智能变电站网络通信状态监测与故障分析

许伟国，张 亮，金乃正

（绍兴电力局，浙江 绍兴 312000）

智能变电站的特点是采用智能一次设备和光缆通信代替传统变电站的二次回路电缆，避免了因使用电缆导致电磁兼容、传输过电压、交直流误碰等造成继电保护的误动和拒动。通过光纤传输，简化了二次回路，实现了监控联/闭锁、保护采样、跳/合闸、启动、闭锁等变电站二次系统的分布式功能，使用通信校验与自检技术，提高了二次信号的可靠性。实现网络通信的“二次回路”状态可视化，辅助运行维护人员快速定位故障原因，已成为智能变电站迫切需要解决的课题。

1 通信状态的监视

智能变电站设备的网络通信过程与系统配置是否一致、网络通信能否正常运行将直接影响二次系统的正常安全运行，因此，必须对智能变电站网络通信的保护采样、跳/合闸、启动、闭锁等关键环节进行全程监视与在线分析。

基于IEC 61850标准的智能变电站通过GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event，面向通用对象的变电站事件，简称GOOSE）通信，实现控制联/闭锁、跳/合闸、启动等二次系统的分布式功能。由于GOOSE是 IED（Intelligent Electronic Device智能电子设备，简称IED）装置之间的水平通信方式，为便于通信二次回路调试及运行值班人员日常运行监视，目前一些后台和监控中心人机界面由IED依据发送GOOSE报文的报文有效时间的2倍时长判断通信状态，将接收每个GOOSE报告控制块GOCB通信状态的中断和恢复状态转为双位置GGIO状态信息，并配置相应报告控制块，通过MMS（Microsoft Media Server protocol，微软媒体服务器协议）送后台监控。图1为接收GOOSE测控装置通信状态监视的原理框图。

图1 IED装置GOOSE通信状态监视原理

在变电站后台监控或无人值班集控系统中设计GOOSE通信在线状态监视功能时，如采用光字牌反映GOOSE逻辑通信状态，需要许多光字牌画面，无法直观地对GOOSE的通信状态进行全面可视化监控，为此，专门设计了GOOSE通信状态二维监视图，见表1。将发送与接收IED装置之间通信状态分为正常（绿色）、中断（红色）和无法判别（灰色）3种状态。

表1 GOOSE通信状态二维监视

2 GOOSE故障特征模型

由于后台监控界面的GOOSE通信状态按2倍报文有效时间内IED接收装置是否收到GOOSE报文来判别，无法判别通信时通时断情况下存在的GOOSE二次回路“接触不良”的情况，导致存在保护拒动或误动的可能性。为此，必须对GOOSE通信中初始化、丢帧、离线与在线模型一致性进行在线监视与分析，满足二次系统状态检修对二次回路通信状态的检测。

对GOOSE利用介质访问控制MAC地址划分逻辑链路，重点对GOOSE通信进行防误操作联/闭锁、保护动作事件、心跳报文丢帧、中断、初始化、与SCD（system confignration descirpiption，系统配置文件）设置通信组播不一致错误分析，以及记录文件的字节数发生突变异常等在线故障进行诊断分析。

2.1 对GOOSE报文与SCD文件的一致性分析

依据GOOSE报文中的应用标识、控制块引用、数据集应用、GOOSE标识、配置版本等，核对在SCD文件中的配置，有任何不相符时都会给出告警提示。

2.2 对GOOSE报文的符合性判断

依据IEC 61850-7-2标准，状态号StNum和序列号SqNum的变化分为以下3种情况，当发现不符合时给出错误提示：

（1）装置重启时StNum的值为1，SqNum的值为1。

（2）无新事件报文时StNum的值不变，SqNum的值加1。如果SqNum的值达到最大值，则SqNum的值变为1。如果SqNum值减1不等于前一帧报文SqNum值，认定通信丢帧。

（3）有新事件时，StNum的值加1，SqNum的值为0，如果StNum的值达到最大值，则StNum的值变为1。图2为GOOSE故障模型。

图2 GOOSE故障模型

利用上述GOOSE故障特征原理设计网络记录与在线分析方法，可以快速发现GOOSE报文协议符合性错误以及丢帧、中断等问题，通过综合分析快速定位故障设备。

3 GOOSE通信中断的分析方法

以某变电站监控系统某次通信中断的故障分析为例。该变电站监控系统采用双以太星型网，间隔层与站级层之间的通信采用MMS协议，间隔之间测控装置通过GOOSE通信实现防误操作联/闭锁的功能。变电站投运后，后台监控经常报1号主变压器220 kV和110 kV侧与35 kV侧GOOSE的A网与B网通信中断及自动恢复，从现象初步分析，原因是1号主变压器35 kV侧测控装置GOOSE发信经常中断。

3.1 测试

为确定故障原因，采用移动记录分析仪在变电站进行测试。如交换机具备端口镜像功能，可将后台1的A网和后台2的A网、远动1的A网和远动2的A网镜像到端口，将移动记录仪网络监听口接入交换机镜像端口；否则采用移动记录仪网络串入接口直接接入被测试设备的通信网络。当发现后台监控报通信中断时，分析程序调用该时间段的记录报文进行定量分析。如移动记录分析仪具备在线分析功能，可以快速发现逻辑通信分类中的逻辑二次回路传输层和应用层协议的符合性错误，以及丢帧、中断等问题。图3为移动记录分析仪交换机镜像和被测试设备的通信网络串入方式测试图。

图3 监听交换机镜像和被测网络串入方式

利用移动式报文分析仪的在线检测功能，发现了1号主变压器35 kV测控装置A网的规约符合性错误:stNum与sqNum变化错误，上一帧报文为（1，222397），本帧报文为（1，222399），丢失了1帧GOOSE心跳报文。同时后台监控报1号主变压器220 kV和110 kV侧与35 kV侧GOOSE的A网与B网通信中断，约2 s后自动恢复。接收测控装置按GOOSE通信中断为2倍报文有效时间判断，本案例设置报文有效时间为10 s，因此，当20 s内1号主变压器220 kV和110 kV侧测控装置未收到1帧35 kV侧测控装置发送的GOOSE报文，即将通信中断状态位置GGIO置1，并通过MMS协议将状态送后台监控及远动装置。但实际上1号主变压器35 kV通信只丢失1帧，在20 s内1号主变压器的220 kV和110 kV侧测控装置收到了3帧GOOSE心跳报文，因而不该报“GOOSE通信中断”。为确定误报GOOSE通信中断的原因，首先要确定是1号主变压器220 kV及110 kV侧测控装置误报，还是后台监控误报。

3.2 分析

通过分析1号主变压器110 kV侧测控装置上送的MMS报告协议，发现有2项信息发生变位，2 s后复归。

通过SCD配置工具检查测控装置接收的GOOSE数据集，报告控制块中这2项变位信息描述为：“40：1号主变压器220 kV与1号主变压器35 kV之间GOOSE通信中断；41：1号主变压器110 kV与1号主变压器35 kV之间GOOSE通信中断”，说明后台监控上报信息正确，可以排除后台监控误报。

因此，初步断定误报通信中断的原因是35 kV侧测控装置GOOSE发送中丢失1帧报文，1号主变压器220 kV和110 kV侧测控装置与35 kV侧测控装置GOOSE中断判断程序存在错误。此外，另一可能误报的原因是原测控装置GOOSE发送心跳时间设置2 s，而应现场验收要求改为5 s，是否由于发送侧测控装置GOOSE没有修改配置，导致丢失1帧后，接收测控装置判断8 s内没有收到发送装置GOOSE的报文，判断GOOSE通信中断。为此，又检查1号主变压器110 kV侧GOOSE接收配置6组的报告控制块报文，发现110 kV母联、110 kV正母和副母GOOSE报文中的报文有效时间为4 s。

3.3 故障原因

因接收测控装置GOOSE中断判断程序存在错误，即不是按每组GOOSE逻辑通道的心跳时间作判断，而是按接收全部GOOSE报告控制块中的最小报文有效时间的2倍来判断，由于厂家现场工作人员将SCD中GOOSE报文有效时间从2 s改为5 s，但没有将修改后的配置下载到110 kV母联、110 kV正母和副母测控装置，因而造成错误。

4 结论

通过表征变电站网络通信二次回路运行状态的二维表，实现了变电站运行人员对GOOSE二次回路通信状态的可视化监控；通过建立GOOSE故障特征模型，提供了智能变电站网络通信GOOSE离线模型和在线模型一致性分析以及故障状态检测的方法；利用网络通信记录与分析等测试工具，实现了对智能变电站GOOSE网络通信过程中产生的各种故障进行快速定量和定位分析，大大缩短了故障处理时间，降低运行维护成本，使智能变电站运行更安全、可靠。

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