基于IEC 61850的就地化保護智能管理單元互操作

錢偉，芮國俊，駱兆軍，劉文彪

(國電南京自動化股份有限公司，南京 210003)

0 引言

就地化無防護繼電保護裝置安裝在戶外，受環境地域等影響，裝置沒有液晶面板，對裝置的操作只能通過遠程實現，相應的裝置界面菜單也只能通過遠程方式查看和控制。之前已有的實現方式是通過各個廠家的私有工具對就地化保護裝置進行界面顯示和操作，然而這樣就需要每個廠家都提供私有工具。由于各個廠家工具使用的私有規約不具備互操作性，不同廠家的私有工具只能與該廠家的就地化保護裝置配套使用，操作繁多的工具界面也增加了用戶不必要的學習成本，不利于變電站的運行和維護[1-3]。

IEC 61850作為新一代變電站的無縫通信協議標準，充分借鑒了變電站通信、計算機、工業控制等領域的長期經驗。IEC 61850標準具有面向對象統一建模、面向通信系統的抽象通信服務接口ACSI(abstract communication service interface)及各種特定通信服務映射SCSM(specific communication service mapping)、面向應用的自描述等特點，在不同制造商的智能電子設備IED (intelligent electronic device)之間實現良好的互操作性，并且能夠適應通信及應用技術的快速發展[4]。

隨著就地化保護裝置的出現，用于對其進行遠程控制的智能管理單元也應運而生，兩者之間采用IEC 61850協議通信，這與傳統保護裝置界面MMI和裝置內部總線通信數據交互方式有著較大的差別，這是因為采用IEC 61850標準，不同廠家間的保護裝置和智能管理單元有了互操作的可能。然而有別于傳統常規IEC 61850監控和保護裝置間的互操作，智能管理單元的操作主要基于國網菜單信息建模規范，菜單中顯示的內容來源于就地化保護模型，一些新增的高級功能并未在傳統監控中涉及，因此,在各廠家就地化智能管理單元互操作過程中也遇到了一些值得注意的問題。對于無法通過傳統液晶面板操作的就地化裝置，智能管理單元的可靠性變得尤為重要，本文主要對智能管理單元互操作過程中發現的問題進行闡述，經過原因分析后提出了解決方案，并在模擬互操作環境和實際應用中驗證了方案的可行性。

1 互操作測試環境

圖1所示為互操作的測試環境，每個廠家將提供的就地化保護裝置和智能管理單元連接到同一個交換機上，保證每個管理單元都能夠對所有的保護裝置進行操作和測試。

圖1 智能管理單元互操作測試

2 互操作問題

智能管理單元的互操作主要按照國網信息規范中菜單項下的內容進行測試，其中包括一些傳統的測試項(信息查看、壓板投退、定值查看/修改等)，也包括一些新的測試項(開出傳動、不停電傳動、通信對點、備份文件和備份下裝等)，其中互操作過程中普遍存在的一些問題需要注意、值得探索。

2.1 字符串信息查看互操作

在就地化智能管理單元的遠程裝置操作界面中，菜單功能與模型邏輯設備MGR中的數據集對應。智能管理單元需要將就地化保護模型導入到本地數據庫中，從而在本地建立界面菜單與模型中數據集的對應關系，如信息查看中的模擬量菜單顯示的是數據集dsMgrRelayAin中的數據，開關量菜單中顯示的是數據集dsMgrRelayDin中的數據。

各個廠家的模型在滿足IEC 61850模型規范的基礎上有所差別，主要體現在邏輯設備MGR下的數據集中。由于在IEC 61850 Ed1.0標準中不包含字符串狀態公用數據類，為了顯示字符串狀態信息，可通過字符整定STG(string setting)統一擴充公用數據類[5]，圖2所示為某一就地化保護裝置模型數據集dsMgrGOStat中的內容，其中包含了公用數據類為STG的FCD成員。

圖2 GOOSE狀態數據集中的擴充公用數據類STG數據成員

對于這種情況，在查看保護狀態時管理單元需要通過GetDataValues或者GetDataSetValues通信服務主動獲取公用數據類為STG的當前值，其他功能約束數據FCD(functional constrained data)或功能約束數據屬性FCDA(functional constrained data attribute)成員的數據能夠通過Report服務獲取到。

造成這一現象的主要原因有如下兩點。

(1)現行推廣的第1版IEC 61850 7-3的狀態信息公用數據類中不包含字符串狀態信息相關對象，在第2版標準中新增了字符串狀態VSS(visible string status)公用數據類用于對字符串狀態對象建模[6-7]。

(2)IEC 61850 Ed1.0標準外新擴充的公用數據類STG中的數據值setVal并沒有觸發條件，無法通過報告的形式獲取到STG對象內部的狀態變化。不僅STG公用數據類不具備觸發條件，第1版中的所有定值公用數據類都不具備觸發條件，然而在第2版標準中新增的字符串定值VSG(visible string setting)公用數據類中配置功能約束為SP的setVal的屬性具備數據變化觸發能力[8-10]。

鑒于智能管理單元應具備良好的兼容能力，應能夠與其他廠家的設備進行互操作，對于此種情況智能管理單元不僅需要支持被動獲取數據集中的組員數據，同時也要具備主動讀取數據集數據的能力。

2.2 保護定值互操作

就地化保護裝置與管理單元互聯互通時，可能存在多個管理單元同時進行定值相關的操作，在此過程中經常遇到裝置拒絕的現象，其主要原因是某一管理單元操作完編輯區后沒有主動關閉對裝置編輯緩存區的占用，緩存區閉鎖一段時間后會自動釋放，其他管理單元才能夠進行定值相關的操作。

管理單元修改定值時會首先調用選擇編輯定值區SelectEditSG服務將所選擇的定值區復制到編輯緩存區，在該緩沖區的所有修改只有經過確認編輯區定值ConfirmEditSGValue服務確認后才會將改動保存到所選擇定值區中。編輯緩存區同時只能由一個客戶端占用，當某一客戶端調用SelectEditSG服務后，當前客戶端會對編輯緩存區保持占用，其余客戶端調用SelectEditSG服務裝置會返回失敗。當占用編輯緩存區的客戶端通過ConfirmEditSGValue服務提交改動后，編輯緩存區將會閑置，其余客戶端便能夠通過SelectEditSG服務去占用該區域。

當占用編輯緩存區的客戶端不想提交當前改動，可以通過SelectEditSG服務將編輯區EditSG置為0后，放棄對該區域的占用。如果某一客戶端既沒有主動提交改動也沒有放棄改動，斷開連接或達到超時時間后，該編輯緩存區域也會主動釋放，避免裝置進入死鎖狀態，從而影響裝置的正常使用。

多臺管理單元對一個就地化保護進行定值操作，在同一時間只能有一個管理單元進行定值修改操作，在定值修改完畢后管理單元應主動釋放編輯緩存區，而不是等待斷開連接或超時，否則在該段時間內其他管理單元將無法進行定值修改操作。

值得注意的是，如果需要對某一非當前運行區定值進行讀取，需要通過SelectEditSG服務切換編輯區后再通過讀取運行區定值GetSGValue服務讀取該編輯區的定值，在此過程中雖然沒有進行定值修改操作，但是裝置會主動將該區定值復制到編輯緩存區，該緩沖區由此客戶端保持占用。如果不主動取消占用的話，編輯區將會閉鎖一段時間，讀取定值中的切換編輯區操作影響到了其他客戶端的定值修改功能。這種以讀取編輯區定值為目的的切換編輯區應當以通過SelectEditSG服務將編輯區置零結束，讀完定值以后就釋放編輯區。

管理單元修改完定值后經常會主動讀取定值驗證修改是否生效，在此過程中需要注意到編輯緩存區的狀態變化，在不進行其他操作后主動釋放占用緩沖區，從而避免裝置進入定值閉鎖狀態。

3 模擬環境互操作測試

字符串信息查看和定值修改的互操作方案的模擬驗證可通過2臺智能管理單元與采用不同廠家就地化保護模型模擬的若干臺就地化保護裝置進行互聯互通測試[11]。

當菜單關聯數據集中包含字符串參數定值時，管理單元會主動讀取該成員的當前值，圖3所示為管理單元顯示混有字符串參數定值的數據集內容的界面。

為了對管理單元定值互操作方案進行驗證，增加了2臺就地化保護裝置到互操作系統中(如圖4所示)。

圖3 智能管理單元字符串參數定值顯示

圖4 智能管理單元互操作試驗環境

實驗表明，一臺管理單元讀取編輯區定值成功后，另一臺管理單元將無法進行定值修改操作，當占用編輯緩存區的管理單元將SelectEditSG服務將編輯區主動置零后，其他管理單元才能夠對該裝置成功進行切換編輯區，修改定值等操作。

4 現場應用

根據本文方案，經過模擬現場環境測試和國網檢測的智能管理單元已經在浙江某220 kV變電站投運，站內使用了多個廠家的就地化保護裝置和智能管理單元。

通過本文方案實現的智能管理單元也在該變電站試運行，良好的運行結果驗證了本文提出方案的有效性。

5 結論

就地化無防護繼電保護裝置的試運行成功，對配套使用的智能管理單元提出了更高的互操作性要求。本文對就地化智能管理單元互操作過程中可能遇到的問題進行了闡述和原因分析，并從管理單元的角度提出了針對性的解決方案。相信對就地化智能管理單元的實現以及在實際變電站環境下的推廣使用起到積極的作用。

[1]劉宏君,裘愉濤,徐成斌,等.一種新的智能變電站繼電保護架構[J].電網與清潔能源,2015,31(3):49-51.

[2]裘愉濤,王德林,胡晨,等.無防護安裝就地化保護應用與實踐[J].電力系統保護與控制,2016,44(20):1-5.

[3]劉穎.智能變電站全壽命周期“即插即用”技術體系的 研究與應用[J].電力系統保護與控制,2015,43(22): 23-28.

[4]董科,關彬,王巍.IEC 61850與MMS的映射的研究[J].電力系統保護與控制,2010,38(10):92-95.

[5]IEC 61850工程繼電保護應用模型：Q/GDW 1396—2012[S].

[6]Communicationnetworks and systems for power utility automation - part 7-3: basic communication structure - common data classes:IEC 61850-7-3—2010[S].

[7]Communication networks and systems for power utility automation - part 6: configuration description language for communication in electrical substations related to IEDs:IEC 61850- 6—2009[S].

[8]梅德冬,周斌,黃樹幫,等.基于IEC 61850第二版變電站配置描述的集成配置解耦[J].電力系統自動化,2016, 40(11):132-136.

[9]任雁銘,操豐梅,張軍.IEC 61850 Ed 2.0技術分析[J].電力系統自動化,2013, 37(3):1-5.

[10]李永亮,李剛. IEC 61850第2版簡介及其在智能電網中的應用展望[J].電網技術,2010,34(4):11-16.

[11]翟瑞聰,謝善益,范穎,等.基于IEC 61850的在線監測裝置通信仿真系統開發與應用[J].電力系統保護與控制,2016, 44(8):137-141.