110kV大侶智能變電站自動化系統的設計與應用

許偉國 杜奇偉 魏 勇 宋小會

（1.浙江紹興電力局調度所，浙江 紹興 312000；2.浙江省電力公司，杭州 31000；3.許繼電氣股份有限公司技術中心，河南 許昌 461000）

智能變電站技術應用是當前輸變電建設領域的熱點，網絡化保護控制技術是其核心技術基礎，變電站二次系統具備了網絡化的特征[1]，圍繞該基礎的各技術實現模式的智能變電站工程得以實施。110kV大侶變電站是浙江省智能變電站的試點工程，工程目的是在220kV外陳和500kV蘭溪變電站基于IEC61850自動化系統建設試點應用的基礎上，擴大變電站智能設備的應用范圍，重點實現電子式互感器的工程應用。電子式互感器的應用使保護進入了智能化時代，而實現數字保護的關鍵技術之一是通信同步技術[2]。本工程采用IEC61850-9-2組網以及 GOOSE通信方式，實現保護測量及計量的采樣、監控聯閉鎖、保護跳合閘、起動、閉鎖等變電站二次系統分布功能，取代傳統電纜連線的二次回路，使從事變電站二次系統設計、運行維護人員的二次回路概念發生了巨大的變化，實現變壓器、開關、自動化系統網絡通信的在線故障檢測和狀態評估以及程序化倒閘操作，為浙江電網220kV及以上智能/數字化變電站工程應用積累了經驗。

智能變電站自動化系統過程層采用共網傳輸方式的網絡流量及傳輸時延等特性已有文獻進行了詳細的分析[3]，本文重點對大侶變工程中的部分關鍵技術進行應用分析，如SV+GOOSE+IEEE1588共網傳輸技術應用、不同原理電子互感器應用、通信時鐘同步技術應用、動態組播技術應用等。

1 SV+GOOSE+IEEE1588共網傳輸技術應用

大侶變智能變電站自動化系統基于 IEC61850標準，按過程層、間隔層和站控層“三層二網”結構設計[4-6]（見圖 1）。過程層網絡采用“SV+GOOSE+ IEEE1588”共網方式，簡化了網絡結構、節省大量光纖、減少了交換機數量。電子式互感器通過合并單元采用IEC61850-9-2組網方式與間隔層設備通信，分析共網模式對保護特性的影響，重點實現保護的通信同步技術實用化功能。將測控的 I/O和保護操作箱合一智能終端安裝在就地開關端子箱，采用 GOOSE通信實現啟動失靈、母差、線路及主變保護跳閘等保護分布功能；為簡化網絡配置，實現組播流量優化，過程層交換機和二次設備支持動態組播協議（GMRP）和IEEE1588高精度冗余網絡對時方式，著重研究適應于變電站自動化系統的擴建與改造的網絡配置；110kV保護、測控和電度表通過IEC61850-9-2網絡采樣，電壓切換由保護、測控和電度表自動處理，電能表采集電量信息采用 MMS協議送電能量采集終端（ERTU）。網絡通信同步技術的實現方法與相關設備的容錯性、穩定性和可靠性是本次工程能否成功應用的關鍵。

圖1 大侶變自動化系統網絡結構

變電站一次常規斷路器和刀閘位置和控制信號通過電纜與就地安裝智能終端連接，實現就地數字化，智能終端通過光纖采用 GOOSE協議與二次系統通信，取代保護、控制與開關、刀閘和變壓器一次設備二次回路（見圖2）。

10kV系統配置借鑒 220kV及以上智能變電站工程中的35kV系統的應用積累經驗。10kV保護測控和計量裝置就地安裝在開關柜中，采用常規電壓互感器輸出100V供保護測控和計量采樣；10kV電流互感器采用多組小功率模擬輸出的電子互感器，電流互感器三組小功率模擬輸出供保護測控（150mV）、母差保護（150mV）和計量電能表（4V）裝置采樣；按母線分段配置了兩個廠家的分布式母差保護，將互感器的模擬輸出轉換為數字信號，接入10kV母差保護，母差保護動作出口采用GOOSE快速報文機制與各間隔保護通信實現；具備順控操作的功能，提高操作效率；10kV保護測控及計量裝置對時采用SNTP網絡通信對時；接地選線功能的實現由 10kV線路間隔將零序電流采樣值通過GOOSE通信送消弧線圈控制裝置，通過判斷過渡接地電阻過程中各間隔零序電流變化值識別接地線路（見圖3）。

圖2 110kV一次設備與二次系統連接圖

圖3 10kV一次設備與二次系統連接圖

2 不同原理電子互感器應用

變電站110kV電壓等級按220kV電壓等級進行保護配置，為實現110kV系統雙套保護配置方案，電子互感器遠端模塊和合并單元設計獨立的雙套采樣回路設備，著重研究純光纖、電子式、常規互感器的配合對保護的影響。變電站110kV線路和橋電子式互感器采用羅氏原理電流電壓組合型互感器，避免電流電壓互感器同步問題，主變套管電流互感器采用全光纖互感器配置方案，進行純光與電子式互感器配合對母差保護試點；110kV線路光差保護一端采用電子式互感器，另一端采用常規互感器，對其配合對線路保護的影響進行研究；10kV電流互感器采用小功率模擬輸出電流互感器，電壓互感器采用常規互感器，對主變各側純光、電子式、普通互感器的配合對主變保護的影響進行試驗研究（見圖4），上述各種類型互感器配合使用對繼電保護的影響情況將另文詳述。

圖4 純光纖、羅氏線圈和普通互感器與保護配置

3 通信同步時鐘源設計

變電站采用電子式互感器，當合并單元的時鐘同步異常引起失步時，將直接導致保護閉鎖，影響合并單元失步的主要原因是由衛星時鐘同步裝置（GPS）無時間源輸出或輸出時間源抖動。因此，為避免因衛星時鐘同步裝置輸出時鐘源信號異常引起合并單元失步，設計將衛星時鐘同步裝置由時間和時鐘源二部分組成，其中時間與衛星的時間同步一致，時鐘源如IEEE1588 /IRIG-B輸出則必須穩定可靠，不允許產生持續的抖動或無時鐘源輸出。

設計滿足智能保護通信同步的GPS應具備：

1）上電以后，在捕獲到衛星信號之前，靠自帶的RTC時鐘來提供1PPS秒脈沖。在經過一段時間裝置捕獲到衛星信號之后，立即同步到GPS標準時鐘，由于內部時鐘與GPS標準時鐘之間不可能完全同步，同時GPS模塊在剛捕獲到衛星的初期也有一個調整的過程，所以同步至GPS標準時鐘的過程中必然會產生1PPS的抖動。

2）在GPS模塊持續收到衛星的時間大于5min，或者收到 3顆星的時間大于 10s，GPS模塊提供的標準 1PPS就穩定了，此后裝置進入“平滑調整”的模式：不論GPS模塊因為何種原因出現1PPS的抖動，包括衛星丟失之后再重新捕獲，裝置都采用緩慢跟蹤的方式，每秒鐘調整的偏差不超過 3μs，以保證輸出的1PPS非常平滑，不會跳變。

3）在GPS衛星丟失之后，裝置進入守時模式，守時期間每秒的秒長取的是此前64s秒長的平均值。因此只要GPS收星并穩定輸出64s以上，裝置的守時精度實測可達到1h不超過55μs。

對時裝置主備切換方法：正常情況下，雙GPS時鐘源一臺處于 ACTIVE狀態，另外一臺處于PASSIVE狀態，處于PASSIVE狀態的時鐘源不發送對時報文，但是接收和監視ACTIVE時鐘源的對時報文。如果ACTIVE的時鐘源故障無法發出對時報文，PASSIVE的時鐘源在一定的時間內收不到ACTIVE的時鐘源的對時報文，將自動轉為ACTIVE狀態開始發送對時報文。防止兩個時鐘源來回切換，同時可以保證系統內有惟一時鐘源會發出對時同步信號。雙GPS天線和對時裝置的主備配置大大提高了智能變電站內的對時可靠性，為避免主備時鐘源輸出不一致導致切換過程中抖動，要求主備衛星時鐘同步裝置的時鐘源輸出同步。對采用 IEEE1588 V2時鐘源，主備時鐘源和交換機切換抖動之和時間小于引起合并單元失步最大允許抖動值和持續的時間。交換機在 IEEE1588時鐘源主備切換過程中交換機的抖動時間應小于1μs。

智能變電站的保護控制功能實現要求各合并器（MU）輸出的電流、電壓信號必須嚴格時間同步，在系統失步或者從失步到尋同步的轉換過程中，為確保繼電保護行為的正確性，應當退出或者閉鎖相應的保護功能，下面以大侶變的主變差動保護為例進行說明。在動模試驗中，通過對網絡通信記錄進行分析發現，MU從失步狀態向同步狀態轉換過程中，主變差動保護出現兩次出口。

1）開始階段未置同步采樣標志時，MU輸出采樣值出現跳變，差動保護出口。

2）進入同步階段置同步采樣標志后，MU輸出采樣值再次出現跳變，差動保護出口。

為避免保護誤動，保證各側MU都可靠同步后再開放保護，將MU發送同步標志的時間應當做延時處理：當MU收到同步秒脈沖時，MU將收到的采樣值經插值算法（軟件同步）算出后，在工頻80點，每秒4000點的采樣率下，將計數器更改為3998或者3999（具體選擇3998或3999根據插值算法而定），如圖5所示，其下一幀報文的計數器更改為0，在2s后將報文置同步，并開始根據外時鐘源的秒脈沖定時清零計數器。

圖5 采樣值同步示意圖

大侶變過程層網絡對時方案采用IEEE1588 V2協議，系統結構如圖6所示，冗余配置的衛星對時裝置作為整個對時系統的時鐘源，以太網交換機作為透明時鐘，其他 IED設備作為從時鐘，通過IEEE1588網絡對時方法，IED設備與主時鐘進行對時同步，從而保證了各個IED設備之間的同步。以太網交換機作為透明時鐘，消除了網絡報文轉發交換環節對時間同步系統的影響，從而能夠實現較高的同步精度。

圖6 基于IEEE1588的對時結構圖

本工程方案中，IEEE1588對時采用IEEE802.3和 P2P模式，主時鐘裝置通過周期性發送sync,follow_up報文來給 IED設備對時，sync對時報文的發送間隔缺省為2s。IED設備和交換機端口之間通過 Path_Delay_Req，Path_Delay_Resp，Path_Delay_Resp_Follow_Up報文的交互來實現路徑延時的測量和修正。

4 動態組播協議應用

虛擬局域網（VLAN）將局域網設備從邏輯上劃分成一個個網段（或者說是更小的局域網），如圖7所示，從而實現虛擬工作組內部的數據通信。交換機對于組播報文如果不進行動態過濾，就將以廣播的方式發送，因此組播也應和廣播報文一樣被限制在VLAN內部傳輸。

圖7 VLAN示意圖

交換機 VLAN劃分為基于端口、MAC地址和協議3種，由于變電站IED裝置一般不需要移動和頻繁變更，交換機VLAN劃分一般基于端口，因此，考慮變電站新增間隔，交換機配置應按遠景規劃進行VLAN劃分，同時需要考慮交換機各VLAN配置中留有足夠的備用端口，避免因端口故障處理造成同一交換機其他端口上正常保護控制設備的停運。

組播注冊協議（GMRP）是基于 GARP的一個組播注冊協議，用于維護交換機中的組播注冊信息，GMRP和GARP都是由IEEE802.1P 定義的工業標準協議（GARP現已納入 IEEE802.1D）。所有支持GMRP的交換機都能夠接收來自其他交換機的組播注冊信息，并動態更新本地的組播注冊信息，同時也能將本地的組播注冊信息向其他交換機傳播。這種信息交換機制，確保了同一交換網內所有支持GMRP的設備維護的組播信息的一致性。

當一臺IED裝置需要加入某個組播組時，它將發出 GMRP“加入”（join_in）消息，交換機將接到GMRP“加入”消息的端口加入到該組播組中，并在接收端口所在的 VLAN中廣播該 GMRP“加入”消息，VLAN中的組播源就可以知曉組播成員的存在。當組播源向組播組發送組播報文時，交換機就只把組播報文轉發給與該組播組成員相連的端口，從而實現在VLAN內的二層組播。此外，交換機會周期性發送 GMRP查詢，如果 IED裝置希望留在組播組中，它就會響應GMRP查詢，在該情況下，交換機沒有任何操作；如果IED裝置不希望留在組播組中，那么它既可以發送一個 GMRP“離開”（leave）信息，也可以不響應周期性GMRP查詢。一旦交換機在計時器設定期間收到 IED裝置“離開”信息或沒有收到查詢響應信息，它便從組播組中刪除該IED裝置。

圖8 智能設備的GMRP組播過濾機制

智能設備采樣值的組播過濾機制如圖8所示。組播源（合并單元）無需支持GMRP，它發出采樣值數據以后，如果交換機的全局 GMRP設置未打開（Global GMRP=off），交換機就將像處理廣播信息一樣把組播數據在同一個 VLAN里面廣播出去；變電站故障錄波裝置和記錄分析系統需要監聽過程層的SV和GOOSE以及網絡對時報文，交換機應設計在GMRP協議開啟時滿足故障錄波裝置和記錄分析系統監聽，在本工程中，交換機被設計為當端口的GMRP功能Disable時，網絡上的所有組播報文將從這個端口全部發送，不需接收裝置支持GMRP，這比較適用于不支持GMRP功能的錄波器和網絡分析儀；如果全局GMRP設置打開（Global GMRP=on），端口的GMRP功能Enable時，則只有當裝置發送“加入”報文加入該采樣值所指定的組播組，該裝置才能收到采樣值數據。一個端口（或一臺裝置）可以通過“加入”報文加入多個組播組，這可以滿足像母差保護這樣的裝置對多個間隔合并單元SV數據的需要。

5 智能網絡分析技術應用

智能變電站技術使二次回路概念發生了巨大的變化。如何驗證自動化系統網絡通信的“二次回路”是否正確，確保智能變電站自動化系統網絡通信正確可靠；如何實現自動化系統異常及故障的全過程的追憶，提供運行維護人員網絡通信過程可視化工具，輔助運行維護人員快速、準確定位故障原因，已成為智能變電站迫切需要解決的課題。智能變電站的網絡通信分析技術，俗稱“黑匣子”[7]，通過監聽記錄自動化系統網絡通信報文，并對記錄的通信協議進行分析[8]，可視化重現變電站自動化系統網絡通信的全過程，進而準確定位和分析變電站自動化系統的故障原因[9]，為運行維護人員迅速排查故障提供有效的輔助手段，消除自動化系統存在的安全隱患。由于智能變電站故障錄波采用合并單元計數器和保護 GOOSE報文中的新事件時標進行電網故障分析，導致無法對二次系統網絡通信過程中的時延、中斷和抖動等通信傳輸異常及故障問題開展深入分析，為此，本工程進行變電站自動化系統網絡通信的在線故障檢測、預警和狀態評估課題研究，結合智能故障錄波系統，實現電網故障以及網絡通信故障情況下保護動作行為的定量分析。

6 結論

本文圍繞大侶智能變電站工程從三網合一、不同原理互感器混合應用、通信系統時鐘同步、動態組播（GMRP）、智能網絡分析等技術應用角度詳細分析了技術方案，對智能變電站建設做了極具參考價值的技術應用探索。

智能變電站系列新技術應用使得原有的設計、調試、運行和維護模式都發生了重大變化，傳統的電力系統傳統的保護、自動化和計算機專業劃分已無法滿足智能變電站運行維護對復合型人才的需求，因此必須打破目前保護、監控和計算機專業傳統管理模式，培養具備保護、監控和網絡通信知識的復合型人才已成為當務之急。

[1]王銳,張清枝.變電站網絡化二次系統關鍵技術研究及應用[J].電力系統保護與控制,2009,38(8).

[2]沈國榮,黃健.2000年國際大電網會議系列報道—通信技術是變電站自動化的關鍵[J].電力系統自動化,2001,25(10):1-5.

[3]魏勇.基于IEC61850-9-2及GOOSE共網傳輸的數字化變電站技術應用與分析[J].電力系統保護與控制,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]何衛,王永福,繆文貴.IEC 61850深層次互操作試驗方案[J]. 電力系統自動化,2007,31(6):103-107.

[7]許偉國,蔣曄,張亮.數字化變電站中網絡通信“黑匣子”的設計與應用[J].電力系統自動化,2008,32(17).

[8]李俊剛.故障錄波裝置中 IEC61850標準的研究與應用[J].電力系統保護與控制,2010,38(8).

[9]許偉國,張亮.數字化變電站網絡通信在線故障診斷系統的設計與應用[J].電力自動化設備,2010,30(6).