智能变电站过程层网络

智能变电站过程层网络（共7篇）

智能变电站过程层网络 篇1

1 引言

从目前智能变电站的建设来看, 智能变电站已经成为了未来变电站的重要发展趋势。通过了解发现, 智能变电站的核心技术主要是过程层具有较大的技术优势, 这一技术优势决定了智能变电站比普通变电站具有更强的应用特性。所以, 我们在针对智能变电站的研究中, 要积极展开过程层的研究与分析, 要将过程层的网络性能测试技术作为主要的技术要点进行研究, 把握过程层网络性能测试技术的要点, 保证过程层的网络性能测试技术能够发挥积极作用。因此, 我们有必要对智能变电站过程层的概念及组成进行分析, 明确智能变电站过程层的组成要求, 对过程层网络性能测试技术进行积极的试验和测试, 保证该技术能够发挥积极的作用, 提高智能变电站过程层网络性能测试技术研究的最终效果。

2 智能变电站过程层概念及组成分析

对于智能变电站而言, 过程层是其重要组成部分, 也是智能变电站与传统变电站的重要区别, 所以我们要对智能变电站过程层的概念有准确的了解。就智能变电站来说, 主要采用了分层网络系统、分布网络系统、开放式网络系统实现系统连接, 其中过程层是最底层的系统, 属于一次设备和二次设备相结合的层面, 其任务主要是对设备的状态进行监测, 并执行系统的操作和控制命令, 同时对运行的电气量进行采集, 并完成系统基本状态变量的输入和输出, 保证信号数字化。

智能变电站的过程层组成主要包含以下几个部分:变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。智能变电站与传统变电站的区别主要在于一次设备和二次设备的选择上。智能变电站主要采用电子式互感器, 传统变电站采用的是电磁互感器。智能变电站采用了智能开关, 传统变电站采用了传统开关。此外, 最突出的特征是智能变电站可以实现多个智能电子设备信息传输, 所采用的传输协议主要是GOOSE和采样值机制。

3 智能变电站过程层的基本组成要求

3.1 采样值传输技术的基本要求

在智能变电站的过程层与间隔层之间要想实现信息通信, 就需要借助采样值传输技术, 而智能变电站的过程层与间隔层的信息传递过程中数据流往往很大, 需要使用电子式互感器进行保护, 所以采样值传输技术对实时性有特殊要求。采样值传输是变电站自动化系统过程层与间隔层通信的重要内容, 智能变电站过程层上最大的数据流出现在电子式互感器和保护、测控之间的采样值传输过程中。采样值报文 (以及跳闸报文) 的传输有很高的实时性要求, 即使在极端情况下也要确保报文响应时间是可确定性的。根据IEC61850-9-2标准定义, 采样值传输以光纤方式接入过程层网络, 间隔层保护、测控、计量等设备不与合并单元直接相连, 而是通过过程层交换机获取采样值信号, 以实现信息共享。

3.2 GOOSE实时传输技术基本要求

GOOSE是一种面向通用对象的变电站事件, 其基于发布/订阅机制, 能快速和可靠地交换数据集中的通用变电站事件数据值的相关模型对象和服务, 以及这些模型对象和服务到ISO/IEC8802-3帧之间的映射。智能变电站中GOOSE服务主要用于智能一次设备、智能单元等与间隔层保护测控装置之间的信息传输, 包括传输跳合闸信号或命令, GOOSE报文数据量不大但具有突发性。由于在过程层中GOOSE应用于保护跳闸等重要报文, 必须在规定时间内传送到目的地, 因此对其实时性要求远高于一般的面向非嵌入式系统, 对报文传输的时间延迟在4 ms以内。

3.3 合并单元与智能终端技术的基本要求

在智能变电站过程层的合并单元中, 主要对工作地点有具体要求, 要求必须是无爆炸危险, 并且远离干扰源、同时要在室内, 并具有防静电功能。智能终端技术主要是与GOOSE技术对接的系统, 因此要求能够与GOOSE技术实现同步传输。首先, 合并单元正常情况下的对时精度应为±1μs, 守时精度范围为±4μs。其次当外部同步信号失去时, 合并单元应该利用内部时钟进行守时。当守时精度满足同步要求时, 采样值报文中的同步标识位“Smp Synch”应为TRUE。当守时精度不满足同步要求时, 采样值报文中的同步标识位“SmpSynch”应为FALSE。

4 智能变电站过程层的三网合一方案分析

在智能变电站过程层的三网合一方案中, 主要采用了IEC61850-9-2采样信息、GOOSE信息、IEEE1588对时信息共网传输。间隔层与过程层合并单元遵循IEC61850-9-2标准, 与过程层智能终端采用GOOSE通信协议。过程层网络按间隔配置独立的间隔交换机, 各间隔通过主干网交换机组成过程层网络实现信息共享。

本方案的优点是实现了GOOSE、采样值传输、IEEE1588三网合一, 最大程度地实现了信息共享, 网络结构清晰, 节省了大量的光缆, 便于设计、维护, 是代表未来技术发展的一种方案;但由于网络技术的要求比较高, 技术难度大, 且欠缺有效的冗余手段, 其可靠性受到一定的质疑和担忧。因此, 基于IEC 62439标准的PRP冗余技术得到广泛的关注。

5 智能变电站过程层网络性能测试技术研究

为了有效保证智能变电站过程层的正常工作, 我们需要对过程层的网络性能进行测试。针对三网合一的智能变电站过程层, 我们需要利用采样值传输、GOOSE技术及IEEE1588技术对三网合一的可靠性和传输效率进行测试。目前主要的方式是通过试验测试GMRP组播协议稳定性、IEEE1588性能检查、大背景流量下网络试验、时钟切换试验、智能终端动作固有延时测量和同步报文的拷机能力。通过这些试验, 得出智能变电站过程层的网络性能的结论。

6 结束语

从本文的分析可以看出, 在智能变电站过程层的网络性能测试中, 我们选用了试验测试GMRP组播协议稳定性、IEEE1588性能检查、大背景流量下网络试验、时钟切换试验、智能终端动作固有延时测量和同步报文的拷机能力的方法, 并取得了积极效果。所以, 我们要利用这一有效的试验方法, 实现对智能变电站过程层网络性能的测试。

摘要：对于目前智能变电站而言, 其技术核心在于具有过程层, 而过程层也成为了智能变电站区别于不同变电站的重要特征。为了保证智能变电站过程层的有效性, 通常我们要对过程层的网络性能进行测试, 而网络性能测试技术成为了保证测试过程实现的关键。所以, 我们要对智能变电站过程层的网络性能测试技术进行深入研究, 并以三网合一作为实际案例, 对智能变电站过程层的网络性能测试技术进行探讨。

关键词：智能变电站,过程层,网络性能测试技术

参考文献

[1]宋丽君, 王若醒, 狄军峰, 等.GOOSE机制分析、实现及其在数字化变电站中的应用[J].电力系统保护与控制, 2009, 14.

[2]易永辉, 王雷涛, 陶永健.智能变电站过程层应用技术研究[J].电力系统保护与控制, 2010, 21.

智能变电站过程层网络 篇2

智能变电站是变电站自动化技术的发展趋势,是智能电网的重要组成部分[1,2]。网络化的通信系统是智能变电站的重要特征,是变电站新技术发展及各种高级应用功能实现的基础。

随着近几年智能变电站的成功投运,基于工业以太网交换机技术的通信网络解决方案基本满足了变电站的通信需求。但是,工业以太网交换机仍然存在一些亟需解决的问题,如网络结构复杂、组网成本高[3,4,5]、信息共享受限[6]以及无法较好地纳入变电站统一监控平台[7,8]等。

本文研制的电力专用交换机解决了工业以太网交换机现存的问题,并满足新一代智能变电站提出的“共网共口”、“网采网跳”以及标准化网络配置与监控的需求[9,10]。以下将介绍电力专用交换机的设计架构以及电力专用交换机组建的过程层网络,并通过模拟测试系统对过程层网络传输的关键性能指标采样值(Sample Value,SV)离散度、面向通用对象的变电站事件(Generic Object Oriented Substa tion Event,GOOSE)时延、时钟精度等进行研究和测评。

1 电力专用交换机

电力专用交换机是针对智能变电站中数据流的应用特点和实际的变电站工程应用情况而研制的[10],其架构如图1所示,主要功能部件有数据处理模块(FPGA)、交换模块(Switch)和微处理模块(CPU)等。

1)数据处理模块实现对变电站数据报文的处理,分析报文的虚拟连接关系,为每条报文分配恰当的独占资源,避免报文间的相互干扰,并实现报文的智能配置;记录报文的时间戳和计算报文的延时,标注到报文的适当字段,便于报文的同步跟踪,利于继电保护的网络化实现;对站内交换机的配置信息和状态信息等进行基于IEC61850的模型化处理,利于二次设备的统一监视、管理。

2)交换模块负责常规的二层以太网报文处理功能,如虚拟局域网(Virtual Local Area Network,VLAN)、服务质量(Quality of Service,Qo S)、网络时间协议(Network Time Protocol,NTP)等。

3)微处理模块实现交换机的高级应用功能管理、配置以及资源的有效规划和对故障的诊断监测等。

与智能变电站目前采用的工业以太网交换机技术[11,12]相比,电力专用交换机可以把站内网络通信的特定需求实行固化操作,满足了新一代智能变电站的特殊需求。下面针对电力专用交换机在智能变电站过程层网络的应用性能指标进行测试研究。

2 通信网络的应用测试研究

为了验证电力专用交换机是否满足智能变电站过程层通信网络的应用需求,针对三网合一模式(SV、GOOSE和IEEE1588共网传输模式)和国家电网公司采用的直接采样组网模式分别进行了相关的应用性能测试研究。

根据某工程实际情况搭建测试平台,采用星型拓扑,220 k V为双母线接线、3台主变、6条出线,110 k V为双母线接线、28条出线、8组电容器、2个厂用变,系统网络如图2所示。全站由4台集中式保护装置完成保护测控功能,220 k V主干交换机1和9个间隔交换机各接5台合并单元(Merging Unit,MU),进行数据采集。集中式保护通过1 000 M接口与过程层交换数据,间隔内采用100 M接口通信。

测试设备包括用于模拟网络背景数据的美国福禄克(Fluke)报文发生仪2台,模拟GOOSE报文的母差保护装置2台以及过程层接口插件测试工具一套,网络报文记录分析仪一套,1588测试仪一套等。为便于描述,下文中的测试案例均从图2环境中截取。

2.1 SV报文抖动测试

测试SV报文经过电力专用交换机的离散度,测试案例如图3所示。MU发送的8路采样SV报文经过电力专用交换机,被网络记录分析仪捕获,并记录结果(见图4)。

从图4的测试结果可以看出,发送8组SV报文的离散度偏差在±5μs之内,并且主要集中在±1μs内,说明电力专用交换机的抖动和时延非常小,可以满足《智能变电站继电保护技术规范》中“MU采样值发送间隔离散度应小于10μs”的要求。

2.2 SV转发精确控制测试

SV报文对实时性和可靠性要求很高,文献[6]推荐SV报文采用点对点的光纤直接传输,虽然这样能保障SV报文的可信传输,但是增加了设备的接口数量和光纤数量,同时不利于SV报文的信息共享。因此,探索SV报文通过通信网络传输很有必要。

图5a使用电力专用交换机搭建通信平台测试SV报文网络传输时的时延及抖动。4台MU装置各自发送1路SV报文,SV报文经过2台通过100 M网口级联的电力专用交换机,最后传输到网络协议分析仪,网络协议分析仪捕捉SV报文并进行分析处理。经过长达72 h的拷机测试,电力专用交换机运行正常,SV报文传输通畅,没有丢包现象出现,100 M级联口也没有丢帧现象,测试统计结果如图6所示。

从图6的统计结果可以看出,电力专用交换机通过网络传输SV的均匀性误差小于1μs,满足了智能变电站过程层直采SV均匀性不大于1μs的要求。

为了模拟在有网络风暴的情况下测试网络传输SV报文,即SV报文的压力测试,设置了如图5b所示的测试案例。FLUKE1网络测试仪施加优先级高于SV报文的业务信息,并配置业务保障带宽为70 Mbit/s,3路SV正常的业务数据的保障带宽为10 Mbit/s。测试验证表明,施加背景流量100 M时,不会影响其他3路SV业务的传输,FLUKE2接收的背景流量带宽为70 M,说明FLUKE1的风暴没有影响到其他3路正常的SV业务传输。

2.3 GOOSE转发时延测试

测试GOOSE报文传输时延,测试案例如图7所示,模拟母差保护GOOSE报文网络跳闸情况。母差保护发出的GOOSE报文一分为二,一路经过主干电力专用交换机和间隔电力专用交换机到达智能接口装置,电力专用交换机的级联接口采用1 000 M光口,数据接口采用100 M光口,GOOSE报文传输到间隔电力专用交换机后被网络协议分析仪捕获并打上时间标记;另一路GOOSE报文被网络协议分析仪捕获并打上时间标记。

测试结果如图8所示,时延偏差值单位为μs。从图8中可知电力专用交换机传输GOOSE报文的时延偏差值大致在4.50μs以内,可以满足智能变电站过程层通信传输的应用需求,符合《智能变电站继电保护技术规范》中“传输各种帧长数据时交换机固有时延应小于10µs”的规定。

2.4 IEEE1588时钟精度测试

IEEE1588时钟精度将会影响到传输报文的同步,智能变电站中特别是SV报文的传输对报文的同步要求非常高,一旦报文失步,将引起保护装置闭锁乃至误动。通过IEEE1588测试仪对电力专用交换机发送测试报文,测试报文经过交换传输后返回到测试仪,测试仪对接收到的报文进行时间对比,通过连续测试72 h,测试结果如图9所示。从时钟相对主时钟时间偏差范围为±70 ns内,满足《QDW/429-2010网络交换机技术规范》中“P2P透明时钟单级传输精度小于±200 ns”的要求。

为了跟踪IEEE1588时钟同步稳定性,通过使用SV相位比较法长期拷机测试(见图10)。拷机72 h后,以MU1的通道为基准通道,各MU相应通道的最大相位误差为0.038°,约为2.28μs,该误差包含MU重采样,保护装置从80点抽成24点重采样带来的误差,此时电力专用交换机转发SV、GOOSE、IEEE1588时钟报文无异常现象。

3 结语

信息网络化传送是新一代智能变电站的重要特征,本文针对智能变电站过程层重点关注的SV离散度、GOOSE时延以及对时精度等性能指标进行了模拟测试研究,测试结果表明电力专用交换机在过程层网络的通信性能指标可以满足应用需求。为了确保电力专用交换机在新一代智能变电站中的可靠、安全应用,下一步将研究电力专用交换机在实际的变电站环境中的应用,为变电站通信网的建设做进一步的探索研究。

参考文献

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智能变电站过程层应用技术研究 篇3

1变电站过程层概述

智能变电站是科技不断发展的产物, 其也是电力行业未来发展的必然趋势, 其必将取代常规变电站, 结合的多项先进的技术, 应用了较多的自动化设备, 可以有效的提高系统运行效率, 也可以实现信息的及时处理。在应用数字化技术后, 可以实现实时监测, 还可以提高信息采集的能力, 对多项信息与数据进行共享。只能变电站有三层结构, 分别是站控层、间隔层以及过程层, 其中过程层位于智能变电站的最底层, 其包含变压器、断路器以及隔离开关等多项电子装置, 是智能变电站发挥出多项功能的前提。智能变电站可以对设备运行的状况进行监测, 还能快速做出反应, 执行系统的命令, 过程层与一次设备有着紧密的联系, 如果三层结构中的设备出现故障, 则整个变电站的运行都会受到影响, 不利于实现变电站的稳定运行。

2应用过程层的基本原则

过程层位于智能变电站的最底层, 其对整个变电站的运行有着较大的影响, 为了实现变电站自动化、智能化、安全的运行, 相关技术人员需要对运行系统进行完善, 还要遵循相关原则, 保证过程层电子装置的正常运行。相关技术人员还要做好设备的安装与管理工作, 避免设备在运行的过程中出现故障, 下面笔者对过程层应用的基本原则进行一一介绍:

2.1实时性原则。智能变电站最大的优点是可以实现对设备的实时监测, 在常规变电站中经常会出现设备故障引起的安全事故, 这是因为没有及时发现变电站运行存在的安全隐患, 而采用实时性信息处理, 结合通信标准, 可以快速的对信息进行交换, 从而保证信息传输的有效性。在智能变电站中, 连接信息传输服务是靠GOOSE服务, 其在对跳合闸信号进行传输时有着较大的优势, 其虽然报文数据量不大, 但是安全性较高, 而且可以实现实时传输。在传输的过程中如果无法意外, 也会保证信息及时传输到制定地点。另外, GOOSE服务在数据传输中, 时间限定为4ms, 这可以达到智能变电站对信息传输效率的要求。

2.2采样值传输数据技术原则。在过程层与间隔层之间, 通信采用的是采样值传输技术, 这项技术可以实现对互感器的保护, 在传输较大的数据流时, 可以避免受到周围因素的干扰。采样值传输需要具备实效性原则, 在应用这项技术时, 应满足以下几点要求:首先, 采样值的传输要与过程网进行连接, 一般采取光纤连接;要注意的是, 间隔层中的承担保护、检测的设备与合并单元进行连接时, 要通过过程层的交换机进行传输, 二者不能直接进行连接。其次, 交换机获取采样值信号然后在通过其二次传输实现消息共享。最后, 接入方式选取点对点的接入方式。以便更好的发挥交换机的虚拟技术和优先级技术, 这样就更能保护网络, 提高稳定性能。

2.3智能终端设计基本原则。智能终端是智能变电站的一个重要设备, 它实际上一种智能组件, 通过电缆与一次设备连接, 从而起到监测和测量的作用。智能终端主要针对通用对象的变电站事件, 做到合理有效的监测和控制。在安装智能终端时, 应多安装在封闭的空间。在具体的设计环节也应遵循几点原则:智能终端主要针对的是通用对象的变电站, 其传播速度要保整合理, 因此, 设计时要注重信息传播的实时性;应具备COOSE命令记录功能, 无论是命令时间还是命令来源以及相关的措施都要记录下来, 并且还要提供有效的查看方法;在设计智能终端时, 还要让其具备通信功能和转换功能, 这样才能有效地执行相关的控制命令。

3过程层方案设计

过程层的组网设计直接关系到线路的运行以及正确的使用, 对于使用何种设计方案, 本文主要论述几点。过程层的组网是连接间隔层设备以及过程层设备的中间网络, 过程层上传输的数据有传输采样值、GOOSE、IEEE1588精密时钟协议同步报文。线路连接方式有总线型、环形以及星形, 但是总线型网络传输速度太慢, 容易延时出现故障;环形则是投资成本太高, 并且容易出现网络风暴;而星形无疑是最佳选择, 将各个子交换机直接连接到主干线路上的交换机上, 减少了中间网络传输的速度, 也提高使用的可靠性以及安全性。

过程层的组网设计有常规互感器方案, 它是以220KV线路保护为例进行设计的。有电子式互感器直采直跳方案, 是以220KV线路保护以及变压器为例进行设计的。还有一种是过程层的三网合一技术, 它主要是以变压器保护为例进行设计的, 本文主要论述这一种方案的设计, 三网合一技术主要是将传输采样值、GOOSE、IEEE1588精密时钟协议同步报文三种技术合一, 极大程度的实现信息共享, 节省电缆线路的使用, 但是这种方案基于网络技术的要求性极高, 技术难度比较大, 所以一定程度上存在着质疑。不过在此基础上基于IEC62439标准的PRP冗余技术得到广泛的关注, 该方案的可操作性极高, 并且网络的冗余切换是无缝的, 可以极大的提高网络通信系统的可用度, 应用前景十分的广泛。三网合一技术也得到过相应的技术测试, 可行性也是非常的高, 备受关注。

4结论

智能变电站是未来电力行业发展的趋势, 与常规变电站相比, 智能变电站有着较多的应用优势, 其不但可以加快信息与数据传输的效率, 还可以做到对电能的节约, 实现电力行业的可持续发展。采用智能变电站, 电网的配电管理更加安全、有效, 而且采用的设备更加先进, 可以实现电网的智能化运行。本文介绍的三网合一设计方案具有较高的可行性, 但是变电站过程层医用的技术也有待考证, 需要对技术性以及可靠性进行进一步的研究, 从而制定出精确的技术方案。

参考文献

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[2]王改云, 苏磊.35k V数字化变电站设计方案探讨[J].现代电子技术, 2009 (21) .

智能化变电站过程层通信技术研究 篇4

一、智能化变电站过程层通信技术

1.1智能化变电站过程层的概述。智能化变电站过程层为电力系统一、二次设备的结合面, 主要目的是实现模拟量和状态量的数字化输入及输出, 其服务对象主要包括SMV采样值和GOOSE信息传输。其中智能化变电站对采样值的传输 (SMV) 具有以下几个重要的技术要求:首先, 当采样值的传输通信具有较大传输量和较高实时性要求时, 应当采取发布者+订阅者的结构;其次, 依据标准设计定义, 通过光纤将采样值传输接入过程层网络, 间隔层的测控与计量装置则从过程层交换机中获取采样值信号, 其与合并单元并不直接相连。而智能变电站中GOOSE是一种面向通用对象的变电站事件, 主要为智能一次设备、间隔层保护测控装置以及智能单元间的信息传输, 其报文数据量不大, 但在过程层中主要用来保护跳闸等重要报文, 所以需要在规定时间内传送到目的地。

1.2交换机的分类。交换机从管理模式方面来看, 主要包括管理型交换机和非管理型交换机两种。第一, 管理型交换机, 交换机的初始化通过CPU对PHY、SWITCH芯片等进行初始化配置来实现, 同时还能将CPU参与的交换机高级应用功能 (IGMP、CLI、Web、RSTP等) 开发出来。第二, 非管理型交换机, 利用SWITCH芯片在完成对12C芯片的信息读取后, 自动对交换机进行初始化定义, 其运行时无需CPU参与, 同时也没有将高级应用功能开发出来, 因而配置比较简便且功能较少, 多用于低电压等级的常规变电站[1]。交换机根据民用和工业的不同, 也各具特点[2], 具体差别如表1所示。

1.3智能化变电站过程层交换机的性能要求。交换机吞吐量相当于端口速率与端口数量的乘积, 在满负荷下交换机端口吞吐量与端口的速率相等, 在全线速转发条件下交换机的丢包率应为零。过程层交换机在转发数据帧时, 应支持电力相关协议数据的转发功能, 能够实现基于IP/MAC地址的数据帧过滤功能, 支持广播风暴、组播风暴以及未知单播风暴等网络风暴抑制功能。此外, 过程层交换机还应具有支持包括GMRP二层动态MAC地址的配置组播功能, 并能够按照智能变电站自动化系统需求进行组网和管理, 包括一对一、多对一端口镜像功能等。

1.4智能化变电站过程层交换机存在的问题。现有智能变电站所采用的交换机SMV网报文数据量很大, 通常每个端口的流量能达到6Mbit/s, 在同时对多个合并单元数据进行接收时, 将会产生更大的端口流量, 对于需要所有报文都进行传输的级联端口而言, 报文会达到满限, 而采取百兆交换机构成的合并单元却难以满足传输延时以及带宽的要求, 因此需要对智能变电站交换机的测试、组播管理、网络风暴抑制及传输延时进行分析。

二、智能变电站以太网交换机的测试分析

2.1智能变电站交换机测试的关键技术和难点。目前已拥有较为成熟的工业以太网交换机测试标准与方法, 并且OSI七层模型中数据链路层 (如MMS报文等) 大多都会通过变电站智能一、二次设备传输, 但随着IP网络设备的功能日益复杂, 不同帧格式及包长的数据穿插于网络信道之中, 使得在模拟完整的智能变电站实际网络时, 需要从包长的选择、数据包发送时间、数据包发送速率等多方面来进行考虑, 而上述复杂的测试技术, 需通过对所要测试变电站的数据进行采样分析及构造数据流等, 才能使得所测试的网络数据交换性能更为贴近实际。

2.2智能变电站交换机测试的方法策略。为能更加真实地模拟智能变电站中的网络数据交换, 并有效处理网络数据交换测试中所遇到的难点, 一般需在加压环境下对交换机性能及功能进行测试, 并且还应具有以下几个要求:首先, 需保证测试仪表的时间精度足够高、抖动较小且测试结果精确稳定;其次, 采取全网状的方式来进行组网测试, 同时为使交换机的流量达到最大, 需采取逐渐增大数据流的数据量及组合方式等措施;再次, 在电磁兼容、温度影响等环境测试中验证交换机功能及性能时, 应选择端口自环的测试拓扑方式 (如图1所示) ;最后, 为构造更趋于实际的测试模型, 在对智能变电站网络数据流量模拟过程中, 需要进行实地采样, 同时还应逐条构造包长及包类型, 并根据站内的网络拓扑和变化中的包间隔, 对雪崩等网络实际情况进行有效模拟。

三、智能变电站过程层交换机的网络风暴抑制及传输延时

3.1智能变电站过程层交换机的网络风暴抑制。通常情况下, BC广播、MC组播以及DIF未知地址单播等数据帧可能引起网络风暴, 其在整个网络上进行广播时, 抢占大量的网络带宽, 使得整个以太网的网络性能大幅度降低, 严重者将造成交换机接收的数据帧毫无意义, 甚至可能导致整个网络设备瘫痪, 所以必须要对网络风暴进行抑制。对于不同的交换机来说, 网络风暴抑制机制既可从抑制输入端口方面着手, 也可选择从抑制输出端口开始, 其中选择前者是从源头上对网络风波的产生进行有效抑制, 从而能有效降低网络风暴对交换机正常数据帧交换的影响, 因而将该方式作为智能变电站首选的抑制机制。

当前普遍采取网络风暴的抑制策略所设置的颗粒为62.5kbps, 其主要原理是通过设置使得流量在每秒开始时全部以线速输出, 其后的输出数据帧不受任何抑制作用, 从而在此过程中, 将不会产生瞬间的网络风暴, 也不会对网络装置造成太大影响

3.2智能变电站过程层交换机的传输延时。保护跳闸信号由于实时性要求较高, 常规变电站往往通过电缆传送, 但是在智能变电站中保护装置先形成GOOSE跳闸命令报文, 然后通过交换机传送至智能一次设备, 因此需对变电站过程层传输延时进行分析。一般来说交换机采取存储转发延时和直通延时两个指标来对自身的延时情况加以展示。存储转发延时, 是指将输入帧的最后一位到达输入端口的时间、输入帧的第一位到达输出端口的时间, 分别作为计时开始及结束时间, 其中的时间间隔便为存储转发延时;直通延时, 是指将输入帧的第一位到达输入端口的时间、输出帧的第一位到达输出端口的时间, 分别作为计时的开始及结束时间, 其中的时间间隔即为直通延时。当前普遍采取减少交换机级联次数的方式来减少过程层网络的传输延时。

四、结语

目前主要采取一些特殊限制来满足智能化变电站实际工程的应用要求。首先, 尽可能利用同一台交换机将保护、测控装置以及与之对应的合并单元接入SMV网络;其次, 采取划分VLAN或GMRP网络协议的办法对各个端口无用的报文流量进行限制;再次, 为增加各个交换机间报文传输的带宽, 应在级联端口采取千兆端口的交换机网路;最后, 采取减少交换机级联次数的方法来减少各个交换机间报文传输流量和传输延时, 此外还可采取802.1P的Qos服务来达到减少GOOSE报文传输延时等。

参考文献

[1]叶远波, 陈晓东, 王薇, 等.智能化变电站GOOSE网络技术及故障诊断研究[J].安徽电气工程职业技术学院学报, 2013, 18 (1) :22-26.

智能变电站过程层网络 篇5

作为智能电网建设的重要环节,智能变电站的试点工程采取分阶段、分层次的技术方案逐步实施[1]。按照IEC 61850标准[2],智能变电站系统结构可以划分为3层,即变电站层、间隔层和过程层。在较高电压等级的变电站,出于可靠性的考虑,严格按照规范要求,采用独立、冗余配置过程层和间隔层设备[3]的方案,层次分明,概念清晰。然而,所有电压等级都采取过程层和间隔层设备独立配置的方案将会遇到一定的困难,尤其是常规变电站的智能化改造工程中,在更换间隔层设备的同时必然增加大量的合并单元、智能终端等过程层设备。对于中低压电压等级的间隔,一般要求分散接地安装,安装空间有限,而且交换机和通信接线复杂,与改造前相比,由于增加较多设备,经济性也欠佳。因此,针对中低压电压等级选择更简便、经济的配置方案势在必行。经过多年的理论研究和产品研发,间隔层、过程层智能电子设备(IED)的原理和技术已逐渐成熟。在经过不同电压等级的智能变电站试点工程积累经验后,可以尝试对不同电压等级的间隔采取不同的配置方案。研究和开发功能一体化的IED,同时完成过程层和间隔层功能,对简化配置、提高经济性具有重要的实用价值。

本文针对常规变电站智能化改造需增加较多二次设备、安装调试复杂、经济性差等问题,设计了功能一体化IED,将分属于过程层和间隔层的逻辑功能在一台物理设备中实现。利用功能一体化IED实现分散接地安装,减少了设备数量,提高了经济性。

1 智能变电站二次设备配置方案

1.1 线路间隔的典型配置方案

智能变电站的数据采集和传输模式与常规变电站有较大区别,针对线路间隔的典型配置方案如图1所示。图中:GPS为全球定位系统;SV为采样值。

智能变电站过程层采用非常规互感器——电子式电流互感器(ECT)和电子式电压互感器(EVT),由合并单元接收时钟信号,完成多路电流、电压的同步采集。合并单元按IEC 61850-9-2标准[4]将信息组成以太网帧,通过点对点方式或过程层网络方式发送给间隔层设备。这样从根本上改变了常规变电站模拟量采集的独立冗余模式,实现了全数字化测量和信息高度共享。随着IEC 61850-9-1标准的废除,以网络方式实现SV传输成为技术发展趋势。就地安装的合并单元通过光纤以太网交换机接入主控室的SV网络,向间隔层的保护装置、测控装置和数字电度表提供SV。

目前智能一次设备技术上尚不成熟,数量庞大的现存一次设备要全部实现智能化改造也相当困难,通过智能终端+常规一次设备的模式实现一次设备智能化是现实而有效的方法[5]。智能终端就地安装,采集断路器的状态,执行遥控和保护跳闸命令,可通过IEC 61850标准接口实现与间隔层IED的通信[6,7]。

对比图1与常规变电站可以发现,智能变电站二次设备配置具有以下几个主要特点:

1)增加了过程层设备——合并单元和智能终端;

2)模拟量采集功能下放到就地实现,并由通信网络代替硬接线完成信息传输;

3)通过通用面向对象变电站事件(GOOSE)网络实现跳合闸以及间隔层的信息交互。

该配置方案严格遵循IEC 61850“三层两网”的标准,概念清晰,层次分明,设备分工明确,是智能变电站化建设的标准化方案。然而,该方案需要增加大量二次设备,经济性欠佳。

1.2 功能一体化IED的应用

为了满足二次设备就地安装的需求,简化变电站智能化改造工作,设计了利用功能一体化IED的智能变电站二次设备配置方案,如图2所示。

根据功能一体化IED实现功能的不同,可以分为图2(a)和图2(b)2种方案(图中省略了间隔层与站控层通信的制造报文规范(MMS)网络)。

图2(a)所示的配置方案将过程层的合并单元与智能终端功能实现一体化,将测控、保护功能实现一体化。测控保护IED布置在主控室内,过程层的一体化IED分散安装在开关柜上,是一种部分一体化的配置方案。

图2(b)的方案实现了完全的过程层、间隔层功能的一体化,功能一体化IED可以实现完全就地安装,通过光纤以太网接入过程层的SV网络和GOOSE网络,与间隔层其他设备交互信息。由于考虑到电度表需要获得计量许可证的情况,仍将其单独配置[8]。

2 功能一体化IED的设计方案

功能一体化IED是实现智能变电站中二次设备就地安装的理想方案,一体化IED可以同时完成合并单元、智能终端、测控、保护等几乎所有过程层和间隔层功能。

2.1 总体设计和硬件结构

虽然在逻辑功能上可以按照合并单元、智能终端和测控保护功能分类,但在二次设备的软硬件结构上越来越趋向于融为一个整体[9,10]。

一体化IED的硬件结构如图3所示,包含4个主要模块:PowerPC主处理器模块,数字信号处理器(DSP)数据处理模块,现场可编程门阵列(FPGA)综合处理模块,断路器智能控制模块。

主处理器模块采用具有PowerPC内核的高速嵌入式处理器芯片,利用其集成的网络功能和外围设备,提供高性能的通信处理能力,满足IED的网络通信需求。具备最大6路(2路1 000 Mbit/s速率+4路100 Mbit/s速率)光纤以太网接口,通过软件可以配置以太网接口支持MMS协议、SV接收或GOOSE信息的收发功能。PowerPC主处理器模块同时还完成测控、智能自检任务和人机交互模块的管理等功能。

DSP数据处理模块采用高速浮点DSP芯片,利用片内高速RAM存储程序,增加外围辅助器件Flash存储器、SDRAM等构成数据协处理单元,主要完成数字滤波、模拟量计算、保护逻辑判断等功能。DSP模块通过FPGA中的双口RAM获取SV,通过HPI接口与PowerPC模块通信。

为了满足合并单元SV发送间隔离散度小于10 μs的设计要求[11],合并单元的绝大部分功能由FPGA完成,尽量减少软件参与,保证SV收发的实时性[12]。FPGA综合处理模块完成从电子式互感器接收同步SV、进行插值同步和采样率调整、转发SV数据帧、接收和发送GOOSE信息帧、标定以太网帧的接收绝对时刻(如图4所示)等功能。具备GPS解码功能,可以接收秒脉冲或IRIG-B码,提供给整个装置绝对时钟。实现双口RAM功能用于DSP模块与PowerPC之间交互数据。

断路器的智能控制模块包括开关量采集、中间继电器的出口和操作回路等功能模块,完成断路器状态采集、保护出口和断路器的跳合闸操作。

此外,硬件设计方案还包括外围辅助模块,例如看门狗电路、工作电源模块、扩展掉电保持存储器(用以建立文件系统存储事项和日志文件)、人机交互模块(用以设置查看定值和参数)。

2.2 数据流设计

SV处理的数据流设计如图5所示。

为了适应智能化改造中保留常规互感器的情况,一体化IED除了可以通过合并单元模块直接接收电子式互感器的同步SV以外,还可以通过常规模拟量采集模块将常规互感器接入过程层。因此,合并单元模块可以接入3种类型的SV信号:电子式互感器输出的数字量SV,常规互感器经A/D转换后的数字信号,其他合并单元发送来的标准SV帧。一体化IED也可适应这3种信号混接的情况,此时由于电子式互感器的采样率与其他合并单元可能不一致,而且一体化IED集成的各种功能对采样率要求也不尽相同,因此,需要专门模块完成插值同步和采样率转换工作。

经过上述处理后,以24点/周期的数据提供给继电保护功能使用,以36点/周期的数据提供给测控功能使用,以80点/周期的数据提供给数字式电度表使用;在接入过程层SV网络时,以预先设定的采样率向订阅者发送SV帧。

与IEC 60044-8标准不同,符合IEC 61850-9-2标准的SV信息采用了非固定帧的发送方式(帧格式参见附录A图A1)。因此,需要CPU参与解析配置文件,以获得数据集配置信息,并写入FPGA中的配置寄存器,在FPGA中实现ASN.1的编解码和IEC 61850-9-2标准SV帧的组帧和解帧。

全局时钟信号消失后,可以通过装置本身的高稳时钟在短时间保持同步。在失步较长时间后,通过图4中实现的硬件时间标定功能和数据插值的方法实现同步,保证继电保护功能的正常工作。限于篇幅,具体实现不再详细讨论。

2.3 GOOSE信息的处理

GOOSE信息与SV的处理有一定的区别,属于快速突发事件[13],对于间隔层设备之间的互锁信息要满足3 ms要求较容易实现,但在操作系统中处理保护跳闸的GOOSE信息,较难实现更高的实时性,而此类跳闸信息对于继电保护而言希望越快越好。以业内广泛采用的VxWorks以太网END接口为例,需要逐个查询注册过的网络协议,然后提交网络任务处理[14],即使不通过IP层处理,也需要提交MUX层处理,响应时间较长。本文采用直接操作MAC寄存器的方式,在以太网中断中直接处理GOOSE信息,提高了跳闸GOOSE的实时性。GOOSE信息的软硬件处理流程如图6所示。

2.4 测控保护功能设计

做到测控精确、保护快速可靠是实现测控保护一体化装置的难点和重点,实现性能的突破必须为各种功能合理分配资源。在一体化IED的设计中实现了相对独立的合理分工:测控功能由PowerPC模块完成,继电保护功能由DSP模块完成。

PowerPC模块中测量计算任务采用全周期积分算法计算测控模拟量的有效值,间接计算出有功功率、无功功率、功率因数,并进行积分电度量的累加。同时,可对三相电压和三相电流进行谐波含量的分析。遥控任务可以接收站控层通过MMS网络发来的遥控和顺控命令,驱动断路器智能控制模块实现跳合闸操作,并将执行结果反馈给站控层。自检任务实现完备的软硬件自检功能,可以将故障定位于芯片,通过循环冗余检验(CRC)实时检测装置参数、保护定值是否正常。

DSP模块从双口RAM读取经过采样率转换的SV序列,采样率统一转换为24点/周期。利用DSP芯片的硬件乘加器和多级流水线特性实现逐点全周期傅里叶滤波,获得保护模拟量的有效值和相位信息。在检测到故障启动且数据窗满1个周期后触发保护逻辑判断软中断,进行继电保护的逻辑判断。这样处理既可以保证保护跳闸的快速性,又可减少装置的计算负担。一体化IED提供的继电保护功能包括电流电压保护、低周低压减载、重合闸、过流加速保护、接地告警等。

2.5 符合IEC61850标准的信息建模

根据IEC 61850标准的要求,建立了过程层和间隔层功能一体化IED的信息模型,将整个IED作为一个服务器端,分解逻辑功能,建立以下逻辑设备和逻辑节点。

1)LPDH:

物理装置的公共信息逻辑设备,包含逻辑节点LLN0;

2)LDMU:

合并单元逻辑设备,包含互感器逻辑节点TCTR和TVTR;

3)LDRL:

保护逻辑设备,包含时限过电流保护逻辑节点PTOC、低周减载逻辑节点PTUF、低电压逻辑节点PTUV、自动重合闸逻辑节点RREC、保护跳闸逻辑节点PTRC等;

4)LDMM:

测量逻辑设备,包含测量逻辑节点MMXU、谐波逻辑节点MHAI等;

5)LDCT:

控制逻辑设备,包含隔离开关控制逻辑节点XSWI、断路器控制逻辑节点XCBR、互锁逻辑节点CILO等。

3 结语

IEC 61850标准的精髓在于变电站功能的逻辑设计。本文在一体化逻辑设计前提下,采用了功能集成化的实现方式。设计了一种过程层和间隔层功能一体化实现的新型IED,将合并单元、智能终端功能、保护和测控功能在一台物理设备中实现,软硬件设计合理,有较好的经济性。采用功能一体化IED,实现分散接地安装,可以减少二次设备数量,有效地简化中低电压等级间隔的智能化改造工作。

功能一体化的设计为软硬件平台的统一提供了有利条件,可有效地缩短产品研发周期,提高可制造性,增强产品可组态性。功能一体化的实现可能会引起对失效风险的担忧,在目前的技术水平下完全可以通过完善自检告警功能、增强电磁兼容性(EMC)设计、加强产品老化试验和出厂检验等手段来提高一体化IED的可靠性。

感谢积成电子公司厂站部滕兆宏、魏鹏、张志浩、王秀广、林伟、丛春涛、杨冰等工程师在本项目开发过程给予的帮助和支持!

附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。

智能变电站过程层网络 篇6

1 智能数字化变电站过程总线通信实现基本前提

智能数字化变电站过程总线通信技术的研究发展与断路器、互感器等高压开关电气设备制造新技术、通信新技术等的发有密不可分, 同时也是电力系统高压行业适应智能电网建设需求的必然发展趋势。

1.1 电子式电流/电压互感器

常规变电站自动化系统中的电磁式互感器, 其在运行过程中容易受到外部环境干扰、内部电磁能量转换等因素的影响, 出现饱和铁磁谐振过电压、绝缘结构较为复杂等不足, 已很难适应现代大容量、高参数、高电压等级复杂智能数字化变电站自动化系统建设发展需求。为了适应智能数字化变电站建设发展的需求, 电力科研机构投入了大量人力和物力来对高压电子式电流/电压互感器等特征电参量高压开关设备机构和控制系统的优化研发, 并在最近几年的数字化变电站系统技术升级改造工程应用中取得了较为良好的应用效果。不同IED电子设备间数据信息通信接口的标准化、系统化也是电子式电流/电压互感器能够成功应用到数字化变电站自动化系统技术升级改造工程中的重要技术保障。

1.2 智能化断路器

断路器智能化二次系统实现了断路器系统监测信息量最大化、故障事故判定方式多样化、以及综合监控保护手段智能自动化等功能, 可以使变电站系统运行中的故障和事故定位更加准确和及时。数字化变电站系统在开关与开关、过程层与间隔层、以及间隔层中智能IED设备间建立标准统一化的过程总线通信网络, 可以有效改善和提高变电站过程层与间隔层智能IED设备故障诊断和状态监测的综合性能水平。

1.3 组合式开关设备

紧凑型组合式开关设备由于其具有运行可靠性高、操作维护方便、可扩展性强、占地面积小、以及综合费用经济性高等优点, 在智能电力系统工程中得到广泛推广使用。ABB公司推出的插接式组合开关系统 (PASS, Plug And Switch System) 是组合式开关设备发展的最新方向。为了提高PASS在变电站系统中的使用综合效率, 应建立基于IEC61850标准的PISA的过程总线通信网络系统。

2 过程总线信号采样值报文传输关键技术

运行特征电参量信号采样值和保护跳闸命令是变电站自动化系统中过程总线通信中最为重要的两类报文信息, 同时也是变电站过程总线具有较高的技能水平的重要保证条件, 从智能数字化变电站自动化系统过程总线实际应用功能来看, 应该有效解决特征电参量信号采样值和保护跳闸命令在过程层总线通信中的安全、准确、可靠等问题。

互感器所采集到的电压、电流、以及通过内部运算获得功率因素、频率等值是变电站自动化系统安全稳定运行的重要保障信号。为了规范电子式电压/电流互感器的数字化输出, 最早在IEC60044-8标准中就提出了合并单元, 即通过合并单元同步采集电子式电压/电流互感器的多路模拟信号, 然后通过内部电路动态转换成统一格式和语言描述的数字信号上传给变电站自动化系统间隔层单元中的测控、保护、记录等智能IED电子设备。对于特征电参量信号采样值的同步传输实现, 在IEC60044-8标准中提供了插值法和同步时钟法, 但是在实际过程发现时钟同步法其所取得的数据信息传输同步特性要比插值法应用效果好, 因此, 智能数字化变电站过程总线中特征电参量信号传输IEC61850-9-1标准只支持时钟同步法。基于IEC61850-9-1标准的过程层合并单元信号采样值同步原理如图1所示

从图1可知, 特征电参量信号采样值同步方法的有效性和准确性比较依赖于合并单元所接收到的秒脉冲同步信号的正确可靠, 而智能数字化变电站系统中, 此信号的获取和传输主要借助于以太网通信技术来确保特征电参量信号采样值转换和远程传输的高精度同步性能。尤其是在2002年底发布的专用于信号采样值测量和传输的IEEE1588高精度网络时钟同步协议, 其能够达到亚微秒级的同步精确度。

3过程总线跳闸命令报文传输关键技术

在变电站IEC6850标准中, 变电站自动化系统各功能IED设备具有的分散分布式特性, 为了实现数据信息资源不同IED设备间的实时共享和互操作, IEC61850标准定义了面向通用对象的变电站事件 (GOOSE) 集成模型。智能数字化变电站自动化系统中GOOSE报文传输结构主要包括星形网和环形网两种结构, 星形网传输速率相对较高, 而环形网其网络运行可靠性要相对较高。因此, 在实际应用中, 要根据变电站自动化系统GOOSE事件所包含的具体数据、所涉及到的IED智能设备、通信服务接口等情况, 进行GOOSE网络结构的选择和VALN划分。目前智能数字化变电站过程总线跳闸保护命令报文传输结构多经功能整合后的星形结构, 其具体逻辑组成如图2所示。

从图2可知, 目前智能数字化变电站过程层中跳闸保护命令GOOSE报文传输单元以常规星形结构为基础, 通过对合并单元和断路器控制器两个功能进行有机整合, 从而形成一个完整的独立运行安全准确可靠物理设备。

智能数字化变电站过程层总线是随一次设备智能自动化、二次设备集成网络化等技术发展而发展起来的。为了确保变电站过程层各智能IED设备具有较高的运行可靠性、信号采样值报文和跳闸命令报文传输具有较高的安全性、准确性和可靠性, 除了要选择和构造完善合理的过程总线结构外, 还需要合理划分过程通信总线中的VLAN网段和优先级, 并考虑过程总线系统中双网冗余、同步冗余、以及网络流量冗余等各种因素对过程层总线通信稳定性、准确性、以及可靠性等方面的影响, 以其确保整个智能数字化变电站过程层具有较高实际灵活应用性能。

摘要：过程总线技术是智能数字化变电站基于常规变电站自动化系统结构发展起来的一种集一次设备智能化、二次设备网络系统化为一体的重要技术。在介绍了智能数字化变电站过程总线通信实现的基本前提技术支撑条件后, 对过程总线通信中实现特征参量信号采样值报文和跳闸命令 (GOOSE) 事件报文高效稳定、精确可靠传输的关键技术进行了详细分析研究。

关键词：智能数字化变电站,信号采样值,GOOSE事件

参考文献

[1]辛建波, 段献忠.基于优先级标签的变电站过程层交换式以太网的信息传输方案[J].电网技术, 2004, 28 (11) :26-30.

[2]徐成斌, 孙一民.数字化变电站过程层GOOSE通信方案[J].电力系统自动化, 2007, 31 (19) :91-94.

智能变电站过程层网络 篇7

数字化变电站技术在国内电网中得到越来越广泛的应用,其二次设备的网络化结构使计算机网络通信技术在变电站技术中发挥了重要作用。VLAN技术在计算机网络通信中是相对比较新的技术,但其在IT领域已经得到广泛应用,并发挥着明显优势。数字化变电站过程层网络信息传输的安全性和实时性要求,使VLAN技术在数字化变电站中应用成为可能,也就是将VLAN工业化应用于数字化变电站过程层网络。利用VLAN可以在同一网络设备上实现不同网络间的逻辑隔离,抑制网络风暴,使数字化变电站过程层网络传输更加快速和安全可靠。

1 VLAN的概念

VLAN (Virtual Local Area Network)也称为虚拟局域网,它根据需要将一个物理上相互连接的网络划分为多个不同的广播域,使数据只能在各自的广播域内传输,也就是在各自的VLAN里转发,各个VLAN之间数据相互不可见。现以图1为例说明,某公司同一栋楼分为3层,每层内都分布有工程部门(ENG)、人力资源部门(HR)和销售部门(Sales);将不同部门划分为不同的VLAN,各楼层的同一部门划在同一个VLAN内。这样,虽然在同一楼层内各个部门的网络通过同一交换机进行物理连接,但它们之间却不在同一个广播域内,某部门的任意一台主机不能接收其他部门中主机发送的广播信息;而不同楼层的同一部门之间是通过楼层交换机连接后再上中心交换机的,能够直接接收本部门内其他任一台主机发送的广播信息。

由此可以看出,一个VLAN就是一个平面网络,一个广播域。它可以不考虑用户的物理位置,而根据功能、应用等因素将用户从逻辑上划分为一个个功能相对独立的工作组,每个用户主机都连接在一个支持VLAN的交换机端口上并属于一个VLAN。同一个VLAN中的成员都共享广播,形成一个广播域,而不同VLAN之间广播信息是相互隔离的。一般来说,如果一个VLAN里面的工作站发送一个广播,那么这个VLAN里面所有的工作站都接收到这个广播,但是交换机不会将广播发送至其他VLAN上的任何一个端口。如果要将广播发送到其他的VLAN端口,就要用到3层交换机进行路由。本文旨在讨论VLAN技术在数字化变电站中的应用,由于数字化变电站过程层各个VLAN间不需要进行通信,因此,本文不涉及VLAN路由问题。

2 VLAN中的数据传输机制

一个VLAN就是一个平面网络,一个广播域。VLAN的数据传输实际上就是广播传输,下面具体分析一下广播的传输过程。

在同一个平面网络中,广播帧、多播帧(Multicast Frame)和目标不明的单播帧(Unknown Unicast Frame)都能在同一个广播域中畅通无阻地进行传输。图2是一个由5台二层交换机(交换机1～5)连接了大量客户主机构成的一个平面网络。假设这时主机A需要与主机B通信,在以太网的通信中,必须要在数据帧中指定目标主机的MAC地址才能正常通信,因此主机A必须先广播“ARP请求(ARP Request)信息”,来尝试获取主机B的MAC地址。交换机1收到广播帧(ARP请求)后,会将它转发给除接收端口外的其他所有端口,也就是进行Flooding了。接着,交换机2收到广播帧后也会Flooding。交换机3、4、5也还会Flooding。最终,ARP请求会被转发到同一平面网络中的所有客户主机上。

事实上,广播帧会非常频繁地出现。利用TCP/IP协议栈通信时,除了前面出现的ARP外,还有可能需要发出DHCP、RIP等很多其他类型的广播信息。大量的这些广播信息传遍整个网络,很容易造成信息堵塞,导致网络风暴。

3 数字化变电站过程层网络结构

目前数字化变电站过程层基本上都完全网络化了,并且实现双网合一的组网方式,即电流、电压及相角等遥测量采集和保护跳闸、重合、遥控等命令均通过过程层交换机进行转发。在这种结构中,合并单元的电流、电压数据经过过程层交换机进行转发,上送到测控、保护装置;保护跳闸及重合命令、测控的遥控操作命令等,经过过程层交换机转发到过程层智能操作箱执行,并且在结构上实现了SV网与GOOSE网双网合一的模式。本文所述的VLAN,也就是基于过程层的这种网络结构来进行划分的。

4 数字化变电站过程层数据传输的实时性和安全性要求

4.1 实时性要求

在变电站中采样值必须实时地传输到相应的保护测控设备,才能保证保护等二次设备的正常工作(不发生误动或拒动)。同时,保护设备发出的GOOSE跳闸必须实时快速地传输到一次设备上,否则将导致拒动,造成严重后果。在IEC61850通信标准中GOOSE(Generic Object Oriented Substation Event,变电站通用事件)报文提供了功能强大的IED到IED的通信机制。最严格的要求是Type 1A Trip快速报文,总传输时间要求小于3 ms,包括两头的IED处理时间加网络延时。对于大的网络,比如20台交换机构成的100Mbps网络,网络传输时间可能会超过2 ms,这就有可能影响保护动作。IEC61850中对GOOSE报文定义了最高优先级,Highest Class of Sevice (CoS—IEEE802.1P) in the Network,因此数据的网络传输过程中GOOSE报文被置于存储转发的最前面,而且正在发送的GOOSE报文不被中断,如图3所示。

4.2 安全性要求

数字化变电站过程层数据传输的安全性要求主要体现在3个方面:(1)网管安全性,即需要对交换机上交换的数据进行监视并可对交换机进行配置;(2)分隔数据流,必须防止网络风暴产生或大量无用广播信息蔓延;(3)端口安全性,要能拒绝非法对网络进行访问。VLAN主要是解决第二个和第三个安全问题。

5 VLAN将过程层网络逻辑隔离

从过程层网络数据传输的要求可以看出,过程层数据传输对可靠性要求是非常高的。下面分析如何利用VLAN技术来完成过程层数据网络传输的要求。

利用VLAN技术对过程层网络进行数据流分割和网络上的逻辑隔离,能降低网络风暴出现的概率,减少数据网络传输的时延。从VLAN数据传输过程可以看出,无论平面网络内的主机要与哪一台主机通信,都需要将要传输的数据进行无谓的广播,广播的结果是导致所有的计算机都收到了它。如此一来,一方面广播信息消耗了网络整体的带宽,另一方面,收到广播信息的计算机还要消耗一部分CPU来对它进行处理,这就给网络带宽和CPU运算能力造成了很大负担。

那么,VLAN是如何对广播域进行分割的呢?首先,在一台未设置任何VLAN的二层交换机上,任何广播帧都会被转发给除接收端口外的所有其他端口(Flooding)。如图4所示,计算机A发送广播信息后,会被转发给端口2、3、4。

这时,如果在交换机上将1、2端口和3、4端口分别划分到2个不同的VLAN(图5),再从连在1端口的主机发出广播帧的话,交换机就只会把它转发给同属于一个VLAN的2端口,不会再转发给属于另一个VLAN的3或者4端口。同样,连在3端口的主机发送广播信息时,只会被转发给属于同一VLAN的4端口,不会被转发给属于另一VLAN的1或者2端口。这样,VLAN通过限制广播帧转发的范围分割了广播域,从而降低了产生网络风暴的危险,同时也减少了数据在网络上传输所需要的时间。

6 数字化变电站中VLAN划分及注意事项

通常,VLAN的划分有4种方式,即基于端口的VLAN、基于MAC地址的VLAN、基于路由的VLAN和基于策略的VLAN。基于端口的VLAN是最简单、最有效的VLAN划分方法,该方法只需网络管理员针对网络设备的交换机端口进行重新分配并组合在不同的逻辑网段中即可,而不用考虑该端口所连接的设备是什么。这种VLAN属于静态VLAN。在数字化变电站过程层网络中,由于需要参与通信的设备基本都是固定的,因此最宜采用基于端口的方法进行VLAN划分,以减少开销,达到数据传输过程中用时最短的目的。本文不对其他划分VLAN的方法展开讨论。

过程层网络划分VLAN时,应根据需要,尽量将欲参与通信的各方划到一个VLAN之内,而不同遥测量采集及跳闸通道应划分为不同的VLAN,必要时可以做到逻辑意义上的点对点采集和点对点跳闸。同时,B网交换机VLAN划分必须与A网交换机VLAN划分保持一致。以某主变间隔为例,对于主变高压侧,设高压侧模拟量采集VLAN为VLAN 1,也就是说VLAN 1是专门用来对该主变高压侧进行模拟量采集的,参与通信的设备应该有主变高压侧合并单元MU(采集主变高压侧电流)、母线电压合并单元MU (采集母线电压)、主变高压侧后备保护装置、主变差动保护装置、主变高压侧测控装置。这些设备所连接的交换机端口都应划分到VLAN 1中去,否则处于VLAN 1以外将不能接收到主变高压侧的模拟量数据。若还需要增加与VLAN 1内设备进行数据传输的设备,只需将该智能设备IED所连接的交换机端口划分到VLAN 1中即可。

VLAN划分过程中还应该始终注意:(1)同一个交换机端口既可以属于VLAN A,也可以属于VLAN B,它可以同时属于几个VLAN;(2)一台交换机上所能划分的VLAN是有限制的,而不是无限的,具体限制是多少取决于交换机本身,应根据交换机说明书进行划分。

7 结语

数字化变电站过程层网络数据传输一直以来是数字化变电站技术中的一项薄弱环节,其是否能达到变电站保护准确动作的要求直接关系着数字化变电站技术的成败。将计算机网络通信中的VLAN技术工业化应用于数字化变电站过程层网络数据传输中,既为满足数字化变电站过程层网络数据传输实时性和安全性要求做出了极大贡献,同时也使VLAN技术扩大了应用领域。但在使用过程中,应特别注意如何更好地将数字化变电站过程层组网方式与VLAN技术的数据传输特性相结合,使VLAN技术的优越性充分体现,让数字化变电站过程层网络更加安全、更加坚固。

参考文献

[1]高翔.数字化变电站应用技术[M].北京:中国电力出版社,2008

[2]方丽华.数字化变电站技术丛书:设计分册[M].北京:中国电力出版社,2010

[3]曹海鸥.数字化变电站GOOSE组网方案[A].第四届江苏省电机工程青年科技论坛论文集[C].江苏省电机工程学会,2009