宋勁揚，黃瀟愷，李舒適，蘇 靖
(深圳供電局有限公司，廣東 深圳 518000)
全面推進智能變電站建設是南網公司“十三五”智能電網發展規劃的重要任務之一，智能變電站以信息共享為基本理念，以網絡傳輸為實現手段，以信息流為基本載體，實現保護、計量、控制等關鍵業務[1-3]。相較于傳統變電站，智能變電站采用智能變壓器、智能開關等智能一次設備代替傳統一次設備，利用光纖替代電纜進行信息傳輸，使信息共享達到最大化。同時，智能變電站使用虛端子代替物理端子，邏輯連接代替物理連接，并按照IEC 61850通信標準[4-5]進行通信網絡建設。文獻[6]中指出：220 kV及以上電壓等級的電氣量保護(含斷路器保護)應按雙重化配置；
110 kV級以上電壓等級過程層應為每套保護、測控冗余配置雙網，并要求過程層網絡相互獨立，任一套裝置不應跨接雙重化配置的2個過程層網絡[7-8]。110 kV線路雙重化配置的保護裝置一般采用三相一次重合閘方式[9]，2套主保護的重合閘邏輯需要相互配合。然而，由于目前智能變電站初期建設標準規范不統一，導致部分智能站站控層、間隔層、過程層網絡結構[10]與現行規范不符，存在雙重化配置的2個過程層網絡跨接傳輸特定信息問題，即線路的2個過程層網絡的閉鎖重合閘信號傳輸會受到極大干擾。因此，亟需研究閉鎖重合閘信號的跨雙網通信方式。
目前，閉鎖重合閘信號的跨雙網通信方式[11]主要包括智能終端箱電纜直連、保護裝置光纜直連、雙星型過程層網絡3種方案。智能終端箱電纜直連方案是傳統的變電站跨雙網通信方案，指雙套配置的智能終端箱通過電纜直連，每套智能終端可經GOOSE網絡接收本套保護裝置發出的閉鎖重合閘信號，也通過硬連線接收另外一個智能終端的信號。同時，這2個信號存在或邏輯，形成內部閉鎖重合閘標志，這樣就實現了雙套保護重合閘閉鎖功能的相互配合，也保證了過程層雙網的獨立性。文獻[12]提出一種變電站通信冗余技術，通過對終端報文的雙發和雙收實現信號可靠傳遞；
文獻[13]提出一種變電站改進式通信冗余技術，即通過配置雙星型過程層網絡來實現閉重信號通信方式，每套智能終端分別通過不同的交換機接入線路保護A、B的GOOSE網中。該方案可通過智能終端向另一套保護發送閉重信號，這樣也能使過程層雙網保持相互獨立。文獻[14]提出一種基于 GOOSE 反饋機制的智能變電站過程層網絡通信方法，雙套配置的線路保護裝置直接通過光纜直連，線路保護A直接通過光纜向B發送閉鎖重合閘信號，備用光纜的快速切換保證通信的可靠性。然而，現有的閉鎖重合閘配合方式雖然保證了過程層雙網的獨立性，但硬件上要求智能終端或保護裝置配置硬接點，大大增加了系統復雜度，難以在現已投運的智能變電站的二次設備硬件實現。同時，現有方法存在一套保護接入2個網絡的跨接問題，可能導致跨網通信異常。
針對上述問題，本文分析雙重化保護相互閉鎖重合閘配合邏輯；
提出220 kV智能變電站的110 kV線路雙重化配置的兩套保護之間互發閉鎖重合閘信號的跨雙網通信方式；
對智能變電站跨雙網條件下閉鎖重合閘信號互發進行風險分析；
最后，以某220 kV智能變電站的110 kV線路過程層網絡為例，研究110 kV線路雙重化保護閉鎖重合閘配合方式。結果表明，本文方法能有效實現閉鎖重合閘信號的跨網通信；
同時，對該變電站跨雙網通信功能進行風險計算，提出降低跨雙網風險的合理化建議。
智能變電站由站控層、間隔層、過程層3層設備構成，其中，站控層設備(監控主機、遠動裝置等)與間隔層設備(保護測控計量等)之間連接的網絡結構為站控層網絡，間隔層設備(保護測控計量等)與過程層設備(合并單元、智能終端等)之間的網絡結構為過程層網絡。目前廣泛采用的110 kV電壓等級智能站網絡結構如圖1所示，其中，MMS表示制造報文規范，IED表示智能電子設備。
圖1 110 kV電壓等級智能變電站網絡結構Figure 1 Network structure of a 110 kV voltage levelsmart substation
上述智能站網絡結構采用保護直采直跳的方式，測控、計量、故障錄波等二次裝置通過SV(采樣值)、GOOSE(報文信息)進行組網傳輸。保護直采直跳方式可使保護功能不受網絡的影響，提高保護可靠性。220 kV智能變電站的220、110 kV電壓等級的保護均采用雙重化配置，且每套保護均冗余配置了雙網。以110 kV線路為例，分析其雙重化保護網絡結構及閉鎖重合閘配合方式。由于閉鎖重合閘信號互發只涉及過程層網絡，故本文以過程層網絡為研究對象，研究110 kV線路雙重化配置的2套保護之間互發閉鎖重合閘信號的跨雙網通信方式，不分析其余部分。
線路雙重化保護過程層網絡即在智能變電站內部組建2個過程層網絡，每個過程層網絡配備1套保護裝置，2個保護裝置之間互不影響，大大減小了所需配備的交換機數量，降低了工程成本。
在110 kV電壓等級雙重化配置的線路保護裝置中，方案中采用三相一次重合閘方式(簡稱“三重”)，2套主保護的重合閘邏輯之間需要相互配合。然而，采用三重方式的保護裝置在2種情況下將會誤重合閘操作，即①當對側1套母差保護停役或1套線路保護遠方跳閘停役時，若發生對側母線故障，則本側僅1套遠方跳閘元件動作，另外1套線路保護將發生誤重合閘；
②當2套保護的選相元件動作行為不一致時，若發生兩相故障(一般會投入“兩相以上故障閉鎖重合閘”)，則錯選為單相故障的保護將會誤重合閘。因此，為了可靠閉鎖線路重合閘，2套保護之間應接入互相閉鎖重合閘的回路。目前，110 kV線路保護大多采用南瑞繼保PCS-943 N數字式高壓輸電線路成套快速保護裝置，PCS-943 N是新一代全面支持智能變電站的保護裝置。裝置支持電子式互感器和常規互感器，支持新一代變電站通訊標準IEC 61850。同時，接線端子與國內廣泛采用的RCS-943系列高壓輸電線路保護基本兼容。
裝置重合閘方式為三相一次，根據故障嚴重程度引入閉鎖重合閘操作，其動作邏輯框圖如圖2所示，可知當保護裝置發生以下情況時，將會發送閉鎖重合閘信號：①嚴重故障如手合或合閘于故障線路跳閘時閉鎖重合閘；
②距離III段、零序過流III段及零序過流IV段跳閘時閉鎖重合閘；
③零序II段、距離II段跳閘可分別經控制字“零序II段閉鎖重合閘”和“距離II段閉鎖重合閘”選擇是否閉鎖重合閘；
④PT斷線時跳閘可經控制字“PT斷線閉鎖重合閘”選擇是否閉鎖重合閘；
⑤兩相及以上故障跳閘時可經控制字“多相故障閉鎖重合閘”選擇是否閉鎖重合閘；
⑥CT斷線閉鎖重合閘。
圖2 閉鎖重合閘邏輯示意Figure 2 Logical diagram of locking reclosing
傳統變電站的保護裝置間經電纜連接，可以通過直接或間接閉鎖的方式實現雙套重合閘裝置間的相互閉鎖功能。相較于傳統變電站，通過光纜連接的智能變電站，其保護裝置需通過GOOSE報文[15]實現各種信號傳輸。然而，雙重化配置的兩套線路主保護的過程層網絡相互獨立，如果要通過GOOSE網來傳輸閉鎖重合閘信號，則需要將2套保護的過程層網絡跨接起來。因此，為了避免跨雙網產生的相互干擾問題，閉鎖重合閘信號通常是在2套保護所對應的智能終端間以電纜直連的方式進行傳輸。然而，現有部分變電站的110 kV過程層網絡并沒有采用這種智能終端電纜直連的閉鎖重合閘配合發信方式，而是以過程層跨網的方式直接實現2套保護的閉鎖重合閘配合發信，難以解決過程層跨雙網方式對信號的干擾。
為解決上述問題，本文提出一種改進型跨雙網閉鎖重合閘配合方式，即閉鎖重合閘信號通過跨接于線路保護A的中心交換機1與線路保護B的中心交換機2的流量控制交換機來實現，交換機配置如圖3所示。
圖3 110 kV線路保護過程層網絡交換機配置Figure 3 Network switch configuration of the protection process layer of 110 kV lines
由圖3可知，流量控制即在數據通信中，控制數據分組傳輸速率的技術可以有效防止由于網絡中瞬間的大量數據對網絡帶來的沖擊，保證用戶網絡高效而穩定的運行；
流量控制交換機通過流量控制只傳輸指定信息，確保1套網絡發生異常時不會影響另外1套網絡正常運行，從而實現信號有限跨網。
風險分析是保障智能變電站穩定運行、可靠供電與保護監控的重要手段，是對失效概率和失效后果的綜合評估?，F有的風險分析方法主要側重智能變電站的系統可靠性評估及系統安全評估，忽略了智能變電站不可靠運行帶來的后果分析。
3.1 風險構成
根據本文所提改進型跨雙網閉鎖重合閘配合方式，采用基于功能分解[16]的智能變電站風險分析方法，對閉鎖重合閘信號跨雙網通信進行風險評估。為清晰闡述智能變電站的風險大小，將風險定義為系統和功能風險。
功能風險Frisk：智能變電站不能正常工作的概率及其無法工作所造成后果的綜合評估。
Frisk=P(ffault)L(ffault)
(1)
式中P(ffault)為功能f無法正常工作的概率；
L(ffault)為功能f無法正常工作造成的后果。
系統風險Rrisk：智能變電站當前系統狀態下所有同一層功能風險的綜合評估，可表示為各個功能風險的函數。
(2)
式中f()表示Rrisk是各個功能風險的函數；
n為智能變電站同一功能層所具備功能的總數。
3.2 功能失效概率及后果評估
假設閉鎖重合閘信號跨雙網通信功能為智能變電站的功能f1，則當前系統狀態下該功能的失效概率為Pf1(t)，也表示為該功能在時刻t處于失效狀態的概率。
為方便分析，將功能視作邏輯節點(實現功能的基本單位)與邏輯連接(邏輯節點間的通信鏈路)的串聯模型，邏輯節點和邏輯連接的失效概率分別為Pln(t)、Plc(t)。該智能變電站在當前系統狀態下，閉鎖重合閘信號跨雙網通信功能失效的概率為
(3)
式中m、k分別為閉鎖重合閘信號跨雙網通信功能的邏輯節點、邏輯連接數量。
后果評估指智能變電站具備的功能為其帶來的價值，包括邏輯節點、邏輯連接所帶來的價值。根據IEC 61850標準，將信息分為9大報文類型，并依據安全屬性[17]進行評級。由此可得邏輯連接價值為
(4)
式中Cs、Cin、Cav分別為邏輯連接傳遞報文的保密性、完整性、可用性。
同理，可得邏輯節點價值：
(5)
式中Vcmax為最大輸出邏輯連接價值；
n為閉鎖重合閘信號輸出的邏輯連接個數；
Vci為其余邏輯連接價值。
根據式(4)、(5)可得，閉鎖重合閘信號跨雙網通信的功能價值為
(6)
式中m為閉鎖重合閘信號跨雙網通信功能的邏輯節點個數；
Vlnmax為該功能的最大邏輯節點價值；
Vlni為該功能其余邏輯節點價值。
由式(3)、(6)可知，智能變電站閉鎖重合閘信號跨雙網通信功能的功能風險為
(7)
由上文分析可知，系統風險Rrisk是功能風險Frisk的綜合評估，其計算取值受變電站功能類型的不同以及功能風險等級[17-18]的影響，而本文主要考慮變電站閉鎖重合閘信號跨雙網通信這一具體功能下的風險分析，故系統風險Rrisk不作詳細闡述。
以某220 kV智能變電站的110 kV線路過程層網絡為例，研究110 kV線路雙重化保護閉鎖重合閘配合方式及其跨雙網通信風險分析。
4.1 線路保護過程層網絡結構
所研究的220 kV智能變電站共有8回110 kV出線，每回線路均雙重配置2套線路保護A、B。如圖4所示，每套保護均冗余配置雙套SV/GOOSE網絡，且SV、GOOSE獨立組網，采樣值SV和GOOSE報文信息分開傳輸。
圖4 110 kV線路保護過程層網絡結構Figure 4 Network structure diagram of protection process layer of 110 kV lines
以其中一條線路保護過程層網絡為例，詳細分析網絡結構及信息傳播方式。合并單元A通過SV網(110 kV SV1-A、110 kV SV1-B)為保護和測控裝置輸送互感器采樣信號，通過GOOSE網(110 kV GO1-A、110 kV GO1-B)向測控裝置發送設備及網絡狀態信息(如合并單元總報警、電源異常、A/B網斷鏈等)，并接受來自智能終端A的母線刀閘位置信息。智能終端A的主要功能如下：
1)采集斷路器和刀閘位置信息，并通過GOOSE網(110 kV GO1-A、110 kV GO1-B)發送給保護及測控裝置；
2)執行保護及測控裝置下達的GOOSE命令，實現對斷路器和刀閘的分合操作，并在命令執行成功后返回一次設備變位信號；
3)向線路保護B裝置發送閉鎖重合閘信號。
線路保護A通過SV、GOOSE網與合并單元A及智能終端A進行通信，通過110 kV GO1-A?110 kV GO2-A、110 kV GO1-B?110 kV GO2-B跨雙網與線路保護B互發閉鎖重合閘信號，并能接收來自智能終端B的閉鎖重合閘信號。線路保護B的網絡結構與信息傳播方式與線路保護A完全相同，因此不再贅述。
4.2 閉鎖重合閘配合方式
分析110 kV線路保護過程層網絡結構可知，1套線路保護給另外1套線路保護發送閉鎖重合閘信號的方式有2種。以線路保護A給線路保護B發送閉鎖重合閘信號為例來詳細說明通信過程，線路保護A的scd文件中的回路展示如圖5所示。
圖5 110 kV線路保護A套信號回路Figure 5 Signal circuit diagram of an 110 kVprotection group A
線路保護A的保護裝置可以直接發送閉鎖重合閘信號的GOOSE報文給線路保護B的保護裝置，也可以通過智能終端A給線路保護B的保護裝置發送閉鎖重合閘信號的GOOSE報文。智能終端在不同情況下會產生閉鎖重合閘信號：①收到測控的GOOSE遙分命令或手跳開入動作時會產生閉鎖重合閘信號，并且該信號在GOOSE遙分命令或手跳開入返回后仍會一直保持，直到收到GOOSE遙合命令或手合開入動作才返回；
②收到測控的GOOSE遙合命令或手合開入動作；
③收到保護的GOOSE TJR、GOOSE TJF三跳命令或TJF三跳開入動作；
④收到保護的GOOSE閉鎖重合閘命令，或閉鎖重合閘開入動作。
4.3 跨雙網通信功能風險分析
根據文3中風險分析方法，對所提閉鎖重合閘信號跨雙網通信配合方式進行功能風險評估。以110 kV線路雙重化保護結構為例，為簡便計算，忽略流量控制交換機的邏輯節點，將冗余配備的雙重保護簡化，得到其功能示意如圖6所示，Mi(i=1,2,…,10)表示線路過程層網絡邏輯節點，箭頭表示2個邏輯節點之間的邏輯連接。根據IEC 61850標準中對報文類型的設定，由式(4)、(5)分別可得邏輯連接和邏輯節點的價值，如表1所示。
圖6 功能示意Figure 6 Functional diagram
表1 邏輯節點和邏輯連接的價值Table 1 The value of logical nodes and logical connections
參考實際工程數據[19]，假定邏輯節點、邏輯連接的失效概率分別為0.000 2、0.000 1。根據式(3)、
(6)計算可得閉鎖重合閘信號跨雙網通信功能失效概率為0.44%，功能價值為8.835。
由此可知，跨雙網通信功能失效的概率較高，即本文改進的跨雙網閉鎖重合閘方式雖有利于現有智能變電站建設，但仍然有不足之處，與其他方式相比增加了流量控制交換機和中心交換機[20]節點。而信號傳輸過程中經過的交換機數量越多，越容易導致數據丟失，還會增加延時。南網公司《智能變電站二次系統通用設計規范(試行)》中明確指出：任意2臺設備間的數據傳輸路由不應超過4個交換機，采用級聯方式時不應丟失數據。因此，中心交換機和流量控制交換機的性能對整個跨雙網傳輸閉鎖重合閘信號而言至關重要。一旦交換機出現故障，可能導致雙網同時癱瘓。一般采取以下3個方面措施來提升跨雙網通信的可靠性，進而降低跨雙網通信的風險。
1)改善工作環境。由于交換機對溫度較為敏感，而變電站現場環境較為惡劣，不僅有強電磁場干擾，而且經常因高溫、振動等導致通信設備失效或性能降低，因此，保證適宜溫度對通信設備至關重要。
2)采用高性能交換機。應采用高可靠性、高吞吐量、低存儲轉發延時、抗電磁干擾的高性能交換機作為中心交換機。
3)優化流量控制。在一次設備故障時，會有大量告警信號匯集到交換機，極端條件下可能導致重要操作指令無法及時送達目的節點，應優化流量控制，保證信息鏈路的通暢。
4.4 對比分析
為突出本文改進型閉鎖重合閘信號跨雙網通信的優勢，將其與智能終端箱電纜直連、保護裝置光纜直連、雙星型過程層網絡3種閉鎖重合閘方式進行對比?，F有跨雙網通信方式交互如圖7所示。
圖7 現有跨雙網通信方式交互Figure 7 Interactive schematic diagram of the existing cross-dual network communication methods
由圖7可知，電纜直連方式通過在硬件上要求智能終端配置裝配硬接點，實現閉鎖重合閘跨雙網通信，保證線路保護A、B的GOOSE網絡完全獨立。但該方法大大增加了系統復雜度，且不易改造，難以在現有部分變電站二次設備硬件實現。同理，光纜直連方式在硬件上要求保護裝置配置有足夠的網絡端口，同樣不適用于難以改造的變電站。雙星型過程層網絡方式通過智能終端向另一套保護發送閉重信號，這樣也能使過程層雙網保持相互獨立，從而實現跨雙網通信。但由于一套保護接入兩個網絡，該方案存在跨網通信異常問題。由于本文、現有方案實現閉鎖重合閘跨雙網通信的功能圖一致，故不進行風險分析對比。
綜合考慮網絡安全性、結構簡潔度和改造難度等因素，將本文方案與現有的3種閉鎖重合閘信號配合方式比較，得到各方案的網絡結構對比，如圖8所示，其中，指標數值“1”表示該項性能相對最差，“5”表示該項性能相對最優。
圖8 網絡結構對比Figure 8 Comparison of different network structures
由圖8可知，相較于現有的3種閉鎖重合閘方式，本文在現有智能變電站難以改造的實際情況下，仍考慮了網絡安全性與結構簡潔度。本文所提改進型跨雙網閉鎖重合閘配合方式，避免了硬件改造導致的停電及設備變更的風險，大幅提高了通信可靠性，保證智能變電站的正常運行。
智能變電站的閉鎖重合閘配合方式與傳統變電站差別很大，本文清晰梳理了智能站雙套保護互發閉鎖重合閘信號的原理及實現過程，針對現有智能變電站難以改造的難題，提出了一種改進型雙重化配置線路保護跨雙網互發閉鎖重合閘信號配合方式，為智能變電站建設提供了有效指導。
1)提出的改進型閉鎖重合閘跨雙網通信方法應用于智能變電站的110 kV線路，在現有變電站基礎上實現了信號有限跨網；
2)對比分析了現有的閉鎖重合閘方式，考慮實際工程情況，本文方法優勢明顯，對智能站過程層網絡建設及跨網閉鎖重合閘信號采集方式選擇具有實際的指導意義；
3)基于現有的110 kV線路冗余配備雙重保護結構，給出了變電站跨雙網互發閉鎖重合閘信號風險計算方法，同時，以實際變電站為例進行了計算，提出了合理化的降低風險措施。