一种不依赖MU同步的采样值网络传输方案

朱 明 瞿 萍

（国电南京自动化股份有限公司，南京 210003）

传统过程层使用大量电缆传输采样数据，而IEC 61850 标准通过数字化通信方式实现过程层数字采样，具有简化二次接线、提高测量精度、实现数据共享等优点。随着数字化变电站的推广，过程层数字化采样得到了越来越广泛的应用[1]。

跨间隔的采样值（SV）同步是过程层数字化采样传输需要解决的一个核心问题。IEC 61850 标准试图通过对所有通信设备进行统一同步的方式，解决跨间隔间的采样值同步问题，但同步源的引入，使数字化采样的可靠性相比传统方案有所降低。而点对点采样值传输方案试图解决过程层数字化通信对同步源的依赖问题，却使二次接线变得复杂，又损失了数据共享的优势，降低了数字化站的可维护性。

1 采样值传输转换过程

过程层数字化采样通常由三个环节组成：远端传感模块、合并单元（MU）、智能接收设备（IED）。远端传感模块负责原始AD 采样，简单处理（如低通滤波）后以数字化的方式传输给MU。MU 接收多个远端传感模块的采样数据，通过合理的时间同步机制和采样时延补偿机制[2]进行采样数据的同步处理，并将同步好的采样数据按照IEC 61850-9-2标准协议定时将采样报文发出[3-4]。IED 接收多个MU 的采样报文，并完成多个MU 的采样插值同步，然后由保护/测量模块完成保护/测量功能。

图1 采样值传输转换过程

由此，某一时刻的采样值从远端传感模块开始采集，经由MU 同步，到IED 正确接收，共经历以下几个延迟时间：远端传感模块内部延迟ta、远端传感模块到MU 的传输延迟tb、MU 内部延迟tc、MU 到IED 的传输延迟te，详见图1[5]。其中ta、tb、tc在远端传感模块类型与MU 型号、参数不变的情况下，其总的传输延迟通常是固定的，因此将其统称为互感器额定延迟td，即td=t a+t b+tc；而传输延迟te因采样传输方案的不同具有不确定性。

2 现有采样值传输方案

2.1 标准组网传输

通过组网方式实现采样值传输是IEC 61850 提出的标准解决方案，即通过网络实现MU 与IED 之间的采样值传输。

其具体实施方案是：①MU 与IED 都接入同一个同步源网络，同步设备以固定1S 的时间间隔发送同步脉冲；②同步脉冲发生时刻的采样值信息以SmpCnt 为0、并标记为Syn 状态从MU 发送出去；③在下次同步脉冲到来前，MU 将以SmpCnt 递增的方式以固定时间间隔发送采样值信息。

MU 以采样计数器（SmpCnt）标记采样值的序列：SmpCnt 在[0,smpRate-1]间循环递增（SmpRate为MU 固有采样率）。MU 发送的每两帧采样值报文的时间间隔为1/SmpCnt 秒。

IED 本身接收同步源的同步信息，并根据所订阅的每个MU 采样值的Syn 与SmpCnt 信息来确定采样值的实际采样时间，以T0标记同步脉冲的发生时刻，每个带有Syn 标志的采样值的实际采样时间为TSmpCnt=T0+ SmpCnt/SmpRate × 1s 。

IED 根据每个带有Syn 标志的采样值信息还原出每帧采样报文对应的实际采样时刻，即可通过使用相邻时刻的采样值数据软件插值算法[6-7]得到任意时刻的采样数据，其原理如图2所示。

图2 组网方案下采样值同步方式

在该方案中，由于采样报文在交换网络中传输，其传输延迟te具有不确定性。IED 为保证采样插值同步所需要的采样值报文都能到达，在插值计算时须滞后同步源一个相对较长的延迟时间。该延迟时间为：在所接收MU 的最大互感器额定延迟Max(td)基础上增加一个最大可能的网络传输延迟时间Max(te)。

标准组网采样值传输的方案，IED 完成不同MU之间的采样值同步，完全依赖于同步源网络。任一MU 失去同步信号后，IED 将无法实现跨间隔的采样同步，二次设备也就无法实现差动运算，这将导致变电站降级运行；同样一些保护设备失去同步信号后，也会导致一些光纤差动保护退出运行。与传统变电站相比，尽管采取了一些通信冗余措施增强其可靠性，但标准组网采样值传输方案对同步源的过分依赖，在总体上降低了数字化变电站运行的可靠性。

2.2 点对点传输

采样值的点对点传输是对组网传输方案的一个改进，其目的是解决组网方案下对同步源网络的依赖问题，提高数字化变电站的可靠性。

其具体实施方案是：①MU 与IED 都不需要接入同步网络；②不同MU 按照各自的内部时钟以固定的采样频率发送采样值数据；③采样值传输不再经过交换设备，而通过光纤直接连接到IED。

由于取消了同步网络，各个MU 之间的SmpCnt不再具有同步相关性，而光纤直连的通信方式，其MU 到IED 之间的传输延迟te仅为光信号在此段光纤中的传输延迟。te大小取决于链路物理特性和传播距离，与传播信息量无关，若传输距离为D，光速为c，k传输介质修正系数（同轴电缆中k约为0.65)，传播延时可表示为te=D/kc[5]，考虑光信号具有极高的传输速率，te可忽略不计。

假设IED 具有两个功能：①能够获取采样值到达IED 的准确时间tR，②能够获取每个MU 的互感器额定延迟时间td。在采样值点对点传输方案中，从采样信号采集到IED 设备接收，在忽略te情况下，IED 就可以根据接收到的采样时间精确推断出实际的采样时间tS，即tS=t R-t d-t e≈t R-td。

在点对点采样值传输方案的具体实施中，IED设备通过特有硬件，如FPGA 完成多路信号的硬件并行处理[8]，记录下每帧采样值的到达时间；MU 通过在IEC 61850-9-2 报文中以特定采样通道的方式将其互感器额定延时td告知接收该采样信息的IED。IED 设备根据采样接收时间以及对应的互感器额定延迟时间td，可还原出其原始采样时刻，并依据还原真实MU 采样时刻后的采样数据，通过插值同步的方式计算出任意时刻采样数据，实现跨间隔采样同步，其原理如图3所示。

图3 点对点方案下的采样值同步

由此，点对点传输方案彻底解决了网络传输方案依赖同步源的问题。

为保证同步时所需要的不同MU 的采样值报文都能到达IED，IED 的插值计算仍需一个滞后的延迟时间。该延迟时间为：所有接收MU 中最大的互感器额定延迟 Max(td)与最大网络传输延迟时间Max(te)之和。由于Max(te)可忽略不计，点对点传输方案所需最大的延迟时间仅为 Max(td)，与标准组网传输方案相比，其计算延迟时间更短，能够使二次保护设备具有更快的动作时间。

点对点传输方案由于采用了点对点的光纤接线，MU 与IED 需要更多的光口，这不仅增加了二次设备的成本，也使得二次接线变得复杂；另外，由于点对点的光纤通信方式，其过程层通信报文无法准确地记录监视，给电站运维管理带来不便。

3 不依赖MU 同步的网络化方案

针对上述两种采样值传输方案的不足，本文提出了另外一种采样值传输方案——不依赖MU 同步的网络传输方案。

其具体实现方式是：①使用一种特殊的交换机（下文简称“记时交换机”）实现采样值的网络传输：记时交换机统计每帧采样值报文在本机内部的延迟时间，并将延迟时间以累加的方式记录到采样值报文的特定字段中；②IED 设备通过特有硬件（如FPGA）记录下每帧采样值的准确到达时间；③IED设备根据采样值到达时间以及对应的互感器额定延迟时间、交互网络总的延迟时间，还原出其原始采样时刻，最终实现跨间隔的采样值同步。

不依赖MU 同步的采样值网络传输方案的原理如图4所示。

图4 不依赖MU 同步的网络传输方案

采样值报文从MU 发出，经n个记时交换机最终到达IED 所经历的总延迟时间为

其中，以SwitchDelay 标记在记时交换机中的延迟时间；以Fiber 标记在光纤中的传输时间，考虑光纤传输的延时特性，其延迟时间FiberDelay 可忽略不计。

记时交换机记录下每帧采样值报文到达tIn与离开该交换机时间tOut，以tOut-tIn计算得出报文在本机中的延迟时间，并将该延迟时间以累加的方式写入到采样值报文的特定保留字段部分，如图4所示。

IED 精确记录采样值到达IED 时间tR，并根据采样值报文中记录的网络延迟时间tNd，以及互感器额定延迟时间td，并忽略光纤的传输延迟，就可以精确推断出实际的采样时刻tS，即tS=tR-td-tNd。

IED 由此可以用点对点传输方案相同的方法，推算出不同MU 的每帧采样报文的采样时刻，完成跨间隔采样值的同步计算，其实现方式如图5所示。

图5 不依赖MU 同步的网络传输采样值同步方法

该方案，对交换机的性能要求较高，为测试交换机的延迟性能及时间精度特性，设计测试方案如下：①同一MU 发送两路相同的采样数据，一路通过光纤直接接入 IED，另一路通过交换网络接入IED；②IED 通过比较两路报文实际到达IED 的时间，统计交换机的交换转发延迟时间和延迟时间的精度信息，并统计交换机记录的网络传输延时精度。此测试结果见表1。

测试结果表明：交换机通过千兆级联，其每级计时交换机的延迟时间大约是50μs 的级别；时标精度与级联的级数成反比，级联数增加，其时标的精度会以每级100ns 的精度误差下降；在不大于3 级级联的情况下，计时交换机记录延迟时标的精度与IEEE 1588 相当，满足智能电站网络交换机单级时钟传输精度小于±200ns[10]的要求。

表1 交换机性能统计表

在实际运行中，数字化、智能化变电站过程层网络级联一般不会超过3 级，该方案下的时间精度误差最大不超过250ns，完全满足IEC 61850 9-2 标准对过程层采样同步精度小于1μs 要求[3-11]。

不依赖MU 同步的网络化方案，过程层采样值报文可以通过网络记录仪、网络分析仪等设备记录原始采样信息，对事故追忆、事故分析可以提供可靠的第三方监视信息。它虽然有网络延时，牺牲了一些保护动作时间，却为过程层数字化采样的运维管理提供了更多便利。

4 结论

不依赖MU 同步的采样值网络传输方案，以交换机记录网络传输时间为基础，利用互感器具的固定采样延迟特性，通过插值的方式解决了跨间隔采样值同步的问题。

相比传统组网传输方案，该方案不依赖同步源，提高了数字化、智能化系统的方案可靠性；同时，该方案也避免了点对点传输方案造成系统过程层采样运维不方便的问题。

不可否认，该方案对交换机的要求比传统组网方案要高，在保护动作快速性上比点对点传输方案也稍差，但它具有与传统组网方案相当的实时性，提高了变电站运行可靠性，且运维方便，因此在智能电网和数字化变电站的实际应用中具有很好的应用前景。

[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] 国家电网公司 Q/GDW393 110(66)kV～220kV 智能变电站设计规范[S].北京:2010.

[3] IEC/TC57.IEC 61850-9-2: Communication networks and system in substation—Part9-2: Specific Communication Service Mapping (SCSM) Sampled Values over ISO/IEC 8802-3[S].2004.

[4] IMPLEMENTATION GUIDELINE FOR DIGITAL INTERFACE TO INSTRUMENT TRANSFORMERS USING IEC 61850-9-2.R3-0.2005.

[5] 黄灿,肖驰夫.智能变电站中采样值传输延时的处理[J].电网技术,2011(1).

[6] IEC 60044-8: Instrament transformers—Part 8: Electronic crruent transformers.2002.

[7] 郭乐,潘济猛,等.插值算法在智能变电站中的应用[J].电力自动化设备,2010(10).

[8] 罗彦,段雄英,等.IEC 61850-9-2 过程总线上的同步技术研究[J].电网技术,2012(11).

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[10] 国家电网公司.Q/GDW 429—2010 智能变电站网络交换机技术规范[S].

[11] 王立辉,许扬,等.数字化变电站过程层采样值时间同步性分析及应用[J].电力自动化设备,2010(8).