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

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特高壓變電站過程層網(wǎng)絡(luò)設(shè)計

張志鵬，郭朝云，朱 萍
（河北省電力勘測設(shè)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(wǎng)絡(luò)方案和交換機配置方案。 分析了特高壓變電站特點和設(shè)計要求，提出了特高壓變電站過程層網(wǎng)絡(luò)兩個設(shè)計原則：高可靠性原則和技術(shù)統(tǒng)一性原則?；趦蓚€設(shè)計原則，提出四個1000 kV過程層網(wǎng)絡(luò)設(shè)計方案，推薦SV和GOOSE共同組網(wǎng)、雙重化保護(hù)各設(shè)置獨立的雙網(wǎng)。分析了冗余信息的應(yīng)用層處理方案和鏈路層處理方案，提出1000 kV過程層網(wǎng)絡(luò)可采用基于FPGA的應(yīng)用層處理方案，也可采用基于PRP的鏈路層處理方案。

關(guān)鍵詞：特高壓變電站；智能變電站；過程層網(wǎng)絡(luò)；冗余方案；并行冗余協(xié)議。

構(gòu)建以特高壓電網(wǎng)為骨干網(wǎng)架、各級電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展的堅強智能電網(wǎng)是國家電網(wǎng)公司的戰(zhàn)略目標(biāo)，智能變電站是統(tǒng)一堅強智能電網(wǎng)的重要基礎(chǔ)和支撐。目前，國網(wǎng)公司110（66）～750 kV新建變電站均按照智能變電站設(shè)計。

對于已投運和在建的特高壓變電站，智能化相關(guān)技術(shù)也得到了一定應(yīng)用，如一次設(shè)備在線監(jiān)測、智能輔助控制系統(tǒng)、站控層與間隔層之間基于IEC61850標(biāo)準(zhǔn)的信息交換、信息綜合分析與智能告警等?；诳煽啃院图夹g(shù)成熟度考慮，智能變電站的關(guān)鍵技術(shù)-過程層數(shù)字化，未在特高壓變電站中應(yīng)用。隨著過程層數(shù)字化技術(shù)的日益成熟，建設(shè)特高壓智能變電站將成為發(fā)展目標(biāo)，這也是建設(shè)堅強智能電網(wǎng)的必然要求。

建設(shè)特高壓智能變電站，構(gòu)建高可靠性的過程層網(wǎng)絡(luò)是關(guān)鍵。目前特高壓變電站過程層網(wǎng)絡(luò)的相關(guān)研究較少，更無相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范。本文擬結(jié)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(wǎng)絡(luò)設(shè)計經(jīng)驗，提出一種高可靠性和具有一定經(jīng)濟性的過程層網(wǎng)絡(luò)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(wǎng)絡(luò)方案

1.1 配置原則

文獻(xiàn)［1］提出了500 kV及750 kV變電站過程層網(wǎng)絡(luò)配置原則如下：

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

（2）雙重化保護(hù)與雙重化網(wǎng)絡(luò)按照一一對應(yīng)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(wǎng)絡(luò)示意圖見圖1。

圖1 3/2斷路器接線過程層網(wǎng)絡(luò)示意圖

1.2 交換機配置方案

在智能變電站工程應(yīng)用中，過程層交換機可選擇如下規(guī)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(wǎng)為例，串內(nèi)交換機端口需求如下：

（1）串內(nèi)不帶電抗器時端口需求見表1。

（2） 串內(nèi)帶2組（1組）電抗器時端口需求見表2。

表1 串內(nèi)GOOSE交換機端口需求情況1

表2 串內(nèi)GOOSE交換機端口需求情況2

（3）小結(jié)

串內(nèi)不帶或帶1組電抗器時，每串每個GOOSE網(wǎng)可配置1臺22口交換機；串內(nèi)帶2組電抗器時，每串每個GOOSE網(wǎng)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(shù)據(jù)流量約為8 Mbit/s。按照百兆網(wǎng)絡(luò)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(lián)。

以A網(wǎng)為例，串內(nèi)交換機端口需求如下：

（1）串內(nèi)不帶電抗器時端口需求見表3。

表3 串內(nèi)SV交換機端口需求情況1

（2） 串內(nèi)帶2組（1組）電抗器時端口需求見表4。

表4 串內(nèi)SV交換機端口需求情況2

（3）小結(jié)

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

1.2.3 交換機數(shù)量需求

根據(jù)上述分析，串內(nèi)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(nèi)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(wǎng)絡(luò)設(shè)計

2.1 特點和設(shè)計要求

（1）特高壓電網(wǎng)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(nèi)一般設(shè)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(nèi)500 kV等級二次設(shè)備配置原則與500 kV變電站相同；1000 kV等級除每套線路保護(hù)需采用雙通道外，其余配置原則同500 kV等級。

2.2 過程層網(wǎng)絡(luò)設(shè)計原則

2.2.1 高可靠性原則

特高壓變電站在電網(wǎng)中的地位要求1000 kV過程層網(wǎng)絡(luò)具有比750 kV和500 kV過程層網(wǎng)絡(luò)更高的可靠性。具體要求如下：

（1）應(yīng)采用可靠性高的星形結(jié)構(gòu)。

根據(jù)文獻(xiàn)［3］的分析，與總線型和環(huán)形結(jié)構(gòu)相比，星形結(jié)構(gòu)擴展方便、協(xié)議簡單、網(wǎng)絡(luò)傳輸延時小、無廣播風(fēng)暴風(fēng)險，是過程層網(wǎng)絡(luò)的首選結(jié)構(gòu)。

（2）交換機N-1故障不應(yīng)影響保護(hù)信息傳輸。

文獻(xiàn)［4］要求智能變電站繼電保護(hù)保護(hù)直采直跳，啟動失靈/重合閘、失靈聯(lián)跳等信息通過過程層網(wǎng)絡(luò)傳輸，特高壓智能變電站仍應(yīng)貫徹此原則。

當(dāng)保護(hù)與過程層網(wǎng)絡(luò)一一對應(yīng)連接時，交換機N-1故障將造成一個網(wǎng)絡(luò)的信息交換中斷，某些重要功能（失靈聯(lián)跳等）可靠性降低50%，對特高壓電網(wǎng)的安全運行帶來不利影響。因此，1000 kV過程層網(wǎng)絡(luò)設(shè)計必須考慮交換機N-1方式下的保護(hù)信息傳輸可靠性問題，要求保護(hù)設(shè)備采用冗余連接方式。

（3）交換機N-2故障應(yīng)盡量減少對兩套保護(hù)的影響。

雖然過程層網(wǎng)絡(luò)交換機發(fā)生N-2故障概率很低，但1000 kV過程層網(wǎng)絡(luò)設(shè)計應(yīng)考慮減少此種故障的影響，提高極端情況下抵御風(fēng)險的能力。

2.2.2 技術(shù)統(tǒng)一性原則

特高壓變電站過程層網(wǎng)絡(luò)設(shè)計原則應(yīng)與相應(yīng)等級保護(hù)裝置的技術(shù)原則統(tǒng)一，體現(xiàn)二次系統(tǒng)設(shè)計的統(tǒng)一性?；诖嗽瓌t，特高壓變電站各等級過程層網(wǎng)絡(luò)設(shè)計原則如下：

（1）站內(nèi)500 kV等級過程層網(wǎng)絡(luò)采用500 kV智能變電站相應(yīng)等級設(shè)計原則，雙重化保護(hù)與雙重化網(wǎng)絡(luò)按照一一對應(yīng)的方式連接，與保護(hù)的配置和通道組織原則統(tǒng)一。

（2）站內(nèi)110 kV等級過程層網(wǎng)絡(luò)采用220 kV智能變電站110 kV等級設(shè)計原則，主進(jìn)配置雙重化網(wǎng)絡(luò)，無功配置單套網(wǎng)絡(luò)。

（3）站內(nèi)1000 kV等級建議每套保護(hù)均與雙重化網(wǎng)絡(luò)連接，既體現(xiàn)了高可靠性原則，又與1000 kV線路保護(hù)雙通道的技術(shù)原則保持了統(tǒng)一。

2.3 1000 kV過程層網(wǎng)絡(luò)方案論證

基于2.3確立的網(wǎng)絡(luò)設(shè)計原則，提出以下4種網(wǎng)絡(luò)設(shè)計方案。

2.3.1 方案1

SV、GOOSE分別組網(wǎng)，雙重化保護(hù)各設(shè)置獨立的雙網(wǎng)，示意圖見圖2。

圖2 方案1過程層網(wǎng)絡(luò)示意圖

方案特點：

（1）每串需設(shè)置8個網(wǎng)絡(luò)，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(fù)載較輕。

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

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

2.2.2 方案2

SV、GOOSE分別組網(wǎng)，雙重化保護(hù)接入統(tǒng)一雙網(wǎng)，網(wǎng)絡(luò)示意圖見圖3。

圖3 方案2過程層網(wǎng)絡(luò)示意圖

方案特點：

（1）每串需設(shè)置4個網(wǎng)絡(luò)，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(wǎng)傳輸，交換機負(fù)載較重。

（3）交換機N-1故障不影響保護(hù)信息傳輸，N-2故障有可能影響兩套保護(hù)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(nèi)子交換機級聯(lián)端口需采用千兆口。

2.2.3 方案3

SV、GOOSE共同組網(wǎng)，雙重化保護(hù)各設(shè)置獨立的雙網(wǎng)，網(wǎng)絡(luò)示意圖見圖4。

圖4 方案3過程層網(wǎng)絡(luò)示意圖

方案特點：

（1）基于共網(wǎng)共端口技術(shù)，SV、GOOSE共網(wǎng)傳輸。

（2）每串需設(shè)置4個網(wǎng)絡(luò)，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(fù)載較輕。

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

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

2.2.4 方案4

SV、GOOSE共同組網(wǎng)，每套保護(hù)接入統(tǒng)一的雙網(wǎng)，網(wǎng)絡(luò)示意圖見圖5。

圖5 方案4過程層網(wǎng)絡(luò)示意圖

方案特點：

（1）基于共網(wǎng)共端口技術(shù)，SV、GOOSE共網(wǎng)傳輸；

（2）每串需設(shè)置2個網(wǎng)絡(luò)，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(wǎng)傳輸，交換機負(fù)載較重。

（4）交換機N-1故障不影響保護(hù)信息傳輸，N-2故障有可能影響兩套保護(hù)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(nèi)子交換機級聯(lián)端口需采用千兆口。

2.3.5 網(wǎng)絡(luò)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(hù)信息傳輸，其中方案1和方案3在交換機N-2故障下的網(wǎng)絡(luò)可靠性更高。

方案1 與方案3相比，優(yōu)點是各子網(wǎng)絡(luò)功能明確，管理方便；缺點是交換機用量多、裝置端口多、網(wǎng)絡(luò)利用率低，需占用較多屏位?？紤]到在智能變電站工程實踐中，SV、GOOSE信息共網(wǎng)傳輸技術(shù)已十分成熟，工程應(yīng)用較多，利用VLAN技術(shù)可保證SV和GOOSE信息傳輸?shù)南鄬Κ毩⒑途W(wǎng)絡(luò)可靠性，推薦方案3作為1000 kV過程層網(wǎng)絡(luò)方案。

3 冗余信息處理方案

推薦的1000 kV過程層網(wǎng)絡(luò)方案要求每個IED裝置均接入冗余雙網(wǎng)，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(yīng)用層處理方案、鏈路層處理方案。

3.1 應(yīng)用層處理方案

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

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

GOOSE雙網(wǎng)接受機制流程圖見圖6。

圖6 GOOSE雙網(wǎng)接收機制

基于雙網(wǎng)雙工方式的應(yīng)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(wǎng)口，采用通用的以太網(wǎng)報文及網(wǎng)絡(luò)控制器。

（2）可實現(xiàn)雙網(wǎng)信息的零延時切換。

（3）應(yīng)用層處理實現(xiàn)方式上有軟件方式和硬件方式兩種。為減少裝置CPU的負(fù)擔(dān)，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(wǎng)絡(luò)冗余標(biāo)準(zhǔn)，其中IEC62439-3規(guī)定的并行冗余協(xié)議（Parallel Redundancy Protocol， PRP）適用于各種變電站通信網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)。

基于PRP協(xié)議的網(wǎng)絡(luò)要求每個終端節(jié)點（IED設(shè)備）設(shè)置鏈路層冗余單元（LRE），在鏈路層的LRE實現(xiàn)報文的雙發(fā)雙收和冗余信息的處理。LRE收到發(fā)送節(jié)點上層應(yīng)用傳來的發(fā)送報文，將報文加上標(biāo)識后復(fù)制成2份同時從兩個網(wǎng)口發(fā)出，接收節(jié)點從兩個網(wǎng)口先后收到該報文，LRE對標(biāo)識判別后丟棄后到的報文，而先到的報文去除標(biāo)識后傳送給上層應(yīng)用。PRP終端節(jié)點結(jié)構(gòu)見圖7。

圖7 PRP終端節(jié)點結(jié)構(gòu)

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(wǎng)卡具有相同的MAC地址和IP地址，其冗余對于應(yīng)用層是透明的，但需采用專用的PRP網(wǎng)絡(luò)控制器；

（2）發(fā)送端在每個數(shù)據(jù)幀后增加4 字節(jié)的冗余控制跟蹤位，以處理重復(fù)報文、實現(xiàn)雙網(wǎng)信息的零延時切換，但需要交換機能夠處理非標(biāo)準(zhǔn)以太網(wǎng)報文。

3.3 方案選擇

在國內(nèi)智能變電站工程實踐中，國內(nèi)廠家對于過程層網(wǎng)絡(luò)均采用了基于FPGA的雙網(wǎng)雙工應(yīng)用層處理方案，并制定了規(guī)范的雙網(wǎng)接受機制，能夠滿足可靠性和實時要求，但工程配置較為復(fù)雜。

基于PRP協(xié)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(nèi)廠家IED產(chǎn)品目前尚不支持。

兩種方案均能滿足1000 kV過程層網(wǎng)絡(luò)方案要求，實際應(yīng)用時宜根據(jù)技術(shù)發(fā)展和IED產(chǎn)品支持情況進(jìn)行選擇。

4 結(jié)論

本文對特高壓變電站過程層網(wǎng)絡(luò)設(shè)計方案和冗余信息處理方案進(jìn)行了詳細(xì)論證，提出了特高壓變電站各電壓等級過程層網(wǎng)絡(luò)實施方案，結(jié)論如下：

（1）提出了特高壓變電站過程層網(wǎng)絡(luò)兩個設(shè)計原則：高可靠性原則和技術(shù)統(tǒng)一性原則。

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

（3）基于技術(shù)統(tǒng)一性原則，特高壓變電站500 kV等級過程層網(wǎng)絡(luò)采用500 kV智能變電站相應(yīng)等級設(shè)計原則，110 kV等級過程層網(wǎng)絡(luò)采用220 kV智能變電站相應(yīng)等級設(shè)計原則。

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

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中圖分類號：TM63

文獻(xiàn)標(biāo)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(tǒng)繼電保護(hù)、自動化及二次方面的設(shè)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.