智能变电站自动化系统及常见故障分析Ⅰ-系统解析
智能变电站基于IEC61850规约进行通信，实现了站内通讯规约的统一，但不同厂家之间的私有配置仍存在较大的差异，本文主要以目前主流的南瑞继保和北京四方为例进行介绍。
一、智能变电站模型文件
1.1 SCD文件配置
SCD(SubstationConfiguration Description)：全站系统配置文件，由系统集成商进行配置。设备厂商负责提供IED设备的ICD模型文件。
SCD主要配置内容包括：通信网络的建立(如220kV变电站的站控层网络、220kV过程层组网、110kV及10kV过程层组网)、ICD模型导入(IEDName、通信子网的关联)、通讯参数配置(IP、子网掩码、MAC地址、VLAN)、虚端子连线(SV拉至数据对象DO、GOOSE拉至数据属性DA)、发送及接收光口配置等。
SCD配置完成后，导出IED设备实例化的配置文件(如南瑞继保：导出CID及Uapc-Goose文件)。其中，CID文件主要包含对上通信(站控层)相关参数，GOOSE.txt文件包含控制块及虚端子连线。对于过程层设备，由于不需要进行网络通讯，故只需下装GOOSE.txt，不需要下装CID文件。
1.2 GOOSE.txt文件
除非涉及装置对站控层网络的通信信息的变动，CID文件不需进行修改。在改扩建及消缺中若需修改虚端子连线时，仅需下装GOOSE.txt文件。
GOOSE.txt文件可以简单划分为GOOSETX、GOOSE RX、SV TX、SV RX四部分。
由于在SCD中的虚端子连线为接收端进行配置，故GOOSETX及SV TX仅代表该装置能发送的数据集，与SCD中具体的虚端子连线无关，可以不做研究。发送光口未配置时将默认各光口全发。
下图为220kV线路测控装置GOOSE.txt文件的GOOSE RX部分截图，可知获知以下信息。当需要新增至线路智能终端(Ⅰ套)的遥信连线时，可以利用比对工具的比对功能对新旧配置文件的差异进行检查。新导出的配置文件中接收控制块数量不变，input通道数量增加，并可以下方的input中看到新增的遥信。当需要新增至其他装置的虚端子连线时(如需要完善110kV备投装置至主变本体智能终端的非电量闭锁备投开入)，接收控制块的数量也将会增加，并可以看到新增的控制块。
配置文件中SV RX部分的内容类似。
二、过程层设备
智能变电站过程层设备主要包含合并单元和智能终端等，通常不配置液晶面板，可通过虚拟液晶工具进行查看。
2.1合并单元
2.1.1合并单元功能
合并单元采集交流电压、电流瞬时数据，具备电压切换和并列功能，并将采样值转发给间隔层设备处理。合并单元发送给测控等间隔层设备的SV报文为一次瞬时值，采样值变比在合并单元的定值进行设置。
当需要进行电压并列或电压切换时，合并单元通过GOOSE从智能终端直采开关刀闸位置。
合并单元自身异常告警通过GOOSE上送给测控装置。
2.1.2 SV报文
下图为合并单元发送给测控装置的采样值报文，可以获知以下信息：报文发送间隔时间250us(采样率为每秒4000点)、目的组播MAC地址01:0c:cd:04:00:11、报文大小430bytes、APPID为4011、样本计数为2847、采样同步状态为同步等。
2.2智能终端
2.2.1遥信
智能终端采集开关、刀闸的分位和合位信号，并将其合成双位置信号(Bvstring)。“00”代表中间态、“01”代表分位、“10”代表合位、“11”代表无效态。
智能终端采集单点遥信(Bool)开入，“1”代表合、“0”代表分。
智能终端的遥信开入可以通过虚拟液晶进行查看。当智能终端接收到的遥信异常时，重点怀疑二次回路或板件问题。部分厂家(四方、科技)会配置有“遥信防抖延时”定值，开入延时过长将导致遥信异常;南瑞继保配置有“开入电压等级”定值，开入电压错误将导致遥信异常。
2.2.2遥控
部分厂家的智能终端内会配置与遥控相关定值，应根据现场情况设置正确，否则会导致智能终端接收到遥控命令后无法正确出口。例如南瑞继保的PCS221智能终端定值中的“断路器遥控回路独立使能”、南瑞科技的“手动合闸使能”定值。
南瑞继保及南瑞科技智能终端汇控柜的就地远方把手串在遥控出口回路，当置于就地时仅会造成开关无法出口。北京四方的遥控还会判别汇控柜就地远方把手的位置信号开入，该信号拉至测控的GOOSE89开入，该开入错误时将影响遥控逻辑。
2.2.3遥测
智能终端具备温度等直流模拟量(Float)的采集功能。
2.2.4 GOOSE报文
下图为智能终端发送给测控装置的报文，可以获知以下信息：允许生存时间10S、状态号192、顺序号11、检修位为非检修、通道数64、遥信1为分、遥信2为分等。
三、过程层网络及过程层交换机
当智能变电站的过程层网络采用组网方式时，需要配置过程层交换机。过程层网络交换机工作在OSI模型的第二层——数据链路层，通过MAC地址进行通信。
对于220kV变电站，过程层网络通常按照单间隔划分组网;对于110kV变电站，智能电子设备之间通常采用点对点通信(110kV备投装置由于相关设备较多，通常会采用组网通信)。
3.1 交换机的VLAN功能
VLAN全称VirtualLocalAreaNetwork(虚拟局域网)，通过交换机的VLAN功能可以将局域网设备从逻辑上划分成一个个网段(或者说是更小的局域网)，从而实现虚拟工作组的数据交换技术。
3.2划分VLAN的主要作用
有效隔离网络流量，减轻交换机和装置的负载：主要针对SV报文，其通常的采样率为4000Hz，每个端口每秒数据流量约在1M左右。
限制每个端口只收所需报文，避免无关信号的干扰等。
3.3 VLAN配置原则
VLAN设计时，SV 9-2组网模式下，以进交换机的每个合并单元MU考虑打PVID，接受端允许相应的VID通过即可对流量有很好的控制;GOOSE组网模式一般要求按间隔划分，别的间隔只能收到母差跳闸这样的公共信号，不收其他间隔信号。双网设计时A网对应的PVID和VID小于B网。
3.4交换机VLAN配置方法
使用笔记本电脑通过网线连接交换机，南瑞继保等厂家是通过打开网页，在网页中输入调试网口地址来登录交换机配置界面，对于北京四方，是通过其专用软件登录交换机配置界面。
3.4.1 VLAN标识配置
VLAN标识为三位十六进制数，可以在SCD文件中按控制块设置，也可在交换机中按端口设置。SCD文件中的设置优先，当SCD文件中VLAN标识设置为000，交换机中进行设置的才有效(对于北京四方，其VLAN标识只能在SCD中设置)。
其含义是指该控制块或从交换机该端口进入的报文将打上该VLAN标识。
3.4.2 VLAN号配置
在交换机中设置某一VLAN号包含哪几个端口。若VLAN号200包含端口7、端口8、端口9，则VLAN标识为200的报文只能在以上三个端口传输，而其他未划进该VLAN号的端口将收不到该报文。
3.4.3 Tagged与Untagged
当该端口设置为Tagged，从该端口发出的报文将不去标签，保留原有的VLAN标识;当设置为Untagged的时候，从该端口发出的报文将去除标签，不带有VLAN标识。
Tagged主要应用于过程层网络级联的情况。
3.5镜像端口
端口镜像功能通过在交换机，将一个或多个源端口的数据流量转发到某一个指定端口来实现对网络的监听，指定端口称之为“镜像端口”，在不严重影响源端口正常吞吐流量的情况下，可以通过镜像端口对网络的流量进行监控分析。
网络记录及分析装置通过镜像端口对变电站内通信网络上的所有通信过程进行采集、记录、解析等功能，实现对解析结果和记录数据进行展示、统计、分析、输出。
3.6 过程层链路通信中断故障分析
交换机相关配置：VLAN划分、光口是否禁用、光模块故障。
光纤收发错接、光纤光衰过大或破损。
装置发送或接收板件、光口故障。
IED设备的配置文件下装错误。
部分厂家过程层设备的定值设置错误(如南瑞科技合并单元的“主CPU板SMV报文源MAC使能”定值，默认0f，该定值设置SV报文发送的光口)。
四、间隔层设备
智能变电站间隔层设备主要包含保护装置、测控装置、故障录波及网分、PMU等。
4.1测控装置
4.1.1间隔五防
即间隔层五防，当汇控柜的智能终端联锁解锁把手置于联锁状态时，间隔五防投入。
测控装置通过GOOSE接收智能终端的开关刀闸位置，根据下装的配置文件进行逻辑判断，当条件满足时，通过GOOSE下发相应的“遥控允许”信号给智能终端，智能终端相应遥控回路的接点闭合。
测控装置的解除联锁硬压板投入后，所有遥控的“遥控允许”均置1。联闭锁状态可以在测控装置面板上进行查看。
4.1.2测控同期功能
目前大部分测控装置都具备同期压差、同期相角差等同期信息的查看功能。
同期电压通常采用线路A相电压。如果有特殊需求时，可以在测控装置的定值中对同期电压类型进行设定(南瑞继保、北京四方根据定值整定对应的相电压或线电压，南瑞科技根据定值整定同期电压滞后母线A相电压的时钟点数)。
虽然测控装置接收到的采样值报文中的电压电流数据为实际一次值，但测控装置中的电压电流变比定值仍应设置正确。对于南瑞科技测控装置，若实际SV报文为220kV电压，而测控定值设置电压变比为110/0.1，装置会判断同期电压过大(报文的220kV电压远大于定值设定的110kV电压)而闭锁同期逻辑。
五、站控层网络
5.1变电站的网络结构
变电站的站控层网络采用双星型结构，通过IP地址进行通信，接入交换机的各装置的IP地址应在同一网段(通常子网掩码为255.255.0.0或255.255.255.0)。
5.2站控层网络的安全分区
电力监控系统安全防护工作坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则。站控层网络可分为生产控制大区(安全I区、安全Ⅱ区)及管理信息大区(安全Ⅲ区、安全Ⅳ区)。生产控制大区与管理信息大区通过正反隔离装置进行通信，隔离强度应接近或达到物理隔离。安全Ⅰ区与安全Ⅱ区之间通过防火墙进行隔离。
I区数据网关机直接采集站内数据，通过专用通道向调度(调控)中心传送实时信息。通过Ⅰ区数据通信网关机传输的内容包括：电网实时运行的量测值和状态信息;保护动作及告警信息(保护启动、动作及告警信号);设备运行状态的告警信息(设备自检和告警信息);调度操作控制命令。
II 区数据通信网关机传输的为无实时要求的生产控制信息，主要有：告警简报、故障分析报告;故障录波数据;状态监测数据;电能量数据;辅助应用数据;模型和图形文件(全站的 SCD 文件，导出的 CIM、SVG 文件等);日志和历史记录(SOE 事件、故障分析报告、告警简报等历史记录和全站的操作记录)。
5.3站控层通信故障分析
可以通过在站控层网络“ping 测控装置IP”，检查是否为网络通道通信故障。
5.3.1物理通道故障点
后台监控主机网卡禁用(通过“Ifconfig”查看网卡状态)、网卡IP或子网掩码设置错误、网卡损坏。
测控装置IP或子网掩码设置错误、通信板件或网口故障。
站控层交换机划分VLAN、网口禁用、网口损坏或设为镜像端口。
后台监控主机至站控层交换机网线损坏、站控层交换机至测控装置网线损坏。
5.3.2物理通道故障处理思路
若监控主机仅与某一台间隔层设备通信中断，与其他间隔层设备通信正常，可以确定监控主机与站控层交换机之间的通信链路、网口均正常。
可通过更换通信中断装置的站控层交换机接入网口至备用网口，检查通信是否恢复，来判断是否交换机网口异常。
可通过网线核对装置，核对网线是否损坏。
若以上都正常，且测控装置通讯参数设置正确，则很可能为测控装置通信板件或网口故障。
5.3.3通信规约配置错误
通信规约方面的配置错误一般出现在变电站改扩建过程中，在日常消缺维护中较少出现，故障处理方法主要是通过对所有可能的故障点进行排查。
在确保物理链路正常后(即可以ping通测控装置)，检查测控、监控后台、远动的通信规约配置。不同厂家在通信规约方面的私有配置配置方法各不相同、配置的参数内容也有一定的差异。
上一篇：什么是智能电网
下一篇：美丽乡村的“智能微电网”样板
