基于IEC61850标准化的数字化变电站系统故障研究

旻投电力发展有限公司 吴 楠

IEC(Communication networks and system in substation)即变电站的系统和通信网络国际标准。因为传统设备和网络应用的标准接口，使得传统的变电站出现多种多样的形式，IEC61850标准下，由于可以对多种协议进行辨别，从而实现规范和诠释其模型的通信接口，比如智能式开关、数字式PT、CT及IED保护控制装置等，由于IEEC可以利用分布式的交互系统关联每一个子系统，进而形成一致的标准，使得数字化变电站工作的效率大大提高。

随着经济发展，我国不断出现了超过110kV的变电站，依靠传统定期检修的工作模式已很难适应智能变电站的发展。经过实践应用来看，当前电力设备检修状态的应用包括两种类型的技术，一种是高压断路器故障与检测技术，另一种是电力变压器故障与检测技术。后一种技术主要是监测变压器形成的震动信号，并以此来详细分析电力设备的运作情况。按照有关的数据收集[1]，说明绕线面临故障和装置调节器（OLTC）面临故障的情况在实际检修中最为常见。

1 智能变电站的采样同步

基于IEC 61850准则的数字化变电站的结构：传统变电站向数字化智能变电站进行改造优化的过程中，非常关键的重点就是变电站使用A/D转换技术而实现变电站数据信息的数字化，具体可以从图1中看出，IEC61850准则在逻辑思维上将变电站进行分层，主要有三层：第一层、第二层（间隔层）、第三层（变电站层）。

图1 数字化智能变电站三层结构示意图

数字化智能变电站实现数据的采集主要从变电站中分离出来的交流输入组件、A/D采样模块以及开入开出模块和独立于保护装置的合并单元共同构成[2]。为此，需要寻找一种同步的采样的方式，使得IED的采样数据保持同步性，以此规避因采样设备和运维模型不同而导致的数据不同步现象。

当前，国内一些智能变电站会利用同步时钟法和差值重采样法这两种方法。针对110kV智能变电站隔层保护装置里的非同步数据及110kV智能变电站的过程层MU，后一种方法可以对它们实现采样同步操作；不管是间隔层的控制设备还是过程层MU，它们均会按照统一时钟源的方法来确保采样同步目标的实现[3]。

当前，变电站通常利用两种采样技术，一种是同步时钟法，另一种是插值重采法，主要是用来同步采样数字信号[4]。从采样延时的准确度和采样间隔来看，插值重采样法的要求更高，通过补偿SV报文里的Value值之后采取同步采样法，不用smpCnt值。

结合图系统结构的实现来看，体现在组网的方案上主要有以下方式，其站层/间隔层网络、过程层网络、对时分别为：总线/SV点对点+GOOSE总线/B码或秒脉冲；总线/SV点对点+GOOSE总线/B码或秒脉冲；总线/SV与GOOSE总线统一组网/IEEE1558；站控层与过程层统一总线/IEEE1558。

针对传统的变电站做出有关的改造工作，应该符合DL/T860标准的信息模型。为提高各种设备间互相操作的默契度，应该利用ICD装置来配置文件，便于各个厂家共享设备。

2 数字化智能变电站改造中的通信网络结构设计与优化

在改造变电站通信网络过程中，需要实现通信网络的可靠性、实时性与安全性，基于山西110kV城东数字化智能变电站改造项目为例，“故障弱化”作为变电站改造后应该遵循的首要原则[5]，在该原则的基础上对其通信网络组网模式进行建设。由于改造过程中对二次设备有一定的要求，因此绝大多数的二次设备都需要进行更换处理，除此之外，新通信网络也需要进行更换。

2.1 组网方式

由于是改造优化项目，对于测评项目的结果中，成本问题也是需要考虑的重点问题，因此，在进行改造的过程中还需要控制好成本。为此，山西110kV城东数字化智能变电站改造项目，利用GOOSE网络独立组网与模拟量采样网络达到降低网络流量的目的；冗余双网结构的组建能够在一定程度上减少网络设备故障对继电保护功能的影响，为此，基于实践中可以构建相互独立的双网结构确保保护装置的正常运行。

2.2 选择拓扑结构

成本控制是110kV城东数字化智能变电站改造项目在改造过程中需要考虑的一个重要问题（星形单网、星形双网的增设保护成本都是增加原单重化装置，但星形双网的交换机成本是正常配置的星形单网的2倍），与保护装置的成本相比交换机的价格相对较低，因此，我们可以使用更多的交换机来替代保护装置，这样可以在很大程度上降低该智能变电站的改造成本。

综合以上信息可以得出以下结论：110kV城东变电站自动化系统适合应用GOOSE+IEE1558合一组的单网，基于DL/T860的三层两网结构，过程层SV采用点对点以及站控层/间隔层MMS单网，除此之外，从保护角度来看适合采用直采直跳。如图2所表示的是110kV城东变电站改造后的系统结构示意图。

图2 110kV城东变电站改造后的系统结构示意图

3 GOOSE技术对智能化变电站故障采集及判断应用

实践结果表明，通信网络的应用有利于解决二次回路接触不良、寄生回路等问题，可以以此来替代传统的二次回路。

3.1 GOOSE报文传输机制

由于基于IEC 61850标准明确规定了继电保护操作控制类与动作类报文的传输时间，总传输时间需要大于等于3ms[6]。继电保护系统为了确保自身功能的实现，一方面继电保护元件基于互感器对采样信息进行收集，并且以此来对电网故障与否做出判断，另一方面不能忽视和断路器侧的关联，在面临故障时可以对断路器的断开和重合做出正确的控制。就数字化智能变电站而言，载体GOOSE报文和采样值SV报文分别取代了这两种信息，此外，还有之前所说的同步对时信息。为此，结合案例工程项目报文传输机制及建构情况，简单介绍这三种信息。

SV报文信息。通过电子式互感器发出的数字测量信号便是采样值（SV）报文，因为整合了合并单元，并把信号发送至维护单元数据形成报文。采样值报文由于可以处理海量的数据，但缺乏重发机制，就采样值（SV）报文的实时性而言，由于保护等元件的要求极高，因此对于网络通信的要求也较高[7]。

GOOSE报文信息。就继电保护系统而言，GOOSE报文主要传递在智能终端和继电保护元件之间，例如跳闸和闭锁等确保继电保护功能可以正常工作，对于继电保护系统的组成而言尤为重要。

同步对时信息。为了确保数字化智能变电站里全部的电子装备同步，根据一定的时间间隔，全站的同步时钟源把同步对时信息发送至各个装置，特别是母差保护作用，因为需要对众多间隔的采样信息进行收集，为了保证保护功能的动作不出现错误，所以对与继电保护系统而言同步对时信息尤为必要。

3.2 GOOSE 报文传输内容

图3所表示的是GOOSE技术在数字化智能变电站具体装置间传输的报文发送时序图详细情况。目前有简单的网络协议法（即SNTP）和IEEE1588对时方式，后者需要高精度的对时，兼容性很强，被普遍地利用，IEC组织对其进行升级、使之成为IEC61588标准，更加规范。

图3 报文发送时序图

3.3 一体化信息平台的应用

长治市110kV城东变电站经过数字化智能改造后最初应用CSGC-3000/SA新型信息一体化平台系统，由于涉及优化后会有很多新的设备及元器件安装到新系统中，因此，选取IEC61850标准化的接口，不仅可以统一存储所接入的数据，而且在数字化智能变电站系统应用的平台数据库中能够确保数据检索接口更有效，规范普通的数据接口，从而给智能变电站带来更有效的信息访问。110kV城东变电站一体化平台数据架构的详细信息如图4所示。

图4 110kV城东变电站一体化平台数据架构

由于数字化智能变电站具有的智能响应等特征，致使继电保护系统和之前不同，就继电保护系统在信息通信方式上能够明确面临全新的环境中数字化智能一体化平台的主要特点及优势：

整合减少了冗余的多种元件。在数字化的继电保护系统中出现了以下变电站中缺乏的元件，如交换机、智能终端和合并单元等，给保护功能带来了许多好处，同时提升了它的整体可靠性；能适应更加复杂的结构。以往的传输方法是点对点，现在是以太网，然而交换机形成的网络使以往单一的拓扑结构发生变化，使其更复杂，所以在很大程度上整个继电保护系统信息通路的可靠性取决于交换机的接线方式；较好拟合信息的网络化传输效率。在智能化变电站中应用以下技术，如IGMP Snooping组播过滤技术、迅速生成树协议、优先级队列技术等，使网络传输的可靠性得以确保。

综上，本文主要的出发点是智能化变电站改造技术的需求和它的具体规范，其例子是根据110kV城东变电站设备的具体情况制定了改造一、二次设备智能化的设计方案。明确二次自动化系统适合应用GOOSE+IEE1558合一组的单网，基于DL/T860的三层两网结构，过程层SV采用点对点以及站控层/间隔层MMS单网。除此之外，从保护角度来看适合采用直采直跳。最后基于IEC61588标准下的GOOSE技术报文系统应用在变电站故障分析和判断应用的分析，可以有效设置并规避可能出现的故障，对于数字化变电站故障监测及设备智能控制操作一体化的实现极为有利。