智能变电站SV直采与GOOSE共网传输探究

曾慈文 孟晓光 王 晓 黎 志 刘令富

（湖南省电力公司检修公司，湖南 长沙 410000）

智能变电站SV直采与GOOSE共网传输探究

曾慈文 孟晓光 王 晓 黎 志 刘令富

（湖南省电力公司检修公司，湖南 长沙 410000）

文章基于SV直采技术及GOOSE共网传输机制对SV网、GOOSE网共网的可行性进行探究，首先对SV直采以及GOOSE共网传输技术概念进行分析，然后对智能变电站SV直采和GOOSE共网传输的可行性进行研究，最后结合实例对该传输模式的实际应用及效果进行探究，为智能变电站的优化配合与改造建设提供参考。

智能变电站；SV直采；GOOSE共网；可行性；共网传输机制

1 概述

基于我国广泛建设智能变电站的大背景下，对110kV及以下电压等级系统过程层智能终端以及合并单元装置集成进行研究。SV直采报文以及本间隔GOOSE保温传输共享网口。220kV及以上系统从安全运行的角度来说，要求过程层智能终端以及合并单元需要单独设置，所以110kV及以下电压等级系统中，需要基于原有SV直采链路上增设GOOSE报文传输，因为SV直采对于过程层设备的运行具有十分严格的要求，在SV直采链路上进行GOOSE报文传输会对间隔层设备以及过程层设备提出了更高的技术要求，为此需要基于当前的技术水平对SV直采与GOOSE共网传输进行合理规划。

2 SV直采与GOOSE共网技术概念分析

2.1 SV直采

与传统基于IEC61850-9-2组网接入方式相比，SV直采无需设置间隔交换机，MU的数据信息可以得到有效保护，且MU为了保证电流信息无需同步脉冲信号，降低了对外部同步脉冲信号的要求，其工作原理如图1所示：

图1 直采直跳接线示意图

母线上每个间隔内均需要设置两套互感器-采集器-合并单元，并且与保护装置相对应。合并单元MU数据是以点对点的方式与保护设备连接，每根光纤都可以传输支路三相电流。光纤中传输的数据采用发布/订阅机制，每个合并单元均需要参考IEC61850-9-2帧结构发送数据信息，每帧报文中都会包含站内唯一Appid组号、Mac地址、VlanId、svID、ConRev、通道个数等。同时，为了保证数据传输的完整性和安全性，保护装置在接收数据过程中需要严格遵循上述信息标签以及信息体结构进行，只有保证结构对应才能保证信息的顺利接收。

采用直采接入方式后，母线保护中，每个连接均有对应的SV接入光口，这种直采模式对于母线保护提出了明确要求，即需要按照母线上设置的间隔数量设置相同数量的SV口。因为过程层采样点为80，涉及的数据处理工作量较大，结合数据采集处理模块的计算能力和设备的物理结构情况，通常单独的数据采集模块中处理板数量控制在12个以内。如果依据母线上的最大连接元件进行设计，那么两个数据采集板即可完成数据采集工作。对此，本次研究设计方案中基于级联原理设置了子板与主板，主板的主要作用是保护CPU使用，如图2所示。同时对于双母线接线，母线保护需要同时接入两条母线的电压。但是因为两组母线电压无需单独进行矢量运算，且不需要判断同期，因此两组母线电压无需将合并单元分离，由统一的合并单元接入保护即可。

图2 数据采集处理级联原理示意图

2.2 GOOSE传输机制

GOOSE服务模型的应用使得传输输入、输出数据值成为了显示。特殊通信服务映射可采用特制的重传方案，从而保证数据传输的安全可靠，如图3所示：

图3 GOOSE重传机制示意图

图3中，T0表示的是稳态重传延时；T1表示的是突变重传延时1时限；T2表示的突变重传2时限；T3表示的是突变重传3时限。通常智能变电站工程中各数值的取值情况如下：T0＝5s，T1＝2ms，T2＝4ms，T3＝8ms。一般情况下，GOOSE报文每隔5s便会重新传输，其产生的数据流量较小，若发生意外故障，则可能会造成多个开关量信号发生位置变化，从而产生较大的数据流量。

3 SV网和GOOSE网共网传输的可行性

3.1 SV和GOOSE共网的网络负载分析

在智能变电站中，SV以及GOOSE数据是组播传输的，即在发送者以及每个接受者之间进行点对多点的网络传输，一个发送者可以将数据传送给多个接受者，也可以进行数据包的复制。由此交换机将SV以及GOOSE数据广播传送，智能变电站中的智能设备均能接受到数据，并通过网卡进行数据筛选，后将其传送至相应的功能模块。因此，SV以及GOOSE的网络负载会对变电站智能设备的运行造成一定的影响。当前一般智能变电站中，1个间隔的SV流量在5MB/s以下，一个间隔的GOOSE流量在0.1MB/s以下，若一个智能变电站的间隔数量为30，则整个变电站过程层的负载在150M以内。若计入1000M网络，过程层网络的负载在15%范围内，为交换机的工作提供了有利条件。但是不可忽略的是，对于保护或测控等设备来说，产生的数据流量较大，需要采用适宜的技术措施降低过程层的网络负载。对此可采用虚拟局域网或者是GARP组播注册协议将过程层数据依据设置的间隔进行分类，控制过程负载流量，这样就会弱化其对于智能设备运行的影响，提高了SV网与GOOSE网共网传输的可能性。

3.2 间隔层设备的处理能力分析

变压器保护接入的间隔数据最多不大于4，若每个间隔依据5M/B的标准进行计算，变压器保护接入的数据流量为20M/B，若使用的是1000M的网卡，并采用独立运行的CPU对数据进行护理，则变压器保护运行基本不会出现异常。对于母线差动保护来说，需要接入多个间隔，通常间隔数量不少于10，智能变电站可以采用多个CPU板同时运行，每个CPU板接入一定量的间隔即可。

3.3 SV和GOOSE共网时的实时性分析

1台交换机处理过程层数据的时间小于10μs，若智能变电站中共设立了10台交换机，那么处理数据的最长时间为100μs，应用处理时间在1ms以内，过程层数据从发送至处理，其用时在2ms以内。过程层数据传送链路中，网卡的处理时间和智能设备应用模块的处理时间一定是固定不变的，交换机的存储信息以及发送延时均和交换机自身的性能有着直接联系。当前1000M的交互在存储空间全部用完其转发数据的延时也在1μs以内，因此SV直采与GOOSE传输共网后，数据不会出现滞后现象，且同时可以通过VLAN以及GMRP技术的应用实现过程层数据的相互隔离，弱化了网络系统的运行压力。

3.4 过程层网络故障后的影响以及处理

当智能变电站SV直采与GOOSE传输共网后，若该网络系统发生了运行故障，造成采样失效或跳闸问题，则会引发十分严重的后果。为了有效解决该问题，可以采用如下方法：第一，采用双网冗余；第二，适量减少交换机的端口数量。因为双网运行的稳定性较高，若同时减少端口数量，则可以有效降低运行故障发生的可能性。

4 工程实例分析

4.1 工程简况

某220kV变电站情况如下：220kV双母单分段，110kV双母单分段，10kV单母分段。共有主变压器两台，220kV出线两回，110kV出线6回，电容器组共有6台。该变电站互感器为光纤数字量输出电子式互感器，对时服务器为GPS，采用IEEE1588网络对时协议。本工程过程层网络如图4所示：

图4 某工程过程层网络结构示意图

4.2 过程层交换机配置方案

220kV线路间隔采用独立的网段形式，并接入独立交换机。主变三侧为一个大间隔，将其看作一个整体设置为独立的网段，采用独立交换机。每个电压等级均是由一台公用交换机，连接该电压等级时对应的母线保护、PT合并单元、间隔对应的交换机等均与公共交换机对应端口相连接。GOOSE网络负责开关量数据传输。该变电站的网络交换结构共设有两个层级，每个间隔都配有一台交换机，每个电压等级也配有一台公共交换机。

4.3 测试结果

该变电站连续2d进行运行检测，结果证明过程层设备直采SV报文发送间隔的误差在1μs以内，间隔层设备直采SV报文时标的误差在2μs以内，运行良好。

5 结语

综上所述，本文提出了SV直采和GOOSE共网传输方案，该方案在实际落实过程中无需改变硬件结果，只需在过程层设备保证SV发送时刻准确的情况下对传输通道进行充分利用便可实现实时控制，解决了传统控制网络结构SV和GOOSE报文造成了重采样混乱问题。经运行检验发现该方案可行性较高、运行情况良好，对于智能变电站的改造建设具有积极意义。

[1]肖凡，代焕利，鲁春华，等．智能变电站过程层SV与GOOSE共网的交换机配置[J]．电气开关，2016，54（1）.

[2]倪益民，杨松，樊陈，等．智能变电站合并单元智能终端集成技术探讨[J]．电力系统自动化，2014，38（12）.

[3]王晓晨，黄继东．基于直采直跳模式的智能变电站的母线保护应用研究[J]．电力系统保护与控制，2011，39（19）.

（责任编辑：秦逊玉）

TM73

1009-2374（2017）12-0247-02

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

曾慈文（1987-），女，湖南省电力公司检修公司工程师，硕士，研究方向：继电保护。

A