基于通信數據流的變電站二次設備遠程診斷

（國網浙江省電力有限公司檢修分公司，杭州 311232）

0 引言

現代電網的建設與發展，已從智能電網時代步入泛在電力物聯網時代，移動互聯、人工智能等先進信息技術和通信技術，為建設狀態全面感知、信息高效處理、應用便捷靈活的智慧服務系統提供了強有力的技術支撐。在這一背景下，開展電力監控設備的遠程診斷變得切實可行。

已有的技術實踐和積累為遠程診斷的實現提供了有益參考。文獻[1]提供一種基于粗糙集理論的電力設備故障診斷方法，將故障診斷看作模式分類問題，每種故障對應一組特征集，根據已有故障案例和檢測參數建立故障診斷決策表，采用粗糙集理論方法從故障集中導出診斷規則。該文重點研究對象是電力變壓器等一次設備，未對電力監控設備開展研究。文獻[2]中，謝善益等研究提出了輸變電設備統一狀態監測模型范圍和建模方法，并用于輸變電設備的遠程診斷實踐。其缺點與文獻[1]相同，缺少對電力監控設備的研究。文獻[3]利用OPNET 軟件仿真研究了基于VLAN（虛擬局域網）的變電站綜合數據流，以一個典型變電站為例，呈現了各種數據流及其流量大小。文獻[4]介紹了智能變電站過程層網絡報文與流量分布的計算方法，其對網絡數據和流量的定量計算思路值得參考。

目前市場上關于電力設備遠程診斷的成熟技術方案為： 變電站現場終端設備對接收的信息進行處理，再將處理結果上送至遠方主站，并且只解析應用層信息，對帶寬要求低，10 M 即可。本文提供的技術方案，不僅包括應用層信息，還包括傳輸層信息，帶寬大大增加，實際使用100 M帶寬。

本文設計并建設了遠程專網，網絡報文經由專網上送至遠方診斷平臺，通過解析網絡報文來分析數據流狀態，實現對電力監控設備的診斷和評估，給出基于IEC 61850 通信的IED（智能電子設備）鏈路狀態和設備節點的評估模型。

1 遠程專網的設計與建設

為實現變電站二次設備的遠程診斷，需要在遠方診斷平臺看到設備的狀態信息和網絡報文。為此，先設計建設遠程專網。

遠程專網的架構為： 報文采集與轉發裝置將變電站站控層交換機、調度數據網實時交換機的鏡像報文，經由安全隔離裝置和路由器傳送至遠程專網，并由遠方診斷平臺接收。遠程專網的拓撲結構如圖1 所示。

圖1 遠程專網拓撲結構

2 基于網絡報文的遠程診斷

電力監控設備實時上送遙信、遙測報文，同時部分設備還有心跳報文。一方面，可以通過上送的設備異常、故障等告警信息，實現對設備運行狀態的初步診斷；另一方面，根據遙信、遙測數據報文實時上送速度和速率，并結合歷史經驗，對裝置的劣化過程進行分析，實現對設備運行狀態的精確診斷。

以ABB 測控裝置REC561 為例，“測控單元自檢故障”“裝置GPS 對時出錯”“水平通信中斷”“與前置機通信中斷”等信號可向監控系統主機上送，通過解析報文可獲取這些異常信息，實現對測控裝置的診斷。

3 鏈路狀態和設備節點的評估方案

通信鏈路狀態的監視在電力自動化系統中具有重要意義。通信鏈路可以實時監視傳輸層、應用層鏈路狀態，通過分析網絡TCP（傳輸控制協議）、應用層（104 或者MMS）數據流特征和報文信息，可實現對通信鏈路的精確診斷分析，并輔助分析設備運行狀態。

本文設計了一套鏈路狀態和設備節點的評估方案，根據具體積分規則評估其健康水平。

積分規則的編制原則如下：

（1）重要狀態信息“GOOSE 通信狀態”“MMS通信狀態”為“FALSE”時，直接積0 分。

（2）TCP 層相關參數的積分占比高，IP 層、應用層次之，分別為7 分、5 分、3 分。

（3）針對過去15 min 內的狀態進行評估。

此套方案將鏈路健康水平劃分為4 個等級：優良，90 分以上；一般，70-89 分；較差，50-69分；異常，50 分以下。

通信鏈路狀態的積分規則見表1。變電站二次設備（裝置）節點狀態積分規則見表2。凡與表中所述情況不符的，均計0 分。

4 案例

某500 kV 變電站自投運以來，一體化電源與監控系統站控層和遠動裝置之間多次發生通信異常，具體表現為站控層和調度主站經常不定時收到監控系統與一體化電源通信中斷的告警信息。在2016-02-16—03-17 的一個月時間內，遠動裝置上送“一體化電源裝置MMS 通信中斷”信號180余次。表3 所示為監控后臺顯示的告警信息。

經鏈路狀態和報文遠程診斷發現，一體化電源不定期出現的對MMS 心跳報文響應速度較慢，是造成“一體化電源裝置MMS 通信中斷”信號頻繁動作和復歸的直接原因。表4 所示為抓取的幾幀心跳報文的時間戳。一體化電源回復心跳報文的延遲時間已經超過5 s，正常應為毫秒級。

通過對報文進一步分析發現，一體化電源遙測變化死區參數值設置不合理（過小），是“一體化電源裝置MMS 通信中斷”信號頻發的深層次誘發原因。

表1 鏈路狀態評估評分

表2 設備（裝置）節點評估評分

表3 監控后臺告警信息

表4 心跳報文的時間戳

現場遙測量變化死區參數如下：

一體化電源所有201 個遙測量的遙測變化上送死區都是0.01%，這個死區值設得過小，導致遙測變化上送過于頻繁，一體化電源CPU 的運算和通信負荷太重。

由于不涉及遙控等變電站事件，此處主要根據表1 對案例進行分析。

在一定的時間內，通信過程無報文結構性錯誤，TCP 連接數正常，但有“MMS 通信狀態”“規約符合性錯誤次數”“本端TCP 連接中斷次數”“對端TCP 連接中斷次數”“通信響應超時次數”“報告控制塊初始化次數”等指標不符合要求，評分在50—69 區間內。因此，將鏈路狀態的健康水平判為“較差”。

可見，根據前文所述評估模型得出的鏈路狀態水平與實際一致，表明所設計的評估模型具有可行性。

5 結語

為實現變電站二次設備的遠程診斷，首先設計并建設了遠程專網。在遠程診斷平臺，通過解析網絡報文，可得到鏈路和設備的某些狀態信息。為評估鏈路狀態和設備節點的健康水平，設計了一套評估積分規則，將鏈路健康水平分為優良、一般、異常和故障4 個等級。結合實際案例，利用所設計的積分規則對鏈路狀態進行評估，評估結果與實際狀態相符，驗證了所設計評估模型的可行性和實用性。

本文所設計的評估模型是基于IEC 61850 規約的，后續還將完善基于西門子SINAUT8-FW規約、IEC 60870—5—103/104 規約的設備節點和鏈路狀態評估模型。結合云技術和移動通信技術，將變電站二次設備的遠程診斷和評估功能移植到移動終端或云端上實現將是新的研究課題。