随着国家电网公司“三集五大”体系的不断推进，各个地区逐渐推行了变电站无人值班化管理。智能变电站具有全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享化的显著优点，为电力调度控制中心实行集中监控提供了有利的条件，因而得到了广泛应用。

智能变电站有别于常规变电站和数字化变电站，220kV智能变电站的网络结构通常采用“三层两网“式，分别是站控层、间隔层、过程层和站控层网络与间隔层网络[1]。这种网络结构方式使现场信息得到了共享，减少了二次接线，使信息流更加清晰、明朗，也使一些新技术的采用变成了现实，如状态监测技术、一键顺控技术等等。

近年来，智能变电站的数量快速增加，但是运行与维护经验还不丰富。新的网络结构和现场保护装置使智能变电站的运行与维护方式发生了较大的变化，给运维人员现场工作带来了一定的困难。本文结合信阳地区所辖220kV变电站出现的问题和解决方法，对现场典型问题进行了分析与研究，对现场的运行和维护经验进行了总结。

IEC61850标准提出了变电站自动化系统功能分层的概念，功能分为三个层次，如图1所示，从上到下依次分为站控层、间隔层和过程层，箭头表示层间设备通信和层与层之间的数据和命令通信。

如站控层和间隔层之间相互交换保护和控制数据，站控层将接收来的信息进行分析、存储等，以进行自动电容器投切等高级应用，并提供给调度和后台机监控；同时，间隔层接收从站控层传输来的遥控操作命令，并进行间隔层五防逻辑判断后执行。间隔层之间保护和测控装置相互交换信息，如联闭锁功能的实现，母差保护和线路保护装置之间的数据交换等。

站控层的功能是利用全站信息对全站一次、二次设备进行监视和控制，采用冗余设计的双网配置，即MMS（mademessagestandard）网络；间隔层接收过程层信息，对设备运行情况进行监视，起保护作用；过程层是一次设备的数字化接口，主要包括一次设备、合并单元和智能终端，与间隔层之间通过光纤进行数据连接，传递一次设备状态量。

2两个典型问题分析

本节对信阳地区所辖智能变电站运行维护期间出现的问题进行了总结，与传统变电站比较以找出智能站的不同之处和问题出现原因，为今后智能站的运行维护提供参考。

2.1站控层通道通讯异常信号及现象

运维人员例行巡视时，发现后台机大量报出“220kV线路1保护A.B网断开”、“220kV线路1保护B.B网断开”、“110kV线路1保护.B网断开”等信号。

运维人员对该220kV线路两套保护及测控装置和110kV线路1保护与测控装置进行了检查，未发现保护装置有异常，且保护装置运行灯亮，报警灯灭，现场一次设备运行正常。与调控中心联系，调控D5000系统及远动装置均正常运行，没有任何异常信号。

2.2站控层通道通讯异常信号原因及影响分析

1）故障分析

目前，110kV及以上电压等级站控层网络采用双星形以太网结构，一般间隔层装置的双网共用CPU，MAC和PHY（physicallayer）独立避免双网互相干扰。双网冗余的一种实现方式是，双网处理同一份数据，由应用程序根据各自MMS报文的字段进行冗余处理。另一种实现方式是一个网通信，另一个网络热备用，即维持MMS的connect状态。任何一个网络断链，不会造成缓冲报告和日志的丢失，提高可靠性。

变电站内同站控层连接的设备有调控监控主机、五防工作站、网络打印机、调度主站、信息保护子站、故障录波器等，站控层通过接受保护与测控装置上传的保护信息，传送给监控主机显示，并经过故障录波器记录分析，同时接收变压器非电量保护信号，调控人员通过测控装置进行远程操作。

当站控层通道通讯出现异常时，将会影响与站控层网络连接的运行设备，造成实时数据无法处理，监控主机失去遥信信号，无法进行远程遥控操作，失去对现场设备运行和保护动作情况的监视。在这种情况下，调度与控制中心无法获得现场设备运行情况。当出现故障时，调控中心无法获知故障发生，会导致故障范围扩大，扩大停电范围，造成大量的负荷损失和不利的社会影响。因此，对于通道通讯，网络中断的信号必须加强监视，并立即处理。

根据第1部分的分析和对智能变电站“三层两网”方式的分析，后台机报所有装置的通道通讯，B网断开，问题出在站控层MMSB网，该网络通讯中断，影响了连接在该网络上的所有通信设备和保护测控装置。

目前，智能变电站站控层采用双网设计，分为MMSA、MMSB网，一个网络的中断不影响站控层的运行，因此调控中心的调度自动化系统不受影响。但是此类信号降低了站控层网络通信的可靠性，存在全站失去监控的可能，需要立刻处理。

站控层网络异常的常见原因有：

（1）装置物理网卡MAC地址冲突，在调试和运行中均可引起ARP（addressresolutionprotocol）风暴，影响网络上所有装置

（2）IP地址冲突，在调试和运行过程中，后台的ARP更新后会向另外一台相同IP的装置发起连接，影响相同IP地址的几台装置

（3）交换机被环接，一封或几封经过交换机的报文会在网络中循环，引起网络风暴，影响接收报文的几台装置

（4）网络风暴发生期间，装置CPU资源被网络任务占用，处于假死状态，此时装置的双网均失效

（5）装置网口和网线异常

2）故障处理

站控层通道通讯异常信号的处理：由于经过了调试和验收，现场通讯异常通常与线路损坏或者交换机故障所致，应该首先对光缆线路及站控层和过程层交换机运行情况进行检查。经过运维人员现场排查发现，站控层II区交换机故障，影响了站控层信息的传输。故障交换机经过厂家调试后恢复正常，后台机报警信号消失。

2.3间隔层通道通讯异常信号及现象

220kV赤城站某次现场故障信号为：“220kV母线保护AGOOSE4A网链路中断动作”、“220kV母线保护ASV总告警动作”、“220kV母线保护A第2组SV线路2链路中断动作”等信号。间隔层GOOSE指面向对象变电站事件，SV指电压、电流采集量信号。

现场检查保护装置发现，220kV线路保护正常，母线保护的A套保护装置报警灯亮。

2.4间隔层网络链路中断信号分析[4-5]

如图2为220kV线路单套保护网络结构图，保护装置与合并单元和智能终端为“直采直跳”模式，保护装置直接从合并单元接收SV采集信号，从智能终端获取刀闸和开关的位置，并直接向智能终端发出跳合闸命令。

同时，同一网络中的SV信号也传至SV网络，并通过网络将信息传送至母线保护装置，母线保护装置根据这些信号进行故障判断。变压器测控装置从GOOSE和SVA、B网同时获取采集量和位置信息，并通过GOOSE网络传输命令信号。

1）故障分析

这些现场信号表明，该220kV变电站的A套母线保护已经失去对母线的保护作用，需要申请调度立即退出该套保护并进行故障查找。

常见过程层网络异常现象及原因为：（1）网络环接后引起的网络风暴；（2）光纤熔接头或者插头等位置异常，引起链路中断；（3）户外柜安装的装置由于工作温度过高引起的报文收发异常；（4）光纤出现折断现象。

根据以上可能发生故障的原因进行逐条查找，发现并没有产生网络风暴，而且户外柜温度适宜，不影响运行。

2）故障处理

在对光纤通道的检查时，发现220kV母线保护的A套同现场智能终端间的光纤连接中断，确认原因为光纤损坏影响了链路。SV中断的原因同样为母线保护装置同母线合并单元之间光纤损坏造成的。

因此，现场出现GOOSE、SV断链信号时，应该立即确认光纤通道正常，否则一旦线路发生故障将会造成事故扩大。在现场施工过程中，应该加强对光纤和光纤头的保护，避免留下安全隐患。运维人员在巡视过程中也需要对电缆沟加强巡视，及时发现以避免小动物侵害。

3）运维人员的应对与措施

智能变电站网络模式的变化以及新技术的普遍采用，对运维人员提出了新的挑战。运维人员必须在以下方面进行提高，才能适应目前运维模式的转变。

（1）提高分析和决策能力；随着变电站智能化程度的进一步提高，可以提供丰富的现场设备参数和运行状况，甚至能够进行准确的分析判断，这就要求运维人员能够快速反应，正确分析，采取适当的应对策略；

（2）加强培训，提高智能化变电站的知识水平；IEC61850的应用使变电站成为了一个一体化信息平台，不同厂家、不同型号的智能设备实现了相互通信和互操作，改变了原来的网络机构，形成了三层两网模式，带来了新的概念和术语，如GOOSE、SV等术语，故障报文也与原来不同，如GOOSE断链、SV采样异常、对时异常等，由此还产生了一些新的二次设备，如合并单元、过程层交换机、设备安全防护装置等。

（3）不断总结，提高运维水平；运维人员应该对出现的问题及时总结归纳，从中发现智能变电站日常巡视和维护中的不同，提高运维水平，保证设备的安全运行。

4结语

智能变电站出现网络通信故障时，应立即查明与之相关的保护装置信号、智能单元信号及交换机状态，结合其网络结构分析故障原因。排除光纤损坏和装置故障后，保护人员可采用网络分析仪等装置抓取报文查找故障。

本文分析了智能变电站两种典型通信故障的产生原因和危害，提出了解决方案和应对措施，给智能变电站的运行和维护提供了思路。