智能变电站二次系统网络结构和信息流分析

智能变电站二次系统网络结构和信息流分析

肖朋鲍正迪

（国电南瑞科技股份有限公司江苏南京210000）

摘要：本文简要阐述了智能变电站二次系统网络结构，介绍了GOOSE、SV、MMS的定义和传输方式，并对站内数据信息的流向进行了分析。

关键词：三层两网；GOOSE；SV；MMS；信息流

0引言

智能变电站基于IEC61850标准提出了变电站的三层功能结构、功能间的逻辑接口和逻辑接口到物理接口的映射，现在国内变电站应用较多的是“三层两网”结构。智能变电站的二次设备网络架构可分为站控层、间隔层和过程层三层，网络组成可分为站控层网络和过程层网络。站控层网络和过程层网络在物理上完全独立。站控层和间隔层之间采用MMS报文通信，间隔层之间采用面向通用对象的变电站事件GOOSE通信，间隔层和过程层之间采用面向通用对象的变电站事件GOOSE通信和SV通信。GOOSE报文和SV报文组成了过程层和间隔层之间的信息流，间隔层GOOSE报文是间隔层之间的信息流，MMS报文是间隔层和站控层之间的信息流。三层两网是智能变电站的核心架构，站控层和过程层网络独立，报文相互隔离，确保了安全的信息交互和稳定的报文走向。

1智能变电站二次系统网络结构

智能变电站二次系统设备主要包括：

（1）站控层设备：包括后台监控主机、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师站、保护信息子站和PMU数据集中器等。

（2）间隔层设备：包括测控、保护、故障录波、网络分析仪、安全与稳定控制装置等。

（3）过程层设备：包括合并单元、智能终端和智能组件等。智能变电站二次系统网络结构示意图如下图1所示。

合并单元采集一次设备的电压、电流等电气量后，按照IEC61850-9-2的多路广播采样值格式进行组帧，通过光纤以太网通信介质传输到间隔层二次设备（如测控和保护），或者按照IEC60044-8标准通过光或电同步串行接口以FT3格式发送给间隔层设备。智能终端通过电缆线与一次断路器等设备相连，通过光纤接口的以太网，采用GOOSE报文与间隔层设备快速交换信息。根据《智能变电站继电保护技术规范》规定，继电保护设备与本间隔合并单元智能终端的连接模式使用点对点的光纤接口，而继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络的传输方式，测控装置宜采用GOOSE/SV混网或者GOOSE和SV网络独立的传输方式。这是智能变电站中普遍采用的信息流传输设计方法。

2智能变电站GOOSE网络分析

GOOSE（全称GenericObject-OrientedSubstationEvent）是一种面向通用对象的变电站事件，主要用于实现智能电子设备（IED）之间的实时信息快速交互，包括传输开关刀闸位置、遥控、跳合闸、联闭锁等多种信号（命令），具有极高的传输成功概率。在通信过程中，GOOSE通过不断自检实现装置间的智能化监测，这是传统变电站无法实现的功能，提高了变电站二次回路的可靠性。

GOOSE采用发布/订阅的通信模式，支持一个发送方和多个接收方之间的点对点通信，特别适合在数据量大且实时性要求强的变电站中使用。GOOSE网作为过程层和间隔层之间通信连接的桥梁，可以传输多种信号：（1）传输直流量遥测信息；（2）传输开关刀闸位置、告警异常信号；（3）传输遥控、复归信息；（4）传输保护跳合闸、启失灵信息；（5）传输不同保护间的联闭锁信息。

智能终端、合并单元、保护和测控均是过程层GOOSE网设备的重要组成部分，智能终端通过GOOSE上送位置信息、接收跳合闸和遥控命令，保护通过GOOSE输出跳合闸联闭锁，测控通过GOOSE接收位置信号和遥控开出。合并单元具有PT并列和切换的功能，它需要通过GOOSE网接收母联断路器和PT刀闸位置，来实现自动切换和并列，同时还需要上送检修、对时异常、切换并列信号给测控装置传输到后台，以便运行人员实时监控电网运行状态。在现在的变电站网络结构中，220kV电压等级和主变间隔的GOOSE网一般采用A、B套双套双网配置，以便与保护装置配合确保稳定的出口，测控采用单套跨双网模式，可以同时接收A、B套智能终端位置和同时对A、B套智能终端发出遥控命令。110kV电压等级GOOSE网一般是单套单网配置。智能变电站GOOSE网不再像传统变电站遥信采集那样一根电缆只能传输一个信号，而是实现了两根光纤传输万千信号，即使在施工过程中有所遗漏，也只需要二次设备厂家用组态软件连接虚端子连线，极大地节省了二次电缆的铺设和使用。

间隔层GOOSE网络的主要作用是实现间隔层GOOSE联闭锁和间隔层保护跳闸，传输介质是间隔层交换机，主要涉及的装置是测控装置和稳控装置。间隔层GOOSE联闭锁是间隔层测控或保测一体装置通过61850模型S1访问点下的站控层位置虚端子连线来实现间隔层GOOSE的发送和接收。装置厂家通过现场典型五防规则制作闭锁规则文件，下装到需要GOOSE联闭锁的装置，这样间隔层装置之间就可以采集到需要互锁的刀闸和断路器位置，通过刀闸和断路器的合分状态来实现间隔层GOOSE联闭锁。间隔层GOOSE闭锁与监控后台五防、GIS电气闭锁都是智能变电站常用的五防闭锁方式，作用是即使监控后台和GIS电气闭锁同时退出，也会闭锁现场运行人员的不符合五防规则的操作。稳控装置在智能变电站的主要作用是过负荷联切和低频低压减载，在电压、频率不稳定时优先切除不重要的负荷。以往在常规变电站主要的应用方式是二次电缆出口，有多少间隔就需要在施工时放多少跳闸电缆，对于运行变电站扩建特别麻烦，还需要增加铺设二次电缆，但智能变电站间隔层GOOSE跳闸可以完美的解决这个问题，只需要连接低压间隔测保装置的站控层跳闸虚端子即可，通过低压测保装置本身的控制回路来实现跳闸出口，后期再有间隔扩建也只需要连接扩建间隔的虚端子，不需要铺设二次电缆来就可以实现跳闸出口。具体实现方式如图2，装置型号为南瑞科技公司的SSP500过负荷联切和NS3611线路测保装置，连接完虚端子后下装低压测保装置站控层配置文件和整定跳闸出口即可实现。

3智能变电站SV网络分析

SV（SampledValue）即采样值，是一种用于实时传输数字采样信息的通信服务，从发展历史来说，SMV的发展先后经历：IEC60044-8，IEC61850-9-1，IEC61850-9-2，目前主要采用IEC61850-9-2，IEC60044-8。IEC60044-8是国际电工委员会为电子式互感器专门制定的一个标准，点对点光纤串行数据接口，采用IEC69870-5-1的FT3格式，故常称为FT3格式，传输延时确定，可以采用再采样技术实现同步采样，硬件和软件实现简单，通道传送瞬时标幺值，早期固定为采集12通道，后扩展成22，现在FT3方式在智能变电站中主要应用是用于母线合并单元与间隔合并单元之间的电压级联。IEC61850-9-2是国际电工委员会标准《IEC61850-9-2：特定通信服务映射（SCSM）》中所定义的一种采样值传输方式，网络数据接口传输延时不确定，无法准确采用再采样技术，硬件软件比较通用，但对交换机要求极高。不同间隔间数据到达时间不确定，不利于母差、变压器等保护的数据处理，通道传送一次瞬时值。为了满足智能变电站更加可靠的需求，合并单元不再依赖时钟源进行同步，国网公司在《Q/GDW441-2010智能变电站继电保护技术规范》定义了点对点9-2的方式，具体技术要求如下：（1）合并单元应输出电子式互感器整体的采样响应延时，额定延时时间不大于2ms；（2）采样值发送间隔离散值应小于10μS；（3）通道延时需要在采样数据集中作为一路通道发送。在智能变电站SV通信中，SV报文每秒发送为4000帧，采样率为每周期80点。智能变电站SV通信组网方式是继电保护设备与合并单元必须是点对点通信；与测控、网分、故录、电度表和PMU等可以是点对点光纤直连，也可以经交换机组网，采用经交换机组网方式通信时，因合并单元发送数据流量很大，交换机端口带宽有限，需要在交换机上进行VLAN配置，进行物理隔离。SV网在智能变电站中可以单独组网，也可以与GOOSE网混合组网，使用双套设备时必须双网物理隔离，即采用A、B套交换机配置。SV报文属于过程层和间隔层之间的信息流。

SV报文在网络上传输时采用的是OSI模型，但只用到OSI网络模型七层中的四层，应用层、表示层、数据链路层和物理层，传输层和网络层为空。应用层定义协议数据单元PDU，经过表示层编码后，不采用TCP/IP协议，而是直接映射到数据链路层和物理层。这种映射方式的目的是避免通信堆栈造成传输延时，从而保证报文传输、处理的快速性。SV报文传输的是合并单元采集一次设备电气量经组帧后发送出的遥测量，主要是电压、电流，测控和保护装置接收到SV报文后经解析处理，计算出各自需要的模拟量。测控把计算出的模拟量通过MMS网传输到监控后台，保护把计算出的模拟量经过CPU处理得到二次保护测量值用于保护定值判定。智能变电站中需要采用SV报文的设备主要还有网络分析仪、故障录波器、电度表和PMU等。网络分析仪和故障录波器需要采集全站的合并单元SV报文用于实时遥测量监测和故障录波分析，一般采用组网采集的方式，每对光纤最多可采集6个合并单元的SV报文，可在VLAN配置中进行处理。PMU和电度表主要采集高压线路和主变高压侧合并单元的SV报文，一般采用点对点直采的方式，只需要在本装置上配置足够的SV接收插件。SV同样支持一个发送方和多个接收方的通信方式，点对点直连方式下配置两个发送光纤以太网口，同样一组电气量，测控和保护可以同时接收，互不干扰。

合并单元发出的SV报文中，数据帧是遥测量信息，状态字帧是装置和通道的自检信息，状态字帧中有一个非常重要的比特位是显示SV报文是否同步。合并单元时钟同步的精度直接决定了合并单元采样值输出的绝对相位精度，继而影响到后续测控、保护、PMU装置的精度，合并单元要求对时精度优于±1us。SV报文中时钟同步字置1时，测控和保护会有同步失步的告警。

从节省二次设备和光缆的角度来讲，采用SV/GOOSE混合组网的设计较为经济划算。在间隔层设备中，网络分析仪、故障录波器、PMU、电能量采集器等需要一对多地采集全站过程层信息，进行合理的VLAN配置之后，装置只需要有限数量的光纤组网和接收端口就可以做到全面采集，不需要一对光纤采集一个过程层设备，缺点是过程层交换机故障时会导致交换机上组网的装置跟接收端全部通讯中断。从可靠性和稳定性角度来讲，采用SV/GOOSE点对点采集最佳，只要采集光纤不断，就不会造成任何通讯中断，但会增加现场铺设光缆的数量和接收端口的数量，间隔层采集设备会增加很多采集插件，增加费用支出。建议在设计方案中，可进行综合考虑，择优而行，找到最为有利的平衡点。

3智能变电站MMS网络分析

MMS报文属于间隔层与站控层之间的信息流，MMS网是间隔层与站控层通信的桥梁。MMS即制造报文规范，是由国际标准化组织ISO工业自动化技术委员会TC184制定的一套用于开发和维护工业自动化的独立国际标准报文规范。MMS是通过对真实设备及其功能进行建模的方法，实现网络环境下计算机应用程序或智能电子设备IED之间数据和监控信息的实时交换。MMS是基于TCP/IP协议，定义在开放系统互联（OSI）之上的应用层协议。MMS是IEC61850的基础之一，IEC61850-8-1定义了智能变电站站控层和间隔层之间通信的映射，这种映射关系定义了ACSI中的概念、对象和服务如何与MMS中的概念、对象和服务进行对应。MMS报文基于TCP/IP协议的通信方式，经过握手、响应、初始化、使能、写服务、回服务等步骤之后，开始正常的报文上送以及变化的遥信、遥测上送，遥信带SOE时标，遥测可以一次值上送，也可以二次值上送。遥信和遥测经MMS网传输到站控层监控后台、数据通信管理机等，遥控是经监控后台、数据通信管理机发出合分命令传输到测控装置。

站控层MMS网是智能变电站网络的核心，为了保证二次设备更加安全高效的运行，需要给站控层网络进行分区。安全分区是电力系统二次系统安全防护体系的结构基础，发电企业、电网企业和供电企业内部基于计算机和网络技术的业务系统，原则上划分为生产控制大区和管理信息大区。生产控制大区可分为控制区（又称为安全区I）和非控制区（又称安全区II）。通常将监控后台、I区数据通信管理机划分到I区，将保护信息子站、II区数据通信管理机划分到II区，I区和II区之间用防火墙进行隔离，策略方法是I区不可以访问II区的装置，II区可以访问I区的装置，并对相关的IP进行绑定，最大限度地保证站控层网络的安全。I区内的接入装置主要有测控和保护，II区内的接入装置主要是视频监控、安防系统、环境监测、一体化电源等。III/IV区现场应用不多。

MMS网信息流是间隔层和站控层之间通信的基础，110kV及以下一般无安全分区，可将全站的站控层网络级联在一起，220kV及以上应进行安全分区，I区的保护装置发出的MMS报文可以经过防火墙进入II区的保护信息子站，II区的保护信息子站发出的切换定值区号和修改定值的命令可以经过防火墙到达I区相应的保护装置。在现场应用中，需要根据设计蓝图的网线走向进行分配，把I区和II区的装置连接到对应的I、II区交换机，再进行合理的防火墙策略配置。

4结论

本文通过对智能变电站二次系统网络结构、GOOSE网络、SV网络和MMS网络的简要介绍，提出了现场典型的信息流和优化方案。三层两网的分析与优化有助于协助智能变电站网络的合理搭建，可以有效地提高现场施工和调试的效率。在未来的智能电网建设中，智能变电站将扮演越来越重要的作用，三层两网信息流的优化非常有利于变电站后期的维护和故障处理。

参考文献：

[1]郑玉平，杨志宏，宋斌等．智能变电站二次设备与技术．中国电力出版社，2014，第一版

[2]国家电网基建部.智能变电站建设技术.北京：中国电力出版社，2005

作者简介：

肖朋（1986-），男，大学本科，助理工程师，主要从事电力系统综合自动化方面的技术支持和工程实施工作。