張保善，王龍飛，黃震，張育銘，張群玲，程克杰

(許繼電氣股份有限公司，河南 許昌 461000)

0 引 言

已建設(shè)的智能變電站過程層SV傳輸主要采用組網(wǎng)傳輸和點對點傳輸兩種方式。過程層采用交換機組網(wǎng)，網(wǎng)絡(luò)性能滿足電力系統(tǒng)的要求[1-4], 接線清晰，通信可靠性高。但差動保護接收的SV報文經(jīng)現(xiàn)有網(wǎng)絡(luò)傳輸時延未知[5]，同步須在SV報文進入交換網(wǎng)絡(luò)之前完成，全站MU接收外部同步時鐘，任一MU外部時鐘中斷，基于該組SV判據(jù)的差動保護就會退出。

差動保護SV接收采用點對點接線方式時[6-7]，解決了MU外部同步時鐘中斷差動保護退出的問題，但裝置CPU需擴展更多的以太網(wǎng)接口，通信節(jié)點的增加不利于系統(tǒng)工作的可靠性，同時增加了保護裝置及過程層裝置的功耗，不利于裝置的就地化安裝。

目前智能變電站過程層交換機工作于存儲轉(zhuǎn)發(fā)模式，擁塞排隊導(dǎo)致時延抖動較大，為滿足電力系統(tǒng)同步采樣精度要求，全站采樣同步須依賴外部對時，不利于二次繼電保護系統(tǒng)的可靠性。

一種智能變電站專用交換機，采用SV轉(zhuǎn)發(fā)延時逐級標(biāo)注的方法，同時具有SV組網(wǎng)傳輸和點對點傳輸?shù)膬?yōu)勢。接收多組SV的差動保護不依賴外部對時，保護裝置依據(jù)報文中的延時字段后端插值實現(xiàn)同步，同時減少通信節(jié)點數(shù)量，簡化智能變電站二次接線，提高智能變電站保護可靠性。

1 SV報文轉(zhuǎn)發(fā)延時計算原理

本節(jié)介紹交換機轉(zhuǎn)發(fā)SV報文時延時計算原理，交換機轉(zhuǎn)發(fā)報文延時計算，光纖鏈路傳輸延時計算。

1.1 交換機轉(zhuǎn)發(fā)SV報文延時計算

智能變電站專用交換機在現(xiàn)有交換機基礎(chǔ)上采用FPGA生成高精度時間戳：接收時，交換機的以太網(wǎng)PHY芯片直接將報文發(fā)送給FPGA芯片，F(xiàn)PGA打上高精度入口時戳；FPGA將報文發(fā)送給交換芯片，與傳統(tǒng)交換機一樣，交換芯片依據(jù)MAC地址表完成報文的轉(zhuǎn)發(fā)；發(fā)送時，F(xiàn)PGA接收到交換芯片轉(zhuǎn)發(fā)的報文并打上高精度的發(fā)送時戳。

交換機對智能變電站過程層報文進行解碼，根據(jù)以太網(wǎng)類型碼0x88BA找出SV報文，將SV穿越交換機的延時寫入SV報文的延時字段中，交換機級聯(lián)時該延時字段逐級累加。報文發(fā)送到交換機端口后，首先被FPGA捕獲，F(xiàn)PGA打上入口時戳T1，然后轉(zhuǎn)發(fā)給交換芯片，該幀SV在FPGA發(fā)送時打上時間戳T2, ΔT=T2-T1填在SV報文的保留字段中，ΔT包含SV報文串行接收時延、排隊時延、存儲轉(zhuǎn)發(fā)時延(見圖1)。

圖1 交換機對SV報文打時間戳的原理

1.2 光纖鏈路傳輸延時計算

上節(jié)中中標(biāo)注的延時不含光纖鏈路傳輸延時，智能變電站專用交換機采用1588對時方案計算光纖鏈路傳輸延時[8]。交換機FPGA捕捉Pdelay_Req與Pdelay_Resq事件報文，分別生成t1～t4高精度時間戳(見圖2)，并將計算的鏈路延時累加到SV報文的保留字段中。鏈路延時計算不依賴于外部對時，在原理上保證了電力二次保護控制系統(tǒng)的可靠性。

圖2 光纖鏈路傳輸延時計算

2 交換機延時標(biāo)注位置及時標(biāo)單位

交換機延時標(biāo)注在保留字段中的技術(shù)優(yōu)點，時標(biāo)采用納秒的必要性。

2.1 標(biāo)注延時寫入SV報文保留字段

有以下技術(shù)優(yōu)點：

(1)SV報文保留字段[9]固定為第23～27字節(jié)，交換機不需要解析SCD文件，F(xiàn)PGA程序處理流程簡單，可靠性高(見表1)；

(2)除保留字段外，交換機不修改SV報文的其他內(nèi)容，便于問題分析。

表1 SV報文格式

2.2 標(biāo)注延時采用納秒為單位

合并單元檢測規(guī)范要求同步精度小于1 μs[10]，延時字段若選μs為單位，交換機為保證精度在轉(zhuǎn)發(fā)SV報文時會等待，轉(zhuǎn)發(fā)SV報文時速率達不到端口速率。選ns為單位，交換機FPGA芯片的最小時鐘粒度一般小于20 ns，交換機以端口速率轉(zhuǎn)發(fā)SV報文時，經(jīng)1級交換機延時字段的理論誤差小于20 ns。

使用24位無符號數(shù)表示延時大小，最大能表示16 777 215 ns，網(wǎng)絡(luò)傳輸延時及線路光纖通道傳輸延時均小于該值,不僅滿足智能變電站內(nèi)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，也能滿足未來廣域網(wǎng)保護發(fā)展的需求。其余8位可用來傳輸交換機狀態(tài)：如延時溢出、閉鎖標(biāo)志、網(wǎng)絡(luò)跳數(shù)等信息。

3 交換機延時精度測試及誤差分析

通過智能變電站專用交換機網(wǎng)絡(luò)測試儀閉環(huán)測試法，保護裝置重采樣相位差計算法分別測試標(biāo)注延時精度。測試使用的專用網(wǎng)絡(luò)測試儀及保護裝置均支持1.2中描述鏈路延時計算功能。

本次測試交換機24個百兆光口，4個千兆光口，在智能變電站工程應(yīng)用中一般選型為主干交換機，網(wǎng)絡(luò)負載最大。

3.1 交換機基本性能測試

測試智能變電站專用交換機的基本性能，主要考核關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)能否滿足標(biāo)準(zhǔn)要求[11]。

(1)依據(jù)RFC2544，整機吞吐量、端口轉(zhuǎn)發(fā)速率、存儲轉(zhuǎn)發(fā)延時、延時抖動、幀丟失率均滿足《智能變電站交換機技術(shù)規(guī)范》的要求(見圖3)；

(2)依據(jù)RFC2889，MAC緩存能力、MAC地址學(xué)習(xí)速率均滿足《智能變電站交換機技術(shù)規(guī)范》的要求(見圖3)。

圖3 交換機基本性能測試

3.2 基于專用網(wǎng)絡(luò)測試儀閉環(huán)測試標(biāo)注延時精度

使用智能變電站交換機專用網(wǎng)絡(luò)測試儀，模擬過程層網(wǎng)絡(luò)的關(guān)鍵業(yè)務(wù) -SV報文，專用網(wǎng)絡(luò)測試儀支持鏈路延時計算，同時從SV報文的保留字段中提取標(biāo)注延時，形成閉環(huán)測試，測試誤差小。

交換機轉(zhuǎn)發(fā)100M 64/136/220/320/576字節(jié)的SV，轉(zhuǎn)發(fā)絕對時延與SV報文中標(biāo)注的時延誤差小于100 ns。無丟幀，存儲轉(zhuǎn)發(fā)時延小于7 μs，延時抖動小于1 μs(見圖4)，滿足《智能變電站交換機技術(shù)規(guī)范》中的要求，滿足智能變電站同步精度要求。

圖4 不同長度SV穿越交換機延時精度

交換機級通過千兆級聯(lián)，交換機百兆口、千兆口轉(zhuǎn)發(fā)無丟幀，轉(zhuǎn)發(fā)絕對時延與SV報文中標(biāo)注的時延誤差小于100 ns(見圖5)，滿足《智能變電站交換機技術(shù)規(guī)范》中的要求，滿足智能變電站同步精度要求。

圖5 交換機千兆級聯(lián)延時精度

3.3 基于保護裝置相位差計算法測試標(biāo)注延時精度

采用兩組同源SV，一組通過光纖直連接入保護裝置，一組SV經(jīng)過智能變電站專用交換機后接入保護裝置(見圖6)。

圖6 不同長度SV穿越交換機延時精度

圖6基于保護裝置相位差計算法測試SV延時精度，能實現(xiàn)高精度測量。

(1)數(shù)字繼保測試儀輸出的是數(shù)字量，不引入模擬量放大、濾波、采樣誤差;

(2)使用高精度網(wǎng)絡(luò)分析儀測試光口1、光口2發(fā)送相同采樣報文的時間差小于20 ns；

(3)保護裝置支持鏈路延時計算，同時從SV報文的保留字段中提取標(biāo)注延時，然后將兩組SV依據(jù)保護裝置FPGA的時間戳進行重采樣；

(4)光口1到保護，光口2到交換機采用等長光纖。

兩組SV的IA1均映射到測試儀的同一個數(shù)字量通道。保護裝置計算SV_4001_IA1與SV_4002_IA1的相位差小于0.003 1°，折算后標(biāo)注延時誤差小于173 ns。該延時誤差滿足智能變電站系統(tǒng)要求。

在圖6中分別測試了交換機轉(zhuǎn)發(fā)不同長度的SV報文，每種長度的報文拷機2小時，表2為不同長度的SV穿越交換機后的標(biāo)注延時精度。

表2 不同長度的SV穿越交換機后的標(biāo)注延時精度

模擬主變間隔交換機接收7組直采SV，在交換機的百兆口匯聚，SV報文在發(fā)送端口排隊，單組26通道SV流量為8.96 Mbit/s，8組SV的IA1均映射在數(shù)字繼保測試儀的同一個通道(見圖7)?？綑C24小時4001_IA1與其余7組SV的IA1的相位差小于0.003 5°，折算后7組SV匯集穿越交換機標(biāo)注延時誤差小于195 ns。該延時誤差滿足智能變電站系統(tǒng)要求。

3.4 電力系統(tǒng)突發(fā)數(shù)據(jù)對標(biāo)注延時精度的影響

模擬變電站發(fā)生雪崩，智能變電站網(wǎng)絡(luò)中存在大量短時突發(fā)數(shù)據(jù)，測試交換機所填延時精度，母差保護按24個元件接線，總數(shù)據(jù)流量近210 Mbit/s，母差保護過程層網(wǎng)絡(luò)接口速率為1 Gbps(見圖8)。

在圖8的接線方式下，24個合智一體裝置均接同步信號，SV報文發(fā)送時刻的同步精度在200 ns以內(nèi)，SV在交換機的千兆端口存在大量隨機排隊，模擬智能變電站雪崩，母差保護動作，同時跳開24個元件。使用基于FPGA打時標(biāo)的高精度網(wǎng)絡(luò)報文分析儀，配合無源光分路器，分析各通信節(jié)點報文轉(zhuǎn)發(fā)時延及流量突發(fā)。

圖7 7組SV匯集穿越交換機延時精度

圖8 24個元件母線保護動作時延精度測試

所有開關(guān)變位GOOSE報文上送離散度小于1 ms，SV轉(zhuǎn)發(fā)延時抖動最大達380 μs，交換機標(biāo)注時延誤差小于150 ns，極端模式下該交換機滿足電力系統(tǒng)的要求[12-13]。

4 結(jié)束語

(1)智能變電站交換機SV標(biāo)注延時字段完整覆蓋智能變電站網(wǎng)絡(luò)延時的4個部分：存儲轉(zhuǎn)發(fā)延時、排隊延時、報文串行接收/發(fā)送延時、光纖鏈路傳輸延時。每段時延均是相對時間差的計算，軟件設(shè)計復(fù)雜度小，方案有利于保證電力系統(tǒng)的可靠性；

(2)交換機整機吞吐量、端口轉(zhuǎn)發(fā)速率、存儲轉(zhuǎn)發(fā)延時、延時抖動、幀丟失率、MAC緩存能力、MAC地址學(xué)習(xí)速率等關(guān)鍵性能指標(biāo)滿足《智能變電站交換機技術(shù)規(guī)范》的要求；

(3)通過對智能變電站電力專用交換機進行測試研究，使用該交換機進行過程層組網(wǎng)，同時具備網(wǎng)絡(luò)數(shù)據(jù)共享及SV報文點對點傳輸?shù)膬?yōu)點；

(4)在交換機滿負荷下及智能變電站雪崩極端情況下,SV標(biāo)注最大延時誤差小于170 ns，滿足電力系統(tǒng)應(yīng)用的要求；

(5)交換機參與采樣延時補償這一關(guān)鍵環(huán)節(jié)，存在電力系統(tǒng)對通信設(shè)備依賴性更高的問題，如何提高交換機廠家產(chǎn)品質(zhì)量，二次廠家如何進行異常數(shù)據(jù)識別需要做進一步研究。