智能變電站網絡通信狀態監測與故障分析

許偉國，張 亮，金乃正

（紹興電力局，浙江 紹興 312000）

智能變電站的特點是采用智能一次設備和光纜通信代替傳統變電站的二次回路電纜，避免了因使用電纜導致電磁兼容、傳輸過電壓、交直流誤碰等造成繼電保護的誤動和拒動。通過光纖傳輸，簡化了二次回路，實現了監控聯/閉鎖、保護采樣、跳/合閘、啟動、閉鎖等變電站二次系統的分布式功能，使用通信校驗與自檢技術，提高了二次信號的可靠性。實現網絡通信的“二次回路”狀態可視化，輔助運行維護人員快速定位故障原因，已成為智能變電站迫切需要解決的課題。

1 通信狀態的監視

智能變電站設備的網絡通信過程與系統配置是否一致、網絡通信能否正常運行將直接影響二次系統的正常安全運行，因此，必須對智能變電站網絡通信的保護采樣、跳/合閘、啟動、閉鎖等關鍵環節進行全程監視與在線分析。

基于IEC 61850標準的智能變電站通過GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event，面向通用對象的變電站事件，簡稱GOOSE）通信，實現控制聯/閉鎖、跳/合閘、啟動等二次系統的分布式功能。由于GOOSE是 IED（Intelligent Electronic Device智能電子設備，簡稱IED）裝置之間的水平通信方式，為便于通信二次回路調試及運行值班人員日常運行監視，目前一些后臺和監控中心人機界面由IED依據發送GOOSE報文的報文有效時間的2倍時長判斷通信狀態，將接收每個GOOSE報告控制塊GOCB通信狀態的中斷和恢復狀態轉為雙位置GGIO狀態信息，并配置相應報告控制塊，通過MMS（Microsoft Media Server protocol，微軟媒體服務器協議）送后臺監控。圖1為接收GOOSE測控裝置通信狀態監視的原理框圖。

圖1 IED裝置GOOSE通信狀態監視原理

在變電站后臺監控或無人值班集控系統中設計GOOSE通信在線狀態監視功能時，如采用光字牌反映GOOSE邏輯通信狀態，需要許多光字牌畫面，無法直觀地對GOOSE的通信狀態進行全面可視化監控，為此，專門設計了GOOSE通信狀態二維監視圖，見表1。將發送與接收IED裝置之間通信狀態分為正常（綠色）、中斷（紅色）和無法判別（灰色）3種狀態。

表1 GOOSE通信狀態二維監視

2 GOOSE故障特征模型

由于后臺監控界面的GOOSE通信狀態按2倍報文有效時間內IED接收裝置是否收到GOOSE報文來判別，無法判別通信時通時斷情況下存在的GOOSE二次回路“接觸不良”的情況，導致存在保護拒動或誤動的可能性。為此，必須對GOOSE通信中初始化、丟幀、離線與在線模型一致性進行在線監視與分析，滿足二次系統狀態檢修對二次回路通信狀態的檢測。

對GOOSE利用介質訪問控制MAC地址劃分邏輯鏈路，重點對GOOSE通信進行防誤操作聯/閉鎖、保護動作事件、心跳報文丟幀、中斷、初始化、與SCD（system confignration descirpiption，系統配置文件）設置通信組播不一致錯誤分析，以及記錄文件的字節數發生突變異常等在線故障進行診斷分析。

2.1 對GOOSE報文與SCD文件的一致性分析

依據GOOSE報文中的應用標識、控制塊引用、數據集應用、GOOSE標識、配置版本等，核對在SCD文件中的配置，有任何不相符時都會給出告警提示。

2.2 對GOOSE報文的符合性判斷

依據IEC 61850-7-2標準，狀態號StNum和序列號SqNum的變化分為以下3種情況，當發現不符合時給出錯誤提示：

（1）裝置重啟時StNum的值為1，SqNum的值為1。

（2）無新事件報文時StNum的值不變，SqNum的值加1。如果SqNum的值達到最大值，則SqNum的值變為1。如果SqNum值減1不等于前一幀報文SqNum值，認定通信丟幀。

（3）有新事件時，StNum的值加1，SqNum的值為0，如果StNum的值達到最大值，則StNum的值變為1。圖2為GOOSE故障模型。

圖2 GOOSE故障模型

利用上述GOOSE故障特征原理設計網絡記錄與在線分析方法，可以快速發現GOOSE報文協議符合性錯誤以及丟幀、中斷等問題，通過綜合分析快速定位故障設備。

3 GOOSE通信中斷的分析方法

以某變電站監控系統某次通信中斷的故障分析為例。該變電站監控系統采用雙以太星型網，間隔層與站級層之間的通信采用MMS協議，間隔之間測控裝置通過GOOSE通信實現防誤操作聯/閉鎖的功能。變電站投運后，后臺監控經常報1號主變壓器220 kV和110 kV側與35 kV側GOOSE的A網與B網通信中斷及自動恢復，從現象初步分析，原因是1號主變壓器35 kV側測控裝置GOOSE發信經常中斷。

3.1 測試

為確定故障原因，采用移動記錄分析儀在變電站進行測試。如交換機具備端口鏡像功能，可將后臺1的A網和后臺2的A網、遠動1的A網和遠動2的A網鏡像到端口，將移動記錄儀網絡監聽口接入交換機鏡像端口；否則采用移動記錄儀網絡串入接口直接接入被測試設備的通信網絡。當發現后臺監控報通信中斷時，分析程序調用該時間段的記錄報文進行定量分析。如移動記錄分析儀具備在線分析功能，可以快速發現邏輯通信分類中的邏輯二次回路傳輸層和應用層協議的符合性錯誤，以及丟幀、中斷等問題。圖3為移動記錄分析儀交換機鏡像和被測試設備的通信網絡串入方式測試圖。

圖3 監聽交換機鏡像和被測網絡串入方式

利用移動式報文分析儀的在線檢測功能，發現了1號主變壓器35 kV測控裝置A網的規約符合性錯誤:stNum與sqNum變化錯誤，上一幀報文為（1，222397），本幀報文為（1，222399），丟失了1幀GOOSE心跳報文。同時后臺監控報1號主變壓器220 kV和110 kV側與35 kV側GOOSE的A網與B網通信中斷，約2 s后自動恢復。接收測控裝置按GOOSE通信中斷為2倍報文有效時間判斷，本案例設置報文有效時間為10 s，因此，當20 s內1號主變壓器220 kV和110 kV側測控裝置未收到1幀35 kV側測控裝置發送的GOOSE報文，即將通信中斷狀態位置GGIO置1，并通過MMS協議將狀態送后臺監控及遠動裝置。但實際上1號主變壓器35 kV通信只丟失1幀，在20 s內1號主變壓器的220 kV和110 kV側測控裝置收到了3幀GOOSE心跳報文，因而不該報“GOOSE通信中斷”。為確定誤報GOOSE通信中斷的原因，首先要確定是1號主變壓器220 kV及110 kV側測控裝置誤報，還是后臺監控誤報。

3.2 分析

通過分析1號主變壓器110 kV側測控裝置上送的MMS報告協議，發現有2項信息發生變位，2 s后復歸。

通過SCD配置工具檢查測控裝置接收的GOOSE數據集，報告控制塊中這2項變位信息描述為：“40：1號主變壓器220 kV與1號主變壓器35 kV之間GOOSE通信中斷；41：1號主變壓器110 kV與1號主變壓器35 kV之間GOOSE通信中斷”，說明后臺監控上報信息正確，可以排除后臺監控誤報。

因此，初步斷定誤報通信中斷的原因是35 kV側測控裝置GOOSE發送中丟失1幀報文，1號主變壓器220 kV和110 kV側測控裝置與35 kV側測控裝置GOOSE中斷判斷程序存在錯誤。此外，另一可能誤報的原因是原測控裝置GOOSE發送心跳時間設置2 s，而應現場驗收要求改為5 s，是否由于發送側測控裝置GOOSE沒有修改配置，導致丟失1幀后，接收測控裝置判斷8 s內沒有收到發送裝置GOOSE的報文，判斷GOOSE通信中斷。為此，又檢查1號主變壓器110 kV側GOOSE接收配置6組的報告控制塊報文，發現110 kV母聯、110 kV正母和副母GOOSE報文中的報文有效時間為4 s。

3.3 故障原因

因接收測控裝置GOOSE中斷判斷程序存在錯誤，即不是按每組GOOSE邏輯通道的心跳時間作判斷，而是按接收全部GOOSE報告控制塊中的最小報文有效時間的2倍來判斷，由于廠家現場工作人員將SCD中GOOSE報文有效時間從2 s改為5 s，但沒有將修改后的配置下載到110 kV母聯、110 kV正母和副母測控裝置，因而造成錯誤。

4 結論

通過表征變電站網絡通信二次回路運行狀態的二維表，實現了變電站運行人員對GOOSE二次回路通信狀態的可視化監控；通過建立GOOSE故障特征模型，提供了智能變電站網絡通信GOOSE離線模型和在線模型一致性分析以及故障狀態檢測的方法；利用網絡通信記錄與分析等測試工具，實現了對智能變電站GOOSE網絡通信過程中產生的各種故障進行快速定量和定位分析，大大縮短了故障處理時間，降低運行維護成本，使智能變電站運行更安全、可靠。

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