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摘要：智能变电站监控系统与测控装置通过MMS报文进行数据交互。本文通过利用网络分析仪，分析断路器位置信号上送异常原因，处理了测控装置的潜在缺陷。
关键词：智能变电站，MMS报文
AnalysisandProcessingof500kVCircuitBreakerPositionSignalSendingAbnormal
Zhang-Ganfeng,Yang-Yue
(MaintenanceCompanyofSTATEGRIDZheJiangElectricPowerCompany)
ABSTRACT:IntelligentsubstationmonitoringsystemexchangedatewiththemeasurementdevicethroughtheMMSmessage.Inthispaper,analysisthereasonofcircuitbreakerpositionsignalsendingabnormalbyusingnetworkanalyzer,dealwiththelatentdefectofthemeasurementdevice.
KEYWORDS:Intelligentsubstation,MMSmessage
1引言
智能变电站一体化监控系统，全所测控、保护装置采用MMS协议通信，测控装置接收处理后通过以太网MMS报文上送监控后台和远动装置[1]。由于智能变电站采用61850通信，数据交换较传统变电站大，且更加网络化，所以智能变电站出现数据等异常缺陷时，比传统变电站更加难以排查处理。所以智能变电站必须配置网络分析仪，接入全所保护、测控装置交互数据，以便监控后台出现异常告警信号时，能从网络分析仪查找有效数据，快速、准确找到故障点[2]。
2断路器位置上送分析
2.1案例介绍
1000kV交流特高压A站监控系统采用智能站一体化监控系统，全所测控装置采用MMS协议通信，遥信、遥测数据采用常规电缆接入测控装置，测控装置接收处理后通过以太网MMS报文上送监控后台和远动装置。站控层配置1台网络分析仪，接入全所保护、测控装置交互数据。
2013年8月25日，A站500kV系统启动过程中进行断路器投切试验，在对500kV部分共十台断路器进行快速分、合、分试验。其中5031、5032、5043、5062四台开关试验过程中，发现监控后台接线图与告警窗显示断路器单相位置或三相位置与断路器现场实际位置不一致，然而测控装置显示断路器位置与断路器现场实际位置一致。
2.2开关断路器位置上送分析
断路器三相快速分闸、合闸、分闸试验是为了验证断路器的投切空载线路的性能，以及验证重合闸后加速时断路器的动作情况。断路器三相分闸-合闸-分闸的操作时序为O-300ms-C-60ms-O。断路器三相分闸、合闸动作时，断路器A相、B相、C相、总位置之间遥信变位SOE时间差应该在毫秒级。
对5031断路器分闸-合闸-分闸的操作过程中，第一次分闸和第二次合闸过程中断路器位置遥信变位信号上送正确。然而第三次分闸命令下发后，断路器A相、B相及总位置遥信变位信号正常上送，断路器C相遥信变位位置延迟近A相、B相、总位置遥信变位20分钟才上送。（5032、5043开关情况类似）。
（1）5031断路器C相位置遥信变位信号延迟上送，图1为监控系统告警窗显示断路器A相、B相及总位置分位遥信变位上送时间，将信息整理后如表1所示。
（3）5062断路器投切过程中，第三次分闸命令下发后，断路器A相、B相、C相位置遥信变位信号正常上送，总开关位置变位信息不上送，人工总召唤后才上送，监控后台告警窗情况如图5。
3断路器位置上送异常分析
3.1断路器位置上送异常排查
站控层网络报文分析仪已记录该操作过程的全部报文，检修人员通过报文分析仪记录的原始报文分析操作过程数据上送情况。通过报文分析判断，5031、5032、5043、5062四台断路器操作过程中，监控后台告警窗正确显示测控装置上送监控后台的异常数据，监控后台告警窗解析的SOE上送时间与原始报文中的SOE时间一致。由此可以排除监控后台存在数据处理等异常缺陷的可能。
同时保护小室内的断路器测控装置均正确接收显示断路器的变位信息，由此可以排除断路器辅助节点异常及二次回路异常。
通过以上分析判断，可以明确断路器位置遥信变位异常的原因在于测控装置将断路器变位信号形成报文并上送监控后台的过程存在延迟发送或者漏发。
3.2断路器测控装置位置信号上送异常分析
3.2.1测控装置双位置遥信处理机制
根据标准，断路器位置信号以双位置信号上送监控后台，即当只有断路器分位信号为“1”且合位信号为“0”时，才判断断路器位置为分位；只有断路器分位信号为“0”且合位信号为“1”时，才判断断路器位置为合位；其余的状态判断断路器位置不定态。
（1）正常态遥信处理机制：当断路器合位或分位开入有且只有一个置“1”时（“10”或“01”），测控装置经消抖时间（20ms）确认后，测控装置产生正常态的合位或分位状态，同时贴上初始变位时刻的SOE时标。同时将此变位信号记录到本地缓冲区，并加入到上送队列。由通讯模块从队列取出后以MMS报文上送后台。
（2）不定态遥信处理机制：当合位和分位开入同时出现时“11”或“00”状态时，装置经消抖时间（20ms）确认后，测控装置产生不定态告警（“11”或“00”）。同时贴上初始变位时刻的SOE时标。同时将此变位信号记录到本地缓冲区，并加入到上送队列。由通讯模块从队列取出后以MMS报文上送后台。
3.2.2测控装置变位信号上送异常原因
快速分、合、分试验是为了验证开关的投切空载线路的性能，以及验证重合闸后加速时开关的动作情况。开关分-合-分的操作时序为O-300ms-C-60ms-O。断路器操作时间及断路器机构分、合闸固有时间如图6。
如图6所示，在进行断路器分闸、合闸、分闸试验时，第一次分闸命令下发后，在图中A点收到分闸令，在断路器固有的分闸时间（15~20ms）内，测控装置收到的合位置为“0”，分位置也为“0”，故即刻判断路器位置为不定态。在图中B点，测控收到的合位置为“0”，分位置为“1”，经过20ms的消抖时间后，经逻辑判断为分状态。
第二次的合闸命令在260ms之后，测控装置只需判断当前的断路器位置，测控装置CPU处理的信息量较少，不易存在数据漏发现象。
在图中D点，测控装置收到合闸命令，在开断路器固有的合闸时间内（48~60ms），测控收到的合位置为“0”，分位置也为“0”，故判断路器位置为不定态。在图中E点，断路器合上，测控装置收到断路器合位置为“1”且分位置为“0”，经过20ms防抖时间后判断路器为合闸位置。然而此时断路器又接收第三次分闸命令，在断路器固有的分闸时间内，测控马上进入判不定态的逻辑。即在图中F点，测控装置既要处理判断第二次合闸操作后的断路器合位状态，同时又要处理判断第三次分闸操作后的断路器不定态，此时测控装置的CPU处理数据量比较大。由于装置设置的上送队列缓冲区大小固定，当短时间内产生大量变位信息时，若通讯模块CPU未能及时处理，会导致缓冲区溢出。结果便是造成部分变位信息丢失，不能及时上送至监控后台。
3.3测控装置数据上送整改
经过以上过程的分析判断及保证线路顺利投产，减少测控装置的逻辑修改。决定修改断路器测控装置的配置，增加测控装置的不定态延时处理时间（延时增加5s），同时减少断路器分合闸过程中不必要的不定态告警信息，保证正常态分合遥信信息可靠上传。
所有断路器测控装置配置修改完成后，需进行断路器投切试验验证，确保本次配置修改能有效处理该缺陷，同时对测控装置其他功能无影响。
4结束语
所有断路器测控装置配置修改完成后，对所有断路器进行投切试验验证，断路器位置遥信变位信号均正确上送监控后台。同时抽取部分断路器测控装置进行全部功能性试验，验证本次配置修改能有效处理该缺陷，同时对测控装置其他功能无影响。
参考文献
[1]何磊,IEC61850入门,中国电力出版社,2014。
[2]黄益庄.智能变电站自动化系统原理与应用技术[M],中国电力出版社,2012。
[3]鲁国刚,刘骥,张长银.变电站的数字化技术发展[J].电网技术,2006,30（增刊）:499-504.
[4]程凤兰.电网调度自动化系统中遥信误动的分析与处理[J].电力系统通信,2002（1）.
[5]陈锦荣,陈伯诚,郭为斌.一种遥信回路故障问题分析[J].自动化应用,2012（10）.