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【摘要】本文通过工作实践并合相关资料，针对智能变电站的二次设备的监视和分析问题，以江苏地区某智能变电站为例，介绍了二次系统组网结构，并结合2个二次系统检修案例，说明在智能变电站采取二次状态检修模式的必要性。
【关键词】二次系统；状态检修；智能变电站
随着科学技术的发展，在我国城乡电网改造与建设中变电站逐步实现无人值班，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可能性。某220KV智能变电站，全站采用IEC 61850标准实现二次装置信息交互数字化、标准化，利用光纤实现二次装置互联互通，极大简化了二次接线。然而，智能变电站尽管减少了二次电缆，较大程度避免了传统二次回路问题，但由于全光纤互感器、网络交换机、SMV采样机制、GOOSE快速报文机制等新设备、新技术的大规模应用，一些新的回路问题也由此产生，而常规的检修方法已无法使用。因此，必须研究新的方法和手段监视并分析保护的状态和动作行为。
1.二次系统组网结构
该变电站逻辑功能上由站控层、间隔层和过程层三层设备组成，并应用分层、分布、开放式的以太网络实现连接，整个二次系统体系为“三层两网”结构，即由站控层网络实现站控层设备和间隔层设备的连接，由过程层网络实现间隔层设备和过程层设备的连接，如图1所示。
2.二次系统状态检修案例
2.1 案例一
2012年3月22日下午13时21分，该变电站出现“2号主变A套保护闭锁”、“110kV母线保护闭锁”信号。现场发现，2号主变中压侧光电流互感器（OCT）合并单元中AD2的B相电流显示为0。由于2号主变间隔过程层组网方式为直采网跳方式（如图2所示），即采样回路为：OCT→OCT前置单元→间隔合并单元→保护装置。从图中可见，采样异常与上述4个环节都可能有关，为了缩小故障排查范围，必须借助其他设备和手段。
在该变电站工程中，设置了网络报文记录分析仪（以下简称网络分析仪），通过分析各层的报文，实时监视通信网络和所有智能装置的运行状况并及时对异常进行报警，提供离线分析功能以判断故障点。检修人员对2号主变中压侧OCT合并单元的异常时间段内的报文进行了分析，发现2号主变中压侧OCT合并单元中AD2的B相电流采样通道频繁报“通道5状态字有变化”，并且从报文解析中发现“通道5”（即AD2的B相电流通道）数值为0。这说明合并单元接受到的数据即为0，排除主变保护装置故障可能。进一步分析，若合并单元有故障，不可能仅有一相电流数据异常（三相数据均由一根采样光纤传输），即排除合并单元故障，亦排除两者之间光纤回路异常，初步判断可能为OCT一次问题，亦或为OCT前置单元故障。
后经OCT厂家人员现场检查，确定为OCT前置单元故障，系前置单元中的转换模块故障导致，更换该模块后恢复正常，消除了隐患。
2.2 案例二
该变电站自投运后，主变PCS978保护测控装置、线路PCS931保护测控装置在一、二次设备均无操作的情况下，频繁报“某某刀闸闭锁”、“某某刀闸解锁”信号，即存在对控制对象的联锁逻辑的计算结果有变位的情况，出现的周期大约为0.5h。针对此现象，研究了PCS900保测一体装置的五防联闭锁逻辑发现：参与联锁逻辑的信号来源分为3类：本间隔的过程层智能终端（过程层GOOSE传递）、其他间隔的保护测控设备（站控层GOOSE传递）、与此联锁逻辑相关的GOOSE链路的健康状态。由于一次设备并无操作，主变间隔保测装置、智能終端均正确反映一次设备位置、状态（无任何间隔层设备报变位信息），造成异常的原因很可能为GOOSE链路的健康状态，当相关传递GOOSE信号的链路出现问题时，联锁逻辑将会闭锁其对应的逻辑门。由图2可以看出，主变间隔的开关、闸刀位置均由主变间隔各侧智能终端（智能操作箱）采集，并以GOOSE形式通过主变间隔交换机传送至主变保测装置，由于保测装置、智能终端、传输光纤均无异常，初步判断站控层交换机为真正原因。据此，制定了检修方案。
步骤a：全面分析监控系统和保护装置的历史变位和告警记录。
步骤b：根据出现变位的时刻，调取网络分析仪的报文。
步骤c：跟踪联锁程序，在变位时刻确定出参与联锁计算的信号，判定原因。
采取步骤a分析时，分析了监控系统的历史变位报文，信号报闭锁和解锁时刻，没有任间隔层设备报变位信息。继之分析装置的历史报告，发现存在站控层GOOSE断链的信息，GOOSE断链说明保测装置接收的GOOSE周期报文有丢失的情况。
采取步骤b分析时，调取变位时刻的网络分析仪报文，发现GOOSE报文丢失的情况。
GOOSE报文丢失存在2种可能：一是交换机丢失，另一是此GOOSE链路的保护测控装置没有发送。经过多次分析，保护测控装置GOOSE发送正常，应是交换机丢弃GOOSE报文而导致。继续分析，发现站控层网络有每秒10万包左右的UDP报文2台监控系统数据库同步用，如图3所示，判断可能由于瞬时的报文冲击使交换机因负荷率高，影响GOOSE链路通信。关闭该报文端口，观察1h左右，GOOSE报文丢失现象消失。后使用交换机的配置功能，将此同步数据包限制在站控层的中心交换机1-7、1-8口运行，且不影响其他业务端口运行，缺陷消除。
3.结束语
通过上述案例可以看出，由于智能变电站“三层两网”的结构，使之对GOOSE、SMV链路健康状态十分依赖，对于这种非传统的二次回路异常，仅采用传统的检修方法是无法快速准确处理的，必须采取新设备及新方法，例如智能化的监控系统（如网络分析仪、智能装置本身的自检功能等）、报文解析软件等。另外，从提高检修效率和设备可靠性方面考虑，开展二次设备状态检修较能满足智能化变电站的运行维护要求。
参考文献
[1]IEC61850，Communication networks and system in substation[S].2004.
[2]吴在军，胡敏强.变电站通信网络和系统协议IEC 61850标准分析[J].电力自动化设备，2002，22（11）：70-72.
[3]鞠阳.数字化变电站的网络通信模式[J].电力系统保护与控制，2010，38（1）：92-95.
[4]谢希仁.计算机网络[M].北京：电子工业出版社，2003.
【关键词】二次系统；状态检修；智能变电站
随着科学技术的发展，在我国城乡电网改造与建设中变电站逐步实现无人值班，从而大大提高了电网建设的现代化水平，增强了输配电和电网调度的可能性。某220KV智能变电站，全站采用IEC 61850标准实现二次装置信息交互数字化、标准化，利用光纤实现二次装置互联互通，极大简化了二次接线。然而，智能变电站尽管减少了二次电缆，较大程度避免了传统二次回路问题，但由于全光纤互感器、网络交换机、SMV采样机制、GOOSE快速报文机制等新设备、新技术的大规模应用，一些新的回路问题也由此产生，而常规的检修方法已无法使用。因此，必须研究新的方法和手段监视并分析保护的状态和动作行为。
1.二次系统组网结构
该变电站逻辑功能上由站控层、间隔层和过程层三层设备组成，并应用分层、分布、开放式的以太网络实现连接，整个二次系统体系为“三层两网”结构，即由站控层网络实现站控层设备和间隔层设备的连接，由过程层网络实现间隔层设备和过程层设备的连接，如图1所示。
2.二次系统状态检修案例
2.1 案例一
2012年3月22日下午13时21分，该变电站出现“2号主变A套保护闭锁”、“110kV母线保护闭锁”信号。现场发现，2号主变中压侧光电流互感器（OCT）合并单元中AD2的B相电流显示为0。由于2号主变间隔过程层组网方式为直采网跳方式（如图2所示），即采样回路为：OCT→OCT前置单元→间隔合并单元→保护装置。从图中可见，采样异常与上述4个环节都可能有关，为了缩小故障排查范围，必须借助其他设备和手段。
在该变电站工程中，设置了网络报文记录分析仪（以下简称网络分析仪），通过分析各层的报文，实时监视通信网络和所有智能装置的运行状况并及时对异常进行报警，提供离线分析功能以判断故障点。检修人员对2号主变中压侧OCT合并单元的异常时间段内的报文进行了分析，发现2号主变中压侧OCT合并单元中AD2的B相电流采样通道频繁报“通道5状态字有变化”，并且从报文解析中发现“通道5”（即AD2的B相电流通道）数值为0。这说明合并单元接受到的数据即为0，排除主变保护装置故障可能。进一步分析，若合并单元有故障，不可能仅有一相电流数据异常（三相数据均由一根采样光纤传输），即排除合并单元故障，亦排除两者之间光纤回路异常，初步判断可能为OCT一次问题，亦或为OCT前置单元故障。
后经OCT厂家人员现场检查，确定为OCT前置单元故障，系前置单元中的转换模块故障导致，更换该模块后恢复正常，消除了隐患。
2.2 案例二
该变电站自投运后，主变PCS978保护测控装置、线路PCS931保护测控装置在一、二次设备均无操作的情况下，频繁报“某某刀闸闭锁”、“某某刀闸解锁”信号，即存在对控制对象的联锁逻辑的计算结果有变位的情况，出现的周期大约为0.5h。针对此现象，研究了PCS900保测一体装置的五防联闭锁逻辑发现：参与联锁逻辑的信号来源分为3类：本间隔的过程层智能终端（过程层GOOSE传递）、其他间隔的保护测控设备（站控层GOOSE传递）、与此联锁逻辑相关的GOOSE链路的健康状态。由于一次设备并无操作，主变间隔保测装置、智能終端均正确反映一次设备位置、状态（无任何间隔层设备报变位信息），造成异常的原因很可能为GOOSE链路的健康状态，当相关传递GOOSE信号的链路出现问题时，联锁逻辑将会闭锁其对应的逻辑门。由图2可以看出，主变间隔的开关、闸刀位置均由主变间隔各侧智能终端（智能操作箱）采集，并以GOOSE形式通过主变间隔交换机传送至主变保测装置，由于保测装置、智能终端、传输光纤均无异常，初步判断站控层交换机为真正原因。据此，制定了检修方案。
步骤a：全面分析监控系统和保护装置的历史变位和告警记录。
步骤b：根据出现变位的时刻，调取网络分析仪的报文。
步骤c：跟踪联锁程序，在变位时刻确定出参与联锁计算的信号，判定原因。
采取步骤a分析时，分析了监控系统的历史变位报文，信号报闭锁和解锁时刻，没有任间隔层设备报变位信息。继之分析装置的历史报告，发现存在站控层GOOSE断链的信息，GOOSE断链说明保测装置接收的GOOSE周期报文有丢失的情况。
采取步骤b分析时，调取变位时刻的网络分析仪报文，发现GOOSE报文丢失的情况。
GOOSE报文丢失存在2种可能：一是交换机丢失，另一是此GOOSE链路的保护测控装置没有发送。经过多次分析，保护测控装置GOOSE发送正常，应是交换机丢弃GOOSE报文而导致。继续分析，发现站控层网络有每秒10万包左右的UDP报文2台监控系统数据库同步用，如图3所示，判断可能由于瞬时的报文冲击使交换机因负荷率高，影响GOOSE链路通信。关闭该报文端口，观察1h左右，GOOSE报文丢失现象消失。后使用交换机的配置功能，将此同步数据包限制在站控层的中心交换机1-7、1-8口运行，且不影响其他业务端口运行，缺陷消除。
3.结束语
通过上述案例可以看出，由于智能变电站“三层两网”的结构，使之对GOOSE、SMV链路健康状态十分依赖，对于这种非传统的二次回路异常，仅采用传统的检修方法是无法快速准确处理的，必须采取新设备及新方法，例如智能化的监控系统（如网络分析仪、智能装置本身的自检功能等）、报文解析软件等。另外，从提高检修效率和设备可靠性方面考虑，开展二次设备状态检修较能满足智能化变电站的运行维护要求。
参考文献
[1]IEC61850，Communication networks and system in substation[S].2004.
[2]吴在军，胡敏强.变电站通信网络和系统协议IEC 61850标准分析[J].电力自动化设备，2002，22（11）：70-72.
[3]鞠阳.数字化变电站的网络通信模式[J].电力系统保护与控制，2010，38（1）：92-95.
[4]谢希仁.计算机网络[M].北京：电子工业出版社，2003.