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GOOSE在智能变电站的作用及应用

发表时间：2021/4/26 来源：《基层建设》2020年第33期作者：王今

[导读] 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。

        广东威恒输变电工程有限公司 528000
        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：GOOSE；智能变电站；作用；应用
        引言
        继电保护系统是构成电力系统的重要内容，它的二次回路在运行中容易受环境与人的因素影响，从而增加整个系统的故障率。而智能变电站的出现，由于通信网络代替了二次回路直接降低了二次回路的故障率。相关人员客观评价二次回路运行时，利用智能变电站传输、获取信息数据，及时找出故障，保证二次回路安全运行。
        1GOOSE通信技术原理
        流量进行数字化后传递给处理器进行信号处理。处理器负责将采集到的隔离开关、接地开关、断路器的位置、机构箱内其它开关量信号、温湿度信息按照统一的通信协议进行报文的编译，并将编译好的报文以广播形式通过通信接口模块发布到GOOSE网络，同时处理器还通过通信接口装置接收GOOSE网络中由其它装置发送的报文，并将接收到的报文编译后，输出到开出模块和断路器操作插件，通过控制开出模块的接点输出来实现隔离开关、接地开关的分、合闸行为，通过控制断路器操作插件上的接点输出实现断路器的分、合闸行为。
        2检修机制对通信状态影响
        在智能变电站中通信技术方案中无论是SV通信还是GOOSE通信都存在检修机制问题。为了便于每一设备单体检修测试，减少对运行监控人员的干扰，智能变电站中合并单元、智能终端、保护测控装置上均配置了“装置检修”硬压板。智能变电站中保护装置、合并单元、智能终端的检修状态切换是通过装置检修硬压板开入实现的。检修硬压板不能远方控制，只能就地操作，当检修硬压板投入时，表示装置处于检修状态。装置应通过适当的方式提醒运维人员该装置处于检修状态。智能变电站检修硬压板配置的目的与常规变电站相同，但由于智能变电站保护装置的发展、数据传输方式的变化使得检修机制的实现方式及对其他设备的影响有很大不同。智能二次设备的信息主要是以SV、GOOSE、MMS报文方式传输，检修机制会对其产生相应的影响。
        3GOOSE在智能变电站的应用
        3.1网络风暴故障定位及消除
        网络风暴产生主要有两种原因：一是智能电子设备（IED）发生异常导致发送风暴报文到过程层网络形成网络风暴；二是过程层网络报文传输过程中存在环路等异常网络架构导致的网络风暴。因此可以根据风暴产生的原因将网络风暴分为IED装置风暴和过程层网络环网风暴两种。风暴定位及展示需要结合物理拓扑、订阅关系、端口丢帧数统计、IED设备接收告警等信息进行综合判断后实现精确的故障定位，下面根据风暴的两种成因进行分别分析。首先，分析IED设备产生风暴，对于单个IED设备的某路发生SV、GOOSE风暴情况，发生风暴的SV、GOOSE报文流量将超过正常流量，例如，常规情况下SV报文按照4000帧每秒的速度进行发送，GOOSE报文按照5秒每帧的速度进行发送，突发时按照2ms、2ms、4ms、8ms的间隔进行发送。当发生风暴时SV报文每秒发送帧数将远大于正常的发送帧数，同样的GOOSE报文发送帧数将远大于突发时的流量帧数。异常时的另一个特点是SV报文的采样序号不再连续，GOOSE报文的StNum和SqNum也不再连续。

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基于SV、GOOSE报文风暴的特点，降低风暴报文对过程层网络的冲击，可以通过限制IED设备接入交换机端口的每路SV、GOOSE报文的流量最大值方式限制风暴SV、GOOSE报文进入过程层网络的流量，即在交换机的端口上对输入的每路SV、GOOSE报文进行流量控制，从而达到确保过程层网络报文正常传输的效果
        3.2继电保护测量数据的检测与诊断
        运动状态的故障检测和诊断技术。智能变电站继电保护装置形成了彼此互补的相邻线路部件。可以通过不同的继电保护系统得到的差异化的数据测量信息，实现相关的逻辑推理，准确评估每个装置，从而检测潜在问题，提出有效的解决措施。继电保护装置运作时测量值发生改变。电力各个线路保护系统若出现相同的数据信息故障，必定产生较强的关联性。另外，电力系统的不同继电保装置也会彼此影响，如此便有利于及时发现继电保护系统隐藏的问题。计算测量部分问题。计算与测量部分是对继电保护系统数据综合处置，这部分信息紧密联系着继电保护装置的所有部件，故提高测量与计算这部分部件的可靠性可以避免该环节出现问题，从而保障继电保护系统安全运行。
        3.3装置应用
        采用分层的架构对站内时间同步系统和被授时设备进行时间同步状态监测。对接入到站控层网络的保护、测控等装置，时间同步与监测集成装置通过UDP报文方式发送对时监测请求，被授时设备把收到对时请求报文的时刻和自身当前时刻再通过UDP报文方式返回给时间同步与监测集成装置。对于接入到过程层网络的合并单元、智能终端装置，时间同步与监测集成装置通过GOOSE报文的方式发送对时监测请求，被授时设备将收到对时请求报文的时刻和自身当前时刻再通过GOOSE报文方式返回给时间同步与监测集成装置。最终时间同步与监测集成装置通过NTP乒乓算法获得被授时设备与时间同步集成装置的时间误差。
        4新技术条件对继电保护运维的影响
        在继电保护领域，智能变电站技术条件下显著的改变有：大量软压板替代了传统的物理压板；基于拓扑的智能防误替代或结合基于逻辑的传统防误；虚端子和逻辑连接大量取代传统的物理端子和物理连接；ＩＥＣ６１８５０协议替代了ＩＥＣ６０８７０－５－１０３协议，信息共享最大化，网络交换机参与保护功能的实现；二次信息的网络化传输使得继电保护二次回路可监测，使得继电保护设备状态检修成为可能；合并单元、智能终端和智能一次设备的使用改变了传统保护采样、跳闸方式；大量光纤代替了传统电缆；大量现地信号通过保护测控装置上传监控，加大了保护工作强度；网络录波和故障分析设备替代了传统的故障录波装置。对于智能变电站中的保护人员，新技术条件也对传统的保护工作产生了一定的影响，保护人员应引起充分的重视。
        结束语
        本文介绍了过程层网络各种网络异常情况的故障定位方法，详细分析了网络风暴、端口连接错误、非法报文、CRC错误、丢帧等各种网络异常的故障原因和定位方法，提出了消除交换机环网产生网络风暴隐患的方法。通过分析MMS、GOOSE、SNMP的特点和业务需求最终选取MMS作为过程层交换机管理网络的通信协议；形成完善的过程层网络全链路监视方案，并对方案进行仿真验证测试；实现了各种过程层网络异常情况下的故障精确定位。该方案正在准备进行现场试点应用，随着方案的不断完善，将进一步提升智能变电站的整体运维水平。
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