基于SCD的二次回路监测主要技术方案介绍与分析

高 翔，杨漪俊，姜健宁，吴振杰

（1.上海毅昊自动化有限公司，上海 201204；2.国网杭州供电公司，浙江 杭州 310009;3.国网浙江省电力公司，浙江 杭州 310007）

0 引言

智能电网是促进可再生能源发展、实现低碳经济的核心。作为衔接智能电网“发电、输电、变电、配电、用电和调度”六大环节的关键，智能变电站是智能电网中变换电压、接受和分配电能、控制电力流向和调整电压的重要电力设施，是智能电网“电力流、信息流、业务流“三流汇集的焦点，对建设坚强智能电网具有极为重要的作用[1-5]。

国家电网公司明确提出了实施2020 坚强智能电网的战略目标，组织制定了一系列的标准规范[6-11]。2011年国家电网公司又下达了58 号文《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》进一步明确了智能变电站应遵循“安全可靠、成熟适用、经济合理”的基本原则。

在上述背景下大量的智能变电站进入试点运行，作为智能变电站应用的典型特征是采取了SCD文件描述变电站自动化系统，构成了与常规综自系统技术实现方案的重大差异，也带来了一系列新的问题和挑战。

本文将分析现阶段智能变电站工程实践过程中SCD 应用所反映的问题，探索基于SCD 的二次回路监测本质需求，解析保护装置不同实现机制的差异，分析不同SCD 监测技术方案的特点，提出满足IEC61850 标准的SCD 监测技术思路。

1 SCD 特征分析

随着IEC61850 标准的逐步推进，自2005年起基于IEC61850 标准的数字化变电站在全国范围内进行了工程应用试点，其中一个重要的应用标志就是深度依赖于变电站配置描述文件（Substation Configuration Description，SCD），SCD 描述文件记录了与智能变电站安全稳定运行休戚相关的大量关键信息，利用单一文件描述了：1）变电站一次设备模型与电气拓扑信息；2）功能视图：自动化功能在各间隔内的分配；3）IED 视图：IED 能力描述；4）通信视图：通信配置信息；5）产品视图：IED 视图中的LN 与功能视图中的LN 的映射；6）数据流：IED 之间的水平通信与垂直通信。

在工程实施过程中，通过配置工具完成变电站自动化系统实例化配置过程，见示意图1。其中系统配置工具将SCD 文件下载给IED 配置工具，IED配置工具形成装置配置文件CID（Configured IED Description），CID 包含了完整装置之间关联信息，即虚端子输入、输出信息[12]。

图1 SCD 文件配置示意图Fig.1 Schematic diagram of SCD file configuration

由于变电站配置信息被平面化地保存在单一文件中，而这些文件的体量都非常大，一般可达20～90 MB，依靠人工进行维护是非常不可靠的。在某些前期实现的数字化变电站升级改造，已经出现了需全站停电进行重新功能验证和升级改造的情况。这将给系统运行和维护造成难以承受的压力。文献[13]提出了一种SCL 配置文件差异化的比对方法，文献[14]提出了二次系统全过程管控平台的技术方案。

2 保护装置实现机制分析

90年代以来微机型保护已经得到了广泛的应用，但就实现机制来讲微机保护一般可以分为两种类型，一种是基于IT 架构设计的组态型保护装置，其特征是对于工程化的应用是通过可编程模式实现，核心功能与工程应用分离，关联关系通过组态工具实现；一种是定制式保护装置，外部数据通信和工程应用方式与核心程序紧密关联，外部数据通信或应用模式的变更可能会影响核心程序。

严格意义上讲，SCD 机制是建立在IED 具有功能组态的基础上，如装置虚端子的功能依据组态工具配置确定，IEC61850 通信端子GGIO 通过映射完成，亦是相对固定的，参见图2。

图2 组态型装置基本特征Fig.2 Basic characteristics of configurable device

IEC61850 是一个非常庞大的体系，尤其在数据通信方面的应用具有很强的灵活性。因此，组态型装置与定制式装置在基于IEC61850 标准的应用过程中呈现了明显的差异。

组态型装置支持“自顶向下”的工程建设模式，设计是稳定的。装置与工程化应用有关的可变部分可以被剥离，变更部分可独立检验、测试、管理。组态IED 在应用过程中体现为“工程化装置”，ICD可保持一致，由组态工具保障保护外特性的对应性。

定制式IED 装置体现为“工程化设计”，装置功能与对外通信紧耦合，由此带来ICD 及CID 经常修改，装置功能（对外模型）不稳定，设计随之更改，工程化过程要求需转换成集成设计变更来完成。

由于定制式IED 装置不支持功能组态模式，工程需求变化时，设计定型需随之调整，反复迭代，装置在现场不断升级，尚处于研发态的保护设备投入现场运行，这种情况在现阶段智能变电站工程中非常普遍。

3 基于SCD 的二次回路监测分析

3.1 基于SCD 的二次回路本质属性

如果说常规综自仅体现为保护装置是“黑匣子”的话，现阶段智能变电站整个二次系统成为了“黑匣子”，尤其运行管理的关键环节二次回路“不可见”，演变为“虚端子”、“虚回路”形态[15]。

基于SCD 的二次回路监测本质是实现变电站自动化系统二次回路的可被管理。IEC61850 体系下传统的二次回路、端子排被“虚端子”、“虚回路”替代，原本可见的保护装置管理边界模糊了，如无有效的技术、管理措施，变电站的可靠性将大大下降。虚端子特征可用图3表示。

图3 IED 端子信息示意图Fig.3 Schematic diagram of IED terminal information

由图3可知，MMS 目录服务可提供保护输入虚端子（Inputs），输出虚端子（GoCB），及虚回路（Ext.Ref Comm）的完整信息，同样，CID 文件也包含“虚端子”和“虚回路”完整信息，但是GOOSE报文仅反映输出端子信息。

3.2 组态型保护技术特征

由于组态型装置可以输出CID 文件，该文件包含保护装置“虚端子”及“虚回路”的完整信息。由此，可以实现“设计SCD、配置CID、运行GOOSE”一体化监测，而无需人为干预，见图4。

图4 组态型装置SCD 一体化监测示意图Fig.4 Schematic diagram of integrated management configurable device SCD

这种模式的关键在于通过在线运行时读取保护装置CID 配置文件，获取保护装置虚端子和虚回路完整信息，与来自SCD 文件的二次回路信息进行比对。同时，实时获取GOOSE 报文，经解析后作为与CID 配置文件进行实时比对的依据。由此，完成“设计SCD 文件、配置CID 文件、运行GOOSE报文”一体化监测，而无需任何人为干预。

3.3 定制式保护技术特征

由于定制式装置没有按照IEC61850 配置流程产生CID 文件，装置不具备CID 文件送出能力，鉴于现阶段保护装置的实现机制，结合工程、运行管理实际需求，文献[16]提出了一种基于CRC 的二次回路配置文件管理办法。

其实现机理是将全站SCD 文件解析出两个子文件，即站控层SCD 配置文件和过程层SCD 配置文件。对于每个装置的过程层SCD 配置文件生成一个CRC 效验码。通过IED 配置工具导入过程层SCD，IED 配置工具输出CRC 列表文件（包含本厂家所有运行装置的二进制配置文件的CRC），以及所有运行装置的二进制配置文件（含CRC 校验码），并下装配置文件和CRC 信息。下装之后，确认装置正常运行，在SCD 管控主机上接收CRC，并确认上传的各装置CRC 码正确，参见图5。

图5 CRC 实现机理示意图Fig.5 Schematic diagram of CRC management method

这种技术方案体现为对于“虚端子”配置文件的静态管理，或版本管理，而非“虚端子”对象的直接管理。可以定位具体IED 的二次回路是否正常，但不能定位到具体端子。可以实现智能变电站设计、配置环节SCD 文档的静态管理[17]。

4 不同技术方案分析

4.1 过程层信息比对方案

如前所述，基于SCD 二次回路监测的本质是保护二次回路的管理，因此，属于过程层信息范畴。可以通过不同的过程信息比对模式，实现SCD 的有效监测。具体来讲有：文件比对，MMS 服务比对及过程层报文比对三种模式，具体分析见表1。

表1 过程层配置信息在线比对技术方案Table 1 Online matching scheme based on the configuration information of the process layer

MMS 服务比对方案是最完整的方案，但是需要保护装置支持IEC61850 标准的Ed2.0 版[18]，现阶段尚不具备条件。现阶段可以采取CID 文件比对与报文比对相结合的方式。

4.2 基于CID 与基于CRC 的技术方案比较

如前所述，基于CID 的技术方案是对“虚端子”及“虚回路”的对象直接比对，可覆盖设计、运行环节；基于CRC 的技术方案仅仅实现对于设计过程所形成的“虚端子”及“虚回路”配置文件的版本管理，两者的主要区别见表2。

4.3 其他需采取的辅助措施

现阶段由于国产保护不支持CID 文件送出，由此，必须采取CRC 效验码作为现阶段的管理手段。但是，由于基于CRC 的技术方案是一种“虚端子”配置文件的静态版本管理机制，而非对于“虚端子”的对象管理。因此，无法实现二次回路运行状态的在线监测。

但这种机制下的可视化管理属于静态可视化管理，且只能实现正向管理，不能实现反向推演。即根据基于SCD 的可视化图对应于某IED 装置所形成的CRC。但在装置IED 变更后不能发现“虚端子”和“虚回路”的缺陷，只能通过依据原CRC 所对应的图纸，进行人工测试查找缺陷。但在装置IED 变更后必须通过可视化比对、辅助监测等方法发现“虚端子”和“虚回路”的缺陷。

同时，基于CRC 的技术方案需要增加人为管理规定，如配置工具的规范应用，配置流程的固化等，所谓“七分管理、三分技术”。

对于母差等跨间隔设备的CRC 技术方案可能出现设备属性与设备分离的情况，因为，需要对于每个与母差保护关联的IED 生成一个CRC，而这个CRC 不能与该IED 原有的CRC 共存于保护（智能终端）装置中，因此，依旧存在管控措施复杂化的问题，不利于设备的统一管理。

5 基于SCD 二次回路监测展望

5.1 可视化手段

由于基于CRC 的技术方案是一种软件版本管理技术，不能准确定位CRC 变化的根本原因，或者说这种技术无法实现缺陷定位。因此，辅之以二次回路的可视化管理就显得尤为必要，但这种技术方案只能实现二次回路的静态可视化管理，即设计环节所形成的配置文件可视化管理。

5.2 管理流程

基于CRC 的技术方案需要有严格的管理规定来推进，首先需要规范SCD 配置工具，以便于所产生的CID 通过IED 配置工具下载至保护装置，并形成该保护装置涉及二次回路信息的CRC。

5.3 未来发展方向

在IEC61850 体系下：变电站自动化“系统”由若干“功能”（如保护、测量、控制等）构成，“功能”可以进一步划分为若干子功能，直至“逻辑节点”。“逻辑节点”代表可以交换数据的最小功能单元。见示意图6。

基于IEC61850 标准体现为：“逻辑节点本身并不实现功能，但它可以让与功能实现相关的输入、输出、定值、参数等在通信上是可见的，即逻辑节点使得：“功能”的所有输入和定值都是可控、可设置的；“功能”的所有输出都是可测量的。

因此，任何基于IEC61850 的应用都应该是确定性的，同样，对于保护二次回路的管理也应该基于CID 文件或MMS 服务，确保基于SCD 的二次回路监测无需人为干预。

6 结论

未来智能变电站技术发展过程中，需要推进IED 的规范化应用，即保护装置（含智能终端）支持CID 文件的送出。这样，才可能达到“设计、配置、运行”一体化管理，使得基于IEC61850 标准的智能变电站实现管理的“透明化”，提高整个系统的可观性、可控性。

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