摘要：智能变电站保护跳闸方式主要有2种：一种是保护点对点跳闸；另一种是保护网跳闸。2种方式各有特点：点对点跳闸传输不依赖于网络，但关口多、熔点多；而保护网跳闸需经过交换机，光纤熔接点少、光纤敷设量少。本文就概述点对点跳闸方式的特点；进而分析保护网跳闸的可靠性与实时性。
关键词：智能变电站；继电保护；跳闸方式
前言
通过全面分析保护点对点跳闸方式以及保护网跳闸方式的抗电磁干扰性能、稳定网络风暴能力和所配套的交换机在高负载处理性能，讨论了这两种方式的可靠性。对某试点的智能变电站的试验结果表明：在实际应用中，保护网跳闸更能满足继电保护的速度性要求。
1两种保护跳闸方式的实现
（1）GOOSE点对点跳闸方式保护装置与智能终端之间具有独立光纤连接，保护跳闸信号直接通过该光纤传输，其余信号接至过程层交换机通过网络传输。（2）GOOSE网络跳闸方式保护装置与智能终端均通过光纤接至过程层交换机，保护跳闸等所有GOOSE信号均通过网络传输。两种方式的主要区别在于：①接线形式上，GOOSE点对点跳闸方式比GOOSE网络跳闸方式增加了单独的跳闸光缆；②跳闸模式上，GOOSE点对点跳闸方式的跳闸命令通过光缆直达智能终端，无中间环节，而GOOSE网络跳闸命令需要通过中间环节——过程层交换机转接。
2智能变电站继电保护跳闸方式比较
2.1智能变电站保护点对点跳闸特点
（1）不需要网络方式进行传输，不需要经由交换机，不会产生交换延时问题；（2）熔点多、光口多，容易发生各种故障；（3）CPU以及装置光口的发热量都加大，而且设备老化速度加快，使得设备故障发生率大大提高；（4）硬件多，使得工程现场施工量大大增加；（5）难以进行故障分析；（6）机械设备维护有较大工作量，设备全寿命周期所需造价加大。
2.2保护网跳闸方式的特点
保护网跳闸方式不需要光纤传输保护信号，所以在安装过程中，施工较为简便，光纤接口远远小于保护点对点跳闸方式，因此减少了事故发生的概率，并有利于找到正确的事故原因。当然保护网跳闸方式也有其弊端，这表现在保护网跳闸方式需要交换机处理信号，使得网络跳闸存在延迟[1]。因此采用网络传输的方式更加符合我国建设智能变电站的理念和发展规划，符合未来的变电站保护技术潮流。本文将着重分析保护网跳闸方式的可靠性及其伴随的延迟问题。
3现阶段的工程应用
基于两种跳闸方式优缺点的对比，国家电网公司在《智能变电站继电保护技术规范》中明确要求继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应采用GOOSE点对点通讯方式即单间隔保护应直接跳闸；对于涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸，如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。所以国家电网公司的智能变电站一般均采用GOOSE点对点跳闸方式，而南方电网公司多采用GOOSE网络跳闸方式。
4保护网跳闸可靠性分析影响
保护网跳闸可靠性的主要因素是交换机丢包。交换机产生丢包的可能性有3种：（1）电磁干扰；（2）网络风暴；（3）交换机处理能力差。
4.1抗电磁干扰能力
过程层交换机均通过KEMA认证（KEMA是一家全球范围内从事电力行业产品测试、认证和咨询的权威机构），按照IEC（国际电工委员会）的标准要求，通过静态振动、抗电磁干扰及电磁辐射等各项测试，能够保证变电站在恶劣环境下稳定运行。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆
4.2抑制网络风暴能力
网络风暴产生的原因有：（1）如果某个装置异常，会多发报文，这种问题交换机无法防护，但在这种情况下，点对点跳闸方式也无法运行；（2）如果有非法装置接入网络，发出“未知单播地址”的报文，交换机的“未知单播地址抑制”功能可以起到很好的防御作用；（3）如果网络中出现大量异常广播，交换机的“端口速率限制（单播/组播/广播）”功能可以有效防御。
4.3可靠性框图法
可靠性框图（ReliabilityBlockDiagram，RBD）是一种比较清晰、简单的计算方法，适合于元件数量较少的系统[2]。RBD根据保护系统结构，绘出系统可靠性框图，描述出系统中元件状态与系统状态的关系。然后根据框图计算出系统不同状态的概率。对于由多个独立分散布置元件构成的保护系统而言，可近似认为元件间的维修具有独立性。因此，记元件1和元件2的正确动作概率分别为P1和P2，误动概率为PW1和PW2，拒动概率为PJ1和PJ2。概率运算规则为：当两个元件并联运行时，任何一个元件误动作，并联环节便会误动。只有两个元件都拒动，并联环节才会拒动。
4.4交换机高负载处理能力
据相关调查研究数据显示，当前过程层工业交换机主要运用存储或者转发机制，而且运用完全双工的方式进行连接，所以在增加数据流量的同时，是不会出现明显的延时增加现象的。从相关数据中我们可知，在高负载情况下，变电站自动化系统过程层交换机存储转发所出现的延时情况都低于300μs，大大低于继电器动作所产生的抖动延时，能够使得继电保护速动性要求得以切实满足。
5保护网跳闸方式的延时性分析
5.1报文发送延时分析
报文发送延时的产生主要是因为装置的通信处理器需要一定的时间反应并处理报文。根据国家试点测试，装置的每个端口要正确处理报文的时间约为25微秒，并且叠加。也就是说，当第一个数据处理端口的延时为25微秒时，在经过第二个处理后，就得再经过一个25微秒。
5.2网络传输延时
（1）交换机存储转发延时。由于现代交换机都根据存储转发的原理，所以，单个交换机的存储转发延时就相当于帧长与传输速度相除，比如说100Mb/s光口，在以太网之中帧长的最大值为1522b，加之同步帧头为8b，在进行交换机存储转发时会产生122μs的延时，如果是千兆端口存储，就需要12μs的转发延时；（2）交换机交换延时。一般而言交换机交换延时都是一个固定值，这一值由优先级与交换机芯片处理MAC地址表等功能的速度所决定的，通常而言，工业以太网交换机产生的交换延时往往小于10μs；（3）光缆传输延时[3]。光缆长度与光缆光速之间的比值就是光缆传输延时，比如说1km光缆，其传输延时大概是5μs；（4）交换机帧排队延时。帧冲突往往出现在广播式以太网之中，而以太网交换机通过队列结合储存转发机制使得共享式以太网之中的帧冲突问题得以消除，为了使得重要数据帧的排队延时得以减轻，可以引进数据帧优先级制度；（5）网络传输总延时。在总延时中主要包括帧排队延时、线路传输延时、交换机延时以及发送延时。
5.3保护网跳闸方式的综合数据分析
从原理分析很容易让人认为，保护网跳闸方式由于交换机延时的存在导致了延时高于保护点对点跳闸方式。实际情况并非如此。通过不同型号的装置进行测试，光口报文的时间延时约为25微秒。如果同一个报文发送要用到17个个端口，则最先和最后发出的报文应该有400微秒的延时。
总结
智能变电站继电保护跳闸的实现方式对变电站安全稳定运行有着至关重要的作用。本文从可靠性、速动性及运行经验等方面对其进行了分析，认为继电保护网跳闸方式具有明显优势，适应目前智能变电站的发展趋势。相信保护网跳闸方式未来必定会在智能变电站系统中得到更广泛的应用。
参考文献：
[1]王丹.浅谈智能变电站继电保护跳闸实现方式[J].中国高新技术企业.2015（36）
[2]韩卫恒，郝伟，孙瑞浩.智能变电站合并单元智能终端整改方案的探讨[J].山西电力.2015（03）
[3]王倩，韩本帅，孙中尉，李艳丽，张斌，尹东.特殊情况下智能变电站保护跳闸实现方式研究[J].电工技术.2014（08）
论文作者:盛腾飞
论文发表刊物:《电力设备》2017年第25期
论文发表时间:2017/12/30
标签：方式论文; 交换机论文; 保护网论文; 变电站论文; 智能论文; 报文论文; 点对点论文; 《电力设备》2017年第25期论文;