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摘要：数字化变电站是如今电力系统一个前沿的课题，代表了电力系统变电站未来的发展方向。保证用户电能质量的关键是保证供电的稳定可靠。数字化变电站采用了不同于模拟技术的全新数字化技术及设备和校验方法，但如何保证数字化变电站继电保护系统的可靠性仍然是一个关键问题，本文在分析数字化变电站继电保护系统元件构成基础上，对保护系统的信息流进行了剖析。
关键词：数字化变电站；继电保护系统；信息流；可靠性； 分析
1 数字化变电站继电保护系统的组成
信息的数字化和通信的网络化是数字化变电站的特点，因此继电保护系统不同于传统变电站由互感器、保护单元和断路器通过点对点方式连接的简单结构，会有更多的元件加入其中。合并单元用于汇集和合并多个互感器的采样数据并以一定的格式编制成数据帧上传给交换机。智能终端作为断路器等一次设备侧的数字化智能组件，在保护系统中主要用于接收保护单元发来的跳合闸和闭锁信息去控制断路器的动作，以及负责采集断路器的开关位置等信息并上传给保护单元。交换机组成的网络取代了传统的二次电缆，成为合并单元与二次设备之间信息传递的平台，有利于各设备之间信息的共享。由于继电保护对各种事件发生的时间序列有严格的准确性要求，各设备在输出信息时需要附加精准的时标信息，这就需要全站的同步时钟源进行统一对时。
2 数字继电保护系统的信息流与拓扑结构
同步对时信息、以SV 报文形式传输的采样信息、以GOOSE 报文形式传输的断路器控制及状态信息是数字化继电保护系统中的三类重要信息。
2.1 同步对时信息
同步对时信息回路的起点是同步时钟源，其主要用来接收GPS 或北斗系统的时钟信号，然后以固定的时间间隔向合并单元、保护单元和智能终端等设备发送对时信息。现有的变电站对时方式主要有脉冲对时、编码对时和网络对时三种，其中在过程层最常用的是编码对时中的IRIG-B 码对时和网络对时中的PTP（IEEE 1588）对时。当对时方式不同时，其拓扑结构也会有所变化。脉冲对时和编码对时需要专用的对时网络，由
同步时钟源直接通过传输介质与需要对时的设备相连，一般为星型结构或分级星型结构。
2.2 SV 报文信息
SV 报文信息回路起始于互感器，经由合并单元和交换机网络后，最终到达保护单元，如图1 所示，其中交换机网络用虚线表示，是由于采样值传输可采用不同的规约，有些规约只支持点对点传输，不需要交换机网络。目前常用的采样值传输规约有IEC 60044-7/8、IEC 61850-9-1 和IEC 61850-9-2。
图1 SV 报文信息回路结构图
IEC 60044-7/8 采用FT3 帧格式，不支持以太网组网，只能通过串行口实现点对点传输，传输介质一般为光纤或是电缆，由于是非以太网传输方式，其数据传送的延时是恒定不变的，因而采用此规约的合并单元不需要外部对时，同时也省去了交换机的环节，结构较为简单，然而点对点的传输方式将使传输介质的使用量增加，对可靠性产生影响。
IEC 61850-9-1 是为兼容IEC 60044-7/8 而制定的规约，数据内容与后者相同均为固定格式，通讯方式为逻辑点对点的单向广播方式，所以通常也可以不使用交换机，由合并单元通过专用的线路与保护单元相连。然而由于是以太网的传输方式，其CSMA/CD 的介质访问控制方法将造成传输延时的不确定，所以要求合并单元对发出的信息附以精确的时标信息，这就要求外部的对时网络对合并单元的时钟进行对时。
IEC 61850-9-2 报文所传送的数据是可以灵活配置组合的，采用以太网络方式，可以使用点对点方式，也可以采用交换机组网，从而减少接口和传输光纤的数量，与9-1 相同，由于以太网传输延时的不固定，所以需要同步对时。
2.3 GOOSE 报文信息
GOOSE 报文采用发布者/订阅者的方式，实现装置间一点对多点数据的快速传递。在继电保护系统中，GOOSE 报文一般作为跳合闸信号、开关位置信息和闭锁信号等信息的载体，在保护单元和智能终端之间传输，并最终达到控制断路器的目的，如图2所示。
图2 GOOSE 报文信息回路结构图
与SV 报文相同，GOOSE 可以采用点对点的方式连接，也可以采用组网的方式。前者不需要交换机，但在每个保护单元和智能终端之间都要用专用的光纤连接，后者更符合IEC 61850 的标准和信息共享的原则，但在网络流量过大时会对跳合闸的实时性产生影响，因此一般赋予GOOSE 报文较高的优先级，从而保证其可靠传输。
3 数字化继电保护系统的可靠性分析
如果将传输介质看作节点间的线段，而其他元件看作节点，数字化继电保护系统可以看作一个连通网络系统，各类信息回路的可靠性可以运用最小路集法计算二端网络连通率。
1）对时回路的可靠性计算。对于需要对时的合并单元、保护单元和智能终端等元件，只有对时回路保持连通，这些元件才有可能正确工作，因此可以将对时回路的可靠性加入设备本身的可靠性，形成修正后的元件可靠性，如式（1）～式（3）所示。
（1）
（2）
（3）
式中： 、 、 分别表示修正后的合并单元、保护单元和智能终端的可靠度； 、 和 分别表示同步时钟源分别到合并单元、保护单元和智能终端的第i 条最小路径；n 表示最小路径的数量。
对于图1 所示星型结构的对时回路，L 只包括1 条从同步时钟源经传输介质到对时元件路径，以合并单元为例此时的修正元件可靠度为
（4）
式中， 、 和 分别表示同步时钟源、传输介质和合并单元的可靠度。对于网络对时，由于有交换机网络的加入，对时回路拓扑结构将变得复杂，最小路径数量n 也相应增多，但其可靠性计算处理方法同式（1）～式（3）。
2）SV 回路和GOOSE 回路的可靠性计算。这两个回路的区别是待计算的二端网络起始节点与终端节点不同，具体计算表达式如式（5）～式（6）。
（5）
（6）
式中： 和 分别表示SV 和GOOSE 回路的可靠性； 和 分别表示互感器到保护单元和保护单元到断路器的第i 条最小路径。
式（5）为一套保护对应一个互感器的情况，当一套保护对应n 个互感器时，如果这些互感器不是冗余配置，则每条互感器的SV 回路都应保持畅通，其之间应为串联关系，即
（7）
式中， 表示第i 个互感器对应的SV 回路的可靠性。
如果是冗余配置，则只要一条SV 回路保持畅通，保护就能正常工作，此时应为并联关系，即
（8）
同样，式（6）为一套保护对应一个断路器的情况，一般断路器很少会进行冗余配置，当一套保护控制n 台断路器时，其之间的GOOSE 回路应为串联关系，即
（9）
式中， 表示第 i 个断路器对应的GOOSE 回路的可靠性。
需注意的是，上述路集计算中，合并单元、保护单元和智能终端的可靠度要用式（1）～式（3）对时回路修正后的可靠度所代替。
3）系統整体可靠性计算。由于一套保护需要SV 回路和GOOSE 回路同时正常工作，因此对于继电保护系统的可靠性来说两者之间为串联关系，由式（8）、式（9）得
（10）
式中， 表示整个保护系统的可靠性。当保护单元冗余配置时，应分别计算每套保护对应的SV 回路和GOOSE 回路的可靠性，最终各套保护之间并联就是整个保护系统的可靠性，即
（11）
式中， 表示第i 套保护对应的系统的可靠性。需再次强调的是，上述公式计算时，展开后需按照布尔代数的运算规则进行合并运算，将相乘的相同项合并为一项，才能得到最终的继电保护系统可靠性表达式，再代入相应的数值计算。
参考文献是否需要补充？？
关键词：数字化变电站；继电保护系统；信息流；可靠性； 分析
1 数字化变电站继电保护系统的组成
信息的数字化和通信的网络化是数字化变电站的特点，因此继电保护系统不同于传统变电站由互感器、保护单元和断路器通过点对点方式连接的简单结构，会有更多的元件加入其中。合并单元用于汇集和合并多个互感器的采样数据并以一定的格式编制成数据帧上传给交换机。智能终端作为断路器等一次设备侧的数字化智能组件，在保护系统中主要用于接收保护单元发来的跳合闸和闭锁信息去控制断路器的动作，以及负责采集断路器的开关位置等信息并上传给保护单元。交换机组成的网络取代了传统的二次电缆，成为合并单元与二次设备之间信息传递的平台，有利于各设备之间信息的共享。由于继电保护对各种事件发生的时间序列有严格的准确性要求，各设备在输出信息时需要附加精准的时标信息，这就需要全站的同步时钟源进行统一对时。
2 数字继电保护系统的信息流与拓扑结构
同步对时信息、以SV 报文形式传输的采样信息、以GOOSE 报文形式传输的断路器控制及状态信息是数字化继电保护系统中的三类重要信息。
2.1 同步对时信息
同步对时信息回路的起点是同步时钟源，其主要用来接收GPS 或北斗系统的时钟信号，然后以固定的时间间隔向合并单元、保护单元和智能终端等设备发送对时信息。现有的变电站对时方式主要有脉冲对时、编码对时和网络对时三种，其中在过程层最常用的是编码对时中的IRIG-B 码对时和网络对时中的PTP（IEEE 1588）对时。当对时方式不同时，其拓扑结构也会有所变化。脉冲对时和编码对时需要专用的对时网络，由
同步时钟源直接通过传输介质与需要对时的设备相连，一般为星型结构或分级星型结构。
2.2 SV 报文信息
SV 报文信息回路起始于互感器，经由合并单元和交换机网络后，最终到达保护单元，如图1 所示，其中交换机网络用虚线表示，是由于采样值传输可采用不同的规约，有些规约只支持点对点传输，不需要交换机网络。目前常用的采样值传输规约有IEC 60044-7/8、IEC 61850-9-1 和IEC 61850-9-2。
图1 SV 报文信息回路结构图
IEC 60044-7/8 采用FT3 帧格式，不支持以太网组网，只能通过串行口实现点对点传输，传输介质一般为光纤或是电缆，由于是非以太网传输方式，其数据传送的延时是恒定不变的，因而采用此规约的合并单元不需要外部对时，同时也省去了交换机的环节，结构较为简单，然而点对点的传输方式将使传输介质的使用量增加，对可靠性产生影响。
IEC 61850-9-1 是为兼容IEC 60044-7/8 而制定的规约，数据内容与后者相同均为固定格式，通讯方式为逻辑点对点的单向广播方式，所以通常也可以不使用交换机，由合并单元通过专用的线路与保护单元相连。然而由于是以太网的传输方式，其CSMA/CD 的介质访问控制方法将造成传输延时的不确定，所以要求合并单元对发出的信息附以精确的时标信息，这就要求外部的对时网络对合并单元的时钟进行对时。
IEC 61850-9-2 报文所传送的数据是可以灵活配置组合的，采用以太网络方式，可以使用点对点方式，也可以采用交换机组网，从而减少接口和传输光纤的数量，与9-1 相同，由于以太网传输延时的不固定，所以需要同步对时。
2.3 GOOSE 报文信息
GOOSE 报文采用发布者/订阅者的方式，实现装置间一点对多点数据的快速传递。在继电保护系统中，GOOSE 报文一般作为跳合闸信号、开关位置信息和闭锁信号等信息的载体，在保护单元和智能终端之间传输，并最终达到控制断路器的目的，如图2所示。
图2 GOOSE 报文信息回路结构图
与SV 报文相同，GOOSE 可以采用点对点的方式连接，也可以采用组网的方式。前者不需要交换机，但在每个保护单元和智能终端之间都要用专用的光纤连接，后者更符合IEC 61850 的标准和信息共享的原则，但在网络流量过大时会对跳合闸的实时性产生影响，因此一般赋予GOOSE 报文较高的优先级，从而保证其可靠传输。
3 数字化继电保护系统的可靠性分析
如果将传输介质看作节点间的线段，而其他元件看作节点，数字化继电保护系统可以看作一个连通网络系统，各类信息回路的可靠性可以运用最小路集法计算二端网络连通率。
1）对时回路的可靠性计算。对于需要对时的合并单元、保护单元和智能终端等元件，只有对时回路保持连通，这些元件才有可能正确工作，因此可以将对时回路的可靠性加入设备本身的可靠性，形成修正后的元件可靠性，如式（1）～式（3）所示。
（1）
（2）
（3）
式中： 、 、 分别表示修正后的合并单元、保护单元和智能终端的可靠度； 、 和 分别表示同步时钟源分别到合并单元、保护单元和智能终端的第i 条最小路径；n 表示最小路径的数量。
对于图1 所示星型结构的对时回路，L 只包括1 条从同步时钟源经传输介质到对时元件路径，以合并单元为例此时的修正元件可靠度为
（4）
式中， 、 和 分别表示同步时钟源、传输介质和合并单元的可靠度。对于网络对时，由于有交换机网络的加入，对时回路拓扑结构将变得复杂，最小路径数量n 也相应增多，但其可靠性计算处理方法同式（1）～式（3）。
2）SV 回路和GOOSE 回路的可靠性计算。这两个回路的区别是待计算的二端网络起始节点与终端节点不同，具体计算表达式如式（5）～式（6）。
（5）
（6）
式中： 和 分别表示SV 和GOOSE 回路的可靠性； 和 分别表示互感器到保护单元和保护单元到断路器的第i 条最小路径。
式（5）为一套保护对应一个互感器的情况，当一套保护对应n 个互感器时，如果这些互感器不是冗余配置，则每条互感器的SV 回路都应保持畅通，其之间应为串联关系，即
（7）
式中， 表示第i 个互感器对应的SV 回路的可靠性。
如果是冗余配置，则只要一条SV 回路保持畅通，保护就能正常工作，此时应为并联关系，即
（8）
同样，式（6）为一套保护对应一个断路器的情况，一般断路器很少会进行冗余配置，当一套保护控制n 台断路器时，其之间的GOOSE 回路应为串联关系，即
（9）
式中， 表示第 i 个断路器对应的GOOSE 回路的可靠性。
需注意的是，上述路集计算中，合并单元、保护单元和智能终端的可靠度要用式（1）～式（3）对时回路修正后的可靠度所代替。
3）系統整体可靠性计算。由于一套保护需要SV 回路和GOOSE 回路同时正常工作，因此对于继电保护系统的可靠性来说两者之间为串联关系，由式（8）、式（9）得
（10）
式中， 表示整个保护系统的可靠性。当保护单元冗余配置时，应分别计算每套保护对应的SV 回路和GOOSE 回路的可靠性，最终各套保护之间并联就是整个保护系统的可靠性，即
（11）
式中， 表示第i 套保护对应的系统的可靠性。需再次强调的是，上述公式计算时，展开后需按照布尔代数的运算规则进行合并运算，将相乘的相同项合并为一项，才能得到最终的继电保护系统可靠性表达式，再代入相应的数值计算。
参考文献是否需要补充？？