基于通信数据流的变电站二次设备远程诊断

（国网浙江省电力有限公司检修分公司，杭州 311232）

0 引言

现代电网的建设与发展，已从智能电网时代步入泛在电力物联网时代，移动互联、人工智能等先进信息技术和通信技术，为建设状态全面感知、信息高效处理、应用便捷灵活的智慧服务系统提供了强有力的技术支撑。在这一背景下，开展电力监控设备的远程诊断变得切实可行。

已有的技术实践和积累为远程诊断的实现提供了有益参考。文献[1]提供一种基于粗糙集理论的电力设备故障诊断方法，将故障诊断看作模式分类问题，每种故障对应一组特征集，根据已有故障案例和检测参数建立故障诊断决策表，采用粗糙集理论方法从故障集中导出诊断规则。该文重点研究对象是电力变压器等一次设备，未对电力监控设备开展研究。文献[2]中，谢善益等研究提出了输变电设备统一状态监测模型范围和建模方法，并用于输变电设备的远程诊断实践。其缺点与文献[1]相同，缺少对电力监控设备的研究。文献[3]利用OPNET 软件仿真研究了基于VLAN（虚拟局域网）的变电站综合数据流，以一个典型变电站为例，呈现了各种数据流及其流量大小。文献[4]介绍了智能变电站过程层网络报文与流量分布的计算方法，其对网络数据和流量的定量计算思路值得参考。

目前市场上关于电力设备远程诊断的成熟技术方案为： 变电站现场终端设备对接收的信息进行处理，再将处理结果上送至远方主站，并且只解析应用层信息，对带宽要求低，10 M 即可。本文提供的技术方案，不仅包括应用层信息，还包括传输层信息，带宽大大增加，实际使用100 M带宽。

本文设计并建设了远程专网，网络报文经由专网上送至远方诊断平台，通过解析网络报文来分析数据流状态，实现对电力监控设备的诊断和评估，给出基于IEC 61850 通信的IED（智能电子设备）链路状态和设备节点的评估模型。

1 远程专网的设计与建设

为实现变电站二次设备的远程诊断，需要在远方诊断平台看到设备的状态信息和网络报文。为此，先设计建设远程专网。

远程专网的架构为： 报文采集与转发装置将变电站站控层交换机、调度数据网实时交换机的镜像报文，经由安全隔离装置和路由器传送至远程专网，并由远方诊断平台接收。远程专网的拓扑结构如图1 所示。

图1 远程专网拓扑结构

2 基于网络报文的远程诊断

电力监控设备实时上送遥信、遥测报文，同时部分设备还有心跳报文。一方面，可以通过上送的设备异常、故障等告警信息，实现对设备运行状态的初步诊断；另一方面，根据遥信、遥测数据报文实时上送速度和速率，并结合历史经验，对装置的劣化过程进行分析，实现对设备运行状态的精确诊断。

以ABB 测控装置REC561 为例，“测控单元自检故障”“装置GPS 对时出错”“水平通信中断”“与前置机通信中断”等信号可向监控系统主机上送，通过解析报文可获取这些异常信息，实现对测控装置的诊断。

3 链路状态和设备节点的评估方案

通信链路状态的监视在电力自动化系统中具有重要意义。通信链路可以实时监视传输层、应用层链路状态，通过分析网络TCP（传输控制协议）、应用层（104 或者MMS）数据流特征和报文信息，可实现对通信链路的精确诊断分析，并辅助分析设备运行状态。

本文设计了一套链路状态和设备节点的评估方案，根据具体积分规则评估其健康水平。

积分规则的编制原则如下：

（1）重要状态信息“GOOSE 通信状态”“MMS通信状态”为“FALSE”时，直接积0 分。

（2）TCP 层相关参数的积分占比高，IP 层、应用层次之，分别为7 分、5 分、3 分。

（3）针对过去15 min 内的状态进行评估。

此套方案将链路健康水平划分为4 个等级：优良，90 分以上；一般，70-89 分；较差，50-69分；异常，50 分以下。

通信链路状态的积分规则见表1。变电站二次设备（装置）节点状态积分规则见表2。凡与表中所述情况不符的，均计0 分。

4 案例

某500 kV 变电站自投运以来，一体化电源与监控系统站控层和远动装置之间多次发生通信异常，具体表现为站控层和调度主站经常不定时收到监控系统与一体化电源通信中断的告警信息。在2016-02-16—03-17 的一个月时间内，远动装置上送“一体化电源装置MMS 通信中断”信号180余次。表3 所示为监控后台显示的告警信息。

经链路状态和报文远程诊断发现，一体化电源不定期出现的对MMS 心跳报文响应速度较慢，是造成“一体化电源装置MMS 通信中断”信号频繁动作和复归的直接原因。表4 所示为抓取的几帧心跳报文的时间戳。一体化电源回复心跳报文的延迟时间已经超过5 s，正常应为毫秒级。

通过对报文进一步分析发现，一体化电源遥测变化死区参数值设置不合理（过小），是“一体化电源装置MMS 通信中断”信号频发的深层次诱发原因。

表1 链路状态评估评分

表2 设备（装置）节点评估评分

表3 监控后台告警信息

表4 心跳报文的时间戳

现场遥测量变化死区参数如下：

一体化电源所有201 个遥测量的遥测变化上送死区都是0.01%，这个死区值设得过小，导致遥测变化上送过于频繁，一体化电源CPU 的运算和通信负荷太重。

由于不涉及遥控等变电站事件，此处主要根据表1 对案例进行分析。

在一定的时间内，通信过程无报文结构性错误，TCP 连接数正常，但有“MMS 通信状态”“规约符合性错误次数”“本端TCP 连接中断次数”“对端TCP 连接中断次数”“通信响应超时次数”“报告控制块初始化次数”等指标不符合要求，评分在50—69 区间内。因此，将链路状态的健康水平判为“较差”。

可见，根据前文所述评估模型得出的链路状态水平与实际一致，表明所设计的评估模型具有可行性。

5 结语

为实现变电站二次设备的远程诊断，首先设计并建设了远程专网。在远程诊断平台，通过解析网络报文，可得到链路和设备的某些状态信息。为评估链路状态和设备节点的健康水平，设计了一套评估积分规则，将链路健康水平分为优良、一般、异常和故障4 个等级。结合实际案例，利用所设计的积分规则对链路状态进行评估，评估结果与实际状态相符，验证了所设计评估模型的可行性和实用性。

本文所设计的评估模型是基于IEC 61850 规约的，后续还将完善基于西门子SINAUT8-FW规约、IEC 60870—5—103/104 规约的设备节点和链路状态评估模型。结合云技术和移动通信技术，将变电站二次设备的远程诊断和评估功能移植到移动终端或云端上实现将是新的研究课题。