220kV智能变电站二次系统检修策略初探

【摘 要】 本文根据华东某地区首座220kV智能变电站（以下简称D站）二次系统的一些特点，结合其工程调试实践、验收及运维经验总结，深入分析其对二次设备检修策略的影响，并对智能变电站二次设备的状态检修进行了展望。

【关键词】 智能变电站 二次设备 检修策略 状态检修

1 引言

随着市场改革的推进，数字经济的发展，电网的信息化，网络化迫在眉睫。智能变电站研究势在必行，主要集中在建设和检修两大方面，着重探讨检修方面的研究现状。

传统的周期性检修在新的形式下已经不适应，检修过剩、供电可靠性降低、人力资源紧缺、定期检修方法的局限不断发出信号：检修模式迫切需要转变。另一方面，智能变电站方兴未艾，急需探讨其检修模式。本文在分析某220kV智能变电站各层特点基础上，总结了检修策略的现状，旨在为智能变电站的新检修模式提供参考。

2 220kV智能变电站的网络架构

D站为全户内布置的220kV终端变电站，配置220kV线路变压器组2组，110kV出线10回，单母双分段；35kV出线20回，单母四分段。

智能变电站的基础是基于61850通信协议，D站具有典型的“三层两网”结构。“三层”即站控层、间隔层、过程层。“两网”即为站控层与间隔层之间的站控层网络，过程层与间隔层之间的过程层网络。

站控层设备又称变电站层（the Station Layer），主要包括自动化监控系统、一体化平台、五防子系统、调度通信系统、站内对时系统等；间隔层（the Bay Layer）设备主要包括测量、控制组件及继电保护组件，以及故障录波、报文分析仪、电度表等辅助组件；过程层又称设备层（the Process Layer），主要指变压器、断路器，隔离开关，互感器等一次设备，其二次设备主要包括合并单元、智能终端等设备。

站控层网络通过MMS（Manufacturing Message Specification：制造报文规范）网实现站控层设备和间隔层设备之间的通信；过程层网络通过GOOSE（General Object Oriented Substation Event：面向通用对象的变电站事件）网和SMV（sample value：采样数据值）网实现过程层和间隔层设备时间的通信。

3 二次系统智能设备的几个技术特点及其对检修策略的影响

3.1 过程层IED设备

3.1.1 电子式互感器、合并单元的特点

一次设备的智能化改变了传统变电站继电保护设备的结构，保护装置不再进行采样保持--A/D转换—多路切换，代之以高速数据接口（61850：9-2），从而避免了将诸多由交流二次回路可靠性造成的隐患，一定程度上简化了保护逻辑，同时演变出独立的IED设备——MU（Merging Unit：合并单元），其作用是：将所连接的一次智能设备（ECT/EVT/ECVT、OCT/OVT、小信号互感器）的信号采集器的输出信号进行信号转换、同步、合并、输出、信号级联等。

简言之，互感器将一次电压、电流量转化为其采集器（远端模块）可以直接采样的弱电量，远端模块采样后经光纤发送给合并单元，合并单元重新组帧，即完成由一次设备的私有数据协议转换为标准的61850：9-2报文，通过光纤发送给间隔层设备，或通过级联等方式与其他合并单元进行扩展。对于小信号互感器，合并单元需要对其采集器输出的模拟信号进行匹配。

合并单元将多个互感器采集单元输出的数据进行时钟同步及合并处理，简化保护装置内部逻辑，是连接互感器与保护（测控）之间的关键环节，换言之，其同步性能、精确性、可靠性方面的要求均较高。

3.1.2 电子式互感器、合并单元对检修策略的影响

事实上，就D站在工程调试中及之后的运维经验来看，合并单元的性能尚有待改进。该站投运以来，超过60%的缺陷都与合并单元或互感器有关。首先，由于合并单元需要对前端的采集器做出回路参数匹配（小信号）或规约匹配（私有规约转换），导致二次专业无法单独对合并单元进行检修（对应传统检修模式中对保护模拟通道的采样试验），需要带同一次互感器检验；而电子式互感器恰恰无法提供传统检修模式中就地进行变比、极性的校验（不满足仪器测量精度）。根据现有的电子式互感器的调试方法，应利用标互进行准确级的测量（通常需要改动一次接线），对于定期检修策略而言，显然无法完成。

D站多台电子式互感器在集成调试或启动过程中，发现变比或精度出现较大偏差，无法投运，最后重新拆装GIS组件进行互感器调换与试验，影响了工程进度；小信号互感器，由于通过采集器输出模拟量给合并单元，在现场调试中发现采集器抗干扰能力较差，调换后虽然采集器本身没有问题，但因其回路参数与合并单元不匹配，在带额定负载后电压出现异常，不得不停电处理。

另一方面，合并单元的同步对时机制尚不成熟。现场调试中发现，合并单元在失去同步信号的情况下（例如突然断电），其所有后级保护默认数据无效，闭锁某些保护，但合并单元恢复同步后，后级保护并不能恢复其数据有效性，而需要通过断电来复归，增加了检修操作风险（做安措时，需要断开与检修回路内所有合并单元有联系的SMV软压板，不然将导致某些保护被闭锁）。

笔者认为，对于精度及准确级的问题，缺乏现场试验条件，现阶段只能依靠严格加强出厂验收把关，不必强行设置检修周期；对于采集器（远端模块）/合并单元的硬件故障，可以通过对间隔层网络上的报文分析仪与故障录波器进行跟踪分析，预先判断，争取准备备品与协调停电的时间；对于合并单元软件问题（如上述失步复归问题），应加强运维管理，在事故预案与顺控（Sequence Control）应用方面确保检修操作的正确。

3.1.3 在线监测系统的特点及其对检修策略的影响

一次设备在线监测系统是实现对变压器、组合开关柜、避雷器等变电设备的实时在线监测。智能一次设备的建模和系统的组态配置是一次设备在线监测系统的基础。《IEC 61850工程继电保护应用模型》等标准对智能变电站内设备的建模进行了统一规定。其中，DL/T 860.7中，规范了数据模型、服务以及建模方法，对站内设备应采用基于面向对象的方式进行建模。通过将装置中的若干功能进行抽象，对应成为若干逻辑节点，并将与该逻辑节点相关的数据和数据属性封装于其中，以实现各装置各功能间的逻辑联系。

一个物理设备（Physical Device），应建模为一个IED对象。如下图所示，该对象是一个容器，可以将其理解为为一个服务器（Sever），该服务器至少有一个访问点（Access Point）与外部通讯，同时可包含多个LD（Logic Device：逻辑设备）。LD是某些具有公用特性的LN（Logic Node：逻辑节点）的集合，如智能终端LD可命名为“RPIT”。在LD中包含多个LN，LN对象是可以通信的最小功能单元，属于同一功能对象的数据和数据属性被放在同一个LN中，如断路器LN为“XCBR”。LN中包含数据对象DO，而DO中又包含相关的数据属性，如断路器LN中，断路器位置的数据对象DO包含状态值“stVal”和品质位“q”，用来表示断路器的位置状态以及该位置状态值的品质。

图1. IED模型

由于智能变电站中大量采用智能设备，设备与设备之间通过虚拟的端子排进行逻辑联系，因此，必须最终确定一个SCD文件（Substation Configuration Description：全站系统配置描述）。该文件全站唯一，通过对所有IED设备的CID文件（Configured IED Description：IED实例描述）及SSD（Substation Specification Description：全站规格配置描述）的整合，完成对所有站内IED设备的逻辑资源分配。所谓组态配置就是完成SCD的过程。

其中，CID文件必须通过厂家提供的ICD文件（IED Capability DescriptionIED：能力描述），导入系统组态工具进行SCD配置后得出，然后将CID下载至各IED中。

由于保护设备经过“六统一”规范化设计，因此虽然ICD文件为厂家自行开发，但基本格式相近，因而导出的CID格式整合成SCD后不会产生较大冲突。但智能一次设备并没有类似过程，设备建模欠规范，较多设备的数据集中包含过多数据属性，导致导出的CID文件无法为其它厂家的配置工具无法读取或读取出错；另外，由于一些厂家研发对设备的建模进行区域适应性最大化，以满足厂家开发管理需求，但对组态配置和后期运维检修造成了的困难。

再者，由于ICD文件和厂家说明资料中都未能提供所有数据属性的功能描述，若今后进行设备检修调换或技术改造时，组态配置虚端子容易出错，且隐蔽性高，很难通过对比检查发现，若检修时缺乏集成测试的条件，对设备的安全运行会造成一定的影响。

3.2 间隔层设备

3.2.1 组网方式及其技术特点

根据国网公司第441号文《智能变电站继电保护技术规范》规定，保护（测控）组件应对本间隔采用直采直跳（Direct Sampling Direct Trip）方式，而各保护单元间、保护单元与智能终端的联锁信息（Interlocking，包括失灵启动）等信息采用GOOSE组播过滤方式（即经由过程层网络的交换机）。

所谓直采直跳，即在网络拓扑形式上采取一种最简单的点对点架构，这种方式不依赖交换机、路由器等其他网络设备，直接通过光纤或者双绞线将变电站内各节点连接起来。接线简单，单一节点的故障对整个过程层网络的影响面最小，最小限度影响变电站内一次主设备的正常运行。点对点结构需要大量的光纤，IED设备要考虑设计较多的通信接口，需要提高成本。而在这种结构下，站内各IED设备仍旧是信息孤岛，无法实现IEC61850所提出的信息共享化和互操作性。但由于省去路由环节，IED设备之间的通信延时固定，且不依赖于外部同步时钟源，这将解决智能变电站采样值同步问题的关键难点；同时可以忽略网络设备的稳定性和可靠性，避免因网络设备故障，造成过程层网络的大面积失灵，从而使站内一次主设备失去保护。

而D站的过程层GOOSE或SMV网，均通过星形拓扑实现组播。星形网络能够满足智能变电站过程层网络的实时性要求，实现信息共享与互操作性，且能够有效避免网络风暴。同时该方式布线简单，管理方便，对交换机没有特殊要求，任意两个IED设备之间的数据传输在四跳以内。其缺点在于：系统冗余度差，中心节点设备的负荷重，对网络设备性能及稳定性要求高，因此对重要设备应考虑通过双网冗余配置。

在D站中主变部分按照主变间隔单独组网，采用双网冗余配置，满足220kV及以上电压等级的继电保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置，双重化配置的网络相互遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行。其他部分按照电压等级组网，多台交换机之间采用千兆口级联。

由于过程层网络SMV和GOOSE网通信延时受路由影响，同时又参与保护逻辑判定，因此成为影响保护组件性能的重要因素。IEC 61850规定通信时延不得大于4ms。为了降低通信协议栈的时延，SV和GOOSE报文经应用层和表示层，通过ASN.1编码处理后，越过TCP/IP协议直接映射到数据链路层，因此无法实现组播；在组播方式的实现上，D站采用静态虚拟局域网（VLAN）划分。

静态VLAN一般基于交换机端口进行划分，静态VLAN的配置最简单，也是最安全可靠的，根据VLAN的成员关系配置每个交换机端口，这需要提前规划好每一个端口所连接的IED设备要成为哪一个VLAN的成员。静态VLAN划分是目前智能变电站过程层网络对组播报文进行过滤的主要手段，D站的VLAN划分若下图所示。

如图所示，当作为VLAN2成员的110kV线路1合并单元本身的告警信号的GOOSE报文，由于采用了静态VLAN划分，该GOOSE报文只会转发到VLAN2的成员端口，即110kV线路GOOSE交换机A的FE0、FE1、FE20端口，而不会转发到其他VLAN的成员端口，从而达到了对GOOSE组播报文的过滤，相关成员端口收到该GOOSE报文后根据全站配置文件SCD进行筛选，最终由FE1端口的110kV线路1保测装置订阅。

3.2.2 组网方式对检修策略的影响

虽然过程层GOOSE网或SMV网采用双冗余配置，但由于采取星形拓扑，实际通过中心节点（或分节点）的IED往往较多（对于110kV或35kV网络，情况将更为严重），若按照定期检修策略，检修（调换）时需要对所设计的设备进行检修操作（通过投退GOOSE软压板完成），且由于D站保护（测控）组件对本间隔智能终端设备采取直采直跳，逻辑上并不需要将处于该网络上的保护完全退出，而仅仅需要投退部分GOOSE软压板，但这样做会增加误操作的风险；若完全退出保护，一则失去了直采直跳的优势，二则由于交换机集中较多设备，若跟随间隔进行停电检修，则无法协调所有保护的定检周期，若单独进行停电检修，则该交换机涉及间隔则额外多出计划停电时间，从而使传统的检修策略陷入两难的境地。

同时，静态VLAN也带来了一定的不便。划分VLAN后，交换机每个端口的配置将变得较为复杂，尤其是信息交集较多的端口，其端口设置类型及标签类型和所属的VLAN范围更为复杂。当出现某个端口或交换机损坏，不但需要按照VLAN划分原则对端口进行重新配置，在涉及多间隔保护时（如上图中的A/B/C任意一个交换机均涉及的VLAN10），若不进行保护的关联验证，正确性很难保证；若停用保护相关GOOSE软压板进行验证，则可能涉及较多保护的检修操作（同上），安全性同样较难保证。

综合以上两点，笔者认为交换机或路由器等网络设备故障往往具有先兆性，即其端口或主机在完全损坏前，会出现频率由低到高的报文传送失败，而跟踪网络报文分析仪或保护测控装置本身的通信记录，或可预知其故障，从而尽可能避免定期检修；同时，在配置VLAN的交换机投运前，应做好充分备份，即尽可能将中心节点（或涉及保护多的）网络设备从硬件到软件配置文件，1：1进行备品准备及调试，也可以加快备品更换速度。

需要指出的是，静态VLAN的复杂程度将随联闭锁回路的复杂程度正比增高：如220kV的失灵启动回路以及安稳系统等信息交集较多的公共回路等，若单个端口故障，未必能按1：1配置交换机备品，势必需要更为灵活的动态VLAN分配方法，例如GMRP来实现组播过滤（D站间隔层设备不完全支持GMRP）。

3.3 站控层设备

3.3.1 综自一体化平台

按照间隔配置智能组件设备，实现一次设备控制、在线检测数据、测量等功能的就地智能化处理；在综合自动化系统一体化平台上实现各类高级应用，完成智能告警、顺序控制、状态监测、辅助设备智能控制等功能。

D站自动化后台采用南瑞科技NS3000系统，整个站控层MMS网络呈双冗余配置，并用光纤以星形方式连接到各测控单元及测保一体装置，收集站内故障告警信号，实现自动控制。站内控制闭锁实施五防逻辑闭锁，使用珠海优特的闭锁服务器，用以存储闭锁逻辑。五防与其他一体化信息平台设备皆通过IEC 61850规约接入站内控制层网络。

3.3.2 典型缺陷分析及其对检修策略的影响

D站启动投运后，运维员发现通过后台遥控操作35kV保测一体装置软压板时经常操作超时，但现场巡视时发现装置面板上显示软压板已成功变位；部分设备变位信息在泸定站后台能够反映，但无法在中心站自动化系统中显示。

D站自动化网络实现全站双网冗余配置，A网网段为172.20.0.0，B网网段为172.21.0.0。

通过对遥控过程的报文的跟踪捕获，发现是遥控软压板操作超时是因为变位遥信不上送。同时发现MMS A网中突然出现B网报文，该报文为保测合一装置（南瑞继保RCS系列）所发出。如下图所示。

图3. A网报文分析仪捕获的报文中含有B网地址报文

现场确认，站内MMS A网与B网间不存在网络层以上的连接（ping不通）。同时发现南瑞继保保测装置和四合一装置会发送ARP报文给后台、远动等服务器，服务器回复A网的物理地址给南瑞继保装置。

通过软件进一步对出现变位不上送的保测设备进行检查，发现部分报告号被异常关闭。报告号在后台系统与保测装置建立通讯初期会因为后台总召而使能，之后，保测装置的遥信、遥测变位均为主动上送。由于保测装置的报告号被关闭，因此当后台遥控操作软压板执行成功后，虽然软压板发生变位，但装置将不再上送变位信息给后台，使后台无法确认执行成功，最终显示执行超时。

由于南瑞继保装置的通讯接口是个HUB装置（只有一个MAC地址，这表示在数据链路层上，A、B网是通的），其IED在发出在ARP请求后，通讯接口同时向A/B网所有地址广播，而南瑞科技基于Linux系统的后台服务器在收到A/B网各自ARP请求报文后，不判对方网段，直接将自己的A/B网IP地址回复给保护装置，由于A、B网路由不对称（通常情况下，B网路由更快），保护装置会建立起错误的IP与MAC地址关联，即服务器B网IP对应保护A网卡物理地址时，便会出现之前服务器通过B网发送请求，保测装置通过A网向服务器发送应答的情况（非ARP报文，服务器直接丢弃），保测装置经过一定延时后关闭报告号，重置ARP缓存。至于有时中心站无信号反馈，是因为远动服务器重复了上述过程。

可见，造成目前异常情况的主要原因一是南瑞继保装置内部的ARP缓存表老化机制使得装置定时通过自身的HUB进行广播ARP，二是南瑞科技基于Linux的系统在收到错误ARP后对网段不做判断、直接回复。

由于南瑞继保装置基于的VXWOrks操作系统无法修改底层命令，装置通讯的硬件HUB更无法批量更换，因此通过对Linux系统的ARP回复策略进行修改是较妥当的方案。修改“arp-ignore”参数为1后，后台不再进行交叉网段的ARP回复。

由于测控装置或保测合一装置可随保护装置进行检修，剩下的后台机、远东工作站或网络设备，无论是定期检修策略还是状态检修策略，差别不大。但值得注意的是，上例中南瑞装置A、B网交叉期间，保护动作信号是无法上送的，事故情况下将意味着监控系统功能的失灵。日常操作中偶尔数次的操作超时也许轻易就会被忽视，也许仅仅是在操作日志上留下一笔记录。因此，笔者以为，随着智能变电站的深入发展，自动化系统对整站影响的扩大，尤其需要注意日常运维工作中的异常现象，及时总结，及时处理。

4 智能变电站的二次设备的状态检修展望

随着供电可靠性的要求越来越高，大量定期检修所需要的停电时间也越来越难安排。且一次设备已实行状态检修，在一次设备运行状态良好的情况下，只为二次设备的定期检修而受累停运一次设备，必然影响供电可靠性，否则又必然造成二次设备的超周期运行，这一矛盾的解决只有一、二次设备都实行状态检修，由“到期必修”向“应修必修”观念转变。

通过对智能二次设备的原理和运行工况分析可知，智能二次设备除了类似电源等家族缺陷外，其它类型的故障极少，同时智能设备有强大的在线自诊断和通信功能，甚至每个插件都有故障诊断功能，一旦插件故障影响装置的正常运行，能瞬时给出告警信息，强大的自动化系统也能对运行工况进行实时监测，为智能二次设备全面开展状态检修奠定了技术基础。

5 结语

智能变电站的新检修策略尚处于探索阶段。笔者结合实际运维经验，先后分析了电子式互感器（合并单元）、智能一次设备ICD文件的标准化、过程层网络设备以及综自一体化平台对于现行检修策略的影响，并提出了自己的看法；

随着智能变电站网络构架的优化，一、二次设备的在线监测与自诊断技术的成熟应用，使得状态检修具备了实施基础，新的检修模式呼之欲出。开展智能变电站二次设备状态检修可以有效地减少设备的检修停电，提高保护装置的可用率和供电可靠性。

参考文献：

[1]Q/GDW 383-2009，智能变电站技术导则.

[2]Q/GDW 441-2010，智能变电站继电保护技术规范[S].

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[5]冯军，智能变电站原理及测试技术.