智能变电站MMS通信异常案例分析

冯正伟，汪铭峰，梁 慧，王 韬，黄浩林，吴建伟，计荣荣，吴米佳

（1.国网浙江省电力有限公司检修分公司，浙江 金华 321000；2.国网浙江省电力有限公司杭州供电公司，杭州 310009）

0 引言

智能变电站的二次设备可分为三层两网，三层为站控层、间隔层、过程层，两网为站控层网络、过程层网络。三层设备之间通过两层网络完成信息集成与交互[1-2]。其中站控层与间隔层之间以MMS（制造报文规范）网络进行实时通信，实现站控层设备与间隔层设备之间的数据传输，其运行的稳定性、可靠性将直接影响运维人员和调度人员对全站一二次设备的实时监视与控制[3-6]。

本文以智能变电站中的MMS网络通信理论为基础，分析了一起典型的MMS网络通信异常，并提出了相应的处理方法，以期为类似案例提供借鉴参考。

1 智能变电站MMS网的通信机制

1.1 MMS的通信模型

智能变电站中站控层网络的MMS通信采用客户端/服务器模式（其模型如图1所示）、ICP/IP传输机制。在智能变电站自动化系统中，客户端一般是指后台监控主机、远动装置、保护信息子站等，服务器则主要指一个或几个实际设备或子系统，例如保护装置、测控装置、一体化电源系统等[7]。

图1 MMS客户端/服务器模型

在智能变电站各设备实际通信过程中，由于不同厂家的装置可能运行着不同的系统和程序，硬件结构也可能千差万别，甚至同一个厂家不同时期、不同型号的产品在软硬件上也存在差异。所以要实现各装置间的互操作，首先必须考虑各装置之间通信内容和通信方式的规范化。而MMS服务通过构建虚拟设备的方法来达到隐藏各装置技术细节的目的，虚拟设备由实际设备映射得到，它和装置的具体细节无关，具体通信时信息交互在客户端和虚拟设备之间进行。这样就屏蔽了各装置的技术细节，客户端就可以和不同厂家、不同型号的多种装置进行通信，实现了各设备之间的良好互操作性[8-9]。

1.2 MMS的通信流程

MMS服务按通信流程的不同可分为带确认的MMS服务和不带确认的MMS服务。其中，带确认的MMS服务由客户端发起，并需要服务器最终返回确认信息，其在客户端和服务器之间的通信流程可以分为以下5个步骤[10]：

（1）客户端发出一个服务请求（Request）。

（2）服务器收到该服务的指示（Indication）。

（3）服务器执行必要的操作。

（4）若操作成功，服务器发送肯定响应（Response+），不成功则发送否定响应（Response-）。

（5）客户端收到服务器返回的确认信息（Confirm）。

在智能变电站中，例如运行人员在后台监控主机上的拉合开关、投退压板等遥控操作均属于典型的带确认的MMS服务，如图2所示。

不带确认的MMS服务则不需要客户端发出服务请求，而是由服务器每隔一定时间自动向客户端上送。在智能变电站中，测控装置每隔一定时间就向后台监控主机上送所采集的电压、电流值，其所采用的MMS的报告服务就是典型的不带确认的MMS服务[4]，具体通信流程如图3所示。

1.3 MMS的Report

图2 带确认的MMS服务通信流程

图3 不带确认的MMS服务通信流程

智能变电站中MMS服务的种类较多，例如报告服务、远方控制、定值服务和文件服务等。其中，报告服务主要用于上送变电站中保护、测控等IED（智能电子设备）的遥测值、开入量、保护动作、告警信号等，在MMS通信中映射到Information Report服务。MMS报告服务又可分为缓存报告服务和非缓存报告服务2种类型，如图4所示。

图4 缓存报告和无缓存报告的区别

缓存报告服务要求保护、测控等IED在内存中缓存报告内容，如果通信中断期间发生了事件，在通信恢复后此类事件报文应能上送不丢失，例如开入量、保护动作事件、告警信号、SOE（事件顺序记录）等遥信类数据一般通过缓存报告服务来上送。而非缓存报告服务不要求IED缓存，通信中断期间的数据可能丢失，例如遥测类数据一般通过无缓存报告服务来上送。

在MMS报告服务中，EntryID（入口标识）和缓存溢出2个选项是缓存报告服务所特有的，而这2个选项在无缓存报告中则毫无意义。其中，EntryID又称为条目标识，即为MMS缓存报告报文的顺序号。在同一个IED中，每一条BRCB（缓存报告控制块）报文均有唯一的EntryID，任意2条BRCB报文的EntryID均不重复。

当运行中的保护装置、测控装置等服务器与客户端（后台监控或远动装置）通信异常而失去网络连接后，客户端将无法收到即时报文；当通信恢复正常后，客户端通过MMS报告服务将收到的上一帧报文的EntryID告知保护装置、测控装置，然后保护装置、测控装置将按EntryID检索缓存区内BRCB的报文，按照“EntryID+1”确定下一条报文的顺序号并将其发出。原则上客户端在使能BRCB时，应该为EntryID赋一个初始值。

2 MMS通信异常案例分析

2.1 异常案例概述

浙江电网某500 kV智能变电站的后台监控系统采用国内某主流厂家的系统，站内远动装置采用该厂家的远动系统，间隔层设备亦为该厂家产品。站控层的监控主机、远动装置等客户端均通过MMS网络（A网、B网）与间隔层的保护、测控等服务器进行通信和信息交互，通信网络结构如图5所示。

图5 智能变电站通信网络结构

自变电站投运以来，测控装置与监控后台主机、远动装置之间多次发生通信异常，导致变电站后台监控系统出现重刷历史报文信号的问题；同时远动装置也多次将部分历史报文信号重新上送远端调度监控中心D5000系统，造成远端调度监控D5000系统重刷部分历史信号，严重影响了调度监控中心的正常监视和运行。

2.2 网络抓包分析

因该自动化系统通信异常缺陷具有偶发性和随机性特征，系统正常运行过程中不易获取异常发生的全过程，只能通过现场变电站的网络分析仪抓取测控装置与监控后台以及远动装置的通信数据包进行离线分析。

2.2.1 MMS通信的正常传输机制

正常情况下，当监控系统、远动装置等客户端与保护、测控等服务器通信中断后重新连接时，客户端会向服务器写入收到的最后一帧MMS报文的EntryID，服务器在收到客户端下发的EntryID后会进行比较：若写入值比装置自身存储值小，则会进行缓存历史报告上送；若写入值与装置自身存储值相同，则不会进行缓存历史报告上送。此逻辑如图6所示：在服务器与客户端恢复连接时，如果向服务器写入的EntryID小于装置自身存储的EntryID，服务器首先会将该客户端对应的WR_entryID_flag（）标志置为True，并启动历史报告上送任务，上送完毕后，客户端与装置自身的EntryID得到同步，装置将该客户端对应的WR_entryID_flag标志清零。

图6 正常情况下缓存报告上送逻辑示意

图7为测控装置具体的历史报告上送流程。装置根据写入的EntryID与其自身存储的EntryID差值进行具体的报告上送，在获取了报告内容后，装置会获取所有客户端对应的WR_entryID_flag标志，若发现WR_entryID_flag标志为True，就会向该客户端进行报告上送，在报告上送结束后，客户端与装置自身的EntryID一致，装置将该客户端对应的WR_entryID_flag标志置为False。

图7 缓存历史报告上送流程

2.2.2 实际存在的问题

在测控装置实际运行的IEC 61850程序收到监控主机、远动装置等客户端下发的EntryID后，存在一个不正确的逻辑判断。即当满足“客户端下发EntryID≤装置自身存储的EntryID”条件时，测控装置的程序就会将该客户端对应的WR_entryID_flag标志置为True，而正确的逻辑应当是只有“客户端下发EntryID＜装置自身存储的EntryID”才能将相应的WR_entryID_flag标志置为True，如图8所示。

图8 错误的报告上送逻辑示意

因此，按照上述错误的逻辑条件设置后，如果监控后台或远动装置下发的EntryID与测控装置本身的EntryID相等时，测控装置就会错误地将该远动装置对应的WR_entryID_flag标志置为True，虽然这个操作不会导致立刻就重复上送历史报告，但是误将测控装置内WR_entryID_flag标志置为True，却给之后的运行带来了隐患。

例如，某测控装置误将一台远动装置客户端的WR_entryID_flag置为True以后，当监控后台等其他客户端对该测控装置进行历史报告上召时，将会引发测控装置将历史报文上送远动装置，从而造成该远动装置向远方调度监控中心误送历史报告的问题。

如果监控后台进行值班机切机操作时，由于来不及处理测控装置上送的某几帧报文，当后台主机恢复运行并与测控装置进行重连操作后，可能向测控装置写入较小的EntryID，使得测控装置将监控后台客户端对应的WR_entryID_flag标志置为True，接着测控装置会向监控后台进行历史报告上送。而在具体的历史报告上送执行过程中，测控装置实际上会向所有WR_entryID_flag标志为True的客户端都发送历史报告。根据之前所述，对于曾经发生过写入EntryID与装置EntryID一致的远动装置来说，其对应的WR_entryID_flag标志已经为True，于是远动装置也会收到测控装置误送出来的历史报告。不正确的历史报告上送流程如图9所示。

而此次历史报告上送完毕后，监控后台与测控装置之前的EntryID得到同步，WR_entryID_flag标志被清除。而对于远动装置来说，其自身的EntryID随收到的历史报告继续累加，测控装置本身记录远动装置的EntryID却保持不变，二者无法实现同步，远动装置对应的WR_entryID_flag标志也无法被清除，继续维持为True。于是在之后的运行过程中，一旦出现监控后台重新上召历史报告，由于远动装置对应的WR_entryID_flag标志未被有效清除，将会一直伴随收到多余的历史报告。

图9 不正确的历史报告上送流程

3 解决的措施

3.1 仿真模拟实验

通过搭建如图10所示的模拟实验环境，对后台进行切机操作，总结出现场误送报告现象出现的规律：

（1）在监控后台将测控装置的BRCB周期设置为90 s（实际由于负载原因，装置上送的报告周期略大于90 s），在第一次周期报告上送完毕，下一次周期即将到达时，将后台监控主机切换为离线。

（2）后台主机响应命令进入离线状态需要消耗大约6 s的时间，装置新送出来的周期性报告已经上送到后台主机的协议栈，但由于监控后台响应了主机的切换操作，此次的周期报告实际并没有处理入库，因此造成了测控装置的EntryID比后台主机的EntryID大1（1个BRCB差1，整个装置有多个BRCB）。

图10 模拟仿真平台

（3）将处于离线状态的后台主机切换为值班机，后台主机会与测控装置进行MMS通信初始化，在此期间后台监控主机向测控装置下发后台入库报告的EntryID，其值比测控装置所存储的EntryID小1，因此测控装置需要向后台上送1个历史报告（对于多个BRCB来说，可能有多个）。

（4）最后将远动装置上电，在远动装置上电后第一次与测控装置连接时，向测控装置写入EntryID为0，与装置内存储的EntryID值相同，使得装置内部的WR_entryID_flag标志被误置为True，于是在测控装置向监控后台上送历史报告的同时，也向远动装置进行了错误的上送。且这个标志不会清除，只要后台进行上述步骤中的操作，远动装置都会伴随收到历史报告。

3.2 测控装置通信程序改进

通过对某500 kV智能变电站内测控装置重刷历史报告的异常缺陷进行分析，可以看出必须对该类型测控装置的通信程序进行修改升级，具体修改内容为：

（1）修改通信程序中WR_entryID_flag产生的条件，正确的条件应为“客户端下发EntryID＜装置自身存储的EntryID”。

（2）优化测控装置的遥信历史事件重传机制，当某一客户端与测控装置进行重连操作时，使能测控装置BRCB进行历史报告上送，此时应取消对其他WR_entryID_flag为True的客户端的重传机制。

3.3 测控装置程序升级中需注意的问题

由于该500 kV智能变电站为在网运行变电站，现场测控装置软件升级时，一次设备不能停运，应在做好相关二次设备回路的安全隔离措施后，防止出现闭锁运行设备的情况，并按照退出一个升级一个的原则进行。同时测控、低压保护测控一体等单配装置退出运行时，需向各级调度、当地监控申请退出“四遥”监视及保护功能。测控装置通信程序升级时，应按照以下步骤进行操作：

（1）退出测控装置的所有SV接收软压板，GOOSE发送、接收软压板。

（2）投入测控装置的检修硬压板。

（3）检查并确认因测控装置检修硬压板投入而引起的其他运行设备告警信号。

（4）上装测控装置的过程层GOOSE及站控层CID、定值等工程级配置文件。

（5）升级测控装置程序，并恢复备份的工程级配置，装置运行正常后，核对软件版本及定值。

（6）升级完毕后，投入测控装置的所有SV和GOOSE接收软压板，检查测控装置的接收链路关系是否正常，若正常，则进行下一步。

（7）通过通信传动功能与监控后台、远动装置核对信号。

（8）退出测控装置的检修硬压板。

（9）投入测控装置的所有GOOSE发送软压板，检查其他运行设备相关链路、信号状态正常后，恢复所有装置运行。

4 结语

随着我国电网的飞速发展，智能变电站技术的不断深入应用，变电站内站域信息资源的共享互通将成为智能变电站高级应用的基础。MMS网作为站控网络的通信基础，其通信的可靠性、稳定性将直接影响电网的运行维护、监视控制、倒闸操作等。

本文从MMS网络的通信模型和基本原理出发，深入分析了一起典型的智能变电站MMS网络通信异常案例，并提出了相应的解决处理方法以及实际工作中需要注意的问题，为智能变电站MMS网络日常维护和故障处理提供了参考与建议。