110kV大侣智能变电站自动化系统的设计与应用

许伟国 杜奇伟 魏 勇 宋小会

（1.浙江绍兴电力局调度所，浙江 绍兴 312000；2.浙江省电力公司，杭州 31000；3.许继电气股份有限公司技术中心，河南 许昌 461000）

智能变电站技术应用是当前输变电建设领域的热点，网络化保护控制技术是其核心技术基础，变电站二次系统具备了网络化的特征[1]，围绕该基础的各技术实现模式的智能变电站工程得以实施。110kV大侣变电站是浙江省智能变电站的试点工程，工程目的是在220kV外陈和500kV兰溪变电站基于IEC61850自动化系统建设试点应用的基础上，扩大变电站智能设备的应用范围，重点实现电子式互感器的工程应用。电子式互感器的应用使保护进入了智能化时代，而实现数字保护的关键技术之一是通信同步技术[2]。本工程采用IEC61850-9-2组网以及 GOOSE通信方式，实现保护测量及计量的采样、监控联闭锁、保护跳合闸、起动、闭锁等变电站二次系统分布功能，取代传统电缆连线的二次回路，使从事变电站二次系统设计、运行维护人员的二次回路概念发生了巨大的变化，实现变压器、开关、自动化系统网络通信的在线故障检测和状态评估以及程序化倒闸操作，为浙江电网220kV及以上智能/数字化变电站工程应用积累了经验。

智能变电站自动化系统过程层采用共网传输方式的网络流量及传输时延等特性已有文献进行了详细的分析[3]，本文重点对大侣变工程中的部分关键技术进行应用分析，如SV+GOOSE+IEEE1588共网传输技术应用、不同原理电子互感器应用、通信时钟同步技术应用、动态组播技术应用等。

1 SV+GOOSE+IEEE1588共网传输技术应用

大侣变智能变电站自动化系统基于 IEC61850标准，按过程层、间隔层和站控层“三层二网”结构设计[4-6]（见图 1）。过程层网络采用“SV+GOOSE+ IEEE1588”共网方式，简化了网络结构、节省大量光纤、减少了交换机数量。电子式互感器通过合并单元采用IEC61850-9-2组网方式与间隔层设备通信，分析共网模式对保护特性的影响，重点实现保护的通信同步技术实用化功能。将测控的 I/O和保护操作箱合一智能终端安装在就地开关端子箱，采用 GOOSE通信实现启动失灵、母差、线路及主变保护跳闸等保护分布功能；为简化网络配置，实现组播流量优化，过程层交换机和二次设备支持动态组播协议（GMRP）和IEEE1588高精度冗余网络对时方式，着重研究适应于变电站自动化系统的扩建与改造的网络配置；110kV保护、测控和电度表通过IEC61850-9-2网络采样，电压切换由保护、测控和电度表自动处理，电能表采集电量信息采用 MMS协议送电能量采集终端（ERTU）。网络通信同步技术的实现方法与相关设备的容错性、稳定性和可靠性是本次工程能否成功应用的关键。

图1 大侣变自动化系统网络结构

变电站一次常规断路器和刀闸位置和控制信号通过电缆与就地安装智能终端连接，实现就地数字化，智能终端通过光纤采用 GOOSE协议与二次系统通信，取代保护、控制与开关、刀闸和变压器一次设备二次回路（见图2）。

10kV系统配置借鉴 220kV及以上智能变电站工程中的35kV系统的应用积累经验。10kV保护测控和计量装置就地安装在开关柜中，采用常规电压互感器输出100V供保护测控和计量采样；10kV电流互感器采用多组小功率模拟输出的电子互感器，电流互感器三组小功率模拟输出供保护测控（150mV）、母差保护（150mV）和计量电能表（4V）装置采样；按母线分段配置了两个厂家的分布式母差保护，将互感器的模拟输出转换为数字信号，接入10kV母差保护，母差保护动作出口采用GOOSE快速报文机制与各间隔保护通信实现；具备顺控操作的功能，提高操作效率；10kV保护测控及计量装置对时采用SNTP网络通信对时；接地选线功能的实现由 10kV线路间隔将零序电流采样值通过GOOSE通信送消弧线圈控制装置，通过判断过渡接地电阻过程中各间隔零序电流变化值识别接地线路（见图3）。

图2 110kV一次设备与二次系统连接图

图3 10kV一次设备与二次系统连接图

2 不同原理电子互感器应用

变电站110kV电压等级按220kV电压等级进行保护配置，为实现110kV系统双套保护配置方案，电子互感器远端模块和合并单元设计独立的双套采样回路设备，着重研究纯光纤、电子式、常规互感器的配合对保护的影响。变电站110kV线路和桥电子式互感器采用罗氏原理电流电压组合型互感器，避免电流电压互感器同步问题，主变套管电流互感器采用全光纤互感器配置方案，进行纯光与电子式互感器配合对母差保护试点；110kV线路光差保护一端采用电子式互感器，另一端采用常规互感器，对其配合对线路保护的影响进行研究；10kV电流互感器采用小功率模拟输出电流互感器，电压互感器采用常规互感器，对主变各侧纯光、电子式、普通互感器的配合对主变保护的影响进行试验研究（见图4），上述各种类型互感器配合使用对继电保护的影响情况将另文详述。

图4 纯光纤、罗氏线圈和普通互感器与保护配置

3 通信同步时钟源设计

变电站采用电子式互感器，当合并单元的时钟同步异常引起失步时，将直接导致保护闭锁，影响合并单元失步的主要原因是由卫星时钟同步装置（GPS）无时间源输出或输出时间源抖动。因此，为避免因卫星时钟同步装置输出时钟源信号异常引起合并单元失步，设计将卫星时钟同步装置由时间和时钟源二部分组成，其中时间与卫星的时间同步一致，时钟源如IEEE1588 /IRIG-B输出则必须稳定可靠，不允许产生持续的抖动或无时钟源输出。

设计满足智能保护通信同步的GPS应具备：

1）上电以后，在捕获到卫星信号之前，靠自带的RTC时钟来提供1PPS秒脉冲。在经过一段时间装置捕获到卫星信号之后，立即同步到GPS标准时钟，由于内部时钟与GPS标准时钟之间不可能完全同步，同时GPS模块在刚捕获到卫星的初期也有一个调整的过程，所以同步至GPS标准时钟的过程中必然会产生1PPS的抖动。

2）在GPS模块持续收到卫星的时间大于5min，或者收到 3颗星的时间大于 10s，GPS模块提供的标准 1PPS就稳定了，此后装置进入“平滑调整”的模式：不论GPS模块因为何种原因出现1PPS的抖动，包括卫星丢失之后再重新捕获，装置都采用缓慢跟踪的方式，每秒钟调整的偏差不超过 3μs，以保证输出的1PPS非常平滑，不会跳变。

3）在GPS卫星丢失之后，装置进入守时模式，守时期间每秒的秒长取的是此前64s秒长的平均值。因此只要GPS收星并稳定输出64s以上，装置的守时精度实测可达到1h不超过55μs。

对时装置主备切换方法：正常情况下，双GPS时钟源一台处于 ACTIVE状态，另外一台处于PASSIVE状态，处于PASSIVE状态的时钟源不发送对时报文，但是接收和监视ACTIVE时钟源的对时报文。如果ACTIVE的时钟源故障无法发出对时报文，PASSIVE的时钟源在一定的时间内收不到ACTIVE的时钟源的对时报文，将自动转为ACTIVE状态开始发送对时报文。防止两个时钟源来回切换，同时可以保证系统内有惟一时钟源会发出对时同步信号。双GPS天线和对时装置的主备配置大大提高了智能变电站内的对时可靠性，为避免主备时钟源输出不一致导致切换过程中抖动，要求主备卫星时钟同步装置的时钟源输出同步。对采用 IEEE1588 V2时钟源，主备时钟源和交换机切换抖动之和时间小于引起合并单元失步最大允许抖动值和持续的时间。交换机在 IEEE1588时钟源主备切换过程中交换机的抖动时间应小于1μs。

智能变电站的保护控制功能实现要求各合并器（MU）输出的电流、电压信号必须严格时间同步，在系统失步或者从失步到寻同步的转换过程中，为确保继电保护行为的正确性，应当退出或者闭锁相应的保护功能，下面以大侣变的主变差动保护为例进行说明。在动模试验中，通过对网络通信记录进行分析发现，MU从失步状态向同步状态转换过程中，主变差动保护出现两次出口。

1）开始阶段未置同步采样标志时，MU输出采样值出现跳变，差动保护出口。

2）进入同步阶段置同步采样标志后，MU输出采样值再次出现跳变，差动保护出口。

为避免保护误动，保证各侧MU都可靠同步后再开放保护，将MU发送同步标志的时间应当做延时处理：当MU收到同步秒脉冲时，MU将收到的采样值经插值算法（软件同步）算出后，在工频80点，每秒4000点的采样率下，将计数器更改为3998或者3999（具体选择3998或3999根据插值算法而定），如图5所示，其下一帧报文的计数器更改为0，在2s后将报文置同步，并开始根据外时钟源的秒脉冲定时清零计数器。

图5 采样值同步示意图

大侣变过程层网络对时方案采用IEEE1588 V2协议，系统结构如图6所示，冗余配置的卫星对时装置作为整个对时系统的时钟源，以太网交换机作为透明时钟，其他 IED设备作为从时钟，通过IEEE1588网络对时方法，IED设备与主时钟进行对时同步，从而保证了各个IED设备之间的同步。以太网交换机作为透明时钟，消除了网络报文转发交换环节对时间同步系统的影响，从而能够实现较高的同步精度。

图6 基于IEEE1588的对时结构图

本工程方案中，IEEE1588对时采用IEEE802.3和 P2P模式，主时钟装置通过周期性发送sync,follow_up报文来给 IED设备对时，sync对时报文的发送间隔缺省为2s。IED设备和交换机端口之间通过 Path_Delay_Req，Path_Delay_Resp，Path_Delay_Resp_Follow_Up报文的交互来实现路径延时的测量和修正。

4 动态组播协议应用

虚拟局域网（VLAN）将局域网设备从逻辑上划分成一个个网段（或者说是更小的局域网），如图7所示，从而实现虚拟工作组内部的数据通信。交换机对于组播报文如果不进行动态过滤，就将以广播的方式发送，因此组播也应和广播报文一样被限制在VLAN内部传输。

图7 VLAN示意图

交换机 VLAN划分为基于端口、MAC地址和协议3种，由于变电站IED装置一般不需要移动和频繁变更，交换机VLAN划分一般基于端口，因此，考虑变电站新增间隔，交换机配置应按远景规划进行VLAN划分，同时需要考虑交换机各VLAN配置中留有足够的备用端口，避免因端口故障处理造成同一交换机其他端口上正常保护控制设备的停运。

组播注册协议（GMRP）是基于 GARP的一个组播注册协议，用于维护交换机中的组播注册信息，GMRP和GARP都是由IEEE802.1P 定义的工业标准协议（GARP现已纳入 IEEE802.1D）。所有支持GMRP的交换机都能够接收来自其他交换机的组播注册信息，并动态更新本地的组播注册信息，同时也能将本地的组播注册信息向其他交换机传播。这种信息交换机制，确保了同一交换网内所有支持GMRP的设备维护的组播信息的一致性。

当一台IED装置需要加入某个组播组时，它将发出 GMRP“加入”（join_in）消息，交换机将接到GMRP“加入”消息的端口加入到该组播组中，并在接收端口所在的 VLAN中广播该 GMRP“加入”消息，VLAN中的组播源就可以知晓组播成员的存在。当组播源向组播组发送组播报文时，交换机就只把组播报文转发给与该组播组成员相连的端口，从而实现在VLAN内的二层组播。此外，交换机会周期性发送 GMRP查询，如果 IED装置希望留在组播组中，它就会响应GMRP查询，在该情况下，交换机没有任何操作；如果IED装置不希望留在组播组中，那么它既可以发送一个 GMRP“离开”（leave）信息，也可以不响应周期性GMRP查询。一旦交换机在计时器设定期间收到 IED装置“离开”信息或没有收到查询响应信息，它便从组播组中删除该IED装置。

图8 智能设备的GMRP组播过滤机制

智能设备采样值的组播过滤机制如图8所示。组播源（合并单元）无需支持GMRP，它发出采样值数据以后，如果交换机的全局 GMRP设置未打开（Global GMRP=off），交换机就将像处理广播信息一样把组播数据在同一个 VLAN里面广播出去；变电站故障录波装置和记录分析系统需要监听过程层的SV和GOOSE以及网络对时报文，交换机应设计在GMRP协议开启时满足故障录波装置和记录分析系统监听，在本工程中，交换机被设计为当端口的GMRP功能Disable时，网络上的所有组播报文将从这个端口全部发送，不需接收装置支持GMRP，这比较适用于不支持GMRP功能的录波器和网络分析仪；如果全局GMRP设置打开（Global GMRP=on），端口的GMRP功能Enable时，则只有当装置发送“加入”报文加入该采样值所指定的组播组，该装置才能收到采样值数据。一个端口（或一台装置）可以通过“加入”报文加入多个组播组，这可以满足像母差保护这样的装置对多个间隔合并单元SV数据的需要。

5 智能网络分析技术应用

智能变电站技术使二次回路概念发生了巨大的变化。如何验证自动化系统网络通信的“二次回路”是否正确，确保智能变电站自动化系统网络通信正确可靠；如何实现自动化系统异常及故障的全过程的追忆，提供运行维护人员网络通信过程可视化工具，辅助运行维护人员快速、准确定位故障原因，已成为智能变电站迫切需要解决的课题。智能变电站的网络通信分析技术，俗称“黑匣子”[7]，通过监听记录自动化系统网络通信报文，并对记录的通信协议进行分析[8]，可视化重现变电站自动化系统网络通信的全过程，进而准确定位和分析变电站自动化系统的故障原因[9]，为运行维护人员迅速排查故障提供有效的辅助手段，消除自动化系统存在的安全隐患。由于智能变电站故障录波采用合并单元计数器和保护 GOOSE报文中的新事件时标进行电网故障分析，导致无法对二次系统网络通信过程中的时延、中断和抖动等通信传输异常及故障问题开展深入分析，为此，本工程进行变电站自动化系统网络通信的在线故障检测、预警和状态评估课题研究，结合智能故障录波系统，实现电网故障以及网络通信故障情况下保护动作行为的定量分析。

6 结论

本文围绕大侣智能变电站工程从三网合一、不同原理互感器混合应用、通信系统时钟同步、动态组播（GMRP）、智能网络分析等技术应用角度详细分析了技术方案，对智能变电站建设做了极具参考价值的技术应用探索。

智能变电站系列新技术应用使得原有的设计、调试、运行和维护模式都发生了重大变化，传统的电力系统传统的保护、自动化和计算机专业划分已无法满足智能变电站运行维护对复合型人才的需求，因此必须打破目前保护、监控和计算机专业传统管理模式，培养具备保护、监控和网络通信知识的复合型人才已成为当务之急。

[1]王锐,张清枝.变电站网络化二次系统关键技术研究及应用[J].电力系统保护与控制,2009,38(8).

[2]沈国荣,黄健.2000年国际大电网会议系列报道—通信技术是变电站自动化的关键[J].电力系统自动化,2001,25(10):1-5.

[3]魏勇.基于IEC61850-9-2及GOOSE共网传输的数字化变电站技术应用与分析[J].电力系统保护与控制,2010,38(24).

[4]IEC 61850-8-1 Communication networks and systems in substations:Part 8-1 specific communication service mapping (SCSM)--mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2)and to ISO/IEC 8802-3.2003.

[5]IEC 61850 Communication networks and system in substation.

[6]何卫,王永福,繆文贵.IEC 61850深层次互操作试验方案[J]. 电力系统自动化,2007,31(6):103-107.

[7]许伟国,蒋晔,张亮.数字化变电站中网络通信“黑匣子”的设计与应用[J].电力系统自动化,2008,32(17).

[8]李俊刚.故障录波装置中 IEC61850标准的研究与应用[J].电力系统保护与控制,2010,38(8).

[9]许伟国,张亮.数字化变电站网络通信在线故障诊断系统的设计与应用[J].电力自动化设备,2010,30(6).