基于IEC 61850 Ed 2.0的变电站与调度端保护信息通信方法

李 金, 武芳瑛, 张喜铭

(1. 中国南方电网电力调度控制中心, 广东省广州市 510530; 2. 北京四方继保自动化股份有限公司, 北京市 100085)

0 引言

随着变电站通信技术的发展,越来越多的变电站内继电保护信息实现了远传。目前,大部分保护信息主子站通信规范都由各单位自行定义,基于IEC 60870-5-103或IEC 60870-5-104标准扩展而成,造成了信息格式、模型和通信服务接口等互不相同,不同厂家对规约的理解和实现也存在较大差异,主子站间互操作性差。

为了解决传统保护信息主子站通信标准的不足,结合IEC 61850 第1版(Ed 1.0)通信标准[1],一些地区开展了基于IEC 61850标准的保护信息主子站通信试点应用。其目的是通过IEC 61850标准统一的配置语言和信息模型、统一的建模方法、统一的底层通信协议等,实现电网故障信息实时、准确、完整的上送保信主站[2-3]。

由于IEC 61850 Ed 1.0标准并没有重点讨论站间通信方法,因此该方法对IEC 61850标准中提到的代理智能电子设备(IED)模型进行了扩展。系统按标准进行建模,在应用层制造报文规范(MMS)对象映射过程中将站内实际装置IED屏蔽,把子站映射为一个站级代理IED,通过域特定命名空间访问子站所代理的各个装置IED,通信协议采用MMS规范,提供各种控制块、数据集、数据和数据属性的访问功能,支持周期、总召和突发报告、文件服务等功能,实现了继电保护信息在主子站间的通信。

该规范根据主—子站通信特点,对通信模式做了适当扩展。IEC 61850 Ed 1.0标准采用 C/S 通信模式。当其应用于变电站内时,每个保护装置都作为 Server端,并且该 Server 仅包含一个 IED[4]。将 IEC 61850 Ed 1.0应用于主子站通信时,子站作为唯一的 Server 端,要将其扩展为包含多个IED。由于保护信息子站要代理变电站内所有保护装置,因此子站 Server 应包含所有接入的保护装置 IED 和子站 IED。除子站 IED 的 IED name 可自定义外,每个保护 IED 的 IED name 必须与站内实际保护 IED 的 IED name 一致[2]。

这种基于IEC 61850 Ed 1.0标准的保护信息主子站通信方式,为变电站与调度主站间稳定、实时、准确的通信服务提供了一种新的尝试。由于IEC 61850 Ed 1.0标准体系中,并未对变电站和控制中心间的通信做出规范,因此该方法没有很明确的标准依据,但因其继承了IEC 61850的标准数据模型和通信服务,具有自描述特性,有良好的互操作性等特点,使其在应用中与IEC 60870-5-103类型标准相比具有自身优势,已经在国内逐渐推广开来。

IEC 61850第2版(Ed 2.0)从2009年开始陆续发布,对Ed 1.0进行了全面修订与扩展,为了让使用者更好地理解与应用IEC 61850,还增加了多份技术报告[5]。其中,IEC 61850-90-2[6]是关于IEC 61850应用于变电站与控制中心之间通信的技术报告,该报告主要关注IEC 61850的远方控制和技术服务接口,对变电站与控制中心的通信从架构、服务、冗余等方面进行了规范,为变电站信息基于IEC 61850出站提供了统一的标准,其内容涉及报文性能要求与分类、数据完整性、通信冗余、安全等。从通信角度规范了基本通信框架,分为从控制中心对变电站IED的直接访问方式和通过代理/网关的间接访问方式,给出了冗余配置方案和安全模式,并深入讨论了关键设备代理服务器/网关的建模,包括对站内IED模型镜像和重构两种建模策略,以及在广域网条件下的命名规则[5]。因此研究现有继电保护设备信息出站规范与新标准之间的关系,从而形成真正符合国际标准的继电保护信息出站方法,就成为非常有意义的工作。

1 通信方式和建模策略的对比选择

1.1 通信方式的选择

对于保护信息出站的通信方式,IEC 61850-90-2提出了直接访问方式和通过代理/网关的间接访问方式两种方案。

直接访问方式采用隧道模式,主站可直接连接变电站内部网络,即将主站网络扩展到变电站网络,直接访问站内装置IED的访问方式。此种方式在通信层面虽然具备可操作性和可行性,可完成所需数据交互功能,但对电力数据网带宽、负载、时延等性能指标要求较高,安全性得不到保障。原因如下。

1)控制中心能够直接访问站内局域网,透明访问方式给整个网络系统造成的安全隐患显而易见,不利于电网的安全生产。

2)通过认证或加密方式提高网络安全性,则可能会使互操作性降低,同时增加处理复杂度,提高网络负载和延时等指标。

3)直接访问方式没有对变电站内信息进行有效过滤,不能根据业务应用需求实现有效数据的分类、定制、分析和传输,不仅造成网络不必要的负载,且未整合数据,不利于主站进行有针对性的高级分析,同时也增加了主站的运行处理负担。

从上述分析可以看出,此访问方式不适用于保护信息主子站间通信。

代理/网关的间接访问方式又分为透明间接访问和非透明间接访问两种方式,其中透明间接访问方式将代理/网关视为交换机,在装置和主站间实现报文的转发,对报文和数据不做分析处理,此方案显然不满足保护信息子站功能要求,不适用于保护信息主子站间通信。

代理/网关的非透明间接访问方式在变电站侧使用代理/网关作为信息提供者,为控制中心主站提供通信服务,主站从代理/网关获取变电站内装置IED的各种数据,主站不能直接接入站内网络和访问站内装置,主站从代理/网关获取的信息是经过重构的业务数据。

代理/网关的非透明间接访问方式下,代理/网关是变电站唯一的访问点,不仅提高了安全性,而且能对数据进行有效过滤,减轻了网络负担,适用于保护信息主子站间通信的方式。

1.2 代理/网关建模策略的选择

IEC 61850-90-2中,对代理/网关建模提出了镜像和重构两种策略。镜像建模保留了与原始模型相同的逻辑设备结构,重构建模采用的是重新组合后的不同的逻辑设备结构。

IEC 61850-90-2对于代理/网关模型的镜像建模策略如图1所示。图中箭头起点代表实体信息，终点为拥有这个信息的实体。代理/网关不修改原始IED的信息结构,保留原始IED的逻辑设备对象模型,代理/网关IED内的逻辑节点与原始IED内所属逻辑设备的逻辑节点一致。

图1 网关/代理的镜像建模策略示意图Fig.1 Schematic diagram of imagine modeling strategy for a proxy/gateway

IEC 61850-90-2对于代理/网关模型的重构建模策略如图2所示。此种建模方式,允许代理/网关打散原始IED内的逻辑设备和逻辑节点,将原始IED中的逻辑节点重新建模到代理/网关IED的不同逻辑设备中,代理/网关IED中的逻辑节点与原始IED中的逻辑节点有对应关系,但代理/网关IED中的逻辑设备与原始IED中的逻辑设备没有对应关系。

图2 网关/代理的重构建模策略示意图Fig.2 Schematic diagram of restructuring modeling strategy for a proxy/gateway

从图1和图2的模型结构可以看出,代理/网关的间接访问方式中相同逻辑设备结构的镜像方案更符合保护信息业务主、子站通信的要求。此方案未对原始装置IED的结构进行重构和修改,在代理/网关IED与原始IED的逻辑设备和逻辑节点进行了平移映射,能够实现一一对应关系,大大降低了主站了解变电站内装置间的逻辑关系的难度,方便应用分析和工程配置。

2 符合IEC 61850 Ed 2.0的保护信息出站通信方案

从通信的视角,结合保护信息出站的功能和通信要求来看,现有的基于IEC 61850 Ed 1.0通信标准的保护信息主子站通信方式基本符合IEC 61850-90-2规范中相关的通信和功能规定,通信采用MMS规约,符合IEC 61850-8-1的规定[7]。

两者差异主要体现在以下方面。

1)现有通信规范中缺少跟踪服务、取代等功能。

2)文件传输功能的路径约定。

3)代理/网关IED的建模和命名。

因此,在现有的基于IEC 61850 Ed 1.0通信标准的保护信息主子站通信方式的基础上,增加对以上三方面的支持,就可以成为符合当前国内电力行业应用需要且符合IEC 61850 Ed 2.0基本思路的变电站保护信息与调度端通信方法。

根据上述研究分析,确定基于IEC 61850 Ed 2.0的变电站保护信息与调度端通信方案。

2.1 建模方法

子站提供主站建模用的模型配置文件有两种方式,一种是提供变电站配置描述(SCD)文件,另一种是提供实例化的IED描述(IID)文件。前者是基于IEC 61850 Ed 1.0标准的保护信息主子站通信方式中约定的方法,后者按照IEC 61850-90-2镜像策略建模的方法。二者有所不同,对比SCD与IID文件可以看出,现有的基于IEC 61850 Ed 1.0通信标准的保护信息主子站通信方式中SCD建模方案在不违反镜像策略的基础上,更有利于变电站配置信息的维护。

现有的基于IEC 61850 Ed 1.0通信标准的保护信息主子站通信方式中,SCD文件按照保信业务特点进行了裁剪,去除与保信无关的设备,增加子站自身IED设备,并在子站IED中增加了装置通信状态等信息。子站IED与IEC 61850-90-2规范中定义的代理/网关IED功能和作用类似,建模方式不同。站级代理IED通信方式使用的模型如图3所示。此方法为主站提供SCD文件,在通信时解析SCD文件并映射为子站应用模型,子站应用模型为实现通信服务虚拟出的逻辑模型,并不在实际模型文件中体现[8]。

图3 现有代理IED模型Fig.3 Current model of proxy IED

IEC 61850-90-2提出的一种代理/网关IED模型如图1所示,实际IED中的逻辑设备被逐一建模到代理/网关IED中,加上描述代理/网关IED自身信息的逻辑设备LD0,形成新的ICD模型,代理设备由主站统一命名并实例化后提供给主站使用。代理/网关IED中逻辑设备采用非同名映射,逻辑设备inst在原始IED逻辑设备inst前增加实际设备的IEDname,即代理/网关IED中LD的引用名为:IEDname(代理)IEDname(装置)LD(装置),而逻辑节点名称不变。代理/网关IED在通用逻辑节点中通过增加Proxy 属性指明本逻辑节点为代理节点,设置属性ProxyOf来标识原始IED中的对应逻辑节点。在这种建模方式下,变电站的设备信息被统一建模成一个庞大的IED,方便主站端识别代理/网关IED模型中逻辑设备对应的实际IED设备,变电站提供给主站的不是SCD文件,而是IID文件。IEC 61850-90-2推荐IID文件由ICT(IED configuration tool)工具创建,其输入信息源为SCD和系统交换描述(system exchange description,SED)文件,可对源设备IED中信息进行筛选和保留必要信息,所有变电站(Substation)部分的源逻辑节点应被保留和映射到代理IED的逻辑设备中的逻辑节点上,主站根据各个子站提供的IID文件,使用系统配置工具(SCT)生成控制中心级SCD文件[9]。

上述现有方案和IEC 61850-90-2在建模方面的思路,都是基于镜像的策略,其区别主要在于模型中是多个IED还是一个IED。从目前国内智能变电站建设维护过程的实际情况看,模型的耦合度越低,在维护过程中遇到的问题就越少。在SCD建模方式下,变电站内的个别设备的模型变化,对SCD文件中其他装置的配置信息几乎无影响,而在IID建模方式下,由于整体配置为一个装置,其中的信息在LD层级必然有重新组合的过程。同时,在调度主站对各变电站的信息进行管理时,每个变电站对应一个SCD文件是界限分明的管理模式,而如果将每个变电站视为一个设备,在调度主站就需要将一定区域内的设备组合为一个SCD文件来进行管理,在后续数据维护更新方面会带来很多问题[10]。

因此,在国内应用时,保留现有的基于IEC 61850 Ed 1.0的保护信息主子站通信方式中约定子站向主站提供SCD文件的方式,更为符合国情。

2.2 通信方案

代理IED通信方案通如图4所示。

代理/网关面对不同控制方向,既为客户端又为服务端,向下作为客户端与变电站内各IED装置通信,采集信息;向上作为服务端与控制中心主站通信,上送信息。

代理/网关完成站内数据和功能的冗余处理,通过电力数据网与控制中心主站连接,与控制中心主站关联应符合IEC 61850-7-2规范要求。

对于IEC 61850 Ed 2.0新增的跟踪服务,要求代理/网关应跟踪所有对代理/网关的操作和经由代理/网关转发给IED的各种操作服务。

图4 代理IED通信方案Fig.4 Communication scheme of proxy IED

对于文件路径的约定如下。

文件名约定:

Filename=IEDName+LDName+Original Filename (LD instance name)

目录约定:

IEDName+LDNameCOMTRADENew Filename 或

IEDName+COMTRADENew Filename

3 实现考虑

3.1 信息优先级和上送效率

IEC 61850通信效率与传统的网络103等规约相比被认为要低一些,主要原因在于报文复杂及内容包含字符串等数据引用信息。在正常的运行中,实时性要求较高的报告服务中,可通过设置报告控制块的OptFlds属性过滤一些不需要通过报告实时上送的内容,如数据集名称、数据引用、配置版本等,可有效减少报文长度,提高通信效率。目前电力数据网提供的带宽,完全能够保证信息的准实时性,报告类信息延时可忽略不计。

保护信息按照动作信息、告警信息、开关信息等进行分类,存放于不同数据集中,本通信方法以此为基础,实现信息分级处理。其中动作信息作为最重要的信息,在电网发生故障时,采用动态插入和事件驱动刷新算法,可实现实收实送的处理方式,保证信息的最大实时性。

3.2 日志服务

在IEC 61850-90-2中建议日志服务采用主站直接访问装置日志的透明传输方案。在实际应用中,考虑到装置的存储能力等,对此方案进行变通改进,日志服务不采用主站访问装置日志的透明方案,而在子站端实现历史数据的存储、响应主站的查询功能,即历史数据是主站从子站召唤的。

为保证子站中历史数据的完整性,对装置通信异常情况也必须加以处理。子站与装置正常通信时,对突发、周期等信息进行存储,当子站与装置通信中断恢复后,由子站从装置召唤装置在中断期间的日志信息补充子站自身的历史数据内容,保证不出现断档情况。

3.3 基于智能远动机的信息传输

目前南方电网大量变电站端使用智能远动机作为全站统一的出口系统,智能远动机集成了远动、保护信息、相量测量单元(PMU)、计量和状态监测等五大业务,其中保信模块实现与各级保信主站的通信与协调。由于面向多级调度应用,智能远动机必须实现基于模型分级和信息转发的保护信息传输。

3.3.1模型分级

由于采用IEC 61850模型,变电站的数据模型大而全,包括了各个电压等级的完整数据。而不同级别的保护信息主站所关心的内容不同,如地级主站关心全站各电压等级装置的数据,省级主站关心220 kV及以上电压等级装置的数据,而网级主站可能只关心500 kV电压等级装置的数据。在建模环节,严格按照规范对电压等级进行命名,这样各级主站就可以方便地从各个电压等级的海量数据中挑选所需数据。

为维护变电站端模型的标准和唯一,站端提供给各级主站的SCD是统一的,主站可以通过配置工具,以装置为基本单位,将SCD文件按照不同级别主站所需信息内容进行分解,如针对网级主站,可以输入“500 kV”或者调度编号关键字将SCD文件内容进行过滤和筛选,筛选出网级主站所需要的500 kV电压等级装置相关信息,针对所需数据集进行订阅。

3.3.2信息转发

同样,在通信环节,如果把全站各个电压等级的数据全部上传给各级主站,在当前带宽的通信条件下,显然也不太现实。因此,智能远动机不能是一个仅仅实现透明转发的通信网关机,而必须更加智能化,成为一个真正承上启下的环节。对下而言,智能远动机是一个IEC 61850的客户端,采集全站接入保护装置的突发信息和周期报告、录波信息等,在自身进行存储和诊断过滤;对上而言,智能远动机是一个IEC 61850的服务器,将对下采集到的保护装置的数据根据不同级别主站所需信息的需要重新过滤、筛选、打包,形成主站所需的数据,按照与主站之间的数据集订阅发布关系,向不同级别主站发送。智能远动机对下采用多任务、分布式的处理机制,采集装置信息的同时,分析报文内容,对信息归类、分组,并按照模型分级策略,通过内部消息地址投递到不同转出任务,转出任务对信息再次打包送往主站,以满足不同主站对通信功能和性能的要求。

4 结语

IEC 61850-90-2为保护信息出站提供了标准化的依据,而国内现有的基于IEC 61850 Ed 1.0的保护信息出站通信规范,在建模原则和通信方式上都与IEC 61850-90-2的要求基本吻合。现有通信规范已在国内部分网省级保信系统应用,经历了多次台风等造成的规模性故障的考验,通信稳定性、完整性及实时性均有不错的表现,充分证明了其实用性。

本文研究表明,在现有保护信息出站通信规范的基础上补充IEC 61850 Ed 2.0新增通信服务,明确文件路径约定,对代理/网关IED的命名方式进行统一规范后,即可符合IEC 61850 Ed 2.0的相关要求。将补充完善后的保护信息出站通信规范推广应用,将推动继电保护信息的综合应用。但是鉴于目前应用实例有限,在信息分级、提升传输效率等方面仍需进行更深入的研究,这也是后续工作的重点。

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李 金(1979—),男,通信作者,高级工程师,主要研究方向:电力系统自动化、电力通信协议。E-mail： lijin2@csg.cn

武芳瑛(1973—),女,高级工程师,主要研究方向:电力系统自动化、继电保护信息系统、二次设备状态监测。

张喜铭(1980—),男,高级工程师,主要研究方向:电力系统自动化。