智能变电站事件顺序记录时序混乱分析及处理

蒋体茂，谢金冉，胡建明，丁山，刘光源，谢青洋

（1.云南电网有限责任公司红河供电局，云南 蒙自 661100；2.云南电网有限责任公司文山供电局，云南 文山 663000；3.云南电网有限责任公司电力科学研究院，昆明 650217）

0 前言

电力生产控制系统中，事件顺序记录（Sequence Of Event, SOE）能有效记录事件发生的时间及类型。在发生事故事件时，SOE能明确记录开关变位、报警信息的发生顺序，为事故事件调查和原因分析直观提供事故前1分钟和事故后2分钟的相关信息[1-3]。根据《南方电网智能变电站IEC61850工程通用应用模型》技术规范的要求，智能终端和测控单元应具备记录详细遥信变位信息和SOE的功能，同时应具备接收IRIG-B码时钟同步信号校正装置时间的功能，且能够完成对变位信号的UTC（Coordinated Universal Time, UTC, 协调世界时间）标记；监控系统应能够正确接收、解析和显示相关报警信息和SOE信息，满足对变电站内一、二次设备运行状态的监视功能，并且能够提供事故事件发生前后的SOE信息记录。

相比传统综合自动化变电站，智能化变电站的“三层两网”模式引入了过程层的设计概念。因此，在日常维护和投运验收时，需要新增对过程层设备进行性能检查、测试和功能校验[9-10]。对于过程层采用“模采网跳”模式智能变电站的验收，为保证告警信号的可信度和完整度，需要对智能终端和测控单元进行功能性能测试和验收，包括配置文件（SCD、CID、CCD等）、二次回路接线及图实核对、GOOSE传送机制测试、开入信号模拟触发及接收测试、时标精度测试、硬接点开入防抖测试和SOE分辨率测试等[4-5]。

本文对文山局某500 kV智能变电站验收过程中发现的后台监控系统SOE信息时序混乱缺陷进行了分析，通过测试找到并确认了影响智能变电站后台监控SOE时间准确度的原因，提出了智能变电站开展SOE功能的验收和相关事件事故调查分析的建议。

1 智能变电站SOE时序混乱问题

在文山局某500 kV智能变电站验收过程中，发现后台监控系统SOE信息时序混乱，其缺陷现象为：

1）部分间隔开关/刀闸变位的SOE信息时标与智能终端记录的SOE时标相同，但诸如“控制回路断线、弹簧未储能和备用开入”等常规信号，二者之间的时标却相差3 ms；

2）部分间隔的所有SOE信息时标与智能终端记录的SOE时标均相差3 ms。

监控系统SOE信息时序混乱，不利于日常巡检和维护时对站内一、二次设备的运行状态进行直观判断，这对电网的安全、高效和稳定运行埋下隐患[6]。且在发生事故事件时，混乱的SOE信息时序不能够直观提供事故事件前后开关变位和报警信息，给事故事件的调查和原因分析带来不便[7-8]。针对此缺陷和变电站计算机监控系统技术规范要求，现场需对监控系统SOE信息时序混乱的缺陷进行相关测试、分析，并提出整改意见，完成缺陷处理和总结。

2 原因分析及处理方案研究

2.1 智能变电站开关量采集及对时原理研究

该500 kV智能变电站按照《南方电网110kV-500kV智能变电站标准设计V2.1》进行设计和建设，其过程层为“模采网跳”模式，开关量的变位信息由智能终端采集后，转换成GOOSE信息经过程层网络传输至间隔层测控单元，测控单元对收到的GOOSE变位报文进行解析，并转换为MMS信息经站控层网络传输至站控层监控系统，监控系统完成报文信息的解析和显示。其简单示意如图1。

图1 开关量采集、处理及信息转发过程

全站配置公用的时间同步系统，采用北斗卫星导航定位系统和全球卫星定位系统GPS标准授时信号进行时钟校正，各继电保护小室时钟扩展装置接收公用时间同步系统光纤IRIG-B码进行时钟校正。智能终端的对时方式为光纤IRIG-B码对时，智能测控单元的对时方式为IRIG-B（DC）码对时，后台监控系统的对时方式为SNTP对时。其示意如图2。

图2 各层设备的对时方式

以某500 kV间隔为例，现场对其断路器测控单元（间隔层）和A套智能终端（过程层）的对时精度进行测试，测试时选取其中一个备用开入点进行测试。其测试记录和结果如表1、表2所示，该间隔测控单元和智能终端对时精度误差为0 ms，表明二者皆能无误差完成对变位信号的时标标记，由此可排除因测控单元和智能终端的对时功能紊乱而导致的后台监控系统SOE信息时序混乱。并且后台监控系统中部分开关/刀闸的SOE信息时标与智能终端中SOE时标相同，也可排除因GOOSE信息和MMS信息传输过程中传送机制存在缺陷而导致的3 ms误差。

表1 某500 kV间隔测控单元对时精度测试记录

表2 某500 kV间隔A套智能终端对时精度测试记录

2.2 智能变电站监控系统开关量SOE时标机制研究

根据《南方电网智能终端技术规范》，断路器、隔离刀闸等位置GOOSE信号应带UTC时标信息，每个时标应紧跟相应的信号排放；间隔层IED以及过程层智能终端需产生SOE，间隔层装置与智能终端虚端子关联时标时采用GOOSE报文的时标，不关联时标时采用本装置时标。除智能终端外，测控单元也具备为开关量标记时标的功能，当其收到智能终端发送的GOOSE变位报文时，测控单元通过解析报文发送时间，可得到相应GOCB（GOOSE控制块）内信号产生变位的时间，并上送至后台监控系统。站内开关量SOE信息时标来源如图3所示。

图3 开关量SOE时标来源

为了进一步研究智能变电站SOE时标产生的机制，需对智能终端开入响应时间进行测试。智能终端开入响应时间是指开关/刀闸的辅助接点等硬接点开入信号变位到智能终端发出相应GOOSE变位报文的时间，经测试该站某500 kV间隔智能终端的开入响应时间为3 ms，如表3所示。

表3 智能终端开入响应时间测试结果表

之后，对智能终端和测控单元分别开展SOE分辨率测试，选取某500 kV开关A/B/C三相的合位位置和该间隔备用开入44/45/46，分别记录智能终端及后台监控系统中信息变位的SOE时标。

如表4测试结果，该500 kV开关A/B/C三相合位位置的SOE信息时标在智能终端和监控系统中一致，但备用开入44/45/46的时标却相差3 ms。现场怀疑开关/刀闸变位类的开关量和常规报警信号开关量的时标来源不同，导致后台监控系统SOE信息的时标显示混乱。现场查看SCD文件虚端子连接和订阅情况，该间隔测控单元从A套智能终端订阅的A/B/C三相合位位置GOOSE信息除对象（数据对象Pos）、值（数据属性stVal）外，还订阅了时标（时标t）信息，而备用开入44/45/46却仅仅订阅了Pos对象和stVal值。据此推测，造成后台监控系统SOE信息时标混乱的情况与SCD文件中测控单元与智能终端虚端子订阅GOOSE信息时标t的情况有关系。

为了验证以上推论，选取500 kV第一串间隔（开关/刀闸变位开入GOOSE信息不订阅时标t）和500 kV第二串间隔（开关/刀闸变位GOOSE信息订阅时标t）进行测试。通过在智能终端装置处提取SOE报文和在监控后台查看SOE信息得到，由于500 kV第一串间隔测控单元订阅了智能终端发出开关/刀闸变位GOOSE信息的时标t，测试结果发现智能终端和后台监控系统的SOE信息时标一致；由于500 kV第二串间隔测控单元没有订阅智能终端发出开关/刀闸变位GOOSE信息的时标t，测试结果发现，后台监控系统的SOE信息与智能终端装置中SOE时标相差了3 ms。根据表3智能终端开入响应时间测试结果可得，这3 ms正好是智能终端把硬接点开入变位转换为GOOSE变位报文的时间，再次证明了如果测控单元没有订阅开入信号的时标t，那么其传给后台监控的SOE时标为测控单元解析收到的GOOSE变位报文发出的时间。

基于以上分析可得，在SCD文件中测控单元没有订阅智能终端开入变位时标t是造成监控后台SOE与智能终端SOE时标不一致的原因。

2.3 缺陷处理措施研究

确定缺陷原因后，现场检查并更改SCD文件开关/刀闸变位信息虚端子连接，要求测控单元同时订阅智能终端开入变位信息的Pos对象、stVal值和时标t，并由修改后的SCD文件导出测控单元的CID文件和CCD文件下装至相应测控单元。最后，再次对监控后台SOE和智能终端SOE时标的一致性进行测试，结果显示后台监控系统SOE时标正常，不再混乱，说明该500 kV智能变电站SOE时序混乱的缺陷得到了解决。

3 结束语

通过分析某500 kV智能变电站验收中SOE时序混乱的原因，发现SCD文件中测控单元订阅智能终端开入变位时标t虚端子的情况会影响智能变电站后台监控系统SOE时标的准确度。若在配置SCD文件时测控单元订阅了智能终端开关/刀闸变位信号的时标t虚端子，则后台监控SOE时标与现场开关/刀闸的变位时间一致；若测控单元没有订阅智能终端开关/刀闸变位信号的时标t虚端子，则后台测控SOE时标会产生3 ms的误差，经上文现场测试和验证确认，该误差为智能终端将开入变位的硬接点信号转化为GOOSE变位报文的时间。

综上所述，为了保证智能变电站全站SOE时标的与实际开关/刀闸变位时刻一致，本文建议在开展智能变电站验收时要注意检查SCD文件中测控单元订阅智能终端开入变位时标t虚端子的情况。另外，在进行智能变电站的事故事件调查时，若SCD文件中测控单元未订阅智能终端发出的开关/刀闸变位时标t的虚端子，则在分析相关开关/刀闸动作时序时，不能参考监控后台SOE信息，而是应以智能终端装置中SOE信息为准。

本文介绍的测试方法及处理过程，不仅为消除智能变电站类似缺陷提供了有益经验，同时也在智能变电站事故事件调查和原因分析等方面具有一定的参考价值。