北极星智能电网在线讯: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。
