基于保护独立和信息共享的变电站通信结构

徐 科，陈玉涛，张胜祥，黄 毅，杨晓静

（1.天津市电力公司，天津300010；2.天津大学电气与自动化工程学院，天津300072；3.国家电力调度控制中心，北京100031）

目前，电网已经往智能化方向发展，要求电网具备信息化、自动化、互动化，相应的变电站也应发展为智能变电站。

智能变电站是在传统综自变电站和数字化变电站基础上的进一步提升。从综自变电站到数字化变电站，再到智能变电站，通信在变电站中的作用日以增强。IEC61850标准将通信引入了一次设备和二次设备的过程之间，引起了变电站自动化系统的巨大变化［1～3］。

IEC61850标准规定全站设备通过网络进行通信，最终推荐全站设备组成一个网络。网络通信代替传统装置间的电缆连线，最大优点在于信息共享，可以大大简化全站设备和系统，实现全站信息标准化和实时监视；但网络的主要问题在于将全站设备绑定在一起，降低了变电站间隔设备（尤其是继电保护设备）运行的独立性，使变电站的运行维护较为困难。

我国继电保护设备和回路系统一直按照间隔独立设计。电网长期运行实践表明，继电保护独立运行最大程度地保证继电保护的可靠性和安全性、是从根本上解决因单一设备或回路故障影响大电网安全运行的有效措施。

文献［4］提出了继电保护设备通过点对点通信直接采样直接跳闸和不依赖于外部对时系统的规范，避免了网络带来的保护设备不独立问题，大大提高了继电保护设备的安全性和可靠性；但保护功能未完全独立于网络和系统较为复杂。

现有的变电站通信结构未能将保护功能和网络实现有效解耦，信息共享和保护独立运行是变电站通信应用中的一对矛盾。本文将提出基于保护独立和信息共享的变电站通信结构，对全站通信结构进行优化，使继电保护功能间隔自治、完全独立于网络；并同时实现保护信息的完全共享，实现全站信息的共享和监视。

1 变电站通信整体结构和原则

1.1 变电站通信物理结构

本文提出的通信结构仍然遵循IEC61850标准的三层设备结构，将变电站分为站控层、间隔层和过程层设备，站控层和间隔层设备之间的通信为站控层通信，间隔层和过程层设备之间的通信为过程层通信［5］。

本文的物理通信结构采用效果良好的点对点和星型结构［6］。站控层通信与现有的站控层通信相同，本文的研究主要针对过程层通信。

1.2 设备集成方案

目前智能变电站的直采直跳点对点通信结构中，合并单元和智能终端分别配置，采样光纤和跳合闸光纤分开布置，站内通信光纤数量较多，系统较为复杂。

本文提出将合并单元和智能终端集成，作为间隔一次设备的统一过程接口，仍称作智能终端，同时采样光纤和跳合闸光纤合并为一根光纤。具有如下优点：

（1）变电站结构更加清晰。将合并单元和智能终端集成作为间隔一次设备的统一过程接口。

（2）简化了站内通信系统。比现有的直采直跳点对点通信系统节省了约一半光纤。

（3）提高了保护系统的可靠性。将继电保护系统简化为智能终端、1根点对点光纤和继电保护装置，减少了故障点。

（4）简化了设备功能实现。集成后的智能终端可以直接采集母线电压信号和刀闸位置，实现电压切换功能，简化了电压切换方案。

1.3 设备配置方案

220kV及以上电压每个间隔配置双重化继电保护设备和智能终端，110kV及以下电压每个间隔配置一个继电保护设备和智能终端，主变保护双重化配置、各侧间隔配置两个智能终端［7～9］。

2 相关设备的通信接口设计

为了实现保护设备的独立和全站信息的共享，本文提出将设备的通信接口分为站域信息接口、保护功能接口和过程信息接口，三种通信接口采用不同的通信控制器，在物理上完全隔离。下文将针对不同的设备分别进行阐述。

2.1 继电保护设备的通信接口设计

继电保护设备的通信接口定义如图1所示。

（1）保护功能接口

用于实现保护功能的通信接口。应采用点对点方式与对应的智能终端连接，传输实现保护功能需要的各类信息（采样值、跳闸、断路器位置、隔离开关位置、启动和闭锁等）。

（2）过程信息接口

用于实现过程信息传输的通信接口，应采用网络方式与过程层网络连接，宜具有IEC61588网络对时功能。该接口除接收IEC61588的对时信息外，不接收其他信息仅发送信息。通过信息映射技术将所有保护功能接口的信息映射过来发送到过程层网络，实现保护功能接口信息的共享和监视。当保护功能网口失效时，再开启该接口的接收功能，实现保护功能备用。

（3）站域信息接口

用于实现站域信息传输的通信网络接口。应采用网络连接与站控层网络连接，传输与后台通信的各类信息。

图1 继电保护设备的通信接口Fig.1 Communication interface of relay protection device

2.2 测控、录波等设备的通信接口设计

测控、录波等设备的重要程度相对低于继电保护设备，因此无需保证其独立性，将测控、录波等设备通信接口如图2所示，分为过程信息接口和站域功能接口。

（1）过程信息接口

通过网络方式与过程层网络连接，与智能终端和其他间隔层设备交换信息（采样值信息、保护动作信息、四遥信息等），宜具有IEC61588网络对时功能。

（2）站域信息接口

与保护设备的站域信息接口功能类似，应采用网络方式与站控层网络连接。

图2 测控录波装置的通信接口Fig.2 Communication interface of measurement and control device

2.3 智能终端的通信接口设计

智能终端不直接连接站控层设备，通信接口分为保护功能接口和过程信息接口，如图3所示。

（1）保护功能接口

仅实现保护功能，应采用点对点方式与对应间隔的保护设备连接。传输实现保护功能需要的各类信息（采样值、跳闸、断路器位置、隔离开关位置、启动和闭锁等）。

（2）过程信息接口

应采用网络方式与过程层网络连接，宜具有IEC61588网络对时功能。正常工作时传输与保护功能无关的信息，将相关采样值和四遥信息传输给测控、录波器、网络监视仪等装置。该接口应能将所有保护功能接口的信息映射过来，以实现保护功能接口信息的监视。当保护功能网口失效时，再开启该接口的接收功能，实现保护功能备用。

图3 智能终端的通信接口Fig.3 Communication interface of smart termination

3 保护设备信息交互技术

物理结构是通信的外在表现，而信息处理则是通信的内涵所在，对于通信实现有着重要的作用。

点对点通信仅保证了保护设备在物理连接上的独立性，目前跨间隔保护设备间的信息交互仍通过过程层网络实现，还无法保证保护设备在逻辑连接上的独立性。为了解决这一问题，本文提出过程信息服务器技术。

过程信息服务器技术是指利用某一设备作为过程层的信息服务器，保护设备之间的信息交互通过该服务器实现。过程信息服务器应选取现有设备，尽量不增加光纤连线。

由于智能终端与保护设备是点对点连接，且同一个智能终端会连接多个保护设备，因此将智能终端作为过程信息服务器是较为合适的。以220kV线路保护动作启动母差失灵保护为例，说明过程信息服务器的实现方式如图4所示。

图4 过程信息服务器实现方式Fig.4 Realizing method of process information server

智能终端通过保护功能接口1连接线路保护实现线路保护的功能，通过保护功能接口2连接母差保护实现母差保护的功能。当智能终端从保护功能接口1接收到线路保护跳闸命令后，对该命令进行分析处理后，从保护功能接口2给母差保护发送启失灵命令，从而实现了线路保护启动母差失灵这一功能。

该技术工程应用时具体可以采用以下三种实现方式：

（1）透明转发

智能终端对接收到的报文不做解析，直接转发。该方式实现简单、转发时间快，但需要报文中增加相应的转发信息和增加不必要的通信流量。

（2）解析转发

智能终端对接收到的报文进行解析，解析出相应的转发信息进行转发。该方式不增加通信流量、不需在报文中增加转发信息，但实现较为复杂、不能灵活配置。

（3）开入接点转发

智能终端对接收到的报文动作出口继电器，将出口继电器的动作接点作为智能终端的开入信息进行采集转发。该方式配置灵活、不增加网络流量，但转发时间较长。

该方法充分利用现有设备和光纤，不增加复杂性，同时保证了保护设备的逻辑独立性。

4 变电站典型通信结构

根据上文的描述，本文提出的通信结构示意图如图5所示。

图5 220kV线路保护间隔通信结构示意图Fig.5 Communication structure of 220kV bay

图5描述了典型的220kV线路间隔网络结构示意图。线路保护双重化配置，对应的智能终端也双重化配置。线路保护A通过保护功能接口点对点连接到智能终端A，通过过程信息接口连接到过程层A网，线路保护B的连接与线路保护A相同，两套保护及外部连接物理上均独立。过程层网络为SV／GOOSE／1588三网合一设计。

线路保护的保护功能接口接收智能终端上送的电流、电压交流信息和开关跳位、闭锁重合闸等开入开出信息，发送跳合闸命令给智能终端。线路保护的过程信息接口将保护功能接口对外发送的数据映射过来并发送到过程层网络上，实现保护设备对外发送数据的监视。正常情况下保护设备的过程信息接口不接收过程层网络上的交流量和开入信息。

智能终端的保护功能接口接收保护下发的跳合闸命令，并将电流、电压交流量和开关跳位、闭锁重合闸等开入开出量发送给保护设备。智能终端的过程信息接口将其保护功能接口对外发送的数据映射过来并发送到过程网络上，实现智能终端对外发送数据的监视。正常情况下过程信息接口不接收过程层网络上的开入信息。智能终端通过过程信息服务器技术实现线路保护启动母差失灵功能。当保护设备和智能终端的保护功能接口故障时，再开启过程信息接口的接收功能，以实现保护功能接口的备用。

(2)实践体验阶段.教师主要做的工作是引导学生进行分组.学生以小组为单位合作搜集相关数据和资料，获得资料的途径有很多，可以通过实验获得相关数据，通过观察或者从书本、网络等途径获得所需资料；然后根据问题需要来分析和处理这些数据和资料；通过归纳分析或者相互质疑、讨论和交流来形成问 题的初步论证或结论.在这一阶段Moodle平台不仅给学习者提供一个丰富的探究问题的资源环境，还给学习者之间提供了互相交流、讨论以及教师实时给予学生提示和指导的交互式环境.

图6描述了典型的110kV线路间隔网络结构示意图。与220kV间隔不同，110kV单重化配置，保护和测控一体化设计。线路保护通过保护功能接口点对点连接到智能终端，通过过程信息接口连接到过程层网。过程层网络为SV／GOOSE／1588三网合一设计。

保护功能接口和过程信息接口的工作方式与图5完全相同，不再赘述。

图6 110kV线路保护间隔网络结构示意图Fig.6 Communication structure of 110kV bay

主变保护以及其他保护和安全自动装置的网络连接与图5和图6类似，也不再赘述。

5 工程应用难点分析

结合国内已实施的数字化和智能变电站方案，下面对本文提出的变电站通信结构在工程应用中的几个难点进行分析。

5.1 过程层网络流量和通信带宽分析

SV目前采样速率一般采样每周波80点，按照每帧报文250字节计算，单间隔的流量为

（1）式中8为字节位数，50为电网频率。

正常工作的GOOSE报文流量很小，主要考虑突发事件的情况。按照每帧GOOSE报文300字节和最小重发时间2ms计算，单间隔最大流量为

（2）式中500为GOOSE报文发送频率。基于以上分析，当变电站接入过程层网络的间隔小于10个时，可采用100Mb／s带宽。当变电站接入过程层网络的间隔大于10个时，应采用1000Mb／s带宽；如采用100Mb／s带宽，应增加相应设备（如录波器）的过程信息接口和合理划分物理子网或虚拟子网（利用VLAN和GMRP技术）［10］。

5.2 1588应用分析

1588网络对时协议通过网络通信回路实现硬件级的高精度对时功能，省去了另外敷设对时线缆的需要。但目前1588网络对时功能应用尚不成熟，增加了设备的复杂度，成本较高。从工程应用的角度出发，可先采用B码对时方式，待条件成熟时再采用1588网络对时功能。

5.3 过程信息服务器技术应用分析

6 结语

本文提出的变电站通信结构具有如下优点：

（1）简化了变电站通信系统

将合并单元和智能终端进行集成，直采直跳通过一根光纤实现，相比现有直采直跳通过两根光纤实现，通信系统可简化一半。

（2）实现了保护设备物理连接上的独立性

将装置的接口分为站域信息接口、保护功能接口和过程信息接口，分别通过点对点连接保护功能接口、网络连接过程信息接口和站域信息接口，实现了保护设备物理连接上的独立性。

（3）实现了保护设备保护功能的完全独立性

提出在智能终端内采用过程信息服务器技术，使保护功能完全独立于过程层网络。

（4）实现了保护功能数据的共享和监视

过程信息接口通过映射技术将所有保护功能接口对外发送的数据发送到过程层网络上，从而实现了保护功能数据的共享和监视，为继电保护的故障诊断提供了坚实的基础。

本文提出的变电站通信结构兼顾了保护独立和网络信息共享两方面的优势，是一种较好的变电站通信结构，需要在工程实践进一步完善和细化。

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