基于IEC61850標準化的數字化變電站系統故障研究

旻投電力發展有限公司 吳 楠

IEC(Communication networks and system in substation)即變電站的系統和通信網絡國際標準。因為傳統設備和網絡應用的標準接口，使得傳統的變電站出現多種多樣的形式，IEC61850標準下，由于可以對多種協議進行辨別，從而實現規范和詮釋其模型的通信接口，比如智能式開關、數字式PT、CT及IED保護控制裝置等，由于IEEC可以利用分布式的交互系統關聯每一個子系統，進而形成一致的標準，使得數字化變電站工作的效率大大提高。

隨著經濟發展，我國不斷出現了超過110kV的變電站，依靠傳統定期檢修的工作模式已很難適應智能變電站的發展。經過實踐應用來看，當前電力設備檢修狀態的應用包括兩種類型的技術，一種是高壓斷路器故障與檢測技術，另一種是電力變壓器故障與檢測技術。后一種技術主要是監測變壓器形成的震動信號，并以此來詳細分析電力設備的運作情況。按照有關的數據收集[1]，說明繞線面臨故障和裝置調節器（OLTC）面臨故障的情況在實際檢修中最為常見。

1 智能變電站的采樣同步

基于IEC 61850準則的數字化變電站的結構：傳統變電站向數字化智能變電站進行改造優化的過程中，非常關鍵的重點就是變電站使用A/D轉換技術而實現變電站數據信息的數字化，具體可以從圖1中看出，IEC61850準則在邏輯思維上將變電站進行分層，主要有三層：第一層、第二層（間隔層）、第三層（變電站層）。

圖1 數字化智能變電站三層結構示意圖

數字化智能變電站實現數據的采集主要從變電站中分離出來的交流輸入組件、A/D采樣模塊以及開入開出模塊和獨立于保護裝置的合并單元共同構成[2]。為此，需要尋找一種同步的采樣的方式，使得IED的采樣數據保持同步性，以此規避因采樣設備和運維模型不同而導致的數據不同步現象。

當前，國內一些智能變電站會利用同步時鐘法和差值重采樣法這兩種方法。針對110kV智能變電站隔層保護裝置里的非同步數據及110kV智能變電站的過程層MU，后一種方法可以對它們實現采樣同步操作；不管是間隔層的控制設備還是過程層MU，它們均會按照統一時鐘源的方法來確保采樣同步目標的實現[3]。

當前，變電站通常利用兩種采樣技術，一種是同步時鐘法，另一種是插值重采法，主要是用來同步采樣數字信號[4]。從采樣延時的準確度和采樣間隔來看，插值重采樣法的要求更高，通過補償SV報文里的Value值之后采取同步采樣法，不用smpCnt值。

結合圖系統結構的實現來看，體現在組網的方案上主要有以下方式，其站層/間隔層網絡、過程層網絡、對時分別為：總線/SV點對點+GOOSE總線/B碼或秒脈沖；總線/SV點對點+GOOSE總線/B碼或秒脈沖；總線/SV與GOOSE總線統一組網/IEEE1558；站控層與過程層統一總線/IEEE1558。

針對傳統的變電站做出有關的改造工作，應該符合DL/T860標準的信息模型。為提高各種設備間互相操作的默契度，應該利用ICD裝置來配置文件，便于各個廠家共享設備。

2 數字化智能變電站改造中的通信網絡結構設計與優化

在改造變電站通信網絡過程中，需要實現通信網絡的可靠性、實時性與安全性，基于山西110kV城東數字化智能變電站改造項目為例，“故障弱化”作為變電站改造后應該遵循的首要原則[5]，在該原則的基礎上對其通信網絡組網模式進行建設。由于改造過程中對二次設備有一定的要求，因此絕大多數的二次設備都需要進行更換處理，除此之外，新通信網絡也需要進行更換。

2.1 組網方式

由于是改造優化項目，對于測評項目的結果中，成本問題也是需要考慮的重點問題，因此，在進行改造的過程中還需要控制好成本。為此，山西110kV城東數字化智能變電站改造項目，利用GOOSE網絡獨立組網與模擬量采樣網絡達到降低網絡流量的目的；冗余雙網結構的組建能夠在一定程度上減少網絡設備故障對繼電保護功能的影響，為此，基于實踐中可以構建相互獨立的雙網結構確保保護裝置的正常運行。

2.2 選擇拓撲結構

成本控制是110kV城東數字化智能變電站改造項目在改造過程中需要考慮的一個重要問題（星形單網、星形雙網的增設保護成本都是增加原單重化裝置，但星形雙網的交換機成本是正常配置的星形單網的2倍），與保護裝置的成本相比交換機的價格相對較低，因此，我們可以使用更多的交換機來替代保護裝置，這樣可以在很大程度上降低該智能變電站的改造成本。

綜合以上信息可以得出以下結論：110kV城東變電站自動化系統適合應用GOOSE+IEE1558合一組的單網，基于DL/T860的三層兩網結構，過程層SV采用點對點以及站控層/間隔層MMS單網，除此之外，從保護角度來看適合采用直采直跳。如圖2所表示的是110kV城東變電站改造后的系統結構示意圖。

圖2 110kV城東變電站改造后的系統結構示意圖

3 GOOSE技術對智能化變電站故障采集及判斷應用

實踐結果表明，通信網絡的應用有利于解決二次回路接觸不良、寄生回路等問題，可以以此來替代傳統的二次回路。

3.1 GOOSE報文傳輸機制

由于基于IEC 61850標準明確規定了繼電保護操作控制類與動作類報文的傳輸時間，總傳輸時間需要大于等于3ms[6]。繼電保護系統為了確保自身功能的實現，一方面繼電保護元件基于互感器對采樣信息進行收集，并且以此來對電網故障與否做出判斷，另一方面不能忽視和斷路器側的關聯，在面臨故障時可以對斷路器的斷開和重合做出正確的控制。就數字化智能變電站而言，載體GOOSE報文和采樣值SV報文分別取代了這兩種信息，此外，還有之前所說的同步對時信息。為此，結合案例工程項目報文傳輸機制及建構情況，簡單介紹這三種信息。

SV報文信息。通過電子式互感器發出的數字測量信號便是采樣值（SV）報文，因為整合了合并單元，并把信號發送至維護單元數據形成報文。采樣值報文由于可以處理海量的數據，但缺乏重發機制，就采樣值（SV）報文的實時性而言，由于保護等元件的要求極高，因此對于網絡通信的要求也較高[7]。

GOOSE報文信息。就繼電保護系統而言，GOOSE報文主要傳遞在智能終端和繼電保護元件之間，例如跳閘和閉鎖等確保繼電保護功能可以正常工作，對于繼電保護系統的組成而言尤為重要。

同步對時信息。為了確保數字化智能變電站里全部的電子裝備同步，根據一定的時間間隔，全站的同步時鐘源把同步對時信息發送至各個裝置，特別是母差保護作用，因為需要對眾多間隔的采樣信息進行收集，為了保證保護功能的動作不出現錯誤，所以對與繼電保護系統而言同步對時信息尤為必要。

3.2 GOOSE 報文傳輸內容

圖3所表示的是GOOSE技術在數字化智能變電站具體裝置間傳輸的報文發送時序圖詳細情況。目前有簡單的網絡協議法（即SNTP）和IEEE1588對時方式，后者需要高精度的對時，兼容性很強，被普遍地利用，IEC組織對其進行升級、使之成為IEC61588標準，更加規范。

圖3 報文發送時序圖

3.3 一體化信息平臺的應用

長治市110kV城東變電站經過數字化智能改造后最初應用CSGC-3000/SA新型信息一體化平臺系統，由于涉及優化后會有很多新的設備及元器件安裝到新系統中，因此，選取IEC61850標準化的接口，不僅可以統一存儲所接入的數據，而且在數字化智能變電站系統應用的平臺數據庫中能夠確保數據檢索接口更有效，規范普通的數據接口，從而給智能變電站帶來更有效的信息訪問。110kV城東變電站一體化平臺數據架構的詳細信息如圖4所示。

圖4 110kV城東變電站一體化平臺數據架構

由于數字化智能變電站具有的智能響應等特征，致使繼電保護系統和之前不同，就繼電保護系統在信息通信方式上能夠明確面臨全新的環境中數字化智能一體化平臺的主要特點及優勢：

整合減少了冗余的多種元件。在數字化的繼電保護系統中出現了以下變電站中缺乏的元件，如交換機、智能終端和合并單元等，給保護功能帶來了許多好處，同時提升了它的整體可靠性；能適應更加復雜的結構。以往的傳輸方法是點對點，現在是以太網，然而交換機形成的網絡使以往單一的拓撲結構發生變化，使其更復雜，所以在很大程度上整個繼電保護系統信息通路的可靠性取決于交換機的接線方式；較好擬合信息的網絡化傳輸效率。在智能化變電站中應用以下技術，如IGMP Snooping組播過濾技術、迅速生成樹協議、優先級隊列技術等，使網絡傳輸的可靠性得以確保。

綜上，本文主要的出發點是智能化變電站改造技術的需求和它的具體規范，其例子是根據110kV城東變電站設備的具體情況制定了改造一、二次設備智能化的設計方案。明確二次自動化系統適合應用GOOSE+IEE1558合一組的單網，基于DL/T860的三層兩網結構，過程層SV采用點對點以及站控層/間隔層MMS單網。除此之外，從保護角度來看適合采用直采直跳。最后基于IEC61588標準下的GOOSE技術報文系統應用在變電站故障分析和判斷應用的分析，可以有效設置并規避可能出現的故障，對于數字化變電站故障監測及設備智能控制操作一體化的實現極為有利。