基于IEC61850的智能变电站通信可靠性提升方法分析

基于IEC61850的智能变电站通信可靠性提升方法分析

王睿

国网成都供电公司，610000

摘要：随着电子式互感器、智能断路器以及工业以太网等新技术的应用，变电站自动化系统的体系结构正逐渐发生改变，并主要体现为通信网络的拓扑结构。在智能化变电站中，通信网络被引入变电站过程层，并成为二次设备间数据传输和信息交换的桥梁。因此，合理地设计变电站体系结构，不仅可以保证各种保护控制功能的实现，对整个电力系统的安全稳定运行也具有重要意义。

关键词：IEC61850;智能变电站;通信可靠性

引言

智能变电站通信系统故障时将造成上行和下行信息丢失、无效、溢出等异常情况，对变电站运行监视与自动控制带来极大困难。针对这一问题，以智能变电站信息通信作为研究对象，基于变电站信息交互路径以及变电站设备冗余配置机制，探讨了基于IEC61850的智能变电站通信可靠性提升方法。

1、概述

在智能电网技术应用过程中，变电站是电力网络中的一个战略节点，它由大量变电站自动化系统（SAS）控制，监督和保护的开关设备和测量设备组成。变电站内变电站通信的IEC61850标准的出现为SAS设计提供了广泛的解决方案。数字信号处理、信息和通信技术的使用给变电站中使用的仪表、监视、通信、控制和保护系统带来了重大改变，但也会造成整体系统可靠性不足。因此，尽管实施IEC61850标准提供了灵活性，但必须考虑系统的可用性和性能要求。根据IEC60870，可靠性定义为设备或系统在指定条件下，指定时间段内执行其预期功能的度量。一种提高SAS可靠性的解决方案是按照IEC61850的要求，用串行通信链代替铜缆线，以减少系统中电子设备的数量。另一种方法是在站控层和间隔层中引入冗余。但是，这必须遵循相应的协议标准，协议是作为SAS中数据传输的基础。由于以太网通信技术是SAS的核心，因此冗余设计不仅覆盖保护设备，还覆盖SAS内部的通信系统。IEC62439标准实现了无缝冗余通信的应用，可以促进时间关键信号（例如跳闸消息、采样数据）的传输，也将满足超高压变电站自动化系统中极高的可靠性要求。根据IEC61850，变电站中的数据传输基于必要的数据模型和通信服务。但是，成功的通信还依赖于可靠的变电站通信网络（SCN）架构，该架构可提供大型地理位置分散。

2、智能变电站监视控制系统现状简析

变电站站控层、间隔层以及过程层构成了智能变电站的主要结构，后两层之间以及中间层相互之间都是采用GOOSE/SV报文通信，这是智能变电站区别于传统的自动化变电站的主要优势和特点，可以说是GOOSE/SV网络能够对传统的自动化变电站中的电缆连接进行替换[1]。目前，智能变电站的建设背景下，二次系统控制也做出了一定的改变，具体可归纳为以下两点：（1）对二次接线设计进行了简化，EVT和ECT对数字化的输出进行了实现，同时借助于光纤传输，不但能够对抗干扰能力进行强化，还能够对传统互感器二次交流回路进行了彻底的摒弃，可以说是变电站中的一次系统和二次系统之间实现了电气隔离。（2）由于采用了GOOSE/SV，简化了继电保护及自动控制装置，实现了同一平台内实时信息的共享，进而起到了对二次设备进行简化的效果。

3、基于不同通信方式的可靠性提升分析

3.1 IEC62351标准的不足

虽然IEC62351标准已经被用于变电站的安全防护中，但是IEC62351标准存在以下不足：①其指定的安全算法不适用于目前智能变电站中计算和处理能力受限的IED，不能满足实际环境中智能变电站通信的实时性要求，例如GOOSE报文的通信延时要求在3ms以内；②没有对信源信宿的身份进行严格认证；③缺少防止报文遭受篡改、重放等攻击的有效措施。因此，基于IEC62351标准防护的GOOSE报文依然存在遭受非法窃取、篡改、伪造、否认、重放攻击和DoS攻击等网络攻击的可能，导致报文的机密性、完整性、可用性和不可否认性遭受威胁。本文基于变电站信息交互路径以及变电站设备冗余配置机制，探讨了基于IEC61850智能变电站通信可靠性的提升方法。

3.2变电站监控系统通信可靠性提升

智能变电站的监控系统不仅包括监视功能，而且能够实现系统的远程控制。监控通信网络主要包括变电站内电气量监视和站内信号监视，分别对电压、电流、功率、频率以及故障异常等信息进行监测。然后依靠控制系统的命令传输实现一次设备遥控，如远方分合断路器、分合隔离开关等，实现二次设备控制，如远方切换定值区、远方修改保护软压板等功能。综合系统的监视功能和控制功能，进行有序、高效配合，才能保证智能变电站监控系统通信网络的可靠性。电气量监视通信网络主要是基于测控装置实现的，通过星型拓扑网络传输方式实现信息上送，保证电气信息采集的准确性。而对于控制通信网络来说，监控主机或远程主站需要借助站控层交换机将控制命令以MMS报文方式传输至测控装置，然后测控装置借助过程

层交换机以GOOSE命令方式传输至智能终端，实现对断路器的控制[2]。以上通过“网采网跳”方式实现信息采集和控制功能，更多依赖于站控层和过程层交换机设备，如果交换机发生故障，通信可靠性将大大降低。因此，考虑采用直接光纤连接方式进行信息交互，省去了交换机的中间环节，有效提升了智能变电站信息通信可靠性。

4、基于冗余配制原则的可靠性提升分析

4.1通信可靠性评估指标简述

全面了解系统的物理布局，可靠性数据以及维护程序，才能开始可靠性评估。在可修复的系统中，可以通过自检或手动测试程序来检测电子组件中的故障。然后可以修复有问题的组件或将其替换。如果不能及时发现所有故障设备，将影响整个系统的可靠性。因此，在考虑和不考虑维修的情况下，都要检查系统的可靠性。由于整个变电站自动化系统（SAS）可以看作是串联和并联结构的复杂组合。对于不可修复的系统，假定其组件的故障率具有恒定值。尽管维修率是无限的，这意味着一旦组件进入故障状态，就永远无法返回正常。假设变电站组件的故障大致呈指数分布。考虑组件修复率时，使用马尔可夫模型可显示组合系统处于向上或向下状态的概率，通过进行等效过渡率的概念以计算组合系统的等效修复／故障率，平均故障时间（MTTF），平均维修时间（MTTR）以及整个系统的可用性[3]。

4.2利用“N－1”原则提高通信设备的冗余度

严格遵守国家电网公司“十八项反措”的有关要求，从而满足“双设备、双电源、双通道”的双重配置要求。同时，配置双电源供电，并将 2 套传输设备部署在关键节点。另外，要将双通道配置应用于一些比较重要的业务中，以最大限度地提高通信业务的安全性和可靠性。 为了提高设备的抗故障能力，可以充分利用“N－1”原则。在传输系统的硬件配置过程中，应保证2 M保护板、交叉板重要板件的“1＋1”配置，以提高核心通信设备的安全性和可靠性。 另外，为提升信息传输链条的可靠性，在进行业务配置时，要采用科学、合理的配置方式，尤其是在配置保护通信业务渠道的过程中，对电缆资源、设备资源等因素的影响要予以充分的考虑。同时，合理地选择信道分配站间的距离，尽可能地将特殊保护设备配置在 2 个不同的光缆中，使多路保护设备配置在不同的数据路由中最大限度地发挥传输线的保护功能。

结束语

总之，针对智能变电站通信系统故障时信息丢失、无效、溢出等异常情况，以智能变电站信息通信作为研究对象，探讨了基于IEC61850的智能变电站通信可靠性提升方法。从变电站信息交互路径着手，阐述了两种不同通信方式下的可靠性提升思路。以冗余配置机制为基础，分析了通信设备“N－1”原则提升可靠性的方法。变电站通信网络可靠性提升研究仍处于发展阶段，在此基础上，逐步改进和完善将是下一步工作的重点。

参考文献：

[1]李辉,张孝军,潘华,毛文奇,严亚兵,陈罗飞.面向智能变电站通信网络可靠性研究[J].电力系统保护与控制,2020,(09):165-171.

[2]李启本,许菲菲,俞玲.基于IEC61850的智能变电站通信异常分析[J].电力与能源,2020,(06):771-773.

[3]许健嘉.智能变电站自动化通信网络可靠性研究[J].电子元器件与信息技术,2020,(07):37-40.