高电压等级智能变电站过程层组网探讨

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220kV智能变电站网络结构分析

220kV智能变电站网络结构分析摘要：随着智能变电站的快速发展和大规模建设，其在智能电网中的枢纽地位越来越突出。

智能变电站采用光纤数字通信技术和网络技术代替传统的电缆传输模拟量，相比较而言，智能变电站简化了二次电缆接线，增强了抗干扰能力，提高了系统的互操作性与可拓展性。

而网络结构的优劣则会直接影响到变电站内的网络传输效率、设备配置数量和投资。

基于此，本文主要对220kV智能变电站网络结构进行分析探讨。

关键词：220kV智能变电站；网络结构1、前言随着我国“建成智能化电网”工作的全面铺开，智能化设计已经成为220kV及以上变电站设计的必然趋势。

显然，在继电保护机理及元件都基本不变的情况下，智能化变电站相较于以往综自站最突出的变化就是网络结构的革新。

2、智能变电站系统结构与组网方案结合某新建２２０ｋＶ智能变电站，分析设计智能变电站的网络结构，１．１系统结构根据ＤＬ／Ｔ８６０（ＩＥＣ６１８５０）协议的规定，智能变电站自动化系统可以从功能上划分为３层，分别是站控层、间隔层、过程层。

站控层位于变电站的顶层，包括主机与操作员站、远动通信系统、对时系统等，其主要功能是汇总实时数据，实现全站设备的监视、告警、控制等交互功能，同时执行调度下达的操作命令；间隔层位于站控层与过程层的中间，包括保护、测量、控制和录波等二次装置，其主要任务是通过智能终端对一次设备进行保护和控制，实现本间隔内的操作闭锁，并进行一次电气量的运算和计量；过程层位于智能变电站的最底层，典型设备包括常规／电子式互感器、智能终端（执行单元）、合并单元等，其主要功能是进行一次电气量采集、执行操控命令和检测设备状态。

依据国家电网公司颁布的《１１０（６６）ｋＶ～２２０ｋＶ智能变电站设计规范》，智能变电站网络可从逻辑上分为“两网”，即站控层网络和过程层网络。

其中，站控层网络连接了站控层设备与间隔层设备，主要是传输站控层内部、间隔层内部、以及站控层与间隔层之间的数据信息，内容以ＭＭＳ报文为主。

220kV龙泉智能变电站组网方式分析

220kV龙泉智能变电站组网方式分析220kV龙泉智能变电站组网方式分析【摘要】根据智能变电站与传统综合自动化变电站的不同，介绍了智能变电站的技术特点和系统结构;结合220kV龙泉智能变电站实际，分析了智能变电站过程层组网方式和技术方案，以使这些智能化设备更好地得到利用、维护，达到更高的运行水平。

【关键词】智能变电站;过程层;组网方式1.引言随着220kV龙泉智能化变电站的投产，开启了保定供电公司智能化变电站时代。

智能变电站定义为采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。

本文旨在以龙泉站为例，介绍和分析其三层两网的组网方式，重点分析过程层结构和技术方案。

2.龙泉站总体介绍220kV龙泉变电站是保定地区第一座智能变电站，本期不上主变，为开关站。

终期建设3台480MV A主变，220kV规划出线10回，本期7回。

220kV为双母单分段接线形式。

220kV二次设备采用三层两网组网形式，实现了智能化。

一次设备采用山东泰开公司的GIS设备，为常规设备，与普通综自站相同。

10kV一次和二次设备均为常规的综自设备，出线2回，为本站提供站变电源。

线路主保护1采用国电南自公司生产的PSL603U型光纤电流纵差保护装置，采用专用光纤通道传输保护信号;线路主保护2采用南瑞继保公司生产的PCS-931型光纤电流纵差保护装置，采用MUX-2MC型2M数字接口复用光纤通道传输保护信号，安装在通信接口柜上。

每回220kV线路配置一台测控装置，采用北京四方公司生产的CSI-200EA 型测控装置，两套保护装置和测控装置采用同屏布置。

每回220kV线路配置2台北京四方公司生产的CSN-15B型合并单元和JFZ-600型智能终端，合并单元通过电缆接受常规互感器输出的模拟信号，智能终端通过电缆与开关机构箱相连，合并单元和智能终端均布置于220kV线路智能组件柜上。

浅析智能变电站网络结构

浅析智能变电站网络结构摘要：智能变电站网络建设是国家智能电网的最重要、不可或缺的核心组成部分，直接关系到整个电网的可靠性和安全性。

随着智能变电站的建设，网络在智能变电站中的地位越来越重要，文章在能变电站网络特点的基础上，对常见网络结构及其优缺点进行了比较，并理清了变电站总线网络和过程层网络的组网方案及网络结构之间的关系，对于建设高效、可靠的变电站网络结构具有重要意义。

关键词：智能变电站；网络结构；分析随着智能变电站的大规模建设和快速发展，采用网络技术代替传统变电站的电缆传输，解决了很多固有缺陷，加速了信息采集速度，增强了信息抗干扰能力，提高了系统的操作性。

为了增强系统运行的安全性和可靠性，以太网技术在变电站自动化系统中的应用日益广泛，通信网络通常采用不同的网络拓扑结构来提高系统运行的可靠性。

因此，在智能变电站建设初期有必要对各种网络结构进行分析研究，以便在智能变电站网络系统建设中进行正确的网络选型。

1 智能变电站系统基本结构智能变电站自动化系统的基本结构继承了原传统数字化变电站的层次划分，从功能实现上也划分为3层，分别是站控层，间隔层和过程层。

这三层之间的关系如下：站控层位于智能变电站的顶层，包括主机与操作员站、远动通信系统，对时系统等，其主要功能是汇总实时数据，实现全站设备的监视、告警、控制等交互功能，同时执行调度下达的操作命令。

间隔层位置是站控层与过程层中间，其主要任务是汇总过程层实时数据信息，实施对一次设备进行保护和控制功能，实现本间隔操作闭锁，并进行一次电气量的运算和计算。

过程层是智能变电站的最底层，是智能化电气设备的智能化部分。

设备主要包括互感器、执行单元、合并单元等，其功能主要是电气量采集检测、执行操控命令和运行设备状态检测。

2 智能变电站网络特点智能变电站的三个层次共有10类逻辑接口，从逻辑上可并入两个网络总线，即变电站总线网络和过程层总线网络。

其中，变电站总线网络连接了站控层设备与间隔层设备，主要是传输站控层和间隔层内部以及层之间的数据通信，变电站总线网络主要传输MMS 和对时报文。

高电压等级智能变电站过程层组网探讨(1)

高电压等级智能变电站过程层组网探讨作者：乔永亮来源：《华中电力》2013年第05期摘要：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。

220kV智能变电站组网保护信号分析与验收

220kV智能变电站组网保护信号分析与验收摘要:智能变电站有两种信息通信方式,一种是直采直跳(“直接采样”､“直接跳闸”)方式,另一种是组网(GOOSE网络传输)方式｡不同电压等级变电站保护配置､信息类型､信息量等不同,本文以220kV智能变电站为研究对象,对组网保护信号进行了梳理分析,提出了组网保护信号的验收方法,以母线保护启动远跳线路纵差保护为例,对提出的验收方法进行了现场实践｡关键词:智能变电站,组网保护信号,验收试验1组网保护信号分析1.1智能变电站信息通信原则1)“保护应直接采样,对于单间隔的保护应直接跳闸”;交流采样信息从合并单元到保护装置之间以直连光纤方式(不经过过程层网络交换机)进行物理连接,以SV点对点方式进行采样数据传输,即直采(“直接采样”)方式实现交流采样｡保护动作开出跳闸信号从保护装置到本间隔智能终端之间以直连光纤方式(不经过过程层网络交换机)进行物理连接,以GOOSE点对点方式进行开出(包括开入)信号传输,即直跳(“直接跳闸”)方式实现跳闸｡2)“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”[5],即采用组网方式(经过过程层交换机)进行信号传输｡1.2智能变电站保护信号的类型智能变电站有两种信息通信模式，一种是直采直跳模式主要是(直接采样、直接跳闸)，而另一种是组网模式主要是以（GOOSE网络传输）进行传输,在智能变电站信号保护中不同电压等级、信息类型、信息等需要使用不同等级的电压进行配置的保护。

2合并单元特殊信号分析及预判处理(1)同步异常信号｡当GPS对时失败就会出现同步异常告警信号,出现这种信号运维人员要及时做好对时光纤检测,检查是否出现损坏,反之则需要检查对时装置是否正常运作｡(2)采样异常信号｡如果AD模数转换板以及合并单元CPU无法正常通信,则会发出采样异常信号,甚至会影响保护装置的正常采样,导致保护装置闭锁,严重影响电力系统安全运行｡出现这种信号要求运维人员及时检查背板插件是否接触不良,反之则需要练习设备厂家检测装置｡(3)硬件自检以及配置文件出错信号｡这种特殊信号诱因较多,如合并单元CPU 板自检､DSP硬件自检等｡配置文件出错信号通常会发生在变电站投入运行一段时间之后,如果擅自更改运行装置则很容易出错｡硬件自检信号处理要求设备厂家完成;配置文件出错则需要将装置配置归位｡(4)GOOSE异常信号｡过程层合并单元作业过程中,需要通过GOOSE网接收母线闸刀位置信号,母线电压信号接收则是由级联FT3完成,任何一个信号接收异常都会引起GOOSE异常信号｡这种异常信号的处理需要对GOOSE网接收口以及发送口进行仔细检查,看是否接反,如若正常则需要检查FT3级联光纤是否被损坏｡(5)操作箱不一致和PT失压告警信号｡合并单元间隔母线侧闸刀位置信号接收需要经过GOOSE网,过程中该间隔智能终端即为此位置的上送装置,如果仅仅检修智能终端,忽视合并单元检修,则会产生异常告警信号,此异常信号处理只需要检查该间隔智能终端是否检修｡合并单元在切换电压阶段如果两个闸刀处于分位则会出现PT失压信号｡3组网保护信号验收方法第一步梳理所要验收变电站涉及组网数据走向的保护功能配置,包括类型和数量组网走向保护信号是指一般情况下220kV智能变电站所包含的组网走向数据类型和数量,但在有些变电站不包含某些功能配置,只需要预留接口｡例如保护跳闸GOOSE类型的主变保护跳母联(分段)断路器信号在220kV电网运行是环网运行条件下,220kV主变保护跳220kV母联断路器的功能不予实现,因为跳母联断路器可能会破坏220kV环网运行状态,但是要预留220kV主变保护跳220kV母联断路器的物理接口,以备将来随着电网的发展逐渐形成500kV电网的环网运行状态,此时220kV电网开环运行;此时需要配置220kV主变保护跳220kV母联断路器的保护功能配置｡又如保护逻辑功能配合GOOSE类型的母线保护启动远跳线路纵差保护信号在220kV线路只带终端用户负荷的情况可不予实现,因为此220kV线路的对侧无电源,不会发生在本侧的电流互感器和断路器之间发生故障时,母线保护跳开本线路断路器而对侧仍然能提供故障电流的情况｡第二步,根据第一步确定的变电站涉及组网数据走向的保护功能配置(类型和数量)检查变电站的SCD(SubstationConfig-urationDescription,全站系统配置文件)文件,如与变电站的保护配置不符,则需要联系系统集成商重新配置SCD文件｡第三步,进行现场试验验证｡若有问题,首先利用通信数据抓包工具对相关联路进行抓包检查,查看通信报文是否正确;抓包工作所采集到报文段是某段时间内的动态通信交互数据,若正确,则证明物理链路和逻辑链路正确,则需要检查试验条件和试验方法是否得当,然后再次进行试验｡若报文数据不正确或无报文数据,则需要进一步检查物理链路和逻辑链路｡检查物理链路是指检查从发送端到接收端的光纤接口､光纤损耗､光交换机是否符合要求｡检查逻辑链路是指检查虚端子､虚连线､MAC地址､交换机的VLAN划分等是否正确｡如物理链路和逻辑链路不正确,则需要重新设置物理链路,重新配置逻辑链路,然后重新进行现场试验验证,直至现场验收试验正确,验收结束｡4线路保护装置告警信号分析和处理(1)过程层A网GCBO号GOOSE信号接收中断｡以220kV电压等级智能变电站为例,该智能变电站使用A､B双网配置｡保护装置通过GOOSE网所接收的位置信号､闭锁重合站信号并不是来自于同一个GCB上送的,所以一旦控制块出现断链现象,就会出现GOOSE信号接收中断｡同时智能终端主要是利用同一根光纤发送控制块数据信号,所以一旦控制块出现断链现象,其他的控制块同样也会出现断线问题｡因此,这种线路保护装置告警信号的处理需要在后台完成｡(2)复采异常信号｡智能变电站与常规变电站很大区别在于,其保护装置能够自检,同时会产生很多软信号,而由于设备构造或者是设备厂家的差异导致信号之间存在一定的差别,所以在复采过程中,如果和主采样存在差异,而且不能满足电力系统百分比要求的情况下,线路保护装置就会发出告警信号,同时也会启动闭锁保护功能｡对于这种异常信号的处理,由于问题出自于设备方面,所以必须由设备供应商派专业技术人员对变电站合并单元复采输出做详细检查,看是否出现异常作业状况｡(3)GOOSE网络风暴报警信号｡如果线路保护装置在接收信号的过程中,连续收到两帧相同的GOOSE报文,则会发出网络风暴报警信号,当线路保护装置发出这种告警信号,运维人员需要根据GOOSE工作原理以及线路保护装置构造,重点的检测GOOSE交换网络是否出现异常情况,如果交换网络正常运行,则需要查看网络对端装置信号发送是否有异常情况｡5结语以母线保护启动远跳线路纵差保护为例,对提出的验收方法进行了现场实践,结果证明所提出的验收方法简单､有效,并且本验收方法已经成功应用于多个220kV 智能变电站的验收中,取得良好效果｡参考文献[1]倪兆瑞,王延安.智能变电站合并单元延时特性现场测试仪的设计[J].电力系统保护与控制,2014,5(10):119-124［2］DL／T5149－2001220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程［S］．北京：中国电力出版社，2001。

110kV智能变电站过程层建网方案

中图分类号：Ｔ６文献标识码：Ａ文章编号：１０ — １５２１）２０２— ５Ｍ３０７３７（０ｉ１— ０６０
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某水电厂500kV智能变电站过程层组网分析

某水电厂 500kV智能变电站过程层组网分析摘要：某水电厂对原有500kV开关站进行智能化改造，过程层网络采用GOOSE网与SV网合网运行方式。

本文对该水电厂500kVGIS智能变电站的过程层组网方式及保护功能实现进行分析，并对继电保护运维工作在新技术条件下需要改进的内容进行探讨。

关键词：智能变电站；过程层网络；组网引言如今，我们不仅注重经济建设，而且注重绿色低碳建设的理念。

对于电网来说，智能电网的建设是低碳环境的环保解决方案。

智能电网建设对于实现节能和电网稳定运行，确保我们电网的可持续性至关重要。

发电厂是电网不可或缺的组成部分，智能电网的关键技术和结构创新为电网安全提供技术支持和保障。

利用信息技术智能地管理电网中的数据，从而能够通过电网收集和控制数据，从而降低设施建设成本和运营功耗。

1变电站过程层概述智能变电站是当前发电的产物。

智能发电厂结合采样技术、网络传输技术和集成信息处理技术，能够高效数字化信息，并具备采集、信息共享和数据处理功能。

Kiosk由控制站、间隔层和流程级别组成。

程序层位于自动化系统的最低层，主要由具有简单设备(如变压器、断路器、隔离开关、电源、电压传感器)的智能组件组成，其主要功能是监控设备状态和执行相关命令。

处理级别与单个设备密切相关，其运行状态直接影响电厂整体运行的安全性和可靠性。

2智能变电站的价值体现构建智能线路模块不仅能保证电网正常运行的可靠性，而且能很好地进行设备故障排除。

完全构建Smart Line模块可确保更稳定、更安全的电源供应，并且其自身的设备故障诊断功能可确保及时消除电源故障。

采用智能技术对电厂运行过程中的干扰进行智能处理和维护，以简化和优化电厂的运行。

通过与电网智能同步，整个电网可以变得更加稳定和流畅。

智能电源利用信息技术实现电网的智能数据管理，对电网进行检测和控制，并有效地改变过去因降低电厂建设成本和能耗而可能产生的不确定性和不稳定性等因素。

3过程层网络特点分析(1)网络拓扑。

智能变电站过程层组网方案研究

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Ｉ－－－ — －一
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报文通过网络传输实现了智能变电站采样数据的数据共享。利用过
程层网络获得采样值，通常再通过组播、ＶＬＡＮ等技术手段减少采样值传输流量对过程层网络通信性能的影响。（２）面向对象的变电站事件报文（ＧＯＯＳＥ）以发布者可阅者的模式在通信协议栈的数据链路层通信，依据ＩＥＣ６１８５０ — ８一ｌ标准，ＧＯＯＳＥ报文传输采用超时重传机制，突发ＧＯＯＳＥ变位时产生瞬
据实时洼需求，针对其大数据量、高实时性要求，提出适合于智能变
电站网络组网方案。
基于ＩＥＣ６１８５０ —９ —２工程中实际报文长度（ＳＶＬＤ为变长量），依据采样值报文格式如下图１所示及变电站实际业务需求单间隔ＳＭＶ最大计算流量为：
过程层网络结构主要有装置交换机环形网和星形网，各有其优缺点：
般都采用ＡＤ采样。即ｌ２２＝２４个通道，另外有三相测量电流
及零序电流和间歇零序电流。总共２９个通道。而电能质量等计量类
装置只需要电压和电流，不可能超过２９个通道，按照最大２９个通道
ｊ４，６７８９ ∞ ｎＢＨ＂堪悖丑 ” 弼ｎ
２智能变电站过程层网络业务流量分析
流人交换机的数据决定了智能变电站过程层交换机数据吞吐总量，数据流量的大小决定了网络（延时胜能，理论上流人数据都可以正确流出。网交换机上流入的数据主要包括单问隔或跨间隔保护需要的数据，如失灵保护、母线保护等需要的数据和电能质量终端及计量终端需要的计量数据，另外根据新一代智能变电站关键技

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高电压等级智能变电站过程层组网探讨作者：乔永亮来源：《华中电力》2013年第04期摘要：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[3，4]。

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。

图2-1 常见单独组网模式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[5]。

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。

图2-2 GOOSE/SV直采直跳示意图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[6，7]。

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1.110kV大侣变动模试验大侣变配置6台交换机组建SMV+GOOSE网，采用1588V2.0对时协议。

田乐变配置一台交换机组建SMV+GOOSE网，采用统一B码对时。

站控层则采用SNTP网络协议对时。

2）SMV+GOOSE网和MMS网均采用100M以太网。

3）大侣变SMV+GOOSE网采用罗杰康的RSG2288型交换机。

由于采样频率为4000Hz/s，数据流量非常大，交换机设备负荷较大。

大侣侧采用的GMRP和1588V2技术第一次在过程层网络应用。

所有的数据采集合并单元都依赖于网络对时，且大多数主保护都依赖于合并单元的同步，其1588功能的稳定与精确非常重要。

图4-1 Follow_Up报文中Correction值对Follow_Up报文中的Correction（由交换机测量的驻留时间及链路延时组成）的值进行长时间监视，图4-1为其在30分钟左右时间内的变化曲线，可以看到，在大多数时间内，1588 Sync报文在过程层网络中传输的延时是比较小的，一般低于50ms，但由于做试验过程中，网络负荷变化较大，从而造成报文延时时间加大，可达800ms[8]。

2. 220kV云会变过程层网络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.[4]宋丽君，王若醒，狄军峰，等.GOOSE机制分析、实现及其在数字化变电站中的应用[J].电力系统保护与控制，2009，37（14）：31-35.[5]魏勇罗思需，施迪.基于IEC61850-9-2及GOOSE共网传输的数字化变电站技术应用与分析[J] .电力系统保护与控制2010，12，38（24）：146-152.[6]宋小会. 数字化变电站过程层网络分析[R] .许昌：许继电气技术中心， 2008..[7]王松. 数字化变电站继电保护的GOOSE网络方案[J] .电力系统自动化，2009， 33（3）：55-58，107.[8] 110 kV大侣智能化变电站保护及二次组网动模试验报告[R].绍兴：绍兴市电力局，2010.作者简介：乔永亮（1983-），男，硕士，工程师，研究方向为电力系统安全性与稳定性；E-mail：qyl_tju@。