浅析层组网在高电压等级智能变电站使用分析

摘要：智能站内网络系统的运行状况对智能变电站的可靠、安全运行影响尤为重要。过程层网络作为智能变电站的基础网络，直接关系到全站数据采集和保护运行的可靠性和实时性。在数字化变电站发展过程中，独立组网到全站共网再到直采直跳模式等网络结构在GOOSE组网应用中各存优缺点，文章针对不同电压等级变电站配置情况，利用网络记录分析对网络数据流量及延时等重要因素进行了详细的对比分析，比较了各组网模式下的适用情况。

关键词：智能变电站;直采直跳;组网模式

一 引言

智能变电站由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，一、二次设备的互联、互通是以集成通信技术为基础的，而要实现集成通信，必须使用通用的标准。以IEC61850标准为基础的通信体系，具有突出的技术特点：使用面向对象建模技术，使用分布、分层体系，使用ACSI、SCSM技术，使用MMS技术，具有互操作性，具有面向未来的开放的体系结构，因此能够实现数字化变电站内智能电气设备间信息共享和互操作。

在实际工程应用时，应根据电压等级、网络负载量、网络通信介质、经济性、安全性等因素确定GOOSE 的组网方式^[1，2]。

二 简介常见组网形式

1.“多网融合”模式

全站三层设备设置一层网络，单网结构，并按照IEC61850协议进行系统建模及信息传输，通信介质采用光纤。站控层设备、智能组件及主变保护测控装置均接入该层网络。采用MMS、GOOSE、SV和IEEE1588四网合一方式。

MMS、GOOSE、SV和1588全部在一个以太网中传输，简化了网络及交换机配置。保护仍然采用直采直跳方式，即保护所需模拟量、开关量和跳闸信息均通过专用光纤直联，通信规约采用IEC61850-9-2。闭锁信息、母线保护所需数据通过网络方式传输。GOOSE是一种突发式的高实时低带宽流量，在间隔内和最大情况下只有10%负载，与采样值交换机共网运行完全不会影响GOOSE的实时性。交换机技术和VLAN技术的不断发展，使得“四网”合一变得可能。

1）网络延时不稳定，对保护快速动作造成不利影响;

2）对交换机的依赖性较强，当交换机发生故障时存在造成保护误动的风险;

3）对GPS的同步信号依赖性很强，当同步信号丢失后，可能会造成各侧的采样不同步，对保护运行带来极大风险。

由于过程层采样均为80点采样，数据运算量较大，因此高电压等级变电站中对网络稳定性、可靠性要求较高，网络造价十分庞大。

2.单独组网模式

站内各层网络内部以及层次之间采用高速通信网络。图图2-1展示了一个典型智能变电站结构方案。

a.GOOSE 独立组网。基于GOOSE 传送的信息对实时性以及可靠性的要求，GOOSE 网络采用独立组网，IED 装置具备独立的GOOSE 通信口。独立组网优点在于：避免了与不同优先级数据的同网传输，保证了数据传输的可靠性;数字化变电站内部网络之间基于物理隔离，某一网络故障不会影响到另一网络的运行，提高了数字化变电站的安全性。

b.SMV单独组网

数字化变电站内共用网络方式。随着网络通信技术的发展，采样报文基于IEC61850-9-2 标准，过程层网络与变电站层网络合并是数字化变电站组网方式发展的目标。这种组网方式的优点在于：间隔层智能设备仅需一个通信口，降低了智能设备的成本，同时降低了数字化变电站的网络建设成本。

3.GOOSE组网+直采直跳模式

针对IEC61850-9-2模式存在的不利因素，出于电网安全可靠性的要求，智能变电站技术导则提出了直采直跳模式（即点对点模式），直接采样是指智能电子设备间不经过以太网交换机而是以点对点光纤直联方式进行采样值传输，直接跳闸是指智能电子设备间不经过以太网交换机而以点对点光纤直联方式进行跳合闸信号的传输，而继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。

相对于传统的基于IEC61850-9-2组网接入方式，SV直采方式省去了间隔交换机，MU的数据经光纤接入保护装置，且MU为保护提供的电流数据不再需要同步脉冲信号，所以就降低了对外部同步脉冲信号的依赖性，同时由于过程层采样数据运算量较大，对合并单元硬件设备要求较高，目前以220kV云会变实际应用来看，采用400MHz采样CPU可以达到理想效果。

全站时钟源采用GPS和“北斗”双时钟源配置，对时方式采用B码或IEEE1588网络对时，使对时精度达到毫秒级以上，满足计量和故障测距及PMU的要求。

三 网络对比分析

直采直跳方案采用了设备分层（站控层、间隔层和过程层）、网络分开（GOOSE、SV和MMS）、对时分类（站控层采用SNTP对时，过程层采用B码对时），各保护与合并单元和智能终端交换数据没有采用网络方式，但各装置对时大量采用IRIG-B码串口对时，导致增加大量光缆和电缆，且由于各层网络的独立设置，必须为此增加更多的网络交换机。使得变电站设备冗余，投资增加，在电压更高等级的变电站中，出于电网安全和可靠性的考虑，增加这些设备和投资显得必要。

SMV点对点+GOOSE网易于实现，点对点的光纤网络布线过于复杂，且信息共享程度较低，IEC60044-8和IEC61850-9-1已被国际电工委员会废除。SMV网、GOOSE分别单独组网，交换机投资较大，而且实际上对于保护来说即使单独组网，其任何采样值（输入）还是GOOSE（输入输出）故障都将影响保护的判别，因此单独组网意义不大。SMV与GOOSE共网，主要取决于网络的流量，需根据变电站的电压等级、规模合理组网。

表3-1 各种组网形式优缺点分析

组网方式

描" 述

优" 点

缺" 点

SMV点对点+GOOSE网

采样值点对点

技术上易于实现

采样值数据无法共享，跨间隔功能实现困难，不符合智能电网的标准化、开放性要求。

SMV网+ GOOSE网

采样值数据与GOOSE信号完全独立传输

技术上易于实现，SMV数据与GOOSE信号传输完全独立。

网络结构复杂，运行维护不方便，交换机数量多，若再考虑网络冗余方式，交换机的投资巨大。

SMV、GOOSE时钟同步共网

采样值数据、GOOSE和时钟同步信号在同一物理网络上传输

网络结构简单，SMV、GOOSE、同步信号共网，运行简单，维护方便，交换机投资少。

对交换机、合并单元、智能单元、保护测控等装置数据处理能力要求高，需支持IEC6 1588，对网络结构和交换机的配置方式要求较高，尤其是故障录波器、母差等全站式应用装置需要具备多个百兆流量处理能力。

四 实际工程样例

220kV云会变220kV部分为四进线双母接线，110kV单母分段五条出线，远景11条，采用过程层GOOSE组网+直采直跳模式，每个间隔配置100M MOXA工业交换机，对时采用光纤B码对时，采样值传输协议采用IEC61850-9-2LE标准。对于保护用数据（线路保护、母差保护测控、故障录波、计量、报文记录分析）采用双A/D，80 点/周波采样率，对于同步测量分析用数据（PMU、电能质量分析等）采用200点/周波采样率，两种采样率数据在合并单元共网口输出。通过报文数据分析仪监测，单间隔采样数据在900～980kb/s，网络延迟在几个ms级，即使在动态过程中，由于采样网与GOOSE跳闸为直连模式，在过程层GOOSE网流量增加并不明显。

五 结语

本文对智能化变电站及IEC61850的应用情况进行了概述，对目前国内常见智能变电站过程层组网形式进行了总结。

（1）着重对直采直跳组网模式网络运行情况加以分析，共同组网模式较适用于低电压等级采样数据较少变电站;直采直跳模式试点的成功，更适用于高电压等级变电站，较好地兼顾了实时性与成本预算，220kV及以上电压等级变电站若采用SV组网模式，必须考虑使用千兆交换机及组播技术，且还要兼顾变电站扩建带来的瓶颈限制，成本难以控制。

（2）针对杭州220kV云会变的工程实例，对各种组网形式进行了对比分析，现场运行情况良好且日后扩建较为容易。本工程的实施对高电压等级传统变电站智能化改造中网络系统设计应用具有一定的参考意义。

参考文献：

[1]肖韬，林知明，田丽平.关于变电站GOOSE通信方案的研究[J].华东交通大学学报，2008，25（4）：66-70.

[2]曹海欧，严国平，徐 宁，李 澄.数字化变电站GOOSE组网方案[J].电力自动化设备，2011，31（4）：143-150.

[3]徐成斌，孙一民.数字化变电站过程层GOOSE[J].电力系统自动化，2007，31（19）：91-94.