(huán)境如圖1，兩臺交換機通過千兆口級聯(lián)，站域保護也是千兆口直接接入網(wǎng)絡(luò)，母線保護間隔按小于9個間隔進行配合測試，單一端口有效SV流量小于100Mbit/s，使用百兆網(wǎng)口接入網(wǎng)絡(luò)，其它保護裝置和合智一體裝置通過百兆網(wǎng)口接入網(wǎng)絡(luò)。

圖1 單網(wǎng)典型測試環(huán)境

2.1 延時標記精度測試

2.1.1 單端口延時精度

合智一體裝置通過兩個端口發(fā)送同樣的SV數(shù)據(jù)，一端口接入交換機，另一端口接入高精度網(wǎng)絡(luò)分析儀，網(wǎng)絡(luò)測試儀通過交換機某一端口分別施加0～100Mbit/s背景SV數(shù)據(jù)流量，通過高精度網(wǎng)絡(luò)分析儀測試交換機其他所有端口轉(zhuǎn)出SV數(shù)據(jù)的延時標記精度，如表1所示。

表1 單級交換機時延精度

測試過程中，分別在常溫和高低溫下對于同一交換機、級聯(lián)交換機和千兆交換機的延時標記精度均進行了詳細測試，88字節(jié)(2通道)、152字節(jié)(10通道)、232字節(jié)(20通道)、584字節(jié)(64通道)長度的SV，交換機駐留時間精度最大為400ns；且在上述長度報文99%的網(wǎng)絡(luò)帶寬下，交換機駐留時間精度不大于400ns。除了測試正常運行過程中延時標記精度，還對交換機斷電和上電過程中SV數(shù)據(jù)延時標記正確性進行測試，解決了交換機剛上電時延時標記不正確，導致保護裝置誤告警的問題。

2.1.2 多端口匯聚延時精度

6個合智一體裝置接入同一個交換機，再施加80組GOOSE，測試匯聚到同一個端口轉(zhuǎn)出后的延時標記精度和離散性。測試時，在啟用絕對優(yōu)先級模式下，網(wǎng)絡(luò)延時最大值為300 μs，交換機延時標記精度最大為400 μs，與單端口延時標記精度一致。

2.2 配置文件識別

交換機的網(wǎng)絡(luò)報文轉(zhuǎn)發(fā)路由表根據(jù)全站SCD文件自動生成，所有報文按實際工程應(yīng)用進行數(shù)據(jù)的轉(zhuǎn)發(fā)和交換。

測試過程中，交換機各個端口轉(zhuǎn)發(fā)的數(shù)據(jù)必須保證與SCD文件配置的GOOSE和SV數(shù)據(jù)一致，自動識別無效的GOOSE和SV信息，并進行丟棄處理，僅對有效數(shù)據(jù)進行延時標記和轉(zhuǎn)發(fā)。根據(jù)SCD文件自動生成的內(nèi)部配置文件，可以對網(wǎng)絡(luò)中的數(shù)據(jù)流量進行更加精確的控制，保證了有效數(shù)據(jù)更快速和高效的轉(zhuǎn)發(fā)處理，縮短交換機駐留時間，抑制無效數(shù)據(jù)，降低網(wǎng)絡(luò)風暴下對正常網(wǎng)絡(luò)傳輸?shù)挠绊憽?/p>

2.3 內(nèi)部自檢

智能變電站中采用網(wǎng)絡(luò)進行采樣數(shù)據(jù)傳輸和跳閘方式時，交換機作為智能變電站通信網(wǎng)絡(luò)的核心元件，承擔著數(shù)據(jù)匯集和交換的任務(wù)，其性能異常往往引起報文傳輸延遲標記不正確或報文丟失等，影響保護、測控和穩(wěn)控等設(shè)備的正常工作。因此交換機應(yīng)有完善的自檢的機制，并按照IEC 61850標準建模[9]，能通過MMS報文上送到監(jiān)控后臺。交換機自檢信息應(yīng)包含如表2所示。

表2 延時可控交換機自檢信息

3 組網(wǎng)模式分析

3.1 典型組網(wǎng)應(yīng)用

新一代智能變電站建設(shè)中，上海葉塘智能變電站已經(jīng)采用保護裝置進行直采直跳，其他的測控、網(wǎng)絡(luò)分析、錄波和站控層MMS數(shù)據(jù)等均是通過共網(wǎng)方式實現(xiàn)。在該種組網(wǎng)模式下，將交換機更換成延時可控交換機后，如圖2，可以精簡直連部分的光纖連線，實現(xiàn)所有數(shù)據(jù)的共網(wǎng)，同時又不依賴外部對時。

圖2 MMS、GOOSE和SV共網(wǎng)結(jié)構(gòu)

在該種組網(wǎng)方式下，精簡了二次設(shè)備的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，保護、測控、錄波等二次設(shè)備進行SV采樣時，僅需一根光纖接入，根據(jù)合智一體裝置的采樣延時和交換機標注的延時進行數(shù)據(jù)的同步采樣。對于跨間隔保護，如母線和站域保護，可以使用千兆網(wǎng)口進行數(shù)據(jù)接入，千兆數(shù)據(jù)接入在遼寧何家變電站中已經(jīng)得到推廣應(yīng)用。

3.2 對保護影響分析

采用延時可控交換機進行SV采樣和跳閘模式時，能夠不依賴外部時鐘實現(xiàn)數(shù)據(jù)的同步和共享。但仍需在實際應(yīng)用中進行檢驗，主要存在如下隱患：

① 延時可控交換機采用PTN技術(shù)，該類型交換機均是剛研發(fā)，現(xiàn)場運行的穩(wěn)定性和可靠性仍有待考驗。

② 交換機在該種組網(wǎng)模式下會參與SV數(shù)據(jù)的傳輸和運算，當交換機出現(xiàn)異常后，會導致所有保護裝置進行閉鎖保護。

③ 保護裝置對于該中應(yīng)用需要進行各種異常處理，實際運行穩(wěn)定性和合理性需在實際應(yīng)用中進行檢驗。

④ 與直采直跳模式相比，保護動作時間會有所損失。

4 保護裝置主要性能測試

采用延時可控交換機進行采樣數(shù)據(jù)的傳輸過程中，每幀數(shù)據(jù)采樣延時均是可變的，保護裝置進行采樣同步和數(shù)據(jù)調(diào)整時，需要實時解析SV報文中的延時標記進行數(shù)據(jù)的同步和重采樣，跳閘GOOSE、互鎖GOOSE和MMS均是通過共網(wǎng)傳輸，需重點測試在不同網(wǎng)絡(luò)負荷下對保護動作時間的影響。搭建測試環(huán)境時，河北蘇正220kV智能變電站的現(xiàn)場運行數(shù)據(jù)見表3，進行了仿真模擬，考核不同網(wǎng)絡(luò)負荷下保護的動作時間和信息上送時間。

表3 河北蘇正220kV智能變電站運行數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

4.1 保護動作時間測試

分別按照大于表3中的數(shù)據(jù)流量，分別在網(wǎng)絡(luò)中施加正常的SV、GOOSE和MMS流量，模擬區(qū)內(nèi)故障，線路縱聯(lián)保護、母線和主變差動保護和站域保護裝置的整體動作時間均小于30ms。采用組網(wǎng)模式進行采樣時，由于轉(zhuǎn)發(fā)延時和網(wǎng)絡(luò)延時的不確定性，保護裝置需要實時計算鏈路延時和數(shù)據(jù)的均勻性，因此組網(wǎng)模式相較于直采直跳模式下，經(jīng)過對比測試，保護整體平均動作時間會多出約3ms，仍滿足電力系統(tǒng)相關(guān)標準的要求，保護動作時間數(shù)據(jù)見表4。

表4 保護動作時間

模擬網(wǎng)絡(luò)中短時和長時間超過100Mbit的MMS流量數(shù)據(jù)，保護動作和跳閘功能和性能均正常，僅在施加長時間超過100Mbit的MMS流量時，保護裝置會出現(xiàn)與后臺通信中斷的現(xiàn)象。

模擬SV和GOOSE短時超過100Mbit的數(shù)據(jù)流量時，保護裝置均能正確動作和跳閘，只有長時間模擬SV和GOOSE超過100Mbit數(shù)據(jù)流量后，保護裝置會出現(xiàn)無法正確動作和跳閘，同時提示采樣異常。通過裝置液晶面板可以實時瀏覽和查看到SV和GOOSE接收的狀態(tài)如圖3所示。

圖3 雙網(wǎng)測試環(huán)境

搭建雙網(wǎng)測試時，雙網(wǎng)數(shù)據(jù)完全獨立，重點測試保護對雙網(wǎng)冗余和切換的正確性和可靠性。對正常和異常網(wǎng)絡(luò)情況下進行了如下模擬測試：

① 任一網(wǎng)絡(luò)中SV或GOOSE數(shù)據(jù)異常、無效或中斷

② 任一網(wǎng)絡(luò)中交換機斷電上電

③ 任一網(wǎng)絡(luò)出現(xiàn)風暴

④ 時鐘異常

進行上述異常模擬測試時，保護和測控裝置采樣均應(yīng)正常，不應(yīng)出現(xiàn)誤動作或誤告警，只有兩個網(wǎng)絡(luò)均同時出現(xiàn)異常時，保護裝置才閉鎖保護，同時進行告警提示。如測試過程中，由于保護裝置對雙網(wǎng)數(shù)據(jù)冗余處理存在缺陷，模擬某一網(wǎng)絡(luò)數(shù)據(jù)的SV出現(xiàn)頻繁丟幀，另一個網(wǎng)絡(luò)數(shù)據(jù)一直正常，保護裝置進行雙網(wǎng)SV數(shù)據(jù)校驗過程時，只要出現(xiàn)異常的網(wǎng)絡(luò)SV數(shù)據(jù)均勻性大于保護裝置重采樣延時判定門檻，就導致采樣異常，閉鎖保護的現(xiàn)象，如圖4所示。修正雙網(wǎng)SV冗余處理邏輯，即雙網(wǎng)SV數(shù)據(jù)校驗時，采用正常網(wǎng)絡(luò)的SV數(shù)據(jù)進行重采樣，只有雙網(wǎng)數(shù)據(jù)都超過延時判定門檻后才進行異常數(shù)據(jù)處理。按修改后的邏輯進行各種異常模擬，保護裝置采樣均正常，不會出現(xiàn)采樣異常和誤告警。

圖4 采樣數(shù)據(jù)異常波形

4.2 網(wǎng)絡(luò)壓力測試

對網(wǎng)絡(luò)中的MMS、訂閱和非訂閱的SV和GOOSE報文進行了網(wǎng)絡(luò)壓力測試，在原有網(wǎng)絡(luò)數(shù)據(jù)流量的基礎(chǔ)上使用網(wǎng)絡(luò)測試儀對網(wǎng)口施加如下網(wǎng)絡(luò)風暴報文：

① 施加非訂閱GOOSE、SV、ARP、PTP等類型的報文，注入流量100%進行測試，交換機可以將非訂閱報文正確過濾，模擬區(qū)內(nèi)故障及與各訂閱GOOSE控制塊報文相關(guān)的故障，保護均能正確動作，并正確上送后臺。

② 施加單個或多個訂閱GOOSE報文(StNum不變，SqNum不變)，注入流量為1%～100%進行測試，模擬區(qū)內(nèi)故障，保護能正確動作，并正確上送后臺。

③ 單端口施加廣播報文(ARP、UDP、TCP)，注入流量為1%～100%，模擬區(qū)內(nèi)故障，保護能正確動作，與后臺通信會出現(xiàn)中斷。

5 結(jié)束語

采用延時可控交換機后，可以精簡網(wǎng)絡(luò)機構(gòu)，解決SV組網(wǎng)模式下依賴外部對時的問題，既保證了數(shù)據(jù)傳輸?shù)目煽啃裕挚梢詫崿F(xiàn)采樣數(shù)據(jù)的共享，經(jīng)過測試和應(yīng)用分析，能滿足電力系統(tǒng)對繼電保護的要求。本文重點從“三層一網(wǎng)”組網(wǎng)結(jié)構(gòu)進行了應(yīng)用和測試的分析，測試了延時可控交換機的最大標記精度為400ns，目前無相關(guān)的應(yīng)用和標準要求，對以后的工程應(yīng)用和標準制定具有參考意義，可以為以后新一代智能邊站建設(shè)提供設(shè)計參考。交換機作為重要的數(shù)據(jù)中轉(zhuǎn)單元，必須保證在電磁兼容和復雜工況下延時標記精度和傳輸速度的穩(wěn)定性和可靠性，因此可以在110kV智能變電站中進行試點，待技術(shù)成熟后進行推廣和應(yīng)用。

[1] Q/GDW 383-2009 智能變電站技術(shù)導則[S].北京:國家電網(wǎng)公司，2009．

[2] 樊陳,倪益民,竇仁輝,等.智能變電站組網(wǎng)方案分析[J].電力系統(tǒng)自動化,2011,35(18):67-69.

[3] 邱智勇,陳健民.500kV數(shù)字化變電站組網(wǎng)方式及VLAN劃分探討[J].電工電能新技術(shù),2009, 28(4):60-64.

[4] 邱智勇,陳健民,朱炳銓.基于IEC61850標準的500kV 三層結(jié)構(gòu)數(shù)字化變電站建設(shè)[J].電力系統(tǒng)自動化,2009,33(12):103-107.

[5] DL/T 860.81 ( IEC 61850-8-1 ) 變電站通信網(wǎng)絡(luò)和系統(tǒng)第 8-1 部分： 特定通信服務(wù)映射(SCSM)映射到制造報文規(guī)范MMS[S]. 北京：中國電力出版社， 2002.

[6] 王松, 黃曉明.GOOSE報文過濾方法研究[J].電力系統(tǒng)自動化,2008,32(19):54-57.

[7] IEC 61850- 9-2 Communication networks and systems in substation,Part 9-2:Specific communication service mapping ( SCSM )—sampled values over ISO /IEC 8802-3 [S].2004.

[8] IEC/TS 62351-7 Power systems management and associated information exchange-Data and communications security-Part 7: Network and system management (NSM) data object models [S].2010.

[9] 李峰,謝俊,趙銀鳳,等.基于IEC 61850的智能變電站交換機IED信息模型[J].電力系統(tǒng)自動化,2012,36(7):76-79.

(責任編輯：楊秋霞)

Application and Test Analysis on the Delay Controllable Switch in Smart Substation

ZHANG Wen，ZHANG Baoshan，ZUO Qunye

(XJ Electric Co., Ltd, Xuchang 461000, China)

網(wǎng)絡(luò)延時的不確定性一直是智能變電站中使用網(wǎng)絡(luò)采樣和跳閘方案需要解決的技術(shù)難點，但是保護裝置可以利用合并單元固有延時和延時可控交換機計算的鏈路駐留總延時ΔT還原收到的多個間隔的采樣數(shù)據(jù)的發(fā)生時刻，完成采樣的同步處理。為了驗證延時可控交換機中精確延時算法和傳輸?shù)木群涂煽啃?，搭建了組網(wǎng)測試系統(tǒng)，對延時補償、數(shù)據(jù)流量精確控制、保護裝置的處理等功能、性能和可靠性進行了測試應(yīng)用分析。最后提出推薦的組網(wǎng)方案和主要的技術(shù)指標要求。

網(wǎng)絡(luò)延時；智能變電站；延時補償;交換機

The uncertainty of network delay is the technical difficulties in network sampling and trip scheme for smart substation. But the protection device can restore occurrence time of received sampling data at multiple intervals through merging unit inherent delay and the total delay ΔTof spaced link resides calculated by delay controllable switcher, then synchronized sampling is implemented. In order to verify the preciseness of time delay algorithm, transmission accuracy and reliability of delay controllable switcher, a network test system is built to compensate time delay, to precisely control data flow, to deal with such functions as protection device, and to testify and analyze its performance and reliability. In the end, the recommended network scheme and main requirements of technical index are put forward.

network delay; smart substation; time delay compensation; switcher

1007-2322(2015)04-0090-05

A

TM764

2014-09-17

張 文(1984—)，男，工程師，主要從事繼電保護及自動化產(chǎn)品的研發(fā)測試工作，E-mail:electricwen@163.com;

張保善(1983—)，男，工程師，主要從事電力系統(tǒng)自動化產(chǎn)品開發(fā)與測試工作，E-mail:zhangbaoshan@xjgc.com;

左群業(yè)(1975—)，男，高級工程師，主要從事電力系統(tǒng)通信及變電站自動化產(chǎn)品開發(fā)與測試工作，E-mail: zuoqunye@xjgc.sgcc.com.cn。