基于220 kV智能变电站的网络信息流分析及应用

霍 天，李林华，陈宇翔，韩婉娇

(国网北京市电力公司检修分公司，北京 100050)

0 引言

从2009 年国家电网公司提出建设坚强智能电网的发展目标，到目前继电保护“九统一”的技术规范逐渐推广，智能变电站逐渐成熟起来。智能变电站与常规变电站的最大区别是一次设备增加了大量的智能电子装置，也就是常说的过程层设备[1]。而国内目前大部分关于智能变电站的文献主要是分析过程层合并单元、智能终端、交换机之间的信息流，缺少对智能变电站整体网络架构的梳理与分析。

针对北京市电力公司典型的220 kV 枢纽智能变电站的结构特点，从整体上对网络结构进行分析，确定智能变电站从过程层、间隔层再到站控层的网络结构，进一步分析各个间隔采样值(sampled value，SV)+通用面向对象的变电站事件(generic object oriented substation event，GOOSE)网络的信息流，并针对典型的故障情况展开应用，为生产现场运行人员进行故障定位及处缺提供参考。

1 信息流分析的原则

智能变电站过程层的合并单元与智能终端分别通过SV 和GOOSE 网络信息流传输到过程层交换机，再通过过程层交换机上送到间隔层设备——测控装置、保护装置、网络分析装置等，间隔层交换机与站控层交换机通过制造报文规范(manufacturing message specification，MMS) 网络进行传输，实现过程层设备状态在监控后台的实时显示。因此首先需要分析MMS、SV、GOOSE网络信息流的传输机制，掌握信息流告警的原因及影响，为典型故障分析奠定基础。

1.1 MMS 信息流传输机制

MMS 信息流就是通过智能变电站的IEC 61850 规约进行传输信息。与传统变电站不同，IEC 61850 规约作为国际通用的变电站自动化系统规约，它将继电保护与自动化装置的定义进行了约束，不再使用传统变电站的保护管理机制进行规约转换[2]。

1.2 SV 信息流传输机制

在过程层中合并单元采集到的数字电压量和电流量通过光纤以SV 报文的形式进行传输，其中SV 传输机制为不间断等间隔的发送，基本上每250 μs 发送一个SV 报文，报文中包含电压和电流的瞬时值。如果接收端超时未接收到SV 报文，将会报“SV 断链”告警信号[3]。图1 为智能电子装置(intelligent electronic device，IED)之间SV 报文传输机制。

图1 SV 报文传输机制

1.3 GOOSE 信息流传输机制

GOOSE 主要传输断路器/隔离开关位置、异常告警、闭锁信号等。GOOSE 采用的是心跳报文和变位报文快速重发相结合的传输机制[4-5]，其报文传输机制如图2 所示。T0为心跳时间，一般设为5 s，当GOOSE 数据发生变化，将快速以T1时间重发，T1时间一般为2 ms，经过2 ms、2 ms、4 ms、8 ms 发送5 帧数据，如果接收方仍未接收到GOOSE 报文，将会报“GOOSE 断链”告警信号。

图2 GOOSE 报文传输机制

2 整体网络结构分析

对于智能变电站的网络结构，首先需要介绍的是智能变电站的“三层两网”，典型智能变电站的三层结构为站控层、间隔层和过程层，其中过程层的设备属于相对于常规站新增加的设备，间隔层和站控层设备与常规站的设备大体相同，只不过常规站的间隔层向下为模拟量、向上为数字量，而智能变电站的间隔层均采用的是数字量传输。智能变电站的“两网”指的是站控层网络和过程层网络。

智能变电站的“两网”将“三层”设备连接起来，通过超五类屏蔽双绞线、光纤、网络交换机进行数据传输，其中站控层网络设备包括站控层交换机和间隔层交换机。站控层交换机主要连接监控主机、数据网关机和综合应用服务器等，站控层按照安全防护要求分为安全I 区、安全Ⅱ区、安全Ⅲ区和安全Ⅳ区。安全Ⅱ/Ⅲ/Ⅳ区与I 区的网络结构相同，因此只介绍安全I 区的网络结构。安全I 区的网络交换机即图3(a)中所示的站控层I 区A/B 网交换机，一般设置在I 区数据通信网关机屏内。间隔层交换机连接间隔内保护、测控装置，而站控层与间隔层的网络交换机是通过MMS 传输机制进行数据传输。过程层网络则通过过程层间隔交换机和中心交换机进行网络信息传输，包括GOOSE 和SV 网络，GOOSE 网络用于间隔层和过程层设备之间的状态和数据交换，SV 网络用于间隔层和过程层设备间的采样值传输。从图3(a)、3(b)可以看出，站控层和间隔层网络均采用双重化星型以太网结构，过程层网络则按照220 kV、110 kV 进行划分，均采用星形网络结构。

图3 智能变电站整体网络架构

从图3 中可以看出站控层和间隔层网络交换机均是A 网对A 网、B 网对B 网，但是间隔层网络交换机采用交叉采集的方式进行连接，即间隔层A(B)网交换机能够采集双套保护装置信息，单套测控装置既连接到A 网间隔层交换机又连接到B 网间隔层交换机。根据电压等级划分，间隔层网络交换机一般分为：220 kV 间隔层A/B 网交换机，放置在保护室220 kV 公共测控屏内；主变间隔层A/B 网交换机，放置在保护室公共测控屏内；110 kV 间隔层A/B 网交换机，放置在保护室110 kV 公共测控屏内；10 kV 间隔层A/B 网交换机，放置在10 kV 开关室网络端子箱内。对于过程层网络，两套SV+GOOSE 网络在物理上相互独立，即A 网对应A 网、B 网对应B 网，不采取交叉互联的方式，不配置单独的主变过程层网络，主变间隔的网络根据电压等级接入220 kV 和110 kV 过程层网络。其中220 kV 各个间隔内设置过程层A/B 网交换机，放置在各间隔汇控柜内；主变高压侧和中压侧过程层交换机放置在保护室内的主变电量保护屏内；110 kV 间隔和10 kV 间隔不设置各间隔过程层交换机，各个间隔的网络数据直接传输到110 kV 过程层中心交换机，设置在气体绝缘金属封闭开关设备(gas-insulated switchgear，GIS)室内的110 kV 母差保护屏内；同理220 kV 过程层中心交换机也作为GOOSE+SV 组网的核心设备，设置在GIS 室内的220 kV 母差保护屏内。

3 典型间隔信息流分析

现场异常和事故往往源于某一网络交换机的网络风暴或者光纤通道受损等原因，因此还需要对各个典型间隔的信息流传输进行分析，进一步确定各个线路、母联、母线、主变等间隔的SV、GOOSE传输逻辑，这样才能够在实际中更加快速准确地处理异常。

因220 kV 及以上电压等级的设备需要采取双重化的保护配置，对应的过程层设备及网络也需要双重化配置。220 kV 过程层B 网信息流向与A 网大体相同，只是B 网交换机对应的是第二套合并单元、智能终端和保护装置，因此只需分析过程层A 网的线路、母联、主变间隔的信息流向。由于220 kV 测控装置为单套配置，因此B 网的测控信号就传输到了220 kV 公共测控装置内。

3.1 220 kV 线路间隔信息流传输分析

单间隔线路的保护采用“直采直跳”的方式，即合并单元采集到的电压、电流SV 信息直接发送到该间隔线路保护装置，线路保护装置通过逻辑判断将GOOSE 跳闸信息直接发送到智能终端。而线路间隔测控装置采集的电压、电流SV 信号需要通过线路过程层交换机进行组网传输，同理测控装置的遥控GOOSE 信息也需要通过交换机传输到智能终端。针对通过过程层交换机传输的“网采网跳”方式，一般来说交换机的正常状况起着关键作用。比如断路器拒动造成单跳启动失灵时，智能终端将拒动的GOOSE 信息通过保护装置、间隔过程层交换机、中心交换机传输到母线保护，母线保护再通过逻辑判断原路径返回跳闸、远跳、闭锁重合闸信息，实现线路与母线的信息沟通。

信息流向图可以非常清晰地看出各个装置的链路关系以及信息走向。在运行维护期间如发生SV、GOOSE 异常等报文，可以快速地排查出异常源头。

3.2 220 kV 母联间隔信息流传输分析

220 kV 母联间隔信息流与线路间隔相似，同样在智能终端柜中设置了测控装置、保护装置、合并单元、智能终端、间隔交换机信息流传输设备，“网采网跳”的工作机制同样也是以间隔交换机与中心交换机作为枢纽来完成。220 kV 枢纽站母联一般均在合位，为了能快速隔离故障，在主变高后备(过流或零序)保护定值中一般设置I 段1 时限跳母联，因此母联信息流向中会通过交换机与主变保护装置进行交互，具体传输逻辑为：主变保护I 高后备动作通过主变220 kV 过程层交换机将跳闸信息传输到中心交换机，中心交换机再将跳闸信息传输到母联间隔交换机，进而发送给母联智能终端实现跳闸。

3.3 220 kV 母线各间隔信息流传输分析

为了更好地了解220 kV 母线保护屏内的中心交换机的工作机制，现以母线保护，以线路、母联、主变为例分析启动失灵、远跳、闭锁重合闸等关键信息流向。

由于接口容量问题，一般设置在220 kV 母线保护屏内的中心交换机均会配置2 ～3 台，每台中心交换机均会分配一定间隔的过程层交换机进行级联，同时各个中心交换机之间再采用级联的方式联系在一起。因此会经常遇到只有一部分220 kV 间隔的A 网(或者B 网)发生异常的情况，原因就是某一台中心交换机故障引起所级联的设备发出故障报文。

智能终端通过光纤直接将母线刀闸(4/5)发送给母线保护，以便母线保护动作跳对应母线上的断路器，因此平时在操作时也需要检查母线保护的刀闸切换位置，防止母差保护正动时将另一条母线上的开关跳开。

保护启动失灵是由保护装置(母联充电保护、线路保护、主变保护)发出，通过过程层交换机将信息流传输到中心交换机，中心交换机再将失灵信息发送给母线保护装置，通过“网采”的方式，让母线保护给智能终端发出跳闸信号。远跳信息则是通过母线保护装置发出，通过相反的路径：中心交换机→过程层交换机→线路保护装置实现远方跳闸，目的是为了快速切除开关与电流互感器(current transformer，CT)之间的死区故障。而闭锁重合闸信息则分为手跳、遥跳闭重和母线保护动作闭重，手跳、遥跳闭锁重合闸是通过智能终端→过程层交换机→保护装置实现，母线保护装置闭重则是通过母线保护→中心交换机→过程层交换机→保护装置实现。

3.4 主变间隔信息流传输分析

对主变间隔的信息流传输进行整体分析可知，变压器的信息流中包含了220 kV、110 kV、10 kV三侧及母联、分段间隔，110 kV、10 kV 过程层设备将合并单元和智能终端集成到一起，组成了合智一体装置，既可以接受SV 采样，也可接受、传送GOOSE 报文。

根据过程层交换机及中心交换机的配置情况，主变间隔的信息流传输总体上可以分为两个方向：一是主变220 kV 侧通过220 kV 过程层中心交换机实现组网；二是主变110 kV、10 kV 侧通过110 kV 过程层中心交换机实现组网。在传输逻辑上，主变保护装置是通过“直采直跳”的方式采集主变三侧数字量，直接将跳闸信息发送给智能终端；在测控装置与智能终端之间需要通过过程层交换机实现组网，其中主变10 kV 侧测控及遥信信息是通过主变110 kV 过程层交换机实现组网，10 kV 侧不配置过程层交换机；主变保护启动失灵在组网方式上也是通过过程层交换机→中心交换机→母线保护装置进行传输，母线保护再将失灵联跳信息以相反的方向发送给智能终端；主变高、中、低后备保护跳母联的组网传输形式，均是通过保护装置传输到过程层交换机，再到中心交换机，最终到母联智能终端，实现保护组网跳闸。

4 过程层信息流应用

4.1 智能变电站信息流链路图介绍

根据对智能变电站的信息流分析，形成智能变电站的220 kV GOOSE 链路图，其中220 kV 采用双套冗余配置保护装置及过程层设备。对应的现场运检人员可以根据现场的链路图“按图索骥”，通过查看链路所连接的智能终端、保护装置、光纤等设备状态，会非常直观地查找到故障位置。

4.2 GOOSE 链路异常处置

某智能变电站监控机06：47 发220 kV 过程层B 网中心交换机异常报警，1 号、2 号、3 号主变保护测控二装置异常报警，1 号、2 号、3 号主变保护测控二GOOSE 总报警，2212、2213 线路测控二装置异常报警，2212、2213 线路测控二GOOSE 总报警，220 kV 母线保护二装置异常报警、220 kV母线保护二GOOSE 总报警。通过梳理该站220 kV GOOSE 链路图及信息流向图，可判定220 kV 过程层B 网交换机存在异常，导致220 kV 第二套保护测控装置全部报警。经过现场检查发现过程层B网中心交换机指示灯灭，与判断结果一致，现场运检人员更换过程层B 网交换机之后，线路恢复正常。

5 结论

通过对220 kV 枢纽智能变电站的整体网络机构、信息流传输机制、典型间隔信息流传输逻辑的梳理及分析，得出了智能变电站由上至下的MMS、SV、GOOSE 信息流向图，对现场发现的异常起到快速定位及处置的指导作用。同时，结合北京某一智能变电站的GOOSE 断链异常缺陷，说明应用以上梳理的流向图可以快速完成缺陷消除。