楊 貴， 高紅亮， 彭 安， 張喜銘， 李 莉， 潘 磊

(1. 南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京 211102；2. 中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心，廣東 廣州 510663)

智能變電站過程層交換機設(shè)計及實現(xiàn)

楊 貴1， 高紅亮2， 彭 安1， 張喜銘2， 李 莉1， 潘 磊1

(1. 南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京 211102；2. 中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心，廣東 廣州 510663)

從智能變電站過程層網(wǎng)絡(luò)傳輸報文的特點出發(fā)，對交換機的傳輸帶寬、存儲轉(zhuǎn)發(fā)延時、強電磁干擾下的零丟包、采樣同步、流量控制、配置管理等方面進行需求分析，提出了一種適用于智能變電站過程層網(wǎng)絡(luò)交換機的整體研制方案，并對交換機的測試情況和試點運行情況進行了分析介紹。

過程層；交換機；延時累加；離線配置；流量控制

0 引言

目前，智能變電站中的繼電保護普遍采用“直采直跳”方式[1]，即保護裝置與合并單元采用點到點的方式，這種方式較為可靠，但接線較復(fù)雜且信息不能共享，存在智能電子設(shè)備(IED)光口數(shù)量多導(dǎo)致發(fā)熱量大等問題。智能變電站要求全站信息數(shù)字化、通信平臺網(wǎng)絡(luò)化、信息平臺共享化。因此，采用網(wǎng)絡(luò)傳輸方式實現(xiàn)智能變電站過程層組網(wǎng)是發(fā)展的必然趨勢[2]。

現(xiàn)有智能變電站采用兩層網(wǎng)絡(luò)通信架構(gòu)，即過程層網(wǎng)絡(luò)和站控層網(wǎng)絡(luò)。過程層網(wǎng)絡(luò)連接間隔層設(shè)備和過程層設(shè)備，站控層網(wǎng)絡(luò)連接站控層設(shè)備和間隔層設(shè)備。繼電保護的網(wǎng)絡(luò)化，即“網(wǎng)采網(wǎng)跳”，可以實現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)信息的共享，簡化光纖接線，提高調(diào)試效率，節(jié)約建設(shè)成本[3]。但要實現(xiàn)繼電保護的網(wǎng)采網(wǎng)跳，對網(wǎng)絡(luò)數(shù)據(jù)傳輸?shù)膶崟r性、采樣同步可靠性、數(shù)據(jù)傳輸時延確定性、通信網(wǎng)絡(luò)的可靠性和網(wǎng)絡(luò)設(shè)備配置管理方便性等方面提出新的要求。因此研制符合智能變電站過程層應(yīng)用的交換機，適應(yīng)智能變電站過程層網(wǎng)絡(luò)的應(yīng)用需求十分必要。

1 智能變電站的網(wǎng)絡(luò)架構(gòu)

目前，國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)分別進行了智能變電站的網(wǎng)絡(luò)化三層兩網(wǎng)[4]、三網(wǎng)合一[5]的試點建設(shè)。在三層兩網(wǎng)情況下，過程層網(wǎng)絡(luò)逐步由原來的面向通用對象的變電站事件(GOOSE)、取樣值(SV)分別組網(wǎng)[6]，向GOOSE、SV共網(wǎng)傳輸方向發(fā)展；三網(wǎng)合一實現(xiàn)了GOOSE、SV和制造報文規(guī)范(MMS)報文的共網(wǎng)傳輸，大大節(jié)省了網(wǎng)絡(luò)設(shè)備的投入。

但是網(wǎng)絡(luò)化在推廣過程中發(fā)現(xiàn)如下問題尚待解決：

(1) 未統(tǒng)一建模。由于交換機在IEC 61850規(guī)范中未進行建模工作，無法實現(xiàn)對交換機運行狀態(tài)的有效監(jiān)管[7]。

(2) 配置工作量大。由于GOOSE、SV為組播傳輸報文，過程層網(wǎng)絡(luò)為了實現(xiàn)GOOSE、SV報文的傳輸路徑管理，防止網(wǎng)絡(luò)報文發(fā)送到不需要的IED設(shè)備中，需要進行虛擬局域網(wǎng)(VLAN)、靜態(tài)組播等配置工作[8]，該工作由于缺乏IEC 61850建模和離線配置工具，必須通過手工方式進行逐臺配置，配置工作量大且易反復(fù)。

(3) 傳輸可靠性難以保證。過程層網(wǎng)絡(luò)的每路GOOSE、SV報文均采用組播的方式進行傳輸，目前采用VLAN或靜態(tài)組播的方式進行報文傳輸管理[9]，該方式無法解決單路GOOSE或SV發(fā)生風(fēng)暴時過程層網(wǎng)絡(luò)整體受到影響的問題。

(4) 采樣同步。為了滿足繼電保護裝置采樣同步的要求，目前智能變電站采用B碼對時或精準(zhǔn)時間協(xié)議(PTP)對時等方式實現(xiàn)采樣同步[10]，但當(dāng)外部時鐘源出現(xiàn)異常而導(dǎo)致假同步等異常現(xiàn)象出現(xiàn)時，無法保證繼電保護高可靠性要求[11]。

2 智能變電站過程層網(wǎng)絡(luò)報文分析

過程層網(wǎng)絡(luò)傳輸SV、GOOSE報文類型均為二層組播報文，為了合理規(guī)劃智能變電站網(wǎng)絡(luò)需要了解各種報文的特點。當(dāng)采用網(wǎng)絡(luò)PTP對時模式時，PTP報文同樣采用二層組播報文方式進行傳輸。

2.1 SV報文分析

SV報文為合并單元發(fā)送給保護、測控等裝置的原始采樣電壓電流信息值，每個周波采樣點數(shù)為80點，毎幀SV報文長度一般在200字節(jié)左右，SV流量計算公式為：200 byte×8 bit×4000幀=6.4 Mbps。因此，每路SV報文流量大概在5～10 Mbps之間[12]。

采用組網(wǎng)方式傳輸SV報文情況下，由于交換機間存在級聯(lián)，而通過級聯(lián)端口的SV報文同樣存在擁塞現(xiàn)象[13]。目前為了有效的解決交換機間級聯(lián)的帶寬問題，普遍采用千兆光纖端口。

在正常組網(wǎng)情況下，線路保護僅接收一路SV報文，而母差保護需要同時接收多路SV報文，在母差保護的SV輸入光纖端口上，存在SV報文擁塞情況。這種情況下無法通過增加端口速率來減小擁塞帶來的延時，因此，無法達到或者逼近直采直跳方式的延時要求，必須通過一定的方式來解決傳輸延時不確定問題。

2.2 GOOSE報文分析

GOOSE報文主要用來傳輸狀態(tài)變位信息或控制命令等信息。平時在網(wǎng)絡(luò)上的報文流量很小，基本可以忽略，但是發(fā)生故障時將出現(xiàn)短暫的流量突增，最大總流量可達到30 Mbps的突發(fā)流量，每路GOOSE報文流量小于2 Mbps。突發(fā)GOOSE報文的流量計算公式為：報文長度×8 bit×5幀，當(dāng)GOOSE報文長度為1.5 kbyte時突發(fā)流量為0.6 Mbps，突發(fā)流量為GOOSE報文本身，沒有時序的要求，因此，對組網(wǎng)帶來的延時抖動并不敏感。為了確保GOOSE突發(fā)時報文能夠有效傳輸?shù)浇邮斩?，需要確保網(wǎng)絡(luò)具有足夠的帶寬能夠傳輸報文而不產(chǎn)生報文丟失。

為了確保GOOSE報文突發(fā)流量的可靠傳輸，在組網(wǎng)時應(yīng)保證網(wǎng)絡(luò)預(yù)留足夠的帶寬來確保突發(fā)時的流量要求。

2.3 PTP報文分析

PTP報文包括發(fā)布報文(announce)、同步報文(sync)、同步跟隨報文(sync followup)、對等延時請求報文(pdelay request)、對等延時應(yīng)答報文(pdelay reply)等幾種報文。按照GBT 25931—2010精確網(wǎng)絡(luò)時間同步協(xié)議要求，以上報文的發(fā)送間隔均為1 s。其中announce報文用于通知網(wǎng)絡(luò)設(shè)備當(dāng)前的主時鐘信息，為主時鐘定時發(fā)送的組播報文，在網(wǎng)絡(luò)上全網(wǎng)發(fā)送；sync報文和sync followup報文由主時鐘定時發(fā)送，用于為網(wǎng)絡(luò)設(shè)備提供精確的時間，在網(wǎng)絡(luò)上全網(wǎng)發(fā)送；pdelay request、pdelay reply報文在互聯(lián)的兩個網(wǎng)絡(luò)端口上進行鏈路延時測量，僅出現(xiàn)在互聯(lián)的兩個端口上，不進行全網(wǎng)廣播。從以上分析來看PTP報文不具備突發(fā)機制，均采用定時發(fā)送機制，不會對網(wǎng)絡(luò)帶來沖擊。

3 智能變電站過程層對交換機需求

3.1 基本需求

3.1.1 電源

智能變電站中一般采用直流電源，交換機需要適應(yīng)智能變電站的電源供電方式。由于在智能變電站中一臺交換機要連接多個間隔，其電源故障將導(dǎo)致多個間隔的網(wǎng)絡(luò)中斷，所以交換機需要提供雙電源，雙電源熱備用方式同時工作，從而保證任何一路電源掉電時交換機不間斷地正常運行。

3.1.2 存儲轉(zhuǎn)發(fā)時延

在繼電保護點對點傳輸模式下，跳閘保護信號通過電纜傳送，基本不存在延時。在采用網(wǎng)絡(luò)傳輸模式下，GOOSE、SV報文均通過過程層網(wǎng)絡(luò)進行傳輸，交換機的轉(zhuǎn)發(fā)延時直接影響GOOSE、SV報文的傳輸時間，從而導(dǎo)致跳閘命令和采樣值接收時間受到影響，最終使得保護動作時間受到影響。因此，網(wǎng)絡(luò)傳輸時間應(yīng)越短越好，網(wǎng)絡(luò)設(shè)備的存儲轉(zhuǎn)發(fā)延時應(yīng)小于10 μs，以滿足過程層報文傳輸需求。

3.1.3 溫度范圍

智能變電站交換機一般安裝于小室或箱變中，通常都有空調(diào)來調(diào)節(jié)環(huán)境溫度，正常情況下不需要交換機具有寬溫的工作范圍。但是，交換機作為過程層網(wǎng)絡(luò)的重要組成部分，其可靠性直接影響保護動作的可靠性，因此，必須考慮空調(diào)失效等極端情況下的交換機運行可靠性。交換機在高溫下運行時，其相關(guān)元器件的老化速度加快，將嚴(yán)重影響其性能和使用壽命，需采用適當(dāng)?shù)臒o風(fēng)扇自冷散熱技術(shù)，使得交換機能夠在-40～+85 ℃的溫度范圍內(nèi)長期可靠的工作。

3.1.4 吞吐量

智能變電站過程層網(wǎng)絡(luò)化后，過程層網(wǎng)絡(luò)上傳輸報文的字節(jié)長度各有不同。例如跳閘GOOSE報文、SV報文等，交換機需要對任何字節(jié)長度的報文的吞吐量都能達到100%。有些交換技術(shù)對某一字節(jié)長度的報文的吞吐量達不到100%,會導(dǎo)致該長度的報文的傳輸可靠性下降，影響變電站的正常運行。

3.1.5 強電磁干擾下的零丟包技術(shù)

電力系統(tǒng),特別是變電站,在正常和異常運行狀況下都會產(chǎn)生和遭受各種電磁干擾。例如高壓電氣設(shè)備的操作，低壓交直流回路內(nèi)電氣設(shè)備的操作,短路故障等產(chǎn)生的瞬變過程,電氣設(shè)備周圍的靜電場和磁場、雷電、電磁波輻射，人體與物體的靜電放電等。這些電磁干擾會對交換機的通信數(shù)據(jù)的轉(zhuǎn)發(fā)產(chǎn)生影響，導(dǎo)致交換機轉(zhuǎn)發(fā)的報文中某些字節(jié)出錯，使得鏈路層的FCS(幀校驗序列)校驗出錯，從而丟失整幀報文。報文的丟失會導(dǎo)致模擬量采樣出錯、開關(guān)量丟失、跳閘延時，嚴(yán)重影響變電站的可靠安全運行。在強電磁干擾的情況下交換機必需實現(xiàn)零丟包技術(shù)，以滿足過程層網(wǎng)絡(luò)化的需求[14]。

3.1.6 流量分類控制

在智能變電站之中，本間隔的保護測控裝置往往只關(guān)心本間隔的數(shù)據(jù)，例如線路保護裝置，交換機采用VLAN技術(shù)或者靜態(tài)組播、動態(tài)組播管理協(xié)議(GMRP)等技術(shù)，將不同間隔的數(shù)據(jù)進行隔離十分必要。另外交換機也需要支持優(yōu)先級技術(shù)，保證重要數(shù)據(jù)的實時性。

3.2 研制需求

3.2.1 交換機建模

對于通信設(shè)備普遍采用簡單網(wǎng)絡(luò)管理協(xié)議(SNMP協(xié)議)進行監(jiān)控管理[15]，在智能變電站中則統(tǒng)一采用IEC 61850模型進行監(jiān)管。在智能變電站中采用IEC 61850對交換機進行監(jiān)視相比于采用傳統(tǒng)的SNMP協(xié)議具有以下優(yōu)勢：

(1) 保證全站通信協(xié)議的統(tǒng)一性，符合智能變電站的設(shè)計理念。如果應(yīng)用SNMP協(xié)議，將導(dǎo)致智能變電站監(jiān)控網(wǎng)內(nèi)同時出現(xiàn)兩種通信協(xié)議、兩套監(jiān)控系統(tǒng)，不符合“一個世界，一種技術(shù)，一種標(biāo)準(zhǔn)”的理念。

(2) 可以方便地在后臺機上對交換機、保護、測控等設(shè)備同時進行監(jiān)控，符合電力系統(tǒng)操作習(xí)慣，方便用戶使用。如果應(yīng)用SNMP協(xié)議，需要設(shè)立單獨的網(wǎng)絡(luò)安全與監(jiān)管(NSM)服務(wù)器作為監(jiān)控設(shè)備，增大投資，且用戶需要同時監(jiān)控兩套系統(tǒng)，不便于使用。

(3) 可以通過變電站配置描述(SCD)工具[16]實現(xiàn)對全站的IED設(shè)備(包括交換機)進行統(tǒng)一配置管理，實現(xiàn)源端統(tǒng)一配置，有效解決目前過程層交換機配置工作量大、易反復(fù)的問題。

3.2.2 SCD離線配置

智能變電站SCD中已有GOOSE、SV報文的訂閱關(guān)系信息[17]，但是由于交換機未進行IEC 61850建模，無法用于生成交換機配置，導(dǎo)致目前智能變電站交換機重復(fù)配置、配置難度大、正確性難以保證，在交換機建模的基礎(chǔ)上通過SCD離線配置工具可有效解決該問題。

利用智能變電站GOOSE/SV訂閱關(guān)系和網(wǎng)絡(luò)拓?fù)潢P(guān)系，通過SCD工具生成交換機配置文件，實現(xiàn)交換機的源端統(tǒng)一配置。交換機的配置文件用符合IEC 61850標(biāo)準(zhǔn)的變電站配置描述語言(SCL)描述變電站中過程層網(wǎng)絡(luò)的拓?fù)潢P(guān)系。SCD離線工具解析SCD文件中IED設(shè)備的訂閱關(guān)系，生成交換機的配置文件，配置文件中應(yīng)包括VLAN或靜態(tài)組播配置，下裝到交換機完成配置，并歸檔，如圖1所示。

圖1 交換機離線配置Fig.1 Switches offline configuration

3.2.3 流量精確控制

智能變電站過程層網(wǎng)絡(luò)中不同報文控制塊的GOOSE/SV報文在相同的網(wǎng)絡(luò)上傳輸，不可避免地存在不同路GOOSE/SV之間的報文干擾問題，當(dāng)某路報文發(fā)生風(fēng)暴等情況時，必然導(dǎo)致過程層網(wǎng)絡(luò)正常報文傳輸發(fā)生擁塞、丟包等異常情況。

為了提升GOOSE、SV報文傳輸可靠性，避免一路GOOSE或SV報文故障導(dǎo)致整個過程層網(wǎng)絡(luò)異常的情況發(fā)生，提出了針對每路GOOSE和SV報文分別進行流量控制的技術(shù)，確保發(fā)生風(fēng)暴的GOOSE、SV報文僅占用網(wǎng)絡(luò)傳輸帶寬的一小部分，其他網(wǎng)絡(luò)帶寬仍然能夠正常傳輸GOOSE、SV報文，有效解決過程層網(wǎng)絡(luò)報文相互干擾問題。

3.2.4 傳輸延時測量

目前智能變電站繼電保護采用網(wǎng)采模式最大的障礙在于采樣報文在交換機內(nèi)的傳輸延時是不確定的，所以跨間隔保護需依賴于外部時鐘，以保證采樣數(shù)據(jù)的同步性，當(dāng)失去外部時鐘或外部時鐘出現(xiàn)故障時，跨間隔保護將退出運行。

通過交換機報告?zhèn)鬏斞訒r的方法可以徹底解決這個問題，即精確計算報文在交換機內(nèi)的轉(zhuǎn)發(fā)延時ΔT并寫入SV報文內(nèi)，多個交換機級聯(lián)情況下可以累積報文傳輸延時。如圖2所示，延時可測交換機的時標(biāo)測量精度不低于100 ns，完全可以滿足各種保護的應(yīng)用需求。

圖2 傳輸延時測量示意圖Fig. 2 Delay measurement schematic diagram

保護裝置依賴本地時間基準(zhǔn)，利用MU(合并單元)額定延時和鏈路傳輸總延時ΔT還原收到的各間隔MU的采樣時刻(相對直采方式，只是增加了ΔT的補償)，完成采樣值的差值同步處理，其原理基本等效直采模式，從而實現(xiàn)網(wǎng)采方式不再依賴同步時鐘，即：

保護裝置時間基準(zhǔn)上的合并單元采樣時刻為 MU采樣數(shù)據(jù)到達時標(biāo) -MU額定延時-鏈路傳輸總延時ΔT。

為了確保延時值的正確性，每臺交換機均對延時值的有效性進行判別，當(dāng)延時值異常時置無效標(biāo)志，接收設(shè)備判別標(biāo)志位狀態(tài)，無效狀態(tài)的報文將被丟棄處理。

通過上述方法完成合并單元采樣時刻處理后，保護裝置針對MU采樣數(shù)據(jù)的處理方式完全等同于直采模式，對等效的合并單元采樣時刻進行合理性校驗：當(dāng)時標(biāo)抖動時間超過10 μs，裝置將報“間隔幀通道抖動異常”，同時置該合并單元數(shù)據(jù)無效，閉鎖相關(guān)的保護功能，實現(xiàn)對交換機轉(zhuǎn)發(fā)延時正確性的校驗。當(dāng)交換機轉(zhuǎn)發(fā)延時錯誤時，保護裝置感受到的MU發(fā)送時標(biāo)將出現(xiàn)抖動，通過快速閉鎖保護可以避免可能因此產(chǎn)生的保護誤動。

數(shù)據(jù)到達時刻打時標(biāo)技術(shù)在保護直采方式下已經(jīng)廣泛使用，所以交換機延時可測技術(shù)實現(xiàn)門檻并不高?；诮粨Q機延時可測的方案原理簡單可靠，保護程序改動很小。

4 交換機的整體方案

4.1 型號設(shè)計

智能變電站中一般采用星型網(wǎng)，主控室配置千兆中心交換機，繼電保護小室配置百兆交換機，千兆中心交換機和百兆交換機之間通過光纖相連。千兆中心交換機位于星型網(wǎng)根部，數(shù)據(jù)交換量大，交換速率要求高，百兆交換機負(fù)責(zé)本小室的數(shù)據(jù)交換，數(shù)據(jù)量較小。因此交換機系列考慮兩種類別：千兆中心交換機，位于星型網(wǎng)的中心位置，速率為1000 M，負(fù)責(zé)接入站控層設(shè)備和百兆交換機的組網(wǎng)；百兆交換機，位于星型網(wǎng)外圍節(jié)點位置，速率為100 M，通過1000 M級聯(lián)端口連接主交換機。文中將詳細介紹千兆中心交換機的設(shè)計實現(xiàn)，如圖3所示。

圖3 智能變電站過程層網(wǎng)絡(luò)Fig.3 Smart substation process layer network diagram

4.2 硬件方案

交換機的硬件架構(gòu)由CPU管理模塊、數(shù)據(jù)交換模塊、延時累加模塊、物理接口模塊、電源模塊和復(fù)位模塊及其他一些外圍電路構(gòu)成。基本框架如圖4所示。

圖4 硬件設(shè)計框圖Fig.4 Hardware design block diagram

4.2.1 CPU管理模塊

CPU管理部分是管理型以太網(wǎng)交換機不可缺少的部分。CPU通過數(shù)據(jù)交換模塊的匯流排(PCIe)或串行外設(shè)接口(SPI)完成對數(shù)據(jù)交換模塊的初始化配置和后續(xù)管理。存儲芯片采用64 MB存儲空間的并行閃存(NAND flash)和2 MB的串行閃存(NOR flash)構(gòu)成。雙倍速率同步動態(tài)隨機存儲器(DDR)由多片DDR芯片并行工作構(gòu)成32 bit的數(shù)據(jù)寬度。使用CPU芯片自帶的網(wǎng)口和通用異步收發(fā)傳輸器(UART)串口構(gòu)成交換機的CONSOLE維護口。實時時鐘(RTC)模塊與CPU之間通過I2C總線進行通信，為交換機提供時間信息。

CPU：CPU具有高速的處理速度并提供了豐富的外圍接口，提供32位的DDR存儲器控制器、PCIe接口、I2C接口、介質(zhì)無關(guān)接口(MII)、外部擴展總線接口、SPI接口、通用輸入/輸出(GPIO)等。

存儲：CPU管理部分包含3種存儲芯片：DDR、NOR flash和NAND flash。DDR為系統(tǒng)運行內(nèi)存，flash芯片存放固化的軟件系統(tǒng)和Boot啟動系統(tǒng)。其中，NOR flash存放系統(tǒng)的引導(dǎo)代碼，系統(tǒng)從這里啟動；NAND flash存放系統(tǒng)的主程序，同時存放系統(tǒng)配置文件、日志文件等。

CONSOLE(調(diào)試端口)：CPU芯片集成了MII接口和UART接口，UART接口通過外接串口芯片實現(xiàn)RS232接口，為交換機通過串口管理端口，MII接口通過外接物理接口模塊實現(xiàn)交換機的帶外管理網(wǎng)口。

RTC：RTC通過I2C總線方式與CPU進行通信，為交換機提供時間值，用于事件記錄，信息上送打時標(biāo)等。

4.2.2 數(shù)據(jù)交換模塊

數(shù)據(jù)交換模塊是構(gòu)成交換機的核心器件，報文轉(zhuǎn)發(fā)、轉(zhuǎn)發(fā)規(guī)則、VLAN、靜態(tài)組播、鏡像、優(yōu)先級、端口管理等等功能均由該模塊實現(xiàn)。數(shù)據(jù)交換模塊為了達到全部端口線速轉(zhuǎn)發(fā)的要求，全部采用硬件電路實現(xiàn)，數(shù)據(jù)交換模塊與CPU管理模塊配合實現(xiàn)快速生成樹協(xié)議(RSTP)、GMRP、VLAN注冊協(xié)議(GVRP)、互聯(lián)網(wǎng)組播協(xié)議規(guī)則(IGMP Snooping)、鏈路層發(fā)現(xiàn)協(xié)議(LLDP)、端口安全等等高級功能。數(shù)據(jù)交換模塊的性能直接影響到交換機性能，選型時必須特別注意。

4.2.3 延時累加模塊

為了精確測量報文經(jīng)過交換機的轉(zhuǎn)發(fā)時間，硬件設(shè)計時在物理接口模塊和數(shù)據(jù)交換模塊之間加入了延時累加模塊，該模塊用于實時記錄每幀報文的端口輸入時間和端口輸出時間，并將轉(zhuǎn)發(fā)時間在SV報文傳輸過程中直接插入到SV報文的特定字段中，該特定字段可以選擇報文的reserver(保留)字段等實現(xiàn)，從而實現(xiàn)交換機傳輸時間的準(zhǔn)確測量。當(dāng)SV報文經(jīng)過多級交換機時，傳輸延時可累加記錄。

4.2.4 物理接口模塊

用于實現(xiàn)交換機內(nèi)部的數(shù)字信號到物理鏈路模擬信號轉(zhuǎn)換，同時用于實現(xiàn)RJ45電口和Fiber光口，百兆/千兆口。

4.2.5 電源模塊

為交換機提供供電電源，實現(xiàn)外部220 VDC/AC電源向內(nèi)部芯片和電路使用的5 V，3.3 V，2.5 V，1.8 V等電壓的轉(zhuǎn)換，同時，提供電壓監(jiān)視電路，方便電壓檢測管理。

4.2.6 復(fù)位模塊

為交換機提供內(nèi)部電路復(fù)位電路，確保交換機在冷啟動、軟件復(fù)位、硬件復(fù)位等情況下實現(xiàn)交換機的復(fù)位功能。

4.3 軟件方案

4.3.1 軟件架構(gòu)

該交換機的軟件整體結(jié)構(gòu)分為操作系統(tǒng)、SAL(系統(tǒng)抽象層)、API(交換模塊的操作接口層)、基本功能模塊、高級功能模塊、配置管理模塊、日志告警模塊等幾部分，如圖5所示。

圖5 軟件架構(gòu)Fig.5 Software architecture diagram

4.3.2 操作系統(tǒng)和SAL及API模塊

綜合考慮系統(tǒng)穩(wěn)定性、高效性和可擴展性等因素，交換機的操作系統(tǒng)采用了Linux。

SAL為系統(tǒng)抽象層，提供通用的系統(tǒng)函數(shù)封裝接口，使得上層的應(yīng)用程序與操作系統(tǒng)無關(guān)，確保程序具有良好的可移植性，為今后CPU或操作系統(tǒng)升級提供了良好的可擴展性。

Switch API層封裝了應(yīng)用功能對交換模塊的操作，包括修改端口屬性、讀寫交換芯片各寄存器等，為上層應(yīng)用提供了簡明清晰的操作手段。增加API層使得上層應(yīng)用程序獨立于交換芯片存在，便于上層應(yīng)用程序的改進和移植，提高了本方案的可擴展性，也便于在今后開發(fā)同類產(chǎn)品時應(yīng)用模塊和代碼復(fù)用。

4.3.3 配置管理模塊

該模塊負(fù)責(zé)所有參數(shù)的顯示、配置，可以通過Web、telnet、命令行接口(CLI)對交換機進行訪問和維護，以滿足在不同場合和條件下用戶對交換機配置和管理的需要。

4.3.4 基本功能模塊

該模塊主要包括對端口模式、屬性的控制管理等。通過改變SWITCH和物理接口模塊上相關(guān)寄存器的內(nèi)容設(shè)置端口的各項屬性，以適應(yīng)應(yīng)用需求。

該模塊接收來自配置管理模塊的功能控制命令，對物理接口模塊和數(shù)據(jù)交換模塊的工作模式做設(shè)置。同時該模塊與日志告警模塊接口，對常規(guī)配置操作和系統(tǒng)運行異常等情況進行記錄。

該模塊內(nèi)部各子模塊之間為平行關(guān)系，獨立運行，可分為以下模塊。

(1) PHY模式控制：控制PHY工作模式，包括端口的工作速率、全雙工/半雙工模式、自動協(xié)商模式控制和網(wǎng)線自動交叉識別等。

(2) 端口屬性控制：控制端口屬性，包括端口使能，網(wǎng)絡(luò)報文控制等。

(3) 端口鏡像設(shè)置：用于將某一個或幾個端口上的所有流量復(fù)制到另外一個或幾個端口上，用于偵測或調(diào)試。

(4) 端口聚合設(shè)置(trunk)：用于將多個端口聚合成一個數(shù)據(jù)通道，該通道被視作單個邏輯連接，以便擴展交換機級聯(lián)帶寬或增加級聯(lián)冗余度。

(5) 端口速率限制：控制每個端口輸入、輸出流量速率，可同時對端口速率和端口瞬時風(fēng)暴進行設(shè)置。

(6) 網(wǎng)絡(luò)風(fēng)暴抑制：用于抑制廣播、多播或未知單播的網(wǎng)絡(luò)風(fēng)暴。

(7) 802.1q VLAN：用于實現(xiàn)虛擬局域網(wǎng)功能，將交換機劃分為多個虛擬交換機。

(8) 802.1p 優(yōu)先級：控制報文在交換機中的發(fā)送順序，支持嚴(yán)格優(yōu)先級和權(quán)重優(yōu)先級兩種模式，高優(yōu)先級報文具有優(yōu)先發(fā)送的權(quán)利。

(9) 靜態(tài)組播：在交換機上設(shè)置指定組播地址報文的轉(zhuǎn)發(fā)路徑。

4.3.5 高級應(yīng)用模塊

該模塊提供管理型交換機的各項高級應(yīng)用功能，包括流量遠程監(jiān)控和統(tǒng)計、對時/組播報文管理、IEC 61850建模、SCD離線配置、流量精確控制、延時累加等。

該模塊接收來自配置管理模塊的功能控制命令，設(shè)置物理接口模塊和數(shù)據(jù)交換模塊的工作模式。同時該模塊與日志告警模塊接口，對常規(guī)配置操作和各項高級功能在運行過程中的異常情況或重要事件進行記錄。

該模塊內(nèi)部各模塊為平行關(guān)系，獨立運行，可以獨立打開和關(guān)閉，為用戶提供了靈活的應(yīng)用方式，如圖5所示。

(1) IEC 61850建模：該模塊實現(xiàn)了MMS通信機制，通過IEC 61850通信方式實現(xiàn)對交換機的監(jiān)管，解決了交換機無法納入到61850體系的問題，實現(xiàn)了全站的統(tǒng)一監(jiān)管。IEC 61850模型應(yīng)包括交換機的物理端口狀態(tài)、端口統(tǒng)計信息、裝置主板的溫度、電壓等監(jiān)視信息、光口監(jiān)視信息(包括溫度、收發(fā)光功率等)，滿足交換機的監(jiān)視需求。

(2) SCD離線配置：將交換機的模型納入到SCD中進行統(tǒng)一配置管理，在SCD中實現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)物理拓?fù)溥B接和虛鏈路的訂閱關(guān)系連接，從SCD中導(dǎo)出每臺交換機的配置文件，通過工具下裝到交換機中實現(xiàn)交換機的同源配置，SCD導(dǎo)出的交換機配置僅限于過程層組播MAC地址轉(zhuǎn)發(fā)表等密切相關(guān)的部分。

(3) 流量控制：通過對每個組播MAC地址的流量進行配置，限制每個組播MAC地址的最大數(shù)據(jù)流量，實現(xiàn)報文間的有效隔離，解決了報文傳輸可靠性問題。

(4) 延時累加：通過對每幀SV報文進行交換機傳輸延時測量，并將測量值實時插入到SV報文的保留字段的方式，解決保護功能依賴外部時鐘問題，提升繼電保護功能的可靠性。

(5) SNMP和RMON(遠程監(jiān)視)：該模塊可以通過響應(yīng)管理站查詢提供整個網(wǎng)絡(luò)的拓?fù)?、交換機端口各項流量統(tǒng)計指標(biāo)、端口狀態(tài)、歷史數(shù)據(jù)統(tǒng)計；通過預(yù)設(shè)條件產(chǎn)生的告警和日志，可以主動上送trap信息。該項功能為智能變電站通信網(wǎng)絡(luò)的監(jiān)控和分析提供了豐富的數(shù)據(jù)來源，在智能變電站內(nèi)有著廣闊的應(yīng)用前景，并且目前已經(jīng)在示范站中開始采用，使得用戶可以在后臺機(管理站)實時了解站內(nèi)各交換機的工作情況和網(wǎng)絡(luò)狀態(tài)。

(6) GMRP和GVRP：GMRP 是一種基于以太網(wǎng)鏈路幀的自動多播配置方案, 由于VLAN 和多播管理信息未能在IEC 61850模型文件中進行規(guī)范表達,為了解決此問題,建議通過GMRP或者GVRP實現(xiàn)IED 和交換機的互動, 由裝置告訴交換機多播報文的轉(zhuǎn)發(fā)范圍，達到動態(tài)優(yōu)化網(wǎng)絡(luò)流量的目的，省去了配置靜態(tài)VLAN的繁瑣，并且可以動態(tài)應(yīng)對網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的改變。

(7) PTP對時：交換機作為PTP的TC時鐘工作，為保護等IED設(shè)備提供高精度的對時信息，每級交換機的對時精度應(yīng)不低于200 ns。

(8) SNTP(簡單網(wǎng)絡(luò)時間協(xié)議)：通過SNTP客戶端模塊訪問時鐘源以便同步內(nèi)部時鐘。

5 實驗及測試

智能變電站過程層交換機研制成功后，經(jīng)過了嚴(yán)格的驗收測試、仿真測試等廠內(nèi)測試，并通過了國家電網(wǎng)公司和南方電網(wǎng)公司的A類測試認(rèn)證，各項過程層定制功能和常規(guī)功能性能優(yōu)越。延時累加精度優(yōu)于100 ns，組播流量控制精度優(yōu)于0.1%,組播地址表容量達到512 K條目，PTP對時精度優(yōu)于50 ns。

6 試點及運行

廣州知識城變電站是廣州第一座220 kV智能變電站，該站終期規(guī)模為4臺主變，6回220 kV出線，一次設(shè)備全部為室內(nèi)GIS(空氣絕緣開關(guān))，20 kV出線64回，全部帶光纖差動保護。該站是國內(nèi)首座20 kV“花瓣型”配電網(wǎng)的主供電源變電站。全站所有保護、綜合自動化、智能終端、合并單元、區(qū)域穩(wěn)控系統(tǒng)、在線監(jiān)測綜合處理單元全部采用了國產(chǎn)化產(chǎn)品。其中過程層網(wǎng)絡(luò)中心千兆光口交換機采用PCS-9882GD，百兆交換機采用PCS-9882SD，其過程層組網(wǎng)如圖6所示。

圖6 過程層組網(wǎng)示意圖Fig.6 Software architecture diagram

該站交換機采用SCD離線配置方式實現(xiàn)同源配置，有效降低了配置難度，提升配置可靠性;同時采用了延時累計技術(shù)提升繼電保護可靠性；采用流量控制技術(shù)，對每路GOOSE報文限制流量為2 Mbps，對每路SV報文限制流量為15 Mbps，極大提升過程層網(wǎng)絡(luò)傳輸可靠性。

以上技術(shù)的采用實現(xiàn)了智能變電站網(wǎng)絡(luò)設(shè)備IEC 6850建模；提升了智能變電站過程層網(wǎng)絡(luò)和繼電保護的可靠性；解決了交換機配置工作量大和保護采樣依賴外部時鐘等問題；同時通過流量控制管理等技術(shù)解決網(wǎng)絡(luò)傳輸可靠性問題。目前該站正式投入運行。

7 結(jié)語

交換機作為智能變電站過程層網(wǎng)絡(luò)的核心設(shè)備，其電源的可靠性、存儲轉(zhuǎn)發(fā)性能、強電磁干擾下的零丟包能力、-40～+85 ℃溫度范圍內(nèi)長期可靠運行能力是其必須達到的關(guān)鍵指標(biāo)。為了滿足過程層網(wǎng)絡(luò)對交換機的特殊需求，定制開發(fā)了IEC 61850建模、SCD離線配置、流量控制、延時累加等功能。目前智能變電站過程層網(wǎng)絡(luò)化已經(jīng)逐步展開，但是由于定制開發(fā)功能推廣時間較短，尚需加大推廣應(yīng)用力度，通過新技術(shù)的推廣來提升智能變電站過程層網(wǎng)絡(luò)的整體水平。

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(編輯方 晶)

Design and Implementation of Smart Substation Process Layer Switch

YANG Gui1, GAO Hongliang2, PENG An1, ZHANG Ximing2, LI Li1, PAN Lei1

(1. Nanjing NARI-relays Electric Co., Ltd.， Nanjing，211102，China;2. Power Dispatching and Control Center of China Southern Power Grid, Guangzhou, 510663, China )

Based on the smart substation process layer according to the characteristics of the network transmission message, this paper analyzes the requirements of the switch’s transmission bandwidth, storage and forwarding delay, zero loss packet under the strong electromagnetic interference, sampling synchronization, flow control, configuration management and so on. A method is presented for the smart substation process layer network switches the overall development scheme, and the switch test and pilot operation were introduced and analyzed.

process layer;switch; delay accumulation; offline configuration; flow control

楊 貴

2017-04-29；

2017-05-28

中國南方電網(wǎng)公司重點科技項目-(-Z-D-K-J-Q-Q-00000016)

TM769；TP393

：A

：2096-3203(2017)05-0128-08

楊 貴(1976—)，男，吉林通化人，碩士，高級工程師，從事通信技術(shù)、傳輸技術(shù)、時間同步技術(shù)和變電站自動化系統(tǒng)研究工作(E-mail：yangg@nrec.com)；

高紅亮(1982—)，男，黑龍江齊齊哈爾人，碩士，工程師，從事電力系統(tǒng)自動化研究工作(E-mail：gaohl@csg.cn)；

彭 安(1983—)，男，湖南汨羅人，碩士，助理工程師，從事配電自動化系統(tǒng)、變電站自動化系統(tǒng)研究工作(E-mail：Penga@nrec.com)；

張喜銘(1980—)，男，吉林九臺人，碩士，高級工程師，從事電力系統(tǒng)自動化研究工作(E-mail：zhangxm@csg.cn)；

李 莉(1985—)，女，陜西省西安人，碩士，工程師，從事變電站自動化通信研究工作(E-mail：Lili1@nrec.com)；

潘 磊(1989—)，男，河南洛陽人，碩士，工程師，從事智能變電站通信研究工作(E-mail：Panlei2@nrec.com)。