智能变电站过程层数据共网可靠性研究

卢 岩，宋 玮，于同伟，张武洋

0 引言

IEC61850 变电站通信网络和系统标准是按照变电站自动化系统所要实现的监视、控制和继电保护三大功能需求，将智能变电站划分为过程层、间隔层和站控层［1～3］。智能变电站与传统变电站最重要区别之一在于增加了过程层网络，将传统变电站中间隔层的数据采集、开关量输入输出等模块下放到过程层实现，增加了合并单元(MU)、智能终端、过程层交换机等智能电子装置(IED)，利用光纤传输报文取代了传统的硬接线方式。过程层与间隔层设备的信息交互可以采取直采直跳或组网的方式实现，当采用过程层组网方式时，全站IED 设备必须首先同步时钟，以保证过程层传输的采样值和GOOSE 信息的实时性和可靠性，从而保证变电站正常运行的可靠性［4，5］。

本文在智能变电站过程层“三网合一”试验的基础上，针对智能变电站过程层环网(过程层网络经多级交换机级联形成)环境下采样值、GOOSE 报文的传输延时和保护整组动作时间等进行试验研究，分析过程层报文传输可靠性及IEEE1588 对时应用技术的可靠性，为智能变电站网络延时提供试验依据。

1 采样值报文传输延时、抖动测试及可靠性分析

电力系统实时状态分析和控制策略制定都要依赖于电力系统信息量的实时采集，对于过程层采用“三网合一”实现保护测控等安全自动装置采样的智能变电站，由于合并单元发送的采样值经过程层网络上送至间隔层的保护测控等安全自动装置，由此带来的过程层网络对采样值信息的网络延时将会影响间隔层设备动作的准确性［6，7］，所以针对网络采样的网络传输延时的测试研究是必要的。将对采样值报文的网络传输延时测试的测试接线图、测试内容和测试结果进行分析，为智能变电站网络化采样值传输提供试验数据。

在所有保护中，母差保护的工作条件最为严酷，因为母差保护要接收母线上所有间隔的采样值报文，而在环网环境中，不同间隔的MU 将采样值报文传送到母差保护所经过的交换机级数不同，带来的传输延时也会有差异。不同的传输延时是否会影响保护同步采样从而影响保护正确判别及动作是重点关注的内容。因此测试以母差保护为例。

1.1 测试接线图

测试接线图如图1 所示。为了排除设备互操作性的影响，选取国内三家知名品牌的10 台交换机组成环网，级联端口均为千兆口，其他端口为百兆口，环断点在1 号与10 号交换机之间。采用精确时钟协议IEEE1588 为所有设备对时，合并单元发送的采样值要经过10 层交换机才能到达保护装置，利用网络报文分析仪来监视采样值经过10级交换机的传输延时及抖动情况。

图1 采样值报文传输延时测试接线图Fig．1 Sample message transmission delay test

1.2 测试结果及可靠性分析

测试结果如图2 所示。

图2 采样值经10 台交换机延时分布概率图Fig．2 Distribution probability of sample value transmission delay after 10 switches

MU 固定以每秒4 000 帧报文的频率向上发送采样值信息，即相邻两帧报文间隔为250 μs。通过试验可以看出，在过程层组网方式下，采样值经过10 台级联交换机时，网络传输延时大致分布在90 ～140 μs 范围内，大部分采样值的延时在121 μs 左右。

从试验结果来看，在三网合一的条件下，如果经过的级联交换机数量过多，则采样值传输延时较大，当交换机数量达到20 级时，延时则达到240 μs 左右，甚至差出一个采样点。对于本间隔保护、测控、PMU、故障测距、电度表等影响不大但是可能会对跨间隔保护的间隔层设备的正确运行造成影响。

2 跳闸报文传输特性测试及可靠性分析

2.1 GOOSE 报文传输延时测试

智能变电站将传统保护的模数转换、开关量输入输出功能下放到过程层设备中。传统变电站中开关量的输入、输出信息通过电缆传输，几乎是无延时的、直观可靠的。而现在模拟量采集、跳合闸依靠通信网络传输。基于IEC61850 的变电站自动化，由电流、电压互感器传送给保护、测控装置的实时采样信息和保护单元发送给现场开关保护信号的信息传输时间需求最高，要求小于2 ms。尤其对于母差保护，必须接收母线上所有间隔的启动母差信号，必须考虑所有间隔启动报文或心跳报文同时到达的极限情况［8］。如果不能保证网络的安全性、实时性，完全有可能引起误动、拒动，甚至造成灾难性的后果［9，10］。所以，对三网合一方式下GOOSE 跳闸报文传输的延时进行测试是十分必要的。

将对GOOSE 报文的网络传输延时测试的测试接线图、测试内容和测试结果进行分析，为智能变电站网络化跳闸提供试验数据。

2.1.1 测试接线图

测试接线图如图3 所示。为了排除设备互操作性的影响，同样选取3 种不同品牌的交换机5台，将它们的千兆口级联，采用精确时钟协议IEEE1588 为所有设备对时。母差保护装置发出的GOOSE 信息由分光器分两路，一路送至报文分析仪，另一路送至第一级交换机，经过5 级交换机后将报文发送给智能操作箱。报文分析仪监测GOOSE 信息到达每一级交换机的时间，随机记录10 组数据。

图3 GOOSE 传输延时测试接线图Fig．3 GOOSE transmission delay test

2.1.2 测试结果及可靠性分析

测试结果如图4。报文经过每一级交换机的延时在5 ～7 μs 左右，从母差发出GOOSE 报文到第一级交换机级联口接收、处理并转发出去经过了42 μs 左右的时间，因为GOOSE 报文长度为500 字节，经过百兆口传输需要40 μs，交换机得到数据后解析出目标地址，发送级联口需要2 μs时间。因此实测数据和理论数据吻合。从保护发出GOOSE 报文到末级交换机接收并转发出此报文的总延时大概为66 μs。

图4 经五级交换机GOOSE 传输延时Fig．4 GOOSE transmission delay after 5 switches

由以上测试结果，给出交换机千兆级联时，随交换机级数的增加，GOOSE 信息传输延时的理论值如图5 所示。

图5 经多级交换机GOOSE 传输延时理论值Fig．5 Theoretical value of GOOSE transmission delay after several switches

GOOSE 信息由交换机带来的传输延时在μs级，满足IEC61850 对变电站跳闸信息传输的时间需求。所以，在网络环境下，交换机千兆级联时，GOOSE 传输延时满足变电站的运行要求。

2.2 保护跳闸整组时间测试

GOOSE 报文网络延时性能在工程应用中体现在保护动作整组时间上，所以我们以母差保护测试为例，通过试验测试过程层交换机组环网方式下保护动作跳闸的整组时间，分析由于网络带来的GOOSE 传输延时对保护跳闸输出的快速性、安全性和可靠性影响。

2.2.1 测试接线图

测试接线图如图6。为了测试不同厂家的保护装置动作时间，试验采用了4 个不同厂家的智能操作箱和保护装置，编号为1，2，3，4 不同品牌的交换机，其中10 台交换机千兆级联组成环网，环断点在1 与10 之间，所有设备采用精确时钟协议IEEE1588 对时。分别测试每个厂家的保护装置依次发跳闸GOOSE 命令给每一台智能操作箱，利用报文分析仪监视并记录保护动作的时间，重复测试多次求平均值。

图6 保护动作时间测试接线图Fig．6 Whole protection trip time test

2.2.2 试验结果及可靠性分析

试验得到各保护厂家母差保护对应跳自家智能操作箱的整组时间分布图如图7 所示，母差保护动作的整组时间在30 ～50 ms 左右，整组动作时间主要取决于保护动作时间和操作箱动作的时间，而网络传输导致的延时所占的比例极其微小，各厂家跳闸整组时间的长短差异主要来自于保护装置和操作箱的差异。

由此给出了平均整组时间组成，网络传输时间是按照经过20 级交换机的延时计算的，即便这样其只占整组时间的1.15%，而更大的延时主要取决于保护装置和操作箱的性能。在过程层交换机组网方式下，GOOSE 数据传输能保持较稳定的出口延时，满足保护的安全可靠性要求 (见图8)。

图7 各厂家保护动作整组时间分布图Fig．7 Whole protection trip time distribution of each company

图8 经20 级交换机保护动作整组时间分布图Fig．8 Whole protection trip time distribution after 20 switches

3 IEEE1588 对时应用可靠性

智能变电站中同步采样尤其是不同合并单元之间的同步采样对各种差动保护尤为重要。在智能变电站中，最重要的对时设备是MU。传统的对时一般采用PPS (秒脉冲)或者B 码信号对时，采样值同步的有效性依赖于接收到对时信号的正确可靠，而对时信号的获取是通过单独的硬接线方式实现的，取消这种硬接线方式而借助于以太网通信技术实现采样值的高精度同步具有重要意义［11］。IEEE 1588 是一种用于分布式测量和控制系统的精密时间协议，同时也是网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准，网络对时精度可达到亚μs 级。基于IEEE 1588 实现采样值的同步具有良好的应用前景。

在上述试验的测试中，均采用了IEEE1588 的对时方式对IED 设备进行对时。测试过程中，发现了以下问题:

(1)交换机对1588 报文驻留及链路延时修正值与实际时间不一致，导致MU 立刻跟踪主时钟，强行拉秒脉冲。MU 序号不连续，保护判断丢包，闭锁退出运行。

(2)环网情况下，如果出现一台交换机CPU死机，环网会瘫痪。

对于上述情况的出现，通过分析，可以在交换机的架构及软件上提高可靠性，避免各种原因的时钟跳变，同时制定可靠的MU 对时策略，使MU 具备在一定的时间内对主时钟错误的兼容能力，从而躲过这种类型的跳变，保证系统正常运行。

4 结论

从以上测试来看，在上述组网方式下智能变电站过程层三网合一技术是可靠的。网络方式是智能变电站发展的必然趋势。通过研究对于未来的技术发展提出如下观点:

(1)对于网络采样，环网条件下采样值传输延时对于测控、计量及本间隔保护等满足可靠性要求。对于跨间隔保护，网采技术的应用受到一定限制，当组成环网的交换机台数限制在一定数量内，保护动作的可靠性完全可以满足要求。当组成环网的交换机台数过多时，可能会影响保护的动作性。但是，这一问题是可以在两个方面来解决的，一是在网络技术上探究新的方向来解决环网传输延时的问题，实现端对端传输时间可控;二是探究新的继电保护算法，使保护能够兼容网络带来的抖动［12］。

(2)对于网络跳闸，由环网带来的GOOSE跳闸报文传输的延时在保护整组动作时间中所占比例微小，20 级交换机组成的环网带来的GOOSE传输延时所占保护整组动作时间的比例不足1.15%，完全满足保护正确动作的可靠性要求。

(3)IEEE1588 的应用是网络技术的关键。对于目前1588 应用中出现的问题，通过在交换机的架构及软件上提高可靠性以及针对MU 制定可靠性更高的1588 对时策略即可满足工程应用。

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