CN103236916B - 数字化继电保护装置sv组网接入网络延时动态补偿方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种精确计算SV网络延时的方法，克服了SV数据经交换机传输后造成的网络延时的不确定性。利用光纤B码信号或IEEE1588网络测控***的精确时钟同步协议，实时、快速、准确的计算出SV数据经网络传输后引起的实际延时。补偿后的SV数据满足两个变电站之间光纤差动保护不同SV接入方式的配合需求，包括：SV组网对SV组网、SV组网对SV点对点、SV组网对常规采样等多种组合，从而可以满足不同阶段的智能变电站改造及新建智能变电站的工程需求。

Description

数字化继电保护装置SV组网接入网络延时动态补偿方法
技术领域
本发明属于智能变电站中继电保护及自动化领域，具体涉及一种解决当采样值SV信号通过网络传输时造成的网络延时不确定性问题，实现实时、快速、准确的检测出SV经网络传输后引起的实际延时方法。
背景技术
从2008年国家电网公司进行智能站试点以来，经过了近4年的时间，完成了覆盖全电压等级（110kV～500kV）的智能站试点,变电站智能化工作已进入到批量招标阶段，基本建立了一套较为完善的智能变电站体系。
过程层网络可传输SV(采样数据值)报文，可采用点对点、独立组网或与GOOSE共同组网的方式实现报文传输。国家电网公司和南方电网公司相续出台了一系列的企业标准，对过程层SV传输方式进行了规范。对于220kV及以上电压等级智能站，SV基本采用点对点方式进行传输；对于110kV电压等级智能站，国网公司基本也规定采用点对点方式传输，但对于南方电网的一些省区数字化技术标准及规范仍规定了SV采用网络传输。
过程层SV组网形式有以下几种：共享双网（如图1所示）、双套独立双网（如图2所示）或双单网（如图3所示）。
SV不管采用何种组网方式，经过了交换机后，造成SV的传输延时具有不确定性，主要因素有以下几点：
（1）级联的交换机数量不一样导致的网络延时不一致，目前标准规定交换机级联级数不能超过4级；
（2）交换机故障导致的SV数据传输不确定；
（3）网络数据异常增大，如：网络风暴导致的数据堵塞。
鉴于上面几点，IEC61850-9-2报文ASDU数据集中的“额定延迟时间”已不可信，不能再采用此值进行延时补偿。对于变压器和母差保护来说，不确定的网络传输延时可能会导致保护动作速度变慢，不会导致误动，而对于线路光纤差动保护来说涉及站间配合问题，如果两侧的延时不能真实反映实际情况，则会导致模拟量出现相角差，严重情况会导致误动。
发明内容
为了解决上述问题，本申请公开了一种快速、准确的方法，正确检测每一个采样点实际传输延时，进行延时动态补偿。
本发明具体采用以下技术方案。
智能变电站中SV组网接入网络延时动态补偿方法，其特征在于，所述补偿方法包括以下步骤：
（1）当合并单元MU收到光纤B码或IEEE1588产生的秒脉冲信号PPS时，将输出的IEC61850-9-2报文中的样本计数器smpCnt置零；
（2）当保护装置收到光纤B码或IEEE1588产生的PPS信号时，记录本装置***时间T0；
（3）当保护装置收到样本计数器smpCnt为零的报文时，记录本装置***时间T0’；
（4）样本计数器smpCnt为零的报文的实际传输延时为：T0’-T0；
（5）对于合并单元MU发出的样本计数器smpCnt为n的报文的理论时间为：
Tn=T0+n×250us；
（6）当保护装置收到样本计数器smpCnt为n的报文时，记录本装置***时间Tn’；
（7）样本计数器smpCnt为n的报文的实际传输延时为：
Tn’-Tn=Tn’-(T0+n×250us)。
（8）本侧保护装置根据样本计数器smpCnt为n的延时dTn-n’，还原该数据产生时的真实时标，用于完成与对侧常规保护的数据同步。
本发明的另一个创新点是：克服了SV数据经交换机传输后造成的网络延时的不确定性。利用光纤B码信号或IEEE1588网络测控***的精确时钟同步协议，实时、快速、准确的计算出SV数据经网络传输后引起的实际延时。
补偿后的SV数据满足站间光纤差动保护不同SV接入方式的配合需求，包括：
（1）SV组网对SV组网；
（2）SV组网对SV点对点；
（3）SV组网对常规采样。
从而可以满足不同阶段的智能变电站改造及新建智能变电站的应用需求。
附图说明
图1是现有技术中过程层SV共享双网示意图；
图2是现有技术中过程层SV双套独立双网示意图；
图3是现有技术中过程层SV双单网示意图；
图4是本发明功能应用连接示意图；
图5是本发明对时***示意图；
图6是本发明B码接入硬件处理示意图；
图7是本发明时间传递及延时计算示意图。
具体实施方式
下面结合说明书附图对本发明的技术方案作进一步详细说明。
附图4是本发明功能应用连接示意图，图中M、N为两端均装设CSC-103高压线路保护装置，保护与通信终端设备间采用光缆连接。保护侧***装在保护装置的背板上。以N套为数字化采样、M套为常规采样为例说明，M套保护由于采样为常规采样方式，AD采样为无延时的，而N套保护SV数据经过MU及交换机后，产生了网络延时，因此必须采用本发明的方法实现两侧数据同步。
附图5是本发明方法的对时***示意图，对时装置从卫星获取GPS或北斗***的对时信息，并以光纤B码的方式输出到保护装置，保证全站的间隔层保护、测控装置及过程层设备之间的同步性。
附图6是本发明光纤B码接入保护装置的硬件模块示意图，光纤B码接入保护装置的硬件结构包括以太网物理接口PHY、现场可编程门阵列FPGA、SV插件、用于方向控制的485芯片，请发明人写明以上元件之间的连接关系和功能关系，写明通过该硬件结构实现B码接入的工作过程。本硬件模块实现了IRIGB码接收、解析、对时功能以及秒脉冲信号PPS中断控制，B码接入保护装置的硬件模块的主要步骤如下：
以太网物理层接口PHY，实现B码信号的接入及秒脉冲信号PPS的控制功能，以太网物理层接口PHY给B码信号打上时戳信息后，将数据发送给SV插件。
可编程逻辑门阵列FPGA实现数据链路层功能，完成以太网数据的数据收发及对秒脉冲信号PPS输出的方向控制。
SV插件完成B码信号的解码及逻辑处理，将B码信号转换为绝对时间信息：年月日时分秒，并获取B码秒沿并通过以太网物理接口PHY输出PPS秒脉冲。
SV插件收到PPS脉冲信号时，获取***当前时标T0，图3中的时间传递均以此时间为基础。
附图7是本发明时间传递及延时计算示意图，以样本计数器SampCnt=0、SampCnt=1
为例推算实际网络延时。
（1）T0：装置收到PPS中断时时标；
（2）T0’：装置收到SampCnt=0的报文的时标；
（3）T1：装置折算的SampCnt=1的报文的理论时标，T1=T0+1*250us；
（4）T1’：装置收到采样计数器SampCnt=1的报文的时标；
（5）SampCnt=0的实际网络传输延时为：dT0-0’=T0’–T0；
（6）SampCnt=1的实际网络传输延时为：dT1-1’=T1’–T1=T1’-（T0+1*250us）；
（7）SampCnt=n的实际网络传输延时为：dTn-n’=Tn’–Tn=Tn’-（T0+n*250us）；
（8）以图4为例，N侧数字化采样保护，通过样本计数器smpCnt为n的延时dTn-n’，还原该数据产生时的真实时标，用于完成与M侧常规保护的数据同步。

Claims (1)

1.智能变电站中采样数据值SV组网接入网络延时动态补偿方法，其特征在于，所述补偿方法包括以下步骤：
(1)当合并单元MU收到光纤B码或IEEE1588产生的秒脉冲信号PPS时，将输出的IEC61850-9-2报文中的样本计数器smpCnt置零；
(2)当保护装置收到光纤B码或IEEE1588产生的秒脉冲信号PPS时，记录本装置***时间T0；
(3)当保护装置收到样本计数器smpCnt为零的报文时，记录本装置***时间T0’；
(4)样本计数器smpCnt为零的报文的实际传输延时为：T0’-T0；
(5)对于合并单元MU发出的样本计数器smpCnt为n的报文的理论时间为：
Tn＝T0+n×250us；
(6)当保护装置收到样本计数器smpCnt为n的报文时，记录本装置***时间Tn’；
(7)样本计数器smpCnt为n的报文的实际传输延时为：
dTn-n’＝Tn’-Tn＝Tn’-(T0+n×250us)；
(8)本侧保护装置根据样本计数器smpCnt为n的延时dTn-n’，还原该数据产生时的真实时标，用于完成与对侧常规保护的数据同步。
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