VLAN技术在智能化变电站网络中的应用探讨

VLAN技术在智能化变电站网络中的应用探讨

李伟

中国能源建设集团华北电力试验研究院有限公司 天津 300000

摘要：变电站作为电网的重要组成部分，在电网智能化进程中，得到越来越多的关注。以常规站为参考，讨论变电站中数字化技术应用，着重介绍过程层网络以及过程层VLAN和GMRP组网技术的优缺点。数字化变电站过程层的采样同步依赖于高精度采样时标，分析了时钟系统异常时，对站内智能IED设备运行状况和性能的影响以及解决方案。电子式互感器作为智能化变电站重要组成部分，分析了VLAN技术在智能化变电站的应用。

关键词：VLAN；GMRP；时钟系统；应用

虚拟局域网VLAN（Virtual Local Area Network）技术充分体现了现代网络技术的重要特征：高速、灵活、管理简便和扩展容易。是否具有VLAN功能是衡量局域网交换机的一项重要指标，网络的虚拟化也是未来网络发展的潮流。VLAN技术是通过将局域网内的设备逻辑地划分成不同网段，从而实现组建虚拟工作组的技术，达到减少碰撞和广播风暴、增强网络安全性。

一、概况

提高电网运行可靠性是电力企业研究不变的宗旨，随着电网技术的发展和信息交换标准的提高，IEC61850标准应运而生，并迅速得到国内电力自动化企业的一致认可及广泛应用。智能化变电站在实现方式和结构上发生了很大改变，可以清晰的比较出智能化站和常规站的不同点和相似之处。智能化站在设备组成上基本和常规站类似，监控系统、远动系统等以常规方式接人，站控层双网配置；不同之处在于模拟量和开关量转换成数字信息通过光纤传输，采用IEC61850通信规约标准，网络层独立运行，互不干扰。随着光纤通信技术的成熟，保证这种方式可靠运行。监控系统主机、工作站、远动主机、VQC等设备通过以太网连接组成过程层，基于IEC一61850—5通信规范，建立变电站内运行人机对话界面，实现对间隔层设备的监视和控制，并可与各级调度中心、集控中心、保护信息主站通信。就站控层网络而言，采用IEC61850通信标准，其模型描述能力和装置互操作性都有很大提高。保护装置、测控装置、计量装置及接人的其它智能设备组成间隔层。单间隔设备有线路保护、计量装置。跨间隔设备包括母差保护、变压器保护、备自投保护等。所有设备要求具有按IEC61850协议进行建模与站控层进行通信的功能。数字化变电站设备之间通信具有灵活的方式，如直采直跳、网采网跳等。这种方式体现了数字化变电站设计的灵活性，既保证保护功能可靠实现，又在一定程度上简化网络、节约成本。如图所示。

二、数字化变电站技术

1、VLAN和GMRP。在过程层GOOSE和SMV网络中，站内IED设备接入过程层交换机网络，交换机需进行大量数据交换，其传输延时会受影响，为降低这种影响，如何对交换机设置流量，使交换机每一个数据口只传输相应的数据十分重要。基于这种考虑，首先对交换机进行VLAN划分，其核心思想是：每个数据El接收到的信息都设置一个唯一标签(称之为PVID)，然后在数据转发时进行设置，设置转发需要的PVID，称之为VLAN划分，是对网络进行静态划分。VLAN还有一个优点，就是比较灵活，划分可以简单也可以繁琐，只要可以满足运行的要求和功能就可以，这也是其目前被广泛使用的原因。常见的交换机罗杰康、赫斯曼和南瑞继保PCS一9882等都支持VLAN功能，从现场运行经验来看，VLAN功能满足当初的设想，提高了交换机工作效率，数据传输可靠系数高，在现场使用较多，推荐使用。主要存在的问题如下。首先工作较繁琐。其次VLAN划分要求集成商对数字化站的结构比较清楚，了解整个网络设备之间接收和发送的关系。各个厂家的交换机VLAN划分方法各不相同，如赫斯曼交换机一般需要设置允许发送的数据，可以WEB网页登陆，而罗杰康交换机则需设置限制发送的数据，一般需要专门的调试线串口登陆。级联151的数据转发处理方式也不同，国外的交换机说明书是全英文，所以VLAN划分工作要求调试人员自己去摸索。总之，VLAN划分工作要求调试人员对数字化技术比较精通，否则会影响到整个站的逻辑关系。VLAN划分的合理性体现了调试人员对数字化站的理解。GMRP组网在一些新建智能化变电站工程试点中，对网络进行动态划分，需要使用IED装置的MAC和端口，装置要求支持GMRP功能，在正常运行状态下，向网络中发送查询报文，无需对交换机进行设置。这种方式省去了对交换机划分VLAN的工作，只需在SCD中设置，对装置提出新要求，目前还在试验阶段。存在的主要问题是数字化站采用GMRP组网时，需要采用新的开发程序，之前的程序一般都不支持该功能，增加各个厂家的研发成本；对集成商调试人员要求降低，省去了划分VLAN的工作。由于现场使用较少，缺乏长期的运行经验，其可靠性还需进一步观察。目前，一些厂家或一些试点工程热衷GMRP组网，成熟变电站的设计思路一般还会选择VLAN划分。

2、过程层。过程层实现智能化站的控制和测量，把每一个智能设备作为一个lED，系统集成商根据各厂家ICD文件，分配唯一的IEDName、MAC地址等，通过SCD配置工具生成变电站的数据文件SCD文件，按照设计进行虚端子连线，生成CID文件，不需要二次修改配置，文本标准统一，符合61850标准的精神，并且提高了数字化站实施的效率和正确率。考虑到电子式互感器和智能开关在现场使用不多，主要介绍基于传统互感器和开关智能化变电站过程层信息交换的过程。智能终端就地安装，通过短距离的电缆与一次设备相连，而与二次的保护控制装置则通过光纤通信。智能终端用软件逻辑取代传统操作箱中复杂的继电器回路，从根本上解决了传统继电器回路中大量分立元件的电压、功率和时延等参数离散性的影响，具有逻辑清晰、时延确定、调试维护方便等优点。输出模块可以提供大量输出接点，完成对断路器、隔刀和地刀等一次开关设备的分合及闭锁操作。输入模块提供的大量数字／模拟量输入接口，就地采集断路器和刀闸等一次设备的状态量，省去一次设备与二次保护控制装置之间铺设的大量长距离电缆，降低了二次设备受电磁干扰的可能性，增强了二次设备运行的安全稳定性。

3、电子式互感器。电流及电压互感器是为电力系统进行电能计量和继电保护提供电流、电压信号的重要设备，其性能指标直接关系到电力系统的安全、可靠和经济运行，是电力系统电流电压测量的基本设备。但随着电网电压等级的提高及智能化一次、二次设备的发展，传统电磁式互感器的缺点越来越突出，如电气绝缘薄弱、体积笨重、动态范围小、存在铁心饱和、铁磁谐振过电压等。电磁式互感器的输出信号以模拟量的方式传送，不同信号需不同电缆传送，使用电缆较多，还需要考虑二次负载情况。特别是，电流互感器铁心饱和现象，已出现多次非故障相由饱和引起的线路保护误动，给电网可靠运行带来隐患。

目前主要存在的问题是：高电压等级(500kV及以上系统)互感器干扰问题还需进一步研究解决，如在投运时，会因干扰导致保护无法正常工作、电子式互感器工作异常等。另外，电子式互感器一般需要通过光缆直接接人保护室，光纤的性能成为影响运行的一个重要因素，若多次出现由于温度低、光纤断裂导致数据传输异常的情况，一般应更换光缆，这在运行站工作量非常大，因此，应寻求一种更好的技术解决干扰问题，特殊地区需使用专门光缆，并推广电子式互感器的使用。

参考文献：

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