智能变电站继电保护通信系统的可靠性与实时性

赵 璐, 王 沁, 纪 元, 高 博, 高 亮

(1.上海电力学院 电气工程学院, 上海 200090; 2.国网上海市电力公司 浦东供电公司, 上海 200122;3.安徽电力科学研究院 电网技术中心, 安徽 合肥 230601)



智能变电站继电保护通信系统的可靠性与实时性

赵 璐1, 王 沁2, 纪 元2, 高 博3, 高 亮1

(1.上海电力学院 电气工程学院, 上海 200090; 2.国网上海市电力公司 浦东供电公司, 上海 200122;3.安徽电力科学研究院 电网技术中心, 安徽 合肥 230601)

以IEC 61850中的D2-2型变电站为例,针对几种典型的继电保护通信系统结构,通过不交化最小路集法,计算并分析系统的可靠性,筛选出同时兼顾可靠性和经济型的二次系统配置方案,并运用Optimized Network Engineer tools(OPNET)仿真软件,结合继电保护相关信息流的特点,应用IEEE 802.1Q优先级标签和划分本地虚拟局域网(Virtual Local Area Network,VLAN)技术对D2-2型变电站进行仿真,得出了不同继电保护通信系统结构下影响保护实时性的主要因素,并针对智能变电站的保护控制系统配置提出了建议.

智能变电站; 继电保护; 实时性; 可靠性

相对于传统变电站,智能变电站的本质变化在于过程层一次设备的智能化和信息传输的网络化.由于继电保护相关信息的采集、保护与控制命令的下发均通过通信网络以网络报文的形式完成,使得智能变电站的继电保护系统在很大程度上依赖于通信网络,因此通信网络的结构和性能会直接影响继电保护的可靠性和实时性.

继电保护通信网络的可靠性和实时性是不可分割的整体.如果单独对实时性展开研究,则作为研究对象的二次系统建模缺乏依据,仅仅是对一个拓扑及配置已成型的通信网络进行分析,无法全面考虑到实际工程中面临的问题,也无法建立一个完备且贴近实际的智能变电站继电保护通信网络.本文通过对继电保护通信系统展开可靠性分析,确定其配置方案,并在此基础上进行实时性仿真与分析.

1 可靠性计算与分析

智能变电站的“继电保护通信系统”,是指电力系统主设备互感器、断路器等及其相关的保护、测控、交换机等二次设备构成的通信系统[1].智能变电站中,继电保护功能的可靠实现要依赖该系统的每个元件及其组成的系统结构.

1.1 继电保护通信系统结构

智能变电站中继电保护功能实现如下:非常规互感器将一次系统的电压和电流转换为低电平数字采样值信号,多路低电平采样值汇集至合并单元,通过高速以太网构成的数据采集及传输系统上传至间隔层的保护和测控装置.因此,继电保护相关的IED包括:合并单元(MU)、继电保护与测量控制装置(P&C)、过程总线交换机(SW),这些装置分别对应于实时信息采集系统、保护与控制系统、通信系统,各装置通过网络介质(Ethernet Media,EM)相连.

针对智能变电站间隔单元,图1给出了6种典型继电保护系统装置冗余结构图.图1a为具有冗余的保护测控装置;图1b为具有冗余的交换机;图1c为具有冗余的合并单元和交换机,可在过程层实现信息的交叉备用;图1d类似于常规保护系统,采用双重化配置,两套保护系统彼此独立;图1e和图1f分别为基于并行冗余协议(Parallel Redundancy Protocol,PRP)的双星型和双环型结构,其特点在于装置通过自身的双以太网控制器和双网络端口连接至两个互为冗余的以太网,这两个网络可采用互相独立的任意网络结构,并可使用通用交换机完成本间隔内过程层一次信息的上传,同时向智能一次设备发送间隔层保护测控单元的命令.

图1 单间隔冗余配置结构示意

1.2 可靠性指标及计算步骤

在进行系统可靠性评估时,可将任何一个复杂“系统”分解成多个元件以并联方式或串联方式组成的网络.假设所研究的系统S由多个元件组成,其系统或元件的故障率为λ,修复率为μ,均为已知量,继电保护通信网络的常用可靠性指标如下.

(1) 平均无故障运行时间(tMTTF),是指元件或系统出现故障前正常运行的平均期望时间,即:

(1)

(2) 平均修复时间(tMTTR),是指修复元件或系统需要的时间,即:

(2)

(3) 可用度(As),用于衡量系统正常工作的稳态概率,即:

(3)

(4) 故障频率(fs),是指单位时间下系统平均故障的次数,即:

(4)

(5) 系统可靠度函数R(t).

大量统计表明,电力系统元件或子系统的使用寿命和检修时间均服从指数分布.常用指数函数Ri(t)表示系统内第i个元件可靠性的概率函数,其可靠度取决于该元件的故障率λi,即:

(5)

系统可靠性函数Rsys(t)是在元件可靠性基础上,参照系统结构的逻辑关系而形成的,系统的可靠性函数和平均无故障运行时间满足:

(6)

目前,电力系统可靠性计算大多采用最小路集法(minimal path sets)[2],如果在形成系统最小路集这一步骤后,增加对最小路集去交化的步骤,最终形成基于不交化最小路集的系统结构函数的方法称为不交化最小路集法.本文采用二元决策图法(Binary Decision Diagram,BDD)[3]求解系统的不交化最小路集.

1.3 可靠性计算

考虑到大量元件在去交化过程中生成较多的中间过程向量,导致计算量增加,可以按照串联系统等效原则对系统拓扑做适当的简化,即将串联关系元件等效为一个元件,这种简化对后续的可靠性指标计算没有影响[4].

图1中6种冗余配置的可靠性指标计算步骤相同,本文仅对最复杂的基于PRP双环型冗余结构下的可靠性计算进行详细说明.

系统f的可靠性框图和串联等效后的简化可靠性框图如图2所示.

系统的最小路集为A,BF,EC,D,布尔函数f=A+BF+EC+D.经BDD法去交化可得基于不交化路集的系统结构函数为:

图2 结构f的可靠性框图及其串联简化

为了便于比较,根据变电站中各二次元件的不同,假设元件平均无故障时间及平均故障率如表1所示[5],并假设所有元件的修复时间为24 h(即1/365 a).

表1 变电站元件可靠性参数

以表1为基础,根据系统结构函数,可得可靠性函数为:

(7)

同理可计算出图1中6种间隔结构下的可靠性函数,将可靠性函数代入式(6)即可求得系统的平均无故障运行时间,并可根据式(1)至式(4)进一步求出单间隔所有结构下的各项可靠性指标,结果如表2所示.

表2 各种间隔冗余结构下可靠性指标

在完成单间隔可靠性指标计算后,将单间隔等效为可靠性指标已知的元件BA(bay).图3为变电站总线冗余配置示意.图3a为单星型的变电站总线结构,每个间隔内的IED通过本间隔交换机向站控层公共交换机发送数据;图3b为单环型的变电站总线结构,由本间隔内交换机和站控层交换机相互连接形成闭环,互为备用;图3c为双星型冗余的变电站总线结构,用于解决站控层交换机单重配置容易引发的系统可靠性薄弱问题;图3d为双环型冗余的变电站总线.根据图3的变电站总线拓扑,可计算出整个变电站的可靠性指标.

图3中,站控层的公共交换机(Station Switch,SSW)将各间隔内部交换机和站控层设备连接,站控层人机交换接口(Human Machine Interface,HMI)完成就地监控功能,同时数据按照符合IEC61850 90-2标准的形式流过与调度中心进行数据交换的网关(Gate Way,GW),完成远动功能.

图3 变电站总线冗余配置

表3 变电站继电保护系统可靠性指标 h

1.4 可靠性分析

由表2的单间隔可靠性计算结果可以看出,从系统冗余的实现方法来看,基于PRP的网络冗余e和f结构的可靠性明显高于基于装置冗余的a,b,c,d结构.从继电保护装置角度来看,保护双重化配置下的d,e,f结构可靠性明显高于保护单重配置的a,b,c结构.就双重配置的继电保护系统而言,基于PRP双星型冗余拓扑(即结构e)具有兼顾经济性和可靠性的优势.

由表3可知,当间隔内部配置相同时,4种变电站总线的可靠性为单星型<单环形<双星型冗余<双环形冗余.但当变电站总线为单星型网络及全变电站内的所有间隔结构均为a和b时,继电保护冗余配置无法保证变电站运行的可靠性.

因此,在后续实时性分析和仿真中,单间隔选择基于PRP双星型冗余拓扑的配置方案,变电站总线采用单环形和双星型拓扑.

2 实时性仿真

2.1 仿真对象

本文的变电站信息流分析和仿真均以IEC 61850-1中的D2-2型变电站为仿真对象,D2-2型变电站是典型的单母双分段接线[6].包括2个变压器间隔T1和T2,1个母线间隔BUS,6个出线间隔L1～L6,每个间隔数据流经本间隔交换机上传至站控层服务器及SCADA系统.

2.2 节点模型

OPNET的仿真模型搭建分3层,分别为网络模型、节点模型和过程模型.网络模型描述变电站的拓扑结构,由节点和信道构成;节点模型描述节点行为,由互连模块构成;过程模型实现节点模块功能,每个状态可由C/C++语言编程指定.

变电站智能IED节点根据其功能可分为5类,分别为MU节点、断路器IGS节点、P&C节点、站控层控制节点、站控层服务器节点和交换机SW节点.仿真中的节点模型需严格遵循IEC 61850,用户可配置采样率、数据流开始时间、仿真停止时间、数据包大小、节点地址等参数,并支持OPNET软件的video conferencing服务和FTP服务,以模拟周期性数据、随机性数据和突发性数据.

(1) MU节点及IGS节点 对于时限要求较高的GOOSE报文和SMV信息的传输服务是从应用层到表示层,不经过传输层和网络层,经抽象语法符号编码后直接映射到数据链路层和物理层,以减少传输时间.过程层的MU节点和IGS节点分别用于上传SMV信息和接收GOOSE报文,对实时性要求较高.根据这一特点,这两类节点可采用ethernet_station_adv节点模型模拟.

(2) P&C节点及站控层控制节点 间隔层至变电站层的MMS报文、保护定值等报文完整地映射了OSI7层堆栈,P&C节点及站控层控制节点主要用于传输此类报文,因此采用OPNET中的ethernet_wkstn模型来模拟.这类发送接收节点映射过程包含TCP/IP协议.

(3) 站层服务器节点 站层服务器用于管理控制间隔层、过程层设备,并形成全站监控、管理中心,或与远方通信,可用ethernet_server模型来模拟其数据行为.

(4) SW节点 采用128端口的以太网交换机模拟,完成变电站内各IED之间的信息交互,同时可用于配置VLAN等通信功能.

2.3 网络模型

按间隔将D2-2型智能变电站划分为9个子网(subnet),如图4所示,它们通过光纤连接站级交换机.仿真中间隔内二次装置冗余配置均按照可靠性分析中基于PRP双星型冗余拓扑的配置方案.

图4 变电站OPNET网络模型

2.4 业务流配置

结合上述各个节点及继电保护信息流的特点,变电站正常运行下及故障发生后的信息流大致分为5类,并可通过OPNET的application和profile配置5种业务流[7-9].

(1) 周期性采样信息SV MU按照周波80～256个点的频率对电网运行数据进行采样,综合间隔内12路电气量数字信号.根据IEC 61850对采样值的ethernet帧格式规定,SV报文长度为136 B.

(2) 周期性设备状态信息STATE 周期性设备状态信息以20 ms为周期,向站控层服务器上传256 B的IGS及P&C设备状态信息.

(3) 随机性大型数据信息FILE 记录、定值等大型数据文件通过FTP服务在指定时间开出数据流,其数据大小设为1 010 000 B.

(4) 保护出口信号TRIP 在故障跳闸命令或控制信息的驱使下,IGS节点接收来自P&C节点的16 B事故信息命令,控制数据频率为250 Hz,事故报文平均到达间隔服从以0.004为参数的负指数分布.

(5) GOOSE报文 故障发生后,智能断路器IGS需在接到跳闸命令后重发大小为230 B的GOOSE报文.可用ON/OFF模型模拟GOOSE数据流的行为[10].OFF状态下服从λ=1/0.002=500的Poisson分布,ON状态下服从位置参数α=1.1,形状参数k=0.512的重尾分布.

2.5 网络通信技术

以太网采用的是载波监听多路访问/冲突检测通信方法,在网络流量剧增时,会导致出现数据冲突,使得较为重要的信息不能可靠传输.数据的优先级控制技术可在一定程度上解决这种无序拥堵的情况,保证重要数据优先传输.本文通过设置网络层的IP报文头中的服务类型(Type of Service,TOS)字段,来模拟优先级控制技术[11].根据IEC61850标准对各类数据实时性的要求,仿真业务流优先级标签见表4.

表4 各类数据流TOS设置

另外,SV信息和GOOSE报文以多播的形式向外发送,而变电站的间隔层中只有相关IED才会有报文交换.因此,可以间隔为单位,通过交换机基于连接端口(Port-Based VLAN)划分VLAN,可以防止广播信息泛滥,提高网络传输效率而不在间隔层广泛发送[12].

3 仿真结果分析

3.1 仿真参数设置

设OPNET仿真时间为20 s,信道为100 M光纤,节点包处理能力设为50 000 packet/s.并假设0～10 s时间段内,变电站内的数据流仅为周期性的MU采集SV信息,IGS发送STATE数据流.10 s时刻变电站出现最糟糕的通信状况,即10 s时刻触发大容量记录性数据流在间隔层传输(对应FILE数据流),此时刚好发生电力系统故障,继电保护通过P&C节点下发跳闸命令引发IGS跳闸,即10 s时刻开始触发TRIP,GOOSE,FILE类数据流.

3.2 变电站总线拓扑分析

图5为双星型冗余和单环形拓扑时变电站通信网络的延时曲线.

图5 两种变电站拓扑下的延时对比

由图5可知,故障发生后,当变电站总线为双星型冗余时,以太网数据包的最大延时为0.17 ms,考虑到端到端的往返时间,总延时为0.34 ms;当变电站总线拓扑为单环形时,端到端最大延时接近0.8 ms.可见双星型冗余变电站总线的实时性高于单环形拓扑,但两种结构下的网络总延时均小于1 ms,可以满足IEC 61850对报文的延时要求.

在此基础上,对两种变电站总线拓扑中的站控层交换机设置故障,得到网络延时曲线如图6所示.

图6 站控层交换机故障后的延时对比

由图6可见,站控层交换机故障后,双星型冗余下的网络延时与非故障时相同,可实现无故障延时地切换到备用站层交换机.而单环形网络中,最大端到端延时达到了1.8 ms,是双星型网络下最大端到端延时的11倍,这一最大延时出现在通道或节点发生故障后,某交换机发送信息到环网中距离其最远的交换机时,因此不难得出,单环网的最大延时会随着变电站间隔数目的增加而增加.

通过仿真可以发现,变电站总线拓扑为双星型冗余拓扑和单环形拓扑时均能满足IEC 61850对实时性的要求,但单环形网络在应对信道或节点故障方面不及双星型冗余拓扑,这种不足在多间隔变电站中的表现更为明显.两种拓扑下变电站所需IED数目虽然相等,但双星型冗余配置所需光纤更多,二次系统接线更为复杂,节点所需端口更多.因此,在工程中应结合实际要求和两种拓扑的特点,合理安排继电保护通信系统的配置.

4 结 语

本文根据智能变电站中继电保护系统与通信系统的相互关系,利用不交化最小路集法分析多种配置方案下变电站继电保护通信网络的可靠性,通

过类比筛选出兼顾可靠性和经济性的继电保护通信系统配置方案.利用网络仿真软件OPNET软件进行了实时性仿真分析,提出了影响继电保护通信系统的主要因素,并根据不同变电站总线拓扑的实时特性,对智能设备配置提出了合理的建议.

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(编辑 胡小萍)

Study on Reliability and Real-time of Protective Communication System of Intelligent Substation

ZHAO Lu1, WANG Qin2, JI Yuan2, GAO Bo3, GAO Liang1

(1.SchoolofElectricalEngineering,ShanghaiUniversityofElectricPower,Shanghai200090,China; 2.PudongPowerSupplyCompany,StateGridShanghaiMunicipalElectricPowerCompany,Shanghai200122,China; 3.TechnologyCenterforGrid,AnhuiElectricPowerResearchInstitute,Hefei230601,China)

With IEC61850 D2-2 type of substation,by adopting disjoint minimal path sets algorithm,the system’s reliability is calculated and analyzed,and the configuration schemes of protective network is given which takes into considetation the reliability and economy.Under this configuration,by using Optimized Network Engineer Tools (OPNET) simulator,the protective data in D2-2 type substation is simulated based on IEEE 802.1Q priority-tag and VLAN technology.The main factors affecting the delay of protective data are discussed under different system configuration.Suggestions of intelligent substation protection and control system are proposed.

intelligent substation; protection; real-time; reliability

10.3969/j.issn.1006-4729.2017.03.007

2015-12-28

赵璐(1979-),女,硕士,讲师,陕西西安人.主要研究方向为电气设备状态监测,智能化变电站技术.E-mail:zhaodeersh@126.com.

上海绿色能源并网工程技术研究中心项目(13DZ2251900).

TM63;TM77

A

1006-4729(2017)03-0244-07