智能變電站SV直采與GOOSE共網傳輸探究

曾慈文 孟曉光 王 曉 黎 志 劉令富

（湖南省電力公司檢修公司，湖南 長沙 410000）

智能變電站SV直采與GOOSE共網傳輸探究

曾慈文 孟曉光 王 曉 黎 志 劉令富

（湖南省電力公司檢修公司，湖南 長沙 410000）

文章基于SV直采技術及GOOSE共網傳輸機制對SV網、GOOSE網共網的可行性進行探究，首先對SV直采以及GOOSE共網傳輸技術概念進行分析，然后對智能變電站SV直采和GOOSE共網傳輸的可行性進行研究，最后結合實例對該傳輸模式的實際應用及效果進行探究，為智能變電站的優化配合與改造建設提供參考。

智能變電站；SV直采；GOOSE共網；可行性；共網傳輸機制

1 概述

基于我國廣泛建設智能變電站的大背景下，對110kV及以下電壓等級系統過程層智能終端以及合并單元裝置集成進行研究。SV直采報文以及本間隔GOOSE保溫傳輸共享網口。220kV及以上系統從安全運行的角度來說，要求過程層智能終端以及合并單元需要單獨設置，所以110kV及以下電壓等級系統中，需要基于原有SV直采鏈路上增設GOOSE報文傳輸，因為SV直采對于過程層設備的運行具有十分嚴格的要求，在SV直采鏈路上進行GOOSE報文傳輸會對間隔層設備以及過程層設備提出了更高的技術要求，為此需要基于當前的技術水平對SV直采與GOOSE共網傳輸進行合理規劃。

2 SV直采與GOOSE共網技術概念分析

2.1 SV直采

與傳統基于IEC61850-9-2組網接入方式相比，SV直采無需設置間隔交換機，MU的數據信息可以得到有效保護，且MU為了保證電流信息無需同步脈沖信號，降低了對外部同步脈沖信號的要求，其工作原理如圖1所示：

圖1 直采直跳接線示意圖

母線上每個間隔內均需要設置兩套互感器-采集器-合并單元，并且與保護裝置相對應。合并單元MU數據是以點對點的方式與保護設備連接，每根光纖都可以傳輸支路三相電流。光纖中傳輸的數據采用發布/訂閱機制，每個合并單元均需要參考IEC61850-9-2幀結構發送數據信息，每幀報文中都會包含站內唯一Appid組號、Mac地址、VlanId、svID、ConRev、通道個數等。同時，為了保證數據傳輸的完整性和安全性，保護裝置在接收數據過程中需要嚴格遵循上述信息標簽以及信息體結構進行，只有保證結構對應才能保證信息的順利接收。

采用直采接入方式后，母線保護中，每個連接均有對應的SV接入光口，這種直采模式對于母線保護提出了明確要求，即需要按照母線上設置的間隔數量設置相同數量的SV口。因為過程層采樣點為80，涉及的數據處理工作量較大，結合數據采集處理模塊的計算能力和設備的物理結構情況，通常單獨的數據采集模塊中處理板數量控制在12個以內。如果依據母線上的最大連接元件進行設計，那么兩個數據采集板即可完成數據采集工作。對此，本次研究設計方案中基于級聯原理設置了子板與主板，主板的主要作用是保護CPU使用，如圖2所示。同時對于雙母線接線，母線保護需要同時接入兩條母線的電壓。但是因為兩組母線電壓無需單獨進行矢量運算，且不需要判斷同期，因此兩組母線電壓無需將合并單元分離，由統一的合并單元接入保護即可。

圖2 數據采集處理級聯原理示意圖

2.2 GOOSE傳輸機制

GOOSE服務模型的應用使得傳輸輸入、輸出數據值成為了顯示。特殊通信服務映射可采用特制的重傳方案，從而保證數據傳輸的安全可靠，如圖3所示：

圖3 GOOSE重傳機制示意圖

圖3中，T0表示的是穩態重傳延時；T1表示的是突變重傳延時1時限；T2表示的突變重傳2時限；T3表示的是突變重傳3時限。通常智能變電站工程中各數值的取值情況如下：T0＝5s，T1＝2ms，T2＝4ms，T3＝8ms。一般情況下，GOOSE報文每隔5s便會重新傳輸，其產生的數據流量較小，若發生意外故障，則可能會造成多個開關量信號發生位置變化，從而產生較大的數據流量。

3 SV網和GOOSE網共網傳輸的可行性

3.1 SV和GOOSE共網的網絡負載分析

在智能變電站中，SV以及GOOSE數據是組播傳輸的，即在發送者以及每個接受者之間進行點對多點的網絡傳輸，一個發送者可以將數據傳送給多個接受者，也可以進行數據包的復制。由此交換機將SV以及GOOSE數據廣播傳送，智能變電站中的智能設備均能接受到數據，并通過網卡進行數據篩選，后將其傳送至相應的功能模塊。因此，SV以及GOOSE的網絡負載會對變電站智能設備的運行造成一定的影響。當前一般智能變電站中，1個間隔的SV流量在5MB/s以下，一個間隔的GOOSE流量在0.1MB/s以下，若一個智能變電站的間隔數量為30，則整個變電站過程層的負載在150M以內。若計入1000M網絡，過程層網絡的負載在15%范圍內，為交換機的工作提供了有利條件。但是不可忽略的是，對于保護或測控等設備來說，產生的數據流量較大，需要采用適宜的技術措施降低過程層的網絡負載。對此可采用虛擬局域網或者是GARP組播注冊協議將過程層數據依據設置的間隔進行分類，控制過程負載流量，這樣就會弱化其對于智能設備運行的影響，提高了SV網與GOOSE網共網傳輸的可能性。

3.2 間隔層設備的處理能力分析

變壓器保護接入的間隔數據最多不大于4，若每個間隔依據5M/B的標準進行計算，變壓器保護接入的數據流量為20M/B，若使用的是1000M的網卡，并采用獨立運行的CPU對數據進行護理，則變壓器保護運行基本不會出現異常。對于母線差動保護來說，需要接入多個間隔，通常間隔數量不少于10，智能變電站可以采用多個CPU板同時運行，每個CPU板接入一定量的間隔即可。

3.3 SV和GOOSE共網時的實時性分析

1臺交換機處理過程層數據的時間小于10μs，若智能變電站中共設立了10臺交換機，那么處理數據的最長時間為100μs，應用處理時間在1ms以內，過程層數據從發送至處理，其用時在2ms以內。過程層數據傳送鏈路中，網卡的處理時間和智能設備應用模塊的處理時間一定是固定不變的，交換機的存儲信息以及發送延時均和交換機自身的性能有著直接聯系。當前1000M的交互在存儲空間全部用完其轉發數據的延時也在1μs以內，因此SV直采與GOOSE傳輸共網后，數據不會出現滯后現象，且同時可以通過VLAN以及GMRP技術的應用實現過程層數據的相互隔離，弱化了網絡系統的運行壓力。

3.4 過程層網絡故障后的影響以及處理

當智能變電站SV直采與GOOSE傳輸共網后，若該網絡系統發生了運行故障，造成采樣失效或跳閘問題，則會引發十分嚴重的后果。為了有效解決該問題，可以采用如下方法：第一，采用雙網冗余；第二，適量減少交換機的端口數量。因為雙網運行的穩定性較高，若同時減少端口數量，則可以有效降低運行故障發生的可能性。

4 工程實例分析

4.1 工程簡況

某220kV變電站情況如下：220kV雙母單分段，110kV雙母單分段，10kV單母分段。共有主變壓器兩臺，220kV出線兩回，110kV出線6回，電容器組共有6臺。該變電站互感器為光纖數字量輸出電子式互感器，對時服務器為GPS，采用IEEE1588網絡對時協議。本工程過程層網絡如圖4所示：

圖4 某工程過程層網絡結構示意圖

4.2 過程層交換機配置方案

220kV線路間隔采用獨立的網段形式，并接入獨立交換機。主變三側為一個大間隔，將其看作一個整體設置為獨立的網段，采用獨立交換機。每個電壓等級均是由一臺公用交換機，連接該電壓等級時對應的母線保護、PT合并單元、間隔對應的交換機等均與公共交換機對應端口相連接。GOOSE網絡負責開關量數據傳輸。該變電站的網絡交換結構共設有兩個層級，每個間隔都配有一臺交換機，每個電壓等級也配有一臺公共交換機。

4.3 測試結果

該變電站連續2d進行運行檢測，結果證明過程層設備直采SV報文發送間隔的誤差在1μs以內，間隔層設備直采SV報文時標的誤差在2μs以內，運行良好。

5 結語

綜上所述，本文提出了SV直采和GOOSE共網傳輸方案，該方案在實際落實過程中無需改變硬件結果，只需在過程層設備保證SV發送時刻準確的情況下對傳輸通道進行充分利用便可實現實時控制，解決了傳統控制網絡結構SV和GOOSE報文造成了重采樣混亂問題。經運行檢驗發現該方案可行性較高、運行情況良好，對于智能變電站的改造建設具有積極意義。

[1]肖凡，代煥利，魯春華，等．智能變電站過程層SV與GOOSE共網的交換機配置[J]．電氣開關，2016，54（1）.

[2]倪益民，楊松，樊陳，等．智能變電站合并單元智能終端集成技術探討[J]．電力系統自動化，2014，38（12）.

[3]王曉晨，黃繼東．基于直采直跳模式的智能變電站的母線保護應用研究[J]．電力系統保護與控制，2011，39（19）.

（責任編輯：秦遜玉）

TM73

1009-2374（2017）12-0247-02

10.13535/j.cnki.11-4406/n.2017.12.126

曾慈文（1987-），女，湖南省電力公司檢修公司工程師，碩士，研究方向：繼電保護。

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