基于无线网络的智能变电站监控信息自动核对新方法

袁龙, 安琪，王建树，高龙，杨立波，马斌

(1.国网河北省电力有限公司， 石家庄 050000； 2.国网邢台供电公司， 河北 邢台 054001；3.国网保定供电公司， 河北 保定 071000)

0 引 言

变电站现有运行方式为“无人值班、远方集中监控”模式。智能变电站站内信息点一般达数万个之多，而调度主站业务并不需要其全部(一般每站几千个)，设计人员将选取站内的一个或几个信息点，作一对一或多对一合并后形成主站需监控的信息点，并用唯一主站信息对象地址进行标识，所有的监控信息点汇总后形成监控信息点表[1-3]。简单来说，需根据调度主站给定的信息点表挑选站内信息点，而后由技术人员完成数据通信网关机的数据库信息配置。设备运行中，数据通信网关机接收站内设备动作信息，并将与点表配置一致的信息点上送调度主站。因此，数据通信网关机数据库点表配置是否正确，直接关系到调度监视和故障分析，是变电站投运前必须验证的工作。而现有的核对验证方式以人工方式为主，这极大地降低了工作效率，探索新的核对方式成为实际工程中亟待解决的问题。

1 技术现状

1.1 智能变电站通信方式

智能变电站监控系统采用“三层两网”结构，“三层”结构中过程层包括合并单元、智能终端等设备，间隔层包括测控、保护等设备，站控层包括监控后台、数据通信网关机等设备，“两网”指用于连接过程层和间隔层的过程层网络、连接间隔层和站控层的站控层网络，站内通信采用IEC 61850通信协议，其中间隔层设备过程层网络以GOOSE、SV报文交互，站控层网络以MMS报文交互[4-6]。

智能变电站以智能变电站配置描述(Substation- Configuration Description，简称SCD)文件描述站内所有智能电子设备(Intelligent Electronic Device，简称IED)的模型、参数配置及各IED间的信息连接关系。

变电站设备信息的上送过程为：过程层设备-过程层网络-间隔层设备-站控层网络-站控层设备，由监控后台实现变电站站内信息监控，由数据通信网关机经调度数据网络(连接调度主站和变电站的专用网络)上送至调度主站控制系统(D 5000系统)，调度主站下发控制指令的过程与此相反。220 kV智能变电站典型结构如图1所示。

图1 智能变电站典型结构图

数据通信网关机以MMS报文采集间隔层(测控、保护)设备信息报文，主站以104规约报文格式接收网关机上传的数据，实现遥信、遥测、遥控和遥调(“四遥”)四类功能。104规约报文以数字编号方式来表达信息对象，工程中须检查数据通信网关机发送的信息编号与实际设备的对应关系是否与设计约定一致，即开展远动信息核对工作。虽然已有IEC 61850和IEC 61970模型间的对应研究，借以实现模型信息的源端维护问题，但都未达到广泛应用程度。现阶段基于104规约报文方式的研究和应用仍具有现实意义[7-9]。

1.2 传统调试方式及存在问题

以“四遥”中遥信为例，传统的调度信息验证方式为：变电站和调度主站工作人员到位后，变电站工作人员按照调度下发的信息点表就地“发出”一个信号，调度主站接收并显示网关机上送的104动作报文，调度主站和变电站工作人员通过电话方式，利用信号在特定时间内“由0到1”(信号动作)或“由1到0”(信号复归)变化，判断变电站实际动作的信号与调度主站接收的信号是否一致。传统方式下，数以千计的信息点需变电站和主站两侧人员逐个人工核对，以确保信息的正确性，这种方式极大降低了人员工作效率，以一座新建220 kV变电站为例，信息点约2 000个，通常需要5～6人工作5天。在实际工程中，由于停电方式和通信光缆架设进度的影响，调度数据网络通道的建立也往往成为制约信息核对的关键因素。

2 基于无线网络的智能变电站监控信息自动调试系统架构设计和搭建方案

为解决传统调试方式存在的问题，提出基于无线网络技术的变电站监控信息自动调试方法，实现变电站信息点自动核对，利用无线技术打破调度数据网络的制约[10-11]。变电站监控信息自动调试系统包括调度主站部分、变电站部分和网络部分，系统总体物理架构设计如图2所示。如何搭建安全稳定的无线传输通道，以及主子站间协议的建立成为系统的关键因素。

图2 系统总体架构图

2.1 调度主站部分

在调度主站搭建调试控制平台，主要实现调度主站控制系统(D5000)功能模拟、主子站信息下发和自动比对、模型分析等功能。河北电力调控中心调度控制云计算平台位于安全III区，已完成IaaS层基础设施、PaaS层平台服务、SaaS层应用功能的建设，实现电网模型数据的集中维护和存储管理，调度主站系统利用调控云平台资源为基础搭建。

D5000测试系统主要实现调度主站控制系统功能模拟，与现有正式运行的生产控制系统(安全I区)具有相同的数据采集、模型建立、告警分析等功能，能够接收变电站上传的信息并进行转发。

调试控制平台主要实现变电站信息传动指令下发、信息核对等功能，根据变电站信息点表下发指令给站端模拟终端，模拟终端根据指令发送需要核对的信息点至数据通信网关机，经网关机上送主站D5000测试系统，最后根据测试系统发送的信息判断信息是否正确，并输出调试报告。控制平台的功能开发、各部分之间的数据传输规约为主站部分重点开发内容。

数据同步功能用于将经D5000测试系统验证无误的变电站信息同步至正式运行的D5000系统，实现由试验态至运行态的转变。

2.2 变电站部分

智能变电站监控系统主要包括监控后台、测控装置、保护装置、网络设备、通信网关机等设备，采用“三层两网”结构，以智能变电站配置描述(Substation Configuration Description，简称SCD)文件定义通信网络功能参数和满足IEC 61850标准的设备模型，以远动配置描述(Remote Configuration Description，简称 RCD)文件定义数据通信网关机不同通道的网络功能参数和与调度主站交互的信息[12-13]。

RCD文件命名规则为：[变电站名]_[通道名]_[序号].rcd。包括基本信息、版本信息、合并信号信息、遥测转发信息、遥信转发信息、遥控转发信息及遥调转发信息等内容，并满足每个远动通道对应一个RCD文件、同一变电站的RCD文件引用的SCD文件版本一致、合并计算参与量及合并计算生成量信息应一致的要求。以遥信为例，RCD文件中信息点格式为：sn yk_no reference des alias type negative timeTag private，各字段含义如表1所示。其中reference为信息点IEC 61850路径名，能够唯一标识站内信息点。

表1 RCD文件中遥信结构

模拟终端能够完成SCD、RCD文件解析，可模拟调度主站接收数据通信网关机发送的信息，也可模拟变电站间隔层设备发送信息至数据通信网关机，能够接收调度主站的控制指令。通信架构采用C/S模式，模拟终端为服务器端，控制端为客户端，数据传输采用TCP协议通信。模拟终端的各项功能和与调度主站的数据接口为重点开发内容。

2.3 网络部分

无线网络安全接入服务主要是实现调度主站和变电站设备通过无线方式互联互通。网络系统结构设计分为移动终端层、网络安全通道层、安全接入设备层和业务系统层，利用移动网络运营商VPDN(Virtual Private Dial Network，虚拟专有拨号网络)业务搭建安全可靠的无线网络通道[14]。

VPDN业务是在计算机互联网基础上开通的基于拨号方式的虚拟专用网络业务。VPDN平台采用一条VPDN专线连接调度主站与变电站的分组网PDSN(Packet Data Serving Node，分组数据服务节点)设备。VPDN采用专用的网络加密通信协议在公共网络上为电力建立安全的虚拟专网，变电站可从远程经由公共网络通过虚拟加密隧道实现和调度主站之间的网络连接，而公共网络上其它用户则无法穿过虚拟隧道访问调度主站。

如图3所示，在调度主站部署两台路由器，一台为L2TP(Layer2 Tunneling Protocol，第二层隧道协议)路由器，是用于建立调度主站和变电站之间的通道，中间使用硬件防火墙实现安全防护；一台为4G路由器，用于和变电站设备对接。在变电站侧部署一台4G路由器，用于和调度主站设备对接。两台4G路由器插入物联网卡，利用现有的专线通道和L2TP路由器搭建一条虚拟链路，实现调度主站和变电站之间的网络通信。

图3 网络接入图

实现VPDN业务的主要步骤为：

(1)身份认证。通常使用用户域名做身份认证，企业需要在运营商处登记域名和账号。用户拨号时，输入企业的域名后，运营商的服务器根据域名和账号确认该用户是否为VPDN用户。如果是VPDN用户，则找到企业的LNS(L2TP Network Server，L2TP网络服务器)，建立隧道，并由LNS完成用户的身份认证;

(2)建立L2TP协议设置的隧道。在无线传输方面，除了承载4G无线业务的PDSN(Packet Switched Data Network，分组交换数据网)网络本身就是区别于互联网的专网(PDSN专网本身就具备比互联网更高的安全级别)，本方案使用的无线传输通道采用“4G+VPDN”技术，进一步加强了整个无线传输通道在传输链路层面上的安全性。

一旦在PDSN专网上建立L2TP隧道，整个无线数据传输通道实现了在数据链路层面的安全隔离，所有的数据都是在该隧道内进行传输，大大地提升了数据传输的安全性和保密性[15]。

3 调度主站与变电站监控信息调试过程

变电站数据通信网关机和调度主站D5000系统均完成信息数据库配置[16]，变电站模拟终端导入SCD文件后，变电站与调度主站调试方案为：

(1)首先登录路由器，检查无线网络通信状态正常。

输入display interface Eth-channel1/0: 0，检查无线路由器链路接口状态。

输入display ip interface查看路由器拨号状态。

输入display L2TP seesion查看建立的L2TP会话状态。

(2)网络通信正常后，由调试控制平台通过无线通道发送需要核对的遥测、遥信等变位指令给站端模拟终端，需要核对的信息可人工选择全部或其中一部分。下发指令数据包格式如表2所示。

表2 指令数据包格式

应用数据playload报文格式如下：

{

“type”:10,

“cells”:[

{

“ref”:” CT2202CTRL/GSGGIO2$ST$SPCSO1$st Val”,

“pos”:”on”

}

]

}

其中，type为数据类型，“10”为遥信，“20”为遥测。cells里每个对象数组元素表示一个遥信触发点，可以包含一个或者多个遥信点。ref为信息点reference路径。pos为发送的遥信值，“on”为合位，“off”为分位。

(3)模拟终端收到指令后，根据选定的信息点模拟相应保护、测控等间隔层设备，以MMS报文发送变位信息至数据通信网关机。

(4)数据通信网关机收到变位信息后触发遥信变位，通过无线通道以104规约上送变位信息至调度主站D5000测试系统。

(5)调度主站D5000测试系统收到报文后解析点号、值以及reference路径，并通过kafka消息总线发送给调试控制平台。

result消息数据结构定义如表3所示。

表3 Result消息数据结构定义

其中datalist数据结构定义如表4所示。

表4 Datalist数据结构定义

以开关变位为例，消息数据为：

{

"Results":

[

{

"Type":1,

"HavaData":"true",

"dataList":

[

{"ReferenceId ":" CT2202CTRL/GSGGIO3$ST$SPCSO2$stVal"," Name ":"1011断路器分合状态",""Status":64," MeasureIndex ":1, "Value":"1",},

],

"time":"2019-01-01 13:30:00"

},

]

}

(6)调试控制平台比对发送的指令和收到的消息内容，得到试验结果，并生成测试报告。

(7)根据测试结果修改有问题的信息点直至全部正确后，将测试系统数据同步至运行系统，完成核对试验，如图4所示。

图4 调试流程图

4 工程应用

以河北某新建220 kV变电站为例进行系统测试，调度监控点表配置开关位置、保护动作、压板信息等常用遥信点300个。

4.1 全面测试

在调试控制平台人工选择遥信全量测试，设置信息点发送间隔为1 s，在网络正常的情况下，单个信息点发送15 s后未收到变位报文，判定该点核对失败。全部完成测试后得到的试验结果如图5所示。

图5 测试结果

由试验结果可看出，完成600个遥信点测试耗时20 min 9 s 188 ms，600个点中成功576，失败24个。

查看试验结果详细报告如表5所示(由于数量较多，仅列出部分结果)。由试验详情可看出，失败的24个点(对应12个遥信)为各间隔“停用重合闸硬压板”信号。

表5 试验结果详情

4.2 单点测试

根据全面测试的试验报告，修改错误信息配置后，可根据需要重新测试修改后的信息点，如4.1中测试失败的12个遥信点，可人工挑选进行定点测试，试验流程与全面测试相同，保证了试验效率。

4.3 试验结论

由试验结果可看出，核对300个遥信点耗时约20 min，通常220 kV智能变电站监控信息点约为2 000～3 000个，每个点发送间隔为1 s，正常情况下单点测试时间为2 s(变位和复归各一次)，全部信息进行测试时间约2 h～4 h，且仅需1人操作平台指令，自动生成测试报告。该方法较传统试验方式的需要5～6人工作5天的工作效率，最高可提升3000%，同时在经济效益上最高可节约人员工时、补助等费用80%，从根本上提高了智能变电站监控信息核对的效率，保障了电网设备投产运行的及时性和可靠性。

5 结束语

目前系统已根据河北电力公司实际需求完成搭建，在两座新建变电站进行实际应用，并在不同厂商变电站监控系统完成测试，验证了方案的通用性。提供了一种更为高效的调度监控信息核对手段，能够将新建变电站投运前调试传动工作时间降低至小时级，为电力生产提供保障。