一種不依賴MU同步的采樣值網絡傳輸方案

朱 明 瞿 萍

（國電南京自動化股份有限公司，南京 210003）

傳統過程層使用大量電纜傳輸采樣數據，而IEC 61850 標準通過數字化通信方式實現過程層數字采樣，具有簡化二次接線、提高測量精度、實現數據共享等優點。隨著數字化變電站的推廣，過程層數字化采樣得到了越來越廣泛的應用[1]。

跨間隔的采樣值（SV）同步是過程層數字化采樣傳輸需要解決的一個核心問題。IEC 61850 標準試圖通過對所有通信設備進行統一同步的方式，解決跨間隔間的采樣值同步問題，但同步源的引入，使數字化采樣的可靠性相比傳統方案有所降低。而點對點采樣值傳輸方案試圖解決過程層數字化通信對同步源的依賴問題，卻使二次接線變得復雜，又損失了數據共享的優勢，降低了數字化站的可維護性。

1 采樣值傳輸轉換過程

過程層數字化采樣通常由三個環節組成：遠端傳感模塊、合并單元（MU）、智能接收設備（IED）。遠端傳感模塊負責原始AD 采樣，簡單處理（如低通濾波）后以數字化的方式傳輸給MU。MU 接收多個遠端傳感模塊的采樣數據，通過合理的時間同步機制和采樣時延補償機制[2]進行采樣數據的同步處理，并將同步好的采樣數據按照IEC 61850-9-2標準協議定時將采樣報文發出[3-4]。IED 接收多個MU 的采樣報文，并完成多個MU 的采樣插值同步，然后由保護/測量模塊完成保護/測量功能。

圖1 采樣值傳輸轉換過程

由此，某一時刻的采樣值從遠端傳感模塊開始采集，經由MU 同步，到IED 正確接收，共經歷以下幾個延遲時間：遠端傳感模塊內部延遲ta、遠端傳感模塊到MU 的傳輸延遲tb、MU 內部延遲tc、MU 到IED 的傳輸延遲te，詳見圖1[5]。其中ta、tb、tc在遠端傳感模塊類型與MU 型號、參數不變的情況下，其總的傳輸延遲通常是固定的，因此將其統稱為互感器額定延遲td，即td=t a+t b+tc；而傳輸延遲te因采樣傳輸方案的不同具有不確定性。

2 現有采樣值傳輸方案

2.1 標準組網傳輸

通過組網方式實現采樣值傳輸是IEC 61850 提出的標準解決方案，即通過網絡實現MU 與IED 之間的采樣值傳輸。

其具體實施方案是：①MU 與IED 都接入同一個同步源網絡，同步設備以固定1S 的時間間隔發送同步脈沖；②同步脈沖發生時刻的采樣值信息以SmpCnt 為0、并標記為Syn 狀態從MU 發送出去；③在下次同步脈沖到來前，MU 將以SmpCnt 遞增的方式以固定時間間隔發送采樣值信息。

MU 以采樣計數器（SmpCnt）標記采樣值的序列：SmpCnt 在[0,smpRate-1]間循環遞增（SmpRate為MU 固有采樣率）。MU 發送的每兩幀采樣值報文的時間間隔為1/SmpCnt 秒。

IED 本身接收同步源的同步信息，并根據所訂閱的每個MU 采樣值的Syn 與SmpCnt 信息來確定采樣值的實際采樣時間，以T0標記同步脈沖的發生時刻，每個帶有Syn 標志的采樣值的實際采樣時間為TSmpCnt=T0+ SmpCnt/SmpRate × 1s 。

IED 根據每個帶有Syn 標志的采樣值信息還原出每幀采樣報文對應的實際采樣時刻，即可通過使用相鄰時刻的采樣值數據軟件插值算法[6-7]得到任意時刻的采樣數據，其原理如圖2所示。

圖2 組網方案下采樣值同步方式

在該方案中，由于采樣報文在交換網絡中傳輸，其傳輸延遲te具有不確定性。IED 為保證采樣插值同步所需要的采樣值報文都能到達，在插值計算時須滯后同步源一個相對較長的延遲時間。該延遲時間為：在所接收MU 的最大互感器額定延遲Max(td)基礎上增加一個最大可能的網絡傳輸延遲時間Max(te)。

標準組網采樣值傳輸的方案，IED 完成不同MU之間的采樣值同步，完全依賴于同步源網絡。任一MU 失去同步信號后，IED 將無法實現跨間隔的采樣同步，二次設備也就無法實現差動運算，這將導致變電站降級運行；同樣一些保護設備失去同步信號后，也會導致一些光纖差動保護退出運行。與傳統變電站相比，盡管采取了一些通信冗余措施增強其可靠性，但標準組網采樣值傳輸方案對同步源的過分依賴，在總體上降低了數字化變電站運行的可靠性。

2.2 點對點傳輸

采樣值的點對點傳輸是對組網傳輸方案的一個改進，其目的是解決組網方案下對同步源網絡的依賴問題，提高數字化變電站的可靠性。

其具體實施方案是：①MU 與IED 都不需要接入同步網絡；②不同MU 按照各自的內部時鐘以固定的采樣頻率發送采樣值數據；③采樣值傳輸不再經過交換設備，而通過光纖直接連接到IED。

由于取消了同步網絡，各個MU 之間的SmpCnt不再具有同步相關性，而光纖直連的通信方式，其MU 到IED 之間的傳輸延遲te僅為光信號在此段光纖中的傳輸延遲。te大小取決于鏈路物理特性和傳播距離，與傳播信息量無關，若傳輸距離為D，光速為c，k傳輸介質修正系數（同軸電纜中k約為0.65)，傳播延時可表示為te=D/kc[5]，考慮光信號具有極高的傳輸速率，te可忽略不計。

假設IED 具有兩個功能：①能夠獲取采樣值到達IED 的準確時間tR，②能夠獲取每個MU 的互感器額定延遲時間td。在采樣值點對點傳輸方案中，從采樣信號采集到IED 設備接收，在忽略te情況下，IED 就可以根據接收到的采樣時間精確推斷出實際的采樣時間tS，即tS=t R-t d-t e≈t R-td。

在點對點采樣值傳輸方案的具體實施中，IED設備通過特有硬件，如FPGA 完成多路信號的硬件并行處理[8]，記錄下每幀采樣值的到達時間；MU 通過在IEC 61850-9-2 報文中以特定采樣通道的方式將其互感器額定延時td告知接收該采樣信息的IED。IED 設備根據采樣接收時間以及對應的互感器額定延遲時間td，可還原出其原始采樣時刻，并依據還原真實MU 采樣時刻后的采樣數據，通過插值同步的方式計算出任意時刻采樣數據，實現跨間隔采樣同步，其原理如圖3所示。

圖3 點對點方案下的采樣值同步

由此，點對點傳輸方案徹底解決了網絡傳輸方案依賴同步源的問題。

為保證同步時所需要的不同MU 的采樣值報文都能到達IED，IED 的插值計算仍需一個滯后的延遲時間。該延遲時間為：所有接收MU 中最大的互感器額定延遲 Max(td)與最大網絡傳輸延遲時間Max(te)之和。由于Max(te)可忽略不計，點對點傳輸方案所需最大的延遲時間僅為 Max(td)，與標準組網傳輸方案相比，其計算延遲時間更短，能夠使二次保護設備具有更快的動作時間。

點對點傳輸方案由于采用了點對點的光纖接線，MU 與IED 需要更多的光口，這不僅增加了二次設備的成本，也使得二次接線變得復雜；另外，由于點對點的光纖通信方式，其過程層通信報文無法準確地記錄監視，給電站運維管理帶來不便。

3 不依賴MU 同步的網絡化方案

針對上述兩種采樣值傳輸方案的不足，本文提出了另外一種采樣值傳輸方案——不依賴MU 同步的網絡傳輸方案。

其具體實現方式是：①使用一種特殊的交換機（下文簡稱“記時交換機”）實現采樣值的網絡傳輸：記時交換機統計每幀采樣值報文在本機內部的延遲時間，并將延遲時間以累加的方式記錄到采樣值報文的特定字段中；②IED 設備通過特有硬件（如FPGA）記錄下每幀采樣值的準確到達時間；③IED設備根據采樣值到達時間以及對應的互感器額定延遲時間、交互網絡總的延遲時間，還原出其原始采樣時刻，最終實現跨間隔的采樣值同步。

不依賴MU 同步的采樣值網絡傳輸方案的原理如圖4所示。

圖4 不依賴MU 同步的網絡傳輸方案

采樣值報文從MU 發出，經n個記時交換機最終到達IED 所經歷的總延遲時間為

其中，以SwitchDelay 標記在記時交換機中的延遲時間；以Fiber 標記在光纖中的傳輸時間，考慮光纖傳輸的延時特性，其延遲時間FiberDelay 可忽略不計。

記時交換機記錄下每幀采樣值報文到達tIn與離開該交換機時間tOut，以tOut-tIn計算得出報文在本機中的延遲時間，并將該延遲時間以累加的方式寫入到采樣值報文的特定保留字段部分，如圖4所示。

IED 精確記錄采樣值到達IED 時間tR，并根據采樣值報文中記錄的網絡延遲時間tNd，以及互感器額定延遲時間td，并忽略光纖的傳輸延遲，就可以精確推斷出實際的采樣時刻tS，即tS=tR-td-tNd。

IED 由此可以用點對點傳輸方案相同的方法，推算出不同MU 的每幀采樣報文的采樣時刻，完成跨間隔采樣值的同步計算，其實現方式如圖5所示。

圖5 不依賴MU 同步的網絡傳輸采樣值同步方法

該方案，對交換機的性能要求較高，為測試交換機的延遲性能及時間精度特性，設計測試方案如下：①同一MU 發送兩路相同的采樣數據，一路通過光纖直接接入 IED，另一路通過交換網絡接入IED；②IED 通過比較兩路報文實際到達IED 的時間，統計交換機的交換轉發延遲時間和延遲時間的精度信息，并統計交換機記錄的網絡傳輸延時精度。此測試結果見表1。

測試結果表明：交換機通過千兆級聯，其每級計時交換機的延遲時間大約是50μs 的級別；時標精度與級聯的級數成反比，級聯數增加，其時標的精度會以每級100ns 的精度誤差下降；在不大于3 級級聯的情況下，計時交換機記錄延遲時標的精度與IEEE 1588 相當，滿足智能電站網絡交換機單級時鐘傳輸精度小于±200ns[10]的要求。

表1 交換機性能統計表

在實際運行中，數字化、智能化變電站過程層網絡級聯一般不會超過3 級，該方案下的時間精度誤差最大不超過250ns，完全滿足IEC 61850 9-2 標準對過程層采樣同步精度小于1μs 要求[3-11]。

不依賴MU 同步的網絡化方案，過程層采樣值報文可以通過網絡記錄儀、網絡分析儀等設備記錄原始采樣信息，對事故追憶、事故分析可以提供可靠的第三方監視信息。它雖然有網絡延時，犧牲了一些保護動作時間，卻為過程層數字化采樣的運維管理提供了更多便利。

4 結論

不依賴MU 同步的采樣值網絡傳輸方案，以交換機記錄網絡傳輸時間為基礎，利用互感器具的固定采樣延遲特性，通過插值的方式解決了跨間隔采樣值同步的問題。

相比傳統組網傳輸方案，該方案不依賴同步源，提高了數字化、智能化系統的方案可靠性；同時，該方案也避免了點對點傳輸方案造成系統過程層采樣運維不方便的問題。

不可否認，該方案對交換機的要求比傳統組網方案要高，在保護動作快速性上比點對點傳輸方案也稍差，但它具有與傳統組網方案相當的實時性，提高了變電站運行可靠性，且運維方便，因此在智能電網和數字化變電站的實際應用中具有很好的應用前景。

[1] 高翔.數字化變電站應用技術[M]． 北京: 中國電力出版社,2008.

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[10] 國家電網公司.Q/GDW 429—2010 智能變電站網絡交換機技術規范[S].

[11] 王立輝,許揚,等.數字化變電站過程層采樣值時間同步性分析及應用[J].電力自動化設備,2010(8).