特高壓變電站過程層網絡設計

張志鵬，郭朝云，朱 萍（河北省電力勘測設計研究院，河北 石家莊 050031）

?

特高壓變電站過程層網絡設計

張志鵬，郭朝云，朱 萍
（河北省電力勘測設計研究院，河北 石家莊 050031）

摘要：論述了500 kV及750 kV智能變電站過程層網絡方案和交換機配置方案。 分析了特高壓變電站特點和設計要求，提出了特高壓變電站過程層網絡兩個設計原則：高可靠性原則和技術統一性原則。基于兩個設計原則，提出四個1000 kV過程層網絡設計方案，推薦SV和GOOSE共同組網、雙重化保護各設置獨立的雙網。分析了冗余信息的應用層處理方案和鏈路層處理方案，提出1000 kV過程層網絡可采用基于FPGA的應用層處理方案，也可采用基于PRP的鏈路層處理方案。

關鍵詞：特高壓變電站；智能變電站；過程層網絡；冗余方案；并行冗余協議。

構建以特高壓電網為骨干網架、各級電網協調發展的堅強智能電網是國家電網公司的戰略目標，智能變電站是統一堅強智能電網的重要基礎和支撐。目前，國網公司110（66）～750 kV新建變電站均按照智能變電站設計。

對于已投運和在建的特高壓變電站，智能化相關技術也得到了一定應用，如一次設備在線監測、智能輔助控制系統、站控層與間隔層之間基于IEC61850標準的信息交換、信息綜合分析與智能告警等。基于可靠性和技術成熟度考慮，智能變電站的關鍵技術-過程層數字化，未在特高壓變電站中應用。隨著過程層數字化技術的日益成熟，建設特高壓智能變電站將成為發展目標，這也是建設堅強智能電網的必然要求。

建設特高壓智能變電站，構建高可靠性的過程層網絡是關鍵。目前特高壓變電站過程層網絡的相關研究較少，更無相關標準和規范。本文擬結合特高壓變電站的地位和特點，吸收500 kV及750 kV智能變電站過程層網絡設計經驗，提出一種高可靠性和具有一定經濟性的過程層網絡方案，保障特高壓智能變電站的可靠運行。

1 500 kV及750 kV智能變電站過程層網絡方案

1.1 配置原則

文獻［1］提出了500 kV及750 kV變電站過程層網絡配置原則如下：

（1）采用一個半斷路器接線時，分別設置SV和GOOSE星形雙網；SV和GOOSE每網按串配置交換機。

（2）雙重化保護與雙重化網絡按照一一對應的方式連接。

基于上述原則的500 kV及750 kV電壓等級過程層網絡示意圖見圖1。

圖1 3/2斷路器接線過程層網絡示意圖

1.2 交換機配置方案

在智能變電站工程應用中，過程層交換機可選擇如下規格：

8光口（百兆）、16光口（百兆） 、22光口（百兆20，千兆2） 、22光口（百兆18，千兆4）。

1.2.1 GOOSE交換機

以A網為例，串內交換機端口需求如下：

（1）串內不帶電抗器時端口需求見表1。

（2） 串內帶2組（1組）電抗器時端口需求見表2。

表1 串內GOOSE交換機端口需求情況1

表2 串內GOOSE交換機端口需求情況2

（3）小結

串內不帶或帶1組電抗器時，每串每個GOOSE網可配置1臺22口交換機；串內帶2組電抗器時，每串每個GOOSE網需配置2臺16口或22口交換機。

1.2.2 SV交換機

所有IED均按照80點采樣率考慮，每臺合并單元SV數據流量約為8 Mbit/s。按照百兆網絡流量不超過40%考慮，每個百兆交換機允許接入5臺合并單元，超過5臺合并單元時，宜采用千兆端口級聯。

以A網為例，串內交換機端口需求如下：

（1）串內不帶電抗器時端口需求見表3。

表3 串內SV交換機端口需求情況1

（2） 串內帶2組（1組）電抗器時端口需求見表4。

表4 串內SV交換機端口需求情況2

（3）小結

串內不帶電抗器時，每串每個SV網可配置1臺16口或22口交換機；串內帶2組或1組電抗器時，每串每個SV網需配置1臺22口交換機（帶千兆口）。

1.2.3 交換機數量需求

根據上述分析，串內不帶或帶1組電抗器時，每串需配置4臺過程層交換機；串內帶2組電抗器時，每串需配置6臺過程層交換機。

2 特高壓變電站過程層網絡設計

2.1 特點和設計要求

（1）特高壓電網正處于起步階段，相對薄弱，對特高壓變電站的可靠性要求極高。

（2）站內一般設置1000 kV、500 kV和110 kV三個電壓等級。1000 kV和500 kV均采用3/2斷路器接線，110 kV采用單母線接線；

（3）站內500 kV等級二次設備配置原則與500 kV變電站相同；1000 kV等級除每套線路保護需采用雙通道外，其余配置原則同500 kV等級。

2.2 過程層網絡設計原則

2.2.1 高可靠性原則

特高壓變電站在電網中的地位要求1000 kV過程層網絡具有比750 kV和500 kV過程層網絡更高的可靠性。具體要求如下：

（1）應采用可靠性高的星形結構。

根據文獻［3］的分析，與總線型和環形結構相比，星形結構擴展方便、協議簡單、網絡傳輸延時小、無廣播風暴風險，是過程層網絡的首選結構。

（2）交換機N-1故障不應影響保護信息傳輸。

文獻［4］要求智能變電站繼電保護保護直采直跳，啟動失靈/重合閘、失靈聯跳等信息通過過程層網絡傳輸，特高壓智能變電站仍應貫徹此原則。

當保護與過程層網絡一一對應連接時，交換機N-1故障將造成一個網絡的信息交換中斷，某些重要功能（失靈聯跳等）可靠性降低50%，對特高壓電網的安全運行帶來不利影響。因此，1000 kV過程層網絡設計必須考慮交換機N-1方式下的保護信息傳輸可靠性問題，要求保護設備采用冗余連接方式。

（3）交換機N-2故障應盡量減少對兩套保護的影響。

雖然過程層網絡交換機發生N-2故障概率很低，但1000 kV過程層網絡設計應考慮減少此種故障的影響，提高極端情況下抵御風險的能力。

2.2.2 技術統一性原則

特高壓變電站過程層網絡設計原則應與相應等級保護裝置的技術原則統一，體現二次系統設計的統一性。基于此原則，特高壓變電站各等級過程層網絡設計原則如下：

（1）站內500 kV等級過程層網絡采用500 kV智能變電站相應等級設計原則，雙重化保護與雙重化網絡按照一一對應的方式連接，與保護的配置和通道組織原則統一。

（2）站內110 kV等級過程層網絡采用220 kV智能變電站110 kV等級設計原則，主進配置雙重化網絡，無功配置單套網絡。

（3）站內1000 kV等級建議每套保護均與雙重化網絡連接，既體現了高可靠性原則，又與1000 kV線路保護雙通道的技術原則保持了統一。

2.3 1000 kV過程層網絡方案論證

基于2.3確立的網絡設計原則，提出以下4種網絡設計方案。

2.3.1 方案1

SV、GOOSE分別組網，雙重化保護各設置獨立的雙網，示意圖見圖2。

圖2 方案1過程層網絡示意圖

方案特點：

（1）每串需設置8個網絡，配置8臺或12臺交換機。

（2）雙重化的A、B套裝置過程層信息相互獨立傳輸，交換機負載較輕。

（3）交換機N-1故障不影響保護信息傳輸，N-2故障最多影響一套保護的信息交換，不影響第二套保護功能。

（4）中心交換機需求數量多，至少配置8臺。中心交換機與串內子交換機級聯端口有可能只需采用百兆口。

2.2.2 方案2

SV、GOOSE分別組網，雙重化保護接入統一雙網，網絡示意圖見圖3。

圖3 方案2過程層網絡示意圖

方案特點：

（1）每串需設置4個網絡，配置6臺或10臺交換機。

（2）雙重化的A、B套裝置過程層信息共網傳輸，交換機負載較重。

（3）交換機N-1故障不影響保護信息傳輸，N-2故障有可能影響兩套保護的信息交換。

（4）中心交換機至少配置4臺。中心交換機與串內子交換機級聯端口需采用千兆口。

2.2.3 方案3

SV、GOOSE共同組網，雙重化保護各設置獨立的雙網，網絡示意圖見圖4。

圖4 方案3過程層網絡示意圖

方案特點：

（1）基于共網共端口技術，SV、GOOSE共網傳輸。

（2）每串需設置4個網絡，配置4臺或8臺交換機。

（3）雙重化的A、B套裝置過程層信息相互獨立傳輸，交換機負載較輕。

（4）交換機N-1故障不影響保護信息傳輸，N-2故障最多影響一套保護的信息交換，不影響第二套保護功能。

（5）中心交換機至少配置4臺。中心交換機與串內子交換機級聯端口需采用千兆口。

2.2.4 方案4

SV、GOOSE共同組網，每套保護接入統一的雙網，網絡示意圖見圖5。

圖5 方案4過程層網絡示意圖

方案特點：

（1）基于共網共端口技術，SV、GOOSE共網傳輸；

（2）每串需設置2個網絡，配置4臺或6臺交換機；

（3）雙重化的A、B套裝置過程層信息共網傳輸，交換機負載較重。

（4）交換機N-1故障不影響保護信息傳輸，N-2故障有可能影響兩套保護的信息交換。

（5）中心交換機至少配置2臺。中心交換機與串內子交換機級聯端口需采用千兆口。

2.3.5 網絡方案選擇

上述4個方案均能滿足交換機N-1故障時不影響保護信息傳輸，其中方案1和方案3在交換機N-2故障下的網絡可靠性更高。

方案1 與方案3相比，優點是各子網絡功能明確，管理方便；缺點是交換機用量多、裝置端口多、網絡利用率低，需占用較多屏位。考慮到在智能變電站工程實踐中，SV、GOOSE信息共網傳輸技術已十分成熟，工程應用較多，利用VLAN技術可保證SV和GOOSE信息傳輸的相對獨立和網絡可靠性，推薦方案3作為1000 kV過程層網絡方案。

3 冗余信息處理方案

推薦的1000 kV過程層網絡方案要求每個IED裝置均接入冗余雙網，必然帶來冗余信息的處理問題。目前存在兩種冗余信息處理方案，即應用層處理方案、鏈路層處理方案。

3.1 應用層處理方案

應用層冗余方案又可分為雙網雙工方式和雙網熱備方式。雙網熱備方式實現簡單，但存在網絡切換通信中斷問題（切換時間為秒級），適用于MMS網絡；對于可靠性和實時性要求高的過程層網絡，必須采用雙網雙工方式。

文獻［9-10］提出了一種基于應用層的GOOSE雙網接受機制，通過判斷收到的GOOSE事件序號和報文序號，實現冗余信息的處理。SV雙網接收機制與GOOSE類似。

GOOSE雙網接受機制流程圖見圖6。

圖6 GOOSE雙網接收機制

基于雙網雙工方式的應用層處理方案特點如下：

（1）IED提供2個獨立的MAC地址或IP地址的網口，采用通用的以太網報文及網絡控制器。

（2）可實現雙網信息的零延時切換。

（3）應用層處理實現方式上有軟件方式和硬件方式兩種。為減少裝置CPU的負擔，宜采用基于FPGA的硬件方式處理冗余信息。

3.2 鏈路層處理方案

IEC62439提出了一系列網絡冗余標準，其中IEC62439-3規定的并行冗余協議（Parallel Redundancy Protocol， PRP）適用于各種變電站通信網絡結構。

基于PRP協議的網絡要求每個終端節點（IED設備）設置鏈路層冗余單元（LRE），在鏈路層的LRE實現報文的雙發雙收和冗余信息的處理。LRE收到發送節點上層應用傳來的發送報文，將報文加上標識后復制成2份同時從兩個網口發出，接收節點從兩個網口先后收到該報文，LRE對標識判別后丟棄后到的報文，而先到的報文去除標識后傳送給上層應用。PRP終端節點結構見圖7。

圖7 PRP終端節點結構

基于PRP的鏈路層處理方案特點如下：

（1）IED的2個并行兩個以太網卡具有相同的MAC地址和IP地址，其冗余對于應用層是透明的，但需采用專用的PRP網絡控制器；

（2）發送端在每個數據幀后增加4 字節的冗余控制跟蹤位，以處理重復報文、實現雙網信息的零延時切換，但需要交換機能夠處理非標準以太網報文。

3.3 方案選擇

在國內智能變電站工程實踐中，國內廠家對于過程層網絡均采用了基于FPGA的雙網雙工應用層處理方案，并制定了規范的雙網接受機制，能夠滿足可靠性和實時要求，但工程配置較為復雜。

基于PRP協議的鏈路層處理方案工程配置相對簡單，但需采用專用硬件接口，國內廠家IED產品目前尚不支持。

兩種方案均能滿足1000 kV過程層網絡方案要求，實際應用時宜根據技術發展和IED產品支持情況進行選擇。

4 結論

本文對特高壓變電站過程層網絡設計方案和冗余信息處理方案進行了詳細論證，提出了特高壓變電站各電壓等級過程層網絡實施方案，結論如下：

（1）提出了特高壓變電站過程層網絡兩個設計原則：高可靠性原則和技術統一性原則。

（2）基于交換機N-1和N-2故障方式下網絡可靠性原則，1000 kV過程層網絡方案推薦如下：SV、GOOSE共同組網，雙重化保護各設置獨立的雙網，按串配置交換機。

（3）基于技術統一性原則，特高壓變電站500 kV等級過程層網絡采用500 kV智能變電站相應等級設計原則，110 kV等級過程層網絡采用220 kV智能變電站相應等級設計原則。

（4）冗余信息處理方案可采用基于FPGA的雙網雙工應用層處理方案或基于PRP的鏈路層處理方案。

參考文獻：

［1］ 劉振亞.國家電網公司輸變電工程通用設計，110（66） kV～750 kV智能變電站部分［M］.北京：中國電力出版社，2011.

［2］ Q/GDW 441—2010 ，智能變電站繼電保護技術規范［S］.

［3］ 張志鵬，邵華，湯漢松.數字化變電站GOOSE網絡研究設計［J］.河北電力技術，2013，32（3）.

［4］ Q/GDW 383—2009，智能變電站技術導則［S］.

［5］ 魏勇，等.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.電力系統保護與控制，2010，38（24）.

［6］ 王松，黃曉明.GOSOE報文過濾方法研究［J］.電力系統自動化，2008，32（19）.

［7］ 邱智勇，陳健民.500 kV數字化變電站組網方式及VLAV劃分探討［J］.電工電能新技術，2009，28（4）.

［8］ 胡道徐，李廣華.IEC61850通信冗余實施方案［J］.電力系統自動化，2007，31（8）.

［9］ Q/GDW 396—2010，IEC61850工程繼電保護應用模型［S］.

［10］ 王海峰，丁杰，徐偉.數字化變電站中雙網控制策略［J］.電力系統自動化，2009，33（8）.

［11］ 謝志迅，鄧素碧，臧德揚.數字化變電站通信網絡冗余技術［J］.電力自動化設備，2011，31（9）.

［12］ 李俊剛，等.基于IEC 62439.3的智能變電站網絡冗余研究［J］.電力系統自動化，201l，35（10）.

［13］ IEC/SC 65C.IEC62439 Industrial communication networks：high availability automation networks. part 3：Parallel Redundancy Protocol（PRP）and High availability Seamless Ring（HSR）［S］.

［14］ 陳原子，徐習東.基于并行冗余網絡的數字化變電站通信網絡構架［J］.電力自動化設備，2011，32（1）.

中圖分類號：TM63

文獻標志碼：B

文章編號：1671-9913（2016）01-0069-06

* 收稿日期：2015-07-06

作者簡介：張志鵬（1977- ），男，高級工程師，碩士，主要從事電力系統繼電保護、自動化及二次方面的設計研究。

Network Design of Process Layer for UHV Substation

ZHANG Zhi-peng， GUO chao-yun， ZHU Ping
（Hebei Electric Power Design & Research Institute， Shijiazhuang 050031， China）

Abstract:This article discusses the process layer network scheme and switch configuration scheme in 500kV and 750kV Smart Substation. Analyses the characteristic and design requirements in UHV Substation， put forward two design principles of process layer network in UHV Substation， the principles are high reliability principle and technology unity principle. Based on the two design principles， put forwards four design schemes of 1000kV process layer network， the recommended scheme is that SV and GOOSE should set up the network together， each one of double protections should set up independent dual network. Analyses the application layer treatment scheme and the link layer treatment scheme for redundant information， put forwards that 1000kV process layer network can use the application layer treatment scheme based on the FPGA， and 1000kV process layer network also can use the link layer treatment scheme based on the PRP.

Key words:UHV substation； smart substation；process layer network； redundancy scheme； PRP.