GOOSE技术论文

GOOSE技术论文（精选7篇）

GOOSE技术论文 篇1

0 引言

IEC 61850标准提供了通用面向对象的变电站事件(GOOSE)快速报文机制,理论上可应用于继电保护领域。继电保护采用GOOSE机制后将大量减少二次电缆的设计、施工、调试工作,有效解决二次回路电磁干扰、寄生回路等问题,避免回路接触不良等情况,并可逐步实现继电保护装置的状态检修。国内外将GOOSE机制应用于监控系统的工程较多,但应用于继电保护领域的工程不多,其可靠性、快速性以及运行检修机制均有待验证,因此,对其进行深入的研究具有现实意义。

1 GOOSE快速报文机制

IEC 61850-7-2标准定义的GOOSE服务模型使系统范围内快速、可靠地传输输入和输出数据值成为可能。GOOSE采用一种特殊的重传方案;并且GOOSE报文有严格的定义,通过网络报文较强的循环冗余检验(CRC)光纤传送方案,传输过程中发生错误而未能校验出来的可能性非常小,能够确保GOOSE报文的可靠性;同时,采用了较先进的交换式以太网的各种技术,保证其在交换机中能优先通过,从而保证了报文传输的实时性[1,2,3]。

按照中国国家标准要求,继电保护和安全自动装置应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性这“四性”的要求,数字化变电站将GOOSE机制应用于继电保护跳闸、闭锁、失灵等时,仍应符合上述“四性”要求,对其可靠性和实时性提出了很高的要求。正是由于GOOSE报文的可靠性、实时性,应用于继电保护领域是可行的。

2 GOOSE应用的关键技术

2.1 网络拓扑与交换机选择

合理、安全、可靠的数字化变电站网络结构和交换机配置,是变电站继电保护应用GOOSE通信的基本要求[4,5,6]。

在220 kV及以上电压等级的数字化变电站,综合考虑网络结构的优缺点和应用可靠性的要求,站控层、过程层分开,采用双星网络组网,是可靠安全、配置维护简单的一个方案;站控层、过程层共用双星网络组网,采用虚拟局域网(VLAN)进行划分,也是可靠、安全的一个方案。采用环网结构时特别要注意网络风暴问题,不能因为网络风暴问题而失去变电站所有继电保护功能,交换机自愈和风暴抑制能力需要综合考虑。110 kV及以下电压等级的数字化变电站的网络拓扑可适当简化,采用单网结构、制造报文规范(MMS)与GOOSE共同组网也是可行的。

2.2 保护装置独立GOOSE网口的考虑

国外进口保护装置没有管理(启动)CPU的概念,只有保护CPU;而在国内传统微机保护装置中,大部分厂家都使用了管理(启动)CPU+保护CPU的架构,传统的保护开入、开出均直接由保护CPU完成处理,管理CPU完成保护软报文信息的传输。若GOOSE报文经由管理CPU与保护CPU之间通信,则管理CPU任务的复杂性会影响装置报文收发处理的实时性。同时,由于GOOSE报文采用多播机制,若GOOSE网络与MMS网络共用网口,往往会导致GOOSE网口多播报文重复接收率很高;GOOSE网口独立,可以减少重复接收率,降低接收CPU的处理负荷,实时性和可靠性也易于保证。220 kV及以上电压等级的继电保护装置由于实时性要求较高,为确保保护速动性要求,装置MMS与GOOSE网口应独立;110 kV及以下应用场合则可考虑合用网口。

2.3 智能操作箱的应用

IEC 61850标准为过程层设备建立了XCBR和XSWI模型,相应地代表了过程层的智能断路器和智能刀闸,同时设计了GOOSE方式的通信机制用于间隔层设备与过程层设备通信。

智能断路器由断路器加装带有CPU的辅助控制装置组成,智能辅助装置提供跳合闸命令的接收、断路器状态的发送和联闭锁等逻辑功能。由于断路器与智能辅助装置属于不同的专业,目前还没有普遍使用的智能断路器。为此,在工程实施中需将传统操作箱智能化,用以替代IEC 61850标准模型中的智能断路器,因而智能操作箱属于过程层的设备。智能操作箱提供了以下功能:合闸、分闸功能,相关的气压闭锁、保持回路、防跳等功能,跳合闸线圈监视功能,开关位置信号的采集和异常报警功能,电压切换回路功能等。

智能操作箱采用CPU代替传统的继电器回路,采用GOOSE信号代替传统的硬接点传递信号的方式,GOOSE网络代替传统电缆,可以降低电缆成本,有助于减少大量电缆混合铺设时相互干扰的问题,简化了屏柜的设计和现场的施工,降低了日后运行维护成本。由于在智能操作箱中引入大量电子回路,存在死机或者电子元器件寿命问题,为防止单一元器件损坏造成装置误动作出口,因此,在配置220 kV及以上电压等级的变电站智能操作箱时需要考虑双重化,而且应采用双CPU相互闭锁的结构。智能操作箱执行网络跳合闸命令,在浙江绍兴220 kV外陈(宣家)工程中已应用。随着应用技术的不断成熟,智能操作箱的发展趋势是就地安装,并可扩展应用,按间隔增加对刀闸的控制和信号采集,从智能操作箱演变成智能控制终端。

2.4 GOOSE报文的数据处理

国内传统微机保护必须启动CPU发出启动信号且保护CPU发出动作信号的情况下才能动作出口,该方案有效地防止了由于元器件寿命问题或软件问题造成保护误动。在传统保护中,采用硬件实现启动和动作的“与”逻辑。采用GOOSE技术后,怎样实现该逻辑是一个需要研究的问题。

有以下2个方案可供选择。

方案1:将启动信号和动作信号分别通过GOOSE报文发送给接收装置,由接收装置通过硬件或软件来实现逻辑。

方案2:由负责GOOSE发送的CPU判别启动信号,只有启动信号为“1”的情况下,动作信号为“1”才是有效的,否则只能发“0”。

方案1的缺点是:当有故障或扰动时,有可能所有的保护装置启动信号均发生变化,并且会连续多次重复发送,从而导致GOOSE网络阻塞。影响最大的是母差保护。母差保护要接收各个间隔线路保护的信号,这时将对母差保护GOOSE报文的接收和处理能力造成很大的挑战。另外,保护装置的输入、输出信号将加倍,配置将更复杂,因而易于出错。因此,方案1基本不可行。

方案2的风险主要在于如果发送GOOSE报文的CPU板出错,“与”逻辑可能无效。从实际运行经验来看,元器件问题主要在A/D转换、运放、电容等元器件上,CPU出现问题的情况很少,出了问题还能发出有效GOOSE报文的可能性更低。GOOSE报文应用于闭锁、失灵启动时,由于接收方动作出口要经过自身启动元件把关,可弥补上述不足。但在应用于跳闸时,由于智能操作箱没有启动元件,需另想办法提高可靠性;否则,智能操作箱须接入电流等回路,比较复杂。浙江绍兴220 kV外陈工程中采用了双帧报文处理机制,可以有效地弥补上述不足。

除了上述问题外,影响GOOSE可靠性的问题主要有交换机可靠性、电磁兼容、网卡读写出错等环节。GOOSE报文传输过程中发生错误而未能校验出来的可能性非常小,但由于交换机和电磁兼容等因素造成丢报文的问题需要考虑。采用双网结构的网络方案,可防止单网故障,或一个网受干扰丢报文的情况下确保跳闸信号能够及时发出,使保护性能不受影响。同时,GOOSE网络链路采用自检功能,通过定时心跳报文实现网络检查,一旦超过预定的时间没有收到GOOSE报文,接收方就会及时报警,确保GOOSE网络链路的正确性。GOOSE链路中断时保护装置根据保护原理采用预设值。

2.5 GOOSE报文的运行检修“隔离”措施

继电保护传统硬接线信号可以通过设置硬压板来实现跳闸等信号的投入和退出,退出时有明显的断开点可以检查,投入时回路是否接通也可以通过仪表检查。在将GOOSE应用到继电保护以后,将面临如何实现设备运行检修“隔离”的问题。

有以下2个方案可供选择。

方案1:采用GOOSE软压板解决检修问题,在检修时退出相关GOOSE的软压板,实现发送方与接收方相互隔离。

方案2:由客户端根据上送报文品质的测试位Test判断报文是否为检修报文,并进行相应处理来解决检修问题。

方案1中若采用传统压板断开信号传输的方式,则存有以下问题:对于压板控制GOOSE报文中的全部数据,必须设置更多的GOOSE控制块分信号发送,大大降低了GOOSE的传输效率,同时也增加了组态模型配置难度;如果GOOSE传输的数据为1(压板数据为布尔量),退出压板时不发送GOOSE或不接收报文,但接受方的数据仍然为1,压板根本不起作用。为解决上述问题,采用GOOSE压板功能不设置在GOOSE通信环节,GOOSE通信只考虑数据通信,用逻辑来实现压板功能。如图1、图2所示,GOOSE发送、接收压板设置在保护逻辑一侧,发送压板退出时发送的相关信号值始终为0;接收压板退出或GOOSE通信故障时,信号取保护内部逻辑设定的强制位,这样就能有效保证保护逻辑可以根据相关压板的状态进行正确处理。同时,为了保证压板的可观察性,在保护装置内部和后台画面均提供了压板当前状态显示功能,并且在后台提供了遥控操作GOOSE压板的界面以及批投批退等操作,方便运行人员操作。压板的遥控操作采用选择、执行、返回校验的方式,确保远方遥控操作的结果与所要进行的操作一致。

该方案经工程实践证明是可行的,缺点是为保证运行检修可靠“隔离”,发送、接收端均设置了GOOSE压板,压板数量较多,与传统硬压板设置、运行操作习惯有较大差异。

方案2中保护检修时其检修状态由装置压板开入方式实现,当装置检修压板投入时,将上送报文品质的测试位Test置位;GOOSE接收端装置根据上送报文品质的测试位Test判断报文是否为检修报文并进行相应处理,将接收的GOOSE报文中的测试位Test与装置自身的检修压板状态进行比较,只有两者一致时才将信号作为有效而进行处理或动作。该方案解决了方案1中GOOSE压板设置过多的弊病,也能有效解决保护检修问题,但要求保护装置检修时必须将检修压板状态上送客户端。该方案也已在浙江500 kV兰溪变工程中采用。

在实际工程应用中,也可考虑方案1和方案2相结合,按照传统硬压板设置点设置GOOSE压板,同时利用报文品质的测试位Test判断报文是否为检修报文并进行相应处理来解决检修问题。

2.6 GOOSE配置和工程设计

GOOSE的应用改变了传统二次设计和实施的过程。采用GOOSE以后,二次电缆连线的设计和连接工作变成了GOOSE通信组态和GOOSE配置文件下载的工作。通过外陈变项目的实践,可以看到,由于保护原理没有因为IEC 61850标准而改变,对于每一台装置而言,其GOOSE输入、输出与传统端子排仍然存在对应的关系。因此,引入虚端子概念将保持现有二次设计的规范改变最小[4],各个二次设备厂家可以根据传统设计规范设计并提供其装置的GOOSE输入、输出端子定义。

由于IEC 61850标准的不足,在目前阶段的方案中,保护装置GOOSE输入定义采用虚端子的概念,在以“GOIN”为前缀的GGIO逻辑节点实例中定义DO信号,这些DO信号与GOOSE外部输入虚端子一一对应,通过该GGIO中DO的描述和dU可以确切描述该信号的含义,作为GOOSE连线的依据;装置GOOSE输入进行分组时,采用不同GGIO实例号来区分;在变电站配置描述(SCD)文件中每个装置的LLN0逻辑节点中的Inputs部分定义该装置接收哪些GOOSE输入,每个输入相对应的Extref中的IntAddr,填写与之相对应的以“GOIN”为前缀的GGIO中DO信号的引用名。引入虚端子概念后,设计人员可以参考传统设计方法根据虚端子设计相关GOOSE连线;工程集成商以及施工调试人员就可以通过GOOSE组态工具按照设计部门的设计图纸进行施工和配置。该方案也已在浙江500 kV兰溪变工程中采用,有效解决了数字化变电站的设计问题。

3 结语

IEC 61850标准的应用和数字化变电站的建设正在中国电力系统快速发展。IEC 61850标准应用于继电保护领域刚刚起步,生产制造厂家的产品正处于成熟过程中,但缺乏基于IEC 61850标准的继电保护系统的设计、制造、调试、运行和维护的技术标准、技术规范和经验,在工程应用中要满足继电保护可靠性、速动性以及运行检修的要求,有许多工程技术难点需要解决。

本文结合数字化变电站建设实际工程,从继电保护可靠性、速动性以及运行检修、工程设计的要求出发,通过分析GOOSE快速报文机制和保护装置硬件结构、软件逻辑,对GOOSE快速报文机制应用于继电保护的关键技术进行了研究,以供国内同类工程参考。

参考文献

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GOOSE技术论文 篇2

通用面向对象变电站事件(GOOSE)是IEC61850为实时通信而设计的一种快速报文通信机制,主要应用在过程层与间隔层信息传递以及间隔层水平通信,理论上可应用于继电保护系统。继电保护系统采用GOOSE机制后将大幅减少二次电缆及其相关的设计、施工、调试工作,减少二次回路问题。所有GOOSE通信状态均可实时监测,避免了因回路接触不良引起的保护不正确动作等情况。GOOSE技术还可应用于间隔层保护测控设备的横向联系,诸如失灵启动、重合闸闭锁等保护信息以及间隔联闭锁等信息的网络传输。但在具体的变电站工程中,如何设计、配置、运行以及检修等内容却不是IEC61850标准定义的范畴。因此,GOOSE技术工程化切合实际且十分必要。

1 GOOSE通信实时性研究

1.1 理论研究

IEC61850标准在第5部分定义了报文传输延时,如图1所示。其中,ta为报文发送延时,tb为网络传输延时,tc为报文接收延时。

报文发送和接收延时与装置通信处理能力和处理方式有关,智能电子设备(IED)设计时必须考虑最大传输量情况下的传输延时,尤其是接收延时,要防止在固定时间内可能的最大接收GOOSE报文量引起的网口溢出而丢失报文或延时过长。在试点科研工程中,针对所有保护装置GOOSE发送和接收延时做了大量测试,见图2。针对测试结果,大部分厂家都在程序代码上做了优化。大部分保护装置均做到GOOSE报文输入、输出时间比回路方式快(回路方式输入时间通常包含输入去抖动时间,输出时间通常包含输出继电器动作时间)。

在所有保护中,母线保护的工作条件最严酷,因为母线保护要接收母线上所有间隔的启动母差信号,必须考虑所有间隔启动报文或心跳报文同时到达的极限情况。此外,还可采用合理的交换机VLAN规划或GMRP动态组播注册等技术避免其他GOOSE组播报文对网口的不必要冲击。

网络传输延时tb由以下延时组成。

a.交换机存储转发延时tSF。现代交换机都是基于存储转发原理的,因此单台交换机的存储转发延时等于帧长除以传输速率。以100 Mbit/s为例,以太网最大帧长是1 522 B,加上同步帧头8 B,交换机存储转发最长延时为122μs。

b.交换机交换延时tSW。交换机交换延时为固定值,取决于交换机芯片处理MAC地址表、VLAN、优先级等功能的速度。一般工业以太网交换机的交换延时为7μs。

c.光缆传输延时tWL。光缆传输延时容易计算,即光缆长度除以光缆光速(大约2/3倍光速)。以1 000 m为例,光缆传输延时大约是5μs。

d.交换机帧排队延时tQ。交换机发生帧冲突时均采用排队方式顺序传送,这给交换机延时带来不确定性。考虑最不利的情况,即交换机(K个端口)所有其他K-1个端口同时向另一端口发送报文,忽略帧间时间间隔,最长帧排队延时约为(K-1)tSF,最短排队延时则为0,平均排队延时为(K-1)tSF/2。

根据以上分析,可估算最不利情况下经过N台交换机的最长报文网络传输延时tALL:

其中,tWLA为报文经过N台交换机的光缆传输总延时。最不利情况下,所有交换机其他端口均同时向目的端口或交换机级联端口发送最长报文,tQ用平均排队延时来评估。以10台交换机,每台交换机18个100 Mbit/s光口,光缆总长1 000 m为例,最不利情况下网络传输延时为

此延时已远超过标准规定的3 ms延时,不符合继电保护要求。然而,以上分析是最不利的情况,实际工程中继电保护通常传输保护动作、启动等少量布尔值,GOOSE报文一般不会超过300 B。可以采取以下方法来减少网络延时。

a.启用交换机分级服务质量功能Qo S(Quality of Service),采用报文优先传输机制保证重要报文优先传输,减少重要帧排队延时tQ。GOOSE报文也要按重要等级区分优先级。

b.合理规划VLAN和交换机组播过滤,防止GOOSE组播报文在网络中广播发送,不必要地占用网络带宽,减少相同优先级别的GOOSE报文帧排队延时tQ。

c.如果网络结构为环形或总线形,交换机级联数量不要过多,交换机级联端口建议采用1000 Mbit/s口,这样上述最不利情况网络传输延时为

采用星形结构时,网络任意2点间传输路径最短,报文冲突概率较小,交换机级联端口可采用100 Mbit/s(1 000 Mbit/s多端口骨干工业交换机不多且价格昂贵),但网络规模要小,建议不超过2层。

d.合理规划交换机分配,尽量将同一间隔内联系密切的保护装置分配在同一台交换机上,减少多台交换机之间的传输路径。

1.2 实测结果

采用最终继电保护系统出口时间与传统出口时间对比测试的方法来衡量GOOSE通信的实时性和可用性。图3为保护系统整组动作时间和网络重载情况下保护系统动作时间测试。

在相同的一、二次设备条件下,与传统接点跳闸方式相比,继电保护采用GOOSE报文发信给智能终端(智能操作箱)增加了中间环节,必然延长了开关动作时间,关键在于这段延时是否能稳定地控制在一定时间范围内。实测结果表明:智能终端最终出口时间比保护本身接点时间慢3~7 ms,这是一个可以接受的范围。网络重载(90%)情况下,智能终端最终出口时间无明显变化,证明交换机优先传输机制有效。

2 GOOSE工程化技术研究

2.1 GOOSE软压板

与传统硬接线不同,GOOSE通信机制通过以太网络以组播方式传输快速报文。当GOOSE通信机制应用于继电保护时,如果遵循继电保护传统理念,设置压板控制GOOSE报文的发送或接收存在以下问题:

a.GOOSE以组播方式发送,这样设置压板与传统回路一对一压板区别很大,不符合现有的运行习惯,除非设置大量接收压板控制GOOSE报文接收;

b.如果设置大量接收压板,设备停止运行的操作可能要到相关运行设备上操作接收压板,存在安全隐患;

c.这样设置的压板控制GOOSE报文中的全部数据,必须考虑设置更多的GOOSE控制块分信号发送,大幅降低了GOOSE的传输效率,同时也增加了组态模型配置的难题。

因此,必须提出一个既能充分利用GOOSE组播快速机制,又要符合现有运行操作习惯的压板设置模式。

解决方案:将GOOSE压板与GOOSE通信机制完全分离,通过控制模型数据输出的方式设置压板,退出压板时不中断GOOSE报文的发送和接收。这样设置GOOSE压板时只需保护装置按照传统扩充一些压板模型和出口信号模型即可,既符合了传统的运行习惯,也保证了GOOSE机制的传输效率,更不会有压板退出时不起作用的问题。如果通过装置开入量控制GOOSE压板,完全可以与传统运行方式保持一致。压板逻辑示意图如图4所示。

例如,对于220 k V线路保护,按标准化设计跳闸出口信号PTRC.Tr(去智能断路器/终端跳闸,含ABC三相)、启动失灵信号PTRC.Str BF(去母差,含ABC三相,扩充)、重合闸出口信号RREC.Op(去智能断路器/终端跳闸)。对上述3类信号分别扩充软压板PTRC.Tr Strp、PTRC.Str BFStrp、RREC.Op Strp控制相关信号的输出,符合传统运行检修的习惯,避免了上述问题。

在设备检修状态下,设备输出GOOSE报文检修标志置位;退出检修状态时,设备输出GOOSE报文检修标志清零。检修状态与保护压板无关,GOOSE通信程序与保护处理程序分离。在接收方,可根据接收到的GOOSE报文检修标志与信息的用途合理处理(与标准无关)。同理GOOSE通信中断情况的处理也与保护压板无关,也由GOOSE通信程序处理。

2.2 GOOSE双网冗余机制

IEC61850标准没有考虑网络冗余机制,这也体现了标准将通信分层和保持生命力的思想。当GOOSE机制用于电力系统继电保护时,仅保证快速性是不够的,还需考虑可靠性。为此,工程中采用了双网冗余机制,在确保GOOSE报文快速性的前提下,提供了网络冗余功能,避免因为网络系统故障或者瘫痪导致继电保护功能丧失的情况发生。

为了保证快速性,采用双网同时工作的双主模式,由接收方判别是否通信中断、判定是否更新数据。在IEC61850标准中,GOOSE采用重传机制防止报文丢失,GOOSE报文中用St Num序号的增加表示传输数据的更新,用Sq Num序号的增加表示重传报文的递增。本机制利用St Num与Sq Num在数据传输时的关系进行了简单有效的判断,如图5所示。

该方案通过简单有效的GOOSE报文序号组合判断,在确保快速性的同时,提供了可靠的网络冗余机制,有效保障了GOOSE报文通信的可靠性,从而提高了GOOSE机制在继电保护系统工程应用中的可靠性。

对这种双网双主模式,双网同时工作,以先到者为准,理论和实测均表明不存在切换延时。

2.3 GOOSE规范化设计

传统的变电站自动化系统中,装置开入、开出、出口都一一对应于具体的端子,传统二次回路设计中就是通过端子到端子的电缆连接实现装置之间的配合,以及装置至一次设备的出口。

但数字化变电站工程应用后,采用GOOSE方式实现各装置之间信息的交互,包括跳合闸出口等,原有传统的端子概念被基于网络传输的数字信号取代,原有点对点的电缆连接也被网络化的光缆连接所取代。

按照传统的设计理念、设计方法对待采用GOOSE方式通信的数字化变电站,设计阶段能够表现的仅是从各装置到交换机的光缆连接。在新的应用方式下,设备制造商、设计院、系统集成商如何分工合作成为新的问题。

事实上,数字化变电站中的每个GOOSE信息仍需一一配置,而设计时却缺少体现配置的手段,原先应在设计阶段完成保护装置之间的配合工作,全部需要在施工、调试过程中完成,带来了“数字化变电站是调试出来”的尴尬。因此,迫切需要研究新的设计方法以满足数字化变电站IEC61850应用的设计要求。

在工程实施的过程中,设计提出GOOSE“虚端子”的概念。定义了智能电子设备能力描述ICD(IED Capability Description)文件表示GOOSE输入和输出虚端子的方法。在装置建模时采用约定名称的GGIO模型作为Extref元素的Int Addr应用,且规定装置的输入端子统一表达在LLN0的Inputs中。“虚端子”方案通过GGIO中DO的描述来说明输入信号的含义和要求,且以“GOIN”为GGIO实例前缀隐含规定了该信号来源于GOOSE,对照全站SCD配置,可以确定订阅对象的唯一性,方便了GOOSE连线工作。在工程实施过程中,能够很清楚地表达传统二次回路的分布。系统配置器完成的GOOSE连线工作,主要体现在SCD文件中“inputs”部分,这就要求IED配置器能够解析SCD文件中“inputs”的内容,直接导出CID文件,生成和GOOSE相关的私有配置文件,将这些文件下载至装置中,即可保证装置按照系统配置的内容正确订阅和发布GOOSE信号。这种方式对以后数字化变电站的工程化推广有很好的借鉴作用,解决了数字化变电站装置GOOSE信息无接点、无端子、无接线带来的GOOSE配置难以在设计中体现的问题。

依据GOOSE虚端子设计理念,总结出一套反映IED GOOSE配置、IED之间GOOSE联系的设计方法,该设计方法包括GOOSE信息流图、GOOSE虚端子图、GOOSE逻辑联系图以及GOOSE配置表4个部分内容。GOOSE信息流图是根据电气主接线和IED原理,反映某一间隔各IED逻辑联系的原理性总图,对GOOSE虚端子设计起指导性作用。GOOSE虚端子图反映IED的GOOSE开入、开出信号,是网络上传递GOOSE信息的起点或终点。GOOSE逻辑联系图是以GOOSE虚端子图为基础,同时根据GOOSE信息流图将各IED GOOSE配置以连线的方式加以表达,体现以间隔为单位的GOOSE联系全貌。GOOSE配置表以虚端子逻辑连线为基础,将IED之间的GOOSE配置以列表的方式系统化地整理再现,是施工调试时的图纸依据。以上基于GOOSE虚端子概念的一整套设计方法实现了GOOSE工程配置的标准化和规范化,是目前数字化变电站自动化系统实现GOOSE集成配置的典型方案。

3 结语

在合理配置网络,采用优先级传输和VLAN技术的基础上,GOOSE网络通信延时可控制在1 ms以下,继电保护到智能终端总体跳闸时间与传统方式增加的延时相比,可控制在7 ms以下。

GOOSE技术论文 篇3

国外数字化变电站的研究已从实验室阶段进入实际工程应用阶段,中国也已建成了一些数字化变电站示范工程[1,2]。数字化变电站中系统信息实现共享为信息集中处理带来便利,国内学者对信息集中处理的保护结构及可行性进行了研究[3,4,5,6,7,8,9],提出了输电线路集中式保护的概念。集中式保护需获得变电站各个间隔的采样数据,由于采样数据占用大量的带宽,数据同步难度及网络延时不确定,采样数据采用网络传输仍存在很大争议,工程实现难度较大,以点对点方式传输采样值仍是目前最佳的选择。

IEC 61850-7-2标准定义的通用面向对象变电站事件(GOOSE)服务模型使系统范围内快速、可靠地传输输入和输出数据值成为可能[10,11,12,13]。数字化变电站自动化系统中智能电子设备(IED)互相协助完成自动化功能的应用场合越来越多,例如间隔层设备之间的防误闭锁、分布式母线保护等。文献[14]提出了一种基于GOOSE方式的网络化母线保护方案,利用数字化变电站中的数字网络,依靠不同保护对象的间隔层装置共同完成35 kV及以下电压等级的母线保护,已经成功地在河南金谷园110 kV变电站改造工程中应用。

中国220 kV及以上电压等级变压器、输电线路均采用了双重化措施来避免保护装置的拒动,110 kV及以下电压等级变电站则由于成本因素难以对每个回路都采用硬件冗余措施。为提高数字化变电站继电保护的可靠性,本文以110 kV数字化变电站变压器为保护对象,探讨在变压器主保护失效情况下,不同间隔层装置如何通过GOOSE方式交换信息,共同协调完成变压器后备保护功能。

1 后备保护配置和新方法

变压器内部故障时,在主保护系统失效情况下作备用的保护装置称为后备保护。本文以某110 kV数字化变电站为例,提出GOOSE方式变压器后备保护新方法。某110 kV数字化变电站的接线方式如图1所示。

系统主要配置有110 kV线路保护、35 kV线路保护及母线分段保护、10 kV线路保护及母线分段保护、变压器保护等。数字化变电站间隔层和过程层的通信网络如图2所示。

合并单元的交流采样信息采用点对点方式传送给保护装置,不接入过程层总线网络。保护装置之间、保护装置与智能控制单元等设备之间使用过程层网络传送GOOSE报文,主要传输继电保护所需的一些简单的二进制布尔型数据,例如跳闸、合闸、启动、闭锁、允许等实时信号, GOOSE网络方案中采用适当的方法可满足继电保护的实时性要求。

1.1 保护配置

1)GOOSE方式变压器T1的后备保护功能由T1保护装置和与T1相邻的110 kV线路保护、110 kV母线分段保护、35 kV线路保护、35 kV母线分段保护、10 kV线路保护、10 kV母线分段保护等保护装置共同完成。

2)T1保护装置和与T1相邻的保护装置需增加一个功能模块,能检测故障的方向。

3)参与完成GOOSE方式T1的后备保护功能的各保护装置之间预先建立发布订阅关系,能够经过程层网络以GOOSE报文方式发送和接收故障方向测量结果。

1.2 后备保护新方法

一般变压器主保护拒动的原因可分为4种情况:断路器拒动、保护原理灵敏度不足、测量电气量信息缺失、保护装置不工作。断路器拒动可由断路器失灵保护动作切除相邻断路器,从而完成故障的隔离。变压器保护装置的主保护是电流差动保护,具有较高的灵敏度。根据保护配置要求,变压器保护装置需要增加能够测量110 kV,35 kV,10 kV各端功率方向的功能模块,保护装置内部就可以构成纵联方向保护,而且不存在网络通信的延迟,这也是变压器主保护的补充。

1.2.1 测量电气量信息缺失

电子式互感器失效、合并单元故障等都可能导致继电保护装置无法获得某处部分或者全部的电气量信息。如果变压器某一侧出现电气测量量缺失,变压器主保护即电流差动保护就无法区分区内与区外故障。如果不能立即检修,此时出于系统安全的需要,希望继续维持对该变压器的保护,GOOSE方式变压器后备保护就可以完成此功能。以图1中的变压器T1为例,如果其10 kV侧(CB4位置)的电气量信息缺失,T1保护装置、10 kV侧的馈线6、馈线7、馈线8保护装置以及10 kV母线分段保护装置(假定CB9处于合闸位置)将共同维持对T1的保护功能,方向元件的测量电流以母线流向T1为故障的正方向。主要测量步骤如下:

1)当T1附近发生故障扰动时,对于每一个保护装置,如果保护启动,则进入故障方向的判别,并且以GOOSE 报文方式发送故障方向测量结果。

2)如果T1保护装置的110 kV侧、35 kV侧、10 kV侧的馈线6、馈线7、馈线8保护装置以及10 kV母线分段保护装置中至少有1个保护装置方向元件判断为故障正方向,其他保护装置都没有判断为故障反方向,则进入步骤3,否则跳转到步骤6。

3)方向元件判断为故障正方向保护装置通过GOOSE报文发送跳闸指令,跳开CB4。

4)如果T1保护装置的110 kV侧判为故障正方向,并且T1保护装置35 kV侧没有判断为故障反方向,则判断为T1内部故障,跳开CB3和CB5。

5)如果10 kV母线分段保护装置判为故障正方向,并且10 kV侧的馈线6、馈线7、馈线8保护装置都没有判断为故障反方向,则判断为10 kV母线故障,跳开CB9。

6)保护功能模块结束。

变压器其他侧测量电气量信息缺失时,GOOSE方式变压器后备保护步骤基本类似,这里就不赘述。

1.2.2 保护装置不工作

由于直流工作电源故障等原因可能会导致T1保护装置完全不工作,110 kV线路1保护装置、110 kV母线分段保护装置、35 kV侧的馈线10保护装置、35 kV母线分段保护装置、10 kV侧的馈线6、馈线7、馈线8保护装置、10 kV母线分段保护装置将共同维持对该变压器的后备保护功能。主要判断步骤如下:

1)当T1附近发生故障扰动时,对于每一个保护装置,如果保护启动,则进入故障方向的判别,并且以GOOSE 报文方式发送故障方向测量结果。

2)如果110 kV线路1保护装置,110 kV母线分段保护装置,35 kV侧的馈线10保护装置,35 kV母线分段保护装置,10 kV侧的馈线6、馈线7、馈线8保护装置,10 kV母线分段保护装置中,至少有1个保护装置判断为故障正方向,其他保护装置都没有判断为故障反方向,则跳开CB3,CB9,CB11(假定CB9,CB11处于合闸位置),否则跳转到步骤4。

3)如果110 kV线路1保护装置、110 kV母线分段保护装置中至少有1个保护装置判断为故障正方向,其他保护装置都没有判断为故障反方向,则跳开CB1和CB2。

4)保护功能模块结束。

1.3 方向元件

根据变压器接地方式的不同,110 kV侧的保护装置的方向元件可采用故障分量方向元件、负序方向元件和零序方向元件;而35 kV侧和10 kV侧保护装置的方向元件可采用90°接线,按相起动。为消除死区,当故障后电压小于固定门槛时,方向判别电压采用记忆电压。

2 后备保护特性分析

2.1 自适应特性

参与完成GOOSE方式变压器后备保护功能的各个保护装置能够根据变压器保护装置的状态,自适应地采用不同后备保护功能步骤,以提高后备保护的选择性。

GOOSE 服务器通过重发相同的报文来提高可靠性。在没有事件发生时, GOOSE 报文的发送间隔相对比较长,按固定时间间隔来进行,发生事件时,发送时间间隔就会设置为最小,在此阶段,发送时间间隔会逐渐增大,直到事件状态稳定, GOOSE报文的发送又变为固定的时间间隔。GOOSE 报文中携带“报文存活时间”的参数,该参数告知接收方等待下一个重发的GOOSE 报文的最长时间,如果在该时间内接收方没有收到重发的报文,可认为发生通信中断。因此,如果参与完成GOOSE方式变压器后备保护功能的其他保护装置接收不到被保护变压器各侧的故障方向信息,就可以判断为变压器保护装置由于某种原因完全失效,各保护装置自适应地按照变压器保护装置不工作的状态执行相应的程序。如果仅仅是变压器某一侧的测量电气量缺失,各保护装置可以从接收到的来自变压器保护装置的GOOSE报文获知,从而自适应地按照变压器保护装置测量电气量缺失程序执行。

2.2 速度快、选择性强

常规的变压器保护装置配置有过电流保护、过负荷保护、零序过流保护等近后备保护,远后备保护功能主要依靠上一级的线路保护Ⅲ段。因此,如果变压器的后备保护动作切除故障,一般都有较长的延时,并且由于这些后备保护基本是依靠本地电气测量量,无法区分究竟是变压器故障还是母线故障,或者是出线故障,为保证选择性过电流保护,应与出线保护最长的动作延时配合。

在变压器一侧电气测量量缺失情况下,例如,1.2.1节中变压器10 kV侧(CB4处)的电气量缺失,当变压器内部故障时,常规的变压器差动保护无法动作,而且110 kV侧过电流保护要经过很长的延时才可能切除故障。当10 kV母线发生故障时,110 kV侧过电流保护还是要经过很长的延时,通过跳开CB3切除故障,此时没有发生故障的35 kV侧也被停电,扩大了停电的范围。而GOOSE方式变压器后备保护能够根据故障的位置有选择性地切除变压器或者是10 kV母线,不会扩大停电的范围,并且动作延时短。GOOSE方式变压器后备保护延时主要包括方向元件数据窗的延时、GOOSE报文传输延时和断路器的延时, IEC 61850-5规定GOOSE 报文传输延迟不得超过4 ms。

当由于直流工作电源故障等原因可能会导致变压器保护装置完全不工作时,常规保护配置只能靠远后备保护即上一级的线路保护Ⅲ段和母线分段保护装置切除变压器内部故障,其动作时间远大于GOOSE方式变压器后备保护延时。GOOSE方式变压器后备保护在变压器内部故障时,仅仅切除故障变压器, 2条110 kV输电线路仍可以向变电站供电;而常规保护配置为隔离故障,将切除故障变压器和一条110 kV输电线路。

2.3 智能开关与保护装置协调工作

数字化变电站开关及刀闸操作采用GOOSE协议,保护装置可以通过GOOSE报文向本间隔和其他间隔的断路器智能接口或者智能开关发出跳闸指令。GOOSE方式变压器后备保护充分利用数字化变电站这一特点,使智能开关、保护装置协调工作,提高了后备保护的选择性。例如,1.2.1节中当电气测量量信息缺失时,由于此时参与变压器后备保护功能的全部保护装置所构成的保护分区内只有母线和变压器2个电气元件,如果这些保护装置通过故障方向元件判断出现内部故障,故障必然发生在其中一个电气元件上。如果要切除发生故障的电气元件,电气测量量信息缺失位置的断路器——2个电气元件的连接断路器是必须要切除的。同时,通过切除电气测量量信息缺失位置的断路器,又为故障位置的判断提供了条件,即电气测量量信息缺失位置的电流为0,故障位置的判别不再需要此位置的故障方向信息。此时,各个保护装置通过其他位置故障方向信息的综合,可以有选择性地切除发生故障的电气元件。当然,故障的切除时间有所增加,主要是首先判断母线和变压器保护分区内部是否发生故障时故障方向元件数据窗延时,以及切除2个电气元件的连接断路器的延时。然而,对于已经出现变压器主保护拒动情况下的后备保护,这个增加的延时是很短的。

3 结语

本文基于数字化变电站现阶段的技术条件,提出在变压器保护装置和与其相邻的保护装置中配置故障方向元件,各个保护装置通过GOOSE方式获得方向测量信息分别进行变压器后备保护判据计算,共同实现变压器后备保护功能。断路器跳闸方式,可以采用GOOSE方式跳闸,也可以根据国网公司提出的保护直采直跳的要求由断路器就地的保护装置通过光缆直接控制跳闸。根据变压器主保护拒动的4种可能的原因,分别探讨了GOOSE方式变压器后备保护的动作策略。在此基础上分析提出保护新方法的主要特点有:能够自适应地调整保护的功能模块应对变压器主保护拒动的各种工况,通过GOOSE报文实现智能开关、保护装置协调工作,相对于常规变压器后备保护具有选择性强、动作速度快等特点。

GOOSE技术论文 篇4

配电网作为输电环节和用电环节的转换枢纽, 在整个电网中起着至关重要的作用。而我们的配电网管理系统是以自动化配电设备为基础, 应用计算机、自动控制、电子以及通信等技术对配电网进行在线和离线的智能化监控与管理, 使配电网运行更加安全、可靠、高效和优质。配电网自动化终端完成配电网的各种远方监测和控制, 用于采集、监测和控制配电网的各种实时、准实时信息。根据监控对象不同分为馈线终端 (FTU) 、配电变压器终端 (TTU) 、开闭所终端 (DTU) 。

馈线自动化 (FA) 指馈电线路的故障检测、定位、故障隔离及正常线路的恢复供电, 包括架空、电缆线路的馈线自动化和开闭所的故障处理, 主要通过配电网智能终端来实现。

1 传统馈线处理的方式

传统的馈线处理方式主要包括配电网主站集中式管理、配电管理子站区域性管理以及当地重合闸。以下简要说明: (1) 配电网主站集中式管理。系统由安装在馈线开关处的终端装置DTU/FTU、配网通信子站、配网通信网及主站4部分组成。故障发生后, 主站根据DTU/FTU上送的信息进行故障定位, 隔离故障点并恢复非故障区段的供电。整个故障处理过程包含子站收集终端数据、子站转发数据至主站, 主站启动故障定位-故障隔离, 进行过负荷校验, 计算网损, 确定最佳恢复供电方案, 此种方式由于通信环节较多, 所以用时较长。 (2) 管理型子站区域性管理。配网管理型子站具有对所辖区域的故障管理功能, 当所辖区域发生故障时, 不依赖主站, 依据所辖区域的配电线路拓扑, 就地完成故障线路的隔离。整个故障处理的自动化动作主要是子站故障定位时间约1 s、子站执行故障隔离时间约2~6 s、主站收到子站执行隔离成功报文, 启动故障恢复流程, 共用时4~5 s。 (3) 当地重合闸。终端装置与重合断路器配合, 组成具有控制和保护功能的自动开关设备, 能够完成故障 (包括短路故障和小电流接地故障) 的检测与保护, 与FTU柱上开关终端装置配合, 按照预定的顺序自动进行开断和重合操作, 排除瞬时故障、隔离永久故障点, 最大限度地减少故障停电时间和停电范围。随着用户对配电网供电可靠性要求的提高, 配网自动化系统需要在供电线路故障及时处理、非故障区域快速恢复供电方面作出努力。

2 GOOSE协议的引入

国际电工委员会 (IEC) 制定的《IEC61850变电站通信网络和系统标准》在变电站自动化系统得到了广泛应用, 随着其技术的逐渐成熟和广泛应用, 其技术和方法逐渐推广至变电站自动化以外的其他领域。我们将其引入到馈线自动化技术领域中。

GOOSE协议作为IEC61850的重要组成部分, 其出发点是功能的分布式实现, 它以高速地P2P (Peer-to-Peer) 通信为基础, 替代了传统智能电子设备 (IED) 之间硬接线的通信方式, 为逻辑节点之间的通信提供了快速且高效可靠的方法。任一IED与其他IED通过以太网相联, 可以为订阅方接收数据, 也可以为发布方向其他IED提供数据。

GOOSE是一种实时应用, 主要传送间隔闭锁信号和实时跳闸信号。根据IEC61850标准的规定, GOOSE信号的通信延迟应小于4 ms。IEC61850实现GOOSE实时性采取的手段包括:IEC61850标准针对变电站所有功能定义了比较详尽的逻辑节点和数据对象, 并提供了完整的描述数据对象模型的方法和面向对象的服务。这些抽象的通信服务、通信对象及参数通过特殊通信服务映射 (SCSM) 可映射到底层应用程序, 其映射一般遵循MMS+TCP/IP+ISO/IEC8802.3模式, 而GOOSE模型的报文传输映射实现比较特殊:应用层专门定义了协议数据单元PDU (Protocol Data Unit) , 经过表示层编码后, 不经TCP/IP协议, 直接映射到数据链路层和物理层, 即传输层和网络层均空。这种映射方式的目的是避免通信堆栈造成传输延迟, 从而保证报文传输、处理的快速性。基于GOOSE协议的实时性特征, 将它推广应用到馈线自动化领域, 从而达到快速馈线处理的目的。

3 GOOSE协议建模及快速FA功能的实现

3.1 智能配电网终端硬件构成

设备采用COLDFIRE硬件开发平台, 硬件平台主要由系统电源模块、MMI板、主控板、GPRS模块及无线微功耗模块等组成。主板预留了这些模块的接口, 同时主板直接完成三遥功能, 无需其他的完成独立功能的遥测、遥控、遥信等功能插件。图1为其部分硬件结构图。

3.2 故障检测逻辑

要实现智能终端的馈线故障自动化处理, 首先需要设备能够通过实时监测配电线路, 检测线路所处故障状态。线路故障可分为以下几种状态: (1) 正常态:检出正常的电压和电流。 (2) 失压/失流态:检出失压或失流。 (3) 涌流态:当装置在失压/失流态检出到过流, 则判断为励磁涌流, 延时确认后判为过流故障。是否屏蔽励磁涌流可通过控制字设定。 (4) 过流态:检出过流故障。 (5) 故障跳闸态:变电站出口或开关本体故障后跳闸。 (6) 重合闭锁态:变电站出口或开关本体一次重合闸失败后闭锁。

当装置检测到相应的信息故障后, 会相应地发出跳、合闸指令或者作出相应的动作指令或是向其上一级上报信息。图2为故障检测逻辑状态转换图。

3.3 Vx Works系统GOOSE协议栈的实现

为保证快速FA处理的实时性, 采用实时多任务操作系统Vx Works实现系统应用功能支撑。VxWorks嵌入式实时操作系统已广泛应用于工业控制、航天等实时性要求强的领域, 支持多任务、中断、任务抢占式调度等机制, 具备强大的网络功能。响应速度快、实时性强、可靠性高, 适合电力系统的应用。可以保证实时任务的快速响应, 以满足继电保护可靠性和快速性的要求。为达到在Vxworks系统上应用GOOSE报文来传递开关消息的要求, 需要在VxWorks系统平台上对GOOSE协议进行建模。GOOSE协议栈图如图3所示。

图3指明了GOOSE的通信协议栈:应用层制定的协议数据单元PDU, 经过表示层编码后, 不再经过TCP/IP标准协议的编码, 直接映射到数据链路层和物理层。

GOOSE为了保证通信的实时性, 采用了数据链路层直接传输报文。VxWorks网络协议栈 (图4) 基于开放系统互连 (OSI) 模型, 但在数据链路层上增加了一个多路转换接口 (MUX) , 以屏蔽不同网卡设备的差异性, 协议统一调用发送函数进行数据发送, 而此发送函数再调用具体网卡设备的发送函数。应用程序默认通过套接字和TCP/IP协议栈访问MUX, GOOSE应用不通过成熟的TCP/IP协议栈, 而是直接由应用层访问MUX, 实现从数据链路层将GOOSE协议数据传输给应用层程序。因而在MUX层绑定网络协议类型处理函数时需要对GOOSE协议进行绑定。

MUX本身并不处理报文, 只是对报文进行转发, 即向上为各高层协议提供统一的数据接口、屏蔽底层的具体实现;向下与数据链路层上的多个增强型网络驱动 (END) 连接, 目的是使底层驱动与高层协议保持独立。

由于快速报文服务直接由应用层访问MUX, 故MUX上设计了一个快速通信接口 (FCI) 。在此FCI为应用提供了6个访问MUX的接口函数, 同时为MUX提供回调函数中进行数据拷贝和简单分析后以信号量的方式通知应用。

3.4 基于GOOSE技术对等通信机制的快速FA方案

基于GOOSE技术的对等通信机制的FA模式是利用GOOSE广播报文方式在终端装置之间建立对等通信, 进行高速数据交换, 从而快速实现区域FA处理。且为了实现过程层GOOSE报文对优先级的需求, 要求终端通信交换机支持IEEE802.1P和IEEE802.Q协议, 服务质量 (QoS) (优先级) 、虚拟局域网 (VLAN) 的支持功能是其必要条件, 平均失效间隔时间 (MTBF) 也是其选择的重要指标。

架空线FA示意图如图5所示。假设馈线开关K1/K2/K3/K4为4个相邻的馈线开关设备, 其对应的终端装置FTU1/FTU2/FTU3/FTU4启动基于GOOSE技术的对等通信机制的FA模式。终端装置FTU采用光纤以太网对等通信, 相互实时数据交换, 实现配电环网快速自愈。当环网发生故障时, 各相邻FTU通过光纤以太网快速相互交换信息, 在300 ms内自动切除故障区段, 非故障区段供电恢复时间小于2 s。

假设变电站保护均为0 s速断保护, 配置有ts=500 ms的一次重合闸, K1、K2、K3、K4均为线路上负荷开关。

当相间故障发生后, 此时CB1速断跳闸, 线路失电, FTU检测到故障的终端会主动与其左右相邻的终端装置进行对等通信, 询问故障信息状态, 当通信主动方终端收到前侧 (电源侧) 相邻终端的故障上报信息, 而未收到后侧相邻终端故障上报信息时, 其认为故障点在其后侧, 启动隔离处理过程。

举例来说, 常规状态下K1、K2、K3为闭合状态, K4为分状态。假设故障发生在K2与K3之间, 当终端装置FTU2主动与其相邻开关上的终端装置进行对等通讯时, 召唤FTU1和FTU3的故障信息, 由于FTU1、FTU2检测到故障而FTU3没有检测到故障, FTU2判断故障点在其后侧, FTU2跳开自身开关, 同时FTU2向FTU3发送跳闸信息, FTU3接收到信息后跳开, 完成故障定位、隔离。故障点成功隔离之后FTU2向FTU4发送合闸信息, K4与K3之间由CB2恢复供电, CB1在N秒后进行一次重合闸, 此时故障点已经隔离成功, CB1重合成功, CB1与K1和K1与K2之间由CB1供电, 至此故障恢复完成。

按此方式进行的故障定位, 我们的时间指标可控制在:故障判断过程<35 ms (终端启动时间) ;故障定位及隔离处理过程<200 ms (含开关动作时间100 ms) 。故障切除后, 能保证CB1一次重合闸的成功。

4 配电网自动化发展方向

未来配电网技术的发展, 除了应保证供电质量, 迅速确定故障点, 及时处理故障, 恢复线路送电和降低网损外, 还应不断提高用户的用电实时在线评判。

由于配电网采集和监控的信息要比调度能量管理系统大得多, 而且由于设备或原始设计的缺陷, 通过配电远方终端单元采集的实时数据量和控制量一般不到全部配网数据总量的10%。所以, 应该依靠故障投诉管理、负荷管理、电量计费和用电营业管理等子系统收集的信息进一步弥补实时信息的不足, 即加强与其他系统的数据共享, 包括实时的、历史的参数和相关数据。

参考文献

[1]王文松.馈线自动化实现模式综述[J].西藏科技, 2011 (3)

GOOSE技术论文 篇5

10kV母线一般不装设母线差动保护, 而由变压器低后备保护切除母线故障。但由于要和馈线保护时间的配合, 低后备保护动作的时间整定一般较长, 这样会造成故障持续时间过长, 对10kV母线及其上面的电气设备造成损坏。

1 保护原理

面向通用对象的变电站事件 (GOOSE) 解决方案是基于61850标准数字化变电站的亮点之一, 其提供了快速和可靠的系统范围内传输输入输出数据值。基于分布的概念, GOOSE提供了一个高效的方法, 利用多路广播/广播服务向多个物理设备同时传输同一个通用变电站事件信息。考虑到其天然的分布性特点, 可以在IEC61850工程上利用GOOSE实现10kV分布式母线保护。

对于无小电源线路的10kV母线来说, 发生母线接地故障时, 只有大电流流经主变低压侧开关, 流经馈线开关的电流极小;而当馈线发生故障时, 馈线开关和主变低压侧开关都有较大的电流流过。

10kV分布式母线保护功能由10kV相关母线段上的所有馈线保护测控装置、分段断路器保护测控装置、变压器低压侧的保护测控装置来共同配合完成, 各间隔保护仅负责完成本间隔的的故障判断以及跳闸出口。

馈线保护测控装置:当闭锁元件投入且相电流满足动作条件时, 闭锁元件动作, 通过GOOSE报文发送闭锁信号给母线快速保护装置。

分段保护装置:在开关处于合位时闭锁两侧的主变低后备保护中的母线快速保护;开关处于分位时开放两侧的主变低后备保护中的母线快速保护。

变压器后备保护装置:当母线快速元件投入且满足电流动作条件, 未接收到任何母线闭锁跳闸的信号 (或逻辑) 就判断为母线故障, 快速切除主变低压侧开关。

2 技术实施

2.1 系统配置

为了确保GOOSE闭锁信息的实时性和可靠性, 各间隔单元的10kV分布式母线保护闭锁信息通过GOOSE网来传递、交换;GOOSE交换机可以就地安装在分段间隔或其他保护屏上。为确保通讯的可靠性, G O O S E网需采用光纤布缆, 装置采用100MBase-FX接口。

每个馈线保护、分段保护、主变低后备保护都装有GOOSE通信板, 各保护通过光纤连接到GOOSE交换机中, 以完成各闭锁信号传输及整个动作逻辑。

2.2 保护逻辑

2.2.1 闭锁信号的发送机制

各间隔的闭锁信号采用GOOSE方式来传递, 按照GOOSE机制来进行发送。

在平时, 各间隔装置定时发送本间隔闭锁信号的状态给其它间隔装置。在闭锁信号发生变化时, 立即发送最新的状态信息, 并以1ms、2ms、4ms……的间隔重复发送直至达到正常运行时的发送间隔位置为止。

2.2.2 馈线保护

在其装置内部设置瞬动的快速母线保护闭锁元件, 其闭锁功能可独立投退, 采用过流判据, 门槛电流值按躲过该线路正常运行时的最大负荷电流整定。当电流达到动作值时, 发送GOOSE信息闭锁母线速断保护。

2.2.3 分段保护

不判电流只判开关位置, 当开关处于合位时闭锁分段开关两侧的主变低后备保护中的母线快速保护;当开关处于分位时开放分段开关两侧的主变低后备保护中的母线快速保护。

2.2.4 主变低后备保护

主变低后备保护装置内部设置快速母线保护元件, 该元件可独立投退, 其门槛电流值和延时可独立整定。

后备保护装置中需接入本段母线上所有保护装置的闭锁信号, 若快速母线保护元件启动, 且未接收到任何闭锁跳闸的信号就判断为母线故障, 快速跳主变低侧开关, 见图1。

2.3 冗错方案

2.3.1 保护投入

为降低装置误动概率, 母线保护仅在保护启动的100ms内投入, 并统一延时为40ms。

若避免CT饱和导致母线保护误动, 亦可将延时提高到100ms (启动200ms内投入) 。

2.3.2 通讯中断闭锁

对于变压器后备保护装置, 实时对GOOSE网络的通讯状态进行监视。在给定时间内收不到母线上任何装置的GOOSE信息 (含心跳报文) 时则认为是GOOSE网络通讯中断, 此时闭锁本间隔的母线保护并告警;待正确收到相关报文后即时开放。

2.3.3 间隔检修处理

为检修方便, 增加检修压板。各间隔保护单元实时检测检修压板的状态。

在间隔检修停运时, 所发送的G OO S E信号均置Test品质描述标志, 或者屏蔽对所有间隔保护装置状态信号的发送 (仍发送心跳报文) , 从而确保正常运行的间隔保护不受任何影响。

3 功能扩展

以上介绍的只是最简单的10kV母线快速保护系统, 各地方可以根据自身的特点和各种运行方式, 对其接线及功能进行更改。以下介绍两种运行方式下的功能逻辑扩展。

3.1 小电源馈线

当10kV母线接有小电源线路 (如电厂出线) 时, 无论是该线路故障或者是母线故障, 都有较大的电流流经该线路开关, 此时闭锁元件都会起动。为了区分两者, 防止误闭锁, 需在该线路保护装置增加电流方向判断元件。

当小电源线路正向故障时, 电流方向为正方向, 发闭锁信号;当母线故障时, 流经该线路开关的电流方向为反方向, 不发闭锁信号。

3.2 分段开关合位运行不闭锁

如果分段开关在合位运行的情况下, 仍想具有10kV母线快速保护功能, 需要在分段开关保护内增加像主变低后备保护那样的判断逻辑, 并且将母联开关合闸位置闭锁主变低后备处的母线快速保护逻辑去掉, 而改为分段和低后备保护两者的配合。

对于分段开关保护, 若母线快速保护过流越限, 且未接收到任何母线闭锁跳闸的信号就判断为母线故障;经t1延时后跳开分段开关, 见图2。

对于主变低后备保护, 若母线保护快速过流越限, 且未接收到任何母线闭锁跳闸的信号就判断为母线故障。在母联开关处于分位时, 经t1延时后跳开主变低侧开关;在母联开关处于合位位时, 经t2延时后跳开主变低侧开关, 见图3。

4 结语

在当前创建一流先进供电单位的环境下, 对供电服务及电气设备提出了越来越高的要求, 这就要求我们对电力系统相关的工作技术进行不断的创新及改进。以上介绍了10kV母线的一种新的保护系统, 它能有效、快速地切除母线上的各种故障, 将母线及其他设备的受损害程度大大降低, 最终保证用户的正常用电。

摘要：本文介绍了GOOSE网络的10kV母线快速保护系统。

GOOSE技术论文 篇6

站域控制装置或系统是通过对变电站内信息的分布协同利用或集中处理判断,实现站内自动控制功能的装置或系统[1]。目前随着智能变电站建设的全面展开,站域控制实现的功能越来越多,例如过负荷联切和简易母差等功能都逐渐应用于智能变电站的站域控制中。国家电网公司基建部要求在智能变电站中采用站域控制技术,实现备用电源自动投入(简称备自投)、低频低压减载和母线分合等功能[1,2]。由于站域控制是一项新技术,如何达到动作性能佳并能可靠地实现,尚处于摸索探讨之中。文献[3]在站控层网络中传输通用面向对象变电站事件(GOOSE)报文实现快速母线保护方面,进行了有益的尝试。

IEC 61850GOOSE报文有良好的实时性[4,5,6],因此,采用GOOSE机制的站域控制系统将有良好的实时动作性能。本文提出的基于站控层GOOSE的站域控制实现方案,在实现动作性能好、可靠性高的站域控制系统方面进行了有益的探索。

1 系统构成

基于站控层GOOSE的站域控制系统由间隔层装置、监控子系统和站域控制子系统3部分构成,如图1所示。

间隔层装置是智能变电站内的保护装置或保护测控合一装置,其功能是采集智能变电站实时信息(模拟量信息和开关量信息,用于站域控制逻辑),将采集到的实时信息通过站控层制造报文规范(MMS)网和GOOSE网传递给监控子系统,并执行监控子系统发出的断路器跳合闸命令。

监控子系统由智能变电站中的监控系统主机或远动终端实现,其功能是完成间隔层装置与站域控制子系统的信息交换,将间隔层采集的变电站实时信息传输给站域控制子系统,并把站域控制子系统的断路器跳合闸命令传输给间隔层装置,起中介传输以及站域控制子系统与运行维护人员之间人机交互作用。

站域控制子系统用于实现智能变电站内的备自投、过负荷联切、过负荷闭锁、低频低压减载和简易母差等站域控制功能,可装设在监控系统主机或远动终端上,作为一个任务被调用。

监控子系统与间隔层装置通过以太网连接,以太网传输符合IEC 61850标准的MMS报文和GOOSE报文,实现站控层MMS网与站控层GOOSE网的双网合一。

间隔层装置通过站控层GOOSE网向监控子系统传输与站域控制逻辑相关、需要快速处理、包含变电站模拟量和开关量的GOOSE报文,同时接收监控子系统发送的跳合闸命令的GOOSE报文。站控层采用GOOSE发送机制,有效保证了变电站模拟量和开关量变化的实时上送以及站域控制的跳合闸命令的快速执行。间隔层装置还通过站控层MMS网与监控子系统进行通信,传输与站域控制子系统监控画面显示相关和较慢的实时信息,例如监控画面中所需显示的开关位置、变电站电压、电流量等,并完成日常监控系统所需的遥控操作等功能。

监控子系统通过计算机快速交互缓存与站域控制子系统进行信息快速交换,便于站域控制子系统快速采集变电站实时信息和下发跳合闸命令。监控子系统还通过计算机缓存将接收到的站控层MMS报文更新至监控数据库,并将变电站实时数据在监控系统画面中进行实时显示。

为了便于变电站值班人员对站域控制系统的日常运行维护,变电站值班人员可在站域控制子系统监控画面中,通过对站域控制系统相关压板置数的方式,实现站域控制系统与操作人员的人机交互,用以完成站域控制的相关功能(例如备自投、过负荷联切、过负荷闭锁、低频低压减载和简易母差等)的投退、出口压板以及检修压板的投退。

在站域控制子系统监控画面中还增加了一些辅助功能,以便于对站域控制系统进行调试和动作行为分析。设置了站域控制动作灯显示,通过动作灯的不同颜色,指示当前站域控制发生的动作行为和状态,例如备自投跳闸动作灯、合闸动作灯和充电灯等,并产生详尽的保护动作遥信,便于对站域控制动作行为进行分析。设置了“模拟测试”压板,通过投入该压板,可方便地实现在监控画面中模拟变电站的故障状态,实现对站域控制动作逻辑的测试,方便了站域控制系统逻辑的调试。

2 应用案例

以一个在湖北电网已得到应用的实例说明该系统的实现过程。在本实例中,基于站控层GOOSE的智能变电站站域控制系统包括NS3600系列保护测控装置(间隔层装置)、NSS300信息一体化平台(监控子系统)和站域控制子系统。该站域控制系统实现了备自投、过负荷联切、过负荷闭锁、低频低压减载和简易母差等站域控制功能。

NS3600系列保护测控装置采集变电站的实时信息,通过站控层MMS网和GOOSE网传输给NSS300信息一体化平台。其中,通过站控层GOOSE网向NSS300信息一体化平台传输需快速处理的变电站模拟量和开关量,并通过该平台的计算机快速交互缓存将实时信息传输给站域控制子系统,通过站控层MMS网传输较慢的实时信息,用于站域控制子系统画面的变电站开关位置和电压、电流等信息显示。

变电站运行维护人员根据监控子系统画面的显示,通过NSS300信息一体化平台数据库,对站域控制的各个逻辑模块(备自投、过负荷联切、过负荷闭锁、低频低压减载和简易母差等)进行功能投退和出口压板投退,通过定值菜单对站域控制相关定值进行设置,从而完成与站域控制子系统的人机交互。投入后的站域控制子系统各模块根据变电站当前的运行方式以及电压、电流情况,完成相应逻辑准备,例如备自投模块的充电。

当变电站发生故障后,NS3600系列保护测控装置将采集到的实时信息(母线电压、故障电流和电网当前运行方式)通过NSS300信息一体化平台监控子系统传输给站域控制子系统。若当前故障情况满足站域控制某个投入模块的动作逻辑,则站域控制子系统发出一系列断路器跳合闸命令,并通过计算机快速交互缓存传输给NSS300信息一体化平台监控子系统,由站控层GOOSE网传输给NS3600系列保护测控装置,并通过NS3600系列保护测控装置完成断路器的跳合闸操作,实现站域控制子系统投入模块的相应功能,保证故障的切除以及电网负荷的持续供电和负荷均衡。

3 结语

本文提出了一种站域控制系统及其实现方案。该系统利用已有的智能变电站站控层MMS网络,实现了站控层双网合一,并在监控系统或远动终端上实现了备自投、过负荷联切、过负荷闭锁、低频低压减载和简易母差等站域控制功能。

本文提出的站域控制系统已在多个现场运行。经测试,基于站控层GOOSE的站域控制系统的整体动作时间(从间隔层装置接收到变化的模拟量信息经监控系统到间隔层发出GOOSE跳合闸令的时间)不大于200ms,可满足110kV电压等级以下的智能变电站运行的实际需求。

本文提出的站域控制系统所获取的实时信息必须通过站控层GOOSE网从间隔层装置获得,因此对间隔层装置提出了新的要求:必须支持站控层GOOSE功能,包括通过站控层GOOSE传输模拟量信息。另外,智能变电站内站控层网络通信通道好坏将直接影响该系统的动作时间和实施效果。

摘要：提出并实现了基于站控层通用面向对象变电站事件(GOOSE)的站域控制系统。该系统由间隔层装置、监控子系统和站域控制子系统3部分构成,实现了智能变电站内的备用电源自动投入(简称备自投)、过负荷联切、过负荷闭锁等站域控制功能,并利用已有的双冗余站控层网络传输GOOSE报文,有效提高了站域控制动作的实时性,可替代现已使用的各种备自投、过负荷联切等装置和系统,已在多个智能变电站中得到应用。

关键词：智能变电站,站控层,通用面向对象变电站事件(GOOSE),站域控制,IEC61850

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GOOSE技术论文 篇7

1 双母线线路接线方案下的GOOSE网络方案分析

对于220k V变电站而言, 多采取的接线方式为双母线线路接线。此种接线方式下, 继电保护的配置标准为双重性, 冗余方式按照双重化保护和双重化GOOSE网络标准进行设计。基于对整个系统运行安全性因素的考量, 在有关交换机分配方案的选择方面, 分别按照出线线路、主变线路以及母线吸纳路的方式, 采取间隔性、分散化的分配方案。同时, 基于双重化间隔的交换机装置分别安装在以下两个部位: (1) 主变保护屏装置; (2) 双套线路。在此基础之上, 对于双重化母线线路交换机而言, 则将其安装在双套母线线路保护屏当中。以上两项设备安装完成后, 采取星型单网的方式进行连接。

同时, 在数字化变电站继电保护设计规范及相关保护工作原理的角度上来看, 整个变电站双母线结构当中, 一个线路间隔保护间所对应的信号连接关系可以概括为以下几种类型: (1) 对于线路保护跳闸、重合闸联系信号而言, 线路保护是发送方, 智能开关作为接收方; (2) 对于开关位置联系信号而言, 智能开关作为发送方, 而线路保护作为接收方; (3) 对于刀闸位置联系信号而言, 智能刀闸作为信号发送方, 而线路保护或母线保护则作为信号接收方; (4) 对于线路保护启动失灵联系信号而言, 线路保护作为信号发送方, 而母线保护则作为信号接收方; (5) 对于母线保护跳闸联系信号而言, 母线保护作为信号发送方, 而智能开关则作为信号接收方; (6) 对于母线保护闭锁重合闸以及启动远方跳闸联系信号而言, 母线保护作为信号发送方, 而线路保护者则作为信号接收方。

基于以上分析, 不难发现:在此种GOOSE网络方案背景作用下, 整个数字化变电站继电保护过程当中出线间隔与主变间隔之间不存在信号连接的关系, 而各个间隔的信号联系仅通过母线保护的方式予以实现。而对于间隔内部而言, 其线路保护与开关刀闸之间的联系信号均建立在间隔交换机内部。同时, 2级交换机能够为母线保护与间隔保护、母线保护与智能一次设备之间的信号连接提供交换支持, 在此基础之上, 由于母线交换机按照间隔为单位划分了与之相对应的VLAN, 从而使得整个GOOSE网络运行状态下的GOOSE报文间隔更加的明显, 报文帧的延时问题得到了有效的解决, 检修的安全性也明显提升。

2 3/2线路接线方案下的GOOSE网络方案分析

国内500 k V变电站多采用3/2接线形式, 继电保护按双重化配置。但3/2接线形式不是星形结构, 中断路器与两侧间隔连接形成冗余结构, 因此, 中断路器保护与两侧间隔都有联系。与双母线结构相同, 3/2接线形式也按间隔双重化保护分散配置双重化交换机, 但智能开关及其保护配置双网口分别连接到两侧间隔交换机, 与一次结构保持一致。同时, 需要注意的一点是:中断路器保护和中智能开关与两侧保护均有信号联系, 为了避免GOOSE报文跨越母线交换机而降低系统可靠性, 将中断路器保护和中断路器接入两侧间隔交换机。

同时, 在数字化变电站继电保护设计规范及相关保护工作原理的角度上来看, 整个变电站双母线结构当中, 一个线路间隔保护间所对应的信号连接关系可以概括为以下几种类型: (1) 对于线路保护跳闸联系信号而言, 线路保护作为信号发送方, 而2个智能开关则作为信号的接收方; (2) 对于线路保护启动失灵、重合、闭锁重合闸的联系信号而言, 线路保护作为信号的发送方, 而2个开关保护则作为信号的接收方; (3) 对于远跳判别装置跳闸联系信号而言, 远跳判别装置作为信号的发送方, 而2个智能开关则作为信号的接收方; (4) 对于边开关保护器保护闭锁重合闸联系信号而言, 边开关保护作为信号的发送方, 而中开关保护则作为信号的接收方; (5) 对于中开关保护闭锁重合闸联系信号而言, 中开关保护作为信号的发送方, 而边开关保护则作为信号的接收方; (6) 对于母线保护跳闸联系信号而言, 母线保护作为信号的发送方, 而边智能开关则作为信号的接收方。

3 结束语

大量的实践研究结果表明:对于数字化变电站继电保护工作而言, 一个良好且可行GOOSE网络方案应当综合考量继电保护在安全性、经济性、可靠性以及速动性方面的特殊要求, 同时还需要将数字化变电站在正常运行状态下的一次接线形式、以及继电保护装置配置特点考量其中。总而言之, 本文分双母线线路接线方式以及3/2接线方式这两种情况, 详细研究了数字化变电站继电保护的GOOSE网络设置方案, 及其操作要点, 希望能够引起各方工作人员的特别关注与重视。

摘要：在现阶段的技术条件支持下, 对于数字化变电站继电保护工作当中, 所应用GOOSE网络而言, 其通信过程当中多是建立在以太网网络多播技术基础条件支持下, 多播应用关联上所实现的。因此, 为了能够确保GOOSE网络中, 相关数据传输的可靠性及其实时性, 对于GOOSE报文而言, 传输过程当中省去了回执确认的环节, 而将其替代为顺序重发工作机制, 不难看出, 整个GOOSE网络实时性可靠性优势的实现与网络方案选取之间的关系是极为密切的。基于此, 本文以数字化变电站继电保护当中, GOOSE网络方案的选取作为研究对象, 以相关主流继电保护模式作为切入点, 详细研究了与之相对应的网络设计方案, 希望能够为后续研究及实践工作的开展提供一定的参考与借鉴。

关键词：数字化变电站,继电保护,GOOSE网络,分析

参考文献

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