張文，韓悅，盧軍志，劉天祥，王龍飛，程克杰

（許繼電氣股份有限公司，河南許昌 461000）

電力專用交換機應(yīng)用于智能變電站的分析和驗證

張文，韓悅，盧軍志，劉天祥，王龍飛，程克杰

（許繼電氣股份有限公司，河南許昌 461000）

繼電保護裝置應(yīng)不依賴對時系統(tǒng)進行數(shù)據(jù)同步采樣和跳閘，網(wǎng)絡(luò)采樣和跳閘因為網(wǎng)絡(luò)延時不確定而不能應(yīng)用于智能變電站工程，鑒于電力專用交換機能精確控制和計算駐留延時，故其可作為解決此難題的技術(shù)方向。在電力專用交換機應(yīng)用中，通過智能變電站合并單元（MU）固有延時和鏈路駐留總延時還原間隔采樣數(shù)據(jù)的發(fā)生時刻，實現(xiàn)多間隔采樣同步，當駐留延時超過5ms時，繼電保護裝置會進行相關(guān)的閉鎖和報警?；诮M網(wǎng)測試系統(tǒng)，對延時補償、數(shù)據(jù)流量精確控制、保護裝置采樣同步處理等功能、性能和可靠性進行了分析，提出了組網(wǎng)方案和關(guān)鍵技術(shù)要求。

智能變電站；網(wǎng)絡(luò)延時；延時補償；交換機

0 引言

智能變電站的發(fā)展已經(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。智能變電站常用組網(wǎng)方案參見文獻［1-4］，新一代智能變電站相關(guān)規(guī)范和技術(shù)要求中，均要求“保護裝置應(yīng)滿足采樣值（SV）和面向通用對象的變電站事件（GOOSE）共口的應(yīng)用場合，采用直采直跳”，該種方式可以不依賴對時保證數(shù)據(jù)傳輸?shù)目煽啃?，但是所有變電站?shù)據(jù)無法實現(xiàn)信息共享。當過程層網(wǎng)絡(luò)中應(yīng)用電力專用交換機進行SV和GOOSE的傳輸時，既能不依賴對時保證數(shù)據(jù)傳輸?shù)目煽啃?，又能簡化網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，實現(xiàn)所有變電站過程層數(shù)據(jù)的信息共享。

目前，智能變電站遵循IEC61850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(zé)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)映射的制造報文規(guī)范（MMS）報文、網(wǎng)絡(luò)對時報文?！叭龑觾删W(wǎng)”已經(jīng)在實際工程中普遍應(yīng)用，本文重點對“三層兩網(wǎng)”模式下，過程層網(wǎng)絡(luò)使用電力專用交換機進行SV和GOOSE共網(wǎng)傳輸?shù)目煽啃?、主要性能指標和各種異常進行了應(yīng)用和測試分析。新一代智能變電站的標準和規(guī)范不支持組網(wǎng)模式，該技術(shù)的推廣應(yīng)用需要相關(guān)標準和規(guī)范的支持，并對主要技術(shù)指標進行明確說明。

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)報文大體可以分為單播、多播和廣播，單播報文包含有MMS，簡單網(wǎng)絡(luò)時間協(xié)議（SNTP）等，多播報文包含有SV，GOOSE，1588等，廣播報文主要是地址解析協(xié)議（ARP）?！叭龑觾删W(wǎng)”結(jié)構(gòu)中，過程層網(wǎng)絡(luò)中主要含有SV，GOOSE和1588等報文，工程應(yīng)用中，過程層網(wǎng)絡(luò)經(jīng)常采用虛擬局域網(wǎng)（VLAN）、靜態(tài)組播和組播注冊協(xié)議（GMRP）進行不同數(shù)據(jù)的分組和過濾［6］。進行分組過濾后，可以將SV和GOOSE數(shù)據(jù)進行對應(yīng)端口轉(zhuǎn)發(fā)和隔離，但由于交換機數(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。

采用電力專用交換機進行組網(wǎng)后，交換機根據(jù)SV和GOOSE的以太網(wǎng)報文標識進行數(shù)據(jù)的解析和隔離，再根據(jù)應(yīng)用標志（APPID）和目標介質(zhì)訪問控制（MAC）地址在應(yīng)用層進行分組和隔離，保證數(shù)據(jù)僅向需要的端口轉(zhuǎn)發(fā)，從而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)的駐留總延時并寫入SV報文內(nèi)，保護裝置利用MU固有延時和鏈路駐留總延時還原收到的多個間隔的采樣數(shù)據(jù)發(fā)生時刻，完成采樣值的同步處理。

1.2 延時標記方式

設(shè)收到第1幀以太網(wǎng)幀第1個bit時的時標為t1，發(fā)出第1幀以太網(wǎng)幀第1個bit時的時標為t2，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2種做法。

方式1：Δt寫入SV報文的2個保留字段Reserved1，Reserved2［7］。

方式2：Δt寫入SV報文MU固有延時的品質(zhì)位。

采用這2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2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 62351-7—2010［8］中已經(jīng)作為安全性字段使用，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變電站配置描述（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按方式2進行測試和應(yīng)用。

2 交換機原理和關(guān)鍵技術(shù)

2.1 電力專用交換機原理

電力專用交換機采用分組傳送網(wǎng)（PTN）技術(shù)，支持12路100 M和4路1 000 M光口，主要采用PWE3技術(shù)承載各種業(yè)務(wù)（如Ethernet，TDM，ATM，F(xiàn)R等），PWE3是一種在分組交換網(wǎng)絡(luò)（PSN-Packet Switch Network）上模擬各種端到端的二層業(yè)務(wù)機制，其工作原理如圖1所示，不同的業(yè)務(wù)由不同的偽線PW（Pseudo Wire）來承載，可以根據(jù)需要對每個PW進行設(shè)置，如帶寬、服務(wù)質(zhì)量（QoS）、保護等，多個PW封裝到一個通道LSP（Label Switch Path）里面，并由其實現(xiàn)業(yè)務(wù)的端到端傳送。PW所承載的數(shù)據(jù)業(yè)務(wù)對PTN網(wǎng)絡(luò)是不可見的，利用PWE3的目的是希望以盡量少的功能，按照給定業(yè)務(wù)的要求仿真線路。［9］

圖1 PWE3工作原理圖

2.2 關(guān)鍵技術(shù)

電力專用交換機采用特殊的數(shù)據(jù)處理機制和專用技術(shù)，采用的關(guān)鍵技術(shù)包括虛專線、層次化的OAM、端到端的QoS等［10］。虛專線是一種端到端的二層以太網(wǎng)業(yè)務(wù)承載技術(shù)，屬于點對點方式的L2VPN，通過虛專線實現(xiàn)數(shù)據(jù)的可靠傳輸，很容易解析網(wǎng)絡(luò)中每條報文的對應(yīng)關(guān)系，根據(jù)網(wǎng)絡(luò)中報文的種類以及流量，為其分配恰當?shù)膸?，并指定?yōu)先級，不僅優(yōu)化了設(shè)備的資源管理，也提高了設(shè)備的信息傳輸效率以及網(wǎng)絡(luò)性能，詳細測試數(shù)據(jù)和性能指標參見第3章節(jié)。交換機報文轉(zhuǎn)發(fā)過程如圖2所示，交換芯片和現(xiàn)場可編程門陣列（FPGA）協(xié)同完成數(shù)據(jù)的轉(zhuǎn)發(fā)與控制。交換機對智能變電站過程層數(shù)據(jù)進行解碼，根據(jù)以太網(wǎng)類型碼找出SV報文（0x88BA），交換機級聯(lián)時該延時字段逐級累加。本文提及的新研制交換機所使用的FPGA的時間精度為8 ns，對所有數(shù)據(jù)進行無延時轉(zhuǎn)發(fā)，當報文發(fā)送到交換機端口后，首先被FPGA捕獲，F(xiàn)PGA打上入口時間戳t1，填在SV第1個通道的Q字段中，然后進行標簽轉(zhuǎn)發(fā)，該幀SV在FPGA發(fā)送時打上時間戳t2，Δt填在相應(yīng)的字段中，并去除內(nèi)部封裝數(shù)據(jù)進行發(fā)送。

圖2 報文轉(zhuǎn)發(fā)過程

本文提及的新研制交換機所使用的FPGA的時間精度為8 ns，對所有數(shù)據(jù)進行無延時轉(zhuǎn)發(fā)，當報文發(fā)送到交換機端口后，首先被FPGA捕獲，F(xiàn)PGA打上入口時間戳t1，填在SV第1個通道的Q字段中，然后進行標簽轉(zhuǎn)發(fā)，該幀SV在FPGA發(fā)送時打上時間戳t2，Δt填在相應(yīng)的字段中，并去除內(nèi)部封裝數(shù)據(jù)進行發(fā)送。

2.3 數(shù)據(jù)流量控制

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，根據(jù)優(yōu)先級和VLAN對所有報文按實際工程應(yīng)用進行SV和GOOSE數(shù)據(jù)的轉(zhuǎn)發(fā)和交換。交換機各個端口轉(zhuǎn)發(fā)的數(shù)據(jù)能夠保證與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)，從而對網(wǎng)絡(luò)中的數(shù)據(jù)流量進行精確控制，保證有效數(shù)據(jù)更快速和高效地轉(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(fēng)暴下對正常網(wǎng)絡(luò)傳輸?shù)挠绊憽?/p>

3 主要性能測試

電力專用交換機在智能變電站過程層網(wǎng)絡(luò)中的應(yīng)用，必須滿足過程層裝置和網(wǎng)絡(luò)的功能性能以及可靠性要求，因此，電力專用交換機的關(guān)鍵性能指標應(yīng)包括以下幾點：（1）采用延時標記精度；（2）電力專用交換機對保護裝置的影響；（3）雙網(wǎng)切換；（4）網(wǎng)絡(luò)壓力等。為了對上述關(guān)鍵性能指標進行測試驗證，依據(jù)相關(guān)國網(wǎng)標準以及實際智能站的網(wǎng)絡(luò)規(guī)模和要求，專門搭建了電力專用交換機典型測試環(huán)境。

按照該模型搭建的測試系統(tǒng)能真實模擬較大規(guī)模的500 kV智能變電站，特點如下。

（1）考慮到500 kV 3／2接線中各個串之間無數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)發(fā)，且500 kV母線保護需要采集的量值及需要跳開的斷路器沒有220 kV母線保護多，故網(wǎng)絡(luò)壓力及雪崩試驗放在220 kV母線保護網(wǎng)絡(luò)上考核，220 kV側(cè)過程層網(wǎng)絡(luò)測試環(huán)境如圖3所示。

圖3 單網(wǎng)典型測試環(huán)境

（2）220 kV共有14條出線，考慮到增加網(wǎng)絡(luò)負載，該模型上220 kV母線保護共接收24個元件的電流以及2組母線電壓。

3.1 交換機延時標記精度測試

3.1.1單端口延時精度

合智一體裝置通過2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1～100M背景SV數(shù)據(jù)流量，通過時標精度能達到1 ns的高精度網(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。

測試過程中，分別在常溫和高低溫下對同一交換機、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400 ns；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400 ns，測試數(shù)據(jù)見表1。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)延時標記的正確性進行測試，解決了交換機剛上電時延時標記不正確，導(dǎo)致保護裝置誤報警的問題。

表1 單級交換機時延精度

3.1.2多端口匯聚延時精度

如圖3所示，所有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300μs，交換機延時標記精度最大為400 ns，與單端口延時標記精度一致。3.1.3環(huán)境試驗

根據(jù)Q／GDW 1845—2012《智能變電站網(wǎng)絡(luò)交換機技術(shù)規(guī)范》［11］的要求，在高低溫和電磁兼容環(huán)境下對交換機數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)發(fā)和延時標記精度等主要性能進行了測試，交換機運行穩(wěn)定，各項測試數(shù)據(jù)和主要性能指標與正常環(huán)境下的性能指標一致。

3.2 電力專用交換機對保護裝置性能的影響

采用電力專用交換機進行采樣數(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和SV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［12］。

母差保護跳閘，24個元件同時動作，開關(guān)同時變位情況下，下行母線跳閘GOOSE的最大延時為178μs，為保證實時性，IEC 61850規(guī)定數(shù)據(jù)在過程總線上傳輸時應(yīng)具有可測算的確定延時以及在最壞情況下的延時極值，GOOSE報文（快速報文）和SV報文（原始數(shù)據(jù)報文）應(yīng)在3ms內(nèi)完成傳輸［12］。該測試條件下，實測的GOOSE跳閘命令的網(wǎng)絡(luò)傳輸延時最大178μs（穿越4層交換機），滿足要求。

分別在網(wǎng)絡(luò)中施加正常的SV和GOOSE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以及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，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2。

表2 保護動作時間 ms

3.3 雪崩測試

智能變電站發(fā)生雪崩事故時，對過程層網(wǎng)絡(luò)應(yīng)對突發(fā)數(shù)據(jù)的能力要求較高，過程層交換機的級聯(lián)端口轉(zhuǎn)發(fā)壓力最大，為此12端口交換機級聯(lián)端口可采用1000Mbit／s速率。國網(wǎng)標準要求當SV采用組網(wǎng)或與GOOSE共網(wǎng)的方式傳輸時，用于母線差動保護或主變差動保護的過程層交換機宜支持在任意1000M網(wǎng)口出現(xiàn)持續(xù)0.25ms（為80點采樣速率時的1個采樣周期）的2000M突發(fā)流量時不丟包［11］。

模擬網(wǎng)絡(luò)中23組SV、69組GOOSE同時變位，以雪崩時每個間隔的智能終端同時有3組（母差23個元件，合計69組）GOOSE變位為例，實際測試結(jié)果及分析見表3。

表3 雪崩試驗情況下測試數(shù)據(jù)

在該突發(fā)流量下交換機不會出現(xiàn)丟幀現(xiàn)象，依照廣東電網(wǎng)雪崩試驗標準：每秒200個開關(guān)變位，持續(xù)5min，過程層網(wǎng)絡(luò)無丟失報文及錯誤轉(zhuǎn)發(fā)報文的現(xiàn)象，系統(tǒng)的同步性能正常。

模擬SV和GOOSE短時超過100M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100M數(shù)據(jù)流量后，保護裝置會出現(xiàn)無法正確動作和跳閘，同時提示采樣異常的現(xiàn)象。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4所示，在長時間模擬SV和GOOSE超過100M數(shù)據(jù)流量后，保護裝置經(jīng)電力專用交換機監(jiān)視到的雙網(wǎng)鏈路和同步狀態(tài)均正常，延時穩(wěn)定，未出現(xiàn)丟幀和數(shù)據(jù)抖動現(xiàn)象。由于測試過程中，還曾經(jīng)模擬SV數(shù)據(jù)品質(zhì)無效，因此品質(zhì)無效原因為2。

圖4 SV實時監(jiān)視狀態(tài)

3.4 雙網(wǎng)功能測試

采用組網(wǎng)方式進行采樣和跳閘方式時，為防止單一網(wǎng)絡(luò)異常導(dǎo)致保護功能受到影響，工程應(yīng)用一般按雙網(wǎng)冗余配置。在圖5所示試驗環(huán)境下進行模擬測試時，也按照用于雙網(wǎng)搭建測試環(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。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(fēng)暴；（4）時鐘異常。

圖5 雙網(wǎng)應(yīng)用測試

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)誤動作或誤報警，只有2個網(wǎng)絡(luò)均同時出現(xiàn)異常時，保護裝置才閉鎖保護，同時進行報警提示。

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(dǎo)致采樣異常、閉鎖保護，如圖6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)采樣異常和誤報警。

圖6 采樣數(shù)據(jù)異常波形

3.5 網(wǎng)絡(luò)壓力測試

對網(wǎng)絡(luò)中的訂閱和非訂閱的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(fēng)暴報文（網(wǎng)絡(luò)風(fēng)暴情況下，不影響正常的SV數(shù)據(jù)的延時標記精度）。

（1）施加非訂閱GOOSE，SV，ARP和PTP等類型的報文，注入100%流量進行測試，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1%～100%流量進行測試，模擬區(qū)內(nèi)故障，保護能正確動作，并正確上送后臺。

（3）模擬網(wǎng)絡(luò)中組播報文增加和減少，交換機路由表發(fā)生變化后交換機對數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)發(fā)的正確性。

（4）模擬單端口收發(fā)超過100M數(shù)據(jù)流量后，交換機對有效數(shù)據(jù)和高優(yōu)先級數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)發(fā)、保護裝置對異常數(shù)據(jù)處理的正確性。實際測試過程中，交換機能按照正常的設(shè)置進行轉(zhuǎn)發(fā)，保護裝置能夠給出報警提示，不會出現(xiàn)誤動作。

4 應(yīng)用案例

新一代智能變電站建設(shè)中，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，將交換機更換成電力專用交換機后（如圖7所示，圖中GIS為氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備），可以精簡過程層直連部分的光纖連線，實現(xiàn)所有數(shù)據(jù)的共網(wǎng)和共享，同時又不依賴外部對時。

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1根光纖接入，根據(jù)合智一體裝置（合并單元、智能終端合并）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)接入在智能變電站中已經(jīng)得到推廣應(yīng)用。目前、配合測試的母線保護還不支持千兆口接入，需研發(fā)支持千兆口數(shù)據(jù)的母線保護，采用電力專用交換機進行組網(wǎng)后，為廣域保護提供數(shù)據(jù)支持。

圖7 GOOSE和SV共網(wǎng)結(jié)構(gòu)

5 結(jié)論

采用電力專用交換機后，在精簡網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的同時，解決了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?，又可以實現(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，可以進行推廣應(yīng)用。本文重點從“三層兩網(wǎng)”組網(wǎng)結(jié)構(gòu)中的過程層網(wǎng)絡(luò)進行了應(yīng)用和測試的分析，測試了電力專用交換機的最大標記精度為400 ns，經(jīng)過測試驗證完全滿足繼電保護的性能要求，由于目前無相關(guān)的應(yīng)用和標準要求，本文中的測試方法、試驗數(shù)據(jù)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(fù)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(dǎo)則［S］.

［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.500 kV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.

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［11］Q／GDW 1845—2012智能變電站網(wǎng)絡(luò)交換機技術(shù)規(guī)范［S］.

［12］DL／T 860.10—2006變電站通信網(wǎng)絡(luò)和系統(tǒng)第5部分：功能通信要求和裝置模型［S］.

（本文責(zé)編：白銀雷）

TN 916.43

：B

：1674-1951（2015）06-0013-05

張文（1984—），男，安徽阜陽人，工程師，從事繼電保護及自動化產(chǎn)品的測試技術(shù)、測試方法的研究和科研產(chǎn)品的研發(fā)測試工作（E-mail：electricwen＠163.com）。

2015-01-27；

2015-04-28

韓悅（1986—），女，河南周口人，助理工程師，從事電力系統(tǒng)通信及變電站自動化產(chǎn)品開發(fā)與測試方面的工作（E-mail：1379215791＠qq.com）。

盧軍志（1987—），男，吉林伊通人，助理工程師，從事電力系統(tǒng)通信及變電站自動化產(chǎn)品開發(fā)與測試方面的工作（E-mail：270513271＠qq.com）