智能变电站网络分析仪学习
从几起案例看智能变电站网络分析仪的作用
工程技术科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald21①作者简介：李毅(1985，4—)，男，汉族，湖北随州人，本科，高级工程师，研究方向：变电二次现场检修。
DOI：10.16660/ki.1674-098X.2018.19.021从几起案例看智能变电站网络分析仪的作用①李毅 吴晨 周玉冰(国网随州供电公司 湖北随州 441300)摘 要：相比于常规综自变电站，智能变电站具有全站信息数据化和网络化的优势，而网络分析仪正是其数据采集分析的核心设备，能通过组网的方式采集全站所有智能设备发出的数据。
网络分析仪是智能变电站的重要设备之一，能通过组网的方式监视全站智能设备的信息，本文从几起智能故障的查找过程入手，从中分析网络分析仪在查找故障过程中的作用，以显示其在智能站运行中的重要地位。
关键词：智能变电站 网络分析仪 保护装置 合并单元 智能终端中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1674-098X(2018)07(a)-0021-02相比于常规综自变电站，智能变电站具有全站信息数据化和网络化的优势，而网络分析仪正是其数据采集分析的核心设备，能通过组网的方式采集全站所有智能设备发出的数据，包括设备自身运行信息、采集的数据以及开出信息等，从而监控全站所有智能设备的运行。
然而现场运行中多会忽视网络分析仪，使得其未能发挥所应能发挥的重要作用。
以下先简要介绍网络分析仪的运行原理，并从几起故障查找过程的分析中，引出笔者对网络分析仪所发挥作用的见解。
1 智能站网络分析仪功能简介智能变电站网络分析仪（以下简称为网分）主要由报文记录设备及分析主机构成，一般通过千兆光纤与智能站过程层交换机相连，能对基于IEC 61850通信网络的通信全过程进行报文记录，采集全站包括保护装置、测控装置、智能终端、合并单元等智能设备的SV/GOOSE/MMS通信网络的报文记录，然后通过分析主机对各网记录的报文进行详细分析，给出相关的结果，可用于监视全站网络状态、查找实时信息以及事故发生后的事件信息追查。
《智能变电站》课件
发展趋势
智能变电站将逐步取代传统变 电站，成为电力系统发展的重 要方向。
智能变电站的构成
智能终端设备
包括终端控制器、采集单 元和智能监测仪，负责电 力设备的检测、控制和数 据采集。
通讯网络
包括网络拓扑结构和通讯 协议，实现智能终端设备 之间的互联互通和与上级 系统的通讯。
辅助设备
包括电源系统、管理系统 和安全系统，提供电力设 备运行所需的能源、管理 和安全保障。
智能变电站的功能
通过智能终端设备 采集的数据，对能 源消耗进行统计和 计费，提供准确的 能耗报告。
智能变电站的应用
1
变电站的自动化改造
2
对于传统变电站，可以通过智能终端
设备的应用，实现变电站的自动化改
造。
3
微电网中的应用
4
在微电网中，智能变电站可以实现对 电能的高效管理和分配，提高微电网
的可靠性和稳定性。
电力系统的升级换代
远程监测和控制
实时监测电力设备 的运行状态，并可 以远程控制设备的 开关、调节参数， 提高运行效率。
预警和故障分析
通过智能监测仪采 集的数据，及时发 现异常情况并进行 故障分析，提前预 警，减少故障发生。
负荷管理和调度
对电力设备的负荷 进行管理和调度， 实现优化运行，提 高供电的可靠性和 稳定性。
能耗统计和计费
智能变电站是电力系统升级换代的重 要组成部分，可以提升电力系统的智 能化水平。
新建变电站建设
在新建变电站时，可以直接采用智能 变电站的设计和技术，提高变电站的 运行效率。
智能变电站的发展前景
市场需求
智能变电站作为智能电网的重 要组成部分，受到市场的广泛 关注和需求。
CYGM-61588便携式网络报文分析仪技术规范书
产品技术规范书（图片仅供参考）设备名称：便携式网络报文分析仪型号：CYGM-61588生产厂家：产品编码：品牌：一、产品简介CYGM-61588便携式网络报文分析仪是应用于智能变电站或电力科研实验室的便携式网络报文分析仪器，全面支持DL/T 860以及智能变电站相关标准，为智能变电站各类二次设备的试验、调试、检修提供数据参考依据。
CYGM-61588可直接采集智能变电站过程层网络的采样值、GOOSE、MMS和IEC 61588对时报文。
可选配暂态录波功能和连续记录功能模块，当选配暂态录波功能后，即可实现电网暂态故障的记录和分析测距功能。
二、技术特点1. 全面记录SV、GOOSE、MMS、IEC61588等智能变电站所有类型报文2. 采用高性能实时嵌入式操作系统vxWorks，系统稳定、可靠，实时性好3. 能变电站过程层和站控层网络异常实时告警4. 原始报文实时记录分析与暂态故障录波一体化设计5. 支持100M/1000M/FT3等多种采集接口插件的组合配置，接口种类丰富、数目多6. 4个1000Mbps上行通信网口7. 支持光纤IRIG-B和电平IRIG-B对时，精度＜300ns8. 所有采集端口均支持IEC61588时钟同步，精度＜300ns9. 同步后，装置自身时钟守时精度24小时误差≦±100ms10. 实时数据写盘速度：外圈≧70MB/s，内圈≧30MB/s11. 实时纳秒级硬件时标，时标分辨率为40ns三、技术指标1. 处理器：嵌入式双核处理器，内存2GB2. 存储空间：2TB3. 操作系统：军工级嵌入式实时操作系统：vxWorks 6.94. 智能数据采集接口标配1：8~16个100Mbps SFP模块标配2：8个100Mbps SFP模块+4个1000Mbps SFP模块标配3：8个FT3(ST)光纤接口+8个100Mbps SFP模块标配4：8个FT3(ST)光纤接口+4个1000Mbps SFP模块接收灵敏度：-30~-14dBm；发送功率：-20~-14dBm。
智能变电站介绍PPT课件
-
18
一次设备智能化——高压断路器在线 监测
-
19
三层两网
-
站控层 站控层 网络 间隔层 过程层
网络
过程层
20
为什么要采用IEC61850规约？
----基于IEC61850规约的智能化变电站的特点
在规约里，每台IED作为一个服务器（Service），被细分逻辑设备 （Logical Device）、逻辑节点（Logical Node）和数据对象（Data Object）以及各对象的数据属性（Data Attribute）进行分层分级的建模。 每个服务器包含一个或多个逻辑设备。逻辑设备包含逻辑节点，逻辑节点包 含数据对象。数据对象则是由数据属性构成的公用数据类的命名实例。从通 信而言，IED 同时也扮演客户的角色。任何一个客户可通过抽象通信服务接
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↑
14
智能一次设备——电子式互感器+合并单元
PSET6000GS电子式互感器
-
15
智能一次设备——变压器在线监测
局放监测 铁心电流监测 油中含水量监测
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智能一次设备——变压器在线监测
局放监测 铁心电流监测
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一次设备智能化——高压断路器在线 监测
SF6压力监测 SF6含水监测 储能电机电流检测 分合闸时间监测
过程层设备：光CT/PT，合并单元，智能开关等。
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如何利用IEC61850规约构建智能化变电站？
——从使用设备上来看
从使用设备来看，构建一个完整的智能化变电站需要以下三个部分： 1、智能化的一次设备
一次设备从信号继电器到控制回路，全部采用微处理器（智能开关）和光电技术（无 源光CT）设计。同时用于数字量信号传输的网络取代传统的电缆导线连接。换言之， 变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路及常规的强电模拟信号和控制电缆被光
2、智能变电站信息流及重要监控信号解析
智能终端收XX GOOSE 链路中断
保护装置收XX GOOSE 链路中断
原因：光纤损坏、装置故障、配置错误。
后果： 无法收断路器、隔离开关位置，但是保护
可以正常出口。
原因：保护装置硬件故障、装置配置错误、光纤损
保护装置收XX SV采样链路中断
坏、交换机故障
后果：保护无法收到电压、电流采样值，视为TV断
三、智能变电站典型监控信息
2.智能变电站典型监控信息分析
原因：无装置无法运行或失电。电源板损坏，C
PU板损坏，装置电源空开跳闸。
合并单元装置故障 智能终端装置故障
合并单元装置异常 智能终端装置异常
原因： 对合并单元来说装置有 GOOSE 或 SV 总告
警，智能终端有 GOOSE 总告警。或装置有异常但
二、保护信息流
3.220kV智能变电站110kV出线间隔信息流关系图（110kV双母线接线）
调 度
光 纤
现场后台
总控
站控层MMS网
网 线 网 线 网 线
其他 测控
光 纤 光 纤
测 控 ⑴ ⑻
光 纤 光 纤
母差保护
线路保护
⒀
⑺
光 纤
⑼
⑶
⑹
光 纤
⑽ ⑷
光 纤
过程层SV网 过程层GOOSE网
⑾ 母线合 并单元
不足以导致无法运行。一般由自身光模块故障引起。
原因：在智能终端、合并单元、测控装置、保护装
检修压板
置上都有检修硬压板，作用是标示以上装置置检修
状态。原则是两端的检修压板一致，才能保证传输 命令的一致。
三、智能变电站典型监控信息
2.智能变电站典型监控信息分析
智能变电站合并单元和智能终端调试.概要
•精度测试
•SV报文检查
智能变电站合并单元介绍
• 合并单元最初是属于电子式互感器的附属品
• 目前智能变电站，合并单元更多的是A/D转换及电 压并列、切换功能
智能变电站合并单元介绍
智能变电站的互感器采用两种方式： •电子式互感器 二次输出为数字量，弱信号 二次输出规约 基于 IEC60044-8 的 FT3 •电磁式互感器（主要形式） 二次输出为模拟量电流为1A/5A，电压为 57V/100V
智能变电站合并单元与智能终端 及故障录波网络分析仪介绍及调试
送变电调试所 王天锷
提纲
• 合并单元介绍及调试
• 智能终端介绍及调试 • 检修问题
• 故障录波网络分析仪
一、合并单元的介绍及调试
•智能变电站合并单元介绍
•合并单元的延时与同步介绍 •合并单元等间隔离散性（抖动）介绍 •合并单元延时及等间隔性（抖动）测试 •对时精度及守时功能测试
合并单元介绍
• 对于接入了两段及以上母线电压的母线电压合并单元， 母线电 压并列功能宜由合并单元完成，合并单元通过 GOOSE 网络获 取断路器、 刀闸位置信息， 实现电压并列功能。 • 合并单元应能提供输出 IEC 61850 — 9 协议的接口及输出 IEC 60044 — 7/8 的 FT3 协议的接口，能同时满足保护、 测控、 录波、 计量设备使用。 对于采样值组网传输的方式， 合并单 元应提供相应的以太网口；对于采样值点对点传输的方式，合 并单元应提供足够的输出接口分别对应保护、 测控、 录 波、 计量等不同的二次设备。 输出接口应模块化并可根据需 要增加输出模块。 • 合并单元应能接收 12 路电子式互感器的采样信号， 经同步和 合并之后对外提供采样值数据。
智能变电站合并单元介绍
智能变电站-培训材料
一、系统架构：一次设备断路器互感器说明：1)网络结构采用3层（站控层、间隔层、过程层）2网（GOOSE网、MMS网）结构，比常规自动化站增加过程层和过程层网络，过程层网络采用光纤以太网；2)站控层通过MMS方式通讯；过程层通过SV方式采样，目前主流为9-2；过程层通过GOOSE方式采集开关量并且跳闸；3)保护装置SV采样和GOOSE跳闸采用点对点的通讯方式，SV和GOOSE分开；测控装置通过组网方式，SV和GOOSE共网；4)低压保护：GOOSE和MMS共网运行，兼测保一体、智能终端、MU功能；5)其他设备：电度表采用点对点采样，故障录波器和记录分析仪采用组网方式获取数据。
上图就是一个数字化变电站的基本结构，从上而下，图示的互感器与断路器是常见的一次设备，大家参照下表就可以看出两者区别。
常规站大家都了解，就是采用电缆接线后，采集模拟量上送到各装置。
不过有些数字化改造站的一次设备依然使用传统互感器、开关；间隔层与站控层与数字化站没有区别。
不同之处就是在MU合并装置上增加了交流模拟插件，用来采集常规一次设备的电压、电流等模拟量。
网络结构解析站控层：设备包括主站设备，如监控主机、监控备机、工程师站、远动机、故障录波、网络分析仪、信息子站等。
间隔层：设备包括保护、测控、电度表、直流、UPS、电度采集器等。
过程层：设备包括合并单元、智能终端、光/电CT、PT、智能机构等。
MMS网：保护、测控等设备与监控通讯的网络，走61850协议。
设备包括保护、测控、监控、故障录波等。
GOOSE网：合并单元、智能终端通过光纤上GOOSE交换机，同时保护、测控也上了GOOSE网，进行信息交换。
GOOSE网相当于取代了原来常规站测控、保护的电缆接线工作。
连接设备包括MU、智能终端、测控、保护、网络分析仪、故障录波器等。
注意：10KV目前没有走单独的GOOSE网，走的是GOOSE/MMS合一的网络，即是在一个交换机中，既有GOOSE报文又有MMS报文，而不像高压部分GOOSE和MMS是单独分开的。
智能变电站基础知识(GOOSE、SV介绍)
16
各文件之间的关系
17
GOOSE介绍
● 什么是GOOSE? 面向通用对象的变电站事件( GOOSE---Generic Object Oriented
Substation Event) 是IEC 61850标准中用于满足变电站自动化系统快速报 文需求的一种机制 ● GOOSE可以传输什么？ 可以传输开入（智能终端的常规开入等），开出（跳闸，遥控，启动失灵， 联锁，自检信息等），实时性要求不高的模拟量（环境温湿度，直流量） ● GOOSE传输的数据类型？
25
IEC61850-9-2
• IEC61850-9-2：是国际电工委员会标准《IEC 61850-92：特定通信服务映射(SCSM) 》中所定义的一种采样值 传输方式，网络数据接口
● 传输延时不确定 ● 无法准确采用再采样技术 ● 硬件软件比较通用，但对交换机要求极高 ● 硬件和软件实现都将困难 ● 不同间隔间数据到达时间不确定，不利于母差、变压器等保护的
间隔层
MMS
PCS 保护
PCS 测控
其他 IED
CT/PT
传统开关
传统互感器 传统开关
传统变电站结构图
电缆 过程层
CT/PT
GOOSE
电缆
智能单元
传统互感器 智能化开关
智能变电站结构图
12
与传统变电站的比较
IEC61850 规约带来的变电站二次系统物理结构的变化
（１） 基本取消了硬接线,所有的开入、模拟量的采集均在就地完成， 转换为数字量后通过标准规约从网络传输。 （２） 所有的开出控制也通过网络通信完成。 （３） 继电保护的联闭锁以及控制的联闭锁也由网络通信
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d）采样值传输可采用网络方式或点对点方式，当通过网络 方式接收 SV报文时，网络报文记录装置每个百兆接口接入合 并单元报文的数量不宜超过 5 台。 e）故障录波装置采用网络方式接受SV报文和GOOSE报文时 ，故障录波功能和网络记录分析功能可采用一体化设计。
释 义
1. d条明确了采样值和开关量的传输方式： 采样值采用网络和点对点传输均可以，开关量采用网络传输。
装置n
CT/PT
传统互感器
传统一次设备
站控层
工作站1 工作站2 远动站
间隔层
装置1
以太网 IEC61850-8-1
装置n
过程层 合并单元
智能接口
光缆
ECVT
电子式互感器 智能一次设备
SV采样值报文(传输电流、电压的测量值)
面向通用对象的变电站事件（GOOSE）报文(传输 控制命令和状态信息)
1
330kV 母设 测控
2
330kV SV A网 中心 交换
机1n1 P11
1
3
5
7
11
330kV SV A网中心交换机1n2 IP:192.168.0.106
2
4
6
8
网络 分析 装置 A1
网络 分析 装置 A2
网络 分析 装置 A3
330kV 故障 录波 器
A
330kV 2,3M 母线 电压 合并 单元
波形还原及异常告警(人机界面告警及硬接点输出告 警)
数据检索及提取(按照时间段、报文类型、报文特征 (如异常标记、APPID）等条件检索并提取报文列表)
数据转换(导出CAP格式或者COMTRADE格式)
硬件系统
记录仪
存储设备
I/O节点 扩展单元
管理机
软件数据由以太头+APDU头+ASDU头+采样数据组成。 其中以太头固定为 18Bytes，APDU和ASDU头和起来大 小平均约为60Bytes（取决于IEDName和SVID描述字符 串长短） ，单个通道的采样数据固定为8Bytes（4Bytes 采样值+4Bytes采样品质）。除此之外还有12字节 (7+1+4)的链路数据和96bits(12字节)的帧间隙。
A
网络 分析 装置
330kV 母设 测控
1
330kV 母设 测控
2
330kV GOOSE
A网 中心 交换 机1n1
P7
1
3
5
7
11
330kV GOOSE A网中心交换机1n2 IP:192.168.0.17
2
4
6
8
330kV 3M
母线 智能 终端
330kV 2M
实际应用设计时，带宽使用率建议控制在40%以下，即控 制在5000KB，22通道约合4个MU，9通道约合7个MU。
故障录波及网络分析仪配置原则 工程使用
◦ VLAN划分 ◦ 光口分配
a）对于220kV及以上变电站，宜按电压等级和网络配置故障 录波装置和网络报文记录分析装置，当SV或GOOSE接入量 较多时，单个网络可配置多台装置。每台故障录波装置或网 络报文记录分析装置不应跨接双重化的两个网络 。
2. e条明确了故障录波和网络记录分析装置的整合原则： 故障录波采用组网方式。
对于一个单网的110KV变电站来说，只需要1台管 理机+一台记录仪就可以实现现场要求的功能。
对于双网的110KV站来说，推荐1台管理机+2台记 录仪配置。
如果现场为点对点模式，需要添加网络扩展单元来 实现功能。个数视现场情况而定。
单元
B
合并
GOOSE
单元
A
B
ECVT ECVT
GOOSE
智能 终端
报文分析仪
电源监控 终端
B A
Modus
电子式互感器
智能一次设备
常规一次设备
站用交直流电源
IEC61850-8-1
安防监控 终端
隔
离
断
变控
பைடு நூலகம்
开
路
压制
关
器
器室
变电站安防设备
过程层
在线通讯监视(各种异常告警)。
通讯信息记录及分析(链路，MMS，GOOSE,SV报 文进行分析)
释 义
1. 按电压等级和网络配置故障录波和网络报分记录分析装置的原因： 防止同一设备跨不同电压等级网络。 防止同一设备跨接双网。
2. 由于数字式故障录波和网络报文记录分析装置的接入量有限，当接 入量较多时，单个网络可配置多台装置。
b）主变宜单独配置主变故障录波装置； c）故障录波装置和网络报文记录分析装置应能记录所有MU 、过程层GOOSE网络的信息。录波器、网络报文记录分析 装置对应SV网络、GOOSE网络、MMS网络的接口，应采用 相互独立的数据接口控制器。
220KV双网不分电压等级，推荐1+2。
对于双网的110KV站来说，推荐1台管理机+2台记 录仪配置。
220KV双网并分三个电压等级，推荐1+6。 点对点情况下需要添加网络扩展单元。
330kV 3,2M 母线 电压 合并 单元
A
330kV 1,2M 母线 电压 合并 单元
A
330kV 母设 测控
➢网络分析仪出现的背景 ➢网络分析仪检测对象 ➢网络分析仪主要功能 ➢网络分析仪的组成 ➢网络分析仪的使用
智能变电站的出现
◦ 通讯过程不可见 ◦ 难于追查事故原因 ◦ 网络缺乏监测手段
工作站1 工作站2 远动站
RS485、以太网 IEC-60870-5-
104/103
网关
网关
网关
电缆
装置1
基于制造报文规范MMS协议报文(后台与保护、测 控设备之间的数据读写、目录列表上送、事件列表 上送等服务)
PTP1588对时报文
站控层
对时系统
数据中心
应用集成 操作员站
电力调度数据网 标准接口服务器
（SPDnet）
间 隔层
A
B
保护
测控
动态
计量
扰动
单元
单元
测量
单元
测量
A
IEC61850-9-2 合并
在采样率为4000Hz时，常见的MU数据集流量估算如下：
通道数
单个数据包大小（Bytes）
流量（Bytes/S）
9
24+18+60+8*9=174
174*4000=696K
22
24+18+60+8*22=278
278*4000=1112K
100Mbps以太网的端口带宽折算成Bytes合12500KBytes，
释 义
1. b条提出了主变故障录波器的配置原则： 为了便于事故分析，主变宜单独配置故障录波器。 存在录波装置跨接不同电压等级问题，应采用独立的数据接口控制器 。
2. c条明确了对故障录波装置和网络报文记录分析装置的要求： 明确了故障录波装置和网络报文记录分析装置记录的对象。 为了防止不同网络之间相互影响，接入不同网络的接口应采用独立的 数据接口控制器。