隨著國家電網公司“三集五大”體系的不斷推進，各個地區逐漸推行了變電站無人值班化管理。智能變電站具有全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享化的顯著優點，為電力調度控制中心實行集中監控提供了有利的條件，因而得到了廣泛應用。

　　智能變電站有別于常規變電站和數字化變電站，220kV智能變電站的網絡結構通常采用“三層兩網“式，分別是站控層、間隔層、過程層和站控層網絡與間隔層網絡[1]。這種網絡結構方式使現場信息得到了共享，減少了二次接線，使信息流更加清晰、明朗，也使一些新技術的采用變成了現實，如狀態監測技術、一鍵順控技術等等。

　　近年來，智能變電站的數量快速增加，但是運行與維護經驗還不豐富。新的網絡結構和現場保護裝置使智能變電站的運行與維護方式發生了較大的變化，給運維人員現場工作帶來了一定的困難。本文結合信陽地區所轄220kV變電站出現的問題和解決方法，對現場典型問題進行了分析與研究，對現場的運行和維護經驗進行了總結。

　　IEC61850標準提出了變電站自動化系統功能分層的概念，功能分為三個層次，如圖1所示，從上到下依次分為站控層、間隔層和過程層，箭頭表示層間設備通信和層與層之間的數據和命令通信。

　　如站控層和間隔層之間相互交換保護和控制數據，站控層將接收來的信息進行分析、存儲等，以進行自動電容器投切等高級應用，并提供給調度和后臺機監控；同時，間隔層接收從站控層傳輸來的遙控操作命令，并進行間隔層五防邏輯判斷后執行。間隔層之間保護和測控裝置相互交換信息，如聯閉鎖功能的實現，母差保護和線路保護裝置之間的數據交換等。

　　站控層的功能是利用全站信息對全站一次、二次設備進行監視和控制，采用冗余設計的雙網配置，即MMS（mademessagestandard）網絡；間隔層接收過程層信息，對設備運行情況進行監視，起保護作用；過程層是一次設備的數字化接口，主要包括一次設備、合并單元和智能終端，與間隔層之間通過光纖進行數據連接，傳遞一次設備狀態量。

　　2兩個典型問題分析

　　本節對信陽地區所轄智能變電站運行維護期間出現的問題進行了總結，與傳統變電站比較以找出智能站的不同之處和問題出現原因，為今后智能站的運行維護提供參考。

　　2.1站控層通道通訊異常信號及現象

　　運維人員例行巡視時，發現后臺機大量報出“220kV線路1保護A.B網斷開”、“220kV線路1保護B.B網斷開”、“110kV線路1保護.B網斷開”等信號。

　　運維人員對該220kV線路兩套保護及測控裝置和110kV線路1保護與測控裝置進行了檢查，未發現保護裝置有異常，且保護裝置運行燈亮，報警燈滅，現場一次設備運行正常。與調控中心聯系，調控D5000系統及遠動裝置均正常運行，沒有任何異常信號。

　　2.2站控層通道通訊異常信號原因及影響分析

　　1）故障分析

　　目前，110kV及以上電壓等級站控層網絡采用雙星形以太網結構，一般間隔層裝置的雙網共用CPU，MAC和PHY（physicallayer）獨立避免雙網互相干擾。雙網冗余的一種實現方式是，雙網處理同一份數據，由應用程序根據各自MMS報文的字段進行冗余處理。另一種實現方式是一個網通信，另一個網絡熱備用，即維持MMS的connect狀態。任何一個網絡斷鏈，不會造成緩沖報告和日志的丟失，提高可靠性。

　　變電站內同站控層連接的設備有調控監控主機、五防工作站、網絡打印機、調度主站、信息保護子站、故障錄波器等，站控層通過接受保護與測控裝置上傳的保護信息，傳送給監控主機顯示，并經過故障錄波器記錄分析，同時接收變壓器非電量保護信號，調控人員通過測控裝置進行遠程操作。

　　當站控層通道通訊出現異常時，將會影響與站控層網絡連接的運行設備，造成實時數據無法處理，監控主機失去遙信信號，無法進行遠程遙控操作，失去對現場設備運行和保護動作情況的監視。在這種情況下，調度與控制中心無法獲得現場設備運行情況。當出現故障時，調控中心無法獲知故障發生，會導致故障范圍擴大，擴大停電范圍，造成大量的負荷損失和不利的社會影響。因此，對于通道通訊，網絡中斷的信號必須加強監視，并立即處理。

　　根據第1部分的分析和對智能變電站“三層兩網”方式的分析，后臺機報所有裝置的通道通訊，B網斷開，問題出在站控層MMSB網，該網絡通訊中斷，影響了連接在該網絡上的所有通信設備和保護測控裝置。

　　目前，智能變電站站控層采用雙網設計，分為MMSA、MMSB網，一個網絡的中斷不影響站控層的運行，因此調控中心的調度自動化系統不受影響。但是此類信號降低了站控層網絡通信的可靠性，存在全站失去監控的可能，需要立刻處理。

　　站控層網絡異常的常見原因有：

　　（1）裝置物理網卡MAC地址沖突，在調試和運行中均可引起ARP（addressresolutionprotocol）風暴，影響網絡上所有裝置

　　（2）IP地址沖突，在調試和運行過程中，后臺的ARP更新后會向另外一臺相同IP的裝置發起連接，影響相同IP地址的幾臺裝置

　　（3）交換機被環接，一封或幾封經過交換機的報文會在網絡中循環，引起網絡風暴，影響接收報文的幾臺裝置

　　（4）網絡風暴發生期間，裝置CPU資源被網絡任務占用，處于假死狀態，此時裝置的雙網均失效

　　（5）裝置網口和網線異常

　　2）故障處理

　　站控層通道通訊異常信號的處理：由于經過了調試和驗收，現場通訊異常通常與線路損壞或者交換機故障所致，應該首先對光纜線路及站控層和過程層交換機運行情況進行檢查。經過運維人員現場排查發現，站控層II區交換機故障，影響了站控層信息的傳輸。故障交換機經過廠家調試后恢復正常，后臺機報警信號消失。

　　2.3間隔層通道通訊異常信號及現象

　　220kV赤城站某次現場故障信號為：“220kV母線保護AGOOSE4A網鏈路中斷動作”、“220kV母線保護ASV總告警動作”、“220kV母線保護A第2組SV線路2鏈路中斷動作”等信號。間隔層GOOSE指面向對象變電站事件，SV指電壓、電流采集量信號。

現場檢查保護裝置發現，220kV線路保護正常，母線保護的A套保護裝置報警燈亮。

　　2.4間隔層網絡鏈路中斷信號分析[4-5]

　　如圖2為220kV線路單套保護網絡結構圖，保護裝置與合并單元和智能終端為“直采直跳”模式，保護裝置直接從合并單元接收SV采集信號，從智能終端獲取刀閘和開關的位置，并直接向智能終端發出跳合閘命令。

　　同時，同一網絡中的SV信號也傳至SV網絡，并通過網絡將信息傳送至母線保護裝置，母線保護裝置根據這些信號進行故障判斷。變壓器測控裝置從GOOSE和SVA、B網同時獲取采集量和位置信息，并通過GOOSE網絡傳輸命令信號。

　　1）故障分析

　　這些現場信號表明，該220kV變電站的A套母線保護已經失去對母線的保護作用，需要申請調度立即退出該套保護并進行故障查找。

　　常見過程層網絡異常現象及原因為：（1）網絡環接后引起的網絡風暴；（2）光纖熔接頭或者插頭等位置異常，引起鏈路中斷；（3）戶外柜安裝的裝置由于工作溫度過高引起的報文收發異常；（4）光纖出現折斷現象。

　　根據以上可能發生故障的原因進行逐條查找，發現并沒有產生網絡風暴，而且戶外柜溫度適宜，不影響運行。

　　2）故障處理

　　在對光纖通道的檢查時，發現220kV母線保護的A套同現場智能終端間的光纖連接中斷，確認原因為光纖損壞影響了鏈路。SV中斷的原因同樣為母線保護裝置同母線合并單元之間光纖損壞造成的。

　　因此，現場出現GOOSE、SV斷鏈信號時，應該立即確認光纖通道正常，否則一旦線路發生故障將會造成事故擴大。在現場施工過程中，應該加強對光纖和光纖頭的保護，避免留下安全隱患。運維人員在巡視過程中也需要對電纜溝加強巡視，及時發現以避免小動物侵害。

　　3運維人員的應對與措施

　　智能變電站網絡模式的變化以及新技術的普遍采用，對運維人員提出了新的挑戰。運維人員必須在以下方面進行提高，才能適應目前運維模式的轉變。

　　（1）提高分析和決策能力；隨著變電站智能化程度的進一步提高，可以提供豐富的現場設備參數和運行狀況，甚至能夠進行準確的分析判斷，這就要求運維人員能夠快速反應，正確分析，采取適當的應對策略；

　　（2）加強培訓，提高智能化變電站的知識水平；IEC61850的應用使變電站成為了一個一體化信息平臺，不同廠家、不同型號的智能設備實現了相互通信和互操作，改變了原來的網絡機構，形成了三層兩網模式，帶來了新的概念和術語，如GOOSE、SV等術語，故障報文也與原來不同，如GOOSE斷鏈、SV采樣異常、對時異常等，由此還產生了一些新的二次設備，如合并單元、過程層交換機、設備安全防護裝置等。

　　（3）不斷總結，提高運維水平；運維人員應該對出現的問題及時總結歸納，從中發現智能變電站日常巡視和維護中的不同，提高運維水平，保證設備的安全運行。

　　4結語

　　智能變電站出現網絡通信故障時，應立即查明與之相關的保護裝置信號、智能單元信號及交換機狀態，結合其網絡結構分析故障原因。排除光纖損壞和裝置故障后，保護人員可采用網絡分析儀等裝置抓取報文查找故障。

本文分析了智能變電站兩種典型通信故障的產生原因和危害，提出了解決方案和應對措施，給智能變電站的運行和維護提供了思路。