智能变电站二次系统组网结构与信息传输优化研究

唐孝舟，刘青红，孙长兰，章叶青，葛立青

(南京南瑞继保电气有限公司，江苏 南京 211102)

智能变电站自提出以来已经在电力建设中得了广泛的应用，相较于常规变电站而言，无论是设计理念还是建设技术都要先进不少。但是在长期的运行过程中，智能变电站也逐渐暴露出诸多问题[1-3]，在二次系统方面尤其明显。具体表现在两个方面，一是智能站的组网方式存在缺陷，当前智能变电站普遍采用三层两网网络架构，保护设备采样跳闸使用合并单元直采、智能终端直跳方式。站内需要大量敷设光纤，工程施工以及后期维护工作量都比较大。组网复杂，系统可靠性差。合并单元在现场就地布置，环境恶劣，故障率高[4-6]。据统计，2018年，合并单元缺陷率为11.089次/百台·年，是常规保护装置的5.4倍，是智能终端的3倍。二是智能站的信息传输方式存在缺陷，当前智能变电站的站内信息很多，信息分类缺乏统一标准，各个子系统独立运行，数据融合度较低。智能变电站的二次信息收集传输没有按照业务来进行，业务部门获取数据效率较低，现有方式对监控、运行、调度以及检修等业务支撑力度不够[7-9]。因此，本文在分析原有二次系统架构的基础上提出了新的组网方案，并且在梳理二次信息分类的基础上提出新的信息传输方案，从而使智能站组网结构简化、可靠性增加，同时提高各个业务部门获取数据的效率，实现二次信息对业务部门的强力支撑。

1 智能变电站二次系统组网结构和信息传输分析

1.1 组网结构

智能变电站一般采用三层两网结构，三层指的是站控层、间隔层、过程层，两网指的是站控层网络和间隔层网络[10]。站控层设备包括数据服务器、监控主机、工程师站、五防主机、顺控主机、数据通信网关机、综合应用服务器、PMU数据集中器、时间同步装置等。间隔层设备包括继电保护装置、测控装置、稳控、PMU、故障录波装置、网络记录分析仪等。过程层设备包括智能终端、合并单元、合智一体装置。过程层的合并单元、智能终端、合智一体装置采集开关量、互感器模拟量信息，通过SV/GOOSE方式上送至间隔层保护、测控装置。保护、测控装置通过站控层网络将信号上送至站控层监控后台、数据服务器等设备[11]。数据服务器负责将站内信号上送至调度系统，同时接收调度控制命令，然后将控制命令下发到测控装置。后台的控制命令则直接发送至测控装置。测控装置收到控制命令后将命令通过GOOSE报文发给智能终端或合智一体装置，然后再转换为电信号，从而实现对开关、刀闸等一次设备的控制操作。系统网络如图1所示。

这种组网方式有两个问题，一是需要采用大量合并单元，而合并单元一般供多类保护装置共用，一旦出现故障将影响多套保护装置功能。尤其是母线合并单元出现问题，会造成多段母线失压，影响范围很大。二是这种方式需铺设大量光纤，站内设备组网的施工难度及后期的维护工作量较大。

1.2 信息传输方式

1.2.1 信息分类

现有变电站二次系统设备主要包括保护、测控、安稳、PMU、故障录波器、低频低压减载、监控后台和远动设备。站内信息主要包括电压、电流等电气量，开关位置、刀闸等状态量，以及保护动作、装置故障或异常等信号[12-14]。各个装置上送信号如表1所示。

表1 智能站装置信息

1.2.2 信息传输方式

目前智能变电站二次设备信息，按照功能分类，主要包括运行监视信息、操作与控制信息、综合保护信息、运行管理信息四大部分，这些信息分类收集后，再分别通过不同的子站系统传输至调度主站、保信主站和其它主站，如图2所示。在这种信息传输方式下，保护、测控、PMU、计量、在线监测装置、辅控系统均独立采集，独立上送，形成“数据烟囱”，无法全景数据共享，造成资源浪费。业务部门需要交叉获取数据，数据冗余度低，可靠性差。同时不便于运行维护人员的日常维护与管理。

2 智能变电站二次系统组网结构和信息传输优化

2.1 组网方案优化

在三层两网的整体网络结构不改动的前提下，重点优化智能站的模拟量采集和保护跳闸方式，要点在于将220 kV及以上智能站原来的“直采直跳”改为“电缆采样、GOOSE网跳”，如图3所示。在这种结构下，首先将原有的保护测控一体装置分开配置，在各个间隔配置间隔交换机，将所有保护、测控、智能终端装置连接至间隔交换机，间隔交换机再通过中心交换机互联组成一个全站GOOSE网络。无论是间隔内还是跨间隔保护，跳闸信号都采用GOOSE网络传输。同时为了提高可靠性，应配置同源冗余星形双网。该方式下网络结构较为简单，过程层光纤模块以及光纤连接都大幅减少，整体组网过程得到简化。同时不再使用合并单元，减少了合并单元故障带来的各种连锁故障，能够最大限度的提高组网的可靠性。

组网的具体做法如下：

(1)模拟量直接通过电缆采集，过程层GOOSE共网，配置同源冗余星形双网，实现通讯环节N-1故障不影响任何一套保护功能；

(2)配置间隔交换机，放置在主控室内，实现方便的检修隔离，间隔交换机上主要挂接智能终端、线路保护、测控装置、表计等设备；

(3)采用网络流控技术解决GOOSE信号传输可靠性问题，确保GOOSE网络跳稳定可靠；

(4)通过静态组播方式实现交换机数据转发控制，通过交换机模型化将交换机纳入SCD管理，并实现组播配置自动化。

(5)取消保护测控一体装置，避免装置单一板卡(如电源等公用部分)故障导致保护和测控功能同时失去，出现一次设备失去保护同时又无法远方遥控停运的情况。保护、测控装置分开部署。

2.2 信息传输优化

当前智能变电站已对站内采集的信息，按照不同的功能进行了分类，并使用了不同的子系统实现了独立传输。但存在的问题是未按照业务需求进行划分，不同业务部门使用数据时需要从多个地方获取，效率较低，并且某个业务部门进行升级改造或维修时，会影响到其他业务部分的正常运行。因此有必要对信息流传输方案进行优化改进。信息传输优化的总体原则有三点，一是不跨区整合数据，二是打破专业壁垒，三是信息传输全部经过网关机，具体的做法如下：

第一步是将多个业务的上送数据在不同的安全分区进行整合，收集到I区实时网关机、II区非实时网关机、III区管理网关机这三组网关机中，每组可以配置1到2台网关机。其中I区网关机主要集成实时业务数据，如电网稳态运行数据、保护实时动作数据、同步相量测量数据等。II区网关机集成非实时业务数据，如一二次设备在线监测数据、故障录波数据、辅助控制系统等。

第二步是在不同的安全分区中按照业务需求划分网关机，如为监控和调度业务服务的网关机，可称之为调控网关机，为运行和检修业务服务的网关机可称之为运检网关机。根据需要，II区也可以分别部署一台调控网关机和一台运检网关机。III区可以部署一台管理网关机。每个网关机按需采集数据。主站侧则按照业务部门来建立相应的调度主站、运检主站以及其它主站。至此，在不同的安全分区中，实现了不同的业务板块数据可以按需配置、按需上送。

采用该种方案，调度监控业务和运检业务、其它业务数据将基于不同的网关机各自独立传输，不同业务部门可以通过网关机轻松获取到需要的全部数据，同时单个业务部门对网关机进行改造升级或检修时不影响其它业务部门正常运行，从而实现信息传输对业务部门的强力支撑。优化方案如图4所示。

该方案所有二次信号按照业务需求分类传输，而且统一通过网关机传输，使得不同业务部门可以独立获取数据，信息传输可靠性好，不同业务部门开展维护检修等业务互不影响，非常便于日常维护与管理。

2.3 关键技术

2.3.1 基于组播的数据传输流控技术

GOOSE 报文由于存在突发流量情况，因此需要考虑突发情况下可能达到的流量值，并结合交换机的突发流量门槛来限制GOOSE 报文的流量，GOOSE 流量限制速率不宜过高，否则达不到预定的效果。

基于组播地址的流控技术，通过在交换机报文交换芯片SWITCH和网络物理层芯片PHY之间增加可编程逻辑芯片FPGA，交换机CPU向FPGA下发报文管理策略，由FPGA实现交换机的网络报文管理[15]。FPGA根据网络报文关键字如MAC地址、报文识别码APPID、报文协议类型对网络报文进行合法性校验，对合法网络报文分类进行流量统计及正确性校验，精确定位异常报文并根据报文管理策略处理异常网络报文。

通过交换机流量限制等配置减少数据流间的互相影响。交换机按MAC地址、协议类型进行流量控制，根据不同应用设置相应MAC的流量控制上限，超过上限交换机内部直接进行部分数据丢弃处理，实现对故障报文的有效防御，确保了同一接收端口的其他报文的传输可靠性。

通过网络流控技术可以实现智能变电站过程层交换机对通用变电站事件如GOOSE等各类网络报文的精确管理，可以解决智能变电站网络报文无法精确抑制的问题，能够显著提高智能站网络数据传输的可靠性。

总体说来，采用基于组播地址的网络流量控制技术，能够有效解决同一物理链路中报文间互相影响，尤其是故障报文对正常报文的影响，可以显著提高网络数据传输可靠性。是实现GOOSE网跳的关键技术点。

2.3.2 基于GSP的信息传输融合技术

当前智能变电站内信息传输规约种类繁多。变电站与调控主站之间采用DL/T634.5104标准，告警直传采用Q/GDW11021和Q/GDW11207标准，远程浏览采用Q/GDW11208标准，同步相量装置采用GB/T 26865.2标准，网络安全检测装置与管理平台采用DL/T 634.5104，计量信息传输采用DL/T 719，稳控系统无统一标准。保护、测控、PMU、稳控、计量、在线监测、网络安全检测信息均独立采集，独立上送，形成“数据烟囱”。这造成了智能变电站通信可靠性差、前期调试和后期维护工作量大、管理不便等问题。

本文所提的信息传输优化方案，可以整合各类装置信息到网关机，由网关机统一传输出站，可以尽量避免上述问题。但是这种信息整合对网关机通信传输提出了很高的要求。如何融合原有的多种通信传输规约是一个急需解决的技术问题，2017年发布的电力系统通用服务协议GSP(general service protocol for electric power system)为此指明了方向。

GSP具有自描述和动态维护特性，采用面向对象的M编码方式，吸收高效实时数据通信的技术特点，支持面向对象的高效实时数据通信服务[16]。通过服务原语和报文数据结构的自描述机制，支持预定义或自定义的创建、维护、扩充服务原语及报文数据结构，将简单高效的实时数据通信服务与灵活方便的离线维护服务分离，功能互补、互不影响[17-19]。

考虑到智能变电站信息种类、数量都很庞大，需要传输的信息不仅有遥信、遥测、遥控、遥脉，还有文件、图形、模型、视频流以及其它自定义服务数据结构体，除了要满足当前带调度监控、运维业务的需求，还应该支持动态扩展，满足变电站在未来一段时间内的发展需要。因此，在GSP通信协议的服务总线基础上，采用面向服务的体系架构，完成网关机信息传输融合，实现智能变电站信息传输的快速、稳定和可靠，同时又为二次系统自动化的发展预留空间，是一个重要的研究方向。

2.4 可行性分析

2.4.1 组网方案优化可行性

(1)在可靠性方面，本方案保护、测控等装置通过电缆采集模拟量，通过GOOSE网络实现跳闸，配置同源冗余星形双网，实现通讯环节N-1故障不影响保护功能。采用报文过滤技术及流量管理技术解决数据传输可靠性问题，完成对过程层网络报文的过滤及对流量的精确管理，实现了高可靠性GOOSE共网数据传输，解决了同一物理链路内多个链路报文间的相互干扰问题；

(2)在运行维护方面，一方面采用保护、测控分开配置的方案，过程层设备对应保护、测控独立配置，间隔配置有独立交换机。另一方面通过静态组播方式实现交换机数据转发控制，通过交换机模型化将交换机纳入SCD管理，并实现组播配置自动化。可以实现专业检修维护的方便性。

(3)在经济性方面，全站采用过程层电缆采样、GOOSE共网跳闸方案，取消了合并单元的同时显著减少了交换机、光模块配置数量，可以最大程度提高方案实施的经济性；

2.4.2 信息传输优化可行性

(1)在可靠性方面，按照业务需求不同配置不同的网关机，如调控网关机、运检网关机、管理网关机，信息传输通道多，有足够冗余，能够保证信息传输稳定可靠；

(2)在运行维护方面，不同业务部门通过网关机独立获取所需数据，各部门独立维护网关机，在开展升级改造或检修业务时可以做到互不干扰，方便后期维护；

(3)在经济性方面，虽然需要按业务配置网关机，但是增配的数量并不多，加上当前智能站网关机成本并不高，智能站改造投资应该在可承受范围之内。

2.5 优化对比

组网方案和信息传输优化前后的区别见表2，可以看到新方案在可靠性、运维和管理方面相比原方案都有较大提升，可以大幅提高智能站的二次系统自动化水平。

表2 智能变电站二次系统优化对比

3 结论

智能变电站在长期的实际运行过程中会产生各种各样的问题，比如施工工作量大、结构日益复杂、可靠性变差、维护管理难度增加等。实时跟踪、关注这些问题，研究其中的潜在规律和深层次原因，并在当前可行的技术条件下对其进行优化改进，可以提升电网的稳定性、可靠性，减轻电网运行维护人员的工作负担，为业务部门提供有效的技术支撑。本文提出的智能站二次系统组网结构和信息传输优化方案，整体上坚持了不跨安全分区进行设备整合、打通专业壁垒、坚持三层两网结构、不改动智能站装置、出站数据统一经过网关机这五大原则。这样一方面可以解决现有智能站合并单元可靠性低、保护测控一体配置功能互相影响、变电站二次数据共享度小、信息出站方式繁杂等问题，从而达到减小智能站的前期施工和后期维护工作量、提高智能站的信息传输可靠性、便于管理的目的。另一方面又可以最大程度上减少优化改造的代价，不颠覆智能站的建设方案，从而减少经济成本，为智能站二次系统建设提供了一种切实可行的新思路。