基于IEC 61850的就地化保护智能管理单元互操作

钱伟，芮国俊，骆兆军，刘文彪

(国电南京自动化股份有限公司，南京 210003)

0 引言

就地化无防护继电保护装置安装在户外，受环境地域等影响，装置没有液晶面板，对装置的操作只能通过远程实现，相应的装置界面菜单也只能通过远程方式查看和控制。之前已有的实现方式是通过各个厂家的私有工具对就地化保护装置进行界面显示和操作，然而这样就需要每个厂家都提供私有工具。由于各个厂家工具使用的私有规约不具备互操作性，不同厂家的私有工具只能与该厂家的就地化保护装置配套使用，操作繁多的工具界面也增加了用户不必要的学习成本，不利于变电站的运行和维护[1-3]。

IEC 61850作为新一代变电站的无缝通信协议标准，充分借鉴了变电站通信、计算机、工业控制等领域的长期经验。IEC 61850标准具有面向对象统一建模、面向通信系统的抽象通信服务接口ACSI(abstract communication service interface)及各种特定通信服务映射SCSM(specific communication service mapping)、面向应用的自描述等特点，在不同制造商的智能电子设备IED (intelligent electronic device)之间实现良好的互操作性，并且能够适应通信及应用技术的快速发展[4]。

随着就地化保护装置的出现，用于对其进行远程控制的智能管理单元也应运而生，两者之间采用IEC 61850协议通信，这与传统保护装置界面MMI和装置内部总线通信数据交互方式有着较大的差别，这是因为采用IEC 61850标准，不同厂家间的保护装置和智能管理单元有了互操作的可能。然而有别于传统常规IEC 61850监控和保护装置间的互操作，智能管理单元的操作主要基于国网菜单信息建模规范，菜单中显示的内容来源于就地化保护模型，一些新增的高级功能并未在传统监控中涉及，因此,在各厂家就地化智能管理单元互操作过程中也遇到了一些值得注意的问题。对于无法通过传统液晶面板操作的就地化装置，智能管理单元的可靠性变得尤为重要，本文主要对智能管理单元互操作过程中发现的问题进行阐述，经过原因分析后提出了解决方案，并在模拟互操作环境和实际应用中验证了方案的可行性。

1 互操作测试环境

图1所示为互操作的测试环境，每个厂家将提供的就地化保护装置和智能管理单元连接到同一个交换机上，保证每个管理单元都能够对所有的保护装置进行操作和测试。

图1 智能管理单元互操作测试

2 互操作问题

智能管理单元的互操作主要按照国网信息规范中菜单项下的内容进行测试，其中包括一些传统的测试项(信息查看、压板投退、定值查看/修改等)，也包括一些新的测试项(开出传动、不停电传动、通信对点、备份文件和备份下装等)，其中互操作过程中普遍存在的一些问题需要注意、值得探索。

2.1 字符串信息查看互操作

在就地化智能管理单元的远程装置操作界面中，菜单功能与模型逻辑设备MGR中的数据集对应。智能管理单元需要将就地化保护模型导入到本地数据库中，从而在本地建立界面菜单与模型中数据集的对应关系，如信息查看中的模拟量菜单显示的是数据集dsMgrRelayAin中的数据，开关量菜单中显示的是数据集dsMgrRelayDin中的数据。

各个厂家的模型在满足IEC 61850模型规范的基础上有所差别，主要体现在逻辑设备MGR下的数据集中。由于在IEC 61850 Ed1.0标准中不包含字符串状态公用数据类，为了显示字符串状态信息，可通过字符整定STG(string setting)统一扩充公用数据类[5]，图2所示为某一就地化保护装置模型数据集dsMgrGOStat中的内容，其中包含了公用数据类为STG的FCD成员。

图2 GOOSE状态数据集中的扩充公用数据类STG数据成员

对于这种情况，在查看保护状态时管理单元需要通过GetDataValues或者GetDataSetValues通信服务主动获取公用数据类为STG的当前值，其他功能约束数据FCD(functional constrained data)或功能约束数据属性FCDA(functional constrained data attribute)成员的数据能够通过Report服务获取到。

造成这一现象的主要原因有如下两点。

(1)现行推广的第1版IEC 61850 7-3的状态信息公用数据类中不包含字符串状态信息相关对象，在第2版标准中新增了字符串状态VSS(visible string status)公用数据类用于对字符串状态对象建模[6-7]。

(2)IEC 61850 Ed1.0标准外新扩充的公用数据类STG中的数据值setVal并没有触发条件，无法通过报告的形式获取到STG对象内部的状态变化。不仅STG公用数据类不具备触发条件，第1版中的所有定值公用数据类都不具备触发条件，然而在第2版标准中新增的字符串定值VSG(visible string setting)公用数据类中配置功能约束为SP的setVal的属性具备数据变化触发能力[8-10]。

鉴于智能管理单元应具备良好的兼容能力，应能够与其他厂家的设备进行互操作，对于此种情况智能管理单元不仅需要支持被动获取数据集中的组员数据，同时也要具备主动读取数据集数据的能力。

2.2 保护定值互操作

就地化保护装置与管理单元互联互通时，可能存在多个管理单元同时进行定值相关的操作，在此过程中经常遇到装置拒绝的现象，其主要原因是某一管理单元操作完编辑区后没有主动关闭对装置编辑缓存区的占用，缓存区闭锁一段时间后会自动释放，其他管理单元才能够进行定值相关的操作。

管理单元修改定值时会首先调用选择编辑定值区SelectEditSG服务将所选择的定值区复制到编辑缓存区，在该缓冲区的所有修改只有经过确认编辑区定值ConfirmEditSGValue服务确认后才会将改动保存到所选择定值区中。编辑缓存区同时只能由一个客户端占用，当某一客户端调用SelectEditSG服务后，当前客户端会对编辑缓存区保持占用，其余客户端调用SelectEditSG服务装置会返回失败。当占用编辑缓存区的客户端通过ConfirmEditSGValue服务提交改动后，编辑缓存区将会闲置，其余客户端便能够通过SelectEditSG服务去占用该区域。

当占用编辑缓存区的客户端不想提交当前改动，可以通过SelectEditSG服务将编辑区EditSG置为0后，放弃对该区域的占用。如果某一客户端既没有主动提交改动也没有放弃改动，断开连接或达到超时时间后，该编辑缓存区域也会主动释放，避免装置进入死锁状态，从而影响装置的正常使用。

多台管理单元对一个就地化保护进行定值操作，在同一时间只能有一个管理单元进行定值修改操作，在定值修改完毕后管理单元应主动释放编辑缓存区，而不是等待断开连接或超时，否则在该段时间内其他管理单元将无法进行定值修改操作。

值得注意的是，如果需要对某一非当前运行区定值进行读取，需要通过SelectEditSG服务切换编辑区后再通过读取运行区定值GetSGValue服务读取该编辑区的定值，在此过程中虽然没有进行定值修改操作，但是装置会主动将该区定值复制到编辑缓存区，该缓冲区由此客户端保持占用。如果不主动取消占用的话，编辑区将会闭锁一段时间，读取定值中的切换编辑区操作影响到了其他客户端的定值修改功能。这种以读取编辑区定值为目的的切换编辑区应当以通过SelectEditSG服务将编辑区置零结束，读完定值以后就释放编辑区。

管理单元修改完定值后经常会主动读取定值验证修改是否生效，在此过程中需要注意到编辑缓存区的状态变化，在不进行其他操作后主动释放占用缓冲区，从而避免装置进入定值闭锁状态。

3 模拟环境互操作测试

字符串信息查看和定值修改的互操作方案的模拟验证可通过2台智能管理单元与采用不同厂家就地化保护模型模拟的若干台就地化保护装置进行互联互通测试[11]。

当菜单关联数据集中包含字符串参数定值时，管理单元会主动读取该成员的当前值，图3所示为管理单元显示混有字符串参数定值的数据集内容的界面。

为了对管理单元定值互操作方案进行验证，增加了2台就地化保护装置到互操作系统中(如图4所示)。

图3 智能管理单元字符串参数定值显示

图4 智能管理单元互操作试验环境

实验表明，一台管理单元读取编辑区定值成功后，另一台管理单元将无法进行定值修改操作，当占用编辑缓存区的管理单元将SelectEditSG服务将编辑区主动置零后，其他管理单元才能够对该装置成功进行切换编辑区，修改定值等操作。

4 现场应用

根据本文方案，经过模拟现场环境测试和国网检测的智能管理单元已经在浙江某220 kV变电站投运，站内使用了多个厂家的就地化保护装置和智能管理单元。

通过本文方案实现的智能管理单元也在该变电站试运行，良好的运行结果验证了本文提出方案的有效性。

5 结论

就地化无防护继电保护装置的试运行成功，对配套使用的智能管理单元提出了更高的互操作性要求。本文对就地化智能管理单元互操作过程中可能遇到的问题进行了阐述和原因分析，并从管理单元的角度提出了针对性的解决方案。相信对就地化智能管理单元的实现以及在实际变电站环境下的推广使用起到积极的作用。

[1]刘宏君,裘愉涛,徐成斌,等.一种新的智能变电站继电保护架构[J].电网与清洁能源,2015,31(3):49-51.

[2]裘愉涛,王德林,胡晨,等.无防护安装就地化保护应用与实践[J].电力系统保护与控制,2016,44(20):1-5.

[3]刘颖.智能变电站全寿命周期“即插即用”技术体系的 研究与应用[J].电力系统保护与控制,2015,43(22): 23-28.

[4]董科,关彬,王巍.IEC 61850与MMS的映射的研究[J].电力系统保护与控制,2010,38(10):92-95.

[5]IEC 61850工程继电保护应用模型：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,黄树帮,等.基于IEC 61850第二版变电站配置描述的集成配置解耦[J].电力系统自动化,2016, 40(11):132-136.

[9]任雁铭,操丰梅,张军.IEC 61850 Ed 2.0技术分析[J].电力系统自动化,2013, 37(3):1-5.

[10]李永亮,李刚. IEC 61850第2版简介及其在智能电网中的应用展望[J].电网技术,2010,34(4):11-16.

[11]翟瑞聪,谢善益,范颖,等.基于IEC 61850的在线监测装置通信仿真系统开发与应用[J].电力系统保护与控制,2016, 44(8):137-141.