钱海宽，徐宗川
（国网北京市电力公司检修分公司，北京 丰台 100073）
随着电网技术的逐步发展，智能变电站成为智能电网的关键组成。在北京，每年都会有新的智能变电站拔地而起，这些新的智能变电站的诞生，对电网的维护人员提出了更高的技术要求，也让电网人肩负了更大的责任和使命。
智能变电站，表现在高度集中的站端控制、站内设备的全方位监视、对站内设备强大的保护能力等等。不过究其本质，智能变电站与常规变电站最大的区别，在于是否有过程层设备-智能终端与合并单元。加上站内间隔层的设备（保护装置、测控装置、交换机等），这些独立的二次设备通过光纤以及网线实现互联，实现智能变电站信息流的传送。作为继电保护自动化的运行维护工作人员，在验收或调试新的智能站时，就须要对尾纤进行验证，以期实现正确的功能。对于自动化人员来说，验证GOOSE 断链表以及GOOSE、SV 相关信号的正确表达，既是从功能上验证尾纤的正确性，又能够验证后台对二次设备监视的全面及准确性。
1.1 网络结构
GOOSE、SV 链路及其收发端的二次设备共同构成了“三层两网”智能变电站网络结构中的间隔层及过程层网络，GOOSE、SV 链路传送的内容并不一致，且在具备A、B 双网的变电站，信息流的传送是相互独立、互不干涉的，保证了电网数据传输的可靠性。GOOSE 链路通常传输的是开关量数据，如开关刀闸位置、跳合闸指令、重合闸指令、遥控指令、告警信号以及联闭锁信息等；
SV 链路则传输的是数字化采样值，包括电流、电压量。
图1 传统变电站与智能变电站结构对比
1.2 断链表
在智能变电站的监控后台，能够找到 GOOSE断链表图。该图以某一间隔为单位，通过监视设备对GOOSE 收、发的情况，来观察被监视设备的链路是否正常。若是存在某一装置的某一根尾纤接触不良、断纤、未插入等情况，光字牌会闪烁变红，并在告警窗提示某装置A 的GOOSE 总报警、A 装置接收B 装置GOOSE 断链。须要注意的是，有的厂家的保护装置某些功能未投入，在对应的尾纤未插入的情况下不判断链。
如图2 所示为 110 kV 智能变电站 GOOSE 断链表实例。我们以一路220 kV 的一套保护装置为例，以下用调度号2212 保护装置一代替。断链的判据是接收端的装置接收不到GOOSE 数据集，一段时间后会上送该数据集所在的链路中断，且会报装置的链路中断总报警与此同时装置异常信号同样会上送后台监控系统及远动装置。如图3 所示，有以下几种断链的情况。
图2 GOOSE 断链表实例
图3 SCD 文件中线路保护装置虚端子实例
2.1 线路保护装置SV 采样实例
2212 保护装置一通过光纤点对点的方式从该间隔合并单元一采集线路电流以及电压（采集母线电压还是线路电压取决于线路是否有TV），通过计算去判断线路是否有故障，进而去判断是否采取保护动作来切除故障线路。当这一段数据集没有接收到时，2212 保护装置一便会发SV 链路的告警。注意， 国家电网公司“九统一”标准里明确规定保护装置的电流电压量是直接采样的，即保护装置与合并单元之间不经过交换机而以点对点光纤连接方式直接进行采样值传输，与此同时2212 保护装置一与智能终端一之间同样不经过交换机而以点对点的光纤连接方式直接进行跳合闸信号的传输。这种采样及数据传输方式，通常称其为保护装置的“直采直跳”，其优点在于采样值及开关量在传送过程中无中间环节、简单、直接、可靠，使得各间隔保护功能在采样环节独立实现，保护功能的可靠性在数据传输环节得以最大程度地保证。
2.2 线路保护装置GOOSE 采样实例
2212 保护装置一须要采集断路器的位置，由2212 智能终端一采集断路器的实时位置给 2212 保护装置一。当这一段数据集没有接收到时，2212 保护装置一便会发GOOSE 链路的告警，其描述通常为“2212 保护装置一接收智能终端一 GOOSE中断”，并会发出 2212 保护装置一 GOOSE 总告警同时伴随装置异常信号上送后台监控系统及远动装置。
当220 kV 母线保护装置一判别出母线上有故障须要切除2212 线路时，会发出跳闸命令至2212智能终端一（这里阐述一下，母线保护装置与线路保护装置一样，同样是采用的“直采直跳”模式），在跳开2212 开关的同时发送“闭锁重合闸”这一GOOSE 信息量通过过程层交换机给2212 保护装置。当这一段数据集没有接收到时，2212 保护装置一便会发GOOSE 链路的告警，其描述通常为“2212 保护装置一接收220 kV 母线保护一GOOSE中断”，并会发出2212 保护装置一GOOSE 总告警同时伴随装置异常信号上送后台监控系统及远动装置。
2.3 备用开入采集实例
有时会有备用开入给2212 保护装置一。
包括保护装置间的闭锁重合闸信号、启动失灵信号同样通过链路在保护装置间进行数据集的传输。
我们以2212 间隔另一关键设备测控装置为例继续进行阐述。
2.4 线路测控装置SV 采样实例
2212 测控装置需要采集电压电流等采样值通过以太网线经间隔层及站控层交换机上送至后台以及远动装置。对于测控装置而言其与保护装置最大的不同在于信息流的传输方式-组网传输，即在采样回路增加了交换机的有源环节。因此2212 合并单元一先将电压电流等数字量通过光纤经SV 网络传输至本间隔过程层交换机，从交换机另引出一条光纤至测控装置进行测量级电压电流值的采样。在设备运行过程中，一旦测控装置没有接收到经SV 网络传输的电压电流数据集便会报这一链路的SV 链路中断告警并且伴随着装置异常信号上送后台监控系统及远动装置。
2.5 线路测控装置GOOSE 采样实例
测控装置另外须要采集开关刀闸位置、变压器档位等开关量信号以及一次设备机构告警信号上送后台及远动装置。智能终端一通过采集位置信号并转换为数字量信息通过光纤经GOOSE 组网上送该间隔过程层交换机，并另接一条光纤至测控装置完成数据集的上送。对于遥控功能的实现，后台监控系统通过站控层及间隔层交换机将遥控指令传送到测控装置，测控装置通过光纤经过程层交换机将分合闸（开关）等指令传送到智能终端一，从而实现对于一次设备的遥控。一旦测控装置没有接收到GOOSE 数据集，便会报出GOOSE 链路的告警并伴随装置异常信号上送后台监控系统及远动装置。
2.6 母差保护装置GOOSE 采样实例
由于220 kV 变电站中母差保护配置的特殊性，其尾纤连接方式的设计往往同时兼具“直采直跳”以及“网采”2 种不同的模式。
为更好地理解母差保护组网信息，首先简单阐述220 kV 母差保护直采直跳信息流。
如图4 所示，220 kV 第一套母差保护直接通过光纤，从220 kV 母线压变第一套合并单元获得母线电压，从220 kV 线路第一套合并单元获得支路电流。
图4 母差保护信息流动方向
须要注意的是，母线闸刀位置并非通过交换机，组网传递至 220 kV 第一套母差保护。而是220 kV线路第一套智能终端直接通过光纤，在接收母差保护跳闸信息的同时，发送母线闸刀位置。启动失灵、远跳信息流通过交换机组网传输。
启动失灵信息由220 kV 线路第一套保护发出，首先经 220 kV 线路过程层A 网交换机，再连接至220 kV 第一套母差保护过程层A 网中心交换机，最终抵达220 kV 第一套母差保护组网端口，如图5所示。
图5 启动失灵信息流动方向
远跳信息传输方向正好相反。由 220 kV 第一套母差保护发出，首先经220 kV 第一套母差保护过程层A 网中心交换机，再连接至220 kV 线路过程层A 网交换机，最终抵达220 kV 线路第一套保护组网端口。
同时兼具2 种光纤连接方式的特点，也为母差保护装置GOOSE 断链的验收增加了难度。这就须要验收及调试人员熟悉母差保护装置的工作原理以及信息流的走向，才能在验收过程中做到不漏纤、不错纤，使母差保护装置投运后可以正常稳定地运行。
以上结合220 kV 线路保护装置、测控装置以及母线保护装置三类典型的智能站间隔层设备分别进行了GOOSE 以及SV 信息流走向的分析，并且阐述了GOOSE 断链表验收的方法。验收的方法可以通过插拔光纤简单体现，但其背后所蕴含的对于智能站信息流走向及准确性的验证才是真正的意义所在。如图6 所示，所展示的是智能变电站网络系统结构的实例，GOOSE 断链表的存在可以很好地将抽象的网络系统直观呈现在后台监控画面，使得智能变电站便于维护。
图6 智能变电站网络结构实例
随着IEC 61850 标准的颁布实施、以太网光纤通信技术的应用、电子式互感器的产生以及智能断路器的发展，使得智能变电站在全国范围内大面积推广。这就要求变电站调试检修运维人员从传统的常规站运维检修模式中做出总结并且区分开来。横向对比常规站二次接线回路、端子排端子以及智能站二次虚回路、虚端子，掌握智能变电站的核心技术，通过利用后台监控系统画面中的 GOOSE 断链表，准确找到缺陷所在并且及时排除，可以更加有利于智能变电站的安全稳定运行。
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