第三代智能变电站集成式测控装置关键技术研究

马小燕,时 谊,余高旺,谭景文,闫志辉,张艳超

(1.许昌许继软件技术有限公司，河南 许昌 461000；2.许继电源有限公司，河南 许昌 461000；3.桂林电子科技大学信息与通信学院,广西 桂林 541004)

0 引言

自国家电网公司推广建设新一代智能变电站以来，智能变电站向系统集成化、结构合理化、装备先进化、经济适用化、能源节约环保化等方向发展[1]。智能变电站在近几年的实际运行中也暴露了一些问题和不足[2-6]。经调研分析，许继、南瑞等主流厂商按“两层一网”原则重新设计了智能变电站技术框架，取消了合并单元、智能终端、过程层交换机等设备及过程层网络，开展一、二次设备同体设计，进行新型数字化远端就地模块、配套接口装置、集成式测控和站控主机研制，以实现高可靠无缝冗余(high reliability seamless redundancy，HSR)环网数字化通信。

基于第三代智能变电站的测控装置产品，国内目前还处于概念和技术框架阶段，国外也没有相关研究机构开展研究和开发工作。本文论述的集成式测控装置研制是二次设备功能优化和技术发展融合的重要一环。本文通过对采用冗余配置集成式测控装置的自愈功能、闭锁功能、全站系统配置描述(substation configuration deion，SCD)解耦、环网节点状态监视和内部逻辑可视化等关键技术的研究和探索，为解决当前智能变电站存的问题和不足提供了新的思路和方法。

1 集成式测控装置系统结构

第三代智能变电站中的集成式测控装置采用室内布置，安装在控制室屏柜内，按“三间隔适度集成，双套冗余配置”方案设计。每个间隔与16个就地模块通信，装置上的集成接口模块通过IEC 61850通信协议[6-8]与各间隔HSR环网进行通信。

集成式测控装置系统架构如图1所示。

图1 集成式测控装置系统架构Fig.1 Architecture of integrated measurement and control device system

系统架构中包含监控主机、工程师工作站、集成式测控装置、HSR光纤环和数字化就地模块等。集成式测控装置面向(串、母线、主变等)电气设备单元多间隔集成，通过数字化就地模块或电缆与一次设备连接，可完成相应间隔的测量、控制和联闭锁功能。监控主机负责采集来自测控装置等二次设备的各类数据，实现站内二次设备的运行状态监视、操作与控制、防误闭锁和一键顺控等功能。工程师工作站可完成智能变电站二次设备回路监视、内部逻辑可视化展示和二次设备软件在线管控、网络装载等功能。不同间隔的就地化模块可通过HSR光纤环，为集成式测控装置上传开关量、模拟量等一次设备数字化信息，并能精确执行测控装置下发的控制命令。

集成式测控装置对上接入站控层网络与监控系统通信，对下接入各间隔HSR光纤环，与就地模块通信。集成式测控装置获取的数据除了用于本装置外，还能以点对点方式发送至同步相量测量装置和集中计量装置。

2 关键技术研究

2.1 基于状态感知的测控功能自愈

第三代智能变电站中的集成式测控装置采用基于状态感知的双套冗余配置。该技术使测控装置能够按运行情况自动选择功能状态良好的装置作为主运行设备，避免因固定选择的主设备装置运行故障而影响电力运维，有效保障了测控功能可靠性。双套冗余配置的集成式测控装置具备运行、备用、故障和检修这4种实时工作状态。集成式测控装置可以根据当前工作状态和设备故障程度，依托站控层和过程层面向通用对象的变电站事件(generic object oriented substation event,GOOSE)通信网络，采用专有信息模型进行通信交互，实现状态感知和冗余切换。集成式测控装置冗余切换原则如图2所示。

图2 集成式测控装置冗余切换原则Fig.2 Redundancy switching principle of integrated measurement and control device

冗余切换原则分为通信正常交互机制、数据筛选及控制响应、通信异常处理机制和运行状态异常切换机制。

①通信正常交互机制：双套冗余配置的集成式测控装置平行监视，通过站控层GOOSE报文交互工作状态信息，同时相互监视心跳信息。

②数据筛选及控制响应：站控层设备根据集成式测控装置主备状态进行数据筛选和控制命令转发。就地化模块根据集成式测控装置主备状态响应控制命令。

③通信异常处理机制：当处于备用状态的集成式测控装置接收不到另一套集成式测控装置的心跳报文时，需要借助过程层GOOSE报文判别另一套集成式测控装置的运行状态。

④运行状态异常切换机制：当处于运行状态的集成式测控装置发送异常时，另一套集成式测控装置如果处于备用状态且状态更优，则进行切换；如果没有更优状态或没有备用状态则维持现状，不进行切换。

根据图2所示的切换原则，集成式测控装置冗余切换策略如下。

①双套冗余配置的集成式测控装置平行监视，通过站控层GOOSE报文交互状态信息，同时相互监视心跳信息。

②当处于运行状态的集成式测控装置出现轻微故障时，检测另一套处于备用状态的集成式测控装置是否有故障。若无故障，则将处于备用状态的集成式测控装置切换为运行状态，先前处于运行状态的集成式测控装置降为备用状态。

③当处于运行状态的集成式测控装置出现轻微故障，而另一套处于备用状态的集成式测控装置也有轻微故障，则运行状态不进行切换。

④当处于运行状态的集成式测控装置出现严重告警或故障时，将另一套处于备用状态的集成式测控装置切换为运行状态。先前处于运行状态的集成式测控装置降为故障状态。

⑤当处于运行状态的集成式测控装置出现严重告警或故障，而处于备用状态的集成式测控装置处在检修或故障状态，则运行状态不进行切换。先前处于运行状态的集成式测控装置降为故障状态。

⑥当处于备用状态的集成式测控装置出现严重告警或故障时，应解除备用状态，变更为故障状态。

⑦当处于备用状态的集成式测控装置收不到另一套集成式测控装置的心跳报文时，如果通过过程层GOOSE通信网络监视到另一套集成式测控装置为非运行状态，则处于备用状态的集成式测控装置切换为运行状态。

站控层设备与集成式测控装置进行通信交互，获取装置的主备状态，接收处于运行状态的测控装置数据信息，并对其下发控制命令，丢弃其他状态测控装置的“四遥”等数据。就地模块设备和冗余配置的双套集成式测控也同时进行通信交互，获取测控装置的主备状态，并根据双套测控的主备状态响应控制命令。若出现双套集成式测控均为运行状态的异常工况，站控层设备应优先选取，后变为运行状态的测控装置进行业务数据交互；就地模块设备保持双运行状态前的出口状态，不再响应测控装置控制命令，双运行状态情况消失后，就地模块恢复正常响应机制。

2.2 环网节点状态监视

HSR的环形网络拓扑结构适用于集成式测控装置与数字化就地模块组成的过程层环形通信网络[9-10]。当环形通信网络出现单个线路中断或某个设备通信故障时，环形网路能够自动选择另一条链路进行通信，使网络切换零延时、设备间通信干扰小、可靠性大幅提升。

HSR环网结构如图3所示。

图3 HSR环网结构Fig.3 HSR ring network structure

由图3可知，设备节点之间收发顺序互联，形成冗余环。报文可通过环内任意2个节点、2条路径进行传输。若其中1条路径发生中断，则报文选择另外1条路径进行传输。报文的2条路径不区分主次，先到达的报文确认有效后，后到达的报文则丢弃不用，不需要进行路径选择和切换。只要有1条路径相通，数据就能够到达，实现了数据传输的安全、可靠、高效。

应用在集成式测控装置上的HSR技术特点如下。

①测控装置和数字化就地模块的报文为双向同时发送，采用环网冗余的方式保证了数据传输的可靠性。

②应用层的通信机制按照单网报文进行收发。HSR环网自动处理数据的有效和丢弃，使数据的容错几率得到了提升。

③节点报文双向传输，实现数据热备份。当单环网络不通时，节点报文自动选择另一路径；网络切换无延时，数据传输相较于单环网络，可靠性提升明显。

④得益于环内节点数据双向传送机制，当带宽下降一半左右时，装置仍满足传输需求，受带宽影响小。

集成式测控装置和就地模块组成的环网节点状态监视技术可以快速定位异常设备和链路，对异常信息进行实时综合分析判断，并自动实现应对异常情况的多设备联动。

集成式测控装置按三间隔集成。每个间隔与16个就地模块通信，通过环网模式采集就地模块连线上送的GOOSE和采样值(sampled value,SV)信号。测控装置把环网链路解析功能集成在新协议接口(new protocol interface,NPI)模块中，可分别解析3个间隔的A/B端口链路状态、应用标志(application indenfication,APPID)、接收帧数、当前延时、最小延时、最大延时等。NPI模块新增报文类型，可统计环网端口接收到的全部有效数据信息。若报文数据帧持续15 s不更新，则判断端口链路中断。

集成式测控装置环网拓扑结构如图4所示。

图4 集成式测控装置环网拓扑结构Fig.4 Ring network topology of integrated measurement and control device

以图4中的A套集成式测控装置为研究对象，NPI的环网监测模块可以监视环网中除了位置⑤和位置⑥之外所有的物理链路中断状态，如位置①和位置③的中断。当图4中的位置①处断开时，测控装置B端口与16个就地模块的连接均为中断状态，而A端口与16个就地模块的连接为正常状态。当图4中位置③处断开时，测控装置B端口与比序号n大的就地模块连接处于中断状态，与比序号n小的就地模块连接处于正常状态，而A端口与16个就地模块的连接为正常状态。

就地模块根据统计报文判别链路状态，将链路信息通过GOOSE信号发送给集成式测控装置。测控装置预置每个就地模块A/B环网口的通信中断状态GOOSE信号，用于虚端子连线。测控装置根据GOOSE信号状态，可以判别如图4中⑥处位置中断。B套集成式测控装置根据双套交互报文判别链路状态，将链路信息通过GOOSE信号发送给A套集成式测控装置。A套集成式测控装置根据GOOSE信号状态，可以判别如图4中⑤处位置中断。集成式测控装置根据接收到的各就地模块链路状态信息、自身判别的A/B端口物理链路状态及环网拓扑结构，实现环网节点状态监视。

2.3 闭锁

第三代智能变电站技术框架下，集成式测控装置功能有了新的改变。因站控主机的设置涉及耦合和集中功能，原来由测控装置完成的逻辑闭锁功能将上移至站控主机。

集成式测控装置的功能拆分成两部分：间隔测控功能和跨间隔测控功能。两部分功能分别部署于间隔测控和站控主机：集成式测控按间隔配置，站控主机按整站双套配置。控制功能在集成式测控装置完成，而逻辑闭锁功能集中在站控主机完成。集成式测控装置通过GOOSE将逻辑闭锁需要的信息发送给站控主机，在站控主机进行全站的逻辑闭锁条件配置和判别。判别结果以GOOSE方式发回集成式测控装置。集成式测控装置在遥控时直接调用接收到的逻辑结果。

集成式测控装置预置单点、双点和浮点3种类型的站控层GOOSE发送数据集。测控装置按具体工程逻辑闭锁配置需求，从装置的制造报文规范(manufacturing message specification,MMS)上送数据集中选择需要的信息，复制到对应类型的站控层GOOSE发送数据集中，实现GOOSE发送数据集的工程化配置。站控主机通过站控层GOOSE获取全部逻辑闭锁需要的集成式测控遥测及遥信信息，采用可视化逻辑编辑的形式实现闭锁逻辑配置，实时运算逻辑结果，并将逻辑结果以GOOSE形式通过站控层发回集成式测控装置，供测控装置控制时调用。可视化配置闭锁逻辑如图5所示。

图5 可视化配置闭锁逻辑Fig.5 Visual configuration locking logic

由图5可知，站控主机可视化界面根据测控装置提供的数据和状态搭建闭锁逻辑图。若双点遥信1为分且双点遥信2为合，或单点遥信1为分，或UA>100 V时，则刀闸1合允许执行。测控装置可依据站控主机回送信息获得刀闸1闭锁逻辑结果，并将后续逻辑状态(刀闸1合操作结果)和相关数据上传至站控主机展示界面，以达到动态仿真监测的目的。

2.4 SCD解耦

目前，普通智能站使用单一SCD文件描述全站配置[12]，涵盖全部信息模型、智能电子设备(intelligent electronic device,IED)的实例化配置、通信参数及虚端子连线，数字信息高度耦合，直接关系到继电保护及测控装置的正常运行，影响范围广[13]。SCD文件的任意改动，均需重新导出全站设备的装置配置文件(configured IED description,CID)。以扩建1个间隔为例，需导入扩建设备的模型文件(IED capability description ICD)配置生成新的SCD文件。由于无法保证原有设备CID与新导出CID文件的一致性，会造成设备运行风险。

第三代智能变电站中的集成式测控装置把模型分为站控层和过程层，通过在可视化页面中定义虚拟接收链路和接收端子，形成单装置的CID文件。该文件包括完整的GOOSE/SV发送数据集和接收数据集、发送和接收端子模型。将需要进行发送/接收关联的单装置CID文件进行汇总，形成最小集的SCD，再把汇总后的CID文件进行发送/接收端子拉线，导出目的单装置CID文件放进各个装置。SCD解耦效果如图6所示。

图6 SCD解耦效果示意图Fig.6 Schematic diagram of SCD decoupling effect

解耦SCD文件后，扩建时仅需对新增部分配置文件修改，即可避免文件整体改动、缩小验证范围、减少陪停设备。

以单个IED设备为单位的SCD建模方案，颠覆了传统SCD文件管理全站配置模型的方式。该方案解决了单一IED设备模型文件变化影响全站配置文件的问题，实现了单个IED设备独立配置、测试和管理，提高了智能变电站二次设备配置的可靠性，降低了因错误配置导致不正确动作的风险。

3 集成式测控装置功能验证

为了检验集成式测控装置能否达到技术要求，本文研究、开发了一套装置样机，并在样机上进行功能验证。

3.1 硬件架构

集成式测控装置硬件平台采用基于XILINX公司推出的双核+FPGA处理器ZYNQ 7000系列，主频率为667 MHz，集成度较高。外围主要芯片包括2片DDR、1片NORFLASH、1片NANDFLASH、1片SD卡及2片AD芯片。ZYNQ 7000系列低功耗处理器功能完善、性能强大、功耗低，可以满足集成式测控装置应用需求，且接入间隔数量不少于3个。

集成式测控装置硬件平台系统架构如图7所示。

图7 集成式测控装置硬件平台系统架构图Fig.7 Hardware platform system architecture of integrated measurement and control device

集成式测控装置采用“单通信CPU+单逻辑CPU+单NPI”模式。通信CPU实现人机管理及站控层通信功能，逻辑CPU完成数据计算及逻辑判别。机箱结构统一采用4U全封闭机箱，开入、开出板卡采用智能I/O模式，板卡与CPU间采用CAN网总线通信；面板组件采用智能液晶，通信CPU使用以太网通信，面板信号灯通过软件进行控制。

3.2 软件设计

集成式测控装置软件平台采用Nucleus PLUS实时操作系统，实现单网卡同时运行多个IP、单装置同时运行多个通信配置文件。该平台采用基于高速总线的板间数据共享技术，实现板间数据可靠、安全、实时的共享访问；利用嵌入式软件海量存储技术，实现集成式测控装置大容量数据存储；通过多模块重定位技术，基于嵌入式软件平台的多模块独立编译、自动加载，实现功能模块在装置板卡上的动态集成和灵活部署。

3.3 样机功能验证

第三代智能变电站的测控功能是当前探索性提出的新技术。基于该技术所研发的集成式测控装置的检验并无可参照的检验标准，因此样机在进行内测和中试测试时仅能参考同类二次设备的相关标准。

集成式测控装置样机可用搭建好的检测系统对遥测、遥信、遥控、遥调、人机交互、MMS站控层通信、双机切换、闭锁、环网链路等功能进行详细检测。测控功能检测结果如表1所示。

表1 测控功能检测结果Tab.1 Test results of measurement and control function

集成式测控装置样机检测系统由位于站控层的监控主机或MMS客户端仿真工具、间隔层的A/B套集成式测控装置、HSR光纤环、一次设备开关量就地模块、模拟量就地模块、变压器模块等构成。检测系统网络架构如图8所示。

图8 检测系统网络架构图Fig.8 Network architecture of detection system

经验证：集成式测控装置的遥测、遥信、遥调和遥控等功能均满足同类二次设备的国家标准、行业标准和企业标准要求；升级后的闭锁功能可顺利实现本间隔和跨间隔逻辑闭锁及强制解锁等功能；双机切换设计不仅符合冗余切换原则，且在双网切换时无数据丢失；装置上环网链路模块在数据信息正确交互的同时，还可解析所有其他模块A、B端口的通信链路状态、APPID、接收帧数、当前延时、最小延时和最大延时等。由测试结果可知，集成式测控装置结构合理、网络通信稳定、结果准确有效，达到了预期设计要求。

4 结论

应用于第三代智能变电站的集成式测控装置依据IEC 61850标准通信协议，坚持向高度智能化、数字化、信息化方向发展，可简化系统网络架构、减少设备数量、实现测控功能自愈；通过就地安装的采集模块，可实现数据就地化采集、网络化传输，提高了系统可靠性，提升了运维便捷性。该研究为第三代智能变电站的应用和推广奠定了良好的技术基础。