一种智能变电站专用交换机的测试及应用研究

张保善，王龙飞，黄震，张育铭，张群玲，程克杰

(许继电气股份有限公司，河南 许昌 461000)

0 引 言

已建设的智能变电站过程层SV传输主要采用组网传输和点对点传输两种方式。过程层采用交换机组网，网络性能满足电力系统的要求[1-4], 接线清晰，通信可靠性高。但差动保护接收的SV报文经现有网络传输时延未知[5]，同步须在SV报文进入交换网络之前完成，全站MU接收外部同步时钟，任一MU外部时钟中断，基于该组SV判据的差动保护就会退出。

差动保护SV接收采用点对点接线方式时[6-7]，解决了MU外部同步时钟中断差动保护退出的问题，但装置CPU需扩展更多的以太网接口，通信节点的增加不利于系统工作的可靠性，同时增加了保护装置及过程层装置的功耗，不利于装置的就地化安装。

目前智能变电站过程层交换机工作于存储转发模式，拥塞排队导致时延抖动较大，为满足电力系统同步采样精度要求，全站采样同步须依赖外部对时，不利于二次继电保护系统的可靠性。

一种智能变电站专用交换机，采用SV转发延时逐级标注的方法，同时具有SV组网传输和点对点传输的优势。接收多组SV的差动保护不依赖外部对时，保护装置依据报文中的延时字段后端插值实现同步，同时减少通信节点数量，简化智能变电站二次接线，提高智能变电站保护可靠性。

1 SV报文转发延时计算原理

本节介绍交换机转发SV报文时延时计算原理，交换机转发报文延时计算，光纤链路传输延时计算。

1.1 交换机转发SV报文延时计算

智能变电站专用交换机在现有交换机基础上采用FPGA生成高精度时间戳：接收时，交换机的以太网PHY芯片直接将报文发送给FPGA芯片，FPGA打上高精度入口时戳；FPGA将报文发送给交换芯片，与传统交换机一样，交换芯片依据MAC地址表完成报文的转发；发送时，FPGA接收到交换芯片转发的报文并打上高精度的发送时戳。

交换机对智能变电站过程层报文进行解码，根据以太网类型码0x88BA找出SV报文，将SV穿越交换机的延时写入SV报文的延时字段中，交换机级联时该延时字段逐级累加。报文发送到交换机端口后，首先被FPGA捕获，FPGA打上入口时戳T1，然后转发给交换芯片，该帧SV在FPGA发送时打上时间戳T2, ΔT=T2-T1填在SV报文的保留字段中，ΔT包含SV报文串行接收时延、排队时延、存储转发时延(见图1)。

图1 交换机对SV报文打时间戳的原理

1.2 光纤链路传输延时计算

上节中中标注的延时不含光纤链路传输延时，智能变电站专用交换机采用1588对时方案计算光纤链路传输延时[8]。交换机FPGA捕捉Pdelay_Req与Pdelay_Resq事件报文，分别生成t1～t4高精度时间戳(见图2)，并将计算的链路延时累加到SV报文的保留字段中。链路延时计算不依赖于外部对时，在原理上保证了电力二次保护控制系统的可靠性。

图2 光纤链路传输延时计算

2 交换机延时标注位置及时标单位

交换机延时标注在保留字段中的技术优点，时标采用纳秒的必要性。

2.1 标注延时写入SV报文保留字段

有以下技术优点：

(1)SV报文保留字段[9]固定为第23～27字节，交换机不需要解析SCD文件，FPGA程序处理流程简单，可靠性高(见表1)；

(2)除保留字段外，交换机不修改SV报文的其他内容，便于问题分析。

表1 SV报文格式

2.2 标注延时采用纳秒为单位

合并单元检测规范要求同步精度小于1 μs[10]，延时字段若选μs为单位，交换机为保证精度在转发SV报文时会等待，转发SV报文时速率达不到端口速率。选ns为单位，交换机FPGA芯片的最小时钟粒度一般小于20 ns，交换机以端口速率转发SV报文时，经1级交换机延时字段的理论误差小于20 ns。

使用24位无符号数表示延时大小，最大能表示16 777 215 ns，网络传输延时及线路光纤通道传输延时均小于该值,不仅满足智能变电站内网络结构，也能满足未来广域网保护发展的需求。其余8位可用来传输交换机状态：如延时溢出、闭锁标志、网络跳数等信息。

3 交换机延时精度测试及误差分析

通过智能变电站专用交换机网络测试仪闭环测试法，保护装置重采样相位差计算法分别测试标注延时精度。测试使用的专用网络测试仪及保护装置均支持1.2中描述链路延时计算功能。

本次测试交换机24个百兆光口，4个千兆光口，在智能变电站工程应用中一般选型为主干交换机，网络负载最大。

3.1 交换机基本性能测试

测试智能变电站专用交换机的基本性能，主要考核关键技术指标能否满足标准要求[11]。

(1)依据RFC2544，整机吞吐量、端口转发速率、存储转发延时、延时抖动、帧丢失率均满足《智能变电站交换机技术规范》的要求(见图3)；

(2)依据RFC2889，MAC缓存能力、MAC地址学习速率均满足《智能变电站交换机技术规范》的要求(见图3)。

图3 交换机基本性能测试

3.2 基于专用网络测试仪闭环测试标注延时精度

使用智能变电站交换机专用网络测试仪，模拟过程层网络的关键业务 -SV报文，专用网络测试仪支持链路延时计算，同时从SV报文的保留字段中提取标注延时，形成闭环测试，测试误差小。

交换机转发100M 64/136/220/320/576字节的SV，转发绝对时延与SV报文中标注的时延误差小于100 ns。无丢帧，存储转发时延小于7 μs，延时抖动小于1 μs(见图4)，满足《智能变电站交换机技术规范》中的要求，满足智能变电站同步精度要求。

图4 不同长度SV穿越交换机延时精度

交换机级通过千兆级联，交换机百兆口、千兆口转发无丢帧，转发绝对时延与SV报文中标注的时延误差小于100 ns(见图5)，满足《智能变电站交换机技术规范》中的要求，满足智能变电站同步精度要求。

图5 交换机千兆级联延时精度

3.3 基于保护装置相位差计算法测试标注延时精度

采用两组同源SV，一组通过光纤直连接入保护装置，一组SV经过智能变电站专用交换机后接入保护装置(见图6)。

图6 不同长度SV穿越交换机延时精度

图6基于保护装置相位差计算法测试SV延时精度，能实现高精度测量。

(1)数字继保测试仪输出的是数字量，不引入模拟量放大、滤波、采样误差;

(2)使用高精度网络分析仪测试光口1、光口2发送相同采样报文的时间差小于20 ns；

(3)保护装置支持链路延时计算，同时从SV报文的保留字段中提取标注延时，然后将两组SV依据保护装置FPGA的时间戳进行重采样；

(4)光口1到保护，光口2到交换机采用等长光纤。

两组SV的IA1均映射到测试仪的同一个数字量通道。保护装置计算SV_4001_IA1与SV_4002_IA1的相位差小于0.003 1°，折算后标注延时误差小于173 ns。该延时误差满足智能变电站系统要求。

在图6中分别测试了交换机转发不同长度的SV报文，每种长度的报文拷机2小时，表2为不同长度的SV穿越交换机后的标注延时精度。

表2 不同长度的SV穿越交换机后的标注延时精度

模拟主变间隔交换机接收7组直采SV，在交换机的百兆口汇聚，SV报文在发送端口排队，单组26通道SV流量为8.96 Mbit/s，8组SV的IA1均映射在数字继保测试仪的同一个通道(见图7)。拷机24小时4001_IA1与其余7组SV的IA1的相位差小于0.003 5°，折算后7组SV汇集穿越交换机标注延时误差小于195 ns。该延时误差满足智能变电站系统要求。

3.4 电力系统突发数据对标注延时精度的影响

模拟变电站发生雪崩，智能变电站网络中存在大量短时突发数据，测试交换机所填延时精度，母差保护按24个元件接线，总数据流量近210 Mbit/s，母差保护过程层网络接口速率为1 Gbps(见图8)。

在图8的接线方式下，24个合智一体装置均接同步信号，SV报文发送时刻的同步精度在200 ns以内，SV在交换机的千兆端口存在大量随机排队，模拟智能变电站雪崩，母差保护动作，同时跳开24个元件。使用基于FPGA打时标的高精度网络报文分析仪，配合无源光分路器，分析各通信节点报文转发时延及流量突发。

图7 7组SV汇集穿越交换机延时精度

图8 24个元件母线保护动作时延精度测试

所有开关变位GOOSE报文上送离散度小于1 ms，SV转发延时抖动最大达380 μs，交换机标注时延误差小于150 ns，极端模式下该交换机满足电力系统的要求[12-13]。

4 结束语

(1)智能变电站交换机SV标注延时字段完整覆盖智能变电站网络延时的4个部分：存储转发延时、排队延时、报文串行接收/发送延时、光纤链路传输延时。每段时延均是相对时间差的计算，软件设计复杂度小，方案有利于保证电力系统的可靠性；

(2)交换机整机吞吐量、端口转发速率、存储转发延时、延时抖动、帧丢失率、MAC缓存能力、MAC地址学习速率等关键性能指标满足《智能变电站交换机技术规范》的要求；

(3)通过对智能变电站电力专用交换机进行测试研究，使用该交换机进行过程层组网，同时具备网络数据共享及SV报文点对点传输的优点；

(4)在交换机满负荷下及智能变电站雪崩极端情况下,SV标注最大延时误差小于170 ns，满足电力系统应用的要求；

(5)交换机参与采样延时补偿这一关键环节，存在电力系统对通信设备依赖性更高的问题，如何提高交换机厂家产品质量，二次厂家如何进行异常数据识别需要做进一步研究。